前苏联大型管道标准在南约洛坦天然气外输工程中的应用

祝疆 陈敬民

中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司

前苏联大型管道标准在南约洛坦天然气外输工程中的应用

祝疆 陈敬民

中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司

祝疆等.前苏联大型管道标准在南约洛坦天然气外输工程中的应用.天然气工业，2012，32（7）：68-71.

土库曼斯坦国家输气管道的管径为1 420 mm且油气工程建设标准大部分依然沿用前苏联的标准。为此，从管道强度计算、阀室设置、公路和铁路穿越3方面讨论了前苏联标准СНиП2.05.06—85《大型管道》在中国石油天然气集团公司南约洛坦天然气外输工程的应用，并比较了该标准与中国标准GB 50251—2003《输气管道工程设计规范》在壁厚选择、阀室设置方面的主要差异，得出以下工程建议：①管道壁厚计算取用两个标准强度计算值中的保守值，使管道壁厚既能满足中外规范的要求，又能保证管道安全；②阀室设置按照СНиП2.05.06—85《大型管道》来进行，符合管道沿线的实际情况；③管道穿越铁路和公路按照СНиП2.05.06—85《大型管道》执行，符合土库曼斯坦国家习惯性的穿越做法，有利于本工程的设计审查通过与建设；④在使用СНиП2.05.06—85《大型管道》进行管道强度计算时，内压超载系数的选取很重要，对于计算结果有较大影响；⑤若工程采用俄罗斯标准制造的钢管，其屈服强度可能与API 5L标准有区别，可根据实际钢材的屈服强度进行计算并校核；⑥管型选择与焊缝工艺均对壁厚产生影响；⑦《大型管道》中管段等级与中国相关标准规定的地区等级正好相反，应予以注意。

土库曼斯坦 南约洛坦 天然气 大型管道 DN1420 mm 管道强度计算 阀室设置 公路和铁路穿越

土库曼斯坦南约洛坦气田是目前世界上最大的整装气田之一，产品气规模可达400×108m3／a，其中由中国石油川庆钻探工程公司中标承担的南约洛坦EPC项目为100×108m3／a规模的地面建设配套工程，是中国石油天然气集团公司最大的海外整装气田开发EPCC项目，共包括集输、净化及外输3大部分以及相关配套工程。其中天然气外输工程将在土库曼斯坦沙漠腹地修建一条长约110 km、管径为1 420 mm的输气管道。工程业主为土库曼斯坦天然气康采恩，即土库曼斯坦国家石油公司。土库曼斯坦的国家输气管网已广泛采用管径为1 420 mm的管道进行建设，因此，业主要求本工程外输管道也必须采用管径为1 420 mm的管道，同时要求设计中采用土库曼斯坦国家标准。

土库曼斯坦国家的油气工程建设标准大部分依然沿用前苏联的标准，СНиП2.05.06—85《大型管道》［1］就是其中之一。该标准是前苏联1985年为建设西伯利亚管道而进行编制的，用于指导大口径管道的设计与施工，之后随着工程建设而不断被完善和修订。以下所提及的是该标准1998年的修订版本。

由于我国目前输气管道的最大管径为1 219 mm，尚无管径为1 420 mm的管道设计经验。工程首次使用СНиП2.05.06—85《大型管道》进行设计，为此，南约洛坦设计项目组在中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司专家组的大力支持下进行了积极有效的工作，将前苏联标准《大型管道》与国内天然气管道建设规范进行了比较与结合，得出了新的工程应用方法。

以下将从管道强度计算、阀室设置、公路和铁路穿越3方面进行实际应用分析。

1 管道强度计算

南约洛坦天然气外输工程长约110 km，管道管径为1 420 mm，设计压力为7.5 MPa，材质采用X70。

管道强度计算考虑了管道所承受的正常内压、外部荷载等，涉及管道安全，因此将其作为研究和讨论重点。

1.1 采用中国标准GB 50251—2003《输气管道工程设计规范》计算管道壁厚

采用中国标准GB 50251—2003《输气管道工程设计规范》［2］计算管道壁厚的公式为：

式中δ为钢管计算壁厚，mm；p为设计压力，MPa；D为钢管外径，mm；σs为钢管为最小屈服强度，MPa；φ为焊缝系数；F为强度设计系数；t为温度折减系数，当温度小于120℃时，t值取1.0。

该公式源自于美国标准ANSI／ASME B31.8《输气和配气管道系统》［3］，采用控制管道自身安全的设计理念，以第三强度理论按照材料的屈服极限来进行计算。该公式计算简便，被欧美国家广泛采用，也在我国长输管道建设中得到广泛应用。在此笔者不作过多说明，现将结果列于表1。

表1 线路用管计算表

1.2 采用前苏联规范СНиП2.05.06—85《大型管道》计算管道壁厚

本工程直管段管道壁厚（δ）应按下式确定：

式中n为管道工作内压超载系数；p为工作（标准）压力，MPa；DH为管道外径，cm；R1为计算的抗拉强度。

该公式基于安全距离的理论，虽对管道系统强度有一定的要求，但主要是控制管道与周围建筑物的距离，以此对周围建构筑物提供安全保证。本项目管道地处沙漠腹地，地广人稀。

现对该公式中的各个参数逐一介绍：

1）n为管道工作内压超载系数，按表2取值。

《大型管道》中8.6有如下说明：管道计算时，应考虑管道施工、试压和运行过程中可能产生的荷载和作用力。荷载超载系数列于表13（即本文中的表2）中。由于本工程管道采用埋地敷设，考虑到管道和附件的自重，n值取为1.10。

2）p为工作（标准）压力，是保证管道安全运行的最高表压。本工程取为7.5 MPa。

3）DH为管道外径，本工程为1 420 mm。

4）计算的抗拉强度R1，这个参数和中国标准规定有所不同，采用的是极限承载能力，按照材料的强度极限来计算，计算公式为：

式中m为管道工作条件系数，当管道及管段等级分别为B、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ时，对应的m 值分别为0.60、0.75、0.75、0.90、0.90（与中国相关标准中的地区等级正好相反）；k1为材料安全系数，按表3所示取值；kH为管道用途可靠性系数，按表4所示取值。

管子金属和焊接接头的标准抗拉强度（抗压强度）RH1，应分别等于中国国家钢管标准和技术条件中所列极限强度最小值和屈服极限最小值。

本工程m分别选用0.75、0.90，该数值类似于中国相关标准中的强度设计系数。

根据本工程拟选用的管型为直缝钢管，符合表3中第一条特性，因此k1选用1.34。

本工程设计压力为7.5 MPa，因此根据表4，kH选用1.10。

5）根据上述的取值，线路用管计算结果见表5。

1.3 推荐意见

通过表1和表5的计算结果可以看出，在中国相关标准所述的一二级地区用管，采用ASME／ANSI B31.8的公式计算出来的管道壁厚较薄［4］，在三四级地区用管所计算出来的管道壁厚较厚。因此，从管道安全和满足土库曼斯坦国家规范两个方面考虑，综合表1和表5的计算结果，最终线路用管选择如下：设计压力为7.5 MPa时，特殊地区用管规格为1 420 mm（管径）×22.2 mm（壁厚）；一般地区用管规格为1 420 mm（管径）×16.5 mm（壁厚）。

表2 内压超载系数值表

表3 材料安全系数值表

表4 管线用途可靠性系数值表

表5 线路用管计算表

2 阀室设置

1）GB 50251—2003《输气管道工程设计规范》中“4.4截断阀的设置”中规定，一级地区阀室间距不超过32 km。

2）СНиП2.05.06—85《大型管道》中4.12规定：“管道上必须设置截断阀，其设置距离通过计算确定，但不超过30 km，与气体综合处理装置、压缩机站、地下储气库和首站设施连接在输气管道上，离入口和出口不小于以下距离：1 000～1 400 m”。

3）鉴于管道在沙漠腹地敷设，地广人稀，因此，在阀室设置的距离上采用《大型管道》的规定，不超过30 km设置一座阀室，同时在进出站1 km处设置进出站阀室［5］。

3 公路和铁路穿越

СНиП2.05.06—85《大型管道》第6章对管道穿越公路和铁路有较为详细的说明，与中国相关标准所规范的穿越要求略有不同［6－10］。从尊重当地习惯做法的角度考虑，本工程执行《大型管道》之规定。

想要特别说明的是，《大型管线》保护套管采用钢套管，而中国在管道建设时，通常采用混凝土水泥套管，原因有二：①钢套管不做防腐层时，钢套管会发生腐蚀而失效，失去保护输气管道的作用；②如果钢套管采用防腐层时，有防腐层的钢套管会对其内的输气管道产生阴极保护屏蔽，输气管道就得不到阴极保护，也可能发生腐蚀。因此，为保证管道安全，笔者不推荐采用钢套管，只是应土方要求而被迫改成钢套管。

4 结论

1）管道壁厚计算取用中国标准GB 50251—2003《输气管道工程设计规范》和前苏联管道标准СНиП 2.05.06—85《大型管道》强度计算值中的保守值，这样管道壁厚既能满足上述2个规范的要求，又能保证管道安全。

2）阀室设置按照СНиП2.05.06—85《大型管道》来进行，符合管道沿线的实际情况，同时也符合中国标准的要求。

3）管道穿越铁路和公路按照СНиП2.05.06—85《大型管道》执行，符合土库曼斯坦国家习惯性的穿越做法，利于本工程的设计审查通过与建设。

4）注意要点：在使用СНиП2.05.06—85《大型管道》进行管道强度计算时，内压超载系数的选取很重要，对于计算结果有较大影响；若工程采用俄罗斯标准制造的钢管，其屈服强度可能与API 5L标准有区别，可根据实际钢材的屈服强度进行计算并校核；管型选择与焊缝工艺均对壁厚产生影响；《大型管道》中管段等级与中国相关标准规定的地区等级正好相反，应予以注意。

［1］苏联国家建委.СНиП2.05.06-85大型管道［S］.莫斯科：［sn］，1987.

［2］油气田及管道建设设计专业标准化委员会.GB 50251—2003输气管道工程设计规范［S］.北京：中国计划出版社，2003.

［3］American Petroleum Institute.API 5L-2007 Specification for line pipe［S］.Washington：API，2007.

［4］American National Standard.ASME B31.8 Gas transmission and distribution piping systems［S］.New York：American Society of Mechanical Engineers（ASME），2007.

［5］陈敬民.土库曼斯坦南约洛坦气田100×108m3／a商品气产能建设工程（地面工程部分）内部集输及配套工程天然气外输线路工程（SYBD-2／2-11GT-GS-01）［R］.成都：中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司，2011.

［6］王进春，乔蓓.隧道施工危险性分析及安全对策措施初探［J］.石油与天然气化工，2008，37（2）：174-176.

［7］刘盛兵，向启贵，刘坤.水平定向钻穿越施工及其风险控制措施探讨［J］.石油与天然气化工，2008，37（4）：353-356.

［8］么惠全，冯伟，张照旭，等.“西气东输”一线管道地质灾害风险监测预警体系［J］.天然气工业，2012，32（1）：81-84.

［9］胡文君，王进，胡道华，等.综合超前地质预报在西气东输二线隧道工程中的应用［J］.天然气工业，2010，30（5）：87-91.

［10］高建，何仁洋，王德国.用层次分析法评价跨越管桥的洪水风险［J］.天然气工业，2010，30（2）：106-109.

（修改回稿日期 2012-05-10 编辑 何 明）

10.3787／j.issn.1000-0976.2012.07.016

祝疆，1981年生，工程师，学士；主要从事天然气储运工程设计工作。地址：（610017）四川省成都市中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司油气集输室。电话：（028）86014784，13086685722。E-mail：zhujiang＠cnpc.com.cn