内腐蚀缺陷（精选6篇）
内腐蚀缺陷 篇1
据大量国内外资料统计表明,对于管内腐蚀介质侵蚀和管外环境腐蚀严重的天然气管道来说,腐蚀是造成管线失效的最重要因素之一[1]。因腐蚀造成的输气管道内腐蚀缺陷严重影响天然气管道运营阶段的安全和经济目标。对含有内腐蚀缺陷的输气管道进行剩余强度计算是对整条天然气管道进行安全评估极其重要的一环,对保证管道的安全平稳运行有着不可替代的作用。
1 几种常用管道剩余强度评估方法
20世纪60年代末70年代初,美国Battelle研究所根据断裂力学理论分析和爆破实验结果提出了半理论半经验计算公式NG-18,后由美国煤气协会(AGA)作为标准颁布,这是最早用来计算管道极限内压载荷的公式,具体计算公式如式(1):
式中PC—腐蚀管道的极限内压载荷,MPa;
σf—管道材料的流变应力强度,MPa;
t—管道厚度,mm;
D—管道外径,mm;
A—腐蚀长度为基准的腐蚀面积,mm2;
A0—以腐蚀长度为基准的原始壁厚面积,mm2;
Mf—Folias膨胀系数。
20世纪90年代初,Kiefner在NG-18公式的基础上对其进行了修正,美国机械工程师协会(ASME)以此修正公式为基础颁布了腐蚀管道的安全评估规范ASME B31G[2],这是最早、也是目前使用最为广泛的腐蚀管道评估规范。
当L>姨20Dt时:
式中σy—管道材料的屈服强度,MPa;
d—腐蚀缺陷深度,mm;
L—腐蚀缺陷长度,mm。
其他符号含义见式(1)。
O’Grady等针对ASME B31G规范的保守性,对流变应力、Folias膨胀系数和腐蚀面积作出了相应修正,提高了公式计算的精度,称之为改进的ASME B31G方法,改进的ASME B31G方法中腐蚀管道极限内压载荷计算公式见式(4):
式中符号含义同式(1)～(3)。
21世纪初,挪威船级社(DNV)联合英国天然气公司(BG)基于全尺寸实验和有限元分析,并考虑弯曲载荷和轴向力对腐蚀管道极限内压载荷的影响,建立了全新的腐蚀管道安全评价体系,形成了DNV RP-F101规范[3]。
式中σu—管道材料的极限抗拉强度,MPa;
其他符号含义见式(1)～(3)。
2 各种评估方法适用性评价
以上几种油气管道剩余强度计算方法都是通过对腐蚀管道破坏理论以及试验研究后由行业权威机构颁布的标准/规范,是目前最具代表性的腐蚀缺陷管道安全评价的标准[4,5,6]。但是每种评估标准都具有一定的局限性和优缺点,对输气管道内腐蚀缺陷剩余强度评估的适用性有待研究。
为进一步分析几种标准/规范在评估天然气管道剩余强度时的适用性情况,以某天然气公司的输气管道为研究背景,对各种标准/规范在评估输气管道腐蚀缺陷时的适用性情况进行评价与讨论。天然气管道直径为168.3mm,壁厚为9.5mm,管道钢材为API 5L X52,各标准/规范的管道极限内压载荷计算结果如图1所示。
从图1计算结果可以看出,对于目前这4种常用的体积型缺陷评估标准,在评估输气管道极限内压载荷时,DNV RP-F101、NG-18、改进的ASME B31G、ASME B31G的保守性依次增加。考虑输气管道极限内压载荷计算结果的保守性情况,选用DNV RP-F101《Recommended practice for corroded pipelines》标准对输气管道剩余强度进行评估校核。
3 输气管道剩余强度计算程序
由于参照DNV RP-F101标准在计算输气管道剩余强度时需涉及到大量的参数和复杂的计算公式,计算过程中不仅要求对DNV RP-F101标准有熟悉的了解和掌握,还要进行大量繁琐的判断与计算,任何一步计算的失误都会给评估结果造成严重的影响,因此以DNV RP-F101标准为依托,Visual Basic 6.0为平台,编制了输气管道内腐蚀缺陷剩余强度计算程序(图2)。
该计算程序提供了分项安全系数法和许用应力法,可分别采取这2种方法对输气管道的剩余强度进行计算评估。该程序最终得到的结果信息为:对于分项安全系数法,在保证一定安全等级的情况下可以得出评估腐蚀管段的最大许用压力值;对于许用应力法,也可以得到该腐蚀管段的最大许用压力值。使用者可以根据需要自由选择以上2种计算方法对输气管道单一腐蚀缺陷和交互腐蚀缺陷管段的许用压力值进行计算,进而对天然气管道的安全性进行评定。
4 计算程序的应用与分析
为了分析所编制的程序———《输气管道内腐蚀缺陷剩余强度计算程序》在计算输气管道剩余强度时的实用性与有效性,举一个工程实例,便于分析比较缺陷各参数(主要是腐蚀缺陷深度、缺陷长度)对输气管道剩余强度的影响。利用这些计算结果作出了缺陷程度与管道许用压力值的关系曲线,分别如图3和图4所示,其中L表示腐蚀缺陷长度,d表示腐蚀缺陷深度,t表示管道厚度。
从图3可知:(1)对于腐蚀缺陷长度等于10倍缺陷深度(L=10d)的输气管道来说,管道许用压力值随腐蚀缺陷程度加深总体变化规律是先平缓后急速下降;(2)当腐蚀缺陷深度很小(腐蚀缺陷深度小于管道壁厚的40%)时,计算得到的管道许用压力值随着腐蚀缺陷程度加深而缓缓减小,但是减小的趋势并不明显;(3)当缺陷深度超过管道壁厚的40%时,输气管道许用压力值随着缺陷程度加深而迅速降低,而且管径越小、壁厚越大的输气管道,下降的斜率就会越大。
从图4可知:(1)对于腐蚀缺陷长度等于100倍缺陷深度(L=100d)的输气管道来说,只要管道有内腐蚀缺陷存在,随着腐蚀缺陷程度加深,管道许用压力值变化比较大,而且下降的也相当快;(2)当输气管道的管径越小、壁厚越大时,许用压力值下降的斜率也会越大;(3)对于输气管道中存在的长腐蚀缺陷(如腐蚀缺陷长度达到缺陷深度的100倍时)要引起足够的重视,因为长腐蚀缺陷的输气管道许用压力值下降很快,具体的数值可以采用编制的计算程序进行相应的计算评估。
5 结论
(1)对比研究了各种常用油气管道缺陷剩余强度计算标准/规范对于输气管道内腐蚀缺陷评估的适用性问题,发现DNV RP-F101、NG-18、改进的ASME B31G、ASME B31G的保守性依次增加,所以采用挪威船级社颁布的NDV RP-F101《Recommended practice for corroded pipelines》标准对输气管道剩余强度进行评估。
(2)基于NDV RP-F101标准中的剩余强度计算方法,分析归纳评估步骤,并以DNV RP-F101标准为依托,Visual Basic 6.0为平台,编制了《输气管道内腐蚀缺陷剩余强度计算程序》。
(3)工程实例证明运用所编程序可以有效地对输气管道内腐蚀缺陷剩余强度进行评估,而且此程序操作简单,界面友好。
参考文献
[1]方华灿.油气长输管线的安全可靠性分析[M].北京:石油工业出版社,2002.
[2]ASME B31G-1991.Manual for determining the remaining strength ofcorroded pipelines[S].
[3]DNV RP-F101-2004.Recommended practice for corroded pipelines[S].
[4]郭淑娟,陈保东,韦丽娃,等.几种含体积型腐蚀缺陷管道剩余强度评价方法的特点及适用性[J].腐蚀科学与防护技术,2008,20(5):364-366.
[5]王春兰,张鹏,陈利琼,等.腐蚀管道剩余强度评价的基本方法[J].四川大学学报:工程科学版,2003,35(5):50-54.
[6]刘颖,廖柯熹,刘长林,等.含腐蚀缺陷管道的剩余强度评价方法[J].天然气与石油,2008,26(2):41-44.
晶体硅缺陷的腐蚀及表征 篇2
关键词：晶体硅硅片,化学抛光、腐蚀,共聚焦显微镜,缺陷
1. 前言
单晶硅的晶体结构相对多晶硅更加完美, 因此其做成的电池效率明显高于多晶硅电池, 是硅基高效太阳能电池的首选材料。然而, 晶硅在生长和生产过程中, 会引入其他杂质, 如氧、碳等;另外由于晶硅生长时热场不稳定产生热冲击、热应力等原因, 晶硅中可能存在晶体缺陷;晶体在机械加工工艺中, 硅片表面存在机械损伤层等原因, 晶硅中可能导致产生晶体缺陷。晶体缺陷通常分为点缺陷、线缺陷、面缺陷和体缺陷。这些内部杂质和晶体缺陷会严重影响太阳能电池的效率, 内部金属杂质和晶体缺陷 (位错等) 的存在会成为少数载流子的复合中心, 影响其少子寿命, 最终会导致电池性能的严重下降。晶硅硅片中的各种缺陷对太阳能电池的性能有很大的影响, 它会造成扩散界面不平整, 引起P-N结的反向漏电增大等。
晶硅片经化学抛光、腐蚀后用共聚焦显微镜显示可以揭示硅片缺陷的数量和分布情况, 找出缺陷形成、晶体生长工艺的关系, 为改进工艺, 减少缺陷、提高硅片的合格率和改善太阳能电池性能提供依据。
2. 实验
化学腐蚀液可分为两种, 一种是非择优腐蚀液, 这种腐蚀液对任何晶面都具有同样的腐蚀速度, 只要晶体硅被这种腐蚀液腐蚀, 晶体硅表面就会均匀的被逐层腐蚀, 是一种化学抛光;另一种是择优腐蚀液, 这种腐蚀液对晶体硅的不同晶面具有不同的腐蚀速度, 晶体硅被这种腐蚀液腐蚀, 部分晶面就会腐蚀的很快, 而其他的晶面可能腐蚀的很慢, 就会形成不同特征形状的缺陷坑。
2.1 实验过程
2.1.1 晶硅片的预处理
由于硅片表面需要保持清洁, 需要去处机械损伤层, 故要经过化学腐蚀抛光, 使晶体表面清洁且光亮如镜。
首先要对晶硅片进行抛光处理, 需要用到非择优腐蚀液。它们的化学反应过程为:
Si+4HNO2+6HF=H2SiF2+4NO2+4H2O
抛光腐蚀液中HF和HNO3的比例以对抛光效果能产生很大的影响, 通过不断调整两种酸的混合比例, 并加入冰乙酸 (起缓冲作用) 来控制反应时间, 以达到做好的抛光效果。最后确定的腐蚀液配比为:
HF (42%) :HNO2 (65%) =1:5
把清洗好的晶硅片浸没在上述的非择优腐蚀液中一段时间, 中途可将硅片取出, 若抛光效果不好, 可延长腐蚀时间。完成后用去离子水冲洗干净。可得到一个清洁的、光亮如镜的表面。
2.1.2 化学腐蚀显示
晶硅片经过非择优腐蚀后, 还需要采用择优腐蚀液进行腐蚀。
若采用stril腐蚀液, 其配比为:
CrO3:H2O:HF (42%) =75g:1000ml:1000ml
它们的化学反应过程为:Si+CrO3+8HF=H2SiF6+CrF2+3H2O
若采用Secco腐蚀液, 其配比为:
K2Cr2O7:H2O:HF (42%) =44g:1000ml:2000ml
若采用stril择优腐蚀液, 则把抛光好的硅晶片放入stril择优腐蚀液中, 室温下需要腐蚀5~10min;若采用Secco择优腐蚀液, 需要不时的搅拌, 则室温下需要腐蚀10~15min;腐蚀结束后用去离子水冲洗干净, 用超声波进行彻底的清洗后, 进行烘干。
2.2 观察缺陷
本实验采用的是3D共聚焦显微镜来对晶硅片缺陷进行观察和表征, 采用此仪器的主要原因是可将视野内的图像通过激光扫描成像, 可观察到腐蚀后的缺陷是凸起或凹陷。
观察晶硅片缺陷的方法:
1) 把腐蚀好的硅晶片放在载物台上, 选择合适放大倍数的物镜;
2) 缓慢转动粗调焦手轮, 观察到图像后, 再转动细调焦手轮, 调到图像清晰为止;
3) 移动载物台位置, 选择所需观察的位置并且仔细地观察各种物象的图形。根据不同的情况和要求可转动物镜转换器或调换目镜来获得不同的放大倍数;
4) 将观察到的缺陷图像保存到电脑中;
5) 用激光扫描视野中的图像, 形成3D图像, 对样片缺陷进一步分析。
3. 实验结果
3.1 采用stril腐蚀液的实验结果:
层错和划痕腐蚀后在显微镜下观察相类似, 层错的主要特点是层错线相互平行或成60°、120°角分布。划痕线只是单条的, 不规则的。如图5、图6所示:
3.2 采用Secco腐蚀液腐蚀结果
下图中多晶硅片用显微镜观察到的缺陷的微观形貌。
4、结论
通过一系列的实验, 用常规生产的晶体硅片 (厚180um~200um) 进行通常的化学抛光腐蚀完全可行, 能更好的与现化化生产相兼容。另外使用stril腐蚀液能够很好的将硅晶体中的位错表征出来, 腐蚀出的位错坑呈正四边形、三角形圆形等形状的蚀坑。由于OISF缺陷是在晶体生长过程中引入的, 只是由于其核尺寸小, 不易用常规的方法检测到, 但经高温退火后的晶硅片用stril腐蚀液腐蚀后就能很好的显现出来。
参考文献
[1]、《硅单晶抛光片的加工技术》化学工业出版社
[2]、《太阳电池材料》杨德仁编著化学工业出版社
[3]、《大学普通化学》大连理工大学出版社
[4]、《无机化学》第二版化学工业出版社
内腐蚀缺陷 篇3
接地网实际运行状态是地网性能诊断与评估的基础与核心。由于我国的接地网主要采用扁钢材料,长期运行容易发生腐蚀,而且近年来因接地网腐蚀严重而需改造的变电站越来越多,使得变电站接地网评估和改造的指导技术——接地网腐蚀缺陷诊断与性能评估技术的重要性凸现出来。
为了解决这个问题,从2000年开始,国内高校在这方面做了较多的理论研究,力图通过检测手段实现接地网扁铁运行状态诊断。文献[1]和[2]采用电磁场方法、文献[3,4,5,6,7,8,9,10]采用电路原理结合几种常见优化计算方法来解决接地网测试和支路导体腐蚀故障诊断问题。其中,文献[7,8,9,10]是本课题在研发过程中的研究成果。
本文根据课题研发中各种优化算法的研究成果结合现场实测,考虑了检测中的各个关键环节,得出了适合于现场检测和诊断的优化算法及整套系统。
1 诊断优化算法
1.1 接地网腐蚀缺陷诊断模型
接地网由金属导体焊接而成,在工频或直流电流的作用下,可以忽略其电感和电容的影响,等效为纯电阻线性网络,因而可以将接地网腐蚀缺陷诊断这一工程物理问题转化为电网络的参数辨识问题进行分析和研究。
将可以量测的接地引下线节点定义为可及节点,考虑到节点到电源间的引线电阻可能造成的影响,一般选择电流源作为激励源,图1为接地网腐蚀缺陷诊断测量示意图。接地网腐蚀诊断的基本方法就是通过接地网在一些直流电流激励条件下的可及节点之间的电压测量值,根据接地网的拓扑结构应用适当的计算方法,求出接地网各条导体的实际电阻值。研究结果表明,支路电阻的增大可以反映其被腐蚀情况,因此可以根据实际值与设计值的比值大小来判断导体腐蚀或断裂情况,即诊断出了接地网各条支路的实际电阻值,也就得到了反映接地网腐蚀情况的诊断结果。
根据电路理论,电路元件参数的变化会引起电路响应参数的变化,当元件参数的变化量很小的时候,可以把电路响应参数的变化量近似表示成元件参数的变化量及响应参数对各个元件参数灵敏度的线性关系。
腐蚀接地网中,各条支路的电阻为R'i(i=1,2,…,b),测量端口电压的测量值为V'mn,对应的没有被腐蚀的原始接地网的电阻为Ri,仿真计算得到的测量电压为Vmn。那么腐蚀前后测量电压的变化量为ΔVmn=V'mn-Vmn,V'mn对各条支路电阻的灵敏度为,电压变化量ΔVmn和电阻变化量ΔRi=R'i-Ri之间可以表示成如下的形式:
按照同样的方法,在一次激励时,测量多个端口的电压,并多次更换激励端口的位置。例如更换L次激励,第j次激励的测量端口为m1n1,m2n2,…,mαjnαj,如此可以得到线性的诊断模型:
当测量数据足够多时,方程组(2)是一个超定的线性方程组,写成矩阵形式为:
ΔR是方程组(3)的最小二乘解:min‖SΔR-ΔV‖2,解的表达式如下:
然而当接地网结构中存在不可测支路(模糊支路)时,灵敏度矩阵S列向量线性相关,那么最小二乘解式(4)中方阵STS奇异,逆(STS)-1不存在,此时求解式(3)是比较困难的。
1.2 可测性分析
图2为一个变电站接地网的拓扑结构图,图2(a)中黑色实心圆点为可及节点,空心的为不可及节点。由于无法在不可及节点上施加电源激励或者测量其电压,所以造成网络中可能存在不可测支路。对于不可测支路,无论何种诊断算法都无法得到确切的结果。一般来说,在求解参数辨识问题之前,必须进行可测性分析,找出不可测支路和模糊组。在每一个模糊组中选取一个元件作为基变量,剩下所有非基变量对应的灵敏度矩阵是满秩的,这样就可以利用式(4)进行计算。
本文在文献[11]的基础上进行了改进,采用灵敏度矩阵列向量的相关性分析方法,实现了一定测量方案下的测量可测性分析。对由一定测量方案下得到的灵敏度矩阵S进行Gauss-Jordan消去,转换为行最简阶梯型矩阵形式,然后得到S的有理型零空间Z,即S的有理型基础解系Z:
这样Z的列数就是模糊组数,Z每一列对应一个模糊组,非零元对应的支路电阻即为该模糊组中的不可测支路。在测量方案完备时,对图2(a)进行可测性分析,得到图2(b)的结果,其中每一个虚线框内的支路构成一个模糊组,用粗线电阻表示,可以看出这个网络结构中存在3个模糊组,16条不可测支路。采用分层约简的网络拓扑分析方法也可以得到同样的结论。
1.3 不可测支路参考解的增广线性模型
对于不可测支路,本文根据接地网导体的腐蚀特性,在1.1节线性模型基础上提出了增广线性模型,给出符合腐蚀情况的参考解,这对于实际诊断工作具有指导意义。
土壤电阻率、pH值、含水量和含盐量是导致接地网导体腐蚀的主要因素[12]。埋在土壤中的接地网导体,其表面的不同部位因接触土壤介质的理化性质的不同而形成了不同的电极电位,通过土壤介质构成回路,形成腐蚀电池。所以接地导体的腐蚀主要表现为局部腐蚀。土壤性质相近的区域,接地导体的腐蚀程度也相近。从变电站以往实际开挖的情况看,腐蚀状况也非常符合这个结论。
按照这个结论,我们可以得知连接在同一个节点上的几条支路应该具有相近的腐蚀程度,即电阻增大的倍数相近。对于节点k,连接有bk条支路,其中不可测支路有bka(bka>0)条,那么反映这些支路电阻增大倍数相近程度的指标——标准差为:
我们希望该节点k的标准差sk尽量小,为了方便计算,保持与式(3)相同的形式,把式(6)转化为线性方程组的最小二乘模型:
式(7)是由bka个线性方程组成的方程组,第i个方程反映了Rki腐蚀倍数与平均腐蚀倍数的差:
这个方程中ΔRki的系数可以看作是ski对Rki的灵敏度:
其他支路ΔRkj(j=1,2…bka|j≠i)的系数同样可以看作是Ski对Rkj(j≠i)的灵敏度:
按照同样的方法,对所有连接有不可测支路的节点均列出与式(7)类似的方程组,共同组成反映腐蚀特性的线性方程组:
式(11)和式(3)共同构成了考虑腐蚀特性的增广线性模型:
1.4 接地网参数评估算法步骤
接地网腐蚀缺陷诊断模型方程组(3)SΔR=ΔV中,灵敏度矩阵S的初次形成是由原始设计标称值求出的。但是当ΔR较大时,ΔR和ΔV不再是线性关系,所以第一次利用最小二乘方法求解得到的ΔR仅仅是一个近似解。为了求出R的真实故障值,必须进行迭代计算,整个算法流程如下:
(1)按照测量方案对接地网进行测量,得到测量数据。
(2)采用1.2节介绍的方法,对接地网进行可测性分析,找出不可测支路和模糊组。
(3)迭代开始时,令(i=1,2,…,b),计算在各个激励作用下,各个测量端口的电压对各条支路电阻的灵敏度,建立灵敏度矩阵S。通过电路仿真计算可以得到网络在非故障状态时各个测量端口的电压,与故障状态时的测量电压的变化量为ΔVmn=V'mn-Vmn,由此可以得到电压变化量ΔV。
(4)使用线性最小二乘优化方法解超定方程组,得。若,转(5),否则,令,利用更新过的重新计算,并对灵敏度矩阵S及电压变化量ΔV进行更新,转(4)。
(5)故障网各条支路电阻值为,所有可测支路均被诊断完成。
(6)把所有可测支路作为已知量,所有不可测支路为未知量,采用1.3节提出的增广线性模型式(12),重新应用类似于步骤(4)的迭代计算,得到不可测支路最符合腐蚀特性的参考解。
(7)综合整个接地网支路的腐蚀状态,仿真计算跨步电压、接触电势和地网电位分布,对接地网进行评估。
其中,步骤(4)迭代公式中的λ<1为步长因子,λ越大迭代速度越快,稳定性越差,容易使迭代发散,但是过小的λ使迭代速度慢,诊断时间长。本文采用文献[13]介绍的基于沃尔夫(Wolfe)准则的不精确线性搜索策略,计算每步迭代中的步长因子λ,同时兼顾稳定性和收敛速度。
2 接地网缺陷诊断关键技术
2.1 接地网结构的图形输入技术
在进行接地网腐蚀缺陷诊断之前,要先将网络拓扑结构输入到电脑中,有数值输入和图形输入两种方式。数值输入可以采用电路中的关联矩阵输入方式,也可以采用指定支路首末节点输入方式,这类方式便于进行诊断计算,但是很不直观。
2.2 测试方案优化选取
在诊断算法模型中,测量方案决定了方程组的表达形式,而且会影响灵敏度矩阵的性态,灵敏度矩阵的条件数越大,线性超定诊断方程组解的稳定性就越差;由1.2节的可测性分析方法可知,支路的可测性取决于测量方案是否完备,完备的测量方案,应该能够充分利用所有能够得到的信息,使得在理想状况下所有的可测支路都能够被正确诊断;为了现场测量方便,一般情况下我们希望电流源激励的端口尽可能少移动,因为换线是整个测量过程中最费时间、最麻烦的工作,而且在线很长的情况下,频繁换线容易使激励线和测量线缠绕在一起,给现场测量工作带来很大的麻烦。
所以测量方案的选择非常重要,要综合考虑灵敏度矩阵的条件数、测量方案的完备性和现场测量的工作量。对于小型变电站,由于接线距离不会太远,所以主要考虑灵敏度因素的影响;对于大型变电站,本文采用分区测量方法,一般将变电站按不同的电压等级进行分区,把每一个分区看作一个独立的小型变电站进行测量。
2.3 大型接地网的分区诊断算法
对于一个支路较多,节点较多的大型接地网,如果仍然采用全参数辨识的方法,则因为方程数多,可能导致运算时间达到无法接受的地步,诊断的时间随着接地网规模的增大呈现非线性增长,因此有必要采取有效措施降低诊断未知量的规模。
为了降低诊断模型的规模,引入网络撕裂的思想,将大型变电站按照电压等级区域进行划分,撕裂成几个较小的子网络,如图3所示。我们将一个较大规模的子网分成以下两类子网络和自由支路的集合。
(1) A类子网:保持原来网络结构、参数均不变。
(2) B类子网:将原网络等效为一个新的简单的网络,该子网络节点除与其他子网相连的外节点外,内部节点全部消去,将全部支路等效为外节点两两节点之间的支路。
(3)自由支路:两个端点全部是撕裂节点的支路。
将较大规模的子网划分成几个子网络和几条自由支路的集合,对新的网络进行全参数故障诊断,由于B类网络消去了内部所有的节点,支路也全部等效为外节点两两节点之间的支路,大大减少了节点数目和支路数目。
在子网络等效算法中,设需要等效的子网的节点导纳矩阵为Y,节点电压向量为V,节点电流注入向量为I,则该子网络节点电压方程为:YV=I。由于被等效子网内部不含电流源,所有电流注入均为通过外节点由其他子网络注入。在此情况下,我们对子网的节点编号重排,将n个外节点排在前面,它们的电流注入向量为I1,对应的电压向量为V1,则节点电压方程可以表示为:
从而有:
因此,该子网的等效网络的节点不定导纳矩阵为:
在实际诊断中,工作人员只需指定撕裂节点,诊断软件系统将实现自动撕裂和子网络等效算法。
2.4 缺陷诊断系统的数据采集问题
为了提高测量效率,本系统采用单次直流大电流激励,同时自动采集8路电压信号作为测试信号。为了提高测试精度,本系统采用短时电压信号循环测试的方法,如果某电压信号多次测试数据的二范数比较小,而且电压信号有一定的幅值,则用其平均值作为该次激励下的一个电压测试数据,否则系统将报警,指出该次激励下的某电压信号可能存在粗大误差现象,便于进行线路检查。
当然,为了取得足够高的电压信号,可以使用两个以上的电源同时进行激励,称之为叠加激励,叠加激励的激励位置可以在提高测试信号强度的前提下任意设置。叠加激励会显著提高地网电压信号的强度,从而提高了接地网支路的诊断结果。
另外,为了减小测量的系统误差和观测误差,每次测量均采用不同电流的正、负电源交替激励,然后对测量电压进行线性拟合,可以大大提高测量精度。
3 现场检测诊断系统及实现
根据接地网腐蚀缺陷诊断评估的基本思想,实用的诊断系统由两部分构成:数据测量硬件装置和诊断评估软件,如图4所示。
3.1 硬件部分
硬件部分包括电源装置、滤波装置、自动采集装置、后台PC机,其中电源装置、滤波装置和自动采集装置统称为地网缺陷测试仪。
(1)电源装置:将220 V工频交流电源手动可转换为-100 A～+100 A的直流信号,电源功率为1 000 W。
(2)滤波装置:对电源装置出来的直流信号进行LC滤波。
(3)自动采集装置:在直流激励加载时,自动循环采集现场接地网的8路电压信号和激励电流信号,然后进行直线拟和后将拟和信号通过传口线传输给上位机软件系统。
(4)后台PC机:运行后台管理和分析软件
3.2 软件部分
软件部分包括采集装置的运行软件和上位机输入、分析、管理软件。
(1)自动数据采集装置运行软件:单片机汇编系统软件实时循环采集电压信号和大电流电流信号,保证了测试数据的精确性。当数据采集时,实时将采集得到的数据与上次采集数据进行比较、计算、拟和处理,待数据稳定后将拟和数据传送给上位机软件系统。
(2)上位机输入、分析、管理软件:上位机输入是指开发出专用CAD软件进行接地网的图形输入。上位机还通过MATLAB分析算法软件完成测试方案的生成、可测性分析,以及测试数据的输出、接地网支路诊断评估等任务。
4 结语
本文提出的接地网缺陷诊断评估系统,使用CAD输入方法进行初始接地网图形的录入,具有简单、快捷的特点。基于测试可测性,网络拓扑分析的接地网腐蚀故障诊断评估方法科学性强,适用于进行各种电压等级下的变电站接地网状态评估。
摘要：介绍一种自主研发的实用接地网腐蚀缺陷诊断评估系统,其硬件采集分析系统实现了自动采集、粗大误差报警及8路测试信号半双工传输等功能;软件诊断与评估系统的核心为诊断评估算法,实现了地网图形输入、可测性分析、测试方案优化选择、撕裂分块诊断和地网参数评估等功能。
内腐蚀缺陷 篇4
在石化行业中, 广泛使用着各种形式的列管式 (U形管式) 热交换器, 有不少 (碳钢和合金钢) 换热器在高温和强腐蚀介质中运行, 使换热管管壁产生各种腐蚀缺陷、损伤和壁厚减薄, 这将严重威胁设备的安全运行。对这些在役换热器管进行定期检测, 掌握缺陷的存在及发展情况, 是保证整台设备长周期安全运行的关键。
1 F308远场涡流检测技术原理
远场涡流现象取决于管中发生的两个主要效应, 一是沿管子内部对激励线圈直接耦合磁通的屏蔽效应;二是存在能量两次穿过管壁的非直接耦合路径。它源于激励线圈附近区域管壁中感应周向涡流, 周向涡流迅速扩散到管外壁, 同时幅值衰减、相位滞后, 到达管外壁的电磁场又向管外扩散, 管外场强的衰减较管内直接耦合区衰减速度慢得多, 因此管外场又在管外壁感应产生涡流, 穿过管壁向管内扩散, 并再次产生幅值衰减与相位滞后, 这也就是远场区检测线圈所接到的信号 (图1) 。
2影响涡流检测结果 (腐蚀缺陷类型及深度) 准确性因素
通过在对在役换热器管进行远场涡流检测检测时, 发现换热管存在的腐蚀缺陷类型有:周向腐蚀缺陷、单边腐蚀缺陷、叠加缺陷等。如何准确判定缺陷类型及缺陷深度需要从4个方面加以控制。
2.1仪器设备性能
从事检测行业, 要保证检测质量, 必须熟悉了解设备的性能, 尽可能降低对检测结果的影响。虽然远场涡流检测法可以检测铁磁性管材, 也可以检测非铁磁性金属管材, 但是它也有自身的局限性。远场涡流检测法, 虽然能克服常规涡流检测法的某些不足, 但是由于信号两次穿过管壁, 能量损耗大, 灵敏度受到很大影响, 所以它对管材的体积性缺陷 (如管壁的均匀减薄、轴向缺陷) 较敏感, 而对小孔缺陷的检测不太理想。
2.2对比样管制作
制作对比样管参考JB/T 4730.6-2005《承压设备无损检测》第六部分的相关内容设计对比样管。对比样管主要用于调节涡流检测仪检测灵敏度, 确定验收水平和保证检测结果的准确性;对比样管应与被检测对象具有相同或相近规格、牌号、热处理状态、表面状态和电磁特性;对比样管上加工的人工缺陷应采用适当的方法进行测定, 并满足相关标准或技术条件的要求;对比样管上加工的人工缺陷的尺寸不应解释为检测设备可以探测到的缺陷最小尺寸。
2.3仪器调试与校准
仪器调试需要注意的是远场涡流检测时保证涡流场能穿透管壁, 并有良好的衰减特性, 频率选择不能太高, 相位选择要使不用壁厚的信号反应在水平轴投影上有良好的线性关系, 并且对铁磁性管板产生的信号方向必须在增厚的信号方向, 增益的选择要使信号的幅值在屏幕上处于合适的位置, 要便于观察。
每次开始做涡流检测时都应先用对比样管对测厚系统进行校正, 校正的方法一般是用相同材料, 相同规格尺寸的对比样管对进行调试, 要调整F-1频率以获得一个相移 (相位移动的度数) , 该度数等同于短的周向凹槽的深度百分比。
2.4探头的选取
探头是远场涡流检测检测系统中的核心元件, 在标准JB/T4730-2005第六部分6.2.2.1中关于远场涡流检测中的规定, 检测线圈的直径必须具有合适的直径, 应能顺利的通过所要检测的管子, 并具有尽可能大的填充系数。
填充系数是影响管棒材涡流探伤灵敏度的重要因素, 检测线圈与管棒材接近程度越高, 检测灵敏度越高, 由于管棒材的平直度、轴对称性和椭圆度总是存在一定的偏差, 如果仅仅关注追求填充系数的提高, 必然会增大检测线圈运动过程中与管棒材撞击的概率和摩擦损耗, 造成探头的损伤。因此在实际检测过程中, 尽可能选择与之相匹配的探头进行检测, 保证检测设备的灵敏度。通过在实际检测中的应用, 探头填充系数至少≥60%, 才能满足检测工作条件。
3 F308远场涡流检测技术的应用
图2是某石化冷换设备E207/B换热管 (2-4) 实际检测结果的条形图。从绝对通道1和2中可以看出, 在S1~S11之间, 相位和幅度迹线都出现向右侧偏移, 这是折流板的信号。在S1~S11之间, 有多处区域相位和幅度迹线出现向左侧偏移 (图2中*标记处) , 由图谱分析可知, 该管子存在类似单边腐蚀缺陷、类似周向均匀腐蚀缺陷。在检测的过程中, 图谱显示部分管子存在类似缺陷。
3.1对比样管中各类缺陷涡流检测图谱及螺旋参考图 (图3~图6) 。
3.1.1长周向均匀腐蚀缺陷 (对比样管规格Φ19×2 mm) 。
3.1.2短周向缺陷 (对比样管规格为Φ19×2 mm) 。
3.1.3单边缺陷 (对比样管规格为Φ19×2 mm) 。
3.1.4通孔缺陷 (对比样管规格为Φ19×2 mm) 。
3.2对换热管管壁存在的缺陷定性分析
定性分析:远场涡流检测仪采集的远场涡流数据以相位和幅度信号显示。腐蚀和其他缺陷都会造成信号的相位和幅度发生变化, 根据其图形的变化情况及螺旋参考曲线与对比样管进行对比, 可知在换热管2-4存在的缺陷类型有类似单边腐蚀缺陷A1 (图7) 、类似周向均匀腐蚀缺陷A2 (图8) 。
3.3对换热管管壁存在的缺陷定量分析
3.3.1在远场涡流检测仪上, 相位和幅度的对数与金属缺损的深度呈一定的线形关系, 通过扫查标准样管上的标准短周向缺陷 (壁厚减薄30%) , 使显示检测结果的条形图上的相位和幅度曲线与缺陷的深度呈对应的比例关系。将光标放在缺陷信号的尖端利用度数S框来读取短缺陷的相位角 (92.43) , (图9) 。
3.3.2利用RFT校准设置远场涡流检测仪。利用短周向缺陷壁厚损失 (减薄30%) 及相位角 (92.43) 创建新校准 (图10、图11) 。
3.3.3通过图上坐标计算与对比样管进行对比, 结合对缺陷类型的判断 (图12) , 确定壁厚减薄深度已超过壁厚的30%。
4结论
通过对冷换设备E-207/B进行远场涡流检测, 快速而准确地发现了换热管存在的腐蚀缺陷, 充分体现远场涡流检测技术灵敏度高、检测速度快的特点, 为换热管腐蚀监控提供了有效可行的手段。尽管该技术还存在许多缺点, 如远场涡流检测, 虽然能克服常规涡流检测的某些不足, 但是由于信号两次穿过管壁, 能量损耗较大, 灵敏度受到很大影响, 所以它只对管材的体积性缺陷 (如管壁的腐蚀减薄、轴向腐蚀) 较敏感, 而对小孔状缺陷的检测不太理想。但总体而言, 远场涡流检测技术是一种很有发展前途的技术, 随着技术的发展和完善, 将会在换热器管束检测中得到更为广泛的应用。
摘要：远场涡流检测技术在石化厂腐蚀缺陷的定性定量分析, 远场涡流检测适合对管材的体积性缺陷, 如管壁的腐蚀减薄、轴向腐蚀较敏感, 而对小孔状缺陷的检测不太理想。
关键词：远场涡流检测,缺陷,定性定量,检测
参考文献
[1]陈前明, 李健民.电站在役高压给水加热器远场涡流检测[J].热力发电, 2003, (10) 83-85.
钢管内腐蚀及强制电流防腐应用 篇5
1 石油天然气腐蚀分析
1.1 化学腐蚀
天然气管道一般为钢制材料, 虽然钢管外部用一些防腐材料包裹, 钢管裸露在空气中仍然会与O2、SO2、Cl2等气体接触。钢管中含有碳、铁等化学物质, 物质与空气中气体接触会发生化学反应, 生产Fe O、Fe2O2等氧化物和一些化合物, 生产的氧化物和化合物在较高的温度条件下, 会快速生产氧化膜, 导致钢管中的碳脱落, 那么, 会造成对钢管腐蚀, 如果空气中含有水分, 更会加剧腐蚀。一些石油天然气中含有SO2、CO2、H2S等容易腐蚀的化学物质, 这些气体与水发生反应, 导致钢管内壁腐蚀[1]。
1.2 电化学腐蚀
石油天然气管道腐蚀的原因除了化学腐蚀还有电化学腐蚀, 电化学腐蚀不同于化学腐蚀, 其在腐蚀过程中会产生原电池, 导致电流出现。钢管为钢质材料, 里面含有铁元素和一些其他杂质, 当CO2、SO2、Na Cl等物质溶于水时, 会形成电解质溶液, 浓度各不相同, 当天然气管道与这些电解质溶液接触时, 溶液和钢管内侧分别有异电性的电荷层, 电极之间有电位差, 形成原电池, 那么, 就会发生电化学腐蚀, 钢管则受到不同程度的腐蚀[2]。
2 强制电流腐蚀试验
强制电流防腐原理是铁在水溶液中形成的阴极保护, 将被保护的金属与直流电源负极相连, 在辅助阳极作用下, 使电流形成回路, 降低被保护金属电位, 金属处于热力学稳定状态, 从而降低到稳定区域, 避免腐蚀。本次实验将碳钢挂片通过在恒压电源的作用下, 实现强制电流保护, 对通过施加强制电流后碳钢挂片腐蚀情况进行研究。试验材料为恒压电源、可调电阻、7种不同水样、万能电表、碳钢挂片、Cl O2、烧杯、绝缘线等。
2.1 静态挂片腐蚀试验
静态挂片腐蚀试验采用不同水质的水, 将静态挂片放在不同水质中, 强制电流保护试验是将Cl O2投入水中, 过一段时间后, 将碳钢挂片从水中取出, 并用清洗液清洗, 实验表明, 水中未加入Cl O2碳钢挂片腐蚀率约为0.2mm/a, 水中投入Cl O2碳钢挂片腐蚀率约为0.05mm/a。因此, 在水中加入Cl O2会增加碳钢挂片腐蚀程度, 而且不同水中由于输送时间不同, 水在管道中输送时, 氯的含量会有所减少, 可以缓解腐蚀程度。
2.2 强制电流保护试验
强制电流保护试验通过恒压电源对碳钢挂片进行强制电流保护, 通过施加强制电流后分析碳钢挂片腐蚀情况。实验表明, 在水中投入Cl O2, 会加速碳钢挂片腐蚀。为了降低由于水质因素导致的腐蚀, 本次实验在水中施加强制电流, 而且电流强度不同, 通过强制电流实现对碳钢挂片的电流进行阴极保护, 把碳钢管片与电解质之间形成的电位差降到最低, 进而减少电化学腐蚀现象出现。实验表明, 刚刚投入Cl O2会加强水样腐蚀, 所以实验采用的水样是来自不同地点的, 为了实验效果更加明显, 对不同水质施加相同电流和不同电流两种情况。对于未施加强制电流的水样, 腐蚀率则在0.2mm/a以上, 属于强腐蚀, 施加强制电流水样平均腐蚀率约为0.05mm/a。由此可见, 施加强制电流后, 对碳钢挂片有良好的阴极保护作用。
2.3 三因素三水平正交试验
三因素三水平正交试验是在水样中施加不同硬度、Cl O2浓度和强制电流强度, 通过三因素三水平对碳钢挂片进行正交实验, 分析碳钢挂片腐蚀情况。实验表明, 不同水质对碳钢挂片腐蚀率不同, 不同强制电流起到阴极保护效果也不相同。碳钢挂片在投入Cl O2后与电解质溶液间电位差有很大差异, 施加强制电流腐蚀程度减轻, 没有达到完成没有腐蚀[3]。在相同条件下, 未对地下水进行处理, 杂质多, 电极电位差大, 腐蚀程度越大, 此次试验施加的强制电流, 达到碳钢挂片腐蚀电流。因此, 相同条件下, 电流越小, 腐蚀程度越大;Cl O2在水中具有氧化作用, 投入越多腐蚀率越大。
3 强制电流防腐技术运行
研究强制电流防腐技术的目的是为了更好的应用, 当强制电流防腐技术通过无数次实验验证可以降低钢管内壁腐蚀程度时, 石油天然气企业就应该采用强制电流防腐技术, 保证地埋管道安全输送石油天然气, 西气东输则采用了强制电流防腐技术, 实现天然气输送畅通。石油天然气企业建立强制电流阴极保护站, 在阴极保护站内设置电源, 并配备阴极接地装置及其他相关设备, 当强制电流阴极保护站施工完毕后, 施工人员和石油天然气企业管理人员要对保护站进行检查, 检查电源是否符合标准, 是否安装阴极接地装置, 并对管道的自然电位进行通电测试, 其他相关指标是否符合标准, 确保强制电流防腐技术能够更好的应用, 保证电流交汇点的电位电压保持在-1.2V, 电流稳定, 在24小时后, 测试人员沿着输送管线对保护电位进行测试, 保证管线不同位置的电位符合标准, 最重要的是, 在距离强制电流阴极保护站最远的电位要大于等于最小保护电位值。如果管线某个电位值不符合标准, 要立即查到导致电位值不正确的原因, 然后再进行调整, 确保强制电流阴极保护管线每个部位的电位值均在最小保护电位值以上, 当阴极保护管道全线电位值都在最小电位值以上, 才能实现阴极保护, 那么, 石油天然气企业可以保证强制电流阴极保护站正常运行, 可以连续工作, 到达降低钢管内腐蚀程度。
4 对强制电流阴极保护站的维护
4.1 对设备维护
为了保证强制电流阴极保护站能够正常运行需要对设备进行维护。第一, 定期检查电气设备, 检查设备电路是否连接牢固, 元件是否存在机械障碍, 接地装置线路连接情况, 电气仪表记录的电压、电流值是否正常。在雨季时, 定期检查避雷针接地情况, 而且电阻值小于等于10Ω, 并做好设备清洁工作。第二, 配置两台恒电位仪, 保证按照时间要求进行更换, 在维修时, 不允许带有印刷电路板、电插等, 零件保证连接牢固, 元件无腐蚀损坏。第三, 硫酸铜电极底部不要渗漏, 保持清洁, 每周检查硫酸铜电极情况, 由于电极中的紫铜棒使用一段时间会有蓝色污渍, 需要擦洗干净, 保证仪器正常工作。第四, 每个月检查阳极地床, 保证线路完好, 阳极导线与地床连接牢固, 而且阳极地床电阻值在规定范围内, 如果接地电阻阻值比较大, 会导致恒电位仪工作不能给管道提供电流, 此时应该更换新的阳极地床或者对地床进行维修, , 并且地床上有地埋标识[4]。
4.2 对参数进行测量
石油天然气企业在运行强制电流阴极保护站时, 必须要做好对保护站的维护工作, 保护站维护人员要定时测量运行参数[5]。第一, 确保阴极保护站及时向管道送电, 对于出现送电终断的情况要及时处理, 如果由于特殊状况需要停电, 停电超过一天需要向上级主管部门备案, 采用停电处理方案对设备进行调整, 确保能够正常供电, 为了配合好强制电流阴极保护降低钢管内腐蚀工作, 必须保证一次断电不得超过2个小时, 全年不允许超过30个小时, 保证强制电流阴极保护站全年有98%以上时间都在给管道供电。第二, 由于强制电流阴极保护站是通过给管道送电实现运行的, 而且保护站内设置电源装置, 为了确保安全必须要安装接地装置, 阴极保护站维护人员对管道接地装置进行检查, 及时解除管道接地存在的障碍, 保证管道全线达到阴极保护效果。第三, 维护人员要定期检测管线电位值, 做好检测记录, 并分析电位分布规律[6]。保护站在采用恒电位仪供电时, 必须定时检测电位, 判断电位值是否在规定范围内, 不仅测量管线电位, 还要测量阴极保护电位。保护站维护人员在运行初期, 需要每周测量一次, 之后每隔十五天或者一个月测量一次, 将测量结果详细记录下来, 将记录表及时报送给上级主管部门, 上级主管部门对测量数据进行分析, 判断强制电流防腐技术应用情况, 对存在的问题加以改进。采用整流器供电时, 必须经常对汇流点的电位进行检测, 并且要求电位小于等于-1.25V, 对各测试桩电位进行检测, 而且是每个月测试一次, 管地电位大于等于-0.85V[7]。第四, 强制电流阴极保护采取接地方式, 维护人员要每半年或者一年检测地的自然电位, 并对土壤的电阻率进行监测。第五, 保护站维护人员要定时检测整流器输出的电压和电流, 如果发现电流极度下降, 电压上升, 此时电阻值明显增大, 要对阳极接地电阻值进行检测, 并找到变化规律, 进而判断阳极是否因为被腐蚀的原因而断掉, 阳极导线与阴极导线是否出现接触不良现象, 如果发现电流值有所增大, 而电压值却有所下降, 则说明局部出现短路状况, 此时应该检查阳极与被保护的金属接触情况, 是否有短路状况, 或者是其他金属导致阳极与阴极之间发生短路, 再或者是否因为绝缘法兰存在漏电情况[8]。
5 结语
随着石油天然气能源的重要性加大, 人们越来越重视对能源的合理使用。天然气在输送时会腐蚀钢管内壁一直是困扰人类的问题, 钢管内壁腐蚀会引起天然气泄漏造成环境污染甚至是对人体产生伤害。强制电流防腐可以降低钢管内腐蚀程度, 将钢管内壁在电流作用下形成回路, 使金属处于热力稳定状态, 达到阴极保护作用, 避免钢管内腐蚀。
参考文献
[1]何媛, 张新喜, 薛攀.钢管内腐蚀及强制电流防腐研究[J].全面腐蚀控制, 2011, 05 (45) :134-137.
[2]刘凯, 马丽敏, 陈志东, 等.埋地管道的腐蚀与防护综述[J].管道技术与设备, 2014, 04 (78) :136-138.
[3]詹宏昌.天然气管道外腐蚀与防护[J].广州化工, 2011, 11 (34) :127-128.
[4]卫雪琴.浅析埋地燃气管道被腐蚀的原因及采取的保护方法[J].四川建材, 2012, 02 (34) :254-257.
[5]崔斌, 臧国军, 赵锐.油气集输管道内腐蚀及内防腐技术[J].石油化工设计, 2011, 01 (56) :51-54.
[6]杜云庆.油田集输管道腐蚀检测与防护对策探析[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 03 (20) :18-20.
[7]张志明, 王世德.兰州燃气管网防腐保护体系[J].城市燃气, 2012, 08 (45) :13-17.
内腐蚀缺陷 篇6
油管在油田生产中起着至关重要的作用,是仅次于油套管的第二大类石油管材,复杂的工作环境导致了其失效形式的多样化,其中腐蚀是导致油管失效的最主要原因之一。对油管来说,提高其安全可靠性与油田行业的经济利益和安全生产息息相关,因此,对含腐蚀缺陷油管进行失效分析及安全性评价具有重要的现实意义。
近些年来,国内外利用有限元软件针对管道、油管腐蚀进行了大量的研究。Batte[1]提出了一种腐蚀管道的剩余强度预测模型;Choi[2]、陈严飞[3]通过数值分析,给出了含腐蚀缺陷管道的极限内压计算公式;帅健等[4]利用有限元计算结果对含腐蚀缺陷管道的失效压力预测公式进行了拟合;Stephens[5],Leis[6],Fekete[7]等人针对腐蚀缺陷尺寸对管道极限内压的影响进行了研究;肖国清[8]、彭世金[9]对含腐蚀缺陷管道的剩余强度评价标准进行了详细的对比;周思柱[10]基于有限元方法研究了含腐蚀缺陷油管的最大应力,并讨论了油管的失效准则;胡显伟[11]建立了含轴长型腐蚀缺陷立管的有限元分析模型,给出了基于可靠性的安全评价方法;Xia[12]基于有限元方法研究了油管内压、轴向应力及腐蚀缺陷尺寸对油管剩余强度的影响规律。目前,国内外主要通过解析计算和数值模拟的方法,针对内压作用下含腐蚀缺陷油管的剩余强度进行预测。本文在此基础上,综合考虑了轴向应力-内压组合荷载及缺陷尺寸的影响,针对含腐蚀缺陷油管的失效模式及安全性进行研究。影响因素的考虑更加全面,分析对象(油管失效模式)的选择上更具前瞻性,相对于此前的应力校核有着一定程度的改进。
因此,本文基于非线性有限元法,使用ANSYS通用有限元分析软件建立了含腐蚀缺陷P110油管的数值模型。考虑了椭球型蚀坑缺陷和轴向沟槽型缺陷两种典型的腐蚀缺陷模式,分析了不同工作荷载条件下缺陷尺寸对油管强度及失效模式的影响,为含腐蚀缺陷油管的失效分析及安全评价提供一定的参考。
1 油管工作载荷的计算
工作状态下油管载荷形式复杂,在油管轴心方向会受由于重力等荷载产生的轴向拉力,在油管环向会受到由油压导致的环向应力,以上两种荷载计算方法如下:
1)轴向应力计算
油管轴向应力组成部分包括油管重力F1引起的应力σ1;井液浮力F2引起的应力σ2;液柱作用力F3引起的应力σ3;柱塞与衬套之间的摩擦力F4引起的应力σ4;抽油杆与油管间摩擦力引起的应力σ5[10]。轴向应力可由式(1)计算:
2)油管内压计算
油管内压可由式(2)计算:
式中:h为腐蚀缺陷位于井液下的深度,ρ0为油体密度,g为重力加速度,σ0为井口压力。
2 数值模型
2.1 管材特性
在有限元模型中选用多线性各向同性硬化模型描述管材特性,P110油管材料参数根据API 5CT《套管及油管规范》[14]选取,弹性模量E=207 GPa,屈服强度σs=758 MPa,抗拉强度σb=862 MPa,泊松比ν=0.3。
2.2 有限元模型
油管腐蚀缺陷主要包括3个几何参数:腐蚀缺陷深度d,腐蚀缺陷长度L(沿管道轴向),腐蚀缺陷宽度W(沿管道环向),有限元建模时取腐蚀缺陷附近很小一段油管,其轴力可认为是定值。
由于模型几何与边界的对称性,仅需要建立1/4油管作为计算模型[15]。本文使用通用有限元软件ANSYS进行有限元分析,模型使用8节点六面体单元模拟油管,在缺陷处网格划分较细,其他部分网格划分较粗,管道径向被划分为4层等厚的网格。
3 结果与分析
3.1 载荷工况
本文针对位于某油田4 900 m深油井的油管进行有限元分析,其中油管外径D=73.02 mm,壁厚t=7.01mm。井内液面深度L0=4 500 m,井液密度ρ=973kg/m3,井液黏度μ=0.025 Pa·s,井口压力σ0=3.4MPa。有限元分析中,该油管腐蚀缺陷位置深度h取值范围为0~4 500 m。随着缺陷位置的加深,腐蚀缺陷处受到的轴向应力σ和内压P均线性改变。
陈严飞[3]通过将腐蚀深度及长度无量纲化为d/t与对含腐蚀缺陷管道的极限承载力进行有限元计算分析。苏晨亮[16]则分别考虑了D/t,d/t,及β/π等无量纲参数对含缺陷管道失效压力的影响。因此,参考以上文献,本文分别引入d/t,,W/D等常用无量纲参数对缺陷深度、长度及宽度进行模拟。
3.2 载荷工况的影响
随着腐蚀缺陷位于油管深度位置的不同,其局部受到的轴向应力和内压也会不同。这里对两种缺陷在不同载荷工况下的强度进行分析,使用第四强度理论进行评价,认为油管Mises等效应力达到屈服强度时油管失效。
其中椭球型蚀坑尺寸为:缺陷长缺陷宽W/D=0.219,缺陷深d/t=0.571;轴向沟槽型缺陷尺寸为:缺陷长缺陷宽W/D=0.219,缺陷深d/t=0.571。
图1为油管的最大Mises应力随缺陷位置h的变化规律。如图所示,两种缺陷的最大Mises应力均随缺陷位于油管深度位置h的增加而先减小后增大。当h<2 250 m时,椭球型蚀坑的最大Mises应力大于轴向沟槽型缺陷,且超过屈服强度;当h>2 250 m时,轴向沟槽型缺陷的最大Mises应力大于椭球型蚀坑,同样超过屈服强度。因此,当缺陷位于油管深度位置较浅时,椭球型蚀坑更容易使油管失效;当缺陷位于油管深度位置较深时,轴向沟槽型缺陷更容易引起油管的失效。
图2给出了深度位置不同时,两种腐蚀缺陷的等效应力云图。当h较小时,两种缺陷的最大Mises应力位置主要集中在轴向中心线处及缺陷端部。随着h的增大,最大Mises应力集中位置逐渐转移到缺陷中心及环向中心线处。其失效模式由因轴向应力被拉断改变为因内压扩展开裂。
3.3 几何尺寸的影响
3.3.1 缺陷深度的影响
由前文可以得到,腐蚀缺陷的失效形式随着其深度位置的不同而不同。因此,这里考虑了两种不同工况下缺陷深度对油管强度及失效模式的影响,工况参数如表1所示。
图3为第一个工况下两种腐蚀缺陷的最大Mises应力随d/t的变化关系图。随着d/t的增大,两种缺陷的最大Mises应力均有较明显的变化,几乎呈线性增加。对于椭球型蚀坑,不同的缺陷宽度对最大Mises应力的影响较小,且当d/t为0.65~0.7时缺陷失效。对于轴向沟槽型缺陷,其相对椭球型蚀坑更不易失效,当d/t>0.7之后才会达到屈服强度。
图4为第一种工况下轴向沟槽型缺陷与椭球型蚀坑的等效应力云图。如图所示,随着缺陷深度的增加,最大Mises应力区域在缺陷端部的集中程度就越明显,此时油管更可能发生轴向断裂失效。
第二个工况下两种腐蚀缺陷的最大Mises应力随缺陷深度d/t的变化关系如图5所示。随着d/t的增加,缺陷的最大Mises应力有着明显的增加,且增加的速度变快,迅速超过屈服强度,而缺陷宽度对两种缺陷的影响较小。对于椭球型蚀坑,当d/t=0.65左右时,最大Mises应力已经大于油管屈服强度并且发生失效,而轴向沟槽型缺陷相对危险,在d/t=0.5时已经开始失效。
第二个工况下两种缺陷的等效应力云图如图6所示。两种缺陷的应力分布情况类似,随着缺陷深度壁厚比d/t的增加,其应力集中程度增大,由d/t=0.3时的较大面积集中到d/t=0.8时的沿缺陷环向中心线附近的一小部分区域。
3.3.2 缺陷宽度的影响
考虑了两种不同的载荷工况,分析缺陷宽度对油管安全性及失效模式的影响。
图7为在第一种工况下,最大Mises应力随缺陷宽度W/D的变化关系图。由图可知,对于椭球型蚀坑,最大Mises应力随着缺陷宽度W/D的增大,先减小后增加,有20 MPa左右的波动。且只有在d/t=0.6时,其最大Mises应力才大于屈服强度,导致油管失效;对于轴向沟槽型缺陷,随着W/D的增大,最大Mises应力只有小幅度的减小。且在图示的缺陷深度范围内,最大Mises应力均小于屈服强度,油管相对安全。因此,相对缺陷深度的影响来说,缺陷宽度对最大Mises应力的影响较小。
图8为第一种工况下,两种腐蚀缺陷的等效应力云图。对于椭球型蚀坑,最大Mises应力集中在缺陷端部,随着W/D的增大,其应力集中程度减弱,且位置逐渐转移到缺陷的轴向中心线附近。对于轴向沟槽型缺陷,随着缺陷宽度W/D的增大,最大Mises应力集中位置由缺陷端部向轴向中心线处移动,且集中程度减弱。
图9给出了在第二种载荷工况下,缺陷最大Mises应力随缺陷宽度W/D的变化关系。两种缺陷形式的变化规律类似,随着缺陷宽度W/D的增加,最大Mises应力减小。当d/t较小时,最大应力的变化较小,随着d/t的增大,最大应力的变化程度逐渐明显。且相对来说,轴向沟槽型缺陷的最大Mises应力更容易超过屈服强度,从而导致油管失效。
第二种载荷工况下,两种腐蚀缺陷的等效应力云图如图10所示。对于椭球型蚀坑,随着缺陷宽度的增加,最大Mises应力集中位置由环向中心线附近转移到缺陷中心处。对于轴向沟槽型缺陷,随着缺陷宽度的变化,其应力分布变化不明显。
3.3.3 缺陷长度的影响
分别考虑了以上两种载荷工况下,缺陷长度对油管安全性及失效模式的影响。
图11给出了在两种载荷工况下,最大Mises应力随缺陷长度的变化关系。在第一种工况载荷下,当缺陷长度较小时,缺陷形态与椭球型蚀坑相近,随着缺陷长度的增加,其最大Mises应力有小幅度的减小。当缺陷长度较大时,缺陷形态接近于轴向沟槽型缺陷,其最大Mises应力随着缺陷长度的增加基本没有变化。
第二种工况载荷下,随着缺陷长度的增加,不同深度缺陷的最大Mises应力有着不同程度的增大。d/t=0.6时,缺陷深度较大,最大Mises应力随着缺陷长度的增加有着明显的增加,迅速超过屈服强度值,但是增加速度逐渐变慢。而缺陷深度较小时,缺陷长度对最大Mises应力几乎没有影响,油管的工作状态相对安全。
两种工况下不同长度腐蚀缺陷的等效应力云图如图12所示,在第一种工况载荷下,随着缺陷长度的增加,最大Mises应力集中位置始终处于缺陷的端部,且应力集中程度没有明显的变化。
在第二种工况载荷下,最大Mises应力始终集中在缺陷环向中心线处,随着缺陷长度的增大,应力集中区域的轴向长度也随之增大。
4 结论
1)随着缺陷位置深度的增加,缺陷的最大Mises应力先减小后增大。
2)缺陷位置较浅时,含缺陷油管主要发生轴向应力引发的拉裂失效。在此工况下,椭球形缺陷油管更危险;缺陷位置较深时,含腐蚀缺陷油管主要发生内压引发的扩张开裂失效。在此工况下,轴向沟槽型缺陷更危险。