油气管道完整性管理详解

油气管道风险分析及

完整性管理国家高级企业培训师张国栋syxxzgd@163.co气长输管线与管道两种观点：一种认为附属于企业的内部油气输送系统称为管线；独立经营、商业化运作的称为管道。另一种认为：输送系统的物理存在称为管线，而加上人员管理、运作等保障系统以后的称为管道。气体在输送中途经的各种有形设备，包括管子、阀门、管件、法兰(包括螺栓和垫圈)、调节器、压力容器、脉动消除器、泄压阀和与管子连接的其他部件—压缩机组、计量站、调压站和装配装置。本定义包括从气田到陆上的气体长输和集输管线及密闭管道的气体储存设施，储气设施焊接或锻接于管道上，或装配于管道或法兰上。油气管道运营模式运销一体化公司：既是货物的承运人又是货物的所有者。运输公司：货物的承运人运营公司：操作和维护管道设施，并对管道设施负有信用责任的实体。欧洲燃气管道的事故统计破坏原因外部干扰材料缺陷腐蚀地表移动抢修错误其他比例%501815656输气管道事故统计一、油气管道典型事故欧洲天然气管道事故美国天然气管道的事故统计破坏原因外部干扰材料缺陷腐蚀结构其他比例%53.516.916.65.67.4美国天然气管道事故中国四川输气管道事故统计破坏原因外力损伤材料缺陷腐蚀施工地表移动其他比例%14.212.327.726.55.43.9输气管道事故案例1989年前苏联乌拉尔山区一条输气干线泄露，附近火车引起的地火花引爆了漏出的天然气，造成600多人死亡，烧毁森林数百公顷。1994年3月23日，在美国新泽西州，一条0.91m（36in）天然气管道破裂引发火灾，着火后形成的火球高152.4m(500ft）方圆91.44m(300ft)处的建筑物受到辐射热的影响，毁坏了128套房屋，撤离了1500人。共有50多人受伤，无人死亡。200年8月9日发生在新墨西哥州的0.76m（30in）天然气管道破裂事故造成12人死亡，爆炸留下宽6.6m(20in)长达26.2m(86in)的大坑。EIPaso（索帕）天然气管道公司由于违反安全管理规定而遭受352万美元的罚款。1995年7月29日，横贯加拿大管道公司的一条1067mm天然气管道在Rapid市附近破裂起火，50多分钟后距离爆破口7m远的另一条914mm气管线也爆裂着火。两条管道分别停输了15天和4天。后来查明第一条管道是外部腐蚀裂纹引起延性断裂；后一事故是因火灾没有及时扑灭引发的次生灾害。H2S电化学腐蚀的破坏实例1、威成线的爆炸事故⑴管线基本情况威成线是1965年开发威远含硫气田的第一条由威远输送净化气到成都的长距离输气干线，全长135.3km，采用的管材为Φ630×8的16Mn钢螺旋焊钢管。1966年12月建成，1969年9月正式投产，运行前，曾用空气进行强度试压，压力达5.0MPa，严密性试验压力4.6MPa24h，均合格，投产后输气压力2.1MPa，日输气量约200×104m3天然气。⑵事故描述①1971年5月22日0:40，威成线起始端越溪段突然发生爆炸，强大的天然气从管内喷出，将距10m处的一输电线冲断起火，使前方50m宿舍着火，烧死烧伤数人，使成都地区部分工厂突然停气、停产，造成重大损失。爆破段距公路6m，与公路走向平行，由3个弯头组成的鞍形管段。威成线越溪段爆破管段示意图爆破后断开管线3.6m，爆破使一块长1.4m，约3.2m2，重约201kg的管段沿气流方向飞出，落在离爆破点151m处的一瓦房角上，抢修后恢复生产送气。②1972年1月13日2:55，在同一部位，再次发生爆破，爆破后有一段长12.6m，约1357kg的管段飞出，落在距起爆点20m远的公路边，将路旁的通讯水泥电杆砸断。此次爆破虽未造成人员伤亡，但造成的经济损失仍然巨大。⑶事故原因分析①从两次爆破飞出管段实物可见，其马鞍形弯头下部有一明显的水浸区。第二次爆破实物测绘图。可见气水界面上有严重的沟槽腐蚀，钢管壁厚由8mm减薄为1.1~1.4mm，爆破口仅为0.3~0.5mm。起爆处断口为人字形塑性断口，断口上晶粒有明显塑性弯曲，可证明爆破为非硫化物应力开裂（SCC）。②输送过程中有游离水产生越溪段距首端净化厂约14km，出厂净化天然气未能作脱水处理，为30~40℃饱和含水天然气，在输送过程中，温度下降，大量的气水凝结成液态水。根据热力计算可知，当输气量为200×104m3/d，可产生冷凝水400kg/d。③生产记录表明，该管道投产一年后，由于供气量增大，引入了低含硫的泸威线管道来气与威远的净化气混输，因而使管道内气质中H2S含量超过了原定的管输标准。净化厂输气标准为H2S≤20mg/m3;混合后管道内实测含量在60mg/m3以上，且有1320mg/m2CO2未脱除。在有如此多的酸性气质存在条件下，在气液界面形成腐蚀原电池，加剧界面沟槽腐蚀的条件是充分的。④由于输气量未达到设计值，输气压力仅为设计值的一半，因而气流速度小，计算结果约为2.9m/s。因此低洼地段内的积液难以带走，造成水线区的存在于动荡，而形成如同海水腐蚀一样水线区严重的电化学腐蚀。⑤经对腐蚀产物分析，发现含有大量的黑色Fe8S9、FeS和FeS·H2O等不同结构的腐蚀产物，证明其为H2S的电化学腐蚀。综上所述，威成线两次爆管事故是由于马鞍形管段内低洼地段积液，产生了严重的水线区的局部的电化学腐蚀，形成沟槽，致使管壁严重减薄后，强度降低，在输气压力下发生的爆破事故。2、川南，宋—牟集气管线爆破事故⑴管线基本情况管线起于四川宜宾市宋家场以北2km的宋1井，止于牟坪场西南约4.5km五家桥站，与付（家庙）—安（边）线相连，全长18.7km。设计压力为4.0MPa，采用资阳钢管厂首批生产的Φ720×8螺旋焊钢管，材质为16Mn。1976年12月投产，气源为宋1、宋2、宋4、宋9和宋15井混合气。气中H2S含量为173~283mg/m3（0.011%~0.018%），CO2含量为10255~12078mg/m3（0.522%~0.616%）。其中宋2、宋4、宋9、宋15井还含有地层水，水中氯离子含量为10957~22169mg/l。1994年5月31日19:15，在宋1井集气站大门约20m处发生爆破，一声巨响后，天然气将埋地冲击出一条长40m、宽5m、深3m的沟，输气管线裸露约35m，管线2/3后将剩余部分撕断，断距8m，气流将围墙、厕所澡堂冲垮。后因变压器被冲到引起火花着火，火焰高50m。大火冲入井站。本次爆管事故，初步估计直接损失约32.9万元，其他损失无法估计。⑵原因分析①管道外壁基本无腐蚀，内壁有明显的气水交界面的水线沟槽腐蚀。其中最大的腐蚀坑直径12mm，坑深2.65mm，爆管的测厚展开图如下。经测量，起爆口壁厚仅为1.01mm。根据输气管道强度计算，在2.496MPa输气压力下，管壁薄到3.19mm，即可发生爆破。②该管线已经使用18年，根据对爆管的腐蚀形貌、金相组织及硬度检测等结果进行分析表明，爆破原因不属于SCC。与威成线相同，该管线爆破的根本原因是内壁H2S电化学腐蚀作用造成水线区管壁的局部逐渐腐蚀减薄。导致电化学腐蚀的主要原因：一是气质中H2S、CO2的存在，水中又有大量的氯离子；另一方面则是宋家场气田后期开采水量增大，日产水100m3左右，管径大，输气量小，出站2.8~3.2km要翻越高差43m的小山，积水难以带走，管线内壁观察有气液界面痕迹线300m可见管道内有大量积水。美国运输部关于天然气管道事故的研究结论美国运输部安全办公室（NTSB）关于天然气管道的重大事故调查资料中，13次事故均着火，6次发生爆炸。调查的数据范围如下：输气管道的管径0.15~0.91m(6~36in)；运行压力3.38~7.10MPa（490~1016psi）燃烧半径、面积，是否着火及爆炸等。该研究得出如下结论：1、事故管道运行压力与着火燃烧的半径有关，燃烧半径随压力增高而增大；2、若发生爆炸，同样压力下燃烧范围较小；3、燃烧半径和管径没有直接关系，还有许多因素影响燃烧范围，如周围的地形、风力和风向。管道的埋深及裂纹形状、泄露气体量等。输油管道事故统计分析西欧及美国输油管道的事故统计地区比例，%外力损伤腐蚀机械损伤操作失误自然灾害其他西欧333025741美国3433182.54.58中国东部输油管道的

地表移动事故统计破坏原因外部干扰设备故障腐蚀违规操作施工管材其他比例%8.330.321.320.58.511.1输油管道事故案例1999年6月10日，美国Bellingham，WA一条0.41（16in）汽油管道因外力损伤断裂。6600桶未加铅汽油流入了穿过该城市的小河并着火，造成3人死亡、8人受伤。1976年、1984年因地震、山洪暴发分别使中国秦京线、铁秦线管道断裂跑油，经济损失巨大，环境污染严重。1999年2月9日，Colonial管道公司运营的成品油管道在位于田纳西州东部的诺克斯维尔发生了一起破裂溢油事故，泄露了1785t(2027m3)的高硫燃料柴油，财产损失达700万美元。美国天然气协会（AGA）管道类型统计起止时间事故次数死亡人数受伤人数财产损失输气管道1986/1/1-2003/8/3113715922432833配气管网1986/1/1-2003/8/312357295134629425危险液体管道1986/1/1-2003/8/31327025125184549总计1986/1/1-2003/8/31699818211821145807年平均373.220.997.1776.4二、油气管道完整性管理的

概念和原则1、完整性管理的概念2、管道完整性管理的原则3、管道完整性管理的内容4、管道完整性管理的特点油气管道的可靠性失效与可靠是一对矛盾，对于可修复的装备，失效又称为故障。可靠性的狭义定义：在规定的条件下，在规定的时间内，产品完成规定的功能的能力。广义的定义：还应包括维修性与有效性。产品在规定的条件下及时间内不能完成规定的功能则称为失效。对于油气管道来说是，操作条件：如压力、温度等；环境条件：如土壤、海水、环境载荷等。规定的时间：则应为设计寿命，或是服役期间的剩余寿命。在规定的条件和时间内，若不能完成输送油气的任务，则叫油气管道的失效（故障）。油气管道的可靠性1、油气管道完整性的概念管道的完整性是指管道要始终处于安全可靠的受控的工作状态，管理人员可不断采取措施防止管道事故的发生。完整性是与管道是设计、施工、运营、维护、检修的各过程密切相关的。具体说来就是：管道的完整性管理管道公司根据不断变化的管道因素，对油气管道运营中面临的风险因素进行识别和技术评价，制定相应的控制风险对策，不断改善识别到的不利影响因素，从而将管道运营的风险控制在合理的、可接受的范围内，通过监测、检测、校验等各种方式，获取与专业管理相结合的管道完整性信息，对可能使管道失效的主要威胁因素进行检测、检验，据此对管道的适应性进行评估，最终达到持续改进、减少和预防管道事故发生、经济合理地保证管道安全运行的目的。措施费用事故损失事故损失事故损失事故损失措施事故损失措施事故损失措施事故损失措施事故损失措施费用综合费用油气管道的完整性是指管道始终处于安全可靠的服役状态，包括以下内涵：①管道始终处于安全可靠的工作状态。②管道在物理和功能上是完整的，管道处于受控状态；③管道运营商已经并仍将不断采取行动防止管道事故的发生。④管道完整性与管道的设计、施工、运行、维护、检修和管理的各个过程是密切相关的。油气管道完整性的内涵2、管道完整性管理的原则①在设计、建设和运行新管道系统时，应融入管道完整性管理的理念和做法；②结合管道的特点，进行动态的完整性管理；③要建立负责进行管道完整性管理的机构、制定管理流程、并辅以必要的手段；④要对所有与管道完整性管理相关的信息进行分析和整合；⑤必须持续不断的对管道进行完整性管理；⑥应当不断在管道完整性管理过程中采用各种新技术。完整性评价是指一种过程，包括检测管道设施、评价检测结果、用各种技术检查管道、评价检查结果、按缺陷类型和严重程度评价，通过分析确定管道的完整性。在役管道的完整性管理在役管道的完整性管理要求管道公司要不间断识别运营中面临的风险因素，制定相应的控制对策。对可能使管道失效的危险因素进行检测，对其进行适应性评估，不断改善识别到的不利因素，将运营风险水平控制在合理的可接受的范围内。管道完整性管理是一个连续的、循环进行的管道监控管理过程，需要在一定的时间间隔后，再次进行管道检测、风险评价及采取措施减轻风险，以达到持续减少和预防事故的发生，经济合理的保证安全运行。管道完整性管理是一个与时俱进的连续过程。管道的失效模式是一个时间的依赖模式。腐蚀、老化、疲劳、自然灾害、机械损伤等能够引起管道失效的多种（因素）过程随着岁月流逝不断的侵害管道，必须持续不断的进行风险分析、检测、完整性评价、维修、人员培训的完整性管理。3、管道完整性管理的内容管道完整性管理是指对所有管道完整性的因素进行综合的、一体化的管理，包括以下方面内容：①建立完整的管理机构，拟定工作计划、工作流程和工作程序文件；②进行管道风险分析，了解事故发生的可能性和将导致的后果，制定预防和应急措施；③定期进行管道完整性检测和完整性评价，了解管道可能发生事故的原因和部位。④采取修复或减轻失效威胁的措施；⑤检查、衡量完整性管理的效果，确定再评价的周期；⑥开展培训教育工作，不断提高管理和操作人员的素质。4、完整性管理的特点管道完整性管理体系体现了安全管理的时间完整性、数据完整性和管理过程的完整性以及灵活性的特点。⑴时间完整性需要从管道规划、建设到运行维护、检修的全过程实施完整性管理，贯穿于管道的整个寿命周期，体现了时间完整性。⑵数据完整性要求从数据的收集、整合、数据库设计、数据的管理、升级等环节，保证数据的完整、准确，为风险评价、完整性评价结果的准确、可靠提供重要基础。特别是对在役管道的检测，可以给管道的完整性评价提供最直接的依据。⑶管理过程完整性风险评价和完整性评价是管道完整性管理的关键组成部分，要根据规定的剩余寿命预测及完整性管理效果评估的结果，确定再次检测、评价的周期，每隔一定时间后再次循环上述步骤。还要根据危险因素的变化及完整性管理效果测试情况，对管理程序进行必要修改，以适应管道实际情况。持续改进、定期循环、不断改善的方法体现了安全管理过程的完整性。⑷灵活性完整性管理要适应每条管道及其管理者的特定条件。管道的条件不同是指管道的设计、运行条件不同。环境在变化、资料在更新、评价技术在发展。管理者的条件是指其管理者的完整性目标和支持完整性管理的资源、技术水平等。因此，完整性管理的计划、方案需要根据规定实际条件来制定，不存在适于各种各样规定的“惟一”的或“最优”的方案。完整性管理与HSE的差异从理念、政府监管和执行标准、主要危险因素、主要预防措施、潜在风险受体方面进行比较。理念①一切事故都是可以避免的②员工的安全高于一切③安全是每一名员工的责任④环境保护和持续发展是一起企业活动的基石缺陷是无处不在的只有不断识别，跟踪缺陷的发展，并不断消除缺陷才能本质安全政府监管和执行的标准ISO/CD14690（1996年发布）SY/6267-1997(国内，HSEMS）ISO9000（质量体系标准）ISO14000（环境体系标准）1989年《石油天然气管道保护条例》（国内）200年《石油及天然气管道安全监察管理规定》（国内）加拿大NEBOPR-99第40、41部分、CSAZ662美国交通部（DOT）的管道安全办公室（OPS）负责监管执行联邦法规（CFR）第49卷第186-1999部分要求所有液体管道和气体管道都必须编制完整性管理程序标准：APIRP1129APIRP1160液体管道ASMEB31.8S-2001气体管道英国CRGB/R/H/R6国内SY/T6621-2005气体管道、SY/T6648-2006液体管道主要危险因素火灾、高空作业、挖掘作业、噪音、电、车辆、坠物、冷热温度、抛射物、喷射、辐射、高空电缆、受限区域、易燃物、腐蚀物、吸入危险物、有毒物、泄露、单人作业内外腐蚀、应力腐蚀、制造缺陷、施工缺陷、设备失效、第三方损害、误操作、天气雨外力因素、（过冷、雷击、大雨或洪水、地壳运动）等9类21种风险主要预防措施风险矩阵分析安全工作许可制度持证上岗培训个人防护用具应急反应计划数据资料收集和整合定性或定量风险评价识别风险并排序（尤其确定高后果区HCA）；对重大风险进行完整性评价（检测、试压或直接评价）；制定事故减缓措施潜在风险受体员工附近社区公众、环境（江河湖海、大气、土壤、野生动植物）管道及管道设施（含站内设施）二、风险评价的基本原理墨菲定律：任何事物如果听其自然的话，总是向更坏的方向发展。简单的说，墨菲定律就是：看似一件事好与坏的几率相同的时候，事情都会朝着糟糕的方向发生。自然界的力量试图使人们创造的东西处于无序状态。腐蚀就是一个例子：金属总是试图回复到原来的矿物状态。墨菲定律的来源，美国的一个叫爱德华﹒墨菲的空军上尉，他有一个经常会遇到倒霉事的同事。1949年的一天，墨菲开玩笑说：“如果一件事情有可能被弄糟，让他去做就一定会弄糟。”举个例子吧，比如你每天出门都带着雨伞，可总也不下雨。当你这一天不想再带伞出门时，则往往会赶上下雨。再比如你去排队买东西，窗口前有几条相同长度的队伍。这时，你所加入的队伍往往是最慢的。1、危险危险是指一个或一组具有某种潜在的造成损害或失败的可能性。易燃性和有毒性都是介质具有危险性的范例。危险性是客观存在的，不以人的主观意志为转移。2、风险潜在损失的量度，用事故发生的概率(可能性)和后果的大小来表示。或者由事故发生的概率和后果严重程度来计量的损失。风险是发生特定危害事件的可能性以及事件造成损失的大小。用管道输送危险品是有风险的，因为如果危险品发生泄漏，会导致产品损失的危害。发生管道泄漏事件一般被称之为管道事故。当事故发生的可能性增加，或是事故后果的严重性增大时，风险将随之增大。人们不能消除危险，但可以通过采取必要的措施来降低发生危险的可能性；减低危险发生的概率降低危险发生后所造成的不良后果的严重性。也就是说人们不能消除危险，但可以通过自身的努力减少危险发生的概率和减轻危险发生所产生后果的严重性。失效用于表示下述几种情况的通用术语：使用中的某一部分已完全不能操作；还能操作但不能令人满意地完成指定任务；已严重老化、已达到不能继续安全或可靠使用的程度。风险评估与风险管理风险评估识别设施运行的潜在危险、估计潜在不利事件发生的可能性和后果的一个系统过程。风险评估范围很广，可根据运营公司的目标进行详细程度不同的评估。风险管理由以下部分组成的一个总体方案：识别对某区域或设备的潜在危险；根据事件发生的可能性和后果，评估与这些危险有关的风险;通过降低事件发生的可能性和后果减轻风险和风险降低结果的测试。第三方损坏除了为运营公司实施作业的人员外，外方对气体管道设施造成的损坏。还包括运营公司的人员或运营公司的承包商造成的损坏。3、管道系统事故风险因素分析疲劳开裂and管道评价技术小结目前常用的评价方法为：完整性评价、风险评价、适用性评价相同点：目的相同：都是为了保证管道的安全运行流程相同：基于历史数据，找出可能的薄弱环节，进行检测、再依照某一模型进行评价不同点：应用点不同：风险针对管道某个时段的所有可能项目；适用性针对有缺陷的在役管道，考虑运行条件；侧重点不同：风险评价侧重于管道失效概率，考虑失效的后果；适用性侧重于管道的管体状况，以剩余强度为主；完整性考虑全面，侧重于管道的完整性状态的考虑，以保证管道的长期安全运行。危险危险危险危险不经济采取措施花费太多设计和操作因素应力计算额外负荷腐蚀防护机械损伤防护公司规程政策法规……存在的已知的威胁新的和增加的威胁存在的已知的威胁新的和增加的威胁存在的已知的威胁新的和增加的威胁危险存在的已知的威胁新的和增加的威胁设计和操作因素应力计算额外负荷腐蚀防护机械损伤防护公司规程政策法规……危险存在的已知的威胁新的和增加的威胁不经济采取措施花费太多设计和操作因素应力计算额外负荷腐蚀防护机械损伤防护公司规程政策法规……危险存在的已知的威胁新的和增加的威胁不经济采取措施花费太多设计和操作因素应力计算额外负荷腐蚀防护机械损伤防护公司规程政策法规……危险存在的已知的威胁新的和增加的威胁不经济采取措施花费太多设计和操作因素应力计算额外负荷腐蚀防护机械损伤防护公司规程政策法规……危险存在的已知的威胁新的和增加的威胁不经济采取措施花费太多设计和操作因素应力计算额外负荷腐蚀防护机械损伤防护公司规程政策法规……危险存在的已知的威胁新的和增加的威胁采取的额外措施采取的额外措施设计因素设计和结构的安全性操作因素操作和维护的安全性操作因素操作和维护的安全性设计因素设计和结构的安全性操作因素操作和维护的安全性设计因素设计和结构的安全性操作因素操作和维护的安全性完整性管理的平衡关系在役管道管理技术可分为两类：一是以完整性评价技术为核心的完整性管理，二是以风险评价为核心的风险管理。两类方法思路相同：识别/检测→评价→措施，并且都需要检测；不同点：完整性针对的是管道全部运行要素，考虑的是保证管道持续运行的需要；风险管理针对管段整体中有风险的项目，考虑失效后果，基本方法是计算失效概率；两类方法有逐渐融合到完整性管理的趋势。完整性管理是一种主动预防的管理方法，是先进管理经验的总结提炼，已被国际上众多管道公司所采用。完整性管理十分注重管理过程的持续性，强调在管道生命周期内的设计、建造、运行直至报废等各个阶段都要进行持续不断的管理。风险管理主要是在管道运行期间，更注重管道当前的安全状况，强调对当前管道可能存在的风险进行识别、风险评价，对不同的风险及后果应用风险接受判据，采取由针对性风险控制措施，使风险减低到可以接受的措施。经济性可靠性管道完整性管理管道管理系统管道风险管理经济性可靠性经济性可靠性公共安全经济性可靠性公共安全公共安全公共安全公共安全公共安全公共安全公共安全经济性可靠性公共安全管道风险管理管道完整性管理经济性可靠性管道完整性管理客户满意度客户满意度客户满意度管道系统管道系统经济性可靠性管道完整性管理管道管理系统公众雇员环境消费者供应商消费者供应商公众雇员环境消费者供应商公共安全公众雇员环境消费者供应商经济性可靠性管道完整性管理管道管理系统公共安全公众雇员环境消费者供应商三、完整性管理的方法和程序1、B31.8S推荐的输气管道完整性管理的程序2、APISt.1160推荐的输油管道完整性管理程序1、B31.8S推荐的

输气管道完整性管理的程序美国国家标准ASMEB31.8S提出了两种管道完整性管理的方法。⑴基于规范预测的完整性管理方法⑵基于管道性能评价的完整性管理方法⑴基于规范预测的完整性管理方法适用于资料、数据较少的情况下，此时可参照B31.8S所预测的三大类22种危害因素，提供检测、预防及减缓风险的措施等方面的信息，确定拟采取的完整性管理的步骤。该规范的附录A中详细列出了这一方法的实施步骤。这种方法按预期的最坏的发展可能，确定管道的检测、评价周期，以弥补数据不足和分析较粗的影响。完整性危险分类完整性管理的第一步，是识别影响管道完整性的潜在危险，所有危害管道完整性的危险都应考虑。国际管道研究委员会（PRCI）对输气管道事故数据进行了分析，并分成22个根本原因。22个原因中每一个都代表影响完整性的一种危险，应对其进行管理。运营公司报告的原因中，有一种原因是“未知的”，就是说，是找不到根本原因。对其余21中已按其性质和发展特点，划分为九种相关事故类型，并进一步划分为与时间有关的3种缺陷类型。这9种类型对判定可能出现的危险很有用，应根据危害的时间因素和事故模式分组，正确进行风险评估、完整性评价和减缓活动。时效风险因素内壁腐蚀外壁腐蚀应力腐蚀与时间无关的风险因素第三方/机械破坏误操作气候和外力因素稳定风险因素与制管有关的缺陷与焊接组装有关的缺陷设备风险识别九大因素危害输气管完整性的因素固有因素固有因素与时间有关的危害与时间无关的危害与时间无关的危害与时间无关的危害与时间无关的危害固有因素与时间无关的危害危害输气管完整性的因素固有因素与时间无关的危害与时间有关的危害危害输气管完整性的因素固有因素与时间无关的危害外腐蚀内腐蚀应力腐蚀开裂内腐蚀应力腐蚀开裂外腐蚀内腐蚀应力腐蚀开裂内腐蚀外腐蚀内腐蚀外腐蚀内腐蚀外腐蚀内腐蚀外腐蚀内腐蚀应力腐蚀开裂外腐蚀内腐蚀与时间有关的危害危害输气管完整性的因素固有因素与时间无关的危害应力腐蚀开裂外腐蚀内腐蚀与制造管子有关的缺陷与焊接制造油管道缺陷设备因素设备因素与焊接制造油管道缺陷设备因素与制造管子有关的缺陷与焊接制造油管道缺陷设备因素与制造管子有关的缺陷与焊接制造油管道缺陷设备因素与制造管子有关的缺陷与焊接制造油管道缺陷设备因素与制造管子有关的缺陷与焊接制造油管道缺陷设备因素与时间有关的危害危害输气管完整性的因素固有因素与时间无关的危害应力腐蚀开裂外腐蚀内腐蚀与制造管子有关的缺陷与焊接制造油管道缺陷设备因素第三方/机械损坏误操作：操作程序不正确第三方/机械损坏第三方/机械损坏第三方/机械损坏第三方/机械损坏第三方/机械损坏误操作：操作程序不正确第三方/机械损坏第三方/机械损坏误操作：操作程序不正确第三方/机械损坏与时间有关的危害危害输气管完整性的因素固有因素与时间无关的危害应力腐蚀开裂外腐蚀内腐蚀与制造管子有关的缺陷与焊接制造油管道缺陷设备因素第三方/机械损坏误操作：操作程序不正确第三方/机械损坏管体焊接缺陷管体缺陷管体焊接缺陷管体缺陷管体焊接缺陷与时间有关的危害危害输气管完整性的因素固有因素与时间无关的危害应力腐蚀开裂外腐蚀内腐蚀与制造管子有关的缺陷与焊接制造有关道缺陷设备因素第三方/机械损坏误操作：操作程序不正确第三方/机械损坏管体缺陷管体焊接缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷与时间有关的危害危害输气管完整性的因素固有因素与时间无关的危害应力腐蚀开裂外腐蚀内腐蚀与制造管子有关的缺陷与焊接制造有关道缺陷设备因素与天气有关的因素和外力因素误操作：操作程序不正确第三方/机械损坏管体缺陷管体焊接缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷O型垫片损坏控制/泄压设备故障密封/泵填料失效其他其他密封/泵填料失效其他控制/泄压设备故障密封/泵填料失效其他O型垫片损坏控制/泄压设备故障密封/泵填料失效其他与时间有关的危害危害输气管完整性的因素固有因素与时间无关的危害应力腐蚀开裂外腐蚀内腐蚀与制造管子有关的缺陷与焊接制造有关道缺陷设备因素与天气有关的因素和外力因素误操作：操作程序不正确第三方/机械损坏管体缺陷管体焊接缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷O型垫片损坏控制/泄压设备故障密封/泵填料失效其他天气过冷雷击暴雨或洪水土体移动天气过冷雷击天气过冷暴雨或洪水雷击天气过冷土体移动暴雨或洪水雷击天气过冷土体移动暴雨或洪水雷击天气过冷土体移动暴雨或洪水雷击天气过冷土体移动暴雨或洪水雷击天气过冷土体移动暴雨或洪水雷击天气过冷天气过冷雷击天气过冷暴雨或洪水雷击天气过冷土体移动暴雨或洪水雷击天气过冷与时间有关的危害危害输气管完整性的因素固有因素与时间无关的危害应力腐蚀开裂外腐蚀内腐蚀与制造管子有关的缺陷与焊接制造有关道缺陷设备因素与天气有关的因素和外力因素误操作：操作程序不正确第三方/机械损坏管体缺陷管体焊接缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷O型垫片损坏控制/泄压设备故障密封/泵填料失效其他土体移动暴雨或洪水雷击天气过冷未知的未知的未知的与时间有关的危害危害输气管完整性的因素固有因素与时间无关的危害应力腐蚀开裂外腐蚀内腐蚀与制造管子有关的缺陷与焊接制造有关道缺陷设备因素与天气有关的因素和外力因素误操作：操作程序不正确第三方/机械损坏管体缺陷管体焊接缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷管体环焊缝缺陷O型垫片损坏控制/泄压设备故障密封/泵填料失效其他土体移动暴雨或洪水雷击天气过冷未知的甲方、乙方或第三方造成的损坏（瞬时、立即损坏）以前损坏的管子故意破坏甲方、乙方或第三方造成的损坏（瞬时、立即损坏）甲方、乙方或第三方造成的损坏（瞬时、立即损坏）以前损坏的管子甲方、乙方或第三方造成的损坏（瞬时、立即损坏）故意破坏以前损坏的管子甲方、乙方或第三方造成的损坏（瞬时、立即损坏）故意破坏以前损坏的管子甲方、乙方或第三方造成的损坏（瞬时、立即损坏）与时间有关的危害危害输气管完整性的因素固有因素与时间无关的危害应力腐蚀开裂外腐蚀内腐蚀与制造管子有关的缺陷与焊接制造有关道缺陷设备因素与天气有关的因素和外力因素误操作：操作程序不正确第三方/机械损坏管体缺陷管体焊缝缺陷管体环焊缝缺陷制造焊缝缺陷褶皱弯头或壳曲螺纹磨损/管子破损/管接头损坏O型垫片损坏控制/泄压设备故障密封/泵填料失效其他土体移动暴雨或洪水雷击天气过冷未知的故意破坏以前损坏的管子滞后性失效甲方、乙方或第三方造成的损坏（瞬时、立即损坏）d—管道外径，in；p—管道允许最大操作压力，lb/in2,1lb/in2=0.0069MPa；r—受影响区域的半径，ft。油气管道主要失效模式断裂脆性断裂：低温断裂、应力腐蚀、氢致开裂韧性断裂疲劳断裂：应力疲劳、应变疲劳、腐蚀疲劳过量变形过载引起的鼓胀、屈曲、伸长、外力引起的压扁、弯曲表面损伤机械损伤：表面划伤、凹坑腐蚀：内壁腐蚀（输送介质引起）外壁腐蚀：外部环境引起）低温脆断：冷脆指材料在低温条件下的极小塑变脆断。大多发生在体心立方体和密排六方晶体结构。冷脆与材料的韧性和脆性联系紧密。高韧性的材料不容易发生冷脆，反之就容易发生。在温度低于一个特定温度的时候，材料的吸收的冲击功会突然减小，从韧性转变为脆性，这一温度即为冷脆转变温度。实验上一般用冲击试验来确定这一温度。应力腐蚀：材料、机械零件或构件在静应力(主要是拉应力)和腐蚀的共同作用下产生的失效现象。氢致开裂：氢的存在而导致材料经历一定时间后发生的低应力脆性开裂

。应力疲劳：材料、零件、构件在低于其屈服强度的循环应力作用下，经大于105循环次数而产生的疲劳。应变疲劳：材料、零件、构件在接近或超过其屈服强度的循环应力作用下，经小于105次塑性应变循环次数而产生的疲劳。腐蚀疲劳：化工设备中许多金属材料构件都工作在腐蚀的环境中，同时还承受着交变载荷的作用。与惰性环境中承受交变载荷的情况相比，交变载荷与侵蚀性环境的联合作用往往会显著降低构件疲劳性能，这种疲劳损伤现象称为腐蚀疲劳。

⑵基于管道性能的完整性管理方法该方法需要更多的数据资料以完成较大范围的风险分析和评价，如果没有进行充分的调查，完成适当的完整性评价以获取所需的管道状况的信息，就难以实施这一方法。该完整性管理程序使经营者在检测周期、检测工具、预防和减轻风险的措施等的选择有更大的灵活性。此种方法所得结论的可信度应当等于或高于前一种方法。完整性管理的实施有许多标准可依据，以美国为例，有ASMEB31.8~S2001《输气管道完整性管理标准》ASMEB31.Q《输气管道操作人员资质标准》NACERP0102-2002《管道内检测推荐做法》NACERP0502-2002《管道外检测评价标准》、APISt1160-2001《危险液体管道完整性管理系统》等标准规范对完整性管理做出了具体的规定和建议。完整性管理应遵循的标准B31.8S推荐的

输气管道完整性管理程序该推荐流程如图所示。管道的完整性管理就是图中所示工作内容的周而复始，循环往复不断完善的过程。对基于规范预测的完整性管理方案，其工作步骤可归纳如下。识别危害因素对管道可能造成的影响数据收集、检查和整合风险评价各种危害评价完整性评价对完整性评价的相应和减缓措施①根据规范预测的22种事故根源识别影响完整性的潜在因素，诸如腐蚀、开裂、第三方破坏等。②收集反映管段及其潜在危险特点的数据，以了解管道的状况，确定管道完整性的危险源位置，并了解事故对公众、环境和管道运行造成的后果，确定HCA（管道泄漏可能产生重大有害影响的地区）地区。③利用上一步所综合的数据和预计的后果来评价管道系统的风险，优先排序，确定需维护的管段。

④基于风险评价的结果，可以选择并采取适当的方法来进行管道完整性评价中的检测。可以通过内、外检测来获取有关数据，然后对管道做出完整性评价，也可采用试压、直接评价及其他方法。⑤根据完整性评价结果制定相应计划。对在检测中发现的管道缺陷制定修补措施并实施。应按照已经被接受的工业标准或做法进行修补作业。⑥对初步完整性评价之后的数据进行更新、综合和检查，使管道运行历史数据库得到不断扩充和完善。依据已更新的数据库再次进行风险评价，以确保分析过程反应的是管道的最新状况。⑦制定最新管理方案。⑧对管理方案实施后的效果进行评价。⑨管道运营者在进行管道完整性管理过程中应建立一种有效的与公司员工、公众、应急响应部门、当地政府及司法部门进行联络的方案，以使人们了解其完整性管理程序。⑩制定变化管理方案，对管道系统设计、运行、维护活动和所处环境变化引起的潜在危险进行风险评价，是风险评价针对的是当前运行状况下的管道系统。最后制定质量控制方案。基于规范预测的完整性管理程序中的风险分析可对管道的完整性评价进行优先级排序。一旦确认了某管段的完整性情况，可根据规范中的要求确定再检测的时间间隔，这种完整性管理程序的风险分析所用的数据最少，不能根据它来调整再捡测的时间间隔。美国《2002-管道安全改进法》明确规定了管道运营商要在HCA实施完整性管理计划。根据这一法律，美国运输部（DOT）管道安全处（OPS）规定油气管道必须在规定期限内完成识别管道通过的HCA（后果严重地区），制定完整性管理程序，对不同类型、不同条件的油、气管道，规定了不同的基线评价完成时限及完成率。项目一类管道业主或承运人二类管道业主或承运人三类管道业主或承运人管道里程/建管时间（年/月/日)≥804km（500mile）≤804km（500mile）2001/5/29以后在建或改建的管道提交书面完整性管理计划的最后时限（年/月/日)2002/3/32003/2/18于管道投产运行一年后第一阶段管道完整性基线评价的完成率及时限（年/月/日)2004/9/30前完成管道长度的50%2005/8/16前完成管道长度的50%—全部完成管道完整性基线评价的时限（年/月/日)2008/3/312009/2/17管道开始运营时美国法规要求基于管道性能评价的完整性管理程序在上述步骤中还应包括以下内容：记录每一管段所用数据及其来源；论述所采用的风险分析方法的依据；确定完整性评价的时间间隔和减缓风险（维修和预防）方法的分析；贯彻效能准则，使经营者可及时测试所选择的完整性管理方案的有效性。管道完整性管理是一项系统过程，上述这些步骤相辅相成，应不时更新迭替，以更好的保证管道完整性。APISt.1160推荐的输油管道完整性管理程序APISt.1160中推荐的管道系统完整性管理程序如图所示。它包括以下环节：①识别管道泄漏事故可能对HCA地区的影响；②数据的初步收集、研究、整合；③初始的的风险评价；④制定基线评价计划；检测及减轻风险的措施；⑤数据升级、整合研究；⑥再次风险评价；⑦完整性管理效果的评价；⑧管理变化。识别对HCA的影响初步收集、研究整合数据初次风险评价检测和减轻风险再次风险评价数据升级整合识别对HCA的影响检测和减轻风险识别对HCA的影响检测和减轻风险识别对HCA的影响初次风险评价检测和减轻风险识别对HCA的影响初步收集、研究整合数据初次风险评价制定基线评价计划检测和减轻风险识别对HCA的影响管理变化识别对HCA的影响管理变化初步收集、研究整合数据识别对HCA的影响管理变化初次风险评价初步收集、研究整合数据识别对HCA的影响管理变化制定基线评价计划初次风险评价初步收集、研究整合数据识别对HCA的影响管理变化检测和减轻风险制定基线评价计划初次风险评价初步收集、研究整合数据识别对HCA的影响管理变化数据升级整合检测和减轻风险制定基线评价计划初次风险评价初步收集、研究整合数据识别对HCA的影响管理变化再次风险评价数据升级整合检测和减轻风险制定基线评价计划初次风险评价初步收集、研究整合数据识别对HCA的影响管理变化识别对HCA的影响再次风险评价数据升级整合检测和减轻风险制定基线评价计划初次风险评价初步收集、研究整合数据识别对HCA的影响管理变化识别对HCA的影响再次风险评价数据升级整合检测和减轻风险制定基线评价计划初次风险评价初步收集、研究整合数据识别对HCA的影响管理变化识别对HCA的影响再次风险评价数据升级整合检测和减轻风险制定基线评价计划初次风险评价初步收集、研究整合数据识别对HCA的影响管理变化识别对HCA的影响再次风险评价数据升级整合检测和减轻风险制定基线评价计划初次风险评价初步收集、研究整合数据识别对HCA的影响管理变化识别对HCA的影响再次风险评价数据升级整合检测和减轻风险制定基线评价计划初次风险评价初步收集、研究整合数据识别对HCA的影响管理变化识别对HCA的影响再次风险评价数据升级整合检测和减轻风险制定基线评价计划初次风险评价初步收集、研究整合数据识别对HCA的影响管理变化评价程序效果评价程序效果评价程序效果识别对HCA的影响再次风险评价数据升级整合检测和减轻风险制定基线评价计划初次风险评价初步收集、研究整合数据识别对HCA的影响管理变化评价程序效果APISt.1160的管道系统完整性管理程序框架管道完整性管理程序的各个环节都有其特定的含义和内容。HCA是指管道泄漏可能产生重大有害影响的地区，如人口密集地区、通航河流、环境对漏油敏感的地区等。美国联邦法规49CFR195.450中对HCA的范围有明确的规定。资料集数据完整是关键的环节不完整的数据会给评价结果带来误差和不确定性，甚至严重错误。与管道运行条件及环境条件有关的数据也会随时间变化。必须对收集的数据进行研究分析和整合。初步风险评价是在较少的数据资料的基础上进行，需要根据资料的数量、质量情况，选择合适的评价方法。通过初步评价得到管道系统重大风险的性质和定位，筛选出应优先进行完整性评价的管段。初步风险评价基线评价基线评价实质上是初次的管段完整性管理过程。对今后的过程也有重大的影响，其内容包括初次进行数据收集、风险评价、管段检测、完整性评价、预防和减轻风险的措施。基线评价计划要确定检测什么、怎样检测和何时检测？可以采用的检测方法有在线内检测，试压和其他技术综合应用。完整性评价包括评价检测结果、评价管道缺陷类型和程度、分析管道完整性情况。根据分析评价结果，优先对分析较高的管段实施预防和减轻风险的措施。一般可采用效益/费用比来选择较优的措施，同时还要考虑到不能遗漏对重大风险的控制。管道完整性管理程序要求制定基线评价计划由运输部管道安全处（OPS）检查。因为它是完整性管理的基础，其重要性是明显的。通过管道系统的性能测试和审计相结合得到对完整性管理的效果评价。管道完整性管理是一个连续的、循环进行的管道监控管理过程。需要在一定的时间间隔后，对数据升级、再次进行风险评价、管道检测、完整性评价及减轻风险的措施，以反映目前的实际情况并进一步改善管道安全。B31.8S与APISt.1160的比较B31.8S与APISt.1160在程序描述上有所不同，其对完整性管理的要求是相同的。对于输气管道和输油管道，只是在一些具体规定上略有不同。主要表现在对HCA地区的规定上有不同之处。美国49CFR195、192中对HCA有明确规定。输油管道HCA是指管道泄漏可能产生重大有害影响的地区，如人口密集地区、通航河流、环境对漏油敏感的地区等。输气管道后果严重地区是指：3级地区、4级地区；关于沿管道两侧的狭长地带，不同管径、不同最大操作压力的输气管道这一狭长地带的宽度不同。B31.8S规定：管径小于或等于305mm（12in），最大压力小于或等于8.2MPa(1200Psi)时，狭长地带的宽度为91.4m（300ft）；管径大于或等于762mm（30in），最大工作压力大于或等于6.9MPa(1000Psi)时，狭长地带的宽度为305m（1000ft）。中国输气管道强度设计—钢管σs—钢管最小屈服强度，MPaF—强度设计系数，按地区等级选取φ—焊缝系数t—温度折减系数，当温度小于120℃时取1δ—钢管计算厚度，cmP—设计压力MPaD—钢管外径，cm输气管道通过的地区，应按建筑物的密集程度，划分为四个地区等级，并依据地区等级作出相应的管道设计。城镇燃气管道地区等级划分应符合下列规定：沿管道中心线两侧各200米范围内，任意划分1.6千米长并能包括最多供人居住的独立建筑物数量的地段，按划定地段内的房屋建筑的密集程度、划分为四个等级。在多单元住宅建筑物内，每个独立住宅单元按一个供人居住的独立建筑物计算。强度设计系数一级地区：有12个或12个以下供人居住建筑物的任一地区分级单元。二级地区：有12个以上，80个以下供人居住建筑物的任一地区分级单元。三级地区：介于二级和四级之间的中间地区。有80个和80个以上供人居住建筑物的任一地区分级单元；或距人员聚集的室外场所90m内铺设管线的区域。四级地区：地上4层或4层以上建筑物普遍且占多数的任一地区分级单元（不计地下室层数）。输气管道的强度设计系数地区等级强度设计系数，F一级地区0.72二级地区0.60三级地区0.40四级地区0.30四、完整性管理的主要环节管道完整性管理过程包括三个相辅相成的主要环节：数据资料的收集和整合、风险评价完整性评价。1.数据资料的收集和整合资料、数据完整性是完整性管理的关键，不完整的数据可能导致结果的不确定性，也可能产生不良或错误的结果，从而误导经营者对重大风险的理解。数据的完整程度和准确性也是影响评价方法的重要因素，并进一步影响评价结果的准确性。数据完整性工作包括数据收集、更新、整合及管理等。数据收集、整合完整性管理的数据构成A、特性数据B、施工数据C、运行数据D、检测数据数据收集、检查和分析数据整合形成数据库油气管道所需要的数据类型可分为五组设计、材料、施工数据路由数据运行、维护、检测和修理数据确定管道可能影响的敏感地区的资料事故和风险数据⑴数据的收集①设计、材料和施工数据如管线分段、管线路由、坐标、管径、壁厚、管材等级、类型、设计压力、安全系数、施工时间、年代、焊接质量和检测报告，防腐绝缘层类型、质量、阴极保护类型、质量，首站、中间站和末站情况，土壤条件，其他腐蚀条件等。②路由数据如路权宽度、管线埋深、沿线条件、巡线频率，管线地面标记、公路、铁路及河流等穿跨域情况，公众管线，一次呼叫系统频率及相应的时间，管线裸露情况等。③运行、维护、检测和修理数据如管线在线检测结果、水压试压数据，SCADA系统资料，泄漏危险相应计划，通讯与电力故障备用计划，操作者的资料集培训计划，管输介质性质、运行压力及沿线水力坡降、运行温度、环境温度，环境的腐蚀条件、防腐层类型、质量及检测结果、阴极保护检测数据，管线埋深的实测资料，管道是修理历史，管道泄漏检测、管段更换、降级情况，在河流、湖泊、沼泽处的管段的水工保护，对土壤不稳定地区管段的保护和监控。④确定管道可能影响的

敏感地区的资料如管线接近饮用水源、居民区、人口密集地区、河流、农场、公园、森林或其他的敏感地区的情况。⑤事故和风险数据如过去的事故、泄漏、误操作等的位置、原因，后果、事故潜在影响，包括对人身安全、财产、空气、土壤的影响，因饮用水供应、管道停输、燃料短缺等造成的经济损失，其他公司或系统的火灾事故历史资料等。数据资料的来源数据资料的来源包括：工艺、设备、线路的设计资料和图纸，线路纵断面图及沿线地区的地形图，施工检查报告，建筑图纸，材料证书及安全检测报告，操作规程，施工标准、规范、应急响应计划，检测报告，试验报告，事故调查报告，技术评价报告等。⑵数据更新每条管道的完整性管理并不是从头到尾都需要以上全部的数据，需要根据风险评价进行的阶段以及要达到的目的来选择。开始时着重收集初步评价所需要的重要资料，并注意数据的准确性。应努力使数据能较好地反映该管道的实际情况，对有怀疑的数据暂时不用。采用较少的、不够完善的数据进行初步评价，重点在较快的筛选出需要进一步评价的地区和管段，再逐步的对数据进行升级和维护。要注意数据的时效性。管线及环境条件中有的是随时间变化的，例如，附近居民的人口密度、第三方损坏的开挖活动、管线阴极保护状况等，都属于