董绍华1 王东营2 费凡2 安宇2

1.中国石油大学（北京）； 2.中石油北京天然气管道有限公司

随着我国社会、经济高速发展，许多在役管道沿线由人口稀少地区逐渐发展成为人口密集地区，甚至成为城市中心区域,如东北“八三”管道等。按照管道沿线地区分类，人口稀少的地区为一级地区，市区中心地带为四级地区，属于高风险区域[1]。

2013年11月22日，青岛经济技术开发区发生的东黄输油管道泄漏爆炸重特大事故，之所以造成重大人员伤亡和财产损失，与管道周边形成了密集的居民区和商业区，造成地区等级升级有直接的关系。

本文对管道地区等级升级问题进行系统研究，阐述了国外管道公司升级管理的标准和法规经验，说明了美国许可证申请制度的详细过程和技术细节，研究了我国管道允许升级的必要条件，提出了管道地区等级升级需要采取的措施，并对比了国内外管道升级管理的标准差异性，以进一步提高我国管道地区等级升级的管理水平。

1 国内外管道地区升级管理的要求

1.1 CSA Z662-2007《加拿大管道输送系统》的规定1.1.1 地区等级变化由于人口密度增加或地区发展而要改变管道地区等级时，这些地区的管道应当满足更高等级要求或进行工程评价以确定[2]，包括如下几个方面：

（ 1）考虑工程的设计、建设和试压程序，与标准的相应要求进行比较。

（ 2）考虑采取现场检测、操作维护、检查或其他适合的技术方法检查管道状况。

（ 3）考虑管道地区等级变化的类型、邻近区域的发展扩大。重点考虑人口聚集，如管道附近的学校、医院、小型单位和娱乐场所。

工程评价表明满足地区等级变化后的管道，应当要求不改变最大操作压力；不满足地区等级变化的管道，应当尽快更换管道或者根据最大运行压力对地区等级变化的要求计算修正操作压力。为了确定等级更改引起的变化，管道运营企业应当每年检查地区等级变化的管道，且应当保存这些检查和采取任何纠正措施的记录。

1.1.2 穿越区域管道

管道需穿越已有公路或铁路，该区域的管道应按照升级段设计，以满足相应要求：

（ 1）按1.1.1对地区等级变化的相应要求规定进行工程评价。

（ 2）进行详细工程分析，分析穿越施工建设和操作时管道所遇到的各种载荷，以及管道承受的二次应力。

工程评价表明管道满足条件时，应当考虑进行穿越设计校核（如套管、管道规范更改、防护层厚度或载荷分布结构变化），设计的管道二次应力符合挠性和应力分析要求。选择适用方法进行详细的工程分析。

1.2 ASME B31.8-2010 《输气管道系统》的规定该标准对地区等级升级问题进行了详细阐述，其中部分章节要求的管理规定如下所述。

1.2.1 跟踪监测措施（854.1）

如果地区等级发生变化，必须对泄漏监测和巡护方式迅速采取调整措施，根据新的地区等级降低MAOP（最大允许运行压力）不超过设计压力，同时满足18个月期限的要求。具体要考虑如下措施：

（ 1）地区等级升级地区的风险，不仅要考虑第三方活动损伤，还要考虑巡线频率、阴极保护状态及人口增加等因素。

（ 2）把当前设计标准和现行设计标准进行比较。

（ 3）当人口密度增加时，首先考虑最大允许操作压力和环向应力，压力变化应考虑管道周边建筑物的影响范围。

（ 4）管道操作和维护的历史资料。

（ 5）与政府进行沟通，采取有关政策、物理隔断等措施限制人口密度进一步扩大。

（ 6）对于超过40% SYMS的管道应重点监测管道周边人口变化情况。

1.2.2 最大允许运行压力的确定或修改（854.2）

如果854.1中描述的研究表明制定的管道或总管道的最大允许运行压力与现行的二、三、四级地区等级要求不相符，而该段管道处于良好的物理条件下，则该管道的最大允许运行压力需在18个月内根据下列三项研究进行确定或修改[3]-[4]。

（ 1）如果管道以前的试压时间不少于2小时，应当确定或减小最大允许运行压力，使其不超过表1中所规定的最大允许运行压力。

（ 2）如果以前的测试压力不足以使管道保持与以上（ 1）的地区等级相应的最大允许运行压力或可接受的较低的最大允许运行压力，按照本标准的条款，如果使用不低于2小时的高压力试压，管道既可保持当前的MAOP，也可以使用可接受的较低MAOP运行。如果地区等级变化后的18个月内没有进行新的强度测试，而是在18个月后才进行测试，则必须降低目前最大允许运行压力，按照相应地区等级的压力运行。如果在18个月内进行测试，最大允许运行压力可按设计允许的地区等级试压。

（ 3）根据（ 1）或（ 2）确定或修改的最大允许运行压力不应超过本标准或以前适用的B31.8标准所做的规定。

（ 4）在运行工况要求维持现有的最大允许运行压力的区域，不按（ 1）、（ 2）或（ 3）的规定执行，应将地区等级改变区域中的管道更换，并符合相应等级地区的设计系数。

1.3 美国联邦法规（天然气或其他气体管道：最低联邦安全标准CFR 49 Part 192部分）规定

1.3.1 许可证管理制度

美国采取许可证制度，由美国危险化学品管理局（ PHMSA）负责，当收到天然气管道运营商完整的申请后， PHMSA会审查该申请是否符合管道安全，若符合，则可在满足49 CFR192.611要求的情况下授予其可以升级使用的特别许可证。为了弥补未满足的相关要求， PHMSA指定了运营商在特别许可证有效期内必须遵守的附加要求。附加要求将根据每个申请相关的具体情况和条件来确定。

PHMSA授出的特别许可证，从授出之日起，有效期不超过5年。如果管道企业须要对此特别许可证进行延期，必须至少在5年期限结束前的180天内，向PHMSA副行政官提交续期申请，并将副本上交给PHMSA地区主管、 PHMSA标准与规则制定主管及PHMSA工程与研究部主管。 PHMSA将考虑是否批准该特别许可证超过5年的延期申请。特别许可证的延期申请须包括所要求的总结报告，并且必须证明该特别许可仍符合管道安全的要求。PHMSA在批准该特别许可证的延期申请前可搜索企业的其他信息[5]。

1.3.2 法规192． 611（关于地区等级改变最大操作压力确认）规定

地 区 等 级 的 改变，最大允许运行压力需要重新确定或修改。

（ 1 ） 若 管 道 最大允许运行压力相应的环向应力与当前地区等级不相符，且该段管道处于良好的物理条件下，则该段管道最大允许运行压力须依据以下三项规定之一进行确定或修改。

①若该段管道先前已试压不少于8小时，则最大允许运行压力的确定或修改为：

a. 二级地区的最大允许运行压力是试压的0. 8倍，三级地区的最大允许运行压力是试压的0. 667倍，四级地区的最大允许运行压力是试压的0.555倍；二级地区最大允许运行压力相应的环向应力不应超过最小屈服强度的72%，三级地区最大允许运行压力相应的环向应力不应超过最小屈服强度的60%，四级地区最大允许运行压力相应的环向应力不应超过最小屈服强度的50%。

b. 二级地区选择的最大允许运行压力是试压的0.8倍，三级地区选择的最大允许运行压力是试压的0.667倍。按照§192.620，对于按照最大允许运行压力运行的管道，二级地区相应的环向应力不应超过最小屈服强度的80%，三级地区相应的环向应力不应超过最小屈服强度的67%。

②必要时须减小该段管道的最大允许运行压力，使相应的环向应力不超过本法规规定的对于当前地区等级下新管道的允许值。

③该管道应根据192（ J）部分规定的技术要求进行试压，且须根据下列标准制定最大允许运行压力：

a. 经重新试压，二级地区的最大允许运行压力为测试压力的0.8倍，三级地区的最大允许运行压力为试压压力的0. 667倍，四级地区的最大允许运行压力为测试压力的0.555倍。

b. 二级地区相应的环向应力不得超过最小屈服强度的72%，三级地区相应的环向应力不得超过最小屈服强度的60%，四级地区相应的环向应力不得超过最小屈服强度的50%。

c. 按照§192.620，对于选择最大允许运行压力运行的管道，所选择的最大允许运行压力按照重新试压的压力确定，即二级地区为0.8倍的试压压力，三级地区为0.667倍的试压压力；相应的环向应力，二级地区不应超过最小屈服强度的80%，三级地区不应超过最小屈服强度的67%。

（ 2）依照规定，确定或修改后的最大允许运行压力不应超过确定或修改前制定的最大允许运行压力。

（ 3）依照规定，管道最大允许运行压力的确定或修改不可与§192.553和§192.555的规定冲突。

（ 4）依照§192.609的规定，最大允许运行压力的确定或修改必须在地区等级变化后24个月内完成。

1.4 国内标准

GB32167-2015《油气输送管道完整性管理规范》 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。

2 美国地区等级升级许可证制度关键控制点研究

2.1 地区等级升级许可申请提交时间

当地区等级发生变化时（发现为准），应在地区等级变更后9个月内向PHMSA提交许可申请。PHMSA必须全面核实其要求，并委托国家环境评估机构（ NEPA）进行环境风险评价和公众公示，PHMSA将根据公众评述意见决定特殊段许可申请是否批准。

2.2 地区等级升级许可证提供的文件

运营商必须提供升级地区的坐标（包括站间距、起始点和终点位置等），管理单位应将特殊段的计算长度与里程桩之间测量长度相对比，当所有信息由PHMSA接收后，在30天内评估是否同意或否定地区等级升级。运营商应提供给PHMSA升级特殊管段的数据集成信息，即关于自从管道安装以来的所有完整性检测信息，包括管径、壁厚、钢级、材料、管道焊缝类型、管道涂层（包括环焊缝补口涂层）、最大操作压力、地区等级、高后果区、试压记录、失效事件、服役期间的断裂和泄漏事件；在线内检测（含高清漏磁内检测器、几何和变形检测、埋深探测、管道涂层检测）和管道开挖异常情况评估、应力腐蚀开裂开挖和发现的结果；管道露管和占压、 5年内的CIPS数据、腐蚀测点记录、涂层测试记录以及其他测试（如整流器、恒电位仪、测点电位读数、交直流干扰、关键剥离点）等，按49 CFR Part 192要求，数据集成融合在一张路由图中。

2.3 提供申请报告的信息和注意事项

2.3.1 管道制造试压测试报告

获得地区等级升级许可时，管道制造试压测试（机械性能和化学成分）报告是必须的。为了获得特殊许可， PHMSA需要保证初始设计在特殊地段关于材料方面没有附加风险，为了提供这种保险，运营商必须提供文件证据，提出其实际测试的屈服应力、拉伸应力、韧性特征和化学成分等。

2.3.2 维修判据

维修采用两种判据（或者是压力比率FRP小于1.39，或者是壁厚损失40%或更多），当针对升级管段来讲，即使管道操作压力达到72%SYMS时，对于地区等级由一级升级到二级和三级地区的设计系数是相同的，需要额外的安全措施保护公众安全和设施完整性，对于72%SYMS操作压力管段，一年内应维修管道的缺陷失效系数FRP小于或等于1.39或者壁厚损失大于40%的缺陷，需要提高维修标准。在人口密度增加的区域，需要更严格的维修标准来保持初始设计参数。

2.3.3 公司高级管理人员负责授权特殊地段升级事项

公司需要有高级官员授权，以保证许可特殊段的要求被满足、提交的材料被讨论、结果准确和信息完整。当高级管理人员意识到特殊许可的重要性时，就会制定时间表，有利于将有限的资源用于保证特殊段达到许可条件。

2.3.4 相关环焊缝缺陷或短节缺陷必须被消除

对存在褶皱弯头、氧气-乙炔环焊、机械连接的管段， PHMSA不发许可证。对检测管段区域或压气站出口区域，如发生环焊缝失效或泄漏事故，也不发给许可证，并要求切除该管段。如果环焊缝没有探伤或者压力测试记录不可追溯，应至少开挖两个环焊缝，进行补充无损探伤。运营商应提供两个压气站间特殊管段检测区域的泄漏和失效文件记录，制定环缝修复计划（包含开挖和无损探伤等内容）。

2.3.5 特殊段关于涂层的质量要求

只有非屏蔽涂层可用于特殊管段内，如果特殊段存在阴极保护剥离或屏蔽，不满足阴极保护电流和49 CFR §192.463及附录D的要求，则该段不应作为特殊地区等级升高段。

2.3.6 CIPS检测要求

阴极保护CIPS在低电位保护时必须开展。应确定CP系统是否正常提供保护，例如刚更换了熔断保险可临时性克服CP的保护不足，但熔断的原因可能是沿线的杂散电流干扰引起。

2.3.7 PHMSA应派员到管道开挖现场

在 管 道 计 划 维 修 的 开 挖 前 1 4 天 必 须 通 知PHMSA地区官员，以便于见证开挖过程。如果开挖是由于应急响应和发现引起的，在响应事件发生后， PHMSA官员必须两天内被通知到现场。

PHMSA要求企业提供一份计划，来说明特殊段的各种措施计划如何实施，并且分阶段提供更新的计划表说明最新情况。

2.3.8 DCVG和ACVG监测方法使用

PHSMA可以接受特殊段使用交流电压梯度法（ DCVG）和直流电压梯度法（ ACVG），只要运营商给出实施检测的程序和合理的结果解释。为了保障运营商相信所有的风险隐患已经被检测和验证， PHMSA可能要求运营商提供DCVG和ACVG技术的相关性说明。

2.3.9 密间隔电位CIS和内检测ILI 数据整合

运营商选择CIS和ILI结果集成，首先必须对齐显示，并且将可能的外力损伤展示出来。数据集成的目的是将数据结果最大化， ILI数据反映异常的严重性， CIS数据反映的管道线路保护电流、保护电位缺乏等问题是引起管道缺陷或异常特征的主要原因，把这些信息综合考虑，将有助于正确评估管道状态，发现未来管道的影响趋势。

2.3.10 管材的机械强度和化学成分

要求运营商提供特殊段的机械性能参数，包括断裂韧性文件，如果运营商提交不了关于管材制造检验时的证明文件，则PHMSA必然否定这一项。如果运营商没有这些文件，则需要他们切除一段管子到有资质的实验室进行试验，现场测试管子水压试验必须满足最低100% SMYS的8小时测试要求。如果不满足升级段管道材料的韧性、材质、成分等要求，则PHMSA否定升级。

2.3.11 内腐蚀控制计划

运营商在特殊段应有内腐蚀控制计划，必须严格控制CO2\H2O\H2S，包括监测气流气质情况和清管计划， PHMSA强调特殊段应不存在内腐蚀的历史。

2.3.12 应力腐蚀开裂（SCC）问题

对特殊段检测区域、压气站出口或者附近压气站区域有SCC迹象的管段， PHMSA不发给许可证。一旦发现SCC迹象不满足NACE RP 0204-2008的条件，就要求详细调查和SCC迹象相似的特殊段区域的情况。完整性的调查包括特殊段检测、压气站上游和到下一个压气站区间， SCC调查包括制造时间、涂层类型、以前的SCC迹象、操作压力、操作温度、试压压力、历史泄漏以及SCC可能性评估。当提交特殊段许可申请时，运营商必须提供给PHMSA上述信息。

2.3.13 1970年以前制造的高频焊管

特殊段的埋弧自动焊管是否有1970年以前制造的电弧炉或转炉钢高频焊管和1970年制造的直缝焊管，这些焊管容易产生焊缝失效。对于其他类型的管子，如高频焊管（ ERW）、双面埋弧焊管（ DSAW）、 埋弧焊管（ SAW）， PHSMA要求特殊段区域必须有一个强有力的检验报告，考虑管道焊缝和钢的韧性情况，提供管子的制造历史、焊缝成型和现场施工情况，特别是处于压气站区间和特殊段检测区域内的材料。

管子的制造历史资料包括:压力试验、工程失效、工程评估、历史泄漏文件，以及选择性焊缝腐蚀的可能性评价等， PHMSA关心特殊段的焊缝完整性和失效可能性等情况，因为焊缝腐蚀的历史迹象可能还没有被现有技术所发现，需要给出阴极保护情况、涂层外界条件等，形成综合分析的权重，确定是否该管段允许发许可证。

另外，运营单位必须开发一个工程决策软件，展示出管子的最小韧性指标和和落锤撕裂试验(DWTT)剪切面积，排除脆断的可能性，同时还必须证实管子内没有减少韧性的硬点存在。

•FPR 定义为在一定设计系数情况下的失效压力比率（预测失效压力/设计压力）

•HCA 是49 CFR Part 192, Subpart O美国联邦法规所定义的高后果区

•Class Location Change 地区等级变化区域

2.3.14 升级管段的修复准则

PHMSA要求运行商按表2修复特殊段的缺陷 ， 同 时 特 殊 地 段 之 外 的 管 段 要 符 合 4 9 C F R192.111管道设计系数要求。

3 国内标准编制情况

3.1 背景

2011年中国石油股份公司下达了地区等级升级风险管控项目， 2014年进行了项目验收。针对在役管道地区等级升级风险控制，提出了四类地区管道的目标失效概率，并将其按照低、中、高人口密度优化修正；基于应力-强度干涉理论，提出了管道应力与强度的概率分布规律模型，量化了不确定性对管道失效概率的影响，得出降低应力或强度的方差可以提高管道的可靠性和安全水平；建立了地区等级升级管道失效概率的半定量风险评价模型和软件，提出了相应指标体系和控制措施。项目在陕京管道的隐患治理中全面应用，形成了行业标准1项，软件著作权1项。

3.2 确定了目标失效概率

不同地区等级的目标失效概率见表3。

3.3 确定了管道地区等级不允许升级的条件

通过对国内外标准规范和失效风险的研究，提出：地区等级升级管段如果出现以下任意一种情况，在排除隐患之前，地区等级不允许升级，必须采取换管或降压运行的措施。

（ 1）地区等级上升为四级。

（ 3）管道发现有皱折。

（ 4）管段在三级地区，并且运行时的应力超过管材最小屈服强度的72%。

（ 5）管段强度试验压力低于125%最大允许运行压力。

（ 6）升级地区管段存在未按规定修复的管体缺陷或防腐层漏点与破损。

（ 7）升级地区管段的管道环焊缝未达到100%探伤或探伤记录不全。

（ 8）升级地区管段的水压试验记录不全。

3.4 允许地区升级管段的完整性管理措施

（ 1）确定最大允许工作压力（ MAOP），允许地区等级升级的管段可按照当前运行压力或设计压力运行，不得超过现有MAOP。

（ 2 ） 实 施 完 整 性 管 理 计 划 [ 6 ], 将 高 后 果 区（ HCA）中的地区等级升级管段纳入完整性管理方案（ PIM）中。

（ 3）开展密间隔电位测量（ CIPS）。在管段允许升级后的1年内，需要对该管段进行密间隔电位测量（ CIPS），公司可根据需要，以适当的检测周期定期对地区等级升级管段进行密间隔电位测量，该检测周期最大不超过7年。

（ 4）开展涂层状况检测。在管段允许升级后的1年内，对每段特别许可管段进行直流电压梯度测试（ DCVG），以确定管道防腐层状况，并对发现的问题进行修复。

（ 5）开展应力腐蚀开裂直接评估。在管段允许升级后的1年内，应对该管段进行应力腐蚀开裂直接评估（ SCCDA）或使用适用于SCC的评估方法，如裂纹检测评估等。定期开展内检测及确定检测周期，须按照管道完整性管理的要求开展在线内检测，检测周期不超过8年。使用具有±0.5％精度的变形检测器。

（ 6）编制管道及涂层修复报告。在管段允许升级后的1年内，须向公司提交DCVG、 CIPS、 ILI以及SCCDA评估结果的书面报告包括整改措施。

（ 7）加强第三方活动及交叉作业的管理。管理人员须至少提前14天上报公司作业计划。有关地区升级段现场交叉施工及开挖情况，须在发现紧急情况后的2个工作日内上报公司。开展高后果区评估[7]，根据管道完整性管理的相关要求，管理人员应定期开展评估，周期和评估内容保持不变。

（ 8）加强巡线管理。应将地区升级管段作为日常巡线管理的重点，增加GPS巡检点，密切关注该管段的有关作业活动和异常情况并及时上报。

4 国内外标准差异性分析

从以上国内外的标准和法规的分析表明，美国、加拿大均对地区等级变化后应采取的措施进行了详细的规定。如美国法规规定了地区等级升级的许可证制度，提出了许可证制度的各个环节和提供的必要材料，同时确定了地区等级升级后的最大运行压力，给出了允许升级的条件，提出了允许升级管段的完整性管理措施。

目前国内输气管道地区等级升级与风险管控的标准正在制订，由于涉及深层次问题，需要在一定范围内进行应用后，再加以逐步完善。但国内标准提出的硬性要求较少，弹性要求较多，这也是国内外企业标准的主要差异。

参考文献：

[1] 董绍华,韩忠晨,刘刚.管道系统完整性评估技术进展及应用对策[J].油气储 运,2014,33(02):121-128.

[2] 加拿大能源局.CSA-Z662 油气管道系统[S].加拿大:ASME,2012.

[3] 美国机械工程师学会.ASME B31.8-2010 输气管道系统[S].纽约:ASME,2010.

[4] 美国机械工程师学会.ASME B31.8 S-2012 输气管道系统完整性管理[S].纽约:ASME,2001.

[5] 美国运输部.CFR 49 Part 192 管道安全性法规天然气部分[S].华盛顿:CFR,2010.

[6] 董绍华.管道完整性管理体系与实践[M].北京:石油工业出版社,2009.

[7] 董绍华.管道完整性技术与管理[M].北京:中国石化出版社,2007.

（作者：董绍华，中国石油大学（北京）教授，油气设施完整性技术中心主任。2001年博士毕业于石油大学（北京）油气储运专业，曾任职北京天然气管道公司，从事科技管理、完整性管理及信息技术管理工作。）

《管道保护》2016年第3期（总第28期）