邱姝娟

西部管道公司

摘要：介绍了中外油气管道企业无人值守站场建设现状，总结了北美等地区无人值守站的特点和经验。从运行控制、工程质量、人员素质、运营环境、设备设施可靠性、设备维修、社会依托、法律法规等方面分析了双方存在的差异。提出了借鉴国外无人站建设经验，研究应用替代人工巡检和现场值守的技术手段的建议，同时指出应加强管道保护法治建设，为管道安全运行创造良好环境，也为无人值守站建设夯实基础。

关键词：油气管道； 无人站； 中外差异分析

国家管网集团公司提出建设“智慧互联大管网”战略目标，将工业互联网、大数据、云计算、5Ｇ、人工智能等技术广泛应用于油气管网建设与运营，其中建设管道无人值守站场是一项重要内容。本文通过对比中外管道企业无人站建设和管理方式，分析了其中的经验做法以及存在的差异，通过推广应用新技术，进一步改善企业运营环境，提升国内管道企业站场无人化建设和管理水平。

1  北美等管道站场推行无人值守

Enbridge管道公司。为北美地区最大的油气管道输送企业，干线管道分布在加拿大境内8200公里，美国境内5500公里，以及数量庞大的支线管道。按照无人值守设计，数条管道并行铺设，采用大站管小站的区域化管理模式。区域子公司设在中心泵站，配备20～30人，负责管理1～2个无人职守中间分输站和中间泵站，管理约50～100公里的管道。大型及特种维修采用外委的方式。无人值守站场一周巡检两至三次，根据维修计划分时间段完成常规维检修，如临时发现设备故障后通知检修部门进行维修[1-2]。

SNAM 管道公司。为意大利国有天然气基础设施建设和运营管理公司，主营业务包括输气、储气和 LNG 气化。总人数约 3000人，总部人数约 400人。拥有意大利94%的输气管网，长3.25万公里，年输气量达751亿立方米；拥有9座储气库，工作容量167亿立方米；3座LNG接收站，气化能力 87亿立方米/年。SNAM公司共有13座压气站，50台燃驱压缩机组。每座压气站平均设置9名值守人员，其中站长1名、技术员3名、操作员5名。夜间由调控中心远程监控，现场无人监视，联络站和压气站无周界防范系统，无视频监控系统。无人站、阀室列入管道巡检内容，根据位置不同巡检周期不同，一般为每两周一次。应急情况下要求维修人员35分钟内到现场[3-4]。

Kern River管道公司（美国）。管道全长2688公里，管径914～1066毫米 ，共有11个压气站、 15个输入计量站、 57个输出计量站。实行统一集中调控指挥，有职员170人，负责管道运行操作、监控、计量交接、维修计划协调和应急事故处理等。实现了完全中控，全线启停输、流程切换、压缩机组启停、分输流量控制等各项操作均由程序控制完成。大部分技术支持和管线、设备维护检修业务由外部专业队伍提供服务。11个压气站均为无人值守站，由专业人员定期巡检和日常维护。由于盐湖城压气站所在地区人口相对稠密，又毗邻机场，场区安装了视频监控系统，其余压气站所处位置比较偏僻，人烟稀少，未安装视频监控系统，但全部安装了周界报警系统。

俄罗斯国家石油股份公司（Transneft）。输油管道总长度超过6.8万公里，泵站500多座，储罐容积2400万立方米。其所属某管道全长1259公里，全线采用无人站场管理，调控中心集中控制，从事现场操作的240余名员工负责设备维保和应急抢险作业。用工水平达到 0.19人/公里。

国外管道无人值守站场具有以下特点。

（1）实行统一集中调控指挥。调控中心负责对公司所属管道进行运行操作、监控、计量交接、维修计划协调和应急事故处理等，统一远程控制、站场无人值守、定期巡检。管道运行实现了完全中控，全线启停输、流程切换、机组启停、分输流量控制等各项操作均由程序控制完成。

（2）普遍设置区域维护机构。负责所辖区域内站场、管道的日常巡检，以及基本设备维护、故障处理和维修。有人值守压气站/泵站也仅为白天值班负责日常巡检及维护，晚上和周末离站。分输站均实现无人值守，部分偏远地区压气站/泵站实现无人值守。

（3）站场人员配备少而精。小型压气站/泵站（10―15兆瓦压缩机2～3台）通常配备2～3名值班人员；中型压气站（20―30兆瓦压缩机组3～4台）配备3～4名值班人员；大型压气站（20―30兆瓦压缩机组5～8台）配备8～9名值班人员，区域运维公司配备20～30人。

（4）委托专业公司维护设备。设备维修、保养及大修等工作，制定相应的维检修计划，由第三方专业工程公司或设备厂家定期负责。管理工程师负责设备出现异常时的判断和控制，及时通知专业人员（第三方或设备生产厂家）管理和维修。

2  国内无人值守站场处于起步阶段

我国管道行业发展初期，形成了以单条管线为管理单元、单个输油气站场为管理基点进行运营管理的站场管理模式。由各输油气站场现场采集运行数据并向上汇报，上级调度中心、分公司对运行数据进行汇总分析后下达调度指令，再由各输油气站场实施现场工艺操作。随着管道自动化水平稳步提升，目前大部分站场均可远程控制（调控中心或站控室），站控室有人值守，定时巡检，有一定的设备维护和应急能力，区域维抢修中心和维抢修队人员24小时值班待命。

近年来，管道运营管理模式逐步向区域管理调整，即：通过技术改造使输油气站场具备远程控制和集中监视运行条件，将现有输油气站场按区域整合为作业区统一管理，打破过去按线管理的传统点线式管理模式，改变站场值守操作的工作模式，形成油气调控中心远程调控运行、分公司调度室远程巡检、作业区集中维修的油气管道站场管理模式[5-7]。

国家管网集团于2021年上半年进行了区域化管理改革，成立了山东运维中心、广东运维中心等，解决同一区域内管道管理交叉重叠问题，以期降低管理成本、提高管理效率。西部管道公司、西南管道公司、西气东输公司、山东输油有限公司等油气管道企业尝试转型区域化管理，生产效率、劳动生产率等都有很大改善。西部管道公司是国内最早开始探索区域化管理的管道企业之一，按照“管辖半径不大于80公里，维抢修反应时间不超过1小时”的原则划分作业区，将原3～5个输油气站合并为一个作业区，确定了24个作业区和15个独立站场，由作业区对所辖站场集中管理，运检维一体化，为实现站场无人值守奠定了基础。

3  条件和环境差异比较分析

员工素质。北美劳动力市场发达，站场周边就地就可以招聘到相关专业技术人员，工作经验丰富，专业技术能力过硬，通常具有几十年的岗位经验，能独自处理各类问题。相比之下，国内企业员工在培训、资历、经验、能力等方面还存在较大差距。

工程质量。国外管道建设周期普遍较长，管道建成投运后，数年内基本不需要改造和大型维修。例如北美的 Alliance管道全长3836公里，建设周期为10年，其他管道的建设周期也都在5年以上。而国内管道建设受项目工期、设计文件质量、施工人员素质、施工工序规范性、施工监理等因素影响，造成很多工程遗留问题，投产之日往往也是改造开始之时，增加了运营期维护工作量。

设备可靠性。国内管道早期建设基本采用进口设备，设备维护维修受制于国外厂家。近年来，国内大力推进关键设备国产化项目，逐步实现了压缩机组、PLC、流量计、阀门等关键设备及散材的国产化替代，实现了自主制造，降低了采购及维护、维修成本。同时也存在各类设备设施的可靠性参差不齐的情况，导致运营期设备设施维护维修工作量增大。

设置管廊带。美国管网总长达到了400万公里，其中干线管道81万公里，分布在数条管廊里。有时6～7条管道并行，同介质的管道之间可以互相注入，整个管网系统具有多气源、多通道的特点，保障输送的可靠性和灵活性，如单一站场发生关断对整体输送能力影响不大。国内重要干线截断阀如果出现误关断或站场触发ESD，短时间内临近压气站将因运行压力超高导致停机，对上游进气或下游用气造成严重影响。

设备维护。北美等实行完全市场化模式，管道及设备维护依托当地专业公司或设备厂家负责。设备出现异常情况第三方公司或设备生产厂家能够快速赶赴现场进行处理和维修。对于压缩机组、泵机组等大型设备，还可交由设备场景的全球诊断中心进行24小时实时监测诊断，及时进行预警、发现故障隐患，保障设备可靠性。国内管道维护市场化程度低，各管道企业都要组建自己的维修机构，能力不足和资源浪费的情况同时存在。

政府监管。美国联邦政府由交通部（DOT）油气管道安全室（OPS）、能源部下属的联邦能源监管委员会（FERC）、国家运输安全委员会（NTSB）、国土安全部、环境保护局、司法部等部门负责油气管道安全事务，大部分州政府也设立了油气管道监管机构，形成了较为健全的监管体系。建立了国家统一管道地图系统（NPMS）和管道统一呼叫中心（“811”电话）。国内目前没有明确的管道安全监管部门，对企业的监管和服务尚未完全到位。

法律法规。国外法律体系比较完善，管道企业外部环境比较宽松。我国早在10多年前就颁布了《石油天然气管道保护法》，但一直未进行修订，也没有制定配套法规和规章。法律规定难以适应不断变化的形势，打孔盗油、违法占压和施工挖掘活动长期屡禁不止，企业外部环境没有得到根本改善。

4  结语

我国油气管道目前还处于发展阶段，各种原因制约了无人值守站场建设的推进。随着数字化、智能化技术快速发展，为无人值守站场的建设提供了新的思路，应依托大数据、5G、人工智能等新兴技术，借鉴国外成功经验，研究替代人工巡检和现场值守的技术手段。同时也应不断加强管道保护法治建设，为管道安全运行创造良好环境，也为无人值守站建设夯实基础。

参考文献：

[1]李柏松，王学力，徐波，孙巍，王新，赵云峰. 国内外油气管道运行管理现状与智能化趋势[J]. 油气储运，2019，38(3)：241-250.

[2]张鹏. 中外天然气管道运行管理差距及对策[EB/OL].（2016-05-20）[2018-06-21]. http：//www.a-site.cn/article/226979.html.

[3]高津汉. 天然气管道无人化站场的理念及设计要点[J]. 石化技术，2019，26(1)：169-170.

[4]张世梅，张永兴 . 天然气长输管道无人站及区域化管理模式 [J]. 石油天然气学报，2019，41(6)：139-144.

[5]王亮，焦中良，高鹏. 中国天然气管网“专业化管理+区域化运维”模式探讨[J]. 国际石油经济，2019，27(10)：33-43.

[6]聂中文，黄晶，于永志，王永吉，单超，冯骋，等. 智慧管网的建设进展及存在的问题[J]. 油气储运，2020，39(1)：16-24.

[7]董红军.长输管道网格化管理实现基础与实施设想[J].油气储运，2020，39(06)，601-611.

作者简介：邱姝娟，高级工程师，西部管道科技信息部，主要从事油气管道运行管理工作。联系方式：15981790006，qiusj@pipechina.com.cn。