_油气管道屈服强度影响因素的研究

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影响油气管道的腐蚀因素分析与防护对策研究

影响油气管道的腐蚀因素分析与防护对策研究1. 引言1.1 研究背景油气管道是石油和天然气输送的重要通道，管道腐蚀问题一直是影响其安全运行的重要因素。

随着石油和天然气行业的快速发展，油气管道腐蚀问题愈发突出。

腐蚀不仅会导致管道结构疲劳、漏油、甚至爆炸，对环境和人员安全造成严重威胁，而且腐蚀修复和更换管道的成本也十分昂贵。

研究油气管道腐蚀的主要因素以及有效的防腐对策具有重要意义。

当前，国内外学者对油气管道腐蚀问题进行了大量的研究，涵盖了环境因素、材料因素、防腐对策等方面。

仍有许多问题亟待深入探讨，例如不同环境条件下腐蚀机理的研究、新型防腐材料的开发、监测技术的改进等。

对油气管道腐蚀问题进行深入研究，找出腐蚀的根本原因，探索有效的防护措施，提高管道的安全性和可靠性具有重要的理论和实践意义。

1.2 研究目的研究目的是为了深入分析影响油气管道腐蚀的各种因素，探讨腐蚀对油气管道的危害以及防护对策，为保障油气管道的安全运行提供科学依据。

通过对环境因素和材料因素对油气管道腐蚀的影响进行研究，可以找到腐蚀的根源，并提出有效的防腐措施。

对监测与维护技术进行研究，可以及时发现管道腐蚀问题并加以处理，保障管道的长期稳定运行。

本研究旨在提高对油气管道腐蚀问题的认识，为管道运维人员和管理部门提供科学的决策依据，从而降低事故风险，保障能源输送系统的安全稳定运行。

1.3 研究意义油气管道在能源输送中起着至关重要的作用，然而腐蚀对其安全运行造成了严重威胁。

对油气管道腐蚀的影响因素进行分析和防护对策的研究具有重要的意义。

油气管道的腐蚀问题直接影响着国家能源安全和经济发展。

一旦油气管道发生泄漏或爆炸，不仅会造成资源浪费和环境污染，还会对社会造成重大经济损失。

通过研究腐蚀因素并提出有效的防护措施，可以保障油气管道的安全运行，维护国家能源安全和经济稳定。

研究油气管道腐蚀的防护对策也有助于提高我国油气管道行业的发展水平。

随着油气管道的不断延伸和技术的不断更新，腐蚀防护技术的研究和应用显得尤为重要。

油气管道屈服强度影响因素的研究

在３种焊管类型中，螺旋焊管（ＳＷ）的ＳＡＢｕｃｉｇｒ应最严重，高频直缝焊管（Ｒ）ａｓｈｎｅ效ＥＷ次之，直缝双面埋弧焊管（ＯＵＥ）最低。
：厂
ｒ——
应力状态的影响
对于承受内压的埋地管道受力状态，可以看作平面应变问题，并忽略径向应力，只考虑承受环向应力与轴向应力ｊ。下面分最大拉应变屈服条件、
管材屈服强度的分布特征
２０世纪７年代初，Ｔａｓａａａ首次使用了ＯｒｎｃｎｄＸ０钢级的钢管。目前Ｘ０钢级管线钢厚板、卷板、７７钢管已大批量生产并投入使用。不同生产厂家的
Ｘ０７管线在化学成分、力学性能上存在一定差异。在收集鞍钢、浦项钢厂的管材性能的基础上，表１是管材的屈服强度、屈强比等参数的分布特征的对
ｊ
摘要针对目前国内外油气管道最高试压压力标准不明确的问题，在统计国内外代表性管线钢生产厂家管材性能并与ＡＩＳｅＬ标准对比的基础上，着重研究了制管过程Ｂｕｃｉｇｒ效应Ｐｐｃ５ａｓｈｎｅ对管道屈服强度的影响；研究了埋地管道应力状态对管道屈服强度的影响。最后给出关于油气输送管道最高试压压力的建议为：当以水为试压介质时，现场试压管道最低点环向应力值 ≤１００％

油气集输及长输管道工程用管件标准【论文】

油气集输及长输管道工程用管件标准摘要：现阶段，我国油气工程一直处于建设和大展的阶段，同时，将更多的精力投入在油气管件中，管件的质量与管件的性能以及工程运行的安全性等因素之间都具有一定的密切联系。

想要对油气工程的用管件质量和管件性能进行保障，相关的技术人员就要准确地对管件的标准与管件内容进行应用。

然而，国内现有的管件标准还是有很多问题存在，需要进行处理。

因此，本文主要对油气集输和长输管道工程的用管件标准进行探析。

关键词：油气集输；长输管道；管件标准对于我国油气工程的发展来说，其在建设过程中的常用管件标准非常复杂，比如SY/T0609-2006《优质钢制对焊管件规范》等，管件标准的落实把对管件质量的确保以及性能作为基础条件融入到检验试验和制造工艺与化学成分等指标中，这些指标都存在一定程度上的技术性问题，对于安全运行的潜在风险造成影响。

当中，管件主要指的是管道系统当中发挥支撑和密封与分流以及变向，还有控制和连接等效果的零部件的统称。

1油气集输及管道工程的制造工艺随着社会的不断发展，油气工程发展到了新的阶段，规模逐渐增大，管件的发展迈向高压以及大尺寸方向，同时，也彰显了高钢级和大壁厚趋势。

目前，西气东输二线工程和三线工程设计压力都是10MPa，油气集输的管道外径是1219in，管件材质屈服强度为555MPa，就像是X80钢级钢管和钢板。

原材料是由高钢级与大直径所组成的，并在这样的前提下，所选择的制造技术要进行多次加热以及模压拔制，还要进行高温挤压，特别是高压大直径的三通和弯头。

原材料主要是钢管与钢板，特别是控轧控冷工艺生产的一些高钢级钢管与钢板，长久性的高温加热下，运用水急冷制造技术，金相组织与晶粒度都会出现很大的变化，以往的性能尤其是力学性能的改变也是非常大的，主要表现是大幅的降低。

为了使得管件与原材料间的性能能够一致，就要在成形后对管件进行热处理。

与此同时，结构和尺寸都会对管件制造工艺造成一定的影响，制造工艺在管件性能与质量上的影响是比较大的，管件性能和质量对油气工程的管件长时间和安全性以及稳定性运行造成一定的影响，这一因果关系要在管件标准的内容当中进行表述。

油气管道失效概率计算模型及其应用研究进展

油气管道失效概率计算模型及其应用研究进展王文和;沈溃领;王骏逸;庄越【摘要】Currently, there are dozens of calculation models of failure probability for oil and gas pipeline, such as Kent risk index method, expert judgment method, fault tree analysis, safety factor method, database analysis, structural reliability theory and so on. Among them, the most commonly used and most effective calculation models for oil and gas pipeline can be divided into three categories: database analysis model, fault tree analysis model and structural reliability theory model. In this paper, these three categories of analysis models and their advantages and disadvantages, applicable conditions and application research progress were reviewed. The fault tree analysis method was combined with fuzzy comprehensive theory and Bayesian networks theory to form improved fault tree analysis so as to make the result more objective and reasonable in forecasting probability of failure. The methods using structural reliability theory model are mainly FOSM and Monte Carlo method. In this paper, different calculation models were analyzed and compared, and also the development of failure probability calculation model research was presented, in which useful reference for the selection and depth study of calculation models of failure probability were provided.%当前,油气管道失效概率计算模型包括肯特风险指数法、专家判断法、故障树分析法、安全系数法、数据库分析法、结构可靠性理论等几十种评估方法,其中最常用且最有效的油气管道失效概率计算模型可分为数据库分析模型、故障树分析模型、结构可靠性理论模型三类计算模型.文章综述了三类计算模型及其优缺点、适用条件和应用研究进展.故障树分析法与模糊综合理论和贝叶斯网络理论相结合形成改进的故障树分析法,使其失效结果更加客观合理.结构可靠性理论模型的求解方法主要是一次二阶矩法、Monte Carlo法.对不同计算模型进行了分析比较,并给出了失效概率计算模型的发展趋势,为以后失效概率计算模型的选取及深入研究提供了有力的借鉴.【期刊名称】《化工设备与管道》【年(卷),期】2016(053)006【总页数】7页(P73-79)【关键词】油气管道;失效概率;故障树;MonteCarlo法;贝叶斯网络【作者】王文和;沈溃领;王骏逸;庄越【作者单位】安全预警与应急联动技术湖北省协同创新中心,武汉 430070;重庆科技学院安全工程学院,重庆 401331;重庆市安全生产科学研究院,重庆 401331;重庆科技学院安全工程学院,重庆 401331;重庆科技学院安全工程学院,重庆 401331;安全预警与应急联动技术湖北省协同创新中心,武汉 430070【正文语种】中文【中图分类】TQ055.8;TH123油气管道是连接石油天然气工业产、运、销各环节的纽带，油气管道的广泛应用有效地保障了国家能源供应，促进了经济的发展[1]。

影响屈服强度的因素

影响屈服强度的因素1.影响屈服强度的因素：金属本质及晶格类型；晶格大小和亚结构；溶质元素；第二相2.影响屈服强度的外部因素：温度；应变速率；应变状态3.影响断裂韧性的因素：外部因素：板厚或构件截面尺寸；温度；应变速率。

内部因素：化学成分；基本相结构和晶粒大小；显微组织；亚温淬火。

4.影响韧脆转变温度的因素：成分；晶粒尺寸；显微组织。

5.断裂韧性与冲击韧性的关系：相同点：a.以能量表示，两者有能量人韧性的共性b.大多数情况下，两者变化一致，影响因素一致c.在平行区域可建立两者的对应关系。

不同点：a.式样条件和速率不同，KIC为静载荷，AKV为冲击载荷。

B.做实验AK时要缺口，AK是夏比V或U形缺口，而是KIC裂纹，因此曲率半径不同，断裂韧性的曲率半径小c.应力状态不同KIC在平面应变下的断裂韧性，属于脆性断裂，而冲击韧性没有应力要求平面应力变状态属于脆性断裂。

d.消耗能量不同，断裂韧性裂纹已经存在，反映裂纹试问扩展的过程所消耗的能量，而冲击韧性反映裂纹形成和扩展整个过程所消耗的能量6.屈服强度：工程上通常以产生0.2%的残留变形时的应力记为屈服强度。

7.韧性断裂和脆性断裂的异同：相同点：都是工程材料的失效形式。

不同点：A.韧性断裂是金属材料断裂前产生明显宏观塑性变形的断裂有一个缓慢的撕裂过程，在裂纹扩展中不断消耗能量，宏观断口纤维状，在暗色由纤维区放射区剪切唇构成，断口比较粗糙，微观上断口有典型的韧容。

断面一般平行于最大切应力，并与主应力是45°。

B.脆性断裂是突然发生的断裂，断裂前基本上不发生塑性变形，断裂面一般与正应力垂直，断口平齐而光亮，常呈放射状或结晶状。

纤维区很小剪切唇几乎没有，断口中有人字纹华业囊。

微观上，其断口为准解理，解理断口的花样特征。

C.一般规定光滑拉伸式样的断面收缩率小鱼5%为脆性断裂，繁殖，大于5%为韧性断裂。

8.断裂韧性与强度塑性的关系：A.韧性是强度和塑性的综合性能指标，根据材料的断裂类型选用相应的关系式，即可有常规强度和塑性大致推得的材料的断裂韧性。

高钢级油气输送管道的金属材料强度与韧性研究的开题报告

高钢级油气输送管道的金属材料强度与韧性研究的开题报告一、研究背景：油气管道作为重要的能源输送工具，受到了广泛的关注。

高钢级油气输送管道的金属材料强度与韧性是影响其使用寿命和安全性能的重要因素。

因此，对高钢级油气输送管道金属材料强度与韧性进行深入研究，对于保证油气输送管道的安全运行和提高其使用寿命具有重要意义。

二、研究目的：本研究旨在通过实验研究和数值分析，探究高钢级油气输送管道金属材料强度与韧性的关系，并为其优化设计和安全评估提供科学依据。

三、研究内容：1.基础理论分析：对高钢级油气输送管道金属材料强度与韧性的基本理论进行分析，探讨应力、应变等基础概念。

2.实验研究：通过拉伸试验、冲击试验等实验方法，研究高钢级油气输送管道金属材料的强度和韧性。

3.数值模拟：利用有限元分析软件进行数值模拟，研究高钢级油气输送管道金属材料的应力分布、裂纹扩展等问题，探究其强度和韧性。

四、研究意义：通过深入研究高钢级油气输送管道金属材料强度与韧性的关系，可以为其优化设计和安全评估提供科学依据。

同时，也可以指导油气输送管道的日常维护和安全管理，为保障国家能源安全做出贡献。

五、研究方法：本研究采用实验研究和数值模拟相结合的方法，通过拉伸试验、冲击试验等实验方法，研究高钢级油气输送管道金属材料的强度和韧性。

同时，利用有限元分析软件进行数值模拟，研究高钢级油气输送管道金属材料的应力分布、裂纹扩展等问题。

六、研究计划：本研究计划分为以下几个阶段：1.文献综述：收集高钢级油气输送管道金属材料强度与韧性的相关文献资料，进行综合分析。

2.实验研究：进行拉伸试验、冲击试验等实验方法，研究高钢级油气输送管道金属材料的强度和韧性。

3.数值模拟：利用有限元分析软件进行数值模拟，研究高钢级油气输送管道金属材料的应力分布、裂纹扩展等问题。

4.数据处理与分析：对实验数据和数值模拟结果进行处理与分析，得出高钢级油气输送管道金属材料强度与韧性的相关规律和结论。

含蜡原油屈服特性研究现状

含蜡原油屈服特性研究现状【摘要】管道输送的优点是运量大、占地面积少、密闭安全、可以集中控制和管理、单位输送量能耗少、运输费低。

然而，计划停输和事故停输是不可避免的。

因此，为了再启动管道，所施加的压力必须大于平常的操作压力以克服胶凝原油的胶凝强度，即施加的压力必须大于原油的屈服应力。

本文对含蜡原油的特性，屈服应力的概念、分类、影响因素和测量方法进行了描述，对屈服应力和凝点的关系进行了分析。

为了更好、更全面地认识原油流变特性，保证热油管道的运输安全，对含蜡原油屈服特性进行研究具是有重要实际意义的。

【关键词】含蜡原油屈服应力凝点世界上很多原油都是含蜡量较多的原油。

当油温较高时，原油中的蜡溶解在液态原油中，随着温度的降低，蜡晶开始析出，以颗粒的形式存在于原油之中，当油温进一步降低的时，悬浮的蜡晶进一步增多并开始相互连接，形成立体网络结果，这样导致原油失去了流动性。

低温含蜡原油由于蜡晶结构的存在而具有屈服应力。

在原油输送中，为保证管道输送的高效性，要求管道输送时连续的流量，避免管线随意停输。

然而，计划停输和事故停输是不可避免的。

在管道停输后，若不及时采取措施，将会导致凝管。

胶凝的含蜡原油具有固体特征，如具有一定的弹性和结构强度。

但是一旦外力超过原油的屈服应力，原油内的蜡晶结构就被破坏，原油重新获得自由流动的能力。

因此，为了再启动管道，所施加的压力必须大于平常的操作压力以克服胶凝原油的胶凝强度，即施加的压力必须大于原油的屈服应力。

屈服特性是含蜡原油重要的流变性质之一，使用它可以表征出含蜡原油的胶凝结构强度。

对含蜡原油的屈服特性进行研究，可以使我们更加全面系统地认识含蜡原油的流变行为，对保证输油管路安全运营具有重要的实际意义。

1 屈服应力的研究状况屈服应力的概念最早由Bingham在1919 年针对粘塑性流体提出的。

1958 年，Houwink 提出了两屈服应力模型，以表征弹性特征的结束和粘性特征的开始，以此划分物料的弹性特征、塑性特征和粘性特征。

屈服强度不合格原因

屈服强度不合格原因
屈服强度不合格的原因可能按照制造过程以及材料质量方面来分析。

1、制造过程中出现的问题：
（1）金属材料热处理过程中，受温度和时间控制不合理；
（2）机加工设备不精确，出现问题，影响零件密度和质量；
（3）焊接过程不规范，缝隙容易产生或收缩，影响屈服强度；
（4）材料没有可靠的后处理，无法确保尺寸精度和表面质量。

2、材料质量原因：
（1）金属材料的含量不够或老化；
（2）焊接材料的定性不佳，使用性能不理想；
（3）设计结构不合理，使零件失去正常的刚度和强度，影响屈服
强度；
（4）未经过正确的端面处理，缺少抗疲劳性能，造成构件不稳定。

以上就是屈服强度不合格原因的大致分析。

在生产实践中，要严
格控制质量，保证制造过程的准确性，严格管理材料质量，保证制造
过程质量，从而提高产品质量。

影响屈服强度的因素

影响屈服强度的因素1.材料的性质：材料的强度与其物理、化学性质密切相关。

例如，金属材料的屈服强度受其晶体结构、晶粒大小、非金属夹杂物含量等因素的影响。

不同的材料具有不同的强度特点，例如钢材具有较高的屈服强度，而铝材具有较低的屈服强度。

2.温度：温度对材料的屈服强度有显著影响。

通常情况下，材料的屈服强度随着温度的升高而降低。

这是由于高温会导致材料中原子的热运动增加，原子结构的稳定性降低，从而降低了材料的强度。

3.应变速率：材料的屈服强度还与外加应变速率有关。

在快速加载的情况下，材料的屈服强度通常会提高。

这是由于快速加载导致材料变形速率快，使得材料中的位错运动和塑性形变受到限制，从而提高了材料的抗变形能力。

4.加载方向：材料在不同加载方向上的屈服强度可能会有所差异。

这是由于材料的结晶方向、晶界特征以及材料内部的应力传递机制等因素的影响。

5.加工工艺：加工工艺可以显著影响材料的强度。

例如，冷变形处理可以通过形成位错和晶界的运动来增强材料的屈服强度。

热处理也可以通过调整材料的微观结构以及晶粒尺寸来改善材料的强度。

6.加载速率：加载速率对材料的屈服强度有影响。

在快速加载下，材料的屈服强度通常会提高。

这是由于快速加载导致材料变形速率快，使得材料中的位错运动和塑性形变受到限制，从而提高了材料的抗变形能力。

7.材料缺陷：材料中的缺陷如裂纹、夹杂物等对屈服强度有重要影响。

这些缺陷会导致材料的应力集中，从而降低材料的强度。

总结起来，影响材料的屈服强度的主要因素包括材料的性质、温度、应变速率、加载方向、加工工艺、加载速率以及材料中的缺陷等。

在进行材料设计和工程应用时，需要综合考虑上述因素，并通过合适的处理和控制手段来优化材料的屈服强度。

浅析山区油气长输管道的本质安全设计

浅析山区油气长输管道的本质安全设计发布时间：2021-06-22T07:28:34.444Z 来源：《防护工程》2021年5期作者：郝喜辉[导读] 目前，国内油气长输管道建设总里程已达到126 000 km。

原油管道总长28 000 km，成品油管道和天然气管道总长分别超过22 000 km 和67 000 km，国家石油天然气骨干管网已初步形成。

随着中国经济的发展，长输管道建设的路由选择难度越来越大，地势平坦地区绝大部分为人口密集区、城市规划区，仅有的少数可选路由又被公路、铁路、电力线路占用，管道建设不可避免地进入山区地段。

山区地段的油气长输管道建设易受到地质情况、天气等多种因素影响，因此山区油气长输管道的本质安全设计尤为重要。

郝喜辉中石化石油工程设计有限公司山东东营 257026摘要：目前，国内油气长输管道建设总里程已达到126 000 km。

原油管道总长28 000 km，成品油管道和天然气管道总长分别超过22 000 km和67 000 km，国家石油天然气骨干管网已初步形成。

山区地段的油气长输管道建设易受到地质情况、天气等多种因素影响，因此山区油气长输管道的本质安全设计尤为重要。

关键词：山区；油气；长输管道；安全设计1 面临的挑战及应对措施山区油气长输管道多处人烟稀少偏远地段，在建设过程中，不仅面临路由选择、管材性能指标确定、管道焊接、不良地质条件处理、山区布管、稳管措施等方面的挑战，而且在投产后面临运营维护等的挑战。

因此在设计过程中，应全方位考虑，保证山区油气长输管道的本质安全。

1.1 选定线山区油气长输管道建成运行后虽受第三方破坏影响较小，但受恶劣天气引起的次生地质灾害影响较大，因此前期管道选定线应综合考虑多方面因素，以确保管道安全。

油气输送管道疲劳裂纹起裂特性与影响因素

Ａｂｔａｔ：ｎｏｄｒｔｔｄｅｔｆｔｕｒｃｅａｉｒｗｉｎａｉ— ａｉｅｉｓｒｃ ’ ｒｅｏｓｕｙｂｎａｉｅｃａｋｂｈｖｏｔｎｏｌｇｓｐｐｌＩｇｈｉｎｅ，ｓａｔｆｔｕｅｃａｋｒｒａｅｌｎａｉｒｃｓｗｅｅｃｅｔｄｇ
ＭＡｕｉＹｏｌ
（ｏｅｅｏＥｅｙｎｉｉＥｇｎｅｎ，ＨｒｉＵｉｒｔｏｏｍｒｅＨｒｉ１０２，ｈａＣｌｇｆｎｒｄＣｖｎｉｅｒｇａｂｎｖｓｙｆｍｅｃ，ａｂ５０８Ｃｉ）ｌｇａｌｉｎｅｉＣｎｎ
中图分类号：Ｕ１文献标志码：文章编号：０６７４（０２０－９４５Ｔ５Ａ１０－０３２１）８８－００
Ｉｉｉｌｆａｔｅｂｈｖｏｎｎｕｎｉｇｆｃｏｓｏｎｔａｒｃｕｒｅａｉｒａｄｉｆｅｃｎａｔｒｆｌｆｔｇｅｃａｋｎａｉ－ａｉｌｅａｉｕｒｃｓｉｎｏｌｇｓｐｐｅｉｎ
第３卷第８期３
２１０２年８月
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油气送管道疲劳裂纹起裂特性与影响因素输
ｔａｈｏｒｓｉｅｒｓｄａｔｅｓｗｉｌｒｓｒｉｈｒｃｏｅｐｎｄａｈｅｉｉａｒｃｕｅｓａｅｈｔｔｅｃｍｐｅｓｖｅｉｕｌｓｒｓｌｅｔａｎｔｅｃａｋｔｘａｔｔｎｔｌｆａｔｒｔｇ．ｉＫｅｗｏｄｏｌｇｓｐｐｅｉｅ；ｆｔｇｅｃａｋ；ｉｉｉｌｆａｔｅｓａｅ；ｃｍｐｅｓｖｅｉｕｌｓｒｓ；ｓｒｓｎｅｓｔａｔｒｙｒｓ：ｉ— ａｉｌｎａｉｕｒｃｎｔａｒｃｕｒｔｇｏｒｓｉｅｒｓｄａｔｅｓｔｅｓｉｔｎｉｆｃｏｙ

油气管道腐蚀缺陷剩余强度评估的研究

油气管道腐蚀缺陷剩余强度评估的研究1 引言由于管道的经济、稳定以及便捷性，已成为最常用的油气输送方式。

管道在运行期间，由腐蚀、机械损伤等原因会导致管道壁厚减薄，因此，评价含腐蚀缺陷管道的剩余强度对管道的安全运行以及维修维护有着重要的作用。

关于管道剩余强度评价方面的研究，目前已经有几套成熟完整的评价方法被广泛认可，包括ASME B31G，美国Battelle实验室提出的NG-18，D.R.Stephens和Leisbn提出的PCORRC法，挪威船级社提出的DNV RP F101，英国标准协会提出的BS7910，D. Ritchied和S. Last提出Shell 92法、API RP 579等，这些方法大都基于弹塑性断裂力学提出。

2 常用的剩余强度评价准则2.1 NG-18剩余强度评价准则20世纪70年代初，美国Battelle实验室根据承受内压的圆筒轴向裂纹分析结果、半经验断裂力学关系式以及全尺寸爆炸实验数据综合得出了NG-18评价公式，该公式是多种评价标准和方法的基础[1]。

表达式如式（1）、式（2）。

（1）（2）其中，为通过管壁厚的纵向平面缺陷的面积，mm2；M为Folias膨胀系数；P为失效压力，MPa；为流变应力，MPa；D为管道公称直径，mm；A为缺陷区域金属损失面积，mm2；t为管道公称厚度，mm；d为最大腐蚀深度，mm；L为腐蚀长度，mm。

2.2 ASME B31G剩余强度评价准则20世纪80年代初，美国机械工程师协会颁布了腐蚀管道剩余强度测定手册ASME B31G，该测定方法是由半经验公式NG-18演变而成，模型对流变应力、Folias因子以及腐蚀缺陷参数进行了多次修正，对腐蚀缺陷进行分级评价，降低了模型评价的保守性。

该模型适用于评估带有轴向缺陷的中低强度钢腐蚀管道，模型假设只存在内压载荷，不考虑缺陷的轴向轮廓、形状及缺陷间的相互作用[2]。

ASME B31G-1984是该准则最早的版本，该版本认为材料最小屈服强度的1.1倍为材料的流变应力，管道腐蚀缺陷区域的金属损失通过投影面积来表示，当腐蚀缺陷为长缺陷时，投影面积近似描述为矩形面积，当腐蚀缺陷为短缺陷时，投影面积近似描述为抛物线围成的面积，表达式如下：当时，（3）当时，（4）在应用过程中，ASME B31G-1984较为保守，P.H. Vieth和J.F. Kiefner在对不同形状缺陷的管道失效压力分析的基础上，对1984版进行了改进，提出了ASME B31G-1991评价准则，该准则认为材料的流变应力应为屈服强度加69MPa]，失效压力表达式如下：（5）当时，（6）当时，（7）ASME B31G-2009版和ASME B31G-2012版将剩余强度评价级别分为四个等级：零级评价、一级评价、二级评价以及三级评价。

浅谈材料屈服强度及其影响因素

浅谈材料屈服强度及其影响因素屈服标准：工程上常用的屈服标准有三种：1、比例极限应力-应变曲线上符合线性关系的最高应力，国际上常采用σp表示，超过σp时即认为材料开始屈服。

2、弹性极限试样加载后再卸载，以不出现残留的永久变形为标准，材料能够完全弹性恢复的最高应力。

国际上通常以σel表示。

应力超过σel时即认为材料开始屈服。

3、屈服强度以规定发生一定的残留变形为标准，如通常以0.2%残留变形的应力作为屈服强度，符号为σ0.2或σys。

影响屈服强度的因素：影响屈服强度的内在因素有：---结合键、组织、结构、原子本性。

如将金属的屈服强度与陶瓷、高分子材料比较可看出结合键的影响是根本性的。

从组织结构的影响来看，可以有四种强化机制影响金属材料的屈服强度，这就是：(1)固溶强化；(2)形变强化；(3)沉淀强化和弥散强化；(4)晶界和亚晶强化。

沉淀强化和细晶强化是工业合金中提高材料屈服强度的最常用的手段。

在这几种强化机制中，前三种机制在提高材料强度的同时，也降低了塑性，只有细化晶粒和亚晶，既能提高强度又能增加塑性。

影响屈服强度的外在因素有：---温度、应变速率、应力状态。

随着温度的降低与应变速率的增高,材料的屈服强度升高，尤其是体心立方金属对温度和应变速率特别敏感，这导致了钢的低温脆化。

应力状态的影响也很重要。

虽然屈服强度是反映材料的内在性能的一个本质指标，但应力状态不同，屈服强度值也不同。

我们通常所说的材料的屈服强度一般是指在单向拉伸时的屈服强度屈服强度的工程意义----传统的强度设计方法，对塑性材料，以屈服强度为标准，规定许用应力[σ]=σys/n，安全系数n一般取2或更大，对脆性材料，以抗拉强度为标准，规定许用应力[σ]=σb/n，安全系数n一般取6。

需要注意的是，按照传统的强度设计方法，必然会导致片面追求材料的高屈服强度，但是随着材料屈服强度的提高，材料的抗脆断强度在降低，材料的脆断危险性增加了。

----屈服强度不仅有直接的使用意义，在工程上也是材料的某些力学行为和工艺性能的大致度量。

屈服强度不合格原因

屈服强度不合格原因
屈服强度不合格原因有很多，但是一般归纳起来有以下几个：
一、材料本身的品质问题。

如：材料采购期间由于供应商问题造
成品质发生变化；材料原料本身就存在质量问题，导致屈服强度不能
达到规定的要求；原材料本身的品质、强度等受外界的影响而发生变化。

二、加工技术问题，尤其是焊接技术问题。

一般情况下，焊缝的
强度比原材料的要低，所以造成屈服强度的不合格也有可能是由于焊
接技术不合格所造成的，特别是当焊缝处容易受损时，更容易出现屈
服强度不合格的情况。

三、表面腐蚀问题，一般表面腐蚀也会影响一定范围内材料的强度，从而影响到屈服强度测定。

四、施工、使用过程中的环境因素，如温度、湿度、风吹雨淋等，都会影响屈服强度的测试结果，造成屈服强度不合格。

五、太多的负载作用，当承受负载过大时，就会造成屈服强度测
试结果不合格。

以上就是屈服强度不合格原因的常见情况。

影响油气长输管道管输能力的主要因素及相关对策

2421 概述铺设输油管道过程中，一旦确定好泵站设备间的距离，地形的起伏情况对于管道铺设十分关键。

类似止回阀的装置通常会在输油气管道输送过程中被应用在泵站前后的主干线上。

原油输送管道输送途中，一旦个别泵站设备停止运行时，可自动进行约站油气输送。

正常输油时，各泵站间距的水力坡降曲线由于各泵站设备采取密闭方式进行接力输送的方式而基本呈现一致。

管道的流量在理想状态下与泵站设备设计的流量一致。

而生产实际中，受到泵站设备未能都处于正常工作状态等因素的影响管道输送的流量通常都比理论的泵站设备设计流量小，导致油气输送系统运行过程中会与设计时的水力坡度曲线有偏差。

当油气输送系统由于部分泵站停机采取越站输送时，运行泵站设备将承受多座泵站的额外生产任务，造成输送负荷大幅度增加，油气输送瞬时流量因此而下降，造成泵站设备的额定流量远大于输送管道的平均流量。

此时，油气管道的实际输送能力就会低于管道设计时的输送理论值。

因此，我们有必要对油气输送过程中影响输送能力的因素进行分析研究，探索提高油气输送管道的管输能力。

2 油气输送管道管输能力影响因素研究2.1 管道的实际流量会制约管道的输送能力油气输送管道的额定工作压力高于整个管道系统中泵站设备的出口压力，此时，管道的瞬时流量由运行的泵站设备的数量所决定。

管道的供油以及初级压头任务通常由供油泵站设备和首站所承担，因此，管输系统随时会因其中任何失效导致停输而流量为零。

管输系统会在中间泵或末站站设备失效时自动进入越站输送状态，越站数量的多少直接决定油气输送管道的越站瞬时输送流量，依据概率论，油气输送管道的瞬时流量受输送管道中最长的管段所决定，因此，就要明确一旦m座泵站设备同时失效时的管段在整个油气输送管道中的分布，它的分布直接影响到管道输送的瞬时流量。

例如，一条包含十座泵站设备的油气输送管道中，同时失效4座，且可能不连续，一旦发生此种状况，整条管道的管输能力会由于输油效率和平均流量下降而下降。

同一批管子抗屈服强度差异大的原因

同一批管子抗屈服强度差异大的原因同一批管子抗屈服强度差异大的原因可以是多方面的，下面将从原材料、生产工艺和环境因素等几个方面进行分析。

首先，原材料的差异可能是导致管子抗屈服强度差异的主要原因之一。

管子的原材料可以是金属、塑料等各种材料，这些材料的性质和品质有很大的差异。

首先是金属材料，不同批次的金属材料的组成成分和纯度可能会有差异，这会直接影响到管子的抗屈服强度。

其次是塑料材料，塑料材料的质量和性能与生产厂家、生产工艺以及添加剂等因素有关，这些因素的差异都会对管子抗屈服强度产生影响。

其次，生产工艺也是导致管子抗屈服强度差异的重要因素之一。

生产工艺包括管子的制造过程中的各个环节，如原材料的预处理、挤压、拉伸、淬火等。

不同的生产工艺可能会导致管子内部的组织结构和晶粒尺寸等特性不同，从而影响到管子的抗屈服强度。

例如，挤压和拉伸是常见的金属管子生产工艺，挤压和拉伸的参数不同，如温度、速度等，都会对管子的组织结构和力学性能产生影响。

再次，环境因素也会导致管子抗屈服强度差异。

环境因素包括温度、湿度、氧化物和酸碱物质等。

管子在不同的环境条件下暴露，会受到不同的腐蚀和氧化作用，从而影响其抗屈服强度。

例如，金属管子在高温和潮湿的环境中容易发生腐蚀，从而降低其抗屈服强度。

另外，管子与其他材料的接触、受力和挤压等情况也会对管子的抗屈服强度造成影响。

总结起来，同一批管子抗屈服强度差异大的原因主要可以归结为原材料、生产工艺和环境因素的差异。

在管子生产过程中，需要严格控制原材料的选择和质量，合理设置生产工艺参数，以及合理设计管子的使用环境，从而提高管子的抗屈服强度一致性。

此外，科学的检测方法和质量控制体系也是确保管子质量稳定的重要手段。

油气管道屈服强度对试压时的影响因素研究

油气管道屈服强度对试压时的影响因素研究发表时间：2017-12-07T16:39:38.633Z 来源：《建筑学研究前沿》2017年第18期作者：王鹏[导读] 现场试压最低点环向应力不大于100% SMYS（甚至110%SMYS）情况下，整体管道并没有达到屈服状态，是安全的试压压力。

陕西宇阳石油科技工程有限公司陕西西安 710018 摘要：针对目前国内外油气管道最高试压压力标准不明确的问题，在统计国内外代表性管线钢生产厂家管材性能并与APISpec5L标准对比的基础上，着重研究了制管过程Bauschinger效应对管道屈服强度的影响，研究了埋地管道应力状态对管道屈服强度的影响。

最后给出关于油气输送管道最高试压压力的建议为：当以水为试压介质时，现场试压管道最低点环向应力值≤100%SMYS，甚至≤110%SMYS（规定的材料最低屈服强度）。

关键词：油气管道；试压压力；屈服强度；Bauschinger效应1管材屈服强度的分布特征20世纪70年代初，Transcanada首次使用X70钢级的钢管。

目前X70钢级管线钢厚板、卷板、钢管已大批量生产并投入使用。

不同生产厂家的X70管线在化学成分、力学性能上存在一定差异。

在收集鞍钢、浦项钢厂的管材性能的基础上，表1是管材的屈服强度、屈强比等参数的分布特征的对比。

X70钢屈服强度统计分布如图1、图2所示。

分析结果表明，屈服强度分布基本符合正态分布。

浦项X70钢的抗拉强度、屈服强度比鞍钢的高40～50MPa。

统计鞍钢生产的管材为372根，平均屈服强度537MPa，相当于标准规定值的1.11倍。

其中有70%的管道都高于110%SMYS。

统计浦项为139根，平均屈服强度579MPa，等于标准规定值的1.19倍。

其中92%的管道高于110%SMYS。

2.Bauschinger效应的影响所谓 Bauschinger效应就是经过预先加载变形，然后在反向加载变形时屈服强度降低的现象。

《油气输送管道完整性管理规范》解读与分析

《油气输送管道完整性管理规范》解读与分析杨静;王勇;谢成;柏盛鹏【摘要】对GB 32167-2015《油气输送管道完整性管理规范》中高后果区识别、风险评价等完整性管理关键环节进行解读,并分析其中强制性条文.研究表明,GB 32167较我国以往标准有较大改进,充分考虑了我国国情,适应当前我国管道管理现状,可操作性和应用性更强.同时建议管道企业根据自身管道特点确定检测时间间隔,而不是简单照搬国外数据.【期刊名称】《安全、健康和环境》【年(卷),期】2016(016)006【总页数】5页(P54-57,60)【关键词】管道完整性;管理标准;先进性【作者】杨静;王勇;谢成;柏盛鹏【作者单位】中国石化抚顺石油化工研究院,辽宁抚顺113001;中国石化抚顺石油化工研究院,辽宁抚顺113001;中国石化销售华南分公司,广东广州510620;中国石化长输油气管道检测有限公司,江苏徐州221008【正文语种】中文我国油气管道完整性管理实践初期主要参照国际标准规范，将标准API 1160-2001和ASME B31.8S-2001等效转标为行业标准SY/T 6648-2006和SY/T 6621-2005。

标准API 1160、ASME B31.8S先后经过多次修订与完善，目前最新版本为API 1160-2013和ASME B31.8S-2014，而我国相应行业标准并未作及时更新。

2009年，中国石油发布企标Q/SY 1180-2009。

2014年，我国发布行标SY/T 6975-2014。

随着我国对管道管理日益重视、公众对于管道安全日益关注、企业对完整性管理标准做法需求增大，完整性管理国标应运而生。

GB 32167-2015根据我国国情和管道特点量身定制，于2015年10月13日正式发布，2006年3月1日实施。

GB 32167的发布，弥补了我国完整性管理国家标准的空白，适应当前我国管道完整性管理的发展需求和迫切要求。

深海油气管道铺设的非线性屈曲理论分析与数值模拟的开题报告

深海油气管道铺设的非线性屈曲理论分析与数值模拟的开题报告1.背景与研究意义随着人类对能源的大量需求，深海油气管道逐渐成为我国海洋工程建设的重要领域。

然而，深海环境的极端温度和高压力条件下，油气管道往往受到大规模的非线性屈曲和失稳的威胁，对管道的安全运行构成了严峻挑战。

因此，对于深海油气管道的非线性屈曲特性进行深入研究，有助于解决深海油气管道的安全问题，提高我国海洋工程建设的水平和能力。

2.研究内容与目的本文旨在深入研究深海油气管道铺设中的非线性屈曲特性，并对其进行数值模拟分析。

具体研究内容包括：（1）深海油气管道的结构特性分析与数学建模。

（2）深海油气管道非线性屈曲的力学原理和影响因素分析。

（3）深海油气管道非线性屈曲的数值模拟方法和技术路线研究。

（4）计算结果的分析与实验验证本文旨在从理论和实践两个方面进行探究，通过建立深海油气管道的非线性屈曲力学模型，利用有限元、计算流体动力学等数值方法进行模拟分析，同时也会对计算结果进行实验验证，以期能够深入了解深海油气管道铺设的非线性屈曲问题，提供一定的技术支持和科学参考，为相关领域的研究工作提供一定的参考依据。

3.研究方法与步骤（1）文献综述和理论分析：对深海油气管道领域的研究现状、相关方法和理论进行综述和分析，确定研究方向和目标。

（2）数学模型建立：建立深海油气管道非线性屈曲数学模型，考虑材料的力学行为、管道结构和环境条件等因素。

（3）数值模拟及计算分析：利用有限元法、计算流体动力学等数值方法进行数值模拟及计算分析，合理选择计算条件和参数。

（4）计算结果的验证：根据数值模拟计算结果，进行实验验证和数据比对，分析模型的精度和可靠性，并对计算结果进行深入分析。

4.预期成果与意义（1）高精度的深海油气管道非线性屈曲数学模型。

（2）深度剖析深海油气管道铺设过程中的非线性屈曲特性。

（3）对深海油气管道的安全性评估提供一定的技术支持和科学参考。

（4）拓展深海油气管道的应用领域和促进海洋工程建设的发展。