Коррозионное растрескивание под напряжением как фактор риска при эксплуатации системы магистральных газопроводов России

УДК 662.691.4.053

Д.П. Варламов, к.т.н., ведущий инженер; И.И. Баренбойм, к.т.н., зам. генерального директора,

ЗАО «НПО «Спецнефтегаз»; О.И. Стеклов, д.т.н., профессор, кафедра сварки и мониторинга нефтегазовых сооружений, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

КОРРОЗИОННОЕ РАСТРЕСКИВАНИЕ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ КАК ФАКТОР РИСКА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ РОССИИ

Система магистральных газопроводов России вступила в стадию интенсификации отказов в связи с усилением коррозии, преимущественно коррозии под напряжением. Эффективная работа системы магистральных газопроводов России в настоящий момент возможна лишь путем наиболее полного использования данных внутритрубной диагностики при оценке вероятности отказов в анализе рисков.

Значительное различие в дефектности коррозионного растрескивания под напряжением труб нефтегазового сортамента связано с различным уровнем достижимых напряжений в этих трубах и вытекает из необратимых деструкцион-ных процессов, происходящих в металле труб при их старении. Эффективная работа системы магистральных газопроводов России в настоящий момент возможна лишь путем наиболее полного использования данных внутритрубной диагностики при оценке вероятности отказов в анализе рисков.

В настоящее время в газовой отрасли страны в эксплуатации задействованы магистральные газопроводы с преобладанием труб большого диаметра до 1420 мм и высоким рабочим давлением до 7,5 МПа. Особенностью работы магистральных газопроводов (МГ) является их большая протяженность, десятки тысяч километров пересекают границы и проходят по территории разных стран. МГ проложены в различных по составу почвах. Трубопроводы работают при значительных перепадах по рельефу (овраги, сопки, горы), т.е. при постоянно изменяющихся технологически параметрах внешнего воздействия.

В настоящее время как у нас в стране, так и за рубежом отработана техно-

логия поддержания целостности МГ и своевременный вывод их в ремонт с целью безаварийной работы и наращивания производительности при проектном давлении газа. Основные этапы технологии поддержания целостности МГ следующие:

• регулярное проведение внутритрубной дефектоскопии трубопроводов;

• оценка опасности выявленных дефектов и мониторинг их развития;

• своевременное выполнение ремонтновосстановительных работ по дефектам, представляющим опасность для целостности МГ [1].

К серьезным достижениям в области внутритрубной диагностики можно отнести создание в последние 15 лет комплекса магнитных средств дефектоскопии для обследования магистральных нефте- и газопроводов. Создание отечественных снарядов-дефектоскопов позволяет проводить сплошное диагностическое обследование состояния трубопроводов и делать оценку опасности обнаруженных повреждений труб. Статистический анализ данных внутритрубной диагностики более 5 млн труб выявил на них более 1 млн дефектов, 5,5 тыс. из которых являются одними из

Рис. 1. Дефектоскопы с поперечно приложенным магнитным полем различного диаметра

UIDED ULTRASONICS LTD.

NAVEMAKER G4

— НОВАЯ ЭРА В СКРИНИНГОВОМ СКАНИРОВАНИИ ТРУБОПРОВОДОВ!

ОАО «Пергам-Инжиниринг»

129085, Москва, пр-д Ольминс pergam.ru/ndt I Факс: (495) 616-66-14, E-mail: info@pergam.ru

ПЕРГАМ 129085, Москва, пр-д Ольминского, д. За | Тел.: (495) 775-75-25,682-70-54,682-13-89

Расширенный частотный диапазон (4-400 кГЦ) Усовершенствованная система самодиагностики Новейшее ПО WavePro4™

Новый высокопрочный корпус

Встроенный промышленный ПК с сенсорным экраном

Беспроводное управление сбором данных и передачей результатов контроля

Расширенная внутренняя память

Питание от двух встроенных батарей по 2200 мА-ч

Разъем для подключения дополнительной внешней батареи

Рис. 2. Дефекты КРН в регионе Западная Сибирь.

Ш кала 0Y на всех диаграммах - 0-30 дефектов.

Шкала 0Х - длины участков в километрах, разбитые по 10 км

Толщина стенки трубы,

Рис. 3. Удельная стресс-коррозионная дефектность труб магистральных газопроводов

опаснейших дефектов магистральных газопроводов - это коррозионное растрескивание под напряжением (КРН). Анализ позволил нам узнать точное распределение опасных дефектов по регионам, их скорость роста и факторы, влияющие на зарождение и развитие дефектов (рис. 2) [2].

На рисунке 2 установлено, что дефектам КРН подвержены практически все участки всех ниток газопроводов. Дефектность КРН увеличивается от инспекции к инспекции, несмотря на про-

водимые работы по устранению ранее выявленных дефектов. Новые дефекты КРН обнаруживаются на таких участках, где их раньше не было, и продолжают обнаруживаться на тех участках, где дефекты КРН уже были выявлены и удалены. Прослеживается явная зональность распространения дефектов КРН по длине участков (на первой половине участков КРН значительно больше). На параллельных нитках газопроводов количество дефектов КРН в одних и тех же зонах значительно разнится, что сви-

детельствует о значительном влиянии факторов, отличных от рельефа местности и обводненности. Этими факторами являются толщина стенки и тип труб, уложенных на участках.

Процессы зарождения и развития дефектов КРН интенсифицируются в зонах повышенных напряжений, выходящих за проектный уровень. Это можно наблюдать при пластической деформации труб: в зонах двойной пластической деформации, обусловленной технологией изготовления труб (подгибка кромок для сварки и последующая калибровка), участки холодного гнутья, укладка трубопровода с принудительным изгибом при монтаже, деформации трубопровода, вызванные геофизическими процессами и др. С этим связана различная подверженность КРН труб не только разной толщины стенки, но и с одинаковой толщиной стенки, но разных типов изготовления (одношовные, двухшовные, спиральношовные) (рис. 3). Рисунок 3 показывает, что подверженность дефектам КРН тонкостенных (15-17,5 мм) труб в 2-3 раза выше, чем труб с толщиной стенки более 18 мм. Среди тонкостенных труб дефектность КРН двухшовных труб в 2 раза выше, чем у одношовных труб такой же толщины стенки.

ДИСПЕРСИОННЫЙ АНАЛИЗ. ВЫЯВЛЕНИЕ КОРРЕЛЯЦИОННОЙ СВЯЗИ МЕЖДУ ТОЛЩИНОЙ СТЕНКИ И ТИПОМ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ТРУБЫ И ДЕФЕКТНОСТЬЮ КОРРОЗИОННОГО РАСТРЕСКИВАНИЯ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ

Установим количественные оценки степени влияния толщины стенки и типа труб на подверженность магистральных газопроводов диаметром 1420 мм дефектам КРН при помощи дисперсионного анализа. В дисперсионном анализе в качестве причин варьирования изучаемого признака, называемого результативным, могут рассматриваться другие признаки и явления, которые обычно называются факторами. Чтобы судить о том, влияет ли данный фактор на результативный признак, нужно, чтобы сам факториальный признак имел несколько уровней, которые называют градациями фактора. Для проведения дисперсионного анализа данные наблюдений над результативным признаком по отдельным градациям фак-

тора сводят в таблицу, составляющую так называемый дисперсионный комплекс. Сущность дисперсионного анализа состоит в вычленении из общей вариабельности результативного признака той части, которая определяется влиянием учитываемых факторов, и части, связанной с влиянием на результативный признак всех прочих факторов, не учитываемых и объединяемых в группу случайных факторов. Степень вариабельности при этом оценивается величиной дисперсий или ее аналогами, и дисперсионный анализ сводится к разложению общей дисперсии на составляющие и к оценке статистической значимости дисперсий, связанных с влиянием тех или иных учитываемых факторов на величину результативного признака [3]. Дисперсионный анализ основывается на возможности расчленения общей суммы квадратов центральных отклонений и соответствующего ей числа степеней свободы на отдельные составляющие, определяемые структурой дисперсионного комплекса.

В случае, когда результаты измерений хц образуют однофакторный комплекс с а градациями фактора А и повторностью п, (1=1,2,...а; ]'=1,2,...,т), можно вычислить три суммы квадратов: общую сумму Ст, представляющую собой сумму квадратов отклонений отдельных Ху от общего среднего

х=^р, где N=2^

0??(ХГХ)2;

СА факториальную сумму квадратов, представляющую собой сумму квадратов отклонений частных средних х, от общей средней х, взвешенных соответствующим числом повторностей п,:

СА=?п,(х,-х)2;

С„ случайную сумму квадратов, отражающую варьирование в пределах отдельных градаций фактора А и равную сумме квадратов отклонений хц от своих частных средних х,:

С»=?[?(хц-х])2].

Происхождение названий сумм квадратов очевидно: Ст характеризует общее варьирование в пределах дисперсион-

7 1

7.0 6.9

Ч

£ Л 6

Ь,

£ 6.5 £

ьл

м 6.2

О 5 10 1* 20 2Б 30 ЗЕ 40 4Б 50 55 60 65 70 75 10 85 90 95 100

Длина участка, км

Рис. 4. Распределение рабочего давления на одном из участков магистрального газопровода диаметром 1420 мм

440 470 460 ч 450 440

і*

£, 420

С

ч

х 410

ф.

і 400

|э» щ ло 370 360 350

10 го 30 40 SO 60 70 І0 90 100

Длина участка газопровода, %

Рис. 5. Зависимость уровня достижимых напряжений на участке в зависимости от толщины стенки трубы магистральных газопроводов диаметром 1420 мм

ного комплекса, связанное с влиянием на результативный признак всех возможных факторов Т как случайных, так и учитываемых. СА - варьирование в ряду средних, которое может быть в определенной степени результатом воздействия на изучаемый признак учитываемого нами фактора А. Cw - варьирование, связанное с влиянием на результативный признак неучтенных, случайных факторов W.

Ст^А+Cw

Число степеней свободы, с которым вычисляется общая сумма квадратов, равно vT=N-1. Число степеней свободы, соот-

ветствующее факториальной сумме квадратов, зависит только от числа средних х,: уА=а-1. Для Сж число степеней свободы равно объему комплексу N за вычетом числа средних х,, т.е а: у^-а.

При делении суммы квадратов на соответствующее число степеней свободы получаются средние квадраты, называемые соответственно общим, факториальным и случайным:

Ст. л СА . л _ Cw

N-Ґ А а-1' N-a

В качестве показателя степени влияния изучаемого фактора на результативный признак используем так называемый

Ер Трубы 15,8мм  Трубы 1Вмм

0.5

1.5

2.5

3.5

4.6

5.5 &

?ЛССТ«1Н;(е д<; л РОДОП оНОГО СВИНОГО ШВЗ, ЧЯС

Рис. 6. Дефектность КРН в зависимости от расстояния от дефекта КРН до продольного сварного шва в двухшовных и одношовных трубах с толщиной стенки 15,7 мм газопроводов диаметром 1420 мм

Рис. 7. Удельная дефектность КРН толстостенных и тонкостенных труб различного вида для магистральных газопроводов диаметром 1420 мм

внутриклассовый коэффициент корреляции:

г _ Оа-Ощ А 0А+(п-1)(у

Рассмотрим следующую модель. Результативный признак - дефектность КРН Х(шт.), факториальный признак А - толщина стенки и тип изготовления трубы, на которой были выявлены дефекты КРН. Каждый участок магистрального газопровода (от компрессорной станции

до компрессорной станции), где были выявлены дефекты КРН, рассматривается как повторность исследований. Проведем дисперсионный анализ отдельно для каждого из четырех регионов России (Западная Сибирь, Урал, Поволжье, Центральный регион).

Западная Сибирь. Число групп труб а=3 соответствует 23 случайным градациям фактора А (23 участка). Объем дисперсионного комплекса N=69. га=0.74209.

Урал. Число групп труб а=3 соответствует 15 случайным градациям фактора А (15 участков). Объем дисперсионного комплекса N=45. га=80.9808.

Поволжье. Число групп труб а=4 соответствует 10 случайным градациям фактора А (10 участков). Объем дисперсионного комплекса N=40. га= 0.726767

Центральный регион. Число групп труб а=4 соответствует 6 случайным градациям фактора А (6 участков). Объем дисперсионного комплекса N=24. га= 0.506277

В результате получаем, что толщина стенки и тип изготовления трубы влияют на дефектность коррозионного растрескивания под напряжением магистральных газопроводов от 51 до 81% в зависимости от региона.

Это позволяет сделать вывод, что толщина стенки и тип изготовления трубы

- основополагающие факторы зарождения и развития дефектов коррозионного растрескивания под напряжением в магистральных газопроводах России.

ПРИЧИНЫ ЗНАЧИМОГО влияния толщины СТЕНКИ И ТИПА ТРУБ КАК ФАКТОРА ПОВЫШЕННОГО НАПРЯЖЕНИЯ НА ДЕФЕКТНОСТЬ КОРРОЗИОННОГО РАСТРЕСКИВАНИЯ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ Расчеты напряжений, присутствующих в трубах газопроводов, основываются по схеме нагружения труб внутренним давлением с учетом плоского напряженного и объемно деформированного состояния в стенке трубы. В расчетах используются номинальные значения кольцевых окц, продольных опр и радиальных огном напряжений, где радиальное напряжение принимается равным нулю. В цилиндрической системе координат, связанной с осью трубы 0^=^, а Оном= опр. Номинальные напряжения рассчитываются по значениям действующих на рассматриваемом участке газопровода рабочего давления р, продольной силы Рпр, изгибающего момента Мпр:

с©ном = °кц = ^/28; о2ном = Опр = -

- РпрДПМ) + pD/28;

огном = 0, где D и 5 - фактические значения внутреннего диаметра и толщины стенки трубопровода.

КАЧЕСТВО ПРОФЕССИОНАЛАМ

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

ГАЗОПРОВОДЫ

НЕФТЕПРОВОДЫ

ТЕПЛОПРОВОДЫ

ВОДОПРОВОДЫ

ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ

АТЕРИАЛЫ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ И РЕМОНТА ЛИНЕЙНЫХ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДОВ

МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ СТЫКОВ, КОЛЕН И ОТВОДОВ ТРУБОПРОВОДОВ

МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РЕМОНТА ПОКРЫТИЙ

ООО «ГЕФЕСТ-РОСТОВ» 344064, г Ростов-на-Дон у, пер. Технологический, д. 5 8(863)277-44 01,277-77^93 Торговый Дом, Москва 8 (499) 792-85-97г 727-58-52 Торговый Дом, Ростов-на-Дону 8 (863) 277-77-93, 277-44-01 е-т а і I: зегу@д еТезІго бїоV. ги е-таі!: rnd@gefestrostov.ru

При известном значении давления р и неизвестных Рпр и Мпр кольцевое напряжение определяется по написанной выше формуле, а продольное принимается равным половине кольцевого: а2ном = ст©ном/2 = pD/4j. Используем данные формулы с коэффициентом запаса (0,72) и учтем линейное понижение уровня давления от начала к концу участка (рис. 4).

Установим следующий факт, что уровень достижимых напряжений для труб магистральных газопроводов диаметром 1420 мм с толщиной стенки около 15,8 мм в первой половине участка выходит за предел текучести сталей, используемых в нефтяной и газовой промышленности Х70 - 441МПа, 10Г2ФБ

- 441МПа, 10Г2Т - 461МПа, 10Г2БТ -461МПа (Харцызский трубный завод, прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки, лист импортной и отечественной поставки с заводской изоляцией) (рис. 5).

Диаграмма рисунка 5 показывает, что на первой половине участка из-за повышенных нагрузок вследствие сложного рельефа местности, обводненности, заболоченности и т.п. возможно достижение уровней напряжений, которые, выходя за предел текучести материала, приводят данные трубы к коррозионному растрескиванию под напряжением.

Следует отметить, что до последнего времени не ставились требования по сопротивляемости трубных сталей КРН - основной причине отказов магистральных газопроводов. Вместе с тем опыт эксплуатации показал, что наработка труб до аварийного отказа с учетом времени запуска магистрального газопровода (МГ) в эксплуатацию зависит от их прочностных характеристик. Чем прочнее сталь(меньше разница между временным сопротивлением разрыву и пределом текучести), тем меньше инкубационный период КРН - время до зарождения трещин. Это явление закономерное, общее для всех конструкционных материалов. С увеличением прочности материала прочность конструкции и ее сопротивляемость разрушению растут до определенного предела, подчиняясь экспоненциальной зависимости, когда после максимума начинается резкое падение прочности в связи с повыше-

нием чувствительности к концентрации напряжений (дефектами), влиянию технологических факторов и воздействию коррозионных сред.

Анализ факторов, действующих на металл, позволяет выделить следующие основные процессы воздействия на структуру и свойства эксплуатируемого металла, приводящих к его охрупчиванию («старению» в более общем смысле) и преждевременному разрушению:

• деформационное старение (особенно значимое для сварных соединений в связи с термодеформационным воздействием на металл и повышенным напряженным состоянием),

• сорбционное воздействие, прежде всего водородное охрупчивание. Повторно-статические нагрузки при наличии геометрических (сварной шов, механические повреждения поверхности труб, коррозионные повреждения) и структурных неоднородностей (границы зерен, неметаллические включения) приводят к неизбежным повреждениям металла вследствие накопления необратимых микропластических деформаций. Увеличение плотности дислокаций и накопление повреждений - это первая стадия процесса разрушения, последующими стадиями которого являются зарождение микротрещин, их стабильный рост и спонтанное разрушение [4-9].

Наряду с КРН возрастает проблема риска при эксплуатации газотранспортной системы в связи с деструкционными процессами в металле труб при их старении. Это явление термодинамически неизбежно в соответствии с квантовокинетической теорией долговечности, исходя из которой величина долговечности твердых тел под нагрузкой т может быть выражена формулами [2, 3]

Т = Т0еи(а)/кт,

где Ща)=и0 - уо; к - постоянная Больцмана; Т - абсолютная температура, уо выражает ту работу, которую в разрушении тела выполняет внешняя сила (напряжение о).

Локальные истинные напряжения в нагруженном теле значительно превосходят средние, и естественно, что именно в этих местах наиболее интенсивно протекает процесс разрушения.

Чувствительность к технологическим и эксплуатационным воздействиям, виды отказов МГ, значимость старения различны для различных поколений свариваемых сталей нефтегазового сортамента - низкоуглеродистых; низколегированных; низколегированных с микролегированием активными карбидообразующими элементами.Влияние коррозионно-активных сред, колебания температуры, рабочих нагрузок и напряжения изменяют с течением времени структуру и свойства эксплуатируемого металла в сравнении с исходными характеристиками. Повторно-статические нагрузки при наличии геометрических (сварной шов, механические повреждения поверхности труб, коррозионные повреждения) и структурных неоднородностей (границы зерен, неметаллические включения) приводят к неизбежным повреждениям металла вследствие накопления необратимых микропластических деформаций. Увеличение плотности дислокаций и накопление повреждений - это первая стадия процесса разрушения, последующими стадиями которого являются зарождение микротрещин, их стабильный рост и спонтанное разрушение [4].

Процессы разрушения интенсифицируются пластической деформацией труб: в зонах двойной пластической деформации, обусловленной технологией изготовления труб (подгибка кромок для сварки и последующая калибровка), участки холодного гнутья, укладка трубопровода с принудительным изгибом при монтаже, деформации трубопровода, вызванные геофизическими процессами и др. С этим связана различная подверженность КРН труб не только разной толщины стенки, но и с одинаковой толщиной стенки, но разных типов изготовления (одношовные, двухшовные).

Из статистических данных (рис. 6) следует, что для одношовных труб влияние на подверженность КРН продольного сварного шва незначительно. С другой стороны, установлено, что в зоне влияния продольного сварного шва двухшовных тонкостенных труб выявляются около 60% всех дефектов КРН. Трубные стали весьма чувствительны к пластической деформации. При деформации более 3-4% резко снижаются циклическая долговечность

Рис. 8. Состав труб системы магистральных газопроводов диаметром 1420 мм

Рис. 9. Скорости роста дефектов КРН в регионе Поволжье по данным ВТД

и сопротивляемость коррозии под напряжением. Зависимости, полученные на рисунке 4, в значительной мере объясняют различную подверженность труб дефектам КРН на длине участка магистральных газопроводов диаметром 1420 мм (рис. 7).

Рисунок 7 показывает, что по всему участку газопровода дефектность КРН тонкостенных труб значительно выше, чем дефектность толстостенных труб. На первой половине участка дефектность КРН тонкостенных двухшовных труб в разы превосходит стресс-коррозионную дефектность одношовных труб с такой же толщиной стенки. На второй половине участка дефектность КРН тонкостенных двухшовных и одношовных труб практически одинаковая. Из этого следует, что на первой половине участка создаются напряжения, которые в зоне влияния продольного сварного шва двухшовных тонкостенных труб приводят к коррозионному растрескиванию под напряжением. Всю серьезность и масштабность проблемы повышенной подверженности дефектам КРН магистральных газопроводов диаметром 1420 мм показывает тот факт, что более 1/3 из уложенных миллионов труб магистральных газопроводов диаметром 1420 мм - двухшовные тонкостенные трубы (рис. 8).

Установлены высокие скорости роста дефектов КРН по данным ВТД (рис. 9). Учитывая, что тонкостенные двухшовные трубы уложены по участкам довольно равномерно, делаем вывод о том, что проблема повышенной подверженности дефектам КРН будет остро обозначаться на протяжении еще не одного десятилетия.

АНАЛИЗ РИСКОВ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ РОССИИ

Эффективная работа системы магистральных газопроводов России в настоящий момент возможна лишь путем наиболее полного использования данных внутритрубной диагностики при оценке вероятности отказов в анализе рисков.

В результате проведения ВТД мы знаем точное распределение опасных дефектов по участкам (рис. 2), их скорости

роста (рис. 9) и факторы, влияющие на зарождение и развитие дефектов [2]. На основе этих данных можно проводить анализ реальных рисков возникновения чрезвычайного события (ЧС или отказа) на газопроводе. На рисунках 10 и 11 приведены функции вероятности наступления ЧС для газопровода «Нитка 4» на момент проведения последней ВТД и через пять лет после проведения последней ВТД соответственно. Рисунки 10-11 показывают, что если уже в настоящее время не начать осуществлять полноценный комплекс мер

по выявлению и устранению как дефектов, так и причин возникновения дефектов магистральных газопроводов, то вероятность отказа системы в ближайшие пять лет может увеличиться в разы.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Магистральная трубопроводная система России вступила в стадию интенсификации отказов в связи с усилением коррозии, преимущественно коррозии под напряжением, и деградационными процессами в металле труб, снижаю-

Рис. 10. Вероятность наступления ЧС для дефектов КРН, общей и местной коррозии, аномальных стыков с использованием данных ВТД. «Нитка 4». Момент проведения последней ВТД

о.о го

о.сиа иле 0.011

¥ 0.012

Й

К

о 0.0 И 0.000 0.064 0.002 0.000

Центральный | Поволжье | Урал | Западная Сибирь

Регион

Рис. 11. Вероятность наступления ЧС для дефектов КРН, общей и местной коррозии, аномальных стыков с использованием данных ВТД. «Нитка 4». Прогноз на пять лет

щими сопротивляемость хрупкому разрушению.

2. Статистические данные неопровержимо свидетельствуют о связи дефектности КРН с толщиной стенки трубы и типом изготовления труб магистральных газопроводов диаметром 1420 мм. Дефектность КРН толстостенных труб в 2 раза ниже дефектности тонкостенны труб. Дефектность КРН тонкостенных двухшовных труб в 2 раза выше дефектности одношовных труб аналогичной толщины стенки, и эта разница проявляется на первой половине участка.

3. Фактор толщины стенки и тип изготовления трубы влияет на дефектность коррозионного растрескивания под напряжением магистральных газопроводов от 51 до 81% в зависимости от региона

4. Значительное различие в дефектности коррозионного растрескивания под напряжением труб магистральных газопроводов диаметром 1420 мм связано с различным уровнем достижимых напряжений в этих трубах и вытекает из необратимых деструкционных процессов, происходящих в металле труб при их старении.

5. Для снижения дефектности КРН магистральных газопроводов недостаточно просто устранять дефекты, выявляемые после внутритрубной диагностики, нужен комплекс мер по снятию с тонкостенных двухшовных труб избыточных напряжений и по их замене в зонах повышенной подверженности КРН на трубы, более устойчивые к возникновению и развитию дефектов КРН.

6. Эффективная работа системы магистральных газопроводов России в настоящий момент возможна лишь путем наиболее полного использования данных внутритрубной диагностики при оценке вероятности отказов в анализе рисков.

Литература:

1. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность трубопроводных систем. - М.: ИЦ «Елина», 2004. - 1104 с.

2. Варламов Д.П., Канайкин В.А., Матвиенко А.Ф., Стеклов О.И. Мониторинг дефектности и прогноз состояния магистральных газопроводов России: Уральский центр академического обслуживания. - Екатеринбург, 2012. - 250 с.

3. Регель В.Р., Слуцкер А.И. Кинетическая природа прочности. Физика сегодня и завтра. - «Наука», Ленинградское отделение, 1973. - С 90-175.

4. Стеклов О.И. Стойкость материалов и конструкций с коррозией под напряжением. - М.: Машиностроение, 1990. -384 с.

Ключевые слова: магистральные газопроводы, внутритрубная инспекция, мониторинг дефектности, коррозионное растрескивание под напряжением, оценка рисков.

ді?оа

А1207

иК140Ш

А£І}75

А1СМС

ППІга

А1214 Елрегі

Аігго мо.-яиііі

Л —І2Ї

А1209

А155С

ІПІКМЗОГ Ш

А1212

іУїйвІєг

АКУСТИЧЕСКИЕ КОНТРОЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ

Приборы для не разрушающего конгроля металлов, пластмасс и беюиа

РАЗРАБОТКА, ПРОИЗВОДСТВО.ПОСТАВКА высокотехнологичной продукции в области ультразвукового неразрушающего контроля различных конструкционных материалов.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ

* Оперативный и высокопроизводительный ультразвуковой контроль сварных швов и изделий из металлов, пластмасс и композитов с подробным документированием полученных результатов.

' Визуализация внутренней структуры объекта контроля в виде наглядного и достоверного изображения в режиме реального времени и возможность оценки реальных размеров обнаруженных дефектов

* Измерений толщины стенок, котлов, сосудов, работающих под давлением, обшивок судов и других изделий из черных и цветные металлов, изделий из стекла чугуна, пластика, а также металлических и пластиковых труб малого диаметра,

Измерение толщины изделий из металла через лакокрасочные, пластиковые {полиэтиленовые) и иные типы изоляционных покрытий без зачистки.

Измерен и е то л щи н ы о бъ ектов ко нтро л я бе 3 применения контактной жидкости по корродированным поверхностям

* Автоматизированный наружный контроль основного металла тела труб без применения контактной жидкосш, с выявлением и регистрацией трещин КРН, расслоений, царапин, каверн, язвенной коррозии.

* А &т о м ат и зи р о ва н ны й на ру жный конт р о л ь сварных швов и околошовной зоны магистральных трубопроводов с автоматической подачей жидкости и возможностью отображения образов дефектов.

Толщинометрия и дефектоскопия конструкций из бетона, железобетона, горных пород и камня с целью поиска инородных включений, полостей, непроливов, расслоений и трещин.

20 ЛЕТ в ИЗМЕРЕНИИ ИННОВАЦИЙ

1Т5596, Г. Москва, ул. Загорьевская, д. 10, корп. 4 Теп./фзкс +7 (495) 984-74-62 {многоканальный) е-ШаИ: markei@aosys.ru * www.aosys.ru

АКС