唐智慧，趙魯蘇

中國(guó)石化江蘇石油勘探局技術(shù)監(jiān)督處 （江蘇 揚(yáng)州 225009）

管道作為五大運(yùn)輸方式之一，承擔(dān)著我國(guó)70%的原油和99%的天然氣運(yùn)輸任務(wù)。目前，我國(guó)長(zhǎng)輸干線管道超過了70 000km，海上油氣管道近5 000km，初步形成規(guī)模較大、跨國(guó)境和跨區(qū)域的輸油氣干線管網(wǎng)。

在管線設(shè)計(jì)和施工方面，我國(guó)與國(guó)際水平基本相當(dāng)；在管理方面，我國(guó)距發(fā)達(dá)國(guó)家油氣管道的安全性仍有一定差距。有數(shù)據(jù)顯示，我國(guó)油氣管道事故率平均為 3次/（1 000km·年），遠(yuǎn)高于美國(guó)的 0.5次/（1 000km·年）和歐洲的 0.26 次/（1 000km·年）[1]。 造成管道失效的原因主要有：第三方破壞、腐蝕、管材質(zhì)量和施工質(zhì)量。據(jù)統(tǒng)計(jì)，近些年來，第三方破壞對(duì)我國(guó)油氣管道事故的“貢獻(xiàn)率”高達(dá)40%[2]，且呈不斷上升趨勢(shì)，隨后依次是腐蝕、管材質(zhì)量、施工質(zhì)量和突發(fā)性自然災(zāi)害。

管道第三方破壞的概念是美國(guó)能源部在20世紀(jì)90年代開始提出的，包括：在管道上人為鉆孔、打孔；重型機(jī)械設(shè)備挖壞管道；車輛對(duì)管道的意外沖擊等[3]。其中管道機(jī)械損傷對(duì)其完整性和壽命影響極大，其造成的后果：一是直接導(dǎo)致管道破裂，引起介質(zhì)泄漏；二是在一定程度上破壞了防腐層或給管線造成刮痕、壓坑等，繼而引起管道腐蝕或應(yīng)力集中最終導(dǎo)致管道破壞。

因此，研究管道機(jī)械損傷評(píng)價(jià)方法，有效評(píng)估管道的機(jī)械損傷對(duì)預(yù)防管道事故的發(fā)生、確保管道安全運(yùn)行、指導(dǎo)管道安全管理工作有著重要的意義。本文以一起機(jī)械損傷事故為例，用2種方法對(duì)該損傷進(jìn)行評(píng)價(jià)，為該管線的處置提供科學(xué)依據(jù)。

1 管道機(jī)械損傷的檢驗(yàn)

1.1 事故案例

中國(guó)石化江蘇油田鹽城天然氣集中處理站始建于2001年，2003年5月正式投產(chǎn)。下轄集氣站1座、門站1座和兩站間的輸氣干線,日外銷天然氣約10萬m3。該輸氣干線起始于集氣站，終止于門站，總長(zhǎng)度約19.7km，詳情見表1。

表1 鹽城氣站輸氣干線技術(shù)參數(shù)

2013年3月22日，該站巡線人員在巡線過程中，發(fā)現(xiàn)某施工單位沿線綠化作業(yè)時(shí)，由于挖掘機(jī)野蠻施工，造成該輸氣干線9處受損，損傷位于距離集氣站約13km處。

經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)察看，受損管段共計(jì)1.3m，9處損傷中有7處僅損傷了防腐層，另有2處損傷（小金河河堤?hào)|側(cè)）較嚴(yán)重，已傷及管材本體造成管線壁厚減薄，故對(duì)這2處損傷進(jìn)行3個(gè)項(xiàng)目的檢驗(yàn)：外部宏觀檢查、剩余壁厚測(cè)定和無損探傷。

1.2 外部宏觀檢查

目視可見管線受損處外表呈現(xiàn)金屬光澤，2個(gè)損傷呈溝槽狀，2處損傷中心間距100mm，2處損傷尺寸詳見表2。

1.3 剩余壁厚測(cè)定

采用超聲波測(cè)厚儀對(duì)1#、2#損傷部位周邊進(jìn)行剩余壁厚測(cè)定，測(cè)厚部位如圖1所示，實(shí)測(cè)剩余壁厚值見表3。可見，損傷附近實(shí)測(cè)最小壁厚為5.6mm，干線最小剩余壁厚為4.5mm。

1.4 無損探傷

對(duì)1#、2#機(jī)械損傷點(diǎn)進(jìn)行了滲透檢測(cè)（MT），檢測(cè)結(jié)果均未發(fā)現(xiàn)缺陷痕跡顯示。

表2 鹽城氣站外輸干線機(jī)械損傷點(diǎn)情況

表3 1#、2#損傷點(diǎn)測(cè)厚值統(tǒng)計(jì)表

圖1 1#、2#損傷點(diǎn)的測(cè)厚點(diǎn)

2 管道機(jī)械損傷的評(píng)方法

2.1 方法一：《在用工業(yè)管道定期檢驗(yàn)規(guī)程》

1）步驟1判斷管線是否同時(shí)滿足下列條件：

①管道結(jié)構(gòu)符合設(shè)計(jì)要求；②在實(shí)際工況下，材料韌性良好，未出現(xiàn)材料性能劣化；③損傷處及其附近無其他表面缺陷；④局部減薄處最小剩余壁厚大于2mm；⑤ 該管道不承受疲勞載荷[4]。

判斷：同時(shí)滿足上述條件，可采用《在用工業(yè)管道定期檢驗(yàn)規(guī)程》的局部減薄理論進(jìn)行評(píng)價(jià)。

2）步驟2計(jì)算1#損傷點(diǎn)允許的局部減薄深度的最大值，詳見表4。

3）步驟3 評(píng)價(jià)結(jié)論：經(jīng)計(jì)算，1#損傷點(diǎn)允許局部減薄深度最大值為1.90mm，而1#損傷點(diǎn)的實(shí)測(cè)減薄深度為1.5mm，則工作壓力Pw＜5.11MPa工況條件下，該缺陷允許存在，不需修理。

2.2 方法二：SY/T 6151-2009《鋼制管道腐蝕損傷評(píng)價(jià)方法》

1）管體損傷評(píng)定類別劃分，見表5。

2）對(duì)1#、2#機(jī)械損傷進(jìn)行評(píng)價(jià):

步驟1按損傷坑相對(duì)深度(A=d/t)評(píng)定。

計(jì)算1#、2#的損傷點(diǎn)的相對(duì)深度，見表6。

判斷：1# 損傷，10%＜A1＜80%，需進(jìn)一步確定，進(jìn)入第2步驟。

2# 損傷：A2＜10%，屬于第 3 類。

步驟2按損傷縱向尺寸和環(huán)向尺寸分別對(duì)1#損傷點(diǎn)進(jìn)行評(píng)定，見表7。

步驟3評(píng)價(jià)結(jié)論：1#、2#損傷都屬于第3類，按照表5，2處損傷程度不嚴(yán)重，能維持正常運(yùn)行，但應(yīng)監(jiān)控使用。

3 結(jié)論

1）采用了2種方法對(duì)鹽城氣站輸氣干線的機(jī)械損傷進(jìn)行了評(píng)價(jià)，結(jié)論一致。第一種方法必須在同時(shí)滿足5個(gè)條件時(shí)才能采用，只對(duì)單個(gè)損傷進(jìn)行評(píng)價(jià)，且僅考慮缺陷的環(huán)向尺寸影響；第二種方法可對(duì)多個(gè)損傷同時(shí)評(píng)價(jià)，且同時(shí)考慮損傷的環(huán)向尺寸和縱向尺寸的影響，但該方法僅適用于鈍性機(jī)械損傷的碳鋼和低合金鋼管線。

2）選擇有效的評(píng)估方法，能夠?qū)艿郎系臋C(jī)械損傷進(jìn)行評(píng)估，根據(jù)評(píng)估后的結(jié)果，在確保管線安全使用的前提下，幫助管線運(yùn)營(yíng)者判斷管道是需要維修還是更換，制定合理的維修或更換計(jì)劃。從而使得對(duì)管線缺陷的處理更加科學(xué)合理、經(jīng)濟(jì)實(shí)用，可節(jié)約管線運(yùn)營(yíng)商大量的資金，更重要的是能夠預(yù)防事故的發(fā)生，確保管道安全運(yùn)行。

表4 1#損傷點(diǎn)情況及允許局部減薄深度的最大值

表5 管體損傷評(píng)定類別劃分

表6 1#、2#的損傷點(diǎn)的相對(duì)深度(A=d/t)

表7 1#損傷點(diǎn)評(píng)定(按損傷縱向尺寸和環(huán)向尺寸)

[1]李蘇.油氣管道監(jiān)測(cè)技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀[J].油氣儲(chǔ)運(yùn),2014,33(2):129-134.

[2]張起花.為管道安全筑屏障——《西氣東輸管道第三方破壞風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估方法》解讀[J].中國(guó)石油石化,2010(3):65-66.

[3]李從宇.管道破壞監(jiān)測(cè)系統(tǒng)研究[D].天津：天津大學(xué)，2006.

[4]國(guó)家質(zhì)量監(jiān)督檢驗(yàn)檢疫總局鍋爐壓力容器安全監(jiān)察局.在用工業(yè)管道定期檢驗(yàn)規(guī)程[Z].2003-06-01.

[5]SY/T 6151-2009鋼制管道腐蝕損傷評(píng)價(jià)方法[S].