Conservative Analysis on the Remaining Strength Assessment of Corroded Pipeline for ASME B31G and API 579
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摘要: 腐蚀导致在役管道强度降低, 运营者必须确定当前腐蚀缺陷下管道是否可以继续服役, 目前可采用的评价方法主要有B31G和API 579系列。介绍了两种评价方法的理论基础, 根据各自的基本假设导出了相应的评价方法的评价公式, 并对此进行了深入的对比分析, 得出通常认为过于保守的B31G的保守性比API 579低的重要结论。建议在单一荷载和简单缺陷形状下, 按B31G进行管道的剩余强度评价。Abstract: Operators should conform whether a pipeline in corroded flaw situation could maintain its service, for corrosion may leads to lower pipeline strength. Current assessment methodologies are ASME B31G and API 579 series. Theory foundation for remaining strength assessment methodology is presented and assessing formula for relative assessment methodology is educed based on individual basic assumption. Thus deep comparison is made for this purpose. Significant conclusion obtained is that API 579 is more conservative than ASME B31G. Authors suggest that under single load and simple flaw situations, remaining strength assessment should be carried out according to ASME B31G criterion.
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Keywords:
- pipeline /
- remaining strength /
- corrosion /
- assessment /
- standard
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西气东输豫皖管理处所辖管道穿越河南和安徽两省，有4座压气站运行，且均位于农村地区，紧靠农田。压缩机正常运转时，出站温度范围为50~55 ℃。压气站出站管道埋深距农作物根系较近，管道外部为3PE防腐层结构，相当于未加隔热层的稳定热源。额外的稳定热源在一定程度上影响了管道上方农作物的生长和产出，并进一步影响了站场和当地百姓的关系。因此，有必要对压气站出站管道温度对农作物产生的影响和管道隔热问题进行分析，并提出相应的解决措施，以确保管道安全平稳运营。
1. 土壤温度对农作物生长的影响
相关资料表明，土壤温度过高，会加速根的老化过程，不利于根吸收水分；同时，温度过高使酶钝化，原生质流动缓慢，在土壤温度超过35 ℃时，玉米、番茄等作物根系吸水速度减慢[1]。水稻生育期的最适水温为28~32 ℃，超过或低于该范围，会妨碍水稻对无机盐的吸收，尤其对钾和硅酸的吸收影响最大。另外，根系温度较高对植物激素也有较大影响。通过对西气东输豫皖管理处所辖管道某压气站出站管道上方农作物的生长情况进行分析，得出管道作为热源向土壤传递热量，使土壤温度偏离农作物生长所需的正常温度，导致麦田减产甚至绝收(图 1，红线范围以内为重影响区，红线与黄线之间为轻影响区)。
为了降低压气站出站温度对农作物生长的影响，一般是通过改变冷却风扇的运行方式以降低出站温度对农作物生长的影响。在进口温度21.2 ℃、进口压力5.79 MPa、压比1.4的工况条件下，测试空冷风扇运行方式对出站温度的影响(图 2)。压气站的出站温度随开启冷却风扇数目的增多而降低，8台风扇全开时的出站温度比不开风扇时的出站温度下降6.5 ℃。但是，在管道出站100 m处、距地表下30 cm和60 cm的位置，开启不同台数的冷却风扇，对土壤温度的影响不大。这说明改变冷却风扇的运行方式以降低出站温度对农作物生长的影响效果不明显。基于此，提出采取增加隔热层以降低出站温度对农作物生长影响的新方法。
2. 出站管道沿线土壤温度的变化趋势
目前，西气东输豫皖管理处所辖管道的防腐结构由内至外分别为防腐层、防护层和保护层。防腐层材料一般为液体环氧类涂料和聚乙烯胶粘带，防护层一般选用聚乙烯专用料或玻璃钢层[2]，二者的厚度与隔热层相比较薄。采用热电阻温度变送器测量压缩机出口温度为52.6 ℃，用红外线温度探测器测量压缩机出口管道外壁温度为52.4 ℃，说明埋地管道的防腐结构基本不具备隔热功能。
在同一时间段内，当没有压气站的出站管道时，地下约2 m处土壤的自然温度约为19.8 ℃(图 3a)；当有压气站出站管道时，地下约2 m处紧邻管道的土壤温度约为47 ℃(图 3b)。由于管壁内部、管壁外侧与土壤的热传导，均会对管壁周围20~50 cm范围内农作物根系层的土壤温度产生较大影响。
2012年11月，现场实测数据显示，在压气站出站3 km、管道埋深约2 m的位置，地表下20 cm处的温度与环境温度相差3 ℃(图 4)。当无压气站出站管道时，该地区11月地表下20 cm处的温度与环境温度相差约0.8 ℃，故管道热源使该点温度增加了约2 ℃。在0~3 km范围内，出站温度热损失较少的位置，地表下20 cm处的温度与环境温度相差更大，其他月份规律也是如此。在出站15 km位置，管道埋深为3.1 m，相对其他位置埋深较深，而此处两点温差相差最小，约为0.3 ℃。由此可知，管道埋深越深，对上层土壤的传热影响越小。
在地表下20 cm、管道正上方的温度最高。随着测温点向两侧偏移，温度基本按线性趋势下降，管道热源对土壤温度的影响范围在管道两侧各4 m左右，管道中心线与边缘位置的温差约2.7 ℃(图 5)。
3. 管道隔热的理论计算
增加隔热结构的埋地管道一般由防腐层、隔热层、防水层及保护层组成(图 6)[2]。由于防腐层和防护层基本不起隔热作用，因此，在隔热理论计算中只考虑隔热层。针对西气东输埋地钢质天然气管道，隔热层宜选用聚氨酯泡沫塑料[2]。
隔热层厚度计算一般有4种方法，包括控制管道表面温度法、最大允许热损失法、经济隔热层厚度法、最大允许温降法。根据相关规范[2-4]，西气东输天然气管道宜采用经济隔热层厚度法计算隔热层厚度。假设管道外径大于1 000 mm，可按平面计算隔热层厚度：
![](/fileYQCY/journal/article/yqcy/2008/1/href="yqcy-32-7-791-E1.png")
(1) ![](/fileYQCY/journal/article/yqcy/2008/1/href="yqcy-32-7-791-E2.png")
(2) 式中：δ为隔热层厚度，m；fn为热能价格，元/GJ；λ为保温材料的导热系数，W/(m·K)；τ为年运行时间，h；T为设备和管道的外表面温度，K；Tα为距地面h处的土壤温度，K；P为保温结构的单位造价，元/m3；S为隔热工程投资年分担率；i为年利率；n为计息年数；D、Di分别为保温层的内外径，m；α为保温层外表面向土壤的放热系数，W/(m·K)。
根据西气东输豫皖管理处所辖管道运行出站的实际情况，取T＝50 ℃，Tα＝25 ℃，P＝310元/m3，λ＝0.044 W/(m·K)，τ＝8 700 h，S＝1，fn＝500元/GJ，α＝11.63 W/(m·K)，将上述变量代入式(1)、式(2)，可求得管道的隔热层厚度δ约为0.23 m。
4. 费用计算
结合现场实际情况(图 1)，压气站出站管道温度对农作物的影响范围长度约30 km，宽度约6 m，在其中心4 m区域为重影响区，两侧各1 m为较重影响区。因此，压气站出站管道温度对农作物的影响面积约为18×104 m2。若百姓要求索赔，根据河南地区农作物常见品种价格，赔偿约4.2元/m2，按照农作物一年两季计算，则每座压气站年需赔偿约151.2×104元。
隔热层厚度取0.23 m，若保温结构的单位造价310元/m3、管道直径1 016 mm、隔热段长度取30 km，则每座压气站增加隔热层的成本为379.6×104元。
将每座压气站赔偿百姓费用与增加隔热层的成本对比可得，每座压气站3年赔偿百姓的费用超过了其增加隔热层的费用。
5. 结论与建议
压气站出站管道增加隔热层后，增大了热阻，减少了对土壤的散热和对农作物生长的影响，避免了与百姓之间的纠纷，有利于管道的安全生产。但是，国内绝大多数压气站的出站埋地管道均没有隔热层，基于此，提出如下建议：①对于新建设的管道，在管道建设时期增加隔热层，隔热层结构采用圆周包围模式，其厚度与铺设长度根据式(1)计算。②对于目前已经投产运营的管道，如果采用圆周全包围模式，需将管子下方挖空分段包装，施工难度较大。因此，可在管道上方铺设隔热板，对于外径1 016 mm的管道，隔热板的宽度取2 m左右。
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[1] API 579(2000), Recommended Practice For Fitness-For-Service, ISSUE6, 2000.
[2] ANSI/ASME B31G-1991, Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipeline.
[3] SY/T6151-1995, 钢质管道管体腐蚀损伤评价方法. [4] SY/T 6477-2000, 含缺陷油气输送管道剩余强度评价方法. [5] SY/T10048-2003, 腐蚀管道评估的推荐做法, 2003. [6] DNV, RP-F101-Recommended Practice for Corroded Pipelines, Det Norske, Veritas, 1999.
[7] A. Keith Escoe, Piping and Pipelines Assessment Guide, New York, Elsevier, 2006.
[8] Folias E S: On the Effect of Initial Curvature on Cracked Sheets, International Journal of Fracture Mechanics, 1969, 5(4).
[9] Eiber R J, Maxey W A, Duffy A R and Atterbury T J: Investigation of the Initiation and Extent of Ductile Pipe Rupture, Battelle Report Task 17, June, 1971.
[10] Kramer G S, Wilkowski G M and Maxey W A: Flaw Tolerance of Spiral Welded Pipe, Battelle NG-18 Report No. 154, Jan., 1987.
[11] Kiefner J F and Vieth P H: Project PR 3-805, A Modified Criterion for Evaluating the Remaining Strength of Corroded Pipe, Battelle Report to the Pipeline Committee of the American Gas Association, 1989.
[12] 方华灿: 油气长输管道的安全可靠性分析, 石油工业出版社(北京), 2003.
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