韩桂武1 邱光友2 熊健1 王麒1

1.中国石油天然气管道工程有限公司；2.国家管网集团西南管道公司

 

摘要：高填方地区由于土质边坡不稳、土层不均匀沉降等问题，极易影响敷设管道的稳定性，严重时会导致管道失效。以西南某管道高填方地质灾害点为例，针对地形地貌特点，首先对周围土体滑坡可能性进行了预判，其次根据土层物理特性和管道现状对可能发生管道不均匀沉降的管道最大位移值和最大应力值分别进行了计算和校核，判定管道在高填方土层敷设中处于安全运营状态，提出了管道回填和持续监测建议。

关键词：油气管道；并行敷设管道；地层沉降；高填方区；应力分析

 

西南某油气长输管道并行敷设于云南瑞丽某水果批发市场内，属于Ⅱ级高后果区。2021年在管道环焊缝开挖检测过程中，发现该处管道埋深超过10 m以上，存在管道上方荷载过大的风险（图 1）。为保证管道运行安全，随即进行了管道稳定性校核。

根据现场踏勘情况，油气管道同沟敷设间距约为6 m，管道覆土厚度12 m～15 m，分两级开挖，土体为粉质黏土。其中一条输气管道管径1016 mm，壁厚15.3 mm，输送压力6.4 MPa，温差变化28.1℃，管道材质X80。

该管道本次环焊缝检测合格。由于管道处于地势较高处，不存在积水风险，周围无边坡或地质滑坡体等其他地质灾害风险。据此判断发生地质风险的可能性不大，主要存在的风险为覆土高填方风险。

1  管道径向稳定性校核

GB 50251―2015《输气管道工程设计规范》根据经典土压力计算理论，将管顶土荷载按照垂直土柱的重力进行计算，竖向土层压力等于管顶上土柱的全部重力值，未考虑土壤的内摩擦力，主要适用于浅埋管道的稳定性校核。如果通过了校核，说明管道径向稳定性在保守条件下符合要求。如未通过校核，则应采用基于极限平衡理论的土柱滑动面模型（马斯顿模型），更接近实际管土状态再次进行验算。

式中：γ为土层重度，N/m3；B为沟槽宽度，m；W0为单位管长的竖向永久荷载，N/m；Cd为土压力集中系数；D为管径，m；H为管顶覆土厚度，m；Kf为土壤吸附作用强度系数，砂土及腐殖土（干燥）0.192，砂土、腐殖土（湿的和饱和的硬黏土）0.165，塑性黏土0.148，流动性黏土0.132。表 1取砂土及腐殖土（干燥）Kf为0.192进行计算。

通过马斯顿模型计算可知，在各种敷设条件下，管道最大变形值为2.01%，小于规范 3%变形允许值，管道径向稳定性满足安全要求。

2  不均匀沉降的管道安全校核

2.1  土体不均匀沉降值

由于管道下部欠固结土的不均匀沉降，将引起其中敷设管道的受力不均。对于填方4 m（H1）和14 m（H2）的土体，其沉降值有明显差异，如表 2所示。本文采用有限元计算方法（图 2），计算不同高度回填土的土体沉降值和由此产生的管道附加应力值。

表 2 不同高度填方的输气管道应力结果对比

2.2  管土作用参数

GB/T 50470―2017《 油气输送管道线路工程抗震设计规范》附录E “通过活动断层埋地管道有限元方法的弹簧参数”规定，根据土体的特性确定土弹簧具体参数，按照管道轴向、水平侧向和竖向三个方向考虑土体与管道的相互关系，表 3列出土弹簧极限位移和对应的土作用力值。

表 3 粉质黏土三向土弹簧参数表

2.3  管道应力分析

本次校核范围为QAA108桩—QAA109-1桩段管道，如图 3所示，据此建立管道有限元模型，并将不同管道节点的差异性沉降值作为位移荷载施加到土弹簧上。

根据有限元应变计算结果，得到不同高度填方的管道关键节点处地表沉降值，如表 4所示。

计算得到土体固结之后（5年后）管道位移分布和应力分布如图 4、图 5所示。

2.4  计算结果

高填方区管道除了受内压、温差、走向变化影响外，同时受土体不均匀沉降的作用；输气管道最大位移范围为0.04 m～0.17 m，最大应力点组合应力值为254 MPa（图 5），最大组合应力虽略有增高，但远小于X80钢管材质允许极限应力值（499.5 MPa），可判定管道运营处于安全状态。

3  结论

本文通过有限元计算方法，对高填方区油气管道安全性进行了校核。计算结果表明高填方虽然会引起土体产生超过10 cm以上的不均匀沉降，但管道仍然有很大的应力余量，仍处于安全运行状态。本案例对于平整场区的高填方管道安全性判定具有借鉴意义。但对于高填方管道同时处于不稳定边坡等特殊地灾风险的工况，需要根据现场情况进行针对性分析。

 

作者简介：韩桂武，1977年生，工学博士，高级工程师，现从事管道应力分析及岩土工程、地下储油库工程设计及研究工作。联系方式：15081677911，hanguiwu@cnpc.com.cn。