秦京输油管道工程安全评价 129页

硕士学位论文秦京输油管道工程安全评价摘要随着我国社会经济的高速发展，能源的战略地位日益重要。输油管道作为石油生产系统的重要组成部分，在石油系统中占有重要的地位，输油管道尤其是长输管道的快速发展致使其安全可靠性问题日益突出。伴随西气东输、陕京线、川气东送等一系列输气动脉的建成，天然气管道在我国社会、工业中扮演着越来越重要的角色，其安全状况不仅关系管道周围的生命、财产和环境安全，更关系着我国能源安全。利用油气管道系统的风险评价技术提高油气管道工程的安全可靠性，预测油气管道高风险区和隐患部分，尽量减小各事故因素所造成的损失。因此，为保障管道的安全运行，对油气长输管道工程进行风险性分析和风险评价进而实行风险管理是十分重要的。首先，介绍了国内外管道安全的现状，从目前国内外的管道风险评价技术入手，分析了现有的管道风险评价技术的特点和我国相关技术的不足，提出了研究目标和研究内容，分析了研究的关键技术和技术路线。本文介绍了油气管道安全及安全评价的基本概念和油气管道的安全评价模式，论述了风险评价和风险分析方法，简要介绍了国外长输管线安全管理和技术。阐述了管道的适用性评价模式、风险评价模式、完整性评价模式、可靠性评价模式。讨论基于断裂力学的管道剩余强度评价和油气管道缺陷安全评价。介绍了油气管道风险评价的基本原理、方法。评价分析了概率风险评价技术和模糊风险评价技术以及神经网络技术；以及诱发输油管道事故的可能性因素，估计事故造成的后果，确定了油气长输管线的系统可靠性。利用可靠性分析方法对油气长输管线进行了安全性评估，计算油气长输管道系统可靠性和管道线路部分的可靠性，最终确定管道系统的安全水平，对油气管道安全可靠性目标及改进的措施进行了总结。本文结合秦京输油管道工程实例介绍了目前油气长输管道风险评价中较为常见的安全评价技术。分析了工艺站场火灾爆炸危险有害因素和管道危险有害因素以及自然灾害、社会危险有害因素，确定管道评价单元的划分和评价方法的选用。讨论了秦京输油管道的定性、定量风险评价，具体介绍了管道定性风险评价方法，说明了安全检查表评价方法的具体评价方法，并详细分析了线路安全检查表、站场安全检查表、安全管理检查表的具体过程。其次讨论了管道的定量风险评价方法，并介绍并分别了各事故因素的专家评分，最终确定管道的相对风险值。\n关键词：输油管道；安全评价模式；剩余强度评价；可靠度分析；定量风险评价；模糊风险评价；安全检查表评价AbstractWiththerapiddevelopmentofChina'seconomy,thestrategicpositionofenergyhasbecomemoreandmoreimportant.Pipelineasanimportantpartoftheoilproductionsystem,andplaysanimportantroleinthepetroleumsystem.Rapiddevelopmentofpipeline,especiallythelong-distancepipeline,tobringtheirsecurityandreliabilityproblemshasbecomeincreasinglyprominent.Recently,aseriesofgastrunklinehavebeencompletedconstruction,suchasShaanxi-Beijingpipeline,West-EastPipelineandSichuan-Shanghaipipeline.Naturalgaspipelinesplayanincreasinglyimportantroleinoursocietyandindustry，itssafeconditionnotonlyaffectthelives,thepropertyandtheenvironmentsecurityaroundthepipeline,butalsorelatetoourcountry’senergysecurity.Thesafetyandreliabilityofoilandgaspipelineprojectcanbeimprovedbyusingtheriskassessmenttechniquesofoilandgaspipeline.Forecastthehigh-riskareasandthepartsofhiddentroubleintheoilandgaspipelines,tominimizethedamagecausedbytheaccidentfactor.Therefore,inordertoensurethesafeoperationofpipelines,riskanalysisandriskassessmentforoilandgaslong-distancepipelineproject,andthenexecuteriskmanagementisveryimportant.Firstofall,thedomesticandinternationalpipelinesecuritysituationsareintroduced.Thedomesticandinternationalcurrenttechniquesofpipelineriskassessmentaresurveyed,andthenavailableriskassessmentofpipelinetechnologiesandthedisadvantageofdomesticrelatedtechnologiesareanalyzed.Accordingly,theresearchtargetsandresearchcontents,,andthestudy’skeytechnologiesandtechnologyroadmapareanalyzed.Thisarticleintroducesthebasicconceptsofoilandgaspipelinesafetyandsecurityassessment,andsafetyassessmentmodelofoilandgaspipeline.Themethodsofriskassessmentandriskanalysisarediscussedandthelong-distancepipelinesafetymanagementandtechnologyarebrieflyintroduced.Expoundtheapplicabilityassessmentmodelofthepipeline,riskassessmentmodel,integrityassessmentmodel,reliabilityassessmentmodel.BasedonthefracturemechanicsofpipelineresidualstrengthassessmentandoilandgaspipelinedefectssafetyassessmentareDiscussed.BasicprinciplesandmethodsofOilandGasPipelineRiskAssessmentareintroduced.Probabilisticriskassessment,fuzzyriskassessmenttechniques,neuralnetworktechnologyandthepossibilityfactorsofinducingthepipelineaccidentshavebeenEvaluatedandanalyzed.TheconsequencesoftheaccidentareestimatedandreliabilityoftheOilandGasPipelinesystemaredetermined.Safetyassessmentoflong-distanceoilandgaspipelinehasbeencarriedoutbyusingreliabilityanalysismethod.ThereliabilityofoilandgaspipelinesystemsareCalculated.Ultimatelythesafetyofpipelinesystemsaredetermined,safetyreliabilityobjectivesofoilandgaspipelineandimprovementmeasuresaresummarized.Inthispaper,thecurrentriskassessmentofoilandgaspipelinesafetyassessmentandthemorecommontechnologybasedontheQin-BeijingOilPipelineProjectintroduced.Theharmfulfactorsoffireandexplosionintheprocessofstationareanalyzed,harmfulfactorsofpipelinedangerous,socialdangerousandnaturaldisasters,todeterminethepipelinedivisionoftheassessmentunitsandassessmentmethodsused.QualitativeRiskAssessmentand\nQuantitativeRiskAssessmentoftheQin-Beijingpipelinehasbeendiscussed.QualitativeRiskAssessmentofpipelinehasbeendetaileddescribed,andtheassessmentmethodofsafetychecklisthasbeenexplained.Detailedanalysisofthelinesafetychecklist,safetyinspectionstationtableChecklistofspecificsafetymanagementprocess.Keywords:Oilpipeline;SafetyAssessmentModel;ResidualStrengthAssessment;ReliabilityAnalysis;QuantitativeRiskAssessment;FuzzyRiskAssessment;SafetyChecklistAssessment\n\n目录中文摘要英文摘要第1章绪论11.1研究背景11.2研究的必要性和意义21.3国内外研究现状41.3.1国外研究现状41.3.2国内研究现状101.3.3油气管道风险及失效模式101.4研究目标与研究内容121.4.1研究目标121.4.2研究内容131.4.3关键技术131.5研究技术路线131.6创新点131.7本章小结14第2章管道安全评价模式比较分析162.1引言162.2管道安全评价模式162.2.1适用性评价模式162.2.2风险评价模式172.2.3完整性评价模式192.2.4可靠性评价模式192.3管道安全评价模式决策建议202.3.1管线安全评价模式比较结论202.3.2管线安全评价模式框架构想212.3.3管道安全评价模式建议212.4本章小结22第3章管道安全评价技术现状233.1引言23\n3.2油气管道风险评价技术233.2.1风险评价基本原理233.2.2风险评价基本方法243.2.3概率风险评价方法253.2.4模糊风险评价技术283.2.5神经网络模型303.3基于断裂力学的管道剩余强度评价323.3.1油气管道缺陷安全评价方法323.3.2油气管道失效概率研究基础423.3.3应力—强度干涉理论433.4油气长输管线的系统可靠性评估453.4.1管道系统可靠性的定义453.4.2油气长输管道系统可靠度453.4.3管道线路部分的可靠性分析473.4.4管线系统的可靠度计算483.4.5管线系统的安全水平493.4.6管道可靠性目标及改进措施493.5本章小结50第4章秦京输油管道的安全性技术514.1秦京输油管道城项目概况514.1.1工程概况514.1.2输油线路工程及输油工艺514.1.3站场工程534.1.4防腐工程574.1.5给排水和供配电系统594.1.6采暖及通风系统594.1.7通信和自动控制系统594.1.8建（构）筑物604.1.9消防系统604.1.10维修和抢修624.1.11安全管理现状624.2主要危险有害因素分析634.2.1主要危险有害物质特性634.2.2重大危险源辨识65\n4.2.3工艺站场火灾爆炸危险有害因素分析664.2.4管道危险有害因素分析704.2.5腐蚀危害714.2.6自然灾害危险因素分析724.2.7社会危害危险因素分析734.2.8主要危险有害物质的分布744.3评价单元的划分和评价方法的选用744.3.1评价单元的划分和评价方法的选用744.3.2安全检查表法简介754.3.3管道风险评分法754.3.4火灾、爆炸危险指数评价分析法804.4本章小结82第5章秦京输油管道的定性定量风险评价835.1秦京输油管道的定性分析评价835.1.1安全检查表评价835.1.2线路安全检查表835.1.3站场安全检查表865.1.4安全管理检查表925.1.5安全检查表小结955.2秦京输油管道的半定量分析评价955.2.1管道工程分段955.2.2各评价路段概况965.2.3风险评价975.2.4评价结果分析1025.3火灾、爆炸危险指数评价分析1035.4本章小结106第6章结论与展望1076.1结论1076.2创新点描述1086.2展望108致谢110参考文献111攻读博士学位期间参与的科技活动与成果115\n\nCONTENTSABSTRACT1Introduction11.1ResearchBackground11.2NecessityandSignificanceofResearch21.3ResearchatDomesticandAboard41.3.1ResearchatAboard41.3.2ResearchatDomestic101.3.3Riskandfailuremodeofoilandgaspipelines101.4ResearchObjectandResearchContent121.4.1ResearchObject121.4.2ResearchContent131.4.3KeyTechnology131.5TechnologyCourseofResearch131.6Innovations131.7BriefConclusion142ComparativeandAnalysisofPipelineSafetyAssessment162.1Introduction162.2PipelineSafetyAssessmentModel162.2.1ApplicabilityAssessmentModel162.2.2RiskAssessmentModel172.2.3IntegralityAssessmentModel192.2.4ReliabilityAssessmentModel192.3PolicyRecommendationsofPipelineSafetyAssessmentModel202.3.1ComparisonConclusionofPipelineSafetyAssessmentModel202.3.2FrameworkIdeaRiskofPipelineSafetyAssessmentModel212.3.3RecommendationsofPipelineSafetyAssessmentModel212.4BriefConclusion223StatusofOilPipelineSafetyAssessmentTechnology233.1Introduction233.2OilandGasPipelineRiskAssessmentTechnology233.2.1BasicPrinciplesofRiskAssessment233.2.2BasicMethodsofRiskAssessment24\n3.2.3MethodofProbabilisticRiskAssessment253.2.4MethodofFuzzyRiskAssessment283.2.5NeuralNetworkModel303.3BasedontheFractureMechanicsAssessmentResidualStrengthofPipeline323.3.1SafetyAssessmentMethodofOilandGasPipelineDetection323.3.2TheBasisofOilandGasPipelineFailureProbability423.3.3TheTheoryofStress-StrengthInterference433.4SystemReliabilityofOilandGasPipelineAssessment453.4.1DefinitionoftheReliabilityofPipelineSystem453.4.2ReliabilityofOilandGasLong-distancePipelineSystem453.4.3ReliabilityAnalysisofPipelineRouteSection473.4.4ReliabilityCalculationofPipelineSystem483.4.5SecurityLevelofPipelineSystem493.4.6PipelineReliabilityTargetandImprovementMeasures493.5BriefConclusion504SafetyTechnologyofQinjingOilPipeline514.1GeneralSituationofQinJingPipeline514.1.1ProjectGeneralSituation514.1.2OilLinesEngineeringandOilProcess514.1.3StationProject534.1.4AnticorrosiveEngineering574.1.5WaterSupplyandDrainageSystemandPowerSupplySystem594.1.6HeatingandVentilationSystems594.1.7CommunicationandAutomaticControlSystem594.1.8BuildingsandStructures604.1.9FireControlSystem604.1.10MaintenanceandRepairs624.1.11SafetyManagementSituation624.2MajorRiskHarmfulFactorsAnalysi634.2.1MajorRiskHarmfulMaterialCharacteristics634.2.2MajorHazardIdentification654.2.3FireandExplosionDangerHarmfulFactorsAnalysisofProcessStation664.2.4RiskHarmfulFactorsAnalysisofPipeline704.2.5CorrosionHarm714.2.6NaturalDisasterRiskFactorAnalysis724.2.7SocialHarmRiskFactorAnalysis734.2.8DistributionofMajorRiskHarmfulMaterial744.3TheEvaluationUnitsClassificationandEvaluationMethodtoChoose744.3.1TheEvaluationUnitsClassificationandEvaluationMethodtoChoose74\n4.3.2SafetyInspectionTableMethodIntroduction754.3.3PipelineRiskScoreMethod754.3.4FireandExplosionDangerIndexEvaluationAnalysis824.4BriefConclusion835QualitativeandQuantitativeRiskEvaluationofQinjingPipeline835.1QualitativeAnalysisandEvaluationofQinJingPipeline835.1.1SafetyInspectionTableEvaluation835.1.2CircuitSafetyInspectionTable835.1.3StationSafetyInspectionTable865.1.4SafetyManagementInspectionTable925.1.5SafetyInspectionTableSummary955.2QuantitativeAnalysisandEvaluationofQinJingPipeline955.2.1PipelineEngineeringSection955.2.2EachEvaluationSectionProfiles965.2.3RiskEvaluation975.2.4EvaluationResultAnalysis1025.3FireandExplosionDangerIndexEvaluationAnalysis1035.4BriefConclusion1066ConclusionandProspect1076.1Conclusion1076.2DescriptionofInnovations1086.3Prospect108Acknowledgments110References111AboutAuthor115\n\n西南石油大学硕士研究生学位论文第1章绪论1.1研究背景管道是油气从油气田走向用户的重要纽带。在产地、储存库、用户间的用于运输油气介质的管道即为油气长输管道[1]，不含站内工艺管道、集输管道、燃气管网及企业内部管道。1865年，世界上第一条长输管道在美国宾西法尼亚州建成。此后，由于管道运输拥有诸多优点，如：输量大、成本低、占地少、安全性高、易于自动化、适应恶劣环境以及连续运输等，管道运输逐渐成为世界范围内油气资源运输的最重要的方式。20世纪以来，世界石油工业的迅速发展更是极大促进了管道工业的前进。统计数据表明，目前世界范围内的管道总里程已超350万公里，1948年-2000年全世界已建管道总里程见表1-1。表1-1中1948-1956年间统计数据为美国管道里程数，约14.8万km，其他地区为零[2]。2003年8月，由美国Oildom公司（国际权威机构）所公布的调查显示，全球已建成和在拟建中的油气管道总里程为75504km，其中在拟建中的管道58581km，已经建成的管道16923km。另外，美国HART公司2003年的调查显示，全球拟建管道km，在建管道27785km，总里程为km。世界未来将新增的3大输气管网为东北亚、东南亚和南美洲。伴随着改革开放的深入和社会经济的高速发展，21世纪以来，我国也迎来了管道工业的高速发展期。截至2008年年底，我国已建天然气管道3.2万km，成品油管道1.3万km，原油管道1.9万km，油气管道总里程约为6.4万km。新建设的重点工程包括：西气东输二线、川气东送（天然气管道）、曹妃甸－天津（原油管道）、兰郑长、长岭－株洲（成品油管道）等。就天然气管网而言，当前我国局部地区已建成了较完善的区域性管网，如：川渝、环渤海；中南地区、长三角地区以及珠三角地区也形成了区域管网的主体框架[3]。其中，川渝地区管网为我国最早发展也是截止目前最为发达的天然气管网，总里程超过7000km，已形成以南北干线为主，与其他干线（屏渠线、屏石线）连通的环形骨干管网。“十一五”期间，中国规划新建原油管道约4000km，成品油管道约1万km，天然气管道约1万km。表1-1全世界范围内已经建成的管道里程数的统计（单位：km）年份天然气管道油管管道其他类型管道海上的气管道海上的油管道总计117\n西南石油大学硕士研究生学位论文194810067.201427.2011494.401949至195020704.0010412.8031116.801951至195565859.2017966.40262.4084088.001956至1960.0054918.40.401961至196581628.8071481.601243.20.601966至1970.0067883.203908.802755.20.401971至197587696.0087313.607142.405612.80.801976至1980.00.609673.607057.60.401981至1985.0098134.4014116.807614.40.401986至199090539.2053899.206380.807019.202779.20.601991至199575563.2040257.60608.009083.202526.40.401996至200076000.0054137.6016529.005848.00.60总计.00.608494.4067473.0034193.60.00目前，油气管道在世界范围内的总里程长达350万km。其中，旧管道数量占总管道的一半以上，例如，美国在用管道约100万km，其中运营40年以上超过50%，许多管道可以在达到设计寿命后，继续运营25年到50年。按照美国运输部的估计，未来10年，世界范围铺设新管道约8万km，未来50年内40万km现有管道将继续使用。在俄罗斯，20%的油气管道已接近设计寿命，这个数字在数年内将增大到50%。西欧管道截止到2000年，运营超过35年的占了42%（总31万km），运营期低于10年的只有11%[4][5]。于是，随着管道运营年限的增加，管道失效风险变得越来越大，如何保障管道安全成为全世界管道从业人员共同关注的话题。秦皇岛－北京输油管道工程1975年建成投产，主要担负着将大庆原油、冀东原油等输送到中国石化北京燕山石化炼油厂和中国石油华北石化分公司以及秦皇岛油港装船外运的任务，是北京的“输油大动脉”。对秦皇岛－北京输油管道进行评价主要是查找其安全管理、工艺流程、设备、消防等方面的事故隐患，以提高生产的本质安全度。同时也是秦京公司贯彻执行《安全生产法》等法律、法规的具体举措。1.2研究必要性和意义油气长输管道具有管径大、运输距离长、压力高和输量大的特点，逐渐成为油气输送的主要途径。随着建设量的增大，老管线服役时间的增长，长输管道事故的增多，油气长输管道安全问题越来越受到人们的重视。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文美国2000年5月一份安全报告显示，仅2000年，美国管道总泄漏量就达180万加仑，污染了多个州饮用水源并强制疏散500户居民。管道事故数每年增加4%，致死226人（1989-1998年）。2000年8月19日，一条50年的老管道在新墨西哥州卡尔斯巴德附近发生爆炸，造成11人死亡[6]。就我国管道工业现状而言，我国管道具有以下特点：管道里程数较低；早期管道的技术水平较低；近年来，随着社会经济的高速发展管道工业发展迅速，且技术水平和管理水平正在逐渐提高，但是较发达国家仍有明显差距。我国目前有许多管线已运行二三十年，临近设计寿命，逐渐进入事故高发阶段。例如，由于高含H2S，管材和制造质量不佳，四川输气管网建成后，频频发生SSCC破裂事故。我国早期油气管道多采用石油沥青作为防腐层，至今已严重老化，失去保护作用。东北输油管网为我国最建成的区域管网，已运行半个多世纪，大多数已达到或超过了设计寿命；另外，我国已建海底管线约2000km，一旦失效，将比陆上管道造成更大损失，其安全性更是尤为重要。受到建设时的技术经济条件限制，我国多数管道由于设计施工水平、材料缺陷、多年运行的损伤等原因，存在不少安全隐患。1971~1976年间，东北曾3次发生输油管道破裂事故。1992年，轮库输油管道在试压时发生爆裂多达14次。1999年，采石输油管道在试压时发生爆裂12次。1971~1990年内，四川输气南干线发生失效108起，每次事故停输时间超过24小时[7]。总体看来，我国油气管道面临的问题主要包括以下几点[8]：(1)管线上的违章物，管线被占压是长期形成的目前国内各条管道普遍存在的问题，由历史、现实、企业等多方面原因形成；(2)打孔盗油盗气，石油石化改革调整后，个别地方与国家争夺石油资源的现象时有发生，此外油气资源高额的利润也使得部分地区犯罪分子铤而走险；(3)地方建设与管道交叉，近年来，地方城镇建设发展迅猛，部分项目建设与管道交叉；(4)与地方政府部门关系，管道运输企业多属央业，企业管理、效益等与地方政府无直接关系，很难建立起各级政府的长输管道工作责任制；(5)基层单位存在的问题，主要是缺少有力的监控手段，巡线人员少，巡线人员素质不高，交通工具紧张等。由于在施工和运行过程中管道难免存在或出现各种缺陷、材料性能劣化、外力损伤等因素对结构性能造成影响。尤其伴着管道服役年限增加，累积的各种损伤因素导致失效几率上升。随着不断增加的管道事故，公众和管道运营者对提高油气管道输送安全和减少管道失效灾难事故的要求也与日俱增。在此背景下，一些欧美发达国家从七十年代起开始了油气管道风险评价技术和管道完整性管理方面的理论研究和应用实践。管道完整性为管道抵抗结构破坏的重要属性，是管道系统安全的保证[9]。管道完整性研究主要分析各种因素对管道耐久性、损伤容限以及强度等性能的影响，综合识别管道完整性的各种影响因素，科学评价管道失效事故的发生概率，从而更好地管理管道运营。在进行油气长输管道工程安全评价技术研究现状及其展望分析的同时，需要说明的是，本次研究主要对油气长输管道系统安全评价，而不特别强调对油气长输管道结构安全评价分析。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文1.3国内外现状及分析1.3.1国外研究现状20时间60年代以来，为了评估一些大型结构的总体安全性和事故后果的危险性，国外相继出现了一些概率风险技术，各种分析评价手段也不断得到发展，70年代结构的风险管理（RM）理论和应用尚处于开发初期，研究工作主要集中在事故机理和规律方面，研究的目的主要是希望降低事故的突发性，以针对性的事前维修防止可能的事故损失。现在已经可以对工程问题中的各种不确定性因素进行精确描述，评估的目的也已经从过去的“追求是否安全”上升到了现在的“追求有多少安全和可以接受多少安全”，并将要发生多少事件、事件的后果、影响以及技术的全面发展。在国外，油气管道系统的可靠性研究始于20世纪80年代初。1980年，在《各种管网的事故及其概率》一文中EtNorseveritas介绍了北海油田和墨西哥湾地区海底管网系统的事故数据，为此后天然气管网系统的可靠性研究奠定了基础。他们采用的方法有：故障树分析（CETA）、事件树分析（ETA），Bayesian、系统可靠性快速评估法、可靠性计算的递推法、系统可靠性MonteCarlo仿真算法等[10]。经过近30年研究，关于管线的风险分析国外已进行了取得了一定的成绩，逐步规范化风险分析，并由定性分析逐步提高为定量分析。1985年，美国的《风险调查指南》（BattelleColumbus研究院）首次运用评分法实现了管道风险分析；1992年，的《管道风险管理手册》[11]（W.Kent.Muhlbauer编）详细介绍了管道的各种评价方法以及风险评估模型，这些成果是对美国在前20年油气管道风险评价技术方面研究工作的总结，已经为世界各国普遍接受。该书在1996年再版，增加了约1/3篇幅介绍各种情况下管道风险评价的修正模型，并补充了成本与风险关系的内容[12]。至今，该书又出了第三版，重点对油气管道泄漏后果的评价方法做了很大修改。目前，肯特的方法已为世界各国管道风险评价所广泛采用，作为半定量风险评价技术，其方法具有简单易行，成本低，且评价精度相对定性评价高的优点，但其评价精度较定量评价仍有不足。上世纪90年代初，加拿大开始加强管道风险分析技术研究。1993年，管道寿命专题研讨会的与会人员就一系列管道风险评价取得了广泛共识[13]。加拿大标准协会（CSA）颁发了风险分析CSAQ634标准。TransCanada公司开发了TRPRAM风险软件，C-FER（TheCenterforFrontierEngineeringResearch）开发出PIRAMID风险评价与管理软件包[14]。英国健康与安全委员会研制出了用于计算管线的失效风险的MISHAP（ModelfortheestimationofIndividualandSocietyriskfromtheHazardsofPipelines）软件包，并取得了实际应用[15]。90年代初，英国煤气公司开发出了TRANSPIPE（TRANsmissionPipelineRisk117\n西南石油大学硕士研究生学位论文Evaluation）软件包应用于管道系统风险评估，该软件包可以通过输入的运行数据对地区的个人风险和社会风险等进行研估，并会以FN曲线形式最终输出。1984年，公司向国家“健康与安全部”提交了运用此软件包制作的评价报告。1998年，在TRANSPIPE基础上扩展了定量分析功能，推出了最新的管道风险评价软件PIPESAFE[16][17]。为了量化评估管道风险，分析管道失效影响因素，欧洲、加拿大、美国和澳大利亚相继建立了管道失效事故数据库，表1-2为各数据库评估的管道失效率和致命率数据，表1-5为澳大利亚管道失效频率。1982年，在欧洲九家输气公司合作下，欧洲天然气管道事故数据库（EuropeanGasPipelineIncidentDataGroup，简称EGIG）建立。EGIG将管道事故统计分成总体失效频率（primaryfailurefrequencies）和分类失效频率（secondaryfailurefrequencies），见表1-3。总体失效频率是事故数除以现有管道总长度，而分类失效频率是事故数除以部分管道（按直径、壁厚、覆土厚度等类别）的长度。1993年，欧洲气体管道事故报告中说明了管道壁厚和失效频率的关系[18]。美国燃气安全办公室在2002年的一份报告（见表1-4[19]）中对壁厚的调整提出了建议。文献[20]分析了管道埋深和失效率的关系（见表1-6）。这些事故数据是管道定量风险评价的基础。表1-2失效概率和致命率数据[21]国家输送介质时间长度（km）失效概率（（km·a）-1）致命概率加拿大油/气1989到1992.000.1600.0251美国油/气1987到1991.000.2500.0431美国油1982到1991.000.5500.0101美国天然气1987到1991.000.1700.0087美国伴生气1986到2002.000.170美国炼化产品1975到19990.420.0048美国有害液体1975到19990.550.0025美国原油1975到19990.07西欧天然气.000.1844.1000表1-3由EGPIG数据库所统计的失效频率数据[22]失效因素失效频率（次/a）总失效种所占比例%不同破裂空洞所占比例%依赖壁厚﹤2mm2mm～FBRFBR第三方干扰1.5×10-45255619是结构缺陷5.3×10-51869256潜在的腐蚀4.4×10-515973﹤1是土体移动1.8×10-56293140潜在的117\n西南石油大学硕士研究生学位论文其他/未知3.2×10-5117425﹤1是注：FBR表示全部破裂表1-4失效频率与孔尺寸和壁厚的关系[19]孔径（mm）壁厚（mm）壁厚调整因素修正因子腐蚀因素修正因子断裂失效因素修正因子失效频率（次/a）外部荷载腐蚀材料缺陷其他5﹤61.302.000.1250.50.340.52.08×10-46～100.360.951.20×10-4﹥100.040.006.05×10-525﹤61.302.000.1250.50.340.52.08×10-46～100.360.951.20×10-4﹥100.040.006.05×10-570﹤61.302.000.2850.00.000.01.11×10-46～100.360.953.08×10-5﹥100.040.003.42×10-6100﹤61.302.000.2850.00.000.01.11×10-46～100.360.953.08×10-5﹥100.040.003.42×10-6150﹤61.302.000.1800.00.000.07.02×10-56～100.360.951.94×10-5﹥100.040.002.16×10-6表1-5澳大利亚管道失效频率失效因素失效频率（次/a）失效因素失效频率（次/a）表面载荷3×10-4材料缺陷1×10-4腐蚀1×10-4其他5×10-5表1-6管道埋深与失效概率的关系[20]管道埋深（m）失效率（（km·a）-1）机械失效运行腐蚀自然外部影响0.90.1430.0470.0850.0130.13201.50.1430.0470.0850.0130.09902.00.1430.0470.0850.0130.0990117\n西南石油大学硕士研究生学位论文3.00.1430.0470.0850.0130.0013国外在管线维修和管理过程中使用风险分析的方法，在经济和社会方面取得了巨大的效益。例如，在1987年到1994年之间，美国的Amoco公司使其管罐泄漏率降低了40%，由此其利润连创新高，原因就是该公司在1987年引入了风险评价的技术。这个事例表明，风险分析方法的使用能够有效的降低管道运营费用（泄漏修理和环保措施），腐蚀管线的维修费用也得到明显的降低。1.3.1.1国外法律方面长输管道的安全问题已经引起了美国、英国等西方国家的广泛关注。他们之中的一些管道公司就管道完的整性管理问题进行深入的研究。管道的完整性管理问题大体上包括两个方面，一是管道的内部问题，主要有管道由于被腐蚀而导致管道壁变薄，及其自身的老化问题（一般管道的设计寿命为30年）；管道中含有擦伤、压痕或幻想裂纹等缺陷问题；运输介质中含有硫化氢等腐蚀性气体的问题；疲劳腐蚀和氢致裂纹腐蚀等问题，这些问题对于管道来说都是难以及解决的。二是外在因素，其主要值的是第三方因素而导致的管道的问题，比如，“打孔盗油”问题，这也是一种特殊的人为破坏情况，也属于第三方破坏的范畴。30年前，美国就率先颁布了《管道安全法》来防止管道被人为破坏，之后的2002年11月，美国在《管道安全法》的基础上又颁布了《管道安全改进法》；同时美国管道安全局(OPSO)也颁布了《天然气管道完整性管理条例》，2003年1月，又通过了《输气管道完整性管理推荐规则制定办法的通知》。通过这些法律国家管道网的安全得到了更好的保障，同样这些法规的颁布也使得管道完整性管理的概念得到了进一步阐明。1.3.1.2安全方面(1)注重研究过程控制在国外，对于管道监控系统和计算机网络管理系统的自动化水平的研究开发和提高是非常重视的。长输管道监控与数据采集系统(SCADA)的应用是较多的。这套系统主要由控制器、传感器、通讯连接、远程终端以及主SCADA计算机等部件组成。将长输管线集中起来进行全线监控，以及完成密闭性质的输送任务和优化运行都可以通过使用这套系统得到实现。国外长输管道安全管理的主要特点是在安全管理的基础上将节能和经济与整体优化技术结合起来，从而使得计算机能够进行多点甚至批量的追踪、确定界面的位置和对运行状况完整的进行检测。(2)重视管道安全评价117\n西南石油大学硕士研究生学位论文在油气管道中使用风险分析方法，对新建或已建管道进行风险评价，这在欧美等发达国家得到实现。在“石油及天然气管道输送系统”(IS/2000)中规定，凡是天然气管道或在交通繁忙的公路路段、高层建筑中的管道和地下设施繁多的区域内的输油管道都必须对其进行安全评价。同时规范中还规定，在设计和施工中当有操作失误，材料损坏、第三方破坏、内外腐蚀、自然灾害引发的事故及危害性等情况产生时，要根据事故来源对以上情况进行评价和风险计算，所得出的结论须与所需要达到的安全要求进行比较，然后从中制定出降低危害的决策方案。要了解管段和其更换涂层的时间，明确管段是否有维修的必要，这些东西的判断必须有一个明确的标准。对这个标准必须有一个合适的判断，如果标准过高会导致不经济性，如果标准太低，有点需要维修的管道得不到维修和更换，则使得其安全性大大降低。国外大多数管道公司是根据ASTMB31G标准来进行安全评价的。1996年，国际标准化组织发布了“石油天然气工业健康、安全和环境管理体系”。这一标准推出后，受到了世界多个石油公司的认可，并很快的将其用于油气管道的建设和管理中。风险管理制度在美国管道行业的实施，主要是为了适应管道完整性检查和维护的需要，同时也是为了有效的评价和管理风险，使得管道的危害性降至最低。多家油气管道公司在风险管理示范规划活动中都提交了一份各具特色的风险管理计划并得到认证。(3)油气管道事故数据库的建立目前，对于油气管道安全评价、可靠性的设计和风险分析中都会涉及到事故发生的可能性的计算，国外分析判断事故发生的可能性使用的是概率论与数理统计方法。对于单位长度的管道我们都可以给它的可靠性指标即它的故障率、平均的故障间隔时间、故障修复的平均时间等都赋予一个具有概率量度的值。想要得到这些数据，就需要对大量的案例和子样本进行研究和分析。而油气田管中的这些所需的数据必须从管道的历史资料中统计出来。由于欧美在这方面开始研究的时间较早，经过多年的积累欧美许多国家都已经建立了他们自己的管道事故数据库，而我国的数据库系统起步较晚，一些较长的运输管线的建设都还是参照了国外的数据来进行的。如陕京输气管道的故障率就是通过欧洲的管道数据库中的资料来进行设计的。(4)泄漏检测技术的开发到目前为止国际上一般采用两种方法来检测管道泄漏：一种是在管道中进行磁通、超声波或者涡流技术来探察管道内部是否有泄漏的情况，这样做的好处是准确性较高，但相应的其所用的成本也会比较大，这种方法适用于一些大管径的管道，但缺点117\n西南石油大学硕士研究生学位论文是这种方法容易阻塞管道而导致管道的停运等问题；另一种方法就是从管道的外部来进行检测，这种方法包括直接和间接两者方式，直接检测法就是对泄漏的油气进行直接的检查，因为泄漏会引起管道中的流量、内压等物理参数的变化，所以可以通过检测它们而达到对管道检测的目的，这就是间接检测法。以上的检测方法主要是通过是超声波还有光学、涡流及射线等技术来进行管道检查的。如对泄漏的部位进行检测，利用的是声的发射及反射原理，此方法受外界的影响大，误差及误报率高。检查液体管道用的新装置—弹性波检测“清管器”，是由美国柯罗尼尔公司与IPLPartiner有限公司共同出资开发完成的，这套装置检测管子焊缝上存在的裂纹就是利用的超声波技术。利用X光等射线来进行无损检测会损耗较长的检测时间同时由于设备要求较高不是很经济。PFC2000便携式管道检测仪和动态测漏系统(LeakNet)是目前比较流行的两种检测技术，这两种检测技术是美国奥斯博国际有限公司开发的，PFC2000便携式管道检测仪通过X射线来进行管道检测，这种方法可以减少误报并且能够进行连续的监测。俗称“智能管道猪”的智能管线检测仪(SmartPig)是由美国研制的，这种新型仪器能够精确的检查出管道的缺陷和漏点等问题的所在位置。新建成的或者改造的管道必须要设置智能化的清管器收发装置，这一做法已经成为美国运输部门的明文规定。号称第二代“智能管道猪”的VEVTRA检测仪，由加拿大BJ管道检测服务公司推出，采用了三维传感器结构，应用的是漏磁检测(MagneticFluxLeakage)，检测仪在管内向前速度一般控制在3m/s，管内缺陷三维分析图像的的提供只有BJ公司能够做到，缺陷准确误差实际可达6～7mm。就像外国人在美国人境时按指纹一样，加拿大有人把管内智能在线检测装置比喻为“指纹印鉴定法”(Fingerprint)，这说明了它的精确性与重要性，这种装置是利用清管器作为载体的。为了以节约费用和提高检测数据可靠性，可以把常用的几种管内检测技术整合到一个装置上进行一次性检测，这种“综合检测装置”大大减少了投资成本。通过这种检测装置得到数据后，经过分析就能够对管道的整体泄漏情况有一个大致的了解。除此之外，国外有一些其他的方法进行管道泄漏监测，其主要是通过对管道内的流体进行建模等手段来进行的。目前，最原始的管道外检测技术还在应用，如人工巡线法，只是携带的装备更先进了。一种可装在直升机上，对管道泄漏可以进行准确判断的航空测量与分析装置，是由美国Spectratek公司开发出的。压力点分析法、压力波法、特性阻抗检测法、流量差监测法、互相关分析法等各种管外动态的检测技术，随着传感器和计算机技术的深人其发展会越来越多。地下管道探测检漏的技术现在也有了一个加速的发展。其原理是通过向发射器向埋在地下的管道发送一个交流的信号，当地下的管道上的防腐层有被腐蚀或者存在漏点情况的时候，在这些缺陷处就会产生一个电流回路，将这个信号向地面进行反馈，由于在漏点的正上方的辐射信号是最大的，从而就可以在不对地下管道进行开挖的情况下找出腐蚀点，这种技术能够精确的找出地下管道中绝缘防腐层上的腐蚀点和泄漏点的位置，但是它只能检测地下5m以内的金属管道，其发射距离范围为50m～5km。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文近段时间，国外正在研究一种新型的针孔检测技术，这种技术可以用于检测导体材料上的不导电的材料（其中包括混泥土材料）涂层上的孔隙，将它设计成这种便携式针孔电火花检测仪(PCWI检测仪)后就能将其用于储罐、阀门和管道防腐层的检测中。这种具有ABS外壳，可提供高达30kV的稳定直流输出的检测仪为高压仪器。可以看出，国外开发的更多是一些电位梯度法(DCVG)、管中电流法(PCM)等间接测量技术，这些技术掌握管道腐蚀控制系统的运行状态利用的是计算机软件分析技术，在不挖土的情况下进行的。采用双水平线圈和垂直线圈电磁技术的RD-PCM型埋地管道外防腐层检测仪，是由英国雷迪公司开发的，可以直接检测地下管道腐蚀情况，它的主要组成部分是一台发射机和一台接收机。1.3.2国内研究现状我国管道风险评价的研究是在1995年由一些关注国外管线风险技术的管道技术专家逐步引进入国内。1995年，著名油气储运专家潘家华教授于在《油气储运》杂志上介绍了国外风险评价技术[23]~[25]，此后，管线安全性评价中风险分析技术的应用研究才开始得到部分油田企业重视，近年来管道风险评价已逐渐引起科技人员的广泛注意。1995年，四川石油管理局编译的《管道风险管理》[26]详细介绍了肯特的方法；文献[27]针对四川天然气管道建立了管线风险检测和评价整改程序；1994年，安全性和剩余寿命评价在鲁宁线“邹县－滕县－贾汪”三站两段应用，初步使用风险技术。这些风险评价技术多是定性评价，虽然成本低、容易实现，但是评价精度却不高。最初，国内关于管道风险评价技术的研究热点集中在定性评价，然后逐渐转移至半定量评价方法的研究，现在研究人员开始探讨管道风险的定量评价技术。天津大学余建星采用肯特的指数法，采用半定量法评价了输油管道的腐蚀失效[28]。西南石油大学的陈利琼博士应用模糊数学的方法结合肯特打分法对管道的半定量评价技术进行系统的研究，该方法在目前广泛采用的肯特打分法的基础上引入了模糊数学的方法，量化了评价语言，提高了肯特方法的精度。以秦—京管道为研究对象[29]，天津大学的郭章林把油气管道当作一个可修复系统，应用结构可靠性方法计算了秦一京管道各部分的可靠性系数和失效概率，根据等风险法默（Farmer）曲线法计算了该管道各部分（泵站、油罐、长输段等）的风险值，这属于定量风险评价技术的一次探索，评价效果有待检验。西南石油大学的颜冬青计算了管道在各种外加载荷作用下的失效概率，主要应用了结构可靠性理论和灰色理论[30]。西安管材研究所根据与加拿大C-FER公司合作的研究成果，进行了西气东输管道风险预评价，但其定量结果仅能确定高风险段[31]117\n西南石油大学硕士研究生学位论文。以上研究中，多采用单一计算和分析手段，缺乏对失效因素的深入分析，此外，都没有系统地量化失效后果，因而还没有一个系统的关于管道定量风险评价方法的研究结果。另外，国内尚缺乏管道事故数据库，为定量风险评价的研究和应用带来了很多现实困难，因此，国内现有的管道定量评价研究多借鉴国外数据库，陈利琼、董玉华等学者还引入了主观概率对管道影响因素的发生概率进行估算。1.3.3油气管道风险及失效模式(1)油气管道安全目前，有关安全和管道安全性评价的国内外文献资料都还没有对“油气管道安全”做出明确的定义，只是从不同的侧面对安全以及管道安全进行了描述。结合现有管道安全性评价技术的目的与实际内容，在总结、消化大量中外相关文献的基础上，做如下定义。油气管道安全是油气管道一种状态，在这种状态下，管道的存在或在进行运输任务时它不能够对人类的生命、财产和环境造成危害，即便造成危害也必须在人类可以接受的范围内，也可以说管道在运行时不能导致人类的死亡和伤害、财产的损失以及对环境的破坏。定义油气管道的安全性评价是，为了消除导致发生死亡、伤害、财产损失以及环境破坏的管道条件，利用管道安全评价方法对管道安全进行定量和定性的分析。我们进行风险评价主要是从三个方面来考虑的，即人身安全、经济性和环境的破坏。(2)油气管道的风险风险的定义是人们在从事某项活动时，这个事件会带给人类的危害性。这种危害与这个事件发生的频率和其发生后所造成的危害大小有关，我们可以将事件的风险R看为事件发生的概率P与事件发生的后果C的乘积，即：R=C×P失效后果可用失效损失来度量，油气管道风险可定义为油气管道失效后果的数学期望。假设管道有穿透、断裂和不失效这三种状态效果。进一步可以将断裂和穿透看为失效状态。假设这三种发生的概率分别为P1、P2、P3，其后果分别对应的为C1、C2、C3，那么油气管道的风险就是油气管道失效后果的数学期望：一旦发生事故后果或出现风险，由于管道输送介质的不同，造成的后果严重性也不同。如果是短期后果，在后果严重性方面，天然气管线事故大于原油管线事故，而原油管线事故大于水管线事故。如果上面的风险值也可以被工业管道采用的话，那么天然气管道、原油管道和水管道的风险发生的概率将依次降低。也就是说，如果P管道=常数，那么：C天然气>C原油>C水，P天然气>P原油>P水。风险分为117\n西南石油大学硕士研究生学位论文有社会风险和个人风险这两种类型。个人风险的定义是在一定的时间内某一事件的发生将会给这个企业（或个人）所带来的损失。社会风险指为某一确定事件的发生将会给整个社所会带来的损失。危险是需要人们注意的，它是产生风险的前提。危险是指“可能有潜在损失产生的一个或一组特征”。将危险转变为现实的概率的大小以及造成损失后这个损失的严重程度综合起来后就称之为风险。危险是无法改变的，但是风险在很大程度上是根据人意志是能够避免的，加强防范措施，可以在很大程度上改变事故发生的概率和受到损失的程度。由于减少风险是以资金的投入作为代价的，所以风险越小越好，这是错误的概念。(3)管道失效形式风险评价中，管道失效形式包括破裂、穿透和小孔穿透等，但没有明确这些失效形式的界限。通常，为了减少风险评价的工作量习惯将穿透和小孔穿透合称穿透。各种失效的形式根据孔洞的尺寸来定量定义的。当管道缺陷的长度尺寸大于或等于1/2的管线直径时，这种管道失效状况叫做破裂；当管道缺陷的长度尺寸大于10mm而小于破裂孔洞尺寸时，管道的失效状况叫做穿透；当管道缺陷的直径小于或等于10mm时，属于小孔穿透。(4)风险评价、分析及管理风险评价是在风险识别和风险估测的基础上，对风险发生的概率，损失程度，结合其他因素进行全面考虑，评估发生风险的可能性及危害程度，并与公认的安全指标相比较，以衡量风险的程度，并决定是否需要采取相应的措施的过程．风险分析是风险判断的基础，风险分析是以数据资料为基础，采用科学系统的方法来分析失效的概率和后果，对影响风险的因素和失效后造成的损失进行初步的评价。风险管理当中包括了对风险的量度、评估和应变策略。理想的风险管理，是一连串排好优先次序的过程，使当中的可以引致最大损失及最可能发生的事情优先处理、而相对风险较低的事情则押后处理。风险管理和风险分析都是风险评价的内容。(5)风险控制及决策风险控制是保证安全生产中的有效方法，也可以称为做风险决策，这其目的主要是消除并控制系统中的产生风险的原因并预防风险的发生。风险决策主要针对的是管道中一些特定的问题。所谓的风险管理，风险管理的决策者运用现代化的科学技术和风险管理的方法尽可能的达到减少甚至消灭风险的过程。1.4研究目标与研究内容1.4.1研究目标117\n西南石油大学硕士研究生学位论文分析解决了油气长输管道系统可靠度分析及计算的问题，并对油气管道缺陷安全状况进行了评估，计算其失效概率，结合长输油气管道的特点，提出了管道可靠性目标及其改进措施。对其风险和后果做出定性和定量的评估，是结合现实中的秦京输油管道工程进行的；对于高风险管道区段（风险超过可接受范围），提出可行的改进措施和提高目标可靠度。可以优化管道维修维护措施，进而最大限度的减小管道的运行和维修维护费用，降低管道的风险水平。1.4.2研究内容(1)管道安全评价模式比较分析①管道安全评价模式；②模式间的比较与分析；③管线安全评价框架；(2)管道安全评价技术的相关问题研究①概率风险评价与模糊风险评价及其神；②风险评价的经网络方法；③基于断裂力学的管道剩余强度评价；④油气长输管线的系统可靠性评估。(3)秦京输油管道的安全性技术①秦京输油管道危险性因素分析；②秦京输油管道的风险指标体系；③火灾、爆炸危险指数评价分析法。(4)秦京输油管道的定性定量风险评价①秦京输油管道的定性分析评价；②秦京输油管道的半定量分析评价；③秦京输油管道的火灾、爆炸危险指数评价分析；1.4.3关键技术本文涉及的关键技术主要为：(1)管道安全评价模式比较分析；(2)基于断裂力学的管道剩余强度评价；(3)油气长输管线的系统可靠性评估；(4)秦京输油管道的定性定量分析评价；1.5研究技术路线见图1-1所示。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文1.6创新点(1)提出油气长输管道系统定量评价的理念，解决了油气长输管道系统可靠性分析及计算的问题、评估油气管道缺陷失效概率；(2)提出了合理的管道安全评价模式和油气管道分析评价技术；(3)管道高后果区的量化评价，应用于秦京输油管道，并提出了可行的改进措施。1.7本章小结油气长输管道逐渐成为油气输送的主要途径，其主要特点为:管径大、运输距离长、压力高和输量大。随着建设量的增大，老管线服役时间也越来越长，这就导致长输管道事故增多，近年来油气长输管道安全问题得到人们的广泛的重视。本章给出了研究背景，对长输管道的特点、国内及国外研究现状进行了详细综述，最后对本文的研究目标、研究内容、关键技术和技术路线等进行了概述。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文通过文献调研和现场调查收集、分析国内外相关文献、研究成果和现场情况管道定量风险评价技术现状风险可接受准则现状管道风险缓解措施现状管道维护决策技术现状确定论文研究主题秦京输油管道工程实例分析管道安全评价模式适用性评价模式风险评价模式完整性评价模式可靠性评价模式管线安全评价模式比较管线安全评价模式框架构想定性评价线路安全检查表站场安全检查表安全管理检查表管道风险值管道安全评术风险评价基本原理风险评价基本方法概率风险评价方法模糊风险评价技术管道风险可接受标准研究管线的系统可靠性评估管道系统可靠性的定义线路部分的可靠性分析管道可靠性目标及改进措施定量评价事故因素原因分析分值等级标准泄漏因素影响系数相对风险值图1-1技术路线图神经网络模型安全检查表法管道安全评价模式建议117\n西南石油大学硕士研究生学位论文第2章管道安全评价模式比较分析2.1引言目前，管线管理部门的一项重要工作是对在役或拟建的油气长输管道进行安全评价工作。当前，由于评价方法原理不尽相同，对于安全评价国内外有着不同的评价模式和准则，就已知的评价模式中就有适用性评价、风险评价和完整性(或称整体性)评价，以及可靠性评价等，这些不同的评价方法都有各着自的评价内容、指标、程序、方法和准则，评价的原理既有相互联系、交叉、重叠，又各成体系。因此，还没有统一的安全评价工作、规范化的安全评价标准，这样会导致评价结果不一致和不准确，无益于评价工作的标准化、程序化，不能促使安全评价模式国家标准的形成。2.2管道安全评价模式2.2.1适用性评价模式20世纪80年代之后，以“适用性”或称“合于使用”(FitnessforService/FitnessforPurpose)为原则的新的评价标准或规范，在国际上逐步发展形成，这对评价模式来说是一次深刻的变革。该模式的缺点是，对那些已通过APISPEC5CT、5D、5L等质量控制标准的石油管道，忽略了在其投入使用、运行中逐渐暴露出缺陷的评价，而宣布报废而形成安全性评价程序，仅仅是依靠简单地依照严格且保守的质量控制标准判断。这种模式的评价却具有较强的经济性和可靠性，这是因为它允许使用经过评价后的含有缺陷结构，这一组不仅保证了结构与装备的高度安全可靠，同时又能避免一些不必要的损失，从而降低成本在经济上获得了较大的效益。国际焊接协会《焊接结构适用性评价指南》(IIW)(1990)、美国《确定腐蚀管线剩余强度的手册》ASMEB31G(1991)、英国《焊接结构缺陷验收评价方法指南》BSIPD6493(1991)、英国《有缺陷结构完整性的评价标准》CEGBR/H/R6(1988)、《炼油与石化装备的适用性评价推荐作法》APIRP579等，这些都属于国际上的适用性评价标准、规范。1984年，我国制订了《压力容器缺陷评定规范》CVDA-1984，这套标准是依照国外有关标准制定的由于它在适用性评价规范方面具有很好的作用，因此这套标准易于被推广，之后，在此基础上又更进一步制定出了《压力容器安全评定SAPV-1995》。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文安全性的定义是产品不会发生事故的能力。目前，国际公认的安全状态预测的基本方法是失效评定图(FailureAssessmentDiagram，简称为FAD)。作为适用性评价的核心技术与理论基础，失效评定图上有失效评定曲线(FAC)和Lr=Lrmax的截止线两条边界线，失效评定曲线和Lr=Lrmax的截止线分别为弹塑性断裂的评定准则和塑性破坏的评定准则。其变化从线弹性、弹塑性到全塑性的结构的断裂的整个范围，都囊括在失效评定图的评定中，并且通过安全系数来进一步评定安全性的高低。所以，对含有缺陷的结构或部件都必须进行进一步的定量的评价才能确定其是否能够继续被使用。这套严密而科学的评价方法的基础是，现代断裂力学、弹塑性力学和可靠性理论。评价过程包括：检测出结构中所存在的缺陷；根据理论进行分析并作出评定，确定缺陷对真个系统的危害大小；对在缺陷的形成、扩展和结构的失效过程以及失效后果等方面进行定量的评价。根据以下4种情况要有区别地对待：1)如果缺陷不会导致危险的产生，则可以容许它的存在；2)如果结构中存在这样一种缺陷，他并不会对结构产生威胁，但是有可能会是另外的缺陷加大的话，则一定要对其寿命进行预测，以保证其能够被控制。3)如果在降低使用等级后，含有缺陷的结构能满足安全可靠性的要求，则允许降级使用；4)如果缺陷威胁到结构的安全可靠性，则必须立即返修或停止使用该结构。石油管道失效预测预防水平（安全可靠性）的提高得益于适用性评价技术的应用。在北海油气田管道的检测中，BG公司(英国天然气公司)利用管线缺陷智能检测仪定量检测了管线的腐蚀缺陷，并运用适用性评价技术对其进行了评定，在少量严重腐蚀的管段被修复，更换之后，整体的输送能力提高了8%，在满足安全运行的同时，也取得了巨大的经济效益。新疆输油管线（克乌线）的旧输油管线改造为输气管线的适用性评价工作，也是运用的这种方法完成的，取得了巨大的经济效益。因此适用性评价技术的应用，在经济方面同样能够取得巨大的效益。另外，在新材料的开发、设计和工艺的改进以及运行、维修管理方面，适用性评价技术同样具有指导意义。2.2.2风险评价模式117\n西南石油大学硕士研究生学位论文目前，石油管道的安全评价的研究热点之一是风险管理技术。全行业面临的重大课题是如何有效地防止油气输送管线失效事故，如何在保证其运行安全性的同时获取最大的经济效益。国外针对重大事故的研究表明，现有的一般法规、规范并不能使管线安全性的改善取得理想的效果，而且给管线公司增加了费用开支。针对现有规范、法规在事故预防和响应上的缺陷，通过大量研究与实践，美国、英国、加拿大、墨西哥等公司首先在风险管理方面取得了突破。管道的风险管理模式提出了识别风险的方法，在明确了管道可能的失效及其失效的严重性后果后，管道的风险评价就能根据不同程度的风险合理地进行资源配置，降低风险。即风险评价就是根据现场及历史统计资料，经过风险分析最终找到改进运行管理的方向，使减少风险投入的资金达到最小。当然降低风险的投入必须在一个合理的范围内。也就是要在风险、社会效益、经济效益、等相关因素中找到风险最小但效益却是最大的方案。随着我国核工业在70年代的发展，开始了风险管理的研究，在此之后风险管理广泛的应用于油气输送管线、石化、航空等方面。风险管理主要包括风险识别；风险评价；风险控制；风险管理的功能监测这四个方面。在这个基础上定义了风险管理的相关概念：风险评价有时也称作风险排序是识别风险来源，在此基础上评价失效事故的可能性即概率以及失效后果的严重程度。风险评价方法主要分为定性方法和定量方法。通过分析事故统计资，在管道的风险评价中通常将风险源划分为7个方面，包括：应力腐蚀开裂、内腐蚀、外腐蚀、操作和运营过程、设计和材料、地面和基础位移、第三方破坏。为了进行风险控制，可先使用比较粗糙的定性评价方法快速地将管道系统的各部分风险排序。本次研究中，确定整个管道系统或某段管道的相对风险系数使用专家系统分解评分方法，风险系数与风险成反比，风险系数越大，风险越小。评分法的主要缺点是，评分的人为主观性较大，存在一定的计算误差，对实际运行管道的各种缺陷无法作出定量的描述，所以评分法在应用中有一定的局限性。将进行定性评价所得的结果放入一个4阶风险矩阵，按风险程度的高低将风险进行分级，即分为高、中和低风险三种，是当前各国比较通用的做法。根据管道长度、损伤类型、输送介质、运行记录、管道完成质量、检测方法等可以将失效概率也就是管道发生风险的可能性（概率）分为四级。对于风险后果的评价通常应包括三个方面：对环境和社会的影响；对居民生活与人身影响；以及对管线输送和相关活动的影响。再将风险评价所得的数据写入一个风险矩阵中，即可得到风险指数或风险水平的指示。进行风险矩阵评价的目的主要是：判断是否有必要进行定量评价；明确最大潜在危险存在的区域；确定那些管段需要进一步加强检测，以及采取什么措施可以降低对应的风险。PRA（概率风险评价）是管道风险评价的一种定量方法，可以由此确定管线的风险总值，它等于失效概率Fs乘以失效后果值Cs。这样的风险概率的计算需要在有效的数据库基础之上进行计算，这是一个很复杂并且耗资的过程。为此，美国的几家大型的管道公司联合开发出了一种关于风险评价程序的软件IPA(IntegrityAssessmentProgram)，它也是采了一种以风险指数为基础的风险评价方法，这是一种半定量的方法，根据所得的评价指数，我们可以确定管线高失效概率区、高风险区、以及高失效后果区。进一步研究失效后果跟失效类型的因素，并对每种因素赋予相应的权重，便可获得风险指数，在此基础上就可制定相应的维修决策。在实际应用中，这种方法能够避免定量评价缺乏精确数据的短处，在美国的天然气和危险液体的输送管道的安全管理中这种方法现已得到广泛的运用。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文管道的风险控制由降低风险的措施和预防失效的措施两方面构成，通过对风险评价的决策力求达到资源的合理分配，并降低管道的风险。风险管理的监测目的主要包括两方面的内容：介绍风险管理的计划及其进展；进一步评价风险管理体系的优劣，并对其进行优化。针对风险管理技术大量的定量的计算，美国、加拿大、英国等国家均有一些相应的商业软件，风险管理软件在保障管道的安全运行，降低管道风险方面起到了相当大的作用，同时带来非常大的经济效益。2.2.3完整性评价模式目前，还没有对完整性有完全的描述，国内外也都是中从侧面或者是间接的对管道完整性(Integrity)进行了一定的描述，暂时还没有文献对“现役管道完整性”一词有完整的解释。钱成文认为所谓的管道完整性是指现役管道在其运行条件下，使得管道系统及其组件能够安全经济地完成运输任务所需的各项指标的完成程度。拿管道的覆盖层来说，先观察覆盖层是否有缺陷，如过有，那么首先要确定覆盖层的损坏情况，然后进一步确定其各项性能指标，看管道是否还能够完成正常的输送任务。”管道完整性的评价，在国外已经成为近年来的一项新的发展技术，但是对于管道完整性的评价方法，每个国家的管道公司都有着不同的理解，他们都从不同的角度、方法对造成管道完整性下降的某些因素进行评价，列如机械损伤、腐蚀等，但是到现在为止对管道完整性的评价还没有一套科学的、全面的、系统的方法。国内更是处于起步阶段，有许多领域还没有研究到。无损检测技术(NDT)是对现役老管道的评价的主要方法，在精确测量条件下进行定性的分析，可以知道各种缺陷的形状、尺寸和位置，有了以上的条件我们就可以进行管道安全性评价也就是对管道进行剩余寿命预测。然而这种根据管道检测进行评价的方法并没有分析管道的各组成部分以及整个系统的可靠性，所以不能制定出相应的提高可靠性和减少成本的方法。但是完整的管道完整性评价技术应该包括管道的可靠性分析、管道的检测评价和管道风险分析等几项技术。2.2.4可靠性评价模式管道可靠性评价先把管线系统看成一个并联或串联的系统，然后根据可靠性相关方法以及概率条件的各种假设，进行可靠度故障率统计的分析计算，这是研究管线可靠性的基本思路。其目的是要得到整个系统或者某个单元的可靠性指标，通过对泵站设备、管道故障的原因分析，获得整个系统或者某个单元的变化规律及其影响，从而制定出相应的提高可靠性的方法。管道可靠性评价的指标多种多样，其中被广泛采用的是117\n西南石油大学硕士研究生学位论文包括欧洲、美国等地区国家的故障率；可用度以及可靠度；而在前苏联时期，可靠性评价的指标有可靠度H和准备系数。通过对管道或单件设备的故障率进行一定的计算我们就能得到整个系统或组件的故障率。而元件（管道或单件设备）的故障率需要从元件产生故障的历史资料中统计出来。元件产生故障的频率叫做故障率。根据美国核管理委员会制定的标准，故障率必须服从指数定律分布即：(2-1)其中，R为元件的可靠度，t为故障率对事物的可靠性的概率进行量化，那么这个量化值就是可靠度R。通过对元件、组件及其组合方式进行计算，我们可以得到整体和系统组件的可靠度R。它是一个表达整体和系统组件可靠性的基本指标。而系统在某时刻完成规定功能的概率叫做可用度。在管道线路中、泵(压气)站和自控系统中经常需要考虑管道的结构可靠性。在故障率的基础之上我们可以预测管道线路的可靠性。通常将规定时间内，单位长度的管道的故障次数定义为管道的故障率。在拥有大量的油气管道的国家中都能找到管线故障率相关的资料。其中，欧洲输气管道是按照管道所通过的地区的类别和管道壁厚来选取故障率的。首先建立起管道事故统计的数据库是评价管道可靠性的前提条件。由于我国当前还没有油气管道可行的技术准则；所以很有必要加快制订相应的可靠性评价规范，此外还要着力开发用于评价油气管道管理的软件。2.3管道安全评价模式决策建议2.3.1管线安全评价模式的比较结论通过对上述各种不同的安全评价模式的分析，我们可知，目前安全评价有许多种不同的评价理论体系，由于它们的切入点不同，这使得其相应的工作实践结果也都不尽相同，内容各异，程序多样。但是总的来说又有其一致性：1)为了开展研究工作都会定义出管道失效的基本模式。2)都采用在线的检测手段。3)首先都要建立事故统计数据库和管道运行数据库。4)国内外规范的内容和程序都不尽相同，需要进一步研究。5)都还有许多相同的问题有点解决，比如管道的内外腐蚀速率；预测管道防腐层的剩余寿命；由氢导致的开裂问题；材料缺陷和损伤以及结构寿命预测等问题。6)都缺少专门对管道系统的经济性问题的考虑。7)都需要开发相应的商品化软件来用于评价工作。它们的不同点也比较容易看出：117\n西南石油大学硕士研究生学位论文1)他们的研究内容和工作程序不同；2)不同评价的结果的表达形式也不同；3)它们的技术切入点不同。2.3.2管线安全评价的框架根据上面相关的分析，油气管线的安全评价模式应当具有如下的框架体系：(1)明确安全性的含义，基本概念及其研究范围；管道安全性的定义应包括风险性、可靠性和经济性等方面的信息。(2)分别对不同环境条件、不同介质下的内外腐蚀和管道剩余寿命等进行评估。。(3)规划中的管线的安全水平可根据相关的可靠性方法和设计规范来确定；而运营中的油气管道首先要通过风险分析法来制定检测方案，再通过智能检测装置进行在线的检查，最后运用弹塑性力学、断裂力学等知识分析检测中出现的管道结构损伤和材料缺陷，进而获得管线的安全评估结果。(4)通过评估管道的经济性，如什么厚度的管壁是最经济的、多长时间进行一次检测、输气站之间的距离多大最合适、等，可以完善数据库和设计规范和工作计划。(5)建立一个数据库用于管线的设计和运行维护，创建统一评价标准的统计分析系统和安全监管系统，其基本特征为：应力腐蚀开裂、第三方破坏、外腐蚀、管线设计以及管材、内腐蚀、地面位移和基础位移、操作系统和输送过程的故障模式或基本失效形式。(6)将相关工作程序设计成商业化的管道安全评价软件，在全国范围内进行的推广。2.3.3对管道安全评价模式的建议各种评价模式在理论和技术上相对都比较完善，而我们要想建立起适合于我国的管道安全评价体系就要是在这众多的模式中找出较好的，自己需要的进行组合，为此我们应当做到：1)努力将管道安全性和经济性结合起来，找到安全和经济的最优结合点，优化管道的设计、检测和维护的工作计划，这对我国的管道事业来说具有十分重大的意义。2)为了避免有限资源的浪费和重复建设，我们需要加快制订统一的输油管道安全评价规范，建立具有我国特色的评价标准。要根据我国的的实际情况选择合适的管道安全评价模式。3)管道安全评价要综合考虑管道的风险分析、检测评价和可靠性分析等方面的内容，从而形成一个系统的方法，为管道运营维护提供科学的数据。4)油气行业的主管部门应统筹创建一支完备的科研队伍和属于我国的管道安全评价理论体系，从而优化分配各种优势资源。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文5)主管部门应从评价内容、方法、程序和结论上制订出严格的标准和相关的行业管理制度，并对全国范围内的安全评价工作和评价行为进行规范处理。6)加快开发商业化的专用评价软件，提高我国管道安全评价的水平。2.4小结本章以油气长输管道中最为典型的输油管道为例，对各种管道安全评价模式及其准则进行了讨论并作了分析和比较，对管道适用性评价模式、风险评价模式、完整性评价模式、可靠性评价模式进行了介绍和说明。从管道安全评价模式的比较结论、管道安全评价模式框架构想、管道安全评价模式建议，给出了我国油气长输管道安全评价工作提出几点建议。一般不同的管线系统的管道是不同的，虽然不同的管道系统中管道的设计，运营，维护等方面都会不同，但是管道运营方都会共同考虑管道的安全管理问题。通过安全评价可以确保在役管道安全而可靠的运营，避免事故的发生。所以，无论是何种管道工程，管线的安全评价都具有十分重要的价值和意义。管道安全性评价的核心内容主要包括：在役油气管线的检测与评价，管道风险分析，管道完整性评价，管道可靠性分析，以及管道经济性优化等，针对这些问题主管部门应尽快出台切实可行的统一的标准，从而提高，改善我们在管线安全评价方面的水平。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文第3章管道安全评价技术现状3.1引言随着长输油气管线运行时间的增长，因管道材质问题或施工、腐蚀和外力作用造成的损伤，使管道状况逐渐恶化。管线故障的发生严重制约了油气集输能力的提高，导致维修改造费用增大，一旦引起事故，将直接威胁人身安全和破坏生态环境。因此，长输管线的安全可靠性和风险性评价是一项非常重要的工作。尤其是当今油气工业部门的经济状况(油价不稳、气价偏低)，使得大量建设新的管道十分困难，相比之下对老管线维护运营比建设新的管到更具有经济性，至少在近期管道工业界还尚须使用现有老管线系统，并采用最好的方法来研究和开发在役管线的检测技术和可靠性评价方法，以保证管线系统的安全运营。风险技术的主要目的是为了预防有成本效益的风险损失，在潜在的事故危害发生前进行风险评估，从而保护人名群众、社会环境的安全，促进管道运营方的发展并获得更多的利润。当下的管道安全评价技术都是根据贝叶斯统计理论决策分析方法和决策科学这两门学科发展起来的，风险评价(PRA)需要通过事件树和故障树的概率来进行评价。其中事故失效的概率，失效的模式以及影响和评价分析(FMECA)是通过管线运行的历史资料来确定的。直接根据经验丰富的工程人员或管道专家的意见进行打分，因此这种方法受专家经验的影响比较大，同时还与权重分配合理与否，原因变量的划分准确与否、条理是否清楚有关。因此，为了更真实的反应管道的实际情况，就有必要采用模糊数学的方法来使评价的结果更具可信性。基于这一思想，在综合考虑管道工程的现状和相关法律法规的基础上，创建一个适合于我国自己的长输管道模糊风险评价技术将大大的促进我国管道工业的发展。管道风险评价技术是这30多年来国外发展起来的一项新型管理技术。由于不同的管道所处的地形状况各不相同，因此在经历了相当长的一段探索阶段管道风险评价技术才得以逐步的完善。首先介绍管道风险评价的文献是《管道风险管理手册》这本书。现在管道风险评价技术被广泛的运用于油气管道的管理维护当中。3.2油气管道风险评价技术3.2.1管道风险评价的原理117\n西南石油大学硕士研究生学位论文所谓风险评价就是将风险量化，为风险管理提供可靠的数据资料，从而实现资源的合理配置，并制定适当的措施以降低风险。管道风险评价是一个综合性的管理技术，首先要考虑包括经济损失和对社会环境的影响。管道的管理者通过风险评价能清楚的了解管道的破损状况并可预知管道可能发生危险的地方，在此基础上做到资金的合理分配，即实现有目的的进行维修。当前主流的风险评价技术可分为：定量的评价法、半定量的评价法和定性的评价法三种。其中单就成本而言，定量评价的成本最高，而半定量法又高于定性法，但就准确性而言定量法是最可靠的，其次是半定量法，定性法的准确性最低。影响管道系统事故发生频率的因素包括：设计缺陷、误操作、有腐蚀破坏和第三方破坏。但是无论你采取定量的还是定性的方法，其基本原理都相同：A.分析诱使管道事故发生的因素根据大量的管道事故统计报告可将管道事故大致可以分为泄露和破裂，致使管道发生破裂事故的因素有腐蚀、焊接缺陷、过压、第三方破坏等。而管道的施工损伤、腐蚀、接头缺陷、第三方破坏和焊接缺陷是泄漏的主要诱因。B.制定风险评价任务即要了解管道为什么会出现事故，其次导致潜在事故出现的概率是多大，一旦事故发生，将会造成怎样严重的结果。C.预估事故将会带来的后果管道事故的发生的危害包括对人身安全和财产安全的威胁、管道运营公司的信誉损害以及对社会环境的影响。其中比较容易核定的是财产损失；安全危害和对环境的影响与地域因素相关；而信誉损失是最抽象的也是最难衡量的。D.诱发事故的因素最终导致事故的几率在众多诱发管道事故的因子中大部分随管道的建成存在其中了，通常情况下这些因素不会有显著的变化产生除了管道的可扩展裂纹。除开上述因素，管道的过压、腐蚀和第三方破坏均是发展变化着的。根据事故“浴盆”曲线规律，可知在管道投入使用的早期不变的事故因素较容易导致管道事故发生，而在管道使用的中、后期可变的事故因素的作用比较明显。3.2.2管道风险评价的基本方法进行管线风险评价的方法有很多，目前主要有定性的评价技术、半定量的评价技术和定量的评价技术，不同的方法适用于不同的情况。定性评价法在听取专家意见的基础上，来判断风险的级别，即为高风险、中等风险还是低风险，其不足之处在于采用这种方法不能量化事故发生的概率及其发生的后果。在风险的数量指标基础之上，管线风险评价的半定量方法对每一个事故117\n西南石油大学硕士研究生学位论文对应的后果分配一个指标，对事故出现的概率也给定一个指标，然后将事故发生的概率和后果这两个指标用相加或相除的方式进行整合，得出相对风险指标，根据相对风险指标值可以决定资源配置的轻重先后。半定量评价法可以将风险划分成为几个不同的等级。定量评价法所得的结果是最精确的，定量的风险评价技术有时也叫做概率风险评价技术(PRA)。定量评价方法其中的一种是模糊风险综合评价方法。目前，北美(主要是美国和加拿大)和欧洲的管道工业正在制定和完善管道风险评价的标准，从而建立起油气管道风险评价的信息数据库，能够深入研究各种故障因素的全概率模型，研发实用的评价软件，使管道的风险评价技术向着精确化、定量化和智能化的方向发展。下面简要介绍几种风险评价方法。3.2.3概率风险评价法现在，概率风险技术己被国外的研究组织大量用于包括管道在内的压力容器中，今后无论是在深度还是在广度上概率风险技术的应用都将会有很大的潜力。除此之外还有一些新型的分析方法如：利用蒙特卡罗方法的风险评价和应力—强度干涉模型；进行故障树和事件树风险评价；基于贝叶斯统计理论和决策科学的决策分析方法(DA)。下面简要介绍一些：。1)决策分析当我们在考虑事物的风险性时，决策分析能帮助我们做出正确的抉择。这种方法利用决策理论来建立模型，以便于我们在可能发生的事件中能够作出正确的选择。除此之外它决策分析也能够预测出可能会发生的结果，我们选择的结果应该通过决策树来的建立来指导。总的来说，机会点会通过分支概率来影响评价的结果；终止点是每个机会可能的后果。决策树中一个机会点下会有两种结果出现，产生的每个结果都给定一个概率和特征值，之后就可以进行数学运算了。每个机会点会产生几个分支，如果将所有分支的值依次相乘，那么这些分支将会贯穿于整个决策树中。进行决策分析的目的是为了使我们能够实现概率估计和事后风险评价，预测某个事件发生的概率及其导致的后果。2)失效模式的影响评价分析法(FailureModeEffectAnalysis，简称为FMECA)该方法通过准备好的计算机数据库的资料、数据、表格等并利用失效概率计算出可能产生的失效结果和失效模式。它是一种能评价整个系统或某个部分的风险的技术。FMECA的结果可用于指导新建的管道工程，也可以对在役管道或部件提供指导行的意见。随着计算机快速发展，现在可以快速的完成FMECA评价。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文失效模式的影响评价分析法的优点是能够不需要其他的计算机软件的情况下处理信息，通过对风险模型的分析能够为工程术人员提供比较准确的指导。我们应从失效的可能性和后果两方面来考虑管道的风险评价。失效可能性应考虑：(1)输油管道的失效案例；(2)多相流的成分；(3)不同地区的土壤状况；(4)阴极保护；(5)场站其他电流的影响；失效后果要考虑的因素有：是否会危及到水资源；事故发生地点的人口密度大小；事故附近有无重大的基础设施；事故发生的地区。3)概率风险评价(PRA)PRA评价方法一种逻辑性很强的涵盖统计学和数学的评价方法。因此它能准确地得出事故发生的频率。概率风险评价可以将许多因素都可以综合在一起进行分析，如设备运行的历史资料、构建的可靠度、操作人员的行为和自然环境的影响等。它运用物理模型来描述事故的进展，用逻辑模型来描述导致严重事故的复杂事件，通过计算这些模型的概率来确定事故的危险性。定性的PRA模型一般包括HAZOP技术和PMECA技术，而定量的PRA模型一般是通过故障树(FTA)和事件树(ETA)的结果来计算的。通过研究PRA定性模型和定量模型可以得到每个事故后果的频率。对于油气管道系统，其故障树分析可分为以下三个部分：(1)对故障树进行编制，这也是一个定性的分析；(2)通过操作人员所造成的事故发生率和管道系统的设备故障率来计算管道事故可能发生的概率，这是一个定量是分析阶段；(3)当计算结果超过目标值时，需要确定可能产生的事故其相对应的预防措施。廖柯熹等人运用FTA方法对长输管道的失效性进行了初步的分析，并确定了长输管道的主要失效形式。阎凤霞等人在油气管线方面采用FTA方法建立了油气管线的故障树，并详细地进行了定性和定量的分析，找出了失效的原因，并提出了相应的改善措施。董玉华等人在传统的FTA方法基础之上，把模糊集理论法和专家经验判断法结合起来评价故障树的底事件发生的概率，为处理故障树的模糊性提供了一种新的思路。4)指数法1985年美国BatteueColumbus研究院发表的《GuidelineforHazardEvaluationProcedures》一文中提出了指数法(IndexMethod)来对油气管道进行风险评价。关于管道风险评价的评分指标体系法的详尽的介绍可以追溯到1992年出版的《PipelineRiskManagementManual》一书。评分指标体系法将导致事故的因素划分为117\n西南石油大学硕士研究生学位论文四大类即为：设计因素、误操作、腐蚀因素和第三方破环。假定每种因素的最大值给定为100分，则四类因素的总分为400分，也即是该四类因素的指数和存在于0到400之间。相比于其他的方法，评分指标体系法具有以下优点：(1)较低的分析费用，在所得资料的基础上进行直接的处理；(2)在所有的评价方法中，评分指标体系法是目前最系统、最完整的一种；(3)多方人员（工程技术、管理和操作人员）参与评分，意见比较综合。(4)掌握比较简单，推广比较容易；该评分法的步骤如下：(1)归纳事故发生的原因；(2)在以前的资料和现场的观察的基础上，制定的评分标准，进行评分；(3)进行综合评定（根据影响面的大小和输送介质的危险性），得出泄漏冲击指数；(4)把得到的评分数进行相加；(5)把第三步所得分数与第四步中的泄漏冲击指数进行综合计算，最后得到相对风险数。泄漏冲击指数有两个方面：(1)输送介质的特性；(2)事故可能影响面及事故扩散和波及的特点。5)意见和建议油气管道风险评价技术在经过近三十年的研究与实践后在世界范围内受到关注。但是我国的油气管道系统在设备和管理水平上与国外却还存在着一定的差距，因此，要根据我国国情将风险评价技术应用于我国油气管道，这就需要做好以下五点：(1)根据技术标准进行运作成立一个专门的工作组进行管道风险评价技术标准的编制，工作组主要由我国油气管道的主管部门与其他相关部门构成，在借鉴国外技术标准的基础上，编制出符合我国国情的技术标准，来指导我国的油气管道风险评价。(2)主要因素的概率模型管道事故的影响因素在定量的风险评价中作为随机变量来进行处理。为了确定其主要随机因素的概率模型，大量的实测和研究是非常有必要的。为了保证其符合管道的实际情况，应对这些概率模型进行深入研究。(3)建立油气管道信息数据库117\n西南石油大学硕士研究生学位论文管道工作的历史数据对管道风险评价结果的正确性有很大影响。所以，作为我国管道风险评价体系的基础，建立油气管道信息数据库是很有必要的。我国油气管道管道信息数据库的分级标准和基本要求应尽快制订出来，按照相应的要求，将油气田公司和各管道公司管辖的运输管道和矿场集输管道的历史数据录入子级数据库中，为风险评价体系做数据准备。(4)确定风险影响因素因为环境多变、复杂，所以导致管道事故的原因是多方面的。将所有的影响因素考虑进风险评价中，会大大提高评价结果的准确度，但这种做法会使评价所需成本大大增加。因此，从所有影响因素中，筛选出占主导作用的因素是风险评价的重要环节。(5)模糊因素的影响由于管道的工作环境各不相同，所以这其中就存在了很多模糊的因素。因此，为了提高管道风险评价结果的准确性，我们有必要通过模糊分析技术将可能影响管道事故发生的模糊因素纳入到风险评价的体系中。这样做能够进一步完善和提高管道风险评价技术同时提高管道风险评价的准确性。3.2.4模糊风险评价技术利用模糊综合评价在上面分析方法的基础上，定量的对管道进行风险评价就是模糊风险评价技术。1)模糊评价的基本假设为了确保评价具有可行性，在管段的分段、模糊综合评价和模型设计阶段，做出了以下几个假设：(1)假定设计模型：在范围内把管线分为m段，金属损耗的分布以此来定义。其总范围为：(3-1)管线运营总时期为：(3-2)(2)独立性假定，假设影响风险的各个独立的因素是可迭加的。反向水平受各个因素独立地影响，总风险等于各个独立的因素所引起的风险相加。(3)全面性假定，假设所有因素对所评价的管线产生影响。根本不存在或者无任何影响的因素的风险分值为0。(4)假设最坏情况，按照该管段最坏的情况及可能遭受的最坏情况进行评价。(5)消除认为差错假定，某过程中任意点的微小差错会导致管道在以后发生自然事故。(6)117\n西南石油大学硕士研究生学位论文相对性假定，由于之前的全面性假定，所以运用的是全面性建模，几乎囊括了所有的影响因素，但对于具体管线来说，某些因素的影响是根本不可能存在的，我们进行研究和编制软件又是在所有因素都存在影响的基础上，运用一般的评价思维只能得到过于保守的结果，所以评价是相对的定量评价。所得到的风险值是一个相对值（实际和最坏情况的比值）。(7)忽略主观性差错假定，在进行风险评价的时，等级的判断能力会受到管道运营人员的管理实践经验和识别因素的影响，这样会有主观上的误差，评价人员的知识水平及对管道的了解程度对误差大小起决定作用，但是在设计上这种误差可以被忽略。2)管线分段管线线路上的条件呈现多样性的特点，因此各段管线的风险程度是不同的。所以，为了获取准确的风险全貌，必须有一种用于管线划分的指标。提高每个管段的评价精度可以通过将一条管线划分为很多管段来实现，但是较高的费用支出会出现在数据采集、处理和维护等方面；相反，若管段较少（管段较长）会使精度降低。通常管线分段的依据为人口密度、土坡条件、防腐层状况、管道使用年龄4种状态，重要性依次降低。根据上述4种等级进行管道划分，评价管段数是分段最多的那种状态。如此一来，可能会出现管段数太多、费用巨大的情况，这时应根据状态重要性顺序表中的最靠前的项来进行分段，从顺序表中除去最末的状态条件，直到获得合适的分段数。重复进行这种法，直至用户对精确度和评价费用满意为止。3)模糊风险评价法管线风险评价流程的各部分组成，如图3-1所示。评价的具体方法为：步骤一：将分成s个子集，，…，，其中，i＝1，2，…，s，且满足：(1)；(2)；(3)对任意的，；图3-1管线风险评价流程各部分组成117\n西南石油大学硕士研究生学位论文步骤二：分别对每个，进行评价。若Ri为单因素评价矩阵，则一级评价向量Bi：，i＝1,2,…,s(3-3)原因事件的权重根据分析结果为：(3-4)步骤三：将看作一个因素，记。这样，R的单因素评价矩阵为：(3-5)Ui反映了U的某种属性，可以按它们的重要性给出权重A：；于是得到二级评价向量B为：(3-6)步骤四：为了比较和排序，需要量化所得到的二级评价向量。表3-1为对各等级评分V表。表3-1可靠性等级评价表分数0.10.30.60.80.9可靠性级别差较差中较好好设V为转化矩阵，则为模糊综合评价值。由评分等级V表，可以查得可靠性的等级。3.2.5神经网络模型近年来广泛应用人工神经网络模型，独特的分析模式和研究思路在预测决策、分析评价、方案优化、仿生模拟等方面都都很好的显示出来了。通过神经网络理论体系中的一些适用技术分析输油管道综合可靠度问题。管道综合可靠度明显是一个非线性的、多维的函数，运用一般的方法是难以对涉及到函数曲线或曲面的拟合的对疑难问题进行分析。建模速度快以及有较强的非线性映射能力是神经网络模型的优势而，尤其对于管道数据不完整的情况。因此，神经网络模型117\n西南石油大学硕士研究生学位论文是管道可靠度的最优选择。其步骤为：步骤一：构建评价结构力的2层前向神经网络。将代表结构抗力的7个指标通过运用2层前向神经网络映射为4个指标。图3-2所示即为神经网络模型，该神经网络包括7个参变量的输入层以及4个输出值的输出层。步骤二：建造可靠度评价模型使用前3层向神经网络。1)基本假设计基本设计包括：神经元代表由荷载组合、输送温度、时间、管道几何尺寸组成；管道结构综合可靠度的评价用指标为输出层；对S型激发函数为Oi=1+exp(Ii)]-1隐层进行改造；如图3-3，利用层间映射将代表失效模式的神经元确定综合可靠度。图3-2神经网络图3-3管道结构综合可靠度三层前向网络模型2)网络研究在管道结构系统中，计算结构相应的荷载效应值根据网络输入不同的荷载组合方式，据模型输出相应的综合可靠度水平不断的比较和分析相对应的结构能力。同时，对117\n西南石油大学硕士研究生学位论文线检测结果在特定管道进行分析，计算、比较、分析计算出的检测值。3.3基于断裂力学的管道剩余强度评价剩余强度评价技术主要用于评价管道的现有状况和完整性，确定其是否处于危险状态、在役管道是否需要更换及是否可以升压或降压运行等问题。目前国外又取得了两个在管道剩余强度评价技术研究方面的最新进展，失效评价图以塑性比Sr和韧性比Kr为横纵坐标，对评定点安全与不安全的边界线称为失效评定曲线(FAC)进行区分。可以很容易利用失效评价图来区分断裂失效和塑性失稳失效这两种管道可能的失效模式。另外一个进展是为减少B31G的过分保守性英国天然气公司(BG)在对内外腐蚀缺陷及焊缝缺陷进行分类时考虑其交互作用，采用三维非线性有限元进行数值分析，并用全尺寸实物爆破试验进行验证。3.3.1油气管道缺陷安全评价方法安全评价采用SAPV-95规范对油气管道腐蚀缺陷，可定量分析其安全状况。在此基础上，其安全状况可从纯技术的角度寻求衡量。目前，主要有以下几类评价方法：1)R6失效评定图失效评价图法于1976年首先提出，并于1977年、1980年和1988年作了三次修订。修订后的R6方法考虑了从脆性断裂到塑性失稳的所有可能的材料破坏行为，目前被认为是最有效且最可靠的含表面缺陷结构的剩余强度评价方法。在R6提供的三种选择曲线中，最严格精确的是第一种选择，它是通过弹塑性有限元法，然后根据具体评价对象的结构和材料计算出来，并运用J积分得到的值作出曲线，所以较为复杂。然而第三种选择是将不同材料按第二种选择求得的失效评价曲线的下包络线作为通用失效评价曲线，应用最为最简单。它适于所有无屈服间断点的材料，其表达式为：(3-7)式中：Kr为韧性比，Kr=KI/Kmat，KI为裂纹尖端应力强度因子，Kmat为材料断裂韧性；Lr为载荷比，Lr=P/Pr，P为损伤区域施加的载荷，Pr为该区域达到屈服时的载荷。；。其中：为材料的流变应力，为材料的屈服强度，为材料的抗拉强度。R6失效评价示意图，如图3-4所示。2)R6曲线族法117\n西南石油大学硕士研究生学位论文R6曲线族法以评价点在失效评价图中的位置作为衡量油气管道安全状况的技术指标，对R6曲线和截止线进行数学变换，令(3-8)(3-9)可得R6曲线族(其中C1=1对应的曲线为R6曲线，如图3-4所示)和截止线族(其中C1=1对应的曲线为截止线)，从而将FA分为若干区域，得到安全评价图，如图3-5所示。图3-4R6失效评价示意图：选择1的评价曲线117\n西南石油大学硕士研究生学位论文图3-5R6曲线族示意图用SAPV-95规范对油气管道进行安全评价后，还可以进一步计算其安全裕度，即保留系数值。如图3-5所示，设评价点为A，当油气管道只承受一次载荷时，连接坐标原点O和点A，并延长交R6曲线或截止线于B，OB/OA即为载荷保留系数：当油气管道还承受二次载荷时，可按英国中央电力局CEGBR6“含缺陷结构的完整性评价规程”计算载荷保留系数。此外，还可以用图示的方法在FAD中作出等保留系数线，从而将失效评价图分为若干区域，得到安全评价图。3)概率R6方法在含缺陷结构的安全评价中，CEGBR6方法应用最为广泛。然而该方法未考虑裂纹尺寸、材料性能和外加载荷的随机性，因此该方法存在明显的不足：(1)由于通常从试验数据或相关数据库中选取上限或下限值，这样所选择的待评价数据(裂纹尺寸、断裂韧性、载荷情况等)为其最极端情况。这样必然导致或者高估了缺陷的影响，造成资源的极大浪费；或者低估缺陷的影响，导致事故发生，造成更大的损失，使预防评价工作失去意义；(2)将(Lr，Kr)点在FAD图(图3-4)中定位，立即可知安全/不安全，但实际过程中结构在任何时间都可能失效，故采用失效概率评价管道更贴近工程实际；(3)主要参数敏感性分析，确定性R6方法会因数据的保守失去意义。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文概率R6方法有别于传统确定性R6方法之处主要在于对数据的合理选择上。它将应力、应变、断裂韧性和缺陷尺寸等作为随机变量处理。这样就可以避免主观的选取数据的上下限，而是依据某种失效准则，利用Monte-Carlo模拟法来求失效概率。即为确定参数统计模型、应用Monte-Carlo模拟法和建立失效概率表达式。确定性R6方法和概率R6方法的主要实施步骤如图3-6和图3-7所示。图3-7概率R6方法图3-6确定性R6方法4)常规可靠性分析法如前所述，保留系数是油气管道安全裕度的量度，但在一批具有相同保留系数(大于1)的油气管道中，会有少量的油气管道发生失效，这是因为安全评价具有不确定性而造成的。用应力—强度干涉模型：设在规定的时期内，在一定的失效模式下，油气管道的失效动力SZ为广义应力，失效阻力ST为广义强度。当ST>SZ时，油气管道发生失效。一般地，ST和SZ都是随机变量，设其概率密度函数分别为fST和fSZ，分布函数分别为FST和FSZ，图3-8是fST和fSZ的示意图。图3-8fST和fSZ示意图在确定性安全评价中，以极值mST代表ST，极值代表SZ，则保留系数Fl为Fl=mST/ST(3-10)从图3-8可以看出，即使在式(3-10)Fl>1，仍然存在ST>SZ的情况，即图中x0点以左的部分。若ST和SZ是无关的，则ST>SZ的概率Pf为(3-11)式中：Pf表示在规定的时期内，油气管道的失效概率。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文(1)一阶二矩法用泰勒级数展开失效函数各变量的均值，将高价的分量舍去，进而得出出Z的均值和方差：(3-12)(3-13)于是，安全指数为(3-14)而失效概率(3-15)该方法的优点是比较简单，求得失效概率的已知条件仅为各个变量的均值、方差。由于因素影响的多样性，常常设Z服从正态分布。在以下情况下按上面式子计算失效概率，误差是比较大，当失效函数的非线性程度比较高时；Z为明显的偏态分布时，因此这种方法也有一定局限性。因此，应选取合适的失效函数具体形式，使Z的分布尽量接近正态分布。(2)改进的二阶矩法与一阶二矩法不同的是，改进的二阶矩法是在失效曲面上的某一设计点处线性化失效函数。确定设计点的步骤如下，如果各基本变量服从正态分布，首先将这些变量转变为标准正态变量，令：(3-16)这样，失效函数就具有下列形式：(3-17)设计点为曲面上式(3-17)描述的离坐标原点最近的点，安全距离为该点离原点的距离。求出安全指数后，由式(2-15)可以得出失效概率，一般采用迭代法和优化法确定设计点坐标。(A)迭代法①假设Xi(i=1,2,…,n)的初值，一般取：(3-18)并按(2-17)式将变量转化为标准正态变量。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文②计算ai：(3-19)③估算b：（3-20)④重新计算，即：(3-21)⑤重复步骤②～④，直至b两次的计算值相差小于允许值。(B)选择优化法也可以用求解非线性规划问题的方法确定b，目标函数为：(3-22)约束函数为(3-17)，安全指数为：(3-23)将上述问题化为无约束优化问题，求解过程为一般的优化方法。当某个基本变量为非正态随机变量时，两种转换法通常被采用：(A)Rackwiz-Fiessler变换即：正态分布变量的密度函数和分布函数的值等于随机变量X的密度函数和分布函数的值，也就是：(3-24)(3-25)(B)Rosenblatt变换通过下式变换，即：(3-26)对优化法求解而言该方法比较适宜。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文在油气长输管道钢结构可靠性评价中广泛应用改进的二阶矩法，按这种方法进行估算，U.Zerbst认为得到的结果不能代替实际失效概率，但为了指导结构的改进，能够作为相对尺度进行比较。(3)Monte-Carlo模拟法Monte-Carlo模拟法又称随机抽样法、概率模拟法或统计试验法。它是以概率论和数理统计为基础，通过随机变量的统计试验和随机模拟，求解数学、物理和工程技术问题近似解的一种数值计算方法。它可以表述为：采用一个满足相同概率规律的抽样程序作出一个数学或物理系统的表示，即采用抽样程序对一个随机过程进行随机模拟。设来自同一母体的n个独立的随机变量x1,x2,…,xn，具有相同分布、方差和均值，则对任意：(3-27a)设发生随机事件A的概率为P(A)，事件A在n次独立试验中发生的频数为m，对任意，频率为W(A)=m/n，有：(3-27b)油气管道腐蚀可靠性分析中，需要用Monte-Carlo法得出失效概率的近似值。设结构功能函数为：(3-28)结构的基本变量空间被极限状态方程分成可靠区和失效区两个部分。通常，表示失效概率（Pf）为：(3-29)式中，是x1,x2,…,xn的联合密度函数。若各基本变量相互独立，则：(3-30)通过式(2-29)和(2-30)得出结果的条件是在两个变量的情况下，如果变量大于2，求解会相当复杂，而采用Monte-Carlo法解决会避免此问题，足够的精度保证只需要随机数序列足够大一个条件。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文设基本变量x1,x2,…,xn分布函数分别为,,…，由于为区间上的一个数，可将其与Monte-Carlo法中产生的随机数相对应，即：，(i=1,2,…,n)(3-31)是由Monte-Carlo法产生的随机序列中的一个数，则：，(i=1,2,…,n)(3-32)把上式代入g(x1,x2,…,xn)得一个值。程序假设进行K次的总循环，功能函数的实现m次，由式(3-30)可知，如果K足够大，则结构的失效概率Pf为：(3-33)通常，可靠度Pr在结构可靠性问题中的值比较高。取得很大的计算机执行循环计算的次数，以便保证计算的精度，这样可能造成所耗费的时间是让人无法接受。特别是当极限状态函数是隐式时，计算的时间就很可能无法承受。为此需要设计减小方差的结构可靠度计算蒙特卡罗方法。通过采用所谓的重要抽样概率密度函数代替原来的抽样密度函数，使对Pf贡献大的抽样出现的几率增加，从而提高抽样效率。从大量的相关文献可以看出，只是在具体细节和应用过程中有所不同，主要有有：直接的重要抽样方法、修正的重要抽样方法、自适应重要抽样方法和球函数方法等。本文主要采用直接方法。必须在解决抽取简单子样问题的前提下，才能使用蒙特卡罗方法。已知分布的随机抽样是从已知分布的母体中产生的简单子样。随机数序列(r1,r2,…,rn)为在[0,1]区间上均匀分布的母体中产生的简单子样，随机数就是其中的每一个个体。(A)产生随机数的方法随机数表法、数学方法和物理方法都是产生随机数的方法。目前使用较广的方法是数学方法，它是在计算机上利用数学递推式来产生随机数的方法。这种方法的性质由于是半经验方法，因此只能得出近似的具有随机性质的数。目前，乘同余法是应用较广的一种产生随机数的方法。利用近似代数产生在[0,1]区间上的均匀分布，其递推式为：，i=1,2,…(3-34)，M和x0为预先选定的常数，以M除后得到的余数记为xi。利用该式算出x1,x2,…,xi,…，将该序列各数除以M，则：(3-35)117\n西南石油大学硕士研究生学位论文综上所述，最多有M个不同的xi，所以最多只有M个不同的ri。所以产生的是具有周期性的序列{xi}和{ri}。在L个数值产生后出现循环，即L+ri=ri。产生循环后的ri不再是随机数，因此，乘同余法产生的随机数个数为L。然而，同一时期内充分大的L产生的数有可能通过均匀性和独立性的检验，这与选择参数M和x0有关。此处，建议取x0=1或任意正奇数，M=2k，，k的值愈大，而且q和k均为正整数时，周期就愈长。如果尾部字长为n，一般取。可选取满足条件的最大整数。此外，产生随机数的方法还有混同余法，其递推式为：(3-36)(3-37)产生的随机数序列为。采用该式并通过适当选取参数可以改善伪随机数的统计性质。无论采用什么方法产生的随机数，都要对其进行统计检验，目的是看其是否具有较好的独立性，即随机性和均匀分布性。检验内容涉及到：参数检验、均匀性检验、独立性检验、组合规律性检验和连检验等。(B)随机变量的抽样在得到均匀分布的随机数序列后，必须确定概率模型中各种不同分布随机变量的抽样方法。因为对随机事件的概率模型进行独立与不独立试验的模拟，要抽样检查随机变量，考察其是否满足给定的条件.所以只有在确定随机变量的抽样方法之后，才能进行随机模拟。根据管道断裂失效分析常用几种分布函数，给出常用的抽样方法如下。(1)指数分布指数分布的分布函数：，x>0令r=F(x)(随机数)，则由于在区间(0,1)上r与1-r同分布，故得指数分布随机变量的抽样式为：(3-38)(2)二参数的威布尔分布二参数威布尔分布的分布函数为：117\n西南石油大学硕士研究生学位论文仍采用逆变换法，令r=F(x)，又由于在区间(0,1)上r与1-r同分布，则得二参数威布尔分布的抽样式为(3-39)(3)正态分布正态分布函数的逆函数的有理逼近，是产生正态分布随机数最好的一种方法。由变换法可知，关键是求标准正态分布函数的反函数。而标准正态分布的分布函数为：采用Hasting有理逼近方法，首先产生(0,1)均匀分布的随机数ri，然后构造一个随机变量：则标准正态分布的抽样式为：(3-40)式中：a0=2.；b0=1.；a1=0.；b1=0.；a2=0.；b2=0.。如果用表示标准正态分布的随机数，则普通正态分布X~的随机数xi为：(3-41)对于对数正态分布的随机数yi有：(3-42)前面介绍了三种随机变量的抽样方法。对于类似指数分布这样的分布函数可以用简捷的形式表示，则可以通过分布函数求逆直接就可以很简单的把r换算成x。但对于那些分布函数不能用简捷的形式表示，则可采用其他抽样方法，如变换抽样法、直序抽样法、极限近似法、舍选抽样法、复合抽样法等。3.3.2油气管道失效概率研究基础117\n西南石油大学硕士研究生学位论文由于油气管道安全评价所采用的方法现在有很多种，每种方法所要求的管道参数是不完全一样的，所评价的重点也不相同。基于此，为了后面阐述油气管道可靠性方法的方便，主要对油气管道所存在评价参数及其随机性、应力—强度干涉理论、基于三维FAD油气管道缺陷概率评价方法等进行研究。油气管道的安全评价涉及管道的几何参数、缺陷参数、材料参数和载荷参数这四类参数。这些参数的不确定性决定了安全评价本身具有不确定性，即模糊性和随机性。1)管道几何参数油气管道的外径D和壁厚t在尺寸公差允许的范围内波动，并且测量D和t时也有测量误差，所以D和t是随机变量，其波动将引起应力和强度的波动，可视为正态分布。但它们的尺寸公差和测量误差都比较小，其波动的范围很小，在安全评价时可以忽略其随机性而将其视为确定性参数。本文考虑管道的外径D和壁厚t都为正态分布。2)缺陷参数由于油气管道钢质量、加工制造、运输和施工等环节影响，油气管道存在早期缺陷；油气管道在使用过程中，由于载荷、温度、腐蚀性介质、材料性能退化等的影响，早期缺陷会演化发展，并产生新的缺陷。通常，根据缺陷的形状可分为平面型缺陷和体积型缺陷。油气管道安全评价将表面平面缺陷规则化为长轴为2c；短半轴为a的半椭圆状缺陷；将埋藏平面缺陷规则化为长轴为2c、短轴为2a、与最近表面的距离为pl的椭圆状缺陷。对环向缺陷，由无损检测测量其与管道端点的距离l和在截面上的位置参数。凹坑缺陷是一种典型的体积缺陷，在安全评价中为长度2X，宽度为2Y，深度为Z的半椭球状缺陷。X和Y较容易测量，其视为确定性参数；Z较难测量，分散性也相对较大。按照SAPV-95规范规范，气孔、夹渣等体积缺陷，可保守地作为平面缺陷处理。管道材料、管道形状和尺寸、检测方法、检测环境、缺陷取向和位置等因素决定了检测结果具有不确定性。从无损检测的角度看，在一定的检测条件下，缺陷具有一定的检出概率；其次，即使缺陷能够被检出，在不同的检测条件下对其进行多次检测时，结果也具有较大的分散性。3)材料参数油气管道腐蚀安全评价所涉及到管道材料的种类、焊缝的热处理状态，杨氏弹性模量E、密度和泊松比等物理性能参数的分散性较小，通常可视为确定性参数。屈服强度和抗拉强度等常规力学性能参数通常服从正态分布。材料的断裂韧度KIC的分散性较大，通常可以描述为对数正态分布或正态分布。若油气管道承受疲劳载荷，需确定在具体的使用环境下裂纹疲劳扩展的门槛值和Paris式中的常数C和指数m。通常将视为确定性参数，但C和m的分散性较大，应考虑C服从对数正态分布，m服从正态分布。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文4)载荷参数油气管道腐蚀安全评价考虑垂直于缺陷的应力，并且将应力分为一次应力和二次应力。一次应力是平衡内压和其他机械载荷所必须的应力，它引起的塑性流动是非自限的，管系的热膨胀应力也作为一次应力处理。对轴向平面缺陷和凹坑缺陷，只需考虑由内压P引起的应力。P的分散性较大。对环向平面缺陷，需要考虑内压P，弯矩M和轴向力引起的应力。油气管道腐蚀安全评价通常考虑能检出的缺陷，通过对多次的检测结果进行统计分析，可得其均值、变异系数以及分布形式。国内外已对腐蚀管道的缺陷主要参数进行了统计分析。管道失效概率估算方法都是以概率论为基础。假设载荷和阻力参数总是采用已知量，并普遍认为都是不确定性的。这些不确定性可能存在的原因是缺陷数据的缺少，模型的简化或者缺陷参数所固有的随机性。缺陷参量通常表现出统计的特征，这就为老龄输油管道腐蚀评价采用可靠性分析方法提供了理论基础。3.3.3应力—强度干涉理论由可靠性的一般理论，可将油气管道的抗断裂失效归结为结构功能，设：为描述油气管道状态的基本变量(如管道几何参数和材料参数)，则油气管道功能函数表示为：(3-43)油气管道功能函数的取值严格地把管道区分为三种不同的状态：可靠状态、极限状态和失效状态。若，则油气管道处于可靠状态；若则管道处于极限状态；若，则油气管道处于失效状态。通常，描述油气管道的基本变量xi为随机变量，则油气管道可靠度为：；其失效概率为：；其极限状态的概率为：。由于的分布函数为连续函数，由概率论可知Pl=0。故。这就表明：在研究油气管道的可靠性问题时，一般只考虑管道的两种状态，即可靠状态和失效状态。在油气管道可靠性问题中，一般均有，因此，为了表达方便，多用失效概率Pf表示。通常，可假设应力和强度是两个独立的随机变量，即强度随机变量R和应力随机变量S，此时功能函数可简写为：117\n西南石油大学硕士研究生学位论文(3-44)油气管道失效概率的表达式为：(3-45)设应力S为一连续随机变量，概率密度函数为fS(S)；强度R也为一连续随机变量，概率密度函数为fR(R)，则：(3-46)图3-8分别给出了应力S和强度R的概率密度函数曲线fS(S)和fR(R)。图中阴影部分表示两曲线的重叠部分，即干涉区，它是管道出现失效的区域。根据干涉区情况进行管道可靠性分析的理论称为应力—强度干涉理论。该模型也称为干涉模型。从干涉模型可以看出，要确定管道的可靠度Pr或失效概率Pf，必须研究在应力和强度两个随机变量中，一个超过另一个的概率。结合应力—强度干涉模型和概率R6评价方法，可以确定管道的失效概率。在R6失效评价图中(图3-3)，若评价点落在失效评价图外，说明欲评价的管道可能失效；若评价点位于失效评价图内，说明受评价的管道可能安全。弹塑性失效概率按下式计算：(3-47)若P(Kr,Lr)为评价点(Kr,Lr)的存活率；Afail为失效评价曲线以外面积，则：(3-48)如果裂纹尺寸a是一个统计变量，则Pf的值可由下式计算：(3-49)式中，a是裂纹尺寸，t是管壁厚度，F(a)表示裂纹尺寸的概率密度函数。如果有缺陷存在，F(a)反映了无损探伤技术的不确定性，如果无裂纹被检出，F(a)反映了裂纹漏检的可能性。为了克服R6方法的所存在的不足，特别是油气管道缺陷参数的不确定性更加明显的情况下，本次提出了基于FAD油气管道缺陷概率评价方法，该方法主要考虑参数的概率分布，充分利用MATLAB数学处理迅速，计算简便的优点构建了三维空间，直接借用统计工具箱的概率函数和求积分函数，可以非常简便地实现R6概率评价方法。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文由于在工程实际结构的可靠性问题中，很难确定应力和强度的概率密度函数或它们的联合密度函数。并且，在结构失效概率的计算中，经常无法用解析法求解。因此，需采用一些近似计算方法来计算，而Monte-Carlo法是可靠性研究中的一种有效方法。3.4评价油气长输管线的系统可靠性3.4.1管道系统可靠性的定义在规定的时间内和运行条件下管道系统完成输送的能力被称为管道系统的可靠性。可用管道系统的无故障性、耐久性、维修性等来表示管道系统的可靠性，它是一种综合属性。主要的评价管道系统可靠性指标：评价管道系统的可靠性指标主要的包括：MTTR(平均维修时间)、MTBF(平均无故障运行时间)、可靠度R(t)、故障率、故障时损失的输量及可用度A。可以参照上面的方法计算MTTR、MTBF、可靠度以及故障率，以下介绍计算故障时损失的输量及可用度A的方法。(1)输量损失：非运行状态的管道会使输送能力下降，管道系统故障状态下输送能力评价指标可以用输量损失作为，损失计算式为：(3-50)式中：管道的运行输量为，104m3/a。(2)可用度A：是定量评价管道可用性的指标，是管道系统在某时刻其功能能够完成的概度。计算式为：(3-51)式中：MTTR——平均维修时间；MTBF——平均事故间隔时间。3.4.2油气长输管道系统可靠度油气长输管道属于较简单的结构系统，它属于一个串联结构系统。因此，按照上述串联系统计算系统可靠度Rs，即可得整个油气管道的系统可靠度。油气管道工程可靠性主要应用于管道线路部分、泵(压气)站和自控系统。有的国外设计公司认为，泵(压气)站内的电气、自动化(包括软件)由于其元(组)件固有可靠性大大高于机械设备，因此对其不进行可靠性分析。在线路方面，因管子质量较好，也不对其进行分析。线路部分的评价目前是根据相应的故障率预测。1)单元的可靠度的计算油气长输管线系统是串联系统，计算其系统可靠度117\n西南石油大学硕士研究生学位论文时，首先需要求得各个单元的可靠度Ri。对于Ri的求得，说明如下：(1)可靠度模型的选择。应根据单元的特点及评估的要求，自下列模型中选择：①应力强度模型。即可写成为设为由内压产生的管壁的环向应力，为最大许用环向应力，则失效函数y为(3-52)②工作压力模型。设时间操作的管内压力为p，而许用操作压力为[p]，则失效函数y为(3-53)③裂纹尺寸模型。检测出的已有裂纹尺寸为a，临界等效裂纹尺寸为ac，则失效函数y为(3-54)式中：ac取决于管线材料的断裂韧性及管线承受的最大应力，一般可按在远处承受拉伸载荷的无限大板上的一个穿透裂纹的1/2长度来考虑，应依断裂评估的相应准则计算求得。④断裂韧性模型。设以Kmax代表极端载荷作用下的含裂纹材料的断裂参量，而以Kc代表材料的断裂韧性的临界值，则失效函数y为(3-55)式(2-55)是广义断裂韧性的模型，式中的及Kmax，还可以J积分的临界值Jc及最大值Jmax，以及COD的临界值和最大值代之。⑤剩余强度模型。设含裂纹材料的剩余强度为Rf；在极端载荷作用下的最大应力为smax，则失效函数y为：(3-56)对管道而言，属于焊接结构，式(2-57)中的Rf按照英国PD6493-91规范中给出的式计算，即：(3-57)式中：为COD的临界值；E及为管线材料的弹性模量及屈服强度；a为裂纹尺寸。⑥疲劳寿命模型。设管线材料预测的疲劳寿命为N，而设计要求的事业寿命为Nd，则失效函数y为：117\n西南石油大学硕士研究生学位论文(3-58)式中：N可按照s-N曲线求得；也可以按照疲劳裂纹扩展速率，依断裂力学中的Paris式求出。(2)参数的概率特性确定。上述模型中均包含有随机变量的参数，对它们必须已知随机变量的概率分布，才能求出可靠度。今将有关管线单元计算可靠度时常用的概率分布如下：①管线直径壁厚，服从正态分布；②腐蚀缺陷尺寸，服从正态分布；③管材特性参数，屈服强度及流变强度均服从正态分布；④管材工作压力，服从对数正态分布；⑤管材疲劳寿命，服从对数正态分布；⑥管材断裂韧性，COD的服从威布尔分布，Kk服从对数正态分布；⑦疲劳寿命参数，疲劳裂纹扩展的实验系数m作为确定值，C作为随机变量服从对数正态分布；s-N曲线表达式smN=K中的试验系数K及指数m均服从对数正态分布；⑧计算误差系数，常以B1代表载荷与应力计算过程中的误差，一般服从机值型或威布尔分布；⑨检测误差系数，通常以B2代表检测缺陷尺寸时的误差系数，它服从对数正态分布。(3)可靠度的计算方法。当可靠性分析模型选定后，因概率即应为可靠度Ri，故可写出：(3-59)但由于失效函数y是随机变量的函数，而在大多数情况下，失效函数所包含的随机变量的概率分布是不同的，因而，计算可靠度的方法可以采用Monte-Carlo法为宜。关于Monte-Carlo法，即各个单元的可靠度可求得。3.4.3管线部分的可靠性分析可靠性分析指标在线路部分常用的有：使用寿命、事故率以及平均事故修复时间等。国内外现在主要是根据相应的事故率来预测管道线路部分的可靠性评价。(1)管道事故：本文将“管道事故”定义为管道本身的事故，主要指那些造成管线无法正常运行，需要关闭修理的意外事件。(2)事故率()：是指每千公里管线每年发生事故的平均次数。其计算公式为：117\n西南石油大学硕士研究生学位论文(3-60)式中：为管道事故率，1/1000km，(或1/km•a)；ni为第i年管道发生的事故次数；li为第i年运行中的管道长度，km。为事故统计分析时间；(3)线路的可靠度：管道线路可靠性模型一般为串联，按下面的公式计算：(3-61)式中：Ri(t)为第i个部件可靠度。3.4.4管线系统的可靠度计算1)管线系统中的单元组成根据整个系统中的单元的类型及其失效模式的不同，可将它们划分成下列几大类：(1)水平管段，主要是指经检测发现有腐蚀缺陷，形成腐蚀区的管段，其失效模式主要是腐蚀剩余强度失效，失效概率为Fpi可靠度为Fpi。(2)管跨管段，主要是指江(河)底管线被淘空所形成的管跨或是陆上官衔由于穿跨越需要所构成的管跨，其主要失效模式是指管跨涡激振动造成的疲劳寿命失效，失效概率为Fsj，可靠度为Fsj。(3)弯管管段，主要是指油气长输管线由于种种原因而设置的弯管，一般均为90º弯管，其失效模式主要为剩余强度失效，失效概率以Fbk表示，可靠度以Fbk。(4)立管系统，主要是指主要是指江河管线的通向岸边的直立或倾斜的管线系统，其失效模式主要是疲劳寿命失效或是剩余强度失效，失效概率为FLl，可靠度为FLl。(5)机械设备，一般在油气长输管线系统中的机械设备，为了保证管线的安全运行，均装设有备用及应急设备。但为了以防万一，还是不可忽视其失效(故障)所带来的风险，将其列入有可能失效单元中，失效概率为FEm，可靠度为FEm。(6)其他单元，指上述五种以上的单元，失效概率以Fon表示，可靠度以Fon表示。2)管线系统可靠度设以代表此可靠度，按照串联系统来计算其可靠度，则将Rps表示为：(3-62)式中：p，q，r，s，t，117\n西南石油大学硕士研究生学位论文分别为水平管段、管跨管段、弯管管段、立管系统、机械设备及其他单元的总数。3.4.5管线系统的安全水平对油气长输管线的系统的可靠性进行分析时，应选择合适的安全水平。安全水平取决于管线系统承受的载荷以及所处的环境条件，还与管线系统的失效模式及失效后果等有关，目前对于油气长输管线系统的安全水平，尚未有明确规定。国外文献曾推荐根据要求安全等级的不同，按表3-2来选取失效概率Pf及安全指标β。表3-2中的安全等级的顺序1、2、3是级最安全，其失效概率Pf最小，β安全指标最高；2级次之，3级安全程度最差。通过可靠性分析得出的失效概率及安全指标，应与表3-2给出的值对照，进行评估。表3-2管线设计与评估时的安全水平适用性和安全等级失效概率Pf(设计管线)安全指标β(设计管线)失效概率Pf(评估服役管线)安全指标β(评估服役管线)110-43.722×10-43.5425×10-33.2910-33.10310-33.102×10-32.873.4.6管道可靠性目标及改进措施1)管道可靠性目标在管道运行可靠性不下降的前提下，防止、发现和纠正单元设备和系统的各种缺陷是管道可靠性工程的重点，用最小的人力、物理、财力投入得到最大的收益，可靠性活动的目标应包括：(1)减少成本、减少维护费用；(2)精简人员；(3)提高的管道运行能力；(4)提高管道输送的可靠度和可用性；(5)指导管道的设计、选材、施工、运行等。2)管道可靠性提高的措施应在管道的设计、运行以及管理中采取：(1)充分发挥智能控制系统SCADA事故报警、故障诊断以及应急处理等相关的功能；(2)将紧急自动截断阀设置在管线危险地段；(3)构建并严格执行科学的管道运行操作规程；(4)严格按技术规定确保设备的安装验收、使用维护，对设备的可靠性应加以重视；117\n西南石油大学硕士研究生学位论文(5)采用优质的耐腐蚀材，检验钢管时根据国际标准化组织最近制订的比传统的APISPEC5L有很大的改进的《石油天然气管线管交货技术条件》；(6)定期对管线存在的各种缺陷进行智能清管检测，使事故隐患尽早发现和排除。(7)为提高系统的维修性水平建立完善的管道维修体系和规程；(8)为提高操作人员的业务素质对其技术培训进行加强。(9)使管道现场施工质量得以重视，防腐涂层及焊接质量得以严格检测；(10)为实现管道的动态化管理，提高现役管线运行管理水平，开发研制可靠性评价软件系统。3.5本章小结该部分主要阐述了风险评价的基本原理、基本方法，概率分析评价技术以及神经网络模型。说明油气管道风险评价有三种方法：定性评价法、半定量评价法和定量评价法。在这三种评价方法中，就其评价结果的准确性而言，定量法最好，其次是半定量法和定性法，但就其评价成本而言，定量法最高，而半定量法高于定性法。介绍了基于断裂力学的管道剩余强度评价，油气管道缺陷安全评价方法、失效概率的研究基础以及应力-强度干涉理论。最后讨论了油气长输管线的系统可靠性评估,提出了管道可靠性目标及改进措施。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文第4章秦京输油管道的安全性技术4.1秦京输油管道项目概况4.1.1工程概况1975年秦京线建成投产，起自秦皇岛首站，线路途经秦皇岛、抚宁、昌黎、卢龙、滦县、迁安、唐山、丰润、玉田、宝坻、蓟县、香河、通县、大兴等19个县市，中间设有昌黎、丰润、迁安、宝坻、大兴5个中间热泵站，房山末站1座(已经划归北京输油气分公司，不在本次评价范围内)。线路长度为330.970km，管径为527mm，管线设计压力6.4MPa，管道材质为16Mn螺旋焊缝钢管，设计输量为750×104t/a。沿线设7座阀室。河流穿越24次，河流跨越4次，铁路穿越9次，高速公路及一、二级公路穿越21次。秦京线各站之间管线高程、管线长度见表4-1。表4-1各站之间管线高程、管线长度表站名秦皇岛昌黎迁安丰润宝坻大兴房山高程（m）60.411.957.220.64.319.743.6管线长度（km）62.51356.03859.72860.13357.96034.598铁秦线是秦皇岛输油站进站段管线，途经秦皇岛市山海关区，管段长17.03km，管道材质为16Mn螺旋焊缝钢管，管径为720mm。河流穿越1次，高速公路穿越1次。装船线始建于1972年，1982年建成装船复线，是秦皇岛输油站至秦皇岛油港的原油外输管线，途经秦皇岛市山海关区、海港区。管径为720mm，管道材质为16Mn螺旋焊缝钢管，管道沿线河流跨越1次，铁路穿越3次，高速公路及一、二级公路穿越3次。设有阀室1座。装船线双线长17.354km。主要任务是将秦皇岛首站输送来的原油输往秦皇岛油港码头，继而装船海运至江南各主要炼油厂及出口海外。4.1.2输油线路工程及输油工艺117\n西南石油大学硕士研究生学位论文秦京线呈东西走向，管道自秦皇岛首站引出，向西南方向敷设，穿越京山双线铁路、大秦铁路、洋河到达昌黎输油站；管道自昌黎站引出，向西北方向穿越饮马河、滦河进入迁安输油站；管道自迁安站引出，向西延伸穿越京沈高速、陡河、102国道、唐丰公路到达丰润输油站；管道自丰润站引出，向西偏南方向延伸穿越兰泉河、天津-蓟县铁路到达宝坻输油站；管道自宝坻站引出，向西延伸穿越潮白河、北运河进入大兴输油站；管道自大兴站引出，向西偏南方向延伸道到永定河(以永定河为界，永定河以东管线归属秦京公司)。铁秦线起自秦皇岛山海关区孟姜镇宴屯，穿越山海关大石河到达秦皇岛首站。装船线起自秦皇岛首站，跨越安民寨大沙河到达秦皇岛油港。秦京线自投产以来，进行了多次应急改线，近三年管线的改线工程统计见表4-2。表4-2近三年管道改线工程统计表序号工程名称改线长度(km)1秦皇岛北部工业园区改线工程2.7982大石河穿越改线工程0.453饮马河穿越改线工程0.1984滦河穿越改线工程1.8465昌黎进站段改线工程12.86大唐国际丰润热电厂改线工程0.87香河通唐公路段改线工程3.7秦皇岛－北京输油管道工程采用密闭输送工艺，秦皇岛首站接收铁秦线输送来的大庆原油，在迁安中间站接收冀东油田原油，大庆原油和冀东原油物理性质见表4-3。表4-3原油物理性质序号名称粘度(40℃)，mPa.s密度，kg/m3饱和蒸气压(40℃),kPa凝点℃析蜡点℃1大庆油4286011.927432冀东油22.78702327117\n西南石油大学硕士研究生学位论文4.1.3站场工程4.1.3.1秦皇岛站场工程1)站场区域位置秦皇岛首站位于秦皇岛市东北方向12km处的安民寨村，占地960亩，秦皇岛首站为一级站，站场与周边村镇、企业等的间距均大于100m。2)站场平面布置。站场分为油库区和生产区两个部分。油库区位于站场的北侧，有7座金属浮顶油罐，每座容积为10×104m3；生产区位于站场的南侧，包括动力系统、热力系统、计量系统、供电系统和调度系统，由北向南依次为罐区阀室、装船泵房；外输泵房、调度室、变电所；阀组、热煤炉、锅炉。大门位于站场南侧，站场采用环形道路布置。3)站场工艺流程秦皇岛首站的功能是接收铁秦线输送来的大庆原油，并经过该站加热加压向秦京线输油及通过秦皇岛油码头装船外运。首站为旁接油罐流程。(1)接收铁秦线来油进罐铁秦线来油→进站总阀室→罐区阀室→1#~7#油罐↓↑→流量计→热煤炉(2)装船流程①自流装船流程(利用罐位高差)油罐→罐区阀室→总阀室→装船②开泵装船流程油罐→罐区阀室→装船泵→热煤炉→总阀室→装船③两条装船线热油循环油罐→罐区阀室→装船泵→热煤炉→总阀室→码头→总阀室→罐区阀室→油罐(3)外输流程油罐→罐区阀室→外输泵→热煤炉→外输计量→外输(4)站内循环(倒罐流程)①油罐→罐区阀室→装船泵→罐区阀室→油罐②油罐→罐区阀室→外输泵→罐区阀室→油罐↓↑117\n西南石油大学硕士研究生学位论文→热煤炉→总阀室→罐区阀室4.1.3.2昌黎站站场工程1)站场区域位置昌黎站位于河北省昌黎县昌黎镇一街，占地60亩，站场东侧为站内职工的住宅楼，即将拆迁。南侧为昌黎县酿酒厂，西侧为空地，北侧为当地的民宅。昌黎站为五级站。2)站场平面布置。站场分为生产区和辅助生产区两部分。辅助生产区位于站场的东侧，生产区位于站场的西侧，生产区包括动力系统、热力系统、供电系统和站控系统，其中热煤炉、阀室、站控室、泵房位于北侧；油罐、变电所位于南侧。大门位于站场东侧，站场采用环形道路布置。站场平面示意图见附图。3)站场工艺流程(1)正输上站来油→干线阀室→热煤炉→串联泵→干线阀室→去下站(2)泄压流程①进站压力超高泄压流程换热器出口(串联泵进口)→低压泄压阀→↑↓←罐前泵←泄压罐②出站压力超高泄压流程↑串联泵出口→出站调节阀后→高压泄压阀→4.1.3.3迁安站站场工程1)站场区域位置迁安站位于河北省迁安市沙河驿镇南，占地面积60000m2，站场东侧为地方的铁矿厂，南侧为迁安县选沙厂，西侧为钢厂，北侧为地方的油库。迁安站为三级站。2)站场平面布置。站场分为生产区和辅助生产区两个部分。辅助生产区位于站场的东侧，生产区位于站场的西侧，生产区包括油罐、动力系统、热力系统、供电系统、消防系统和站空系统等，其中热煤炉、站控室、泵房位于北侧，油罐、消防水池、变电所位于南侧。大门位于站场北侧，站场采用环形道路布置。3)站场工艺流程117\n西南石油大学硕士研究生学位论文迁安输油站承接秦京线大庆来油和高迁线冀东油田来油，两种原油混合后，经过计量、加热、加压输送到下站—丰润输油站。迁安站具有密闭和旁接油罐两种工艺流程。(1)正输旁接油罐流程油罐(3000m3、5000m3)↑↓冀东来油→新建干线阀室→流量计→↑罐前泵↓↑↓昌黎站(大庆原油)→干线阀室→热煤炉→串(并)泵联泵→干线阀室→丰润站(2)正输密闭输油流程冀东来油→新建干线阀室→流量计→↓昌黎站(大庆原油)→干线阀室→热煤炉→串(并)泵联泵→干线阀室→丰润站(3)站内循环油罐(3000m3、5000m3)→串(并)泵联泵→干线阀室→热煤炉→油罐(4)泄压流程①进站压力超高泄压流程换热器出口(外输泵进口)→低压泄压阀→↑↓←罐前泵←泄压罐②出站压力超高泄压流程↑出站调节阀后→高压泄压阀→4.1.3.4丰润站站场工程1)站场区域位置丰润站位于河北省唐山市丰润区沙流河村，占地面积40000m2。站场东侧为站内职工的住宅楼，即将拆迁。南侧、西侧为农田，北侧为当地的民宅。丰润站为五级站。2)站场平面布置站场分为生产区和辅助生产区两个部分。辅助生产区位于站场的东侧，生产区位于站场的西侧，包括动力系统、热力系统、供电系统和站控系统，其中热煤炉、阀室、站控室、泵房位于北侧，油罐、消防水池、变电所位于南侧。大门位于站场东侧，站场采用环形道路布置。3)站场工艺流程117\n西南石油大学硕士研究生学位论文丰润站工艺流程同昌黎站。4.1.3.5宝坻站站场工程1)站场区域位置宝坻站位于天津宝坻区经济开发区内，距离天津市70km，占地面积36000m2。东侧为宝平公路，间距30m，西侧和南侧为农田，北侧为宝中路，间距100m。宝坻站为四级站。2)站场平面布置。站场分为生产区和辅助生产区两个部分。辅助生产区位于站场的西侧，生产区位于站场的东侧，包括动力系统、热力系统、供电系统和站控系统，其中热煤炉、站控室、泵房位于北侧，油罐、消防水池、变电所位于南侧。大门位于站场南侧，站场采用环形道路布置。3)站场工艺流程宝坻站具有密闭和旁接油罐两种工艺流程。(1)正输旁接油罐流程油罐（3000m3）↑↓↑罐前泵↑↓丰润站(大庆原油)→干线阀室→热煤炉→串(并)泵联泵→干线阀室→大兴站(2)正输密闭输油流程丰润站(大庆原油)→干线阀室→热煤炉→串(并)泵联泵→干线阀室→大兴站(3)站内循环油罐（3000m3）→串(并)泵联泵→干线阀室→热煤炉→油罐(4)泄压流程①进站压力超高泄压流程换热器出口(外输泵进口)→低压泄压阀→↑↓←罐前泵←泄压罐②出站压力超高泄压流程↑出站调节阀后→高压泄压阀→117\n西南石油大学硕士研究生学位论文4.1.3.6大兴站站场工程(1)站场区域位置大兴站位于北京市大兴区长子营镇牛坊村南，占地约50亩，站场东侧为地方的厂房，南侧、西侧为农田，北侧为当地的民宅。大兴站为五级站。(2)站场平面布置。站场分为生产区和辅助生产区两个部分。辅助生产区位于站场的西侧，生产区位于站场的东侧，生产区包括动力系统、热力系统、供电系统和站控系统，其中热煤炉、阀室、站控室、泵房位于北侧，油罐、消防水池、变电所位于南侧。大门位于站场西侧，站场采用环形道路布置。站场平面示意图见附图。(3)站场工艺流程大兴站工艺流程同昌黎站。4.1.3.7站场主要设备秦京输油工程主要生产设备有：大型输油泵机组21台（套），间接热媒加热装置17台（套），6t以上锅炉4台（套），金属浮顶油罐8座，金属固定顶油罐2座。站主要设备见表4-4。表4-4各站主要设备分类表设备名称站场原油储罐油泵（台）热媒炉（台）锅炉（台）收发球筒（套）规格（m3）（台）秦皇岛首站10×10477541昌黎站3001221（转球筒）迁安站3000163150001丰润站3001221（转球筒）宝坻站30001421大兴站3001221（转球筒）4.1.4防腐工程(1)管道外防腐层117\n西南石油大学硕士研究生学位论文管道最初设计采用石油沥青玻璃布防腐，穿越管段采用石油沥青加强防腐，经过几十年的运行已经老化，全线的防腐层已多次进行了大修，采用石油沥青和新型材料(无溶剂环氧涂料、RD-6缠绕带)。表4-52006-2008年秦京线管道防腐层维修统计表年份大修长度(m)原防腐层大修用防腐材料200613000改性石油沥青冷缠带、无溶剂环氧涂料200713000改性石油沥青冷缠带、无溶剂环氧涂料20086220改性石油沥青冷缠带(2)储罐防腐储罐内壁全部涂刷防腐涂料，储罐下部油水混合区采用重防腐涂料，外防腐不保温部分采用氟碳，保温部分采用富锌底漆。(3)阴极保护输油管线采用外加强制电流阴极保护，全线共设7座阴极保护站(包括丰润中间站)，均与站场合建。装船线设有1座阴极保护站。秦皇岛首站7座10×104m3储罐罐底板外壁采用强制电流法进行阴极保护，7座储罐内部水相沉积区域采取铝合金牺牲阳极进行阴极保护。另外，为了全面了解管道现状，秦京公司委托中国石油天然气管道局管道技术公司(简称CNPTC)于2005年5-8月对管道的外腐蚀状况进行了检测，主要包括管道防腐层质量的测试与评定和管道阴极保护系统测试与评定。检测结论摘录如下：表4-6秦京输油管道外腐蚀于防护系统综合评价汇总综合评价评价项目极危险管段危险管段中等危险管段轻度危险管段不危险管段防腐层技术状态Rg＜3000Ω㎡的管段连续长度大于50％；优良管段小于30％Rg＜3000Ω㎡的管段Rg＜3000Ω㎡的分布比较零散的管段3000≤Rg＜6000Ω㎡的的管段Rg≥6000Ω㎡的的管段阴极保护状态＞-850mV附近或＜-1500mV-850mV～-1500mV-850mV～-1500mV-850mV～-1500mV环境因素中～强中～弱弱长度（m）秦京线5878575501030012370装船线14550030017008200117\n西南石油大学硕士研究生学位论文4.1.5给排水和供配电系统工艺站场水源的取得有两种方式，秦皇岛首站从秦皇岛石河水库取水，其它各站在站场内打深水井取水。各站现有水源、给水设施均能满足生产要求。排水主要为生活污水和含油污水，分流排放。含油污水进入污水处理系统，生活污水入化粪池后排出，现有排水设施均能满足生产要求。工程各站都设有35/6kV变电站一座，其中秦皇岛首站、迁安站、宝坻站各设有主变压器2台，双独立电源供电，其余3个中间站设有主变压器1台，单电源供电。秦皇岛首站每台变压器容量为4200kVA，迁安、宝坻站每台变压器容量为3150kVA。秦皇岛首站、迁安和宝坻站35kV部分为户外布置，6kV成套开关柜户内布置，昌黎、丰润、大兴3个站主变压器户外安装，35kV和6kV配电开关均为户内布置。秦皇岛首站、迁安和宝坻热泵站6kV开关柜采用KYN-12(Z)交流金属铠装封闭中置式真空开关柜。0.4kV开关柜采用MNS低压抽出式开关柜。昌黎、丰润、大兴三个站的35kV和6kV配电装置采用GBC-35A和GG1A(F)-10型开关柜。站场爆炸危险区域内泵配用的电机、操作柱、照明配电箱、照明灯具、接线盒、检修配电箱等均选用防爆产品。在控制室、配电间等重要场所设置事故照明。通信、仪表自动化采用不间断电源系统(UPS)供电，备用时间2h。站场380V系统变压器中性点直接接地，接地系统为TN-S。站场内的防雷接地及电气设备的工作接地、保护接地及工艺设备的防静电接地均与接地系统可靠连接，形成一个统一的接地网。防雷接地电阻每年进行检测，由相关部门出具检测报告。4.1.6采暖及通风系统(1)采暖系统在秦皇岛首站现有锅炉4台，其中蒸发量为20t/h的2台、蒸发量为10t/h的2台，供7座10×104m3油罐加热、站内工艺管线伴热和站内生产生活设施的取暖。运行情况为：冬季20t/h、10t/h各运行一台，春秋季运行一台20t/h，夏季运行一台10t/h。在中间热泵站各站均设2台F500-30-25-2型热媒-热水换热器，功率为1400kW，冬季运行2台，夏季运行1台，可满足油罐和生产、生活设施供热要求。(2)通风系统各站场站控室均采用分体式空调机，有防爆要求的房间内采用防爆风机或排风扇进行通风。4.1.7通信和自动控制系统秦京线通信分成两段，第一段廊-秦微波线路，第二段是廊-石线。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文第一段廊坊-秦皇岛微波线路干线长283.64km，全线共10座微波站，其中6个微波站与工艺站场同建，2个无人中继站和2个射频直放站单建。该干线于1989年底投产，其中2个射频直放站采用美国半岛公司产品，其余各站均采用日本NEC公司产品。该微波系统容量为16个2M（480路），目前廊-秦程控占用1个2M，为秦-沈数字转接占用10个2M，总公司通信占用5个2M。第二段廊坊-石楼微波线路共83.34km，共有4座微波站：廊坊、大兴、石楼和房山。该线路1996年投产，通信容量120路，采用中法合资的赛特公司设备。运行情况正常。秦京输油管道工程采用SCADA系统，实现了全线生产与运行参数、数据采集与监控。系统设一个调控中心（秦皇岛）、6个站控系统（秦皇岛、昌黎、迁安、丰润、宝坻、大兴）构成，实现了调控中心、站控、就地三级控制，达到了国内先进水平。为防止盗油，安装了管线检漏系统，利用微波通讯实现远程监控，系统运行稳定可靠。系统采用美国AB公司PLC5系列、工业控制微机等组成，加热炉系统控制器采用SLC系列。仪表测量系统设备1710台（套）。主要有流量测量系统，包括容积式流量计和涡轮流量计；液位测量系统，包括雷达液位计，和浮子液位计。温度仪表采用国产热电阻和一体化温度计。压力测量仪表采用合资ST2088及国产ST3088系列。出站调节阀采用国产球阀。4.1.8建(构)筑物储罐基础采用钢筋混凝土环墙式基础。为防止钢筋混凝土环墙开裂，设加强膨胀带。防火堤、隔堤均采用钢筋混凝土结构，防火堤内侧刷防火涂料，外侧刷涂料，隔堤两侧均刷防火涂料。首站设锅炉房，各站设泵房，阀组间，热煤炉布置在棚内，其它设备均为露天布置，建筑物基础均座落在天然地基上，房屋为毛石基础，办公及辅助用房为砖混结构。建构筑物耐火等级为2级。4.1.9消防系统(1)秦皇岛首站秦皇岛首站现有7座10×104m3外浮顶钢油罐，采用固定式冷却给水系统和固定式低倍数泡沫灭火系统，泡沫混合液连续供给时间为30min。油罐罐体上设冷却水喷淋环管和空气泡沫产生器，沿油罐区防火堤铺设消防泡沫混合液环管及消防冷却水环管，每60m设置一个泡沫栓、消火栓和消防器材箱。为满足消防用水量的要求，首站设有2个2000m3117\n西南石油大学硕士研究生学位论文消防水罐和消防泵房，站场内还有1个水库做为备用水源，满足消防需要。该站设有油罐区消防自动控制系统，该系统由火灾报警控制及电视监控系统组成。当油罐发生火灾，安装在浮顶罐的感应电缆或现场报警按钮报警，报警讯号传送到消防控制室以及火灾报警和控制系统，值班人员接到报警后通过电视监控系统确认火灾后启动消防自动控制按钮。消防冷却水和消防系统便可启动自动喷淋、冷却和泡沫灭火，从而保障油罐的安全。按规定配备一定数量的移动式灭火器材。表4-7秦皇岛首站主要消防设施序号消防设施规格型号数量1埋地环状消防管网DN4002消防水罐2000m32座3冷却水泵12SH-6A2台4泡沫水泵300×200CKNM１台250×150CJNM１台5泡沫原液泵OHRP-25HMG2台6泡沫储罐PGF-1515m31座PGF-1010m31座7消火栓76具8灭火器232具秦皇岛首站内设有专职消防队：秦京输油气分公司消防队，现有人员37人，其中战斗员23人。备有水罐消防车2辆，高喷消防车1辆。(2)昌黎、丰润、大兴站各站均有1座300m3拱顶油罐，站内设有移动式消防设施，有300m3消防水池，满足消防需要。按规定配备一定数量的移动式灭火器材。(3)迁安站1座3000m3拱顶油罐和1座5000m3浮顶油罐，设固定式消防设施。设有850m3消防水池，满足消防的需要。按规定配备一定数量的移动式灭火器材。表4-8迁安站主要消防设施序号消防设施规格型号数量1消防水池850m31座2消防泵XBD9.5/50-2X2台XBD7.0/50-2X１台117\n西南石油大学硕士研究生学位论文3泡沫储罐PHZY48-76G1座4消火栓9具5灭火器122具(4)宝坻站1座3000m3拱顶油罐和1座100m3燃油罐，有半固定式消防设施，设有400m3消防水池，可以满足消防的需要。按规定配备一定数量的移动式灭火器材。(5)消防依托各中间站的消防依托情况见表4-9。表4-9各中间站的消防依托站场消防依托战斗员(名)泡沫消防车(台)水罐消防车（台）到达站场时间（min）昌黎昌黎县消防支队221215迁安迁安县消防支队404220丰润丰润消防支队110330宝坻宝坻消防支队401215大兴大兴消防支队3913154.1.10维修和抢修管线维抢修任务由秦京公司维修抢修队承担，维抢队是一支专业的维护、抢险、抢修队伍，现有员工37人，由管焊班，机修班，电工班，仪表班，机运班5个生产班组和1个队部后勤组成。其中管焊班7人，机修班4人，电工班5人，仪表班2人，机运班8人，队部及后勤11人。拥有各类设备52台(套)，主要包括：抢修车辆、发电机组、罗茨泵、空压机、车床、钻床、电焊机、割管机、开孔机、电气专业仪器、仪表专业仪器等。4.1.11安全管理现状(1)日常安全管理现状117\n西南石油大学硕士研究生学位论文秦京公司非常重视日常安全管理工作，各站场设置专职或兼职安全管理人员，按照HSE管理的要求全面负责生产运行的安全监督、监察工作，认真执行规程、规范的各项安全要求，做好工作人员的安全教育工作，对生产运行中的不安全因素和事故隐患严格检查和督促整改，并做好事故预案和风险预测工作。(2)现场安全管理在评价组现场检查、调研中，发现各站场运行环境较好(首站锅炉房内有检修工作除外)，管线、设备等生产设施维护良好，消防器材配备齐全，生产现场安全警示牌、宣传标语等基本齐全。各站场安排人员每天对各自管辖的管线进行正常巡检，并记录巡检情况，发现问题及时处理报告。另外，为了全面了解管道现状，秦京公司委托中国石油天然气管道局管道技术公司(简称CNPTC)于2005年5-8月对管道的腐蚀状况进行了检测，针对检测出来的薄弱地段进行了修补。4.2主要危险有害因素分析4.2.1主要危险有害物质特性本工程危险有害物质主要是原油和柴油，原油为管输物料，柴油为站场备用柴油消防泵所用燃料。原油、柴油的特性及火灾、爆炸危险类别见表4-10。表4-10主要危险物质特性及火灾、爆炸危险类别物料名称闪点℃自燃点℃爆炸极限V%火灾危险类别爆炸危险类别适用灭火剂种类组别类别原油-6～32～3501.1～6.4甲BT3IIA泡沫、干粉CO2、砂土柴油60～90227～2571.5～4.5丙AT2IIA泡沫、干粉、1211、CO2、砂土注：①表中“火灾、爆炸危险类别”来源于规范：《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183-2004)、《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》(GB50058-92)，火灾危险类别未考虑操作温度的影响；物料危险特性数据主要来自《石油化工原料与产品安全手册》等文献。原油特性原油一般是由各种烃类组成的一种复杂混合物，含有少量硫、氮、氧的有机物及微量金属。其蒸气与空气易形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸，燃烧分解产物为一氧化碳、二氧化碳。与氧化剂能发生强烈反应，遇高热分解出有毒的烟雾。(1)易燃性原油闪点较低，容易挥发，形成爆炸性混合气体，如果发生泄漏，其蒸气在有限的空间内聚集，遇明火或静电打火就会产生燃烧爆炸，具有较高的火灾危险性。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文(2)易爆性原油及其产品挥发出的蒸气、与空气组成混合气体，当浓度处于一定范围内，遇点火源即发生爆炸，因而，应十分注意原油及其产品的泄漏，以免造成其挥发蒸气的产生和聚集，致使爆炸事故产生。(3)毒性原油及其产品挥发出的油气对人体具有一定的毒害作用，其中由不饱和烃和芳香烃形成的原油蒸气的毒害作用最大。当空气中油气含量达到0.28%时，人在该环境中12~14min会出现头晕感，如含量到1.13~2.2%，便会出现头痛、精神迟钝、裂口、皮炎或局部神经麻木等症状。(4)热膨胀性因为温度改变引起的原油体积变化相对不大。不过例如着火现场附近的原油有火焰辐射的高热时，其体积增长较大(这是由于原油中的低沸点组分会膨胀气化引起的)，会因膨胀从而溢出容器或顶爆固定容积的容器，并可能进一步参与燃烧甚至爆炸，导致更大事故。(5)静电荷积聚性原油的电阻率一般在1011Ω•cm～1012Ω•cm左右，当在管道中流动与管壁摩擦，在运输过程中与罐壁的冲击，在装车、装罐或泵送时，都会产生静电，而且不易消除。电火花会在静电放电时产生，原油的蒸汽浓度处在爆炸极限范围内时并且电火花的能量达到或者大于原油的最小点火能，便可立即引起爆炸、燃烧。(6)易沸溢性含水的原油着火燃烧时有可能会产生沸腾，进而向容器外喷射，在空中会形成火柱，从而扩大灾情。形成沸腾突溢的原因有两个，一是热辐射产生的作用，二是热传导产生的作用，三是因为原油内的水分遇热汽化膨胀而造成的。所以，对原油中的含水量进行控制是很有必要的。(7)挥发性原油蒸发主要有静止蒸发和流动蒸发两种。蒸发的油蒸气密度比较大，不易扩散，往往在储存处或作业场地空间地面弥漫飘荡，在低洼处积聚不散，大大增加了火灾危险程度。(8)易扩散、流淌性原油泄漏后易流淌扩散，随着流淌面积的扩大，油品蒸发速度加快，油蒸气与空气混合后，遇点火源，极易发生火灾、爆炸事故。(9)易凝性原油受其凝点的影响，在低温下易凝，可造成堵管，使管道无法输送。本工程沿线冬季气温较低，一旦因腐蚀穿孔、抢修等原因停输时，易发生凝管，使管线难以启动。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文柴油特性柴油是稍有粘性的浅黄至棕色液体，属高闪点易燃液体，遇明火、高热或与氧化剂接触，有引起燃烧爆炸的危险，燃烧分解产物为一氧化碳、二氧化碳。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。从原油和柴油的性质分析可以看出，它们均属于可燃、易爆物质，因此，火灾、爆炸是本工程的主要危险因素之一。4.2.2重大危险源辨识根据《重大危险源辨识》(GB18218-2000)及《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》(国家安全监管局安监管协调字(2004)56号)，对本项目各单元进行重大危险源辨识[43]，详见表4-11～4-13。表4-11生产场所和贮存区重大危险源辨识表序号单元危险化学品名称储罐体积m3临界量t实际量t是否构成重大危险源生产场所贮存区1秦皇岛首站原油10×10420>20是2迁安站500020>20是300020>20是3宝坻站300020>20是注：①原油密度860kg/m3。表4-12长输管道的重大危险源辨识结果表序号构成重大危险源的压力管道的判断条件是否构成重大危险源1输送有毒、可燃、易爆液体介质，输送距离大于等于200km且管道公称直径≥300mm的管道。秦京线是装船线否注：秦京线全长330.970km；管道公称直径500mm。表4-13锅炉重大危险源辨识表序号构成重大危险源的判断条件设备参数是否构成重大危险源1额定蒸汽压力大于2.5MPa，且额定蒸发量大于等于10t/h。秦皇岛首站锅炉额定蒸汽压力1.25MPa，蒸发量20t/h。否117\n西南石油大学硕士研究生学位论文由上面表中可以看出，本工程秦皇岛首站、迁安和宝坻站油罐及管道中危险物质的量超过其临界量，己构成重大危险源。秦京公司按照《安全生产法》的规定对重大危险源进行了登记建档，同时针对性提出应急救援处理预案定期演练，并报请有关部门备案。4.2.3工艺站场火灾爆炸危险有害因素分析本工程设有6座工艺站场：秦皇岛首站、昌黎、迁安、丰润、宝坻、大兴5个中间站，建于1975年，已经运行了30多年，引发火灾、爆炸等事故的危险性较大。A.原油储罐秦皇岛首站有7座10×104m3浮顶原油储罐，是重要设备之一，泄漏跑油[44]和火灾爆炸是原油储罐的主要风险，其中泄漏跑油发生频次较高，而火灾、爆炸造成的事故损失较大[45]。泄露跑油主要由下面因素引起：1)罐体开裂导致大量油品瞬时外泄(1)基础沉降不均匀造成罐体开裂。本工程的储罐直径较大，如果储罐基础处理不当造成基础不均匀沉陷，罐体拉裂会导致油品瞬时大量泄漏。(2)罐体发生脆性破裂，导致原油泄漏。(3)罐体腐蚀穿孔、开裂也是引起油罐泄漏的重要原因，国内外曾发生多起因油罐底部腐蚀造成的油品泄漏事故。从现有原油储罐的内腐蚀情况调查结果表明，罐底内部腐蚀情况较其他部位严重，大多为溃疡状的坑点腐蚀，主要发生在焊接热影响区、凹陷及变形处。罐顶腐蚀次之，主要表现为伴有孔蚀的不均匀全面腐蚀。罐壁腐蚀较轻，为均匀点蚀，发生在油水界面，油与空气界面处。相对而言，储罐底部的外腐蚀更为严重，主要发生在边缘板与环梁基础接触的一面。2)倒罐作业时油罐冒顶外溢在倒罐作业时，如果油罐液位控制不好、仪表失灵或发生误操作都可能发生冒顶跑油事故。3)油罐脱水、加热过程发生跑油事故油罐脱水是罐区重要的操作内容，由于油水界面不清、操作失误或切水时脱离岗位都会发生跑油事故。4)浮盘“沉船”造成跑油浮顶油罐最常见的事故是“沉船”，即浮盘沉没事故，如果处理不及时会发生跑油事故。造成沉船的原因有以下四个方面：(1)施工质量问题：浮盘在施工过程中如果焊接不良、金属出现裂纹和腐蚀导致浮顶破裂、渗漏、主柱歪斜等会造成浮盘沉没。(2)117\n西南石油大学硕士研究生学位论文操作问题：在操作时进油高度超高，浮盘超过高液位运行会顶住消防泡沫发生器、直梯等器件造成卡盘。继续进油，油品会从密封胶带与罐壁间隙以及浮盘上的自动呼吸阀溢流到浮盘上，使之下沉，造成“沉船”。浮盘位于低液位时自动呼吸阀打开，油气会溢到浮盘上部空间，油气聚积达到爆炸极限遇点火源可能引起火灾、爆炸。储罐重新进油时，由于油料进罐时形成涡流，会对浮盘产生强烈的冲击，使之扭转，严重的可使浮盘和导向管变形或损伤，长期下去可导致卡盘、“沉船”事故。(3)浮顶罐排水装置不完善，在阴雨天气时浮盘上的雨水不能及时排出，积水达到一定高度会引起沉船事故。(4)浮盘的设计、结构不合理，浮舱密封性不良也可引起沉船事故。5)与罐体连接的管线、管件、阀门泄漏导致跑油。6)油罐渗漏油罐渗漏是储罐较为常见的破坏形式。储罐渗漏不但造成油品损失，而且油品渗漏到油罐外壁防腐层和罐底沥青砂垫层后，对储罐防腐很不利，影响油罐的寿命。造成泄漏的原因主要有裂纹、砂眼和腐蚀穿孔。裂纹通常出现在罐体下圈板竖、平焊缝的焊接接头和罐底弓形边缘板上。裂纹不仅破坏储罐的严密性，而且裂纹扩张会引起油罐的破坏。产生裂纹的原因有焊接热应力、应力集中、焊接缺陷、储罐基础不均匀沉降、收发油速度过快引起储罐超压或真空度过大等。砂眼一般由于钢板质量不合格、焊接时用潮湿焊条或焊接技术不高以致焊缝产生气泡而形成。火灾爆炸主要由下面因素引起：(1)储油罐遭到雷击可能发生火灾、爆炸事故。(2)罐体与油品中的硫(包括硫、硫化氢、有机硫化物等)长期发生腐蚀作用而生成硫化亚铁，如果这些硫化亚铁沉淀物暴露于空气中，经过氧化放热反应，产生自燃并引燃罐内可燃气体，从而发生火灾。(3)浮顶罐由于密封圈、刮蜡板不严，造成油品外泄，如管理不严，不能及时清除，遇点火源，易产生火灾。(4)由于各种原因油罐发生泄漏跑油遇点火源，发生火灾爆炸。B.锅炉秦皇岛首站有4台燃油蒸汽锅炉，锅炉为高温、高压设备。存在以下危险有害因素：1)人体直接接触这些高温设备、管线会造成烫伤；2)锅炉在运行时产生噪声；3)锅炉对人体主要危害是物理爆炸；4)锅炉点火或异常熄火可能发生炉膛空间爆炸；5)锅炉点炉后，急骤升温或火嘴偏烧，使炉管局部过热、破裂，导致火灾；117\n西南石油大学硕士研究生学位论文6)锅炉排放的烟尘对人员身体健康有害。C.热媒炉热媒炉为明火设备，且操作过程较复杂，一旦发生事故，会造成严重的经济损失和人员伤亡。加热炉点火或熄火不按规程操作，可能发生炉膛爆炸；加热炉点炉后，急骤升温，或火嘴偏烧，使炉管局部过热、破裂，导致火灾。其中，尤其以炉膛爆炸事故为多，且危害大。D.机泵本工程中有多台输油泵。若泵的密封方式和密封填料选择不当，轴封处发生泄漏，会引发火灾爆炸事故。此外，泵进出口法兰连接螺栓不紧固也可以引发泄漏事故，遇明火或静电打火会造成火灾爆炸；当基础下沉，泵振动体等都会造成连接法兰漏油，严重时产生断裂。E.其它设备1)清管通球设施所连接的收发球筒、管道及阀组可能因设备密封面不严密或其它原因造成原油泄漏或渗漏。泄漏出的原油中的轻组份蒸发，形成易燃易爆油气，当通风状况不良时，油气未能得到有效散发，聚集在工艺场所，当油气浓度达到爆炸极限并遇到点火源时，即会发生爆炸，并同时引起火灾事故。2)过滤器快开盲板由于安装不当，操作失误，过滤器发生堵塞，安全监控装置没有动作，均会导致原油泄漏。3)站内的仪表、阀门、法兰等，若安装不当，密封不可靠，会导致原油泄漏。4)由于设备静电接地系统失效，油品产生的电荷没有及时消除，当电荷积聚到一定量时，也会发生火灾、爆炸事故。5)设备内腐蚀由于原油中含水，造成原油罐罐底腐蚀。原油中含S，腐蚀热煤炉炉管、烟囱等。6)设备外腐蚀罐底板、加热炉炉管外壁、换热器等易发生外腐蚀。F.控制仪表站场的检测、控制仪表是SCADA系统的关键部分，当其有关的检测系统，如压力检测系统、温度检测系统、可燃气体检测系统、火灾报警系统等发生故障，产生误判或不动作，导致原油泄漏失控，引起火灾爆炸事故。G.供配电系统各站设35∕117\n西南石油大学硕士研究生学位论文6kV变电站，电气设备设施和线路较多，且有些设备及配套设施运行30多年，虽然经过局部更新改造，仍有一些设备不能满足安全运行的要求。有些站场的输电线路经过30多年的运行，由于雨水、风沙、空气污染等原因，致使线路老化严重，部分电杆有横、纵向裂纹，遇大风、雷雨等天气易发生倒杆、跳闸、触电等危险。以下对电气设备危险有害因素进行分析。变压器是变电站的主要设备之一，变压器因绕组绝缘损坏、制造质量不良、小动物或杂物、分接开关和绕组连接处接触不良等因素造成短路故障，引发火灾爆炸事故；变压器油蒸汽与空气混合将形成爆炸性混合物，遇明火发生爆炸；变电站高压开关柜较多，易发生各种短路事故造成断路器烧毁。变电站的出线电缆数量较多，电缆中间接头容易老化发生绝缘击穿、短路等事故；因制造、施工、过负荷等原因使电缆击穿短路起火；电缆的绝缘材料、填充物和覆盖层具有可燃性，遇到高温或外界火源易被引燃着火。H.站内管道站内管道出入地面，管道因环境的改变，如杂散电流、电化学腐蚀、静电等变化，会导致管道腐蚀加剧，因腐蚀造成内壁变薄，产生穿孔或爆管，引起火灾爆炸事故。I.工艺操作现场操作人员技术水平不高或责任心不强，导致误操作或违章操作，如违章用火(吸烟、焊接作业、车辆等)引燃油品。J.其它危险有害因素1)噪声危害本工程的主要噪声主要来源于站场内运转的机泵和电机，热媒炉和锅炉在运行时也会产生噪声。噪声作用于人体能引起听觉功能敏感度下降甚至造成耳聋，或引起神经衰弱、心血管病及消化系统等疾病的高发。另外，噪声干扰影响信息交流，使人员误操作发生率上升，影响安全生产。2)高温介质危害本工程中原油加热输送，输油管道会产生高温危害，巡检或维修人员在工作过程中会发生烫伤等事故。秦皇岛首站有4台燃油蒸汽锅炉，各站有热媒炉。人体直接接触锅炉和热媒炉外壁以及与锅炉和热媒炉相连的管线会造成烫伤。3)高处坠落站场操作人员在罐顶检尺，或在2m以上进行巡检作业时，如防护不当，有发生高处坠落的危险。4)机械伤害本工程站场有机泵等运转设备，故操作过程中还存在机械伤害的危险，若其防护罩等防护设施损坏，可能发生人员夹击、绞伤、碰伤事故。收发球筒进出阀门关闭不严，非工作状态造成筒体带压，清管作业时，打开快开盲板时，容易造成工作人员受伤；设备附件，如压力仪表、阀门、盲板、爆裂管件碎片等在事故情况下可能造成危险区域人员受到伤害。5)触电危害117\n西南石油大学硕士研究生学位论文触电危害包括电击和电伤两种形式，它们都是电能失去控制造成的。引起触电的主要原因有：（1）选用的电气设备绝缘不合格，电气设备或线路的绝缘等级与电压等级不匹配，造成绝缘失效，引起人体触电。（2）带电设备、装置等，若接地或接零保护装置失效或漏电保护装置失效时，人触及带电体漏电部位，有发生触电的危险。（3）操作人员在施工、作业、检查、维修过程中，由于未按照电气工作操作规程进行操作，或缺少安全用电知识，均可能导致触电事故的发生。6)毒性危害原油本身无明显的毒性。原油挥发的气体物质扩散过程中被人体吸收，可引起头痛、头晕、注意力不集中，对皮肤有一定的刺激性。原油挥发产生的硫化氢、烃类气体聚集能引起神经麻痹等病症。7)其他危害输油管线途经地区有公路、铁路、高速公路、大型河流、农田等各种地形，人员沿途巡检过程中，有可能发生车辆伤害、跌倒、摔伤等各种意外伤害。4.2.4管道危险有害因素分析本工程管道一般管段采用直埋方式[46]，特殊管段采用穿跨越方式进行敷设，管道所经过地区包括农田、果林、荒地、山地等。导致原油管道泄漏并发生火灾爆炸事故的主要因素有管道材料缺陷或连接缺陷因素、管道腐蚀、施工中焊接不良、人为误操作、自然灾害因素、社会环境危害因素和其他原因等。秦皇岛－北京输油管道工程建于1975年，已经运行了30多年，引发火灾、爆炸等事故的危险性较大。1)管道材料缺陷或连接缺陷因管道焊缝或母材中的缺陷在带压输送中引起管道破裂。本次工程选用螺旋缝双面埋弧焊钢管，焊缝较长，产生缺陷的概率较大，失效的可能性也增大。管道的施工温度与运行温度存在温差，可造成管道轴向的热应力，热应力大于约束力管道产生热变形，从而导致管道破裂，原油泄漏，遇明火产生火灾爆炸。2)施工中焊接不良由于施工过程中焊接质量的原因，密闭输送的原油发生泄漏，遇火源产生火灾爆炸事故。主要因素有：(1)焊接人员的素质。无考核合格证书的焊工进行作业，或是虽有证书但劳动态度不端正，如对焊接较困难的部位，采取在焊缝底部填塞焊条和其他杂物的不正当做法，均会对管线日后失效造成影响。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文(2)焊接方法及焊接材料。若不按照设计文件规定的焊接操作规程进行焊前和焊后处理，则在焊口部位造成缺陷，埋下失效的隐患。如焊接坡口和坡度不合要求，未做打磨处理；开坡口时间过长，造成坡口处腐蚀而未做处理；焊前坡口两侧的锈、油、脏物没有清除干净；管子壁厚与椭圆度不合规定时，未采取内壁对齐的做法，外部不平滑区也未进行打磨处理等，均会形成应力集中，对管线失效造成影响。(3)焊缝质量检查。按照设计文件的规定管线焊口应进行射线探伤和超声波探伤检查，若未按规定检查或发生漏检，就无法发现一些内部缺陷，对管线的安全运行造成影响。(4)检验人员水平。按规定对焊口进行检验时，有时由于检验人员的水平问题，对缺陷未能作出正确判断，对管线失效埋下隐患。3)人为操作原因由于操作失误、倒错流程以及协调失误等原因形成憋压以及其他原因造成管线破裂，导致原油泄漏。4)其他原因(1)泵站突然停泵，或站场出口阀门突然关闭，引起管输流量突变产生水击时，会引起管道超压，憋坏管线，发生泄漏。(2)管线超压时，泄压设备失灵，泄压管线堵塞，导致管道超压，憋坏管线，发生泄漏。(3)管线弯头、接口处防腐不当，造成管线腐蚀穿孔，管内流体泄漏。(4)截断装置、连锁装置等控制失灵。4.2.5腐蚀危害设备、管线腐蚀穿孔可造成原油泄漏，引发火灾、爆炸事故，根据国外资料统计，管道破坏概率的排列依次为：腐蚀、材质、第三方破坏、焊接质量等。设备、管道的腐蚀危害包括内表面腐蚀和外表面腐蚀。1)管道内表面磨损腐蚀[47](1)管线选材不当，管线材质不达标，造成抗腐蚀性能差。(2)原油中含有固体杂质，随着液体输送，会磨损管道造成破坏。(3)原油中含H2S，与管道内壁接触时，可能产生电化学腐蚀，产生出氢原子，它在钢材中扩散，凝结为氢分子。氢分子体积是氢原子体积的20倍，这就会产生极大的压力，使钢材鼓泡和变脆，即鼓泡和氢脆，造成管道破坏。(4)原油含水，在管线低凹处、弯头、变径等处积聚，造成内腐蚀。2)管线外表面腐蚀(1)117\n西南石油大学硕士研究生学位论文管道外防腐层若粘结性较差，易产生剥离，而在剥离区会产生土壤应力腐蚀，导致管道破裂。(2)管道防腐层在运输、施工中破坏，没有进行修补，或修补后不能满足防腐的需要而未进行更换，管线接口处的防腐不满足工艺要求等。(3)土壤腐蚀是造成管道穿孔、泄漏的因素之一，本次工程秦皇岛道昌黎之间管道途径沿海，土质多为盐碱地，具有较强的腐蚀性，对管道产生化学腐蚀或电化学腐蚀，造成管道的穿孔，油品泄漏。(4)由于电流进出管线引起电化学反应，造成杂散电流腐蚀,其特点是面积小，腐蚀快。管线敷设部分路段有电力线和通讯线通过，易产生杂散电流腐蚀。(5)管道穿越了大量的农田，而且在很多地方经过村庄，当地居民在耕作或者进行农田水渠建设等活动时，易造成管道外防腐层被破坏，若未进行及时修补或修补不能满足防腐需要，会导致管道阴极保护系统失效，同时其周围植物根茎对防腐层有破坏作用，会造成管道外表面腐蚀加剧，引起管道穿孔、原油泄漏，导致事故的发生。本工程由于已经运行了30多年，应特别重视管道的防腐系统的检测[48]，对腐蚀与防护势态综合评价为“极危险”和“危险”的管段必须及时大修。4.2.6自然灾害危险因素分析本工程输油管道一般管段采用开挖沟埋和特殊地段采用穿跨域敷设方式，沿线经过河北、天津、北京一省两市的19个县区市。根据管道沿线地区自然情况，可能对管道造成危害的自然灾害有冲刷及坍岸、盐胀与溶陷、地震与砂土液化及洪水等。(1)地震与砂土液化地震[49]是地壳运动的一种表现形式，虽然发生频率较低，但因目前尚无法准确预报，具有突发的性质，一旦发生将会产生较大损失。地震引发地面横向与竖向震动，可导致地面开裂、裂缝、塌陷，还可引发火灾、滑坡等次生灾害。地震对管道的危害主要表现为：管道移位、开裂和折断；对站场的危害主要表现为：破坏站场设施，导致水、电、通讯线路中断，引发更为严重的次生灾害。本工程管道经过唐山丰润地区，地震设防烈度较高，为8度，1976年曾经发生过7.8级地震。地震对本工程管道产生的影响较大。一是活动断裂的蠕动突然错动会造成建筑物破坏，管线移位或开裂，直接影响工程安全；另一方面在活动断裂发育的区域，岩石比较破碎，风化强烈，易于发生崩塌等次生灾害。饱和的粉细砂在地震力的作用下，瞬时失掉强度，由固体状态变成液体状态，从而使地基失效，产生不同程度的沉陷，影响管道的安全输送。(2)冲刷及坍岸117\n西南石油大学硕士研究生学位论文地表水在动力作用下，冲沟、河床或岸坡中的沉积物被搬运，造成河床和岸坡的冲刷，长期冲刷作用造成河岸或冲沟岸坡的坍塌。本工程沿线的冲刷及坍岸主要分布在滦河、潮白河、北运河、饮马河和兰泉河等大型河流的岸坡地带，在洪水季节可能发生冲刷及坍岸灾害。(3)盐胀与溶陷地表土壤中大量的无机盐在水的作用下积聚、结晶，体积变大产生膨胀变形，当大量易溶盐类在降水或地表流水作用下被溶解带走时，出现地基溶陷，从而造成埋地管道的破坏。本工程管道途径沿海平原一带广泛分布着盐渍土，这些地区地下水位相对较浅，水盐作用强烈，因而盐胀与溶陷作用强烈，影响管道安全运行。(4)洪水本工程线路穿越的大型河流有滦河、潮白河、北运河和兰泉河等。洪水对管道的破坏主要表现为破坏地表造成埋地管道裸露、防腐层破坏加剧腐蚀、产生变形、甚至断裂，对站场的破坏主要表现为冲毁站场设施，损坏设备仪表等。(5)高温和低温本次工程线路通过地区夏季炎热，巡线人员在夏季工作会出现中暑现象。冬季气温较低，若管道内油品为常温偏低，有发生凝管的可能。另外，工作人员在过冷的环境中工作容易造成冻伤、体温降低，低温作业对脑功能也有一定影响，使注意力不集中、反应时间延长、作业失误率增多，低温对心血管系统、呼吸系统也有一定影响。4.2.7社会危害危险因素分析本次管道工程运输介质为原油，属于易燃、易爆介质，伴随着人类活动、建设，对管道及站场设施造成破坏，威胁到管道的安全输送。管道沿线修筑道路、建设施工、耕作和人为打孔偷油等活动均可引起的破坏，包括无意破坏和有意破坏两类。(1)无意破坏管道经过唐山、香河、天津、北京等市县，经济条件相对较好，大规模经济建设(如修筑道路、房屋建筑、敷设电缆等)过程中，对地表及浅层地下造成了很大改变，民用建筑、公路、铁路与输油管道发生交叉，会对管道产生破坏。本次工程管道沿线有采砂、取土及边坡开挖现象，上述活动易造成道路边坡稳定性变差，河岸坍塌，从而影响到管线的安全运行。另外，伴随城市规划的扩展产生而管道占压，二者之间的矛盾是近年尤为突出。管道占压隐患无穷，对公共安全和管道安全运行的危害相当严重，突出表现为：占压管线的建（构）筑物极易使地下管线沉降变形，导致管线破裂、油气泄漏。更严重的是，有些占压建筑物内产生的废液直接渗人地下，加速管道腐蚀。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文秦京公司在2007年和2008年进行了大规模的管道占压清理工作，使管道达到零占压。今后应加大宣传力度，保证管道的安全运行。另外加强巡线工作，查到不符合管道规范的建设项目应与相应的建设部门沟通，使对管道的影响减小到最低。(2)有意破坏某些恐怖分子和不法分子为了自身利益或谋取暴利，对站场设施或管道中的原油进行偷盗、破坏等行为，使管道安全受到严重威胁。有意破坏造成的人身伤亡、环境损失及社会影响非常严重，由于受经济利益驱动，偷盗原油的行为屡禁不止，造成的损失也越来越大。4.2.8主要危险有害物质的分布主要危险物质及危险有害因素分布见表4-14。表4-14主要危险物质及危险有害因素分布表分布区域危险物质秦皇岛首站昌黎、迁安、丰润、宝坻、大兴中间站阀室管线原油√√√√柴油√主要危险有害因素火灾、爆炸、中毒、噪声、机械伤害、高处坠落、触电、高温火灾、爆炸、中毒、噪声、机械伤害、高处坠落、触电、火灾、爆炸、中毒、机械伤害火灾、爆炸、中毒、腐蚀、车辆伤害、4.3评价单元的划分和评价方法的选用4.3.1评价单元的划分和评价方法的选用要评价的系统，一般是由相对独立又相互联系的若干部分或单元组成，这些单元的组成、含有的物质、存在的危险因素和有害因素等方面不尽相同，以整个系统作为评价对象实施评价时，一般按一定原则将评价对象划分为若干个评价单元分别进行评价，再综合为整个系统的评价。评价单元的划分一般以系统的生产工艺、工艺装置、物料特点和特征与危险、有害因素的类别、分布等结合起来进行，大致遵循以下原则：(1)具有相似工艺过程的装置(设备)应划分为一个单元；(2)场所(地理位置)相邻的装置(设备)应划分为一个单元；(3)独立的工艺过程可划分为一个单元；117\n西南石油大学硕士研究生学位论文(4)具有共性危险因素、有害因素的场所和装置(设备)应划分为一个单元。根据以上原则，本次工程评价单元的划分及各单元采用的评价方法见表4-15。表4-15评价单元划分及评价方法选用表评价单元评价方法1线路单元安全检查表法、风险评分法2站场单元安全检查表法、火灾、爆炸危险指数法（DOW）3安全管理单元安全检查表法4.3.2安全检查表法简介安全检查表评价法[50](SafetyCheckList，简称SCL)简便灵活，是安全评价的常规方法。这种方法主要是依据国家、地区、行业等相关的标准、法规编制检查表，针对检查内容判断是否、有无，从而找出系统中存在的缺陷、疏漏、隐患、问题。编制安全检查表的主要依据是：(1)有关标准、规程、规范及规定；(2)同类企业安全管理经验及国内外事故案例；(3)通过系统安全分析确定的危险部位及防范措施；(4)有关技术资料(操作规程、安全规程等)。4.3.3管道风险评分法目前，针对管道的风险分析[51,52]，1992年由美国人WKentMuhlbauer等著的管道风险管理手册最具代表性，该书中提出的“专家评分指标系统”风险评价技术[53]得到了较广泛的应用，该评价技术是一种适用、简单、和直观的方法。运用这种方法可以确定导致事故的最大可能因素，以及可预防潜在事故的关键因素。因此在数据不完整或有些数据不准确，但其它定性的判断准则，如专家的经验、认识等可得的情况下，就适宜采用这种评价方法。该方法避开了对资料要求较全的概率统计(这在目前管理条件下难以做到)，而是将管道事故统计数据和专家意见综合在一起形成的风险评价方法。评分法的第一步是找出发生事故的各种原因，并加以分类；第二步，根据历史的记录和现场调查加以评分，通过对评分的方法进行严格的规定，以便各种评分不会有太大的偏差；第三步，是把以上的评分得数相加；第四步，是根据输送介质的危险性及影响面的大小综合评定得出泄漏冲击指数；第五步，是把第三步所得指数与第四步的泄漏冲击指数综合计算，最后得出相对风险数。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文4.3.3.1评价指标体系要采用专家打分法，首先要建立起管道的风险评价模型。因此就需要根据相关变量因素将管道分成不同长度的的管段，这些因素有：土壤条件、管径、地形、气候、沿管道的人口聚散情况、现有的管道技术等。要得到精确的评价结果，就需要将管道细分成多段，以便获得更多可供评价的的数据。致使管道发生事故[54]的原因大致为4大类，即第三方破坏、腐蚀破坏、设计缺陷和误操作，对每个因素进行专家打分[55]，从而获得该四个因子的总分，将总得分与相应的泄露影响系数相除，从而得到管道风险评价的相对值。每一个细分的管段，都采用“4+1”评价模式，所谓“4+1”模式就是依照事故的起因和后果将其分成为4个事故因子，以及1个事故泄露影响系数。管道风险评分法的因子组成图见图4-1所示。数据采集第三方破坏腐蚀原因设计原因操作原因指数和相对风险数泄露影响系数扩散系数介质危险系数图4-1管道风险评分法程序图4.3.3.2分值等级标准确定各事故因子及风险系数评分分值[56]的总体原则是风险越小，分值越大；反之风险越大，分值越小。分值等级一般分为四级，一级风险最小。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文风险评价四类事故因子[57]及风险系数的评分标准见表4-16～19所示。表4-16第三方破坏因子评分标准管道属性和外部因素评分分值分类标准ⅠⅡⅢⅣ评分依据管道最小埋深20181286穿越管线的穿越形式、水面以下深度、地域航道水底以下深度、水泥保护层情况地面工厂、建筑物1010864无建筑物、建筑物较多无工厂、有工厂、有学校等集中场所交通条件15141062无公路、机耕道、一般公路、省道或高速公路建设活动水平15141062矿藏开发及重工业生产地区、经济技术开发区、商贸繁华地区、未考虑开发的地区通讯保障系统1010864完善、较完善、一般、缺乏村镇社会治安状况1010864未发生过治安刑事案件、近3年发生过1~2次刑事案件、每年仅有1~2次治安案件发生、每年都有刑事案件发生村镇文明建设1010864按照文明村镇称号次数评分线路标志108644完善、较完善、一般、缺乏表4-17腐蚀因子评分标准管道属性和外部因素评分分值分类标准ⅠⅡⅢⅣ评分依据大气腐蚀15大气条件77421按照温度、湿度高低情况评分外露设备44321由外露设备重要程度、数量评分涂层质量与检测44321涂层材料、施工质量、检测技术和检测质量内腐蚀25内介质腐蚀性15151064依据腐蚀介质含量高低评分内部防护措施1010630内部防护情况情况外腐蚀60阴极保护系统1515620由技术水平、设备、设计方案评分外防腐层状况1515631外防腐层材料、施工质量、检测技术和检测质量土壤腐蚀性1010530按照土壤电阻率进行腐蚀高、中、低、无等级的判断其他金属埋设物55321按照数量位置进行等级判断117\n西南石油大学硕士研究生学位论文杂散电流影响1010640有无外部电源、屏蔽保护措施腐蚀检测55321由检测技术、评价手段、效果评分表4-18设计误差因子评分标准管道属性和外部因素评分分值分类标准ⅠⅡⅢⅣ评分依据管道设计安全系数20181284设计压力/最大允许工作压力管材选择1514840选材原则、管材技术标准、制管质量外防腐材料选择1514840三层PE涂层、煤焦油瓷漆或环氧煤沥青、沥青玻璃布、高密度聚乙烯水压试验1010631试压水平、设计方案不良地质条件处理20181262滑坡、泥石流、坍塌等内压波动疲劳破坏1010641内压波动范围、破坏的可能性、避免措施安全防御系统108520系统完善程度、设备超压报警装置、超压自动保护系统表4-19误操作因子评分标准管道属性和外部因素评分分值分类标准ⅠⅡⅢⅣ评分依据建设施工20施工难度检查验收108421材料选择44310管件预处理33210施工技术水平33210组织计划3028231813技术维护15151296操作使用35依托条件、人员素质、完善程度工艺程序77531SCADA系统运用55321117\n西南石油大学硕士研究生学位论文通讯方式55321培训系统1010753安全措施55321其他33210造成管道事故的4类事故因子，即第三方破坏、腐蚀破坏、设计缺陷和误操作，每一种分值为100分，每一评价管段分值共计400分。各事故因子又包括与之相关的多个影响因素，每一影响因素在其相应的事故因子中所占权重大小来自事故分析结果及现场的经验积累。4.3.3.3泄漏影响系数评分标准泄漏影响系数用于调整反映事故影响的指数分值。泄漏影响系数的分值越高表示风险性也越高。将产品危害值除以一个扩散系数就得到泄漏影响系数的值；其中产品危害包括急剧危害和长期危害(RQ)；急剧危害为反应性(Nr)，毒性(Nh)，可燃性(Nf)三者之和；而扩散系数为泄漏分值与人口分值的比值。表4-20泄漏影响系数评分标准因素分值比例1产品危害1～22急剧危害可燃性（Nf）0～4反应性（Nr）0～4毒性（Nh）0～4长期性危害（RQ）0～102扩散系数0.25～6泄漏分值1～6人口分值地区等级1级1地区等级2级2地区等级3级3地区等级4级4117\n西南石油大学硕士研究生学位论文4.3.3.4相对风险值将指标总和除以泄漏影响系数就得到相对风险分值。而指标总和为设计指标，误操作指标，腐蚀指标，第三方破坏指标几个的和。根据每个分段管道的得分，再对照风险评价的标准，就得到每段所有指标的分值，因此就能获得四个事故因子的总分，将该得分与泄漏影响系数相比，其比值就是管道风险评价的相对值，管道相对风险数理论上可以在0～2000之间变化，对于烃类管道，其数值多在10～300之间。相对风险值越大，表示管段越安全。目前我国借用美、英等国的风险评定等级划分方法，相对风险值在0～47.5之间为高风险区，47.5～82.5之间为中等风险区，82.5～100之间为低风险区。4.3.3.5管道分段的基本原则输油管道的风险评价特点是管道各部分可能的危害不可能都完全一样。由于管道线路上条件的多样性，导致整条管道各段的风险程度不同，要对输油管道进行风险评价，就必须制定一种标准来划分管段，以便获得准确的风险全貌。将一条管道划分的段数越多，则各管段的评价结果就越精确，主要是利用有明显区别点来分段。最好的分段是原则在管线上有重要条件变化时插入分段点。管道工程的风险评价分段原则有以下几种：(1)地质地貌变化；(2)土壤状况；(3)河流及交通设施的穿跨越；(4)人口密度变化；(5)输油站场及阀室的设置。4.3.4火灾、爆炸危险指数评价分析法火灾、爆炸危险指数（DOW）评价法（第7版）是依据工艺装置以往事故的统计资料、生产物料的潜在能量和现行安全防护措施，按逐步推算的方法，定量对装置及所含物料的潜在火灾、爆炸和反应性危险进行客观评价的预测方法。道化学公司（DOW）火灾、爆炸危险指数评价法的评价程序详见图4-2。具体预测步骤如下：(1)确定预评价单元。包括评价单元的确定和评价设备的选择。(2)求取单元内重要物质的物质系数MF。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文重要物质是指单元中以较多数量(5%以上)存在的危险性潜能较大的物质。物质系数(MF)是表述物质由燃烧或其它化学反应引起的火灾、爆炸过程中释放能量大小的内在特性，它由物质可燃性NF和化学活泼性(不稳定性)NR求得。(3)根据单元的工艺条件，采用适当的危险系数，求得单元一般工艺危险系数F1和特殊工艺危险系数F2。一般工艺危险系数F1是确定事故损害大小的主要因素。特殊工艺危险系数F2是影响事故发生概率的主要因素。(4)求工艺单元危险系数F3，F3＝F1×F2。(5)求火灾、爆炸指数F&EI，F&EI＝F3×MF。工艺单元危险系数(F3)的正常范围是1.00～8.00，如果F3的值大于8.00，则以最大值8.00作为最后的工艺单元危险系数。它可估计生产过程中事故可能造成的破坏。计算安全措施补偿系数C＝C1×C2×C3选取工艺单元确定物质系数MF确定暴露半径R计算安全措施补偿后的火灾、爆炸危险指数F&EI计算一般工艺危险系数F1计算特殊工艺危险系数F2确定工艺单元危险系数F3=F1×F2确定火灾、爆炸危险指数F&EI=F3×物质系数MF确定暴露区域面积A117\n西南石油大学硕士研究生学位论文图4-2道化学（DOW）火灾、爆炸危险指数评价法评价程序图(6)用火灾、爆炸指数值查出单元的暴露区域半径R(m)，并计算暴露面积A，A＝π×R2(m2)。(7)确定各评价单元危险等级。表4-21火灾爆炸指数评价法危险等级标准火灾、爆炸指数（F＆EI）危险程度安全对策1～60最轻可适当考虑采取措施60～96较轻提出意见，应考虑采取措施97～127中等128～158很大警告，应采取具体措施>159非常大必须采取措施4.4本章小结本章在第一部分详细介绍了秦京输油管道项目的工程概况和输油线路工程及输油工艺，分别详细介绍了各个站场工程的区域位置和平面布置及站场工艺流程。阐述了秦京输油管道的防腐措施及工程的给排水系统、供配电系统、采暖及通风系统、通信系统、自动控制系统、消防系统及工程旁的建（构）筑物。介绍了秦京公司维修抢修队伍和安全管理情况。第二部分分析了管道的主要危险有害因素的特性、工艺站场火灾爆炸危险有害工艺因素、管道危险有害因素、自然灾害危险因素、社会危害危险因素、腐蚀因素和对重大危险源的辨识及主要危险有害物质的分布。第三部分说明了评价单元的划分和评价方法的选用，并且根据评价单元划分的原则确定了秦京管道工程评价单元的划分及各个单元采用的评价方法。得出了以下结论：1.对于线路单元采用安全检查表法或风险评分法。2.对于站场单元采用安全检查表法或火灾、爆炸危险指数法(DOW)。3.对于安全管理单元采用安全检查表法。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文并且分别简要介绍了安全检查表评价法。详细分步骤表述了管道风险评分法，并且对管道风险评分法的评价指标体系、分值等级标准、泄露影响系数评分标准、相对风险值进行了说明阐述。最后具体介绍了火灾、爆炸危险指数评价分析法的预测步骤。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文第5章秦京输油管道的定性定量风险评价5.1秦京输油管道的定性分析评价管道风险评估方法[58]有定性和定量两种方法。采用安全检查表法对秦京输油管道工程进行定性评价，包括线路安全检查表、站场安全检查表、安全管理检查表。5.1.1安全检查表评价本次评价安全检查表法评价主要依据《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183-2004)、《输油管道工程设计规范》(GB50253-2003)等编制出安全检查表。5.1.2线路安全检查表表5-1线路安全检查表序号检查项目及内容检查依据事实记录检查结果1输油工艺1.1输油管道设计宜采用密闭输送工艺。GB50253-2003第3.1.3条采用密闭输送工艺。√1.2输油管道系统输送工艺总流程图应标注首站、中间站、末站的输油量，进出站压力及油温等主要工艺参数。并注明线路截断阀、大型穿跨越、各站间距及里程、高程（注明是否有翻越点）。GB50253-2003第3.1.7条标注首站、中间站，并注明线路截断阀。√2输油线路2.1线路的选择2.1.1输油管道线路的选择，应根据该工程建设的目的和市场需要，结合、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿途地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，在营运安全和施工便利的前提下，通过综合分析和基数经济比较，确定线路总走向。GB50253-2003第4.1.1条1975年建成投产，根据沿线城市建设、沿途地区的自然条件的变化，部分地段进行了改线。√2.1.2中间站和大、中型穿跨越工程位置应符合线路总走向，但根据其具体条件必须偏离总走向时，局部线路的走向可做调整。GB50253-2003第4.1.2条中间站和大、中型穿跨越工程位置符合线路总走向。√117\n西南石油大学硕士研究生学位论文2.1.3输油管道不得通过城市水源区、工厂、飞机场、火车站、海（河）港码头、军事设施、国家重点文物保护单位和国家级自然保护区。当属油管道受条件限制必须通过时，应采取必要的保护措施并经国家有关部门批准。GB50253-2003第4.1.3条未通过城市水源区、工厂、飞机场、火车站、海（河）港码头、军事设施、国家重点文物保护单位和国家级自然保护区。√2.1.4埋地输油管道同地面建构筑物的最小距离应符合下列规定：1与城镇居民点或独立的人群密集的房屋的距离，不宜小于15m。3与高速公路、一二级公路平行敷设时，其管道中心距公路用地范围边界不宜小于10m，三级及以下公路不宜小于5m。GB50253-2003第4.1.5条与居民点距离、公路及高速公路距离均符合要求。√2.1.5输油管道应避开滑坡、崩塌、沉陷、泥石流等不良工程地质区、矿产资源区、严重危及管道安全的地震区。当受条件限制必须通过时，应采取防护措施并选择合适位置，缩小通过距离。GB50253-2003第4.1.4条符合条件，通过不良工程地质区采用了护坡、挡土墙等保护措施。√2.2管道敷设2.2.1输油管道应采用地下埋设方式。当受到自然条件限制时，局部地段可采用土堤埋设或地上敷设。GB50253-2003第4.2.1条埋地敷设。√2.2.2当输油管道的设计温度同安装温度之差较大时，宜在管道出土端、弯头、管径改变处以及管道和清管器收发装置连接处，根据计算设置锚固设施，或采取其他能够保证管道稳定的措施。GB50253-2003第4.51条管道出土端、弯管处、管道与清管器收发装置连接处设置了固定墩√2.2.3当输油管道采取锚固墩（件）锚固时，管道和锚固墩（件）之间应有良好的电绝缘。GB50253-2003第4.5.3条符合要求√2.2.4采用有套管的穿越管段，对管道阴极保护形成屏蔽作用时，可采用带状或镯式牺牲阳极保护。GB50423-2007第3.5.7条特殊保护的局部管段（强腐蚀管段和河流大中型穿越管段）采用埋设牺牲阳极的辅助保护措施。√2.2.5地下管线（或管沟）穿越铁路、道路时，应符合下列要求：1、管顶至铁路轨底的垂直净距不应小于1.2m；2、管顶至道路路面结构层底的垂直净距不应小于0.5m。穿越铁路、道路的管线，当不能满足上述要求时，应加防护套管。其两端应伸出铁路路肩或路堤坡脚、城市型道路路面、公路型道路路肩或路堤坡脚以外且不得小于1mSY/T0048-2000第7.2.3条穿越公路、铁路时套管顶距地面最小埋深1.2m，并加防护套管。√117\n西南石油大学硕士研究生学位论文。当铁路路基或道路路边有排水沟时，其套管应伸出排水沟钩边1m。2.2.6穿越工程用于输送油气的钢管，应符合现行国家标准《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第1部分：A级钢管》GB/T9711.1或《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分：B级钢管》GB/T9711.2的规定，并根据所输介质、钢管直径、钢管壁厚、使用压力与设计使用温度等补充有关技术条件要求。GB50423-2007第3.2.1条钢管材质为16Mn，管径为529/720mm，制管方式为螺旋缝埋弧焊。符合要求。√2.2.7穿越铁路或二级及二级以上公路时，应采用在套管或涵洞之内敷设穿越管段。穿越三级及三级以下公路，管段可采用挖沟直接埋设。当套管或涵洞内冲填细土将穿越管段埋入时，可不设排气管及两端得严密封堵。当套管或涵洞内穿越输油管段是裸露时，应设排气管且两端严密封堵。GB50423-2007第3.5.6条管线穿越高速公路和一、二级公路，采用顶进钢筋混凝土套管穿越方式通过。穿越铁路采用涵洞方式。对于二级及以下的等级和非等级公路穿越采用大开挖直埋方式敷设，同时加设套管进行保护。√2.3截断阀的设置2.3.1输油管道沿线应安装截断阀，阀门的间距一般不宜超过32km，在人烟稀少地区可加大间距。埋地输油管道沿线在穿跨越大型河流、湖泊、水库、人口密集地区的管道两端或根据地形条件认为需要，均应设置线路截断阀。GB50253-2003第4.4.1条沿线设截断阀，间距小于32km，穿越滦河、永定河两端设置了截断阀。√2.3.2截断阀设置在不受地质灾害及洪水影响、交通便利、检修方便的位置，并应设保护设施。GB50253-2003第4.4.2条线路截断阀室场区标高高出外部地坪约0.5m。设保护设施。√2.3.3选用的截断阀应能通过清管器和管道内检测仪。GB50253-2003第4.4.3条截断阀能通过清管器和管道内检测仪。√2.4管道标志2.4.1输油管道沿线应设置里程桩、转角桩、阴极保护测试桩和警示牌等永久性标志。GB50253-2003第4.6.1条管道沿线设永久性标志。√2.4.2里程桩应设置在油流方向的左侧，沿管道从起点至终点，每隔1km设置1个，不得间断。阴极保护测试桩可同里程桩结合设置。GB50253-2003第4.6.2条里程桩沿管道每隔1km设置1个，阴极保护测试桩同里程桩结合设置。√2.4.3在管道改变方向处应设置水平转角桩。转角桩应设置在管道中心线的转角处左侧。GB50253-2003第4.6.3条设置水平转角桩。√2.4.4输油管道穿跨越人工或天然障碍物时，应在穿跨越处两侧及地下建（构）筑物附近设立标志。GB50253-2003第4.6.4条管道穿跨越两侧设标志。√117\n西南石油大学硕士研究生学位论文3管道和管道附件的结构3.11管道附件不得采用铸铁件。2管道附件的非金属镶装件、填料、密封件，应选择耐油、耐温的材料。3管道附件不宜采用螺旋焊缝钢管制作。GB50253-2003第5.4.5符合要求√3.2冷弯管的任何部位不得出现褶皱、裂纹及其它机械损伤。GB50253-2003第5.4.11符合要求√4监控与通信4.1输油管道应设置监视、控制和调度管理系统。GB50253-2003第7.1.1条设置SCADA系统。√4.2输油管道的自动化水平应根据工艺要求、操作水平、自然条件以及投资情况确定。监控与数据采集（SCADA）系统可用作管道的监控与调度管理。GB50253-2003第7.1.2条设置SCADA系统。√4.3输油管道的监控与数据采集系统应包括控制中心的主计算机系统、远控站的站控系统、数据传输及网络系统。GB50253-2003第7.1.3条符合要求√4.4输油管道计算机监控与数据采集系统宜采用分散型控制系统。控制方式宜采用控制中心控制、站控制室控制和设备就地控制。GB50253-2003第7.1.4条符合要求√5.1.3站场安全检查表表5-2站场安全检查表序号检查项目及内容依据标准事实记录检查结果1区域布置1.1站场址应选定在地势平缓、开阔、避开人工填土、地震断裂带，并具有良好的地形、地貌、工程和水文地质条件并且交通连接便捷、供电、供水、排水及职工生活社会依托均较方便的地方。GB50253-2003第6.1.1条沿线输油站站址满足上述要求。√1.2各类站场位置、站场与四周相邻的居民点、工矿企业等的防火间距，应符合现行国家标准GB50183的有关规定。GB50253-2003第6.1.2条规定昌黎、大兴、丰润站不满足上述要求。其它站满足要求。×1.3油气输送管道中间站的位置，在满足线路走向、站场工艺要求并符合防火间距的前提下，宜靠近村镇、居民点。GB50253-2003第6.1.2条中间站的设置符合规范要求。√2总平面布置2.1站场内散发火花或的有明火地点：配（变）电所、水套炉、加热炉等，应在油气生产区或站场的边缘布置。GB50183-2004第5.1.3条均布置在站场边缘位置。√117\n西南石油大学硕士研究生学位论文2.2石油天然气站场内的油气管道，宜地上敷设。GB50183-2004第5.1.6条油气管道地上敷设。√2.3一级石油天然气站场四周宜设不低于2.2m的非燃烧体材料围墙或围栏。道路与围墙（栏）的间距不应小于1.5m。GB50183-2004第5.1.7条秦皇岛首站设围墙。√2.4站场应设环形消防车道，应根据消防车型确定回车场的面积，必须大于15×15m。GB50183-2004第5.3.2条设置了环形消防车道。√2.5一、二、三、四级石油天然气站场内总平面布置的防火间距除另有规定外，应不小于表5.2.1的规定。GB50183-2004第5.2.1条秦皇岛、迁安、宝坻站满足要求。√2.6五级石油天然气站场总平面布置的防火间距，不应小于表5.2.3的规定。GB50183-2004第5.2.3条昌黎、丰润、大兴站间距满足要求。√2.7油罐组内的油罐总容量应符合下列规定：浮顶油罐组不应大于m3。GB50183-2004第6.5.4条首站有7个10×104m3油罐，分在5个油罐组内。√2.8油罐之间的防火距离不应小于表6.5.7的规定。（储存甲乙类油品的浮顶油罐防火间距为不小于0.4D）GB50183-2004第6.5.7条储罐之间最小防火间距大于0.4D。√2.9油罐组防火堤上的人行踏步不应少于两处，且应处于不同方位。隔堤均应设置人行踏步。GB50183-2004第6.5.9条丰润站罐区防火堤的人行踏步只有一处。×2.10五级油品站场和天然气站场值班休息室（宿舍、厨房、餐厅）距甲、乙类油品储罐不应小于30m。GB50183-2004第5.2.4条大兴站职工宿舍在站内，到油罐外壁的间距为28m。×3工艺及设备3.1输油首站的工艺流程应具有收油、储存、正输、清管、站内循环的功能。GB50253-2003第6.2.1首站流程满足要求。√3.2中间（热）泵站工艺流程应具有正输、压力（热力）越站、全越站、收发清管器和清管器越站的功能。GB50253-2003第6.2.2中间站流程满足要求。√3.3可以露天或棚式布置生产设备，设备中有受条件限制的可在建筑物内布置。GB50183-2004第6.1.9条设备露天或棚式布置。√3.4油罐形式、容量、数量应符合下列规定：1首站、末站、分输站、输入站应选用浮顶金属油罐。2首站、输入站、分输站、末站原油罐，每站不至少于3座。GB50253-2003第6.3.1秦皇岛首站7座原油储罐采用外浮顶罐。√3.5输油首站油品储备天数应符合下列规定：输油首站、输入站油源来自油田、管道时，其储备天数宜为3～5d。GB50253-2003第6.3.2秦皇岛首站满足要求√3.6清管设施的设置应符合下列规定：1输油管道应设置清管设施。2清管器出站端的线路上、清管器进站前及进清管器接收筒前各点均设置清管器通过指示器。GB50253-2003第6.3.11各站设清管设施。√117\n西南石油大学硕士研究生学位论文3.7原油管道清管器收发筒的污油排放，应符合下列要求：1清管器收发筒应设清扫系统和污油接收系统；2污油池中的污油应引入污油系统。GB50183-2004第6.8.11各站清管器收发筒的污油排放满足要求。√3.8输油站泵送设备的选择应符合下列规定：应根据所输油品性质，合理选择泵型。当在输送温度下油品的粘度在100mPa·s以下，输油主泵宜选用离心泵。输油主泵根据使用条件可采用并联或串联运行。一般情况下，泵机组至少设置2台，但不宜多于4台，其中1台备用。GB50253-2003第6.3.6秦皇岛首站、迁安、宝坻中间站输油泵4用1备；昌黎、丰润、大兴中间站输油泵2用1备。√3.9锅炉供油泵是否符合以下要求：1.供油泵的台数不应少于2台；2.当其中任何一台停止运行时，其余的总容量，不应小于锅炉房最大耗油量和回油量之和。GB50041-92第3.2.12条。秦皇岛首站锅炉供油泵符合要求。√3.10每台锅炉供油干管上应装设关闭阀和快速切断阀。每个燃油器前的燃油支管上应装设关闭阀，当设置2台或2台以上的锅炉时，尚应在每台锅炉的回油干管上装设有止回阀。GB50041-92第3.2.11条。每台锅炉供油干管上装设了关闭阀和快速切断阀。回油干管上设置了止回阀。√3.11燃油锅炉在供油泵进口母管上，应设设置油过滤器2台，其中1台备用。GB50041-92第3.2.16条。装设有2台油过滤器。√3.12不同坡度的钢斜梯，其踏步高R、踏步宽t的尺寸如表，其他坡度按直线插入法取值。GB4053.2-93第4.1条秦皇岛首站锅炉平台梯子的踏步窄。×3.13可能积聚可燃气体的石油天然气站场和石油天然气储运设施，应设置可燃气体检测报警系统。SY6503-2008第4.2条沿线各站设置了可燃气体检测报警仪。√3.14可燃气体释放源处于封闭场所内，每隔15m可设一台检测器，且检测器距其可覆盖范围内的任一释放源不宜大于7.5m。SY6503-2008第5.2.2条a）沿线各站可燃气体报警器的安装数量满足规范要求。√3.15可燃气体检测器安装高度应根据可燃气体的密度而定，当气体密度大于0.97kg/m3（标准状态下）时，安装高度距地面0.3～0.6m；当气体密度小于或等于0.97kg/m3(标准状态下)时，安装高度高出释放源0.5～1.0m。SY6503-2008第5.2.2条b）秦皇岛首站外输泵房可燃气体监测报警仪全部安装在管沟内。×4建(构)筑物4.1对甲、乙类物品生产和储存的建筑物耐火等级应大于二级，丙类物品的应大于三级。GB50183-2004第6.9.1条沿线各站的建筑物耐火等级为二级。√117\n西南石油大学硕士研究生学位论文最好是单层建筑，且必须采用非燃烧材料作为建筑构件4.2变、配电所不应与有爆炸危险的甲、乙类厂房毗邻布置。GB50183-2004第6.9.5条单独布置各站变电所。√4.3应在甲、乙类生产厂房设不少于两个向外开启的门，若建筑面积不大于100m2，可仅设一个。GB50183-2004第6.9.4条设两个向外开启的门。√4.4甲、乙类液体泵房与变配电室或控制室相毗邻时，变配电室或控制室的门、窗应位于爆炸危险区范围之外。GB50183-2004第6.2.3条第6.9.3条秦皇岛首站外输泵房与操作室之间隔墙有窗户。×5消防设施5.1储罐区应环状布置消防给水管网，应少于5个消火栓在每段内。消防泵房有应多于2条供水干管。GB50183-2004第8.3.3条储罐区的消防给水管网布置成环状。√5.2消防水池（罐）的设置应符合下列规定：1水池（罐）的容量应同时满足最大一次灭火和冷却用水要求。2在寒冷地区专用的消防水池（罐）应采取防冻措施。3当水池罐的容量超过1000m3时应分设成两座。GB50183－2004第8.3.4条各站消防水池符合要求√5.3油罐区应设置灭火系统和消防冷却水系统，且灭火系统宜为低倍数泡沫灭火系统。GB50183-2004第8.4.1条站场油罐区设置灭火系统和消防冷却水系统。√5.4油罐区低倍数泡沫灭火系统的设置，应符合GB50183-2004中8.4.2条。GB50183-2004第8.4.2条各站罐区设置的泡沫灭火系统符合要求√5.5消防冷却供水泵房和泡沫供水泵房宜合建，其规模应满足所在站场一次最大火灾的需要。一、二、三级站场消防冷却供水泵和泡沫供水泵均应设备用泵，消防冷却水泵和泡沫供水泵的备用泵性能应与各自最大一台操作泵相同。GB50183-2004第8.8.1条秦皇岛、迁安站消防冷却供水泵房和泡沫供水泵房合建，设备用泵。√5.6消防泵房应采用耐火等级不低于二级的建筑，并应设直通室外的出口。GB50183－2004第8.8.4条消防泵房耐火等级二级。√5.7灭火器应设置在明显和便于取用的地点，且不得影响安全疏散。GB50140-2005第5.1.1条满足要求√5.8灭火器应设置稳固，其铭牌必须朝外。手提式灭火器宜设置在灭火器箱内或挂钩、托架上，其顶部离地面高度不应大于1.50m；底部离地面高度不宜小于0.08m。灭火器箱不得上锁。GB50140-2005第5.1.3条满足要求√117\n西南石油大学硕士研究生学位论文6监控与通信6.1输油站的安全保护应根据管道全线及输油站的控制水平和操作要求设计，在联锁动作前设置征兆预报警信号。其安全保护应符合下列规定：1.中间泵站和末站的进站管道．宜设置就地控制的压力超限泄放阀。其泄压动作的压力设定值应能调节。2.输油泵站进泵压力超低限信号和输油首站、中间泵站的出站压力超高限信号应与输油主泵机组停运联锁。3.水击泄压罐的液位超高限信号应能自动启动该罐液位控制泵。4.输油主泵机组轴承温度、电动机定子温度、柴油机及燃气轮机转速、泵和原动机轴承振动量的超高限等信号，应与输油主泵机组停运联锁。5.加热炉火焰熄灭应与燃油紧急切断装置联锁。6.直接加热炉燃油流星超低限信号，应与加热炉停运联锁。GB50253-2003第6.10.8条符合要求。√6.2压力调节方式宜采用节流调节或转速调节，并由站控制系统实施。其设计应符台下列规定：1．压力调节系统不宜与检测或其他调节采统合用压力变送器。2．出站压力调节阀宜选择电动液压式或气动液压调节球阀，其流量特性应选挥等百分比或近似等百分比。3．密闭输送时，进泵（或进站）压力和出站压力必须加以控制。GB50253-2003第6.10.9条压力调节符合要求。√7电气7.1二级负荷的供电宜由两回线路供电。GB50052-95第2.0.2条，GB50253-2003第6.7.3条两回线路供电。√7.2对输油站中自动化控制系统、通讯系统及事故照明等特别重要的负荷采用不间断电源（UPS）。GB50253-2003第6.7.4条设有UPS电源。√7.3变电所供电电压应符合下列规定：1、变配电所的供电电压应根据用电容量、供电容量、供电距离、当地公共电网等因素合理确定，一般宜为6（10）～110kV。GB50253-2003第6.7.7条一级配电电压采用6kV电压，低压配电电压采用380/220V。√117\n西南石油大学硕士研究生学位论文2、当输油泵、消防泵电动机额定电压为6kV时，变配电所的一级配电电压应为6kV；当电动机的额定电压为10kV时，变配电所的一级配电电压应为10kV。低压配电电压应采用380/220V。7.435～110kV变配电所和6～10kV配电所，宜采用变电站微机自动化系统，实现对变配电系统的微机保护、数据采集与监控，并应同时备有一套手动操作系统。GB50253-2003第6.7.10条变电站采用微机综合自动化装置。√7.5在控制室、屋内配电装置室、蓄电池室及屋内主要通道等处，应装设事故照明。照明设备的安装位置，应便于维修。屋外配电装置的照明，可利用配电装置构架装设照明器，但应符合现行国家标准《电力装置的过电压保护设计规范》的要求。GB50229-96第9.6.2.1条，GB50059-92第3.6.2、3.6.3条设事故照明。√7.6变压器室、配电室、电容器室的门应向外开启。相邻配电室之间有门时，此门应能双向开启GB50053-94第6.2.2条门向外开启。√7.7变压器室、配电室等应设置防止雨、雪和蛇、鼠小动物从采光窗、通风窗、门、电缆沟等进入室内的设施。GB50052-95第6.2.4条变配电室设挡鼠板√7.8长度大于7m变配电室应设两个出口，并布置在变配电室的两端。GB50053-94第6.2.6条符合要求。√7.9油气站场内建（构）筑物内应配置灭火器，器配置输量和类型按GB50140-2005的规定确定。GB50183-2004第8.9.1条设有相应的灭火器。√7.10钢储罐防雷接地引下线不应少于2根，并应沿罐周均匀或对称布置，其间距不宜大于30m。GB50183-2004第9.2.4条接地点沿油罐周长的间距，不大于30m。√7.11储罐的上罐扶梯入口处应设消除人体静电装置。GB50183-2004第9.3.6条在每个油罐扶梯入口处设接地金属棒。√7.12对爆炸、火灾危险场所内可能产生静电危险的设备和管道，均应采取防静电措施。GB50183-2004第9.3.1条昌黎站和迁安站热媒炉电机外壳未接地。昌黎站和丰润站进出站阀门电机外壳未接地。×7.13采用多根引下线时，宜在各引下线上于距地面0.3m至1.8m之间装设断接卡。GB50057-94第9.3.1条昌黎站泄压罐防静电接地引下线焊死。×7.14输油管路可用其自身作接闪器，其法兰、阀门的连接处，应设金属跨接线。当法兰用5根以上螺栓连接时，法兰可不用金属线跨接，但必须构成电气通路。GB15599-95第4.6.1条昌黎站燃料油罐阀门法兰螺栓4根，法兰无金属线跨接。×117\n西南石油大学硕士研究生学位论文5.1.4安全管理检查表表5-3安全管理检查表序号检查内容检查依据实际情况检查结果1安全生产责任制与安全管理组织1.1生产经营单位应制订安全责任制，主要负责人对本单位的安全生产工作全面负责《安全生产法》第五条公司建立安全生产责任制。√1.2应当在生产、存储危险物品的单位设置安全管理人员或结构《安全生产法》第十九条公司设有安全管理结构。√1.3应当在生产、存储危险物品的单位建立安全管理制度，并采取安全措施《安全生产法》第三十二条公司建立危险化学品安全管理制度。√1.4各企、事业单位，机关需执行以下安全措施：（一）对本单位人员进行有针对的消防教育；（二）制定安全操作指南；（三）制定消防安全责任制，确定消防安全责任人；（四）按相关规定配备消防设施、设立安全标示，并对这些设施进行定期检验、维修；（五）建立安全疏散通道、设置安全通道标志；（六）定期进行防火检查《消防法》第十四条符合要求√1.5对于安全要求高的企业除了执行消防法第十四条的规定之外，还要做到以下几点：（一）加强消防知识培训；（二）对有隐患的重点对象应记录在案，突出标记，严格控制（三）制定应急预案；（四）加大巡查力度《消防法》第十八条符合要求√1.6生产经营单何应当将本单位的重大危险源及有关安全措施、应急措施报地方安全生产监督管理局备案《安全生产法》第二十二条符合要求。√2安全检查与事故隐患整改2.1根据生产经营特点，管理人员应经常性检查安全生产状况，及时处理检查发现的安全问题。记录检查状况及处理情况。《安全生产法》第二十八条有检查记录，符合要求√2.2单位应当按照建筑消防设施检查维修保养有关规定的要求，对建筑消防设施的完好有效情况进行检查和维修保养。按规定进行检查维修保养，并建立档集资料，符合要求√117\n西南石油大学硕士研究生学位论文单位应当按照有关规定定期对灭火器进行维护保养和维修检查。对灭火器应当建立档案资料，记明配置类型、数量、设置位置、检查维修单位（人员）、更换药剂的时间等有关情况。《机关、团体、企业、事业单位消防安全管理规定》第一二十七条、第二十八条2.3是否按照《容规》及《检规》的要求，定期对压力容器进行检验及安全评定工作，实现：1、外部检验每年一次；2、内外部检验为安全状况等级为1、2级的每6年至少为一次，安全状况等级为3级的每3年至少一次，投用后首次校验为3年；《容规》第132条、第133条，《检规》第23条有使用登记证√2.4安全附件的管理是否符合有关规范规定：1、安全附件校验后的铅封是否完好？铅封是否正确？2、安全阀下面阀门、排出口阀门手轮是否全开。且有铅封？3、压力表、温度计刻度限是否与操作压力、温度值相匹配？与介质性质相适应？4、压力表、温度计表盘上是否都有警示红线及有效日期？5、液位计液面是否清晰？6、在爆炸危险场合带电接点的温度仪表、电动压力变送器等附件应符合防爆要求。7、安全附件应能满足低温防霜或防冻、腐蚀性介质的防腐、高温腐蚀介质的隔离、有毒介质的防泄漏等项特殊要求《容规》第七章压力表表盘上没有标出警示红线，其余均符合要求×2.5压力容器使用单位是否实现了下列压力容器的技术档案的统一管理：1、压力容器明细及使用登记证明；2、压力容器的设备、制造、安装技术文件（重点有出厂质量证明书、竣工图，安装记录）；3、校验、检测、修理方案、计划和记录；4、技术改造、事故处理方案及记录；5、安全附件校验、修理、更换记录；6、压力容器的检验计划及定期校验计划书；7、操作人员上岗证《容规》第117、118、120条公司对压力容器的管理符合上述要求。√2.6是否按设计及工艺操作要求，在有关操作规程制定出压力容器的温度、压力控制指标及操作程序，重点检查的部位和项目，异常情况的处理措施《容规》第119条制定有相关的操作规程。符合要求。√2.7符合要求。√117\n西南石油大学硕士研究生学位论文设备上的安全附件如压力表、温度计、安全阀、紧急切断装置、安全联锁装置的制造、安装是否符合规范要求？《容规》第140、143、152、160、161、164条2.8投运锅炉是否经“特种设备管理部门”发证。工业锅炉安全技术要求由秦皇岛市质量技术监督局颁发了《锅炉使用证》√3安全检修制度3.1企业是否建立了各种设备安全检修制度建立了各种设备安全检修制度√3.2动火作业安全许可证制度是否建立健全动火作业安全许可证制度健全√3.3电气安全工作票制度是否建立健全电气安全工作票制度健全√4其他安全管理4.1生产经营单位应当安排用于配备劳动防护用品、进行安全生产培训的经费《安全生产法》第三十九条按个人防护用品管理标准配备√4.2生产经营单位必须依法参加工伤社会保险，为从业人员缴纳保险费《安全生产法》第四十二条依法参加工伤社会保险√4.3警示标志应明显设置在危险性大的设施、设备上《安全生产法》第二十八条设置了明显的安全警示和职业卫生警示标志√4.4单位应提供并且监督从业人员使用符合国家标准的劳动保护用品《安全生产法》第二十七条符合要求√4.5生产经营单位应当建立工伤事故上报与事故调查制度，保证事故及时上报《安全生产法》第七十条有事故报告程序√4.6企业是否每年能为员工进行一次身体检查，发现问题是否能及时给予处理每年进行体检√5安全培训5.1生产、经营、储存危险物品的单位，有关主管部门应该对其主要负责人和安全生产管理人员进行安全生产知识考核《安全生产法》第二十条主要负责人和安全生产管理人员有考核合格证书√5.2从业人员应由生产单位对其进行安全培训，保证其熟悉安全操作规程和规章制度，掌握相关安全操作技能。合格的安全生产教育从业人员，才可以上岗《安全生产法》第二十一条对员工进行了安全生产教育和培训√5.3生产经营单位应告知从业人员作业地点以及工作的危险因素、防范方法和应急处理《安全生产法》第二十八条√117\n西南石油大学硕士研究生学位论文措施，并对其教育和督促严格执行的安全生产规章制度和安全操作规程5.4按国家相关规定，特种作业人员作业必须经专门的安全培训，没有取得特种作业操作资格证书的，不能上岗《安全生产法》第二十二条符合要求√5.5生产、储存危险物品的单位应建立应急救援组织：生产、储存危险物品的单位应配备有应急救援器材、设备并保证其能够正常运转《安全生产法》第八十九条有应急救援组织。配备有必要的应急救援器材、设备√5.6危险化学品单位应当制定本单位事故应急救援预案，配备应急救援人员和必要的应急救援器材、设备，并定期组织演练《危险化学品安全管理条例》第五十条有应急救援预案，并定期组织演练。√5.7各有毒有害气体关键岗位现场是否能配备气体防护器材配有气防器材√5.1.5安全检查表小结通过采用安全检查表针对输油管道、站场以及安全管理现状进行标准符合性评价，线路和站场安全设施和安全管理较完善，大部分检查项符合要求，不符合项列入安全隐患中。5.2秦京输油管道的半定量分析评价5.2.1管道工程分段秦京线全长330.970km，管径529mm，设计压力6.4MPa，设计年输油能力750×104t。铁秦线长17.03km，管径720mm。装船线长17.354km，管径720mm。根据管道分段原则，结合现场调查、专家咨询意见，将秦京线划分为以下管段：(1)管段1：秦皇岛首站~1#阀室(牛头崖)(2)管段2：1#阀室(牛头崖)~昌黎站(3)管段3：昌黎站~2#阀室(滦河)(4)管段4：2#阀室(滦河)~迁安站(5)管段5：迁安站~4#阀室(国持营)(6)管段6：4#阀室(国持营)~丰润站(7)管段7：丰润站~5#阀室(大安乐庄)117\n西南石油大学硕士研究生学位论文(8)管段8：5#阀室(大安乐庄)~宝坻站(9)管段9：宝坻站~6#阀室(北运河)(10)管段10：6#阀室(北运河)~大兴站(11)管段11：大兴站~永定河(12)管段12：铁秦线(13)管段13：装船线5.2.2各评价路段概况将秦京线分割为13段，并分别对各管段的管径、壁厚、管材、制作方式、线路长度、设计压力、地区等级、埋地深度、防腐形式、地形地貌、地震烈度、土壤腐蚀度等方面的概况进行了详细的考察。各管道线路概况见表5-4。表5-4各分段线路概况表管段管径(mm)壁厚(mm)管材制管方式线路长度(km)设计压力(MPa)地区等级埋地深度(m)防腐形式地形地貌地震烈度土壤腐蚀度15297/916Mn螺旋焊缝钢管32.106.4三级1.0～2.5石油沥青加强防腐半丘陵、平原7强230.40中37/832.50423.50533.55平原626.188724.45834.65797/929.401024.90117/834.60127208/917.03半丘陵、平原强137207/817.35117\n西南石油大学硕士研究生学位论文5.2.3风险评价本文对秦京输油管线的风险评价[59]主要考虑下面几个方面：第三方破坏因素评价、腐蚀因素评价、设计因素评价、误操作因素评价、泄露影响因素等[60]，通过各个评价因素对各管道进行分析，得出各管段的相对风险值，确定了各管段的风险程度。管段的各破坏因素[61]评价见表5-5-5-11。(1)第三方破坏因素评价[62,63]第三方破坏因素主要依赖于受侵扰的性质和侵扰方接近管道设施的难易程度及其活动程度。影响第三方破坏的因素[64]有：外单位施工造成管道的破坏、管道的意外破坏、施工方的违章施工、管道未及时发现破坏及未及时处理、无巡线制度、管道未标明管线、巡线人员素质及频率、交通车辆的破坏、人员的恶意破坏[65]、领导不重视等。本文将第三方破坏因素分为下面几个方面进行评价：管道最小埋深、地面工厂、建筑物、交通条件、建设活动水平、通讯保障系统、村镇社会治安状况、村镇文明建设、线路标志等，并对各管段进行评分，评分表如下表5-5.表5-5第三方破坏因素专家评分项目管道最小埋深地面工厂、建筑物交通条件建设活动水平通讯保障系统村镇社会治安状况村镇文明建设线路标志合计分值范围0~200~100~150~150~100~100~100~100~100管段11581410999985管段21581412999985管段31781412999987管段41281210999978管段51561210999979管段61581212999983管段71281212999980管段81261410999978管段91561410999981管段101581212999981管段111581212999981管段121881412999986117\n西南石油大学硕士研究生学位论文管段131881412999986(2)腐蚀因素评价[66]我国早期的管道建设速度较快，设计不合理，管道的服役时间较长，防腐层[67]质量不符合要求，腐蚀情况相对比较严重，经常发生滴、冒、露、跑的现象。管道的腐蚀包括内腐蚀、外腐蚀、应力腐蚀以及其它因素引起的腐蚀，影响管道的腐蚀因素有：原油的腐蚀性、外防腐层失效、管道外作用应力、腐蚀开裂、内涂层变薄或脱落、缓蚀剂[68]失效、阴极保护距离过小、管道附近有杂散电流、外防腐层表薄或破坏、保护方式不恰当等。本文主要从管道的大气腐蚀和管道内腐蚀以及管道外腐蚀评价管道的腐蚀风险。管道内腐蚀[69]是由于输油管道中的原油含有腐蚀性介质引起的，外腐蚀是由土壤或河流的腐蚀性环境介质引起的。空气中的大气条件和管线外露设备及管道涂层质量等大气腐蚀都会影响管道的腐蚀程度。管道的材料腐蚀性和内部防护措施也会影响管道的腐蚀程度。由于土壤的含水量、含盐量、PH值、电阻率、土壤氧化还原电位等因素的影响，管道在土壤中会发生一定程度的腐蚀，同时外腐蚀中的阴极保护系统、外防护层状况、杂散电流等因素均会对管道的腐蚀产生一定的影响。表5-6列出了各管段各种腐蚀因素的专家评分。表5-6腐蚀因素专家评分项目大气腐蚀内腐蚀外腐蚀合计大气条件外露设备涂层质量与检测内介质腐蚀性内部防护措施阴极保护系统外防腐层状况土壤腐蚀性其他金属埋设物杂散电流影响腐蚀检测分值范围0~70~40~40~150~100~150~150~100~50~100~50~100管段143312588647363管段243312588647363管段3733125812847372管段4733125812846371管段5733125810846369管段6733125810846369管段7733125811847371管段8733125811847371管段97331258984736973312589847369117\n西南石油大学硕士研究生学位论文管段10管段11733125811847371管段1243312588647363管段1343312588647363(3)设计因素评价影响管道风险的因素比较多，影响设计质量[70]的主要因素包括管道壁厚设计不足、管道材料选择不恰当、管道的地质因素、管道试验、外防腐层材料选取不恰当、管道的试压不恰当、没有考虑管道的安全防御系统、管道的设计系数选取不恰当、试验压力和时间不恰当等因素，同时设计人员的素质、设计过程的管理、设计规范的执行以及设计单位的综合技术实力也会影响管道的设计质量。其中设计因素涉及到设计过程简化和安全系数的选取以及设计计算结果的选取等。这些参数的选取包括地质水文勘察资料。水压试验、内压波动疲劳破坏、安全防御系统等方面的设计因素均会对管道的腐蚀产生一定的影响。表5-7列出了各管段各种设计因素的专家评分。表5-7设计因素专家评分项目管道设计安全系数管材选择外防腐材料选择水压试验不良地质条件处理内压波动疲劳破坏安全防御系统合计分值范围0~200~150~150~100~200~100~100~100管段1161346106863管段2161346106863管段3161346126865管段4161346126865管段5161346126865管段616134686861管段716134686861管段8161346126865管段9161346126865管段10161346126865管段11161346126865117\n西南石油大学硕士研究生学位论文管段12161346106863管段13161346106863(4)误操作因素评价[71]管道的误操作包括建设施工、现场操作使用、组织计划以及技术维护方面。影响这两方面的因素[72]主要有：设计方面的误操作、运行方面的误操作、维护误操作、危险源识别设计不恰当引起的误操作、安全防御系统设计不当引起的误操作、操作规程没有得到切实的落实、焊工的误操作等。本文在建设施工方面的误操作主要考虑管道的检查验收、材料的选择、管件预处理、施工技术水平方面进行管道误差评价；在现场操作使用方面主要从管道工艺程序、安全防御系统的运用、通讯方式、培训系统以及其他方面进行管道的误操作评价。表5-8列出了各管段各中误操作因素的专家评分。表5-8误操作因素专家评分项目建设施工组织计划技术维护操作使用合计检查验收材料选择管件预处理施工技术水平工艺程序SCADA系统运用通讯方式培训系统安全措施其他分值范围0~100~40~30~30~300~150~70~50~50~100~50~30~100管段18322231254493277管段28322231254493277管段38322231254493277管段48322231254493277管段58322231254493277管段68322231254493277管段78322231254493277管段88322231254493277管段98322231254493277管段108322231254493277管段118322231254493277管段128322231254493277管段138322231254493277117\n西南石油大学硕士研究生学位论文(5)泄漏影响系数介质的危险性、泄漏影响范围以及泄漏点周围环境情况，尤其是人口密度大小，这些与泄漏事故的后果密切相关。原油管道属于液体泄漏，其危害范围和程度取决于泄漏量、油品的性质以及事故地点环境的情况。泄漏量与泄漏的速度和持续的时间有关；油品的性质如油品的挥发性、瀚度等有关；环境的情况与土壤的渗透率、地下水流动模式、地面水的接近程度、地形地貌等有关。泄漏影响系数按管道输送的介质性质（液体还是气体）的泄漏分除以管段的人口状况分，得出管道的泄漏影响系数，油气管道泄漏影响系数的范围一般在0.25-6.0之间，数值越大，表示危险性越小。人口密度等级对泄漏影响系数的值影响很大。1-4级的人口状态分的值分别取为1分、2分、3分、4分，在相同泄漏分条件下，管道的泄漏影响系数及泄漏后果指数的大小将随人口密度等级不同而成倍的变化，所以管道沿线人口密度大小、人口密度等级划分对管段的泄漏后果指数、相对风险值的影响很大。因此在实际中应当非常认真的调查管道周围人口状况，正确的确定人口状况等级。表5-9列出了管道泄漏影响系数分类表，表5-10列出了各管段的泄漏影响系数[73]。表5-9泄漏影响系数分类表因素分值1产品危害（原油）10急剧危害可燃性（Nf）3反应性（Nr）0毒性（Nh）1长期性危害（RQ）62扩散系数1.33泄漏分值4人口分数地区等级3级3表5-10泄漏影响系数表项目产品危害泄露分值人口分值扩散系数泄露影响系数管段110431.337.69管段2管段3117\n西南石油大学硕士研究生学位论文管段4管段5管段6管段7管段8管段9管段10管段11管段12管段13(6)相对风险值[74]相对风险值等于事故各危险因素指数分之和除以泄漏影响系数。通过上述各个因素的专家评分得出了各管段第三方破坏因素、腐蚀因素、设计因素、误操作因素的指数分，然后根据各管段的指数分和泄漏影响系数确定各管段的相对风险值。相对风险值越高，管段风险越低，管段的安全可靠性就越好。通过各管段相对风险值结果的比较可以得出管道的高风险段，根据各管段的相对风险值确定了各管段的风险程度，为管段的修护和养护提供了依据。表5-11列出了各管段的相对风险值及风险程度。表5-11相对风险值专家评分项目事故因素泄漏影响系数相对风险值风险程度第三方破坏腐蚀设计误操作指数和管段1856363772887.6937.4高风险管段28563637728837.4管段38772657730139.1管段47871657729137.8管段57969657729037.7管段68369617729037.7管段78071617728937.6管段87871657729137.8管段98169657729137.8管段108169657729238.0117\n西南石油大学硕士研究生学位论文管段118171657729438.2管段128663637728937.6管段138663637728937.65.2.4评价结果分析(1)本工程输油管道相对风险值全部在“高风险”范围内，周边环境对管道的影响较大，应注意监视环境条件的变化，加强管理；(2)由于本工程线路沿线地形地貌、地区等级变化不大，所以相对风险值差别不大；(3)通过改变4种影响因素中的某一因素，都会在一定程度上改变相对风险值的大小，主要包括：通过局部改变管线走向(尽量避开地面工厂与建筑物、避开建设活动频繁区域、不稳定地层等)、提高公众护管意识与巡线水平、减少管道腐蚀发生、增加管道系统安全系数、完善安全防护系统、提高生产管理水平等。这些都将有效的降低管道整体的风险程度，从而为管线的安全运行提供条件。5.3火灾、爆炸危险指数评价分析采用火灾、爆炸危险指数(DOW)(第七版)对秦京线中秦皇岛首站原油储罐进行评价[75,76]，危险系数的具体确定过程如下：表5-12评价设备操作参数表评价设备主要介质可燃物质总量(kg)操作参数温度(℃)压力(Mpa)原油储罐原油7.6×107430.2注：原油密度按850kg/m3估算。评价单元火灾、爆炸危险指数F&EI的取值及计算过程见表5-13。表5-13秦皇岛首站原油储罐火灾、爆炸指数计算117\n西南石油大学硕士研究生学位论文工艺设备主要物料原油操作状态正常操作确定MF的物质原油物质系数(MF)(常温)161)一般的工艺危险危险系数范围采用危险系数底系数111.物料输送0.20～1.050.842.通道0.15～0.363.吸热0.16～0.454.控制排放跟泄漏0.32～0.550.455.密闭工艺部分0.34～0.956.放热0.25～1.30一般工艺危险系数(F1)2.382)特殊的工艺危险底系数111.负压即绝压＜500mmHg0.502.爆炸极限范围内或其附近的操作A.罐装易燃液体0.500.50B.控制失灵或惰性气体吹扫故障0.30C.一直在爆炸极限范围内或其附近0.803.压力大小0.15～1.560.214.有毒物质0.24～0.850.255.爆破粉尘0.24～2.056.转动设备0.487.接头处或填料的泄漏0.16～1.580.358.易变、易燃物质重量(7.6×107kg)A.工艺过程中的液体或气体B.储存中的液体或气体1.30C.储存中的可燃固体和工艺中的粉尘9.油热交换系统0.20～1.1010.明火装置11.温度低下0.24～0.3512.侵蚀跟腐蚀0.15～0.800.23特殊的工艺危险系数(F2)3.84117\n西南石油大学硕士研究生学位论文固有的火灾、爆炸危险等级很大火灾和爆炸指数F&EI145工艺部分的危险系数F38.95评价单元安全措施补偿系数取值见表5-14。表5-14评价单元安全措施补偿系数表安全项目补偿系数范围评价单元采用的补偿系数A、工艺控制a、计算机控制0.93～0.990.97b、惰性气体保护0.95～0.96c、应急电源0.970.97d、抑爆装置0.85～0.980.99e、紧急停车装置0.96～0.990.98f、活泼物质检查0.91～0.98g、冷却装置0.96～0.980.97h、操作规程0.91～0.990.92i、其它工艺危险分析0.92～0.980.98工艺控制安全补偿系数汇总(C1)0.81a、排放系统0.92～0.97b、备用卸料装置0.95～0.98c、联锁装置0.97d、远距离控制0.95～0.970.97物质隔离安全补偿系数汇总(C2)0.98C、防火设施a、特殊灭火系统0.91b、电缆防护0.93～0.980.93c、消防水供应系统0.95～0.970.96d、泡沫灭火装置0.93～0.970.94e、泄漏检测装置0.95～0.990.97f、喷洒灭火系统0.74～0.970.97g、手提式灭火器材/喷水枪0.94～0.980.97117\n西南石油大学硕士研究生学位论文h、钢结构0.94～0.980.98i、水幕0.96～0.98防火设施安全补偿系数汇总(C3)0.78安全补偿系数C=C1×C2×C30.62通过对评价单元安全补偿系数[77]分析得C1和C2、C3为0.81、0.98、0.78，计算可知安全补偿系数C为0.62。将评价单元火灾、爆炸危险指数F&EI、安全措施补偿系数、最终危险等级以及危险暴露半径、暴露区域面积，结果汇总于表5-15。表5-15评价结果汇总表危险指标原油储罐初始火灾、爆炸指数(F&EI)143危险等级很大安全措施补偿系数C0.62安全措施补偿后火灾、爆炸指数(F&EI)88安全措施补偿后危险等级较轻评价结果表明原油储罐采用的各项安全措施对减低其火灾爆炸危险的作用很大，运行中确保原油储罐各种安保设施的完好、正常非常重要。5.4本章小结本章讨论了秦京输油管道的定性、定量风险评价。首先具体介绍了管道定性风险评价方法，说明了安全检查表评价方法的具体评价方法，其中包括线路安全检查表、站场安全检查表、安全管理检查表。其次讨论了管道定量风险评价方法，第一部将管道分为13段，并介绍了各个管段的概况、第三方破坏因素专家评分、腐蚀因素专家评分、设计因素专家评分、误操作因素专家评分、泄露影响系数，确定各管段各事故因素的指数，将各事故因素指数和除以泄漏影响系数得出了各管段的相对风险值，进而预知管道的高风险区和隐患区。并且得出了以下结论：(1)本工程输油管道各管道风险值全部处于“高风险”区，工程周边环境对管道各管段的影响较大；(2)各管段的相对风险值差别不大，说明整条管道的安全可靠性比较低，存在安全隐患的区域。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文(3)通过改变第三方破坏因素、腐蚀因素、设计因素、误操作因素中的任意一个因素都会一定程度上改变相对风险值。利用火灾、爆炸危险指数评价方法分析了秦京线中秦皇岛首站原油储罐的危险系数，得出了原油储罐在初始火灾、爆炸指数、危险等级、安全措施补偿系数、安全措施补偿后火灾爆炸指数、安全措施补偿后危险等级下的危险程度。说明了原油储罐的各项安全措施对原油储罐的安全性起到很大的作用。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文第6章结论与展望6.1结论(1)原油具有易燃、易爆性，其火灾危险等级为甲B类。原油属于低毒物质，会对人体造成危害。(2)引发站场事故的主要危险、有害因素表现为：站内管道破裂、站场设备故障和设备泄漏等。(3)输油管道的危险有害因素主要表现为管道材料缺陷或焊接缺陷、管道内外表面腐蚀破坏、应力开裂以及第三方破坏等。管道已经运行了30多年，容易出现因管道内外表面腐蚀破坏，造成管道破裂、原油泄漏等事故发生。管道沿线所经地区主要为沿海平原和半丘陵、平原地貌，存在多种类型的自然灾害，主要有土壤腐蚀、冲刷坍岸、不良地质作用及灾害，恶劣的自然条件如雷电、低温等，这些自然灾害将对管道的运营造成极大的威胁。管道沿线可能产生的社会危害因素主要是第三方破坏。本工程沿线附近地区人口分布较密集，经济活动频繁，有发生第三方破坏的可能性。沿线穿越包括大中小型河流、高速公路和一、二级公路、铁路等，河水的冲刷以及公路上的过往车辆对管道具有周期性的疲劳损伤，对管道的寿命有一定的影响。通过检查表对输油管道和站场进行检查，发现不符合项在安全隐患中提出。影响管道工程危险度和风险的主要因素包括可变因素和不可变因素。通过改变可变影响因素中的任意因素，都会在一定程度上改变相对风险值的大小。评价结果表明原油储罐采用的各项安全措施对减低其火灾爆炸危险的作用很大，运行中确保油罐各种安保设施的完好非常重要。秦京公司安全管理组织机构健全，建立了安全生产责任制，制定了安全检查制度、安全教育培训制度、生产安全事故管理制度、设备安全管理制度等规章制度，制定了安全规程和各工种操作规程，特种作业人员持证上岗。秦京公司采纳了本报告安全对策措施与建议，已经进行了隐患整改。秦皇岛－北京输油管道目前的安全生产及管理状况满足安全生产条件，符合申请安全生产许可证换证的要求。秦京公司在今后的生产中应按照各级安全生产监督管理部门的要求，落实各项安全生产规章、制度，进一步提高企业的安全生产管理水平，预防各类事故的发生。6.2创新点描述117\n西南石油大学硕士研究生学位论文(1)提出油气长输管道系统定量评价的理念，解决了油气长输管道系统可靠性分析及计算的问题、评估油气管道缺陷失效概率。将油气长输管道看成是串联结构系统。通过计算管道各个单元的可靠性，结合串联系统的可靠性计算方法分析管道系统的可靠性。分析管道的几何参数、缺陷参数、材料参数以及载荷参数评估油气管道缺陷失效概率。(2)提出了合理的管道安全评价模式和油气管道分析评价技术。每个安全评价模式有自己的评价内容、评价指标、评价程序、评价方法和评价准则，因此，安全评价模式还没有统一、规范的标准，由此必然影响到评价结果的一致性、有效性、准确性，无法推进评价工作的标准化、程序化、对形成安全评价模式的国家标准不利。因此，本文通过各种评价模式的探讨、分析、比较，提出了合理的油气长输管道安全评价模式和框架构想。(3)管道高后果区的量化评价，应用于秦京输油管道，并提出了可行的改进措施。通过考虑管线中的第三方破坏因素评价、腐蚀因素评价、设计因素评价、误操作因素评价、泄露影响因素等，通过各个评价因素对各管道进行分析，得出各管段的相对风险值，确定了各管段的风险程度，以量化管道高后果区，并将这种方法应用于秦京输油管道，为管道的维修加固提供了可靠的依据。6.3展望目前，国外的油气长输管道风险分析已经开始逐步规范化，风险评价方法也日益完善。而在我国这方面的研究起步相对较晚，尤其是长输管道方面。管道的风险分析和管理研究近几年来开始得到重视，但是从目前的研究现状来看还需要做很多的工作，将油气管道风险分析规范化还需要做大量的研究。在整个油气管道领域中，需要做更深入研究的课题主要有：油气管网的研究、非埋地管道的研究、管道可靠性数据库以及其分析系统的建立、其它方面管道的研究。例如化工管道、成品油管道、海底管道，以及在管道理论和方法上的进一步研究等。在油气管道风险分析及评价领域，为了提高现役输气管道风险评价结果的准确性和风险要素评分指标体系的通用性，在评价过程当中，各种事故因素的处理必须符合国家相关政策、法规或者标准的具体规定，这样有利于提高评价系统的通用性和推广油气管道风险评估应用。当前在油气管道风险评分指标体系的通用性方面还需进一步研究的课题有：设计与施工缺陷对现役输气管道安全性的敏感性研究，现役输气管道事故后果的定量评价和不确定性研究，穿跨越管段的结构可靠性评估研究等。因此，石油系统相关部门应当借鉴国外的风险评价技术的同时，结合我国油气管道的实际，编制出符合我国油气管道的风险评价标准，应用于实际工程中。117\n西南石油大学硕士研究生学位论文致谢本文是在导师张鹏教授精心构思和细心指导下完成的。导师严谨治学、诚信做人的精神时时激励着我前进，我学习中的每一点进步都凝结了老师辛勤的汗水和殷切的关怀。通过老师的指点和项目实践的锻炼，我对管道安全和可靠性技术有了更深入的认知。在生活中，老师的亲切关怀也给我了无限的感动，他和蔼可亲、平易近人的态度，也常常在研究的难点鼓励我前行。这些，都是老师给我的最宝贵的财富，让我在今后的工作和生活中受益终身。在此，学生谨向老师致以最崇高的敬意和感谢！学习和研究过程中，得到了西南石油大学研究生院、石油工程学院，特别是油气储运研究所的各位老师和领导的培养、关心和帮助，深表谢意！感谢在西南石油大学我所有同学和朋友们，你们不仅在学业上与我交流，促我前进，更在生活中给我了无数鼓舞，让我在困难面前无所畏惧，特此向你们表示感谢！感谢所有关心我的亲人们，没有他们的全力支持，我不可能全身心地投入到学业中，也就不会有学位论文的顺利完成。感谢所有老师、专家的审阅和不吝赐教。感谢文中参考文献的作者辛勤的劳动。最后感谢论文完成期间提供资料、帮助过我的所有人。刘锴2011年4月•于西南石油大学117\n西南石油大学硕士研究生学位论文参考文献[1]余洋.中国油气管道发展现状及前景展望[J].国际石油经济，2007，2(3):27-29[2]王敏捷，姜淑兰，王勇.世界管道工程建设综述[J].国外油田工程，2007，7(21):26-32[3]蒲明.中国油气管道发展现状及展望[J].国际石油经济，2009，3(12):40-47[4]严大凡，翁永基，董绍华.油气管道风险评价与完整性管理[M].北京：化学工业出版社，2005[5]董绍华.管道安全管理的最佳模式——管道完整性技术实践[C].中国国际管道(完整性管理)技术会议论文集.上海.2005[6]王智军.陆上管道失效后果分析及软件开发[D].西安：建筑科技大学学位论文.2005[7]潘家华.油气管道断裂力学分析[M].北京：石油工业出版社，1989[8]牛关卫.长输管道管理现状研究[J].现代商贸工业，2009，10(2):46-47[9]张彦华，秦昕，李红克.基于风险的管道完整性概念分析[J].电焊机，2004，7(32):1-4[10]吴世伟.天然气管道安全可靠性研究[D].天津：天津大学学位论文.2004[11]Muhlbauer,PipelineRiskManagementManual[M],FirstEdition,GulfPublishingCompany,Houston,Texas,1992[12]W.KentMuhlbauer,PipelineRiskManagementManual[M],SecondEdition,GulfPublishingCompany,Houston,Texas,1996[13]BrainGriffin,MikeZelensky,Basicsofriskanalysis,Accessmentandmanagement[M],Banff/95PipelineWorkshop,1995[14]BruceDB，MikePG.Relativeriskadvantage[C].InternationalPipelineassessment--theConferenceVol.1，competitiveASME1998.[15]CoulsonK.E.W.,PipeCorrosion-conclusion,NewGuidelinesPromiseMoreAccurateDamageAssessment[J],OilGasJ.,88(15),1990:41～44[16]StridoffRS.Safetyriskanalysisandprocesssafetymanagement:principlesandpractices.KolluruR.Riskassessmentandmanagementhandbookforenvironmental，healthandsafetyprofessionals.NewYork:McGraw-HillInc.，1996.[17]BiagiottiSF,GosseSF.Formalizingpipelineassessmentmethods&tools[C].2000InternationalintegritywithriskPipelineConference,Vol.1，ASME2000，31-39.[18]Europeangaspipelineincidentdatagroup(EGIG):1993report.[19]ME-038-01《Guidetoquantitativeriskassessment(QRA)-committeeonpipeline:gasandliquidpetroleum》.[20]MorganB,Anapproachtotheriskassessmentofgasolinepipelines,PipelineReliability117\n西南石油大学硕士研究生学位论文Conference,Houston,TX,1996.[21]MuhlbauerWK.Pipelineriskmanagementmanual(NewYork),2004.[22]PlussC,NiederbaumerGetal:RiskassessmentoftheTranst-gasPipeline,JournalofPipelineIntegrity,2002(9).[23]潘家华，油气管道的风险分析（待续）[J].油气储运，1995，14(3):11～15[24]潘家华，油气管道的风险分析（续一）[J].油气储运，1995，14(4):1～7[25]潘家华，油气管道的风险分析（续完）[J].油气储运，1995，14(5):3～10[26]四川石油管理局编译.管道风险管理[M]，北京：石油工业出版社，1995[27]周方勤.对长输天然气管线进行风险评价的初探[J]，油气储运，1997，17(1):60～63[28]余建星，雷威.埋地输油管道腐蚀风险分析方法研究[J]，油气储运，2001，20(2):5-12[29]郭章林.油气管道系统安全风险分析方法研究[D]，天津：天津大学，2000.[30]颜冬青.输气管道定量风险评价[D]，成都：西南石油大学硕士学位论文，2000.[31]庄传晶，霍春勇，冯耀荣.西气东输管道的风险预评价[C]，石油管工程应用基础研究论文集，北京:石油工业出版社，2001[32]罗绪富.结构可靠性评估在管道风险管理中的应用.油气储运,2001Z0(9):51～52.[33]张明礼,吴继伟,王朝贵.可靠性与风险分析程序系统及其在概率安全分析中的应用.核动力工程,2000,21(4):353～356.[34]MarkG,Stewart,RobertE..Probabilisticriskassessmentofengineeringsystem[M].London:KluwerAeademicKap,1997.[35]董玉华,高惠临,周敬恩,冯耀荣,霍春勇.长输管线失效状况模糊故障树分析方法[J].石油学报,2002,23(4):86~89.[36]Muhlbauer,“PipelineRiskManagementManual”,FirstEdition,GulfPublishingCompany,Houston,Texas;1992[37]W.KentMuhlbauer,"PipelineRiskManagementManual",SecondEdition,GulfPublishingCompany,Houston,Texas;1996[38]BrainGriffin,MikeZelensky,"Basicsofriskanalysis,Accessmentandmanagement",Banffl95PipelineWorkshop,1995[39]卢绮敏.油气管道应力腐蚀破裂的原因及防护.石油规划设计,2000,11(2):42~43[40]张华兵,冯庆善等.油气长输管道定量风险评价.中国安全科学学报[J].2008,0(3),16~19.[41]曲文卿,张彦华,钟剑,张鹏.含缺陷石油管道应力分析.焊管,2002,25(4):27~32.[42]董玉华,高惠临,周敬恩,等.长输管线失效状况模糊故障树分析方法[J].石油学报,2002,23(4):96~100.[43]彭力,李发新.危害辨识与风险评价技术,石油工业出版社.北京,2001,11.[44]李文忠.浅析液化石油气储罐泄漏事故后果类型.内蒙古石油化工.2006.[45]方辉.原油储罐火灾爆炸危险分析.油气田地面工程.2007.117\n西南石油大学硕士研究生学位论文[46]卢建忠.埋地管道事故原因分析[J].石油商技,1997,2(4):8~10.[47]关建庆,袁英同,刘香敏,张和斌.油田集输管道磨损腐蚀分析和预测[J].江汉石油学院学报.2003.[48]刘佳.海底管道防腐状态检测关键技术研究[硕士学位论文].大连理工大学.2008.[49]邓民宪.架空管道震害预测实用方法的研究.地震学刊，1999(2):51~55.[50]韩其俊.安全检查表法在安全评价中的应用及改进.石油化工安全技术.2003.[51]郑茂盛,周根数,赵新伟等.现役油气管道安全性评价研究现状.石油工程建设,2004,30(1):1~6.[52]刘俊杰,李志民,卢志海等.油气管道风险评价在安全评价中的应用.油气田地面工程，2003.22(1):75～76.[53]CanadianAssociationofPetroleumProducers.RiskAssessmentTechniquesforSystem[C].CEC.J2793,1993.5.[54]Seer,Gasuie,Groningen.GasPipelineIncidents[R].EuropeanGasPipelineIncidentGroup,Report1970-1992.EGIG(1993).[55]马欣.管道风险分析指数评分法中分值调整初探[J].管道技术与设备.2010.[56]余建星,黄振广,李建辉等.输油管道风险评估方法中风险分析因素权重调整研究.中国海上油气(工程),2001,13(5):41~44.[57]常大海,蒋连生,肖尉等.输油管道事故统计与分析[J].油气储运,1995,14(6):48~51.[58]DvaidJonesetal.Riskassessmentapproachtopipelinelifemanagement[J].pips&pipelineIntermational,1998,l~2.[59]姜力.在役输气管道的风险管理技术研究[硕士学位论文].西南石油大学,2008.[60]刘立宏.输油管道风险评价方法的应用及改进[J].贵州化工.2008.[61]EuropeanGasPipelineIncidentDataGroup.GasPipelineIncidents1970~1972[J].Pipes&PipelinesInternational,July-August1995:9~12.[62]毛建,姚安林,蒋宏业,李又绿.采用黄金分割法进行管道第三方破坏风险评价[J].油气储运.2009.[63]张镇,李著信,石进.长输油气管道第三方破坏故障数分析[J].油气储运,2008.[64]曹斌,廖柯熹,吴瑕.川渝地区输气管道第三方破坏故障树分析.石油工业技术监督.2011,1.[65]毛建,蒋宏业,李又绿,姚安林,蔡良君.油气管道第三方破坏人为因素分析研究.石油工业技术监督,2010[66]雷威,余建星.埋地输油管线腐蚀风险分析方法研究.引进与咨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