B型套筒等强度设计理论计算分析

刘 洋

（中船重工（沈阳）辽海输油设备有限公司，辽宁 沈阳 110117）

0 引言

随着现代工业以及石油天然气工业的长足发展，输油气管道的里程数也在不断增加。从20世纪50年代的克-独原油管道，70年代的“八三”会战，到本世纪初的西气东输管道以及中俄原油管道，中国已成为全球第三大管道大国。截止2021年年底，中国长输油气管道总里程达到14.8×104km，其中天然气管道里程8.76×104km，原油管道里程3.13×104km，成品油管道里程2.91×104km[1]。随着管道的不断架设以及在役时间的增长，管道的腐蚀老化已成为无法避免的问题，严重制约着我国输油气管道的安全运行。以西气东输管道为例，自2004年起至今已在役服务超过17年。通常情况下，管道的服务年限为33年，根据管道故障率浴盆曲线（Bathtub curve），当管道服役超过20年将进入事故高发阶段，也就是说在未来一段时间内我国将有大量输油气长输管线出现不同程度的缺陷[2]。对现有的出现缺陷的管线进行及时补强修复是当下最好的解决办法。。

1 B型套筒等强度设计分析

现阶段我国输油气管道有相当一部分已由20世纪架设的中等强度钢材管线升级到现有的高钢级管道，管网的运维安全性随之大幅度提升。可随之而来的是高钢级管道严苛的技术条件提高了管道的修复质量要求。目前我国常用的一种高强度钢管牌号为X80，国际上的X80性能要求主要有两种标准，分别是API SPEC 5L-2018《管线钢管规范》和ISO 3183-2012《石油和天然气工业管道输送系统用钢管》，二者对X80钢的性能要求基本一致，屈服强度 为555MPa～705MPa，抗拉强度为625MPa～825MPa，屈强比不高于0.93，焊缝和热影响区的最小平均冲击韧性为27J（0℃、管径小于1422mm）或40 J（0℃、管径大于或等于1422mm），落锤撕裂试验剪切面积百分数不低于85%（0℃）[3]。

目前对焊接修复的适用性和可靠性正处于研究阶段，永久性焊接补强方式作为一种可靠、简便的施工方法在管道修复中大量使用[4]。其中以区别于不进行环焊缝焊接的A型套筒的B型套筒修复最为常见。而传统修复方式往往采用非等强度焊接的方式，为了增加强度，将套筒壁厚的尺寸设计过大，导致焊接熔覆量大[5-6]、施工难度增加，且由于焊接深度大也易产生裂纹等问题，影响修复效果[7-8]。某处受到土壤沉降不均影响出现的凹坑缺陷及根据该文方法设计的B型套筒现场修复图片如图1、图2所示。

根据等强度设计理论，在计算B型套筒壁厚之前需要确定相关参数，包括出现损伤的管道最大外径、管道母材材质、管道设计压力、管线运行温度和管道地区等级等。B型套筒的护板壁厚是其中最重要的一项参数，根本依据参数为管道的运行压力以及套筒材质的屈服强度δs。设计壁厚应满足安全性要求，在焊接位置出现缺陷时不应使B型套筒整体出现屈服情况，理想状态如公式（1）所示。

式中：F为B型套筒设计安全系数，与管道设计安全系数取值相同；δs2为B型套筒屈服强度（取下限数值555MPa），MPa；A1、A2分别为套筒上对应环焊缝位置的凹槽深度、成型加工厚度补偿，mm，3.5 mm≤A1+A2≤6mm。

另根据国家标准GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》直管段壁厚计算公式对B型套筒壁厚进行设计计算，如公式（2）所示。

式中：δ2为B型套筒计算厚度；P为管线设计压力；D为管道最大外形直径；σs为B型套筒材料的屈服强度；φ为焊接接头系数，其中单面焊接且全部无损检测取φ=0.9[9]；F为强度设计系数；t为温度折算系数，其中在≤120℃情况下t=1.0。相应单位同公式（1）。

根据管道型号以及现场测量结果总结的管道各项参数数值见表1。

表1 东北地区某处输油管道缺陷现场测量数据

根据公式（1）、公式（2）以及表1中的数据，分别对壁厚进行计算，并根据可靠性原则选取较大数值作为设计参考数值。根据计算可知在以上情况下，δ1≈16.29，向上圆整为δ1=17。δ2≈13.7向上取值至δ2=14。因此在实际设计中，本案B型套筒厚度应大于等于17mm，且随着壁厚的增加，B型套筒圆周向的角焊缝将在微小降低后增加，因此壁厚不适宜无线度增大，过度增加壁厚将会对套筒的结构及安全性起反作用，最终该设计方案将B型套筒壁厚定为17mm。

2 应用有限元法对设计方法进行验证

本案使用ANSYS19.0软件中的Workbench对上述方法设计的B型套筒修复效果进行有限元法仿真，利用SolidWorks 2016版本建模，模拟管道出现环向裂缝。所建模型模拟了当直管段出现宽度2mm，长度18mm环向裂缝时，在管壁外侧利用B型套筒进行修复的情况。其中B型套筒根据上文所述方法进行设计，承受载荷根据实际情况附以管道内表面10MPa均布载荷，并由此分析该设计方法的可行性及可靠性，再根据对称性原则，选取完整模型的一半进行后续分析。

模型导入有限元分析软件后，前处理各项参数设置如下：鉴于模型属对称性结构，为了提高分析精度，将模型按照六面体结构进行网格划分，并调整到合适尺寸，如图3所示。

进一步地，待修复管道材质及B型套筒材质参数按照X80管道进行设置，对管道内壁施加数值为10MPa的均布载荷，对整体模型施加对称约束并惯性释放。根据施加载荷以及约束条件，利用静态求解器进行求解，在后处理器中添加位移、应变以及形变选项求解后得到如图4～图6所示的结果。

根据图4中最大值标注点对比左侧坐标值可知最大形变达到0.9 mm；根据图5中最大值标注点对比左侧坐标值可知最大应力为526.22MPa，且最大应力处处于环向角焊缝区域，在实际施工中需要重点关注；根据图6中最大值标注点对比左侧坐标值可知最大应变为0.003mm。

根据API SPEC 5L-2018《管线钢管规范》和ISO 3183-2012《石油和天然气工业管道输送系统用钢管》对X80钢屈服强度要求为555MPa～705MPa，仿真中所布置的B型套筒最大应力值小于555MPa，且最大形变量小于1mm。根据有限元分析法结果可以判定该文设计的B型套筒壁厚符合理论使用要求，可进行下一步的生产、试验及修复施工。

3 现场施工应用验证

根据上述设计方法以及有限元仿真结果等前期理论设计及验证，制造了为本案定制的B型套筒，并对修复管段进行了带压监测记录。待修复管段主要由自然沉降造成凹坑缺陷，同时根据超声检测显示弯折处有细微裂纹。焊接施工在裂纹外300mm进行，焊接预热温度根据GB/T 36701—2018预热达130℃后开始焊接，焊接方式采用回火焊加填充焊方式。回火焊可提高任性，防止焊口开裂，采用强度较低的E5015-G（CHE507GX）焊材，填充焊采用强度较高的E5515-G（CHE557GX）焊材。长期的工程实践统计结果显示此方法可有效减少角焊缝与母材焊趾部位的开裂倾向。焊后对管线进行焊后热处理，200℃～300℃保温5h～8h后自然冷却。

B型套筒焊接到修复管线后对管线进行测量，显示B型套筒圆周向形变量在0.5mm～0.85mm，然后逐步恢复正常运行压力10MPa。带压运行15天后对管线进行外部尺寸测量及无损检测，结果显示B型套筒结构完好，角焊缝及纵焊缝未发生形变。

根据以往工作记录，在此类情况下，往往会根据经验将套筒厚度保守设计为30mm～35mm。此厚度虽然满足使用条件，但过厚的套筒壁厚不仅增加了制造成本，也会增大卷板难度，还会在现场焊接时使焊接量成倍增加且热影响区过大，如此易出现焊接缺陷等问题。由此可知，在合理范围内选择B型套筒厚度将能减少成本，降低加工、施工作业难度。

4 结语

该文基于等强度理论设计了B型套筒补强设计公式，并根据相关现场数据，利用公式设计出B型套筒。在此基础上利用有限元法对上述问题进行强度及形变校核，并生产出产品用于施工。施工完美解决了测量管段的凹坑缺陷问题。综上可得设计公式符合实际工况要求，对B型套筒的设计与分析有一定的参考价值。