唐智慧，赵鲁苏

中国石化江苏石油勘探局技术监督处 （江苏 扬州 225009）

管道作为五大运输方式之一，承担着我国70%的原油和99%的天然气运输任务。目前，我国长输干线管道超过了70 000km，海上油气管道近5 000km，初步形成规模较大、跨国境和跨区域的输油气干线管网。

在管线设计和施工方面，我国与国际水平基本相当；在管理方面，我国距发达国家油气管道的安全性仍有一定差距。有数据显示，我国油气管道事故率平均为 3次/（1 000km·年），远高于美国的 0.5次/（1 000km·年）和欧洲的 0.26 次/（1 000km·年）[1]。 造成管道失效的原因主要有：第三方破坏、腐蚀、管材质量和施工质量。据统计，近些年来，第三方破坏对我国油气管道事故的“贡献率”高达40%[2]，且呈不断上升趋势，随后依次是腐蚀、管材质量、施工质量和突发性自然灾害。

管道第三方破坏的概念是美国能源部在20世纪90年代开始提出的，包括：在管道上人为钻孔、打孔；重型机械设备挖坏管道；车辆对管道的意外冲击等[3]。其中管道机械损伤对其完整性和寿命影响极大，其造成的后果：一是直接导致管道破裂，引起介质泄漏；二是在一定程度上破坏了防腐层或给管线造成刮痕、压坑等，继而引起管道腐蚀或应力集中最终导致管道破坏。

因此，研究管道机械损伤评价方法，有效评估管道的机械损伤对预防管道事故的发生、确保管道安全运行、指导管道安全管理工作有着重要的意义。本文以一起机械损伤事故为例，用2种方法对该损伤进行评价，为该管线的处置提供科学依据。

1 管道机械损伤的检验

1.1 事故案例

中国石化江苏油田盐城天然气集中处理站始建于2001年，2003年5月正式投产。下辖集气站1座、门站1座和两站间的输气干线,日外销天然气约10万m3。该输气干线起始于集气站，终止于门站，总长度约19.7km，详情见表1。

表1 盐城气站输气干线技术参数

2013年3月22日，该站巡线人员在巡线过程中，发现某施工单位沿线绿化作业时，由于挖掘机野蛮施工，造成该输气干线9处受损，损伤位于距离集气站约13km处。

经现场察看，受损管段共计1.3m，9处损伤中有7处仅损伤了防腐层，另有2处损伤（小金河河堤东侧）较严重，已伤及管材本体造成管线壁厚减薄，故对这2处损伤进行3个项目的检验：外部宏观检查、剩余壁厚测定和无损探伤。

1.2 外部宏观检查

目视可见管线受损处外表呈现金属光泽，2个损伤呈沟槽状，2处损伤中心间距100mm，2处损伤尺寸详见表2。

1.3 剩余壁厚测定

采用超声波测厚仪对1#、2#损伤部位周边进行剩余壁厚测定，测厚部位如图1所示，实测剩余壁厚值见表3。可见，损伤附近实测最小壁厚为5.6mm，干线最小剩余壁厚为4.5mm。

1.4 无损探伤

对1#、2#机械损伤点进行了渗透检测（MT），检测结果均未发现缺陷痕迹显示。

表2 盐城气站外输干线机械损伤点情况

表3 1#、2#损伤点测厚值统计表

图1 1#、2#损伤点的测厚点

2 管道机械损伤的评方法

2.1 方法一：《在用工业管道定期检验规程》

1）步骤1判断管线是否同时满足下列条件：

①管道结构符合设计要求；②在实际工况下，材料韧性良好，未出现材料性能劣化；③损伤处及其附近无其他表面缺陷；④局部减薄处最小剩余壁厚大于2mm；⑤ 该管道不承受疲劳载荷[4]。

判断：同时满足上述条件，可采用《在用工业管道定期检验规程》的局部减薄理论进行评价。

2）步骤2计算1#损伤点允许的局部减薄深度的最大值，详见表4。

3）步骤3 评价结论：经计算，1#损伤点允许局部减薄深度最大值为1.90mm，而1#损伤点的实测减薄深度为1.5mm，则工作压力Pw＜5.11MPa工况条件下，该缺陷允许存在，不需修理。

2.2 方法二：SY/T 6151-2009《钢制管道腐蚀损伤评价方法》

1）管体损伤评定类别划分，见表5。

2）对1#、2#机械损伤进行评价:

步骤1按损伤坑相对深度(A=d/t)评定。

计算1#、2#的损伤点的相对深度，见表6。

判断：1# 损伤，10%＜A1＜80%，需进一步确定，进入第2步骤。

2# 损伤：A2＜10%，属于第 3 类。

步骤2按损伤纵向尺寸和环向尺寸分别对1#损伤点进行评定，见表7。

步骤3评价结论：1#、2#损伤都属于第3类，按照表5，2处损伤程度不严重，能维持正常运行，但应监控使用。

3 结论

1）采用了2种方法对盐城气站输气干线的机械损伤进行了评价，结论一致。第一种方法必须在同时满足5个条件时才能采用，只对单个损伤进行评价，且仅考虑缺陷的环向尺寸影响；第二种方法可对多个损伤同时评价，且同时考虑损伤的环向尺寸和纵向尺寸的影响，但该方法仅适用于钝性机械损伤的碳钢和低合金钢管线。

2）选择有效的评估方法，能够对管道上的机械损伤进行评估，根据评估后的结果，在确保管线安全使用的前提下，帮助管线运营者判断管道是需要维修还是更换，制定合理的维修或更换计划。从而使得对管线缺陷的处理更加科学合理、经济实用，可节约管线运营商大量的资金，更重要的是能够预防事故的发生，确保管道安全运行。

表4 1#损伤点情况及允许局部减薄深度的最大值

表5 管体损伤评定类别划分

表6 1#、2#的损伤点的相对深度(A=d/t)

表7 1#损伤点评定(按损伤纵向尺寸和环向尺寸)

[1]李苏.油气管道监测技术发展现状[J].油气储运,2014,33(2):129-134.

[2]张起花.为管道安全筑屏障——《西气东输管道第三方破坏风险评估方法》解读[J].中国石油石化,2010(3):65-66.

[3]李从宇.管道破坏监测系统研究[D].天津：天津大学，2006.

[4]国家质量监督检验检疫总局锅炉压力容器安全监察局.在用工业管道定期检验规程[Z].2003-06-01.

[5]SY/T 6151-2009钢制管道腐蚀损伤评价方法[S].