采空区悬空天然气管道应力与应变模拟

采空区有可能造成地表沉降变形、碎裂甚至塌陷等次生地质灾害,易造成埋地管道的大范围变形甚至悬空。基于理想弹塑性模型,以某X70管道为例,考虑管道与土体的非线性、管道的几何非线性、土壤的物理非线性等因素,利用有限元软件ABAQUS建立采空区悬空天然气管道的有限元仿真计算模型。在内压、轴向力、外部载荷等共同作用下,分析X70悬空管道在不同悬空长度、不同内压、不同埋深条件下的应力应变变化,并采用双失效判别准则对其进行安全评估。结果表明:在充分考虑应力应变的变化趋势和变化速率基础上,通过双失效判据确定不同悬空长度管道所处的风险等级,可为采空区管道的完整性管理提供依据;内压对管道失效影响较大,当存在采空区塌陷时,需要临时降低管道内压以提高管道安全性能。     

海底管道泄漏事故统计分析

统计分析了墨西哥湾和中国海域203起海底管道泄漏事故,得出第三方破坏、冲刷悬空、管道腐蚀为事故主要致因。分析了第三方破坏的起因,提出了应对措施和维护方法。建立了海底管道悬跨鱼刺图模型,认为设计埋深不合理、施工埋深不足、未采取保护措施、施工质量不达标和地形数据不准确是导致悬跨的深层次原因,并提出悬跨防控措施。指出引起海底管道腐蚀的因素包括防腐层失效、阴极保护失效、管道自身缺陷等,给出了减少腐蚀泄漏的措施。统计分析结果可为降低海底管道运行风险水平、提高日常作业管理和事故应急能力提供参考。（图4,表1,参15）。     

河流穿越管道冲刷裸露段安全评估方法

河流定向钻穿越管道受到洪水冲刷,可导致管道穿越段裸露于河床之上,甚至悬空,引起管道失效。研究管道在水动力作用下从开始裸露到发生疲劳破坏整个过程的破坏机理,从侧向稳定性、强度失效及悬跨疲劳分析3个层面,提出受冲刷裸露管道安全评估方法。利用该方法对两条实际管道进行安全评估,并提出了有针对性的解决方案,结果表明:实例1中受冲刷裸露管道的最大等效应力为176 MPa,小于管材的最小屈服强度,且未发生悬空,管道处于安全状态;实例2管道裸露期间,洪水对管道的冲刷时间超过了其疲劳寿命,管道无法继续运营。研究成果为受冲刷管道的安全评估与更换方案制定提供了理论支持与依据。(图8,表4,参28)     

基于故障树与模糊理论的埋地管道风险评价

以常州港华燃气公司的工程数据为基础,建立了城市燃气埋地管道失效故障树,确定引起埋地管道失效的主要因素为第三方破坏、腐蚀、管道本质缺陷、管理维护不当,得出了导致埋地管道失效的48种基本事件。将故障树法与模糊综合评判法相结合,建立了埋地管道风险评价模型。详细说明了风险评价步骤,用影响埋地管道失效的主要因素作为埋地管道模糊综合评价模型的评价因素集,建立故障树底层各评价指标的因素等级隶属度,以及单因素评判矩阵和单因素权重集,进而得到单因素评判集和整体评价结果。实例证明,该模型对埋地管道的风险评价结果与实际情况相符,可为城市燃气公司的科学管理提供依据。     

流动沙丘地区油气集输用柔性复合管安全评价方法

流动沙丘地区敷设柔性复合管具有易悬空、易移位的特点,为了保障油气管道安全、平稳运行,需对管道安全性进行全面评价。选取聚酯纤维柔性增强复合管为例,对流动沙丘致悬空以及侧向挤压作用下柔性复合管的极限承载能力进行了分析。基于轴向拉伸试验结果,明确了柔性复合管的失效过程及其在屈服、强化、径缩等不同状态下的特征应变值;结合有限元分析法,提出了悬空管道极限埋沙坡度、流沙侧向挤压管道极限滑移距离的失效评价依据,并建立了流动沙区地区柔性复合管评价方法,可为沙漠地区油气管道安全输送提供技术保障。(图14,表4,参21)     

海底悬跨管道形成及破坏机理

海底管道悬跨段的出现将会增加管道所受载荷作用力,使管道更易发生破坏。基于海底悬跨管道的特征,简要分析了海底管道的悬跨机理,总结了悬跨段在重力、浮力、波浪力及海流力作用下的破坏机理和研究现状,并对悬跨管道研究的发展趋势进行了展望。结果表明:分析不同结构形式的海底管道在复杂荷载联合作用下的变形和破坏已成为海底管道悬跨段研究的重要发展方向;今后有必要系统地研究流场特性和地震动特性对管道周围流场和受力的影响规律,计算更复杂约束下海底悬跨管道的允许悬跨长度,以及从多种判定依据着手分析比较海底管道允许悬跨长度,并得到相应判定依据的适用范围。     

关于采用桥渡一般冲刷计算公式确定穿河管道埋深的探讨

穿越天然河流的管道,在运行中遭到破坏,大多数是因为管道在河床中埋深不够,洪水期被冲刷,裸露悬空,受动水浮力和推力的作用,使管壁产生危险的弯曲应力所造成的。据国外资料统计,由于管道埋深不够,而被水流冲刷悬空导致断管事故次数,大约占穿河管道事故总数的71.7%(未包括管线被冲刷裸露后,因船锚、木筏和冰块等造成的机械损坏)。我国在长江、黄河、嘉陵江上敷设的原油、天然气管道也曾因冲     

均匀腐蚀速率下内腐蚀管道最小剩余壁厚预测方法

对内腐蚀缺陷管道建立了三维非线性有限元模型,预测其失效压力,并分析管道壁厚、内压、缺陷尺寸对最小剩余壁厚的影响。研究结果表明:在均匀腐蚀速率下,管道壁厚、内压、缺陷深度和长度是影响最小剩余壁厚的主要因素,缺陷宽度影响较小,可以忽略缺陷宽度方向尺寸的变化;有限元计算的最小剩余壁厚与试验结果吻合较好;最小剩余壁厚与管道壁厚、内压近似呈线性关系,与缺陷长深比近似呈负指数关系。基于有限元计算结果,拟合得到最小剩余壁厚公式,其计算值与爆破试验结果接近,可以为管道剩余寿命评价提供参考。     

埋地含蜡原油热输管道修复中的安全保障

针对热输管道不停输修复中存在的主要安全问题,采用埋地热油管道热力水力计算方法确定了管道开挖修复的安全暴露长度.用在役含缺陷压力容器安全评定方法确定了最大允许悬空长度.利用开发的埋地热油管道开挖长度计算软件,实现了管道在任意工况、任意位置安全合理的暴露长度和悬空长度的计算,考虑多项影响因素的暴露长度和悬空长度兼顾了热油管道修复的安全性和经济性.应用弹性地基梁模型,在得到回填后管道弯曲应力分布的基础上,提出了保障回填后管道安全的措施,可以有效降低回填后管道的附加应力.     

基于向量式有限元方法的长输海底管道不平整度分析

海管不平整度分析是悬跨海管设计、施工和运行维护过程中的重要环节。基于向量式有限元方法,提出了一种海管不平整度分析新方法。该方法采用UWAPIPE模型模拟管土耦合作用,采用基于区域分解的MPI并行技术以提高计算效率。对我国南海一段经过沙波区的海管进行不平整度分析,得到了海管位形、悬跨状态以及管道内弯矩分布,模拟结果与水下机器人(ROV)调查结果吻合良好。在此基础上,基于大量悬跨数据的统计分析,给出了不同工况对悬跨长度和高度的影响。模拟了危险悬跨海管开挖治理后的状态,结果表明开挖治理不仅能够有效消除悬跨,同时能够大大减小管道内弯矩分布。相关方法可用于海底长输管道的安全预警。     

输油管道的风险评价

考虑油气管道运行中的风险因素,应用风险评价的指标模型,对一条输油管道进行了风险评价.模型中的失效可能性包括内、外腐蚀、第三方破坏、地面移动、设计/材料、运行等六个子模块,失效后果考虑了对环境、高价值地区和居民的影响.模型的因素权重由该管道以往事故统计分析确定.依据风险相同的原则和管道的实际情况,对管道进行了分段,对每一段管道确定了管道失效可能性和失效后果,并进行了风险敏感因素分析,识别风险源.基于风险评价结果,给出了该管道沿程风险分布和相对风险等级,指出腐蚀、第三方破坏以及施工时的误操作(管道建设施工遗留问题)是该管道的主要问题.风险评价的结果可以该管道的完整性管理提供参考.     

含腐蚀缺陷占压管道的安全评估

针对含腐蚀缺陷管道因地面占压带来的安全问题,基于ABAQUS软件建立了地基-管道-堆载三维有限元模型,探讨了含腐蚀缺陷占压管道的应力和变形情况,研究了管道埋深、管道内压、堆载荷载以及腐蚀缺陷位置对埋地管道力学性能的影响。结果表明:增加管道埋深可以有效缓解管道应力分布,但同时会增大开挖工程量;当管道内压达到一定程度时,腐蚀缺陷作用下管道最大应力主要由管道内压控制,地面堆载荷载对其影响不大;管土切向摩擦因数对埋地管道力学性能影响较为显著,管道应力随着管土切向摩擦因数增加而近似线性增大;当腐蚀缺陷相对于管道截面的角度位置为5:15方向时,含腐蚀缺陷占压管道的应力最大。     

地震地区长输天然气管道失效风险分析与评价

在分析了地质灾害对长输天然气管道危害的基础上,借鉴地质灾害风险评价方法,将地震灾害的风险要素归纳为成灾背景、致灾体活动、受灾体特征、破坏损失和防治工程5个方面.从多角度、多因素出发,对影响管道安全并可能导致管道失效的各项因素进行了较为全面的分析,构建了较为完善的管道失效后果评价指标体系,并针对管道震害的主要形式细化部分指标.在震害率分析的基础上,确定了埋地管道震害破坏等级划分和对应失效概率的范围,实现了基于风险矩阵方法的地震地区长输天然气管道失效风险等级评价.该方法能够对区域内长输天然气管道的震害风险做出概括性的评估.     

RiskScore管道风险评价方法与应用

基于肯特评分法建立了RiskScore管道风险评分系统,该系统可根据对象管道的实际情况确定影响管道失效的指标和权重,并在此基础上进行管道风险评价,对管道企业运营管理中的风险进行量化描述,为管道运营管理决策提供支持。RiskScore管道风险评价指标包括:第三方破坏指标、腐蚀指标、设计指标、误操作指标和管道泄漏影响指标。利用RiskScore管道风险评价方法分析了我国东北某原油管道的失效可能性和风险值,认为该管道的失效可能性较高,大量管段处于中等风险水平。     

管土接触作用下管道沉陷复杂应力分析

场地沉陷是导致埋地管道破坏的重要原因之一.应用管道与土体接触作用的半无限屈服理论,建立了沉陷作用下管土相互作用模型,以土壤和管道自重为载荷,计算了沉陷区长度、壁厚、内压、管径、管土摩擦因数、管道埋深等复杂因素作用下的管道应力,分析了其对管道Mises应力的影响规律,进而评估管道的安全性.算例分析结果表明,该方法能够较好模拟管道的破坏过程,可为沉陷区域埋地管道数值模拟提供理论依据.（表3,图7,参10）     

高钢级管道环焊缝应变能力评价

为了评价高钢级管道环焊缝的应变能力,建立了基于材料损伤理论的管道环焊缝有限元模型。通过优化裂纹尖端网格尺寸,准确模拟了裂纹尖端的应力分布及撕裂过程。采用屈服强度和均匀延伸率表征高钢级管道的材料特性,计算并分析了管道环焊缝的裂纹驱动力曲线,建立了裂纹扩展失稳准则和材料断裂韧性准则两种失效判据,研究了管道材料性能、裂纹长度及内压对裂纹驱动力的影响,定量分析了这些影响因素与管道应变能力之间的关系。结果表明:较之内压,裂纹长度对管道应变能力影响较大,材料均匀延伸率较屈服强度对管道的应变能力影响更大。针对基于应变设计的管道,建议对环焊缝提出均匀延伸率等塑性容量指标的要求,从而更好地为基于应变的高钢级管道的设计和评价提供技术依据。     

温度和不均匀沉降耦合作用下埋地管道力学性能

埋地油气管道一旦发生泄漏、爆炸等事故,其危害巨大,因此研究温度和不均匀沉降耦合作用下埋地管道的力学性能,开展安全风险评价十分重要。建立管道-地层整体模型,采用有限元分析软件ABAQUS进行非线性求解。通过间接耦合法实现温度作用和隧道开挖作用的耦合,分别模拟了不同管径、壁厚、埋深条件下的埋地管道应力应变状态,得出在不同影响因素下管道Mises应力和纵向位移的变化规律。分析结果表明:在温度变化和不均匀沉降耦合作用下,管径和壁厚对埋地管道应力应变状态有较大影响,管径越大,管道Mises应力越大,纵向位移越小,壁厚越大,管道Mises应力越大,纵向位移越大;当管道处在隧道上方时,一定埋深范围内,埋深对管道的应力应变状态影响较小,管道Mises应力和纵向位移随着埋深的增加并无明显变化;管道接口与直管连接处出现应力集中现象,实际运行过程中应注重该部位的检测和维护。     

深水管道涡激振动控制方法

海底管道涡激振动控制是管道设计中的重要问题。根据深水环境下,海底表面流速通常很低,并且基本不受波浪影响的特点,指出深水涡激振动控制应主要考虑疲劳失效,用管道的疲劳寿命作为深水悬跨管道涡激振动的控制条件。建立了深水环境下涡激振动的非线性微分方程,给出疲劳计算公式,并对比了浅水控制方法与深水控制方法计算的临界跨长。     

海底管跨涡激振动敏感性分析

涡激振动会引起海底管跨的疲劳失效,激振频率、固有频率及激振载荷等是其主要影响因素.固有频率是表征结构对荷载敏感程度的指标,管跨共振只可能在漩涡发放主频率接近管土结构的固有频率时才产生.分析了海底土壤力学特性、悬跨长度、管道尺寸、海流速度等对管跨涡激振动的影响规律,结果表明:随着管道覆盖层土壤硬度增大,管跨的最大应力部位逐渐从管跨中点向土壤和管跨的交界区域移动;当海流速度较大时,对于小管径海底管道,靠近管跨中点和管跨两端易发生疲劳失效.在工程设计校核过程中对易引发疲劳失效的部位予以关注,有助于提高海底管道的可靠性.     

基于壳单元的连续型采空区埋地管道应变分析

采空沉陷区管道在地表变形的作用下会产生较大的应变,导致管道拉裂或屈曲失效,因而建立了三维连续型位移采空区管道应变数值计算模型,该模型使用非线性壳单元模拟管道,非线性弹簧模拟管土间相互作用。基于有限元模型,分析了管道应变空间分布特征及其随主要影响因素的变化规律。结果表明:连续型采空沉陷作用下管道会产生与地表一致的垂向位移,管道内弯曲应变远小于轴向应变;采空沉陷区管道的轴向应变随着覆岩岩性硬度的增强而增加,随着走向长度、开采深度的增加而增加,而煤层采厚对轴向应变几乎没有影响;管道内压、管道埋深、管土间摩擦折减因数的增加均会导致管道轴向应变的增大,增加管道壁厚能够有效减小管道的轴向应变。