油气管道完整性管理与实践

油气管道完整性管理与实践

摘要：管道完整性管理是油气管道运行管理科学化、程序化、规范化的重要手段，作为一种新的以预防为主的管道安全管理模式，不仅可以提高管道安全管理水平，而且可以有效延长管道使用寿命。镇海炼化紧密跟踪国内外完整性管理最新进展，建立了较为完善的管道完整性管理体系，制定和实施了管道信息化建设、安全隐患整治、管道检测与压力试验、管道维护修复等完整性技术。本文总结了镇海炼化在油气管道完整性管理实施过程中取得的成果和经验做法，以及将各类风险控制在可接受范围内的成功案例，对于其它同类企业实施完整性管理具有重要借鉴意义。

关键词：管道；完整性管理；管道检测；维护修复。

1.引言

镇海炼化公司加工原油和石脑油已实现100%管道输送，汽、煤、柴三类油品的管输比例均＞80%，液化气管输比例＞40%，油气管道运输已成为维持公司正常运行的“血脉和生命线”。公司共有输送原油、成品油的埋地油气管道21根，途经上海金山、嘉兴平湖及宁波镇海、北仑、慈溪等多个行政区，总长度约450公里。为了保证管道安全运行，急需提高管道安全管理水平，管道完整性管理技术成为最佳选择。为了能够实施管道完整性管理，镇海炼化开展了系统的完整性管理技术探索和实践，搭建管道完整性管理平台，集中开展油气输送管道隐患排查工作，引进管道检测与评价等核心技术，并在管理中实施应用，实现对管道安全管理关键点高风险因素和缺陷的识别与预控，提高了管道安全管理水平，基本实现了“风险可控、事故可防”，为同类企业提供了可行的参考经验。

2.全面开展管道完整性管理工作

2.1 明晰组织职责，完善制度保障 建立实施了以“职责划分、流程程序、规章制度”为核心的“三项制度”体系，在油气管道管理上，具有明确的管理职责、管理流程和管理制度。以机动部为油气管道的主管部门，生产安环等相关部门按职责从专业角度共同推进管理。健全制度建设，涉及日常巡检、运行管理、管道防腐、应急预案等全面环节，并建立考核制度。

2.2 严格运行管理

为保障管道的日常运行，重点从人防、物防、群防上下功夫。一是细化巡线防范机制。结合 “小神探”巡检系统，对于巡线员巡查管道的时间和到位情况进行电子记录，提高巡检质量。在巡检频率上，做到每日一次全覆盖；管理部门每周每月每季组织对油气管道进行联合检查，管线检修后首次投用等情况下需要特别巡检。二是强化运行监控机制。为保障管道安全运行，避免泄漏事故发生，近年来多次投入资金对油气管道进行“体检”，主要检查：“金属管道的壁厚减薄情况、加热输送的管道变形情况、过河拱跨支撑和抗震加固设施是否牢固、管道三桩是否齐全等。对所有的埋地钢质油气管道均投用“外加电流强制阴极保护系统”，并在穿越“铁路、公路、邻近民宅”等特殊路段，增设牺牲阳极块进行联合保护。增设“技防”措施，安装 “管道在线泄漏报警系统”，能及时发现管道运行的异常情况，提高日常运行监控水平。

2.3 建立群防机制

根据《石油天然气管道保护法》“地下管道必须设置明显地面标识”的要求，我公司为指示埋地管道的走向，沿途设置数百管道警示牌和报警电话牌，埋设了近千枚里程桩，对拱跨管道设数十座混凝土防撞墩和车辆通行限高栏。通过管道标识桩和警示牌，提示邻近埋地管道的第三方施工作业必须关注管道安全。在巡线基础上，以村为单位聘用管道保护协防员，管道有异常情况时能及时获取相关信息及时应急处置，有效防范和减少管道破坏、泄漏和公共安全事件的发生。公司每年印发各类管道保护法宣传册近千册，组织沿线乡镇召开管道保护联谊会，提高沿线群众的管道安全意识。

2.4 建立信息化管理平台 按照中国石化智能化管线管理系统建设统一部署，镇海炼化完成了管线本体数据、地理信息数据、周边环境数据、运行管理数据、文档资料等的收集与整合，建立含有管线实体数据模型的数据库，实现管线数字化管理、完整性管理、隐患管理、运行管理、应急管理等功能，持续提升油气管道的管理水平，全面支撑管网“安全、绿色、低碳、科学”运营。

2.5 开展油气管道隐患排查整治，保证风险受控

根据国家、中国石化集团公司、省市政府隐患排查整治工作部署，持续开展油气输送管道隐患排查工作，对排查出的占压、安全间距不足等各类隐患，镇海炼化加强企地联动合作，通过占压物拆除、租赁等手段进行整治。近年来，利用日检、周检、月检、季度检、专项检查等持续开展隐患排查，保证风险受控，消除隐患100多项。

2.6 开展管道检验检测、预防性检修整治工作及水压试验

2.6.1开展管道法定检验

严格执行《特种设备使用管理规则》、《压力管道定期检验规则——长输（油气）管道》等法规规定，根据法定检验到期时间合理安排厂际线全面检验，保证管道在检验周期内合法使用。重点对检验出的防腐层破损点进行了维修，整改阴极保护不足问题，对腐蚀严重管段进行修复。

2.6.2推进管道内检测

我公司油气管道建成时间较早，分别建成于1977-2005年间，当时技术水平所限未能充分考虑后续实施内检测，存在管道铺设时未加装收发球筒、部分管段弯头曲率半径过小、管道存在变径、管径太小等问题，无法进行内检测，属于具有挑战性管道给安全管理带来很大压力。近几年我们主动出击，本着安全第一、预防为主，做好预防性检维修的指导思想，引进超声波内检测技术服务，对多条公称直径只有100和150mm的小口径管道进行检测，通过内检测清理出大量竹片、木条、铁块、钢丝等垃圾，管体本体存在焊缝错边、焊瘤过深、管道变形严重、腐蚀减薄等问题，共计返修11处缺陷，保障了管道本质安全。

管道变形 管道清管出大量竹片

2.6.3管道薄弱环节专项检查修复及整治

对所有油气管道跨越段、出入土端的腐蚀情况进行全面排查，对管托部位增加垫板；对腐蚀部位进行贴补、包盒子或更换局部管段；管线重新防腐等。同时结合管道工艺状况，在设计允许的前提下去除大部份管道的架空段外包温，对需要保温的管道不再沿用传统保温棉保温，选用太空特种保温涂料，大大降低了架空段管道保温层下腐蚀的可能性。近几年，公司花了大量资金对油气管道进行整治，使60%管道得到更新，增设内检测收发球筒，大大提升了管道本质安全，体现了大企业的社会责任担当。

2.6.4开展水压试验，检测现役管道承载能力

对检修后的管道开展全线水压试验，根据GB50369-2014《油气长输管道工程施工及验收规范标准》、GB32167-2015《油气输送管道完整性管理规范》并结合管道现状，综合考虑确定压力试验参数，水压试验参数为：输油管道高后果区试压压力为管道拟运行压力的1.25倍，且不超过管道设计压力，稳压时间24小时。对于使用30年以上的在役管道，采用该水压试验标准更符合管道完整性管理理念，降低了管道在水压试验过程中可能带来的风险，比如埋藏缺陷扩展、疲劳损伤、强度破坏等。

表1 输油管道试压压力、稳压时间和合格标准

分类 试压压力及稳压时间 输油管道一般地段 压力值/Mpa 拟运行压力1.1倍

稳压时间/h 24

输油管道高后果区 压力值/Mpa 拟运行压力1.25倍

稳压时间/h 24

合格标准 压降≤1%试压压力，且≤0.1MPa

3 结论

通过一系列措施建立了较为完善的管道完整性管理体系，严格运行管理，建立群防机制，制定和实施了管道信息化建设、安全隐患整治、管道检测与压力试验、管道维护修复等完整性技术。在此过程中获得了较多的成果和经验，将各类风险控制在可接受的范围内，对企业实施完整性管理具有重要意义。

参考文献：

[1]冯庆善，吴志平，项小强，等．油气输送管道完整性管理规范．中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局，2016，03．北京：中国标准出版社，2016.

[2]魏国昌，王鲁君，王明宇，等．油气长输管道工程施工及验收规范．中华人民共和国住房和城乡建设部，2016，03．北京：中国计划出版社，2014. [3]何仁洋，刘长征，杨永，等．压力管道定期检验规则—长输（油气）管道．中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局，2010，08．北京：新华出版社，2010.

[4]张华兵．怎样快速读懂油气输送管道完整性管理国家标准．管道保护，2017(9).

[5]税碧垣，燕冰川，冯庆善，等．油气管道完整性管理技术．北京：石油工业出版社，2010.