劉建軍，李強林，周道川，周　丹山東省天然氣管道有限責任公司，山東濟南　250101

?

天然氣管道河流穿越段腐蝕缺陷評價

劉建軍，李強林，周道川，周丹
山東省天然氣管道有限責任公司，山東濟南250101

摘要：結合內檢測數(shù)據，對某天然氣管道河流穿越段一處深度為34%壁厚的缺陷進行定位并開挖驗證，分別使用ASME B31G方法和線性外推法，對穿越段進行了剩余強度評價和剩余壽命預測。從剩余強度評價結果可以看出，在首站天然氣最高允許出站壓力為4.90 MPa（2014年12月以前）的運行工況條件下，含缺陷管道是具備足夠安全裕量的；從剩余壽命預測結果可以看出，按照測算得到的腐蝕速率考慮，以理論允許存在的最小壁厚（20%壁厚）為極限值，含缺陷管道具有足夠長的使用壽命。在評價基礎上，對可能造成穿越段損傷的原因進行了推測，提出了含缺陷定向鉆或大開挖方式穿越管段的處理建議。

關鍵詞：穿越段；剩余強度；腐蝕速率；剩余壽命

1　概況

某天然氣管道始建于2001年，投產于2002年6月，全長134 km，管材為L390螺旋縫埋弧焊管，規(guī)格為D 508 mm×7.9（8.7、10.3）mm，外防腐層為環(huán)氧粉末涂層（無內涂層），沿線共建有4座輸氣場站及4座截斷閥室，承擔著濟南、淄博沿線各地市的供氣任務，設計輸氣能力28.4億m3/a，設計壓力6.4 MPa，彎頭彎管曲率半徑為5D（D為管徑）。

2　某天然氣管道河流穿越段腐蝕缺陷現(xiàn)狀

2.1內檢測數(shù)據

內檢測資料顯示，在該天然氣管道109.06 km處存在管道本體缺陷。該處的管道本體缺陷類型為管道外腐蝕缺陷，最大深度為33%壁厚（此處管道設計壁厚10.3 mm），腐蝕面積為38 mm×139 mm，腐蝕缺陷大體位于沿氣流方向管道截面的9點鐘位置，距離上游環(huán)焊縫約1 m。

結合設計資料，通過坐標分析可知，該處管道本體缺陷位于河流穿越東側的彈性彎管與斜向上直管段的交接處，管底距地面設計埋深4.3 m，如圖1所示。

圖1　管體缺陷位置示意

2.2開挖驗證

管道公司于2014年11月對該天然氣管道河流穿越缺陷處進行了開挖檢測，開挖后發(fā)現(xiàn)該缺陷點位于豬籠河暗涵下（見圖2），管頂距路面4.5 m；缺陷位于沿氣流方向管道截面的9點至10點鐘位置，與內檢測結果基本一致。

圖2　缺陷位置開挖現(xiàn)場

通過現(xiàn)場測量，該缺陷環(huán)向長度為240 mm，軸向長度為45 mm，面積約為10 800 mm2，最大深度為3.5 mm（壁厚約34%），如圖3所示。該處的管道設計壁厚為10.3 mm，管道剩余壁厚為6.8 mm。

圖3　缺陷尺寸示意

檢測單位出具的射線檢測報告顯示：“本處未見裂紋等危害性缺陷，母材表面凹陷，有劃傷”。

3　基于剩余強度的缺陷評價

鑒于管道重要的戰(zhàn)略地位和管道事故危害的嚴重性以及維修管道費用的高昂，對含有腐蝕缺陷的管道進行剩余強度評價是非常必要的，其目的就是研究管道上的腐蝕缺陷所容許的最大操作壓力以及在某一操作壓力下允許存在的最大缺陷尺寸，從而做出正確的決策：降低運行壓力、繼續(xù)服役或修復或更換等，這樣既可避免事故的發(fā)生又可節(jié)省維修費用。

國內外關于腐蝕管道安全評價的準則很多。例如：美國的ASME B31G準則［1］，英國的R6方法［2］，挪威船級社DNV方法，加拿大的CSA- Z184- M86標準［3］等。其中ASME B31G準則適用于評價老的、低強度腐蝕管道，且預測壓力值保守的問題在修正的公式中有了很大改善，因此本文中將使用該準則進行該天然氣管道河流穿越段腐蝕缺陷的評價。

3.1ASEM B31G準則基礎理論［1］

ASME B31G準則是美國最早建立的腐蝕管道剩余強度的簡明評價方法，是目前西方國家流行的評價方法，在工業(yè)上得到廣泛的應用。ASME B31G準則的計算公式是由美國Battele研究所，基于中低強度材料的彈塑性斷裂力學理論，用方程式來表示當材料不連續(xù)時管道的應力，將理論分析與實驗相結合，給出的是建立在大量試驗數(shù)據基礎上的半理論半經驗公式。該評價方法便于計算，可以很快求得腐蝕缺陷管道的極限承載能力和最大允許安全運行壓力，適合評價含有單一軸向缺陷腐蝕管道的剩余強度。

ASME B31G準則評價腐蝕管道剩余強度的主要步驟如下：

（1）確定缺陷深度d與壁厚t的比值d/t。

（2）計算相關參數(shù)z的值。

式中：z為相關參數(shù)，無量綱；D為管道外徑，mm；t為管道壁厚，mm；Lm為缺陷的軸向長度，mm。

（3）確定Folias膨脹系數(shù)M的值。

當z≤50時，

（4）計算含缺陷管道允許的最大安全運行壓力Pf（單位：MPa）。

式中：σs為管道材料的最小屈服強度，MPa；F為參考等級的安全系數(shù)；d為缺陷最大深度，mm。

（5）將Pf的值與目前管道的運行壓力Po進行對比，評價缺陷是否能夠接受并根據實際情況采取降壓運行、補強或者換管等措施。

ASME B31G準則在計算含腐蝕缺陷管道的允許最大安全運行壓力Pf時，分別做了三點假設：一是管材的流動應力近似等于管道最小屈服應力σs的1.1倍；二是膨脹系數(shù)M的數(shù)值僅與缺陷軸向長度Lm、管道外徑D及壁厚t有關；三是將含有腐蝕缺陷的面積簡單地近似為拋物線包絡的形狀，從而使缺陷區(qū)域面積和缺陷面積的數(shù)值可用缺陷軸向長度Lm和缺陷最大深度d兩個簡單的參數(shù)來計算。

3.2腐蝕缺陷評價

以河流穿越段管道本體外腐蝕缺陷為研究對象，列出基本參數(shù)見表1。

表1　腐蝕缺陷管道基本參數(shù)

對該缺陷進行研究，按照ASME B31G準則提供的步驟進行計算：

（1）確定缺陷深度壁厚比d/t的值為0.339 8。

（2）按式（1）計算參數(shù)z的值為0.387。

（3）確定M值的大小。

由于z = 0.387＜50，因此按式（2）計算得到Folias系數(shù)M值為1.11。

（4）計算管道最大允許安全運行壓力Pf。

管材的最小屈服應力σs為390 MPa，d/t為0.339 8，管道壁厚t為10.3 mm，管道直徑D為508 mm，參考等級安全系數(shù)按照四類地區(qū)取為0.4，分別將以上數(shù)據代入式（4）中，計算得到管道最大允許安全運行壓力Pf的值為6.68 MPa。

3.3管道運行情況分析

結合該天然氣管道的運行情況，對2012年1月至2014年10月期間的管道實際運行壓力進行了統(tǒng)計，見圖4。

圖4　運行壓力對比

統(tǒng)計結果顯示，近三年該穿越管段實際最高運行壓力為4.11 MPa（2012年9月3日），遠小于計算得到的該管段最大允許安全運行壓力（6.68 MPa），因此管道始終能夠安全運行。

4　基于剩余壽命的缺陷評價［4］

4.1預測方法理論基礎

一般來講，腐蝕剩余壽命預測依賴于歷史檢測數(shù)據，根據能獲得的檢測數(shù)據的次數(shù)，預測方法分為線性外推近似預測和非線性外推預測。

所謂線性外推就是在均勻腐蝕的大面積管段，利用兩次腐蝕檢測數(shù)據作線性外推，即假設管道的腐蝕速率是按線性規(guī)律變化的，來預測剩余壁厚達到該管段所允許的最小壁厚的時間，進而得出管道的腐蝕剩余壽命。

如圖5所示，T1、T2為兩次檢測的具體時間，兩次檢測的腐蝕深度分別為d1、d2，則剩余壁厚分別為t1= t -d1、t2= t-d2，tmin為所要預測的管段允許的最小壁厚。

圖5　基于二次檢測數(shù)據的外推法理論

通過線性外推，即將t1和t2的連線延長，與最小允許壁厚線的交點所對應的時間T即為管壁減薄到tmin時所對應的時間：

故該管段距第二次檢測時間T2的剩余壽命為：

4.2腐蝕速率預測

結合內檢測以及2014年開挖驗證得到的缺陷數(shù)據，將2002年（管道投產）、2012年（管道內檢測）以及2014年（開挖驗證）作為線性外推腐蝕速率預測方法的三個時間節(jié)點，考慮了三種不同的假設情況下缺陷腐蝕情況，可求出三種情況下管道的腐蝕速率，見表2。

表2　三種不同的假設情況

在計算腐蝕速率時，分別進行了兩次近似取值：一是忽略內檢測數(shù)據的誤差，認為內檢測數(shù)據是完全準確的；二是忽略開挖驗證后無損檢測的測量誤差，認為檢測數(shù)據是完全準確的。

4.3剩余壽命預測

對于均勻腐蝕缺陷和局部腐蝕缺陷，要求缺陷深度不能超過壁厚的80%，也就是說要求的最小壁厚為tmin= 20%t，所以最小允許壁厚即為tmin= 2.06 mm。

在管道運行壓力維持不變的情況下，分別計算出三種情況下管壁減薄到tmin時所對應的時間，具體見表3。

表3　不同假設情況下的剩余壽命

從以上計算結果可以看出，不同假設情況下，使用線性外推法計算得到的腐蝕速率及管道剩余壽命相差較大。

假設一與假設二的時間間隔相差兩年，但計算得到的腐蝕速率卻相差了17%左右，與腐蝕速率變化趨勢應符合“浴盆曲線”規(guī)律的理論相悖。另外，結合缺陷開挖處的現(xiàn)場實際情況以及缺陷在管道上的分布位置和形態(tài)（如圖6～7所示），可以推測出，缺陷處管道外防腐層以及管道本體曾遭受來自管道豎直方向上相對于管道9點鐘位置的外力損傷的可能性極大，防腐層的破損則進一步加劇了損傷部位管道本體腐蝕的發(fā)生。

因此，假設三的情況以及在該假設情況下計算得到的腐蝕速率更加符合實際情況。

圖6　　缺陷分布位置及形態(tài)（打磨前）

圖7　缺陷分布位置及形態(tài)（打磨后）

5　維修建議

5.1損傷原因分析

對有可能導致缺陷處管道外防腐層及本體外力損傷的若干原因進行推測并歸納如下：一是管道周邊修建暗涵和下水井時發(fā)生外力損傷；二是管道回拖前，由于野蠻施工導致下溝過程中出現(xiàn)砸傷或機械劃傷；三是管道回拖過程中，防腐層及管道本體被地底巖石等硬物劃傷或擦傷。結合缺陷附近三條暗渠交錯分布以及缺陷點周圍防腐層形態(tài)，筆者認為周邊施工導致管道損傷的可能性最大。

5.2維修依據

該缺陷的實測相對深度為34%，損傷達到壁厚20%～25%以上，應立即進行修復。

5.3維修方案選擇

目前常用的管道本體缺陷維修補強方法主要有:補板修復、A型套筒修復、B套筒修復、碳纖維復合材料包覆修復四種方法［5］。

鑒于補板修復方法不適合修復直徑大于8 mm的腐蝕缺陷、A型套筒不適合修復環(huán)向缺陷的情況，適用于管道本體缺陷的修復補強方法有B型套筒修復和碳纖維復合材料修復，其對比見表4。

表4　 B型套筒修復法與碳纖維復合材料修復法對比

綜合考慮，由于實施碳纖維復合材料包覆修復施工對金屬表面的除銹等級和錨紋深度要求較高，維修后的管道性能受施工質量影響較大。而實施B型套筒施工，施工無需對管道降壓（首站濟南站最高出站壓力為4.90 MPa，該腐蝕缺陷處帶壓施焊的最高允許壓力為6.06 MPa），且套筒焊接完成后只需對焊縫進行磁粉檢測和滲透檢測即可，便于現(xiàn)場實施，因此該缺陷采用B型套筒進行修復。

6　結論與建議

6.1結論

本文以某天然氣管道的內檢測數(shù)據為依據，對穿越河流管段的本體缺陷處進行了開挖驗證。根據現(xiàn)場實測數(shù)據，完成了含缺陷管段的剩余強度評價和剩余壽命預測，并對缺陷產生的原因進行了分析。

（1）從剩余強度評價結果可以看出，在目前該天然氣管道首站最高允許出站壓力為4.90 MPa的運行工況條件下，含缺陷管道具備足夠安全裕量。

（2）從剩余壽命預測結果可以看出，按照測算得到的腐蝕速率考慮，以理論允許存在的最小壁厚（20%t）為極限值，含缺陷管道具有足夠長的使用壽命。

（3）周邊施工導致管道防腐層及本體損傷的可能性極大，防腐層的破損加劇了管道本體損傷部位的腐蝕。

6.2建議

針對采用定向鉆或大開挖方式穿越河流、鐵路、高速公路的含缺陷管段，建議如下：

（1）有計劃性地開展管道內檢測。作為查找管道本體缺陷的最有效手段，內檢測對缺陷的準確定位和描述，對管道完整性評價、修復具有十分重要的指導意義。一是內檢測能夠及時發(fā)現(xiàn)管道本體新生缺陷，二是通過比對兩次或多次同一處缺陷的數(shù)據，能夠建立更加準確的腐蝕速率模型，預測管道剩余壽命，為管道運行提供參考。

（2）對含缺陷管道進行有效的完整性評價，根據評價結果制訂維修方案和維修計劃。一方面，雖然《油氣管道管體修復技術規(guī)范》中明確規(guī)定，損傷達到壁厚20%～25%以上，應立即進行修復，但是對于穿越管段而言，基于設計的厚壁管卻可以明顯提高含缺陷管道的失效壓力，從而確保管道能夠在具備足夠安全裕量的情況下安全運行。另一方面，由于大多數(shù)穿越管段根本不具備開挖修復的條件（例如穿越大型河流、鐵路等），即使路由允許的情況下，管道改線、換管的成本往往也是相當高的。因此，管道運營單位可以在完整性評價的基礎上，統(tǒng)籌考慮投入大量資金改線、換管的必要性，或是在風險可控的前提下采用有效且具有針對性的缺陷管段監(jiān)測技術，維持管道運行現(xiàn)狀。

參考文獻

［1］ASME B31G- 2012，Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines［S］.

［2］陳印，劉寶玉，陳琳琳.基于R6失效曲線管道的完整性評定［J］.當代化工，2013（5）：689- 691.

［3］徐志鋒，劉應華，徐秉業(yè).含體積型缺陷壓力容器和管道的極限分析［J］.油氣儲運，1999，18（2）：1- 5.

［4］陳學東，艾志斌，楊鐵成.基于風險的檢測（RBI）中以剩余壽命為基準的失效概率評價方法［J］.壓力容器，2006，23（5）：1- 5.

［5］張潤澤.油田管道修復技術綜述［J］.工業(yè)，2015（8）:160- 160.

［6］Q/SY1592- 2013，油氣管道管體修復技術規(guī)范［S］.

Evaluation on Corrosion Defects in River Crossing Section of Natural Gas Pipeline

LIU Jianjun，LIQianglin，ZHOU Daochuan，ZHOU Dan
Shandong Province Natual Gas Pipeline Co.，Ltd，Jinan 250201，China

Abstract：Based on the internal inspection result，the work of locating and excavating verification for the corrosion defect with the depth of 34%wall thickness in the river crossing section of a pipeline is carried out. Then the ASME B31G method and the linear extrapolation method are used to evaluate the residual strength and predict the residual life of the river crossing section. The result from the residual strength evaluation shows that the river crossing section has enough safety allowance in the condition of the maximum allowable gas pressure of 4.90 MPa at the initial station；The result from the residual life evaluation shows that the river crossing section has enough service life according to the estimated corrosion rates and theoretic allowance minimum wall thickness（20%wall thickness）. The reasons possibly causing damage of the river crossing section are considered，and treatment proposals of the river crossing section with defect in the construction ways of directionaldrilling or large excavation are brought forward.

Keywords：crossing section；residualstrength；corrosion rate；residuallife

doi:10.3969/j.issn.1001- 2206.2016.02.019

作者簡介：

劉建軍（1970-），男，山東濰坊人，經濟師，2001年畢業(yè)中原油田黨校經濟管理專業(yè)，現(xiàn)從事長輸天然氣管道管理方面的工作。

Email：812766422@qq.com

收稿日期：2015- 07- 28；修回日期：2015- 10- 09