Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1672—2014
油气管道沉降监测与评价规范
Specificationof subsidencemonitoring andassessmentfor oil &gas pipelines
2014-08-22发布
2014一10一01实施
中国石油天然气集团公司
发布 Q/SY1672—2014
目 次
前言
范围 2 规范性引用文件
术语和定义沉降风险识别 4.1 沉降风险 4. 2 识别方法 5沉降监测 5. 1 一般要求 5. 2 监测条件 5. 3 监测位置 5. 4 监测方法 5. 5 监测周期与数据采集频率
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数据采集与分析 6. 1 数据采集 6. 2 数据分析 6.3 报警处理沉降安全评价 7. 1 评价准则 7. 2 评价方法 7. 3 评价报告附录A（资料性附录) 油气管道沉降监测方法附录B（资料性附录) 管体位移监测方法——全站仪附录C（资料性附录） 管道应变监测方法 应变监测仪附录D（资料性附录） 载荷分析与计算附录E（资料性附录） 埋地管道沉降计算附录F（资料性附录） 地面管道沉降计算附录G（资料性附录） 基于有限元评价管道沉降参考文献
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前 言
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则 」第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准由中国石油天然气集团公司标准化委员会天然气与管道专业标准化技术委员会提出并归口。
本标准起草单位：北京天然气管道有限公司、管道分公司、西气东输管道分公司、西部管道分公司、西南管道分公司、西南油气田分公司。
本标准主要起草人：费凡、董绍华、安宇、王为、王东营、刘刚、肖华平、周永涛、王彦军、陈小平、姚喆、李波、刘敏、吴夏、郑洪龙、燕冰川、杨永和、李海川、余东亮、付建华、秦林。
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油气管道沉降监测与评价规范
1范围
本标准规定了油气管道沉降风险识别、监测、评价的方法与要求。 本标准适用于油气长输管道沉降的监测与评价工作，油气集输管道和城市燃气管道可参照执行
规范性引用文件
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下列文件对于本文件的应用是必不可少的，凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB50251 输气管道工程设计规范 GB 50253 输油管道工程设计规范 SY/T 6828 油气管道地质灾害风险管理技术规范
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术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
沉降监测 subsidence monitoring 对自然与地质灾害或人类工程活动等因素可能导致管道或地面沉降的地质现象而实施监测的 一利
手段。
沉降风险识别
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4. 1 沉降风险
油气管道沉降风险因素主要表现为自然与地质灾害和人类工程活动，包括： a) 冻土融沉 b) 黄土湿陷。 c) 岩溶塌陷。 d) 管道占压。 e) 采空塌陷。 f) 地下水抽汲。 g) 回填土沉降。 h) 其他。
4. 2 识别方法
油气管道沉降风险识别常用方法按SY/T6828的规定执行。
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5沉降监测
5. 1 1一般要求 5.1.1 监测系统应适应所属环境并具备连续运行的能力，监测设备应具有防护措施。 5. 1. 2 2监测系统的数据采集与传输宜自动完成， 5.1.3 监测装置安装结束后应列入设备日常管理，运营单位应定期对监测系统的技术指标进行评价和改进。 5. 1. 4 监测过程中发现异常应进行复测并加密监测频率 5. 2 2监测条件 5. 2. 1 管道沉降风险较高，可能持续发展但暂时对管道未造成直接危害的区域， 5. 2. 2 已发生沉降，可能导致管道变形、损伤。 5. 3 3监测位置
油气管道沉降监测位置应反映沉降特征且便于监测，宜选择： a） 管道本体重要位置：三通位置、弯头位置、环焊接位置、局部支撑位置、变径处等。 b) 管道沉降区域位置：管道沉降过渡段和沉降区域的中心、管道通过地质变异点等。
5. 4 4监测方法
油气管道沉降监测方法参见表A.1。管体位移监测方法一一全站仪参见附录B，管体应变监测方
法——应变监测仪参见附录C。 5.5监测周期与数据采集频率
监测周期及数据采集频率宜按照选择的监测方法、管道沉降风险、管道沉降变形量，以及发展情况确定，如果在监测过程中发现管道沉降加剧或发生较大变化，应加密监测周期和数据采集频率。
6数据采集与分析
6.1数据采集
按照预先设定的策略，对测量仪器及下位机发送指令进行数据采集，并建立监测数据库。依据现场情况可增加或减少采集频率以及改变报警限值 6.2数据分析
应预先按照管材性能参数设定报警限值，每次采集数据后，应对所采集到的数据进行分析，如达到报警限值，应采取实际勘验和工艺参数核实等措施验证数据的有效性，并按照预先设定的方式进行报警。 6. 3 报警处理
接到报警信息后，应通知各相关方进行分析，研究提出处理措施，宜进行现场开挖验证，开展管道沉降安全评价。
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7沉降安全评价
7. 1 评价准则
管道沉降安全性评价应结合管道沉降监测结果和管道载荷情况进行，载荷分析与计算参见附录
D。按GB50253的规定，由永久载荷和可变载荷所产生的轴向应力之和不应超过钢管最低届服强度的80%，见公式（1）。若6.为压应力时，应按当量应力计算，见公式（2）。对于输气埋地直管段轴向应力和环向应力的当量应力执行GB50251的规定。
0,≤[,] = 0. 80,
... (1)
....
,=0h0,≤0.90
..(2)
..
式中： o, 管道轴向应力，拉应力为正，压应力为负，单位为兆帕（MPa）； [o.] 管道许用轴向应力，单位为兆帕（MPa）； o, 管材最小屈服强度，单位为兆帕（MPa）； 。—当量应力，单位为兆帕（MPa)；
由内压产生的环向应力，单位为兆帕（MPa）。
7. 2 评价方法 7.2.1 管道沉降安全评价可采用管道位移评定和管道应力评定的方法进行。埋地管道沉降计算参见附录E，地面管道沉降计算参见附录F。 7.2. 2 管道位移评定基于管道许用挠度值进行等效应力分析与计算，按照7.1评价准则开展评价，基于有限元评价管道沉降参见附录G。 7. 2.3 管道应力评定基于应变监测值进行等效应力分析和计算，按照7.1评价准则开展评价。 7. 3 评价报告
评价报告至少应包括： a) 概述。 b) 计算原理。 c) 数据分析。 d) 评价结果。 e) 结论与建议措施。
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附 录 A （资料性附录）
油气管道沉降监测方法
表A.1给出了油气管道沉降监测方法，个 包括监测项目、 常用仪器、内容与适用范围。
表A.1 油气管道沉降监测方法
序号 监测项目
常用仪器
内容
适用范围采空区、占压、
管体 水准仪或全站仪 通过监测管道位移判断管体位移情况
1 位移监测 管道惯性测量内 通过管道几何监测器记录管道轴线坐标和管体形状，对 冻土、湿陷、
检测器（IMU) 比相隔一定时间的数据，获得管体位移和管道截面变形 岩溶、 抽汲地
下水地面沉降重载
GPS监测仪沉降仪土压力盒
监测埋地管道沉降区域地表的高程差先高差量测，然后换算成单位长度的沉降量监测土体沉降对管道的推挤作用力
2 位移监测 土体
管体受外力监测管道
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应力测量 应力分析仪 测量管体当前应力
监测管体的应力变化，结合测量或估算的绝对应力应变 采空区、重载、
5 应变监测 管体
应变监测仪
冻土、湿陷、 岩溶、 抽汲地下水
评价管道的安全状态
相关 温度
6 因素监测 渗水压计 监测管道和土壤的温度、土壤的渗水压和孔隙度等，确
定监测方法和监测条件的选择
孔隙水压计等
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