3. Причины стресс-коррозионной повреждаемости МГ России.

Последнее десятилетие в России отмечается нарастающий поток аварий по причине КРН. По имеющимся данным за последние 8 лет число разрушений газопроводов по этой причине составило 86% от всех аварий, произошедших в результате наружной коррозии.

География повреждений МГ предприятий ОАО «Газпром», связанных со стресс-коррозией, характеризуется крайней неравномерностью расположения аварийных участков, несмотря на широкое распространение КРН по территории России. На рис.3 показана гистограмма распределения аварий в зависимости от диаметров МГ за период с 1986 по 1999 гг.

Представленная гистограмма отражает одну весьма примечательную особенность стресс-коррозионной повреждаемости, присущей российским газопроводам: аварии, связанные со стресс-коррозией происходят преимущественно на МГ  большого  диаметра > Æ1020 мм). Причем, количество аварий на МГ максимального диаметра продолжает нарастать. Мировая статистика обладает фактами, свидетельствующими о том, что стресс-коррозионные аварии происходили на трубопроводах разных диаметров, от 200 до 1220 мм, хотя подавляющее большинство аварий в США и Канаде также приходится на газопроводы больших диаметров: 914¸1067 мм. 

Рис.3.  Распределение аварий газопроводов по причине стресс-коррозии

в зависимости от диаметра за период 1986-1999гг.

Рекомендуемые материалы

Согласно данным Ростехнадзора, интенсивность стресс-коррозионных аварий в России имеет четкую корреляцию с диаметрами газопроводов (табл.3).

Таблица 3.

Распределение количества стресс-коррозионных аварий по диаметрам магистральных газопроводов.

Следует указать, что удовлетворительного объяснения выявленной “избирательности” стресс-коррозии пока не получено, однако, учитывая то, что существующая структура МГ России более чем на половину состоит из газопроводов большого диаметра, можно заключить, что проблема стресс-коррозии наиболее актуальна именно для нашей страны, имеющей самую протяженную в мире сеть МГ большого диаметра. По-видимому, определенную роль в развитии данного вида повреждаемости играет масштабный фактор.

Детальный анализ статистики отказов показал, что даже среди газопроводов близкой возрастной группы, проложенных в одном технологическом коридоре, наблюдается очень неравномерное распределение аварий, что, в частности, демонстрирует гистограмма на рис.4.

         Рис.4. Распределение разрывов газопроводов по причине КРН  на пере-

                    испытанных  участках  от КС Краснотурьинская до реки Каква:

         1 - Уренгой – Петровск; 2 - Уренгой – Новопсков; 3 - Уренгой- Ужгород;

                        4 – Уренгой – Центр I; 5 – Уренгой – Центр II; 6 – Ямбург – Елец I. 

КРН имело место на трубах производства различных поставщиков (Челябинского, Харцызского, Волжского и др. трубопрокатных заводов). Однако нельзя сказать, что это проблема только отечественных заводов: КРН были подвержены трубы, поставляемые по импорту фирмами Германии, Японии, Франции, а также отечественные трубы, изготавливаемые из импортных сталей.

Было установлено, что при эксплуатации и переиспытаниях 6-ти ниточной системы газопроводов в районе Краснотурьинского ЛПУ разрывы происходили на трубах Æ1420´15,7 мм Харцызского трубного завода (ХТЗ) и импортной поставки, а также на трубах Æ1420´16,5 мм производства ХТЗ. Трубы остальных типоразмеров не разрушались ни разу.

Приведенная статистика указывает на сложность поиска корреляций и прогнозирования коррозионной опасности даже близких по нагрузке, типу изоляции и расположению участков газопроводов. Тем не менее, накопленный на сегодня огромный эмпирический материал, позволяет просматривать некоторые закономерности, присущие развитию процесса КРН.

 Таблица 4.

Расположение очагов стресс-коррозионных разрывов в газопроводах.

В табл. 4 на основе анализа данных эксплуатации и переиспытаний газопроводов ПО «Тюментрансгаз» и «Севергазпром» составлена классификация расположения очагов аварий в трубопроводах. Из данных таблицы следует, что большая часть разрушений (79%) приходится на участки, расположенные на расстоянии до 30км от компрессорных станций (КС); наиболее опасные колонии трещин по периметру трубы располагаются преимущественно (75%) на 5´7 часов по циферблату; основное число очаговых трещин (69%) расположено по линии сплавления сварного шва с основным металлом и на расстоянии до 250 мм от нее.

Эти результаты соответствуют значительной части статистических данных, приводимых в зарубежных источниках. На рис.5 изображена гистограмма распределения стресс-коррозионных трещин относительно оси продольного сварного шва, построенная по результатам пропуска по газопроводу снаряда «Ультраскан CD».                                                                                 

Рис.5. Месторасположение  колоний  стресс-коррозионных  трещин относительно продольного сварного шва.

Линейная часть МГ России весьма неоднородна по характеристикам труб с точки зрения марочного состава, прочностных свойств, конструкции и технологии их изготовления.

Отказы возникали на газопроводах, построенных из прямошовных и спиралешовных труб больших диаметров 1020-1420 мм с толщиной стенки 9-18 мм. Отечественные трубы были изготовлены из сталей марок 14Г2САФ, 15Г2С, 17ГС, 17Г1С, 17Г2СФ, 14Г2АФ, 09Г2Ф, 10Г2Ф, 08Г2ФБ - импортные - из сталей групп прочности Х60, Х65, Х70. По марочному составу они идентичны отечественным типа 09Г2Ф, указанным выше.

Приведенные на рис.6 и 7 гистограммы свидетельствуют о существовании тесной корреляции между частотой отказов по причине КРН и свойствами металла труб, с одной стороны, и технологией изготовления труб, с другой стороны.

Рис.6. Динамика показателя отказности по  причине  КРН  в  зависимости 

от  завода/страны-изготовителя  труб  за  период  1992-1996 гг.:

1 – Новосинеглазовский завод; 2 – Волжский ТЗ; 3 – Харцызский ТЗ;  4 – Челябинский ТПЗ;  

5 – Импорт (ФРГ);    6 – Импорт (Франция);  7 – Импорт (Япония);  8 – Нет  данных. 

         Рис. 7. Динамика показателя отказности по причине КРН

в зависимости от марки стали труб за период с 1992- 1996 гг.:

                                             1 – 17Г1СУ; 2 – 17ГС; 3 – 17Г1С; 4 – Х70; 5 – Х60; 6 – 14Г2СФБ;

                                             7 – 19Г; 8 – 17Г2СФ; 9 – 14ХГС; 10 – 17Г2АФ; 11 – 14Г2САФ;

                                             12 – 18Г2; 13 – нет данных. 

Как видно из рис.7, именно стали контролируемой прокатки класса прочности Х70 лидируют по показателю отказности, на основании чего многими исследователями был сделан вывод о повышенной склонности сталей контролируемой прокатки к стресс-коррозии. Однако такое заключение, на наш взгляд,  недостаточно обоснованно, и в целом, вопрос о взаимосвязи прочностных и структурных параметров трубного металла с растрескиванием нуждается в более тщательном анализе. Повышенная статистика отказов с трубами этого класса прочности в основном сложилась за счет высокой аварийности МГ на предприятии «Тюментрансгаз», где только за период с 1993 по 1997 гг. произошло 14 аварий. В то же время на предприятиях «Севергазпром» и "Уралтрансгаз", также отличающихся крайне неблагоприятной ситуацией со стресс-коррозией, в наиболее невыгодном положении представляются спиральношовные термоупрочненные трубы Волжского завода из стали марки 17Г2САФ.

В то же время более 70% разрушений газопроводов, относящихся к предприятию «Югтрансгаз», происходило на трубах из стали марок 17ГС и 17Г1С. В зарубежных публикациях на данную тему не делается ссылок о предпочтительной склонности сталей какого-либо определенного структурного состояния к стресс-коррозии. Подчеркивается, что стресс-коррозии подвержены трубные стали различных классов прочности, в том числе и обычные низколегированные стали, такие как Х42, Х45, Х50, Х52, Х60. Доподлинно известно, что большая часть аварийных разрывов, ассоциируемых с классической формой КРН, произошла на трубопроводах, изготовленных именно из этих сталей. Аварии же, связанные с КРН при нейтральном рН, преимущественно происходили на трубопроводах из  сталей повышенной прочности типа Х65¸Х70. Однако вряд ли можно утверждать, что проблема КРН при нейтральном рН является проблемой исключительно высокопрочных сталей. В отчете NEB (Канада), посвященном вопросам КРН при нейтральном рН, утверждается, что данный вид растрескивания зарегистрирован в трубах, изготовленных из сталей разных классов прочности от Х35 до Х70.

На основе накопленного опыта ликвидации аварий в российской системе МГ наименее устойчивыми к КРН считают двухшовные трубы производства Харцыз­ского трубного завода (ХТЗ). Эти трубы начали применять в строительстве с 1983г., т.е. на данный период они прослужили максимум 18 лет. Отмечено, что основ­ное число (83%) очаговых стресс-коррозионных дефектов труб ХТЗ расположено по линии сплавления про­дольного сварного шва с основным металлом трубы и на расстоянии до 250 мм от нее (табл. 5). Авторы не усматривают корреляции между расположением очаговых стресс-коррозионных дефектов и положением продольного сварного шва на импортных трубах. Исключив из рассмотрения дефекты, находящиеся на расстоянии до 250 мм от продольных сварных швов, они установили, что число оставшихся дефек­тов, приведших к разрушениям газопроводов, на трубах ХТЗ будет сопоставимо с числом очаговых дефектов на трубах импортной поставки.

Таблица  5.

Расположение очаговых стресс-коррозионных дефектов

по отношению к продольным сварным швам труб.

Ряд авторов неблагополучную стресс-коррозионную ситуацию с газопроводами из стали Х70 в районе г.Краснотурьинска обосновывает особенностями технологии изготовления трубной заготовки, применявшейся на ХТЗ. Основными отличиями производства труб на ХТЗ в 1981¸84 гг. являлись двухшовная конструкция заготовки и валково-роликовая формовка листов в полуцилиндры. При формовке лист протягивается роликами, поэтому для обеспечения сцепления с ними лист формуется сухим и предварительно не очищается. При формовке он движется в продольном направлении по отношению к роликам, что и определяет продольную ориентацию исходных, наследуемых от трубного передела, поверхностных механических дефектов (царапин, рисок, за­диров). Продольно ориентированные царапины могут являться инициаторами КРН. Кроме крупных видимых трещин, на поверхности листа образуется множе­ство микроповреждений, инициирующих развитие более коротких трещин. Их скопления авторы считают основным видом инициаторов стресс-коррозионных повреждений труб. Эти скопления  располагаются на листах, где давление роли­ков на лист при формовке является наибольшим и приходится на зону от 0 до 250 мм от края листа.

Большую роль в возникновении КРН в нейтральных средах и зарубежные, и отечественные авторы отводят загрязнению стали неметаллическим включениям (НВ). В результате многочисленных экспертных исследований металла аварий­ных труб, выполненных лабораторией физико-химической механики Института Физики Металлов Уральского Отделения РАН совместно с ООО «Тюментрансгаз» авторы выявили, что с по­врежденной стороны загрязненность металла трубы составляет 5 баллов, а вне зоны повреж­дения 1-2 балла по ГОСТ 1778-70. Наблюдаемая связь повреждаемо­сти (коррози­онно-механического растрескивания) на наружной поверхности трубы вдоль про­дольного сварного шва (причем с одной его стороны) позволила авторам сформу­лировать гипотезу о том, что преимущественно ускоренное про­текание эксплуа­тационного растрескивания труб обусловлено эффектом «края листа» или зональ­ной неравномерностью в распределении неметаллических включений в исходном трубном листе, допущенном в производство труб. В настоящее время трубы на ХТЗ подвергаются дробеструйной обра­ботке, после чего на них наносится изоляционное покрытие в заводских условиях. Эти техно­логические операции должны существенно повышать стойкость труб против КРН.

Специфика формовки труб на ХТЗ обусловливала появление в трубах протяженных зон с высоким уровнем остаточных напряжений, что приводило к значительному разбросу свойств по длине и периметру трубы, и отражалось на сопротивляемости металла труб растрескиванию (рис. 8).

Рис. 8.  Распределение стойкости металла к КРН (а) и остаточных напряжений (б)

по периметру трубы.

Вместе с тем сле­дует отметить, что в публикациях по состоянию труб ХТЗ кроме стати­стики рас­положения очаговых стресс-коррозионных дефектов по отношению к продоль­ным швам, других данных, иллюстрирующих и подтверждающих несо­вершенство технологии трубного передела, не приводится. Поэтому остается не­ясным вопрос, какие параметры дефектов формовки и других металлургических дефектов (раз­меры, морфология, ориентация и т.п.) являются критическими для этих труб.

В работах канадских исследователей также отмечается наличие тесной связи стойкости к растрескиванию с конкретным производителем труб.

Для труб импортной поставки отмечается, что повышенная подверженность КРН сварных труб большого диаметра, произведенных на трубном заводе Youngstown (Канада), свя­зана с не­удовлетворительным состоянием зоны термического влияния (ЗТВ). Наиболее подверженной растрескиванию оказалась зона с крупным зерном.

Но в це­лом отсутствует корреляция между составом, струк­турой, уровнем (категорией прочности) и технологией трубного передела (Youngstown -  трубы – исключение), и устойчивостью газопроводных труб к КРН.

Условия возникновения КРН на участках локализации очагов растрескивания как за рубежом (Канада, страны Западной Европы), так и в России во многом схожи. КРН наблюдали на участках газопроводов, проложенных в различных грунтах: песках, глинах, суглинках, супесях.

Характерным для КРН является локализация очагов разрушения вблизи компрессорных станций на расстоянии порядка 20-30км (повышенные температура стенки трубы, давление, вибрационные воздействия компрессоров); в местах с высоким уровнем грунтовых вод  (благоприятные условия для отслоения изоляции на опорных поверхностях труб под воздействием гидростатического давления и протекания электрохимических реакций), на участках поворотов, спусков подъемов и пересечения магистральными газопроводами оврагов (повышенный уровень механических напряжений). Отказы отмечались на магистральных газопроводах, имеющих температуру перекачиваемого продукта 10¸60⁰С и номинальные расчетные кольцевые растягивающие напряжения в стенке трубы 0,45¸0,65 s_т (предела текучести). Причем, как правило, отсутствовала явная зависимость времени до разрушения от величины напряжения в стенке трубы. Минимальное время до разрушения составляло около 3 лет.

Коррозионное растрескивание на внешней поверхности трубы проявляется в виде одиночных трещин или их систем, ориентированных в основном вдоль образующей трубы. Отмечается, что высокий процент колоний КРН-трещин возникает в нижней части трубы под отслоившейся изоляцией в пределах 4-8 часов по ее периметру. Это связано с повреждением изоляции, которое под действием подвижек грунта здесь наиболее вероятно и расположением пониженной по отношению к верхней части трубы области уровня грунтовых вод.

Одиночные стресс-коррозионные трещины в среднем достигают длины 30 см. Общая протяженность колонии стресс-коррозионных трещин может составлять до 1,2 м. Глубина их колеблется от долей мм до половины толщины стенки трубы.

Топография строения трещин свидетельствует о том, что некоторые трещины находятся на стадии зарождения, но большинство на стадии развития. Часть КРН-трещин либо полностью затуплены (стабилизированы), либо находятся на стадии инкубационного развития – накопления повреждений впереди вершины трещины.

Развитие отказа происходит путем образования магистральной трещины при ее раскрытии или за счет слияния их групп в очаге разрушения, а также за счет образования свищей при сквозном поражении стенки трубы в том случае, когда длина трещины не превышает критическую.

Следует отметить, что трещины в основном развиваются в направлении, перпендикулярном плоскости действия кольцевых растягивающих напряжений, являющихся максимальными для напряженного состояния трубы.

Растрескивание часто наблюдают в зонах повышенной пластической деформации, обуславливаемой температурными факторами, неустойчивым положением трубы и т.п. КРН-трещины имеют, как правило, разветвленный характер.

Значительная часть разрушений газопроводов происходит из-за стресс-коррозионных дефектов, развивающихся по линии сплавления продольного сварного шва с основным металлом. Возникновение этих дефектов связы­вают с концентраторами напряжений, возникшими на линии сплавления и в око­лошовной зоне (ОШЗ) продольного сварного шва с основным металлом. Концен­траторы образуются из-за неудачной конфигурации шва. Расположение и размеры концентраторов предопределяют расположение и длину стресс-коррозионных де­фектов в случае контакта со средой, благоприятной для развития КРН. Устране­ние поверхностной неоднородности на краях листов в состоянии поставки, по­верхностных технологических полос и аномалий на линии сплавле­ния сварного шва с основным металлом, очистка листа от загрязнений и окалины рекоменду­ется как средство борьбы с КРН практически всеми авторами.

Одним из эффективных методов изучения процессов КРН является опреде­ление и анализ поляризационных характеристик стали в грунтах, находящихся непосредственно в зонах КРН. При проведении этих исследований подчеркива­ется, что поляризацион­ные характеристики являются корректными только в ре­альных натурных усло­виях в связи с изменяющимися характеристиками проб грунтов при отборе и дос­тавке. В последние годы возникли дискуссии о связи аварийных участков с расстоянием от установок ЭХЗ. На основании статистики аварий МГ ПО “Севергазпром” выявлено, что более половины обнаруженных внутритруб­ной дефектоскопией опасных участков распо­ложены на расстоянии до 2,5 км от станции катодной защиты. На этих участках электрометрическими измерениями зарегистрированы более отрицательные по­тенциалы «труба – грунт», равные –1,9 ¸ - 2,4 В (МСЭ). Связь между временем эксплуатации МГ до аварийного разруше­ния и потенциалом «труба – грунт» от­ражена на рис. 9.

Приоритетные группы общественности - лекция, которая пользуется популярностью у тех, кто читал эту лекцию.

Эту закономер­ность трудно объяснить, т.к. КРН-трещины и очаги аварий­ных разрывов располагаются под отслоившимся покры­тием. Отслоившиеся пленоч­ные покрытия экрани­руют катодную защиту. Соответственно этому факту счи­тают, что области предпочтительного растрескивания не защищены, т.е. имеют потенциал свободной коррозии.

Отечественные специалисты, по сравнению с зарубежными, повышенную роль отводят природным и геоклиматическим особенностям различных зон про­легания трубопроводов и воздействию почвенных микроорганизмов. В этом отношении много внимания уделено на шестиниточной системе газо­проводов Краснотурьинского ЛПУМГ предприятия «Тюментрансгаз» большее число аварий в этом районе, включая предотвращенные, на газопроводах диамет­ром 1420 мм в период 10-15 лет эксплуатации, по сравнению с периодом 15-20 лет, связывают с ее аномальными геодинамическими особенно­стями. Найдено, что протяженность активной зоны глобального георазлома на этом участке со­ставляет ~ 25 км, а потенциальная опасность ее имеет наивысший балл. (значение показа­теля потенциальной опасности ПО = 112 ед. по оценке ВНИМИ). Геокли­матическую опасность связывают с пересечением в данной зоне Обской кольце­вой мегаструктуры, Кольско-Монгольского глубинного разлома и краевого раз­лома Урала и с тем обстоятельством, что МГ в этом районе находятся в зоне пре­обладающего направления ветров от алюминиевого завода и ТЭЦ, даю­щих техно­генную нагрузку на местность. Сравнительными исследованиями уста­новлено, что грунты этой зоны имеют в два раза большую коррозионную актив­ность про­тив грунтов вне указанной зоны. К сожалению, фактические количест­венные дан­ные в публикациях отсутствуют.

На стыке весенне-летнего периода происходят активные изменения в около­трубном пространстве. Очень вероятно, что в этот период формируются критиче­ские ионные составы грунтовых электролитов, провоцирующих возникновение и развитие КРН. Важное значе­ние имеют сезонные изменения газонасыщенности грунта, особенно содержание углекислого газа СО₂. Как показывают результаты полевых обследований, зачастую МГ лежат в непроектном положении, местами оголены, имеют недостаточную глубину за­сыпки, подстилающий грунт представляет собой водонасыщенный торф и обла­дает низкой несущей способностью. Неблагоприятное воздействие на трубу ока­зывают бугры пучения, термокарст, течение воды и сезонные изменения темпера­туры. Поскольку грунты, по которым проходят МГ, являются льдо- и водонасы­щенными, то растепление, вызываемое влиянием трубы, приводит к интенсив­ному таянию ледяных включений, содержащихся в мерзлотных линзах. При этом вода скапливается в траншее, образованной трубой, так, что труба частично или полностью покрыта этой водой, а степень влажности грунтов, окружающих трубу, достигает значения 2,77.

Итак, анализ статистики аварий показывает, что в наибольшей степени стресс-корро­зии подвержены газо­проводы большого диаметра с пленочной изоляцией в поле­вом исполнении, по­строенные и введенные в эксплуатацию в начале 80-х годов. Этот период в круп­ных газодобывающих странах и в бывшем СССР характеризо­вался интенсивным строи­тельством МГ. Прогрессивная технология строительства того времени, обеспечившая высокие темпы строительства и резкое увеличение пропускной способности газа включала изоляцию труб в полевом исполнении; применение труб большого диаметра из высокопрочных сталей, изготовленных с использова­нием контролируемой прокатки. Благодаря применению контролируе­мой про­катки, трубные стали при высокой прочности имели повышенную вяз­кость и энергоемкость разруше­ния. Это позволило минимизировать число и про­тяжен­ность аварийных разрывов трубопроводов, связанных с недостаточным со­против­лением трубных сталей протяженным нестабиль­ным разрушениям. Од­нако, вы­шеуказанные средства, обеспечив преимущества в строительстве и экс­плуатации газопроводов 80-х годов, создали предпосылки для возникновения но­вого для того времени вида повреждаемости труб - стресс-коррозионной.

Проведенный в нашей стране и за рубежом анализ результатов исследований поврежденных труб показывает, что к разрушению приводит комплекс причин, поэтому в экспертных заключениях однозначное указание на причину повреждения, как правило, отсутствует.