杨康新 王 波

（1.中国石化销售股份有限公司华南分公司；2.西安航天远征流体控制股份有限公司）

随着2015年10月国家质检总局和国家标准化管理委员会联合发布GB 32167—2015《油气输送管道完整性管理规范》以来，管道完整性管理有了国家规范的强力支撑［1］。同时，随着近几年管道建设数字化、智能化的快速发展，在建管道完整性管理越来越成为建设期管道的关键内容［2］。建设期成品油管道完整性管理可以说是管道全生命周期完整性管理的“第一粒纽扣”，建设期的管道完整性管理水平高低将直接决定数据采集的质量、高后果区的风险高低等［3］。因此，做好管道建设期完整性管理将真正为管道的全生命周期奠定坚实的基础。

1 概述

1.1 文件依据

2015年10月13日国家质检总局和国家标准化管理委员会正式发布实施GB 32167—2015《油气输送管道完整性管理规范》；为进一步加强油气管道完整性管理，2016年2月国家发改委、国家能源局、国务院国资委、国家质检总局和国家安监总局联合印发了《关于贯彻落实国务院安委会工作要求全面推行油气输送管道完整性管理的通知》（发改能源〔2016〕2197号），全面推行油气输送管道完整性管理；中国石化为加强管道完整性管理，陆续出台了《关于印发<中国石化长输油气管道完整性管理规定（试行）>的通知》（中国石化安〔2018〕275号）和《关于印发<中国石化销售长输成品油管道人口密集型高后果区及较高以上风险管道（段）管理指导意见>的通知》（股份工单销管〔2018〕227号）。上述规范文件的出台，为在建管道完整性管理提供了基础的规范要求。

1.2 规范要求

GB 32167—2015《油气输送管道完整性管理规范》的“一般要求”中对在建管道完整性管理提出以下要求：

a.完整性管理应贯穿管道全生命周期，包括设计、采购、施工、投产、运行及废弃等各阶段，并应符合国家法律法规的规定；检验检测机构资质要求应满足特种设备相关法律法规规定。

b.新建管道的设计、施工和投产应满足完整性管理的要求。

c.数据采集与整合工作应从设计期开始，并在完整性管理全过程中持续进行。

d.在建设期开展高后果区识别和优化路由选择；无法避绕高后果区时应采取安全防护措施。

e.管道运营期周期性地进行高后果区识别，识别时间间隔最长不超过18个月；当管道及其周边环境发生变化，及时进行高后果区更新。

f.对高后果区管道进行风险评价。

g.积极采用新技术。

h.管道企业应明确管道完整性管理的负责部门及其职责要求，并对完整性管理从业人员进行培训。

上述第d～f条为强制性条款。因此，根据《油气输送管道完整性管理规范》要求，在建管道项目将重点围绕建设期在建管道数据采集、高后果区识别及高后果风险评价等工作展开。

2 建设期完整性管理核心

管道建设期完整性管理主要涉及数据采集与整合、高后果区识别、风险评价、完整性评价、风险消减与维修维护和效能评价6个环节，六步循环示意图如图1所示。

图1 六步循环示意图

建设期完整性管理的核心在于通过建设期数据的收集和快速评价，优化设计和采取改进措施，提高管道的本质安全，为后期运行管理创造条件。

3 建设期各阶段完整性管理工作内容

3.1 项目阶段的划分

成品油管道的项目阶段划分与完整性管理包含的项目见表1，其全生命周期管理涉及设计、采购、施工、投产、运行及废弃等各阶段，工程实施一般划分为：

表1 项目阶段划分与完整性管理

a.前期阶段。管道工程建设启动至可研批复，具体工作包括项目预可研、可研、专项评价及项目核准等。

b.定义阶段。管道工程建设项目可研批复后至初步设计批复，具体工作包括初步设计委托、编制、审查、批复、项目部组建和工程服务采购。

c.实施阶段。初步设计批复后至项目投产移交，具体工作包括物资采购、总体部署管理、施工图设计、征地协调、施工、投产前检查、试运投产及项目移交等。

d.竣工验收阶段。项目移交后至项目竣工验收结束——具体包括消防、安全、环保及水土保持等专项验收，竣工资料验收、决算审计、初步验收、竣工验收及交付使用等［1］。

3.2 前期阶段完整性管理内容

前期阶段的主要工作包括编制项目可行性研究报告，开展项目前期的各项评价，包括环境评价报告、地灾、安全、地震、职业卫生及节能等各项专项评价。专项评价均要编制专业的评价报告并召开专家评审会，通过各项专项评价的支撑，确保项目可行性依据充分。该阶段的完整性工作重点见表2。

表2 可研阶段的完整性管理内容

3.3 定义阶段完整性管理内容

定义阶段的主要工作是根据项目的详细勘察报告，同时在结合项目前期专项评价和可研报告的基础上，进行初步设计工作。

在这一阶段，完整性管理的要点是进一步优化路由线路，充分有效地避开高后果区，同时对无法避让的高后果区采用增加管道壁厚、设置截断阀阀室（主要在大江大河两侧）等措施，确保管道线路设计的整体安全性。该阶段的主要工作内容见表3。

表3 定义设计阶段的完整性管理内容

（续表3）

3.4 实施阶段完整性管理内容

项目实施阶段的完整性管理重点包括施工图设计阶段、施工阶段和投产阶段，特别是施工图设计阶段和施工阶段的完整性管理在我国多数油气管道的建设过程中并未开展，应该予以重视。

3.4.1 施工图设计阶段

施工图设计阶段即详细设计阶段。这个阶段在基础设计的基础上进一步开展项目详细设计。其中对项目的新增或改线段进行高后果区识别，同时根据识别和评价采取相应的设计措施。该阶段的主要工作内容见表4。

表4 施工图设计阶段的完整性管理内容

3.4.2 施工阶段

施工阶段是各项设计理念和设计方案真正落实的阶段。在这个阶段重点开展好施工期数据的采集、做好施工各种过程资料的记录并做好竣工资料的归整。同时，对施工过程中出现的线路变更等进行高后果区识别，并提出变更的有效建议。

施工阶段的主要工作内容见表5。

表5 施工阶段的完整性管理内容

（续表5）

3.4.3 投产阶段

投产阶段是整个项目从施工期转化成营运期的关键环节。在投产阶段需要开展水联运、管道内检测等专业性的工作，同时要开展三查四定、投产条件确认等管理确认工作。主要的核心工作是对照可研、设计、施工阶段的高后果区情况进行基线的核准，同时需要开展高后果区预案的分析工作。该阶段的主要工作内容见表6。

表6 投产阶段的完整性管理内容

4 建设期完整性管理控制要点

对于在建管道完整性管理而言，其中最核心的工作就是项目选线、设计和施工完整性管理。

4.1 项目选线

在建管道选线具体可以分成3个阶段：可研阶段选线、初步设计阶段选线和施工图阶段定线。根据GB 32167—2015《油气输送管道完整性管理规范》的要求，尽量避开高后果区（表7），3个阶段根据工作侧重在选线时需要重点关注。

表7 输油管道高后果区管段识别分级表

4.1.1 可研阶段选线

可研阶段选线是整个项目选线的最初始阶段。在可研阶段选线过程中，首先要充分收集地方规划的资料。根据通常的选线经验，各个地方的油气管道都会纳入地方政府的油气管廊规划管理。有的地方政府会设置一条油气管廊规划带，将各种油气管道集中设置在该规划带中，以起到集中管理、降低安全风险的作用。在此基础上，需要进一步做好各种路由线路的比选。在比选过程中，尤其要注意避开生态红线区、水源保护区等，同时尽量避开军事用地、学校、医院和人口聚居区域。比选后，充分做好现场外业踏勘和调研。同时，积极开展环评、林业、文物、压矿、地灾及地震等各种专项评价，确保路由合法合规。

4.1.2 初步设计阶段选线

初步设计阶段的选线在项目可研的基础上进一步开展。主要依据可研阶段的可研报告、各类专项评价和政府批文，尤其是路由选址意见确定优化的路由方案并明确管道中心线。初步设计阶段的选线根据路由选址意见的办理要求，需要征求各个乡镇甚至区/县的基层选线意见。同时确定好关键地段的中线桩。主要是地方的各类规划区、保护区及公路/河流穿越区等。在初步设计阶段对各个高后果区要严格按照高后果区管理的要求，尽量避开高后果区。

4.1.3 施工图阶段定线

施工图阶段的定线核心工作在于中线确定。主要是根据初步设计、专项评价、专项评价补充评价和报批文件，对线路进行明确的定线。由于线路工程涉及线路沿线的户、村及镇等，同时也涉及线路沿线的历史遗留问题，线路在最终的定线过程中存在一定的变化和调整。在经村、户的确认后，现场确定施工图的定线。定线后开展勘察、测量等工作，为施工图设计提供精确的地勘和测量资料。

4.2 设计

4.2.1 普通线路安全设计要点

4.2.1.1 管道自身风险因素

管道自身风险因素：一方面管道自身可能存在管材缺陷、环焊缝缺陷、外部交直流干扰引起的腐蚀缺陷、外防腐及补口套问题引起的外腐蚀等缺陷；另一方面管道中的H2S、CO2及SO2等腐蚀性介质会造成一定的内腐蚀。

针对上述问题，设计时，首先要做好管材的选型设计，加强对管材的质量管控，做好无损检测和试压。其次，对于外部交直流干扰引起的腐蚀，要在选线时尽量避开干扰体，做好排流的措施。同时，对于外防腐层和防腐补口不良引起的外腐蚀，要选择合适的防腐涂层和补口材料，并加强防腐和补口的施工质量管理。此外，对含H2S、CO2及SO2等腐蚀性组分的介质造成的内腐蚀，在选材时需选择具有耐腐蚀性的管材，或者通过增加管材腐蚀余量的方式进行预防。

4.2.1.2 自然灾害带来的风险因素

自然灾害带来的风险因素主要包括：强震区及活动断层、滑坡与崩塌、泥石流、地面沉降与地裂缝、湿陷性黄土及采空区等灾害造成的管线塌陷、变形、破裂或损伤。

针对上述问题，在设计阶段需重点做好：合理选择管道与断裂带的交叉角度；进行有效的抗震校核设计和抗震设计［4］；避开不稳定的滑坡区，同时对于无法避开的滑坡应进行专项勘察和治理；清除崩塌区或采取有效的崩塌措施；加大管道埋深，对地面沉降和管道进行受力校核；对地面沉降和地面裂缝进行注浆和填埋处理；对地面沉降和管道变形设置监测设施；对管沟底部进行夯实处理，必要时进行换填处理；高陡边坡和沟谷穿越地段管沟进行全部夯填处理及预测采空区的沉陷变形量并进行管道应力/应变分析等。

4.2.2 穿跨越线路安全设计要点

河流穿越主要存在的有害因素包括：挖沙、采石和通航抛锚对管道造成误伤；河道疏浚和整治过程中的河床改道造成管道裸露；洪水冲刷、岸坡垮塌对管道造成损伤等。

针对上述问题，在设计施工阶段需着重考虑：管道穿越位置应避开挖沙和采石区；加大管道埋深，埋设深度需位于挖沙、采石深度之下；采用混凝土连续覆盖或采用钢筋混凝土盖板等硬防护措施；穿越水域时，管道埋深需位于河道疏浚线或整治深度以下；做好防洪评价和岸坡稳定性分析，并埋设在最大设计洪水冲刷线以下；增加穿越长度，两岸管道埋设需在稳定岸坡内。

4.3 施工

成品油管道施工的工序主要包括：施工准备→交、接桩和测量放线→施工作业带清理和施工便道修筑→防腐管的装卸、运输和保管→管沟开挖→布管、现场坡口加工→管道组对、焊接和检验→补口或补伤→管道下沟和回填→清管、试压和干燥→三桩埋设、水工保护及水土保持→管道交工等阶段。施工阶段的风险管控主要包括：落实监理检测制度、建立质量管理体系、设计施工图、管理物资、管控监理过程、采集现场智能化数据、控制焊接质量和编报竣工资料。

4.3.1 监理检测制度的落实

依据国家相关法律法规，工程项目建设严格实施工程监理制和工程质量监督制。实施第三方无损检测工作制度，无损检测单位根据管道建设方委托，对现场环焊缝实施无损检测。

4.3.2 质量管理体系的建立

根据项目的质量方针、目标和业主质量管理体系的要求，施工承包商应建立和健全满足国际标准组织ISO9001系列要求的质量管理体系，并保证其有效、高质量的运行。施工承包商编制的质量管理体系文件，包括质量手册、质量管理程序文件及作业文件等，工程开工前应报监理和业主审查并获得批准。

4.3.3 施工图的设计

施工图应严格按照初步设计确定方案进行设计，保持与初步设计的一致性；施工图的设计应与施工过程充分结合，考虑施工的可实施性；设计变更应严格控制并按业主的规定执行。

4.3.4 物资管理

严格落实工程进场物资、设备的自检制和专检制，对其出厂合格证、质量证明书及材料单等进行检查复核；施工承包商应严格执行现场施工中的质量“三检制”。

4.3.5 监理过程管控

工程监理按照监理大纲和监理细则有效开展工作，严格把控施工质量，隐蔽工程实施必须得到监理的认可，并有监理在场。监理做好承包商报审/报验管理,严把人员、设备和材料进场关,并建立了特种作业人员、测量工器具、特种设备及材料复检取样等台账，做到人员、设备和材料动态管理。监理实施全工序责任链监督管理，通过对长输管道工程全部施工工序的五大要素（人员检查、机械设备、工程材料检查、施工方法和施工环境）进行有效管控，从而实现工程实体合格的质量目标。

检验分批、分项和分部工程完工后或下道工序施工前，必须经监理检查确认，未经监理检查确认合格的，不得进入下道工序作业。监理全面推广和应用信息化技术，开展隐患辨识工作,坚持“逢错必报”、“有错必纠”的原则。注重统计分析工作、及时完成隐患削减。

4.3.6 现场智能化数据采集

智能管道建设过程中，通过数据采集、存储、传输系统和视频监控系统在施工现场的应用，实现了质量参数的实时采集和传输，解决了现场质量数据采集不规范、不同步及数据真实性、可追溯性差等问题。

4.3.7 焊接质量控制

施工过程中长输管道焊接质量的控制需实现全过程和全方位控制，严格执行工程项目的焊接工艺规程，加强焊前和焊接过程中的质量控制。其中，焊材和焊接设备需严格管理。焊前预热时，加热温度应比规定的最低温度高，以保证良好的预热温度；焊接时，需及时进行焊后焊道清理，保证每一道焊道焊完后，及时清理干净；焊接完成后，焊缝首先应进行外观检查，主要检查焊缝外观成形、余高、宽度、错边量及咬边等，不得有裂纹、未熔合区、气孔及夹渣等缺陷。

对于焊接资料的管理，其焊接方案、焊接施工方案（可与施工组织设计一起编写）及HSE（健康、安全和环境三位一体的管理体系）作业计划书等文件报监理单位审核后，上报项目经理部进行审查。

焊接施工过程中，应按照相关规定做好各工序书面记录，监理单位在平时检查和巡视过程中加强监督检查，不允许出现黑口等缺陷。此外，针对没有参与试压的管道，应重点关注，必须进行四方（监理方、无损检测单位、专家团队和国外专家）无损检测。

4.3.8 竣工资料编报

工程施工完成后，应及时进行竣工资料的整理和编制，并保证移交的竣工资料准确可靠。

4.4 建设期完整性数据采集管理

数据采集贯穿管道的整个生命周期，数据的完整性制约着管道完整性管理过程中后续的高后果区识别分析、完整性分析和评价工作结果的准确性，数据采集不准确，管道完整性管理就是无本之木。

在建项目智能管线信息采集、校核、资料电子化、挂接和配合入库工作内容包括设备设施、阴极保护、高后果区、地质灾害评价、周边环境、管道中心、管道本体及附属设施等相关内容的数据采集［2］，以及相关的测绘、扫描、校核、挂接及整合等资料数字化工作。

4.4.1 智能化数据采集管理体系

根据智能管线信息采集、校核、挂接及配合入库的建设需求，数字化实施工作分为4个阶段，包括对标阶段、采集阶段、整合阶段和验收阶段，通过完整的实施流程，以确保数据的完整性、准确性、安全性和过程的稳定性。智能化数据采集管理体系架构如图2所示。

图2 智能化数据采集管理体系架构

4.4.2 数据测绘

采用WGS84坐标系和1985国家高程基准，根据《中华人民共和国测绘法》、《中华人民共和国石油天然气管道保护法》、《城市地下管线探测技术规程》、《全球定位系统实时动态测量（RTK）技术规范》及《工程测量规范》等技术规范要求开展。

地下管线探查前，应在探查区或邻近的已知管线上进行方法试验，确定该种方法技术和仪器设备的有效性、精度和有关参数，对投入的探测仪器做一致性测定，每天作业前后，应检查仪器的电池电压。探测位置做好标记，并在标记上注明探测埋深和探点性质。具体过程如下：

a.管线中线探测点测量。必须对所有的较明显的水平和竖向拐点进行探测（大于5°）。

b.管线点间距设置。管线物探点间距小于20m；当管线弯曲时，至少在圆弧起点、终点和中点上设置管线点，当圆弧较大时，适当增加管线点密度，以保证能准确表述管线的弯曲特征。线路弹性敷衍、自然弯曲段加密探测，线路弹性敷衍设加密测量，其两测量点间距不大于5m。线路水平、纵向转点处至少探测4点，以精确定位线路转点位置。在地形自然起伏比较大的坡地、陡坎及山坡等地加密测量点，落差大于0.4m的坡坎上下各测量一个碎步点，渠深大于0.4m的沟渠、山坡变坡点等处加密测量。

c.管道埋深测量。管道在地下埋设时，测量管道顶部与地面的垂直距离；管道架空时，测量管道顶部与地面（或河水面）的距离；管道平铺在地面上时，埋深即为0。

d.站场阀室测量。测量站场的围墙坐标，确定其位置轮廓，点数不能少于4个点；测量管线进出站场阀室围墙点的坐标。

e.水保设施测量。包括挡土墙、截水墙、护坡和防冲墙。水保设施为面状管道数据，测量其起终点坐标，确定其位置和长度。护坡，包括护岸，通常和挡土墙一起出现。当护坡和挡土墙相邻出现时，只测量护坡。

4.4.3 现场数据采集

建设期主要数据采集的内容包括管道本体及附属设施采集、站内设备设施、周边环境数据采集、地质灾害评价及外供电线路等，具体实施时应遵循：

a.标准要求。按照GB 32167—2015《油气输送管道完整性管理规范》和《中石化智能化管线管理系统建设模板V1.2.3》的要求，完整、准确且规范填写数据统计表格，相关数据按要求编码。

b.采集方法。以《中石化智能化管线管理系统建设模板V1.2.3》模版为基准要求，根据项目施工的不同阶段，及时进行数据采集，并严格按照采集模版字段要求进行数据收集和填报。在项目前期提前就设备合格证、检查报告等信息做好收集准备，做好前期准备工作。项目施工期，密切保持与施工机组的联系，确保在合适的施工阶段，现场和远程混合进行数据实施工作。

c.数据校核。数据校核分为数据采集阶段和整合阶段两个阶段——数据采集阶段，采集人员实施数据工作过程中，按照完整性要求、准确性要求、规范性要求和编码要求通过交叉互检方式，进行数据校验，坚持早发现早解决的原则，模版中具有时效性的数据，尤为需要重点关注和检查；整合阶段，以系统方式（通过数据采集分层监督、隔层抽查的形式）检验现场数据采集活动，通过再次抽查为数据的准确性、完整性提供二次保障。

4.4.4 档案资料电子化

通过资料电子化，实现线路与站场设备信息的挂接工作，具体实施时应遵循：

a.标准要求。标准规范——DA/T 31—2005《纸质档案数字化技术规范》；GB/T 18894—2002《电子文件归档与管理规范》；DA/T 28—2002《国家重大建设项目文件夹归档要求与档案整理规范》；GB/T 50328—2014《建设工程文件归档规范》；Q/SH 0704—2016《建设工程项目档案管理规范》。扫描标准与流程——竣工资料扫描工作包括扫描与图像处理、著录检索、存储的文件格式，确保扫描图像和档案信息的安全。扫描流程中注意的要点包括根据数据交换规则设置扫描图像的输出存放位置；对于封面、内页及施工图纸等各类不同原始资料，需用不同的比例或是扫描方法进行扫描；核对扫描页数和拆卷人所注明的页数，确保不重扫、漏扫或多扫，同时要确保案卷的清晰度。图片处理流程——是对扫描的图片文件进行修整，提高扫描文件质量的过程。在该阶段应注意的要点包括建立存放规则将扫描人员扫好的图片拷贝到指定存储介质；对因扫描原因造成的黑边等特殊图片进行处理；检查电子图片放大4～5倍后是否清晰；对案卷中页面超过扫描设备A0宽度的图纸，对折扫成两张图纸，然后通过软件二合一处理，确保扫描图纸的内容完整、有效。索引流程——是指根据案卷封面信息和案卷内容，对所扫描的图片文件建立索引的过程。在索引流程中应注意的问题有建立存放规则，将处理好的图片拷贝到指定存储介质；根据电子图片内容输入对应“卷号”、“卷内目录”等相关信息；检查全卷有无缺页或少页，必须确保全卷的页数和案卷目录信息完全一致；如发现原目录有少编或错编现象，就按实际页码编写卷内目录，以卷内目录的页码内容和电子图片页码内容一致为标准，并登记在册备查；将索引完成的案卷保存到指定存储介质。数据格式规范——标准分辨率大于或等于200DPI；标准文件格式为未加密的pdf，并永久留存；采用彩色扫描。

b.采集方法。确认竣工资料范围与数量、竣工资料的样式规格；根据竣工资料范围、样式规格和重要程度制定扫描计划并实施；收集、跟踪扫描过程中存在的问题。

c.数据校核。竣工档案资料质量检查是指对建立索引的图片文件进行全面统一检查，确保质量的过程。质检流程中应注意的问题包括检查电子图片的页数是否与原始案卷一致；检查索引人员录入的“卷号”、“卷内目录”是否正确；检查电子图片放大4～5倍后是否清晰。

4.4.5 数据整合检验

数据整合是收集、整理和清洗不同数据源的数据，转换后加载到一个新的数据源，提供统一数据视图的数据集成方式。数据集成核心在于通过数据校验，为后续过程提供完整、准确且符合规范的信息数据，通过验证提前发现违反采集模版要求的非法数据，并尽早进行处理，避免因数据问题导致入库失败，从而造成数据的多次采集和检查，还增加多次重复入库的工作量。

4.4.6 数据保密

智能化数据安全是智能化数据建设过程中的关键环节，项目部严格要求数据实施人员和利用者树立保密观念，采取安全保密控制措施，共同保守数据机密。

5 结束语

在建成品油管道完整性管理的实施是落实《油气输送管道完整性管理规范》的重要举措，要做好在建成品油管道的完整性管理，必须在项目的前期、定义、实施及投产试运行等各个阶段严格按照数据采集与整合、高后果区识别、风险评价、完整性评价、风险消减与维修维护和效能评价6个环节的要求，从严开展，做好每一个环节的工作，最终才能真正实现在建成品油管道的完整性管理工作，真正为管道的全生命周期奠定坚实基础。