趙 莉

（長慶油田分公司物資供應(yīng)處, 陜西 西安 710016）

含腐蝕缺陷長輸管道剩余強度影響參數(shù)定量評價

趙 莉

（長慶油田分公司物資供應(yīng)處, 陜西 西安 710016）

針對管道運行過程中腐蝕缺陷導(dǎo)致管道事故頻繁發(fā)生等問題，主要采取了 NG-18、ASME B31G-1991、API 579和DNV RP-F101等方法對管道剩余強度的評價。四種評價方法對指標參數(shù)失效壓力、流變壓力、缺陷長度、Folias鼓脹因子以及腐蝕缺陷面積計算各有不同，分別做了各參數(shù)與評價結(jié)果定量影響研究。實驗研究表明：管線鋼材級別越高，不同定義下計算的流變壓力相差減小，對管道剩余強度評價的影響較小；隨著缺陷長度的增加，鼓脹因子相對差逐漸變大，對管道剩余強度評價的影響較為敏感。對于短缺陷管道，NG-18評價方法較為合適；基于實際爆破數(shù)據(jù)，相對于ASME B31G-1991評價方法，DNV RP-F101評價結(jié)果誤差較?。粚Ωg缺陷管道缺陷面積的計算，ASME B31G-1991方法精度較高，是一種普遍適用的評價方法。

缺陷管道；剩余強度；參數(shù)；定量關(guān)系

在油氣管道運行的過程中，管線腐蝕常有發(fā)生，對腐蝕缺陷管道剩余強度的評價研究一直都在不斷的完善。20世紀70年代，Kiefner和Maxey等率先提出了 NG-18評價方法，基于版經(jīng)驗斷裂力學(xué)理論，分別定義了失效壓力、流變壓力、缺陷長度、Folias鼓脹因子以及腐蝕缺陷面積[1-3]。隨著國內(nèi)外研究學(xué)者對該方法的改進，對影響因子的重新定義，形成了相應(yīng)的計算標準。從第一部含缺陷管道的評價標準 ASME B31G-1984，到改進后的 ASME B31G-1991，再到ASME B31G-2009，美國機械工程師協(xié)會集結(jié)了國內(nèi)外研究人員的研究成果一直在不斷更新完善[2-5]。

近年來，根據(jù)對分級評價的要求，頒布了API 579，SY/T6151 等評價標準；在全尺寸爆破試驗數(shù)據(jù)基礎(chǔ)上，以有限元計算為理論，又形成了PCORRC和DNV RP-F101等評價方法[3-8]。上述不同評價方法均相應(yīng)有一定的適用范圍，對影響評價結(jié)果的參數(shù)計算各有不同，下面根據(jù)不同的評價方法對參數(shù)的定量求取進行了對比，結(jié)合實際管道運行數(shù)據(jù)，定量分析了各參數(shù)對評價結(jié)果影響，并找出了各自評價方法適用性。

1 管道剩余強度評價思路

對油氣管道的檢測是管道評價最基礎(chǔ)的工作，通過檢測工作找出管道是否存在腐蝕缺陷以及缺陷位置、尺寸，在依據(jù)相應(yīng)的檢測維護標準，結(jié)合各管線材質(zhì)、性能、影響參數(shù)，對管道剩余強度進行綜合評價，找出管道剩余強度影響最為敏感的參數(shù)，并給出解決方案。含腐蝕缺陷管道剩余強度評價思路如圖1所示。

2 參數(shù)評價方法介紹

油氣管道剩余強度評價標準和方法各有不同，不同的評價方法對流變應(yīng)力、Folias鼓脹因子、腐蝕缺陷投影面積以及缺陷長度等計算公式略有差別。油氣管道在運行過程中，對影響管道剩余強度因素認識的加深[1-3]。

目前對剩余強度評價方法正在不斷修訂與完善，逐步在形成對管道內(nèi)壁受壓、載荷、多個腐蝕點相互作用以及軸向、環(huán)向腐蝕缺陷等方面評價技術(shù)，目的是為了將各個標準適用范圍拓寬，提高評價方法精確度，真實反映管道剩余壓力，油氣管道剩余強度評價方法與參數(shù)定義如表1所示。

3 參數(shù)對剩余強度定量影響關(guān)系

3.1 流變應(yīng)力影響

按照SMYS與SMTS標準定義，分別計算出了X42、X46、X52、X56、X60、X65、X70、X80、X100、X120級別管線鋼的流變應(yīng)力，如圖1所示。

圖1 長輸管道剩余強度評價思路Fig.1 Long-distance pipeline residual strength evaluation idea

表1 管道剩余強度評價方法與參數(shù)定義Table 1 Pipe residual strength evaluation method and parameter definition

根據(jù)流變應(yīng)力曲線形態(tài)分析，可知SMTS定義計算流變應(yīng)力最大，其次分別是 SMYS+68.95MPa、（SMYS+SMTS）/2和1.1SMYS，在不考慮1.1SMYS定義方式下，X70、X120管線鋼在前三種定義方法計算出的流變壓力非常接近，整體上，隨著管線鋼級別的增加，流變壓力變大，并且不同定義方式下流變應(yīng)力相對差變小(圖2)[3-5]。

3.2 當(dāng)量長度影響

當(dāng)量長度在 2～10之間時，NG-18與 ASME B31G-1991評價方法計算減速比曲線幾乎重合，隨著當(dāng)量長度的增加，各評價方法得到的鼓脹因子偏差變大；當(dāng)量長度在大于10時，NG-18評價方法計算的減速比快速變大。結(jié)合圖3（b）分析，NG-18評價方法較適合對腐蝕短缺陷長度管線的評價。

圖2 X42～X120不同鋼級流變壓力Fig.2 X42～X120 different steel grade creep stress

圖3 減速比和鼓脹因子與當(dāng)量長度變化關(guān)系Fig.3 Change relations of reduction ratio / the ballooning factor and equivalent length

3.3 鼓脹因子影響

不同的評價方法對鼓脹因子的定義不同，導(dǎo)致計算的鼓脹因子數(shù)值存在一定的差異。圖 3（b）主要對不同評價標準下鼓脹因子變化規(guī)律進行對比。除NG-18評價方法外，其余評價方法變現(xiàn)為隨當(dāng)量長度增加，鼓脹因子增大的變化規(guī)律；當(dāng)管線處于短缺陷時，即當(dāng)量長度在2～8之間，4種評價方法下的Folias鼓脹因子對于評價結(jié)果的有較小的影響；當(dāng)管線處于長缺陷狀態(tài)下時，即當(dāng)量長度大于8，F(xiàn)olias鼓脹因子變現(xiàn)出較大的影響力，特別是NG-18評價方法評價長缺陷管線時偏離誤差較大，只適合與對段缺陷腐蝕管線的評價，可有效避免較長缺陷管線計算實效壓力偏高；ASME B31G-1991，API 579 與DNV RP-F101對管線長短腐蝕缺陷評價結(jié)果較為穩(wěn)定，對長腐蝕缺陷管線的評價更為合理、準確。

3.4 缺陷面積影響

圖4 不同定義的腐蝕面積與減速比變化關(guān)系Fig.4 of Change relations of corrosion area and reduction ratio under different definitions

4 結(jié) 論

在實際管線腐蝕缺陷剩余強度評價過程中，首先要根據(jù)該地區(qū)管道材質(zhì)、性能特征、管線使用年限以及對評價結(jié)果精確度要求，選取最為合適的評價方法。不同標準的評價方法，對剩余強度影響參數(shù)的計算均有所不同，進而影響最終的評價結(jié)果。管線鋼材級別越高，不同定義下計算的流變壓力相差減小，鼓脹因子相對差逐漸變大，對管道剩余強度的影響較大。對于短缺陷長度管線，采取NG-18評價方法有較高精度評價結(jié)果，對于長缺陷長度管線，其余三種方法則更為精確。ASME B31G-1991評價方法對腐蝕缺陷面積的計算精度較高，評價結(jié)果既不偏保守又不偏樂觀，評價結(jié)果較為準確。

［1］何東升,郭簡,張鵬.腐蝕管道剩余強度評價方法及其應(yīng)用[J].石油學(xué)報, 2007,5(11):125-128．

［2］段慶全,仇經(jīng)緯,王建琳,等.影響含腐蝕缺陷管道剩余強度的參數(shù)分析[J].壓力容器，2013,30(1):20-23.

［3］翟云皓,郭興蓬,曲良山,等.集輸管道腐蝕評價及剩余壽命預(yù)測[J].油氣田地面工程,2006,25(4):47-48.

［4］ASME B31G—1984，1991，2009，Manual for Determining the Re maining Strength of Corroded Pipelines[S]．

［5］Recommended Practice DNV－RP－F101,Corroded Pipelines[S]. 2010．

［6］API RP579—2000,Fitness－for－Service[S].First Edition．

［7］程方杰,武云龍,劉偉,等.含體積型缺陷管線表面應(yīng)力應(yīng)變狀態(tài)的有限元模型分析及試驗驗證[J].壓力容器,2012,29(9):13-18.

［8］彭善碧,李長俊,劉恩斌,等.油氣管道剩余強度評價方法[J].石油工程建設(shè),2005,31(3):17-19.

Quantitative Evaluation of Residual Strength of the Long-distance Pipeline With Corrosion Defects

ZHAO Li
（Changqing Oilfield Company, Shaanxi Xi'an 710016，China）

In view of the problem that pipeline accidents occurred frequently during the operation because of pipeline corrosion defects, NG 18, ASME B31G-1991, API579 and DNV RP-F101 methods were used to evaluate residual strength of the pipe. The four evaluation methods have different computation processes for index parameters including failure pressure, rheological parameters, defect length, Folias ballooning factors and corrosion defect area. Impact of the parameters on the evaluation results was quantitatively studied. The results show that,the higher the level of pipeline steel, the lower the calculated rheological stress difference under different definition, the less the effect on the pipeline residual strength evaluation; With the increase of the length of the defect, ballooning factor relative difference increases gradually, the impact on the pipeline residual strength evaluation is more sensitive. For short defect pipe, NG-18 evaluation method is relatively appropriate; Based on the actual blasting data, compared to the ASME B31G-1991 evaluation method, the error of DNV RP-F101 evaluation result is smaller; In defect area calculation of pipeline with corrosion defects, and ASME B31G-1991 method has high precision, is a kind of widely used evaluation method.

Defect pipe; Residual strength; Parameters; Quantitative relationship

TE 832

A

1671-0460（2016）03-0639-03

2015-12-18

趙莉(1978-)，女，陜西乾縣人，工程師，2009年畢業(yè)于西安石油大學(xué)油氣儲運專業(yè)，主要從事油套管、管線管等鋼材的理化檢驗工作。郵箱：zhaoli1_cq@petrochina.com.cn。