南立团

中国石油管道公司

国家标准《油气输送管道完整性管理规范》 GB 32167-2015（以下简称“国标”），是继管道保护法后管道行业的一部重要指导性文件。它凝聚了管道从业者多年的智慧结晶与经验总结，汲取了大量国内外管道管理典型案例的养分。贯彻执行好国标，对于提高管道本质安全，最大限度减少事故的发生具有重要的意义。下面结合管道公司多年的管道完整性管理实践，就如何更好地执行国标提出个人看法，与同行们交流探讨，以期最大限度发挥国标的指导作用。 

从管道建设期抓好贯彻落实

国标4.1规定，“完整性管理应贯穿管道全生命周期，包括设计、采购、施工、投产、运行和废弃等各阶段”。4.2规定，“新建管道的设计、施工和投产应满足完整性管理的要求”。在管道建设期开展完整性管理，通过实施风险识别和评价等技术手段，预判管道在今后运行过程中可能发生的风险，并在建设期各个阶段采取相应的风险减缓措施，将风险控制在可控范围，保证管道全生命周期的结构和功能完整，确保管道本质安全，从而满足管道安全运行和管理需求。

我国管道建设部分采用“建管分离”、EPC总承包的模式，运营单位在管道建设过程中的话语权较低，无法对建设质量进行有效管控，在一定程度上限制了建设期管道完整性管理的顺利实施，部分新建管道失效事件暴露出管道在建设期存在的一些问题。近几年，通过开展管道内外检测，发现新投产管道面临的主要遗留问题有：

（1）管道本体及附属设施存在缺陷，主要是管道环焊缝缺陷、管道凹坑缺陷以及管道附属设施（如绝缘接头）质量不达标等。

（2）管道线路基础设施建设不符合法律法规与标准要求，管道存在占压或间距不足、管道地面标识不齐全、管道回填不实导致塌陷与水土流失、管道埋深不足、管道阴极保护未及时投用、管道水工保护措施不完善、管道竣工资料提交不完全不及时等问题。

（3）新投产管道的腐蚀防护系统存在诸多薄弱环节。外腐蚀方面，新建管道3PE防腐层存在剥离现象，管道防腐补口千篇一律采用热收缩带，管道补口施工质量不能有效控制，管道下沟后，临时阴极保护措施未全面覆盖，杂散电流干扰防护措施不到位。内腐蚀方面，管道建成后，受各种因素影响不能立即投产，管道低洼处存水且未采用氮气封存，管道会在短期内发生电化学腐蚀。以上因素都可能导致管道的早期腐蚀，管道投产后，腐蚀可能会继续发展，直接影响管道的完整性管理目标。

国标8.2.1.2首次提出投产前宜开展内检测，对内检测发现的问题应及时进行修复，尽量减少投产后的更新改造与维修。内检测对于新建管道的质量控制尤其必要，既可降低风险又能节约投资。建议对于建设时间超过3年仍未投产的管道，应强制开展内检测。

管道完整性管理不仅是管道运营部门的责任，顶层设计者也应出台建设期管道完整性管理导则，从源头上控制管道建设质量，确保完整性管理贯穿管道全生命周期。

需要政府部门的参与和支持

与管道保护法不同，国标仅对管道企业的义务与责任作了规定，未对政府监管部门的义务与责任提出要求，但这并不影响政府部门在管道完整性管理中的作用。政府监管部门应定期检查管道企业完整性管理执行情况，并督促管道企业进行隐患整治。对于管道企业在管道完整性管理实施过程中遇到的困难，例如第三方施工审批、土地规划利用、打击打孔盗油、管道事故应急等，政府部门应在其职责范围内给予管道企业大力支持，并提供必要的便利。

地方城乡规划建设应统筹考虑管道路由，并着眼长期发展，尽量避免管道投产后因规划变动导致在役管道改线。管道公司2015年共进行了21次站外管道一级动火，其中因地方政府规划导致管道改线动火共计16次。在役管道改线动火不仅风险较大，而且要占用大量人力、物力、财力，同时增加了管道完整性管理的难度。

定期开展内检测是关键环节

国标提出完整性评价主要有内检测、压力试验与直接评价三种方法，并推荐“宜优先选择基于内检测数据的适用性评价方法进行完整性评价”，内检测技术是判断管道本体安全性的最有效途径，因此应充分发挥管道内检测在管道完整性管理中的作用。“11.22”中石化东黄原油管道发生泄漏爆炸，直接原因是输油管道与排水暗渠交汇处管道腐蚀减薄，如果对管道定期进行内检测，并及时对腐蚀风险进行识别修复，此类悲剧事件则可完全避免。

目前，国内部分管道在设计与建设时期并未考虑内检测的要求，例如一些支线管道未设收发球装置、管道曲率半径过小、部分短的连接管道不满足内检测要求等，管道企业应积极想办法消除这些限制因素，确保其具备内检测条件，并定期开展内检测。而对于腐蚀增长速率较快的管道，应适当缩短内检测周期。

管道内检测完成后，应根据完整性评价结果，按照轻重缓急对管体缺陷进行修复，并对缺陷产生原因进行分析。缺陷修复完成后应对内检测结果进行详细的统计分析，充分挖掘内检测数据的作用。例如管道弯头的具体位置、防腐补口失效情况、定向钻穿越段防腐措施有效性、钢制套管是否短路、管道外接支管情况、内外检测数据的对比分析等。对于已经开展内检测的管道，应通过检测数据指导管道完整性管理，使其具有很强的针对性。

要有配套标准与技术支撑

管道完整性管理是一项系统工程，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、效能评价等六个环节，每个环节均包含大量的工作内容，实现各个环节的有机结合，需要相关标准与管理文件的支撑。

国标在“规范性引用文件”中引用了16项标准，但在实施过程中不应仅仅局限于此。例如《输油管道工程设计规范》 GB 50253在制定过程中引用了《油气输送管道穿越工程设计规范》 GB 50423、《油气输送管道跨越工程设计规范》 GB 50459等诸多标准，这些标准同样是完整性管理内容的组成部分。此外，管道企业应结合所管辖管道的具体情况，针对性地制定相应的管理文件，例如管道受到杂散电流干扰，则在管道日常管理中应注重阴极保护与排流措施的有效性；管道处于经济建设加速发展地区，则应将防范第三方施工作为重点工作任务等。

国标中引用了《钢制管道外腐蚀控制规范》 GB/T 21447与《埋地钢制管道阴极保护技术规范》 GB/T 21448，这两部规范的使用时间已长达7～8年，部分条款已不再适用，需要进行更新。在管道效能评价方面需要出台相应的细则进行指导。

“11.22”等管道事故推动了管道相关标准与规定的更新。2015年，新版国家强制性标准《输气管道工程设计规范》与《输油管道工程设计规范》正式实施。交通运输部、国家能源局、国家安全监管总局联合下发了《关于规范公路桥梁与石油天然气管道交叉工程管理的通知》，国家能源局、国家铁路局联合下发了《油气输送管道与铁路交汇工程技术及管理规定》，这些规定都是管道完整性管理的重要补充内容。近年来，地铁、高压直流输电线路产生的杂散电流对管道的影响越来越受到关注，这些设施与管道的距离要求尚无标准可寻，需要相关部门联合制定相应规范。

管道完整性管理同时涉及管道数据采集与应用、管道腐蚀控制、管道内检测、管道缺陷评价、管体缺陷修复、管道巡护、管道地质灾害防治与监测、管道泄漏监测技术等多个技术领域，每一领域的工作内容都会影响管道完整性管理水平的高低。因此，在开展管道完整性管理时，应加大技术的研发与应用力度，紧密跟踪国内外先进技术的发展态势，尽量做到关键技术环节与先进技术有效接轨。例如：通过高分辨率的漏磁检测技术，提高管道缺陷的分辨率；通过改善管道补口结构，提高管道补口的长期服役性能；通过实施无人机飞行巡检技术，提高巡检的覆盖率，降低管道管理人员的劳动强度；通过开展管道内检测缺陷评价技术，优化管道缺陷修复数量与顺序，确保管道投资效益最大化。

要重视培养基层员工素质

国标13.1规定了从事管道完整性管理的人员应掌握的技能，并未对基层操作岗位员工的资质提出要求。但在实际工作中，标准的顺利实施离不开基层员工的准确执行与第一手数据。国标要求管道企业制定第三方施工管理程序、地质灾害风险管理程序、外腐蚀控制程序管理等配套文件，这些管理程序的执行者均是基层操作岗位员工。因此，加强对管道管理人员、基层管道保护操作人员的培训十分重要。

应实现投资效益的最优化

通过管道完整性管理实现管道的本质安全，要防止为达标过度投资而难以为继，应根据风险评价与完整性评价结果，有针对性地实施管道完整性管理。例如：一条管道已经开展了内检测，就没有必要同期开展管道外检测；如果管道阴极保护有效，就没有必要对所有的防腐层缺陷点进行修复；若内检测结果表明现有管道防腐措施有效，则没有必要大规模增加管道的排流设施；部分3PE防腐层管道存在底漆脱落与补口粘接力不足问题，但只要聚乙烯层绝缘性能良好，且内检测结果表明措施有效，则没必要对防腐层进行大面积修复；若管道覆土深度满足要求，且经计算管道能够承受地面上的载荷，也没必要增加盖板涵等保护措施。

两点建议

（1）研究制定站场工艺管道完整性管理规范。国标不适用于站内工艺管道的完整性管理，但站内工艺管道是管道系统不可或缺的一部分，存在泄漏的风险，发生事故产生的后果不可小觑。国内站场管道大部分采用埋地敷设形式，这些管道在建设时期采用现场防腐，防腐质量难以与工厂预制防腐结构相比，且受站场大量接地的影响，阴极保护效果较差。这些因素均增加了站场管道发生腐蚀的风险，而内外检测在这些区域又难以开展，因此，研究制定站场工艺管道完整性管理规范至关重要。

（2）编制针对性的管道完整性管理实施细则或者条文说明。国标里的诸多理念与方法均来自国外标准，国内管道企业完全消化和吸收需要一个过程，故建议制定与国标配套的实施细则或条文说明，以指导管道企业与政府部门学习和贯彻国标。

（作者：中国石油管道公司总经理助理）

《管道保护》2016年第2期（总第27期）