天然气管道小尺寸缺陷的仿真模拟

咸玉龙 王 谢 徐佳楠 王泽林 魏玉婷

1中国石油北京油气调控中心2北京东方石油化工有限公司化工四厂3大庆油田采油一厂

天然气管道小尺寸缺陷的仿真模拟

咸玉龙1 王 谢1 徐佳楠1 王泽林2 魏玉婷3

1中国石油北京油气调控中心2北京东方石油化工有限公司化工四厂3大庆油田采油一厂

为了最大程度地减小管道腐蚀缺陷带来的经济损失和环境危害，在前人研究成果的基础上建立了埋地天然气管道小尺寸缺陷模型，对缺陷管道剩余应力进行分析与评价。研究结果表明：随着腐蚀深度的增加，长方形截面和正方形截面缺陷的最大应力值增幅梯度逐渐降低，而圆形截面和椭圆截面缺陷的最大应力值增幅梯度逐渐增大；内部载荷的增加，导致管道最大应力呈线性规律增长，长方形截面和正方形截面缺陷增长速率大于圆形截面和椭圆形截面缺陷的增长速率；当双腐蚀缺陷间距小于70 mm时，两缺陷干涉作用影响较大，腐蚀缺陷部位及中间干涉区域均易发生管材失效；两缺陷间距由80 mm增大到150 mm时，干涉作用相对减弱。

管道；小尺寸缺陷；剩余应力；数值模拟；失效压力

管道腐蚀缺陷会带来巨大的经济损失，国内外学者对此进行了一系列的研究，以最大程度减少损失、降低危害。美国科学技术人员通过相关试验研究及力学分析，提出了B31G准则。1984年，该准则由美国机械工程师协会发布，成为了腐蚀管道的评估准则，即ASME B31G—1984标准，大量管道工业设计、维护等均采用该标准，但该标准比较保守，现已发展为ASME B31G—1991标准。1997年，英国的Jones等人进行研究分析，提出了一种塑性极限原则方法；B.Bedairi等人采用弹塑性断裂力学与有限元结合的方法，预测管道腐蚀部位可能发生的裂纹，并用实验方法验证了失效压力[1]。国内学者赵事、蒋晓斌、高惠临利用改进的一次二阶矩阵法对腐蚀管道失效概率及可靠性指标进行了计算[2]；帅健、于付平、崔铭伟等学者均采用有限元法对腐蚀缺陷管道的失效压力进行了分析预测，取得了一定的进展[3-5]。基于上述研究成果，建立了埋地天然气管道小尺寸缺陷模型，通过缺陷管道剩余应力对模型进行评价，并与试验数据对比分析，确定模型的可靠性，进而分析缺陷深度、不同输送压力及不同缺陷间距对剩余应力的影响，以期为管道检修、优化设计及完整性评价等提供理论依据。

1 模型的建立

（1）物理模型。建立埋地天然气管道小尺寸缺陷模型，采用20-node-solid95单元，并且对腐蚀缺陷区域进行网格局部加密，而远离腐蚀缺陷区域则采用稀疏的网格进行划分，这样不仅提高了计算精度也节约了计算成本。模型及网格划分如图1所示。

图1 模型实体及网格划分

（2）边界条件及定义。管道在实际运行中主要受内压和弯矩作用，其他影响可忽略不计。本文选取的是长直管道，因此仅考虑内压影响，并且忽略轴向位移，对管道两端施加轴向位移约束，使模型不发生刚性位移。

（3）计算工况。针对不同缺陷尺寸爆破试验的结果进行分析，并利用ANSYS仿真软件进行失效压力计算，与试验值进行对比分析，进而得出相关结论。具体的试验数据参考文献[4]～[7]，选取X60型钢计算各个失效压力，其中弹性模量为200 GPa，泊松比为0.3，其余数据如表1所示。

表1 含体积缺陷管道爆破试验数据

2 数值模拟及结果分析

利用有限元法预测表1中缺陷管道的失效压力，计算结果如表2所示。计算失效压力与试验爆破压力结果相差不大，如图2所示。由图2可看出，计算的最大误差绝对值为7.32%，最小误差绝对值为0.489%，因此该模型可以用来计算缺陷管道的失效压力。

表2 模拟计算结果

图2 试验爆破压力与计算失效压力值及其误差分析

在此基础上，以某输气管道为例进行管道剩余应力分析。管道材质为X60钢，外径为377 mm，壁厚为6 mm，取管道长1 000 mm进行相关应力分析。查询《机械设计手册》得该型号钢材的弹性模量为E=210 GPa，泊松比为0.3，内部施加载荷为4 MPa[8]。通过分析缺陷深度、不同输送压力及不同缺陷间距对剩余应力的影响，为管道检修、优化设计及完整性评价等提供理论依据。

（1）不同缺陷深度下管道剩余应力分析。选择腐蚀缺陷长度30 mm，腐蚀缺陷宽度30 mm，缺陷深度分别为2、2.5、3、3.5、4、4.5和4.8 mm；腐蚀缺陷截面分别选取长方形、正方形、圆形及椭圆形（分别用A、B、C、D表示，以下同），计算结果如图3所示。由图3可看出，随着腐蚀深度的增加，4种缺陷的最大应力值逐渐增加；但长方形截面和正方形截面缺陷的增幅梯度逐渐降低，而圆形截面和椭圆截面缺陷的增幅梯度逐渐增大，这是由于长方形截面和正方形截面缺陷出现应力集中现象，而圆形截面和椭圆形截面缺陷的应力最大值出现在缺陷底部，因而增长幅度梯度逐渐增大。

图3 不同缺陷深度下最大应力变化

（2）不同压力下缺陷管道剩余应力分析。选择腐蚀缺陷长度30 mm，腐蚀缺陷宽度30 mm，缺陷深度为2 mm，载荷压力分别为1、2、3、4、5和6 MPa，计算最大应力值的变化情况，结果如图4所示。由图4可看出，随着内部载荷的逐渐增加，管道最大应力也逐渐增加，4种工况均呈线性规律增长，长方形和正方形截面缺陷增长速率大于圆形和椭圆形截面缺陷的增长速率；随着管道最大应力的逐渐增加，趋于屈服极限，一旦达到该值便会发生穿孔泄漏事故，而实际生产中压力变化梯度大时容易引发事故。

图4 不同运行压力下最大应力值变化

（3）不同缺陷间距下管道剩余应力分析。选择腐蚀缺陷长度30 mm，腐蚀缺陷宽度25 mm，缺陷深度为2 mm，双腐蚀缺陷间距分别为10、20、30、40、50、60、70、80、90、100、110、120、130、140和150 mm，计算最大应力值的变化情况，结果如图5所示。由图5可看出，随着缺陷间距的增大，管道最大应力呈先减小，后增加，再减小的波浪式递减；当间距小于70 mm时，两缺陷干涉作用影响较大，腐蚀缺陷部位及中间干涉区域均易发生管材失效，引发事故，而两缺陷间距由80 mm增大到150 mm时，干涉相对减弱。

图5 双缺陷不同间距下最大应力值变化

3 结论

（1）随着腐蚀深度的增加，4种缺陷的最大应力值逐渐增加，但长方形截面和正方形截面缺陷的增幅梯度逐渐降低，而圆形截面和椭圆截面缺陷的增幅梯度逐渐增大。

（2）随着内部载荷的逐渐增加，管道最大应力也逐渐增加，4种工况均呈线性规律增长，长方形截面和正方形截面缺陷增长速率大于圆形截面和椭圆形截面缺陷的增长速率。

（3）当间距小于70 mm时，两缺陷干涉作用影响较大，腐蚀缺陷部位及中间干涉区域均易发生管材失效，引发事故；而两缺陷间距由80 mm增大到150 mm时，干涉作用影响相对减弱。

[1]BEDAIRIB，CRONIN D，HOSSEINIA，et al．Failure prediction forcrack-in-corrosion defects in naturalgas transmission pipelines[J]．International Journal of Pressure Vessels and Piping，2012（96）：90-99.

[2]赵事，蒋晓斌，高惠临．腐蚀管道的失效概率和剩余寿命预测方法[J]．油气储运，2006，25（12）：28-31.

[3]帅健，张春娥，陈福来．非线性有限元法用于腐蚀管道失效压力预测[J]．石油学报，2008，29（6）：933-937.

[4]于付平，朱荣新，王韫江，等．基于ANSYS的管道腐蚀缺陷有限元仿真[J]．计算机测量与控制，2009，17（1）：151-153.

[5]崔铭伟，曹学文．腐蚀缺陷对中高强度油气管道失效压力的影响[J]．石油学报，2012，33（6）：1 086-1 092.

[6]CRONIN D S，ROBERTS A，PICK R J．Assessmentoflong corrosion grooves in line pipe[C]//1st International Pipeline Conference，Calgary：ASME，1996：401-408.

[7]NORONHA D B，BENJAMIN A C，ANDRACK E Q.Finite element models for the prediction of the failure pressure of pipeline with long corrosion defects[C]//The 4th InternationalPipeline Conference，Calgary：ASME，2002：1 751-1 758.

[8]成大先，王德夫，姜勇，等．机械设计手册[M]．北京：化学工业出版社，2004.

（栏目主持 杨军）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.11.012

咸玉龙：2013年毕业于同济大学计算机软件与理论专业，从事长输管道调度工作。

2015-04-27

18810867876、woshi0325@126.com