作者：帅健,董绍华
出版社：石油工业出版社
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油气管道完整性管理试读：
前言
进入21世纪以来，伴随着我国油气管道建设的高速发展，管道面临的安全问题逐步显现：一方面，我国早期建设的油气输送管道，接近甚至超过设计寿命，进入事故多发期，另一方面，一大批新建管道投入运行，新建管道在运行初期也处于较高风险阶段，所以我国油气管道行业面临的是新、旧管道的双重高风险，这对管道安全管理提出了严峻挑战。基于我国油气输送管道发展需求，我国引进了管道完整性管理理念，经过十多年的推广和实践，已在油气储运全行业得到普遍应用和推广，取得了丰硕成果，成为持续改进提高油气输送管道管理水平的重要途径。
紧密联系我国油气储运的发展趋势，中国石油大学（北京）油气储运学科从一开始就敏锐觉察到完整性管理的重要性，早在2004年，学科负责人张劲军教授就提议在研究生的教学中开设“油气管道完整性管理”一课，至今已十年有余，这十余年，也是我国完整性管理发展得最快的一段时间，完整性管理基本上也从开始时的知之不多到逐渐被认识、应用、实践并发扬光大，教学内容也随着完整性管理的技术进步而逐步完善，开始形成完整性管理的知识体系。除学校的课程教学外，作者还在政府部门、石油石化行业企业做过不少管道完整性管理的学术讲座或培训报告，就完整性管理的概念、原理和同行做过深入探讨。同时，笔者还承担了几十项与完整性管理相关的课题，取得了一些创新成果，经历了许多重要管道的完整性管理的工程实践。本书正是在多年的教学经验、科研成果以及工程实践的基础上编写而成，力求全面阐述管道系统完整性管理体系、技术方法和技术原理，并反映最新进展。
书中内容完全覆盖管道完整性管理的主要技术方法，既包括线路管道，也涉及站场。本书首先回顾了管道完整性管理的国内外发展历程，阐述了管道完整性管理的实施内容与管理体系，以加深对完整性管理产生背景及其技术体系的理解；然后，介绍了油气输送管道系统的构成以及危害因素的识别，使读者对完整性管理的具体对象有深刻认识；其后的大部分内容是按完整性管理的流程和工作内容展开的，即数据收集、高后果区识别、风险评价、完整性评价、维修维护、效能评价，其中完整性评价包括内检测以及三种直接评价方法，即外腐蚀直接评估、内腐蚀直接评估和应力腐蚀直接评估。至于完整性评价中的压力试验方法，由于较为成熟，书中并未涉及。此外，考虑到地质灾害预防在完整性管理中越来越重要，单独设置了一章内容。最后一章是站场完整性管理，介绍站场风险评价、基于可靠性的维护、安全仪表完整性等级评价以及HAZOP分析等方法。
上述内容能满足对管道完整性管理的各项需求，且各章有一定的相对独立性，教师可根据教学时数、学生的基础状况和后继课程的需要，作适当的取舍。本书的编写还兼顾了油气储运工程技术人员的参考需要。
编写过程中，中石油北京天然气公司科技信息处董绍华博士提供了他本人撰写专著的原始文档资料作为参考，他已调入我校，成为我的同事。其他主要参考书目及资料也列入了参考文献。中国石油大学（华东）李玉坤、西南石油大学陈利琼、东北石油大学魏立新等兄弟院校的老师提出了许多有益的建议，研究生武旭、单克、李梦迪等协助了文献查阅、资料整理和文字编排。在此一并表示衷心感谢！
限于编者的水平，书中难免有错误及不少不足之处，恳请兄弟院校的教师及读者批评指正。
2017年7月
1 绪论
管道是油气资源配送的最主要方式，具有输量大、成本低、损耗低等优势。然而，由于油气介质易燃、易爆的特性以及储存量大等原因，油气管道一旦发生泄漏事故，可能引发重大伤亡或环境污染的灾难性事故，后果十分严重。
纵观油气输送管道的发展史，国内外的油气管道事故不在少数。2000年8与9日，美国新墨西哥州发生天然气管道爆炸事故，造成12人死亡。2010年7月25日下午5：28，美国密歇根州的输油管道破裂，大量的原油泄漏到湿地和河流，对环境造成巨大影响，清理的费用超过7.67亿美元。近年来我国的油气管道也发生过严重事故。2013年11月22日，位于山东省青岛经济技术开发区的东黄输油管道泄漏，原油进入市政排水暗渠，在形成密闭空间的暗渠内积聚，遇火花发生爆炸，造成62人死亡、136人受伤。这次事故伤亡惨重，教训深刻。可以说，油气管道安全已经成为我国社会公共安全重点关注的问题。
管道的安全管理问题由来已久，它一直受到国内外油气管道行业的高度重视，在长期的管道安全管理实践中，逐渐形成了油气管道行业特有的安全管理体系和技术方法——管道完整性管理。世界各国油气管道运营安全管理的经验证明，管道完整性管理是预防油气管道事故发生、实现事前预控的重要手段，也是管道运营企业必须实施的安全管理内容。
1.1 管道完整性管理定义
“完整性”指的是一种未受损坏的状态，意味着结构在物理上是完整的，尽管工程结构在物理上的绝对完整是不可能的，但不应该存在影响其结构功能的缺陷。管道完整性指的是管道本身不存在威胁其安全性的缺陷，表示管道具备抵抗内压以及其他载荷等的作用并保持安全运行的能力。与“完整性”相对的是“缺陷”。油气管道的缺陷，指的是管道及其附属结构物理上的损失或损伤。缺陷即隐患，特别是超标缺陷，如果不能及时发现并处理，就有可能引发事故。管道系统中的缺陷客观上是不可避免的，因为产生缺陷的原因是多方面的，有内在原因，也有外在原因。内在原因是管道系统的性能退化，如管体的腐蚀、防腐涂层（简称防腐层）的老化等。外在原因有两方面，第一是外部环境的影响，如管道及其周边地区的地质灾害，如滑坡、泥石流、洪水等，可导致管道的损毁；第二是人类活动的影响，如管道及其周边地区的建筑施工、道路施工及其他生产活动等，还有不法分子的打孔盗油等。金属材质的管道因腐蚀和疲劳等总体上的性能是不断劣化的，因而在管道运营期间会滋生许多缺陷，一些缺陷也可能于制造和安装期间就已存在，在运行期间暴露并进一步恶化。因此，影响管道产生缺陷的因素是复杂的、多变的，并伴随于管道的制造、施工以及运行的全过程。
管道完整性管理是指对导致管道缺陷或损伤的各项因素进行综合的、一体化的管理，是以管道安全为目标的系统化管理体系，贯穿于管道设计、施工、运行、更换及报废的全寿命过程。完整性管理的基本做法是管道公司根据管道系统不断变化的危害因素，通过监测、检测、检查等各种方式，获取管道缺陷或损伤的信息，通过技术评价，制定相应的风险控制对策，不断改善识别到的危害因素对管道的不利影响，从而将油气管道运营的风险水平控制在合理的、可接受的范围内，最终达到持续改进、经济合理地保障管道安全平稳高效运行的目的。完整性管理的实质是根据管道运营面临的各种情况，评价复杂多变的管道系统的风险因素，并对维护活动作出相应的调整，反映了当前管道安全管理从单一安全目标发展到优化、增效、提高综合经济效益的多目标趋向。
完整性管理的特点如下：（1）时间完整性。完整性管理贯穿管道的规划、设计、制造、施工、运行维护到报废的全过程，即是全生命周期的管理。（2）数据完整性。完整性管理依赖于数据，要求从数据收集、整合、管理等环节，保证数据完整、准确。（3）过程完整性。完整性管理包含多个环节，且是闭环管理，需要持续进行、定期循环、不断改善。（4）灵活性。不存在适用于各种各样管道的“唯一”或“最优”的方案，任何一个管道系统的完整性管理方案应该适合其自身的特点，才能有效。
管道完整性管理的原则为：（1）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。（2）应结合管道系统面临的危害因素的特点，进行动态的管理。（3）要建立管理流程，配备专门人员，规范相关业务活动。（4）要对所有与管道完整性管理相关的信息进行分析、整合。（5）采用各种新技术。
还应该强调的是，管道完整性管理有别于传统的管道安全管理。传统的管道安全管理是常常基于事故发生后被动地进行补救，存在管理方式粗放、松散的问题，是一种“亡羊补牢”的模式。管道完整性管理工作的着眼点是预先对危险点（源）进行鉴别、分析和监控，做到预防为主，变“亡羊补牢”为“关口前移”，防患于未然。管道完整性管理就是在事故发生前进行危害因素识别与风险评价，主动实施风险减缓措施，是主动的和系统的预防机制，而且这个过程是循环进行的，从而使管道完整性不断改进，保障管道一直处于无事故状态。
1.2 管道完整性管理发展概况
管道完整性管理是国内外油气管道工业在几十年的工业实践中逐渐形成的管理理念与成套技术方法，对世界油气管道行业产生深远影响。1.2.1 国外发展历程
管道完整性管理理念的形成大约源于20世纪70年代，当时欧美等工业发达国家在第二次世界大战以后兴建的大量油气输送管道已接近或超过设计寿命，进入老龄期，各种事故，特别是重大事故的发生率升高，造成了巨大的经济损失和人员伤亡，降低了管道运营的盈利水平，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运营风险，以期合理地分配有限的管道维护费用，最大限度地减少油气管道的事故发生率，并尽可能地延长重要干线管道的使用寿命。
20世纪90年代末，美国运输部（Department of Transportation，DOT）管道安全办公室（Of⁃fice of Pipeline Safety，OPS）开始在一些管道公司开展了管道完整性管理的试点。进入21世纪，管道完整性管理的概念逐渐明晰，2001年前后，美国机械工程师协会（American Society of Mechanical Engineering，ASME）和美国石油学会（American Petroleum Institute，API）分别出台了ASME B31.8S《输气管道完整性管理》和API 1160《危险液体管道的完整性管理》，规范了油气管道完整性管理的流程、要素及技术方法。2002年，美国国会通过H.R.3609“Pipeline Safe⁃ty Improvement Act of 2002”（PSIA）法案，首次从法律上明确要求在高后果区实施管道完整性管理，要求所有的管道运营商都要实施完整性管理，包括高后果区内管段的完整性确认。此举预示了管道完整性管理得到大范围推广，影响了美国本土内大约16万英里的危险液体管道和33万英里的天然气管道的高后果区管段的安全监管。OPS于2002年初确定了管道运营公司的完整性管理的职责，明确提出管道完整性管理运营商的责任在于对管道和设备进行完整性评价，避免或减轻周围环境对管道的威胁，对管道外部和内部进行检测，提出准确的检测报告，采取更快、更好的修复方法及时进行泄漏监测。OPS检查运营商的完整性管理计划，检查影响管道高风险地区的管段是否都已确定和落实，检查管段的基线检测计划及完整性管理的综合计划，检查计划的执行情况等。
美国的管道运营公司大多在2000年后根据政府部门的要求成立了完整性管理部门，其完整性管理模式各不相同，但总体都有明确的管理目标，同时有一名副总裁专项负责完整性管理业务，并有专门的完整性管理机构和充足的、高层次的人力资源保障；完整性管理在全公司的业务管理中发挥着重要的作用，在日常工作和政府沟通中扮演着重要角色，对公司管道维修计划的制定、内检测、风险评估等业务实施管理职能，同时为管道应急等提供基础信息和决策咨询。随着完整性管理所发挥作用的日益显现，各管道公司已经从被动成立完整性管理部门以满足法规的要求，转变为主动发展完整性管理业务的行为，完整性管理部门的人力资源得到不断补充和发展，成为各管道公司的重要部门。
英国于2008年发布了公众可获取的规范性文件“PAS 55-资产管理”，强调通过系统的、协调性的活动和方法，以最优的方式来管理资产及资产在生命周期内的性能、风险和维护费用，以实现其组织战略计划。2009年，英国标准协会（BSI）发布了BSI PD8010-3“Code of practice for pipelines.Steel pipelines on land”（即陆上钢制管道实施标准），该标准补充BSI PD8010-1：2004标准，给出了高压天然气管道风险评价的流程和方法，并明确给出了员工个人风险、公众个人风险和社会风险的可接受范围。目前，英国标准协会正在制定其完整性管理标准BSI PD 8010-4“Pipeline systems Part 4：Steel pipelines on land and subsea pipelines⁃Code of practice for integrity management”（即管道系统第四部分：陆上海底钢制管道完整性管理实施标准）。
加拿大是油气资源大国，也是全球拥有油气管道较多的国家之一。国家能源局（NEB）制定了加拿大各省的陆上管道规程，规程中明确要求“每个公司应制定管道完整性管理程序”。另外，加拿大最主要的能源地区——艾伯塔省，其能源公用事业委员会（AEUB）也制定了该省的管道规程。此规程规定“具有许可证的法人应该制定和拥有一个或多个管道操作、腐蚀控制、维护、修复及完整性管理程序的指导手册，且在要求的情况下还应向委员会提交副本；具有许可证的法人应在管道完整性管理程序中考虑外部涂层剥离的管道的应力腐蚀开裂”。加拿大标准协会（CSA）制定发布了管道标准Z662《石油天然气管道系统的设计、建造、操作及维护》，标准中明确规定（条款10.11.1）：运营公司应该制定及执行管道完整性管理程序，包括用于管理管道完整性的有效的规程（参见条款10.2）以使它们可适用于持续性的使用，规程应包括监控可能导致失效状态、消除或减轻的此类情况以及管理完整性数据等。加拿大Trans Canada成立于1951年，是北美地区一家拥有60年历史的能源公司和天然气输送公司，拥有长达38000km的管线，该公司的完整性管理目标为：（1）相信所有的事故都是可以预防的；（2）减少员工、公众和环境风险；（3）利用关键技术和最佳实践；（4）形成规范的业务标准。该公司管道线路完整性部门共有146人，设施完整性部门共有120人，数据完整性管理部门共有40人。线路完整性部门包括合规管理、危险识别、风险管理程序、完整性支持和内检测专业的管理。每年开展超过8000km的内检测，开挖腐蚀点超过300处；每年开展约500km管道的压力试验，主要是因为内检测器无法检测出应力腐蚀裂纹缺陷；对已内检测管道在检测周期内进行开挖验证，以确认再次检测时间。该公司根据下一年的内检测计划来安排运行输量以满足内检测的需求。TransCanada每年进行一次风险评价，使用自行开发的风险评价软件，多个部门参与分析，每次评价后给出未来7年的风险，并强化对高后果区的认识程度，加强高后果区识别的量化和可操作性。1.2.2 国内应用情况
作为保障油气管道安全的重大举措，国内油气管道行业企业非常重视管道完整性管理的推广与应用。中石油北京天然气管道公司在国内率先开展完整性管理，引进了国外管道完整性管理体系，按照管道本体、防腐层有效性、管道地质灾害和周边环境、站场及设施、储气库井场及设施5个部分逐步推行，对管道进行腐蚀监测与智能内检测，在完整性技术应用方面做了大量的工作，取得显著成效。在实施完整性管理过程中，北京天然气管道公司结合陕京管道实际情况，注重引进吸收国外先进技术和标准，逐步深化，并向纵深发展。
中国石油天然气与管道分公司是中国石油天然气股份有限公司直属专业分公司，全权负责股份公司天然气和油气管道相关的业务。自2003年起，中国石油天然气与管道分公司着手研究和应用管道完整性管理方法。通过研究和引进，建立起管道线路和站场方面的核心技术体系，并建立起相应的完整性管理体系和法规标准体系，为完整性管理提供了技术和管理保障，成立了相对完善的完整性管理组织架构，如专业公司在管道科技中心下设完整性研究所，主要负责为专业公司及管道公司提供管道、站场设施完整性管理技术支持，以及定量风险评价、HAZOP分析等，现有人员约50人。各家地区公司及其所属分公司均成立了完整性管理领导小组，并设有从事完整性管理的专业技术支持机构，如管道公司的完整性管理中心、北京天然气管道公司的科技信息处、西部管道公司的科技信息服务中心、西南油气田的安全环保与技术监督研究院等。此外，自2007年起，中国石油天然气与管道分公司建立了完整性管理审核机制和标准，邀访挪威船级社（DNV）对其5家地区公司每年开展一次外部审核工作，持续改进其完整性管理水平。2009年，中国石油发布实施了企业标准《管道完整性管理规范》，成为我国第一套自主研发编制的管道完整性管理企业标准。2011年，由中石油管道科技研究中心研发的管道完整性管理系统（PIS）在中国石油天然气与管道分公司正式上线，各下属地区管道公司全面应用，完整性管理水平得到全面提高。目前，中石油天然气与管道分公司逐步扩大完整性管理的应用范围，推广至其他业务链条，包括管道建设、LNG、下游城市燃气业务等领域。
中国石油化工集团公司（简称中国石化）非常重视油气管道完整性管理及其相关技术研发，先后进行了“交变载荷对热油管道的影响”、“中洛原油管道评价与增输技术改造”、“管道完整性评价方法研究”以及“在役输油管道完整性管理”等重点课题的研发，已经在含缺陷管道的剩余强度和剩余寿命评价、焊接修复管道的极限承压能力以及复杂条件下的管道安全评价等方面形成了管道完整性评价的理论体系，并开发了管道完整性管理软件系统。2012年5月，中国石化成立了中石化长输油气管道检测有限公司，是中国石化唯一从事管道内检测业务的公司。中国石化销售华南分公司是中国石化最大的成品油销售和管道运营区域公司，担负着中国石化华南地区、西南地区成品油输送的重任，该公司于2014年开始推行管道完整性管理。通过与抚顺石油化工研究院形成联合攻关团队，重点围绕完整性评价、分析决策、软件平台及体系文件等核心要素开展研究工作，建立了成品油管道高后果区识别分级管理方法、基于集成权重的风险评价方法及针对高后果区的定量风险评价方法、典型地质灾害类型的识别评价方法、含缺陷管道的适用性评价及维修决策技术，开发了包括业务活动管理、高后果区管理、风险管理、检测评价管理、维修决策管理等功能的华南管道完整性管理系统，编制形成了成品油管道完整性管理体系文件，全面涵盖建设期、运营期和报废的管道全生命周期完整性管理业务。
中国海洋石油总公司（简称中海油）也在积极开展其相关资产的完整性管理工作，如中国海洋石油有限公司积极开展海上设备设施、海管完整性管理工作，在总部机关层面成立了负责完整性管理的领导小组和专项工作组，并召开一系列技术研讨会，要求重视资料及数据积累，建立完善先进的信息管理系统和管理制度，加强风险评估和故障原因调查工作，开展海管内检测器研制及内检测工作，并选定典型海底管道进行完整性管理试点，针对不同情况的管道制订有针对性的完整性管理计划。
2015年，GB 32167—2015《油气输送管道完整性管理规范》的颁布是我国油气管道技术发展史上的一个里程碑，标志着管道完整性管理从企业自主研发阶段提升到国家正式推广的层面。该标准作为全面提高管道本质安全的技术保障与规范要求，要求对管道运行的风险因素进行定期辨识与评估，以实现对事故的预防，并在规定的时间和条件下使管道处于安全可靠的服役状态。2016年11月，国家发改委等五部委联合发文，要求建立完善油气输送管道完整性管理体系，必将极大地促进我国油气管道的完整性管理。
1.3 管道完整性管理实施内容
管道完整性管理包括数据采集、高后果区识别、风险评价、完整性评价、风险减缓和效能评价等6项基本内容，这6项内容相互依存，顺序推进，并持续循环。1.3.1 数据采集
数据采集是完整性管理工作进行的第一步。收集、整理和分析管道运行状态下的基础数据和信息，使其及时反映管道系统状况和可能存在的危险，是管道完整性工作的前提和保障。
收集的数据应包含与设计、制造、运行、维护、巡检等有关的一切信息。在风险评价、完整性检测以及响应决策后，要及时更新数据，保证数据信息的即时性和准确性。1.3.2 高后果区识别
高后果区指如果管道发生泄漏会危及公众安全，对财产、环境造成较大破坏的区域。高后果区识别作为完整性管理的重要步骤，是预测、防范事故的重要手段。完整性管理要求运用分类方法，及时、全面、准确地分析各种情况，识别管道泄漏可能对公众安全、财产、环境造成较大破坏的区域，并详细记录区域信息，评价其受影响的程度，提出可实施的削减措施和控制对策，从而实现高后果区的科学管理。1.3.3 风险评价
风险评价是管道完整性管理的决策基础，它能够预测不同类型事故发生的可能性和潜在后果，根据风险评价的结果对管道进行风险排序，从而有效配置资源，做出合理的风险控制决策。
风险评价使收集到的数据和信息条理化。利用风险评价的结果，可以对管道要进行的完整性评价和事故减缓活动排序，有助于采取风险减缓措施并评价减缓措施的效果，达到有效配置资源的目的。同时，风险评价更有助于管道运营者选择合适的检测方法，确定事故预防或减缓措施实施的时间，并评价检测周期的变化对管道完整性的影响，实现动态的管理。1.3.4 完整性评价
完整性评价指对可能使管道失效的缺陷或损伤进行系统检测，据此，对管道的适用性进行评估的过程，评价的方法包括压力试验、内检测和直接评估方法三种。
压力试验是将管道加压到最大允许运行压力之上并保持一段时间的方法。压力试验适用于评价管道本体在当时状态的耐压能力，评价结果不能用于判定试压后较长时间的耐压能力。
管道内检测技术是将各种无损检测设备加载到清管器上，将原来用作清管的简单设备改为有信息采集、处理、存储等功能的智能型管道缺陷检测器，达到检测管道缺陷的目的。
直接评价方法采用常规手段获得数据，依靠结构化步骤进行评价。对不可内检测管段，宜根据风险识别结果，选择适用的直接评价方法评价防腐层和阴极保护状况，给出相应管道状态预测。直接评价方法适用面窄，只能针对一种主要风险进行完整性评价，需要事先了解管道的主要风险，有针对性地选择评价方法。对于同时面临多种风险的老龄管道，该方法具有局限性。
三种评价方法中，内检测具备定量检测管体缺陷的优势或潜在优势，但不能应用于条件不具备的管道，或需要花费较大代价改造才能具备内检测条件的管道；压力试验是较为可靠的管道完整性评价方法，但一般需要管道停产，某些情况下，不合适的试验压力可能造成管道承压能力的逆转而损伤管道；直接评价方法通过历史数据的分析，借助一些常规检测手段从地面或管道外面对管道进行检测，判断管道完整性状况，因而易于实行，并且不影响管道的运行。三种评价方法各自具有不同的优点和缺点，并不能彼此取代，而是相互补充，从而达到有效评价管道完整性的目的。1.3.5 风险减缓
根据风险评价或完整性评价结果，制订响应计划，执行风险减缓措施，控制管道风险在合理可行范围内。
按照缺陷种类和风险的高低，响应计划分为3类：
立即响应——管道存在缺陷隐患且已严重影响管道安全运行，缺陷处于失效临界边缘，应立即采取应对措施进行处理。
计划响应——管道存在一定风险，但不处于失效临界边缘，在一定时间内处于安全状态，该情况下需制定计划响应，按计划进行修补。
监控响应——管道未有明显缺陷，风险程度较轻，在进行计划响应之前，缺陷不会发展到临界尺寸，可继续正常运行。
风险减缓措施与响应计划相对应，也分为3类：维修措施、预防措施、监测措施。维修措施指根据评价结果和所应对的缺陷因素，确定和进行相应的维修工作。预防措施的目标是从根本上降低失效发生的可能性；监测措施目标是在失效发生前尽可能早地发现隐患。完整性决策响应框架如图1.1所示。图1.1 完整性决策响应1.3.6 效能评价
效能评价的目的是验证完整性管理应用流程的实施是否达到了预期的目标，根据风险评价以及完整性评价的结果，分析在采取决策响应措施后，风险是否得到减缓和控制，管道的安全性和完整性是否得到提高。实施效能评价的意义在于检查完整性管理工作是否有实践指导意义且有利于企业提高生产效率，并促进管理体系不断完善，管理水平不断提高。
1.4 管道完整性管理体系
有效地开展各项完整性管理活动，必须建立相应的管理体系。作为管道运营企业内部全面生产管理体系的组成部分，完整性管理体系是保持管道完整性所需的组织机构、活动规划、人员职责、例行做法、程序、过程和资源，还包括运营企业的完整性管理方针、目标和指标等管理方面的内容。管道完整性管理体系还可以描述为：管道运营单位有计划及协调动作的管理活动，其中有规范的作业程序、文件化的控制机制，它通过有明确职责、义务的组织结构来贯彻落实，目的在于预防管道事故的发生，而不是事故后的被动响应。1.4.1 组织机构
完整性管理工作实施成功与否的关键在于组织机构保障和有效的资源投入。为了保障管道企业完整性管理工作的推动力，有效弥补研发技术能力不足等问题，参考国外管道运营公司先进的管理模式和组织架构，管道公司可结合实际情况，成立完整性管理专属职能部门，设置完整性管理技术支持机构，提供管理支持和组织保证，明确完整性管理主管领导，成立领导小组；统一组织机构，设置专职完整性管理岗位，岗位应包括但不限于完整性数据管理岗、高后果区与危害识别岗、风险评价岗、完整性检测岗（内外检测）、完整性评价岗、设备检验/维护/测试岗、防腐及阴极保护岗、应急抢维修岗、效能评价岗、完整性信息化管理等岗位；明确完整性管理岗位职责和角色，保持业务衔接，以便按照垂直化进行有效管理，保证完整性管理的领导力和推动力，形成科学化的完整性管理运行机制。
完整性管理组织机构的任务和职责主要包括：（1）负责完整性管理的组织、协调与推进完整性管理的建设工作；（2）负责制定整性管理总体目标、方针，编制完整性管理中长期发展规划、完整性管理计划、标准与规范等；（3）组织、指导、监督和检查完整性管理工作，负责完整性管理的考核工作；（4）负责管道完整性新技术新方法的研究、引入、消化与开发及推广应用；（5）负责管道完整性数据管理、危害识别、风险评估、内外检测评价、效能评估和体系审核等工作的技术支持和成果审查；（6）负责管道内检测计划编制、方案审查、内检测与完整性评价技术支持、内检测报告审核、维修计划的制订；（7）负责国内外管道完整性管理相关法律法规、完整性管理相关标准、技术方法等信息的收集和整理；（8）负责完整性管理信息平台的建设和维护工作。1.4.2 文件体系
完整性管理文件体系是指针对完整性管理的计划、实施、评审、人员培训、持续改进等内容，建立一套具有规范性、强制性和科学性的可执行、可操作的管理技术文件。完整性管理的规程和程序文件应当覆盖关键技术和管道公司的具体要求，并遵循国家的法令与法规。在完整性管理体系文件中，一般设立四级文件：总则、程序文件、作业指导书以及具体的实施方案，其相互关系如图1.2所示。图1.2 完整性管理体系文件架构
一级文件——总则，提出管道公司完整性管理总体要求，是向公司内部或外部传达关于完整性管理体系一致信息和总的管理要求及目标的纲领性文件，应强调宣传性，明确完整性管理方针、目标和承诺。从机构设置的角度，总则应包含对各职能部门在完整性管理上的要求；从完整性管理的角度上讲，总则应能覆盖线路和站场设施完整性管理的要求。
二级文件——程序文件，是完整性管理要素的执行程序，覆盖完整性管理的关键技术、公司运营的具体要求以及法规的要求，规定公司内部对完整性管理的具体管理程序和控制要求，阐述程序文件的使用部门及职责，提供相关业务的内容指导、整体执行流程及相关说明等。
三级文件——作业指导书，是程序文件的补充和支持，是管理和操作者行为的指南，是围绕管理手册和程序文件的要求，描述具体的工作岗位和工作现场如何完成某项工作任务的具体做法，主要供直接操作人员或班组使用。
四级文件——实施方案，是具体管道（段）或各类设施的完整性管理方案，具体规定方案实施者、实施时间、方法和内容。1.4.3 运行模式
完整性管理遵从美国著名管理专家戴明提出的计划（Plan）、实施（Do）、检查（Check）、改进（Action）的循环模式，简称PDCA模式，如图1.3所示。PDCA模式具有系统和持续改进的特点，被广泛应用在各种管理体系的建立上，如国际标准化组织ISO制定的质量管理体系、HSE管理体系等均着眼于持续改进、动态推行，是戴明模式应用的具体体现。
完整性管理体系的核心是承诺与方针，即制定管道完整性管理的方针并确保对实现完整性管理目标的承诺。管道运营单位管理层对管道完整性管理体系建立和实施的认可和承诺，是构建完整性管理体系最基本的要求。国内外实践证明，领导的决心和承诺，不仅是运营单位能够推进管道完整性管理的内部动力，也是动员单位各部门和员工积极投入管道完整性管理体系运行的重要保证；领导的支持与参与程度直接影响管道完整性管理体系的建设和进度。图1.3 管道完整性管理模式
方针是运营单位对其在管道完整性管理方面的目标、意向和原则的声明。实施管道完整性管理体系的全过程都是在方针的指导下进行的。方针由运营单位的最高管理者制定，是指导思想和行为准则。所有与管道完整性管理有关的活动，无不在这一大前提下进行。全部计划、措施、行动都应符合方针，为目标服务。良好的方针，能指导运营单位有效地实施和改进它的管理体系；同时，所制定的方针也在此过程中得到必要的修正。
围绕管道完整性管理的方针与承诺，遵从PDCA管理模式，实现管道完整性管理的目标。（1）计划：是实施管道完整性管理活动的基础。通过分析管道完整性管理的现状，找出问题，分析各种影响因素或原因，查明主要影响因素，针对主要原因，制订措施计划。具体计划内容可包括：管道完整性数据收集、危害因素识别与风险评价、管道完整性检测、管道完整性监测、管道完整性评价以及管道风险减缓措施等。（2）实施：执行、实施计划，包括管道防护、监测、检测和测试活动的落实，管道日常检测、年度审查等。为了有效地实施，应提供为实现管道完整性管理方针与承诺所需的能力和保障机制，特别是组织保障。完整性管理涉及管道运行的各部门，管理内容交叉和横跨于工程、技术、运行维护、HSE管理等多部门的职责。因此，需要设立或指定专门的管理部门，建立起专业化分工明确、管理职责到位的管理体系与运行机制，各项活动应有明确的职责分工。（3）检查：即确认实施方案是否达到了预期要求，方案是否有效，需要进行效果检查后才能得出结论。将采取的对策进行确认后，对采集到的证据进行总结分析，把完成情况同目标值进行比较，看是否达到了预定的目标。如果没有出现要求的结果，就应该确认是否严格按照计划实施对策，这就要求重新制订最佳方案。（4）改进：以改进完整性管理总体绩效为目标，评审并不断改进管道完整性管理体系，包括：总结成功经验，制定或修改工作规程、检查规程，审查有关规章制度；修订基于风险的检测计划，辨识运行和维修程序需要改进的地方，提出改进完整性管理方案的建议；执行纠正和补救措施，审查计划的落实情况等。
管道完整性管理体系运行的要点如下：（1）流程化的管理方法：管道完整性管理是建立在过程方法论基础上的管理方法，它将每一个过程划分为过程的输入、过程活动本身、过程的输出以及对过程活动的检查等环节，每一环节都需进行管理控制。通常，一个过程的输出应该是下一过程的输入。运用该管理模式就是必须对要对管道完整性管理活动的内容从过程方法的角度进行分析、管理和控制。（2）文件化的控制机制：实现管道完整性管理的目标，就需要制订体系文件来表达明确的要求和信息，使工作人员目标一致，统一行动。通过管理体系文件来传递所需信息，利用这些信息，实现完整性管理活动的目标和持续改善，评价体系的有效性和执行的效率，为完整性管理活动提供指南，同时使完整性管理活动具有可追溯性、重复性及为活动结果提供客观证据等。完整性管理体系文件应当覆盖完整性管理的各项关键技术以及具体做法，并符合法规的要求。（3）闭环系统管理：完整性管理的各个阶段不是孤立的，它必须形成4个阶段的环状闭合，而且是一环接一环的循环进行过程。所以在进行完整性管理工作时，应当注意管理的闭合及系统管理。在上一个闭合循环完成后，转入下一个循环。（4）持续改进：完整性管理体系是一个不断变化发展的动态体系，其设计与构建也是一个不断发展和交互作用的过程。随着时间推移，体系构架及其要素不断设计和改进，达到管道最佳运行状态，实现良性循环。
思考题
1.名词解释：完整性管道完整性管道完整性管理
2.什么是管道完整性管理的特点？指出管道完整性管理的原则。
3.怎样认识管道完整性管理与传统管道安全管理的区别？
4.简述国外油气输送管道完整性管理的发展历程。
5.试论我国完整性管理的发展历程与应用情况。
6.试论管道完整性管理体系，包括组织机构、文件体系和运行模式等。
2 管道系统
管道系统是完整性管理的对象。就系统的构成来看，油气输送管道系统包括线路管道和站场两大部分。线路管道由钢质管体、防腐层以及阴极保护系统构成，其中，管体是管道承压主体，防腐层和阴极保护则构成了对钢管腐蚀的双重防护；站场设施包括压缩机、泵、清管器收发装置、计量器以及其他诸多附属设施。正确辨识在管道本体、防腐层、阴极保护及站场设备设施方面的问题，是制定管道完整性管理方案的前提。
线路管道和场站的设备设施完全不同，因此，完整性管理也分为线路管道完整性管理和站场完整性管理，两个部分发展并不同步，前者发展较快，技术体系较为成熟，后者起步稍晚，但也形成了基本的体系框架。本章重点介绍线路管道的组成部分——钢质管道本体、防腐层以及阴极保护系统，同时也介绍油气站场情况，并介绍油气管道系统的危害因素识别。
2.1 钢质管道本体
由于长距离输送采用较高的输送压力，因此采用的是钢管。输送石油天然气的大口径钢管是20世纪初首先在美国发展起来的，并很快进入标准化生产。2.1.1 管材
1926年，美国石油学会发布的API 5L标准只包括3个碳素钢级。1947年发布的API 5LX增加了X42、X46和X52等3个钢级。1964年的API 5LS将螺旋焊管标准化。1967—1970年期间，API 5LX和5LS增加了X56、X60和X65等3个钢级，1973年增加了X70钢级。1987年6月，API 5LX和5LS合并于第36版SPEC 5L中。第36版到现在的第43版包括A25、A、B、X42、X46、X52、X56、X60、X65、X70和X80共11个钢级。2000年左右，国外又开发了X100（强度约为700MPa），并开始投入使用。X100钢的基本成分与X80相近，只是Mn含量稍有提高（1.8%～2.0%），并辅以少量Mo、Ni、Cu（含量约为0.2%）等合金元素。油气输送管道钢级的发展变化如图2.1所示。目前，全世界油气输送管的用量中，X65和X70钢之和占85%以上。图2.1 油气输送管道钢级的发展变化
管道钢按组织状态分类，主要有铁素体—珠光体（包括少珠光体）型和贝氏体（含针状铁素体）型两类。铁素体—珠光体钢的基本成分是C—Mn系，这是20世纪60年代以前管道钢的基本组织形态，一般采用热轧和正火处理；少珠光体管道钢的典型化学成分为Mn—Nb、Mn—V、Mn—Nb—V等，代表性钢级为60年代末的X56、X60和X65钢。在工艺上突破了热轧—正火工艺，进入微合金化钢控轧工艺的生产阶段，综合运用了晶粒细化、固溶强化、沉淀强化等手段。近年来，X65、X70钢少珠光体钢除成分设计进一步优化外，普遍采用了热机械控制（TMCP）工艺。为进一步提高管道钢的强韧性，1985年以后研究开发了针状铁素体钢和超低碳贝氏体钢，也有人将其称为第二代管道钢。所谓针状铁素体管道钢，并不是必须100%的针状铁素体，而是针状铁素体、粒状贝氏体和少量块状铁素体的混合组织。与传统的铁素体和珠光体型管道钢相比，针状铁素体型管道钢具有优良的强韧性配合，即在保证高强度的同时，具有最低的韧脆转变温度（FATT）。管道钢的生产过程表明，针状铁素体管道钢通过微合金化和控轧控冷，综合利用钢的固溶强化、晶粒细化，以及微合金化元素的析出强化与亚结构的强化效应，可使钢的屈服强度达700～800MPa，-10℃的夏比冲击功（CVN）超过400J。
我国在20世纪50年代到70年代主要采用鞍钢等厂家生产的A3、16Mn；70年代后期和80年代则采用从日本进口的TS 52K（相当于X52）；90年代，塔里木3条油气管道、鄯乌输气管道、库鄯输油管道和陕京输气管道的X52、X60和X65热轧板卷主要由上海宝钢和武钢生产供应。现在，鞍钢、本钢、太钢、梅钢也都能生产高钢级X系列热轧板卷。“西气东输一线”工程、陕京二线工程等采用的X70钢级热轧卷板由宝钢、武钢等生产（少量从韩国POSCO进口）。从2008年建设的西气东输二线管道工程大量应用X80管道钢，到2011年中卫至贵阳天然气管道工程中全线采用了X80管道钢进行敷设，X80已成为天然气长输管道的主流钢级。目前我国拥有的X80钢级管道居世界首位，表明我国天然气管道的建设水平已居世界领先水平。2.1.2 制管
钢质管道的形成经历了钢板轧制、卷板以及焊接，即用钢板或钢带经过弯曲成型，然后焊接制成，也称为焊管。油气长输管道焊管主要有直缝埋弧焊（Longitudinally Submerged Arc Welding，LSAW）、直缝高频电阻焊（Electric Resistance Welding，ERW）以及螺旋缝埋弧焊（Spi⁃rally Submerged Arc Welding，SSAW）三种制管工艺。
2.1.2.1 直缝埋弧焊钢管
埋弧焊直缝钢管采用的焊接工艺为埋弧焊技术，采用填充物焊接，颗粒保护焊剂埋弧。当口径较大时可能用两块钢板进行卷制，这样会形成双焊缝的情况。直缝埋弧焊管生产成本比直缝高频电阻焊钢管、螺旋缝埋弧焊钢管要高，但比起无缝钢管价格优惠空间很大。
埋弧焊直缝钢管的关键技术包括板边加工、预弯边、成型、连续预焊、埋弧焊焊接、机械扩径、无损探伤等，最后需对钢管进行整圆、扩径、矫直，整圆由来自上下辊动力传动的压延力，强迫压缩钢管通过整圆机，并使钢管在屈服点下永久变形。扩径机属于直缝金属焊管整形设备，它是用锥体扩胀头，在钢管内扩胀，消除钢管的成型压力和焊接应力，并保证直缝焊钢管全长段直径大小一致。设备由小车、扩胀器、工作套筒、固定座、缸、润滑站、台架、液压站、电控系统组成。扩胀器由扩胀头、扩胀块、导向盘、拉杆等组成，设置在小车上，由工作套筒连接在油缸上。通过分段式机械挤胀工艺保证直缝金属焊管外形定径，消除应力的大型设备。矫直机通过压力或矫直辊对棒材等进行挤压使其改变直线度。
2.1.2.2 直缝高频电阻焊钢管
ERW钢管原材料是热轧钢卷，可以实现连续流水线作业，生产效率较高，生产成本低；而LSAW钢管是用钢板来加工，无法实现连续流水线作业，生产效率较低，生产成本高。此外，在焊接上，ERW钢管焊接不需要加焊丝，而LSAW钢管则需添加焊丝。ERW钢管受钢卷厚度的限制，一般可生产的最大厚度为25mm，可生产的最大口径为660mm；而LSAW钢管可生产的最大厚度为40mm，可生产最大口径只受钢板宽度的限制，目前可生产最大口径为1422mm。
直缝高频电阻焊制管工艺及主要设备：开卷→矫平→剪切对焊→活套储料→板探→修边→辊式成型→高频焊接→去内外毛刺→在线超声波检测→中频退火→空冷→水冷→定径→矫直→切断→尺寸与外观初检→修端→水压测试→全管超声波检测→离线焊缝超声波检测→管端超声波检测→尺寸与外观终检→涂防锈漆→喷标→管端保护→综合检查及入库。
钢板在形成管子的过程中的变形主要表现在连续的横向和纵向两个方面，而施加在其上的约束力则是通过轧辊的孔型和轧机的布置两个方面来实施的。轧辊孔型使钢板产生横向变形，轧机布置使钢板产生纵向变形。
高频焊接借助高频电流的集肤效应使高频电能量集中于焊件的表层，而利用邻近效应又可控制高频电流流动路线的位置和范围。当要求高频电流集中于焊件的某一部位时，只要将导体与焊件构成电流回路并使导体靠近焊件上的这一部位，使它们相互之间构成邻近导体，就能实现这个要求。高频焊就是根据焊件结构的具体形式和特殊要求，主要运用集肤效应和邻近效应，使焊件待焊处的表层金属得以快速加热而实现焊接，如图2.2所示。图2.2 高频焊接示意图HF—高频电源；T—管坯运动方向；1—焊件； 2—挤压辊轮；3—阻抗器；4—触头接触位置
2.1.2.3 螺旋缝埋弧焊钢管
螺旋焊钢管是将低碳碳素结构钢或低合金结构钢钢带按一定的螺旋线的角度（叫成型角）卷成管坯，用埋弧自动焊进行内缝和外缝的焊接制成螺旋缝钢管（也称螺旋焊管、螺旋管）。螺旋焊钢管的强度一般比直缝焊管高，能用较窄的坯料生产管径较大的焊管，还可以用同样宽度的坯料生产管径不同的焊管，但是与相同长度的直缝钢管相比，焊缝长度增加30%～100%，而且生产速度较低。因此，较小口径的焊管大都采用直缝焊，大口径焊管则大多采用螺旋焊。
螺旋钢管由于以下原因能广泛地应用于大直径钢管的生产中：（1）只要改变成型角度，就可以用同一宽度的带钢生产各种口径的钢管；（2）因为是连续弯曲成形，所以钢管的定尺长度不受限制；（3）焊缝螺旋形均匀分布在整个钢管圆周上，所以钢管的尺寸精度高，强度也较高；（4）易于变更尺寸，适合于小批量、多品种钢管的生产。
制管工艺及主要设备：开卷→矫平→剪切对焊→铣边→板边预弯→成型→内外焊→切断→超声波检测→X射线检测→管端焊缝修磨→管端扩径→水压测试→超声波检测→修端→X射线检测→成品检验→喷标→入库。
我国已建成的石油天然气长距离输送管道所使用的螺旋焊管，主要由原中国石油天然气总公司的6家焊管厂（宝鸡石油钢管厂、华北石油钢管厂、沙市石油钢管厂、辽阳石油钢管厂、资阳石油钢管厂、胜利石油钢管厂）生产，螺旋缝焊管全面实现了国产化。2000年以来，为了迎战西气东输工程，这6家石油焊管厂对螺旋焊缝埋弧焊管生产线进行了大规模技术改造，改进了成型、焊接工艺，加强了在线检验，增加了管端扩径工序，螺旋焊缝埋弧焊管质量进一步提高。大量检验数据表明：国产螺旋焊缝埋弧焊管与进口直缝埋弧焊管的管体、焊缝、热影响区力学性能（包括CVN和DWTT）处于同一水平；而全尺寸爆破试验的爆破应力，国产螺旋焊缝埋弧焊管略高于进口直缝埋弧焊管。2.1.3 钢管性能参数
钢管的产品规范水平分为PSL1和PSL2，也可以说质量等级分为PSL1和PSL2。PSL2在化学成分、拉伸性能、冲击功、无损检测等指标上均严于PSL1。我国标准GB/T 9711—2011《石油天然气工业管线输送系统用钢管》规定了钢管的性能参数。
2.1.3.1 化学成分
同样强度级别的PSL1和PSL2钢管的化学成分不同。壁厚小于25mm的PSL1钢管，标准钢级的化学成分应符合表2.1的要求。其中，L175P/A25P钢级是增磷钢，因此比L175/A25具有更好的螺纹加工性能，但其较难弯曲。壁厚小于25mm的PSL2钢管，标准钢级的化学成分应符合表2.2的要求。对于壁厚大于25mm的钢管，除非另有协议，否则，钢管的化学成分也应符合表2.1、表2.2的要求。表2.1 壁厚小于25mm的PSL1钢管的化学成分续表a最大铜（Cu）含量为0.50%；最大镍（Ni）含量为0.50%；最大铬（Cr）含量为0.50%；最大钼（Mo）含量为0.15%。对于L360/X52及以下钢级，不应有意加入Cu、Cr和Ni。b碳含量比规定最大碳含量每减少0.01%，则允许锰含量比规定最大锰含量最高0.05%，对于钢级≥L245/B但≤L360/ X52不得超过1.65%；对于钢级>L360/X52但
2.1.3.2 拉伸性能
PSL1、PSL2钢管的拉伸性能应分别符合表2.3、表2.4的要求。PSL1钢管的最高钢级为L485/X70，PSL2钢管的最高钢级为L830M/X120M。PSL1钢管的屈服强度和抗拉强度只规定最小值，没有规定最大值，也没有规定屈强比；PSL2钢管既规定了屈服强度和抗拉强度的最小值，也规定了最大值，同时也规定了屈强比的最大值。表2.3 PSL1钢管拉伸试验要求a对于中间钢级，管体规定最小抗拉强度和规定最小屈服强度之差应为表中所列的下一个较高钢级之差。b对于中间钢级，其焊缝的规定最小抗拉强度应与按脚注a确定的管体抗拉强度相同。c规定的最小伸长率A 应采用下列公式计算，用百分数表示，且圆整到最邻近的百分位：f
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