楊大慎 王垚

中國石化銷售股份有限公司華南分公司

筆者在梳理國內外埋地輸油管道安全管理相關標準的過程中，發現雙方在風險評估、管道安全距離設定、檢驗檢測管理上存在較大差異。本文對此進行了比較分析，并對國內管道企業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與標準規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一規定，將半定量評價方法作為推薦性做法，允許各企業評價方式保持差異。如加拿大TransCanada公司定量評價風險，基于管道失效統計修正及部分結構可靠性的方法，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。聯合國歐洲經濟委員會（ECE）《工業事故跨境影響公約》中要求，管道建設期和運營期的風險評估，應充分結合管道材料、壓力等級，判斷管道泄漏影響范圍，做好管道與高后果區等安全距離內的風險防控。該管道風險評價方式，更側重于失效后果分析，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素質，對評價人員的經驗要求相對較高。

國內很多企業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。隨著國內基礎設施建設的快速發展，管道周邊環境風險因素會發生變化，由于半定量風險評價方法設定的風險因素固定，可能導致一些風險被遮蔽。該方法有進一步優化的空間[1]。

2 管道安全距離比較分析

（1）管道與地面構筑物間距。美國聯邦CFR49有關液體管道最低安全標準規定，管道和住宅、工業建筑及公共場所的最小間距為15.24 m。俄羅斯規定管道距離居民點、企業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《輸油管道工程設計規范》規定原油、成品油管道與城鎮居民點或重要公共建筑的距離不應小于5 m；此外規范中還規定了城鎮中心區、市郊居住區、商業區、工業區、規劃區等人口稠密地區應取0.6的設計系數。考慮到我國的人口規模，很多地段具有密集性特點，管道按5 m距離控制的話，對管道本質安全的要求應更加嚴格，但是若管道建設在先，地方規劃在后，管道建設階段設計系數選取不足，本質安全無法保證，若管道大量位 于高后果區，管道安全保護必然面臨很大的難度。

（2）管道與地下構筑物的距離。國內外基于施工、檢修需要及電絕緣等影響，規定了埋地輸油管道與其他埋地管道、通信電纜平行敷設時的間距。美國要求埋地管線與任何其他地下構筑物間的距離，應超過0.152 m。荷蘭標準NEN 3650-1-A1《管道系統要求》規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《輸油管道工程設計規范》規定輸油管道與已建管道并行敷設時，土方地區管道間距不宜小于6 m，石方地區間距不小于20 m。采用同溝敷設，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時，凈垂直距離不小于10 m；交叉敷設時，凈垂直距離不小于0.5 m。

國內外對管道與地下構筑物的距離要求差別較大。國內相關標準也經過多次修改，現執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，設置管道與地下構筑物的安全距離。一些管道企業，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，政府監管部門、管道企業和社會監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，聯合保護管道。但國內企業與企業間、政府與社會民眾間對管道安全的技術數據無法實現信息共享，國內也缺少權威性強的、專業的社會監督團體，尚無法制定聯合保護措施。

（3）與架空輸電線路的距離。為防止高壓電力系統和牽引系統對管道的電干擾，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]。國內外都缺乏與超過1 000 kV輸電線路的安全間距要求。

國內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。而且國內相關標準規定的距離不完全一致，對執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等標準規范中，明確提出了對內檢測操作流程、數據管理、分析方法、設備性能及人員資質的要求。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，APIRP 1169《新建管道工程基本檢驗要求推薦做法》建議聘請具有相關從業資質的檢測人員，其附錄中也規定了特殊檢驗員的認證資格和質量檢測要求[4]。

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

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

一些管道企業和檢驗機構通過科技創新或對外引進，提升管道檢驗檢測技術水平，但若新技術申報、評審流程復雜，新技術推廣應用會有一定難度。

4 幾點建議

（1）關于風險評價。一是根據管道實際情況制定相應的風險評價體系，對于不同地區、不同管道，管道企業可采用不同的風險評價方法。例如復雜雜散電流干擾區域，如果采用和普通地區同樣的評分指標，評價結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外檢測相互驗證。內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，建議結合檢測結果對比分析，綜合考慮風險評價結果的合理性。三是豐富和完善管道失效和腐蝕數據庫。數據庫的建設是管道風險管理的基礎性工作，企業應重視管道歷史失效數據的收集，完善管道失效事故或事件的上報和收集制度，通過不斷總結經驗、發現規律，為管道完整性管理提供技術支持。美國、加拿大等國家以法律法規的形式規定了企業事故上報程序，成為規范失效數據采集和上報的一種有效手段。

（2）關于管道安全距離。一是建議在管道規劃建設期，管道企業除了要求管道安全距離符合國內標準外，還應結合管道材質、運輸壓力等信息，科學計算并劃定高后果區和非高后果區，分析輸油管道發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、地鐵、電網等單位應當建立長期有效的合作，推動信息交流和互享，實現應急資源共享，在高后果區管控、隱患整改等方面，也可以建立統一的管控機制。四是加快推進智能技術應用。無論是國內還是國外，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，因此根據管道現狀，做好風險的監檢測、識別和消減，顯得尤為重要。敷設管道時，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測、高后果區自動識別等技術應用逐漸成熟，也可以推廣應用。

（3）關于檢驗檢測。一是進行管道定期檢驗時，除考慮依法合規，承包商的技術能力也應當作為重點考察內容，通過業績審核、牽引試驗、檢測信號質量審核、開挖驗證等手段對檢測機構技術水平進行控制，甄選檢驗檢測機構。二是適當鼓勵企業自主研發檢驗檢測新技術，引進國外超聲裂紋檢測、應力檢測等先進技術，不斷消化、吸收。同時鼓勵企業培養內部專業檢測隊伍，加強檢驗檢測過程監督管理，加強對檢測結果的可靠性驗證。三是根據完整性管理特點，建立企業準則，完善對內檢測機構和公司專業管理人員的工作職責、工作內容、數據分析能力、資質條件等要求，提升企業完整性管理水平。四是政府監管明確、統一、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，加強對企業檢驗檢測過程、結果的合規性和有效性的評估與判斷。

參考文獻：

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

[2] 趙晉云，羅鵬，鄭娟. 國內外長輸油氣管道安全距離的標準對比研究[J]. 石油工業技術監督， 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——第二屆CCPS中國過程安全會議. 2014.

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

[6] 張華兵，戴聯雙. 油氣管道完整性管理相關資質問題探討[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。