中国油气管道完整性管理20年回顾与发展建议

近年来,管道完整性管理逐渐成为全球管道行业预防事故发生、实现事前预控的重要手段。阐述了中国油气管道完整性管理20年发展历程,形成了"三个一"技术群,即一套技术体系、一套标准体系、一套系统支持平台,覆盖管道线路、管输场站、储气库及系统平台等多个领域:在管道线路完整性方面,形成本体安全保障、风险评估与控制、输送介质安全保障、抢维修及应急保障等技术群;在场站完整性管理方面,形成站场工艺设施检测与评估、压缩机组诊断评估、定量风险评估、安全等级评估、设施完整性评价等技术群;在储气库方面,形成地下储气库风险控制、储气库建库及运行安全技术群;在完整性系统平台方面,形成基于业务多源数据的管道应急决策GIS系统,智能管网已在中俄东线初步建成。由此分析了中国管道完整性管理当前存在的问题及未来的发展趋势,提出中国管道完整性管理的发展目标是基于全生命周期智慧管网的完整性风险管控,而中国管道完整性技术发展的新方向则涵盖智能化数据采集、风险精准识别、系统自适应反馈、高精度完整性检测评价等。(图1,参140)     

全球油气管道完整性技术与管理的最新进展——中国管道完整性管理的发展对策

油气管道的安全是我国石油质量、安全、健康、环境方针的重要内容，如何保证管道的安全，使新管道无事故运行、老管道在生命周期内继续安全运行，这是管道管理者面临的重要课题。概述了世界各国（欧洲、北美、东南亚、澳洲）管道完整性管理的进展以及国内外完整性技术发展的现状，重点介绍了管道完整性检测技术、评估技术、风险评价技术、修复技术、管道地理信息系统GIS和完整性管理标准体系的国内外进展。认为我国管道完整性管理引进和实施需要结合我国管道的国情，推荐对策是将管道的完整性管理实施划分为含缺陷（内部缺陷和外部缺陷）管道本体、管道地质灾害与周边环境、外防腐层及防腐有效性和站场及设施四个部分实施，建立和完善自身的完整性管理体系、完整性技术体系，以及建立管道数据管理平台。     

干气管道内腐蚀直接评价方法与应用

干气管道内腐蚀直接评价(DG-ICDA)是国外常用的一种长输天然气管道完整性评价方法,但在国内尚未应用于工程实际.介绍了该方法的应用范围和实施步骤,分析了应用NACE SP 0206内腐蚀直接评价方法存在的问题.通过实例分析,提出了内腐蚀直接评价方法在现场应用时的注意事项.指出内腐蚀直接评价应与管道风险评价相结合;计算管段临界倾角时尽量采用范德华方程,并根据管道每日工艺参数计算水汽积聚的每日临界倾角.建议加强对管道内腐蚀直接评价技术的研究与应用,以提高管道内腐蚀的预防性管理和维护水平.     

中俄东线天然气管道运行保障关键技术

在中俄东线天然气管道投产后的运行阶段,因其高钢级、大口径、高压力、大输量的特点,且沿线途经高寒冻土区,故管道运行的不确定性因素多、风险高、维护与安全保障难度大。系统分析了中俄东线天然气管道在运行工艺方面面临的管网优化运行、冬季调峰、冰堵防治及放空回收等问题;在完整性管理方面面临的大口径管道内检测、高钢级管道安全状态评估等问题;在线路风险防控方面面临的天然气管道泄漏与安全状态监测、腐蚀、冻涨融沉防治等问题;在维抢修方面面临的管径1 422 mm管道的切割、退磁、修复等系列技术难题。归纳总结了国内外相关技术现状,提出解决问题的技术思路,总结了中俄东线天然气管道工程目前已取得的部分技术成果,以期为未来油气管道的建设与运营提供参考。(参52)     

DCVG＋CIPS技术在净化油长输管道外检测中的应用

净化油长输管道不存在由输送介质引起的内腐蚀,其外防腐层及阴极保护状态是决定管道能否长期安全运行的关键。利用直流电位梯度法（DCVG）和密间距管地电位测试法（CIPS）对东营一黄岛输油管道外防腐完整性进行检测评价。结果表明：DCVG＋CIPS综合测量技术可用于确定管道外防腐层的破损位置、大小、严重程度及腐蚀活性,同时可消除土壤IR降的影响,能够较好地评价管道阴极保护的真实水平。提出了管道外防腐层修复与阴极保护调整方案,为管道的维护、维修与监控提供科学依据。     

埋地油气管道腐蚀失效研究进展及思考

随着油气管道服役时间的延长,管道面临的腐蚀失效问题愈加严峻。阐述了中国埋地油气管道腐蚀现状,总结了埋地管道常见的腐蚀失效类型,讨论了油气管道酸腐蚀、微生物腐蚀、应力腐蚀开裂（SCC）及氢损伤的作用机理,分析了温度、腐蚀性阴离子、阴极保护电位、磁场和交流电等环境因素对管道腐蚀的影响。针对当前埋地油气管道腐蚀失效研究尚不充分,机理、规律尚未完全明确的现状进行讨论,以期为未来油气管道腐蚀失效的研究方向选择提供参考：在点蚀穿孔方面,未来应结合多相流模型和弱酸腐蚀机理建立弱酸作用下的腐蚀预测模型,以准确评估油气管道腐蚀程度,采用扫描振动电极技术等手段深入开展微观层面的腐蚀机理研究;在SCC方面,未来可将模拟计算方法与更高分辨率的显微原位观测技术相结合来解析管道应力腐蚀本质。（图5,参87）     

长输管道远程监测与维护系统的设计与应用

随着SCADA系统在油气长输管道的应用和发展,智能设备得到广泛使用,油气长输管道远程监测与维护系统（RemoteMonitor＆MaintenanceSystem,RMMS）应运而生。RMMS技术的应用可以缩短维修时间,降低维护成本,提高SCADA系统的利用率,同时解决管道运行单位维护人员匮乏的问题。介绍了油气长输管道RMMS全分布式系统的总体结构及主要设备的功能,分析了RMMS在结构、功能、安全等方面的设计原则与要点,并给出了油气长输管道RMMS典型配置的主要参数。忠武管道的实际应用结果表明：管道场站RMMS的“状态检测、远程维护、安全保障”三位一体的系统建设构想和解决方案,有效保证了油气管道的安全运营。（表1,图5,参6）     

储罐与工艺管道的完整性管理

针对储罐和工艺管道开展以风险评价为核心的完整性管理,是提高油气站场安全管理水平的必然趋势。基于干线管道完整性管理方法,提出了储罐和工艺管道完整性管理的基本方法。以API Publ 353标准中的定量风险评价方法为基础,阐述了储罐和工艺管道的风险计算基本模型,包括储罐和工艺管道泄漏场景的确定,腐蚀速率、泄漏频率和后果的计算等。在完整性评估和风险减缓措施方面,总结了储罐和工艺管道的检测和评价方法,明确了风险评价与缺陷检测的先后次序与相互关系,提出了风险减缓措施的分类和影响因素,以期为我国开展储罐和工艺管道的完整性管理提供必要的参考。     

某储气库注采气管道内腐蚀直接评估方法

为研究某储气库注采气管道的内腐蚀情况,运用干气管道内腐蚀直接评估方法和湿气管道内腐蚀直接评估方法对该其进行评估,包括预评估、间接检测、详细检查及后评估4个步骤。在预评估阶段,结合该管道不定期双向流动的特点,从里程和时间两个角度划分内腐蚀直接评价分区;在间接检测阶段,运用湿气管道内腐蚀直接评估方法对采气过程进行评估,运用干气管道内腐蚀直接评估方法对注气过程进行评估,其中既考虑正常采气或注气阶段,又考虑较长的停输时期;在详细检查阶段,利用超声波测厚仪对管道进行壁厚测量,确定管道是否存在内腐蚀;在后评估阶段,主要评价管道的再评估周期。评估结果表明:该管道存在内腐蚀,但缺陷处的剩余强度未受到显著影响。     

西部成品油管道被评价管段内腐蚀直接评估

运用液体石油管道内腐蚀直接评估方法(LP-ICDA)对西部成品油管道被评价管段进行内腐蚀直接评估,包括预评估、间接检测、详细检查及后评估4个步骤。在预评估阶段,收集整理该管段内腐蚀直接评估的相关数据;在间接检测阶段,建立多相流模型,分别预测该管段正常输送期间与停输期间的内腐蚀风险分布,并且考虑运行前期水相状态的影响,综合分析该管段内腐蚀风险位置;通过详细开挖检查,对该管段是否存在内腐蚀进行确认;在后评估阶段,对该管段再评估时间间隔进行分析。评估结果表明:该管段存在内腐蚀,但管道强度未受到显著影响,仍可在允许的安全压力下运行。     

川渝环状天然气管网运行能效评价

运行能效评价对于天然气管道运营企业提高节能降耗水平具有重要意义.为了对川渝环状天然气管网进行运行能效评价,在分析管网特点、能耗结构及运行能效评价特殊性的基础上,应用AHP层次分析原理,构建了4层次10指标天然气管网运行能效评价体系,综合能效指数的引入实现了以一个整合各种能耗因素影响力的综合能效指标对整个管网能效的定量评价.应用该指标体系对2012年2月川渝管网主环网运行能效进行评价,结果表明：19#、1#、18#、2#、16#站场的能效指数低于平均值,说明应加强站场能耗管理;上游1#～8#管段、中游9#～20#管段、下游21#～23#管段的平均综合能效指数分别为0.73、0.833、0.68,反映了川渝管网中游管段整体比上、下游管段能效高的现状,符合川渝管网无增压站的特点,评价结果可为川渝管网的能效管理和优化调配提供重要依据.     

西三线0.8设计系数段环焊缝容许缺陷尺寸

为减少管材用量、降低工程造价,西三线27#阀室一烟墩压气站间300 km管道采用了0.8设计系数,相比以往的0.72设计系数,管道的安全设计系数由1.39降为1.25,管道环向应力水平相比提高11.5％.针对0.8设计系数的上述特点,在介绍目前国内外管道环焊缝焊接缺陷确定方法的基础上,重点对相关方法和检测标准进行对比和差异分析.基于西三线0.8设计系数段的实际工况,采用API 1104-2005标准中推荐的工程临界评估（ECA）方法,计算分析了管道环焊缝的容许缺陷尺寸,认为西二线无损检测规范规定的容许缺陷尺寸可以适用于西三线0.8设计系数段.     

榆济输气管道水合物冰堵防治措施

为保障榆济输气管道冬季安全稳定运行,避免出现严重的冰堵事故而影响输气任务的完成及管道安全,亟需理清榆济输气管道气源气质及其所处高寒地区的实际情况,提出安全、经济、高效的水合物冰堵防治措施。基于热力学相平衡理论,应用Chen—Guo模型预测水合物形成条件,采用管输天然气含水量／水露点计算方法分析气源气质含水状况;结合榆济输气管道干线运行工况,判断确定了全线易于析出游离水的管段,建议在夏季对这些管段集中清管排污,并给出防治水合物形成的最小注醇量;针对榆济输气管道分输站场电伴热功率有限的情况,根据分输供气压力和天然气含水量,计算天然气达到含水临界饱和时的水露点温度,从而给出各分输站场需采取注醇措施的极限温度;严格控制气源气质水露点指标,是切断输气管道内游离水来源的关键,也是防治榆济输气管道干线和分输站场水合物冰堵最直接有效的措施。（图5,表1,参11）     

西气东输智慧管网建设实践

随着大数据、物联网、云计算、人工智能等智能技术的不断发展及应用,管道行业由传统管理模式逐步向数字化、智能化发展。国家管网集团西气东输公司坚持以"全数字化移交、全智能化运营、全生命周期管理"为目标,聚焦智慧管网,经过管理创新与技术革新,建立了人工智能与管道行业深度融合的新模式:在已有管道运营体系的基础上,引入工业互联网、机器学习、智能控制等技术,形成了站场智能巡检、分输智能控制、流量计智能检定等核心技术,推动了天然气管道站场智能运行技术的发展;大力发展天然气管道关键设备全面智能感知技术,开展了天然气泄漏检测、站场运维巡检智能化管控、压缩机组与流量计智能监测等核心技术创新;构建管道风险智能管控技术体系,推进了管道线路风险智能识别、光纤安全预警、管道智能防腐等核心技术的提档升级。在此基础上,国家管网集团西气东输公司高效推进智能管道运行效率再升级,构建了"全方位感知、综合性预判、一体化管控、自适应优化"的智能管网雏形,为中国油气管道的智慧化发展提供了重要借鉴。     

日照-仪征原油管道水击分析与保护

长输原油管道在输油生产过程中,会因输油站的误操作而造成管道水击现象,使管道发生局部超压、液柱分离和泵机组汽蚀。介绍了输油管道产生水击的原因;分析了日照-仪征原油管道压力自动调节系统、压力超限保护系统和水击控制系统的构成;对仪征误关进站阀的事故工况进行了模拟,分析说明了该管道的水击保护过程。结果表明：日照-仪征原油管道水击保护系统的应用具有可行性,可有效防止严重水击工况对管道和设备造成危害。（图3,表4,参7）     

中俄油气管道运行标准差异分析

为保障中俄原油管道安全运行,全面梳理了俄罗斯油气管道运行标准。从管道试压及原油、成品油、天然气管道运行技术4个方面,深入研究了中国和俄罗斯管道运行标准的差异。系统阐述了俄罗斯标准的先进性,包括管道投产延迟条件下重新试压、运行管道强制性试压和周期性试压、清管作业、输油站紧急停输准则、混油控制切割和掺混、压缩机异常条件操作程序和辅助设备检验等。建议借鉴俄罗斯标准对我国油气管道运行标准进行修订。（表1,参1）     

管道全尺寸气体爆破试验完整性评估技术

中国石油天然气管道建设飞速发展,但高压力、大口径以及X70钢级以上高强钢管材的长期服役状况和极限状态缺乏历史数据,不能准确评估管道运行风险。针对目前国内试验技术的现状,充分借鉴国外管道全尺寸爆破试验场的使用情况,研究了高钢级大口径高压气体管道爆破试验场的功能,分析了试验场针对管道长期服役失效的应用领域,以及各类试验所需要的测试参数。研究结果表明：建立系统的全尺寸爆破试验完整性评估技术手段,对于管道运行安全可靠性以及全生命周期管理是必要的,系统设计管道爆破试验场的参数和功能,可为我国建立管道爆破试验场提供数据支持,必将有利于管道完整性评估技术的发展,提高管道本质安全。