油气长输管线的腐蚀剩余寿命预测.doc

1、分类号 单位代码 11395 密 级 学 号 0706250208 学生毕业设计（论文）题 目油气长输管线的腐蚀剩余寿命预测作 者 院 (系)化学与化工学院专 业过程装备与控制工程指导教师范晓勇答辩日期2011年 05 月 23日榆 林 学 院毕业设计（论文）诚信责任书本人郑重声明：所呈交的毕业设计（论文），是本人在导师的指导下独立进行研究所取得的成果。毕业设计（论文）中凡引用他人已经发表或未发表的成果、数据、观点等，均已明确注明出处。尽我所知，除文中已经注明引用的内容外，本论文不包含任何其他个人或集体已经公开发表或撰写过的研究成果。对本文的研究做出重要贡献的个人和集体，均已在文中以明确方式标

2、明。本人毕业设计（论文）与资料若有不实，愿意承担一切相关的法律责任。 论文作者签名: 年 月 日摘 要油气长输管线通常埋置地下，不可避免遭受土壤腐蚀。建于上世纪七、八十年代的管线已经处于寿命的中后期，管道运行存在一定的危险性。因此，预测在役管线的剩余寿命对于制定管线的运行和维修方案具有重要意义。本文对油气长输管线的腐蚀类型、腐蚀机理、腐蚀因素、腐蚀特点进行了全面、深入的分析；阐述了长输管线剩余寿命预测的基本原则、寿命预测中的关键技术以及预测的重点和处理方法；通过分析长输管线沿线内压的分布，建立了基于B31G爆破方程的腐蚀缺陷极限尺寸模型；最后通过点腐蚀和均匀腐蚀具体的说明油气长输管线剩余寿命的

3、预测。关 键 词：油气长输管线；腐蚀速率；剩余强度；剩余寿命预测研究类型：综合研究IABSTRACTLong-distance transportation oil&gas pipelines are usually buried underground; they can unavoidably be corroded due to the soil environments around them. The pipelines which built in the 1970s and 1980s are being their evening, which is dangerous to

4、some extent in their operation. So, residual life-span prediction is of important sense to the decision possess for operating, maintenance or replacing of pipeline with corrosion defect.The paper analyses the corrosion types, mechanisms, characteristic and factors oflong-distance transportation pipe

5、line; the basic principle and procedure of predicting theremaining life of pipeline, key points that affect the prediction, the emphasis should be laid during prediction and predicting solutions are described; the writer analyses the internalpressure along oil-pipelines，and from the explosion equati

6、on in B31G the limit size model ofcorrosion defects is established; According to different corrosion shapes, this paper gives the residual life prediction model and corrosion rate model on the analyses of electrochemistry corrosion mechanistic; combine with criteria of residual strength, corrosion d

7、efects size ischecked, and corrosion residual life-span is determined finally.Keywords: Long-distance transportation oil&gas pipeline; corrosion rate; residual strength; prediction of residual life-span Thesis: comprehensive study 目录目 录摘 要IABSTRACTII1 绪论11.1 本文研究背景11.2 本文的研究意义11.3 国内外研究状况概述21.3.1 国外

8、研究现状31.3.2 国内研究现状41.4 本文的主要研究内容及关键技术51.4.1 主要研究内容51.4.2 关键技术52 腐蚀特点及因素72.1 埋地长输管线的特点72.2 长输管线腐蚀类型72.2.1 孔蚀82.2.2 缝隙腐蚀82.2.3 电偶腐蚀82.2.4 应力腐蚀82.3 长输管线的腐蚀因素分析92.3.1 环境因素92.3.2 结构因素93 腐蚀寿命预测技术概述113.1腐蚀剩余寿命预测准则113.1.1 ASME/ANSIB3IG准则及其优缺点9113.1.2 API 579准则10133.1.3 腐蚀管道评估的推荐作法(SY/T10048-2003)11133.2 B31G

9、及API579的保守性和误差性133.2.1 管道穿越的实际工况143.2.2 实际工作载荷143.2.3 实际工作应力153.3 腐蚀剩余寿命预测的原则153.4 腐蚀剩余寿命预测模型的种类164 腐蚀管线剩余寿命预测技术174.1 均匀腐蚀缺陷剩余寿命预测174.1.1 均匀腐蚀缺陷剩余寿命预测174.1.2 算例184.2 点蚀缺陷剩余寿命预测194.2.1 点蚀缺陷剩余寿命预测194.2.2算例19结论21参考文献22致谢23I榆林学院本科毕业设计1 绪论1.1 本文研究背景中国管道工业的发展，至2010年底已有50年的历史，先后出现过三次建设高潮。第一个建设高潮是在20世纪70年代伴

10、随大庆、辽河和胜利等东部大型油田的开发，中国建成了连接东北、华北和华东地区的东部输油管网。第二个高潮建设是在上世纪8090年代伴随新疆、塔里木、吐哈、四川和长庆等西部油气田的开发，中国在西部地区建成了连接油气田和加工企业的长输油气管道和川渝输气管网。目前，随着中国东部和西部地区油气田的进一步开发和国外油气资源的引进，特别是天然气工业的快速发展，中国油气管道建设进入了第三个高潮。近年来一批区域性大型天然气干线管道的建成投产，使中国管道工业的发展速度和技术水平跨入了世界先进行列。为保障油气供应，改革开放 30 年，中国石油在祖国神州大地建成一道道地下钢铁长城。截至 2007年底，中国石油修建油气管

11、道总长度达到 3.9316万公里。其中，成品油管道4622公里，约占全国的 42%；天然气管道2.2231万公里，约占全国的89%1.1.2 本文的研究意义随着油气长输管道数量的增加和运行时间的增长，管道设计、制造、安装及运行管理中的问题逐渐暴露出来，致使管道事故时有发生。国内外大量统计资料显示，腐蚀是管道破坏的主要原因。根据美国运输安全局报告的统计资料表明，管道失效原因中腐蚀占43.6%；英国天然气公司报道，管道失效原因中腐蚀占40%以上2.腐蚀缺陷的存在会降低管道的强度，对管道的安全运行产生隐患。限于财力、人力、物力，不可能也不必要对所有超标缺陷管道进行更换和返修，因此，需要进行评价。对含

12、有腐蚀缺陷的管道进行剩余强度评价，可以利用油气长输腐蚀管道剩余强度评价技术研究避免腐蚀所导致爆裂等恶性事故的发生；可以避免管道打压试验评价造成的停工停产；可以避免管道过早更换所花费的巨额费用。同时,利用已报废或因经济效益低下而停输的输油管道改为输气管道，具有投资小、风险低、前期工作简单、改造周期短等优点。油气长输腐蚀管道剩余强度评价的目的就在于研究缺陷是否能在某一操作压力下允许存在，以及在某一缺陷下允许存在的最大工作压力，从而科学地指导管道的维修计划和安全生产管理。带腐蚀缺陷的管线在其后的运行过程中，可能产生破裂、泄漏，如果不能及时了解管道的腐蚀情况，工作是否安全，则往往会导致恶性事故的发生，

13、造成巨大的财产损失，甚至人员伤亡。但是，自目地进行更换或维修则会带来不必要的浪费。所以研究管道在安全的基础上，最大限度地延长更换和维修周期具有十分重要的经义。如果可以预测管线的腐蚀剩余寿命，就可以制定合理的检测和维修周期，做到既安全又经济。研究腐蚀，不仅要研究腐蚀如何发生及怎样发生等问题，而且还应研究腐蚀将会怎样发展及将来发展变化的趋势，亦即腐蚀预测问题。油气管线腐蚀剩余寿命预测就是利用适当的数值分析方法建立相应的腐蚀速率模型，分析油气管线腐蚀的发展变化规律，并回答管线还能安全运行多久等问题，它是腐蚀领域中较高层次的研究范畴。所以为了保证管道的运行安全，避免重大事故的发生，最大程度地降低维修费

14、用，对存在一定程度腐蚀的管道开展剩余寿命预测，是一项非常重要的工作，并具有广阔的应用前景。1.3 国内外研究状况概述管道的安全评价技术主要包括三个方面的内容:即管道的剩余强度评价、管道的剩余寿命预测和管道运行的风险性评估与经济决策。管道的剩余强度评价的主要目的是解决服役中的管道是否可以升压运行、是否需要降压运行还是需要更换等问题。管道的剩余寿命预测主要用来确定管道的检测周期和维修周期等。管道运行的风险性评估与经济决策是将风险性评估的结果作为确定管道是否进行检测、维修和更换的依据，使管道管理更加科学化。管道的剩余强度在国内外研究较多，尤其是腐蚀缺陷管道，美国ASMEB31G已在世界许多国家得到认

15、可。但是剩余强度只能反映管道的当前状态，不能反映全寿命过程的安全性。风险分析虽然可以考虑更多的影响安全性因素，但不确定因素太多，只能限于定性评价和评估。管道剩余寿命是预测管道的未来发展、确定管道检测周期及维修周期的重要参数，在管道安全性评价中占有重要位置，尤其是腐蚀剩余寿命预测，近年来在国际上口益受到重视。管线的剩余寿命可分为三个方面:即腐蚀寿命、业临界裂纹扩展寿命和损伤寿命。其中除业临界裂纹扩展寿命(尤其是疲劳裂纹扩展寿命)较易预测之外，腐蚀寿命和损伤寿命远不成熟。前苏联具有世界上管线最长、管径最大的管道系统，管线设计规范要求设计寿命是35年左右，其老管线的事故也经常发生，据统计主要事故原因

16、是腐蚀，占事故总数的33%68%。因此对腐蚀寿命的研究非常重视，开发了两种寿命预测的模型:疲劳寿命模型和管材性能衰减寿命模型。但是，管线的主要荷载是内压，泵站中离心泵的使用使得管线内压具有在运行中只有小范围的波动的特点，不存在交变情况，因此疲劳并非主要问题，可见疲劳寿命模型并不适用。而管材性能衰减寿命模型在使用过程中需要进行长期的管材性能衰减监测，因此更不实用。1.3.1 国外研究现状虽然到目前为止剩余寿命的预测还没有规范性的研究和实施方法，但也取得了很多有价值的成果，而且还不断有新的研究成果出现。针对不同的腐蚀缺陷类型，建立了许多腐蚀速率、腐蚀剩余寿命预测模型。国外对腐蚀管道的研究工作开始于

17、20世纪60年代末，在腐蚀管道评估方面已取得了很大的成就。在美国、加拿大和英国，对受腐蚀的油气管道的评估已有规范可循。在这方面，美国机械工程师协会（ASME）、美国天然气协会（AGA）和英国天然气公司做了大量的工作。国外对管道的研究工作开始于50年代，在管道腐蚀方面的研究已取得了很大的成就. 20世纪60年代末70年代初，美国得克萨斯州东部输气公司和美国天然气协会（AGA）的管道研究委员会共同发起对管道的腐蚀进行了研究，主要用断裂力学的方法研究了裂纹缺陷的扩展机理和失效模式以及缺陷评估方法等，在研究的基础上提出了表面缺陷评估公式，用来计算腐蚀管道的剩余强度。在此基础上，经过一些试验验证，提出了

18、评估腐蚀管道的准则,即B31G准则 。1984年，美国机械工程师协会把B31G准则收录到管道设计的规范中,即ANSI/ASME B31G标准。因为B31G准则的基础是基于断裂力学的表面缺陷评估公式，此公式基于一定的假设和简化，所以用B31G标准来评估腐蚀管道时具有很大的局限性，有时给出非常保守的结果，致使一些管道过早被拆除和更换，造成了不必要的浪费。针对标准的保守性，1989年美国天然气协会又进行研究，对B31G准则保守的原因进行了研究分析，根据研究结果对B31G准则进行了修正，得到了修正的B31G准则 。W ang于1991年用有限元方法分别计算腐蚀管道在内压、轴向载荷和弯矩作用下的应力集中

19、系数 ，再利用已有的方法计算好管子的各向应力，然后可得到腐蚀区的应力状态，计算出最大VonMises等效应力，如果最大VonMises等效应力不大于材料的屈服强度,则认为是安全的，否则失效。W ang的研究表明，这种方法得到的结果和试验结果相比，存在一定的保守性，但要比B31G预测的结果准确。Klever以弹塑性力学理论为基础,提出了一种连续力学分析模型，并推导出简单的公式 。该模型可以对具有理想形状、无限长轴向缺陷的管子的剩余强度进行评估。Klever在上述研究的基础上还提出了一种平面应变薄膜圆弧模型，用来预测具有局部腐蚀的管子的剩余强度（破坏压力）。研究结果表明，有些结果和有限元分析的结果

20、一致，而在大应变时就不一致了,这方面还需进一步地研究。19921993年，加拿大Waterloo大学的B.A.Chouchaoui和R.J.pick用有限元方法对腐蚀管道的剩余强度进行了研究。他们主要研究了单一腐蚀的特性及相邻腐蚀的相互作用，同时还考虑了轴向力的影响，并做了大量的试验进行验证。研究结果表明，用有限元方法得到的结果和试验结果吻合得很好,具有很高的精确度，同时证明了B31G标准的保守性。英国天然气公司的Hopkin和Jones在1997年提出了一种称为塑性极限原则的方法 。Hopkin和Jones通过研究认为，腐蚀管道的失效可以由腐蚀区的环向应力值来确定，当环向应力达到材料的极限抗

21、拉强度（UTS）时，管子发生塑性失效，否则是安全的。但在研究中没有考虑材料屈服后管子材料强化作用的影响，因此，结果是偏于保守的。Bin Fu和M. G. Kirkwood用有限元方法对腐蚀管道的塑性失效进行了研究 。其分析中考虑了几何和材料的非线性。基于管子的实际变形过程，BinFu和M.G.Kirkwood提出了一个失效准则,即屈服强化阶段结束时，或管子的最小Mises应力达到极限抗拉强度（UTS）时，管子发生塑性失效，否则是安全的。把用本准则预测结果和试验结果进行对比表明，本准则具有很高的准确性。1.3.2 国内研究现状我国在这方面的研究起步较晚，一些院校和科研院所开始了这方面的研究工作。

22、从查阅的文献看，这些研究大部分都是对国外研究成果的吸收和消化,还没有取得重要突破。20世纪6070年代，我国建设的长距离输油管道运行时间己接近设计使用寿命，在管道大修、改造工程中，发现了数量较大的腐蚀损伤，迫切需要科学的评价方法和标准，在这种情况下，1995年制定了钢质管道管体腐蚀损伤评价方法的标准（SY/T6151-1995）。我国目前采用的土壤腐蚀性评价参数种类繁多，尚无一套成熟的综合评价方法。有人根据各个单项指标，将腐蚀分为5个等级（见表1）3。具体运用中，一般以土壤电阻率为准，其它几项作参考。近年来，国内学者将模式识别和模糊数学等方法引入土壤腐蚀性评价之中，建立土壤腐蚀性强弱的评价方法

23、，取得了一定的成功。有学者应用灰色理论和模糊数学的理论和方法对输油管道改输气管道腐蚀严重性进行综合评价。采用灰关联分析与模糊综合评判相结合，提供了一条解决问题的方法。通过对管道分段进行腐蚀综合评价，可找出管道腐蚀最严重的区段，并进行重点监测和维修。采用三维、大变形、弹-塑性有限元分析方法对油气长输管线（水平直管）的剩余强度进行评估，得到满意的结果。表1.1 土壤参数与磨蚀性的关系指标腐蚀等级极高高强中等低极低电阻率(m)100含盐量(100%)757510105511含水量(%)122512101077340PH值8.5电解失重(20g/hr)663322111.4 本文的主要研究内容及关键技

24、术1.4.1 主要研究内容建立比较完整的油气长输管线的剩余寿命预测方法，具体研究内容如下:（1）分析腐蚀缺陷的失效因素，并根据失效本质对缺陷形貌进行分类，建立相应的腐蚀缺陷形貌几何模型，给出数学描述。（2）建立基于电化学腐蚀机理的腐蚀速率模型。（3）在腐蚀缺陷剩余强度评价准则及腐蚀速率预测的基础上对管道腐蚀缺陷的剩余寿命进行预测，建立系统的腐蚀剩余寿命预测方法。1.4.2 关键技术本论文有如下需要解决的关键性问题:（1）缺陷的几何描述对于体积型腐蚀缺陷来说，其强度的决定因素除了管材的性能参数外就是缺陷的几何形态，而管材的性能参数在不考虑衰减的情况下，基本上可以认为是不变的，而且易与得到。所以依

25、据缺陷的失效本质对缺陷进行分类，并且用恰当的几何模型进行描述是十分重要的。（2）主要的腐蚀机理影响管线尤其是长输管线的腐蚀因素是比较复杂的。对于这样一个复杂而势必具有极大不确定性的问题，统计方法能够较好地解决。但是统计方法又具有其自身的缺点(统计所需的大量而准确数据的取得是极其困难的)，因此必须找出管线的主要腐蚀机理，进行近似的腐蚀剩余寿命研究。（3）强度准则判断一条管线(或一个单独的腐蚀缺陷)的寿命是否己到(失效)的依据是其强度是否满足工作要求，因此合适的强度接受准则就显得相当重要。当前国际上通行的强度评价准则主要有B31G和API579，前者已被公认为具有较大的保守性，可能带来不必要的浪费

26、，而后者在一些方面也具有相当的保守性，因此强度准则十分重要。（4）预测方法的实用性如何把腐蚀机理模型和强度接受准则有机地结合起来，形成实用并可操作的腐蚀剩余寿命预测方法，这是本文研究中的最后要解决的关键问题。52 腐蚀特点及因素长输管线是原油和石油产品的最主要的运输方式之一。绝大部分长输管线都是埋地管线。随着埋地长输管线运营历史的延伸，管线出现穿孔、泄漏、开裂等事故越来越频繁，由此造成的经济损失巨大。研究表明，长输管线的失效主要是由于腐蚀引起的，由于腐蚀而使管道壁厚减薄，直至穿孔、泄漏和开裂。石油埋地长输管线是一个特定的腐蚀体系，其工作环境复杂，影响埋地长输管线腐蚀的因素很多，它既与金属材料本

27、身的某些因素(如性质、组成、结构、表面状况等)有关，又与腐蚀环境及其管线的布局走向有关。2.1 埋地长输管线的特点埋地长输管线的腐蚀与其特定的工作环境及工况有关。埋地长输管线有以下特点:1长输管线所处不同区域的土壤腐蚀性差异大。因此，土壤对管道的腐蚀程度及腐蚀分布是不均衡的，有的管段腐蚀较严重，而有的较轻微。2长输管线以外腐蚀为主，内腐蚀较轻微。这是因为输送介质在通过长输管线外输前，一般先经过脱水、脱硫等处理工艺，极大地消除了内腐蚀因素。由十长距离管道施工中不可避免地造成防腐层缺陷和破损，以及不同区域土壤腐蚀性的影响等原因，造成长输管道外腐蚀突出，而内腐蚀轻微。3长输管线防腐保护措施较完善。一

28、般采用了防腐涂层加阴极保护的双重防腐保护措施。但随管线服役年限的增加，防腐层老化与外管壁脱离以及阴极保护不善等，造成长输管线外腐蚀。特别是运营已久的长输管线腐蚀情况更严重。4长输管线运行工况有波动。随着油田产量的不同，管线的输送量也不同。泵站的泵送压力也有差异和波动，长输管线输送介质的运行工况是不稳定的。因此，需要根据具体情况，考虑压力波动对管道强度及使用寿命的影响。5长输管线的腐蚀管段所处沿线位置不同，实际承受的内压大小不同，不同区段腐蚀的严重程度也不同。所以不同区段的腐蚀缺陷影响管线运营的安全性的大小是不同的。2.2 长输管线腐蚀类型长输管线腐蚀通常属于电化学腐蚀，且绝大多数表现为局部腐蚀

29、，即腐蚀主要集中在金属管道表面的一定区域，而表面的其它部位则几乎未被破坏。长输管道常见的腐蚀类型有:孔蚀、缝隙腐蚀、电偶腐蚀、应力腐蚀、细菌腐蚀等。2.2.1 孔蚀在金属表面的局部区域，出现向深处发展的腐蚀小孔，其余区域不腐蚀或腐蚀很轻微。这种腐蚀形态称为小孔腐蚀，简称孔蚀或点蚀。蚀孔通常沿着重力方向或横向发展，蚀孔一旦形成，具有“深挖”的动力，即向深处自动加速进行。孔蚀通常发生在表面有钝化膜或有保护膜的金属上，是一种最常见的局部腐蚀形态，它常常引起严重破坏事故，是一种破坏性大而又难以及时发现的腐蚀形态。2.2.2 缝隙腐蚀金属部件在介质中，由于金属与金属或金属与非金属之间形成特别小的缝隙，使

30、缝隙内介质处十滞流状态，引起缝内金属加速腐蚀，这种局部腐蚀称为缝隙腐蚀。几乎所有的金属和合金、所有的介质都会引起缝隙腐蚀。但其中又以充气的含活性阴离子的中性介质最易发生。因此，缝隙腐蚀是一种比孔蚀更为普遍的局部腐蚀。遭受缝隙腐蚀的金属，在缝内呈现深浅不一的蚀坑或深孔，其形态为沟缝状。2.2.3 电偶腐蚀当电极电位不同的金属或合金在同一电解质溶液中接触时，由于腐蚀电位不相等有电流流动，使电位较低的金属溶解速度增加，而电位较高的金属，溶解速度反而减小，这就是电偶腐蚀，亦称接触腐蚀或双金属腐蚀。电偶腐蚀实质上是由两种不同的电极构成宏观原电池的腐蚀，它是一种很普遍的局部腐蚀类型。当两种金属在介质中接触

31、时，便构成一个宏观电偶腐蚀电池。腐蚀电位较低的金属由于和腐蚀电位较高的金属接触而产生阳极极化，其结果是溶解速度增加；而电位较高的金属，由于和电位较低的金属接触而产生阴极极化，结果是溶解速度下降，即受到阴极保护。电偶腐蚀与相互接触的金属在溶液中的实际电位有关，一般来说，两种金属的电极电位差愈大，电偶腐蚀愈严重。2.2.4 应力腐蚀金属材料在拉应力(或残余拉应力)和腐蚀环境的联合作用下会产生裂纹、且裂纹会不断扩展，最后导致断裂破坏，这种过程称为应力腐蚀。应力腐蚀破裂是所有腐蚀类型中破坏性和危害性最大的一种腐蚀，是一种“灾难性的腐蚀”。2.3 长输管线的腐蚀因素分析腐蚀一直是困扰人们的一门边缘学科。

32、虽然与腐蚀相关的理论和方法都在不断的发展，但由十材料与环境的千差万别，在石油机械行业，特别是对十长输管线，因其输送距离比较长，所经历的自然地理条件差别巨大，其腐蚀问题一直未能得到很好的解决。影响金属腐蚀的因素很多，其中主要的有以下几点8。2.3.1 环境因素（1）温度：总的来讲，金属的腐蚀速度总是随着温度的升高而增加。根据电化学理论，界面反应速度常数和扩散系数都与温度呈指数关系。（2）压力：油气长输管道具有很高的压力，压力是影响应力腐蚀开裂的主要因素之一。与压力大小有直接的关系的腐蚀开裂通常包括硫化物应力腐蚀开裂(SSCC),氢致开裂（HLC),氢腐蚀(Hydrogen Attack)等。压力

33、越高，管道使用寿命越短。（3）微生物：微生物腐蚀是指在微生物参与下所发生的腐蚀过程。凡是与水、土壤或湿润空气接触的金属设施，都可能遭到微生物的腐蚀。（4）大气环境：大气腐蚀是金属处于表面薄层电解液下的腐蚀过程，因而具有与浸没在电解液内的腐蚀过程不同的特点。金属表面含饱和氧的电解液膜的存在，使大气腐蚀的电化学过程中氧去极化过程变得容易进行。在工业大气中，液膜常常呈酸性，这时可能产生氢去极化腐蚀。但由于氧极易到达阴极，所以氧的去极化作用仍然是主要的。（5）土壤环境：长输管线绝大部分是埋在地下的，而且由于其距离长，通过地段的地质情况差别很大，所以土壤环境对管线的腐蚀有至关重要的影响，可以说我们研究长

34、输管线的腐蚀问题，主要就是研究其与土壤接触的腐蚀问题。土壤腐蚀是一个极其复杂的问题，其原因是土壤情况是千差万别的。同一长输管线在某些地段腐蚀极为严重，而在另一地段却很完好，这些都与土壤的结构、组成和性质的变化有关。2.3.2 结构因素（1）电偶:一般的讲，每种金属都有自身电位，且数值不同。当电极电位不同的金属或合金在同一电解质溶液中接触时，由于腐蚀电位不相等有电偶电流流动，使电位较低的金属溶解速度增加；而电位较高的金属，溶解速度反而减小，这就是电偶腐蚀，亦称接触腐蚀或双金属腐蚀。一般来讲，两种金属或合金的电极电位差越大，电偶腐蚀越严重。此外，电偶腐蚀还与材料的极化率、腐蚀电池中阳极面积与阴极面

35、积的比值、溶液中阻的大小、介质条件等因素有关。（2）焊缝:在长输管线系统中，通常在焊缝处的腐蚀问题比其它的部位更加严重。其原因主要有以下几点:由于焊接时急热急冷，引起母材的组织发生变化而产生电偶腐蚀；另外，由十焊接时局部的不均匀加热从而导致残余应力的存在，容易引起应力腐蚀开裂。管道焊缝补口时，由于补口技术难度较大、要求标准较高，往往施工时难以达到，而导致焊接区穿孔。经固溶处理的奥氏体不锈钢，焊接后在离焊缝一定距离的一条带状区域内，该处在焊接时恰好处于敏化区，引起铬的碳化物在晶界处析出而导致晶间腐蚀。焊接过程中产生的氢原子容易诱发氢致开裂等。综上所述，影响长输管线腐蚀的因素非常多，影响的途径也十

36、分复杂，而且大多数因素间存在交互作用。因此要弄清它们对管线腐蚀影响的基本规律以及它们间的交互作用情况是相当困难的，即使不考虑这些因素的交互作用，而只是把所有因素都考虑周全，也是件十分困难的事情。所以，要研究长输管线的腐蚀速率，评价长输腐蚀管线的剩余寿命，必须引入一些新的处理方法，综合描述和评价管线腐蚀体系的腐蚀严重性。此外，管线腐蚀发展还与防腐层的质量变化相关，在进行剩余寿命预测时也应考虑这个因素。3 腐蚀寿命预测技术概述目前，关十剩余强度、剩余寿命评价的方法很多，美国评价腐蚀管线的B31G准则偏于保守，一些学者针对B31G准则保守性的进一步研究中，考虑轴向载荷、弯矩、腐蚀宽度以及腐蚀缺陷螺旋

37、角对管线的影响，提出了不同的腐蚀管线评价方法，形成新的评价准则，即API 579Fitness-For-Service、有限元分析方法、基于弹塑性理论极限的分析方法和基于可靠性理论的可靠性评价方法等。3.1腐蚀剩余寿命预测准则目前腐蚀剩余寿命预测的准侧有很多，下面将对几种较常见准则进行具体分析。3.1.1 ASME/ANSIB3IG准则及其优缺点得克萨斯州东部运输公司和AGA的管道设计委员会提出了B31G准则。B3IG准则中规定，深度d大于壁厚的80%的蚀坑是不能接受的，因为这样深的蚀坑将引起泄漏。管道允许最大运行压力为: （3-1）其中：-管道允许最大运行压力，Mpa；-管道流变强度，Mpa

38、；D。-管道外径，mm；t-管道壁厚，mm；d-腐蚀缺陷深度，mm；- Folias因子。管道实际运行压力小于或等于时，腐蚀的管子可继续使用，否则，必须修理或更换。试验及实际应用表明，B31G准则可以用于评价带有轴向裂纹或轴向腐蚀缺陷的管线，但结果存在一定的保守性，尤其对环向尺寸很大的腐蚀缺陷、环向腐蚀缺陷、螺旋腐蚀和焊缝腐蚀等，所得评价结果不太理想，同时它没有考虑轴向载荷及弯曲载荷的影响，没有考虑腐蚀间的相互作用。针对原B31G中的保守性，在分析保守原因的基础上，美国天然气协会的Kiefner等于1989年对B31G准则做了如下修正:流变强度为屈服极限加上68.95MPa即: (3-2)其中

39、:-管材屈服极限，Mpa。Folias系数的表达式修改为:当 （3-3a）当 (3-3b)其中:l-腐蚀缺陷长度，mm当腐蚀的环向尺寸很大和管线受轴向载荷或弯曲载荷作用时，环向尺寸和轴向应力对管线失效起主要作用，这类腐蚀一般称为环向腐蚀。B31G准则不适用于这类腐蚀的评估。韦尔考斯基一爱勃法考虑了轴向应力的影响，认为管线的失效是由轴向应力决定的。韦尔考斯基一爱勃研究了腐蚀缺陷宽度对剩余强度的影响，并得出以下结论:(1)当腐蚀的深度d小于壁厚t的一半时，即d0.5t，将不考虑环向尺寸；(2)当0.5td0.6t时，环向尺寸不能超过圆周的1/6；(3)当0.6td0.8t时，拆除或修复113.1.

40、2 API 579准则10API 579是根据炼化企业对压力设备服役适应性评价(Fitness-For-Service)标准的需要而形成的。该评价是在改进的B31G基础上，按照缺陷类型和损害机理加以组织的，它考虑了相邻缺陷的相互影响和附加载荷的影响，为腐蚀缺陷的剩余强度和剩余寿命评价提供了更为直接的方法。API 579服役适应性评价对腐蚀缺陷的剩余强度采取分级评价，建立了二级评级体系。第一级评价提供保守的评价和审查准则，需要最少的检查数据和人力资源。第二级评价提供一个更为详细的评价，得出的评价结果比第一级评价水平更精确，它需要由工程师们或在服役适应性(FFS)评价方面有丰富经验的工程专家完成。

41、第二级评价提供一个最详细的评价，得出的评价结果比第二级评价水平更精确，但在第二级的评价中，需要最详细的检查和构件资料，推荐使用有限元分析方法。第二级的分析评价，基本上都应由在服役适应性(FFS)评价方面有丰富经验的工程专家完成。3.1.3 腐蚀管道评估的推荐作法(SY/T10048-2003)112003年中国海洋石油总公司制定的腐蚀管道评估的推荐作法(SY/T10048-2003)标准等同挪威船级社DNVRP-101腐蚀管道评估的推荐作法(1991年第一版)，主要用于海底管道的评价。该评价方法规定了两种可选的腐蚀管道评估方法，这两种方法的主要区别在于它们采取的安全原理的不同。(1)分项安全因

42、数法。这种方法特别考虑了材料性质和缺陷深度测定尺寸的不确定性，给出了用十确定受腐蚀的管道的许用操作压力的概率校准方程。(2)许用应力设计法。首先计算失效压力，然后乘以一个单一的使用因数得出许用应力。这种方法不考虑缺陷尺寸的不确定性，而是将其留给用户判断。它把缺陷分为三种:单个缺陷、相互作用缺陷和复杂缺陷，三种缺陷均可用API579来表达。在复杂缺陷时不能考虑复杂载荷，所以API579比该规范更详细。3.2 B31G及API579的保守性和误差性B31G和API579的保守性主要在三个方面，工况、载荷和应力。133.2.1 管道穿越的实际工况油气长输管道一般是埋设在地下的。在地下土壤对管道具有约

43、束作用，表现在径向和轴向两个方向:径向土壤限制管道扩大，管道四周承受土壤的压力，这个压力通常较小，对埋深23米的管道，压力大致为0.20.4MPa，规范一般不考虑这个压力，使评估更安全或趋于保守。轴向限制管道的轴向位移，包括因为温升造成的轴向伸长或轴向外力导致的轴向位移，管壁承受摩擦力作用，摩擦力的大小与管壁承受的压力和管壁与土壤间的摩擦系数有关。当摩擦力大于产生轴向位移趋势的轴向力时，管道不发生轴向位移，反之则发生轴向位移。最大摩擦力的大小为管道四周的土壤压力与摩擦系数之积。其中:-最大摩擦力，N；-摩擦系数；-管道四周的土壤压力，N。温升导致管道扩大和伸长时，由于土壤约束的泊松效应，引起的

44、轴向应力最大为泊松比与环向应力之积。其中:-最大轴向应力，N；-泊松比；-环向应力，N。不少的文献把上式作为管道的轴向约束力，这是把土壤当作是刚性和土壤对管道的轴向完全约束的结果，实际上土壤的刚性远小于管道，轴向摩擦的约束作用也是有限的，所以实际泊松效应产生的力并不是上式所指出的那样。无论上述二式关于轴向力的结果如何，实际工作中的轴向力和径向力总是使管道受到约束，管道更安全，不考虑这种工况的评价趋于保守。3.2.2 实际工作载荷管道穿越的广大地区，四周土壤因为地质作用，发生非均匀沉降、滑坡或其它物理因素作用产生横向的位移趋势，穿越河流由于水流的作用，跨越江河由于自重作用等，管道受到横向作用力。

45、管道穿越非水平地域，温升变化等都将使管道受到轴向力的作用。因此管道所承受的是复合力的作用，包括横向力、轴向力、弯矩，而不是仅仅受到径向力的作用。在管道受力方面，B31G只考虑了管道受内压的作用，而API 579在一级评价时主要考虑内压作用，在二级中评价时考虑复合力的作用。在管道载荷方面，B31G只考虑了轴向载荷的影响，为了在复杂载荷下仍然适用，B31G只能采用较大的安全裕量，从而带来保守的评价结果。3.2.3 实际工作应力B31G主要用于轴向缺陷的评价，对环向缺陷则根据韦尔考斯基的研究成果进行估计，环向缺陷没有与载荷联系起来，实际上剩余强度是与载荷形式密不可分的；该估计只是把环向缺陷与轴向缺陷

46、分段联系，因而具有很大的随意性。确定管道在强度上是否安全的是应力，应力是二向的，而B31G判断应力是否安全采用的是单向的应力，即Tresca最大剪应力屈服准则，只适用于剪切屈服极限为拉伸屈服极限一半的情况。B31G准则可以用于评价带有轴向裂纹或轴向腐蚀缺陷的管线，但结果存在一定的保守性。尤其对环向尺寸很大的腐蚀缺陷、环向腐蚀缺陷、螺旋腐蚀和焊缝腐蚀等，所得评价结果不太理想。同时它没有考虑轴向载荷及弯曲载荷的影响，没有考虑腐蚀间的相互作用。API 579的评价体系中考虑了复合载荷的作用，实际建立了一个33的9级评价体系，分别针对均匀腐蚀、局部腐蚀和点蚀三种几何缺陷各3级评价，在对均匀腐蚀、局部腐蚀进行评价时，分别对轴向缺陷和环向缺陷进行评价，