管道完整性管理程序

管道完整性管理程序
1 目的
为了规范中石油管道有限责任公司西气东输分公司（以下简称“公司”）管道完整性管理活动，不断提高公司管道完整性管理水平，根据有关法律法规及中石油管道有限责任公司（以下简称“中油管道公司”）的要求，结合公司实际，制定本程序。

2 范围
本程序适用于公司管道完整性管理各项业务，包括陆上管道线路、场站和阀室的设备设施完整性管理，海底管道参照执行。

3 术语和定义
3.1 管道完整性
管道处于安全可靠的服役状态，主要包括：管道在结构和功能上是完整的；管道处于风险受控状态；管道的安全状态可满足当前运行要求。

3.2 管道完整性管理
对管道面临的风险因素不断进行识别和评价，持续消除识别到的不利影响因素，采取各种风险消减措施，将风险控制在合理、可接受的范围内，最终实现安全、可靠、经济地运行管道的目的。

3.3 数据采集与整合
按照完整性管理的要求，采集和整理所有与风险和完整性有关的有效数据和信息的过程。

数据采集与整合应从设计期开始，并在完整性管理全过程中持续进行。

3.4 高后果区
管道泄漏后可能对公众和环境造成较大不良影响的区域。

3.5 风险评价
识别管道运营过程中的潜在危险，评价其发生的可能性和后果的分析过程。

包括定性、定量及半定量的风险评价方法。

3.6 完整性评价
采取适用的检测或测试技术，获取管道本体状况信息，结合材料与结构可靠性等分析，对管道的安全状态进行全面评价，从而确定管道适用
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性的过程。

常用的完整性评价方法有：基于管道内检测数据的适用性评价、压力试验和直接评价等。

3.7 效能评价
对某种事物或系统执行某一项任务结果或者进程的质量好坏、作用大小、自身状态等效率指标的量化计算或结论性评价。

3.8 基线评价
在基线检测的基础上开展的首次完整性状况评价。

基线检测是管道实施的第一次完整性检测，包括中心线，变形检测和漏磁内检测以及其他检测活动。

3.9 管道失效
管道或相关设施等失去原有设计所规定的功能或造成一定损失的物理变化，包括泄漏、损坏或性能下降。

4 职责
4.1 管道处（保卫处）
是本程序的归口管理处室，负责管道线路完整性管理工作。

主要职责有：
a)负责贯彻落实国家和上级单位有关管道完整性管理的各项管理制
度；
b)牵头公司管道完整性管理工作，具体负责管道线路完整性管理工
作，编制公司线路完整性管理规划并组织实施；
c)组织编制公司管道完整性管理实施方案，审核管理处上报的管道完
整性管理方案；
d)负责将管道线路完整性管理体系纳入公司基础管理体系中。

按照国
家法律、法规和中油管道公司要求，编制并持续改进公司管道线路完整性管理相关程序和作业文件，并将相关文件上报中油管道公司管道部备案；
e)负责组织开展管道本体缺陷识别与评价、修复（不需动火割管）工
作、组织管道缺陷修复方案（不需动火割管）审查，审批科技信息中心报送的内外检测、各类评价技术方案审查结果；
f)负责组织管道线路危害因素辨识、风险评价和风险控制工作，编制
公司高后果区识别与风险评价报告；
g)负责指导所属各单位实施管道线路完整性管理工作；
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h)协助、组织管道线路完整性管理培训；
i)负责组织管道完整性管理新技术的研究开发与推广应用；
j)负责组织收集、整理管道线路初始信息、更新改造信息、管道线路失效事件信息，并上报中油管道公司；
k)负责制定公司管道线路完整性管理实施工作考核指标；
l)负责指导、监督、检查管道完整性管理系统（PIS）的应用情况。

4.2 生产运行处
负责站场、阀室设备设施（压缩机组除外）的完整性管理工作。

主要职责有：
a)负责公司站场、阀室设备设施完整性管理理念的宣贯；
b)负责站场、阀室设备设施运行管理工作；
c)负责组织需动火割管的管道缺陷修复方案审查，并组织需动火割管
的管道缺陷修复工作；
d)负责编制公司站场、阀室设备设施管理办法、程序文件、作业指导
书和操作规程等文件；
e)负责组织站场、阀室设备设施危害因素辨识、风险评价和风险控制
工作；
f)负责指导各二级单位实施站场、阀室设备设施完整性管理工作；
g)负责组织公司站场、阀室设备设施完整性管理的培训工作；
h)负责组织站场、阀室设备设施完整性管理新技术的推广应用；
i)负责定期更新场站、阀室及设备设施基本信息；
j)负责管道完整性管理系统（PIS）维抢修业务模块考核工作。

4.3 压缩机管理处
负责压缩机组的完整性管理工作。

主要职责有：
a)负责编制公司压缩机组程序文件、作业文件；
b)负责组织压缩机组危害因素辨识、风险评价和风险控制工作；
c)负责指导各二级单位实施压缩机组完整性管理工作；
d)负责组织压缩机组完整性管理的培训工作；
e)负责组织压缩机组完整性管理新技术的推广应用；
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f)负责定期更新公司压缩机组基本信息。

4.4 管理处
是管道完整性管理工作的具体实施部门，主要职责有：
a)负责贯彻落实辖区内管道完整性管理工作；负责贯彻落实国家和上
级单位有关管道完整性管理的各项管理制度；
b)负责明确本部门的完整性管理组织机构和成员职责，编制管道线路
完整性管理实施方案；
c)负责辖区内管道完整性管理工作的具体实施，如数据采集与整合、
高后果区识别、风险评价、风险消减与维修维护、效能评价等工作；
d)负责组织管道线路危害因素辨识、风险评价和风险控制工作，编制
辖区内管道高后果区识别与风险评价报告；
e)负责管道本体缺陷修复方案编制报审及现场组织缺陷修复工作；
f)组织相关完整性管理人员接受完整性管理培训和开展二次培训工
作；
g)组织编制辖区内管道完整性管理方案；
h)负责收集管道线路初始信息、更新改造信息、失效事件信息，并上
报公司管道处；
i)负责准确、及时地将管道完整性管理各项业务数据录入管道完整性
管理系统（PIS）、集团公司保卫信息管理系统。

4.5 科技信息中心
负责开展公司重大科研项目、管道完整性管理技术研究等完整性管理工作。

主要职责有：
a)负责开展公司重大科研项目研究工作，协助管道处推广应用科研成
果；
b)开展管道完整性技术、腐蚀控制技术、风险评价技术研究；
c)负责编制管道完整性管理业务的技术标准/规范；
d)负责开展管道完整性评价工作，引进、研究推广及应用完整性评价
新技术，修订公司相关操作规程及作业指导书；
e)负责编写公司阴极保护季度运行报告；
f)负责参与内、外检测报告审查；
g)负责管道完整性管理数据收集与整合；
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h)负责公司管道完整性管理系统（PIS）日常维护及应用培训，每月
编写PIS系统应用情况通报；
i)负责管道完整性管理效能评估工作；
j)负责每年2月提交科技信息中心业务范围内的管道完整性管理规划建议；
k)负责审查内外检测、各类评价技术方案，并将审查结果报管道处审批；
l)负责参与管道缺陷修复方案审查。

5 管理内容及程序
5.1 管道线路完整性管理总体目标
实施全生命周期完整性管理，保证管道系统安全、可靠、受控，避免发生重大安全、环境责任事故。

具体包括：
a)建立职责清晰的完整性管理体系文件，并持续改进；
b)不断识别和控制管道风险，使其保持在可接受的范围内；
c)通过科学维护延长管道寿命；
d)防止出现由于操作不当和管理不善引起的泄漏或断裂事件。

5.2 管道完整性管理规划
管道处根据国家法律、法规及标准、中油管道公司管道管理要求和公司管道管理业务发展现状，组织编制管道线路完整性管理专项规划，并逐年滚动。

5.3 管道完整性管理工作流程
5.3.1 管道完整性管理是一个综合的、持续循环和不断改进的过程，管道完整性管理流程的核心内容包括数据收集与整合、高后果区识别、风险评价、完整性评价、风险消减与维修维护、效能评价等。

管道的完整性在实施这一循环过程中不断得到提高。

5.3.2 各管理处对所辖的每一个管道系统建立管道完整性管理方案，对各
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管段、站场的完整性管理活动做出针对性的计划和安排，方案应包括如下内容：使用范围、数据采集与整合、高后果区识别、风险评价、完整性评价、第三方风险预防与控制、地质灾害风险预防与控制、管道本体的腐蚀控制等，并持续更新管道完整性管理方案，以使方案合理、有效。

5.4 数据收集与整合
5.4.1 数据收集要求
根据专业分工，管理处组织收集管道周边环境信息、管道建设信息及管道本体属性信息、管道运行数据、风险评价数据、站场设备设施及压缩机组数据，并及时录入管道完整性管理系统，确保数据准确有效。

对于PIS系统最低上线数据则由管道科统一汇总整合后报至管道处，由管道处提交PIS系统运维人员进行数据录入。

5.4.2 数据收集内容及时间
5.4.2.1 管道周边地理及人文数据更新（高后果区识别、制定一区一案
）：3-5月。

5.4.2.2 管道、场站、压缩机组运行数据：日常工作开展时。

5.4.2.3 地质灾害汛前汛后评价数据：4月、10月。

5.4.2.4 风险评价数据（除地质灾害评价数据）：风险评价工作完成后。

5.4.2.5 管道内、外检测数据：内、外检测工作完成后。

5.4.2.6 第三方施工相关信息：第三方施工发生时。

5.4.2.7 阴极保护系统运行参数：每天收集恒电位仪数据、每月24日前测试埋地管道保护电位、每年6月测试管道自然电位。

5.4.2.8 缺陷检测及评价数据：工作完成时。

5.4.2.9 缺陷修复数据：缺陷修复完成时。

5.4.3 在役管道信息管理
5.4.3.1 每月月底，各管理处填写并持续更新《在役管道基本信息表》、《在役管道分省基本信息表》和《泄漏监测系统基本信息》，并于次月5日前将更新过的表格报管道处备案。

管道处每月5日前将更新过的表格报中油管道管道部备案。

5.4.3.2 当新建管道投产或新接收管道资产、管道改线时，所属管理处应在投产或接收后5个工作日内，更新《在役管道基本信息表》并提交管道
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处，由管道处在管道完整性管理系统（PIS）上完成信息上报；管理处在三个月内完成新投产管道或新接收管道在管道完整性管理系统（PIS）上上线应用。

5.5 高后果区识别
5.5.1 高后果区识别要求
5.5.1.1 各管理处管道高后果区的识别和评价每年开展一次。

当管道周边地区人口和环境发生变化时，管理处依据《油气输送管道完整性管理技术规范》和《西气东输管道高后果区识别与评价作业指导书》，组织高后果区的更新与风险评价工作，编写识别与风险评价报告，并将更新结果录入PIS系统。

5.5.1.2 高后果区识别工作需要由熟悉管道沿线情况的人员进行，识别人员应参加有关培训。

5.5.2 高后果区识别和评价时间
每年3月-4月底，组织各管理处开展高后果区的识别和评价工作。

各管理处3月份开始对高后果区基础信息进行收集，4月底前完成高后果区识别与评价工作，编制完成高后果区识别与评价报告，更新完善高后果区信息统计表、高后果区信息表，并将高后果区识别与评价结果oa报送至管道处审查，同时要及时将识别与评价结果准确地录入PIS系统中。

详细要求见《西气东输管道高后果区识别与评价作业指导书》。

6月底前编制公司高后果区识别与风险评价报告。

5.5.3 高后果区管理
根据高后果区的评价结果，各辖区应对每一管段高后果区建立专项风险管理方案，即一区一案，达到削减风险的目的，并报管道处备案。

一区一案至少应包含以下内容：
a)高后果区描述，包括高后果区的起始点、行政位置、管辖场站、特
征描述等基本信息；
b)此区段管理的三级责任人、响应责任、联系方式及巡线方案；
c)存在风险和控制措施；
d)应急报送流程。

各管理处应在5月中旬前完成高后果区管理方案的编
制和向地方政府报备高后果区情况的工作。

详细要求见《西气东输管道高后果区管控指引作业指导书》。

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5.6 风险评价
5.6.1 风险评价内容
每段高后果区都要开展专项风险评价工作：从第三方损坏、环境及地质灾害、管道本体缺陷评价三个方面开展。

5.6.1.1 地质灾害风险评价
a)西气东输管道地质灾害风险识别与评价，主要通过填写表格形式，
现场逐项调查管道面临的灾害影响要素、特征，根据表格中给定的赋值方法现场评分，经现场抽查复核并确定灾害点风险等级；
b)每年汛前和汛后各开展一次地质灾害风险评价工作，详见《西气东
输管道环境及地质灾害风险识别作业指导书》。

5.6.1.2 第三方损坏风险评价
a)西气东输管道第三方损坏风险评价采用现场调查、特征分析等综合
分析方法；
b)管理处根据管道的地形地貌、地区等级、管道的使用年龄，将辖区
内的管道分为若干管段；
c)管段划分完毕后，通过填写管道风险因素调查表，计算第三方损坏
风险的分值，确定风险等级；
d)第三方损坏风险评价工作每两年开展一次，详见《西气东输管道第
三方损坏风险评估和控制作业指导书》。

5.6.1.3 管道本体缺陷评价
根据内外检测结果，对未及时修复的缺陷、杂散电流干扰管段按照《油气输送管道完整性管理规范》（GB32167-2015）的相关规定进行评价。

5.6.2 站场设备设施完整性评价及风险控制
5.6.2.1 公司总部机关确定站场设备设施风险评价方法，具体执行《危害因素辨识评价与风险管理程序》、《设备设施完整性管理程序》。

若无法通过现有的风险评价方法进行科学、准确的评价时，可委托专业评估机构进行，采取RBM等风险分析方法。

由管理处具体组织实施所辖区域内站场完整性评价工作。

5.6.2.2 管理处根据风险评估的结果制定站场设备设施的预防、减缓、控制风险的措施，主要从计划性维护保养、检测、相关管理流程等查找造成风险的原因和薄弱环节，是否切实有效并符合标准规范要求，未符合要求的
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应及时组织整改，制修订或增补有关操作标准、维护保养计划、列入更改大修、日常管理等。

5.6.2.3 管理处负责所辖区域内站场设备设施风险控制措施的方案及资金计划的报审，生产运行处负责对除压缩机组外的设备设施方案进行审批，压缩机管理处负责对压缩机组设备的方案进行审批。

方案及资金计划完成审批并下达后，管理处负责组织实施。

5.7 完整性评价
5.7.1 完整性评价方法
管道完整性评价采用的方法按照GB32167-2015《油气输送管道完整性管理规范》、QSY1180.4-2015《管道完整性管理规范第4部分：管道完整性评价》中要求的方法进行。

5.7.2 完整性评价要求
5.7.2.1 新建管道在投用后3年内完成完整性评价，优先选择基于内检测数据的适用性评价方法进行完整性评价。

如管道不具备内检测条件，改造管道使其具备内检测条件。

不能改造或不能清管的管道，采用压力试验或直接评价等其他完整评价方法。

5.7.2.2 内、外检测时间间隔按照风险评价和上次完整性评价结果综合确定，最大评价时间间隔不应超过8年。

5.7.2.3 压力试验的再评价周期根据压力试验和管材性能的综合分析，所需要的实际运行压力和最高试压压力的差值大小、随时间增长的缺陷增长速率等综合确定。

无法确定缺陷增长速率的管道，最长不应超过3年。

允许有其他被证实为科学可信的方法来确定再评价周期。

5.8 风险消减与维修维护
5.8.1 管理处根据高后果区识别结果、风险评价和完整性评价等结论与建议及时制定风险消减措施或缺陷修复计划、管道巡护方案、阴极保护系统改进、调整。

5.8.2 管理处按照公司第三方损坏、自然与地质灾害、腐蚀风险控制要求开展管道管理工作，并将风险评价和完整性评价结论所提出的高风险段、高风险因素和缺陷情况作为应急预案编制过程中重点预控对象。

5.8.3 管道处开展管道防腐有效性评价，制定公司总体腐蚀控制工作改进措施并督促落实。

5.9 完整性管理考核与效能评价
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每年6月和12月底，配合公司人事处、质量安全环保处对所属各单位完整性管理工作进行考核。

每年6月管理处对所辖管道的完整性管理工作进行效能检查，11月对完整性管理工作进行效能评价，并将评价报告录入管道完整性管理系统。

具体评价方法详见《西气东输管道完整性管理效能评价作业指导书》。

5.10 失效事件管理
根据中油管道公司《油气管道失效事件管理办法》（ZYGD/GD-
SX/BF-2017/07/01）的要求收集管道线路失效信息，对失效原因进行分析
，开展事件学习。

失效信息上报中管道公司管道部，纳入油气管道失效数据库。

5.11 完整性管理培训
管道完整性管理人员至少要每3年再接受一次知识更新培训。

5.12 管道完整性管理方案更新和工作总结
每年12月15日前，管理处在管道完整性管理系统（PIS）中更新管道完整性管理方案。

每年年终，管道处按照中油管道公司《管道完整性管理实施细则》（ZYGD/GD-WZXZ/BF-2017/07/01）要求的时间和内容编制和上报“完整性管理工作总结”，确定下年度完整性管理工作重点。

5.13 监督与责任
5.13.1 管道处（保卫处）管道处负责监督本程序的执行情况,对管道线路完整性管理工作负管理责任，组织开展管道线路完整性管理各项业务，接受监督检查，考核情况纳入管道处（保卫处）绩效。

5.13.2 管理处负属地责任，应贯彻执行公司管道完整性管理工作要求，组织辖区内完整性管理业务检查，开展风险评价，制定风险消减措施。

管道处（保卫处）对管理处、科技信息中心管道完整性管理工作进行定期考核，并将考核结果纳入绩效管理。

6 法律风险
无。

7 记录
8 权限指引
管道完整性管理程序
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文件管控信息
文件名称：管道完整性管理程序
文件编码：基础管理-程序-油气储运设施-01-003
编制人：刘艳华
发布单位：西气东输分公司
发布时间：2018年03月13日
主责处室：管道处（保卫处）
参与处室：生产运行处、压缩机管理处、工程处、规划计划处、财务处、人事处、质量安全环保处、科技信息处、物资管理处
参与单位：管理处、科技信息中心
上级单位规范性文件：ZYGD-GD-WZ-CX-2017-07-01 管道完整性管理程序-1.pdf,ZYGD-GD-GB-BF-2017-07-01 管道保护管理办法.pdf,ZYGD-GD-BH-CX-2017-07-01 管道保护管理
相关程序文件：设备设施完整性管理程序,危害因素辨识评价与风险管理程序,变更管理程序
相关作业文件：V30 GNSS RTK测量管道中线操作规程,输气管道隧道运行管理作业指导书,内腐蚀直接评价作业指导书,超声导波检测与评价作业指导书,西气东输管道风险评估与控制作
历史版本：2017 年 06 月 19 日,2017 年 12 月 15 日
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