腐蚀气管线周边袖套填角焊所需最小厚度

《腐蚀气管线周边袖套填角焊所需最小厚度》由会员分享，可在线阅读，更多相关《腐蚀气管线周边袖套填角焊所需最小厚度（23页珍藏版）》请在装配图网上搜索。

1、中国石油大学（华东）本科毕业设计（论文）本科毕业论文外文翻译腐蚀气管线周边袖套填角焊所需最小厚度 2011年 3 月 18 日2腐蚀气管线周边袖套填角焊所需最小厚度摘 要此研究中用数值模拟袖套焊接修复所需的最小可焊接的管壁厚度。它是根据Battelle提出的作为腐蚀气体管线带压焊接操作功能的一个方法。研究最小可焊厚度是为了提高被焊部位气体流动率。修复的性能是可以评定的，暂时提高修复区域的流动的替代措施也是有价值的。关键词: 气管线；修复；在线焊接中国石油大学（华东）本科毕业论文外文翻译目 录1 引言12.实验和数值条件43 温度分布模型64 确定最小可焊厚度75 减薄修复区的完善126 结果讨

2、论177 结论178 参考文献18游梁式抽油机地面能耗分析31 引言天然气运输公司拥有数千英里的地下管道，回到过去20世纪四、五十年，在那时，防腐保护技术（比如：保护涂层和阴极保护）没有得到很好的发展，各公司共同面对的缺点都归因于腐蚀消减。全世界最主要修复漏气管道的方法都是换掉泄露的管道。然而，这么做就必须关掉气阀和给受影响的管道部位开孔。那没有支管来分流气体，这样意味着停止许多地区的气体供应，此结果会用户和运输公司。一种有效替代减小用户丢失和恢复腐蚀管道的服务的技术是用全覆盖袖管修复。全覆盖袖管焊接是用来修复气管线中的缺陷，如图1所示。套管式由两半袖套纵向焊接得到，那也是对如果气体泄露或其它

3、缺陷的气管周边的焊接修复。设计标准可在API标准1104附录B的Ref查询1。那些套管通常用于一般由于腐蚀引起的减薄或气体泄漏处理修复。当发现减薄缺陷就用密封环形套管和出口阀来防止气体通过焊接部位。这种修复需要对管道周边进行填角焊接来防止在以后的气体输送中出现泄漏。这种修复气泄漏的可能性可能是袖套焊接修复在此类技术中最大的优势，这也是个里程碑。这些袖套的焊接在此领域无疑是个艰巨的任务。通常，短时间和较差的地理或气候条件使得切割、加固和焊接袖套到填埋的管道上是非常困难的，需要专门受过培训的人和设备。因此，无需惊讶，有许多袖套修复时失败的。这些失败大多数原因都是由于在装配袖套时推动力的变化和提高以

4、及野外焊接程序和无破坏测试修复造成的。图1 气管线全覆盖袖管焊接修复如果没有适当的培训，由于担心管道烧穿，焊工会倾向于采用短的焊接时间和采用高的沉淀率，这可以获得纤维电极。纤维套电极的应用是在腐蚀的管线中式都共同采用的，但对于在役管线焊接是非常危险的，这会引起氢致裂纹3。低氢基电极规范现在非常受到推崇，应用具体指定的预热和热输入来避免高冷却率和烧穿4。在周边套管与管道的焊接过程中出现的烧穿由被焊管道厚度和焊接过程中熔池的深度控制。焊接深度取决于热输入，热沿于管道和套管扩散，此扩散通过内部气体（天然气）和管道周围（空气）。这个扩散的持续时间取决于温度和流动参数、压力。可以控制的参数是气体的流速。

5、第19次编制的API标准1104最近已经收编了减少烧穿危险的介绍1。其表明如果壁厚大于或等于6.4mm时，用低氢电极（EXX18型）和手工焊是不会发生烧穿的。如果如果壁厚小于6.4mm时需考虑烧穿危险。文献记录了热输入预测方法，形如那些在Ref发展或其它被证实的方法应该被用于决定热输入限制这些应用。当在实施在役管线薄壁焊接时，特别是预防措施，例如热输入限制程序的采用通常是明确的。在役管道焊接的成功实施必须达到一方面安全和另一方面防止出现不想出现的产物。例如，如果管道壁很薄（例如小于6.4mm），这也许必须限制热输入来减小烧穿危险；然而，小的热输入水平也许不能满足克服管壁带走的热量，结果会引起过

6、快的冷却速度和导致轻质裂纹。因此，必须提出一个妥协方案。油气运输公司已经实施了若干方案来转变这一进程使油气管道进入了持续生活管理工具时代。早前，这种修复时常被认为是种“紧急”装置。一个新的焊接进程正在实施中。袖套修复中的压力状态实验决定是用来确定焊接过程产生的压力的影响，应用环形装置防止气体泄漏。巨大的压力，达到270MPa，发现于人工气体泄漏测试中。许多操作方法对套管减压和降低失败危险是很乐观的。此领域先前的工作包括对增压给袖套的长度和整体性失败的评估，没有尝试在焊接过程对压力测定的发展6,7。过滤气体被广泛用于监视测定在满量程管道测试中的压力状态8。在圆形套管与管道焊接处的压力分布的分析或

7、数值模拟包括每一个互相影响的几何和填充物变量（管道和套管的厚度，套管的长度，套管与管道的间隙，加压的间隔等）的变量分析。分析压力接近于环形套管由Smith和Wilson实施取得的弹性分析解决办法。他们的结论主要有：增加套管的厚度超过管壁厚度可以减小环焊区域的压力。减小填角焊尺寸增加放射和环压力，但纵向压力依然保持。 最近，Gordon和Collaborators10开发了巨大的数值方式程序分析了不同几何尺寸变量包括环形焊接修复的影响和发展了决定它们服役的合理的进程。分析的几何变量有管的厚度（t1）。套管的厚度（t2）和长度（L1）和套管与管道的间隙。直到现在，当发现管道周边焊缝区出现厚度减小时

8、，一个或多个附加套管可以被替换，直到第二种材料可利用。这种方法包含着危险。套管串联地增加了压力，特别是在套管纵向方位处，内部破裂增加管线增压事件爆炸的危险11。本研究的目的是通过数值模拟环境控制剩余管壁最小所需厚度，目的是避免在套管焊到管道时发生烧穿，确定由于管道腐蚀减薄区域的可焊性，和确保在套管被焊时所能承受的最大压力条件，结合前期修复过程压力穿透实验，是乐观地评估管道焊接条件。2.实验和数值条件 在周边套管焊到管道上的过程中出现管道穿孔率取决于被焊管道壁厚和焊接过程熔池深度。焊接深度取决于焊接热输入，热扩散沿着管道和套管，扩散通过内部气体（天然气）和周边管道（空气）。扩散的持续时间取决于温

9、度和流动参数，压力和流速。可控制的参数是气体流速。这一流动大致持续介于气泵站间，然而气压下降由于摩擦丢失。最不适合的压力和流速联合被立即发现于气泵站后阶段。在本研究中，流动条件用典型的气管线评估。流动和压力条件在此研究中为102.77立方米每秒于5.88MPa下，这个大概与手工操作管线压力（OP）一致，72.22立方米每秒于4.70MPa下和13.88立方米每秒于3.53MPa（60%OP）下。流速确定于手工条件，15和0.101MPa（1atm）。管道估值为一个API5LX52，120.61m(24)直径，7.1mm名义厚度，估计为一个OP=6MPa。气体温度是50运输气体为90%甲烷，6%

10、乙烷和剩余4%丙烷、CO2和N2及其它气体。在此研究中所有的焊接参数（电流、电压和焊速）是：120A,22V和10cm/min，热输入为1.6KJ/mm。Battelle先前的工作和其他研究者的结果表明如果内部界面温度不超过982管道不会发生穿孔13。由Edison焊接协会作的其它研究表明3.2mm直径的电极在110A和热输入为0.9KJ/mm，最小可焊厚度为4mm。为了确定气管线内壁的温度分布，以不同的气体流速和管厚相匹配，用有限的元素方法他们研究发展了一系列三维模式。对每一个流速条件，在管道内壁表面温度低于982下时需考虑最小厚度。流动气体的焊接参数和热性能已被确定。现在要分析的变量时流动

11、参数（压力和流速）；焊接区的修复装置和特别是修复实施的压力。Battelle的982温度限制取决于实验观察，穿孔处发生在管道内部表面温度达到1260处。与所介绍的最小安全温度278不同14。虽然Battelle的观测已由实验证实，但它仍然是有争议的。其观测是建立在轴线中心热流动模型，忽略了热流动在焊接时的扩散15。在焊工领域一个直觉的观念是通过减小电弧气体燃烧产生的危险，压力须减小。然而，在有气体流动或低流动条件下已经观测出管道内壁界面的温度稍有不同13。虽然减小压力作为一个强制的安全措施，目的是防止管道在修复过程发生爆炸，但是气压随烧穿的发生起很小作用。因为被加热界面很小，管线压力是分布在被

12、加热区周围，同样出现在一些小的腐蚀处周围。先前的研究表明减压会导致在管道内壁界面温度的升高，结果出现烧穿的危险性更高13,16。3 温度分布模型 对不同气体流速条件下全部厚度温度模型已被做出。焊接过程中界面压力Q分布对高热量采用很重要。此过程中包括低能量密度，热源为材料界面直接应用17，热流动q(x,y)分布的性能应用于一个小区域。热扩散包括热传导性、辐射率和材料焊接时与环境的传递。热输入的应用取决于焊接热输入（包括电压、电流和焊速），典型的热分布和焊接过程热转化率介于0.66和0.85SMAW焊中17。2/3一连串的周边填角焊修复包括稀释母材管道材料。为了简化模型，官道上连串的焊接模型没有袖

13、套套管，只是平板串焊接。7.1mm厚的套管提供了热扩散，部分结合了焊接效率，这是对温度模型的校正。对高压下在隔离的长管道中的气体流动是恒定的15。气体流动的条件和性能的确定取决于接下来的假设18:恒温流动，系统中没有机械方面的工作；此时间内流速恒定，流速由此部位速度重设；应用法定最良好的气体，长管道摩擦力恒定；管道放置为直的和水平的。正常压力和温度条件下气体流速为每立方米每小时。雷诺数为： Re=E432qnsg/du其中qn为气体流速，sg为相对密度，d为管径（mm）和u为绝对力学粘性系数。流动率因子E由实验确定，一般操作条件假定为0.9215。热转化系数h由Nusselt 数确定，采用雷诺

14、数和Prandtl数以及扩散系数确定气体流动条件为100,80和60%OP14。h的数值如表1.保守条件各系数已确定。剩余的空气热转化系数条件确定为0.1MPa和27。这样,Nusselt数15.2和自由转送的热转化系数13.32W/也被确定。为确定不同管线气体流动和管壁厚度组合的温度扩散，焊接过程中三维有限元素数值模型也被确定出19,20。焊接过程的热模型是焊接串移动的热源，长管线外部界面处的热扩散由内部气体（天然气）想外部（空气）传送。分布在长管线周围的热交换的作用被认为是选择足够大的模型尺寸以致焊接热不能超出模型极限。对称沿着焊接串也确定。网孔由三维八节点直线和六节点元素确定，总共有61

15、00单元和5400节点。要素为焊接区中心周围处，为了计算模型最高温度的变化梯度，焊接过程采用增量技术，在沿着焊接串分离的地方记录热源。模型中心网孔处和远离边界的散热推进热源清除。焊接推进速度为10cm/min。得到的结果是描绘了0.45每一步0.665推进线条。4 确定最小可焊厚度 为标准模型，熔池深度由实际管道焊接试验确定。对不同的内部气压，但没有气体流动，熔池深度一般为2mm，最大深度为2.3mm。保守的模型校准由校正的焊接效率得出，为了获得2.5mm的熔池，准备的管壁厚度为7mm。自从焊接过程由增值技术模拟以后，它必须确定必要的增值来完成稳定的热交换过程。那步骤的数值取决于管道厚度，因此

16、汇集各研究都确定不同的厚度。连续焊接的时间由电极长度和燃烧率决定，试验设置平均为30s。因为集合是渐进的，确定模型每一步骤的数值以便使熔池深度的变化率小于0.01mm/s。然后，推断最后一步的变化率直到累计时为30s为止。图2展示了每一步骤厚度纵向的温度分布，以厚度为5mm为例。0深度为外部界面，那里是热源安置处。可观察到模型的渐近集合趋于稳定。如厚度为7mm，第20步（8s）必须达到适合的增量率，其它的厚度为5,4和3mm，40步骤（165）所必需的。图3显示了厚度为7mm同一时间的熔池深度变化。它的最后变化率用来推断和校正模型。此程序被应用于各模型，为评估Battelle的温度下熔池和深度

17、是可以获得的。图4显示了1430（熔池周围）的等温线，120（实际实验温度），982（Battelle确定），700，400和70（管道初始温度），厚度为5mm，最大气体流速（P：100%OP）。对每个气体流动条件，管道内部温度小于982下需考虑其最小厚度。因为此条件，管道在焊接过程会发生烧穿。图5显示了深度达到了每一种气体流动条件下的温度性能：（a）没有气体流动和有气体流动一致压力。（b）60%OP(c)80%OP和(d)100%OP。温度表明熔池处（1430），实验确定烧穿（1260）和Battelle温度（982）。小圆点线与管道内部一致。对于一个7mm管厚Battelle的等温线深度大

18、约为各情况下一半厚度，内部界面温度介于300和320之间（图5）。随着厚度是减小，Battelle等温线深度增加，这一增加大于最低气压。观测到的内部界面温度趋势相同。如果被焊厚度为5mm，内部界面最大温度为935，965，1042和1056，与预测对应压力为10%，80%，60%和0%OP。内部界面最大温度比Battelle温度小100和低于实验烧穿温度200。图2 5mm厚板纵向温度分布图3 熔池深度同一时间变化率（7mm厚度）图4 典型等温线图（俯视图）对于厚度为5mm，熔池深度介于2.7mm(100%OP)和3.1mm（没有气体流动）之间。当预压为60%OP时熔池深度为2.85mm。与6

19、0%和100%OP情况相比较，熔池深度的不同相差甚小，但管道内部温度相差119（比较土5（a）和（b），此表明气体在熔池中流动速率是增加扩散的）。图5 深度对于达到每一种气体流动条件下的温度性能表221总结了模拟结果。内部界面温度被制成了热输入和内部气压的功能表。表格中气压为30%，68%和100%OP，厚度为4.77,6.35,9.27和15mm。当温度超过Battelle限制时用方括号标注。焊接热输入在实际修复中大约为1.58KJ/mm，因此内部界面温度介于那些1.38和1.97KJ/mm之间。如果最小可焊厚度约为5mm，表格数据厚度为4.77mm和热输入为1.38和1.97KJ/mm能够

20、保守的平均，目的是为了估计内部界面温度与1.58KJ/mm相一致。这个方法所有获得的温度均低于Battelle限制温度982，因为气体流动高于58993.5立方米每小时。（927，843和816为第二，第三和第四如表格预测）。根据Battelle条件，当在被修复部位气体流动增加时记录下其时间tmin。此应用可以满足大气体流动运输时的修复。当在冬天低室温下此优势更能显示出来，因为通过管道金属增加温度扩散减小焊接穿透。然而，鉴于完全方面在焊接过程需要降压，同时需要减小气体流通。在关掉损坏处阀门的策略中这可能用于被评估备选方案，它可以允许暂时输送的增加，同时降低修复区的气压。表1 所考虑的三个流动条

21、件下的h值5 减薄修复区的完善为了评估厚度小于7mm管道环形修复的服役的合理，特别是最小可焊厚度，管道与套管区的压力分布由Gordon和其他研究者模拟所得如下结论10。加表2 模拟结果。内部界面温度被制成焊接热输入和内部气体压力功能表载条件定值如下：纵向压力，管内部气体压力，由于穿孔需修复的套管与管道间隙压力和连续加载。不同区域与几何尺寸的压力附录总结如表3。它可以看出最关键区域在焊接根部10（如图6和7A点）。在此区域压力集中因数通常介于3和4。根部区域压力被压缩除非例如套管与管道气体加压，管道时全通的管壁泄漏。结果，在手工操作条件下经不起打的张力压力便会在此区域开裂，它们不会对完整的修复造

22、成危险。增加套管长度1.5到4倍。管道直径几乎不影响焊接区的压力状态，甚至当间隙加压时。先存在的缺陷通常导致埋藏管道的报废。爆裂机理用一个合适的相对关键元素参数进行分析22。它们是：缺陷部位的压力应用，耐磨材料，缺陷状态和尺寸。破裂会出现朔性破裂或快速破裂，通常出现于焊接根部高应力区，通常为白点23。线性弹性断裂机理（LEFM）用应力强度系数K。快速断裂会出现K达到极限，KIC表示耐磨材料破裂因子。K由如下等式表示：K=Y，其中为采用压力，a为裂纹深度和Y为由几何决定因子。等式由Newman和Raju得出24，计算出了沿着半椭圆裂纹每一点的K值，得出了所应用名义张力和弯曲应力。破裂分析图表（F

23、AD）同时评定了快速破裂和朔性破裂25。在FDA中纵坐标Kr为采用的K和材料耐磨因子比例，而内部点表明安全状态。破裂带来的危险条件是相对于快速破裂的25。当焊接根部加以不同载荷评估点是可以确定的。材料耐磨系数KIC选择为120MPa/，为不同管段的实验平均值，于1951年提出。由这些条件，破裂条件为焊接根部达到Kr=0.90。这意味着破裂为快速破裂，那些朔性破裂可以忽略不计。Gordon等人10对套管与管道填角焊根部裂纹K的确定提出了一系列方法（图7中A点）。根据表3结果和此研究的客观性，分析变量仍然为管厚度和套管与管道间隙。图8表示，例如对不同裂纹深度K的取值，是套管与管道间隙的一个性能。这

24、些数据由最大OP下计算而得。平面缺陷应力由由于每个加载（纵向应力由于内部气压、间隙和焊缝加压产生残余应力）累加应力产生。残余应力被认为是屈服应力源，因为修复过线没有进行焊接热处理10。为了考虑机械应力回复，当纵向应力相加残余应力减小（主要+次要）超出1.4倍屈服强度；在此过程中应力总和没有超过一个1.4倍屈服强度。图6 管壁没有减薄周边管道套管焊典型焊接深度图7周边管道套管焊几何图图8 同一套管管道间隙不同裂纹深度K值表3 修复部位压力区各几何变量所表意思如图7标注（X：联系性强/I:联系性差）作者的先前研究表明当环形套管用于修复气体泄漏时，管道和套管间隙（图7）贴近于3mm4。图8表示KIC

25、值为120 MPa/，厚度5mm的裂纹深度敏感值ac=1.5mm。非常小的间隙都会使ac值增大致2mm。焊接区管道厚度对此值影响不大。6 结果讨论结论为最小可焊厚度为5mm，对名义管厚度为7.1mm。因此，对确保被焊区NDT检查发现厚度至少精确减少2mm尤为重要，特别是腐蚀点出现和难以用人工超声波转化器检测的缺陷很重要。因为事件中后阶段压缩材料短缺和其它应力腐蚀高危险部位（SCC）或者疲劳断裂，渗透染料应该被用于确保被焊界面裂纹扩展。最小可焊厚度主要取决于焊接穿透，因此，焊接过程偏差限制应该使得最小。因为此研究焊接过程用3mm基电极评价，维持焊接电流大约为120A，直线串接和焊速最小为100m

26、m/min是强制的。焊件表面深1.5mm缺陷大致吴椭圆形和界面长度最小为3mm。快速焊接NDT必须具有发现焊接根部裂纹尺寸的能力。作者的先前研究表明袖套材料压力下修复会增加4。低的气体流动率也会产生低焊接热扩散和熔池深度和管道内壁界面温度二者稍有增加。因此，修复过程允许焊接更小的厚度是可发展的。为了达到此，在最大气压满足安全法则条件下高气体流动率1应该达到和最小电极直径通以80A是可采用的。以此方法，焊接管厚度为4mm也是安全的，虽然这些可替代修复技术也许会带来许多操作缺陷。7结论根据Battelle方法，当焊接操作过程压力为100%OP时，最小可焊厚度为4.65mm，因为焊接中气压为80%和

27、60%OP时，最小厚度大体为4.80和5.30mm。在役管线修复过程气压通常减小，因为安全的原因。然而，当被修复部位运输气体的流动率增加时，最小可焊厚度是增加的。这满足于在冬天修复，当大量气体在低环境温度下传送时，在停止和关闭尾部修复部位气阀的策略中这可能成为替代方案。它可以允许输送流动暂时增加，同时减小修复区压力。8参考文献1 API 1104.Welding of pipelines and related facilities, Appendix B: in-service welding. USA: American petroleum Institute,1999.2 Kiefner

28、 JF. Defect repair procedures. Sixth Symposium of Lime Pipe Research, Paper I 1. Houston, USA,1979.3 American Welding Association. AWS welding handbook. 8th ed,vol.4.Miami,USA:AWA, 1998 part 2.4 Otegui JL, Rivas A, Manfredi C, Martins C. Weld failures in sleeve reinforcements of pipelines. Engng Fai

29、lure Anal 2001; 8-11; 57-75.5 American Petroleum Institute. API order No. D12750.Investigation and prediction of cooling rates during pipeline maintenance welding, and users manual for Battelles hot tap thermal-analysis models. USA: API, 1998.6 Kiefner IF. Defect repair procedures. Sixth Symposium o

30、f Lime Pipe Research Paper I 1, Houston, USA, 1979.7 Kiefner JF. Corroded pipe: strength and repair methods. Fifth Symposium Lime Pipe Research Paper L1, USA, 1971.8 Valenta F, Sochor M, Michalec J, Ruzicka M, Halamka V. Theoretical and experimental evaluation of the limit state of transit gas pipel

31、ines having corrosion defects. Int J Pres Vess Piping 1996; 66: 187-98.9 Smith K, Wilson M. Stress analysis of a fillet weld between a pipe and sleeve reinforcement. Gas Council Engineering Research Station, File No. 2633/5 and 2597, July, 1972.10 Gordon JR, Dong P, Wang YY, Jutla T. Fitness-for-pur

32、pose assessment procedures for sleeve in pipelines: summary report. EWI project No. J7185, J7193 and J7215 to the American Gas Association, December 1994.11 Otegui JL, Urquiza S, Rivas A, Trunzo A. Local collapse of gas pipeline under sleeve repair. Int J Pres vess Piping 2000; 77-79; 555-66.12 Amer

33、ican Petroleum Institute. API 52. Specification for line pipe. 41st ed. APA,1995.13 Edison Welding Institute. Guidelines for weld deposition repair on pipelines, EWI project no. 40545CAP. EWI, 1997.14 Bruce WA, Holdren RL, Mohr WC, Edison Welding Institute, Kiefner JF, Kiefner and association. Repai

34、r of pipelines by direct deposition of weld metal further studies. PRC/International, Project PR-185-9515,November 1996.15 Cola MJ, Kiefner JF, Fischer RD, Bubenik TA, Jones DJ, Bruce WA. Development of simplified weld cooling rate models for in-service gas pipelines. AGA Project Report No. J7134, J

35、uly 1992.16 Kiefner JF, Fishcher RD. Repair and hot tap welding on pressurized pipeline. Symposium during 11th Annual Energy Sources Technology Conference and Exhibition, New Orleans, LA, 10-13 January, 1988, New York, ASME PD-vol. 14, 1987; p. 1-10.17 American Welding Association. AWS Welding Handb

36、ook-weld processes. 8th ed, vol. 1. Miami, USA: AWA, 1989.18 Petukhov BS. Heat transfer and friction in turbulent pipe flow with variable physical properties, Advance in heat transfer, vol. 6 1970 p. 503.19 Guyer EC. Handbook of applied thermal design. New York: McGraw-Hill,1989.20 ALGOR finite elem

37、ent design software. Algor Inc, USA, 1998.21 Bruce WA, Threadgill PL. Effect of procedure qualification variables for welding onto in-service pipelines. American Gas Association, Project No. J7134, July 1994.22 Broek D. Practical use of fracture mechanics. Dordrecht: Kluwer, 1990.23 Barsom J, Rolfe

38、S. Fracture and fatigue control in structures. 2ed. Englewood Cliffs, NJ: Prentice Hall, 1987.24 Newman JC, Raju IS. Stress-intensity factors for a wide range of semi-elliptical surface cracks in finite-thickness plates. Engng Fract Mech 1979; 11: 817-29.25 PD6493: 1991. Guidance on some methods for the derivation of acceptance levels for defects in fusion welded joints. British Standards Institutions, August 1991.20