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管道研究

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2019年美国天然气管道安全法修订案借鉴

来源:《管道保护》杂志 作者:胡亚博 时间:2020-9-16 阅读:

胡亚博1,2

1.中石油管道有限责任公司; 2.北京科技大学

 

摘  要:2019年美国天然气管道安全法修订案技术条款可为完善我国天然气管道安全管理制度、修订管道保护法律法规提供借鉴,应重视管道基础数据管理、科学评估管道安全运行压力、加强非高后果区管段管理,不断提高天然气管道安全管理水平。

关键词:天然气管道;美国安全法修订案;管道材料; MAOP;非高后果区

 

 

提升管道安全管理水平需要从完善政策法规、落实监管机构和体制、改进技术标准规范等方面开展工作[1]。我国2010年颁布实施的《石油天然气管道保护法》具有重要历史意义,但与美国等发达国家相比,对部分技术细节的规定仍有差距。借鉴以美国为代表的管道安全管理做法,有助于提高我国管道安全管理水平[2]。自1968年至今,美国已经对天然气管道安全法进行了10余次修改,以增强管理管道安全的国家和社会行为[3-5]。 2019年10月1日,美国管道和危险材料安全管理局(PHMSA)汲取美国发生的天然气管道断裂着火事故教训,发布了关于天然气管道安全法修订案《天然气管道安全:再确认最大允许操作压力、扩大评价要求和其他事项》,并于2020年7月1日生效。分析促进该法案形成的两起事故案例和法案的主要内容,以期从中得到有益的启示。

1 两起事故暴露的问题

2010年9月9日,美国PG&E公司运营的132号州内天然气管道在加利福尼亚州圣布鲁诺市附近发生断裂着火事故,造成8人死亡、 58人受伤。事故原因和暴露的问题主要包括:管道建设质量管控不严格,制管焊缝存在肉眼可见的焊接缺陷;管道完整性管理程序存在漏洞,事故管段的直焊缝短管被错误记录为无缝管,风险评价未充分考虑焊接缺陷的影响;管道建设时间早于20世纪70年代,按照豁免条款直接将5年内的最高运行压力确定为最大允许操作压力;管道安全监管部门没有及时发现PG&E公司的管理漏洞。

2012年12月11日,美国Columbia公司运营的SM-80州际天然气管道在西弗吉尼亚州西森维尔镇附近发生断裂着火事故,造成多处房屋受损,距离事故点30米的77号公路的沥青路面受损、交通长时间中断。事故原因和暴露的问题主要包括:外腐蚀没有得 到有效控制,防腐层破损、回填石块屏蔽阴极保护电流造成管道外壁发生严重腐蚀,最终导致韧性断裂;未充分识别管道失效对附近公路的影响,未将事故管段纳入完整性管理程序。

2002年美国管道安全法案修订过程中,曾有专家建议将高速公路、桥梁、铁路、电力设施、自来水厂等基础设施纳入高后果区识别准则, PHMSA未采纳相关意见。该事故发生后,美国国家运输安全委员会(NTSB)又提出了相关建议, PHMSA在2019年修订案中予以采纳。

2 2019年修订案主要内容

2016年, PHMSA公布了联邦法规(CFR)第49篇第192章(天然气管道安全法)修订方案,并收集到数千条意见。 2017年至2018年,美国天然气管道技术委员会(GPAC)先后开展5次集中研讨,对相关意见进行讨论。 2019年10月1日, PHMSA正式发布修订案[6]。因其对天然气管道运营管理的重要影响,2019年修订案被美国天然气管道行业称为“天然气管道安全大规则”(Gas Mega Rule),在美国油气管道行业引起广泛讨论[7]。修订的技术内容主要包括以下几方面。

2.1 验证管道材料属性

2011年法案已经要求管道运营商验证管道壁厚、屈服强度、焊缝类型等属性信息的准确性,以保证在此基础上确定的最大允许操作压力。 2010年PG&E公司的事故表明,部分管段的材料属性信息记录并不完善或准确。 2019年修订案要求,管道运营商要采取有效方法,验证高后果区、三级地区、四级地区管段的材料属性信息,即使在1.25倍最大允许运行压力(MAOP)条件下完成了压力试验的管道,也应收集材料属性信息。 PHMSA建议将验证工作与维检修工作结合,采用抽样破坏性试验或在线无损检测方法,验证管道的材料性能。

2.2 再确认最大允许运行压力

针对以下三种情况,要对MAOP进行再确认:①MAOP设置不合理,管道发生事故后,恢复运行前应对MAOP进行再确认;②现有管道属性信息不支持确定最大MAOP的管段中,要对高后果区、三级地区、四级地区、可清管和内检测的中后果区(定义见2.3节)管段,进行MAOP的再确认;③建设时间较早、适用于以往法案中“Grandfather”豁免条款的管段中,若MAOP条件下形成的应力达到或超过30%屈服强度的,要进行MAOP的再确认。

同时提出了以下替代做法:①当内检测、压力试验、工程适用性评价等评估方法不适用或经济代价过高时,可在局部换管后再确定新管段的MAOP;②允许将该法案生效前18个月内的最高实际运行压力除以安全系数(1.25或地区等级对应安全系数两者中的最大值),作为该管道的MAOP;③对于潜在影响半径小于等于45米的低压力、小管径管道,若不能采用压力试验、内检测方法对MAOP进行再确认,允许将该法案生效前18个月内的最高实际运行压力除以系数1.10,作为该管道的MAOP。

2.3 非高后果区管段的评价

增加了中后果区(Moderate Consequence Area,MCA)概念和对非高后果区管段进行评价的要求。MCA是指不满足高后果区识别规则,但潜在影响半径范围内有5处或超过5处用于人员居住的建筑物、特定的州际公路、高速公路、以及美国联邦公路管理局《道路功能分类的概念、标准和程序》规定的其他四车道主干道的管段。 PHMSA最初建议管道运营商在MCA管段采用与HCA管段相同的管理措施,并允许更长的检测和评价时间间隔,对三级地区、四级地区、可内检测的MCA管段,在15年内进行第一次评价,后续的评价时间间隔不超过20年。结合收集到的意见, PHMSA最终确定可以只对运行压力超过30%屈服强度的管道进行评价,在14年内进行第一次评价,后续的评价时间间隔不超过10年。

2.4 其他事项

(1)强度评价。增加了管道内检测标准,要求管道运营单位同时参考API STD 1163―2013《内检测系统合格标准》、 ANSI/ASNT ILI―PQ―2005《内检测人员资格和证书》、 NACE SP 0102―2010《管 道在线内检测》等内检测标准,为管道内检测相关设施的设计、施工提供统一标准,只在不能开展内检测时使用直接评价方法,并将超声导波测试固化为一种通用的检测方法。

(2)再评价时间间隔。 2011年法案允许在7年的再评价时间间隔基础上有6个月的宽限期。 2019年修订案进一步明确了相关期限的计算要求。

(3)收发球筒。要求收发球筒具有安全泄放压力的保护装置,明确了使用收发球筒进行内检测的安全要求。

(4)超压报告。 2011年法案要求管道运营商报告管道超压运行情况。 2019年修订案进一步明确了报告范围和内容。

(5)地震等异常载荷。 2019年修订案要求管道运营商要识别地震等外力情况可能对管道的影响,及时监测管道压力波动情况。

3 借鉴与启示

美国管道安全法规中的有些技术内容比相关标准规定更细致,如2019年修订案重点完善了基础信息、确认最大运行压力、非高后果区管段管理等技术细节,可为我国管道管理、管道保护法修订提供借鉴。

3.1 管道基础数据

随着管道大数据的逐步形成,管道安全评估理念表现出由数据评估代替风险专家评估、由工程适用性评估代替风险评估的趋势[8]。我国管道早期建设过程中遗留的历史问题多,基础数据大都存在不同程度的缺失。后续需要科学、有取舍地开展数据恢复工作,探索有效的数据管理、使用和分析方法,基于数据促进管道风险管理工作落地、见效。

3.2 管道安全运行压力

国内部分管道运营企业对事故后压力评估进行了探索实践,但国家法规和相关标准在确定MAOP、事故后恢复设计压力运行等方面,还没有明确的程序和技术要求。后续需要各方共同努力,固化一套更加科学、有效的评估程序和方法。

3.3 中后果区和临时高后果区管理

借鉴美国“中后果区”的概念,加强管道与铁路、公路、输电线路等基础设施在“公共走廊”并行管段的风险识别和安全管理。吸取中缅天然气管道“6·10”事故的教训,对因搭建临时工棚等原因形成的临时高后果区加强管理。

 

参考文献:

[1] 姚伟.油气管道安全管理的思考与探索[J].油气储运, 2014, 33(11): 1145-1151.

[2] 吉建立,何仁洋,秦先勇.国外油气管道安全管理经验及启示[J].中国特种设备安全, 2014, 30(5):1-5.

[3] 帅健,张思弘.美国油气管道安全立法进程浅析[J].油气储运, 2014, 33(11): 1174-1179, 1186.

[4] 帅健.美国油气管道的安全管理体系研究[J]. 油气储运, 2008, 27(7): 6-11.

[5] 米琪.柏林翰姆镇燃气管道泄露的处理与美国新修订的H.R.3609《2002年管道安全改进法》 [J]. 城市燃气, 2004(2): 19-23.

[6] P i p e l i n e a n d H a z a r d o u s M a t e r i a l s S a f e t yAdministration. Pipeline Safety: Safety of GasTransmission Pipelines: MAOP Reconfirmation,Expansion of Assessment Requirements, and OtherRelated Amendments[N/OL].2019, https:// www.federalregister.gov/.

[7] Curtis Parker. The clock is ticking - time to preparefor PHMSA’ s mega rule[J]. Pipeline & gasjournal,2019:43-44.

[8] 冯庆善. 基于大数据条件下的管道风险评估方法思考[J]. 油气储运, 2014, 33(5): 457-461.

 

    作者简介:胡亚博,男, 1988年生,工程师, 2012年硕士毕业于北京科技大学材料科学与工程专业,现主要从事油气管道完整性管理和3D打印合金研究工作。联系方式: 010-63595831, gdsyhyb@petrochina.com.cn。

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