CN106777453A - 一种基于风险的天然气管道目标可靠度确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于风险的天然气管道目标可靠度确定方法，属于天然气管道设计技术领域。所述方法包括：建立天然气管道的多种典型工况，并根据每种工况下管道受破坏的可能性，建立管道极限状态模型；对管道极限状态模型进行仿真，计算得出每种工况下管道的失效概率；根据管道失效事故造成的预期死亡人数的可能性，计算得出每种工况下管道的失效后果；根据失效概率和失效后果，计算得出管道的风险水平，并根据风险水平，计算出管道目标可靠度。本发明通过合理的基于风险的方法建立了管道目标可靠度，实现了基于可靠性的方法对新建天然气管道的设计、施工方案进行优化，保持管道全生命周期内的风险水平一致。

Description

一种基于风险的天然气管道目标可靠度确定方法

技术领域

本发明涉及天然气管道设计技术领域，特别涉及一种基于风险的天然气管道目标可靠度确定方法。

背景技术

随着我国油气管道建设进入第三代，大输量天然气管道工程的实施面临的是世界性难题，采用目前规范中的许用应力法进行设计局限性明显，为了保证管道的安全可靠、经济有效，需要在设计方法上进行创新。目前，我国正迎来新的一轮管道建设高峰期，根据中石油的“十二五”规划，将建设多条大输量天然气干线管道，包括西三线、西四线、西五线等，这些管线的设计输量均在300亿m³/年及以上。

油气管道设计可靠度的问题主要表现在超高钢级管道环焊缝缺陷容限、施工应力的控制、运行期间缺陷检测周期以及检测精度等方面。目前采用的基于应力的设计方法，将材料、制造、施工、运行等方面的不确定性(即可靠度)集中在统一的安全系数中，而安全系数是根据设计人员的经验和对失效风险的定性评估结果来确定的，并且为已有的规范，甚至为法律、法规所采纳。虽然这种方法有着直观、简单、便于应用及为人们广泛接受等优点，但它对新材料使用的可靠度问题却无法确定；同时，随着人们对材料的认识、失效机理的理解日益加深，管道服役环境的日益复杂，其局限性正日益显现出来，主要体现在如下几个方面：

1)安全系数的确定不能反映管材性能水平，其有效性无法被证实和量化；

2)未考虑管道运营维护技术和运行作业的进步；

3)不适用于地震、冻土地区、滑坡等服役环境下的管道设计；

4)对于超出经验范围的技术缺乏论证其可靠度的依据。

发明内容

为了解决现有天然气管道可靠性设计中存在的安全系数有效性无法被证实、适用范围有局限性等问题，本发明提供了一种基于风险的天然气管道目标可靠度确定方法，包括：

建立天然气管道的多种典型工况，并根据每种工况下管道受破坏的可能性，建立管道极限状态模型；

对所述管道极限状态模型进行仿真，计算得出每种工况下管道的失效概率；

根据管道失效事故造成的预期死亡人数的可能性，计算得出每种工况下管道的失效后果；

根据所述失效概率和失效后果，计算得出管道的风险水平，并根据所述风险水平，计算出管道目标可靠度。

所述根据每种工况下管道受破坏的可能性，建立管道极限状态模型的步骤具体包括：根据管道受破坏的可能性，获取每种工况下管道承受的最大抗力和最大荷载；根据每种工况下的管材性能、腐蚀及运行维护数据，建立管道现状管材性能、荷载及运行维护参数的概率分布模型；根据每种工况下管道承受的最大抗力和最大荷载，确定管道极限状态条件；根据所述管道极限状态条件所对应的参数，以及所述概率分布模型，建立管道极限状态模型。

在腐蚀管道非透壁缺陷情况下，所述管道极限状态模型为：

g₂＝P_r-P＝B₁P_b+(1-B₁)P₀-B₂σ_u-P

其中，P为管道设计压力，MPa；P_b为管道预测破裂压力，MPa；P₀为完整管道的破裂压力，MPa；σ_u为材料的拉伸强度，MPa；t为管道壁厚，mm；d为平均腐蚀深度，mm；D为管道外径，mm；B₁、B₂为模型偏差系数；M_t为“Folias”系数，由下式确定：

其中，L为缺陷的轴向长度，mm。

在腐蚀管道透壁缺陷情况下，所述管道极限状态模型为：

g₃＝P_r-P＝B₃P_b-P

其中，P为管道设计压力，MPa；P_b为管道预测破裂压力，MPa；σ_u为材料的拉伸强度，MPa；t为管道壁厚，mm；D为管道外径，mm；B₃为模型偏差系数，其服从正态分布，均值为0.91、标准偏差为0.102；M_t是“Folias”系数，由下式确定：

其中，L为缺陷的轴向长度，mm。

在管道受第三方挖掘导致管道穿孔的情况下，所述管道极限状态模型为：

g₁＝r_a-q

q＝8.09w^0.922R_DR_N

其中：r_a为包含模型误差在内的管材抗力值，kN；σ_u为管材抗拉强度，MPa；l_t为斗齿齿尖长度，mm；w_t为斗齿齿尖宽度，mm；q为挖掘机作用力，kN；w为挖掘机的重量，吨；R_D为冲击系数，取值为2/3；R_N为冲击力法向分力系数，为在0和1之间均匀分布的随机量；e为模型误差项，其服从正态分布，均值为0.833kN、标准偏差为26.7kN。

在管道受第三方挖掘导致管道凹坑-划伤类失效的情况下，所述管道极限状态模型为：

g₂＝σ_c-σ_h

其中，d_d0为零内压时的缺陷深度，mm；m为Folias系数；σ_c为临界环向应力抗力；σ_h为内压产生的环向应力；K_IC为临界应力强度，MPa；q为挖掘机作用力，kN；d_g为划伤的深度；l_g为划伤的长度；E为杨氏模量；c_v2/3为2/3尺寸夏比(V型缺口)冲击试样的冲击功值；c_v0为经验系数，取值为110.3J；a_c为2/3尺寸夏比(V型缺口)冲击试样的截面面积，等于53.6mm²；l_t为掘机斗齿齿尖横截面长度；P为管道设计压力，MPa；D为管道外径，mm；t为管道壁厚，mm；Sm为缺陷深度与管道外径的相关系数；Y_b和Y_m均为管道划伤深度与管道壁厚的相关系数；σ_y为管材屈服强度，MPa；σ_u为管材抗拉强度，MPa。

当所述社会风险水平为固定期望社会风险时，所述管道目标可靠度的计算公式为：

其中：pl_max和p_rmax分别是管道设计寿命周期内大型泄漏与破裂的最大失效概率；数值用于描述在大型泄漏与破裂中的不同失效后果模型；D为管道外径。

当所述社会风险水平为规避社会风险时，所述管道目标可靠度的计算公式为：

其中，R_T为目标可靠度；P为管道设计压力，MPa；D为管道外直径，mm；ρ为人口密度，人/公顷。

当所述社会风险水平为个人风险水平时，所述管道目标可靠度的计算公式为：

其中，P为管道设计压力，单位为MPa；D为管道外径，单位为mm。

所述管道目标可靠度的计算公式为：

其中，R_T为目标可靠度；P为管道设计压力，MPa；D为管道外直径，mm；ρ为人口密度，人/公顷。

本发明提供的天然气管道目标可靠度确定方法，通过合理的基于风险的方法建立了管道目标可靠度，通过用于个人风险和社会风险的恰当判据，基于可靠性的方法对新建天然气管道的设计、施工方案进行优化，并合理的指导管道后期的运行维护，以达到管道全生命周期内方案最优、费用最省，保持管道全生命周期内的风险水平一致，对于天然气管道基于可靠性的设计技术工程化具有重要意义。

附图说明

图1是本实施例提供的天然气管道目标可靠度确定方法的流程图；

图2是本实施例根据固定期望社会风险得到的目标可靠度随人口密度变化的曲线示意图；

图3是本实施例典型设计工况的F/N曲线示意图；

图4是本实施例最佳拟合曲线的斜率；

图5是本实施例根据具有风险规避功能的社会风险得到的目标可靠度随人口密度的变化曲线示意图；

图6是本实施例基于个人风险得到的目标可靠度随人口密度变化曲线示意图；

图7是本实施例提供的天然气管道目标可靠度包络线图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例，对本发明技术方案作进一步描述。

参见图1，本发明实施例提供了一种基于风险的天然气管道目标可靠度确定方法，包括如下步骤：

步骤101：根据国内已建天然气管道的基础数据，建立多种典型工况。

天然气管道的基础数据主要包括管道钢级、地区等级管段长度、管道外径、管道工作压力、管道壁厚、管材性能、管道荷载和运行维护参数。根据这些数据建立了148种典型工况。

步骤102：根据每种工况下管道因腐蚀和/或第三方挖掘受破坏的可能性，建立管道极限状态模型。

根据管道因腐蚀和/或第三方挖掘受破坏的可能性，获取每种工况下管道承受的最大抗力和最大荷载；获取每种工况下的管材性能、腐蚀及运行维护参数；根据每种工况下的管材性能、腐蚀及运行维护数据，建立管道现状管材性能、荷载及运行维护参数的概率分布模型(包括均值和标准差)；根据每种工况下管道承受的最大抗力和最大荷载，确定管道极限状态条件；根据所述管道极限状态条件所对应的参数，以及所述管道现状管材性能、荷载及运行维护参数的概率分布模型，建立管道极限状态模型。

根据每种工况下管道承受的最大抗力和最大荷载，确定管道极限状态条件。当达到管道极限状态条件时，管道不再能正常运行或可能导致重大安全事故。陆地上天然气管道的极限状态包括极端极限状态、泄漏极限状态和服役极限状态。管道极限状态条件所对应的参数包括管外径、壁厚、管材性能、荷载、缺陷尺寸、以及第三方挖掘破坏设备信息等。根据管道极限状态条件所对应的参数，以及管道现状管材性能、荷载及运行维护参数的概率分布模型，建立管道极限状态模型(包括模型偏差)，并设置管道失效条件为包含不确定性参数的函数。不确定性参数包括管道的管材性能、几何参数及荷载等等。管道极限状态模型可采用解析模型、经验模型或数值模型等多种手段来实现。管道极限状态模型为一组基本随机变量x的数学函数g(x)，其满足如下条件：当管道失效发生时，g(x)≤0；当管道失效未发生时，g(x)＞0。基本随机变量包括管道载荷、管外径、壁厚、管道的机械性能以及缺陷特征等等。

在管道腐蚀的极限状态模型中，腐蚀缺陷在任何时间点均被表示为最大轴向长度2c、平均深度d_ave和最大深度d_max。如果腐蚀缺陷的最大深度达到管道的壁厚，则管道会发生小渗漏；如果腐蚀缺陷达到由最大轴向长度与平均深度共同定义的临界总尺寸，则管道会发生破裂。对于管道泄漏而言，如果其所产生的裂纹长度超过临界值，则裂纹会发生不稳定扩展并破裂；否则，只会发生大的泄漏。

1)在腐蚀管道非透壁缺陷情况下，管道极限状态模型为：

g₂＝P_r-P＝B₁P_b+(1-B₁)P₀-B₂σ_u-P

其中，P为管道设计压力，MPa；P_b为管道预测破裂压力，MPa；P₀为完整管道的破裂压力，MPa；σ_u为材料的拉伸强度，MPa；t为管道壁厚，mm；d为平均腐蚀深度，mm；D为管道外径，mm；B₁、B₂为模型偏差系数；M_t为“Folias”系数，由下式确定：

其中，L为缺陷的轴向长度，mm。

2)在腐蚀管道透壁缺陷情况下的，管道极限状态模型为：

g₃＝P_r-P＝B₃P_b-P (3)

其中，P为管道设计压力，MPa；P_b为管道预测破裂压力，MPa；σ_u为材料的拉伸强度，MPa；t为管道壁厚，mm；D为管道外径，mm；B₃为模型偏差系数，其服从正态分布，均值为0.91、标准偏差为0.102；M_t是“Folias”系数，由下式确定：

其中，L为缺陷的轴向长度，mm。

3)管道受第三方挖掘情况下的极限状态模型

a)管道受第三方挖掘导致管道穿孔的情况下，管道极限状态模型为：

g₁＝r_a-q

q＝8.09w^0.922R_DR_N (6)

其中：r_a为包含模型误差在内的管材抗力值，kN；σ_u为管材抗拉强度，MPa；l_t为斗齿齿尖长度，mm；w_t为斗齿齿尖宽度，mm；q为挖掘机作用力，kN；w为挖掘机的重量，吨；R_D为冲击系数，取值为2/3；R_N为冲击力法向分力系数，为在0和1之间均匀分布的随机量；e为模型误差项，其服从正态分布，均值为0.833kN、标准偏差为26.7kN。

b)管道受第三方挖掘导致管道凹坑-划伤类失效的情况下，管道极限状态模型为：

g₂＝σ_c-σ_h (7)

其中，d_d0为零内压时的缺陷深度，mm；m为Folias系数；σ_c为临界环向应力抗力；σ_h为内压产生的环向应力；K_IC为临界应力强度，MPa；q为挖掘机作用力，kN；d_g为划伤的深度；l_g为划伤的长度；E为杨氏模量；c_v2/3为2/3尺寸夏比(V型缺口)冲击试样的冲击功值；c_v0为经验系数，取值为110.3J；a_c为2/3尺寸夏比(V型缺口)冲击试样的截面面积，等于53.6mm²；l_t为掘机斗齿齿尖横截面长度；P为管道设计压力，MPa；D为管道外径，mm；t为管道壁厚，mm；Sm为缺陷深度与管道外径的相关系数；Y_b和Y_m均为管道划伤深度与管道壁厚的相关系数；σ_y为管材屈服强度，MPa；σ_u为管材抗拉强度，MPa。

步骤103：对管道极限状态模型进行模拟仿真，计算得出每种工况下管道的失效概率。

在具体应用中，采用计算结果更加准确的蒙特卡洛方法对管道极限状态模型进行模拟仿真，计算得出每种工况下管道的失效概率。基于管道实际工况，计算每千米破裂引起的管道年失效概率，P_{rup i}；计算每千米大泄漏引起的管道年失效概率，P_{LL i}；以及，根据国内已建油气管道所对应的相对长度，并按不同地区、钢级、压力、壁厚来共同确定管道的权重系数。P_rup和P_LL的值等于腐蚀与第三方设备撞击极限状态引起的失效概率之和的1.5倍。P_LL为管道发生泄漏的失效概率，P_rup为管道发生破裂的失效概率，P_i为总的失效概率。

P_rup＝1.5(P_rup,cor+P_rup,EI)；P_LL＝1.5(P_LL,cor+P_LL,EI)

P_i＝P_rup,i+P_LL,i(i＝1，2，3……，148)

步骤104：根据管道失效事故造成的预期死亡人数的可能性，计算出每种工况下管道的失效后果。

天然气管道失效后果主要是由潜在的介质释放对附近人群的冲击所决定的，因此失效后果可以定义为失效事故造成的预期死亡人数N：

N＝p_ia_hρτ (13)

其中，p_i为着火概率；a_h为失效事故影响范围；ρ为人口密度；τ为实际占有概率(失效事故发生时，公众出现在事故影响范围内的概率)。

破裂引发着火的概率与管道的直径呈线性关系：p_i＝4.92×10^-4D (14)

大泄漏引发着火的概率，有效泄漏率取峰值初始泄漏率(假设管道压力保持不变)，着火概率p_i为0.1。

管道失效事故影响范围的确定：建立天然气管道的泄漏危害模型，危害区域假定为圆形。天然气的释放率是孔径和压力的函数。对于破裂，有效的释放率是峰值初始速度的1/3，这是因为全面释放过程中压力的快速降低。这个模型需要计算热强度I，它是一个释放率和距离失效地点距离的函数；在这个模型中，将火焰理想化为一个以火焰中等温度稳态释放热量的发射器。在危害区域半径r_i的范围内，热强度超过了确定的门槛值I，可如下计算：

式中，P是管道设计压力，D为管道外径，系数c₁等于0.1547kw/m²-Pa。

两个危害区域和相应的半径定义了对应的热强度I的上下限门槛值。对于室外情况，下限门槛值和上限门槛值分别是12.6kw/m²和31.6kw/m²；对于室内情况，下限门槛值和上限门槛值分别是15.8kw/m²和31.6kw/m²。在上限门槛值确定的范围内，假定致死率是100％；在下限门槛值确定的范围外，致死率是0；在上限门槛值和下限门槛值之间确定的范围内，室外的致死率是50％，室内的致死率是25％。

当管道发生破裂失效事故时，造成的预期死亡人数N_RU为：

其中，r_i-0和r_i-100分别为室内下限热强度和上限热强度的危害半径，r_o-0和r_o-100分别为室外下限热强度和上限热强度的危害半径，P_in和P_out分别为室内和室外占用时间的比例。为了确定管道沿线人员的室内外占用时间的比例，对国内已建天然气管线进行了调研和统计分析，确定人员在位的频率为40％(实际占有概率)，室内和室外占用时间的比例分别为80％和20％。通过公式(16)可得管道发生破裂失效事故时造成预期的死亡人数为：

N_rup＝4.07×10^-10ρPD³ (17)

其中，ρ是每公顷的人口数(人口密度)，P的单位为MPa，D的单位为mm。

采用上述方法，可计算单个孔洞的大泄漏的预期死亡人数。有效泄漏率取峰值初始泄漏率(假设管道压力保持不变)，着火概率p_i为0.1。N_LL是管道泄漏造成的预期死亡人数；d_h是孔洞的直径，计算中假定其特征值为50.8mm；τ为实际占有概率；a_h＝πr_i ²；公式(15)中D为孔洞直径为d_h。将上述数据代入公式(13)、公式(15)及公式(16)，得到管道发生大泄漏失效事故时的预期死亡人数N_LL：

步骤105：根据每种工况下管道的失效概率和失效后果，计算得出管道的风险水平。

采用基于风险的方法可以保证管道各个部分的风险一致。根据风险的定义，风险r等于失效概率与失效后果的乘积，其表达式如下所示：

r＝p_f×c (19)

式(19)中，p_f是管道每千米每年的失效概率，c是失效后果的度量。例如，c可以用每次失效的死亡数量来表示，在这种情况下，r就用每千米每年的死亡人数来表示。最大允许失效概率p_max，可如下定义：

p_max＝r_max/c (20)

所有天然气管道的设计工况每个长度单元总的基于可靠性的设计和评价的后果，涉及设计工况的权重系数下的失效后果，由下式进行计算：

其中，P_rup,i与P_LL,i由前式可以得出，地区等级j(j＝1,…,4)每千米管道总的失效后果，或者每个地区等级平均权重系数由下式得出：

其中w_j为不同地区等级总的权重系数：

计算所得国内天然气管道风险水平值为Σw_jr_j。

步骤106：根据风险水平，建立天然气管道目标可靠度计算公式。

管道目标可靠度R_T，定义为每千米管道不会失效的年概率，可如下计算：

R_T＝1-p_max＝1-r_max/c (21)

由上式(20)和(21)可以看出，管道目标可靠度是失效后果c和年最大允许风险水平r_max的函数。因此，建立管道目标可靠度需要适当的失效后果模型和年最大允许风险水平(即可接受风险水平)。

基于天然气管道风险水平的三个风险准则：固定期望社会风险、规避社会风险和个人风险，管道目标可靠度计算公式进一步包括：

1)基于固定期望社会风险的管道目标可靠度，采用固定年最大允许风险水平r_max来计算目标可靠度。为了计算预期死亡人数的平均值，对于每种设计工况，采用大型泄漏和破裂的失效概率乘以相应的预期死亡人数，然后求和；还要用到单独设计案例以及相应的权重因子，计算所有设计案例的平均预期死亡人数。这个计算针对腐蚀和设备冲击，相应的结果乘以1.5，得到所有失效情况的预期死亡人数，用于r_max的评估。

为了建立等效的风险等级，将等效破裂的失效概率定义为大型泄漏的失效概率乘以一个数值介于大型泄漏失效后果c_LL和破裂失效后果c_RU之间的系数，并假设与大型泄漏有关的孔洞直径为50mm。介于大型泄漏失效后果和破裂失效后果之间的系数c_r可以通过下式计算：

在这种情况下，通过确保“等效破裂”与破裂的失效概率之和小于最大允许失效概率方式到达目标可靠性，即：

目标可靠度R(每千米每年)由下面的公式计算得出：

其中：p_lmax和p_rmax分别是设计案例寿命周期内(50年)大型泄漏与破裂的最大失效概率；数值用于描述在大型泄漏与破裂中的不同失效后果模型。

根据国内统计的148种设计典型工况和确定的管道社会风险水平，通过目标可靠度计算公式和管道失效后果模型，计算得到的基于固定期望社会风险的管道目标可靠度随ρPD³变化的曲线如图2所示。

2)基于规避社会风险的管道目标可靠度与固定期望社会风险的管道目标可靠度的计算推导原理相同，采用设计案例定义F/N关系(N为死亡人数，F为N人死亡事故发生概率)，并使用这个结果建立适当的失效后果模型，用于建立相应的目标可靠度。

本实施例使用的失效后果模型将管道事故的死亡人数定义为确定值n，每种设计典型工况的F/N曲线是个阶梯函数：

式(25)中，p是管道事故引起n个人死亡的概率(每千米每年)。F/N阶梯函数的图形完全由点(n,p)来确定。图3示出了所有设计典型工况n与p的关系图。本实施例将各种设计典型工况定义为含有非零权重因子的案例。

使用N的确定值代表管道破裂引起的死亡人数是一种近似处理。实际上，N的数值具有不确定性，这主要是由破裂时危害区域内的人口数的变化而引起的。根据相关研究，与不同管道之间的死亡人数N的差别相比，这种人口数的变化非常小。由于N只是用于确定风险规避趋势，因此对于具体的设计典型工况，在建立F/N关系时可以忽略N数值的不确定性。

图4中最佳拟合曲线的斜率表示国内天然气管道平均风险，最佳拟合曲线的斜率为-1.65,则失效后果可如下表示：

c＝N^1.65 (26)

根据国内统计的148种设计典型工况和确定的管道社会风险水平，通过目标可靠度计算公式和管道失效后果模型，计算得到基于规避社会风险的管道目标可靠度的计算公式为：

其中，R_T为目标可靠度；P为管道设计压力，MPa；D为管道外直径，mm；ρ为人口密度，人/公顷。管道目标可靠度随ρPD³变化的曲线如图5所示。

3)基于个人风险的管道目标可靠度的计算公式推导过程如下：

位于管道危险区内的个人因管道事故年致死概率的个人风险r_id可以按下式计算：

r_id＝pp_iL_irτ (27)

其中，p为失效概率；p_i为点燃概率；L_ir为所谓的相互作用长度，该长度定义为事故有可能影响所考虑位置的管段长度；τ为占用概率。

与危险区类似，相互作用长度是管道直径、压力和热辐射强度阈值的函数。对于全部时间都处于管道线路上的个人，规定危险阈值条件下的相互作用长度等于危险区的直径。这样，对于破裂而言，相互作用长度可以按公式(14)中给定的危险区直径计算；而对于泄漏而言，可以用模拟关系进行计算。考虑到讨论的100％致死阈值和0％致死阈值以及室内/户外暴露时间，破裂和大型泄漏条件下的等价相互作用长度和可以按下式计算：

个体风险定义为管道事故对危害区域内个人的致死概率，可如下计算：

r_id＝pp_iL_irτ (28)

式中，p是失效概率；p_i是着火概率；L_ir是影响长度，定义为事故影响的管段长度；τ是占有率。

p_i的计算公式仍为：

p_i＝4.92×10^-4D (29)

式中管道外直径D，单位为mm。

与危害区域相似，影响长度L_ir是管道直径、运行压力和热强度门槛值的函数。对于100％在管道沿线的个人，具体的危害门槛值的影响长度等于危害区域的直径。这样，就可以根据公式(15)，计算破裂以及泄漏的相似关系式计算影响长度。根据上述讨论的100％和0％致死率门槛值以及室内室外暴露时间，破裂和泄漏的等效影响长度可如下计算：

首先计算室内、室外100％、0％致死概率的半径

式中，P单位为MPa，D单位为mm，r_100,内、r_0,内、r_100,外、r_0,外分别表示室内、室外100％、0％致死概率的影响半径。

根据致死概率分布得到室内室外的影响长度：

室内：

室外：

上述两式暗含的假设是在0％-100％致死率的区间，室内的致死率认为是25％，室外认为是50％。根据人员在室内(80％)、室外(20％)的概率，最终确定破裂的影响长度为：

式中，L_ir单位km，管道外直径D单位为mm，管道运行压力P单位MPa。

对于泄漏的影响长度，有

式中，泄漏影响长度单位km，泄漏孔直径d_h单位为mm；压力P单位MPa。

仍以破裂作为主要危险因素，可知每千米失效概率p的表达式为

因此，基于个人风险的管道目标可靠度计算公式为：

个人因管道事故年致死概率的个人风险r_id的可接受准则r_max(已经考虑占有概率τ)为：年致死率一级地区10^-4、二级地区10^-5、三级地区和四级地区均是10^-6。这样可得出基于个人风险的管道每千米每年目标可靠度为：

式(40)中，P的单位为MPa，D的单位为mm。

图6示出了基于个人风险的管道目标可靠度随ρPD³变化的曲线示意图。图6中目标可靠度没有趋近于一条直线，这是因为个人风险定义为不同类型地区人口密度的阶跃函数(而不是连续线性函数)。作为一种近似，可以选择如图6所示的单个有代表性的标准。所选的直线是1类、2类和3、4类基于个人风险的目标可靠度的近似平均。

管道的目标可靠度应统筹考虑基于个人风险的目标可靠度、基于固定期望社会风险的目标可靠度以及基于规避社会风险的目标可靠度。为了同时满足以上三个风险准则所确定的目标可靠度，管道的目标可靠度应由图7所示所有目标的上限(包络线)来确定。根据目标可靠度包络线图，拟合出三个风险准则的公式(用指数拟合，在对数坐标上是直线)，并推出这三个公式的包络图(最保守情况)。管道最终极限状态的目标可靠度计算公式为：

式(41)中，R_T为目标可靠度；P为管道设计压力，MPa；D为管道外直径，mm；ρ为人口密度，人/公顷。

其中，管道小孔泄漏极限状态的目标可靠度应大于等于1-10^－4/km.年，管道服役极限状态的目标可靠度应大于等于1-10^－1/km.年。

下面给出本实施例基于风险的天然气管道目标可靠度确定的应用实例：

以西气东输二线西段霍尔果斯首站至乌苏压气站为例进行管道目标可靠度计算。该线路段管道基本参数如下：管外径，1219mm；钢级，X80；地区等级，一级地区；管道线路实长，350km；管道沿线人口密度，0.33人/每公顷；设计压力，12MPa。将上述参数代入公式(41)中，得到西气东输二线西段霍尔果斯首站至乌苏压气站线路段可允许的失效概率为5.09×10^-6，目标可靠度为0.9999949117。在西气东输二线西段霍尔果斯首站至乌苏压气站线路段管道的可接受风险水平保持一定时，估算管道发生失效的概率，然后将管道的可接受失效概率作为失效概率评估的判据，评判管道的失效概率是否可以接受。可接受失效概率是管道失效概率评估的评判法则，也是采用降低管道失效措施与否的重要决策参考，这对管道建设和运营有着重要的指导意义。

本发明实施例利用合理的基于风险的方法建立了管道目标可靠度，通过用于个人风险和社会风险的恰当判据，基于可靠性的方法对新建天然气管道的设计、施工方案进行优化，并合理的指导管道后期的运行维护，以达到管道全生命周期内方案最优、费用最省，保持管道全生命周期内的风险水平一致，对于天然气管道基于可靠性的设计技术工程化具有重要意义。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种基于风险的天然气管道目标可靠度确定方法，其特征在于，包括：

建立天然气管道的多种典型工况，并根据每种工况下管道受破坏的可能性，建立管道极限状态模型；

对所述管道极限状态模型进行仿真，计算得出每种工况下管道的失效概率；

根据管道失效事故造成的预期死亡人数的可能性，计算得出每种工况下管道的失效后果；

根据所述失效概率和失效后果，计算得出管道的风险水平，并根据所述风险水平，计算出管道目标可靠度。

2.如权利要求1所述的基于风险的天然气管道目标可靠度确定方法，其特征在于，所述根据每种工况下管道受破坏的可能性，建立管道极限状态模型的步骤具体包括：根据管道受破坏的可能性，获取每种工况下管道承受的最大抗力和最大荷载；根据每种工况下的管材性能、腐蚀及运行维护数据，建立管道现状管材性能、荷载及运行维护参数的概率分布模型；根据每种工况下管道承受的最大抗力和最大荷载，确定管道极限状态条件；根据所述管道极限状态条件所对应的参数，以及所述概率分布模型，建立管道极限状态模型。

3.如权利要求2所述的基于风险的天然气管道目标可靠度确定方法，其特征在于，在腐蚀管道非透壁缺陷情况下，所述管道极限状态模型为：

g₂＝P_r-P＝B₁P_b+(1-B₁)P₀-B₂σ_u-P

$p_b=\frac{1.8{\mathrm{\σ}}_{u}t}{D}\[\frac{1-d/t}{1-\left(\frac{d}{{\mathrm{tM}}_t}\right)}\]$

$p_0=\frac{1.8{\mathrm{\σ}}_{u}t}{D}$

其中，P为管道设计压力，MPa；P_b为管道预测破裂压力，MPa；P₀为完整管道的破裂压力，MPa；σ_u为材料的拉伸强度，MPa；t为管道壁厚，mm；d为平均腐蚀深度，mm；D为管道外径，mm；B₁、B₂为模型偏差系数；M_t为“Folias”系数，由下式确定：

$M_t=\left\{\begin{array}{cc}{\[1+0.6275\frac{L^2}{Dt}-0.003375\frac{L^4}{D^2{t}^2}\]}^{1/2}& \frac{L^2}{Dt}\≤50\\ 0.032\frac{L^2}{Dt}+3.3& \frac{L^2}{D}>50\end{array}\right.$

其中，L为缺陷的轴向长度，mm。

4.如权利要求2所述的基于风险的天然气管道目标可靠度确定方法，其特征在于，在腐蚀管道透壁缺陷情况下，所述管道极限状态模型为：

g₃＝P_r-P＝B₃P_b-P

$p_b=\frac{1.8{\mathrm{\σ}}_{u}t}{{\mathrm{DM}}_t}$

其中，P为管道设计压力，MPa；P_b为管道预测破裂压力，MPa；σ_u为材料的拉伸强度，MPa；t为管道壁厚，mm；D为管道外径，mm；B₃为模型偏差系数，其服从正态分布，均值为0.91、标准偏差为0.102；M_t是“Folias”系数，由下式确定：

$M_t=\left\{\begin{array}{cc}{\[1+0.6275\frac{L^2}{Dt}-0.003375\frac{L^4}{D^2{t}^2}\]}^{1/2}& \frac{L^2}{Dt}\≤50\\ 0.032\frac{L^2}{Dt}+3.3& \frac{L^2}{D}>50\end{array}\right.$

其中，L为缺陷的轴向长度，mm。

5.如权利要求2所述的基于风险的天然气管道目标可靠度确定方法，其特征在于，在管道受第三方挖掘导致管道穿孔的情况下，所述管道极限状态模型为：

g₁＝r_a-q

$r_a=\frac{\[1.17-0.0029\frac{D}{t}\](l_t+w_t){\mathrm{t\σ}}_u}{1000}+e$

q＝8.09w^0.922R_DR_N

其中：r_a为包含模型误差在内的管材抗力值，kN；σ_u为管材抗拉强度，MPa；l_t为斗齿齿尖长度，mm；w_t为斗齿齿尖宽度，mm；q为挖掘机作用力，kN；w为挖掘机的重量，吨；R_D为冲击系数，取值为2/3；R_N为冲击力法向分力系数，为在0和1之间均匀分布的随机量；e为模型误差项，其服从正态分布，均值为0.833kN、标准偏差为26.7kN。

6.如权利要求2所述的基于风险的天然气管道目标可靠度确定方法，其特征在于，在管道受第三方挖掘导致管道凹坑-划伤类失效的情况下，所述管道极限状态模型为：

g₂＝σ_c-σ_h

${\mathrm{\σ}}_h=\frac{PD}{2t};{\mathrm{\σ}}_c=\frac{2}{{\mathrm{\πb}}_2}Arccos\[\exp \{-125{\mathrm{\π}}^2{\left(\frac{b_2}{b_1}\right)}^2\frac{K_{IC}^2}{{\mathrm{\πd}}_g}\}\]$

$K_{IC}={\left(\frac{E\·c_{vo}}{a_c}\right)}^{0.5}\·{\left(\frac{c_{v2/3}}{c_{v0}}\right)}^{0.95};b_1=S_m{Y}_m+\frac{5.1Y_b{d}_{d0}}{t};b_2=\frac{S_m(1-\frac{d_g}{mt})}{1.15{\mathrm{\σ}}_y(1-\frac{d_g}{t})}$

$m={(1+\frac{0.52\·l_g^2}{D\·t})}^{0.5}{l}_t;d_{d0}=1.43{\[\frac{q}{0.49{(l_t\·{\mathrm{\σ}}_y\·t)}^{0.25}\·\sqrt{(t+0.7\·P\·D/{\mathrm{\σ}}_u)}}\]}^{2.381}$

$S_m=1-\frac{1.8d_{d0}}{D}$

$Y_m=1.12-0.23\left(\frac{d_g}{t}\right)+10.6{\left(\frac{d_g}{t}\right)}^2-21.7{\left(\frac{d_g}{t}\right)}^3+30.4{\left(\frac{d_g}{t}\right)}^4$

$Y_b=1.12-1.39\left(\frac{d_g}{t}\right)+7.32{\left(\frac{d_g}{t}\right)}^2-13.1{\left(\frac{d_g}{t}\right)}^3+14.0{\left(\frac{d_g}{t}\right)}^4$

其中，d_d0为零内压时的缺陷深度，mm；m为Folias系数；σ_c为临界环向应力抗力；σ_h为内压产生的环向应力；K_IC为临界应力强度，MPa；q为挖掘机作用力，kN；d_g为划伤的深度；l_g为划伤的长度；E为杨氏模量；c_v2/3为2/3尺寸夏比(V型缺口)冲击试样的冲击功值；c_v0为经验系数，取值为110.3J；a_c为2/3尺寸夏比(V型缺口)冲击试样的截面面积，等于53.6mm²；l_t为掘机斗齿齿尖横截面长度；P为管道设计压力，MPa；D为管道外径，mm；t为管道壁厚，mm；Sm为缺陷深度与管道外径的相关系数；Y_b和Y_m均为管道划伤深度与管道壁厚的相关系数；σ_y为管材屈服强度，MPa；σ_u为管材抗拉强度，MPa。

7.如权利要求1所述的基于风险的天然气管道目标可靠度确定方法，其特征在于，当所述社会风险水平为固定期望社会风险时，所述管道目标可靠度的计算公式为：

$R=1-(p_{lmax}\frac{5\×{10}^5}{D^3}+p_{rmax})$

其中：p_lmax和p_rmax分别是管道设计寿命周期内大型泄漏与破裂的最大失效概率；数值用于描述在大型泄漏与破裂中的不同失效后果模型；D为管道外径。

8.如权利要求1所述的基于风险的天然气管道目标可靠度确定方法，其特征在于，当所述社会风险水平为规避社会风险时，所述管道目标可靠度的计算公式为：

$R_T=\left\{\begin{array}{cc}1-\frac{1.92\×{10}^4}{{\left({\mathrm{\ρPD}}^3\right)}^{0.989}};& {\mathrm{\ρPD}}^3\≤2.81\×{10}^9\\ 1-\frac{{10}^{11}}{{\left({\mathrm{\ρPD}}^3\right)}^{1.709}};& {\mathrm{\ρPD}}^3>2.81\×{10}^9\end{array}\right.$

其中，R_T为目标可靠度；P为管道设计压力，MPa；D为管道外直径，mm；ρ为人口密度，人/公顷。

9.如权利要求1所述的基于风险的天然气管道目标可靠度确定方法，其特征在于，当所述社会风险水平为个人风险水平时，所述管道目标可靠度的计算公式为：

其中，P为管道设计压力，单位为MPa；D为管道外径，单位为mm。

10.如权利要求1所述的基于风险的天然气管道目标可靠度确定方法，其特征在于，所述管道目标可靠度的计算公式为：

$R_T=\left\{\begin{array}{cc}1-\frac{775}{{\left({\mathrm{PD}}^3\right)}^{0.63}};& \mathrm{\ρ}=0\\ 1-\frac{9.96}{{\left({\mathrm{\ρPD}}^3\right)}^{0.59}};& {\mathrm{\ρPD}}^3\≤4.7\×{10}^9\\ 1-\frac{9.3\×{10}^{10}}{{\left({\mathrm{\ρPD}}^3\right)}^{1.65}};& {\mathrm{\ρPD}}^3>4.7\×{10}^9\end{array}\right.$

其中，R_T为目标可靠度；P为管道设计压力，MPa；D为管道外直径，mm；ρ为人口密度，人/公顷。