输气管道半定量风险评价技术方案

广东大鹏液化天然气有限公司

全线输气管道半定量风险评价技术方案

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批准： 日期：

国家质量监督检验检疫总局

中国特种设备检测研究院

目 录

1 工程概况 1

2 工作内容 1

3 主要参考依据 2

4 项目资源条件 3

4.1 项目人员 3

4.2 设备的配备 4

5 技术路线 5

6 管道风险评价方案 5

7 项目组织与进度计划 15

8 HSE管理 16

8.1 HSE保证体系 16

8.2 HSE保证措施 16

8.3 应急处理措施 17

9 记录及报告 19

9.1 检验记录 19

9.2 评估报告 20

10 其它 20

广东大鹏液化天然气有限公司

全线输气管道半定量风险评价技术方案

1.工程概况

受广东大鹏液化天然气有限公司（甲方）的委托，中国特种设备检测研究院（乙方）承担甲方全线输气管道半定量风险评价工作，并出具评价报告。

广东大鹏液化天然气有限公司（以下称“公司”）输气干线管道起自位于深圳市大鹏新区秤头角的液化天然气接收站，管道途径深圳、惠州、东莞、广州和佛山等5市，总长约440.618 km，设计压力9.2MPa，管道全线包括1条主干线、3条支干线、3条支线及8条用户专线。

1条主干线：管道线路起自接收站，经坪山分输站、东莞分输站、广州东分输站、金山分输站至南沙分输站，线路长度约182.014km。

3条支干线：坪山分输站至惠州电厂末站支干线，长度约35.169km；坪山分输站至前湾电厂末站支干线，长度约79.409 km；金山分输站经广州南分输站至佛山末站支干线，长度约66.748 km。

3条支线：24#阀室至美视末站，长度约5.595km；南沙分输站至珠江电厂末站，长度约8.675km；澳头分输站至惠州末站，长度约33.658km。

8条用户专线：福华德阀井至中海油深圳电力末站，长度约7.819km；南山阀井至南山电厂末站，长度约0.445km； 4#阀室至樟洋末站，长度约0.594km；樟洋末站至樟洋新奥燃气门站，长度约0.386km；高埗阀井至高埗末站，长度约1.239km；高埗末站至高埗新奥燃气门站，长度约0.56km；东莞分输站至通明电厂末站，长度约1.966km；大亚湾阀井至惠州炼油厂末站，长度约2.195km。

2.工作内容

按照《油气输送管道完整性管理规范》（GB 32167-2015）和《油气输送管道风险评价导则》（SY/T 6859-2012）、《油气管道风险评价方法 第1部分半定量评价法》（SYT 6891.1-2012）等规范要求，开展全线管道半定量风险评价，出具管道危害因素识别全面、数据采集充分、管段划分及风险等级判定科学、风险消减措施可行且总体结论具有较强权威性的半定量风险评价报告。工作内容如下：

1)调研公司管道完整性管理状况，了解管道保护（含第三方损伤）、腐蚀及阴保、自然与地质灾害、管道本体缺陷及维护维修、智能检测等工作情况，基于公司现有的管道完整性管理数据，补充完善可全面识别管道危害因素的其它数据。

2)结合公司管道实际情况，选用国家或行业通行或认可的评价方法，并与公司上一周期所用的半定量评价方法及其指标体系进行对比，制定出更为科学、合理的半定量风险评价指标体系，开展管道风险评价。

3)提供管道半定量风险评价分段及分段说明。

4)管道分段风险计算，风险排序，风险因素分析，判定各管段的风险等级和风险减缓措施。

5)参照行业内的风险可接受标准，确定在公司管道外部现状环境下各管段所能接受的风险标准。

6)与公司上一周期的半定量风险评价报告进行对比，分析新增高风险管段的成因，提出具体的风险减缓措施。

7)基于公司2016年收集的管道周边数据，详细标明下列场所的风险值及其应急措施落实的优先顺序：

a).居住区以及商业中心、公园等人员密集场所；

b).学校、医院、影剧院、体育场（馆）等公共设施；

c).车站、码头（依法经许可从事危险化学品装卸作业的除外）、机场、以及通信干线、通信枢纽、铁路线路、道路交通干线、水路交通干线、地铁风亭以及地铁出入口；

d).危险源。

8)以管道类别及所经过的区（镇）行政区为单位编制规范的专项报告。

3.主要参考依据

1)中华人民共和国石油天然气管道保护法

2)埋地钢质管道腐蚀防护工程检验（GB/T 19285-2014）

3)埋地钢质管道风险评估方法（GB/T 27512-2011）

4)油气管道风险评价方法 第1部分：半定量评价法（SY/T 6891.1-2012）

5)基于风险的埋地钢质管道外损伤检验与评价（GB/T 30582-2014）

6)输油管道工程设计规范（GB 50253-2014）

7)油气输送管道完整性管理规范（GB32167-2015）

8)相关科研成果

9)其他相关资料

4.项目资源条件

4.1.项目人员

为保证该项目的顺利完成，中国特检院拟在现场组建“广东大鹏全线输气管道半定量风险评价项目部”(以下简称项目部，见图 1)，并以项目部为依托，在我方的HSE管理体系和质量管理体系下，依据本项目的实施项目与内容确定项目组织机构检测人员的分组，同时结合工程项目现场的具体情况，建立项目部HSE管理体系、质量管理体系等工程管理系统。

图 1项目组织机构图

项目部在项目经理的统一领导和组织下，按照各自的职责，认真、全面履行合同规定的项目部所有职责，高标准、高质量按期完成该工程任务。项目部在项目经理的统一领导和组织下，按照各自的职责，认真、全面履行合同规定的项目部所有职责，高标准、高质量按期完成该项技术服务。项目组下设：技术负责人、质量负责人、HSE负责人、软件开发小组、后勤保障组、资料管理负责人。具体相关人员见表格 。

表格 1 项目相关人员

4.2.设备的配备

中国特检院保证为现场检验工作配置足够的、先进的、稳定的、处于完好状态的检验设备。

表格 2 检验设备表

5.技术路线

图 2 技术路线图

6.管道风险评价方案

（1）风险评价流程

根据《油气输送管道完整性管理规范》（GB 32167-2015），管道风险评价流程如图 3：

图 3 管道风险评价流程

（2）风险评价方法选择

管道风险是其发生事故（失效）的可能性与事故后果的综合按照评价结果的量化程度，管道风险评价技术可以分为定性、半定量和定量三种。表格 给出了三种方法的特点。

表格 3 管道风险评价技术特点

目前常用的风险评估方法有一下三种：

1）风险矩阵法：对于失效概率和失效后果分别评估，将两者置于二维不连续矩阵中，

对风险水平进行分级。

2）风险系数法：用指数表示失效概率和失效后果，并用数学方法综合两者的影响。

3）概率分析方法：失效概率和失效后果都采用定量的计算方法，以两者的乘积表示管

道的风险。

本项目采用半定量方法进行风险评估。根据要求主要依据《油气管道风险评价方法 第1部分半定量评价法》（SY/T 6891.1-2012）针对所有管道采用风险矩阵法/指数模型方法（半定量评估方法），对其进行风险评估及等级划分 。

具体评估方法依据现场实际情况进行修正。

（3）风险因素识别

1）风险因素分类

根据国际管道研究委员会（Pipeline Research Committee International，PRCI）研究成果，PRCI 分析了输气管道的事故数据，将事故根源分为22种，这22种原因均代表影响管道完整性的一种危险。这22种事故原因中有一种是“未知”，即找不到根源或原因，其余21种按照性质和发展特点划分为9个失效类型，并进一步划分为与时间有关的3大缺陷类型，按照失效性质通常将管道风险因素划分为第三方破坏、腐蚀、制造与施工缺陷、误操作和地质灾害五大类。

表格 4 管道事故因素分类

2）风险因素识别方法

比较法：危险因素目录和历史失效数据检查等；

构造法：危险与可操作性分析（HAZOP）及失效模式和影响分析（FMEA）

逻辑分析法：事件树分析和故障树分析等

本项目拟采用比较法，根据管道失效事故因素分类（见表格 ）或者《油气输送管道完整性管理规范》（GB 32167-2015）中管道危险因素分类表进行对比检查。通过调研业主公司管道保护（含第三方损伤）、腐蚀及阴保、自然与地质灾害、管道本体缺陷及维护维修、智能检测等工作情况，基于公司现有的管道完整性管理数据，进行查漏补缺，构建完善的管道危害因素识别体系以及相关数据。

（4）管段划分

应根据管道的属性和周边环境对管道进行评价单元划分。以单元为单位作管道状况描述，包括但不限于：

1）管龄、管材、管径、防腐层类型、管道附属设施及起止里程；

2）管体、防腐层和附属设施状况的评价；

3）管道运行参数，包括输送介质、运行压力和温度；

4）管道沿线自然环境。

图 4 管段划分示意图

（5）风险评价

风险评价的主要内容为失效可能性和失效后果的评价以及风险分级等内容。其中管道失效可能性分析方法主要有：括数学模型、历史数据分析（统计分析）、事件树和故障树等。失效后果分析内容应包括估算管道失效对人员、财产和环境等产生不利影响的严重程度，同时分析中也可考虑失效造成管道损伤、介质损失和服务中断而造成的损失情况。失效后果可采用定性或定量的方法估计，定性的评价结果描述可表示为“重大”、“较大”、“一般”等级别，定量的评价可从安全、经济和环境等角度加以分析，给出相应的指标，如用伤亡人数来衡量安全后果的严重程度，用货币表示经济后果。

根据招标文件内容要求，本项目拟以标准《油气管道风险评价方法 第1部分半定量评价法》（SY/T 6891.1-2012）为主要依据，结合公司管道实际情况，在前一步完善因素识别体系的基础上，对公司上一周期所用的半定量风险评价方法及其指标体系进行对比分析，制定出更为科学、合理的半定量风险评价指标体系，并开展管道风险评价。

本项目拟以以下风险评价方法为基础，以公司实际现场情况进行修正。

1）失效可能性计算方法

管道失效通常可将原因归结为第三方破坏、腐蚀、制造与施工缺陷、误操作和地质灾害五大类因素，由此构建分析因素体系，见图5。

失效可能性分值=第三方破坏分值+腐蚀分值+制造与施工缺陷分值+误操作分值+地质灾害分值，其中：

第三方损坏分值=埋深分值+巡线分值+公众宣传分值+管道通行带与标识分值+打孔盗油（气）分值+管道上方活动水平分值+管道定位与开挖响应分值+管道地面设施分值+公众保护态度分值+政府态度分值

腐蚀分值=100-[100-(介质腐蚀性分值+内腐蚀防护分值+土壤腐蚀性分值+阴极保护电位分值+阴保电位检测分值+恒电位仪分值+杂散电流干扰分值+防腐层质量分值+防腐层检漏分值+保护工-人员分值+保护工-培训分值+外检测分值+阴保电流分)] ×管道内检测修正系数

制造与施工缺陷分值=100-[100-(运行安全裕量分值+设计系数分值+疲劳分值+水击危害分值+压力试验系数分值+轴向焊缝缺陷分值+环向焊缝缺陷分值+管道缺陷修复分值)] ×管道内检测修正系数

误操作分值=危害识别分值+达到最大许用应力的可能性分值+安全保护系统分值+规程与作业指导分值+SCADA通讯与控制分值+健康检查分值+员工培训分值+数据与资料管理分值+维护计划执行分值+机械失误与防护

地质灾害分值=MIN[已识别危害点分值，（地形地貌分值+降雨敏感性分值+土体类型分值+管道敷设方式分值+人类工程活动分值+管道保护状况分值）]

根据失效可能性分值可以将其分为“频繁”、“偶尔”、”不太可能”和“不可能”四个等级，具体划分以现场实际为准。

图 5失效可能性因素体系

2）失效后果计算方法

失效后果主要从介质危害性、影响对象以及泄漏扩散影响系数三方面进行分析计算。由此构建失效后果分析体系，见图 。

图 6失效后果分析

失效后果分值=介质危害性分值×影响对象分值×泄漏扩散影响系数分值

其中：

介质危害性分值=介质危害性分值+介质危害修正分值

影响对象分值（输气）=人口密度分值+其它影响分值

影响对象分值（输油）=人口密度分值+环境污染分值+其他影响分值

泄漏扩散影响系数分值按照泄漏值查表（表格 ）或者进行插值计算获得。

泄漏值按如下公式进行计算：

式中：

d –管径，单位为毫米（mm）；

p-运行压力，单位为兆帕（MPa）；

MW-介质相对分子质量；

m-最大泄漏量的液体质量，单位为千克（kg）；

T-沸点（至少50%的馏点时的沸点），单位为摄氏度（℃）。

表格 5 泄露扩散影响系数评分表

3）风险值计算方法

对每个管段计算失效可能性分值和失效后果分值，并按公式进行风险值计算：

风险值=（第三方损坏分值+腐蚀分值+制造与施工缺陷分值+误操作分值+地质灾害分值）/后果分值

应该注意：

a) 应采用最坏假设，一些未知的情况应给予较差的评分。

b) 应保持评分的一致性。

c) 必要时添加备注，进行情况说明，增加评分结果的可追溯性。

4）风险排序

按照计算出来的风险值对各管段进行风险排序，并分析高风险管段的影响因素，必要时可以按各管段的失效可能性和失效后果进行排序，各管段风险值按照表格 进行统计。

表格 6 管道风险值统计表

5）风险等级划分方法

依据标准《油气管道风险评价方法 第1部分半定量评价法》（SY/T 6891.1-2012），可按照风险计算结果对管段进行风险等级划分。

其中高风险管段判定条件为：满足以下条件之一应视为高风险管段，见表格 。

表格 7 高风险管段

《油气管道风险评价方法 第1部分半定量评价法》（SY/T 6891.1-2012）中未提及低风险、中风险以及中高风险的划分依据，因此拟根据《管道完整性管理规范 第3部分 管道风险评价导则》（Q/SY 1180.3-2009）中风险等级划分思想，拟根据现场实际研究结果对计算的失效可能性和失效后果分别划分等级，采用矩阵法判定各计算管段的风险等级。

图 7 风险矩阵图

以上为相关标准思路，具体实施过程中根据本项目中实际情况进行相应研究和调整，制定适宜广东大鹏管道的风险评估导则。

6）风险减缓措施

风险减缓措施主要从以下几方面逐级开展，实施过程中在完善管道危险有害因素识别体系的基础之上，根据业主管道实际情况进行制定细则：

A加强管理：A1签订管道保护协议；A2制定隐患管段专项预案和定期演练；A3缩短巡检时间间隔；A4增设运行监控手段；A5加密设置警示标识；A6进行高后果区管理；A7向地方政府有关部门报备。

B风险防控：B1增大管道埋深；B2增设物理保护或排流设施；B3缩短检验周期；B4防腐层修复；B5阴极保护系统整改；B6交直流干扰治理；B7改善水工保护；B8灾害监测；B9增设泄漏监测或安防监控系统。

C专项整治：C1管体修复或补强；C2管道局部换管；C3降压运行；C4拆除或移除占压物；C5管道局部改线；C6人口密集场所或建筑物搬迁；C7第三方施工叫停。

7）风险可接受标准

参照行业内的风险可接受标准，确定在公司管道外部现状环境下各管段所能接受的风险标准。

结合公司管道实际情况，参考行业标准，研究制定失效可能性和失效后果的等级划分方法，根据风险评价的结果，依据ALARP思想，制定各管段风险是属于可广泛接受区、合理可行区和不可接受区，形成本项目的风险可接受标准。

8）风险评价报告对比

以本项目形成的风险评估方法体系对管道进行半定量风险评价，将评估结果与上一周期进行的半定量风险评价报告进行对比分析，列出风险发生变化的管段信息，分析引起管段风险发生变化的因素，并针对新增的高风险管段提出具体的风险减缓措施。

9）重要区域风险应急措施研究

基于公司 2016 年收集的管道周边数据，对如下关键重要区域信息进行收集整理，形成清单:

a).居住区以及商业中心、公园等人员密集场所；

b).学校、医院、影剧院、体育场（馆）等公共设施；

c).车站、码头（依法经许可从事危险化学品装卸作业的除外）、机 场、以及通信干线、通信枢纽、铁路线路、道路交通干线、水路交通干线、地铁风亭以及地铁出入口；

d).危险源。

整理出以上重要区域在内的管段的风险评估结果，针对这些区域进行因素敏感性分析，确定各管段失效影响因素的权重排序，进而依据已制定的风险减缓措施体系制定相应的应急措施，并按因素权重顺序排序落实。

7.项目组织与进度计划

项目过程中，项目实施小组与甲方各相关单位对项目的理解和合作是项目成功的重要因素。为了保证项目质量与进度，使全体项目成员能够充分了解整个项目阶段的工作安排、工作完成进度等情况，采取的具体进度控制方式有：项目会议、周期性会议、专题会议项目周报。

每月最后一周提交本月报告，并应在甲方组织专家对项目成果评审之前提交所有项目成果。

表格 8 项目月度汇报表

8.HSE管理

8.1.HSE保证体系

中国特种设备检测研究院CSEI/QM-2-36《检验检测安全管理程序》；

8.2.HSE保证措施

1、严格执行中国特检院《检验检测安全管理程序》中规定的有关安全生产的规章制度。

2、明确 陈国旋 为安全责任人（手机：13763377675），负责现场安全管理、协调工作。明确 张海彬 为现场安全监护责任人（手机18684965106），负责现场安全监护工作。

3、所有人员进入现场施工前必须进行一次有针对性的安全学习，并接受安全三级教育和考核，合格后方可进行施工。

4、所有施工人员在施工时一定要穿戴好劳动保护用品。

5、严格按照规定办理好一般作业票，用电、用水手续，才能进行施工。

6、施工过程中由甲乙双方负责现场安全监督，指导工作，经检查发现问题应及时处理。

7、保持施工现场的整齐规范，实现文明施工。

8.3.应急处理措施

1)应急预案

应急预案应遵循“人身安全第一”的原则，具体按业主相关规定编制。

2)应急人员的职责

(1)HSE抢险指挥人

全面负责施工过程中出现的风险处理，进行指挥、检查、总结。在出现问题后应及时地向安全主管部门汇报。

(2)各检测组组长

在HSE抢险指挥人的指示下，具体安排组织应急方案的落实。

(3)HSE监督员

在出现险情后，首先立即向本检测组HSE负责人和上级HSE监督部门汇报，然后协助部门负责人、实施人组织应急。随时保持和上级HSE部门的联系，传达有关指示。

(4)各检测成员

在发现险情和接到险情报告时，马上结合发生险情地点的情况，找出问题出现的原因，形成大致的抢险方案，向项目队长和检测组长报告，同时可以直接拨打各急救电话，实施应急措施。

3)应急抢险

(1)应急抢险原则

a)先控制、后消灭

b)救人重于救险：以抢救生命为第一位，先抢救人员，保护环境后再抢救货物或设备。

c)先重点后一般：对于人的抢救原则是先重伤后轻伤，无伤和无关人员要立即疏散到安全地带。对于物的抢救原则是先危险性大的物品，后一般物品。

(2)应急抢险措施

a)当出现火灾时，若火情较小，险情发现者应先关掉电源，然后再用消防器材进行灭火；当火情较重时，险情发现人要及时拔打119报警，并上报应急抢险指挥人。若火灾发生在室内，应首先撤出室内人员；当有人员受伤时，应急小组应通知急救中心，并将伤者送往急救中心检查、治疗。

b)不得用水扑救不溶于水的油类及其它有机溶剂等可燃物的火灾。若身上衣服着火时，切不可随意跑动，应用麻袋、薄毯裹在身上，或就地打滚以灭火。

c)眼中进入异物的急救方法：当眼睛里进入碎玻璃、铁屑或其它固体异物时，应闭上眼睛不要转动，更不要用手揉眼睛，立即请医务人员处理。

d)当发生触电事故时，应立即设法断电救人，并拨通急救中心电话，通知项目队长。

e)夏季高温作业员工发生中暑现象时，应迅速将患者转移到通风阴凉处，补充清凉含盐饮料，并可服人丹、十滴水、霍香正气水等药物。情况严重者，应送往就近的医疗机构接受治疗。

(3)应急状态的起始和解除

当危害发生时，即进入应急状态，由应急反应小组首先采取控制措施，初步判断险情轻重，上报项目队长和各检测组HSE监督员。有关应急人员进入工作状态，进行现场抢险。当应急现场处理完毕，危险完全解除，人员和财产完全脱离危险，应急行动已无必要时，应急状态解除。应急状态的解除应根据事故轻重，由项目部队长负责宣布。

(4)应急善后处理

a)应急状态解除后，HSE监督员应组织人员对事故现场进行保护，并参与事故的调查处理过程。

b)事故现场取证完毕，应急抢险指挥人应安排人员对事故现场进行清理。

(5)应急物资储备

a)应急物资包括：通讯设备、常用医疗用品。

b)应急物资应可靠有效，操作简单，启用方便，并在应急物资储备处设立明显标志。

4)、危害辨识与风险控制：

9.记录及报告

9.1.检验记录

现场试验人员应按照特检院质量体系文件CSEI/QM-3-A03《记录填写规则》的要求现场填写检验试验记录。

9.2.评估报告

1．按照广东大鹏液化天然气有限公司的要求提交报告。

2．检验人员应按照特检院质量体系文件CSEI/QM-3-A04《报告编制规则》的要求，根据所进行的项目，认真、准确填写检验报告。

3．报告应总结全部的评定工作，评定报告的编写人员还应注意对特检院特色技术的保密，一般情况下，不宜对评定计算所用理论及公式进行详细解释。

4．正式报告必须由具有相应资格的人员出具、审核，并经特检院技术负责人或技术负责人授权的人员批准、签署检验报告，并盖检验单位印章。

10.其它

1．本方案在实施前，需经甲方认可；

2．现场检验如有特殊情况或方案实施有困难，需对方案进行修改、补充、变更时，需经项目负责人同意，必要时报告乙方技术负责人。

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