★机械工业仪器仪表综合技术经济研究所帅冰

★国家管网集团科学技术研究总院分公司陈朋超

★机械工业仪器仪表综合技术经济研究所刘瑶

★国家管网集团科学技术研究总院分公司李秋娟

★机械工业仪器仪表综合技术经济研究所施隋靖

★国家管网集团科学技术研究总院分公司刁宇

油气管道是能源供给体系的重要组成部分，其安全高效运行事关国家能源供应安全。管道也是五大运输方式与九大基础设施网络的重要组成部分，中国陆上85％原油与99％天然气依靠管道输送[1]。目前我国管道总里程达18万公里，初步形成横跨东西、纵贯南北、覆盖全国、连通海外的油气骨干管网。我国油气管网是世界上跨越纬度最多的管网之一，管道沿线人口密度最大，自然地理及社会环境复杂多变，管网安全高效运行面临重重挑战。随着大口径高压力管道的规模应用和社会对环境保护的日益重视，控制管道泄漏事故发生频率和后果影响范围的要求日益严苛。针对油气泄漏和潜在火灾爆炸等危险事件，尽早发现，及时报警，可减少管道事故对环境的影响，降低损失。

管网安全高效运行依赖全方位状态精准感知，传感器及传感系统是关键抓手。亟需开展油气管网安全高效运行状态感知指标体系的研究，以期明确管网传感器基于复杂应用场景的具体指标，确保感知有效精确，实现油气管网安全高效运行。

1　运行安全感知技术的应用

目前，各行业各场景借助安全感知技术实现运行监测和风险管控：在电力、石油等能源行业用于感知各项运行参数，在机场、地铁等关键基础设施用于感知监测异常人员或物品，在智慧城市与公共安全、智能交通等场景用于实现人群监控及灾害预警。在感知技术应用过程中，传感器为最核心要素之一，也是感知技术应用的第一棒。传感器的性能及可靠性等会对各装置和场站的安全平稳运行起到关键作用，将直接影响生产管控水平。

2　油气管网的复杂应用场景

油气管网遍布全国各地，涵盖了很多复杂应用场景，其中中缅油气管道与中俄原油管道又是极具特色的两大核心管线。

中缅油气管道是继中亚油气管道、中俄原油管道、海上通道之后的第四大能源进口通道。它包括原油管道和天然气管道，可以使原油运输不经过马六甲海峡，从西南地区输送到中国。

中俄原油管道起自俄罗斯远东管道斯科沃罗季诺分输站，经俄边境加林达计量站穿越黑龙江，途经我国黑龙江省和内蒙古自治区的12个县市，止于我国大庆末站。管道全长1030公里，设计年输量1500万吨。作为我国重要的能源战略通道，这条管线的建设对保证国家能源安全具有重要作用。

中缅管道的典型应用场景特点：（1）沿线地形起伏剧烈，70％以上为V字形落差，且落差超过1000m的管段达到10处，管道运行水力参数变化大；（2）管道穿、跨越多，大中型河流穿越11处、山体隧道12处，管道本体安全风险大；（3）地震活动频繁，穿越地震活动断裂带3处，地质灾害风险高；（4）周边环境敏感，国际河流多，安全环保任务重。

中俄管道的典型应用场景特点：（1）中俄油气管道冬季最低温度可达-50℃，地质环境复杂，通过季节性不稳定冻土区，这些地区的地貌冬季为冻土，夏季变沼泽，极易产生差异性冻胀、融沉、热融滑塌等冻土灾害；（2）水系、沼泽、湿地和丘陵间隔分布，穿越大型河流11条。常年冻土层的地下环境和寒冷气候增大了管道阴保和外部防腐保温层失效的风险；（3）极端低温及季节性变化诱发的冻胀融沉地质灾害会造成管道拱起或下沉，基线位移增加造成附加应力，导致管道弯曲断裂失效。

3　油气管网安全高效运行状态感知指标体系

3.1　指标体系的构建

为保障安全生产及应用需求，需构建油气管网安全高效运行状态感知指标体系，意义在于为选型提供依据，确保传感器匹配实际应用场景；为精度保障提供支撑：确保工作范围符合要求，同时明确安全边界，避免意外情况下的设备故障。

油气管网安全高效运行状态感知指标体系应包括传感器性能指标（含静态性能指标、动态性能指标、环境适应性指标等）和可信性指标。通过可信性基础方法的研究，明确建立可信性指标体系应包括的要素，即可靠性指标、可维护性指标、安全性指标。性能指标又可依据指标与应用环境关联关系划分为运行相关的性能指标（简称为“运行性能指标”）与环境相关的性能指标（简称为“环境性能指标”），其中运行性能指标指与工艺运行要求相强关的指标，如：频率响应范围、测量范围；环境性能指标指与应用环境紧密相关的指标，如适用温度范围、适用湿度范围、防爆等级等。

综上，本研究建立的油气管网安全高效运行状态感知指标体系的架构如图1所示。

图1 油气管网安全高效运行状态感知指标体系架构

传感器的性能指标如量程、响应时间、适应温度范围等可通过如资料查阅、现场调研多种方式获取并进行匹配，构建满足油气管网传感器及系统安全高效运行的状态感知指标体系中的性能指标子体系。

可信性指标（可靠性、可维护性及安全性）与应用场景紧密相关。用于状态感知的传感器及系统在不同应用场景下的可信性指标水平通常是有区别的，因为不同应用场景的风险水平通常是不一样的，例如应用于危险事件后果严重性较高场景的传感器的可信性指标水平通常也高于后果严重性较低的风险场景。当前并无成熟的技术方法、算法可以借鉴，我们研究发现，可通过建立风险影响要素与可信性指标的关联关系，基于不同场景的风险分析和计算对传感器提出不同的可信性指标要求。

本研究结合风险分析技术基础，针对复杂应力条件和复杂工况，建立场景化复合风险评价模型，研究误操作、设备故障、外部攻击、环境威胁与管网复杂场景下传感器及系统运行状态之间的关联关系，建立复合风险因果事件链，提出不同类型传感器在不同运行场景下的降险能力要求，并基于集团或公司的资产完整性管理制度要求，从而计算或提出传感器及系统的安全性、可靠性及维修性指标要求，最终构建满足油气管网传感器及系统安全高效运行的状态感知指标体系中的可信性指标子体系。该体系整体技术路线图如图2所示。

图2 油气管网安全高效运行状态感知指标体系技术路线图

3.2　感知指标体系表征参数

应使用具体的参数来表征体系中的各项指标：其中感知指标体系中的性能指标表征参数一般为：与应用具体工艺结合的性能指标，如精度、分辨率、量程、响应时间等；与应用环境结合的性能指标，如环境适应性指标（温度、湿度）、防护等级、功耗与供电方式等。

感知指标体系中的可信性指标体系表征数据分别为：可靠性使用要求的平均危险失效概率（PFD）来表征，会综合考虑传感器及系统的不可检测的危险失效率（λDU）、检验测试间隔（Ti）、冗余架构的共因失效因子（β）等；可维护性指标由平均恢复时间（MTTR）来表征，传感器及系统的MTTR与备品备件和维检修相关管理息息相关；安全性指标仅对承担安全相关功能的传感器及系统适用，使用安全完整性等级（SIL）来表征。

3.3　指标体系参数的分析与计算方法

（1）性能指标参数

传感器性能指标各项参数通过结合工艺设计、应用场景来确定，可根据工艺运行的压力、温度运行范围来确定传感器及系统的量程，根据应用场合的温度范围、安装位置等环境影响条件来确定传感器及系统的适应性温度指标及防护等级等各项特殊性能参数。

（2）可信性指标参数

可信性指标参数需结合复合风险评价方法分析计算确定。复合风险评价采用定性的危险与风险（HAZOP）分析与半定量的保护层分析（LOPA）方法相结合的方式，借助风险点-风险容忍标准计算得出各类传感器及系统的可信性指标，其总体技术路线如图3所示。复合风险评价以复合保护层分析方法为基础，其风险矢量示意图如图4所示。

图3基于传感器应用场景开展复合风险评价得到可信性指标技术路线图

图4复合风险评价示意矢量图

根据传感器及系统在风险场景保护措施中所能发挥的作用将其划分为：控制功能、报警功能和联锁功能。控制功能和报警功能适用的可信性指标包括可靠性和可维护性；联锁功能适用的可信性指标一般包括可靠性、可维护性。当联锁功能为安全相关功能时可信性指标还应包括安全性。

感知指标中的性能指标可通过结合现场应用调研获得，可信性指标需通过分析计算获得。本文就可信性指标的分析过程给出应用示例。

4　可信性指标分析方法的应用

本研究以中缅管道某原油储罐上设置的液位高联锁保护功能中传感子单元液位开关为对象，开展指标参数的分析。

储罐液位高风险点的后果是严重时浮盘倾覆，满罐溢流，油品泄漏至环境中，遇到点火源可能导致火灾爆炸，引起人员伤亡、环境污染及经济损失。

根据储罐的容量、介质量、爆炸的范围、周边人员出现的个数等，结合管网风险矩阵确定人员、财产和声誉影响程度为：

人员伤亡程度：4级，可接受频率为≤1×10-6次/年；

财产损失程度：5级，可接受频率为≤1×10-5次/年；

声誉影响程度：5级，可接受频率为≤1×10-5次/年。

当前站场储罐运行模式为旁接模式，即一边收油的同时一边发油，储罐内液位主要受到收油流量与发油流量差值的影响，经分析触发本风险点的初始事件有：

（1）上游突然提量，未及时通知本站，收油流量与发油流量差值增大；发生频率为0.1次/年；

（2）罐前电动阀误关断或异常截断，本罐无法继续发油，收油流量与发油流量差值增大；发生频率为0.1次/年；

（3）给油泵入口过滤器堵塞，发油流量下降，收油流量与发油流量差值增大；发生频率为0.1次/年；

（4）给油泵故障停，发油流量下降，收油流量与发油流量差值增大；发生频率为0.1次/年；

（5）外输油泵故障停，发油流量下降，收油流量与发油流量差值增大；发生频率为0.1次/年；

（6）下游异常截断，发油流量下降，收油流量与发油流量差值增大；发生频率为0.1次/年。

适用于初始事件（2）至（6）的使能条件为：长时间累积，给予修正值为0.1。

对本风险点有效的保护措施有：

（1）液位计LIT-1高报警，人员远程控制收油操作，该措施要求时危险失效概率赋值为0.1；

（2）液位开关LSHH-2高高联锁关闭入口管线电动切断阀（为待分析液位开关）；

（3）设置罐顶火焰探测器和罐底可燃气体探测器，并设置有联锁，该措施要求时危险失效概率赋值为0.1。

条件修正：

（1）点火概率：综合考虑介质、环境及管理，赋值为0.3；

（2）人员暴露概率：综合考虑人员个数、停留时间及人员岗位等，赋值为0.1；

（3）致死概率：考虑火灾的热辐射范围和爆炸冲击波的能量对人员造成的伤害，赋值为1。

根据以上分析内容可以绘制出管网某场站原油储罐液位高风险点的矢量图，如图5所示。

说明：仅为表达风险发展链路，具体文字表述有所简化。

图5原油储罐液位高风险点复合风险评价矢量图

基于以上信息，计算该风险点最严重后果的发生频率为：

人员伤亡如式（1）所示：

财产损失如式（2）所示：

声誉影响如式（3）所示：

将实际风险水平与风险控制目标对比可知：人员伤亡后果发生频率4.8×10-5>1×10-6，财产损失发生频率4.8×10-4>1×10-5，声誉影响发生频率4.8×10-5>1×10-5，因此距离风险控制目标还需要完成的风险降低由保护措施：液位开关LSHH-2高高联锁关闭入口管线电动切断阀来实现，计算可知为满足风险可容忍标准，其应满足PFD≤0.0208。

根据相关统计和HG/T22820，由传感单元、逻辑单元和执行单元组成的功能，其失效概率PFD的贡献分布基本上维持在传感单元35%、逻辑单元10%和执行单元55%，且当前液位开关的检验测试周期为1年，传感单元的表决为1oo1。基于上述假设及调研计算可信性指标子体系中的三个参数：

可靠性：液位高高联锁的液位开关应满足PFD≤7.28×10^-3，液位开关的λ≤1.662×10-6/50%/50%=6.648×10-6，MTTF≥150412.09小时，也即17.17年。

可维护性：当前液位高高联锁使用的液位开关属于关键设备，根据企业管理规定，其故障级别为重大故障，因此应满足MTTR≤2小时，其修复率μ≥0.5。

安全性：由于液位开关承担有安全功能，因此具有安全性指标，PFD≤7.28×10-3对应的安全性指标为SIL2。

5　结论

本文提出了一种包括可信性指标与性能指标的油气管网安全高效运行状态感知指标体系架构，并结合具体应用场景给出了确定传感器可信性指标的方法示例。下一步，需对照油气管网传感器谱系，确定管网不同应用场景下需用到的传感器，根据本文方法确定各传感器性能指标和可信性指标，最终构成油气管网安全高效运行状态感知指标体系，为管网构建基于应用场景的感知指标体系提供参考。

★基金项目：国家重点研发计划资助项目（2022YFB3207600）。

作者简介：

帅　冰（1986-），女，江西人，高级工程师，硕士，现就职于机械工业仪器仪表综合技术经济研究所功能安全中心，长期从事功能安全相关技术研究工作，承担多项功能安全相关国家课题研究与标准制定工作。

陈朋超（1975-），男，教授级高级工程师，学士，现就职于国家管网集团科学技术研究总院分公司，主要从事油气管道安全高效与智能化技术研究及工程应用。

刘　瑶（1987-），女，江苏泰兴人，正高级工程师，现就职于机械工业仪器仪表综合技术经济研究所，负责功能安全系统评估、自动化系统评估相关工作。

李秋娟（1980-），女，山东临沭人，高级工程师，硕士，现就职于国家管网集团科学技术研究总院分公司，主要从事油气管道人工智能技术、功能安全技术和成果推广工作相关技术研究。

施隋靖（1992-），男，山西吕梁人，硕士，现就职于仪综所功能安全中心，长期从事功能安全相关研究工作，参与多项功能安全相关国家标准制定工作。

刁　宇（1988-），男，高级工程师，硕士，现就职于国家管网集团科学技术研究总院分公司，主要从事油气管道智能决策与控制、功能安全方向的研究工作。

参考文献：

[1]陈朋超.油气管网安全状态监测传感系统构建与创新发展[J].油气储运,2023,42(9):998-1008.

[2]GB/T21109.过程工业领域安全仪表系统的功能安全[S].

[3]GB/T32857.保护层分析(LOPA)应用指南[S].

[4]美国化工过程安全中心(CCPS).保护层分析:使能条件与修正因子导则[M].北京:化学工业出版社.2015

摘自《自动化博览》2025年11月刊