劉志剛 李寧 公巖嶺 韓健 王佩 路鳴中

1華港燃?xì)饧瘓F(tuán)有限公司

2中國石油集團(tuán)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(zhì)研究所

5中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司第二鉆井分公司

天然氣在促進(jìn)經(jīng)濟(jì)發(fā)展和改善能源結(jié)構(gòu)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?！笆摹の濉逼陂g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(shè)成本、提高承壓能力及輸量是研究的熱點方向。提高管道設(shè)計系數(shù)，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(yùn)行壓力安全余量[2]。隨著我國X80鋼管冶金技術(shù)、制管質(zhì)量和施工技術(shù)提升，管道完整性評價技術(shù)快速發(fā)展，X80管線鋼管大規(guī)模工程應(yīng)用，提高天然氣管道設(shè)計系數(shù)符合發(fā)展需求[3]。本文從標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范角度，闡述了管道設(shè)計系數(shù)的物理意義，介紹0.8 設(shè)計系數(shù)在國外管道行業(yè)的應(yīng)用情況；研究了提高設(shè)計系數(shù)對管材斷裂韌性、管道風(fēng)險等級及事故失效概率的影響，以及長輸天然氣管道應(yīng)用較高設(shè)計系數(shù)的技術(shù)方案，并提出管材、設(shè)計、施工和運(yùn)行等方面配套措施和建議，對于新建天然氣管道設(shè)計和在役管道安全運(yùn)行具有指導(dǎo)意義。

1 管道設(shè)計系數(shù)物理意義和標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范

管道壁厚強(qiáng)度設(shè)計方法主要考慮管道內(nèi)壓力產(chǎn)生的環(huán)向應(yīng)力應(yīng)小于管材許用應(yīng)力，見式（1），管材許用應(yīng)力是管材最小屈服強(qiáng)度乘以設(shè)計系數(shù)，見式（2）。20 世紀(jì)鋼管出廠前最大試壓強(qiáng)度為0.9σy，并考慮0.8的安全余量，即管道環(huán)向應(yīng)力最大值為0.72σy，相當(dāng)于采用0.72 設(shè)計系數(shù)。隨著高強(qiáng)度水壓試驗應(yīng)用，試壓強(qiáng)度達(dá)到100%管材最小屈服強(qiáng)度，以及管材等級提高和管道設(shè)計方法改進(jìn)，提出了管道設(shè)計系數(shù)提高至0.8的建議。

式中：σ為管道環(huán)向應(yīng)力，MPa；[ ]σ為管材許用應(yīng)力值，MPa；F為設(shè)計系數(shù)；σy為管材最小屈服強(qiáng)度，MPa。

美國在20 世紀(jì)50 年代輸氣管道采用0.72 設(shè)計系數(shù)，90 年代將0.8 設(shè)計系數(shù)列入標(biāo)準(zhǔn)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(shè)計系數(shù)為0.8，1 級2 類地區(qū)設(shè)計系數(shù)為0.72。定義1 級地區(qū)為任何1.6 km 管段內(nèi)，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(biāo)準(zhǔn)未指出1 類地區(qū)和2 類地區(qū)的具體含義。20 世紀(jì)60～70年代加拿大長輸天然氣管道規(guī)范即應(yīng)用了0.8設(shè)計系數(shù)。CSA Z662—2015 《油氣管道系統(tǒng)/Oil and gas pipeline systems》規(guī)定管道設(shè)計公式中的設(shè)計系數(shù)應(yīng)為0.8。

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

2 國外較高設(shè)計系數(shù)管道應(yīng)用現(xiàn)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(shè)計系數(shù)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(shè)計系數(shù)。美國部分石油公司正論證應(yīng)用0.87設(shè)計系數(shù)的技術(shù)方案。TransCanada 能源公司承擔(dān)了加拿大境內(nèi)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(shè)計系數(shù)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(shè)計系數(shù)[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(chǎn)運(yùn)行，管道干線管徑914 mm、設(shè)計壓力12 MPa、管材X70 鋼。加拿大境內(nèi)管段根據(jù)CSA Z662 設(shè)計應(yīng)用了0.8設(shè)計系數(shù)。美國境內(nèi)管段根據(jù)ASME B31.8仍采用0.72 設(shè)計系數(shù)。2007 年美國交通部（Department of Transportation，DOT）審 核 批 準(zhǔn)Alliance 管道美國境內(nèi)管段最大運(yùn)行壓力提高至13.34 MPa，相當(dāng)于采用0.8設(shè)計系數(shù)。

美國Rockies Express 管道全長2 676 km，管道干線管徑1 067 mm、設(shè)計壓力10 MPa、管材X80鋼，一級地區(qū)采用0.8 設(shè)計系數(shù)。Kinder Morgan 公司分析結(jié)果表明，與采用0.72設(shè)計系數(shù)相比，管道系統(tǒng)風(fēng)險并未顯著增加，主要風(fēng)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(shè)計系數(shù)對管材斷裂韌性的影響

提高管道設(shè)計系數(shù)，管道應(yīng)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(nèi)止裂。美國標(biāo)準(zhǔn)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(shù)方式計算高鋼級管材斷裂韌性指標(biāo)。Battelle雙曲線模型適用范圍是鋼級≤X80、設(shè)計壓力≤12 MPa、徑厚比40＜D/t＜115 以及輸送介質(zhì)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(shù)據(jù)庫選定修正系數(shù)。選定修正系數(shù)1.46可以較好區(qū)分全尺寸氣體爆破試驗數(shù)據(jù)庫中裂紋擴(kuò)展點和止裂點。以西氣東輸二線1級地區(qū)為例，設(shè)計參數(shù)如下：

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

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

計算得到0.8 和0.72 設(shè)計系數(shù)下管材止裂韌性分別為227 J和283 J。杜偉等[5]指出國產(chǎn)X80鋼管力學(xué)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(jìn)口X80 鋼管力學(xué)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(shù)均高于要求的的管材止裂韌性值為227 J 和283 J。隨著進(jìn)一步優(yōu)化X80鋼級化學(xué)成分、冶金技術(shù)，在0.8設(shè)計系數(shù)下制管質(zhì)量滿足管材止裂要求。

4 提高設(shè)計系數(shù)對管道安全可靠性影響

管道設(shè)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(yīng)力水平增加，并直接影響管道臨界缺陷尺寸、抗刺穿應(yīng)力以及應(yīng)力腐蝕開裂敏感性等力學(xué)性能，從而對管道安全運(yùn)行造成影響，應(yīng)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(shè)計壓力很高，應(yīng)用較高設(shè)計系數(shù)，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(yùn)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(yīng)力的影響因素，分析相同管徑、鋼管鋼級和運(yùn)行壓力條件下，應(yīng)用較高設(shè)計系數(shù)的管道抗刺穿應(yīng)力較小，初步分析原因是管道壁厚值減小導(dǎo)致管道刺穿抗力降低。

（3）應(yīng)力腐蝕開裂敏感性。一般性管道，應(yīng)用較高管道設(shè)計系數(shù)，環(huán)向應(yīng)力水平增加會誘發(fā)應(yīng)力腐蝕開裂敏感性。加拿大研究分析了20 多條發(fā)生應(yīng)力腐蝕開裂管道的應(yīng)力水平（應(yīng)力范圍是0.46～0.8σy），結(jié)論是0.72和0.8設(shè)計系數(shù)下管道應(yīng)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(yīng)力腐蝕開裂影響因素研究，明確指出降低管道運(yùn)行壓力不能有效預(yù)防應(yīng)力腐蝕開裂事故，根本途徑是制定應(yīng)力腐蝕開裂直接評價程序[6]。

（4）管道安全風(fēng)險。一般認(rèn)為，提高管道設(shè)計系數(shù)，管道應(yīng)力水平提高，臨界缺陷尺寸減小，一定程度上增加管道運(yùn)行風(fēng)險和失效概率。美國機(jī)械工程師協(xié)會（ASME）研究分析了1984年—2004年輸氣管道事故數(shù)據(jù)庫[7]，分析了管道應(yīng)力水平與管道事故率之間的關(guān)系（圖1），圖1橫坐標(biāo)為設(shè)計系數(shù)（管道環(huán)向應(yīng)力與管材最小屈服強(qiáng)度的比值），縱坐標(biāo)為事故次數(shù)百分比。天然氣管道設(shè)計系數(shù)＜0.4事故率最高（37%），設(shè)計系數(shù)在0.6～0.72之間事故率為23%，設(shè)計系數(shù)＞0.72事故率僅為2%。因此，采用較高設(shè)計系數(shù)和應(yīng)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(shè)計系數(shù)的管道工程實踐也證明，并未造成管道風(fēng)險等級和事故率明顯增加。

圖1 管道設(shè)計系數(shù)與管道事故率的關(guān)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(yùn)行期間的機(jī)械損傷和挖掘作業(yè)是導(dǎo)致管道事故的主要原因，占比39%；腐蝕導(dǎo)致管道事故占比24%；制管缺陷導(dǎo)致管道事故占比14%；誤操作、自然災(zāi)害、埋深不足、維護(hù)不完善等其他因素占比23%。國內(nèi)外管道實踐證明，在管道施工階段嚴(yán)格控制施工質(zhì)量，在管道運(yùn)行服役期間加強(qiáng)管道風(fēng)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(shè)計參數(shù)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(yīng)用0.72 和0.8 設(shè)計系數(shù)下的管道失效概率。計算參數(shù)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(shè)計壓力12 MPa。

（2）管道外腐蝕考慮中度腐蝕和嚴(yán)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(dǎo)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(yīng)變值。

（3）管道失效概率考慮管道附近開挖作業(yè)頻率、預(yù)防措施以及管道檢測計劃（每10年進(jìn)行1次內(nèi)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(dǎo)致管道破裂。

管道失效概率極值計算結(jié)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(shè)計系數(shù)的管道失效概率分別為1.27×10-4和8.73×10-5（運(yùn)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(shè)計系數(shù)的管道失效概率分別為2.36×10-4和1.17×10-7（運(yùn)行時間50 a）。因此采用0.8 和0.72 設(shè)計系數(shù)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(nèi)。制定嚴(yán)格細(xì)致的管道檢測維護(hù)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?qū)τ诠艿腊踩陵P(guān)重要。

5 提高設(shè)計系數(shù)配套安全措施

國外在管材高強(qiáng)度水壓試驗、管道工藝參數(shù)審核等方面嚴(yán)格細(xì)致，例如李默等[9]介紹了俄羅斯標(biāo)準(zhǔn)關(guān)于投產(chǎn)延遲管道再次進(jìn)行試壓的時間期限和技術(shù)要求，美國和加拿大標(biāo)準(zhǔn)對壓力控制和保護(hù)設(shè)備的檢驗周期，澳大利亞標(biāo)準(zhǔn)關(guān)于管道設(shè)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(fēng)險的分析方法和結(jié)構(gòu)可靠性分析，針對負(fù)責(zé)運(yùn)營的約1 400 km長輸天然氣管道提高運(yùn)行壓力，相當(dāng)于應(yīng)用0.78設(shè)計系數(shù)[10]。為保證升壓后管道運(yùn)行安全，制定了周期性管道檢測和維護(hù)文件。這些管材、工藝、管理方面的安全措施都是采用0.8設(shè)計系數(shù)的技術(shù)條件。

6 結(jié)論和建議

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

（2）美國天然氣管道事故統(tǒng)計表明，應(yīng)用較高設(shè)計系數(shù)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(yīng)用較高設(shè)計系數(shù)，管道失效概率有一定幅度增加，但仍在可接受范圍內(nèi)。

（4）我國X80管線鋼管冶金技術(shù)、制管水平已處于國際先進(jìn)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(shù)提升，X80管材產(chǎn)品斷裂韌性指標(biāo)滿足止裂技術(shù)要求，目前已具備天然氣管道采用0.8設(shè)計系數(shù)的工程和技術(shù)條件。

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

（6）在役管道應(yīng)制定完善的完整性管理程序，如土壤環(huán)境腐蝕性弱、內(nèi)檢測數(shù)據(jù)表明腐蝕狀況不嚴(yán)重，承壓能力評估具備升壓運(yùn)行條件，相當(dāng)于可提高管道設(shè)計系數(shù)。服役期間加強(qiáng)風(fēng)險管理，預(yù)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。