基于故障树的天然气长输管道安全风险分析

林媛媛（中国石化天然气分公司）

基于故障树的天然气长输管道安全风险分析

林媛媛（中国石化天然气分公司）

随着天然气长输管道的大量敷设和长期运行，其在运行过程中由于施工缺陷、管道腐蚀、第三方破坏等因素导致管道失效事故的风险显著增大，如何确保其运行安全已成为研究重点。故障树分析法是分析复杂系统安全性和可靠性的一种有效方法。以此方法为基础，从天然气长输管道设计及施工、管道保护、运行及人员管理等3个方面，对可能影响其安全运行的风险进行了分析，建立了相应的故障树分析图，就如何提高管道运行的安全性和稳定性给出相关预防措施及建议。

管道；失效；缺陷；腐蚀；故障树分析

引言

近年来，国内天然气长输管道发展迅速，西气东输、川气东送等一大批长距离、大口径、高压力的天然气长输管道陆续建成投产，截至2014年底国内天然气长输管道总长度已达8.5万公里，这些天然气长输管道的建成在带动管道沿线地区的经济发展、促进节能减排等方面做出了较大贡献。同时随着天然气长输管道大量敷设和长期运行，其在运行过程中由于设计及施工缺陷、管道腐蚀、第三方施工等因素导致管道出现失效事故风险显著增大，且所造成的综合经济损失难以预料。特别是黄岛“11.22”输油管道爆炸等事故后，如何防范管道失效事故、提高其安全性和可靠性已成为关注重点。

1 工程设计、施工管理

1.1 工程设计

随着天然气长输管道的大量建设，各设计院在工艺设计方面已十分成熟，设备选型错误、管道材质及口径等与需求不匹配等工艺设计缺陷出现概率已相对较小，出现问题或缺陷较多的一般是在管道路由选择、埋设方式、场站阀室位置选择等方面，而这也是与天然气长输管道线路长、覆盖区域广、涉及地形地貌复杂等特点相对应的，如设计院前期线路踏勘不全面、与地方规划对接不到位或参照地图陈旧等，极有可能导致管道埋深不足、路由处于规划区内、阀室场站处于泄洪区内等严重影响安全的缺陷，而这些缺陷将伴随管道整个生命周期或只能通过管道、设备切改来整改。同时如设计代表未及时跟进工程施工，对现场情况掌握不到位、部分设计变更核实不细致或无法根据施工情况对设计进行及时调整等，均有可能为后续运行埋下隐患（图1）。

1.2 工程施工

工程施工质量是关系到天然气长输管道能否安全顺利投产和长期稳定运行的基础和关键。由于管道于施工过程涉及水网、山地、黄土塬等多种地形，且施工呈现点多、分散、覆盖面广及施工环境、社会依托性差的特点，施工难度、监管难度均较大。一般来说可能出现的主要缺陷有：

1）管材初始缺陷。其主要是由于管材制造加工、运输不当受伤造成的，如管壁存在夹层、划痕、薄厚不均或防腐层损坏、管材椭圆度差等。

2）管道焊接缺陷。焊接过程未严格遵守工艺规程，则焊口可能出现气孔、夹渣、咬边、未熔合、未焊透、裂纹、烧穿等缺陷。

3）管道埋深不达标、水保措施未落实。管沟开挖深度、管道上方覆土厚度不够及水土流失风险大区域水保措施不落实、水工保护施工质量差等是管道施工通病。

4）管道清管、干燥不彻底。管道内存在杂物、积水较多等对管道运行安全的影响往往在投产初期即可显现，最典型的即管道内积水过多、冬季气温较低时极易出现管道的冰堵。

图1 天然气长输管道设计、施工及管材缺陷故障树

针对以上情况并结合工程建设项目实际情况，在施工过程中除要遵守国家、行业相关标准规范和符合设计要求外，还应重点注意以下项目。

1）防腐管材质量验收。管材供应商及物流单位、物流单位与施工单位之间要严格管材的交接验收，主要包括防腐层完好性、管端无防腐层管段完好性及出厂检验合格证等，杜绝存在缺陷管材流入施工现场。

PH-TW土壤温度传感器输出信号0～5V。SWR-2型传感器测量土壤容积含水量，输出信号0～2.5V，经ADC0832进行模数转换，单片机读取A/D转换值。

2）管道焊接施工管理。应结合管材情况优选出适用的焊接材料，制定严格的焊接工艺规程，监理、施工单位应强化焊接过程监管，做好焊接记录的填写及保存，确保其可追溯性。

3）低温、大风、潮湿等特殊环境下的施工管理。落实大风下设置防风棚、低温时采取保温措施、杜绝雨天防腐施工等特殊环境下施工措施，防止出现管道焊接、防腐缺陷。

4）落实水土保持、防洪等评价的相关要求。对地质灾害多发地段的护坡等工程的施工应严格监管，按照设计要求施工并确保施工质量；穿越蓄滞洪区及水土流失严重区域时，应严格管沟开挖、回填的监管。

5）加强对工程监理、驻厂监造及第三方检测单位的监管，特别是要做好对其人员变更的控制、履职能力检查，确保其管理人员资质符合标准、能力满足要求、现场履职到位，以实现对施工过程的有效管控。

2 管道保护

2.1 管道腐蚀

管道腐蚀风险将随着天然气长输管道长期运行而逐步增加，严重腐蚀将导致防腐绝缘层失效、管壁减薄、管道穿孔、甚至发生开裂，其形式主要包括天然气长输管道外腐蚀、内腐蚀、应力腐蚀等三类（图2）。

针对管道腐蚀风险，除强化管道阴极保护系统维护、保养，提高其运行效率，确保其对管道的有效防护外，还应重点做好：

1）控制进入管道系统的天然气气质状况，不符合GB 17820、GB 50251、SYT 5922等国家及行业标准规定的气质要求，不得进入管道输送。

3）加强长输管道内检测、外检测工作。对长输管道定期检测是管道可靠性定量测试和评价的基础，特别是对管道的内检测，可利用智能清管器在不影响管道运行的情况下，在线检测出管道内外腐蚀、局部变形以及焊缝裂纹等缺陷，从而及时发现事故隐患并采取修复补强等整改措施[3]。

2.2 第三方破坏

天然气长输管道第三方破坏具有随机性强、不易预测和控制的特点，主要风险来自打孔盗气、管道上方及周边占压及施工、农耕破坏等3项（图3）。根据近年来的典型事故案例，管道上方及周边占压、施工已成为威胁管道安全运行的最大风险，天然气长输管道建设时一般选择相对偏远、人口较少或农田、林地等地区，但随着近年来的地方经济发展，特别是各地工业区、开发区设立等，天然气长输管道沿线可能出现工厂林立、人员众多、施工频繁的情况，部分区域甚至出现违规管道占压等情况，使其成为管道高后果区，且这些区域的施工多为自动、重型机械易对管道造成损害[4-5]。

防范第三方破坏最重要的措施是加强对对管道沿线的巡检，实施对第三方施工的全过程监护，确保对管道沿线风险源的实时监控，同时还应重点做好：

1）管道埋深直接影响到管道的安全运行，在管道运营后应定期开展管道埋深检测，并对埋深不满足区域及时进行修复，并分析原因、予以重点关注，以切实降低管道失效的概率。

2）在管道周边组织开展经常性的管道保护宣传教育活动，宣传天然气长输管道保护的重要性及相关法律法规，提高保护管道设施安全的法律意识和自觉性，并建立与沿线政府的联动机制，形成共同支持、保护管道安全运行良好局面。

2.3 自然灾害

天然气长输管道线路长、穿越地域广，沿线地形复杂，可能途经高原、山区、水网及丘陵等复杂地形，部分管段周边地质条件可能较差，暴雨、洪水、泥石流、滑坡、崩塌等地质灾害频发，对管道的安全、平稳运行造成极大威胁（图4）。

防范措施及建议：

1）设计源头控制风险。由于自然灾害具有地域性，如在管道设计阶段应做好现场踏勘、资料收集，并根据自然灾害危险性区划，采取针对性的防范措施，如强化水保设施，增加管道埋深或采取配重压袋等稳管措施，增加管道运行安全性。

2）运行过程管控。运行中应组织遴选出自然灾害危险区域，进行针对性的重点巡护，特别是沿线穿跨越、悬索、桁架等关键部位，应进行全面、细致的风险分析，制定专项应急处置方案，确保突发事件时的快速响应、准确处置[6]。

3 运行及人员管理

在天然气长输管道投产后，对其的生产运行管理以及操作人员管理将成为影响管道安全、平稳运行的重要因素之一：

针对运行管理及人员管理中的风险，相应的防范措施及建议：

1）建立天然气长输管道的多气源供气格局，为提高天然气长输管道应对突发情况的能力，保障管道的平稳运行，应立天然气长输管道的互联互通，同时应建立天然气储气库系统，从而提高管道供气能力。

2）建立完善的应急管理体系。组织对管道沿线风险进行分析，制定针对性、可操作性的应急处置方案，做好沿线维抢修、消防、医疗等依托力量的调研及联络，综合考虑各用户的运营特点、供气来源、影响范围等特点，制定特殊情况下的供气关停压减方案，定期开展专项应急演练，确保突发情况的正确应对、有效处置[7]。

3）加强员工的操作技能培训。做到定期培训、严格考核，以达到规范操作、统一标准的目的，同时培训内容除日常操作外还应重点开展突发情况下的紧急操作培训，防止紧急情况下的误操作出现。

图3 天然气长输管道第三方破坏故障树

图4 天然气长输管道自然灾害破坏故障树

4 结论

在管道运行初期、中期及老化期3个阶段中，各种风险出现的概率是不一样的，如在管道运行初期（可认为是管道投产后的3～5年），设计、施工及管材本身缺陷导致管道出现泄漏等失效事故的概率较大；在管道运行中期，影响管道安全运营的最大风险则可能是第三方破坏及自然灾害；在老化期，则应加强对管道施工过程腐蚀情况的监控，防止因腐蚀导致管道出现穿孔、破裂等事故。

[1]YoungDo Jo，Daniel A.Crowl.Individual risk analysis of highpressure natural gas pipelines[J].Journal of Loss Prevention in the Process Industries，2008，21（6）：589-595.

[2]古建飞，田建军，郑斌，等.基于事故树分析的长输油气管道腐蚀失效原因[J].安全，2014，35（11）：19-21.

[3]A.J.Brito，A.T.de Almeida.Multi-attribute risk assessment for risk ranking of natural gas pipelines[J].Reliability Engineering and System Safety，2009，94（2）：187-198.

[4]张镇，李著信，石进.长输油气管道第三方破坏故障树分析[J].油气储运，2008，27（6）：37-40.

10.3969/j.issn.2095-1493.2017.05.017

2016-11-31

（编辑 杜丽华）

林媛媛，工程师，2008年7月毕业于中国石油大学（华东）（油气储运专业），从事天然气长输管道运营管理工作，E-mail：jhlyy_trq@126.com，地址：北京市朝阳区惠新东街甲6号，100011。