天然气站场管道寿命影响因素浅析.pdf

第3 6 卷第5 期 2 0 0 7 年9 月 石油化工设备 P E T R O C H E M K A LE Q U I P M E N T V o i ．3 6N o ．5 S e 口t ．2 0 0 7 文章编号1 0 0 0 一7 4 6 6 2 0 0 7 0 5 一0 0 8 9 0 3 天然气站场管道寿命影响因素浅析 郑鸿宇1 ，王赢利2 ，贾存德2 ，盛刚2 ，郭金彪2 1 ．中油管道天然气压缩技术服务公司．山东德州 2 5 3 0 2 0 ； 2 ．兰州石油化工公司研究院，甘肃兰州 7 3 0 0 6 0 摘要基于某天然气站场管道压缩机进气端菅践更换后的管道状况，分析了该天然气站场管道的 外加载荷类型和产生失效行为的各种因素，指出了影响管道寿命的关键因素。 关键词管道；天然气，寿命；分析 中图分类号T E9 7 4文献标志码A S t u d yo nF a c t o rE f f e c to nL i f eo fP i p e I i n eo nN a t u 哺lG a sS t a t i o n z H E N GH o n g - y u l ，w A N GY i n g - l i 2 ，J l Ac u n - d e 2 ，s H E N Gc a n 旷，G u oJ i n _ b i a 0 1 1 ．C h i n aP e t r o l e u mP i p e l i n eN a t u r a IG a sC o m p r e s sT e c h n o l o g yL i 血t e dC 0 ．，D 电z h o u2 5 3 0 2 0 C h i n a ；2 ．k 工l z h o uP e t r o l e u ma n dC h e 皿c a lc o m p a n yc o r p o r a t i o n ，L a n z h o u7 3 0 0 6 0 ，C h i n a A b s t r a c t lA c c o r d i n gt ot h ep i p e l i n es t a t u so fs o m en a t u r a lg a ss t a t i o nw h 。s ep i p e s 。fc o m p r e s s o r i n l e th a v i n gb e e ns u b s t i t u t e dr e c e n t l y ，t h ee t e r n a l1 0 a d ‘y P e so fs 。m en a t u r a Ig a ss t a t i o np i p e l i n e a r ea n a l y z e d ，a n dt h ev a r i o u sf a c t o r sc o n t “b u t i n gt of a i l u r eb e h a v i o r sa r es t u d j e d ．F i n a l l y ，t h ek e y f a c t o r sh a v i n ge f f e c to nt h el i f es p a no fp i p ea r es u m m a r i z e d ． K e yw o r d s p i p e l i n e ；n a t u 姐1g a s ；l i f e ；a n a l y z e 结束后．封头金属内部将保留一部分残余应力。③ 封头与简体连接处的焊缝热影响区的焊接残余应 力”] 。上述3 种类型的应力以环向应力为主，对晶 怄j 腐蚀起到加速的作用。 综上所述，封头直边段出现的垂直于环焊缝的 裂纹性质属氯离子应力腐蚀开裂，其原因之一是干 燥机转筒内外的工作压力、封头成型后存在的残余 应力、焊接工艺产生的残余应力以及抗腐蚀性能较 弱贫铬区的存在，另一方面锅炉给水中的c l 一是应 力腐蚀发生的诱发因素。 4 预防建议 1 封头与简体对接时．应尽可能降低封头与 筒体焊接热影响区局部敏化，选用抗腐蚀的焊接材 料与工艺。 2 采取措施消除锅炉给水中的c l 一，并定期对 旋转真空干燥机夹套内水质水源进行检测。 3 对封头表面进行表面处理，提高材料表面防 垢和防腐能力⋯。避免困表面粗糙堆积水中的沉积 物．造成腐蚀产物的浓缩。 5 结语 根据以上提出的改进措施．用户改进了锅炉给 水中C l 一控制流程，并采用了更合理的焊接和表面 处理措施．满足了实际生产的需求。 参考文献 [ 1 ] 陆世英，王欣增，李丕钟．等．不锈俐应力腐蚀事故分析与耐应 力腐蚀不错锕[ M ] ．北京原于能出版社，1 9 8 5 4 7 ． [ 2 ] 朱晓东，艾志斌，李蓉荐．1 c r l 8 NL 9 T i 不锯铜封头失教分析 [ J ] ．压力容器．2 0 0 4 ，2 1 6 3 8 4 2 ． [ 3 ] 王国凡．古钛1 8 ’8 铜管循环米应力腐蚀裂纹分析[ J ] ．表面拄 术，2 0 0 2 ，a l 6 5 5 5 7 ． 许蝙 收稿日期2 0 0 7 一0 4 一0 2 作者简介郑鸿宇 1 9 7 6 - 。男，浙江龙游人．工程师．学士从事天然气储运、压缩技术及其自动化控制方面的研究工作． 万方数据 9 0 石油化工设备2 0 0 7 年第3 6 卷某天然气站场压缩机进口管道在同一管段出现了3 处焊缝失效．这对于长输管线站场的影响较大。为了避实此类事件的再次发生．有必要对更换后管段的寿命影响因素进行分析，这对于站场管道和压缩机组未来的安全运行具有重要的参考价值。一般来说，影响管道安全和寿命的因素较多．据统计．发生事故频率较高的位置在焊缝处“] 。就母材和焊缝的力学性能比较而言．有关宴验测定的结果表明，某些焊缝的力学性能比母材高”] 。但是焊缝的质量受人为因素的影响很大，因此，笔者以某天然气站场压缩机进口管道为对象．以影响管道寿命的可能因素为基础，分析了受载条件下焊缝和母材对管道寿命的影响，以期对天然气站场的运行和管理有所帮助。l 站场的管道布置所分析的天然气站场压缩机进气管道的规格为D 5 0 8m m 1 0 ．3m m ，天然气压缩机管道和进、出管系安装布置示意图见图1 。图1 天然气压缩管系示意图2 管道失效形式管道失效的形式可分为以下几种①塑性失稳失效。即管道某处因所受的应力超过塑性失稳极限应力产生的失效行为。②断裂失效。断裂失效是管道缺陷裂纹处的应力强度因子值超过材料的断裂韧度所致”】。③疲劳失效。主要由管道所受载荷的波动引起．如果管道的载荷不存在波动，则不存在疲劳失效。④应力腐蚀失效。主要是管道输送介质中的腐蚀性介质所致．如H S 、C O 等介质遇有水蒸气会产生酸性腐蚀性物质，这种物质在应力作用下，使晶格间的内聚应力下降．使管道的断裂韧度降低，管道中典型的氯致开裂现象就属于此类。应力腐蚀对管道裂纹相当敏感，如果管道存在微裂纹，将直接威胁管道的使用安全。⑤腐蚀失效。管道输送的介质中含有酸碱性物质或埋地土壤对管道的腐蚀作用，引起管道内外壁产生腐蚀，可使壁厚减薄及承压能力下降，导致腐蚀失效，这类现象一般发生在管道运行多年以后。⑥低温环境下的脆性断裂失效。⑦人为因素、自然因素的失效。人为因素如管道内天然气被盗发生泄漏、公路和铁路等工程施工造成管道破裂、操作失误等，自然如地震、洪水等。以上7 种失教形式基本上包含了全部可能的失效因素，失效的主体是材料，外加载荷是引起失效最直接的原因。因此，管道材料的力学性能未达到指标，管道焊接质量以及焊缝组织内部不均匀等因素是影响管道安全运行的关键困素。37 管道使用寿命影响因素分析 1 塑性失稳失效塑性失稳失效的必要因素是管道的外加载荷致使管道发生较大的弹塑性变形．局部应力超过临界承压极限应力。如果管道内没有裂纹存在，对于天然气站场的正常操作来讲．站内管道一般不会发生这种失效形式，不会影响管道的使用寿命。 2 断裂失效断裂失效的必要因素是管道中存在裂纹，在外载荷作用下裂纹处的应力强度因子K 。超过临界应力强度因子K ．。 材料的断裂韧度 ，裂纹分布在母材和焊缝上。管道出厂之前进行水压试验。一般在母材上存在裂纹的可能性较小，虽然螺旋焊缝的焊接工艺和自动化程度较高，但也有存在裂纹的可能，安装以后对管道对接环焊缝采用超声波、磁粉、x 光等探伤手段进行检测，排除了存在裂纹的可能。但焊接的质量是人为控制的．焊接电流大小和材料熔合程度决定了金属焊接晶体组织的致密与疏松，难免有微裂纹的存在。在外加载荷的作用下，这些裂纹可能在金属内部晶体组织中形成位错区，位错区形核、长大。微裂纹汇合成主裂纹，使裂纹向前扩展直至发生失效。管道有可能发生此种失效形式．但发生失效的时间取决于裂纹扩展的速度。这种失效形式影响管道的使用寿命，必要条件是管道含裂纹的长度达到或超过了裂纹失稳扩展的临界长度或裂纹外加载荷引起的应力强度因子K 一超过材料断裂韧度K m 。应力强度因子耳t F 口 口瓜式中。F n 为裂纹形状系数；a 为外加应力，包括内压引起的应力“一p D ／ 2 8 、焊接和制管时的残余应力口x 以及土壤、弯矩、沉陷、安装等引起的应力，p 为内压．M P a ；n 为裂纹长度，D 为内径。8 为壁厚，m m ⋯。对管线实行焊后消除应力热处理，将会大幅降低残余应力。另外，保证管道施工的焊接质量．严格执行管道施工标准，减小安装时的附加应力和沉陷等因素，对防止事故的发生有决定性的作用。 3 疲劳失效疲劳失效发生的必要因素是外 万方数据 标准分享网 w w w .b z f x w .c o m 免费下载 w w w . b z f x w . c o m 第5 期郑鸿宇，等天然气站场管道寿命影响因素浅析 加载荷的波动，外加载荷的波动引起了裂纹的扩展， 根据裂纹扩展的P A R I s 计算公式”] ，如／d N c △K ” C 、m 为材料的常数．通过实验测定得出 ， 这种裂纹扩展方式直接与载荷日波动次数和波动幅 度、载荷年波动的次数和波动幅度有关。理论上存 在压力渡动情况．含裂纹管道就会存在疲劳裂纹扩 展速度，对站内的压力波动情况，假设管道存在微裂 纹．裂纹长度小于1m m 一般，在扫描电镜下分析， 焊缝存在缺陷的深度大约是1 ／8 壁厚，包括微裂纹， 外凹、内凹等 且操作压力低于设计压力的正常情况 下，根据该站压力波动统计情况，计算得出的疲劳寿 命一般在5 0a 以上，不会影响管道的使用寿命。但 是应该尽量减小压缩机管道卸压检修产生的压力波 动次数，控制压力渡动幅值和压力日波动，这蝗措施 对防止此类事故的发生有重要作用。 4 应力腐蚀失效应力腐蚀失效是由于存在 湿H z S 和c O 。等可以引起应力腐蚀的介质。上游 来气中H z s 质量浓度为4 ．5 ～9m g ／m 3 ．C 0 2 质量 分数约为3 ％，但由于天然气中水蒸气的含量非常 低，H z s 和c o z 对管道基本上没有腐蚀作用。目前 应力腐蚀对该站管道寿命的影响较小。 5 腐蚀失效 腐蚀失效的关键因素是输送气 体中存在腐赴性介质，由于来白净化厂的天然气必 须经过处理．使得含有腐蚀性介质的含量较小，短期 内不会对管道的寿命产生影响。 6 低温环境脆断失效低温环境脆断失效一 般发生在低温环境，据有关实验结果，当x 5 2 钢温 度降低到～2 0 ℃时，延性破坏压力百分比降低，即 材料韧性降低．脆性增加。其V 形夏比冲击功在低 温下也明显降低．当管道材料处于下转变温度的环 境时，承压能力急剧下降，见图2 。 显厦／．c 图2 X 5 2 钢低温韧性性能 该站冬季最低环境温度为一2 0 ℃左右，对材料 的性能几乎没有影响，不会对管道的寿命产生影响。 7 人为因素和自然因素失效人为、自然因素 失效对管道的寿命有一定的影响．如果尽可能避免 管道盗气破坏行为、公路和铁路等工程施工造成管 道破裂以及操作失误等人为因素．尽量减少自然因 素造成的破坏，采取抗震、抗洪的预防措施，均可消 除对管道的寿命影响。由于该站地处沙漠边缘。站 外人烟稀少，人为因素和自然因素发生的概率极低， 因此．这一失效形式不会对管道的寿命产生影响。 4 结论 综上分析，不考虑自然因素和环境温度对管道 寿命的影响。可得出如下结论。 1 影响该站管道使用寿命的失效形式为断裂 失效、疲劳失效，应力腐蚀和腐蚀失效。 2 对于新管线，疲劳失效和腐蚀失效一般在 5 ～1 0a 内不会对管道的安全性产生影响，但是随着 时间的推移，这2 种失效形式对管道的寿命影响会 逐渐加大。 3 应力腐蚀失效对管道的影响取决于净化厂 来气的质量，如果存在湿H S 和C O 。，则其对管道 的寿命影响极大。根据目前管线检测和监测的结 果，继续保持这种天然气组分不变，在5 ～1 0a 不会 对管道产生影响。 4 断裂失效对管道的影响较大，主要取决于管 道的焊接、制造质量以及管道安装时的操作情况，尽 量降低焊接、制管时的残余应力以及土壤沉陷、安装 时引起的附加应力．可延长管道的使用寿命。若管 道焊接质量和安装质量达到相应的标准，检测手段 先进、准确，探伤合格，试验压力完全按国家或行业 规范并且达到相应标准．排除人为其他因素的影响 如违反站场操作规程等 ，管道在4a 内安全运行 是没有问题的。 5 由于影响管道使用寿命的因素较多，考虑 输气管线的复杂性和理论计算与实际应用存在的差 距，因此，准确地预测在非确定因素下管道的剩余寿 命是很困难的。 参考立献 [ 1 ] 李鹤林，赵新伟．吉玲康．油气管道失散分折与完整性管理[ j ] ． 理化检验物理丹册．2 0 0 5 ．4 1 1 2 4 3 l _ [ 幻潘寡华．油气管道断裂力学分析[ M ] ．北京石油工业出版社， 19 8 9 [ 3 ] 尹双增断裂损伤理论及应用[ M ] 北京清华大学出版杜， 1 9 9 2 ． [ 4 ] G B4 1 6 1 一1 9 8 4 ，金属材料平面应变断裂韧度K E 试验方法 [ s ] [ 5 ]A s M Ex I1 w B _ 3 6 5 08 LA p p e n d 】xH ．F l a wE v a l u a t l o nP r o c e d u r e s a n dA c c e p t 删sc r i t e n af o rF e r Ⅲi cP l 弘n g [ M ] ．N Yl T b eA S M E ．1 9 8 9 ． 杜编 万方数据