Лауриновой линолевой

Разрушение участка трубопровода (0168x12 мм) газа раз-газирования на Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении произошло в зоне приварки штуцера (060x14 мм). В момент, предшествовавший разрушению, трубопровод находился под давлением 3,5 МПа в отсутствие движения среды. Температура стенки трубы составляла минус 25-минус 27°С. Зарождение и докритический рост трещин происходили из-за наличия непровара на границе сплавления кольцевого шва штуцера и основного металла трубы. После достижения трещиной критической длины (40—42 мм) началось лавинообразное разрушение в обе стороны от штуцера, о чем свидетельствует наличие шевронного излома. Остановка трещин произошла на основном металле трубы в результате их многократного разветвления. Трещины в шве образовались из-за нарушения технологии подготовки изделий под сварку и возникновения остаточных сварочных напряжений. В соответствии с требованиями нормативной документации штуцер должен изготавливаться без отверстия и привариваться к трубе угловым швом с разделкой кромки. Сверление штуцера и трубы должно выполняться после его приварки с одновременным сверлением отверстия в трубе и удалением возможных непроваров в корне шва. Сварное соединение данного штуцера было выполнено с нарушением технологии изготовления и имело непровары и трещины глубиной до 3 мм. Наличие этих характерных дефектов сварных швов свидетельствовало о том, что контроль качества металла неразрушающими методами не проводился. Предусмотренная технологией местная термическая обработка сварного соединения "патрубок-труба", проводимая путем нагрева металла пламенем газовой горелки, не привела к существенному снижению напряжений в сварном шве. Разрушение трубопровода газа разгазирования произошло по механизму сероводородного растрескивания в результате развития недопустимых дефектов (трещины, непровары, высокие остаточные напряжения) в сварном соединении "штуцер-труба".

В ноябре 1987 г. при остановке технологической линии произошло лавинообразное разрушение корпуса теплообменника, находившегося под действием внутреннего давления. В момент, предшествовавший разрушению, поток среды в межтрубном пространстве аппарата отсутствовал, однако в корпусе сохранялось рабочее давление (вероятнее всего, жидкой фракции). Теплообменник представлял собой горизонтальный цилиндрический аппарат с двумя неподвижными трубными решетками, сферическими днищами и компенсатором на трубной части. Он был рассчитан на эксплуатацию в некоррозионной среде под давлением в корпусе 3 МПа, в трубной части — под давлением 3,8 МПа при температуре минус 18°С. Корпус, днища и трубные решетки аппарата изготовлены из стали 09Г2С. Размеры теплообменника: длина (между трубными решетками) 5000 мм; диаметр 1200 мм; толщина стенки корпуса 20 мм. В соответствии с технологической схемой обвязки Т-231 теплообменник эксплуатировался при температуре минус Зб°С. Исследования показали, что зарождение и докритический рост трещины, вызвавшей разрушение корпуса, произошли на оси кольцевого шва обечайки в зоне приварки штуцера входа этано-вой фракции. Трещина развивалась вдоль оси кольцевого шва, и по достижении критической длины (200 мм) произошел переход к лавинообразному разрушению с разветвлением трещины

В зоне зарождения и докритического роста трещины, вызвавшей лавинообразное разрушение теплообменника, обнаружены следующие недопустимые дефекты кольцевого шва: непровар в корне глубиной 1—3 мм на длине 205 мм, горячие трещины, пленочные шлаковые включения между корневым и первым заполняющим швом размером до 5x10 мм и глубиной до 1,5 мм. Очагом разрушения теплообменника явился непровар в корне шва. Развитию разрушения способствовали отмеченные дефекты шва и низкотемпературное охрупчивание материала обечайки при температуре минус Зб°С.

стимые коррозионные повреждения: с внутренней стороны стенки трубы — локальная коррозия глубиной до 2 мм и шириной 10-25 мм по винтовой линии с шагом 65 мм, соответствующим шагу поперечной прокатки; с наружной — язвенная почвенная коррозия глубиной до 2,5 мм на площади 70 см2. Специфический характер локальной коррозии внутренней поверхности трубы объясняется наличием технологического дефекта (неоднородность пластической деформации при поперечной прокатке) ее металла и, как следствие, высокой скоростью коррозии (особенно в застойных зонах трубопровода). По-видимому, в результате коррозии в трубопроводе появился дефект типа "свища", размеры которого были меньше критических. Постепенное увеличение размеров "свища" привело к утечке газа, при которой давление в трубопроводе вначале заметно не уменьшилось из-за малой величины "свища". После воспламенения газа участок трубопровода значительных размеров разогрелся. В металле образовалась "выпучина", которая разрушилась вследствие проявления ползучести, а далее произошло лавинообразное разрушение трубы.

За каждый цикл получаем определенное приращение длины трещины, и в конце концов на каком-то номере цикла диаграмма разрушения достигнет кривой критических нагрузок, в результате чего произойдет быстрое лавинообразное разрушение при соответствующем постоянном напряжении.

III —лавинообразное разрушение (дорыв) [1].

Установлено, что каждой системе материал—среда характерна своя диаграмма разрушения. Как видно из рис. 12, эта диаграмма является кривой, заключенной между двумя предельными значениями: К\!СС, ниже которого трещина не развивается, и ^1с, при достижении которого происходит лавинообразное разрушение материала. KISCC зависит от агрессивности среды, температуры испытаний, уровня належенной внешней поляризации 132

В вязкой области материалы становятся малочувствительными к несплошностям, что приводит к возможности появления в деталях устойчивых трещин больших размеров, сравнимых с геометрическими размерами деталей. Такие большие несплошности могут обусловить существенное перераспределение напряжений в макрообъемах детали. При этом лавинообразное разрушение может начаться в макрообъемах, непосредственно прилегающих к несплошности, где напряжения становятся сравнимыми с пределом прочности материала Rm.

В вязкой области материалы становятся малочувствительными к несплошностям, что приводит к возможности появления в деталях устойчивых трещин больших размеров, сравнимых с геометрическими размерами деталей. Такие большие несплошности могут обусловить существенное перераспределение напряжений в макрообъемах детали. При этом лавинообразное разрушение может начаться в макрообъемах, непосредственно прилегающих к несплошности, где напряжения становятся сравнимыми с пределом прочности материала Rm.

За каждый цикл получаем определенное приращение длины трещины, и в конце концов на каком-то номере цикла диаграмма разрушения достигнет кривой критических нагрузок, в результате чего произойдет быстрое лавинообразное разрушение при соответствующем постоянном напряжении.

Характерный ее вид в логарифмической системе координат представлен на рис. 5.4, а. Различают следующие три зоны, отличающиеся интенсивностями роста трещин: / — с относительно малой скоростью развития трещины [при /С < /Cth, где /<"ш _ пороговое (или стартовое) значение КИН, ниже которого скорость развития трещины незначительна]; II — с умеренной скоростью развития трещины (при /Cth < К < Kfc, где /С/с — циклическая вязкость разрушения); /// — с высокой скоростью развития трещины (при KtcВ — от об. до 270°С при содержании воды не менее 0,1% в абиетиновой, арахиновой, капроновой, каприловой, це-ротиновой, элеомаргариновой, элеостеариновой, эруковой, лауриновой, линолевой, линоленовой, миристиновой, олеиновой, стеариновой кислотах. И — реакторы, трубопроводы, емкости для осаждения, кристаллизаторы, железнодорожные цистерны.

II — содержат ~17% Сг и незначительное количество Мо, В — от об. до 100°С в абиетиновой, арахиновой, каприновой, капроновой, каприловой, церотиновой, элеомаргариновой, элеостеариновой, эруковой, лауриновой, линолевой, лино-леновой, миристиновой, олеиновой, пальмитиновой, рици-нолевой и стеариновой кислотах (I, II).

В — от об. до 100°С в абиетиновой, арахиновой, каприновой, капроновой, каприловой, церотиновой, элеомаргариновой, элеостеариновой, эруковой, лауриновой, линолевой, лино-леновой, миристиновой, олеиновой, пальмитиновой, рици-нолевой и стеариновой кислотах (I).

В — от об. до 285°С в абиетиновой, арахиновой, капроновой, каприновой, каприловой, церотиновой, элеомаргариновой, элеостеариновой, эруковой, лауриновой, линолевой, лино-

В до X — от об. до 300°С в абиетиновой, арахиновой, каприно-вой, капроновой, каприловой, церотиновой, элеомаргари-новой, элеостеариновой, эруковой, лауриновой, линолевой, миристиновой, олеиновой, пальмитиновой, рицинолевой и стеариновой кислотах (дуримет 20, карпентер 20, антинит SAS10, маркер SN25). И — башни, колонны, котлы, трубопроводы, автоклавы.

В — от об. до 300°С в абиетиновой, арахиновой, каприновой, капроновой, каприловой, церотиновой, элеомаргариновой, элеостеариновой, эруковой, лауриновой, линолевой, лино-леновой, миристиновой, олеиновой, пальмитиновой, рици-нолевой и стеариновой кислотах, а также в их смесях с серной кислотой. И — реакторы, насосы, эжекторы, клапаны. Чувствителен к температурным перепадам и тепловым ударам.

В — от об. до 100°С в абиетиновой, арахиновой, каприновой, капроновой, каприловой, церотиновой, элеомаргариновой, элеостеариновой, эруковой, лауриновой, линолевой, лино-леновой, миристиновой, олеиновой, пальмитиновой, рици-нолевой и стеариновой кислотах (II).

В до X — от об. до 380°С в натуральных и синтетических кис^ лотах: абиетиновой, арахиновой, каприновой, капроновой, каприловой, церотпновой, элеомаргариновой, элеостеари-новой, эруковой, лауриновой, линолевой, миристиновой, олеиновой, пальмитиновой, рицинолевой, стеариновой.

В до X — от об. до 400°С в абиетиновой, арахиновой, каприновой, капроновой, каприловой, церотиновой, элеомаргари* новой, элеостеариновой, эруковой, лауриновой, линолевой, миристиновой, олеиновой, пальмитиновой, рицинолевой и

В — от об. до т. кип. в абиетиновой, арахиновой, каприновой, капроновой, каприловой, церотиновой, элеомаргариновой, элеостеариновой, эруковой, лауриновой, линолевой, мири-стиновой, олеиновой, пальмитиновой, рицинолевой и стеариновой кислотах (платина,золото).

В — от об. до т. кип. в абиетиновой, арахиновой, каприновой, капроновой, церотиновой, элеомаргариновой, элеостеариновой, эруковой, лауриновой, линолевой, миристиновой, олеиновой, пальмитиновой, рицинолевой и стеариновой кис-