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含腐蝕坑缺陷懸空管道的安全研究

文檔作者：趙瀟朱亞明廖飛龍史振靈文檔來源： 1．西南石油大學機電工程學院2．中國石油天然氣管道局；3．中石油川慶鉆探公司618000；4．長江大學工程技術學院		點擊數：	更新時間： 2021年07月17日
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含腐蝕坑缺陷懸空管道的安全研究
趙瀟 ，朱亞明 ，廖飛龍 ，史振靈
(1．西南石油大學機電工程學院，四川成都 610500；2．中國石油天然氣管道局，河北廊坊
065000；3．中石油川慶鉆探公司安全環(huán)保質量監(jiān)督檢測研究院，四川德陽618000；4．長江大學
工程技術學院，湖北荊州434020)
摘要：以西一線甘肅段某天然氣管線為工程背景，由于土壤長期對管道腐蝕性影響及不良地質作
用，含有腐蝕缺陷管道意外產生懸空。利用ASME B31G，DNV RP—F101標準和PCORRC方法對
在役含腐蝕坑缺陷懸空管道中允許的腐蝕坑缺陷尺寸進行了確定?；趹兪蕜t，建立管道
在不同地區(qū)的失效判別標準，借助Abaqus有限元分析軟件，研究含腐蝕坑缺陷懸空管道的失效位
置及腐蝕坑缺陷的長度和深度對管道應力、應變、位移和對管道的安全、極限懸空長度的影響，結果
表明，腐蝕缺陷深度系數對管道影響較大，當深度系數k I>0．4后，管道的安全和極限懸空長度急
劇減小，管道極易發(fā)生失效。
關鍵詞：懸空管道；腐蝕缺陷；應變失效準則；深度系數
中圖分類號：TH49；TQ055．8 文獻標志碼：B 文章編號：1001-4837(2015)01—0045—07
doi：10．3969／j．issn．1001—4837．2015．01．006
Security Research of Pipeline with Corrosion
Defects in Suspended State
ZHAO Xiao ，ZHU Ya—ming ，LIAO Fei—long ，SHI Zhen—ling
(1．College of Mechanical and Electronic Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，
China；2．China Petroleum Pipeline Bureau，Langfang 065000，China；3．Technique Inspection Academe，
SPA，Deyang 618000，China；4．School of Engineering Technology，Yangtze University，Jingzhou 434020，
China)
Abstract：Taking a segment of Gansu part of W est—East Gas Pipeline as the engineering background．
Due to the long term impact of soil on the causticity of pipeline and the effects of unfavorable geology ，the
pipeline with corrosion defects have suspended unexpectedly．Using standard ASME B3 1 G．DNV RP—
FIO1 and PCORRC method on dangling pipeline with corrosion pit containing defects in service to deter—
mine allowable corrosion pit defect size．Different parts of the failure criteria is set up by criterion based
on the strain failure．With Abaqus，containing corrosion pit defect of suspended pipeline tress，strain，dis—
placement，safety and limit suspended length of pipeline on the influence of the depth，length corrosion
flaws and failure position is discussed．Results show that the corrosion depth coeficient have a great influ—
ence on pipeline．After the depth coefficient kl t>0．4，the safety and limit suspended length of pipeline
decreases sharply，pipe prone to failure．
Key words：suspended pipeline；corrosion pit；strain failure；depth coeficient
· 45 ·
CPVT 含腐蝕坑缺陷懸空管道的安全研究
0 引言
長輸埋地壓力管道在受到自然災害的破壞
時，極易導致管道懸空。管道意外懸空后受到拉
伸、壓縮、彎曲、剪切等荷載的作用，可能會發(fā)生塑
性變形，引起局部屈曲、褶皺等形式的破壞 J。
隨著管線腐蝕老化問題的日益嚴重，管道懸空段
可能含有各種腐蝕缺陷，而導致懸空管道進一步
引發(fā)裂紋、管內介質泄漏、燃爆等嚴重災害事故。
目前，對懸空管道的研究主要是針對不同自
然災害的因素，比如洪水沖刷、地震災害、風載荷
等，而對懸空管道的管體缺陷的研究甚少。針對
長輸油氣管道懸空的理論和管道常見的腐蝕坑缺
陷，研究這些缺陷失效位置以及對懸空管道失效
長度的影響，為埋地油氣管道的維護和搶修作業(yè)
提供理論依據、完善管道的完整性管理，對埋地油
氣管道的安全運行具有重要的意義。
1 壓力管道腐蝕缺陷參數的計算
采用西一線甘肅段管道工況對腐蝕坑缺陷的
分析。我國甘肅地區(qū)地表的鹽漬土對混凝土和鋼
管具有強腐蝕性，且土壤呈堿性，使管道防腐層的
電阻率變化率很高，由于土壤是十分復雜的的電
解質，易引起管線外腐蝕。在對含腐蝕坑缺陷的
懸空壓力管道進行研究時，需要確定腐蝕坑缺陷
的深度和長度。對于腐蝕管道缺陷參數，作以下
設定：k 表示腐蝕坑缺陷深度的系數，沿管道壁
厚方向；k 表示腐蝕坑缺陷長度的系數，沿管道
軸向方向。
k1=a／t (1)
k2=l~(50Dt) (2)
式中a，f——腐蝕缺陷深度、長度，mm
t，D—— 管道壁厚、外徑，mm
對腐蝕坑缺陷的深度確定時，ASME B31G，
DNV RP—F101標準和PCORRC方法是比較有代
表性的評價標準和方法。文獻[4—5]通過對不
同評價標準和方法的對比，得出對X60以上中高
強度鋼腐蝕管道的失效壓力計算時，采用DNV
RP—FIO1標準和PCORRC方法要更準確些。文
中在對腐蝕坑缺陷的深度確定時，采用了DNV
RP—F101標準和PCORRC方法。
． 46 ．
1．1 ASME B31G標準
該標準的失效壓力p，表達式 J：
= ( ) (3j )
式中 —— 流變應力，MPa
— — F0lias膨脹系數，無量綱
與屈服強度 有如下關系：
or= +68．95 (4)
按下式取值：
當 2 ≤1時：
= ~／l+31．375k2 一8．4375k2 (5)
當五2 >1時：
M =1．6k2 +3．3 (6)
1．2 DNV RP—F101標準
該標準的失效壓力表達式 ]：
2to-6 1一k1 ，
p， 麗 ‘ 1)、
式中 ——管材的抗拉強度，MPa
p— — 長度校正系數，無量綱
Q的表達式如下：
Q=√1+0．3l(z／ D￡) (8)
1．3 PCORRC方法
PCORRC(Pipeline Corrosion Criterion)方法是
由美國Battlle實驗室開發(fā)。PCORRC方法的公式
如下 J：
” 卜exp(-0． 7志 I
(9)
式中 — — 管道半徑，mm
1．4 缺陷參數的確定
ASME B31G標準規(guī)定：缺陷最大許可深度為
壁厚的80％ ，深度小于壁厚的10％ 的缺陷可以忽
略不計。由西一線甘肅段管道數據并結合上述的
確定方法，在長度系數k =0．3488時，可得到不
同深度系數k 下的失效壓力，如表1所示。
表1 不同深度系數下的失效壓力
深度系數k． O．5 O．6 O．7 0．8
DNV RP—F101標準計算的 11
失效壓力／MPa ． 8 1O．3 8．58 6．32
PCORRC方法計算的 l1
失效壓力／MPa ． 95 l0．69 9．14 7．13
第32卷第1期 壓 力 容 器 總第266期
實際工況管道工作壓力為10 MPa，結合表1
可知，當深度系數k，=0．7和k1=0．8時，在1O
MPa的工作壓力下，管道已失效。當k =0．6時，
X70管道的工作壓力接近DNV RP—F101標準計
算的失效壓力10．3 MPa。管線的安全運營中，可
能存在最大缺陷深度系數為0．5。當k ≤1時，腐
蝕坑為短缺陷；當k >1時，腐蝕坑為長缺陷，長
度系數的最大值取到1．0465。缺陷參數取值如
表2所示。
表2 缺陷參數取值
缺陷參數 取值
kl 0．2，0．3，0．4，0．5
0．1163，0．2326，0．3488，0．4651，0．5814k ，
2 0
． 6977，0．8140，1．0465
2 基于應變的失效判據
基于許用應力的設計準則為管道安全運行提
供了很好的保障。但是，隨著管材性能的不斷提
高，管道還能滿足輸送要求，在這種情況下，基于
應力的判別標準就顯得過于保守，放寬管道的失
效判據成為趨勢 。。。管道意外懸空后，管道受
到自身及油氣重力或額外受到其他外載荷作用
下，導致管道產生較大的彎曲。管道要適應曲率
的變化，管道應變由彎曲曲率決定，而不是通過計
算應力來獲得管道應變，這時采用基于應變設計
就更為合適。
2．1 拉伸應變
當管道存在缺陷時，拉伸應變達到或超過極
限值，可能導致管道斷裂。為了防止管道在外載
荷或者綜合作用下，導致管道拉斷失效，拉伸應變
應滿足以下因子化的載荷一阻力設計公式[1 ：
，≤咖 占 “ (1 0)
式中 ，— — 環(huán)向或縱向的因子化拉伸應變，無
量綱
咖 —— 拉伸應變的阻力因子，無量綱，可
取0．7
crit
— — 管道的拉伸極限應變，由試驗確
定，需考慮缺陷、焊縫及熱影響
區(qū)，而現場管道無法進行拉伸試
驗，此時拉伸應變極限取值
0．75％，海底管線取值為2％【12]
文中 crit取0．75％ ， 取0．7，代人式(1O)，得
到按照上式建立的拉伸應變臨界值為0．525％。拉
裂極限一般使用彈性和塑性相結合的方法。其中，
DNV—OS—F101(2000) 規(guī)定累計塑性應變超過
0．3％時，需進行工程臨界評價(ECA)；累計塑性應
變超過2．0％ 時，不僅需要進行工程臨界評價
(ECA)，還需要滿足材料的其他附加要求。
2．2 不同地區(qū)基于應變的失效判別標準
GB 50251-2003《輸氣管道工程設計規(guī)
范》¨ 中規(guī)定了根據管道通過地區(qū)沿線的人口和
建筑物的密集程度，將安全設計系數劃分為4個
等級。因此輸氣管道的失效判別標準在各穿越地
區(qū)有所不同，根據設計系數計算出各地區(qū)失效判
別標準，如表3所示。
表3 輸氣管道在不同地區(qū)的失效判別標準
一地 區(qū)等級 級 二級 三級 四級
地區(qū) 地區(qū) 地區(qū) 地區(qū)
安全懸空長度對應 0
．的應變值／％ 3 0．25 0．2083 0．1667
極限懸空長度對應 0
的應變值／％ ．525 0．4375 O．3646 0．2917
3 含腐蝕坑缺陷懸空管道仿真分析
隨著有限元理論不斷成熟，以有限元模擬為
主的腐蝕管道研究廣泛展開，而且被證明是一種
可靠的分析技術¨ 。采用Abaqus軟件進行有
限元分析，對管道進行網格劃分，管體采用三維4
點減縮殼單元(S4R)，土體采用8節(jié)點線性減縮
積分單元(C3D8R)。由于缺陷形狀復雜，分析中
需要簡化，文中用矩形坑來模擬腐蝕缺陷。管一
土接觸部分和缺陷處網格劃分比較密集，遠離管
道處的土體單元相對稀疏。根據理論，無限長位
移為0，因此應選取一定長度的土體設定土體端
軸向位移為0，經計算，土體長度為懸空管道長度
的1／2時的長度可以滿足要求，設定土體表面
(上表面和內表面除外)全約束，管體兩端全約
束。管一土接觸類型為面對面接觸，設定管體外
表面為主表面，土體與管道接觸的表面為從表面，
． 47 ．

第32卷第1期
深度系數
(a) 懸空長度5O
深度系數
(a) k．=O．2
懸空長度／m
(c) k】=O．4
圖3
壓 力 容 器
深度系數
(b) 懸空長度100 m
懸空長度／m
(b) k =0．3
懸空長度／m
不同深度系數時，懸空長度對極值應力應變的影(d響) k f=0 ． 5
總第266期
· 49·
uJ、齡 ， 、
肇 茸
g＼ 苗＼
姜
＼ ＼
善R
暑＼ ＼斟
譬、 邋
＼
要R
含腐蝕坑缺陷懸空管道的安全研究 V01．32 No．1 20l5
當腐蝕坑缺陷深度增大到k =0．4時，管中
腐蝕坑缺陷處的應變變化很大，當管道懸空段長
度為90 m時，該處應變達到最大值0．4953％ ，也
說明此深度系數下，管中腐蝕坑缺陷對懸空管道
的失效長度影響開始變大。當k，=0．5時，隨著
管道懸空段長度的增加，管道的失效位置均在腐
蝕坑缺陷處。
3．2 腐蝕缺陷長度的影響
3．2．1 腐蝕坑位于懸空段管端的仿真結果分析
為了研究長度系數與應力應變位移之間的關
系，取懸空段長度為5O，80，100，150 m，對腐蝕坑
位于懸空段管段時進行模擬。
山
由
長度系數
(a) 懸空段長度50 m
(c) 懸空段長度100 nl
g
、
漤
，
、
制
＼
，
q
、
由圖4可以看出，在懸空長度為50 m和80
nl時，管線始終處于彈性階段；懸空長度為100 m
和150 m時，管道均進入塑性階段，此時隨著長度
系數的增加，應力和位移變化很小。懸空管道從
無缺陷狀態(tài)進入有缺陷狀態(tài)，應變急劇增加，但隨
著缺陷長度的增加，應變值在逐漸減小。這是因
為在管道懸空段長度不變的情況下，當腐蝕坑長
度沿管道軸向增加時，腐蝕坑內處于危險截面內
的面積相對較小，使得管道壁厚減薄的區(qū)域增加，
管道的承載能力減小，管道承載力的減小要比管
道剛度的減小要快，因此導致了管道腐蝕坑區(qū)域
內最大應變在減小，最大應力也隨之緩慢減小。
善300
j
0
凸一
芝300
j
0
應力
／ ／ — — ～ — 一
．
—
／
變 ．
|
位移
●
長度系數
(b) 懸空段長度80 in
一 應力 一
一 、
_～
／ 移
●
(d) 懸空段長度150m
圖4 不同懸空長度下，應力應變位移與長度系數關系
3．2．2 腐蝕坑位于懸空段管中的仿真結果分析
通過有限元分析發(fā)現，當懸空段長度不大于
100 m時，不論腐蝕坑缺陷長度大小，管道上最大
量
、
漤
，
～
量
～
，
冰
＼
制
應力和應變均位于管中腐蝕坑缺陷處，最大位移
在管道懸空段管中，隨著腐蝕坑缺陷長度增大，此
處應力應變也隨之增大。當腐蝕坑位于懸空段管
第32卷第1期 壓 力 容 器 總第266期
中，長度系數k =0．1163和k：=1．0465時，管道
管中和管端的最大Mises應力和最大應變與管道
懸空長度之間的關系曲線如圖5所示。長度系數
k =1．0465時管中腐蝕坑處出現的極值應力應
日
山
=
4 結論
變要比k =0．1163時大，但不同長度系數下管中
最大應力均未超過500 MPa，且最大應變均未超
過0．3％。腐蝕坑缺陷在懸空段管中時，對懸空
管道的失效長度影響較小。
西
山
(b) k2=1．0465
圖5 不同長度系數時，懸空長度對最大應力應變的影響曲線
利用ASME B31G，DNV RP—FIO1標準和
PCORRC方法對在役含腐蝕坑缺陷管道中允許的
腐蝕坑缺陷尺寸進行了確定，這對準確建立含缺
陷懸空管道模型是可靠的。
基于應變失效準則，建立了管道在不同地區(qū)
的失效判別標準，當管道變形量較大時，還應該采
用大撓度理論進行驗證校核。按照基于應力建立
的含缺陷懸空管道失效準則不能準確反映管道實
際安全狀態(tài)，從應變分析角度得出的結論對管道
懸空下沉過程中的力學行為、管道的安全狀態(tài)分
析具有切實的幫助。
腐蝕坑深度對含缺陷管道意外懸空后安全運
營的影響比腐蝕坑長度的影響大，當深度系數
k I>0．4后，管道的安全和極限懸空長度急劇減
小，缺陷尺寸大于該深度尺寸時，管道極易發(fā)生失
效；腐蝕坑缺陷位于管段時要比位于管中對懸空
管道的失效影響大，對于懸空管道，應重點防護埋
地段與懸空管段交界范圍處。
參考文獻：
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【下轉第56頁)
· 5】·
CPVT 接管內壁鈷基合金堆焊層上裂紋的修復 V01．32 No．1 2015
內最大溫差≤65 c【=；
(2)熱處理時采用經校準的熱電偶監(jiān)測溫度
(接管內外均布4個熱電偶)；
(3)升降溫期間，加熱區(qū)內任意長度內的溫
差不得大于120 oC。
5．6 熱處理后檢查
熱處理后對堆焊表面進行100％lrf檢測，I
級合格，未發(fā)現裂紋。硬度檢測均超過HRC40，
滿足了堆焊表面硬度要求。
6 N1B接管焊接
N1A接管返修合格后，對另一接管N1B與簡
體進行組焊，考慮到1．3節(jié)裂紋產生情況，作了如
下改進。
(1)基層焊接采用．1507 4,3．2 mm小直徑手
工焊焊條，焊接參數見表5。每道施焊前，測量溫
度，待溫度≤150℃ ，方可焊接下一道。
表5 基層焊接參數
項目 焊條牌號 焊條直徑／mm 焊接電流／A 電弧電壓／V 焊接速度／mm·rain 道問溫度／℃
數值 J507 擊3．2 80～110 20～24 70～16O ≤l50
(2)因接管堆焊后縮口導致接管與簡體裝配
時間隙過大，將筒體側坡口基層部分堆焊5～6
mill，重新加工坡口后，再與接管焊接，以減少裝配
后焊接填充量。
(3)對接管相貫線采用砂輪打磨。
N1B接管焊后對接管內壁進行全面積Iyr檢
測，未發(fā)現裂紋。
7 結論
通過對NIA接管裂紋的產生原因分析、返修
工藝的逐步改進以及后續(xù)施焊N1B接管的成功，
說明：鈷基堆焊對預熱溫度、加熱形式、工藝執(zhí)行
的要求都比較嚴格。
在本次裂紋的修復過程中，改進了部分工藝
措施，將局部預熱改為整體預熱，同時注重焊接參
數控制，加強道問溫度控制，從而避免裂紋的
產生。
此次修補工藝的成功，對鈷基合金堆焊層上
裂紋的修復，獲得了一些寶貴的經驗，值得同行
借鑒。
參考文獻
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收稿日期：2014—11—21 修稿日期：2014—12—18
作者簡介：何建波(1963一)，男，高級工程師，主要從事壓
力容器制造及石油化工工程管理工作，通信地址：315103
浙江省寧波市高新區(qū)院士路660號中石化寧波工程有限
公司，E—mail：hejb．snee@sinopec．com。
(上接第51頁)
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27(5)：21—25．
收稿日期：2014—10—07 修稿日期：2015一叭一06
作者簡介：趙瀟(1990一)，男，主要從事長輸管道力學行
為相關研究工作，通信地址：610500四川省成都市新都區(qū)
新都大道8號西南石油大學機電工程學院，E—mail：
309272974@ qq．COtll

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