我国油气管道工程项目地安全系统评价与衡量 47页

第十章输油管道的安全管理第一节概述一、输油管道安全的重要性(一)输油管道事故的特点长距离输油管道具有密闭性好、自动化程度高等特点，其安全性优于铁路、公路、船舶运输等方式。但由于储运的介质是原油、轻油、液化气等易燃、易爆、易挥发和易于静电聚集的流体，有的还含有毒物质，一旦系统发生事故，泄漏的油气极易起火、爆炸，酿成人员伤亡及财产损失的恶性灾害。与天然气泄漏不同之处在于：油品大量泄漏还会污染水源、土壤，对公众健康及环境造成长期的不良影响。油罐火灾中绝大多数发生在汽油等轻油及原油罐，据统计原油罐和汽油罐的火灾占油罐火灾的比例我国是66％，前苏联为90％。大型油罐火灾的火势猛烈，火焰温度很高，热辐射强度大，容易发生爆炸或引燃附近油罐。油品外溢会形成大面积火灾，扑救困难。特别是原油和重油罐，若油品含水或罐内有水垫层，油罐着火后一定时间可能发生沸溢，油气喷溅四射使火势更大，这将扩大过火面积且容易造成人员伤亡。1989年黄岛油库的原油罐火灾就是由于沸溢造成了巨大损失。(二)输油管道安全的重要性当输油管道通过人口稠密的地区或接近重要设施时，大火及爆炸将造成生命、财产的巨大损失；在边远的荒漠、山区，往往因消防力量不足或水源较远等条件限制，灭火困难。输油管道的站场和油库的罐区集中储存着大量油品，装卸操作频繁，引发火灾的危险因素很多。输油管道的这些事故会造成人员伤亡和直接经济损失，以及上游的油气田和下游的工矿企业停工减产的间接损失。输油管道事故还可能污染环境，给公共卫生和环境保护带来较长时间的负面影响。在社会日益重视公众安全和环境保护的背景下，油气管道系统的安全受到了更为广泛的关注。长距离输油管道是大口径、长距离、高压力的大型管道系统，是国家能源供应大动脉和国民经济的重点工程，肩负着为国民经济健康快速发展提供能源保障的重要责任，它们的安全运行有重大的社会和经济意义。在全球经济一体化发展和我国加入WTO的形势下，提高安全管理水平已成为提高企业的综合效益及竞争能力、进入国际市场的重要手段。二、我国油气管道的安全形势\n我国已建成油气管道4万多公里，其中东部许多管道运行已接近或超过20年，逐步进入后期事故多发阶段。由于建设当时的技术经济条件所限，设计、施工水平、材料缺陷、多年运行的损伤等原因，管道安全存在不少隐患。近年来，随着经济的快速发展，城市及城镇建设、厂矿及交通设施建设也日益频繁，违章施工伤害管道、违章建筑占压管道的事件增多。第三方故意破坏引发的管道泄漏事故呈上升趋势，更给管道系统的安全造成严重威胁。2003年底在兰成渝成品油管道的广元段，因打孔盗油造成汽油喷射泄漏的恶性事故就是典型的例子。由于上述原因，我国油气管道事故率比发达国家要高很多倍。据统计，近30年来，欧洲、前苏联、美国的输气管道事故率(单位：次/(千公里·年))分别为0.42、0.46、0.60，总平均值大致为0.5。我国四川地区12条输气管道的事故率为4.3。西欧17国输油管道泄漏事故率2000年为0.25。我国东北和华北地区输油管道运行以来，粗略统计事故率要超过2.0。近年新建成的西气东输管道、兰成渝成品油管道、陕京输气管道及建设中的陕京二线、大西南成品油管道和计划建设的西部原油、成品油管道等都是大口径、长距离、高压力的大型管道系统，是西部大开发的重点工程，它们的安全运行对国民经济有重大意义。这些管道经过沙漠、高山，通过湿陷性黄土区域及多条地震断裂带。沿线地形地貌复杂，地质灾害类型多、频率高。2004年投产的甬沪宁原油管道及建设中的沿江输油管道等，都是建在人口及城镇最密集的华东沿海地区。这些管道一旦泄漏或发生火灾爆炸事故，将产生重大损失及恶劣影响。当前形势下，油气管道安全的重要性和紧迫性更为突出。增强安全生产意识，提高安全管理水平，保障油气管道安全运营，是摆在我国储运工程技术人员和管理人员面前的重要任务。三、输油管道事故原因与后果分析下面根据事故统计资料分别对输油管道的危害因素及事故后果进行分析。(一)输油管道事故统计分析表10.1列出了西欧和美国1971～1995年输油管道事故统计数据的原因分类。表10-1西欧及美国输油管道的事故统计(1971-1995年)外力损伤腐蚀机械损伤操作失误自然灾害其他西欧33%30%25%7%4%1%美国34%33%18%2.5%4.5%8%由管道事故率统计可见，欧美国家输油管道事故原因主要是外力损伤、管材及管件的机械损伤、腐蚀，其次是操作失误、自然灾害等。外力损伤中，一种指由于外部的活动，如工业、道路建设、爆破、开挖、管道施工、维修等活动引起的意外损坏；另一种是第三方恶意损坏，例如近年我国发生的打孔盗油事件属于这种。管材及管件的机械损伤往往是由材料损伤或施工损伤引发，除了管壁变形、凹陷等引起的泄漏外，较多事故发生在阀门、法兰等管件上，站场内的泄漏较多集中在这些部位。管道内、外腐蚀引起的泄漏事故中，输油管道外腐蚀次数及总泄漏量都占主要位置。腐蚀事故多发生在管子的焊道、管道穿(跨)越处、锚固及防腐层补口处的管段上，因为这些部位都易于产生管材损伤、应力集中、焊接缺陷及防腐层破损。自然灾害主要是由于地震、塌方、泥石流、洪水、雷击等造成的管道损坏。\n输油管道大量泄漏的主要原因是管子开裂。按管子开裂孔径的尺寸，从小到大排序，一般分为：针孔、裂缝、漏口、裂口、断裂等几种。开裂孔径、面积越大，平均泄漏量越大。表10-2我国东部输油管道的事故统计（1970—1990年)破坏原因外部干扰设备故障腐蚀违规操作施工、管材其他比例/(%)8.330.321.320.58.511.1表10-3我国输油管道设备事故统计(1970—1990年)分类加热炉阀门泵机组油罐电气设备其他比例/(%)31.626.821.011.67.91.1表10-2、10-3列出了1970-1990年我国输油管道事故统计数据。这20多年中我国输油管道事故原因主要是设备故障、腐蚀、操作失误，其次是外部干扰和施工、管材质量问题。我国输油管道事故主要原因与欧美不同，是因为东部管线多建设在20世纪70～80年代，受到当时经济、技术水平的限制，在设备、材料及施工质量、自动控制等方面与先进水平有较大差距所致。20世纪90年代以来，打孔盗油等故意破坏的事故率呈快速上升的趋势，这给输油管道安全造成了极大损害。近年新建的大型油气管道在设计、材料设备、施工等方面技术水平有很大提高，设备故障及误操作的事故率下降。(二)输油管道泄漏事故的后果及影响因素输油管道事故泄漏可能引起火灾爆炸，造成人员伤亡及财产损失。泄漏不仅使所输油品大量流失，由于漏出的油品往往会污染河流、地表和地下含水土层，从而污染饮用水，对生态环境和社会影响很大。原油泄漏后对生态环境有长期的负面影响，除了溢油直接损失，处理事故还需要花费油品回收、清洗、环境净化及赔偿损失等费用。输油管道事故后果的影响因素主要有以下几方面：1.油品泄漏量及扩散条件.管道运行中，因管子开裂引发的泄漏量与裂口大小程度、泄漏持续时间有关，开裂的孔洞越大，泄漏持续时间越长，泄漏量就越大。一般情况，局部腐蚀形成的针孔渗漏量很小，而机械损伤导致的裂口会大量漏油。通常条件下，泄漏量越大，污染范围也越大。但某些情况下也有例外，例如高压管道内，油品从小孔中向上喷射，随风四处飘散到远处；埋地管道长期泄漏的油品随地下水或地面水流动，或土壤为渗透率较高的沙土、砾石层，使油品容易扩散，这些都可能导致大面积的环境污染。目前，西欧的管道公司将受泄漏影响的面积超过1000m2的事故，定义为严重的环境污染事故。2.管道周边的人口密度泄漏事故后果的严重程度与当地人口状况有关，若事故发生在荒无人烟地区，则后果轻微，人口越密集，事故后果危害性越高。特别在工业区或商业区附近，不但人口密集，还由于土建施工及大型机械作业较多，危及管道的因素增多，事故频率较高，风险更大。3.管道所输介质的危险性所输介质的物理性质将影响到泄漏事故的后果，主要考虑介质的危险性。危险可以分成两类，即当前危险和长期危险。当前危险指突然发生并需要立即采取措施的危险，但危害的持续时间短。如火灾、爆炸、接触毒物等，将立即造成人员伤亡和财产损失。长期危险是指持续时间较长的危险，如水源污染、潜在致癌性等，这些属于慢性危害，随时间的推移，其危害性可能更大。天然气、液化气等泄漏后，火灾、爆炸危险性比一般油品的危险更大，而原油泄漏后对生态环境有长期的负面影响，长期危险较大。\n(1)油品的易燃易爆性石油及天然气的易燃、易爆性是泄漏后引发火灾或爆炸的内因。评价油品燃烧、爆炸危险的主要物性参数有：闪点、蒸气压、爆炸极限等。闪点是衡量油品火灾危险性的主要标志，以前国内按闪点高低划分石油及油品的危险等级。闪点低于28℃的油品，属于易燃液体，航空汽油、车用汽油、航空煤油属于这类。由于原油的蒸汽压较高，闪点较低，也多属易燃液体。近年发布的GB50183-2004《石油天然气工程设计防火规范》中，将易燃液体按蒸气压、闪点分别划分：37.8℃时蒸气压>200kPa的液态烃为甲A类，如液化石油气、液化天然气、天然气凝析油及未稳定凝析油。闪点低于28℃的液体(甲A类除外)为甲B类，如汽油、原油及稳定凝析油。将闪点>28℃的可燃液体按闪点从低到高分为了乙A、乙B和丙A、丙B类。这种油品火灾危险性分类方法与国外基本相符。当油气在空气中的浓度在爆炸上限与下限之间，遇到引爆源时有爆炸危险。油气的燃烧限范围的下限与爆炸限一致，上限略高于爆炸上限。若混合气浓度高于爆炸上限却在燃烧限内，则不会爆炸，但会燃烧，而后爆炸。几种油品在空气中的爆炸极限(体积浓度)：车用汽油为1.58％～6.48％，煤油为1.4％～7.5％。油气的爆炸往往与燃烧相联系，两者一定条件下可以互相转换，所以易燃性大的油品往往爆炸危险性也大。(2)油品的静电积聚性油品在管道中流动、充装容器时的冲击、喷溅及沉降等过程中，都会产生静电积聚。因为静电放电的火花引燃油气的火灾、爆炸事故，主要发生在有油气形成的油罐、油槽车及油轮中。据日本官方统计，油品的火灾爆炸事故中，约有10％属于静电引发的事故。当液体的电导率在10-12～10-11S/m范围，静电产生并积聚的能力最强，若油品中含有水分或混有空气，会增加静电积聚的危险性。液化石油气、凝析油和轻质油品的电导率及含杂质情况正在这个范围内，储运过程中静电危险性很大。(3)油品的毒性原油、汽油等对人体的毒性取决于其组成成分，其中所含的烷烃、环烷烃等由呼吸道吸入后，高浓度时可使神经系统功能紊乱，并刺激皮肤、粘膜。含油污水对河流的污染严重时会导致鱼虾死亡。(三)高粘易凝原油流变特性对管道运行安全的影响高粘易凝原油多采用加热输送。加热输送管道低输量运行中，当外界环境条件变化或运行工艺参数不当时，可能出现初凝停流事故。管道的输量要大于热力条件允许的最小输量，输量低于这一限制时，必须采取相应措施才能保证管道安全运行。停输时间过长将使管内原油冷凝而导致再启动困难，可能酿成凝管事故。凝管事故是输油企业的恶性重大事故。它不仅会造成管道停输，而且往往解堵困难。处理凝管事故除了造成排放原油、抢险费用、管道停输等直接经济损失外，还会污染环境，并影响上、下游的油田、石化企业的生产，造成巨大的间接损失和不良的社会影响。加热输送管道凝管事故主要容易在以下情况发生：(1)管道结蜡层较厚，较低输量和较低油温下运行时；(2)投产初期油源不落实，投产后输量达不到管道允许最低输量；(3)因事故停输的时间过长，油温降低过多，管道无法正常再启动。我国加热输送含蜡原油管道上曾发生过上述各种原因引发的凝管事故。例如，全长435km，管径273\nmm，加热输送青海油田的原油至格尔木炼厂的花格原油管道，1990年投产后不久就发生全线凝管事故。某条管径350mm，长295km的易凝原油加热输送管道，一次在冬季地温较低时，在两天中先后因为停止供电17h，造成两个站间约100km管道内原油冷凝(没有形成管截面全部凝结)，不能正常再启动运行。这次事故处理中，在几十公里的管线上开孔十几个，分段放出管道内的冷原油，又安装了临时管线、泵机组、油罐和加热炉，用这些设施给管内注入热柴油，稀释管内冷原油，降低其粘度，然后用柴油活动管线分段顶挤，经过19天的事故抢险后恢复正常输油。由此可见，若更长距离的管道发生凝管事故，或发生了全管截面都形成凝油的事故，其处理时间之长、难度之大可想而知。加热输送易凝原油管道的凝管事故，是必须尽力防止的重大恶性事故。第二节油气管道的安全工程保护公众健康与安全，保护环境是我们的基本国策，党和政府始终坚持‘安全第一，预防为主’的安全生产方针。要求对具有较大风险的建设项目，从可行性研究至竣工验收、投入生产和使用，都必须按照安全生产设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产与使用的要求进行建设与管理，称为石油工程建设项目的“三同时”。要求企业各级领导管生产必须同时抓安全，在计划、布置、检查、总结、评比生产的同时，也要计划、布置、检查、总结、评比安全工作。企业的行政负责人是安全生产的第一责任者。输油管道是一个复杂的大系统，它的不安全因素及引发事故的原因很多，涉及到系统本身、人、环境的相互关系，与管道工程的规划、设计、施工、运营、维护和抢修等各方面有关。为了达到安全生产的目的，需要从安全法规、安全设计、安全管理、安全技术、职业卫生等各方面配合，形成一个完整的安全工程体系。这里的‘工程’是指服务于特定目标的各项工作的总体。安全工程的内容包括了保证安全生产必须抓好的各项工作。一、安全法规制定系列的法律、法规，对安全生产提出要求并严格监督执行，才能以法制为基础，贯彻执行“安全第一，预防为主”的方针。许多发达国家对油气管道实行专门的安全监督管理，有专门的、系统的法规对其设计、施工和运行的各个环节提出具体要求，授权政府职能部门进行监管，权威技术部门进行法定检验。形成了由法律—法规—部门规程—安全技术规范—引用标准构成的安全监察法规体系。近年来我国对油气管道安全管理和监察非常重视，相关的法规体系也在日渐完善。建国以来特别是十一届三中全会后，党和政府非常重视安全生产和劳动保护的立法，建立健全了国家的安全管理及监察机构。2002年6月29日第九届全国人民代表大会常务委员会第二十八次会议通过，中华人民共和国第70号主席令颁布了“中华人民共和国安全生产法”。2000年4月国务院颁布了“石油、天然气管道保护条例”。2000年4月24日国家经贸委发布了“石油及天然气管道安全监督管理规定”。中国石油天然气总公司于1997年发布了SY/T6267-1997“\n石油天然气工业健康、安全和环境管理体系”(HSEMS)。我国油气管道的设计、制造、施工、操作和维修也有一系列的技术规范、标准。2003年l0月实施的国家标准GB50253-2003《输油管道工程设计规范》，是对1994年实施的原标准GB50253-94的修订版。它的主要内容包括了输送工艺、线路、输油管道、管道附件和支承件的结构设计，输油站、管道监控系统、通信系统的设计，管道焊接、焊接检验、试压，健康、安全与环境(HSE)、节能等多方面的技术要求和规定。在总结我国输油管道工程设计经验，借鉴国内外相关标准的基础上，对原版的内容进行了修改。例如：与原标准相比，增加了成品油、液化石油气输送管道系统内容，增加了健康、安全与环境及节能方面的规定，提高了安全防火标准等。油气管道的建设、运行、维修等还有很多相关的技术标准和规范，其中包括很多安全规范或安全管理的内容，例如GB50183-2004《石油天然气工程防火规范》、SY6168-1996《石油天然气管道安全规程》等，后者属于石油天然气行业标准。二、安全设计油气管道的设计中，除了采用技术先进、经济合理的设计方案外，如何保障管道系统的本质安全，为管道安全可靠运行打下良好基础，是设计阶段必须考虑的重点之一。遵循有关规范、标准的安全规定进行设计，是设计人员必须认真体会和贯彻执行的。要根据输送介质及该工程项目的特点，有针对性地进行安全设计。安全设计要贯穿到设计的全过程和各个方面。从油气管道的前期规划、可行性研究、初步设计和施工图设计的各个设计阶段以及设计内容的各方面，都要坚持安全设计。下面就输油管道安全设计的各方面内容做简要介绍。1.线路选择长输管道的选线是一项很重要的工作。线路的走向、路由的长短、管道施工与维护的难易程度，通过地区的工程地质、自然环境、社会经济条件等，不仅对整个管道工程的投资、运行费用有很大影响，还与管道安全关系密切。线路选择时，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，线路不能绕避时要采取适当的防护措施并经国家有关部门批准。通过对工程地质情况的勘察，了解地质灾害的种类及发生的频率，对地震、活动断裂带、泥石流、滑坡、洪水、湿陷性黄土等地段，当线路不能绕避时要采取适当的防护措施。站场的地理位置是在总线路走向内，在符合工艺要求的前提下，可做适当的调整。站址选择除了考虑站场的交通、动力、水电和生活供应方便外，还要从安全考虑。应与铁路、大型工矿企业、居民密集区等有足够的安全距离。避免站址选在沼泽地区或可能水浸、洪水淹没的地区。2.输送工艺要根据所输介质的特性，选择安全经济的输送工艺。采用加热输送的高粘、易凝原油长输管道，凝管是它特有的事故，防止凝管的措施是加热输送管道安全设计特有的内容。\n成品油管道输送多为大宗轻质油品，如汽油.、煤油、柴油等，采用顺序输送、等温密闭输油工艺，与原油管道加热输送有许多不同特点。随着液态液化石油气(LPG)管道的兴建，有专为输送液化石油气的管道，也有LPG与汽油、煤油等轻质油品顺序输送的管道。液化石油气管道、站场与相邻的城市居民、公共建筑的安全距离、线路截断阀的间距、站场工艺设备的防火、防爆要求等，都有比其他油品更为严格的要求。3.工艺参数确定与主要设施选型诸如输油管道的输送温度、最大操作压力等工艺参数的确定，管道的管材类型、壁厚选择及储罐、泵机组、加热炉等主要设施及监测仪表、附件的选型，站场供电系统设计等，都需从保障管道安全出发，按相应设计规范执行。4.数据采集监控系统(SCADA)油气管道自动化是管道安全、经济运行的重要保证。目前，计算机监测控制与数据采集系统(SCADA)已广泛应用，成为管道自控系统的基本模式。为了使系统有良好的安全可靠性，在设计时选择先进的适用的系统及模拟软件，运行中充分应用其功能，可以保障油气管道安全、平稳地运行，提高运行管理及安全管理的水平。5.站场设计根据所输送介质的危险性，如易燃、易爆、有毒等特点，在站场的总图布置，建筑物防火间距及耐火等级确定，各种设施、设备及仪表选型，油罐类型选择及罐区的设计，防火防爆监测、消防系统设计，防雷、防静电设施设计等方面，都必须按有关规范要求进行设计，以保障安全。6.管道系统的腐蚀控制腐蚀是影响到油气管道安全可靠性和使用寿命的关键因素，常常是导致管道穿孔、破裂，发生油气泄漏的主要原因。有效地防止和控制管道腐蚀可以使事故率降低，保证管道安全运行。管道工程设计时必须对系统的腐蚀控制进行精心设计，如：选择防腐层材料、阴极保护设施、防腐参数测量及防腐效果监控设施等的设计。7.搞好管道建设的可行性研究在油气管道建设的前期工作中，可行性研究报告要对管道系统的线路、工艺方案、主要设备及自动控制水平等重大问题确定推荐方案。可行性研究报告作为该项目决策的依据，要根据它来编制设计任务书及进行初步设计。因此，只有深入搞好可行性研究，从技术先进、经济合理、保障安全的全方位推荐管道系统的最佳方案，才能保证管道系统的本质安全，为管道的安全建设、运行、维护打下良好的基础。在全社会日益重视油气管道安全的形势下，我们应该更加重视管道建设的前期工作，加强对可行性研究阶段的投入，深入搞好可行性研究，这是提高管道本质安全的首要环节。三、安全管理企业安全管理的主要内容包括：建立和健全各级安全管理机构，明确各级的职责和权力；制定和完善企业的安全规章、制度，制定各岗位的安全操作规程和安全责任制，制定各级事故应急预案等；对全体职工及特殊岗位工作者的安全培训、安全教育；组织各种安全活动，包括安全生产分析、安全检查、安全宣传、事故应急预案演练及总结评比等；事故管理也是安全管理的重要内容之一，主要包括事故调查、分析、统计、事故处理报告、提出预防措施、资料管理等工作。\n传统的安全管理方法及程序有方法简单、容易掌握、出结论所需时间短的优点，但除去制定规章制度和安全培训教育，其余的工作都着重在总结、评价过去多为事故发生后进行研究和处理的“事后过程”，不具有预测性。安全评比往往是以是否发生重大事故或事故多少来评价企业的安全性。实际上在一定条件下，事故隐患存在，但事故可能发生，也可能不发生，它具有偶然、随机的性质。目前没有出事故不一定说明该系统的安全有足够的稳定性。另一方面，随着生产技术发展及系统本身、环境条件变化，新的不安全因素又会出现，仅仅从以前的事故中总结找出的预防措施往往可能滞后，且难以预测今后的事故发生机率及严重程度。现代安全管理应用安全系统工程的理论和方法，使系统的安全处于最佳状态。它用系统工程的理论、方法来分析和研究系统中不安全因素的内在联系，检查各种可能发生的事故的概率及其危险程度，对风险做出定性及定量的评价。在一定投资、生产成本等约束条件下，把发生事故的可能性及造成的损失减低到目前可以接受的水平。根据风险评价的结果，提出相应的整改措施，把有限的资源最佳配置，以达到控制或消除事故的目的。这种方法通过危害因素识别和风险评价，划分风险程度、级别，指导人们预先采取降低风险的措施，预防事故的发生。在油气管道应用安全系统工程的理论和方法，达到控制或消除事故的目的，可以全面提高管道系统的安全水平。目前油气管道现代安全管理的主要内容包括：(一)健康、安全与环境管理体系(HSEMS)所谓管理体系是指把管理对象作为一个整体，把各种控制、处理的措施及资源有机的结合起来，有效地运行，使控制的对象按计划及决策进行并达到预定的目标。一个企业中往往有多个并存的管理体系，HSE管理是其中的一个重要组成部分，它将健康、安全与环境三种密切相关的管理体系科学地结合在一起。这是从20世纪90年代以来国际石油天然气工业中通行的做法。1996年1月，国际标准化组织的SC6分委会发布了《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》。1996年6月，我国等同转化此项标准，正式颁布了中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T6267-1997《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》，自1997年9月1日起实施。HSE管理体系是一个适于石油行业特点，纳入了现代安全管理观念、方法的管理模式，已为国际各大石油公司采用、推行。实施这一管理模式，可以改进管理水平，减少事故，提高综合效益，提高企业竞争能力。目前，良好的HSE管理水平已经成为石油天然气企业进入国际市场的必要条件之一。根据SY/T6267-1997《石油天然气健康、安全与环境管理体系》，管理体系由7个一级要素组成，见表10-4。每个一级要素中又包含若干个二级要素。表10-4HSE管理体系的一级要素一级要素要点1.领导和承诺自上而下的和企业文化是体系成功实施的基础2.方针和战略目标关于健康、安全与环境的共同意识、行动原则和追求3.组织机构、资源和文件良好的环境所需的人员组织、资源和文件4.风险评价和风险管理对活动、产品及服务中，各方面风险的评价，风险控制措施制定5.规划（策划）HSE工作活动筹划，包括变更和事故应急反映计划6.实施和监督HSE表现及活动的监测及必要时的纠正措施7.审核和评审多体系的表现、效果、适应性定期测评\n高级管理层承诺要以文件的形式对全体员工和社会公开，表明他们对HSE管理体系负有领导责任和全力的支持，这是体系运转的动力。要在实施过程中培育和发展HSE企业文化，使HSE成为全体员工的信念和行动，从而保证管理体系的有效实施。方针和战略目标是HSE管理体系的指导思想和行为准则，中国石油天然气集团公司HSE管理的方针是：以人为本、预防为主、领导承诺、全员参与、体系管理、持续前进。战略目标是：追求无事故、无伤害、无损失，努力向国际石油公司的先进水平迈进。(二)安全生产监督若没有强有力的监督，完善的安全立法及规范往往难以认真执行。现行的安全管理法规中都强调了监督和审核。石油天然气行业通行第三方监督与行业内部安全生产监督相结合的体制。国家的第三方监察有专门的监察机构与监察体系，如我国的国家与各级行政区的安全生产监督管理局，代表国家利益对企业的安全生产进行监察和管理。各级机构的职责、权力范围、监察方法等由有关的法规明确规定。要求采取各种强制性措施包括立法、制裁及全员责任制等来确保生产安全。国家监察很重要，但常常存在监管范围、频率不足及专业性有限的问题。行业内部监督是国家监察的补充，可以强化企业自我监管的意识，对企业的安全生产进行全过程的动态的监督，实践已证明它是一种行之有效的手段。内部安全生产监督要求企业建立自我约束机制，落实企业在安全生产上应担负的责任，强化安全管理，主动积极地依法安全生产。行业内部监督一方面对生产过程的人身和设备安全进行事先及事后的督促、检查，带有一定强制性，同时协助企业领导抓好安全管理工作。国家经贸委2000年4月24日发布了《石油及天然气管道安全监督管理规定》，明确了对油气管道系统的安全监督管理规则，包括对管道勘察设计、钢管制造、管道施工、运行、检测和报废全过程实施安全监督、管理的要求。由于油气长输管道沿线经过省、市、地区多，范围大，涉及的行政区域多，监察管理的技术难度大。我国油气长输管道是由国家安全生产监督管理总局及地方各级安监机构负责对管道企业的安全生产监察管理。我国石油天然气行业已逐步建立和发展了行业内部安全生产监督体制。目前，在石油天然气企业及各专业分公司、某些生产现场均设有安全生产监督，各级监督组成了石油行业内部安全生产监督体系。基层的安全监督由上一级监督站选派，安全监督要经过培训、考核合格，取得相应资质后才能上岗。他们的职责是监督安全生产法规、规章制度的执行情况，查处安全违法行为或提出处罚意见，并协助企业做好安全管理工作。(三)油气管道完整性管理油气管道完整性管理是近年来在发达国家油气管道工业中迅速发展起来的现代安全管理体系。这些国家大量的油气管道已使用多年，进入其设计寿命后期，存在不少事故隐患，需要加强安全管理。另一方面，随着经济、生活水平的提高，社会舆论和公众对安全的关注和要求越来越高。发达国家运用风险评价和风险管理的方法管理油气管道已有多年的实践经验。这些给开展油气管道完整性管理提出了强烈的要求并准备好了条件。近几年在美、英和西欧等国，完整性管理进展很快。特别是美国，2001年以来已相继出台了油气管道完整性管理的相关法律、法规和规范，要求管道公司建立和完善油气管道完整性管理计划并遵照执行。有关输油管道完整性管理的内容将在本章第四节中介绍。\n四、安全技术为了控制和消除各种不安全因素，预防事故发生或减轻其危害程度而采取的技术措施属于安全技术。不同行业的危险因素不同，安全技术也各具特点。但安全技术总的发展方向是使生产过程机械化、自动化和密闭化。随着科学技术的进步，安全技术也在不断发展，安全技术措施也日益先进。这样不仅可以改善工人劳动条件、保障安全生产，同时也是提高劳动生产率、保证产品质量的重要手段。对于输油管道系统，除了防火、防爆、防静电、防雷及消防等安全技术外，还主要有针对管道系统的各种危害因素的安全技术，如防止管道内、外腐蚀，防止水击破坏，管道泄漏检测、防腐层检测、管道内检测的技术，等等。安全技术的措施包括两个方面：预防事故发生和减少事故的损失。这些措施归纳起来主要有以下几类：1.减少潜在的危险因素减少潜在的危险因素，使事故失去产生的基础，是预防事故的最根本措施。例如：在新工艺、新产品开发时，尽量避免使用有危险性的物质、工艺和设备，选用不燃和难燃物质和低毒物质，这使火灾、爆炸和中毒事故难以发生。2.降低潜在的危险因素的强度某些潜在的危险因素往往要达到一定的程度或强度才能造成危害。通过一些措施降低它的强度，使之处于安全范围内，就能防止事故发生或降低事故的损失。输油泵房内，油品的滴漏等可能造成油气集聚，若与空气的混合气浓度达到爆炸限，遇到火花可能爆炸。在泵房设置强制通风设施，降低油气浓度及其聚集可能性，就可以防止事故发生。在干线管道上设置截断阀，可以减少事故时油气的外泄量。采用防腐层与阴极保护相结合的方法防止管道、设备的腐蚀，就减少了油气泄漏的危险。3.联锁保护当设备或装置出现危险情况时，以某种方法强制一些元件相互作用，以保障生产安全。例如，当检测仪表显示某工艺参数超过预定的安全限达到危险值时，与之相应的控制器就会自动进行调节，使之处于正常状态或安全停运。输油管道的出站压力超高时，出站调节阀会自动关小，使输油量减少、出站压力下降，维持出站压力在正常范围。对于密闭输送的多泵站的长距离输油管道，为了防止水击引发的事故，在中间泵站上设有进站压力超低保护、出站压力超高保护、站内高压管道压力超高限保护和超前保护等压力保护设施。一旦发生水击，产生压力超限，管道系统保护装置会自动选择如调节阀、泄压阀等分别进行调节，维持管道正常运行。若调节无效(调节阀失灵或不能动作)，或调节阀的压降过大。将自动顺序停泵。管道的这类压力保护属于联锁措施。4.隔离操作或远距离操作当人与施加危害的物质、物体接触时，就存在发生伤亡事故的可能性。如果将两者隔离开或保持一定距离，就可以避免人员伤害事故的发生或减弱对人体的危害。例如，对放射性、高温和噪声等的防护，可以通过设置隔离屏障、提高生产自动化及遥控程度等，防止操作人员接近有害物质，都属于这类措施。5.设置薄弱环节预防设备损坏\n在设备或装置上安装薄弱元件，当危险因素达到危险限之前，这个环节预先破坏，或将能量释放，或将装置安全停运，从而防止重大事故发生。例如在压力容器上装安全阀或爆破膜，在储存轻质油品的拱顶油罐的罐顶装呼吸阀与液压安全阀，在电气设备上装保险丝等。6.提高设备强度、增加安全裕量为了提高设备和设施的安全程度，采用增大安全系数、加大安全裕量，提高结构强度的方法，防止因结构破坏而导致事故发生。例如液化石油气管道的度设计系数按管道通过的地区等级分别为0.72、0.6、0.5和0.4四种。站内管道及重要穿跨越段的度设计系数还要更小一些，以降低管材的许用应力，增大管材度的裕量。7.封闭危险物质或能量封闭就是将危险物质和危险能量局限在一定的范围内，可以有效地防止事故发生和减少事故的损失。在输油管道的站场和油库的储油区内，地上油罐需设置防火堤，防火堤应采用非燃烧材料建造，应能承受所容纳油品的静压且不会泄漏，这可以使油罐事故的漏油被限制在防火堤内，以避免火灾、环境污染等的范围扩大。8.警告提示警告可以提醒人们注意，及时发现危险因素或危险部位，以便及时采取措施，防止事故发生。常用设置警告牌或警告信号。在油气管道经过居民密集地区，穿越铁路、公路、河流及其他特殊地段时，都要设置明显的警告标志，说明管道位置及危险等内容，以免因不知道管道位置和危险而发生损伤管道的事故。为了便于找到埋地的管道的准确位置，满足维护管理、阴极保护参数测量的需要，在管道沿线需要设置几种地面标志，如里程桩、转角桩、测试桩等，这些标志标明了管道位置，可以减少和防止建设施工时因情况不明造成的第三方损伤。各种监测、报警技术也属于这类，如油气浓度检测与报警系统、管道泄漏监测与报警系统等。五、劳动保护、职业卫生为了防止工伤事故，预防职业病，改善劳动条件，实行劳逸结合，开展安全教育、检查活动，加强女工保护等所进行的活动及采取的措施，统称为劳动保护。例如防中毒及噪声、高低温防护、高空作业防护、女职工保护等都属于劳动保护范畴。生产力是发展经济的动力，而人是生产力中最根本、最活跃的因素。保护劳动者的安全和健康，调动职工的积极性和创造性，提高劳动生产率，是提高企业管理水平，从而提高综合经济效益的有效途径，这也是安全生产的基本原则。只有把安全工程作为一个整体，抓好上述各方面工作，才能搞好油气管道的安全生产。只有应用安全系统工程，应用以风险分析和评价为核心的现代安全管理方法，才能不断提高安全管理水平。六、输油管道的在线检测和泄漏检测技术简介\n对油气管道危险因素的各种检测技术和监控技术可以使我们预先发现事故苗头及隐患，可以据此发出警告并采取防范措施，这也是安全技术的重要方面。除了前面章节中已介绍过的输油管道水击过程监控、防腐层检测技术、计算机数据采集与监控(SCADA)系统外，还有长距离输油管道的在线检测和泄漏检测技术等。下面将简单介绍后面这两种技术。(一)管道在线检测管道在线检测是在不中断油气管道运行的条件下，用装有内检测器的智能清管器(Smartpig)对管道的几何形状异常、金属损失、各种裂纹等损伤或缺陷进行检测。1.管道内检测器的类型(1)检测管道几何形状的通径检测器最广泛使用的测径器是由伞架、式曲柄连杆机构及若干个探头组成的辐射架，探头上的位移传感器均匀地压在管壁上。其主机的结构示意图见图10.1所示。图10.1管道通径检测器主机示意图管道内壁横截面上的凹陷、椭圆变形等将使探头偏移，传感器捕捉到这些信号并将这些信号转换为电信号存储到机载的存储器上。测径器上的里程轮记录运行的里程数，通过地面的标志、跟踪系统，不但随时可以知道测径器的位置，还提高了里程数据的定位精度。将一次运行的数据通过数据采集系统及处理系统，检测出管道几何形状的异常，可以分辨出正常及变形的直管段、弯头、环焊缝、凹陷、椭圆度以及识别阀门、法兰等。通径检测器检测的目的是：一方面可以确定管道变形是否影响其完整性；另一方面是检查变形程度是否满足通过智能清管器的要求，否则可能会卡住内检测器。因此，管道在线检测之前均要先运行通径检测器，并根据变形情况对管道进行相应整改。目前市场上供应的通径检测器的测径范围为100mm～1500mm，其测径的灵敏度通常为管壁直径的0.2～1％，变形测量的精度在0.1％～2％。(2)漏磁(MFL)检测器漏磁(MagneticFluxLeakage，MFL)技术因其可以检测出腐蚀或擦伤造成的金属损失及很小的缺陷，应用较简单，可兼用于油、气管道，结果有很高的可信度，因而得到广泛的应用。\n钢管为铁磁性材料，在外加磁场作用下被磁化。若材料无缺陷时，磁力线绝大部分通过磁性材料且分布均匀，若材料表面或靠近表面存在凹凸、裂纹等缺陷，由于缺陷中导磁率较小，使通过该区域的磁力线弯曲，部分磁力线泄漏出材料表面，在缺陷部分形成泄漏磁场。用磁敏感元件对缺陷的泄漏磁场进行检测，将漏磁信号转换为电信号，经过记录、放大、A/D转换、储存、整理、分析，就可以得到缺陷的位置、大小等信息。一套完整的漏磁检测系统由检测器(管道中运行的智能检测器)、调试分析系统(地面上的室外、室内部分)组成。MFL检测器发送前需要进行标准化调试，运行中检测到的数据需要处理分析，这些由地面上的调试分析系统完成。一台273mm管道的MFL检测器全长2590mm，重238kg，探头32个。主要技术指标如下：最大工作压力10MPa，工作温度—5～55℃，连续检测长度380km被检测管道壁厚4～12mm，通过的最小曲率半径1.5D×90°，测量灵敏度0.35～7mm，缺陷定位精度为两参考标记间距的1‰。图10-2是管道MFL检测器主机的结构示意图。图10.2管道MFL检测器主机示意图1一管壁；2一电池组；3一密封舱；4一漏磁检测仪；5一里程轮；6一弹簧；7一橡胶皮碗；8一电子元件；9一磁带记录仪(3)超声波检测器超声波检测器主要是利用超声波的脉冲反射原理来测量管壁厚度。探头发射的超声波脉冲达到管壁后，反射回来由探头接收，根据接收时间间隔来检测管壁形状及厚度变化。这种方法的检测原理简单，能够检测到各种裂纹和管材夹杂等缺陷，能够对厚壁管道进行精确测量，并判别是管内壁还是外壁的缺陷。其缺点是超声波在气体中衰减很快，用于输气管道上需要耦合剂，才能更好地传输和接收超声波信号。超声波检测器主要由密封圈、里程轮、探头、超声仪器系统、数据处理记录系统、电源等组成，其中超声仪、数据记录仪、电源部分都装在密封舱内，以防与油气接触。图10-3是一台φ720超声波检测器示意图。它全长6880mm，重l935kg。主要技术指标：超声波探头数256个；测管壁厚度范围7～12mm，壁厚测量精度±0.5mm；里程系统定位精度±1.0m；连续检测长度150km；可以通过2.5D的弯头和变形量13％D的管段。\n图10-3φ720超声波检测器2.管道内检测器的选择目前在油气管道内检测上应用最多的是漏磁式与超声波检测器，两种检测器的原理不同，因而在检测对象、检测范围、检测结果及适用性上各有特点，有所不同。两种检测方法中，漏磁法操作较简单，对检测环境要求不高，检测费用低于超声波法。它可以检测出管壁各种缺陷，对检测金属损失把握较大，但对于很浅、长而且窄的细小裂纹就难以检测到。它的检测精度受到各种因素影响，壁厚越大，精度越低，使用范围一般在壁厚12mm以下。超声波检测则不同，它适于裂纹检测，且精度和置信度高，缺点是用于输气管时需要耦合剂，使其检测运行费用增加。检测结果的准确性及稳定可靠性除了与检测器的分辨率、仪器的机械、电子、计算机技术水平高低有关外，还与管道的运行工况有关，如管道中流动不稳定、检测器的运行速度过快或运动受阻等都会影响到测量结果。检测的费用包括：管道检测准备费、检测费(包括检测器标定及运行、数据分析及缺陷评价费)、开挖验证费、管道修理费等。若检测器类型选择不当或检测器精度不高，因而不能准确地确定管道缺陷尺寸，导致需要增加数据分析和开挖验证的费用，可能使额外费用增加值超过检测本身的花费。工程实践表明，采用高分辨率的检测器能对缺陷的位置、大小准确测定并合理评价，可以减少开挖工作量，从而使总费用下降很多。3.管道在线检测的工作程序为了使管道在线检测顺利进行并确保价格昂贵的内检测器安全运行，必需做好检测前、检测过程的程序安排，并严格执行：(1)管道调查及附属设施整改确保管道条件符合检测器要求，否则需进行整改。为便于跟踪检测器，在现场勘察过程中要沿线设立标志，确定管道位置及走向。(2)检测前清管常规清管将管壁的结蜡层清除干净，通径检测确认已无妨碍内检测器之处。之后还应针对所输介质特点再进行清管，以排除可能造成伪信号的管内杂质。(3)通过模拟器用以检查管道通过内检测器的能力，防止运行中发生堵卡。(4)投运检测器发出带检测器的清管器，沿线定点对其跟踪。(5)检测器接收及数据处理取出检测器，处理数据后，可得到检测出的全部缺陷清单及严重缺陷的清单。(6)提交检测报告报告管道的腐蚀状况，对严重缺陷进行描述。列出开挖点。\n(7)开挖验证将开挖的检测结果与实际测绘结果比较，以检查在线检测的精度是否满足检测器的精度指标。(二)输油管道的泄漏检测1.管道泄漏检测法分类管道泄漏检测主要有两个目的：一是防止泄漏对人及环境造成危害和污染，二是防止管道输送油品的泄漏损失。目前比较实用的管道泄漏监测技术大致可分为直接检测法和间接检测法两类。直接检测法是测出泄漏的输送液体在地表的痕迹或挥发气体。如：利用检漏电缆、检漏光纤等测量泄漏后检测元件的阻抗、电阻率等特性变化来检测泄漏。或者采用人工巡线或机载仪器飞行巡线检查泄漏。近年美国OILTON公司开发出一种机载红外检测技术，由直升飞机带一高精度红外摄像机沿管道飞行，通过分析输送物质与周围土壤的细微温差来确定管道是否泄漏。间接检测法是通过测量泄漏时管道系统的流量、压力、压力波等物理参数的变化来检测泄漏的方法。主要分为3种类型：(1)实时模型法实时模型法是研究得最多的一种方法，它应用实时诊断系统与管道SCADA系统相结合，进行动态泄漏检测。这种方法的关键是建立准确的管道实时模型。定时取管道的一组实测参数作为边界条件，由实时模型计算管道中流体的压力、流量值，然后将这些计算值与实测值作比较，当计算结果的偏差超过给定值时，即发出泄漏警报。现场实验表明，目前用实时模型法能检测出大于输量4％的泄漏，定位精度较低，不足10％。(2)质量平衡法基于质量守恒原理，一条不泄漏的管道，流入与流出的质量流量必相等。实时测出管道出口与入口流量，有一定的差值则表明管段内可能发生泄漏。由于所测流量与流体的各种性质(如温度、压力、密度、粘度)有关，从而使情况变得复杂，在实际应用中需要进行修正。由于管道瞬态工况会影响流量变化及准确测量，通常采用累计平均值来判断，这使检测时间增长并降低了检测精度。故采用质量平衡法检漏时，常需配合使用其他方法。(3)基于信号处理的方法在管道沿线的关键点，SCADA系统通过传感器测量流量、温度、压力等参数对管道进行实时监测，测量到的数据被送往中央控制中心，运用各种算法实时分析处理，以此进行泄漏检测和定位。常用对泄漏前、后沿线压力分布变化或负压波传播情况的分析来检测泄漏及定位。这种方法包括压力梯度法、负压波法、压力点分析法和统计分析法等。目前国内输油管道上应用最多的是负压波法。由于单一的泄漏监测方法往往有一定的局限性，很难完全满足实际需要，在应用中要考虑各种检漏方法的特点，可以采用多种检测方法配合使用，组成可靠性和经济性综合效果最佳的泄漏监测系统。两类方法相比，泄漏直接检测法敏感性好，定位精度高，误报警率低，但对管道进行一次完整的检测需要较长的时间；间接检测法可以连续检测泄漏，实现对管道的实时监测，但敏感性和定位精度相对较低，误报警率也较高。2.负压波法检漏简介，\n输油管道发生泄漏时会导致该点压力的下降，压降沿管道向两端扩散而形成负压波，其传输速度与声波在流体中的传播速度相同。根据安装在管道上、下游的传感器检测到的负压波的时间差及负压波的传播速度，可确定泄漏的具体位置。图10-4为负压波法检漏定位的原理图。可利用下式计算出泄漏点的位置。式中——泄漏点至上游站的距离，m；——站间管道长度，m；——负压波传播到上、下游站的时间，s；——管输介质中负压波的传播速度，m/s。图10.4负压波法检漏定位原理图影响泄漏点定位精度的两个关键参数是：压力波的传播速度和负压波传播到上、下游传感器的时间差。压力波的传播速度与液体的密度和管材的弹性系数等因素有关，而液体的密度是温度的函数。上式中负压波的速度作为常数，当沿线油流的温度变化不很大时，可以如此处理，在油流的温度变化大的加热输送管道上则需要进行修正。对负压波传播到上、下游传感器的时间差有两点要求：一是系统时间的一致和时标的精度，即要求数据同步；二是在工业噪声背景下准确捕捉负压波到达的相应拐点，噪声越小越好。目前，采用卫星定位系统(GPS)技术统一各站的计算机的时间，可以保证时间同步。利用小波变换、模式识别等技术，可以在大量工业噪声中正确判断泄漏产生的较弱的负压波。负压波检漏法的泄漏报警时间与管道站间长度和泄漏点位置有关，它至少应等于压力波从漏点传到上下游传感器所需的时间。对于存在不满流的管段，或站间高点剩余压力不大的情况，负压波法检漏可靠性比较差。因为低压区若存在气泡，压力波前峰值和压力波速会迅速衰减。由于泵与管道的调节操作时也可能会产生负压波，有时不易判断负压波的来源。有的系统采用负压波法与流量输差检漏相结合的方法，增加对流量变化的分析，提高了泄漏检测的灵敏度，可以更及时、准确地发现泄漏。近年来，这种用负压波法自动进行泄漏检测、定位及报警的系统已应用在中洛线、秦京线、东临线、华北油田至石家庄炼油厂等原油管道上。目前这几条管道泄漏检测系统的主要技术指标可以达到：(1)泄漏检测灵敏度管道流量的1％～2％左右。(2)定位误差小于被测管段长度的1.5％～2％。随着高精度传感器和高速计算机的发展，特别是模式识别技术的应用，负压波法检漏的精度将会进一步提高并得到广泛应用。\n第三节输油管道风险评价与风险管理一、风险评价概述(一)主要术语1.危害因素与危险危害因素按其来源可分为由物、环境、人这几方面所引起的，按其危险性质能否改变，可分为不可改变因素与可变因素。例如，油气的易燃易爆性是一种危害因素，这是由输送介质的组成和性质决定的，是无法改变的因素。管道防腐层损坏是导致其腐蚀的危害因素之一，这是可以通过检测、修复等措施来改变的可变因素。危险是一种状态，当存在危险状态时，就可能导致人身伤亡、设备损坏等事故的发生。2.事故事故是指造成人员死亡、伤害、职业病、财产损失、环境污染或其他损失的意外事件。事故是由于生产过程中存在着各种危害因素，某些危害因素在一定的条件下能导致事故的发生。掌握事故的特性和规律，事先采取有效的控制措施，就可以预防事故发生及减少其造成的损失。3.风险风险是事故发生的可能性与事故造成的后果的严重程度的综合度量。衡量风险大小的指标称为风险率或风险系数，它等于事故发生的概率与事故损失大小程度的乘积：(10—1)式中——风险率；——事故发生的概率；——事故损失大小的程度。有两条长输管道，一条输送原油，一条输送天然气，假设两条管道的事故概率相同，一旦出现泄漏，引发火灾、爆炸事故，输气管道事故的破坏性及伤亡损失常比原油管道严重，输气管道这方面的风险更大。但若对输气管道采取各种措施，如增加管壁厚度、加强防腐等等，使事故概率下降，则可使其风险降低。这说明我们在危害因素不变的条件下可以采取有效的防护措施来改变系统的风险大小。4.风险评价风险评价，是指应用安全系统工程的原理和方法，对系统中潜在的危害因素进行识别、分析，判断系统发生事故的可能性大小及其危害程度，即评价其风险大小的程度，为制定预防及控制风险措施的安全管理决策提供科学依据。风险评价是现代安全管理的重要环节，它将贯穿在工程项目的全过程，从设计、施工、运行到维修直至报废的各个阶段的安全管理中，都要运用风险评价。(二)风险评价过程的主要内容1.系统安全分析(危害识别与预测危险)\n系统安全分析的目的在于通过分析使人们识别系统中存在的各种危害因素与危险性，并预测其发生事故的可能性。它是完成风险评价的基础。根据不同的情况和要求，可以选择不同的系统安全分析方法，把分析进行到不同的深度。安全分析的结果应使人们掌握系统中各个子系统或单元之间的关系和影响，便于了解事故的主要原因和危险性的大小。2.风险评价风险评价要以系统安全分析为依据，掌握系统中存在的潜在危险和安全薄弱环节，评价发生事故的可能性大小，并分析事故后果的严重程度。综合以上内容，评价系统风险。将系统风险与风险判别指标相比较，说明系统的风险是否在可以接受的范围内，也就是评价系统的安全水平是否满足要求。3.最佳安全决策根据风险评价的结果，针对系统中存在的问题，在资源最佳配置的约束下，对危险处或薄弱环节加以改进，使系统处于最佳安全状态。安全措施主要有两个方面：一是预防事故发生的措施，即事先采取安全措施，排除或削弱危险因素，避免事故发生；二是控制事故损失扩大的措施，即事故发生后的抢修、补救措施，避免事故扩大，使其损失尽量减少。只有分析准确，评价周密，才能由此得出最佳的安全决策，才能采取合理雕安全措施以保障系统安全。由于采取安全措施要付出一定的代价，包括资金、人力、技术、设备和时间等等，如何使安全决策最优化，以最小的投入获得最佳的安全效益，这是安全系统工程的重要内容之一，也是它的主要优点之一。二、风险评价方法分类石油天然气工业及油气管道系统风险评价的方法有很多种，每种方法有其适用的范围和应用的条件，其评价推理过程、所得到的结果、评价所需的资料和数据等有所不同。需要根据评价对象的特点，要求的评价目的及投入的资源等综合衡量，选择合适的评价方法。风险评价方法分类的目的是为了选择合适的评价方法。风险评价方法分类的原则很多，按评价结果量化程度可以分为定性风险评价、定量风险评价方法；按评价的推理过程可以分为归纳推理、演绎推理评价方法；按风险评价要达到的目的可以分为事故致因因素评价方法、危险性分级评价和事故后果评价方法，等等。这里主要介绍定性和定量风险评价方法。1.定性风险评价定性风险评价是指对系统的危害因素全部按“0”或“l”的分析程序，即表示事件“不发生”或“发生”，来定性评价系统危险。评价时不必建立精确的数学模型和计算方法，主要根据有关法规、规范及标准，依靠评价人员的实践经验及直观判断能力，依据风险分析过程的逻辑推理关系，来确定系统中各种危害事件的关系，以及对系统安全的影响程度等。安全评价的结论是一些定性的指标，如是否达到了某项安全指标、事故的类别和导致事故发生的主要因素等。\n定性风险评价的主要特点是：过程简单，容易理解和掌握，能够低成本、快速地得到答案，因而便于推广应用。定性评价的主观性较强，其结果容易受到参加评价人员的专业知识深度及经验多少的影响。对于复杂系统，由于它不能量化风险程度，有时难以得到令公众和有关管理部门信服的最终评价结果。它常用于基本方案、初始阶段的安全评价，用来确定潜在危险最大或重大风险的部位，为制定进一步定量风险评价方案提供依据。属于定性风险评价方法的有安全检查表、专家现场询问观察法、作业条件危险性评价、故障模式和影响分析、危险及可操作性研究、事故树分析、事件树分析等方法。2.定量安全评价方法定量安全评价方法是根据大量实验结果和事故数据和统计资料，建立相关数学模型，对系统的风险进行定量计算。安全评价的结果是一些定量的指标。根据定量结果的类型不同，定量安全评价方法还可以细分为伤害(或破坏)范围评价法、危险指数评价法和概率风险评价法。(1)伤害(或破坏)范围评价法伤害(或破坏)范围评价法是根据事故的数学模型，求得事故对人员伤害范围或对物体破坏范围的安全评价方法。液体泄漏模型、气体泄漏模型、池火火焰与辐射强度模型、火球爆炸伤害模型、爆炸冲击波伤害模型、蒸汽云爆炸破坏模型等都属于这种评价方法。这种方法只要对计算所需要的初值和边界条件选择合理，就可以获得可信的评价结果，即事故对人员伤害范围或建筑物、设施的破坏范围。它可用于系统的危险性分区，计算事故的直接和间接损失。由于模型的初值和边界条件对评(2)危险指数评价法危险指数评价法是应用危险指数模型，根据系统的基本性质和状态，逐步推算出事故的危险性、事故可能的损失以及采取安全措施的有效性，即不同的安全防范措施对危险性降低的程度。通常把复杂的系统划分为相对独立的若干个评价单元，逐个单元按评价方法规定的步骤评分、计算单元的危险指数，再据此划分该单元的危险程度等级。比较不同单元的评价结果，可以确定该系统危险严重的单元、设备和它们的主要危害因素。常用的道化学公司火灾爆炸危险指数评价法、蒙德火灾爆炸毒性指数评价法和易燃、易爆、有毒重大危险源评价法等属于这一类。这种方法可以将复杂系统分解成若干较小的单元后逐步评价，再综合比较。给出的危险指数及等级的安全评价结果含有事故发生可能性及事故后果两方面的因素，常用于难以进行概率风险评价的较大系统的定量评价。危险指数评价法的缺点是：系统的设备及工艺安全保障设施的功能、水平及其重要性不同，它们对安全的影响程度各异，模型中对这一因素重视不够，使这种方法的灵活性和敏感性较差。(3)概率风险评价法概率风险评价法是运用数理统计的概率分析方法，分析危害因素、事故后果之间的数量关系及其变化规律，对事故的概率及系统风险进行定量评定。它将各种危害因素处理成随机变量或随机过程，量化确定绝对事故频率及失效后果。这种方法需要有建立在统计基础上的数据库支持，其结果的准确性取决于原始数据、资料的完整及准确性，数学模型的精确性和分析计算方法的合理性。概率理论分析、马尔可夫模型分析、可靠度分析等属于这种评价方法。这种方法能够给出系统发生事故的概率、各种危害因素的重要程度，便于对不同系统进行比较。由于它是建立在大量实验及事故统计分析的基础上，是一个相当复杂、花费较大的过程。它对数据完整、准确性要求很高，需要有主要危害因素的事故发生概率等资料，这对一些复杂系统往往难以做到。\n油气管道的概率风险评价中，由于危害因素繁多，引发的事故类型也很复杂，常常需要应用结构力学、断裂力学等强度理论，根据管道在运营条件下的腐蚀状况、腐蚀速率及管材裂纹特点、裂纹扩展规律等，运用数学模型分析求解，结合管道事故统计数据与分析资料，以求得管道的事故发生概率。由于它对数据、资料的完整性、数学模型的准确性和分析方法的合理性要求很高，没有较完整的风险评价数据库和相关技术标准及研究基础的支持，就难以得到精确的定量评价结果。在上面列举的方法中，有的既可做定性分析，又可作定量分析，如事故树分析、事件树分析方法，在已知各基本事件发生概率的情况下，也可以计算求得事故发生的概率。4.风险评价指标定量风险评价结果与风险指标对比，可以判断系统的风险程度是否在可以接受的水平，即系统的安全水平是否在允许限度之上。风险指标是风险评价中很重要的参数。目前很多国家还没有油气管道可接受的风险标准。英国的健康安全监督局采用了“三带法”来规定工业风险。在风险高端，由于风险太高，拒绝接受；在风险低端，不需要采取任何进一步防范措施，这称为“能够广泛被接受”的情况；在这两个极端区之间，只有风险被降低到目前可以达到的最低值(ALARP)时才可以容忍，应当采用适当的控制措施将超出的风险消除，使其降到“能被广泛接受”的区域内。目前，国外一般对高风险行业，操作人员事故的死亡率在1×10-3人/年为能否容忍的风险分界限，对于公众而言，事故死亡率的这一界限定为lx10-4人／年。目前应用的一些国外开发的安全评价方法及软件中，采用的某些风险判别指标多是根据他们的相关标准、事故统计分析及相应的技术经济条件确定的，指标一般比较先进。我们还需加强这方面的研究，以得到适合我国技术经济水平的判别指标。三、几种常用风险评价方法简介(一)安全检查表安全检查表是安全评价方法中最初步、最基础的一种。通常用于检查某系统中不安全因素，查明薄弱环节的所在。首先要根据检查对象的特点、有关规范及标准的要求，确定检查项目和要点。按提问的方式，把检查项目和要点逐项编制成安全检查表。评价时对表中所列项目逐项进行检查和评判。(二)事故树分析(FaultTreeAnalysisFTA)事故树分析方法是由美国贝尔实验室的维森(H.A.Watson)提出的，最先用于民兵式导弹发射系统的可靠性分析，又称故障树分析或失效树分析。它是一种演绎分析方法，用于分析引发事故的原因并评价其风险。“事故树”\n是一种表示导致事故的各种因素之间的因果及逻辑关系图。事故树分析把系统的失效事件作为顶上事件，把引起失效事件的各种直接因素作为二次事件，按照逻辑关系，用逻辑门将它们联系起来。依次逐级找出所有直接原因，作为下一级事件，直到不必再分解的基本事件为止。这种图是一棵树根在上的倒置的树，最上的树根是顶上事件，最下层的是基本事件。它不仅能分析出事故的直接原因，还能深入揭示事故的潜在原因。这些因素中已全面包含了影响系统安全的各种危害因素，能简明、形象地表示出各种因素的相互关系。事故树分析已成为安全评价的主要方法之一。可用于对较复杂的系统进行风险评价，是常用于设计、运行阶段风险分析或事故后调查的一种评价方法。例如，油罐内的油气空间存在着油气与空气的混合气，其浓度达到爆炸限范围，遇到火源就会发生爆炸事故。静电火花是火源之一，操作中有多种因素会导致静电火花。将这些事件分级，按各事件的因果关系和逻辑关系用逻辑门符号连接，就构成了事故树。图10.5是静电引发油罐爆炸的事故树。图10.5静电引发油罐爆炸的事故树图10.5中，矩形符号表示顶上事件或中间事件，如油罐静电爆炸、静电火花；圆形符号表示基本事件，如油流液速过高、接地线损坏；菱形符号表示省略事件，即原因不明或没有必要详细分析的事件，如作业中与导体接近；房形符号表示是正常事件，即正常状态下的事件，如油罐内油气存在。各级事件用逻辑门符号连接，它们是表示事件与其直接原因的逻辑关系，即该事件与下一级事件(原因)的关系，包括：与门、或门的符号。这种方法既可做定性分析，又可做定量分析。若按事件是否发生对顶上事件的影响来做定性分析，可以查明系统由初始状态(基本事件)发展到事故状态(顶上事件)的途径，求出引发事故的最少事件组合，发现系统安全的薄弱环节，为改善安全提供对策及方案，这属于定性评价方法。若采用定量分析，则需要己知各基本事件发生的概率，按逻辑代数的运算法则，计算顶上事件发生的概率及基本事件在系统中的影响程度，则属于定量评价方法。对于较复杂系统的事故\n树，其基本事件很多时，要得到各自的发生概率相当困难，也就难以定量计算顶上事件的概率。(三)道化学火灾、爆炸指数评价法火灾、爆炸指数评价法是美国道化学公司(DOW)于1964年首先提出的一种安全评价方法。它根据以前的事故统计资料、评价单元内物质的潜在能量、现有的安全措施等条件，利用系统工艺过程中的物料数量及性质、设备种类等数据，用规定的计算式求得各种系数，进而对评价单元潜在的火灾、爆炸危险性及事故损失进行评价。这种方法具有简单实用的特点，从开始应用就受到全世界的关注。该公司在第一版的基础上，不断对其合理性与适用性进行调整和修改，到现在已是第七版，使评价效果提高很多，得到了广泛的应用。它不但用于化工过程、污水处理系统、配电系统、发电厂及某些有危险性的工艺及试验装置，目前还在我国油气管道安全评价中用于站场内多种单元的风险评价。1.道化学火灾、爆炸指数评价法的步骤(1)收集工程项目有关的资料(2)确定评价单元具有相同功能的工艺过程、相似的设备可以合并为同一个单元。(3)求单元内的物质系数(MF）它表示单元内物质在火灾、爆炸过程中释放出能量大小的固有特性。(4)根据单元的工艺条件，求出一般工艺危险系数(F1）和特殊工艺危险系数(F2)F1是确定事故损害大小的主要因素，它根据以下内容来选取：放热反应、吸热反应、物料处理与输送、封闭或室内单元、通道、排放和泄漏控制。F2是影响事故概率的主要因素，它包括：毒性物质、负压操作、爆炸范围内或附近范围的操作、粉尘爆炸、压力释放、低温或易爆物质的数量、腐蚀、泄漏、明火使用、热油交换系统和转动设备等项。(5)计算该单元的工艺危险系数()(6)计算评价单元的火灾、爆炸危险指数(F&EI)F&EI用来估计生产过程中事故发生的可能性大小及造成的破坏。它还没有考虑采取各种安全措施后危险性降低的程度。(7)确定各个评价单元的火灾、爆炸危险等级由评价单元的火灾、爆炸指数F&EI的数值与道化学评价危险等级标准对照，就可以得出评价单元在未采取安全措施补偿的火灾、爆炸危险等级。危险等级标准分为五个级别：最轻、较轻、中等、很大、非常大。F&EI的数值越大，危险等级就越高，表示火灾爆炸的危险程度高。例如，F&EI在1～60之间，危险等级为最轻，F&EI>159，危险等级为非常大。(8)根据单元的安全措施，求出工艺控制措施补偿系数()、隔离措施补偿系数()、防火措施补偿系数()，并计算安全措施补偿系数()\n根据工程中采取的工艺控制、物质隔离和防火措施，对降低火灾、爆炸危险性的补偿作用分成很多项，分别评分后再计算求出、、。(9)计算该单元补偿后的火灾、爆炸指数表示考虑系统所采取的安全措施的作用后，实际的危险程度。若危险等级为“最轻”或“较轻”，其火灾、爆炸危险性在可以接受的范围内；若在“中等”，应考虑采取相应安全措施；若危险程度在“很大”和“非常大”，表明需要警告，应立即采取措施。(10)根据火灾爆炸指数、危害系数、暴露面积等，可以计算暴露区内实际最大可能财产损失MPPD、停工天数及停产损失等。道化学火灾、爆炸指数评价法的程序见图10-6。\n2.在油气管道上应用道化学评价方法存在的问题由于该方法每项指标范围及评分方法均有明确的规定，故可操作性强。但用于长输管道站场，特别对于油罐区的评价时，存在以下问题。(1)特殊工艺危险系数对应的系统内总能量与大型油罐容量相差过于悬殊特殊工艺是影响事故发生概率的主要因素，如有毒、压力释放、明火等等。特殊工艺危险系数F2是根据12种危险工艺来评分后，将各项分值相加可得F2。其中储存危险物料数量一项的分值是根据储存容器中总能量值，查曲线图得出。道化学评价法中此图对应的最大总能量为l.05×108MJ，大约相当于2400t汽油的热值，对应的最大分值约为1.8。若汽油罐容量为24t，分值约为0.5。目前原油或成品油管道的首、末站库容一般都在几十万立方米。大型浮顶油罐的单罐容量，我国原油罐达10×104m3，成品油罐也有5×104m3。一个防火堤内浮顶油罐组的容量可达60×104m3。这样的评价单元内，储油量要超过道化学评价法上限的几十倍，但储料容量的最大分值无法外延和增加。因此，用这种方法评价储存同一种油品的油罐，容量从3000m3～10×104rn3变化时，所得出的特殊工艺危险系数和火灾爆炸危险指数，各油罐之数值基本相同。这表示评价它们的风险程度、等级相近，这与实际情况相差甚远。(2)不能反映不同类型油罐对火灾爆炸危险程度的影响在道化学评价法中，安全补偿措施的影响分别按工艺控制、物质隔离和泄漏检测及防火设施这几方面来计算补偿系数，没有计人同样功能、不同类型的设施对危险的影响。若同一种轻质油品，油罐容量相同，一个是拱顶罐，一个是浮顶罐，按这种方法计算所得的安全措施补偿系数应相同，两种油罐的火灾爆炸指数也相同，计算所得的实际最大损失MPPD之值也相等。实际上这种条件下，拱顶油罐的火灾危险性要比浮顶油罐大很多，其事故的损失也会更大。(四)油气管道风险评分法(EST)美国学者W.Kent提出的管道风险评分法又称专家评分法(EST)，是以风险的数量指标为基础，对管道事故发生的概率和事故后果的严重程度按权重分配到各个危害因素，逐项评分，再将两者进行组合，得到管段的相对风险数。由于它较全面地考虑了管道实际危害因素，集合了大量事故统计数据和操作者的经验，所得结论可信度较高，又避免了对事故概率等数据的要求，方法便于掌握和应用。过去二十多年在油气管道风险评价中得到普遍采用，这是目前我国油气管道安全评价的管线部份常用的风险评价方法之一。目前，国外已开发出多种管道定量风险评价的商业软件，已应用到多条油气管道，可以对管道事故率、人员伤亡风险等得出更为科学的结论。我国有的安全评价机构已经引进这些软件并应用。四、油气管道风险评分法(EST)(一)管道风险评分法模型的基本假设1.独立性各项危害因素互相独立地影响管道风险状况。各个独立因素的影响之和是管道总的风险。2.最坏状况\n一个管段中各部分的状况会有所不同，假设最坏的状况决定其风险程度，该段按最坏状况来评分。3.一致性我们几乎不能改变危害，但可以采取预防措施来改变风险。风险分析时，将难以改变或不能改变的管道系统、环境的特征称为“属性”，如管输的介质天然气或油品性质、沿线土壤性质、自然条件等。将改善风险状况的行动称为“预防措施”，如：巡线频率、公众教育、职工培训等。而有的特性这种界限较模糊，如管道埋深、线路走向等，在设计阶段，它们是可变因素；对现役管道，这些条件则难以改变。为保证各管段评价结果的可比性，评分时对危害因素为“属性”或“预防措施”的划分应事先确定并保持各管段一致。(二)管道风险评分法的特点1.是透应管道特点且便于应用的评价方法管道风险评分法是对管道的各种危害因素及事故后果按不同权重分配指标，根据管段情况逐项评分，综合形成一个总的相对风险分，按其值的大小评定管道的相对风险高低。它较全面地考虑了管道实际危害因素，集合了大量事故统计数据和操作者的经验，所得结论可信度较高，又避免了对事故概率等数据的要求，便于掌握和应用。2.存在一定主观性因素影响各项因素指标的权重反映了该因素对管道风险的影响大小。虽然评分指标的权重及范围界定是根据大量事故统计数据和管理及操作人员的实际经验综合确定的，但终究是人为制定的。评分时，对管段如何划分、各项因素的权重分配等由人为制定。参评人员打分高低也有一定的主观性。3.评价结果的相对性各管段风险评价的结果为相对风险分，风险分值越大，表明风险越小，管道安全性好。但它只有相对意义，不能量化管道事故率及后果的严重程度。(三)管道风险评分法基本模型。W.KentMuhlbauer提出的基本模型将管道危害因素分为四个方面：第三方损坏、腐蚀、设计因素、误操作。每方面再细化为若干项，按规定对细化因素逐项评分，其总和为危害因素总分。得分越高，表明危险性越小。再综合管道事故泄漏后果的危害程度求得泄漏后果指数。管道事故危害程度越小，泄漏后果指数越小。两者相除求得相对风险数，如式(10.2)所示：(10-2)相对风险数之值大，表示相对风险低，管道安全性好。但应注意相对风险数只有相对意义，它不能表示管道风险的绝对值的大小。管道风险评分法分为四个步骤：按管道事故原因分类评分；介质危险性评定；泄漏后果指数计算；求得系统的相对风险数。图10.7为管道风险评分法框图。\n1.管道危害因素评分第三方损坏的指标与以下因素有关：管道最小埋深、人类活动情况、管道地上设备、公众安全教育情况、巡线频率等。管道的腐蚀指标包括三方面：环境腐蚀、内腐蚀、埋地管道腐蚀。根据所输介质性质、环境情况、防护措施进行评分。设计计算中对材料强度、安全系数等取值及计算模型简化时都存在不确定图10-7管道风险评分法框图因素，可能与实际情况有所不同，这些将影响到管道的风险。管道的设计、施工、运行人员在工作中的错误，会给管道安全产生潜在的危害。模型中分别从设计、施工、运行和维护四个方面的误操作考虑。以上四方面总的评分值相加，即为该系统的危害因素分值之和。其数值理论上可在0～400分之间变化，危害因素分之和的数值越高，说明管道安全性愈好。2.泄漏事故的危害后果评分泄漏事故的后果与介质的危险性、泄漏影响范围、泄漏点周围环境情况。特别是人口密度大小密切相关。事故后果的严重程度本模型中用泄漏后果指数来评定。泄漏后果指数越大，事故危害性越大。(10-3)(10-4)介质危险性按当前危害性与长期危害性大小分别评定。一条管道所输介质及线路已定的情况下，管段的介质危险分就确定了。\n液体泄漏的危害范围和程度的影响因素很多，取决于泄漏量、油品性质及事故地点环境的情况。本模型中液体泄漏分按土壤渗透率及泄漏量得分，再平均求出。当人口密度大，人口状况分值就大，使泄漏影响系数之值缩小，则泄漏后果指数越大，即事故危害性越大。由于规定按人口密度的增加将沿线地区划为4个等级，1～4的人口状况分之值分别取为l、2、3、4，这使得相同泄漏分条件下，管道的泄漏影响系数及泄漏后果指数的大小将随地区等级不同而成倍地变化。这表明管道沿线人口密度大小、地区等级划分对管段的相对风险分数的数值影响很大。3.相对风险数计算(10-2)在基本模型中，最佳安全情况及最坏情况下各项分值及相对风险数的范围如表10-5所示。表10-5最佳及最坏的安全情况下的相对风险数数据项最坏/分最佳/分危险因素分之和0400泄露后果指数880.2相对风险数02000管道的风险属于低、中等还是危险，需要与风险指标比较后得出。目前我国油气管道风险评价时是借用美、英等国所采用的风险指标数值。管道相对风险数在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。在各方面危害因素评分中，都可将各个评分项目划分为“属性”与“预防措施”两类，其中只有后者是可变因素。为了降低管道风险，改善安全性能，一般只能从可变因素项目中做出努力。这可以指导经营者有的放矢地采取降低风险的措施。(四)应用管道风险评分法的问题讨论管道风险评分法在危害因素评分的项目中，很多是无法或难以准确定量和评分的，如活动水平、公众教育、土壤移动情况、各种误操作的影响等；在事故后果中，许多是不确定因素或太复杂无法定量的因素，虽然评分规定中加以一定程度简化，但要准确评分仍存在困难。怎样应用好这一方法，还有许多问题需要探讨。例如：1.管线分段需要慎重对待长输管道沿线社会、自然条件差异很大，危害因素不完全相同，评价时如何划分管段是很重要的一步。分段数增加，可以增加各段的评价精度，但要增加数据采集、处理和评价的投入，反之可以降低成本，但也降低了评价精度。最好的分段原则是在管线上有重要条件变化时插入分段。例如，在进行管道工程安全预评价时，由于是对新建工程的可行性研究报告进行风险评价，管道的使用年限、防腐层状况、介质的危险性、设计的安全因素、误操作条件等全线基本一致。这种条件下，影响管段风险数的重要因素依次为：\n(1)沿线人口密度(2)土壤腐蚀性(3)土壤移动可能性若在人口密度及土壤状况变化较大处将管段划分较短，其余部份则分段较长，这样可以在不增加很多管段数的条件下得到较好的评价精度。由于人口状况分相对风险分的影响较大，因此要注意在人口密度较大变化处管段的划分。2.修订评分指标及评分规定。使评价结果更符合我国实际情况美国学者W.Kent在“管道风险管理手册”中，详细列出了四类危害因素及泄漏事故后果(泄漏冲击指数)的指标值、评分依据，这是根据国外管道事故数据分析及多年实践经验总结出来的，但有的内容并下符合我国情况。例如：一次呼叫系统(onecall)的效率及可靠程度在管道第三方损害指标中占15％的比例，我国目前还没有这种系统。我国加热输送高粘易凝原油的管道上，凝管事故是一损失重大的事故，在Kent的模型中没有计入凝管危害因素及安全措施，应将此项计人加热输送管道的风险评价中。近年来国内打孔盗油(气)等故意损伤管道的事故呈多发、上升趋势，如何反映这类事故及预防措施的影响也是国外模型中没有的。另一方面，随着管道工程科技水平、管理水平的提高，各种危害因素及安全措施的指标、权重也应随时间改变。例如，随着管道内、外检测技术的日新丹异。检测精度及普及率不断提高，检测手段及检测评价方法对预防泄漏事故的重要性在逐渐提高。需要不断研究这些情况，适当调整风险评分法的指标及权重分配，使其更符合我国管道实际情况。这种修订最终应制定出国内通用的推荐性规范或规定，才可能有效地提高专家评分法的评价精度。3.努力减少主观因素对评分准确性的影响应在评价前制定较详细的评分规定，使评分标准易于掌握、便于操作。可以针对管道工程实际情况的特点，对一些随机的、模糊的、难以准确评分的因素加以简化。管道工程项目安全评价是由业主委托安全评价单位进行的，由于安全评价单位的业务范围较广，油气管道的安全评价开展的时间还不长，专门从事管道行业安全评价的人员较少且经验不足，若能邀请从事管道工作的专家、工程技术人员、管理人员参与评分，可以减少评分时主观因素的影响。五、油气管道风险评价的特点及评价方法选择应用于石油化工行业的风险评价方法有十几种之多，各种方法的特点、适用范围不同，评价的花费、评价结果的精确程度有所不同，要根据评价对象的特点及评价目的来选择。(一)油气管道风险评价的特点1.油气管道风险评价的特点\n长输管道的风险评价与其他工程、生产装置有不同的特点。由于油气管道是由线路、站场和附属设施组成的复杂系统，线路具有点多、线长、涉及面广、沿线条件不同的特点。各管段的危险因素及后果的特点有所不同，站场也不同于一般的生产工艺装置。只用现有的任何一种评价方法，无法对如此庞大、复杂的油气管道系统进行全面的风险评价。通常将一个管道工程项目划分为线路、站场、自动控制系统等子系统，分别采用不同方法对各个子系统进行风险评价。2.油气管道风险评价的子系统(1)管线部分对于长达数百上千公里的线路部分，各管段的主要潜在危险不同，危害程度各异，这是由于沿线的管道及环境条件等不同，使各段的风险相应变化。要根据沿线人口密度、土壤条件、地质情况、防腐层状况等，将管线适当分段，以每个管段为对象进行风险评价。管段划分增多可以使每个管段的特性更为一致，提高了各段的评价精度，但这要导致数据采集、处理和评价的工作量及费用增加。因此应根据管线实际情况合理地分段。(2)站场输油管道的站场有首站、中间泵站、加热站、分输站、末站等不同类型，站场主要由泵房、加热炉、油罐区、阀组间、清管器收发区、控制室及各种辅助设施组成。通常需要按它们的功能特点划分为独立的单元或子系统，分别应用多种方法进行各单元及子系统的安全评价。例如：首先将输油管道的站场划分为油罐区、泵房、阀组间、加热炉等单元，可以用火灾爆炸指数评价法得出各单元的危险等级，找出事故频率较高的部位及原因，求得采取各项安全措施后各单元危险指数降低的程度。对重点的火灾爆炸危险的高风险区以及还需深入分析的部分，可以应用故障树等方法进一步分析，找出引发事故的主要原因，或进行定量风险评价。(3)自控及通信系统油气管道的自控及通信系统的安全可靠性评价一般是作为独立的部分单独进行评价。(二)油气管道风险评价方法选择任何一种风险评价方法都有其适用条件和范围，合理选择评价方法对于经济、快速完成评价并取得可信的评价结果有重要意义。选择风险评价方法一般应考虑以下因素：1.被评价系统的特点应根据该系统的规模、组成、复杂程度、工艺特点、原料及产品性质、作业环境等来选择。若被评价系统复杂、同时存在多种危害因素及事故可能性，往往需要用几种方法进行风险评价。也可以先用较简单的定性风险评价方法，进行风险排序、筛选，再对高风险的重点部分进行定量风险评价。2.风险评价要求的最终结果根据评价结果是查找主要危害因素，还是事故发生的概率，或事故的严重程度等的侧重面等要求，来选择适用的风险评价方法。3.参评人员的素质参评人员风险评价的知识、经验、对系统的了解程度等，也是应考虑的因素之一。若为了提高企业安全管理水平，增强职工识别作业的危害因素及事故隐患的意识，由全体员工参加的风险评价，应采用较简单的、便于掌握的评价方法。若需要由安全评价机构进行风险评价，例如建设项目的安全预评价、安全验收评价，参评人员都是专业的安全评价人员，可以选择较复杂的定性或定量安全评价方法。4.数据及资料的情况\n进行风险评价前需要收集相应管道的设计、施工、运行、检测、维护的报告，事故、风险报告，环境资料及相关标准、规范等资料。初期评价时，收集的数据较少，不够完整，主要对管道的重大风险进行分析和初步筛选，进行风险大小排序，确定管道系统重大风险性质和定位，再对风险水平较高的危险段进行详细的定量分析，仅对风险程度不高的部分定性评估。随着对系统风险分析过程的发展，数据逐步积累扩展，可以支持更详细的分析、评价。目前情况下，风险评价在理论上、实践中正在不断发展，评价结果还存在一定的局限性。其局限程度与系统风险、危害因素的复杂性、评价人员的素质与经验、评价方法的适用性等有关。六、油气管道的风险管理风险管理是指管理者通过对管道的风险预测和采取相应的措施，改善管道安全，将管道风险水平降至目前可接受的范围内，达到安全、经济地运行。其中主要环节包括：对油气管道的危害因素识别、风险评价、制定相应的减轻或控制风险的对策，实施预防或减轻风险措施，并检测达到的效果的总过程。由于一段时间后管道本身或环境条件变化，风险水平也会随时间改变。因此，风险管理也应根据新的情况进入下一轮循环。风险管理过程框图如图10-8所示。图10-8风险管理框图减轻风险的措施应从消除危险或预防危险的原则出发，采用先进、合理的技术及设备，尽可能消除危害因素。若实际条件难以达到时，应采取各种防范措施以及减轻事故后果的措施。这些措施选择的原则是在优化资源配置的约束下，求得管道系统安全性最大可能的改善。(一)管道风险管理与费用的关系为了降低管道风险，要把控制风险的费甩限制在合理的范围内，把有限的资源优先用于管道重大风险的控制。为较安全了达到这一目的，首先需要进行风险评价，根据其分析结果确定要采取的对策，再根据控制风险的成本与风险减轻的关系，选择最佳决策，使维护管道安全的资源优化配置。1．管道风险与费用曲线\n图10-9管道风险程度与安全费用的关系图10-9表示管道风险高低与费用关系的曲线。曲线分为三个区，在曲线的1区，管道安全考虑不充分，钱花得很少，但风险很高。在3区，可能经费又花得太多。每次减低风险都靠增加较高的成本来取得的。2区是曲线的理想段，管道用于改善安全的花费和实际减低风险效果达到较好的平衡。在2区范围内，管理者在选择曲线最佳位置时仍有许多可能的选择。优良的质量管理成果和提高效益的成绩将使曲线向上和向左移动，即花费较少达到同样安全程度或花费相同而安全程度得到较大提高。降低风险一般都直接同经费有关。把钱花在无法改变的条件上是不合算的。这样的例子包括土壤条件、附近人口的密度等等，设计时改变线路走向可能是减轻这类风险唯一的办法。在这种情况下，只考虑线路短、投资少，选择的线路可能并不经济和安全。例如，可供选择的两条线路A和B。管道线路A可能比另一条线路B短，较短的距离节省了材料和安装费。但是，线路A沿线受到的影响很多，包括高压交流电力线，沼泽土壤腐蚀性较强，有更多的埋地管道，较高的第三方损伤率等。即使在投入所节约的费用来采取减少风险措施后，这些附加的危害也使线路A的风险比线路B要高得多。2.选择降低风险的措施风险管理除了减少事故发生概率及其直接和间接损失外，还涉及到维护管道安全的资源优化配置。例如，一条穿过人口众多地区的液化石油气管道，自上次风险评估后，由于系统老化和沿线人口密度增加，管道的风险上升，相对风险分值下降。为了降低风险至可以接受的水平，管理者可以从以下措施中选择：(1)改进公众安全教育(2)增加巡线频率(3)现场检查安全阀等的开关动作测试(4)防腐层密间隔检查(5)重新试压(6)改进安全技术上述六项可能的措施中，(1)、(2)、(3)项费用很少，(4)项费用不多，(5)、(6)项费用较高。风险评价表明采用(1)一(4)项措施或(5)、(6)两项措施后，均可以使管道的风险降至可接受水平。可见若选择前者既达到了安全要求，又保持了较低投入，这就是最佳方案。\n(二)风险管理的特点1.风险管理使改进安全的资源最佳配置通过对减轻风险措施的效果、费用的分析和比较，能够合理地优化组合这些措施，将风险控制在可以接受的水平。这使决策者能够把所投入的资源限制在合理的范围内并使其最佳配置，在保障管道安全水平的前提下，节约维修费用。2.风险管理是动态的、循环进行的持续过程实施减轻与控制风险的措施后，管道的风险水平可以降低到符合要求的范围内。但经过一段时间后，由于环境条件的变化，或管道系统损伤、老化等原因，管道风险程度相应改变。这时就需要重新进行风险评价，检查管道目前的风险水平。若不符合可以接受的风险水平，则需要制定和实施新的安全措施。风险管理又进入新一轮循环。3.风险管理是油气管道完整性管理的基础环节近年来在欧美等国实施的油气管道完整性管理是在风险管理的基础上，增加了在役管道完整性检测与评价等内容。它是对新建的和在役的油气管道实施全过程的、有效的安全管理的先进方法。这些国家多年的风险管理所积累的资料、数据，开发的风险评价技术和软件等，为全面实施油气管道完整性管理打下了良好的基础。(三)风险管理在油气管道的应用应用风险管理方法，可以把管道维护从被动维护转变为主动的、预防性的积极维护，不但在很大程度上减少了管道突发事故造成的直接、间接损失，而且可以节约管道维护费用，其综合经济效益十分显著。20世纪80年代以来，发达国家的油气管道风险管理得到了迅速推广应用，除了用于在役管道的安全维护，还用于管道的设计阶段的方案选择。美国科洛尼尔管道是世界上最大的成品油管道系统，管道干线和支线总长约8555km，管径750～1020mm，年输量112×108m3，顺序输送100多种成品油。该管道公司采用专家评分法开发的风险评价模型和软件，将全线分为88000个管段进行风险评价。模型中考虑了66个变量。，需要输入21×106个参数。模型扩展后可用于泵站、罐区、输油设施的风险评价。由评价结果可以明确降低风险的工作重点，并根据降低风险程度与花费及效益的比较，制定经济有效的维护方案，使管道系统的安全性不断改善。美国Amoco管道公司从1987年开始采用专家评分法对所属管道及储罐进行风险评价。到1994年为止已使每年的泄漏量比原来降低了近一半，同时使公司每次泄漏的支出降低50％。20世纪90年代中期，加拿大努发公司对天然气管道干线扩建设计时，艾德森草原地区七条直径在42～48in(1in=0.0254m)的复线，其线路要穿过五条大河。由于环保的严格要求，仅从传统的技术经济比较结果，选用费用最低的施工方案已不适应要求，需要一个权衡费用、风险和环境影响的决策方法。在收集了线路、河流、环境、施工技术及其特点、不同穿越方法的局限性等资料后，对包括明沟开挖、围堰水坝、水平钻孔、定向钻、微型隧道等5种施工方案分别进行方案的技术可行性、不确定性的风险分析，定量评价各种方案的风险。通过对各穿越方案的35年净现值有影响的因素以及极端状况进行量化风险评估，迅速选出了最佳施工方案。\n美国西北管道公司经营的美国西部英里的输气管道穿过美国哥伦比亚大峡谷和道格拉斯山口。这一带属于活跃的地震区以及强降雨引发剧烈冲刷地区。由于地质灾害曾经多次发生管线破损，其中有三次管线断裂的事故。西北管道公司实施了地质灾害风险管理，主要内容有：地质灾害识别，风险评价，制定监控及减轻风险的措施，实施监控及减轻风险的计划。公司通过对地质灾害的调研，从多种危害因素中列出了三种主要因素：地震、山崩及暴雨冲刷引发的河床横向位移。进一步分析了灾害高发区的位置，它们对管道可能造成的损坏，绘制出灾害的程度、范围等特性的图表。根据风险评价的结论，在不同区段选用了不同的监控和减轻风险的措施，诸如监测管线应力变化、管道的位移与偏转、监测地层位移、地下水的水位等，对不同管段采用了相应的仿范措施。他们的实践表明，这种通过风险评估，排定风险次序，对管道实施监控与防护相结合的管理方法，最大限度地降低了风险水平并合理地分配资源。第四节油气管道的完整性管理一、油气管道完整性管理概述1.管道完整性管道完整性(Pipelineintegrity)是指管道始终处于安全可靠的受控状态。它包含以下内涵：(1)管道在物理状态和功能上是完整的；(2)管道处于受控状态；(3)管道管理者已经并仍将不断采取措施防止管道事故的发生。.2.管道完整性管理的内容管道完整性管理是指对所有影响管道完整性的因素进行综合的、一体化的管理。大体上包括以下内容：(1)建立完整性管理机构，拟定工作计划、工作流程和工作程序文件；(2)进行管道风险分析，了解事故发生的可能性和将导致的后果，制定预防和应急措施；(3)定期进行管道完整性检测和完整性评价，了解管道可能发生事故的原因和部位；(4)采取修复或减轻失效威胁的措施；(5)检查、衡量完整性管理的效果，确定再评价的周期，持续不断地进行完整性管理；(6)开展培训教育工作，不断提高管理和操作人员的素质。3.管道完整性管理的特点管道完整性管理体系体现了安全管理的时间完整性、数据完整性和管理过程完整性及灵活性的特点。(1)时间完整性需要从管道规划、建设到运行维护、检修的全过程实施完整性管理，它将要贯穿管道整个寿命，体现了时间完整性。(2)数据完整性要求从数据收集、整合、数据库设计、数据的管理、升级等环节，保证数据完整、准确，为风险评价、完整性评价结果的准确、可靠提供重要基础。特别是对在役管道的检测，可以给管道完整性评价提供最直接的依据。\n(3)管理过程完整性风险评价和完整性评价是管道完整性管理的关键组成部分。要根据管道的剩余寿命预测及完整性管理效果评估的结果；确定再次检测、评价的周期，每隔一定时间后再次循环上述步骤。还要根据危俭因素的变化及完整性管理效果测试情况，对管理程序进行必要修改，以适应管道实际情况。持续进行、定期循环、不断改善的方法糊了安全管理过程的完整性。(4)灵活性完整性管理要适应于每条管道及其管理者的特定条件。管道的条件不同是指管道的设计、运行条件不同，环境在变化。管道的数据、资料在更新，评价技术在发展。管理者的条件是指该管理者要求的完整性目标和支持完整性管理的资源、技术水平等。因此，完整性管理的计划、方案需要根据管道实际条件来制定，不存在适于各种各样管道的“唯一”的或“最优”的方案。二、油气管道完整性管理的发展概况近年来，北美和欧洲的发达国家对油气管道的完整性管理非常重视，在有关的基础研究、技术开发、评价方法改进及标准和规范制定等方面做了大量的工作。在此基础上，广泛开展了油气管道的完整性管理，在改进管道安全承平上取得了良好的效果。主要表现在：1.制定了相关的法律、法规，保证依法实施油气管道完整性管理2001年5月美国颁布生效的联邦法规49CFRl92—195中，对管道完整性管理提出了新的要求和详细的规定。2002年12月美国参议院通过、总统签字批准的法律—49USC修正案，即“2002—管道安全改进法”，其中明确规定了管道运行商要在后果严重地区(HCA)实施管道完整性管理计划。这是美国法律对开展管道完整性管理的强制性要求。该法律的出台完善了管道安全的国家法律一行政部门法规一规范体系。这一切表明，美国油气管道的完整性管理已进入依法实施的阶段。2.多种标准、规范详细地规定了油气管道完整性管理的方法和步骤美国国家标准的ASMEB3l压力管道及管件标准的系列中，B31.4《液态烃和其他液体管道输送系统》对输油管道从设计、管子和管件材料及制造、管道系统施工、设备安装、管道验收、操作与维修、腐蚀控制等过程中，为防止管道损伤、确保公众安全，提出了明确的技术要求。标准中引用了一百多个相关标准。它们是管道建设的技术指南，又是国家有关部门进行建设方案评审和建设过程中进行建设监理和安全监督的法律依据。执行这些标准将保证新建管道的本质安全。除此以外，美国已制定了多项管道完整性管理的标准和规范，如：APIRP1129《保障危险液体输送管道完整性》、NACERP0102-2002《管道内检测的推荐方法》等等。2001年11月美国颁布了APISt.1160-2001《危险液体管道完整性管理体系》，2002年7月发布了ASMEB31.8S-2001《天然气管道完整性管理体系》两项标准，它全面系统地提供了管道完整性管理的方法和程序。西欧、加拿大、澳大利亚等国也都制定了管道完整性管理的标准及规范。3.长期的风险评价和风险管理的实践为管道完整性管理打下了基础\n在役管道完整性管理是在风险评价、风险管理的基础上，增加了管道检测、完整性评价、确定检测周期及效果评审等新内容。发达国家已有多年管道风险评价和风险管理的实践，无论是基础数据、资料信息管理、风险评价技术和评价软件研制等方面都有先进的技术支持，为发展和实施管道完整性管理打下了良好的基础。4.不断改进的管道缺陷检谢及评价技术管道缺陷检测为管道完整性评价提供最直接的依据，是完整性评价的重要步骤。国外有多家有名的专业检测公司可以提供全面的检测及评价服务。检测器的研制正在朝着更好的通过能力，更宽的适应范围，更准确的测量结果(缺陷特点、几何尺寸、位置精度)等方向发展，并努力使测量系统小型化，提高检测器的可靠性，降低成本。许多研究人员对存在缺陷管道的适用性评价进行了广泛深入的研究，各国在此基础上制定了多种推荐性的评价标准，它们各有特点，评价结果的准确性不断提高，可以用于不同条件下的完整性评价。5.开展油气管道完整性管理已取得巨大的社会经济效益许多国家实施管道完整性管理已提高了管道安全水平，节约了维护费用，取得了很大的社会经济效益。CONCAWE统计的西欧17国现役长距离输油管道2000年总长约3.08万公里，42％的管道运行已超过35年，趋于事故多发阶段。由于重视安全并采取各种措施加强安全管理，泄漏事故率(单位：次/(千公里·年))已从30年前的1.2下降至2000年的0.25，虽然管道总长度比70年代初期增加了近两倍，但每年的泄漏次数下降了30％。三、输油管道完整性管理的过程(一)输油管道完整性管理过程的框图不同的管道有其独特的设计、运行特点，但它们的完整性管理过程都有共同的关键环节。美国石油学会标准APISTANDARD1160.2001，《危险液体管道完整性管理体系》中列出了输油完整性管理过程的框图，见图10.10。\n图l0.10输油管道完整性管理过程框图APISt.1160中管道系统完整性管理程序的框架包括以下环节：识别管道泄漏事故可能对HCAs(HighConsequenceAreas)地区的影响；数据的初步收集、研究、整合；初始风险评价；制定基线评价计划；检测及减轻风险的措施；数据升级、整合、研究；再次风险评价；修改减轻风险及检测的计划；完整性管理的效果评价；管理变化。输油管道与输气管道的完整性管理程序基本相同，它们在HCA。地区的规定上有不同之处。美国在联邦法规49CFR195、192中对HCA。有明确规定：输油管道HCA，是指管道泄漏可能产生重大有害影响的地区，如人口密集地区、通航河流、环境对漏油敏感的地区(如饮用水源、生态保护区)等。输气管道事故后果严重地区是指：3级地区；4级地区；沿管道两侧的狭长地带。不同最大操作压力的输气管道，这一狭长地带的宽度不同。\n管道完整性管理体系从管道系统的规划、设计、施工就开始建立，要求按管道有关的设计、施工、安全的规范和标准进行建设，保障系统的本质安全，并为运行后管道的完整性管理提供重要的基础资料。对于在役管道，完整性管理体系在风险评价、风险管理的基础上，增加了管道检测、完整性评价、确定检测周期及效果评审等新内容。通过管道系统的性能测试和审计相结合得到对完整性管理的效果评价。要使管理人员了解，实施这一轮完整性管理程序后，管道的安全性是否得到提高。管道完整性管理是一个连续的、循环进行的管道监控管理过程。需要在一定的时间间隔后，对数据升级，再次进行风险评价，进行管道检测、完整性评价及减轻风险措施，以反映管道目前的实际情况并进一步改善管道安全。(二)数据资料完整性是关键资料、数据完整性是完整性管理的关键。不完整的数据可能导致评价结果的不确定性，也可能产生不良甚至错误的结果，从而误导经营者对重大风险的理解。数据的完整程度和准确性也是影响到评价方法选择的重要因素，并进一步影响评价结果的准确性。数据完整性工作包括数据收集、整合、更新及管理等。1.油气管道完整性管理所需要的数据类型(1)设计、材料和施工数据；(2)路由的数据；(3)运行、维护、检测和修理数据；(4)确定管道可能影响的敏感地区的资料；(5)事故和风险数据。数据资料的来源包括：工艺、设备、线路的设计资料和图纸，线路纵断面图及沿线地区的地形图，施工检测报告，建筑图纸，材料证书及安全检测报告，操作规程、维护规程，施工标准、规范，应急响应计划，检测报告，试验报告，事故调查报告，技术评价报告等等。2.数据更新每条管道的完整性管理并不是从头到尾都需要以上全部的数据，需要根据风险评价进行的阶段及要达到的目来选择。开始时着重收集初步评价所需要的资料，并注意数据的准确性、时效性。应定期再收集这些数据，进行研究，对数据升级或更新。对管道风险评价来说，各种数据的重要性是不同的，特别要考虑到影响管道安全的关键因素的变化。3.数据的整合及管理主要内容包括：开发一个通用的参考体系，采用先进的数据管理系统，如卫星定位系统(GPS)、国家地理信息系统(GIS)，建立专用的完整性管理数据库。(三)风险评价是完整性管理的核心内容风险评价用来预测风险程度及控制措施可能取得的效益，为决策过程提供依据，是管道完整性管理的核心内容。要注意正确使用数据，合理选择评价方法，以提高风险评价结果的准确性。1.风险评价方法的选择.风险评价的方法很多，应根据评价方法的特点、管道的条件及完整性管理的要求来选择合适的方法。根据风险评价结果可以由风险水平高低将管段分类和排序，对较高风险水平的管段优先实施完整性评价及减轻风险的活动。在可以选择的措施中选择最佳的控制方案和步骤。一般用效益，费用比来评估其效果，但应该注意不要遗漏和忽略高风险管段。2.初次和再次风险评价\n初次风险评价是在较少的数据资料的基础上进行，应根据数据的数量和质量选择合适的评价方法。把初次风险评价集中在最关键的地区，如HCA地区，是较好的做法。通过初次评价得到管道重大风险的性质并定位，进而筛选出应优先进行完整性评价的管段。完整性管理是一个不断循环的持续过程，风险评价不是一次性的任务。风险评价应定期进行，以适应管道系统本身及外界环境条件的变化。一般当系统发生重大变化时，以及在检测间隔结束，即将再次检测之前，应再次进行风险评价。再次进行风险评价时要结合更为详细的数据和更新的资料，对评价过程进行调整和改进。(四)基线评价计划基线评价计划包括初始检测计划和可能采取的减轻风险措施的计划。基线评价计划中应该确定：检测什么？怎样检测?什么时间检测？另一方面若风险评价的结果证实不需要再附加检测数据，就可以直接选择预防或减轻风险的措施，改善管道的可靠性和完整性。基线评价计划中应该列出这些措施。实施基线评价计划就可以初步为管道建立一套管道完整性技术资料。基线评价实质上是初次的管道完整性管理过程。其内容包括初次进行数据收集、风险评价、管道检测、完整性评价、预防和减轻风险的措施。美国有关的联邦法规要求管道经营商制定基线评价计划，并由运输部管道安全处(OPS)检查和审核。因为它是完整性管理的基础，其重要性是明显的。(五)管道检测与完整性评价是在役管道完整性管理的重要环节在ASMEB31.8S中，将危害管道的因素分为三类，21种情况(还有一种为未知原因，加上它共计22种)：(1)与时间有关的因素：包括外腐蚀、内腐蚀、应力腐蚀；(2)稳定的因素：与管材、管子加工、施工、焊接有关的因素；(3)与时间无关的因素：如第三方损伤、错误的操作、气候和外力等。上述这些危害因素都可能对管道造成不同程度、不同类型的损伤和缺陷，只有通过各种管道检测方法进行管道检测，如在线内检测、试压、防腐层损伤及阴极保护检测、杂散电流及防护程度检测等等，全面了解上述因素造成的管道各种缺陷情况，才能正确进行管道的完整性及适用性评价，检测、评价管道完整性情况，并不断丰富和更新完整性数据资料。(六)完整性管理程序的效果测试为了回答是否达到了完整性管理的目标，管道完整性和安全性是否得到了提高，需要进行完整性管理程序的效果测试。这是确定完整性管理有效性并据此改进管理程序的重要工作。可以通过对管道性能测试、各种失效事故的情况，如管道腐蚀速率、泄漏次数、维修次数的变化来衡量。要根据管道的条件选择合适的性能测试方法。四、管道完整性评价管道完整性评价是在役管道完整性管理的重要环节，主要用于风险排序的结果表明需要优先和重点评价的管段。完整性评价内容包括：(1)对管道及设备的检测、评价检测结果，用不同技术检查使用的管子，评价检测的结果；(2)评价故障类型及严重程度，分析确定管道完整性。对于在役管道，不仅评价它是否符合设计标准的要求，还要对运行后暴露出的问题、发生的变化和产的缺陷进行评价。\n(3)根据存在的问题和缺陷的性质、严重程度，判断管道能否继续使用或需要修复、降级使用或停止使用直至报废。对目前使用不会造成危害但会进一步发展的缺陷要在监控下使用，进行寿命预测。有严重缺陷、对管道安全构成威胁的管段，要立即采取相应的措施。(一)管道完整性评价方法美国APISTANDARD1160-2001《危险液体管道完整性管理体系》和英国BS7910-1999《金属结构内可接受缺陷的评价方法指南》推荐的完整性评价方法有三种：在线检测、压力试验、直接评价。1.在线检测(In-LineInspection)应用内检测器在管内运行来完成对管道缺陷及损伤的在线检测。从20世纪60年代开始应用的内检测器，目前在检测能力、范围、精度等方面得到了很大改善，美、英、德及加拿大等国都有一些知名的管道检测公司，研制了多种检测器并不断更新换代，专门提供管道完整性检测、评价服务。管道中可以检测到的缺陷分为三种主要类型：(1)几何形状异常(凹陷、椭圆变形、位移等)；(2)金属损失(腐蚀、划伤等)；(3)裂纹(疲劳裂纹、应力腐蚀开裂等)。目前主要应用的有：漏磁检测器和超声波法检测器两种。它们现在都可以用于检测管道的腐蚀缺陷和裂纹，其性能及应用各有其特点。在线检测是获取管道完整性信息的最直接的手段。但内检测器价格昂贵，不同缺陷类型及不同口径的管道需要不同型号、规格的检测器。有的在役管道受条件所限，不能顺利通过内检测器，若进行内检测，管道的改造工作量可能很大，所需代价过高。2.压力试验(PressureTesting)对不能应用内检测器实施在线检测的管道，要确定某个时期内其安全运行的操作压力水平，可以采用压力试验。压力试验一般指水压试验，特定条件下也有用空气试压的。这是长期以来被工业界接受的管道完整性验证方法。它可以用来进行强度试验或泄漏试验，可以检查建设及使用过程中管段材料及焊缝的原始缺陷及腐蚀缺陷等的综合情况。在有关的规范中对试压过程中试压介质选择、升压过程、应达到的试验压力、持续时间、检查方法等均有详细规定。在役管道的水压试验的局限性在于需要停输几天到几周来进行试压，而且可能有破坏性；大型管道试压用水量很大，含油污水的排放和处理花费大。水压试验与最贵的内检测相比，其费用陆上管道较后者高2.6倍，而海底管道的试压费用更高。在役管道的试压对正在持续发展的腐蚀缺陷，特别是局部腐蚀的检测不是很有效，因为它只能证明试压时管道是完好的，不能保证管道今后长期完好。因此，运用压力试验来评估管道完整性时一定要注意管道腐蚀控制的情况，要研究阴极保护状况，防腐涂层状况的检测资料，管道泄漏情况，综合研究管道风险评估结果及预计的缺陷类型、程度等，来确定何时进行及如何进行压力试验。若第一次压力试验后，与时间有关的、很小的缺陷已扩展到临界状态，就需要再次进行压力试验。试验的间隔时间取决于多种因素：试验压力与实际操作压力之比值；特殊缺陷长大的速率，如腐蚀造成的金属损失、应力腐蚀裂纹、疲劳裂纹等长大的速率。可以应用完整性评价数据及风险评价模型帮助确定再试压的间隔时间。3.直接评价(DirectAssessment）\n直接评价方法包括了四个步骤：预先评价、管段检测、直接调查、后评价。主要针对内、外腐蚀缺陷，在它们发展到破坏管道完整性之前，进行缺陷检测和预防。对于输油管道，外腐蚀占主要地位。以下内容主要介绍管道外腐蚀的直接评价。(1)预先评价收集并综合分析管道历史及现状的资料、数据，估计腐蚀程度和可能性，以确定需要进行直接评价的管段，并选择在该条件下使用的检测方法和工具。(2)管段检测采用地上或间接检测的方法检测管段阴极保护情况、防腐层缺陷或其他异常。例如，对于埋地管道的外腐蚀，常用变频.选频法、多频管中电流法、防腐层检漏等方法来检测防腐层性能；用密间隔电位法、直流电位梯度法等检测阴极保护有效性；用土壤电阻率、自然电位等测试土壤腐蚀性等。由于这些间接检测方法各有特点，没有一种是绝对准确的，除了检测方法本身的局限性以外，还与检测人员的素质直接相关。因此，每个管段上至少需要两种方法来检查管道及涂层的缺陷，在基本调查方法出现困难或有疑问时，应采用第二种方法做补充调查。若两种方法的结果出现矛盾时，应考虑第三种方法以保证探测结果的可靠性。通过对检测数据的分析得出管段缺陷的状况、性质及严重程度。(3)直接调查对上一步发现的最严重危险部分进行开挖和自测检查，以证实检测评价的结论。一般每个直接评价的管段开挖点控制在l～2个，至少开挖一处。在防腐层破损处及管壁腐蚀处详细测量、记录缺陷情况及环境参数，用于评估管道最大缺陷的情况及平均腐蚀速率。(4)后评价综合分析上述各步骤的数据及结论，确定直接评价的有效性和再评价的间隔。再评价的时间是以保证上次评价中经过修复的缺陷不至发展成为危及管道安全的危险缺陷来确定。若修复缺陷的数量多，占发现缺陷的比例大，修复的标准越高，再评价周期就越长。由于许多在役管道现有的条件无法运行内检测器，采用水压试验费用很高且需要停输，还将面临大量含油污水处理等各种困难，采用直接评价方法是一种可行的选择。例如，美国联邦法规49CFR195要求管道的经营者在2002年2月及2003年2月以前为油、气管道提交书面的管道完整性管理计划。截至2000年11月，美国只有总长37％的油气管道进行了内检测，能进行内检测的管道中80％是液体管道，70％的输气管道不能内检测。因此，为了达到法规的时限要求，美国大多数管道的业主愿意对50％以上管段采用直接评价方法来进行完整性评价。(二)管道剩余强度及剩余寿命预测通过对管道完整性检测结果的分析，评估各种缺陷的性质及严重程度，目的是在不降低管道安全可靠性的前提下，如何在容许某些缺陷存在的条件下，使管道操作维持在安全运行的最佳水平。要确定的内容有：允许最大操作压力是多少?在一定压力下运行，能否延长其使用寿命?也就是需要进行管道剩余强度及剩余寿命评估，又称为适用性评价。1.管道剩余强度评价\n管道剩余强度评价建立在对管道缺陷的定量评价基础上。目前工程上应用且已形成技术规范的剩余强度评价方法有多种：半经验的力学关系式、有限元数值分析、基于断裂力学的概率失效分析等。经过对管道的各种类型缺陷：体积型缺陷(腐蚀形成的点、槽、片状缺陷)、平面型缺陷(应力腐蚀、氢致裂纹、疲劳裂纹、焊缝裂纹)、弥散损伤型缺陷(氢鼓泡和氢致微裂纹)及机械损伤缺陷(凹坑、沟槽等变形)的严格分析评定，确定缺陷是否危及管道安全，哪些是需要修复的缺陷，管道的允许操作压力是多少等。目前国际上用于剩余强度评价的技术规范有多种，影响较大的有美国ASMEB3lG《腐蚀缺陷管道剩余强度评价指南》、英国CEGB/R/H/R6《含缺陷结构完整性评价标准》、英国BSIBS7910-1999《金属结构内可接受缺陷评价方法指南》、欧洲的标准《欧洲工业结构完整性评价方法》、挪威船级社DNVRP-101《腐蚀管道评价的推荐方法》、美国《适用性评价推荐方法》等。加拿大、澳大利亚等国也都有相应的技术标准。ASMEB3lG规范中基于美国Battele研究所给出的，建立在大量实验数据基础上的半理论半经验公式，可以求得存在腐蚀缺陷时管道的应力及强度。试验及实际应用表明，ASMEB31G准则适用于评估有轴向裂纹或腐蚀缺陷的管道，结果有一定保守。不大适用于环向的尺寸很大的缺陷、螺旋腐蚀和焊缝腐蚀缺陷。准则中没有考虑多个缺陷的组合及互相影响，所得结论不太理想，近期的研究结果认为对体积型缺陷的评估显得过于保守。如何提出一种既不保守又安全可靠的方法，许多国家的研究机构都进行了大量理论、试验研究，并提出了几种新的方法，如：改进的准则、基于失效评估图的概率失效分析、简化极限载荷分析与弹塑性三维有限元分析相结合的方法等，并开发了相应的评估软件。2.管道剩余寿命预测当存在对管道安全目前不造成威胁，但可能造成进一步扩展的缺陷，需要进行管道剩余寿命预测，允许在监控条件下使用。根据剩余寿命评估结果来确定适当的检测、评估的间隔时间，在下一次检测之前，提供监控或维修措施，以保障运行安全。目前对剩余寿命预测，最粗略的方法是根据腐蚀发展速率与运行条件下管壁要求的最小厚度的关系来确定。即(10-5)式中——管道剩余寿命，a；.——实际最小厚度，mm；——该管段的最小要求壁厚，mm；——该段腐蚀速率，mm/a。其中实际最小厚度由管道检测结果确定，是针对特定位置或区域的最小要求壁厚。由于各种类型缺陷的损伤机理、扩散速率的影响因素各不相同，腐蚀速率\n最难以确定。目前常采用两次检测间隔时期内的平均腐蚀速率。对其剩余寿命预测也有多种预测模型，但总体上还没有一套很成熟的方法，预测准确性也不是很高。对于目前还不能确定损伤程度发展速率的缺陷，如氢鼓泡损伤、防腐涂层老化损伤等，主张采用修理及监测等措施来补救。五、国内管道完整性管理的进展1.陆续开展管道在线检测及外检测1987年，由美国一家检测公司在任京线上首次进行了管道在线检测。1989年从德国引进第一台φ720超声波检测器，之后又陆续从美国引进了φ273、φ529、φ720漏磁检测器，自行研制了φ377漏磁检测器，基本上满足了国内原油管道的各种管径规格。先后对鲁宁线、阿塞线、花格线、秦京线等原油管道进行了全线或局部站间管段的内检测。以花格线的检测为例，2001年5月至6月用漏磁检测器对全线进行了内检测，发现的腐蚀损伤有：(1)壁厚减薄3mm以上的严重缺陷604.处；(2)壁厚减薄1.5～3mm的中等缺陷l077处；(3)壁厚减薄1.5mm以下轻度缺陷2088处(多数是大面积腐蚀)。全线开挖15处，开挖验证结果与检测结果相符，其中几处已出现渗漏，漏点周边大面积腐蚀，有的深度已超过5.8mm，面临爆管的危险。通过检测结果分析，一方面对腐蚀原因更加明确，又通过对缺陷的评估及管道剩余强度评价，提出了管道维护方案。由于及时发现了重大缺陷和维修，避免了爆管等重大事故。综合应用标准管/地电位、密间隔电位测试、多频管中电流测试及直流管电位测试等方法，判断防腐层可能的缺陷、位置，克服了单一技术有一定局限性的缺点。例如，西南油气公司对四川境内的龙苍线、工自线、泸威线、相合线等多条输气管道实施了综合的外检测。由于检测准确性及定位精度高，使管道大修费用大大降低。通过管道检测和评价，在事故发生之前就有计划地维修或更换管段，节约了大量维修费用。内蒙古地区的阿赛输油管道1993～1996年间，依靠经验对管道的低洼处、盐碱段等平时腐蚀穿孔较多的地段开挖、检修。这样也能发现腐蚀点，但无十分把握，且开挖段很长。平均找一个腐蚀点要开挖26m，耗资1.94万元。1997年根据内检测结果修复，由于定位准确，每处理一个腐蚀点平均只开挖2.02m，耗资仅0.19万元，仅为前者的十分之一。克拉玛依至乌线长294km，管径529mm，是1981年投产的一条原油管道。1998年，新疆石油管理局拟将这条输油管道改输天然气。对于能否用这条已运行了17年的输油管道输气，难以决策。通过用漏磁法进行了内检测并进行剩余强度评价，结论是经过局部修复后，管道剩余强度满足最大输气压力3.0MPa的要求，目前，该管道已安全输气三年多。由于没有新建一条输气管道，仅花了4000万元进行老管道的改造及修复，节约了近90％的新建项目投资。2.腐蚀管线剩余强度和剩余寿命的研究\n中国石油天然气股份有限公司在1994年正式立项开展了腐蚀管线剩余强度和剩余寿命的研究，是国内最早开展的这方面研究。以鲁宁线腐蚀检测数据做主要依据，参照B31G方法，并据管体检测数据、腐蚀旧管试验分析结果，对B3lG方法做了修正，得到了较好的评价结果。中石油管材研究所、西南油气田分公司等都开展了管道剩余强度评价的研究工作。应用断裂力学理论并参照国内、国外标准，研制了对管道各种类型缺陷的安全性评价及管道剩余强度评价的软件。先后对克乌复线、濮临线、佛两线、苍龙线等油气管道进行了评价，为在役管道的安全运行和管理提供了科学指导。3.陕京输气管道试行管道完整性管理2001年陕京输气管道开始试行管道完整性管理，北京华油股份有限责任公司根据京输气管道的特点，制定了“陕京输气管道的完整性管理程序文件”和若干完整性管理方法、规程等支持性文件。2003年以来逐渐加以完善。4.我国油气管道的完整性管理的差距目前我国油气管道的完整性管理尚处于起步、探索的阶段，各方面工作还不够系统、完整，与国际先进水平相比，存在差距。主要表现在：近十多年来，我国在油气管道安全的观念、立法及管理等方面有很大进步。国家和石油天然气总公司颁布的许多安全法规、管理规范都逐步或已经与国际接轨。但我国的管道安全相关的法律、法规体系和技术标准、规范在系统性、完整性、先进性上还有较大差距，还没有对油气管道完整性管理的明确要求。我国目前多应用风险评分法来评估管道风险。难以应用定量的概率评价方法的主要原因在于：缺乏大量基础研究及管道实测数据、历史数据的支持，没有建立完整性管理数据库，也没有制定适合我国实际情况的风险评价指标。目前，西气东输管道、陕京输气管道应用了英国Advantik公司的定量评价软件PIPE-SAFE进行风险评价，有的安全评价单位也引进了国外的定量评价软件，如挪威船级社DNV公司定量风险评价软件等。但风险指标、事故频率等大多是借用国外数据。我们已经应用漏磁式检测仪检测了多条管道的金属腐蚀损伤，目前在解释检测数据上还不够完善，还缺乏对输气管道裂纹缺陷检测的有效手段。管道沿线地震、泥石流等地质灾害的实时监控、管道微量泄漏的监控等还是空白。多数管道由于各种条件所限，还没有进行全面的完整性检测及评价。第五节我国油气管道工程项目的安全评价2002年6月29日颁布、同年11月1日起实施的《中华人民共和国安全生产法》第二十五条规定：矿山建设项目和用于生产、储存危险物品的建设项目，应当分别按照国家有关的规定进行安全条件论证和安全评价。中华人民共和国(原)劳动部第10号令《建设项目(工程)劳动安全卫生预评价管理办法》、国家安全生产监督管理局(2001)39号文《关于进一步加强建设项目(工程)劳动安全卫生预评价的通知》等，以及相关的法规、部门规章中，均对进行安全评价做了明确的规定。上述法规将安全评价定为政府安全生产监督管理部门对高风险行业的建设项目安全水平和企业安全生产现状进行监督管理的重要依据。油气长输管道所输送的液化石油气、原油、轻质成品油、天然气是易燃易爆介质，介质的火灾危险等级为甲A或甲B类，而且工程项目的投资额很高，属于大型的高风险企业的工程建设项目，必须依法进行安全评价。一、工程建设项目安全评价的分类\n目前国内对工程建设项目的安全评价，根据建设阶段及评价目的不同，分为四类：1.安全预评价在工程项目建设前期，根据该项目的可行性研究报告，分析和预测工程可能存在的危害因素种类、程度，对它们的危害性及后果进行定性或定量分析；提出消除、预防和减轻风险的对策和措施；评价采取措施后该项目能否满足安全生产要求，做出安全预评价报告。安全预评价可以为项目的初步设计提供科学依据，有利于提高系统的本质安全程度。安全预评价报告通过评审后要提供给建设单位、设计单位、业主和政府管理部门。它是上级职能部门审批项目的重要依据。在初步设计和施工图设计阶段，必须落实安全预评价报告中提出的各项措施，安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产及使用。2.安全验收评价安全验收评价是在建设项目竣工验收之前、投产试运行正常之后，对系统的实际运行情况、管理状况的安全评价。安全验收评价中，要进行现场调研，检查安全预评价报告提出的安全措施落实情况及设计中各项安全设施是否做到“三同时”；查看施工过程的安全监督记录、安全设施的调试及检测、运行情况；了解各项安全管理规章制度的落实及安全管理状况等，检查企业对“安全生产法”的执行情况。通过对该项目投产后存在的危害因素及风险程度进行分析，检查并评价系统的安全性及安全设施有效性是否符合有关标准及规范要求，以此做出评价结论。提出改进建议或补救措施，促进系统的本质安全程度，满足安全生产要求。安全验收评价报告要通过评审后送交各有关单位，它是工程项目申请安全验收的依据。3.安全现状评价针对系统的安全现状进行的安全评价，是依据政府有关安全法规的规定或行业部门的安全、健康和环保的管理要求进行的。要收集系统安全现状评价所需各种资料、数据，识别危害因素，选用合适评价方法进行风险分析、评价。根据风险排序，提出整改措施与建议。这是实施在役油气管道的现代安全管理所需要的重要工作环节。4.专项安全评价这是针对某一特定场所、活动，或某行业的特定的产品、生产装置、生产工艺等进行的安全评价，属于安全现状评价的一种。对于生产、储存、销售剧毒化学品的企业，评价形成的专项安全评价报告是上级主管部门批准其获得或保持生产经营的营业执照所要求的文件之一。对工程建设项目的安全评价应由具备国家规定资质的安全评价机构来进行。建设项目的安全评价结论关系到被评价的项目是否符合国家有关的安全标准，能否保障劳动者安全与健康，是一项技术性、政策性很强的工作，必须针对评价对象的具体情况，按照国家安全法规及相关标准、规范的要求，合法、公正地进行评价。二、安全评价的依据\n安全评价是一项政策性很强的工作，必须依据现行的法律、法规及技术标准规范，工程项目的相关技术资料进行。1.法律与法规安全法律、法规主要由宪法、法律、行政法规、部门的规章构成，我国现行的法律如《中华人民共和国劳动法》、《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国消防法》、《中华人民共和国职业病防治法》等。法规如国务院颁布的《石油天然气管道保护条例》，原国家经贸委颁布的《石油天然气管道安全监督与管理暂行规定》，部门规章如：国家安全生产监督管理局颁布的《安全评价通则》、《安全预评价导则》、《安全验收评价导则》等等，是安全评价必须依据的文件。2.标准与规范标准可分为技术标准、规范与管理规程两大类，不同行业有不同的标准。各种技术和安全规范、标准都来源于生产实践的经验总结，间隔一段时间后进行修改和升级，以保证其先进性和适用性。认真贯彻执行规范的要求，是安全生产和产品质量的保证。有关油气管道的设计规范、防火规范、防雷接地规范、防腐规范及施工、运行和维修的安全管理规范、规程等，种类很多。按标准的级别可分为国家标准、行业标准、企业标准。按标准的法律效力可分为强制性标准和推荐性标准两种。3.评价项目的有关技术资料油气管道工程安全预评价的主要资料为工程项目的可行性研究报告、管道沿线地区的自然环境、水文及地质资料、社会环境等。安全验收评价的资料主要有安全预评价报告、初步设计及设计变更等资料。若进行安全现状评价，应有工程的历史性资料及运行、监测、检测数据等。三、我国油气管道的安全评价近年建设的大型油气管道工程，都按照国家生产监督管理局的要求进行了安全预评价、安全验收评价，有的还与国外合作进行。例如：西气东输工程西起新疆轮南，东至上海的白鹤末站，干线全长4000km，管径1016mm设计输量120×108m3/a，输送压力10.0MPa。沿线经过新疆、甘肃、宁夏、山西、陕西、河南、安徽、江苏和上海九省市区。工程不可避免地穿过多种地质条件复杂、地质灾害种类众多的地区，还经过森林、湖泊、河流、湿地及自然保护区等。管道的建设和运行中将对周围一定范围内的生态环境如植被、自然排水、水土流失等造成不同程度的影响。西气东输管道工程建设中对此十分重视，在可行性研究阶段中，除了管道安全预评价、工程地质灾害、地震及职业卫生等进行评价外，还在我国长输管道建设中首次开展了环境影响评价和水土保持方案评价。环境影响评价对管道与沿线自然环境的关系，管道沿线的自然保护区及重点文物保护区的情况，管道建设的影响程度等进行了全面分析，提出了相应的防护措施。水土保持方案评价中，在对沿线的水土流失情况调研、分析的基础上，提出了管道建设中水土保持的基本原则及治理措施，这将防止可能的环境破坏，节约一大笔改善环境所需费用。西气东输管道还聘请了英国Advantic公司，首先对管道沿线人口稠密、经济发达的江苏省境内的输气管道进行安全预评价，还将陆续对其余各段开展安全评价工作。Advantic公司的风险评价中，将江苏境内280\nkm管线按线路的桩号分为500段，每段从50m到1.5km不等。除了收集设计资料外，对沿线重点地段进行了现场踏勘，详细了解建筑物数目、种类和用途及人员居住、活动等情况。按人口密度状况等资料初步评估和划分管段的风险等级，识别可能具有高风险的管段区。再应用专门用于天然气管道灾害和风险评价的软件系筝PIPESAFE，优先对这些管段进行了定量安全评估，包括：确定潜在的破坏原因；可能出现的气体泄漏模式；确定其事故频率；模拟特定的破坏模式可能造成的灾害后果；定量计算一定范围内的风险值；确定风险是否可以接受；提出控制及降价风险的措施建议。Advantic公司对西气东输江苏段的风险评估结论表明，若管道施工、运行能够严格按规范进行，则管线的事故主要原因在于第三方造成的机械损伤。若管道破裂引起火灾，在沿线人口密集区可能造成800多人伤亡并且使建筑物损坏严重。西气东输管道按设计要求，且施工、维护符合规范，根据英国长输管道标准IGE/TD/1中的风险判据，其风险程度在可接受的范围内。报告提出了防范第三方损伤的降低风险的措施，并对几种保护措施进行了成本效益计算。兰成渝成品油管道、甬沪宁原油管道等新建输油管道都在投产试运一年后，安全验收之前，进行了管道安全验收评价。兰成渝成品油管道干线长l250km，管径508、457、324mm，设计输量500×104t/a，设计压力10MPa，沿线分输站l0个。途经甘肃、陕西、四川和重庆三省一市40多个市、县。管道穿过秦岭大巴山地区，工程地质条件极为恶劣、复杂。2002年6月试运投产，经过一年多运行正常后，在工程验收之前进行了安全验收评价。根据“安全验收评价导则”的要求，评价小组进行了现场调研，收集有关资料，包括：相关法律、法规、标准及工程项目的资料(安全预评价报告、初步设计、变更设计、有关文件等)，识别管道建成投产后的危害因素，用多种方法：进行安全验收评价。其中，除了对管道系统生产条件、状况、安全设施运行状况进行检查、评价外，还对管道安全生产管理进行了全面评价。对管道安全生产管理的评价内容包括：安全管理组织机构、管理制度、事故应急预案、特种作业人员培训、日常安全管理等。评价结论为该管道系统运行状况和安全管理从整体上是安全的，指出了存在的问题和改善安全的建议。这为工程项目的安全验收做好了技术准备。从20世纪90年代中期开始，我国已开展了有关油气管道现状安全评价的系列科研及应用试验工作。由于缺乏大量历史资料及实测数据支持，基础研究还不够深入，油气管道现状安全评价目前还处于起步和探索阶段。参考文献l中国石油天然气总公司编．石油安全工程(中级本)．北京：石油工业出版社,19912　蔡风英．化工安全工程．北京：科学出版社，20013汪元辉．安全系统工程．天津：天津大学出版社：19994中国石油天然气集团公司HSE指导委员会编．健康、安全与环境管理体系基础知识．北京：石油工业出版社．20015常大海，蒋连生．输油管道事故统计与分析．油气储运，1995，14(6)6CONCAWE(2002)WesternEuropeanCroSS—countryoilpipelines30year\nperformancestatistics．ReportNo．I／02．7KeithGleewis，TerriShires，梅云新译．美国运输部将风险管理作为一种管理方法执行所取得的进展．98国际管道技术会议，加拿大．卡尔加黑，19988W.KentMuhlbauer．PipelineRiskManagementManual．Houston：GulfPublishingC0．19929潘家华．油气管道的风险分析．油气储运，1995，14(3)10黄维和．油气管道风险管理技术．油气储运，2001，20(10)11KevinCicansky，GlennYuen，梅云新译．TransCanada管道公司的风险管理．98国际管道技术会议，加拿大．卡尔加黑。199812严大凡．油气长输管道的风险评价与完整性管理．北京：化学工业出版社，200513黄志潜．管道完整性及其管理．焊管，2004，27(3)：～14APISTANDARD1160ManagingSystemIntegrityforHazardousLiquidPipelines15BiniE，eta1．Cost-savingstrategiesforpipelineintegrity．Pipes&PipelinesInterna．tional，2000：9～1016BrucePhillips．P．E．．HowtoEnsureIntegrityinNon-PiggablePipelines．Pipeline&GasJournal，2001：1017杨文博，徐今伟．超声波管道腐蚀检测器现场检测．油气储运，1994，13(6)18井懿平，张招勤．D273漏磁腐蚀检测器在输油管道上的应用．油气储运．1998，17(1)19刘忠勇，尚孟平．一种新型管道泄漏检测装置．油气储运，2000，19(6)20赵堂玉．基于软件的输油气管道泄漏检测技术．油气储运，2004，23(9)21夏海波，张来斌．国内外油气管道泄漏检测技术的发展现状．油气储运，2001，20(1)22刘海峰，王毅辉．在役油气压力管道腐蚀剩余强度评价方法探讨．天然气工业，2001，ll23赵新伟，路民旭．管道腐蚀剩余强度评价．油气储运，1999，18(11)24杨筱蘅，严大凡．我国油气管道安全管理面临的挑战及对策．2004年中国国际油气管道技术会议．西安，200425国家安全生产监督管理局编．安全评价．北京：煤炭工业出版社，200426杨筱蘅主编．油气管道安全工程．北京：中Iii石化出版社，2005