吳曉宇，段慶全，周雪靜，張宏

中國石油大學(xué)(北京)機械與儲運工程學(xué)院(北京102249)

基于API 579的受附加載荷管道局部腐蝕評價

吳曉宇，段慶全，周雪靜，張宏

中國石油大學(xué)(北京)機械與儲運工程學(xué)院(北京102249)

對受附加載荷管道局部腐蝕現(xiàn)象進(jìn)行調(diào)研，闡述了受附加載荷管道局部腐蝕機理、原因及影響。通過對比ASME B31G、DNV RPF101、PCORRC及API 579-1-2007等腐蝕規(guī)范發(fā)現(xiàn)，API 579-1-2007的受附加載荷管道局部腐蝕評價可靠性最高，符合我國對管道安全運行的要求。詳細(xì)列出了受附加載荷管道局部腐蝕評價過程，為建立符合我國實際情況的油氣管道評價規(guī)范提供參考。并利用Visual Studio2012編制開發(fā)軟件，通過工程實例計算驗證，該軟件有效地節(jié)省了評價時間，提高了評價規(guī)范的可操作性，具有工程意義。

附加載荷;管道腐蝕;API標(biāo)準(zhǔn);評價規(guī)范;評價軟件

近年來，由于國際形勢的變化與國家經(jīng)濟實力不斷發(fā)展，石油與天然氣的需求量不斷增大。隨著市場需求的增加，管道作為輸送石油與天然氣最清潔、經(jīng)濟的方式而蓬勃發(fā)展。2014年，我國油氣管道總長度約為10.62×104km，形成輻射全國的油氣管網(wǎng)。然而，管道破壞現(xiàn)象隨之出現(xiàn)，保養(yǎng)、維修或更換管道帶來的巨大人力、財力損耗，成為管道事業(yè)發(fā)展的制約。由于社會發(fā)展歷史原因，我國約有6 000km的管道建于20世紀(jì)70、80年代，服役已經(jīng)超過30年，管道因此在施工、設(shè)計等方面存在原始缺陷較多。而建于20世紀(jì)90年代的管道，由于服役時間較長，受環(huán)境影響而造成管道腐蝕嚴(yán)重，新生缺陷多。在管道嚴(yán)重?fù)p壞事故中，原始缺陷引起的事故占60%，新生缺陷引起的事故占40%[1]。這些管道現(xiàn)已到事故多發(fā)階段，管道破壞在所難免。

管道腐蝕是一種常見油氣管道破壞方式，約占油氣管道破壞方式的40%。油氣管道大多采用埋地鋪設(shè)[2]，腐蝕發(fā)生后，不易被檢測，長時間腐蝕可造成大面積壁厚減薄，導(dǎo)致管道承壓降低，甚至成為管道穿孔、油氣泄漏等事故的誘因，引發(fā)環(huán)境污染，導(dǎo)致火災(zāi)和爆炸等事故[3]。遭受污染的土壤會加重管道腐蝕，形成惡性循環(huán)。因此，針對管道腐蝕進(jìn)行評價十分必要，準(zhǔn)確的評價能夠獲得管道許用工作壓力，使管道繼續(xù)服役或降低管道運行壓力[3]，使得損壞嚴(yán)重的管道及時維修或更換，損壞不嚴(yán)重的管道能夠及時維修，避免更換管道帶來的巨額費用。

1 管道腐蝕介紹

1.1 腐蝕原因及機理

油氣管道腐蝕為管體金屬由元素狀態(tài)轉(zhuǎn)為離子狀態(tài)而引起的管道破壞[2]。管道腐蝕原因多樣，我國埋地管道穿越復(fù)雜地形，具有不同的土壤條件、管材、結(jié)構(gòu)及輸送介質(zhì)，因此管道腐蝕情況各異。

管道內(nèi)壁腐蝕歸因于管道內(nèi)輸送的原油、天然氣、成品油及水、硫等雜質(zhì)。管道外壁腐蝕與土壤酸堿度、含水量、含細(xì)菌種類和數(shù)量、雜散電流等因素有關(guān)。電化學(xué)腐蝕是管道腐蝕最常見的腐蝕機理[1]，腐蝕發(fā)生時有電流產(chǎn)生，加速腐蝕速率。由于局部腐蝕發(fā)生突然、隱蔽，不易檢測，事故發(fā)生率大大高于均勻腐蝕、點蝕等其他腐蝕，是管道腐蝕中最嚴(yán)重的破壞形式。

1.2 腐蝕影響

油氣管道腐蝕輕則破壞管道完整性，重則造成穿孔，導(dǎo)致泄露。石油天然氣屬于危險品，一旦泄露，容易引起火災(zāi)和爆炸，后果不堪設(shè)想。

國外自20世紀(jì)60年代開始對管道評估進(jìn)行研究，目前已經(jīng)形成規(guī)范，而國內(nèi)對管道評估的研究起步較晚，并沒有統(tǒng)一的規(guī)范。管道破壞的防范、維修無理論可依，造成了管道破壞的進(jìn)一步擴大和不必要的浪費。因此以下將進(jìn)行局部腐蝕管道剩余強度評價方法的探討，為建立符合我國實際情況的油氣管道評價規(guī)范提供參考。

2 管道腐蝕評價標(biāo)準(zhǔn)比選

2.1 國外評價標(biāo)準(zhǔn)發(fā)展概況

腐蝕管道剩余強度評價始于20世紀(jì)60年代，美國、英國、挪威等國家走在前沿。美國天然氣協(xié)會(American Gas Association，AGA)、美國機械工程師協(xié)會(American Society of Mechanical Engineers，ASME)、挪威船級社(Det Norske Veritas，DNV)、美國石油協(xié)會(American Petroleum Institute，API)及英國燃?xì)夤?British Gas，BG)等機構(gòu)發(fā)表了一系列管道腐蝕管道剩余強度評價標(biāo)準(zhǔn)[1]。如今我國大量油氣管道已經(jīng)運行30年左右，處于事故高發(fā)期;但國內(nèi)沒有詳盡而權(quán)威的評價標(biāo)準(zhǔn)，為管道檢測、評估的發(fā)展設(shè)置了障礙。因此，比選國外先進(jìn)評價標(biāo)準(zhǔn)，建立符合我國管道破壞情況的評價標(biāo)準(zhǔn)十分必要。

2.2 管道腐蝕評價標(biāo)準(zhǔn)介紹

ASME B31G-2009[4]、DNV RP-F101[5]、PCORRC方法[6]、API 579-1-2007等為國外現(xiàn)行管道腐蝕評價標(biāo)準(zhǔn)。

1)ASME B31G-2009由美國機械工程師協(xié)會(ASME)制定，是評價腐蝕管道、計算管道剩余強度最初的方法[1]。其歷經(jīng)不同版本的完善，形成的2009版是最新的版本，為其他規(guī)范提供參考。其失效壓力表示為：

流變應(yīng)力：

Folias鼓脹系數(shù)：

式中：Pf為失效壓力，MPa;t為管道壁厚mm;D為管道外徑，mm;d為腐蝕缺陷的最大深度，mm;M為Folias鼓脹系數(shù);為管道材料的流變應(yīng)力，MPa;σs為管材的最低屈服強度，MPa;L為缺陷最大軸向長度，mm。

2)DNV RP-F101由挪威船級社(DNV)和英國燃?xì)夤?BG)共同制定[5]，在大量實驗的基礎(chǔ)上，采用三維、非線性、彈塑性有限元分析等方法擬合而成[3]。其失效壓力表示為：

Folias鼓脹系數(shù)為

式中：σb為管道的拉伸強度，MPa;Q為長度校正系數(shù)。

該規(guī)范將Folias鼓脹系數(shù)M通過數(shù)值分析擬合為長度校正系數(shù)Q。雖然該規(guī)范保守性相對降低，且可以對鋼級X80以上的管道進(jìn)行安全評價，但針對附加載荷，只考慮了管道受軸向和彎曲載荷情況下的失效壓力，具有一定局限性。

3)PCORRC方法是一種評價中、高級強度鋼管剩余強度的常用方法，由美國Battle實驗室開發(fā)[3]。Stephens[6-7]為腐蝕缺陷建模時推導(dǎo)了極限狀態(tài)方程。其失效壓力表示為：

Folias鼓脹系數(shù)為：

該方法認(rèn)為管道失效由拉伸強度決定，而在實際工程中，高、低強度管道失效機理不同，高強度管道失效基于塑性失穩(wěn)，與材料拉伸強度有關(guān);低強度管道失效基于斷裂機理，與材料韌性有關(guān)。同時，該方法不適用于局部缺陷寬度小于局部缺陷深度的鈍口缺陷[8]，具有一定工程局限性。

4)API 579-1-2007規(guī)范由美國石油協(xié)會(API)根據(jù)服役適應(yīng)性評價FFS制定[9]。該規(guī)范增加了附加載荷對管道腐蝕的影響，適用于受附加載荷的管道局部腐蝕評價。

失效壓力表示為:

式中，λ為縱向缺陷長度參數(shù)。

2.3 管道腐蝕評價標(biāo)準(zhǔn)比選

Folias鼓脹系數(shù)的大小直接影響了評價規(guī)范失效壓力的大小，F(xiàn)olias鼓脹系數(shù)越大，失效壓力越小，更為保守但相對安全?；谖覈斔驮托再|(zhì)多為易凝高黏原油以及地形復(fù)雜易受自然災(zāi)害的現(xiàn)狀，宜采用安全系數(shù)較高的評價規(guī)范。這4種規(guī)范的鼓脹系數(shù)比較如圖1所示。

比較這4個規(guī)范，API 579-1-2007在受附加載荷的管道評價方面內(nèi)容最全面。因此綜合考慮安全性和針對性，選擇API 579-1-2007對受附加載荷的局部腐蝕管道進(jìn)行安全評價。

3 基于API 579的受附加載荷管道局部腐蝕評價

不同于一般壓力容器，管道系統(tǒng)載荷類型及應(yīng)力分布更為復(fù)雜[3]。除了由內(nèi)壓引起環(huán)向應(yīng)力和由溫度、泊松效應(yīng)引起的軸向應(yīng)力(徑向應(yīng)力忽略不計)外，還存在重量載荷、溫差載荷等附加載荷。如管道在高溫下產(chǎn)生的熱應(yīng)力會引起管道軸向伸縮，管道所受彎矩、扭矩導(dǎo)致管道破壞，支管、彎頭等薄弱部位受附加載荷需特殊考慮。以下為API 579-1-2007針對受附加載荷管道局部腐蝕的評價。

3.1 一級評價

用于評價受內(nèi)壓、有局部金屬損失的構(gòu)件，以確定有缺陷構(gòu)件是否合格。

步驟1：確定所需最小壁厚。

式中:tFCA為未來腐蝕裕量，mm;tnom為公稱壁厚，mm;tLOSS為金屬損失，mm;tc為腐蝕壁厚，mm;trd為均勻壁厚，mm。

步驟2：測量軸向缺陷尺寸s和最小測量壁厚tmm。

步驟3：確定縱向缺陷長度參數(shù)λ以及剩余厚度比Rt。

式中：D為管道外徑，mm。

步驟4：校核限定腐蝕缺陷尺寸。若滿足下列要求，則進(jìn)行步驟5;若不滿足，此腐蝕缺陷不合格。

式中Lmsd為從所調(diào)查的金屬損失區(qū)的邊緣到最近的主結(jié)構(gòu)不連續(xù)處的距離，mm。

步驟5：確定構(gòu)件的最高許用應(yīng)力(PMAW)。

式中：S為許用拉應(yīng)力，MPa;E為焊縫系數(shù);tsl為承受附加載荷所需要的壁厚，mm;Rc為修正內(nèi)徑，mm;PMAW為最大允許工作壓力，MPa;為環(huán)向最高許用壓力，MPa;為軸向最高許用壓力，MPa。

步驟6：①用式(12)計算得到的縱向缺陷長度參數(shù)λ和式(13)計算得到的剩余厚度比Rt在圖2中作圖，如果這2個值確定的點落在曲線或曲線上方區(qū)域，按一級評價缺陷范圍合格(圖2)。②如果缺陷不合格，則利用公式(8)、(9)計算剩余強度系數(shù)(RSF)和Folias鼓脹系數(shù)進(jìn)行評價。

3.2 二級評價

二級評價由于考慮環(huán)向附加載荷，分為軸向和環(huán)向分別校核，軸向校核與一級評價相同，環(huán)向校核詳述如下：

受附加載荷管道局部腐蝕環(huán)向校核，用下面的步驟評價由于附加載荷引起的軸向薄膜應(yīng)力、環(huán)向薄膜應(yīng)力和剪應(yīng)力。

步驟1:環(huán)向參數(shù)確定。

C為裂紋的環(huán)向范圍，mm;Di為包括腐蝕損失及未來腐蝕裕量的管道內(nèi)徑，mm;D0為包括腐蝕損失及未來腐蝕裕量的管道外徑，mm;d為局部損失的最大深度，mm;σys為規(guī)定的最小屈服應(yīng)力，MPa。

步驟2:校核環(huán)向損失時，將金屬損失范圍定為長方形區(qū)域。

a)內(nèi)表面金屬損失區(qū)外徑：

b)外表面金屬損失區(qū)外徑：

c)金屬損失區(qū)環(huán)向角度：

步驟3：由一級評價確定剩余強度系數(shù)(RSF)和許用最大工作壓力(PMAWr)。

其中RSFa為允許剩余強度系數(shù)。

步驟4：確定附加載荷。

步驟5：計算在管道受重量載荷以及受重量載荷和溫差載荷兩種情況下，截面上A、B兩點的環(huán)向應(yīng)力σcm。

式中α為半錐頂角，(。)。

步驟6：計算在管道受重量載荷以及受重量載荷和溫差載荷兩種情況下，截面上A、B兩點的最大軸向膜應(yīng)力σlm和剪應(yīng)力τ。

式中：F為軸向力，N;σlm為軸向最大膜應(yīng)力，MPa;Af為局部金屬損失區(qū)橫截面積，mm2;Am為管道橫截面積，mm2;At為無金屬損失區(qū)橫截面積，mm2;Atf為金屬損失區(qū)橫截面積，mm2;Aw為壓力作用的有效區(qū)域，mm2;b為面積Aw的形心位置，mm;Iχ為損失區(qū)關(guān)于χ軸的慣性矩，mm4;Iy為損失區(qū)關(guān)于y軸的慣性矩，mm4;λc為環(huán)向缺陷長度參數(shù);Mr為重量載荷或重量載荷加溫差載荷作用下應(yīng)用凈截面扭轉(zhuǎn)，mm4;為環(huán)向Folias鼓脹系數(shù);為軸向Folias鼓脹系數(shù);Mχ為χ方向彎矩，mm·N;My為y方向彎矩，mm·N;τ為剪應(yīng)力，MPa;V為凈截面剪應(yīng)力，MPa;χA為沿χ軸橫截面到A點的距離，mm;χB為沿χ軸橫截面到B點的距離，mm;yA為沿y軸橫截面到A點的距離，mm;yB為沿y軸橫截面到B點的距離，mm;y為中性軸位置，mm。

步驟7:計算在管道受重量載荷以及受重量載荷和溫差載荷這兩種情況下，截面上A、B兩點的膜應(yīng)力。

步驟8:對結(jié)果進(jìn)行評價如下：

式(32)應(yīng)滿足管道受重量載荷以及受重量載荷和溫差載荷這兩種情況下的縱向拉伸應(yīng)力或壓應(yīng)力。重量載荷Hf=1.0，重量載荷加溫差載荷Hf=3.0。

式中：Sa為許用壓力，MPa;RSFa為允許剩余強度系數(shù)。

步驟9：如果計算結(jié)果不滿足步驟8中的應(yīng)力標(biāo)準(zhǔn)，則應(yīng)該減少步驟3中最高許用應(yīng)力PMAW的值，并重復(fù)步驟1到步驟8，直到滿足應(yīng)力標(biāo)準(zhǔn)。

4 工程實例與軟件開發(fā)

4.1 工程實例

工程實例中容器數(shù)據(jù)見表1，運算結(jié)果見表2。

4.2 軟件開發(fā)

利用Visual Stutio2012進(jìn)行軟件開發(fā)，編制基于API 579-1-2007的受附加載荷腐蝕管道安全評價軟件，如圖3、圖4所示，節(jié)省了管道評價時間，提高了管道評價可靠性，具有工程意義。

5 結(jié)論

通過對國內(nèi)油氣管道運行現(xiàn)況、腐蝕原因、國外油氣管道評價規(guī)范調(diào)研、研究，得出以下結(jié)論：

1)鑒于我國現(xiàn)狀，6 000km以上管道已服役30年以上，管道破壞形式中，管道腐蝕占40%，在腐蝕破壞中，局部腐蝕首當(dāng)其沖。

2)我國管道鋪設(shè)形式以埋地管道居多，穿越地形多樣，管道腐蝕原因復(fù)雜，管輸介質(zhì)、土壤酸堿度、含水量、含細(xì)菌種類和數(shù)量、雜散電流等因素都有可能對管道造成腐蝕破壞。

3)國外對于管道安全的評價始于20世紀(jì)60年代，目前已有成熟的評價體系，通過比較Folias鼓脹系數(shù)比選了ASME B31G-2009、DNV RP-F101、PCORRC方法和API 579-1-2007等幾種評價方法。選取了評價受附加載荷管道最為全面、安全性最高的API 579-1-2007評價方法，并利用工程實例進(jìn)行分析說明。

4)編制了基于API579受附加載荷局部腐蝕評價軟件，提高了評價效率。

[1]周陽.局部減薄管道的適用性評價應(yīng)用研究[D].上海：華東理工大學(xué)，2012.

[2]白清東.腐蝕管道剩余強度研究[D].大慶：大慶石油學(xué)院，2006.

[3]帥建.斷裂力學(xué)[M].北京：科學(xué)出版社，2010.

[4]ASME B31G-2009 Manual for determining the remaining strength of corroded pipeline[S].

[5]DNV RP-F101-2004 Recommended Practice of Corroded Pipelines[S].

[6]Stephens DR，Leis BN，urre MD，et al.Development of alternative criterion for residual strength of corrosion defects in moderate to high toughness pipe[A].Proceeding of 2000 International Pipeline Conference，v2，Calgary，Canada，2000.

[7]Stephens DR，Leis BN.Material and Geometry factors controlling the failure of corrosion defects in piping[A].PVP，1997.

[8]Guangli Zhang，Jinheng Luo，Xinwei Zhao et.Research on probabilistic assessment method based on the corroded pipeline assessment criteria[J].International Journal of Pressure Vessels and Piping，2012(95):1-6.

[9]API 579-1-2007 Fitness-For-Service[S].

The mechanism，the causes and the influence factors of the local corrosion of the pipeline subjecting to additional loads are expounded through the investigation of the local corrosion of the loaded pipeline.Through the contrast of the corrosion evaluation specifications of ASME B31G，DNV RPF101，PCORRC and API579-1-2007，it is found that the reliability of the local corrosion evaluation of the loaded pipeline is the highest on the basis of API579-1-2007，the evaluation results accord with the requirements for the safe operation of the pipeline in our country.The local corrosion assessment steps of the pipeline are listed in detail，which can provide the reference for establishing the oil/gas pipeline evaluation criterion suitable for the actual situation of our country.The corresponding evaluation software is compiled in Visual Studio2012.A case shows that the software can save the evaluation time and improve the operability of the evaluation，and it is of engineering significance.

additional load;pipeline corrosion;API standard;evaluation criterion;evaluation software

王梅

2015-03-05

吳曉宇(1991-)，女，碩士，主要從事油氣管道應(yīng)力分析與安全評價方面的研究。