趙康 丁融 田野 鄒斌 孫冰冰

西部管道公司

隨著管道沿線經濟快速發(fā)展，天然氣管道周圍住宅、工廠等人口聚集場所增多，使部分管道地區(qū)等級升高，出現(xiàn)了當初設計與目前運行狀況不符的情況，形成了潛在的安全隱患。一旦發(fā)生事故，會嚴重威脅人民群眾生命及財產安全，造成嚴重后果。

本文以某天然氣管道高后果區(qū)管段為例，根據(jù)GB 32167―2015《油氣輸送管道完整性管理規(guī)范》定期開展高后果區(qū)識別和風險評估的要求[1-4]，分析管道運行中潛在危害因素，評價事故發(fā)生的可能性和后果，通過計算量化風險，明確風險的大小或等級，針對性的制定風險預防措施，從而有效消減風險，確保管道安全運行。

1 高后果區(qū)管段識別

通過實地調研，該管段約4 km敷設在人行道下方，管道兩側200 m范圍內樓房、人口密集，住戶約11 000多戶、二級甲等綜合醫(yī)院1家、學校1所（約1 800名學生）、小規(guī)模幼兒園2所、雜貨市場1個、辦公大樓多幢，總人口約35 000～45 000人。根據(jù)GB 50251―2014《輸氣管道工程設計規(guī)范》的規(guī)定，該管段地區(qū)等級在設計施工階段因周邊建構筑物和人員較少，定為二級地區(qū)，現(xiàn)已升為四級地區(qū)。同時，根據(jù)GB 32167―2015《油氣輸送管道完整性管理規(guī)范》規(guī)定，將該管段評定為III級高后果區(qū)管段，其潛在影響半徑為管道兩側200 m，如圖 1所示。

2 危害因素識別分析

導致管道失效的因素主要分為兩方面，其一是管道本體原因，包括制造與施工缺陷、內腐蝕、外腐蝕等；其二是外部原因，包括第三方損壞、地震、洪水等地質災害影響等。如管材缺陷可導致管道強度達不到要求而出現(xiàn)斷裂；管道施工及焊接質量差會造成焊縫[5]性能下降，不滿足安全運行的要求。管道制造缺陷和內外腐蝕可以通過內檢測[6]識別分析。

針對該段管道，因其所經地區(qū)冬天溫度極低，若氣質檢測設備故障、水露點不合格或清管干燥不徹底，管內存水將產生內腐蝕。低溫下管道內形成的水合物易積聚發(fā)生冰堵，是嚴重影響天然氣管道安全運行的一個隱患。

管道周邊高壓電力線路和設施、通信線路、部分廠區(qū)的機電設施較多，對管道的犧牲陽極保護設施影響較大，且管道已經運行了19年，犧牲陽極保護效果發(fā)生退化，如果防腐層發(fā)生損傷，管道欠保護或者直流雜散電流流入會造成管道外表面腐蝕加劇。

管道敷設在人行道下方，上方車輛通行較多，引起的振動對管道具有周期性的疲勞損傷。隨著城市的 發(fā)展，管道與城市地下管網(wǎng)排污、雨水、自來水、燃氣、熱力、以及電纜溝等交叉較多，一旦發(fā)生泄漏，天然氣可能竄入并聚集到上述管網(wǎng)中，發(fā)生火災爆炸事故。

3 管道風險評價

本次風險評價采用 DNV公司PHAST軟件，對管道沿線的個人風險和社會風險進行了定量分析。

PhastRisk軟件整合了事件頻率和事件后果，綜合考慮點火源、人口分布、建筑物、泄漏位置等信息，依據(jù)QRA方法進行計算。

3.1 失效頻率

失效頻率的確定普遍采用同類設備的歷史統(tǒng)計數(shù)據(jù)，經數(shù)據(jù)來源及可靠性分析后，應用相關理論模型進行事故發(fā)生概率計算，然后結合項目實際情況進行修正采用。國外可供查閱的設備失效數(shù)據(jù)庫較多，而國內在這方面的數(shù)據(jù)積累相對較少。天然氣輸送管道的基礎失效頻率來自GB 32167―2015《油氣輸送管道完整性管理規(guī)范》附錄G推薦的輸氣管道泄漏頻率，其頻率為4×10﹣4次/（km·a）。管道的泄漏場景由SY/T 6714―2008《基于風險檢驗的基礎方法》和SY/T 6859―2012《油氣輸送管道風險評價導則》定義，管道的泄漏場景選取如表 1所示。

失效頻率調整根據(jù)《基于風險檢驗的基礎方法》通過設備系數(shù)（FE）和管理系數(shù)（FM）進行修正。 FE由四個次因子組成：本體缺陷次因子、通用次因子、機械次因子和工藝次因子。根據(jù)該段管道設備的特定運行環(huán)境及相關資料，設備系數(shù) FE取值為5。 FM是管理系數(shù)，主要因素包括領導和管理、工藝安全信息、工藝危害性分析、管理的變更、運行規(guī)程、安全工作時間規(guī)程、培訓、機械完整性、預啟動安全審查、緊急響應、事故調查、承包商、安全生產管理系統(tǒng)評估等。根據(jù)該管道最新一次DNV完整性管理審核得分為80%，由此得到管理系數(shù) FM 為 0.25，該系數(shù)反映的是管道的實際管理水平。修正系數(shù)值越低，管理水平越高。根據(jù)公式（1）利用設備系數(shù)（FE）和管理系數(shù)（FM）對失效頻率進行修正。

F調整后＝F基礎×FE×FM （1）

3.2 失效后果

管線輸送介質為易燃、易爆的天然氣，發(fā)生火災爆炸事故時產生的沖擊波將對人員、財產、建筑物及大氣環(huán)境產生一定影響。利用PHAST軟件，對可能發(fā)生的泄漏和可能產生的事故進行定量分析。以管道完全破裂下的天然氣擴散、爆炸輻射熱半徑和超壓強度半徑進行分析，如圖2－5所示。

3.3 個人分險和社會風險

根據(jù)管道的基本情況及選取的相關泄漏概率，對管道的個人風險和社會風險進行了計算。其中，潛在影響半徑范圍內的個人風險不大于1E-8/a，處于《油氣輸送管道風險評價導則》個體風險可接受準則推薦值（＜1E-6/a）的廣泛接受區(qū)內。

傷亡10人以上的社會風險處于不可接受區(qū)域內，傷亡100人以上的社會風險概率為1E-7.2/a，大于社會 風險概率1E-8/a的要求，如圖 6所示。

4 結論

（1）該高后果區(qū)管段的個人風險值滿足標準要求，社會風險不在標準接受范圍內。因管道潛在影響半徑內人口數(shù)量較大，在發(fā)生泄漏和火災爆炸事故時，群死群傷的概率遠大于規(guī)范的要求。

（2）由于沿線的地區(qū)等級相對于管道設計時已發(fā)生變化，管道設計和施工時所選取的管道強度設計系數(shù)已不滿足現(xiàn)有環(huán)境下的管道運行條件，同時由于該管段社會風險不在標準接受范圍內，建議采取必要的風險管控措施，對風險進行消減。

參考文獻：

[1] 何俍彧. 天然氣長輸管道高后果區(qū)識別與風險評價研究[J]. 中國石油和化工標準與質量， 2019，39(08)： 14-15.

[2] 夏琦函.長輸高壓天然氣管道高后果區(qū)的識別及風險管理[J].中國石油和化工標準與質量， 2019，39(18)： 55-56.

[3] 郭文朋，周亞薇. 基于改進風險矩陣法的中俄東線高后果區(qū)風險評估[J]. 油氣儲運， 2019， 38(03)：273-278+284.

[4] 劉玉杰，馬雨廷，李明. 完整性管理在長輸管道中的應用研究[J]. 石油工業(yè)技術監(jiān)督， 2018，34(04)： 37-39.

[5] 田野.在役管道焊縫缺陷檢測評價技術[J].油氣田地面工程， 2017， 36(09)： 97-99.

[6] 田野，高濤，許光達，丁融.長輸管道漏磁內檢測缺陷識別量化技術研究[J].油氣田地面工程，2018， 37(10)： 51-54+59.

作者：趙康， 1987年生，現(xiàn)任西部管道公司管道處副處長，從事管道完整性管理工作。