董紹華 姚偉

北京華油天然氣有限責任公司

摘要： 管道完整性管理是管道運行管理科學化、程序化、規范化的重要手段，本文緊密跟蹤國外完整性管理的最新進展，通過引進和開發內檢測技術、外檢測技術、地質災害評估技術、水工保護技術、閥門維護技術、壓縮機診斷技術、地下儲氣庫技術等并實施，開發了陜京管道GIS地理信息系統，企業資產管理系統（EAM），并將管道完整性管理分為管道本體、管道防腐、管道地質災害和周邊環境、生產專業、地下儲氣庫等五大類。全面實施管道完整性管理，保障向京津等地區管道安全輸氣120億方，對改善首都北京和華北地區能源結構的改善和大氣環境意義重大。

序言

陜京輸氣管網系統包括管道線路總長1095km， 四座中間壓氣站，3座地下儲氣庫。 其中，干線直徑660mm，設計壓力6.4Mpa,壓氣站有13套壓縮機組、裝機總功率為48063千瓦，儲氣庫配套管線設計壓力5.5Mpa,直徑711mm,共有注采井32口，設計總庫容量46.46億立方米，設計有效工作氣量11.47億立方米。管網系統高日調峰量為2600萬立方米。

北京華油天然氣有限責任公司十年來不斷探索管道技術管理的新思路，在探索的過程中，經歷了從工程建設到生產運行職能的轉變，然后又從提高管理水平方面，使生產運行管理規范化、程序化，再從深化管理模式方面，實現IT技術與生產管理相結合，最終與國際管道管理的技術接軌，實現管道完整性管理的全過程。完整性管理給華油公司帶來了全新的管理理念，完整性管理是技術與管理有機結合的管理方式，下面詳細介紹。

1、不斷探索管理的新模式，最終實現管道完整性管理

為了實現管道生命周期的安全平穩運行這一目標，華油天然氣全體員工在經歷了不斷的學習、實踐、創新的過程。在投產初期，為了解決生產中出現的問題，請國內同行業中原輸氣公司和四川輸氣公司的有關專家查找管理差距，隨后，開展了國外技術對標、接軌，堅持“走出去，請進來”的思路，組織骨干人員到國外進行項目合作，學習先進的管理經驗；2002年又請加拿大Enbridge公司專家對公司生產管理進行差距分析，找出華油公司與國際同行業水平的差距，并提出建議措施；公司開展了“形勢、責任、目標”的主題教育活動，提出以“建設國際一流管道公司”為目標，與國際管道技術和管理接軌。

幾年來，華油在實踐中建立QHSE體系，一直以QHSE體系文件為主線，不斷的完善體系的運行，通過了中國船級社的ISO9001體系認證，通過了中油HSE認證中心的HSE/OSH體系的認證。

人才方面，華油公司已形成了一支知識化、專業化、國際化的高水平、高素質技術管理人才隊伍，并緊密跟蹤IT技術的發展，分步實施了網絡安全和企業網基礎建設，實現了IT技術與生產管理有機的結合，建設了資產管理系統（EAM）、辦公自動化系統、電子郵件系統、檔案管理系統和企業信息門戶系統，并在公司生產管理、設備資產維護管理、財務等各方面為公司的技術與管理的發展提供支撐。

近年來，隨著“9.11”事件的發生，以及國家安全生產法的頒布實施，公眾對管道的安全性提出了更高的要求，華油公司經過不斷實踐的摸索，以及人才素質和IT技術發展的情況，具備了實施管道完整性管理的條件，于2001年提出了全面實施管道完整性管理的戰略思想，經過三年的不斷探索，實踐證明完整性管理是行之有效的管理經驗，是解決目前管道安全運行問題的一劑良藥。

1.1 抓生產運行管理，追趕國內外差距

陜京管道基本建設完成后，工程建設人員馬上投入到生產運行管理中，當時員工的天然氣管道管理的經驗不足，加之投產運行期出現的問題較多，公司審時度勢，確立了“加強學習和培訓，盡快適應生產需求的目標”，首先，開展自查自糾活動，并將發現的問題及時整改，對不能解決的問題，尋求科研院所合作解決。

其次，請國內同行業專家、技術管理人員到現場指導工作，1998年四川管理局輸氣處（西南油氣田分公司）有關專家為陜京線檢查指導工作，對發現問題及時整改。1999年管道公司中原輸氣分公司技術人員為華油公司進一步查找管理差距，充分吸取了國內管理的經驗。

第三，公司開展了國外技術對標管理，進行差距分析，堅持“走出去，請進來”的思路，1999年組織公司骨干人員到國外進行項目合作和培訓，學習國外先進的管理經驗和技術手段。同時，2002年又請加拿大Enbridge公司專家到工作現場，對生產管理進行差距分析，找出華油公司與國際同行業水平的差距，并提出建議措施.

第四，公司開展了“形勢、責任、目標”的主題教育活動，進一步確定以“建設國際一流管道公司”為目標，與國際管道技術和管理接軌的戰略目標，通過與生產實踐相結合，提高了員工的素質和使命感、責任感，促進了管理水平的進一步提高。

1.2 深化QHSE管理體制，實現生產管理標準化、程序化

公司針對輸氣生產實際，在總結投產以來運行管理經驗教訓的基礎上，為將安全管理納入到日常生產管理全過程，把握質量、健康、安全、環境管理的內在規律，將ISO9001、ISO14001、HSE及OSH管理體系有機地整合為一套覆蓋生產管理各專業、全過程的QHSE管理體系，提出了“以人為本、誠實守信、科技創新、持續發展”的方針，并于2001年8月30日頒布實施體系文件。

公司將QHSE管理體系作為生產管理的管理標準和工作標準，使生產管理的全過程更加科學化、標準化、規范化、程序化，公司把QHSE管理體系定位為公司內部生產管理的基本法，貫穿于生產管理的始終, 公司QHSE管理體系于2002年1月份通過了中國船級社的ISO9001體系認證，同年7月份通過了中油HSE認證中心的HSE/OSH體系的認證。

公司領導高度重視，始終堅持以QHSE體系為綱，推動各項安全、生產管理工作。對日常生產過程中出現的生產事件、險情，每次都要求嚴格按照QHSE體系文件進行對照，公司領導從體系文件入手，直接抓管理，首先明確體系文件規定了沒有，按規定了做了沒有， 對文件未規定的要修改文件，文件中有規定未嚴格執行的，要舉一反三堅決整改，使QHSE管理體系日臻完善。 公司將QHSE體系內審工作與原有的各級安全生產大檢查及經濟責任考核結合為一體，從根本上杜絕了體系運行與安全生產檢查兩張皮現象。公司QHSE體系文件中完善了風險評價和風險管理程序，公司每年組織基層單位開展環境影響因素和危害因素的識別與評價工作，從上到下已經形成了公司、分公司兩級風險管理控制體系，變過去的事后諸葛亮為事前諸葛亮，真正做到了預防為主，事前預控。公司完善了QHSE應急準備和響應程序。公司建立了應急指揮中心，明確了公司應急領導小組及各級應急組織的組成、職責、響應內容及工作程序，從上到下形成了公司、分公司兩級應急預案體系。公司QHSE體系文件中包括了應急指揮、應急氣量調配、輸氣站場、管道線路、壓氣站、儲氣庫等六個方面的應急預案，公司每年定期認真組織應急預案的培訓和演練工作。

QHSE體系逐漸完善，為進一步增強體系文件的實用性、可操作性，公司先后兩次組織對體系文件進行完善、修訂換版工作，公司C版QHSE文件將EAM系統優化后的工作流程與QHSE文件規定充分結合，做到通過EAM系統來實現QHSE體系管理，同時，C版將進一步細化安全生產合同管理，明確橫向、縱向安全生產責任，明確各崗位員工的安全生產責任，落實各項工作的安全生產責任人。目前公司的QHSE管理體系文件共有37個程序文件、53個作業文件。壓氣站、儲氣庫增輸工程改造作業頻繁，公司全線累計進行大小動火作業1361次，動火點達4972個，未發生一起安全事故，在安全生產工作中發揮了重要作用。

1.3 大力開展科技與信息化建設，實現IT數字化的生產管理

公司始終把科技創新工作與生產管理緊密結合，科技工作有序開展，幾年來，完善公司科技管理體系，公司科技項目緊緊圍繞完整性管理和生產運行的突出問題進行選題和立項，公司科委與各部門共同立項了多項課題，解決了日常生產實際問題。分別包括：陜京輸氣管道水合物抑制技術研究，陜京管道第三方爆炸物破壞風險評價研究，陜京輸氣管道優化運行方案研究，壓縮機隔離氣系統優化，陜京管道內檢測安全評價及軟件編制研究，儲氣庫注采能力研究，天然氣管道粉塵組成化合物分析及抑制方法研究，陜京管道外防腐安全評價研究等，取得了多項技術成果。

為實現高效益、高可靠性的安全生產管理，公司確立了“運用IT技術與生產管理結合的數字化管道戰略發展思路”，1997年與陜京一線管道同步建成數據采集與監控（SCADA）系統，伴隨信息技術的發展和生產運營管理的需求，在中油集團和股份的統一規劃指導下，華油公司積極探索通過信息技術提升管理的新路子，遵循“總體規劃，分步實施”的原則，于2001年制訂信息化建設總體規劃。本著保障安全生產、降低成本和增強企業核心競爭力的目的，一手抓網絡安全和企業網基礎建設工作，一手抓各專業系統在生產管理上的推廣和應用。

在通過廣泛連接的視頻會議系統與國內外合作伙伴展開面對面技術交流的同時，為把安全管理落到實處，還不斷利用該技術進行設備故障遠程診斷、在線監控指揮現場的生產作業；以陜京管道設備資產維護管理為出發點，結合SCADA系統，利用EAM系統貫徹落實預防性檢測維護為主的生產管理理念，以工作單的提交、審批、執行為主線，把控包括計劃、采購、合同、庫存、費用和驗收等大修理及更新改造項目實施環節，跟蹤設備資產生命周期維護管理全過程，面向各管理層提供與設備維護相關的人、財、物管理與分析信息；為把好經濟控制關，通過中油財務管理系統跨空間統一上傳和監視基層單位財務帳目，實現費用開支動態扁平的管理；視頻點播系統和在線培訓軟件系統為適時遠程培訓教育和保障員工素質奠定良好的基礎。

與此同時，還配合中國石油建成并投用了統一的辦公自動化系統、電子郵件系統、檔案管理系統和企業信息門戶，并針對調度運行管理正在配合中國石油開展管道生產系統的建設。通過信息化的建設，有效地保障了7年來華油公司生產運行、設備維護和應急搶險等活動一直有序、健康地開展。

1.4 與國際管道管理模式接軌，實現管道完整性管理

完整性管理的前提條件

圖1  管道的失效概率

圖2  實施先進的管理手段后管道失效概率

管道安全就是管道的生命，一般在傳統的管理模式下，管道建設投產初期和設計壽命期失效概率較高，在運行期失效概率較低，管道在整個運行周期內的失效概率一般可以用圖1表示。國際上通常采用完整性管理技術，使管道的失效概率在整個生命周期內是平穩變化的，增加了管道使用壽命。見圖2所示。

華油公司在不斷的實踐中發現，隨著管理的深化，缺乏一種管理方式將各方面的管理統一起來，具體的將管理從基于事件的管理模式、基于時間的管理模式、基于可預測的管理模式統一到基于可靠性為中心的完整性管理模式。完整性管理的實施需要具備多方面的條件，公司已經具備了實施條件：

（1）員工素質方面，員工在生產過程中具備了深厚的理論和實踐經驗。

（2）信息化技術手段方面，IT技術已成為生產管理的支撐。

（3）管理基礎方面，QHSE體系已經使生產管理程序化、規范化。

2001年提出了全面實施管道完整性管理的戰略思想，經過三年的不斷探索，實踐證明完整性管理是行之有效的管理經驗，是解決目前管道安全運行問題的一劑良藥。下面介紹一下華油公司實施完整性管理的經驗和過程。

2.  引進國際管道完整性管理的理念

華油公司實施完整性管理方面，具體包括以下幾個方面的內容：

宣傳國際管道完整性管理的理念

根據國際標準制定完整性管理實施計劃

編制管道完整性管理的體系文件、出臺完整性管理辦法。

完整性管理的培訓

完整性管理具體實施

2.1、 完整性管理的概念

管道完整性（PIPELINE INTEGRITY）是指：

（1）管道始終處于安全可靠的工作狀態；

（2）管道在物理上和功能上是完整的，管道處于受控狀態；

（3）管道運行商不斷采取行動防止管道事故的發生。

（4）管道完整性與管道的設計、施工、運行、維護、檢修和管理的各個過程是密切相關的。

管道的完整性管理PIM ( Pipeline Integriy Management)定義為：管道公司通過根據不斷變化的管道因素，對天然氣管道運營中面臨的風險因素的識別和技術評價，制定相應的風險控制對策，不斷改善識別到的不利影響因素，從而將管道運營的風險水平控制在合理的、可接受的范圍內，建立以通過監測、檢測、檢驗等各種方式，獲取與專業管理相結合的管道完整性的信息，對可能使管道失效的主要威脅因素進行檢測、檢驗，據此對管道的適應性進行評估，最終達到持續改進、減少和預防管道事故發生、經濟合理地保證管道安全運行的目的。

管道完整性管理PIM，也是對所有影響管道完整性的因素進行綜合的、一體化的管理，包括：

  擬定工作計劃，工作流程和工作程序文件

進行風險分析和安全評價，了解事故發生的可能性和將導致的后果，指定預防和應急措施

定期進行管道完整性檢測與評價，了解管道可能發生事故原因和部位。

采取修復或減輕失效威脅的措施

培訓人員，不斷提高人員素質。

管道完整性管理的過程是持續不斷的改進過程，見圖3

圖3   管道完整性管理要素循環

管道完整性管理的原則

在設計、建設和運行新管道系統時，應融入管道完整性管理的理念和做法

結合管道的特點，進行動態的完整性管理。

要建立負責進行管道完整性管理機構、管理流程、配備必要的手段

要對所有與管道完整性管理相關的信息進行分析整和

必須持續不斷的對管道進行完整性管理。

應當不斷在管道完整性管理過程中采用各種新技術管道完整性管理是一個與時俱進的連續過程，管道的失效模式是一種時間依賴的模式。腐蝕、老化、疲勞、自然災害、機械損傷等能夠引起管道失效的多種過程，隨著歲月的流逝不斷的侵害著管道，必須持續不斷的隨管道進行風險分析、檢測、完整性評價、維修、人員培訓等完整性管理。

2.2 完整性管理的重要性

管道完整性管理（PIPELINE INTEGRITY MANAGEEMENT）是指對可能使管道失效的主要威脅因素進行檢測，據此對管道的適應性進行評估過程。當前全世界在用管道總量350萬公里，其中舊管道數量一半以上，如何評價這些管道的狀況，保證安全、經濟的運行，是管道完整性管理評價解決的主要問題。

在美國100萬公里在用管道中超過50%已使用了40年以上，許多油氣輸送管道達到設計壽命后，還可以繼續使用25年~50年，但是需要仔細評估。美國運輸部估計今后10年需要重建8萬公里管道，仍有40萬公里的管道將使用50年，俄羅斯的油氣管道，20%已經接近設計壽命，今后 15年內數字將增大到50%。到2000年，西歐31萬km油氣管道中超過42%已經使用了35年以上，只有11%使用低于10年。

美國運輸部1996年-1999年統計（%）

第三方造成的損傷和操作錯誤占主要管道事故的1-2/3，可見管道的完整性不僅僅是一個技術問題，更重要的是持續不斷的提高整體管理水平。

2.3 完整性管理的依據和標準

國家法律、法規方面標準依據。美國國內擁有約56萬km輸氣管道，25萬km液體燃料管道，且相當一部分使用年限很長。為了增進管道的安全性，美國國會于2002年11月通過了專門的H.R.3609號法案，該法案于2002年12月27日經布什總統簽署后生效。H.R.3609 The Pipeline Safety Improvement Act of  2002（PSIA）關于增進管道安全性的法案，PSIA 中第14章中要求管道運行商在后果嚴重地區（高風險地區）實施管道完整性管理計劃，PSIA也寫入了ANSI（美國標準學會）相關標準部分內容。 基于PSIA法律，美國政府運輸部DOT已發布了輸氣管道和液體危險品管道安全性管理的建議規則，聯邦政府關于在天然氣管道高危嚴重地區的完整性建議規則 49 CFR  Part 192，關于在危險液體管道高危地區的完整性管理建議 49 CFR part 195，推進并加速管道HCA區域的完整性評價，促進管道公司建立和完善完整性管理系統，促進政府發揮審核管道完整性管理的計劃方面的作用。增強公眾對管道安全的信心。

完整性管理實施方面有許多標準，其中包括，ASME B31.8-S2001（輸氣管道完整性管理的標準）、ASME B31.Q（輸氣管道管道操作人員的資質標準）、NACE RP0102-2002（管道內檢測推薦做法）、NACE RP 0502-2002（管道外檢測評價標準）等標準規范對完整性管理作出了具體的規定和建議。

3.根據國際標準制定完整性管理實施計劃

陜京管道根據國際標準制定完整性管理實施計劃，具體的內容包括：

確定影響管網系統運行的危險因素、管段位置

制定管網的檢測、檢定、檢驗、測試計劃（內檢測、外檢測、標定、測試等）和實施。

定期進行全面完整性評價，間隔不大于5年，時時進行局部完整性評價。

由專家審核總體評價結果，全面建立時時評價體系和管理制度。

修復或減輕造成威脅的因素

進行風險分析、并控制風險。

上述計劃中，充分體現了技術與管理的緊密結合，將預防性維護、檢測、評價、維修等的一體化內容形成循環系統。

4.編制管道完整性管理的體系文件、出臺完整性管理辦法

陜京管道自2001年開始實施管道完整性管理，編制了完整性管理的程序文件《陜京管道安全評價體系管理程序文件》和若干支持性作業文件，2003年開始逐漸完善和建立了陜京管道完整性管理體系，從全局戰略出發，全面實施陜京管道完整性管理。陜京管道完整性管理體系是實施陜京管道完整性管理的程序文件，該體系主要從天然氣埋地管道的組成因素，管道失效的因素的四個方面考慮：

管道土壤地質及其周圍的環境因素

鋼管內外缺陷的因素

防腐層的損傷因素

輸氣管道各專業（工藝、設備、電氣、通訊、自控等）對管道的影響因素；

確定對四個因素的完整性評價是管道安全運行的重要條件。同時結合公司的組織結構特點編制行之有效、操作性強的管理程序體系文件，完整性管理程序文件之一確定為陜京管道本體的完整性管理，主要針對管道本體內外缺陷、防腐層、地質環境的損傷因素，確保管道安全運行，之二是陜京管道各專業完整性管理，針對專業的日常管理，不斷的識別本專業影響管道運行的風險因素，進行完整性管理，確保管道從設備、工藝、操作各個方面平穩運行。

建立了一套適用性、操作性強的完整性管理辦法。為了保證完整性管理的順利實施，公司專門組織專業生產部門編制了管道完整性管理辦法，該辦法從完整性管理的要素、職責、完整性管理的內容、檢查與考核、培訓、標準等多方面進行了全方位的描述，在公司上下貫徹執行，以設備的可靠性為基礎，達到安全隱患提前排除和有效處理。

陜京管道完整性管理體系程序文件包含了公司實施完整性管理的戰略目標、方法、程序，并對全面推進管道的完整性管理發揮決定性的作用。

4.1 完整性管理的培訓

作好陜京管道完整性管理的培訓工作，特別是完整性管理程序文件和作業流程，以及數字化管道的完整性管理培訓工作為主，重點在于培訓專業工程師的完整性管理、完整性評價運行流程和使用的軟件、硬件，以及完整性管理的內容，包含的步驟程序；另外，培訓網絡維護、更新的專業管理員，使其作到及時更新信息，提示信息流程、評價報告的反饋和處理等。

建立一套有效的完整性管理的培訓制度，重點針對新員工，從完整性管理體系的ABC出發，達到掌握完整性管理方式、管理方法的基本要點，能夠勝任本職工作。

5. 具體實施完整性管理的四個方面

管道運行期的完整性管理，包括以下四個方面的內容：

a)含缺陷（內部缺陷、外部缺陷）管道本體的完整性管理

b)管道地質災害及周邊環境完整性管理

c)外防腐層及防腐有效性評價與壽命完整性管理

d)輸氣管網生產運行專業完整性管理

華油公司從涉及管道運行的四個方面實施了管道完整性管理，具體的管理經驗、管理辦法、以及采用的管理新技術分別介紹如下：

5.1 含缺陷（內部缺陷、外部缺陷）管道本體的完整性管理

含缺陷管道本體的完整性管理，實質上是隨著內檢測技術的應用，檢測出管道本體存在的缺陷，對含缺陷管道本體實施的完整性管理，包括缺陷檢測、評價、處理的全過程。

A、實施管道內檢測。進入21世紀，各國管道公司對管道安全問題逐漸重視起來，各過政府均在不同時期提出了管道內檢測的要求，其中，我國在2000年4月《石油天然氣管道安全監督與管理暫行規定》中對管道的檢驗與檢測做了新的規定，為了與國際管道技術管理的慣例接軌，2001年初，公司領導提出了陜京管道內檢測的要求，由于當時國外的這項技術的服務價格非常昂貴，而國內檢測隊伍又不具備這項技術。經過華油公司與國內外檢測隊伍、技術研究機構的多方交流，反復研究項目實施模式和實施方案，最終決定請英國Advantica公司為陜京管道檢測項目做技術監理和服務，管道技術公司作為國內實施檢測單位，幫助管道技術公司引進國外先進檢測技術，進行設備改造，并建立華油公司天然氣管道內檢測技術標準，項目的實施經歷了檢測設備的改造、試驗、方案制定、現場實施等過程，使管道技術公司在技術方面得以提高。

2001年9月，英國ADVANTICA公司實施了內檢測工程第一階段，考察陜京管道的可檢測性，提出陜京管道內檢測國際技術指標，并得出當時國內沒有實施天然氣管道檢測的能力，如果進行檢測，必須進行設備改造。

2002年1月，由華油公司組織管道技術公司與外方合作對其設備進行改造，歷經半年，進行了檢測器標定試驗、牽拉試驗、檢測器的檢測精度測試，檢測器動態性能試驗等。2002年7月，由外方確認檢測器滿足陜京線檢測要求。

2002年9月，考慮技術的可靠性以及陜京管道向北京供氣的單氣源、單管道的風險，從確保陜京管道的安全，首先進行了靖邊-榆林段的試驗段項目，檢測操作完成、數據分析后進行了開挖驗證，與實際結果相符。

2003年6月～11月完成了干線813km的檢測任務，陜京管道靖邊-永清912km，檢測出25%以上的缺陷金屬損失105個，檢測出金屬損失缺陷包括制管、防腐、運輸和敷設過程中產生的機械損傷缺陷，以及管材本身存在的內部缺陷（夾層、材質不均勻等）。檢測數據給出了全部對接環焊口的位置和信息、給出了全部螺旋焊縫的位置信息，給出了全線三通、閥門、彎頭（冷彎、熱彎）、測試樁焊點、全線管道壁厚變化連接點（穿越、跨越點）、收發球筒等的詳細信息。通過開挖驗證，檢測結果各項數據可靠，滿足標準中各項技術指標的要求。

信號數據精度指標按長度精度、寬度精度、深度精度定量給出，改變了國內檢測精度定性給出的不足，同時把國內的低清晰度檢測器的檢測水平提升到中等清晰度的國外同等技術水平。

通過對榆林-永清干線段的開挖驗證，發現了三岔閥室+800米位置的制造缺陷已經凸起，實施碳纖維補強處理后消除了泄露、爆炸的隱患，有力的保證了2003年陜京管道冬季運行的安全。

通過內檢測技術的引進和實施，陜京管道實現了以國內隊伍的價格，達到國際先進檢測水平的舉措，填補了國內天然氣管道檢測的空白。同時也是對陜京管道1997年投產以來的管道完整性情況進行一次總的摸底和評價，查出管道中可能存在的缺陷或安全隱患，建立管道完整的基礎數據庫。

為確保陜京二線施工質量，經公司研究決定，留足尾款，在陜京二線投產后盡快進行管道內檢測，對于檢測發現的缺陷根據實際情況對制管廠、防腐廠、施工單位、監理單位追究責任。

B、實施缺陷的評價。通過管道內檢測工程的具體應用，公司針對干線檢測出的缺陷，使用含缺陷管道的剩余強度和剩余壽命預測評估技術，對檢測的缺陷進行了承壓能力評價，根據評價結果，確定了開挖驗證點的維修的標準、以及目前的承壓能力，為缺陷的進一步處理打下基礎。

C、開展碳纖維補強工作，公司與北京科技大學一起開發研究了碳纖維補強技術，碳纖維增強復合材料具有輕質高強、抗腐蝕、耐久性好、施工簡便、不需停氣的特點，不影響結構的外觀等優異特性，較之于傳統的焊接補疤方法具有明顯的優越性（克服了焊接補疤過程中會產生焊穿和產生氫脆的危險），對壓氣站附近缺陷點和三岔閥室的內檢測的的缺陷點評價后，實施了補強處理，保障了生產運行。

基于內檢測工作的開展，相應開展了陜京管道內檢測安全評價及軟件編制研究，項目完成了內檢測數據的評價分析，建立了管道沉降、地質斷層的損傷模型，建立了管道的承壓的力學計算模型，建立了缺陷管道的安全評價模型、壽命預測分析模型，為陜京管道內檢測數據安全評價打下基礎。

5.2 管道地質災害與周邊環境完整性管理

A、實施管道地質災害的預防和維護。陜京管道沿途經過沙漠、黃土、山區、河谷臺地等多種地形，地質條件惡劣，維護難度大。為徹底防治水害，增強管道抵御災害的能力，公司提出“力爭八十年，確保五十年”的整治標準，本著“關鍵地段一次根治，不留后患”的原則，每年投入大量人力、物力開展水工保護工程的施工。并將水工保護水害調查、設計、施工和驗收的管理程序和質量標準納入QHSE體系中嚴格執行。每年汛期過后對全線進行水害調查，初步確定維護和整治方案。調查由公司的主管部門、承包單位線路管理人員、有關設計院人員參加，對于水害嚴重或整治困難的地段，還聘請行業及地方地質水保專家參與現場調查，共同制定整治方案。現場調查后，由設計單位根據調查結果提交設計圖紙。公司組織有關專家和部門進行方案審查，設計院根據審查意見對方案進行完善，春季施工前，出具施工設計方案和圖紙。為確保工程質量合格，投資合理，通過招標方式確定施工和監理單位。在施工過程中，公司還注意發揮基層管理單位的監督作用，讓管理維護單位參與工程施工管理，有效地提高了施工質量。

通過上述行之有效的管理程序，水保工程維護率達到100%，使得各關鍵環節得到控制，保證陜京管道水保工程施工質量，重點地段和典型水害全部實現一次根治。2003年雨季，管道所經陜西、山西地區遭受了80年一遇的暴雨和洪水，該地區水工保護工程發揮了重要作用，管道得以平穩運行。

地質災害防護技術是針對陜京管道地形，地質條件惡劣，地質災害類型多樣的特點，采用對濕陷性黃土區的地質采取導流、堵、夯填、護坡、阻水、埋深的治理技術；對順沖溝、河床管道采取溝內淤土壩、排水溝以及管道的穩管技術；對河床內管道設置阻水墻或截水溝以及漿砌石結構的淤土壩或防沖墻技術；對北方地區季節性河流的夏季大水量極容易造成漏管、懸空、甚至斷管，采取漿砌石或散體材料形式的石籠護岸技術；對于下切作用強烈的河流管道下游合理位置設置淤土壩或水下防沖墻，對山地、卵石沖擊管道處采取護坡、擋土墻等技術。

B、開展反恐、安全保衛、防止第三方破壞活動，2002年冬季接到反恐任務以來，公司給予高度重視，依托社會力量加強管道保衛，采取高科技手段提高防范水平，下大力氣做好管道的安全保衛工作。

截止目前，沿線共聘用屬地巡線工每天沿管道徒步巡檢。除4座壓氣站、3座地下儲氣庫及有人職守分輸計量站（包括首、末站）外，其余46的座無人站分別聘用屬地看護工，每天上、下午兩次到站巡檢。

采用紅外監測技術，沿線所有壓氣站、地下儲氣庫、計量分輸站、清管站、RTU閥室等共計28個站場在2003年都安裝了周界紅外報警系統，其中14座有人職守站還安裝了工業電視監控系統。為確保陜京管道跨越黃河段管線的安全，經中油集團公司協調，2003年4月起，中國人民武裝警察忻州市支隊第五中隊進駐黃河跨越東岸保德縣，對黃河管橋實行24小時武裝保護。

5.3  外防腐層及防腐有效性完整性管理

防腐管理是管道運行維護的基礎工作，防腐管理工作質量決定著管道運行壽命和安全性。

根據陜京輸氣管道線路長、人員精簡、自動化程度高等特點，公司從提高工作標準，完善管理體制入手，參照國際防腐管理先進經驗。提出陰保站通電率和管道陰極保護率兩個100%的工作目標（目前已經全部達到）。制定了一系列體系文件，強化了日常監測和維護的要求，提出陰保系統日監測、季監測和年監測的內容和標準，結合現場腐蝕調查，及時掌握整個管線的腐蝕與防護情況。

做為在國內首次全線采用三層PE防腐層的管道，華油公司根據日常管理的心得，編制了《三層PE外防腐層絕緣電阻測試方法》、《干線熱煨彎頭腐蝕與防護調查程序》、《鋼套管穿路管線腐蝕與防護調查程序》、《站內埋地管線腐蝕與防護調查程序》等四部企業標準，及時總結了管理經驗。

陜京管線的外防腐措施采用了外涂層加陰極保護的防腐方式。全線設置15座陰保站，每座陰保控制臺安裝有變送器，通過站控RTU將陰保站輸出電流和通電點保護電位，實時上傳到調控中心，位于北京的調控中心可通過相應的控制畫面隨時監控全線陰保系統的運行情況。

為測量消除土壤中IR降的管道保護電位，按照國際慣例，陰保站控制臺內安裝有固體繼電器（大功率場效應管）與站控系統相連，通過站控系統接受調控中心的指令，使陰保電源工作于12秒通、3秒斷的工作狀態下，調控中心通過SCADA系統采集所有RTU站場設定時間點的斷電電位，用以衡量陰極保護系統的保護效果。

除陰保站外，沿線RTU閥室也都安裝了電位變送器，該站點的保護電位情況也在調控中心的實時監測當中。

上述工作取得了明顯的成果，陜京管道運行近7年后，干線每公里通電電位達到-1.1v，所需電流總量在 3 安培左右，平均保護電流密度1.3μA/m2，遠遠低于國際防腐界公認的，新管道5μA/m2的保護指標，管道防腐達到國際先進水平。

B、開展內腐蝕監測。公司根據管道清管的粉塵情況，引進了內腐蝕監測系統，在沿線具有代表性的6處工藝點（站場）安裝內腐蝕監測探頭，每月監測管道內壁的腐蝕速率，通過近2年的監測，陜京干線全年平均金屬損失壁厚減薄率為8.4微米/年，低于10微米/年的國際腐蝕標準，同時確定了氣量、壓力、流速與腐蝕速率的關系，通過對內部腐蝕沖蝕、磨蝕的數據的分析，建立起一套科學的分析方法，大大提高了對管道內腐蝕與氣質的監測能力，整體水平達到了國際先進水平。

C、開展外防腐層檢驗與安全評價。陜京管道運行7年來，為了解管道材料及防腐層材料，在運行的工況、內部氣體環境、壓力波動、埋地土壤腐蝕性介質的影響下，材料的機械性能和微觀組織是否發生了變化，管道外防腐層的性能指標是否滿足標準的要求，應用外防腐層檢驗與安全評價技術對陜京管道原在役管道進行了管道性能、外防腐性能、土壤指標等的性能全面檢驗和安全評價，檢驗管段是2003年陜京管道大界則改線后，遺留在原線路的廢棄管道。這段管道的性能具有一定的代表性，通過檢驗后找出外防腐層的7個漏點，金屬材料的性能未發生變化，根據此項檢驗結果，對今后的管道維護確定了管理方向和重點。

B、實施黃河管橋腐蝕評價。針對黃河管橋的特點，黃河跨越工程是陜京輸氣管道的咽喉工程，黃河橋梁形式為懸索橋，鋼結構橋梁和管道無法加陰極保護，只能采用外防腐層，管橋位于大氣污染嚴重的陜西府谷與山西保德兩縣，酸雨現象嚴重，為全面了解黃河跨越懸索橋的實際運行狀況及腐蝕防護現狀，公司根據標準、采用外防腐層評估技術對黃河懸索橋的腐蝕狀況做出了整體評價，確定對橋的橋架、塔架涂層進行大修。

5.4 輸氣管網生產運行專業完整性管理

A、實施管網優化運行管理。陜京管道調控中心在國內采用了當今先進的SCADA自控系統，實現全線的數據自動采集、遠程控制和調度管理，以衛星通訊為管道運行數據傳輸提供可靠、先進的傳輸通道。   陜京輸氣管道用戶用氣波動幅度大，用氣量季節性變化明顯,冬季與夏季用氣峰谷差達到10倍左右，為保證安全、高效向北京供氣，采用國外先進的在線和離線模擬軟件系統，實現了對管網管道運行進行動態實時模擬和穩態工況模擬分析的功能。在運行過程中，根據動態模擬計算結果進行每日中間壓氣站運行參數調整，調整儲氣庫采氣量，保證用氣高峰供氣和用氣低谷時管道運行安全；根據穩態工況模擬計算結果制定中長期運行方案，對不同運行方案的運行成本進行分析比較，優化經濟的運行方案。通過模擬軟件應用和綜合運行管理經驗的運用，摸索出一套事故狀態下應急氣量調配方案，不但增加了調度對管道運行監控的技術手段，還有效的提高了管道輸氣量，降低了能耗，減小了管道末端調壓設備的磨損。保證了管網系統的安全。

根據生產實踐中出現的問題，開展了陜京輸氣管道水合物抑制技術研究，確定了陜京輸氣管道生成水合物的溫度、壓力條件，在理論分析和建模的基礎上，確定了管道的沿線的動態運行參數及其對管道水合物形成的影響，并制定控制進入管道的天然氣的含水量和防止水合物生成的具體措施。 對華油公司在安全部署和預防等方面發揮重要作用。

B、設備運行完好率管理

陜京管道屬于設備密集型，對各種通用設備，以工藝設備為例，工藝設備老、大、難問題，，沿線各種工藝設備3121臺，目前僅有4臺閥門有微量內漏，設備完好率達到99.9%。為提高并保持設備完好率，將各專業設備管理作為管道運行的重要內容納入QHSE 體系，明確提出設備完好率爭取100%的管理目標。在QHSE體系文件中明確規定了設備主管部門、檢查維護周期、內容和考核標準，逐臺設備建立運行維護檔案。對照國際先進水平，嚴細管理，精心維護，引入完整性管理概念，力爭實現設備的無故障運行。

2003年，公司引進了國際領先水平的閥門維護技術方法，對神池清管站原本內漏嚴重的21#CAMERON進行了處理，使閥門恢復了密封性能，基本實現了零泄露。同時還避免了干線停氣，動火換閥造成的費用、時間特別是地庫停注的損失。新的閥門維護技術的采用，大大提高了閥門的密封性及可靠性，通過這項技術的使用，華油公司認為影響生產運行的老大難問題設備完好率管理問題能夠解決，只要閥門設備達到100%的完好率，就必能作到全線所有設備的完好率達到100%。

C、實行站場工藝管道、設備監測與評價管理，定期對彎頭、設備等關鍵部位的壁厚進行測量，建立管道壁厚監測數據庫，定期進行評價分析和管理，并采用ANSYS、ABQUS等軟件進行計算，得出管道、工藝設備的沖刷、腐蝕的安全性。2002年4月，根據壁厚監測的結果，發現石景山站去加氣站的80mm彎頭壁厚嚴重減薄，立即對其更換，保證安全，對排污彎頭采取定期的開挖調查監測，制定更換周期確保工藝管道的安全。

D、實施壓縮機優化運行管理。根據榆林冬夏季溫差大的原因，壓縮機在冬季不需要冷卻，在夏季需要冷卻，為了對空冷器有效的控制，公司采用了壓縮機運行空冷器優化技術，包括機組控制邏輯優化技術和工藝氣后空冷器旁通控制技術，對機組出口溫度實行有效的控制，確定運行的時段，保證進入管道的天然氣溫度不超過50C；采用壓縮機優化運行技術，通過優化四座壓氣站機組的運行，機組實現了3601030萬方/日輸量的調節，達到了國際一流技術管理的水平。

引進壓縮機故障診斷技術。該技術可提高對機組在線監測能力，可連續對壓氣站壓縮機組的運行狀態（如振動幅值、軸位移、機組運行工藝參數）進行連續監測、記錄。一旦上述各運行參數發生異常，及時做出預報警，并可根據系統所采集的大量信息分析原因，可防止設備突發事故的發生，大大提高壓氣站運行的可靠性，為完整性管理打下良好的基礎。壓縮機平均故障停機率低于0.3%；與國際同行業的水平相同。

E、實施儲氣庫注采一體化管柱技術，保證注采井的安全。地下儲氣庫是陜京輸氣管道的配套工程，實現用氣調峰以及特殊情況下向京津地區的緊急供氣。工程采用了國內、國際先進的處理、控制工藝與設備，注氣壓縮機組采用了大功率高效燃氣發動機驅動三級高壓往復式壓縮機、注采井采用井下安全閥、封隔器、伸縮短節、環空充填套管保護液，站場集中控制通過數字化通訊系統與公司中央調度系統實現同步通訊與控制，整體達到了國際先進水平。

陜京管道儲氣庫均采用了注采井管柱聯作工藝，實現了生產與射孔管柱一次作業完成，縮短了完井時間，從而最大限度地保護了儲層。另外，完井時選擇了常規完井生產管柱，達到了采用永久封隔器，進行套管保護，避免套管承受高溫高壓狀態,同時實現了無套壓安全生產；油套環空注入環空保護液，保護套管和油管外壁免受腐蝕；管柱上配有測試用座落短節，以滿足測試作業的要求；同時，管柱也配備伸縮短節，可以抵消“注氣”、“采氣”應力交變，延長管柱免修期；使用氣密封絲扣油管，保證管柱在高溫高壓狀態下密封性能良好；產水井定期進行固體防腐棒，進行油管內壁的化學防腐；管柱上配有井下安全閥，可以滿足安全的要求，同時對于大張坨儲氣庫來說，還可以滿足地面泄洪環區的需要，防止污染。所有的井場都安裝有地面安全控制系統，對所有的注采井，均能實現就地和遠程控制功能，保證儲氣庫注采井的安全。

針對儲氣庫的運行管理特點，進行了儲氣庫注采能力的研究，建立了大張坨地庫地質模型，進行井口的數值模擬；建立井口溫度場計算模型，并對大張坨儲氣庫的注采能力、邊水結構以及采出率進行了分析，對指導地下庫的運行發揮重要作用。

F、定期實施管道生產運行安全評價。該項工作針對冬季、夏季大氣量生產運行過程中的影響因素，為保證全年的運行，實施的一項綜合性安全評價技術，管道生產運行的安全評價主要從影響生產的13個方面進行綜合評價，分別包括：（1）冬季運行壓力、氣量預測下，站場、干線管道承壓能力 （2）站場關鍵部位壁厚測量、沉降。（3）管道外力重載的預防措施評價（4）汛期管道搶險檢驗情況評價（5）設備故障點安全評價和改進措施（6）全線設備、壓力容器檢測結果評價（7）內腐蝕、內部沖蝕監測（8）陰極保護、外防腐層評價（9）內檢測數據評價分析（10）自控、通訊、電氣安全評價（11）壓縮機振動的問題分析和評價（12）儲氣庫站場采氣工藝管道應力分析（13）應急指揮、應急搶修方案評價。

該項工作從2001年開始，針對評價的結論，公司領導高度重視，逐條落實，整改存在隱患，真正落實，有力的保證了安全生產。

6 結束語

華油天然氣公司全體員工從基本建設與運行管理轉變階段到實現完整性管理階段，管理理念和方式發生了巨大的變化，管理水平究竟提高了沒有，華油公司認為，管理水平的提高最終體現在管道安全生產上，“實踐是檢驗真理的唯一標準”，陜京輸氣管道自1997年投產至2004年2月底安全運行2362天，實現了安全生產事故“六杜絕”，累計向北京、天津、河北、山東、山西、燕山石化、滄化等地區供氣95.1億立方米，日供氣高峰達到2265萬立方米，實現了陜京管道安全、高效、優質向京津地區供氣，保證并促進了京津地區的經濟和社會的發展。

數字化管道是國內外管道公司實施戰略化管理的重要手段和發展方向。陜京管道專業完整性管理要采用IT技術實現可視化化、數字化的完整性管理，完整性管理的內容只需通過GIS、EAM等系統設置的管道本體、管道工藝、自控、通訊等的建設信息、運行信息、設備信息，進行缺陷或故障的安全評價、風險評價，并結合管道的位置信息、圖形信息、地理信息、設備參數、運行信息等進行有效的完整性評價，實現事故的提前預控。陜京管道專業完整性管理最終實現可視化、數字化的完整性管理，實現IT技術與先進管理模式相結合的發展戰略思路。

在中油集團和股份以及北京市的統一規劃指導下，華油天然氣全體員工在技術管理和創新中不斷發揚石油行業的優良傳統，求真務實，真正作到了“以人為本、科技創新、誠實守信、持續發展”的QHSE的方針目標，不斷采用新的技術、新的管理手段，全面促進公司技術進步，增強企業核心競爭力，為未來的管道一體化、智能化管理奠定堅實的基礎。