1. Физико-химические и структурные изменения стали трубы при длительной эксплуатации.
2. Изменение механических характеристик стали при длительной эксплуатации.
3.Определение установленного давления и остаточного ресурса с учетом старения стали трубы.
10.1. Физико-химические и структурные изменения стали трубы при длительной эксплуатации.
Деформационное старение малоуглеродистой стали, впервые было обнаружено Баушенгером (1888г.), Чернов Д.К. (1898 г.) также наблюдал деформационное старение в мягких сталях. Современные представления на достаточно высоком научном уровне для ряда сплавов были сформированы только к 1949 г.
По настоящее время теорию деформационного старения развивали Новоглинов В.Б., Гусенков А.П., Гриднев В.Н., Говрилюк В.Г., Морозов Е.М. и Ямалеев К.М. – для целого ряда малоуглеродистых низколегированных труб нефтепроводов, пробывших в эксплуатации до 40 лет.
В исходном состоянии (сразу после изготовления) малоуглеродистая сталь представляет собой сочетание зерен феррита с примесями и цементита.
Феррит - твердый раствор углерода (С) в α-железе (Fe2) (вкрапление атомарного углерода).
Цементит - химическое соединение железа с углеродом -железоуглерод - Fe3C.
Примеси феррита: N - азот - 10-5 %;
С - избыточный углерод - 10-7%.
Было установлено, что в малоуглеродистых, в т.ч. и низколегированных сталях при деформациях в процессе эксплуатации происходят сложные изменения тонкой структуры и их структурно-чувствительных свойств (чувствительных к изменению структур), вследствие физико-химических превращений (изменений) в составе кристаллической структуры.
Основные фазовые превращения, изменения и процессы:
1) превращение феррита;
2) распад твердых перенасыщенных растворов феррита и цементита и сопровождающие этот распад химико-физические процессы;
3) мартенситные превращения;
4) упорядочение структуры;
5) полиморфные превращения.
Главную роль в малоуглеродистых сталях играет первый процесс и последующие изменения структуры.
10.1.1. Превращение феррита.
Твердый перенасыщенный раствор феррита (которого много в малоуглеродистой стали) сдержит некоторое количество азота и избыточного углерода. Оказывается, при деформировании структуры стали, азот образует нитриды железа (Fe2N5), а избыточный углерод - карбиды железа (Fe2C5). Основную роль в процессе старения стали играют нитрид железа и избыточный углерод, растворимость и подвижность которых в кристаллической решетке выше в 20 раз, чем у углерода, а также карбид железа. Поскольку нитрид и карбиды располагаются по границам зерен, то при деформации имея большую подвижность и меньшую механическую прочность эти включения дробятся. Так зарождаются дислокации деформационного старения, что выражается, прежде всего, в охрупчивании стали, т.е. в снижении ударной прочности при одновременном некотором увеличении предела пластичности за счет потери пластических свойств при охрупчивании структуры.
10.1.2. Распад цементита.
Цементит представляет собой соединение железа с углеродом в соотношении 3:1(железоуглерод).
При деформации цементит распадается с выделением перлита и феррита и выделением свободных атомов углерода, что тоже приводит к увеличению Fe2C5, увеличению дислокаций, т.е. дефектов кристаллической решётки, и дополнительному опережению вязкого сопротивления структур.
Распад цементита и превращение феррита являются основными причинами структурных изменений и изменений механических свойств в трубных низколегированных сталях.
10.2 Изменение механических характеристик сталей в процессе деформационного старения.
В процессе структурных изменений при деформационном старении изменяются следующие характеристики низколегированных сталей:
- ударная вязкость, МДж/м2; - снижается
- предел прочности , МПа; - возрастает (незначительное)
- предел текучести , МПа; - несколько возрастает
- число циклов до разрушения при малоцикловой деформации - уменьшается.
Д.т.н. Ямалеевым К.М. было исследовано деформационное старение большого числа образцов нефтепроводных труб из стали 17ГС, 14ХГС, 19Г, 14ГН, Х52, 10Г2С и др. Некоторые результаты представлены ниже:
а) ударная вязкость для стали 17ГС
Таблица 11.1.
Марка стали | Время эксплуатации, лет | Ударная вязкость КСV, МДж/м2 при температуре: | |
Т=200 | Т=-400 С | ||
17ГС | 0 16 19 29 | 0,6…0,7 0,43 0,46 0,30 | 0,40 0,23 0,18 0,13 |
б) число циклов до разрушения при малоцикловой деформации для стали 17ГС при амплитуде деформации образца изгибом А=27 мм.
Таблица 11.2.
Время эксплуатации, лет | 0 | 12 | 16 | 19 | 29 | 31 |
Число циклов на момент разрушения, N | 45000 | 40000 | 34900 | 33000 | 27500 | 24900 |
в) для малоуглеродистых низколегированных нетермообработанных сталей σВ и σ0,2 несколько увеличивается (деформационное упрочнение), но абсолютные данные не приводятся, а приводятся специально разработанные характеристики деформации или старения.
(1); (2).
Рис.10.1.
Для 17ГС: σв → возрастает на 3…4% за 30 лет;
σ0,2 → возрастает на 30% за 30 лет.
г) коэффициент упрочнения - kу:
(10.1)
Где - предел прочности длительно эксплуатируемой стали;
- предел прочности стали в начале эксплуатации.
д) коэффициент деформационного стали сt:
(10.2)
где – число циклов до разрушения стали в исходном состоянии (до начала эксплуатации);
– число циклов деформации, которому фактически подвергалась сталь в процессе работы ( ) через лет - определяется по расчетам и статической обработке данных диспетчерских журналов;
– количество циклов до разрушения при испытании образца стали трубы, находившегося в эксплуатации лет.
Таблица 3.
Коэффициенты kу и сt для стали 17ГС.
Время эксплуатации, лет | 0 | 12 | 16 | 19 | 29 | 31 |
kу | 1 | 1 | 1,01 | 1,02 | 1,03 | 1,04 |
СD | 1 | 1,08 | 1,14 | 1,23 | 1,29 | 1,35 |
Коэффициенты kу и сt, а также число циклов используются для определения остаточного ресурса и установления рабочего давления длительно действующих нефтепроводов.
10.3. Определение установленного рабочего давления и остаточного ресурса с учетом старения стали трубы.
10.3.1. Установленное рабочее давление – это разрешенное рабочее давление в нефтепроводе, определяемое с учетом старения метала трубы.
Из СНиП 2.05.06-85* можно вывести формулу максимального допустимого рабочего давления, позволяющую рассчитать давление по расчетному сопротивлению R1 через кольцевые напряжения и заданную толщине стенки трубы.
Известно:
(*)
Вместо , с учетом n→ (*).
Получаем:
(**),
где (***),
Где m – коэффициент условий работы;
n – коэффициент надежности по нагрузке;
k1 - коэффициент надежности по материалу;
kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода.
С учетом kу и сD:
(10.3)
или
(10.4)
10.3.2. Остаточный ресурс стенки трубы нефтепровода может контролироваться исходя из формулы (11.2) следующим образом:
1) по диспетчерским журналам устанавливается число циклов нагружения нефтепровода к моменту определения ресурса ;
2) по документам на сталь и данным испытания до начала эксплуатации определяется ;
3) зная рекомендованные значения сt из таблиц для интересующего интервала лет, вычисляется остаточное число циклов нагружения теоретическое:
; (10.5)
4) зная число циклов нагружения в год из статической обработки, , можно прогнозировать ресурс:
. (10.6)
Для контроля можно сделать выборочные разрезы стенки трубы в интересующих местах, испытать образцы и получить . Если обеспечивается условие: ≈ (10.7), то прогноз правилен.