2828.Экспертиза качества и разрушений

способной вызвать коррозию под напряжением. Изломы, связанные с водородной хрупкостью, часто наблюдаются при нанесении защитных покрытий на металл. Их иногда трудно отличить от изломов. возникающих в результате коррозии под напряжением, особенно если среда является источником наводораживания. Оба механизма приводят к образованию очагов разрушения с межзеренными фасетками. Если присутствуют продукты коррозии, то они обычно однородно распределены в изломах, вызванных водородной хрупкостью, а у изломов. вызванных коррозией под напряжением, сконцентрированы в области очага разрушения. Коррозионное разрушение начинается с поверхности. Трещины при водородной хрупкости могут начинаться под поверхностью.

Зарождение трещин, очевидно, возможно из нескольких очагов. Это происходит в случае существования многих дефектов, особенно в сильно нагруженных деталях или при высокой концентрации напряжений.

Объединение микротрещин дает начало образования одной магистральной трещине. Если эти трещины расположены не в одной, а в нескольких параллельных плоскостях, то в результате их объединения образуются очаговые ступеньки.

Зона вокруг очагов со ступеньками или без них называется приочаговой. Обычно она имеет блестящий вид, очень мелкозернистую структуру и малую шероховатость. Из приочаговой области трещины распространяются последовательно при увеличении числа циклов в глубь материала, образуя усталостную зону.

Собственно усталостная зона очень гладкая, с шероховатостью поверхности тем меньшей, чем меньше напряжения и чем больше время распространения трещины.

Поверхность этой области сравнивают с поверхностью раковины и с заметными усталостными линиями.

По положению усталостных линий определяют положение фронта магистральной трещины. По расположению усталостных линий можно судить о способе и характере распространения трещины. Возникновение этих линий связывают с пластической деформацией перед вершиной трещины вследствие кратковременных перегрузок; изменением значения напряжения; переходом трещины через границу областей с разными свойствами; перерывом в нагружении. Усталостные линии являются макроскопическими признаками усталостного излома. Отсутствие усталостных линий свидетельствует о стационарной и непрерывной работе деталей при неизменной амплитуде напряжений.

311

Магистральную усталостную трещину сопровождают меньшие, разветвляющиеся вглубь от поверхности излома трещины. Эти трещины объединяются и образуют вторичные ступеньки. Все большее уменьшение живого сечения при росте трещины приводит к разрушению.

6.3.Практика диагностики разрушения

Вкачестве примера рассмотрим определение характера и причин возникновения локального повреждения стальнойгазопроводной трубы.

Для исследования заказчиком предоставлены: 1 (один) фрагмент газопроводной трубы в виде катушки с разрушенным поперечным сварным соединением (рис. 6.9, а) и 2 (два) фрагмента газопроводной трубы (рис. 6.9, б и в) из основного материала трубы, удаленной на 6 м от зоны повреждения.

3

1

б

2

6

Рис. 6.9. Внешний вид объектов исследования: а – катушка; б – верх трубы; в – низ трубы

Со слов заказчика и на основании акта технического расследования предприятия ООО «Пермнефтегазпереработка» от 03.12.2009 г. предоставленные на исследование образцы являются фрагментами стальной трубы Ø 530 мм с участков ПК155+60 (катушка с разрушенным сварным соединением) и ПК 155+66 газопровода попутного нефтяного газа лупинг «Чернушка – Пермь». Дата ввода газопровода в эксплуатацию – декабрь 1994 г. Для предотвращения коррозии внешней поверхности трубопровода используется пленочная защита толщиной 1,5 мм.

312

Исследования включали:

–наружный осмотр и измерения;

–определение химического состава;

–определение механических свойств;

–металлографический анализ материала;

–фрактографический анализ поверхности разрушения.

Наружный осмотр и измерения

Внешний осмотр проводили визуально и с помощью бинокулярно-

го микроскопа МБС-10 при увеличении от 2 до 14 раз. Размерные признаки устанавливали с помощью линейки измерительной металлической и штангенциркуля ШЦ КТ2 № 282000046 с точностью ±1,0 мм и ±0,1 мм соответственно.

Органолептическими исследованиями и инструментальными измерениями установлено, что фрагмент основного материала стальной трубы из верхней ее части (см. рис. 6.9, б) размером 380×360 мм имеет толщину стенки от 5,65 до 5,80 мм. Катушка, общей длиной 490 мм, представляет собой поперечное сварное соединение из двух прямошовных горячекатанных стальных труб (рис. 6.10) диаметром 530 мм с толщиной стенки трубы №1 по ходу газа в верхней части от 5,55 до 5,65 мм, трубы №2 – от 5,60 до 5,75 мм. Фрагменты труб по сортаменту соответствуют стальным электросварным прямошовным горячекатанным трубам 530×6 по ГОСТ 10704–91 «Трубы стальные электросварные прямошовные. Сортамент».

4

5

Рис. 6.10. Общий вид разрушенного сварного соединения

313

Поперечное сварное соединение имеет разрушение катастрофического характера в виде магистральной трещины по зоне термического влияния сварного соединения на длине до 1100 мм (см. рис. 6.10) в нижней части трубопровода.

Наружная поверхность трубы рыже-бурого цвета покрыта рыхлым тонким слоем продуктов атмосферной коррозии и отдельными участками темно-серого с остатками пассивной коррозионной защиты (рис. 6.11, а, б). Существенные коррозионные и (или) механические повреждения на наружной поверхности объектов отсутствуют.

Рис. 6.11. Внешняя поверхность объектов исследования: а – верхняя часть трубы; б – нижняя часть трубы

Внутренняя поверхность труб (рис. 6.12, а, б) рыже-бурого цвета, покрыта рыхлым слоем продуктов атмосферной коррозии и имеет многочисленные очаги язвенной коррозии эксплуатационного характера глубиной до 1,0 мм, равномерно распределенные по всей внутренней поверхности труб.

Рис. 6.12. Внутренняя поверхность объектов исследования: а – верхняя часть трубы; б – нижняя часть трубы

314

Толщина стенки в нижней части труб составляет у первой трубы по ходу газа от 2,50 до 2,70 мм, у второй трубы – от 3,40 до 3,60 мм, а в нижней части трубы на расстоянии 6 м от зоны разрушения – от 4,50 до 4,60 мм. Состояние внутренней поверхности и результаты замеров толщины стенок труб указывают на процессы интенсивного коррозионного износа внутренней поверхности труб, особенно в нижней части в зоне поперечного сварного соединения.

Поперечный сварной шов односторонний, выполнен снаружи полуавтоматической сваркой плавящимся электродом; смещения или увода кромок шва не обнаружено. На наружной поверхности сварного шва (рис. 6.13, а) брызги расплавленного металла, непровары, пузыри, шлаковины и другие несплошности отсутствуют. Сварной шов имеет небольшую волнистость поверхности жидкой ванны, чешуйчатость шва не обнаружена. Сварное соединение выполнено с неудовлетворительным металлургическим качеством. На внутренней стороне сварного шва обнаружен непровар глубиной свыше 1/3 толщины стенки трубы(рис. 6.13, б).

Рис. 6.13. Поперечный сварной шов:

а – наружная поверхность; б – внутренняя поверхность. ×5,0

Внутренняя поверхность труб (рис. 6.14) имеет эксплуатационные коррозионные повреждения в виде равномерно распределенных язв

ипиттингов глубиной до 1,0 мм.

Внижней части трубопровода (см. рис. 6.14) обнаружен равномерный эрозионный вынос материала, характерный для коррозии во влажной и кислой среде в потоке жидкости или газа.

Для удобства проведения исследований объектам присвоены следующие номера:

– образец условно №1 – верхняя часть фрагмента первой трубы по ходу газа, слева от сварного соединения (часть «1» на рис. 6.9, а);

315

–образец условно №2 – верхняя часть фрагмента второй трубы по ходу газа, справа от сварного соединения (часть «2» на рис. 6.9, а);

–образец условно №3 – фрагмент второй трубы (усл. №2), вырезанный из верхней части трубы в шести метрах по ходу газа от поперечного сварного шва (см. рис. 6.9, б);

–образец условно №4 – нижняя часть фрагмента первой трубы по ходу газа, слева от сварного соединения (часть «4» на рис. 6.10);

–образец условно №5 – нижняя часть фрагмента второй трубы по ходу газа, справа от сварного соединения (часть «5» на рис. 6.10);

–образец условно №6 – фрагмент второй трубы (усл. №2), вырезанный из нижней части трубы в 6 м по ходу газа от поперечного сварного шва (см. рис. 6.9, в).

Рис. 6.14. Коррозионные повреждения внутренней поверхности труб

Определение химического состава

Для определения химического состава из материала труб и из материала сварного шва был произведен отбор образцов в виде стружки. Анализ химического состава проводили кулонометрическим методом с помощью газоанализатора (на углерод и серу), фотометрическим методом (на марганец, кремний и фосфор), рентгеноспектральным методом (в диапазоне химических элементов от натрия до урана). Результаты анализа химического состава материала трубы приведены в табл. 6.1.

По результатам анализа химического состава установлено, что материал газопроводных труб и материал сварного шва соответствуют стали конструкционной углеродистой обыкновенного качества марки Ст.3сп по ГОСТ380–2005 «Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки».

316

Таблица 6 . 1

Химический состав материала

Определение механических свойств

Для определения механических свойств материала труб были проведены: испытания на растяжение продольных пятикратных образцов на разрывной машине Р-5 при комнатной температуре, скорости нагружения 5 мм/мин и масштабе записи 25 в соответствии с ГОСТ 1497–84 «Металлы. Методы испытаний на растяжение»; испытания ударной вязкости стандартных образцов типа 3 при температуре +20 °С, –20 °С на маятниковом копре КМ-30 в соответствии с ГОСТ 9454–78 «Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенных температурах»; измерение твердости по методу Бринелля шариком Ø 5,0 мм при нагрузке 750 кг в соответствии с ГОСТ 9012–59 «Металлы. Метод измерения твердости по Бринеллю». Результаты испытаний приведены в табл. 6.2.

Таблица 6 . 2 Результаты механических испытаний образцов*

* среднее по трем образцам.

В результате определения характеристик механических свойств установлено, что основной материал труб соответствует требованиям ГОСТ 10705–80 «Трубы стальные электросварные. Технические усло-

317

вия» и классу прочности К42 по ГОСТ 20295–85 «Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов. Технические условия».

Поперечное сварное соединение по механическим свойствам и, следовательно, по классу прочности не соответствует требованиям НТД, нормам и правилам, применяемым при изготовлении изделий этого назначения.

Необходимо отметить, что на изломах всех образцов после испытаний на динамический изгиб основного материала труб (объекты условно №1, 2, 3) обнаружены вторичные трещины и расслоение материала.

Металлографический анализ материала

Макроструктуру основного материала труб изучали на поперечных макротемплетах образцов условно № 1–4 методом травления в соответствии с ГОСТ 10243–75 «Сталь. Методы испытаний и оценки макроструктуры». Визуальным осмотром установлено, что в материале образцов труб присутствуют существенные металлургические дефекты в виде крупных вытянутых несплошностей, расслоений, высокой строчечности структуры и наличия неметаллических включений (рис. 6.15, а–г). Следы усадочных раковин и пустоты не обнаружены. В основном материале фрагментов труб (образцы условно №№ 1–4) присутствуют следующие, допустимые по ГОСТ 10243–75 дефекты: по всему сечению изделий на макротемплетах наблюдается мелкозернистая сильно деформированная, вытянутая вдоль поверхности трубы структура; точечная неоднородность – 1 балл.

Микроструктурный анализ выполняли с использованием светового микроскопа NEOPHOT 32 при увеличении до 500 раз с фотографированием цифровой фотокамерой Canon Digital IXUS 50. Отполированные поперечные и продольные образцы материала фрагментов труб и зон сварного соединения были протравлены в 4,0%-ном растворе азотной кислоты в этиловом спирте.

В результате металлографических исследований установлено, что основной материал труб (образцы условно №1 и №2) имеет ферритноперлитную структуру (рис. 6.16, а–з) с отдельными участками структурной неоднородности по ферриту в виде продольной полосы, с сильно выраженной полосчатостью и строчечностью в направлении прокатки, характеризующейся вытянутыми (раскатанными) неметаллическими включениями.

318

а

б

в

г

Рис. 6.15. Фрагменты макроструктуры основного материала труб:

а– образец усл. №1; б – образец усл. №2; в – образец усл. №3;

г– образец усл. №4

Врезультате изучения микроструктуры обнаружены существенные коррозионные повреждения внутренней поверхности труб в виде язв и питингов (рис. 6.17, а), участков с межкристаллитным растрескиванием (рис. 6.17, б) и коррозией под напряжением (рис. 6.17, в).

Оценку состояния неметаллических включений проводили по пятибалльной шкале в соответствии с ГОСТ 1778–70 «Сталь. Металлографические методы определения неметаллических включений». Величину зерна определяли по шкале 1 в соответствии с ГОСТ 5639–82 «Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна». Результаты исследований приведены в табл. 6.3.

Таблица 6 . 3 Результаты металлографического анализа

319

Рис. 6.16. Примеры микроструктуры основного материала труб: а – продольный образец №1, ×100; б – продольный образец №1, ×500; в – поперечный образец №1, ×100; г – поперечный образец №1, ×500; д – продольный образец №2, ×100; е – продольный образец №2, ×500; ж – поперечный образец №2, ×100; з – поперечный образец №2, ×500

320