油气长输管道风险分析及管道保护措施(正式)

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油气长输管道风险分析及管道保护措施(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level.
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文件编号：KG-AO-7758-76 油气长输管道风险分析及管道保护
措施(正式)
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摘要：分析油气长输管道危险性和风险，采用风险矩阵方法分析管道失效可能性和失效后果。

结合管道完整性管理要求、管道保护存在的主要问题，提出管道保护改进措施。

关键词：油气长输管道；完整性管理；风险；管道保护
Risk Analysis and Protection Measures of Long-distance Oil and Gas Transmission Pipelines
Abstract：Dangers and risks of long-distance oil and gas transmission pipelines are analyzed．The failure possibility and consequences of the pipelines are analyzed by
the risk matrix method．The improvement measures for pipeline protection are put forward combined with the pipeline integrity management requirements and the main problems of pipeline protection．
Keywords：long-distance oil and gas transmission pipelines；integrity management；risk；pipeline protection
1 概述
20xx年11月22日10：25，位于山东省青岛经济技术开发区的中国石油化工股份有限公司管道储运分公司东黄输油管道泄漏原油进入市政排水暗渠，在暗渠的密闭空间内油气积聚遇火花发生爆炸，造成62人死亡，136人受伤，直接经济损失75172×10的4次方(原多次方位置应该标在右上位置，但word格式不支持)元。

惨痛的事故之后，相关部门在全国范围内开展了油气输送管道安全专项排查整治。

截至20xx年5
月底，全国有陆上油气管道966条，总里程近12×10的4次方(原多次方位置应该标在右上位置，但word 格式不支持)km，共排查出隐患29436处(平均每10km 就有2.5处隐患)，其中被占压有11972处，安全距离不足有9171处，交叉穿越有8293处，整改率只有12.6％。

从排查整治结果来看，国内油气长输管道整体呈现隐患多、整改难度大等特点，安全形势十分严峻。

由于油气长输管道多为借地埋设(无租地合同)，点多线长，环境复杂，在役油气长输管道由于自身历史、技术、建设和运营等诸多因素影响，加之沿线城镇化高速发展，建设活动对输气管道的侵扰活动频繁，管道隐患逐年增加。

加强油气长输管道风险分析，采取有针对性而有效的预防管理和整治措施，对于保障能源安全、公共安全和环境安全具有重大意义。

2 油气长输管道危险性分析
①物质和工艺危险陛
油气长输管道由于其输送的介质(油品、天然气)具有易燃易爆、高能高压、易扩散、有毒有害，以及输送工艺连续作业、点多线长、环境复杂等特点而具有较大的危险性。

②设备设施危险性
油气长输管道系统是由管道、增压站、分输站、阀门、仪表等设施组成。

系统中材料质量、焊接和安装质量、机械设备、电气设施、仪器仪表性能的好坏，直接关系到系统运行的可靠性和安全性。

③环境危险性
环境危险性主要有：地震、崩塌、滑坡、泥石流、地面沉降、地面塌陷等地质灾害影响[1]
；暴雨、雷电、台风和沙尘暴等气象灾害影响[1] ；杂散电流(直流和交流)、工业“三废”(废气、废水、废渣)污染、深根植物、酸雨等环境影响[1] ；在管道保护范围内修建公路、房屋、建(构)筑物等设施，进行开挖沟渠、挖砂、生产、打井等人为活动作业影响；恐怖活动的有意破坏影响。

④油气长输管道事故统计和管理分析
各个国家很重视油气管道事故的统计分析工作，包括对事故进行统计、分类、原因分析、泄漏的影响、事故率及其变化趋势等。

欧洲天然气工业技术协会(European Gas Industry Technology Association，EGITA)建立“欧洲天然气数据库”，收集了欧洲9个大型天然气公司1970年以来的历史数据(见表1)。

美国运输部的管道安全办公室(the Office of Pipeline Safety，OPS)正在开发一种地理信息系统(Geographic Information System，GIS)数据库，GIS数据库包括管道和设施的地理位置、管道属性的数据文档(运营商姓名、管道名称、管径、所输介质及状态)、数据收集情况等内容。

GIS技术正迅速成为用于设施管理、寿命周期监测、风险分析、应对突发事故、确保协调管理、改进运营效率的有效手段。

利用GIS数据库部署人力，检查可能发生地震、洪水和其他灾害的重点地段，标出事故后果影响重大的油气管道所在位置。

一旦发生事故，可以迅速从数据库提取数据，向管理机
构提供详细资料。

GIS不仅有助于减少发生泄漏的可能性，有助于事故发生后的迅速抢险，而且已成为管道操作人员的日常工具。

从表l可以看出，欧洲输气管道事故的主要原因是第三方破坏，约占事故总数的49.6％；其次是施工缺陷和材料缺陷，所占比例为16.5％；第三是腐蚀，占总数的15.4％，地面运动、误操作和其他原因分居第4～6位。

前三项事故原因不仅是造成欧洲输气管道事故的主要原因(80％以上)，而且也是世界管道工业中事故率最高的三大因素。

目前，各个国家对油气管道建设和运行的全过程采用系统的安全法规和标准进行安全管理和监督。

以美国在工程标准方面为例，为防止管道损伤，确保公众安全，美国国家标准ANSI／ASME B31《压力管道标准及管件标准系列》中，B31．4《液体烃和其他液体管道输送系统》、831．8《输气和配气管道系统》，对
输油、输气管道从设计、管子和管件材料及制造、管道系统施工、设备安装、管道验收、操作与维修、腐蚀控制等内容，均提出了明确的技术要求。

总体来看，各个国家正在不断完善其油气管道的安全生产管理法规、标准，并采取强有力的第三方监管，以保障安全管理的持续改进。

3 管道风险分析
管道风险分析目前比较成熟的方法是美国肯特(W．Kent Muhlbauer)的管道风险指数评分法[2] 。

它比较容易掌握，易于工程应用与推广，对油气输送管道系统的各部分可以进行快速风险评价和排序，也可以作为风险控制和风险管理的依据。

肯特指数评分法指出，引起管道发生事故的原因有第三方破坏、腐蚀、设计和错误四大类，对这四类因素按一定的规则进行评分，然后相加得到表征失效可能性的失效因素总评分；再结合管输介质的危险性和环境影响评出事故后果严重程度的分值。

由此得到相对风险值，相对风险值越大，表明风险越大。

由于国内长输管道建设、运行管理等技术水平与国外有较大的差距，因此，肯特的风险评价法某些评分原则在国内并不适用，尚应对那些不适用的评分加以修正，对分值进行调整如下。

3.1 失效因素评分
①第三方破坏因素
最高分为100分。

第三方破坏与最小埋深、管道附近区域人员活动状况、管道地上设备状况、管道附近公众教育状况、管道沿线标志情况、沿线巡视频率等因素有关。

在第三方破坏因素的赋分中，单号呼叫系统(one-call system)为通信系统，提供电话号码给挖掘承包商及公众，要求他们在开挖活动之前通告单号呼叫系统，从而使管道运营者有机会与开挖人预先取得联系，管道运营者在开挖活动中用临时标记标示他们的管道设施，随时跟踪挖掘活动并检测其地下设施。

由于国内管道保护尚未建立单号呼叫系统，因此，取消该项赋分(15分)。

而考虑到国内管道人为破坏较严重，加强公众教育，提高管道附近公民保护意识，
具有重要意义。

因此，将单号呼叫系统分值加至公众教育，使之由15分变为30分。

②腐蚀因素
最高分为100分。

腐蚀分为管内腐蚀和管外腐蚀。

管内腐蚀与介质性质、管内保护层和清管排除杂物有关。

管外腐蚀与阴极保护状况、防腐层质量、土壤腐蚀、应力腐蚀、管道附近有无埋设金属物、管道附近磁场、电场情况等因素有关。

在腐蚀因素中，主要分析埋地管道的腐蚀情况，不需考虑大气腐蚀对埋地管道的影响。

因此，取消大气腐蚀赋分(20分)。

考虑对埋地金属腐蚀影响最显著的阴极保护和防腐层，将大气腐蚀赋分平均加至阴极保护和防腐层，即各加10分，阴极保护由8分变为18分，防腐层由10分变为20分。

③设计因素
最高分为100分。

设计因素与钢管选材、安全系数、疲劳因素、水压试验状况、土壤移动情况(滑坡、土壤结冰)等因素有关。

④错误因素
最高分为100分。

错误因素分为识别错误、施工错误、操作和维护错误。

在错误因素中，国内操作人员上岗前均未药检，因此，取消该项赋分(2分)。

而SCADA系统作为长输管道一项重要的自动控制系统，对其安全运行起着十分重要的作用，因此，将药检赋分加至SCADA系统，使之由5分变为7分。

⑤总分
失效因素总分值为上述4类失效因素分值之和，最高分为400。

各个因素按失效可能性大小打分，分值越大，表示管道失效的可能性越大，危险性越大。

失效因素评分见表2。

3.2 管道失效后果评分管道失效可能造成的后果从两个方面考虑，第一是介质泄漏的危害性有多大，第二是泄漏点周围的环境状况性质，虽然泄漏物质危险性大，但若发生在人口密度小的地区，则后果仍然是轻微的；相反，泄漏物危险性虽然不大，但若发生在人口稠密的地区，则后果可能是严重的。

①介质危险性评分
介质危险性分为当前危险和长期危险两类，主要与介质的毒性、易燃易爆性和反应特性等因素有关。

当前危险指介质突然泄漏引起的燃烧爆炸、剧毒等；长期危险指危险持续的时间长，如水源污染，潜在致癌物的扩散等。

总分值为20分，分值越大，危险性越大。

②泄漏程度评分
以10min从管道中可能泄漏出来的危险介质的量来评分，总分值为6分，分值越大，危险性越大。

③人口密度评分
以规定面积的长方形区域内的人口数、住户数和高层建筑数等来评分。

人口密度越高，分值越大。

一般取值为：一级地区1分，二级地区2分，三级地区3分，四级地区4分。

分值越大，危险性越大。

④总分
失效后果评分值等于介质危险性评分、泄漏程度评分和人口密度评分的乘积，最高为480分(见表3)。

分值越大，表示失效后果越严重。

3.3 风险矩阵
风险矩阵以横轴表示管道失效的可能性，失效可能性总评分最高值为400分，将其划分成1～5级，1级为失效可能性最小，5级为失效可能性最大。

根据各因素取值分级，具体等级划分为：0～80分为1级，81～160分为2级，l61～240分为3级，241～320分为4级，321～400分为5级。

以纵轴表示失效后果，失效后果总评分最高值为480分，将其划分成A～E级，A级为失效后果最轻，E级为失效后果最严重。

具体等级划分为：0～49分为A级，50～99分为8级，100～149分为C级，150～249分为D级，250～480分为E级。

以失效可能性与失效后果级别构成风险矩阵，管道风险程度以风险矩阵的形式表示评定结果，见表4。

①如潜在问题在红色区域(Ⅳ级，高风险区，不可接受)，则应该不惜成本阻止事故发生(如果成本大于可接受范围，则放弃该项目)。

②如潜在问题在深蓝色区域(Ⅲ级，中高风险区，不合要求)，应安排合理的费用来阻止事故发生。

③如潜在问题在黄色区域(Ⅱ级，中风险区，可控制的)，应采取一些合理的措施来阻止事故发生或尽可能降低其发生后造成的影响。

④如潜在问题发生在绿色区域(1级，低风险区，可接受的)，可在事故发生后再采取措施。

4 完整性管理分析
4.1 完整性管理的概念
管道的完整性[3]
是指管道要始终处于安全可靠并受控的工作状态，管理人员可不断采取措施防止管道事故的发生。

完整性是与管道的设计、施工、运营、维护、检修的各过程密切相关的。

在役管道的完整性管理是要求管道公
司要不断识别运营中面临的风险因素，制定相应的控制对策。

对可能使管道失效的危险因素进行检测，对其适应性进行评估，不断改善识别到的不利因素，将运营的风险水平控制在合理的可接受的范围内。

管道完整性管理是一个连续的、循环进行的管道监控管理过程[4]
，需要在一定的时间间隔后，再次进行管道检测、风险评价及采取措施减轻风险，以实现持续减少和预防事故。

4.2 完整性管理内容
①建立完整性管理机构，制定工作计划、工作流程和工作程序文件；
②进行管道风险分析，了解事故发生的可能性和将导致的后果，制定预防和应急措施；
③定期进行管道完整性检测和完整性评价，了解管道可能发生事故的原因和部位；
④采取修复或减轻失效威胁的措施；
⑤检查、衡量完整性管理的效果，确定再评价周
期；
⑥开展培训教育工作，不断提高管理和操作人员的素质。

4.3 完整性管理特点
①时间完整性
从管道规划、建设到运行维护、检修的全过程实施完整性管理，贯穿管道整个寿命。

②数据完整性
要求从数据收集、整合、数据库设计、数据的管理、升级等环节，保证数据完整、准确，为风险评价、完整性评价结果的准确、可靠提供重要基础。

③管理过程完整性
要根据管道的剩余寿命预测及完整性管理效果评估的结果，确定再次检测、评价的周期，对管理程序进行必要修改，以适应管道的实际情况。

持续进行、定期循环、不断改善的方法体现了安全管理过程的完整性。

④灵活性
完整性管理的计划、方案需要根据管道实际条件来制定，不存在适于各种各样管道的“唯一”或“最优”方案。

5 管道保护存在的主要问题和措施
①管道保护长效机制需要探索创新，建议建立油气管道用地补偿机制，保障管道沿线群众利益，提高管道沿线群众联防、联保积极性。

根据《石油天然气管道保护法》，各省应加快出台“省石油天然气管道保护条例”，建立管道保护用地补偿等长效机制。

如：《浙江省石油天然气管道建设和保护条例》(浙江省人民代表大会常务委员会公告第19号)，已于20xx年7月31日经浙江省第十二届人民代表大会常务委员会第十一次会议通过，自20xx年10月1日起施行。

《浙江省石油天然气管道建设和保护条例》明确了管道保护主管部门和管道保护用地补偿等长效机制。

②针对管道建设过程缺少城乡规划审批手续(规划选址意见书、规划施工许可证和规划核实确认书)的情况，建议措施：管道建设按《城乡规划法》要求，
严格落实管道建设的规划审批，办理规划选址意见书、规划施工许可证和规划核实确认书等。

管道建成后应将竣工测量图报备相关管理部门。

③管道安全投入不足，长输管道企业未按TSG D 7003－2010《压力管道定期检验规则——长输管道》要求进行年度检验和全面检验(新建管道一般于投产后3年内进行首次全面检验)。

建议措施：在设计阶段应加强管道本质安全设计[5]
，在施工阶段严格按设计要求施工，在管道运行期间按《压力管道定期检验规则——长输管道》要求进行年度检验和全面检验。

④管道风险管理和分类评估标准不统一，管道企业重视了后建违章占压的风险，但忽视了部分主动占压风险。

地下隐蔽工程(其他管线)交叉排查台账不完整(尤其是管道保护法出台前的历史问题追溯性不强)，后建工程预警、监护机制不健全。

部分管道企业隐患整改“五落实”[6]
措施(整改措施、责任、资金、时限和预案)不够
细化，缺少可操作性。

建议措施如下：
a．管道企业应落实管道的完整性管理。

b．建立GIS数据库，包括管道和设施的地理位置、管道属性的数据文档(运营商姓名、管道名称、管径、所输介质及状态)、数据收集情况等内容。

c．强化运行管理，杜绝操作失误。

根据管道运行状况，合理制定清管周期并及时组织管道的清管工作；建立健全完善的安全管理规章制度、操作规程和事故预案，加强一线操作人员和调度人员的培训，使其熟练掌握正常操作和事故状态下的紧急处理程序和操作；确保阴极保护系统的正常运行，对管道腐蚀状况要进行监测，发现问题及时采取措施；建立维抢修队伍，配备完善的维抢修机具，确保事故状态下及时到位，并在最短时间内完成抢修作业。

d．加强沿线的巡查。

制定完善的管道巡线制度，要利用GPS定位仪等先进的设备进行沿线的巡查，定期监测管道埋深，特殊管段重点巡查，防止违章建筑占压管道，最大限度地减少自然灾害和人为因素的破
坏。

e．加大管道安全保护工作的宣传力度。

，管道沿线各地、各有关部门要加强对沿线群众的管道设施安全保护的宣传教育，增强广大人民群众对管道安全重要性和违规行为危险性知识的认识和了解，强化管道安全保护意识，努力营造群众参与监督、全社会广泛支持的保护管道安全的氛围。

f．定期开展隐患排查整治工作，细化隐患整改“五落实”措施。

参考文献：
[1]郑津洋，马夏康，尹谢平．长输管道安全[M]．北京：化学工业出版社，2004：68-70．
[2](英)MUHIBAUER W K．管道风险管理手册[M]．杨嘉瑜，张德彦，李钦华，等，译．2版．北京：中国石化出版社，2005：129-130．
[3]董绍华．管道完整性技术与管理[M]．北京：中国石化出版社，2007：234-249．
执行方案样本| BUSINESS PLAN
[4]郭加京．管道完整性管理在城镇燃气管道管理的应用[J]．煤气与热力，2012，32(12)：B31-B34．
[5]田大栓．长输管道的优化设计计算[J]．煤气与热力，2006．26(11)：12-14．
[6]帅建．美国油气管道的安全管理体系研究[J]．油气储运，2008，27(7)：6-10．
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