曹 斌 王海清

浙江浙能天然气运行有限公司 （浙江 杭州 310052）

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。

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）: