烟台至淄博重油输送管道泄漏风险评价

烟台至淄博重油输送管道泄漏风险评价

杨文川1刘颖2李洪欣3

1中国石油管道学院 2中石油燃料油有限责任公司湛江仓储分公司 3中石油燃料油股份有限公司宁波大榭分公司

依据烟台至淄博管线的线路、站场及沿线情况的实际特点，首先依据国家有关法律法规和标准规范，对工程建设项目进行符合性评价；然后采用半定性、半定量的肯特管道风险评分法为整个管线逐段进行综合打分，确定各段管线的风险程度；最后对于可能导致管道泄漏的高风险区，采用精确的数学模型定量评价法计算发生泄漏与火灾的危害程度及泄漏范围。一旦该段管道发生泄漏，重油泄漏区域为泄漏点上游扩展到6 148 m，向下游扩展到20 663 m，再加上一定的安全余量，由此明确应急预案所需要紧急疏散的区域。

重油输送管道；风险评价；泄漏；评价方法；危害程度；管理方案

引言

输油管道是我国国民经济的大动脉，管道安全与否至关重要。由于管道本体缺陷、腐蚀老化、地质灾害（如滑塌、冲刷和地震等）以及人为原因（如设计、施工、盗油和误操作等）均可能导致管道失效。在管道投运初期，因为设计、施工、材料和设备等方面存在的问题可能较集中地暴露出来，因此事故率较高。投产后30～40年事故率维持在较低水平，称之为事故平稳期，此后管道就进入了老龄期，事故率呈上升态势[1]。烟台至淄博重质液体输送管道工程在2014年初投产运营，处于事故高发期，面临的安全问题十分严峻。

管道的风险评价管理实质上是油介质的输送、生产作业的质量管理，从始至终，金属管道与站场设备的失效风险是一直存在的，应从以往的“事后”或“事中”报警，组织抢修，再总结事故经验教训的模式中走出来，实现尽量提前“预警”[2]，主动分析风险因素，评价管道风险概率。

1评价方案

管线风险评价方案的评价目标是为管线的投产运营降低风险，避免恶性事故的发生。本方案的评价内容包括对烟台至淄博重质液体输送管道的线路和站场的设计、施工与运营进行全面的风险评价，同时对可能导致管道泄漏的重大风险源进行重点评价。

针对该管线的实际特点，选用定性评价、半定量评价和定量评价等3种评价方法对管线风险进行评价，分别为工程建设项目符合性评价法、肯特管道风险评分法和介质泄漏危害程度定量评价法。

首先依据国家有关法律、法规和标准规范，对工程建设项目进行符合性评价；然后采用半定性、半定量的肯特管道风险评分法，为整个管线逐段进行综合打分，确定各段管线的风险程度；最后对于可能导致管道泄漏的高风险区，采用精确的数学模型定量评价法计算发生泄漏与火灾的危害程度及泄漏范围。

1.1 工程建设项目符合性评价

工程建设项目必须严格依据国家相关法律、法规和规范标准，在设计、施工与运营过程中，对工艺、土建、电气、设备、仪表自动化、暖通、给排水等内容，逐条、逐项进行符合性排查，尤其是隐蔽工程[3]。一旦发现不符合项，必须进行限期整改，符合性评价不应该打分。

1.1.1 基本安全条件

根据《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国石油天然气管道保护法》、《中华人民共和国特种设备安全法》、《中华人民共和国消防法》、国务院344号令《危险化学品安全管理条例》、国家经贸委第17号令《石油天然气管道安全监督与管理暂行规定》和第36号令《危险化学品经营许可证管理办法》等法规的规定，长输管道运营单位必须具备相关基本条件，才能从事危险化学品的经营活动[4]。

1.1.2 安全距离符合性

长输管道储运系统站(库)、管道与其周围设施的安全距离，应符合《石油天然气管道保护条例》(国务院313号)、《建筑设计防火规范（GBJ 16）》、《石油然气工程设计防火规范（GB 50183）》、《输油管道工程设计规范（GB 50253）》、《油气长输管道工程施工及验收规范（GB 50369）》等规范标准的要求。

1.1.3 工艺设备安全性能

长输管道储运系统使用的主要工艺设备有输油泵、压缩机、加热炉、储罐、装卸设备等，这些设备都设有安全保护装置或系统，以确保系统安全运行。主要评价内容为：泵联锁系统、安全装置或系统、电气系统安全性能、防雷防静电系统、特种设备安全性能及管道保护系统。

1.2 肯特管道风险评分法

管道在长期运营过程中，管道失效的风险是在不断变化和积累的，比如：金属管道不断被腐蚀，管道壁厚持续减薄，管道内的运行压力也是变化的，地上管道保护措施可能不到位，巡线的频率和效果不同，管道地处人口稠密度不同的地区，这些因素可能引发的危害是不同的。这就需要在管道运行期间定期对管道进行全面的综合风险评价，国内外最常用的的评价方法是肯特管道风险评分法。

肯特风险评价的基本模型见图1。

图1 肯特风险评价的基本模型

1.3 介质泄漏危害程度评价

在重油管道事故中，管道泄漏事故是最常见的，往往也是最严重的。介质泄漏危害程度的评价是长输管道安全评价的重要组成部分。

管道或油罐区泄漏事故发生后，M100和M180重油会扩散到一定区域。介质泄漏扩散危害程度评价就是要划分不同的危害区域，分别定量计算重油发生泄漏后的泄漏量和泄漏范围，为泄漏事故应急处理提供科学的决策依据。

1.3.1 泄漏量估算

管道内重油泄漏质量流量的计算式为

式中A为裂口面积（m2）；Cd1为液体泄漏系数，与流体的雷诺数有关；g为重力加速度（g= 9.8 m／s2）；h为裂口之上液位高度（m）；p为管道内介质压力（Pa）；p0为环境压力（Pa）；Q为液体泄漏质量流量（kg／s）；ρ为液体密度（kg／m3）。

1.3.2 泄漏危害范围

依据上述的管道泄漏量可以进一步计算出介质可能的泄漏范围。

按照帕斯奎尔-吉福德(Pasquil-Gifford)模型，计算连续排放浓度，公式为

1.3.3 介质泄漏水面扩展危害程度

长输管道的穿越段由于施工、检查难度更大，隐蔽性更强，影响因素更多，因此，较易发生安全事故，导致介质泄漏。如果泄漏发生在穿越江河地段，则油品从管道中流出在水面形成油污，并向外扩展。

在不考虑涨潮、落潮速度影响时，即在静止水面上，油膜3个阶段扩展半径计算公式如下：

惯性扩展阶段

黏性扩展阶段

表面张力扩展阶段

式中Ri、Rv、Rs分别为惯性、黏度、表面张力扩展阶段油膜扩展长度（m）；t为扩展时间（s）；V为溢油量（m3）；ρo为油的密度（kg/m3）；ρw为水的密度（1 000 kg/m3）；μ为水的运动黏滞系数，取μ=1.01×10-6m2/s；σ为静表面张力系数（mN/m）。

三阶段扩展，在时间上有继起性，各阶段作用时间也不相同。

2风险评价结果

2.1 工程建设项目符合性评价结果

截至2013年12月5日，经业主组织的初步安全检查，发现若干工程建设项目不符合项，对所有不符合项限期整改。

首站：油库输油工没有经过岗前和定期培训，没有持证上岗；3号油罐避雷设施不合格。1号热泵站：没有按照每10 km左右设巡线工一名；线路里程桩、转角桩、阴极保护桩部分缺失。2号热泵站：操作人员没有穿防静电工作服；消防水源不足。华星分输站：油库输油工没有经过岗前和定期培训，没有持证上岗；消防水源不足；操作人员没有穿防静电工作服；围墙与库区内建筑的距离小于5 m。1号末站：泵房PT213压力变送器失效；站内接地网接地电阻超标。2号末站：进站TT101温度变送器不显示；可燃气体报警器检测失效。3号末站：过滤器G212堵塞严重，差压表已到0.5 MPa；站内接地网接地电阻超标。5号末站：音叉式液位开关失灵。6号末站：可燃气体报警器误报警率过高，需更换。2号阀室：阀室防火等级不达标。

2.2 肯特管道风险评价结果

依据公式（1）、（2）、（3），管道危险指数在0～47.5之间的为高风险区，47.5～82.5之间为中等风险区，82.5～100之间为低风险区。

初步选取13处管段进行肯特管道风险评分，其中1087#、1098#、1117#、1231#、1376#、1393#分值在82.5以上，属于低风险区；1027#、1218#、1327#管段分值在47.5～82.5之间，属于中等风险区；1256#管段分值为43.2，属于高风险区。

2.3 介质泄漏危害程度评价结果

1256#管段分值为43.2，为高风险区，该管段属于华星分输站区域，管道穿越河流，其管径为Ø375.2 mm×6.4 mm，油品的密度为950 kg／m3，最大流量为600 m3/h，两截断阀室间距离为29 km。根据管线巡线及通信实际情况，发现泄漏至停泵大概需要6 min，然后截断阀门，设定管内1／10油量将继续泄漏。江水平均涨潮流速为0.50 m／s，平均落潮流速为0.45 m／s。平均涨潮历时2.6 h，平均落潮历时10 h 30 min。

计算泄漏的油量为

将已知条件带入式（6）、式（7）中，取第一段为30 min，其余为第二阶段，评价最后所得结果。在此假设情况下，油膜可以最终向上游扩展到6 148 m，向下游扩展到20 663 m。

一旦该段管道发生泄漏，重油泄漏区域为泄漏点上游扩展到6 148 m，向下游扩展到20 663 m，再加上一定的安全余量，由此明确应急预案所需要紧急疏散的区域。

3结论

结合重质液体化工原料输送管道工程的设计和施工的形成过程，对烟台至淄博重油工程管道本体的风险评价进行了分析，着重对该输送管道风险评价综合方案的建立，以及对具体的3种风险评价结果进行了论述。通过上述的研究，可以得出如下结论：

（1）风险因素识别必须贯穿在管道的建设期间和管道的运行期间。主要分析储运介质、储运工艺、储运设备与设施、操作管理及环境风险因素。对可能导致管道泄漏的风险因素应重点分析。

（2）任何一种评价方法都有局限性，管道风险评价方法需要选取多种方法组合，进行综合评价。必须根据具体的工程项目特点和风险因素的形成过程，全面考虑影响工程质量的各种风险因素，依据不同风险源的特点，进行定性和定量评价，科学制定管道风险管理方案。

（3）在管道风险管理过程中，必须要加强对风险的控制，把风险管理的重点从以往的事后检查转移到事前的预警防范控制。风险预控需要从管理层面和技术层面同时展开，切实将法律、法规落实到企业的日常经营活动中，并通过日益先进的技术手段加强对管道的监控管理。

[1]严大凡，翁永基，董邵华．油气长输管道风险评价与完整性管理[M]．北京：化学工业出版社，2005：4-11．

[2]中华人民共和国安全生产法（修订版）[S]．北京：中国法律出版社，2014：17-23．

[3]中国石油管道公司．油气管道完整性管理技术[M]．北京：石油工业出版社，2010：33-46．

[4]杨启明．压力容器与管道安全评价[M]．北京：机械工业出版社，2012：217-218．

（栏目主持 杨军）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.8.010

杨文川：实验师，硕士，2014年毕业于沈阳工业大学工程管理专业，主要从事油气管道输送技术的研究和教学工作。

13633166223、925056730@qq.com

2015-05-21