董绍华 张余 葛艾天 吴中林

中石油北京天然气管道公司

前言

资产完整性管理是指用整体优化的方式开展资产的全生命周期管理，做到资产风险的识别与预控，达到资产可靠、安全、环保、经济及可持续的要求。资产完整性管理是一个完善的、系统的管理过程，确保资产在全生命周期内处于可靠的状态，是保障管道企业安全的重要手段。

国外管道公司资产完整性管理的技术与经验

欧洲管道公司历史悠久，管理手段和技术方法先进，如英国TRANSCO、德国的鲁尔GAS、比利时的FLUXCY公司等。其中比利时FLUXCY公司与国内情况相近，开展管道内检测是其主要完整性管理方法，目的是保障完整性、增加安全性、延长寿命。管道完整性技术服务企业也在提升自己的技术的水平，为管道完整性管理提供最佳解决方案，如英国的PII、德国的ROSEN、德国NDT、巴西的PIPEWAY、加拿大的BJ等，这些企业为管道完整性技术的进步提供动力。目前在世界上业务开展较多的技术服务企业，如PII公司，是最大的管道检测服务商之一。拥有漏磁检测技术、超声检测技术、 EMAT电磁超声技术等，并针对每一种缺陷提出了相适应的检测技术；德国ROSEN检测公司研发机构从设计、制造、加工等开始就提供了强大的技术支撑。中国石油管道检测公司（CNPIC）不断致力于检测技术进步，注重现场服务，已取得较好的业绩。

通过对国外管道企业和完整性技术服务企业的调研，可得出如下启示：

1、完整性管理目标非常明确。如比利时管道公司开展资产完整性管理的目标为保障基础设施的完整性；证明管道安全可靠；提高管理效率；合理分配有限资源；有效的管理老旧管道。

2、完整性管理从建设期开始。如比利时管道公司建设初期就开展定性风险评估，全面的风险评估只做一次，但在每个新项目特殊段均需进行风险评估。

3、研究内检测技术具有系统性。如PII和ROSEN等都开发了具有各自特点的先进的内检测器，同时证实了数据的准确获取与后期解读具有同等重要性。

4、有领先的完整性管理评价体系。如RBI、RCM、 ROM等评估体系较国内早，国内使用这一系列技术不能与国外领先技术同步，往往都处于落后状态。

5、建立较成熟的完整性管理系统。如英国TRANSCO的资产完整性管理系统。

6、形成符合自身特点的工作体系。如比利 时管道公司不开展管道ECDA评估，不通过ECDA评估来解决管道的完整性问题，只是检测涂层的受损情况。

7、有处理管道缺陷的丰富经验。如比利时FLUXCY公司对管道缺陷的处理方法。

国内管道企业资产完整性管理存在的问题

资产完整性管理的重点应是高风险的资产设施，提高设备设施的可靠性，延长设备设施检修与维护的周期，避免对低风险设备设施的过度检验，降低设备设施检修维护费用，最终实现在保证设备设施安全性的基础上降低操作成本。对比国外资产完整性管理和技术发展情况，可以发现国内管道企业目前存在的不足和差距。

1、资源与风险未实现完全的结合。虽然“十三五”管道资产将不断持续增加，但是如何提升资产维护管理水平，通过完整性管理真正将风险与资源实现有机结合做得还很不够。

2、检测技术的选择与应用缺乏计划性。管道企业选择管道内检测技术缺乏依据，没有根据运营管道存在的典型风险进行规划。对国外管道内检测技术了解还不深入。需要进一步研究基线检测、再检测的风险管控模式。

3、内检测再评估模式值得研究改进。目前国内标准规定：“新建管道1-3年内开展内检测，5-8年内再次内检测”，此种提法与国际上不匹配，欧洲天然气管道再检测周期均在10年以上。

4、未实现全员参与资产完整性管理。完整性管理虽然引进多年，但其发展不平衡，特别是基层单位对其实质还没有很好掌握，风险意识不足，缺乏有效的预防性管控手段，许多单位仍然停留在事后管理的层面上。

5、专业管理缺乏细节控制措施。风险分析与评价手段没有系统化，评价技术存在差距。一是风险评价技术不统一，缺乏整合；二是个别设备还没有建立风险识别与评价方法；三是部分设备缺乏可量化及可控的指标。

6、执行情况缺乏有效监督检查。各级管理部门日常检查缺乏针对资产完整性的风险识别和评价，以及削减跟踪和有效管理。

7、资产变更管理缺乏统一的规定。没有在体系文件中规定变更中的各个要素实现的途径，其实现手段应为：在ERP系统中变更设备数据，在GIS系统中变更线路数据，在档案室资料中变更竣工资料，在站场上变更图纸。

8、大量管道竣工数据入库不及时。管道企业竣工数据接收和管理不严谨，投产2-3年后仍然存在竣工数据没有入库的问题，如果发生应急情况竣工数据将不能发挥作用。

国内管道企业资产完整性管理对策

资产完整性管理最终要采用IT技术实现可视化、数字化的完整性管理，通过GIS、 EAM等系统对管道与设备设施的一系列生产运行活动、参数、信息进行评价。在大数据时代数据量才是分析问题和解决问题的关键，而不再局限于数据的精确程度，因此资产完整性管理重在对设备设施全生命周期的数据管理和相应的动态技术管理。国内资产完整性管理尚未形成资产全生命周期的一个大数据库，需要尽快采取对策加以完善。

1、含缺陷管道本体的完整性管理。对于含缺陷管道，至少应开展管道内检测及其相应的安全评价、缺陷评价、修复补强等工作，建立监测体系，对线路管道壁厚进行定期监测与评估等。

2、管道地质灾害与周边环境完整性管理。进一步加强地质灾害防护技术研究，有效地开展地质灾害评估，实施管道地质灾害的预防和维护，防止第三方破坏活动，加大公众警示力度和教育培训，建立详细的第三方预防措施等。

3、外防腐层及防腐有效性完整性管理。参考国内外标准编制地区公司标准，实现阴极保护参数远程监控，周期性开展外防腐层检测和阴极保护有效性检测，开展ECDA评价和内腐蚀监测，开展ICDA评价以及实施高风险区域风险识别，关键地段腐蚀评价等。

4、站场及设施完整性管理。实施管网优化运行管理和设备运行完好率管理，定期实行站场工艺管道、设备的监测与评价管理，实施压缩机 和储气库优化运行管理。

5、结合生产实际开展完整性评价。包括以下方面：全线风险评价，识别高风险区域并对其缩短风险评价周期；管道运行压力流量下站场与线路管道的承压能力评价；站场关键部位壁厚测量与沉降评价；管道外力重载的预防措施评价；汛期管道抢险检验情况评价；设备故障点安全评价和改进措施；全线设备与压力容器检测结果评价；内腐蚀与内部冲蚀监测评价；阴极保护与外防腐层评价；内检测数据分析评价；自控、通讯与电气安全评价；压缩机振动问题分析和评价；储气库站场采气工艺管道应力分析；应急处置与应急抢修方案评价等。

6、提高资产完整性管理意识。特别针对油气管道高后果区、地区等级变化的地区，提出有针对性的实用的完整性管理技术，提高特殊地区的风险控制水平。开展从事管道风险评价和完整性管理专业人员的技能培训、完整性管理的认识和实施方法的培训等。

7、科学确定内检测实施周期。在一般情况下，由于输送合格天然气，管道内部一般大面积腐蚀的可能性较小，如果全部按照固定检测周期执行，即不经济又不科学。内检测的周期应通过上次内检测的结果来科学确定。

8、设计阶段即应体现完整性管理的理念。如并行管道的压缩机联合设计，提高压缩机利用率和可用率。

9、开展与国际先进管理和技术指标对比。学习引进国外先进经验，真正把技术作扎实，管理作精细。

10、制定油气场站完整性管理技术指标。应与传统管理指标有所区别，提高场站的整体安全和资产可靠性。

11、理顺完整性管理的保障与投入的关系。加大风险削减的投入，使识别或检查出的风险点/源得到有效控制。开展精细化管理，将成本控制与节能减排融为一体，耗能设备优先采用低耗设备或替代先进技术手段，在保证资产完整性的同时，实现有效控制成本。

12、深化全员参与资产完整性管理。按照《石油天然气管道保护法》和石油行业标准《管道系统完整性管理实施指南》的要求，开展完整性管理全员参与的技术宣贯，深入全面掌握管道完整性管理的技术和管理内容，提高风险管理意识，努力实现管道、设备、设施的风险预控和管理。 ◢

（作者简介：董绍华，男，1972年生，高级工程师，2001年7月毕业于中国石油大学（北京）油气储运专业，获工学博士学位。现为中石油北京天然气管道有限公司科技信息处处长，从事科技管理、管道完整性管理和信息技术管理。北京石油学会石油与储运专业委员会主任，中国石油学会储运专业委员会完整性工作部副主任等。）

2014年第4期（总第17期）