典型长距离输油管线地震易损性评估

王静宜, 郭恩栋, 闫培雷, 李长宏, 吴厚礼

(1. 中国地震局工程力学研究所 地震工程与工程振动重点实验室, 黑龙江 哈尔滨 150080;2. 地震灾害防治应急管理部重点实验室, 黑龙江 哈尔滨 150080)

0 引言

石油是国家生存和发展不可或缺的战略资源,对保障国家经济发展、社会进步和国防安全有着不可替代的作用。长距离输油管线是运输原油以及成品油最为经济、高效、便捷的一种方式。截止2014年底,我国陆上原油管道约23000 km2,成品油管道约21000 km2。我国油气管道建设稳步推进,形成了西油东调和北油南运的输油格局,拥有跨区域、广覆盖和多层次的长距离的输送网络。与此同时,我国位于环太平洋火山地震带与喜马拉雅山火山地震带之间,受到太平洋板块、印度洋板块和菲律宾板块的挤压,面临严峻的地震安全威胁。长距离输油管线由于其距离长和纵深广等特点,不可避免的途经地震高发地带,地震灾害对长距离输油管线造成的危害不可忽视。1976年唐山大地震时,秦京输油管线遭受了严重的破坏,管线途径7度、8度和9度区的长度分别为140 km、50 km和25 km,管线发生多处破坏,流失原油1万余吨[1],造成了巨大的经济损失,污染了大片农田和河流。近年来,我国长距离输油管网规模不断增加,地震对管网的威胁不容忽视。因此有必要对长距离输油管道的地震易损性进行分析评估,为输油管道工程地震灾害隐患排查提供支撑,确保长距离输油管道安全可靠的运行。

对于均匀土介质下管道的地震反应,早在60年代末期Newmark就对此展开了研究。到70年代,日本学者就提出了反应位移法,将管道简化为弹性地基梁,将地震波简化为简谐波。王海波等通过边界元法,得出管道埋深越浅,地震对管线的危害越大[2]。ROURKE等[3]在综合分析了1964年阿拉斯加地震、1971年费尔南多地震、1976年危地马拉地震以及1987年厄瓜多尔地震后提出:大规模永久性地表位移是地震造成石油设施损坏的主要原因;郭恩栋等[4]根据汶川大地震的地下管道震害数据,提出了不同地震烈度下部分埋地管道不同地震烈度下震害率;冯启民等[5]考虑了埋地管道与土介质的相互作用,分析了管道作为薄壳结构的断层位错反应;LIU等[6]为了统一输油管线的置信度方法,提出了将泵站与不同等级长距离输油管道视为一个整体,建立了不同等级管道对应的设计基准断层位移危险等级分析;YAN等[7]利用大型振动台对埋地长距离管道进行非均匀激励实验,证明非均匀地震激励对管道应变与位移影响很大,对地表加速度影响较小;刘建平等[8]提出了长距离管线震害监测重点在于为震后紧急救援提供决策依据,而不是震前预报,并介绍了长距离输油管道检测技术在部分管线上的应用。

本文长距离输油管道易损性评估是基于现有埋地管线震害研究为基础。目前针对原油、成品油管道的抗震研究基本集中在跨断层管线震害分析、场地变形和土壤液化等方面。对于长距离管道的抗震研究也仅仅局限于局部管段的分析,缺乏对于上百公里甚至上千公里长距离输油管道抗震性能的定量预测研究。本文通过计算不同地震动加速度作用下连续焊接管段组合应力值实现了对单根管段进行三态破坏预测,进而得到每10 km长距离输油管线平均震害率和破坏处数。以此为依据对长距离输油管网进行五态破坏预测和地震易损性分析评估,并结合实际工程案例进行震害预测。对长距离输油管线地震灾害风险评估、薄弱部位排查加固和震后救灾等提供借鉴意义。

1 连续焊接管道地震破坏分析

埋地管线的破坏一般表现为管线接口破坏、管体破坏和接头损坏等,其中接头损坏是最常见的破坏形式[9]。长距离输油管线一般采用连续焊接高速钢,通常采取组合应力作为破坏等级判定标准。

对于一般场地埋地管线震害破坏计算时一般假定管道处于理想状态,认为水平剪切波引起的管道轴向变形是管道破坏的主要原因。地震波导致场地不同的点产生相对位移,位移通过土体与管线的相互作用传到埋地直管道。地震波造成的管道纵向拉应力根据《油气输送管道线路工程抗震技术规范》(GB/T 50470—2017)[10]的计算方法求得。

根据第三强度理论,即最大剪应力强度理论,一般埋地管道轴向组合应力为:

σn=σpmax+σT+σah+σas

(1)

σa=σεh+σεs

(2)

σ=σ1-σ3=σn-σa

(3)

式中:σn为管道轴向应力;σn为管道环向应力;σpmax为地震波造成的管道纵向拉应力;σT为温差引起的管道纵向拉应力;σah为内压引起的纵向拉管道应力;σas为土静压引起的管道纵向拉应力;σεh为内压引起的管道环向拉应力;σεs为土体静压引起的管道环向拉应力。

本文采用三态破坏准则对管道进行地震可靠性分析,其中管道状态破坏一般分为三类,破坏状况判断标准为[11]:1)σ<[σr]管道处于基本完好状态。 2)[σr]≤σ≤[σb]管道处于中等破坏状态。3)σ≥[σb]管道处于严重破坏状态,管道基本失去输油功能。

其中:σr=∂1[σ1],σb=∂2[σ2];σ为管线的组合应力;[σ1]为管材屈服强度;[σ2]为管材极限强度;∂1和∂2为调整系数,本文中取0.8。

2 管线破坏等级划分与震害预测

2.1 管段破坏概率

(4)

(5)

P2=1-P1-P3

(6)

式中:P1为管道基本完好的概率;P2管道中等破坏的概率;P3管道毁坏的概率。

2.2 基于平均震害率的长距离输油管线破坏等级划分

根据《生命线工程地震破坏等级划分》(GB/T 24336—2009)[12]的相关规定,长距离输油管道平均震害率与破坏等级对应关系见表1。

表1 长距离输油管线不同地震破坏等级对应的震害率(处/10 km)Table 1 Seismic damage rate corresponding to different seismic damage grades of long-distance oil pipeline(location/10 km)

基本完好:管线平均每10 km破坏处数为0,基本无破损且基本功能正常。

轻微破坏:管线平均每10 km破坏处数大于0且小于等于2,有轻微破损和小泄漏点且输油量下降幅度小于10%,需要进行管道维护。

中等破坏:管线平均每10 km破坏处数大于2且小于等于5,输油量下降幅度高达30%,需要进行管道维修。

严重破坏:管线平均每10 km破坏处数大于5且小于等于12,管道出现破裂和喷漏等明显破损,基本失去输油功能,需要进行大修后才能恢复正常功能。

毁坏:管线平均每10 km破坏处数大于12,管线出现断裂、塌落和大面积喷漏等严重破损,管道丧失基本功能,需要重建。

2.3 管线震害率

假设地震时沿管段长度L(km),震害发生是随机独立的,埋地管线的破坏概率可以假定服从泊松分布,则该段埋地管段在地震作用下的破坏概率Pf与每公里破坏处数λ(处/km)的关系为:

Pf=1-exp(-λL)

(7)

在一定长度范围内,假设管线由n个管段焊接而成,则该范围内管线总的破坏处数DNP为[13]:

(8)

式中:λi(处/10 km)为第i段管段的震害率,Li(km)为第i段管段的长度。进一步可得管线在该长度范围内平均震害率λ*(处/10 km)为:

(9)

长距离埋地管线地震易损性是预测结构在不同烈度地震作用下发生结构失效的概率,对于长距离输油管线并没有切实可行的表征方法。针对长距离输油管线,本文采用组合应力值、平均震害率和破坏处数对进行地震易损性的预测和评估。

3 实例分析

3.1 工程简介

本文以国内某实际运营长距离同沟铺设原油、成品油管线为例进行地震易损性分析。管线总长一千多公里,由一万余个管段焊接而成。管线总长较长,东西方向跨度大,输油量大。途径穿越多种地貌单元、不同的地理和人文环境,地质情况复杂。

原油干线采用Φ813 mm的API 5L X65(API 5L为美国石油协会管道标准,X65对应国内L450低合金高强度碳素钢)等级的钢管。成品油干线采用Φ508 mm的API 5L X65等级的钢管以及用Φ559 mm的API 5L X65等级的钢管。管线中心埋深一般在 1.4～3.5 m 左右。根据沿途人口密度等人文条件,将管线途径区域分为一级地区、二级地区和三级地区穿越了Ⅰ～Ⅲ级地区[14],其中一到四级等级划分标准[15],如表2所示。分别对应原油管道壁厚为16、14.2和11 mm,成品油壁厚为7.1、8.8和11 mm。

表2 地区等级划分标准Table 2 Regional level classification standards

3.2 组合应力分析

依据实际工程数据与第1.1节组合应力计算过程,将管道基础数据带入到式(1)、式(2)和式(3)中,计算得到的连续焊接钢管不同管径和壁厚下的典型截面组合应力结果见表3。根据表3中组合应力值结合1.2节中三态破坏标准中管段不同等级破坏判断标准得到图1,成品油管线截面组合应力由图2和图3所示。根据上述图表,组合应力值随地震动峰值加速度增大而增大,峰值加速度在0.05～0.7 g时组合应力大致呈线性增长,且连续焊接管道基本完好。峰值加速度在0.8 g时管段发生中等破坏。组合应力在壁厚不同时随地震动峰值加速度增长趋势一致,且壁厚越厚,组合应力值越小。

图1 原油管线典型截面组合应力Fig. 1 Combined stress of typical section of crude oil pipeline

图2 成品油线管径559 mm管段截面组合应力 图3 成品油线管径509 mm管段截面组合应力 Fig. 2 Combined stress of 559 mm pipe section of product oil line Fig. 3 Combined Stress of 509 mm Pipe Section of Product Oil Pipeline

表3 典型管段截面组合应力值示例(MPa)Table 3 Example of combined stress value of typical pipe section (MPa)

表4 不同PGA下原油管线管段破坏泄漏处数Table 4 Number of damaged places under different PGA in each section of crude oil pipeline

3.3 输油管线平均震害率与破坏处数

结合实际工程案例,将长距离原油和成品油管线按每100 km划分,原油管线共划分为12段,成品油管线划分为11段。将3.2节中计算得到的组合应力带入到2.1节式(4)式(5)和式(6)和2.2节式(7)、式(8)和式(9)中来,分别计算了两条管线峰值加速度为0.05～0.8 g下管线平均破坏率及破坏处数如图4、图5和表5所示。

图4 原油管线平均震害率 图5 成品油管线平均震害率 Fig. 4 Average seismic damage rate of crude oil pipeline Fig. 5 Average seismic damage rate of finished oil pipeline

表5 不同PGA下成品油线管段破坏泄露处数Table 5 Number of leakage points under different PGA in each section of product oil line

综上可以发现:当地震加速度峰值为0.05、0.1、0.2、0.3、0.35、0.4和0.45 g时,各段输油管线基本完好;当加速度峰值为0.5、0.55、0.6、0.65、0.7、0.75和0.8 g时,输油管线各段发生不同程度破坏。

根据《油气输送管道线路工程抗震技术规范》(GB/T 50470—2017)[9]的要求,管线设防标准采用两个水准:第一水准为一般区段管线在50 a超越概率10%的基本设防地震作用下,满足震后正常使用的性能要求;第二水准为所有区段管线在50 a超越概率2%的罕遇地震作用下,不发生破裂。根据《中国地震动参数区划图》(GB 18306—2015)[16]所规定,遇地震动峰值加速度宜按不低于基本地震动峰值加速度 1/3 倍确定,罕遇地震动峰值加速度宜按基本地震动峰值加速度 1.6～2.3 倍确定,极罕遇地震动峰值加速度宜按基本地震动峰值加速度 2.7～3.2 。对于该工程,长输管线途径区域中最高设防烈度为9度,基本地震峰值加速度为0.20 g,则对应的多遇地震动峰值加速度为0.07 g,罕遇地震动峰值加速度为0.32～0.46 g,极罕遇地震动峰值加速度为0.54～0.64 g。该工程在多遇地震动作用下管道不会发生破坏,基本无破损且功能基本正常;在罕遇地震动作用下,部分区段管线有部分可能发生轻微破坏,经过维修后可以继续运行;根据评估结果,该长输天然气管线满足抗震设计要求。

总体上看:在同一加速度峰值下各段管线破坏程度相差不大,第1、5、8、10段管线的破坏相对较重。按照《输气管道工程设计规范》(GB 50251—2015)要求,第1、4、7、9段管线主要分布于在Ⅱ级地区和部分在Ⅰ级地区,管壁厚度较薄。

4 总结

本文给出了典型长距离输油管线的地震易损性分析方法。假定管道屈服强度、极限强度以及地震时所受的轴向组合应力服从正态分布,计算得到典型输油管道三态破坏等级的发生概率。进而分析管线平均震害率和破坏处数。结合国内某实际工程分析给出了典型输油管线地震易损性结果,讨论了典型输油管线的抗震性能,可为长距离输油管线地震灾害风险评估工作参考。