中美俄长输管道设计标准关键问题探讨

2020-04-13刘江波孟虎林于方涌蔡亮胡炎兴

石油化工自动化 2020年2期

刘江波，孟虎林，于方涌，蔡亮，胡炎兴

(1. 中国石油工程建设有限公司，北京 100120；2. 中国石油青海油田分公司管道输油处，青海格尔木 816000；3. 中国航油集团津京管道运输有限责任公司，天津 300300)

中亚、中缅和中俄管道已成为中国重要的能源战略通道[1]。为提高管道设计的科学性，维护中方利益，应研究国内外标准在管道工艺设计中的差异，包括管材、地区等级划分、设计系数、壁厚计算和压力试验等方面[2]。中美标准较为接近，俄罗斯标准自成体系，管道设计原则各有侧重点。国外管道行业广泛采用ASME B 31.8： 2014《气体输送和配送管道系统》[3]。GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》[4]借鉴了美国标准在地区等级划分、设计系数和壁厚计算的理念方法。俄罗斯长输管道设计标准是СНиП 2.05.06： 1996《干线管道设计规范》[5]。通过研究国标、美标和俄标的重要技术差异，可为国内海外新建管道设计和验收提供参考指导作用。

1 管材

1)国标。国内长输管道常用管材类型是直缝埋弧焊管、螺旋缝埋弧焊管、高频电阻焊管和无缝钢管[6]。GB 50251—2015规定：“长输管道设计使用钢材应满足GB/T 9711—2017《石油天然气工业管道输送系统用钢管》的PSL2级，PSL2级质量等级和制管工艺水平高于PSL1级，包括化学成分、力学性能、冲击功、无损检测等参数指标”。

2)美标。ASME B 31.8： 2014规定：“所有符合API Spec 5L： 2012《管线钢规范》的管材均可使用。”相对国标大幅扩展了可选用管材的范围，例如PLS1范围内等级A，B以及等级X42～X70的管材均可用于长输管道。

3)俄标。СНиП 2.05.06: 1996规定：“干线管道应使用无缝钢管、电焊直缝钢管、螺旋焊缝钢管等”。GOST R52079： 2005《天然气、原油和成品油干线管道用焊接管件》规定了钢级K34～K60，直径114～1 420 mm，直缝和螺旋焊接钢管的技术要求。

4)区别。国标和美标管材钢级以字母X开头(如X60)，数字表示最小屈服强度值。俄标管材钢级以字母K开头(如K60)，数字表示最小抗拉强度值。俄标强调管材的抗拉强度性能，高于国标和美标，例如K60管材最小屈服强度为440 MPa，相当于国标和美标X65管材的性能指标(最小屈服强度为450 MPa)；K60管材最小抗拉强度为590 MPa，相当于国标和美标X70管材的性能指标(最小抗拉强度为570 MPa)。

2 地区等级划分

国标、美标和俄标关于地区等级划分见表1～表3所列。国标和美标按照管道沿线人口密度和建筑物数量划分地区等级，划分为四个等级，国标户数划分区间为15～100户，美标户数划分区间为10～46户，国标相对美标更为宽松。近年来，国内国民经济快速发展，特别是在三、四级地区人口和建筑物密度急剧增加，研究表明：随着管道运行管理技术提高，以及普遍实施完整性管理和内检测评价技术，管道事故概率总体为降低趋势[7]。从管道投资成本和运行管理角度，地区等级划分中户数可酌定由100户提升至200户。

表1 国标关于地区等级划分的规定

表2 美标关于地区等级划分的规定

表3 俄标关于地区等级划分的规定

由于地广人稀且大部分处于高寒地区，俄标未考虑管道沿线人口密度分布情况[8]。俄标根据管段类型(管道干线、站场工艺管道)、所在位置(穿跨越)、输送介质(油、气)等因素，划分为四个等级和B级地区，按照管段类型、所在位置和输送介质的风险等级，B级地区最高，其次是Ⅰ级地区。按照管段重要程度，站场工艺管道高于干线管道，输气管道高于输油管道，穿跨越及与输电线路交叉管道高于一般干线管道。

3 设计系数

针对强度设计系数，国标和美标基本一致，差异在于国标规定一级1类地区的管道强度设计系数可以采用0.80或0.72，美标规定一级1类地区的管道强度设计系数采用0.80，国标和美标关于强度设计系数的规定见表4所列。

表4 国标和美标关于强度设计系数的规定

俄标规定管段等级为B，Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ，Ⅳ时，管道工作条件系数为0.60，0.75，0.75，0.90和0.90，即从Ⅳ级到Ⅰ级和B级地区，管道工作条件系数逐渐降低。俄标中管道工作条件系数类似于国标和美标中的管道强度设计系数，即风险等级最高的B级地区的管道工作条件系数最小，对应于国标和美标中人口密度最大的四级地区的管道强度设计系数最小。在壁厚计算中，俄标还考虑了材料可靠性系数和钢管用途可靠性系数，因此管道工作条件系数和管道强度设计系数的物理意义不完全相同。

4 壁厚计算

国标规定输气管道直管段管壁厚度按式(1)计算：

(1)

式中：δ——钢管计算壁厚，mm；p——设计压力，MPa；D——钢管外径，mm；σs——钢管的最小屈服强度，MPa；φ——焊缝系数；F——强度设计系数；t——温度折减系数，当温度小于120 ℃时，取值1.0。

ASME B 31.8—2014规定：根据输气管道系统设计压力下的公称壁厚按式(2)计算：

(2)

式中：δN——钢管公称壁厚，mm；DN——钢管公称外径，mm；Ja——轴向连接系数。

СНиП 2.05.06—1996规定管道壁厚按式(3)和式(4)计算：

(3)

(4)

国标和美标壁厚计算的理念和方法是相同的，差异在于个别参数表述形式，国标中焊缝系数φ在美标中是轴向连接系数Ja，其物理意义是相同的，如管道工况和计算条件相同，按照国标和美标的壁厚计算值是相同的。

国标和美标壁厚计算的依据是钢管最小屈服强度，俄标壁厚计算的依据是管材抗拉强度。一般情况下，管材抗拉强度大于屈服强度，这是俄标壁厚计算值较大、较保守的根本原因[9]，例如API Spec 5L： 2012规定： PSL1等级X65钢管的标准抗拉强度为535 MPa，最小屈服强度为450 MPa。以中亚位于一级地区输气管道为例，乌兹别克斯坦天然气接入UCGP项目始于Gazli地区的DKC5管道，终止于UCGP的WKC2边界的GCS压气站，管道干线长度为6.4 km，管径为1 067 mm，采用X70管线钢，设计压力7.5 MPa，最小屈服强度485 MPa，最小抗拉强度570 MPa。按照国标、美标和俄标的壁厚计算值分别为11.46，11.46，14.76 mm。

5 压力试验

国标规定强度试验时间不少于4 h，强度试验压力值见表5所列，试压介质要求如下：

1)一级1类地区采用0.8强度设计系数的管段应采用水作试验介质。

2)一级2类、二级地区的管段可采用气体或水作试验介质。

3)三、四级地区的管段应采用水作试验介质。

4)三、四级地区的管段采用空气作为强度试验的条件是现场最大试验压力产生的环向应力分别小于50%和40%，管材最小屈服强度、最大操作压力不超过现场最大试验压力的80%，且试验管段是新管子、焊缝系数为1.0。

表5 国标关于强度试验压力值

美标规定管道干线试验压力大于30%管材最小屈服强度，压力试验应持续2 h，强度试验压力值见表6所列。其中：pMOP为最大操作压力，不一定是最大允许操作压力，pD为设计压力，pT为试压压力。

表6 美标关于强度试验压力值 MPa

РД 153-39.4p-118： 2002《现役干线石油管道线路试验规则》规定：“管道使用水或防冻液进行液体试验，在高寒地区采取保温措施和热力计算进行水压试验[10]。水压强度试验持续时间为12 h。关于强度试验压力值，Ⅰ级和Ⅱ级输油管道高点试验压力不小于1.25倍工作压力；Ⅲ级和Ⅳ级输油管道高点试验压力应不小于1.1倍工作压力；B级输油管道高点试验压力等于1.5倍工作压力。干线石油管道低点的试验压力不大于制管出厂前试验压力”。

针对试压介质，国标和美标在三、四级地区严格限制应力水平条件下允许气体试压。俄罗斯倾向于水压试验，即使高寒区管道也进行水压试验，禁止气体试压是俄标的先进之处。

针对强度试验稳压时间，国标为4 h，美标为2 h，俄标达到12 h，可以充分暴露管材裂纹和焊接缺陷，并验证管道承压能力[11]。

针对强度试验压力值，国标依据设计压力，美标依据最大操作压力，俄标依据工作压力。一般的，管道最大操作压力小于或等于设计压力。

针对最大试压强度，美标规定强度试验按照p-V图法进行监测，判定准则接近管材屈服强度，国标仅一级1类地区采用0.8强度设计系数的管段试压采用p-V图，其他地区等级的管段试验强度不超过95%管材最小屈服强度。俄罗斯管道行业普遍进行高强度水压试验，最大试压强度可达1.1倍管材最小屈服强度[12]。因此，从管道进行高强度水压试验方面，国标还存在一定差距。