天然气输送管道选材分析

石油规划设计2007年7月天然嵛输送道材祈刘银春*刘祎王登海常志波徐海翔西安长庆科技工程有限责任公司四川天驰建设工程有限责任公司刘银春等.天然气输送管道选材分析.石油规划设计,2007,18(4):44~47摘要随着人们对天然气需求量的不断增加,天然气输送管道建设也迅速发展,并且需要高压力、大流量的钢管。在夭然气输送钢管选材中应考虑其强度、韧性、可焊性和耐蚀性,论述了判断管材强度和韧性须考虑的技术指标以及判断管材可焊性的两个指标。阐述了输送介质的4种腐蚀破坏形式及腐蚀机理,提岀了在天然气输送管道选材中应注意的问题。关键词天然气输送管道强度韧性焊接腐蚀选材分析随着人们对夭然气需求的不断增加,输气管道节约大量钢材,降低建设成本。目前,输气管道是建设也得以迅速发展。天然气管道输送作为一种经通过采用大口径和高输气压力的技术措施来提高经济、安全、高效的输送方式而被广泛应用。目前,济效益,因此,要求管材有较高的强度。据计算,高压输送和严酷的环境对输送管道提岀了严格的技一条输送压力为7.5Ma,直径为1400m的输气管术性能要求。通过对天然气输送管的发展趋势、管道可代替3条压力为5.5MPa,直径为1000m的管道服役条件、主要失效形式和失效原因等方面的综道,可节省投资约35%,节省钢材约19%。对同合评价,对天然气输送用钢管材质强度、韧性、可管径,如果输气的工作压力从7.5MPa提高到10~焊性和耐蚀性4个方面提出了具体的技术要求。12Ma,输气能力将提高33%~60%,而且高等级强度要求钢可以降低钢管的壁厚,减少现场施工焊接的时间,从而降低钢材重量和建设成本。一般来说每提高钢管强度主要指屈服强度和抗拉强度。屈服强个钢级,可节约建设成本约7%度表示材料抵抗塑性变形的能力,一般情况下,屈1.2提高钢管强度的技术指标服强度越高,材料强度越高,韧性则降低。输气管1.2.1屈强比道的屈服强度一般为245~555Ma,计算时一般采屈强比即屈服强度与抗拉强度之比值,表示材用产品的公称最低屈服强度(SWS)。抗拉强度是指料塑性变形的能力,屈强比与材料塑性变形能力和金属在拉断前所承受的最大应力,输气管道的抗拉加工硬化能力有关。从管道安全性考虑,高钢级钢强度一般为415~625MPa管的屈强比不应过大,因为屈强比越大,环向应变1.1提高钢管强度的原因允许值越小,试验和运行压力越接近钢管的抗拉强天然气输气管道向着高压、大流量、长距离发度,母材和焊接接头对缺陷的容忍能力就越小。在展的趋势越来越明显。随着管道输送压力、直径的很多管道用钢管的技术规范中对材料的屈强比进明显增高,提高钢管强度即采用高钢级钢管,可以刘银春,男,1981年生,助理工程师。2005年毕业于西南石油大学油气储运工程专业,现在iEV山中国煤化工通信地址陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区长庆大厦908室,710021CNMHG第18卷第4期刘银春等:天然气输送管道选材分析行了限制规定,一般在0.85~0.93范围內。裂纹将长程扩展,造成严重后果;相反,如果韧性IS③B183-3规范中规定,低于Ⅺ52钢管屈强比不允较大,则有可能止裂。因此,对管材韧性技术要求许超过0.90,超过X52钢管的屈强比不允许超过包括两个方面:一是确保不发生脆性断裂;二是断0.92,但 API Spec5L仅对冷扩径钢管作做出了屈裂后在一定管长内止裂。目前,随着冶金技术、输强比不超过0.93的规定。为了保证高等级钢管道气压力提高,脆性断裂事故基本得到控制,而经常的安全性,一般油气管道的技术条件都对屈强比做发生的是延性断裂事故。出规定21345。2.2延性断裂m[4t91.2.2包申格效应( Baus chi nger Ef feet)延性断裂的止裂是输气管道的突出问题。国外包申格效应是材料的塑性力学现象。包申格效应已进行了大量的研究,提出了输气管道选用钢管延的特点:一是只有多晶体材料才有包申格效应,单性断裂与CWN(夏比冲击值)的关系。近年来,针晶体材料则没有;二是包申格效应的大小与材料(主对高压、大口径天然气输送管道的发展,已有的止要指管材)的化学成分、晶粒度大小以及轧制工艺裂经验公式预测已经不能有效地保障管道安全,因有关;三是包申格效应的大小还与塑性变形量有关此,国外研究人员提出了新的解决方法。如Leis系,塑性变形量在某一数值时包申格效应最高,塑述包申格效应大小的称为包申格效应值(简称法多、DT(落锤试验)法、HP法和(COAc性变形量再大时,包申格效应减小,甚至消失。描修正法仼BE),指同一管材制成管后,前后屈服值的差。VBE如果使管材在一定长度內能够止裂,要求管道般为40~50Ma,个别的能达到70Ma。因此,为管具有足够高的夏比冲击韧性。夏比Ⅴ型缺口冲击保证焊管成品的屈服强度达到技术标准的要求,钢试验(测取CN值),在最低操作温度下,C值在板的屈服强度应留有足够的余量,以弥补包申格效0.125MS·以上,就可以控制延性断裂。对于焊应对钢管屈服强度的影响。一般规定,钢板应比钢管高一个等级,或者在该级别钢的SMS的基础上提缝一般按不起裂计算韧性。高40~50Ma2.3管材止裂应注意的问题「钢板订货时要求管材的最小韧性值大于其止裂2韧性要求韧性的预测值,可使发生延性断裂时能够止裂。韧性指金属材料在断裂前所吸收出的能量,亦对同一直径和壁厚的螺旋埋弧焊管和直缝埋弧即外力所作的形变功和断裂功之和,它是材料抵抗焊管止裂韧性的要求相同。裂纹扩展能力的度量。天然气输送管道所规定管道焊缝韧性不起止裂作用,其数值只要能防止延止裂韧性要求,是指材料止裂所需的韧性,既要最性起裂即可;母材的韧性则应大到足以阻止延性裂大限度地容忍初始缺陷,又要在延性断裂裂纹一旦纹的扩展。萌生后止裂(将断裂长度控制在一定范围),同时又能满足批量生产管材的经济性要求。一般管道工作为了保证实验室测得的CWN和DT数据可靠温度越低,钢管强度等级越高,管径和壁厚越大,性,要求所用设备的最大能力应为所测数据的两倍。对管材的韧性要求越高「3可焊性要求21112t2.1提高钢管韧性的原因4[钢管韧性是影响输气管道安全可靠的主要因素可焊性主要取决于钢的化学成分,是获得可靠之一。管道断裂分为脆性断裂和韧性断裂两种形式。焊接的重要保证。管材具有良好的可焊性是保证管脆性断裂是由低温、应力、裂纹缺陷3个条件共同道焊接质量、管道使用寿命及可靠性的重要指标。作用造成的,其裂纹常在远低于管材屈服强度条件管材的可焊性一般用两种判别指标。下突然发生。解决脆性断裂可以采用消除钢管裂纹3.1碳含量缺陷和提高管材的断裂韧性两种方法,前者属于制将影响可焊性的许多化学元素,其中以碳为主管和施工注意的问题,后者通过提高本身性能指标要影响因素,折合成碳当量(Ceq)来判断可焊性来防止钢管断裂。韧性断裂是指过大拉应力和裂纹缺陷同时存在的条件下,由细小裂纹逐渐扩展而最9优劣终造成的断裂。如果管材的韧性较低,其裂纹扩展Ceg=C+ Mn Cr+ Mo+v Ni+ Cu(1)的速度相对较快,有可能大于天然气减压波速度,中国煤化工般认为CNMHGeq在0.35石油规划设计2007年7月0.42之间,管材具有较好的焊接性能。X60以上的硫化氬溶液中产生氢原子,当氬原子渗透到管管材也可用冷裂纹敏感系数(Pcm)来判断,输气材里,将使钢材晶粒间的原子结合力降低,造成钢管道的Pcm≤0.20,Pcm的计算公式为:材的延伸率、断面收缩率降低,随着应变速度和温Mn+Cu+ Cr MoPcm=c+1510+5B(2)度的变化,钢材强度也发生很大的变化,引起脆性3.2热影响区域的硬度断裂。目前,解决办法是控制管道钢板和焊接接头热影响区域的硬度是衡量可焊性的另一个指的硬度。但这并不是绝对有效,特别是有焊按应力标。碳当量越高,冷却速度越快,则热影响区的硬存在时。度越高。从800℃到300℃的冷却速度影响热影响区4.4氢致开裂4t的显微组织,冷却速度加快会使热影响区的硬度增氢致开裂是输气管道失效的主要模式之一,其大,组织变脆:从300到100冷却速度影响焊接产生的原因是硫化氢溶液中产生的氢原子通过金属金属中氢的扩散,会降低热影响区的韧性和增大对裂纹的敏感性。一般焊缝与热影响区金属的宏观硬表面深入基体内部:氢原子在金属内部沿轧制方向度不得超过HRC2(洛氏硬度)或者H248(维氏硬在非金属夹杂物和晶体缺陷等处聚集,并结合成氢度)分子,产生巨大的内压力。显微缺陷处的氢压可以4耐蚀性要求超过材料的断裂强度,即使不存在残余应力也可能形成HC。HC的影响因素包括环境因素和材料因天然气输送管道的腐蚀主要包括输送介质的腐素。环境因素主要包括HS浓度、pH值、CQ浓度蚀、冲刷腐蚀和外腐蚀。冲刷腐蚀一般通过控制流温度等:材料因素主要有化学成分、非金属夹杂物速,采用环形流动设计、大圆周半径弯头和三通进行控制。外腐蚀防护主要通过外防腐涂层和阴极保和显微组织。护。因此,冲刷腐蚀和外腐蚀对材质的影响不大提高管道钢抗HC能力的主要措施包括:一是材质的耐蚀性主要考虑输送介质的腐蚀。输送介质提高钢的纯度。采用精抖、高效铁水预处理及复合的腐蚀破坏主要有4种:应力腐蚀破坏(sα;硫炉外精炼:二是提高成分和组织的均匀性。在降低化氢应力腐蚀破裂(SsCO;硫化氢脆(SS;氢致硫含量的同时进行钙处理,钢水和连铸过程的电磁开裂(HC)m14.1应力腐蚀破坏「141516搅拌,连铸过程轻压下技术的采用,多阶段控制轧应力腐蚀破坏是除了硫化氢破坏以外的各种因制及强制加速冷却工艺,限制带状组织等:三是晶素引起的应力腐蚀破坏总称。其特征是腐蚀在酸性、粒细化。主要通过微合金化和控压工艺使晶粒充分细中性,甚至碱性环境下都可能发生,所以缓蚀剂不化;四是尽量降低碳含量,控制锰含量,添加铜、钼起作用。应力腐蚀破坏涉及3个方面的因素:敏感材料(合金成分、微观组织);应力;敏感环境(介随着人们对天然气需求的不断增加,输气管道质成分、浓度、温度等)。初步研究表明,溶解和渗建设也得以迅速发展,管材的选择直接影响工程质氢是这类应力腐蚀裂纹扩展的主要原因。防止这类量而日益受到重视。采用高压输气可以降低管道建设的成本和运行费用,因此,在输气管道建设中,应力腐蚀破坏的主要措施是提高外包装质量,隔绝应选用高钢级管道钢。在选用高钢级钢时,应关注土壤对管体的腐蚀,降低焊管的残余应力4.2硫化氢应力腐蚀破裂nrt1其屈强比和韧性,以保证管道安全性。针对今后拟建的大型输气管道特点,加大止裂研究的力度。同在SSC过程中,一方面产生硫化物;另一方面,时,对高钢级钢的焊接性能、材料及方法进行研究硫离子促使阴极反应析岀的氢离子在钢表面富集并进入钢组织,引起氢脆,降低钢的塑性,并导致白与选择,减少焊缝缺陷。根据输送气质的不同,特别是输送高含硫天然气的钢管,需要对钢管的合金点的形成,加速裂纹的萌发和发展。硫化氢应力腐蚀破裂主要受3个方面的影响:金属所处环境介质;成分设计进行针对性研究,以提高耐蚀性金属材料本身的性质和状态;金属所承受的应力状参考文献[1]彭在美,生产技术及发4.3硫化氢脆「14展方向中国煤化工[2]中国石CNMHG天然气工业管第18卷第4期刘银春等:天然气输送管道选材分析理实用手册.北京:石油工业出版社,2005[13]李云涛等.高强管线钢的焊接性及其焊接接头的3]楚彦方等.高钢级管在输气管道中的应用.石油耐腐蚀性.焊接技术,2004,33(4):26~28规划设计,2005,16(4):13~1614]王仪康.高压输送天然气管线用钢和焊接钢管.[4]王茂堂等.西气东输管线用钢管技术条件编制中焊管,1998,21(4):21~27的几个问题及回顾.焊管,2003,26(2):1~[15]刘杏等.天然气长输管线应力腐蚀破裂的敏感环境条件.机械工程材料,2002,26(1):55]王茂堂.大型输气管线选材中的几点看法.焊管,2000,23(3):32~42[16]李鹤林.天然气输送钢管研究与应用中的几个热6]潘家华.关于管材旳包申格效应.焊管,1997点问题[].中国机械工程,2001,12(3):20(1):1~3349~3517]尹国耀.包申格效应对×65钢管强度的影响.石[17]尹成先等.高强度管线钢应力腐蚀试验研究.焊油规划设计,2002,13(5):9~10管,2003,26(6):14~168]冯耀荣等.有关天然气输送管道及钢管的几个问18]张何林.天然气输送过程中硫化物应力腐蚀.河题.压力容器,2001(18):53~59南化工,2005,22(7):10~11[9]孙志宇等译.国外输气管线止裂韧性预测研究进19]王勇等.管道硫化氢应力腐蚀破裂的原因分析展.国外油田工程.2005,21(8):30~32油气储运,2004,23(12):46~4710]黄志潜.西气东输管道延性断裂的止裂控制.焊「20]陶勇寅等.管线钢硫化氬应力腐蚀的影响因素管,2001,24(2):1~9天津大学学报,2004,37(4):359~362[11]彭在美.论石油天然气输送用钢管的生产技术及发展方向.冶金丛刊,2005,(5);41~44收稿日期:2006-10-212]刘枢楷等.L360焊接钢管在天然气次高压管道的应用.煤气与热力,2003,23(9):540~542编辑:郭洁敏(上接第19页)5.5加强Hzq(危险和可操作性分析)研究如果为满足需求,将气田的产量定的过高,在很短开发高压、高含硫天然气带来的安全问题,贯的开采时间内,井口压力下降就非常快,致使气井穿气田开发工程的全过程。系统地分析研究气田建生产的天然气无法进入集输系统,因而必须提前进设的安全风险和防止风险的发生是气田开发的基本行增压生产。有些气田投产时间很短,就已出现上述情况,面临着调整改造,有些气田负荷因子已达技术方针。0.95以上,超出了合理范围,降低了安全保证。在HzP研究过程中,通过设计人员、第三方要依靠技术进步,合理确定开发方案,要科学专家和操作单位等的共同参与,可以系统地分析设确定气田的储采比,对天然气储量要有预留,正确计中是否有风险,有什么风险,什么样的操作才能处理保障供气与气田稳产之间的关系。避免和控制风险,从而将风险减少到最低程度。建5.3在老气田的调整改造中,应尽量选用国产设议在今后的气田建设和调整改造中逐步进行HAzP备,以降低投资研究,将风险减少到最低程度。目前,在产能建设中,引进设备还占有一定比5.6开展气田高效设备优化筛选工作例,引进设备普遍价格高,维护维修需要进口机件,定期搜集、评价国内外气田各系统成功使用过且成本高;有的设备需整机送到国外维修,成本更的高效、节能设备,对经过实践检验性价比高的成高。老气田已运行多年,稳产能力逐渐降低,稳产熟节能技术,进行大面积推广;做到技术信息共享,年限也逐渐减短,因此老气田的调整改造的目的主使先进技术尽快转变成生产力。要是保证其能安全运行。在调整改造中应尽量选国产设备,以降低投资。收稿日期:2006-11-035.4改变传统的驻站式管理模式,确保生产安全编辑:马三佳川渝等气田的地面集输系统是经过几十年不断建设、发展起来的,许多地处偏远老气田采用传统的驻站式管理模式,使较多的非值班人员住房建于场站工区范围内。在今后的老气田调整改造和新气田的建设中,应将生产区和生活区分开。中国煤化工CNMHG