杨大慎 王垚

中国石化销售股份有限公司华南分公司

笔者在梳理国内外埋地输油管道安全管理相关标准的过程中，发现双方在风险评估、管道安全距离设定、检验检测管理上存在较大差异。本文对此进行了比较分析，并对国内管道企业开展输油管道管理提出一些建议。

1 风险评估管理比较分析

北美管道风险评估的法规与标准规定了典型风险评价流程及风险因素，对风险评价方法没有统一规定，将半定量评价方法作为推荐性做法，允许各企业评价方式保持差异。如加拿大TransCanada公司定量评价风险，基于管道失效统计修正及部分结构可靠性的方法，通过PIRMID软件计算管道失效概率；而Enbridge公司则采用定性、半定量方法开展管道风险评价。

欧洲英国、荷兰等国家主要采用定量风险评价方法（QRA），在新建管道选址及土地征用时，要求进行QRA评价，分析软件有Effects、 RiskCurve。联合国欧洲经济委员会（ECE）《工业事故跨境影响公约》中要求，管道建设期和运营期的风险评估，应充分结合管道材料、压力等级，判断管道泄漏影响范围，做好管道与高后果区等安全距离内的风险防控。该管道风险评价方式，更侧重于失效后果分析，充分考虑了泄漏对管道周边人口及社会造成的风险，计算过程比较复杂。

澳大利亚采用风险矩阵定性评价法，这种方法简单易用，通用性强。但针对复杂风险因素的分析和评价时，过度依赖评价人员的专业素质，对评价人员的经验要求相对较高。

国内很多企业采用半定量风险评价法，采用指标体系，对各类风险进行打分。 GB/T 27512―2016《埋地钢制管道风险评估》要求，风险评价应先进行管道区段划分，再基于打分法原理，进行失效可能性、失效后果的半定量分析，最后再计算风险值，进行管道风险等级划分。随着国内基础设施建设的快速发展，管道周边环境风险因素会发生变化，由于半定量风险评价方法设定的风险因素固定，可能导致一些风险被遮蔽。该方法有进一步优化的空间[1]。

2 管道安全距离比较分析

（1）管道与地面构筑物间距。美国联邦CFR49有关液体管道最低安全标准规定，管道和住宅、工业建筑及公共场所的最小间距为15.24 m。俄罗斯规定管道距离居民点、企业和建筑物的最小安全距离不小于10 m[2]。欧洲一些管道企业在风险评价时，计算了管道失效后可能造成的影响范围，在建设期预留出合理的安全距离。此安全距离包括应急计划距离、应急危害距离和应急指挥距离。根据不同的应急距离，制定不同的应急处置方案，为预防和限制事故影响做好充分准备。我国GB 50253―2014《输油管道工程设计规范》规定原油、成品油管道与城镇居民点或重要公共建筑的距离不应小于5 m；此外规范中还规定了城镇中心区、市郊居住区、商业区、工业区、规划区等人口稠密地区应取0.6的设计系数。考虑到我国的人口规模，很多地段具有密集性特点，管道按5 m距离控制的话，对管道本质安全的要求应更加严格，但是若管道建设在先，地方规划在后，管道建设阶段设计系数选取不足，本质安全无法保证，若管道大量位 于高后果区，管道安全保护必然面临很大的难度。

（2）管道与地下构筑物的距离。国内外基于施工、检修需要及电绝缘等影响，规定了埋地输油管道与其他埋地管道、通信电缆平行敷设时的间距。美国要求埋地管线与任何其他地下构筑物间的距离，应超过0.152 m。荷兰标准NEN 3650-1-A1《管道系统要求》规定两条并行地下管道的间距应大于0.4 m。澳大利亚要求，管道与其他管道、其他通信电缆之间的水平距离至少0.6 m。

GB 50253―2014《输油管道工程设计规范》规定输油管道与已建管道并行敷设时，土方地区管道间距不宜小于6 m，石方地区间距不小于20 m。采用同沟敷设，最小净间距不应小于0.5 m。被保护管道与其他管道交叉时，净垂直距离不小于0.3 m。输油管道与埋地通信光缆间距平行敷设时，净垂直距离不小于10 m；交叉敷设时，净垂直距离不小于0.5 m。

国内外对管道与地下构筑物的距离要求差别较大。国内相关标准也经过多次修改，现执行标准更多是从做好杂散电流干扰防护、做好管道之间的电绝缘出发，设置管道与地下构筑物的安全距离。一些管道企业，为避免受临近其他管道影响，还考虑了管道焊缝间的安全距离。

欧洲国家普遍认为，为有效解决管道外部干扰问题，政府监管部门、管道企业和社会监管团体应确保对管道地理位置的信息交换共享，及时更新管道地理位置记录，联合保护管道。但国内企业与企业间、政府与社会民众间对管道安全的技术数据无法实现信息共享，国内也缺少权威性强的、专业的社会监督团体，尚无法制定联合保护措施。

（3）与架空输电线路的距离。为防止高压电力系统和牵引系统对管道的电干扰，加拿大标准建议管道与塔杆接地体排流措施之间的间距大于10 m。德国标准要求管道中心线距离110 kV以上输电线路边导线的垂直投影，应超过10 m。澳大利亚标准规定管道与110 kV以上架空线路间的安全距离应大于5 m。我国标准规定，埋地管道与220 kV以下交流接地体的最小间距为5 m，与220 kV输电线路铁杆或电杆接地的最小间距为5 m，与1 000 kV的最小间距为13 m[3]。国内外都缺乏与超过1 000 kV输电线路的安全间距要求。

国内外标准描述管道与架空输电线路安全距离时，有的是参考垂直投影，有的是参考与铁杆、临时接地点的距离。而且国内相关标准规定的距离不完全一致，对执行和应用过程的指导性，还有待提高。

3 检验检测比较分析

美 国 完 整 性 评 价 针 对 管 道 定 期 检 验 ， 在API 1163、 ANSI ILI-PA、 NACERP 0102等标准规范中，明确提出了对内检测操作流程、数据管理、分析方法、设备性能及人员资质的要求。对于管道定期检验水平定向钻、焊接、腐蚀控制等特殊检测作业，APIRP 1169《新建管道工程基本检验要求推荐做法》建议聘请具有相关从业资质的检测人员，其附录中也规定了特殊检验员的认证资格和质量检测要求[4]。

ECE《工业事故跨境影响公约》要求，管道定期检验和维护，由取得相关资质的人员和承包商承担，管道焊缝检测，管道试运行前的强度、严密性试验等专业实验，最终验收测试都应该由专业外委单位进行。国外管道公司对新技术的应用，持有更开放的态度。如法国TRAPIL管道公司， 2000年起便采用超声波内检测代替漏磁内检测。近年来，通过不断提升内检测器对焊缝、裂纹等关键指标的验证能力，TRAPIL自主研发新型组合型检测器，可同时检测几何变形、金属缺陷和裂纹。

我国管道定期检验，要求检测企业取得DD1资质（内检测或（和）外检测）、 MFL资质（漏磁内检测）[5]，国内拥有这些资质的机构数量较少。有能力的检测机构可能因没有合法资质，无法开展定期检验业务。管道企业若将外检测工作交由技术能力强但无DD1资质的检测单位开展，检测完成后委托具有DD1资质的机构出具外检测评价报告，这样做虽然保障了检测质量，但检测单位和评价单位的责任很难界定。《特种设备安全法》、 GB 32167―2015《油气输送管道完整性管理规范》和TSG D7003―2010《压力管道定期检验规则―长输（油气）管道》对于资质的提 法和要求也不太一样，对于采用超声导波检测、超声测厚内检测、超声裂纹内检测、几何检测等方式的定期检验，国内仍缺乏资质核准要求。目前，相关法规和标准正在修订中，期望可以解决这些问题[6]。

一些管道企业和检验机构通过科技创新或对外引进，提升管道检验检测技术水平，但若新技术申报、评审流程复杂，新技术推广应用会有一定难度。

4 几点建议

（1）关于风险评价。一是根据管道实际情况制定相应的风险评价体系，对于不同地区、不同管道，管道企业可采用不同的风险评价方法。例如复杂杂散电流干扰区域，如果采用和普通地区同样的评分指标，评价结果可能存在不合理性，需要建立更科学的、更具有针对性的评价体系。二是采用风险评价与内外检测相互验证。内外检测是识别管道本体风险的重要手段，随着管道周边活动的增加，必然会影响“制造与施工缺陷”的评分，建议结合检测结果对比分析，综合考虑风险评价结果的合理性。三是丰富和完善管道失效和腐蚀数据库。数据库的建设是管道风险管理的基础性工作，企业应重视管道历史失效数据的收集，完善管道失效事故或事件的上报和收集制度，通过不断总结经验、发现规律，为管道完整性管理提供技术支持。美国、加拿大等国家以法律法规的形式规定了企业事故上报程序，成为规范失效数据采集和上报的一种有效手段。

（2）关于管道安全距离。一是建议在管道规划建设期，管道企业除了要求管道安全距离符合国内标准外，还应结合管道材质、运输压力等信息，科学计算并划定高后果区和非高后果区，分析输油管道发生泄漏爆炸的危害阀值，留出相应的应急响应距离。二是管道企业共同努力，推动管道交直流干扰、1 000 kV以上高压输电线路的相关标准建立，明确管道的各项安全距离和腐蚀防控措施。三是政府、管道企业、地铁、电网等单位应当建立长期有效的合作，推动信息交流和互享，实现应急资源共享，在高后果区管控、隐患整改等方面，也可以建立统一的管控机制。四是加快推进智能技术应用。无论是国内还是国外，各项标准对安全距离的要求还存在差异，这种差异短时间无法消除，因此根据管道现状，做好风险的监检测、识别和消减，显得尤为重要。敷设管道时，可采取一些管道屏蔽、隔离等防护措施。管道阴极保护智能监测、高后果区自动识别等技术应用逐渐成熟，也可以推广应用。

（3）关于检验检测。一是进行管道定期检验时，除考虑依法合规，承包商的技术能力也应当作为重点考察内容，通过业绩审核、牵引试验、检测信号质量审核、开挖验证等手段对检测机构技术水平进行控制，甄选检验检测机构。二是适当鼓励企业自主研发检验检测新技术，引进国外超声裂纹检测、应力检测等先进技术，不断消化、吸收。同时鼓励企业培养内部专业检测队伍，加强检验检测过程监督管理，加强对检测结果的可靠性验证。三是根据完整性管理特点，建立企业准则，完善对内检测机构和公司专业管理人员的工作职责、工作内容、数据分析能力、资质条件等要求，提升企业完整性管理水平。四是政府监管明确、统一、科学方面还有进一步提升空间，建议政府各级管道保护主管部门按照程序和标准，加强对企业检验检测过程、结果的合规性和有效性的评估与判断。

参考文献：

[1] 张华兵，王新，周利剑. 国内外管道风险评价对标[C].中国管道完整性管理技术大会. 2014.

[2] 赵晋云，罗鹏，郑娟. 国内外长输油气管道安全距离的标准对比研究[J]. 石油工业技术监督， 2012，28(6)： 38-42.

[3] 程浩力，孙锐，张连来. 油气管道与电力及通信线路的安全间距要求[J]. 油气储运， 2017(12)： 1430-1435.

[4] 漆敏，路帅，赵东风. 中美油气管道安全检测标准差异性分析研究[C]. 危险化学品管道安全管理与技术——第二届CCPS中国过程安全会议. 2014.

[5] 王秀丽，朱晓红，夏飞. 管道内检测技术及标准体系发展现状[J]. 石油化工自动化， 2018， 54(02)： 4-8.

[6] 张华兵，戴联双. 油气管道完整性管理相关资质问题探讨[J].管道保护， 2017(5)： 23-25.

作者：杨大慎， 1978年生，大学本科，中国石化销售股份有限公司华南分公司深圳管理处处长，工程师，主要从事管道管理、完整性管理等工作。

        王垚，博士，中国石化销售股份有限公司华南分公司管道管理处副主任师。