管道的生命周期评论

1、管道的生命周期评论     天然气和危险液体管道的完整性概念及管理体系从混杂逐步走向有序，基于风险检测（RBI）的设备完整性管理方法1逐步推行，常规钢质油罐的完整性管理概念2-3开始发展。而大型LNG储罐的罐体构造、极低的罐内操作温度（约162）、存储介质的危险性、超大容量的存储空间（8×10425×104m3/座）等本体特性和几乎不能中断运行的功能要求均不同于一般钢质储罐，其完整性概念和管理特征有待进一步研究。根据EN14620和EN1473罐体结构4-5，大型LNG储罐可以划分为单容罐（金属罐）、双容罐（金属内罐，金属或混凝土外罐

2、）、全容罐（金属内罐，金属或混凝土外罐）、薄膜罐（薄壁金属内罐，金属或混凝土外罐）和特殊双层预应力混凝土罐（双容罐或全容罐类型），设计压力小于100kPa。此外，根据储罐所在位置可以划分为地上储罐、半地上储罐、地下储罐以及陆上储罐和离岸储罐。以下通过解构管道完整性管理（PIM）概念及体系，获取有益的参考，进而探讨陆上典型的LNG全容罐的完整性管理。1管道完整性管理的解构与启示在完整性管理概念的应用中，目前发展相对成熟的是管道完整性管理。有关管道完整性管理的范围和内涵经历了长期探讨，直至颁布推荐性规范API11606和ASMEB31.8S7，业界认识才基本达成一致。究其发展由来，是在严重（甚至恶

3、性）事故效应累计、油气公司（如Enbridge、KernRiver、Colonial等）和研究机构多番实践8、多学科新技术发展和应用、美国与加拿大等国立法强制规定、行业规范引导、专业服务公司促进的交互过程中产生的。由于美国政府运输部（DOT）的推荐规则49CFR-Part192、49CFR-Part195及2002年生效实施的HR3609法案ThePipelineSafetyImprovementActof2002（PSIA）采用了“完整性”和“完整性管理”的概念和相关要求，因此，美国管道公司纷纷建立和完善其完整性管理体系，大型跨国油气管道公司也对其在加拿大、澳大利亚、英国等地的管理体系做出相

4、应调整。尽管PIM作为一种技术与管理的复合体系具备推广价值，但应认识到其首先是美国国情下的产物。近年来，诸多国内外油气企业将自身在风险管理、可靠性评估和管道检测技术应用等方面的局部成果，乃至一般性的安全和环保方面的工作均称为完整性管理的经验和经历，时间甚至追溯到20世纪七八十年代，这显然是以局部代替整体、以单一技术代替整套管理体系式的误解。PIM其实既不是企业已经建立的HSE管理体系，也不是具体的某种技术环节或其应用。从完整性管理的发展背景及油气公司的直接利益诉求和实践看，西欧、北美半数以上的油气管道已经运行40余年，超出通常意义上的设计寿命，但预计还要继续服役2550年9。可视为完整性管理实

5、践典范之一的Enbridge公司的实际情况是相当数量的油气管道运行已超过85年10，而且还要继续运行下去。在没有法律法规强制规定油气管道的服役年限和退役要求的条件下（国际上对核电设施的服役年限和服役要求有明确规定），国外油气管道公司通过评估管道完整性并采取恰当措施，安全地为这些巨额固定资产在达到预定服役期后“延寿”、获得更大的经济利益、提供符合法规要求的年度PIM审查报告并接受公众的监督和质询，则是实施PIM的另一层实际目标，也是该类企业投入资源、建立和健全PIM体系的自觉推动力。“完整性”和“完整性管理”概念本身较抽象，既可广泛所指又含义模糊，在国外早期文献中多有使用，在部分大型油气生产和运

6、输企业的手册中也频频出现。但是，即便正式出台的API11606和ASMEB31.8S7两部规范也未能给出明确定义。通过研究相关国外管道公司的实践和理念10-11认识到：所谓完整性是以安全和可靠为指向，以物理结构完整和功能正常12为直接诉求的一种服役状态，其内涵确实不如风险评价、可靠性评估、缺陷评价、管道检测方法等可直接进行数学描述或物理描述的概念清晰，类似于“安全”、“环保”等抽象的终极状态或动态目标。“完整性”搭建于“管理”平台之后，即“完整性管理”，则将“完整性”的诉求具体化和可操作化了。完整性管理的实质是以低成本维护系统安全可靠运行为目标，基于多种技术工具要素整合、集成后的管理体系，在企

7、业内部以持续滚动实施的项目运作。此外，完整性管理还相应对企业内的组织机构设置有一定的要求，因为其交叉和横跨于工程管理、技术管理、运行操作管理、抢维修管理、HSE管理等常规部门的职责，因此，需要一定的管理支持和组织保证。基于国内外实践和业内研讨9,13-15，PIM框架实际上包括两套实用体系：技术体系和管理体系。其中：完整的管理体系包括政策和原则、组织机构、管理框架和流程程序文件作业规程、人员培训等文档体系和IT管理平台；完整的技术体系包括数据信息库，风险评价技术，管道检测技术与完整性评价，管道监测技术，基于风险的检测技术，适用性评价技术（缺陷评估），地质灾害预警及评估技术，地理信息系统（GIS

8、），管道维护决策及应急响应技术等。无论完整性管理的技术体系还是管理体系都不是固定不变的，需要结合实际需要、新技术的更新发展和体系自身的定期效能评估结果进行调整，可以有“简易版”，也可以有“豪华版”，但均以实现油气管道资产的“完整性”功能目标和投入成本之间的动态平衡为根本判据。根据规范API1160和ASMEB31.8S的最基本要求，数据信息库、风险评价和检测评估构成PIM的核心技术要素，而PIM技术体系的具体构成可以根据企业需要、成效和实施条件进行灵活调整。换言之，实施PIM的基本技术要素早已具备并在油气行业自发或自觉地使用了相当长的时期，是美国政府的立法和行业规范促使PIM作为一套集成体系在

9、美国强制应用，并得到世界范围内油气管道企业的极大关注和效仿。究其实质，PIM之新不在于某一要素，而在于体系；不在于“虚”理念，而在于“软”体系、“硬”支撑；不在于分散的研究和评估方式，而在于IT平台上的信息整合；不在于技术手段更新，而在于管理方式变化；不在于实质理念的推陈出新，而在于从自发、自觉转变成持续的常规项目式运作。基于此，实施完整性管理务必把握其实质，追求实际成效，变技术要素为管理要素、经济要素和安全成果，避免片面的设备采购与软件采购工程、IT建设工程的倾向。事实上，从20世纪90年代开始，风险评价、适用性评价16（FFS，又称“合乎使用性评价”、“缺陷评价”或“安全评定”，用于评估剩

10、余强度和剩余寿命）、基于风险的检验（RBI）等广泛适用于油气行业的概念即开始推行，并发展了一系列对应的规范和标准。此外，与管道直接相关的内外检测技术、维抢修技术也快速发展和更新，IT技术则催生了地理信息系统（GIS）和多种数据库平台。一些油气管道公司（如Enbridge）则在20世纪90年代中期即建立了以完整性评价（检测技术）和风险评价为核心的技术体系和管理体系10。由此可见，除了与管道特性密切相关的部分技术模块外，上述PIM技术体系中的数据信息库、风险评价、检测与监测、基于风险的检测、适用性评价在完整性管理中具备通用性、可迁移性及可推广性，而风险评价与检测技术则占据着技术体系的核心地位。2大

11、型LNG储罐的完整性管理2.1基本概念借鉴PIM的概念，LNG储罐完整性（LNGTankIntegrity，LNG-TI）即在保证罐内介质处于稳定运行状态的情况下，储罐系统在全生命周期内结构完整、功能完好地处于可靠的服役状态，不对操作人员、附近公众及周围环境的安全造成负面影响。储罐自身的“结构完整、功能完好”是指LNG储罐各组成部分具备规定的强度、气密性、液密性及绝热性能，结构和机械状况良好，系统工艺过程完整。LNG储罐的完整性管理（LNGTankIntegrityManagement，LNG-TIM）不同于一般的油罐或液化烃储罐，其相关规范主要包括BSEN14620、EN1473及NFPA5

12、9A4-5,17，其它可借鉴的标准有DNVOS-C503、EEMUA159、API620及APIRP57518-21。回顾PIM概念及其体系建立的背景，公众安全和环境安全是政府出台法规的首要目标，也是企业建立PIM的首要目标，而操作人员的安全则在企业本应考虑的范围之列。因此，保护人员和外界环境的安全应视为根本目标在LNG-TIM的定义中予以明确。可以认为，LNG-TI包括3个基本构成要素：结构完整、功能完整与操作完整。LNG-TI三要素与LNG储罐的设计、建造、安全、调试、运行、维护、检修、改造升级直至退役的全生命周期均密切相关。2.2基本特征LNG混凝土储罐是平底带球面罐顶的圆筒形储罐，由9

13、镍钢内罐、预应力混凝土外罐、保冷层、基础以及附属设备构成。罐底、内外罐之间的环形空间及内罐吊顶均采用绝热材料。附属设备包括LNG进液管道、蒸发气排气管道、喷洒环管、射流喷嘴、阀门、LNG泵井及其他安全设备。LNG全容罐设计压力通常为290.5kPa，设计温度为17060。所有管道、仪表及电气接口均设在储罐顶部，罐壁和罐底无开孔。罐内设有LNG低压泵泵井。2.3体系框架借鉴管道PIM体系框架，LNG-TIM包括两套嵌合体系：技术体系和管理体系。建立LNG-TIM本质上就是：在战略层次上依托于IT信息平台，实现管理工具包与技术工具包的联合设计。由企业制定政策、确定目标，成立正式的管理机构，提供管理

14、支持，明组织职责，并通过规范且稳健的管理程序予以实施。这种管理程序包括确定管理层级、所需技术专家、编制技术要求和程序说明书、审核要求与技术工具包的选择和实施程序。参考API11606中的“完整性管理程序框架”及通用的PDCA（计划、执行、检查、改进）循环，提出LNG-TIM的管理框架（图1）。“确定环境”包括组织外部因素和内部因素。“数据支持”同PIM中的数据信息库，包括属性数据、运行和监测数据、维修/维护数据、检测数据、失效数据等。“风险识别、分析与评估”、“响应、措施”、“变更管理”、“效能评估”及“监控”同PIM，其通用性强，可参照API11606中的具体规定应用。“效能评估”和“监控”

15、的范围包括LNG-TIM系统的整体一致性、相关政策、组织和文件、计划和资源配置、执行与监控本身。“沟通和咨询”中的沟通类型、频率和内容在整个过程中应保持一致，重点包括与行业内其它企业及企业内部的相互交流与协作。LNG-TIM是在LNG储罐寿命期内动态循环实施的常规管理项目，确保完整性管理方法在实施过程中不断进步和加强，对事实上持续发生的设施退化、安全措施短暂失效、作业变化、维护失误、人员技能不足等及时识别和应对，对LNG储罐系统的结构完整性、功能完整性及操作完整性进行周期性评估2.4评价方法LNG储罐的完整性评价技术是以LNG储罐本体及其附属设施的风险评价为核心，结合配套专业提出的评价方法，综

16、合评定储罐系统的完整性状态，按失效可能性选择检测方法和运营策略，按风险程度确定日常维护、监测的重点，实现LNG储罐系统安全可靠地长周期运行。其实现手段是适用的监测和检测评价技术，核心是储罐风险评价和适用性评价。根据规范EN14620，LNG储罐面临的外部风险来自自然/环境、场地平面布置、操作原则/惯例及设备失常等；内部风险主要来自机械故障、设备故障、操作和维护不当等。此外，管道法兰、阀门内的部件（如衬垫）坏损可能引起泄漏并对罐顶或管壁外壳产生影响；在LNG储罐的寿命期内，应采取措施有效防止混凝土外罐中预应力钢筋和钢丝束的腐蚀；绝热材料可能因施工或运行过程中的机械外力、潮气/水/气候因素（包括储

17、罐水压试验）及外部火灾而损坏。法国燃气公司于2006年对一个12×104m3和一个8×104m3的LNG储罐混凝土外罐进行完整性评价22，并由OxandSA技术公司负责技术支持，同时对9镍金属内罐进行检测和诊断。根据识别出的危险因素，选择合适的完整性评价技术或其组合，针对LNG储罐本体和附属设施的具体部位、整体系统进行风险评价、动态监测分析及直接检测验证。其中：对于具体危险因素（如外罐混凝土壁裂缝）的评价与其它信息进行关联和综合评估；对于高概率的具体缺陷设法采用检测工具核实，如果无法直接检测，则制定风险减缓计划或采取实际的监控手段。对于服役时间较长的LNG储罐，其内罐、外罐

18、、基础、绝热系统等完整性评价主要依靠RBI和FFS的技术手段，基本依据是LNG储罐运行和设施老化方面的经验及储罐缺陷后果说明书。一般类型的钢质储罐检测技术包括磁漏检测、表观检测、射线检测、超声波检测、真空箱检测、渗透或磁粉检测等，但对于LNG储罐，除非有足够的监控数据和风险评估结果表明，LNG内罐可能发生损伤（如施工遗留损伤），通常不会考虑开罐检查。规范EEMUA159指出：对低温液体储罐定期实施内部检查没有技术保证，只要储罐在其设计/操作寿命之内操作，应由外部检查和操作历史确认储罐的完好性。根据行业经验23-27，LNG储罐9镍钢内罐具备明显的“免维护”特点。日常维护和定期的检查、监测及检测，则参考规范EN14620、EEMUA159、NFPA59A、EN1473及SY/T671128，可分为国家法规强制检定和企业自主检测两类。前者包括LNG储罐安全阀和仪表；后者则广泛地包括储罐基础沉降、锚固设施、罐底加热系统、ESD系统、温度-压力-液位仪表、管道法兰及密封泄漏、防雷系统、罐液位高高报警、联锁保护装置、控制阀和开关阀门等的定期监测、检测和维护，以及LNG储罐罐体