中亚天然气管道内检测风险分析及控制.docx

中亚天然气管道内检测风险分析及控制刘庆亮 叶建军 宋文利 刘印伟 钱光辉摘要：长输天然气管道在线清管作业和内检测作业是在不停输、不放空及不影响国内供气的情况下的作业，极具风险。结合内检测和清管作业的具体实施流程以及中亚天然气管道公司2011年2014年158次在线清管和内检测作业的现场经验,分别对发球作业环节、清管器运行过程和收球作业环节进行风险分析，详细阐述了风险形成的具体原因并提出了具有针对性的风险控制措施.后期的风险控制能效分析结果表明，各类风险因素基本得到了有效控制，确保了中亚天然气管道清管和内检测作业的顺利进行，为今后中亚天然气长输管道在线清管作业提供借鉴和理论参考。关键词：天然气管道；清管作业；内检测作业；风险识别；控制措施中亚公司目前运行着AB线、C线和哈南线四条管道,按照中亚天然气管道公司完整性体系规划，自2012年起逐步开展管道内检测。中亚天然气管道管道ABC单线全长1833km，管道横跨乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦和中国三个国家，其中乌国境内530km，哈国境内1300km，中国境内4km.管道设计最高运行压力9。81MPa，目前运行压力为6。5-9。7MPa，管道内检测和清管整个作业过程的风险相当高。在清管和内检测作业前，根据中亚天然气管道的实际情况,中亚公司准确地识别出清管和内检测作业中可能存在的各类风险因素,并提出具有针对性的风险控制措施，对于保证清管和内检测作业顺利进行，保障管道及操作人员的安全显得尤为重要。以下将中亚天然气管道清管和内检测作业分为发球作业、清管器运行及收球作业3个阶段进行风险分析.1 发球作业风险分析及控制措施中亚天然气管道清管作业的清管站为开放式布局，每个收发球筒前有固定的导轨式收发球装置，配备起重葫芦，便于收发球操作，国内清管站未配备类似的设施。发球筒阀门安装在入地弯头下游，收球筒阀门安装在出地弯头上游，距离球筒都比较远,不存在球筒标称段长度影响问题（如图11).图1-1 中亚天然气管道收发球筒经过对发球作业区域的现场调研及作业流程的分析，认为发球作业中的主要风险因素为清管器卡堵在发球筒内无法发出，以及发球筒内天然气未完全放空等。（1)卡堵风险 在发球过程中,造成清管器或内检测器卡堵风险的主要原因在和控制措施为:1）压力和流量从旁路流失(图12）。控制措施:检查发球端放空阀和排放阀是否处于关闭状态.图12 发球筒放开阀门打开造成卡球2)清管器的尺寸错误,导致产生串气现象（图13）.控制措施:核查清管器的尺寸检查记录，再次确认清管器的尺寸是否正确。图1-3 清管器或检测器尺寸错误造成卡球3）压差和排量不够，清管器无法通过发球筒变径短节(图 14）。控制措施：缓慢增加天然气排量和压力，同时监控发球端的压力。图14 压差不足造成卡球4）清管器放置不正确（图1-5).控制措施：停止清管作业，打开放空阀和排放阀，将发球筒内进行排空,打开发球筒，检查球的姿态，如果不正确,将球取出，重新放置.图15 清管器放置不正确(2） 发球筒未放空发球筒内天然气未完全放空，带压打开盲板，不仅会造成人员伤害,逸出的天然气还容易引发火灾或爆炸。风险控制措施:打开盲板前，确认发球筒内压力状况，并确认阀门关闭状态；严格按照操作规程，使用可燃气体报警仪对放空排出气体进行检测。2 清管和内检测运行期间风险分析及控制措施根据中亚天然气管道运行的实际情况，清管器和内检测器在运行过程中极可能出现卡堵和信息丢失等风险。2.1 清管器卡堵风险清管器卡堵是天然气管道清管时最容易发生的事故，也是清管作业中最大的风险之一.造成清管作业中清管器卡堵的主要原因包括管道局部变形、管内清洁度差以及管道某些特殊结构（如三通、弯头等）设计不合理.2。1.1 管道局部变形管道局部变形威胁着管道的安全运行。局部变形的存在大幅度降低了管道的承压能力，给管道的安全运行带来潜在危害.更重要的是管道局部变形会阻止清管器的通过，妨碍清管作业和内检测作业的进行，给管道的监测和管理带来困难。造成管道变形的原因主要有以下几个方面:(1)管道敷设不合格由于管道建设初期， 施工单位不注意，没有将管沟中存在的石块或施工工具等坚硬物体清理干净便将管道下沟敷设，随着管道运行时间的增长,管底坚硬物体顶压管道，最终导致管道产生凹陷，管体发生局部变形，因而降低了管道的 通过能力，引起清管器和内检测器卡堵（图 21）。图2-1顶压导致的管道局部变形对于中亚天然气管道而言,新投产管道从未进行过管径检测，无法对管道的通过能力进行有效评估,所以在中亚天然气管道的清管作业中,此类风险很可能成为造成清管器卡堵的主要因素。风险控制措施：首次清管采用泡沫清管器携带测径铝板，检测管道通过能力，然后再发送其他清管器和内检测器。(2）第三方施工第三方不顾及埋地天然气管道的野蛮施工,即使没有将管体挖漏或碰破，但挖沟机或铲车的施工作业 装备与管道之间却形成了一定的物理接触，直接导致 管道局部发生严重形变，使管径减小(图 2-2）。图 22 第三方施工造成管道变形风险控制措施:对于已经发现的影响清管器通过的严重管道局部变形管段应进行换管;加强管道日常巡线工作,严防在管道上方或管道附近非安全区域内的第三方施工作业；大力宣传管道保护知识，使沿线各级政府和主动加入到管道保护的队伍中.（3)违章占压埋地管道不可避免地会被道路、堆积物、建构筑物等地面设施占压(圈占）,长期占压（圈占）会造成占压(圈占）物所在处地基的不均匀沉降，进而导致埋地管道产生不同程度的弯曲变形,降低管道的通过能力，给清管作业和内检测埋下隐患.风险控制措施：对于已经发现的影响清管器通过的弯曲变形管段应进行换管；尽量拆除违章占压(圈占)物,保障管道安全；大力宣传管道保护知识，使沿线各级政府和主动加入到管道保护的队伍中.2.1。2 管内清洁度差中亚天然气管道投产后气质变化较大,投产初期气质较差，且是新投产管道,管内可能堆积了杂质粉尘、金属腐蚀物和管道建设施工遗留物,均可能造成清管器卡堵事故的发生.风险控制措施：优先选用泡沫清管球，验证管道的通过能力;如果泡沫清管器磨损严重，可先采用带有泄流孔的清管器，通过泄流孔的气体将前边堆积的沙尘吹起，避免清管器卡堵事故的发生.2。1。3管道特殊结构(1）三通如果清管器经过管道三通时的运行速度过慢,气流则会流过三通间隙造成串气，导致清管器两侧的上下游压力相等，从而发生卡堵事故。从国内清管作业卡堵的历次经验得出，如果不发生因管内杂物太多清管器被卡堵的情况,卡堵一般都发生在支线管道直径大于或等于干线管道直径 1/2 的三通处，而支线管道直径小于干线管道直径 1/2的三通均未出现清管器卡堵的现象.风险控制措施:清管器在三通处发生卡堵的主要原因是三通设计不合理，没有根据干、支线管道的具体尺寸安装配套的防护挡条，因此中亚在管道设计初期就 要严格执行三通设计标准,选用合适的挡条，降低清管设备卡堵在三通处的可能性。除了在三通处安装配套的挡条外,如果在清管过程中采用合理的工 艺,也可以大大降低清管器卡堵的可能性.当清管器即将通过下游三通时，应提前关闭跨接线的阀门。（2)弯头清管器在场站管道的出、入地弯头处也易发生卡堵事故或出现通过困难的现象，其原因是：管道弯头设计不合理，曲率半径不符合清管作业的基本要求.风险控制措施：对于尚处于设计阶段未动工建设的管道，要根据需要，参考相关标准选取合适曲率半径的弯头；对于在用的曲率半径不符合要求的弯头 结构进行改造更换,选用符合清管要求的弯头。为了避免清管器和内检测在上述的特殊结构处发生卡堵,保证清管作业的顺利进行，中亚天然气管道公司对管道上的所有三通和弯头进行检查验证.2。1.4 清管器解卡方法如果清管器发生卡堵事故,则按照图 23 所示流程进行操作。具体的解卡措施如下：增加清管器上游压力,增大压差，使之运行;降低清管器前的压力，以建立一定压差，使之继续运行;排放清管器后天然气，反推清管器解卡。图 4清管器解卡流程图如果以上3种措施均不能解卡,则只能采取停输放空、开挖割管，取出清管器的方法。2。2 信息丢失风险2012年是中亚天然气管道公司首次独立全线清管和内检测作业，因此监听组、跟踪组和收球组等各组人员在相互协调配合方面势必缺乏默契,场站工作人员的收发球操作经验也相当少，所以在清管和内检测作业期间极有可能出现清管器和内检测器信息丢失,人员通讯信息丢失的风险。2.2。1 清管器信息丢失清管器信息丢失即通常所说的清管设备失踪，具体是指各检测点的监听人员监听不到清管器通过的声音,跟踪组人员无法正常判断清管器的具体位置，清管 设备处于不受监控范围内的清管事故.造成清管设备失踪的主要原因有：管道结构设计不合理，在三通或弯头处形成旁通流，不能形成有效的推动力.由于 地形起伏过大导致管道振动等原因使清管器螺栓松动,造成皮碗脱落。清管器骨架机械强度不够，由于振动、撞击等造成骨架散落。皮碗磨损严重。清管器的密封皮碗不但具有清扫管道的作用,而且通过皮碗的密封，产生压差,提供动力,促使清管器向前运行，所以一旦皮碗被磨损到不能密封的程度，清管器可能 停止运动。此时如果管内气流较大，清管器将会继续以低于气流的速度前进，最后皮碗磨损殆尽,固定皮碗的法兰盘直接与管道摩擦，这种情况将对管道造成更 大的损伤。风险控制措施：清管器装入发球筒之前，进行严格的检查和调试，确保螺栓等部 位连接紧固；根据管道沿线地形的实际情况，选择相应机械强度的清管器骨架;选用质量较好的清管器皮碗;选用装备GPRS设备的清管器,并且保证即使出现卡堵或清管器失踪等事故时,GPRS设备依然具有充足的电量直至检测器被发现.2。2。2 人员通讯信息丢失跟踪组人员由于通讯设备失去信号、电量不足或者发生故障等原因，不能将第一手资料汇报给值班调控室部,无法及时通知收球组人员进行下一步 动作的情况均属于人员通讯信息丢失.清管作业是一项系统的、庞大的工程,需要各组成员和各部门精心统筹、相互协调、密切配合才能顺利完成，任何一个环节出现问题均有可能导致整个团队的努力付之东流。 风险控制措施：中亚天然气管道公司组织提前对所有参与作业人员进行操作规程培训并严格执行，现场进行多次模拟演练。进行清管作业前,各小组等相关人员要对所有通讯设备进行严格检查，坚决践行设备的“一用一备”原则，确保清管作业期间通讯畅通.3 收球作业风险分析中亚天然气管道收球球作业中的主要风险因素包括清管器和内检测器卡堵（清管器无法进入收球筒内）、收球筒未放空、清管器和内检测器冲击盲板、火灾和中毒等.3。1 卡堵风险收球作业过程中,造成清管器和内检测器卡堵风险的主要原因和控制措施为:（1）进入收球筒端的主管道阀门没有完全打开（图 31）.控制措施：检查收球端前的球阀是否处于完全开启状态.图 31 阀门没有完全打开（2）由于密封盘的磨损,密封减弱,或收发球两端存在高差，推动压力或排量无法将清管器或内检测推入收球筒内(图 32）。控制措施：缓慢增加清管时输气量排量和压力,同时监控收发球端的压力.图 3-2 密封盘磨损（3)清管器经过收球端的三通，球阀由于某种原因没有关闭，造成清管器运行姿态发生改变，卡堵在三通处（图33）.控制措施:正常清管期间，收球段三通球阀处于关闭状态，直到球进入收球筒后再快速打开。图 33 三通处卡堵（4）收球筒上的排放阀门完全关闭（图 3-4)。控制措施：检查收球筒上的阀门是否完全开启。图 34 排放阀门完全关闭3。2 收球筒未放空收球筒内天然气未完全放空，带压打开盲板，不仅会造成人员伤害，逸出的混合着天然气的粉尘杂质还容易引发火灾或爆炸。风险控制措施：打开盲板前,确认收球筒内压力状况，并确认阀门处于关闭状态；严格按照操作规程,使用可燃气体报警仪对放空排出气体进行检测.3。3 冲击盲板在管道的清管和内检测作业中,清管器或内检测器冲击盲板属于必须严格杜绝发生的收球作业事故。内检测器的质量一般很大,即使在低运行速度下冲击收球筒盲板,也能够对盲板造成巨大的冲击力，极可能造成盲板破坏或爆裂的事故,对现场工作人员的人身安全构成威胁.此外，内检测器冲击盲板产生的振动还会对设备和仪表产生不良影响或造成不同程度的损坏。风险控制措施：跟踪组人员要认真负责，务必做到仔细监听,准确跟踪,时刻关注清管器的运行状况,确保通讯畅通,并将最新的清管器运行资料反馈给场站的收球组人员;收球组人员要提前将相关工具和设备准备齐全，随时待命，并能够密切配合，各司其职,在极短的时间内完成收球流程的切换和阀门的开关动作等；可以在盲板内部临时放置几个或数个防撞轮胎，如果内检测器运行速度无法控制,防撞轮胎能起到很好的缓冲作用。3。4火灾风险清管作业中的火灾风险主要出现在收球作业环节，其主要有以下两个方面:盲板打开后，收球筒内残留的、未被完全置换的少量天然气以及一定量的被清管器或内检测器携带进入收球筒的粉尘杂质等接触空气，如遇明火则可能引发场站收球工艺区火灾.排污过程中，大量的粉尘杂质随着放空天然气一同被排出，大量天然气很可能沿作业现场的风向扩散,如不加以控制遇到明火则可能引发大范围的火灾或者爆炸. 风险控制措施：做好必要的警戒工作：场站外需设置警戒线,并指派专人做好来往人员和车辆的检查工作；收球作业区域设置警戒隔离带,除参加收球作业的相关操作人员外，其他人一律不得进入操作区域；所有进入场站的人员必须穿戴劳保，佩戴安内全帽;收球作业过程中必须使用防火防爆工具，例如防爆扳手、防火锨等；收球作业前，将收球筒四周适当地点摆放必要的消防设备，如灭火器、消防沙等；请消防部门协调配合，指派专人（消防官兵）专车（消防车)在收球现场待命，以便应对突发事件；在排污过程中,防止天然气和粉尘杂质飘向人员密集的场站工艺区。3。5 中毒风险收球作业中的中毒风险主要是指收球组人员在清理收球筒或搬运附着大量粉尘杂质的清管器过程中，极有可能将有害的粉尘杂质吸入体内,导致中毒。风险控制措施:收球操作人员进行打开盲板和搬运清管器时必须佩戴防毒面具,防止吸入粉尘杂质和有害气体；操作过程中人员站位应处于有毒有害气体扩散方向的反方向；收球场站应提前准备好基本的医疗药品和急救设备。4 风险控制能效分析根据以上风险识别情况，中亚天然气管道公司分别采取了相应的风险控制措施，有效地抑制了风险的发生。在中亚天然气管道2012年2014年进行的 100多次清管和内检测作业过程中，未发生一次卡堵和人员伤害事故。5 结束语清管和内检测作业是保障天然气长输管道安全平稳运行，提高管道输送效率的有效手段，也是一项极具风险的、 庞大的、系统的工程.结合中亚天然气管道公司管道的基本概况,系统地分析了清管作业过程中可能存在或出现的各类风险因素并在实际操作中采取了相应的风险控制措施.从风险控制能效分析的结果可以看出,各类风险因素基本得到了有效控制,保障了中亚天然气管道清管和内检测作业的顺利进行,同时为今后中亚天然气管道清管和内检测作业提供借鉴和理论参考。参考文献1 何宏,李琳，江秀汉;管道内腐蚀检测技术进展J;西安石油学院学报(自然科学版)；2001年03期2 赵小川，南发学，刘振方，等。 西气东输干线清管作业实践与建议J. 天然气与石油，2008，26（6):16。 3 帅健，王晓霖，叶远锡，等。 地面占压荷载作用下的管道应力分析J。 中国石油大学学报,2009，33（2）:99108。 4 帅健. 管道力学M。 北京：科学出版社，2009:178182。 5 朱喜平. 天然气长输管道清管技术J。 石油工程建设，2006，31 (3）:1216. 6 吴凤芝，张火箭，屠明刚. 清管作业在天然气管道上的应用J. 中国新技术新产品，2010(11)：5657.