赵康 丁融 田野 邹斌 孙冰冰

西部管道公司

随着管道沿线经济快速发展，天然气管道周围住宅、工厂等人口聚集场所增多，使部分管道地区等级升高，出现了当初设计与目前运行状况不符的情况，形成了潜在的安全隐患。一旦发生事故，会严重威胁人民群众生命及财产安全，造成严重后果。

本文以某天然气管道高后果区管段为例，根据GB 32167―2015《油气输送管道完整性管理规范》定期开展高后果区识别和风险评估的要求[1-4]，分析管道运行中潜在危害因素，评价事故发生的可能性和后果，通过计算量化风险，明确风险的大小或等级，针对性的制定风险预防措施，从而有效消减风险，确保管道安全运行。

1 高后果区管段识别

通过实地调研，该管段约4 km敷设在人行道下方，管道两侧200 m范围内楼房、人口密集，住户约11 000多户、二级甲等综合医院1家、学校1所（约1 800名学生）、小规模幼儿园2所、杂货市场1个、办公大楼多幢，总人口约35 000～45 000人。根据GB 50251―2014《输气管道工程设计规范》的规定，该管段地区等级在设计施工阶段因周边建构筑物和人员较少，定为二级地区，现已升为四级地区。同时，根据GB 32167―2015《油气输送管道完整性管理规范》规定，将该管段评定为III级高后果区管段，其潜在影响半径为管道两侧200 m，如图 1所示。

2 危害因素识别分析

导致管道失效的因素主要分为两方面，其一是管道本体原因，包括制造与施工缺陷、内腐蚀、外腐蚀等；其二是外部原因，包括第三方损坏、地震、洪水等地质灾害影响等。如管材缺陷可导致管道强度达不到要求而出现断裂；管道施工及焊接质量差会造成焊缝[5]性能下降，不满足安全运行的要求。管道制造缺陷和内外腐蚀可以通过内检测[6]识别分析。

针对该段管道，因其所经地区冬天温度极低，若气质检测设备故障、水露点不合格或清管干燥不彻底，管内存水将产生内腐蚀。低温下管道内形成的水合物易积聚发生冰堵，是严重影响天然气管道安全运行的一个隐患。

管道周边高压电力线路和设施、通信线路、部分厂区的机电设施较多，对管道的牺牲阳极保护设施影响较大，且管道已经运行了19年，牺牲阳极保护效果发生退化，如果防腐层发生损伤，管道欠保护或者直流杂散电流流入会造成管道外表面腐蚀加剧。

管道敷设在人行道下方，上方车辆通行较多，引起的振动对管道具有周期性的疲劳损伤。随着城市的 发展，管道与城市地下管网排污、雨水、自来水、燃气、热力、以及电缆沟等交叉较多，一旦发生泄漏，天然气可能窜入并聚集到上述管网中，发生火灾爆炸事故。

3 管道风险评价

本次风险评价采用 DNV公司PHAST软件，对管道沿线的个人风险和社会风险进行了定量分析。

PhastRisk软件整合了事件频率和事件后果，综合考虑点火源、人口分布、建筑物、泄漏位置等信息，依据QRA方法进行计算。

3.1 失效频率

失效频率的确定普遍采用同类设备的历史统计数据，经数据来源及可靠性分析后，应用相关理论模型进行事故发生概率计算，然后结合项目实际情况进行修正采用。国外可供查阅的设备失效数据库较多，而国内在这方面的数据积累相对较少。天然气输送管道的基础失效频率来自GB 32167―2015《油气输送管道完整性管理规范》附录G推荐的输气管道泄漏频率，其频率为4×10﹣4次/（km·a）。管道的泄漏场景由SY/T 6714―2008《基于风险检验的基础方法》和SY/T 6859―2012《油气输送管道风险评价导则》定义，管道的泄漏场景选取如表 1所示。

失效频率调整根据《基于风险检验的基础方法》通过设备系数（FE）和管理系数（FM）进行修正。 FE由四个次因子组成：本体缺陷次因子、通用次因子、机械次因子和工艺次因子。根据该段管道设备的特定运行环境及相关资料，设备系数 FE取值为5。 FM是管理系数，主要因素包括领导和管理、工艺安全信息、工艺危害性分析、管理的变更、运行规程、安全工作时间规程、培训、机械完整性、预启动安全审查、紧急响应、事故调查、承包商、安全生产管理系统评估等。根据该管道最新一次DNV完整性管理审核得分为80%，由此得到管理系数 FM 为 0.25，该系数反映的是管道的实际管理水平。修正系数值越低，管理水平越高。根据公式（1）利用设备系数（FE）和管理系数（FM）对失效频率进行修正。

F调整后＝F基础×FE×FM （1）

3.2 失效后果

管线输送介质为易燃、易爆的天然气，发生火灾爆炸事故时产生的冲击波将对人员、财产、建筑物及大气环境产生一定影响。利用PHAST软件，对可能发生的泄漏和可能产生的事故进行定量分析。以管道完全破裂下的天然气扩散、爆炸辐射热半径和超压强度半径进行分析，如图2－5所示。

3.3 个人分险和社会风险

根据管道的基本情况及选取的相关泄漏概率，对管道的个人风险和社会风险进行了计算。其中，潜在影响半径范围内的个人风险不大于1E-8/a，处于《油气输送管道风险评价导则》个体风险可接受准则推荐值（＜1E-6/a）的广泛接受区内。

伤亡10人以上的社会风险处于不可接受区域内，伤亡100人以上的社会风险概率为1E-7.2/a，大于社会 风险概率1E-8/a的要求，如图 6所示。

4 结论

（1）该高后果区管段的个人风险值满足标准要求，社会风险不在标准接受范围内。因管道潜在影响半径内人口数量较大，在发生泄漏和火灾爆炸事故时，群死群伤的概率远大于规范的要求。

（2）由于沿线的地区等级相对于管道设计时已发生变化，管道设计和施工时所选取的管道强度设计系数已不满足现有环境下的管道运行条件，同时由于该管段社会风险不在标准接受范围内，建议采取必要的风险管控措施，对风险进行消减。

参考文献：

[1] 何俍彧. 天然气长输管道高后果区识别与风险评价研究[J]. 中国石油和化工标准与质量， 2019，39(08)： 14-15.

[2] 夏琦函.长输高压天然气管道高后果区的识别及风险管理[J].中国石油和化工标准与质量， 2019，39(18)： 55-56.

[3] 郭文朋，周亚薇. 基于改进风险矩阵法的中俄东线高后果区风险评估[J]. 油气储运， 2019， 38(03)：273-278+284.

[4] 刘玉杰，马雨廷，李明. 完整性管理在长输管道中的应用研究[J]. 石油工业技术监督， 2018，34(04)： 37-39.

[5] 田野.在役管道焊缝缺陷检测评价技术[J].油气田地面工程， 2017， 36(09)： 97-99.

[6] 田野，高涛，许光达，丁融.长输管道漏磁内检测缺陷识别量化技术研究[J].油气田地面工程，2018， 37(10)： 51-54+59.

作者：赵康， 1987年生，现任西部管道公司管道处副处长，从事管道完整性管理工作。