中國山區長輸管道設計施工技術現狀綜述

張 一 蔡 亮 張玉蛟

（1. 中海油石化工程有限公司，山東 青島 266101；2. 中國航油集團津京管道運輸有限責任公司，天津 300300；3. 中國石油管道公司，河北 廊坊 065000）

0 概述

我國長輸管道正處于快速發展階段，截止2016年底，我國在役陸上油氣管道總里程超過12.3萬公里[1]。山區管道與普通陸地管道在管道設計和施工階段存在很大差異，特別是大落差山區管道，例如中石油西部管道最大落差達1300m；中緬油氣管道是我國設計施工難度最大的山區管道，沿線高差大于1000m的管段有10處，最大高差為1800m。山區管道設計施工涉及管道并行敷設、穿跨越、隧道、油氣站場合建、地質災害防治、管道抗震等方面，提升我國山區管道設計和施工水平具有重要意義。為此，應根據我國管道工程實踐，研究國外山區管道在設計和施工等方面先進經驗，進而完善山區管道工程建設標準，并為我國以后新建山區管道提供借鑒參考。

1 管道設計系數

管道壁厚設計如選用較高的設計系數，可以充分利用管道承壓能力，提高管道輸送量，減少管道建設成本[2]。按照管道地區等級劃分，山區劃為1級地區。國家標準GB 50251《輸氣管道工程設計規范》規定1級地區管道設計系數為0.72；美國標準ASME B31.8《輸氣和燃氣管道系統》規定1級地區Ⅰ類和Ⅱ類管道設計系數為0.80和0.72，國外山區管道設計系數高于國內標準。調研北美Alliance管線、Rockies Express管線和Alaska NG 管線已采用0.80-0.83的管道設計系數；加拿大TransCanada公司采用高于0.77設計系數的管道已超過18000km[3]。建議山區管道在滿足制管水平、施工工藝和地質條件基礎上，酌情提高管道設計系數至0.8。

2 線路閥室設計

針對線路閥室間距設計，GB 50251規定位于一級、二級、三級和四級地區的管道相鄰截斷閥的間距不宜大于32km、24km、16km和8km，如選址受限，間距調整不應超過4km、3km、2km和1km；GB 50253《輸油管道工程設計規范》規定原油、成品油管道截斷閥的間距不宜超過32km，人煙稀少地區可適當加大間距。美國標準規定的閥室間距與國內標準一致，美國標準ASME B31.4《液態烴和其他液體管道輸送系統》規定在山區、穿越河流，以及穿越工商業、第三方施工頻繁區域和人口密集區等特殊情形下，輸油管道截斷閥室間距允許適當調整；加拿大標準CSA Z662《石油和天然氣管道系統》未對原油管道截斷閥的間距進行明確要求，原油、成品油管道截斷閥室間距允許在10%規定范圍內進行調整，天然氣管道截斷閥室間距允許在25%規定范圍內進行調整。我國管道一般按照規定間距設計閥室，缺乏靈活性且對運行維護造成不便。隨著管道運行管理技術提升，管道事故概率總體呈下降趨勢，在人口稀少的山區管道線路閥室可增加到32km以上。建議借鑒國外標準關于截斷閥室間距調整的先進經驗。

針對線路閥室選址設計，GB 50251規定應選擇在交通便利、地形開闊、地勢較高、檢修方便的區域，且不易受到地質災害及洪水影響，防洪標準不低于25年一遇。美國標準ASME B31.8規定設計線路閥室應考慮維修和維護時氣體的放空量、泄漏或斷裂時氣體的泄漏量、隔離管段氣體的排放時間、環境敏感區氣體的排放、供氣連續性影響和管道附近區域未來的發展等。雪佛龍公司在美國加利福尼亞州康特拉科斯達縣（Contra Costa）的原油管道中，管道穿越人口密集區，在一段長度約為30英里（約48km）的管線上，共設計了5個遠程控制閥室和7個手動閥室[4]。國內線路閥室選址原則是注重交通、地質、防洪和檢修等。美國管道線路閥室選址原則是使截斷閥室之間管道破裂后所造成的泄漏油品損失達到最小，重視管道失效后果和危害性對社會公眾環境的影響，設計理念更為合理，具有借鑒意義。

3 伴行路設計

國內管道線路管理主要包括管道線路巡差、第三方施工監控、高后果區風險評價等，較少關注伴行路維護，在管道建設期間由第三方單位鋪設伴行道。國外管道運營商制定專門的伴行路管理維護方案，伴行路的完好狀況也是管道巡線重點檢查內容，除了在管道建設期間鋪設伴行路，在管道運行階段的維搶修作業時也會注意鋪設臨時伴行路，為后續的管道維護奠定基礎[5]。目前還缺少適用于山區的伴行路設計標準，例如中石油標準Q/SY 1443-2011《油氣管道伴行道路設計規范》只適用于普通陸地管道，應制定山區管道伴行路設計和維護標準。

4 并行管道設計

采用油氣管道并行敷設方式具有占用土地少、共用伴行路、方便運行維護等優點，特別是山區采用該方式更具優勢。中緬油氣管道山區并行敷設的做法是：

（1）并行管道共用隧道、涵洞和河流跨越的管橋；

（2）并行管道共用伴行路和施工作業帶；

（3）天然氣管道和原油管道原則上不能并行敷設，但在山區沿窄溝、山脊等狹窄地帶，或者獨立敷設土方工程量大時可采用并行敷設；

（4）原油管道和天然氣管道并行敷設時間距不小于1.5m，原油管道和成品油管道并行敷設時間距不小于1.2m；

（5）山區管道并行敷設應用沙袋填充隔斷，并分別設置管道標志樁。

中石油標準Q/SY 1358-2010《油氣管道并行敷設技術規范》缺乏山區管道并行敷設的規定，應補充山區管道并行敷設的安全要求。

5 中緬山區管道創新設計

中緬原油管道屬于大落差管道，突出特征是大落差原油管道輸送工藝設計的難點主要是：存在翻越點，沿程摩阻大；高點可能存在不滿流狀態或者液柱分離問題，成為管道運行安全隱患。中緬原油管道輸送工藝中采用變頻調速泵與固定泵結合、串聯泵與并聯泵結合的設計方案，在高程差局部高點設置減壓站，例如在高程差1800m的盤縣、高程差1600m的丁山鎮。開發原油管道不滿流預測軟件，確定管道投產階段和運行階段存在氣體的可能性和位置，必要時采用高點排氣措施。

中緬管道沿線含地震9級烈度區的管段約56km，抗震設計標準為可承受50年一遇地震，地震區域選擇X70HD1 大變形、高韌性管材，不穩定斷層管段選擇 X70HD2大變形、高韌性管材；優化管道與地質斷層帶的交叉角度，計算管道最大變形量滿足要求；管道穿越地質斷層帶時采用加寬管溝，并用非粘性土壤回填，增加管道容許變形空間。

此外，中緬管道隧道設計中采用曲墻仰拱的橫截斷面形式；河流穿跨越采用了油氣雙管（或三管）上、下層布置的跨越方案；針對怒江局部大風環境管段采用了柔性干擾索結構的抗風方案。

6 鋼管損傷及處理

近年來國外長輸管道施工應用的新技術包括大型穿越定向鉆和盾構技術，大型河流、山澗、沖溝的跨越技術，管道穿越鐵路、公路的光固化套管保護技術，管道在濕陷土、膨脹土及永凍土等特殊地質地區的安全防護技術，以及管道內焊接、半自動焊接技術等。管道施工國家標準GB 50369《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》和中石油管道施工標準Q/SY 1059《油氣輸送管道線路工程施工技術規范》比較完善，主要問題是存在強力施工造成管道損傷的問題，難以根本杜絕且監管難度大[6]。

特別是山區管道施工難度大、作業空間有限、土壤礫石結構多等原因，鋼管在運輸、吊裝、下管過程中由于碰撞、擠壓發生損傷的可能性大。GB 50369規定鋼管凹坑深度不應超過公稱管徑2%，問題是未規定超過該值進行修復的要求。ASME B31.8規定輸氣管道凹坑深度應小于管徑的2%，ASME B31.4規定輸油管道凹坑的深度應小于管徑的6%，凹坑位于縱向焊縫或環向焊縫處，或者影響彎管通過曲率半徑時，應將存在凹坑的缺陷管段整體切除。俄羅斯標準РД 93.010.00-KTH-114-2007《干線石油管道建筑安裝工程施工和驗收規范》規定針對標準抗拉強度大于539MPa的鋼管，如鋼管凹坑深度超過公稱管徑3.5%應進行割管，小于公稱管徑3.5%進行修復。國內管道工程施工過程中很少進行缺陷鋼管修復，建議GB 50369補充含凹坑缺陷鋼管的修復要求。

7 鋼管下溝防護

美國標準ASME B31.4規定管道下溝過程應小心謹慎，管道應不受外力條件下放置在管溝底部。國內標準GB 50369和Q/SY 1059規定了管道吊重設備使用要求，缺少禁止強力吊管下溝的要求。國內管道施工過程普遍存在多種因素導致管道變形的問題，包括：石方段土質處理不達標，吊管與管溝轉角角度不一致，管道下溝吊具使用不合理，直管段連帶彎頭、彎管下溝，管溝底部不平整造成管道局部懸空，管溝回填土中含礫石塊等。建議GB 50369和Q/SY 1059補充管道吊裝下溝的過程質量控制要求。

8 試壓管段劃分

試壓是管道施工過程的重要環節，也是驗證管道施工質量的技術手段。GB 50369規定水壓試驗和氣壓試驗管段長度不宜超過35km和18km，核算管道低點環向應力不應大于管材最低屈服強度的0.9倍，特殊地段不超過0.95倍。國內山區管道試壓管段劃分多受制于標準，例如澀寧蘭管道位于雞拉山管段長度35km，高程差1110m，為保證低點環向應力滿足規范要求，該管段試壓分成兩部分，增加了工作量。

國外標準針對試壓管段長度沒有具體數值要求，僅要求管道最高點必須達到所需的試驗壓力，必要時根據管道所處地形狀況，管道試壓管段長度可進行調整。例如蘇丹原油管道大部分處于沙漠缺水和山區，水源獲取困難，試壓管段長度最大延長至60km，減少了工作量。建議山區管道應適當延長試壓管段長度，保證管道高點達到最低試驗壓力要求，管道最低點不超過SMYS，必要時根據線路閥室劃分試壓管段，避免試壓分段過多。

9 管道試壓介質

氣體試壓如發生管道破裂事故，會造成嚴重損失，例如1955年西方輸氣公司事故輸氣管道撕裂長度約13km。國外標準傾向于采用水作為試壓介質，例如ASME B31.4只規定了輸油管道的水壓試驗要求。針對輸油管道試壓介質，國內標準原則上應采用水，但GB 50253和GB 50369規定山區水源獲取困難的區域可以進行氣體試驗。針對輸氣管道試壓介質，在水源供應、環境及自然條件受到限制的情況下，山區管道允許采用空氣進行強度試壓，但應限制應力水平，并制定安全防爆措施。

氣體試壓應嚴格限定應用條件和應力水平，應根據 Battelle 公式和Brian N Leis公式計算管材止裂韌性， 防止發生管道撕裂事故。GB 50251和ASME B31.8規定三級和四級地區最大環向應力分別小于0.5SMYS和0.4SMYS；CSA Z662氣體試壓的環向應力不超過0.8SMYS。

10 最大試壓強度

Q/SY 1059規定管道最大試壓強度為低點的環向應力不大于0.9倍SMYS，特殊地段不得大于0.95倍SMYS。我國西氣東輸三線采用0.8設計系數的管段長度為261km，管材API-5L X80，直徑1219mm，壁厚16.5/18.4/22/26.4mm，最小屈服強度555MPa，設計壓力12MPa。試驗管段最高點處的管道環向應力不低于SMYS，且最低點處的管道環向應力不高于1.05倍SMYS，強度試壓不少于4h。國外管道普遍采用較高試驗壓力，水壓試驗的環向應力達到1.0～1.1倍 SMYS，例如美國1974年采用1.0～1.1倍SMYS強度試壓的管道長度已達124302km，美國安然公司和殼牌公司企業標準均規定最高強度試驗壓力可達到1.0倍SMYS；加拿大聯盟輸氣管道試壓強度為1.05倍SMYS[7]。建議山區管道最大試壓強度應至少達到1.0倍SMYS，盡可能消除管材應力和裂紋缺陷，驗證管道承壓能力和輸送能力，還可以延長管道試壓長度，減少工作量。

11 大落差原油管道投產技術

空管投油是世界上主流的管道投產方式，美國阿拉斯加原油管道、加拿大貫山管道、歐洲原油管道、科洛尼爾成品油管道均采用了這一方式。國內管道投產一般采用全線水聯運、油頂水的方式，主要考慮了原油物性差、原油泄漏風險等因素。大落差原油管道投產需要解決的主要問題有管道低點“氣阻”現象導致輸油泵停運問題，以及管道低點氣體排放、氣體隔離等問題。近年來我國建設運營了西部成品油管道、蘭成原油管道等大落差山區管道，積累了很多實踐經驗，建議將其轉化為技術標準。例如西部成品油管道實現了空管投油方式，對比分析了空管投油和水聯運投油的優缺點，確定采用空管投油方案，并解決了空管投油中前行油品保護、高點排氣、自動化設備調試、預防大落差不滿流等問題，提出了可行性技術控制措施。

12 結論和建議

（1）十二五期間，我國先后建成投產了蘭成渝、西部管道、中緬管道等大型山區長輸管道工程，應用了大變形鋼材地震區設計、油氣管道山區并行敷設、山區隧道河流穿跨域、大落差山區管道投產等技術，山區管道設計已處于國際先進水平，存在的主要問題有管道下溝和回填質量控制有待改進，還未廣泛應用高強度水壓試驗技術，山區管道線路管理工作需要加強等；

（2）山區管道標準存在缺失問題，建議制定《山區管道伴行路設計和維護標準》、《山區管道壓力試驗標準》和《大落差原油管道空管投油技術規范》等；

（3）建議山區管道在滿足制管水平、施工工藝和地質條件基礎上，酌情提高管道設計系數至0.8；

（4）借鑒美國管道線路閥室選址原則，即使截斷閥室之間管道破裂后所造成的泄漏油品損失達到最小，重視管道失效后果和危害性對社會公眾環境的影響；

（5）借鑒美國山區管道閥室間距允許調整的原則，原油、成品油管道的截斷閥室間距允許在10%范圍內進行調整，天然氣管道的截斷閥室間距允許在25%范圍內進行調整；

（6）加強山區管道施工過程中管溝開挖、鋼管吊裝和鋼管安全防護的質量管控監督，補充施工過程中鋼管缺陷檢查和返廠修復的內容。