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老旧输油气管道改造与再利用

文档作者：郑照东杨光文档来源：中国石油天然气管道局国际事业部		点击数：	更新时间： 2021年09月26日
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石油天然气学报(江汉石油学院学报)2013年8月第35卷第8期
Journal of 0il and Gas Technology(J．JPD Aug．2013 Voi．35 No．8
老旧输油气管道改造与再利用
郑照东，杨光 (中国石油天然气管道局国际事业部，河北廊坊065000)
[摘要]管道的改造再利用是个综合的工程，需要综合考虑。从如何通过技术手段确定管道缺陷信息，如
何分析管道的腐蚀情况、剩余强度和寿命， 以及对于此类缺陷管道如何进行改造和采取保护措施等方面
进行了介绍和论述。
[关键词] 管道内检测； 防蒋层；耐久性比较；老管道改造； 管道府蚀速率
[中图分类号]TE85；TE988．2 [文献标志码]A [文章编号]1000—9752 I 2013)08—0302—05
我同现有油气长输管道3×lO km左右，大多数是2O世纪70年代开始建设的(我国第1条长输管
道东北83管道大庆一铁岭段于1970年开工)，现在大约有60 左右的管道已进人中老龄期(长输管道
的设计寿命通常为3O年左右)，处于事故多发阶段，一部分管道开始进入超期服役期。这部分管道每年
冈腐蚀、开裂和机械损伤等造成的事故十分频繁， 四川输气管网爆裂12O余次；而一旦发生，往往造成
巨大经济损失、生态环境破坏和人员伤亡，如前苏联乌拉尔输气管道爆破一次伤亡1024人。所以，如
何保证这些老旧管道的安全运行，如何对它们进行合理的技术改造，以尽量延长其使用寿命从而为管道
业主方创造最佳的经济效益，这些问题Et趋引起高度重视，并已经成为管道业主方近些年的重要的工作
之一。 此，设计部门应该就老管道改造过程中涉及的相关问题，尤其是应该加强在管道的剩余强度和
剩余寿命颅测分析以及相关的安全保护措施等方面的研究，提高设计的针对性和时效性。下面就旧管道
改造，f，涉及的问题加以论述。
l 老管道改造所遵循的“合于使用"原则以及需要解决的相关内容
⋯I’：道的改造干l1新建没管道遵循不同的原则规范。新管道设计中通常各个环节都考虑一定的安全余
培，H"号虑 够的安全系数；而旧管道则以“合于使用”，即以“够用” 为原则；也就是说经过再改造
后继续利川的管道的安全 靠性与新建设的管道不可同日而语，这一点必须引起高度注意。所以对老管
道的改造处理要求慎之义慎，但又要有科学的观念，进行科学的分析，这就要求搜集的相关资料越翔实
越好，并对搜集的资料进行仔细的研究和分析。
老管道的改造是在分析要改造管道的原防腐层类别、管道已有的腐蚀程度、目前管道沿线土壤腐蚀
情况以及其他与之伴行和交叉的金属类管道、高压电力线、电气化铁路等的分布情况、管道材质与壁
厚、输送介质类别和性质、输送压力大小以及压力波动、管道沿线目前以及目标使用期限内的人口和敏
感建筑物的分布等信息的基础上，基于管道的脆性开裂理论和疲劳强度理论，应用断裂力学的分析方
法，并考虑一旦发生事故后对周围人群的安全影响程度等，对业已存在腐蚀坑或者腐蚀裂纹的老管道进
行技术安全评估，确定整个管道系统的改造方案，包括：防腐层的修复或者换装，阴极保护系统的调
整，管道整体替换段以及需要替换段长度的确定，小于裂纹容限段管道的保护方案(涉及管道剩余强度
确定)，管道可超期服役期限(剩余寿命)的确定，在超期服役时间段内基于不同的检测方法的管道检
测频度的确定等。
[牧稿日期]2013—06—12
[作者简介]郑照东(1969一)，男，1995年大学毕业，高级工程师，现主要从事焊接工程方面的工作。
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第35卷第8期 郑照东等：老旧输油气管道改造与再利用
2 防腐层改造和阴极保护系统的再建
这一环节在整个管道改造处理过程中很重要也很费时，但鉴于这项工作各个设计单位都已经有很成
熟的处理经验，笔者就不作为陈述的重点。需要注意的是：由于旧管道的改造和新建设管道遵循不同的
原则规范，所以设计者要充分考虑原有防腐涂层与修复时使用的防腐涂层的相容性，考虑管道修复后的
利用方案如输送介质的变化和输送温度的变化等，新防腐涂层要充分考虑阴极保护电流的可通过性(根
据原来防腐涂层的类别，推荐尽可能采用液体环氧类、熔结环氧类以及尿烷类涂层)，并力求在重新包
覆实施期间考虑能够减少管道腐蚀速率的技术措施。考虑到与管道伴行或者交叉的金属类管道、高压电
力线、电气化铁路等，新的阴极保护系统可能需要附加设立一些深井阳极和屏蔽电缆或者绝缘接头等。
3 通过合适的技术手段确定管道的缺陷信息
目前管道腐蚀或者其他缺陷信息的确定通常可以考虑两种方案：其一是早先曾采用的的静水压试
验，通过比正常操作压力更高的水压试验压力的作用，让一些达到或者接近理论裂纹长度容限(临界裂
纹长度)的缺陷暴露出来；其二是利用管道在线检测技术，对管道进行全线检测，从而得到管道沿线的
腐蚀信息或者其他条件下形成的管道裂纹等缺陷信息，甚至可以得到管道沿线的防腐层完好性信息，冉
将这些信息与理论计算结果进行比较，以确定合适的对应处理措施。
采用静水压试验方法来查找超过或者接近临界裂纹尺寸的缺陷通常要涉及如下问题：①静水压试验
压力水平和压力持续时间；② 静水压试验时非临界缺陷的扩展；③ 管道运行期间的静水压试验频次或者
安全间隔。
1)关于第①个问题，美国气体协会和加拿大能源管道协会通过系列研究，推荐采用达100 ～
110 材料规定最小屈服极限的试验压力，压力持续时间为lh；上述推荐是基于如下考虑：长输油气管
道焊缝部位为裂纹等缺陷产生的敏感部位，合格焊缝的应力集中系数大约为1．4～1．6l1 ；而钢管厂
供给的钢管产品的最低屈服强度数值通常要比设计提交的技术规格书中要求的数值高1O％～3O 。为
了让达到或者接近于临界裂纹长度的缺陷充分暴露以达到消除可能引起管道运行事故的主要缺陷的目
的，所以选用i00 ～l10 倍的材料规定最小屈服强度才进行水压试验。但两个国家现在并未将这一
等级的试验压力要求写进现行规范中。国内具体的操作中可以考虑采用95％材料规定最小屈服极限的
试验压力，压力持续时问为1h。
2)关于第②个问题，美国气体协会和加拿大能源管道协会通过系列研究得出结论：在采用远高于
管道正常操作压力的试验压力进行水压试验时，只有深度接近或者超过管道壁厚50％的裂纹才出现扩
展现象，而大多数其他浅裂纹并不发生或者几乎不发生扩展现象；而且经过水压试验之后没有被暴露
来的相对较深或者相对较长的裂纹由于水压试验过程中裂纹的开启闭合以及塑性变形时在裂纹的尖端产
生了压缩残余应力，这部分裂纹在随后的管道运行过程中裂纹的扩展速度比水压试验前比较明显变慢
了。可见，推荐采用100 ～110 材料规定最小屈服极限的试验压力，压力持续时间1h的压力试验方
案目的是保证最大限度地显露超标缺陷的同时尽量减少其他非临近临界裂纹尺寸的裂纹的扩展，并力求
在两个目的之间找到一个最佳平衡点。
3)关于第③个问题，如果采用静水压试验作为检测裂纹危险与否的方法，那么在管道的后续运行
过程中就涉及到一个管道的静水压再试验问题，这在管道寿命终止之前是必须的。美国Battelle Memo—
rial研究所根据美国高腐蚀地区管道运行的现场经验和相关研究推荐加拿大TransCanada Ontario北部
的一条管道每隔2～3年进行一次水压再试验。但对于只存在一般性腐蚀和近中性pH 值腐蚀的管道系
统，每隔4～5年进行一次水压再试验是可取的。
利用最新的管道在线检测技术对管道进行全线检测， 目前加拿大的Piperonix公司生产的Ul—
troScan CD和英国气体协会PLC生产的Mark系列产品各有优势；UttroScan CD一定能检测出30mm
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油气管道工程 2ol3年8月
长2ram深度的裂纹，最大检测速度为lm／s；而Mark最新型产品MarkⅢ一定能检测出的裂纹长度为
50ram深度为1．5ram，最大检测速度为3．6m／s，而且能够检测出内外涂层的脱落情况。利用检测到的
裂纹尺寸数据，和理论计算的临界裂纹尺寸相比较，然后可以决定对管道相应部分的处理方案。利用管
道在线检测技术处理管道改造问题需要知道不同材质管道的缺陷容限即临界当量裂纹尺寸。
采用静水压试验方法特点是操作性强，但需要管道进行停输处理，而且要预先预测管道沿线哪些位
置为敏感腐蚀位置，并在水压试验进行前对敏感腐蚀区域进行预前挖掘，以观察水压试验进行时管道的
泄露情况，这就需要进行详细的资料搜集，包括如下信息：① 管道防腐涂层的类别，包括补口形式；
②管道铺设年代；③管道的运行史；④管道沿线的土地条件(土壤类别、地形地貌和排水情况)，针对
不同类别的防腐涂层判断其敏感腐蚀位置。
采用在线检测技术遇到的问题是先前建设的管道弯头等位置在线检测仪器可能无法通过，另外，对
检测结果的解释分析也依靠于判定人员的经验，需要很专业人员，而且该方法也需要通过计算来估算非
临界缺陷的扩展，从而确定下次在线检测的时间。
4 针对管道的腐蚀情况对管道进行剩余强度分析
根据文献[4，5]里规定的方法，对缺陷进行等级判定。这两个规范里列有腐蚀限度表，它们是专
家们根据断裂力学原理进行理论计算并结合实际经验进行修整而得出的结论，腐蚀限度表根据不同的管
径类别，分别列出了允许的当量裂纹长度和当量裂纹深度；设计人员可以通过将实际测得的缺陷信息或
者是经过计算得到的当量缺陷尺寸与腐蚀限度表中的限定数据进行比较来判断管道缺陷属于哪个等级，
从而根据不同的缺陷等级对管道进行相应的处理。上述标准将不同的裂纹尺寸划分为5个等级(表1)。
标准叶l对裂纹群落的处理方式即当量裂纹尺寸的计算方法以及腐蚀级别的判定方法都有明确的叙
述，根据直接测得的裂纹尺寸或者经过计算得到的当量裂纹尺寸和腐蚀限度表中的限定数值进行比较就
兀丁得到表1叶I列的腐蚀等级，从而考虑不同的处理方案。
表1 腐蚀危害等级判断表
如直径为762mm、原始壁厚为14．3mm 的管道，查腐蚀限度表可得：如果是狭长的裂纹，其长度
限定数值为492mm (对应裂纹深度必须小于1．8ram)；如果是短而深的裂纹，其深度限定数值为lOmm
(对应裂纹长度必须小于52ram)；介于两个极端数值之问的部分也可查表求得，如深度为5ram 的裂纹，
其允许的大裂纹长度为15lmm，即一个深度小于5ram而且长度小于151mm的裂纹是可以允许通过修
理而重新应用的，如果深度不变而长度超过15lmm或者长度不变而深度大于5mm，则必须对其进行整
体替换，不允许修补再使用。
需要说明的是，由于壁厚方向上的裂纹对管道的危害更大，特别是与环向应力垂直的深裂纹，所以
文献[4．5]都是基于与环向应力垂直的壁厚方向上的裂纹而得出的，相关的腐蚀危害等级判定表也也
是基于此得出；如深度小于原始壁厚10 的裂纹可以直接留用而不必进行修补处理，而深度大于原始
壁厚8O％的裂纹则不能采取修补处理再利用而必须对这部分管道进行整体替换处理，介于10％～80
壁厚深度之间，长度又在一定范围内的裂纹则可以采取相对应的工程技术措施来进行保护处理。
此外，腐蚀限度表中不同管径和壁厚的管道对应的缺陷尺寸极限数值还可以作为在线检测结果处理
时需要的裂纹容限即临界裂纹尺寸数值来对待，尽管这样的结果从一定意义上来说偏于保守。但鉴于老
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第35卷第8期 郑照东等：老旧输油气管道改造与再利用
管道改造只采用“合于使用”原则，需要一定程度的保守处理， 只要不走极端就好。同样以直径为
762mm，原始壁厚为14．3mm的管道为例，对于长度小于52mm 的裂纹，其极限深度数值为lOmm。如
果一个在线检测深度为3mm，长度为48mm的裂纹，那么就可以根据管道应力波动幅度、波动频率等
通过断裂力学的方法求出其允许服役年限，即距离下一次在线检测的时间间隔。也可以通过查相关的统
计数据或者规范和推荐做法等，找出相关的腐蚀速率直接计算获得。
上述规范明确指出了不适用于被腐蚀的焊缝和热影响区，原因可能是制定本标准所依据的数据库中
管体焊缝和热影响区部分数据过少；因为管口的现场焊接受管道材质、具体的施工环境以及焊接工艺等
的影响，而且焊缝的组织形态与管体部分有很大不同，容易出现粗晶区、脆化区、熔合线部位低熔共晶
物以及由于焊缝余高和此部位微观缺陷的存在而引起的三轴应力状态导致材料的脆化倾向增加等。但管
道的防腐补口部分又是整个管道中最易于产生腐蚀的部位，所以这个适用性的问题必须加以解决才好。
鉴于被腐蚀的焊缝和热影响区的不适用性主要是因为上述原因导致的焊缝部位的韧性指标明显低于管体
母材，可以综合考虑缺陷判定标准、焊接残余应力以及应力集中系数等的基础上，给此部位的判定加一
个系数，然后再利用根据文献[4，5]里规定的方法进行处理。
5 针对管道的腐蚀情况对管道进行剩余寿命分析与预测
这个步骤是整个管道改造环节中最棘手的部分， 目前还没有可供依据的规范，虽然文献[3] 中有
疲劳设计部分内容，但其针对的是新建设管道，对于应力波动循环次数小于104的管道可以不考虑疲劳
计算；显然对已经存在腐蚀坑的在役管道尤其是超期服役管道这并不适用。
这个步骤涉及详细的断裂力学理论计算模型的建立，需要考虑管道压力波动幅度和波动频率等等，
而且还要考虑裂纹扩展过程中4个不同阶段的情况的不同：实质上在应力强度因子幅度小于某一界限数
值时裂纹是不发生扩展的，当超过这一数值时裂纹的扩展速度急剧上升，随后裂纹的扩展进入典型的疲
劳扩展阶段，金属断口具有明显的疲劳辉纹，随着裂纹的扩展，应力强度因子幅度提高，应力强度因子
接近材料本身的临界应力强度因子时，裂纹扩展呈现加速扩展效应，扩展特征由疲劳扩展向脆性开裂演
变。鉴于疲劳裂纹扩展过程的复杂性，导致工程各种文献中难于找到表达一致的裂纹扩展速度计算公
式，而只能根据一些实验室或者现场实际测定的裂纹扩展速度数据总结而成的经验参数。如根据美国气
体协会和加拿大能源管道协会的研究数据，不同管道不同腐蚀状况下管道的腐蚀速度都在10 ～10
mm／s之间(正是由于被试验管道所处的原始腐蚀程度不同，裂纹扩展阶段不同，所以数据较分散)，
推荐以2×10 mm／s(O．6mm／a)作为保守数值。可以根据管道沿线的土壤、地形和排水情况、管道
的防腐尤其是补口系统以及管道应力波动幅度和波动频率等并结合收集的相关数据资料，给出经
验数值。
例如：直径为762mm，原始壁厚为14．3ram 的管道，查腐蚀限度表可得短而深的裂纹的深度限定
数值为lOmm，如果在线检测发现某一局部管段存在当量深度为4mm 的裂纹，那么此段管道下一次在
线检测时间可以是10年；可以更保守考虑，以管道的腐蚀速率为1O一～10-6mm／s之间最中间数值即
5×10 mm／s(1．5mm／a)计算，那么是4年；作为保守数值当然实际的在线检测时间间隔可以两个计
算的中间数值，如取用5、6年，计算的目的是为工程措施提供理论依据，做到心中有数，有的放矢。
具体操作时可以根据在线检测结果资料和计算或者查表得到的管道临界缺陷尺寸数据，根据裂纹疲
劳扩展的相关资料，粗略判断裂纹所处的扩展阶段，从而在上述管道腐蚀速率选取不同的数值加以计
算，这样计算结果会相对更趋准确。
6 基于管道剩余强度和剩余寿命的管道改造保护措施
除了第3部分涉及的防腐涂层的更换和阴极保护系统的再建外，根据在线检测技术获得的管道不同
的腐蚀情况，对需要进行修理处理的3个不同腐蚀危险等级类别的管段，可以采用不同的技术措施。譬
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油气管道工程 2013年8月
如，腐蚀危险等级严重的需要对管道进行缺陷定位一开挖一焊*b-再防腐；对腐蚀情况全面比较重的，采
用焊补一再防腐的措施则不恰当，可以考虑采用止裂环或者外加补强套桶等措施。
另外，由于管道的改造再利用是基于“合于使用” 为原则的，所以对于一些存在不严重腐蚀而又容
易受到外力影响的部分，需要对管道进行综合保护。如公路穿越而又未加套管等措施保护的部分可以考
虑采用钢筋混凝土盖板保护，以均衡和减少管道上方的载荷分布；在人口分布密集或者有敏感建筑物分
布的场所，考虑沿线增设警示牌等措施；对易于遭受水流冲刷的管段，对原来的水工保护措施进行严格
评估，并根据结果采取相对应的改善措施等等。
根据剩余强度方法确定的必须进行整体替换的管段的替换长度问题，除了考虑管体本身的腐蚀情况
外，还要综合考虑管道输送介质、周围的人口密度和敏感建筑物的分布等等。
总之，管道的改造再利用是个综合的工程，需要综合考虑。
7 相关问题
1)国外规范规定，输气管道压力波动范围(最低操作压力／最大操作压力)超过85 ，就需要对
管道进行疲劳强度较核。
2)油气管道设计规范中规定，管道的设计系数不能高于0．7。国外有大量的数据表明，管道的压
力波动范围为85 时，当管道承受的应力水平小于其材料屈服极限的7O 时，管道的腐蚀致裂事故明
显下降。所以，设计人员在计算管道壁厚时，对于一级地区的管道，其壁厚在理论计算数值的基础上，
可以考虑加上一定的腐蚀余量。
3)关于业已腐蚀管道的降压使用问题，在根据在线检测结果得出的裂纹实际尺寸情况下，计算管
道的剩余强度，然后再取剩余强度的70％ 以下的某个压力数值作为降压使用的实际压力水平；但此一
考虑不具备经济可行性，除非管道运营单位本身的输送任务大大减少。
4)根据加拿大管道部门对其国内的所有管道进行的腐蚀检测结果，在1968～1973年期间建设的管
道73 出现了相对比较严重的腐蚀，因为这部分管道几乎全部采用聚乙烯包覆作管道的外防腐处理措
施。所以在管道设计时要注意这一点，尽量不要采用包敷方法，如不采用单层环氧外加缠绕带等的防腐
措施，而尽量采用纯环氧，液态环氧、FBE单层环氧或双层环氧。另外，调查结果也证明，所有采用
环氧类(液态环氧、FBE单层环氧或双层环氧)和尿烷类防腐层都有很好的腐蚀防护效果，甚至采用
挤压成型的聚乙烯包覆防腐层效果也不错。
[参考文献]
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[编辑] 宋换新

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