《油气输送管道完整性管理规范》解读与分析

杨 静，王 勇，谢 成，柏盛鹏

(1.中国石化抚顺石油化工研究院，辽宁抚顺 1130012.中国石化销售华南分公司，广东广州 5106203.中国石化长输油气管道检测有限公司，江苏徐州 221008)

《油气输送管道完整性管理规范》解读与分析

杨 静1，王 勇1，谢 成2，柏盛鹏3

(1.中国石化抚顺石油化工研究院，辽宁抚顺1130012.中国石化销售华南分公司，广东广州5106203.中国石化长输油气管道检测有限公司，江苏徐州221008)

对GB 32167-2015《油气输送管道完整性管理规范》中高后果区识别、风险评价等完整性管理关键环节进行解读，并分析其中强制性条文。研究表明，GB 32167较我国以往标准有较大改进，充分考虑了我国国情，适应当前我国管道管理现状，可操作性和应用性更强。同时建议管道企业根据自身管道特点确定检测时间间隔，而不是简单照搬国外数据。

管道完整性 管理标准 先进性

我国油气管道完整性管理实践初期主要参照国际标准规范，将标准API 1160-2001和ASME B31.8S-2001等效转标为行业标准SY/T 6648-2006和SY/T 6621-2005。标准API 1160、ASME B31.8S先后经过多次修订与完善，目前最新版本为API 1160-2013和ASME B31.8S-2014，而我国相应行业标准并未作及时更新。2009年，中国石油发布企标Q/SY 1180-2009。2014年，我国发布行标SY/T 6975-2014。随着我国对管道管理日益重视、公众对于管道安全日益关注、企业对完整性管理标准做法需求增大，完整性管理国标应运而生。GB 32167-2015根据我国国情和管道特点量身定制，于2015年10月13日正式发布，2006年3月1日实施。GB 32167的发布，弥补了我国完整性管理国家标准的空白，适应当前我国管道完整性管理的发展需求和迫切要求。针对完整性管理中高后果区识别、风险评价等关键环节，对GB 32167进行解读，分析其与我国现行相关标准的差异和先进性。

1 标准先进性分析

1.1 高后果区识别

关于高后果区识别的规定，GB 32167摒弃了以往我国管道企业根据高后果目标及属性进行评分[1,2]的做法，而直接由目标物属性将高后果区分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级，其中Ⅲ级最严重。评分法虽然通过量化使后果严重程度更直观，但操作繁琐，且评分值不具有可比性。如工程实践中出现评价分值为几十和上千的区域，其后果并非相差几十倍。高后果区评分值除作为后期管理依据外，无任何实际意义。高后果区识别最终目的是确定是否为高后果区，实现分重点或分级管理。GB 32167中高后果区分级方法，相比于评分方法，完全规避了评分操作的繁琐性，极大减轻了现场工作量，可操作性更强。

GB 32167在SY/T 6975[3]基础上，对输油管道高后果区识别作了一定调整，直接以地区等级作为识别依据，同时未将“与管道平行敷设的地下设施区域及与其他管道交叉的区域”单列，而直接归入“易燃易爆场所”，考虑范围更广。第6.2.4条规定，当输油管道附近地形起伏较大时，可依据地形地貌条件、地下管涵等判断泄漏油品可能的流动方向，对其中距离进行调整。该规定充分考虑了我国管道途经地形地貌复杂多变的现状，提高了标准应用的灵活性。

GB32167中天然气管道高后果区识别在考虑地区等级和特定场所基础上，额外考虑易燃易爆场所，并定级为Ⅱ级。此外，识别区域范围在以往标准基础上作了一定调整。

a)以200 m作为潜在影响半径的上限条件，由管径711 mm(最大操作压力6.4 MPa)变更为管径762 mm(最大操作压力6.9 MPa)；

b)对于超出a)中所述上限条件的情况，潜在半径由按300 m计变更为根据公式计算。

根据ASME B31.8S，潜在影响半径计算公式如下：

(1)

式中：r——潜在影响半径，m；

d——管道外径，mm；

p——管段最大允许操作压力，MPa。

通过计算，管径762 mm对应潜在影响半径为198.16 m，而管径711 mm对应潜在影响半径为178.07 m。由此可见，GB 32167以管径762 mm为200 m上限条件更为合理。

国外输气管道高后果区原始报告[4]中并未规定潜在影响半径上限，只是在实际事故结果与模型计算结果对比图中出现最大计算半径1 000 ft即305 m，但该值只是一个示例，由管径42 in、最大操作压力1207 psig计算得到，并不能作为普遍适用的影响半径上限。当前油气管道正朝着高压力大口径方向发展，高压大口径管道影响半径势必更大。我国西气东输三线，管径1 219 mm，设计压力12 MPa，按照式(1)计算，潜在影响半径为418 m，远超出以往标准规定的上限值300 m。综合考虑，GB 32167中关于天然气管道高后果区识别区域范围的规定更为科学合理。

1.2 风险评价与失效管理

GB 32167并未规定具体采用何种风险评价方法，而提倡结合评价目标及数据完整度、经济投入等因素选择适用的方法。同时，提供风险矩阵法的详细评价准则，将风险分为低、中、较高和高4个等级，与GB/T 27512-2011[5]一致，而SY/T 6648-2006[6]将风险分为低、中、高三级。

此外，GB 32167规定了风险可接受性的确定方法和应考虑的因素，并依据国内外管道泄漏频率统计数据，首次给出了推荐的失效可接受标准，如表1所示。

表1管道泄漏频率和推荐可接受标准表[1]次/(103km·a)

可以看出，美国PHMSA数据较欧洲CONCAW、EGIG、英国陆上管道管理协会、加拿大TSB数据明显偏高，原因在于各国或组织对事故的定义存在差异。根据美国DOT和PHMSA官方定义[7]，油气管道泄漏是指管道上存在小型孔洞或裂纹而导致油气释放，即只要存在油气释放，则认定为泄漏事件。而欧洲CONCAW统计数据基于管道溢油>1 m3，或溢油<1 m3但产生安全或环境后果的泄漏事故[8]；EGIG统计数据基于最大运行压力大于1.5 MPa管道的气体意外释放事件[9]。加拿大TSB统计数据则涵盖所有管道事故和事件[10]。

各国或组织对管道事故定义有其各自不同的标准，必然导致事故统计结果的独立性。GB 32167风险可接受推荐值与美国PHMSA提供的数据基本一致，即给定的是油气管道所有介质泄漏事件或事故发生率限值，并未明确较为严重的管道事故控制要求。鉴于我国管道失效数据严重不足，利用PHMSA官方统计数据，进一步得到美国2010～2014年油气管道特大和重大事故发生频率，见表2，以期为我国管道企业或行业提供风险控制目标参考。其中特大事故是指致死或受伤入院的事故；重大事故是指：①致死或受伤入院；②损失超过50 000美金；③高挥发性液体泄漏，5桶以上或其他液体泄漏50桶以上；④导致意外火灾或爆炸的液体泄漏。

表2 2010～2014年美国油气管道事故率 次/(103 km·a)

GB 32167首次明确管道失效管理的内容，要求对失效进行分析，建立统一失效事件信息收集标准，并在附录部分提供事件信息统计表，包括事件基础信息、失效模式及原因、事件损失、管道维护信息与抢修信息等，为我国建立统一管道失效数据库提供可能。标准要求对管道事故进行全面统计分析并归档管理，有助于建全我国管道事故管理机制，提高我国管道管理水平和事故防范水平，形成一种国家主导、行业认同、社会参与的公开透明的管道事故管理机制[11]，同时促进我国管道风险评价向定量化方向发展。

1.3 完整性管理培训要求

GB 32167首次以标准形式规定完整性管理培训和能力要求，提出培训与能力实行分级管理；同时提供完整性管理培训大纲，包括初级、中级和高级培训要求、培训与认证要求、培训教师要求等，首次从国家层面明确完整性管理人员从业要求。完整性管理不同于传统的管道管理模式，是一项涉及众多学科的系统工程，要求从业人员具备材料、力学、风险管理等各方面的基础知识，并熟悉管输工艺及管道的日常管理等。目前我国专业的管道完整性管理人员储备不足，人才培养和完整性管理需求难以匹配，完整性从业人员的数量、素质等相对于管道完整性管理业务的发展有所滞后，人员素质培养和职业资质管理有待完善[12]。该规定有助于我国管道行业进一步明确完整性管理人员资质要求，完善完整性管理培训和取证体系，促进管道从业人员的职业化发展。

2 强制性条文说明

GB 32167是我国油气输送管道完整性管理强制性标准规范，其中包括6条强制性条目。关于高后果区识别要求，第4.4条规定“在建设期开展高后果区识别，优化路由选择。无法避绕高后果区时应采取安全防护措施”，为管道的本质安全提供保障；第4.5条规定“管道运营期周期性地进行高后果区识别，识别时间间隔最长不超过18个月。当管道及周边环境发生变化，及时进行高后果区更新”，该规定充分考虑我国管道沿线周边环境多变(如农田耕地城镇化)的格局；第4.6条规定“对高后果区管道进行风险评价”，明确高后果区为管道管理重点。

针对完整性评价，第8.1.1条规定“新建管道在投用后3年内完成完整性评价”；第8.1.2条规定“输油管道高后果区完整性评价的最大时间间隔不超过8年”；第8.1.5条规定“内检测时间间隔需要根据风险评价和上次完整性评价结果综合确定，最大评价时间间隔应符合表4要求”。标准中表4对应下表3。对比我国现行内检测标准，SY/T 6597[13]第4.2条规定“新建管道应在投产后3年内进行首次内检测；再检测间隔根据内检测及完整性评价结果确定，最长一般不超过8年”；GB 27699[14]第5.1条规定“管道内检测周期应不超过8年”，第5.4条规定“新建管道应当在投产3年内进行首次管道内检测”。可以看出，GB 32167对在役管道内检测时间间隔要求，较我国现行内检测标准有所放宽，将管道按是否处于高后果区进行区别对待，要求高后果区管段检测周期不超过8年，一般地区检测周期则可能较长，该规定保证了管道安全和经济性的统一。

表3内检测时间间隔[1]a

需要注意的是，表3数据来自国外完整性管理标准[15]，该数据具有一定应用条件，如要求缺陷生长速率不超过5 mpy即0.127 mm/a，且管道运行压力不超过最小屈服强度的72%。此外，该数据也是基于特定管径、壁厚条件得到的。因此，建议我国管道企业根据自身管道实际确定内检测时间间隔，避免出现不必要的安全问题。

3 结语

管道完整性管理自引入我国以来，各大管道企业一直致力于相关技术的探索研究，尤其在高后果区识别、风险评价与管理和完整性评价方面，通过现场实践不断改进与完善。GB 32167集结了我国多年科研与实践成果，充分考虑了我国国情和管道特点，不仅对完整性管理各项工作要求更明确，内容较以往标准更为系统全面，更体现出一定先进性，主要包括。

a)高后果区识别准则更为科学合理，可操作性更强，并具备一定应用灵活性，适应我国特殊的管道格局。

b)基于国外数据给出推荐的风险可接受标准，为管道企业风险管理提供明确目标。

c)提出管道企业失效管理要求，有利于我国建立统一失效数据库、健全事故管理机制。

d)提出完整性管理人员培训和能力要求，为我国稳步推进管道完整性管理资质培训与取证工作提供保障和可能性。

e)完整性评价周期较我国其他现行标准有所放宽，兼顾了管道安全性和经济性。

此外，利用美国PHMSA官方统计数据列出油气管道特大事故和重大事故发生频率，旨在为我国管道企业的风险管理提供目标参考。同时建议我国管道企业应针对自身管道实际确定内检测时间间隔，而不是简单采用国外数据。

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Interpretationandanalysisof“OilandGasPipelineIntegrityManagementSpecifications”

Yang Jing1,Wang Yong1,Xie Cheng2,Bo Shengpeng3

(1.SINOPEC Fushun Research Institute of Petroleum and Petrochemicals, Liaoning, Fushun 113001 2.SINOPEC Sales South China Branch, Guangdong, Guangzhou 510620 3.SINOPEC Long Distance Oil and Gas Pipeline Detection Co., LTD., Jiangsu, Xuzhou 221008)

This paper studies high consequence area identification, risk assessment and other key management integrity to interpret and analyze the mandatory provisions of GB 32167-2015 oil and gas pipeline integrity management specifications. Study shows that GB 32167 has made greatly improved, given full consideration to national conditions, adapted to the current management status of pipeline in our country. It has stronger operability and applicability than the standards in the past. Also proposed pipeline companies determine the detection time interval according to their own pipeline characteristics, rather than simply copying foreign data.

pipeline integrity; management specifications; advancement

2015-12-25

杨静，助理工程师，2013年毕业于中国石油大学(北京)油气储运专业，现主要从事油气管道完整性管理方面的研究工作。