油氣長輸管線剩余壽命預測畢業(yè)論文

1、<p>　　分類號 單位代碼 </p><p>　　密 級 學 號 </p><p>　　學生畢業(yè)設計（論文）&

2、lt;/p><p>　題 目油氣長輸管線的腐蝕</p><p>　剩余壽命預測</p><p>　作 者</p><p>　院 (系)化學與化工學院</p><p>　專 業(yè)過程裝備與控制工程</p><p>　指導教師</p><p>　答辯日期年

3、月 日</p><p><b>　　摘 要</b></p><p>　　油氣長輸管線通常埋置地下，不可避免遭受土壤腐蝕。建于上世紀七、八十年代的管線已經(jīng)處于壽命的中后期，管道運行存在一定的危險性。因此，預測在役管線的剩余壽命對于制定管線的運行和維修方案具有重要意義。</p><p>　　本文對油氣長輸管線的腐蝕類型、腐蝕機理、腐蝕因素、腐蝕

4、特點進行了全面、深入的分析；闡述了長輸管線剩余壽命預測的基本原則、壽命預測中的關鍵技術以及預測的重點和處理方法；通過分析長輸管線沿線內(nèi)壓的分布，建立了基于B31G爆破方程的腐蝕缺陷極限尺寸模型；最后通過點腐蝕和均勻腐蝕具體的說明油氣長輸管線剩余壽命的預測。</p><p>　　關 鍵 詞：油氣長輸管線；腐蝕速率；剩余強度；剩余壽命預測</p><p><b>　　研究類型：綜合研

5、究</b></p><p><b>　　ABSTRACT</b></p><p>　　Long-distance transportation oil&gas pipelines are usually buried underground; they can unavoidably be corroded due to the soil envi

6、ronments around them. The pipelines which built in the 1970s and 1980s are being their evening, which is dangerous to some extent in their operation. So, residual life-span prediction is of important sense to the decisio

7、n possess for operating, maintenance or replacing of pipeline with corrosion defect.</p><p>　　The paper analyses the corrosion types, mechanisms, characteristic and factors of　long-distance transportation pi

8、peline; the basic principle and procedure of predicting the　remaining life of pipeline, key points that affect the prediction, the emphasis should be laid during prediction and predicting solutions are described; the wri

9、ter analyses the internal　pressure along oil-pipelines，and from the explosion equation in B31G the limit size model of　corrosion defects is established; According to d</p><p>　　Keywords: Long-distance transp

10、ortation oil&gas pipeline; corrosion rate; residual strength; prediction of residual life-span </p><p>　　Thesis: comprehensive study</p><p><b>　　目 錄</b></p><p><

11、b>　　摘 要I</b></p><p>　　ABSTRACTII</p><p><b>　　1 緒論1</b></p><p>　　1.1 本文研究背景1</p><p>　　1.2 本文的研究意義1</p><p>　　1.3 國內(nèi)外研究狀況概述2</p

12、><p>　　1.3.1 國外研究現(xiàn)狀3</p><p>　　1.3.2 國內(nèi)研究現(xiàn)狀4</p><p>　　1.4 本文的主要研究內(nèi)容及關鍵技術5</p><p>　　1.4.1 主要研究內(nèi)容5</p><p>　　1.4.2 關鍵技術5</p><p>　　2 腐蝕特點及因素7&l

13、t;/p><p>　　2.1 埋地長輸管線的特點7</p><p>　　2.2 長輸管線腐蝕類型7</p><p>　　2.2.1 孔蝕8</p><p>　　2.2.2 縫隙腐蝕8</p><p>　　2.2.3 電偶腐蝕8</p><p>　　2.2.4 應力腐蝕8</p>

14、;<p>　　2.3 長輸管線的腐蝕因素分析9</p><p>　　2.3.1 環(huán)境因素9</p><p>　　2.3.2 結(jié)構(gòu)因素9</p><p>　　3 腐蝕壽命預測技術概述11</p><p>　　3.1腐蝕剩余壽命預測準則11</p><p>　　3.1.1 ASME/ANSIB3IG

15、準則及其優(yōu)缺點[9]11</p><p>　　3.1.2 API 579準則[10]13</p><p>　　3.1.3 腐蝕管道評估的推薦作法(SY/T10048-2003)[11]13</p><p>　　3.2 B31G及API579的保守性和誤差性13</p><p>　　3.2.1 管道穿越的實際工況14</p>

16、;<p>　　3.2.2 實際工作載荷14</p><p>　　3.2.3 實際工作應力15</p><p>　　3.3 腐蝕剩余壽命預測的原則15</p><p>　　3.4 腐蝕剩余壽命預測模型的種類16</p><p>　　4 腐蝕管線剩余壽命預測技術17</p><p>　　4.1 均

17、勻腐蝕缺陷剩余壽命預測17</p><p>　　4.1.1 均勻腐蝕缺陷剩余壽命預測17</p><p>　　4.1.2 算例18</p><p>　　4.2 點蝕缺陷剩余壽命預測19</p><p>　　4.2.1 點蝕缺陷剩余壽命預測19</p><p>　　4.2.2算例19</p>&

18、lt;p><b>　　結(jié)論21</b></p><p><b>　　參考文獻22</b></p><p><b>　　致謝23</b></p><p><b>　　1 緒論</b></p><p>　　1.1 本文研究背景</p>

19、<p>　　中國管道工業(yè)的發(fā)展，至2010年底已有50年的歷史，先后出現(xiàn)過三次建設高潮。第一個建設高潮是在20世紀70年代——伴隨大慶、遼河和勝利等東部大型油田的開發(fā)，中國建成了連接東北、華北和華東地區(qū)的東部輸油管網(wǎng)。第二個高潮建設是在上世紀80－90年代——伴隨新疆、塔里木、吐哈、四川和長慶等西部油氣田的開發(fā)，中國在西部地區(qū)建成了連接油氣田和加工企業(yè)的長輸油氣管道和川渝輸氣管網(wǎng)。目前，隨著中國東部和西部地區(qū)油氣田的進一步開

20、發(fā)和國外油氣資源的引進，特別是天然氣工業(yè)的快速發(fā)展，中國油氣管道建設進入了第三個高潮。近年來一批區(qū)域性大型天然氣干線管道的建成投產(chǎn)，使中國管道工業(yè)的發(fā)展速度和技術水平跨入了世界先進行列。為保障油氣供應，改革開放 30 年，中國石油在祖國神州大地建成一道道地下鋼鐵長城。截至 2007年底，中國石油修建油氣管道總長度達到 3.9316萬公里。其中，成品油管道4622公里，約占全國的 42%；天然氣管道2.2231萬公里，約占全國的89%[1

21、].</p><p>　　1.2 本文的研究意義</p><p>　　隨著油氣長輸管道數(shù)量的增加和運行時間的增長，管道設計、制造、安裝及運行管理中的問題逐漸暴露出來，致使管道事故時有發(fā)生。國內(nèi)外大量統(tǒng)計資料顯示，腐蝕是管道破壞的主要原因。根據(jù)美國運輸安全局報告的統(tǒng)計資料表明，管道失效原因中腐蝕占43.6%；英國天然氣公司報道，管道失效原因中腐蝕占40%以上[2].</p>&

22、lt;p>　　腐蝕缺陷的存在會降低管道的強度，對管道的安全運行產(chǎn)生隱患。限于財力、人力、物力，不可能也不必要對所有超標缺陷管道進行更換和返修，因此，需要進行評價。對含有腐蝕缺陷的管道進行剩余強度評價，可以利用油氣長輸腐蝕管道剩余強度評價技術研究避免腐蝕所導致爆裂等惡性事故的發(fā)生；可以避免管道打壓試驗評價造成的停工停產(chǎn)；可以避免管道過早更換所花費的巨額費用。同時,利用已報廢或因經(jīng)濟效益低下而停輸?shù)妮斢凸艿栏臑檩敋夤艿?，具有投資小、風

23、險低、前期工作簡單、改造周期短等優(yōu)點。油氣長輸腐蝕管道剩余強度評價的目的就在于研究缺陷是否能在某一操作壓力下允許存在，以及在某一缺陷下允許存在的最大工作壓力，從而科學地指導管道的維修計劃和安全生產(chǎn)管理。</p><p>　　帶腐蝕缺陷的管線在其后的運行過程中，可能產(chǎn)生破裂、泄漏，如果不能及時了解管道的腐蝕情況，工作是否安全，則往往會導致惡性事故的發(fā)生，造成巨大的財產(chǎn)損失，甚至人員傷亡。但是，自目地進行更換或維修則

24、會帶來不必要的浪費。所以研究管道在安全的基礎上，最大限度地延長更換和維修周期具有十分重要的經(jīng)義。如果可以預測管線的腐蝕剩余壽命，就可以制定合理的檢測和維修周期，做到既安全又經(jīng)濟。</p><p>　　研究腐蝕，不僅要研究腐蝕如何發(fā)生及怎樣發(fā)生等問題，而且還應研究腐蝕將會怎樣發(fā)展及將來發(fā)展變化的趨勢，亦即腐蝕預測問題。油氣管線腐蝕剩余壽命預測就是利用適當?shù)臄?shù)值分析方法建立相應的腐蝕速率模型，分析油氣管線腐蝕的發(fā)展變

25、化規(guī)律，并回答管線還能安全運行多久等問題，它是腐蝕領域中較高層次的研究范疇。</p><p>　　所以為了保證管道的運行安全，避免重大事故的發(fā)生，最大程度地降低維修費用，對存在一定程度腐蝕的管道開展剩余壽命預測，是一項非常重要的工作，并具有廣闊的應用前景。</p><p>　　1.3 國內(nèi)外研究狀況概述</p><p>　　管道的安全評價技術主要包括三個方面的內(nèi)容:

26、即管道的剩余強度評價、管道的剩余壽命預測和管道運行的風險性評估與經(jīng)濟決策。管道的剩余強度評價的主要目的是解決服役中的管道是否可以升壓運行、是否需要降壓運行還是需要更換等問題。管道的剩余壽命預測主要用來確定管道的檢測周期和維修周期等。管道運行的風險性評估與經(jīng)濟決策是將風險性評估的結(jié)果作為確定管道是否進行檢測、維修和更換的依據(jù)，使管道管理更加科學化。管道的剩余強度在國內(nèi)外研究較多，尤其是腐蝕缺陷管道，美國ASMEB31G已在世界許多國家得到

27、認可。但是剩余強度只能反映管道的當前狀態(tài)，不能反映全壽命過程的安全性。風險分析雖然可以考慮更多的影響安全性因素，但不確定因素太多，只能限于定性評價和評估。管道剩余壽命是預測管道的未來發(fā)展、確定管道檢測周期及維修周期的重要參數(shù)，在管道安全性評價中占有重要位置，尤其是腐蝕剩余壽命預測，近年來在國際上口益受到重視。</p><p>　　管線的剩余壽命可分為三個方面:即腐蝕壽命、業(yè)臨界裂紋擴展壽命和損傷壽命。其中除業(yè)臨界

28、裂紋擴展壽命(尤其是疲勞裂紋擴展壽命)較易預測之外，腐蝕壽命和損傷壽命遠不成熟。前蘇聯(lián)具有世界上管線最長、管徑最大的管道系統(tǒng)，管線設計規(guī)范要求設計壽命是3～5年左右，其老管線的事故也經(jīng)常發(fā)生，據(jù)統(tǒng)計主要事故原因是腐蝕，占事故總數(shù)的33%～68%。因此對腐蝕壽命的研究非常重視，開發(fā)了兩種壽命預測的模型:疲勞壽命模型和管材性能衰減壽命模型。但是，管線的主要荷載是內(nèi)壓，泵站中離心泵的使用使得管線內(nèi)壓具有在運行中只有小范圍的波動的特點，不存在交

29、變情況，因此疲勞并非主要問題，可見疲勞壽命模型并不適用。而管材性能衰減壽命模型在使用過程中需要進行長期的管材性能衰減監(jiān)測，因此更不實用。</p><p>　　1.3.1 國外研究現(xiàn)狀</p><p>　　雖然到目前為止剩余壽命的預測還沒有規(guī)范性的研究和實施方法，但也取得了很多有價值的成果，而且還不斷有新的研究成果出現(xiàn)。針對不同的腐蝕缺陷類型，建立了許多腐蝕速率、腐蝕剩余壽命預測模型。國外對

30、腐蝕管道的研究工作開始于20世紀60年代末，在腐蝕管道評估方面已取得了很大的成就。在美國、加拿大和英國，對受腐蝕的油氣管道的評估已有規(guī)范可循。在這方面，美國機械工程師協(xié)會（ASME）、美國天然氣協(xié)會（AGA）和英國天然氣公司做了大量的工作。國外對管道的研究工作開始于50年代，在管道腐蝕方面的研究已取得了很大的成就. 20世紀60年代末70年代初，美國得克薩斯州東部輸氣公司和美國天然氣協(xié)會（AGA）的管道研究委員會共同發(fā)起對管道的腐蝕進行

31、了研究，主要用斷裂力學的方法研究了裂紋缺陷的擴展機理和失效模式以及缺陷評估方法等，在研究的基礎上提出了表面缺陷評估公式，用來計算腐蝕管道的剩余強度。在此基礎上，經(jīng)過一些試驗驗證，提出了評估腐蝕管道的準則,即B31G準則 。</p><p>　　1984年，美國機械工程師協(xié)會把B31G準則收錄到管道設計的規(guī)范中,即ANSI/ASME B31G標準。因為B31G準則的基礎是基于斷裂力學的表面缺陷評估公式，此公式基于一

32、定的假設和簡化，所以用B31G標準來評估腐蝕管道時具有很大的局限性，有時給出非常保守的結(jié)果，致使一些管道過早被拆除和更換，造成了不必要的浪費。針對標準的保守性，1989年美國天然氣協(xié)會又進行研究，對B31G準則保守的原因進行了研究分析，根據(jù)研究結(jié)果對B31G準則進行了修正，得到了修正的B31G準則 。</p><p>　　W ang于1991年用有限元方法分別計算腐蝕管道在內(nèi)壓、軸向載荷和彎矩作用下的應力集中系數(shù)

33、 ，再利用已有的方法計算好管子的各向應力，然后可得到腐蝕區(qū)的應力狀態(tài)，計算出最大VonMises等效應力，如果最大VonMises等效應力不大于材料的屈服強度,則認為是安全的，否則失效。W ang的研究表明，這種方法得到的結(jié)果和試驗結(jié)果相比，存在一定的保守性，但要比B31G預測的結(jié)果準確。</p><p>　　Klever以彈塑性力學理論為基礎,提出了一種連續(xù)力學分析模型，并推導出簡單的公式 。該模型可以對具有理

34、想形狀、無限長軸向缺陷的管子的剩余強度進行評估。Klever在上述研究的基礎上還提出了一種平面應變薄膜圓弧模型，用來預測具有局部腐蝕的管子的剩余強度（破壞壓力）。研究結(jié)果表明，有些結(jié)果和有限元分析的結(jié)果一致，而在大應變時就不一致了,這方面還需進一步地研究。</p><p>　　1992~1993年，加拿大Waterloo大學的B.A.Chouchaoui和R.J.pick用有限元方法對腐蝕管道的剩余強度進行了研究

35、。他們主要研究了單一腐蝕的特性及相鄰腐蝕的相互作用，同時還考慮了軸向力的影響，并做了大量的試驗進行驗證。研究結(jié)果表明，用有限元方法得到的結(jié)果和試驗結(jié)果吻合得很好,具有很高的精確度，同時證明了B31G標準的保守性。</p><p>　　英國天然氣公司的Hopkin和Jones在1997年提出了一種稱為塑性極限原則的方法 。Hopkin和Jones通過研究認為，腐蝕管道的失效可以由腐蝕區(qū)的環(huán)向應力值來確定，當環(huán)向應力

36、達到材料的極限抗拉強度（UTS）時，管子發(fā)生塑性失效，否則是安全的。但在研究中沒有考慮材料屈服后管子材料強化作用的影響，因此，結(jié)果是偏于保守的。Bin Fu和M. G. Kirkwood用有限元方法對腐蝕管道的塑性失效進行了研究 。其分析中考慮了幾何和材料的非線性?；诠茏拥膶嶋H變形過程，BinFu和M.G.Kirkwood提出了一個失效準則,即屈服強化階段結(jié)束時，或管子的最小Mises應力達到極限抗拉強度（UTS）時，管子發(fā)生塑性失效

37、，否則是安全的。把用本準則預測結(jié)果和試驗結(jié)果進行對比表明，本準則具有很高的準確性。</p><p>　　1.3.2 國內(nèi)研究現(xiàn)狀</p><p>　　我國在這方面的研究起步較晚，一些院校和科研院所開始了這方面的研究工作。從查閱的文獻看，這些研究大部分都是對國外研究成果的吸收和消化,還沒有取得重要突破。</p><p>　　20世紀60~70年代，我國建設的長距離輸油

38、管道運行時間己接近設計使用壽命，在管道大修、改造工程中，發(fā)現(xiàn)了數(shù)量較大的腐蝕損傷，迫切需要科學的評價方法和標準，在這種情況下，1995年制定了《鋼質(zhì)管道管體腐蝕損傷評價方法》的標準（SY/T6151-1995）。我國目前采用的土壤腐蝕性評價參數(shù)種類繁多，尚無一套成熟的綜合評價方法。有人根據(jù)各個單項指標，將腐蝕分為5個等級（見表1）[3]。具體運用中，一般以土壤電阻率為準，其它幾項作參考。近年來，國內(nèi)學者將模式識別和模糊數(shù)學等方法引入土壤

39、腐蝕性評價之中，建立土壤腐蝕性強弱的評價方法，取得了一定的成功。</p><p>　　有學者應用灰色理論和模糊數(shù)學的理論和方法對輸油管道改輸氣管道腐蝕嚴重性進行綜合評價。采用灰關聯(lián)分析與模糊綜合評判相結(jié)合，提供了一條解決問題的方法。通過對管道分段進行腐蝕綜合評價，可找出管道腐蝕最嚴重的區(qū)段，并進行重點監(jiān)測和維修。采用三維、大變形、彈-塑性有限元分析方法對油氣長輸管線（水平直管）的剩余強度進行評估，得到滿意的結(jié)果。

40、</p><p>　　表1.1 土壤參數(shù)與磨蝕性的關系</p><p>　　1.4 本文的主要研究內(nèi)容及關鍵技術</p><p>　　1.4.1 主要研究內(nèi)容</p><p>　　建立比較完整的油氣長輸管線的剩余壽命預測方法，具體研究內(nèi)容如下:</p><p>　?。?）分析腐蝕缺陷的失效因素，并根據(jù)失效本質(zhì)對缺陷形貌

41、進行分類，建立相應的腐蝕缺陷形貌幾何模型，給出數(shù)學描述。</p><p>　?。?）建立基于電化學腐蝕機理的腐蝕速率模型。</p><p>　?。?）在腐蝕缺陷剩余強度評價準則及腐蝕速率預測的基礎上對管道腐蝕缺陷的剩余壽命進行預測，建立系統(tǒng)的腐蝕剩余壽命預測方法。</p><p>　　1.4.2 關鍵技術</p><p>　　本論文有如下需要

42、解決的關鍵性問題:</p><p>　?。?）缺陷的幾何描述</p><p>　　對于體積型腐蝕缺陷來說，其強度的決定因素除了管材的性能參數(shù)外就是缺陷的幾何形態(tài)，而管材的性能參數(shù)在不考慮衰減的情況下，基本上可以認為是不變的，而且易與得到。所以依據(jù)缺陷的失效本質(zhì)對缺陷進行分類，并且用恰當?shù)膸缀文Ｐ瓦M行描述是十分重要的。</p><p>　?。?）主要的腐蝕機理<

43、/p><p>　　影響管線尤其是長輸管線的腐蝕因素是比較復雜的。對于這樣一個復雜而勢必具有極大不確定性的問題，統(tǒng)計方法能夠較好地解決。但是統(tǒng)計方法又具有其自身的缺點(統(tǒng)計所需的大量而準確數(shù)據(jù)的取得是極其困難的)，因此必須找出管線的主要腐蝕機理，進行近似的腐蝕剩余壽命研究。</p><p><b>　　（3）強度準則</b></p><p>　　判斷

44、一條管線(或一個單獨的腐蝕缺陷)的壽命是否己到(失效)的依據(jù)是其強度是否滿足工作要求，因此合適的強度接受準則就顯得相當重要。當前國際上通行的強度評價準則主要有B31G和API579，前者已被公認為具有較大的保守性，可能帶來不必要的浪費，而后者在一些方面也具有相當?shù)谋Ｊ匦?，因此強度準則十分重要。</p><p>　?。?）預測方法的實用性</p><p>　　如何把腐蝕機理模型和強度接受準則

45、有機地結(jié)合起來，形成實用并可操作的腐蝕剩余壽命預測方法，這是本文研究中的最后要解決的關鍵問題。</p><p>　　2 腐蝕特點及因素</p><p>　　長輸管線是原油和石油產(chǎn)品的最主要的運輸方式之一。絕大部分長輸管線都是埋地管線。隨著埋地長輸管線運營歷史的延伸，管線出現(xiàn)穿孔、泄漏、開裂等事故越來越頻繁，由此造成的經(jīng)濟損失巨大。研究表明，長輸管線的失效主要是由于腐蝕引起的，由于腐蝕而使

46、管道壁厚減薄，直至穿孔、泄漏和開裂。石油埋地長輸管線是一個特定的腐蝕體系，其工作環(huán)境復雜，影響埋地長輸管線腐蝕的因素很多，它既與金屬材料本身的某些因素(如性質(zhì)、組成、結(jié)構(gòu)、表面狀況等)有關，又與腐蝕環(huán)境及其管線的布局走向有關。</p><p>　　2.1 埋地長輸管線的特點</p><p>　　埋地長輸管線的腐蝕與其特定的工作環(huán)境及工況有關。埋地長輸管線有以下特點:</p>

47、<p>　　﹙1﹚長輸管線所處不同區(qū)域的土壤腐蝕性差異大。因此，土壤對管道的腐蝕程度及腐蝕分布是不均衡的，有的管段腐蝕較嚴重，而有的較輕微。</p><p>　　﹙2﹚長輸管線以外腐蝕為主，內(nèi)腐蝕較輕微。這是因為輸送介質(zhì)在通過長輸管線外輸前，一般先經(jīng)過脫水、脫硫等處理工藝，極大地消除了內(nèi)腐蝕因素。由十長距離管道施工中不可避免地造成防腐層缺陷和破損，以及不同區(qū)域土壤腐蝕性的影響等原因，造成長輸管道外腐蝕突

48、出，而內(nèi)腐蝕輕微。</p><p>　　﹙3﹚長輸管線防腐保護措施較完善。一般采用了防腐涂層加陰極保護的雙重防腐保護措施。但隨管線服役年限的增加，防腐層老化與外管壁脫離以及陰極保護不善等，造成長輸管線外腐蝕。特別是運營已久的長輸管線腐蝕情況更嚴重。</p><p>　　﹙4﹚長輸管線運行工況有波動。隨著油田產(chǎn)量的不同，管線的輸送量也不同。泵站的泵送壓力也有差異和波動，長輸管線輸送介質(zhì)的運行

49、工況是不穩(wěn)定的。因此，需要根據(jù)具體情況，考慮壓力波動對管道強度及使用壽命的影響。</p><p>　　﹙5﹚長輸管線的腐蝕管段所處沿線位置不同，實際承受的內(nèi)壓大小不同，不同區(qū)段腐蝕的嚴重程度也不同。所以不同區(qū)段的腐蝕缺陷影響管線運營的安全性的大小是不同的。</p><p>　　2.2 長輸管線腐蝕類型</p><p>　　長輸管線腐蝕通常屬于電化學腐蝕，且絕大多數(shù)表

50、現(xiàn)為局部腐蝕，即腐蝕主要集中在金屬管道表面的一定區(qū)域，而表面的其它部位則幾乎未被破壞。長輸管道常見的腐蝕類型有:孔蝕、縫隙腐蝕、電偶腐蝕、應力腐蝕、細菌腐蝕等。</p><p><b>　　2.2.1 孔蝕</b></p><p>　　在金屬表面的局部區(qū)域，出現(xiàn)向深處發(fā)展的腐蝕小孔，其余區(qū)域不腐蝕或腐蝕很輕微。這種腐蝕形態(tài)稱為小孔腐蝕，簡稱孔蝕或點蝕。蝕孔通常沿著重力

51、方向或橫向發(fā)展，蝕孔一旦形成，具有“深挖”的動力，即向深處自動加速進行?？孜g通常發(fā)生在表面有鈍化膜或有保護膜的金屬上，是一種最常見的局部腐蝕形態(tài)，它常常引起嚴重破壞事故，是一種破壞性大而又難以及時發(fā)現(xiàn)的腐蝕形態(tài)。</p><p>　　2.2.2 縫隙腐蝕</p><p>　　金屬部件在介質(zhì)中，由于金屬與金屬或金屬與非金屬之間形成特別小的縫隙，使縫隙內(nèi)介質(zhì)處十滯流狀態(tài)，引起縫內(nèi)金屬加速腐蝕，

52、這種局部腐蝕稱為縫隙腐蝕。幾乎所有的金屬和合金、所有的介質(zhì)都會引起縫隙腐蝕。但其中又以充氣的含活性陰離子的中性介質(zhì)最易發(fā)生。因此，縫隙腐蝕是一種比孔蝕更為普遍的局部腐蝕。遭受縫隙腐蝕的金屬，在縫內(nèi)呈現(xiàn)深淺不一的蝕坑或深孔，其形態(tài)為溝縫狀。</p><p>　　2.2.3 電偶腐蝕</p><p>　　當電極電位不同的金屬或合金在同一電解質(zhì)溶液中接觸時，由于腐蝕電位不相等有電流流動，使電位較

53、低的金屬溶解速度增加，而電位較高的金屬，溶解速度反而減小，這就是電偶腐蝕，亦稱接觸腐蝕或雙金屬腐蝕。電偶腐蝕實質(zhì)上是由兩種不同的電極構(gòu)成宏觀原電池的腐蝕，它是一種很普遍的局部腐蝕類型。當兩種金屬在介質(zhì)中接觸時，便構(gòu)成一個宏觀電偶腐蝕電池。腐蝕電位較低的金屬由于和腐蝕電位較高的金屬接觸而產(chǎn)生陽極極化，其結(jié)果是溶解速度增加；而電位較高的金屬，由于和電位較低的金屬接觸而產(chǎn)生陰極極化，結(jié)果是溶解速度下降，即受到陰極保護。電偶腐蝕與相互接觸的金屬

54、在溶液中的實際電位有關，一般來說，兩種金屬的電極電位差愈大，電偶腐蝕愈嚴重。</p><p>　　2.2.4 應力腐蝕</p><p>　　金屬材料在拉應力(或殘余拉應力)和腐蝕環(huán)境的聯(lián)合作用下會產(chǎn)生裂紋、且裂紋會不斷擴展，最后導致斷裂破壞，這種過程稱為應力腐蝕。應力腐蝕破裂是所有腐蝕類型中破壞性和危害性最大的一種腐蝕，是一種“災難性的腐蝕”。</p><p>　　

55、2.3 長輸管線的腐蝕因素分析</p><p>　　腐蝕一直是困擾人們的一門邊緣學科。雖然與腐蝕相關的理論和方法都在不斷的發(fā)展，但由十材料與環(huán)境的千差萬別，在石油機械行業(yè)，特別是對十長輸管線，因其輸送距離比較長，所經(jīng)歷的自然地理條件差別巨大，其腐蝕問題一直未能得到很好的解決。影響金屬腐蝕的因素很多，其中主要的有以下幾點［8］。</p><p>　　2.3.1 環(huán)境因素</p>

56、<p>　?。?）溫度：總的來講，金屬的腐蝕速度總是隨著溫度的升高而增加。根據(jù)電化學理論，界面反應速度常數(shù)和擴散系數(shù)都與溫度呈指數(shù)關系。</p><p>　　（2）壓力：油氣長輸管道具有很高的壓力，壓力是影響應力腐蝕開裂的主要因素之一。與壓力大小有直接的關系的腐蝕開裂通常包括硫化物應力腐蝕開裂(SSCC),氫致開裂（HLC),氫腐蝕(Hydrogen Attack)等。壓力越高，管道使用壽命越短。&l

57、t;/p><p>　　（3）微生物：微生物腐蝕是指在微生物參與下所發(fā)生的腐蝕過程。凡是與水、土壤或濕潤空氣接觸的金屬設施，都可能遭到微生物的腐蝕。</p><p>　　（4）大氣環(huán)境：大氣腐蝕是金屬處于表面薄層電解液下的腐蝕過程，因而具有與浸沒在電解液內(nèi)的腐蝕過程不同的特點。金屬表面含飽和氧的電解液膜的存在，使大氣腐蝕的電化學過程中氧去極化過程變得容易進行。在工業(yè)大氣中，液膜常常呈酸性，這時可

58、能產(chǎn)生氫去極化腐蝕。但由于氧極易到達陰極，所以氧的去極化作用仍然是主要的。</p><p>　?。?）土壤環(huán)境：長輸管線絕大部分是埋在地下的，而且由于其距離長，通過地段的地質(zhì)情況差別很大，所以土壤環(huán)境對管線的腐蝕有至關重要的影響，可以說我們研究長輸管線的腐蝕問題，主要就是研究其與土壤接觸的腐蝕問題。</p><p>　　土壤腐蝕是一個極其復雜的問題，其原因是土壤情況是千差萬別的。同一長輸管

59、線在某些地段腐蝕極為嚴重，而在另一地段卻很完好，這些都與土壤的結(jié)構(gòu)、組成和性質(zhì)的變化有關。</p><p>　　2.3.2 結(jié)構(gòu)因素</p><p>　?。?）電偶:一般的講，每種金屬都有自身電位，且數(shù)值不同。當電極電位不同的金屬或合金在同一電解質(zhì)溶液中接觸時，由于腐蝕電位不相等有電偶電流流動，使電位較低的金屬溶解速度增加；而電位較高的金屬，溶解速度反而減小，這就是電偶腐蝕，亦稱接觸腐蝕或

60、雙金屬腐蝕。一般來講，兩種金屬或合金的電極電位差越大，電偶腐蝕越嚴重。此外，電偶腐蝕還與材料的極化率、腐蝕電池中陽極面積與陰極面積的比值、溶液中阻的大小、介質(zhì)條件等因素有關。</p><p>　?。?）焊縫:在長輸管線系統(tǒng)中，通常在焊縫處的腐蝕問題比其它的部位更加嚴重。其原因主要有以下幾點:</p><p>　?、儆捎诤附訒r急熱急冷，引起母材的組織發(fā)生變化而產(chǎn)生電偶腐蝕；另外，由十焊接時局

61、部的不均勻加熱從而導致殘余應力的存在，容易引起應力腐蝕開裂。</p><p>　　②管道焊縫補口時，由于補口技術難度較大、要求標準較高，往往施工時難以達到，而導致焊接區(qū)穿孔。</p><p>　?、劢?jīng)固溶處理的奧氏體不銹鋼，焊接后在離焊縫一定距離的一條帶狀區(qū)域內(nèi)，該處在焊接時恰好處于敏化區(qū)，引起鉻的碳化物在晶界處析出而導致晶間腐蝕。</p><p>　?、芎附舆^程中

62、產(chǎn)生的氫原子容易誘發(fā)氫致開裂等。</p><p>　　綜上所述，影響長輸管線腐蝕的因素非常多，影響的途徑也十分復雜，而且大多數(shù)因素間存在交互作用。因此要弄清它們對管線腐蝕影響的基本規(guī)律以及它們間的交互作用情況是相當困難的，即使不考慮這些因素的交互作用，而只是把所有因素都考慮周全，也是件十分困難的事情。所以，要研究長輸管線的腐蝕速率，評價長輸腐蝕管線的剩余壽命，必須引入一些新的處理方法，綜合描述和評價管線腐蝕體系的

63、腐蝕嚴重性。此外，管線腐蝕發(fā)展還與防腐層的質(zhì)量變化相關，在進行剩余壽命預測時也應考慮這個因素。</p><p>　　3 腐蝕壽命預測技術概述</p><p>　　目前，關十剩余強度、剩余壽命評價的方法很多，美國評價腐蝕管線的B31G準則偏于保守，一些學者針對B31G準則保守性的進一步研究中，考慮軸向載荷、彎矩、腐蝕寬度以及腐蝕缺陷螺旋角對管線的影響，提出了不同的腐蝕管線評價方法，形成新的評

64、價準則，即API 579"Fitness-For-Service"、有限元分析方法、基于彈塑性理論極限的分析方法和基于可靠性理論的可靠性評價方法等。</p><p>　　3.1腐蝕剩余壽命預測準則</p><p>　　目前腐蝕剩余壽命預測的準側(cè)有很多，下面將對幾種較常見準則進行具體分析。</p><p>　　3.1.1 ASME/ANSIB3IG

65、準則及其優(yōu)缺點</p><p>　　得克薩斯州東部運輸公司和AGA的管道設計委員會提出了B31G準則。B3IG準則中規(guī)定，深度d大于壁厚的80%的蝕坑是不能接受的，因為這樣深的蝕坑將引起泄漏。</p><p>　　管道允許最大運行壓力為:</p><p><b>　?。?-1）</b></p><p>　　其中：--管道

66、允許最大運行壓力，Mpa；</p><p>　　--管道流變強度，Mpa；</p><p>　　D。--管道外徑，mm；</p><p>　　t--管道壁厚，mm；</p><p>　　d--腐蝕缺陷深度，mm；</p><p>　　-- Folias因子。</p><p>　　管道實際運行壓力

67、小于或等于時，腐蝕的管子可繼續(xù)使用，否則，必須修理或更換。</p><p>　　試驗及實際應用表明，B31G準則可以用于評價帶有軸向裂紋或軸向腐蝕缺陷的管線，但結(jié)果存在一定的保守性，尤其對環(huán)向尺寸很大的腐蝕缺陷、環(huán)向腐蝕缺陷、螺旋腐蝕和焊縫腐蝕等，所得評價結(jié)果不太理想，同時它沒有考慮軸向載荷及彎曲載荷的影響，沒有考慮腐蝕間的相互作用。針對原B31G中的保守性，在分析保守原因的基礎上，美國天然氣協(xié)會的Kiefner

68、等于1989年對B31G準則做了如下修正:</p><p>　　流變強度為屈服極限加上68.95MPa即:</p><p><b>　　(3-2)</b></p><p>　　其中:--管材屈服極限，Mpa。</p><p>　　Folias系數(shù)的表達式修改為:</p><p><b>

69、　　當</b></p><p><b>　　（3-3a）</b></p><p><b>　　當</b></p><p><b>　　(3-3b)</b></p><p>　　其中:l--腐蝕缺陷長度，mm</p><p>　　當腐蝕的環(huán)向尺

70、寸很大和管線受軸向載荷或彎曲載荷作用時，環(huán)向尺寸和軸向應力對管線失效起主要作用，這類腐蝕一般稱為環(huán)向腐蝕。B31G準則不適用于這類腐蝕的評估。韋爾考斯基一愛勃法考慮了軸向應力的影響，認為管線的失效是由軸向應力決定的。韋爾考斯基一愛勃研究了腐蝕缺陷寬度對剩余強度的影響，并得出以下結(jié)論:</p><p>　　(1)當腐蝕的深度d小于壁厚t的一半時，即d<0.5t，將不考慮環(huán)向尺寸；</p><

71、;p>　　(2)當0.5t<d<0.6t時，環(huán)向尺寸不能超過圓周的1/6；</p><p>　　(3)當0.6t<d<0.8t時，環(huán)向尺寸不能超過圓周的1/12；</p><p>　　(4)當d>0.8t時，拆除或修復</p><p>　　3.1.2 API 579準則[10]</p><p>　　API

72、579是根據(jù)煉化企業(yè)對壓力設備服役適應性評價(Fitness-For-Service)標準的需要而形成的。該評價是在改進的B31G基礎上，按照缺陷類型和損害機理加以組織的，它考慮了相鄰缺陷的相互影響和附加載荷的影響，為腐蝕缺陷的剩余強度和剩余壽命評價提供了更為直接的方法。API 579服役適應性評價對腐蝕缺陷的剩余強度采取分級評價，建立了二級評級體系。第一級評價提供保守的評價和審查準則，需要最少的檢查數(shù)據(jù)和人力資源。第二級評價提供一個更

73、為詳細的評價，得出的評價結(jié)果比第一級評價水平更精確，它需要由工程師們或在服役適應性((FFS)評價方面有豐富經(jīng)驗的工程專家完成。第二級評價提供一個最詳細的評價，得出的評價結(jié)果比第二級評價水平更精確，但在第二級的評價中，需要最詳細的檢查和構(gòu)件資料，推薦使用有限元分析方法。第二級的分析評價，基本上都應由在服役適應性((FFS)評價方面有豐富經(jīng)驗的工程專家完成。</p><p>　　3.1.3 腐蝕管道評估的推薦作法(

74、SY/T10048-2003)[11]</p><p>　　2003年中國海洋石油總公司制定的《腐蝕管道評估的推薦作法》(SY/T10048-2003)標準等同挪威船級社DNVRP-101《腐蝕管道評估的推薦作法》(1991年第一版)，主要用于海底管道的評價。</p><p>　　該評價方法規(guī)定了兩種可選的腐蝕管道評估方法，這兩種方法的主要區(qū)別在于它們采取的安全原理的不同。</p&g

75、t;<p>　　(1)分項安全因數(shù)法。這種方法特別考慮了材料性質(zhì)和缺陷深度測定尺寸的不確定性，給出了用十確定受腐蝕的管道的許用操作壓力的概率校準方程。</p><p>　　(2)許用應力設計法。首先計算失效壓力，然后乘以一個單一的使用因數(shù)得出許用應力。這種方法不考慮缺陷尺寸的不確定性，而是將其留給用戶判斷。</p><p>　　它把缺陷分為三種:單個缺陷、相互作用缺陷和復雜缺

76、陷，三種缺陷均可用API579來表達。在復雜缺陷時不能考慮復雜載荷，所以API579比該規(guī)范更詳細。</p><p>　　3.2 B31G及API579的保守性和誤差性</p><p>　　B31G和API579的保守性主要在三個方面，工況、載荷和應力。</p><p>　　3.2.1 管道穿越的實際工況</p><p>　　油氣長輸管道一般

77、是埋設在地下的。在地下土壤對管道具有約束作用，表現(xiàn)在徑向和軸向兩個方向:</p><p>　　徑向土壤限制管道擴大，管道四周承受土壤的壓力，這個壓力通常較小，對埋深2～3米的管道，壓力大致為0.2～0.4MPa，規(guī)范一般不考慮這個壓力，使評估更安全或趨于保守。</p><p>　　軸向限制管道的軸向位移，包括因為溫升造成的軸向伸長或軸向外力導致的軸向位移，管壁承受摩擦力作用，摩擦力的大小與

78、管壁承受的壓力和管壁與土壤間的摩擦系數(shù)有關。當摩擦力大于產(chǎn)生軸向位移趨勢的軸向力時，管道不發(fā)生軸向位移，反之則發(fā)生軸向位移。最大摩擦力的大小為管道四周的土壤壓力與摩擦系數(shù)之積。</p><p>　　其中:--最大摩擦力，N；</p><p><b>　　--摩擦系數(shù)；</b></p><p>　　--管道四周的土壤壓力，N。</p>

79、<p>　　溫升導致管道擴大和伸長時，由于土壤約束的泊松效應，引起的軸向應力最大為泊松比與環(huán)向應力之積。</p><p>　　其中:--最大軸向應力，N；</p><p><b>　　--泊松比；</b></p><p><b>　　--環(huán)向應力，N。</b></p><p>　　不少

80、的文獻把上式作為管道的軸向約束力，這是把土壤當作是剛性和土壤對管道的軸向完全約束的結(jié)果，實際上土壤的剛性遠小于管道，軸向摩擦的約束作用也是有限的，所以實際泊松效應產(chǎn)生的力并不是上式所指出的那樣。</p><p>　　無論上述二式關于軸向力的結(jié)果如何，實際工作中的軸向力和徑向力總是使管道受到約束，管道更安全，不考慮這種工況的評價趨于保守。</p><p>　　3.2.2 實際工作載荷<

81、/p><p>　　管道穿越的廣大地區(qū)，四周土壤因為地質(zhì)作用，發(fā)生非均勻沉降、滑坡或其它物理因素作用產(chǎn)生橫向的位移趨勢，穿越河流由于水流的作用，跨越江河由于自重作用等，管道受到橫向作用力。管道穿越非水平地域，溫升變化等都將使管道受到軸向力的作用。因此管道所承受的是復合力的作用，包括橫向力、軸向力、彎矩，而不是僅僅受到徑向力的作用。在管道受力方面，B31G只考慮了管道受內(nèi)壓的作用，而API 579在一級評價時主要考慮內(nèi)壓

82、作用，在二級中評價時考慮復合力的作用。在管道載荷方面，B31G只考慮了軸向載荷的影響，為了在復雜載荷下仍然適用，B31G只能采用較大的安全裕量，從而帶來保守的評價結(jié)果。</p><p>　　3.2.3 實際工作應力</p><p>　　B31G主要用于軸向缺陷的評價，對環(huán)向缺陷則根據(jù)韋爾考斯基的研究成果進行估計，環(huán)向缺陷沒有與載荷聯(lián)系起來，實際上剩余強度是與載荷形式密不可分的；該估計只是

83、把環(huán)向缺陷與軸向缺陷分段聯(lián)系，因而具有很大的隨意性。確定管道在強度上是否安全的是應力，應力是二向的，而B31G判斷應力是否安全采用的是單向的應力，即Tresca最大剪應力屈服準則，只適用于剪切屈服極限為拉伸屈服極限一半的情況。</p><p>　　B31G準則可以用于評價帶有軸向裂紋或軸向腐蝕缺陷的管線，但結(jié)果存在一定的保守性。尤其對環(huán)向尺寸很大的腐蝕缺陷、環(huán)向腐蝕缺陷、螺旋腐蝕和焊縫腐蝕等，所得評價結(jié)果不太理想

84、。同時它沒有考慮軸向載荷及彎曲載荷的影響，沒有考慮腐蝕間的相互作用。</p><p>　　API 579的評價體系中考慮了復合載荷的作用，實際建立了一個3×3的9級評價體系，分別針對均勻腐蝕、局部腐蝕和點蝕三種幾何缺陷各3級評價，在對均勻腐蝕、局部腐蝕進行評價時，分別對軸向缺陷和環(huán)向缺陷進行評價，而軸向缺陷評價采用單向應力的評價方法，即使用Tresca準則，并不按三向應力進行評價。并目，API 579對

85、于均勻腐蝕、局部腐蝕和點蝕這三種幾何缺陷并沒有進行定量的界定。</p><p>　　3.3 腐蝕剩余壽命預測的原則</p><p>　　管線遭受腐蝕后，壁厚減薄，管線腐蝕區(qū)段承內(nèi)壓能力降低，抗泄漏和破裂(斷裂)能力下降。當內(nèi)壓超過管線腐蝕部分能承受的最大壓力時，將發(fā)生管線泄漏或破漏事故，即達到其使用壽命。因而腐蝕管線剩余壽命預測評估的原則應是在保證管線不同區(qū)段的剩余強度前提下的預測。即當腐

86、蝕后的剩余壁厚達到滿足強度要求所允許的最小允許剩余壁厚tmin時，管線即達到使用壽命，其與現(xiàn)在的時間間隔就是管線的剩余使用壽命T。</p><p>　　3.4 腐蝕剩余壽命預測模型的種類</p><p>　　有關長輸管線剩余壽命預測的模型，從總體講，目前國內(nèi)外還沒有一套很成熟的做法，但是有很多方面的嘗試，其主要方法有:</p><p>　　1.基于埋地管線電化學腐蝕

87、機理的預測模型。該方法首先對腐蝕缺陷的形態(tài)和腐蝕缺陷的發(fā)展作近似處理，然后根據(jù)電化學腐蝕機理進行推導，從而得出腐蝕缺陷發(fā)展與時間的簡單表達式。其主要適應范圍為長輸管線的土壤腐蝕。</p><p>　　2.基于極值統(tǒng)計規(guī)律的剩余壽命預測模型。這種預測模型必須依賴大量的腐蝕檢測數(shù)據(jù)作為基礎，尤其對具有防腐層保護的管道，其不同區(qū)段防腐層老化龜裂的時間要得到確認。</p><p>　　3.基于幾次

88、腐蝕檢測數(shù)據(jù)的可靠性概率剩余壽命預測模型。其前提條件也必須確認防腐層老化龜裂的時間。實踐表明，對管線不同區(qū)段防腐層老化龜裂的時間是不同的。</p><p>　　4.基于室內(nèi)對管材掛片腐蝕實驗所測腐蝕速率數(shù)據(jù)而建立的預測模型。由于室內(nèi)實驗很難符合現(xiàn)場不同區(qū)段管體真實腐蝕條件，因而與實際情況存在較大的差別。在實際應用，只能作為不同環(huán)境土壤對管體腐蝕情況作定性比較，若用于定量計算不同腐蝕管段的剩余壽命，其可信度不高。&

89、lt;/p><p>　　5.基于土壤腐蝕性因素引起管體外腐蝕的經(jīng)驗總結(jié)出的腐蝕狀態(tài)指標預測模型。該模型的預測簡單表達式是在特定管線土壤環(huán)境所得出的，其普遍適用性難以置信。</p><p>　　6.基于人工神經(jīng)網(wǎng)絡理論的管線壽命預測模型，該模型需要通過各種腐蝕因素及腐蝕結(jié)果的測定信息構(gòu)造已知樣本集而網(wǎng)絡操作較復雜。由十影響腐蝕因素的相關性和隨機性，以及基于實驗樣本及現(xiàn)場實驗數(shù)據(jù)的有限性，故難以建

90、立符合實際腐蝕狀態(tài)的構(gòu)造訓練集，該方法且評判過程復雜，可操作性差，因此其預測效果還有待進一步提高。</p><p>　　7.基于依據(jù)定期全線腐蝕檢測數(shù)據(jù)為基礎的剩余壽命預測模型。這種預測模型在數(shù)據(jù)依據(jù)充分的條件下，能充分顯示管段不同區(qū)段腐蝕發(fā)展差別，預測精度和可信度高。但由于定期檢測費用較高，因此在國內(nèi)很少有管線實現(xiàn)定期檢測，這就對這種預測模型的實施造成了極大的限制。</p><p>　　

91、4 腐蝕管線剩余壽命預測技術</p><p>　　通過前面對腐蝕因素及其狀態(tài)的介紹，我們具體來對下邊我們主要介紹二種腐蝕，即點腐蝕和均勻腐蝕提出算列，以此加深對付是壽命預測技術的理解。</p><p>　　4.1 均勻腐蝕缺陷剩余壽命預測</p><p>　　4.1.1 均勻腐蝕缺陷剩余壽命預測</p><p>　　步驟1:數(shù)據(jù)的準備。<

92、;/p><p>　　步驟1.1:根據(jù)管線的原始設計資料，確定管線的尺寸數(shù)據(jù)和運行參數(shù)。管段運行壓</p><p>　　力P；D(管線公稱直徑)；t(管線公稱壁厚)；(材料最低屈服強度)；(管材的泊松比)(焊縫系數(shù))；RSFa(許用剩余強度系數(shù))；KS(設計系數(shù))。</p><p>　　步驟1.2:測定缺陷當前的形態(tài)尺寸、、，計算出相應參數(shù)、。</p>&l

93、t;p>　　步驟1.3:在缺陷所在的位置，綜合考慮各種影響因素，測定電化學腐蝕參數(shù):(管地電位差)、(土壤電阻率)、K(金屬的電化學系數(shù))、(金屬密度)、n(腐蝕點個數(shù))。</p><p>　　步驟2:根據(jù)管線的尺寸數(shù)據(jù)和運行參數(shù)，確定運行壓力P下管道的最小要求壁厚。</p><p>　　周向最小要求壁厚: </p><p><b>　　軸向最小要求

94、壁厚:</b></p><p>　　則要求的最小壁厚為:</p><p>　　步驟3:根據(jù)最小要求壁厚進行缺陷深度尺寸校核，找出最大允許的缺陷深度。因為均勻腐蝕其深度尺寸是均勻的，因此有:。</p><p>　　步驟4:根據(jù)點ax進行缺陷長度的校核，找出基于的最大允許的缺陷長度，并計算出相應的缺陷深度。其具體步驟如下:</p><p&

95、gt;　　步驟4.1:根據(jù)步驟3中的，計算出相應的腐蝕缺陷長度尺寸。</p><p>　　步驟4.2根據(jù) 計算出相應的剩余壁厚比，殼參數(shù)。</p><p>　　步驟4.3:對進行校核，如果校核不符合要求，則減小再進行校核，直到找到符合要求的值，令其為。</p><p>　　步驟5:根據(jù)步驟4中計算參數(shù)C，進行缺陷寬度的校核，找出最大允許的缺陷寬度，并計算出相應的缺陷

96、深度。</p><p>　　步驟5.1:根據(jù)步驟4中的，計算出相應的剩余壁厚比 參數(shù):</p><p>　　步驟5.2:對進行校核，如果校核不符合要求，則減小再進行校核，</p><p>　　直到找到符合要求的值，令其為。</p><p>　　步驟6:確定最大允許缺陷深度:</p><p>　　步驟7:均勻腐蝕缺陷剩余

97、壽命預測:</p><p><b>　　4.1.2 算例</b></p><p>　　在檢查期間，發(fā)現(xiàn)管道的軸向焊縫處有腐蝕。該管道詳細的檢查數(shù)據(jù)如下，預測其剩余壽命:</p><p><b>　　（1）管道參數(shù):</b></p><p>　　運行壓力:P=7Mpa；</p><

98、p>　　公稱直徑:D=600mm；</p><p>　　公稱壁厚:t=8mm；</p><p>　　材料:Q235，材料屈服極限為:=235Mpa；</p><p>　　管材泊松比: =0.3；</p><p>　　焊縫系數(shù): =0.85；</p><p>　　許用剩余強度系數(shù):=0.9；</p>

99、<p>　　設計系數(shù):KS=0.720。</p><p><b>　?。?）缺陷尺寸:</b></p><p>　　缺陷深度:1.447mm；</p><p>　　缺陷長度:80mm；</p><p>　　缺陷寬度:45mm。</p><p>　　（3）電化學腐蝕參數(shù):</p>

100、;<p>　　管地電位差:=O.55V；</p><p>　　土壤電阻率:=458；</p><p>　　金屬的電化學系數(shù):K=1.042；</p><p>　　金屬密度:=7.58；</p><p>　　腐蝕點個數(shù):n=1。</p><p>　　計算得到均勻腐蝕剩余壽命=13.08年。</p>

101、;<p>　　4.2 點蝕缺陷剩余壽命預測</p><p>　　對于點蝕缺陷的剩余壽命預測，由于其失效形式是穿孔泄漏，因此只考慮其深度尺寸的校核。</p><p>　　4.2.1 點蝕缺陷剩余壽命預測</p><p>　　步驟1:點腐蝕缺陷剩余壽命預測所需數(shù)據(jù)的準備。</p><p>　　步驟1.1:確定管線公稱壁厚t；<

102、/p><p>　　步驟1.2:測定缺陷當前的形態(tài)尺寸、，并計算出相應參數(shù)；</p><p>　　步驟1.3:同均勻腐蝕。</p><p>　　步驟2:點腐蝕缺陷剩余壽命預測:</p><p><b>　　4.2.2算例</b></p><p>　?。?）管道參數(shù)如下:</p><p

103、>　　公稱壁厚:t=8mm。</p><p><b>　　（2）缺陷尺寸:</b></p><p>　　缺陷深度:Ho=2.45；</p><p>　　缺陷直徑:do=3.25mm。</p><p>　?。?）電化學腐蝕參數(shù):</p><p>　　管地電位差：=0.67V；</p>

104、;<p>　　土壤電阻率：=125；</p><p>　　金屬的電化學系數(shù):K=1.042；</p><p>　　金屬密度：=7.55；</p><p>　　腐蝕點個數(shù)：n=10。</p><p>　　計算得到點蝕剩余壽命=4.92年。</p><p><b>　　結(jié)論</b><

105、;/p><p>　　正如緒論中所提到的，當前不僅是我國，包括美國在內(nèi)的許多西方國家同樣面臨著油氣管道老化、泄露等問題，因此對腐蝕管道進行剩余壽命預測，為事先制定合理的檢測和維修周期提供理論支持顯得尤為重要。</p><p>　　通過研究，本文取得了以下成果:</p><p>　?。?）根據(jù)油氣長輸管線沿線內(nèi)壓分布的規(guī)律，建立了基于B31G爆破方程的腐蝕缺陷尺寸模型。&l

106、t;/p><p>　?。?）根據(jù)腐蝕缺陷形態(tài)的不同將其分為:均勻腐蝕、潰瘍腐蝕、點腐蝕，并對均勻腐蝕、點腐蝕進行了舉例，具體的說明了管線腐蝕的特征。</p><p>　?。?）根據(jù)建立的腐蝕模型，提出了腐蝕壽命預測方法，并進行了舉例。</p><p>　　目前為止，油氣長輸管道的壽命預測是一個較新的領域，還沒有形成專門的規(guī)范和標準。因此為了滿足工程的實際需要，應采取多種

107、措施完善現(xiàn)有的預測方法。</p><p><b>　　參考文獻</b></p><p>　　[1]羅良才. 中國石油的脊梁[N],中國石油報,2008，12（18）：001.</p><p>　　[2]蔡文軍等.腐蝕管道剩余強度評估的研究進展[J],石油機械,1999（1）27,8~12 </p><p>　　[3]王銳

108、,李榮標.長輸管道剩余壽命及強度的研究現(xiàn)狀與前景[J],現(xiàn)代焊接,2009(12).</p><p>　　[4] J.J. Perdomo,J.L. Morales etc, "Three models used to predict internal corrosion in gas line"[J],PIPELINE &GAS INDUSTRY, 1999, 82(8):27-47

109、.</p><p>　　[5] 白真權(quán)路民旭等.油氣管線腐蝕剩余壽命預測研究現(xiàn)狀分析[J].天然氣與石油,2006,（1）:25-30.</p><p>　　[6] GB50153-92[S].北京:中國計劃出版社,1992.</p><p>　　[7] 姚建軍.油氣長輸管線腐蝕剩余壽命預測技術研究[D].西南石油學院碩士論文,2004.</p>&l

110、t;p>　　[8] 俞蓉蓉,蔡志章.地下金屬管道的腐蝕與防護[M],石油工業(yè)出版社,1998.</p><p>　　[9] 蔡文軍,陳國明,潘東民,趙學年.腐蝕管線剩余強度評估的研究進展[J].石油機械,1999,27(11):47-49.</p><p>　　[10] 張平生.美國材料性能委員會(MPC)在適用性評價研究中的進展[J],石油專用管,1996,(4):36-41.&l

111、t;/p><p>　　[11] SY/T 10048-2003“腐蝕管道評估的推薦作法”[S].</p><p><b>　　致謝</b></p><p>　　四年的學習生涯馬上就要畫上句號了，畢業(yè)前所有的努力與付出都凝聚在這篇論文里面。相信它雖然算不上上乘之作，但的確是我用心血澆灌的答卷。在這里我首先要感謝我的論文指導老師的耐心點撥和誠懇建議，正