佟德斌1 何悟忠1 何 流2

1.中国石油管道公司沈阳调度中心；

2.中国石油管道公司长沙分公司

东北老输油管网是指从1970年8月3日开始陆续建成的大庆至铁岭老线（以下简称庆铁老线）及铁抚线、庆铁新线、铁秦线、铁大线等10条主干线和支线，其中9条管线在1975年前建成，形成了全国首个大规模、高输量的输油管网。各条管线的管径、长度和建设时间等见表 1。

东北老输油管网的几大主干线随着新管线的相继建成分别于2014、2015、2016年梯次退役，服役年限定格在41～45年，老管网的整体使用寿命可以确定为45年。本文将以老管网所发生的泄漏事件为主线，解析我国第一个大口径、长距离输油管网的生命历程。

1 发挥的历史作用

（1）解决了大庆油田快速发展的瓶颈

20世纪60年代末期，大庆油田产量迅速增加，1970～1975年间建成的东北老输油管网，基本解决了其大量原油外输问题，输油量逐年攀升，连续几十年在4000万t以上高位运行，有力地支持了大庆油田的快速发展。

（2）为国家创造了巨大的经济效益

东北老输油管网运营45年，累计输送原油17亿多t，为国家的经济建设和发展做出了巨大贡献。

（3）积累经验并培养了人才

东北老输油管网建设和运营初期，制管、施工、运行都没有现成的标准和规范，管道人在实践中摸索和积累了一整套建设和管理经验，并逐步把这些经验上升为标准和规范。同时也培养了大量的技术和管理人才，源源不断地输送到国内其他管道企业。

2 泄漏事故统计

影响管网寿命的主要因素有建设标准、管材性能、施工质量、管理水平、输送油品及输送方式和输量调控等。经过统计分析，发现所有影响管网寿命的因素都会通过泄漏事故的形式表现出来，因此泄漏事故的走向即可以认定为管网的生命走向。

据不完全统计，东北老输油管网服役45年间共发生各类泄漏事故264起。为了便于说明和分析，我们把泄漏事故分为4个阶段进行统计，结果见表 2。

注：括号内为打孔盗油引起的泄漏事故数。

从事故发生的原因看，制造因素居于第一位，主要表现为母材缺陷和制造过程中的螺旋焊缝缺陷，这与当时管材生产和检测技术条件落后有很大关系。共导致发生泄漏事故77起，占泄漏事故总数的29.17％。统计数据显示，这类事故集中发生在服役初期和退役之前，形成了中间平稳两头翘的现象，这主要是因为在投产初期管道周围温度场尚处在形成过程的不稳定期，而接近退役期后输送介质变化引起了管道周围温度场的改变，使得管道内应力发生变化，导致管材原始缺陷充分暴露。居于第二位的是外力因素，主要指人为破坏、自然灾害和其他外力因素，共导致发生泄漏事故74起，占泄漏事故总数的28.03％。这类事故投产初期只发生了1起，20世纪末开始呈直线上升趋势，打孔盗油是外力破坏的主因。腐蚀因素居于第三位，共导致发生泄漏事故48起，占泄漏事故总数的18.18％。其中投产初期的7年就发生了24起，占全部腐蚀泄漏事故的50.00％，而且大约一半发生在直流杂散电流干扰严重的抚顺、鞍山和金州石棉矿地区。这是因为受当时技术水平限制，管道防腐工作不够到位，尤其是杂散电流干扰严重地区的管道腐蚀速度较快。其余因素为施工、设计和操作，分别导致发生泄漏事故25起、24起和16起，分别占泄漏事故总数的9.47％、9.09％和6.06％。

从事故的分布年限看，1971～1977年投产初期发生泄漏事故124起，占泄漏事故总数的46.97％，接近一半，这与当时的技术、管理条件有直接关系。进入1995年之后，腐蚀泄漏事故又呈明显上升趋势，证明管道已经进入衰老期。

3 生命曲线解析

3.1 打孔盗油泄漏事故曲线解析

以管道运行期所发生的全部泄漏事故数据为依据，绘制东北老输油管网生命曲线图（见图 1）。图中的曲线1999～2015年之间增加了虚线部分，虚线部分包含了因打孔盗油而发生泄漏的数据曲线，可以看到，在虚线部分出现了一个突起的尖峰，其原因是从2000年起出现了一个来自社会的外力干扰——打孔盗油。据统计，2000～2015年，打孔盗油引发的泄漏事故达67起，占事故总数的25.38％。打孔盗油引发的泄漏事故年度分布见表 3。

打孔盗油泄漏事故从2000年发生以后，泄漏次数一度迅速上升，2002年达到了最高的24次。这引起了管道企业的高度重视，随即增加了管道保护投入，不断强化管道日常巡护管理，管道沿线地方政府和公安机关也加大了对打孔盗油的打击力度，使得该类泄漏事故发生率从2003年开始明显下降，2005年之后稳定在一个比较低的频次。实践证明，打孔盗油泄漏事故的发生与企业的管理水平、政府的打击力度和沿线的社会治安等因素息息相关。

3.2 全周期生命曲线解析

根据全生命周期发生泄漏事故的总体情况，把每年发生泄漏事故超过6次的年份定义为泄漏事故高发年，则共有10个泄漏事故高发年，分别是投产初期的连续7年、服役中期的1995年及后期的2011、2012年。据此，以时间为轴线，结合大规模工艺改造、管道检测技术应用、输送介质变化等重要事件，可以把东北老输油管网的全生命周期分为4个阶段。

（1）管网的初生期（1971～1977年）

这个阶段共发生泄漏事故124次，占除去盗油泄漏事故后事故总次数的62.94％。投产之初的7年，发生泄漏事故占比如此之高，其原因是当年管道材质、制造、施工等都缺乏标准和规范，生产条件十分恶劣，管道焊接很难达到工艺要求；管理、操作缺乏经验，人员技术素质相对较低。

（2）管网的稳定期（1978～1994年）

这个阶段17年间共发生泄漏事故19次，仅占除去盗油泄漏事故后事故总数的9.65％。这个阶段输量从1978年的3864万t逐年增加，历经3次较大规模的增输改造，于1985年达到了4 508万t，但泄漏事故发生的频率仍然最低，平均每年1次左右，其中有11个年份没有发生泄漏。

（3）管网的衰老期（1995～2010年）

从曲线看，以1995年泄漏事故高发为标志，预示着老管网进入了衰老期。这个阶段16年间共发生泄漏事故26次，占除去盗油泄漏事故后事故总数的13.20％，平均每年1.63次，但总体来说泄漏事故并不频繁，这是因为管道企业所采取的一系列修复、改造技术措施有效遏制了泄漏事故的发生。

一是从90年代初期开始，利用科学检测手段发现管道腐蚀衰老迹象后，对213 km管道防腐层进行了大修。2001～2005年，又应用管道漏磁内检测技术诊断管道老化问题，根据检测结果制定了应对技术方案，先后对250余km管道进行了防腐层更新。

二是针对2005年汛期被洪水冲断的庆铁管道暴露出来的环焊缝缺陷，管道企业及时展开了隐患排查、治理工作，制定了大规模的投资改造计划，次年便开始采用大开挖、顶管、定向钻等施工技术手段，对重点隐患管段进行大规模的安全性改造。5年间，先后对89条重点河流、10条重点铁路、11条重点公路、8处人口密集区的穿越管段进行了改造，对遏制重大或重点区域的泄漏事故、延缓管网衰老起到了重要作用。

三是从2007年开始，利用三轴高清漏磁检测技术对管网进行检测，共发现螺旋焊缝、环焊缝、腐蚀变形等管道缺陷56万余处。针对不同类型和不同程度的管道缺陷，管道企业立即着手分析评价，制定了经济实用的修复方案和修复计划，用4年时间基本完成了重大缺陷的修复工作。

另外，2004年俄油开始进入东北老输油管网，俄油为低凝点原油，低温 (10℃左右)输送俄油降低了管道周边长期加热（33℃）输送大庆油形成的温度场，改变了业已稳定的应力分布，管道沿轴线方向从受压应力状态转变为受拉应力状态，加之存在先天缺陷，造成焊缝开裂风险急剧增加。针对输送工艺变化带来的泄漏风险，管道企业及时调整运行方案，分阶段适当提高俄油运行温度，梯次提高管道到周边温度场，及时降低了泄漏风险的扩大。

（4）管网的退役期（2011～2016年）

这个阶段共发生泄漏事故28次，平均每年5.6次，接近事故高发年的平均次数，占除去盗油泄漏事故后事故总数的14.21％。这一阶段泄漏事故虽然低于初生期，但事故的原因主要是管道老化严重，管材制造与施工焊接水平较低导致的螺旋焊缝与环形焊缝开裂增多。与此同时，新管道已经开始建设，并且修成一段投用一段、建成一条投产一条，老管网得以梯次退役，2011～2013年多条支线退役，2014～2015年庆铁双线、铁抚线和铁秦线等主干线退役，预计2017年最后一条主干线铁大线将正式退役，届时共有2410km老管线在服役45年后正式退役。

2011年之后，泄漏事故呈快速下降趋势，这是对老管网的运行压力进行严格限制，并根据三轴高清漏磁检测结果开展大规模、针对性的缺陷修复和老管网梯次退役的综合结果。

4 结论

（1）东北老输油管网平均使用寿命45年，以泄漏事故为依据绘制的生命曲线呈典型的“浴盆曲线”，以泄漏事故高发年为界限清晰地区分了初生期、稳定期、衰老期和退役期。

（2）管道进入衰老期后，大修、改造等措施在一定程度和范围内遏制了泄漏事故，但不能大幅度延长管网使用寿命，建设时期条件所限造成的先天不足是导致老管网退役的主要原因。

（3）大庆原油与俄油分输使得管道周边业已形成的大地温度场产生变化，管道应力分布由压应力变为拉应力，导致先天留下的焊缝缺陷加速暴露。

（4）打孔盗油事件一定程度上影响了管网安全、平稳运行，但不影响老管网的使用寿命。

（5）新建管道应参考老管道的生命周期定期检测，对途经不同区域的管道适时取样，对管道防腐层、阴极保护进行现场调查，并全面分析与评价，及时做好风险预判与削减。

作者：佟德斌，男， 1973年出生，高级工程师，毕业于抚顺石油学院石油天然气储运工程专业，现从事管道保护及安全管理工作。

《管道保护》2017年第2期（总第33期）