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(yè)實現(xiàn)跨越式發(fā)展，形成西北、東北、西南和海上四大油氣進口戰(zhàn)略通道，建設(shè)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(jīng)驗之一就是借鑒、吸收國外管道標準的先進經(jīng)驗，進行技術(shù)集成創(chuàng)新，例如參考美國標準ASME B31.8、ASME B31.4，結(jié)合我國長輸管道工程實踐，制定了GB 50251 —2015 《輸氣管道設(shè)計規(guī)范》、GB 50253—2014《輸油管道工作設(shè)計規(guī)范》等管道行業(yè)綱領(lǐng)性文件。

隨著我國中亞、中緬和中俄油氣戰(zhàn)略管道建設(shè)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(shù)標準對標研究[2]。澳大利亞天然氣管道行業(yè)發(fā)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(wǎng)超過12×104km。國內(nèi)還未全面、系統(tǒng)開展澳大利亞管道技術(shù)標準研究，文獻[3]介紹了澳大利亞管道投產(chǎn)試運、公眾警示、線路巡查、廢棄處置及站場安全的經(jīng)驗做法。文獻[4]研究了澳大利亞管道液態(tài)石油試壓、基于管段類型試驗強度及試壓隔離區(qū)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(nèi)標準的重要差異，提出借鑒澳大利亞標準先進經(jīng)驗和實踐做法的建議，對于提高我國管道行業(yè)運行管理水平具有指導意義。

1 管道管理體系

澳標規(guī)定在管道投產(chǎn)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(tǒng)完整性、環(huán)境污染、影響公眾及員工職業(yè)健康安全。PMS經(jīng)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(tǒng)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(yè)能力培訓和資質(zhì)評估納入管理體系最高層級。國內(nèi)制定了管道人員資質(zhì)評定管理程序文件，側(cè)重基礎(chǔ)知識和操作原理，專業(yè)劃分過細，員工僅掌握特定范圍內(nèi)技能，缺乏從管道系統(tǒng)、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(fā)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(zhí)行10 min判定準則，如運行狀態(tài)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(guān)方的相互關(guān)系等。國內(nèi)管道應急主要是處理企業(yè)與政府、公安、消防、安監(jiān)、環(huán)保等職能部門的聯(lián)動協(xié)調(diào)，與專業(yè)應急機構(gòu)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(guī)定管道運行狀態(tài)下需對操作和控制進行持續(xù)監(jiān)控，保證管道結(jié)構(gòu)完整性。基本要求：

（1）管道只能輸送設(shè)計審批條件中規(guī)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(tài)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(shè)計限值。

（4）管道運行工況下，應力腐蝕裂紋不發(fā)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(huán)狀態(tài)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(shè)計系數(shù)，環(huán)向應力水平增加會誘發(fā)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(shù)據(jù)采集和分析

澳標規(guī)定應建立識別、收集和分析管道運行維護和可靠性數(shù)據(jù)的程序，確定管道運行狀態(tài)、系統(tǒng)性能和變化趨勢。數(shù)據(jù)分析目的是保障管道按照計劃穩(wěn)定運行，數(shù)據(jù)分析應識別出對管道安全和可靠性產(chǎn)生不利影響的因素及其變化規(guī)律。

國家標準GB/T 35068—2018《油氣管道運行規(guī)范》規(guī)定：根據(jù)輸量和運行條件變化及時調(diào)整工藝參數(shù)和運行方式，定期分析管道輸差、損耗、輸送效率，合理優(yōu)化運行方案。國標中管道運行分析側(cè)重管道經(jīng)濟運行，澳標側(cè)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(shù)變化往往是事故的前兆和預警，管道調(diào)度員不僅僅是“參數(shù)記錄員”，更應該是管道“系統(tǒng)分析師”，應強化管道運行參數(shù)分析的重要性，做到事前預防。

2.3 應急

澳標規(guī)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(fā)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(zhì)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(fā)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(fā)事件，例如中石油管道企業(yè)制定了包括泄漏、清管器停滯、管道初凝、管道冰堵、閥門誤關(guān)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(guī)范》，中石油制定了Q/SY 1180.1—2009《管道完整性管理規(guī)范》系列標準。限于篇幅以及國內(nèi)管道相關(guān)技術(shù)的成熟度，重點列出澳標中完整性管理的框架結(jié)構(gòu)及重要技術(shù)性條款，以供參考。

澳標規(guī)定管道運營商應確保管道在其設(shè)計使用壽命內(nèi)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(fā)生管道失效或者設(shè)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(nèi)容：管道結(jié)構(gòu)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(jié)構(gòu)完整性

澳標提出了管道結(jié)構(gòu)完整性的概念。結(jié)構(gòu)完整性是管道完整性管理的關(guān)鍵組成部分。管道結(jié)構(gòu)完整性指管道氣密性、在設(shè)計參數(shù)范圍內(nèi)運行以及可承受運行過程中的內(nèi)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(huán)境造成傷害，避免停止輸送。管道結(jié)構(gòu)完整性取決于管道在設(shè)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(tǒng)（含內(nèi)涂層系統(tǒng)）、陰極保護系統(tǒng)、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(tǒng)

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(shù)據(jù)法；皮爾遜或直流脈沖方法；管道現(xiàn)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(shù)、緩蝕劑速率監(jiān)測和殘留物取樣、抑菌劑速率監(jiān)測和殘留物抽樣、流體（組分）變化、內(nèi)部腐蝕試片評價、管道進口質(zhì)量監(jiān)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(nèi)部腐蝕缺陷、內(nèi)涂層狀況評價。

3.3 站場結(jié)構(gòu)完整性

澳標提出壓氣站完整性基本要求。行業(yè)標準SY/T 5922—2012《天然氣管道運行規(guī)范》針對管道干線運行管理較完善，但油氣站場管道、電氣、設(shè)備管理多為引用其他標準，不利于標準貫徹實施，例如站內(nèi)地面管網(wǎng)執(zhí)行SY/T 0043—2016《油氣田地面管線和設(shè)備涂色規(guī)范》。澳標規(guī)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(qū)域保持清潔；②入口、出口和逃生路線保持暢通無阻；③設(shè)置圍墻和大門，以防止站場區(qū)域的未經(jīng)授權(quán)進入；④為所有設(shè)備建立啟動、操作、關(guān)斷程序；⑤設(shè)置警告標志，確保準確性、可讀性；⑥設(shè)備運行發(fā)生偏離，立即啟動糾正措施；⑦消防系統(tǒng)處于備用狀態(tài)。

澳標提出壓氣站站場結(jié)構(gòu)完整性的危險因素。油氣站場管件、設(shè)施復雜多樣，油氣站場完整性技術(shù)相對管道干線完整性技術(shù)發(fā)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(zhuǎn)油庫和設(shè)施的完整性管理系統(tǒng)》，制定了行業(yè)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(guī)定了站場管道泄漏危害因素分類原則：與時間有關(guān)的因素（如外腐蝕）、穩(wěn)定因素（如制管缺陷），與時間無關(guān)的因素（如第三方破壞）。澳標關(guān)于站場結(jié)構(gòu)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(nèi)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(huán)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(tǒng)；管道附近第三方活動形式；環(huán)境敏感區(qū)；泄漏檢測系統(tǒng)；輸送流體性質(zhì)；設(shè)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(guī)范》規(guī)定，應根據(jù)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(gòu)聯(lián)絡、第三方活動形式、管道輸送介質(zhì)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(guān)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(quán)進入；城市開發(fā)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(guī)范》規(guī)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(shè)、深作耕種等可能危及管道安全的活動，土體穩(wěn)定性，管道穿跨越的懸索、錨固、支撐設(shè)施，線路標識完整性等。國標中線路巡護內(nèi)容比較完善，建議補充站場閥室為授權(quán)進入、城市開發(fā)侵占等內(nèi)容項目。

4.2 一號呼系統(tǒng)

澳標管道運營商利用一號呼系統(tǒng)注冊和維護管道信息。第三方施工前撥打一號通系統(tǒng)可以了解管道信息。聯(lián)邦政府要求第三方施工前至少48 h前撥打一呼通系統(tǒng)，主動了解管道信息。通告管道運營商相關(guān)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(tǒng)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(fā)生，具有借鑒意義。

4.3 靠近管道的活動控制

澳標規(guī)定管道附近施工作業(yè)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(xiàn)場進行全過程監(jiān)護。

（2）如施工作業(yè)對管道完整性產(chǎn)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(yè)時，管道運營商應有代表在現(xiàn)場進行監(jiān)護。

（4）管道任意方向1 m范圍內(nèi)，不得采用任何機械設(shè)備開挖，只能使用手持式操作設(shè)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(jié)構(gòu)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(yè)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(guī)定管道線路中心線兩側(cè)5 m范圍內(nèi)，禁止取土、采石、使用機械工具進行挖掘施工。施工作業(yè)方應在開工7日前書面通知管道企業(yè)，管道企業(yè)應指派專門人員到現(xiàn)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(yè)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(shè)施非常普遍，針對管道附近施工安全和監(jiān)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(guī)范》規(guī)定兩管道特殊地段平行敷設(shè)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(jīng)濟快速發(fā)展，長輸管道與市政管網(wǎng)關(guān)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(jié)構(gòu)間距方面，國標嚴于澳標。在管道附近第三方施工安全監(jiān)理，以及管道與其他結(jié)構(gòu)相互關(guān)系方面，我國管道面臨嚴峻、復雜的社會環(huán)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(yè)相互關(guān)系處理的技術(shù)法規(guī)和實施細則，提升法規(guī)標準覆蓋面和適用性。

5 HSE管理

5.1 作業(yè)許可

澳標規(guī)定現(xiàn)場作業(yè)涉及較高風險等級，應執(zhí)行作業(yè)許可（Permit of Work，PTW）制度。作業(yè)許可應配套適用的職業(yè)健康、安全和環(huán)境程序。作業(yè)前進行工作危害分析（JHA），識別現(xiàn)場職業(yè)健康、安全和環(huán)境危害因素。應確定采用作業(yè)許可的作業(yè)類型：切割作業(yè)；動火作業(yè)；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(yè)許可管理規(guī)范》規(guī)定應辦理專項作業(yè)許可的工作：進入受限空間、挖掘作業(yè)、高處作業(yè)、移動式吊裝作業(yè)、管線打開、臨時用電、動火作業(yè)。申請人應組織對申請的作業(yè)進行風險評估，風險評估的內(nèi)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(nèi)標準涵蓋的作業(yè)許可工作類型更為全面，但作業(yè)前風險評估內(nèi)容較簡略，澳標明確提出按照JHA進行作業(yè)前風險分析。國內(nèi)管道事故搶險實踐表明，現(xiàn)場風險分析水平不一，取決于人員專業(yè)素質(zhì)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(xiàn)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(guī)定作業(yè)許可應進行編號、標注日期和時間以及記錄重要監(jiān)督人員的名字。如不滿足安全要求，作業(yè)許可可以隨時撤銷，并立即中止施工。簽發(fā)作業(yè)許可，應考慮下列因素：保持必要數(shù)量的現(xiàn)場人員；現(xiàn)場人員具備必要技能和資質(zhì)；工作范圍和可能持續(xù)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(yè)許可管理規(guī)范》規(guī)定作業(yè)許可現(xiàn)場審核確認內(nèi)容：作業(yè)設(shè)備/工具/材料、現(xiàn)場人員資質(zhì)及能力、系統(tǒng)隔離/置換/吹掃/檢測情況、個人防護裝備配備、安全消防設(shè)施、培訓溝通和安全措施落實情況。對比中澳標準，建議國內(nèi)標準補充工作持續(xù)時間和多項工作相互影響這兩項內(nèi)容。因施工條件、設(shè)備進場、安全檢測等因素以及多工種配合協(xié)調(diào)問題，管道搶修作業(yè)可能發(fā)生延遲情形，作業(yè)許可延時和重新辦理是目前動火作業(yè)應加強管理的短板。

5.2 環(huán)境管理

澳標規(guī)定為減少現(xiàn)場操作施工對環(huán)境的影響，應制定環(huán)境管理計劃，主要是管道路權(quán)帶管理和輸送介質(zhì)危害性兩方面內(nèi)容。管道路權(quán)帶管理包括：植被、保持維護伴行路條件、線路標識和監(jiān)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(gòu)和管道附近居民關(guān)于輸送介質(zhì)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(tài)烴等流體。國內(nèi)已制定Q/SY 1443—2001《油氣管道伴行道路設(shè)計規(guī)范》，存在問題主要是山區(qū)、高寒、沼澤水網(wǎng)地區(qū)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(huán)境管理計劃中明確提出維護伴行路條件。國內(nèi)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(guān)信息，輸氣管道相對輸油管道發(fā)生管道破裂、火災爆炸的危害性更大。建議借鑒澳標環(huán)境管理計劃的推薦做法。

6 培訓和資質(zhì)能力

澳標規(guī)定管道操作和維護人員應具備管道控制設(shè)備培訓、管道管理體系、輸送介質(zhì)特性，以及管道設(shè)計、施工、焊接、水壓試驗、陰極保護和涂層等方面的相關(guān)知識。我國管道企業(yè)制定了人員資格認證培訓的體系文件及管理制度，特種設(shè)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(cè)重基礎(chǔ)知識和操作原理，專業(yè)劃分過細，只熟悉本專業(yè)范圍的知識，不能從管道系統(tǒng)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(yè)知識，還應掌握其他專業(yè)的相關(guān)知識，具有借鑒意義。

7 結(jié)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(jīng)驗表現(xiàn)在以下方面，建議國內(nèi)標準借鑒參考：

（1）管道安全管理體系。員工專業(yè)能力培訓和資質(zhì)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(guān)方的相互關(guān)系。管道環(huán)境管理計劃重視伴行路維護及管輸介質(zhì)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(shù)識別風險及變化規(guī)律?？紤]作業(yè)持續(xù)時間和多工種相互影響下重新辦理作業(yè)許可。

（3）完整性管理。提出管道結(jié)構(gòu)完整性的概念，規(guī)定輸氣站完整性基本要求，以及站場結(jié)構(gòu)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(tǒng)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(zhì)能力方面的綜合性要求。