1. На главную
  2. Электронные версии
  3. Поверхность. Рентгеновские, синхротронные и нейтронные исследования
  4. № 8, 2021

Поверхность. Рентгеновские, синхротронные и нейтронные исследования, 2021, № 8, стр. 106-111

Подповерхностная коррозия как основной деградационный процесс трубопроводной стали 17ГС после 50 лет эксплуатации

Д. В. Жуков a, b, c, К. К. Чаплыгин b, С. В. Коновалов a, b, *, Д. Чэнь a, С. В. Воронин b

a Nanjing University of Science and Technology
210094 Nanjing, China

b Самарский национальный исследовательский университет им. академика С.П. Королева
443086 Самара, Россия

c ООО “Газпром трансгаз Самара”
443068 Самара, Россия

* E-mail: ksv@ssau.ru

Поступила в редакцию 12.01.2021
После доработки 14.02.2021
Принята к публикации 22.02.2021

Полный текст (PDF)

Аннотация

В работе исследована структура и проведена оценка физико-механических свойств стали марки 17ГС, вырезанной из участка магистрального газопровода, находившегося в эксплуатации более 50 лет под рабочим давлением 5.5 МПа. Труба эксплуатировалась в штатном режиме на прямолинейном участке с песчаной засыпкой. Выполнены металлографические исследования, включавшие оптическую и растровую электронную микроскопию для анализа изменений в кристаллической структуре металла. Проведены механические испытания на ударную вязкость и статическое растяжение с целью определения изменений физико-механических свойств. Выполнено сравнение полученных данных с состоянием поставки по сертификату производителя, современными действующими требованиями стандартов и отраслевыми требованиями для труб, подлежащих повторному применению. Выявлено, что значения основных механических свойств стали практически не изменились по сравнению с указанными в сертификате, структурных изменений в металле также не обнаружено. Основным деградационным процессом в рассматриваемом образце является подповерхностная коррозия незначительной глубины, не превышающей 100 мкм. Результаты исследований показывают, что при условиях возникновения в трубах максимальных напряжений, не превышающих предел макроупругости, развитие изменения структуры и изменение механических свойств, происходящие в течение 50 лет, незначительны.

Ключевые слова: подповерхностная коррозия, магистральный газопровод, длительная эксплуатация, электронно-растровой микроскопия, механические свойства, микропластичность.

ВВЕДЕНИЕ

Большая протяженность газопроводов и их высокая металлоемкость подразумевают значительную стоимость при строительстве и длительный срок окупаемости. Для сокращения производственных затрат эксплуатирующими организациями применяется как практика продления срока службы, так и практика повторного применения труб [1], вырезанных из заменяемых участков при проведении реконструкции или капитального ремонта. Такие трубы паспортизируются, подвергаются неразрушающему контролю, ремонтируются (при наличии ремонтопригодных дефектов) и повторно используются в составе газопроводов III–IV категорий в соответствии с требованиями отраслевого стандарта СТО Газпром 2-2.3-1178-2019. Для определения возможности продления эксплуатации или вторичного использования труб в составе газопроводов и обеспечении такими газопроводами заданных сроков службы проводятся расширенные исследования, позволяющие определить характер и влияние протекающих в них деградационных процессов.

Проведенные исследования металла продолжительно эксплуатировавшихся газопроводов показывают, что изменения в механических свойствах происходят неравномерно во времени и значительно зависят не только от срока эксплуатации, но и от внешних условий, внутреннего давления, марки материала, способа изготовления труб и других факторов. Основными деградационными факторами являются коррозия, стресс-коррозия, развитие производственных дефектов и старение материалов.

Причины развития стресс-коррозии в металле труб приведены в значительном количестве исследований [2–4], ведутся исследования по методам оценки параметров трещин [5] и возможности продолжения эксплуатации трубопроводов с такими повреждениями [6]. Стресс-коррозия и некоторые производственные дефекты [7] проявляются на поверхности объектов и могут быть обнаружены при периодическом контроле, в то время как процессы старения материалов протекают без видимых внешних повреждений. Основным фактором старения низкоуглеродистых сталей, приведенным в работах [8–12], является снижение ударной вязкости до 30% от начальных значений. Предел текучести и временное сопротивление изменяются незначительно. При этом отмечается значительное влияние внешней среды, марки стали и условий эксплуатации.

В цели данной работы входило получение обоснованных данных о физическом состоянии и свойствах металла, а также выявление действующих деградационных процессов, начинающиеся с наружной поверхности труб после длительной эксплуатации.

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Объектом исследования являлся фрагмент электросварной прямошовной стальной трубы из стали марки 17ГС класса прочности К5, имеющий диаметр 530 мм и толщину стенки 7.5 мм. Объект был вырезан из магистрального газопровода, работающего под внутренним избыточным давлением 5.5 МПа, после длительной эксплуатации, превышающей 50 лет, год начала эксплуатации 1968.

Образцы для испытаний вырезали из фрагмента трубы на токарно-фрезерных станках при медленных режимах резания для недопущения перегрева стали более 70°С.

Микрошлифы образцов исследовались методом световой оптической микроскопии (ОМ) с увеличением от ×50 до ×500 на бинокулярном оптическом металлографическом инвертированном микроскопе МЕТАМ ЛВ-31 (АО “ЛОМО”, Россия). Анализ микроструктуры образцов проводили методом растровой электронной микроскопии (РЭМ), элементный состав определяли методом рентгеноспектрального микроанализа (РСМА). При этом использовали сканирующий электронный микроскоп TESCAN (Tescan, a.s., Чехия) с приставкой для рентгеноспектрального микроанализа с программным обеспечением VEGA. Рабочее увеличение составляло до ×300.

Образцы для микроскопии длиной от 40 до 45 мм были вырезаны в продольном и поперечном направлениях, а также из участков с продольным и кольцевым сварными швами. Микрошлифы изготавливали с применением материалов Aka-Clear (Akasel A/S, Дания), шлифовали на металлографическом шлифовально-полировальном станке LS2 + LSA (Remet, Италия). Перед непосредственным осмотром проводилось травление шлифов в четырехпроцентном растворе азотной кислоты в спирте.

Испытания на статическое растяжение проводились на разрывной машине ИР5113-100 (ОАО “Точприбор”, Россия). Исследовали шесть образцов, вырезанных из тела труб по обе стороны кольцевого шва. Испытания проводили при температуре окружающей среды (21°С).

Для испытания на ударную вязкость по методу Шарпи с V-образным надрезом было изготовлено восемь образцов, размерами 55 × 7 × 10 мм. V-образные выемки глубиной 2 мм наносились механическим способом. Испытания проводились на маятниковом копре ИО 5003-0.3 с криокамерой ККМ-1М (ООО “ЗИП”, Россия) при температуре образцов –40°C.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

Внешний осмотр, анализ условий эксплуатации

При первичном осмотре была отмечена хорошая адгезия изоляции к трубе. Использовалась характерная для времени укладки трубы битумная изоляция толщиной до 7–8 мм. Следы коррозии присутствовали в незначительном количестве и представляли собой редкие пятна рыжего цвета диаметром до 7 мм. Перед осмотром непосредственно поверхности металла образца была произведена механическая очистка от остатков изоляции и коррозионного налета медными проволочными щетками до характерного металлического блеска. При внешнем осмотре значительных коррозионных каверн и язв не обнаружено. Состояние металла свидетельствует об отсутствии факторов повреждения изоляционного покрытия и правильной организации электрохимической защиты на всем протяжении эксплуатации. Объект обследования был проложен на глубине от 0.8 до 1.1 м на прямолинейном участке газопровода с песчаной подушкой и засыпкой. Случаев превышения рабочих параметров за весь период эксплуатации не зафиксировано.

Металлографический анализ

Микроструктурные исследования были выполнены как для основного металла трубы, так и на продольном и кольцевом сварных соединениях. Основной металл имеет характерную для доэвтектоидных сталей феррито-перлитную структуру без явно выраженной анизотропии проката. Внешним свидетельством старения и охрупчивания материала в соответствии с [8, 9] является уменьшение и перемещение перлитных колоний к границам зерен. При этом карбиды, выделяющиеся на границах зерен, приводят к снижению ударной вязкости. Отсутствие в рассматриваемых образцах скоплений перлитных колоний по границам зерен свидетельствует о слабых или практически отсутствующих микропластических деформациях, происходивших в рассматриваемом объекте, и низких действующих в металле напряжениях. Анализ условий эксплуатации подтверждает равномерность действующих нагрузок. Цикличность от изменения внутреннего давления от 0.0 до рабочих 5.5 МПа находилась в пределах от 2 до 8 в год, в среднем удерживаясь в пределах 4.0–5.0 МПа.

Продольный шов выполнен автоматической дуговой сваркой под флюсом. Относительно равномерная ферритоперлитная структура шва свидетельствует о последующей термообработке. Зона сплавления отличается от основного металла включениями зернистого перлита при преобладании пластинчатого. Околошовная зона имеет большее количество участков с перлитом по краям зерен, чем зона основного металла и зона сплавления.

Кольцевое сварное соединение выполнено ручной дуговой сваркой. Структура шва с явно выраженным зональным разделением. Зона сплавления феррито-перлитная с пластинчатым и зернистым перлитом, при этом основная масса зерен перлита более узкая, чем всего металла в основном. Зона сплавления имеет явно выраженную видманштеттову структуру, характерную для участков перегрева.

Анализ микроструктуры шлифов не выявил явно выраженных деградационных процессов в структуре стали. Однако осмотр образцов показал наличие подповерхностной коррозии (рис. 1) с внешней стороны стенки трубы (практически на всем протяжении). Толщина слоя составила от 20 до 100 мкм. Такая коррозия практически не обнаруживается при внешнем осмотре, но выявляется с помощью оптической микроскопии. При значительном развитии такие повреждения могут накапливаться и приводить к вспучиванию и расслоению металла.

Рис. 1.

ОМ-изображение поверхности металла трубы с внешней стороны до травления.

При осмотре поверхности внутренней стороны стенки трубы подповерхностной коррозии не зафиксировано. Отмечены незначительные, глубиной до 80 мкм, не протяженные поверхностные язвы без следов продолжающегося растрескивания. Отсутствие коррозионных повреждений с внутренней стороны обусловлено слабой коррозионной агрессивностью транспортируемого продукта (природного газа) и отсутствием прямого доступа и воздействия внешней окружающей среды. Кроме того, антикоррозионным свойством обладают также тяжелые фракции углеводородов, в небольшом количестве содержащиеся в транспортируемом газе и осаждающиеся на внутренней стороне стенки трубы.

Растровая электронная микроскопия

При исследованиях методами РЭМ и РСМА проведен анализ элементного состава зон подповерхностной коррозии тела трубы, выявленной при оптической микроскопии. Глубина распространения подповерхностной коррозии на рассматриваемом участке (рис. 2) составляет 20–50 мкм.

Рис. 2.

РЭМ-изображение и результаты РСМА участка трубы с внешней стороны.

Разделяющий слой загрязнен углеродом, попавшим при диффузионных процессах из изоляционных материалов и окружающей органики, также отмечено наличие солей натрия и кальция, являющихся составными частями грунтовых вод. Зафиксировано наличие оксидов железа, кремния и алюминия. Элементный состав анализируемых участков приведен в табл. 1. Выполнено картирование исследуемого участка (рис. 2), из которого следует, что во внешнем отслаивающимся слое присутствуют локальные участки с повышенным содержанием марганца и алюминия. Углерод распространяется по всей протяженности коррозионного отслоения между внешним и основным слоями металла. Кроме того, отмечены следы растрескивания и развития коррозии вглубь основного металла, однако повреждения не превышают 50 мкм, в основном лежат в пределах до 25 мкм и представлены небольшими разнонаправленными растрескиваниями и коррозионными язвами.

Таблица 1.  

Элементный состав анализируемых участков

Элемент Номер спектра
1 2 3 4
C 0.17 0.16 50.78 11.32
O 2.47 – 28.09 34.49
Na – – 1.44 –
Al – – 2.32 0.64
Si 0.85 0.84 4.85 0.83
S – 0.04 – –
Ca – – 0.71 –
Cr – 0.59 – 0.51
Mn 1.25 1.56 – 0.54
Fe 95.26 96.81 11.81 51.67

Механические испытания

В работах [8–12] показано, что основным фактором старения труб является уменьшение ударной вязкости. Ударная вязкость трубы по сертификату указана в пределах 49–78 Дж/см2. При испытаниях ни один из образцов не показал значений меньше нижнего предела сертификата (рис. 3). При этом значения вязкости превышают минимально допустимые по требованиям ГОСТ 19 281-2014 и СТО Газпром 2-2.3-1178-2019. Среднее значение ударной вязкости составило 66.1 Дж/см2. Выполнены испытания на статическое растяжение (табл. 2). Результаты испытаний не выявили отклонений от нормативных показателей, характерных для низкоуглеродистой стали 17ГС.

Рис. 3.

Сводные результаты испытаний на ударную вязкость.

Таблица 2.  

Результаты испытаний металла труб на статическое растяжение

Измеряемый параметр Нормативные документы Результаты
испытаний
(среднее)
Сертификат
(ЧМТУ 1025-63) 		ГОСТ
19 281-2014 		СТО Газпром
2-2.3-1178-2019
Предел прочности, Н/мм2 540–610 450 510 571
Предел текучести, Н/мм2 390–450 325 350 407
Относительное удлинение ОМ, % 22–27   21   20    25.4

Анализ действующих напряжений

В работах [13–15] рассматриваются условия, при которых внутри зерен или между ними начинается микропластическая деформация, приводящая к перемещению дислокаций в металле или зарождению усталостных трещин. В [14] такая граничная нагрузка выражена через предел макроупругости. Для металла трубы марки 17ГС предел макроупругости составляет ~65% от предела текучести и находится в районе 260–270 МПа. В трубопроводах, работающих в условиях избыточного внутреннего давления, наиболее значительными являются кольцевые напряжения, рассчитываемые по формуле:

(1)
${{\sigma }_{{rs}}} = \frac{{pD}}{{2S}} = 188.8{\text{\;МПа,}}$
где p – внутреннее избыточное давление, МПа; D – внутренний диаметр, мм; S – толщина стенки трубы, мм.

Максимальные возникающие внутренние кольцевые напряжения в трубопроводе составляют 54% от предела текучести и ~70% от предела макроупругости.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенные комплексные исследования металла трубы газопровода из стали 17ГС (диаметром 530 мм и толщиной стенки 7.5 мм) после 50-ти лет эксплуатации при внутреннем давлении до 5.5 МПа показали, что в условиях правильной эксплуатации, обеспечивающей неизменное проектное положение и защиту от коррозии, механические свойства труб практически не изменяются и сохраняются в пределах заводских параметров. Обнаружено, что основная деградация труб происходит по схеме подповерхностной коррозии, однако глубина повреждений, накопленная за 50 лет эксплуатации, не превысила 100 мкм.

При сравнительном анализе механических свойств трубной стали с требованиями действующих на данный момент ГОСТ и отраслевых нормативных документов выявлено, что структура металла и его механические свойства удовлетворяют всем действующим требованиям.

Таким образом, можно сделать вывод, что при эксплуатации трубопроводов с внутренними кольцевыми напряжениями, не достигающими предела макроупругости, структурные и механические изменения, развивающиеся в течении 50 лет, незначительны. Возможно продолжение эксплуатации таких объектов при штатных параметрах.

Список литературы

  1. Велиюлин И.И., Велиюлин Э.И., Аннаков Б.Д., Филатов А.А. // Территория “НЕФТЕГАЗ”. 2017. № 9. С. 96.

  2. Panagopoulos C.N., Georgiou E., Giannakopoulos K.I., Orfanos P.G. // Metals. 2018. № 8(8). P. 578. https://doi.org/10.3390/met8080578

  3. Карпов С.В., Ширяпов Д.И., Алихашкин А.С. // Вести газовой науки. 2016. № 3. С. 143.

  4. Afanasyev A.V., Mel’nikov A.A., Konovalov S.V., Vaskov M.I. // International Journal of Corrosion. V. 2018. P. 1258379. https://doi.org/10.1155/2018/1258379

  5. Афанасьев А.В., Мельников А.А., Савин Д.В., Жуков Д.В., Васьков М.И. // Ползуновский вестник. 2018. № 4. С. 170. https://doi.org/10.25712/ASTU.2072-8921.2018.04.034

  6. Арабей А.Б., Мелёхин О.Н., Ряховских И.В., Богданов Р.И., Абросимов П.В., Штайнер М., Маревски У. // Вести газовой науки. 2016. № 3. С. 4.

  7. Zhukov D., Konovalov S., Afanasyev A. // Engineering Failure Analysis. 2020. V. 109. P. 104359. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2019.104359

  8. Nykyforchyn H., Lunarska E., Tsyrulnyk O., Nikiforov K., Gabetta G. // Materials and Corrosion. 2009. № 9. P. 716. https://doi.org/10.1002/maco.200805158

  9. Panin S.V., Vlasov I.V., Maruschak P.O., Eremin A.V., Berto F., Syromyatnikova A.S., Vinogradov A. // Engineering Failure Analysis. 2019. V. 102. P. 87. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2019.04.036

  10. Panin S.V., Maruschak P.O., Vlasov I.V., Syromyatnikova A.S., Bolshakov A.M., Berto F., Prentkovskis O., Ovechkin B.B. // Procedia Engineering. 2017. № 178. P. 597. https://doi.org/10.1016/j.proeng.2017.01.117

  11. Яковлева Е.А., Мотовилина Г.Д., Хлусова Е.И. // Вопросы материаловедения. 2019. № 2(98). С. 11. https://doi.org/10.22349/1994-6716-2019-98-2-11-19

  12. Зарипов Р.Ф., Коробков Г.Е. // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. № 2(124). С. 52. https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2020-2-52-61

  13. Ustrzycka A., Mróz Z., Kowalewski Z.L., Kucharski S. // International Journal of Fatigue. 2020. V. 131. P. 105342. https://doi.org/10.1016/j.ijfatigue.2019.105342

  14. Нохрин А.В., Чувильдеев В.Н. // Вестник Нижегородского университета им. Н.И. Лобачевского. 2010. № 5(2). С. 171.

  15. Tian Q., Luo H., Yi R., Fan X., Ma E., Shi D., Gao J. // Materials Science and Engineering: A. 2020. V. 771. P. 138645. https://doi.org/10.1016/j.msea.2019.138645

Дополнительные материалы отсутствуют.

Инструменты

следующая статья выпуска предыдущая статья выпуска содержание выпуска

Поверхность. Рентгеновские, синхротронные и нейтронные исследования

Архивы выпусков Информация о журнале Отправить рукопись в журнал