基于风险管理的长输成品油管道管理体系构建与实践

王现中

（国家石油天然气管网集团有限公司华南分公司，广东广州510620）

长输管道具有点多、线长、面广的特点，一旦发生事故，极易造成重大人员伤亡，污染水源和自然环境[1-3]。国家能源局发布的《中长期油气管网规划》[4]指出，2015 年底我国长输成品油管道已长达2.1 万km，到2025 年，成品油管网运输体系将不断完善并实现跨越发展，里程将增加至4.0 万km。随着规划的实施，长输管道的管理难度将进一步加大。国家石油天然气管网集团有限公司华南分公司（以下简称华南公司）所辖管道运行压力高、高差起伏大、运行负荷高，所经过区域地质灾害频发、应急抢险难度大，管道沿线隐患多，迫切需要寻求能够保障安全运行的管理体系。完整性管理是一种基于风险的管理模式，起源于20 世纪70 年代，在欧美发达国家取得了一定的实践基础和良好效果[5]，通过大量分析对比发现，完整性管理模式是目前长输管道公司较好的选择[6-10]。经过长期探索和技术研发，华南公司建设形成了“体系建设+技术研发+平台开发”的长输管道管理体系，现场应用取得良好成效。

1 基于风险管理的体系构建

为彻底转变传统的风险管理模式，从业务体系梳理、支撑技术研发、依托平台开发等方面，构建了基于风险的长输成品油管道管理体系，主要包括文件体系、技术体系和管理平台建设。

1.1 文件体系

针对日常巡护、检测评价、维修维护、事件管理各环节工作程序和业务环节的具体操作（见图1），编制形成了国内首套成品油管道完整性管理文件体系。该文件体系包含1 个总则、9 个程序文件和47 个作业文件的三级结构形式（见图2），全面涵盖了建设期、运营期和报废阶段管道全生命周期完整性管理业务。

图1 业务活动Fig.1 Operational activities

图2 完整性管理文件体系Fig.2 Integrity management document system

1.2 技术体系

开发危害识别与消减、监测预警、检测评价与维修等技术，搭建完整性管理支撑技术服务平台，构建全方位安全风险管控技术体系，转变传统管理方式中单一、落后的管控方式，实现事前预防和预防性维修，将风险控制在可接受水平范围内。

1.2.1 危害识别评价技术

（1）高后果区识别技术。结合GB 50253《输油管道工程设计规范》、SY/T 6975《管道系统完整性管理实施指南》以及成品油管道实际运行情况，形成了具有成品油管道特点的高后果区识别准则，见图3 所示。

图3 分级识别准则Fig.3 Hierarchical identification criteria

（2）风险评价技术。结合统计数据，判别出危害因素（包括挖掘破坏、腐蚀、设计建造、运行维护、自然和地质灾害、蓄意及其他破坏等6 类），采用半定量的风险评价方法建立了成品油管道风险评价模型，将管道风险描述为失效事故概率及其后果的综合度量（见图4）。根据构成管道系统风险问题的各种状态给出以分值表示的标准，依据管道实际情况评价出各项指标的分值，计算出各段管道定量的风险值。

图4 管道风险计算模型Fig.4 Pipeline risk calculation model

1.2.2 监测预警巡检技术 结合物联网、数据分析、信息处理等技术，构建全面感知的全方位（地下-地面-空中）监控预警巡检体系，主要包括无人机巡检和智能机器人巡检。

（1）无人机巡检。人工巡线作业视野受限、效率低，成本高，响应速度慢且巡线质量参差不齐，在恶劣地形和天气条件下难以保证人员安全。针对这一现状，突破无人机海量数据管理、任务智能调度、智能视频分析、视频图像异常目标快速定位等技术，打造了无人机巡检系统。该系统采取客户端/服务器分布式管理模式，数据存储在服务器与客户端本机中，从下至上分为四层架构，依次为硬件支撑层、数据层、服务层及应用层（见图5）。通过无人机巡检系统可实现任务计划、任务下发、接收任务、无人机航拍、数据处理、隐患问题提交、可疑区域人工排查、问题核实与处理8 个巡检工作核心步骤。

图5 无人机巡检系统整体框架Fig.5 Overall framework of UAV patrol system

（2）智能机器人巡检。人工巡检易因人员专业素质差导致漏报、误报等问题，为提升巡检质量，推动作业现场“无人化”巡检进程，开发了具有Exd IIC T6、IP66 防爆及防护标准设计的石化企业用多传感器融合的智能巡检机器人，具备自动充电、隔爆行走、定位导航、成品油渗漏检测、设备音频采集、仪表数据及阀门状态的视频分析、无线通讯与平台交互与数据对接等关键功能。硬件方面，主要包括机器人本体防爆处理、自主充电机构以及行走系统等。本体防爆处理主要解决了防爆型式选择、隔爆接合面设计、螺纹接合面设计、黏结接合面设计、衬垫设计选型、抗冲击型式设计、电缆引入装置设计等问题，达到了Exd IIC T6、IP66 防爆及防护标准。 软件方面，采用C# 语言编写，基于Microsoft Visual Studio 2013 开发平台，用于防爆轮式巡检机器人远程控制与监控。

1.2.3 检测评价与维修决策 结合检测数据，通过剩余强度评价和剩余寿命预测，确定管道的最大允许工作压力（MAOP）和当前工作压力的临界缺陷尺寸，给出管道的剩余安全服役时间，为管道的维修和更换，以及升降压操作提供依据。国际上已经存在多种剩余强度评价方法并形成标准规范，如美国ASME B31G、挪威船级社DNV RP-F101、英国BS 7910 等，剩余寿命预测常用的方法则是NACE 剩余寿命预测方法[11-15]。

基于以上方法，完成腐蚀缺陷、制造缺陷剩余强度评价方法及腐蚀缺陷剩余寿命预测方法核心算法，开发了管道内检测评价软件，软件功能架构见图6。该软件包含完成金属损失剩余强度3 种方法的核心评价方法算法，并研究制定了金属损失、凹陷、焊缝缺陷及制造缺陷的维修判定准则及算法，优化了不同类型管道缺陷的评价与智能维修决策，实现缺陷的科学评价与针对性维修。

图6 管道内检测评价软件功能架构Fig.6 Functional architecture of pipeline inspection and evaluation software

1.3 管理平台

围绕完整性管理核心业务，借助GIS 地理信息技术，收集整理管道设计、建设、运营期管道本体、附属设施、周边环境、设备设施4 大类137 项数据，完成站场和外管道地下复杂交叉交汇点三维实景建模，建立覆盖站内和外管道重点部位及高风险段的视频监控，整合地图影像、720 度全景影像等资源，建设移动应用平台，建成数字全面、真实可视、高度集成、信息共享的基础平台（见图7）。开发管道数字化、完整性管理、运行管理、隐患治理、应急响应、综合分析与展示、设备管理7 大类35 项管理功能，辅助提升业务流程规范化、流程化和精细化水平。集中集成SCADA、泄漏报警、智能阴保、无人机监控、视频等13 套专业系统，实现业务系统互连互通，业务办理集约化、协同化，提升基于风险管理的长输成品油管道管理效率和应急响应能力。

图7 管理平台系统原理Fig.7 Principle of management platform system

2 管道管理体系应用实践

所建立的基于风险管理的长输成品油管道管理体系在华南公司6 103 km 成品油管道上开展了大规模应用实践。近5 年来，事故事件率由实施前的 1.04×10-3次/（km·a）降低至 0.50×10-3次/（km·a），极大提升了华南区域成品油管道的安全运行水平。

2.1 危害识别评价应用

每年依据高后果区识别准则，在全线开展了高后果区识别，明确管理重点，并且针对I、II 级高后果区制定了加强巡护线、加密警示桩牌等管理措施；对于III 级高后果区，采取了设立高清摄像头、拍摄720 度全景影像、制定“一区一案”（应急方案）等24 h 无缝监管及预防措施。从挖掘破坏、腐蚀、设计与施工、运行与维护、自然与地质灾害、蓄意破坏六方面危害因素，对失效后果在全线范围内开展风险评价，并全线开展风险评价敏感性分析，明确所辖管道主要危害因素，针对主要危害因素提出针对性的风险防控、消减措施。以广东省某管段成品油管道为例（见图8），通过风险评价敏感性分析，明确该段管道主要危害因素为第三方施工活动（非法打孔、违章占压），因此在风险消减中需重点关注此类危害因素。

图8 敏感性分析结果（某管段）Fig.8 Sensitivity analysis results

2.2 检测评价与维修决策应用

基于开发的评价软件，对内检测排查出的缺陷进行评价，并结合高后果区识别结果、风险评价结果制定缺陷维修维护响应级别（见图9），建立维修维护制度规范和台账，有效消除潜在风险。

图9 某管段响应决策分析结果Fig.9 Response decision analysis results of a pipe section

2.3 监测预警应用

无人机巡检系统全线部署，实现无人机飞行业务和数据的统一管理。通过开展无人机管道巡检工作，在管道日常巡线、高后果区、工程建设、第三方施工、地质灾害等方面为安全管理发挥了巨大作用，截至目前已累计飞行距离达到6×104km 以上，获取数据60 TB 以上，发现管道隐患问题800 余项。智能巡检机器人已更新至第5 代产品，推广应用于华南公司南沙站、黄埔站、斗门站、妈湾站、北海站、柳州站、长坡站、贵阳站等日常巡检，可有效替代巡检人员进行设备及环境巡检。

3 结 论

（1）编制形成了 1 个总则、9 个程序文件和 47 个作业文件三级结构形式的国内首套成品油管道完整性管理文件体系，涵盖建设期、运营期和报废阶段管道全生命周期完整性管理体系。

（2）开展检测评价与维修决策、监测预警（无人机、智能机器人等）、危害识别评价等技术的研发与应用，对成品油长输管道运行管理各方面进行有效的风险管控，构建有针对性的风险管控体系，确保管道运行安全。

（3）基于完整性管理体系，实现了各项业务活动规范化、标准化管理，事故事件率由实施前的1.04×10-3次/（km·a）降 低 至 0.50×10-3次/（km·a），取得了良好的应用效果，极大提升了华南区域成品油管道的安全运行水平。