中国山区长输管道设计施工技术现状综述

张 一 蔡 亮 张玉蛟

（1. 中海油石化工程有限公司，山东 青岛 266101；2. 中国航油集团津京管道运输有限责任公司，天津 300300；3. 中国石油管道公司，河北 廊坊 065000）

0 概述

我国长输管道正处于快速发展阶段，截止2016年底，我国在役陆上油气管道总里程超过12.3万公里[1]。山区管道与普通陆地管道在管道设计和施工阶段存在很大差异，特别是大落差山区管道，例如中石油西部管道最大落差达1300m；中缅油气管道是我国设计施工难度最大的山区管道，沿线高差大于1000m的管段有10处，最大高差为1800m。山区管道设计施工涉及管道并行敷设、穿跨越、隧道、油气站场合建、地质灾害防治、管道抗震等方面，提升我国山区管道设计和施工水平具有重要意义。为此，应根据我国管道工程实践，研究国外山区管道在设计和施工等方面先进经验，进而完善山区管道工程建设标准，并为我国以后新建山区管道提供借鉴参考。

1 管道设计系数

管道壁厚设计如选用较高的设计系数，可以充分利用管道承压能力，提高管道输送量，减少管道建设成本[2]。按照管道地区等级划分，山区划为1级地区。国家标准GB 50251《输气管道工程设计规范》规定1级地区管道设计系数为0.72；美国标准ASME B31.8《输气和燃气管道系统》规定1级地区Ⅰ类和Ⅱ类管道设计系数为0.80和0.72，国外山区管道设计系数高于国内标准。调研北美Alliance管线、Rockies Express管线和Alaska NG 管线已采用0.80-0.83的管道设计系数；加拿大TransCanada公司采用高于0.77设计系数的管道已超过18000km[3]。建议山区管道在满足制管水平、施工工艺和地质条件基础上，酌情提高管道设计系数至0.8。

2 线路阀室设计

针对线路阀室间距设计，GB 50251规定位于一级、二级、三级和四级地区的管道相邻截断阀的间距不宜大于32km、24km、16km和8km，如选址受限，间距调整不应超过4km、3km、2km和1km；GB 50253《输油管道工程设计规范》规定原油、成品油管道截断阀的间距不宜超过32km，人烟稀少地区可适当加大间距。美国标准规定的阀室间距与国内标准一致，美国标准ASME B31.4《液态烃和其他液体管道输送系统》规定在山区、穿越河流，以及穿越工商业、第三方施工频繁区域和人口密集区等特殊情形下，输油管道截断阀室间距允许适当调整；加拿大标准CSA Z662《石油和天然气管道系统》未对原油管道截断阀的间距进行明确要求，原油、成品油管道截断阀室间距允许在10%规定范围内进行调整，天然气管道截断阀室间距允许在25%规定范围内进行调整。我国管道一般按照规定间距设计阀室，缺乏灵活性且对运行维护造成不便。随着管道运行管理技术提升，管道事故概率总体呈下降趋势，在人口稀少的山区管道线路阀室可增加到32km以上。建议借鉴国外标准关于截断阀室间距调整的先进经验。

针对线路阀室选址设计，GB 50251规定应选择在交通便利、地形开阔、地势较高、检修方便的区域，且不易受到地质灾害及洪水影响，防洪标准不低于25年一遇。美国标准ASME B31.8规定设计线路阀室应考虑维修和维护时气体的放空量、泄漏或断裂时气体的泄漏量、隔离管段气体的排放时间、环境敏感区气体的排放、供气连续性影响和管道附近区域未来的发展等。雪佛龙公司在美国加利福尼亚州康特拉科斯达县（Contra Costa）的原油管道中，管道穿越人口密集区，在一段长度约为30英里（约48km）的管线上，共设计了5个远程控制阀室和7个手动阀室[4]。国内线路阀室选址原则是注重交通、地质、防洪和检修等。美国管道线路阀室选址原则是使截断阀室之间管道破裂后所造成的泄漏油品损失达到最小，重视管道失效后果和危害性对社会公众环境的影响，设计理念更为合理，具有借鉴意义。

3 伴行路设计

国内管道线路管理主要包括管道线路巡差、第三方施工监控、高后果区风险评价等，较少关注伴行路维护，在管道建设期间由第三方单位铺设伴行道。国外管道运营商制定专门的伴行路管理维护方案，伴行路的完好状况也是管道巡线重点检查内容，除了在管道建设期间铺设伴行路，在管道运行阶段的维抢修作业时也会注意铺设临时伴行路，为后续的管道维护奠定基础[5]。目前还缺少适用于山区的伴行路设计标准，例如中石油标准Q/SY 1443-2011《油气管道伴行道路设计规范》只适用于普通陆地管道，应制定山区管道伴行路设计和维护标准。

4 并行管道设计

采用油气管道并行敷设方式具有占用土地少、共用伴行路、方便运行维护等优点，特别是山区采用该方式更具优势。中缅油气管道山区并行敷设的做法是：

（1）并行管道共用隧道、涵洞和河流跨越的管桥；

（2）并行管道共用伴行路和施工作业带；

（3）天然气管道和原油管道原则上不能并行敷设，但在山区沿窄沟、山脊等狭窄地带，或者独立敷设土方工程量大时可采用并行敷设；

（4）原油管道和天然气管道并行敷设时间距不小于1.5m，原油管道和成品油管道并行敷设时间距不小于1.2m；

（5）山区管道并行敷设应用沙袋填充隔断，并分别设置管道标志桩。

中石油标准Q/SY 1358-2010《油气管道并行敷设技术规范》缺乏山区管道并行敷设的规定，应补充山区管道并行敷设的安全要求。

5 中缅山区管道创新设计

中缅原油管道属于大落差管道，突出特征是大落差原油管道输送工艺设计的难点主要是：存在翻越点，沿程摩阻大；高点可能存在不满流状态或者液柱分离问题，成为管道运行安全隐患。中缅原油管道输送工艺中采用变频调速泵与固定泵结合、串联泵与并联泵结合的设计方案，在高程差局部高点设置减压站，例如在高程差1800m的盘县、高程差1600m的丁山镇。开发原油管道不满流预测软件，确定管道投产阶段和运行阶段存在气体的可能性和位置，必要时采用高点排气措施。

中缅管道沿线含地震9级烈度区的管段约56km，抗震设计标准为可承受50年一遇地震，地震区域选择X70HD1 大变形、高韧性管材，不稳定断层管段选择 X70HD2大变形、高韧性管材；优化管道与地质断层带的交叉角度，计算管道最大变形量满足要求；管道穿越地质断层带时采用加宽管沟，并用非粘性土壤回填，增加管道容许变形空间。

此外，中缅管道隧道设计中采用曲墙仰拱的横截断面形式；河流穿跨越采用了油气双管（或三管）上、下层布置的跨越方案；针对怒江局部大风环境管段采用了柔性干扰索结构的抗风方案。

6 钢管损伤及处理

近年来国外长输管道施工应用的新技术包括大型穿越定向钻和盾构技术，大型河流、山涧、冲沟的跨越技术，管道穿越铁路、公路的光固化套管保护技术，管道在湿陷土、膨胀土及永冻土等特殊地质地区的安全防护技术，以及管道内焊接、半自动焊接技术等。管道施工国家标准GB 50369《油气长输管道工程施工及验收规范》和中石油管道施工标准Q/SY 1059《油气输送管道线路工程施工技术规范》比较完善，主要问题是存在强力施工造成管道损伤的问题，难以根本杜绝且监管难度大[6]。

特别是山区管道施工难度大、作业空间有限、土壤砾石结构多等原因，钢管在运输、吊装、下管过程中由于碰撞、挤压发生损伤的可能性大。GB 50369规定钢管凹坑深度不应超过公称管径2%，问题是未规定超过该值进行修复的要求。ASME B31.8规定输气管道凹坑深度应小于管径的2%，ASME B31.4规定输油管道凹坑的深度应小于管径的6%，凹坑位于纵向焊缝或环向焊缝处，或者影响弯管通过曲率半径时，应将存在凹坑的缺陷管段整体切除。俄罗斯标准РД 93.010.00-KTH-114-2007《干线石油管道建筑安装工程施工和验收规范》规定针对标准抗拉强度大于539MPa的钢管，如钢管凹坑深度超过公称管径3.5%应进行割管，小于公称管径3.5%进行修复。国内管道工程施工过程中很少进行缺陷钢管修复，建议GB 50369补充含凹坑缺陷钢管的修复要求。

7 钢管下沟防护

美国标准ASME B31.4规定管道下沟过程应小心谨慎，管道应不受外力条件下放置在管沟底部。国内标准GB 50369和Q/SY 1059规定了管道吊重设备使用要求，缺少禁止强力吊管下沟的要求。国内管道施工过程普遍存在多种因素导致管道变形的问题，包括：石方段土质处理不达标，吊管与管沟转角角度不一致，管道下沟吊具使用不合理，直管段连带弯头、弯管下沟，管沟底部不平整造成管道局部悬空，管沟回填土中含砾石块等。建议GB 50369和Q/SY 1059补充管道吊装下沟的过程质量控制要求。

8 试压管段划分

试压是管道施工过程的重要环节，也是验证管道施工质量的技术手段。GB 50369规定水压试验和气压试验管段长度不宜超过35km和18km，核算管道低点环向应力不应大于管材最低屈服强度的0.9倍，特殊地段不超过0.95倍。国内山区管道试压管段划分多受制于标准，例如涩宁兰管道位于鸡拉山管段长度35km，高程差1110m，为保证低点环向应力满足规范要求，该管段试压分成两部分，增加了工作量。

国外标准针对试压管段长度没有具体数值要求，仅要求管道最高点必须达到所需的试验压力，必要时根据管道所处地形状况，管道试压管段长度可进行调整。例如苏丹原油管道大部分处于沙漠缺水和山区，水源获取困难，试压管段长度最大延长至60km，减少了工作量。建议山区管道应适当延长试压管段长度，保证管道高点达到最低试验压力要求，管道最低点不超过SMYS，必要时根据线路阀室划分试压管段，避免试压分段过多。

9 管道试压介质

气体试压如发生管道破裂事故，会造成严重损失，例如1955年西方输气公司事故输气管道撕裂长度约13km。国外标准倾向于采用水作为试压介质，例如ASME B31.4只规定了输油管道的水压试验要求。针对输油管道试压介质，国内标准原则上应采用水，但GB 50253和GB 50369规定山区水源获取困难的区域可以进行气体试验。针对输气管道试压介质，在水源供应、环境及自然条件受到限制的情况下，山区管道允许采用空气进行强度试压，但应限制应力水平，并制定安全防爆措施。

气体试压应严格限定应用条件和应力水平，应根据 Battelle 公式和Brian N Leis公式计算管材止裂韧性， 防止发生管道撕裂事故。GB 50251和ASME B31.8规定三级和四级地区最大环向应力分别小于0.5SMYS和0.4SMYS；CSA Z662气体试压的环向应力不超过0.8SMYS。

10 最大试压强度

Q/SY 1059规定管道最大试压强度为低点的环向应力不大于0.9倍SMYS，特殊地段不得大于0.95倍SMYS。我国西气东输三线采用0.8设计系数的管段长度为261km，管材API-5L X80，直径1219mm，壁厚16.5/18.4/22/26.4mm，最小屈服强度555MPa，设计压力12MPa。试验管段最高点处的管道环向应力不低于SMYS，且最低点处的管道环向应力不高于1.05倍SMYS，强度试压不少于4h。国外管道普遍采用较高试验压力，水压试验的环向应力达到1.0～1.1倍 SMYS，例如美国1974年采用1.0～1.1倍SMYS强度试压的管道长度已达124302km，美国安然公司和壳牌公司企业标准均规定最高强度试验压力可达到1.0倍SMYS；加拿大联盟输气管道试压强度为1.05倍SMYS[7]。建议山区管道最大试压强度应至少达到1.0倍SMYS，尽可能消除管材应力和裂纹缺陷，验证管道承压能力和输送能力，还可以延长管道试压长度，减少工作量。

11 大落差原油管道投产技术

空管投油是世界上主流的管道投产方式，美国阿拉斯加原油管道、加拿大贯山管道、欧洲原油管道、科洛尼尔成品油管道均采用了这一方式。国内管道投产一般采用全线水联运、油顶水的方式，主要考虑了原油物性差、原油泄漏风险等因素。大落差原油管道投产需要解决的主要问题有管道低点“气阻”现象导致输油泵停运问题，以及管道低点气体排放、气体隔离等问题。近年来我国建设运营了西部成品油管道、兰成原油管道等大落差山区管道，积累了很多实践经验，建议将其转化为技术标准。例如西部成品油管道实现了空管投油方式，对比分析了空管投油和水联运投油的优缺点，确定采用空管投油方案，并解决了空管投油中前行油品保护、高点排气、自动化设备调试、预防大落差不满流等问题，提出了可行性技术控制措施。

12 结论和建议

（1）十二五期间，我国先后建成投产了兰成渝、西部管道、中缅管道等大型山区长输管道工程，应用了大变形钢材地震区设计、油气管道山区并行敷设、山区隧道河流穿跨域、大落差山区管道投产等技术，山区管道设计已处于国际先进水平，存在的主要问题有管道下沟和回填质量控制有待改进，还未广泛应用高强度水压试验技术，山区管道线路管理工作需要加强等；

（2）山区管道标准存在缺失问题，建议制定《山区管道伴行路设计和维护标准》、《山区管道压力试验标准》和《大落差原油管道空管投油技术规范》等；

（3）建议山区管道在满足制管水平、施工工艺和地质条件基础上，酌情提高管道设计系数至0.8；

（4）借鉴美国管道线路阀室选址原则，即使截断阀室之间管道破裂后所造成的泄漏油品损失达到最小，重视管道失效后果和危害性对社会公众环境的影响；

（5）借鉴美国山区管道阀室间距允许调整的原则，原油、成品油管道的截断阀室间距允许在10%范围内进行调整，天然气管道的截断阀室间距允许在25%范围内进行调整；

（6）加强山区管道施工过程中管沟开挖、钢管吊装和钢管安全防护的质量管控监督，补充施工过程中钢管缺陷检查和返厂修复的内容。