输气管道内腐蚀直接评价方法.pdf

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1、6 8 焊管第2 9 卷第2 期2 0 0 6 年3 月输气管道内腐蚀直接评价方法赵学芬，姚安林，赵忠刚( 西南石油学院，成都6 1 0 5 0 0 )摘要：基于完整性管理的内腐蚀直接评价( I C D A ) 方法具有成本低且无须进入到管道内部等优点，叙述了管道I C D A 的重要性，并针对干气输送管道I C D A 的原理、评价过程和应用影响因素等方面以及I C D A 应用的局限性进行了较为详细的探讨。指出国内应该加强I C D A 技术的研究和应用。关键词：输气管道；管道完整性管理；内腐蚀直接评价( I C D A )中图分类号：T E 9 8 5 8 文献标识码：A 文章编号：1

2、0 0 1 3 9 3 8 ( 2 0 0 6 ) 0 2 0 0 6 8 0 50 前言随着我国各主要气田逐渐进入开采的中后期阶段，天然气的含水量、二氧化碳和硫化氢等腐蚀性介质的含量在逐渐增加，加速了集输管线的内腐蚀。内腐蚀是管道系统更加严重老化的因素之一，此外，内腐蚀也将导致泄漏，或造成结构强度降低，使输气系统的安全性和寿命受到威胁，因此，在内腐蚀发生前就检测出它们的位置并确定它们的量尤显必要。但内腐蚀是难以检测的，因为检测工具不易进入管道内部。通常采用在线检测和压力测试方法，但是二者无论是在成本上还是在使用上都存在着某种程度的局限性2J ，如在线检测不能应用于所有的输气管线，大概只有5

3、0 的输气管道可以在线清管检测 。此外，由于管线的机械和几何约束也阻碍了在线检测的应用，有些检测工具( 如超声波( u T ) 和射线拍照) ，要求在检测之前挖掘和清理管道表面，都使得全线检测不切实际。为了更加有效地使用直接检测方法，有必要利用新方法把由内腐蚀而导致管道恶化的位置等信息辨识出来，再对管道进行完整性管理提供依据。因此，进行内腐蚀直接评价( I C D A ) 的研究具有极大的现实意义。1内腐蚀直接评价的基本原理评价( D i r e c tA s s e s s m e n t ) 技术是一种结构方法。它是在在线检测( I L l ) 不适用的情况下，通过将流态模拟和管道倾角分布

4、结合起来，确定管道中最有可能发生腐蚀的位置，进而判断管段完整性的一种评价方法。内腐蚀直接评价是在外腐蚀直接评价研究的基础上发展起来的，其基本过程与外腐蚀直接评价一致，它综合利用收集的资料和检查、检测、计算等结果来判断内腐蚀是否已严重影响了管道的物理完整性，进而对腐蚀缺陷实施修补和防护措施。水是发生腐蚀的必要条件，而干气输送管道内的局部低洼点较易存在水聚集Ho ( 如图1 所示) ，其位置可以通过流动条件和高程分布来预测。I C D A 方法能够精确地识别最有可能聚集电解质( 如水) 的位置。如果沿着管长最有可能积累电解质的位置没有被腐蚀，那么其他不太可能积累电解质的位置也不可能遭受腐蚀。I C

5、 D A 方法就是把现有的检测管道方法结合起来，对发生内腐蚀的可能性进行评价的一种新方法。图1 液体在输气管道中的聚集2内腐蚀直接评价的步骤根据A S M EB 3 1 8 s - 2 0 0 1 的定义可知，直接内腐蚀直接评价包括4 个关键步骤：预万方数据第2 9 卷第2 期赵学芬等：输气管道内腐蚀直接评价方法6 9 评价；间接检测，直接检验，后评价。在预评价阶段，风险工程师必须量化潜在的风险威胁，并选择对特定风险直接评价的可靠方法；间接检测阶段，主要是使用各种无需实际接触管道的方法来了解管道的情况；直接检验阶段是利用直接与管道接触得到的数据( 比如超声波传递厚度计、I L l 等) 来评价

6、管道的情况；后评价阶段是利用检测方法来量化潜在威胁，以评价前些阶段的可靠性。2 1 预评价I C D A 预评价阶段主要作用是收集历史和当前的数据，以确定评估区，并对I C D A 方法的可靠性进行评估。这些数据通常是从施工记录、操作和维护记录、校正表、具有覆层厚度的高程图、检测记录以及前面完整性评估或维护操作的检测报告中得到的。输气管道I C D A 方法的可靠性是由I C D A 所依据的管道特征来确定的：当输送的介质是干气时，水的任意短期扰动最终会蒸发成气相。这种特征可以认为允许水的短期聚集，但是不允许在下游聚集，也就是说导致腐蚀的水应位于流动模拟所预测的位置而不是下游位置。此外，在保证

7、清管频率应该低于扰动频率的约束条件下，腐蚀通常会发生在沿线的孤立位置，所以流动模拟参数的范围包括输气管道预测的大多数参数，而不仅仅基于技术性约束。于是满足上面条件的范围可以确定如下：表观气体速度低于7 6 m s ，管道直径0 1 1 2 m ，压力3 4 7 6 M P a ，管线的温度相对恒定。对于I C D A 而言，我们认为“游离”水是腐蚀电解质的主要腐蚀源，乙二醇和湿气是次要的腐蚀源。另外，含烃冷凝液的液态烃、液压油、润滑油可能影响腐蚀速率，因此也要考虑这些因素对I C D A 有效性的影响。I C D A 方法的应用与管长及距离无关，除非新的介质输入和输出改变了电解质注入的可能性或

8、相对稳定的管流特征。2 2 间接检测I C D A 方法的可靠性取决于利用流动模拟结果来识别最有可能聚集电解液位置的能力，即确定管道系统具有高持水趋势区域的能力。在输送干气的管道中，层状薄膜流动是液态水传送的主要机制，并且任意可能夹带到气体中的液滴都要汽化。至于水，未饱和气相中水滴汽化的原因是液滴有较大表面积和体积比，水直接与气相接触，近液滴的气体速度较高；薄膜流动具有较差的传质特征，管道底部的液体和弥散成的液滴相比，管道底部的液体具有较小的表面积与体积比，于是液体表面的气体速度比较低，低挥发性液体可能遮盖水抑制蒸发。比较而言，层状膜流动条件比薄膜流动有更好的汽化传质特征，即引发内腐蚀的可能性

9、很小。可以进行一系列稳态流动模拟计算来预测水聚集的临界参数。M o g h i s s i 等人1 根据参数研究，把致使液体向后流动的重力和造成液体沿着流动方向向前流动的气体与液体之间的剪应力之间的平衡定义为液体在管道中聚集的临界角，并建议把改进的弗劳德数( F r o u d en u m b e r ) 用于倾角为p ，内径为d ；的管道上，用来估计临界角。当气体密度由总压力和温度确定后，将模拟结果用改进的弗劳德数表示：F ：堕丑哗s i n 0 ，( 1 ) P s秽g 式中P P s 一液体和气体密度，k g m 3 ；g 一重力加速度，m s 2 ；一表观气体速度( 对于单相流，该相

10、的表观速度即为该相的平均速度) ，m s ；d i 一管道内径，m ； 萨嘲角，( o ) 。p 小于0 5 。时，临界弗劳德数是0 3 5 ( 标准偏差为0 0 7 ) ；秽大于2 0 时，为0 5 6 ( 标准偏差为0 0 2 ) ；当p 位于二者之间的时，F 需要进行线性插值。对于气体密度的计算MJ ，在理想状态下，由系统的状态方程可以求得：P = p R T 。( 2 )实际气体密度的计算需要引入一个修正系数，即压缩因数z ( 它表示实际气体与理想气体的偏离程度) ，此时系统的状态方程为：P = z p R T ，( 3 )根据系统的状态方程，压缩因数可以表示为P y，、z 2 n R

11、 T ，L 斗，式中P _ 系统压力，k P a ； 卜系统体积，m 3 ；万方数据7 0 焊管2 0 0 6 年3 月n 一气体的物质的量，k m o l ；R 一气体常数，8 3 1 4 k J ( k m o l K ) ； 卜系统温度，K ；p 一气体密度，k g m 3 。任何气体的压缩因数可由试验来确定。在理想状态条件下，z 的值为1 ；对于实际气体，彳是状态的函数。文献 6 更加详细地介绍了压缩因数z 的多种确定方法。水一旦进入管道，就可以利用流动模拟结果预测水开始聚集的位置。水很可能在倾斜管道处聚集，因为剪切应力和重力正好在这点达到平衡。此外，模拟发现当存在大倾角的管道或者当气

12、体速度变化具有不确定性时，识别管段内液体聚集的位置将更为困难。管道倾角0 通常是按照度数或弧度给出的，倾角的正弦值表示管道高程A h 相对管道长度出的变化，其简图如图2 所示。用倾角的反正弦值来表示一定长度管道的高程变化：p = a r c s i n 酉A h 。图2 倾角口的示意简图( 5 )将所求得的倾角和流态模拟所预测的水聚集临界角进行比较，大于聚集临界角的第一个倾角即是水将首先聚集的位置，也就是说这个位置最有可能先遭受腐蚀。图3 表示I C D A 评价过程。其中第一个子计算步骤表示间接评价过程，即识别电解质可能首先聚集的位置。2 3 直接测试对于I C D A ，尚不能用最严格的定

13、义进行直接检测。这是因为挖掘后通常也不能达到管道内表面，但可以进行包括射线、超声波检测和腐蚀监测等在内的多种检测方法详细测试。应注意将临界角和实际管道倾角进行比较后，开挖探坑并安装内腐蚀直接评价循环直到表明 不可能发生腐蚀识别沿线游离 水聚集的位置评价各位置 确定是否腐蚀将缓蚀作为完整性 管理程序的一部分 ( 直接评价范围之外的内容)图3 给定管道长度的I C D A 流程图腐蚀检测工具，操作人员可增加检测时间间隔，并最好在最易发生腐蚀的位置进行实时监测。对于I C D A ，最经济有效的方法就是在部分管道上安装一种在线检测工具，然后根据这个结果评估清管器无法运行的下游内腐蚀。这是因为I C

14、D A 预测的腐蚀更可能是上游的而不是下游的，上游位置的完整性检验会考虑到下游位置得到结论。如果确定出最易发生腐蚀的位置没有发生破坏，就保证了大部分管道的完整性；反之如果发现腐蚀，也能辨识出潜在的完整性问题。为了提高内腐蚀检测的可信度，选择多个冗余位置是非常有用的，将会得到更多的经验以利于今后类似工作的展开。对于在恒定气体速度下运行的管道，第一个比临界角大的倾角代表水首先聚集的位置。一般情况下，下游位置不接触水( 因为水在上游聚集并蒸发) ，而当上游充满液体且流下来时，下游才会接触水。在这种情况下，上游位置与液体接触期间更长，因此腐蚀最严重。对于所有倾角都小于临界角的管道，选择最大的倾角可以确

15、定需内腐蚀检测的管段长度。当然，气体速度恒定仅仅是理想情况，大多数管道都经历了从零到最大的气体速度，于是使得评价程序更加复杂化。图3 的第二个子计算步骤代表I C D A 直接评价，在这个过程中，详细检验了问接评价所确定的位置。对于I C D A 方法，我们可以参照如下步骤一一一一一一 蓦万方数据第2 9 卷第2 期赵学芬等：输气管道内腐蚀直接评价方法进行：( 1 ) 找到第一个大于由操作条件和流动模拟结果确定的最大临界角的管道倾角。( 2 ) 详细检验检测目标位置，如果没有发现腐蚀，结论是腐蚀不可能发生。如果速度范围( 或其他相关参数) 已知，那么在某段时间内聚集液体的临界角有可能更小，此时

16、上游管道的完整性不能通过检测下游管道确定。( 3 ) 返回第一步，再次详细检验检测比最大临界角次之的倾角位置。I C D A 方法的程序如图4 所示，图中“k ”代表的数字将根据实际和经验进行调整。内腐蚀直接评价识别沿线第一个倾角 大于临界角的k 位置否检验检测下游管道不 可能发生腐蚀T _识别小于以前角度 的最大倾角的位置l 是!l：一管道不发生内腐 蚀或内腐蚀已知识别沿线下一个 更小倾角的位置图4I C D A 评价过程流程图2 4 后评价后评价过程是I C D A 的第四步。它包括分析前三个阶段收集的数据，目的是评价直接评价方法的有效性并确定再评价的时间间隔。输气管道的I C D A 是

17、基于间断扰动这个假设，并且具备这种假设条件的管道会有较小程度的腐蚀或无腐蚀。如果在任意位置都发现大面积腐蚀，则假设不成立，也就是说I C D A 是无效的。文献 7 对两段管道进行了评价验证，对于第一条管段，I L I 所确定的内腐蚀位置有8 5 可以通过I C D A 预测出来，如果管道高程分布( 也就是道路或河流道口) 是精确的，I C D A 还可能再识别出5 的异常。对于第二条管段，I C D A 可识别出的异常占I L l 检测的7 8 。在评估的过程中，液体流动的不确定性、电解质的滞留情况以及缺少I L I 识别出的内腐蚀异常的资料等都极大的增加了识别内腐蚀位置的不确定性。3 影响

18、I C D A 方法可信度因素的分析下面简要讨论进行I C D A 分析时要避免的一些常见问题。( 1 ) 管道高程数据的精度当应用G P S 或校正表信息时要确保管道满足陆地的地形。风险工程师经常需要将管道覆层厚度信息结合到分析中。很多情况下，诸如当遇到一条封闭式高速公路或无明显特征的地形和河道时，可能会产生大量的局部倾角。( 2 ) I C D A 边界条件将I C D A 用于极低流速和非干气输气管道意义不大。如果管道有频繁的水扰动趋势，I C D A 的可靠性也将降低。湿气或水含量变化趋势应该包含在综合的风险评估数据库中，这将有助于确定I C D A 的有效性。( 3 ) 操作条件了解

19、整条管道的操作情况对精确的I C D A 分析来说是必要的。临界角对改变流速和压力非常敏感。为了更好地了解沿线的变化情况，沿线系统应附加监测装置。同时，当计算持液率趋势时，也必须评估季节变化对流速变化的影响。( 4 ) 需要考虑的最小变量大量文献表明，仰角分布图有助于确定水聚集的位置；操作条件有助于压力、温度和流速的确定；阀和支线的位置影响流速、压力变化的位置；二氧化碳分压可能影响腐蚀速率；低洼地点和滴液的位置、河床和道口、锐弯管、突然的直径改变等等可能影响I C D A分析的可信度。4 应用I C D A 的局限性( 1 ) 湿气系统( 也就是存在饱和水的系统) 包括存储和集气系统，存储集输

20、系统内腐蚀的大多万方数据7 2 焊管2 0 0 6 年3 月原因都与液态水有关，因此限制了I C D A ，所以现有干气管道的I C D A 方法通常不适用于湿气系统。( 2 ) 对于气体速度恒定，流量小的系统，通过现在的I C D A 方法可以预测水聚集的位置然后对其进行检验。然而，湿气系统含有大量的水，所以所有大于临界角的角度都应该聚集水直到充满为止。因此挖掘点的数目变得更大。另外，水不断沿着聚集点之间的管道流动，也加大了内腐蚀检测结果的不确定性。( 3 ) 假定随时间变化的非稳态流速的管道已经在所有上坡的倾角处都聚集了水，这意味着所有上坡部分都具有圈闭水( 大约占管道的一半) 。对于在双

21、向运行的管道，据此推算管道的另一半可能也聚集了水。故如果没有附加的信息是木可能识别腐蚀的位置的。( 4 ) 腐蚀速率模型本身( 以气体性质为基础的) 的应用是受限的，因为腐蚀的位置是不确定的，且老化系统的气体环境通常是随着时间变化的。如果认为沿着管段的腐蚀是均匀的，沿着管段任意位置上的单个检测点将完全可以代表整条管道，此时使用预测方法对管道进行评价显然是不必要的。5 结语I C D A 方法的优势是在整条管线上对不适合进行在线检测的管段进行评估，检验有代表性的部分管段从而起到评估整条管段的作用。在程序不存在问题的前提下，如果在最有可能发生腐蚀的位置根本就没有发现有效腐蚀，那么管道完整性是可以得

22、到了保证的；如果发现的腐蚀仅限于少数位置，通过维修，管道的完整性同样可以得到保证；如果在所有的位置上都发现腐蚀，那么整条管线的完整性将不能得到保证。I C D A 方法是一种协助输气管道经营者确定发生内腐蚀趋势位置的一种有效方法。对于一般干气系统的内腐蚀，实践已经证明内腐蚀直接评价可以有效地识别管段的腐蚀，但是还需要开展进一步的研究工作以提高“间接检测”的精度。国外在这个领域的研究已经取得了一定成果，而国内几乎是空白。我国也应重视并发展管道内腐蚀直接评价技术，以代替那些由于物理和几何条件的制约仅部分管道可以利用内检测数据来进行评价的传统做法。相信在不久的将来，经过科研工作者的不懈努力，内腐蚀检

23、测方法会与I L I 和液压测试等方法一起成为管道完整性管理的一部分。参考文献：lN O G H I S S IO G A R R YK ，B E A V E R SJ P i p e l i n eC o r m s i o nD i r e c tA s s e s s m e n t C1 C O R R O S l 0 N 2 0 0 4R e s e a r c hT o p i c a lS y m p o s i u mo nC o r r o s i o nM o d e l i n gf o rA s s e s s i n gt h eC o n d i t i o no

24、f0 i la n dG a sP i p e l i n e s H o u s t o n ：N A C E 2 0 0 4 2 王维斌油气管道的在线检测与直接评估技术 J 石 油工业技术监督，2 0 0 5 ，2 1 ( 5 ) ：4 5 4 7 3 李力耘，姜晓红，付桂英，等浅谈中国管道完整性管 理 c 中国国际油气管道( 完整性) 技术研讨会论文集，上海，2 0 0 5 ：2 0 9 2 1 2 4I M C K A YJS ，B I A G l 0 7 I T ISF ，J R ，H E N D R E NES T h eC h a l l e n g e so fI m p l

25、e m e n t i n gt h eI n t e r n a lC o r r o s i o nD i r e c tA s s e s s m e n tM e t h o dCl C O R R O S I O N 2 0 0 3 H o u s t o n 7 ：N A C EI n t e r n a t i o n a lC o n f e r e n c e 。2 0 0 3 5I M O G H I S S IO P E R R YL ，C O O K I N G H A MB ，e ta 1 I n t e r -h a lC o r r o s i o nD i r

26、e c tA s s e s s m e n to fG a s r r a n s m i s s i o nP i p e l i n e s a p p l i c a t i o nCj C O R R O S l 0 N2 0 0 3 H o u s t o n ：N A C EI n t e r n a t i o n a lC o n f e r e n c e 2 0 0 3 6M O G H I S S l0C N O R R I SL ，D U S E KP ，e ta 1 I n t e r n a lC o r r o s i o nD i r e e tA s s e

27、 s s m e n to fG a sT r a n s m i s s i o nP i p e 1 i n e sCI C O R R O s I O N 2 0 0 2 H o u s t o n ，T X ：N A C EI n t e r a t i o n a l 2 0 0 2 7 李长俊天然气管道输送 M 北京：石油工业出版社，2 0 0 0 ：6 1 7 8I D B U R W E I 工D S R I D H A RN ，M O G H I S S IO ，e ta 1 I n t e r h a lC o r r o s i o nD i r e e tA s s e

28、 s s m e n to fD r yG a sT r a n s m i s s i o nc1 P i p e l i n e s V a l i d a t i o nC O R R O S I O N 2 0 0 4 H o u s t o n ，T X ：N A C EI n t e r n a t i o n a l 。2 0 0 4 作者简介：赵学芬( 1 9 7 3 一) ，女，吉林长岭人，西南石油学院油气储运专业硕士研究生，研究方向为油气管道腐蚀预测与风险评价。收稿日期：2 0 0 5 1 0 0 8修改稿收稿日期：2 0 0 5 1 1 0 8编辑：黄勇万方数据输气管道内

29、腐蚀直接评价方法输气管道内腐蚀直接评价方法作者：赵学芬， 姚安林， 赵忠刚， ZHAO Xue-fen， YAO An-lin， ZHAO Zhong-gang 作者单位：西南石油学院,成都,610500 刊名：焊管 英文刊名：WELDED PIPE AND TUBE 年，卷(期)：2006，29(2) 被引用次数：2次参考文献(8条)参考文献(8条)1.NOGHISSI O.GARRITY K.BEAVERS J Pipeline Corrosion Direct Assessment 20042.王维斌 油气管道的在线检测与直接评估技术期刊论文-石油工业技术监督 2005(05)3.李力耘

30、.姜晓红.付桂英 浅谈中国管道完整性管理 20054.MCKAY J S.BIAGIOTTI S F JR.HENDREN E S The Challenges of Implementing the Internal CorrosionDirect Assessment Method 20035.MOGHISSI O.PERRY L.COOKINGHAM B Internal Corrosion Direct Assessment of Gas TransmissionPipelines-application 20036.MOGHISSI O C.NORRIS L.DUSEK P Inte

31、rnal Corrosion Direct Assessment of Gas Transmission Pipelines20027.李长俊 天然气管道输送 20008.DBURWELL D.SRIDHAR N.MOGHISSI O Internal Corrosion Direct Assessment of Dry Gas Transmission 2004相似文献(10条)相似文献(10条)1.期刊论文 张燃.李建华.秦林.高健 输气管道不同失效模式下的高后果区半径确定方法 -油气田地面工程2010,29(2)失效管道的高后果区识别是管道完整性管理的重要内容之一,其主要目的是对管道运行

32、的风险水平做出科学评价,并在此基础上采取有效的降低风险 措施.管道失效后果严重度评价对管道完整性管理有着重要意义.从川渝输气管网的主要失效模式出发,建立了不同失效模式下输气管道的高后果区半径划 分办法,并对部分检测管线进行了高后果区识别.此项研究工作对科学地制定管道维护方案具有重要的意义.2.学位论文 吕晓华 陕京管道完整性管理与风险评价技术应用研究 2008本文结合陕京天然气管道的生产实践，初步建立了一套陕京输气管道完整性管理技术体系和管理体系，管理体系包括系列程序文件、作业文件、技 术标准等，技术体系包括内检测技术、超声导波检测技术、完整性评价技术、地质灾害评估技术、修复技术等，对于陕京管

33、道的安全运行具有重要意义 。管道风险评价技术是管道完整性技术的重要组成部分，本文应用KENT的专家评分法，结合管道线路长、影响因素多的特点，应用其影响管道风险水平 的第三方损伤指数、腐蚀指数、设计指数、误操作指数的四项指数权重评价方法，针对陕京管道陕西段神木县城商业街、大保当商业区、以及锦界开发 区的管段进行了风险评价，提出了相应的风险削减措施，并对采取措施后的各段进行了风险再评估，结果表明管道的风险水平大大降低，验证了措施的 正确性。在陕京输气管道完整性管理研究的基础上，对我国实施完整性管理提出了若干建议。3.期刊论文 年致彤.Nian Zhitong 输气管道的完整性管理 -城市燃气200

34、8,“(11)管道完整性是指管道始终处于安全可靠、受控的工作状态.管道完整性管理是对所有影响管道完整性的因素进行综合的、一体化的管理,即:在管道的 可研、设计、施工、运行各个阶段,不断识别和评估面临的各种风险因素,采取相应的措施削减风险.将管道风险水平控制在合理的可接受范围之内.管道 完整性管理是一个综合的、持续循环和不断改进的过程.管道完整性管理流程的核心内容包括数据收集与整合、高后果区识别、风险评价、完整性评价、 维修与维护和效能评价.管道的完整性在实施这一循环过程中可以不断得到提高.4.期刊论文 赵学芬.赵忠刚.陈学锋.刘学虎.ZHAO Xue-fen.ZHAO Zhong-gang.C

35、HEN Xue-feng.LIU Xue-hu 输气管道内腐蚀直接评价方法 -腐蚀与防护2006,27(10)近年来管道完整性管理在中国正受到广泛的重视,基于完整性管理的内腐蚀直接评价(ICDA)也将逐渐得到关注.此文对干气输送管道内腐蚀直接评价 的原理、评价的过程、应用情况等进行了较详细的介绍.同时也指出了ICDA应用的局限性及其存在的问题.5.学位论文 刘金和 陕京输气管道完整性管理研究 2007管道的完整性管理PIM是指管道运营商持续的对管道潜在的风险因素进行识别和评价，并采取相应的风险控制对策，将管道运行的风险水平始终控制 在合理的和可接受的范围之内。换言之，管道完整性管理是对影响管道

36、完整性的各种潜在因素进行综合的、一体化的管理。管道的完整性管理是目前国 际管道公司实施的先进管理模式。陕京输气管道西起陕西靖边东到祖国的首都北京，现有输气管道2000余公里。陕京输气管道的建成为京、津、冀地 区的经济发展，做出了很大的贡献，特别是为京津地区大气环境的改善起到了不可替代的作用。陕京管道是我国最早开展完整性管理的天然气长输管道 之一。几年来，陕京管道为我国管道的完整性管理工作积累了大量的宝贵经验。本文首先从管道完整性管理的相关概念入手，较全面地介绍了管道完整性管理的基本理论，并详细的介绍了国内外开展管道完整性管理的成果。其 次，详尽的介绍了陕京管道开展管道完整性管理的现状和所作的工

37、作。然后，明确指出了陕京管道开展管道完整性管理过程中存在的问题，并对其原因 进行了细致的分析。最后，依据管道完整性管理理论和QHSE理论并结合陕京管道的具体情况，重新建立了陕京管道的完整性管理体系的框架，并展望了 陕京输气管道完整性管理的未来和发展趋势。6.期刊论文 张玲.宫敬.徐孝轩 油气管道完整性管理规范研究 -油气储运2005,24(z1)管道完整性管理是国外油气管道工业中一个迅速发展的重要领域.管道完整性管理是指对所有影响管道完整性的因素进行综合的、一体的管理.目前 ,我国正处在管道工业发展的高峰时期,多数新旧管道都尚未建立管道完整性管理体系,给管道的安全运行管理带来一定的安全隐患.介

38、绍了国外输油(液 )管道和输气管道完整性管理规范的发展过程、规范内容及其区别,同时,针对我国管道完整性管理的研究现状,提出了适合我国国情的管道完整性管理的 若干建议,旨在为我国管道完整性管理的法规制定提供借鉴.7.期刊论文 孙建宇.Sun Jianyu 输气管道完整性管理简介 -石油库与加油站2009,18(3)介绍了实施油气管道完整性管理的重要性和油气管道完整性管理的发展概况,重点论述了油气管道完整性管理中可靠性分析、风险评价、风险控制及 完整性维修等主要内容,并对实施油气管道完整性管理提出了具体建议.8.学位论文 徐俊科 基于GIS的长输管道HCA识别研究 2006本文主要讨论了运用GIS

39、的理论和方法解决长输管道HCA识别的问题。对长输管道而言，HCA (高后果区，High Coiasequence Area)是指管道在发生 泄漏、爆炸等事故时，可能对人类及其生存环境产生重大有害影响的区域。HCA识别是管道设计、运营和完整性管理的基础工作，即使在长输管道完整性 管理最为成熟的美国，HCA 的定义和识别技术也处于改进与完善阶段。我国管道完整性管理目前正处于探索阶段，因此，基于GIS技术开展HCA识别研究 具有重要意义。论文在对比与分析国内外在 HCA 识别方面的研究和应用基础上，指出了我国在 HCA 识别方面的差距和急待开展的工作。论文在阐述美国HCA 定义规则的基础上，结合中国

40、国情和相关规范对输气和危险液体管道的HCA定义规则开展了研究，同时结合HCA识别，讨论了空 间查询、缓冲区分析和DEM分析等GIS空间分析技术。论文重点讨论了输气和危险液体管道的介质泄漏危害模型、HCA 识别方法和流程，涉及的关键技术包括地区等级自动划分、潜在影响区模型和坡面 溢流模型等。论文提出了三层次的 HCA 识别数据库模型，该模型可以支持HCA识别的相关操作。其中通过侵害制图可以规范多源多精度的基础地理数据 ，提高HCA识别的精度和效率。通过对输气和危险液体管道失效后的危害形式的分析研究，初步建立了输气和危险液体管道的危害模型。在理论研究的基础上，归纳与整理了基于 GIS 的输气管道和

41、危险液体管道 HCA识别的实现流程，提出了基于ArcObjects开发高后果区识别应用系统 的构架，并对该系统框架和功能进行设计，这为该应用系统的实现奠定了基础9.期刊论文 张燃.罗文华.王毅辉.高健.ZHANG Ran.LUO Wen-hua.WANG Yi-hui.GAO Jian DCVG+CIPS外检测技术在两佛线的应用 -天然气工业2008,28(9)DCVG+CIPS测量技术是输气管道外防腐完整性检测评价的主要方法.目前中国石油西南油气田公司输气管道防腐层外检测技术主要依靠PCM法,但该方 法不能提供防腐层破损程度、修复期限及优先级别等关键信息,造成管道完整性管理的盲目.介绍了DC

42、VG+CIPS测量技术的检测原理和设备配置情况;利用 DCVG+CIPS测量技术对两佛线管道外防腐层、杂散电流和阴极保护系统进行综合检测评价与开挖验证,取得了较好的检测评价效果.DCVG+CIPS综合测量技 术能提供管道防腐层老化情况、破损位置、破损状况、修复优先级、修复期限、阴极保护水平、杂散电流分布等关键信息,为管道的维护、维修与监控提 供及时、准确的科学依据.10.会议论文 张淮鑫.廖柯熹 基于C的在役输气管道风险评估软件设计与开发 2008随着管道完整性管理技术的发展，对输气管道进行风险评估是实现输气管道从安全管理向风险管理、从经验管理向科学管理过渡的必要技术手段.评 估方式也逐渐由平

43、面化向数据化发展，相应的软件制作介入风险管理中。通过输气管道的风险评估软件的设计与开发，以期实现数据最大利用率，人力 物力配备最优化，预防减少风险事故发生率，开发完成集计算、存储、管理集一身的风险评估软件。引证文献(2条)引证文献(2条)1.赵学芬.姚安林.游赟 天然气集输管道内腐蚀敏感性评价方法研究期刊论文-焊管 2008(4)2.张鹏.李欣茜.彭星煜.南立团.陈智勇.刘争芬 湿气管线的内腐蚀直接评价原理期刊论文-石油工业技术监督2007(10)本文链接：http:/ 授权使用：四川理工学院(sclgxy)，授权号：91d12c0b-28ed-4d35-8078-9e20011b9fb3 下载时间：2010年10月31日