管道完整性管理

油气管道完整性管理及其关键技术一、油气管道失效事故、失效模式和失效原因二、油气管道完整性管理的概念、内涵和意义三、油气管道风险评价四、基于风险的管道检测五、油气管道适用性评价六、管道补强修复技术七、GIS技术和数据库八、管道地震和地质灾害评估技术提纲一、油气管道失效事故、失效原因和失效模式1、油气管道失效事故管道运输是石油、天然气最经济、合理的运输方式。由于石油、天然气的易燃、易爆性和具有毒性等特点，管道的安全运行非常重要。油气输送管道长时间服役后，会因外部干扰、腐蚀、管材和施工质量等原因发生失效事故，导致火灾、爆炸、中毒，造成重大经济损失、人员伤亡和环境污染。1、油气管道失效事故•20世纪50年代以来，随着油气管道的大量铺设，管道事故屡有发生，并造成灾难性后果。•迄今为止，破裂裂缝最长的管道失效事故是1960年美国的Trans-Western公司的一起输气管道脆性破裂事故，这条管道管径30in，钢级X56，裂缝长度达13km。•损失最惨重的是1989年前苏联乌拉尔山隧道附近的输气管道爆炸事故，烧毁两列列车，伤亡1024人（其中约800人死亡）。1994年美国新泽西州发生了天然气管道破裂泄漏着火事故，400－500英尺高的火焰毁坏了8幢建筑。破裂处曾发生过机械损伤，壁厚减薄。1999年美国华盛顿发生一起汽油管道破裂事故，25万加仑汽油流入河中并着火燃烧，导致3人死亡。破裂是从有机械损伤处开始的。内检测曾检测出此缺陷，但未及时处理。2000年8月美国新墨西哥州发生天然气管道爆炸着火事故，造成12人死亡。这段管线于1950年建造，在破裂处可以发现明显的内腐蚀缺陷。2004年7月30日，比利时布鲁塞尔以南40公里处发生一起天然气管道爆炸着火事故，造成21人伤亡。管道钢级为X70，管径36”,壁厚10mm。系第三方损伤引起。损伤尺寸为长280mm、深7mm，损伤处剩余壁厚3mm。2004年陕京线榆林神木附近发生天然气泄漏，系第三方损坏,幸无人员伤亡.茂名石化输油管爆破抢险现场国内某输油管线腐蚀破裂，大量原油泄漏情况原油泄漏造成农田毁坏和环境污染情况2、油气管道失效模式失效模式是失效的表现形式。油气管道的失效模式主要包括：断裂、变形、表面损伤三大类。油气管道主要失效模式断裂过量变形表面损伤脆性断裂：低温脆断、应力腐蚀、氢致开裂韧性断裂疲劳断裂：应力疲劳、应变疲劳、腐蚀疲劳等腐蚀：内腐蚀、外腐蚀机械损伤：表面划伤、凹坑等过载引起的鼓胀、屈曲、伸长，外力引起的压扁、弯曲等陕京管线某处山洪爆发导致管道悬空，造成屈曲和振动疲劳破坏2、油气管道失效原因油气管道失效原因外部干扰腐蚀设备和操作焊接和材料缺陷其他原因第三方造成的人为机械损伤地面交通因素引起的疲劳失效自然灾害（如地震、地质灾害）引起的管道损坏外腐蚀内腐蚀焊接缺陷材料缺陷设备故障违章操作混合型原因未知原因埋弧焊：未熔合、未焊透、气孔和夹渣、焊接裂纹电阻焊：沟状裂纹、焊缝夹杂、冷焊、接触烧伤、过大毛刺现场环焊缝：未焊透、未熔合、气孔和夹渣、焊接裂纹第一是外部因素52%施工、材料缺陷是第二位原因（19.13%)第三是腐蚀13.91%地基移动、误操作和其它原因分居第4～6位欧洲天然气管道不同事故比例图美国运输部1996-1999事故原因统计(%)8.29.850.79.621.923.97.641.811.914.918.940.9332.1238.179.8236.70102030405060内腐蚀外腐蚀外力损伤建设期损伤和材料缺陷其他1999199819971996施工和材缺陷39%腐蚀43%不良环境影响14%人为破坏及其它4%国内90年代前天然气管道事故分类图国内90年代以前输气管道不同事故比例图国内外不同国家事故原因统计外力损伤腐蚀材料及施工缺陷尽管事故原因在不同国家所占比例不同，即引起事故的原因排序不同，但主要原因基本相同，主要为以下三大原因：国外在上世纪60年代末期就开始注意在役管道的检测和剩余强度评价，并逐步把它纳入压力管道标准。上世纪90年代，随着国际上对管道运行经济性和安全性兼顾的要求越来越强烈，欧美等发达国家提出了管道适用性评价和风险评价的概念。经过10余年的发展，已形成许多的评价标准和规范。之后，2001年，API和ASME提出管道完整性管理的概念，并颁布了有关的标准和规范。目前，油气管道完整性管理已成为管道工程领域的热点。二、油气管道完整性评价的概念、内涵及意义为了增进管道的安全性，美国国会于2002年11月通过了专门的H.R.3609号《关于增进管道安全性的法规》，2002年12月27日布什总统签署生效。H.R.3609号法规第14章中要求管道公司在高风险区（HCA）实施管道完整性管理。美国运输部制定了《在管道高风险区实施完整性管理》CFR42PART195ASMEB31.8S2001：是对ASMEB31.8的补充，也是输气管道完整性管理的标准。APIRP1160：管理危险液体输送管道完整性管理推荐做法油气管道完整性是指油气管道始终处于完全可靠的服役状态：在物理上和功能上是完整的；处于受控状态；运行商已经并仍将不断采取措施防止事故发生。油气管道的完整性管理是指对所有影响管道完整性的因素进行综合的、一体化的管理。1、管道完整性的定义2、管道完整管理的技术内涵油气管道的完整性管理是指对所有影响管道完整性的因素进行综合的、一体化的管理。图2.1给出了油气管道完整性管理的流程和技术内涵。图2.1油气管道完整性管理流程管线数据库Step1:风险因素识别Step2:数据整理和分析所有风险因素都评价了吗？Step3:风险评价Step4:基于风险的检测Step5:适用性评价Step6:管道维护决策及应急响应措施制定NOYES3、管道完整性的几个关键技术油气管道完整性涉及的关键技术管道风险评估技术基于风险的管道检测技术管道适用性评价技术管道补强修复技术数据库和地理信息系统地震和地质灾害评估和预警技术三、管道风险评价技术风险定义为失效（或危险）后果（用C表示）和失效可能性（用F表示）的乘积。对一种情况的风险：Risks=Cs·Fs失效可能性指失效的概率；失效后果主要有：经济损失、人员伤亡、环境破坏风险值的单位是死亡人数/年或损失资金/年风险评价也称风险排序，包括识别风险（潜在隐患）的来源，评价各种失效的可能性和失效后果的严重度。风险评价的方法分为定性、定量两种，二者之间的称为半定量方法。定性风险评价方法各国比较通用的作法是将失效可能性和失效后果的严重性列入4×4的风险矩阵中(下图)，按高风险、中等风险和低风险来分级。•失效后果严重性划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ级。Ⅰ级灾难的：有人员死亡，大面积环境公害，设备损坏导致停工90天以上。Ⅱ级严重的：致伤人员丧失工作能力，给公众造成伤害，设备损坏导致10～90天停工，区域性损失。Ⅲ级轻度的：人员受到不丧失工作能力的伤害，环境污染小，停工1～10天。Ⅳ级轻微的：无人员伤害，设备损坏轻微•失效可能性划分为A、B、C、D级A频繁发生：概率P≥10-1次/aB很可能发生：2×10-2/a＜概率P≤10-1次/aC有时可能发生：2×10-3/a＜概率P≤2×10-2次/aD不大可能发生：概率P≤2×10-3次/a风险矩阵中，风险指数为9或8的为高风险，是不可接受的，必须采取措施降低风险指数；7、6、5为中等风险，需要在风险和费用中平衡；4.3.2.1是低风险，一般是可以接受的。定性风险指数矩阵失效可能性失效后果严重ABCD频繁发生很可能发生有时可能发生不太可能发生Ⅰ灾难的9864Ⅱ严重的8753Ⅲ轻度的6542Ⅳ轻微的4321定量风险评价定量风险评价也称概率风险评价(PRA)，是将失效概率FS和失效后果值CS代入下式，求出整个系统的总风险值。这种计算往往是一个相当复杂的、耗资巨大的过程，同时需要有价值的数据库作为支撑。Risksystem=∑Risks=∑(Cs·Fs)管材研究所在引进和借鉴加拿大PIRAMID风险评估技术基础上，结合我国管线的特点，进行二次开发，形成了TGRC-RISK管道风险评估软件。软件采用以下两种方法计算管道失效概率统计分析方法可靠性理论考虑以下三种失效后果直接财产损失人员伤亡环境污染失效概率估计统计方法分析方法•方法：利用统计数据；管线特征和维护操作的影响反映在调整因子中•优点：–简单、运算速度快•缺点：–收集数据困难–精度不高–存在主观判断•方法：利用结构可靠性模型和管线特征数据•优点：–能提供与管线特征相关的失效概率–精确反映维护操作的影响–需要的数据更易获得•缺点：–模型复杂，需要详细分析，计算量大管线特征概率输入管线失效结构模型管线失效概率历史失效率调整因子管线失效概率三种失效模式失效事件灾害模型人员阈值财产阈值泄漏清理模型泄漏影响因子当量剩余泄漏体积死亡人数财产损失费用资金费用管线维修费用损失介质费用输送中断费用失效后果估计模型TGRC-RISK风险评估软件界面西气东输管道风险评价结果1年和20年后外腐蚀风险沿管线长度分布（实线1年,虚线20年）1.0E-031.0E-021.0E-011.0E+001.0E+011.0E+0205001000150020002500300035004000距管线起点的距离（km）USD/kmyr图3.1外腐蚀风险地质灾害风险沿管线长度分布（一年）1.00E+021.00E+031.00E+041.00E+051.00E+061.00E+071.00E+0805001000150020002500300035004000距管线起点的距离（km）USD/kmyr图3.2地质灾害风险外力风险沿管线长度分布（一年）1.00E-141.00E-131.00E-121.00E-111.00E-101.00E-091.00E-081.00E-071.00E-061.00E-051.00E-041.00E-031.00E-021.00E-0105001000150020002500300035004000距管线起点的距离（km）USD/kmyr图3.3第三方损伤风险1年和20年后总风险沿管线长度分布（实线1年,虚线20年）1.0E+001.0E+011.0E+021.0E+031.0E+041.0E+051.0E+0605001000150020002500300035004000距管线起点的距离（km）USD/kmyr图3.4西气东输管线总风险克轮输气管道风险评估部分结果02040608010012014016005001000150020002500风险水平元/km.年里程km第一年第十年外腐蚀风险水平计算结果0204060801001201401600102030405060708090100风险水平元/km.年里程km第一年第十年内腐蚀风险水平计算结果0204060801001201401600.01.0x10-72.0x10-73.0x10-74.0x10-75.0x10-76.0x10-77.0x10-78.0x10-79.0x10-71.0x10-6风险水平元/km.年里程km第一年第十年第三方破坏风险水平计算结果02040608010012014016001002003004005006007008009001000风险水平元/km.年里程km第一年第十年地质灾害风险水平计算结果02040608010012014016005001000风险水平元/km.年里程km第一年第十年地震灾害风险水平计算结果02040608010012014016005001000150020002500风险水平元/km.年里程km第一年第十年综合风险水平计算结果风险评估软件系统数据库管理模块管道系统管理模块风险计算模块维护方案模块风险评估及控制对策模块管道管理模块管段管理模块创建管道编辑管道删除管道创建管段编辑管段删除管段增加概率模型修改概率模型风险计算定义反馈定义反馈定义反馈定义反馈定义反馈定义反馈删除概率模型删除产品复制产品修改产品增加产品设置大气稳定性设置季