肯特評分法在輸油管道風險評價中的應用及改進

張 哲 呂明晏 汪是洋

（1.西南石油大學，成都 6105002；

2.中國石化集團管道儲運公司京唐輸油處，天津 300271；3.中國石油天然氣管道局管道投產運行公司，河北 廊坊 065001）

經驗交流

肯特評分法在輸油管道風險評價中的應用及改進

張 哲1呂明晏2汪是洋3

（1.西南石油大學，成都 6105002；

2.中國石化集團管道儲運公司京唐輸油處，天津 300271；3.中國石油天然氣管道局管道投產運行公司，河北 廊坊 065001）

介紹了肯特評分法及其評價步驟，利用肯特法吳起-延煉原油管輸工程進行了風險評價。通過對肯特模型計算方法中風險分值換算的改進，使相對風險值處于0～100分的范圍，且改進公式表示分值越大、風險越高，易于理解，適合我國輸油管道的實際情況。應用實例表明，改進公式和原有模型評價結果一致。

風險分析；輸油管道；風險評價實例；肯特評分法；改進

輸油管道是一種既安全又可靠，且在正常運行下對環境污染最小的運輸方式。然而，當輸油管道在使用過程中發生因腐蝕、第3方破壞或機械失效所造成的管道泄漏或管道破裂而導致事故時，管輸介質本身的易燃、易爆和易擴散性質，會帶來人身健康威脅、設備損壞和環境污染等嚴重后果，而且長輸管道周邊地區環境復雜多變，因此十分有必要對其進行風險評價，識別出對管道運行安全性影響的最大風險因素，為采取有效的、優先的事故預防措施、確保管道各環節可靠運行提供有力依據[1]。

Muhlbauer管道風險分析法（也稱專家評分法，EST）是美國運輸部（DOT）在對大量管道工程的研究經驗總結之后得出的。W Kent在《管道風險管理手冊》書中詳細地介紹了專家打分法。此法以風險的數量指標為基礎，對管道事故發生的概率和事故后果的嚴重程度按權重分配到各個危害因素，逐項評分，再將2者進行組合得到各段管道的相對風險數。管道相對風險數越高，即越安全[2]。

近年來，國外應用Muhlbauer專家評分法進行了大量成功案例，國內此法應用報道較少，本文應用此方法對吳起-延煉原油管輸工程進行風險分析和綜合評價。鑒于W Kent模型是基于美國工業管道運行經驗提出的，因此，其中一些指標并不符合我國的實際情況，且模型計算結果難于理解和分析，需要對這些問題進行改進，找到適合我國輸油管道實際的修正模型。

1 評價步驟

1)管道分段。管道風險評價的特點在于，沿程的多樣性環境條件決定了管道各段風險大小不一，所以有必要對管道進行分段。管道分段太少無疑會降低評價精度，而管段劃分過多又會增加數據采集、處理和維護等方面的成本，最好方法是在管段內外部條件出現較大變化時插入分段點，影響變化的因素主要包括管徑、技術條件、水文、地質狀況、土壤特性和人口分布等。

2)事故因子確定和權重賦值。按事故原因和產生的后果將每個管段的事故因子分為第3方破壞（third party）、腐蝕破壞（corrosion）、設計誤差（design）和違章操作（incorrect operations）4類，這4類總數最高400分[3]。其中每個事故因子又分解為多個影響因素，如圖1所示。

3)介質危險性評定。介質危險性分為急劇危險和緩慢危險，急劇危險有爆炸、火災和劇毒泄漏等，緩慢危險有水源污染、潛在致癌物擴散等。介質危險分由介質燃燒性（Nf）、反應性（Nr）、有毒性（Nh）以及長期危險性（RQ）4方面因素來評定。

4)泄漏沖擊指數的計算。泄漏沖擊指數由介質危險性和影響范圍綜合決定。

5)計算相對風險數。相對風險數Re等于事故因子指數S的和除以泄漏沖擊指數L，其數學模型為：

式中，T為第3方破壞因子指數，C為腐蝕因子指數，D為設計誤差因子指數，I為違章操作因子指數。

2 應用實例及改進

2.1 項目基本情況介紹

吳起-延煉原油管輸工程總投資12.58億元，管線全長396.24 km，共有首末站各1座、插輸站6座、輸油站2座，管線途經吳起、志丹、寶塔區、甘泉、富縣、洛川等5縣1區，起自石百萬輸油首站，止于洛川輸油末站，線路長度272.49 km。設計任務量為600×104t/a，采用加熱輸送為主、加劑熱處理為輔的密閉輸油工藝。管線全程采用3種管徑，其中石百萬-雙河段79.20 km，φ323.9 mm管線；野山-甘泉段99.02 km，φ406.4 mm管線，甘泉-延煉段94.27 km，采用φ457 mm管線。

引發吳起-延煉輸油管道事故的主要危險因素有自然災害、人為事故、腐蝕穿孔和設備故障。根據管線走向和沿程環境條件，將對石百萬-雙河段（1單元）、野山-甘泉段（2單元）、甘泉-延煉段（3單元）3段進行風險評價分析。

2.2 評價過程

參照肯特風險分析的基本模型，首先確定每個事故因子影響因素的分值，得到每段管道4個事故因子的各自得分（見表1～4），然后計算事故因子指數和（見表5），最后根據實際情況計算每個管段的泄漏沖擊指數（見表6）。

表1 設計誤差因子指數Tab 1 Design index

表2 違章操作因子指數Tab 2 Incorrect operations index

表3 腐蝕因子指數Tab 3 Corrosion index

2.3 相對風險值計算

相對風險分值計算公式如下：

相對風險分值（0～20 000 分）=

表4 第3方破壞因子指數Tab 4 Third party damage index

表5 事故因子指數和Tab 5 Sum of accident factor indexes

表6 管道泄漏沖擊指數評分標準Tab 6 Pipeline Standard on the leak impact index

(400-概率評分值)×泄漏影響系數。 (3)

根據公式(3)計算各管段相對風險值結果見表7。

表7 各管段相對風險值Tab 7 Relative risk scores of three sections

2.4 評價結果分析及改進

Schlechter等認為，采用肯特模型進行風險分析時，相對風險數大于47.5，則認為可以接受；相對風險數小于47.5，則認為不可以接受[4]。由此可見，石百萬-雙河段（1 單元）相對風險值（Re）小于 47.5，有一定風險，需要采取提高管道安全性措施；野山-甘泉段（2單元）和甘泉-延煉段（3單元）2段的相對風險值（Re）分別為 55.5 和 57.8，均大于 47.5，風險處于可接受的范圍內，且整體來看，管段3安全性＞管段 2＞管段 1。

如果需要繪制矩陣圖和柱狀圖來進一步分析管段的風險評價結果，可以將公式(3)進行變形，使得風險分值在0～100分[5]。改進風險分值計算模型為：

依照改進公式計算得到的管段相對風險值，最安全狀態下得分為0，最易發生事故狀態下得分為100。改進風險相對值計算方法使風險值的相對性可以保持不變，易于理解，其分值越大，風險越高。應用公式(4)計算得到的管段1、管段2和管段3的相對風險值分別為5.24、3.56和3.38，說明管段1安全性＜管段2＜管段3，與改進前模型計算結果一致。

然而，3段管道由于可變因素占據比例較高（分別為63.3%、59.9%和62.3%），所以依舊存在一定的風險。可以在不增加投資成本的前提下，加強管道管理來提高事故因子中可變因素分值，進而提高管道相對風險值。

1)設計誤差因子中，已經證明水壓試驗對于檢測管道系統強度十分有效，如果采取高壓水壓試驗，那么可以給此項賦值為24分。

2)違章操作因子中，按計劃定期對重要設備和儀器進行維護，每次都有專人記錄檔案，則維護誤操作指數可以增加到12分。

3)第3方破壞因子中，和管道周邊地區居民搞好關系，加強群眾教育和宣傳力度，則此項可以最多增加到20分；固定人員定期巡線，提高巡線效率，則此項可以增加到15分。

3 結論

對某一輸油管道建立風險評分體系時，應該基于歷史事故風險因素統計，并對相關數據資料進行驗證，最終通過管道風險評價專家的審議后，才能制定適應性更強的評分體系。利用肯特評分法對吳起-延煉原油管道的風險評價表明：

1）該輸油管道的管段2和3相對風險值大于47.5，可以接受；管段1相對風險值（37.5）小于47.5，需要加強管理措施，確保管道運行安全性。

2）對現有的肯特評分法計算公式進行改進，使相對風險值處于0～100分的范圍，且改進公式表示分值越大，風險越高，易于理解。應用實例表明，改進公式和原有模型評價結果一致。

3）對于管道經過的地質狀況復雜區（地震帶或其他活動斷層部分）應該另外進行定性評估。

4）肯特評分法主要適用于長輸埋地管道安全評價，其他敷設方式的管道需要修改評分原則。

[1]姚安林.論我國管道風險評價技術的發展戰略[J].天然氣工業,1999,19(4):1-6.

[2]Muhlbauer W Kent.Pipeline risk management manual[M].Houston,USA:Gulf Publishing Company,1996:73-77.

[3]Schlechter W P G.Facility risk review as a means to addressing existing risks during the life cycle of a process unit,operating or facility[J].International Journal of Pressure Vessels and Piping,1996,66:387-402.

[4]馮斌,李大全,廖國威.改進的油氣管道風險專家評分方法[J].油氣儲運,2008,27(11):4-8.

[5]Martin Fingerhut.Pipeline fitness-to-purpose certification[J].Pipe&Pipeline Int,2000,45(2):11-22.

TQ022.12+5

A DOI10.3969/j.issn.1006-6829.2011.01.015

2010-11-17