油气管道区域化管理的思考

吴有更

国家管网集团山东省分公司德州作业区（山东德州 251100）

随着我国油气管道建设规模的扩大，在同一区域内建设多条油气管道的现象较为多见[1]，为了便于资源整合，实现管网全面互联互通，国家管网集团推动形成“全国一张网”，实现管道资源共享，既可避免重复建设，又可提高能源运输效率。国家管网成立初期，同一地区多家公司仍按照管线管理，造成资源配置重复、多头管理、效率低下的尴尬局面［2-3］，为此国家管网集团提出了区域化改革的理念，但在改革过程中，面临人员素质参差不齐、管道输送介质风险差异、油气调度混乱等诸多问题。本文从管道区域化划分原则、责任制的落实、风险预控管理、应急管理等方面，对油气管道区域化管理进行探讨，深入探索油气管道区域化管理模式，提高管道运行效率。

1 区域化管理概述和历史沿革

区域化管理是指根据站场、管道的地理位置，按照邻近分区划分、统一管理的原则划定若干区域，由统一区域内作业单元对所辖管理范围内的所有站场、管道、阀室、光缆等管道设施实施集中管理的一种管理模式。

自20 世纪90 年代以来，以北美和欧洲为代表的国外先进管道公司逐步形成了集中调控、站场无人值守、区域化管理维护的管理模式，在该模式下，实行总部到区域维护中心两级管理模式[4-5]，精简的劳动组织结构呈现扁平化，劳动组织效率明显更高，管道人均管理里程达到10 km[4，6]。我国区域化管理起步较晚，中国石油管道公司于2015年开始探索实施区域化管理，以标准、流程、作业文件“三统一”工作及站场标准化建设为基础，编制了Q/SYGD 0109—2018《油气管道区域化管理技术规范》与Q/SYGD 0117—2019《天然气管道无人站技术规范》[4]，且部分场站推行无人值守管理模式，但由于管道所属责任主体不同，在推行区域化管理上具有一定的局限性。如在同一县市内存在中石油、中石化、地方燃气企业多条油气管道并行，在规划建设、外管道管理等方面存在极大的资源浪费，不利于我国油气管道的统筹布局、系统管理。

据不完全统计，全球约50%以上的天然气管道、40%以上的石油管道企业采用区域化管理模式，区域化管理是我国油气管道发展的必经之路，是我国油气资源整合、优化资源配置的必然过程，随着管理模式的逐步优化，将逐步形成管网区域化运维模式。但由于各管道企业管理理念不同、人员素质参差不齐等因素，推进管道区域化管理还存在一定的问题及阻力。

2 面临的问题

1）输送介质特性不同。油气管道输送介质主要包括天然气、原油、成品油。天然气为甲B类危险气体，无污染特性，天然气管道具有高压、易燃、易爆、大管径的特点，与油品管道在风险管控、应急处置等方面存在差异；原油为未经加工处理的石油，是具有特殊气味的黏稠性油状液体，是烷烃、环烷烃、芳香烃和烯烃等多种液态烃的混合物。我国原油80%以上为易凝高黏原油，含蜡量高、流动性差，在输量降低后易发生初凝，停输再启动后容易凝管，清管过程中容易发生蜡堵卡球事故等[7]。成品油是经原油加工而来的产品，国内成品油管道主要为柴油、汽油、航空煤油等，具有闪点低、易燃易爆特性，在油品泄漏后，比原油挥发性强，具有更强的渗透性。

2）现有管理人员业务水平不能达到区域化管理要求。由于各管道企业技术人员多为单一介质专业人员，面对油气管道管理权的重大变更，同一管理单元，需管辖多种介质管道。由于输送介质特性不同，设备运维方式、应急处置方法以及依据的法规和标准不一致，目前管理单元负责人、管理人员、技术人员业务水平不能达到区域化管理的需求。

3）场站自动化水平不满足区域化设置要求。站场区域化管理应具备远程控制和集中监视条件，通过调控中心远程集中调控组织运行，分公司调度室远程监视进行巡检巡查，作业单元定期到站场进行巡检与维护，构建“三位一体”的运行控制与维护模式［3］。但目前部分场站、阀室无法满足远程控制和集中监视要求，区域化管理后，将面临油气管道调度混乱、场站劳动强度不一等问题。

4）管道被拆分、业务量增大等问题。站外管道区域化管理，将面临同一条油气长输管道被多家管理单元共同管理的问题，管道内外检测、风险评价、工程改造等以单条管道为作业单位的业务，将涉及多家管理单元，存在协调难度大、业务量增加、数据重复调用等现象，将占用基层员工较大精力，不利于提高工作效率，背离管道区域化管理的初衷。

3 区域化管理实施设想

油气管道区域化管理应以风险超前管控为核心，以高效管理为目标，以精简的人员，实现油气管道安全平稳高效运行。从优化管理单元设立、管理单元责任制的落实、风险预控管理、应急管理4 个方面提出具体的实施方法，推动实现管道区域化管理。

3.1 管理单元的设立

区域化管理单元的设立应统筹考虑调度运行、应急管理、专业化业务管理、属地管道保护等多方面的因素，形成油气调度区域化、业务管理专业化、管道保卫属地化区域管理模式。与地方属地管理职责相对应，建议完成两级管理单元的设置。

以省界划分区域化管理中心，为便于区域内管道油气调度、市场开拓以及管道业务的综合管理，建议以省界划分区域管理中心，负责协调省内油气管道的规划、建设、调度运行、管道管理、应急抢险、市场开发等工作。同时建议将管道内外检测、风险评价等以单条管道为作业单位的业务，划到省级区域化管理单元，实现管道拆分、业务不分的职能，解决“管道被拆分，业务量增大”的难题，提高工作效率。

以市界划分专业化管理单元，负责辖区内油气管道的风险识别、维护保养、设备检修、应急抢险等专业化业务。专业化管理单元依据全员安全生产责任制的要求，设立安全监督、生产运行、管道保卫等相关岗位，负责辖区内工艺、自控、通信、计量、电气、环保、完整性管理等专业化管理业务；下设维抢修队，维抢修队到达辖区内远端管道的时间应小于1 h，满足管道应急抢险的要求；以县界设立管道保护站，负责辖区内管道巡护管理、第三方施工预警、打孔盗油排查、管道外协等管道保卫工作，满足区域内管道保卫工作要求。为便于管道管理工作的开展，维抢修队、管道保护站应由专业化管理单元领导班子直管，且应明确专业化管理岗位、管道保护站的职责范围，确保工作不缺位，责任无盲区。

3.2 管理单元责任制的落实

企业安全生产责任制是一套与安全生产相关的所有职责组成的制度体系，包括企业领导职责、部门职责、岗位职责[8]。区域化改革期间，由于管理机构的调整，有的管理单元甚至从无到有，应建立职责清晰、范围全覆盖的安全生产责任制，确保改革过渡期企业的安全生产管理体系有效运行。

1）建立健全安全责任制。面对管理权的重大变更，应通过纸质文件约定各自的管辖范围，并经各级负责人签字确认，明确各级管理单元的管道管辖范围，同时可通过栽埋界桩、RTK 坐标定位相结合的方式，进行物理界限界定，防止出现推诿、扯皮、三不管等现象。完善各级管理单元组织机构，明确各级管理人员、操作人员的职责，制定横向到边、纵向到底岗位责任清单，并签订责任书，将责任落实到人。针对正在进行的工程项目，应明确责任单位、责任人，确保改革期间管道有条不紊平稳运行。

2）修订完善规章制度。管理权的变更，将面临各班组、站队执行规章制度不统一、操作工序不一致、应急处置衔接不当等问题，应对规章制度、操作规程、作业指导书、应急预案等文件进行全面梳理和完善，确保员工队伍有章可循、有规可依。

3）强化队伍培训。面对管道介质的多样性，安全管理人员现有水平不能达到安全生产的需求。改革前应加强设备、工艺、应急知识的培训，提高各级安全管理人员的知识水平，以适应区域化管理的需求；针对岗位变动人员应进行转岗培训，取得相应资质方可转岗作业；各级管理单元应根据实际情况配备特种设备管理人员、操作人员及特种作业操作人员，以满足特殊岗位要求，达到区域化管理要求。

4）保证安全投入。资金来源是保证安全生产的前提。改革期间，应畅通安全生产费用使用渠道，优先保障隐患治理、安全技术措施费用，严防因资金不足导致隐患失控。管理界面的调整，将面临生产备件、应急设备、防汛物资分布不均、配备不齐问题，应对其进行统一调整、调配，以满足管理单元生产运行、应急抢险的需求。

3.3 做好风险预控

风险是指生产经营单位在生产经营活动中因危险有害因素作用而存在的发生事故的可能性及其造成后果严重程度的组合，隐患是可能导致事故发生的物的危险状态、人的不安全行为和管理上的缺陷，都是能对人体产生危害的原因或条件［9］。风险控制措施若出现漏洞，将形成隐患，隐患若不及时发现、处理，将引发安全生产事故。油气管道区域化改革期间，面临管理界面、管道输送介质的重大调整，管道面临的风险急剧增加，应从外部风险、制造缺陷、腐蚀风险3个方面，全面开展风险识别工作，建立风险清单，制定风险预控措施，满足多种介质管道安全管理要求。

1）外部风险。外部风险主要包括打孔盗油、第三方施工破坏、地质灾害等风险，是导致管道失效最快的风险。据统计，国内近10年公开报道的管道安全事故，外部风险因素是引起管道事故的主要原因，其中人为影响（偷盗油气）引起的事故占10%[10-11]。2006—2018 年，中石油建立的油气管道失效数据库系统共收集上报线路失效数据125 起，打孔盗油是最主要的失效因素[12]。因此在区域化改革期间，应严格防范管道外部风险。

通过管理手段防范管道外部风险。①建立健全管道巡护责任制，落实各管段责任人和职责，将管道巡护、施工预警、防打孔盗油责任落实到人，并根据施工特点、打孔盗油特点，分季节、分地域制定管道巡护方案，并严格执行，层层压实管道巡护责任；②建立政府联防联控渠道，通过公安部门获取具有打孔盗油前科或可疑的车辆、人员信息，适时开展警企联巡工作；③开展企地共建工作，发展周边村支书或属地消息灵通的人员为信息员，依托地方老百姓获取信息；④做好闲置厂房、沟渠、浅埋点等风险段排查工作，排查管道上方有无动土、闲置厂房内有无人员活动痕迹；⑤开展地质灾害排查工作，按照治早、治小的原则，及时消除隐患；⑥做到管道标识的可视化管理，管道沿线警示标识清晰、完好，满足通透性要求；⑦开展精准宣传工作，提高周边人员管道保护意识，使周边居民具备管道泄漏判断能力，能够主动制止危害管道安全的行为，对居民提供的有效信息给予一定的奖励；⑧定期组织联合演练工作，提高管道企业应急处置能力以及居民应急逃生能力，将事故后果减少到最小。

通过技术手段对外部风险进行监测控制。目前比较成熟的技术手段主要包括管道泄漏监测系统、管道光纤预警系统、管道内检测技术、外检测技术、视频监控系统、无人机巡护系统、地质灾害监测预警系统等[11]。①视频监控系统重在预防，可在防打孔盗油重点地段、第三方施工高发段安装视频监控系统，对管道周边的状况实时监控，条件允许的单位，可实现管道线路视频监控全覆盖，严防打孔盗油等外部风险；②管道光纤预警系统通过采集管道伴行光缆的振动信号，实时监测管道周边的违法施工，但由于光缆、管道位置存在偏差、误报等原因，建议其与视频监控系统搭配使用，可取得良好效果；③管道泄漏监测系统主要通过监测负压波等参数，对管道泄漏点进行识别、定位，为快速判断出打孔盗油或泄漏点位置提供技术支持；④管道内检测技术、外检测技术主要对管道已存在的打孔盗油阀或支管进行检测，时效性较差，可配合金属探测仪对已发生打孔盗油事件的盗油引管进行排查；⑤地质灾害监测预警系统可应用在山区等地质灾害频发的区域，防范地灾危害。

2）制造缺陷风险。管道制造缺陷包括管材本身存在的缺陷、管道施工过程中造成的焊接缺陷以及早期缺陷修复方式不合理等因素。建设期，由于管道行业评片标准与现行的标准不一致，检测单位存在射线底片漏评、错评，监理单位监管缺失，施工单位焊接人员责任心不够，在不满足作业条件的环境下进行焊接作业，违规进行返修作业等情况，导致管道的制造缺陷，比如明显的表面未熔合、缺陷未及时处理等。管道制造缺陷若不及时发现，随着管道的长期运行，管道负荷的增加，缺陷不断扩大，将引发事故。区域化改革后，各管理单元应通过管道内外检测、施工档案复查、开挖验证等手段排查管道制造缺陷，通过加强施工监管、缺陷修复、加强管理等手段进行治理。

实行建管融合，针对正在建设的管道项目，管理单位在建设期应参与管道建设，落实管道全生命周期的管理，确保管道材质、施工质量。以中俄东线为例，按照智能管道标准进行建设，通过二维码可追溯施工全过程信息，事故情况下可倒查责任人，确保各环节履职到位；开展环焊缝排查工作，对黑口、疑似黑口环焊缝进行开挖复检，并根据无损检测、适用性评价结果采取相应的修复措施；对补板、堆焊等缺陷修复点进行排查，核实是否满足现行规范，依据埋地钢制管道管体缺陷修复指南，L415/X60 及以上钢材不易采用堆焊的方法进行修复，L360/X52 及以上钢材不易采用补板的方法进行修复；对带压封堵点进行排查，天然气管道对带压封堵点进行开挖时，曾发生多起封堵点漏气事件，且应验证封堵点是否满足内检测器通过的要求；依据内、外检测报告，对超标腐蚀缺陷、凹陷、焊缝缺陷进行治理。

3）腐蚀风险。埋地油气管道腐蚀的方式主要是电化学腐蚀，主要包括防腐层破损引起的腐蚀、异种金属导致的腐蚀、杂散电流干扰腐蚀、新旧管道的腐蚀、阴保屏蔽导致的腐蚀等多种类型。腐蚀风险导致管道缺陷事故较缓慢，容易被多数人所忽视，但从事故数据不难看出，腐蚀风险危害性很大。管道区域化管理中存在多种腐蚀管理问题：如阴保站分散于多个管理单元，当管道电位出现异常时，沟通不顺畅，导致问题处理不及时；老旧阀室压变未设置绝缘卡套，阴保电流从压变接地处流失，导致接地点附近的管道阴保屏蔽，容易产生腐蚀风险；若阴保站阳极地床设置不合理，将会存在阴保电流从绝缘法兰内测防腐层破损点大量流出，导致腐蚀穿孔风险。

做好腐蚀风险区域化管理。优化区域内恒电位仪管理模式，区域内恒电位仪实现统一调度管理，可建立阴极保护监测系统，管道沿线适时安装智能测试桩，实时监测各阴保站恒电位仪运行情况、沿线电位情况，确保阴极保护系统的有效性；加强管道沿线电位测试，确保管道断电电位满足阴保准则。阴保准则参照埋地钢制管道阴极保护技术规范，在一般的土壤和水环境中，管道断电电位应为-0.85～-1.2 V(相对于硫酸铜参比电极)，对于高强度钢另有规定。国家管网企业曾建议X80及以上管道，管道电位最高不超过-1.1 V；强化交直流干扰源的预防与控制，对因干扰导致管道电位不满足阴保准则，或者交流电压大于4 V 且交流电流密度大于30 A/m2的管段进行排流保护，避免和减少管道腐蚀；定期对绝缘法兰及其保护装置、仪表绝缘卡套、跨接装置、测试桩、排流设施等阴保设施进行性能测试、维护，确保阴保设施的完好性；开展防腐层测试、修复工作，重点修复杂散电流干扰区、阴保屏蔽区等重点区域内防腐层，提高防腐层的完整性；依法合规开展管道内、外检测作业，不仅可清除管道的积水和污垢，延缓管道内壁腐蚀，同时结合管道内外腐蚀状况，提出管道剩余强度、剩余寿命、腐蚀风险点的管控措施及维修建议。

3.4 应急管理及事故处置

突发事故具有突然性和复杂性的特点，油气管道输送介质为易燃、易爆物质，如果在输送过程中出现了突发事故，不仅会对环境造成污染，也会对人民的生命和财产安全构成严重的威胁［13］。管道区域化管理后，应急指挥机构及其职责发生重大调整，所需的应急资源发生重大变化，应急处置涉及多种油气介质管道，面临的突发事件变得更加多样化，事故情况下，若应急处置不当，将造成事故的扩大。如油品管道涉及环境污染风险，若处置不当将造成巨大的经济损失；原油管道在泄漏处置过程中，应考虑管道凝管风险。因此各管理单元应加强应急能力建设，建立完善的应急管理体系。

1）建立应急组织机构，明确管理职责。管道区域化管理后应建立各级应急组织机构，根据事故的类别、级别明确应急事件的指挥长，明确各小组成员及职责，确保应急事件有条不紊的处置。为适应区域化应急抢险需求，依据应急队伍救援的辐射范围，组建维抢修队，并配足、配齐应急救援器材、应急物资，确保突发事件在最短的时间内得到处理；组建公司应急处置专家库，应至少包括具有天然气、原油、成品油应急处置技术知识的一线专家，为突发事件的多样性提供技术支持。

2）修订完善应急预案，开展应急演练。区域化管理将涉及应急组织机构及其职责的调整、风险的重大变化、重要应急资源的重大变化、管理权的重大变更，依据生产安全事故应急预案管理办法，开展风险评价、应急资源调查，对应急预案进行修订完善，重新组织评审、报备。依据油气管道不同的特性，分类制定天然气大量泄漏、原油管道泄漏、成品油管道泄漏、原油管道凝管、打孔盗油、环境污染等专项应急处置方案，并明确不同介质发生火灾时，灭火器材的选用要求，确保应急预案的全面性、系统性、针对性。根据应急预案开展专项培训、应急演练，提高应急救援人员的专业素质，确保高效处置突发事件。

3）应急处置原则。突发事件发生后，应以人的生命安全为主，充分调用可利用的一切资源，快速高效的采取最优的措施，将人员伤亡和经济损失降到最低。发生油气管道泄漏应急事故，应以最快的速度完成事故确认、上报等工作，启动相应应急预案，关闭上下游截断阀，对事故风险进行研判，对泄漏管道进行抢险处置。风险研判应考虑爆炸性环境形成、环境污染、隔绝点火源等因素，排查泄漏处管道周边的排水、排污管道、管沟、管涵以及其他可能存在油气聚集的密闭空间，防止泄漏油气进入密闭空间，避免形成爆炸环境。采取措施对泄漏油品进行拦截、回收，防止油品管道污染环境。由于成品油渗透性强，应防止成品油泄漏流入水井等隐蔽空间，形成隐蔽污染源。

4）优化并行管道突发事件应急处置措施。油气管道受地方规划及路由条件的限制，管道并行敷设情况越来越多，当管道发生应急事件后，应考虑相互之间的应急处置影响。油品管道发生泄漏后会在地面形成液池，如点燃形成油池火，不点燃形成可燃气体，要防止在其他易燃易爆管道附近形成液池［14］，防止对其他管道造成危害，可通过改变油管道周边地形形态，限制泄漏油品的流向。如果其中一条油气管道发生泄漏爆炸事故，极易对相邻的管道产生破坏，导致其失效，进而扩大事故后果[15-17]。并行间距能够有效避免相邻管道的影响，随着并行间距的增大、土壤压实度增大、管道埋深增加、管道直径减小，相邻管道的影响程度随之减少［18］。陈国华等人基于非线性有限元程序LSDYNA 进行数字模拟，建议并行管道间距和埋深均需保持在3.5 m 及以上[14]；对不满足要求的油气管道，可设置防爆装置，确保并行管道的安全。

5）推动应急管理信息化建设。为提高应急响应效率，油气管道企业应推动应急管理信息化建设，从预防与应急准备、监测与预警、应急处置救援、事后恢复与重建等方面，建立全方位、全过程的应急信息管理系统，确保应急管理的全面性、系统性；建立管道信息、周边环境、应急资源、应急专家、应急预案数据库，实现信息的共享，方便紧急情况下能迅速调动所有急需的应急资源；推进站场无人站升级改造，优化管道调度管理，满足场站远程控制和集中监视的条件，解决各管线调度不统一的问题，实现当应急事件发生后能够高效地进行流程截断。

4 结论和思考

通过对管道区域化管理面临的问题进行分析，提出了管道区域化管理思路，从优化管理单元设立、管理单元责任制的落实、风险预控管理、应急管理4个方面提出具体的实施方法。与地方属地管理职责相对应，完成省、市、县三级管理单元的设置，形成油气调度区域化、业务管理专业化、管道保卫属地化管理模式；从责任制落实、规章制度、队伍培训、安全投入4个方面，提出了区域化改革过渡期间落实企业安全生产主体责任的具体措施，做到责任不缺位、工作无断档；遵循风险超前管理的思路，从外部风险、制管风险、腐蚀风险3个方面提出了风险管控措施，严防隐患的形成；面对应急指挥机构的重大调整，应急资源的重大变化，面临突发事件的多样化，提出了区域化应急管理思路，为管道管理者提供决策依据。