長輸天然氣管道提高設計系數可行性探討

劉志剛 李寧 公巖嶺 韓健 王佩 路鳴中

1華港燃氣集團有限公司

2中國石油集團渤海鉆探工程有限公司井下作業(yè)分公司

3河北華北石油路橋工程有限公司

4華北油田公司第四采油廠地質研究所

5中國石油集團渤海鉆探工程有限公司第二鉆井分公司

天然氣在促進經濟發(fā)展和改善能源結構方面發(fā)揮了重要作用。“十三·五”期間我國建成西氣東輸三線、陜京四線、中緬輸氣管道和中俄東線等大型輸氣管道工程。“十四·五”期間大口徑、高鋼級、高壓力輸氣管道仍將處于快速發(fā)展階段[1]。在保證管道安全條件下，降低建設成本、提高承壓能力及輸量是研究的熱點方向。提高管道設計系數，新建管道可減少用鋼量和成本，在役管道可提高承壓能力、輸量和運行壓力安全余量[2]。隨著我國X80鋼管冶金技術、制管質量和施工技術提升，管道完整性評價技術快速發(fā)展，X80管線鋼管大規(guī)模工程應用，提高天然氣管道設計系數符合發(fā)展需求[3]。本文從標準規(guī)范角度，闡述了管道設計系數的物理意義，介紹0.8 設計系數在國外管道行業(yè)的應用情況；研究了提高設計系數對管材斷裂韌性、管道風險等級及事故失效概率的影響，以及長輸天然氣管道應用較高設計系數的技術方案，并提出管材、設計、施工和運行等方面配套措施和建議，對于新建天然氣管道設計和在役管道安全運行具有指導意義。

1 管道設計系數物理意義和標準規(guī)范

管道壁厚強度設計方法主要考慮管道內壓力產生的環(huán)向應力應小于管材許用應力，見式（1），管材許用應力是管材最小屈服強度乘以設計系數，見式（2）。20 世紀鋼管出廠前最大試壓強度為0.9σy，并考慮0.8的安全余量，即管道環(huán)向應力最大值為0.72σy，相當于采用0.72 設計系數。隨著高強度水壓試驗應用，試壓強度達到100%管材最小屈服強度，以及管材等級提高和管道設計方法改進，提出了管道設計系數提高至0.8的建議。

式中：σ為管道環(huán)向應力，MPa；[ ]σ為管材許用應力值，MPa；F為設計系數；σy為管材最小屈服強度，MPa。

美國在20 世紀50 年代輸氣管道采用0.72 設計系數，90 年代將0.8 設計系數列入標準規(guī)范，ASME B31.8—2014《輸氣管道及配氣管道系統(tǒng)》規(guī)定1 級1 類地區(qū)設計系數為0.8，1 級2 類地區(qū)設計系數為0.72。定義1 級地區(qū)為任何1.6 km 管段內，有人居住的建筑物小于等于10 個，例如戈壁、荒漠、山地、草原及人煙稀少的地區(qū)。該標準未指出1 類地區(qū)和2 類地區(qū)的具體含義。20 世紀60～70年代加拿大長輸天然氣管道規(guī)范即應用了0.8設計系數。CSA Z662—2015 《油氣管道系統(tǒng)/Oil and gas pipeline systems》規(guī)定管道設計公式中的設計系數應為0.8。

國家標準GB 50251—2015《輸氣管道工程設計規(guī)范》規(guī)定1 級1 類地區(qū)（不經常有人活動及無永久性人員居住的區(qū)段）設計系數是0.8，1級2類地區(qū)（戶數在15 戶或以下的區(qū)段）設計系數是0.72。我國大部分已建天然氣管道基本上都采用0.72設計系數（蘭成線、鐵大線等原油管道也是采用0.72設計系數）。

2 國外較高設計系數管道應用現狀

美國和加拿大是大口徑、高鋼級、高壓力長輸管道的推動者和踐行者，設計系數大于0.72的管道主要在美國和加拿大。北美Alliance 管道、Rockies Express 管道和Alaska NG 管道采用了0.80 和0.83 設計系數。美國部分石油公司正論證應用0.87設計系數的技術方案。TransCanada 能源公司承擔了加拿大境內接近40%的長輸油氣管道工程，目前在役油氣管道中有超過18 000 km 是采用0.77 及以上設計系數的，其中原油管道超過2 700 km，并決定新建原油管道均采用0.8設計系數[4]。

Alliance 輸氣管道全長2 988 km（加拿大管段1 559 km，美國管段1 429 km），2000 年投產運行，管道干線管徑914 mm、設計壓力12 MPa、管材X70 鋼。加拿大境內管段根據CSA Z662 設計應用了0.8設計系數。美國境內管段根據ASME B31.8仍采用0.72 設計系數。2007 年美國交通部（Department of Transportation，DOT）審 核 批 準Alliance 管道美國境內管段最大運行壓力提高至13.34 MPa，相當于采用0.8設計系數。

美國Rockies Express 管道全長2 676 km，管道干線管徑1 067 mm、設計壓力10 MPa、管材X80鋼，一級地區(qū)采用0.8 設計系數。Kinder Morgan 公司分析結果表明，與采用0.72設計系數相比，管道系統(tǒng)風險并未顯著增加，主要風險因素是外腐蝕造成的管道壁厚減薄和人員誤操作。

3 提高設計系數對管材斷裂韌性的影響

提高管道設計系數，管道應力水平提高，對管材斷裂韌性提出更高要求，保證管道起裂能在一定長度范圍內止裂。美國標準API Spec 5L—2018《管線鋼管規(guī)范》推薦Battelle雙曲線方法，采用修正系數方式計算高鋼級管材斷裂韌性指標。Battelle雙曲線模型適用范圍是鋼級≤X80、設計壓力≤12 MPa、徑厚比40＜D/t＜115 以及輸送介質單相或富氣。國外針對高壓力（＞10 MPa 及以上）、大口徑（1 219 mm及以上）和X80鋼級管道，基于全尺寸氣體爆破試驗數據庫選定修正系數。選定修正系數1.46可以較好區(qū)分全尺寸氣體爆破試驗數據庫中裂紋擴展點和止裂點。以西氣東輸二線1級地區(qū)為例，設計參數如下：

（1）管徑1 219 mm、設計壓力12 MPa、鋼級X80，設計系數0.72。

（2）管徑1 219 mm、鋼級X80鋼級不變，設計系數由0.72 提高至0.8，減小管道壁厚，管道設計壓力提高至14 MPa。

計算得到0.8 和0.72 設計系數下管材止裂韌性分別為227 J和283 J。杜偉等[5]指出國產X80鋼管力學性能，管徑1 219 mm×18.4 mm螺旋埋弧焊管夏比沖擊功平均值311 J。管徑1 219 mm×22 mm 直縫埋弧焊管夏比沖擊功平均值303 J。進口X80 鋼管力學性能，管徑1 219 mm×22mm 直縫埋弧焊管夏比沖擊功平均值350 J，管徑1 219 mm×26.4 mm直縫埋弧焊管夏比沖擊功平均值319 J，性能參數均高于要求的的管材止裂韌性值為227 J 和283 J。隨著進一步優(yōu)化X80鋼級化學成分、冶金技術，在0.8設計系數下制管質量滿足管材止裂要求。

4 提高設計系數對管道安全可靠性影響

管道設計系統(tǒng)提高至0.80甚至以上，管道壁厚值減小，但管道環(huán)向應力水平增加，并直接影響管道臨界缺陷尺寸、抗刺穿應力以及應力腐蝕開裂敏感性等力學性能，從而對管道安全運行造成影響，應研究上述影響因素對管道安全可靠性的影響程度。

（1）管道臨界缺陷尺寸。針對大口徑、高鋼級管道，管道設計壓力很高，應用較高設計系數，管道壁厚值減小，管道可接受的臨界缺陷尺寸也隨之降低，管道運行壓力控制閾值也減小。

（2）管道刺穿抗力。TransCanada 公司研究了管道抗刺穿應力的影響因素，分析相同管徑、鋼管鋼級和運行壓力條件下，應用較高設計系數的管道抗刺穿應力較小，初步分析原因是管道壁厚值減小導致管道刺穿抗力降低。

（3）應力腐蝕開裂敏感性。一般性管道，應用較高管道設計系數，環(huán)向應力水平增加會誘發(fā)應力腐蝕開裂敏感性。加拿大研究分析了20 多條發(fā)生應力腐蝕開裂管道的應力水平（應力范圍是0.46～0.8σy），結論是0.72和0.8設計系數下管道應力腐蝕開裂敏感性相同。加拿大能源管理局（Natural Energy Board，NEB）開展管道應力腐蝕開裂影響因素研究，明確指出降低管道運行壓力不能有效預防應力腐蝕開裂事故，根本途徑是制定應力腐蝕開裂直接評價程序[6]。

（4）管道安全風險。一般認為，提高管道設計系數，管道應力水平提高，臨界缺陷尺寸減小，一定程度上增加管道運行風險和失效概率。美國機械工程師協(xié)會（ASME）研究分析了1984年—2004年輸氣管道事故數據庫[7]，分析了管道應力水平與管道事故率之間的關系（圖1），圖1橫坐標為設計系數（管道環(huán)向應力與管材最小屈服強度的比值），縱坐標為事故次數百分比。天然氣管道設計系數＜0.4事故率最高（37%），設計系數在0.6～0.72之間事故率為23%，設計系數＞0.72事故率僅為2%。因此，采用較高設計系數和應力水平不是管道失效事故和安全性的決定性因素。美國和加拿大采用0.8設計系數的管道工程實踐也證明，并未造成管道風險等級和事故率明顯增加。

圖1 管道設計系數與管道事故率的關系Fig.1 Relationship between pipeline design coefficient and pipeline accident rate

周軍華等[8]研究表明，管道施工、運行期間的機械損傷和挖掘作業(yè)是導致管道事故的主要原因，占比39%；腐蝕導致管道事故占比24%；制管缺陷導致管道事故占比14%；誤操作、自然災害、埋深不足、維護不完善等其他因素占比23%。國內外管道實踐證明，在管道施工階段嚴格控制施工質量，在管道運行服役期間加強管道風險管理，是降低管道事故率的根本途徑。

（5）管道可靠性。以西氣東輸二線設計參數為計算示例，考慮外腐蝕和外部損傷為管道失效因素，分別計算應用0.72 和0.8 設計系數下的管道失效概率。計算參數如下：

（1）西氣東輸二線1 級地區(qū)，管徑1 219 mm、壁厚18.4 mm、設計壓力12 MPa。

（2）管道外腐蝕考慮中度腐蝕和嚴重腐蝕情形，腐蝕速率分別為0.04 mm/a 和0.09 mm/a；外部損傷導致管道失效概率是第三方破壞的概率與失效后果的乘積，第三方破壞的概率采用故障樹計算，失效概率指凹坑缺陷超過允許應變值。

（3）管道失效概率考慮管道附近開挖作業(yè)頻率、預防措施以及管道檢測計劃（每10年進行1次內檢測）。

（4）管道失效后果考慮兩種極限狀態(tài)，泄漏極限狀態(tài)指管道泄漏孔徑小于10 mm，最終極限狀態(tài)指管道泄漏孔徑大于10 mm并導致管道破裂。

管道失效概率極值計算結果為，管道泄漏極限狀態(tài)可接受失效概率為10-2，采用0.8 和0.72 設計系數的管道失效概率分別為1.27×10-4和8.73×10-5（運行時間20 a）；最終極限狀態(tài)可接受概率為2.5×10-4，采用0.8 和0.72 設計系數的管道失效概率分別為2.36×10-4和1.17×10-7（運行時間50 a）。因此采用0.8 和0.72 設計系數相比，管道失效概率有一定程度增加，但處于可接受失效概率范圍內。制定嚴格細致的管道檢測維護計劃對失效概率影響顯著，在役管道建立完善的完整性管理程序對于管道安全至關重要。

5 提高設計系數配套安全措施

國外在管材高強度水壓試驗、管道工藝參數審核等方面嚴格細致，例如李默等[9]介紹了俄羅斯標準關于投產延遲管道再次進行試壓的時間期限和技術要求，美國和加拿大標準對壓力控制和保護設備的檢驗周期，澳大利亞標準關于管道設計工況變更和最大允許操作壓力審查。英國National Grid Transco 公司基于風險的分析方法和結構可靠性分析，針對負責運營的約1 400 km長輸天然氣管道提高運行壓力，相當于應用0.78設計系數[10]。為保證升壓后管道運行安全，制定了周期性管道檢測和維護文件。這些管材、工藝、管理方面的安全措施都是采用0.8設計系數的技術條件。

6 結論和建議

（1）美國和加拿大從20 世紀70 年代長輸管道采用了0.8設計系數的理念，例如加拿大TransCanada公司超過18 000 km采用0.77及以上設計系數。

（2）美國天然氣管道事故統(tǒng)計表明，應用較高設計系數不是管道事故率的決定性因素，控制管道事故率的根本途徑是提高管道安全管理水平。

（3）管道可靠度計算示例表明，應用較高設計系數，管道失效概率有一定幅度增加，但仍在可接受范圍內。

（4）我國X80管線鋼管冶金技術、制管水平已處于國際先進水平，西氣東輸二線、中俄東線管道工程推動我國天然氣管道施工技術提升，X80管材產品斷裂韌性指標滿足止裂技術要求，目前已具備天然氣管道采用0.8設計系數的工程和技術條件。

（5）新建天然氣管道采用0.8 設計系數，設計階段應進行管道可靠度分析，管線鋼管出廠前應進行100%管材最小屈服強度水壓試驗，密切監(jiān)測鋼管斷裂韌性指標，加強焊接質量評定檢驗（特別是高寒區(qū)管道），加強管溝回填質量控制、預防外力損傷（特別是山區(qū)管道）。

（6）在役管道應制定完善的完整性管理程序，如土壤環(huán)境腐蝕性弱、內檢測數據表明腐蝕狀況不嚴重，承壓能力評估具備升壓運行條件，相當于可提高管道設計系數。服役期間加強風險管理，預防第三方破壞、挖掘作業(yè)，定期評估管道腐蝕狀況、剩余厚度及承壓能力。