第一篇：集气站、集输管线运营的管道天然气安全管理办法(BT.14.29)
集气站、集输管线运营的管道
天然气安全管理办法
文件编码：BZ.8.12 编 制 人：
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集气站、集输管线运营的 管道天然气安全管理办法 范围
为规范集气站、集输管线运营的管道天然气施工作业现场，有效杜绝天然气安全事故的发生，制定本办法。
本办法明确了天然气气体的理化特性、健康危害、安全技术措施及应急关键措施等相关管理内容。
本办法适用于公司机关及各集气站、集输管线作业现场。2 术语和简略语
2.1 天然气：主要成分是甲烷，还含有少量乙烷、丁烷、戊烷、二氧化碳、一氧化碳、硫化氢等。
2.2 爆炸极限：可燃物质(可燃气体、蒸气和粉尘)与空气(或氧气)必须在一定的浓度范围内均匀混合，形成预混气，遇着火源才会发生爆炸，这个浓度范围称为爆炸极限，或爆炸浓度极限。天然气的爆炸极限是5%-15%。
2.3 窒息性气体：使空气中氧的浓度下降，危害人体呼吸的气体。3 职责
质量安全环保处是本办法的归口管理部门，负责文件的制修订工作。两级安全、工程技术主管部门负责本办法执行情况的监督检查。4 管理内容 4.1 理化性质
天然气中的最主要的成分是甲烷（化学分子式CH4），并含有少量乙烷、丁烷、戊烷、二氧化碳、一氧化碳、硫化氢等。无硫化氢时天然气为无色、无臭、易燃、易爆气体，常温、常压下，甲烷的密度相当于空气的55%（甲烷密度/空气密度=0.55），极易挥发，易燃易爆，爆炸极限为5%-15%。当天然气不完全燃烧时产生一氧化碳。4.2 危害 4.2.1 侵入途径：吸入。
4.2.2 健康危害：甲烷对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。当空气中甲烷达25%-30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、共济失调。若不及时远离，可致窒息死亡。皮肤接触液化的甲烷，可致冻伤。
4.2.3 当空气中天然气浓度达到5%～15%时，遇明火（包括金属撞击、电器启动产生的电火花），会发生爆炸着火。4.3 安全技术措施
4.3.1对于有或可能出现天然气的场所，现场所有施工作业人员都应该接受天然气气体防护的培训。
4.3.2来访者和其他非定期作业人员在进入天然气生产作业场所前，应接受天然气气体安全防护教育，主体作业单位应与服务单位签订相关方告知书。
4.3.3集气站应在醒目地方悬挂防毒、防火、防爆等安全警示标志和防护用品存放标识。
4.3.4 禁止在集气站和天然气管道运营场所使用明火。确需动火时，办理动火作业许可审批手续。动火作业具体执行BT.18.3《工业动火监控管理办法》。
4.3.5 人员进入集气站前必须穿戴好齐全有效的防静电劳动保护用品，并且完全释放人体静电，且要求任何人员不得在集气站内穿脱劳保。
4.3.6 外来人员进入集气站要执行门禁管理，并由站值班人员进行安全教育和检查外来人员是否具有入站条件。
4.3.7五级天然气站场值班休息室距甲、乙类工艺设备、容器、厂房不应小于22.5m；当值班休息室朝向甲、乙类工艺设备、容器、厂房的墙壁为耐火等级不低于二级的防火墙时，防火间距可减少，但不应小于15m，并方便人员在紧急情况下安全疏散。
4.3.8 天然气井场、集气站及天然气放空作业点50m内严禁烟火和接打手机。4.3.9 任何车辆不得进入井场和集气站内。因生产需要进入天然气生产现场时，车辆必须安装防火帽。
4.3.10 集气站和天然气管道运营场所至少配备以下安全检测设备和安全防护设备设施：
a)集气站应在醒目地方悬挂防毒、防火、防爆等安全警示标志和防护用品存放标识；
b)集气站进站管汇区、分离器区、自用气区、污水罐区、外输区、压缩机、发电机房、食堂操作间、壁挂炉间应安装固定式可燃气体报警仪；每个集气站配备便携式可燃气体报警仪、氧气报警仪、硫化氢报警仪各两台；所有气体报警仪每年检测一次且合格，否则更换；集气站内制高点设风向标2个；
c)集气站内至少配备2套连续工作时间不少于半小时的正压式呼吸器、2个备用呼吸气瓶和1台气瓶充气泵；正压式空气呼吸器附件完好，安装至备用状态，气瓶压力值为240bar以上，报警哨在55bar报警；正压式空气呼吸器应存放在方便、干净卫生且能快速取用的地方，不能上锁，至少每月检查一次，检查记录至少保留12个月；充气泵放臵在上风位臵，始终处于待命状态；
d)每个集气站至少配备全套防爆工具一套；
e)按照《石油天然气工程设计防火规范》中的要求配备足够的消防器材；
f)集气站内所有设备都有合格的防雷避电设施，且一年两次检测合格，否则立即整改。
4.3.11 天然气集输现场作业过程控制要求：
a)天然气生产井每周巡井一次，集气干线每季度巡护1次。新投产的井及冬季生产时要加密巡井。每季度对采气树各阀门进行一次维护保养，具体执行BZ.8.6《天然气井及干线巡护管理办法》；
b)集气管线需要打开进行检维修作业、更换阀门、压力表等部件以及其它有可能天然气泄漏的作业应使用防爆工具操作，作业完成后，应采取验漏措施，检查各部件连接部位是否密封完好，具体执行 BZ.8.13《集气站作业规程》和BT.14.3《作业许可管理办法》；
c)集气站设备、管线流程进行放空作业时，必须通过放空火炬，放空时必须点火。放空火炬点火作业时，应先点燃母火，然后打开放空阀门。严禁不通过放空火炬的放空作业；紧急情况下，采取不通过放空火炬作业时，应有许可和防护措施；
d)启动发电机前，应首先观察该部位的可燃气体监测报警仪的显示是否在安全状态，确认安全后，然后打开发电机房门窗进行一定时间的通风；
e)分离器或闪蒸罐清污作业时，首先切断气源，然后放空压力至零，下一步用氮气臵换完全，后打开容器人孔进行通风一定时间后进行可燃气和氧气浓度检测，检查合格后开始清污作业。如果清污需要人员进入容器，进入人员应系好安全绳，有限空间作业现场外面设2-3名专门的安全监护人员，遇有紧急情况，应立即发出呼救信号，做好监护。作业人员每10分钟轮换一次；
f)严禁无风条件下进行单井井场外输流程放空作业； g)在任何条件下都不允许直接用总阀和测试阀门控制进行井筒放空作业。4.4 应急关键措施
4.4.1 集气站天然气泄漏应急处臵，现场应：
a)第一发现人立即大声呼叫，并按上报程序报警； b)基层应急小组接警后启动应急处臵程序；
c)如发生火灾、爆炸事故，进入火灾、爆炸应急处臵程序。4.4.2 采气井口天然气泄漏应急处臵，现场应：
a)巡井人员发现采气井口天然气泄漏后立即按上报程序报警； b)基层单位应急小组接警后，立即组织人员赶赴现场，根据现场泄漏情况进入应急处臵程序；
c)如在天然气大量泄漏过程中发生着火，立即进入采气井口天然气泄露着火应急处臵程序。
4.4.3采、集气管线天然气泄漏，火灾爆炸应急处臵，现场应： a)如发生采气管线泄漏、火灾、爆炸，第一发现人应立即报告基层单位应急小组，应急小组立即启动应急处臵程序；
b)如发生集气支线泄漏、火灾、爆炸事故，第一发现人应立即报告基层单位应急小组，应急小组启动应急处臵程序；
c)当抢险过程中有人员受伤或中毒，立即进入工伤、中毒处臵程序。相关文件和记录
5.1 相关程序和管理作业文件5.2 相关法律、法规和标准 5.3 相关技术文件 5.4 相关记录
第二篇：天然气集输管道施工
天然气集输管道施工
及验收规范
1、总则
1.0.1为了提高天然气集输管道工程施工技术水平，保证工程质量，降低工程成本，特制定本规范。
1.0.2本规范适用于新建天然气集输管道工程的施工及验收，其适用范围如下：
1.0.2.1设计压力：1.6～16MPａ 1.0.2.2设计温度不大于80℃
1.0.2.3输送介质为净化及未净化天然气 1.0.2.4碳素钢、普通低合金结构钢 1.0.3天然气集输管道应包括下列各类管道
1.0.3.1由气井采气树至常温集气站或低温集气站之间的采气管线、集气支线。
1.0.3.2由常温集气站或低温集气站到净化厂或外输站之间的集气干线。
1.0.3.3净化厂到用户门站之间的输气管线 1.0.4本规范不适用于下列工程的施工及验收 1.0.4.1城市天然气管道
1.0.4.2总跨≥100ｍ或单跨≥50ｍ的跨越管道 1.0.4.3宽度≥40ｎ的河流穿越管道 1.0.5天然气集输管道压力等级分为二级 1.0.5.1中压管道：设计压力为1.6≤PN≤10MPａ 1.0.5.2高压管道：设计压力为10＜PN≤16MPａ
1.0.6天然气集输管道工程所用的钢管、阀门、管件、坚固件、焊材等必须有质量证明书或合格证，并符合设计要求。用于输送酸性天然气管道的钢管、阀门、管件、坚固件、焊材还应符合SYJ12《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》的规定。
1.0.7天然气集输管道工程形式前必须经过图纸会审、设计及施工技术交底。
1.0.8天然气集输管道施工及验收除应符合本规范外，还应符合设计要求修改设计或材料改代应征得设计单位同意。
1.0.9天然气集输管道施工中的安全技术、劳动保护应符合国家现行的有关标准或规范的规定。
2、钢管
2.0.1钢管使用前应进行外观检查并符合以下规定： 2.0.1.1钢管表面裂纹、折迭、重皮等缺陷；
2.0.1.2钢管表面不得有超过避厚负偏差的锈蚀或机械划伤。2.0.2钢管外径及避厚尺寸偏差应符合国家钢管制造标准 2.0.3高压钢管的检查及验收还应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》金属管道篇第2.2.4至2.2.16条的规定。
3、阀门
3.0.1阀门的外观检查，应无裂纹、砂眼等缺陷，阀杆、阀兰密封面应光滑不得有划痕，阀杆丝扣应无毛刺或击痕。3.0.2阀门安装前应逐个进行强度和严密性试验。3.0.3阀门强度和严密性试验应符合以下规定：
3.0.3.1施工前阀门应具有制造厂的强度及气体严密性试验的全格证，阀门强度试验及用清洁水进行，PN≤16MPａ的阀门，强度试验压力为公称压力的1.5倍，当升压至强度试验压力时稳压5ｍｉｎ不渗漏或无压降为合格；
3.0.3.2奥氏体不锈钢阀门水压试验时，清洁 水内氯离子含量应小于25PPｍ。
3.0.3.3试验合格的阀门，应及时排尽内部积水及污物，密封面应除防锈油，关闭阀门，封闭出入口，并填写阀门试验记录。
3.0.4阀门传动的装置和操作机构应清洁，动作灵活、可靠、无卡涩现象。
3.0.5球阀安装前应按下列要求进行调试。
3.0.5.1球阀壳体水压强度试验，必须在半开状态下进行。3.0.5.2球阀壳体水压强度试验，压力为公称压力的1.5倍，稳压5ｍｉｎ，无渗漏为合格。
3.0.5.3球阀严密性试验，首先将球体转到关闭位置，然后将水充入体腔内，直至检查孔有水流出为止，随后升压至公称压力进行检查，稳压30ｍｉｎ，若充水口不见水流出，同时压力不下降，即为合格，用同样方法试另一侧。
3.0.6电动、气动、气液联动阀门安装前，除按说明书要专业户作强度和严密性试验外，安装后应作动作，联动等性能试验。
4、管件及紧固件
4.0.1公称压力大于1.6MPａ小于10MPａ的管件及紧固件，技术要求应符合GB897《双头螺栓》、GB899《双头螺栓》ｂｍ＝1.5ｄ、GB900《双头螺栓》ｂｍ＝2ｄ、GB170《I型六角螺母牙A和B级》的要求。
4.0.2公称压力大于1.0MPａ小于等于10MPａ的高压管件及紧固件，技术要求应符合JB450《Pｇ100～320㎏ｆ／㎝2化工、石油工业用锻造高压阀门、管件和紧固件技术条件》的有关规定。
4.0.3管件及紧固件使用前应核对制造厂的质量说明书，并确认下列项目符合国家或行业技术标准：
4.0.3.1化学成分； 4.0.3.2热处理后的机械性能 4.0.3.3合金钢管件金相分析结果 4.0.3.4高压管件及紧固件的无损探伤结果
4.0.4管件及紧固件外观检查应符合相关要求及规定。4.0.4.1法兰密封面应平整光滑，不得有行刺及径向沟槽，法兰螺纹部分应完整无损伤，凹凸面法兰应能自然嵌合，凸面的高度不得低于凹槽的深度，平焊法兰，对焊法兰的尺寸允许偏差应符合相关要求及规定；
4.0.4.2螺栓及螺母的螺纹应完整、无伤痕、无毛刺等缺陷，螺栓与螺母应配合良好，无松动或卡涩现象。
4.0.4.3高压螺栓、螺母的检查应按下列规定进行，其硬度值、机械性能应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》的要求：
（1）螺栓、螺母应每批各取两根（个）进行硬度检查，若有不合格，须加倍检查，如仍有不合格则应逐根（个）检查；
（2）螺母硬度不者不得使用；
（3）硬度不合格的螺栓应取该批中硬度值最高、最低各一根校验机械性能，若有不合格，再取其硬度最接近的螺栓加倍校验，如仍有不合格，则该批螺栓不得使用；
4.0.4.4集输管道所用弯管应选用热煨弯、高频弯、热冲压弯等工艺制造，公称直径150～500㎜，其弯曲半径应大于或等于4倍公称直径，公称直径为600～700㎜，其弯曲半径应大于或等于5倍公称直径，阀室管道所用弯头的弯曲半径应为1.5倍公称直径；
4.0.4.5用于输送有应力腐蚀介质的碳素钢、合金钢管道的弯管，弯曲半径应大于5倍公称直径，冷弯弯曲后应进行应力消除；
4.0.4.6钢板卷制的热冲压弯管其内径应和相应的管道内径一致；
4.0.4.7高频加热弯制的弯管，其表面硬度值应符合原母材硬度值的要求；
4.0.4.8弯管内外表面应光滑、无裂纹、疤痕、折皱、鼓包等缺陷；
4.0.4.9弯头端面坡口尺寸应符合本规范的相关要求及规定； 4.0.4.10弯管及异径管制尺寸偏差应符合相关要求及规定； 4.0.4.11焊接三通应符合以下规定：（1）主管按支管实际内径开孔，孔壁应平整、光滑、孔径偏差为±0.5㎜；
（2）支管端面和主管开孔处表面应严密吻合；
（3）主、支管组焊时，支管内径必须对正主管开孔口，错口不应大于0.5㎜；
（4）高压三通支管倾斜度应不大于其高度的0.6%；且不大于1㎜；中压三通支管倾斜度应不大于其高度的1%；且不大于3㎜；
（5）三通焊缝检验应按三通设计图的规定进行。
5、管沟开挖及复测
5.0.1管沟开挖前必须由设计单位进行管道设计平面图、管道纵断面图及设计说明书的设计交底和现场交桩。
5.0.2管道穿越公路、铁路、河流、沟渠等除测量纵断面之外，当穿越复杂地形时，还应补测平面、横断面。
5.0.3在管道埋深合格的条件下，根据土质类别、地形起伏，每公里管线纵向转角总度数，山区管线应小于等于900°，一般地形应小于等于600°；小于等于3°的纵向转角在测量时可以调整到两端纵向转角内。
5.0.4管沟开挖应符合下列要求：
5.0.4.1管沟开挖应根据管沟纵断面测量成果表进行开挖中心线及沟边线；
5.0.4.2管沟开挖应保留控制桩及沟边灰线；
5.0.4.3管沟开挖前应清除各种障碍物，并进行青苗处理； 5.0.4.4管沟开挖前，施工员必须向有关人员进行管沟的挖深、横断面、沟壁坡度、弃土位置、施工便道、地下隐蔽障碍物、管沟中心线、挖深偏差等技术交底；
5.0.4.5管道施工临时占地宽度应根据管道直径、土质类别、挖方量、开挖方法确定，丘陵地形管道施工临时占地宽度不宜超过以下规定：
DN≤200㎜
占地宽度≤12ｍ 200＜DN≤400㎜
占地宽度≤18ｍ 400＜DN≤700㎜
占地宽度≤20ｍ
平原地区采用机械挖沟上组焊管道时，其临时占地宽度应小于20ｍ。
5.0.4.6管沟深度小于等于3ｍ时，管沟沟底宽度应符合相关要求及规定；
5.0.4.7沟壁不加支撑，管沟开挖深度小于5ｍ，其管沟沟壁坡度应符合相关要求规定；
5.0.4.8旱耕地管沟开挖时，应将耕地表面耕植土、下层土壤及岩石等分别弃土；
5.0.4.9水田管沟开挖时，应根据临时占地宽度扎埂、排水，然后开挖，并有排水措施；
5.0.4.10石方地段管沟爆破开挖时，应取得当地有关部门爆破许可证，有安全措施，根据爆破安全规程进行爆破及开挖；
5.0.4.11管沟开挖完工后，应进行验收，沟底平直、转角、无塌方、无积水，在任意20ｍ管沟内，管沟开挖允许偏差应符合相关要求及规范；
5.0.4.12管沟复测的管沟纵断面测量成果表内容必须符合管道设计说明书、线路平面图、管道防腐结构、管壁厚度、材质、埋深及转角数等设计要求。
6、弯管、钢管下料及管口加工
6.0.1弯管及钢管下料必须符合管沟纵断面测量成果表的要求，其转角必须符合以下规定：
6.0.1.1转角为3°～5°两直管用斜口连接； 6.0.1.2转角大于5°配置相应度数的预制弯管。
6.0.2弯管和斜口下料允许偏差为±2㎜，直管下料允许偏差为±L／100（L为下料长度），应检查两端管口的圆度，并符合要求。
6.0.3管道穿越铁路、公路、河流，其穿越长度小于等于10ｍ时，下料时中间不宜出现环形焊缝。
6.0.4焊缝的位置应避开应力集中区，并便于焊接和热处理，一般应符合下列规定：
6.0.4.1不应在焊缝及其边缘上开孔；
6.0.4.2螺旋焊缝钢管对接时，两丁字焊缝最小距离应大于100㎜。
6.0.5管口宜采用机械切割、气割等方法，采用切割加工的坡口，必须除去坡口表面的氧化皮，并打磨平整。
6.0.6管口打磨后，钝边应经过平板检查，平板同钝边最大间隙应小于1㎜。
6.0.7当钢管（薄件）壁厚小于等于10㎜，厚度差大于3㎜，或者钢管壁厚大于10㎜，厚度差大于薄件厚度的30%或者5㎜超过，坡口形式必须符合相关要求及规定。
6.0.8直管段两相邻环焊缝间距应大于管子外径的1.5倍，且不小于150㎜。
7、组对及焊接
7.1.1管口的坡口形式和组对尺寸应符合焊接工艺评定及下列规定：
7.1.1.1上向焊管口组对形式应符合相关要求及规定，坡口尺寸应符合相关要求及规定。
7.1.1.2下向焊坡口组对型式应符合相关要求及规定，坡口尺寸应符合相关要求及规定。
7.1.2管口组对前，应将管内浮锈，泥沙杂物清除干净；下班时，必须用盲板将待焊管口封好。
7.1.3壁厚相同的管口组对时，应将内壁对齐，并符合以下规定：
7.1.3.1Ⅰ、Ⅱ级焊缝的管口其错边量不应超过管壁厚度的15%且不行大于1.5㎜。
7.1.3.2Ⅲ级焊缝的管口其错边量不应超过管壁厚度的15%且不得大于1.5㎜。
7.1.4壁厚不同的管口组对应符合以下规定： 7.1.4.1有缝弯头同直管组对应内壁对齐； 7.1.4.2无缝弯头同直管组对应外壁对齐；
7.1.5管口组对时，应采用外对口卡具组对，组对时应将坡口及坡口内外两侧不小于20㎜范围的底漆、垢锈、毛刺清理干净。
7.2焊接工艺评定
7.2.1对首次使用的焊接钢材，在确认材料的可焊生之后，其焊接工艺评定应符合SYJ4052－92《油气管道焊接工艺评定方法》的规定。
7.2.2焊工施焊应以焊接工艺说明书为依据，焊接工艺说明书应以经评定合格并审查批准的焊接工艺评定报告为依据。
7.2.3从事管道焊接的焊工，必须持有本单位焊工考试委员会发给的管道焊工考试合格证；焊工施焊的钢材种类、焊接方法、焊接位置、有效期等均应与焊工本人考试合格证相符。
7.3焊接
7.3.1下列管道焊缝应进行氩弧焊封底，封底后的焊缝应及时进行填充焊：
7.3.1.1穿跨越铁路、河流、四级以上公路的管道焊缝及穿跨越河道等地段的焊缝；
7.3.1.2含硫天然气管道焊缝及设计压力≥6.4MPａ的净化天然气管道焊缝；
7.3.1.3同阀门焊接的焊缝。
7.3.2管道焊接宜采用上向焊、下向焊、气体保护焊等工艺，其电流、焊接速度、焊条直径、焊接层数，必须符合焊接工艺说明书的规定。
7.3.3使用焊条时，应根据不同牌号的焊条说明书所规定烘烤温度、时间，进行烘烤，并在保温筒内保温，重复烘烤焊条的次数不得超过两次。
7.3.4定位焊的长度、厚度及定位焊缝之间的距离应以接头固定不移动为基础，定位焊的工艺所用焊材应符合焊接工艺说明书的规定。
7.3.5每道焊缝必须连续一次焊完，相邻焊道的起点位置应错开20～30㎜。
7.3.6管道施焊环境应符合下列规定：
7.3.6.1当焊接环境出现下列任何一种情况时若无有效防护措施严禁施焊；
（1）手工电弧焊风速大于等于8ｍ／ｓ；（2）气体保护焊风速大于等于2ｍ／ｓ；（3）相对温度大于90%；（4）雨雪环境。
7.3.6.2当焊件温度在－5℃时，应在始焊处100㎜范围内预热到15℃左右。
7.3.7焊接时，严禁在焊件表面或非施焊处引弧，并注意起弧、收弧处的质量，收弧时应将弧坑填满。
7.3.8每条焊缝焊完后，应在管顶离焊缝100㎜处打上焊工代号钢印。
7.4焊前预热及焊后热处理
7.4.1为降低焊接接头的残余应力，防止产生裂纹，改善焊缝和热影响区金属的组织与性能，应根据焊接工艺评定、结构刚性及要求的使用条件，综合参考进行150～200℃焊前预热和600～650℃焊后热处理，焊后热处理应以热处理工艺依据。
7.4.2焊后热处理的加热速度、恒温时间及冷却速度应符合下列规定：
7.4.2.1加热速度：升温到300℃后，加热速度不应超过220×25÷δ℃／ｈ且不大于220℃／ｈ（Δ为壁厚㎜）；
7.4.2.2恒温时间：碳素钢每毫米壁厚恒温时间为2～2.5ｍｉｎ，合金钢每毫米壁厚恒温时间为3min，且不小于30 min；
7.4.2.3冷却速度：恒温后的冷却速度不应超过275×25÷δ℃／h，且不大于275℃／h，冷却到300℃后，即可在空气中冷却。
7.4.3当环境温度低于0℃时，预热温度应比有关要求预热温度适当提高。
7.4.4要求焊前预热的焊件，在焊接过程中的层间温度不应低于预热温度。
7.4.5要求焊后热处理的焊缝必须经无损探伤合格。7.4.6预热的加热范围，以对口中心线为基准，每侧不应小于管壁的3倍；热处理的加热范围，每侧不应小于焊缝管壁的3倍。
7.4.7焊缝接头经热处理后，应测硬度，并作好记录及标记，焊缝及热影响区的硬度值其极限值分为二级：Ⅰ级应小于或等于HB200；Ⅱ级应小于或等于HB225。
7.4.8当设计没有明确要求时，经热处理焊缝硬度检查数量应符合以下规定：
7.4.8.1管径小于等于57㎜时，检查数量为热处理焊缝总数的5%；
7.4.8.2当管径大于57㎜时，检查数量为热处理焊缝总数的10%；
7.4.8.3焊缝硬度值的检查，每条焊缝打一处，每处打三点(焊缝，热影响区和母材)。
7.4.9热处理后的焊缝其硬度值超过规定时，该焊缝应重新进行热处理，每条焊缝热处理次数不能超过两次。
7.5焊缝检验
7.5.1焊缝表面质量的外观检查应在焊缝无损探伤，热处理、硬度和严密性试验之前进行，其表面质量应符合下列规定：
7.5.1.1焊缝宽度应每边超出坡口1～2㎜，宽度差≤3㎜； 7.5.1.2咬边深度不得大于0.5㎜，在任意300㎜连续焊缝中，咬边长度不得大于50㎜；
7.5.1.3焊缝表面不得有裂纹、凹陷、气孔、夹渣和熔合性飞溅等缺陷；
7.5.1.4焊缝余高：上向焊h≤1+0.1C，且局部不大于3㎜，长度不大于30㎜，下向焊h=0～1.6㎜，且局部不大于3㎜，长度不大于50㎜，自动焊h=0～3㎜(h为焊缝余高，C为焊缝宽度)。
7.5.2焊缝无损探伤应由有相应级别的合格证的持证人员进行。
7.5.3管道焊缝无损探伤比例应按设计要求进行当设计没有规定时，每个焊工所焊的焊缝无损探伤数量及合格等级应符合相关要求及规定。
7.5.4管道焊缝射线探伤应符合GB／T12605《钢管环缝熔化焊对接接头射线透照工艺和质量分级》的规定，超声波探伤应符合GB11345《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果的分级》的规定。
7.5.5对于设计压力小于16等于Mpa的管道，其焊缝经X射线抽查若发现不合格时，应对被抽查焊工所焊的焊缝加倍探伤；若仍有不合格则应对该焊工所焊的全部剩余焊缝进行无损探伤。
7.5.6不合格的焊缝应进行返修，返修后应按原规定进行检查，每处焊缝返修不得超过两次，如超过两次，必须经单位技术负责人审批，提出措施才能返修，但最多不得超过三次。
7.5.7焊缝经无损探伤后，应在离焊缝中心100㎜管顶部打上探伤工代号。
7.5.8无损探伤资料，施工单位应保管七年。
7.5.9穿跨越河流、铁路、公路的管道焊缝应经100%射线探伤，合格等级达到Ⅱ级。
7.5.10经清管试压后的管段，其相互连接的死口焊缝应经100%射线探伤并符合设计要求。
8、管道工厂防腐及现场补口补伤
8.0.1 管道防腐及补口补伤，其结构、等级及所用防腐材料除应符合设计要求外，还应符合相应的施工及验收规范。
8.0.2石油沥青防腐施工应符合SYJ4020《埋地钢质管道石油沥青防腐层施工及验收规范》的规定。
8.0.3环氧煤沥青防腐层施工应符合SYJ4010《埋地钢质管道环氧煤沥青支施工及验收规范》的规定。
8.0.4胶粘带防腐层施工应符合SY4014《埋地钢质管道 聚乙烯胶粘带防腐层施工及验收规范》的规定。
8.0.5包覆防腐层施工 符合SYJ4013《埋地钢质管道包横征暴敛聚乙烯防腐层施工及验收规范》的规定。
8.0.6 管道现场防腐，补口补伤应符合SY4058《埋地钢质管道外防腐层和保温层现场补口补伤施工及验收规范》的规定。
8.0.7现场防腐层钢管堆放、装卸、拉运必须用软垫子保护接触面。
8.0.8集输管道阴极保护施工应符合SYJ4006《长输管道阴极保护施工及验收规范》的规定。
9、管段下沟、回填
9．0．1管段下沟之前，其防腐层必须完好无损并经电火花检验。
9.0.2管段下沟之前，沟底应清理平整，石方沟底应填厚细土，水田沟底应无积水。9.0.3管段下沟之后应及时回填，并注意将悬空处填实石方地带管沟回填应分为两次进行，第一次回填细土至管子顶部900㎜并适当夯实，应使管道防腐层得到保护，第二次回填其他土质及地貌恢复；最大悬空长度应符合其相关要求及规定。
9.0.4管道下沟回填时，应及时输隐蔽工程验收手续。9.0.5管道回填之后应及时砌筑堡坎、护坡及埋设里程桩等。
10清管及试压
10.0.1管道安装完毕后必须进行清管、强度和严密性试验。10.0.2管道清管试压必须依据清管试压技术措施进行，其措施应经有关部门批准。
10.0.3管段清管试压可分段进行，分段长一般以10～15公里为宜。
10.0.4管道试压介质应为空气或水，强度试验宜以水为介质，强度试验后应进行严密性试验。
10.0.5以空气为介质的管道强度试验压力应为1.25倍设计压力，以水为介质的人口稠密地区强度试压应为1.5倍设计压力。严密性试验压力应为设计压力。
10.0.6管道以空气为介质试压时，升压应均匀缓慢进行，每小时升压不得超过1Mpa，当强度试验压力大于3Mpa时，分三次升压，分别在30%、60%的压力时各稳压半小时之后对管道进行检查，若未发现问题，可继续升至强度试验压力，稳压6小时，压降率不大于1%为合格；然后将压力降至设计压力进行严密性实验，稳压24小时后对全线进行详细检查，无渗漏、压降率不大于1%为合格。
10.0.7以水为介质进行管道强度试验时，应尽量排除管道内部空气，升压要求、稳压时间、压降率等均按相关规定执行。
10.0.8阀室、小型穿越、跨越，可连管道一起进行清管试压。10.0.9管道分段试压时，在其两端应安装压力表和温度计各2支，压力表应经校验合格，其精度应不低于1.5级，温度计分度值应小于1℃。
10.0.10管道清管应在试压之前进行，使用清管球或清管器时，其直径应比管道内径有一定的过盈量，清管时必须使管内的泥土、杂物清除干净。
10.0.11以气体为介质的强度和严密性试压稳压时间内的压降率按下式计算：
△P=100(1-P2T1╱P1T2)% 式中：△P—压降率，% P1—稳压开始时首端和未端试验介质平均压力Mpa P2—稳压终了时首端和未端试验介质平均压力，Mpa T1—稳压开始时首端和未端试验介质平均绝对温度K T2—稳压终子时首端和未端试验介质平均绝对温度K
11、工程竣工验收
11.0.1集输管道工程竣工后，建设单位应根据本规范和设计要求，组织施工单位和设计单位共同对集输管道进行检查和验收。11.0.2天然气管道工程竣工后，施工单位应提供下列技术资料。
11.0.2.1管道敷设竣工图；
11.0.2.2管材、管件出厂质量说明书； 11.0.2.3施工图修改通知单； 11.0.2.4施工变更联络单； 11.0.2.5材料改代联络单；
11.0.2.6焊接工艺及技能评定试验报告； 11.0.2.7防腐绝缘(保温)施工记录； 11.0.2.8无损探伤报告； 11.0.2.9隐蔽工程记录； 11.0.2.10阀门试压记录； 11.0.2.11管道试压记录；
第三篇：天然气长输管道安全现状及应对措施
天然气长输管道安全现状及应对措施
据统计数据表明，截至2013年，全球天然气长输管道总里程约300万公里，而我国的天然气管道总里程约为8.7万公里，占世界天然气管线总量的3.0%。预计到2015年全国天然气管道总里程将突破10万公里，届时，全国将形成一张网，天然气管道覆盖全国31个省份，95%以上的地级市均用上天然气。
面对如此密集的长输管网，任何一个小的失误或隐患，都可能导致我们前功尽弃，因此，保障燃气管线的安全平稳运行，已经成为我们每一个人的责任。
一、加强对管线周边群众安全宣传教育
目前，天然气管线几乎都要途经城市、乡村等人口密集地区，另外，燃气管道的建设时间短，当地群众对于燃气管道的重要性和危险性认知有限，很难避免在管道周边人为破坏管道附属设施甚至管线本身，因此，加强对管线周边群众的宣传工作显得十分重要。另外，在天然气长输管线周边，存在诸如标志桩丢失或人为损坏、管线周边取土、焚烧秸秆的现象,一旦发生燃气泄露，将造成极大的安全事故。对此，要加大对沿线群众燃气安全知识的宣传力度，采用张贴燃气事故案例画册、发放燃气知识手册等形式多样的群众性安全宣传活动，让群众知道天然气事故的危害性和保护燃气管线 的重要性。
二、加强专业知识学习，努力提高自身安全素质
任何一起事故的发生都是由若干个安全隐患积累起来的，这就要求我们要认真、严肃地对待任何一个安全隐患，发现隐患，要及时整改。安全管理是一个系统工程，不仅仅要知其然，更要知其所以然。这就要求我们的安全管理人员要不断提高自身的燃气安全知识，加强管理和专业知识的学习。安全管理人员不仅要知道什么是隐患，还要知道为什么是隐患，更要知道怎么去发现和处理隐患。
管线标志桩不仅能够指明管道的路由方向，更能对其他单位和个人进行提醒和警示作用，能够更好的保护我们的长输管网，然而有些单位的标志桩没有严格按照相关技术规范进行制作，而且许多标志桩的埋设也与技术规范不符，甚至偏离管道中心线5米以上，标志桩上却写明了“管线周边5米范围严禁取土”的提示，对我们每一个天然气管理者来说都是极大地讽刺。
三、创新管理方法，及时整改安全隐患
隐患排查治理工作是贯彻落实“安全第一、预防为主”的重要举措，是做好事前预防的首要任务。天然气长输管线虽然有巡线人员进行隐患排查，各单位也进行不间断抽查，确实发现了不少问题和隐患，同时也感受到了巡线工作的艰辛，巡线作业人员是安全保障第一线，各单位要对巡线作业
人员给予更多的人文和物质关怀，让他们感受到企业这个大家庭的温暖，进而能够更加踏实认真负责地履行安全保障第一线的任务。
此外，在隐患整改方面要做到“及时处理”，如果对于问题和隐患心存侥幸、臵之不理，久而久之，对我们的长输管线就会形成严重威胁。对于查出的问题和隐患，我们需要建立一支专门的隐患治理机构，形成“发现隐患、治理隐患”的双重体系，让隐患真正的得到及时快速处理。
四、加强施工现场监管，保证工程质量
长输管线是一项投资巨大的民生工程，如果在施工质量得不到保证，对于我们将来的运行来说，势必带来很多问题，虽然我们可以依据合同，甚至法律去追究、去索赔，但是，作为天然气通道的长输管网却经不起“折腾”、经不起“修修补补”，因为天然气管网不仅是我们经济效益的重要保障，还是我们社会效益的支撑。
在调研过程中发现，一些天然气管线在投入运行很短的时间里就出现了水工保护设施损坏、管线周边出现塌陷、冲沟、甚至阀室沉降等现象，还有部分管线在施工期间没有解决好与当地群众之间的协调问题，发生多次当地群众强行阻止工作人员正常巡查的现象，致使管线周边的隐患长时间不能治理。这些问题和隐患的出现反映出我们在施工期间的监管不力，因此，隐患的源头治理工作必须引起我们的高度重
视，因此，政府和企业一定要严把施工质量关和设备进场质量关。
四、管道占压问题
我们从事的燃气行业既是高危行业，又是民生工程，占压管道不仅影响了管道的安全运行，困扰着燃气运营企业的正常生产和经营，而且对管道沿线人民生命、财产安全构成了严重威胁。对于长输管线保护范围内存在第三方单位或个人堆放建筑材料、施工垃圾，甚至修建住房、池塘，种植深根植被等占压问题，我们不能心存侥幸，更不能臵之不理，这就需要政府和企业坚决贯彻落实《中华人民共和国石油天然气管道保护法》的有关规定，与占压方进行沟通、协商，从体制、机制、法制等方面探寻一条天然气管道免受第三方占压的成功路子，有效解决管线保护范围内的占压问题，更好地为国民经济和社会发展服务。
五、管线周边施工问题
近年来，随着城镇化和工业化的不断加速，全国各地的基础建设正在如火如荼的进行着，在管线附近施工或交叉施工难以避免，如何保证燃气管网不被第三方施工作业破坏，就成为企业和政府管理着的关键课题。近期发生在青岛、大连等地的事故再一次证明，管理好第三方施工单位对于管道的正常运行是何等重要。笔者建议，各级政府要明确天然气管道的主管部门或机构，同时，企业要及时将管道的地理信
息到政府有关部门备案，政府在做城市规划时，要充分考虑交叉施工，并与管道所属单位共同做好对第三方施工单位的监督和管理，确保在第三方施工期间天然气管道的平稳运行。
第四篇：简述天然气长输管道的安全管理
简述天然气长输管道的安全管理
摘要 天然气在人们日常生活中扮演着越来越重要的角色,给人们带来了巨大的便利,使人们的生活越来越丰富多彩。同时天然气长输管道安全运行是人们幸福生活的安全保障。对管道的设计我们必须依靠科学的安全保障,而对于日常维护也不可以掉以轻心,积极预防天然气管道的破坏,针对于突发情况的出现要有很好的应对措施。
关键词 天然气 长输管道 安全管理
人们日常生活起居都离不开天然气,天然气在人们生活中发挥重要作用。随着天然气不断的普及,人们已经和天然气结下了不解之缘。而对于天然气如何运输的问题也一直困扰着人们。一般来说天然气都是采用管道运输,因为管道运输对比其他运输方式来说有着既经济又划算的优势。但对于天然气这种极容易燃烧而且易爆炸的气体来说管道运行同样具有很大的安全隐患，所以保障天然气的安全运输有着极大的社会意义。这些问题时刻威胁着社会的稳定，对于我们国家的能源安全也是潜在的威胁。1.维护输气管道安全运行的必要性
管道输送作为白天然气被开采利用以来最为主要和普遍的运输方式，在运行过程中具有运输介质易燃、易爆、易中毒等特点，而且管网系统具有持续作业、高压力运输，覆盖区域广、途径环境多样等特点，一旦管道发生损坏发生泄漏，不仅会影响上游天然气开采、中游天然气加工和下游用户供给等工作的正常运转，而且还会破坏环境甚至引发火灾、爆炸等重大安全事故，造成人身伤害和财产损失。因此，全面掌握天然气长输管道存在的运行风险，不遗余力地维护天然气管输安全运行尤为必要，是完成天然气生产任务和实现天然气加工效益的重要保障。2.输气管道存在的安全隐患问题 2.1影响天然气长输管道运行的各种问题
有的管道在设计之初就不合理，比如有的抗压能力没有达到国家标准,这将给天然气长输带来巨大的威胁。对于管道的设计还是要有非常严格的标准，确保生产的每一根管道都完成它艰巨的任务，保证不发生漏气的现象。另外，天然气施工也是非常值得重视的环节, 因为就算有了好管道，但是施工不严格也可能导致漏气现象的发生，所以施工质量对管道运输非常重要。2.2针对出现偷窃天然气的现象
因为天然气是一种短时间内不可再生的能源资源，并且它还具有巨大的经济效益。所以，在有的地区的人们受不住天然气经济效益的诱使下，干起了偷盗天然气的违反勾当。而且在某些严重地区偷盗成风，屡禁不止，严重违反了中华人们共和国刑法。偷盗天然气不仅仅是违法行为，也给天然气的管道运行带来了巨大的挑战。人们在偷盗天然气的同时毁坏了管道的安全性，特别是在管道上开孔偷盗危害最大。在天然气管道经过的村庄往往是偷盗最严重的地方，当地村民往往不计后果随意开孔，严重损坏了管道，这给国家和人民带了严重的经济损失，同时也留下了严重的安全隐患。2．3管道可能面对的自然灾害
由于长输天然气管道需要经历很远的距离，需要经过各种地质不同的地区，所面临的环境也不一样。所以说很有可能管道经过的地区会发生各种自然灾害，这些地质灾害一旦发生就会导致天然气管道受损，引发各种各样的安全事故。对人们的生命财产安全都是巨大的威胁，所以预防自然灾害对长输管道的影响迫在眉睫，应该积极制定自然灾害突发情况的预警机制。3.当前天然气长输管道建设工程管理中存在的问题 3.1工程管理体制落后
近些年来，尽管天然气长输管道建设施工企业在市场经济建设中的经营理念不断进步，而且经营水平也获得了很大程度的提高，市场竞争能力获得了很大的提高，生产能力获得重大进步，但受限于天然气长输管道建设施工企业自身管理体制的种种缺陷，致使其施工项目的管理体制、管理模式难以从根本上得到彻底的革新，而这种落后陈旧的管理体制和管理模式严重制约了天然气长输管道建设施工企业的工程管理由粗放型向集约性方式的转变。3.2工程现场管理的控制力低下
天然气长输管道建设的施工现场多在一些比较偏僻的区域，大多数是一些交 通不便的地方，这给施工现场的管理带来了很大的不便，进而导致现场管理的控制力低 下，主要体现在施工材料进出施工现场比较困难，施工材料堆放比较分散，非常不利干现场的管理等。3.3缺少专业的工程管理人才
当前天然气长输管道建设施工中的工程管理的人才建设还存在不少问题，主要体现在如下几个方面：首先，还没有形成完善的企业人才建设的制度环境，这 非常不利于工程管理人才的培养；其次，人才管理机制老化，缺乏有效的约束与激励机制，最终致使工程管理人才丧失了工作创新的积极性，而且缺乏事业上进心，这非常不利于企业实现人力资源的最大化效益；最后，多数从事天然气长输管道建设施工中的工程管理的相关人员，在工程管理上思想保守，缺乏科学的创新意识，这非常不利于天然气长输管道建设企业工程管理体制的健全和完善。4.加强天然气长输管道安全管理的途径 4.1强化天然气长输管道管理案例库建设
天然气长输管道的完整性管理是指对管道的各种安全隐患进行一体化的、综合的、完整的管理。我国在天然气长输管道的风险评估、适用性评价、安全检测上已取得了一定的进展,但不可否认，目前暂时还难以实现与国际先进水平接轨，仍明显存在着一定的差距。比如在地震地质评价预警系统、信息系统(GIS)等方面。应该结合我国天然气长输管道的具体特点，借鉴发达国家的天然气长输管道管理经验，建立和完善我国天然气长输管道完整性管理标准体系。应将天然气长输管道运营企业的完整性管理行为进行规范和统一，在相应的规范性文件中纳入油气管道完整性管理，收集天然气长输管道失效的案例，强化天然气长输管道管理案例库建设，详细分析案例，提取可借鉴的经验，特别是那些失效引起的天然 气长输管道安全事故的教训。
4.2进一步加强宣传，强化舆论，切实提高全民防范意识
依法保护天然气长输管道及其设施离不开各地人民群众的理解和支持。各地和天然气管道输送企业要集中时间和人员，充分利用各种途径，采取多种方法和手段，深入到管道沿线的单位和村庄进行宣传教育，大力宣贯 《安全生产法》、《石油天然气管道保护法》以及国家的方针、政策提高全社会特别是管道沿线单位和群众保护管道安全的责任意识，提高维护输气管道安全的自觉性，让社会各界和广大群众充分认识保护天然气管道安全的重要性及违法违规行为应承担的法律责任。要制定和完善举报奖励办法，发布通告和公布举报电话，充分调动群众参与专项行动的积极性，努力营造群众参与监督、全社会广泛支持的保护天然气管道安全的良好社会氛围。
4.3进一步强化专项整治，围绕重点，切实解决天然气长输管道管理中的隐患
各地要按照《关于开展天然气长输管道安全生产专项整治工作的通知》要求，会同天然气管道输送企业，对管道沿线隐患进行认真排查，对发现的问题和漏洞，要逐一登记在册，明确整改要求和期限，对一时不能解决的工作难点，要及时研究制定保障安全措施。对重大的安全隐患要进行挂牌督办，确保按时完成各阶段整治任务。
4.4 严格按规程进行天然气长输管道施工
各工程建设单位特别是从事房屋、道路、桥梁、园林绿化等工程施工时,要充分考虑对管道安全的影响。新建或改扩建项目，如涉及管道安全，应邀请安全监管部门和管道运营企业参加项目审查。要加强对涉及管道安全的各项作业行为的管理，禁止任何单位和个人在管道中心线两侧5米范围内取土、挖塘、修渠、修建养殖场、排放腐蚀性物质、堆放大宗物资、采石、盖房、建温室、垒家畜棚圈、修筑其它建筑物、构筑物或种植深根植物；穿越河流的管道两侧50米内不准进行抛锚、掏沙、挖泥、疏浚等危及管道安全的作业；输气站场和阀室周围50米内不准燃放烟花爆竹或进行开山放炮等作业；禁止任何单位和个人擅自移动、拆除、损坏管道设施(包括管道、站场、阀室及其标志桩、标识装置、警示牌等)。要按照国家规定和上级管理部门的要求，切实做好管道保护工作，发现有危及管道安全的行为要及时进行制止，遇有突发事故时要迅速启动事故 应急预案，积极参与事故抢 险救援工作。严格管网报建制度，加强天然气管道标志、警示标识的设置，尤其是在人口密集区和施工作业区要增加天然气管道标志、警示标识的密度和明显度；加强和完善管道巡查制度，对危及天然气管道安全的施工作业行为要及时发现、及时报告、及时纠正。4.5强化管道设计施工及后期运营的全程安全管理
对管道的的设计应该有明确的规定，根据当地的气候和地质特征，对输气管道进行安全评估。还应该充分考虑输气管道的承压能力和自然灾害的影响。综合各个方面的因素制定各种针对不同条件的管道方案。对施工企业规定严格的标准，本着以安全第一，效率第二的原则确保施工顺利完成。最后，后期管道运行也必须配备专业的维修人员，工作人员必须具备突发情况的应对能力和专业技能，确保管道能够安全运行。4.6严惩偷盗，保障安全
对于偷盗天然气成风的现象一定要严格惩处，定期巡查输气管道的安全状况和潜在威胁。针对偷盗天然气的违法犯罪行为应该给以惩罚，努力改善当地的治安环境。针对突发的输气管道破坏，应该具备完善的预警机制。加强对多发偷盗地区的监控，搞好突发事件发生的预防工作。在天然气管道附件做好警示标，防治被人无伤。
4.6加强管道的全面管理，吸取国外的前卫技术
管道全面性管理其实是对系统的管理，其主要内容如下：欠缺管道本体全面性管理，地理灾难与周围环境全面性管理，防腐可靠具体性管理。目前我国在针对管道全面性管理方面的研究已经有了较大的跃进，比如输气管道监督以及风险评估等等，但是同发展较快的国家相比较，在某些方面还是大大的落后于发达国家。所以，我们应该学习吸取国外的管道全面性管理技术和借鉴其前卫的技术手段，再与我国目前的输气管道实际情况相结合，组建一个能够完善我国管道的全面性管理的体制，以确保天然气管道能够安全、可靠的运行。5.结语
综上所述，随着城镇化步伐加快，人们依赖天然气的的地方越来越多。天然气长输管道也在渐渐的扩大覆盖范围，所以天然气长输管道的安全就显得非常重要。一旦管道收到破坏那么每个用户都会受到影响，这势必影响人们的生活质量，并且阻碍社会的经济发展。在科技 日新月异的今天我们应该设计高质量、高效率的管道来迎接各方面的挑战，服务于广大的人民群众，努力提高人们的生活水平。企业应该搞好自身的安全管理工作，保障输气管道安全的运行。参考文献
[1] 李俊，简述天然气长输管道的安全管理。
[2] 呼延涛，浅析天然气长输管道建设工程的管理及安全控制。[3] 李继华、慕乾波、李星梅,输气管道安全管理。[4] 樊兴望,天然气输气管道安全运行的必要性及风险分析。[5] 周志平,天然气输气管道运行中的安全问题与对策。[6] 胡涛，王敏,天然气长输管道的安全隐患及对策分析。
第五篇：天然气长输管道安全风险及保护措施（1）
天然气长输管道安全风险及保护措施
摘要：油气管道工程一直是非常复杂工程，近年来，世界油气工业迅猛的发展，油气管道越来越长，半径越来越大。由于油气管道的爆炸、起火等事件频发，油气管道相关的设施安全问题引起了世界各国的高度认识，管道安全出现问题将直接影响油气的运输。因此，本文分析天然气长输管道安全存在的风险，并根据这些风险提出相应的保护措施。
关键字：天然气；长输管道；安全风险
1、引言
2013年6月20日，山西朔州天然气长输管道出现爆炸，2013年7月2日，安徽芜湖天然气长输管道发生爆炸，2013年12月15日，山东省青岛市内的一处路口再度发生燃气泄漏事件，这也是继2013年11月22日黄岛中石化原油管道泄漏爆燃事故之后，又一起与油气管道泄漏相关的事件，总之，天然气长输管道爆炸事件屡见不鲜。
当前，中国对天然气气田进行了大规模的开发，高压和中压天然气长输管道纷纷投产运行，为了缓解大气污染，我国多数省份（市区）已经通天然气。油气管道工程一直是非常复杂工程，油气管道越来越长，半径越来越大，其安全可靠性已经引起我国政府的高度重视，“十二五”规划期间，我国已经建成10万公里的油气管道，并且形成了纵贯南北连接东西的长管道运输网络，我国已经长输管道安全出现问题不仅仅会影响天然气运输问题，还会带来一定的经济损失和意外的人身伤亡。
基于此背景，本文分析天然气长输管道安全存在的风险，并根据这些风险提出相应的保护措施，以期为全面协调和控制天然气长输管道安全平稳运行提供帮助。
2、天然气长输管道的安全风险分析
目前，天然气长输管道有半径逐渐增大，长度逐渐加长，要求压力更高，运输量逐渐增加的特点，天然气管道不仅仅包括管线，还包括通信设施以及防腐设施等等一系列的辅助设施，是一项非常复杂的工程。天然气管道中输送的天然气极容易爆炸极容易着火，所以长输管道一旦遇到爆炸和着火情况容易造成巨大的人员伤亡和经济的损失，这种影响是负面的。在天然气管道在改进的过程中，一定不能忽略管道的安全风险，目前，天然气长输管道的安全风险有：
（1）
盗窃引起天然气长输管道的破坏
天然气一种重要的能源，在经济利益的驱使下，很多不法分子偷窃天然气，天然气偷窃事件频发出现，这种偷窃事件给天然气长输管道到来了极大地破坏，多数偷气人员采用开孔的方式，如很多偷气人员将塑料软管插在开孔处偷气，直接安装在自家的炉灶上，这种方式很容易引起火灾或者爆炸，直接给天然气长输管道的安全埋下了隐患。
（2）自然灾害对天然气长输管道的破坏
天然长输管道遭到破坏的原因也有非人为性的，自然灾害也会对天然气长输管道的破坏造成破坏，如发生地震、发生泥石流、发生山体的滑坡等等，这些偶然性的自然灾害对天然气长输管道的破坏也非常大，直接会冲击管道，造成管道的破裂，天然气外泄，这种破坏也会带来巨大的经济损失和安全问题。
（3）设计、施工缺陷对天然气长输管道的破坏
天然气管道不同于暖气管道，其设计和施工要求非常的严格，比如天然气长输管道的承压能力等等，管道设计的不科学合理将给天然气运输带来影响，如运输过程的天然气泄漏，管道施工质量与天然气长输管道的后期安全问题有直接联系，如管道之间焊接问题等等，防腐层的质量问题（特别是老管道）等等，这些也会影响天然气长输管道的安全。
（4）第三方施工及非法占压对天然气长输管道的破坏
我国有相关法律规定，天然气管道的两旁不允许施工，如：“在管道专用隧道中心线两侧各一千米地域范围内，除本条第二款规定的情形外，禁止采石、采矿、爆破”，然而在正常的生活中，第三方施工单位将此法律置于不顾，在天然气管道两旁非法的施工，这些非常施工会给管道带来破坏。此外还有施工方还对管道进行非法的占压，如将其他设施安装在管道之上等等。
3、确保天然气长输管道安全运行的对策与建议
（1）加大《中华人民共和国石油天然气管道保护法》的宣传
将2010年
颁布的《中华人民共和国石油天然气管道保护法》在民众之间宣传，尽量为其普及相关的法律知识，让其了解损害天然气运输管道的严重后果，提高民众的天然气长输管道的安全防范意识，让其与政府一起保护天然气长输管道的安全。
（2）明确天然气长输管道安全责任的主体，责任到人
天然气管道运营是有法律规定的，不是任何人想运营就运营的，国家在承认天然气管道运营主体的时候，已经明确了天然气管道安全责任的主体，责任人首要的任务就是保障管道的安全运行，政府负责对此进行有效的监督，企业可以与政府建立联动机制，通过横向间的合作来保护天然气长输管道的安全。
（3）加强天然气长输管道法制建设
《中华人民共和国石油天然气管道保护法》里已经明确政府和相关部门、经营主体、民众之间的责任、权利、义务，并且严惩偷气盗气、破坏管道的不法分子，将管道安全问题放在天然气管理的首要位置。
（4）加强管道工程的设计与施工
在管道工程设计的初期就应该关注天然气长输管道的安全问题，首先在设计管道位置之前，首先要对安装管道的位置进行有效探测，对一些不利于安装管道的地区进行重点的标记，如极容易发生泥石流、山体滑坡的位置，管道的安装位置尽量避开这些位置，在施工阶段，应该注意管道安装过程中的细节问题，如焊接问题等等。此外施工后和运行期间还需要对管道进行定期的检查，及时发现安全隐患并进行消除。
（5）打击偷窃，强化安全生产
定期开展天然气长输管道的安全治理工作，将安全标记印在管道上，对偷气的违法行为进行严厉的打击，管道企业应该强化安全生产，完善安全预警机制，可以降低事故的安全风险降低的最小，并且可以加强对安全源的重点控制，将风险扼杀在摇篮中，此外，还可以对员工进行安全风险的教育和培训，提升员工风险防范的技能，还可以引进先进的安全预警的设备与技术。
（6）借鉴国外管道安全管理的先进经验
天然气长输管道的管理是一项复杂的工程和复杂的管理活动。其管理的内容包括：天然气长输管道的完整性管理、天然气长输管道的周边环境的管理、天然气长输管道防腐性的管理等等。近年来，我国在天然气长输管道安全方面的研究有了一定的突破，但是相比较国外关于天然气长输管道的研究还比较，并且处于起步的阶段，主要研究集中在天然气管道的检测技术与安全风险的评价方面。
因此，我们应该学些国外先进天然气长输管道的风险管理的经验与技术，并且结合我们自己国家天然气长输管道的实际状况，建立防范与保护的措施，从而降低天然气长输管道的安全事件的发生频率。
4、总结
经济的快速发展，以煤炭为主要能源的发展已经给环境带来影响，如雾霾天气的出现等等，需要寻去其他能源，对天然气能源的需求日益增加。天然气长输管道的管理是一项复杂的工程和复杂的管理活动。管理过程中的安全问题是最重要的问题，安全出现问题不仅仅会影响天然气运输问题，还会带来一定的经济损失和意外的人身伤亡。因此，本文就天然气长输管道安全存在的风险进行了有效的分析，并根据这些风险提出相应的保护措施，希望对天然气长输管道的安全管理有一定的帮助和借鉴。
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