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(北京)機械與儲運工程學院(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(北京)機械與儲運工程學院(北京102249)

對受附加載荷管道局部腐蝕現象進行調研，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等腐蝕規范發現，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范提供參考。并利用Visual Studio2012編制開發軟件，通過工程實例計算驗證，該軟件有效地節省了評價時間，提高了評價規范的可操作性，具有工程意義。

附加載荷;管道腐蝕;API標準;評價規范;評價軟件

近年來，由于國際形勢的變化與國家經濟實力不斷發展，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、經濟的方式而蓬勃發展。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。然而，管道破壞現象隨之出現，保養、維修或更換管道帶來的巨大人力、財力損耗，成為管道事業發展的制約。由于社會發展歷史原因，我國約有6 000km的管道建于20世紀70、80年代，服役已經超過30年，管道因此在施工、設計等方面存在原始缺陷較多。而建于20世紀90年代的管道，由于服役時間較長，受環境影響而造成管道腐蝕嚴重，新生缺陷多。在管道嚴重損壞事故中，原始缺陷引起的事故占60%，新生缺陷引起的事故占40%[1]。這些管道現已到事故多發階段，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[2]，腐蝕發生后，不易被檢測，長時間腐蝕可造成大面積壁厚減薄，導致管道承壓降低，甚至成為管道穿孔、油氣泄漏等事故的誘因，引發環境污染，導致火災和爆炸等事故[3]。遭受污染的土壤會加重管道腐蝕，形成惡性循環。因此，針對管道腐蝕進行評價十分必要，準確的評價能夠獲得管道許用工作壓力，使管道繼續服役或降低管道運行壓力[3]，使得損壞嚴重的管道及時維修或更換，損壞不嚴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轉為離子狀態而引起的管道破壞[2]。管道腐蝕原因多樣，我國埋地管道穿越復雜地形，具有不同的土壤條件、管材、結構及輸送介質，因此管道腐蝕情況各異。

管道內壁腐蝕歸因于管道內輸送的原油、天然氣、成品油及水、硫等雜質。管道外壁腐蝕與土壤酸堿度、含水量、含細菌種類和數量、雜散電流等因素有關。電化學腐蝕是管道腐蝕最常見的腐蝕機理[1]，腐蝕發生時有電流產生，加速腐蝕速率。由于局部腐蝕發生突然、隱蔽，不易檢測，事故發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，導致泄露。石油天然氣屬于危險品，一旦泄露，容易引起火災和爆炸，后果不堪設想。

國外自20世紀60年代開始對管道評估進行研究，目前已經形成規范，而國內對管道評估的研究起步較晚，并沒有統一的規范。管道破壞的防范、維修無理論可依，造成了管道破壞的進一步擴大和不必要的浪費。因此以下將進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范提供參考。

2 管道腐蝕評價標準比選

2.1 國外評價標準發展概況

腐蝕管道剩余強度評價始于20世紀60年代，美國、英國、挪威等國家走在前沿。美國天然氣協會(American Gas Association，AGA)、美國機械工程師協會(American Society of Mechanical Engineers，ASME)、挪威船級社(Det Norske Veritas，DNV)、美國石油協會(American Petroleum Institute，API)及英國燃氣公司(British Gas，BG)等機構發表了一系列管道腐蝕管道剩余強度評價標準[1]。如今我國大量油氣管道已經運行30年左右，處于事故高發期;但國內沒有詳盡而權威的評價標準，為管道檢測、評估的發展設置了障礙。因此，比選國外先進評價標準，建立符合我國管道破壞情況的評價標準十分必要。

2.2 管道腐蝕評價標準介紹

ASME B31G-2009[4]、DNV RP-F101[5]、PCORRC方法[6]、API 579-1-2007等為國外現行管道腐蝕評價標準。

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

流變應力：

Folias鼓脹系數：

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;為管道材料的流變應力，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)和英國燃氣公司(BG)共同制定[5]，在大量實驗的基礎上，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鼓脹系數為

式中：σb為管道的拉伸強度，MPa;Q為長度校正系數。

該規范將Folias鼓脹系數M通過數值分析擬合為長度校正系數Q。雖然該規范保守性相對降低，且可以對鋼級X80以上的管道進行安全評價，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[3]。Stephens[6-7]為腐蝕缺陷建模時推導了極限狀態方程。其失效壓力表示為：

Folias鼓脹系數為：

該方法認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，與材料拉伸強度有關;低強度管道失效基于斷裂機理，與材料韌性有關。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規范由美國石油協會(API)根據服役適應性評價FFS制定[9]。該規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。

2.3 管道腐蝕評價標準比選

Folias鼓脹系數的大小直接影響了評價規范失效壓力的大小，Folias鼓脹系數越大，失效壓力越小，更為保守但相對安全。基于我國輸送原油性質多為易凝高黏原油以及地形復雜易受自然災害的現狀，宜采用安全系數較高的評價規范。這4種規范的鼓脹系數比較如圖1所示。

比較這4個規范，API 579-1-2007在受附加載荷的管道評價方面內容最全面。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，管道系統載荷類型及應力分布更為復雜[3]。除了由內壓引起環向應力和由溫度、泊松效應引起的軸向應力(徑向應力忽略不計)外，還存在重量載荷、溫差載荷等附加載荷。如管道在高溫下產生的熱應力會引起管道軸向伸縮，管道所受彎矩、扭矩導致管道破壞，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

用于評價受內壓、有局部金屬損失的構件，以確定有缺陷構件是否合格。

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，則進行步驟5;若不滿足，此腐蝕缺陷不合格。

式中Lmsd為從所調查的金屬損失區的邊緣到最近的主結構不連續處的距離，mm。

步驟5：確定構件的最高許用應力(PMAW)。

式中：S為許用拉應力，MPa;E為焊縫系數;tsl為承受附加載荷所需要的壁厚，mm;Rc為修正內徑，mm;PMAW為最大允許工作壓力，MPa;為環向最高許用壓力，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(RSF)和Folias鼓脹系數進行評價。

3.2 二級評價

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

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

步驟1:環向參數確定。

C為裂紋的環向范圍，mm;Di為包括腐蝕損失及未來腐蝕裕量的管道內徑，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為規定的最小屈服應力，MPa。

步驟2:校核環向損失時，將金屬損失范圍定為長方形區域。

a)內表面金屬損失區外徑：

b)外表面金屬損失區外徑：

c)金屬損失區環向角度：

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

其中RSFa為允許剩余強度系數。

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兩點的環向應力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力σlm和剪應力τ。

式中：F為軸向力，N;σlm為軸向最大膜應力，MPa;Af為局部金屬損失區橫截面積，mm2;Am為管道橫截面積，mm2;At為無金屬損失區橫截面積，mm2;Atf為金屬損失區橫截面積，mm2;Aw為壓力作用的有效區域，mm2;b為面積Aw的形心位置，mm;Iχ為損失區關于χ軸的慣性矩，mm4;Iy為損失區關于y軸的慣性矩，mm4;λc為環向缺陷長度參數;Mr為重量載荷或重量載荷加溫差載荷作用下應用凈截面扭轉，mm4;為環向Folias鼓脹系數;為軸向Folias鼓脹系數;Mχ為χ方向彎矩，mm·N;My為y方向彎矩，mm·N;τ為剪應力，MPa;V為凈截面剪應力，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兩點的膜應力。

步驟8:對結果進行評價如下：

式(32)應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力或壓應力。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。

步驟9：如果計算結果不滿足步驟8中的應力標準，則應該減少步驟3中最高許用應力PMAW的值，并重復步驟1到步驟8，直到滿足應力標準。

4 工程實例與軟件開發

4.1 工程實例

工程實例中容器數據見表1，運算結果見表2。

4.2 軟件開發

利用Visual Stutio2012進行軟件開發，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 結論

通過對國內油氣管道運行現況、腐蝕原因、國外油氣管道評價規范調研、研究，得出以下結論：

1)鑒于我國現狀，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，局部腐蝕首當其沖。

2)我國管道鋪設形式以埋地管道居多，穿越地形多樣，管道腐蝕原因復雜，管輸介質、土壤酸堿度、含水量、含細菌種類和數量、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60年代，目前已有成熟的評價體系，通過比較Folias鼓脹系數比選了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用研究[D].上海：華東理工大學，2012.

[2]白清東.腐蝕管道剩余強度研究[D].大慶：大慶石油學院，2006.

[3]帥建.斷裂力學[M].北京：科學出版社，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力分析與安全評價方面的研究。