输气管道系统完整性管理标准

*,输气管道系统完整性管理,标准宣贯,2,2,第一局部 引言,目 录,第二局部 标准内容简介,第三局部 应用实例,3,引言,美国国会于2002年11月通过了专门的号法案，该法案于2002年12月17日经总统签署后生效。,该法案的英文全称为：“H.R.3609:The Pipeline Safety Improvement Act of 2002,中文译为“增进管道平安性法案，在该法案的第十四章中，明确要求管道运营商要在后果严重地区实施管道完整性管理方案。这是美国法律对开展完整性管理的强制性要求。,为什么?,4,美国目前运行的输气管道情况,据有关文献，美国,10010,4,km,的在用管道中，超过,50%,已使用了,40,年以上。这些管道在使用中会出现大量的问题。,使用多年的在用老管道可能存在的问题,1使用材料一般强度低、韧性差、缺陷多。,2当年施工技术水平低、质量保证体系不完善、焊缝缺陷多。,3防腐涂层因时间长而老化。,4产品质量水平波动较大，有些缺陷会导致产生腐蚀。,5质量文件不全或遗失，事故发生后无法追溯。,6缺少维护检修记录。,5,油气长输管道失效分析,油气长输管道事故统计：,欧洲输气管道事故数据组织EGIG：,1970-2004年，管线平均失效概率以及每前五年的管线平均失效概率总体上呈逐年下降趋势；,管线失效频率从1970年的0.87次/1000km-yr逐年下降至2004年的0.41次/1000km-yr；,欧洲输气管道失效因素有：外部影响、施工和材料缺陷、腐蚀、地层运动、带压维修失误及其它未知原因，分别占49.7%、16.7%、15.1%、7.1%、4.6%、6.7%，外部影响是导致气体泄漏的主要原因，其次为施工或材料缺陷。,6,7,前苏联：,每,1000,公里年的失效频率由,1981,年的,0.71,次,/1000km-yr,逐年下降到,1990,年的,0.26,次,/1000km-yr,；,腐蚀、焊接和管材缺陷、外部干扰是排在前三位的失效原因，分别占总数的,39.9%,、,16.9%,、,10.8%,。,8,美国运输部DOT：,各种失效原因分为五大类，分别是：外力、腐蚀、焊接和材料缺陷、设备和操作及其它；,外力是第一位的，约占失效总数的43.6%；其次是腐蚀，占22.2%；设备和操作居第三位，占15.3%；焊接和材料缺陷引起的失效较少，约占8.5%。,加拿大：,19751982年事故率为2次/1000公里年；,大局部为泄漏，断裂事故发生较少。,9,10,油气管道的主要失效模式,油气管道主要失效模式,断裂,过量变形,表面损伤,脆性断裂：低温脆断、应力腐蚀、氢致开裂,韧性断裂,疲劳断裂：应力疲劳、应变疲劳、腐蚀疲劳等,腐蚀：内腐蚀（输送介质引起）、外腐蚀（外部环境引起）,机械损伤：表面划伤、凹坑等,过载引起的鼓胀、屈曲、伸长，外力引起的压扁、弯曲等,11,典型失效案例,迄今为止，破裂裂缝最长的管道失效事故是1960年美国的Trans-Western公司的一起输气管道脆性破裂事故，这条管道管径30in，钢级X56，裂缝长度达13km；,损失最沉重的是1989年前苏联乌拉尔山隧道附近的输气管道爆炸事故，烧毁两列列车，伤亡1024人其中约800人死亡；,1965年美国路易斯安纳州发生一起严重的输气管道爆裂事故，当场炸死17人，钢管爆裂8m；,1995年7月29日，加拿大TransCanada公司的一条干线输气管道，在Manitoba附近发生爆炸，造成三条天然气管道输气中断，爆炸产生的火球在30英里以外都可看见。,12,1994,年美国新泽西州发生了天然气管道破裂泄漏着火事故，,400,500,英尺高的火焰毁坏了,8,幢建筑。破裂处曾发生过机械损伤，壁厚减薄。,13,1999,年美国华盛顿发生一起汽油管道破裂事故，,25,万加仑汽油流入河中并着火燃烧，导致,3,人死亡。破裂是从有机械损伤处开始的。内检测曾检测出此缺陷，但未及时处理。,事故前,事故后,14,2000,年,8,月美国新墨西哥州发生天然气管道爆炸着火事故，造成,12,人死亡。这段管线于,1950,年建造，在破裂处可以发现明显的内腐蚀缺陷。,15,2004年7月30日，比利时布鲁塞尔以南40公里处发生一起天然气管道爆炸着火事故，造成21人伤亡。管道钢级为X70，管径36inch,壁厚10mm。系第三方损伤引起。损伤尺寸为长280mm、深7mm，损伤处剩余壁厚3mm。管道周边工程意外施工导致管线大量泄漏30分钟左右，进而导致大规模的火灾和爆炸事故 ,16,针对管道事故统计情况所得到的结论,由上述管道事故统计情况可以看出，由外力和内外腐蚀引起的管道事故所占的比例是最大的。,而外力和内外腐蚀引起的管道事故可以通过加强管理消除或减少。,所以西方国家很早就开始了管道的完整性管理。,17,西方国家完整性管理开展情况,管道完整性管理始于美国20世纪70年代，到90年代初期美国的许多油气管道就已应用了完整性管理技术。管道完整性技术在事件中降低了管道事故的发生率，防止了不必要的管道维修和更换，取得了显著的经济效益。,随后，加拿大和墨西哥等国也先后在90年代开始研究管道完整性技术。,欧洲国家，例如，英国油气管网公司也于90年代初对管道进行了完整性管理。,2001年，美国发生了“911事件后，美国政府和民众对管道的管理提出了更高的要求。于是，美国便在2002年通过了中文译为“增进管道平安性法案的法案。,18,我国实施管道完整性管理的必要性,1.我国东部油气管网自上个世纪70年代建设以来，至今已有三十多年了，大局部在役管道已老龄化，随着时间的延长，这些管道会出现越来越多的问题。,2.随着我国城镇化的加快，管道占压、施工造成的第三方破坏也越来越多，给管道造成了许多隐患。,3.我国特有的“盗油盗气的现象特别严重。,综上所述，我国急需加强对油气管道的管理。,19,我国发生的燃气管道事故,1、2021年7月28日上午10时左右，南京栖霞区一家工厂发生爆炸，有300多人受伤。此次爆炸是因为乙炔管道泄露而引起。,2,、四川泸州天然气爆炸事故,20,21,四川天然气管道爆裂事故,四川天然气管道曾经发生多起硫化物应力腐蚀引起的爆裂事故，其中一起发生在1995年底，泄漏的天然气引起了火灾。管道为7208.16 mm 螺旋焊管，工厂压力1.92.5MPa。,事故管段已经运行16年。爆口长度1440mm，沿焊缝扩展。管道内壁腐蚀轻微，断口无明显减薄现象。经过试验分析，结论为硫化物应力腐蚀引起，与天然气中含有H2S及补焊工艺不合理使焊缝产生了马氏体组织和高的剩余应力有关。,22,偷盗气事故频发,23,我国的油气管道完整性管理情况,负责管理“陕京天然气管道的北京华油天然气管理公司，于2001年最先从国外引进“管道完整性技术，并实施于陕京管道上。,2021年1月，中国石油发布了我国首套?管道完整性管理标准?，成为我国第一套自主研发编制的管道完整性管理企业标准。,24,所谓完整，就是一事物保持其应有的各个局部，没有缺损。,管道完整性那么是指管道系统的各个局部在结构和功能上没有缺损，保持其整体性。,所谓管道完整性管理，简言之，就是为使管道保持其完整性而进行的系统的管理活动。,第二局部 标准内容简介,25,25,完整性管理 步循环,6,数据采集,风险评价,完整性评价,效能评价,维修与维护,6,5,4,3,2,1,第二局部 标准内容简介,HCA,识别,HCA:,后果严重地区,High Consequence Area,26,1.1,范围,本标准适用于陆上钢铁类输气管道系统。管道系统是指气体输送过程中所涉及到的所有部件。,1,引言,第二局部 标准内容简介,27,1.2 目的和目标,保证输气管道系统的完整，向用户连续不断、平安可靠地供给天然气而不对员工、公众、用户或环境产生不利影响，到达无事故运行的目标。,第二局部 标准内容简介,28,1.3 完整性管理原那么,完整性管理应该始于管道设计、选材和管道建设阶段,完整性管理程序是持续开展的，应具有灵活性,系统及其完整性管理程序本身的效能测试是管道完整性管理程序的一局部,第二局部 标准内容简介,29,2.1 概要,本章介绍了完整性管理程序的各个要素。这些要素集中起来奠定了全面、系统和综合完整性管理的根底。,2,完整性管理程序综述,第二局部 标准内容简介,30,完整性管理系统组成,质量控制,方案,变更管理,方案,联络方案,效能测试,方案,完整性管理方案,第二局部 标准内容简介,31,2.2,影响完整性危险分类,影响管道完整性的危险因素按照其性质和增长特点可划分为,3,组,9,类,21,种。,第二局部 标准内容简介,32,(a) 与时间有关的危害,1) 外腐蚀,2) 内腐蚀,3) 应力腐蚀开裂 SCC,SSC 硫化物所致的应力腐蚀开裂,第二局部 标准内容简介,33,(b),固有因素,1),与制造管子有关的缺陷,管体焊缝缺陷 管体缺陷,2),与焊接,/,制造有关的缺陷,管体环焊缝缺陷 制造焊缝缺陷 折皱弯头或屈曲 螺纹磨损,/,管子破损,/,管接头损坏,3),设备因素,O,型垫片损坏 控制,/,泄压设备故障 密封,/,泵填料失效,其他因素,第二局部 标准内容简介,34,(c) 与时间无关的危害,1) 第三方破坏/机械损伤,甲方、乙方或第三方造成的损坏 以前损坏的管子,成心破坏,2) 误操作,操作程序不正确,3) 与天气有关的因素和外力因素,天气过冷 雷击 暴雨或洪水 土体移动,第二局部 标准内容简介,35,管道潜在危险识别,完整性评价维护措施响应,完整性评价,风险评价,数据收集、检查和综合,所有危险 评 价,未完成,2.3,完整性管理过程,第二局部 标准内容简介,36,对于天然气管线，潜在的影响区域的半径r：,式中：,d管道外径, in(英寸)；,P 管段最大允许操作压力MAOP,lb/in2(英镑/平方英寸)；,r 影响圆的半径,ft英尺。,3,后果,第二局部 标准内容简介,注意：当,d,的单位是,m,，,p,的单位是,Pa,，,r,的单位是,m,时公式应为：,37,输气管道高后果区,HCA,的判断,P,max,6.9MPa,d762mm,r=305m,P,max,8.27MPa,d305mm,r=91.4m,P,max,=7MPa,d=762mm,r=201m,38,需考虑的影响事故后果的因素,在评价影响区内的事故后果时，运营公司至少应考虑以下因素:,a)人口密度;,b)靠近管道的大致人数(包括考虑人工或自然障碍物可提供的保护等级);,c)活动范围受限制或制约的场所(如医院、学校、幼儿园、养老院、监狱、娱乐场所)，特别是未加保护的外部区域内的大致人数;,d)财产损坏;,e)环境破坏;,f)未燃气体泄漏的影响;,g)供气平安性(如中断供气造成的影响);,h)公共设施和设备;,i)次级事故的可能性。,39,气体长输管道高后果区识别准那么,管道经过区域符合如下任何一条的区域为高后果区：,1) 管道经过的四级地区；(由城镇燃气设计标准确定),2) 管道经过的三级地区； (由城镇燃气设计标准确定),3) 如果管径 273mm，并且最大允许操作压力1.6MPa，其管道潜在影响半径，按照SY/T6621中3.2节公式计算；本标准中的公式,4) 如果管径711mm，并且最大允许操作压力6.4MPa，那么管道两侧各300m以内有特定场所的区域；,5) 其他管道两侧各200m内有特定场所的区域。,中石油发布的,“,管道完整性管理规范,”,第,2,部分：管道高后果区识别规程,40,4.1,概要,本章系统阐述了管道运营者为风险评价收集并有效利用数据的过程。,4,数据的收集、检查与整合,第二局部 标准内容简介,41,4.2,数据要求,首先应收集进行风险评价所要求的数据。在执行完整性管理方案时，要求进行附加数据的收集和排序，以更多的了解并预防、减缓管道事故。,第二局部 标准内容简介,42,预定的管道完整性管理程序的数据构成,43,4.3 数据来源,建立完整性管理程序所需的数据可从管道运营公司获得。,现有管理信息系统MIS或地理信息系统GIS数据库以及以前的风险或危险评价结果也是数据的来源之一。,从外界也可获得完整性管理所需要的资料。,第二局部 标准内容简介,44,管道完整性管理程序的典型数据来源,45,4.4 数据的收集、检查和分析,应制定数据收集、检查和分析的方案。,数据的分辨率和单位也应确定。,在时间方面，确定收集的数据对所要分析的危险是否适用。,在完整性管理程序中，如果缺少对某种危险进行分析所需的数据，并不能因此排除这种危险存在的可能性。,第二局部 标准内容简介,46,4.5,数据的整合,完整性管理程序中，数据综合的工作之一就是建立统一的参考系统和一致的计量单位。,将收集到的单项数据综合在一起，并根据其相互关系进行分析，以实现完整性管理和风险评价的全部价值。,第二局部 标准内容简介,47,数据整合,48,5.1,引言,进行风险评价有两个目的：,第一是组织数据和信息，帮助运营者对管理活动进行排序和规划；,第二是确定采取何种检测、预防或事故减缓措施以及在何时实施。,5,风险评价,第二局部 标准内容简介,49,5.2 定义,风险由两个主要因素的乘积来描述：事故发生的可能性概率和事故造成的后果。,第二局部 标准内容简介,50,计算风险的方法如下：,对单个危险：,Risk,i,=P,i,C,i,对所有危险：,Risk= P,1,C,1,+P,2,C,2,+ + P,9,C,9,第二局部 标准内容简介,51,5.3,风险评价的目的,(a),对要进行完整性评价和事故减缓活动的管道,/,管段进行优先排序。,(b),评价事故减缓措施的效果。,(c),确定对已识别危险最有效的减缓措施。,(d),对调整检测周期对完整性的影响进行评价。,(e),对备选检测方法的应用及必要性进行评价。,(f),更有效配置资源。,第二局部 标准内容简介,52,5.4 风险评价方法的建立,实施得当的风险评价方法可成为强有力的分析手段。,风险评价方法应当与知识渊博、经验丰富的人专家和熟悉设备的人的见解结合起来。,第二局部 标准内容简介,53,5.5 风险评价方法,1专家法定性法,2相对评估模型法半定量法,3方案评估法事件树、事故树,4概率评估模型法定量法,第二局部 标准内容简介,54,失效后果严重性划分为,、,、,、,级。,级 灾难的：有人员死亡，引起公众不能食用的污染事件，大面积环境公害，设备损坏导致停工,90,天以上。,级 严重的：致伤人员丧失工作能力，给公众造成伤害，设备损坏导致,10,90,天停工，区域性损失。,级 轻度的：人员受到不丧失工作能力的伤害，环境污染小，停工,1,10,天。,级 轻微的：无人员伤害，设备损坏轻微,失效可能性划分为,A,、,B,、,C,、,D,级,A,频繁发生：风险评价前,10,年发生,1,次或,1,次以上事故，概率,P10,-1,次,/a,B,很可能发生：,210,-2,/a,概率,P10,-1,次,/a,C,有时可能发生：,210,-3,/a,概率,P210,-2,次,/a,D,不大可能发生：概率,P210,-3,次,/a,定性风险评价,55,半定量风险评价,美国几家公司联合开发的IAP(Integrity Assessment Program)风险评价程序和软件，采用的是一种半定量的或称为相对的，以风险指数为根底的风险评价方法，得到较广泛的应用。,IAP将管道的失效类型分为：(1)外部腐蚀EC；(2) 内部腐蚀(IC)；(3) 外来( 第3者)机械损伤(TP)；(4) 设计/材料错误(DM)；(5) 地层运动(GM)；(6) 操作或工艺问题( OP)，(7)应力腐蚀开裂(SCC),IAP将失效后果分为：(1)对居民的影响；(2) 对环境的影响；(3)对运营的影响。,评价结果将指出高风险的区域、高失效的概率区域和高失效后果区域。对每一种失效类型和失效后果的影响因素(变量)均要进一步分析评定，并加以权重处理，得到风险指数。,56,表,3,完整性评价时间间隔,与时间有关的危险的预定的完整性管理方案,操作条件下的环向应力,57,6.1,概述,根据风险评价所确定的完整性评价排序，运营者应采用适当的方法进行完整性评价。可采用的完整性评价方法有内检测、试压、直接评价等。,6,完整性评价,第二局部 标准内容简介,58,6.2 管道内检测,内检测IPI是一种用于确定并初步描述缺陷特征的完整性评价方法。内检测的有效性取决于所检测管段的状况和内检测器对检测要求的匹配性。,第二局部 标准内容简介,59,管道内检测器的分类,6.2.1,用于内、外腐蚀危险的金属损失检测器,普通分辨率漏磁检测器 超声斜波检测器,高分辨率漏磁检测器 横向漏磁检测器,超声直波检测器,6.2.2,用于应力腐蚀开裂的裂纹检测器,超声斜波检测器 横向漏磁检测器,6.2.3,用于第三方损坏和机械损坏引起的金属损失和变形的检测器,测量清管器 单通道测径器,60,11,GE PII,的系列化检测器,金属损失类缺陷检测器,TranScan,MagneScan,UltraScan,WM,裂纹类缺陷检测器,UltraScan,CD,Elastic Wave,EmatScan,CD,通径检测器,CalScan,ScoutScan,Solo,GE PII,的系列化检测器,61,Tuboscope Varco,的内检测技术,MFL,通径检测,超声裂纹检测器,超声壁厚检测器,金属损失和变形检测,62,高清晰度检测器,63,某管道实施管道内检测,发现的机械损伤缺陷,64,6.3,试压,压力试验长期以来是业界认可和接受的管道完整性验证方法。这种完整性评价方法可用来进行强度试验和泄漏试验。,对已建管道，压力试验一般在换管、升压运行、输送介质发生改变、封存管道启用等情况下选用。,第二局部 标准内容简介,65,试压应用的条件,压力试验,66,1,需要停输进行，并具有破坏性。,2,试验用水需获得许可，对于油管道，试压造成的含油的污水处理和排放也很复杂。,3,对腐蚀缺陷，尤其是局部缺陷不是很有效。,4,不能定位,压力试验的缺点,67,6.4直接评价,直接评价是一种利用结构化过程的完整性评价方法，通过该方法管道运营者可综合管道的物理特征、运行历史与管道检查、检测和评价的结果结合起来，直接评价管道完整性。一般包括外腐蚀直接评价ECDA和内腐蚀直接评价ICDA。,附录B是标准给出的ECDA和ICDA的评价方法。,第二局部 标准内容简介,68,外腐蚀直接评价ECDA步骤：,a)预评价,b)检测,c)开挖检测和评价,d)后评价,确定再检测的时间间隔，验证整个ECDA 过程的有效性，对完整性管理程序进行效能测试。,69,直接评估外腐蚀，内腐蚀， 应力腐蚀,70,直接评价只限于评价三种具有时效性的缺陷，即外腐蚀、内腐蚀和应力腐蚀。,直接评价一般在管道处于如下状况下选用：,1不具备内检测或压力试验实施条件的管道；,2不能确认是否能够实施压力试验或内检测的管道；,3使用其它方法评价需要昂贵改造费用的管道；,4确认直接评价更有效，能够取代内检测或压力试验的管道。,直接评价适用范围,71,6.5,其它完整性评价方法,在管道完整,性,管理中，可能还有其它已被证实的完整性评价方法。本标准允许管道运营者应用这些方法作为上述方法的备选方案对管道进行完整性管理。,第二局部 标准内容简介,72,7.1 概述,本章包括：对检测到缺陷的响应方案、消除或减缓不平安因素的维修措施、消除或降低管道完整性危险的预防措施以及检测间隔确实定。,7,事故减缓措施,第二局部 标准内容简介,73,7.2 对管道内检测结果的响应,管道运营者应按照基于风险评价结果和内检测危险的严重程度所确定的先后顺序时间表来完成响应工作。,建立响应方案时，应将响应分为三种：,立即响应：检测结果说明管道缺陷处于失效点；,方案响应：检测结果说明管道存在严重的缺陷，但不处于失效点；,进行监测：检测结果说明存在危险，但在进行下一次检测之前，该危险不会导致管道失效。,第二局部 标准内容简介,74,需要“立即响应的危险迹象,1.腐蚀造成的壁厚损失金属损失,或意识到的、对管道强度有影响的、可能立即或近期内导致管道泄漏或破裂的危险迹象，需立即响应。,这类危险包括根据ASME B31G或相应标准确定的、预测失效压力小于1.1倍最大允许操作压力的腐蚀区，还包括对带缺陷的直流/低频电阻焊或闪光焊的轴向焊缝有影响的所有金属损失。,情况一旦确定，运营公司应在5天之内，对这些迹象进行检查。在检查和评价之后，对需要维修或去除的任何缺陷，应立即维修或去除，除非降低操作压力，以减缓维修或去除这种缺陷的必要。,75,需要“立即响应的危险迹象,所有应力腐蚀开裂的裂纹，均需立即响应。一旦发现有裂纹存在，运营公司应在5天之内，对这些裂纹进行检查和评价。对需维修或去除的任何缺陷进行检查和评价之后，应立即进行维修或去除， 或者降低操作压力以减轻危险。,2,应力腐蚀开裂的裂纹,3 第三方破坏和机械损坏的金属损失,对于或意识到对管道强度有影响、可能会立即或近期内造成管道泄漏或破裂的迹象，需立即响应。这类迹象包括带划痕的凹坑。一旦发现这种情况，运营公司应在5天之内，对这类迹象进行确定。,76,需要“方案响应的危险迹象,1.腐蚀造成的壁厚损失金属损失,对于方案响应一类的危险迹象，只要在按方案进行响应之前，不会开展到临界尺寸，管道可以继续运行，而不需立即作出响应。,对预计的事故压力大于最大允许操作压力1.10倍的危险迹象，应按图4规定的时间进行检查和评价。,对发现需要维修或去除的任何缺陷、应立即维修或去除，否那么应降低操作压力，以减少维修或去除这种缺陷的必要。,77,2.,第三方破坏和机械损坏导致的金属损失,需要“方案响应的危险迹象,需要按方案响应的迹象，应包括在大于或等于规定最低屈服强度30%条件下运行的管道上的下述任何迹象:,超过公称管径6%的扁平凹坑、有或没有可见刻痕并存的机械损伤、带裂纹凹坑、深度超过公称管径2%且影响韧性环焊缝或直线焊缝的凹坑，以及影响非韧性焊缝的任何深度的凹坑(有关其他信息，见ASME B31. 8的851.4)。,运营公司应在确定这种情况后的1年之内，尽快对这些迹象进行检查。在检查和评价后，对需要维修或去除的任何缺陷，应立即维修或去除，除非降低操作压力，以减缓维修或去除这种缺陷的必要。,78,7.3,对压力试验的响应,未通过压力试验的缺陷应立即采取措施进行维修或换管。,第二局部 标准内容简介,79,7.4,维修方法,管道完整性管理程序中应包含维修规程，所有维修用材料和过程必须符合管道的运行条件和,ASME B31.8,的要求。,第二局部 标准内容简介,80,标准推荐的“预测、探测和维修的方法 表4,81,标准推荐的“预测、探测和维修的方法 表4,82,标准推荐的“预测、探测和维修的方法 表4,83,通过完整性评价，找出管道承载能力缺乏的地方，对管道进行维修或维护。,常用的维修方法有：,1换管,2加套管,3采用打补丁、夹具、堆焊、夹具注环氧等方法补强。,4复合材料碳纤维补强维修技术,84,复合材料碳纤维补强维修技术,85,含缺陷管道本体的完整性评价技术,确定风险,依据,具体实施,管道本体风险因素识别,内外腐蚀缺陷,制管、焊接缺陷,第三方机械损伤缺陷,管道变形,公司完整性管理体系文件,国家法律法规、国内外标准,内检测,缺陷评价,缺陷维修,有效性评价,风险分析与评价,风险评价,举例,86,7.5,预防策略,/,方法,管道完整性管理程序中，预防是一项重要的和积极的手段。所采用的预防策略应基于数据收集、危险识别和风险评价。,第二局部 标准内容简介,87,7.6,预防措施的选择,完整性管理程序应包括为防止、最大限度地减小泄漏后果而采取的措施。,采取的预防活动主要有：,(a),防止第三方破坏,(b),控制腐蚀,(c),泄漏探测,(d),泄漏影响最小化,(e),降低运行压力,第二局部 标准内容简介,88,完整性管理方案主要包括以下内容：,1数据收集、检查和整合；,2风险评估；,3完整性评价；,4维修维护措施。,8,完整性管理方案,第二局部 标准内容简介,89,9.1 前言,本章介绍了完整性管理程序的效能测试要求。应至少每年进行一次评价，以衡量完整性管理程序随时间的有效性。,对完整性管理程序的评价，有助于运营公司答复以下问题:,a)完整性管理程序的所有目标是否到达?,b)通过完整性管理程序，管道的完整性和平安性是否有效提高?,9,效能测试,第二局部 标准内容简介,90,9.2 效能测试的特点,效能测试关注的是管道完整性管理的结果，以说明平安性的改进程度。所有效能测试都应是简单、可测定、可实现、具有相关性，并且能进行及时的评价。,第二局部 标准内容简介,91,9.2.1,过程或措施测试,过程或措施测试可用于评价预防或减缓活动。测试可确定运营公司实施完整性管理程序各步骤的好坏程度。应仔细选择与过程和措施有关的测试方法，以确保能在实际的时间框架内进行效能评价。,9.2.2,操作测试,操作测试包括操作和维护趋势的测试，确定系统对完整性管理程序作出响应的好坏程度。例如，可以测试实施了更为有效的阴极保护后腐蚀速率的变化情况。又如，可测试在实施了预防措施,(,如完善开挖通知的方法,),之后第三方损坏的次数。,92,9.2.3,直接完整性测试,直接完整性测试包括泄漏、破裂和伤亡测试。除上述几类外，效能测试还可分为前期测试和后期测试。后期测试是指管道实施完整性管理程序之后，对取得的效果进行测试。前期测试是指管道实施完整性管理程序之前，对预期效果进行测试。,表,8,是效能测试按上述情况分类的几个例子。,93,9.3 效能测试方法,运营者可在系统内部也可通过与行业内其它系统比较来评价完整性管理程序的效能。,第二局部 标准内容简介,94,9.4 效能测试系统内测试,a)应定期选用效能度量标准，评价预定的和基于风险评价的两种完整性管理程序。这种度量标准应既适用于对局部条件和“危险特性条件的评价，也适用于对整个完整性管理程序的效能进行评价。,b)实施预定完整性管理程序的运营公司，效能测试应包括附录A及表9中每一种危险的特性度量。此，应确定以下信息，并形成文件。,1)已检测管道的里程与程序要求之比;,2)作为完整性管理检测的结果，已完成的立即维修的次数;,3)作为完整性管理检测的结果，已完成的按方案维修的次数;,4)泄漏、破裂和事故的次数(按原因分类)。,第二局部 标准内容简介,95,96,c),实施基于风险评价的完整性管理程序的运营公司 表,10,列出了一个建议标准，但运营公司可以制定自己的标准。,97,d)除了从完整性管理程序所涉及的管段直接收集效能度量数据外，还可使用内部标准检测程序，对相邻两个管段或同一管道系统的不同区段进行比较。所得的信息可用来评价预防活动、减缓技术和效能确认的有效性。这些比较是度量分析的根底，并可确定完整性管理程序中需改进的地方。,e)内部审核是提供有效信息的第三种方法。运营公司应定期进行内部审核，评价完整性管理程序的效果，并保证完整性管理程序按书面方案实施。内部审核频次确实定，应考虑既定的效能度量标准及其特定的时间段，还要考虑完整性管理程序开展中的变化和修改。可由内部员工进行审核，最好是未直接参与完整性管理的人员或其他人员,98,9.5 效能测试行业测试,除系统内部比较之外，还可通过行业比较来提供完整性管理程序的效能测试根底。行业比较包括与其它管道运营者、工业数据来源和管理数据来源等进行比较。,第二局部 标准内容简介,99,9.6 效能改进,完整性管理程序应是不断改进的，应利用效能测试和审核的结果对其进行修改。除了完整性管理程序所规定的测试外，应采用内、外审核结果来评价程序的有效性。,第二局部 标准内容简介,100,10.1,概述,运营者应制定和执行一种联络方案，以便与公司员工、司法机构以及公众保持适当的联系，让其了解运营者在管道系统完整性管理方面作出的努力和进行完整性管理工作得到的结果。,10,联络方案,第二局部 标准内容简介,101,10.2 外部联系,外部联系所涉及各方考虑的因素：,(a) 管道通行带的土地所有者和租用者,(b) 应急反响人员之外的公务人员,(c) 当地和地区应急反响人员,(d) 一般的公众,第二局部 标准内容简介,102,10.3 内部联系,管道公司的管理人员和操作人员都必须了解和支持管道完整性管理程序，通过建立和开展内部交流来到达此目的。,第二局部 标准内容简介,103,对变更的过程应进行正式管理，以确定和考虑所发生的变化对管道系统及其完整性的影响。对变更进行管理的程序应具有足够的灵活性，以适应大大小小的变化。,11,变更管理,第二局部 标准内容简介,104,变更过程管理程序应包括以下信息：,(1),引起变化的原因。,(2),认可变化的权限。,(3),获得所要求的许可证。,(4),文献资料。,(5),与受变化影响方进行联系。,(6),时间限制。,第二局部 标准内容简介,105,12.1 概述,本章讨论的质量控制活动是完整性管理程序的一局部。质量控制程序是“运营者到达完整性管理程序要求的所有目标的证明性文件,12,质量控制方案,第二局部 标准内容简介,106,12.2 质量管理控制,(a) 质量控制程序的要求包括建立文档、 运行并进行维护。,(b) 在质量控制过程中，要对文档进行管理，并保存在适宜的地方。文档内容包括：风险评价、完整性管理方案、完整性管理报告和数据文件。,(c) 当运营者选择可影响完整性管理程序质量的外部资源进行活动如清管时，应对这些执行过程进行控制，并将有关情况写入质量控制程序。,第二局部 标准内容简介,107,1 Williams,管道公司完整性管理案例,2,中国石油管道公司完整性管理案例,3,陕京输气管道完整性管理案例,第三局部 应用实例,108,1,Williams,管道公司,完整性管理案例,第三局部 应用实例,109,Northwest,Underground storage,地下储气库,LNG peaking facility LNG,调峰设,施,Williams,（威廉斯 ）,管道图,第三局部 应用实例,110,输送美国天然气用气量的,12%,。,每天输量,120,亿立方英尺,大约,25,，,600,公里管道,2300,亿立方英尺的储存量,Williams,管道概况,第三局部 应用实例,111,2个最严重的完整性问题依据新近事故：,1地质灾害问题滑坡,2应力腐蚀SCC,1,西北管道完整性问题,危害识别,第三局部 应用实例,112,1 地质灾害问题,在1995至1999年之间，滑坡共引起5起管线事故。,2 应力腐蚀裂纹,在2003年，应力腐蚀裂纹引起2起事故。,第三局部 应用实例,113,在,1997,年华盛顿地区,Kalama,附近，滑坡引起,26,寸干线事故。,滑坡,第三局部 应用实例,114,1999,年华盛顿,North Bonneville,附近，滑坡引起,26,寸干线事故。,第三局部 应用实例,115,North Bonneville,管道断裂俯视图,第三局部 应用实例,116,Williams,公司针对滑坡问题实行一个全方位的管道风险管理策略,地质灾害风险管理,第三局部 应用实例,117,管道疲劳监测,当前已有,130,个站点处于监测中,第三局部 应用实例,118,17,个应变仪站点处于远程监测中,第三局部 应用实例,119,滑坡地带空中勘察,第三局部 应用实例,120,滑坡风险是催生1996年第一批智能内检测工程的最主要因素。,清管器发球桶安装在,26,寸干线上，,1999,年,第三局部 应用实例,121,变形漏磁检测器,装载,26,寸直径漏磁工具在清管器发球筒上,第三局部 应用实例,122,从,1999,年起至今在西北管道系统再没有发生过与滑坡相关的破裂事故。,成效,第三局部 应用实例,123,SCC,：第二位的严重风险,应力腐蚀开裂,应力腐蚀裂纹已经在西北公司一些老的管段得到确认，主要在山脉的西面。,SCC,风险管理,第三局部 应用实例,124,华盛顿和俄勒冈州,发生,SCC,第三局部 应用实例,125,2003,年华盛顿洲西雅图附近发生,2,个由应力腐蚀裂纹引起的管道爆裂,第三局部 应用实例,126,2003,年，西北公司使用,GE,公司的超声裂纹检测设备检测出管道裂纹缺陷,第三局部 应用实例,127,使用,USCD,检测工具发现应力腐蚀开裂实例,第三局部 应用实例,128,用超声裂纹工具探测到的应力腐蚀裂纹,第三局部 应用实例,129,应力腐蚀点定位及消除,使用带压套筒修理,第三局部 应用实例,130,尽管Williams公司在过去对管道完整性做了大量的工作，但主要集中于被动应对滑坡，应力腐蚀开裂而不是主动预防。,Williams公司过去对所属的全部管道没有正式实施完整性策略。,目前， Williams公司按照B31.8S的要求制定并完善了一个正式的、全面的完整性管理方案。,2 制定全面的完整性管理方案,第三局部 应用实例,131,华盛顿州,- 1999,发生转变的催化剂,第三局部 应用实例,132,新墨西哥州,- 2000,第三局部 应用实例,133,2002年的管道平安法,美国管道平安办公室要求管道运营商实施正式的完整性管理方案,第三局部 应用实例,134,形成一个正式的完整性管理方案,1 对全部管线系统进行风险分析,2 提出管道数据和信息的综合要求,3 提出周期性检测和测试的要求,4 设置完成任务的时间,5 确定详细的管道修复标准,6 重点在于预防方面的工作,完整性管理方案要求,第三局部 应用实例,135,Williams公司完整性管理方案的详细说明,1 在系统中识别高后果区,2 对每一个高后果区完成风险评价,3 确定每一个高后果区进行完整性评价,4 确定何时进行评价,5 对每一个高后果区确定评价时间间隔,第三局部 应用实例,136,1在整个系统中识别高后果区,高后果区管线附近人口居住密集区,西北管道公司总共有187个高后果区,第三局部 应用实例,137,全部的高后果区列表,第三局部 应用实例,138,2每一个高后果区完成风险评价,对每一个高后果区识别其风险因素，确定风险级别，列出风险清单。,第三局部 应用实例,139,对于每个高后果区，进行管线的8种危害因素评价,外腐蚀,内腐蚀,应力腐蚀开裂,制造、施工和装配缺陷,设备缺陷,第三方破坏,误操作,气候及其他因素包括地理方面,危害类型,第三局部 应用实例,140,基于每一段管线的危害识别，决定最好的评估方法,风险评估表格,第三局部 应用实例,141,3 确定对每个HCA进行完整性评价,进行完整性评估有3个不同方法选择：,第三局部 应用实例,142,内检测,第三局部 应用实例,143,B.,水压试验,第三局部 应用实例,144,C. 直接评估外腐蚀，内腐蚀， 应力腐蚀,第三局部 应用实例,145,4 确定对每个HCA进行评估的时间表：,首先，HCA的一半局部必须在2007年12月31日之前完成评估最高级风险,其次，剩下的一半局部必须在2021年12月31日之前完成评估。,第三局部 应用实例,146,最终完整性评估表格,-,管线分段，评估方法及时间表,最终完整性评估表格,第三局部 应用实例,147,5 为HCA确定再评估时间间隔,基线评估完成后，对每个HCA的再评估最大时间间隔为7年。,第三局部 应用实例,148,有力地执行完整性管理方案将带来有效的长期效益：,1. 遵守新的联邦要求使公司防止了管理方面的麻,烦,2. 降低带给公众的风险/增加公众平安,3. 建立公众对于管道工业的信心,4. 更好的时机去扩展现有的管道体系以及建立,新的管道体系,结论,第三局部 应用实例,149,2,中国石油管道公司,完整性管理案例,第三局部 应用实例,150,150,完整性管理 步循环,6,数据采集,HCA,识别,风险评价,完整性评价,效能评价,维修与维护,6,5,4,3,2,1,第三局部 应用实例,151,151,A、数据资料处理技术,-竣工资料数字化,-运行、检测成果处理,B、管道测绘技术,-地下管道探测及控制测量,-工艺管道测绘,-管道设施测绘,C、实时数据采集技术,-数据采集设备,-数据采集标准,1 数据采集,第三局部 应用实例,152,152,气体高后果区分析原理,液体高后果区分析原理,2 高后果区识别与分析工作,第三局部 应用实例,153,153,自主开发高后果区分析软件,第三局部 应用实例,154,154,兰成渝输油管道高后果区识别与分析,分析标准：?管道高后果区识别规程?,分析工作：,兰成渝全线于2006年完成第一次基于沿管道调查的分析，2007年5月完成第二次基于数据库数据的分析。,根据识别结果提出了相应的管理建议措施。,第三局部 应用实例,155,系统开展风险评价方法的研究,管道研究中心,风险评价体系,集团公司企业标准?管道风险评价导那么?,Piramid参数修正，精细评价,PVI、Kent风险指标改进，常规评价,3 管道风险评价,第三局部 应用实例,156,156,风险评价实践,2007年6月，用PIRAMID和PVI，完成兰成渝输油管道全线的风险评价。,2007年10月，应用PIRAMID，自主设定评价规那么，初步完成庆铁老线大庆段的风险评价。,评价结果对风险情况进行了排序，针对高风险管段和高风险因素，提出了防控措施及管理措施建议。,第三局部 应用实例,157,157,完整性评价方法研究,对国际认可的内检测完整性评价、打压评价技术进行研究；同时，系统的研究了各类缺陷剩余强度和腐蚀寿命等问题。,结合涩宁兰、兰成渝、庆铁线内检测进行评价应用。,结合轮库老线打压进行打压方式完整性评价探讨。,4 完整性评价,第三局部 应用实例,158,158,完整性评价标准：?管道完整性评价导那么?,评价工作：,对兰成渝管道内江重庆段：管道公司研究中心、美国西南研究院、PII共同完成了评价工作，通过同国内外评价单位的评价结果比对，验证了我们的评价结果。,根据评价结果提出了修复建议。,第三局部 应用实例,159,159,维修维护是在完整性评价和风险评价的根底上，针对管道的高风险点和含缺陷管道采取相应的措施。,兰成渝的重点：,1、反打孔盗油,2、地质灾害,3、管体缺陷,5 维修与维护,第三局部 应用实例,160,160,消减措施与实施工作,根据HCA区域，确定管道管理的重点区域。,1、反打孔盗油：识别、分级、预防、检测、严管。,2、地质灾害：根据风险评价，预测和预防可能发生的高风险点，采取针对性管理。每年应对地质灾害、水工、隧道进行排查；根据地质灾害勘测与评价结果，确定第二年的维修方案。,3、管体缺陷：根据基于内检测的完整性评价报告确定修复时间和修复点，确定视情维修方案。,第三局部 应用实例,161,161,自主研究效能评价方法，提出效能评价公式，编写出效能评价标准手册。,2007年8月，同GEPII公司合作，对兰成渝管道完整性管理体系进行了效能评价。,6 效能评价,第三局部 应用实例,162,163,第三局部 应用实例,3,陕京输气管道完整性管理案例,164,陕京管道介绍,陕京一线的总投资50亿元，投资比例为中石油60%，北京市通过市燃气集团投资40%，成立的合资公司是北京天然气集输公司，现更名为北京华油天然气有限责任公司。,一线工程管道总长1098公里，管径660毫米，设计年供气能力为33亿立方米，1992年开工，1997年10月完工，是我国当时陆上距离最长、管径最大、所经地区地质条件最为复杂、自动化程度最高的输气管道。,165,166,陕京管道自2001年开始实施管道完整性管理，编制了完整性管理的40个程序文件和36个作业文件体系，从全局战略出发全面实施，该体系主要从埋地天然气管道的组成因素、管道的失效因素等四个方面考：,1 管道土壤工程地质及其周围的环境因素；,2 钢管内外缺陷的因素；,3 防腐层的损伤因素；,4输气管道站场及设施专业工艺、设备、电气等。,167,管道完整性管理,含缺陷管道本体完整性管理,含缺陷管道的剩余强度,含缺陷管道的剩余寿命预测,管道地质灾害与周边环境完整性管理,防腐有效性完整性管理,站场及设施完整性管理,陕京输气管道完整性管理体系,陕京管道的完整性管理体系示意图,168,陕京管道完整性管理程序文件,1管道干线本体的完整性管理程序 包括以下几个方面：,1外防腐层、阴极保护完整性管理外防腐层缺陷、补伤等；,2线路工程完整性管理包括水工、地质灾害、管道重载、管道挖掘等；,3含缺陷管道本体的完整性管理包括壁厚监测、缺陷识别、缺陷补强、腐蚀监测等；,4管材失效、长输管道检验完整性等。,2 管道设备的完整性管理程序 包括以下几个方面：,1站场、阀室工艺设备完整性管理,2站场、阀室工艺管道的完整性管理；,3站场、阀室控制SCADA系统、通讯、电气设备的完整性管理等。,169,3 压缩机设备的完整性管理程序 包括以下几个方面：,1压缩机本体设备的完整性管理等；,2压缩机工艺管道的完整性管理等。,4 地下储气库设备的完整性管理程序 包括以下几个方面：,1地下储气库注采工艺管道的完整性管理；,2地下储气库压缩机设备的完整性管理；,3地下储气库气井、井口设备的完整性管理。,5 线路及站场的应急预案,170,171,总结回忆,1 对管道完整性重新定义,(1)管道在物理上和功能上是完整的；,2管道处于受控状态；,3管道运行商已经并仍将不断采取行动防止管道发生事故。,2 管道完整性管理,指对所有影响管道完整性的因素进行综合的、一体化的管理。,管道公司通过对管道运营中面临的平安因素的识别和评价，制定相应的平安风险控制对策，不断改善识别到的不利影响因素，从而将管道运营的平安风险水平控制在合理的、可接受的范围内，到达减少管道事故的发生、经济合理地保证管道平安运行管理技术的目的。,172,3 实施管道完整性管理需要许多先进技术支持,例如：内外腐蚀检测技术 GIS地理信息系统 IT技术 风险评价技术等,4 实施管道完整性管理需要其他一些标准支持,例如,(1) GB50316 - 2000 工业金属管道设计标准。,(2) GB50251 - 94 输气管道工程设计标准。,(3) GB50253 - 2003 输油管道工程设计标准。,(4) SY0007 - 1999 钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计标准。,(5) GB11345 - 89 钢质管道超声波无损检测方法。,(6) CJJ 95 - 2003 城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程。,173,(7) SY/ T6477 - 2000 含缺陷油气输送管道剩余强度评价方法,第1 局部:体积型缺陷。,(8) SY/ T6151 - 1995 钢质管道管体腐蚀损伤评价方法。,(9) SY/ T6597 - 2004 钢质管道内检测技术标准。,(10) SY/ T6553 - 2003 管道检验标准,在用管道系统检验,修理,改选和再定级。,(11) SY/ 6186 石油天然气管道平安规程。,(12) 石油天然气管道平安监督与管理暂行规定国家经济贸易委员会17 号令。,(13) SY/ T 0023 埋地钢质管道交流排流保护技术标准。,(14) SY/ T 0087 钢质管道及储罐腐蚀与防护调查方法标准。,(15) SY/ T 5922 天然气管道运行标准。,(16) SY/ T 4056 石油天然气钢质管道对接焊缝射线照相及质量分级。,(17) SY/ T 4065 石油天然气钢质管道对接焊缝超声波探伤及质量分级。,(18) GB/ T16805 - 1997 液体石油管道压力试验。,(19) Q/ SYJ S0054 - 2005 钢制管道内检测执行技术标准。,(20) Q/ SYJ S0055 - 2005 钢制管道缺陷平安评价标准。,谢谢大家,