石油天然气安全规程

（一）总则

（1）．一般管理要求

1．贯彻落实《中华人民共和全生产法》，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针。鼓励建立、实施、保持和持续改进与生产经营单位相适应的安全生产管理体系。

2．企业应依法达到安全生产条件，取得安全生产许可证；建立、健全、落实安全生产责任制，建立、健全安全生产管理机构，设置专、兼职安全生产管理人员。

3．按相应的规定要求进行安全生产检查，对发现的问题和隐患采取纠正措施，并限期整改。

4．进行全员安全生产教育和培训，普及安全生产法规和安全生产知识。进行专业技术、技能培训和应急培训；特种作业人员、高危险岗位、重要设备和设施的作业人员，应经过安全生产教育和技能培训，应符合《生产经营单位安全培训规定》。

5．编制安全生产发展规划和年度安全生产计划，按规定提取、使用满足安全生产需求的安全专项费用，改善安全生产条件。

6．新建、改建、扩建工程建设项目安全设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投产和使用。

7．在工程建设项目投标、签约时，建设单位应对承包商的资质和安全生产业绩进行审查，明确安全生产要求，在项目实施中对承包商的安全生产进行监督管理，符合石油工程技术服务承包商健康安全环境管理的基本要求。

8．工程建设项目工程设计、施工和工程监理应由具有相应资质的单位承担；承担石油天然气工程建设项目安全评价、认证、检测、检验的机构应当具备国家规定的资质条件，并对其做出的安全评价、认证、检测、检验的结果负责；建设单位应对其安全生产进行监督管理。

9．建立设备、物资采购的市场准入和验收制度，设备采购、工程监理和设备监造应符合国家建设工程监理规范的有关要求，保证本质安全。

10．石油天然气生产作业中的关键设施的设计、建造、采购、运行、维护和检查应按规定程序和制度执行，并充分考虑设施完整性的要求。

（2）风险管理

1．对作业活动和设施运行实施风险管理，并对承包商的活动、产品和服务所带来的风险和影响进行管理。

2．风险管理应满足以下要求：

　　1）全员参与风险管理；

　　2）对生产作业活动全过程进行危险因素辨识，对识别出来的危险因素依据法律法规和标准进行评估，划分风险等级；

　　3）按照风险等级采取相应的风险控制措施，风险控制应符合“合理实际并尽可能低” 的原则；

4）危险因素及风险控制措施应告知参与作业相关方及作业所有人员；

　　5）风险管理活动的过程应形成文件。

3．风险管理过程应包括危险因素辨识、风险评估、制定风险控制措施，其基本步骤包括：

　　1）划分作业活动；

　　2）辨识与作业活动有关的所有危险因素；

　　3）评价风险；

　　4）依据准则，确定出不可容许的风险；

　　5）制定和实施风险控制措施，将风险降至可容许程度；

　　6）评审。

4．设定风险管理目标和指标，制定风险管理的方案、计划或控制措施。

5． 对关键作业活动，建立风险控制程序或制度。

（3）硫化氢防护

1．在含硫化氢的油气田进行施工作业和油气生产前，所有生产作业人员包括现场监督人员应接受硫化氢防护的培训，培训应包括课堂培训和现场培训，由有资质的培训机构进行，培训时间应达到相应要求。应对临时人员和其他非定期派遣人员进行硫化氢防护知识的教育。

2．含硫化氢生产作业现场应安装硫化氢监测系统，进行硫化氢监测，符合以下要求：

1）含硫化氢作业环境应配备固定式和携带式硫化氢监测仪；

2）重点监测区应设置醒目的标志、硫化氢监测探头、报警器；

3）硫化氢监测仪报警值设定：阈限值为1级报警值；安全临界浓度为2级报警值；危险临界浓度为3级报警值；

4）硫化氢监测仪应定期校验，并进行检定。

3．含硫化氢环境中生产作业时应配备防护装备，符合以下要求：

1）在含硫化氢作业环境应配备正压式空气呼吸器及与其匹配的空气压缩机；

2）配备的硫化氢防护装置应落实人员管理，并处于备用状态；

3）进行检修和抢险作业时，应携带硫化氢监测仪和正压式空气呼吸器。

4． 含硫化氢环境中生产作业时，场地及设备的布置应考虑季节风向。在有可能形成硫化氢和二氧化硫聚集处应有良好的通风、明显清晰的硫化氢警示标志，使用防爆通风设备，并设置风向标、逃生通道及安全区。

5． 在含硫化氢环境中油气生产及气体处理作业使用的材料及设备，应与硫化氢条件相适应。

6． 含硫化氢环境中生产作业时应制定防硫化氢应急预案。

7． 含硫化氢油气生产和气体处理作业，应符合以下安全要求：

1）作业人员进入有泄漏的油气井站区、低凹区、污水区及其他硫化氢易于积聚的区域时，以及进入天然气净化厂的脱硫、再生、硫回收、排污放空区进行检修和抢险时，应携带正压式空气呼吸器；

2）应对天然气处理装置的腐蚀进行监测和控制，对可能的硫化氢泄漏进行检测，制定硫化氢防护措施。

（二）设计及建造

（1）管道线路

1．输油气管道路由的选择，应结合沿线城市、

村镇、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿线地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，并考虑到施工和日后管道管理维护的方便，确定线路走向。

2．输油气管道不应通过城市水源地、飞机场、军事设施、车站、码头。因条件无法避开时，应采取保护措施并经国家有关部门批准。

3．输油气管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩和测试桩。

4．输油气管道采用地上敷设时，应在人员活动较多和易遭车辆、外来物撞击的地段，采取保护措施并设置明显的警示标志。

5．输油气管道应根据管道所经过地区的地形、人口稠密度及重要建构筑物等情况设置线路截断阀。必要时应设数据远传、控制及报警功能。

6．天然气管道线路截断阀的取样引压管应装根部截断阀。

7． 穿跨越设计应符合国家现行标准关于原油和天然气管道工程穿跨越设计的有关规定。

8． 输油气管道通过河流时，应根据河流的水文、地质、水势、地形、地貌、地震等自然条件及两岸的村镇、交通等现状，并要考虑管道的总体走向、管道管理维护的方便，选择合理的穿跨越位置及方式。

9．穿越河流管段在采用加配重块、石笼等方案施工时，应对防腐层有可靠的保护措施。

10．位于水库下游冲刷范围内的管道穿跨越工程防洪安全要求，应根据地形条件、水库容量等进行防洪设计。管道穿跨越工程上游20km冲刷范围内若需新建水库，水库建设单位应对管道穿跨越工程采取相应安全措施。

11．大型跨越管段有接地时穿跨越两端应采取绝缘措施。

12．管道水工保护：

1）应根据现场实际情况实施管道水工保护。管道水工保护形式应因地制宜、合理选用；

2）应定期对管道水工保护设施进行检查，并及时治理发现的问题。

13．埋地输油气管道应采取防腐绝缘与阴极保护措施。埋地输道需要加保温层时，在钢管的表面应涂敷良好的防腐绝缘层。在保温层外应有良好的防水层。

14． 裸露或架空的管道应有良好的防腐绝缘层。带保温层的，应有良好的防水措施。

15．输油气管道全线阴极保护电位应达到或低于-0.85V(相对Cu/CuSO4电极)，但最低电位不应过负。

16． 输油气管道应避开有地下杂散电流干扰大的区域。电气化铁路与输油气管道平行时，应保持一定距离。管道因地下杂散电流干扰阴极保护时，应采取排流措施。

（2）输油气站场

1．站场选址应考虑地形、地貌、工程和水文地质条件。

2．站场与相邻居民点、工矿企业和其他公用设施安全距离及站场内的平面布置，应符合国家现行标准关于输油

、输气、管道工程设计的要求。

3．消防设施的设置

1）应根据其规模、油品性质、存储方式、储存温度、火灾危险性及所在区域外部协作条件等综合因素确定。

2）消防系统投运前应经当地消防主管部门验收合格。

3）站场内建(构)筑物应配置灭火器，其配置类型和数量应符合建筑灭火器配置的相关规定。

4）易燃、易爆场所应按规定设置可燃气体检测报警装置，并定期检定。

　　4．防雷、防静电

1）站场内建构筑物的防雷，应在调查地理、地质、土壤、气象、环境等条件和雷电活动规律及被保护物特点的基础上，制定防雷措施。

2）装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地。

3）设备应按规定进行接地，接地电阻应符合要求并定期检测。

4）工艺管网、设备、自动控制仪表系统应按标准安装防雷、防静电接地设施，并定期进行检查和检测。防雷接地装置接地电阻不应大于10Ω，仅做防感应雷接地时，接地电阻不应大于30Ω。每组专设的防静电接地装置的接地电阻不应大于100Ω。

　　5．安全保护设施

1）安全保护装置包括：压力温度调节系统；水击控制系统；泄压系统；消防和可燃气体监测系统；标志桩和锚固墩；电法防腐保护措施；自然灾害防护和安全保护措施。

2）对存在超压可能的承压设备，应设置安全阀。

3）进出天然气站场的天然气管道应设置截断阀，进站截断阀的上游和出站截断阀的下游应设置泄压放空设施。

4）每台压缩机组至少应设置下列安全保护：

a．进出口压力超限保护；

b．原动机转速超限保护；

c．启动气和燃料气限流超压保护；

d．振动及喘振超限保护；

e．润滑保护系统；

f．轴承位移超限保护；

g．干气密封系统超限保护；

h．机组温度保护。

5）含硫天然气站场应设硫化氢监测报警装置。

6．输气站压缩机房的每一操作层及其高出地面3m以上的操作平台(不包括单独的发动机平台)，应至少有两个安全出口通向地面。操作平台的任意点沿通道中心线与安全出口之间的最大距离不得大于25m。

7．输油气站的进出站两端管道，应采取防雷击感应电流的措施。防雷击接地措施不应影响管道阴极保护效果。

8．对输油气站内 的油罐、埋地管道，应实施区域性阴极保护。

（3）工艺参数监测

1．含硫天然气应划分干湿界限并在脱水后输送。

2．输油气生产的重要工艺参数及状态，应连续监测和记录；大型油气管道宜设置计算机监控与数据采集(SCADA)系统，对输油气工艺过程、输油气设备及确保安全生产的压

力、温度、流量、液位等参数设置联锁保护和声光报警功能。

3．安全检测仪表和调节回路仪表信号应单独设置。

4．SCADA系统配置应采用双机热备用运行方式，网络采用冗余配置，且在一方出现故障时应能自动进行切换。

5．重要场站的站控系统应采取安全可靠的冗余配置。

（4）通信

1．用于中心与站控系统之间的数据传输通道、通信接口应采用两种通信介质，双通道互为备用运行。

2．输油气站场与中心应设立专用的调度电话。调度电话应与社会常用的服务、救援电话系统联网。

（5）辅助系统

1．SCADA系统以及重要的仪表检测控制回路应采用不间断电源供电。

2．在下列情况下应加装电涌防护器；

1）室内重要电子设备总电源的输入侧；

2）室内通信电缆、模拟量仪表信号传输线的输入侧；

3）重要或贵重测量仪表信号线的输入侧。

（6）材料

1．管道材料应符合设计文件规定。

2．主要材料设备经严格的资质审查后，以招投标方式确定。钢管生产企业应当通过国家规定的资质认证，并取得相应的石油天然气管道用的钢管生产许可证。严禁无证生产石油天然气管道用的钢管。

3．石油天然气管道用的钢管生产企业应具备完善的钢管生产、试验与检测条件，建立健全的质量保证体系。原材料必须按照规定进行检验。在生产过程中严格执行国家钢管生产技术标准。严格按照钢管检验标准进行试验和检验，合格后方可交付；同时出具质量检验报告和产品合格证书。

4．重要材料设备由具有相应资质的单位监制，业主派人配合监理驻厂跟踪检验。

5．易损材料派人押运，防止途中损坏。

6．所有材料设备使用前须经过检验，及时处理现场发现的问题。

7．含硫天然气管道材料的特殊要求：

1）符合《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》SY/T0599的规定；

2）所有材料不得用铸铁；除阀门外不宜使用铸钢件；

3）锻件应符合JB4726的规定，设计压力大于等于10MPa的管道用锻件不低于Ⅲ级；

4）湿含硫天然气螺栓硬度≤HB235

5）焊接前应作抗硫评定试验，当设计文件有特殊要求时，还应按照设计要求执行。

（7）海底管道设计及建造

1．海底管道路由选择

1）管道轴线应处于海底地形平坦且稳定的地段，应避免在海床起伏较大、受风浪直接袭击的岩礁区域内定线。若不可避免应采用有效防护措施。

2）应避开船舶抛锚区、海洋倾倒区、现有水下物体(如沉船、桩基、岩石等)、活动断层、软弱土层滑动区和沉积层的严重冲淤区。

3）定线时尽量避开正常航道和海产养殖、渔业捕

捞频繁区域，当确实难于避让时，力求穿越航道和海产养殖、渔业捕捞区的管道最短，管道应埋至安全深度以下，防止航线船舶或渔船抛锚、拖网渔具等直接损伤海底管道。

4）应避开将来有可能的航遭开挖区域，如不可避免，则管道的埋深应满足航道开挖的要求。

5）预选路由时，应尽量避免与其他开发活动交叉。无法避免时，应详细说明，以便为路由协调及设计、施工提供依据。

2．对于海洋油田内部的管道系统，如平台和平台、平台和人工岛间的油（气）管道，与原有管道之间的水平距离应保证这类管道在铺设、安装(包括埋设)时不危及原有管道的安全，也不妨碍预定位置修井作业的正常进行，并有足够的安全距离。

3．新铺设的管道应避免与原有海底管道或电缆交叉，在不可避免的情况下，可按下述要求执行：

1）新铺设的管道与原有海底管遭、电缆交叉时，管道交叉部位的间距至少应保持30cm以上的净距；

2）管道如不能下埋时可在原有管道上用护垫覆盖，但管道上覆盖的护垫不能影响航行，且不能对原有管道产生不利影响。

4．海底管线铺设应符合下列要求：

1）管道铺设前，应编制海底管道安装程序、海底管道计算分析报告；确定定位技术要求和主要定位设备清单、确定管道支撑滚轮高度和张紧器压块位置、编制托管架气密试验方案；调试张紧器和A/R绞车系统。

2）管道铺设作业：应编制托管架角度、管道坡口和移船线路的设计文件，针对管线组对、焊接、无损检验、保温、防腐等作业，应编制管道安装程序、焊接程序和无损检验程序。

3）每道工序都应严格按批准的海底管道安装程序、安装技术规格书和有关计算分析报告的要求执行。

4）在浅水域采用浮体托管铺设管道时，应对浮体进行设计计算，并经发证检验机构认可。

5）对海底管道和立管系统应采取保护措施；

a．海底管道应采取牺牲阳极等防腐与阴极保护措施；

b．在海底管线登陆段附近建码头和围海造田等工程时，要保证管道的安全；

c．立管的位置应避开靠船位置；

d．立管宜配置在导管架平面内；

e．立管外应加装套管对立管形成保护；

f．立管上不应装设任何以管道或立管为支承用以承受其他外力为目的的附件。

　　5．登陆点位置的确定按以下要求执行：

1）登陆点应尽量选择在不受台风、波浪经常严重袭击的位置，要避开强流、冲刷地段，登陆点的岸滩应是稳定不变迁的岸段；

2）海底管道的登陆地点要选择坡度合适的岸滩，以保证管道在施工运行期的安全。

（三）管道试运、投产、验收和登记

（1）试

运和投产

1．一般要求

1）对新建（或停运后再启用）的石油天然气管道，在投入运行前应当编制投产方案，经审查批准，并严格按投产方案组织投产。

2）投产前应对管道清管。

3）管道与设备投用前应进行强度试压和严密性试验。

4）投产前应按照设计文件和施工验收规范对管道、站场、自动化、供配电、通信、安全等系统及其他辅助工程进行投产条件检查。

5）投产前应对各单体设备进行试运。

6）全线整体联合试运前，各单体设备、分系统应调试合格。

2．管道投产的安全技术要求

1）原道应根据管道设备配置、管道原油的物性、管道沿线地温、管道敷设状况及社会依托情况确定投产方式。

2）高凝原油投产应采取防凝管的安全技术措施。

3）天然气管道投产的安全技术要求：

a．管道投产进气前应进行干燥，干燥合格后的管道应采取防回潮措施。

b．应对管道内的空气用氮气或其他惰性气体进行置换，氮气或惰性气体段的长度应保证到达置换管线末端时空气与天然气不混合。

c．向管道内注氮时，进入管道的氮气温度不宜低于5℃。

d．置换过程中的混合气体应利用放空系统放空。并以放空口为中心设立隔离区并禁止烟火。

e．进行置换时，管道中氮气的排放应防止大量氮气聚集造成人员的窒息。管道中氮气量过大时应考虑提前多点排放。

3．海底管道联合调试：

1）应建立联合调试组织机构并明确管理职责。

2）应编制调试大纲或方案，明确主要调试内容；按调试大纲进行调试，记录调试的主要数据。

3）联合调试结束后，应编制遗留问题的解决方案，并落实遗留问题解决的责任单位和时间。

4）遗留问题不影响油气田投产，方可完成油气田设施的交付。

4．石油天然气管道投入使用前，使用单位应当核对其是否附有安全技术规范要求的设计文件、产品质量合格证明、安装及使用维修说明、监督检验证明等文件。并在投入使用前或者投入使用后30日内，向直辖市或者设区的市的特种设备安全监督管理部门登记和走向图备案。登记标志应当置于或者附着于显著位置。

5．石油天然气管道工程必须按照有关规定进行竣工验收，验收合格后方可交付使用。

6．竣工验收资料应当按档案管理规定归档。

（四）运行和使用

（1）石油天然气管道使用单位的安全管理职责

1．贯彻执行国家有关法律、法规和安全技术规程；

2．严格执行安全管理规章制度和技术操作规程，并在生产指挥系统的统一调度下组织生产。确保石油天然气管道安全运行；

3．参加设计审查、建造验收、试运、

、检验、修理、改造和报废等审查；

4．编制安全管理规章制度和定期检验计划；

5．事故防范、调查和处理；

6．编制安全生产发展规划和年度安全生产计划，按规定提取、使用满足安全生产需求的安全专项费用，改善安全生产条件；

7．安全技术培训。

（2）运行管理

1．工艺指标控制

1）应当根据输油（气）量的改变和季节变化，及时准确地调整管道运行的各项工艺参数。

2）站场设备不应超温、超压、超速、超负荷运行。

3）应定时记录设备的运转状况，定期分析输油泵机组、加热设备、储油罐等主要设备的运行状态。

2．巡回检查

1）石油天然气企业依照《石油、天然气管道保护条例》对所辖石道设专人定期对管道进行巡线检查，及时处理输油气管道沿线的异常情况，并依法保护管道。

2）应定期对截断阀进行巡检。天然气管道截断阀附设的放空管接地应定期检测。并作出记录。

3．维护保养

1）石油天然气企业对石道设备、设施应当至少每月进行一次自行检查和维护，使其处于完好状态。

2）进行自行检查和日常维护保养时发现异常情况的，应当及时处理。对发现的问题和隐患采取纠正措施，并限期整改。

4．避免或减轻因建设施工、自然灾害和人为破坏对管道安全运行造成的危害。

5．对封存或报废的石道应当采取相应的安全措施。

（3）事故预防、调查和处理

1．石油天然气企业应当制定石道事故应急措施和救援预案。对影响管道安全运行的重大隐患或发生管道破裂、断管等重大事故时，应当组织力量立即处理。发生污染事故时，在报当地经济行政主管部门的同时，还应当报当地环保部门，任何企业不得瞒报、迟报。

2．石油天然气企业应制定石油天然气储运防火防爆管理制度；使用电气设备应符合防火防爆安全技术要求；配备消防设施、器材；制定防火防爆应急预案。

3．每年的汛期前后，输油气管道的管理单位应对穿跨越河流管段进行安全检查，对不满足防洪要求的穿跨越河流管段应及时进行加固或敷设备用管段。汛期应及时了解输油气管道穿跨越河流上游洪水情况，采取防洪措施。上游水利、水库单位如有泄洪，应及时告知管道管理单位。

4．输油气站的进口处，应设置明显的安全警示牌及进站须知，并应对进入输油气站的外来人员告知安全注意事项及逃生路线等。安全出口和通往安全地带的通道，应保持畅通。

5．发生事故后，应立即采取有效措施组织救援，防止事故扩大，避免人员伤亡和减少财产损失，按规定及时报告，并按程序进行调查和处理。

1）引发特别重大事故，应当按有关规定报告。国家主管部门会同有关部门对特别重大事故组织调查处理。

2）石油天然气管道引发人员伤亡事故，企业应当按各地有关规定报告。各地安全生产管理部门会同有关部门组织调查处理。

3）石油天然气管道发生凝管、爆管、断裂、火灾和爆炸等生产事故时，企业应当立即上报到当地经济行政主管部门；

6．发生生产事故后，应当按照分管权限组织事故调查组，及时认真进行事故调查，并写出事故调查报告。

7．石油天然气企业发生事故后，应当查清事故原因，依法对直接责任人员进行处理。

（4）定期检验

1．在线检验

1）使用单位应定期对石油天然气管道进行一般性检测。新建管道必须在一年内检测，以后视管道安全状况每一至三年检测一次。

2）使用单位应当对在用石油天然气管道的调节阀、减压阀、安全阀、高(低)压泄压阀等安全附件、安全保护装置、测量装置及有关附属仪器仪表进行定期校验、检修，并作出记录。

3）应定期检测管道防腐绝缘与阴极保护情况，及时修补损坏的防腐层，调整阴极保护参数。

4）管道阴极保护电位达不到规定要求的，经检测确认防腐层发生老化时，应及时安排防腐层大修

2．全面检验

1）石油天然气管道应当定期进行全面检测。新建石油天然气管道应当在投产后三年内进行检测，以后视管道运行安全状况确定检测周期，最多不超过八年。

2）使用单位应当按照安全技术规范的定期检验要求，在安全检验合格有效期届满前1个月向特种设备检验检测机构提出定期检验要求。未经定期检验或者检验不合格的不得继续使用。

（5）职业健康和劳动保护

1．企业应制定保护员工健康的制度和措施，对员工进行职业健康与劳动保护的培训教育。

2．应按要求对有害作业场所进行划分和监测；对接触职业病危害因素的员工应进行定期体检，建立职业健康监护档案。

3．不应安排年龄和健康条件不适合特定岗位能力要求的人员从事特定岗位工作。

4．应建立员工个人防护用品、防护用具的管理和使用制度。根据作业现场职业危害情况为员工配发个人防护用品以及提供防护用具，员工应按规定正确穿戴及使用个人防护用品和防护用具。

（6）培训

1．进行全员安全生产教育和培训，普及安全生产法规和安全生产知识。

2．进行专业技术、技能培训和应急培训。

3．特种作业人员、高危险岗位、重要设备和设施的作业人员，应经过安全生产教育和技能培训。

（7）管道维抢修

1．根据管道分布合理配备专职维抢

修队伍，对管道沿线依托条件可行的，宜通过协议方式委托相应的管道维抢修专业队伍负责管道的维抢修工作。

2．合理储备管道抢修物资。管材储备数量不应少于同规格管道中最大一个穿、跨越段长度；对管道的阀门、法兰、弯头、堵漏工(卡)具等物资应视具体情况进行相应的储备。

3．应合理配备管道抢修车辆、设备、机具等装备，并定期进行维护保养。

4．管道维抢修过程应至少落实以下安全事项

5．维抢修现场应划分安全界限，设置警戒线、警示牌。进入作业场地的人员应穿戴劳动防护用品。与作业无关的人员不应进入警戒区。

6．对管道施焊前，应对焊点周围可燃气体的浓度进行测定，并制定防护措施。焊接操作期间，应对焊接点周围和可能出现的泄漏进行跟踪检查和监测。

7．用于管道带压封堵、开孔的机具和设备在使用前应认真检查，确保灵活好用。必要时，应提前进行模拟试验。

8．管道封堵作业时，管道内的介质压力应在封堵设备的允许压力之内。采用囊式封堵器进行封堵时，应避免产生负压封堵。

9．管道维抢修作业坑应能满足施工人员的操作和施工机具的安装及使用。作业坑与地面之间应有安全逃生通道，安全逃生通道应设置在动火点的上风向。

10．管道维抢修结束后，应及时恢复地貌，整理竣工资料并归档。

三．石油天然气管道的完整性管理

（一）管道完整性管理概述

（1）管道完整性管理的概念

1．管道完整性管理以保证管道的经济安全运行为核心目标，对影响管道完整性的各种潜在因素进行综合的、一体化的管理。是在事故发生前，就对管道进行检测和评估，预先制定修复维护计划，是有计划的修复和主动应对。使管道管理标准化、程序化、科学化、规范化。已成为当前最为认可的管道安全管理模式。

2．管道完整性管理的要求始终贯穿于管道设计、施工、运营、维护、检修的全过程，是一个连续的、循环进行的管道监控管理过程。

3．管道完整性管理不单是一门管理科学，他综合运用可靠性分析、风险评估、管道内外检测以及数据与信息管理等多项技术，对管道进行多元的动态管理。需要很多支持技术。