Химический состав судостроительных сталей повышенной хладостойкости



Мы поможем в написании ваших работ!


Мы поможем в написании ваших работ!



Мы поможем в написании ваших работ!


ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

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/см2, 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 sв = 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. 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 (sв > 1000 Н/мм ; s0,2 > 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»).

 



Последнее изменение этой страницы: 2021-04-05; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы!

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 44.192.254.246 (0.016 с.)