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1、如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流石油天然气管道安全运行及维护-secret【精品文档】第 56 页石油天然气管道安全运行及维护石油天然气管道安全运行及维护一 概述（一）术语1石油天然气管道：是指石油（包括原油、成品油）、天然气管道及其附属设施（简称管道设施），包括油气田工艺管道（包括集输、储运、初加工和注气管道）和长输（输油、输气）管道。 2集输管道：是指采油（气）井场工艺管道、井口、计量站、接转站、联合站之间，以及联合站与首站之间的输油输气管道3长输管道：是指产地、储存库、使用单位间用于商品介质的管道。4石油天然气站场：具有石油天然气收集、净化处理、储运功能的站、库、厂、场、油气井的
2、统称。简称油气站场或站场。5含硫天然气（含硫化氢天然气）：指天然气的总压等于或高于0.4MPa，而且该气体中硫化氢分压等于或高于0.0003MPa。5湿含硫天然气；在水露点和水露点以下工作的含硫天然气6干含硫天然气：在水露点以上工作的含硫天然气7含硫干气；输送过程中不能析出液态水的含硫天然气8脱水天然气：脱水后含水量达到设计要求的天然气。9管道完整性：是指管道始终处于完全可靠的服役状态。管道完整性的内涵包括三个方面：(一)管道在物理和功能上是完整的；(二)管道始终处于受控状态；(三)管道运营商已经并将不断采取措施防止失效事故发生。10管道的完整性管理：是指管道运营商持续地对管道潜在的风险因素进
3、行识别和评价，并采取相应的风险控制对策，将管道运行的风险水平始终控制在合理和可接受的范围之内。11安全技术规范：特种设备技术法规的重要组成部分，是规定特种设备的安全性能和相应的设计、制造、安装、修理、改造、使用管理和检验检测方法，以及许可、考核条件、程序的一系列具有行政强制力的文件。（二）石油天然气管道的安全问题管道输送石油、天然气具有高效、低耗等优势，但因其具有高能高压、易燃易爆、有毒有害、连续作业、链长面广、环境复杂等特点，决定了其安全管理的极其重要性。石油天然气管道目前存在的主要安全问题有：1管道破坏严重，极易酿成事故。如油气管线被施工、勘探破坏严重2油气管线被违章占压。如在油气管线附近
4、采石、取土、挖塘、修渠、堆物、修筑建筑物等。3管道设计施工遗留的缺陷、损伤。4管材或相关设备缺陷。5管道腐蚀穿孔。6运行误操作。7自然灾害。（三）国家法规对石油天然气管道安全的基本要求依据：石油天然气管道保护条例；石油天然气管道安全监督与管理暂行规定；特种设备安全监察条例具体规定：石油天然气管道企业应当负责管道设施的安全运行，严格执行条例和有关安全生产的法律、行政法规的规定，取得安全生产许可，证保证石油天然气管道的安全使用。对管道的安全管理应达到下述要求：1建造：应当使用符合安全技术规范要求的石油、天然气管道，严格按照国家管道设施工程建设质量标准设计、施工和验收；管道建成后，设置永久性标志，并
5、对易遭车辆碰撞和人畜破坏的局部管道采取防护措施；2验收登记：石油、天然气管道投入使用前，使用单位应当核对其是否附有安全技术规范要求的设计文件、产品质量合格证明、安装及使用维修说明、监督检验证明等文件。并在投入使用前或者投入使用后30日内，向直辖市或者设区的市的特种设备安全监督管理部门登记。登记标志应当置于或者附着于显著位置。3使用：使用单位应当严格执行管道运输技术操作规程和安全规章制度；对在用石油、天然气管道进行定期巡查和经常性日常维护保养，且至少每月进行一次自行检查，并作出记录。进行自行检查和日常维护保养时发现异常情况的，应当及时处理。4检验：使用单位应当对在用石油、天然气管道的安全附件、安
6、全保护装置、测量调控装置及有关附属仪器仪表进行定期校验、检修，并作出记录。使用单位应当按照安全技术规范的定期检验要求，在安全检验合格有效期届满前1个月向特种设备检验检测机构提出定期检验要求。未经定期检验或者检验不合格的不得继续使用。5事故及其防范：石油、天然气管道出现故障或者发生异常情况，使用单位应当对其进行全面检查，消除事故隐患后，方可重新投入使用。管道设施发生事故时，管道企业应当及时组织抢修，任何单位和个人不得以任何方式阻挠、妨碍抢修工作。使用单位应当制定事故应急措施和救援预案。6报废：石油、天然气管道存在严重事故隐患，无改造、维修价值，或者超过安全技术规范规定使用年限使用单位应当及时予以
7、报废，并应当向原登记的特种设备安全监督管理部门办理注销。7档案：使用单位应当建立安全技术档案。安全技术档案应当包括以下内容：（1）设计文件、制造单位、产品质量合格证明、使用维护说明等文件以及安装技术文件和资料；（2）定期检验和定期自行检查的记录；（3）日常使用状况记录；（4）石油、天然气管道及其安全附件、安全保护装置、测量调控装置及有关附属仪器仪表的日常维护保养记录；（5）石油、天然气管道运行故障和事故记录。8群众工作：配合当地人民政府向管道设施沿线群众进行有关管道设施安全保护的宣传教育；配合公安机关做好管道设施的安全保卫工作。二 石油天然气管道安全运行的条件（一）建造过程的前期管理1设计（1
8、）设计单位资格勘察设计单位必须取得国务院建设行政主管部门和特种设备安全监察部门认可的相应资质等级，并在资格证书规定范围内从事石油、天然气管道勘察设计工作，同时承担石油、天然气管道安全的勘察设计责任。严禁无证、越级勘察设计。（2）设计过程管理A勘察设计单位在石油、天然气管道工程的设计过程中，应当严格执行国家的有关法律、法规及技术规范。B勘察设计单位应当严格执行设计责任制，并对所提供的资料和设计文件负责，同时应有完善的质量保证体系，落实质量责任。C新建的石油、天然气管道在勘察选线过程中，应当做好工程地质勘察，尽量避开不良地质地段，充分考虑沿线地质，线路走向安全可靠、经济合理，以及施工、运行管理的可
9、操作性和社会环境等情况对管道安全可靠性的影响，D工程项目应当按有关规定通过安全卫生预评价评审后，方可进行初步设计。（3）设计文件审查A管道防腐技术。B管道跨越公路、铁路、航道时对有关设施安全可靠性。C工程项目的初步设计审查，应当同时审查职业安全卫生专篇、消防专篇和环境保护专篇。D采用计算机监控与数据采集SCADA系统，对各输气站工艺参数实时监控，设置联销报警系统，实现科学化、 自动化管理。1 输油气生产的重要工艺参数及状态，应连续监测和记录；大型油气管道宜设置计算机监控与数据采集(SCADA)系统，对输油气工艺过程、输油气设备及确保安全生产的压力、温度、流量、液位等参数设置联锁保护和声光报警功
10、能。2 安全检测仪表和调节回路仪表信号应单独设置。3 SCADA系统配置应采用双机热备用运行方式，网络采用冗余配置，且在一方出现故障时应能自动进行切换。4重要场站的站控系统应采取安全可靠的冗余配置。5 用于调控中心与站控系统之间的数据传输通道、通信接口应采用两种通信介质，双通道互为备用运行。输油气站场与调控中心应设立专用的调度电话。调度电话应与社会常用的服务、救援电话系统联网。6 辅助系统：SCADA系统以及重要的仪表检测控制回路应采用不间断电源供电。在下列情况下应加装电涌防护器；室内重要电子设备总电源的输入侧；室内通信电缆、模拟量仪表信号传输线的输入侧；重要或贵重测量仪表信号线的输入侧。E采
11、取合理有效的防静电和雷击措施，使自然灾害可能对管线造成的影响降到最低。2材料（1）主要材料设备经严格的资质审查后，以招投标方式确定。钢管生产企业应当通过国家规定的资质认证，并取得相应的石油、天然气管道用的钢管生产许可证（制造许可证）。严禁无证生产石油、天然气管道用的钢管。（2）石油、天然气管道用的钢管生产企业应具备完善的钢管生产、试验与检测条件，建立健全的质量保证体系。原材料必须按照规定进行检验。在生产过程中严格执行国家钢管生产技术标准。严格按照钢管检验标准进行试验和检验，合格后方可交付；同时出具质量检验报告和产品合格证书。（3）重要材料设备由具有相应资质的单位监制，业主派人配合监理驻厂跟踪检
12、验。（4）易损材料派人押运，防止途中损坏。（5）所有材料设备使用前须经过检验，及时处理现场发现的问题。3施工（1）施工单位资格A承担石油、天然气管道工程建设的施工企业，必须取得国务院建设行政主管部门和特种设备安全监察部门颁发的资质认证，并在其资质等级许可的范围内从事施工，不得越级或超范围承接工程。B 石油、天然气管道工程建设应当按照国家有关规定进行招标投标。招标投标活动要坚持公开、公平、公正和诚实信用的原则。对未按规定进行招标的施工项目，有关部门不得批准开工。（2）施工过程质量控制A 石油、天然气管道施工质量应当实行施工单位领导负责制。施工单位应当建立质量责任制和质量保证体系，明确工程项目经理
13、、技术负责人及施工质量管理负责人等承担的质量责任。B石油、天然气管道施工应当按规定实行工程质量监督检验和工程监理。C石油、天然气管道工程必须按照要求进行过程检验和压力试验，合格后方可投入试运行。4验收（1）最终检验和试验A石油、天然气管道工程必须按照有关规定进行竣工验收，验收合格后方可交付使用。B安全设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用。C对新建或停运后再启用的石油、天然气管道，在投入运行前应当编制投产方案，并严格按投产方案组织投产。（2）竣工文件竣工验收资料应当按档案管理规定归档。（二）运行管理1严格执行安全管理规章制度和技术操作规程，并在生产指挥系统的统一调度下组织生产。2避免
14、或减轻因建设施工、自然灾害和人为破坏对管道安全运行造成的危害。3对封存或报废的石油、天然气管道应采取相应的安全措施。（1）工艺指标控制应当根据输油（气）量的改变和季节变化，及时准确地调整管道运行的各项工艺参数。油、气、水多相流混输技术（1）油气水多相流混输技术是国内外油气集输与长输管道领域中的一项前沿技术，特别适用于海洋、沙漠等自然条件恶劣的油田以及已建油田的边远外围区块的开发。 （2）油气水多相流混输技术包括多相分离技术，油气水多相增压技术和稠油除砂技术。 （A）多相分离技术的主要设备是采用集离心、膨胀、重力分离原理为一体的新型油气水高效分离器。该分离器具有高效、节能、便利、轻巧等特点，体积
15、和重量比传统分离器减少一半。 （B）多相增压技术方面，提出了优化螺旋轴流式多相泵的设计方法。 （4）稠油除砂技术能用于海上平台，实验室油砂分离试验表明，大于100目的砂粒，除砂效率可达96。 （2）巡回检查石油天然气企业依照石油、天然气管道保护条例对所辖石油管道定期组织巡查。（3）维护保养石油天然气企业对石油管道设备、设施应当定期检查和维护，使其处于完好状态。分布式光纤预警及其信号分析系统分布式光纤预警及其信号分析系统是利用光纤干涉仪和小波包分析的油气管道安全的预警系统。该预警系统沿管道同沟敷设光缆，利用其中的三条单膜光纤构成分布式微振动测试传感器，实时地检测管道沿途所发生的泄漏、走动、挖掘及
16、其他异常事件，并采用 “峭度-状态”法进行辨别，最后对现场实验数据及其信号处理结果进行分析，以有效地对管道周围发生的异常情况进行检测和辨别。分布式光纤预警系统反应灵敏，适用于对气体、液体等不同流体输送管道安全进行实时监测。分布式光纤预警系统采用的分布式光纤微振动传感器具有电绝缘性好、安全可靠、耐腐蚀等特点，这使它在石油化工等强电磁干扰、易燃、易爆、强腐蚀等环境中具有良好的应用前景。1 系统原理在管道附近沿管道平行铺设一条光缆，利用其中的三条单膜光纤构成分布式振动信号传感器获取管道沿途的振动信号。光缆中的两条光纤构成传感器的两个测试光臂，第三条光纤用于信号传输。两条测试光纤中光波汇合后形成的干涉
17、信号传输到光电二极管，将光信号转换成电信号。随后通过放大和滤波电路对信号进行处理，经过AD转换传输到计算机中进行进一步的信号处理和分析。当光纤受到振动信号的作用时，由于两条测试光纤在光缆中排列位置不同，会产生不同的应变，故两束相干光波会分别产生不同的相位变化。通过光电检测器将光强信号转化为电流信号， 2 信号分析方法21 小波包算法：小波包分析是一种比小波分析更为精细的分解方法，它的每一层分解不仅对低频部分，而且对高频部分也进行分解，从而提高了时-频分辨率，22 基于小波包的信号分析方法：该方法首先对信号进行小波包分解，通过对某一尺度上各频带内的分解系数重构，在每个分解节点上构成新的时间序列，
18、对这些时间序列分别作时域分析，提取反映信号信息的特征向量。应用振动传感器的管道预警监测系统油气管道经过挖土、剥管道防护皮、钻孔等过程或受地震、洪水、滑坡等大地移动、地貌变化、非法占压和分流等影响的破坏必然伴随振动、冲击等物理特征产生。，振动信号沿着管道进行传播，在100，200，300，400，500，800米等距离点上都有明显的特征，强度随着距离而衰减。所以可以利用对这些物理特征的检测实现对管道的监控和报警。其原理为：依靠均布在管壁沿线的振动探测传感器获取信号，经过系统的信号隔离、放大、滤波等处理，利用模糊识别的方法与现有的数据库信息进行比较分析，从而进行报警。 采用用高灵敏度压电晶体式振动
19、传感器进行振源的感应。系统终端内置电荷放大器。实现信号的前级调理和变换由石油管道监测终端、GSM/GPRS无线通信链路、监控中心构成完整的预警监测系统。监测终端监测终端监测终端GSM/GPRS无线通信网监控中心实时监测报警处理统计分析应用振动传感器的管道预警监测系统框图石油管道监测终端安装于输油管道沿线地下，用于实时监测管道的振动情况。当在一定距离范围内的管道受到毁坏时，产生的振动信号就通过传感器传送到监测终端。监测终端再通过GSM/GPRS无线通信网向监控中心发出报警信号。监控中心由通信设备、计算机、监控软件组成。主要完成管道沿线各监测点监测终端发送的报警信号采集、判断、记录、在电子地图中显
20、示报警点位置及相关信息、向管理人员发送报警信息、报警情况统计分析等。（4）事故调查和处理A石油、天然气企业应当制定石油管道事故预案。对影响管道安全运行的重大隐患或发生管道破裂、断管等重大事故时，应当组织力量立即处理。发生污染事故时，在报当地经济行政主管部门的同时，还应当报当地环保部门，任何企业不得瞒报、迟报。B引发特别重大事故，应当按国务院有关规定报告。国家主管部门会同有关部门对特别重大事故组织调查处理。C石油、天然气管道引发人员伤亡事故，企业应当按各地政府有关规定报告。各地安全生产管理部门会同有关部门组织调查处理。D石油、天然气管道发生凝管、爆管、断裂、火灾和爆炸等生产事故时，企业应当立即上
21、报到当地经济行政主管部门； E发生生产事故后，应当按照分管权限组织事故调查组，及时认真进行事故调查，并写出事故调查报告。F石油、天然气企业发生事故后，应当查清事故原因，依法对直接责任人员进行处理。（三）定期检验1在线检验石油、天然气企业应当定期对石油、天然气管道进行一般性检测。新建管道必须在一年内检测，以后视管道安全状况每一至三年检测一次。2全面检验石油、天然气管道应当定期进行全面检测。新建石油、天然气管道应当在投产后三年内进行检测，以后视管道运行安全状况确定检测周期，最多不超过八年。三石油天然气管道安全技术标准（一）石油天然气管道安全规程SY6186-1996实施以后颁布的相关标准：含硫天然
22、气管道安全规程SY6457-2000含硫气田干气输送安全生产管理规定SY6506-2000成品油管道输送安全规程SY/T6652-2006石油天然气安全规程 AQ2012-2007 （二）石油、天然气管道安全标准引用的相关标准1设备材料：GB150：钢制压力容器GB4981：工业用阀门的压力试验GB5310：高压锅炉用无缝钢管GB6479：化肥设备用高压无缝钢管GB8163：输送流体用无缝钢管GB9711：石油天然气工业输送钢管交货技术条件GB12234：通用阀门 法兰和对焊连接钢制闸阀GB12237：通用阀门 法兰和对焊连接钢制球阀GB12241：安全阀 一般要求GB12252：通用阀门 供
23、货要求SY/T5037：普通流体输送管道用螺旋缝埋弧焊钢管SY/T5297：石油天然气输送管道用直缝电阻焊钢管2设计GB50251：输气管道工程设计规范GB50253：输油管道工程设计规范SY/T0004：油田油气集输设计规范SY/T0010：气田集气工程设计规范SY/T0011：（SYJ11）气田天然气净化厂设计规范SY/T0027：稠油集输及注蒸汽系统设计规范SY/T0059：控制钢制设备焊缝硬度防止硫化物应力开裂技术规范SY/T0599：天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求3施工验收GB50235：工业金属管道工程施工及验收规范GB50236：现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规
24、范JB4726：压力容器用碳素钢和低合金钢锻件SY/T0466：天然气集输管道施工及验收规范SY/T0599：天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求SY0402石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范4运行SY/T5922：天然气输送管道运行管理规范SY6137：含硫气井安全生产技术规定SY/T6233：天然气管道试运投产规范SY6320：陆上油气田油气集输安全规定SY/T6383：长输天然气管道清管作业规程（三）石油、天然气管道安全标准的主要特殊技术要求1材料（1）不得用铸铁；（2）锻件：执行JB4726，P10MPa的级以上；湿含硫天然气螺栓硬度HB2352设计（1）划分干湿界限；脱水
25、后输送；（2）安全装置：压力温度调节；水击控制；泄压；消防；硫化氢、可燃气体监控；（3）标志桩和锚固墩；（4）管道防腐保护（电法防腐保护）；（5）自然灾害防护和安全保护；3施工（1）材料质量证明书及复验；（2）加工焊接：焊工资格；焊前作抗硫评定试验及设计特殊要求试验；（3）竣工资料：竣工图、设计修改和材料代用、材料检查和复验报告、焊缝无损检测报告、强度和严密性试验、工程质量评定报告、焊缝抗硫评定试验报告、焊缝热处理报告及硬度试验报告、隐蔽及穿跨越、安全装置检查调试、电法保护装置验收报告、试运行报告、第三方监检报告4试运行（1）准备：安全生产规章制度；安全技术培训；硫化氢中毒及腐蚀破坏事故应急预
26、案；检修队伍、设备、安全措施（2）天然气管道试运行：按SY6233；职工及沿线群众教育；管道干燥；天然气置换；管道干燥：清管；干燥（甲醇法、干空气法、真空法）；管道和站场空气置换5使用管理（1）技术负责人和分级管理；（2）技术管理工作：贯标；参加设计审查建造验收及试运、检修改造报废等审查；编制安全管理规章制度和定期检验计划、安全防护用品计划、管理使用制度；事故调查；安全技术培训（硫化氢防护技术培训、考核及档案）（3）建立档案：使用登记表、设计技术文件、建造竣工资料、检验报告、电法保护运行记录、修理改造竣工资料、安全装置定期校验修理更换记录、事故记录和处理报告。（4）修理改造单位资格和监督检验；
27、（5）安全操作规程和巡检制度（6）使用登记；走向图备案（7）安全操作要求：硫化氢监测和报警系统；防硫化氢安全教育及救援计划；报警后现场硫化氢浓度检测；污染区作业防护；应急预案；执行石油天然气管道保护条例气质分析与监测；排污池液位； （8）管道检验；定期检验制定计划并备案；外部检验；损伤变形、防腐绝热层、管道附件、安全装置、标志桩、锚固墩、测试桩、围栅、拉索和标志牌等；防护带和覆土；电法保护系统。全面检验；外部检验项目、测厚、土壤腐蚀性参数测试、分散电流测试、管道监控系统检查、管内腐蚀介质测试、焊缝硬度及裂纹检验、全面检验周期改变规定；硫化氢监测和报警系统检验（9）应急预案；消防；异常升温应急处
28、理；器材设备； 硫化氢监测及人员安全四石油天然气管道完整性管理（一）管道完整性管理概述1管道完整性管理的概念（1）管道完整性管理以保证管道的经济安全运行为核心目标，对影响管道完整性的各种潜在因素进行综合的、一体化的管理。是在事故发生前，就对管道进行检测和评估，预先制定修复维护计划，是有计划的修复和主动应对。使管道管理标准化、程序化、科学化、规范化。已成为当前最为认可的管道安全管理模式。（2）管道完整性管理的要求始终贯穿于管道设计、施工、运营、维护、检修的全过程，是一个连续的、循环进行的管道监控管理过程。（3）管道完整性管理不单是一门管理科学，他综合运用可靠性分析、风险评估、管道内外检测以及数据
29、与信息管理等多项技术，对管道进行多元的动态管理。需要很多支持技术。2管道完整性管理的目的管道完整性管理可以解决三个问题：（1）通过管道完整性管理，识别和确认管道高风险因素，有针对性地制定风险控制计划，减少事故的发生。（2）通过管道完整性管理，对管道的薄弱环节进行检测评估和维修，保持管道状态的完好，能够整体延长管道的使用寿命。（3）如果管道出现了事故，通过管道完整性管理的专家决策系统和地理信息系统 （GIS）等技术平台，能够最快最有效地做出抢修决策和方案，使损失降到最低程度。3管道完整性管理的主要内容管道完整性管理系统计划流程图数据分析和整体化：维修数据，监察数据，事故分析，管子更新，和紧急措施
30、等管道和系统的属性系统位置图维修数据，监测数据，事故分析，管子更新，和紧急措施等风险评估-灾害的验证-建立评估周期-风险基础上作重点评估-基础线评估计划的改动防止和缓和灾难的措施以对风险的控制风险评估-识别灾害-确当的评估-风险基础上重点评估-基础线评估计划确定对高后果区的影响进行实际的评估如在线智能检测器检测，并对检测结果进行分析验证等根据管道的状况及风险进行修补完整性管理中心数据库（1）管道完整性管理信息系统管道完整性管理主要通过监测、检测、检验等各种方式，获取与专业管理相结合的管道完整性的信息，从而对可能使管道失效的主要危险因素进行检测、检验，据此对管道的适用性进行评估，最终达到持续改进
31、、减少和预防管道事故发生、经济合理地保证管道安全运行的目的。设计、建设、改进数据信息管理分析、评价维护、维修测试、检查（2）管道安全检测与评估技术A管道检测是进行安全评价的基础和前提。通过对各条管线进行有计划的防腐性能及其它性能的检测，建立相应的数据库和预测模型，以便对管道进行经济合理的保护与维修。B安全评价主要包括腐蚀综合防护系统评价、管道的剩余强度评价、剩余寿命预测等。 管道完整性检测、评价的方法和指标方法适用的失效类型主 要 方 法指 标在线检测内外壁金属腐蚀磁漏、超声波、涡流管壁失重、厚度变化、点蚀等应力腐蚀开裂超声波、涡流法裂纹长度、深度和形状第三方破坏量规、测厚等管道截面变形、局部
32、凹坑等压力试验依赖时间的失效强度试验或泄漏试验管道壁厚、裂纹的综合情况制造及焊接缺陷同 上管道本身及焊缝的原始缺陷直接评价管道外壁腐蚀ECDA法管道最大缺陷尺寸管道内壁腐蚀ICDA法管道最大缺陷尺寸（3） 管道风险管理技术风险管理技术的基本概念是风险评估，是一种基于数据资料、运行经验、直观认识的科学方法。通过将风险量化，便于进行分析、比较，为风险管理的科学决策提供可靠的依据，从而合理运用有限的人力、财力和物力等资源条件，采取最为合理的措施，达到最为有效地减少风险的目的。风险评估是管道完整性管理的核心内容，也是管道现代安全管理的关键。通过定性、半定量或定量的风险评估，进行管段及站场的风险识别、排
33、序，确定重大风险的性质并定位，寻求降低风险的措施，在有效分配资源的前提下，将风险降低到可以接受的水平。管道公司可以根据风险评估的结果，实施风险管理，其目的在于优化资源配置，使管道系统达到可以接受的风险水平。管道完整性管理体系决策流程如图。计算失效概率识别管道危险管道分段按法规和公司内部要求制定可接受风险标准评估各段风险评估事故后果风 险 评 价 模 块选出风险不可接受管段按风险高低排序 管道完整性维护决策系统流程选择完整性评价方案确定完整性评价的时间依据结果确定响应策略风险未降低至可接受水平以下再次进行风险评价策略实施实施效果监测模块判断进入下一周期 完整性维护决策模块风险降低至可接受水平以下
34、 （4）完整性管理体系各部分的相互关系管道完整性管理体系主要由管道完整性管理系统、安全评价与检测以及管道的风险评估等三大部分构成。各个部分既互相联系，又相互区别，共同组成了管道完整性管理的有机整体。数据及信息的管理处于完整性管理的关键地位，是保证完整性管理顺利进行的重要因素；风险评估是完整性管理的核心组成部分。通过对风险的识别与评估，并将这些风险信息或数据输入到管道完整性管理信息系统中，可以分析对管道完整性产生不利影响的因素或事件，以便采取措施保证管道的完整性；而管道的安全评价与检测是完整性管理数据获取的重要组成部分。根据上述分析，可以用一个简单的示意图将管道完整性管理的三大部分的相互关系表示
35、出来。完整性管理完整性管理信息系统风险评价安全检测与评估（二）管道完整性管理的实施(1) 建立管道完整性管理信息系统一套具有实际应用价值的完整性管理信息系统，它至少应该有以下内容：1、数据模块2、数据输入3、后果严重区4、线性参照5、分段6、数据可视化7、查询8、缺陷管理9、完整性管理计划10、风险评估11、开挖表12、防范、控制和决策支持13、假设条件14、报表15、帮助和资料。根据管道完整性管理体系的主要框架与内容设计的完整性管理信息系统的程序模块如图所示。管道数据失效事故数据成本数据检测数据数据仓库风险评价安全评价输出维护管理aedcba) 数据库和数据处理程序模块，这是管道完整性管理系
36、统的关键模块。它一般包括管道的基本信息数据如地理位置、地质状况、工作压力、管子材料、管道设计及施工数据等，还有相关的失效数据与信息、成本数据以及管道检测(如在线检测、间接检测、直接开挖)数据等，同时也对这些数据进行分析；b) 风险管理程序模块。它是管道完整性管理系统的核心组成部分，包括管道风险识别、定性、半定量与定量风险评估等内容；c) 安全评测程序模块。主要包括含腐蚀等缺陷管道的可靠性概率评价、剩余强度评估剩余寿命预测；d) 维护管理程序模块。主要分析选取维护措施，预防、控制、减缓风险。e) 输出程序模块。通过该模块，形成一套强大的数据获取、规划和策略制定工具，节约维修与管理成本。(2) 识
37、别高后果区高后果区简称为HCAs，是指管道泄漏会对人口、环境、商业航道造成很大影响的地区。还应该根据国家和地区的相关法律、法规及实际情况来确定。管道公司应该对高后果区进行定期评估，并要求对确定出来的高后果区非常熟悉。随着时间的推移，高后果区的地理位置可能会发生变化。（3）数据采集所需数据的类型取决于缺陷的类型和预期的失效模式。管道公司不仅要考虑可以预料的失效类型数据，还要考虑是否会出现以前在系统运行中没有遇到过的失效模式。完整性管理的关键在于采集数据，第一步是识别管道完整性管理所需的数据来源。常见的数据来源有：a) 设计、材料、施工记录；b) 管道建设占地记录；c) 运行、维护、检测和修复记录
38、；d) 用来确定高后果区管道的记录；e) 事故和风险报告。（4）风险评估、管道风险定义管道的风险是能够导致泄漏的事故或者状况发生的概率和泄漏后果的乘积。在进行风险评估和做决策时，要慎重并充分考虑这两方面的因素。 建立风险评估方法建立风险评估程序时，管道公司应考虑才管道系统运行特点，确定那种方法最合适。风险评估的最终目的是对系统存在的风险进行识别和排序。还应该确定什么样的信息对评估是最有用的，以及如何用这些信息来提高风险评估的准确性和效果。 风险的确认和排序一旦风险评估方法和过程有效，就有了对风险排序的必要信息。风险越高的管段，优先级越高，在决策时应首先考虑风险减缓措施。在决定采取什么措施降低风
39、险时，要考虑什么样的管段风险最高，然后分析造成风险高的主要原因。 风险控制和减缓得出有效的风险评估结论后，要求检测管道上最严重的风险，同时检测其他更有效的控制风险措施，并决定采取何种风险预防和减缓措施。风险控制和减缓过程包括以下几个步骤：a) 识别降低管道系统失效概率，减小后果的风险控制方法；b) 对这些方法进行系统的评估和比较，以确定对推荐项目的风险降低量化作用；c) 选择和执行风险控制的最佳方法。 定期风险评估应经常分析风险评估的过程和方法来保证过程的正确性，并保证结果与管道公司的完整性管理目标一致。管道公司在考虑何时重新评估风险时，要考虑：a) 上次检测、试验、降低管道风险时修理的次数；
40、b) 上次检测、试验时发现的缺陷类型；c) 管道等级下降的比例；d) 管道失效最后可能出现的后果；e) 已知管道信息的质量；f) 最近发生泄漏并有共同特点的管段。g) 运行参数变化。 建立可接受风险标准对于风险分析和风险评估的结果，人们往往认为风险越小越好，实际上这是一个错误的概念。减少风险是要付出代价的，无论减少危险发生的概率还是采取防范措施使发生造成的损失降到最小，都要投入资金、技术和劳务。通常做法是将风险限定在一个合理的、可接受的水平上，根据影响风险的因素，经过优化，寻求最佳的投资方案。“风险与利益间要取得平衡”、“不要接受不必须的风险”、“接受合理的风险”，所有这些都是建立风险接受标准
41、的原则。 完整性管理体系的变更与管理一旦管道完整性程序建立起来了，管道操作人员应不断的进行监测和改进此程序。管道公司所做的管道变化以及其他人所做的对管道影响的变化将可能影响完整性项目以及采用的风险控制措施的顺序。为了确保计划的持续有效性，管道公司应该：a) 在变更发生前或发生后不久识别出来；b) 确保这些变更不会增加风险；c) 修订管道完整性程序中影响的部分。a、识别完整性程序的变更为了保持管道完整性程序的现时性，管道公司应该能够识别由于管道可能的变化所影响管道完整性程序中的任何一个风险因素的变化，这些变化主要有：a) 添加、删除或者改变管道设备；b) 液体输送介质的改变、影响风险有限次序的运
42、行条件的变化、所使用的任何泄漏控制、其他缓解措施变化；c) 流速、运行压力等工况变化；d) 重新启动停输很长时间或还未进行修复的设备或系统；e) 现有程序的变化或增加新的程序；f) 路权变化；g) 法规、标准变化。b、完整性管理体系的更新一个变化可以影响一个或所有管道完整性管理体系。作为变更管理的一部分，管道公司应该评估的完整性管理问题主要有：a) 潜在的影响或被影响区域是否改变；b) 数据是否增加、删除、更新；c) 变更是否影响了输入的数据或在风险评估中所做的假设；d) 变更是否影响了检测、预防或减缓措施的计划；e) 变更是否导致完整性管理体系需要重新修订；f) 变更是否影响管道泵站、终端、输送设施的完整性程序；g) 变更是否影响了任何效能指标或审核指标。任何影响管道完整性管理体系的变化应存档。对受影响的管道完整性管理体系所做的修改应在修订中体现出来。