Construction of safety evaluation index system for high-grade steel pipeline
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摘要: 大口径高钢级天然气管道一旦发生事故，将会造成重大人员伤亡和经济损失，对其进行安全评价至关重要。通过对国内外高钢级管道失效事件进行分析，将高钢级管道主要的失效影响因素归为材料、载荷及缺陷3大类，并基于出现频率最高的10个影响因素，构建了高钢级天然气管道安全评价指标体系。利用层次分析法获得了各指标的判断矩阵，确定了各个指标的权重，计算得到高钢级管道的安全评分。将该方法应用于某高钢级管道的安全评价中，掌握了管道的实时状态，并明确了薄弱环节和高后果区，可为高钢级管道的设计、建设及安全运行提供参考。Abstract: The occurrence of accidents to large-diameter high-grade steel pipelines, if any, will cause heavy casualties and property losses. Hence, it is very important to evaluate the safety state of large-diameter high-grade steel pipelines. Herein, the main influencing factors of high-grade steel pipeline failure were classified into the three categories of material, load and defects by analyzing the failure events of high-grade steel pipelines at home and abroad. Meanwhile, a safety evaluation index system of high-grade steel pipelines was established based on the 10 influencing factors with the highest frequency. Besides, the judgment matrix of each index was obtained with the analytic hierarchy process, and the weight of each index was determined. Thereby, the safety score of the high-grade steel pipeline was calculated. By applying such a method to the safety evaluation of a high-grade steel pipeline, the real-time state of pipeline was mastered, with the weak links and high-consequence areas identified. Thus, reference could be provided to the design, construction and safe operation of high-grade steel pipelines.
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我国盛产多蜡原油和重质原油。多蜡原油凝点很高, 如大庆原油蜡含量为26%, 凝点为32℃; 重质原油的粘度极大, 如辽河高升原油相对密度为0.95, 50℃时粘度高达2 000 mPa·s以上。这两种原油目前大多采用加热输送。
随着油田老化和原油产量逐渐降低, 原油管道正在面临低输量安全运行问题的困扰。热油管道输量低于设计输量时, 不仅增加输油成本, 而且随着输量的减少还可能会出现运行不稳定甚至凝管的危险[1]。国内原油管道尤其是东部地区的原油管道, 大多处于低输量或超低输量状态, 如何保证输油管道经济、平稳和安全运行, 是亟待解决的重要课题。
一. 低输量运行的不稳定性
当管道在常温输送时, 油温及粘度与输量无关, 管道工作特性曲线是一条近似的抛物线, (见图 1), 摩阻随输量的减小而单调下降, 不存在无法输送的困难。
对于加热输油管道, 原油温度和摩阻不仅会随输量的减少而降低, 而且还会因其它因素(如粘度、当量管径等)的影响而上升。若其它因素的影响大于输量的影响, 则管道工作特性曲线就会出现拐点(A)(见图 2)。当输量小于临界安全输量(QA)后, 管道运行出现不稳定, 即随着输量的减少, 摩阻不仅不降低反而增大, 形成输量越少摩阻越大的恶性循环, 并可能导致管道的发生凝管事故。
二. 低输量运行不稳定因素
由上述分析可知, 产生运行不稳定的因素很多, 甚至某些因素在输量减少时使摩阻急剧增大并超过了输量减少对摩阻的影响, 这些因素的影响程度与加热站间热力条件和水力条件有关。
在两座加热站间, 油温沿管道逐渐降低, 降温规律由苏霍夫公式[2]描述。
![](/fileYQCY/journal/article/yqcy/2023/10/href="yqcy-22-4-8-E1.png")
(1) 式中 TL、T0、TR——距出站口L处油温、地温及出站端油温;
K——总传热系数;
D——管道外径;
L——距加热站出口的距离;
Q——原油体积流量;
ρ——原油密度;
C——原油比热容。
在加热站出口附近, 油温高、粘度低, 油流通常处于紊流光滑区。随着油温降低及粘度增大, 雷诺数减小, 当油温降低(或粘度增大)到流态转换温度(或粘度)时, 紊流转变成层流。输量越小, 原油流动越慢, 油温下降越快, 层流管段越长(见图 3)。
热油管道全线摩阻等于所有站间摩阻之和, 而站间摩阻一般由紊流段摩阻和层流段摩阻组成(见式(2))。
![](/fileYQCY/journal/article/yqcy/2023/10/href="yqcy-22-4-8-E2.png")
(2) 式中h——加热站间管道的摩阻压降;
d——管道内径;
ν1、ν2——紊流段、层流段中原油的平均运动粘度;
L1、L2——紊流段、层流段的管段长度。
由式(1)、式(2)、图 3及原油粘温特性可知, 在高输量(Q > Q2)时, 油温较高、粘度较低, 而且油流处于紊流光滑区, 摩阻仅与粘度的0.25次方成比例, 粘度变化对摩阻的影响较小, 摩阻随输量的减小而单调下降。在低输量(Q < Q2)时, 以下三种因素可使摩阻快速增加。
(1) 随着输量的减少, 层流管段增长。层流时, 摩阻与Q、ν成比例; 而在紊流光滑区, 摩阻与Q1.75、ν0.25成比例。与紊流相比, 层流时的粘度对摩阻的影响增大, 而输量对摩阻的影响减小。
(2) 随着输量的减少, 油温降低。当油温低于原油反常点时, 原油由牛顿流型转变为非牛顿流型, 表观粘度随输量减小而急剧增大。
(3) 随着输量的减少, 管壁剪切速率变小, 流速对粘壁油层的剪切冲刷作用相对减弱, 更多的稠油粘附在管壁上, 使当量管径减小。层流时摩阻与当量管径的四次方成反比。
当输量低于临界安全输量后, 这三种因素对摩阻的影响大于对输量的影响, 摩阻不再随输量的减少而下降, 反而开始上升。
当原油凝点明显高于地温时, 热油管道的工作特性曲线必然会出现临界安全输量QA, 当Q < QA时, 摩阻随输量减少一直增加, 直至停止流动, 如图 2中曲线h1所示。当输量Q≤QA时, 油温已接近地温, 且油温基本上不再随输量的减少而降低, 若此时原油还能流动, 则摩阻达到某一极值后会随输量的减少而降低, 如图 2中曲线h2所示。
三. 临界安全输量的判断
临界安全输量是热油管道能否安全运行的分界点, 为保障管道正常运行, 就必须保证输量大于临界安全输量。如果能够预先确定临界安全输量, 那么, 安全运行操作就非常方便。
首先, 临界安全输量与许多因素有关, 很难从理论上精确计算, 只能通过实践观察估计。从图 2中的热油管道工作特性曲线可以看出, 从稳定工作区到非稳定工作区是个渐变过程, 可以认为, 临界安全输量不是某一特定输量, 而是一个摩阻基本不随输量变化的输量范围; 其次, 同一条热油管道的临界安全输量并不是固定的, 而是随输油条件的改变而变化。影响临界安全输量的因素有出站油温、地温、总传热系数、管壁结蜡厚度、原油物性及流变性等, 一旦这些因素变化, 临界安全输量就会改变, 在输量明显低于设计输量的情况下, 应注意泵压随输量的变化情况, 避免因运行不稳定带来的风险。
通过上述分析可以认为, 当泵压不再随输量的减少而下降时, 输量就达到了临界安全输量。
四. 降低临界安全输量的方法
热油管道的临界安全输量越低, 管道的稳定工作区间越宽, 因此, 降低临界安全输量是保证低输量安全运行的根本方法。
在选择降低临界安全输量的具体方法时首先应考虑每条管道的自身特点, 所输原油物性及自然环境也不尽相同, 应选择适合自身条件的方法; 其次应考虑经济效益, 优先选用那些成本较低的方法。
降低临界安全输量的方法可分两大类, 一类是保持热输工艺不变, 只是改变输油参数或输油条件; 另一类是改造输油系统、改变原油结构或流动形态, 采用其它输油工艺取代热输工艺, 实现常温输送, 达到停输自由, 即临界安全输量趋近于零。
1 增热升温
通过增加供热, 提高油温, 达到降低临界安全输量的目的。
设输量Q=QA时的油温为TA, 则由式(1)可知, 提高出站油温TR后, Q=QA时的油温不再是TA而是高于TA。若要使油温降到TA, 则必须减少输量, 即提高出站油温后临界安全输量降低。
反输是提高油温降低临界安全输量的较为有效的方法。所谓反输就是在下一加热站将一部分原油加热后反向上一加热站输送, 主要是为了提高后半段管道的原油温度。与提高出站油温方法相比, 一方面前半段管道油温较低, 与地温相差较小, 向周围介质散热较少; 另一方面管道后半段的油温较高, 原油粘度急剧减小。因此, 在增加热量相同的条件下, 反输方法的临界安全输量将会更低。
增热升温法可以降低任何热油管道临界安全输量, 但是因其热耗太大, 故而只适用于紧急情况下或其它方法无效时临时采用。此外, 多蜡原油流变性与其经历的热历史有关, 应注意提高油温后其流变性是否会恶化。
2 伴热保温
在对原油管道供热不变的情况下, 通过减少热油散热同样可以达到提高管道油温、降低临界安全输量的目的。在有工业企业余热可利用或电能比较便宜的地方, 可紧靠管壁平行铺设伴热管, 通入热水或热气。也可在原油管道上缠绕电热带或电缆, 接通电源, 利用热能或电能提高管道周围的介质温度(相当于提高了地温)。若伴热温度高于油温, 实际上是如可利用管道周边的电能和工业企业生产余热来对管道进行伴热, 以提高管道周围的介质温度(地温)起到沿线加热原油的效果, 是增热升温的又一方法。
从式(1)也可以看出, 令Q=QA时油温为TA, 减小总传热系数K或提高地温T0都可使Q=QA时的油温高于TA, 即油温降到TA时的临界安全输量低于目前的临界安全输量。
管道油温低于析蜡点后, 管壁上会逐渐形成结蜡层, 减小了当量通径。由式(2)可知, 在油流处于层流或紊流光滑区时, 摩阻分别与管径的4次方或4.75次方成反比, 结蜡层增加了摩阻, 这也是输油管道定期清管的主要原因。但从另一角度分析, 蜡层的导热性能较差, 可以有效减小总传热系数K。表 1是中洛复线总传热系数K与等效结蜡厚度的实测结果, 总传热系数K随结蜡层厚度的增加而明显减小。当蜡层达到20 mm以上时, 相当于一个天然保温层。
表 1 中洛复线总传热系数随等效结蜡厚度的变化
一方面管道蜡层的保温效果会导致临界安全输量下降; 另一方面, 蜡层的增阻作用又使临界安全输量上升。这两种相反效应的影响程度在不同情况下是不同的, 例如在高输量时油温较高, 粘度和粘温指数都较小, 且流态多处于紊流状态, 此时蜡层的主要影响是增加了摩阻, 应该定期清蜡; 但在低输量时, 大部分管段油温很低, 油温稍有升高就会使表观粘度急速减小, 且油流处于层流状态, 因此, 蜡层的保温效果可以明显减小摩阻。蜡层的增阻效应与管径和蜡层厚度的差值有关, 因此, 同样厚度的蜡层对小口径管道摩阻的影响远大于对大口径管道摩阻的影响。设蜡层厚度为5 mm, 且油流处于层流状态, 则蜡层会使小口径管道(管径为100 mm)的摩阻增加22.8%, 却使大口径管道(管径700 mm)的摩阻增加2.90%, 因此, 对于大口径低输量热油管道, 蜡层可能会有利于临界安全输量的降低。例如管径为530 mm的任京管道曾长期不清蜡, 利用较厚蜡层的保温效果实现了超低输量的安全运行。
3 稀释改性
增热升温或伴热保温方法并没有改善原油的低温流变性, 只是提高油温, 降低了临界安全输量。稀释改性方法是将稀油(石油产品或低粘原油)掺入到原油管道中, 虽然未改善待输原油的低温流变性[3], 但却改善了待输原油沿管道输送时的流变性, 可使待输原油的临界安全输量下降或实现常温输送。该方法对于多蜡高凝原油或重质高粘原油都有效, 在俄罗斯、美国、加拿大及国内都有应用。
采用稀释改性工艺时, 应注意以下几个问题。
(1) 稀释的前提是首站附近要有足够的稀油源, 并且掺混后不能影响原油的经济利用价值。
(2) 应用于层流状态下, 因为层流状态下的摩阻与粘度的一次方成比例, 稀释降粘的减阻效果显著。
(3) 稀油越稀, 则稀油掺入量相同时的降粘率越大。辽河油田稠油在室温时粘度为8 778 mm2/s, 掺入30%的粘度分别为19.7 mm2/s和1.8 mm2/s的稀油后, 原油粘度分别降到663 mm2/s和50 mm2/s, 降粘率分别为92.4%和99.4%。
(4) 条件不同其最佳掺入比也不同。原油中掺入稀油后可使原油粘度降低, 摩阻减小, 同时输量增大, 又使摩阻升高。随着稀油掺入比的增加, 粘度先是急速下降而后平缓下移, 最后基本不变, 但与输量变化趋势相反。因此, 摩阻随稀油掺入量的增加而快速下降, 达到最小值后再上升。其中与最小值相对应的掺入比即为最佳掺入比。
(5) 在考虑稀释输送成本时, 还应包括混合原油的动力消耗、稀油开采以及输送费用。在加热输送时, 还应研究热力消耗的变化。
此外, 若几个相邻油田原油的物性不同但流向相同, 则应先混合后再输送。依据地温的变化调节稀油掺入比, 实现低温或常温输送。库鄯输油管道实现常温输送的原油就是物性差异较大的几种原油的混合油。
4 改性处理
所谓改性处理, 就是利用物理化学的方法改变原油中蜡晶的结构, 从而改善待输原油的低温流变性[4, 5]。改性处理包括热处理、化学剂处理、振动处理、磁处理及压力处理等方法。目前应用最多的是热处理和降凝剂处理。
热处理是将原油加热到一定温度, 使石蜡完全溶解后再降到管输油温。若以最佳降温速率静态冷却到管输油温后再输送(称之为完全热处理), 如印度的纳霍卡蒂雅原油经完备热处理实现了常温输送。通常热处理又分为完备热处理和简易热处理两种。若原油在管道中边流动边自然降温, 则称为简易热处理, 如国内所有的热处理试验与应用都是简易热处理。此外, 如果在加热前注入一定量的降凝剂, 则称为降凝剂处理。
通常热处理或降凝剂处理的温度较高, 约在55~85℃范围内, 但出站油温受到原油初馏点和防腐材料的限制而不能太高, 一般在50℃以下。为解决温差矛盾和减少热耗, 可采取两种措施: 一种是在首站进行热交换, 将改性热原油降温, 使未改性冷原油升温; 另一种是越站运行。原油改性后, 低温流变性明显改善, 通常凝点可降低15℃以上, 在改性原油凝点以上10℃的范围内, 管壁剪切时的表观粘度可降低95%左右, 这样不仅可降低泵压, 而且还能够降低进站油温。适当调节热力参数和水力参数, 就可以实现压力越站和热力越站。
热处理原油改性的机理是, 在降温过程中石蜡重结晶成团状树枝形大块蜡晶, 不仅自身结构强度低, 而且晶体相距较远, 不易交联成能够包围住稀油的网络[6]。在加入降凝剂后, 降凝剂分子吸附在蜡晶表面, 使蜡晶更不容易聚集交联, 其原油改性效果更加稳定。马惠宁原油管道实际输量不到设计输量的一半, 采用热处理输油工艺后, 每年可实现8个月的常温输送。后来又进行了降凝剂处理, 实现了全年常温输送。
依据原油改性机理可知, 热处理与降凝剂处理只对多蜡原油有效, 对重质高粘原油无效。析出蜡晶和形成良好的晶体结构主要是在析蜡高峰温度区内发生的, 因此为防止原油改性效果恶化, 在此温度范围内应避免油温回升, 尽量减少任何形式的剪切(尤其是高速剪切)。另外, 因重复加热或其它原因造成的油温回升, 若在高于析蜡点或者低于析蜡高峰温度区中, 对改性效果影响不大; 当油温低于析蜡高峰温度区时, 大部分石蜡已析出并逐渐交联成网络, 因此, 低温剪切不仅不影响改性效果, 反而有利于原油流动性的改善。
热处理或降凝剂处理并非对所有多蜡原油都有理想的改性效果, 例如热处理要求原油中胶质与正构烷烃比在0.6~3.0的范围内。原油添加降凝剂后是否有明显的改性效果, 不仅要筛选降凝剂类型, 而且还要优化处理条件。
过去曾经认为, 最佳降凝剂处理温度就等于最佳热处理温度, 后来发现, 由于降凝剂分子的作用, 有可能使原油的降凝剂处理温度大大低于最佳热处理温度。马惠宁原油管道的最佳热处理温度和最佳降凝剂处理温度都是85℃, 库鄯输油管道原油的最佳热处理温度为80℃, 而降凝剂处理时油温等于或大于55℃的改性效果是一样的。显然库鄯输油管道原油最佳降凝剂处理温度应该是55℃, 比最佳热处理温度低25℃。
5 改质处理
原油改质是利用炼油工业的一些成熟技术, 使原油脱去一部分致粘致凝的高分子物质(如石蜡、胶质、沥青等)或发生轻度裂化, 提高原油中稀烃的相对含量, 使原油的化学成分发生变化, 从根本上改善了原油的流动性[7]。因此, 改质原油的改性效果非常稳定, 受原油经历的热历史和剪切历史的影响很小, 是降低临界安全输量或实现常温输送较为理想的方法。
轻度裂化的方法很多, 加拿大开发出一种加氢改质法, 在携氢剂存在的条件下进行裂解。当温度为410~460℃、压力为3.45~5.52 MPa时, 可使渣油的70%转化为轻馏分而不生焦。中国石油天然气管道分公司科技研究中心对分子筛非临氢浅度裂化原油改质技术进行了研究, 可在常压和无氢气存在的条件下, 只需加热到330~350℃就可使大分子石蜡裂化成小分子烃类, 从而减少了石蜡含量, 增加了轻烃组分。并先后对大庆、中原、南阳、胜利和鄯善原油进行了改质研究, 降低凝点20℃以上, 粘度下降90%左右, 300℃前轻质馏分约增加10%, 目前已具备放大试验或工业试验的技术条件。
脱蜡的方法有溶剂法、沉降法、离心法、滤除法及尿素法等, 脱去胶质和沥青的方法有化学法、吸附法、热催化法及溶剂法等。美国埃索尼公司对含蜡7%、凝点12.7℃的利比亚原油进行离心脱蜡试验, 含蜡量降至6.5%, 仅降低0.5%, 凝点从12.7℃下降到1.6℃。
虽然原油改质是改善原油流变性的根本方法, 前景非常诱人, 但在规模上、经济上及技术上尚不能满足实际生产的需要, 有待于进一步研究。
6 伴水减阻
伴水减阻就是往管道中注水, 不改变原油组成、物性及流变性, 只改变原油在管道中的存在形式和流动方式, 将原油彼此之间及其与管壁之间的摩擦转变成水与水之间以及水与管壁之间的摩擦, 不论原油粘度有多大, 凝点有多高, 流动摩擦阻力却异常小, 接近纯水流动的摩擦阻力。只要沿线地温高于0℃就可以实现常温输送, 不仅省去加热炉和避免热能消耗, 而且动力消耗也大幅度降低[8]。
伴水减阻的节能效果是非常明显的, 但是由于水不是需要输送的物质, 只是起载体作用, 且掺水量通常高达10%~50%, 因此实现伴水减阻的前提首先是在首站应有大量水源, 其次是在末站解决油水分离和污水处理问题, 包括建立污水处理厂或建设重复利用污水的返回管道, 最后是在输送过程中应保证油、水形态的稳定。
伴水减阻输送主要包括水环、水悬浮及乳化三种输油工艺。
水环输送是采用专门设备在管道中心形成油柱, 而在油柱与管壁之间充满水, 原油沿水表面滑动, 摩阻很小。当纯水流动处于紊流状态时, 油柱的存在避免了管道中心紊流湍动的能量消耗, 有可能使水环输油的摩阻小于输量相同时纯水流动的摩阻。中国石油天然气管道分公司科技研究中心在水环输送高粘原油试验研究中曾观测到, 当雷诺数Re > 4 000时, 同心水环输油摩阻只有纯水流动摩阻的80%左右。在掺水率8%~35%的范围内可以形成稳定的水环, 掺水率为10%时输油能耗最低。水环输油的不稳定性主要表现在三个方面, 一是油、水密度不同引起油柱偏心上浮; 二是油、水界面摩擦产生乳化混合; 三是过泵后水环被高速剪切破坏。因此, 该技术仅适于在相对密度接近1的高粘原油短距离管道输送, 若有中间泵站则需要重新成环, 采用粘弹性水溶液有利于水环稳定。美国在一条长39 km、管径为152 mm的管道上实现了重油水环输送, 掺水率为20%~30%。
水悬浮输送是将高凝多蜡原油注入到温度比原油凝点低得多的水中, 在一定条件下混合, 凝成大小不同的冻油颗粒, 形成固态油颗粒为分散相, 水为连续相的悬浮液。由于油颗粒在管壁侧受到大的剪切作用并向管道中心漂移, 形成一层薄薄的水环。悬浮液的不稳定性主要表现在两个方面, 首先, 高凝原油相对密度为0.8~0.9, 远低于重油, 比水环油柱上浮更严重, 因此需保持一定流速; 其次高速剪切容易使悬浮液反相, 转化成粘度极高的油包水型。水温与原油凝点越接近, 这种不稳定性越大。印尼的丹戌至巴厘巴板原油管道长240 km, 在气温为25~35℃时, 成功地采用了悬浮液输送(含蜡量为33%、凝点为40.6℃)多蜡高凝原油。
乳化输送与悬浮输送的分散相都是原油, 但在乳化输送时体积不是大小不同的油颗粒, 而是非常微小的油滴。悬浮液适于输送多蜡高凝原油, 而乳化只液宜于输送重质高粘原油。降低浮化液粘度除与连续相(水)的粘度有关外, 还与油粘、掺水率、油滴的大小、浓度及分布等因素有关。如委内瑞拉的波斯坎原油管道, 21.1℃时粘度为80 000 mPa·s, 掺水30%后乳化液粘度只有50 mPa·s。与水悬浮相比, 稳定乳化液的形成及破乳脱水都比较困难。
五. 低输量热油管道实际运行中应注意的问题
为保证输油安全, 低输量热油管道在实际运行中应注意以下问题。
(1) 管道输量应明显高于临界安全输量。一方面因为临界安全输量是个条件性物理量, 由许多因素决定, 一旦某一条件发生变化, 临界安全输量就可能有较大变化。另一方面临界安全输量不是精确的某一固定值, 而是摩阻基本不随输量变化的输量范围[9, 10]。因此, 应注意泵压随输量的变化情况。
(2) 管道不能在定压方式下运行。泵压要有一定的富余量, 一旦发生不稳定, 应马上提高泵压, 增加输量, 脱离不稳定运行区。
(3) 进站油温不能由凝点决定。实际上原油沿管道流动时的摩擦阻力及启动时的启动压力与凝点并无直接关系, 摩阻取决于原油的表观粘度, 启动压力取决于原油初始剪切应力、平衡剪切应力及原油触变性。虽然各种原油在凝点时的屈服值或初始剪切应力不是相差很大, 但表观粘度、平衡剪切应力和触变性可能有很大差别, 且摩阻及启动压力也可能差别很大。对于低熔点蜡含量较高, 而胶质、沥青及高熔点蜡含量较低的原油, 其凝点时的表观粘度、平衡剪切应力就会很小, 进站油温就可以低一些。
对低输量热油管道采取某些措施后, 只要未实现常温输送, 也就说明热油管道低输量运行还存在不稳定性。因此, 在实际运行时应注意由此而带来的风险。
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图 2 高钢级管道安全评价指标体系图
Figure 2. Safety evaluation index system of high-grade steel pipeline
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图 3 不同匹配系数下管道环焊缝应变状态对比图
Figure 3. Strain state comparison of pipeline girth welds with different matching coefficients
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图 4 不同匹配系数与焊缝相邻母材的应变关系图
Figure 4. Relationship of different matching coefficients with strain of base metal near the weld
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图 5 X80管道环焊缝缺陷失效概率与断裂韧性关系图
Figure 5. Relationship of defect failure probability with fracture toughness of X80 pipeline girth weld
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图 6 高钢级管道裂纹缺陷失效评定示意图
Figure 6. Evaluation on crack defect failure of high-grade steel pipeline
表 1 国内外典型管道事故案例统计表
Table 1 Statistics on typical pipeline accidents at home and abroad
事故案例 事故概况 事故主要原因 萨斯咯彻温省“2.15”脱硫天然气管道事故 1994年2月15日，加拿大萨斯咯彻温省梅普尔克里克附近输送脱硫天然气管道破裂，继而发生着火事故 在高含水区域，管道聚乙烯防腐层严重剥离；管道周围的地表水中高含氯离子，导致管道防腐层受到HCl腐蚀；管道位于海床位置，其氯离子浓度高，也导致管道防腐层发生腐蚀 加利福尼亚州“9.9”天然气管道事故 2010年9月9日，美国加利福尼亚州圣布鲁诺天然气管道发生破裂、泄漏、爆炸事故 短管纵向直焊缝未焊透；短管节屈服强度不符合规范；短管连接时存在角度错位，导致焊接缺陷；管道未进行压力测试 山东青岛“11·22”输油管道爆炸事件 2013年11月22日，山东省青岛市黄岛区秦皇岛路与斋堂岛路交汇处，中国石化输油储运公司潍坊分公司输油管道破裂 现场操作人员未按照规定的程序和标准进行操作，导致化工品发生不正常反应，最终引发了爆炸；同时，在化工厂的生产过程中，安全措施未得到充分的落实。化工厂的管理人员未对操作人员进行充分的培训，也未对生产过程足够的监督，导致了事故的发生 中缅天然气管道黔西南州晴隆段“6.10”事故 2018年，中缅天然气输气管道黔西南州晴隆县沙子镇段发生泄漏、燃爆事故 现场焊接质量不满足相关标准要求，在组合载荷的作用下造成环焊缝脆性断裂；X80高级钢管道焊接工艺未严格执行焊接标准的要求，现场无损检测标准要求低，施工质量管理不严等 
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表 2 高钢级管道失效事故树基本事件表
Table 2 Basic events in failure tree of high-grade steel pipeline
符号 事件 符号 事件 符号 事件 X1 材料匹配度 X8 内压载荷系数 X15 运行管理制度 X2 管道材料适应性 X9 制管载荷系数 X16 制管检测能力 X3 购材管理制度 X10 阴保系统有效性 X17 管道检测能力 X4 防腐层材料 X11 防腐层质量状况 X18 制管缺陷情况 X5 管道失效概率 X12 防腐层检测情况 X19 焊接缺陷状况 X6 环境载荷系数 X13 施工过程管理 X20 环境严苛程度 X7 人为载荷系数 X14 监测系统 X21 管体缺陷状况
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表 3 X80管道失效概率计算参数取值表
Table 3 Parameter values in failure probability calculation of X80 pipeline
不确定性参数 分布类型 参数值 评分 裂纹长度 正态分布 100 mm 0.200 裂纹深度 正态分布 5 mm 0.200 屈服强度 Gumbel分布 651.21 MPa 0.033 断裂韧性 Weibull分布 0.303 mm 0.152 管道外径 正态分布 1 219 mm 0.030 管道壁厚 正态分布 18.4 mm 0.050 轴向设计应力 正态分布 200 MPa 0.100
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表 4 管道沿线的外界环境对高钢级管道产生的载荷打分表
Table 4 Scores of external environment load on high-grade steel pipeline
载荷分类 评分细则 评分 管道穿越铁路、公路的冲击载荷 管段穿越铁路或有10 t及以上大卡车通过的公路 30 管段穿越有10 t以下车辆通过的公路 60 无穿越 100 管道穿越地质灾害地区引发载荷 3年及以上未对管段的地质条件开展评价工作 0 地质灾害隐患点风险评价结果显示存在高风险点1处及以上 10 地质灾害隐患点风险评价结果显示存在较高风险点1处及以上 20 地质灾害隐患点风险评价结果显示存在中风险点1处及以上 30 地质灾害隐患点风险评价结果显示存在较低风险点1处及以上 60 地质灾害隐患点风险评价结果显示存在低风险点1处及以上 80 地质灾害隐患点风险评价结果显示无风险点存在 100
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表 5 高钢级管道人为载荷打分表
Table 5 Scores of artificial load on high-grade steel pipeline
评分项目 总分 评分细则 评分 埋深 15 埋深得分的最大分值为15分，在钢管外增加钢筋混凝土保护层或加钢套管及其他有效保护措施，能够减少第三方破坏，可视同增加埋深考虑 不同保护措施的评分为：设置警示带，得7分；增加厚度为50 mm、100 mm的水泥保护层，分别相当于增加埋深0.2 m、0.3 m，分别得1、2分；加水泥盖板，相当于增加埋深0.6 m，得4分；布设钢套管，相当于增加埋深0.6 m，得4分。多项措施可累加，但最高不能超过15分 巡线 15 巡线得分为巡线频率得分与巡线效果得分之积 巡线频率按以下规则评分：每日巡查，得15分；每周4次巡查，得12分；每周3次巡查，得10分；每周2次巡查，得8分；每周1次巡查，得6分；每月少于4次而多于1次巡查，得4分；每月少于1次巡查，得2分；从不巡查，得0分。巡线效果主要根据巡线工参加培训情况与年终考核等级综合打分，按照优、良、中、差4个等级分别评为1分、0.8分、0.5分、0分 公众宣传 5 根据管道保护的宣传频率及效果进行评分，最大分值为5分 定期（每年1次及以上）向公众宣传管道保护的重要性，得2分；与途经地区政府沟通地方建设规划，了解管道附近建设活动，得2分；走访附近居民，得2分；无公众宣传活动，得0分。可累加，最高为5分 管道标识 5 根据管道标识是否清楚，以便第三方明确管道的具体位置，防止破坏管道，同时使巡线或检查人员能有效检查 管道标识清晰、设置全面，得5分；管道标识清晰、部分地点未设置，得3分；管道标识清晰度不足，仅设置部分地带，得2分；重要地带未设置管道标识，得0分 打孔盗油（气） 15 根据发生历史、当地社会治安状况以周边环境等因素 当地未发生偷盗等治安问题，得15分；当地发生过偷盗等治安问题，得8分；当地时常发生偷盗治安问题，得0分 管道上方活动水平 15 根据管道周围或上方，开挖施工活动的频繁程度进行打分 管道周围基本无活动，得15分；低活动水平，得12分；中等活动水平，得8分；高活动水平，得0分 管道定位 12 对管道威胁事件定位准确程度进行打分，得分为各项评分之和，最大分值为12分 管道安装了安全预警系统，得4分；管道准确定位，得2分；有地图和信息系统，得4分；具有经证实的威胁事件定位有效记录，得2分 管道地面设施 8 根据待评价管道地面有无相关附属设施及对设施的保护情况进行评分 无附属设施，得8分；有设施，并对设施进行了有效防护，得5分；有设施，但无保护，得0分 公众态度 5 根据管道沿线的公众对管道的保护态度进行评分 公众对管道积极保护、保护态度一般、保护不积极，分别得5分、2分、得0分 政府态度 5 根据管道沿线地方政府对配合打击盗油（气）工作、管道工程施工推进的积极性进行评分 政府机关对管道积极保护、保护态度一般、保护不积极，分别得5分、得2分、得0分
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表 6 高钢级管道焊接缺陷状况评分表
Table 6 Scores of welding defect status of high-grade steel pipeline
缺陷类型 缺陷等级 评分细则及评分 圆形缺欠 Ⅰ ①当缺欠点数为0时，得100分；②当缺欠点数不少于SY/T 4109—2020表 4.18.3-4中规定的点数时，得90分；③当缺欠点数少于第②条规定的点数时，每少1点，在90分的基础上加3分，但不超过100分 Ⅱ ①当缺欠点数不少于SY/T 4109—2020表 4.18.3-4中规定的点数时，得60分；②缺欠点数少于第①条规定的点数时，每少1点，在60分的基础上加5分，但不超过90分 Ⅲ ①缺欠点数不少于SY/T 4109—2020表 4.18.3-4中规定的点数时，得30分；②缺欠点数少于第①条规定的点数时，每少1点，在30分的基础上加5分，但不超过60分 Ⅳ ①缺欠点数不少于SY/T 4109—2020表 4.18.3-4中规定的点数时，得0分；②缺欠点数少于第①条规定的点数时，每少1点，在0分的基础上加5分，但不超过30分 条形缺欠 Ⅱ ①单个缺欠长度达到2 t（t为壁厚）且不超过25 mm时，得60分；②单个缺欠长度比2 t与25 mm中的较小值每少1 mm，分值增加1分，但不超过90分 Ⅲ ①单个缺欠长度达到3 t且不超过50 mm时，得30分；②单个缺欠长度比3 t与50 mm中的较小值每少1 mm，分值增加1分，但不超过60分 Ⅳ ①单个缺欠长度达到3 t或50 mm时，得30分；②单个缺欠长度超过3 t或50 mm时，每多1 mm，在30分的基础上扣1分，直至0分 夹层未融合（中间未焊透） Ⅱ ①单个缺欠长度达到2 t且不超过25 mm时，得60分；②单个缺欠长度比2 t与25 mm中的较小值每少1 mm，分值增加1分，但不超过90分 Ⅲ ①单个缺欠长度达到3 t且不超过50 mm时，得30分；②单个缺欠长度比3 t与50 mm中的较小值每少1 mm，分值增加1分，但不超过60分 Ⅳ ①单个缺欠长度达到3 t或50 mm时，得30分；②单个缺欠长度超过3 t或50 mm时，每多1 mm，在30分的基础上扣1分，直至0分 根部未融合（根部未焊透） Ⅱ ①单个缺欠长度达到t且不超过12.5 mm时，得60分；②单个缺欠长度比t与12.5 mm中的较小值每少1 mm，分值增加2分，但不超过90分 Ⅲ ①单个缺欠长度为2 t且不超过25 mm时，得30分；②单个缺欠长度比2 t与25 mm中的较小值每少1 mm，分值增加1分，但不超过60分 Ⅳ ①单个缺欠长度达到2 t或25 mm时，得30分；②单个缺欠长度超过2 t或25 mm时，每多1 mm，在30分的基础上扣1分，直至0分 内凹 Ⅱ ①单个缺欠长度不超过25 mm时，得60分；②单个缺欠长度比25 mm每少1 mm，分值增加1分，但不超过90分 Ⅲ ①单个缺欠长度不超过50 mm时，得30分；②单个缺欠长度比50 mm每少1 mm，分值增加1分，但不超过60分 Ⅳ ①单个缺欠长度达到50 mm时，得30分；②单个缺欠长度超过50 mm时，每多1 mm，在30分的基础上扣1分，直至0分 烧穿 Ⅱ ①单个缺欠长度达到t且不超过6 mm时，得60分；②单个缺欠长度比t与6 mm中的较小值每少1 mm，分值增加5分，但不超过90分 Ⅲ ①单个缺欠长度为13 mm时，得30分；②单个缺欠长度比13 mm每少1 mm，分值增加4分，但不超过60分 Ⅳ ①单个缺欠长度超过13 mm时，得30分；②单个缺欠长度超过13 mm时，每多1 mm，在30分的基础上扣3分，直至0分 内咬边 Ⅱ ①单个缺欠的黑度小于较薄侧母材黑度、长度不超过50 mm时，或单个缺欠的黑度不小于较薄侧母材黑度、长度不超过25 mm时，得60分；②单个缺欠长度比第①条中的值每少1 mm，分值增加1分，但不超过90分 Ⅲ ①单个缺欠的黑度小于较薄侧母材黑度、长度不超过75 mm时，或单个缺欠的黑度不小于较薄侧母材黑度、长度不超过50 mm时，得30分；②单个缺欠长度比第①条中的值每少1 mm，分值增加1分，但不超过60分 Ⅳ ①单个缺欠的黑度小于较薄侧母材黑度、长度75 mm时，或单个缺欠的黑度不小于较薄侧母材黑度、长度50 mm时，得30分；②单个缺欠长度比第①条中的值每增加1 mm，在30分的基础上扣1分，直至0分
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表 7 高钢级管道定期检测维护评分表
Table 7 Scores of regular inspection and maintenance of high-grade steel pipeline
管道类型 检测周期 修复情况 评分细则 评分 内检测 外检测 新建管道 3年以上 3年以上未进行任何检测 对于新建管道，3年以上未检测，得0分 0 0 3年及以内 未对缺陷进行及时修复 当有缺陷而未及时修复时，得0分 0 0 仅对一般缺陷进行修复 当存在严重缺陷而仅修复了一般缺陷时，按满分的20%得分 14 6 仅对严重缺陷进行修复 仅修复严重缺陷点，但还存在一般缺陷点未修复时，按满分的60%得分 42 18 对所有缺陷进行修复（或检测无缺陷） 70 30 在役管道 8年以上 8年以上未进行任何检测 对于在役管道，8年以上未检测，得0分 0 0 8年及以内 未对缺陷进行及时修复 当有缺陷而未及时修复时，得0分 0 0 仅对一般缺陷进行修复 当存在严重缺陷而仅修复了一般缺陷时，按满分的20%得分 14 6 仅对严重缺陷进行修复 仅修复严重缺陷点，但还存在一般缺陷点未修复时，按满分的60%得分 42 18 对所有缺陷进行修复 70 30 注：严重缺陷指计算失效压力小于等于运行压力的缺陷点，而一般缺陷指计算失效压力大于运行压力的缺陷点。
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表 8 高钢级管道施工质量控制评分表
Table 8 Scores of construction quality control of high-grade steel pipeline
评分项目 总分 评分细则 施工资料 20 丢失全部施工资料，得0分；保存少量施工资料、但关键资料（如焊缝焊接检测记录）缺失，得5分；施工资料保存较为完整，但关键资料（如焊缝焊接检测记录）有少量缺失，得10分；施工资料少量缺失但关键资料（如焊缝焊接检测记录）保存完整，得15分；所有施工资料整齐、完整，得20分 焊接方式 30 待评价管段主要以手工焊进行连接，得10分；待评价管段以半自动焊接为主，少量金口、死口以手工焊连接，得20分；待评价管段以全自动焊接为主，少量金口、死口以手工焊连接，得30分 施工质量管理体系 50 未建立质量管理体系，施工质量无法保证，安全管理不到位，得0分；已建立质量管理体系，但未获得认证证书，得18分；质量管理体系已获得质量管理认证证书，施工质量具有可靠的保证，得50分
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表 9 高钢级管道阴保系统有效性评分表
Table 9 Scores of cathodic protection system effectiveness of high-grade steel pipeline
评分项目 总分 评分细则 评分 测试桩间距 50 测试桩间距不大于2 km，所有埋地金属管道均已得到有效监控 50 测试桩最大间距2~3 km，管道得到有效监控，但一些套管未受到监控，另有一些埋地金属未得到监控，给予及格分 30 测试桩最大间距超过3 km，一些潜在的干扰源未得到监控，管道的安全运行受到威胁危险，得0分 0 测试时间间隔 30 以6个月为基准，小于6个月测试1次 30 以6个月为基准，测试时间每超过1个月扣5分 超过1年未开展测试，管道运行风险较大 0 杂散电流情况 20 待测管段周围发现杂散电流 0 待测管段周围未发现杂散电流 20
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表 10 高钢级管道材料类指标权重判断矩阵表
Table 10 Index weight judgment matrix of high-grade steel pipe material
ai，j 材料类指标 u1 u2 u3 u1 a11 a12 a13 u2 a21 a22 a23 u3 a31 a32 a33
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表 11 高钢级管道安全等级划分表
Table 11 Safety classification of high-grade steel pipeline
管道得分 安全等级 90＜Ctotal≤100 优秀 80＜Ctotal≤90 良好 60≤Ctotal≤80 合格 Ctotal＜60 较差
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表 12 某输气管道4个管段10个评价指标基本概况统计表
Table 12 Statistics on basic conditions of 10 evaluation indexes of four sections of a gas pipeline
评价指标 基本概况 管段1 管段2 管段3 管段4 材料匹配度 管道焊缝处采用低匹配焊接，S=0.9 管道焊缝处采用低匹配焊接，S=0.9 管道焊缝处采用低匹配焊接，S=0.9 管道焊缝处采用低匹配焊接，S=0.9 材料适应性 管道处于二级地区，γ=0.55 管道处于三级地区，γ=0.55 管道处于三级地区，γ=0.55 管道处于三级地区，γ=0.55 管道失效概率（站场数据库提供） 8.23×10-8 2.34×10-8 4.55×10-8 4.67×10-8 环境载荷 存在低风险点2处 存在低风险点3处 存在较低风险点4处 存在较低风险点3处 人为载荷 管道埋深符合要求，员工巡线规范，安全宣传有所欠缺，管道标识设置合理，治安状况良好，管道上方基本无大型人为活动，管道地面设施有效，公众、政府配合程度良好 管道埋深符合要求，员工巡线规范，安全宣传有所欠缺，管道标识设置合理，治安状况良好，管道上方偶尔有大型活动，管道地面设施有效，公众、政府配合程度良好 管道埋深符合要求，员工巡线规范，安全宣传到位，管道标识设置合理，治安状况良好，管道上方基本无大型活动，管道地面设施有效，公众、政府配合程度良好 管道埋深符合要求，员工巡线规范，安全宣传到位，管道标识设置存在一些问题，治安状况良好，管道上方经常有大型活动，管道地面设施有效，公众、政府配合程度一般 定期检测维护 对管道开展内外检测，并对所有缺陷进行了修复 对管道开展内外检测，并对部分缺陷进行了修复 对管道开展内外检测，并对部分缺陷进行了修复 对管道开展内外检测，并对部分缺陷进行了修复 施工过程管理 施工资料部分缺失，采用全自动全解方式，施工质量管理体系完善 施工资料齐全，采用全自动全解方式，施工质量管理体系完善 施工资料部分缺失，采用全自动全解方式，施工质量管理体系完善 施工资料部分缺失，采用全自动全解方式，施工质量管理体系完善 阴保系统有效性 测试桩间距及检测周期符合规定，管道附件发现杂散电流 测试桩间距及检测周期符合规定，管道附件发现杂散电流 测试桩间距及检测周期符合规定，管道附件发现杂散电流 测试桩间距及检测周期符合规定，管道附件发现杂散电流 焊接缺陷状况 焊接等级为Ⅱ，存在条形缺欠，长度达33.1 mm 焊接等级为Ⅲ，存在夹层未融合（中间未焊透），长度达30 mm 焊接等级为Ⅱ，存在根部未融合（根部未焊透），长度达2 mm 焊接等级为Ⅱ，存在条形缺欠，长度达33 mm 管体缺陷状况 安全比值δ=0.79 安全比值δ=0.79 安全比值δ=0.76 安全比值δ=0.76
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表 13 某输气管道4个管段安全指标评分表
Table 13 Scores of safety indexes of four sections of a gas pipeline
评价指标 指标得分 管段1 管段2 管段3 管段4 材料匹配度 60 60 60 60 材料适应性 80 0 0 0 管道失效概率 100 100 100 100 环境载荷 80 80 60 60 人为载荷 80 80 90 60 定期检测维护 100 60 60 60 施工过程管理 90 100 90 90 阴保系统有效性 80 80 80 80 焊接缺陷状况 80 80 80 80 管体缺陷状况 70 70 80 80
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表 14 某输气管道4个管段最终安全得分表
Table 14 Final safety scores of four sections of a gas pipeline
评价指标 安全得分 管段1 管段2 管段3 管段4 材料匹配度 3.71 3.71 3.71 3.71 材料适应性 14.86 0 0 0 管材机械性能 18.58 18.58 18.58 18.58 环境载荷 3.23 3.23 2.42 2.42 人为载荷 16.12 16.12 18.13 12.09 定期检测维护 9.17 5.50 5.50 5.50 施工过程管理 2.38 2.65 2.38 2.38 阴保系统有效性 12.69 12.69 12.69 12.69 焊接缺陷状况 1.23 1.23 1.23 1.23 管体缺陷状况 2.27 2.27 2.60 2.60
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