佟德斌1 何悟忠1 何 流2

1.中國石油管道公司沈陽調度中心；

2.中國石油管道公司長沙分公司

東北老輸油管網是指從1970年8月3日開始陸續建成的大慶至鐵嶺老線（以下簡稱慶鐵老線）及鐵撫線、慶鐵新線、鐵秦線、鐵大線等10條主干線和支線，其中9條管線在1975年前建成，形成了全國首個大規模、高輸量的輸油管網。各條管線的管徑、長度和建設時間等見表 1。

東北老輸油管網的幾大主干線隨著新管線的相繼建成分別于2014、2015、2016年梯次退役，服役年限定格在41～45年，老管網的整體使用壽命可以確定為45年。本文將以老管網所發生的泄漏事件為主線，解析我國第一個大口徑、長距離輸油管網的生命歷程。

1 發揮的歷史作用

（1）解決了大慶油田快速發展的瓶頸

20世紀60年代末期，大慶油田產量迅速增加，1970～1975年間建成的東北老輸油管網，基本解決了其大量原油外輸問題，輸油量逐年攀升，連續幾十年在4000萬t以上高位運行，有力地支持了大慶油田的快速發展。

（2）為國家創造了巨大的經濟效益

東北老輸油管網運營45年，累計輸送原油17億多t，為國家的經濟建設和發展做出了巨大貢獻。

（3）積累經驗并培養了人才

東北老輸油管網建設和運營初期，制管、施工、運行都沒有現成的標準和規范，管道人在實踐中摸索和積累了一整套建設和管理經驗，并逐步把這些經驗上升為標準和規范。同時也培養了大量的技術和管理人才，源源不斷地輸送到國內其他管道企業。

2 泄漏事故統計

影響管網壽命的主要因素有建設標準、管材性能、施工質量、管理水平、輸送油品及輸送方式和輸量調控等。經過統計分析，發現所有影響管網壽命的因素都會通過泄漏事故的形式表現出來，因此泄漏事故的走向即可以認定為管網的生命走向。

據不完全統計，東北老輸油管網服役45年間共發生各類泄漏事故264起。為了便于說明和分析，我們把泄漏事故分為4個階段進行統計，結果見表 2。

注：括號內為打孔盜油引起的泄漏事故數。

從事故發生的原因看，制造因素居于第一位，主要表現為母材缺陷和制造過程中的螺旋焊縫缺陷，這與當時管材生產和檢測技術條件落后有很大關系。共導致發生泄漏事故77起，占泄漏事故總數的29.17％。統計數據顯示，這類事故集中發生在服役初期和退役之前，形成了中間平穩兩頭翹的現象，這主要是因為在投產初期管道周圍溫度場尚處在形成過程的不穩定期，而接近退役期后輸送介質變化引起了管道周圍溫度場的改變，使得管道內應力發生變化，導致管材原始缺陷充分暴露。居于第二位的是外力因素，主要指人為破壞、自然災害和其他外力因素，共導致發生泄漏事故74起，占泄漏事故總數的28.03％。這類事故投產初期只發生了1起，20世紀末開始呈直線上升趨勢，打孔盜油是外力破壞的主因。腐蝕因素居于第三位，共導致發生泄漏事故48起，占泄漏事故總數的18.18％。其中投產初期的7年就發生了24起，占全部腐蝕泄漏事故的50.00％，而且大約一半發生在直流雜散電流干擾嚴重的撫順、鞍山和金州石棉礦地區。這是因為受當時技術水平限制，管道防腐工作不夠到位，尤其是雜散電流干擾嚴重地區的管道腐蝕速度較快。其余因素為施工、設計和操作，分別導致發生泄漏事故25起、24起和16起，分別占泄漏事故總數的9.47％、9.09％和6.06％。

從事故的分布年限看，1971～1977年投產初期發生泄漏事故124起，占泄漏事故總數的46.97％，接近一半，這與當時的技術、管理條件有直接關系。進入1995年之后，腐蝕泄漏事故又呈明顯上升趨勢，證明管道已經進入衰老期。

3 生命曲線解析

3.1 打孔盜油泄漏事故曲線解析

以管道運行期所發生的全部泄漏事故數據為依據，繪制東北老輸油管網生命曲線圖（見圖 1）。圖中的曲線1999～2015年之間增加了虛線部分，虛線部分包含了因打孔盜油而發生泄漏的數據曲線，可以看到，在虛線部分出現了一個突起的尖峰，其原因是從2000年起出現了一個來自社會的外力干擾——打孔盜油。據統計，2000～2015年，打孔盜油引發的泄漏事故達67起，占事故總數的25.38％。打孔盜油引發的泄漏事故年度分布見表 3。

打孔盜油泄漏事故從2000年發生以后，泄漏次數一度迅速上升，2002年達到了最高的24次。這引起了管道企業的高度重視，隨即增加了管道保護投入，不斷強化管道日常巡護管理，管道沿線地方政府和公安機關也加大了對打孔盜油的打擊力度，使得該類泄漏事故發生率從2003年開始明顯下降，2005年之后穩定在一個比較低的頻次。實踐證明，打孔盜油泄漏事故的發生與企業的管理水平、政府的打擊力度和沿線的社會治安等因素息息相關。

3.2 全周期生命曲線解析

根據全生命周期發生泄漏事故的總體情況，把每年發生泄漏事故超過6次的年份定義為泄漏事故高發年，則共有10個泄漏事故高發年，分別是投產初期的連續7年、服役中期的1995年及后期的2011、2012年。據此，以時間為軸線，結合大規模工藝改造、管道檢測技術應用、輸送介質變化等重要事件，可以把東北老輸油管網的全生命周期分為4個階段。

（1）管網的初生期（1971～1977年）

這個階段共發生泄漏事故124次，占除去盜油泄漏事故后事故總次數的62.94％。投產之初的7年，發生泄漏事故占比如此之高，其原因是當年管道材質、制造、施工等都缺乏標準和規范，生產條件十分惡劣，管道焊接很難達到工藝要求；管理、操作缺乏經驗，人員技術素質相對較低。

（2）管網的穩定期（1978～1994年）

這個階段17年間共發生泄漏事故19次，僅占除去盜油泄漏事故后事故總數的9.65％。這個階段輸量從1978年的3864萬t逐年增加，歷經3次較大規模的增輸改造，于1985年達到了4 508萬t，但泄漏事故發生的頻率仍然最低，平均每年1次左右，其中有11個年份沒有發生泄漏。

（3）管網的衰老期（1995～2010年）

從曲線看，以1995年泄漏事故高發為標志，預示著老管網進入了衰老期。這個階段16年間共發生泄漏事故26次，占除去盜油泄漏事故后事故總數的13.20％，平均每年1.63次，但總體來說泄漏事故并不頻繁，這是因為管道企業所采取的一系列修復、改造技術措施有效遏制了泄漏事故的發生。

一是從90年代初期開始，利用科學檢測手段發現管道腐蝕衰老跡象后，對213 km管道防腐層進行了大修。2001～2005年，又應用管道漏磁內檢測技術診斷管道老化問題，根據檢測結果制定了應對技術方案，先后對250余km管道進行了防腐層更新。

二是針對2005年汛期被洪水沖斷的慶鐵管道暴露出來的環焊縫缺陷，管道企業及時展開了隱患排查、治理工作，制定了大規模的投資改造計劃，次年便開始采用大開挖、頂管、定向鉆等施工技術手段，對重點隱患管段進行大規模的安全性改造。5年間，先后對89條重點河流、10條重點鐵路、11條重點公路、8處人口密集區的穿越管段進行了改造，對遏制重大或重點區域的泄漏事故、延緩管網衰老起到了重要作用。

三是從2007年開始，利用三軸高清漏磁檢測技術對管網進行檢測，共發現螺旋焊縫、環焊縫、腐蝕變形等管道缺陷56萬余處。針對不同類型和不同程度的管道缺陷，管道企業立即著手分析評價，制定了經濟實用的修復方案和修復計劃，用4年時間基本完成了重大缺陷的修復工作。

另外，2004年俄油開始進入東北老輸油管網，俄油為低凝點原油，低溫 (10℃左右)輸送俄油降低了管道周邊長期加熱（33℃）輸送大慶油形成的溫度場，改變了業已穩定的應力分布，管道沿軸線方向從受壓應力狀態轉變為受拉應力狀態，加之存在先天缺陷，造成焊縫開裂風險急劇增加。針對輸送工藝變化帶來的泄漏風險，管道企業及時調整運行方案，分階段適當提高俄油運行溫度，梯次提高管道到周邊溫度場，及時降低了泄漏風險的擴大。

（4）管網的退役期（2011～2016年）

這個階段共發生泄漏事故28次，平均每年5.6次，接近事故高發年的平均次數，占除去盜油泄漏事故后事故總數的14.21％。這一階段泄漏事故雖然低于初生期，但事故的原因主要是管道老化嚴重，管材制造與施工焊接水平較低導致的螺旋焊縫與環形焊縫開裂增多。與此同時，新管道已經開始建設，并且修成一段投用一段、建成一條投產一條，老管網得以梯次退役，2011～2013年多條支線退役，2014～2015年慶鐵雙線、鐵撫線和鐵秦線等主干線退役，預計2017年最后一條主干線鐵大線將正式退役，屆時共有2410km老管線在服役45年后正式退役。

2011年之后，泄漏事故呈快速下降趨勢，這是對老管網的運行壓力進行嚴格限制，并根據三軸高清漏磁檢測結果開展大規模、針對性的缺陷修復和老管網梯次退役的綜合結果。

4 結論

（1）東北老輸油管網平均使用壽命45年，以泄漏事故為依據繪制的生命曲線呈典型的“浴盆曲線”，以泄漏事故高發年為界限清晰地區分了初生期、穩定期、衰老期和退役期。

（2）管道進入衰老期后，大修、改造等措施在一定程度和范圍內遏制了泄漏事故，但不能大幅度延長管網使用壽命，建設時期條件所限造成的先天不足是導致老管網退役的主要原因。

（3）大慶原油與俄油分輸使得管道周邊業已形成的大地溫度場產生變化，管道應力分布由壓應力變為拉應力，導致先天留下的焊縫缺陷加速暴露。

（4）打孔盜油事件一定程度上影響了管網安全、平穩運行，但不影響老管網的使用壽命。

（5）新建管道應參考老管道的生命周期定期檢測，對途經不同區域的管道適時取樣，對管道防腐層、陰極保護進行現場調查，并全面分析與評價，及時做好風險預判與削減。

作者：佟德斌，男， 1973年出生，高級工程師，畢業于撫順石油學院石油天然氣儲運工程專業，現從事管道保護及安全管理工作。

《管道保護》2017年第2期（總第33期）