含气孔缺陷球壳应力集中

对承受内压 ,厚度中央含单个球形、椭球形或长条形气孔缺陷的球壳进行了三维有限元分析 ,绘出了气孔影响区应力分布和应力集中系数曲线 ,找出了气孔缺陷影响球壳应力分布与应力集中系数的规律。     

压弯载荷下底部减薄三通塑性极限载荷分析

采用有限元分析软件ANSYS,对常见等径三通进行数值模拟分析,求得内压与弯矩联合作用下的塑性极限载荷有限元解;研究了不同比例内压、面外弯矩联合载荷作用下,底部减薄尺寸对三通失效模式和极限承载能力的影响。研究结果表明,无量纲化的底部减薄深度c≥0.4时,缺陷的存在才会对三通极限承载能力有显著影响。内压较大时,轴向减薄尺寸是造成底部塑性失效的主要因素。通过对大量算例的拟合,提出了压弯联合载荷作用下含底部减薄三通的塑性极限载荷工程估算公式。     

含缺陷石油管道极限承载能力分析

含缺陷的长输管线运行不安全 ,甚至可能导致管线失效。为此 ,研究了缺陷种类和尺寸对焊管极限承载能力的影响 ,并采用实物水压爆破试验进行了部分验证。由MPC -Prefis软件计算了X52ERW钢管在不同外表面裂纹尺寸下极限承载压力的变化规律 ,采用B31G公式计算含体积型缺陷钢管的极限承载能力。最后指出 ,对含表面裂纹缺陷的钢管 ,采用改进的B31G公式计算结果与实测值较接近 ,但在工程使用时偏于危险 ;采用API 579方法及Newton -Raphson公式计算结果偏于保守 ,且当裂纹尺寸达某一临界值后无法使用 ,对于含腐蚀性缺陷钢管 ,基于塑性失效准则的非线性有限元法能准确预测其极限承载能力     

含腐蚀凹坑缺陷管道的极限载荷研究

腐蚀凹坑是石油与天然气输送及石化管道常见的缺陷之一 ,会使管道产生应力集中 ,抗疲劳载荷能力降低。为寻求腐蚀球形凹坑对压力管道极限载荷的影响 ,用有限元弹塑性分析法和试验方法 ,对含腐蚀球形凹坑缺陷的压力管道进行研究 ,得到了含不同球形腐蚀凹坑缺陷压力管道在内压和弯矩联合作用下的极限载荷。试验研究证明 ,在内压和外弯矩作用下 ,腐蚀球形凹坑底部应变值最大 ,并首先屈服 ,试验测定载荷 -应变曲线与有限元计算的基本一致 ,最大误差为 7 3 2 %。腐蚀凹坑半径相同时 ,管道的极限载荷随凹坑深度的增加而降低 ;而凹坑深度相同时 ,极限载荷随凹坑半径的加大而降低。     

球形封头上结构不连续处凹坑极限载荷分析

针对不同尺寸的含凹坑半球形封头与圆柱壳体连接结构压力容器 ,采用有限元极限分析方法研究了结构不连续处不同位置凹坑的极限载荷 ,得到了边缘应力效应对极限载荷几乎没有影响的结论 ,为含体积型缺陷的此类结构压力容器的安全评定提供指导。对有限元极限分析方法的正确性进行了实验验证 ,证明使用 5倍弹性斜率法求取极限载荷是合乎实际且偏于安全的     

极限载荷法在应力分析中的应用——压力容器应力分析设计中的六个重要问题(四)

在应力分析中存在着应力分类法和塑性极限载荷法,应考虑静强度和安定性问题引起的两种失效模式,文章对比了两种分析方法在评判静强度和安定性问题上的区别。极限载荷法相比应力分类法解决了静强度问题,可得到较为经济的解,但需要对安定性问题进一步校核。针对安定性问题,总结了三种求解安定压力的方法,指出极限载荷法和弹性分析相结合的计算方法是压力容器应力分析的好方法。     

含局部减薄缺陷管道的极限载荷与安全评定

运用正交实验设计和弹塑性有限元分析相结合的方法 ,对含局部减薄缺陷压力管道的极限载荷进行了研究 ,分析了局部减薄缺陷对管子极限载荷的影响因素。研究结果表明 ,缺陷的深度是管子极限载荷 (内压和弯矩 )的主要影响因素 ,而缺陷的周向长度和轴向长度分别对管子的极限内压和弯矩的影响较小。据此研究结果 ,提出了含局部减薄缺陷压力管道在内压和弯矩联合作用下的安全评定方法     

含腐蚀缺陷燃气管道极限载荷的有限元分析

本文利用有限元弹塑性分析方法,对含腐蚀缺陷的燃气管道进行了非线性分析,研究了腐蚀缺陷的长度、宽度和深度对燃气管道极限载荷的影响。并和含腐蚀缺陷管道的全尺寸爆破试验结果以及ASME B31G计算的结果进行对比。     

大型球柱组合耐压壳体结构极限承载力模拟分析北大核心CSCD

大型球柱组合耐压壳体结构在未来海洋工程领域具有广泛的应用前景,极限承载力是评估壳体结构性能的关键指标。本文基于非线性有限元方法建立了球柱组合壳体结构屈曲数值分析模型,考虑了材料非线性及初始几何缺陷对壳体耐压性能的影响,分析了壳体结构的长径比、球壳曲率等因素对耐压壳体临界屈曲载荷的影响规律。针对实际工程中常用的含T型加强筋的球柱组合壳体,研究了加强筋界面尺寸参数、数量及内置与外置方式等对壳体耐压性能的影响,给出了满足经济适用性的加强筋布置方案,对工程中耐压壳体的设计制造具有指导意义。     

含体积型缺陷油气管道剩余强度评价标准对比分析研究

从适用范围、限制条件、基本评价准则、关键参数取值、公开试验数据等方面对比分析了国内常用6项油气管道体积型缺陷剩余强度评价标准。结果发现:在原理上,ASME B31G-2012、API 579-1-2007、SY/T 6477-2014、SY/T 6151-2009均采用了失效应力评价方法;GB/T 19624-2004也基于极限载荷评价,但没有使用鼓胀因子;BS 7910-2013以失效评估图横坐标是否达到临界值作为评判准则。在适用范围上,6项标准均可进行钢管、焊缝缺陷的评价。标准通用限制条件为:管道材料是韧性的,不存在疲劳环境,服役温度满足设计要求,不存在应力集中,非尖锐缺陷。对于焊缝气孔、夹渣、咬边缺陷基于尺寸的直接评价,可依据BS7910-2013或GB/T 19624-2004进行。对于典型体积型缺陷的剩余强度评价,建议的选择次序为:国外标准ASME B31G-2012、API 579-1-2007、BS7910-2013,国内标准:SY/T 6151-2009、SY/T 6477-2014、GB/T 19624-2004。     

膜法回收天然气制合成油装置弛放气中氢气的流程分析

采用UniSim Design软件对膜法回收天然气制合成油装置弛放气中H_2的流程进行模拟,考察了聚酰亚胺(PI)膜组件的一段回收流程、聚砜(PSf)膜组件的一段和二段回收流程、渗透侧压力对产品H_2纯度、H_2回收率和经济效益的影响。模拟结果表明,当弛放气的压力(表压)为3.0 MPa、温度为45℃、流量为1.33×10~5 m~3/h时,在满足回收要求的条件下,PI膜组件的一段回收流程比PSf膜组件回收流程具有更高的经济效益;当产品H_2摩尔分数为90.0%～94.0%时,渗透侧压力(表压)应控制在100～150 kPa。     

盐井大井斜开窗侧钻水平井绕腔连通技术

盐井水溶开采形成溶腔后,溶腔中的岩盐层,因作用于岩盐层上的支承压力超过其所处应力状态的强度极限而发生塑性破坏,随着开采的继续,破坏形式不变,破坏范围增大。原苏16井组钻井轨迹下穿泥岩造成溶腔通道堵塞,采卤量只有6~7 m3/h,基本处于半停产状态,严重影响了卤水的产量,采用多种工艺均未能解堵。通过引进大斜度开窗工艺、短半径水平井技术,对侧苏盐16-1井进行三维绕障设计,轨道优化,并优化开窗侧钻技术方案,实现侧苏盐16-1井轨迹绕过小腔与苏盐16井大溶腔连通的目。该井在大斜度开窗工艺、高造斜率轨迹控制以及绕腔连通技术方面取得成功,形成大斜度开窗绕腔连通技术,为今后盐井水平连通井开窗侧钻的常态化提供借鉴。     

含缺陷压力管系断裂失效风险分析系统(Ⅱ)--基于PD 6493的工程应用及算例

针对含缺陷石油化工工业管道可能存在的各种缺陷类型 ,充分考虑缺陷尺寸、工况载荷、断裂韧度及机械强度等主要随机变量的不确定性 ,基于PD 6 4 93、R/H/R6 - 95和SAPV(99) 3种权威的失效评定规范 ,开发了通用的含缺陷压力管系断裂失效风险分析系统。运用其中PD 6 4 93模块的二级评定 ,对 1条具有多种类型缺陷的典型工业管系进行风险分析 ,求出了管系所有缺陷的安全概率 ,进而推导出整条管线的失效概率     

基于信息熵的薄壁内压容器安全系数

基于钢制薄壁内压容器模糊静强度的信息熵分析,从控制其模糊静强度在正常操作与压力试验时可靠度的角度,探索安全系数、试验压力系数与超压限制系数的定量关系。研究表明：（1）从等可靠度的观点,可要求薄壁内压容器屈服强度的模糊可靠度在正常操作时不低于0．992656,在气压与液压试验时分别不低于0．96926与0．7881;爆破强度的模糊可靠度在正常操作时不低于0．9999999753,在气压与液压试验时分别不低于0．999998931与0．999990226。（2）薄壁内压圆筒屈服与抗拉安全系数应分别不小于1．45与1．80;薄壁内压球形容器屈服与抗拉安全系数应分别不小于1．40与1．90;扁平绕带式容器屈服与抗拉安全系数应分别不小于1．35与2．00。（3）薄壁内压容器试验压力系数应不小于1．00。在气压与液压试验时,薄壁内压圆筒试验压力系数应分别不大于1．16与1．28,薄壁内压球壳试验压力系数应分别不大于1．19与1．32,扁平绕带式容器试验压力系数应分别不大于1．16与1．30。（4）在气压与液压试验时,薄壁内压圆筒的超压限制系数在屈服失效准则下应分别不大于0．800与0．900,在爆破失效准则下应分别不大于0．683与0．712;薄壁内压球壳的超压限制系数在屈服失效准则下应分别不大于0．929与0．943,在爆破失效准则下应分别不大于0．640与0．675;扁平绕带式容器的超压限制系数在屈服失效准则下应分别不大于0．858与0．971,在爆破失效准则下应分别不大于0．612与0．654。     

含缺陷压力管系断裂失效风险分析系统(Ⅰ)——基于PD 6493的理论及方法

针对含缺陷压力管系断裂失效分析模式 ,结合实际操作工况 ,考虑多种载荷因素及材料性能参数 ,提出了管系断裂失效风险分析方法 ,开发了通用的含缺陷压力管系断裂失效风险分析系统。充分考虑压力管道缺陷尺寸、工况载荷、断裂韧度和机械强度等主要随机变量的不确定性 ,对其进行模拟实际操作工况抽样 ,应用MonteCarlo数值计算方法确定含缺陷压力管系上每个独立缺陷的安全概率 ,进而计算出整个管系的失效概率。该系统为诊断石化企业安全生产状况提供了一个新的技术手段     

接管弯矩作用下容器极限载荷研究

对圆柱形容器在接管外载荷作用下的塑性极限载荷进行了研究。用 2台容器进行试验 ,并将试验结果与三维有限元数值模拟结果进行比较。研究表明上述 2种方法获得的接管塑性极限载荷基本一致 ,均可用于确定设备接管的塑性极限外载荷 ,并进行极限设计     

Reliability analysis of marine risers with narrow and long corrosion defects under combined loads

A marine riser,one of the most important components of offshore oil/gas transportation,needs to be designed to eliminate the risks caused by complex ocean environments,platform displacement and internal corrosion,etc.In this study,a new analytical-numerical assessment approach is proposed in order to quantitatively investigate the reliability of internally corroded risers under combined loads including axial tension and internal pressure.First,an analytical solution of the limit state function of intact risers under combined loads is obtained,which is further modified by the non-dimensional corrosion depth （d/ t） for the risers with a narrow and long corrosion defect.The relationship between d/t and limited internal pressure is obtained by finite element analysis and nonlinear regression.Through an advanced first-order reliability method （HL-RF） algorithm,reliability analysis is performed to obtain the failure probability,the reliability index and the sensitivity.These results are further verified by Monte-Carlo importance sampling.The proposed approach of reliability analysis provides an accurate and effective way to estimate the reliability of marine risers with narrow and long corrosion defects under combined loads.     

我国三个主要钢制压力容器标准之间的关系

介绍了ＧＢ１５０—１９９８《钢制压力容器》、ＪＢ４７３２—１９９５《钢制压力容器应力分析法设计标准》和ＪＢ／Ｔ４７３５—１９９７《钢制焊接常压容器》我国三个钢制压力容器标准的适用范围和主要区别。详细论述了超高压容器、快速开关盖式容器等超出ＧＢ１５０适用范围容器的设计原则,指出应根据设计压力、设计温度和工作条件等选用合适的压力容器设计标准。对凸形封头和热卷圆筒的成型厚度、压力容器最大允许工作压力和试验压力的确定方法作了详细介绍。