管材失效风险因素分析.docx

管材失效风险因素分析天然气管道输送压力高、钢材等级高、管径大，如我国正在建设的西气东输二线，其输送压力达到了 12MPa，管径达到了 1219mm，所采用的钢材等级为 X80。管道一般以埋地敷设方式。所以引发天然气管道事故的主要危险、有害因素表现为：管道应力腐蚀开裂、腐蚀穿孔、管材缺陷或焊口缺陷等。一、应力腐蚀开裂一、应力腐蚀开裂较高的压力使管道面临应力开裂危险。应力开裂是金属管道在固定拉应力和特定介质的共同作用下引起的，对管道具有很大的破坏性。管道应力腐蚀开裂的特征见表 2-6。表表 2-62-6 管道应力腐蚀破坏特征管道应力腐蚀破坏特征因素特征发生地区与特定的地面条件有关。65%发生在压气站和下游第一阀室之间，12%发生在第一和第二阀室之间，5%发生在第二和第三阀室之间，3%发生在第三阀室下游与温度关系较冷气候带明显多发。与管道温度既明显关系与电解质关系中性 pH 值的稀碳酸盐溶液，其值在 5.57.5 之间电化学电势腐蚀电势，阴极保护不能达到的地点裂纹的路径和形状穿透颗粒(横过钢颗粒)，宽裂纹带边壁有明显腐蚀环境因素、材料因素、拉应力，其单方面或三方面都能引发管道的物理应力开裂。1.环境因素环境温度、湿度、土壤类型、地形、土壤电导率、C02及水含量等对应力腐蚀将造成峥定的影响。黏结性差的防腐层以及防腐层剥离区，易产生应力腐蚀破裂。2.材料因素应力腐蚀开裂与管材制造方法(如焊接方法)、管材种类及成分、管材杂质禽虽(大于 200250m 的非金属杂质的存在会加速裂纹的形成)、钢材强度及钢材塑性变形特点有关。管道表面条件也对裂纹的产生起着重要作用。3.拉应力主要包括制造应力、工作应力、操作应力、循环负荷、拉伸速率、次级负载等。二、二、COCO2 2腐蚀失效腐蚀失效如果所输天然气组分中 CO2含量高，在管输压力下，CO2分压有可能接近发生 CO2电化学腐蚀的临界值，同时，CO2为弱酸性气体，它溶于水后形成 H2CO3，对金属有一定的腐蚀性。CO2腐蚀与管输压力、温度、湿度等有关，随着系统压力的增加，而导致腐蚀的速度加快。1.CO2腐蚀的危害形态(1)不均匀的全面腐蚀与点蚀C02引起的腐蚀常常是一种类似溃疡状的不均匀全面腐蚀，严重时可能呈蜂窝状。在金属表面形成许多大小、形状不同的蚀坑、沟槽等。几乎所有的合金在 CO2环境中都可以发生点蚀，其点蚀坑周边锐利、界面清晰，可在较短的时间内完全穿透管壁。(2)冲蚀管子截面变化部位和收缩节流部位的介质流速增高，C02腐蚀加剧，如果气流速度增加 3.7 倍时，则其腐蚀速度增加 5 倍。(3)应力腐蚀破裂在碱性介质中，C02及碳酸盐可造成碳钢的应力腐蚀破裂。氧的存在会加剧这种破裂发生的可能。2.CO2腐蚀的影响因素(1)材料因素合金元素对材料的耐 CO2腐蚀性能影响很大。有实验证明，Cr、Co 能提高材料的耐 C02腐蚀性能；C、Cu 使材料的耐 CO2腐蚀性能下降；Mo 的影响不大；Ni 含量小于 5%时有害，含量大于 5%时，可显著提高材料的耐蚀性能。(2)CO2的分压及水的组成CO2的分压对腐蚀速度影响最大，分压越大，溶入介质中的 C02越多，溶液的 pH 下降，金属的腐蚀速度越大。某些溶解物质对水具有缓冲作用，可阻止pH 值降低，进而减少 CO2的腐蚀。(3)温度的影响温度是影响 CO2腐蚀的重要因素。温度小于 60时均匀腐蚀，其腐蚀速度受 CO2扩散并进而生成 H2CO3速度的控制，当温度升高时，CO2的腐蚀速度急剧增加。(4)介质的 pH 值与流速的影响当介质的 pH 值升高时，C02的腐蚀性减弱；当介质的流速增高时，CO2的腐蚀速度加剧。三、管道腐蚀穿孔三、管道腐蚀穿孔管道腐蚀穿孔分为内腐蚀穿孔和外腐蚀穿孔。内腐蚀主要是由于酸性气体(如 H2S、CO2等)与天然气中的水结合，形成酸性物质从而对管道内壁形成腐蚀。外腐蚀主要是由于埋地钢质管道的防腐层，在实际工作中防腐质量不能完全保证、管道施工可能造成防腐层机械损伤以及地质灾害等因素可能造成防腐层破坏，导致管道腐蚀，引发事故。1994 年 7 月 23 日，加拿大管道公司一条直径 914mm(壁厚 9.14mm、管材 X65)的输气管道在东部安大略省 Lafeliford 附近爆裂起火，大约 20m 长的管道飞出地面，炸出了一个宽 16m、长 36m、深 24m 的大坑。通过对断白处管材金相检查看出，由于外腐蚀使管壁过度变薄，造成管材剪切-延性超负荷断裂。引发爆裂的一大片外腐蚀区，长约 1440mm、宽约 1210mm，约 70%的管壁厚度已被腐蚀。四、管道建设施工隐患四、管道建设施工隐患材料缺陷或焊口缺陷这类事故多因焊缝或管道母材中的缺陷在带压输送中引起管道破裂。长输管道施工中如组对不够精细、焊接工艺欠佳，使得焊口质量难以达到预想的目