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高压消防泵金属软接头:西南山区油气管道完整性管理探索与实践
浏览: 发布日期:2018-03-21

西南山区油气管道完整性管理探索与实践

邹永胜

中国石油西南管道公司

 

 

中国石油西南管道公司(以下简称“公司”)所辖管道途经7省1市(滇、黔、桂、川、渝、陕、甘、宁),管道穿越地区大部分山高谷深、河流纵横、地质灾害频发,部分区域地质活动强烈、地震发育密集。截至2017年10月底,公司在役管线里程达9354千米,其中70%为山区管道,管道沿线并行敷设里程长,多处采用跨越方式通过。中缅原油管道(一期)与中缅天然气管道同沟并行敷设段长达600余千米,部分管段与云南成品油管道三管并行,同沟、同桥、同隧,创国内管桥跨越主跨.长、多管同跨、荷载.大、桥隧直连、地质条件.复杂、跨越国际河流等多项之.。西南山区管道沿线复杂的地质条件、地理环境以及建设路由国内罕见,安全运行保障压力巨大。公司通过加强管道完整性管理,尤其是结合西南山区运行.点,强化地质灾害与水系风险管控,推行管道本质安全管理等工作,确保了新建管道的顺利投产以及在役管道的安全平稳运行。

 

1  地质灾害风险管控

 

1.1  地质灾害类型及发育现状分析

地质灾害是西南山区管道风险类型中.为突出的一种。以2017年专项地质灾害排查为例,共发现各类地质灾害隐患点1134处。其中,水毁是西南管道沿线发育.多的地灾类型(如图1所示),共675处,占比达59.5%。

 

图1 2017年地质灾害发育类型及数量

 

 

公司各条管道地质灾害分布类型及数量如图2所示。其中,中缅油气管道沿线地灾发育数量.多,共508处,占比达44.8%。这与其沿线复杂的地形地貌、水文及气象环境息息相关,地灾防治工作相比其他管道也更加严峻。

 

图2 各管道地质灾害发育数量与占比

 

1.2  地质灾害风险评级体系及评价模型建立

1.2.1 构建地质灾害影响因素指标体系

针对西南山区管道沿线常见的地质灾害类型,结合其发生机理、基本.征,综合考虑地形地貌、地质环境条件等内在因素以及地震、降水、人类工程活动等外在诱发因素,分析管道沿线各灾种致灾因子及其敏感性。以滑坡为例,通过对64个滑坡典型样本进行分析发现,共有25个因素对滑坡发育较为敏感。根据各因子敏感性以及野外调查中因子获取的难易程度,.终筛选出坡度、坡面形态、土体类型、历史滑塌、现今变形、土体状态、滑体厚度、降雨以及地震烈度共9个因子共同构成单体管道滑坡灾害的影响因子指标体系。

1.2.2 建立地灾作用下管道数值模型

针对滑坡、崩塌、泥石流、水毁等典型地质灾害,分类分工况建立数值计算模型。以滑坡灾害为例,按管道穿越滑坡的方式(横穿、纵穿、斜穿)分类建立基本数值模型(图3),再根据管道埋深、管径、管材等建立具体的数值计算模型,探究在滑坡的作用下,管道的失效、破坏过程以及机理,以了解地质灾害对管道的影响规律。

 

图3横穿(a)、纵穿(b)、斜穿(c)模型示例

 

(1)滑坡灾害作用下,管道的失效除与埋深、管材、管径、壁厚等因素有关外,还与滑坡在管道上的滑动方向有关。管材强度越高,管道壁厚及管径越大,其能承受的滑坡作用力越大,但抵抗变形的能力越小。

(2)对于横穿滑坡的管道,在滑坡灾害作用下,管道受滑坡作用力.大处位于管道中部或与滑面相交处,相应的应力应变也较大,即管道容易在相应处发生破坏。

(3)对于纵穿滑坡的情况,在滑坡区后缘主要为管道拉应力集中区、滑坡中部偏前缘为管道弯曲应力集中区、滑坡前缘为管道受压应力集中区,管道容易在对应处破坏。

(4)对于斜穿滑坡的情况,其受力形式为横穿和纵穿的结合,与滑坡的交角不同,主导因素不同,应力分布差异较大。

1.2.3 单体管道和区域管道风险评价指标体系与评价模型

(1)单体管道地质灾害

以滑坡为例,单体管道滑坡灾害风险评价采用基于指标评分法的半定量评价模型,其指标体系如图4所示。图中可以看出,滑坡灾害风险包含了地质灾害风险概率和管道失效后果两部分,各部分又可进一步细分至下一级指标。

 

图4管道滑坡灾害风险评价指标体系

 

.终,通过灾害风险概率和管道失效后果构建风险矩阵,判别滑坡风险(表1)。

 

 

(2)区域管道地质灾害

区域管道地质灾害风险评价需综合考虑危险性与易损性两方面因素,其模型为风险=危险性×易损性。以秦岭大巴山高中山区输油管道地质灾害风险评价为例,构建的地质灾害风险评价指标体系如图5所示。.终,通过GIS空间分析功能实现区域管道地质灾害风险评价。

 

图5 管道地质灾害风险评价指标体系示例

 

1.2.4 开展风险评价

(1)单体管道地质灾害风险评价

利用建立的管道地质灾害风险评价模型及评价指标体系,结合SY/T 6828—2011《油气管道地质灾害风险管理技术规范》等标准,对现场排查的各类地质灾害进行风险评价。结果显示,在排查的1134处地质灾害中,主要是中等风险(490处)和较低风险(433处)灾害占比较多,其次是低风险(149处)、较高风险(59处)、高风险(3处)。

(2)区域管道地质灾害风险评价

将建立的区域管道地质灾害风险评价模型应用于5条管线,共涉及289个风险等级分段。其中,高风险段126.3 km/7段、较高风险段910.1 km/68段、中等风险段2255.7 km/103段、较低风险段2429.1 km/105段、低风险段123.9 km/6段。

1.3 地质环境风险图形库及水系应急防控平台建设

1.3.1 地质环境风险图形库

为提高地质灾害风险管控能力及信息化水平,公司研发了管道沿线地质环境风险性图形库系统(图6),实现了直观展示与可视化操作。目前已完成6大类24小类共计360余万条数据的建库及三维场景、三维模型的建设,同时还包含地质灾害点查询统计分析、等高线分析、坡度坡向分析等共计40多个子功能。

 

图6管道沿线地质环境风险性图形库系统

 

1.3.2 水系图及水系应急防控平台建设

公司研制的水系图及水系应急防控平台的主要功能包括水系图制作、穿越点和拦截点定位、线路走向定位、航拍图与影像图编辑、测距、河流洪水流速及到达关键点时间计算、物资类型与存放位置以及拦油方案等。图7为平台APP拦截点信息和拦截方案界面展示。

 

图7拦截点信息和拦截方案界面

 

1.4 管道地质灾害监测预警工程建设

公司结合地灾评价体系/模型的建立以及流域风险分析,开展地灾自动监测与预警工程建设,并在图形库系统中开发面向地质灾害监测设备管理、监测数据分析、预警预报、应急管理、地灾APP等业务于一体的应用模块,促进管道安全智能运行。

 

2 建设期管道智能测径及缺陷改造

 

从2013年开始,公司开展了一系列管道投产前验收检测(智能测径),投产前管内无输送介质以及无动力源等客观条件导致检测难度大,若用常规检测设备效果难以管控。因此,需要对设备设施等进行合理改造。

2.1 动力源选择及检测设备结构改造

2.1.1 空压机排量选择

综合考虑山区取水及排水等问题,选择利用空压机提供压缩空气作为推动清管器/检测器运行的动力装置。

若空压机排量过小,则进气量不足导致检测器前进速度过慢,甚至因检测器两端无法建立起足够压差而导致检测器无法正常运行。若排量过大,检测器运行速度会过快而影响数据质量,严重情况下可导致检测器撞击盲板致使检测器和收球筒损坏。空压机的排量、压力、数量需求宜根据现场环境及管道属性等因素综合确定,建议如表2所示。若线路较长、落差较大、管内存水过多,智能测径除加强空压机配置外,还需配备增压机。

 

 

2.1.2  检测器机械结构设计

受空压机配置数量及输出排量的限制,新建管道实施智能测径期间,在检测器运行下游不具备建立背压条件,检测器在管内运行状态不稳定,忽快忽慢,属于蹿动性运行。检测器在此工况环境下运行,瞬间启动速度.大能达到30 m/s。因此,投产前智能测径对检测器的性能要求更高,需要在检测设备常规结构的基础上进行改造。如优化皮碗结构增加其密封性和支撑能力,确保检测器能顺利运行;优化探头机械机构增加其耐磨性和稳定性,确保高速运行状态下探头完好且能采集真实数据;优化电子系统保证检测器数据处理器和存储器在高速运行时仍能正常采集数据且不丢失数据。其结构示意见图8。

 

图8 管道投产前智能测径检测设备示意图

 

2.2  管体缺陷改造

投产前智能测径发现的许多管体凹陷,部分较深,部分位于焊缝上,须及时整改,消除隐患。《油气输送管道完整性管理规范》(GB 32167―2015 )和《在役油气管道工程检测技术规范》(GB/T 51172---2016)等标准出台之前,主要结合国内外油气管道施工验收标准及在役管线缺陷修复等相关资料,制定了投产前凹陷整改方案,按照不同位置、不同类型、不同大小、运行后承压情况以及高后果区分布等综合因素,采取换管、B型套筒等方式进行永久性处理,确保管道进入运行期后本质安全可控。

 

3 运行期管道本质安全管理

 

依据GB 32167―2015《油气输送管道完整性管理规范》及Q/SY 1180《管道完整性管理规范》等标准,公司严格按照管道完整性管理六步循环开展相关工作。

(1)结合西南山区地形地貌、气象及流域.点,优化西南山区管道高后果区识别距离范围标准,并做好风险评价与防控工作。

(2)开展基于内检测的管道完整性评价,并结合高后果区高风险段合理制定缺陷修复方案。同时,推行外检测“自检”模式,提高员工技能水平。

(3)加强管道内腐蚀机理研究并制定和落实防控方案。通过实施桥梁健康监测、管道应力监测等技防措施监测山区大落差跨越段在日常运行、清管检测及地灾等发生时的受力情况。

(4)加强.三方施工管理,开展轨迹巡线,推行“三色预警”机制,严防打孔盗油,试点应用无人机技术,并在重点场所/地段安装视频监控系统,通过强化技防、信息防手段避免管道受外界破坏。

(5)强化汛期安全管理,推行“治早治小”模式,避免小隐患变成大工程。

(6)加强阴.保护与腐蚀防控,建成高压直流干扰监测系统实现对接地.放电监测。

(7)结合山区.点,优化维抢修队伍布局,强化区域联防、应急联动建设,建立应急抢险支持平台,并开展设备机具“小型化、轻型化”研究。

 

4 小结

 

西南山区管道沿线地形地貌复杂多样,水系发达,地质灾害频发,应急抢险难度大,国内可供借鉴的管理经验有限。随着《油气输送管道完整性管理规范》的深入应用,公司对标准提出的各项要求不断细化,夯实基础管理,狠抓隐患整治,加强人防、物防、技防以及信息防的有机结合,以“智能管道、智慧管网”建设为目标,积.探索西南山区管道完整性管理模式,确保管道安全平稳运行。从实践中可以看出,如何根据公司管道运行.点,务实有效落实管道完整性管理各项要求,是一项长期工作,需要不断探索与完善。

 

作者:邹永胜,中国石油西南管道公司副总经理。