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.     

预测腐蚀管道剩余强度的新方法

将BP神经网络和遗传算法相结合,得到了一种可计算腐蚀管道剩余强度和最大允许注水压力的新神经网络.通过实例分析,将7种常用规范和改进的遗传神经网络方法进行了比较.结果表明,不同计算方法得到的剩余强度和最大允许注水压力相差较大,Wes 2805-97规范、ASMEB31G规范、CVDA-84规范、Irwin断裂力学方法等都比J积分方法的剩余强度和最大允许注水压力偏大;Burdiken和DM断裂力学方法计算得到的剩余强度和最大允许注水压力比J积分偏小;J积分方法和基于J积分方法的改进遗传神经网络方法计算结果比较接近,比较适中,可以认为是计算管道剩余强度和最大允许注水压力较好的方法.     

含腐蚀缺陷管道剩余强度的有限元法分析

采用有限元数值计算方法分析了腐蚀坑交互作用对管道剩余强度的影响，结果表明，对于轴向排列的两上蚀坑，其交互作用随蚀坑间距增大而减小，当蚀坑间距小于最小蚀坑轴向长度的两倍时，管道腐蚀剩余强度评价时应考虑交互作用的影响，当蚀坑间距大于最小蚀坑轴向长度的两倍时，管道腐蚀剩余强度评价时只需考虑最严重的腐蚀坑，对于环向排列的两个蚀坑，当仅有内压载荷时，不发生交互作用，只需依据最严重的腐蚀坑计算管道腐蚀剩余强度。     

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。     

管道腐蚀剩余强度评价

基于现场采样管段腐蚀缺陷检测数据和智能检测器现场检测数据,采用TGRC-ARSP软件、TCP-FEM数值分析方法和全尺寸试验方法评价了克拉玛依—乌鲁木齐复线声529×7(8)管道腐蚀剩余强度。对严重腐蚀管段,可采用全部更换或挖坑检测后再进行评价方案,若在最大允许操作压力(3MPa)下,能安全运行则不予更换;对处在四级地区的中度腐蚀管段则需进行全部更换;对处在一级、二级和三级地区的中度腐蚀管段可采取维修和加强阴极保护的措施。改造后的管道可在最大允许操作压力(3MPa)下安全运行,并能满足油改气后对输气量的要求。     

确定腐蚀管道剩余强度的方法

60年代后期,美国Battelle Memorial Institute进行了一项研究,检查腐蚀管道破裂的引发原因。该研究表明,可以用一套方法确定腐蚀管道的强度。根据分析结果,来确定管道是安全留用.还是进行修补或更换。     

海底管道腐蚀缺陷处阴极保护数值模拟

海底管道表面很容易因为腐蚀形成缺陷点,具有深度大、传播快且检测困难的特点,对管道安全运行产生很大隐患。通过数值模拟方法研究了X80海底管道钢表面存在腐蚀缺陷时缺陷点内部对阴极保护产生的屏蔽作用,利用有限元方法模拟缺陷处的局部电位和阳极/阴极反应电流密度。结果表明:在腐蚀缺陷处阴极保护电流被部分屏蔽,特别是在缺陷的底部位置;缺陷处对阴极保护的屏蔽作用随着缺陷深度的增加和宽度的减小而越来越强。研究结果可为现场海底管道腐蚀状况和剩余寿命的评估提供指导。     

输油管道腐蚀状况与剩余强度分析

针对发生了腐蚀爆管的某输油管段,测量其腐蚀爆裂区域面积、腐蚀坑尺寸以及分布情况,运用SEM和XRD方式分析了腐蚀产物的成分,并对管道腐蚀剩余强度进行计算。结果表明:该管道防腐层基本脱落,爆裂口处腐蚀减薄最为严重,最大腐蚀深度6.03mm,腐蚀坑呈不连续分布;腐蚀产物主要成分为Fe3O4,腐蚀产物层相对致密,且存在许多微裂纹,微裂纹最大宽度为8m;管道爆裂口处的腐蚀剩余强度最低,仅为2.07MPa。基于上述分析,基本掌握了该管道的整体腐蚀状况,可为制定安全运行方案提供参考依据。     

智道腐蚀剩余强度评价

基于现场采样管段腐蚀缺陷检测数据和智能检测器现场检测数据，彩和ＴＧＲＣ－ＡＲ－ＳＰ软件，ＴＣＰ－ＦＥＭ数值分析方法及全尺寸试验方法评价及克拉玛依－乌鲁木齐复杂φ５２９×７（８）管道腐蚀剩余强度，对严重腐蚀管段，可采用全部更换或挖坑检测后再评价方案，若在最大允许操作压力（３ＭＰａ）下，能安全运行则下予更换，对处在四极地震的中度腐蚀管段则需进行全部更换，对处在一级，二级和三级地区的中度腐蚀管段可采取同     

海底管道腐蚀缺陷修复评估方案的确定

海底管道主要修复技术包括水上干式维修、水下干式高压焊接维修、机械连接器维修、法兰对接维修、不停产开孔维修、外卡维修等6种,对比分析了各种技术方法的适用情况、所需特种设备和人员、检测要求、对生产的影响、维修时间、维修费用.给出了海底腐蚀管道的评估流程和方法,包括基于分项安全因数的方法和基于许用应力设计的方法,介绍了这两种方法所需的原始数据和计算过程,并结合不同方案的技术经济分析,确定管道腐蚀缺陷的最优修复方案.     

相互影响双腐蚀缺陷管道的剩余强度

针对现有的腐蚀规范对相互影响双腐蚀缺陷管道剩余强度的评价结果过于保守的问题,利用非线性有限元分析方法,分析了含有相互影响双腐蚀缺陷管道的剩余强度,研究了双腐蚀环向间距、轴向间距对分别具有相同长度、深度的相互影响双腐蚀缺陷管道剩余强度的影响。研究结果表明:双腐蚀缺陷的环向间距对其相互作用影响不大,工程上可以忽略;当双腐蚀缺陷的轴向间距超过一定数值时,双腐蚀缺陷的相互作用消失;在一定的轴向间距范围内,双腐蚀缺陷相互作用随其轴向间距的变化呈对数关系变化。研究结果证实了采用基于塑性失效准则的三维非线性有限元法研究双轴向缺陷腐蚀管道的剩余强度问题是准确、可靠的。     

人工神经网络预测注水腐蚀管道的剩余寿命

利用人工神经网络的自适应、自组织学习能力，通过对训练样本集的学习，使用传统的CVDA－84规范、传统的BP神经网络、改进的Rumelhart和MBP神经网络，对注水管道的剩余寿命进行了预测。结果表明，CVDA－84规范偏保守，采用BP以及改进的BP神经网络预测的剩余寿命和观测值基本一致。但采用BP人工神经网络预测时，迭代次数比CVDA多得多。采用改进的Rumelhart和MBP神经网络能有效地提高预测速度，改善网络的收敛性，并且使预测精度有所提高。     

东黄老线剩余强度评价

管道剩余强度评价是管道腐蚀与防护管理中的一项重要工作，以东黄老线为例，分别介绍了美国和我国对管道剩余强度的两种评价方法，以及该评价方法在东黄老线停输封存后再启输中的应用。通过该评价方法对管道运行压力的分析计算，确定了东黄老线的剩余强度，为合理制定东黄老线安全工艺运行条件提供了科学依据。该应用为今后在役管道剩余强度的评价提供了宝贵经验。     

腐蚀管道剩余寿命的性能衰减模型研究

管道在长期的运行过程中，由于介质和土壤的腐蚀性，管材的微塑性变形、结构转变和渗氢等。不仅会使管道出现各种腐蚀损伤，而且还存在着老化效应和氢化作用，导致管材的脆变并改变材料的塑性，使机械性质参数发生衰退，从管材性能衰减和腐蚀损伤角度研究了管道的剩余寿命，提出了根据结构承载能力的极限值确定塑性变形时工作寿命的方法，为了确定剩余使用寿命，对剪切损伤率和屈服性能比等概念进行定义，在掌握管材金属剪切损害率和屈服性能比的时间特性基础上，建立了剩余寿命计算模型。并给出了算例。     

基于参数优化GM-Markov模型的海底管道腐蚀预测

为了避免由海底管道腐蚀导致的穿孔泄漏等事故,及时对海底管道进行维修和防护,利用传统灰色系统处理少数据与贫数据的特点、马尔科夫理论预测未来状态的特点,提出基于参数优化GM-Markov模型的海底管道剩余寿命预测方法。首先分析了灰色GM(1,1)模型构建的可行性,随后建立参数优化的GM(1,1)模型,改变模型初始条件,对海底管道腐蚀深度进行预测。根据预测的腐蚀深度,利用Markov模型对海底管道未来腐蚀状态作定量分析,预测其剩余寿命。以某海底管道试验段为例,预测了该管道的剩余寿命。结果表明:改变初始条件后的模型可在样本数据少的情况下达到更高的预测精度,推广应用性较强。(图3,表6,参31)     

基于PCA-SVR模型的油气管道剩余强度预测

针对单一缺陷油气管道的剩余强度预测问题,深入分析影响管道剩余强度的相关因素,对主成分分析(PCA)、支持向量回归法(SVR)及PCA+SVR 的基本原理和组合过程进行总结,利用从文献中获取的单一缺陷管道相关数据,使用PCA 对影响因素进行降维处理,最后使用SVR 模型进行剩余强度预测,并将预测结果与其他常见模型和计算方法进行对比,以此验证该模型的可行性。研究结果表明:在所有影响因素中,管道钢级对油气管道剩余强度的影响最大;PCA+SVR 预测模型的预测平均误差为1.91%,均方根误差为0.34,证明此方法具有较高的准确率,但所有预测结果均小于实际剩余强度,证明该方法的保守性相对较强,会导致管道工作效率下降。     

不同钢级腐蚀管道剩余强度分析方法的对比

以X42~X100钢级管道为研究对象,利用5种缺陷管道评价规范和非线性有限元方法计算具有腐蚀缺陷管道的失效压力。计算结果与试验数据对比分析表明：ASME B31G规范计算误差大且分布不稳定,修正的ASME B31G规范计算结果虽然有所改进,但计算误差仍然较大;BS7910、DNV-RP-F101和PCORRC规范更适合X60以上中高强度钢级管道的评价;与上述评价规范的计算结果相比,非线性有限元法在研究钢级范围内的计算误差小且分布稳定。     

油气管道体积型腐蚀缺陷有限元分析

为了研究体积型腐蚀缺陷对油气管道剩余强度的影响,以含点蚀缺陷、轴向槽状腐蚀缺陷两种体积型缺陷的油气管道为研究对象,通过Solid Works建立几何模型,并导入ANSYS软件进行有限元分析。采用管道缺陷评价计算方法 RSTRENG 0.85d L对各模型的有限元分析结果进行评价,误差均在可接受范围内,验证了采用有限元方法分析腐蚀缺陷参数对管道剩余强度影响的可行性。进一步计算得到了管道失效压力随载荷及腐蚀缺陷各参数的变化规律,得出各参数对油气管道剩余强度的影响。结果表明:腐蚀缺陷深度对管道剩余强度影响最大,腐蚀缺陷轴向长度的影响次之,而腐蚀缺陷环向宽度的影响很小,可以忽略。     

管道外腐蚀直接评价技术

外腐蚀直接评价(ECDA)是对管道外腐蚀情况和防腐系统状况进行科学检测和评价的主要方法。其采用成熟的外检测技术对管道进行检测,通过对检测结果进行分析,确定管道维修的优先次序,从而避免维修的盲目性。描述了预评价、间接检测、直接检查和后评价4个步骤的执行过程。基于该方法的优点及国内检测技术与评价方法的发展现状,介绍了国内外ECDA技术的应用概况,指出国内在间接检测方法、数据积累等方面与国外尚存一定差距,同时指出尽快建立适合我国国情并与国际接轨的管道外腐蚀直接评价体系的必要性。     

基于无缝表征模型的点蚀管道剩余强度评估

国际上主流的油气管道剩余强度评价标准是API 579-1/ASME FFS-1-2007《适用性评价推荐做法》,但该标准在实际应用过程中仍然存在多个技术难点。基于此,引入了管道"点蚀占有比"概念,提出管道剩余强度系数与剩余壁厚比的"无缝表征模型",成功将离散的8级点蚀标准模态连续化。利用Matlab搭建图像处理平台,完成对8级点蚀标准模态之间任意状态管道的安全评估及剩余寿命预测。对API 579-1/ASME FFS-1-2007中的评价规则进行改进后,提高了工程实用性,解决了管道安全评估和剩余寿命的动态预测难题,具有重要的技术经济价值。(图4,表1,参23)