張雪夫

（中石化浙江石油分公司，浙江杭州 310009）

近年來，隨著西氣東輸管道工程的建成、沿海地區(qū)LNG的引進、成品油管道等工程的實施，浙江省油氣管道建設迎來了一個高潮，目前已建成成品油約1 500 km和天然氣管道2 000余km，在建油氣管道仍有諸多條，多條管道向浙江內部腹地幅射以及成品油、天然氣管道跨省大通道的貫通，這就不可避免地在一些地區(qū)有多種管道通過。浙江位于長江三角洲地區(qū)，管道沿線經(jīng)濟發(fā)達、人口密集、用地緊張，兩條或多條管道并行或同溝敷設因其開挖面積少，節(jié)約土地和利于投資等客觀的經(jīng)濟效益和社會效益，越來越受到政府和企業(yè)的關注。目前國內外尚無同溝敷設管道的國家或行業(yè)標準規(guī)范，因此如何處理各種管道同溝敷設對管道強度要求的問題顯得尤為突出。本文目的在于對這一問題加以初步探討。

1 現(xiàn)行標準對油氣敷設的距離要求

我國油氣管道的設計是執(zhí)行《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253和《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251的標準，而這兩個國家標準對埋地管道與其他用途的埋地管道平行敷設的間距均要求符合《鋼管管道及儲罐腐蝕控制工程設計規(guī)范》SY007中防腐的相關規(guī)定，考慮2條管道平行敷設或同溝敷設的間距，主要采用控制點法來保護電流密度，以避免相互干擾造成腐蝕。一般在不采取聯(lián)合保護時，保持10 m間距即不會產(chǎn)生相互影響。若不能滿足10 m間距，則采用加強防腐保護層來彌補，使陰極電流的密度降低到能夠接受的程度。

美國聯(lián)邦法規(guī)49CFR192章《管道安全法 天然氣部分》第192.325條地下間距（a）安裝的每條輸氣管道與任何與本輸氣管道無關的地下構筑物之間的間距，必須至少305 mm。如果無法實現(xiàn)這一間距，則必須對輸氣管道加以保護，避免因靠近其他結構物可能給管道造成的損壞。

美國的規(guī)范主要強調對油氣管道自身安全性，既是要考慮與其他管道或地下構筑物間距的要求，也是從方便安裝的角度出發(fā)，保證管道自身安裝、維保和管理的需要。

油氣管道同溝敷設時，應考慮管道本質安全、管道間熱力影響、管道間陰極保護干擾以及管道施工與維搶修等因素。而這些因素的安全性，都與管道的壁厚有著關聯(lián)。為此，計算和選擇管道壁厚就變得尤為重要。

2 同溝敷設的油氣管道壁厚計算與應用

同溝敷設管道，或相鄰的2條、多條管道運行中，如果其中1條管道發(fā)生爆炸或燃燒事故，可能會產(chǎn)生沖擊波或熱力輻射，影響或危及其他管道的安全。此類管道事故的避免措施，與不同國家的管道安全理念有關。俄羅斯等國家以距離為安全理念設計管道，采用極限狀態(tài)法計算管道壁厚，較大限度地發(fā)揮了管材強度潛能，達到節(jié)省鋼材的目的。而我國與歐美國家則以強度為安全理念設計管道，采用許用應力法計算管道壁厚，服役時管道的應力以屈服強度乘以設計系數(shù)來控制，其自身極限強度小很多，在材料安全裕量上可做到防患事故于未然，因此在歐美國家的相關規(guī)范中并未提及管道間的距離要求。

油氣管道同溝敷設，可以節(jié)省大量管道建設的時間和費用。而同溝敷設管道設計和運行中需要把握的最關鍵問題之一是采用提高管道的強度設計系數(shù)的方法來保證安全性，而管道的強度設計系數(shù)主要取決于管道的壁厚。據(jù)統(tǒng)計，管道的年公里事故率隨著管道的壁厚增加而下降，管道的腐蝕及人力破壞等也是隨著管道的壁厚增加而安全性增加，只有準確掌握管道的壁厚，才能使管道安全運行。

（一）輸油管道直管段的鋼管管壁厚度應按下式計算:

式中：δ—直管段鋼管計算壁厚(mm)；

P—設計內壓力(MPa)；

D—鋼管外直徑(mm)；

[σ]—鋼管許用應力(MPa)。

輸油管道直管段的許用應力應符合下列規(guī)定:

許用應力應按下式計算:

式中 [σ]—許用應力（MPa）；

K—設計系數(shù)，輸送C5及C5以上的液體管道除穿跨越管段按國家現(xiàn)行標準《原油和天然氣輸送管道穿跨越工程設計規(guī)范》（SY/T 0015）的規(guī)定取值外。輸油站外一般地段取0.72；輸送液態(tài)液化石油氣（LPG)管道設計系數(shù)取值，見本規(guī)范附錄E；

σs—鋼管的最低屈服強度，應按表1的規(guī)定取值；

Φ—焊縫系數(shù)。

由上述可見，壁厚與設計系數(shù)K成反比。根據(jù)設計規(guī)范要求，富余量及安全系數(shù)主要體現(xiàn)在設計系數(shù)K上：輸油站外一般地段取0．72，如果提高同溝敷設的管路安全，取值可按一般穿越等級提高管道強度，一般取 0．6。

表1 鋼管的最低屈服強度和焊縫系數(shù)（SY/T 0015）Tab．1 The minimum yield strength and weld coefficient table of 5．2．1 steel tube

（二）應用實例：某長輸管道，根據(jù)實際工況采用了變徑設計，首站—中途分輸站普通段采用Φ508L415螺旋縫埋弧焊鋼管，穿跨越段選用Φ508L415直縫埋弧焊鋼管，設計壓力8．5 MPa；中途分輸站—末站普通段選用Φ457L415螺旋縫埋弧焊鋼管，穿跨越段選用Φ457L415直縫埋弧焊鋼管，設計壓力9．5 MPa。沿線各分輸站場進站管徑分別為Φ457和Φ250，進站壓力與所在段長輸管線參數(shù)一致。計算并選取不同管徑下普通段和穿跨越段及站場內鋼管壁厚。

根據(jù)《輸氣管道工程設計規(guī)范》（GB50251-2003）表4.2.3和表4.2.4，選取線路普通段設計系數(shù)K=0.72，穿跨越段設計系數(shù)K=0.6。

根據(jù)《鋼制壓力容器》（GB150）和現(xiàn)行美國標準《工藝管線》（ASME B31.3）整理出的常用鋼號和對應鋼級的基本許用應力見下表。

根據(jù)鋼管選用材質L415，其最低屈服強度σs=415 MPa。

表2 鋼的基本號表Tab.2 Basie parameters of steel sheeta

(1)首站—中途分輸站普通管段：

壁厚δ選取公稱壁厚7.9 mm；

(2)首站—中途分輸站穿跨越管段：

壁厚δ選取公稱壁厚9.5 mm；

(3)中途分輸站—末站普通管段：

壁厚δ選取公稱壁厚7.9 mm；

(4)中途分輸站—末站穿跨越管段：

壁厚δ選取公稱壁厚9.5 mm。

又根據(jù)GB50251-2003中表5.1.3規(guī)定，Φ450和Φ500的最小壁厚分別為5.0 mm和6.0 mm，以上計算結果均符合要求。

2.根據(jù)站內管線材質常選用要求：DN≥250的鋼管主要選用L360、L320兩種鋼級，DN＜250的鋼管采用L320、L245材質。該長輸管線的進入站場段管徑分別為Φ508和Φ457，均符合DN≥250，查表得L360、L320 材質的鋼管許用應力[σ]分別為 152 MPa、145 MPa。

壁厚δ選取公稱壁厚9.5 mm。

3 保證油氣管道同溝敷設的安全有效性建議

從前面的計算與分析可知，油氣管道的設計應執(zhí)行《輸油管道工程設計規(guī)范》GB50253和《輸氣管道工程設計規(guī)范》GB50251的要求，在有條件的地段保持合理間距，才能既符合規(guī)范要求，也不會被施工順序的先后影響。若兩條管道受地形、地物以及已建的建構筑物等限制，如果能以強度為安全理念設計，按規(guī)范采取更為可靠的增加管道管壁厚度等措施后同溝敷設[5]，也能滿足安全要求。

同溝敷設的油氣管道應保持一個保障焊接、吊裝、下溝等作業(yè)的最小距離?！遁斢凸艿拦こ淘O計規(guī)范》GB50253第4.1.9條規(guī)定，同溝敷設最小凈距不應小于0.5 m。同時為考慮安全裕量，應提高一個地區(qū)等級的設計系數(shù)計算管壁厚度，選擇與確定管道的管壁厚度時，還要對各種載荷條件進行校核，并優(yōu)選壁厚；控制制造與施工質量。如果鋼管在制造過程中嚴把質量關，減少甚至消除缺陷，達到鋼管技術條件要求，那么管道發(fā)生斷裂的可能性就會變得很小，如果施工把好防腐關與組對焊接關，管道發(fā)生腐蝕穿孔或應力腐蝕開裂的可能性也會變小。

同溝敷設的油氣管道竣工投產(chǎn)運行后，應加強管理監(jiān)測，防止管道的覆蓋層、水工水土保護措施遭受破壞投產(chǎn)時而發(fā)生安全事故。總之，通過增加管道管壁厚度等一些安全措施，本文認為油氣管道同溝敷設在安全上是可行的。

[1]中國石油天然氣集團公司.GB50253-2003輸油管道工程設計規(guī)范[S].北京:中國計劃出版社,2007.

[2]油氣田及管道建設設計專業(yè)標準化委員會.GB50251-2003輸氣管道工程設計規(guī)范[S].北京:中國計劃出版社,2003.

[3]中國石油天然氣集團公司.GB50423-2007油氣輸送管道穿越工程設計規(guī)范[S].北京:中國計劃出版社,2008.

[4]解立功,張懷法,武惠永,等.油氣管道同溝敷設應注意的問題[J].油氣儲運,2010,29(5):369-370.

[5]中國石油天然氣公司.GB50369-2006油氣長輸管道工程施工與驗收規(guī)范.北京:中國計劃出版社,2006.