Химический состав судостроительных сталей повышенной хладостойкости

 

		Массовая доля, %
ТУ	Марка стали				S	Р
		С	Мп	Si			Сг	Ni	Си	Мо	А1	V	Nb
					Не более
ТУ14- 14603-89	10ГНБ-Ш	0,08-0,11	1,15-1,65	0,10-0,40	0,012	0,015	<0,30	0,65-1,05	И 0,30	-	0,02-0,06	-	0,05
	10ГНБ-Ш			<0,40					-	-		-
	10ХНДМ-СШ		0,30-0,65	0,20-0,40			0,35-075	0,50-0,90	0,40-0,65	0,05-0,17		0,05	_
	10ХНДМ-Ш			<0,40									-
ТУ 14- 1-4694-89	12ХН2МД	0,09-0,13	0,45-0,75	0,20-0,40	0,03	0,03	1,05-1,30	1,80-2,20	0,35-0,65	0,10-0,18	По	По	-
											расчету	расчету
	12ХН2МД-Ш				0,012	0,015					0,03	0,03	-
ТУ 14- 1-3824-84	12ХНЗМД-Ш	0,10-0,14	0,60-0,90	0,20-0,40	0,012	0,015	0,8-1,1	2.80-3,20	0,60-0,90	0,35-0,45	0,02-0,06		-
	ЛИСТ										По
	12ХНЗМД-Ш	0,08-0,12	0,50-0,90		0,010					0,18-0,30	расчету		-
	профиль										0,03
	12ХН4МБД-Ш	0,09-0,13	0,40-0,70		0,010		0,60-0,90	3,50-4,00		0,35-0,45	0,02-0,06		0,02-0,05
ТУ 14-1 -868-90	ОН9-СШ*	50,10	0,40-0,70	0,20-0,40	0,010	0,015	<0,40	7,8-9,2	<0,40	-	0,02-0,06	-	0,02-0,05
	ОН99-Ш*			<0,40						-		-

Ti = 0,02-0,05 %; As < 0,08 %; Са < 0,03 % (по расчету).

 

 

Т а б л и ц а 12.33.

Механические свойства хладостойких судостроительных сталей

Марка стали	Толщина проката, мм	sвМПа	s0,2, МПа, не менее	d	y	yz %	KV, Дж, не менее, при температуре, °С
				%, не менее			-30	-40	-50	-60	-180
10ГНБ-СШ	10-25	510-690	390	20						78
	26-40	470-620	355	21	-	-	-	-	-		-
10ГНБ-Ш	10-40	19ГНБ-Ш	390	21	-	35	-	-	-	78	-
10 ХНДМ -СШ	10-32	510-690	390	19	-	-.	-	-	63	-	-
	33-40				-	-	-	78	-	-	-
10ХНДМ-Ш	10-32		390	20	-	35	-	-	63	-	-
	33-^0				-		-	78	-	-	-
12ХН2МД	10-70	510-710	490	20	55	-	-	47	-	-	-
	71-100	520-650	440	19	55	-	47	-	-	-	-
12ХН2МД-Ш	10-70	570-710	490	21	60	35	-	-	78	-	-
12ХНЗМД-Ш	70-130	670-810	590	16	55	35	-	-	58	-	-
12ХНЗМД-Ш	По ТУ	588-686	637	18	55	-	-	78	-	-	-
12ХН4МДБ-Ш	70-130	745-890	690	16	55	35	-	-	78	-	-
ОН9-СШ	10-32	>580	500	19	55	-	-	_	-	-	35
ОН9-Ш	20-80	>580	500	19	55.	—	—	-	—	—	60

 

 

В ЦНИИ КМ " Прометей" в последние годы разработаны новые хладостойкие стали в соответствии с условиями эксплуатации в условиях Крайнего Севера. Стали поставляются по ТУ в зависимости от уровня прочности:

Стали нормальной прочности по ТУ 5.961 – 11844-2004,

Стали повышенной прочности по ТУ 5.961 – 11679-2005,

Стали высокой прочности по ТУ 5.961 – 11679-2005, ТУ 5.961 – 11845-2004.

Длина листов 4500-11500мм

Механические свойства сталей представлены в табл. 12.34

Т а б л и ц а 12.34

Хладостойкие стали для мореходной техники, судов и сооружений, эксплуатируемых в условиях Крайнего Севера.

 

Марки, Уровень прочности	Временное сопротивление Rm’, МПа	Предел текучести Re’, МПа	Относительное удлинение А5, %	Работа удара KV Дж /Z%	Температура определения работы удара °С	Сэкв не более	Толщина/ ширина листа мм	Р ,%
Нормальная прочность DCB,ECB,FCB	400¸520	235	22	40	-20 -40 -60	0.26	10¸40/ 1500-3200	-
Повышенная прочность D32CB,E32CB,F32CB D32W,E32W,F32W D36CB,E36CB,F36CB D36W,E36W,F36W D40CB,E40CB,F40CB D40W,E40W,F40W	440¸590 440¸590 490¸620 490¸620 510-650 510-650	315 315 355 355 390 390	22 22 21 21 20 20	50/-  "/35 50/- " /35 50/- "/35	Категория D:-20°С, E:-40°С, F:-60°С	0.34 0.34 0.36 0.36 0.38 0.38	10¸50/ 1500-3200	-
Высокая Прочность D450CB,E450CB,F450CB D450W,E450W,F450W D500CB,E500CB,F500CB D500W,E500W,F500W D690CB,E690CB,F690CB D690W,E690WF690W	550-700 550-700 610-770 610-770 770-900 770-900	450 450 500 500 690 690	19 19 18 18 15 15	60/- 60/35 60/- 60/35 78/35 78/35	D:-20°С, E:-40°С, F:-60°С	- - - - - -	10-40/ 1500-3200     8-35/ 1500-3200	0.22 0.22 0.28 0.28 0.32 0.32

 

Z- относительное сужение,%

Р - параметр трещинообразования; 

Из данных, приведенных в табл.12.35 видно, что свойства разработанных новых хладостойких сталей по прочности и хладостойкости превосходят зарубежные стали аналогичного назначения.   

Повысить прочность можно при применении закалки и отпуска, свариваемость и хладостойкость при этом не ухудшаются. Марки закалено- отпущенных сталей и их свойства приведены в табл. 12.36олщина листов ограничивается необходимостью достижения сквозной прокаливаемости и не превышает 40-50мм.                                    

                   Та б л и ц а 12.35

Механические свойства листовых высокопрочных закаленно-отпущенных сталей (закалка в воде, нагрев до890-920°С, отпуск при 650-680°С,90 мин)

 

Марка стали	Толщина Листов, мм	sв	s0,2	d, %	KCU,Дж/см^2,при Температуре,°С		Количество волокна в изломе при +20°С
		МПа			-40	-70
12Г2СМФ 12ГН2МФАЮ 14Х2ГМР 12ХГН2МФБАЮ	10-36 16-40 4-50 16-40	685 685-880 685 835	590 590-785 590 735	14 14 14 12	34 - 39 -	- 29 - 29	- 80 - 50

 

 

Стали для морских буровых платформ и труб магистральных трубопроводов

Важным условием освоения энергоресурсов шельфа арктических морей является надежная эксплуатация морских сооружений - трубопроводови ледовых морских буровых платформ, не допус­кающая риска экологических катастроф.

Трудность решения этой задачи связана со сложной ледовой обстановкой, низкотемпературными условиями эксплуатации (до минус 40-50 °С), глубоководным (до 360 м) расположением буровых платформ и газопроводов высокого давления, большой протяженностью газопровода (более 500км). Стали и сварные соединения газопроводов должны обладать необходимым  запасом вязкости и пластичности, со­противлением коррозионно-усталостному инициированию дефектов и га­рантировать остановку динамической трещины.

Буровые платформы также сложнейшие инженерные сооружения: масса металлоконструкций каждого составляет 40-50 тыс. т. и подавляющая часть из них сварные. Металлоконструкции в течение длительного периода эксплуатации будут ис­пытывать статические и динамические воздействия от ветроволновых нагру­зок, огромные давления и контактное взаимодействие с ледовыми полями.

Таким образом, для ледовых буровых платформ требуются особо проч­ные (временное сопротивление s_в = 600-800 МПа) хладостойкие морские стали и высоконадежные сварочные материалы отечественного производ­ства (использование сталей зарубежного производ­ства резко увеличит стоимость строительства), а также новейшие технологические процессы, обеспечивающие на­дежную эксплуатацию металлоконструкций, в том числе защиту ледового пояса от коррозионно-эрозионного износа.

Ряд отечественных высококачественных высокопрочных хладостойких морских сталей (табл. 12.33-12.35)  по хладостойкости и свариваемости либо не уступают, либо превосходят стали, применяемые в мировой технике. Все они прошли широкий комплекс всесторонних испытаний, аттестацию на класс Российского Регистра и ряд из них (табл. 12.36) и одобрены для применения в судостроительных конструкциях. Использование отечественных марок стали и передовых технологий производства и испы­таний газопроводов и буровых платформ позволит обеспечить надежное  решение проблем освоения шельфа арктических морей.

Механические свойства зарубежных сталей для буровых установок представлены в табл.12.36

Т а б л и ц а 12.36

Механические свойства зарубежных сталей для буровых установок.

 

Страна	Марка стали	Толщина Листов, мм	sв МПа	s0,2 МПа	d, %	KV, Дж, при Температуре,°С
				Не менее		-10	-40	-60
США	А537(сорт В) SSS-100	£30 30-150	550-685 790-930	410 685	22 18	-	- ³25.5	³34.5 -
Германия	HSB 55	³40	540-670	430	18	-	-	-
Япония	Wel-ten 80	£36 £120	785-930 765	685 665	16	47	-	-
Англия	Grade 50	51-64	440	33	20	61	-	-

Сопротивление стали для трубопроводов хрупкому разрушению

Вероятность разрушения труб резко возрастает с ростом рабочих пара­метров, размеров трубопроводов, снижением температуры эксплуатации и по­явлением различного рода дефектов. В этих случаях инженерные расчеты трубопроводов на трещиностойкость должны проводиться с использованием методов механики разрушения.

При этом рассматриваются три стадии разрушения трубопроводов: зарождение трещи­ны, рост до критических размеров и лавинное распространение трещины. Зарождение трещин связано с дефектами изготовления труб, строительст­вом и эксплуатацией трубопроводов, а также недостатками методов неразрушающего контроля. Вторая стадия разрушения - развитие магистральной трещины до кри­тического размера может состав­лять от 20 до 90 % от общей долговечности (см. гл. 3), т. е. до окончательного раз­рушения трубопровода. На скорость роста трещины оказывают влияние условия нагружения, циклические нагрузки из-за колебаний рабочего дав­ления, температура окружающей среды, стресс-коррозия. Кроме того, в газопроводах при появлении сквозной трещины происходит истечение газа и вследствие его расширения - местное охлаждение стенки металла, что дополнительно способствует хрупкому разрушению. Следовательно, долговечность трубопроводов определяется ростом трещины до критических разме­ров.

Для оценки ста­дии подрастания трещины может быть использована линейная механика разрушения с определением К_]с. Зарождения трещин на несовершенствах докритической длины можно избежать, даже если сталь обладает относительно низкой ударной вязкостью. Если трещина закритической длины от внеш­него воздействия возникла, то для предотвращения ее распростра­нения требуется, наряду с  пластичностью при температуре эксплуатации, также существенное большее значение ударной вязкости материала, чем для предотвращения просто появления трещин.

Практика эксплуатации конструкций свидетельствует о том, что при продолжительной работе часто наблюдаются процессы, при­водящие к снижению ресурса их работоспособности (см. табл. 12.5). Анализ статистиче­ских данных по отказам газопроводов и нефтепроводов из разных марок сталей (14ХГС,.16Г2-У, 19Г2, 09Г2С, 17ГС, Х60, Х70 и др.), позволил установить общие законо­мерности числа отказов в зависимости от времени эксплуатации. Неза­висимо от систем легирования и уровня прочности трубных сталей во временной зависимости изменения числа отказов трубопроводов и меха­нических свойств основного металла и сварного соединения существуют два интервала. В первом интервале временной зависимости число отказов трубопроводовминимально и сохраняется практически на одном уровне, ориентировочно это 10-12 лет эксплуатации. В этом интервале пластичность и вязкость материалов трубопроводов практически не изменяются.

Во втором интервале временной зависимости происходит снижение пластичности и ударной вязкости металла и сварных соединений труб. Изломы образцов приобретают хрупкий характер даже при положи­тельных температурах испытания, что приводит к значительному увеличению числа поломок.

Низколегированные стали типа 17ГС, 09Г2С обладают высокой чувст­вительностью к эффектам старения.

Рис. 5.2. металла

Чувствительным физическим резонансным методом с привлечением электронной микроскопии установлено, что уже к концу шестимесячного нагружения патрубков внутренним давлением происходят процессы из­менения дислокационных структур, подобные процессам де­формационного старения, как в основном металле, так и в металле шва. Дальнейшее увеличение времени нагружения усиливает процессы закреп­ления дислокаций атомами азота и углерода могут появляться повреждения, вызванные коррозией. Появлению коррозии на внешней поверхности трубопроводов в общем случае препят­ствуют нанесенные системы покрытий и катодная защита.. Во время эксплуатации трубопроводов, если не приняты надлежащие меры, но вместе с внешней коррозией в трубопроводах может возникать внутренняя корро­зия, вызванная транспортируемым веществом. Еще до поступления в экс­плуатацию и до подачи давления могут появляться повреждения в резуль­тате водородоиндуцированной коррозии, если, например, на сталь воздей­ствует среда, содержащая сероводород. Если процессу эксплуатации под давлением сопутствуют напряженные условия и коррозионная среда, то это приводит к повреждениям в результате коррозионного растрескивания под напряжением, вызванного водородом. С обоими видами коррозии можно самым действенным образом бороться либо удаляя из транспорти­руемой среды те основные компоненты, которые вызывают коррозию, либо осушая трубопровод и транспортируемую среду (газ). Установлено, что велика роль неметаллических включений в ускорении процесса локальной коррозии в изделиях из углеродистой и низколегированной стали. Основным фактором, определяющим аномально высокую скорость коррозиистали, независимо от марки является присутствие коррозионно активных неметаллических включений (Канв), имеющих ядро из алюмината кальция (при различном соотношении Cao, Al O ), сульфида марганца и др. включений,окруженных оболочкой из сульфида кальция. Успешно приме­няются добавки подходящих ингибиторов. Там, где это невозможно, необ­ходимо создавать соответствующие предпосылки устойчивости конструк­тивно или подбором материала.

Прочностные характеристики сталей для труб определяют, как обыч­но, при испытаниях на растяжение. Образцы обычно вырезаются в на­правлении главной нагрузки, по окружности трубы. Выпрямление заготов­ки для образца может существенно исказить значение предела текучести из-за проявления эффекта Баушингера. Было бы разумным для определе­ния прочностных характеристик испытывать целые кольца труб на соот­ветствующих испытательных машинах, но этот процесс слишком дорог для текущих испытаний. В качестве альтернативы для измерения предела текучести поставляется не имеющий ориентации круглый образец, вырезанный поперек стенки трубы. Для характеристики вязкости при ударных испытаниях на изгиб об­разцов с острым надрезом согласно DIN 50115 выбрана работа разруше­ния. Во многих случаях для испытания больших труб проводится допол­нительно испытание с падающим грузом по Баттеллю (BDWT), в котором несварные образцы с острым надрезом, охватывающие всю толщину изде­лия (толщину листа), подвергаются разрушению при разных температурах. По поверхности излома разрушенного образца определяют долю сдвигово­го разрушения. В результате этого испытания большей частью определяют температуру, при которой в структуре поверхности излома образца появ­ляется установленная доля сдвигового (вязкого) излома, например, 50 или 55 %.

Для исследования особенностей разрушения трубопроводов испыты­вают образцы, подобные элементам конст­рукций, и целые секции трубопроводов. На испытательных стендах до длин > 200 м испытывают трубы в оригинальных размерах, чтобы опреде­лить минимальную требуемую вязкость для предотвращения распростране­ния трещины и образования, тем самым, продольно бегущей трещины. При этом в испытываемой трубе, находящейся под давлением, иницииру­ется трещина и оценивается ее прохождение.

Для оценки свариваемости какой-либо стали может применяться склонность к подкаливаиию, выраженная в углеродном эквиваленте. Наибольшие требования к свойствам трубной стали при сварке на строительной площадке ставятся при прокладывании первого наплавлен­ного валика, корневой закладке металла в шов. При неблагоприятном воз­действии условий сварки и химического состава стали возникает опас­ность образования "холодной" трещины. Чувствительность к образованию холодной трещины исследуется в различных испытаниях.

Технологии, обеспечивающие необходимый комплекс свойств сталей. За счет химического состава и вида обработки (например, нормализа­ции, термомеханической обработки или улучшения) можно привести структуру, а значит, и свойства сталей в соответствие с требованиями к трубам магистральных трубопроводов. При этом используются все извест­ные механизмы: твердорастворное упрочнение, измель­чение зерна, дисперсное упрочнение, повышение плотности дислокаций.

Особое значение для изготовления толстых листов и полос, приме­няемых в производстве больших труб, получила термомеханическая обра­ботка; помимо регулирования структуры превращения вплоть до бейнита, она, характеризуется высокой измельченностью зерна. Возможности ТМО по формированию требуемого комплекса механических свойств при производстве насосно- компрессорных труб представлены в табл. 12.37

Т а б л и ц а 12.37

Механические свойства труб из сталей 37Г2С, 45 и 45ГБ после ТМО

№	сегменты				образцы
	sв МПа	s0,2 МПа	d, %	Группы прочности	sв МПа	s0,2 МПа	d, %	Группы прочности
37Г2С
1	820-845	562-577	15-17	Е	812-825	548-562	21-23	К
45
2	717-740	503-512	15-17	К	708-723	491-503	16-19	Д
45ГБ
3	840-860	630-660	25-27	Е	830-845	616-642	26-28	Е

 

Горячая пластическая деформация и последующая термическая обработка не обеспечивают уровень прочности сталей групп К и Е (ГОСТ 633-80). Использование ТМО за счет регулирования скорости охлаждения труб обеспечивает получение в поверхностном слое структуру мартенсита отпуска (без проведения операции отпуска), а во внутренних слоях – дисперсную феррито-карбидную смесь, а,следовательно, и повышение механических свойств. Наиболее высокие механические свойства и повышенное сопротивление хрупкому разрушению получены на стали 45ГБ, благодаря присутствию ниобия, обеспечивающему измельчение зерна и дисперсионное твердение стали.

Измельчения структуры и дополнительного измельчения зерна, дости­жимого при ТМО, можно добиться за счет улуч­шения. При быстром охлаждении малоуглеродистых низколегированных улучшаемых сталей, разработанных для трубопроводов, получают бейнитную структуру, в которой расстояния между бейнитными пластинками меньше диаметра зерна в термомеханически прокатанных сталях. По сравнению с улучшением листа улучшение готовой сварной трубы имеет то преимущество, что одновременно улучша­ется сварное соединение и выравниваются внутренние напряжения.

Независимо от вида стали и ее обработки можно путем удаления серы существенно повысить работу разрушения образцов с надрезом на верхнем уровне ударной вязкости, прежде всего в направлении, перпендикулярном прокатке. В результате уменьшается анизотропия вязкости. При содержании серы < 0,003 % в структуре с трудом распознаются ме­таллографически вытянутые сульфиды марганца.Удаление серы из стали, связывание остаточной серы в трудно дефор­мируемые сульфиды, препятствование образованию поверхностно распо­ложенных включений и принципиальное улучшение степени чистоты - вот необходимые меры для избежания образования центров рекомбинации диффундирующего в металл водорода. Этим существенно повышается стойкость к водородоиндуцированному коррозионному растрескиванию.

Трубная сталь марки Х-70  и Х-80 для применения в районах Арктики.

Развитие Севера и Сибири требует производства трубной стали мар­ки Х-70(соответствуют категории прочности К60 по стандартам России) и Х-80 для использования в арктических районах. Кли­матические условия Сибири: средняя температура зимой минус 8-10 °С; продолжительность зимы 8 мес.; минимальная темпера­тура зимой -60 °С; скорость ветра 25-30 м/с; температура почвы минус 3-10 °С. Исходя из этих климатических условий, требования, предъявляе­мые к низкотемпературной вязкости трубной стали для Сибири, должны быть очень высокими. Требования к трубным сталям зависят от диаметра трубы и рабочего давления. Типичные примеры приведены в табл. 12.38. Стали для Арктики должны иметь высокий уровень прочности, высокую ударную вязкость при низких температурах и хорошую свариваемость.

Оптимальной микроструктурой для выполнения этих жестких требований для трубной стали Х-70 является смешанная структу­ра из мелкого феррита и дисперсной второй фазы. Известно, что микроле­гирование и контролируемая прокатка весьма эффективны для контроля микроструктуры, так как они приводят к измельчению зерна и дисперси­онному упрочнению. Благодаря этим микроструктурным характеристикам ферритная основа низколегированных сталей может быть использована в качестве подходящей микроструктуры для трубной стали марки Х-70. Для получения тонкой ферритной фазы при производстве высокопрочных ма­рок трубных сталей используют низколегированные стали с добавками Nb, V, Ti. Для выполнения прочностных требований при производстве толстостен­ных труб помимо Nb, V и Ti вводят небольшие количества Сu и Ni.

Т а б л и ц а 12. 38

Требования, предъявляемые к стали Х-70 для применения в Сибири

Условия применения		Требуемая низкотемпературная вязкость
D = 1420 мм	Давление, МПа	DWTT	CVE
Тело трубы То же Лист	7,5 10 - -	> 80 %, -26 °С > 80 %, -26 °С  > 85 %, -20 °С	78 Дж, -26 °С  107 Дж, -26 °С  90Дж, -20 °С

 

Химический состав стали Х70 и 10Г2ФБ приведены в табл. 12.39, механические свойства стали Х70,Х80 и 10Г2ФБ в табл. 12.40.

Т а б л и ц а 12.39.

Химический состав стали Х70 и 10Г2ФБ

Марка стали	Содержание элементов, в % по массе
	C	Mn	Si	S	P	Nb	V	N	С
Х70 Нормы стандарта АРI 5L	0,06-0,08	1,45-1,49	0,2-0,23	0,005	0,01-0,12	0,08	0,03	-	0,35
10Г2ФБ	0,11-0,12	1,69-1,7	0,27-0,29	0,005	0,013-0,015	0,03	0,05	0,008	0,41

 

 

Т а б л и ц а 12.40

Механические свойства сталей Х70,Х80 и 10Г2ФБ

Марка стали	Толщина стенки, мм	sвМПа	s0,2, МПа, не менее	δ,%	KV Дж	ИПГ  (-20°С),%
Х70	21,5	580-600	510-535	35-42	180-230	100
Х80	21,5	621-826	≥552	-	-	≥40
10Г2ФБ	15,7	550-600	510-535	35-37	130-160	90
Труба «Газпром»		≥621	≥552	≥18	108	≥85

Таким образом микролегированная ванадием и ниобием сталь 10Г2ФБ имеет свойства после термомеханической прокатки практически соответствующие свойствам стали Х70.

Дальнейшее повышение предела текучести при хороших характери­стиках вязкости может быть достигнуто улучшением больших труб или улучшением листов для этих труб. В качестве легирующих элементов ста­ли содержат в первую очередь марганец, молибден и никель. Но и микро-легирующие элементы, например ниобий, титан и ванадий также могут добавляться ввиду их измельчающего действия на исходное (аустенитное) зерно. На этих сталях достижим предел текучести до 700 МПа. (табл.12.40)

Применение улучшаемых сталей с использованием закалки в воду целесообразно в тех случаях, ко­гда предъявляются особо высокие требования.

Для хладостойких труб диаметром до 325 мм разра­ботана технология их изготовления из низкоуглеродистых мартенситных сталей (НМС), технологические преимущества которых определяются тем, что НМС закаливаются на высокие прочностные свойства в массивных сечениях (до 200 мм) при охлаждении на воздухе; НМС хорошо сварива­ются как в разупрочненном, так и в упрочненном (закаленном) состоянии.

Для этих сталей не ограничивается допустимая продолжительность вре­мени между закалкой и отпуском, а в ряде случаев отпуск вообще не нужен.

Высокая технологичность НМС обусловлена особенностями их соста­ва и структуры низкоуглеродистого мартенсита. Эти стали с содержани­ем углерода в пределах 0,04-0,12 %, легированные хромом и марганцем(0,5-3 %), могут содержать  добавки никеля, молибдена, ванадия. Охлаж­денные с прокатного нагрева на спокойном воздухе трубы диаметром 219-325 мм с толщиной стенки 20-60 мм имеют высокие прочностные харак­теристики (s_в > 1000 Н/мм; s_0,2 > 800 Н/мм), удовлетворительные пла­стические свойства (d > 10 %, y > 45 %) и вязкость (KCU⁺²⁰> 60 Дж/см²; КСU  > 30 Дж/см²). Твердость по сечению стенки толщиной 36-50 мм труб из сталей 07ХЗГНМЮА или 08Х2Г2Ф находится (в зависимости от содержания углерода в плавке) в диапазоне 300-350 НВ. При отпуске до 500 °С твердость (прочность) горячекатаного металла не снижается.

Порог хладноломкости холоднокатаных труб в упроченном состоя­нии равен -70 °С. Несмотря на высокую прочность трубы выдерживают испытания на изгиб на 180 °С и раздачу оправкой с конусностью 1: 10 на 13-15 %.

Сортамент изготавливаемых из НМС труб может быть расширен для работы в условиях высоких динамических нагрузок и низких температур, например, в фермах и деталях грузоподъемных и транспортных устройств,гидроцилиндрах всех видов, погружных насосах для добычи нефти, балло­нах и трубопроводах высокого давления, корпусах турбобуров, буровых штангах и т. д.

Контроль повреждения магистральных газопроводов.

Применения бесконтактного магнитометрического метода диагностики трубопроводов. Задача оценки реального технического состояния трубопровода для обеспече­ния его высокой эксплуатационной надежности является весьма актуальной. Специфической особенностью трубопровода, как протяженной металлической конструкции, яв­ляется то, что отдельные его уча­стки могут как различаться кон­структивно, так и располагаться в различных грунтовых условиях.

Например, магистральный или промысловый трубопровод, про­ложенный в Западной Сибири, может эксплуатироваться при на­земной и подземной прокладках, а трубопроводы в Самарской об­ласти, среднем и южном Повол­жье - проходить через участки за­соленных грунтов. Старение и коррозионное разрушение метал­ла трубопровода происходит не равномерно, а циклически, дости­гая в отдельные циклы скорости коррозии до 1 мм/год и относи­тельного изменения механических свойств до 10-15%.

Задача оценки реального тех­нического состояния трубопрово­да для обеспечения его высокой эксплуатационной надежности весьма актуальна. Существующие методы определения реального технического состояния трубо­проводов либо трудоемки и мало­эффективны (электрометрия, АЭД), либо не приемлемы по кон­структивным особенностям тру­бопровода (внутритрубная дефек­тоскопия).

Особо следует отметить, что сегодня практически нет техни­ческих средств диагностирова­ния, позволяющих реально оце­нивать состояние городских тру­бопроводных систем. Это связа­но с особенностью прокладки го­родских коммуникаций, сложно­стью доступа к трубам и тому по­добными факторами.

За последние годы разработа­ны и совершенствуются более эф­фективные и перспективные ме­тоды оценки реального техничес­кого состояния металла трубопро­вода. Эти методы основаны на физическом явлении изменения магнитного поля конструкции, детали из ферромагнитных мате­риалов (чугун, сталь) при изме­нении внутренних механических напряжений. Например, метод поиска и оценки степени опасно­сти дефектов по изменению гра­диента магнитного поля в этой зоне (метод магнитной памяти металла). Метод достаточно эф­фективен и позволяет проводить обследование с высокой произво­дительностью. В то же время, для выполнения работ при помощи этого метода требуется непосредственный контакт прибора с объектом диагностики.

В настоящее время разработана технология и технические средства, позволяющие с высокой точностью определять дефекты металла трубопровода на удале­нии от его оси до 15 диаметров. Основным техническим средством данной технологии служит бесконтактный сканирующий магнитометр серии «СКИФ», тип МБС (МБС-03, МБС-04). Техни­ческие возможности магнитомет­ров серии «СКИФ» обеспечивают выявление таких дефектов метал­ла, как вмятины, гофры, задиры, продольные и поперечные трещины, расслоения, коррозионные дефекты на внутренней и наруж­ной поверхностях стенки трубы. В процессе выполнения работ по диагностике осуществляется скани­рование магнитного поля с шагом 0,25 м при прохождении оператора вдоль оси трубопровода, что позво­ляет оценить техническое состояние всего обследованного объекта. Опыт применения данной техноло­гии показывает, что уровень выявляемости опасных, недопустимых по НТД дефектов составляет не менее 90%, а из всей массы имею­щихся дефектов выявляется поряд­ка 10%. За 2100-2002 годы по этой тех­нологии обсле­довано около 2500 км магистраль­ных и промысловых трубопроводов диаметром от 114 мм до 1400 мм.

Так, при диагностировании в Якутии строящихся и действую­щих газопроводов диаметром 500 мм выявлены дефекты типа «гоф­ра», трещины  «задир», «вмятина», «трещиноподобный дефект», а также участки с ло­кальными концентраторами меха­нических напряжений. Мини­мальный размер выявленного де­фекта типа «задир» составил по глубине 1,5 мм, по длине 50 мм. Минимальный размер дефекта типа «вмятина» - 85 мм по диа­метру и 15 мм по глубине. Кроме того, в районе перехода через реку Вилюй (Якутия) по нижней образующей трубы (на пять часов) обнаружен трещиноподобный дефект протяженностью 400 мм и глубиной около 0.1 мм. Прямые измерения напряженности маг­нитного поля в зоне дефекта по­казали, что магнитный градиент превышал фоновые значения в 10,3 раза.

Обследование участка магист­рального газопровода «Уренгой -Петровск» в районе КС «Ургалы» выполнено магнитометрическим методом после пропусков с интер­валом в четыре года двух внутритрубных дефектоскопов: ультра­звукового и магнитного. Причем магнитометрическое обследова­ние проводилось через два года после прохождения магнитного снаряда-дефектоскопа. По результатам магнитометрического об­следования определены коорди­наты дефектов металла и при кон­трольном шурфовании выявлены локальные коррозионные дефек­ты глубиной до 1,2 мм. Между тем, по итогам внутритрубной дефектоскопии на этих участках дефекты не зафиксированы.

Наиболее эффективно и обо­сновано применение бесконтакт­ного магнитометрического мето­да при определении реального технического состояния промыс­ловых трубопроводов, так как АЭ-диагностика практически не дает достоверных данных, а внут­ритрубная дефектоскопия не при­менима по конструктивным осо­бенностям этих трубопроводов. Опыт обследования более 500 км промысловых трубопроводов ди­аметром от 89 до 520 мм показы­вает, что выявляется порядка 80% механических и 65-70% коррози­онных дефектов, включая внут­реннюю ручейковую коррозию. Основная трудность, с которой приходится сталкиваться при маг­нитометрическом обследовании промысловых трубопроводов, заключается в определении оси диагностируемого трубопровода.

Для этой цели используются магнитометры серии «СКИФ», трассоискатели типа «Поиск - А/03» и компактные одометры «Ода». Технические возможности трассоискателя по­зволяют определять ось трубо­провода на глубине до 30 диамет­ров, а метод измерения пройден­ного пути, используемый в маг­нитометре, заложен в одометре.

 

* В.П. ГОРОШЕВСКИЙ, С.С. КАМАЕВА, И.С. КОЛЕСНИКОВ (ООО НТЦ «Транскор-К»).