中澳長輸油氣管道運行維護及完整性管理標準對標研究

祁慶芳 呂林林 郭策 劉陽 張婷 陳強

1中國石油青海油田公司管道處

2中國石油青海油田公司采油三廠

“十三五”期間，我國長輸油氣管道行業實現跨越式發展，形成西北、東北、西南和海上四大油氣進口戰略通道，建設運營西氣東輸三線/四線、川氣東送、中俄原油、中俄東線等大型管道工程[1]。截至2016年底，我國在役陸上油氣管道總里程超過12.3×104km，其中成功經驗之一就是借鑒、吸收國外管道標準的先進經驗，進行技術集成創新，例如參考美國標準ASME B31.8、ASME B31.4，結合我國長輸管道工程實踐，制定了GB 50251 —2015 《輸氣管道設計規范》、GB 50253—2014《輸油管道工作設計規范》等管道行業綱領性文件。

隨著我國中亞、中緬和中俄油氣戰略管道建設運營，為與國際標準接軌、提升管道運行管理水平，開展了中國和美國、俄羅斯管道技術標準對標研究[2]。澳大利亞天然氣管道行業發達，截至2013年，澳大利亞長輸天然氣管道近5×104km，城市燃氣管網超過12×104km。國內還未全面、系統開展澳大利亞管道技術標準研究，文獻[3]介紹了澳大利亞管道投產試運、公眾警示、線路巡查、廢棄處置及站場安全的經驗做法。文獻[4]研究了澳大利亞管道液態石油試壓、基于管段類型試驗強度及試壓隔離區進入條件等先進理念。為此選取了澳大利亞管道運行管理的綜合性標準AS 2885.3—2012《氣體與石油液體管道第3 部分：運行和維護》（以下簡稱澳標），分別從管道運行控制、完整性管理、線路管理、HSE管理和培訓等方面，研究了與國內標準的重要差異，提出借鑒澳大利亞標準先進經驗和實踐做法的建議，對于提高我國管道行業運行管理水平具有指導意義。

1 管道管理體系

澳標規定在管道投產試運行之前應建立管道管理體系（Pipeline Management System，PMS），識別管道運行維護過程中的缺陷及風險，預防損害管道系統完整性、環境污染、影響公眾及員工職業健康安全。PMS經過管理層批準并進行文檔記錄，PMS每2年進行一次審核，管道工況條件變化時及時進行更新。管道管理系統示意圖見圖1，國標和澳標在管道管理體系的差異為：

（1）澳標將員工專業能力培訓和資質評估納入管理體系最高層級。國內制定了管道人員資質評定管理程序文件，側重基礎知識和操作原理，專業劃分過細，員工僅掌握特定范圍內技能，缺乏從管道系統、全局角度處理緊急事件的能力。

（2）澳標在管道安全管理程序中分別針對危險、異常工況和緊急事件制定響應計劃和措施。國標將危險、異常工況和緊急事件分屬不同管理層級，例如管道發生泄漏、火災爆炸緊急事件啟動應急響應；異常工況識別屬于運行控制范疇，執行10 min判定準則，如運行狀態恢復可不采取停輸措施；針對危險因素識別和緩解屬于完整性管理（管道線路管理）范疇。

（3）澳標梳理了管道與諸多利益相關方的相互關系等。國內管道應急主要是處理企業與政府、公安、消防、安監、環保等職能部門的聯動協調，與專業應急機構合作共建、管道安全信息公眾警示共享、媒體溝通通告等方面有待改進[5]。澳大利亞長輸油氣管道管理體系如圖1所示。

圖1 澳大利亞長輸油氣管道管理體系示意圖Fig.1 Schematic diagram of Australian long-distance oil and gas pipeline management system

2 管道運行操作

2.1 管道運行與控制基本要求

澳標規定管道運行狀態下需對操作和控制進行持續監控，保證管道結構完整性?；疽螅?/p>

（1）管道只能輸送設計審批條件中規定的流體類型。

（2）管道正常運行工況下，任一點運行壓力≤最大允許運行壓力（Maximum Allowable Operating Pressure，MAOP），瞬態壓力≤最大允許運行壓力（MAOP）的110%。

（3）管道運行溫度≤涂層溫度等級，熱應力≤設計限值。

（4）管道運行工況下，應力腐蝕裂紋不發生擴展。

國標和澳標的運行壓力限值基本一致。澳標除防腐層溫度限值外，還提出熱應力限值。針對順序輸送不同品種原油管道（例如順序輸送大慶油、俄油），管道熱應力階躍循環狀態下運行，存在因熱應力疲勞時效可能性[6]。應用0.8及以上較高管道設計系數，環向應力水平增加會誘發應力腐蝕開裂敏感性[7]。建議管道運行控制要求增加熱應力和應力腐蝕開裂限制條款。

2.2 數據采集和分析

澳標規定應建立識別、收集和分析管道運行維護和可靠性數據的程序，確定管道運行狀態、系統性能和變化趨勢。數據分析目的是保障管道按照計劃穩定運行，數據分析應識別出對管道安全和可靠性產生不利影響的因素及其變化規律。

國家標準GB/T 35068—2018《油氣管道運行規范》規定：根據輸量和運行條件變化及時調整工藝參數和運行方式，定期分析管道輸差、損耗、輸送效率，合理優化運行方案。國標中管道運行分析側重管道經濟運行，澳標側重分析管道運行特性、識別管道運行風險因素。管道運行參數變化往往是事故的前兆和預警，管道調度員不僅僅是“參數記錄員”，更應該是管道“系統分析師”，應強化管道運行參數分析的重要性，做到事前預防。

2.3 應急

澳標規定應建立管道正常、異常運行工況以及緊急事件條件下的應急響應預案，包括以下情形：供電中斷、壓縮機故障、通信中斷，以及壓力、流量顯著降低。澳大利亞以天然氣管道為主，澳標管道應急主要針對天然氣管道工藝運行控制的緊急事件，未包括油氣大量泄漏、火災爆炸等嚴重事故。原因在于澳大利亞地廣人稀的國情特點，較少發生第三方破壞、挖掘施工破壞管道的行為。我國管道管理面臨打孔盜油、第三方破壞、施工、機械損傷、地質災害等多方面致害因素，油氣大量泄漏、火災爆炸等嚴重事故時有發生。此外原油成品油管道運行中還面臨凝管、清管器堵塞、人為誤操作等突發事件，例如中石油管道企業制定了包括泄漏、清管器停滯、管道初凝、管道冰堵、閥門誤關斷、站場失電、著火、爆炸等多種緊急事件的應急處置程序。在管道應急響應處置事件類型方面，國標較為全面。

3 管道完整性管理

中國長輸油氣管道已全面實施完整性管理程序，制定了國家標準GB 32167—2015《油氣輸送管道完整性管理規范》，中石油制定了Q/SY 1180.1—2009《管道完整性管理規范》系列標準。限于篇幅以及國內管道相關技術的成熟度，重點列出澳標中完整性管理的框架結構及重要技術性條款，以供參考。

澳標規定管道運營商應確保管道在其設計使用壽命內的完整性。作為管道管理體系組成部分，管理層應編制和實施管道完整性管理計劃（Pipeline Integrity Management Plan，PIMP）。PIMP 至少每5年審核一次，如果發生管道失效或者設施損壞事件，PIMP 立即進行審核。管道完整性管理流程見圖2。PIMP包含下列內容：管道結構完整性、異常評估和缺陷修復、管道外部干擾威脅、運行工況變化和剩余壽命評審、站場操作和維護。

圖2 管道完整性管理流程Fig.2 Pipeline integrity management process

3.1 管道結構完整性

澳標提出了管道結構完整性的概念。結構完整性是管道完整性管理的關鍵組成部分。管道結構完整性指管道氣密性、在設計參數范圍內運行以及可承受運行過程中的內壓力（含最大允許運行壓力），保障管道操作和維護活動不會對公眾、管道人員、環境造成傷害，避免停止輸送。管道結構完整性取決于管道在設計、施工、運行和維護等方面的重要因素包括：管道運行和控制、防腐層系統（含內涂層系統）、陰極保護系統、管壁完整性（異常評估和缺陷修復）、站場完整性。

3.2 管道防腐層系統

澳標提出管道減緩腐蝕策略全面細致。通過判定和控制由于腐蝕引起的金屬損失，采用管道防腐層保證管道滿足最小允許厚度條件下運行安全。埋地管道防腐層狀況評估方法：陰極保護電位數據法；皮爾遜或直流脈沖方法；管道現場開挖及外觀檢驗。PIMP 中應詳細論述管道減緩腐蝕策略，重點考慮以下檢測和控制項目：管道清管、水取樣測定含鐵量或細菌數、緩蝕劑速率監測和殘留物取樣、抑菌劑速率監測和殘留物抽樣、流體（組分）變化、內部腐蝕試片評價、管道進口質量監測-異常工況條件評估-不合格的氣體或液體進入、采用無損檢測方法評價內部腐蝕缺陷、內涂層狀況評價。

3.3 站場結構完整性

澳標提出壓氣站完整性基本要求。行業標準SY/T 5922—2012《天然氣管道運行規范》針對管道干線運行管理較完善，但油氣站場管道、電氣、設備管理多為引用其他標準，不利于標準貫徹實施，例如站內地面管網執行SY/T 0043—2016《油氣田地面管線和設備涂色規范》。澳標規定了下列具有借鑒意義的輸氣站完整性基本要求：①站場區域保持清潔；②入口、出口和逃生路線保持暢通無阻；③設置圍墻和大門，以防止站場區域的未經授權進入；④為所有設備建立啟動、操作、關斷程序；⑤設置警告標志，確保準確性、可讀性；⑥設備運行發生偏離，立即啟動糾正措施；⑦消防系統處于備用狀態。

澳標提出壓氣站站場結構完整性的危險因素。油氣站場管件、設施復雜多樣，油氣站場完整性技術相對管道干線完整性技術發展較為滯后[8-9]。借鑒國外儲罐風險評價標準API Publ 353—2006《中轉油庫和設施的完整性管理系統》，制定了行業標準SY/T 6830—2011《輸油站場管道和儲罐泄漏的風險管理》，《油氣管道站場完整性管理體系要求》等標準化文件還處于研制階段。SY/T 6830—2011參照管道干線規定了站場管道泄漏危害因素分類原則：與時間有關的因素（如外腐蝕）、穩定因素（如制管缺陷），與時間無關的因素（如第三方破壞）。澳標關于站場結構完整性危害因素和失效形式具體、細化，具有借鑒意義，以下內容更具針對性：①管道支撐處腐蝕；②振動引起管道疲勞、腐蝕、磨損或開裂；③氣體流動引起的管件沖蝕；④法蘭螺栓和螺紋配件處腐蝕；⑤管道進入地面處腐蝕；⑥循環熱應力影響；⑦管道低洼處腐蝕；⑧管道中液體聚積；⑨雷擊；⑩誤操作。

4 管道線路管理

4.1 管道巡線

澳標提出制定管道巡線方案應考慮下列因素：一號呼系統；管道附近第三方活動形式；環境敏感區；泄漏檢測系統；輸送流體性質；設計運行壓力和溫度；穿跨越。國標GB 32167—2015《油氣輸送管道完整性管理規范》規定，應根據管道運行條件、沿線地形、土壤狀況、外部交叉、交通條件、自然災害與人員聚居等情況制定線路巡護方案。建議國標補充與地方機構聯絡、第三方活動形式、管道輸送介質特性等巡線方案應考慮的因素。

澳標提出負責巡線的人員應編制巡線記錄文件，文件應至少保留10 年。管道巡線重點關注以下項目：地表狀況變化，例如侵蝕、土體移動或地震活動；水道、地形和穿跨越變化；泄漏跡象，例如植物死亡或油氣特征；管道附近施工活動；線路標記狀況、清晰度；站場未授權進入；城市開發侵占；深根植物破壞管道涂層。國標GB 32167—2015《油氣輸送管道完整性管理規范》規定，巡護期間應觀察是否有油氣泄漏、挖掘、清淤、鉆探、重載通過、施工、建筑物建設、深作耕種等可能危及管道安全的活動，土體穩定性，管道穿跨越的懸索、錨固、支撐設施，線路標識完整性等。國標中線路巡護內容比較完善，建議補充站場閥室為授權進入、城市開發侵占等內容項目。

4.2 一號呼系統

澳標管道運營商利用一號呼系統注冊和維護管道信息。第三方施工前撥打一號通系統可以了解管道信息。聯邦政府要求第三方施工前至少48 h前撥打一呼通系統，主動了解管道信息。通告管道運營商相關施工方案和安全措施。因不熟悉管道路由信息進行開挖施工已成為管道事故的主要原因[10]，澳標從國家層面、強制性要求施工方通過一號呼系統了解管道位置信息，可以有效避免盲目、無序開挖損壞管道事件發生，具有借鑒意義。

4.3 靠近管道的活動控制

澳標規定管道附近施工作業要求如下：

（1）施工前至少48h通告管道運營商，派出代表到達施工現場進行全過程監護。

（2）如施工作業對管道完整性產生威脅，應制定安全措施，提交管道運營商審核。

（3）管道附近開挖作業時，管道運營商應有代表在現場進行監護。

（4）管道任意方向1 m范圍內，不得采用任何機械設備開挖，只能使用手持式操作設備開挖。裸露管道只能采用人工挖掘的方法，最大化降低對管道及涂層的損壞風險。

（5）管道同任何地下結構的最小間距為0.3 m。與其他管道并行施工最小間距≥0.5 m，并滿足維搶修作業要求。

（6）保證管道的最小覆土深度和最大車輛荷載限制。

（7）管溝回填要求。

《石油天然氣管道保護法》2010 規定管道線路中心線兩側5 m范圍內，禁止取土、采石、使用機械工具進行挖掘施工。施工作業方應在開工7日前書面通知管道企業，管道企業應指派專門人員到現場進行管道保護安全指導。施工應具有符合管道安全和公共安全的作業方案和應急預案。因管道地理信息不全、施工方不掌握管道路徑走向，第三方施工損壞管道設施非常普遍，針對管道附近施工安全和監護要求，國標嚴于澳標。中石油標準Q/SY 0306—2018《管道管理與維護規范》規定兩管道特殊地段平行敷設間距≥5 m。兩管道交叉，后建管道應從原管道下方通過，交叉處垂直凈間距≥0.6 m。隨著我國經濟快速發展，長輸管道與市政管網關系矛盾日益突出，黃島“11.22”輸油管道火災爆炸事故重要原因之一是管道油品泄漏流入排水溝渠，遇明火導致災難性后果。針對管道與其他結構間距方面，國標嚴于澳標。在管道附近第三方施工安全監理，以及管道與其他結構相互關系方面，我國管道面臨嚴峻、復雜的社會環境，僅依靠《管道安全法》（2010）不能完全避免事故，應配套制定管道與其他行業相互關系處理的技術法規和實施細則，提升法規標準覆蓋面和適用性。

5 HSE管理

5.1 作業許可

澳標規定現場作業涉及較高風險等級，應執行作業許可（Permit of Work，PTW）制度。作業許可應配套適用的職業健康、安全和環境程序。作業前進行工作危害分析（JHA），識別現場職業健康、安全和環境危害因素。應確定采用作業許可的作業類型：切割作業；動火作業；進入受限空間；在役運行管道開挖。中石油標準Q/SY 1240—2009《作業許可管理規范》規定應辦理專項作業許可的工作：進入受限空間、挖掘作業、高處作業、移動式吊裝作業、管線打開、臨時用電、動火作業。申請人應組織對申請的作業進行風險評估，風險評估的內容應包括工作步驟、存在的風險及危害程度、相應的控制措施等。國內標準涵蓋的作業許可工作類型更為全面，但作業前風險評估內容較簡略，澳標明確提出按照JHA進行作業前風險分析。國內管道事故搶險實踐表明，現場風險分析水平不一，取決于人員專業素質和能力，黃島“11.22”輸油管道火災爆炸事故重要教訓之一就是對事故現場次生災害風險分析不足，造成60 多人重大傷亡的嚴重損失[11]。

澳標規定作業許可應進行編號、標注日期和時間以及記錄重要監督人員的名字。如不滿足安全要求，作業許可可以隨時撤銷，并立即中止施工。簽發作業許可，應考慮下列因素：保持必要數量的現場人員；現場人員具備必要技能和資質；工作范圍和可能持續時間；已完成JHA并落實必要的減緩措施；多項工作之間的相互影響。中石油標準Q/SY 1240—2009《作業許可管理規范》規定作業許可現場審核確認內容：作業設備/工具/材料、現場人員資質及能力、系統隔離/置換/吹掃/檢測情況、個人防護裝備配備、安全消防設施、培訓溝通和安全措施落實情況。對比中澳標準，建議國內標準補充工作持續時間和多項工作相互影響這兩項內容。因施工條件、設備進場、安全檢測等因素以及多工種配合協調問題，管道搶修作業可能發生延遲情形，作業許可延時和重新辦理是目前動火作業應加強管理的短板。

5.2 環境管理

澳標規定為減少現場操作施工對環境的影響，應制定環境管理計劃，主要是管道路權帶管理和輸送介質危害性兩方面內容。管道路權帶管理包括：植被、保持維護伴行路條件、線路標識和監測第三方活動。管道運營商應告知操作維護人員、承包商、應急服務機構和管道附近居民關于輸送介質的特性和危害性（易燃性、毒性和能量釋放行為），特別是輸送天然氣、高蒸汽壓力液體（High Vapor Pressure Liquid，HVPL）、液態烴等流體。國內已制定Q/SY 1443—2001《油氣管道伴行道路設計規范》，存在問題主要是山區、高寒、沼澤水網地區管道伴行路維護需改善，直接影響管道搶修時間和工作效率。澳標在環境管理計劃中明確提出維護伴行路條件。國內在油氣管道危害性機理方面宣傳存在不足，主要通過宣傳資料、管道標識通告管道相關信息，輸氣管道相對輸油管道發生管道破裂、火災爆炸的危害性更大。建議借鑒澳標環境管理計劃的推薦做法。

6 培訓和資質能力

澳標規定管道操作和維護人員應具備管道控制設備培訓、管道管理體系、輸送介質特性，以及管道設計、施工、焊接、水壓試驗、陰極保護和涂層等方面的相關知識。我國管道企業制定了人員資格認證培訓的體系文件及管理制度，特種設備持證上崗制度等，但對操作維護人員技能評定以知識題庫考試為主，培訓側重基礎知識和操作原理，專業劃分過細，只熟悉本專業范圍的知識，不能從管道系統和全局角度掌握、處理管道緊急事件。澳標提出了管道操作和維護人員的綜合性要求，除本專業知識，還應掌握其他專業的相關知識，具有借鑒意義。

7 結論和建議

澳大利亞管道標準在運行維護和完整性管理方面的先進理念和經驗表現在以下方面，建議國內標準借鑒參考：

（1）管道安全管理體系。員工專業能力培訓和資質評估納入管理體系最高層級，針對危險、異常工況和緊急事件制定響應計劃和措施，梳理管道與諸多利益相關方的相互關系。管道環境管理計劃重視伴行路維護及管輸介質危險性通告。

（2）管道運行控制。提出熱應力和應力腐蝕開裂限值要求，重視分析管道參數識別風險及變化規律?？紤]作業持續時間和多工種相互影響下重新辦理作業許可。

（3）完整性管理。提出管道結構完整性的概念，規定輸氣站完整性基本要求，以及站場結構完整性危害因素和失效形式。

（4）管道管理維護。制定管道巡線方案應考慮因素和檢查項目較為全面，從國家層面強制性要求施工方通過一號呼系統了解管道位置信息，避免開挖施工損傷管道。提出了管道操作和維護人員在培訓和資質能力方面的綜合性要求。