RESEARCH STRESS CORROSION ON PIPE STEELS
DOI:
https://doi.org/10.31471/2304-7399-2025-21(79)-349-357Keywords:
gas main, stress corrosion, service life, electrochemical protection potential, steel embrittlement.Abstract
As a simple analysis shows, MG (in those areas where stress corrosion is detected) have a large diameter and are operated under high operating pressure. This leads to the fact that the mechanical stress in the MG wall is significantly higher than in the walls of other pipelines. Due to the action of the operating pressure, the annular stress is approximately 2 times greater than the axial stress. This explains the fact that most of the detected stress corrosion cracks are oriented in the longitudinal direction - perpendicular to the largest circumferential stress. Thus, one of the factors determining the conditions for the development of stress corrosion is the presence of high tensile stress in the pipeline wall. Therefore, the closer the stress is to the yield point of the metal, the faster stress corrosion develops. This conclusion is contained in the second name of the phenomenon - stress corrosion cracking. Stress corrosion cracking of main gas pipelines is a consequence of three main processes related in place and time: corrosion (electrochemical), mechanical (deformation) and sorption (adsorption and absorption). Depending on the predominant importance of one or another process, different mechanisms of stress corrosion cracking are possible, including at different stages of crack development. Any dangerous phenomenon on pipelines and methods of protection against it should be indicated in design standards, building codes and regulations. However, as the analysis of documents shows, the current building codes and regulations do not contain any mention of stress corrosion, do not offer measures to protect MG from this type of destruction.
However, statistical data on failures on MG make it possible to establish the following:
Stress corrosion is observed on gas pipelines Dy> 1020 mm. Failure time due to stress corrosion is from 4 to 26 years. Almost 40% of failures were observed at a distance of up to 25 km from compressor stations. And cathodic polarization can both slow down and accelerate the development of corrosion cracks.
References
1. Осадчук В.А., Андрейків О.Є., Банахевич Ю.В. Залишкова міцність та довговічність ділянок нафтогазопроводів з дефектами. – Львів: Видавництво Львівської політехніки, 2014. – 264 с.
2. Осадчук В.А., Банахевич Ю.В., Іванчук О.О. Визначення напруженого стану магістральних трубопроводів в зоні кільцевих зварних швів. / Міжнар. Наук.-техн. журнал «Фізико-хімічна механіка матері-алів». – 2006. – Т.42, №2. – С. 99-105.
3. Крижанівський Є.І., Никифорчин Г.М. Корозійно-воднева деградація нафтових і газових трубопроводів та її запобігання. НТП у трьох томах. – Івано-Франківськ: 2011.
4. Крижанівський Є.І., Тараєвський С.Й., Тараєвський О. С. Вплив тривалої експлуатації магістральних газопроводів на їх корозійно-втомні властивості. // Спец. Вип. №8 «проблеми корозії та протикорозійного захисту матеріалів». – Львів, 2010. С. 57-65.
5. Андрейків О.Є. Електрохімічна модель локальної корозії у вершині навантаження тріщини / О.Є.Андрейків, Н.І. Тимяк // Фізико-хімічна механіка матеріалів. – 1994. – №1. – С. 25-30.
6. Банахевич Ю.В., Сакара А. Визначення періоду зародження втомних тріщин біля концентраторів напружень. // Машинознавство – 2009. – №5. – С. 31-33.
7. Притула В. В. Визначення електричних полів у системі електроліт-метал.//Фізико-хімічна механіка матеріалів. – 2007. – №2. – С. 71-77.
8. A critical plane gradient approach for prediction of notched HCF life / R.A. Naik, D.B. Lanning, T. Nicholfs // Int. J. Fatigue. – 2005. – P. 481-492.
