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油气管道失效控制技术_李鹤林

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油气 管道 失效 控制 技术 李鹤林
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2011 年 6 月 第 30 卷第 6 期 总第 270 1000011)06国石油集团石油管工程技术研究院, 陕西西安 710065)李鹤林. 油气管道失效控制技术 2011, 30(6) : 401 - 基于对油气管道失效模式、失效原因及失效后果的分析,提出了失效控制的思路和方法:建立油气管道失效信息数据库,确定油气管道的主要失效模式,分析研究各种主要失效模式发生的原因、机理和影响因素,进而研究并提出失效控制措施和方法。讨论了油气管道失效控制与完整性管理的关系,它们各具特色又相互联系,在保障油气管道安全方面具有同等重要的意义。在功能定位上,失效控制侧重于管道的设计与建设阶段,完整性管理则侧重于管道的运行过程,但目前正逐步向设计和建设阶段延伸。将失效控制和完整性管理有机地结合起来,有利于全方位保障油气管道的安全运行,最大限度地杜绝恶性事故的发生。关键词:油气管道;失效控制;失效模式;完整性管理中图分类号 :      文献标识码 : 大运输方式之一, 在油气输送中发挥着越来越大的作用。104并初步形成了管网。以中俄、 中亚、 中缅等跨国油气管道为骨干的东北、 西北、 西南油气通道正在形成, 与海运石油和 同构成 4 大油气进口战略通道。此外, 油田集输管网和城市燃气管网的管道长度约几十万公里, 也是油气管道的重要组成部分。石油、 天然气具有易燃易爆的特点。油气管道安全运行关系到国家能源安全和公共安全。保护油气管道, 从根本上讲是保障国家的经济安全、 社会稳定和人民群众的生命财产安全。 2010 年 10 月, 《中华人民共和国石油天然气管道保护法》 (以下简称 《管道保护法》 ) 正式实施, 我国油气管道保护步入法制化轨道, 为油气管道保护提供了强大的法律支持, 同时也对管道建设、 运营提出了更高的要求。 《管道保护法》 鼓励和促进管道保护新技术的研发和应用, 鼓励不断提高管道保护的科学性和有效性, 意义重大, 影响深远。失效控制和完整性管理是从技术层面保障油气管道安全运行的两项重要措施。其中: 失效控制是对油气管道的失效模式、 失效原因和机理进行诊断, 研究提出控制失效的措施; 完整性管理是对影响管道物理和功能完整性的因素进行综合的、 一体化的管理。在发达国家, 油气管道失效控制已有几十年的研究和应用历史, 目前仍在深化和发展。完整性管理则是近十年发展起来的。当前, 油气管道完整性管理在我国已受到高度重视, 而失效控制意识则相对比较淡薄。失效控制与完整性管理是并重的, 将两者综合起来, 可以最大限度地杜绝恶性事故的发生, 全方位保障油气管道的安全运行。1 油气管道失效模式 、 气管道服役条件油气管道的主要载荷是被输送介质 (原油、 成品油、 天然气等) 的工作压力。现代油气管道正朝着大口径、 高压力的趋势发展, 其服役条件也日益苛刻。海底管道除输送介质的内压外, 还要承受海水的外挤力 (外压) 。除正常的内压和外压载荷外, 油气管道还可能遭受各种非正常的外部干扰, 包括第三方造成的人为机械损伤, 地面交通因素引起的交变载荷, 地震、 地质灾害导致的管道损伤等。除以上正常和非正常载荷, 环境温度 (服役温度) 和腐蚀介质也是油气管道的重要服役条件。要失效模式失效模式是失效的表现形式, 一般认为装备的失效模式主要包括: 断裂、 变形、 表面损伤 3 大类。考虑2011 年 6 月 第 30 卷第 6 期 总第 270 期油气储运 裂纹快速长程扩展, 其后果非常严重, 必须实施有效控制。( 3) 疲劳断裂: 由于内压或外力变化, 交变应力在服役管道上是存在的, 油气管道疲劳断裂时有发生。( 4) 应力腐蚀和氢致开裂: 管输天然气中 量超过规定值并含有水分时, 易引起氢致开裂 ( 或硫化物应力腐蚀破裂 ( 。近年来, 高 和近中性 壤应力腐蚀开裂引起油气管道失效的事故有较多报道。量变形过量变形包括内压过载引起的管道膨胀与非正常载荷引起的屈曲、 伸长、 挤毁等。前者比较罕见且容易控制, 后者是防治的重点。油气长输管道往往需要穿过地震断裂带、 冻土带或遭遇各种潜在的地质灾害 (滑坡、 崩塌、 泥石流、 湿陷性黄土、 冲沟等) , 使管道发生位移, 产生过量塑性变形。蚀油气管道腐蚀来自两个方面: 一是输送介质中含二是外部土壤腐蚀。对于油田内部集输管网, 起的内腐蚀是主要腐蚀失效类型。 防护措施也比较明确,对于 2S 和 量也较高的严酷服役条件下的腐蚀问题则缺乏系统性研究。对于长输管道, 由于输送介质是经过净化和脱水处理、 符合输送标准的石油和天然气, 故外部土壤腐蚀是主要失效类型。械损伤机械损伤主要指第三方造成的人为机械损伤 (沟槽、 凹陷、 孔洞等) 。机械损伤若不及时处理, 往往会导致灾难性后果。要失效原因油气管道的失效原因通常可以划分为: 外部干扰、腐蚀、 焊接和材料缺陷、 设备和操作 (图 2) 等。型失效案例与后果20 世纪 50 年代以来, 随着全球油气管道数量的增加, 管道事故屡见不鲜并导致灾难性后果[1其中, 1960 年美国 司某输气管道的脆性破裂事故是迄今破裂裂缝最长的管道失效事故, 该管到油气管道的特殊性, 有人提议将爆炸失效单列一类,并且将表面损伤分为腐蚀和外来机械损伤两类。 这样,油气管道的失效模式就包括爆炸、 断裂、 变形、 表面损伤 4 大类, 或者分为爆炸、 断裂、 变形、 腐蚀、 外来机械损伤 5 大类 (图 1) 。 炸爆炸分为物理爆炸和化学爆炸。物理爆炸是指物理原因 (温度、 压力) 使管道的工作应力超过极限强度引起的爆炸; 化学爆炸是指异常化学反应使压力急剧增加引起的爆炸, 一般是由于可燃性物质与空气的混合程度达到了爆炸极限范围, 或是放热化学反应失控引发的。20 世纪 90 年代末, 四川、 大庆、 中原发生的几起输气站管道爆炸事故均属化学爆炸, 是管道内有氧存在时管壁 2010 年 7 月和 9 月, 西气东输二线东段 18 标段 号管道水压试验完成后的扫水过程发生的爆炸事故, 是复杂地形结构导致断流弥合水击而产生的瞬时超压所致, 属物理爆炸。裂( 1)脆性断裂: 当管材的断口形貌转化温度( 高于管道服役温度 (环境温度) 时, 一旦发生断裂即是脆性断裂。随着冶金技术和焊接技术的进步,这种失效模式已越来越少。但应关注高寒地区站场及跨越段钢管与管件的低温脆断问题。( 2) 延性断裂: 当前油气管道主要的断裂失效形式。对于输气管道, 其断裂控制的重点是延性断裂的止裂行为。高压输气管道产生裂纹后, 当裂纹扩展速综述图 1 油气管道的主要失效模式2011 年 6 月 第 30 卷第 6 期 总第 270 56, 管径为 762 裂缝长度达到 13 989 年苏联乌拉尔山隧道附近的输气管道爆炸事故是迄今为止损失最为惨重的管道失效事故, 两列火车被烧毁, 1 024 人伤亡, 其中约 800 人死亡。根据美国管道与危险物资安全管理局的统计数据, 1999- 2010 年间, 美国共发生 2 840 起重大天然气管道失效事故, 包括 992 起致死或致伤事故, 323 人死亡, 1 327 人受伤。近 20 年, 加拿大油气管道干线平均每年发生 30~ 40 起失效事故。 1971- 2000 年间, 欧洲油气管道干线平均每年发生 失效事故。综述2009 年和 2010 年这两年, 美国和加拿大共发生 8起油气管道爆炸事故。其中: 3 起是第三方施工所致( , 3 起由维检修作业过程误操作引起 ( ,1 起是腐蚀穿孔所致 ( , 1 起是城市燃气管道泄漏所致 ( 。( 1) 2009 年 6 月 9 日, 北卡罗莱纳州加纳市康尼格拉食品公司 6 人死亡, 67 人受伤; 2010 年 2 月 7 日, 康涅狄克州米德尔顿 源公司一座在建电厂发生天然气爆炸事故, 6 人死亡, 50 人受伤。美国化学安全与危险调查委员会 ( 对两起事故进行了调查,结论是: 在维检修期间, 用天然气置换空气操作导致事故发生。( 2) 2010 年 6 月 7 日, 德克萨斯州中北部约翰逊县发生天然气爆炸事故, 3 人死亡, 至少 10 人失踪;6 月 8 日, 该州北部一个小镇发生类似爆炸事故, 2 人死亡, 3 人受伤; 9 月 9 日, 旧金山机场圣布鲁诺镇附近发生天然气管道爆炸事故, 7 人死亡, 数十人受伤, 40栋楼房被烧毁。这 3 起事故都是第三方施工所致。( 3) 2010 年 7 月 27 日, 从美国印第安纳州向加拿大安大略省输送石油的管道因腐蚀发生泄漏事故, 约3 028 环境污染严重, 导致大量鱼类和野生动物死亡。我国油气管道建设起步较晚, 但管道失效事故屡有发生[1, 3 1966 年, 威远气田内部集输管道通气试压时, 4 天内连续发生 3 次爆裂。经失效分析和再现试验研究, 确认爆裂是由于天然气所含 含水条件下引起的应力腐蚀开裂所致。这是我国油气管道的第一起重大失效事故。 1971- 1976 年, 东北曾发生 3起输油管道破裂事故。其中一起是 1974 年冬, 在对大庆至铁岭输油管道复线进行气压试验时发生的, 当时气温为- 25~- 30 ℃, 裂缝长度为 2 断口基本为脆性断口。 1970- 1990 年, 四川气田共发生 108 起输气管道爆裂事故。 1992 年, 轮库输油管道试压时发生爆裂事故 14 起。 1999 年, 采石输油管道发生试压爆裂事故 12 起。2 路和方法失效分析是判断失效模式、 分析失效原因和影响因素的技术活动。失效控制的任务是针对失效模式、失效原因提出防止失效的措施, 即对失效分析结果进行反馈。油气管道失效控制的思路 (图 3) 如下:图 2 油气管道的主要失效原因of 6 月 第 30 卷第 6 期 总第 270 期油气储运 1) 搜集国内外大量失效案例, 建立油气管道失效信息数据库。( 2) 对失效案例进行综合统计分析, 确定油气管道的主要失效模式。除传统的断裂、 变形、 表面损伤 3大模式外, 还要根据大量案例探讨分析新增爆炸、 泄漏等失效模式的科学性和必要性, 注意发现新的失效模式, 包括二级、 三级失效模式。( 3) 研究各种失效模式 (包括二级、 三级模式) 的发生原因、 机理和影响因素。( 4) 提出各种失效模式的控制措施和方法。失效信息数据库是失效控制的基础, 应有较强的数据处理和统计分析功能, 并且拥有尽可能多的案例支持。除广泛搜集国内外油气管道已发生的重大失效案例外, 尚需加强对新发生的油气管道失效事故的分析研究。在大量失效分析的基础上, 凝练一些重大共性的科学问题进行较深入的研究。随着失效案例不断增多, 失效信息数据库不断充实, 失效模式及其原因、机理、 影响因素的动态变化和调整, 失效控制措施和方法也不断完善和更新。 于大量失效分析, 提出了油气管道不同加载状况下的失效模式和材料性能控制指标[5表 1) 。对于新建管道的失效控制, 应充分分析该管道的服役条件和设计参数, 借助失效信息数据库, 确定其主要的失效模式, 提出相应的控制措施和方法。图 3 油气管道失效控制的基本思路表 1  道加载状况失效模式-极限状态变控制意外冲击 凹陷 y√运输 局部堆重 塑性变形 y√循环弯曲 - √现场冷弯 局部屈曲 y, n √敷设 管道敷设中弯曲 局部屈曲 y, n √拉伸+弯曲环向缺陷处破裂 f, 部屈曲 y, n √静水压试验 内压塑性变形 y√无缺陷管破裂 f√凹槽缺陷处破裂 f, 向裂纹缺陷处破裂 f, 作内压无缺陷管破裂 f√腐蚀点缺陷处破裂 f√凹槽缺陷处破裂 f, 向裂纹缺陷处破裂 f, 三方冲击穿孔 y, σu√施工方维修引起破裂 f, 表交通因素引起的载荷 疲劳裂纹增长 y√悬跨段自重载荷引起的弯曲局部屈曲 y, n √环向缺陷处破裂 f, 性挤毁 y√地表运动引起的弯曲局部屈曲 y, n √环向缺陷处破裂 f, 膨胀局部屈曲 y, n √整体屈曲 y, n √延性断裂扩展 沿壁厚方向裂纹扩展 2011 年 6 月 第 30 卷第 6 期 总第 270 气东输二线管道的失效控制实践中国石油通过 “西气东输二线管道工程关键技术研究” 重大专项的研究工作, 对西气东输二线管道的失效控制进行了初步实践, 主要针对断裂、 变形、 表面损伤 3 类失效模式展开。断裂失效模式包括脆性断裂、 延性断裂、 疲劳断裂、 应力腐蚀和氢致开裂等。在 20 世纪 60 年代以前,受冶金技术水平的限制, 管材韧脆转化温度相对较高,使埋地管道易发生脆性断裂事故。进入 20 世纪 70 年代, 随着冶金技术水平不断提高, 埋地管道的脆性断裂事故基本消除, 取而代之的是延性断裂事故。输气管道的断裂事故往往带来灾难性后果, 裂纹扩展越长, 后果越严重。保障西气东输二线管道的本质安全性, 首先要采取措施对延性断裂进行止裂控制; 同时, 由于站场钢管与管件裸露于大气中, 管道沿线乌鲁木齐以西的几个站场位于高寒地区, 极限低温达到- 47 ℃, 需要控制低温脆断。管道疲劳主要由地面交通引起, 在线路设计中已经采取了规避措施。另外, 在长输天然气管道的输送介质中, 量极低, 应力腐蚀和氢致开裂问题可以不予考虑。变形失效包括过载 (内压) 导致的塑性膨胀和地面运动导致的管道屈曲。前者极少发生, 后者需要重点防治。西气东输二线管道途经许多地震和地质灾害多发区, 迫切需要对管道实施应变控制。表面损伤失效是腐蚀和第三方人为机械损伤的结果, 后者是立法和管理层面需要解决的问题。在技术层面, 主要实施腐蚀控制, 且重点控制外腐蚀。性断裂止裂控制[3, 7]判定输气管道延性断裂的止裂韧性, 一直是最近30 年的研究焦点。诸多研究机构建立了相关模型和公式, 其中 曲线法和 化方程得到最广泛应用。 曲线法通过比较裂纹扩展速率和气体减压速率随压力的变化曲线, 对止裂韧性进行预测; 两条曲线相切时, 代表裂纹扩展进行与停止的临界条件, 其对应的韧性被规定为 曲线法的止裂韧性。 化方程通过环向应力、 直径、 壁厚等参数表征止裂韧性, 基于对 曲线法的计算结果进行统计发展而来, 并根据全尺寸钢管爆破试验结果对方程进行了修正; 该方程可以对 更低钢级的全尺寸钢管爆破试验结果进行解释, 因此许多国家将其作为管线钢行业标准。但是, 随着管道输送压力的提高和高钢级管线钢的应用, 曲线法及其简化方程已经不能正确地对止裂韧性进行预测,需要在预测结果中引入修正系数, 以扩大其适用范围。最近, 在止裂韧性预测方面的研究动向有:试通过 标准缺口 预裂纹量的关系求取有效止裂韧性值; 出当止裂韧性的预测值超过 94 J 时, 需要引入修正公式: 替指数 以增加安全性; 美国和意大利的研究机构提出用于计算气体管道纵向裂纹扩展问题的模型, 使用裂纹尖端张开角 ( 作为管道动态延性裂纹扩展与止裂的定量评价指标; 日本提出的 法, 据称其预测结果比 法更可靠, 其保留了化方程的基本形式, 但用单位面积上的预裂纹 代替 曲线法的 , 表征材料韧性对裂纹扩展的阻力, 同时修正了裂纹扩展速率方程的常数和指数。近期研究结论认为: 级管线钢仅凭材料韧性已经不能解决止裂问题, 止裂环的使用必不可少;级管线钢的材料韧性处于临界状态, 若服役条件严苛, 如输送介质为富气, 设计系数较高且设计温度较低时, 则亦需要使用止裂环。西气东输二线管道延性断裂的止裂控制需要面对的挑战是: 管线钢钢级高, 管径和壁厚大, 特别是输送介质近乎富气 (表 2) 。表 2 计算西气东输二线管道止裂韧性值采用的气体组分气体 0 0 0土库曼气 92 --1 of 6 月 第 30 卷第 6 期 总第 270 期油气储运 3  183裂韧性预测方法的适用范围预测方法 钢级 输送压力 /径 D/壁厚 t/质曲线模型 ≤ ≤ 12 < 115 单相气体或富气化方程 ≤ ≤ 7 . D/t < 115 单相气体式 ≤ - D ≤1 219, t ≤18 单相气体南 - ≤ 8 <1 430, t <25 单相气体综述根据新颁布的 183裂韧性预测方法的适用范围 (表 3) , 只有 曲线模型适用于西气东输二线管道。根据 若预测结果大于 100 J, 则需要加以修正, 修正系数通常根据全尺寸实物爆破试验结果确定 (图 4) , 西气东输二线管道止裂韧性的修正系数为 4 西气东输二线管道止裂韧性预测结果修正系数的确定西气东输二线管道止裂韧性的预测结果: 西段 1类地区 (运行压力 12 壁厚 18.4 15 ℃)的均最小值为 220 J, 单个最小值为 170 J(表 4);东段 1 类地区 (运行压力 10 壁厚 15.3 的均最小值为 200 J, 单个最小值为 150 J; 整条管道 2、 3、 4 类地区的 均最小值为 180 J, 单个最小值为 140 J。 切面积: 平均最小值为 85%, 单个最小值为 70%。夏比冲击试验温度为- 10 ℃。寒地区站场地面管道钢管和管件的低温脆断控制管道裸露在低温环境下服役, 有发生低温脆断的风险。高寒地区站场裸露管道钢管和管件的服役温度受当地环境温度和输送介质的双重影响, 计算过程比较复杂, 总体上是相当低的。西气东输二线西段管道有 4 个站场和多个阀室位于高海拔寒冷地区, 最低气温- 47 ℃。经计算, 确定其地面管道钢管和管件的最低服役温度为- 35 ℃。低温脆断控制措施包括: 夏比冲击试验温度采用- 35 ℃, 对冲击功的要求与埋地管道钢管和管件相同; 部分厚壁管件若达不到上述要求,可采用保温措施提高其服役温度。震区和活动断层区管段的应变控制[8]西气东输二线管道途经 22 条活动断层和相当长的强震区 (地震峰值加速度在 0.2 g 以上) , 地震峰值加速度达到 0.3 g 的地段约 96 道在地震发生时将产生较大位移, 应变控制必不可少, 因此需要进行基于应变的设计 (图 5) , 并选择抗大变形钢管。基于应变的管道设计, 其核心环节是设计应变不超过极限应变与安全系数的商, 其中: 极限应变即钢管 应力可直接通过钢管实物试验测得, 或通过经验公式、 宽板试验等确定。图 5 基于应变的管道设计流程表 4 西气东输二线管道止裂冲击功的预测结果计算方法 天然气预测 曲线法48 42 50 化公式加正     79 69 82 曲线法结果乘以修正系数 1 212 03 15 1) 95% 止裂概率下的止裂长度2011 年 6 月 第 30 卷第 6 期 总第 270 L( 43 补充修改而成。由于该管道在地震断裂带和活动断层带采用了基于应变的管道设计, 需要采用抗大变形钢管, 因此编制了 《西气东输二线天然气管道工程基于应变设计的直缝埋弧焊管技术条件》 , 以明确抗大变形钢管的性能要求和检验方法。基于应变设计地区所用的管道钢管, 需要与普通地区所用的管道钢管具有相同的强度和韧性等要求, 同时需要对其纵向变形能力做出规定, 包括纵向拉伸试验的应力 - 应变曲线和塑性变形容量指标[8]。典型的管线钢应力和 (图 6) , 管线钢的屈曲应变远高于 管线钢,变形能力相对较优。 不同钢管的应力 - 应变曲线不同, 钢管的屈曲应变决定于其应力 - 应变曲线。对钢管应力 - 应变曲线进行控制, 比较简捷的方法是: 对描述应力、 应变行为的指标 (纵向屈服强度、 屈强比、 均匀塑性变形延伸率、形变强化指数、 应力比等) 进行控制。屈强比反映的是钢管在施工或运行过程中抵御意外破坏的能力。钢管的屈强比越低, 其在屈服后产生起始塑性变形到最后断裂前的形变容量越大。屈强比较低时, 抗拉强度和屈服强度之差较大, 在外加应力达到材料的抗拉强度之前, 钢管即产生较大的塑性变形。该塑性变形的结果是降低裂纹尖端的应力水平 (应力松弛) , 造成材料的强化, 同时使钢管的塑性变形被及时发现, 有利于采取有效的预防失效措施。钢管的塑性变形过程将产生形变强化, 阻止变形的进一步发展, 防止变形的局部集中, 此过程利用形变强化指数来表征。提高管材的形变强化指数可以有效提高钢管的变形能力。形变强化指数大于 管道钢, 变形能力相对较强。由于形变强化指数的测试存在一定难度, 为了便于生产控制, 利用控制应力比的方法取代对形变强化指数的控制。应力比是用于描述应力、 应变行为的重要参数, 是对应的两个应变水平的应力比值 ( 。普通钢管和变形能力较强的钢管, 其拉伸曲线的主要区别表现在屈服初期, 因此, 管的延伸率越大, 其变形能力越强。在总延伸率中, 均匀塑性变形延伸率对提高钢管变形能力的贡献相对较大。高钢级管线钢的均匀塑性变形延伸率通常大于 7%, 则说明其具有良好的变形能力。抗大变形管线钢需同时具备足够的强度和变形能力, 组织通常为双相或多相 (硬相和软相) , 硬相提供必要的强度, 软相则用于满足塑性要求。研究表明: 铁素体钢材的形变强化能力最强, 针状铁素体次之[13]。对于铁素体+贝氏体管线钢, 当贝氏体体积分数增至 30% 时, 屈服平台消失, 屈服现象为 若贝氏体为长条型, 应变强化指数可达 4]。对于贝氏体+ 线钢, 积分数约为 5% 时, 屈强比最低, 韧性最好。基于上述技术分析, 成功试制了西气东输二线管道用抗大变形钢管 (表 5、 表 6) , 根据其纵向拉伸曲线(图 7) , 利用 法计算了钢管在压缩和弯曲载荷下的应变能力 (表 7) 。 图 6 管线钢的应力 - 应变曲线表 5 曲线)30 650 625 825 7 曲线形状30 630 625 825 . 曲线形状of 6 月 第 30 卷第 6 期 总第 270 期油气储运 蚀控制和应变时效控制应变时效是钢经冷塑性变形之后, 长时间在室温条件下放置或稍加热, 其力学性能发生变化的现象, 通常包括屈服强度升高, 屈强比增大, 塑性和韧性降低。这是因为钢的溶质组元 (如 C、 N 原子) 通过扩散作用在位错周围偏聚, 形成柯氏 ( 气团, 导致位错运动困难, 使屈服强度升高。西气东输二线管道采用3行外防腐, 其腐蚀控制涉及焊管的应变时效控制: 管强度较高, 制管成型过程产生的应变会使在 250 ℃温度下涂敷防腐层时发生应变时效, 导致焊管的屈服强度上升, 屈强比升高, 因而影响其变形能力和管道的安全性。随着时效温度的升高和时效时间的延长, 管的抗拉强度和屈服强度表现出不同的变化趋势, 抗拉强度未发生明显变化, 屈服强度显著上升 (图 8) 。根据试验结果, 当防腐温度低于 200 ℃时, 屈服强度不会发生明显变化。因此, 规定防腐作业的加热温度低于 200 ℃, 研制适用的 3防腐涂料, 开发相应的涂敷工艺。表 6  管样品的纵向拉伸性能外径/均匀变形伸长率19 22 724 580   管试样的纵向变形能力规格管径/ 弯曲应变 %0 0 2 0 2 19 22 7  管试样的纵向拉伸曲线图 8  管在不同时效条件下的屈服强度和抗拉强度3 整性管理的概念与流程油气管道的完整性是指油气管道始终处于完全可靠的服役状态: 在物理上和功能上是完整的; 处于受控状态; 管道运营商已经并仍将持续采取措施防止事故发生[15]。油气管道的完整性管理就是对所有影响管道完整性的因素进行综合的、 一体化的管理。20 世纪 60 年代末期, 国外已经开始注意在役管道的检测和剩余强度评价, 并逐步将其纳入压力管道标准体系。 20 世纪 90 年代, 兼顾管道运行经济性和安全性的要求越来越强烈, 一些发达国家提出了管道适用性评价和风险管理的概念。在 10 余年的发展历程中, 形成了诸多评价标准和规范, 包括管道外检测和内检测技术标准, 管道适用性评价技术标准及管道风险评价技术标准等。 2001 年提出管道完整性管理的概念, 并颁布了相关标准和规范 ( 160 和 。通过完整性管理, 大大降低了管道事故的发生率, 同时避免了不必要和无计划的管道维修和更换, 经济效益和社会效益显著。如今,油气管道完整性管理技术已经成为管道工程领域的研究热点[16管道完整性管理的主要标准包括: 011 年 6 月 第 30 卷第 6 期 总第 270 合实际, 其关键技术主要有: 管道检测、 风险评价、 适用性评价、 机械设备故障诊断、 地质灾害预警与评估、 地理信息系统等。效控制与完整性管理的关系( 1) 油气管道的失效控制是从技术层面对油气管道的失效模式、 失效原因和机理进行诊断, 提出控制失效的措施, 杜绝恶性事故的发生; 完整性管理是从技术和管理的结合上对影响管道物理和功能的完整性的众多因素进行综合一体化管理, 防止失效事故的发生。两者的作用和目的都是保障油气管道的安全运行。( 2) 失效控制的基础是失效分析和失效信息数据库的建立。完整性管理的首要环节——“潜在性隐患的识别、 分类与高后果区 ( 的确定” 通常是借助对大量失效案例的统计分析进行的。因此, 失效信息数据库亦是完整性管理的基础之一。( 3) 在功能定位上, 失效控制侧重于管道的设计与建设阶段, 失效控制措施主要体现在标准规范、 设计图纸和施工作业中; 完整性管理则侧重于管道的运行过程。但这样的分工并不是必然的和绝对的。就失效控制而言, 在特殊情况下, 管道服役条件在运行阶段有可能偏离设计范围, 材料 (管道本体材料、 涂层材料) 长期服役后的时效和性能退化将影响失效抗力指标, 必须适时对某些失效控制措施加以调整。另外, 完整性管理的发展趋势之一是向设计和建设阶段延伸。( 4) 失效控制与完整性管理有区别也有联系。将二者有效地结合起来, 可以最大限度地杜绝恶性事故的发生, 全方位保障油气管道的安全运行。4 结束语( 1) 《管道保护法》 为油气管道保护提供了强大的法律支持, 同时也对管道建设和运营提出了更高的要求, 它鼓励和促进管道保护新技术的研究和应用, 以不断提高管道保护的科学性和有效性。( 2) 在科学技术层面, 油气管道失效控制和完整性管理是保障管道运行安全的两项十分重要的工作。油气管道失效控制在国外已有几十年的历史, 目前仍在继续深化和发展; 完整性管理则是最近 10 年发展起来的。由于历史原因, 完整性管理在国内已经受到高是对 补充, 也是输气管道完整性管理的标准; 危险液体输送管道完整性管理推荐做法; 31G、 114管道剩余强度评价标准; P 579、 , 适用性评价标准; P 580、 P 581 等, 风险评价标准; P 01内腐蚀直接评价标准; P 05外腐蚀直接评价标准;P 02应力腐蚀直接评价标准; 110,管道压力试验标准; 163, 管道内检测标准。根据油气管道完整性管理流程 (图 9) , 首先识别、 分辨潜在性隐患, 确定高后果区。高后果区 ( 是指管道附近人口居住密集区。需要对每个高后果区的隐患进行风险评价, 确定风险级别或量化风险值。从 8 个方面进行高后果区的隐患排查: 外腐蚀; 内腐蚀; 应力腐蚀开裂; 制造、 建设和装配缺陷; 设备缺陷; 第三方破坏; 误操作; 气候与地理方面的因素等[18]。油气管道完整性管理的核心是完整性评价, 而油气管道的完整性评价包括: 管道本体的完整性评价和站场设施的完整性评价, 有时也包括储气库的完整性评价。具体评价工作主要有: 管道本体的适用性评价,外防腐涂层的有效性评价, 压缩机等站场设施的故障诊断以及地震和地质灾害评估等。油气管道完整性管理是跨学科的系统工程, 不仅涉及数学、 物理学、 地质学、 石油工程、 信息工程、 材料科学与工程、 工程力学、 可靠性工程、 信息科学与工程等自然科学和工程技术领域, 而且与政策法规、 法律、经济、 管理等社会科学密切相关, 同时现代 术大图 9 油气管道完整性管理流程of 6 月 第 30 卷第 6 期 总第 270 期油气储运综述度重视, 而失效控制意识则相对较弱。( 3) 油气管道失效控制是对已发生的事故进行统计分析, 确定主要失效模式, 研究失效机理、 原因和影响因素, 提出针对性控制措施, 对于杜绝恶性事故, 防止类似事故的重演有重要意义。( 4) 失效控制和完整性管理既有区别又有联系。将两方面工作综合起来, 可以最大限度地杜绝恶性事故的发生, 全方位保障油气管道的安全运行。( 5) 近 10 年来, 中国石油股份公司对油气管道完整性管理十分重视, 逐渐形成了以管道科技研究中心、石油管工程技术研究院、 北京天然气公司为主体的完整性管理技术团队, 开展了大量工作, 成效显著。建议
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