长输油气管道敷设距离长、途经地貌单元多样^[1]，不可避免地会横穿滑坡体。在地震、降雨等环境因素诱发下，坡体稳定性易遭到破坏而发生滑动，管道在坡体滑动位移荷载作用下，易发生变形而损坏^[2]。中国长输油气管道受滑坡地质灾害影响的事故多发^[3−5]，对管道的安全运行构成了极大威胁。为了保障油气管道安全运行，需要掌握横穿滑坡区埋地管道应力水平和分布规律，并采取对应措施。

大量学者对滑坡灾害下管道的应力应变响应开展了研究。李明^[6]基于土弹簧模型在离散滑坡位移条件下探究了油气管道应力分布规律，得到了横坡和纵坡状态下管道Mises应力极值点位置。陈利琼等^[7]采用CAESAR II软件和ANSYS软件分析了埋地管道纵向与横向穿越滑坡段应力特征，讨论了坡体位移、土壤性质等因素对管道应力的影响。李玉坤等^[8]利用ABAQUS软件分析了土壤黏聚力、泊松比、内压及径厚比影响因素下管道的轴向应力水平，总结了在不同因素下管道的轴向应力公式。刘鹏等^[9]考虑了管道位移、轴向应变的影响规律，借助人工神经网络技术对横向滑坡下管道的最大位移与应变进行了合理预测。Liao等^[10]采用强度折减法建立了三维滑坡数值模型，发现横向滑坡作用下管道中部、滑坡两侧边缘处应力集中现象显著，且管道位移增加率随滑坡位移的增加而逐渐减小，管道位移随滑坡位移的增加趋于收敛。Ma等^[11]分析了滑坡灾害对管道椭圆变形率、拉伸及压缩应变的影响，提出了一种在纵向滑坡泥下估计埋地管道椭圆变形率、轴向应变最大值的方法。Zhang等^[12]基于平面应力条件，考虑内压和温度变化下滑坡区埋地管道的塑性力学行为，提出了一种计算应力应变的弹塑性半解析方法，并通过有限元仿真对所提方法进行了验证。此外，关于管道在滑坡灾害下的监测也开展了研究。赵亦婷等^[13]根据滑坡区管道的变形特点，总结了滑坡变形和管道应力应变监测技术，对管道应力监测和滑坡位移-管道安全监测预警阈值进行了计算。张银辉等^[14]根据管道在不稳定滑坡区的变形特点，设计了一种基于云服务平台的管道应变远程实时监测系统，并对监测系统进行了实际应用验证。许学瑞等^[15]分析了滑坡灾害下管道监测应变计选取依据和布设位置，针对实际输气管道工程，提出了合理的监测方案，并对管道监测数据进行了分析。以上对于穿越滑坡区域管道的研究都是基于可能的滑坡位移或荷载分布，对管道的应力状态进行计算分析。对于真实发生的滑坡案例，由于荷载具有一定的不确定性会导致计算结果的不确定，进而评估管道风险时缺乏验证。在穿越滑坡区管道的监测方面更多在于管道应力监测和预警，缺乏对滑坡灾害下管道开展应力控制、应力释放等应急治理措施的合理评估。

在此，针对穿越滑坡区管道应力评估中存在的不足，以西气东输二线（简称西二线）樟树—湘潭联络线桩号XTGD002处滑坡段管道为例，开展了滑坡后在役管道应力感测与应力控制技术研究与实践。采用向量式有限元方法和超声应力检测技术，对滑动位移荷载作用下的管道进行初始应力评估，并对不确定参数开展敏感性分析以提高模型与实际情况的吻合度。基于管道初始力学状态和环焊缝缺陷监测结果确定管体应力监测方案，优化监测布局，精准布设监测截面。根据受灾管段应力分布特征和现场情况确定应力释放方案，并基于高频动态管体应力变化数据分阶段梯次释放应力，实时评估管道应力释放效果。最后分析治理后管道安全水平，并对管道开展长期监测，动态掌握滑坡发生后滑坡体对管道的进一步作用情况。

西二线樟树—湘潭联络线桩号XTGD002处管道横穿滑坡体，管径660 mm，壁厚11.4 mm，钢级为X70，输送介质为天然气，设计压力10 MPa，运行压力9.3 MPa。该管段位于自南向北不稳定坡体的中下部，自东向西敷设（图1）。坡体属于丘间沟谷盆地地貌，地势较平坦，浅层土主要为粉质黏土，局部含有少量砾石。坡体地表植被茂密，未见基岩露出。

图1 西二线樟树—湘潭联络线桩号XTGD002处管道横穿滑坡体示意图Fig. 1 Schematic diagram of transverse landslide mass affecting pipeline section XTGD002 along Zhangshu-Xiangtan Connecting Line of West-East Gas Pipeline II

2023年5月，该地出现强降雨，并诱发坡体出现张拉裂缝（宽2～5 cm、长5～7 m）、坡脚局部滑塌。随着连续降雨，坡体继续变形，坡体后缘出现错台和纵向裂缝（宽5～10 cm、长约100 m），坡体前缘出现局部垮塌和地表局部隆起。滑坡发生后，为了掌握管道的安全状态，对受灾管段的9处环焊缝进行安全开挖检查。其中，2号坑处管道向输气下游方向管底悬空约15 cm，3～6号坑处管道的管底与侧面密实，8号坑向输气上游和下游方向管底与土体存在间隙。

滑坡发生后，需要对受灾管段进行力学状态评估，掌握管道的应力水平和分布特征，采用有限元方法和超声管道应力检测技术对受灾管段进行初始应力评估。

2.1 管道应力有限元计算

向量式有限元方法具有质点动力学的特点，无需生成整体矩阵，与管土耦合模型相结合，基于区域分解的MPI（Message Passing Interface）并行方案，简化了力学建模过程并提高了计算效率。因此，采用向量式有限元方法对受灾管段应力进行有限元计算^[16−21]。为构建更加贴近于管道真实路由线形的几何模型，基于实测管道三维空间位置信息和竣工资料，对管道各弯头位置、角度及曲率半径等建模参数，以及弯头间直管三维空间位置信息予以明确，构建管道几何模型^[22]。为降低管道上下游两端边界条件对求解结果的影响，管道几何模型于上下游两端各自延伸200 m以上，管道建模总长度为600 m。

考虑钢材弹塑性变形，采用Ramberg-Osgood本构模型^[23−26]，顺气流方向逐步生成各计算节点，管道单元长度最小值为0.10 m，最大值为0.20 m。单元尺寸经验证，满足精度要求，同时满足GB/T 50470—2017《油气输送管道线路工程抗震技术规范》中最大单元尺寸不大于1倍管径（0.66 m）的要求。依据现场管道实际约束情况，有限元模型上下游两端采用固定约束边界条件，模拟远场土体与管道对分析管段的作用，模型其余位置设定埋地管道约束，并依据GB/T 50470—2017采用三向非线性土弹簧对管道-土体间相互作用进行模拟^[27−29]（图2）。埋地管道约束埋深2.2 m，管周土体选取粉质黏土，依据GB/T 50470—2017计算三向非线性土弹簧参数（表1）。经校核，土弹簧参数与ASME B31.8-2007《输气和配气管道系统》相符。

图2 管道向量式有限元计算示意图Fig. 2 Schematic diagram of pipe vectorial finite element calculation

表1 土弹簧参数表Table 1 Parameters of soil spring

有限元模型中坡体位移对受灾管段的影响是通过位移荷载的方式施加于计算模型。依据现场管道实际变形情况，采用四次曲线进行位移荷载拟合，侧向位移荷载最大值为0.25 m，竖向位移荷载最大值为0.5 m （图3）。

图3 受灾管段位移荷载分布模型图Fig. 3 Distribution model of displacement load on affected pipeline section

由滑动位移荷载作用下受灾管段截面轴向应力云图（图4a）可知，坡体中心位置与左右两侧坡体剪切带处是管道的应力集中位置。以管顶为0^o并沿输气方向顺时针建立管道截面应力分布，受滑动位移荷载作用，坡体中心位置处管道截面右下侧151^o方位附近受拉、左上侧331^o方位附近受压（图4b），坡体两侧剪切带处管道截面左上侧333^o方位附近受拉、右下侧153^o方位附近受压（图4c、图4d），表现为典型的横坡敷设管道受力特征。管道中心位置、左剪切带及右剪切带的截面应力雷达图表明管道中性面在60^o～240^o方位附近，与坡体位移荷载作用方向相匹配。

图4 受灾管段受力特征图Fig. 4 Stress characteristics of affected pipeline section

结合管道应力水平主要影响来源，进一步考虑输送内压与介质温度的影响。选取管道建设期组管温度25 ℃为基准温度，将管道运行温度与基准温度的差值作为管体温度荷载。考虑历史最低运行温度20 ℃与历史最高运行温度30 ℃、管道运行压力9.3 MPa与设计压力10 MPa以及滑动位移荷载，进行组合工况计算。有限元模型中管道埋深与管周土体参数依据现场勘探测量数据和规范建议值确定，可能与真实情况存在一定偏差。因此，对管道埋深与管周土体参数进行多因素敏感性分析，更加准确地进行应力校核^[30−31]。敏感性分析结果表明，管道埋深变化±0.4 m、管土摩擦因数变化 ±0.1、土体摩擦角变化±3^o且土体黏聚力变化 ±2.5 kPa时，管道拉应力平均变化 ±19.3 MPa、管道压应力和当量应力平均变化±9.5 MPa。考虑敏感性分析得到的管道应力变化量，保守地进行管道应力校核（表2）。受灾管段钢材为X70，屈服应力为485 MPa，依据GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》，埋地管道的轴向应力合计和组合当量应力不应大于管材最低屈服强度的90%。在滑动位移荷载作用下，输送内压为10 MPa，温升为5 ℃时，管道当量应力最大为328±9.5 MPa，保守的屈服应力占比为77.32%，管道处于高应力水平。

表2 组合工况下受灾管段应力校核表Table 2 Stress check of affected pipeline section under various cases

2.2 超声管道应力检测

基于弹性理论，管道任意横截面的应力分布规律满足如下公式：

式中： σ_A 为管道轴向平均拉压应力，MPa； σ_B 为管道水平弯曲应力，MPa； σ_C 为管道竖向弯曲应力，MPa；θ 为横截面任意位置的角度，（o）。

进行超声管道应力检测时，在单个横截面不同方位处检测不少于3个测点，即可通过式（1）对整个截面应力状态进行解算。依据Q/GGW 03001.2—2022《油气储运资产完整性管理规范第2部分：管道线路》，对受灾管段开挖的9处环焊缝进行超声应力检测，每个环焊缝截面检测8个方位测点，并依据GB/T 4 883—2008《数据的统计处理和解释正态样本离群值的判断和处理》对8个测点数据进行置信度评价剔除离群值，进而根据式（1）进行截面应力状态反演，获得管道初始应力状态。

受力集中的坡体中心位置与坡体两侧剪切带处管道各方位测点与解算应力状态基本一致，表明管道超声应力检测数据质量较好（图5）。坡体左剪切带处管道截面最大拉应力位于336.5°位置，最大压应力位于156.5°位置；坡体中心位置管道截面最大拉应力位于149.4°位置，最大压应力位于329.4°位置；坡体右剪切带处管道截面最大拉应力位于332.3°位置，最大压应力位于152.3°位置，与有限元计算结果吻合。

开展管道超声应力检测时受灾管段处于氮气封存状态，封存压力介于61.5～63.4 kPa。将坡体中心位置、和坡体两侧剪切带处管道截面应力检测结果与无输送内压的工况1～工况3的有限元计算结果对比（表3），可见，除坡体左侧剪切带处管道截面压应力外，各处检测应力拉、压值水平均高于有限元计算结果。原因是有限元计算结果仅考虑了滑动位移荷载、管道运行压力、管道输送介质温度对管道应力的影响，超声应力检测结果反映了管道自建设期至今的整体应力水平，包含了有限元计算未考虑的弹性敷设应力因素。此外，有限元模型中管道埋深、土体参数与现场实际可能存在一定差异，进一步使得有限元结果与超声应力检测结果存在差异。

综合有限元分析和超声应力检测结果，受灾管段在滑动位移荷载作用下处于高应力水平，亟需进行应力控制治理。

图5 坡体中心位置与两侧剪切带处管道截面超声应力检测数据和计算结果雷达图Fig. 5 Radar graphs of ultrasonic stress detection data and calculation results for pipeline cross-sections at the center and shear zones on both sides of the slope

表3 超声应力检测结果与有限元计算结果对比表Table 3 Comparison between ultrasonic stress detection results and finite element calculation results

管体应力监测的主要目的是高频动态监控管道应力变化情况，掌握滑坡发生后坡体对管道的进一步作用情况。同时，在管道应力控制治理期间为现场治理提供数据支撑和决策依据，保障治理期管道应力处于可接受水平，实时、动态评估管道应力控制和释放效果，并开展长期监测^[32−34]。

首先对受灾管段9处环焊缝开展无损检测，发现该段管道第5处和第9处环焊缝存在内凹缺陷。依据GB/T 19624—2019《在用含缺陷压力容器安全评定》对缺陷焊口进行适用性评价，结果表明，两处环焊缝的缺陷均可接受。进一步综合受灾管段初始应力评估结果，选择在应力集中位置的第2处环焊缝（坡体左侧剪切带）、应力集中且存在内凹缺陷的第5处环焊缝（坡体中心位置）及第9处环焊缝（坡体右侧剪切带）安装3组应力监测截面X1、X2、X3（图6a）。依据目前管道应力监测最常见的截面传感器布设方式，在每组截面顺气流视角9点钟、12点钟及3点钟位置各布设1支振弦式应变传感器（图6b）。

图6 受灾管段应力监测方案示意图Fig. 6 Schematic diagram of stress monitoring solution for affected pipeline section

综合现场情况和力学分析结果，采用开挖治理的方案释放管道应力（图7）：①基于坡体中心位置和坡体两侧剪切带处管道应力集中水平高的特征，开挖方向为从中间向两侧开挖，首先降低中段管道的应力水平。②基于动态管体应力监测数据，采取分阶段梯次释放应力的策略，从中间向两边分层开挖。③由于受灾管段上游约10 m位置存在一处弯管，为避免应力释放对其造成影响，回填前不去除1号坑上游堆土，且在应力释放施工作业中增加堆土压覆。④开挖治理过程中，对管底悬空、管侧与土体脱离等情况进行土体填塞。

图7 受灾管段应力控制方案示意图Fig. 7 Schematic diagram of stress control solution for affected pipeline section

随着现场开挖治理作业开展，变形管道轴向拉、压应力逐步变化，各应力变化时刻与现场开挖作业关系在时间节点上高度重合，说明管道应力变化是由现场开挖作业导致的（图8）。现场开挖治理过程主要包括：①将前作业坑开挖后留置于作业坑间的堆土按从中间向两侧的顺序清除，清除过程中管道应力变化受控。②将坡体两侧剪切带以内管顶覆土按从中间向两侧的顺序清除至管顶以上0.5 m，整个清除过程管道应力变化受控。③将坡体两侧剪切带以内管顶覆土清除至管顶，同时清除管道侧向土体，为管道竖向、侧向回弹创造空间。④基于应力监测数据梯次清除X1监测截面临近下游土体。管道应力每变化10 MPa，暂停施工作业20 min，待应力稳定后再继续清除土体，以保证管道应力变化受控。土体清除前后X1截面轴向拉应力变化量为 16.53 MPa，轴向压应力变化量为44.73 MPa，应力变化量相对较大。⑤基于应力监测数据梯次清除X3监测截面临近下游土体。管道应力每变化10 MPa，暂停施工作业20 min，待应力稳定后再继续清除土体，以保证管道应力变化受控。实时监控土体清除过程中管道出现的竖向和侧向回弹位移，使用土袋填塞悬空段管道。土体清除前后，X1、X2及X3截面应力变化量较大。

管道应力释放的作业目标是清除受灾管段顶部及两侧全部约束土体，但一次性全部清除所有土体可能引起管道应力水平与位移改变过大过快。采取分阶段梯次应力释放的策略，基于应力监测数据从滑坡中段向两侧滑坡剪切带依次逐层开挖土体，为管道的自适应变形与管道应力集中点的应力疏散创造条件。现场开挖治理作业完成后，受灾段管道应力取得了较好的应力释放效果（表4）。可见，在应力释放过程中依据应力监测结果科学合理地动态调整现场作业措施是必要的^[35]。

综合受灾管段初始应力评估结果和应力监测数据，考虑复输后输送内压、介质温度的影响，分析复输后管道拉应力、当量应力安全裕量^[36−41]。以管道建设期组管温度25 ℃为基准温度，考虑最低运行温度20 ℃、最高运行温度30 ℃及管道设计压力10 MPa，依据GB 50251—2015计算由此产生的环向应力、泊松应力以及温度附加应力，进行管道复输后许用应力安全裕量校核（表5）。受灾管段管许用应力为0.9倍屈服强度（436.5 MPa）； X2监测截面缺陷焊口依据 GB/T 19624—2019开展适用性评价，缺陷焊口许用应力为459.2 MPa，同时应满足不大于0.9倍屈服强度，最终取为 436.5 MPa； X3监测截面缺陷焊口依据 GB/T 19624—2019开展适用性评价，缺陷焊口许用应力为412.7 MPa。经过复输后的管道应力安全裕量分析可知，复输后管道当量应力最小值位于坡体左剪切带，为185.37 MPa；复输后管道拉应力安全裕量最小值位于坡体中心位置，为239.16 MPa。可见，基于管道应力评估、应力监测数据进行的土体开挖应力控制措施效果显著，复输后管道应力裕量较大，在后续服役期间管道处于安全状态。

图8 受灾管段X1、X2及X3截面拉、压应力与现场开挖治理对应关系图Fig. 8 Correspondence between tensile and compressive stress in cross-sections X1, X2, and X3 of affected pipeline section and site excavation control operations

表4 开挖治理前后管道应力变化表Table 4 Stress variations in affected-pipeline section before and after excavation control

表5 复输后管道应力安全裕量表Table 5 Safety margins for stress in affected-pipeline section after transmission recovery

以西二线樟树—湘潭联络线桩号XTGD002处滑坡段管道为例，综合有限元分析、超声应力检测、管道应力应变监测技术，实现了横穿滑坡区埋地管道治理前、中、后的应力感测和强度评价，提出了横穿滑坡区埋地管道开挖治理的技术要点以及依据管道受力规律分层、分段释放管道应力的开挖治理策略，建立了融合管道初始应力评估、应力监测、应力控制及安全裕量分析的滑坡区管道应力感测与控制技术路线，为横穿滑坡区长输油气管道安全评价和治理提供了可行方案。研究成果同时对穿越采空、湿陷性黄土等地质灾害段埋地管道的安全评价和治理具有借鉴意义。