天然气管道的完整性管理

丁舒羽 秦小建 金 金 吕 莉 杜 洁

（陕西省天然气股份有限公司 西安）

一、管道完整性管理实施的重要性

管道完整性管理技术起源于20世纪70年代，当时欧美等工业发达国家在二战以后兴建的大量油气长输管道已进入老龄期，各种事故频繁发生，造成了巨大的经济损失和人员伤亡，大大降低了各管道公司的盈利水平，同时也严重影响和制约了上游油（气）田的正常生产。为此，美国首先开始借鉴经济学和其他工业领域中的风险分析技术来评价油气管道的风险性，以期最大限度地减少油气管道的事故发生率和尽可能地延长重要干线管道的使用寿命，合理地分配有限的管道维护费用。经过几十年的发展和应用，许多国家已经逐步建立起管道安全评价与完整性管理体系和各种有效的评价方法。

二、管道完整性概念

1.管道完整性（Pipline Interity）概念

管道完整性（Pipline Interity）概念包括：管道始终处于安全可靠的工作状态；管道在物理上和功能上是完整的，管道处于受控状态；管道运营商不断采取行动防止管道事故的发生；管道完整性与管道的设计、施工、运行、维护、检修和管理的各个过程是密切相关的。

2.管道安全性管理的概念

管道安全性管理，即PIM（Pipeline Integriy Management）管理。它是管道公司通过根据不断变化的管道因素，对天然气管道运营中面临的风险因素的识别和技术评价，制定相应的风险控制对策，不断改善识别到的不利影响因素，从而将管道运营的风险水平控制在合理的、可接受的范围内，建立以通过监测、检测、检验等各种方式，获取与专业管理相结合的管道完整性的信息，对可能使管道失效的主要威胁因素进行检测、检验，据此对管道的适应性进行评估，最终达到持续改进、减少和预防管道事故发生、经济合理地保证管道安全运行的目的。

管道完整性管理PIM，也是对所有影响管道完整性的因素进行综合的、一体化的管理，包括：拟定工作计划，工作流程和工作程序文件；指定预防和应急措施；定期进行管道完整性检测与评价，了解管道可能发生事故的原因和部位；采取修复或减轻失效威胁的措施；培训人员，不断提高人员素质。

3.管道完整性管理的原则

主要包括：在设计、建设和运行新管道系统时，应融入管道完整性管理的理念和做法；结合管道的特点，进行动态的完整性管理；要建立负责进行管道完整性管理机构、管理流程、配备必要的手段；要对所有与管道完整性管理相关的信息进行分析、整和；必须持续不断的对管道进行完整性管理；应当不断在管道完整性管理过程中采用各种新技术。

三、管道完整性管理的基本内容

1.可靠性分析

可靠性评价主要研究缺陷可接受性问题。腐蚀管道内包括两类缺陷：

（1）已损失管道强度为主要特征，有应力腐蚀开裂、腐蚀疲劳等过程产生的裂纹缺陷，它属于平面性缺陷。

（2）以管道质量损失为主要特征，如管道均匀腐蚀及局部腐蚀类体积型缺陷。

2.风险评价

风险评价主要是确定管道失效因素，并对管道失效概念及其后果严重性指标进行量化。通过风险评价可获得管道风险等级，以确定优先开展完整性评价的管段区域及重点预防的失效原因。

3.风险控制

实施风险控制策略的主要目的是为防止事故发生以及降低系统的风险。防止事故发生措施主要有两种。

（1）实施并完善含缺陷管道的使用原则，即适用性原则，它是指含缺陷管道允许存在缺陷情况下，继续工作一段时间，但在此时间段内应保证缺陷不能发展到造成管道失效的临界值；

（2）推行视情维修技术，是指在风险评估基础上，根据风险优化分析，合理确定管段维修顺序，进而做出最佳维修决策，从而确保管道系统完整性。

4.降低管道系统风险的措施

（1）建设与执行有关国际通用及国内的相关风险法规。法规的健全完善与降低风险有直接关系，针对管道腐蚀不仅明确规定要精心风险评估，还指出风险降低的指定程度，并且应允许采用从环境出发因地制宜的实施措施。

（2）加强基于风险的检测技术实施。基于风险检测技术RBI（Risk-based Inspection），由美国组成开发，目前以形成API RP 580标准。RBI以风险评价为基础，对检测的管段及装备的程序进行优化安排和管理，目的是优化设备检测程序和监测计划，为延长装置运转周期、缩短检修工期提供科学的决策支持。

（3）检测管段的风险时，应根据不同缺陷特点合理选择不同的检测方法与工具。BS 7910-1999《金属结构内可接受缺陷的评价方法》推荐的检查和检测管道完整性的方法主要有在线检测、水压试验、直接评价三种方法。现在许多管道业主可以采用各种智能检测器来检测管道缺陷的尺寸形状及位置，智能检测器按照其工作原理主要有超声波法、漏磁法、电位法、涡流法等等。检测器的分辨率、可靠性及精度一定程度上决定着检测费用及工程量。

（4）采用合理的检测标准，根据风险评价结果正确制定检测方案。

（5）建立完善的风险管理监测体系，该体系可向上级管理部门报告风险管理计划及降低风险措施的实施执行情况，同时，可将成功的计划措施反馈到风险管理体系中，为风险优化分析提供依据，进一步制定出最佳的风险控制方案。

5.完整性维修

含缺陷管道经过风险评价后通常将管道风险划分为四个等级：A及风险等级最高，表示必须立即维修及更换；B级风险次高；C级标识比较安全；D级标识管道处于低风险安全状态，无需采用任何措施。

对于风险等级较高管段必须采用相应的遏制管道腐蚀破坏和恢复管道完整性措施，传统意义上的完整性维修措施主要有修补防腐覆盖层、套管修补及更换腐蚀管段等三种基本方法。

（1）防腐层修补使用与腐蚀破坏不大的情况，通过修补覆盖层的方法遏制腐蚀的发展，修补时需要分别将腐蚀产物、管子周围旧防腐层彻底清除干净，然后将与管体现有防腐层匹配性好的新防腐层加上去，也可采用自动涂敷设备恢复管道的完整性。

（2）套管修补是将制造时分成两半的管套布置在腐蚀管道全周并沿纵向焊缝焊接起来，施工前要求将腐蚀生成物彻底清除干净，并用合适的填充材料将主题管道与套管之间的孔穴处填满。

（3）对于腐蚀较为严重或其不满足有关规范要求的含缺陷管道以及含有裂纹等缺陷的管道必须将其切除，替换以新的关节，并要遵守严格的焊接工艺与原有完好的管段焊接起来。

五、管道完整性管理实施步骤

首先要编制管道完整性规划。管道完整性工作贯穿于管道的整个生命周期，实际上这是一项长期和日常性的工作。其次是编制具体实施方案并予以实施。实施方案分6步骤。

（1）数据采集和整合。管道沿线建设数据、站场数据、内外检测数据、保养维护修理数据、设备设施数据、地理信息数据。

（2）高后过区识别。设计阶段的高风险识别、运行阶段的高后果区识别分布情况、识别频率。

（3）风险评价。管道综合风险评价、地址灾害风险评价、第三方破环风险评价。

（4）对管道进行检验、监测、检测。包括管道内外检测、基线检测情况、管道监测、管道内外腐蚀检测、管道检测。

（5）完整性评价。包括管道试压评价、外腐蚀直接评价、管道ICDA评价、管道应力腐蚀开裂评价等。

（6）维护和修复。管道修复、线路管理措施、第三方施工与破坏管理措施。

通过上述6个步骤完成一个完整性管理循环，然后进入下一个循环，持续改进，使管道运行始终处于风险可以接受的范围内。

六、天然气管道完整性管理体系发展现状及问题

从国际上来看，尽管人们对管道完整性已经进行了不少研究，但管道完整性仍然是管道行业研究的热点问题。对1995年到2000年美国石油文摘的检索结果表明，管道完整性评价在国际上研究仍然呈方兴未艾之势。1998年和2000年2次ASME国际管线会议都设有管道完整性评价的分会场。另外，每两年一次的国际管道会议，在管道完整性管理专题中都会有大量文章发表，而国内大型管道公司和管道科研机构在2000年以后也开始参与此盛会，将中国实施管道完整性管理的经验与全世界同行进行交流提高。

我国最大一家石油公司自2004年起通过8年多的研究和应用，已经全面推广实施管道完整性管理，已经掌握了管道完整性管理的核心支持技术，如管道数据管理技术（基于GIS）、风险评价技术、检测技术、完整性评价技术和各种维抢修技术及专业的团队，建成了管道完整性管理体系和信息化系统，实现了管道数据的集中管理存储和完整性管理业务流程的信息化。但在推广和实施管道完整性管理时仍存在以下问题：

（1）大量管道数据资料丢失或分散，使得管道完整性管理的基础数据难以收集。

（2）大量支持技术管道企业不掌握，外部公司或高校等情况混杂，技术水平参差不齐，不能满足实际需求。

（3）管道完整性管理前期投入过高，管道公司需要较大的决心来持续推动。

（4）基于GIS的管道数据管理技术根据国内相关法规的条款要求，在使用推广上受到极大限制，使得管道数据管理水平远远不能满足生产实际要求。

因此，我国管道完整性管理体系的建设在系统性、完整性、先进性上同国外相比还有较大差距，仍需要政府、地区、企业的多方面努力，认真总结国际在管道完整性管理过程中的宝贵经验，逐步形成适合我国具体情况的法制化管道完整性管理体系。