腐蝕管道基于可靠性的風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估

黃賢濱 ，劉小輝

（1.中國(guó)石油化工股份有限公司 青島安全工程研究院，山東 青島266071；2.危險(xiǎn)化學(xué)品安全控制國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，山東 青島266071）

0 引 言

腐蝕是引起管道事故的主要原因之一，必須對(duì)已經(jīng)被腐蝕的管道進(jìn)行可靠性評(píng)估，才能作出正確的運(yùn)行維護(hù)決策。由于管道材料性能的離散性、管道承受載荷的不穩(wěn)定性以及缺陷檢出尺寸的隨機(jī)性等原因，采用標(biāo)準(zhǔn)ASME B31.G等確定性分析方法時(shí)不得不增大安全裕量，從而使得評(píng)估結(jié)果偏于保守，不確定性因素的分析應(yīng)采用不確定性的方法?？煽啃栽u(píng)估就是基于可靠性理論，考慮管道缺陷尺寸和管道承受的載荷、管道材料性能等變量的隨機(jī)特性，建立腐蝕管道的極限狀態(tài)模型，對(duì)管道可靠性進(jìn)行分析的一種方法。

1 腐蝕管道基于可靠性的風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估

1.1 腐蝕管道失效極限狀態(tài)方程

管道腐蝕后其狀態(tài)可定義為安全、小泄漏、大泄漏和破裂4種可能性之一的離散量。大泄漏和破裂失效條件可用管道承載能力與管道所承受的壓力之差來(lái)表示。

式中：u—管材拉伸強(qiáng)度，MPa；

s—管材屈服強(qiáng)度，MPa；

d—管道直徑，mm；

τ1—大泄露和破裂失效時(shí)間；

l—缺陷長(zhǎng)度，mm；

t—管道壁厚，mm；

have—腐蝕缺陷平均深度，mm；

p—管道內(nèi)壓，MPa；

c1，c2，c3，c4—ASME B31G 模型誤差系數(shù)；

m(τ1)— Folias系數(shù)。

管道破裂失效定義為缺陷在管道環(huán)向應(yīng)力作用下沿管道長(zhǎng)度方向發(fā)生的不穩(wěn)定擴(kuò)展，破裂極限狀態(tài)方程可分兩種情況表示。

式中：p—操作壓力，MPa。

小泄漏定義為缺陷以小孔形式泄漏、失效過(guò)程尚不足引起管道軸向撕裂的失效狀態(tài)，如深長(zhǎng)和深度較大的單個(gè)腐蝕坑，極限狀態(tài)方程表示為

式中：τ2—小泄漏的時(shí)間；

hmax—最大腐蝕深度，mm。

1.2 腐蝕管道失效可能性

管道總失效可能性表示為

式中：Pf—管道失效可能性，次/km-yr。

1.3 腐蝕管道可靠性表征

管道的可靠與失效是兩個(gè)互補(bǔ)事件，可將管道的可靠性表示為

1.4 可靠性目標(biāo)

標(biāo)準(zhǔn)CSA Z662中將可靠性目標(biāo)表示為管道直徑、操作壓力和人口密度的函數(shù)。ISO 16708中給出了基于歐洲和美國(guó)管道事故數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析的可靠性目標(biāo)。

2 工程應(yīng)用

某原油管道建成于1978年，最高工作壓力為4.2 MPa，最高輸油溫度為70℃，管材為16Mn螺旋焊縫鋼管，管道規(guī)格為φ720 mm×8 mm。2010年對(duì)該管道進(jìn)行了內(nèi)檢測(cè)，共檢測(cè)出183處腐蝕缺陷。2011年采用管道可靠性評(píng)估軟件PIRAMID，對(duì)該條管道進(jìn)行了基于可靠性的風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估。

2.1 風(fēng)險(xiǎn)分析

根據(jù)管道維修情況、檢測(cè)情況、管道安裝時(shí)間、管徑以及管道所處的地理位置等，將該段管線分為190段。根據(jù)管道的風(fēng)險(xiǎn)變化情況可以看出，管道風(fēng)險(xiǎn)隨著使用年限的增長(zhǎng)越來(lái)越大，主要表現(xiàn)為失效可能性越來(lái)越高。降低管道的操作壓力可以從整體上顯著降低管道的風(fēng)險(xiǎn)水平，而針對(duì)缺陷部位的局部維修只能降低維修部位的風(fēng)險(xiǎn)水平。

2.2 可靠性目標(biāo)

我國(guó)還沒(méi)有開(kāi)展長(zhǎng)輸管道基于可靠性的風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估，同時(shí)缺乏長(zhǎng)輸管道事故統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)庫(kù)。由于所評(píng)估管道處于經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)，人口密集，確定管道的可靠性目標(biāo)時(shí)應(yīng)當(dāng)綜合考慮管道的失效模式和所處的地區(qū)等級(jí)等因素。本研究綜合考慮標(biāo)準(zhǔn)CSA Z662和ISO 16708對(duì)于可靠性目標(biāo)的要求，給出了最大允許操作壓力為3.8 MPa和4.2 MPa時(shí)的可靠性目標(biāo)，具體內(nèi)容見(jiàn)表1～表2。

表1 最大允許操作壓力3.8 MPa時(shí)管道可靠性目標(biāo)

表2 最大允許操作壓力4.2 MPa時(shí)管道可靠性目標(biāo)

表3和表4給出了位于高密度居民區(qū)的管道主要腐蝕部位風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估結(jié)果。從評(píng)估結(jié)果可看出，該段管線發(fā)生破裂失效可能性要比小泄漏和大泄漏可能性高，破裂失效為主導(dǎo)失效模式，這與檢測(cè)發(fā)現(xiàn)的缺陷長(zhǎng)度較長(zhǎng)有關(guān)。例如，檢測(cè)后第一年，11號(hào)管段，包含10號(hào)（壁厚減薄18%，長(zhǎng)度70 mm）和11號(hào)（壁厚減薄19%，長(zhǎng)度520 mm）兩個(gè)腐蝕特征點(diǎn)，大泄漏失效可能性為1.8518E-4次/km-yr；47號(hào)管段，包含46號(hào)（壁厚減薄25%，長(zhǎng)度580 mm）腐蝕特征點(diǎn),小泄漏可能性為2.9988E-42次/km-yr，破裂失效可能性為1.1823E-4次/km-yr。

2.3 運(yùn)行維護(hù)策略

維持現(xiàn)有最大允許工作壓力4.2 MPa條件下，今后6年需要立即維修的部位有54處；降低操作壓力至3.8 MPa時(shí)，需要維修的部位有32處，減少維修工作量約40%，管道維修成本顯著降低。因此，在滿(mǎn)足可靠性目標(biāo)要求的條件下，建議優(yōu)先采用降壓輸送和局部維修的運(yùn)行維護(hù)策略。

表3 最大允許操作壓力4.2 MPa時(shí)管道維修計(jì)劃

表4 最大允許操作壓力3.8 MPa時(shí)管道維修計(jì)劃

續(xù)表

3 結(jié) 論

隨著我國(guó)管道里程的不斷增加及管道使用年限的增長(zhǎng)，如何對(duì)管道安全狀況進(jìn)行量化評(píng)估成為擺在管道行業(yè)的難題。腐蝕管道基于可靠性的風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估是將可靠性工程、剩余強(qiáng)度評(píng)估、風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估技術(shù)相結(jié)合而發(fā)展起來(lái)的一種系統(tǒng)化的定量風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估方法，采用可靠性目標(biāo)為參量，實(shí)現(xiàn)了以量化指標(biāo)輔助制定管道運(yùn)行維護(hù)計(jì)劃，將管道運(yùn)行維護(hù)策略與管道風(fēng)險(xiǎn)水平直接關(guān)聯(lián)起來(lái)，直觀顯示所采取的運(yùn)行維護(hù)策略對(duì)降低管道風(fēng)險(xiǎn)的作用，使得管道的管理更加科學(xué)化，也有助于相關(guān)部門(mén)考核管道的安全管理狀況。

本研究借鑒ISO和加拿大的相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，建立了我國(guó)的可靠性目標(biāo)，其適用性還有待時(shí)間的檢驗(yàn)。適合我國(guó)管道的可靠性目標(biāo)應(yīng)當(dāng)基于管道事故數(shù)據(jù)以及管道安全管理和技術(shù)水平，這有待我國(guó)管道事故數(shù)據(jù)庫(kù)的建立與完善。

[1]施哲雄，王志文.基于模擬的腐蝕管道可靠性分析[J].中國(guó)安全科學(xué)學(xué)報(bào)，2003，13(07)：67-70.

[2]方華燦.油氣長(zhǎng)輸管線的安全可靠性分析[M].北京:石油工業(yè)出版社，2002.

[3]CSAZ662—2007，Oil and Gas Pipeline System[S].

[4]ISO16708—2006,Pipeline Transportation Systems Reliability Based Limit State Methods[S].

[5]REIN BOLT.Using or Creating Incident Data-bases for Natural Gas Transmission Pipelines[R].Amsterdam:23rd World Gas Conference，2006:1-56.

[6]API 1160—2001，Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines[S].

[7]ASMEB31G—2009，ManualforDeterminingtheRemaining Strengthof CorrodedPipelines[S].

[8]MUHLBAUER W K.管道風(fēng)險(xiǎn)管理手冊(cè)[M].楊嘉瑜，譯.第2版.北京：中國(guó)石化出版社，2005.

[9]張占奎.油氣管道腐蝕失效預(yù)測(cè)及安全可靠性評(píng)估研究[D].天津：天津大學(xué).

[10]鄭賢斌.油氣長(zhǎng)輸管道工程安全評(píng)價(jià)及其確定方法[J].石油礦場(chǎng)機(jī)械，2007(08)：9-14.