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输油管道强度试压最高应力研究 总被引：2，自引：1，他引：2
管道试压后残存裂纹的疲劳扩展是影响管道正常使用寿命的主要因素之一。从管道缺陷的断裂特性入手，分析了试压应力对管道残存裂纹扩展寿命的影响，管道试压高应力过载峰对试压后裂纹扩展速率产生明显的延缓作用，过载峰愈高，延缓作用愈大；同时过载峰又增大了裂纹尺寸，造成管道承压能力逆转，加速裂纹扩展速率。定量分析表明，当表面裂纹的长度与深度的比值较小时，承压能力逆转量较小，对裂纹扩展速率影响不大；而裂纹尺寸较大的 相似文献
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为了研究腐蚀疲劳裂纹在蚀坑处萌生位置差异的本质及预测腐蚀疲劳裂纹起始寿命,采用双参数模型描述点蚀坑形貌,并基于三维有限元模型分析不同点蚀坑形貌下的应力集中情况。基于此,分析了蚀坑深度、深径比及位置等参数对蚀坑不同位置应力集中的影响规律。依据腐蚀疲劳现象学观点,建立了三维双参数点蚀坑腐蚀疲劳裂纹萌生评估模型,分析不同蚀坑形貌下腐蚀疲劳裂纹萌生的临界值。研究表明:控制腐蚀疲劳裂纹萌生的条件主要为蚀坑深度和蚀坑形状;萌生于蚀坑处不同位置的腐蚀疲劳裂纹的临界值均可采用蚀坑临界深度值表示。所建模型的有效性和合理性得到了有效验证,为工程实际中遭受腐蚀疲劳损伤结构的腐蚀疲劳起始寿命预测提供了一种可行性方法。 相似文献
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管道的断裂损坏常常始于微裂纹,研究微裂纹的形成原因、分布情况、扩展规律、扩展速率和影响因素等对于管道的寿命预测有重要的参考价值。基于损伤力学原理分析了管道应力腐蚀损伤演化模型,根据微裂纹扩张的位能和动能计算式以及能量守恒原理,推导得出氢致微裂纹扩展速率与管道剩余寿命的关系:微裂纹扩展速率与氢压有关,随着氢压的增大而增大。结合实例计算了管输介质H2S和CO2含量对管道剩余寿命的影响规律,结果表明:当管道中同时存在CO2和H2S时,管道腐蚀加剧;当输送压力和其他参数不变时,随着H2S和CO2含量增加,管道剩余寿命逐渐减小。 相似文献
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对中国石化管道储运分公司所辖管道进行了管道腐蚀内外现场检测，结果表明，腐蚀缺陷深度一般为壁厚的20％～60％。对这些含缺陷的管道进行了安全评定，避免了不必要的修补或更换管段而造成的经济损失。通过对裂纹及非裂纹缺陷分形效应的分析，评价和研究了输油管道的安全性。 相似文献
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钢制输气管道在制造、安装或运行过程中不可避免地会产生表面裂纹缺陷,这些表面裂纹在外力和腐蚀作用下发生扩展造成管道破裂失效,将严重影响高压天然气管道的安全运行,因此,开展了表面裂纹倾角对断裂参数影响规律的研究。采用ANSYS有限元模拟软件,建立了内压作用下含不同表面裂纹的管道的有限元模型,分析了不同倾角表面裂纹的J积分变化规律。研究表明:裂纹尖端J积分值随裂纹倾角近似呈余弦函数规律变化,在相同边界条件下,表面裂纹与管道轴向平行时,J积分值最大,此时表面裂纹最易发生扩展;表面裂纹与管道轴向垂直时,J积分值最小,此时表面裂纹发生扩展的可能性较小。 相似文献
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腐蚀管道安全管理体系 总被引：10，自引：2，他引：10
参照国内外标准，腐蚀管道安全管理体系的内容结构可以分为可靠性评价、风险评价和完整性管理三个层次。与原管道相比，腐蚀管道的可靠性下降，其下降程度取决于缺陷的性质和分类。对于裂纹缺陷和体积缺陷，分别以材料强度指标和壁厚指标为门槛值进行评价，以获得和管道失效率有关的信息。风险评价是在可靠性评价基础上结合失效后果的综合评价，可以准确判断整条管道最危险的管段和确定最具威胁的失效原因，是有重点地开展管道完整性管理的重要依据。介绍了管道风险评价的目标、内容和准则，给出了用打分法和危险矩阵法获得管道风险值(等级)的实例，并给出了管道完整性管理的基本框架、内容和方法，重点讨论了腐蚀管道的完整性检测、评价方法和再评价周期等问题。 相似文献
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随着中国对能源转型及氢能利用发展需求的日渐迫切，X80高强管线钢将面临在氢气环境中运行的风险。对管道而言，其在服役过程中同时存在静载荷和循环载荷，并且循环载荷与氢的交互作用更为复杂，因此评估管线钢临氢性能时要同时考虑拉伸性能和疲劳性能。通过高压氢气环境中的拉伸实验及疲劳裂纹扩展实验，分析了氢对X80钢拉伸及疲劳性能的影响，获得了量化氢压作用的X80管线钢疲劳裂纹扩展模型。结果表明：氢对X80管线钢的拉伸性能无明显影响；氢压越高，疲劳裂纹扩展速率越高，氢压3 MPa时的疲劳裂纹扩展速率为氮气环境中的10倍，氢对X80管线钢的疲劳裂纹扩展影响显著；当X80管线钢处于氢气环境中时，钢材的疲劳性能将成为管道安全设计和完整性评价的关键指标。（图8，表3，参27） 相似文献
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为全面了解某海底天然气管道的运行状况,保证天然气海管的安全运行,通过建立天然气海底管道仿真模型和腐蚀预测模型,分别对水露点含水量状态和饱和含水量状态下的不同典型工况进行分析,得出了天然气海管流动参数分布规律、流型、积液量、水合物生成以及管道腐蚀情况。结果表明：在两种含水状态下,海管运行参数均在设计范围之内,且均无水合物生成;水露点含水量状态下积液量几乎为0,管内流型为单相流,仅立管处有轻微腐蚀;饱和含水量状态下积液量较大,管内流型为分层流,整个管道均会发生中度腐蚀。该分析结果可为海底天然气管道采取有效的防护措施提供参考依据。 相似文献
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借助SEM、EDS、XRD等技术手段对西江油田现役海底管道内腐蚀现状进行综合评估,结果表明:该海管横卧直管段的腐蚀产物比较疏松,未见开裂现象,过渡段、弯管段、直管段的腐蚀产物呈淤泥状,呈现出不同程度的裂纹痕迹;最深腐蚀坑集中在横卧直管段和直管段,过渡段、内弧和外弧腐蚀坑深度较浅,但腐蚀坑横向扩展较大。分析了该海管的内腐蚀机理和耐腐蚀性能,着重讨论了流体流场状态、原油蜡含量、凝析水等因素对海管腐蚀的影响,结果表明:服役期内该海管主要表现为CO2腐蚀,均匀减薄率和局部腐蚀速率在轻度和中度腐蚀范围内,表现了良好的耐腐蚀能力。 相似文献
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为了预测在役油气管道腐蚀剩余寿命,基于广义极值(Generalized Extreme Value ,GEV)自适应优选分布研究,建立了基于改进GEV分布的腐蚀油气管道剩余寿命预测模型。首先,利用马尔科夫链蒙特卡罗(Markov Chain Monte Carlo, MCMC)方法估计GEV分布函数的参数并由此确定极值分布类型,若图形检验合理,则采用该分布预测其最大腐蚀深度;其次,基于管道的可靠度及安全性建立腐蚀裕量预测模型;最后,根据管道最大腐蚀深度、腐蚀裕量及管道使用年限等数据,建立三者关系指数模型,以此预测管道剩余寿命。以中国某油气管道为研究对象,利用新建模型对管道剩余寿命进行预测,结果表明:模型的预测精度较高且不受限于数据的具体分布,作为管道剩余寿命的预测模型通用性较好。 相似文献
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大庆地区水域受到典型的盐碱地质及石油的污染,注水式的石油开采方式运用了大量的输水管道,因此,管道腐蚀的检测尤为重要。本文运用超声波检测技术对大庆地区管道腐蚀按管道地域及管道服役时间进行探测并分析,结果表明,管道腐蚀按地域差别明显,按时间呈现非线性变化,腐蚀原因一方面是由于碳钢表面的不均匀性与水(有溶解氧)接触时形成腐蚀电池。另一方面,在水管内的少量沉淀及油污处容易形成充气不均匀型"闭塞腐蚀电池"。 相似文献