在役油气输送管道体积型缺陷安全评定方法.pdf

'第38卷第3期化工机械269在役油气输送管道体积型缺陷安全评定方法夏锋社¨淡勇2陈聪2(1．陕西省锅炉压力容器检验所；2．西北大学化工学院)摘要针对在役油气输送管道体积型缺陷评定问题．重点分析了我国现有的两个缺陷评定规范的特色和创新点，并进行了对比。对比分析结果显示，《在用含缺陷压力容器安全评定》规范方法简单，运算简便，适用缺陷类型广，易于掌握和操作，应为缺陷译定首选执行标准。采用该规范对一案例进行评定，评定结果显示，缺陷的存在是安全可接受的。关键词管道油气输送体积型缺陷安全评定中图分类号TQ055．8+l文献标识码A文章编号0254-6094(2011)03-0269-04由于制造、安装、使用及管理等因素，在役油气输送管道上常常存在着超过制造及安装验收标准的缺陷，这些缺陷的存在必然会使管道承载能力降低，甚至导致管道泄漏，尤其是腐蚀坑和机械损伤这类体积型缺陷。对于制造、运输和安装过程中在管道表面造成的凿痕、槽痕、刻痕和凹痕等有害缺陷，可按照质量验收标准GB9711《石油天然气输送管道用螺旋埋弧焊钢管》、GB50251《输油管道工程设计规范》、GB50253《输油管道工程设计规范》及设计技术文件的规定进行修磨、修补或更换。但对在役油气输送管道，无论是腐蚀坑、机械损伤还是其它表面缺陷打磨后形成的凹坑，虽然比裂纹安全得多，但由于壳体几何上的不连续，使管道原来的应力分布状态发生改变，因此，对这些体积型缺陷不能简单地采用剩余壁厚进行强度校核的方法来确定是否允许其存在。由于油气输送管道具有埋地敷设、长距离输送及管理难度大的特点，如果这些超标的体积型缺陷一律不允许存在，进行返修或更换管段不但需要付出大量的人力、物力，还会因施工前排放介质、中断油气输送而造成巨大的经济损失。随着科学技术的进步，以断裂力学、塑性力学为基础，以合乎使用为原则的一种全新的评价方法逐步得到认可和应用¨订o。它是在对管道缺陷定量评价的基础上，通过力学计算，按照合乎使用原则，评价管道在最大允许工作压力下，缺陷是否危害管道的安全性和可靠性，并对其发展及可能造成的危险作出判断。对于不会对安全生产造成危害的缺陷将允许存在；对于虽不能构成威胁但可能会进一步发展的缺陷，允许监控使用或降级使用；至于对安全生产构成威胁的含缺陷管段，必须立即采取措施，进行返修或更换。目前国际上用于管道安全评价的技术规范有很多H1，影响较大的有美国ASMEB31G《腐蚀缺陷管道剩余强度评价指南》、英国CEGB／R／H／R6《含缺陷结构完整性评价标准》、欧洲SINTAP(欧洲工业结构完整性评定方法》、美国石油学会APIRP579{适用性评价推荐做法》、挪威船级社DNVRP一101《腐蚀管道评价的推荐方法》等，加拿大、澳大利亚等国也都有相应的技术标准。我国对含体积型缺陷的油气输送管道进行合乎使用评价方法有两种技术规范：一种是GB／T19624-2004《在用含缺陷压力容器安全评定》”1(以下简称GB／T19624)中的压力管道直管段体积缺陷安全评定方法；另一种是SY／T6477-2000(含缺陷油气输送管道剩余强度评价方法》[61(以下简称SY／1"6477)中的管道剩余强度评价方法。笔者在介绍GB／T19624和SY／T6477两个标准的基础上，·夏锋社，男，1962年11月生，高级工程师，高级检验师。陕西省西安市，710048。 270化工机械2011年对其进行了对比分析，并应用于一个案例的缺陷评定中。案例缺陷评定过程和结果表明，按照GB／T19624对在役管道直管段所存在的体积型缺陷进行安全性评定，运算简便，易于操作，在确认其安全可靠的前提下，允许缺陷存在，这不失为一种科学、经济的处理方法川。1GB／T19624和SY／T6477标准对比分析1．1标准简介与含凹坑缺陷的压力容器安全评定相比，含局部减薄压力管道的安全评定更为复杂。首先，压力管道除承受内外压外，同时还承受拉弯等组合载荷；其次，安全评定所需要的管系内力和管道应力数值一般只能通过数值计算分析方法求得，这对普通评定人员来说具有很大的难度。为此，GB／T19624采用了国家“九五”科技攻关专题提出的以塑性极限载荷理论和含局部减薄压力管道塑性极限载荷拟合计算公式为基础的工程评定方法，并采用了无需进行复杂的管系内力和管道应力计算的、应用极为简便的免于评定条件。因此，GB／T19624提出的安全评定方法，适用于在内压和弯矩的组合载荷下含气孔、夹渣和局部减薄等体积缺陷及失效模式为塑性失稳的钢制在役压力管道直管段的安全评定。该评定方法理论严谨、方法简单，能使大部分缺陷免于焊补，避免了因焊补促使新裂纹产生的危险，有重大的现实意义。SY／T6477标准规定了含均匀腐蚀和局部金属损失两种体积型缺陷管道的剩余强度评价方法，适用于原设计标准与GB50251或GB50253相一致的在用油气输送管道。管道的剩余强度评价方法是在缺陷检测的基础上，以剩余强度因子(RSF)作为含体积型腐蚀缺陷管道剩余强度评价的判据，对管道剩余承压能力的定量评价。若RSF计算值大于推荐的下限值，则管道可以在目前压力下继续使用，否则应降级使用。SY／T6477标准在技术内容上与APIRP579中的含体积型缺陷管道剩余强度的一、二级评价等效。一级评价提供了计算过程简单而评价结果偏于保守的筛选判据；二级评价提供了详尽的评价程序，评价结果更为准确。1．2对比分析笔者从评价单位和人员资格、适用范围和限定条件、评价方法以及评价结论4个方面进行了对比分析，具体内容如下：a．GB／T19624标准规定，进行评定的单位和人员资格应符合国家有关法律、法规和规章的规定；而SY／T6477标准对进行评价的单位和人员资格未作出规定。b．GB／T19624标准仅适用对直管段的评定，而SY／T6477标准对均匀腐蚀适用于直管段和弯头，对局部金属损失评价，一级评价适用于仅承受内压的直管段，二级评价适用于承受内压和附加载荷的直管段和弯头；GB／T19624标准还适用于焊缝的气孔、夹渣和限定条件下的未焊透等体积型缺陷的评定，而SY／T6477标准无此规定；GB／T19624标准对体积型缺陷的深度和管道内外径之比提出了限制，而SY／T6477标准未提出；GB／T19624标准对于不符合条件或在服役期间表面有可能产生裂纹的含体积缺陷压力管道，提出应按面积型缺陷进行评定，而SY／T6477标准未提出。c．按GB／T19624标准进行评定，需要提供的数据量少，缺陷规则化处理简单，评价程序和运算过程简便；按$Y／T6477标准进行评定，相对于GB／T19624标准，需要的数据量多，缺陷定量化处理、评价程序和运算过程均复杂。d．GB／T19624标准中所指的安全评定是为判别在用含缺陷压力容器、压力管道在规定的使用工况条件下，能否继续安全使用所进行的综合分析和评价，其结论有可接受和不可接受两种。并未规定可降级使用及降级使用后最大允许工作压力的确定方法。而SY／T6477标准中所指的安全评定是采用剩余强度评价方法对管道剩余承压能力的定量评价。其结论也有两种，若剩余强度评价结果表明损伤管道适应于目前的工作条件，则只要建立合适的检测(监测)程序，管道便可以在目前工作条件下继续安全运行；若评价结果表明损伤管道不适应目前操作条件，则需降压使用或更换管段。2缺陷评定案例2．1管道缺陷和检验情况在某天然气管道防腐层检漏中，发现管道多处损伤，且伤及母材，其中在1369‘～1370。桩间一处直管段母材受损最为严重，经查该损伤为推土机平地、取土所致；外观检查后在该部位未发现凹 第38卷第3期化工机械271陷，但存在划伤，划伤形状呈不规则四边形，划伤最大尺寸为46111171x18innl×1．6ram(长×宽×深)。测厚检查时发现划伤周围管道平均壁厚为6．7mm；渗透探伤后在损伤部位未发现缺陷显示痕迹，符合JB4730-94标准I级要求。按照GB50251-94{输气管道工程设计规范》，初步进行强度校核，损伤部位修磨处理后最大允许工作压力为5．17MPa，强度校核不合格(计算步骤略)，按照设计规范要求需进行焊补修理，考虑到焊补修理必须停止输气，这样会影响到下游的工业生产和人民群众的生活，造成更大的损失，可按有关标准对该缺陷进行安全评定计算，依据评定结果再作。2．2安全评定经审查，该天然气管道及其损伤缺陷符合GB／T19624标准规定的限定条件，故按照此标准进行评定。管道材料为X52，规格痧426mm×7mm，设计压力为6．4MPa，最高工作压力为5．8MPa，地区级别二级。管道外半径R。为213mm，管道内半径R；为206mm，缺陷附近管道实测壁厚为6．7mm，因该部位实施热缩套防腐，故可不计管道至下一个检验周期末的腐蚀量，因此缺陷附近计算壁厚r取6．7mm。对检测查明的壁厚局部减薄缺陷，根据其实际位置、形状和尺寸，将其规则化为轴向半长A=23ram、环向半长B=15mm、深度C=1．6mm(因该缺陷属机械损伤缺陷，在下一个检验期内该缺陷不会扩展，因此取实测最大损伤深度)的表面缺陷。对规则化处理得到的缺陷尺寸，按如下规定进行无量纲化处理，得：相对轴向长度口=A／厄=o．609(1)相对环向长度6=B／(rrR。)=0．023(2)相对深度c=G／T=0．239(3)根据GB9711—881石油天然气输送管道用螺旋缝埋弧焊钢管》标准知，在评定工况下，管道材料的屈服极限矿。=360MPa。由于缺陷处于母材区(非焊缝区)，则评定中所需的材料流动应力孑=盯．=360MPa。计算管道(无缺陷)塑性极限内压P∞："RPLo=÷矿1n了4-0=13．891MPa(4)管道局部减薄相对深度：c。=[c+(r0一T)]／n=O．238(5)式中死——管道公称壁厚，ro=7mm。由于损伤缺陷相对环向长度6=0．023，查GB／T19624标准中的表H．1知，bG0．25时，容许的最大缺陷相对深度为0．45，可见，管道局部减薄相对深度符合免于评定条件。管道最大工作压力P。。与无缺陷管道在纯内压下的塑性极限内压P。。之比p。。／P。o=0．417，大于免于评定的判别标准0．3，因此，应继续进行评定。计算管道(含缺陷)塑性极限内压P嵋=0．95—1．47A。(a／b>25．0)，其中，A。=c’s／瓦,bc=0．000789，口。=rain(3．0，口)=rain(3．0，0．609)=0．609，因此，PLs=0．95，则PLs=PLS×PLo=，p、213．196。根据GB／T19624标准，若式f}I+、‘Ls，，M～2(栽}≤o．44成立，认为缺陷是安全或可以接受的；否则，认为缺陷不能保证安全或不可接受。由于受损管段位于直管段，远离弯曲部位，且无支撑、沟内直埋敷设。因此，可认为该部位不承受轴向力和弯曲载荷，仅承受内压，即取P=5．8MPa，弯矩为零’计算可得(老)2+(老)2一o．饼，可见，计算结果小于0．44，即该缺陷存在是安全、可接受的。3结论3．1采用GB／T19624标准，对于油气输送管道直管段存在的体积型缺陷进行安全评定，虽然限定条件相对较多，但是由于方法简单，运算简便，适用的损伤缺陷类型广，易于掌握和操作，故GB／T19624应为首选评定执行标准。3．2在缺陷定量评价基础上，对在役油气输送管道直管段存在的体积型缺陷，按照合乎使用原则进行安全评定，结果科学可靠，使缺陷免于焊补而继续存在成为可能，不但避免了因焊补而产生新裂纹等缺陷的危险，而且大大节约了因焊补导致的油气停输费用，具有重大的现实意义。3．3对于案例中的缺陷，GB／T19624标准评定结果显示，管道最大工作压力P⋯与无缺陷管道在纯内压下的塑性极限内压P；D之比大于免评定条件，继续评定结果显示，(彘)2+(老)2 化l’规槭20II拒≤o44．垃终衅足“rⅫ．缺陷的存在术会对朴m的生乍进上茈戚胁．町“接受。参考文越7。#Ⅲ＆．ⅫrHⅢ^##女e*2＆丰书日[MRm：十l坷Ⅱmflj魉“20072：***№4t#m女十1．&：Mjnm：十Ⅲ“mmⅨrL．20053HW套．自H※．半K＆Rm☆m迁I抒#W2#$【"jJ匕g-111日^*mm#20054。{玷卜世##M*g*≈#范∞＆*【cJ*K“±【Hm^#镕{水☆“m*Z$mm：20015】*群■f镕7．{{f+母Iq女体№{mⅢ☆#陷Ⅱ力冉#女t*2)∞"也Ⅻ刨Ⅱ点镕#J竹迸技术b＆*．2006．(I)23—2661CB／T196242004．“j"口块∞Ⅸ^#≈女}*2fS]n束十目#％Ⅱ；m#，200571Sy／F^4T／-2000．☆#$∞’t螗d恃道剩泉*廑*m女*s．|匕卓十ⅢfImmm¨200IVolumetricDefectsAssessmentforPipelinesinOperationXIAFeng-she。，DANYon92，CHENCon92tIShaanxitl，m⋯Boilerand|’⋯"vc¨fli州mnjmⅢukXiⅡh110048．chlnn2“忻FIT,heroicalRngm”ring，North州l』，⋯“y“’口n710069．(Mmn)AbstractConsideringlhev,,lumelricde"etaasse⋯enIform⋯Ic。pipelinesIhc1woChinac·“￡s“”‘IE-k岫h⋯nIentwereanalyzedandcomparedCompafimnandanalysisrnsmI异showthatIhS¨』q，d⋯⋯。mrh-⋯"PP"jj“""_5lPbContainlngf^F”nouopo^硼snlhersinIhcⅡI‘一uIa¨¨nandapplicationsc。胪andoperationI"akingilIo⋯ssIhnpipelinede"etashowsthats⋯defoctslarIl"2permittedKeywordspipeline．nllttntJEⅡ咖JIsm，¨‘”n．v‘JI⋯lncdefects．mfety⋯sB⋯‘'