image
energas.ru

Газовая промышленность № 3 2017

Ремонт и диагностика

01.03.2017 11:00 ОПТИМИЗАЦИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА ГАЗОПРОВОДАХ, ПОДВЕРЖЕННЫХ КОРРОЗИОННОМУ РАСТРЕСКИВАНИЮ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ
В работе представлен анализ исследований по изучению явления стресс-коррозионного растрескивания под напряжением. По результатам анализа сделаны выводы, что трещины глубиной до 20 % от толщины стенки трубы на газопроводах с длительными сроками эксплуатации практически не растут и могут привести к разрушению труб только при дополнительном воздействии. В связи с этим был поставлен вопрос о целесообразности испытаний повышенным давлением, поскольку при проверке качества сварных соединений одновременно с контролем на участках, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением (КРН), провоцируется подрастание трещин. Поэтому было предложено применить к линейной части газопроводов накопленный на технологических трубопроводах компрессорных станций опыт замены гидравлических испытаний техническим диагностированием сварных соединений. В итоге на основании комплексного анализа результатов испытаний и диагностических работ сформулированы подходы к оптимизации ремонтных работ, реализация которых позволит повысить надежность участков газопроводов, подверженных КРН.
Ключевые слова: ГАЗОПРОВОД, ДЕФЕКТ, СВАРНОЕ СОЕДИНЕНИЕ, СТРЕСС-КОРРОЗИОННОЕ РАСТРЕСКИВАНИЕ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ, НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ.
Открыть PDF


Первый случай разрушения в СССР газопровода по причине стресс­коррозионного растрескивания под напряжением, когда труба разлетелась на мелкие осколки, как стекло, был зафиксирован в 1976 г. на газопроводе «Средняя Азия – Центр» (4­я нитка). Следующее разрушение газопровода с серьезными последствиями, произошедшее в 1983 г. на выходе компрессорной станции (КС) Бейнеу (на 3­м км трассы), положило начало исследованиям данного явления в газовой промышленности.

Исследования по изучению явления стресс­коррозионного растрескивания под напряжением проводятся уже более 30 лет, но до сих пор вопросы, связанные с количественной оценкой числа стресс­коррозионных трещин (трещин) на участке газопровода, с прогнозом скорости развития трещин, торможением их развития и определением условий, при которых дефекты не будут развиваться и, следовательно, не приведут к разрушению газопровода, так и не решены. Об этом свидетельствует, в частности, нормативная документация, регламентирующая отбраковку труб в процессе производства капитального ремонта газопроводов. Так, в соответствии с Инструкцией по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов труба со стресс­коррозионной трещиной подлежит отбраковке с возможным последующим ремонтом вне зависимости от размеров трещин. В итоге происходит значительное увеличение количества труб, подлежащих замене, что, в свою очередь, приводит к недопоставке труб, поскольку планирование поставок осуществлялось, как правило, без должной оценки количества труб со стресс­коррозионными трещинами. О серьезности данной проблемы свидетельствуют результаты анализа данных отбраковки, выполненной в 2015–2016 гг. при производстве капитального ремонта методом переизоляции. Оказалось, что на 24 участках, подверженных КРН, было выявлено 38 476 стресс­коррозионных трещин глубиной до 10 % (данные отбраковки, отраженные в актах), что привело к замене труб в соответствующих количествах. Для справки: при ВТД этих 24 участков было выявлено только четыре дефекта с формулировкой «возможное наличие аномалий типа продольной канавки, которую принято относить к коррозионным дефектам».

В статье предлагаются подходы, реализация которых позволит повысить надежность участков газопроводов, подверженых КРН, и сократить затраты на капитальный ремонт.

Наличие трещин стресс­коррозионного происхождения обычно связывают с типом трубы и толщиной стенки трубы, коррозионной активностью грунта, особенностями географического рельефа трассы газопровода, химическим составом и типом грунта, присутствием водотоков и др. [1–2]. Из­за многообразия факторов, влияющих на образование и рост трещин, эффективность методов косвенной диагностики довольна низка и трудоемка, так как требует проведения работ по экскавации газопровода. Также низка в плане обнаружения трещин и эффективность ВТД газопроводов. В соответствии с ГОСТ Р 55999–2014 [3] внутритрубные дефектоскопы с доверительной вероятностью, равной 90 %, должны выявлять одиночную стресс­коррозионную трещину, если ее размер по глубине равен или превышает 20 % толщины стенки трубы, и сетку трещин, если размеры трещин по глубине равны или превышают 15 % толщины стенки трубы. Что же происходит на самом деле? При наличии 1834 стресс­коррозионных трещин (сетки трещин) глубиной от 20 % толщины стенки трубы, выявленных при отбраковке, с помощью ВТД было обнаружено 24 дефекта и, следовательно, пропущено 1810 дефектов. В рассмотренном примере вероятность обнаружения трещин глубиной от 20 %, так же как и в случае с трещинами глубиной до 20 %, равна 0. Поэтому 57 % аварий по причине стресс­коррозионного растрескивания под напряжением в 1990­х гг. и в начале 2000­х гг. связано прежде всего с низкой эффективностью методов диагностики трещин.

С 2004 по 2010 г. при проведении работ по масштабной переизоляции газопроводов, а затем в 2011–2015 гг. в ходе продолжения выполнения программ капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов наиболее опасные участки, подверженные КРН, были отремонтированы. Благодаря этому была снижена частота аварий, и в настоящее время она сопоставима с международным уровнем.

Как показывает опыт расследования аварий газопроводов по причине КРН, построенных из труб класса Х60–Х70 диаметром 1420 мм и толщиной стенки трубы 15,7 мм, глубина трещин, вызвавших разрушение труб при рабочем давлении, в большинстве случаев составляет 7–12 мм при длине дефектов 600–1700 мм. Следует отметить тот факт, установленный при проведении ремонтных работ, что размеры трещин по глубине в основном находятся в диапазоне 0,7–1,5 мм, что составляет менее 10 % толщины стенки труб, и эта картина отражает ситуацию после 25–30 лет эксплуатации газопроводов. Типичная картина распределения количества трещин в зависимости от их глубины представлена на рис. 1.

Таким образом, на основе экспериментальных исследований можно констатировать, что трещины глубиной до 20 % толщины стенки трубы на газопроводах с длительными сроками эксплуатации практически не растут и без дополнительных воздействий не могут привести к разрушению труб.

Следует отметить еще одну закономерность, связанную со стресс­коррозионными трещинами, выявленную в ООО «Газпром трансгаз Ухта». При мониторинге отремонтированных контролируемой шлифовкой участков, поврежденных до ремонта трещинами глубиной до 10 % толщины стенки трубы, было установлено, что в этих зонах новые трещины не образуются.

В 2015 г. в ООО «Газпром трансгаз Югорск» был апробирован метод обнаружения трещин с использованием сканера­дефектоскопа, перемещающегося по внутренней поверхности трубы, показавший положительные результаты по выявлению трещин глубиной от 10 % толщины стенки трубы. С помощью этого метода можно будет локализовать дефект­ные участки с трещинами глубиной до 20 % толщины стенки трубы (для более глубоких трещин вопрос образования и развития трещин в зонах устраненных трещин не изучен) и на этих участках вместо капитального ремонта методом переизоляции с частичной заменой труб проводить ремонт по техническому состоянию или переизоляцию без замены труб.

Остановимся на переиспытаниях газопроводов повышенным давлением, использующихся для выявления в газопроводе опасных дефектов, в том числе и трещин, способных при достижении критических размеров вызвать аварийное разрушение газопровода. Практика проведения переиспытаний газопроводов применительно к трещинам позволяет сделать следующую оценку данного метода диагностики. При переиспытании участка газопровода до разрушения было установлено наличие снижения («реверсия») давления разрыва при повторном нагружении по отношению к предшествующему значению разрушающего давления. Данный эффект (рис. 2) дает все основания предполагать, что переиспытания повышенным давлением меняют состояние оставшихся трещин так, что при повторном нагружении наблюдается снижение разрушающего давления, связанное с увеличением размеров докритических трещин.

Факт роста глубины трещин при статическом нагружении труб до разрыва был подтвержден фрактографическим анализом изломов, по результатам которого трещины можно было разделить на три группы:

·         трещины, в вершине которых при нагружении происходит только упругое деформирование, что гарантирует сохранение их первоначальных размеров после нагружения испытательным давлением, и эти трещины не могут быть выявлены при переиспытаниях;

·         трещины, в вершине которых при нагружении образуется пластическая область, растущая по мере увеличения давления нагружения. При этом, не достигая критических значений, увеличиваются размеры трещин, что может приводить к объединению трещин. Эти трещины также не выявляются при переиспытаниях;

·         трещины, размеры которых при переиспытаниях достигают критических размеров, в том числе и за счет объединения трещин, что приводит к разрушению труб (выявляемые трещины).

На рис. 3 представлен пример результатов повторных гидро­испытаний, проведенных на базе Краснотурьинского ЛПУ МГ, в виде зависимости давления разрыва (в интервале 7,2–10,0 МПа) от глубины трещин, измеренных после разрыва. Из графика очевидно, что минимальная глубина выявленных трещин даже для максимального давления переиспытания (10,3 МПа) превышает 6 мм. Это означает, что в газопроводе, выдержавшем испытательное давление до 10,3 МПа, могут оставаться не выявленными трещины глубиной не менее 6 мм (примерно 38 % толщины стенки трубы, равной 15,7 мм). Следовательно, после ремонтных работ в соответствии с нормативными требованиями, проводя испытания участков, мы провоцируем страгивание трещин и тем самым создаем условия для их дальнейшего развития, что в конечном счете может привести к разрушению труб.

В связи с этим возникает вопрос о целесообразности испытаний повышенным давлением участка, который многие годы без снижения работоспособности находился в эксплуатации, так как, проверяя качество сварных соединений, мы одновременно на участках, подверженных КРН, гарантированно оставляем трещины глубиной не менее 6 мм (рассматривается газопровод диаметром 1420 мм с толщиной стенки трубы 15,7 мм), при этом провоцируем их страгивание. Поэтому на отдельных участках, где был произведен ремонт с заменой труб, вполне логично заменить гидравлические испытания техническим диагностированием сварных соединений, выполненных в ходе комплексного ремонта технологических трубопроводов КС, осуществляемого в соответствии со стандартом [4]. Для технологических трубопроводов КС условие эквивалентности неразрушающего контроля гидравлическим испытаниям формулируется следующим образом: «В процессе технического диагностирования сварных соединений, выполненных при комплексном ремонте технологических трубопроводов компрессорной станции, будут выявлены все дефекты в новых гарантийных соединениях, которые привели бы к их разрушению при гидравлических испытаниях, с вероятностью не менее, чем вероятность отказа диагностируемого объекта, определяемая по стандарту [5]». Если теперь посмотреть на зарубежный опыт ввода газопроводов в эксплуатацию после ремонта, то там практика их переиспытаний отсутствует. Нет их и в ОАО «Газпром трансгаз Беларусь».

Наряду с внедрением подхода по эквивалентности неразрушающего контроля переиспытаниям необходимо также полностью перейти от ручной сварки к полуавтоматической или автоматической. Кроме того, для ремонта труб с трещинами следует широко применять метод ремонта с использованием сварочных технологий, апробированный в ООО «Газпром трансгаз Югорск» еще в 2003 г. в рамках выполнения Комплексной программы ОАО «Газпром» по исследованию коррозионного растрескивания под напряжением и разрешенный к применению в стандарте [6].
В качестве примера на рис. 4 обозначены представленные в стандарте [6] области применения ремонта трубы с зоной трещин методом сварки, муфты, замены катушки и контролируемой шлифовки. Пунктирная и штрих­пунктирная линии для дефектов шириной 1200 и 100 мм показывают границы выполнения критерия по допускаемой отбраковке трубы по условиям трудоемкости шлифовальных работ. Из рисунка следует, что трубы диаметром 1220 мм с толщиной стенок 14,5 мм при рабочем давлении 7,4 МПа, поврежденные трещинами глубиной от 25 % (3,6 мм) до 40 % (5,8 мм) толщины стенки трубы, можно в зависимости от длины трещины ремонтировать контролируемой шлифовкой. Ремонт контролируемой шлифовкой возможен вне зависимости от длины трещины, если ее глубина не превышает 20 % толщины стенки трубы.

Для газопровода диаметром 1420 мм и толщиной стенки трубы 15,7 мм, наиболее подверженного КРН, граница, до которой выполняется критерий осуществления ремонта методом шлифовки, показана на рис. 5. В этом случае ремонт контролируемой шлифовкой возможен вне зависимости от длины трещины, если ее глубина не превышает 10 % толщины стенки трубы. Ремонт этим методом труб с трещинами глубиной до 20 % возможен только, когда их длина не превышает 500 мм.

Таким образом, представленный материал позволяет прийти к выводу, что если диагностические работы дают возможность надежно локализовать дефектные участки с трещинами глубиной до 20 % толщины стенки трубы, то на этих участках капитальный ремонт методом переизоляции с частичной заменой труб можно заменить ремонтом по техническому состоянию с использованием методов ремонта, разрешенных к применению в стандарте [6], и с контролем сварных соединений не менее чем двумя методами или методом переизоляции без замены труб. В противном случае ремонт участка газопровода осуществляется методом переизоляции, но переиспытания заменяются эквивалентными по надежности неразрушающими методами контроля сварных соединений. При реализации такого подхода экономия финансовых средств более чем очевидна.

 



← Назад к списку