油气长输管线的安全可靠性分析
风险是一些人们所不希望发生的事件的可能性，它由发生这类事件的可能性及其后果的严重程度两方面组成。管线系统的风险既包括由于管线的事故所导致的直接风险，也包括了间接的商业上的风险。油气长输管线的完整性评估是保证服役管线安全可靠运行的必不可少的工作，风险评估是它的一个重要组成部分。我国目前油气长输管线已有接近2万公里，而且随着我倒国民经济的发展，如“西气东输”等，还会建成更多的长输管线，井且在不太长的时间内会形成全国性的油气长输管网。因此，开展对油气长输管线的风险评估分析，进行风险管理，是一项亟待解决的重要问题。本节下面即围绕风险评估、风险优化分析、风险管理等问题，概括地做些初步介绍。
一、管线系统的风险评估
风险是危险转变为现实的概率及造成的损失程度的综合。它由危险事件出现的概率及危险发生后造成的损失和影响两部分组成。风险评估是根据管线系统的有关资料和信息，对事故的概率及其造成的影响和结果所进行的综合评估。风险评估可以根据得到的风险值，综合考虑各方面的因素，为重大决策提供依据。目前国内外在工程上采用的风险评估方法可分为两大类，即量化分析法及模糊评分法，今具体介绍如下。
1管线系统风险的量化分析法
它是先将整个管线系统划分出管段；然后利用概率模型对由于不同原因造成的事故的频率或概率，分段进行评估；再将整个管线系统看成是一个串联系统，根据各个因素引起管线系统发生事故率（频率或概率）之和，求出整个管线系统的总事故率；随后，利用后果模型，评估事故引起的经济上的、人身安全及环境影响上的后果，将三种后果综合起来，得出总的后果，再将总后果与总事故率相乘，即可得出管线系统的总风险值。
1)风险值的计算模型
风险值是指事故出现的概率与事故出现的后果损失大小的乘积。今给出其计算模型如下：
(1)单项事故的风险值。设以R i为第i种事故的风险值，P i为第i种事故出现的概率（或频率）；C i为第i种事故的后果损失（可以人民币表示），则
R i=P i×C i
对于油气长输管线来说，事故通常可分成：外腐蚀、内腐蚀、第三方破坏、土壤移动、设计（材料）因素、系统安全因素及应力腐蚀裂缝等7类，这也就是说i=1，2，3，…，n，而n=7。
(2)某段管段的某项事故的风险值。设整个管线系统共划分成m段，而第j段管段的第i项事故的风险值为R ij，则可写出
R ij = P ij×C ij
P ij 为第j 段管段的第i 项事故的概率；而C ij 则为该段出现第i 项事故后的后果损失。 (3)整个管线系统的总风险值。设以R s 代表此总风险值。当管线共划分成m 管段时，则
R s =∑∑
==n
i m
j 1
ij
1
R
=∑∑
==n
i m
j 1
ij
1
P
×C ij
2)事故发生的概率
从目前国内外油气长输管线工程界来看，一般均将管线系统的事故划分成7大类。它们各类事故发生的概率，应该通过大量统计数据得出，但根据国外墨西哥PGPB 石油及天然气管道公司提供的数据，可供进行风险评估时参考，其数据如下表所示。
油气管线的事故发生的概率
3) 油气长输管线系统出现事故以后的后果，从总的方面来看，可包括三方面，即：人身财产安全损失方面、环境污染破坏影响方面、长远经济商业损失方面。但是，这三个方面的损失后果又可以归纳成为人员与金钱损失两大类。这两类的计算方法如下：
(1)人员的损失后果的计算。设管线系统发生事故的总概率为R s ，它可依式
R s =∑∑
==n
i m
j 1
ij
1
R
=∑∑
==n
i m
j 1
ij
1
P
×C ij 计算得出，在这些事故中要造成人员伤亡(如着火、爆炸等)的
事故的概率为P p ；事故时可能涉及到的人员总数为N p ；在这些人员中有可能造成死亡的概率为P d ，则人员损失后果C p 的计算模型为：
∑???=外
内
）（d p p s p P P R C N
内、外是指本单位内部人员与外部社会上的人员而言。因为，例如气管线的泄漏，据专家评估在10mm 内的泄漏量可达230000kg ，若爆炸着火后，则不仅影响到本单位的工作人员，而且还要影响到周围社会上的人员，当然这个涉及到的人员的多少，是与社会人口状况分不开的。关于人口状况。美国DOT 将油气管道所经过的地区划分成4类地区，即I 类地区，居民少于10户；Ⅱ类地区，居民在10～46户之间；III 类地区，居民多于46户；Ⅳ类地区为城市。计算“外”人员总数时．一般是以管线中心线两侧各201m ，在沿管线长1600m 范围内来考虑。
至于造成人员伤亡的事故发生的概率，以及事故中可能波及到人员死亡的概率，也应根据调查
研究及统计数据来求得。以式∑???=外
内
）
（d p p s p P P R C N 中的概率P p 为例，以我国油气长输管线为例，按运营5000km 的管线来统计，自建管至1993年的20年内，共发生爆炸、着火的事故8起；而自1994年至1997年10月就发生了11起。这样，若以每年、每公里管线发生的次数来做为事故率P p ，则
%55.00005.04
500011P ==?=
p （最低值）
或%55.00005.04
500011P ==?=
p （最高值）
因此，概率P p 可以考虑自0.008％～0.055％之间取值。至于人员死亡的概率P d 通常标准中要求为每年每1000km 是0.0001％。
为了便于确定事故的发生的概率P i [见式 R i =P i ×C i ]，下表还给出了我国及其它国家的一些统计数据，供参考。下表中，中国的油管线是1970～1990年共20年的统计，气管线是四川气管线自1969～1990年的统计；欧洲输油管线是1986～1990年的统计，输气管线是1970～1986年的统计；美国的油管线是1982～1991年的统计，气管线是1970～1984年的统计；俄罗斯只有输气管线的数据，是1981～1990年的统计。其中，欧洲的输气管道的统计数据中，因事故次数的统计是以次／(km ·a)表示的事故率，故未在表中列出。
国内外一些油气管线的事故统计数据
还应当指出，在计算人员损失后果时，对风险贡献最大的因素应为事故发生的概率及周围人口状况两个因素，应尽量提高它们的精确度。
(2)经济的损失后果的计算。经济损失的后果一般均以金钱来表达。计算时应解决下列问题：
①单项经济损失的计算。应将事故发生后涉及到的经济项目，逐项折合成钱来计算。现以美国对于处理一次油气管线事故的花费为例，给出以每米管线损失的美元数表示的经济损失，如下表所示。
美国油气管线事故的经济损失
是应该考虑各项经济损失的权重系数，将其与相应的各项经济损失相乘之后，再相加。至于权重系数的确定，它是根据统计数据，由专家评定。例如上表所示的各项损失费用中，管线内检测这一项的加权系数可取0.2。再例如在管线系统总损失中三项损失的权重，按照墨西哥油气管线公司(PGPB)的统计如下表所示。
管线系统总损失中的各项所占比例
成的后果损失；人口影响是泄漏或爆炸、着火时所造成的人员损失的后果；商业影响是指商业经营者在事故发生后导致的短期及长远的经济损失。此三项之和．即应为管线总损失。
(3)损失后果汁算的步骤。现以油气管线的流体泄漏为例，给出其分析与计算后果的步骤的框图。如图所示。自图中可看出，其步骤如下：
①确定有代表性的流体及其性质；
②选择一套孔洞的尺寸，以得到风险计算中的后果的可能范围；
③估算流体可能释放出的总量；
④估计潜在的流体释放率(kg／10min)：
⑤确定释放的类型(持续态或瞬态)，以制订模拟扩散及其后果的方法；
⑥确认流体的最终相(液态或气态)；
⑦确定潜在的由于释放受影响的区域面积及人口状况；
⑧分别计算燃烧或爆炸的经济后果损失、毒害人员的经济后果损失、环境污染的经济损失、生产中断等商业经济损失，再考虑人口、环境、商业三方面的权重后叠加得出总损失费用。2.模糊评分法
上面介绍的量化分析法，其优点是分析比较客观，可以得出较具体的、较精确的定量结果。但是，也可以看出，此法是比较复杂的，进行分析计算还是存在不少困难。因此，目前在油气管线工程上常用的是W.KentMuhlbauer提出的管线风险评分法。评分法是将管线系统引起事故的影响因素分为：腐蚀、设计、第三方破坏和操作等四大类，并且将它们假设成为相互独立的，然后，按照最坏的情况进行评分，还要结合输送介质的危险和影响面，得出相对风险数，风险数越大，表明风险越小。这种评分法，系统完整、应用方便。作者提出的模糊评分法的想法是既要利用W.KentMuhlbauer提出的评分法的比较完整、比较成熟的优点，又要运用模糊数学中模糊综合评判法的适于解决具有模糊性问题的特点，将两者结合起来，进行油气管线系统的风险评估。因为风险本身就是既具随机性，又有模糊性，危险的发生具有随机性，危险的后果的评估没有明晰的界定，是有模糊性的。而且，评分本身也是在一个区间内，具有模糊性。所以，笔者认为采用模糊评分法进行油气管线系统的风险评估是一种可行的方法。下面围绕棱糊评分法的几个主要问题介绍如下。
1）因素集以及评价集的分级
管线系统引起事故的原因，在W.KentMuhlbauer提出的评分法中，将其归结为：腐蚀、设计、操作和第三方破坏等四大类，这是一个集合，可称之为因素集。而对这些因素引起事故的可能性大小的评价，在评分法中是以得分多少来表达的，它也是一个集合，可称为评价集。因为各个因素的影响大小是不容易以确定性量来表达的，具有模糊性，所以在模糊数学的模糊综合评判法中即以模糊语言量词来表达，例如“很大”、“较大”“较小”等。同样，在评价集中对于引起事故的可能性大小的评价，也是有模糊性，也应该用模糊语言量词来表达。这样，这两个集合就都可以以模糊语言量词，分成：“很大”、“大”、“较大”、“中等”、“较小”、“小”、“很小”等7个量级来表述。根据模糊数学中关于模糊语言量词的隶属函数的描述。即可分别写出这7个量级的隶属函数如下：
“很大”＝[0，0，0，0.07，0.35，1.0]T
“大”＝[0，0，0.04，0.16，0.99，0.98]T
“较大”＝[0，0.03，0.11，0.83，0.83，0.11]T
“中等”＝[0，0.15，1.0，0.53，0.08，0.0]T
“较小”＝[0.27，1.0，0.27，0.05，0.01，0.]T
“小”＝[1.0，0.53，0.08，0，0，0]T
“很小”＝[1.0，0.3，0，0，0，0]T
这样，若根据W.KentMuhlbauer给出的各个因素的评分的上、下限之间，将其划分成6个
相等的区间，则上式中相应某个模糊语言量词评语的矩阵中的每一个元素，即应为对应这6个评分区间的隶属度。例如，内腐蚀的评分是0～15分，即上限为15，下限为零分，将其6等分，则应为：0～2.5，2.5～5.0，5.0～7.25，7.25～10.0，10.0～12.50，12.5～15.0。若经专家根据影响管线内腐蚀的因素，如介质腐蚀性程度以及管线内保护层情况等，给出一个这些因素对内腐蚀的影响“较大”的模糊语言量词的评语，则按照上式中的“较大”的隶属函数，即可求得对应上述6个等分区间的隶属度为：0，0.03，0.11，0.83，0.83，0.11。这样，按照最大隶属度原则，0 83为最大隶属度，即内腐蚀的
影响应依对应0.83隶属度的7．25～10.0或10.0～12.5来评定，显然，以评定为10分为最佳。
2) 单个因素的模糊综合评估
因为引起管线事故的原因是多个，而每一个原因又为多个影响因素所制约，所以评估管线引起事故的可能性大小，应先从一个因素开始，按照模糊综合评估法来评估，这就叫做单个因素的模糊综合评判。上面举出的对内腐蚀这个单个因素的评价，已经是属于单个因素的模糊综合评判的例子。归纳这个例子的评判方法，可得出单个因素的模糊综合评判方法的进行步骤是： (1)划分单个因素评分上下限间为6个等区间。例如上面将内腐蚀评分的0～15分，划分成6个相等区间。
(2)给出各个影响因素的模糊语言量词评语。例如影响内腐蚀的因素有：介质腐蚀性、管线内保护层状况等，分别给出它们对内腐蚀的影响，如介质腐蚀性的影响“较大”，管线内保护层的影响“中等”。
(3)给出各个影响因素对单因素评价的隶属度。例如，介质腐蚀性的影响“较大”，因而对内腐蚀的评价的6个区间的隶属度分别为：0，0.03，0.11，0.83，0.83，0.11。而管线内保护层的影响“中等”，对内腐蚀评价6个区间的隶属度则分别为：0，0.15，1.0，0.53，0.08，0.00。 (4)考虑因各个影响因素贡献不同的加权系数。例如，对内腐蚀的评价中，介质腐蚀性与管线内保护层状况这两个影响因素的贡献大小不同，若前者贡献稍大，则可取加权系数ω1=0.6，
而ω2（管线内保护层状况）=0.4。但必须使∑=2
1
i i ω=1。
(5)列出模糊关系矩阵计算对评价的综合隶属度。设模糊关系矩阵对于第j 个单个因素内腐蚀来说，以R j 表示；而影响内腐蚀的各个因素的加权系数矩阵以c 表示，则介质腐蚀性及管线内保护层状况两个因素对内腐蚀评价的综合隶属度b j 为：
b j =ω1·R j ={ω1，ω2}[
.008.053.00.115.000.110.830.830.110.030，，，，，，，，，，]={b 1，b 2，b 3，b 4，b 5，b 6}
(6)按照最大隶属度原则给出单个因素的评价。若ω1及ω2给出，则自上式可计算出b= b 1，b 2，b 3，b 4，b 5，b 6，它们就是对内腐蚀评价的6个区间的综合隶属度。其中最大的例如是b 5，则对内腐蚀的评价应是第5个区间，即10.0～12.5分。换一种表达方式，若对内腐蚀的评价，也用模糊语言量词来表达，则第5个区间的模糊语言量词等级应为“大”。
3)引起管线事故的因素分析
上面已经介绍了引起管线系统发生事故的单个因素的模糊综合评判的方法与步骤。下面将给出引起管线发生事故的所有单个因素的评分上、下限及影响它们的所有因素。
按照国外的标准，是将油气管线发生事故的原因分成7类：
(1)外腐蚀。评分上、下限为0～70分，对其影响因素有：
①阴极保护。可从它是否符合设计及规范要求；对其检查是否经常等方面给评语。
②管线外部涂层。可自涂层的种类及质量；涂层的施工质量；涂层检验的严格程度；涂层的缺陷是否及时正确修补等方面，给出评语。
③土壤腐蚀性。可自土壤的电阻率的大小来给出模糊语言量词评语。
④其它金属埋设物。因为管线附近(150m以内)若埋设有其它金属物时，会对阴极保护产生干扰，故应根据评估管段的长度内，在管线附近埋设的其它金属物的数量，来给出评语。
⑤电流干扰。管线附近有高压交流电线时会在管线附近产生磁场或电场，并在管线内形成电流，而电流离开管线时则会损害涂层或管线。因此，应根据有无干扰及有否保护措施来评判。
⑥使用年限。应根据管线服役时间的长短，对外腐蚀的影响给出模糊语者量词评语。
(2)内腐蚀。评分上、下限为0～30分，即内腐蚀与外腐蚀之和，作为腐蚀一项，其评分上、下限为0～100分。对内腐蚀的主要影响因素包括有：
①介质腐蚀性。应根据介质中是否含有H2S、H2CO3(天然气)以及S(原油)等来给出评语。
②内保护层及其它措施。可自是否加设内涂层或采取注入缓蚀剂或清管等措施情况评判。
(3)第三方破坏。第三方破坏是指由第三方破坏管线所造成的介质泄漏、防腐层损伤、管线出现刮痕及压坑等事故。它的评分上、下限为0～100分，它对于管线出现事故可能的影响因素有：
①最小埋深。埋深越浅，越容易受到第三方破坏。陆地管线应根据埋深量大小评判；穿越江、河、湖泊的管线，应考虑管线处于水面下的深度、低于河床表面下的深度以及管线的涂层状况进行评判；海底管线可参考穿越河流的情况，进行对最小埋深的影响的评判。
②活动水平。活动水平是指人在管线附近的活动状况，如建设活动，铁路、公路状况，以及有无埋地设施等，因这些活动与第三方破坏的潜在危险有关，故需根据活动的多少评判。
③管线线路上的地上设备。如干线截断阀等设备极易被车辆或行人等第三方破坏，应根
据是否有链条、钢管、树木、深沟等防护设施情况评判。
④公众教育。公众教育状况直接影响到管线附近第三方的人员素质，故应根据居民爱护公共财物的意识、法治观念、道德品质来评判。
⑤线路与巡线状况。线路状况是指沿线的标志情况以及防止破坏管线的宣传告示等；巡线是指管线管理人员检查线路的频率高低及有效性。应根据每周或每月巡线的次数多少以及线路标志和安全告示的设置多少及清楚程度来评判。
(4)设计方面。设计方面包括管材，其评分上、下限也是0～100分，它主要涉及到：
①管材安全因素。钢管的厚度往往是设计计算的与实际用的有误差，这将影响管线安
全，故应根据此误差大小来进行评判。
②系统安全因素。它是指从最大允许操作压力MAOP与实际操作压力的差别大小，来考虑整个管线系统安全的评判。因此，应按照此两者压力之差的大小，来给出模糊语言量词评语。
③疲劳失效因素。当管线承受交变应力作用时，则将发生疲劳失效。因此应根据交变应力幅大小、循环次数多少，来给出评语。
④水击可能性。管线系统启停泵及迅速开闭阀门时，均易引起水击。水击值与介质的密度和弹性、流动速度、流动停止的速率等因素有关，应考虑这些情况，给出评语。
⑤水压试验状况。通常以为提高水压试验的压力，可以增加管线的安全性。一般可按照
试验压力与MAOP的比值大小以及管线服役期间试压间隔时间的长短等因素来给出评语。
(5)土壤移动状况。它可以包括在设计因素中，但国外也有时将它单独列为与设计因素并列的项目(如墨西哥的统计)。若单列则其评分上、下限也应自0～100分。造成土壤移动最主要原因是由于滑坡，再者，不稳定土壤中的土壤温度及水份的变化，也会使土壤移动；还有，管线埋设在冰冻线以上，冬季土壤结冰或形成冰柱，使土壤膨胀，也会使土壤移动。这样，就需根据这些情况，给出评语。
(6)操作方面因素。它是指人的误操作所造成的灾害，其上、下限评分也可定为自0～100分。操作方面因素，又可分解为下列4个因素：
①设计误操作因素。它是指由于设计上的失误所引起的事故，例如设计的消防措施不完善、材料选择不当等。应根据设计质量的优劣评判。
②施工误操作因素：施工误操作是指未按设计规定的技术要求的行为，例如焊缝有超过规定值的缺陷、涂层质量不佳，以及下沟回填时造成的涂层或钢管本身的损伤等，它也是根
据施工的“优”、“良”、“中”、“劣”等级情况，进行评判。
③运营误操作因素：它是指管线运行过程中，由于未按操作规程操作、维修不及时不完善、工人技术不熟练等因素所引起事故的原因，也应按运营的优、良、中、劣等级进行评判。
④维护误操作因素。它是专门指对设备、仪表的维护不当而言，应根据文件检查、计划检查和规程检查的结果情况，给予模糊语言量词评语。
(7)应力腐蚀裂缝状况。此项一般均列入腐蚀因素中，但如墨西哥等国外单位也有将它单独作为一项的。应力腐蚀必须是在：有拉应力、有腐蚀环境、有缺陷等三个条件具备时才会发生。因此，应根据这三个条件的具体情况评判。
4)事故可能的模糊综合评估
风险分析由两部分组成，首先，就是要将发生事故的可能性大小分析出来，它应该用模糊综合评判法来进行评估，今将具体步骤介绍如下：
(I)建立因素集。将前面介绍的引起事故发生的因素，归纳成为4大因素u1 , u2 , u3 , u4，则因素集U为
U={ u 1 , u 2 , u 3 , u 4}={腐蚀，第三方破坏，设计方面，操作方面}
(2)建立评价集。对事故发生的可能性大小的评价，按照模糊语言量词划分成7个等级，v 1 , v 2 , v 3 , v 4，v 5 , v 6 , v 7，因而事故可能性的评价集V 即可写成
V={v 1 , v 2 , v 3 , v 4，v 5 , v 6 , v 7}={很小、小、较小，中等、较大，大、很大}
(3)列出模糊关系矩阵。因为4大因素对事故发生的影响大小，已通过上面介绍过的单个因素模糊综合评判，得出了以模糊语言量词表达的评语，而这些量词的隶属函数又可以自上式得到，因此，就可以按照4大因素每个的量词评语及其隶属幽数，给出对应评价集7个等级的隶属度r ij ，于是模糊关系矩阵R 即应为
R=[r ij ]m ×n (i=1，2，…，m)(j=l ，2，…，n)
以上面的4大因素为例，m=4，而评价集，n=7，若根据单因素的评判结果，4个因素的影响分别为：腐蚀，“中等”；第三方破坏，“中等”；设计方面，“较大”；操作方面，“中等”，则可写4×7的模糊关系矩阵R 为
R=
????
???????011
.083
.083
.011
.003
.00
11.083.083.011.003.000011.083.083.011.003.00011.083.083.011.003.00
对于每个模糊语言量词，若划分成7个隶属度等级时，则应对下式略作调整， “很大”＝[0，0，0，0.07，0.35，1.0]T “大”＝[0，0，0.04，0.16，0.99，0.98]T “较大”＝[0，0.03，0.11，0.83，0.83，0.11]T
“中等”＝[0，0.15，1.0，0.53，0.08，0.0]T “较小”＝[0.27，1.0，0.27，0.05，0.01，0.]T “小”＝[1.0，0.53，0.08，0，0，0]T “很小”＝[1.0，0.3，0，0，0，0]
T
除“中等”及“较大”已如式R 所示外．其它为 “很大”＝0，0，0，0，0.07，0.35，1.0 “大”＝0，0，0.04，0.16，0.99，0.99，0.98 “较小”＝0，0.15，1.0，0.53，0.08，0，0 “小”＝0.27，1.0，0.27，0.05，0.01，0，0 “很小”＝1.0，0.3，0.3，0，0，0，0
(4)给出加权集。对于影响事故发生的4大因素，因每个因素对事故发生的贡献不同，故应依前面给出的4大因素顺序，依次赋予加权系数ω1，ω2，ω3，ω4。参考国内外经验，可考虑ω1=0.4，ω2=0.3，ω3=0.15，ω4=0.15，于是，加权集W 为 W={ω1，ω2，ω3，ω4}={0.4，0.3，0.15，0.15}
(5)计算综合隶属度。设4个因素对事故发生可能性评价的每个等级的综合隶属度为b j ，则此综合隶属度矩阵B 即可写成为
B=W .R={b 1，b 2，b 3，b 4，b 5，b 6，b 7}={b j }(j=1，2， (7)
(6)给出事故发生可能性评语。按照最大隶属度原理．若b j 中的最大者为b max 则对应b max
的评价集中的等级的模糊语言量词，即为事故发生可能性的评语。例如将式
R=
????
???????011
.083
.083
.011
.003
.00
11.083.083.011.003.0000
11.083.083.011.003.00011.083.083.011.003.00的R 及式 W={ω1，ω2，ω3，ω4}={0.4，0.3，0.15，0.15} 的W 代入式
B=W ·R={b 1，b 2，b 3，b 4，b 5，b 6，b 7}={b j }(j=1，2，…，7)中，并进行矩阵运算，则可得出B={ b 1，b 2，b 3，b 4，b 5，b 6，b 7}={0，0.025，0.098，0.722，0.830，0.218，0.016}
从上式可看出：b j = b 5= b max =0.830。这就是说综合考虑4个因素及其权重之后，得出的综合隶属度中以b 5=0.830为最大，即隶属于评价集的第5个等级的模糊语言量词“较大”的程度最大．因而评估事故发生的可能性为“较大”。
5)危害后果的模糊综台评估
风险是由两部分组成的，除了按上述方法求得事故发生可能性大小之外，还必须要分析事故出现以后造成的危害损失的大小。举例来说，尽管求得的事故发生的可能性“较大”，但若事故发生后的后果损失很小，则风险并不一定大。对危害后果的评估，因其具有模糊性，故仍用模糊综合评判法。
(1)建立影响后果的因素集。对于油气长输管线来说，事故的后果就是输送介质的泄漏，伴随着泄漏引起了爆炸、火灾、剧毒，从而造成附近人员的伤亡以及财产的损失和对环境的污染。显然，影响后果严重程度的主要因素是：介质的危险性(u 1)、介质的泄漏量(u 2)、附近人口状况(u 3)，即因索集U 应为
U={ u 1，u 2，u 3}={介质危险性，介质泄漏量，附近人口状况} (2)单个因素模糊综合评判。
①介质的危险性：它分为当前危险与长期危险两方面，前者指突然发生的火灾、爆炸、剧毒等．后者指持续较长时间的有毒物的污染、扩散等。对于当前危险，应根据介质的可燃性、活化性及含毒性等三个方面进行模糊综合评估；对于长期危险也应按照介质的含毒性、活化性来考虑。
②介质的泄漏量。首先应区分介质为气体或是液体，若为气体则应依l0min 的泄漏量大小来模糊综合评判；若为液体，则除考虑泄漏量之外，还应考虑土壤的渗透率，因为土壤的渗透率越高，危险性越大，后果越严重。
③附近人口状况：前面已经介绍过，可参照美国DOT 的地区分类法，根据附近人口户数
的多少情况来进行模糊综合评判。
(3)后果危害模糊综合评判。将上述三方面因素的单独评判结果，以模糊语言量词来表达；将后果危害的程度也划分成以模糊语言量词表达的7个等级，再根据3个影响因素的评语量词的隶属函数，给出分属后果7个等级的隶属度，并给出3个因素的加权系数(例如介质危险性w 1=0.7，介质泄漏量w 2=0.15，附近人口状况w 3=0.15)，从而求得综台隶属度，按照最大隶属度原则，得出后果危害程度的模糊语言量词评语。
这样，对风险评估，不仅得到了对事故发生可能性的评语；而且还得了后果危害的评语。
二、管线系统的风险优化分析
上述对管线系统的风险评估只是相对风险状况．而且是以模糊语言量词表达的。若根据风险评估结果，针对其中影响事故发生的一些可变动因素，采取措施，减小风险，从而得到最佳的对策，则称这种分析为风险优化分析。其步骤如下。 1分析可变动与不可变动因素
根据油气长输管线的影响事故发生与后果危害的主要因素，可对其划分成可变与不可变因素两类，其中可变因素如下：
(1)腐蚀方面。可变动因素包括有： ①内保护层及其相关措施(x 1)；
②管线外层阴极防护及其相关措施(x 2)； (2)第三方破坏。可变动因素含： ①公众教育(x 3)； ②路线状况(x 4)； ③巡线频率(x 5)；
(3)设计方面。可变因素有： ①疲劳因素(x 6)； ②水击可能性(x 7)； ③水压试验状况(x 8)； (4)操作方面。可变因素包括： ①设计误操作因素(x 9)； ②施工误操作因素(x 10)； ③运营误操作因素(x 11)； ④维护误操作因素(x 12)； 2．建立风险优化分析数学模型 数学模型包括：
(1)设计变量。设以x 表示设计向量，则
X
＝{ x 1，x 2，x 3，x 4，x 5，x 6，x 7，x 8，x 9，x 10，x 11，x 12}
(2)目标函数。设以R ’s 。代表管线系统的风险，并以风险相对来说最小，作为目标，目标函数应为
R ’s ＝f(x )→min
(3)约束函数。例如以经济使用寿命T e 及操作压力p 和投资费用C 三者作为约束条件，则约束函数可写成为
)(x T e
≥d T )(x p
≥d p )(x C
≤d C
上式中，T d 与p d 及C d 分别为要求的使用寿命、操作压力及投资费用。显然，它们是不等式约束条件。
归结上述，若将诸变动因素均看成模糊变量~
X
，而且将要求的使用寿命和操作压力也都
看成是浮动在其上、下限之间的模糊参数d T ~
及d P ~
，则即可将油气管线系统模糊风险优化分析
的数学模型写成为
Min= R ’s =f(~
x
)
s.t. T e (~
x
)[]=∈U
d L d T T ,d P ~
p(~
x
)[]=∈U
d L d p p ,d P ~
C(~
x
)[]=∈U
d L d C C ,d C ~
自上式可看出，油气长输管线系统的模糊风险优化分析的数学模型是一个多模糊变量的目
标函数和多模糊参数不等式的约束函数的数学模型。模型中，L d T ，U d T 和L d p ，U d p 及L d C ，U
d
C 分别代表要求的使用寿命T d 及要求操作压力p d 加和投资费用C d 的下限和上限值。
3模糊风险优化分析数学模型求解
关于模糊优化的数学模型的求解问题，在本书前面本章第三节有关管线系统经济寿命的模糊优化分析问题的求解时，已做过详细介绍，这里不再重复。只要先将模糊集合，通过a －截集法，确定合理的阈值，转变成为普通集合；然后，再按照多目标、不等式约束、非线性数学规划的理论，进行多目标的单目标化、多约束的无约束化、多维数的降维数化，采用逐点搜索的内点寻优的直接法，应用SUMT 计算程序计算，即可得解。
这里，还应指出的是：所谓风险最小，不是绝对的，而是相对的，也就是不能绝对说风险越小越好，一般的做法是限定在一个可以接受的水平上。所谓风险优化分析，就是通过研究影响风险的各个可变因素，找出满足管线寿命及压力要求，符合合理投资可能的、可接受的风险水平的方案的分析方法。还要指出：虽然危险是无法改变的，客观存在，但是，风险却在很大
程度上，可以依人们意志而改变，风险优化分析的目的就是要通过人们的主观努力，采取：正确选材、严格制管、精心施工和增加对泄漏的检查和频率等一系列措施，使风险保持在一个合理水平上，而付出的投资费用又是最合理的、最经济的。
三、管线系统的风险管理
所谓风险管理是指在油气长输管线的设计、施工、运营及维护各个环节中，为了预防事故的发生及降低风险的水平，而进行的计划、协调、控制、监督和组织工作。它应该包括有：风险的评估、风险的控制和风险的检测等三个组成部分，下面即围绕这三个组成部分，
做些介绍。
1.风险的评估
给出了风险管理的组成的主要环节，风险的评估是风险管理的首要环节，也可以说，它是风险管理的基础。只有进行了风险的分析与评估．才有可能去研究风险的控制以及为达到对风险的控制而实施的风险检测与风险管理的功能监测。风险的评估包括有：对风险来源的识别与分析以及对风险的大小的评估等，关于这些问题，本节前面已做了详细介绍，这里不再重述。
2.风险的控制’
1)风险控制的目的
风险控制的目的主要有两个：
(1)防止事故的发生；
(2)降低系统的风险。
2)风险控制的防止事故发生的措施
其措施主要有：
(1)含缺陷管线的“合于使用”原则实施的完善。“合于使用”(Fit for purpose)原则，又称为适用性。它是指含缺陷的管线可以允许在存在缺陷(裂纹)的情况下。继续工作一段时间。但是．这是有条件的，即继续工作的时间，不能超过缺陷发展到将造成管线失效的临界值时。目前已在管线系统中施行“合于使用”原则，但仍存在不完善之处．有待进一步改进。关于这个问题，已在本章第一、二、三节中．有所论述，不再详述。
(2)长输管线系统中视情维修技术的推行。视情维修属于不定期的根据需要的合理维修，它实际上是为了保持管线系统完整性，在风险评估的基础上，根据风险优化分析，合理排出维修管段的顺序，并做出最佳修理决策的问题。关于这些问题．本书已在经济寿命的评估以及模糊风险优化等方面做过介绍，这里也不再做重复介绍。
3)风险控制的降低系统风险的措施
风险的降低措施或称降低风险策略，它主要包括有下列措施：
(1)加强风险的法规的建设与执行。有关风险的法规、规范非常重要，它的健全、完善与否，以及执行的力度如何，对风险的高低有直接关系。风险的法规中，应明确规定要进行风险评估；而且还要规定出风险应降低到的一个指定水平；还要写明法规允许采用的从所处环境出发因地
制宜的实施办法。例如，美国正在油气管线的风险管理中，推行一种叫做基于概率的功能标准的风险法规，它规定必须要用概率法对风险进行定量风险评估，它强调要将风险与社会后果联系起来，还严格限定管线系统每年每千公里的死亡率要小于0.001％等，显然，这种风险法规标准的严格执行，必然会对控制油气长输管线系统的风险降低，起重要约束作用。
(2)加强基于风险的检测技术实施。基于风险的检测技术RBI（Risk-based Inspection）是1995年由美国API组织开发的，目前已形成．API RP 580标准，使其将服役管线的检测标准与正在拟订的API“合于使用”原则评估法(API RP 579)之间，建立联系。RBI技术是以风险评估为基础，对检测的管段和装备的程序，进行优化安排和管理的一种技术方法。它的目的是通过优化得出的最佳检测程序和检测水平，来实现降低风险的要求。具体地来说，可概括为下列几项内容：
①调查管线系统中运行的装备或管段，识别出具有高风险的管段部位或装备所在。
②对管线系统各个管段及装备，进行风险评估。
③根据风险评估结果，对管线系统的各个管段及装备，进行排序。从充分降低风险及适当增加检测活动的水平及频率(概率)两个方面考虑，得出优化的最佳检测程序。
④设计适当的检测程序以降低管线系统的总的风险，并节约财力、人力，将检测和维修的主要精力用于高风险的管段及装备上。
⑤基于检测，提出加强风险控制、改进风险管理的措施。
3.风险的检测
管线系统缺陷的检测与评估是管线系统完整性评估的重要内容之一，同时，管线系统的检测程序的优化安排又是风险管理中降低总风险、节约资源的重要措施。因此，对于管线系统的风险问题，不仅需要研究风险评估、风险控制，而且还需要研究风险检测。下面以RBI为主，介绍有关风险检测的问题。
1)合理选择检测方法问题
评估服役管线的缺陷，必须采用有效的检测方法与工具。这就需要针对不同的缺陷的特点，合理地选择不同的检测方法与工具。目前从国内外已报导的智能检测器工作原理来看，有超声波法、漏测法、电位法、涡流法、脉冲法等多种，这在本书第二章已做过详细介绍，这里。不再重复。但应该指出，目前使用最广泛的智能检测器，还是基于超声和漏磁两种方法，它已被定型为国外一些有关长输管线的大公司在世界范围内维护管线的重要手段。为了便于合理选择，今将常用的超声检测与漏磁检测方法的比较给出，下表。
超声检测与漏磁检测的比较
②超声检测环境需要单一液体；
③T为管壁厚度．
④限于高性能漏磁检测器；
⑥如果蜡质层很厚；
⑦如焊瘤等；
⑧需要改进检测器。
2)正确制订检测方案问题
关于检测方案的内容等细节，已在本书第二章做过介绍，这里，不再重述。这里，只提出所谓“依次优先检测法”。为了正确地制订检测方案，首先要解决在整个管线系统中，各个管段的检测的排序先后问题．这就需要采用“依次优先检测法”。这种方法是根据管线系统风险评估的结果，依各个管段的风险的高低，自风险高的至风险低的依次排出顺序，然后，检测即按照这个顺序进行，优先从风险高的管段开始。显然，这样做，符合经济原则，是正确的检测方案。
3)采用合理检测标准问题
检测标准是进行管线系统检测的基础，标准的有无，关系到检测的准绳问题，标准的宽严涉及到经济及实用问题。因此，制订与执行合理的检测标准，已成为国内外长输管线部门及公司非常重视的问题。各国的油气长输管线所处地理环境及运行条件等不尽相同，国内检测标准还不能简单地照搬国外的标准，应该根据我国的不同地区、不同类型管线的特点，借鉴国外标准中的先进优点，采用合理的检测标准。为了便于相互借鉴，今将国外及我国已有的管线检测标准，简介如下：
(1)我国：目前已有的管线的检测标准有：
①1990石油天然气管道局的企业标准Q／GDST 0023—90《管道干线腐蚀调查技术》；
②1994年制订的石油行业标准SY/T 0078—93《钢质管道内腐蚀控制标准》；
③1995年石油行业标准SY/T 0087—95《钢质管道及储罐腐蚀与防护调查方法标准》；
④1996年制订的石油行业标准SY/T 6151—1995《钢质管道管体腐蚀损伤评价方法》；
⑤1996年制订的石油行业标准SY/T 6186—1996《石油天然气管道安全规程》，该标准是至今我国制定的最新的、最全面的法规。法规中规定了管线外部检查每年至少一次，全面检查每5年1次等要求，但对于采用智能检测器定期进行管线内检测以及管线的底线检测等没有明
确规定；对于管线的腐蚀检测标准尚不够完善；对于利用智能检测器的检测结果进行管线的剩余强度评估及可靠性评估，也未列入。总之，我国已有安全规程是很好的，但建议吸取国外先进经验，对上述不足之处做进一步完善。
(2)美国：目前有关管线的检测标准有：
①1991年制定的《美国联邦管道安全法规》，其中要求要用智能检测器进行在线检测。
②1992年颁布的国家标准《ASME压力管道规范B31》，其中规定了有关腐蚀控制的标准。
③1993年颁布的美国石油学会《API管道检测规范(一版)》，其中，规定了较详细检测标准。
(3)加拿大：它们制订了《加拿大埃尔伯塔省管道条例》，其中，规定每年一次外腐蚀检测，定期进行内腐蚀检测，检测结果至少保留6a。
(4)美国：英国天然气公司(BG)规定管线内检测周期为2～10a，所有管线均应进行底线检测。
(5)俄罗斯：制订了对管线缺陷检测的标准，例如若h≤0.1t (h为深度，t为壁厚)，则管线不需修理；若0.1t 总之，我国应因地制宜、博采众长，制订与完善管线的合理的检测标准。 4)充分利用检测结果 管线检测是管线系统的安全性与完整性评估的基础和前提，因此，充分利用检测的结果，为管线系统的安全性与完整性评估，提供依据是很重要的。例如可充分利用管线腐蚀区的缺陷测量数据及管材的力学试验数据，对管线的剩余强度进行评估；充分利用检测取得的裂纹缺陷尺寸及裂纹超越数等数据，进行管线经济寿命的评估。总之，检测结果来之不易，必须充分发挥它的作用，为管线的完整性、安全性评估做贡献。 4风险管理的功能监测 风险管理的功能监测是属于一种风险管理体系，它一方面能够向上级管理部门报告风险管理的计划及提高管线安全性，降低管线系统风险的措施，以及它们的执行情况；另一方面又根据计划与措施执行情况，及时将成功的计划、措施反馈回风险管理体系中，可为风险优化分析提供依据，从而进一步制订出最佳风险计划方案。目前，这种风险功能监测系统尚处于研制与发展阶段，只有美国运输部初步建立，一个以4年为周期的风险管理功能监测框架。还有英国天然气公司(BG)开发出一个用于管线系统风险评估与风险控制和可靠性评估的风险管理的商品化软件：New Pipe V ision 4。另外，美国休斯顿的Fluor Daniel Williams Bros公司开发出的服役管线的风险评估及风险管理的软件，已被应用于得克萨斯的通用燃料公司的管线上10年，取得了降低风险的效益。总之，这些国外先进经验，均会对我国自己的风险管理的功能监测系统的建立，起到借鉴作用。 内部编号：AN-QP-HT992 版本/ 修改状态：01 / 00 When Carrying Out Various Production T asks, We Should Constantly Improve Product Quality, Ensure Safe Production, Conduct Economic Accounting At The Same Time, And Win More Business Opportunities By Reducing Product Cost, So As T o Realize The Overall Management Of Safe Production. 编辑：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 油气长输管道占压管理工作通用范本 油气长输管道占压管理工作通用范本 使用指引：本安全管理文件可用于贯彻执行各项生产任务时，不断提高产品质量，保证安全生产，同时进行经济核算，通过降低产品成本来赢得更多商业机会，最终实现对安全生产工作全面管理。资料下载后可以进行自定义修改，可按照所需进行删减和使用。 《中华人民共和国石油天然气管道保护法》（以下简称管道保护法）已于20xx年10月1日起正式施行，该法明确界定了各类危害管道安全的行为，管道保护法的颁布实施为管道管理和保护工作提供了法律依据。但在管道管理实践中，管道企业所遇到的问题复杂多样，难以靠一部法律在有限的篇幅内全面解决。为妥善处理油气长输管道线路中心线两侧各五米地域范围内管道占压等相关事宜，依照管道保护法有关规定，结合各管道企业多年来管道管理实践，在确保管道安全的同时，兼顾管道沿线各相关方利益，现对管道建设和运行 ( 安全论文 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 长输油气管道安全运行管理浅 析(2020年) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times. 长输油气管道安全运行管理浅析(2020年) 摘要：随着经济的持续快速发展和能源市场需求的显著增长，我国油气管道建设增速迅猛。如何保障动辄穿越几千公里，蔓延中国大地的长输油气管道的安全，已成为越来越突出的问题。本文就如何加强长输油气管道安全运行管理进行了深入的探讨。 关键词：长输油气管道；安全运行；管理 1．引言 在工业现代化发展的今天。人们对石油、天然气及其产品的需求日益增多，而油、气产地与消费中心位置的不一致性，常常需要采用长距离的管道运输。从偏僻的矿区到繁华的都市；油、气管道翻山越岭、穿树跨谷，敷设在变化十分复杂的环境中，遁受着各种腐蚀介质的侵袭，一旦发生危险，那么后果不堪设想。因此，加强长输油气管道安全运行管理极为重要，本文就此进行探讨。 2．长输油气管道安全运行管理的必要性 随着中国国民经济的持续快速发展和能源市场需求的显著增长，我国油气管道建设增速迅猛。自1959年中国第一条长输油气管道--新疆克拉玛依油田至独山子炼油厂原油外输管道投产以来，50年间中国长距离输油输气管道建设取得了长足进展。截至2009年，中国国内已建油气管道的总长度达6万千米，其中原油管道1.7万公里，成品油1.4万公里，天然气3.1万公里，并初步形成了跨区域的油气管网供应格局。 长输油气管道作为国家重要的基础设施和公用设施，关系到国家能源安全和社会稳定。目前中国油气管道建设已进入第四个高峰期。而油气管道具有易燃、易爆和毒性等特点，管道的安全运行非常重要。油气管道长期服役后，会因外部干扰、腐蚀、管材和施工质量等原因发生失效事故，导致火灾、爆炸、中毒事件的发生，造成重大经济损失、人员伤亡和环境污染。 我国不少管线已运行多年，特别是集输管线时间更长一些，在用管道中有约60％服役时间超过20年，东部管网服役运行已30多 中国石油天然气股份有限公司 输气管道完整性管理体系 （第七分册） 管道地质灾害识别与评估技术 xxxx-xx-xx发布xxxx-xx-xx施行中国石油天然气股份有限公司 天然气与管道分公司 前言 《输气管道完整性管理体系》适用于中国石油天然气股份有限公司输气管道运营过程中的完整性管理。 石油天然气的管道运输是我国五大运输产业之一，对我国国民经济起着非常重要的作用，被誉为国民经济的动脉，随着国民经济的发展，国家对长输管道的依赖性逐渐提高，而管道对经济、环境和社会稳定的敏感度也越来越高，油气管道的安全问题已经是社会公众、政府和企业关注的焦点，政府对管道的监管力度也逐渐加大，因此对管道的运营者来说，管道的运行管理的核心是“安全和经济”。 由于当前中国石油所管理的油气管道多为上世纪70年代所建设和近年来新建管道，对老管道随着运行时间延长，管道事故时有发生，如何解决油气管道运行安全问题是当前解决老油气管道运行的首要问题。对新建管道，由于输送压力高，事故后果影响严重，如何保证管道在投入运行前期的事故多发期的运行安全，降低成本也是当前新建管道所面临的主要问题。 世界各国都在探索管道安全管理的模式，最终得出一致结论：管道完整性管理是最好的方式，近几年，管道完整性评价与完整性管理逐渐成为世界各大管道公司普遍采取的一项重要管理内容。管道的完整性评价与完整性管理是指管道公司通过对天然气管道运营中面临的安全因素的识别和评价，制定相应的安全风险控制对策，不断改善识别到的不利影响因素，从而将管道运营的安全风险水平控制在合理的、可接受的范围内，达到减少管道事故发生、经济合理地保证管道安全运行管理技术的目的。完整性评价与完整性管理的实质是，评价不断变化的管道系统的安全风险因素，并对相应的安全维护活动作出调整。世界各大管道公司采取的技术管理内容包括：管道风险管理，地质灾害与风险评估技术管理，管道安全运行的状态监测管理（腐蚀探头监测、管道气体泄露监测、超声探伤监测、气体成分监测、壁厚测量监测、粉尘组分监测、腐蚀性监测等），管道状况检测管理（智能内检测、防腐层检测，土壤腐蚀性检测等），结构损伤评估管理，土工与结构评估技术管理，腐蚀缺陷分析和评定技术管理，先进的管道维护技术管理等。 国外油气管道安全评价与完整性管理始于20世纪70年代的美国，至90年代初期，美国的许多油气管道都已应用了完整性评价与完整性管理技术来指导管道的维护工作。随后加拿大、墨西哥等国家也先后于90年代加入了管道风险管理技术的开发和应用行 油气长输管道风险分析及管道保护 目前我国油气长输管道在施工的过程中，都存在施工线路长、工期长、工程量大以及地质条件复杂的问题，这给施工人员带来了施工难度的同时，也增加了油气长输管道工程的施工风险。因此，做好油气长输管道工程施工风险管理显得尤为重要。文章就当前油气长输管道的组成和施工特点进行了分析，并探讨了油气长输管道工程的施工风险管理。 标签：油气长输管道；风险；防控措施 0 前言 长输管道系统是一个复杂的系统工程，涉及上游的气田、输气站场、管道、储气库和下游的各个用户。任何一处出现问题都将影响整个系统的运行，特别是一旦出现事故不能向下游正常供气时，将影响到千家万户的正常生活。再加上油气的易燃易爆及其毒性等特点，一旦管道系统发生事故，将很容易产生重大火灾事故甚至是爆炸、中毒、污染环境、人员伤亡等恶性后果，尤其是在人口稠密的地区，往往会造成严重的人员伤亡及重大经济损失，在某种程度上增加了城市的不安全因素。所以，为了使油气真正造福于民，造福于社会，长输管道的安全设计及安全运行是十分重要的。 1 油气长输管道施工概述 1.1 油气长输管道的构成要素 油气长输管道由输气站站场和线路两部分构成。输油长输管道站场包括输油首站、中间热站、泵站、热泵站、阀室、末站（通常为转运油库或企业附属油库）。输油首站的主要是由油罐区、输油泵房、油品计量装置、加热系统组成。输气长输管道工艺站场包括首站压气站、中间压气站、支线配气站、阀室、终点配气站。输气站又称为压气站，任务是进行气体的调压、计量、净化、加压和冷却，车间和压气机是其核心设备。油气长输管道除了管道本身、站场外，还有线路上各种障碍（水域、铁路、地质障碍等）的穿跨越段、阴极保护设施、通信、自动监控、道路、水电供应、线路维修和其他一些辅助设施和建筑。 1.2 油气长输管道施工的特点 油气长输管道施工的特点有三个：一是施工地理环境方面存在的复杂性：由于我国幅员辽阔，油气长输管道途经的里程数较长，地质状况也较为复杂，而且地貌比较多样化，这在一定程度上给施工的难度增加了很多的不确定性。二是油气长输管道施工所经之处，涉及村庄乡镇多，与地方政府协调量大，沿途百姓阻挠多。三是在油气长输管道施工的过程中，所要涉及的点很多，而且管道线路较长，所需要的人力资源和机械设备也相对来说要多一点。这些特点决定了长输管道较其他工程施工要應对更多更复杂的风险。 ****区油气长输管道及城区燃气行业安全运营专项整治行动实施方案 为贯彻落实中省市关于加强油气长输管道安全运营监管的指示精神，深刻吸取“11.22”青岛输油管道爆炸事故教训，认真查找途经我区油气长输管道存在的安全隐患，保障运营安全，按照《国务院安委关于开展油气输送管线等安全专项排查整治的紧急通知》、《住房城乡建设部办公厅关于开展油气输送管线等安全专项排查整治的紧急通知》、《省人民政府办公厅关于印发湖北省石油天然气和危险化学品输送管道及有关生产经营企业安全专项整治方案的通知》的要求，依据《中华人民共和国石油天然气管道法》、《住房城乡建设部办公厅关于开展油气输送管线等安全专项排查整治的紧急通知》等法规标准，经区政府研究决定，从现在起利用一年的时间在全区范围内，广泛开展油气长输管道及燃气行业安全运营专项整治行动。实施方案如下： 一、指导思想和目的 以习近平总书记、李克强总理和省市主要领导关于“11.22”青岛原油管道爆炸事故后所作出的重要指示为指导，坚持安全第一、预防为主、分级管理、各负其责、专业维护和社会保护的原则，按照“全覆盖、零容忍、严执法、重实效”的总体要求，大力宣传法律法规，全面排查安全隐患，彻底整治棘手问题，构建安全生产长效机制，防止重特 大事故发生，确保人民生命财产安全和社会稳定。 二、整治范围和治理重点 （一）油气长输管道整治范围： 1、中石化“川气东送”天然气管道，境内干线总长度28.9公里，起点位于李埠镇万城村（沮漳河东岸），管道桩号：EJZ001；终点位于郢城镇黄山村（太湖港西岸），管道桩号：EJZ041。途经李埠镇、太湖管理区、八岭山镇、纪南镇、郢城镇5个乡镇。 2、中石油“忠--武”天然气管道，境内干线总长度29.3公里，起点位于李埠镇万城村，桩号：ZWCS532；终点位于郢城镇黄山村，桩号：ZWCS563。途经李埠镇、太湖管理区、八岭山镇、纪南镇、郢城镇5个乡镇。 3 、中石油“忠—武”天然气管道荆襄支线，总长度11公里，起点位于纪南镇拍马村，桩号：JXCS000；终点位于荆门市纪山镇砖桥村，桩号：JXCS014。 4、中石化****至荆门成品油管道，全长14公里，起点位于纪南镇江店村，终点位于郢城镇岳山村，途经纪南、郢城2个镇。 检查整治内容： 地方政府和油气管道企业宣传贯彻《中华人民共和国石油天然气管道保护法》情况；管道企业落实管道保护工作制度规定情况；摸清管道沿线安全隐患情况，检查区域内管道沿线有无占压现象；协调解决管道企业自身无法解决的问题。 油气管道完整性评价管理规定 1 目的 为了加强管道完整性评价管理工作，使管道完整性评价工作更加标准化、规范化，保证管道的安全性和完整性，制定本规定。 2 范围 本规定适用于公司及所属各单位管道完整性评价的管理。 3 术语和定义 3.1 内检测评价法 本规定所称内检测评价法内检测评价法是指采用管道内检测技术进行管道评价，通过内检测器在管道中通过而对管道本体内部和外部的腐蚀或损伤情况进行检测，查出管道本体可能存在的缺陷或安全隐患，建立管道完整的基础数据库，评价管道完整性的状况，并对管道的安全运行与维护提出建议。 3.2 外检测评价法 本规定所称外检测评价法是指利用外检测设备检测管道外防腐涂层缺陷，通过检测数据判断阴极保护的有效性，通过现场开挖直接检查方法判断管道外壁腐蚀情况并开展强度校核。通过该方法可为管道运营者提供管道外防腐层性能综合评价及修复建议，评价管道阴极保护有效性及阴极保护系统整改及交直流干扰管道保护方案建议等，提高埋地管道外腐蚀控制管理水平。 3.3 超声导波检测评价法 本规定所称超声导波检测评价法是指利用超声导波检测技术对站内埋地管道及线路局部特殊部位进行管道本体内、外腐蚀等缺陷检测评价，并进行现场直接开挖检查验证。 4 职责 4.1 管道处 4.1.1是管道完整性评价的归口管理部门； 4.1.2 负责制定公司管道完整性评价管理方面的计划、方案； 4.1.3 负责组织实施并监督、审核完整性评价工作的执行情况和质量; 4.1.4 负责提出管道完整性评价公司准入要求，并对委托服务单位进行考察、评价工作； 4.1.5 负责审批管道完整性评价项目、审核评价结果； 4.1.6 负责组织验收管道完整性评价项目。 4.2 规划计划处负责根据公司年度评价计划编制投资费用计划。 4.3 所属各单位 4.3.1 负责完整性评价工作的具体组织实施工作； 4.3.2 按计划向完整性评价方提供管道完整性评价所需要的管道数据和信息。 5 管理内容 5.1 管道完整性评价计划 5.1.1 完整性评价内容 5.1.1.1 对管道设备进行检测，评价检测结果。 5.1.1.2 评价故障类型及严重程度，分析确定管道的承载能力，即管道允许的最大操作压力。 5.1.1.3 根据缺陷的性质和严重程度，评价该管道能否继续使用及如何使用（例如能否降压使用，即降压使用后的剩余寿命有多长）并确定再次评价的周期。 长输管道安全培训 交底内容： 1、各工种操作职责 1.1 起重工 1.1.1操作职责 a 工作前要认真检查，并维护好工具设备，不合格的起重工具设备，严禁使用。 报起重前要认真计算工作物的重量，严禁超负荷使用起重设备，工具和绳索。如因工作物形状复杂不易计算时，要多留安全系数，在确保安全的情况下，才能起吊。用于吊装、承重的钢丝绳的连接必须使用卡扣、锁扣连接，不得使用叉接方式。 c 各种吊机在工作中必须有专人指挥，明确规定，并熟悉指挥信号，严禁多人指挥和无人指挥。 d 起吊中，工作物上、吊臂下，不许站人，也不许有人通过或停留。 e 起吊前，必须检查周围环境，如有障碍物要及时清除；如有输电线路要设法躲开，按规定保持安全距离后，方准起吊。 f 起重用的各种绳索，必须栓在可靠而又无棱角的物体上，不准栓在电杆上或其它危险设备上，被吊运、拖运的工作特殊，要栓绑牢靠，拖运中绳索两侧及滑轮处不许站人，使用拖拉机拖运工作物时，所用绳索应切实保证安全。 g 起重工在工作中要和吊车司机、管工、电气焊等工种联系配合好，以防万一。 1.1.2 注意事项 a. 管道施工作业防止塌方,下沟作业前检查沟壁有无松垮现象，吊具的挂钩、钢丝绳、基脚情况是否良好，确认安全和管沟上有HSE检查员监护下才能作业； b. 阀室安装作业防止高空坠落、坠物伤害，穿戴保险带、安全帽、登高鞋，工具、工件放在稳妥的地方，禁止上下抛掷工具； c 吊装作业前熟悉吊装方案，仔细检查、核对钢丝绳、吊带等吊具的承载能力和安全性能，在吊装作业范围内设安全监督岗，划定警戒线，确保吊装安全。 1.2管工 1.2.1操作职责 a 用砂轮机修口时，操作者一定要戴防护面罩，并注意砂轮切线方向不得有人。 b 对口用吊带经过检验，确认能满足负荷要求。 c 对口时要有专人统一指挥，人员不准站在管口对面，严禁用手扶管口。 d 采用外卡具对口时，要握紧转轴半圈，以防松脱伤人。 e 对口中管口错边较大需用大锤修正时，要注意锤击方向前后不得有人和障碍物。 f 用内对口器对口时，对口器前行管的出口端严禁站人。 g 用四木搭对口时，脚架支腿不准有变形，脚板必须垫实，脚架张开角度要适宜。 h 完成后要将管材落稳。 i 沟下作业时应每隔8m配备梯子或沟下作业点应配备梯子。梯子的高度应超出沟沿1m，当沟深超出规范要求或有塌方危险时应加防护板等防护措施。 1.2.2注意事项 a 沟下作业前先检查沟壁以及管沟上管段的安全情况,及时消除不安全因素和有专人监护 的情况下才能下沟作业。 b 工具装在工具袋内，禁止上下抛掷，以免造成坠物伤害。 c 与焊工配合工作时，戴好护目镜，脸转向一边，防止弧光伤害。1.3电焊工 1.3.1操作职责 a 从事电焊作业的人员必须经专门培训，取得地方劳动部门颁发的电焊操作证，并持证上岗。 b 进入施工现场必须佩戴齐劳动防护用品，带胸卡。操作手、电焊工等特殊工种离开. 要严格遵守电气安全技术规程。除电焊机二次开关以下的电气线路外,其它电气线路电焊工不许作业。 c 应设置关闭焊接设备的开关，靠近焊接设备的附近。 第37卷第3期2016年05月 技术与创新管理 TECHNOLOGY AND INNOVATION MANAGEMENT Vol．37No.3 May.2016 DOI：10．14090/j．cnki．jscx．2016．0317 【管理科学】 油气长输管道隐患治理存在问题及对策研究 霍登财1，2，田水承1，高鹏艳3 （1．西安科技大学能源学院，陕西西安710054；2．铜川市安监支队，陕西铜川727031； 3．铜川市安全协会，陕西铜川727031） 摘要：针对当前油气管道隐患治理中存在的责任不落实、资金不到位、治理难度大、时间长等问题，文章系统分析了隐患治理中存在的监管、权益、责任落实、经济投入等根本性问题，提出从明确责任、强化监管，加大投入入手，推进当前隐患治理工作，从而理顺监管体制、完善法规标准等，促进石油天然气长输管道安全监管长效机制的建立。 关键词：石油天然气；长输管道；隐患治理 中图分类号：TE88文献标识码：A文章编号：1672－7312（2016）03－0323－05 Ｒesearch on the Problems and Countermeasures of Long Distance Oil and Gas PipelineＲisk Management HUO Deng-cai1，2，TIAN Shui-cheng1，GAO Peng-yan3 （1．College of Energy Science and Engineering，Xi’an University of Science and Technology，Xi’an710054，China； 2．Tongchuan City Administration of Production Safety Supervision and Management Bureau，Tongchuan727031，China； 3．Tongchuan City Security Association，Tongchuan727031，China） Abstract：Aiming at such current existing problems in the oil and gas pipeline risk management as responsibilities，insuffi-cient funds and long time duration，the paper systematically analyzed such fundamental issues in risk management as regula-tion，rights and interests，irresponsibility，economic investment etc．，and put forward some countermeasures：making responsi-bility clear，strengthening supervision and increasing investment so as to promote the risk management work，rationalize the regulatory system and mechanism，and improve the standards，aiming to promote the establishment of petroleum and natural gas long-distance pipeline safety supervision of long-term mechanism． Key words：petroleum and natural gas；pipeline；risk management 0引言 油气管道具有运量大、成本低、可连续等优点成为石油天然气的主要运输方式［1］，目前我国陆上石油天然气管道总里程近12万km［2］，随着长输管道里程的不断延伸，其事故也不断发生，特别是2013年“11·22”中石化东黄输油管道泄漏爆炸特别重大事故的发生进一步给油气管道安全工作敲响了警钟，经过集中排查，各类油气管道占压，安全距离不足、穿越人口密集区等隐患逐渐显现，同时因隐患涉及单位利益冲突大、管道单位主体责任不落实、政府监管机制不顺畅等原因导致的隐患治理难度大、进度慢等问题凸显。针对油气长输管道隐患治理存在问题进行探讨研究，对促进油气管道隐患治理有重要的现实意义。 *收稿日期：2016－02－12 作者简介：霍登财（1986－），男，陕西子洲人，在读硕士，主要从事安全生产监管工作． 浅谈油气长输管道施工中的应急管理要点 发表时间：2019-12-31T14:11:29.983Z 来源：《防护工程》2019年17期作者：张晓丽[导读] 制定整改措施，并应跟踪督查整改情况。并根据应急演练评估报告对相关应急预案的改进建议，由编制部门按程序对预案进行修改完善。 中石化石油工程建设有限公司 摘要：分析长输管道施工中的风险及可能造成的事故，结合施工单位特点，提出相应的应急管理要点，以加强应急管理，提高对突发事故的应急反应、现场处置和应急救援速度，增强综合处置突发事故的能力。关键词：长输管道；风险识别；应急管理；演练油气管道是石油、石化企业的主要生产工艺设施，其输送的介质是易燃、易爆物质。长距离输油输气工程往往具有工期紧、质量要求高、管道施工的条件复杂、作业环境恶劣、高风险作业多的特点，易发生各类安全生产事故，因此要在长输管道建设过程中,加强安全环保风险识别意识,根据风险识别及评估及控制措施，加强应急管理，提高对突发事故的应急反应、现场处置和应急救援速度，增强综合处置突发事故的能力，有效地开展自救和互救，预防和控制次生灾害的发生，最大限度地减少事故造成或可能造成的人员伤害、财产损失、环境破坏和社会影响。 1长输管道施工风险识别 图1 长输管道施工工艺流程 对以上施工工艺流程采用JSA分析方法得出可能发生以下几类风险度较高的事故：1.1触电。在运布管环节吊杆刮碰输电线路触电伤人、使用焊接设备时“一机一闸一保护”落实不到位，电源线直接敷设在金属构件上；开关箱箱体内没有设置保护接地和工作接地端子排，箱体与箱门跨接线没有与PE端子排做电气连接；过路电缆无保护措施；焊接设备电源线、二次线接线不规范，用电设备接地不规范；对停用的开关箱未及时断电、上锁等均有可能造成触电事故。 1.2起重伤害。未按要求编制吊装方案，在运布管等吊装作业中吊物坠落、超重、碰撞造成人员伤害、设备损坏，起吊前未进行试吊，吊物超载，吊物捆绑不牢、吊索超过安全符合等均有可能造成起重伤害事故。 1.3火灾爆炸。动火作业长期服役的管道由于腐蚀穿孔、设备的更新和管网的调整或其他因素，往往需要对停输或不停输状态下的输送管道实施动火作业，若动火措施不当，会引发各种火灾爆炸事故，造成人员伤亡和经济损失。 1.4坍塌。不按技术要求放坡，进入坑洞、管沟作业未落实防坍塌措施，未按技术要求顶管均有可能造成坍塌事故。在发生这些事故时，提高对突发事故的应急反应、现场处置和应急救援速度，增强综合处置突发事故的能力，有效地开展自救和互救，预防和控制次生灾害的发生，可以最大程度地减少事故造成或可能造成的人身伤害、财产损失、环境破坏以及社会影响。2应急管理要点 2.1建立完善的应急管理体系 建立完善的应急管理组织体系，健全应急管理制度和组织机构、职责，层层落实应急管理责任。设立应急管理办公室，做为统筹应急管理工作的组织机构，各科室（部门）明确专（兼）职应急管理人员，履行信息汇总、值守应急、综合协调等职能，在应急管理工作中各司其职，发挥运转枢纽作用。加快突发事件信息报告、预测预警、应急响应、应急处置及调查评估等机制建设。建立各类风险识别、评估、分级等管理制度，落实风险防范和控制措施，对风险实行动态管理和监控，重大风险隐患要进行实时监控。 2.2制定完善的应急预案 合理、有效的应急预案可以提高事故中处理工作的效率，减少伤亡与财产损失，所以应加强应急预案的合理性、科学性及人员对预案的掌握情况。长输管道施工项目要做好应急预案（现场处置方案）编制、管理工作，根据实际情况制订和完善应急预案，明确各类突发事件的防范和处置程序。构建覆盖石油工程建设单位各个方面、各个层级的预案体系，做好各级预案的衔接工作。强化预案编制质量，增强预案的可操作性、针对性以及科学性。加强对预案的动态管理，明确应急预案修订、备案、评审、升级与更新制度，同时必须组织相关技术、安全、设备、生产等人员制定有针对性的现场处置方案。 2.3 加强应急演练、评估 经常性地开展应急预案演练，不断提高实战能力。 2.3.1做好演练准备工作 《陆上油气管道建设项目安全评价导则》 编制说明 标准编制组 《陆上油气管道建设项目安全评价导则》 编制说明 一、工作简况 1.任务来源： 根据《关于申报2018年安全生产标准计划项目的通知》（政法函〔2017〕77号文）的要求，由胜利油田检测评价研究有限公司、石油工业安全专业标准化技术委员会等等2个单位共同起草编制《陆上油气管道建设项目安全评价导则》，由胜利油田检测评价研究有限公司担任主编，进一步规范油气管道建设项目安全评价报告的编写。 2.主要工作过程（起草过程）： 2016年1月，由国家安全生产监督管理总局安全监管三司委托胜利油田检测评价研究有限公司、石油工业安全专业标准化技术委员会，编制《陆上油气输送管道建设项目安全评价报告编制导则》。编写组经过前期大量调研，现场考察，同时聘请管道业内资深专家进行指导，形成了《导则》初稿。石油工业安全专业标准化技术委员会先后组织中石化和中石油安全主管部门及所属的管道设计、施工、运行、评价、研究单位，召开了审查会议，对《导则》进行了修改。2017年3月15日，国家安全生产监督管理总局正式发布《陆上油气输送管道建设项目安全评价报告编制导则（试行）》（安监总厅管三[2017]27号文）。该《导则》目前作为本标准前期草案，已试行一年。 2017年12月至2018年12月期间，石油工业安全专业标准化技术委员会会同胜利油田检测评价研究有限公司成立了《导则》AQ标准编写组，并收集了实际应用反馈意见，根据多方的反馈意见进行细致修订，在原27号文件的基础上形成了《陆上油气管道建设项目安全评价导则》征求意见稿。 主要经历如下： （1）2017年12月-2018年1月，石油工业安全专业标准化技术委员会成立了《导则》编写组，制定工作计划。编写组开展了前期调研工作，收集了相关资料。于3月中旬完成了《导则》初稿。 （2）2018年4月，石油工业安全专业标准化技术委员会在烟台组织中石化安全主管部门及中石油管道设计单位、安全评价机构，召开了《导则》初审会议，并邀请原国家安监总局安全监管三司和有关专家对《导则》初稿进行了讨论，形成了修改意见。编写组对会议提出的审查意见逐条进行了研究分析，修改完善了《导则》，形成了送审稿。 （3）2018年5月，根据会议的修改意见，编写组聘请业内资深专家指导，进行了3次内部讨论，进行了修改完善。石油工业安全专业标准化技术委员会在北京组织编写组汇稿，最终形成了《导则》征求意见稿。 二、编制原则和主要内容说明 （一）编制原则 在本标准中针对陆上石油天然气长输管道建设项目的评价范围、评价内容、报告的编写格式，提出规范要求，明确安全评价的目的和内容，以及评价过程中依据的各种资料。 本标准在制定的过程中严格执行GB/T1.1的要求，对标准进行认真的策划和编排，确保标准层次清楚、逻辑严谨、条理通顺，便于操作。 （二）主要内容 本次征求意见稿的主要内容如下： 鄂东煤层气田地面建设工程然气 管道改线工程 施工组织设计（方案） ***** 目录：（一）工程基本概况 1.编制依据 2.工程概况 2.1工程说明 2.2主要工程量 3施工部署 3.1施工组织机构 3.2具体人员安排 3.3职责与权限 3.4施工任务划分 3.5工程项目划分 3.6施工进度计划 3.7资金需用计划 3.8 主要施工机械、器具投入 3.9劳动力投入计划安排表 （二）管线敷设焊接 １．施工准备 ２．施工程序 ３．施工方法及施工技术措施 3.1．测量放线 3.2管道拉运摆放 3.3管道组对 3.4管道焊接 3.5管线补口、补伤 3.6管线下沟回填 3.7管道吹扫、试压措施 3.8施工资料的管理 4.焊接通病原因及防治 5.质量保证措施 （三）安全文明施工 （一）工程基本概况 1.编制依据 1.1*****给*****关于工程的施工图。依据我公司现有的人力、物力、财力及机械设备装备情况。依据施工现场的实际情况。 1.2施工执行的技术标准。 《输气管道工程设计规范》GB50251-2003 《输送流体用无缝钢管》GB-T8163-2008 《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447-2008 《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》GB/T4054-2003 《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》GB/T8923 《油气长输管道工程施工及验收规范》GB50369-2006 《石油天然气金属管道焊接工艺评定》SY/T0452-2002 《钢质管道焊接及验收》SY/T0453-2006 《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-2005 2.工程概况 2.1工程说明 工程概况 本工程供气管道径Φ159*6，设计压力6.3MPa。起点位于的终点，线路全长约0km。 3.施工部署 中华人民共和国建设部公告 第407号 建设部关于发布国家标准《油气长输管道工程施工及验收规范》的公告 现批准《油气长输管道工程施工及验收规范》为国家标准，编号为：GB 50369—2006，自2006年5月1日起实施。其中，第4.1.1、4.2.1、10.1.4、1O.3.2、10.3.3(2、3、4)、 10.3.4、14.1.1、14.1.2、14.2.2条(款)为强制性条文，必须严格执行。 本规范由建设部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。 中华人民共和国建设部 前言 本规范是根据建设部建标[2002]85号《关于印发“二00一年至二O0二年度工程建设国家标准制订、修订计划”的通知》文件的要求，由中国石油天然气集团公司组织中国石油天然气管道局编制完成的。 本规范共分19章和3个附录，主要内容包括：总则，术语，施工准备，材料、管道附件验收，交接桩及测量放线，施工作业带清理及施工便道修筑，材料、防腐管的运输及保管，管沟开挖，布管及现场坡口加工，管口组对、焊接及验收，管道防腐和保温工程，管道下沟及回填，管道穿(跨)越工程及同沟敷设，管道清管、测径及试压，输气管道干燥，管道连头，管道附属工程，健康、安全与环境，工程交工验收等方面的规定。 在本规范的制定过程中，规范编制组总结了多年油气管道施工的经验，借鉴了国内已有国家标准及行业标准和国外发达工业国家的相关标准，并以各种方式广泛征求了国内有关单位、专家的意见，反复修改，最后经审查定稿。 本规范以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。 本规范由建设部负责管理和对强制性条文的解释，由中国石油天然气管道局负责具体技术内容解释。本规范在执行过程中，请各单位结合工程实践，认真总结经验，如发现需要修改或补充之处，请将意见和建议寄交中国石油天然气管道局质量安全环保部(地址：河北省廊坊市广阳道，邮编：065000)，以便今后修订时参考。 本规范主编单位、参编单位和主要起草人： 主编单位：中国石油天然气管道局 参编单位：中国石油集团工程技术研究院 主要起草人：魏国昌陈兵剑郑玉刚王炜续理 高泽涛马骅苏士峰陈连山钱明亮 胡孝江姚士洪葛业武李建军隋永莉 田永山杨燕徐梅李林田宝州 1 总则 长输天然气管道安全保护距离及管道自身防护措施 摘要:通过对比长输天然气管道相关的法律、规章和规范，分析其在管道安全方面给出的研究成果，总结了铁路、公路、管道、电力电缆、通信光缆等长输天然气管道的基本安全保护距离，并提出了管道自身防护措施。 关键词:长输天然气管道管道安全安全保护距离防护措施 1概述 长输天然气管道在设计前进行选线时均要求结合管道沿线城乡规划，尽量避开了城乡规划区，但是近几年由于我国城镇化、基础设施建设快速发展，造成了公路、铁路、线缆、工业园区和住宅区等各种建(构)筑物将输气管道包围的局面，以上设施与管道交叉施工或占压管道的现象层出不穷，由于国内近几年输油输气管道泄露、爆炸事故频发，以上现象便存在了一定的安全隐患。 2长输天然气管道基本安全保护距离的确定 与铁路、公路之间的安全保护距离 近几年来管道建设与道路建设发展都很快，不可避免的要发生并行或交叉，使管道与道路之间的间距成为近年关注的热点和难点，如果间距确定太大，无论谁先建都将制约后建的项目规划建设。 参照TB 10063-2007第条“输送甲、乙、丙类液体的管道和可燃气体管道与铁路平行理设或架设时，与邻近铁路线路的防火间距分别不应小于25m和50m，且距铁路用地界不小于。直接为铁路运输服务的乙、丙类液体和低压可燃气体管道与邻近铁路线路的防火间距不应小于5m。”该规范不适用于工作压力大于的甲、乙、丙类液体和气体管道穿越铁路的防火设计，该规范防火间距的起算点是铁路线路中心线、管道中心线(指明者除外)。参照[78]交公路字698号规章的规定：现有油、气管道附近新(改)建公路时，油、气管道的中心线与公路用地范围边线之间应保持一定的安全距离。对于天然气管道，安全距离不应小于20m。 依据《输气管道工程设计规范》GB 50251-2015第章节第6条规定：“与公路并行的管道路由宜在公路用地界3m以外，与铁路并行的管道路由宜在铁路用地3m以外，如地形受限或其他条件限制的局部地段不满足要求时，应征得道路管理部门的同意。”该规范本款规定的间距是考虑道路先建，后建管道不影响道路的用地，因此规定管道布置在道路用地界3m以外，这个要求与现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253一致。 与其他管道的安全保护距离 长输天然气管道与其他管道平行时，为节约用地、便于土地总体规划和利用、便于运行维护和节省投资，管道可采取并行敷设方式。依据《输气管道工程设计 197 https://www.doczj.com/doc/3016513199.html, 中国化工贸易网 长输油气管道中存在的安全隐患及防范措施 曾宪伟1 王 涛1 郝卫军1 陈 鹏2 （1.中石化管道储运有限公司襄阳输油处，湖北襄阳 441002；2.中石化管道储运有限公司武汉输油处，湖北武汉 430077） 摘 要：长输油气管道途经地区多，沿途地形地貌变化多样，地质条件复杂多变，而且一经投产，就会长时间运行，管道沿线自然环境、社会环境会随着时间推移而发生变化，管道本身及其附属设施也会老化，产生诸多安全隐患，威胁管道运行。本文就长输管道存在的安全问题进行分析，并对这些问题所采取的对策进行了深入的探讨。 关键词：长输管道 安全防范 油气盗窃 一、长输油气管道安全隐患 （1）油气盗窃对管道运行造成严重破坏。 在巨大利益驱使下，在长输管道上打孔盗油的现象频繁发生，全国范围内所有长输管道无一幸免。打孔盗油不仅给输油企业造成巨大的经济损失，造成管道停运，而且在盗油的过程中由于石油的易燃易爆的物理特性，引起火灾及爆炸的现象也时有发生。盗油过程中如果引起石油泄露，甚至会导致周围群众哄抢，造成严重的社会影响。 （2）自然灾害对长输油气管道的破坏 我国地震断裂带、煤矿采空区、易发生山体滑坡的山区等自然地质灾害严重的地区众多，长输管道途经这些地区时，易受地震、泥石流、塌陷和洪水冲击等自然灾害破坏，长期以来，管线爆管、悬空、露管、护坡堡坎垮塌等事故频繁发生。 （3）运行中的误操作及管道自身缺陷 管道材质、施工、运行的缺陷导致管道本质安全隐患，主要表现为自身的材料缺陷和施工质量不合格，如管道母材质量不合格、焊接技术原因等；如防腐层破损等（老管道尤为突出）；管道运行过程中的操作失误，如管道阴极保护失效、输油管道误操作造成水击破坏等。 （4）对长输油气管道的非法占压及周围施工 《石油天然气管道保护条例》中对长输油气管道与周围建构筑物安全距离的做出了明确规定，在长输管道建设各阶段应参考当地政府的建设规划，以避免多个工程间相互交叉影响。管道周围施工会引起安全距离不足、管线损伤、施工机具材料对埋地管道碾压以及爆破等安全隐患。同时在管道两侧5 m以内，搭建违章建筑，挖砂取土等也会对管道造成安全隐患。 二、输油管道安全隐患防范措施 （1）国家完善油气管道保护法规框架和执法体系 2001年，国家频布了《石油天然气管道保护条例》，该条例的颁布使得油气管道安全保护有法可依的问题得到了初步解决。广泛深入地依法治管是当务之急。但《条例》的行政执法机构缺位日显突出，应加快《条例》的修订工作，增强条例的可操作性。 建议地方政府颁布实施保护长输管道的地方性法规，提高油气管道保护意识，消除地方保护倾向，营造浓厚的油气管道保护氛围。目前辽宁省、甘肃省已颁布实施了相应的法规，在保护长输油气管道方面起到了重要的作用。 公安部等法制部门强有力的综合治理和保护为管道安全铸造了法制后盾。建议公安部门建立专司石油石化的公安机构，与地方政府紧密配合，完善油气管道保护的执法体系。同时，督促地方政府更好地承担保护油气管道的责任。 （2）防范打孔盗油 ① 完善立法、建立反打孔盗油长效机制 。管道作为输送石油能源的重要工具，发展迅速，仅凭《石油天然气管道保护条例》已无法适应管道发展的趋势，国家应出台保护长输管道的专项法律法规。 在总结反打孔盗油经验的基础上，结合各地实际情况，实行企警联合保护管道，并将其做为一项长效机制保留、完善、坚持下去。 ② 增加科技投入。在长输管道上安装声学检测防盗系统和智能防盗防腐技术两种反盗油防范预警机制，实现网络化监控，在各输油气站配备管道检漏仪器。 ③ 强化夏、秋两季的管道检漏和巡线工作。夏季多雨土地比较松软，特别是麦收秋种季节，随着农民翻地耕耘给盗油分子创造了在管道上安装阀门盗油的最好时机，另一季节是秋收后，因为农闲时期土地庄稼不用管理也不经常 到田间地头查看庄稼长势，不仅为盗油分子提供了条件也为管道埋下了隐患，这个时期也是打孔盗油高峰期，是为入冬后盗油打基础。严把这两个季节关，不给盗油分子安装阀门的机会，可以减少打孔盗油的发生。 ④ 要继续深化管道违法占压和打孔盗油专项整治，重点整治违法占压管道安全监控措施的落实，以及向地方政府的报告和备案的落实，全面掌握违法占压管道和存在事故隐患管道的治理情况，切实保护好油气管道的安全。 （3）加强对长输管道水工保护设施、穿跨越段的维护管理 最大限度地减少人为因素和自然灾害对长输管道的破坏。加强对诸如管道沿线多发地质灾害区域的灾害监测与治理；强化管道交叉施工现场管理，加大管道保护力度；强化线路巡检，严格监控平原水网地带鱼塘机械清淤、修建沟渠等威胁管道安全现象，严看死守机械清淤的危险地段；全面推行管道完整性管理，着力做好管道沿线风险识别和高后果区，建立和完善企地联防的管道保护机制，提高应急抢险能力。 （4）加强长输油气管道防腐技术 输送油、气的钢质管道大都处于复杂的土壤环境中，所输送的介质也都有腐蚀性，因此，管道内壁和外壁均可能遭到腐蚀，一旦管道被腐蚀穿孔，就会造成油、气漏失，不仅使运输中断，而且会污染环境，并可能引起火灾，造成危害。可采用阴极保护技术防止油气长输管道腐蚀的腐蚀损坏，这是管道工程中的一个重要环节。阴极保护是通过阴极电流使金属阴极极化实现，通常采用牺牲阳极或外加电流的方法。系统的检测主要通过密间隔测量管道阴极保护的数据来准确分析判定管道的阴极保护状态。 （5）提高长输油气管道设计质量 一条管道能否长期安全运行，特别是一旦发生事故使其造成的后果和影响最小，设计工作是非常重要的一个环节。站场的设计在符合规范和标准的情况下，要尽可能方便运行和维修。输油气站场的位置选择必须严格按防火设计规范的要求考虑与周围建筑、城市、村庄、公路等的安全防火距离，应避免选在低洼处。站场设备、设施的选择要可靠并考虑合理的备用。要按有关规范设计必要的安全防火设施。通讯、自动化系统的设计要可靠。管道设计要合理选择路由、工作压力、防腐形式， 针对所输气质条件等因素合理选择管材，特别是经过人口稠密区及活动断裂、滑坡、失陷性黄土、泥石流等地质灾害多发区等特殊地段时必须采取针对性的保护措施，线路截断阀选择要可靠确保需要时及时关闭，要根据下游调峰需求和保安气量统筹考虑设计合理的储气设施，避免因事故造成中断下游供气。另外，要给予设计工作充分的时间保证，设计方案要反复论证，取其最优，以避免因抢时间造成的设计缺陷。 三．结论 总之，做好长输管道安全防范工作愈加重要，通过不断完善法律法规，加强对公众的安全教育，提高企业自身的安全管理能力，一定可以保障长输管道的平稳安全运行。 参考文献： [1]柳庆新.石油天然气管道安全管理存在问题及对策分析[J ].中国石油和化工标准与质量，2007，（05）. [2]李文波，苏国胜.国外长输管道安全管理与技术综述[J].安全、健康和环境，2005，（01）. [3]金玮.天然气管道安全管理的初探[J].华北国土资源，2009，（03）. 浅谈油气长输管道杂散电流干扰评价与防护 论文简述了油气长输管道阴极保护系统的各项控制要点，分别阐述了交流干扰和直流干扰对检测效果的影响及相应的防护措施，旨在通过分析交直流干扰的形式与危害性，找出有效的抗干扰检测与评价手段，为保障油气长输管道稳定运行提供参考。 【Abstract】The paper briefly describes the control points of cathodic protection system for long distance oil and gas pipeline，separately expounds the influence of AC interference and DC interference on the detection effect and the corresponding protective measures. The purpose of analyzing the form and harmfulness of AC-DC interference is to find out effective anti-interference detection and evaluation means，and provide reference for ensuring the stable operation of long-distance oil and gas pipeline. 标签：阴极保护；油气长输管道；杂散电流 1 引言 油气长输管道是油气供应系统的重要基础设施。在油气长输管道服役过程中，难免会受到各种环境因素的影响而影响其运行，其中高压输电线路以及现代化电气设备产生的杂散电流干扰对管道外防腐层的破坏不断加重，严重影响到油气管道安全运行，给企业造成重大损失。阴极保护系统是油气管道运输安全性和稳定性的重要保障，而交直流干扰对阴极保护的影响是油气管道安全运行的主要隐患之一，因此，阴极保护系统抗干扰检测的评价与防护是当前油气管道安全保护的重要内容之一，对保障油气管道阴极保护系统稳定运行具有重要意义。 2 陰极保护系统的控制要点 在油气长输管道运行过程中，管道会与土壤中的腐蚀介质发生电化学反应，从而造成电化学腐蚀，需要对管道采取电化学保护，工程中经常采用阴极保护的方式对管道进行保护。阴极保护系统运行维护时，保护电位是判断其正常运行与否的关键指标，保护电位应满足《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T 21448-2008的相关规定。在实际运行过程中，阴极保护电位受到多种因素的影响与制约，比如管道沿线土壤电阻率，土壤理化性质，土壤微生物、杂散电流等。其中，杂散电流干扰是影响阴极保护电位最常见也是最严重的因素之一，杂散电流干扰会引起阴极保护电位的波动，从而破坏阴极保护系统。因此控制杂散电流干扰是保证阴极保护正常运行的关键要点[1]。 3 交流干扰检测评价与保护措施 3.1 交流干扰检测评价油气长输管道占压管理工作通用范本
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