油气管道完整性管理培训课件
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油气管道完整性管理培训
剩余强度评价、分析腐蚀原因，并对间接检测分级准则进行修正。
4：评价ICDA 的有效性和确定再评价时间。
直接评价（油水钢管内腐蚀）
预评价：收集数据资料
内腐蚀和 防护日常 检测及调 查数据 1
腐蚀监测 数据
2
原始壁厚 管径，高 程、走向
3
介质，运 行参数和 输送方式
4
预评价资料及数据
腐蚀泄漏 事故，失 效案例和 维修 8
管道结构 内外检测 运行参数 运行历史 腐蚀监测 维抢记录 管段环境
试 验 数 据
管道试压 物理性检验、化 学性检验、腐蚀 性能检验
前提：有较为丰富的内检测及基础信息。
0
应力腐蚀试验 晶间腐蚀试验 化学成分检验 化学成分偏析 检验 硬度分析 金相组织分析 机械性能试验
直接评价（钢管外腐蚀）
预评价：选择检测方法和设备
密间距电位测量法
电流电位梯度法
特点
地面音频检漏法
交流电流衰减法
评价阴极保护系统
更精确确定防腐层
确定埋地管线防腐
评价防腐层管段的
有效性、确定杂散
电流影响范围、检 测防腐层漏点
漏点位置，识别孤
立还是连续破损。 电位梯度法还可评 估泄漏点尺寸、缺
层漏点位置，地面
• 4）确认直接评价更有效，能够取代内检测或压力试
验的管道。
22
直接评价（油水钢管内腐蚀）
评价流程
01
预评价
02
间接检 测与评价
03
直接检 测与评价
04
后评价
1：准备工作包括1)资料及数据收集2)检测方法及仪器要求3)ICDA 可行
性评价4)ICDA 管段划分。 2：开展地面检测，结合历史记录，初步确定内腐蚀分布及程度。 3：依据间接检测结果，确定开挖数量及顺序，进行开挖检测、腐蚀管道
油气管道完整性管理全套PPT-7-直接评价方法
• 无需与管道连接，在地面就可快速 评估管道中的杂散电流
• 可在沿管道方向的任意地方对杂散 电流进行监测。
• 定位杂散电流汇集流入点及流出点。 • 快速评估杂散电流缓解措施的效果。 SCM杂散电流测试仪
26
➢ JG－2A型直流电火花检测仪
• JG－2A型直流电火花检测仪是用于检测金属防腐涂层质 量的专用仪器。
2
7.1 腐蚀防护系统检测方法
• 腐蚀防护系统检测包括外防腐层检测和阴极保护检 测，检测针对管道外防腐层的状态和阴极保护的保 护效果。
• 外防腐层状况主要是指：表现防腐层整体状况的绝 缘电阻率，是否有局部破损点。
• 阴极保护效果主要是看：保护电位是否能处于有效 的保护范围内，是否出现欠保护与过保护的情况。
• RD400-PCM的4Hz频率和C-SCAN的973.5Hz频率得到了NACE RP0502-2002标准的推荐。
• C-SCAN仪器带有测量检测间距的GPS定位 系统，能标志破损点位置。
PCM
注：NACE—美国国际腐蚀工程师协会 C－SCAN
10
2. PEARSON检测法
11
PEARSON检测法优缺点
12
3.ACVG（交流电位梯度）法
13
A字架的破损点定位过程
• 电流方向在破损点两侧发生变化。如果在一个新位置电流指向前， 而在第二个位置电流指向后，就证明操作人员走过了故障点。
14
4. 直流电压梯度测试技术（DCVG）
15
DCVG测量过程
16
DCVG的破损点查找及定位过程
17
破损点处管体腐蚀活性判断
油气管道完整性管理
7 直接评价方法
1
概述
• 直接评价管道完整性评价方法之一。 • 三种直接评价方法：
• 可在沿管道方向的任意地方对杂散 电流进行监测。
• 定位杂散电流汇集流入点及流出点。 • 快速评估杂散电流缓解措施的效果。 SCM杂散电流测试仪
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➢ JG－2A型直流电火花检测仪
• JG－2A型直流电火花检测仪是用于检测金属防腐涂层质 量的专用仪器。
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7.1 腐蚀防护系统检测方法
• 腐蚀防护系统检测包括外防腐层检测和阴极保护检 测，检测针对管道外防腐层的状态和阴极保护的保 护效果。
• 外防腐层状况主要是指：表现防腐层整体状况的绝 缘电阻率，是否有局部破损点。
• 阴极保护效果主要是看：保护电位是否能处于有效 的保护范围内，是否出现欠保护与过保护的情况。
• RD400-PCM的4Hz频率和C-SCAN的973.5Hz频率得到了NACE RP0502-2002标准的推荐。
• C-SCAN仪器带有测量检测间距的GPS定位 系统，能标志破损点位置。
PCM
注：NACE—美国国际腐蚀工程师协会 C－SCAN
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2. PEARSON检测法
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PEARSON检测法优缺点
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3.ACVG（交流电位梯度）法
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A字架的破损点定位过程
• 电流方向在破损点两侧发生变化。如果在一个新位置电流指向前， 而在第二个位置电流指向后，就证明操作人员走过了故障点。
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4. 直流电压梯度测试技术（DCVG）
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DCVG测量过程
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DCVG的破损点查找及定位过程
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破损点处管体腐蚀活性判断
油气管道完整性管理
7 直接评价方法
1
概述
• 直接评价管道完整性评价方法之一。 • 三种直接评价方法：
油气管道完整性管理全套PPT-3-数据收集-含实际案例
（5）其他属性，如阀门类型、水工保护类型等，可由管道运营公 司提供资料。
16
3.2 数据采集
• 3. 中心线测量
➢ III. 精度要求 （1）测量点综合平面误差小于30cm（含探管仪误差）。 （2）相邻测量点连成的直线上，任意一点与对应的实际管道水平距离 不大于1.5m，即在管道转弯处相邻测量点构成的弦距不大于1.5m。 （3）相邻两测点的最远距离不大于200m。 （4）埋深误差小于0.15h(h为管道埋深)。 （5）地面高程精度：平原不低于30cm，山区精度不低于60cm。
15
3.2 数据采集
• 3. 中心线测量线来自设施要同步测量：（3）第三方管道及公共设施，包括地下电力电缆、污水管道、自 来水管道、地下电话电缆、光纤、电视电缆、高架电力线路、外部 输油输气管道、实体墙、油井、气井、电力变压器等。
（4）水工保护设施窄边宽度>=1m的应采集为面状要素、否则采集 为线状要素。
油气管道完整性管理
3 数据收集
1
数据收集
➢ 评价管道系统或管段潜在危险性的第一步，是要收集 能反映管道实际状况的数据和信息。
➢ 收集数据的类型，包括与运行历史、维护、巡线、设 计有关的信息。
➢ 相关信息还包括那些致使缺陷扩展（如管道本体或防 腐层的缺陷）、管道性能劣化（如焊缝）、或可能造 成新缺陷的情况（如靠近管道的挖掘作业）。
6
3.1 数据分类
• 2. 管道专业类数据
➢ （4）完整性评价
➢ 管道完整性评价数据包含管道内检测、直接评价、压力试 验以及日常检查中产生的数据。
➢ （5）站场数据 ➢ 管道站场数据包含站内所有输送设施和附属设施的详细参
数、应用环节、使用情况、管理人员信息等。
7
16
3.2 数据采集
• 3. 中心线测量
➢ III. 精度要求 （1）测量点综合平面误差小于30cm（含探管仪误差）。 （2）相邻测量点连成的直线上，任意一点与对应的实际管道水平距离 不大于1.5m，即在管道转弯处相邻测量点构成的弦距不大于1.5m。 （3）相邻两测点的最远距离不大于200m。 （4）埋深误差小于0.15h(h为管道埋深)。 （5）地面高程精度：平原不低于30cm，山区精度不低于60cm。
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3.2 数据采集
• 3. 中心线测量线来自设施要同步测量：（3）第三方管道及公共设施，包括地下电力电缆、污水管道、自 来水管道、地下电话电缆、光纤、电视电缆、高架电力线路、外部 输油输气管道、实体墙、油井、气井、电力变压器等。
（4）水工保护设施窄边宽度>=1m的应采集为面状要素、否则采集 为线状要素。
油气管道完整性管理
3 数据收集
1
数据收集
➢ 评价管道系统或管段潜在危险性的第一步，是要收集 能反映管道实际状况的数据和信息。
➢ 收集数据的类型，包括与运行历史、维护、巡线、设 计有关的信息。
➢ 相关信息还包括那些致使缺陷扩展（如管道本体或防 腐层的缺陷）、管道性能劣化（如焊缝）、或可能造 成新缺陷的情况（如靠近管道的挖掘作业）。
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3.1 数据分类
• 2. 管道专业类数据
➢ （4）完整性评价
➢ 管道完整性评价数据包含管道内检测、直接评价、压力试 验以及日常检查中产生的数据。
➢ （5）站场数据 ➢ 管道站场数据包含站内所有输送设施和附属设施的详细参
数、应用环节、使用情况、管理人员信息等。
7
油气管道安全管理培训课件
油气管道安全管理
主要内容
• 输油管道的安全管理 • 输气管道的安全管理 • 管道检测技术 • 管道泄漏的检测与监测
油气管道安全管理
2
一、输油管道的安全管理
• 管道投产的安全措施 • 管道运行安全管理 • 管道的安全保护措施 • 管道维护和抢修的安全措施
油气管道安全管理
3
1. 管道投产的安全措施
• 直接法（基于硬件的检测）：直接 观察法、检漏电缆法、声学方法、 负压波法、光纤检漏法。
• 间接法（基于软件的检测方法）： 质量（或体积）平衡法、流量（或 压力）的突变法、实时模型法、统 计检漏法。
油气管道安全管理
36
（1）直接观察法
这种方法最简单的是请有经验的工人或 经过训练的动物巡查管线，通过看、嗅、听 或其它方式来判断是否发生泄漏。近年来， 美国OILTON公司开发出一种机载红外检漏 技术，它是由直升机携带一个高精度的红外 摄像机，沿管线飞行，通过分析管内输送介 质与周围土壤之间的细微温差，来检查长输 管线是否有泄漏发生。
• 两种类型的检测器现在都可以检测管线的腐蚀缺 陷和裂纹缺陷，相比而言，超声波检测器检测费 用高于漏磁检测，漏磁法检测器应用更要普遍一 些。
油气管道安全管理
34
四、管道泄漏的检测与监测
• 管道泄漏的检测方法 • 管线泄漏的监测系统 • 检漏系统的评估指标
油气管道安全管理
35
1. 管道泄漏的检测方法
油气管道安全管理
22
2. 输气管道试运投产安全措施
• 天然气置换过程中操作要平稳，升压要缓 慢，一般应控制天然气的进气流速或清管 球的运行速度不超过5m/s站内管线置换时 ，起点压力应控制在0.1 MPa左右。
• 置换放空时，根据情况适当控制放空气量 ，先由站内低点排污，用气体报警器测试 排污点，若天然气浓度超标时，改为高点 放空点放空。
主要内容
• 输油管道的安全管理 • 输气管道的安全管理 • 管道检测技术 • 管道泄漏的检测与监测
油气管道安全管理
2
一、输油管道的安全管理
• 管道投产的安全措施 • 管道运行安全管理 • 管道的安全保护措施 • 管道维护和抢修的安全措施
油气管道安全管理
3
1. 管道投产的安全措施
• 直接法（基于硬件的检测）：直接 观察法、检漏电缆法、声学方法、 负压波法、光纤检漏法。
• 间接法（基于软件的检测方法）： 质量（或体积）平衡法、流量（或 压力）的突变法、实时模型法、统 计检漏法。
油气管道安全管理
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（1）直接观察法
这种方法最简单的是请有经验的工人或 经过训练的动物巡查管线，通过看、嗅、听 或其它方式来判断是否发生泄漏。近年来， 美国OILTON公司开发出一种机载红外检漏 技术，它是由直升机携带一个高精度的红外 摄像机，沿管线飞行，通过分析管内输送介 质与周围土壤之间的细微温差，来检查长输 管线是否有泄漏发生。
• 两种类型的检测器现在都可以检测管线的腐蚀缺 陷和裂纹缺陷，相比而言，超声波检测器检测费 用高于漏磁检测，漏磁法检测器应用更要普遍一 些。
油气管道安全管理
34
四、管道泄漏的检测与监测
• 管道泄漏的检测方法 • 管线泄漏的监测系统 • 检漏系统的评估指标
油气管道安全管理
35
1. 管道泄漏的检测方法
油气管道安全管理
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2. 输气管道试运投产安全措施
• 天然气置换过程中操作要平稳，升压要缓 慢，一般应控制天然气的进气流速或清管 球的运行速度不超过5m/s站内管线置换时 ，起点压力应控制在0.1 MPa左右。
• 置换放空时，根据情况适当控制放空气量 ，先由站内低点排污，用气体报警器测试 排污点，若天然气浓度超标时，改为高点 放空点放空。
油气管道完整性管理全套PPT-10-管道地质灾害预防
• 灾害地质条件下管道的完整性评价： – 通过现场地质调查，按照不同类型地质灾害（滑坡、泥石流、崩塌、 黄土湿陷、煤矿采空区和地震等）的发生频率、规模，评价管道的 完整性。
8
地质灾害类型
• 包括条件地质灾害和人为地质灾害： – 条件地质灾害：滑坡、崩塌、泥石流、水毁灾害、土 壤湿陷、断层等； – 人为地质灾害：煤矿采空区、开矿引起地质塌陷等。
典型的滑动面，而是在滑体与滑床之间有一层经剪切作用的扰动 带，称为滑动带。 • 剪出口：指滑动面前端与原坡面（地表）的交线。 • 滑坡床：指滑动面以下的稳定岩、土体。 • 滑坡后壁：由于滑坡体向下滑动，在滑坡体后界一带，露出的外 围不动岩土体形成的陡坎，高度数厘米到上百米不等，呈陡壁状， 坡度大多在35°~80°。
2
我国长输管道工程地质灾害分布情况
地区
西北
中部
西南
东部
地质 塔里木盆地、天山 鄂尔多斯高原、黄 川东、渝中 黄淮海平原和
和北山剥蚀低山丘 土高原和山西山地，和鄂西为主、长江三角洲，
形态 陵、河西走廊
间夹临汾盆地
低山区
间夹皖苏丘陵
灾害 滑坡、泥石流、风 滑坡、泥石流、洪 崩塌、滑坡、地面沉降、地
蚀沙埋、盐渍土腐 水、采空塌陷、断 泥石流、塌 裂缝、采空塌
断层
地震断层灾害 美国圣费尔南多地震(1971) 马那瓜(尼加拉瓜)地震(1972)
前苏联加兹拉地震(1976)
唐山地震(1976) 澳大利亚腾南特克里克地震 (1988) 土耳其伊兹米特地震(1999) 昆仑山南麓8.1级地震(2001)
管道破坏形式 输气管道和排水管道，断裂、受压屈曲 滑动断层大面积位移，输水管道几乎全部破坏 管道折断、断裂、管体裂缝、承口接头凸出和 脱落 断裂、漏油、皱折裂缝、弯曲
8
地质灾害类型
• 包括条件地质灾害和人为地质灾害： – 条件地质灾害：滑坡、崩塌、泥石流、水毁灾害、土 壤湿陷、断层等； – 人为地质灾害：煤矿采空区、开矿引起地质塌陷等。
典型的滑动面，而是在滑体与滑床之间有一层经剪切作用的扰动 带，称为滑动带。 • 剪出口：指滑动面前端与原坡面（地表）的交线。 • 滑坡床：指滑动面以下的稳定岩、土体。 • 滑坡后壁：由于滑坡体向下滑动，在滑坡体后界一带，露出的外 围不动岩土体形成的陡坎，高度数厘米到上百米不等，呈陡壁状， 坡度大多在35°~80°。
2
我国长输管道工程地质灾害分布情况
地区
西北
中部
西南
东部
地质 塔里木盆地、天山 鄂尔多斯高原、黄 川东、渝中 黄淮海平原和
和北山剥蚀低山丘 土高原和山西山地，和鄂西为主、长江三角洲，
形态 陵、河西走廊
间夹临汾盆地
低山区
间夹皖苏丘陵
灾害 滑坡、泥石流、风 滑坡、泥石流、洪 崩塌、滑坡、地面沉降、地
蚀沙埋、盐渍土腐 水、采空塌陷、断 泥石流、塌 裂缝、采空塌
断层
地震断层灾害 美国圣费尔南多地震(1971) 马那瓜(尼加拉瓜)地震(1972)
前苏联加兹拉地震(1976)
唐山地震(1976) 澳大利亚腾南特克里克地震 (1988) 土耳其伊兹米特地震(1999) 昆仑山南麓8.1级地震(2001)
管道破坏形式 输气管道和排水管道，断裂、受压屈曲 滑动断层大面积位移，输水管道几乎全部破坏 管道折断、断裂、管体裂缝、承口接头凸出和 脱落 断裂、漏油、皱折裂缝、弯曲
石油天然气管道保护法培训课件(PPT 43张)
穿越河流的管道线路中心线两侧各五百米地域范 围内，禁止抛锚、拖锚、挖砂、挖泥、采石、水下爆破。但是， 在保障管道安全的条件下，为防洪和航道通畅而进行的养护疏浚 作业除外。 第三十三条 在管道专用隧道中心线两侧各一千米地域范围内， 除本条第二款规定的情形外，禁止采石、采矿、爆破。 在前款规定的地域范围内，因修建铁路、公路、水利工程等 公共工程，确需实施采石、爆破作业的，应当经管道所在地县级 人民政府主管管道保护工作的部门批准，并采取必要的安全防护 措施，方可实施。 第三十四条 未经管道企业同意，其他单位不得使用管道专用 伴行道路、管道水工防护设施、管道专用隧道等管道附属设施。
第三章 管道运行中的保护
第三十一条 在管道线路中心线两侧和本法第五十八条第一项所 列管道附属设施周边修建下列建筑物、构筑物的，建筑物、构筑 物与管道线路和管道附属设施的距离应当符合国家技术规范的强 制性要求： （一）居民小区、学校、医院、娱乐场所、车站、商场等人 口密集的建筑物； （二）变电站、加油站、加气站、储油罐、储气罐等易燃易 爆物品的生产、经营、存储场所。 前款规定的国家技术规范的强制性要求，应当按照保障管道及 建筑物、构筑物安全和节约用地的原则确定。
第二章 管道规划与建议
第十五条 依照法律和国务院的规定，取得行政许可或者已报 送备案并符合开工条件的管道项目的建设，任何单位和个人不得 阻碍。 第十六条 管道建设应当遵守法律、行政法规有关建设工程质 量管理的规定。 管道企业应当依照有关法律、行政法规的规定，选择具备相 应资质的勘察、设计、施工、工程监理单位进行管道建设。 管道的安全保护设施应当与管道主体工程同时设计、同时施 工、同时投入使用。 管道建设使用的管道产品及其附件的质量，应当符合国家技术 规范的强制性要求。
第一章 总 则
第三章 管道运行中的保护
第三十一条 在管道线路中心线两侧和本法第五十八条第一项所 列管道附属设施周边修建下列建筑物、构筑物的，建筑物、构筑 物与管道线路和管道附属设施的距离应当符合国家技术规范的强 制性要求： （一）居民小区、学校、医院、娱乐场所、车站、商场等人 口密集的建筑物； （二）变电站、加油站、加气站、储油罐、储气罐等易燃易 爆物品的生产、经营、存储场所。 前款规定的国家技术规范的强制性要求，应当按照保障管道及 建筑物、构筑物安全和节约用地的原则确定。
第二章 管道规划与建议
第十五条 依照法律和国务院的规定，取得行政许可或者已报 送备案并符合开工条件的管道项目的建设，任何单位和个人不得 阻碍。 第十六条 管道建设应当遵守法律、行政法规有关建设工程质 量管理的规定。 管道企业应当依照有关法律、行政法规的规定，选择具备相 应资质的勘察、设计、施工、工程监理单位进行管道建设。 管道的安全保护设施应当与管道主体工程同时设计、同时施 工、同时投入使用。 管道建设使用的管道产品及其附件的质量，应当符合国家技术 规范的强制性要求。
第一章 总 则
油气管道完整性管理全套PPT-12-站场完整性管理
• 主要步骤如下： • （1）实施准备：确定评价的目标和范围采用的方法和所需要的资
源。 • （2）识别设备的失效机理和失效模式。（3）评价数据的采集。 • （4）评估失效可能性。（5）评估失效后果。 • （6）风险评价。（7）风险管理。 • （8）风险再评价和RBI评价的更新。
7
3. 评估方法
• RBI风险包括失效可能性和失效后果，如图12.2所示。 • 失效可能性分析以通用失效概率为基础，然后通过设备修正因子
行适当的评估。
4
1. RBI技术的优点
• （1）RBI是一个综合的评价方法，将危险因素融合进检测计划， 并具有一定的决策功能，从质量和数量上将失效的可能性和失效 的后果系统综合，这样可根据风险程度确定承压设备的优先检测 排序。
• （2）RBI含有经济性分析。通过经济性分析，让用户将风险转换 到与之相关的总成本中，包括与伤亡、维护、替换、所损失的产 量相关的成本，便于管理层决策,降低继续运行高风险设备需要的 资源、维护或替换的费用。
• RBI技术是目前国际上新兴的设备完整性管理技术，是以风险评 价为基础，利用风险评价的结果对检测程序进行优化安排和管理 的一种方法。
• 该方法，一方面，充分考虑管道设备早期的检测结果和经验、服 役时间、管道损伤水平和风险等级来确定检测周期；
• 另一方面，提供合理分配检测和维修力量的基础。 • 它能够保证对高风险设备有较多的重视，同时，对低风险设备进
• （3）由于RBI 检测计划要做大量的前期准备工作和后期检测结果 的分析，因此应用RBI的企业一般会建立大型数据库。这有利于 用户之间的相互学习和交流，从而使检测计划更加细致、科学。
5Hale Waihona Puke 1. RBI技术的优点• （4）RBI技术有很强的灵活性。由于是基于风险的，在确 定了设备的风险等级后，就可以修正检测的频率而且可以改 变检测的方法和工具，其至检测的范围、质量和程度以及数 据采集都可以修正，这在传统的检测方法中是难以做到的。
源。 • （2）识别设备的失效机理和失效模式。（3）评价数据的采集。 • （4）评估失效可能性。（5）评估失效后果。 • （6）风险评价。（7）风险管理。 • （8）风险再评价和RBI评价的更新。
7
3. 评估方法
• RBI风险包括失效可能性和失效后果，如图12.2所示。 • 失效可能性分析以通用失效概率为基础，然后通过设备修正因子
行适当的评估。
4
1. RBI技术的优点
• （1）RBI是一个综合的评价方法，将危险因素融合进检测计划， 并具有一定的决策功能，从质量和数量上将失效的可能性和失效 的后果系统综合，这样可根据风险程度确定承压设备的优先检测 排序。
• （2）RBI含有经济性分析。通过经济性分析，让用户将风险转换 到与之相关的总成本中，包括与伤亡、维护、替换、所损失的产 量相关的成本，便于管理层决策,降低继续运行高风险设备需要的 资源、维护或替换的费用。
• RBI技术是目前国际上新兴的设备完整性管理技术，是以风险评 价为基础，利用风险评价的结果对检测程序进行优化安排和管理 的一种方法。
• 该方法，一方面，充分考虑管道设备早期的检测结果和经验、服 役时间、管道损伤水平和风险等级来确定检测周期；
• 另一方面，提供合理分配检测和维修力量的基础。 • 它能够保证对高风险设备有较多的重视，同时，对低风险设备进
• （3）由于RBI 检测计划要做大量的前期准备工作和后期检测结果 的分析，因此应用RBI的企业一般会建立大型数据库。这有利于 用户之间的相互学习和交流，从而使检测计划更加细致、科学。
5Hale Waihona Puke 1. RBI技术的优点• （4）RBI技术有很强的灵活性。由于是基于风险的，在确 定了设备的风险等级后，就可以修正检测的频率而且可以改 变检测的方法和工具，其至检测的范围、质量和程度以及数 据采集都可以修正，这在传统的检测方法中是难以做到的。
油气管道完整性管理全套PPT-5-管道风险评价
13
定量风险评价方法：
• 根据大量实验结果和广泛的事故数据和资料统计分析， 建立相关数学模型，量化分析每一风险对目标造成的 影响。
• 通常在定性分析之后进行。
14
风险评价方法
➢ 管道的风险评价方法模型分为相对指标模型、概率模 型等。
➢ 概率模型的评价方法尚未得到广泛应用。目前常采用 相对指标评估模型。
计算分值，然后将4项指数的分值逐项相加得出总分值。 ➢ ② 某一危害后果系数，称为泄漏影响因子。泄漏影响因子
与指数和相除，可得到最终的相对风险评估值。 ➢ 此方法可反复用于每一段管线，利用各段管道相对风险评
估值可绘制出整个管道风险曲线。
16
1. 评价模型
17
1. 评价模型
➢ 管道的相对风险评估值按下式计算：
6
风险因素、风险事件、风险损失与风险之间的关系：
风
风
实际结果
险
导致
险 引起 损 产生 与预期结
风
因
事
失
果之间的
险
素
件
差异
7
5.1 风险评价基本方法
• 风险评价：
–以诱发管道事故的各种因素为依据，以影响因素发展成 为危害的可能性为条件，以事故后果造成的损失为评价 指标，对在役油气管道的综合风险进行评价。
10
风险评价方法的有效性：
• 可信度：对使用的任何资料，都必须验证和检查其准确性。 • 预测能力：能识别和确认以前没有考虑到的管道完整性因
素。 • 反馈：不是静止的工具，而应是不断改进的过程。 • 记录：对风险评估过程，应充分地、全面地记录。 • 加权系数：各种因素的影响程度不相同，合理确定一组权
重系数。 • 管段：对管线进行合理分段。
定量风险评价方法：
• 根据大量实验结果和广泛的事故数据和资料统计分析， 建立相关数学模型，量化分析每一风险对目标造成的 影响。
• 通常在定性分析之后进行。
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风险评价方法
➢ 管道的风险评价方法模型分为相对指标模型、概率模 型等。
➢ 概率模型的评价方法尚未得到广泛应用。目前常采用 相对指标评估模型。
计算分值，然后将4项指数的分值逐项相加得出总分值。 ➢ ② 某一危害后果系数，称为泄漏影响因子。泄漏影响因子
与指数和相除，可得到最终的相对风险评估值。 ➢ 此方法可反复用于每一段管线，利用各段管道相对风险评
估值可绘制出整个管道风险曲线。
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1. 评价模型
17
1. 评价模型
➢ 管道的相对风险评估值按下式计算：
6
风险因素、风险事件、风险损失与风险之间的关系：
风
风
实际结果
险
导致
险 引起 损 产生 与预期结
风
因
事
失
果之间的
险
素
件
差异
7
5.1 风险评价基本方法
• 风险评价：
–以诱发管道事故的各种因素为依据，以影响因素发展成 为危害的可能性为条件，以事故后果造成的损失为评价 指标，对在役油气管道的综合风险进行评价。
10
风险评价方法的有效性：
• 可信度：对使用的任何资料，都必须验证和检查其准确性。 • 预测能力：能识别和确认以前没有考虑到的管道完整性因
素。 • 反馈：不是静止的工具，而应是不断改进的过程。 • 记录：对风险评估过程，应充分地、全面地记录。 • 加权系数：各种因素的影响程度不相同，合理确定一组权
重系数。 • 管段：对管线进行合理分段。
完整性管理ppt课件
By Zhang Shuai
1
目录
管道完整性管理概述 管道完整性管理内容 油库储运设备完整性管理思路
2
一 管道完整性管理概述
一、管道完整性管理的定义
管道完整性(PI：Pipeline Integrity)是指管道始终处于安全可靠的服役状态。 包括以下内涵：
（1）管道在物理上和功能上是完整的； （2）管道处于受控状态； （3）管道运行商已经并仍将不断采取行动防止管道事故的发生；
9
二 管道完整性管理内容
三、高后果区识别
高后果区（High Consequence Areas，HCAs）是指如果管道发生泄漏会严 重危及公众安全或造成环境较大破坏的区域。
高后果区域的划分标准：地区等级；特定场所。 高后果区域的管段是实施风险评价和完整性评价的重点管段，但它并不 是一成不变的，可通过人工巡线或高后果区域分析软件计算等方式进行识别。
进行量化。风险系数的定义为失效概率(Failure probability)和失效后果(Failure Consequence)的乘积：
S=I×P
识别潜在 危害因素
风险评价
风险等级
高危区域
风险评价的方法
（1）定性分析法：专家打分法、风险矩阵法和事故树法； （2）定量分析法：概率风险评价法（PRA）； （3）半定量风险评价法：
7
二 管道完整性管理内容
二、数据采集
实根据数据完整性工作包括数 据的收集、整合、更新及管理等内 容。
1 数据收集
数据类型分为五组： （1）设计、材料和施工数据； （2）路由数据； （3）运行、维护、检测和修理数据； （4）确定可能影响的敏感地区资料； （5）事故和风险数据。
8
二 管道完整性管理内容
1
目录
管道完整性管理概述 管道完整性管理内容 油库储运设备完整性管理思路
2
一 管道完整性管理概述
一、管道完整性管理的定义
管道完整性(PI：Pipeline Integrity)是指管道始终处于安全可靠的服役状态。 包括以下内涵：
（1）管道在物理上和功能上是完整的； （2）管道处于受控状态； （3）管道运行商已经并仍将不断采取行动防止管道事故的发生；
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二 管道完整性管理内容
三、高后果区识别
高后果区（High Consequence Areas，HCAs）是指如果管道发生泄漏会严 重危及公众安全或造成环境较大破坏的区域。
高后果区域的划分标准：地区等级；特定场所。 高后果区域的管段是实施风险评价和完整性评价的重点管段，但它并不 是一成不变的，可通过人工巡线或高后果区域分析软件计算等方式进行识别。
进行量化。风险系数的定义为失效概率(Failure probability)和失效后果(Failure Consequence)的乘积：
S=I×P
识别潜在 危害因素
风险评价
风险等级
高危区域
风险评价的方法
（1）定性分析法：专家打分法、风险矩阵法和事故树法； （2）定量分析法：概率风险评价法（PRA）； （3）半定量风险评价法：
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二 管道完整性管理内容
二、数据采集
实根据数据完整性工作包括数 据的收集、整合、更新及管理等内 容。
1 数据收集
数据类型分为五组： （1）设计、材料和施工数据； （2）路由数据； （3）运行、维护、检测和修理数据； （4）确定可能影响的敏感地区资料； （5）事故和风险数据。
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二 管道完整性管理内容
油气管道完整性管理培训
持续优化课程设计：根据评估结果，对课程设计进行针对性地调整和优化，提高培训内 容的实用性和有效性。
加强师资队伍建设：选拔优秀培训师，定期开展师资培训和交流活动，提升教学质量。
引入先进的教学方法和手段：利用多媒体、网络等现代化教学手段，提高教学效果和学 员参与度。
培训效果评估：定期对培训效果进行评估，收集学员反馈意见 培训内容更新：根据学员反馈和行业动态，及时更新培训内容 培训方式优化：不断尝试新的培训方式，提高学员参与度和学习效果 培训师资提升：定期对培训师资进行评估和培训，提高其专业水平和教学能力
目的：确保管 道运营安全， 预防事故发生，
降低风险。
方法：采用定 量和定性评估 方法，对管道 进行全面、系 统的风险评估。
流程：包括风 险识别、风险 评价、风险控 制和监控等步
骤。
管道检测技术：用于检测管道的外部和内部损伤，包括超声波检测、射线检测和涡流检测等。
管道监测技术：通过安装传感器和监测系统，实时监测管道的应力、应变、温度和压力等参 数，及时发现异常情况并采取相应措施。
评估方法：对油气管道的完整性进行定期评估，采用风险评价、压力测试等方法 评估指标：管道可靠性、安全性、经济性等方面的指标 评估结果应用：根据评估结果，制定相应的管理措施和维修计划，提高管道的可靠性和安全性 持续改进：根据效果评估结果，不断优化完整性管理措施，提高管道的管理水平
PART SIX
管道维护技术：定期对 管道进行检查、清洗、 防腐等维护工作，保持 管道的长期稳定运行
智能检测技术：利用智 能检测设备对管道进行 检测，及时发现潜在的 缺陷和问题，提高管道 的安全性和可靠性
紧急抢修技术：针对 管道事故和突发事件 ，采用紧急抢修技术 ，快速恢复管道的正 常运行，减少事故损 失
加强师资队伍建设：选拔优秀培训师，定期开展师资培训和交流活动，提升教学质量。
引入先进的教学方法和手段：利用多媒体、网络等现代化教学手段，提高教学效果和学 员参与度。
培训效果评估：定期对培训效果进行评估，收集学员反馈意见 培训内容更新：根据学员反馈和行业动态，及时更新培训内容 培训方式优化：不断尝试新的培训方式，提高学员参与度和学习效果 培训师资提升：定期对培训师资进行评估和培训，提高其专业水平和教学能力
目的：确保管 道运营安全， 预防事故发生，
降低风险。
方法：采用定 量和定性评估 方法，对管道 进行全面、系 统的风险评估。
流程：包括风 险识别、风险 评价、风险控 制和监控等步
骤。
管道检测技术：用于检测管道的外部和内部损伤，包括超声波检测、射线检测和涡流检测等。
管道监测技术：通过安装传感器和监测系统，实时监测管道的应力、应变、温度和压力等参 数，及时发现异常情况并采取相应措施。
评估方法：对油气管道的完整性进行定期评估，采用风险评价、压力测试等方法 评估指标：管道可靠性、安全性、经济性等方面的指标 评估结果应用：根据评估结果，制定相应的管理措施和维修计划，提高管道的可靠性和安全性 持续改进：根据效果评估结果，不断优化完整性管理措施，提高管道的管理水平
PART SIX
管道维护技术：定期对 管道进行检查、清洗、 防腐等维护工作，保持 管道的长期稳定运行
智能检测技术：利用智 能检测设备对管道进行 检测，及时发现潜在的 缺陷和问题，提高管道 的安全性和可靠性
紧急抢修技术：针对 管道事故和突发事件 ，采用紧急抢修技术 ，快速恢复管道的正 常运行，减少事故损 失
油气管道完整性管理全套PPT-11-效能评价
效的效能评价工作，建议制定明确的效能评价程序文件，设置科 学准确的效能评价指标体系，并定期对完整性管理实施效果进行 评价；
13
3. 应用实例
• 这3家输油处在以下地方有待改进： • （5）尚未很好地对管道事故和危害事件进行统计分析和学
习，应加强相关管道事件的跟踪和落实工作； • （6）尚未制定管道完整性管理评审程序文件，完整性评审
• 构建指标体系应遵循5项原则:（1）全面性；（2）独立性；（3） 通用性；（4）代表性；（5）过程性。
• 效能评价的指标应考虑标准法规要求，以及过程控制要求。
15
1. 基于现行标准的指标体系
理层和执行人员目标一致、行动统一； • （2）尚未建立科学系统的完整性管理相关的绩效指标体系，应制
订、分解、落实和考核完整性管理绩效指标； • （3）应建立统一的管道完整性标准数据库，以保证完整性管理信
息的准确记录和各系统之间数据共享； • （4）尚未制订完整性管理效能评价方面的程序文件，也未开展有
3
1. 审核流程
• 管道完整性管理体系审核的 基本流程如下：
• （1）确立审核目标； • （2）审核的策划和准备； • （3）审核方案的实施； • （4）开具不符合报告； • （5）形成审核报告； • （6）审核后续活动
4
2. 审核指标
• 好的评价指标体系应该最大限度遵循SMART原则，即明确性、 可测性、可获得性、相关性和可追踪性原则。此外，还应具有 科学性、系统性、全面性、独立性和可靠性。
• 完整性管理审核指标体系应能够准确反映管道完整性管理的各 个环节及关键要素，以获得真实可靠的客观评价结果。
• 基于管道完整性的管理流程、管理模式以及完整性管理具体要 求和关键环节，结合审核指标体系确定原则，建立了管道完整 性管理体系审核体系（见书图11.2），并在次基础上，建立各 分项指标体系，形成管道完整性管理体系审核评分系统。
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3. 应用实例
• 这3家输油处在以下地方有待改进： • （5）尚未很好地对管道事故和危害事件进行统计分析和学
习，应加强相关管道事件的跟踪和落实工作； • （6）尚未制定管道完整性管理评审程序文件，完整性评审
• 构建指标体系应遵循5项原则:（1）全面性；（2）独立性；（3） 通用性；（4）代表性；（5）过程性。
• 效能评价的指标应考虑标准法规要求，以及过程控制要求。
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1. 基于现行标准的指标体系
理层和执行人员目标一致、行动统一； • （2）尚未建立科学系统的完整性管理相关的绩效指标体系，应制
订、分解、落实和考核完整性管理绩效指标； • （3）应建立统一的管道完整性标准数据库，以保证完整性管理信
息的准确记录和各系统之间数据共享； • （4）尚未制订完整性管理效能评价方面的程序文件，也未开展有
3
1. 审核流程
• 管道完整性管理体系审核的 基本流程如下：
• （1）确立审核目标； • （2）审核的策划和准备； • （3）审核方案的实施； • （4）开具不符合报告； • （5）形成审核报告； • （6）审核后续活动
4
2. 审核指标
• 好的评价指标体系应该最大限度遵循SMART原则，即明确性、 可测性、可获得性、相关性和可追踪性原则。此外，还应具有 科学性、系统性、全面性、独立性和可靠性。
• 完整性管理审核指标体系应能够准确反映管道完整性管理的各 个环节及关键要素，以获得真实可靠的客观评价结果。
• 基于管道完整性的管理流程、管理模式以及完整性管理具体要 求和关键环节，结合审核指标体系确定原则，建立了管道完整 性管理体系审核体系（见书图11.2），并在次基础上，建立各 分项指标体系，形成管道完整性管理体系审核评分系统。
油气管道安全管理课件安全管理网
油气管道安全监管体系的概念和作用 油气管道安全监管体系的构成和运行机制 油气管道安全监管体系的主要法规和标准 油气管道安全监管体系的实践和经验
油气管道安全事故责任追究制度
事故等级划分：根据事故的严重程度，将事故划分为不同等级，以便进行责任追究。 责任主体：明确事故责任主体，包括油气管道运营单位、施工单位、监管部门等。 责任追究程序：规定责任追究的程序，包括事故调查、责任认定、处理和处罚等。 法律责任：根据事故的严重程度和责任主体的不同，依法追究相应的法律责任。
油气管道安全监测与检测
监测与检测的重要性
及时发现管道的 潜在隐患，预防 事故发生
提高管道运行的 安全性和可靠性
延长管道使用寿 命，降低维护成 本
为安全管理提供 数据支持，优化 决策
监测与检测技术
监测技术：实时监测油气管道的运行状态，及时发现异常情况 检测技术：对油气管道进行定期检测，确保管道安全无隐患 监测与检测的重要性：及时发现和预防油气管道事故，保障管道安全运行 常用技术手段：压力监测、温度监测、腐蚀监测等
极高风险：评估 结果为极高风险 的油气管道，风 险极大，需要立 即停用，并进行 全面的检测和修 复。
风险控制措施
定期进行管道安全风险评估，及时发现潜在风险 制定针对性的风险控制方案，降低事故发生的可能性 加强管道巡查和维护，确保管道处于良好状态 提高员工安全意识和操作技能，避免人为因素导致的事故
油气管道安全管理案例分析
油气管道安全事故案例介绍
案例一：某石油公司管道泄漏事故
案例三：某输油管道遭人为破坏事 故
添加标题
添加标题
案例二：某天然气管道爆炸事故
添加标题
添加标题
案例四：某石油公司管道维护不当 事故
油气管道安全事故责任追究制度
事故等级划分：根据事故的严重程度，将事故划分为不同等级，以便进行责任追究。 责任主体：明确事故责任主体，包括油气管道运营单位、施工单位、监管部门等。 责任追究程序：规定责任追究的程序，包括事故调查、责任认定、处理和处罚等。 法律责任：根据事故的严重程度和责任主体的不同，依法追究相应的法律责任。
油气管道安全监测与检测
监测与检测的重要性
及时发现管道的 潜在隐患，预防 事故发生
提高管道运行的 安全性和可靠性
延长管道使用寿 命，降低维护成 本
为安全管理提供 数据支持，优化 决策
监测与检测技术
监测技术：实时监测油气管道的运行状态，及时发现异常情况 检测技术：对油气管道进行定期检测，确保管道安全无隐患 监测与检测的重要性：及时发现和预防油气管道事故，保障管道安全运行 常用技术手段：压力监测、温度监测、腐蚀监测等
极高风险：评估 结果为极高风险 的油气管道，风 险极大，需要立 即停用，并进行 全面的检测和修 复。
风险控制措施
定期进行管道安全风险评估，及时发现潜在风险 制定针对性的风险控制方案，降低事故发生的可能性 加强管道巡查和维护，确保管道处于良好状态 提高员工安全意识和操作技能，避免人为因素导致的事故
油气管道安全管理案例分析
油气管道安全事故案例介绍
案例一：某石油公司管道泄漏事故
案例三：某输油管道遭人为破坏事 故
添加标题
添加标题
案例二：某天然气管道爆炸事故
添加标题
添加标题
案例四：某石油公司管道维护不当 事故
油气管道完整性管理全套PPT-9-管道修复方法
➢ 焊缝合格率、维修和无损检验要求如下： ➢ 每条焊缝和每次焊接都必须进行检查；除了外观检查外，
还须进行无损检验。 ➢ 不合格的焊缝必须清除或进行维修，必须尽力消除缺陷，
达到优质焊缝的要求。 ➢ 在先前修补区域再次修补裂纹或缺陷，必须按照合格的书
面程序来完成。
6
9.1 修复及响应时间
• 3. 响应时间
油气管道完整性管理
9 管道修复方法
1
概述
➢ 油气管道在运营过程中，人为和外部环境的因素造成的管体 缺陷，会严重影响管道的安全性。对管道缺陷或损伤采用合 适的方法进行修复，是管道完整性管理中的一项重要内容。
➢ 油气管道修复方法包括：换管、焊接、夹具、复合材料缠绕 等。
➢ 其中换管一般指的是不停输换管，即采用管道不停输封堵技 术与设备，先将换管段两端分别用旁通管接通，以旁通线输 送介质，然后封堵主管线，进行换管作业，待新管段与主管 线连接后，解除封堵，切换至新管段正常输送，最后拆除旁 通。
公称管径2%，或小于324mm公称管径的管道上深度大于 6.35mm的凹陷。
8
9.1 修复及响应时间
• 3. 响应时间
➢ 9项180天修复条件如下： ➢ （2）管道顶部出现深度大于公称管径2%，或小于324mm
公称管径的管道上深度大ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ6.35mm的凹陷。 ➢ （3）管道底部出现深度大于公称管径6%的凹陷。 ➢ （4）剩余强度计算显示，运行压力小于异常位置当前规定
➢ 对于立即修复、60天修复、180天修复以及其他修复的条件 如下：
➢ 5项立即修复条件如下： ➢ （1）金属损失大于公称壁厚的80%。 ➢ （2）计算的失效压力小于缺陷位置规定的最大运行压力。 ➢ （3）管道顶部出现凹陷，有金属损失、裂纹或应力腐蚀的
还须进行无损检验。 ➢ 不合格的焊缝必须清除或进行维修，必须尽力消除缺陷，
达到优质焊缝的要求。 ➢ 在先前修补区域再次修补裂纹或缺陷，必须按照合格的书
面程序来完成。
6
9.1 修复及响应时间
• 3. 响应时间
油气管道完整性管理
9 管道修复方法
1
概述
➢ 油气管道在运营过程中，人为和外部环境的因素造成的管体 缺陷，会严重影响管道的安全性。对管道缺陷或损伤采用合 适的方法进行修复，是管道完整性管理中的一项重要内容。
➢ 油气管道修复方法包括：换管、焊接、夹具、复合材料缠绕 等。
➢ 其中换管一般指的是不停输换管，即采用管道不停输封堵技 术与设备，先将换管段两端分别用旁通管接通，以旁通线输 送介质，然后封堵主管线，进行换管作业，待新管段与主管 线连接后，解除封堵，切换至新管段正常输送，最后拆除旁 通。
公称管径2%，或小于324mm公称管径的管道上深度大于 6.35mm的凹陷。
8
9.1 修复及响应时间
• 3. 响应时间
➢ 9项180天修复条件如下： ➢ （2）管道顶部出现深度大于公称管径2%，或小于324mm
公称管径的管道上深度大ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ6.35mm的凹陷。 ➢ （3）管道底部出现深度大于公称管径6%的凹陷。 ➢ （4）剩余强度计算显示，运行压力小于异常位置当前规定
➢ 对于立即修复、60天修复、180天修复以及其他修复的条件 如下：
➢ 5项立即修复条件如下： ➢ （1）金属损失大于公称壁厚的80%。 ➢ （2）计算的失效压力小于缺陷位置规定的最大运行压力。 ➢ （3）管道顶部出现凹陷，有金属损失、裂纹或应力腐蚀的
油气管道安全管理课件
油气管道安全监管的法律法规
油气管道安全监管的组织架构
油气管道安全监管的技术标准
油气管道安全监管的执行情况
添加 标题
国内法规标准：中国政府出台了一系列油气管道安全监 管法规和标准，包括《石油天然气管道保护法》和《油 气输送管道安全管理规范》等，对管道的设计、施工、 运行、维护等方面进行了全面规定。
风险控制措施：针对不同等级的风险，采取相应的控制措施，降低事 故发生的可能性 监控与检测：对管道进行实时监控和定期检测，及时发现和处理安 全隐患
定期对管道进行 巡检，确保管道 安全运行
定期对管道进行 内检测，了解管 道内部状况
制定应急预案， 应对管道突发事 故
定期对管道进行 维护保养，延长 管道使用寿命
,A CLICK TO UNLIMITED POSSIBILITES
汇报人：
目录
CONTENTS
保障能源安全：油气管道是能源 运输的重要通道，对保障国家能 源安全具有重要意义。
环保节能：与公路、铁路等运输 方式相比，油气管道具有环保、 节能等优势，能够减少对环境的 污染和能源的消耗。
添加标题
实时监测管道运行状态，预防管道泄漏等安全事故 预警系统能够及时发现异常情况，并采取相应措施 提高管道安全管理的效率和可靠性，降低事故发生的概率 监控与预警系统是油气管道安全管理的重要手段之一
管道泄漏检测方法：实时监测、声波检测、红外线检测等 泄漏修复技术：焊接、夹具修复、快速抢修等 泄漏预防措施：定期检查、加强监控、优化设计等 泄漏应急处理：快速响应、安全处置、减少环境污染等
事故原因：管道老化、腐蚀、第三方破坏等 责任认定：根据事故原因，确定责任主体，如企业、政府或个人 预防措施：加强管道检测、维护和监管，提高安全意识等 案例分析：介绍典型事故案例，分析事故原因和责任认定过程
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油气管道风险与完整性
1
Content
01 油气管道事故统计与分析 02 管道风险评价工程方法 03 管道完整性管理 04 总结
主要内容
2
危险液体管道 （所有事故） 气体管道
美国管道事故统计
3
危险液体管道 （严重事故） 气体管道
美国管道事故统计
4
危险液体管道 （重大事故） 气体管道
美国管道事故统计
PPT学习交流
20
内腐蚀 外腐蚀
直接 评价
内检测与风险评价
基于规范 基于有限元
缺陷 评价
寿命评价 风险评价
指数 评价
内检 测ILI
无内 检测
PPT学习交流
21
直接评价
• 直接评价适用范围：只限于评价三种具有时效性 的缺陷，即外腐蚀、内腐蚀和应力腐蚀。
• 直接评价一般在管道处于如下状况下选用：
• 1）不具备内检测或压力试验实施条件的管道； • 2）不能确认是否能够实施压力试验或内检测的管道； • 3）使用其它方法评价需要昂贵改造费用的管道； • 4）确认直接评价更有效，能够取代内检测或压力试
海底管道事故统计
14
海底管道事故统计
墨西哥湾海底管道泄漏事故平均水深336.7ft(102.6m)。 事故水深分布比例和离岸距离分布比例如下图。 水深30.48~91.44m(100~300ft)，距离海岸0~32.2km(0~20mi)是事故高发区海域。
15
海底管道事故统计
国内：1995~2012年共发生海底管道泄漏事故21起，平均1.17起/年。
统计6年9起地下管道爆炸事故：管线自身的老旧、腐蚀是元凶之一，但并 非管线事故主因。除去3起未公布事故原因外，超过8成为外力人为破坏， “施工失误”、“违规作业”等是造成事故的主要原因。
通过梳理历年来的重大爆炸事故得出结论：第三方施工破坏、建筑物占压 管道或建筑物距离管道太近等现象应引起重视。
17
环
未 知
煤 焦 油
沥
青 聚乙烯
氧 树 脂
10
施工缺陷/材料失效和 失效频率
Hot-tap made by error 和管径
EGIG 8th
施工缺陷/材料失效， 泄漏口大小和年份
Hot-tap made by error ，泄漏口大小和 管径
11
管道老龄化
EGIG 9th
12
管道老龄化
EGIG 9th
特 点
不需开挖，检测方便快 捷
需开挖探坑，检测效率 较低，一般检测距离为 几十米，需去除探头安
同超声导波检测
装处防腐层，可较准确
地测定横截面积损失率
PPT学习交流
25
预评价：划分管段
直接评价（油水钢管内腐蚀）
ICDA 管段划分点
1 管径、壁厚变化点。 2 管输介质交接点。 3 化学药剂注入点。 4 清管器操作点（发射/ 接收点）。 5 流速明显变化点。 6 内防护措施明显变化点。
PPT学习交流
23
直接评价（油水钢管内腐蚀）
预评价：收集数据资料
内腐蚀和 防护日常 检测及调 查数据 1
腐蚀监测 数据
2
预评价资料及数据
腐蚀泄漏 事故，失 效案例和
维修 8
原始壁厚 管径，高 程、走向
3
内防腐层 种类厚度 补口施工
工艺 5
智能清管 器内检测 试压检测
9
介质，运 行参数和 输送方式
4
管道施工 概况
6
化学药剂 种类加注 方式位置
7
其它数据 资料
10
PPT学习交流
24
直接评价（油水钢管内腐蚀）
预评价：选择检测方法
瞬变电磁检测
超声导波检测
超声检测
适 单根或间距大于2 倍埋 管道横截面积损失率的 管道剩余壁厚的检测 用 深的平行管道管壁减薄 检测 范 率的检测。不适用于点 围 蚀检测
国内管道事故统计
18
Content
01 油气管道事故统计与分析 02 管道风险评价工程方法 03 管道完整性管理 04 总结
主要内容
19
风险评价工程方法
工程方法
01 直接评价（油水钢管内腐蚀） 02 直接评价（钢管外腐蚀） 03 直接评价（干气和湿气管道内腐蚀） 04 缺陷评价
05 指数法评价
事故原因分布 ① 第三方破坏事故7起，占12%； ② 冲刷悬空事故3起，占5人为失误1起，占2%； ⑤ 未知原因事故6起，占10%。
事故海域分布 ① 南海海域发生的事故次数最多，为9起，占38%； ② 渤海海域发生海底管道泄漏事故8起，占33%； ③ 东海海域4起，占17%。
13
1967-2012年墨西哥湾共发生海底管道泄 漏事故184起，其中泄漏量10~49bbl的事 故104起（56.5%）；泄漏量50bbl以上的 事故80起（43.5%）。
事故发生率为4起/年，其中10~49bbl的事 故2.3起/年，50bbl以上的事故1.7起/年。
设备故障与外力是引起墨西哥湾海底管道 泄漏的最主要原因，分别占34.3%和 33.4%，其次是天气因素、飓风和人为失 误，分别占19.2%、7.8%和4.5%，最后 是撞击、井喷和火灾，各占0.3%。
5
美国管道事故统计——重大事故后果统计
6
失效频率
EGIG 9th
失效频率
7
事故原因分布
EGIG 9th
各失效原因的年发生频率
8
外力破坏和管径 外力破坏和埋深
EGIG 8th
外力破坏，泄漏口大 小和管径
外力破坏，泄漏口大 小和埋深
9
内外腐蚀分布
EGIG 8th
腐蚀和年份
腐蚀、泄漏口和年份
腐蚀失效和涂层类型
验的管道。
PPT学习交流
22
直接评价（油水钢管内腐蚀）
评价流程
01
预评价
02
间接检 测与评价
03
直接检 测与评价
04
后评价
1：准备工作包括1)资料及数据收集2)检测方法及仪器要求3)ICDA 可行 性评价4)ICDA 管段划分。 2：开展地面检测，结合历史记录，初步确定内腐蚀分布及程度。 3：依据间接检测结果，确定开挖数量及顺序，进行开挖检测、腐蚀管道 剩余强度评价、分析腐蚀原因，并对间接检测分级准则进行修正。 4：评价ICDA 的有效性和确定再评价时间。
输送介质 ① 天然气泄漏4起，占19%； ② 油品泄漏17起，占81%。
16
国内管道事故统计
据不完全统计，自1995年至2012年，全国共发生各类管道安全事故1000多 起。
中国油气管道事故率平均3次/1000千米·年，远高于美国的0.5次/1000千米· 年。
中国在1998年前建成的管道只有2.34万公里。也就是说，目前服役的管道中 78%使用时间不足15年。
1
Content
01 油气管道事故统计与分析 02 管道风险评价工程方法 03 管道完整性管理 04 总结
主要内容
2
危险液体管道 （所有事故） 气体管道
美国管道事故统计
3
危险液体管道 （严重事故） 气体管道
美国管道事故统计
4
危险液体管道 （重大事故） 气体管道
美国管道事故统计
PPT学习交流
20
内腐蚀 外腐蚀
直接 评价
内检测与风险评价
基于规范 基于有限元
缺陷 评价
寿命评价 风险评价
指数 评价
内检 测ILI
无内 检测
PPT学习交流
21
直接评价
• 直接评价适用范围：只限于评价三种具有时效性 的缺陷，即外腐蚀、内腐蚀和应力腐蚀。
• 直接评价一般在管道处于如下状况下选用：
• 1）不具备内检测或压力试验实施条件的管道； • 2）不能确认是否能够实施压力试验或内检测的管道； • 3）使用其它方法评价需要昂贵改造费用的管道； • 4）确认直接评价更有效，能够取代内检测或压力试
海底管道事故统计
14
海底管道事故统计
墨西哥湾海底管道泄漏事故平均水深336.7ft(102.6m)。 事故水深分布比例和离岸距离分布比例如下图。 水深30.48~91.44m(100~300ft)，距离海岸0~32.2km(0~20mi)是事故高发区海域。
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海底管道事故统计
国内：1995~2012年共发生海底管道泄漏事故21起，平均1.17起/年。
统计6年9起地下管道爆炸事故：管线自身的老旧、腐蚀是元凶之一，但并 非管线事故主因。除去3起未公布事故原因外，超过8成为外力人为破坏， “施工失误”、“违规作业”等是造成事故的主要原因。
通过梳理历年来的重大爆炸事故得出结论：第三方施工破坏、建筑物占压 管道或建筑物距离管道太近等现象应引起重视。
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环
未 知
煤 焦 油
沥
青 聚乙烯
氧 树 脂
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施工缺陷/材料失效和 失效频率
Hot-tap made by error 和管径
EGIG 8th
施工缺陷/材料失效， 泄漏口大小和年份
Hot-tap made by error ，泄漏口大小和 管径
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管道老龄化
EGIG 9th
12
管道老龄化
EGIG 9th
特 点
不需开挖，检测方便快 捷
需开挖探坑，检测效率 较低，一般检测距离为 几十米，需去除探头安
同超声导波检测
装处防腐层，可较准确
地测定横截面积损失率
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预评价：划分管段
直接评价（油水钢管内腐蚀）
ICDA 管段划分点
1 管径、壁厚变化点。 2 管输介质交接点。 3 化学药剂注入点。 4 清管器操作点（发射/ 接收点）。 5 流速明显变化点。 6 内防护措施明显变化点。
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直接评价（油水钢管内腐蚀）
预评价：收集数据资料
内腐蚀和 防护日常 检测及调 查数据 1
腐蚀监测 数据
2
预评价资料及数据
腐蚀泄漏 事故，失 效案例和
维修 8
原始壁厚 管径，高 程、走向
3
内防腐层 种类厚度 补口施工
工艺 5
智能清管 器内检测 试压检测
9
介质，运 行参数和 输送方式
4
管道施工 概况
6
化学药剂 种类加注 方式位置
7
其它数据 资料
10
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直接评价（油水钢管内腐蚀）
预评价：选择检测方法
瞬变电磁检测
超声导波检测
超声检测
适 单根或间距大于2 倍埋 管道横截面积损失率的 管道剩余壁厚的检测 用 深的平行管道管壁减薄 检测 范 率的检测。不适用于点 围 蚀检测
国内管道事故统计
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Content
01 油气管道事故统计与分析 02 管道风险评价工程方法 03 管道完整性管理 04 总结
主要内容
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风险评价工程方法
工程方法
01 直接评价（油水钢管内腐蚀） 02 直接评价（钢管外腐蚀） 03 直接评价（干气和湿气管道内腐蚀） 04 缺陷评价
05 指数法评价
事故原因分布 ① 第三方破坏事故7起，占12%； ② 冲刷悬空事故3起，占5人为失误1起，占2%； ⑤ 未知原因事故6起，占10%。
事故海域分布 ① 南海海域发生的事故次数最多，为9起，占38%； ② 渤海海域发生海底管道泄漏事故8起，占33%； ③ 东海海域4起，占17%。
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1967-2012年墨西哥湾共发生海底管道泄 漏事故184起，其中泄漏量10~49bbl的事 故104起（56.5%）；泄漏量50bbl以上的 事故80起（43.5%）。
事故发生率为4起/年，其中10~49bbl的事 故2.3起/年，50bbl以上的事故1.7起/年。
设备故障与外力是引起墨西哥湾海底管道 泄漏的最主要原因，分别占34.3%和 33.4%，其次是天气因素、飓风和人为失 误，分别占19.2%、7.8%和4.5%，最后 是撞击、井喷和火灾，各占0.3%。
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美国管道事故统计——重大事故后果统计
6
失效频率
EGIG 9th
失效频率
7
事故原因分布
EGIG 9th
各失效原因的年发生频率
8
外力破坏和管径 外力破坏和埋深
EGIG 8th
外力破坏，泄漏口大 小和管径
外力破坏，泄漏口大 小和埋深
9
内外腐蚀分布
EGIG 8th
腐蚀和年份
腐蚀、泄漏口和年份
腐蚀失效和涂层类型
验的管道。
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直接评价（油水钢管内腐蚀）
评价流程
01
预评价
02
间接检 测与评价
03
直接检 测与评价
04
后评价
1：准备工作包括1)资料及数据收集2)检测方法及仪器要求3)ICDA 可行 性评价4)ICDA 管段划分。 2：开展地面检测，结合历史记录，初步确定内腐蚀分布及程度。 3：依据间接检测结果，确定开挖数量及顺序，进行开挖检测、腐蚀管道 剩余强度评价、分析腐蚀原因，并对间接检测分级准则进行修正。 4：评价ICDA 的有效性和确定再评价时间。
输送介质 ① 天然气泄漏4起，占19%； ② 油品泄漏17起，占81%。
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国内管道事故统计
据不完全统计，自1995年至2012年，全国共发生各类管道安全事故1000多 起。
中国油气管道事故率平均3次/1000千米·年，远高于美国的0.5次/1000千米· 年。
中国在1998年前建成的管道只有2.34万公里。也就是说，目前服役的管道中 78%使用时间不足15年。