MM-01-14-01管道建设期完整性管理细则NEW

为实现管道本质安全，规范管道建设期完整性管理，制定本管理细则。

2 适用范围

气电集团及所属单位。

3 编制依据

3.1 《中华人民共和国石油天然气管道保护法》，中华人民共和国主席令第30号，2010，全国人民代表大会常务委员会。

3.2 《中华人民共和国特种设备安全法》，中华人民共和国主席令第4号，2013，全国人民代表大会常务委员会。

3.3 《压力管道使用登记管理规则》，TSG D5001，2009，国家质量监督检验检疫总局。

3.4 《压力管道定期检验规则——长输(油气)管道》，TSG D7003，2010，国家质量监督检验检疫总局。

3.5 《中海石油气电集团有限责任公司管道完整性管理办法》，MM-01-08，2016，气电集团。

3.6 《中海石油气电集团有限责任公司工程建设项目质量管理办法》，MM-01-08，2016，气电集团。

3.7 《中海石油气电集团有限责任公司工程建设项目机械完工管理办法》，PM-01-04，2013，气电集团。

3.8 《中海石油气电集团有限责任公司工程工程建设项目质量管理规划细则》，

PM-01-01-01，2013，气电集团。

4 释义

4.1 中国海洋石油总公司

简称“中国海油”（用于对外）、“总公司”（用于对内）。

4.2 气电集团

指中海石油气电集团有限责任公司机关，包括气电集团管理层和气电集团机关各部门。

4.3 所属单位

特指气电集团的全资及控股（包括有实际控制权的公司）子公司、分公司、项目办（组）、直属单位，不包括参股子公司。

4.4 直属单位

指气电集团技术研发中心、交通新能源事业部、气电集团信息技术中心等其它因业务需要而设立的单位或组织。

4.5 管道完整性

指管道始终处于安全可靠的服役状态。包括以下内涵：管道在结构上和功能上是完整的；管道处于受控状态；管道管理者已经并仍将不断采取措施防止管道事故的发生。

4.6 管道完整性管理

管道管理者为保证管道的完整性而进行的一系列管理活动，具体指管道管理者针对管道不断变化的因素，对管道运营中面临的风险因素进行识别和评价，不断改善识别到的不利影响因素，采取各种风险减缓措施，将风险控制在合理、可接受的范围内，最终达到持续改进、减少和预防管道事故的发生、经济合理地保证管道安全运行的目的。4.7 建设期

指预可行性研究、可行性研究、初步设计、施工图设计、施工、投产试运、竣工验收阶段。

4.8 管道建设期完整性管理

指在管道建设期以实现管道本质安全为目的的系统管理活动，通过在建设期各阶段实施风险识别和评价，识别管道在今后运行过程中可能存在的风险，并采取合适的预防控制措施，将风险控制在可接受范围之内。

4.9 高后果区

指如果管道发生泄漏会严重危及公众安全和（或）对财产、环境造成较大破坏的区

域。

4.10 风险

潜在损失的度量，是对事故发生概率和后果的综合度量，通常表述为失效概率与后果的乘积。

4.11 风险评价

识别对管道安全运行有不利影响的危害因素，评价事故发生的可能性和后果大小，综合得到管道风险大小，并提出相应风险控制措施的分析过程。

4.12 变更管理

系统地识别可能影响系统完整性的技术、物理、程序或组织性质的变化，并将这种变化通知有关各方的过程。

4.13 附属设施

指管道沿线的水保工程、地质灾害监测设施、防腐及阴保设施、管道标记等。

4.14 管道标记

管道上方的各种地面标记，包括标志桩、标识带及警示牌等设施。

5 职责分工

5.1 气电集团设备设施完整性管理办公室（生产运营协调部）

a) 负责对建设期管道提出完整性管理工作提出相关要求；

b) 参与建设期完整性数据收集的过程检查、验收；

c) 参与可研报告、初步设计报告和详细设计报告的审查。

5.2 气电集团工程部

a) 负责气电集团管道完整性管理理念政策、标准和要求在所属单位的工程建设中

的具体落实；

b) 负责监督和检查所属单位建设期管道完整性管理工作；

c) 负责建设期完整性数据收集的过程检查、验收和备案；

d) 参与建设期管道完整性管理相关标准制度、管理规范的制定。

5.3 气电集团研发中心

a) 负责制定建设期管道完整性管理相关标准、规范；

b) 负责建设期管道完整性管理新技术、新方法的研究；

c) 负责建设期管道完整性管理数据采集、风险评价等工作的技术支持；

d) 负责建设期管道完整性管理标准规范、法律法规、技术方法等信息的收集与整

理；

e) 参与建设期完整性数据收集的过程检查、验收；

f) 参与可研报告、初步设计报告和详细设计报告的审查。

5.4 所属单位

a) 负责编制本单位的建设期管道完整性管理相关标准制度、管理规范；

b) 负责建设期管道完整性管理相关数据收集和整合工作；

c) 负责管道建设期的高后果区识别与更新、路由优化工作；

d) 负责管道建设期危害因素识别与风险评价，并落实本质安全设计。

6 工作要求

6.1 总体要求

6.1.1 建设期管道完整性管理应贯穿于预可行性研究、可行性研究、初步设计、施工图设计、施工、投产试运、竣工验收的全过程。

6.1.2 应把管道完整性管理的理念、要求作为管道建设各阶段技术方案优化、决策的依据之一。

6.1.3 风险评价应是建设期管道完整性管理的重要环节。

6.1.4 应保证建设期管道数据的及时性、真实性、准确性和完整性。

6.1.5 所属单位运行管理部门、线路管理部门、完整性管理部门应参与可研、设计等阶段的设计审查和报告审查，参与机械完工验收和竣工验收。

6.1.6 应按照气电集团内控文件《工程建设项目质量管理办法》（PM-01-01）和《工程建设项目质量管理规划细则》（PM-01-01-01）的要求做好质量管理工作，避免由于设计、制造、施工等方面的质量问题产生的风险。

6.1.7 应对设计承包商、管材供应商、设备供应商、施工承包商和监理承包商的相关人员开展高后果区识别、风险评价、建设期数据采集、施工质量控制等方面的知识培训，使其掌握所属单位在建设期管道完整性管理方面的制度和要求，并将培训和考核记录存档。

6.1.8 管道建设（分期或分阶段）在设备的技术要求和选型方面，要尽量保持一致性和连贯性。

6.2 可研阶段

6.2.1 应在环境影响评价、地震安全性评价、安全性预评价、地质灾害评价、水土保持评价、职业病危害评价、矿产压覆评价、防洪影响评价和文物调查等报告的基础上，

按照《油气输送管道完整性管理规范》（GB 32167-2015）的相关规定识别出管道沿线的高后果区并编制《可研阶段高后果区识别报告》。

6.2.2 应在可行性研究报告中单独编制管道完整性管理专篇，专篇应包含完整性数据管理方案、高后果区分布、主要危害因素分布及其建议消减措施、失效影响对象分布及其控制措施、应急抢维修资源配置方案等内容。

6.2.3 应对人类密集活动区、大中型河流穿跨越、隧道、地质灾害多发区、特殊土壤、地下工程和设施密集区等重点地段应结合现场勘测结果，开展风险评价，合理选择线路走向及纵断面、三桩位置、工艺站场位置及采用合理的管道敷设方式。

6.3 设计阶段

6.3.1 初步设计阶段

所属单位委托的设计单位在开展初步设计过程中，应考虑如下工作内容：

a)初步设计前应分析类似管道发生的事故及可能存在的缺陷，在设计上采取相应

控制措施以保证管道的本质安全；

b)初步设计内容应考虑运营期需要，提出重点管段现场监测或检测方案，考虑管

道路由时应满足管道维护及抢修的需要，并应考虑施工阶段可能对周围环境和

地形、地貌造成的挠动、破坏，并在初步设计中提出相应的预防措施；

c)对项目可研阶段的管道高后果区识别结果进行更新，把高后果区识别结果作为

线路走向优选的一项重要条件，并按照《油气输送管道完整性管理规范》（GB 32167-2015）的相关规定编制《初设阶段高后果区识别报告》；

d)应比选、优化管道路由、大中型河流穿跨越等方案，按照附件1编制《管道路

由优化报告》，并根据线路阀室、工艺站场、特殊地段等的具体情况，分别进行

埋地管道设计、穿跨越工程设计、防腐蚀工程设计及附属工程设计；

e)除所采取的安全技术措施外，还应对存在高风险的重点管段增加警示、监测、

检测和后果控制等的设施提出设计，并提出运行维护建议、注意事项和应对措

施等。

6.3.2 施工图设计阶段

6.3.2.1 应为管道运行期间所需检测、监测等风险减缓措施提供详细设计，对重点管段的检测设施提供设计。

6.3.2.2 应提出穿跨越、水工保护等特殊工序的施工要求。

6.3.2.3 较大线路设计变更时应对变更段进行高后果区的再识别和风险的再评价，并

提出相应预案。

6.3.2.4 设计单位应向所属单位提供完整的设计成果文件，格式应满足管道完整性管理信息系统数据库所需数据要求。

6.3.3 施工阶段

6.3.3.1 所属单位应组织设计、施工等人员参加施工图设计交底及图纸会审会议，并将相关的会议纪要、记录、设计变更单等应作为管道完整性管理数据录入管道完整性管理信息系统。

6.3.3.2 应对施工过程进行风险识别，识别出在施工过程中所采用的方法、机具对管道施工质量可能造成的危害，并提出相应的质量控制和风险预防的措施，按照附件2编制《施工风险评价报告》。

6.3.3.3 工程变更时应对由此变更对今后运行可能产生的危害进行识别和评价，提出消除危害和风险预防措施，并更新《施工风险评价报告》。

6.3.3.4 所属单位按照气电集团内控文件《工程建设项目质量管理办法》（PM-01-01）和《工程建设项目质量管理规划细则》（PM-01-01-01）的要求做好质量管理工作，加强设计质量控制、采办过程质量控制、施工工序质量控制，搞好施工现场管理，做好重要物资现场验收，避免由于设计、制造、施工等方面的质量问题产生的风险。

6.3.3.5 应对施工过程中的环境保护提出要求。

6.3.3.6 为确保管道位置、焊口、补口、埋深、阴极保护、防腐绝缘层、三桩及管道附件等资料准确，所属单位宜对机械完工的管段进行线路符合性测量。

6.4 试运行阶段

6.4.1 试运行前，所属单位试运行前应按照气电集团内控文件《工程建设项目机械完工管理办法》（PM-01-04）要求进行机械完工验收检查，重点检防腐、阴保、水工、埋深、地质灾害、“三桩”偏移等方面存在的问题，消除可能存在的安全隐患。

6.4.2 所属单位在试生产方案中应对试运行过程可能出现的影响管道完整性的危害因素进行识别，开展风险评价，并落实各个风险的风险控制措施是否满足运行要求。

6.4.3 应明确管道管理和操作人员的技能和资质要求，并对试运行管道的管理和操作人员进行培训和考核，以避免因误操作而发生的事故。

6.4.4 应对处于高后果区的管段进行重点检查和管理，做好安全保护工作。

6.4.5 试运行应在安全可靠的前提下进行，不能超过厂家提供的设备正常运行工况，应按设备使用说明书进行操作，防止超负荷运行。

6.4.6 试运行过程中，应制定管线巡视要求，明确巡检内容和频率，预防事故对环境的污染和破坏。

6.4.7 试运行到竣工验收之前，所属单位完整性管理部门宜对试运行管道进行内检测和外检测，按照附件3编制《基线评价报告》。

6.4.8 应将试运行阶段的相关数据录入到完整性管理信息系统中，作为管道运行的第一手资料。

6.5 数据管理

6.5.1 所属单位应明确建设期管道数据收集的负责部门，并设置专岗负责建设期管道数据的收集、审核和管理。

6.5.2 所属单位应根据“谁管理，谁采集，谁负责”的原则建立建设期数据采集与整合的管理制度，明确相关部门、承包商的数据采集职责和要求，建立包含建设期数据的采集、校核、监督、检查等内容的质量控制流程，以确保数据采集的真实性、准确性、完整性和及时性。

6.5.3 所属单位应根据《气电集团天然气管网系统数字化技术规范》（Q/HS QD 0007-2010）和《天然气管网系统数字化建设规程》（Q/HS QD 0009-2012）的要求，真实、及时、完整地将管道建设期所产生的数据录入到管道完整性管理信息系统中，利用管道完整性管理信息系统对工程建设各阶段的数据进行管理。

项目竣工验收时，所属单位应至少提供如下报告，并对其进行结构化处理，能够在完整性管理信息系统中查询、展示和分析：

a) 可研阶段的高后果区识别报告、设计阶段和施工图设计阶段的高后果区识别更

新报告；

b) 设计阶段的管线路由优化报告；

c) 施工阶段的施工风险评价报告；

d) 投产试运行阶段的基线评价报告。

6.6 标记管理

6.6.1 同一条管道标记的外观尺寸、形式、颜色与内容应保持一致，内容规范，标记清晰，安装可靠，维护方便；设置原则应符合《输气管道工程设计规范》（GB 50251-2003）的规定，标记管道位置的地面标识之间应保持通视。

6.6.2 里程桩编号宜以每条管线自起点至终点统一按顺序编号。

6.6.3 管道干线沿线设置的标记应坚固、耐久、美观、统一，便于管理。

6.6.4 标记应按类编号并登记入档，并录入管道完整性管理相关信息系统。

6.6.5 新建管道干线标记应与管道主体工程同时设计、施工并交付使用。

7 附则

本细则由气电集团生产运营协调部负责解释。

【正文结束】

附件1：管线路由优化报告

附件2：施工风险评价报告

附件3：基线评价报告

路由优化报告

1 封面、目录、编制说明、前言

2 概述

3 基础地理数据分析

1）人口状况统计分析

2）交通状况统计分析

3）仓库工厂统计分析

4）河流水源统计分析

5）地上设施统计分析

6）埋地设施统计分析

7）外部油气管道统计分析

8）军用设施统计分析

4 水土保持方案报告分析

5 环境影响评价分析

6 地震安全性评估分析

7 安全性预评价分析

8 职业病危害评价分析

9 地质灾害危险性评价分析

10 河流防洪评价分析

11 路由优选建议

12 附则

13 附件

施工风险评价报告

1 封面、目录、编制说明、前言

2 概述

3 施工危险识别

4 施工风险评价

5 施工风险控制建议

6 附则

7 附件

附件3：

基线评价报告1封面、目录、编制说明、前言

2 概述

3 评价方法

4 评价数据采集

5 完整性评价

6完整性评价建议

7附则

8附件