韓桂武1 邱光友2 熊健1 王麒1

1.中國石油天然氣管道工程有限公司；2.國家管網集團西南管道公司

 

摘要：高填方地區由于土質邊坡不穩、土層不均勻沉降等問題，極易影響敷設管道的穩定性，嚴重時會導致管道失效。以西南某管道高填方地質災害點為例，針對地形地貌特點，首先對周圍土體滑坡可能性進行了預判，其次根據土層物理特性和管道現狀對可能發生管道不均勻沉降的管道最大位移值和最大應力值分別進行了計算和校核，判定管道在高填方土層敷設中處于安全運營狀態，提出了管道回填和持續監測建議。

關鍵詞：油氣管道；并行敷設管道；地層沉降；高填方區；應力分析

 

西南某油氣長輸管道并行敷設于云南瑞麗某水果批發市場內，屬于Ⅱ級高后果區。2021年在管道環焊縫開挖檢測過程中，發現該處管道埋深超過10 m以上，存在管道上方荷載過大的風險（圖 1）。為保證管道運行安全，隨即進行了管道穩定性校核。

根據現場踏勘情況，油氣管道同溝敷設間距約為6 m，管道覆土厚度12 m～15 m，分兩級開挖，土體為粉質黏土。其中一條輸氣管道管徑1016 mm，壁厚15.3 mm，輸送壓力6.4 MPa，溫差變化28.1℃，管道材質X80。

該管道本次環焊縫檢測合格。由于管道處于地勢較高處，不存在積水風險，周圍無邊坡或地質滑坡體等其他地質災害風險。據此判斷發生地質風險的可能性不大，主要存在的風險為覆土高填方風險。

1  管道徑向穩定性校核

GB 50251―2015《輸氣管道工程設計規范》根據經典土壓力計算理論，將管頂土荷載按照垂直土柱的重力進行計算，豎向土層壓力等于管頂上土柱的全部重力值，未考慮土壤的內摩擦力，主要適用于淺埋管道的穩定性校核。如果通過了校核，說明管道徑向穩定性在保守條件下符合要求。如未通過校核，則應采用基于極限平衡理論的土柱滑動面模型（馬斯頓模型），更接近實際管土狀態再次進行驗算。

式中：γ為土層重度，N/m3；B為溝槽寬度，m；W0為單位管長的豎向永久荷載，N/m；Cd為土壓力集中系數；D為管徑，m；H為管頂覆土厚度，m；Kf為土壤吸附作用強度系數，砂土及腐殖土（干燥）0.192，砂土、腐殖土（濕的和飽和的硬黏土）0.165，塑性黏土0.148，流動性黏土0.132。表 1取砂土及腐殖土（干燥）Kf為0.192進行計算。

通過馬斯頓模型計算可知，在各種敷設條件下，管道最大變形值為2.01%，小于規范 3%變形允許值，管道徑向穩定性滿足安全要求。

2  不均勻沉降的管道安全校核

2.1  土體不均勻沉降值

由于管道下部欠固結土的不均勻沉降，將引起其中敷設管道的受力不均。對于填方4 m（H1）和14 m（H2）的土體，其沉降值有明顯差異，如表 2所示。本文采用有限元計算方法（圖 2），計算不同高度回填土的土體沉降值和由此產生的管道附加應力值。

表 2 不同高度填方的輸氣管道應力結果對比

2.2  管土作用參數

GB/T 50470―2017《 油氣輸送管道線路工程抗震設計規范》附錄E “通過活動斷層埋地管道有限元方法的彈簧參數”規定，根據土體的特性確定土彈簧具體參數，按照管道軸向、水平側向和豎向三個方向考慮土體與管道的相互關系，表 3列出土彈簧極限位移和對應的土作用力值。

表 3 粉質黏土三向土彈簧參數表

2.3  管道應力分析

本次校核范圍為QAA108樁—QAA109-1樁段管道，如圖 3所示，據此建立管道有限元模型，并將不同管道節點的差異性沉降值作為位移荷載施加到土彈簧上。

根據有限元應變計算結果，得到不同高度填方的管道關鍵節點處地表沉降值，如表 4所示。

計算得到土體固結之后（5年后）管道位移分布和應力分布如圖 4、圖 5所示。

2.4  計算結果

高填方區管道除了受內壓、溫差、走向變化影響外，同時受土體不均勻沉降的作用；輸氣管道最大位移范圍為0.04 m～0.17 m，最大應力點組合應力值為254 MPa（圖 5），最大組合應力雖略有增高，但遠小于X80鋼管材質允許極限應力值（499.5 MPa），可判定管道運營處于安全狀態。

3  結論

本文通過有限元計算方法，對高填方區油氣管道安全性進行了校核。計算結果表明高填方雖然會引起土體產生超過10 cm以上的不均勻沉降，但管道仍然有很大的應力余量，仍處于安全運行狀態。本案例對于平整場區的高填方管道安全性判定具有借鑒意義。但對于高填方管道同時處于不穩定邊坡等特殊地災風險的工況，需要根據現場情況進行針對性分析。

 

作者簡介：韓桂武，1977年生，工學博士，高級工程師，現從事管道應力分析及巖土工程、地下儲油庫工程設計及研究工作。聯系方式：15081677911，hanguiwu@cnpc.com.cn。