CN112668182B - 一种天然气长输管道失效的分析方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种天然气长输管道失效的分析方法，包括步骤一、针对天然气长输管道的腐蚀减薄状况，通过实验方法和理论方法获得其在天然气输运过程中的腐蚀速率；二、通过腐蚀速率预测天然气长输管道在使用年度的管壁有效厚度和延性裂纹止裂韧性；三、通过概率分析方法计算发生延性裂纹扩展管段的数量占全体连接管段数量的比例；四、计算天然气长输管道的失效风险概率；五、根据天然气长输管道的失效风险概率和可承担风险概率，对管道失效进行分析判定，并预测管道的允许使用年限。本发明方法步骤简单，实现方便，能够有效应用在天然气长输管道的失效分析中，对天然气长输管道的安全检验、维护和保养提供可靠的指导，效果显著，便于推广。

Description

一种天然气长输管道失效的分析方法

技术领域

本发明属于天然气长输管道检测技术领域，具体涉及一种天然气长输管道失效的分析方法。

背景技术

天然气长输管道在我国西气东输工程中具有举足轻重的作用。当天然气长输管道运行过程中，在环境腐蚀、外力损伤、焊接缺陷及材料加工施工缺陷的综合作用下，将给管道带来不同程度的失效风险。对于天然气长输管道，由腐蚀减薄损伤模式导致的管道失效是最为典型的失效模式之一，严重破坏管道的安全性。在现行的油气长输管道标准中，对管道腐蚀减薄的失效判定原则多为许用应力准则，即第一强度理论，特殊情况下也包含第二、第三和第四强度理论，许用应力准则能够对管道短期的失效实现准确的预测，但对于长期的预测或失效风险较大的状况将不再准确。

发明内容

本发明所要解决的技术问题在于针对上述现有技术中的不足，提供一种天然气长输管道失效的分析方法，其方法步骤简单，设计合理，实现方便，能够有效应用在天然气长输管道的失效分析中，对管道长期的失效风险概率实现保守预测，对天然气长输管道的安全检验、维护和保养提供可靠的指导，效果显著，便于推广。

为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：一种天然气长输管道失效的分析方法，包括以下步骤：

步骤一、针对天然气长输管道的腐蚀减薄状况，通过实验方法和理论方法获得其在天然气输运过程中的腐蚀速率；

步骤二、通过腐蚀速率预测天然气长输管道在使用年度的管壁有效厚度和延性裂纹止裂韧性；

步骤三、针对各年度天然气长输管道中的全体连接管段，通过概率分析方法计算发生延性裂纹扩展管段的数量占全体连接管段数量的比例；

步骤四、通过延性裂纹扩展管段的概率，计算天然气长输管道的失效风险概率；

步骤五、根据天然气长输管道的失效风险概率和可承担风险概率，对管道失效进行分析判定，并预测管道的允许使用年限。

上述的一种天然气长输管道失效的分析方法，步骤一中所述天然气长输管道的腐蚀减薄状况包括长输管道在腐蚀性介质的工作环境中，金属管壁被腐蚀后形成的壁厚减薄现象，所述腐蚀性介质包括酸性介质、碱性介质、氧化性介质、微生物介质、有机物介质、土壤介质和空气介质。

上述的一种天然气长输管道失效的分析方法，步骤一中所述腐蚀速率为天然气长输管道受到的最大似然腐蚀速率，获得所述腐蚀速率的实验方法包括壁厚测定法、失重法和电化学法；获得所述腐蚀速率的理论方法包括理论计算、经验公式计算和机器学习预测方法。

上述的一种天然气长输管道失效的分析方法，步骤二中所述管壁有效厚度为长输管道的最小似然壁厚，所述管壁有效厚度δ的计算公式为：

δ＝δ₀-v_ft_y

其中，δ₀为长输管道的出厂原始壁厚，v_f为腐蚀速率，t_y为使用年限。

上述的一种天然气长输管道失效的分析方法，步骤二中所述延性裂纹止裂韧性为天然气长输管道的延性裂纹停止继续扩展所需的最小韧性，所述延性裂纹止裂韧性CVN_A的计算公式为：

CVN_A＝4.478×10^-5[0.5p(D₀/δ-1)]²·(0.5D₀δ)^1/3

其中，p为管道工作压力，D₀为管道外径，δ为管壁有效厚度。

上述的一种天然气长输管道失效的分析方法，步骤三中所述通过概率分析方法计算发生延性裂纹扩展管段的数量占全体连接管段数量的比例的具体过程包括：通过正态分布描述天然气管线上各连接管段的夏比冲击韧性分布情况，再根据止裂韧性计算天然气管线上延性裂纹扩展管段的概率，并以此概率作为天然气管线上延性裂纹扩展管段数量占全部连接管段数量的比例。

上述的一种天然气长输管道失效的分析方法，所述延性裂纹扩展管段的概率P_prop通过对正太分布概率密度函数积分获得：

其中，μ为均值，σ为标准差。

上述的一种天然气长输管道失效的分析方法，步骤四中所述天然气长输管道的失效风险概率为天然气管线上连续有k根以上相连的管段同时出现延性裂纹扩展的概率，所述天然气长输管道的失效风险概率P_prop,k通过全概率公式计算：

P_prop,k＝(P_prop)^k(k-k·P_prop+P_prop)。

上述的一种天然气长输管道失效的分析方法，步骤五中所述天然气长输管道的可承担风险概率的取值为10％和1％。

上述的一种天然气长输管道失效的分析方法，步骤五中所述预测管道的允许使用年限的具体过程包括：根据天然气长输管道在各个年度的失效风险概率进行预测，当某个年度管道的失效风险概率高于可承担风险概率，分析判定管道失效，且该年度的上一年度即为管道的允许使用年限。

本发明与现有技术相比具有以下优点：

1、本发明方法步骤简单，设计合理，实现方便。

2、本发明基于天然气长输管道的腐蚀减薄损伤模式，以管道的最大似然腐蚀速率，预测管道延性裂纹扩展的失效风险概率水平，实现对管道失效的最高风险概率预测，提高了管道失效分析和寿命预测的可靠度。

3、本发明根据统计分析方法，将天然气长输管道的失效风险概率转化为量化的概率水平，实现天然气长输管道失效风险的定量分析，能够更精准地判定管道的失效年限及使用寿命，有利于管道的风险防控。

4、本发明与现行油气长输管道标准中的许用应力失效判定准则相比，本发明方法是基于风险概率分析的失效判定方法，不需依赖于大量的检验检测数据，即可实现管道失效的判定，本方法能够显著降低天然气长输管道的检验检测成本。

5、本发明能够有效应用在天然气长输管道的失效分析中，对管道长期的失效风险概率实现保守预测，对天然气长输管道的安全检验、维护和保养提供可靠的指导，效果显著，便于推广。

综上所述，本发明方法步骤简单，设计合理，实现方便，能够有效应用在天然气长输管道的失效分析中，对管道长期的失效风险概率实现保守预测，对天然气长输管道的安全检验、维护和保养提供可靠的指导，效果显著，便于推广。

下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。

附图说明

图1为本发明的方法流程图；

图2为本发明采用10％的可承担风险概率进行的失效分析判定结果图；

图3为本发明采用1％的可承担风险概率进行的失效分析判定结果图；

图4是采用现行标准中的许用应力准则进行的失效分析判定结果图。

具体实施方式

如图1所示，本发明的天然气长输管道失效的分析方法，包括以下步骤：

步骤一、针对天然气长输管道的腐蚀减薄状况，通过实验方法和理论方法获得其在天然气输运过程中的腐蚀速率；

步骤二、通过腐蚀速率预测天然气长输管道在使用年度的管壁有效厚度和延性裂纹止裂韧性；

步骤三、针对各年度天然气长输管道中的全体连接管段，通过概率分析方法计算发生延性裂纹扩展管段的数量占全体连接管段数量的比例；

步骤四、通过延性裂纹扩展管段的概率，计算天然气长输管道的失效风险概率；

步骤五、根据天然气长输管道的失效风险概率和可承担风险概率，对管道失效进行分析判定，并预测管道的允许使用年限。

本实施例中，步骤一中所述天然气长输管道的腐蚀减薄状况包括长输管道在腐蚀性介质的工作环境中，金属管壁被腐蚀后形成的壁厚减薄现象，所述腐蚀性介质包括酸性介质、碱性介质、氧化性介质、微生物介质、有机物介质、土壤介质和空气介质。

本实施例中，步骤一中所述腐蚀速率为天然气长输管道受到的最大似然腐蚀速率，获得所述腐蚀速率的实验方法包括壁厚测定法、失重法和电化学法；获得所述腐蚀速率的理论方法包括理论计算、经验公式计算和机器学习预测方法。

本实施例中，步骤二中所述管壁有效厚度为长输管道的最小似然壁厚，所述管壁有效厚度δ的计算公式为：

δ＝δ₀-v_ft_y

其中，δ₀为长输管道的出厂原始壁厚，v_f为腐蚀速率，t_y为使用年限。

本实施例中，步骤二中所述延性裂纹止裂韧性为天然气长输管道的延性裂纹停止继续扩展所需的最小韧性，所述延性裂纹止裂韧性CVN_A的计算公式为：

CVN_A＝4.478×10^-5[0.5p(D₀/δ-1)]²·(0.5D₀δ)^1/3

其中，p为管道工作压力，D₀为管道外径，δ为管壁有效厚度。

本实施例中，步骤三中所述通过概率分析方法计算发生延性裂纹扩展管段的数量占全体连接管段数量的比例的具体过程包括：通过正态分布描述天然气管线上各连接管段的夏比冲击韧性分布情况，再根据止裂韧性计算天然气管线上延性裂纹扩展管段的概率，并以此概率作为天然气管线上延性裂纹扩展管段数量占全部连接管段数量的比例。

本实施例中，所述延性裂纹扩展管段的概率P_prop通过对正太分布概率密度函数积分获得：

其中，μ为均值，σ为标准差。

具体实施时，均值μ和标准差σ从管道的出厂资料获取，对于管线上包含多个批次生产的管道，以均值最小的生产批次的μ和σ参数，作为整个管线的统计计算参数，在缺省条件下夏比冲击韧性的标准差取值20J，且均值和标准差满足条件：μ≥3σ。

本实施例中，步骤四中所述天然气长输管道的失效风险概率为天然气管线上连续有k根以上相连的管段同时出现延性裂纹扩展的概率，所述天然气长输管道的失效风险概率P_prop,k通过全概率公式计算：

P_prop,k＝(P_prop)^k(k-k·P_prop+P_prop)。

本实施例中，步骤五中所述天然气长输管道的可承担风险概率的取值为10％和1％。

具体实施时，10％的可承担风险概率对应连续有5根以上相连的管段同时出现延性裂纹扩展的失效风险概率，1％的可承担风险概率对应连续有8根以上相连的管段同时出现延性裂纹扩展的失效风险概率。对于风险要求较高的管道，可适当降低可承担风险概率。

本实施例中，步骤五中所述预测管道的允许使用年限的具体过程包括：根据天然气长输管道在各个年度的失效风险概率进行预测，当某个年度管道的失效风险概率高于可承担风险概率，分析判定管道失效，且该年度的上一年度即为管道的允许使用年限。

为了验证本发明的效果，对本发明内容作进一步的试验验证，针对某高级管线钢X100的天然气长输管道，出厂资料提供的冲击韧性均值为278J，管道外径914mm，壁厚19mm，工作压力22.1MPa。对其在酸性和弱碱性土壤中的服役过程进行失效分析和允许使用年限预测。

管道的腐蚀减薄主要来自于土壤的酸、碱性腐蚀、微生物腐蚀、氧化性腐蚀等综合作用腐蚀，通过配置模拟土壤酸、碱性及微生物含量相同的溶液对X100管线钢进行浸泡腐蚀，腐蚀时间为40天，通过失重法测得酸性(pH＝4.0)和弱碱性(pH＝7.7)土壤的最大腐蚀速率分别为0.251mm/a和0.133mm/a。

对该X100管线钢在20年内的有效壁厚进行预测，得到各年度的有效壁厚，再基于各年度的有效壁厚、管道出厂外径、工作压力计算各年度管道的止裂韧性，表1列举了20年内部分使用年度的X100管线钢在酸性和弱碱性土壤环境中的失效分析数据。

通过正态分布概率密度函数积分获得X100管线中裂纹扩展管段的概率，此概率表示X100管线钢上全部连接管段中包含易发生裂纹延性扩展管段数量的比例。在积分过程中，X100管线钢的夏比冲击韧性均值为278J，由出厂资料获得，标准差根据当前钢管的生产水平取值20J，根据各年度的止裂韧性，计算出各年度的裂纹扩展概率，详见表1。

表1 X100管线钢在酸性和弱碱性土壤环境中的失效分析数据

根据全概率公式，计算连续5根和8根以上相连钢管发生裂纹扩展的失效风险概率，分别如图2和图3所示。

将失效风险概率和可承担风险概率进行比对，当失效风险概率低于可承担风险概率，管道判定合格，即图2和图3虚线下方的数据点所对应的年限均为合格；反之，图2和图3虚线上方的数据点，均判定为失效。首次失效的数据点所对应的使用年限，其上一年度即为管道的允许使用年限。最终得到X100管线钢在酸性和弱碱性土壤中的使用年限预测结果详见表2。

表2 X100管线钢在酸性和弱碱性土壤中的允许使用年限预测

为便于比较，本试验采用国标推荐的许用应力判定原则，对该X100管线钢进行了失效分析，如图4所示。结合表2对比分析可以看出，本发明采用的基于延性裂纹失效风险概率的分析方法，在判定和预测管线钢的允许使用年限时，要比国标推荐的许用应力原则要严格的多，因此在对天然气长输管道的失效分析和使用年限预测，本发明获得的结果更加可靠，显著提升了对管道失效的风险防控。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例，并非对本发明作任何限制，凡是根据本发明技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、变更以及等效结构变化，均仍属于本发明技术方案的保护范围内。

Claims (6)

1.一种天然气长输管道失效的分析方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤一、针对天然气长输管道的腐蚀减薄状况，通过实验方法和理论方法获得其在天然气输运过程中的腐蚀速率；

步骤二、通过腐蚀速率预测天然气长输管道在使用年度的管壁有效厚度和延性裂纹止裂韧性；

所述延性裂纹止裂韧性为天然气长输管道的延性裂纹停止继续扩展所需的最小韧性，所述延性裂纹止裂韧性CVN_A的计算公式为：

CVN_A＝4.478×10^-5[0.5p(D₀/δ-1)]²·(0.5D₀δ)^1/3

其中，p为管道工作压力，D₀为管道外径，δ为管壁有效厚度；

步骤三、针对各年度天然气长输管道中的全体连接管段，通过概率分析方法计算发生延性裂纹扩展管段的数量占全体连接管段数量的比例；

通过正态分布描述天然气管线上各连接管段的夏比冲击韧性分布情况，再根据止裂韧性计算天然气管线上延性裂纹扩展管段的概率，并以此概率作为天然气管线上延性裂纹扩展管段数量占全部连接管段数量的比例；所述延性裂纹扩展管段的概率P_prop通过对正太分布概率密度函数积分获得：

其中，μ为均值，σ为标准差；

步骤四、通过延性裂纹扩展管段的概率，计算天然气长输管道的失效风险概率；

所述天然气长输管道的失效风险概率为天然气管线上连续有k根以上相连的管段同时出现延性裂纹扩展的概率，所述天然气长输管道的失效风险概率P_prop,k通过全概率公式计算：

P_prop,k＝(P_prop)^k(k-k·P_prop+P_prop)；

步骤五、根据天然气长输管道的失效风险概率和可承担风险概率，对管道失效进行分析判定，并预测管道的允许使用年限。

2.按照权利要求1所述的一种天然气长输管道失效的分析方法，其特征在于，步骤一中所述天然气长输管道的腐蚀减薄状况包括长输管道在腐蚀性介质的工作环境中，金属管壁被腐蚀后形成的壁厚减薄现象，所述腐蚀性介质包括酸性介质、碱性介质、氧化性介质、微生物介质、有机物介质、土壤介质和空气介质。

3.按照权利要求1所述的一种天然气长输管道失效的分析方法，其特征在于，步骤一中所述腐蚀速率为天然气长输管道受到的最大似然腐蚀速率，获得所述腐蚀速率的实验方法包括壁厚测定法、失重法和电化学法；获得所述腐蚀速率的理论方法包括理论计算、经验公式计算和机器学习预测方法。

4.按照权利要求1所述的一种天然气长输管道失效的分析方法，其特征在于，步骤二中所述管壁有效厚度为长输管道的最小似然壁厚，所述管壁有效厚度δ的计算公式为：

δ＝δ₀-v_ft_y

其中，δ₀为长输管道的出厂原始壁厚，v_f为腐蚀速率，t_y为使用年限。

5.按照权利要求1所述的一种天然气长输管道失效的分析方法，其特征在于，步骤五中所述天然气长输管道的可承担风险概率的取值为10％和1％。

6.按照权利要求1所述的一种天然气长输管道失效的分析方法，其特征在于，步骤五中所述预测管道的允许使用年限的具体过程包括：根据天然气长输管道在各个年度的失效风险概率进行预测，当某个年度管道的失效风险概率高于可承担风险概率，分析判定管道失效，且该年度的上一年度即为管道的允许使用年限。

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