天然气站场管道安全问题及检验方案优化研究

苏庆伟

(国家管网集团海南省管网有限公司，海南 海口 570102)

0 引言

结合近年来发生的国内和国外天然气管道事故的统计分析结果，表明造成我国管道失效事故的原因除了施工破坏、钻孔盗气等人为破坏原因外，主要还有建设安装期的埋藏缺陷、腐蚀减薄、应力开裂等。对管道进行检验、综合评价可及时准确地发现管道的缺陷和腐蚀情况并采取相应的维修、更换等措施，可以有效减少和避免管道事故的发生。

1 站场输气管道安全问题与管道检验发展研究现状

结合相关网站和专业期刊的多篇相关文献的研读，总结了场输气管道安全问题与管道检验发展研究现状。

1.1 管道安全管理与风险评估研究现状

我国的天然气管道安全管理与风险评价研究工作起步较晚，目前仍处于理论研究阶段。在安全管理与风险评估上，大多采用定性评价方法对站场安全和环境影响进行评价评价。为了更全面地进行评价，有一些学者进行深入研究[1]，尝试开展结合数学方法进行定量评价的研究，但偏向理论研究，具体应用于实践项目中较少。目前我国相关学者对天然气管道实践安全方面的研究有：刘红芳等[2]结合实践经验对天然气的开发、运输、储存和使用过程中相关安全问题及其产生原因进行分析；张德元等[3]则通过结合川渝地区天然气净化厂实例，确定评价目标和技术路线，并对多种现代评价技术与手段进行对比，并对渝地区天然气净化厂进行风险评价和对其未来可能出现的安全问题进行预测；张华兵[4]从检测技术水平的角度分析，具体分析站场工艺管道与长输管道的检测差异，指出最大的不同之处是站场工艺管道不可以内检测，无法直接准确探知其缺陷情况。目前已经可以借助一些外检测手段进行工艺管道缺陷的检测，但需要使用昂贵设备，且检测消耗时间久。

总体来说，目前我国在天然气管道风险评价和安全问题管控方面的实践经验较少，同时由于管道运行管理经验不够成熟，完整的失效数据库还没有健全和完善起来，但己逐步开始开展数据的积累及完善评价技术的研究。

1.2 管道安全检验优化研究现状

导致天然气输送管道失效的原因主要可以分为两大类：一类是由管道外部因素引起的，例如：管道外防腐层的破损、外部环境的变化等。另一类则是由管道内部因素引起的，例如：管内介质的腐蚀、局部应力等。从检测方法的分类来说，可分为管道外检测和管道内检测。顾名思义，外检测就是从管道外部进行检测，其目的是检测管道外防腐层是否破损以及管道外腐蚀情况。而内检测则侧重检测变形、裂纹及管道内腐蚀情况等。而根据国家标准GB/T 26610—2014《承压设备系统基于风险的检验实施导则》将管道的检验类型分为停机外部检验和在线检验两类。按规范要求，在线检验每年至少进行一次。随着管道停机检修周期延长需求与法定检验周期的矛盾日益明显，在线检验对于管道安全的意义也越来越重要。刘涛[5]以某石化公司汽油加氢、乙苯和苯乙烯3套装置的压力容器和压力管道为例，说明要延长设施停工检修周期，部分承压类特种设备势必需要进行延期检验。针对站场管道的检验难点及潜在危险，杨永等[6]提出综合检验技术，通过优势互补在一定程度上能够检测出管道内外部缺陷。目前，针对于国内站场管道在线检验的标准基本为空白，检验方案多取决于第三方检测机构的专业水平以及使用单位用于管道安全投入的预算水平。如何合理分配检验资源、制定有效的检验方案，防止“检验不足”和“过度检验”，使管道风险控制在可接受范围具有重要的意义。

2 天然气站场管道的特点与安全问题

2.1 天然气站场管道的特点

天然气站场管道和长输管道是天然气输气管道系统的两个重要组成部分。站场管道承担着输气管道系统的枢纽和心脏作用。其主要功能有调压、计量、净化、清管、增压和冷却等。其中，调压是为了保障输入、输出的天然气具备足够的压力和流量；计量是天然气销售业务计价依据，同时也是整个管道系统自动控制的依据；净化是为了脱除天然气中固体杂质，以防输气阻力增大，对管道系统中的仪表设备造成磨损和破坏。清管的目的主要是通过收发球器装置对连接相邻两个站场之间的长输管道进行管内清淤和管道内检测。增压则主要是为天然气下一站的输送提供一定的压能。冷却的目的主要是将因增压而升温的天然气冷却到输送要求范围内，防止输送过程出现高温危险。相较于长输管道而言，天然气站场管道在设计方面通常结构尺寸复杂，包含如弯头、大小头、三通等各种管道元件。这直接导致了其具有相较于长输管道复杂得多的应力分布和局部应力集中情况。另外，站场管道系统包括一部分露空管道、一部分埋地管道及各类工艺撬块和小型容器，管道的密度大、元器件多、敷设条件非常复杂。

相对于长输管道和一般石化企业园区内的工业管道，天然气站场管道的主要特点可归结为如下：

(1)地下构筑物与各类市政管道(包括电力、排污、水务及通讯等)过多，干扰严重；

(2)管道元件较多，如各类仪表、安全阀、截止阀及法兰等较多；

(3)管道管径不大且尺寸类型较多，管道长度短；

(4)管道与动设备直接连接，存在压力波动；

(5)因站场面积受限，为了满足工艺要求，管道敷设密集且存在多层敷设及交叉；

(6)因产能需求的扩张，站场多数经过多次改造和扩建，站内管道系统缺乏设计一致性和系统性；

(7)相对于石化企业的工业管道而言，介质来源单一；

(8)多数老站场的埋地管道无设置阴极保护装置，且有大量的避雷接地装置。

2.2 天然气站场管道安全问题

2.2.1 天然气泄漏安全问题

通常情况下，出现天然气泄漏问题主要是由设计原因和管道材质原因导致的。一方面，设计人员在进行管道设计时，疏忽了对压力、流量以及其他因素对管道影响的考虑，容易出现天然气泄漏造现象，而导致站场发生事故；另一方面，由于管材材质问题，长时间出现管线的管壁被腐蚀而导致变薄，最终泄漏。天然气出现泄漏很容易导致火灾爆炸，加上站场管道设备之中存储大量天然气，一旦出现天然气泄漏会造成不可估量的损失。

2.2.2 压力超标引发的安全问题

天然气站场管道具有压力高的特点，需要加强对其输送中压力的监控。工作人员一旦在设备的操作过程中出现失误，就会存在引发管线超压的情况，进而给站场带来灾难。结合相关实践中存在的问题总结，如由于站场中的收球筒处理不当，导致筒内压力急剧上升，一旦没有及时控制，存在引发爆炸的危险。同样，如果站场相关设备出现故障也会引发安全事故，必然会接连引发站场内其他相关问题，如出现可燃品的爆炸及燃烧等，造成的危险难以控制。

2.2.3 人为因素造成的安全问题

天然气站场内有大量的设备，这些设备的正常运行和维护需要人为控制与操作。例如手动阀门，需要工作人员依照相关规划和实时数据进行合理操作。另外，天然气站场是24小时不停运行的，在轮班的过程中，员工极易疲劳，导致设备操作不当，引发意外事故。

3 天然气站场管道安全分析与检验方案优化

3.1 天然气站场管道失效可能性分析

以安全风险检验相关理论、同类设备的平均失效频率数据和对历年天然气站场管道安全问题的统计为基础，同时结合天然气站场管道的特点和损伤机理，从设备运行影响因素、管道管理影响因素、超标缺陷影响因素等多方面进行分析。

管道设备的安全性影响因素可以从站场条件、寒冷天气运行、地震活动、工艺稳定性、工艺连续性、安全阀、管道建造规范、寿命周期、安全系数、振动监测等多方面进行分析。其中站场条件的安全影响因素主要为站场管理总体能力、临时维修和小修能力、防腐措施的例行维护、站场管理员对设备维护的重视程度、站场布局与结构是否允许随时进行维修和检验活动。寒冷天气的安全影响因素主要为冰雪堆积导致小管径管段的变形或者断裂、低温影响监测系统和设备的正常运行。地震活动安全影响因素主要为地震活动对设备的损坏程度。

工艺稳定性的安全影响因素主要为管道和设备是否包括特别高的操作温度或压力、工艺是否在站场或其他行业出现过任何重大安全问题、管道是否涉及特殊材料、工艺的控制系统能否满足安全标准要求等。工艺连续性的安全影响因素主要为计划停机或非计划停机造成装置系统停止运行，增加装置系统的失效概率。安全阀的安全影响因素主要为延期维护，致使安全阀失效。管道建造规范的安全影响因素主要为管道设备是否满足规范的最新版本要求。管道寿命周期安全影响因素主要为管道投入运营到了后期失效概率急剧增加。振动监测安全影响因素主要为振动引起承压部件的侵蚀和磨损程度。

管理水平的安全影响因素主要为安全生产责任制、工艺安全信息、工艺危害性分析、安全检查、变更管理、操作规程、安全作业、人员培训、检验和维护、投用前的安全检查、应急措施、事故调查、安全生产管理系统评价等内容是否有落实。

对管道而言，一般发现缺陷会由当地特种设备研究院依据相关规程对其进行风险评级。如发现超标缺陷，则进行使用评价和剩余寿命测算，对于严重的缺陷才会要求立即维修更换。管道超标缺陷的安全影响因素主要为高温、疲劳、特殊介质作用环境导致管道出现超标缺陷。

3.2 天然气站场管道安全检验方案优化

经过以上分析可以得出天然气站场管道中可能存在的安全影响因素很多，为了避免出现这种安全问题，需要进行管道在线检验方案的优化，降低管道风险的失效概率。通过有限的检验费用投入的情况下，使用更有效的检测技术方法、调整检验的周期和频次以及增加抽查的比例对高风险部位进行检验和关注。对于低风险的部位可在可接受风险的范围内适当降低检验的投入，以此调整检验方案的有效性。

3.2.1 优化检验范围的选择

如可借助现代风险评价方法进行分析和计算，区分出站内工艺管道系统的高风险管段、一般风险管段和低风险管段部分。常用的风险评价方法有安全检查表法、失效模式及后果分析法、专家评分法、故障树分析法、陶氏化学火灾、爆炸指数法、基于风险的检测(RBI)等，需要根据想要达到的评价目的和评价对象的特点进行合理选择。其中基于风险的检测(RBI)适用于压力管道等承压设备的检验，可以依据基础数据的完整程度，有效区分出各管段风险等级的高低，可用于检验计划的优化和安全投入的经济分析。

3.2.2 检验周期的确定

结合TSGD 7005—2018《压力管道定期检验规则》相关规则规定，需要每年至少开展一次在线检验。在线检验的实施不受管道停机条件的限制，检验周期较灵活。依据风险评价的结果，应对风险高的管段给予更多的关注。因此，提高高风险管道的检测频次有利于实时掌握管道风险水平。

3.2.3 检验技术及其有效性

天然气管道常见的损伤机理及形式主要有湿H2S破坏、大气腐蚀、CO2腐蚀和冲刷等。在进行检验方案制定时，需要结合可能出现的破坏形式、防腐层、操作温度和内部缺陷的能力等对对检验技术有效性的影响。目前常见的天然气管道检验方法有目视检验、超声测厚、渗透检测、磁粉检测、射线检测、在线声发射监测等。不同的检验方法对各种破坏形式的检验有效性不同，如：目视检测对减薄、焊缝裂纹、尺寸变化和鼓泡效果较好；超声导波检测对减薄、微裂纹/微孔形成效果较好；磁粉检测对焊缝裂纹效果较好。

3.2.4 检验比例的选择

要确保检验的有效性，除了选择合适的检验方法外，管道检验比例的选择也非常关键。如高风险一般保守程度和较高保守程度都为100%；中高风险一般保守程度和较高保守程度分别为≥50%和≥60%；中风险一般保守程度和较高保守程度分别为≥30%和≥40%；低风险一般保守程度和较高保守程度分别为≥10%和≥20%。

4 天然气站场管道实例分析

以某天然气分输站站内工艺管道作为研究对象，对其管道主要设备和管线进行了风险评估，并精心制定有效检验方案和安全管控建议。

4.1 站场管道概况

某天然气分输站场管道于2013年完成建设并投产试运行的，输送介质为天然气，设计压力为9.2 MPa，管道按设计要求采用涂装防腐涂料的方案防腐。该分输站周边为人口密集区，且输送天然气站场的管道直接与电厂、城市燃气管网相连，一旦出现故障，会同时对居民的用电和用气产生影响，需要加强安全风险分析和优化。

4.2 有效检验方案和安全管控建议

4.2.1 站场管道单元的划分

本站场具有天然气过滤分离、计量、调压和清管器收发等功能。在进行检验方案选择之前需要进行天然气站场现场调研、基础资料信息(管道设计、工艺资料和腐蚀数据)的收集、和对数据的准确性进行补充。然后结合单元划分的原则，结合本天然气站场设备与管道的分布现状和功能特点，进行整个站场管道的单元划分，主要包括收发球筒区、进站单元、过滤分离单元、计量单元、调压单元、出站单元和放空单元。最后，结合单元划分结果和参考工艺流程图，进行站内不同区域管道数据的采集。

4.2.2 管段风险评价结果

本项目选取RBI风险评价方法对站场管道进行风险分析，得出本站场无高风险管段。其中进站单元存在3处中高风险的管段、过滤分离单元存在4处中高风险的管段、收发球筒区存在2处中风险的管段、过滤分离单元存在3处中风险的管段、调压单元存在3处中风险的管段、出站单元存在6处中风险的管段、收发球筒区存在8处中风险的管段、进站单元存在13处中风险的管段、过滤分离单元存在21处中风险的管段、计量单元存在29处中风险的管段、调压单元存在20处中风险的管段、出站单元存在12处中风险的管段、防空单元存在3处中风险的管段。

4.2.3 检验方案的优化

结合以上管道风险分析结果，同时结合站场管道往年检测记录和报告资料，进行检验方案的优化。

该站场于2020年7月对站场内所有管道进行站内管道的全面检测和排查，其中：(1)采用管道焊缝磁粉检测焊缝，合计出现22条不合格的焊缝，包括过滤分离单元8条、计量单元5条、收发球筒区3条、进出站单元3条、调压单元1条。焊口表面缺陷主要为裂纹，形成原因来源于建造阶段没有严格按照评定合格的焊接工艺进行焊接和表面检测。(2)采用管道超声波检测，检测发现4条焊缝不合格，包括过滤分离单元管道2条、计量单元1条、进出站单元1条。同时采用相控阵检测和射线检测对超标缺陷进行复核和定性，最终确定缺陷类型主要为未熔合、密集型气孔、夹渣。 (3)采用管道相控阵检测，检测发现5个检测点不合格，包括计量单元2个、分离过滤单元2个、进出站1个。(4)采用管道射线检测，检测发现8条焊缝不合格，主要包括未焊透和密集气孔缺陷。本次检验属于在线检验，是对前一周期法定检验的设备风险活动进行补充，将重点放在进站单元和过滤分离单元的7段中高风险管段。结合上述全面检测的结果分析，现采用超声导波检测技术对中高风险管段进行管体全覆盖扫描，同时采用超声波检测对疑似缺陷进行复核；采用宏观检查为主对中风险管段进行检测，同时采用磁粉或渗透检测对热影响区表面或近表面裂纹进行检测。

通过以上对天然气站场管道进行风险分析，开展具有针对性的风险检验活动，实现“科学施检”以保障管道长期安全运行需要。

5 结语

站场担任着对天然气汇集、储存、加工处理以及输送等任务，其特点就是站场重型设备多、工艺流程多样、管道布置复杂、管道元件多。由于受到站场工艺管道内介质的多样性和外界环境变化等因素的影响，工艺管道会出现不同程度的损伤和腐蚀，这也成了威胁天然气集输站场安全的重要因素，如何保障站场管道的安全运行对上下游能源供应十分关键，站场管道的安全运行关键一步是站场燃气管理的检验方案优化，能最终实现检验资源的分配优化，避免管道检验不足和过度检验的情况。