石油天然气管道服役时间比较长，普遍存在腐蚀性体积缺陷，以及第三方破坏、地质灾害和误操作等因素造成的损伤[1]。为保障管道的安全运行，避免管体腐蚀所导致的爆裂、泄漏事故，确定是否需要立即停产检修更换管段，或因生产繁忙暂时不能停产而采取降压运行，需要及时发现缺陷并评估其安全可靠性。鉴于含缺陷管道的极限应力分析比较复杂，本文试用有限元法分析某一天然气管道的极限强度及安全状况，并与有关评价标准进行了对比。

　　1 管道极限载荷的有限元分析

　　本文研究对象为一含硫天然气输送管道的弯管段，管道材质为20＃钢，工作温度为常温，工作压力0.05MPa，最小屈服强度3 13.95MP，管材的裂纹尖端张开位移(CTOD)值&=0.068mm，焊缝系数为0.8 。该管段在内部介质作用下，出现比较严重的腐蚀和减薄现象，最大蚀坑深度为3.8mm，最大纵向投影长度6mm，环向腐蚀长度120mm，利用有限元法分析其极限承载情况如下:

　　( 1 )有限元模型。管段的有限元单元模型如图1 所示，共划分1969个单元，4450个节点。

　　( 2 )材料的本构模型。材料的本构模型 (应力应变关系)用双线性表示。经计算分析。材料的塑性极限许用应力值为294MPa。

　　( 3) 弯管的弹塑性分析。当内压增大到6MPa时， 管道内弯处局部材料开始进人屈服状态， 但其屈服区域较小。此时屈服区域外围未屈服的材料可限制屈服区域材料的变形， 随载荷的增加， 管道不会无限制地变形， 因此管段还有进一步承载的能力。

　　当内压达到9.7MPa时，最大应力处沿厚度方向整体屈服。由于屈服区域较大，此时随载荷的增加，屈服区域外围未屈服的材料已无法限制屈服区域中心部位的变形。因此管道此时已完全达到其塑性极限状态，塑性极限内压为9.7MPa。

　　2 标准对管道腐蚀缺陷的评价

　　SY/T6151-1995《 钢质管道管体腐蚀损伤评价方法》标准是在消化吸收ASME B3lG基础上制订的，考虑了环向腐蚀的影响，并将腐蚀区面积折算成当量半裂纹长，采用断裂力学分别计算环向和轴向所能承受的 最大压力值[2]。为便于对该标准的使用，本文作者用 matlab软件编制了与标准相配套的分析计算程序。将上述有关原始数据输人程序，可直接求得该含缺陷管道的极限压力为9.5MP，评定腐蚀类型为第2类，属“ 管体腐蚀尚不很严重，能够维持正常运行”的情况。由此可知，标准SY/T6151-1995求得的极限压力与有限元法求得的结果接近。

　　3 结语

　　有限元法是含缺陷管道极限应力分析的有效手段，而SY/T6151-1995是一个比较实用的管道腐蚀损伤评价标准，利用本文编制的matlab软件将有限元分析方法与该标准有机结合起来，可有效地评价含缺陷管道的极限承载能力和安全运行状况。

　　参考文献:

　　[1]落绍华，管道完整性技术与管理 北京:中国石化出版社.2007.

　　[2]中国石油天然气总公司.SY/T6151-1995《 钢质管道管体腐蚀损伤评价方法》[M]. 北京: 石油工业出版社，1995.