基于可靠性的定量风险评价技术及应用

——以某天然气管道地区等级升级为例 

周亚薇  张振永  田姗姗 

中国石油管道局工程有限公司设计分公司

摘 要：随着我国社会、经济高速发展，一些在役天然气管道通过的地区逐渐由人口稀少的一级、二级地区发展成为人口密集的三级、四级地区（高后果区），一旦管道发生泄漏事故，其造成的后果将更加严重。因此，有必要建立相应的定量风险评价技术，确定管道实际风险水平。基于可靠性的定量风险评价技术实质是采用基于可靠性的极限状态方法计算评价管段的失效概率，结合建立的国内天然气管道失效后果模型，综合计算管道失效风险。之后，引入风险可接受准则，判定地区等级升级后管道个体风险和社会风险的可接受性，并有针对性地制定风险消减/防护措施。该技术不仅可以实现天然气管道失效风险的定量计算和评价，且能够对不同风险消减/防护措施进行效果检查及对比，在保障管道风险可接受的前提下，实现技术性和和经济性的最优化。

关键词：天然气管道；地区等级；可靠性；定量风险评价；风险可接受准则

 

通常情况下，天然气管道敷设路由会尽量避开人口密集、交通频繁、地下设施多的区段。在管道设计阶段，输气管道通过的地区将按照沿线居民户数和/或建筑物的密集程度划分符合标准要求的地区等级，并依据地区等级，结合地区的发展规划等选择相应的设计系数等管道设计方案。但是，随着我国社会、经济高速发展，许多管道沿线的建筑物和人口密度与建设初期相比均发生了较大变化，一些在役天然气管道通过的地区逐渐由人口稀少的一级、二级地区发展成为人口密集的三级、四级地区，地区等级升级使得原始的管道设计方案与目前现状不匹配^[1-3]。

由于天然气管道的输送介质易燃、易爆，管道失效后因火灾热辐射造成的潜在影响半径高达上百米至几百米不等，管道周边人口密度显著增加后，管道失效所带来的失效后果将更加严重；另一方面，地区等级升级将导致沿线人员活动、设备撞击等带来的管道损坏更加频繁，管道的失效概率也随之增大。因此，地区等级升级将导致管道失效风险（失效概率与失效后果的乘积）大幅提升。为了准确量化管道风险，并针对性地制定风险管控措施，本文提出了一套基于可靠性的定量风险评价流程，依据定量的失效概率与失效后果分析，对输气管道地区等级升级进行定量风险评价，通过个体风险和社会风险水平的判定，制订风险管控措施。

1　基于可靠性的定量风险评价

管道风险评价方法一般分为定性、半定量和定量风险评价方法^[4]。定性评价和半定量评价方法简单易用，但不能定量计算管道的失效概率、后果及风险，难以评判管道风险是否符合国家行业规定的风险可接受水平，也无法通过量化计算科学地确定风险管控措施。定量风险评价（Quantitative Risk Assessment，QRA）方法是管道风险评价的高级阶段，它将管道的失效概率和事故后果的进行定量计算，实现了对管道风险的精确描述^[5]。根据失效概率的计算方法，定量风险评价可以分为基于失效统计的定量风险评价技术和基于可靠性的定量风险评价技术。

基于失效统计的定量风险评价技术是通过对管道失效事故统计分析，建立基线失效概率，并根据待评价管道的实际情况分配不同的修正因子，以此来计算管道的失效概率^[6]。基于可靠性的天然气管道定量风险评价技术实质是采用基于可靠性的极限状态方法，针对天然气管道评价管段，通过分析管道沿线环境和荷载状况，确定可能导致管道失效的主要极限状态和状态方程，采用应力-强度分布干涉理论计算管段失效概率；失效后果模型考虑了在一定的泄漏频率、泄漏量、立即点燃情景下，热辐射引起管道周围人员伤亡的程度，从而定量计算管道风险。

基于可靠性的定量风险评价方法工作流程见图1，主要包括管段划分、失效概率计算、失效后果计算、风险计算、风险评价和风险决策等。

 

图1 基于可靠性的定量风险评价流程图

1.1　失效概率计算

近年来，中石油集团公司开展了天然气管道基于可靠性的设计和评价方法研究，收集了国内近4万公里已建天然气管道数据，构建了国内天然气管道管材、施工和运行维护等变量参数数据库，基于国内管道数据建立了系统了天然气管道基于可靠性的设计流程，并形成了相应标准^[7-10]。

根据建立的极限状态方程，利用蒙特卡洛方法，对管道的极端极限状态（大孔泄漏和破裂）进行模拟仿真计算，以此确定特定管道设计工况的失效概率。为了简化分析，仅计算腐蚀和第三方破坏失效概率。根据国内外数据统计，腐蚀和施工设备等撞击造成的大泄漏和破裂约占所有失效的60%～76%。为了统筹考虑导致管道失效的其他因素，腐蚀与设备冲击的失效概率应分别在计算结果的基础上放大1.5倍^[11-13]。管道极端极限状态下的总失效概率计算如下^[14]：

                            （1）

式中P_ULS表示极端极限状态失效概率，/km·a；P_LL和P_RU分别为大泄漏失效概率和破裂失效概率，/km·a。

腐蚀缺陷的尺寸是随时间增长的，腐蚀失效概率与时间具有相关性；第三方设备撞击造成的失效概率与时间无关，管道每公里每年的失效概率等于每公里每年的冲击次数和每次冲击造成的失效概率之积。管道腐蚀失效概率和第三方破坏失效概率分别使用加拿大C-FER公司PRISM^TM软件中的时间相关模型和时间无关模型进行年失效概率的计算。

1.2　失效后果计算

失效后果模型考虑了在一定的泄漏频率、泄漏量、立即点燃情景下，热辐射引起管道周围人员伤亡的程度。根据天然气研究协会（Gas Research Institute， GRI）研究成果，将失效后果定义为死亡人数的函数，与天然气着火释放的热量有关。由于破裂的失效后果远大于泄漏的后果，因此破裂是失效后果的主要控制因素，管道破裂情况下的预期死亡人数计算如下：

                                 （2）

                               （3）

式中，为预期死亡人数；为着火概率；为失效事故影响范围；为人口密度，人/公顷；为实际占有概率（失效事故发生时，公众出现在事故影响范围内的概率），D为管道的直径，mm。

根据Stephen^[15]等人建立的模型，危害区域假定为圆形。图2中两个危害区域和相应的半径定义了对应的热强度的上下限门槛值，上限门槛值确定的范围内，假定致死率是100%，在下限门槛值确定的范围外，致死率是0。在这两个门槛值之间，室外的致死率是50%，室内的致死率是25%，管道破裂条件下的死亡人数表达为式（4）：

        （4）

                                   （5）

根据对国内陆上天然气管道沿线人口密度及其活动频率调查分析，P_in=80%；P_out=20%；对于室外情况，下限和上限分别是12.6 kw/m²和31.6 kw/m²；对于室内情况，下限和上限分别是15.8 kw/m²和31.6 kw/m²；=40%。由此得：

                            （6）

式中，为人口密度，人/公顷；为管道运行压力，MPa；为管道直径，mm。其中，人口密度根据评价初期人口数据调研收集和潜在影响范围综合确定。

 

图2 估计预期死亡人数的危害区域

1.3　风险可接受准则

输气管道风险可接受准则工程上较多地采用最低合理可行（As Low As Reasonably Practically，ALARP）原则，ALA RP原则认为任何工业系统都存在风险，不可能通过预防措施彻底消除，当系统的风险水平超低时，要进一步降低就很困难。为此所花费的成本往往呈上升趋势，也可以表示为安全风险改进措施投资的边际效益递减，趋于零，最终为负值。因此，必须在工业系统的风险水平和成本之间做出折衷^[16]。

分别用个体风险与社会风险来衡量输气管道地区等级升级后的管道风险^[17]。

（1）个体风险是指在评价位置长期生活、工作的，并未采取任何防护措施的人员遭受特定危害而死亡的概率。可以按下式计算：

                                    （7）

式中P为失效概率；P_i为点燃概率；L_ir为相互作用长度，该长度定义为事故有可能影响所考虑位置的管段长度，计算方法参考图3；为占用概率。

 

a-相互作用长度为2×R； b-相互作用长度为2×

1-观察点位置； 2-环向影响半径； 3-管道； 4-相互作用长度

图3 相互作用长度计算示意图

基于ALARP原则，根据《油气输送管道风险评价导则》（SY/T 6859-2012），个体风险分别以1×10^-4和1×10^-6为界分为不可接受区、可接受区（即最低合理可行区ALARP）和广泛接受区^[18]三个区域（图4）。

 

图4 个体风险可接受标准推荐值

（2）社会风险用于描述事故发生的可能性和灾害导致人员伤亡数量之间的关系，或者解释为每公里管道事故发生概率（每年）F和事故导致的死亡人数N之间的关系。F即为极端极限状态失效概率P_ULS。

社会风险的ALARP准则是建立在F-N曲线的基础上，根据事故频率F与死亡人数N分析输气管道失效的社会风险。结合《油气输送管道风险评价导则》（SY/T 6859-2012），社会风险可接受标准（F-N曲线）如图5所示。

 

图5 社会风险可接受标准（F-N）曲线

3　地区等级升级地区应用案例

某管线钢管直径为D610mm，直管段全部采用L415螺旋缝埋弧焊钢管，设计压力为6.3 MPa。在施工图设计阶段，该评价段管道所处地区等级为二级地区，钢管设计壁厚为9.5 mm。评价段管道全部采用沟埋敷设，根据施工图信息，评价段管道管顶平均埋深为1.5 m。目前，评价段管道两侧5米间距处均建有两排多层民房（见图6），人口密度与施工建设活动增多，导致管段所处区域的地区等级升级至三级地区。

图6  评价段管道现场情况

3.1  管段风险评价

根据GB 32167-2015《油气输送管道完整性管理规范》规定的潜在影响半径计算方法，将该评价段的潜在影响范围识别为图7的矩形区域，评价段长度400 m，潜在影响半径153 m，潜在影响范围面积约12.4公顷。根据收集的潜在影响范围内人口数据，计算得地区等级升级后人口密度为16.9人/公顷。

 

图7 潜在影响区域

结合国内的管材、焊接、腐蚀和运行维护等数据的统计分析结果，建立参数的计算模型，选择合适的设计参数及维修计划等，利用软件计算失效概率，计算模拟次数为1亿次，假定管道设计寿命为30年，分别取30年模拟计算中外部腐蚀失效概率（图8）和第三方破坏失效概率（图9）的最大失效概率（大孔泄漏、破裂），计算得总失效概率为1.32E-06（表1）。采用已有失效后果模型计算评价范围内的预期死亡人数N=10人。

 

图8 外部腐蚀失效概率计算结果/km·a

 

图9  第三方破坏失效概率计算结果/km·a

                                      表1 失效概率计算结果                             /km·a

采用已有模型，计算得出个体风险为4.85E-05，处于个体风险可接受区；将计算所得的死亡人数和事故发生概率通过F-N曲线进行风险评价。由图10可见，评价管段的社会风险位于F-N曲线的不可接受区，说明该管段所处地区等级升级后，社会风险水平略高于标准规定，需要采取相应的风险减缓措施。

 

图10  社会风险评价结果

3.2　风险管控措施

对于风险水平高的管道，应采取风险减缓措施，并对采取措施后的工况再次进行风险评价，并衡量不同措施之间的经济效益。常用的措施可为下列任意一种或几种的组合形式：增加第三方防护措施，选择混凝土盖板防护；缩短内检测的时间间隔；降低运行压力；增加管道壁厚；加大管道埋深；改变管道路由等。

针对上述措施，分别对风险重新评价，结果显示选择上述任意一种措施后，均能将社会风险降低至可接受区范围内；但是考虑到缩短内检测间隔至5年/次将大幅增加管道运营资金投入；降低运行压力可能影响到下游用户的用气需求以及降低管道运营盈利；增加壁厚和加大埋深都将导致大量的工程投入和实施困难等，最终建议对该地区等级升级段采取增加混凝土盖板进行第三方防护的措施，以此保证该评价段管道风险水平符合标准的规定。

4　结论及建议

（1）在役天然气管道的地区等级升级导致原始的管道设计方案与目前现状不匹配，存在管道失效风险隐患，通过定量风险评价技术能够准确地量化和评价管道风险，并有针对性地制定风险管控措施，可以明确管控重点，且降低管理成本。

（2）基于可靠性的设计方法通过对国内已建天然气管道及其沿线相关数据的统计分析，结合国内实际科学地进行失效概率的定量计算，避免了传统失效可能性计算过程中主观因素的影响，使量化结果更加适用于我国的天然气管道的建设实际。

（3）风险管控措施种类较多，依据风险可接受准则，对于风险评价结果显示需采取风险减缓措施的地区，应分别针对特定风险管控措施的定量分析确定其有效性的基础上，结合经济性和可行性综合确定风险减缓措施。

（4）对于地区等级暂时未发生变化，但根据地区规划等发展需求有可能导致地区等级升级的区域，可通过基于可靠性的定量风险评价技术，确定其未来可能出现的风险水平，并制定相应的风险防控措施。

 

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作者：周亚薇，女，1986年生，工程师，2012年硕士毕业于中国地质大学（北京）矿产普查与勘探专业，现主要从事油气长输管道线路工程设计和管道材料、可靠性以及风险评估相关研究。

《管道保护》2017年第6期（总第37期）