吴海春 谢俊 田春晓 陈超 陶桂凤 张红

1中国石油冀东油田公司陆上油田作业区

2河北华北石油工程建设有限公司

3中国石油华北油田公司第三采油厂

4中国石油渤海钻探工程有限公司管具技术服务分公司

近年来，天然气在化石能源中的消费比例不断上升，输气管道的建设也进入了快速增长期，截至2018 年底，我国输气管道总里程为10.4×104km[1]。随着经济的快速发展，越来越多的输气管道沿线区域条件已和设计投产初期不一致，原本人口稀少甚至荒无人烟的区域变为人口稠密、商业活动频繁的中心地带，设计初期的一级、二级地区升级为三级、四级地区，地区升级后强度设计系数、最小覆土厚度、试压标准、防火间距、阀室间距等均会发生相应改变，且升级后的地区往往为高后果区，一旦发生管道泄漏穿孔，将对周围环境造成巨大影响[2]。

GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》对地区等级进行了划分，指出当地区的发展规划与设计初期的地区等级不符时，应对地区等级进行升级；董绍华等[3]对管道升级后与公共安全之间的关系进行了分析，制定了换管或降压运行的原则，并提出了地区升级后的完整性管理措施；单克等[4]建立了地区升级管道3 级评价方法，从设计、制造、环境、运行等因素进行综合性评估，并根据评估结果决定是否采取换管、改线或降压等措施。以上规范或研究，均为定性或半定量分析，虽然简便易行，但人为因素影响较大，不能定量计算输气管道的失效概率、失效后果及风险值，难以评判升级后管道风险是否符合国家及相关行业的标准，是否达到风险可接受水平，也无法通过定量计算确定风险管控的手段。因此，根据升级后输气管道普遍存在数据缺失的问题，采用模糊语言对美国管道及危险物品安全管理局（PHMSA）的失效数据进行量化修正，采用完全破裂危害区域模型计算管道失效后热辐射造成的人员伤亡，并根据ALARP 确定个人及社会风险的可接受准则，针对实例制定相应的风险管控和减缓措施，为管道完整性及公共安全管理提供理论依据和实际参考[5]。

1 地区等级升级后定量风险评价

地区的分级管理是进行高后果区评价的重要依据，不同地区等级的强度系数、壁厚计算、最大允许运行压力等均有不同的取值。对比GB 50251—2015、ASME B31.8、CSA Z662、ISO 13623、PD 8010-1 等标准，其中ISO 13623、PD 8010-1 地区等级是按照人口密度进行划分，其余三个标准按照建筑物密度进行划分。与国际标准相比，GB 50251—2015 将一级一类地区的设计系数定为0.8，在管段划分上国际标准长度为1.5～1.6 km，我国为2 km；在对应的建筑物密度上，我国较国际标准的取值大。综上所述，我国标准在地区等级划分上更为严格。

对管道进行风险评价的流程主要包括基础数据收集、管段划分、失效概率计算、失效后果计算、风险评价、风险减缓等步骤，如图1 所示。

1.1 失效概率计算

目前，对失效概率的计算主要有基于失效数据和基于可靠性两种计算方法，其中基于可靠性的方法是通过收集已建成投产管道的相关数据[6]，包括设计、施工、投产、运行、维抢修等阶段的数据库，采用蒙特卡洛、贝叶斯、集对分析、结构方程等方法，对管道的极限状态（根据API581 一般为大孔或完全破裂）进行模拟，计算干涉区内强度大于应力分布的概率，得到管道的失效概率。但该方法需要大量的基础数据作为引导，而现实工况中升级后的管道大部分为服役时间较长的老旧管道，存在不同程度的基础数据缺失，基于可靠性的计算结果容易出现定量过度的现象。在此，结合美国PHMSA 的事故数据库，引入模糊评价的方法对失效概率进行修正计算。

图1 地区等级升级风险评价流程Fig.1 Risk assessment process of regional level upgrade

在失效原因方面，PHMSA 将其划分为第三方破坏、腐蚀、材料或焊缝失效、误操作、自然力破坏等5 种（表1）。重大事故发生后虽然造成的经济损失和人员伤亡最为严重，但发生概率较低，因此选择一般事故计算基本失效概率。考虑到基本失效概率只能反映不同失效原因的均衡状态，具体到我国不同地区等级的管段评价还需借助模糊语言进行量化。选取油气储运专家和现场工作10 年以上的技术人员对失效可能性进行模糊评价，评价集从不失效到完全失效V={不失效、可能性极低、很低、低、较低、中、较高、高、很高、极高、失效}，对应失效可能性的分值为0～1，步长为0.1。将失效可能性xi转化为修正后的失效概率Fi。

式中：qi为基本失效概率（表1），i=（1，2，3，4，5）对应失效原因；Ki为修正因子。

表1 2002—2016 年输气管道基本失效概率（PHMSA）Tab.1 Basic failure probability of gas pipeline（PHMSA）from 2002 to 2016

将公式（1）进行变换，得

由于模糊评价中考虑了各失效原因所占的权重，故总失效概率F计算为

1.2 失效后果计算

对于输气管道，管道风险来源于泄漏的介质是否被点燃，以及是立即点燃还是延迟点燃，但无论发生哪种形式（蒸气云爆炸、闪火、喷射火、油池火等）的火灾后果，在明火范围之外的伤害主要来自于热辐射。管道地区升级后，人口密度和建筑物密度均增大，受到第三方破坏的可能性也大幅上升，据统计数据表明，管道发生完全破裂的失效后果远大于其他孔径泄漏的失效后果。因此，将完全破裂作为失效后果的主控因素，采用STEPHENS等[7]提出的输气管道完全破裂危害区域模型，将危害区域设定为两个圆环，其中内圆以内的范围致死率为100%，外圆以外的范围致死率为0，中间区域部分室外致死率50%，室内致死率25%，如图2所示。

图2 输气管道完全破裂危害区域模型Fig.2 Hazard zone model for complete rupture of gas pipeline

死亡人数N的计算式为

式中：γ为点火概率；ρ为人口密度，人/km2，目前，地区升级后输气管道周围的人员主要有管道工作人员和周围居民两部分组成，由于国内大部分输气管道均实现SCADA 自动控制，只有检修和应急操作时工作人员才暴露在危险环境，因此沿线的人口密度主要考虑周围居民部分；τ为事故发生后，人员暴露在危险环境下的概率，取0.4；Pin、Pout分别为沿线人口在室内或室外活动的时间比例，沿线的建筑物多为居民区、安置房、学校等场所，室内、室外时间占比取0.8 和0.2；rin0、rin100、rout0、rout100分别为室内和室外热辐射强度的危害半径的上限和下限，m，以点源模型计算；I为热辐射强度的阈值，室外为12.6～31.6 kW/m2，室内为15.8～31.6 kW/m2；p为管道设计压力，MPa；D为管道外径，mm。

将固定取值代入公式（6）中，可得

1.3 风险可接受准则

采用国际上通用的最低合理性原则（ALARP）作为风险可接受准则[8-9]，当风险评价的结果大于风险可接受准则时，表示当前风险不可接受，需要根据管道完整性计划采取定期维护维修措施，且需要考虑进行风险减缓所发生的费用和风险水平之间的平衡。

个体风险是指长期生活、工作在评价区域范围内，且未采取任何防护措施从而发生死亡的概率。对于输气管道，个体风险与管径、设计压力、点火概率、潜在影响半径等均有关[10]，对相互作用长度l进行积分计算个体风险rid，公式为

式中：l为相互作用长度，即当管道发生事故时，对某观察点产生影响的管段长度，m。

参照SY/T 6859—2012《油气输送管道风险评价导则》的分类，将个体风险以10-4/a 和10-6/a 为界限分为不可接受区、可接受区和广泛接受区，当个体风险值落在可接受区时，需要考虑风险成本与经济之间的平衡，在投资控制的范围内，使风险尽可能降低。若采取措施后，风险无明显降低，则也认为该风险不可接受。

社会风险遵循F-N曲线，即每千米管道每年发生事故的概率F（总失效概率）与死亡人数N之间的关系。参照《危险化学品重大危险源监督管理规定》的分类，把社会风险同样分为不可接受区、可接受区和广泛接受区，评价方法与个人风险相同。

2 案例分析

某输气管道管径508 mm×9.5 mm，设计压力6.5 MPa，采用L360 直缝埋弧焊钢管，平均管顶埋深1.5 m，在初步设计及施工图设计阶段，所在地区等级为二级。随着经济的发展，管道中心线两侧范围内陆续建成了学校、安置房及食品厂、冷库、仓库等工业厂房，距离管道最近处为12 m，最远处68 m，虽然周边不存在大量四层及以上的建筑，但存在学校等人员密集场所，因此地区等级升级为三级。

2.1 风险评价

通过收集管道升级前后的现场数据，分析设计、施工、投产、运行等相关资料，该升级地区管道处于平原地带，周围打孔盗油、挖掘破坏和非法占压等第三方破坏较为严重，管道未设置内涂层，输送介质中含有少量H2S、CO2腐蚀性气体，但员工素质较高，已建立质量手册、程序文件和作业文件，误操作的可能性较低，管理水平较高。其中，升级管段长度400 m，潜在影响半径128 m（图3），影响区域为矩形，面积0.153 km2，根据潜在影响面积和区域内的统计人口，管道周围人口密度由89 人/km2升至1 670 人/km2。选取10 名油气集输方面的专家和现场技术人员对升级前后管段的失效可能性进行模糊评价，根据评价结果建立模糊评价矩阵，与评价集对应的分值相乘后得到失效可能性。由于地区升级后，主要失效原因来自于第三方破坏，因此只有第三方破坏的失效可能性有所改变，其余失效原因对应的失效可能性不变。根据公式（3）～（4）对失效概率进行修正，结果见表2。

图3 地区升级后管段潜在影响区域Fig.3 Potential affect area of pipe segment after regional upgrade

表2 地区等级升级前后的失效可能性与失效概率Tab.2 Failure possibility and failure probability before and after regional level upgrade

由表2 可知，升级前的总失效概率为5.95×10-4km-1·a-1，升级后的总失效概率为46.28×10-4km-1·a-1，失效概率大幅提高。由公式（10）计算不同管道距离的个人风险均在可接受区，如图4 所示。由公式（9）计算出升级后管段的死亡人数N为7 人，对照F-N曲线，取纵坐标46.28×10-4km-1·a-1、横坐标为7 的点，该点落在可接受区，如图5 所示（图中红色x为计算后的社会风险）。综合个人风险和社会风险，需要衡量成本与效益之间的平衡，采取风险减缓措施。

图4 升级后个人风险Fig.4 Personal risks after upgrade

图5 升级后社会风险Fig.5 Social risks after upgrade

2.2 风险减缓措施

常用的风险减缓措施有以下几点：①缩短内检测的时间间隔，并开展应力腐蚀开裂直接评价；②按照ASME B31.8—2014 要求，取0.667 倍的测试压力与0.6 倍的屈服强度两者最小值，确定升级后的管道最大允许运行压力；③根据升级后的设计系数，增加管道壁厚；④加大管道埋深；⑤进行盖板防护；⑥进行补强和防腐层修复[10-12]。

针对以上措施，进行了经济效益分析，结果表明，任何一种措施均可使风险减缓，个人和社会风险降低至广泛接受区。但考虑将内检测周期从8 年缩短至5 年，会大幅增加一次性投入；降低最大允许运行压力，将降低输气管道的管输量，影响上游气田的产能和下游用户的用气需求；增加壁厚、加大埋深均涉及换管、改线或重新开挖，升级区域人口密度较大，施工组织协调较为困难。因此，首先参照《中华人民共和国天然气管道保护法》，针对升级后的管段上方存在的违法、违章占压进行清理拆除；其次对壁厚等级不符合强度要求的管段上方加盖水泥盖板或盖板涵洞，其中水泥盖板直接放置在管道上方，用于管道上方无重载的情况，盖板涵洞架设在水泥基桩上方，用于管道上方有重载的情况，两种方式均可防止管道受力不均发生变形；通过DCVG、ACVG、CIPS 等技术，对管体及防腐层缺陷进行检测，并进行补强和修复（图6）。

图6 补板修复与套袖补强Fig.6 Patch repair and sleeve reinforcement

3 结束语

（1）针对输气管道地区升级后的风险特点，建立了一套完整的风险评价流程。

（2）结合PHMSA 的事故数据库，引入模糊评价的方法对失效概率进行修正，量化结果更符合当地输气管道实际工况。

（3）通过计算个人风险和社会风险，有针对性地采取风险减缓措施，针对实例可采取清除占压、盖板防护和防腐层修复等措施。

（4）地区等级发生变化的根本原因是线路设计与市政规划、公共安全、公众保护等结合不紧密，今后应随时关注当地的发展规划，提前进行风险评价，采取相应的措施，由事后处理转为事前处理。