天然氣站場管道安全問題及檢驗方案優(yōu)化研究

蘇慶偉

(國家管網(wǎng)集團海南省管網(wǎng)有限公司，海南 ?？?570102)

0 引言

結合近年來發(fā)生的國內和國外天然氣管道事故的統(tǒng)計分析結果，表明造成我國管道失效事故的原因除了施工破壞、鉆孔盜氣等人為破壞原因外，主要還有建設安裝期的埋藏缺陷、腐蝕減薄、應力開裂等。對管道進行檢驗、綜合評價可及時準確地發(fā)現(xiàn)管道的缺陷和腐蝕情況并采取相應的維修、更換等措施，可以有效減少和避免管道事故的發(fā)生。

1 站場輸氣管道安全問題與管道檢驗發(fā)展研究現(xiàn)狀

結合相關網(wǎng)站和專業(yè)期刊的多篇相關文獻的研讀，總結了場輸氣管道安全問題與管道檢驗發(fā)展研究現(xiàn)狀。

1.1 管道安全管理與風險評估研究現(xiàn)狀

我國的天然氣管道安全管理與風險評價研究工作起步較晚，目前仍處于理論研究階段。在安全管理與風險評估上，大多采用定性評價方法對站場安全和環(huán)境影響進行評價評價。為了更全面地進行評價，有一些學者進行深入研究[1]，嘗試開展結合數(shù)學方法進行定量評價的研究，但偏向理論研究，具體應用于實踐項目中較少。目前我國相關學者對天然氣管道實踐安全方面的研究有：劉紅芳等[2]結合實踐經(jīng)驗對天然氣的開發(fā)、運輸、儲存和使用過程中相關安全問題及其產(chǎn)生原因進行分析；張德元等[3]則通過結合川渝地區(qū)天然氣凈化廠實例，確定評價目標和技術路線，并對多種現(xiàn)代評價技術與手段進行對比，并對渝地區(qū)天然氣凈化廠進行風險評價和對其未來可能出現(xiàn)的安全問題進行預測；張華兵[4]從檢測技術水平的角度分析，具體分析站場工藝管道與長輸管道的檢測差異，指出最大的不同之處是站場工藝管道不可以內檢測，無法直接準確探知其缺陷情況。目前已經(jīng)可以借助一些外檢測手段進行工藝管道缺陷的檢測，但需要使用昂貴設備，且檢測消耗時間久。

總體來說，目前我國在天然氣管道風險評價和安全問題管控方面的實踐經(jīng)驗較少，同時由于管道運行管理經(jīng)驗不夠成熟，完整的失效數(shù)據(jù)庫還沒有健全和完善起來，但己逐步開始開展數(shù)據(jù)的積累及完善評價技術的研究。

1.2 管道安全檢驗優(yōu)化研究現(xiàn)狀

導致天然氣輸送管道失效的原因主要可以分為兩大類：一類是由管道外部因素引起的，例如：管道外防腐層的破損、外部環(huán)境的變化等。另一類則是由管道內部因素引起的，例如：管內介質的腐蝕、局部應力等。從檢測方法的分類來說，可分為管道外檢測和管道內檢測。顧名思義，外檢測就是從管道外部進行檢測，其目的是檢測管道外防腐層是否破損以及管道外腐蝕情況。而內檢測則側重檢測變形、裂紋及管道內腐蝕情況等。而根據(jù)國家標準GB/T 26610—2014《承壓設備系統(tǒng)基于風險的檢驗實施導則》將管道的檢驗類型分為停機外部檢驗和在線檢驗兩類。按規(guī)范要求，在線檢驗每年至少進行一次。隨著管道停機檢修周期延長需求與法定檢驗周期的矛盾日益明顯，在線檢驗對于管道安全的意義也越來越重要。劉濤[5]以某石化公司汽油加氫、乙苯和苯乙烯3套裝置的壓力容器和壓力管道為例，說明要延長設施停工檢修周期，部分承壓類特種設備勢必需要進行延期檢驗。針對站場管道的檢驗難點及潛在危險，楊永等[6]提出綜合檢驗技術，通過優(yōu)勢互補在一定程度上能夠檢測出管道內外部缺陷。目前，針對于國內站場管道在線檢驗的標準基本為空白，檢驗方案多取決于第三方檢測機構的專業(yè)水平以及使用單位用于管道安全投入的預算水平。如何合理分配檢驗資源、制定有效的檢驗方案，防止“檢驗不足”和“過度檢驗”，使管道風險控制在可接受范圍具有重要的意義。

2 天然氣站場管道的特點與安全問題

2.1 天然氣站場管道的特點

天然氣站場管道和長輸管道是天然氣輸氣管道系統(tǒng)的兩個重要組成部分。站場管道承擔著輸氣管道系統(tǒng)的樞紐和心臟作用。其主要功能有調壓、計量、凈化、清管、增壓和冷卻等。其中，調壓是為了保障輸入、輸出的天然氣具備足夠的壓力和流量；計量是天然氣銷售業(yè)務計價依據(jù)，同時也是整個管道系統(tǒng)自動控制的依據(jù)；凈化是為了脫除天然氣中固體雜質，以防輸氣阻力增大，對管道系統(tǒng)中的儀表設備造成磨損和破壞。清管的目的主要是通過收發(fā)球器裝置對連接相鄰兩個站場之間的長輸管道進行管內清淤和管道內檢測。增壓則主要是為天然氣下一站的輸送提供一定的壓能。冷卻的目的主要是將因增壓而升溫的天然氣冷卻到輸送要求范圍內，防止輸送過程出現(xiàn)高溫危險。相較于長輸管道而言，天然氣站場管道在設計方面通常結構尺寸復雜，包含如彎頭、大小頭、三通等各種管道元件。這直接導致了其具有相較于長輸管道復雜得多的應力分布和局部應力集中情況。另外，站場管道系統(tǒng)包括一部分露空管道、一部分埋地管道及各類工藝撬塊和小型容器，管道的密度大、元器件多、敷設條件非常復雜。

相對于長輸管道和一般石化企業(yè)園區(qū)內的工業(yè)管道，天然氣站場管道的主要特點可歸結為如下：

(1)地下構筑物與各類市政管道(包括電力、排污、水務及通訊等)過多，干擾嚴重；

(2)管道元件較多，如各類儀表、安全閥、截止閥及法蘭等較多；

(3)管道管徑不大且尺寸類型較多，管道長度短；

(4)管道與動設備直接連接，存在壓力波動；

(5)因站場面積受限，為了滿足工藝要求，管道敷設密集且存在多層敷設及交叉；

(6)因產(chǎn)能需求的擴張，站場多數(shù)經(jīng)過多次改造和擴建，站內管道系統(tǒng)缺乏設計一致性和系統(tǒng)性；

(7)相對于石化企業(yè)的工業(yè)管道而言，介質來源單一；

(8)多數(shù)老站場的埋地管道無設置陰極保護裝置，且有大量的避雷接地裝置。

2.2 天然氣站場管道安全問題

2.2.1 天然氣泄漏安全問題

通常情況下，出現(xiàn)天然氣泄漏問題主要是由設計原因和管道材質原因導致的。一方面，設計人員在進行管道設計時，疏忽了對壓力、流量以及其他因素對管道影響的考慮，容易出現(xiàn)天然氣泄漏造現(xiàn)象，而導致站場發(fā)生事故；另一方面，由于管材材質問題，長時間出現(xiàn)管線的管壁被腐蝕而導致變薄，最終泄漏。天然氣出現(xiàn)泄漏很容易導致火災爆炸，加上站場管道設備之中存儲大量天然氣，一旦出現(xiàn)天然氣泄漏會造成不可估量的損失。

2.2.2 壓力超標引發(fā)的安全問題

天然氣站場管道具有壓力高的特點，需要加強對其輸送中壓力的監(jiān)控。工作人員一旦在設備的操作過程中出現(xiàn)失誤，就會存在引發(fā)管線超壓的情況，進而給站場帶來災難。結合相關實踐中存在的問題總結，如由于站場中的收球筒處理不當，導致筒內壓力急劇上升，一旦沒有及時控制，存在引發(fā)爆炸的危險。同樣，如果站場相關設備出現(xiàn)故障也會引發(fā)安全事故，必然會接連引發(fā)站場內其他相關問題，如出現(xiàn)可燃品的爆炸及燃燒等，造成的危險難以控制。

2.2.3 人為因素造成的安全問題

天然氣站場內有大量的設備，這些設備的正常運行和維護需要人為控制與操作。例如手動閥門，需要工作人員依照相關規(guī)劃和實時數(shù)據(jù)進行合理操作。另外，天然氣站場是24小時不停運行的，在輪班的過程中，員工極易疲勞，導致設備操作不當，引發(fā)意外事故。

3 天然氣站場管道安全分析與檢驗方案優(yōu)化

3.1 天然氣站場管道失效可能性分析

以安全風險檢驗相關理論、同類設備的平均失效頻率數(shù)據(jù)和對歷年天然氣站場管道安全問題的統(tǒng)計為基礎，同時結合天然氣站場管道的特點和損傷機理，從設備運行影響因素、管道管理影響因素、超標缺陷影響因素等多方面進行分析。

管道設備的安全性影響因素可以從站場條件、寒冷天氣運行、地震活動、工藝穩(wěn)定性、工藝連續(xù)性、安全閥、管道建造規(guī)范、壽命周期、安全系數(shù)、振動監(jiān)測等多方面進行分析。其中站場條件的安全影響因素主要為站場管理總體能力、臨時維修和小修能力、防腐措施的例行維護、站場管理員對設備維護的重視程度、站場布局與結構是否允許隨時進行維修和檢驗活動。寒冷天氣的安全影響因素主要為冰雪堆積導致小管徑管段的變形或者斷裂、低溫影響監(jiān)測系統(tǒng)和設備的正常運行。地震活動安全影響因素主要為地震活動對設備的損壞程度。

工藝穩(wěn)定性的安全影響因素主要為管道和設備是否包括特別高的操作溫度或壓力、工藝是否在站場或其他行業(yè)出現(xiàn)過任何重大安全問題、管道是否涉及特殊材料、工藝的控制系統(tǒng)能否滿足安全標準要求等。工藝連續(xù)性的安全影響因素主要為計劃停機或非計劃停機造成裝置系統(tǒng)停止運行，增加裝置系統(tǒng)的失效概率。安全閥的安全影響因素主要為延期維護，致使安全閥失效。管道建造規(guī)范的安全影響因素主要為管道設備是否滿足規(guī)范的最新版本要求。管道壽命周期安全影響因素主要為管道投入運營到了后期失效概率急劇增加。振動監(jiān)測安全影響因素主要為振動引起承壓部件的侵蝕和磨損程度。

管理水平的安全影響因素主要為安全生產(chǎn)責任制、工藝安全信息、工藝危害性分析、安全檢查、變更管理、操作規(guī)程、安全作業(yè)、人員培訓、檢驗和維護、投用前的安全檢查、應急措施、事故調查、安全生產(chǎn)管理系統(tǒng)評價等內容是否有落實。

對管道而言，一般發(fā)現(xiàn)缺陷會由當?shù)靥胤N設備研究院依據(jù)相關規(guī)程對其進行風險評級。如發(fā)現(xiàn)超標缺陷，則進行使用評價和剩余壽命測算，對于嚴重的缺陷才會要求立即維修更換。管道超標缺陷的安全影響因素主要為高溫、疲勞、特殊介質作用環(huán)境導致管道出現(xiàn)超標缺陷。

3.2 天然氣站場管道安全檢驗方案優(yōu)化

經(jīng)過以上分析可以得出天然氣站場管道中可能存在的安全影響因素很多，為了避免出現(xiàn)這種安全問題，需要進行管道在線檢驗方案的優(yōu)化，降低管道風險的失效概率。通過有限的檢驗費用投入的情況下，使用更有效的檢測技術方法、調整檢驗的周期和頻次以及增加抽查的比例對高風險部位進行檢驗和關注。對于低風險的部位可在可接受風險的范圍內適當降低檢驗的投入，以此調整檢驗方案的有效性。

3.2.1 優(yōu)化檢驗范圍的選擇

如可借助現(xiàn)代風險評價方法進行分析和計算，區(qū)分出站內工藝管道系統(tǒng)的高風險管段、一般風險管段和低風險管段部分。常用的風險評價方法有安全檢查表法、失效模式及后果分析法、專家評分法、故障樹分析法、陶氏化學火災、爆炸指數(shù)法、基于風險的檢測(RBI)等，需要根據(jù)想要達到的評價目的和評價對象的特點進行合理選擇。其中基于風險的檢測(RBI)適用于壓力管道等承壓設備的檢驗，可以依據(jù)基礎數(shù)據(jù)的完整程度，有效區(qū)分出各管段風險等級的高低，可用于檢驗計劃的優(yōu)化和安全投入的經(jīng)濟分析。

3.2.2 檢驗周期的確定

結合TSGD 7005—2018《壓力管道定期檢驗規(guī)則》相關規(guī)則規(guī)定，需要每年至少開展一次在線檢驗。在線檢驗的實施不受管道停機條件的限制，檢驗周期較靈活。依據(jù)風險評價的結果，應對風險高的管段給予更多的關注。因此，提高高風險管道的檢測頻次有利于實時掌握管道風險水平。

3.2.3 檢驗技術及其有效性

天然氣管道常見的損傷機理及形式主要有濕H2S破壞、大氣腐蝕、CO2腐蝕和沖刷等。在進行檢驗方案制定時，需要結合可能出現(xiàn)的破壞形式、防腐層、操作溫度和內部缺陷的能力等對對檢驗技術有效性的影響。目前常見的天然氣管道檢驗方法有目視檢驗、超聲測厚、滲透檢測、磁粉檢測、射線檢測、在線聲發(fā)射監(jiān)測等。不同的檢驗方法對各種破壞形式的檢驗有效性不同，如：目視檢測對減薄、焊縫裂紋、尺寸變化和鼓泡效果較好；超聲導波檢測對減薄、微裂紋/微孔形成效果較好；磁粉檢測對焊縫裂紋效果較好。

3.2.4 檢驗比例的選擇

要確保檢驗的有效性，除了選擇合適的檢驗方法外，管道檢驗比例的選擇也非常關鍵。如高風險一般保守程度和較高保守程度都為100%；中高風險一般保守程度和較高保守程度分別為≥50%和≥60%；中風險一般保守程度和較高保守程度分別為≥30%和≥40%；低風險一般保守程度和較高保守程度分別為≥10%和≥20%。

4 天然氣站場管道實例分析

以某天然氣分輸站站內工藝管道作為研究對象，對其管道主要設備和管線進行了風險評估，并精心制定有效檢驗方案和安全管控建議。

4.1 站場管道概況

某天然氣分輸站場管道于2013年完成建設并投產(chǎn)試運行的，輸送介質為天然氣，設計壓力為9.2 MPa，管道按設計要求采用涂裝防腐涂料的方案防腐。該分輸站周邊為人口密集區(qū)，且輸送天然氣站場的管道直接與電廠、城市燃氣管網(wǎng)相連，一旦出現(xiàn)故障，會同時對居民的用電和用氣產(chǎn)生影響，需要加強安全風險分析和優(yōu)化。

4.2 有效檢驗方案和安全管控建議

4.2.1 站場管道單元的劃分

本站場具有天然氣過濾分離、計量、調壓和清管器收發(fā)等功能。在進行檢驗方案選擇之前需要進行天然氣站場現(xiàn)場調研、基礎資料信息(管道設計、工藝資料和腐蝕數(shù)據(jù))的收集、和對數(shù)據(jù)的準確性進行補充。然后結合單元劃分的原則，結合本天然氣站場設備與管道的分布現(xiàn)狀和功能特點，進行整個站場管道的單元劃分，主要包括收發(fā)球筒區(qū)、進站單元、過濾分離單元、計量單元、調壓單元、出站單元和放空單元。最后，結合單元劃分結果和參考工藝流程圖，進行站內不同區(qū)域管道數(shù)據(jù)的采集。

4.2.2 管段風險評價結果

本項目選取RBI風險評價方法對站場管道進行風險分析，得出本站場無高風險管段。其中進站單元存在3處中高風險的管段、過濾分離單元存在4處中高風險的管段、收發(fā)球筒區(qū)存在2處中風險的管段、過濾分離單元存在3處中風險的管段、調壓單元存在3處中風險的管段、出站單元存在6處中風險的管段、收發(fā)球筒區(qū)存在8處中風險的管段、進站單元存在13處中風險的管段、過濾分離單元存在21處中風險的管段、計量單元存在29處中風險的管段、調壓單元存在20處中風險的管段、出站單元存在12處中風險的管段、防空單元存在3處中風險的管段。

4.2.3 檢驗方案的優(yōu)化

結合以上管道風險分析結果，同時結合站場管道往年檢測記錄和報告資料，進行檢驗方案的優(yōu)化。

該站場于2020年7月對站場內所有管道進行站內管道的全面檢測和排查，其中：(1)采用管道焊縫磁粉檢測焊縫，合計出現(xiàn)22條不合格的焊縫，包括過濾分離單元8條、計量單元5條、收發(fā)球筒區(qū)3條、進出站單元3條、調壓單元1條。焊口表面缺陷主要為裂紋，形成原因來源于建造階段沒有嚴格按照評定合格的焊接工藝進行焊接和表面檢測。(2)采用管道超聲波檢測，檢測發(fā)現(xiàn)4條焊縫不合格，包括過濾分離單元管道2條、計量單元1條、進出站單元1條。同時采用相控陣檢測和射線檢測對超標缺陷進行復核和定性，最終確定缺陷類型主要為未熔合、密集型氣孔、夾渣。 (3)采用管道相控陣檢測，檢測發(fā)現(xiàn)5個檢測點不合格，包括計量單元2個、分離過濾單元2個、進出站1個。(4)采用管道射線檢測，檢測發(fā)現(xiàn)8條焊縫不合格，主要包括未焊透和密集氣孔缺陷。本次檢驗屬于在線檢驗，是對前一周期法定檢驗的設備風險活動進行補充，將重點放在進站單元和過濾分離單元的7段中高風險管段。結合上述全面檢測的結果分析，現(xiàn)采用超聲導波檢測技術對中高風險管段進行管體全覆蓋掃描，同時采用超聲波檢測對疑似缺陷進行復核；采用宏觀檢查為主對中風險管段進行檢測，同時采用磁粉或滲透檢測對熱影響區(qū)表面或近表面裂紋進行檢測。

通過以上對天然氣站場管道進行風險分析，開展具有針對性的風險檢驗活動，實現(xiàn)“科學施檢”以保障管道長期安全運行需要。

5 結語

站場擔任著對天然氣匯集、儲存、加工處理以及輸送等任務，其特點就是站場重型設備多、工藝流程多樣、管道布置復雜、管道元件多。由于受到站場工藝管道內介質的多樣性和外界環(huán)境變化等因素的影響，工藝管道會出現(xiàn)不同程度的損傷和腐蝕，這也成了威脅天然氣集輸站場安全的重要因素，如何保障站場管道的安全運行對上下游能源供應十分關鍵，站場管道的安全運行關鍵一步是站場燃氣管理的檢驗方案優(yōu)化，能最終實現(xiàn)檢驗資源的分配優(yōu)化，避免管道檢驗不足和過度檢驗的情況。