董绍华

中石油北京天然气管道有限公司

 

2015年10月13日，国家标准化委员会公布了《油气输送管道完整性管理规范》（GB32167- 2015），首次将管道完整性管理纳入国家标准序列，具有划时代的意义。该标准规定了油气输送管道完整性管理的内容、方法和要求,包括数据采集与整合、高后果区识别、风险评价、完整性评价、风险消减与维修维护、效能评价等内容。提出了大量油气管道管理的关键性技术指标，该标准适用于按《输油管道工程设计规范》（GB50253-2014） 或《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015） 设计、用于输送油气介质的陆上钢质管道的完整性管理，不适用于站内工艺管道的完整性管理。该标准对于规范管道行业管理，提高管道安全管理水平具有重要意义。

下面针对管道完整性管理规范产生的背景、实行中的有关问题进行解释，重点剖析在企业实施过程中可能遇到的问题，并提出建议。

1 标准制定背景

推行完整性管理是与国家对管道领域安全问题的重视分不开的。近年来发生的管道事故，特别是2013年11月22 日青岛发生的原油管道泄漏爆炸事故， 让管道管理者逐渐认识到完整性管理是保障管道安全的重要手段，必须花大力气实施与推广。该标准是借鉴近年来在石油管道行业推行完整性管理取得的成熟经验，结合中石油、中石化、中海油及地方管道企业安全现状制定的一项国家标准，旨在规范完整性管理活动，保障管道安全，提高我国管道管理水平。

2 标准适用范围

该标准是针对线路的完整性管理，按照设计标准，站场应为阀室、分输站、压气站、清管站、泵站等，一般以站场围墙绝缘接头为界，没有绝缘接头的以围墙管理为界，除站场外，线路管道均适用于本标准的范畴。

该标准不适用于站场，未提出有关站场完整性管理的要求，主要考虑到站场设施较多，站场风险评估、完整性评价及工程技术人员的认识还没有统一，没有达到管道线路管理与技术领域的成熟度。

该标准适用于主干管道按照GB50251设计的城市燃气管道，但不适用于按GB50028设计的城市燃气管道。

该标准也同样不适用于油田集输管道，因为集输管道在阴极保护、收发球设施的设置、设计采用标准方面，均与长输管道的完整性技术和方法差距很大。

另外，本标准不适用于海上油气管道和非钢制管道（PE\PVC管道等）。

3 标准实施步骤

怎样才能确定一家企业是否开展了完整性管理，首先要从本标准的执行方面入手。按照标准要求，企业在实施完整性管理过程中要根据六步循环的步骤完成一个完整循环，即首先要建立完整性管理体系，然后根据标准要求开展数据采集与整合、高后果区识别、风险评价、完整性评价、风险消减与维修维护、效能评价六个步骤。如果其中某一个步骤缺失，则说明开展完整性管理方面有漏项，需要补充完善。

4 标准内容解析

4.1 高后果区管理问题

高后果区是该标准的一个重点内容，标准第4章一般要求中对此提出了3点强制性要求，分别是：

4.4 在建设期开展高后果区识别，优化路由选择。无法避绕高后果区时应采取安全防护措施； 4.5 管道运营期周期性地进行高后果区识别，识别时间间隔最长不超过18个月。当管道及周边环境发生变化，及时进行高后果区更新；4.6 对高后果区管道进行风险评价。

这3个条款规定了高后果区是管道管理的重点，高后果风险控制从建设期开始，在选线中实施高后果区的识别、绕避及安全措施；规定了运营期的识别、周期及周边环境变化中的持续识别和更新。另外，要求对高后果区的管道开展风险评价，提出风险评价结果和报告。

标准还规定了高后果区的分级标准，油气管道高后果区分为三级，按照管径分为3类，一类是大于762mm，一类是小于273mm，还有一类是管径介于二者之间。高后果区范围按照6.1.3.2公式（1）计算，介于之间者高后果区边界设定为距离最近一幢建筑物外边缘200m。

4.2 数据管理问题

（1）建设期数据的移交问题。标准5.2.1规定，在试运行之前应将管道设计资料、中心线数据、施工记录、评估报告、相关协议等管道数据提交给运营单位。建设期管道中心线及沿线地物坐标精度应达到亚米级精度，在人口密集区应适当提高数据精度。

（2）数据对齐入库问题。目前存在的最大问题是施工期间的竣工数据和运行中取得的数据相互误差、偏差较大，为了解决此类问题，需进行施工期间和运行阶段的中心线校对。其中标准5.1.4.2 施工阶段和运行阶段的管道中心线对齐要求，宜遵循如下要求：

①管道中心线对齐应以施工测量或内检测提供的环焊缝信息为基准。若进行了内检测，对齐以内检测环焊缝编号为基准。若没有进行过内检测，中心线对齐应基于测绘数据。测绘数据精度不能满足要求时，宜根据外检测和补充测绘结果更新中心线坐标。

②当施工测量与内检测环焊缝信息出现偏差时，宜选择内检测数据为基准，并开挖测量、校准。

4.3 等级升级地区管理问题

地区等级升级一直是困扰管道管理者的难题。标准提出了解决这类问题的思路，6.3.4规定，地区发展规划足以改变该地区现有等级时，管道设计应根据地区发展规划划分地区等级。对处于因人口密度增加或地区发展导致地区等级变化区域的输气管段，应评价该管段并采取相应措施，满足变化后的更高等级区域管理要求。当评价表明该变化区域内的管道能够满足地区等级的变化时，最大操作压力不需要变化；当评价表明该变化区域内的管道不能满足地区等级的变化时，应立即换管或调整该管段最大操作压力。具体采取措施和评价方法需要另行制定行业或企业标准。

4.4 风险评价问题

风险识别和评价一直是管道安全管理的重要内容。完整性管理对风险评价的要求主要是标准7.1.2中的相关规定，即风险评价工作应达到如下要求：

（1）应根据管道风险评价的目标来选择合适的评价方法。

（2）应在设计阶段和施工阶段进行危害识别和风险评价，根据风险评价结果进行设计、施工和投产优化，规避风险。

（3）设计与施工阶段的风险评价宜参考或模拟运行条件进行。

（4）管道投产后应尽快进行风险评价。

标准创新性地提出了风险可接受指标，7.4.1 规定，确定风险可接受性标准应考虑以下因素：国家法律法规和标准相关要求；管道的重要性；管道状况；降低风险的成本。7.4.2规定，可通过以下几个途径来确定风险的可接受性标准：参照国内外同行业或其他行业已经确立的风险可接受标准；根据以往经验判断认为可接受的情况；根据管道平均安全水平，参见附录G；与其他已经认可的活动和事件相比较。推荐的输气管道泄漏失效事故可接受标准为0.4次 /年•千公里，推荐的输油管道泄漏失效事故可接受标准为：2.0次 /年•千公里。

4.5 完整性评价问题

完整性评价是管道完整性管理的核心，其中多项技术指标受到关注，直接评估、试压评估、内检测三者之间有何关系，需要厘清。

（1）直接评价使用的前提要求

直接评价是管道完整性管理的重要手段之一，在何时可用，在何时需要限制使用，标准8.4.1.2规定，直接评价一般在管道处于如下状况下选用：不具备内检测或压力试验实施条件的管道；不能确认是否能够实施内检测或压力试验的管道；使用其他方法评价需要昂贵改造费用的管道；确认直接评价更有效，能够取代内检测或压力试验的管道。8.1.7规定，直接评价的再评价周期宜根据风险评价结论和直接评价结果综合确定，最长不超过8年。对特殊危害因素应适当缩短再评价周期。

（2）强制性条款中规定了评价方法及评价周期

8.1.1规定“新建管道应在投用后3年内完成完整性评价”；8.1.2规定“ 输油管道高后果区完整性评价的最大时间间隔不超过8年”。8.1.4规定“宜优先选择内检测方法进行完整性评价。如管道不具备内检测条件，宜改造管道使其具备内检测条件。对不能改造或不能清管的管道，可采用压力试验或直接评价等其他完整性评价方法”。另外，8.1.5规定“内检测时间间隔需要根据风险评价和上次完整性评价结果综合确定，最大评价时间间隔应符合表4要求”。

 

 

天然气管道设计运行应力超过50%SYMS的， 最大内检测时间间隔为10年，这就意味着大部分天然气主干管道的检测周期由原来的5～8年调整到了10年。

（3）试压评估的启动条件

标准中关于压力试验只限于对在役管道进行完整性评价。明确规定了长输管道试压评价的启动条件，而且只限于此种条件：管道长期低于设计压力运行，需要提压运行但压力仍然低于设计压力， 在确保风险可控条件下，可采用输送介质进行压力试验。如满足以下条件之一，则不可采用输送介质进行压力试验，只可选用水或者空气试压：

①管道采用多种完整性评价方法包括内检测与直接评价等，仍然事故频发；

②设计输送的介质或工艺条件发生变更；

③管道停输超过一年以上再启动；

④新建管道和在役管道的更换管段；

⑤经过分析需要开展压力试验的管道。

4.6 风险减缓

标准规定，需要根据企业实际情况和管道地域地区特点制定相应的风险减缓措施，包括日常巡护管理、缺陷修复、腐蚀风险控制、第三方风险控制、自然与地质灾害控制、应急支持等。

4.7 效能评估

效能评估一直是企业容易忽视的环节，尽管实施的方法各不相同，但目标都是达到体系持续改进。标准10.1规定，应定期开展效能评价确定完整性管理的有效性，可采用管理审核、指标评价和对标等方法进行；10.2规定，管理审核可采用内部审核或外部审核方式，发现并改进管理存在的不足。

4.8 培训认证

完整性管理培训是实施完整性管理的重要保证。标准13.1规定，从事管道完整性管理的相关人员应掌握相应技能，并通过培训取得能力认证。培训与能力认证分为三级：一级（初级）、二级（中级）、三级（高级）。

标准同时规范了个人从事完整性业务与能力资格要求，13.6规定，依据工作范围，参训个人必须符合管道完整性管理资质相应的要求，以从事相对应的业务工作。取得一级资质及以上人员方可进行高后果区识别和数据采集工作，取得二级资质人员方可进行管道基础风险评价等工作，取得三级以上资质人员方可进行完整性评价、综合风险评价和效能评价等工作。

5 标准实施建议

在实施管道完整性管理规范过程中，建议重点把握以下几点：

（1）首先要结合本企业实际情况，紧紧把握6 个强制性条款要求，重点对高后果区的要求、管道检测周期、完整性评价方法进行分析，选择适用的检测评价技术。既要符合企业实际，还要注重实施效果，确保最终达到保证安全的目的。

（2）建设期数据的移交很重要，但数据质量更加重要，一定要对数据的可靠性、安全性、真实性进行验证，制定详细的质量控制措施。

（3）培训和能力认证是当前制约我国完整性管理发展的瓶颈之一，加快企业或大学等教育机构的能力认证中心建设，从源头上培养完整性管理人才，应是提高我国管道完整性管理水平的重要基础。

作者简介：董绍华，髙级工程师，1972年生，2001年博士毕业于中国石油大学（北京）油气储运工程专业，现主要从事管道安全评价、完整性管理、科技开发与信息化管理工作。

《管道保护》2016年第1期（总第26期）