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，使部分管道地區等級升高，出現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管段為例，根據GB 32167―2015《油氣輸送管道完整性管理規范》定期開展高后果區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、二級甲等綜合醫院1家、學校1所（約1 800名學生）、小規模幼兒園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GB 50251―2014《輸氣管道工程設計規范》的規定，該管段地區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，現已升為四級地區。同時，根據GB 32167―2015《油氣輸送管道完整性管理規范》規定，將該管段評定為III級高后果區管段，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生退化，如果防腐層發生損傷，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 發展，管道與城市地下管網排污、雨水、自來水、燃氣、熱力、以及電纜溝等交叉較多，一旦發生泄漏，天然氣可能竄入并聚集到上述管網中，發生火災爆炸事故。

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計數據，經數據來源及可靠性分析后，應用相關理論模型進行事故發生概率計算，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據庫較多，而國內在這方面的數據積累相對較少。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《基于風險檢驗的基礎方法》通過設備系數（FE）和管理系數（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。根據該段管道設備的特定運行環境及相關資料，設備系數 FE取值為5。 FM是管理系數，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、運行規程、安全工作時間規程、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、安全生產管理系統評估等。根據該管道最新一次DNV完整性管理審核得分為80%，由此得到管理系數 FM 為 0.25，該系數反映的是管道的實際管理水平。修正系數值越低，管理水平越高。根據公式（1）利用設備系數（FE）和管理系數（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、建筑物及大氣環境產生一定影響。利用PHAST軟件，對可能發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）的廣泛接受區內。

傷亡10人以上的社會風險處于不可接受區域內，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量較大，在發生泄漏和火災爆炸事故時，群死群傷的概率遠大于規范的要求。

（2）由于沿線的地區等級相對于管道設計時已發生變化，管道設計和施工時所選取的管道強度設計系數已不滿足現有環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]. 石油工業技術監督， 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，現任西部管道公司管道處副處長，從事管道完整性管理工作。