基于安全的输气管道风险管理系统设计(毕业论文）Word格式文档下载.doc
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能源是力的来源，是机械原动力，工业的血液。
能源工业是国民经济发展的先行工业部门之一。
能源工业的发展，对于国民经济的发展具有十分重要的作用。
而石油、天然气作为重要能源之一,在能源消费中，其地位日益增高。
我国目前是世界第二大原油消耗国，国内原油生产能力大约为1．6亿吨，而原油的消耗已超过2亿吨。
“十五”以来，特别是近几年，中石油油气管道业务发展迅递发展。
“十五”先后建成涩中兰、兰成渝、西气东输、忠武线、陕京二线、冀宁联络哉、西部成品油管线、淮武联络线、西部原油管线等长输油气管线。
石油管道工业的飞速发展对我们的输油管道的可靠性和控制性提出更高的要求，这也推动石油长输管道在不断的发展之中。
如何降低管道运输成本,提高输送效率,提高石油管道的寿命,安全特性等等,这些都直接与我们的经济效益息息相关。
而长输管道作为我们输油装置的重要部件之一,它的开发设计显得尤为重要。
它的作用是把油气从产地输往储存库或者使用单位，期间跨省、市，穿、跨越（江河、道路等），并且中间有加压泵站的长距离（一般大于50KM）输送。
因此我们很有必要对它进行一些研究,提高其使用寿命、安全特性;
通过设计使其结构更加紧凑，便于衔接,让输送性能更加的完美,结构更加的合理,使用起来更加的安全。
这些对提高我们输油、气的收率,降低输送成本有着极其重要的意义。
1.2.2国内外研究状况
国内现状：
近年来，我国长输管道建设如火如荼，但现有大型输油气管线总长不过3万公里，仅占全世界油气管线的1/100。
专家预计，未来10年我国将实现汽油、柴油、煤油等成品油全部利用管道进行输送。
欲要完成上述目标，平均每年都要新建2万公里的管线，我国油气管道建设将会迎来新的高潮。
虽然国内的输气管道经过30多年的建设有了很大的发展,但仍处于发展阶段,还未形成覆盖全国的输气管网。
目前其发展特点如下：
——向大口径、高压力的大型管道发展。
当其他条件基本相同时，随管径增大，输油成本降低。
在油气资源丰富、油源有保证的前提下，建设大口径管道的效益会更加明显。
而提高管道工作压力，可以增加输量、增大站间距、减少站数，使投资减少、成本降低。
因此，采用大口径、高压输送是管道工程发展的趋势。
我国现有原油管道最大管径720毫米，例如鲁宁线，而国外最大管径为1220毫米。
我国目前天然气管道直径最大的是西气东输管线，直径1016毫米，而国外最大已达到1400毫米以上。
我国在管道建设的口径和压力上，与世界水平相比，还有较大差距。
——采用高强度、韧性及可焊性良好的管材。
长输管道所用管材，是钢材中技术含量最高的。
随着输油管道向大口径、高压力方向发展及管道向沙漠、深海、极地的永冻土带伸展，对管材的强度和韧性的要求也日益提高。
为减少钢材耗量，要求提高管材的强度，为防止断裂、保证管道的焊接质量，要求管材有良好的韧性及可焊性。
我国管线用钢经历了阶梯式的发展过程。
1995年以前，我国管线钢基本都停留在小口径、低钢级上。
1995年在陕京线首次采用X60钢；
2000年在西气东输管道成功应用具有较好强度、韧性、可焊性综合质量指标的X70钢；
2005年在冀宁支线上应用X80钢了进行试验。
X80管线钢的应用，不仅在技术上缩短了与国外的差距，还可以大幅度降低建造及运营成本。
X80钢成为管道建设史上又一里程碑。
未来10年到15年，一些大型跨国管道还将陆续投建，采用X80级钢及更高等级管线钢的机会将越来越多。
——管道运行高度自动化。
从过去的完全手工化操作到现在可以完全智能化操作，采用计算机监控与数据采集（SCADA）系统对全线进行统一的调度、协调和管理。
SCADA系统是以计算机为基础的生产过程控制与调度自动化系统，用于地理区域大、无人值守的工业环境，可以实现现场实时数据采集。
管理水平较高的长输管道已能够达到站场无人值守、全线集中控制，有些已接近或达到国外管道管理的先进水平。
国外长输管道发展现状：
全市界最早的一条原油输送管道，是美国宾夕法尼亚州1865年从油田辐设通向火车站的一条管径为50.8mm，全长9754m的管道。
1928年，前苏联建成格罗兹内至图阿赛普的焊接式钢制长输原油管道，揭开了现代管道工业发展的序幕。
迄今为止，世界管道运输工业，尤其是工业发达的欧美国家，无论是从设计、材料、设备、制管、施工，还是从输送工艺、管道运行自动控制和管理等方面都得到了长足的发展，油气管道在世界运输业中发挥着越来越重要的作用。
与此同时，与管道输送有关的各种新工艺、新技术、新材料、新设备和新产品层出不穷。
特别是从20世纪60年代开始，管道工业进入了快速发展时期，各国的油气管道公司非常注重各种先进技术的研究与开发，很多管道在设计建设时就大量采用最新的一些研究成果。
高度自动化技术的应用，不仅保证了管道运行的安全可靠行性，而且减少了操作人员，大大降低了运行费用。
1.2.3发展趋势
国外的成品油管道就是面向消费中心和用户的多批次、多品种、多出口的商业管道，管道运行自动化管理水平高，以实现运行参数、泄漏检测、混油浓度监测、界面跟踪和油品切割的自动控制，目前的主要发展趋势有以下几点：
1、大口径、大流量、多批次除输送成品油外，管道还可输送其他液体烃类化合物，利用率很高。
如世界最大的成品油管道系统———美国的科洛尼尔管道，复线建成后输量达到原始设计的3倍，双线可顺序输送不同牌号的成品油118种，一个顺序周期仅为5天。
2、广泛采用管道优化运行管理软件系统合理安排各批次油品交换时间，在极短时间内系统可自动生成调度计划，对管内油品的流动过程进行动态图表分析，远程自动控制泵和阀门的启停，实现水击的超前保护。
3、有界面超声检测法目前，成品油顺序输送中混油界面的检测以超声检测法为发展趋势，特别是美国在这方面保持着技术领先地位。
1.3输油管道的风险分析及防范措施
风险存在的前提是有危险。
危险可以定义为“可产生潜在损失的特征或一组特征”,危险转变成为现实的概率的大小及损失严重程度的综合称为风险。
1.3.1风险因素
由国内外相关文献与事故统计资料总结得出,可能导致长输管道失效的因素主要有五大类,即第三方破坏，腐蚀，设计，误操作和自然灾害。
根据存在的不同的风险因素制定出相应的设计方案。
其中腐蚀破坏是管道中腐蚀破坏是管道中最常见的破坏,其主要包括内腐蚀和外腐蚀。
内腐蚀的风险大小与介质腐蚀性强弱及防腐措施有关,而外腐蚀是管道腐蚀的主要因素,与阴极保护，外涂层质量，土壤腐蚀性，使用年限，有无金属埋设物，电流干扰及应力腐蚀等因素有关。
1.3.2第三方破坏
第三方破坏是指由于在管道附近进行的采挖、耕种、偷盗等人为活动所造成的管道结构或性能的破坏。
影响第三方破坏这一风险事件的主要因素包括管道的最小埋深、所在区域的人类活动水平、管道的地上设备、附近地区的公众教育状况等。
第三方破坏简化事故树如图4-1所示。
图1-1第三方破坏的简化事故树
1.3.3腐蚀
腐蚀破坏是管道中最常见的破坏,其主要包括内腐蚀和外腐蚀。
内腐蚀的风险大小与介质腐蚀性强弱及防腐措施有关,而外腐蚀是管道腐蚀的主要因素,与阴极保护、外涂层质量、土壤腐蚀性、使用年限、有无金属埋设物、电流干扰及应力腐蚀等因素有关。
腐蚀失效的简化事故树如图1-2所示。
图1-2腐蚀失效的简化事故树
1.3.4设计因素
在管道设计中,由于资料不全、经验不足、方案有误、无第三方质量监督等,都可能出现设计问题,成为工程隐患。
此外,设计时为简化计算,不得不采取一些简化模型来选取一些系数,这些与实际状况的差异也会直接影响管道的风险状况。
因此,原始设计与管道的风险状况有密切关系,可能影响的设计失效有钢管安全因素、系统安全因素、疲劳因素等几个方面。
设计失效的简化事故树如图1-3所示
图1-3设计失效的简化事故树
1.3.5操作失误
人为误操作是管道风险的另一个重要来源"
根据美国统计,在所有的灾害中,由于人的误操作所造成的灾害占62%。
从工程技术上,如何减少误操作,可能要从两个方面入手。
首先要提高人的群体素质,即提高管理水平、技术水平以及群体的道德水平,如敬业精神、合作精神、刻苦钻研的精神等。
其次,加强第三方监督,人总会犯错误,有时人或一个群体难以发现、纠正自身的错误,第三方监督显然是必要的。
误操作因素可分为设计、施工、运营和维护四个方面。
事故树如图1-4所示。
图1-4误操作事故树
1.3.6自然灾害影响
自然灾害是威胁管道安全的一个重要因素,破坏性大,不仅对管道造成破坏,而且还可能产生严重的次生灾害。
对陆上管道造成破坏的自然灾害有破坏性地震、地质地理灾害、洪水灾害、地下灾害等,简化事故树如图1-5所示。
图4-5自然灾害的简化事故树
1.3.7防范措施
（1）根据高原河流大多属季节性河流,河岸植被稀少,河床变化频繁等特点,对穿河管道的防护避害趋利进行设计,例如：
对易冲易变的河流两岸不宜建成像混凝土结构墙、局部干砌挡土坝等那样的刚性防护工程,而应采用具有一定柔性的石笼护坡、土工织物等防冲结构物。
对穿越河流管道裸露或埋地较浅的,除已采取的加套管防护措施外,还可采取打桩加固的防护措施,对桩深、桩距等设计则要根据河床及河流水文等具体情况和管径、抗冲特性的分析来确定。
（2）加大多方投入,尤其是财力和科技投入。
加快对原穿越公路的管道和新一轮改造增加的穿越部位的技术检查改造,有计划地分期分批进行检测,其中包括防腐层性能检测、套管内管道有无腐蚀、套管两端封堵沥青有无龟裂、失效、渗水，并及时更新。
（3）在更新敷设永冻区地段管道时,为不破坏永冻层,采取了以下措施:
①将管道埋设在冻胀力相对较小的“弱冻胀区”,避免管道接触永冻土层；
②为避免因管沟开挖过深或开挖后暴露时间过长而使永冻土层破坏,在控制深度的同时,尽量做到边开挖、边铺管、边回填,保持永冻土层的稳定；
③管道埋深应根据不同地段土壤含水量和季节融化层厚度分段确定；
④管沟底须铺垫一定厚度的细土,且最大挖深不应超过永冻土上限的0.5m；
⑤管道总埋深小于0.8m时,为保持管道在热应力作用下的稳定性,在地表面上培土并保证一定的宽度。
为预防管道冰堵,采取了诸如旁接油罐每年定期排污2次,防止水分等杂质进入管道；
对半地下旁接油罐顶部量油孔进行改造,有效预防雨雪水进入油罐等措施。
（4）对沿线位于地震带的管道采取以下防范措施:
更换高地震烈度区域管道,并进行地震抗拉强度设计和抗压稳定性校核；
对震害严重地区的管道转角处采用弹性敷设；
对处于地震烈度为度和度地段的管道转角尽量使用预制弯头,并适当加大弯管的曲率半径；
管沟回填用摩擦系数较小的沙料,管沟表面回填用原状土,最佳厚度为0.35m；
对度和度区域的管道环向焊缝进行100%X射线检验。
（5）依靠社会力量维护管道安全。
依靠管道沿线各级地方政府及有关单位,积极与施工单位协调,签订管道安全保护责任书。
通过发布地区公告、开展公众教育和媒体宣传等手段,强化“保护输油管道安全就是保护自身安全”的观念。
实施土地使用控制,遏制违章建筑的发展势头,依据《条例》等法规保护管道安全,严禁在距离管道5m范围内挖沙取土、破坏植被。
加大巡线力度,配备巡线车辆,增加夜间管道巡查密度,请求地方公安、交通部门配合,路段设置检查站,及时查扣可疑运油车辆及盗油分子,并鼓励沿线群众监督举报。
（6）对因自然和人为原因造成的管道拱起、裸露悬空,采取以下对策:
①对拱起管道,视拱起变形程度、防腐层状况以及是否影响管道内检测、清管等综合因素决定换管与否。
对拱起轻微,经观察土体冻胀量不大,地形地貌变化趋势不明显的管段,采取堆土深埋和调整弹性较大的方法处理,以增加管道对地基变形的适应能力。
②对裸露管道,结合当地风力、风向及雨水侵蚀特点,视现场情况掩埋至规定土层厚度或在较大范围内用沙袋掩埋稳固管道（最好能稳沙固土）。
③对因暴雨、山洪等水力侵蚀形成冲沟而导致悬空的管道,可采用利于季节性洪水、地表散水排泄的冲沟两边做毛石浆砌“八字墙”和沟底做“过水路面”等沟边沟底防水工程来阻止悬空距离加大。
对悬空距离≤11m（159mm管道,按最大跨距不超过11m计算）的管道,应在中部做管墩支撑。
对因自然原因和人为取土引起的滑坡、滑塌和崩塌等重力侵蚀导致的悬空管道,视区域性地形地貌、地质地层构造环境及坍塌成因特点,可采用两端做止塌混凝土墙（或毛石浆砌墙）,沿管道轴向间隔（间距11m以内）做管墩支撑等科学有效的水工保护方法来保护管道。
1.4工程概况及方案论证
在风险分析的基础上，进行工程概述及其所选方案的论证计算，并得出最佳的满足设计要求的方案。
1.4.1线路走向及沿线概况
A.线路走向：
选xx输油管道线，其线路从首站（海拔高程252.5m）至末站（海拔高程38.5m）止，全线长度324.6公里，管线沿线经秦皇岛、唐山、最后到达北京，沿线处于整个河北省境内，从整体来看地势较陡，自然地势变化较大。
沿线所经地区耕地占78%，管道沿线通过的地区属于暖温带半湿润季风气候。
交通方便，施工无特殊困难。
在末站，线路设有向炼油厂的分输管线，其余输向码头。
整个线路的土质以黏土，亚黏土为主，地下水在2米左右，河水冲击地带为砂土和细砂，线路所经地带无盐碱土。
B.管线敷设
一般线路敷设以埋沟敷设为主，采用沥青绝缘层和阴极保护结合的防腐方法，同时考虑到冻土为1.11—1.39米和管线散热损失等因素，管顶覆土1.5m。
铁路，公路的穿越：
铁路，公路的穿越点尽可能选在水位比较低的地方，走向基本同铁路和公路直交的地方，当输油管道穿越铁路或县级以上的公路时，必须采用套管保护，套管顶距铁路轨底或路面一般应小于1.5m，穿越铁路，公路一般采用厚度不小于8mm的沥青绝缘防腐层。
C.管线试压
管线在沟上或沟下焊接组装后，进行分段试压，试压管段长度取为10～15km，自然高度不超过30米，以1.25倍的管道工作压力作为强度试压压力，对各段进行试压。
1.4.2工艺设计
本设计采用“从泵到泵”，站内采用“先炉后泵”的密闭的输油工艺。
“从泵到泵”的输油站各设一座泄压罐。
首站设给油泵。
其它各站均不设给油泵，各站均设有炉前泵，以降低节流损失，采用炉前加热降低了原油的粘度，提高了泵的效率，节约电能，加热装置承压低，省钢材并增加了安全性，采取冷热油掺合法，部分的冷油不经过加热炉以减少油流经过炉子的压降，部分原油进入加热炉加热至65℃左右，然后进行冷热油掺合，油温在50℃左右，进入主泵增压，由总阀室去下一站。
由于采取“从泵到泵”的输油工艺，全线形成统一的水力系统，不但进出站压力相互影响，而且水击压力和任何一处的事故都要影响全线，为此设置泄压罐进行保护以使进站压力不会过高，各站设有高低压保护装置以保护管线，降余压泄入事故罐内，保持管线安全。
下面详细说明各站的主要工艺流程：
A.首站工艺流程
（1）输油流程：
①接受来油，计量后进罐；
②加热后向中间站输油；
③向中间站发送清管器以及接受清管器。
（2）安全保护与投产试运流程：
①倒罐或站内循环；
②接受中间站反输并计量；
③向来油反输并计量；
④进、出口高低压保护流程。
B.中间站工艺流程
正输、反输、热力越站、压力越站、全越站、高低压保护流程。
C．末站工艺流程
①接受中间站来油，经加热（不加热）进罐；
②原油自灌自流或泵送经计量装船；
③来油不进罐自流或泵送经计量装船。
（2）安全保护与投产试运营流程：
②进、出口高低压保护流程。
1.4.3设计方案的选择与比较
输油管道工程的建设，首先要进行技术经济可行性研究，对工程的各项技术要求，经济条件作出详细论证。
当管路走向基本确定后，输油管道的经济性好坏，主要取决于工艺方案的选择，及管道的管径，主要设备及运行参数的选择。
在方案的概略计算中，常用年当量费用作为衡量长输管道经济性指标，在可行性研究报告中则根据动、静态返本期，投资收效率来衡量设计方案的经济效益。
本设计以年当量费用作为指标予以阐述：
即：
S=（J/T）+Y万元/年；
（1-1）
其中：
S——年当量费用，万元/年；
J——管道基建费用，万元/年；
T——抵偿期，年；
Y——管道年经营费用，万元/年。
本设计中取20年，显然年当量费用最低的方案最经济，但并不一定最适宜，还要考虑到管线的发展趋势，以及其它的设备、材料等的供应情况以及其它条件综合评定方案。
1.4.3.1加热站进、出口温度的确定
本设计输送介质为大庆原油，属含蜡原油。
A．加热站进站温度的选择：
由于大庆原油凝点为32℃,故输送时需比凝点高2～3℃最经济，因此确定进站温度为35℃。
B.加热站出站温度的选择：
对于原油来说，其难免含水，故加热温度不能超过100℃，且本设计工艺为“先炉后泵”则加热温度不能超过介质的初馏点75℃，以免影响泵的吸入。
对于含蜡的大庆原油来说，其凝固点处的粘温曲线很陡，而且温度高于凝固点30-40℃时，粘度随温度变化很小，更因为含蜡原油管道多在紊流状态下进行，摩阻于粘度的0.25次方成正比，提高油温对摩阻影响较小，而且热损失较大，故加热温度不宜过高。
本设计加热站出站温度选择三种:
TR=65℃；
。
1.4.3.2平均温度的计算
本设计中采用国标GB50253-94修正83年的温度公式：
（1-2）
——《输油管道设计与管理》
式中：
——原油输送的平均温度，℃。
大庆原油凝点为32℃，取=35℃：
℃
1.4.3.3油品密度的计算
本设计中采用的油品密度计算公式为：
（1-3）
——《输油管道设计与管理》
——温度为t℃及20℃时的油品密度，kg/m3;
kg/m3;
——温度系数，
℃;
℃。
所以可以得到下表：
1.4.3.4流量计算
（1-4）
1.4.3.5经济管径的选取
在某一输量下，采用较大的管径，可以降低输油的摩阻损失，减少动力费用和拟建泵站数，但基本建设投资中钢管及管线工程投资增大；
采用较小的管径，则反之。
所以，对于某一输量而言，经济管径要由经济流速而定，在我国，对于长输管道，取经济流速V=1.5～2.0m/s。
经济管径计算公式：
（1-5）
从计算可以看出，可以初选管径和。
1.4.3.6其它参数的计算
A．粘度计算
由已知的运动粘度：
表1-4
，℃
35
40
45
50
70
，厘沱
34
30
26
23.85
15.68
由公式
（1-6）
取温度为35℃和40℃时两组数据，代入上式，得：
u=0.025。
所以式（1-6）可以变为
（1-7）
所以当t=45℃时，=26厘沱。
B．流态的计算
；
Re1=（1-8）其中长输管道设计中一般取e=0.125mm；
所以，
对于，；
对于，。
详细计算结果见下表：
表1-5
管径
，℃
Re
Re1
流态
65
29542.9
215650.7
紊流水力光滑区
26153.2
305352.2
1.4.3.7热力计算
本设计的热力计算的详细公式见后面的计算部分，此处只列出结果。
详细计算结果见后表：
表1-6
℃
W/℃）
℃）
站间距
Km
2.95
2.676
108.2
2.65
2.43
81.15
1.4.3.8水力计算
同热力计算，水力计算的详细公式见后面计算部分，现只列出结果。
详细数据见表1-7
高程差
m
总摩阻损失
站间摩阻
40.475
224
3779.3
1331.1
2024.36
559.59
1.4.3.9泵及加热炉的选择
根据后面的计算部分，各热站均选用2×
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