周亚单 应 未 徐若语 祁庆芳 蒋玉卓 许小龙
(1. 浙江浙能天然气管网有限公司,浙江 杭州 310000;2. 中油国际管道公司中缅油气管道项目木姐管理处,北京 100029;3. 中油国际管道有限公司,北京 100029;4. 中国石油青海油田分公司管道处,青海 格尔木 816000;5. 廊坊中油朗威工程项目管理有限公司,河北 廊坊 065000)
管道在制造、运输、施工和运行阶段与外界物体接触或碰撞,造成划伤、划痕和凹陷等机械损伤,例如土工机械、挖掘机或者第三方施工破坏损伤。机械损伤对管道结构强度和完整性影响极大,具有金属损失、管壁变形和立即失效等特征,是导致管道泄漏和断裂失效事故的重要原因。2009年12月兰郑长成品油管道因第三方施工发生柴油泄漏,约1500m3柴油流入黄河造成严重污染[1]。建立管道机械损伤评价体系和修复策略是完整性管理的重要内容。本文收集了中国、美国、加拿大、俄罗斯管道设计施工标准,阐述了国内外管道行业在机械损伤评估认定的实践经验和做法。综合考虑制管水平、管材试验方法、内检测技术和凹陷修复工作量等因素,提出了针对大口径、高钢级管道提高机械损伤可接受标准的建议。系统开展管道机械损伤研究工作,可提高管道工程建设质量,有效降低管道运行风险。
国家标准GB 50251-2015《输气管道工程设计规范》规定:
(1)钢管在运输、安装或修理中造成壁厚减薄,管壁上任一点厚度不应小于钢管壁厚的90%;
(2)凿痕、槽痕及电弧烧痕应打磨并圆滑过渡,打磨后管壁厚度小于钢管壁厚的90%,应将管子受损部分整段切除,不得嵌补;
(3)在纵向或环向焊缝处影响钢管曲率的凹痕均应去除。其他部位凹痕深度,钢管公称直径小于300mm,不应大于6mm;钢管公称直径>300mm,不应大于钢管公称直径的2%。凹痕深度不符合要求,应将管受损部分整段切除,不得嵌补或将凹痕敲臌。
国家标准GB/T 9711-2017《石油天然气工业 管线输送系统用钢管》规定:
(1)深度小于0.125t、深度大于0.125t且未影响最小允许壁厚的缺欠可采用修磨方法修整;
(2)影响最小允许壁厚的缺欠。钢管长度符合要求应切除存在缺陷管段,或拒收整根钢管。
美国标准ASME B31.8-2017《气体输送和配送管道系统》规定
(1)凿痕或槽痕应打磨光滑去除。如打磨后管壁厚度不满足最小允许壁厚,应将损伤管段切除,禁止采用嵌补;
(2)凹坑如存在应力集中点,应将受损管段整段切除。在管道纵向和环向焊缝处影响管段曲率的凹坑应去除。运行压力产生环向应力大于40%SMYS的管道,管径小于300mm,凹坑深度小于6mm;管径大于300mm,禁止凹坑深度超过管径2%。除去凹坑应将管子受损部分整段切除。禁止嵌补或将凹坑敲出。
加拿大标准CSA Z662-2013《油气管道系统》规定:
(1)管道运输、安装和维修不得使任一点壁厚减至管道设计压力下壁厚的90%;
(2)考虑未来内检测器通过性,应将凹痕限制在管道外径的2%;
(3)如凹痕存在应力集中点,或在焊缝处凹痕深度大于6mm,应将管道受损部分整段切除,或者更换新管。
俄罗斯标准BCH 012-1988《干线管道施工 质量控制检查和验收》规定管道表面上划伤、划痕和擦伤的深度不超过0.2mm;在管体和管端上没有压痕;在受到腐蚀的位置上,管道壁厚没有超出允许公差的范围。
俄罗斯标准РД 558-1997《天然气管道维修修复作业用焊管工艺指导性文件》规定在管材上深度超过0.2mm,但不超过壁厚5%的划伤、划痕和擦伤可通过打磨方法清除,应保证管材壁厚不应超出技术条件规定的公差极限值。
俄罗斯标准KTH-114-2007《干线石油管道 建筑安装工程施工和验收规范》规定凹痕修复,在标准瞬态抗拉强度在539兆帕(55千克力/平方毫米)的钢管上,允许使用无冲击松簧器对管子两端上的深度为标称外径的3.5%以内的平滑凹痕进行矫正,当环境气温为零度以上时,不需加热;当环境气温为零度以下时,需要对管子金属进行局部加热至(50~100)℃的温度。在标准瞬态抗拉强度为539兆帕及以上的绝缘钢管上,不允许进行矫正。
国内外管道缺陷可接受标准对比分析,得出结论:
(1)针对管道缺陷及允许壁厚,国标GB50251规定缺陷深度不超过管道壁厚10%,国标GB/T 9711缺陷深度不超过管道壁厚12.5%。俄罗斯标准РД 558-97规定管材上深度超过0.2mm,但和擦伤的最大允许深度不超过壁厚5%。在保证制管水平方面,针对划伤、划痕等管材制造缺陷,俄罗斯标准更严格于我国标准;
(2)中国和欧美标准关于凹陷缺陷评价标准一致,即凹坑缺陷不超过6mm或者管径2%,存在应力集中、位于焊缝和影响管径曲率的凹坑应切除。俄罗斯标准允许对不超过管径3.5%的凹痕进行校正。针对管道建设施工期间的凹痕缺陷,俄罗斯标准相对我国标准较宽松。
俄罗斯Petrofac石油公司主要考虑压痕缺陷接受标准,管道缺陷范围应保证清管器/内检测器顺利通过,不应超过管径横截面的8%。管道划伤应在管道投入运行前进行修复。俄罗斯Rosneft公司对存在腐蚀缺陷、细小裂纹的管道采取磨削方法;磨削最大深度不应超过管壁厚度的20%;针对磨削管段采用外观检查、磁粉检查或彩色探伤仪检查。
俄罗斯Gazprom公司针对大口径管道的缺陷可接受标准是,为保证阻碍清管器/检测器正常通过,凹痕不应超过管径横截面的10%。划痕应进行现场维修,且对受损段进行隔离限制使用。针对天然气管道的可接受标准是:
(1)单独或相互作用的表面缺陷(除应力腐蚀缺陷)。缺陷深度超过管壁厚度50%,或者焊缝缺陷且深度超过管壁厚度的20%;
(2)单独或相互作用的应力腐蚀缺陷。缺陷深度超过管壁厚度20%;
(3)凹痕。凹痕深度超过管径的3%;凹痕位于地区等级为B类的管段;与焊缝相关的凹痕且深度超过管径的2%;凹痕附近150mm范围内存在裂纹、划痕、腐蚀等缺陷;凹痕边缘与管道表面连接粗糙,有断裂迹象。
Shell公司根据内检测数据评估管道缺陷,采用英国天然气管道协会关于管道缺陷可接受标准的研究成果,认为小于管径8%的浅凹痕(可能达到24%)对于管道破裂强度几乎没有影响。在不考虑内部压力膨胀影响下,小于管径7%的浅凹痕是可接受的。考虑凹痕深度的安全系数,更为可靠的建议是10%。
国外石油公司在缺陷可接受标准较为宽松,俄罗斯Gazprom公司凹痕不应超过管径横截面的10%,天然气管道凹痕深度不超过超过管径的3%;Shell公司将凹痕深度小于管径8%~10%,远高于国内标准中凹坑缺陷不超过管径2%。此外,国外石油公司以凹陷不影响清管器/内检测器运行也作为凹陷评价的重要依据。这与前面中俄标准针对凹陷可接受标准的分析结果也是一致的。
(1)从标准规范角度,我国标准和北美标准均规定凹陷不超过管径2%;俄罗斯标准已将凹陷缺陷临界值提高至3%(该标准发布于2007年),考虑制管水平提高以及管材韧性和延展性等性能参数提升,我国标准略为保守;
(2)从国外管道行业的实践经验,国外石油公司在缺陷可接受标准较为宽松(在8%~10%左右),以凹陷不影响清管器/内检测器运行作为凹陷评价的重要依据;
(3)从管材试验的科研角度,凹陷深度在10%以内不会对管道结构强度造成实质影响,例如现行标准中定6%为凹陷应变评价的临界值,文献[2]观测到实际管材拉断应变值大于12%;
(4)随着长输管道钢管等级增加,各等级管道均使用相同机械缺陷可接受标准也不妥当。我国管道广泛使用螺旋焊缝钢管,施工过程中易形成与焊缝相关的凹陷,修复工作量很大。考虑大口径、高钢级管道机械损伤可接受标准酌情提高至3%;
(5)随着高分辨率内检测技术发展,现场检测技术不断完善,管材临界应变值测试方法改进,以及有限元方法分析,管道机械损伤的评价方法会进一步完善准确。