基于API 579的受附加载荷管道局部腐蚀评价

吴晓宇，段庆全，周雪静，张宏

中国石油大学(北京)机械与储运工程学院(北京102249)

基于API 579的受附加载荷管道局部腐蚀评价

吴晓宇，段庆全，周雪静，张宏

中国石油大学(北京)机械与储运工程学院(北京102249)

对受附加载荷管道局部腐蚀现象进行调研，阐述了受附加载荷管道局部腐蚀机理、原因及影响。通过对比ASME B31G、DNV RPF101、PCORRC及API 579-1-2007等腐蚀规范发现，API 579-1-2007的受附加载荷管道局部腐蚀评价可靠性最高，符合我国对管道安全运行的要求。详细列出了受附加载荷管道局部腐蚀评价过程，为建立符合我国实际情况的油气管道评价规范提供参考。并利用Visual Studio2012编制开发软件，通过工程实例计算验证，该软件有效地节省了评价时间，提高了评价规范的可操作性，具有工程意义。

附加载荷;管道腐蚀;API标准;评价规范;评价软件

近年来，由于国际形势的变化与国家经济实力不断发展，石油与天然气的需求量不断增大。随着市场需求的增加，管道作为输送石油与天然气最清洁、经济的方式而蓬勃发展。2014年，我国油气管道总长度约为10.62×104km，形成辐射全国的油气管网。然而，管道破坏现象随之出现，保养、维修或更换管道带来的巨大人力、财力损耗，成为管道事业发展的制约。由于社会发展历史原因，我国约有6 000km的管道建于20世纪70、80年代，服役已经超过30年，管道因此在施工、设计等方面存在原始缺陷较多。而建于20世纪90年代的管道，由于服役时间较长，受环境影响而造成管道腐蚀严重，新生缺陷多。在管道严重损坏事故中，原始缺陷引起的事故占60%，新生缺陷引起的事故占40%[1]。这些管道现已到事故多发阶段，管道破坏在所难免。

管道腐蚀是一种常见油气管道破坏方式，约占油气管道破坏方式的40%。油气管道大多采用埋地铺设[2]，腐蚀发生后，不易被检测，长时间腐蚀可造成大面积壁厚减薄，导致管道承压降低，甚至成为管道穿孔、油气泄漏等事故的诱因，引发环境污染，导致火灾和爆炸等事故[3]。遭受污染的土壤会加重管道腐蚀，形成恶性循环。因此，针对管道腐蚀进行评价十分必要，准确的评价能够获得管道许用工作压力，使管道继续服役或降低管道运行压力[3]，使得损坏严重的管道及时维修或更换，损坏不严重的管道能够及时维修，避免更换管道带来的巨额费用。

1 管道腐蚀介绍

1.1 腐蚀原因及机理

油气管道腐蚀为管体金属由元素状态转为离子状态而引起的管道破坏[2]。管道腐蚀原因多样，我国埋地管道穿越复杂地形，具有不同的土壤条件、管材、结构及输送介质，因此管道腐蚀情况各异。

管道内壁腐蚀归因于管道内输送的原油、天然气、成品油及水、硫等杂质。管道外壁腐蚀与土壤酸碱度、含水量、含细菌种类和数量、杂散电流等因素有关。电化学腐蚀是管道腐蚀最常见的腐蚀机理[1]，腐蚀发生时有电流产生，加速腐蚀速率。由于局部腐蚀发生突然、隐蔽，不易检测，事故发生率大大高于均匀腐蚀、点蚀等其他腐蚀，是管道腐蚀中最严重的破坏形式。

1.2 腐蚀影响

油气管道腐蚀轻则破坏管道完整性，重则造成穿孔，导致泄露。石油天然气属于危险品，一旦泄露，容易引起火灾和爆炸，后果不堪设想。

国外自20世纪60年代开始对管道评估进行研究，目前已经形成规范，而国内对管道评估的研究起步较晚，并没有统一的规范。管道破坏的防范、维修无理论可依，造成了管道破坏的进一步扩大和不必要的浪费。因此以下将进行局部腐蚀管道剩余强度评价方法的探讨，为建立符合我国实际情况的油气管道评价规范提供参考。

2 管道腐蚀评价标准比选

2.1 国外评价标准发展概况

腐蚀管道剩余强度评价始于20世纪60年代，美国、英国、挪威等国家走在前沿。美国天然气协会(American Gas Association，AGA)、美国机械工程师协会(American Society of Mechanical Engineers，ASME)、挪威船级社(Det Norske Veritas，DNV)、美国石油协会(American Petroleum Institute，API)及英国燃气公司(British Gas，BG)等机构发表了一系列管道腐蚀管道剩余强度评价标准[1]。如今我国大量油气管道已经运行30年左右，处于事故高发期;但国内没有详尽而权威的评价标准，为管道检测、评估的发展设置了障碍。因此，比选国外先进评价标准，建立符合我国管道破坏情况的评价标准十分必要。

2.2 管道腐蚀评价标准介绍

ASME B31G-2009[4]、DNV RP-F101[5]、PCORRC方法[6]、API 579-1-2007等为国外现行管道腐蚀评价标准。

1)ASME B31G-2009由美国机械工程师协会(ASME)制定，是评价腐蚀管道、计算管道剩余强度最初的方法[1]。其历经不同版本的完善，形成的2009版是最新的版本，为其他规范提供参考。其失效压力表示为：

流变应力：

Folias鼓胀系数：

式中：Pf为失效压力，MPa;t为管道壁厚mm;D为管道外径，mm;d为腐蚀缺陷的最大深度，mm;M为Folias鼓胀系数;为管道材料的流变应力，MPa;σs为管材的最低屈服强度，MPa;L为缺陷最大轴向长度，mm。

2)DNV RP-F101由挪威船级社(DNV)和英国燃气公司(BG)共同制定[5]，在大量实验的基础上，采用三维、非线性、弹塑性有限元分析等方法拟合而成[3]。其失效压力表示为：

Folias鼓胀系数为

式中：σb为管道的拉伸强度，MPa;Q为长度校正系数。

该规范将Folias鼓胀系数M通过数值分析拟合为长度校正系数Q。虽然该规范保守性相对降低，且可以对钢级X80以上的管道进行安全评价，但针对附加载荷，只考虑了管道受轴向和弯曲载荷情况下的失效压力，具有一定局限性。

3)PCORRC方法是一种评价中、高级强度钢管剩余强度的常用方法，由美国Battle实验室开发[3]。Stephens[6-7]为腐蚀缺陷建模时推导了极限状态方程。其失效压力表示为：

Folias鼓胀系数为：

该方法认为管道失效由拉伸强度决定，而在实际工程中，高、低强度管道失效机理不同，高强度管道失效基于塑性失稳，与材料拉伸强度有关;低强度管道失效基于断裂机理，与材料韧性有关。同时，该方法不适用于局部缺陷宽度小于局部缺陷深度的钝口缺陷[8]，具有一定工程局限性。

4)API 579-1-2007规范由美国石油协会(API)根据服役适应性评价FFS制定[9]。该规范增加了附加载荷对管道腐蚀的影响，适用于受附加载荷的管道局部腐蚀评价。

失效压力表示为:

式中，λ为纵向缺陷长度参数。

2.3 管道腐蚀评价标准比选

Folias鼓胀系数的大小直接影响了评价规范失效压力的大小，Folias鼓胀系数越大，失效压力越小，更为保守但相对安全。基于我国输送原油性质多为易凝高黏原油以及地形复杂易受自然灾害的现状，宜采用安全系数较高的评价规范。这4种规范的鼓胀系数比较如图1所示。

比较这4个规范，API 579-1-2007在受附加载荷的管道评价方面内容最全面。因此综合考虑安全性和针对性，选择API 579-1-2007对受附加载荷的局部腐蚀管道进行安全评价。

3 基于API 579的受附加载荷管道局部腐蚀评价

不同于一般压力容器，管道系统载荷类型及应力分布更为复杂[3]。除了由内压引起环向应力和由温度、泊松效应引起的轴向应力(径向应力忽略不计)外，还存在重量载荷、温差载荷等附加载荷。如管道在高温下产生的热应力会引起管道轴向伸缩，管道所受弯矩、扭矩导致管道破坏，支管、弯头等薄弱部位受附加载荷需特殊考虑。以下为API 579-1-2007针对受附加载荷管道局部腐蚀的评价。

3.1 一级评价

用于评价受内压、有局部金属损失的构件，以确定有缺陷构件是否合格。

步骤1：确定所需最小壁厚。

式中:tFCA为未来腐蚀裕量，mm;tnom为公称壁厚，mm;tLOSS为金属损失，mm;tc为腐蚀壁厚，mm;trd为均匀壁厚，mm。

步骤2：测量轴向缺陷尺寸s和最小测量壁厚tmm。

步骤3：确定纵向缺陷长度参数λ以及剩余厚度比Rt。

式中：D为管道外径，mm。

步骤4：校核限定腐蚀缺陷尺寸。若满足下列要求，则进行步骤5;若不满足，此腐蚀缺陷不合格。

式中Lmsd为从所调查的金属损失区的边缘到最近的主结构不连续处的距离，mm。

步骤5：确定构件的最高许用应力(PMAW)。

式中：S为许用拉应力，MPa;E为焊缝系数;tsl为承受附加载荷所需要的壁厚，mm;Rc为修正内径，mm;PMAW为最大允许工作压力，MPa;为环向最高许用压力，MPa;为轴向最高许用压力，MPa。

步骤6：①用式(12)计算得到的纵向缺陷长度参数λ和式(13)计算得到的剩余厚度比Rt在图2中作图，如果这2个值确定的点落在曲线或曲线上方区域，按一级评价缺陷范围合格(图2)。②如果缺陷不合格，则利用公式(8)、(9)计算剩余强度系数(RSF)和Folias鼓胀系数进行评价。

3.2 二级评价

二级评价由于考虑环向附加载荷，分为轴向和环向分别校核，轴向校核与一级评价相同，环向校核详述如下：

受附加载荷管道局部腐蚀环向校核，用下面的步骤评价由于附加载荷引起的轴向薄膜应力、环向薄膜应力和剪应力。

步骤1:环向参数确定。

C为裂纹的环向范围，mm;Di为包括腐蚀损失及未来腐蚀裕量的管道内径，mm;D0为包括腐蚀损失及未来腐蚀裕量的管道外径，mm;d为局部损失的最大深度，mm;σys为规定的最小屈服应力，MPa。

步骤2:校核环向损失时，将金属损失范围定为长方形区域。

a)内表面金属损失区外径：

b)外表面金属损失区外径：

c)金属损失区环向角度：

步骤3：由一级评价确定剩余强度系数(RSF)和许用最大工作压力(PMAWr)。

其中RSFa为允许剩余强度系数。

步骤4：确定附加载荷。

步骤5：计算在管道受重量载荷以及受重量载荷和温差载荷两种情况下，截面上A、B两点的环向应力σcm。

式中α为半锥顶角，(。)。

步骤6：计算在管道受重量载荷以及受重量载荷和温差载荷两种情况下，截面上A、B两点的最大轴向膜应力σlm和剪应力τ。

式中：F为轴向力，N;σlm为轴向最大膜应力，MPa;Af为局部金属损失区横截面积，mm2;Am为管道横截面积，mm2;At为无金属损失区横截面积，mm2;Atf为金属损失区横截面积，mm2;Aw为压力作用的有效区域，mm2;b为面积Aw的形心位置，mm;Iχ为损失区关于χ轴的惯性矩，mm4;Iy为损失区关于y轴的惯性矩，mm4;λc为环向缺陷长度参数;Mr为重量载荷或重量载荷加温差载荷作用下应用净截面扭转，mm4;为环向Folias鼓胀系数;为轴向Folias鼓胀系数;Mχ为χ方向弯矩，mm·N;My为y方向弯矩，mm·N;τ为剪应力，MPa;V为净截面剪应力，MPa;χA为沿χ轴横截面到A点的距离，mm;χB为沿χ轴横截面到B点的距离，mm;yA为沿y轴横截面到A点的距离，mm;yB为沿y轴横截面到B点的距离，mm;y为中性轴位置，mm。

步骤7:计算在管道受重量载荷以及受重量载荷和温差载荷这两种情况下，截面上A、B两点的膜应力。

步骤8:对结果进行评价如下：

式(32)应满足管道受重量载荷以及受重量载荷和温差载荷这两种情况下的纵向拉伸应力或压应力。重量载荷Hf=1.0，重量载荷加温差载荷Hf=3.0。

式中：Sa为许用压力，MPa;RSFa为允许剩余强度系数。

步骤9：如果计算结果不满足步骤8中的应力标准，则应该减少步骤3中最高许用应力PMAW的值，并重复步骤1到步骤8，直到满足应力标准。

4 工程实例与软件开发

4.1 工程实例

工程实例中容器数据见表1，运算结果见表2。

4.2 软件开发

利用Visual Stutio2012进行软件开发，编制基于API 579-1-2007的受附加载荷腐蚀管道安全评价软件，如图3、图4所示，节省了管道评价时间，提高了管道评价可靠性，具有工程意义。

5 结论

通过对国内油气管道运行现况、腐蚀原因、国外油气管道评价规范调研、研究，得出以下结论：

1)鉴于我国现状，6 000km以上管道已服役30年以上，管道破坏形式中，管道腐蚀占40%，在腐蚀破坏中，局部腐蚀首当其冲。

2)我国管道铺设形式以埋地管道居多，穿越地形多样，管道腐蚀原因复杂，管输介质、土壤酸碱度、含水量、含细菌种类和数量、杂散电流等因素都有可能对管道造成腐蚀破坏。

3)国外对于管道安全的评价始于20世纪60年代，目前已有成熟的评价体系，通过比较Folias鼓胀系数比选了ASME B31G-2009、DNV RP-F101、PCORRC方法和API 579-1-2007等几种评价方法。选取了评价受附加载荷管道最为全面、安全性最高的API 579-1-2007评价方法，并利用工程实例进行分析说明。

4)编制了基于API579受附加载荷局部腐蚀评价软件，提高了评价效率。

[1]周阳.局部减薄管道的适用性评价应用研究[D].上海：华东理工大学，2012.

[2]白清东.腐蚀管道剩余强度研究[D].大庆：大庆石油学院，2006.

[3]帅建.断裂力学[M].北京：科学出版社，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

吴晓宇(1991-)，女，硕士，主要从事油气管道应力分析与安全评价方面的研究。