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管道研究

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管道安全防护体系建设存在的问题与建议

来源:《管道保护》杂志 作者:蔡永军 徐斌 时间:2019-3-20 阅读:

蔡永军1   徐斌2

1.中国石油管道科技研究中心; 2.西气东输广东管理处广州维抢修中心


青岛“11·22”原油管道泄漏爆炸事故已过去5年,事故留给我们的教训仍然刻骨铭心。 2016年国家能源局等五部委发文要求全面推行管道完整性管理工作,通过内检测、完整性评价、缺陷修复等措施提高管道本体安全水平,从而降低管道事故风险。从近几年实施情况看,我们在管道安全防护的理念、法律法规、标准规范、管理措施和技术等方面还存在一些差距和不足,需要努力克服和改进。


1 应建立科学的安全防控理念

1.1 重视小概率事件的安全投入

管体缺陷的风险已经被广泛认识,大量的检测评价和修复手段被应用,保证了管道本体安全。但是对于第三方损坏、地质灾害等外力造成的管道损伤由于发生概率低,大规模伤害事故的可能性低,认为只要做好高后果区管理降低事故后果就可以,防控措施太多没有意义。应该认识到,事故永远是小概率事件,所有的安全投入都是为了防控小概率事件。事故风险是发生概率和后果的乘积,很多事件虽然概率很低,但是与其严重后果组合在一起,其风险仍然是不可接受的。

因此必须改变发生概率低投入就少的理念,建立基于风险的投资理念,重点防控高风险事件。 2014年大连“6·30”原油管道泄漏事故由第三方定向钻施工造成,就是一起典型的因为小概率事件防控不到位造成重大事故的案例。应该认识到安全防护只要能发现一起重大事故征兆并及时避免发生,就能收回所有安全防护系统的投入。

1.2 “四防”措施需要同步提升

传统观念认为有人防措施就够了,巡线是不可替代的。随着经济发展,管道附近各种第三方施工活动频发,完全靠人已经难以防范随时可能发生的损坏管道行为。通过采取物防措施可以降低损坏的概率,提高管道被损坏的难度,如加密桩、警示牌、盖板等。技防措施可以提高应急响应速度,预警技术能在管道遭到破坏之间发现事故征兆,泄漏监测技术可以发现泄漏并定位,降低次生灾害的后果。要想做到管道24小时受控,技防是最有效的措施。信息防可以及时获取第三方施工信息,提前采取防护措施。实践证明管道保护中人防是基础,物防是补充,技防是提高,信息防则可以防患于未然,缺一不可。

1.3 充分发挥技防措施作用

对于技防措施存在两种错误意识,一种认为技防万能,只要采取了技防措施就可以高枕无忧;另一种 认为现有技防措施不成熟,误报、漏报太多,不能满足使用要求。

应该认识到任何一种技防措施都不是十全十美的,都有其适用范围。以泄漏监测技术为例,虽然该技术对于小泄漏和缓慢增加的泄漏检测能力不足,对于调泵、调阀等工艺操作存在误报。但应用实践证明基于负压波的泄漏监测技术能够及时发现泄漏并准确定位,在应对打孔盗油等突发泄漏方面发挥了重要作用。青岛“11·22”事故正是基于负压波的泄漏监测系统报警并定位之后才启动应急流程的。而对于大连“6·30”事故,如果该管段安装有光纤预警系统,很大概率会在事故初期即报警和定位,从而避免事故发生。

技防等管道防护措施降低了外部事件对管道损坏的称度,从而提升了管道的安全性。是管道保护中管道管理人员可以主动作为的一环。


2 完善相关法律法规和配套标准

2.1 强制条款保证防护措施

美国联邦法规49 CFR 195规定对于危险液体管道必须安装泄漏监测系统,并对性能进行评估,定期进行测试。《管道检测、保护、执行和安全法案》明确将泄漏检测作为管道整体完整性管理和安全计划的一部分。 PHMSA被要求进行定期的泄漏检测技术研究。《阿拉斯加州行政法典》也明确要求原油管道必须配备泄漏监测系统。俄罗斯联邦政府2002.4.15第240号令规定企业应建立并维护石油泄漏检测系统及通信预警系统。《石油天然气管道保护法》第22条和24条只规定了管道企业应该建立巡护制度,配备必要的人员和技术装备,使用先进的管道保护技术。但是如何防护、该采取什么手段没有明确规定。

2.2 安全防护配套规范标准

美国联邦法规49 CFR 195要求泄漏检测系统必须满足《API1130液体管道计算监测》的要求。同时API还发布《API1175管道泄漏检测—管理程序》对泄漏检测的选择、指标、测试、响应、培训等进行了全面的规定。加拿大标准 CSA Z662的附录E对泄漏监测的设计、测试、维护都进行了规定。德国TRFL《管道系统技术规范》要求必须安装两种不同原理的泄漏检测系统实现对瞬态和缓慢泄漏的检测和定位。

我国《输油管道工程设计规范》(GB 50253―2014)规定管道控制中心具有的10项功能,其中第6项功能为"管道的泄漏检测和定位"。《油气输送管道完整性管理规范》(GB 32167―2015)规定"宜采用管道泄漏监测或安全预警系统等防范措施"。《石油天然气管道系统治安风险等级和安全防范要求》(公安行业标准GA1166―2014)规定在穿越长江、黄河的国家骨干管道应安装泄漏检测系统。《液体管道计算监测》(SYT 6827―2011)对API 1130进行了等同采标,但是缺少对泄漏检测设备使用管理和维护的相关内容。《油气管道安全预警技术规范》(SYT 6828―2017)只对部分管道安防技术的选择和应用进行了规范。与国外标准相比,我国技术标准对于管道安全防护从设防标准到技术配套方面均存在缺失。


3 改进安全防护管理相关措施

安全管理是安全措施能够有效发挥作用的重要保障,现实中存在重视安全项目建设,轻视安全管理的现象。虽然采取了一些技术措施,但是因为缺少管理,考核不到位,这些技术的效能没有得到充分发挥。各种技防措施不同程度存在运行维护不到位、设备损坏不能及时修复,长期不进行测试、系统偏离设计指标、实际性能指标得不到保障、缺少报警响应机制、报警核实不到位等情况。

3.1 统一技防系统维护要求

美国联邦法律要求所有泄漏监测系统要按照API1130的规定进行开发和使用。我国所有安全防护系统均由厂家独立开发,尚未形成行业标准。设备软件均不通用,许多管道运营单位不具备运行维护能力。虽然技防系统应用范围逐渐扩大,但是大部分公司尚未建立定期检测和维护的工作程序。仪表自动化系统有春秋检,工作内容基本实现标准化。但是技防系统设备正常运行未列入考核内容,各项体系文件和 作业指导书均缺少技防系统维护要求。

3.2 建立定期检测评价制度

仪表需要定期检定才能保证精度,各种管道防护措施也需要定期检定和测试来保证其性能指标。API、 CSA标准都对泄漏监测系统定期测试进行了规定。我国因为缺少相关标准规范,很多技防系统从安装后就未进行过测试和调校,实际应用效果无法保证。由于标准缺失技术指标、也没有公允的测试与计算方法,设计的技术指标都靠供应商承诺,无法横向对比。缺少安装后的功能验证和后评价,实际所能达到的技术指标缺少权威机构的测试报告,生产单位的实际运行效果也无法回流到设计、招标环节,不能实现良性循环。以周界安防系统为例,需要结合运行环境进行周期性测试,才能验证其灵敏度、报警率和误报率,保证实施效果。泄漏监测系统也需要周期性测试,确定报警参数,保证系统报警率和误报率的平衡。

3.3 建立完善变更管理程序

变更管理是保证技术质量确保安全受控的重要一环。实际工作中管道运行单位很少针对管道防护措施变更工作程序,巡护方案变更、技防系统报警参数修改乃至报警响应流程调整都缺少审批、审核程序。泄漏报警灵敏度的设置、修改目前仍停留在技术人员主观判断层面,各种参数调整不需要履行任何报批程序,也无需留下任何记录。因为缺少变更管理程序,无法通过查询记录发现设计缺陷,系统性能优化无法实现。

3.4 建立完善报警响应程序

由于报警响应程序不明确,各运行单位不同程度的存在报警不核实、核实不规范、不记录、不处理的现象。如果报警不能及时核实,并采取有效手段排除潜在威胁,技防系统就失去了作用。需要对技防系统报警建立专门的应急响应程序,明确各类报警响应流程,明确各部门责任,保证报警得到现场确认,形成闭环管理。


4 开展安防体系有效性评估

4.1 防护措施和风险相一致

在投入有限的条件下应合理配置各种防护措施以最大程度提高管道的防护效率。目前对不同地区等级、不同人类工程活动强度、不同事故后果下如何科学合理的配置防护措施,尚缺少细致的研究。实际工作中因为缺少对各种防护措施的科学评价,存在过防护和欠防护的问题。需要开展管道总体防护有效性的研究,使管道的防护措施和风险相一致,针对不同的风险类型和强度制定经济适用的防护措施。

4.2 科学配置各种防护措施

由于缺少对各种防护措施的适用性和经济性分析,无法对管道防护措施的合理性进行评估。以人防为例,不同区域、不同介质管道的巡线频次如何确定没有合理的配置说明。现有管道安全防护措施能否将管道运行风险降低到可接受水平尚无有效评估手段。因此需要开展管道保护技术集成研究,提出各种防护措施对应的风险类型,建立管道防护技术体系。


5 开展薄弱环节技术攻关

5.1 小泄漏监测

油品管道的泄漏会造成严重的环境后果,随着政府监管的加强和公众环境意识的提高,管道运营单位对泄漏的容忍度也在降低。基于负压波、音波的泄漏监测的灵敏度已经很难提升,对于小于1%的泄漏和渗漏的实时监测需要攻关解决。

5.2 降低误报率

误报是管道技防系统应用最大的难题,各种误报会造成管理人员思想麻痹,有可能导致对于真正的事故未能及时响应。实践中需要结合人工智能技术,进行报警识别,提升技术系统的应用体验。


作者:蔡永军,男, 1980年出生,高级工程师,主要从事油气管道的安全防护技术研究及高寒冻土区管道的运营管理及维护工作。主编SY/T6827《油气管道安全预警技术规范》,参与Q/SY 1490《油气管道安全防护规范》等编写工作。

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