B型套筒等強度設計理論計算分析

劉 洋

（中船重工（沈陽）遼海輸油設備有限公司，遼寧 沈陽 110117）

0 引言

隨著現代工業以及石油天然氣工業的長足發展，輸油氣管道的里程數也在不斷增加。從20世紀50年代的克-獨原油管道，70年代的“八三”會戰，到本世紀初的西氣東輸管道以及中俄原油管道，中國已成為全球第三大管道大國。截止2021年年底，中國長輸油氣管道總里程達到14.8×104km，其中天然氣管道里程8.76×104km，原油管道里程3.13×104km，成品油管道里程2.91×104km[1]。隨著管道的不斷架設以及在役時間的增長，管道的腐蝕老化已成為無法避免的問題，嚴重制約著我國輸油氣管道的安全運行。以西氣東輸管道為例，自2004年起至今已在役服務超過17年。通常情況下，管道的服務年限為33年，根據管道故障率浴盆曲線（Bathtub curve），當管道服役超過20年將進入事故高發階段，也就是說在未來一段時間內我國將有大量輸油氣長輸管線出現不同程度的缺陷[2]。對現有的出現缺陷的管線進行及時補強修復是當下最好的解決辦法。。

1 B型套筒等強度設計分析

現階段我國輸油氣管道有相當一部分已由20世紀架設的中等強度鋼材管線升級到現有的高鋼級管道，管網的運維安全性隨之大幅度提升。可隨之而來的是高鋼級管道嚴苛的技術條件提高了管道的修復質量要求。目前我國常用的一種高強度鋼管牌號為X80，國際上的X80性能要求主要有兩種標準，分別是API SPEC 5L-2018《管線鋼管規范》和ISO 3183-2012《石油和天然氣工業管道輸送系統用鋼管》，二者對X80鋼的性能要求基本一致，屈服強度 為555MPa～705MPa，抗拉強度為625MPa～825MPa，屈強比不高于0.93，焊縫和熱影響區的最小平均沖擊韌性為27J（0℃、管徑小于1422mm）或40 J（0℃、管徑大于或等于1422mm），落錘撕裂試驗剪切面積百分數不低于85%（0℃）[3]。

目前對焊接修復的適用性和可靠性正處于研究階段，永久性焊接補強方式作為一種可靠、簡便的施工方法在管道修復中大量使用[4]。其中以區別于不進行環焊縫焊接的A型套筒的B型套筒修復最為常見。而傳統修復方式往往采用非等強度焊接的方式，為了增加強度，將套筒壁厚的尺寸設計過大，導致焊接熔覆量大[5-6]、施工難度增加，且由于焊接深度大也易產生裂紋等問題，影響修復效果[7-8]。某處受到土壤沉降不均影響出現的凹坑缺陷及根據該文方法設計的B型套筒現場修復圖片如圖1、圖2所示。

根據等強度設計理論，在計算B型套筒壁厚之前需要確定相關參數，包括出現損傷的管道最大外徑、管道母材材質、管道設計壓力、管線運行溫度和管道地區等級等。B型套筒的護板壁厚是其中最重要的一項參數，根本依據參數為管道的運行壓力以及套筒材質的屈服強度δs。設計壁厚應滿足安全性要求，在焊接位置出現缺陷時不應使B型套筒整體出現屈服情況，理想狀態如公式（1）所示。

式中：F為B型套筒設計安全系數，與管道設計安全系數取值相同；δs2為B型套筒屈服強度（取下限數值555MPa），MPa；A1、A2分別為套筒上對應環焊縫位置的凹槽深度、成型加工厚度補償，mm，3.5 mm≤A1+A2≤6mm。

另根據國家標準GB 50251—2015《輸氣管道工程設計規范》直管段壁厚計算公式對B型套筒壁厚進行設計計算，如公式（2）所示。

式中：δ2為B型套筒計算厚度；P為管線設計壓力；D為管道最大外形直徑；σs為B型套筒材料的屈服強度；φ為焊接接頭系數，其中單面焊接且全部無損檢測取φ=0.9[9]；F為強度設計系數；t為溫度折算系數，其中在≤120℃情況下t=1.0。相應單位同公式（1）。

根據管道型號以及現場測量結果總結的管道各項參數數值見表1。

表1 東北地區某處輸油管道缺陷現場測量數據

根據公式（1）、公式（2）以及表1中的數據，分別對壁厚進行計算，并根據可靠性原則選取較大數值作為設計參考數值。根據計算可知在以上情況下，δ1≈16.29，向上圓整為δ1=17。δ2≈13.7向上取值至δ2=14。因此在實際設計中，本案B型套筒厚度應大于等于17mm，且隨著壁厚的增加，B型套筒圓周向的角焊縫將在微小降低后增加，因此壁厚不適宜無線度增大，過度增加壁厚將會對套筒的結構及安全性起反作用，最終該設計方案將B型套筒壁厚定為17mm。

2 應用有限元法對設計方法進行驗證

本案使用ANSYS19.0軟件中的Workbench對上述方法設計的B型套筒修復效果進行有限元法仿真，利用SolidWorks 2016版本建模，模擬管道出現環向裂縫。所建模型模擬了當直管段出現寬度2mm，長度18mm環向裂縫時，在管壁外側利用B型套筒進行修復的情況。其中B型套筒根據上文所述方法進行設計，承受載荷根據實際情況附以管道內表面10MPa均布載荷，并由此分析該設計方法的可行性及可靠性，再根據對稱性原則，選取完整模型的一半進行后續分析。

模型導入有限元分析軟件后，前處理各項參數設置如下：鑒于模型屬對稱性結構，為了提高分析精度，將模型按照六面體結構進行網格劃分，并調整到合適尺寸，如圖3所示。

進一步地，待修復管道材質及B型套筒材質參數按照X80管道進行設置，對管道內壁施加數值為10MPa的均布載荷，對整體模型施加對稱約束并慣性釋放。根據施加載荷以及約束條件，利用靜態求解器進行求解，在后處理器中添加位移、應變以及形變選項求解后得到如圖4～圖6所示的結果。

根據圖4中最大值標注點對比左側坐標值可知最大形變達到0.9 mm；根據圖5中最大值標注點對比左側坐標值可知最大應力為526.22MPa，且最大應力處處于環向角焊縫區域，在實際施工中需要重點關注；根據圖6中最大值標注點對比左側坐標值可知最大應變為0.003mm。

根據API SPEC 5L-2018《管線鋼管規范》和ISO 3183-2012《石油和天然氣工業管道輸送系統用鋼管》對X80鋼屈服強度要求為555MPa～705MPa，仿真中所布置的B型套筒最大應力值小于555MPa，且最大形變量小于1mm。根據有限元分析法結果可以判定該文設計的B型套筒壁厚符合理論使用要求，可進行下一步的生產、試驗及修復施工。

3 現場施工應用驗證

根據上述設計方法以及有限元仿真結果等前期理論設計及驗證，制造了為本案定制的B型套筒，并對修復管段進行了帶壓監測記錄。待修復管段主要由自然沉降造成凹坑缺陷，同時根據超聲檢測顯示彎折處有細微裂紋。焊接施工在裂紋外300mm進行，焊接預熱溫度根據GB/T 36701—2018預熱達130℃后開始焊接，焊接方式采用回火焊加填充焊方式。回火焊可提高任性，防止焊口開裂，采用強度較低的E5015-G（CHE507GX）焊材，填充焊采用強度較高的E5515-G（CHE557GX）焊材。長期的工程實踐統計結果顯示此方法可有效減少角焊縫與母材焊趾部位的開裂傾向。焊后對管線進行焊后熱處理，200℃～300℃保溫5h～8h后自然冷卻。

B型套筒焊接到修復管線后對管線進行測量，顯示B型套筒圓周向形變量在0.5mm～0.85mm，然后逐步恢復正常運行壓力10MPa。帶壓運行15天后對管線進行外部尺寸測量及無損檢測，結果顯示B型套筒結構完好，角焊縫及縱焊縫未發生形變。

根據以往工作記錄，在此類情況下，往往會根據經驗將套筒厚度保守設計為30mm～35mm。此厚度雖然滿足使用條件，但過厚的套筒壁厚不僅增加了制造成本，也會增大卷板難度，還會在現場焊接時使焊接量成倍增加且熱影響區過大，如此易出現焊接缺陷等問題。由此可知，在合理范圍內選擇B型套筒厚度將能減少成本，降低加工、施工作業難度。

4 結語

該文基于等強度理論設計了B型套筒補強設計公式，并根據相關現場數據，利用公式設計出B型套筒。在此基礎上利用有限元法對上述問題進行強度及形變校核，并生產出產品用于施工。施工完美解決了測量管段的凹坑缺陷問題。綜上可得設計公式符合實際工況要求，對B型套筒的設計與分析有一定的參考價值。