中俄東線D1 422 mm管道可靠性評估分析

蔣慶梅 張小強 李寶華 何明杰

1中國石油天然氣管道工程有限公司

2中國石油新疆油田公司陸梁油田作業區

中俄東線天然氣管道工程的黑河—長嶺段干線線路全長約715 km，管徑1 422 mm，設計壓力12 MPa，設計輸量380×108m3/a，是我國迄今為止最大管徑的輸氣管道，采用X80M 管線鋼。目前X80M 鋼管生產技術成熟，生產設備能力滿足要求，并且已在西二線、西三線、中貴管道、中緬管道和中亞管道等大口徑、高壓力管道上進行了大規模應用，但D1 422 mm、12 MPa大口徑高壓輸送是首次在國內應用，工程建設和運行經驗相對較少。對此，國外如英國的BS 14161《Petroleum and natural gas industries -Pipeline transportation systems》標準和國際ISO13623《Petroleum and natural gas industries-Pipelinetransportationsystem》s（標準建議采用可靠性的設計和評價方法，該方法也已納入加拿大CSA Z662—2007 《Oil and Gas Pipeline Systems》標準中。相比目前設計規范中要求的基于應力設計的安全系數法，基于可靠性的設計與評價方法可以直接反映管材的性能、施工和運行維護水平，避免采用不合理或過于保守的設計，實現設計、施工與運行操作的整合[1-5]。

考慮到國內GB 50251—2015《輸氣管道工程設計規范》對管材壁厚計算采用設計系數的強制性規定，針對目前設計標準確定的管道參數，按照現行設計、材料、施工和運行維護標準及水平，在建設期對干線管道進行系統的危險因素識別、數據收集整合和可靠性評價，以論證D1 422 mm管道的安全可靠度是否滿足要求，同時對管道的設計運行等提出優化建議。

1 管材性能分析

中國石油天然氣股份有限公司在2013—2014年進行了“D1 422 mm X80M 管線鋼管應用技術研究” 專項課題，系統研究了D1 422 mm 鋼管技術指標和關鍵制造技術，并完成了部分產品試制和鑒定工作。中俄東線黑河—長嶺段干線鋼管壁厚分別為21.4 mm、25.7 mm 和30.8 mm，其中21.4 mm 規格鋼管，國內主要鋼管制造廠能夠生產螺旋縫及直縫兩種管型，25.7 mm 和30.8 mm 規格只能夠生產直縫埋弧焊鋼管。

圖1～圖3為國內鋼管生產廠家的鋼管拉伸性能與沖擊韌性的統計分布，圖中橫線代表鋼管技術條件中要求的鋼管最低性能指標。由圖1、圖2、圖3可知，鋼管實物指標高于技術標準中要求數值，這也充分說明了各廠家生產工藝成熟，產品質量穩定性較好。

圖1 鋼管拉伸強度Fig.1 Pipe tensile strength

圖2 鋼管屈服強度Fig.2 Pipe yield strength

圖3 鋼管沖擊韌性Fig.3 Pipe impact toughness

對于三種壁厚規格鋼管的環焊縫，經過不同焊接方法的適應性評價及現場抽口試驗（包括焊接接頭的拉伸性能、低溫韌性、韌脆轉變溫度測試、焊縫裂紋敏感性等），發現其對焊接工藝適用性良好，各類指標滿足規范要求。選取自動焊環焊縫的焊縫中心和熔合線沖擊韌性進行統計，結果如圖4所示。Q/SY GD 0503.12—2016《中俄東線天然氣管道工程技術規范第12 部分：線路焊接》明確指出，在設計要求溫度下，環焊縫與熔合線夏比沖擊功平均值最低為50 J，單個值最小為38 J（圖4 中橫線），由圖4可知，在-10 ℃試驗溫度下，同一生產廠家生產的同一厚度鋼管因原材料采購不同，其沖擊韌性略有差別，但各廠家生產的鋼管焊縫中心和熔合線位置的夏比沖擊性能均滿足要求。

圖4 自動焊環焊縫沖擊韌性Fig.4 Girth weld impact toughness of automatic welding

2 管道可靠性評價

2.1 評價方法

可靠性評價方法即概率評價法[6-7]是管道風險評價的高級方法（圖5），是目前管道風險評價方法研究的熱點領域，它需要大量管道信息和數據資料收集以及數學、力學、材料學、熱力學、流體力學、計算機等多種學科的知識。其評價結果的精度取決于數據資料的完整性和精度、數學模型和分析方法的合理性[8-9]。

圖5 管道風險評價方法分類Fig.5 Classification of pipeline risk assessment methods

2.2 評價流程

SY/T 6859—2012《油氣輸送管道風險評價導則》指出，完整的管道風險評價流程包括數據收集與整合、風險分析和風險評定。黑河—長嶺段干線管道采用的可靠性評價方法基本與之相同，主要包括管道系統的分段、數據收集與處理、危險因素的識別、失效概率和失效后果計算等，其核心是管道失效概率和失效后果的計算，可靠性評價流程如圖6所示。進行評價后，如果管道的可靠性不滿足要求，應對管道的壁厚、管材性能指標、管道敷設施工和運行維護參數進行調整，優化設計、施工和運行參數，并納入設計文件進行明確。

黑河—長嶺段干線管道的校核主要針對兩個方面，一方面根據目前確定的壁厚，選取適當的極限狀態，進行可靠性校核，評估管道的可靠性是否滿足要求；另一方面，根據1 422 mm 管道高后果區影響半徑，針對沿線村莊比較密集的人口密集地段，進行單獨的可靠性校核，以判斷是否需要在原有的壁厚基礎上增加壁厚，或者采取其他措施提高可靠度水平。

2.3 可靠性評價單元劃分

管道評價單元劃分可以按照管道設計基本參數和沿線環境數據進行分段，也可根據人口密度進行管道分段。由于本工程劃分在地區等級時，已經充分考慮了管道沿線人口密度情況，所以管段單元劃分按照管道設計基本參數和沿線環境數據進行分段。根據“同一管段的屬性應完全一致，任一屬性發生變化時，管段應重新進行劃分”的原則進行管段劃分。河流溝渠小型穿越和低等級道路穿越不單獨進行劃分，黑河—長嶺段干線管道共計劃分為105個評價管段，具體如表1所示。

2.4 管道目標可靠度

管道目標可靠度應根據管道直徑、運行壓力、管線所處位置和重要程度，統籌考慮工程的安全性和經濟性，綜合確定管道的目標可靠度。目標可靠度作為管道安全性的衡量準則，主要考慮的是管道在極端極限狀態失效后（大泄漏、破裂等）對周圍環境和人員的安全影響[10-11]。基于風險方法的管道極端極限狀態目標可靠度RT由下式計算

式中：RT為管道目標可靠度；Pmax為最大容許失效概率；rmax為可接受風險；C為失效后果。

參 照 國 外CSA Z662—2007 《Oil and Gas Pipeline Systems》 和ISO 16708—2006《Petroleum and natural gas industries-Pipeline transportation systems-Reliability-based limit state methods》規定的可接受社會風險及個體風險水平，結合國內已建管道統計數據及失效后果模型[12]，通過擬合回歸，確定了國內天然氣管道極端極限狀態（ULS）的目標可靠度應滿足式（3）規定。

式中：ρ為管段內平均人口密度，人/km；p為設計壓力，MPa；D為鋼管直徑，mm。

對于式（3）中的人口密度，應考慮到管道沿線未來人口發展趨勢[13]，按照GB 50251—2015《輸氣管道工程設計規范》中的地區等級劃分原則，按規定的最大戶數計算人口密度，由于標準中對三級和四級地區沒有具體戶數要求，所以采用已有管道工程實際統計數據。根據公式（3）計算的目標可靠度結果如表2所示。

由于D 1422 mm管道高后果區潛在影響半徑達到488 m，以此作為統計范圍，調研管道沿線的人口密集地段，選取了一級二類地區、二級地區和三級地區有代表性的4處最大人口密集地段，計算目標可靠度值如表3所示。

表2 各級地區目標可靠度及最大允許失效概率Tab.2 Target reliability and maximum allowable failure probability of areas at all levels

表3 典型人口密集區目標可靠度及允許失效概率Tab.3 Target reliability and allowable failure probability of typical densely populated areas

圖7 數據來源及收集Fig.7 Data source and collection

2.5 數據收集及處理

評價所需數據主要包括管道設計參數、環境數據、管材實際性能數據、管道施工數據、運行維護數據等。由于中俄東線天然氣管道工程屬于新建工程，所以評價中所需數據除了來源于項目設計文件、實際施工數據之外，還參考了已建項目的統計數據。具體數據來源見圖7。

對于收集到的管材性能、環焊縫性能、管道的內外腐蝕等參數，進行參數的不確定性分析和概率建模，形成各種參數的分布類型和特征值。對極限狀態方程不敏感的參數，可選用標準規范規定的確定值。在數據處理過程中，采用EXCEL、SPSS 和MATLAB軟件對收集的數據進行統計分析，得到每類數據的分布參數，作為計算輸入值。

2.6 極限狀態的確定

按照可靠性設計的理念，設計中需要考慮管道全生命周期的各個階段。運輸過程中的極限狀態普遍認為可以通過適當的操作加以解決；在施工建造過程中，需要注意的是水壓試驗中的管道膨脹屈服和過量塑形變形問題；運行中需要考慮的極限狀態包括由于內部壓力下的無缺陷管道破裂、腐蝕、制造缺陷和第三方破壞造成的管道泄漏和破裂[14]。對于運行溫度較高段，還需要考慮管道受限熱膨脹引起的屈曲失效。

對于水壓試驗過程中管道屈服和過度塑性變形因素，經過計算，得到壁厚21.4 mm鋼管在水壓試驗時應力最大，為309 MPa，遠小于鋼管屈服強度，所以在計算時可不考慮過量塑性變形極限狀態。對于受限熱膨脹作用下產生的局部縱彎的極限狀態，考慮到本工程施工具體所在環境溫度，管道按照現行標準設計，壁厚21.4、25.7、30.8 mm 鋼管對應的縱向壓縮應變為0.04%、0.05%、0.058%，僅相當于極限壓縮應變極限的4.7%、5%、4.9%，所以在評價時可不考慮受限熱膨脹極限狀態。結合本工程的特點和沿線實際，在可靠性計算時，采用的極限狀態如表4所示。確定極限狀態之后，則選擇相應的極限狀態函數方程進行失效概率計算。

2.7 可靠性計算

2.7.1 計算方法

對于腐蝕、第三方破壞和無缺陷管道破裂的失效概率，采用加拿大C-FER 公司的PRISM 軟件進行計算，模擬抽樣次數為1×108次，計算時間周期為30 年。在計算時，按照GB/T 27699—2011《鋼質管道內檢測技術規范》要求，新建管道應當在投產3 年內進行管道內檢測（也稱基線檢測），管道內檢測周期不應超過8 年。所以按照3 年進行基線檢測、8年進行一次內檢測計算了不同年份的失效概率。對于環焊縫缺陷的失效概率，采用國內開發的軟件計算，得出單道環焊縫的失效概率，應將其折算成每公里/年的失效概率。一般正常敷設段管道軸向應力僅受到內壓和溫差的作用，約為0.3～0.5σs（σs為規定的最小屈服強度）。碰死口處環焊縫一般存在組裝應力、殘余應力和局部懸空等造成的彎曲應力等，管道應力較高，假定其軸向影響達到應力上限0.9σs。因此，在計算管道環焊縫失效概率時只考慮碰死口處的環焊縫失效。

表4 評價用極限狀態Tab.4 Limit state for evaluation

對于由腐蝕、第三方破壞、無缺陷管道破裂和環焊縫缺陷引起的總失效概率計算，在國內外的研究基礎上[15-16]，結合中石油集團公司重大科技專項“天然氣管道基于可靠性的設計和評價方法”研究成果，明確計算公式如下

式中：Rall為總的失效概率；PLL為大孔泄漏失效概率；PRU為破裂失效概率；PFR為內壓導致的破裂失效概率；PGW為環焊縫失效概率；A為轉換系數。

2.7.2 計算結果分析

（1）一般地段計算結果分析。在黑河—長嶺段干線管道失效概率計算時，分別計算了105個評估單元在進行8 年一次的內檢測和維護情況下，第3年、第11年、第19年、第27年和第30年單種風險因素的失效概率，并進行了總失效概率計算，管道沿線105 個評價管段失效概率分布如圖8 所示。圖中橫軸代表管道的位置，縱軸代表總失效概率，藍色實心實線代表允許失效概率值，上下起伏的線段代表各評價年份評價段的失效概率水平。

由圖8可知，黑河—長嶺段干線管道總體失效概率較低。在管道全生命周期內，各評價管段總失效概率低于允許失效概率值。

在計算過程中發現，在管道運行第3年時，失效概率主要受第三方破壞影響，外腐蝕的影響相對較小。在第11 年時，部分管段外腐蝕的失效概率超過了第三方破壞。即在管道運行前期，第三方破壞占主導作用；在管道運行后期，腐蝕是失效的主要影響因素，所以進行8年一次的內檢測和維護是必要的。

管道沿線各地區等級管道在不同年份的總失效概率最大值如表5所示。

黑河—長嶺段干線管道總體失效概率較低，第3年管道沿線最大失效概率為1.21×10-8/a·km，第11年管道沿線最大失效概率為1.9×10-8/a·km，按照8年進行一次內檢測和維護，則管道在第19 年和第27 年的總失效概率最大值分別為1.81×10-8和1.32×10-8，在第30 年總失效概率最大值為1.29×10-8。上述失效概率最大值均低于允許失效概率水平。

（2）典型地段計算結果分析。根據D1 422 mm管道的高后果區影響半徑，在管道沿線選取了4個人口密集地段進行單獨分析，所選取的地段中包括了一級二類地區、二級地區和三級地區，這4處區域的選取是依據初步設計階段對于高后果區劃分的結果，能代表管道沿線村莊、學校和工業園區等高后果區的典型特點（表6）。

典型人口密集地段在管道服役的30 年內，按照8年進行一次內檢測考慮，其最大失效概率如表7 所示。通過與表3 給出的失效概率允許值比較可以發現，典型地段管道的最大失效概率仍低于目標允許值，這也證明了目前的設計、運行維護參數是可行的。

表5 管道在各評價年份最大總失效概率Tab.5 Maximum total failure probability of pipelines in each evaluation year

表6 管道沿線典型人口密集地段信息Tab.6 Information of typical densely populated areas along the pipeline

圖8 各評價年份管道沿線總失效概率分布Fig.8 Distribution of total failure probability along pipelines in each evaluation year

表7 典型人口密集地段最大失效概率Tab.7 Maximum failure probability of typical densely populated areas

3 結論

（1）黑河—長嶺段干線管道采用X80M、D1 422 mm 鋼管，設計壓力12 MPa，目前X80M 鋼管生產技術成熟，生產設備能力滿足要求，但如此高壓力、大管徑鋼管在國內是首次應用，應用經驗較少，所以建議進行可靠性評價。

（2）根據各管廠鋼管性能數據，鋼管實物技術指標遠高于鋼管技術條件規定的指標要求，并且各管廠鋼管性能指標穩定。對不同管型、不同壁厚鋼管的環焊縫，其各類力學性能指標遠高于標準規范要求，這說明目前采用的焊接方法是可行的。

（3）黑河—長嶺段干線管道總體失效概率較低。在管道全生命周期內，失效概率低于允許失效概率。根據管道服役特點，進行8年一次的內檢測和維護是必要的，按照目前設計、材料、施工和運行維護標準，黑河—長嶺段干線管道線路段的可靠性能夠滿足可靠度要求。

（4）針對最靠近管道的4 段典型人口密集地段，進行了管道生命周期內的管道可靠性計算，其最大失效概率低于目標允許值，這也說明目前所取的設計參數是可行的。