海底管道路由风险定量评估方法研究及软件开发

针对海底管道路由潜在风险的特点,提出了一种层次分析与灰色模式识别理论相结合的海底管道路由风险定量评估方法。分析研究了海底管道路由风险评估指标体系的组成及分级标准,建立了基于专家模糊评价的海底管道路由风险定量评估模型,并开发出计算机辅助海底管道路由风险定量评估系统软件及相应的数据库。应用该系统软件对渤海某海底管道路由风险进行了分项及综合定量评估,其评估结果与实际情况相符。     

地区等级升级后的天然气管道定量风险评价技术

随着我国经济社会建设的快速发展,部分在役天然气管道所通过的地区逐渐由过去人口稀少的一级、二级地区升级为人口密集的三级、四级地区,管道失效的风险大幅度增加,急需建立相应的定量风险评价技术以确定管道的实际风险水平。为此,提出了基于可靠性的天然气管道定量风险评价流程:首先采用基于可靠性的极限状态方法计算评价管段的失效概率、采用管道失效后果模型计算管道的失效风险,并依据计算结果对地区等级升级后的天然气管道进行定量风险评价;然后引入风险可接受准则,判定地区等级升级后天然气管道的个体风险水平和社会风险水平;进而有针对性地制订风险消减、防护措施。实际应用结果表明:该技术不仅可以实现天然气管道失效风险的定量计算和评价,而且还能够对不同风险消减、防护措施进行效果检查及对比,在保障天然气管道风险可接受的前提下,实现天然气管道风险控制管理技术性和经济性的最优化。     

长距离海底管道干燥惰化新技术应用风险评估及项目管理模型

通过东方13-2气田开发项目海底管道干燥惰化新技术成功应用的案例,采用风险评价指数(RAC)法对海底管道干燥惰化过程进行风险识别及评价,并针对风险评价结果,从施工工艺设计、人员、设备及材料管理方面制订了风险管控措施,保障作业安全。同时,采用赢得值(EVM)法对项目运行中成本及进度进行分析,制订纠偏措施和跟踪检查,实现了成本及进度管控。研究结果对海洋工程领域类似的工程项目新技术的论证、管理及实施具有一定的参考价值。     

探析天然气长输管道安全风险分级管控

为了保障天然气长输管道的运行安全,本次研究首先对天然气长输管道安全风险评估技术进行介绍,对天然气长输管道的安全风险因素识别问题进行深入分析,最后提出天然气长输管道安全风险分级管控的有效方法,为保障天然气长输管道的运行安全奠定基础。研究表明:目前常见的天然气长输管道安全风险评估技术相对较多,每种技术都有自身的缺点和优点,在对安全风险问题进行分级管控的过程中,工作人员首先需要对安全风险因素进行识别,对每种风险问题进行评价,根据每种风险问题出现的可能性以及危害性进行分级管控。     

长输天然气与城市燃气管道风险评价指标体系比较分析

在我国输气管道系统中天然气管道和城市燃气管道是重要的组成部分,但是天然气管道和城市燃气管道的工作环境以及所在区域会存在明显的差别,因此两者的运行风险也有很大的不同,结合定量风险评估方法对比天然气管道和城市燃气管道风险评价指标,了解两者在运行过程中所出现的风险评价,对城市燃气管道的安全运行具有非常重要的作用,为城市燃气管道的风险评价奠定基础,为确保我国长输天然气与城市燃气管道的安全运行奠定基础。     

浙江省天然气长输管道智能风险评价

油气长输管道具有距离长、压力高、口径大、易燃易爆等特点,且管道周边环境复杂,开展油气长输管道风险评价的难度较高,需要耗费大量的时间、人力和物力。为提高管道风险评价的科学性和准确性,提高工作效率,减少主观因素对油气管道风险评价的影响,以浙江省级天然气管道为例,将危害管道安全运行的因素主要分成腐蚀、制造与施工缺陷、第三方损坏和地质灾害四大类,共计59种属性数据。通过对肯特法进行优化和改进,建立基于59种管道失效数据和10种后果数据的半定量风险评价模型。利用自主开发的管道智能风险评价系统对浙江省天然气管道进行智能风险评价和系统分析,计算出各段管道的失效可能性和失效后果,其中第三方损坏和制造与施工缺陷是管道失效的主要因素。该研究对于油气长输管道的安全运行和风险管理具有借鉴意义。     

天然气长输管道地区等级升级管理与风险评价

为了有效管理和控制地区等级升级后所引起的输气管道风险变化,有必要依据管道完整性管理的基本原则,结合输气管道地区等级变化条件,制订相应的管理流程,建立风险评价模型,并提出风险管控原则。为此,首先结合地区等级划分标准识别高后果区,分类管理地区等级升级后的管段。然后,评价地区等级升级后管段的风险水平:①引入模糊语言与其量化值修正EGIG统计的失效概率,得到适用于特定管段的总失效概率;②按最严重事故后果选取蒸气云爆炸模型进行计算,依据泄漏50%致死率估算出死亡人数作为后果等级评价标准;③依据失效概率与失效后果,利用风险矩阵评定风险等级。最后引入风险可接受准则,分析管道泄漏的个人风险与社会风险,判定管道地区等级升级后的风险可接受性。案例分析结果表明:①地区等级升级后天然气长输管道风险也随之增大;②对于升级后风险增大的管段,需根据风险管控原则决定是否采取安全措施。     

基于失效数据的油气管道定量风险评价方法

油气管道风险评价作为当前的热点问题,逐渐由定性评价向定量评价过渡。为了减少油气管道定量风险评价过程中主观因素的影响,建立了基于管道失效历史数据的油气管道定量风险评价模型,通过分析美国管道与危险品安全管理局(PHMSA)等数据库的管道分类失效数据,确定了油气管道的基本失效概率与修正因子的指标体系,再根据各个指标量化的难易程度将修正因子分为定量、半定量及定性3种类型,其中前两类指标可以量化或量化分级,仅后一类指标依赖于专家的经验判断,大大降低了风险评价的主观依赖性。进一步构建了油气管道风险评价矩阵,用失效概率量化失效可能性,用后果评分量化失效后果的严重程度。最后,将该油气管道定量风险评价方法应用于某输气管线,并绘制"红橙黄蓝"4色管线风险分布图,识别出该管线的高风险管段。结论认为:(1)基于管道失效历史数据的风险评价方法能够客观地量化管道的失效概率,准确进行风险分级,有利于实施风险分级管控策略;(2)建议建立全行业或全国范围的管道失效数据库,以期为基于历史数据的定量风险评价乃至制订风险管控措施提供依据。     

海底管道失效概率评定综述

海底管道的失效概率分析是海管风险评价的重要内容,按照量化程度不同,分别对定性分析和定量计算两类评定方法进行了综述。给出了海管受腐蚀、悬跨、第三方破坏的失效概率定性评定方法和相应的等级划分标准;对数据库分析、事故树分析、修正因子法、结构可靠性理论四种常用的定量分析方法进行了总结和比较,阐述了各方法的理论原理、应用范围及思路。指出我国海底管道失效数据库的建立和完善是推行海管完整性管理的重要工作。     

天然气管道缺陷模型的建立及有限元分析

定量风险评价是天然气管道安全管理的有效方法。为此,采用ABAQUS有限元软件建立了无损天然气管道的数值模型,通过对比现场工况给定最大安全运行压力,验证了该数值模型的准确性。随后建立了含凹坑和机械划伤等缺陷的天然气管道模型,通过仿真模拟进行了定量研究,确定了各种缺陷下管道的极限承压能力。针对机械划伤缺陷的管道建立了B型套筒的仿真修复模型,修复后的管道满足2 MPa的工作内压需求。研究结果可以对含缺陷管道形成有效的评价机制,为天然气管道定量风险评价方法的建立打下基础。     

川气东送管道典型站场风险量化评价

川气东送管道是我国东西部地区的天然气管道大动脉,如何针对不同的管线、设备失效规律和特点开展风险量化评价是实施站场完整性管理的基础和关键。针对川气东送管道典型输气站场特点,制定了由风险预评估和检测、RBI、SIL与RCM分析组成的风险量化评价流程。根据站场管道流场模拟结果确定了站场重点检测对象和位置,结合川气东送管道站场的HSE管理目标提出了合理的可接受风险准则。利用建立的风险量化评价流程和方法,对普光首站的278个设备/管道项进行了风险量化评价,合理制定的风险控制与检验计划可有效防止失效事故的发生,从而有效提高川气东送管道站场的安全运行能力和完整性管理水平。     

城市天然气高压输配管网风险评价

城市天然气管网由城市边缘超高压、高压天然气主干管线与市内次高压、中压天然气管网构成。由于天然气主干管和市内天然气输配管网的风险影响因素不完全相同，而且城市高压天然气管线的设计、新建成、运行阶段的风险特征也有所不同。因此，有必要建立基于不同阶段的风险评价体系。为此， 通过风险因素分析，分别建立了3个阶段的风险评价模型，运用指数评分法进行风险分析，并基于风险评价体系进行风险等级划分。针对风险等级较高的评价对象，根据实际情况和专家咨询意见，对各影响因素给出相应的风险缓解措施。风险评价结果有助于城市天然气高压管网的设计、新建成、运行阶段的修正、维护及管理。     

灰色关联分析法在油气管道半定量风险评价中的应用

肯特(W．kent Muhlbauer)管道风险评价法是一种半定量风险评价法,但是该方法在我国还处在起步阶段,其理论基础和应用技术都很不完善。为了有效处理评分中存在的主观性和不确定性因素,已经把模糊综合评判法引入到管道风险评价中。但是,传统的相对风险值计算还不够准确,为此介绍了灰色关联分析在油气管道半定量风险评价中的应用。通过对影响管道风险的评价指标(因素)体系的综合分析,确定了灰色综合评价的层次结构模型。构建了由第三方破坏指数、腐蚀指数、设计指数、错误指数、介质危险指数5大指标体系构成的管道系统风险综合评价指标体系,并采用层次分析与专家打分相结合的方法计算权重。在油气管道半定量风险评价中应用灰色关联分析法,可以使评价结果更准确。     

天然气长输管道的定量风险评价方法

定量风险评价是天然气管道安全管理的有效方法,通过风险评价,可以将管道事故可能造成的灾害风险降低到可接受标准以下。在对天然气长输管线风险分析的基础上,指出造成事故灾害性后果的主要方式是热辐射和冲击波。对天然气管道事故率、事故后果进行了分析,得出了热辐射引起的人员死亡概率的计算方法。天然气管道的风险可以用个人风险和社会风险进行定量评价,介绍了定量计算个人风险和社会风险的方法,并结合实例进行了计算和分析。     

海底管道完整性管理技术

海底管道是海上油气田的生命线,其运行状况直接关系到海上油气输送的安全。论述了完整性管理技术与海底管道安全的逻辑关系;建立了海底管道完整性管理的体系框架;阐述了海底管道完整性管理的6个环节和5个层次内容;提出国内海底管道完整性管理的研究重点。明确了开展海底管道完整性管理工作的实施路径,为我国海底管道完整性管理提供参考。     

成立国家天然气管道公司的必要性及实施建议

目前,我国天然气产业加速发展仍受制于运输和销售捆绑、管道不能公平无歧视向第三方开放、管输价格水平普遍偏高等因素的影响,管网改革已迫在眉睫。为此,研究了我国和国外发达国家天然气管道发展现状、管理体制机制运行情况以及所存在的差异和问题,结论认为:成立国家天然气管道公司将有助于尽早实现天然气市场化定价、降低管道运输价格水平、促进天然气应用规模扩大、增强管网系统调峰和应急保供能力,是我国天然气管网独立改革的最优选项。结合我国国情,建议从以下9个方面着手改革:(1)分阶段完成国家天然气管道公司的建立;(2)尽早强制推行运销分离;(3)明确纳入国家管道公司的管道范围;(4)改革管道建设审批和管理机制;(5)严格国家天然气管道公司成本监审、严控收益水平;(6)相关部门给予政策支持;(7)加快储气调峰设施建设;(8)实施新气源项目配套管道代建回购机制;(9)加强国家管道公司安全高效运营机制研究。     

天然气输气管道环境风险评价

结合川、渝天然气输气管线情况,对输气管道环境风险评价方法进行了介绍和讨论.据资料调查分析,输气管道事故主要来自于腐蚀、管材及施工缺陷.统计结果表明,天然气输气管道事故发生概率约为3.21次/103千米*年.     

长输干燥天然气管道内腐蚀的直接评价技术

长输干气管道内腐蚀直接评价技术（Internal Corrosion Direct Assessment Methodolog for Dry Natural Gas,DG-ICDA）是在管道完整性管理基础上进行的输送干气管道的内腐蚀直接评价方法.其主要思路是通过DG-ICDA方法确定最易腐蚀的部位并对其进行直接检查,检测其腐蚀情况,用以推测其余管段的腐蚀情况.该方法具有成本低、无须大面积开挖等优点,广泛用于国外的长输干气管道的内腐蚀检测.本文对干气输送管道DG-ICDA的基本原理、评价过程等方面进行较为详实的说明.通过预评价、间接检测、直接检测、后评价四个步骤,对管道腐蚀情况进行综合分析,预测管道内易发生腐蚀的高风险区域,提高管道腐蚀评价的准确性.     

油气管道完整性评价与管理软件

作为保障油气管道安全运行的重大举措，管道的完整性管理已经受到了国内外油气管道业界的高度重视，并处在不断地推广应用之中。为方便管道完整性管理技术的实际应用，研制开发了适用于工程实用目的的油气管道完整性评价与管理软件(PIAMS)， 并包含了管道风险评价与剩余强度评价的功能模块。为此，介绍了该软件的结构、模块、特点、主要功能和用户界面；该软件由数据库、管道风险分析、腐蚀缺陷评价、用户管理4个模块组成；可以运用该软件管理油气管道的完整性数据信息，进行管道的风险计算、风险分析以及对含缺陷管道的剩余强度评价；此外，该软件还具有可扩展性强的特点。