Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування магістральних газопроводів
Найбільш небезпечним для лінійної частини магістральних газопроводів є корозійне розтріскування під напругою або стрес-корозійне розтріскування металу труби. Розглянуто причини (механізм) утворення і розвитку тріщин. Розуміння цих питань дозволить правильно застосовувати методи ідентифікації, діаг...
Gespeichert in:
| Datum: | 2009 |
|---|---|
| Hauptverfasser: | , |
| Format: | Artikel |
| Sprache: | Ukrainian |
| Veröffentlicht: |
Інститут проблем міцності ім. Г.С. Писаренко НАН України
2009
|
| Schriftenreihe: | Проблемы прочности |
| Schlagworte: | |
| Online Zugang: | http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/48444 |
| Tags: |
Tag hinzufügen
Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
|
| Назва журналу: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Zitieren: | Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування магістральних газопроводів / С.Г. Поляков, А.О. Рибаков // Проблемы прочности. — 2009. — № 5. — С. 7-17. — Бібліогр.: 6 назв. — укр. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| id |
irk-123456789-48444 |
|---|---|
| record_format |
dspace |
| spelling |
irk-123456789-484442013-08-19T18:55:54Z Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування магістральних газопроводів Поляков, С.Г. Рибаков, А.О. Научно-технический раздел Найбільш небезпечним для лінійної частини магістральних газопроводів є корозійне розтріскування під напругою або стрес-корозійне розтріскування металу труби. Розглянуто причини (механізм) утворення і розвитку тріщин. Розуміння цих питань дозволить правильно застосовувати методи ідентифікації, діагностики та прогнозування такого виду руйнування на ранніх стадіях розвитку. Найбільш повно спільний вплив внутрішніх і зовнішніх чинників на корозійне розтріскування магістрального газопроводу можна пояснити за допомогою імовірнісної локально-електрохімічної теорії корозії. В її основі лежить імовірнісний характер виникнення локальних корозійних пошкоджень. Використано імовірнісний підхід при розробці концепції стрес-корозійного розтріскування. Визначено чинники, що провокують виникнення локальних осередків пошкодження. Показано, що на схильність трубопроводу до стрес-корозійного розтріскування в певній мірі впливають технологічні операції, пов’язані з формуванням труби при її виготовленні. Проведено моделювання корозійних процесів, що протікають на потенційно стрес-корозійно небезпечній ділянці магістрального газопроводу. Наибольшую опасность для линейной части магистральных газопроводов представляет коррозионное растрескивание под напряжением или стресс-коррозионное растрескивание металла трубы. Рассмотрены причины (механизм) образования и развития трещин. Понимание этих вопросов позволяет правильно применять методы идентификации, диагностики и прогнозирования этого вида разрушения на ранних стадиях. Наиболее полно совместное влияние внутренних и внешних факторов на коррозионное растрескивание магистрального газопровода можно объяснить с помощью вероятностной локально-электрохимической теории коррозии. В ее основе лежит вероятностный характер возникновения локальных коррозионных повреждений. Использован вероятностный подход при разработке концепции стресс-коррозионного растрескивания. Определены факторы, которые провоцируют возникновение локальных очагов коррозии. Показано, что на склонность газопровода к стресс-коррозионному растрескиванию в определенной мере влияют технологические операции, связанные с формированием трубы при ее изготовлении. Проведено моделирование коррозионных процессов, которые протекают на потенциально стресс-коррозионно опасных участках магистрального газопровода. For the linear portion of gas-trunk pipelines the most critical hazards are corrosion cracking in stressed condition and stress-corrosion cracking of the pipeline metal. We analyze the sources (mechanisms) of crack initiation and propagation. Insight into these issues allows one to provide correct implementation o f the identification, diagnostics and prediction techniques of the fracture mode in the early stages of crack propagation. The most comprehensive explanation of the joint effect of internal and external factors on the corrosion cracking of gas-trunk pipelines can be provided using probabilistic local-electrochemical corrosion theory. We have used the probabilistic approach for development o f the stress-corrosion crack ing concept. We have identified the factors provoking the initiation of local fracture sources. We show that pipeline susceptibility to stress-corrosion cracking is, to a certain extent, affected by technological operations required for pipe formation during its manufacturing stage. We have simulated corrosion processes occurring in the pipeline portion which is potentially hazardous from the standpoint of stress-corrosion. 2009 Article Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування магістральних газопроводів / С.Г. Поляков, А.О. Рибаков // Проблемы прочности. — 2009. — № 5. — С. 7-17. — Бібліогр.: 6 назв. — укр. 0556-171X http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/48444 620.193 uk Проблемы прочности Інститут проблем міцності ім. Г.С. Писаренко НАН України |
| institution |
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| collection |
DSpace DC |
| language |
Ukrainian |
| topic |
Научно-технический раздел Научно-технический раздел |
| spellingShingle |
Научно-технический раздел Научно-технический раздел Поляков, С.Г. Рибаков, А.О. Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування магістральних газопроводів Проблемы прочности |
| description |
Найбільш небезпечним для лінійної частини магістральних газопроводів є корозійне розтріскування під напругою або стрес-корозійне розтріскування металу труби. Розглянуто причини (механізм) утворення і розвитку тріщин. Розуміння цих питань дозволить правильно застосовувати методи ідентифікації, діагностики та прогнозування такого виду руйнування на ранніх стадіях розвитку. Найбільш повно спільний вплив внутрішніх і зовнішніх чинників на корозійне розтріскування магістрального газопроводу можна пояснити за допомогою імовірнісної локально-електрохімічної теорії корозії. В її основі лежить імовірнісний характер виникнення локальних корозійних пошкоджень. Використано імовірнісний підхід при розробці концепції стрес-корозійного розтріскування. Визначено чинники, що провокують виникнення локальних осередків пошкодження. Показано, що на схильність трубопроводу до стрес-корозійного розтріскування в певній мірі впливають технологічні операції, пов’язані з формуванням труби при її виготовленні. Проведено моделювання корозійних процесів, що протікають на потенційно стрес-корозійно небезпечній ділянці магістрального газопроводу. |
| format |
Article |
| author |
Поляков, С.Г. Рибаков, А.О. |
| author_facet |
Поляков, С.Г. Рибаков, А.О. |
| author_sort |
Поляков, С.Г. |
| title |
Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування магістральних газопроводів |
| title_short |
Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування магістральних газопроводів |
| title_full |
Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування магістральних газопроводів |
| title_fullStr |
Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування магістральних газопроводів |
| title_full_unstemmed |
Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування магістральних газопроводів |
| title_sort |
основні закономірності стрес-корозійного розтріскування магістральних газопроводів |
| publisher |
Інститут проблем міцності ім. Г.С. Писаренко НАН України |
| publishDate |
2009 |
| topic_facet |
Научно-технический раздел |
| url |
http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/48444 |
| citation_txt |
Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування магістральних газопроводів / С.Г. Поляков, А.О. Рибаков // Проблемы прочности. — 2009. — № 5. — С. 7-17. — Бібліогр.: 6 назв. — укр. |
| series |
Проблемы прочности |
| work_keys_str_mv |
AT polâkovsg osnovnízakonomírnostístreskorozíjnogoroztrískuvannâmagístralʹnihgazoprovodív AT ribakovao osnovnízakonomírnostístreskorozíjnogoroztrískuvannâmagístralʹnihgazoprovodív |
| first_indexed |
2025-07-04T08:57:16Z |
| last_indexed |
2025-07-04T08:57:16Z |
| _version_ |
1836706103278174208 |
| fulltext |
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ
РАЗДЕЛ
УДК 620.193
Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування
магістральних газопроводів
С. Г. Поляков, А. О. Рибаков
Інститут електрозварювання ім. Е. О. Патона НАН України, Київ, Україна
Найбільш небезпечним для лінійної частини магістральних газопроводів е корозійне розтріс
кування під напругою або стрес-корозійне розтріскування металу труби. Розглянуто причини
(механізм) утворення і розвитку тріщин. Розуміння цих питань дозволить правильно засто
совувати методи ідентифікації, діагностики та прогнозування такого виду руйнування на
ранніх стадіях розвитку. Найбільш повно спільний вплив внутрішніх і зовнішніх чинників на
корозійне розтріскування магістрального газопроводу можна пояснити за допомогою імовір
нісної локально-електрохімічної теорії корозії. В її основі лежить імовірнісний характер
виникнення локальних корозійних пошкоджень. Використано імовірнісний підхід при розробці
концепції стрес-корозійного розтріскування. Визначено чинники, що провокують виникнення
локальних осередків пошкодження. Показано, що на схильність трубопроводу до стрес-
корозійного розтріскування в певній мірі впливають технологічні операції, пов’язані з форму
ванням труби при її виготовленні. Проведено моделювання корозійних процесів, що проті
кають на потенційно стрес-корозійно небезпечній ділянці магістрального газопроводу.
К л ю ч о в і с л о в а : стрес-корозійне розтріскування, локально-електрохімічна тео
рія корозії, ґрунтовий електроліт, потенціал, швидкість корозії, поляризаційні
криві.
У даний час найбільш небезпечним для лінійної частини магістральних
газопроводів є корозійне розтріскування під напругою (КРН) або стрес-коро-
зійне розтріскування (СКР) металу труби [1]. Уперше цей вид корозійного
руйнування був зареєстрований в 1965 р. на Трансканадському газопроводі,
пізніше, в 70-і роки - на газопроводах Середньої А зії та в 90-і роки - у північ
ній частині Росії. В останній час у Черкаській області (Україна) зареєстро
вано три випадки СКР на магістральному газопроводі “У ренгой-П омари-
Ужгород”. Газопровід побудований в 1982 р. із труб діаметром 1420 мм
категорії міцності Х -70. Аварії відбулися на ділянках газопроводу поблизу (до
5 км) компресорних станцій (КС) і супроводжувалися вибухом і загорянням
газу. У результаті аварій утворилися котловани довжиною до 50 м, шириною
до 30 м і глибиною до 10 м із зоною термічної поразки в радіусі до 750 м,
розліт осколків при цьому сягав 500 м.
Для зниження рівня стрес-корозійної небезпеки дуж е важливо знати
причини (механізм) утворення і розвитку тріщин [1 -6 ]. Розуміння цих питань
дозволить правильно застосовувати методи ідентифікації, діагностики та про
гнозування даного виду руйнування на ранніх стадіях.
© С. Г. ПОЛЯКОВ, А. О. РИБАКОВ, 2009
ТХОТ 0556-171Х. Проблемы прочности, 2009, № 5 7
С. Г. Поляков, А. О. Рибаков
Стрес-корозійне розтріскування трубопроводів - це специфічне корозій
не розтріскування, що ініціюється і розвивається на зовнішній поверхні труби
при використанні ізоляційного покриття і катодного захисту при одночасному
впливі розтяжних напружень і корозійно-активного середовища. Найбільш
повно спільний вплив внутрішніх і зовніш ніх чинників на корозійне розтріс
кування магістрального газопроводу пояснює ім о в ір н існ а л о к а л ьн о -ел ек т р о
х ім іч н а т еор ія корозії. В основі теорії лежить імовірнісний характер виник
нення локальних корозійних пошкоджень.
При розробці концепції СКР використаємо імовірнісний підхід. При
цьому припустимо, що виникнення локальних корозійних пошкоджень є
випадковим. Аналіз даних щодо стрес-корозійного руйнування труб дозволяє
виділити зовніш ні та внутрішні чинники, які ініціюють його протікання:
специфічні ґрунтові умови, що характеризуються вмістом у ґрунті карбо
нат-, бікарбонат іонів, хлоридів, бактерій, води;
погіршення якості захисних покриттів, що супроводжується відшаруван
ням, зморщенням, здуттям гумо-бітумної та стрічкової ізоляції;
рівень кільцевих напруг більше 0,60...0,75 границі текучості ( о 0 2 ), а
також наявність циклічного напруження;
хімічна та структурна неоднорідність трубних сталей та їх зварних
з ’єднань;
дефекти металургійного та технологічного характеру, що виникають у
процесі виробництва труб;
наявність неметалічних включень гострої рядкової форми, в основному у
вигляді сульфідів та оксидів марганцю;
критичний діапазон електрохімічних потенціалів;
підвищення температури, що призводить до найбільшого числа аварій на
газопроводах (табл. 1);
наявність зварного з ’єднання, зокрема зони термічного впливу;
дефекти поверхні труби (смуги, подряпини, підрізи, вм’ятини та ін.).
Отримані експериментальні дані свідчать про переваги саме імовірнісної
локально-електрохімічної теорії корозії. Згідно з цією теорією у процесі СКР
газопроводів можна виділити ряд послідовних стадій (рис. 1).
На перш ій стадії трубопровід перебуває у вихідному стані з адгезійним і
непошкодженим захисним покриттям. Стінка труби перебуває в законсерво
ваному стані і практично не зазнає ніяких змін. Однак природа захисного
покриття така, що в ньому під дією градієнта концентрації протікають такі
дифузійні процеси, як транспортування молекул води і кисню. Тривалість
перш ої стадії залежить від якості захисного покриття, його товщини, агре
сивності ґрунту і може складати декілька років.
На д р угій стадії вода, кисень, вуглекислий газ і молекули інших речовин
із навколишнього середовища, проникаючи через захисне покриття, досяга
ють поверхні металу. Створюються умови для підриву захисного покриття,
під яким починає формуватися моно- або полімолекулярна плівка води з
розчиненими в ній киснем, вуглекислим газом та ін. Ш видкість цього процесу
визначається водопроникністю ізоляції та силою її адгезії до металу. Залежно
від природи захисного покриття і характеру навколишнього середовища
тривалість цієї стадії може складати від декількох місяців до 5 -1 0 років.
8 ISSN 0556-171Х. Проблеми прочности, 2009, № 5
Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування
Т а б л и ц я 1
Характеристики ділянок магістральних газопроводів,
на яких відбулися стрес-корозійні аварії
№
руйну
вання
Газо
провід
Розмір
труби.
мм
Відстань
від охорон
ного крану
КС, км
Дата здачі
газопро
воду в
експлуа
тацію
Дата
руйну
вання
Інкуба
ційний
період,
роки
Довжина
зруйно
ваної
ділянки,
м
1 Уренгой
Центр I
1420 X 15,7 14,9 06.84 04.05.89 4,9 30
2 Уренгой
Новопсков
1420 X 15,7 15,4 01.83 04.07.90 7,5 40
3 Уренгой
Ужгород
1420 X 15,7 3,7 07.83 21.06.92 9,0 18
4 Уренгой
Центр II
1420 X 15,7 8,0 03.85 28.07.92 7,0 30
5 Уренгой
Петровськ
1420 X 16,5 9,8 03.82 01.01.93 10,7 15
6 Ямбург
Єлець I
1420 X 15,7 15,0 06.86 20.01.93 6,5 35
7 Ямбург
Єлець I
1420 X 15,7 14,9 06.86 23.01.93 6,5 19
8 Уренгой
Ужгород
1420 X 15,7 2,2 07.83 05.04.94 10,7 22
9 Уренгой
Петровськ
1420 X 16,5 33,3 03.82 10.11.94 12,5 21
10 Уренгой
Центр I
1420 X 15,7 30,0 06.84 19.12.94 10,5 10
11 Ямбург
Єлець I
1420 X 15,7 37,2 06.86 09.07.95 9,0 18
Рис. 1. Схематичне зображення процесу розвитку СКР стінки трубопроводу: 1 - вихідний стан
(труба з непошкодженим покриттям); 2 - дифузія молекул води, кисню, вуглекислого газу
через покриття; 3 - підрив покриття під дією катодного захисту; 4 - пасивація поверхні
трубної сталі в карбонат-бікарбонатному середовищі та утворення пасивної плівки з оксидів і
карбонатів заліза; 5 - лімітуюча стадія, пробій пасивної плівки та зародження пітінгів; 6 -
утворення сітки мікротріщин у полі розтяжних напружень; 7 - коалесценція мікротріщин і
розвиток магістральної тріщини.
Й Х # 0556-171Х. Проблемы прочности, 2009, № 5 9
С. Г. Поляков, А. О. Рибаков
На т рет ій стадії спостерігається подальший підрив захисного покриття
за рахунок виділення водню:
2 Н 20 + 2 е ^ Н 2 + 2 0 Н “
і електрохімічної деструкції при катодному захисті. На поверхні металу утво
рюється фазова плівка електроліту з розчиненим у ній киснем, вуглекислим
газом та іншими компонентами. Вуглекислий газ взаємодіє з гідроксид-іоном
з утворенням бікарбонат-іона, який, в свою чергу, вступає в реакцію з
гідроксид-іоном з утворенням карбонату:
С 0 2 + 0 Н “ ^ Н С 0 “ та Н С 0 “ + 0 Н “ ^ С 0 2 “ + Н 20 .
Хімічний аналіз сполуки електроліту під плівкою в натурних умовах
показує, що основними його компонентами є солі лужних та лужноземельних
металів: карбонати, бікарбонати, сульфати та хлориди. При цьому за рахунок
катодного захисту спостерігається зсув рН поверхневого шару електроліту у
луж ну область до 8-9 .
На чет верт ій стадії відбувається пасивація поверхні трубної сталі в
лужному карбонат-бікарбонатному середовищ і та утворення пасивувальної
плівки, що складається з оксидів і карбонатів заліза. Пасивувальна плівка, що
утворюється, сповільнює процес корозії стінок труби. Однак такий пасивний
стан сталі досить нестійкий.
На п'ят ій (лімітуючій) стадії під впливом активуючих чинників відбу
вається пробій пасивної плівки з утворенням локальних осередків корозії -
пітінгів. Серед активуючих чинників відзначимо наступні:
присутність галогенідних іонів СІ, Бг, I, що характеризуються специ
фічною адсорбцією на поверхні сталі;
мікропластична деформація пасивувальної плівки, що виникає в резуль
таті д ії кільцевих розтяжних напружень і поверхневого захисного шару і
призводить до надривів металу та формування локальних осередків корозії;
утворення щілин під покриттям, в яких суттєво гальмуються процеси
доставки кисню і відводу продуктів реакції, що також провокує пробій
захисної плівки.
Ця стадія визначається складом електроліту під захисним покриттям,
станом поверхні металу та його природою. Як вже відзначалося, процес
зародження пітінгів у значній мірі має імовірнісний характер, однак на нього
досить сильно впливають ступінь шорсткості поверхні металу, наявність на
ній подряпин, надривів, зварювальних дефектів та інших чинників, що ін і
ціюють процес корозійних пошкоджень.
На ш ост ій стадії спостерігається трансформація утворених пітінгів у
мікротріщини в полі розтяжних напружень. Після локального мікрокорозій-
ного пошкодження подальший його розвиток можливий в одному з двох
напрямків. Ш видкість росту частини пітінгів, яка не має стійкої тенденції до
зростання, згодом уповільнюється. Стінки і дно пітінгів пасивуються, і анод
ний процес у них сповільнюється. Інша частина пітінгів у процесі росту
потрапляє на неоднорідності поверхні, дислокації, дефекти, причому дно
10 ISSN 0556-171Х. Проблеми прочности, 2009, № 5
Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування
пітінга трансформується в вершину мікротріщини. Утворюється сітка мікро-
тріщин. Ця стадія також носить випадковий характер і визначається імовір
ністю виникнення мікротріщини на дні зростаючого пітінга.
С ьом а, заключна стадія - коалесценція мікротріщин, які о б ’єднуються
спочатку в колонії тріщин, а колонії - в одну магістральну тріщину, що
стрімко розвивається і призводить до катастрофічного СКР газопроводу
Металографічні дослідження тріщин, що утворюються на реальних газо
проводах, і тріщин, отриманих у лабораторних умовах, виявляють певну
подібність (рис. 2). Характер руйнування реальної труби є крихкий. Зерна
фериту і перліту практично не деформовані і лише на окремих ділянках
спостерігається деформація фериту. Продукти корозії, що утворилися на
стінках труби в реальних умовах, - це утворення оксидів заліза і марганцю та
карбонату заліза. На стінках тріщин, що отримані в лабораторних умовах,
виявлено продукти корозії темно-сірого кольору, що являють собою , очевид
но, карбонат заліза. Стрес-корозійний характер тріщин свідчить про наявність
вторинних тріщин, які відтворюють форму магістральної тріщини.
а б
Рис. 2. Стрес-корозійна тріщина, що утворилася на газопроводі діаметром 1420 мм у районі
Краснотурїнська (а), і тріщини, отримані в лабораторних умовах (б).
Альтернативною теорією СКР магістральних газопроводів є механізм
водневого окрихчення металу. При наводнюванні металу відбувається оклю-
зія водню та його локалізація на неметалічних включеннях і внутрішніх
дефектах, у результаті чого всередині металу виникають мікротріщини, здатні
в полі розтяжних напружень трансформуватися в стрес-корозійні тріщини. Із
метою зниження схильності газопроводу до СКР, що протікає за таким
механізмом, особливу увагу варто приділяти структурі сталі та її хімічному
складу. Н еобхідно застосовувати термообробку та контрольовану прокатку,
що сприяють підвищенню структурної і хім ічної однорідності металу, змен
шенню концентрації неметалічних включень та надають їм округлої форми.
Однак слід зазначити, що останнім часом з ’явилися дані, згідно з якими
викликає сумнів реалізація механізму водневого окрихчення. У ряді робіт із
дослідження аварійних трубопроводів показано, що в процесі експлуатації в
ISSN 0556-171Х. Проблемы прочности, 2009, № 5 11
С. Г. Поляков, Л. О. Рыбаков
“стрес-корозійних” умовах загального наводнювання тіла труби не відбуваєть
ся. До деякої міри наводнювання металу спостерігається тільки в місцях, що
прилягають до стрес-корозійного зламу. Імовірнісна локально-електрохімічна
теорія СКР магістральних газопроводів є більш універсальною та пояснює
багато особливостей процесів зародження і розвитку стрес-корозійних тріщин.
Стрес-корозійні тріщини, як правило, орієнтовані вздовж поздовжнього
шва на відстані від 0 до 250 мм від лінії сплавлення. Це можна пояснити тим,
що при намотуванні захисного покриття на трубу має м ісце розтягування
покриття на посиленні шва, в результаті чого на трубі з ’являються ділянки
металевої поверхні з ослабленою адгезією ізоляції. Завдяки “наметовому ефек
ту” вздовж зварного шва на відстані, яку можна порівняти з висотою поси
лення шва, з ’являється смуга металу шириною в кілька міліметрів із менш
ефективним захистом у порівнянні з інш ою стінкою труби (рис. 3).
Волога, дифундуючи через покриття, скупчується в перш у чергу на
ділянках поверхні труби з ослабленою адгезією покриття. Формується порож
нина, заповнена корозійно-активним середовищ ем, в якій локальні корозійні
процеси концентруються в щілині вздовж лінії відриву ізоляції. Це сприяє
формуванню ланцюга тріщин, орієнтованих вздовж поздовжнього шва.
На схильність трубопроводу до СКР в певній мірі впливають техно
логічні операції, пов’язані з формуванням труби при її виготовленні. Цей
вплив може бути зумовлений, наприклад, пошкодженням поверхневого шару
металевого листа на стадії загинання кромок за допомогою роликів. Після
цієї операції на зовнішній і внутрішній поверхні труби залишаються сходин
ки (вм’ятини) висотою 0 ,1 -0 ,8 мм (рис. 4). Сходинки орієнтовані вздовж
поздовжнього зварного шва і розташовані від нього на відстані 0 -2 0 0 мм.
Дані, отримані з використанням електронної мікроскопії, свідчать про суттєве
зростання щільності дислокацій в приповерхневому шарі металу під сходин
кою: від 1 -108 до 1 -1011 см _ 2 .
Рис. 3 Рис. 4
Рис. 3. Ділянки поздовжнього зварного шва з ослабленою адгезією покриття на діючому
газопроводі.
Рис. 4. Сходинки, що утворилися на поверхні металевого листа на стадії підгинання кромок за
допомогою роликів-реборд.
Утворення під сходинкою дислокацій з підвищ еною щільністю призво
дить до активування металевої поверхні та зсуву потенціалу корозії ц ієї ло
кальної ділянки в катодну область. За нашими даними, різниця потенціалів ко
12 ISSN 0556-171Х. Проблемы прочносты, 2009, № 5
Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування
розії між основним металом та дефектною ділянкою може сягати 200...300 мВ.
Виникає гальванічний елемент, площа поверхні основного металу (катод)
якого набагато більша, ніж площа поверхні дефекту (анод). В ідношення
площі катода до площі анода складає 100 і більше. Завдяки цьому дефектна
ділянка анодно поляризується на 200...300 мВ, виникає локальний гальва-
_4 _5 2
нічний струм, густина якого сягає 1-10 ...1 -10 А/см . Автори розрахували
втрату металу згідно з законом Фарадея. Показано, що при такій густині
струму швидкість зростання корозійної тріщини складає 0,5...1,0 мм/рік. За
такої швидкості локальні стрес-корозійні тріщини глибиною 6 -1 2 мм, які
спостерігалися на аварійних ділянках газопроводу “Уренгой-Помари-Ужго-
род” у 2 0 0 3 -2 0 0 5 рр., утворювалися на протязі 6 -2 4 років.
У роботі проведено моделювання корозійних процесів, що протікають на
потенційно стрес-коррозійно небезпечній ділянці реального газопроводу. Для
цього використовували зразки металу з аварійних ділянок. Основний метал
являє собою маловуглецеву сталь, мікролеговану ванадієм і н іобієм або
титаном, яка за хімічним складом задовольняє вимогам ТУУ 3-995-81, що
висуваються до сталей категорії Х70.
На аварійних ділянках відбирали проби ґрунтового електроліту, з якого
готували розчин для зняття поляризаційних кривих. У ґрунтовому електроліті
за допомогою методу атомно-абсорбційної спектроскопії виявлено підвищ е
ний вміст сірки і ф осф ору (табл. 2).
Т а б л и ц я 2
Вміст (г/л) сірки і фосфору в пробах грунтового електроліту
№ проби Б Р
1 0,040 0,052
2 0,048 0,026
3 0,014 0,068
4 0,024 0,023
Для обґрунтування можливості протікання окремих стадій стрес-корозій
ного руйнування дослідж ено електрохімічну та корозійно-механічну поведін
ку сталі Х 70 у слаболужних і слабокислих середовищ ах, що моделює умови
ґрунтової корозії трубопроводів. Досліджували вплив таких факторів, як
концентрація № Н С О 3, наявність щілини, ступінь аерації, присутність хлор-
іонів, температура та ін.
Знято поляризаційні криві в карбонатних середовищ ах різної концент
рації в аерованих і деаерованих умовах за різних температур. На рис. 5
показано поляризаційну криву, зняту на сталі 09Г2БТ у деаерованому 1 М
розчині № Н С О 3. А нодна крива свідчить, що сталь перебуває в пасивному
стані. При потенціалі —0,6 В чітко спостерігається пік, що відповідає, оче
видно, утворенню захисної плівки карбонату заліза. Після витримки елект
рода при цьому потенціалі на поверхні металу дійсно утворюються світло-
сірі продукти корозії, які ідентифіковані як БеСО3. У діапазоні потенціалів
— 0 ,4 ... 1,0 В сталь знаходиться в пасивному стані. При потенціалі пробою
ISSN 0556-171Х. Проблемы прочности, 2009, № 5 13
С. Г. Поляков, А. О. Рибаков
відбувається повне порушення пасивності і наступає активне анодне транс-
пасивне розчинення металу.
Аналогічно поводить себе сталь 09Г2БТ в 0,1 і 0,01 М розчинах № Н С О 3
(рис. 5). Однак в 0,1 М розчині на анодній кривій з ’являється другий пік.
Після витримки електродів при потенціалі другого піка, рівного приблизно
— 0,3 В, на поверхні металу виникає плівка продуктів корозії жовто-корич
невого кольору, що складається з оксидів і гидроксидів заліза. В 0,01 М
розчині обидва анодних піка зливаються в один широкий, що призводить до
зменшення області пасивності сталі.
Аналіз поверхні металу після зняття поляризаційної кривої показує, що
на поверхні металу в 1 М розчині пітінги відсутні, а в розчинах меншої
концентрації вони виникають, причому зі зменшенням концентрації Ш Н С О 3
їхня щільність і глибина зростають.
На рис. 6 показано поляризаційну криву 1, що знята в 0,1 М розчині
№ Н С О 3 на електроді зі штучною щілиною. Видно, що наявність щілини
руйнує пасивність металу, оскільки процес депасивації відбувається за більш
негативних потенціалів. На поверхні металу формується ланцюжок глибоких
пітінгів, орієнтованих уздовж лінії контакту модельного покриття з поверх
нею металу.
Е, В
-0,5
0,5
1,0
1,5
Е, В
-2,5 -1,5 -0,5 ^ і
2
Рис. 5 (і, мА/см ) Рис. 6 (і, мА/см )
Рис. 5. Поляризаційні криві на сталі 09Г2БТ у деаерованих розчинах №НСО3 різної кон
центрації: 1 - 0,01 М; 2 - 0,1 М; 3 - 1 М.
Рис. 6. Поляризаційні криві сталі 09Г2БТ в 0,1 М розчині №НСО3: 1 - у штучній щілині; 2 -
0,001 М.
Введення хлорид-іона в 0,1 М розчин Ш Н С О 3 також поруш ує пасивність
металу і призводить до того, що процес утворення пітінгів починається при
більш негативних потенціалах (на рис. 6 крива 2). На поверхні металу після
зняття кривої виявляються гостролокалізовані глибокі пітінги з досить вели
кою щільністю розподілу.
14 ІББМ 0556-171Х. Проблеми прочности, 2009, № 5
Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування
В основу діагностування схильності магістральних газопроводів до СКР
покладено електрохімічні параметри, які визначали в процесі обстеження. Як
основні критерії визначено 14 чинників. Розглядається класичне і некласичне
розтріскування. Кожному критерію відповідає певний бал. Найбільші бали
(до 2 -2 ,5 ) мають шість наступних критеріїв.
1. Електрохімічний потенціал.
2. Ш видкість корозії металу газопроводу в дефекті захисного покриття.
3. Стан поверхні металу труби, що визначається технологією виробництва
труби і технологією будівництва газопроводу.
4. Наявність електрохімічних шумів.
5. Напружено-деформований стан.
6. Ретроспективний аналіз результатів обстеження корозійного стану
газопроводу.
У залежності від важливості критерію бал може змінюватися в певному
діапазоні. Максимально можливий сумарний бал прийнято рівним 15.
Як приклад розглянемо результати обстеження газопроводу “У ренгой-
П омари-Ужгород” на відстані 21,6 км від КС “Ставищанська”. Виявлено 20
ділянок із пошкодженням захисного покриття. Кожна з ділянок газопроводу з
пошкодженим захисним покриттям може виявляти схильність до СКР. Тому
всі ці ділянки проаналізовано на основі даних, отриманих при обстеженні
газопроводу. При аналізі використано також дані з проектної, виконавчої і
експлуатаційної документації. Із проектної і виконавчої документації вико
ристовували дані щ одо типу захисного покриття, технології виробництва і
сортаменту труб, товщини стінки труби, висотних відміток, особливостей
рельєфу і місцевості, типів ґрунтів, наявності пригрузів і вигинів труб. При
цьому враховували десять наступних чинників.
1. М ісце розташування газопроводу відносно КС.
2. Технологія виробництва і сортамент труб.
3. Захисне покриття.
4. Товщина стінки труби.
5. Час експлуатації.
6. Електрохімічний потенціал.
7. Ш видкість корозії металу газопроводу в дефекті захисного покриття.
8. Напружено-деформований стан.
9. Умови місцевості.
10. Ретроспективний аналіз результатів обстеження корозійного стану
газопроводу.
У зв ’язку з неможливістю проведення вимірювань були виключені такі
критерії, як:
1) електрохімічний шум;
2) рН електроліту на поверхні металу труби;
3) температура;
4) морфологія тріщини.
У залежності від ступеня небезпеки тому або інш ому чинникові надавали
відповідний бал. Чинниками, що призводять до зростання імовірності виник
нення СКР газопроводів, є: близькість ділянки до КС; труба діаметром 1420 мм
виготовлена з листа з контрольованою прокаткою; одне- або двошарове
ISSN 0556-171Х. Проблеми прочности, 2009, № 5 15
С. Г. Поляков, Л. О. Рыбаков
стрічкове захисне покриття; товщина стінки труби 1 5 -20 мм; час експлуатації
більше 15 років; поляризаційний потенціал більше —0,85 В (мідно-сульфат
ний електрод); швидкість корозії металу більше 0,1 мм/рік; наявність кільце
вих розтяжних напружень більше 0,6 а т і (або) вигинів труб; болотиста
місцевість із глинистим ґрунтом; наявність аварій і порушень протикорозій
ного захисту. За результатами обстеження з 20 ділянок із пошкодженою
ізоляцією п ’ять мають від 5,1 до 9,0 балів (по 15 бальній шкалі), що дає
підставу віднести їх до ділянок із підвищ еною стрес-корозійною небезпекою.
Інші 15 ділянок (4 ,2 -4 ,9 балів) відносяться до ділянок із низькою стрес-
корозійною небезпекою.
В и с н о в к и
1. Розглянуто найнебезпечніш і види корозійних пошкоджень магістраль
них газопроводів.
2. Запропоновано спосіб діагностування магістральних газопроводів для
виявлення схильності до стрес-корозійного розтріскування.
3. Встановлено чинники, що сприяють підвищ еній схильності газопро
воду до стрес-корозійного розтріскування:
а) близькість до компресорної станції (25 км), що сприяє підвищенню
температури металу труби на виході з компресорної станції до 40°С. При
підвищ енні температури зростає швидкість хімічних і електрохімічних реак
цій в два-три рази на кожні 10°С, у тому числі швидкість деструкції стрічкової
ізоляції та швидкість корозії металу труби;
б) на обстежуваній ділянці використовуються труби, які за досвідом
експлуатації мають підвищ ену схильність до СКР (товщина стінки - 15,7 мм
(91,2% загальної кількості труб на обстежуваній ділянці), діаметр - 1420 мм
виробництва ХТ3 категорії Х 70 контрольованої прокатки (87%));
в) в основному використовується захисне покриття - стрічкове (94,4% ),
досвід експлуатації, показує, що в цьому випадку виявлено найбільшу кіль
кість аварій;
г) на ділянках зареєстровано високу корозійну активність ґрунту. Згідно з
ДСТУ 4219-2003 швидкість ґрунтової корозії металу газопроводу сягає 0,38
мм/рік. Ш видкість корозії металу в дефекті захисного покриття при працю
ючій системі ЕХ3 (швидкість залишкової корозії) складає 0,01 мм/рік;
д) досить великий час експлуатації - більше 23 років;
е) наявність ділянок газопроводу в напружено-деформованому стані, а
саме: на вигинах, опорних частинах і переходах з одного діаметра труби на
інший (1 5 ,7 -1 8 ,7 мм).
Р е з ю м е
Наибольшую опасность для линейной части магистральных газопроводов
представляет коррозионное растрескивание под напряжением или стресс-
коррозионное растрескивание металла трубы. Рассмотрены причины (меха
низм) образования и развития трещин. Понимание этих вопросов позволяет
правильно применять методы идентификации, диагностики и прогнозиро
16 ISSN 0556-171Х. Проблемы прочносты, 2009, № 5
Основні закономірності стрес-корозійного розтріскування
вания этого вида разрушения на ранних стадиях. Наиболее полно совместное
влияние внутренних и внешних факторов на коррозионное растрескивание
магистрального газопровода можно объяснить с помощью вероятностной
локально-электрохимической теории коррозии. В ее основе лежит вероят
ностный характер возникновения локальных коррозионных повреждений.
Использован вероятностный подход при разработке концепции стресс-кор-
розионного растрескивания. Определены факторы, которые провоцируют
возникновение локальных очагов коррозии. Показано, что на склонность
газопровода к стресс-коррозионному растрескиванию в определенной мере
влияют технологические операции, связанные с формированием трубы при ее
изготовлении. П роведено моделирование коррозионных процессов, которые
протекают на потенциально стресс-коррозионно опасных участках магист
рального газопровода.
1. Д С Т У 4 2 1 9 -2 0 0 3 . Трубопроводи сталеві магістральні. Загальні вимоги до
захисту від корозії. - Чинний від 12.01.2003.
2. П оляков С. Г . Електрохімічний моніторинг у захисті від корозії зварних
трубопроводів : Автореф. дис. ... д-ра техн. наук. - Київ, 1999. - 274 с.
3. S utcliffe J. M ., F e ss ie r R. R., B o y d W. K , a n d P a rk in s R. N . Stress corrosion
cracking o f carbon steel in carbonate solutions // Corrosion N A SE. - 1972. -
28, N o. 8. - P. 313 - 317.
4. F e ss ie r R. R . Status report given on stress corrosion cracking in buried
pipelines // Oil & Gas J. - 1982. - M ay 17. - P. 68.
5. C h ristm an T. K . a n d B e a ve rs J. A . Cause o f stress-corrosion cracking in pipe
// Ibid. - 1987. - Jan. 5. - P. 40.
6. Ч вірук В. П ., П оляков С. Г ., Г ераси м ен к о Ю . С. Електрохімічний моніто
ринг техногенних середовищ. - Київ: Академперіодика, 2007. - 380 с.
Поступила 05. 01. 2009
ISSN 0556-171X. Проблемы прочности, 2009, № 5 17
|