某天然气管道风险评价实践

齐先志

(中国石化抚顺石油化工研究院，辽宁抚顺 113001)

某天然气管道风险评价实践

齐先志

(中国石化抚顺石油化工研究院，辽宁抚顺113001)

对某输气管道采用指标评分方法实施了风险评价，将管道危害因素分为6类，设置了多层次指标评分体系和风险的计算方法。评价过程中，管道被分为159段，根据采集的数据实施指数评分，然后进行风险分级。风险评价结果较可靠，根据评价结果和管理人员建议制定的风险减缓措施能够满足降低管道风险的要求。

完整性管理 风险评价 风险减缓 指标评分 管道危害因素

在众多风险评价方法中，指标评分法是现阶段应用最为广泛的管道风险评价方法，该方法具有可操作性强，内容易于理解，评价结果可靠等优点。指标评分法发源于美国，管道专家W. Kent. Muhlbauer在其专著《Pipeline Risk Management Manual》中总结美国管道的风险管理经验，建立了指标评分模型[1]。国内管道企业应用该模型实施管道风险评价，取得了诸多实践成果[2-5]。风险评价的目的是应用评价结果实施风险管控，通过风险减缓措施的实施，切实降低管道风险。针对不同类型管道危害因素采取的风险防控措施不尽相同，同时，风险减缓措施的实施必须考虑实施的难易程度、经济成本、实施的短期和长期效果等因素，需要管道管理者从全局角度考量，作出决策。

1 管道风险评价方法

本次风险评价所采用的方法为指标评分模式，将管道的危害因素分为挖掘破坏、腐蚀、自然及地质灾害等6类，每一类危害因素的指标评分满分为100分。根据危害因素指数评分结果，按照式(1)计算管段的失效可能性评分，在管道失效可能性计算中加入了危害因素权重；根据管道失效可能性评分和泄漏后果指数评分按照公式(2)计算管道风险值。风险评价方法在由6类危害因素和泄漏影响系数构成的7个一级指标下，共设有50个二级指标，97个三级指标，195个评分项。管道风险及其主要危害因素的构成见图1。

图1 管道风险及其主要危害因素的构成

(1)

式中：Pof——失效概率；

Pi——危害因素的评分值；

αi——危害因素的权重值。

R=Pof×Cof

(2)

式中：R——管段的风险；

Cof——失效后果。

应用该指数评价方法，对某输气管道山西段实施了风险评价，根据计算的管道失效可能性和风险值，确认了高风险和高失效概率管段。

2 管道风险评价实施

2.1 管道概况

某输气管道位于山西境内，全长352.8 km，管径为711 mm，管道设计压力10 MPa，管道尺寸为Φ711 mm×12.5 mm/Φ711 mm×14.2 mm/Φ711 mm×16 mm/Φ711 mm×20 mm，采用X65级的螺旋焊缝钢管，防腐层为3层PE结构。

管道经过3个地级市、10个县区，设有5座站场、16个阀室，管道与太焦铁路、长邯铁路、汾平高速等重要交通设施存在交叉。管道沿线地形复杂多样，经过吕梁山脉、太行山脉，共建有10座隧道。

2.2 数据采集

a)管道的设计竣工资料：通过查阅管道设计竣工资料，了解管道的壁厚、沿线穿跨越、焊缝等参数，是采用指标风险评价重要的基础数据。

b)管道的各类评价报告：外腐蚀评价报告、地质灾害专项评价报告、内腐蚀调研报告等各类报告对管道的特定危害因素和某些条件进行了详细分析，是风险评价的重要参考。

c)通过与公司管道科、安全科、调控中心等职能部门和管理处、站场等基层管理人员座谈交流，了解管道的相关管理制度及管道沿线的隐患、管道指标评分体系中涉及的各类参数。

2.3 管道分段和指标评分

按照管道沿线的地区等级、管道敷设方式、站场阀室和高后果区等分段依据，将管道分为159段，其中最小的分段单元是里程桩。

根据采集的数据，对各个管段实施指标评分。同时，根据该段管道存在的各类隐患及其严重程度和管道基层管理人员的建议确定管道各个危害因素的权重。

根据指标评分结果和确定的危害因素权重，计算管道各个管段的失效可能性和风险。根据计算的管道各个管段的风险值，实施相对风险分级。

各个管段失效可能性评分见图2，各个管段风险等级和风险值见图3。

2.4 风险评价结果与分析

a)该管道在部分人口密集地段上存在较高的挖据破坏风险。管道经过地区多处为山区，平原少，近年来，该地区经济社会发展迅速，管道用地与周围建设用地竞争激烈，管道沿线各类施工活动频繁。管道投产5年，沿线已经存在多处占压。

b)管道的外防腐层质量优良，经过地区土壤呈弱腐蚀性。尽管某些地段阴极保护电位不足，存在杂散电流的干扰，总体而言，管道的外腐蚀防护处于较好的水平。但是，管道的内腐蚀情况严峻，管道所输天然气中含有液态凝析水与CO2，造成了内壁上密集的点蚀坑。管道腐蚀评分整体上处于较低的水平。

图2 各个管段失效可能性评分

图3 各个管段风险等级和风险值

c)该管道设计合理、施工质量优良，现阶段管道管理制度完善，为管道的安全运行提供了重要的支撑；管道企业建立了完善的管道管理制度，SCADA系统功能完善，各类设备设施配备齐全，为保障管道安全提供了软件和硬件支撑。

d)由于客观的地质情况，某些地段存在着较为严重的地质灾害风险，应加强监控并采取相应的防范措施。

e)隧道内管道尚未进行任何监测。隧道内的管道采用固定墩支撑架空铺设，隧道两端砌石密封。由于隧道内空气潮湿，流通性差，容易结露，形成很强的外腐蚀环境[6]。一旦隧道内管道腐蚀穿孔，泄漏的气体在隧道内的密闭空间积聚，构成严重的事故隐患。另外，由于隧道内温度变化，管道可能在管卡处发生变形，形成应力集中[7]。

3 风险减缓措施

Muhlbauer指标评分方法存在风险遮蔽的缺点[8]，在制定风险减缓措施时，在对比各个管段总体风险和失效可能性高低的同时，应分析和对比各个管段某个特定的危害因素的严重程度。另外，风险评价的指标评分结果在某些方面与一线管理人员的心理预期存在偏差，制定风险减缓措施必须考虑管理者的实际经验。

根据该管道指标体系的风险评价结果并结合管道管理人员建议，提出如下风险减缓措施。

a)在首站或气田建立脱水装置，控制气源的水露点。管道水露点较低，液态凝析水在低洼处积聚，由于CO2和硫酸盐还原菌(SRB)等因素的作用，可能使水分积聚处腐蚀泄漏[9]。由内腐蚀引发的输气管道泄漏具有隐蔽性和突发性，往往造成严重的危害后果[10]。另外，过低的水露点也可能导致管道在冬季冻堵，导致管道输气量减小甚至停运。

b)加强对管道沿线具有严重危害的地质灾害隐患点的监测。管道沿线存在的地质灾害隐患包括崩塌、黄土湿陷、采空塌陷等类型，根据监测结果对部分地质灾害隐患实施专项评价，并制定治理规划。

c)对隧道内的管道实施监测。投产至今，隧道内管道尚未实施检测。由于该处管道面临着严峻的外腐蚀环境，建议首先加强对该处的外防腐层检测，查找漏点，同时，详细观察管道的变形情况。

d)通过管道高后果区的识别和风险评价的实施发现：管道的高风险管段和高后果区存在较大程度的重合，建议对高风险管段和高后果区合理排序。管道的防腐层修复、杂散电流排除、占压隐患治理等管道维护作业优先在高风险管段和Ⅲ级高后果区实施。

e)国外经验表明，浅埋处管道的挖掘破坏失效概率远高于正常埋深管道[11]，建议在人口密集的高后果区浅埋处增设混凝土盖板和警示标识。

[1] Muhlbauer W K. Pipeline risk management manual: ideas, techniques, and resources[M]. US：Gulf Professional Publishing, 2004.

[2] 张华兵, 程五一, 周利剑,等. 管道公司管道风险评价实践[J]. 油气储运, 2012, 31(2):96-98.

[3] 戴联双, 张俊义, 张鑫,等. RiskScore管道风险评价方法与应用[J]. 油气储运, 2010, 29(11):818-820.

[4] 帅健, 党文义, 狄彦. 输油管道的风险评价[J]. 油气储运, 2009, 28(2):5-9.

[5] 王其磊, 程五一, 张丽丽,等. 管道量化风险评价技术与应用实例[J]. 油气储运, 2011, 30(7):494-496.

[6] 张新战, 刘学勤. 隧道内管道外腐蚀的控制[J]. 油气田地面工程, 2012, 31(05):44-46.

[7] Wang X, Qi X, Fang J, et al. A Case Study of Stress Analysis of Pipeline in River Crossing Tunnel[C]//2014 10th International Pipeline Conference. American Society of Mechanical Engineers, 2014: V001T03A019-V001T03A019.

[8] 林冬, 王毅辉, 秦林,等. 当前管道风险评价中存在的问题及对策[J]. 油气储运, 2014, 33(9):963-966.

[9] National Transportation Safety Board (NTSB). Natural Gas Pipeline Rupture and Fire Near Carlsbad, New Mexico[R]. Washington D C: NTSB, 2003.

[10] 罗鹏, 张一玲, 蔡陪陪,等. 长输天然气管道内腐蚀事故调查分析与对策[J]. 全面腐蚀控制, 2010, 24(06):16-21.

[11] Mather J, Blackmore C, Petrie A, et al. An assessment of measures in use for gas pipelines to mitigate against damage caused by third party activity[R]. WS Atkins Consultants Ltd, 2001. 25-26.

ANaturalGasPipelineRiskAssessmentPractice

Qi Xianzhi

(SINOPEC Fushun Petrochemical Research Institute, Liaoning, Fushun，113001)

A gas pipeline index score method of risk assessment is used in this paper. The pipeline hazards are divided into six categories, and multi-level index scoring system and risk calculation are set up in the process of assessment. The pipeline is divided into 159 sections according to the data collected embodiment Index score, and risk stratification is then followed. Risk assessment results are reliable according to the results of the evaluation and risk management recommendations to develop mitigation measures to meet the requirements of reducing pipeline risk.

integrity management; risk assessment; risk mitigation; index score; pipeline hazard factors

2016-01-15

齐先志，助理工程师，2012年毕业于北京化工大学材料科学与工程专业，现从事管道完整性管理和风险评价相关的研究工作。