中澳长输油气管道运行维护及完整性管理标准对标研究

2022-07-02祁庆芳吕林林郭策刘阳张婷陈强

油气田地面工程 2022年6期

祁庆芳吕林林郭策刘阳张婷陈强

1中国石油青海油田公司管道处

2中国石油青海油田公司采油三厂

“十三五”期间，我国长输油气管道行业实现跨越式发展，形成西北、东北、西南和海上四大油气进口战略通道，建设运营西气东输三线/四线、川气东送、中俄原油、中俄东线等大型管道工程[1]。截至2016年底，我国在役陆上油气管道总里程超过12.3×104km，其中成功经验之一就是借鉴、吸收国外管道标准的先进经验，进行技术集成创新，例如参考美国标准ASME B31.8、ASME B31.4，结合我国长输管道工程实践，制定了GB 50251 —2015 《输气管道设计规范》、GB 50253—2014《输油管道工作设计规范》等管道行业纲领性文件。

随着我国中亚、中缅和中俄油气战略管道建设运营，为与国际标准接轨、提升管道运行管理水平，开展了中国和美国、俄罗斯管道技术标准对标研究[2]。澳大利亚天然气管道行业发达，截至2013年，澳大利亚长输天然气管道近5×104km，城市燃气管网超过12×104km。国内还未全面、系统开展澳大利亚管道技术标准研究，文献[3]介绍了澳大利亚管道投产试运、公众警示、线路巡查、废弃处置及站场安全的经验做法。文献[4]研究了澳大利亚管道液态石油试压、基于管段类型试验强度及试压隔离区进入条件等先进理念。为此选取了澳大利亚管道运行管理的综合性标准AS 2885.3—2012《气体与石油液体管道第3 部分：运行和维护》（以下简称澳标），分别从管道运行控制、完整性管理、线路管理、HSE管理和培训等方面，研究了与国内标准的重要差异，提出借鉴澳大利亚标准先进经验和实践做法的建议，对于提高我国管道行业运行管理水平具有指导意义。

1 管道管理体系

澳标规定在管道投产试运行之前应建立管道管理体系（Pipeline Management System，PMS），识别管道运行维护过程中的缺陷及风险，预防损害管道系统完整性、环境污染、影响公众及员工职业健康安全。PMS经过管理层批准并进行文档记录，PMS每2年进行一次审核，管道工况条件变化时及时进行更新。管道管理系统示意图见图1，国标和澳标在管道管理体系的差异为：

（1）澳标将员工专业能力培训和资质评估纳入管理体系最高层级。国内制定了管道人员资质评定管理程序文件，侧重基础知识和操作原理，专业划分过细，员工仅掌握特定范围内技能，缺乏从管道系统、全局角度处理紧急事件的能力。

（2）澳标在管道安全管理程序中分别针对危险、异常工况和紧急事件制定响应计划和措施。国标将危险、异常工况和紧急事件分属不同管理层级，例如管道发生泄漏、火灾爆炸紧急事件启动应急响应；异常工况识别属于运行控制范畴，执行10 min判定准则，如运行状态恢复可不采取停输措施；针对危险因素识别和缓解属于完整性管理（管道线路管理）范畴。

（3）澳标梳理了管道与诸多利益相关方的相互关系等。国内管道应急主要是处理企业与政府、公安、消防、安监、环保等职能部门的联动协调，与专业应急机构合作共建、管道安全信息公众警示共享、媒体沟通通告等方面有待改进[5]。澳大利亚长输油气管道管理体系如图1所示。

图1 澳大利亚长输油气管道管理体系示意图Fig.1 Schematic diagram of Australian long-distance oil and gas pipeline management system

2 管道运行操作

2.1 管道运行与控制基本要求

澳标规定管道运行状态下需对操作和控制进行持续监控，保证管道结构完整性。基本要求：

（1）管道只能输送设计审批条件中规定的流体类型。

（2）管道正常运行工况下，任一点运行压力≤最大允许运行压力（Maximum Allowable Operating Pressure，MAOP），瞬态压力≤最大允许运行压力（MAOP）的110%。

（3）管道运行温度≤涂层温度等级，热应力≤设计限值。

（4）管道运行工况下，应力腐蚀裂纹不发生扩展。

国标和澳标的运行压力限值基本一致。澳标除防腐层温度限值外，还提出热应力限值。针对顺序输送不同品种原油管道（例如顺序输送大庆油、俄油），管道热应力阶跃循环状态下运行，存在因热应力疲劳时效可能性[6]。应用0.8及以上较高管道设计系数，环向应力水平增加会诱发应力腐蚀开裂敏感性[7]。建议管道运行控制要求增加热应力和应力腐蚀开裂限制条款。

2.2 数据采集和分析

澳标规定应建立识别、收集和分析管道运行维护和可靠性数据的程序，确定管道运行状态、系统性能和变化趋势。数据分析目的是保障管道按照计划稳定运行，数据分析应识别出对管道安全和可靠性产生不利影响的因素及其变化规律。

国家标准GB/T 35068—2018《油气管道运行规范》规定：根据输量和运行条件变化及时调整工艺参数和运行方式，定期分析管道输差、损耗、输送效率，合理优化运行方案。国标中管道运行分析侧重管道经济运行，澳标侧重分析管道运行特性、识别管道运行风险因素。管道运行参数变化往往是事故的前兆和预警，管道调度员不仅仅是“参数记录员”，更应该是管道“系统分析师”，应强化管道运行参数分析的重要性，做到事前预防。

2.3 应急

澳标规定应建立管道正常、异常运行工况以及紧急事件条件下的应急响应预案，包括以下情形：供电中断、压缩机故障、通信中断，以及压力、流量显著降低。澳大利亚以天然气管道为主，澳标管道应急主要针对天然气管道工艺运行控制的紧急事件，未包括油气大量泄漏、火灾爆炸等严重事故。原因在于澳大利亚地广人稀的国情特点，较少发生第三方破坏、挖掘施工破坏管道的行为。我国管道管理面临打孔盗油、第三方破坏、施工、机械损伤、地质灾害等多方面致害因素，油气大量泄漏、火灾爆炸等严重事故时有发生。此外原油成品油管道运行中还面临凝管、清管器堵塞、人为误操作等突发事件，例如中石油管道企业制定了包括泄漏、清管器停滞、管道初凝、管道冰堵、阀门误关断、站场失电、着火、爆炸等多种紧急事件的应急处置程序。在管道应急响应处置事件类型方面，国标较为全面。

3 管道完整性管理

中国长输油气管道已全面实施完整性管理程序，制定了国家标准GB 32167—2015《油气输送管道完整性管理规范》，中石油制定了Q/SY 1180.1—2009《管道完整性管理规范》系列标准。限于篇幅以及国内管道相关技术的成熟度，重点列出澳标中完整性管理的框架结构及重要技术性条款，以供参考。

澳标规定管道运营商应确保管道在其设计使用寿命内的完整性。作为管道管理体系组成部分，管理层应编制和实施管道完整性管理计划（Pipeline Integrity Management Plan，PIMP）。PIMP 至少每5年审核一次，如果发生管道失效或者设施损坏事件，PIMP 立即进行审核。管道完整性管理流程见图2。PIMP包含下列内容：管道结构完整性、异常评估和缺陷修复、管道外部干扰威胁、运行工况变化和剩余寿命评审、站场操作和维护。

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

3.1 管道结构完整性

澳标提出了管道结构完整性的概念。结构完整性是管道完整性管理的关键组成部分。管道结构完整性指管道气密性、在设计参数范围内运行以及可承受运行过程中的内压力（含最大允许运行压力），保障管道操作和维护活动不会对公众、管道人员、环境造成伤害，避免停止输送。管道结构完整性取决于管道在设计、施工、运行和维护等方面的重要因素包括：管道运行和控制、防腐层系统（含内涂层系统）、阴极保护系统、管壁完整性（异常评估和缺陷修复）、站场完整性。

3.2 管道防腐层系统

澳标提出管道减缓腐蚀策略全面细致。通过判定和控制由于腐蚀引起的金属损失，采用管道防腐层保证管道满足最小允许厚度条件下运行安全。埋地管道防腐层状况评估方法：阴极保护电位数据法；皮尔逊或直流脉冲方法；管道现场开挖及外观检验。PIMP 中应详细论述管道减缓腐蚀策略，重点考虑以下检测和控制项目：管道清管、水取样测定含铁量或细菌数、缓蚀剂速率监测和残留物取样、抑菌剂速率监测和残留物抽样、流体（组分）变化、内部腐蚀试片评价、管道进口质量监测-异常工况条件评估-不合格的气体或液体进入、采用无损检测方法评价内部腐蚀缺陷、内涂层状况评价。

3.3 站场结构完整性

澳标提出压气站完整性基本要求。行业标准SY/T 5922—2012《天然气管道运行规范》针对管道干线运行管理较完善，但油气站场管道、电气、设备管理多为引用其他标准，不利于标准贯彻实施，例如站内地面管网执行SY/T 0043—2016《油气田地面管线和设备涂色规范》。澳标规定了下列具有借鉴意义的输气站完整性基本要求：①站场区域保持清洁；②入口、出口和逃生路线保持畅通无阻；③设置围墙和大门，以防止站场区域的未经授权进入；④为所有设备建立启动、操作、关断程序；⑤设置警告标志，确保准确性、可读性；⑥设备运行发生偏离，立即启动纠正措施；⑦消防系统处于备用状态。

澳标提出压气站站场结构完整性的危险因素。油气站场管件、设施复杂多样，油气站场完整性技术相对管道干线完整性技术发展较为滞后[8-9]。借鉴国外储罐风险评价标准API Publ 353—2006《中转油库和设施的完整性管理系统》，制定了行业标准SY/T 6830—2011《输油站场管道和储罐泄漏的风险管理》，《油气管道站场完整性管理体系要求》等标准化文件还处于研制阶段。SY/T 6830—2011参照管道干线规定了站场管道泄漏危害因素分类原则：与时间有关的因素（如外腐蚀）、稳定因素（如制管缺陷），与时间无关的因素（如第三方破坏）。澳标关于站场结构完整性危害因素和失效形式具体、细化，具有借鉴意义，以下内容更具针对性：①管道支撑处腐蚀；②振动引起管道疲劳、腐蚀、磨损或开裂；③气体流动引起的管件冲蚀；④法兰螺栓和螺纹配件处腐蚀；⑤管道进入地面处腐蚀；⑥循环热应力影响；⑦管道低洼处腐蚀；⑧管道中液体聚积；⑨雷击；⑩误操作。

4 管道线路管理

4.1 管道巡线

澳标提出制定管道巡线方案应考虑下列因素：一号呼系统；管道附近第三方活动形式；环境敏感区；泄漏检测系统；输送流体性质；设计运行压力和温度；穿跨越。国标GB 32167—2015《油气输送管道完整性管理规范》规定，应根据管道运行条件、沿线地形、土壤状况、外部交叉、交通条件、自然灾害与人员聚居等情况制定线路巡护方案。建议国标补充与地方机构联络、第三方活动形式、管道输送介质特性等巡线方案应考虑的因素。

澳标提出负责巡线的人员应编制巡线记录文件，文件应至少保留10 年。管道巡线重点关注以下项目：地表状况变化，例如侵蚀、土体移动或地震活动；水道、地形和穿跨越变化；泄漏迹象，例如植物死亡或油气特征；管道附近施工活动；线路标记状况、清晰度；站场未授权进入；城市开发侵占；深根植物破坏管道涂层。国标GB 32167—2015《油气输送管道完整性管理规范》规定，巡护期间应观察是否有油气泄漏、挖掘、清淤、钻探、重载通过、施工、建筑物建设、深作耕种等可能危及管道安全的活动，土体稳定性，管道穿跨越的悬索、锚固、支撑设施，线路标识完整性等。国标中线路巡护内容比较完善，建议补充站场阀室为授权进入、城市开发侵占等内容项目。

4.2 一号呼系统

澳标管道运营商利用一号呼系统注册和维护管道信息。第三方施工前拨打一号通系统可以了解管道信息。联邦政府要求第三方施工前至少48 h前拨打一呼通系统，主动了解管道信息。通告管道运营商相关施工方案和安全措施。因不熟悉管道路由信息进行开挖施工已成为管道事故的主要原因[10]，澳标从国家层面、强制性要求施工方通过一号呼系统了解管道位置信息，可以有效避免盲目、无序开挖损坏管道事件发生，具有借鉴意义。

4.3 靠近管道的活动控制

澳标规定管道附近施工作业要求如下：

（1）施工前至少48h通告管道运营商，派出代表到达施工现场进行全过程监护。

（2）如施工作业对管道完整性产生威胁，应制定安全措施，提交管道运营商审核。

（3）管道附近开挖作业时，管道运营商应有代表在现场进行监护。

（4）管道任意方向1 m范围内，不得采用任何机械设备开挖，只能使用手持式操作设备开挖。裸露管道只能采用人工挖掘的方法，最大化降低对管道及涂层的损坏风险。

（5）管道同任何地下结构的最小间距为0.3 m。与其他管道并行施工最小间距≥0.5 m，并满足维抢修作业要求。

（6）保证管道的最小覆土深度和最大车辆荷载限制。

（7）管沟回填要求。

《石油天然气管道保护法》2010 规定管道线路中心线两侧5 m范围内，禁止取土、采石、使用机械工具进行挖掘施工。施工作业方应在开工7日前书面通知管道企业，管道企业应指派专门人员到现场进行管道保护安全指导。施工应具有符合管道安全和公共安全的作业方案和应急预案。因管道地理信息不全、施工方不掌握管道路径走向，第三方施工损坏管道设施非常普遍，针对管道附近施工安全和监护要求，国标严于澳标。中石油标准Q/SY 0306—2018《管道管理与维护规范》规定两管道特殊地段平行敷设间距≥5 m。两管道交叉，后建管道应从原管道下方通过，交叉处垂直净间距≥0.6 m。随着我国经济快速发展，长输管道与市政管网关系矛盾日益突出，黄岛“11.22”输油管道火灾爆炸事故重要原因之一是管道油品泄漏流入排水沟渠，遇明火导致灾难性后果。针对管道与其他结构间距方面，国标严于澳标。在管道附近第三方施工安全监理，以及管道与其他结构相互关系方面，我国管道面临严峻、复杂的社会环境，仅依靠《管道安全法》（2010）不能完全避免事故，应配套制定管道与其他行业相互关系处理的技术法规和实施细则，提升法规标准覆盖面和适用性。

5 HSE管理

5.1 作业许可

澳标规定现场作业涉及较高风险等级，应执行作业许可（Permit of Work，PTW）制度。作业许可应配套适用的职业健康、安全和环境程序。作业前进行工作危害分析（JHA），识别现场职业健康、安全和环境危害因素。应确定采用作业许可的作业类型：切割作业；动火作业；进入受限空间；在役运行管道开挖。中石油标准Q/SY 1240—2009《作业许可管理规范》规定应办理专项作业许可的工作：进入受限空间、挖掘作业、高处作业、移动式吊装作业、管线打开、临时用电、动火作业。申请人应组织对申请的作业进行风险评估，风险评估的内容应包括工作步骤、存在的风险及危害程度、相应的控制措施等。国内标准涵盖的作业许可工作类型更为全面，但作业前风险评估内容较简略，澳标明确提出按照JHA进行作业前风险分析。国内管道事故抢险实践表明，现场风险分析水平不一，取决于人员专业素质和能力，黄岛“11.22”输油管道火灾爆炸事故重要教训之一就是对事故现场次生灾害风险分析不足，造成60 多人重大伤亡的严重损失[11]。

澳标规定作业许可应进行编号、标注日期和时间以及记录重要监督人员的名字。如不满足安全要求，作业许可可以随时撤销，并立即中止施工。签发作业许可，应考虑下列因素：保持必要数量的现场人员；现场人员具备必要技能和资质；工作范围和可能持续时间；已完成JHA并落实必要的减缓措施；多项工作之间的相互影响。中石油标准Q/SY 1240—2009《作业许可管理规范》规定作业许可现场审核确认内容：作业设备/工具/材料、现场人员资质及能力、系统隔离/置换/吹扫/检测情况、个人防护装备配备、安全消防设施、培训沟通和安全措施落实情况。对比中澳标准，建议国内标准补充工作持续时间和多项工作相互影响这两项内容。因施工条件、设备进场、安全检测等因素以及多工种配合协调问题，管道抢修作业可能发生延迟情形，作业许可延时和重新办理是目前动火作业应加强管理的短板。

5.2 环境管理

澳标规定为减少现场操作施工对环境的影响，应制定环境管理计划，主要是管道路权带管理和输送介质危害性两方面内容。管道路权带管理包括：植被、保持维护伴行路条件、线路标识和监测第三方活动。管道运营商应告知操作维护人员、承包商、应急服务机构和管道附近居民关于输送介质的特性和危害性（易燃性、毒性和能量释放行为），特别是输送天然气、高蒸汽压力液体（High Vapor Pressure Liquid，HVPL）、液态烃等流体。国内已制定Q/SY 1443—2001《油气管道伴行道路设计规范》，存在问题主要是山区、高寒、沼泽水网地区管道伴行路维护需改善，直接影响管道抢修时间和工作效率。澳标在环境管理计划中明确提出维护伴行路条件。国内在油气管道危害性机理方面宣传存在不足，主要通过宣传资料、管道标识通告管道相关信息，输气管道相对输油管道发生管道破裂、火灾爆炸的危害性更大。建议借鉴澳标环境管理计划的推荐做法。

6 培训和资质能力

澳标规定管道操作和维护人员应具备管道控制设备培训、管道管理体系、输送介质特性，以及管道设计、施工、焊接、水压试验、阴极保护和涂层等方面的相关知识。我国管道企业制定了人员资格认证培训的体系文件及管理制度，特种设备持证上岗制度等，但对操作维护人员技能评定以知识题库考试为主，培训侧重基础知识和操作原理，专业划分过细，只熟悉本专业范围的知识，不能从管道系统和全局角度掌握、处理管道紧急事件。澳标提出了管道操作和维护人员的综合性要求，除本专业知识，还应掌握其他专业的相关知识，具有借鉴意义。