Е. А. Богданов Основы технической
Прогнозирование ресурса при язвенной коррозии
жүктеу/скачать 6.94 Mb.
|
| 12.3. Прогнозирование ресурса при язвенной коррозии
Данный вид коррозии является наиболее труднопредсказуемым и сложным для оценки степени опасности конкретно выявленных дефектов из-за нестабильности своего развития. Иногда коррозийный процесс затормаживается настолько, что язвы практически не растут. Часто развитие язвенного коррозийного дефекта после достижения каких-то определенных размеров значительно затормаживается или вовсе прекращается в плане (по площади) и происходит в дальнейшем только в глубину. До последнего времени для оценки реальной остаточной прочности объектов с коррозийными язвенными дефектами использовались гидравлические испытания. Вместе с тем хорошо известно, что на объектах, связанных с добычей и транспортировкой газа, содержащего Н2S, а также сернистой нефти, оставшаяся после испытаний вода может послужить основной причиной их последующего интенсивного коррозийного повреждения. Кроме того, возникают дополнительные сложности из-за необходимости использования огромного количества воды для испытаний (например, при заполнении магистральных трубопроводов и нефтехранилищ) и негативных экологических последствий при сбросе загрязненной воды в окружающую среду. Рис. 12.1. Схема коррозийного повреждения, используемого при анализе прочности по критерию B31G Гидравлические испытания иногда наносят вред изделию, увеличивая размеры имеющихся микротрещин и снижая рабочий ресурс. В отличие от прошлых лет, когда обнаруженные дефекты удалялись (в трубопроводах путем вырезки «катушек»), такая практика ремонта в настоящее время неприемлема. Это обусловлено тем, что в результате своевременной диагностики количество выявляемых дефектов неизмеримо возросло, при этом далеко не все из них представляют реальную угрозу и их удаление или ремонт не являются обязательными. Для оценки степени опасности язвенных дефектов в трубопроводах в мировой практике с середины 1980-х годов стал широко применяться расчетный метод, разработанный американскими и канадскими специалистами и известный как критерий ВЗ1G. В России он также начинает применяться и развивается рядом специализированных организаций, в том числе ОАО «Техдиагностика», «Газпром», «Оренбурггазпром», ВНИИГАЗ и др. Расчетный метод по критерию В31С базируется на малом количестве исходных данных — двух размерах дефекта (протяженности его вдоль оси трубопровода и глубине относительно номинальной толщины стенки) и механической характеристике материала — минимальном пределе текучести. Исходя из этих параметров рассчитывается критическое сочетание длины и глубины дефекта, которое может привести к разрушению. По данным ОАО «Техдиагностика»*, при большей длине (рис. 12.1) вдоль оси трубопровода критический дефект будет иметь меньшую глубину, и наоборот. На этой основе, зная бtmin можно построить график (рис. 12.2), определяющий по сочетанию длины L и глубины h mах при толщине стенки S критические язвенные дефекты, представляющие Рис. 12.2. Схема определения критических язвенных дефектов: зона I – дефекты (1 – 5), требующие немедленного устранения; зона II – допустимые дефекты (6 – 8), требующие контроля за их развитием реальную опасность для данного трубопровода. Очевидно, что с помощью того же графика можно определять и остаточный ресурс трубопровода. Критерий предельного состояния трубы в данном случае — сочетание глубины и протяженности вдоль оси трубы коррозийного дефекта, отраженное на графике граничной кривой, разбивающей поле графика на две зоны. Предположив, что конкретный дефект затормозил свое развитие в плане (по площади) и растет далее в основном в глубину, для ориентировочной оценки ресурса можно исходить из средней скорости коррозии аср, определяемой из выражения где hmax - глубина дефекта в зоне максимальных повреждений, мм; Тэ - срок службы объекта с начала его эксплуатации, г. Предельно допустимую глубину дефекта (язвы) hпред определяют по графику (см. рис. 12.2) при известной протяженности дефекта вдоль трубы Б. • См.: Митрофанов А. В., Киченко С. Б. Расчет остаточного ресурса трубопроводов, эксплуатирующихся на объекте предприятия «Оренбурггазпрома // Безопасность труда в промышленности.— М., 2001 — № 3. — С. 30—32. Тогда остаточный ресурс можно определить из выражения Например, если для язвенного дефекта 7 (см. рис. 12.2) глубиной 3 мм с протяженностью проекции вдоль оси 135 мм при номинальной толщине стенки трубы 20 мм критическая глубина составляет 7,5 мм, а средняя скорость коррозии на момент обнаружения язвы - 1 мм/г, то определенный в данный момент времени расчетный остаточный ресурс В связи с тем, что вероятность распределения остаточного ресурса здесь не определялась, ресурс назначают, основываясь на расчетной величине Tост, а также степени ответственности объекта и тяжести возможных последствий при его разрушении. Учитывая нестабильность скорости коррозии, ее желательно уточнить в процессе эксплуатации в пределах назначенного ресурса объекта и на этом основании корректировать величину Тост. Аналогичная по смыслу методика начинает применяться и в нормативно-технических документах, действующих в России. Так, в РД 12-411- 01 «Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов» указывается, что повреждение труб в виде коррозийных язв (питтингов) приводит к неравномерному распределению напряжений в стенке газопровода, увеличивая их в местах наиболее глубоких повреждений. Расчетный остаточный ресурс с учетом размеров язвенной (питтинговой) коррозии и действующих напряжений определяют по формуле где hпред - критическая (предельная) глубина дефекта при действующем уровне напряжений и наибольшем размере L коррозийной язвы по ее верхней кромке: где SН0М - начальная (номинальная) толщина стенки трубы, мм; Pф - фактическое рабочее давление в газопроводе, МПа; бт - предел текучести металла трубы, МПа; акt - усредненная скорость роста коррозии, мм/г: жүктеу/скачать 6.94 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|