局部腐蚀管理的承载能力评估

根据管道在各种外载荷作用下的应力分布情况,结合有关标准,评估了局部腐蚀管道在内压、温度应力及两者联合作用下的承载能力,提出了相应的计算表达式。计算表明,当热流处于稳定状态时,局部腐蚀管道所能承受的内、外壁增温差为最小值。因此,在温度应力作用下,如果排除热冲击效应,只需考虑热流稳定状态,而不必考虑热流未稳定的瞬间状态。     

基于ANSYS的双点腐蚀缺陷管道剩余强度评价

为了定量评价管道腐蚀缺陷的严重程度,利用ANSYS有限元法对腐蚀管道的剩余强度进行研究,通过对管道腐蚀缺陷的模拟,分析腐蚀区的应力状态.基于含双椭圆凹坑缺陷的管道模型,探讨了腐蚀缺陷深度和缺陷间距对管道剩余强度的影响,定量确定了两者对管道局部应力的影响作用.结果表明:缺陷深度与局部应力成正比例关系,是影响管道局部应力的最主要因素,而缺陷间距对管道局部应力的影响较小.     

含点蚀缺陷输油管道修复前后的抗震性能

针对输油管道工程中常见的架空管道因存在局部腐蚀,而在地震作用下极易破坏的问题,采用ADINA有限元软件,建立含腐蚀缺陷及腐蚀缺陷修复后的输油管道与内部液体的流固耦合模型,并以管道应力最大处单元的位移、轴向应力及环向应力为指标,研究修复前后管道的抗震性能。结果表明:由于腐蚀缺陷的存在,在管道缺陷处应力集中现象非常明显,导致管道的抗震性能降低;修复后腐蚀区段管道的环向应力有所降低,挠度及轴向应力有所增加,但仍在规范允许的范围内,因此所选的工程实际中常用的B型套筒修复技术对提高腐蚀区段管道的抗震性能有效。研究结论可为今后腐蚀管道的修复提供理论指导。     

埋地油气管道腐蚀失效研究进展及思考

随着油气管道服役时间的延长,管道面临的腐蚀失效问题愈加严峻。阐述了中国埋地油气管道腐蚀现状,总结了埋地管道常见的腐蚀失效类型,讨论了油气管道酸腐蚀、微生物腐蚀、应力腐蚀开裂（SCC）及氢损伤的作用机理,分析了温度、腐蚀性阴离子、阴极保护电位、磁场和交流电等环境因素对管道腐蚀的影响。针对当前埋地油气管道腐蚀失效研究尚不充分,机理、规律尚未完全明确的现状进行讨论,以期为未来油气管道腐蚀失效的研究方向选择提供参考：在点蚀穿孔方面,未来应结合多相流模型和弱酸腐蚀机理建立弱酸作用下的腐蚀预测模型,以准确评估油气管道腐蚀程度,采用扫描振动电极技术等手段深入开展微观层面的腐蚀机理研究;在SCC方面,未来可将模拟计算方法与更高分辨率的显微原位观测技术相结合来解析管道应力腐蚀本质。（图5,参87）     

海底管道腐蚀与剩余寿命的灰色预测

腐蚀是引起海底管道破坏失效的重要原因之一,对海底管道腐蚀量进行测量和预测,是保证管道安全的重要组成部分。根据ASME B31G,推导了均匀腐蚀和局部腐蚀同时发生时海底管道的极限内压计算公式。将局部腐蚀简化为沿轴向分布的矩形缺陷,利用灰色模型分别预测管道内的均匀腐蚀和局部腐蚀,并根据预测结果计算出管道的极限内压和剩余寿命。鉴于局部腐蚀对管道强度的作用机理比较复杂,只分析了沿轴向分布的两个局部腐蚀对极限内压的影响,对于腐蚀宽度、环向分布以及多个腐蚀坑相互影响等更复杂的情况尚需开展深入研究。     

局部腐蚀油气管道失效压力的计算方法

针对管道局部腐蚀导致的失效事故越来越多,而国际上尚无适用于局部腐蚀油气管道失效压力分析评价方法的问题,验证了非线性有限元法评价局部腐蚀的可靠性,运用该方法分析了局部腐蚀半径及局部腐蚀深度对管道失效压力的影响。借鉴平板加强筋强化理论,以数值模拟数据为基础,建立了一种局部腐蚀油气管道失效压力计算方法,与B31G(修订版)、DNV-RP-F101以及新近开发的PCORRC为代表的评价规范计算结果的对比表明:拟合得到的局部腐蚀油气管道失效压力计算方法误差小,且误差分布均匀,可以满足局部腐蚀油气管道失效压力的预测要求。     

累积法预测在役管道腐蚀极限厚度计算方法

为了方便、准确地确定腐蚀缺陷对在役管道剩余强度和承压能力的影响,基于含缺陷管道的弹性极限准则,应用ANSYS有限元软件分别对两种缺陷模型进行模拟分析,得到了不同缺陷尺寸条件下腐蚀区域的Mises应力.利用有限元分析结果,同时考虑腐蚀缺陷长度、宽度及深度等几何尺寸因素的影响,采用累积法确定在役腐蚀管道的Mises应力与腐...     

基于小挠度理论的悬空管道力学分析

根据小挠度理论,建立了黄土塌陷、水冲、滑坡等弓J起的管道悬空段的力学模型,考虑管子自重、防腐层重量、输送介质重量、温度应力、土体的内聚力等对管道的作用,给出了以上各种载荷的计算方法,并利用ANSYS软件计算了不同悬空长度管道的应力分布,找出了最大的Mises应力及位移值,以及它们所对应的位置.     

基于光纤光栅应变箍传感器的管道局部腐蚀监测

为了对管道局部腐蚀进行长期、实时监测,自行开发了一种光纤光栅(Fiber Bragg Grating,FBG)应变箍传感器。介绍了基于FBG应变箍传感器的管道局部腐蚀监测原理,利用这种传感器测量管道的平均环向应变,实现对管道局部腐蚀的监测。将FBG应变箍传感器安装在局部壁厚不同程度减小的钢管道外壁上,分别测量各个管段的平均环向应变,开展局部腐蚀模拟试验。利用材料力学理论计算相同压力下不同腐蚀程度管段的平均环向应变,并用有限元软件进行模拟分析。结果表明:FBG应变箍传感器可以监测到管道平均环向应变的变化,进而反映管道局部腐蚀程度。这种基于管道环向应变监测管道局部腐蚀的方法具有很好的应用前景。     

轴向腐蚀缺陷宽度对管道极限内压荷载的影响

针对海底管道的中高强度钢腐蚀极限内压预测问题，采用有限元弹塑性分析方法，考虑材料非线性和几何非线性，建立非线性分析模型并与试验数据进行对比分析，验证了有限元模型的合理性和准确性。基于有限元计算结果分析得出腐蚀深度、腐蚀长度及腐蚀宽度对海底管道极限内压的影响，并回归得到了适用于轴向腐蚀管道极限荷载的计算公式。通过与腐蚀管道爆破试验数据和现有腐蚀管道计算方法的比较分析，验证了该方法能够得到较准确的结果，可为海底腐蚀管道在内压荷载作用下的评估提供一定的依据。     

CO2长输管道设计的相关问题

CO2在管道输送工况的温度、压力范围内会呈现出不同的相态，使得CO2输送管道不同于油气输送管道。为此，从CO2管道设计的角度出发，分析了CO2管道工艺系统的相关技术，包括CO2流的物理性质及相态、管道水力热力计算、站场工艺系统以及设备选取等。研究指出：相态控制是CO2管道设计的重要内容之一；CO2管道站场工艺系统设计应根据CO2的含水量考虑脱水工艺，而脱水工艺与CO2的压缩工艺相结合形成一个系统；CO2管道输送设备具有其特殊性，如压缩机、输送用泵、脱水装置、放空系统等，需要根据CO2管道的特点选取和设计。相关结论可为CO2长输管道的设计与建设提供参考。（图6，表1，参7）     

深水油气管道再启动过程模拟计算

为了研究深水油气管道再启动过程的多相流动和传热规律,结合传热学和多相流理论,建立了深水管道再启动过程数学模型,给出了模型的定解条件和求解方法;利用该模型,仿真模拟了深水管道再启动过程中温度和压力等参数的变化规律;在此基础上对水合物的生成情况进行预测并分析参数敏感性。研究表明：启动流量、绝热层的导热系数和厚度可以明显改变管内流体的温度分布,且启动流量越大、绝热层导热系数越小、厚度越大、管内流体温度越高,生成水合物的风险越小。研究结论可为深水油气管道再启动的安全进行提供理论指导。     

热激因子对增强植物耐热性的研究进展

热激因子作为生物体在热胁迫和其他胁迫中基因转录激活信号转导通路中的重要成员,能直接启动下游热激蛋白基因的表达,维持细胞内蛋白质的稳态状态.介绍了植物热激因子的种类、结构特点、调控机制及其在不同作物中对高温和其他胁迫下的重要作用.     

湿天然气长输管道稳态分析

对湿天然气管道输送两相流动问题进行了研究。根据质量守恒、动量守恒和能量守恒等关系式,建立了湿天然气稳态计算模型,并根据计算模型进行了求解,结合算例给出了具体的说明。     

龙岗酸性气田低流速管道流动特征

针对龙岗酸性气田某些集输管道内积液和腐蚀严重的问题,基于气井采出流体的性质及输气管道基本运行参数,采用OLGA软件模拟两条典型的低流速管道及不同流量下的001—6#采气管道,分析两条管道内的流型、持液率以及流体与管壁间的剪切力沿管道的变化规律,研究流量对001—6#采气管道内各流动特征参数的影响规律。结果表明：OLGA软件模拟两条采气管道的压降和温降与实际生产数据一致,其模拟结果可靠;下坡管内持液率小于0．05,流体与管壁间的剪切力小于20Pa,上坡管内持液率为0．3～0．4,液相一管壁最大剪切力为80-270Pa,上坡管段是积液和腐蚀严重的区域;气体流量对龙岗001—6#低流速采气管道的流动特征参数影响很大,进一步减小气体流量会使上坡管内持液率及液体一管壁剪切力急剧增大,从而加剧管内积液和腐蚀;当气体流量增大至97．5×10^4m^3／d时,管内的持液率和管壁剪切力均很低,管内积液和腐蚀问题有所缓解。（表6,图6,参9）     

成品油管道水击超前保护优化方案

成品油管道发生泵站意外停电事故后通常执行水击超前保护程序,该保护方案对管道的安全性有决定性影响。为了确保管道从事故前稳态安全平稳过渡到事故后较优的运行状态,需要制定最佳的水击超前保护方案。对成品油管道泵站意外停电水击工况进行分析,以水击事故发生后下一稳态时输量最大且各调节阀节流压力之和最小为目标,建立优化模型,相应的约束条件为全线不超压、不汽化。模型求解采取两种不同策略:事故站下游以各站出站压力最低为目标分别寻优,采用水力坡降线平移法求解;事故站上游以整体总节流最小寻优,为了提高求解速度,采用深度优先搜索法求解。以某成品油管道泵站意外停电事故工况为例,对该优化模型进行实例应用,并根据优化结果制定水击事故过渡过程的控制逻辑,并使用仿真软件SPS验证了控制逻辑的合理性,表明该优化模型合理可靠。     

管道内检测数据管理

管道内检测是近年新兴的一项技术,在管道完整性管理中发挥着重要作用。与采用文件模式进行手工管理的传统内检测数据管理相比,管道内检测闭环管理避免了前后环节信息不一致及再次内检测时无法有效利用历史数据的问题,改善了完整性管理的循环效果。在分析管道内检测数据采集、存储、使用流程的基础上,结合管道数据模型(PIDM),提出了以内检测项目信息作为循环开始,统一内检测数据格式,利用线性参考技术进行数据校准和关联,依据PIDM历史数据模式进行数据存储,经缺陷评价后建立开挖单以规范管理维修维护,以维修单更新缺陷状态为循环结束。通过各环节的完整衔接,实现了基于内检测技术的管道完整性闭环管理。     

冻土区埋地油气管道管沟融陷机理

为了治理冻土区埋地油气管道管沟融陷工程病害,通过对管道病害现场调查,结合现场地质勘探、含水量试验测试及管周土体温度监测,分析了融陷病害的发生机理,并结合管沟融陷形成因素,提出了相应的防治措施。结果表明:冻土区埋地油气管道管沟融陷病害的发生与地层土质、土体含冰量、冻土类型、管道热扰动及施工方式等因素有关;冻土区埋地油气管道的敷设应选择合理的施工季节,综合分析冻土环境因素,确定合理的管道埋设深度,设置管道隔热保温措施,加强管道运行状态监测和科学管理,从而保证管道安全运行。研究成果可为冻土区埋地油气管道的设计、施工及安全运营提供借鉴。     

热油管道不稳定过程变物性耦合流动数学模型

热油管道再启动过程是一种不稳定的变物性耦合流动.通过质量守恒定律、动量守恒定律和能量守恒定律,推导出了热油管道不稳定过程变物性耦合流动的控制方程,该控制方程对于圆形管道内的非稳态流动与换热具有通用性.忽略流体物性对温度的依赖关系,控制方程成为常物性非稳态耦合流动的主控方程;忽略时间的作用因素,控制方程成为稳态的耦合流动的主控方程.     

管道双层保温经济厚度存在性分析及计算

为了弥被补单一保温材料在抗压强度，耐高温性能，稳定性和防水性等方面的缺陷，双层保温较管普遍地被应用到输油和热力管道上。在稳定传热的前提下，运用数学分析方法，按最优经济条件，即保温材料投资年分摊费用与保温后管道热损失费用之和最小的原则，对管道双层保温经济厚度存在的条件展开讨论。提出了当第一层采用保温效果好但价格贵的保温材料，而第二层采用保温效果差价格便宜的保温材料时，双层保温经济厚度存在的必要条件是