Анализ стресс-коррозионного состояния подземных магистральных газопроводов на современном этапе
1. Анализ стресс-коррозионного состояния подземных магистральных газопроводов (МГ) на современном этапе.
В настоящее время Россия эксплуатирует свыше 156 тыс. км магистральных газопроводов. Из них газопроводы больших диаметров (1020¸1420 мм) составляют 89 тыс. км, т.е. свыше 60% от общей протяженности. Средний возраст газопроводов превышает 17 лет. 37,6% газопроводов от общей протяженности эксплуатируются с рабочим давлением 7,5 МПа, 44,5% газопроводов работают на давлении 5,5 МПа. Протяженность газопроводов, эксплуатирующихся на пониженных рабочих давлениях по техническим и режимным причинам, составляет 17,9%.
По срокам эксплуатации действующие газопроводы распределяются следующим образом: 15% - более 30 лет; 55% - от 10 до 30 лет; 30% - до 10 лет. Защищенность газопроводов от почвенной коррозии составляет 96% от общей протяженности. Основные газопроводы покрыты пленочной изоляцией холодного нанесения, частично битумной или заводской. По различным экспертным оценкам в настоящее время требуется переизоляция около от 30 до 60% от общей протяженности МГ из-за начала коррозионных процессов.
Анализ статистики аварийных отказов по данным предприятий ОАО «Газпром» свидетельствует о том, что в среднем на 1км трассы МГ приходится до трех дефектов, из которых на долю коррозионных повреждений приходится до 70% ( в т.ч. с глубиной более 30 % толщины стенки (критические) – до 5%); дефекты сварных швов – до 15%; вмятины, гофры – до 10%; прочие аномалии – до 5%.
В последнее время на магистральных газопроводах больших диаметров среди аварий по причине коррозии возрастает доля стресс-коррозионных разрушений. Довольно скоро с момента своего появления проблема стресс-коррозии приобрела актуальность и вот уже на протяжении 35-ти лет представляет серьезную угрозу надежности и безопасности транспорта газа.
В мировой практике данное повреждение, как особый вид повреждаемости металла труб в подземных системах, было идентифицировано в начале 60-х годов (США, Австралия). Первое зарегистрированное разрушение произошло в 1965г. в штате Луизиана (США), когда произошел разрыв трубопровода с признаками множественного трещинообразования внешней поверхности труб под отслоившимся покрытием. В последствии по этой причине на газопроводах США произошло в общей сложности 250 аварий. Многочисленные стресс-коррозионные разрушения МГ были отмечены также в Канаде, где только с 1977 по 1996 гг. зафиксировано 22 отказа. Аварии из-за КРН имели место в Австралии, Иране, Пакистане, Венесуэле и ряде других стран. Стресс-коррозионные разрушения газопроводов в США, Австралии, Пакистане, имевшие во много общие признаки и условия протекания, были вызваны карбонат-бикарбонатным растрескиванием, получившим в последствии название классической формы КРН. В число стран, имеющих проблемы в обслуживании своих газотранспортных сетей из-за наружного КРН также вошли: Франция, Чехия, Польша.
На МГ России первые аварийные отказы по причине стресс-коррозионного разрушения труб в грунтовых средах с рН, близким к нейтральному, начали происходить более 20 лет назад. В бывшем СССР первые упоминания о КРН относятся к концу 70-х годов в связи с серией разрывов МГ, проложенных в пустынных и полупустынных районах Средней Азии и Казахстана (МГ системы Бухара-Урал и Средняя Азия- Центр). В России проблема стресс-коррозии приобрела актуальность в конце 80-х, начале 90-х годов, а уже в 1995-97 гг. каждое пятое разрушение МГ отождествлялось с этим недугом.
Весьма характерно, что проблема стресс-коррозии также остро стоит и в странах, имеющих сеть магистральных газопроводов, сопоставимую с нашей. В частности, в докладе Национального энергетического комитета Канады (NEB) задача создания банка данных по стресс-коррозии канадских газопроводов причислена к разряду стратегических.
Рекомендуемые материалы
Имеются предположения, что с годами процент стресс-корроизонной аварийности увеличится еще в большей степени. Ожидаемую тенденцию к возрастанию числа аварий МГ с увеличением срока их эксплуатации можно видеть не на всех (по диаметру труб) магистральных газопроводах. Она очевидна для МГ, построенных из труб диаметром 1220мм. Здесь, однако, общая тенденция нарушается в последние 10 лет за счет того, что МГ диаметром 1420мм в настоящее время обнаруживают склонность к снижению аварийности из-за коррозионного растрескивания под напряжением (табл. 1, 2).
Таблица 1.
Общее число аварий из-за КРН в зависимости от времени эксплуатации и диаметра МГ
| Время наработки до аварии, лет | Число аварий в зависимости от диаметра трубопровода, мм | ||
| 1020 | 1220 | 1420 | |
| 5 - 10 | 4 | 1 | 12 |
| 11 – 15 | - | 3 | 12 |
| 16 – 20 | 6 | 9 | 9 |
| 21 – 25 | 1 | 9 | 2 |
Таблица 2.
Число произошедших и предотвращенных аварий путем испытаний повышенным давлением аварий на 1000 км газопровода в зависимости от времени эксплуатации до аварии и диаметра МГ
| Время наработки до аварии, лет | Число аварий на 1000 км МГ | |||||
| 1220 мм | 1420 мм | |||||
| аварии | разрыв в переиспытании | Итого | аварии | разрыв в переиспытании | Итого | |
| 5 - 10 | 0,04 | - | 0,04 | 0,23 | 0,12 | 0,25 |
| 11 - 15 | 0,15 | - | - | 0,42 | 0,7 | 1,1 |
| 16 – 20 | 0,5 | - | 0,5 | 0,8 | 0,1 | 0,9 |
| 21 – 25 | 0,6 | 1,3 | 1,9 | "МЕДЖНУН" - тут тоже много полезного для Вас. 0,3 | - | 0,3 |
Показатель аварийности на газопроводах в настоящее время держится на уровне 0,2 аварии на 1000км в год.
КРН существенно сокращает долговечность газопроводов: в СНГ и за рубежом время наработки аварийных трубопроводов находится в среднем в пределах 5-20 лет.
Нельзя не отметить того факта, что изучению причин этого вида разрушения трубопроводов в нашей стране до 90-х годов не уделялось должного внимания. Комиссии по расследованию аварий считали, что разрушения происходили по причине усталости металла или его деформационного старения.
