楊大慎 王垚

中國石化銷售股份有限公司華南分公司

筆者在梳理國內(nèi)外埋地輸油管道安全管理相關(guān)標準的過程中，發(fā)現(xiàn)雙方在風險評估、管道安全距離設(shè)定、檢驗檢測管理上存在較大差異。本文對此進行了比較分析，并對國內(nèi)管道企業(yè)開展輸油管道管理提出一些建議。

1 風險評估管理比較分析

北美管道風險評估的法規(guī)與標準規(guī)定了典型風險評價流程及風險因素，對風險評價方法沒有統(tǒng)一規(guī)定，將半定量評價方法作為推薦性做法，允許各企業(yè)評價方式保持差異。如加拿大TransCanada公司定量評價風險，基于管道失效統(tǒng)計修正及部分結(jié)構(gòu)可靠性的方法，通過PIRMID軟件計算管道失效概率；而Enbridge公司則采用定性、半定量方法開展管道風險評價。

歐洲英國、荷蘭等國家主要采用定量風險評價方法（QRA），在新建管道選址及土地征用時，要求進行QRA評價，分析軟件有Effects、 RiskCurve。聯(lián)合國歐洲經(jīng)濟委員會（ECE）《工業(yè)事故跨境影響公約》中要求，管道建設(shè)期和運營期的風險評估，應充分結(jié)合管道材料、壓力等級，判斷管道泄漏影響范圍，做好管道與高后果區(qū)等安全距離內(nèi)的風險防控。該管道風險評價方式，更側(cè)重于失效后果分析，充分考慮了泄漏對管道周邊人口及社會造成的風險，計算過程比較復雜。

澳大利亞采用風險矩陣定性評價法，這種方法簡單易用，通用性強。但針對復雜風險因素的分析和評價時，過度依賴評價人員的專業(yè)素質(zhì)，對評價人員的經(jīng)驗要求相對較高。

國內(nèi)很多企業(yè)采用半定量風險評價法，采用指標體系，對各類風險進行打分。 GB/T 27512―2016《埋地鋼制管道風險評估》要求，風險評價應先進行管道區(qū)段劃分，再基于打分法原理，進行失效可能性、失效后果的半定量分析，最后再計算風險值，進行管道風險等級劃分。隨著國內(nèi)基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)的快速發(fā)展，管道周邊環(huán)境風險因素會發(fā)生變化，由于半定量風險評價方法設(shè)定的風險因素固定，可能導致一些風險被遮蔽。該方法有進一步優(yōu)化的空間[1]。

2 管道安全距離比較分析

（1）管道與地面構(gòu)筑物間距。美國聯(lián)邦CFR49有關(guān)液體管道最低安全標準規(guī)定，管道和住宅、工業(yè)建筑及公共場所的最小間距為15.24 m。俄羅斯規(guī)定管道距離居民點、企業(yè)和建筑物的最小安全距離不小于10 m[2]。歐洲一些管道企業(yè)在風險評價時，計算了管道失效后可能造成的影響范圍，在建設(shè)期預留出合理的安全距離。此安全距離包括應急計劃距離、應急危害距離和應急指揮距離。根據(jù)不同的應急距離，制定不同的應急處置方案，為預防和限制事故影響做好充分準備。我國GB 50253―2014《輸油管道工程設(shè)計規(guī)范》規(guī)定原油、成品油管道與城鎮(zhèn)居民點或重要公共建筑的距離不應小于5 m；此外規(guī)范中還規(guī)定了城鎮(zhèn)中心區(qū)、市郊居住區(qū)、商業(yè)區(qū)、工業(yè)區(qū)、規(guī)劃區(qū)等人口稠密地區(qū)應取0.6的設(shè)計系數(shù)。考慮到我國的人口規(guī)模，很多地段具有密集性特點，管道按5 m距離控制的話，對管道本質(zhì)安全的要求應更加嚴格，但是若管道建設(shè)在先，地方規(guī)劃在后，管道建設(shè)階段設(shè)計系數(shù)選取不足，本質(zhì)安全無法保證，若管道大量位 于高后果區(qū)，管道安全保護必然面臨很大的難度。

（2）管道與地下構(gòu)筑物的距離。國內(nèi)外基于施工、檢修需要及電絕緣等影響，規(guī)定了埋地輸油管道與其他埋地管道、通信電纜平行敷設(shè)時的間距。美國要求埋地管線與任何其他地下構(gòu)筑物間的距離，應超過0.152 m。荷蘭標準NEN 3650-1-A1《管道系統(tǒng)要求》規(guī)定兩條并行地下管道的間距應大于0.4 m。澳大利亞要求，管道與其他管道、其他通信電纜之間的水平距離至少0.6 m。

GB 50253―2014《輸油管道工程設(shè)計規(guī)范》規(guī)定輸油管道與已建管道并行敷設(shè)時，土方地區(qū)管道間距不宜小于6 m，石方地區(qū)間距不小于20 m。采用同溝敷設(shè)，最小凈間距不應小于0.5 m。被保護管道與其他管道交叉時，凈垂直距離不小于0.3 m。輸油管道與埋地通信光纜間距平行敷設(shè)時，凈垂直距離不小于10 m；交叉敷設(shè)時，凈垂直距離不小于0.5 m。

國內(nèi)外對管道與地下構(gòu)筑物的距離要求差別較大。國內(nèi)相關(guān)標準也經(jīng)過多次修改，現(xiàn)執(zhí)行標準更多是從做好雜散電流干擾防護、做好管道之間的電絕緣出發(fā)，設(shè)置管道與地下構(gòu)筑物的安全距離。一些管道企業(yè)，為避免受臨近其他管道影響，還考慮了管道焊縫間的安全距離。

歐洲國家普遍認為，為有效解決管道外部干擾問題，政府監(jiān)管部門、管道企業(yè)和社會監(jiān)管團體應確保對管道地理位置的信息交換共享，及時更新管道地理位置記錄，聯(lián)合保護管道。但國內(nèi)企業(yè)與企業(yè)間、政府與社會民眾間對管道安全的技術(shù)數(shù)據(jù)無法實現(xiàn)信息共享，國內(nèi)也缺少權(quán)威性強的、專業(yè)的社會監(jiān)督團體，尚無法制定聯(lián)合保護措施。

（3）與架空輸電線路的距離。為防止高壓電力系統(tǒng)和牽引系統(tǒng)對管道的電干擾，加拿大標準建議管道與塔桿接地體排流措施之間的間距大于10 m。德國標準要求管道中心線距離110 kV以上輸電線路邊導線的垂直投影，應超過10 m。澳大利亞標準規(guī)定管道與110 kV以上架空線路間的安全距離應大于5 m。我國標準規(guī)定，埋地管道與220 kV以下交流接地體的最小間距為5 m，與220 kV輸電線路鐵桿或電桿接地的最小間距為5 m，與1 000 kV的最小間距為13 m[3]。國內(nèi)外都缺乏與超過1 000 kV輸電線路的安全間距要求。

國內(nèi)外標準描述管道與架空輸電線路安全距離時，有的是參考垂直投影，有的是參考與鐵桿、臨時接地點的距離。而且國內(nèi)相關(guān)標準規(guī)定的距離不完全一致，對執(zhí)行和應用過程的指導性，還有待提高。

3 檢驗檢測比較分析

美 國 完 整 性 評 價 針 對 管 道 定 期 檢 驗 ， 在API 1163、 ANSI ILI-PA、 NACERP 0102等標準規(guī)范中，明確提出了對內(nèi)檢測操作流程、數(shù)據(jù)管理、分析方法、設(shè)備性能及人員資質(zhì)的要求。對于管道定期檢驗水平定向鉆、焊接、腐蝕控制等特殊檢測作業(yè)，APIRP 1169《新建管道工程基本檢驗要求推薦做法》建議聘請具有相關(guān)從業(yè)資質(zhì)的檢測人員，其附錄中也規(guī)定了特殊檢驗員的認證資格和質(zhì)量檢測要求[4]。

ECE《工業(yè)事故跨境影響公約》要求，管道定期檢驗和維護，由取得相關(guān)資質(zhì)的人員和承包商承擔，管道焊縫檢測，管道試運行前的強度、嚴密性試驗等專業(yè)實驗，最終驗收測試都應該由專業(yè)外委單位進行。國外管道公司對新技術(shù)的應用，持有更開放的態(tài)度。如法國TRAPIL管道公司， 2000年起便采用超聲波內(nèi)檢測代替漏磁內(nèi)檢測。近年來，通過不斷提升內(nèi)檢測器對焊縫、裂紋等關(guān)鍵指標的驗證能力，TRAPIL自主研發(fā)新型組合型檢測器，可同時檢測幾何變形、金屬缺陷和裂紋。

我國管道定期檢驗，要求檢測企業(yè)取得DD1資質(zhì)（內(nèi)檢測或（和）外檢測）、 MFL資質(zhì)（漏磁內(nèi)檢測）[5]，國內(nèi)擁有這些資質(zhì)的機構(gòu)數(shù)量較少。有能力的檢測機構(gòu)可能因沒有合法資質(zhì)，無法開展定期檢驗業(yè)務。管道企業(yè)若將外檢測工作交由技術(shù)能力強但無DD1資質(zhì)的檢測單位開展，檢測完成后委托具有DD1資質(zhì)的機構(gòu)出具外檢測評價報告，這樣做雖然保障了檢測質(zhì)量，但檢測單位和評價單位的責任很難界定。《特種設(shè)備安全法》、 GB 32167―2015《油氣輸送管道完整性管理規(guī)范》和TSG D7003―2010《壓力管道定期檢驗規(guī)則―長輸（油氣）管道》對于資質(zhì)的提 法和要求也不太一樣，對于采用超聲導波檢測、超聲測厚內(nèi)檢測、超聲裂紋內(nèi)檢測、幾何檢測等方式的定期檢驗，國內(nèi)仍缺乏資質(zhì)核準要求。目前，相關(guān)法規(guī)和標準正在修訂中，期望可以解決這些問題[6]。

一些管道企業(yè)和檢驗機構(gòu)通過科技創(chuàng)新或?qū)ν庖�進，提升管道檢驗檢測技術(shù)水平，但若新技術(shù)申報、評審流程復雜，新技術(shù)推廣應用會有一定難度。

4 幾點建議

（1）關(guān)于風險評價。一是根據(jù)管道實際情況制定相應的風險評價體系，對于不同地區(qū)、不同管道，管道企業(yè)可采用不同的風險評價方法。例如復雜雜散電流干擾區(qū)域，如果采用和普通地區(qū)同樣的評分指標，評價結(jié)果可能存在不合理性，需要建立更科學的、更具有針對性的評價體系。二是采用風險評價與內(nèi)外檢測相互驗證。內(nèi)外檢測是識別管道本體風險的重要手段，隨著管道周邊活動的增加，必然會影響“制造與施工缺陷”的評分，建議結(jié)合檢測結(jié)果對比分析，綜合考慮風險評價結(jié)果的合理性。三是豐富和完善管道失效和腐蝕數(shù)據(jù)庫。數(shù)據(jù)庫的建設(shè)是管道風險管理的基礎(chǔ)性工作，企業(yè)應重視管道歷史失效數(shù)據(jù)的收集，完善管道失效事故或事件的上報和收集制度，通過不斷總結(jié)經(jīng)驗、發(fā)現(xiàn)規(guī)律，為管道完整性管理提供技術(shù)支持。美國、加拿大等國家以法律法規(guī)的形式規(guī)定了企業(yè)事故上報程序，成為規(guī)范失效數(shù)據(jù)采集和上報的一種有效手段。

（2）關(guān)于管道安全距離。一是建議在管道規(guī)劃建設(shè)期，管道企業(yè)除了要求管道安全距離符合國內(nèi)標準外，還應結(jié)合管道材質(zhì)、運輸壓力等信息，科學計算并劃定高后果區(qū)和非高后果區(qū)，分析輸油管道發(fā)生泄漏爆炸的危害閥值，留出相應的應急響應距離。二是管道企業(yè)共同努力，推動管道交直流干擾、1 000 kV以上高壓輸電線路的相關(guān)標準建立，明確管道的各項安全距離和腐蝕防控措施。三是政府、管道企業(yè)、地鐵、電網(wǎng)等單位應當建立長期有效的合作，推動信息交流和互享，實現(xiàn)應急資源共享，在高后果區(qū)管控、隱患整改等方面，也可以建立統(tǒng)一的管控機制。四是加快推進智能技術(shù)應用。無論是國內(nèi)還是國外，各項標準對安全距離的要求還存在差異，這種差異短時間無法消除，因此根據(jù)管道現(xiàn)狀，做好風險的監(jiān)檢測、識別和消減，顯得尤為重要。敷設(shè)管道時，可采取一些管道屏蔽、隔離等防護措施。管道陰極保護智能監(jiān)測、高后果區(qū)自動識別等技術(shù)應用逐漸成熟，也可以推廣應用。

（3）關(guān)于檢驗檢測。一是進行管道定期檢驗時，除考慮依法合規(guī)，承包商的技術(shù)能力也應當作為重點考察內(nèi)容，通過業(yè)績審核、牽引試驗、檢測信號質(zhì)量審核、開挖驗證等手段對檢測機構(gòu)技術(shù)水平進行控制，甄選檢驗檢測機構(gòu)。二是適當鼓勵企業(yè)自主研發(fā)檢驗檢測新技術(shù)，引進國外超聲裂紋檢測、應力檢測等先進技術(shù)，不斷消化、吸收。同時鼓勵企業(yè)培養(yǎng)內(nèi)部專業(yè)檢測隊伍，加強檢驗檢測過程監(jiān)督管理，加強對檢測結(jié)果的可靠性驗證。三是根據(jù)完整性管理特點，建立企業(yè)準則，完善對內(nèi)檢測機構(gòu)和公司專業(yè)管理人員的工作職責、工作內(nèi)容、數(shù)據(jù)分析能力、資質(zhì)條件等要求，提升企業(yè)完整性管理水平。四是政府監(jiān)管明確、統(tǒng)一、科學方面還有進一步提升空間，建議政府各級管道保護主管部門按照程序和標準，加強對企業(yè)檢驗檢測過程、結(jié)果的合規(guī)性和有效性的評估與判斷。

參考文獻：

[1] 張華兵，王新，周利劍. 國內(nèi)外管道風險評價對標[C].中國管道完整性管理技術(shù)大會. 2014.

[2] 趙晉云，羅鵬，鄭娟. 國內(nèi)外長輸油氣管道安全距離的標準對比研究[J]. 石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督， 2012，28(6)： 38-42.

[3] 程浩力，孫銳，張連來. 油氣管道與電力及通信線路的安全間距要求[J]. 油氣儲運， 2017(12)： 1430-1435.

[4] 漆敏，路帥，趙東風. 中美油氣管道安全檢測標準差異性分析研究[C]. 危險化學品管道安全管理與技術(shù)——第二屆CCPS中國過程安全會議. 2014.

[5] 王秀麗，朱曉紅，夏飛. 管道內(nèi)檢測技術(shù)及標準體系發(fā)展現(xiàn)狀[J]. 石油化工自動化， 2018， 54(02)： 4-8.

[6] 張華兵，戴聯(lián)雙. 油氣管道完整性管理相關(guān)資質(zhì)問題探討[J].管道保護， 2017(5)： 23-25.

作者：楊大慎， 1978年生，大學本科，中國石化銷售股份有限公司華南分公司深圳管理處處長，工程師，主要從事管道管理、完整性管理等工作。

        王垚，博士，中國石化銷售股份有限公司華南分公司管道管理處副主任師。