基于RBI风险评估的检验技术补充

1、基于RBI风险评估的检验技术补充 绪论 油气输送管道主要承担气、水等重要能源物资的运输任务，其运输安全事关重大。 国外出台过一系列管道安全规范和标准，较重要的有： 英国CEGB含缺陷结构的完整性评价标准，R/ H/ R6、英国BSI 的BS7910 1999金属结构内可接受缺陷的评价方法 美国API 579服役适应性评价推荐方法、ASTM B31. 8 2001天然气管道完整性管理体系等 这些标准从管道失效率、可靠性、缺陷可容许性、残余强度、风险等级等多种角度提出适应性、可靠性、风险性、完整性等概念。腐蚀管道的安全管理体系第1页/共57页 绪论 我国虽然已经建立了一些标准，如SAPV 955、

2、SY/ T6477 20006、SY/ T6151 19957等，但尚未形成统一和完整的体系 为此，重点研究腐蚀管道的安全管理体系，将当前管道各种安全概念和评价方法归纳成包含三个层次的统一框架体系。三个层次由低到高分别为：管道可靠性(适应性) 评价、风险评价和完整性评价(管理) 。 较高层次包含较多系统工程含义，反映了当前管道安全管理从单一安全目标发展到优化、增效、提高综合经济效益的多目标趋向。腐蚀管道的安全管理体系第2页/共57页一、可靠性评价 有关可靠性有关可靠性的概念前面已经加以了说明，在此主要针对管道腐蚀的可靠性评价加以分析 1、腐蚀管道的可靠性分析 腐蚀管道的可靠性评价，常采用与同类

3、未腐蚀管道对照的方法进行。 腐蚀缺陷使管道可靠性下降，下降程度取决于缺陷的大小、性质和位置。 由于缺陷种类、失效机理各不相同，因此按失效曲线分析十分复杂。 工程上常采取按因素分析的方法，主要研究的内容是对管道可靠性不构成明显影响的最大可容许缺陷尺寸(称为缺陷可接受性) 的研究，或对含缺陷管道的服役适应性( FFS) 的评价，是研究含缺陷后管道剩余强度和原管道强度的变化问题。管道腐蚀风险管理的基本方法简介第3页/共57页1、腐蚀管道的可靠性分析（续） 主要涉及如下研究工作： (1) 对失效机理进行分类； (2) 对腐蚀缺陷进行分类； (3) 确定缺陷的量化指标，并研究其可以接受的门槛值； (4)

4、 研究含缺陷管道的可靠性、残余强度、剩余寿命等和与原管道相比时的变化。管道腐蚀风险管理的基本方法简介第4页/共57页1、腐蚀管道的可靠性分析（续） （1）缺陷的分类 BS7910 1999 将管道缺陷分为平面、非平面和不规则形状。 对腐蚀管道而言，可以简单分为裂纹缺陷(以强度损失为特征，如SCC 裂纹、SSCC裂纹、疲劳裂纹、蠕变等) 和腐蚀缺陷(以质量损失为特征，如均匀腐蚀、局部腐蚀、槽沟腐蚀等) 。 前者对应于平面缺陷，后者对应于体积缺陷，其量化准则不同，如表1所示。管道腐蚀风险管理的基本方法简介第5页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介第6页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介（

5、2）裂纹缺陷评价方法 裂纹缺陷由应力腐蚀开裂、腐蚀疲劳等过程产生，是以损失管道强度为主要特征的缺陷。 评价时以弹塑性断裂力学为基础，较多采用J 积分失效评价图。 这种方法理论基础好，但裂纹量化指标的测量较困难。 英国BS7910 1999 采用三级评价法第7页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介评价所需基本数据如下。 (1) 裂纹缺陷尺寸； (2) 材料抗拉强度b 、屈服强度y 、弹性模量E、泊松比、应力强度因子KIC 、断裂韧性Kmat ； (3) 应力，包括一次应力(膜应力Pm 、弯曲应力Pb) 和二次应力(焊接残余应力R 、结构残余应力Qm 、参考应力ref 、接缝错边应力S 、流变

6、应力f ) 。第8页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介（3）体积缺陷评价方法 体积缺陷评价指标 体积缺陷是以管道质量损失为主要特征的缺陷，如常见的管道均匀腐蚀、各种局部腐蚀(点蚀、缝隙腐蚀、槽沟腐蚀等) 均属于此类缺陷。 体积缺陷评价虽然与材料强度有关，但考虑应用方便，评价指标不直接采用强度，而采用更容易测量的腐蚀长度(深度) 。第9页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介 常以腐蚀投影区内最危险厚度截面( CT P) 的临界最小厚度、最小轴向长度、最小环向长度等为门槛值。 相应标准有，API 579 、SY/ T6151 和SY/ T6477 等。 一般分二级评价，即只考虑腐蚀深度和

7、既考虑腐蚀深度又考虑腐蚀面积第10页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介评价所需基本数据如下。 a.管道参数 管内径Di 、管外径D0 、名义壁厚T 、腐蚀裕量FCA 、焊缝系数E。 b.缺陷参数 轴向和环向缺陷长度S 、C，环向和轴向最小测量壁厚TCmin 、TLmin ,最小剩余壁厚Tmm 。 c.运行参数 运行内压P、设计系数FS 、管道材料最小屈服强度SM YS 、管道最大操作压力MA OP 等。第11页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介 评价之前需要首先计算最小允许壁厚Tmin 管道最小允许壁厚可以取两者间的较大值 Tmin=TCmin ，TLmin 对于有未来工作要求的管

8、道，上述最小壁厚还需加上腐蚀余量FCA 体积缺陷的具体评价方法 a.腐蚀深度评价 b.综合评价 含体积缺陷管道的残余强度和最大允许压力的计算第12页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介 二、风险评价 风险不等同于危险，造成损失可能性的特征称为危险 如管输可燃气体、有毒气体等都属于危险特征 在危险性不变的前提下，对应的风险不同，如果管道无泄漏可能，这种危险就不构成风险 此外，泄漏发生在闹市区和无人区的风险也不同 不同管段有不同风险，同管段对不同失效原因也有不同风险，因为发生的概率不同第13页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介 1、风险评价方法简介 基于数学方法的独立风险评价方法 （1）

9、目标事件法 根据经验和文献信息对各管段制定其事故概率和后果值，并计算其相对风险值 该方法具有技术简单，数据要求少，但带有较强的主观性 第14页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介 （2）相对评估法 根据已知危害的风险模型，计算不同管段的风险指标值 该方法需要较多的管道专业知识和较为丰富的基础数据 （3）场景分析法 建立某一事件的事件树、决策树、失效树等结构，并确定其风险值 （4）概率评估法第15页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介（4）概率评估法 以触发管道事故的一系列事件概率为基础，或以管道失效的历史数据为基础 如以管道历年穿孔、泄漏数量和历年维修、更换数量为基础，按概率理论确定其

10、风险概率第16页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介2、风险评价准则和目标基本准则：（1）按独立事件概率计算（2）按最差情况考虑（水桶理论）（3）评价结果只具有相对意义（4）带有主观色彩，如取决于专家群的选择（5）受公众社会和道德观念影响，尤其在后果严重性的评价中第17页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介2、风险评价准则和目标（续）目标：（1）哪些因素造成管道失效（2）这些事故发生概率有多大（3）事故后果严重性的大小 通过风险评价确定管道失效的主要危险性类型 对这种管道的失效概率及后果的严重性进行量化，得到风险等级 确定高风险管段性质和部位，为管道完整性管理提供基础依据第18页/共5

11、7页管道腐蚀风险管理的基本方法简介3、风险评价指标的量化 风险=失效概率后果严重性 通过对这两项指标量化或依靠专家或社会达成共识的经验值，就可能获得结果 若某项数据难以获得，则可以以最坏假设考虑即可事故后果的量化一般至少需要考虑以下一些因素： (1) 人口密度； (2) 附近地形及土壤渗透性； (3) 附近是否有医院、学校、儿童中心等机构； (4) 管输介质的性质；(5) 对环境的危害；(6) 泄漏量 (7) 泄漏影响范围； (8) 对公众与社会的影响； (9) 引发二次危害的可能性。第19页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介三、完整性管理 完整性管理是近年发展的以管道安全为目标的系统管

12、理体系，内容涉及管道设计、施工、运行、监控、维修、更换、质量控制和通信系统等全过程，并贯穿管道整个运行期。 其基本思路是调动全部因素来改进管道安全性，并通过信息反馈，不断完善 完整性管理包括过程完整性、信息完整性和时间完整性，是当前管道安全管理的流行模式 管道完整性管理计划不存在“最优”或“惟一”方案，需要结合实际不断完善第20页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介1 、完整性管理的基本方法 一般采用以下方法： (1) 约定法(或称列举法) 当对管道情况了解不多时，按预期约定项目，基于最坏情况来考虑评价，得到管道安全指标，例如, 按失效原因逐项评价，然后综合 这种方法比较粗糙，精度不高，但

13、容易实施。 (2) 试验法 这种方法需要积累较多的管道运行数据和知识，常需要结合管道运行(或试验) 结果加以分析，作出对管道安全的直接评价。 这种方法较准确，但难度也较大。第21页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介2 、完整性管理的主要内容 (1) 预准备阶段 首先划分具体管段和失效类型，对具体管段和失效原因分别进行评价，综合其结果，确定需要优先考虑的管段和重点预防的失效类型 (2) 风险评价 利用风险评价得到不同管段的风险指标和不同失效原因的风险指标，比较其结果，确定需要优先开展管道完整性评价的管段区域和需要优先预防的失效原因第22页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介2 、完整性

14、管理的主要内容（续） (3) 完整性检测、评价 这是完整性管理的重要组成部分，即对需要优先评价的管段，采用综合检测技术的结果来评价管道的完整性管道完整性检测评价的方法和指标第23页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介2 、完整性管理的主要内容（续） (4) 维修、调整、预防措施和再评价间隔周期 (5) 运行状态安全指标,即状态指标3 、直接评价方法 (1) 埋地管道外腐蚀直接评价方法( ECDA ) 预评价；间接调查；直接调查；再评价 (2) 输气管道内腐蚀直接评价方法( ICDA ) 预评价； 选择调查点；局部调查； 再评价 腐蚀管道的安全至关重要，我国目前还缺乏完整和有效的保证体系。整

15、个体系涉及许多领域，对具体管道可以按可能和需要取其中部分体系进行运作。此外，结合实际条件，还需要发展可靠性评价、风险评价等具体技术，确定适合我国国情的标准规范第24页/共57页输气站场风险分析简介 长输天然气管道工程是一个较为复杂的系统工程，涉及输气站场、管道、储气库和下游的各个用户。 任何一处出现问题都将影响整个系统的运行，因此，天然气管道的安全性和可靠性问题十分重要。 其中输气站场在天然气输送过程中起着调节和控制作用，其稳定性是保证输气系统安全运行的重要部分。 天然气输送系统中，输气站场的安全、高效运行是保证天然气输送的关键第25页/共57页输气站场风险分析简介 基于故障模式与影响分析法是

16、一种风险分析的方法，简称FMEA 方法 站场的功能是将输气管线上的天然气汇合增压后进行输送，以保证管线输送的压力要求。 站场内部主要有压缩机、分离器、阀组以及各类不同内径的管线等设备。 将输气站场设备和管线划分为风险评价危险源及危险区 将FMEA 法用于输气站场分线分析需要考虑如下问题： 1、确定失效后果 包括：确定后果严重度、确定不易探测度、确定可能性程度、确定风险度值RPN、计算结果分析第26页/共57页输气站场风险分析简介 2、制定应对措施 针对设备风险远高于管线风险的评价结果，对高风险设备采取调整其设备工艺、操作规程、提高巡检频率、缩短检验周期等相关措施。 在日后的常规管理中可针对调整

17、后的设备再次进行R PN 危险度值计算，并比较措施可行性及效果，确保输气站场的运行更加有效、安全第27页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理 （1）常见泄漏的种类 一般天然气计量站场的设备主要有分离器( 有立式和卧式两种)，收、发球筒、阀门( 包括: 球阀、旋塞阀、闸阀等) 、汇气管、管线( 主要有正常外输管线、放空管线、排污管线等) 。 其它的如变送器( 温度变送器、压力变送器等) 、清管球通过指示器、温度表、压力表等, 这些设备和仪器、仪表之间的连接形式主要是法兰连接、焊接和螺纹连接 根据现场实际常见的泄漏有以下几种: (1)法兰之间的泄漏； (2)管道泄

18、漏；(3)螺纹泄漏；(4)阀门泄漏第28页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） （2）常见泄漏的原因分析与处理措施 1）法兰间泄漏：主要有以下原因: 密封垫片压紧力不足， 法兰结合面粗燥，安装密封垫出现偏装，螺栓松紧不一，两法兰中心线偏移。这种泄漏主要由于施工、安装质量引起的，主要发生在投产施压阶段; 由于脉冲流、工艺设计不合理， 减振措施不到位或外界因素造成管道振动，致使螺栓松动，造成泄漏;第29页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） （2）常见泄漏的原因分析与处理措施（续） 管道变形或沉降造成泄漏； 螺栓由于热

19、胀冷缩等原因造成的伸长及变形，在季节交替时的泄漏主要是由这种故障引起的。 密封垫片长期使用，产生塑性变形、回弹力下降以及垫片材料老化等造成泄漏，这种泄漏在老管线上比较常见。 天然气腐蚀，造成泄漏，这种情况比较少见，但由于垫片和法兰质量问题可能产生此种泄漏。第30页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） 2）管道泄漏 夹渣、气孔、未焊透、裂纹等焊接缺陷引起的泄漏，随着焊接技术的发展和施工质量以及检测手段的提高，这种焊接缺陷逐渐减少 腐蚀引起的泄漏 天然气站场管道引起腐蚀的原因很多， 常见的有: 周围介质引起的均匀腐蚀、应力引起的腐蚀、氧和水引起的腐蚀、硫和细

20、菌引起的腐蚀、氢引起的腐蚀 第31页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） 其中氢引起的腐蚀后果最为严重，其原因在于： 尽管目前目前脱除H2S 的技术较高，但由于输送压力的提高，造成硫化氢的分压提高，从而使HIC( 氢脆) 更为突出 而且这种腐蚀由于前期迹象不明显，发展速度较快，一旦发生造成的损失和影响较大 其他常见的还有原电池腐蚀、晶界腐蚀等第32页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） 3）冲刷引起的泄漏 容易出现此类故障的部位是管道弯头，特别是流速较快的弯头处，造成这种泄漏主要有以下几个原因: 从加工角度来说，对

21、于冲压成型和冷煨、热煨成型的弯头，弯曲半径最大的一侧存在着加工减薄量； 天然气流速较快，流经弯头时，对管壁产生较大的冲刷力，在冲刷力的作用下，管壁金属不断地被带走，壁厚逐渐变薄，最后造成泄漏。 第33页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） 对于下游站场的弯头，由于上游的硫化铁铁粉等杂质跟随管线到达下游， 这些杂质的存在，相当于磨料的作用，加速了磨损速度。 天然气站场排污管线靠近排污池的弯头最容易穿孔，这也是因为排污管线排污频繁、气质质量差，靠近排污池的气流速度非常快，造成磨损严重，因而造成穿孔泄漏。 此种情况应给予重视。 调压阀的阀体也是容易被刺坏的地方

22、。第34页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） 预防措施: 周期性清管, 减少硫化铁铁粉的存量； 根据下游用气量做好管道末端气量的储存，尤其在冬季大气量来临之前，应保证备用气充分，以避免气流速度过快，导致管道内部扬尘，造成很大的磨损。 搞好设计工作，要求弯头部位应加厚设计第35页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） 4）振动引起的泄漏 管道的振动使法兰的连接螺栓松动，垫片上的密封比压下降，振动还会使管道焊缝内缺陷扩展，最终导致严重的泄漏事故 天然气管道振动的成因： 管线内压力脉动引起管道的振动 气流的脉动是引起天然

23、气管道振动的最主要的原因之一，在长输天然气管道上常用压缩机给天然气加压 压缩机周期性地、间歇地进气和排气，结果引起管路内气流压力的脉动 当脉动气流在管线内传播碰到弯头、变径管、汇管以及盲板等时，管道系统受到周期性激振力，在激振力的作用下引起管道及其附属设备的振动。第36页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） 压缩机的振动引起管线的振动 当压缩机工作时，由于活塞组存在往复惯性力及力矩的不平衡、旋转转惯性力及力矩的不平衡、连杆摆动惯性力的存在以及机器重心的周期性移动等各种复杂合力的作用，使压缩机工作时产生机械振动，从而引起和其相连的管道的振动 风力引起的振动

24、 当裸露的管子在受到风力时，会产生卡曼涡流效应，引起管子的振动。 所谓卡曼涡流是指当流体垂直于管子流动时，在管子的背面将产生有规则的涡流，因而出现交替的横向力，称为卡曼涡流。第37页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） 共振引起管道剧烈振动 当激振力的频率和管道以及设备的固有频率相同时，会引起管道和设备强烈的振动。 如: 卡曼涡流的频率、脉动流的频率以及压缩机的振动频率和管道的固有频率相同时，会产生共振，有可能引起管子和设备的破毁 管道减振可以通过两条途径来解决: 控制管流的压力脉动 调整管系的结点，改变固有频率，减少振动，避免产生共振。第38页/共57

25、页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） （3）螺纹泄漏 目前，天然气站场常采用用的API 锥管螺纹连接，锥管螺纹包括圆螺纹、偏梯形螺纹，设计锥度为1/8( 半径方向) ，其密封是由内、外螺纹啮合的紧密程度决定的。 由于结构设计的原因，啮合螺纹间存在一定的间隙，从本质上讲, API 螺纹不具备密封能力，其密封性是通过使用螺纹脂里的一些固体物质( 如铜、铅、锌和石墨等) 来堵塞这些通道来获得的，或通过表面处理( 如镀铜、锌、锡等软金属) 来减小间隙。 要提高密封性能，必须有足够大的接触压力和足够小的螺纹间隙。 温度变化时，螺纹连接部位可能发生应力松弛，也可能造成接触压

26、力下降，使密封性能下降，振动也造成螺纹连接变松第39页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） （3）螺纹泄漏（续） 管螺纹密封的泄漏跟使用的密封材料有直接关系。 我国普遍使用铅油麻丝、聚四氟乙烯胶带密封。 铅油麻丝等溶剂型填料在液态时能填满间隙，固化后溶剂挥发，导致收缩龟裂，而且耐化学性能差，很容易渗漏。 聚四氟乙烯胶带不可能完全紧密填充，调整时容易断丝，易堵塞管路阀门，而且聚四氟乙烯和金属磨擦系数低，管螺纹很容易松动，密封效果也不是很好。第40页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） （3）螺纹泄漏（续） 减少螺纹连

27、接泄漏的预防措施: 建议采用具有弹性密封环结构的螺纹连接; 对于主干线连接的地方, 建议采用焊接;第41页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） （4）阀门泄漏 阀门由于受到天然气的温度、压力、冲刷、振动、腐蚀的影响，以及阀门生产制作中存在的缺陷，阀门在使用过程中不可避免的产生泄漏 常见的泄漏多发生在填料密封处、法兰连接处、焊接连接处、丝口连接处及阀体的薄弱部位上第42页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） （4）阀门泄漏（续） 现象及预防措施： 连接法兰及压盖法兰泄漏 这种泄漏一般通过在降压的情况下，通过拧紧螺栓得

28、以解决； 焊缝泄漏 对于焊接体球阀，有可能存在焊接缺陷，出现泄漏，这种泄漏较少见。 第43页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） （4）阀门泄漏（续） 阀体泄漏 阀体的泄漏主要是由于阀门生产过程中的铸造缺陷所引起的，此外，天然气的腐蚀和冲刷也可能造成阀体泄漏，这种泄漏常出现在调压阀上。 填料泄漏 阀门阀杆采用填料密封结构处所发生的泄漏，长时间使用填料老化、磨损、腐蚀等使其失效，通过更换填料或拧紧能够得以解决。 第44页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） （4）阀门泄漏（续） 注脂嘴的泄漏 一般是由于单向阀失效造成

29、的，在压力不高的情况下注入密封脂可得到解决。 排污嘴泄漏, 一旦发现及时更换。第45页/共57页输气站场风险分析简介 总结 天然气站场由于泄漏引起的事故时有发生，造成严重的后果，为了使天然气站场的泄漏得到有效的控制，建议采取如下一些措施加以防治： （1）变法兰连接和螺纹连接为焊接，减少漏起点和静密封点 （2）采用冗余设计 对排污管线和放空管线来说， 最好采用双阀设计，用一阀保证密封，用另一阀用来截流。 同时管线和弯头，尤其是弯头应该考虑采取冗余设计第46页/共57页输气站场风险分析简介 总结（续） （3）加强日常巡检、维护和管理 坚持定时巡检制和点检制。 巡检时对静密封点重点进行检查。 （4）

30、站场建立可燃气体报警系统，一旦出现泄漏，可及时进行报警 第47页/共57页输气站场风险分析简介 总结（续） （5）采用先进技术对站场设备和管线进行检查 采用无损检测和声发射技术等对站场管道、分离器以及收发球筒适时进行全面检测； 对站场关键及薄弱的位置比如弯头、调压阀阀体等定期进行厚度测量，并进行跟踪分析，对减薄厉害处进行全面跟踪。 （6）加强气质管理，减少管道腐蚀 （7）做好末端储气工作，避免下游流体速度过快，导致冲刷严重 （8） 做好清管工作和分离过滤以及天然气的净化工作第48页/共57页1、腐蚀管道的可靠性分析（续） （1）缺陷的分类 BS7910 1999 将管道缺陷分为平面、非平面和不

31、规则形状。 对腐蚀管道而言，可以简单分为裂纹缺陷(以强度损失为特征，如SCC 裂纹、SSCC裂纹、疲劳裂纹、蠕变等) 和腐蚀缺陷(以质量损失为特征，如均匀腐蚀、局部腐蚀、槽沟腐蚀等) 。 前者对应于平面缺陷，后者对应于体积缺陷，其量化准则不同，如表1所示。管道腐蚀风险管理的基本方法简介第49页/共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介（2）裂纹缺陷评价方法 裂纹缺陷由应力腐蚀开裂、腐蚀疲劳等过程产生，是以损失管道强度为主要特征的缺陷。 评价时以弹塑性断裂力学为基础，较多采用J 积分失效评价图。 这种方法理论基础好，但裂纹量化指标的测量较困难。 英国BS7910 1999 采用三级评价法第50页/

32、共57页管道腐蚀风险管理的基本方法简介评价所需基本数据如下。 (1) 裂纹缺陷尺寸； (2) 材料抗拉强度b 、屈服强度y 、弹性模量E、泊松比、应力强度因子KIC 、断裂韧性Kmat ； (3) 应力，包括一次应力(膜应力Pm 、弯曲应力Pb) 和二次应力(焊接残余应力R 、结构残余应力Qm 、参考应力ref 、接缝错边应力S 、流变应力f ) 。第51页/共57页输气站场风险分析简介 3、天然气站场常见泄漏的原因分析与治理（续） （2）常见泄漏的原因分析与处理措施 1）法兰间泄漏：主要有以下原因: 密封垫片压紧力不足， 法兰结合面粗燥，安装密封垫出现偏装，螺栓松紧不一，两法兰中心线偏移。这种泄漏主要由于施工、安装质量引起的，主要发生在投产施压阶段; 由于脉冲流、工艺设计不合理， 减振措施不到位