徐春燕

中石油西部管道公司

2010年大连7.16输油管道爆炸事故、2013年青岛11.22东黄输油管道爆炸事故等，都暴露出管道运营企业在管道管理等方面存在诸多问题。据统计，我国油气管道事故率平均3次/1000千米•年， 远高于美国的0.5次/1000千米•年和欧洲的0.25次/1000千米•年，管道运营企业面临的安全形势不容乐观。与此同时，我国现有的相关法律法规不能适应管道安全管理的现实需求，存在各自为政，法律法规建设滞后等问题。

国家标准《油气输送管道完整性管理规范》（GB32167－2015）即将于2016年3月实施，标志着管道完整性管理由企业行为上升为国家意志，从石油企业内部监管向国家层面监管迈出了关键的一步。

标准的颁布实施不仅满足了国家对管道运营企业的安全管理要求，还将对管道运营企业未来管理升级和技术进步发挥重要引领作用。

管道完整性管理国标的特点

（1）国标是完整性管理实践与创新的产物

管道完整性管理是一种基于风险的管道安全管理理念和方法，已经获得国内外管道行业的普遍认同。2009年中石油发布了管道完整性管理规范（Q/SY 1180）等系列完整性管理企业标准，在管道数据采集、高后果区识别、风险评价、完整性评价、效能评估等方面进行了积极探索和大量实践。随后，管道完整性管理理念、技术方法在中石油各管道公司得到推广应用，取得了显著效果，获得了普遍认可和重视。经过十多年的实践和创新，中石油学习参考国外先进的管道管理经验和做法，结合国内管道管理实际特点，牵头完成管道完整性管理国家标准的起草与发布。这部标准规定了油气输送管道全生命周期完整性管理内容，可以说，这部国家标准是中石油多年来管道完整性管理经验的高度归纳与提炼总结。

（2）国标是对管道保护法律的有益补充

管道保护法是我国石油天然气管道安全管理的主要法律，明确了管道规划、建设、运行管理等方面的法律责任。安全生产法明确了生产经营单位的安全生产主体责任。两部法律都要求管道企业应定期开展检测、维修维护等保障管道安全管理的措施，但并没有强制要求管道企业必须开展管道完整性管理。管道完整性管理作为目前管道企业公认的管道安全管理有效手段，尚未纳入法律法规要求，行业间管理水平参差不齐。因此，完整性管理国家标准成为实施管道保护法和安全生产法的有效支撑，不仅明确要求完整性管理应贯穿管道全生命周期，还规范了管道完整性管理各个环节的工作内容。

（3）管道完整性管理内容更加全面系统

该标准涵盖了管道建设期、运行期的管道数据收集与整合、高后果区识别、风险评价、完整性评价、风险削减与维修维护、效能评价、失效管理等方面，对人员能力与培训、应急响应、变更管理、记录与文档管理等完整性质量控制环节都提出了明确要求。与中石油企标相比，国标的内容更加全面，对管道安全管理的指导性和操作性较强，能有效促进我国完整性管理整体水平的提升。

国标首次提出高后果区分级管理的要求。对于输油管道，国标规定管道中心线两侧各200米范围内，四层及四层以上楼房普遍集中、交通频繁、地下设施多的区段，以及管道两侧各200米内有水源、河流、大中型水库的属于Ⅲ级高后果区。对于输气管道，国标规定管道经过四级地区属于Ⅲ级高后果区。国标还强调完整性管理要考虑管道沿线地区发展规划、地区等级变化等因素，细化了管道风险削减与维修维护管理的要求，为管道风险分极管控提供了有益的指导。

西部管道公司的完整性管理实践

（1）通过审核对标推动完整性管理提升

西部管道公司于2008年开始推进管道完整性管理。按照“以审促改，以改促升”思路，学习借鉴国内外最佳实践，分析管理差距与不足，细化各单位和部门的完整性管理职责，分解审核发现问题，督促整改。截至2014年，西部管道公司先后组织开展10余次内外部资产完整性管理审核，举办多期资产完整性管理培训与理念宣贯活动。通过持续的对标、审核与整改，完整性管理得到有效落实， 2011年实现资产完整性管理7级水平。经过多年的探索与实践，管道完整性各项工作逐步展开，并进入持续改进的良性循环阶段。

（2）完善管理体系打好完整性管理基础

西部管道公司抓住集团公司基础管理体系建设试点的有利时机，适时优化完整性管理体系架构，将建设期完整性管理纳入管理体系，整合综合要素管理要求，将完整性管理与QHSE、测量、内控等体系相关要求有效融合，实现了制度、规范、标准、流程的一体化管理，形成覆盖所有管理要素的完整性基础体系。通过每年的体系审核，掌握体系运行情况，指导体系不断修订与完善，真正做到“写你所做，做你所写”，确保完整性管理各项要求得以有效落实。

（3）把风险识别作为完整性管理出发点

根据管道完整性管理国标要求，2015年西部管道公司积极探索高后果区分级管理机制，识别出高后果区1532段，占在役管道总里程的8.2%， 其中，Ⅲ级高后果区195段，并将Ⅲ级高后果区作为后续管道风险管控的重点。持续开展半定量风险评估，结合地灾风险、第三方损坏风险等专项风险评估成果，及时开展管道高风险点治理。自2009年起，高后果区识别率和风险评估覆盖率保持100%。西部管道公司年均完成管道内检测约2000 公里，按需开展管道外腐蚀直接评价，试点实施管道内腐蚀直接评价。目前投产三年以上管道基线内检测完成率和管道外防腐层直接评价覆盖率分别达到92%、69%。

（4）做好风险削减保证完整性管理效能

以检测评价为依据，风险削减做到有据可循，依法合规。分别根据管道内检测完整性评价、外腐蚀直接评价结果，实施本体缺陷和防腐层严重破损点的修复。针对大中型河流穿越管段和抢修难度较大的重点管段，制定专项风险管控方案，实施针对性的风险削减措施。结合管道焊缝失效泄漏事故，分析焊缝失效原因，开展焊缝隐患专项排查与治理工作，梳理出返修口、连头口等特殊焊缝3 万多道，开挖检测与评价失效风险高的焊缝近600 道，对含缺陷焊缝进行了及时修复，有效控制了焊缝失效风险。

管道完整性管理存在的问题和建议

（1）管道完整性数据管理差距较大

数据管理是完整性管理、评估与决策的重要基础。但是建设期、运行期数据库相对独立，缺少统一、有效的信息整合与管理手段，海量的管道检测数据与管道基础数据、业务管理数据的综合应用与分析不能适应完整性管理的需求。建议充分利用云计算、大数据分析、物联网、移动应用等信息化最新技术，打破不同业务数据间的信息孤岛，通过管道空间信息与属性信息的整合，研发管道数据管理平台，提高数据信息的应用效率，深挖数据综合应用的价值。

（2）建设期管道完整性管理工作还需加强

近几年的管道工程建设周期均较短，新建管道及生产设施投产试运行后，存在竣工资料部分数据缺失、阴保系统不能按标准规范要求有效投运、工程遗留占压、部分地面标识不规范等问题。因此， 管道投产初期，管道运营企业需要投入大量人力、物力开展工程遗留问题排查与整改工作，部分问题难以在运行期进行整改，且整改难度较大，增加了运行期管道完整性管理难度。建议加大管道工程设计、施工等建设期完整性管理的力度，将管道完整性管理国标要求纳入油气管道建设相关标准规范， 确保完整性管理要求在管道建设期的有效落实。

作者简介：徐春燕，副高级工程师，1972年生，南京大学地图学与地理信息系统专业毕业，现在西部管道公司管道处从事管道完整性管理、阴保防腐管理等工作。

《管道保护》2016年第1期（总第26期）