作者简介贺焕婷（1985年—），女，高级工程师，2013年毕业于西南石油大学油气储运工程专业，获硕士学位。现在青海油田钻采工艺研究院集输（新能源）工艺研究所，从事油气集输、管道风险评价、管道及场站完整性管理等方面的工作。E-mail：hehuantqh@petrochina.com.cn。输气管道半定量风险评价分析贺焕婷1，钟富萍1，谢跃辉2，王坤3，曹勃4，李巍1，惠贤斌11.中国石油青海油田分公司；2.国家管网集团西南管道有限责任公司：3.中国石油塔里木油田分公司；4.西安石油大学石油工程学院摘要对管道开展风险评价，并根据评价结果进行决策，可使管道的管理更具科学性。建立了半定量风险评价模型，对评价模型中采用的失效可能性指标、失效后果指标、风险等级、风险计算方法进行了详细说明。为系统地识别某输气管道运行中面临的风险因素，掌握管道风险现状，对某输气管道使用了基于肯特评价法编制的RiskScoreTP半定量风险评价软件，该软件可通过系统分析管道本体及管道相关数据，计算管道全线风险水平，明确管道沿线各段风险等级，找出管道的高风险管段和潜在的高风险因素，用于直接指导管道风险管理控制。通过基于RiskScoreTP的评价，得出影响该输气管道失效可能性的主导因素为外腐蚀、制造与施工缺陷、内腐蚀，经评价，该输气管道整体风险等级为低风险，部分管段为中等风险，1个存在凹陷的管段为较高风险。针对评价结果有针对性的制定了管道维护维修措施，降低了管道风险隐患，提高了管道的安全性。关键词输气管道；风险；失效可能性；失效后果0引言管道风险评价是识别对管道安全运行有不利影响的危害因素，评价失效发生的可能性和后果大小，综合得到管道风险大小并提出相应风险控制措施的分析过程。管道风险评价的目的在于通过识别得出管道潜在的危险因素，对管道全线的风险值进行评价并按照风险等级的高低进行排序，为保证管道平稳运行以及制定相应的风险消减措施提供参考借鉴和技术支持。管道风险评价方法分为定性法、半定量法和定量法［1-2］。定性法评价结果一般为风险等级或其他定性描述，代表方法有安全检查表、危险和操作性分析、预先危害性分析等；半定量法评价结果一般是指标体系法，结果为一相对数值，用其高低来表示风险的高低，无量纲，其代表方法有肯特法、专家打分法等；定量法评价结果为数值，其大小表示风险的高低，但此数值有实际意义，有量纲，代表方法有概率统计法、数值模拟法等。目前采用最广的为半定量评价法［3-4］，本文利用肯特评分法建立的基于RiskScoreTP的半定量风险评价法对某输气管道进行风险评价。1半定量风险评价模型建立1.1模型建立基于肯特评分法编制的RiskScoreTP管道风险评价方法为原中国石油管道科技研究中心研发的软件，该系统内置了典型的半定量管道风险评价方法，将所有影响管道安全运行的因素分为第三方损坏、外腐蚀、内腐蚀、制造与施工缺陷、地质灾害和失效后果等6个方面的指标［5］。并分析各指标之间的逻辑关系，对每个指标进行赋值评分，综合分析其引起管道泄漏的可能性及泄漏后的事故严重程度，最终得到管道沿线的风险大小［6］。RiskScoreTP管道风险评价模型如图1所示。图1RiskScoreTP管道风险评价模型风险计算公式如下：R=S×C（1）式中：R——风险得分；S——失效可能性得分，S=1-（S1+S2+S3+S4+S5）；C——失效后果得分，C=C1+C2+C3+C4。1.2指标体系1.2.1失效可能性指标失效可能性一级指标分为第三方损坏、外腐蚀、内腐蚀、制造与施工缺陷、地质灾害共5个方面［7］。第三方损坏指标针对与管道运营无关人员引起管道损伤的危害因素，主要包括地表开挖、警示带、巡线频率、巡线效果、埋深、地面标识、政府态度、民众意识、管道保护宣传、预警系统［8］。外腐蚀指标主要包括外检测（外腐蚀）、设计压力、管道壁厚、阴保电位检测、设计系数、管道外径、土壤腐蚀性、阴保电位、投产时间、运行压力、外防腐层质量、管材屈服强度。内腐蚀指标主要包括内检测（内腐蚀）、设计压力、管道壁厚、设计系数、管道外径、介质腐蚀性、内腐蚀防护有效性、投产时间、运行压力、管材屈服强度。制造与施工缺陷指标主要包括输送工艺变化、压力试验系数、环焊缝缺陷、螺旋焊缝缺陷、直焊缝缺陷、凹坑、板材缺陷、疲劳、水击与超压、附加应力。地质灾害指标主要包括土体类型和地形地貌［7］。其中外腐蚀和内腐蚀指标之间有重复指标。1.2.2失效后果指标失效后果一级指标主要包括环境影响、人员伤亡、财产损失、停输影响。失效后果的指标如图2所示。图2 失效后果指标2实例分析某输气管道投产于2012年9月，管道外径377 mm，壁厚8.4mm，管道长度40.71 km，设计压力6.3 MPa，操作压力5.4MPa，管道输送介质为天然气，管道材质为X52，埋弧焊螺旋缝钢管，外防腐层采用常温型3层PE加强级，阴极保护类型为强制电流。2.1 失效可能性分析2.1.1第三方损坏该输气管道自2012年9月投产以来未发生过第三方施工活动（包括管道进出站范围内），管道第三方损坏失效可能性分值在0.0294 ~ 0.1176，评价结果如图3所示。图 3第三方损坏失效可能性示意图该管道主要经过区域为无人区，地表开挖可能性较低，由于不正规的地表开挖导致管道泄漏的可能性较小，周边也不存在挖沙清淤取土、勘探钻探和地下施工工程等第三方活动。针对此种情况，建议对于管道穿越便道处加强管理，巡线时注意管道穿越处是否有泄漏现象，同时定期检测管道穿越便道处埋深，防止管道由于埋深过浅而露管。2.1.2外腐蚀该输气管道的阴极保护方式为强制电流。在终点某联合站设阴极保护间1座，阴极保护设备置于该联合站阴极保护间内，配置2路输出恒电位仪机柜1台。恒电位仪运行稳定。管道自投运以来未对其外防腐层整体质量进行检测，在2014年9月份通过内检测的开挖验证，共计开挖14个探坑，其中2个存在外防腐层出现破损的现象，均已修复完好，其余12个探坑内外防腐层均良好。管道外腐蚀失效可能性分值在0.0578~ 0.248 9，评价结果如图4所示，管道金属损失缺陷如图5所示。图 4 外腐蚀失效可能性示意图图 5金属损失缺陷图该输气管道周边土壤为盐碱地，外腐蚀情况较严重。根据2014年内检测报告可知，该管道外壁金属质量损失程度大于10%的共10处。根据2016年9月份开挖验证的结果，所挖14个探坑内有2个出现了外防腐层破损的情况，根据外壁金属损失情况来看该管道防腐层质量偏中等水平。此外，根据2016年10月份阴保电位的测试结果，该输气管道阴保电位在-0.59~-0.57 V，该管道阴保电位普遍高于中国一般管道阴保电位水平，处于欠保护状态。2.1.3内腐蚀该输气管道采用机械清管器执行清管作业，机械清管器由皮碗、隔垫及骨架组成，其主要利用皮碗清除管道杂质，至2017年共清管5次，历次清管详情见表1。表1历次清管详情管道沿线地形有起伏，大致为东高西低，地表高程2 752 ~ 2883.2 m，相对高差131.2 m，沿线高程如图6所示。图6管道沿线低洼点示意图由图6可知，管道存在高程低洼点：4.379 km处、28.938km处、37.388 km处、39.224km处，水分聚集可能形成腐蚀敏感区。通过2014年11月对该管输天然气组分化验的结果显示，天然气中并未含水，但在2016年4月第5次该管道的清管时清管杂质中含有水，说明管道低洼处水聚集形成了腐蚀敏感区。管道内腐蚀失效可能性分值为0.0309~ 0.249 7，评价结果如图7所示。图 7 内腐蚀失效可能性示意图该输气管道输气能力5×108m3/a，目前输气量约0.9×108m3/a，处于低输量输送状态，这种环境下容易导致所输天然气中水分和杂质在管道低洼处的沉积，在管底沉积的沉积物会形成垢下腐蚀，并形成蚀坑。如表1所示，自2012年9月投产以来的5次清管作业清出的杂质主要为水合物、泥沙、炭黑粉末、水结晶、水、甲醇、油质等固体污物，每次清出杂质重量大约在90~500 kg。该管输天然气中CO2含量为0.11%。天然气管道中存在水及CO2等杂质，是引起管道内腐蚀的主要因素。2.1.4制造与施工缺陷管道制造与施工缺陷主要是指在管道制管和施工过程中可能产生的制造管材缺陷、焊缝缺陷、凹陷等，主要与制造使用的管材及管道安装的施工环境和施工质量控制相关［9］。通过2014年9月份该输气管道内检测开挖验证的结果显示，管道有3处环焊缝缺陷，焊缝填充不足，3处螺旋焊缝缺陷，焊缝外观宽度不均匀，但此焊缝缺陷均不需要立即响应。凹陷缺陷共37处，凹陷深度不小于外径6%的共4处，占总凹陷处的10.8%。运营期的管道制造与施工缺陷风险与管道的运行压力相关，管道缺陷经水压试验后，一般不会发生失效，但当管道长时间高压力运行或者出现压力波动，或管道因土体移动承受额外应力时，可能诱发缺陷失效［10］。因此，应避免这些情况出现。管道制造与施工缺陷指标分值为0.0206~ 0.165 1，评价结果如图8所示。图 8 制造与施工缺陷失效可能性示意图2.1.5地质灾害该输气管道地处荒漠戈壁，四周基本为平坦地势，无山体、河流、冰山等，且常年多风少雨，基本无自然灾害发生的可能。管道地质灾害失效可能性分值全程为0.01，发生地质灾害的可能性较低。管道地处气候常年多风，每年2—5月份为风季，最大风力8~9级，主导风向为西北风，西风次之（4—9月份西风最多），最大风速25m/s。且管道所处地质环境为沙漠戈壁，常年干燥的环境使地表沙质呈松散状态，干燥的沙质和地表上空相对稳定的风力使地表松散，沙质发生吹扬和搬运。由于这种风蚀作用的不断发生，可能导致管堤及覆土的磨平甚至使得管道埋深变浅，影响管道的冻土层深度［11］。2.1.6总结通过以上5个方面的分析，结合RiskScoreTP管道风险评价软件的计算结果，该输气管道总体失效可能性及各单项因素失效可能性如图9所示。图 9总体失效可能性示意图通过以上结果进行分析，该管道全线多数管段的失效可能性主要由外腐蚀、内腐蚀和制造与施工缺陷指标主导。主要是因为管道沿线多为盐碱地，对管道外壁腐蚀性较强，导致外腐蚀情况比较严重；造成内腐蚀的原因是该管道输送天然气含有CO2气体，在高程低点积聚后，水分中溶解CO2气体容易形成弱酸，能对管道内壁造成腐蚀［12］；制造与施工缺陷主要是在施工过程中形成的若干凹坑，从现场开挖来看，11.9km处伴有施工过程中严重损伤，因此制造与施工缺陷也不容忽视［13］。2.2失效后果该管道周边大部是无人区，因此人口伤亡后果主要集中在管道出站的注采站和进站的联合站，两个站场处有人口分布，同时管道沿线部分失效可能性高发区容易发生腐蚀穿孔小孔泄漏，天然气泄漏到大气中有微弱的环境影响后果［14］。失效后果的统计考虑了人员伤亡带来的损失、泄漏对环境影响、财产带来的经济损失、停输带来的影响共5个方面。该管道失效后果如图10所示。图10 失效后果示意图根据RiskScoreTP软件的统计，该管道失效后果按照图1模型规定的1 ~ 5级统计，管道失效后果分为5个等级，依次为1~5级，1级表示轻微影响、2级表示一般影响、3级表示较大影响、4级表示重大影响、5级表示特别重大影响［15］。统计结果显示该输气管道失效后果所占的比例分布分别为:1级占比为98.44%，2级占比为0.58%，3级和4级占比均为0，5级占比为0.98%。2.3风险分析该输气管道风险值位于0.1666 ~ 1.8857之间，图11是该输气管道全线风险变化图，反映了管道全线风险值随着里程变化的规律，风险值越大表示管道风险越大。管道风险值较高管段见表2。图 11管道全线风险示意图表 2风险值较高管段在管道出站和进站位置，失效可能性方面都有等级较为严重的凹陷，可能发生开裂，同时出站和进站附近都有场内便道可能造成碾压，进出站位置存在人口分布，综合导致了管道出站和进站处风险较高［16］。按照管道长度和管段数量对该输气管道整体风险状况进行统计，风险等级分为高、较高、中、低4个等级，该输气管道风险评价结果显示，较高风险管段数量28段，管段长度占比为0.98%，低风险管段数量101段，管段长度占比为99.02%。3结论半定量风险评价方法可对管道全线的风险状况等级进行量化评价，依据风险评价结果可有针对性地制定风险消减措施，为管理者提供决策依据，有效降低管道的管理成本，为管道完全平稳运行提供科学技术支撑。将RiskScoreTP管道风险评价方法应用于某输气管道，评价结果表明，该方法能直观地反映被评价管道全线的风险水平状况，具有可操作性高、可实现半定量分析，能较好地指导输气管道的生产运行管理。输气管道风险是动态变化的，当管道情况发生较大变化时，需及时再评价，更新管道的风险评价结果。参考文献阅览[1]李施奇,孙明楠,郭霄雄.含硫天然气集输管道定量风险评价技术与应用[J].石油规划设计,2020,31(1):1-5.[2]曾小康,冯阳,赖文庆,等.基于AHP-熵权法的城市燃气管道风险评价[J].中国安全生产科学技术,2021,17(5):130-135.[3]帅健,单克.基于失效数据的油气管道定量风险评价方法[J].天然气工业,2018,38(9):129-139.[4]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.[5]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,2011,29(11):818-820.[6]黄小忠.RiskScoreTP在长输燃气管道风险分析中的应用[C]//中国城市燃气协会.2020年燃气安全交流研讨会论文集、调研报告.北京:中国城市燃气协会安全管理工作委员会.2020:187-191.[7]张爱良,唐德志,张维智,等.国内典型油气田钢质管道失效管理现状分析[J].石油规划设计,2020,31(5):49-54.[8]戴联双,于智博,贾光明,等.基于管道完整性管理的风险评价技术研究[J].工业安全与环保,2014,40(6):54-57.[9]姚安林,赵忠刚,张锦伟.油气管道风险评估质量评价技术[J].工集输与加工,2013,33(12):111-116.[10]左尚志,陶雪荣,姚安林,等.埋地钢质管道风险评估方法:GB/T27512—2011[S].北京:中国标准出版社,2011.[11]张华兵,周利剑,冯庆善,等.管道完整性管理规范:第3部分管道风险评价:Q/SY1180.3—2014[S].北京:石油工业出版社,2014.[12]张华兵,周利剑,郑洪龙,等.油气管道风险评价方法:第1部分半定量评价法:SY/T6891.1—2012[S].北京:石油工业出版社,2012.[13]王钦,刘通.从城市规划角度浅谈既有输气管道的完整性管理[J].石油规划设计,2020,31(3):39-41.[14]赵建涛.石油天然气长输管道安全风险识别及管控[D].青岛:山东科技大学,2020.[15]唐胜雨,哈丽旦木,托呼提买提,等.基于信息熵隶属度的油田集输管道风险评价方法[J].油气储运,2021,40(7):761-767.[16]周亚薇,张振永,田姗姗.地区等级升级后的天然气管道定量风险评价技术[J].油气储运,2018,38(2):112-118.本文版权归《油气与新能源》编辑部所有未经允许，不得转载往期推荐中国聚烯烃高端化产品发展现状及前景分析中国储气库井口计量现状及建议碳封存中超临界CO2注入泵的选用中国地方炼厂发展现状分析与展望地下储氢技术研究综述超临界二氧化碳输送中的增压问题分析编辑|夏希品排版|陈 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