基于肯特的高原地区管道安全评价系统

庞 旭，朱 平，李 洋

（1. 云南省特种设备安全检测研究院，云南 昆明 650000；2. 昆明理工大学信息工程与自动化学院，云南 昆明 650500；3. 云南省矿物管道输送工程技术研究中心，云南 昆明 650500）

0 引言

管道安全评价是指识别影响管道安全运行的危险因素，量化风险因素并估计管道事故发生的可能性大小，通过对风险大小进行计算评价管道安全程度并提出改进建议和维护措施。管道安全评价是管道公司对管道进行完整性管理的重要部分，是维护人员全面了解管道运行状况的重要手段[1]。对结果的量化程度不同，会得到不同的评价结果，管道安全评价方法通常可以分成三类：定性方法、半定量方法和定量方法[2-3]。美国在管道安全评价技术的应用与研究工作起步较早，从70年代开始就已经把安全评价技术应用在许多管线的安全管理工作上，用来评价管道的使用情况和指导维护管道，多年的实践表明，这项技术能有效监控管道运行安全运行，通过监控所得数据及时对管道进行维护，可以有效减少管道事故的发生[4]。2015年中国油气管道长度达 10.87万公里，但其中大多数自动化水平较低，缺少有效的监管和维护，安全事故隐患较大[5]，为了避免安全事故的发生，必须积极对管道进行科学的监管措施，开展管道的安全评价工作[6]。

我国管道安全评价技术较晚，1995年我国引入管道安全评价技术，经过长时间的发展研究，形成了一套适合我国地情地貌的安全评价方法[7]。但我国幅员辽阔，由于地形、土地酸碱性、海拔、冻土等因素，安全评价模型不能完全满足各地的需要，需根据实际情况调整参数，以适应各地不同的环境条件。本文针对我多高原地区进行了环境调查，结合肯特评分法，对云南某管线进行了安全性评价并给出了维护意见。

1 肯特法评价模型

1.1 肯特法基本原理

肯特法经过了长时间的实践验证，是一项成熟的管道安全管理方法。肯特法将管道按照管线情况对管道进行分段，按照评分项逐项对管道进行评价打分，各项的得分总和除以泄露影响系数，求得相对风险的评估值。肯特发的基本评价指标包括：第三方损害、腐蚀指数、设计指数、误操作，各因素下还包括细化子因素，对各因素逐项评分，累加得到管道风险因素的指数和，再将指数和除以待评估管道的泄漏影响系数，得数即是该管道的相对风险评估值，相对风险评估值反映的是该管道出现故障的风险程度，相对风险评估值越大，则管道出现故障的风险程度越低，反之，风险程度越高[5]。其安全评价框图见图1。

图1 肯特管道风险评价流程Fig.1 Kent method risk assessment basic model

1.2 肯特法的基本原则

（1）由于实际应用中各种因素之间不是互相独立的，而是相互影响，最终形成了运行管道所在的环境，这种各因素之间互相影响的结果是不利于进行管道评价、打分的，所以肯特法对各因素相关性进行独立性假设，假设各种风险因素是不相关的，即每个因素独立地对管道风险产生影响，集合各种因素的风险评估值即可得到总风险。

（2）为了尽早预知管道故障，对管道进行风险评价时，要考虑风险因素导致的最坏状况。所以，肯特法进行最坏状况假设，例如对一条管道进行评价时, 该条管道的总长为100 km，其中有90 km埋深为1.2 m，另10 km埋深为0.8 m，则埋深应按0.8 m考虑。

（3）绝对风险数是无法计算的，所以肯特法引入了相对性假设，相对性假设是一个相对的概念，例如，同时评价多条管道时，其中一条管道比其余几条管道的评估风险数高，这表明其安全性高于其他几条管道。

（4）结合专家意见及现场数据采集进行主观性假设，主观性假设评分的方法及分数的界定虽然有一定的科学依据，但最终还是人为确定的，主观性不可避免[8-9]。

2 风险评价指标

2.1 第三方破坏指标

第三方破坏指标在管道的安全评估中占有重要比重，据资料统计，约 20%～40%的管道失效时间是由于第三方破坏。第三方破坏包括：早期的刮擦事件对防腐层造成损坏，导致管道外腐蚀，经过长时间的腐蚀，外壁厚度不断被削减，最终造成管道的穿孔破坏，给管道未来的运行安全带来隐患；若刮擦事件较为严重，损伤了管体金属，会导致管体应力集中在局部管壁，最终造成管道疲劳失效；如果上述管道疲劳与管道腐蚀两者一起发生在管线上，则会增加管道的失效可能性。第三方破坏指数的子因素主要包括：管道的最小埋深指数 TI1；居民活动水平指数 TI2；地上管道保护设施状况指数TI3；公众教育状况指数TI4；管线标志状况指数TI5；巡线频率指数TI6；即：

TI = TI1+TI2+TI3+TI4+TI5+TI6

2.2 腐蚀指标

腐蚀导致的管道失效事件与内部输送介质的腐蚀性、防腐层的类型、施工质量、投产时间、阴保状况及管线周围是否存在杂散电流影响等因素有关。为了确定哪种因素造成了管道腐蚀和不同因素对腐蚀影响程度，应全面考虑建造管道的材料和管线周边环境因素。环境因素包括与管壁接触的内、外部环境，需根据腐蚀因素和腐蚀程度针对性地采取管道防腐措施。对于埋地管道，腐蚀主要来自两个方面，即内腐蚀 CI1和外腐蚀 CI2，外腐蚀包括大气腐蚀、埋地金属腐蚀，即：

CI = CI1+CI2

2.3 设计指标

在管网设计过程中，资料不全、经验不足、方案失误、监督缺失等因素都可能影响管道的运行安全问题。土体移动也是导致管道失效的重要因素，地层移动或者各种岩土移动事件必然会对埋地管道产生影响，土体移动指标主要包括：潜在滑坡、沉陷、冲蚀、地层移动、土壤侵蚀及其它自然灾害。管道设计指数DI包括：管道钢管安全指数DI1；系统安全指数DI2；管道疲劳指数DI3；水击指数DI4；水压试验指数DI5；土壤移动指数DI6等，即：

DI = DI1+DI2+DI3+DI4+DI5+DI6

2.4 误操作指标

误操作指标指的是相关人员错误操作导致管道失效的可能性。基于最坏情况假设，误操作指标的一个重要假设是：在管道设计、施工、运行及维护过程中，任何一个小的操作失误都会给管网系统留下隐患。基于以上假设，需在管道设计、施工、运行和维护中的每个流程中进行排查，查找其中人为操作过程中可能出现的操作失误。在管道整个生命周期中，一个小的差错可能在数年内都不会表现出明显的故障迹象，但量变引起质变，最终管道突然失效，导致事故发生。所以，要管道的设计、施工、运行和维护不是彼此独立的，而是相互关联的，识别出其中可能的干预点，并对管道进行针对性的巡查和检测。

2.5 管道泄漏影响指标

管道泄漏影响指标预测了管道失效后产生的后果，如爆炸、火灾、毒物泄漏等，即管道出现以上状况时可能引起的人员伤亡、财产损失、环境污染及企业信誉损失等后果的严重程度。

3 实例分析

3.1 管线概况

云南省某管线于2010年12月建成，设计里程1720 m，设计压力4.0 MPa，管径559 mm，材质为L360无缝钢管，采用石油沥青防腐层，管壁厚度为6.3 mm。管线所在地区为低山区地貌，气候属于夏季不热，雨量多，低温危害严重。存在260 m高后果区。

3.2 管段划分

管段地貌可分为山坡、旱地、河滩、穿越、水田，其中山坡一段，里程 500 m，两段旱地，里程1220 m，按照GB50251-2015《输气管道工程设计规范》地区等级划分原则，结合现场勘查，划分地区等级，其中2类地区两段，里程1500 m，3类地区1段，里程220 m。按照人口密度、土壤腐蚀变化、覆盖层状况、发生换管的新管段、介质明显变化、外腐蚀严重管段、地面装置如阀室、战场等、进分气点等因素划分管段[11]。共分为3段，分别为管段1、管段2、管段3。

3.3 评价结果及维护建议

（1）沿线调查的第三方破坏源有：违章建筑等，管道按50 m左右一个进行埋深测试，管线全线埋深0.75 m至2.88 m，其中埋深小于0.8 m的管道均位于老桥上管段，采取人工修砌管路的方式敷设管道；管线共有里程桩、警示牌等管道标识27处，均完好且埋设准确，能够清晰反映管线位置及走向；管线中心线两侧各5 m范围内建（构）筑物2处；管道有6处穿（跨）越公路、铁路，地面活动较多。

（2）腐蚀因素考虑大气腐蚀、内腐蚀、埋地腐蚀，管道输送介质为天然气，其中含硫化氢、二氧化碳和游离水，对管道有弱腐蚀性，通过管道壁厚检测，未发现管道明显减薄迹象，管道内腐蚀并不严重。埋地腐蚀性检测包括土壤腐蚀性检测及杂散电流测试[12]。其中土壤腐蚀性检测通过土壤现场采集，实验室分析来测定，杂散电通过智能记录仪连续测试并记录管道电位。结果显示管道外部土壤质地为沙土，土壤腐蚀性为中、较弱两种性质；土壤电阻率均小于 50Ω·m，管道自然腐蚀电位均大于550（-mV）。另外，管线采用外加电流强制阴极保护措施，沿线设有阴极保护测试桩3个，恒电位仪设置保护电位：-1200 mV。由于受到杂散电流的干扰，其输出电压和输出电流存在波动，未能验证阴极保护的有效性。所以土壤腐蚀性较弱，但杂散电流影响较强。管道全线采用3PE防腐和强制电流阴极保护，管道外防腐层完好，但由于该管线受杂散电流干扰，未能验证其阴极保护的有效性，管段2、管段3的腐蚀失效可能性较高。

（3）本次评价收集管线的设计、施工、监理、竣工等资料，对设计中管道的参数和规范性进行了评分，对施工环节的焊口检测、连接质量、补口和回填质量等因素进行了评分。

（4）管道的日常维护是其安全运行的前提条件，业主单位制定了各项管道操作、保养、管理规程，保障日常的维护和保养工作。其次制定了管道的年度检验计划，检测管道的内外腐蚀；安排职工培训管道相关业务技能，避免误操作。管线监控阀室的超压保护装置由计算机控制，管理方面，建立了违章建筑、高后果识别区、安全隐患整治台账，巡线频率为1次/周。

（5）管内输送介质危害性和扩散系数构成了泄漏影响系数，体现了管道事项后果指标，泄漏影响系数通过考察管输介质的当时危害性、长期危害性、泄漏量、人口密度的情况来确定。结合实际情况，得到管道的泄漏影响指数。

表1 评价结果Tab.1 Evaluation results

由表1可知管段3存在较高风险管段1、管段2为中等风险，建议防止第三方破坏，如加强日常管道巡查和地面保护设施，采取杂散电流的排流及保护措施等。

4 结束语

本文为了解决高原地区安全评估问题，详细调查、分析了工程地区的地理环境，采取检测工具对管线进行检测，得到管线评估参数，结合肯特方法，进行了实例分析，并得到评估结果。评价结果显示管段3风险较高，管线的风险主导因素为腐蚀。其中，第三方破坏主要来源于违章建筑；外防腐层完好，由于阴极保护装置受杂散电流干扰波动较大，不能有效判断阴极保护有效性；全线设计均是按标准设计，施工均进行了监督验收；输气管理处制定了各项管道操作、保养、管理规程。

[1] 李健, 陈世利, 黄新敬, 等. 长输油气管道泄漏监测与准实时检测技术综述[J]. 仪器仪表学报, 2016, 37(8): 1747-1760.

[2] 王艳平, 曹树刚, 刘洪, 等. 油气长输管道综合评价模型设计与实现[J]. 重庆大学学报:自然科学版, 2013, 36(11):121-126.

[3] 冯斌, 李大全, 廖国威. 改进的油气管道风险专家评分方法[J]. 油气储运, 2008, 27(11): 4-8.

[4] 王迎刚. 吴起—延炼输油管道安全风险评价技术研究[D].西安：西安石油大学, 2015.

[5] 魏小磊, 刘成国, 胡又平. 管输油品电荷浓度探测电极研究[J]. 软件, 2012, 33(8): 93-95.

[6] 张蕾, 李海胜. 基于流向的爆管分析方法研究与实现[J].软件, 2012, 33(6): 89-91.

[7] 魏立新, 韩丽艳, 董航, 等. 庆哈输油管道风险评价实践[J]. 石油工程建设, 2014, 40(1): 72-75.

[8] 马俊章, 杨云博, 宋涛. 肯特打分风险评价方法研究[J].内蒙古石油化工, 2014(21): 10-12.

[9] 于倩秀, 郑云萍, 陈雪锋. 肯特危险指数分析法在油气长输管道安全评价中的应用[J]. 石油库与加油站, 2005(5):27-30.

[10] 陈举锋, 于倩秀. 油气长输管道安全评价方法——肯特法简介[J]. 安全、健康和环境, 2006, 6(3): 27-29.

[11] 邵玲, 才伟, 杨颖, 等. 风险评价中管道区段划分的几点改进建议[J]. 当代化工, 2014(12): 2682-2684.

[12] 张燃, 罗文华, 王毅辉, 等. DCVG+CIPS外检测技术在两佛线的应用[J]. 天然气工业, 2008, 28(9): 105-107.