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《天然气管道及站场本质安全检测与评价技术研究》项目集成了从2000年至2010年期间中国石油西南油气田分公司安全环保与技术监督研究院所承担的11个科研项目,其中包括中国石油天然气股份有限公司项目3项、西南油气田分公司项目8项。 (2)应用领域和技术原理 该项目属于科学研究和综合技术服务行业,其涉及的专业较广,包括无损检测、材料、储运、石油工程、力学、自动化、化学等。 该项目研究以管道系统完整性管理模式为核心,以管道和站场设备的各类检测技术、安全风险评价技术和修复技术为支撑,建立各单项检测评价技术的综合应用方法和本质安全管理体系,保障天然气管道及站场的安全平稳运营。 该项目的技术原理主要是以一种系统性的安全管理理念—完整性管理为指导,以天然气管道和站场内设备为目标(包括长输管道、气田内部集输管道、站内工艺管道、压力容器、站内阀门、储罐、压缩机、泵、安全仪表装置等),通过识别、检测、评价和预测天然气管道及站场设备面临的各种风险因素(如内外腐蚀、应力腐蚀开裂、制造和施工缺陷、第三方破坏、材料缺陷,地质灾害、管道站场周围建设活动影响等),综合分析这些因素对管道和设备承压能力、运行风险、缺陷发展对管道寿命的影响程度,以及事故后果对周围的建筑、人群、环境等造成的风险,形成“基于风险管理”的良性循环,将天然气管道及站场的运行风险控制在合理、可接受的范围内,最终达到持续改进、预防和减少事故的发生、经济合理地保证天然气管道及站场安全运行、保障能源平稳供应的目的。 (3)性能指标 1)天然气管道检测技术方面,形成了涵盖管道线路本体主要风险因素的全面检测技术体系,包括埋地管道外腐蚀及其防护系统检测技术;管道应力腐蚀开裂检测技术;特殊地段管道检测技术;针对四川油气田输送含H2S、CO 2、H2O天然气的管道,首次提出了酸性湿气管道内腐蚀检测技术流程和方法。 埋地管道外腐蚀及其防护系统检测技术,采用交流电位梯度、直流电位梯度、多频管中电流、密间隔电位测试等多种检测技术,涵盖防腐层绝缘性能与漏损点检测、阴极保护有效性检测、杂散电流检测、环境及土壤腐蚀性检测、直接开挖检测等多项检测项目,建立了管道外腐蚀检测技术综合应用方法和具体操作流程,形成防腐层缺陷大小、管体腐蚀程度及腐蚀活动区域的判定原则及具体做法,实现了对管道外腐蚀状况的综合评估,提出更具针对性的维修维护措施。 管道应力腐蚀开裂检测技术,在统计分析天然气管道历史失效事故的基础上,提出了应力腐蚀开裂敏感管段的判断原则,即运行压力大于规定最小屈服强度的60﹪;运行温度大于38℃;到压缩机站的距离≤32km;d)管道运行时间≥10年;管道外防腐层为熔结环氧粉末以外的其它防腐层。建立了应力腐蚀开裂敏感管段的风险排序和开挖检测点的选择方法。 特殊地段管道检测技术,主要包括穿、跨越管道检测技术。对穿越管道,除了常规的外防腐层检测技术以外,还形成了综合采用卫星定位系统、管道测深仪、声纳检测仪为组合的水下穿越管道综合检测技术方案,用以对河流穿越管道的覆盖层厚度、管道对河床的相对位置及位移、是否出现悬空、裸露等信息进行精确检测。对跨越管道,引进吸收了低频超声导波检测技术,将环状均匀间隔排列的超声波探头套夹于管道上,探头发射的超声导波沿管道传播,通过测试分析反射回来的声波,检测管道的壁厚损失,同时检测焊缝和其他管道特征,一次性检测探头两侧各50米或更长的管道,总结形成各种现场条件下的检测操作规程和数据分析方法,为特殊地段的管道检测提供了新的技术手段。 管道内腐蚀检测技术,针对四川油气田的长输和集输管道,分别建立了内腐蚀检测技术方法。对通常输送干气的长输管道,通过对比临界积液倾角和管道实际高程剖面图,识别管道沿线有可能聚集液体的位置,即有可能发生内腐蚀的位置,在此基础上确定检测地点,从而评价整条管道的内腐蚀状况;对输送酸性湿气的集输管道,综合采用了腐蚀介质及机理分析、酸性气体分压计算、腐蚀速率预测、临界积液分析、流体动力学软件模拟计算等技术手段,计算分析管道沿线不同位置发生内腐蚀的概率,形成管道内腐蚀敏感区域预测模型,为管道内腐蚀检测和评价提供了解决方案。 通过以上研究,在管道检测方面制定了以下技术标准： TSG D7003-2010《压力管道定期检验规则—长输(油气)管道》; TSG D7004-2010《压力管道定期检验规则—公用管道》; GB/T 19***85-2010《埋地钢质管道腐蚀防护工程检验》; Q/SY93-2007《天然气管道检验规程》; Q/SY XN 0341-2011《天然气输送管道管体缺陷复合材料修复的验收标准》。 2)天然气管道风险评价技术方面,包括净化气和原料气管道风险评价技术、地质灾害专项风险评价技术等,形成了评价软件。管道风险评价用以识别管道的危害因素,评价事故发生的可能性和后果,提出风险控制措施,指导下一步的检测与维护。在国外通用的风险评价方法的基础上,结合国内在役输气管道的实际运行条件和管理水平,从管道设计、腐蚀、误操作、第三方破坏、泄漏后果等方面,对国际通用管道风险评价的评分体系进行了全面修正,在此基础上建立的在役输气管道风险评价指标体系更加符合我国输气管道的安全技术要求。针对净化气、原料气两类不同介质环境,实现了风险评价体系指标的分类,适用于长输和集输管道的风险评价。针对地质灾害对管道安全的影响,针对滑坡、泥石流、水毁、崩塌、采空区塌陷等地质灾害类型,从灾害易发性评价、管道易损性评价和管道失效后果评价三个方面建立了地质灾害风险评价技术。制定了以下技术标准： Q/SY1180.3-2009《管道完整性管理规范 第三部分：管道风险评价导则》; Q/SY XN 0323-2010《在役输气管道半定量风险评价方法》。 3)天然气管道剩余强度评价技术方面,针对管道中存在的平面性缺陷(如裂纹、焊缝未熔合、未焊透等)、体积型缺陷(如均匀腐蚀、局部腐蚀、点蚀等)、几何缺陷(如焊缝错边、焊缝噘嘴等)、机械损伤(如沟槽、凹陷等)等各类缺陷,采用国内外广泛使用的缺陷评价方法和技术标准,如ASME B31.G、API 579、BS 7910、DNV RP F101等标准,形成了一套以管线基本情况调查、管道风险评估、管道检测、重点部位截取管样、管材理化性能测试、缺陷尺寸精确定量、应力分析、承压能力评估等为主要内容的管道剩余强度评价技术流程和应用方法,开发形成了较为完备的管道缺陷评估软件,可对上述各种类型的缺陷进行评估,并首次制定了针对漏磁检测数据的剩余强度评价方法和软件。根据评价结果,结合管道的实际情况和管理要求,给出全面的缺陷修复建议。制定了Q/SY XN 0326-2010《含平面型缺陷管道剩余强度评价方法》技术标准。 4)天然气管道剩余寿命预测技术方面,形成了腐蚀缺陷、氢致开裂缺陷的基于腐蚀机理和基于内检测数据的剩余寿命预测方法,形成了评价软件。通过氢环境下裂尖断裂过程、氢致开裂裂纹分形扩展模型和速率等理论研究,建立了氢致裂纹扩展机理的管道剩余寿命预测方法;通过埋地管道电化学腐蚀动力学研究,建立了管道腐蚀剩余寿命统计预测评价方法。制定了Q/SY XN 0322-2010《管道腐蚀剩余寿命预测方法》技术标准。 5)站场管道及设备基于风险的管理技术方面,针对站内不同类型的设备,分别建立了检测评价技术方法和应用流程。包括：针对站内管道、安全阀与所有承压类静设备的基于风险的检验技术(RBI);针对压缩机、泵、电机等转动设备的以可靠性为中心的维护技术(RCM);针对安全系统和保护装置的安全完整性等级评估技术(SIL)。在上述三种核心技术的基础上,形成了以预评价、基于预评价的检测、技术评估与分析,制定站场完整性管理方案、执行检测维护与测试、效能评价为主要流程的站场设备安全管理技术流程。同时,根据川渝天然气站场的特点,创新性地提出了按照站场集、输气量,场站内装置设备数量,所处地区级别,硫化氢含量,压力等级等因素对场站进行分级,对不同级别的站场采取不同的安全管理策略。 6)管道及站场数据管理方面,以西南油气田管道和站场测绘数据为基础,结合管道地理信息系统(GIS),融入管道设计、施工、维护、检测评价及维修等数据,参照管线地理数据模型(APDM),构建了西南油气田天然气管道及站场数据管理系统平台。实现了管道、站场及其周边地理环境信息的存储、管理、查询、修改、统计、对比分析等功能,已逐渐形成了一个统一的管道及场站数据管理服务平台,并在平台上逐步实现检测、评价、应急抢险、分析决策等功能。目前入库管线2881条、17***82km;站场2380座,阀室500余座,各类设备85***00余台/套;累计录入数据551万条。 7)管道及站场完整性管理体系方面,形成了以数据收集与管理、风险评价、本质安全检测评价、维修维护、效能评估为主要工作流程的、系统全面的管道和站场安全管理模式,将上述相关的检测评价技术纳入了统一的管理体系进行综合应用;通过编制配套的4个管理制度、15个程序文件、40个作业文件,明确了实施的具体技术流程和方法,从制度和体系角度保障完整性管理模式的有效实施。 (4)与国内外同类技术比较 国外工业发达国家对油气管道建设和运行的全过程有系统的安全法规进行管理和监督,各国按照自己的实际情况,分别建立起较为系统的管道安全检测与评价理论方法和系列技术标准,提供了改善管道安全的方法和手段,帮助管理者通过预防性检测、评价,实施减轻风险的措施等来改善管道安全状况。 我国的管道检测评价与完整性管理技术比国外发达国家起步较晚,直到1995年才引进管道风险评价的概念,逐步开始对其进行研究,目前国内已发布了一些相关的法律法规和部门规章,各大管道公司均在大力推进管道和站场的安全检测与评价,形成了一些在役管道的检测、监测、评估、完整性管理的技术标准和方法,但主要的技术成果以引用国外经验为主且多集中在长输管道方面,对天然气集输管网的检测评价则涉及较少。 由于国内天然气管道站场设计、施工、运行维护等方面与国外有诸多差异,国外建立的许多技术方法和管理体系并不能直接照搬,必须在借鉴其先进经验的基础上自主研发适合于国内管道状况的检测评价技术体系。 与国内同类技术比较,本项目研究形成的技术成果处于国内领先水平。通过本项目研究,于2002年建立了适合我国国情的国内第一个长输和集输管道风险评价指标体系、管道剩余强度评价和剩余寿命预测方法;于2004年建立了长输管道全面检验的方法指南,并在天然气集输管道的内腐蚀检测、风险评价、站场设备风险评价、集输管道和站场完整性管理体系建设等方面具有较高的创新性,覆盖面更广、适用性更强,并填补了相关检测评价技术标准的空白。 (5)成果的创造性、先进性 1)天然气管道检测技术方面,首次总结提出了天然气管道一般性检验和全面检验的技术流程方法,并建立了基于不同检测技术的管道防腐层缺陷分级及修复技术方法;提出了穿跨越等特殊地段管道的综合检测技术方案;首次提出了酸性湿气管道内腐蚀检测技术流程和方法;形成5项技术标准。 2)天然气管道风险评价技术方面,首次提出了天然气长输和集输管道风险评价指标体系,开发了评价软件,形成2项技术标准。 3)天然气管道剩余强度评价技术方面,首次制定了针对漏磁检测数据的剩余强度评价方法,开发了评价软件,形成1项技术标准。 4)天然气管道剩余寿命预测技术方面,形成了腐蚀缺陷、氢致开裂缺陷的基于腐蚀机理和基于内检测数据的剩余寿命预测方法,开发了评价软件,形成1项技术标准。 5)站场管道及设备基于风险的管理技术方面,创新性地提出了设备安全管理技术流程和分级分类的安全管理策略。 6)管道及站场数据管理方面,结合管道地理信息系统(GIS)和管线地理数据模型(APDM),形成了统一的管道及场站数据管理服务平台。 7)管道及站场完整性管理体系方面,建立了以完整性管理为核心的管道和站场安全管理模式和支持技术体系,逐步进入基于风险管理的良性循环。 (6)作用意义 管道输送作为天然气行业首选的输送方式,其安全性至关重要,直接关系国家和地方经济安全和人民生产生活,管道安全一方面是保护管道企业的利益,更重要的是保障了国家的经济安全和社会稳定、广大人民群众的正常生活和公共安全。 四川盆地是我国最早开发使用天然气的地区,也是我国最大的天然气生产基地及消费市场之-,天然气在-次能源消费结构中的比例达到14﹪,远高于全国3.5﹪的平均水平,川渝两地60﹪的工业产值与天然气直接相关,超过1千万户居民使用天然气,天然气在四川盆地经济发展及人民生活改善方面作用巨大。中国石油西南油气田分公司作为四川省最大的集天然气勘探开采和输配运营于一体的能源企业,自1963年建成第一条天然气输送管道以来,目前的管道总长已达1.7万公里,站场2千余座,遍布川渝地区137个城市、同时外供云南、贵州和“两湖”地区,其管理的天然气管道对于四川省的经济发展具有不可替代的作用。 2010年10月1日《中华人民共和国石油天然气管道保护法》正式施行,这部法律的颁布和实施,把我国石油天然气管道保护工作纳入了法治轨道,同时明确要求管道企业应当研究开发和使用先进适用的管道保护技术,定期对管道进行检测、维修、确保其处于良好状态。因此本项目的研究成果无疑将为提高管道保护和安全运营的技术水平、提高管道安全状况提供有力的技术支撑。 目前项目研究成果已累计应用于9654km管道评价、15***80km管道检测,136座站场检测评价,累计修复/消除缺陷79***39处,创造直接经济效益超过8000万元,管道失效率呈持续下降趋势。通过检测、评价和修复,保障了管道和支持的正常运营,平稳输送天然气,也间接的创造了高额的经济效益。2008年地震后,利用该项目的技术成果我们及时对位于灾区附近的重要管道进行了检测和评价,一方面避免了由于地震引发的管道事故造成的次生灾害,另一方面也为灾后重建的能源供应作出了积极贡献。西南油气田分公司已连续5年实现了输气管道“新发占压隐患为零”的目标,避免了新的安全隐患,随着该项目成果的持续推广与应用,必将创造巨大的经济效益和社会效益。user.qzone.qq.com/291****0548user.qzone.qq.com/284****9502
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发表于 2015-1-24 04:33:55