管道风险管理技术.ppt

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1、,油气田在役油气管道风险管理与预警技术,林 守 江天津市嘉信技术工程公司Tianjin Genius Technology&Engineering Co.,Pipeline Risk Management Technology,油气管道风险评价管理技术交流,一.管道风险管理中的相关概念,Pipeline Risk Management Technology,根据中外学者的观点，风险可定义为损失的不确定性、人为活动消极后果发生的可能性。风险同人们有目的的行为、活动有关，当人们从事各种活动与期望发生不利的偏差时，人们就会认为该项活动有风险。客观条件的不确定性是风险的重要成因，这种不确定性既包括主观

2、对客观事物运行规律认识的不完全确定，也包括事物本身存在的客观不确定。管道风险既包括风险发生的不确定性（或概率），也包括风险导致的后果的严重程度。,1.管道风险（Risk）,2.管道的风险评价（Risk Assessment）,管道的风险评价技术是 3 0 多年来发展起来的管道安全评价技术，是指应用各种风险分析技术，用定性、定量或二者相结合的方式综合度量风险对项目实现既定目标的影响程度，考虑所有风险综合起来的整体风险以及项目对风险的承受能力。管道风险评价的目的是:综合管道上各种失效风险发生的概率，对可能的风险进行评价，根据得到的风险值，综合考虑各种风险的后果，取得经济投入与可能的失效后果的损失之

3、间的平衡，做出存在的风险是否可以接受，为投入的控制和缓解风险方案的决策提供依据。,3.管道的风险管理（Risk Management）,管道风险管理是指在管线运营及维护环节中，为预防事故的发生及降低风险的水平而进行的计划、协调、控制、监督和组织工作。完整的管道风险管理过程包括 风险识别、风险评价、风险控制与应对、风险监控四个部分，是一个闭合系统。对风险进行识别、评价、提出风险控制与应对方案后，随着风险应对计划的实施，风险会出现许多变化，应对变化及时反馈，进行新的风险估计和评价，从而调整风险应对计划并实施新的风险控制计划。,4.基于风险的管道检测（RBI）,基于风险的检测（Risk-based

4、Inspection），是将检测重点放在高风险和高后果的管段上，而把适当的力量放在低风险部分。在给定的检测条件下，基于风险的检测更有利于降低管道风险。美国 API 已颁布了API RP 580 标准。管道检包括内检测和外检测技术。GE/PII、TWI等对不同类型的管道缺陷，开发出多种智能内检测设备和技术。在不具备内检条件时，可以选用外检测技术（又称直接评价DA技术），包括 PCM、DCVG、CIPS等技术，以及开挖后，对管体缺陷进行检测的超声、射线等无损检测技术。,管道检测技术：常用方法、配合使用,皮尔逊/人体电容法,杂散电流干扰检测,完整性管理,应用标准：ASME B31.8S-2004 输

5、气管道完整性管理标准 API 1160-2001 危险液体管道系统完整性的管理,完整性管理(Integrity Management,IM)技术面向管道全生命期，覆盖设计、建设、运行等三个阶段。IM是指：管道运行单位对管道的潜在风险因素不断地进行识别和评价，并依据评价结果采取相应的风险控制和减缓对策，将风险始终控制在一个合理和可以接受的水平。从实用的角度，完整性管理所采用的关键技术包括失效分析及失效案例库的建立、风险评价技术、管道检测技术、适用性评价技术、机械设备故障诊断技术、地质灾害评估技术、地理信息系统（GIS）的建立等。,完整性管理的实施流程,6.管道适用性评价（FFS）,适用性评价(F

6、itness For Service)是对含有缺陷的管道是否继续使用以及如何使用的定量评价，对有缺陷管道的未来发展、管道的检测周期以及维修周期等重要参数做出定量评价。管道的适用性评价包含了多个工程范畴：应力分析、材料工程、无损探伤、剩余强度、寿命预测、概率分析等方面。FFS是近年来发展起来的一项新技术。2007年API联合ASME修改完善原有标准,发布了API579-1和ASME FFS-1。通过适用性评价，允许在一定条件下使用带缺陷的管道，可延长管道使用寿命，减少更新数量，提高投资效益。,外腐蚀直接评价（ECDA）内腐蚀直接评价（ICDA）应力腐蚀直接评价（SCCDA）,7.管道腐蚀的直接评

7、价（DA）,管道腐蚀是威胁管道完整性的主要因素之一，有效地控制腐蚀是建立在有效的检测手段可准确的评价方法之上的。直接评价（Direct Assessment）是对不能进行内检测或以外腐蚀为主的管道，通过间接检测手段采集数据，评价管道的各种腐蚀，进而得出管道完整性信息是十分有效的。管道的腐蚀直接评价是一个周而复始的循环过程。一般包含四个步骤：预评价、间接检测、直接检查和后评价的过程。,8.外腐蚀直接评价（ECDA）,ECDA-Pipeline External Corrosion Direct Assessment 国际标准：NACE SP 0502-2008 国内标准：SY/T0087.1-2

8、006 钢制管道及储罐腐蚀 评价标准-埋地钢质管道外腐蚀直接评价,对于埋地钢质管道而言，ECDA评价方法是管道完整性评价方法中最为重要的组成部分。相比之下，ECDA评价方法一般采用常规检测手段易于获得管道的腐蚀相关数据，其评价结果具有较大参考价值。具有成本低、对管道条件要求不高，易于实施等优点。,二.在役油气管道风险管理 技术发展趋势,Pipeline Risk Management Technology,1.国外技术的发展历史和现状,1970年代开始 应对腐蚀威胁、延长使用寿命、减低维护费用，开始了油气长输管道风险评价的研究和实践。1985年 美国 发表 风险调查指南1992年 WKM总裁

9、米尔鲍尔 发表管道风险管理手册2004年 管道风险管理手册出版第三版加拿大从上世纪 90 年代初开始油气管道风险评价和风险管理技术方面的研究工作。英国煤气公司 开发 Trans Pipe软件包英国TWI公司开发 RISKWISETM、LIFEWISETM以及PIPEWISETM,1.国外技术的发展历史和现状,国外将风险分析应用到管线维修和管理过程中已经取得了巨大的经济效益和社会效益。如美国Amoco管道公司1987年以来采用风险评价技术管理所属的油气管道和储罐，已使年泄漏率由1987年的工业平均泄漏率的2.5倍降到了1994年工业平均泄漏率的1.5倍；同时，使该管道公司每次发生泄漏的支出降低到

10、1993年工业平均数的50%，从而使管道公司在1993年取得了创纪录的利润水平。,从技术的发展过程上看，国外管道风险评价技术的研究三个阶段，即：定性评价、半定量评价、定量评价。,1.国外技术的发展历史和现状,1）定性评价阶段（Qualitative Risk Analysis）其主要作用是找出管道系统存在有哪些失效危险，诱发事故的各种因素以及这些因素产生的影响程度，在何种条件下会导致管道失效，最终提出控制的措施。特点：不必建立精确的数学模型和计算方法，评价的精确性主要取决于专家经验的全面性、划分影响因素的细致性、层次性等。方法：风险检查表（CL)，预先危害性分析（PHA)，危险和操作性分析（H

11、AZOP)，故障树分析法（FTA）等。操作简单，实用性强，但是评价结果带有很强的主观性。应用时间：上世纪七十年代中后期至九十年代前期。,1.国外技术的发展历史和现状,2）半定量评价阶段（Semi-Quantitative Risk Analysis）以风险的数量指标为基础，对损失后果和事故发生概率按权重值各自分配一个指标，将对应事故概率和后果指标进行组合，形成相对风险指标。最具代表性的是肯特模型，国内外大多数风险评价软件都是基于其基本原理进行编制的。应用时间范围是上世纪八十年代末至九十年代后期。由于半定量风险评价模型兼有评价指标设计全面、合理；操作简单、易于计算机编程，便于实施；可靠性和精确度

12、较高；结果的可解释性强等优点，所以至今仍在国外一些管道公司的风险评价实践中广泛应用。,1.国外技术的发展历史和现状,3）定量评价阶段（Quantitative Risk Analysis）目前国外管道风险评价界正在大力研究的评价技术，是管道风险评价的高级阶段。基于对失效概率和失效结果的直接评价，通过预先给失效概率和对事故损失后果确定一个具有明确物理意义的单位，并将产生失效事故的各类因素处理成随机变量或随机过程，对单个事故概率的计算得出最终事故的发生概率，然后再结合量化后的事故影响后果，计算出管道的风险值。评价方法综合运用结构力学、断裂力学、化学腐蚀等各种工程理论，其评价结果是最严密和最准确的。

13、评价的结果还可以用于对安全、成本、效益的综合分析，这一点是前两类方法都做不到的。,1.国外技术的发展历史和现状,3）定量评价阶段（Quantitative Risk Analysis）目前，已逐渐趋于成熟并在国外管道风险管理实务中应用。有代表性的定量评价方法大体上有如下三种：（1）按照腐蚀和泄漏理论将管道某处的泄漏率与“有效泄露距离”结合为“管道的危险长度”作为对管道事故损失后果的测度，将其与该处失效率的乘积在管道一定长度上作积分得到管道对外界公众的风险值。（2）在管道风险评价中引入多属性效用函数理论（MAUT），将不同管道管理者和专家对于同一管道的同一属性风险可能有不同的风险偏好考虑到管道风

14、险评价中去，分别使用三种负效用函数作为管道事故对HSE三个方面带来损失后果的测度。（3）由断裂力学中的判据结合管道参数(壁厚、管径、拉伸强度等)构造状态函数，通过模拟得出断裂失效概率并研究腐蚀和剩余应力的关系。,2.国内技术的发展现状,管道风险评价研究工作起步较晚。1995年引入管道风险指数评分模型。此后，风险分析和评价在安全性评价中的应用研究才开始得到部分油田企业和科技人员的重视。1995年12月四川石油管理局根据四川天然气管线的实际情况提出了管线风险检测和评价的整改程序；西南石油学院于1994年开始针对管道局所属鲁宁线了安全性和剩余寿命评价，初步引用了风险技术，2000年研制开发了输气管线

15、风险评价软件。故障树分析方法在我国研究较多，但由于油气管道故障树构造复杂，由于缺乏历史数据积累，造成事件概率无法精确得知，限制了应用。,2.国内技术的发展现状,目前应用最多的仍是肯特风险指数评价模型。2001年乌鲁木齐市天然气管道工程便是肯特指数评价模型对整条管道风险的一次完整运用。西气东输管道实施完整性管理于2005年开始实施。在地质灾害风险、第三方风险评估、腐蚀控制及地质灾害监测等方面取得了很多成果。我国还处于初期的发展阶段。与国外的差距主要表现在：1）风险评价技术基本上均处于半定量水平上，主要采用的是肯特指数评价模型，评价项目和依据是专家的判断，评价的精确性取决于经验的全面性、划分影响因

16、素的细致性、层次性以及权值分配的合理性。,2.国内技术的发展现状,2）长期以来，我国管道工业的发展缺乏大量基础研究、统计资料和实测数据支持，近些年才建立起管道信息数据库，但是数据采集和完善积累需要一个相当长的时间。3）评价方法本身的定量化水平不高，对于众多模糊性的因素和评价信息认识和处理准确性不足，造成评价结果与客观实际间存在很大偏差。国内管道风险管理的技术方面的文献多集中在长输油气管道，有关油气田管道风险的较少。国内部分油气田，如塔里木油田开展了以腐蚀监测为主的油气管道风险监测工作，并开始开发相关的管理系统和软件。,3.相关标准情况,美国管道完整性和腐蚀控制、检测和评价的主要标准有：API5

17、79-1/API579-2007 Fitness-for-Service标准（Second）ASME B31G-1991(R2004)Managing System Integrity of Gas PipelinesAPI Std 1160 Managing System Integrity for Hazardous Liquid PipelinesNACE SP0106-2006 Internal Corrosion Control in PipelinesNACE SP0169-2007 Control of External Corrosion on Underground or S

18、ubmerged Metallic Piping SystemsNACE SP0204-2008（SCCDA）、SP 0206-2006（ICDA）NACE SP 0502-2008（ECDA）Pipeline External Corrosion Direct Assessment MethodologyNACE SP0208-2008 Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Liquid Petroleum Pipelines,3.相关标准情况,近年来我国加快了管道规程和标准的步伐，目前管线检测评价的标准有：SY/T 008

19、7.1-2006钢制管道及储罐腐蚀评价标准外腐蚀直接评价SY/T 6151-1995 钢质管道管体腐蚀损伤评价方法；SY/T 6186-2007 石油天然气管道安全规程GB/T 19285-2003埋地钢质管道腐蚀防护工程检验GB/T 21246-2007埋地钢质管道阴极保护参数测量方法SY/T 6477-2000 含缺陷油气输送管道剩余强度评价方法-体积型缺陷关于管道完整性的管理标准：SY/T 6648-2006 危险液体管道的完整性管理 SY/T 6621-2005 输气管道系统完整性管理,4.油气管道安全管理和风险评价技术的发展趋势,1）相关标准日趋完善。国外API SP 579-1/A

20、SME FFS-1 2007、ASME B31.8S-2004、NACE SP0502-2008 等一批国际新标准之后，我国管道行业的相关标准得到了很快的发展。SY/T 6621-2005 输气管道系统完整性管理、SY/T 6648-2006 危险液体管道的完整性管理、SY/T 0087.1-2006 埋地钢制管道外腐蚀直接评价等。通过制定和执行这些规范，如在西气东输管道的完整性管理实践，大大提升了我国管道行业运行管理、风险评价的技术水平。,4.油气管道安全管理和风险评价技术的发展趋势,2）智能化内检测技术、DA技术使评价结果更为准确 将不同检测技术的结合，有力地推进内检测技术的进步。内检测器

21、向高清晰度、GPS和GIS技术一体化高智能方向发展。结合漏磁通法与超声波法的管内智能检测装置，应用效果良好。采用超声技术和基于光学原理的无损检测技术能较容易地实现管壁缺陷的直观显示。三维图像直观显示缺陷在内检测上的应用，使得检测结果更全面、更清晰、更准确。外检测方法结合多种检测技术，应用适用性判据，可实现针对不能进行内检测的管道进行腐蚀直接评价，根据检测结果进行缺陷评价，制定缺陷维修方案,提高管道完整性的管理水平，为管道的安全运行提供了最有力的保证。,4.油气管道安全管理和风险评价技术的发展趋势,3）GIS 等信息技术的应用，可对更加复杂系统进行管理 GIS系统与完整性管理相结合，极大地提高了

22、管道可视化管理能力。评价数据库包括施工年限、涂层类型、运行期检测数据及基线检测数据等，通过将各类空间数据（地形、地貌、建筑、道路、管线等）以及描述空间特征的属性数据通过计算机进行输入、存贮、查询、统计、分析、输出的一门综合性空间信息系统。同时，基于企业网络、数据库管理，运用图形图像学、多媒体技术等最新科技成果，能共享多部门之间的数据，对多时态的空间信息能做出生动、直观的描述，并能运用各种数学手段进行辅助决策，极大地提高管道安全运营的能力。,4.油气管道安全管理和风险评价技术的发展趋势,4.油气管道安全管理和风险评价技术的发展趋势,三.在役油气管道风险管理 技术简介,Pipeline Risk

23、Management Technology,1.在役油气管道的风险管理技术,完整的风险管理全过程应包括风险识别、风险评价、风险控制与应对、风险监控四个部分，而且整个风险全过程应是一个闭合系统，即对风险进行识别、评价、提出风险控制与应对方案后，随着风险应对计划的实施，风险会出现许多变化，这些变化的信息应及时反馈，风险管理者才能及时地重新对新情况进行风险估计和评价，从而调整风险应对计划并实施新的风险应对计划，只有这样循环往复，保持风险管理过程的动态性才能达到风险管理的预期目的。,2.管线系统风险的量化分析法,定量风险评价是对设施或作业活动中发生事故的概率和后果进行分析和定量计算，将计算出的风险值与

24、风险管理标准相比较，判断风险是否可接受，并提出控制风险的措施建议。,定量风险评价主要回答四个问题：即评价对象可能会出现什么问题，意外事件发生的概率有多大，后果会怎么样，该意外事件的风险是否可以接受。,2.管线风险的量化分析法-风险值的计算模型,单项事故的风险值：设以Ri为第i种事故的风险值，Pi为第i种事故出现的概率（或频率）；Ci为第 i 种事故的后果损失，则：Ri=PiCi（i=1,2,7）对于油气管线来说，事故通常可分成：外腐蚀、内腐蚀、第三方破坏、土壤移动、设计（材料）因素、系统安全因素及应力腐蚀裂缝等7类。某段管段的某项事故的风险值：设整个管线系统共划分成m段，而第j段管段的第i项事

25、故的风险值为Rij，则：Rij=PijCij Pij 为第j段管段的第i项事故的概率；Cij 则为该段出现第i项事故后的后果损失。整个管线系统的总风险值：设以Rs代表此总风险值。当管线共划分成m管段时，则：,2.管线风险的量化分析法-风险可接受标准,国际上，常用的风险可接受标准有风险矩阵和最低合理可行原则(ALARP 原则)。在定量风险评价中，ALARP 原则设定了风险容许上限和下限，将风险分为三个等级。位于上限之上的风险，不能接受；位于下限之下的风险，可以接受；中间称为ALARP 区域，应在经济、可行的前提下采取措施尽可能地降低这一区域的风险水平。,3.肯特风险评价模型-模型的基本假设,独立

26、性-模型中影响管道风险的各个因素是各自独立的，每个因素各自独立影响管道风险，总风险评分为各 独立因素评分的总和。最坏状况-用肯特风险评价模型评价管道风险时，应以最坏状况为基准。相对性-评价模型评价分数是一个相对概念。如某段管道 评价风险数高于其他管段，则表明其安全性相对高。主观性假设-评价模型评分的方法及分值是人为制定的，主 观色彩不可避免。分数限定假设-风险评价模型中各项目所限定的分数最高值 反映了该项目在风险评价中所占位置的重要性。,3.肯特风险评价模型-模型评价步骤和基本框架,肯特指数评价模型将风险评价指标分为腐蚀、第三方破坏、操作不当和设计因素四个方面共60多个变量，通对管道运行期间发

27、生事故的统计，可以对管道的风险概率和后果进行定量的评价。同时，模型中的风险变量不是一成不变的，设计者强调应用者可以也应该根据应用环境的实际，对模型中的考虑风险因素及分配的权重做出必要的调整。以适应评价对象的特定环境。,3.肯特风险评价模型-评价模型的风险因素,3.肯特风险评价模型-评价模型的风险因素,4.管道的适用性评价技术,管道发生腐蚀后，其管道剩余强度、剩余寿命、可靠性以及安全性等发生了何种变化，在保证管道安全可靠性的同时，如何经济安全地运行，需要进行含缺陷管道作适用性评价。它是在管道腐蚀影响分析（腐蚀机理、腐蚀程度、腐蚀速率和缺陷尺寸确定）基础上以剩余强度计算的方式进行的。1）管道实用性

28、评价的技术方法 对含有缺陷管道是否继续使用，以及如何继续使用、检测及维修周期做出定量的评价。评价内容主要包括：管道失效分析、管道的剩余强度评价、剩余寿命预测、可靠性分析以及风险管理等四大部分，是以现代断裂力学、弹塑性力学和可靠性理论为基础的严密而科学的评价方法。,4.管道的适用性评价技术,2）适用性评价的实施结果 包括定量检测管道的缺陷，依据严格的理论分析判定缺陷对安全可靠性的影响程度，对缺陷的形成、扩展及构件的失效过程、后果等做出判断。最后可按4种情况分别处理：（1）对安全生产不造成危害的缺陷允许存在；（2）对安全性虽不造成危害，但会进一步发展的缺陷要进行寿命 预测，并允许在监控下使用；（3

29、）若含缺陷构件降级使用时可保证安全可靠性要求，可降级使用；（4）含有对威胁可靠性缺陷的构件，应立即采取措施，返修或停用。适用性评价是对质量控制标准的必要补充和完善，在保证安全的情况下，可获得巨大的经济效益。,4.管道的适用性评价技术,3）适用性评价的评价方法（1）失效评价图（Failure Assessment Diagram）评价方法 将评价点描于失效评估图（FAD）上。每一点的位置是施加载荷条件、缺陷尺寸、材料性能的函数。如果评价点位于失效评价图的坐标轴和失效评价曲线所构成的区域，认为结构安全。反之，如果评价点落在是失效评价曲线外侧，则结构可能不安全。采用描绘不同裂纹尺寸的一系列评价点也可

30、用来确定极限缺陷尺寸。由这些评价点构成的曲线与失效评价曲线交截点所对应的缺陷尺寸即为结构的极限缺陷尺寸。,4.管道的适用性评价技术,3）适用性评价的评价方法（2）概率断裂力学评价方法概率断裂力学是断裂力学与可靠性理论的工程应用和相互渗透的结果，研究当应力、强度、缺陷尺寸及环境因素为随机变量时，结构在给定寿命下破坏概率和可靠度。国际上发展的以概率断裂力学为基础的适用性评价方法有美国空军提出的飞机结构抗疲劳开裂的耐久性评价方法，英国Rolls-Roys公司用于航空发动机的数据库方法；美国西南研究院（SWRI）的应力下随机结构的数值评价（NESSUS）等等。当前适用性评价方法研究的热点之一是概率断裂

31、力学的应用。,4.管道的适用性评价技术,适用性评价方法的典型流程,4.管道的适用性评价技术,4）适用性评价方法的技术进展 经济性的适用性评价方法。具有代表性的有：（1）1988年CEGB-R6含有缺陷的结构完整性的评价（2）1990年国际焊接协会（IIW）焊接结构适用性评价指南（3）1991年英国BSI-PD6493焊接结构缺陷可接受性评价方法（4）1995年ASME-B31G确定腐蚀管线的剩余强度的手册（5）1995年ASMESection XI核电站构件在役检测规范（6）2007年API RP 579炼油与石化装备适用性评价推荐做法 这些方法主要是针对裂纹型缺陷的安全评价方法。多数采用了实

32、效评价图（Failure Assessment Diagram）技术。,5.管道评价技术的小结,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，得出结论。不同点：应用点不同：风险针对在役管道的某个时段的所有可能的项目；适用性针对有缺陷的在役管道，考虑运行条件；完整性在全生命期，针对管道全面的运行环境。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，侧重于管道处于完整状态的 考虑，以保证管道的长期安全

33、运行。,6.管道的管理技术的小结完整性,6.管道管理技术的比较,6.管道管理技术的比较,在役管道管理的技术可分为两类：一是以完整性评价技术为核心的完整性管理，二是以风险评价技术为核心的风险管理。两类方法思路相同：识别/检测-评价-措施，并且都需要检测，但完整性管理针对的是管道全部运行因素，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。此外，完整性管理十分注重管理过程的持续性，强调在管线生命期的设计、建造、运

34、行直至报废等各个阶段都要进行持续不断地管理。而风险评价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，采取有针对性的风险控制措施，使风险减低到可以接受的程度。,6.管道管理技术的比较,6.管道管理技术的比较,四.在役油气管道风险管理 案例介绍,Pipeline Risk Management Technology,1.西气东输管道完整性管理,管道完整性管理实施概况：1）建立了完整性管理规范，编制了完整性管理文件体系。2）建立完整性管理信息平台 整合了地质灾害风险评估、管道本体腐蚀管理等软件，具有管理所有的现状及

35、历史数据的能力，可提供三级应用分析。3）开展了管道风险评估 完整性管理于2005年开始实施。过程中，在地质灾害风险评估、第三方风险评估、管道本体腐蚀控制及地质灾害监测等方面取得了很多成果。评价工作分三个阶段。初步评估。识别高风险管段详细的风险评价和确定降低风险的方案。,1.西气东输管道完整性管理,通过上述工作，可以得到以下成果：可对管道各段因破坏可能产生的后果进行量化分析；可识别管道沿线对人员存在高风险的管段；可根据这些管段的现有设计来估算管道的破坏频率；有助于准确确定高风险管段的风险度和风险度超过可接受标准的管段；对所识别的不可接受高风险的管段，选择既可以降低风险又可以实施的改进方案，对设计

36、方案进行调整。对于风险度非常低的管段，可以在不明显增加风险度的前提下，考虑降低施工与长期维护费用的方案。,1.西气东输管道完整性管理,对西气东输管道进行风险评价，带来了如下益处：可确定所设计的管道对邻近人口的风险度是否达到国际上认可的可接受风险度标准，保证投资方在管道设计阶段就达到国际安全标准；以最经济的设计方法最大限度地降低管道造成人员伤亡和中断供气的风险；当管道因意外事故发生破坏时，业主可以证明管道安全问题在设计、运行阶段已经作了充分的考虑，从而使业主在诉讼中得到法律保护；可以在不降低管道安全性的条件下制定较经济的运行维护方案。,2.秦京输油管道风险评价,1）秦京输油管道概况 秦京线于19

37、75年6月15日建成投产，全长349.19km，管径529mm，管材为16Mn螺旋焊缝钢管，壁厚7mm。外壁采用石油沥青玻璃布防腐，外加电流阴极保护。全线设有秦皇岛站（油库）1座，昌黎、迁安、丰润、宝坻、大兴输油站5座，房山输油末站（油库1座），阴极保护站8座，阀室2座。管道沿线穿越河流40处；跨越大型河流1条、水渠2处；穿越铁路16处，公路63处。全线（除秦皇岛站）采用先炉后泵工艺流程，输油能力已由原来设计的600X104t/a提高到750X104t/a，可实现分段和全线密闭输油工艺。站内输油参数实现自动采集、集中控制，并将各站主要运行参数上传到调度室。,2.秦京输油管道风险评价,2）秦京输

38、油管道风险评价概况 经过30年运行，防腐层老化、破损造成管道大范围腐蚀。期间用漏磁变形和腐蚀检测设备进行了全线检测。发现管道腐蚀比较严重，有大量的大面积腐蚀。共发现发现壁厚减少在3.5mm以上严重腐蚀点有16处，壁厚减少在1.753.5mm之间的腐蚀点有59处；此外尚有大量的壁厚减少在1.75mm以下的轻度腐蚀存在。应用腐蚀穿孔风险评价模型，对检测数据进行定量计算当前秦京线的风险。在1998，1999年和2001年对局部腐蚀严重的管段进行了大修，对一些缺陷进行了补强修复，所以在原有的数据基础上应进行了修正，避免因此产生的误差。,2.秦京输油管道风险评价,2）秦京输油管道风险评价概况 评价管线的

39、腐蚀穿孔失效是按照风险分段的原则将管道分成几段，对每段的腐蚀缺陷进行统计分析，得出每段管道的腐蚀穿孔失效概率。根据腐蚀穿孔失效概率计算模型，取秦京线的参数如下：直径529mm，壁厚7mm，屈服强度388MPa，许用应力288MPa，根据管道平均承压，腐蚀缺陷的最大允许深度5.6mm。缺陷的尺寸以及实际压力数据已由检测及仿真软件计算得出。由于秦京线只进行了一次内检测，轴向和径向腐蚀速率只能进行平均估计。,2.秦京输油管道风险评价,3）秦京输油管道风险评价结果 由事故树可知，穿孔、断裂为各自独立的风险因素，相加计算其总风险。80个管段风险评价结果表明，有29段的风险高于风险可接受标准上限值110-

40、3，必须立即采取有效措施降低风险。风险构成和按风险由高到低排序情况及其主要原因。,3.荷兰Gasunie高压输气管网风险管理,为确管道安全，Gasunie公司开发了管道完整性管理系统PIMSLIDER。完成存储、检索和处理相关数据，保证了对管线进行精度高，重现性好，节省时间的完整性分析和风险评价。系统的另一个功能是应用完整性数据库，对管道实施预先评价。这种具有特征和/或环境条件的数据检索功能，大大增加访问数据的范围，确保评价过程能够通过统计方法来改进评价的可靠性，降低管道的检测、维修和开挖的费用。在实施预评价阶段，使用DA模块可协助操作人员收集和分析需要的数据，以确定管道的当前风险状况。经过数

41、据收集和对现有数据的可视化，确定出合适的ECDA分区。此外，收集到数据被用来构造与管道相关参数SRA模型。,3.荷兰Gasunie高压输气管网风险管理,在间接检测步骤中，用户使用DA模块存储和分析地面方法的检测数据，以确定防腐层缺陷的严重性和位置，以及管体腐蚀的可能性。对于每种地面检测技术，针对ECDA方法不确定性的主要来源，对遗漏缺陷点和虚假指示的情况进行统计，减小甚至消除这些不确定性。在直接检查阶段，通过进行有针对性的开挖，采集数据，评价腐蚀的真实性。随后，应用ECDA模块更新有关检测技术性能、缺陷数量和缺陷点的腐蚀速率等内容及其相关参数。基于分析结果，为每个管段重新计算失效概率，通过DA

42、模块对完整性管理提供数据支持，确定是否和如何采取减缓措施。,3.荷兰Gasunie高压输气管网风险管理,背景：Gasunie在荷兰境内有约12,000km的高压管线，1960-1980期间建设。随着服役年限的增加、腐蚀及机械损伤等原因，导致防腐层老化、管壁减薄的情况进一步恶化。大约50%可进行内检测，2005年开发管线完整性分析系统。,3.荷兰Gasunie高压输气管网风险管理,PIMSLIDER 系统由若干个功能模块组成，以Slider模块为核心。功能覆盖数据管理（管线、环境、事故等数据）、CP系统的监控、ILI数据分析、缺陷评价、风险的量化计算以及经济因素分析等诸方面的全过程。各模块的功能

43、是：SLIDER模块（含Arclib数据库）为系统的核心，完成管道相关所有数据的存储及处理。该模块主要用来进行信息检索，对数据间关系进行追踪查询。CP专家系统 对现有CP系统的功能和效率进行分析。其建模功能支持工程师为管道建设和调整CP系统时进行设计。CP专家系统从Slider中获取数据。它还对CP站进行最优运行的计算，以保证CP系统可靠和高效地运行。GDLI模块 所有过去发生在Gasunie管线上的管道事故均存储在GDLI数据库中，GDLI模块设计分析和可视化的这些事件。,3.荷兰Gasunie高压输气管网风险管理,3.荷兰Gasunie高压输气管网风险管理,Inpipe 内检测数据处理模块

44、 用于对管道进行ILI检测所取得的任何种类缺陷数据的分析。它具有在管道三维模型上，与精确位置映射的相关管道内数据处理和显示特性。支持以ASME B31G和RSTRENG方法进行管道剩余强度。修复专家 支持管道缺陷的评价，定义最为适合的维修方法和程序。对缺陷的评价可以是利用由ILI的缺陷几何数据，也可以是使用间接检测工具的原始数据。对多次ILI检测，缺陷评价可对不同阶段数据进行评价。可从经济的角度来优化检测和维修的过程。PSL模块 基于“燃气管道风险评价PIPESAFE模型”的危害和风险评价的软件包，为风险管理的核心。基于Slider数据库，对任何管道进行风险的量化计算。还可以使计算在管道上已经

45、采取措施的风险减缓效果。,3.荷兰Gasunie高压输气管网风险管理,风险专家系统 该模块是一个对管段按风险进行排队的工具。完成风险评价后，也用于维护和检测优先次序的排列。基于的方法是采用区分和定量化威胁和后果的数学模型。威胁的可能性是基于操作经验、专家判断和行业经验来进行定量的。直接评价模块 DA模块是基于NACE的ECDA标准并结合SRA来开发的。ECDA处理管线基础数据，多种现场检测和评价等数据，结合贝叶斯统计的SRA模型，对信息进行量化处理。支持管理者制定最佳检查程序，提升管道可靠性和节省检测费用。针对失效模式，DA模块对外腐蚀的失效进行建模。其他失效模式的影响则以常量的形式加以处理。

46、最后将所有的ECDA分区集成在一起，计算管道的失效摡率。,3.荷兰Gasunie高压输气管网风险管理,3.荷兰Gasunie高压输气管网风险管理,外腐蚀的模型与检测 进行外腐蚀直接评价遵循的是NACE标准。对于其他DA方法，如 ICDA和SCCDA可将评价模型加入PIMSLIDER 中去。,外腐蚀是威胁管道安全的重要原因。当防腐层存在缺陷、CP保护不够，在杂散电流、交流干扰、氧化还原菌(MIC)、拉伸应力(SCC)、CP屏蔽或过保护等情况下，管体就有可能腐蚀。外腐蚀检测是管道确定风险的重要手段。,3.荷兰Gasunie高压输气管网风险管理,案例的启示 Gasunie公司开发的管道完整性管理系统

47、，成功地解决了不能进行内检测管道的风险管理问题。从该案例中得到的启示是：大量不能内检的油气管道，在已有管道历史数据的基础上，应用SRA概率统计模型可以解决数据不足的问题，对解决油田管道的风险管理的数据来源有着很大的借鉴意义。遵照ECDA规范，应用间接检测技术（DCVG/CIPS）可有效地进行腐蚀检测，结合开挖验证可以得到全面的管道数据，用于更新数据库内相关腐蚀等数据，为风险管理奠定坚实的基础。结合GIS系统的应用，可以提高管道腐蚀检测数据和风险评价流程的可视性，数据库技术的应用是风险管理的必要基础工具。基于运行和检测数据，通过风险管理实现管道维修的技术方案制定和辅助决策是可行的，也是今后发展的

48、必然方向。,五.大庆油田油气管道 风险管理及预警技术 方案的建议,Pipeline Risk Management Technology,1.油田油气管道安全管理特点 老油田在油气管道安全管理上的突出问题是：安全与效益的矛盾日益尖锐。一方面，管网系统老化带来维护量的增加和运行成本的上升；出于安全考虑，频繁更新维护致使投资增加。另一方面，控制成本降低投资成为老油田提高效益的主要手段。除此之外，油气田管道与长输管道比较，在风险管理方面，存在以下具体差异：（1）敷设与运行环境比较恶劣，保护状况相对较差。（2）矿区内管道风险对人身安全影响仅在个别高风险地 区存在。保证正常生产、保护环境与成本控制成为

49、风险管理的主要目标。（3）对于大多数的中小口径管网系统，大口径长输管道 的监、检测手段往往无法实施。,2.实施管道风险管理和风险预警的技术路线,应用成熟的完整性管理和风险管理技术方法，充分利用已建立的大庆油田防腐数据库中数据和已经建成的A4 项目中管线及配套设施的GIS空间信息资源，结合建设现状及生产管理实际情况，借鉴国外内先进的管道风险(完整性）管理技术，建立油气管道风险管理和预警系统，实现油气管道系统风险控制和管理。,2.实施管道风险管理和风险预警的技术路线,开发技术路线是：应用风险评价、适用性评价、腐蚀检测等技术方法，以地面工程GIS系统、防腐保温库为数据依托，建立风险评价模型、企业的腐

50、蚀检测技术应用规范，通过对不同管道类型、材质、防腐类型、运行时间、敷设环境类型的统计分析，得出油田管道风险数据经验数据。实现：基于风险管理程序、以腐蚀检测和风险评价为主要技术手段，参考适用性评价的技术方法，实现油气管道风险管理和风险预警，建立针对预警管道维修决策支持系统，为管道维护大修提供决策技术支持。,2.实施管道风险管理和风险预警的技术路线,2.实施管道风险管理和风险预警的技术路线,具体做法是：（1）在数据采集环节，利用A4平台的管线和环境数据、防腐保温 数据库的管道腐蚀与防护数据，整合地面工程系统的其他与 管道运行有关的各种数据源，形成风险管理的基础数据；（2）运用集成管道腐蚀检测及评价