Все существующие методы предотвращения аварийных разрушений магистральных газопроводов по причине КРН принято разделять на две большие группы (рисунок 1) [1, 2, 3]:
- методы, связанные с предотвращением образования и развития КРН;
- методы, связанные со своевременным выявлением и устранением дефектов КРН.
Рисунок 1 – Методы предотвращения аварий по причине КРН магистральных газопроводов
Решения, направленные на предотвращение КРН.
В настоящее время известны следующие методы предотвращения образования и развития стресс-коррозионных дефектов [1]:
- снижение напряженного состояния газопроводов. Выдвигались предложения о снижении рабочего давления в ходе эксплуатации магистральных газопроводов таким образом, чтобы напряжения в металле труб не превышали 0,5 от предела текучести. Однако данное решение экономически нецелесообразно в силу серьезного снижения пропускной способности;
- повышение качества изоляционных покрытий. Решение проблемы влияния коррозионной среды может решаться путем нанесения на трубы качественной трехслойной полиэтиленовой изоляции, нанесенной в заводских условиях, желательно использовать этот вид изоляции для новых газопроводов. Кроме того, разрабатываются изоляционные покрытия, включающие в свой состав ингибиторы коррозии. Однако применение современных заводских защитных покрытий или покрытий с ингибирующими композициями сопровождается большими финансовыми затратами;
- повышение эффективности катодной защиты. Повышение эффективности работы станции катодной защиты с учетом ее возможного влияния на образование и развитие стресс-коррозионных дефектов является активно развивающимся направлением, но также не позволяет свести вероятность к нулю [4];
- изменение свойств агрессивной коррозионной среды (грунта);
- применение коррозионностойких труб. Одним из важных направлений предотвращения КРН магистральных газопроводов является повышение коррозионной стойкости непосредственно самих труб. Данный эффект может достигаться как разработками, направленными на получение новых, более совершенных, марок сталей, так и увеличением толщины стенки трубы;
- постепенное снижение доли двухшовных труб, используемых при строительстве газопроводов или же применение их по возможности на второй половине участка газопровода;
- постепенная замена тонкостенных труб в рамках программы переизоляции участков газопроводов;
- проведение термической обработки металла труб на стадии производства в целях снятия остаточных напряжений;
- искусственное повышение несущей способности тонкостенных труб путем увеличения толщины стенки с помощью бандажирования металлической лентой или высокопрочными полимерными материалами. Данный метод, конечно, требует технологической отработки, особенно в трассовых условиях, но преимущество его в возможности одновременного решения двух главных вопросов: повышение несущей способности труб, обеспечивающее вывод на проектное давление, и нанесение высококачественной изоляции газопроводов, находящихся длительное время в эксплуатации.
Решения, направленные на своевременное выявление и ремонт дефектов КРН.
Главная опасность дефектов КРН кроется в трудности прогнозирования мест возникновения этих повреждений и их непредсказуемом поведении. Единственным средством достоверного выявления повреждений магистральных газопроводов по механизму общей коррозии и КРН, наличия вмятин, гофр и других видов дефектов, на подземных коммуникациях является внутритрубная диагностика.
На сегодняшний день существует ряд нормативных документов, регламентирующих эксплуатацию газопроводов, потенциально подверженных стресс-коррозионному растрескиванию. В них в качестве базового используется алгоритм, основанный на определении периода внутритрубной диагностики (ВТД) (рисунок 2) [5, 6, 7, 8].
Рисунок 2 – Алгоритм определения времени до очередного проведения внутритрубной диагностики для выявления КРН
Однако данная методика, несмотря на детальную проработку, имеет ряд существенных недостатков [1]:
- наличие участков магистральных газопроводов, на которых применение ВТД невозможно. На сегодняшний день, более половины газопроводов ЕСГ недоступны для использования внутритрубной диагностики. Это связано с наличием большого количества «неравнопроходных» участков, сильно искривленных участков и участков, не оборудованных камерами приема и пуска очистных и диагностический устройств;
- индивидуальные особенности участков, потенциально предрасположенных к КРН (степень увлажненности, тип, рН грунта и т.д.) не учитываются базовым алгоритмом;
- высокая стоимость мероприятий по проведению ВТД;
- несмотря на высокий технологический уровень, современные средства внутритрубной диагностики способны выявить лишь дефекты размерами превышающие 15% от толщины стенки трубы, что делает возможным развитие стресс-коррозионных трещин до критических размеров в период между пропусками средств ВТД.
Кроме средств внутритрубной диагностики сегодня активно развиваются и другие методы контроля, способные выявлять дефекты КРН (наземная электрометрия, вихретоковый и акустический контроль). Известен также метод определения дефектных участков, основанный на измерении намагниченности газопровода. Однако данный метод не позволяет идентифицировать дефект, а дает лишь интегральную оценку объекта, указывая на аномальные участки. Перечисленные здесь методы крайне трудоемки и нереализуемы без проведения шурфовки. Поэтому единственным эффективным методом на сегодняшний день остается использование внутритрубных диагностических снарядов с поперечным намагничиваением [8].
В зависимости от выявленных дефектов основного металла труб и сварных соединений газопроводов (поверхностные и внутренние дефекты), параметров (длина, ширина, глубина), их количества (отдельно расположенные единичные дефекты, групповые дефекты) и типоразмеров, а также технических характеристик газопроводов (диаметр, толщина стенки, класс прочности трубной стали), условий их прокладки (подземная, наземная, надземная) и эксплуатации (категории) могут применяться следующие методы ремонта газопроводов:
- ремонт непротяженных участков методом замены с временным выводом ремонтируемых участков из эксплуатации или прокладки лупингов;
- ремонт сваркой (наплавкой, заваркой), вваркой заплат или приваркой патрубков с временным выводом ремонтируемых участков из эксплуатации;
- ремонт стальными сварными муфтами под давлением с транспортировкой или без транспортировки газа или с временным выводом ремонтируемых участков из эксплуатации.
Принимая во внимание указанные методы, предложен алгоритм выбора оптимальных методов ремонта труб, позволяющий учитывать текущее состояние металла в дефектных зонах и обеспечить требуемую сопротивляемость разрушению отремонтированных участков (рисунок 3).
Рисунок 3 – Алгоритм выбора оптимальных методов устранения дефектов
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Абдрахманов Р.Р., Шарнина Г.С. Анализ методов предотвращения коррозионного растрескивания под напряжением магистральных газопроводов. – Трубопроводный транспорт – 2018: тезисы докладов XIII Международной учебно-научно-практической конференции / редкол: Р.Н. Бахтизин, С.М. Султанмагомедов и др. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2018. – С. 290-292.
2. Александров, Ю. В. Выявление факторов, инициирующих развитие разрушений магистральных газопроводов по причине КРН / Ю. В. Александров // Практика противокоррозионной защиты. – 2011. - №1. – С. 22-26.
3. Арабей А. Б. Закономерности и зависимости коррозионного растрескивания под напряжением магистральных газопроводов с учетом влияния параметров трубной продукции / А. Б. Арабей, Т. С. Есиев, И. В. Ряховских // Тезисы Третьей международной конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (GTS-2009). – М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2009. – 122 с.
4. Нохрин, А. В. Старение сталей труб магистральных газопроводов / А. В. Нохрин, В. Н. Чувильдеев // Вестник Нижегородского университета им. Н. И. Лобачевского. – №5(2). – 2010. – С. 171-180.
5. СТО Газпром 2-2.3-253-2009. Методика оценки технического состояния и целостности газопроводов. – Введен 30.09.2009. – М.: Газпром экспо, 2009. – 73 с.
6. СТО Газпром 2-2.3-419-2010. Инструкция по обследованию и определению стресс-коррозионного (технического) состояния технологических перемычек и участков магистральных газопроводов между охранными кранами
7. СТО Газпром 2-3.5-454-2010 Правила эксплуатации магистральных газопроводов. – Введ. 24.05.2010. – Взамен ВРД 39-1.10-006-2000*. – М.: ООО «Газпром экспо», 2010. – 229 с.
8. СТО Газпром 2-2.3-095-2007. Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов. – Введен 28.08.2007. – М.: ИРЦ Газпром, 2007. – 91 с.
