第一篇：典型的管道完整性管理系统
构建可适当重新编码数据收集、检索和更新的系统，是所有成功的管理系统文件的最关键因素。完整性审查所需信息取决于审查目的。显然，如果审查涉及管道系统的方方面面，则将需要大量的数据。信息的质量、可靠性和可获性对审查而言至关重要。如果数据极少或质量欠佳或不可靠，则审查将需要作出大量假设，这样会影响到结论。
设计、材料和施工数据
管道名称
管道线路坐标、里程标 管道直径 管道厚度 管材等级
设计运行压力、安全系数（SF）、最大运行压力（MOP）管型： 电阻焊接管 高频焊接管
直流或低频焊接管 闪光焊接管
埋弧焊焊接（SAW）管
双向埋弧焊焊接（DSAW）管 单向埋弧焊焊接(SSAW)焊 无缝管
管道制造商及生产、历史制造问题 施工日期或龄期 焊缝 质量及检验 焊缝开裂记录 涂层类型 涂层状况 阴极保护类型 阴极保护状况 压缩机站、增压站
阀门位置、试验要求和关闭时间 土壤类型（砂石、粘土等）附件、法兰、管件和仪器仪表
管道通行带数据
管道通行带宽度 埋地深度
管道通行带状况 巡线频率、检测记录 侵入检查和减缓措施 管道标志和标牌
法律描述和土地所有人清单
土地使用说明-------农村、城市、工业用地 公路和铁路穿越-------有无套管 江、河、湖管道穿越
管道及其他公用工程穿越，共享通行带走廊腐蚀干扰 公众关系 管道公众警示
直呼系统的使用、有效性及响应时间 开挖期间运营商人员到场 管道状况和管道外露报告
运行、维护性检测及维修数据
内检测结果
内检测异常的评价结果
管道的水压试验数据条件、试验期间失效 监控与数据采集系统
应急响应计划、演练和培训 应急管理计划
通信和电力中断的后备计划 运营商资格审查和培训计划
管道压力组成和服务（气体成分、气体混合等）压力循环和压力分布 运行温度 环境温度
大气条件和数据 管地电位读数 密间距电位测量 涂层状况和检查 阴极保护检查 埋地深度检查
重新定线、更换管段、下沟 江、河、湖、水道中的管道保护 不稳定地面的管道保护和监控
确定可能影响敏感区域的管段记录
临近人口稠密区 临近动物栖息区 临近游憩区
临近其他高后果区 靠近农场
临近公园和森林 靠近商业区
临近考古和历史遗址 临近敏感区
临近其他重要区域
事故和风险数据 过去的事故、喷射、破裂和险兆历史记录及其位置 侵入历史记录 第三方活动
空气、土壤和水样采集方案 保证人员安全的可能性 泄漏的可能性
潜在环境影响（空气、土壤、水）火灾可能性 可能的财务损失
其他公司及行业系统确定失效模式的历史记录
以上内容只是列出了各个管道运营商用于编制管道完整性管理文件的数据。仅涵盖管道和附件。采集的其他数据包括测量和压缩用数据。还应编制可能出现的缺陷列表。标准报告
此外，任何管理系统文件都必须提供最新的管道完整性状况报告，以概述：
目的、背景、系统描述、数据收集系统的概要介绍
计量/压缩机：各管段或站场的完整性报告，包括来自所有相关专业的评论和意见、重要设备完整性审查、有关运行、维护、安全和后勤的意见，以及站场摘要和结论
管段：涉及管道通行带/线路、地层移动、跨越、阀门、紧急切断阀门等的各管道完整性报告，包括摘要和结论
阴极保护系统：阴极保护系统的整体审查，包括管道、相关站场、埋地站场/设施及管道系统
建筑物、控制中心、车间和仓库：涵盖技术问题的完整性报告，如电源、空调、车间的适当性和实用仓库作业，以及储存容量的控制和充足性 管道系统液压装置：当前和未来要素的液压分析数据
安全与环境：有关公司安全和环境政策、战略和程序及其实施和监控的综合审查报告 安全和环境问题：有关单个站场或其他管道设施的安全和环境问题及评论
运行：全面的运行小组审查，总结单个设施报告，评估组织、实施、人员配备水平、后勤、培训等
维护：全面的维护小组审查，总结单个设施报告，评估组织、实施、人员配备水平、后勤、培训等
后勤支持：评估公路/水路/航空运输对于运行和维护活动而言的适当性、可用性和可靠性 风险和完整性评估总结：总结涉及所有的问题领域，包括充分的信息收集和记录、管道和站场的适用性、风险，以及在遵守管理规范的基础上概述涵盖的风险评估 建议：利用交叉引用总结推荐的纠正措施
审查和修订计划
第二篇：管道系统的气体泄漏性试验总结
管道系统的气体泄漏性试验
一、SH3501-2002可燃介质管道工程施工及验收规范
第8.3.1 管道系统的气体泄漏性试验，应按设计文件规定进行，试验压力为设计压力。
8.3.2 气体泄漏性试验应符合下列规定：
a)泄漏性试验应在压力试验合格后进行，试验介质宜采用空气；
b)泄漏性试验可结合装置试车同时进行；（没有明确压力值）
c)泄漏性试验的检查重点应是阀门填料函、法兰或螺纹连接处、放空阀、排气阀、排水阀等；
d)经气压试验合格，且在试验后未经拆卸的管道，可不进行气体泄漏性试验。注：
1、该版标准仅规定气体泄漏性试验应按设计文件规定进行，如无明确设计规定可认为不需要。
2、在条文说明中第8.3.2 试验时，施工单位往往难以解决升压设备或气源，所以泄漏性试验可结合装置试车同时进行（没有明确该试验压力值）。
二、SH 3501-2011 石油化工有毒、可燃介质钢制管道工程施工及验收规范
8.3．1条输送极度危害介质、高度危害介质和可燃介质（工作温度低压60度丙类可燃介质除外）以及设计文件规定的管道系统，应进行气体泄漏性试验。8.3.2泄漏性试验可结合装置试车同时进行。（同样没有明确压力值）8.3.3泄漏性试验应符合下列规定：
a)泄漏性试验应在压力试验合格后进行，试验介质宜采用空气，试验压力为管道系统的设计压力或设备试验压力两者的较小者
b)泄漏性试验的检查重点应是阀门填料函、法兰或螺纹连接处、放空阀、排气阀、排水阀等；
注：
1、该版标准已规定了除设计规定外需要进行试验的管道系统，连压力值也有规定为管道系统的设计压力或设备试验压力两者的较小者，与2002年版的标准为设计压力不同。
2、在条文说明中第8.3.2 试验时，施工单位往往难以解决升压设备或气源，所以泄漏性试验可结合装置试车同时进行（没有明确该试验压力值）。
三、TSG D0001-2009压力管道安全技术监察规程——工业管道
注：在该规程中仅规定了应当进行泄漏性试验的管道系统，没有明确试验压力。
第三篇：创建管道系统
创建管道系统
Revit的MEP项目是通过逻辑连接和物理连接两方面实现建筑给排水系统的设计。管道系统是便于对机械设备的流量和大小进行计算的逻辑实体，它可以独立于平面中放置的、用于展示机械设备之间布线与连接的管道而存在。特定的机械设备会根据构件类型而指定给特定类型的系统。
创建管道系统时，首先将构件放置到项目中，然后将机械设备指定给特定的系统。管道系统创建完毕后，可使用“生成布局”工具检查布线解决方案，并自动为系统创建管道。
1、管道系统简介
Revit的管道系统族中预定义了11种管道系统：“循环供水”、“卫生设备”、“家用热水”、“家用冷水”、“通风孔”、“湿式消防系统”、“干式消防系统”、“预作用消防系统”、“其他消防系统”和“其他”。
供水和回水管道系统通常形成一个包含设备（如，为管道系统的供水和回水系统提供动力的锅炉）的闭合环路。在该系统类型中，需要创建供水和回水系统以构成闭合环路，例如，为连接循环翅片管散热器的供水和回水系统提供动力的锅炉。
2、创建管道系统
（1）创建家用冷水系统
构件最初放置在项目中时，会添加到默认系统中。我们应为项目中的所有构件创建特定的系统，因为默认系统无法使用某些功能。此外，如果默认系统中保留过多的构件，会对性能产生影响，还会妨碍对构件本应所属的系统进行准确的计算。
在放置一些卫浴装置和混合水箱后，打开项目的三维视图，鼠标点选其中一个“洗脸盆-梳洗台”，在“属性”面板中的“机械”列表中我们可以看到灰色不可更改的“系统分类”一栏显示的是“家用冷水，家用热水，卫生设备”，这说明了我们只能将该器具添加或者创建为一个“家用冷水”或者“家用热水”或者“卫生设备”的管道系统中，而不能讲它添加为其他类别的管道系统。鼠标点选前面放置的“混合水箱”，其“属性”面板中的“系统分类”为“未知”，单击“修改|卫浴装置”选项卡 ➤“创建系统”面板 ➤
“管道”，在弹出的“创建管道系统”对话框中我们可以看到“系统类型”下拉列表中可以选择11种管道系统的任意一个，也就说是我们可以将它创建为任意类别的管道系统。
打开“楼层平面：标高1”视图，同时选中左边卫生间的三个卫浴装置，单击“修改|卫浴装置”选项卡 ➤“创建系统”面板 ➤“管道”，弹出“创建管道系统”对话框，在“系统类型”下拉列表中选择“家用冷水”，系统名称改为“1F女卫生间-冷水”，单击“确定”完成创建。此时我们可以看到所有“1F女卫生间-冷水”系统里面的所有装置的边框都变为蓝色（“卫生设备”系统是绿色，“家用热水”系统是红色）。
同样地，将1楼男卫生间、2楼女卫生间、2楼男卫生间里面的卫浴装置都分别创建一个家用冷水系统，分别命名为“1F男卫生间-冷水”、“2F女卫生间-冷水”、“2F男卫生间-冷水”。
（2）创建卫生设备系统
同时选中1楼女卫生间中的3个卫浴装置，单击“修改|卫浴装置”选项卡 ➤“创建系统”面板 ➤ “管道”，在弹出的“创建管道系统”对话框中选择“卫生设备”，系统名称命名为“1F女卫生间-污水”，单击“确定”按钮。
同样地，将1楼男卫生间、2楼女卫生间、2楼男卫生间里面的卫浴装置都分别创建一个卫生设备系统，分别命名为“1F男卫生间-污水”、“2F女卫生间-污水”、“2F男卫生间-污水”。
这样，我们在1楼和2楼的每一个卫生间都创建了独立的冷水系统和卫生设备系统，选中系统中的一个装置，此时菜单面板激活“管道系统”，选项卡，点击“系统选择器”下拉列表可以看到每个装置都被添加到两个不同的系统。也可以按F9快捷键打开“系统浏览器”查看前面所创建的系统。
第四篇：管道直饮水系统
创新词条解析
一、词条名称：管道直饮水系统
二、词条解析：
1、热回收空调的特点
（1）简约，可靠，无需增加其他电控系统，自动化程度高，运行稳定，无安全隐患。
（2）温度恒定（不会有过冷、过热现象发生），能同时实现多点供水，可满足不同需要的生活热水需求。
2、热回收空调的优势
（1）节约能源
（2）保护建筑物周围的环境
（3）给用户带来方便与安全
（4）安装容易、不漏水、安全、寿命长、全天候热水供应，出水温度恒定
（5）一机多用
三、详细内容请见附件
四、词条来源：综合设备所杨忠奎
第五篇：管道安全管理
管道安全管理
管道安全管理
安全是管道的生命，管道的安全运行直接关系到天然气管道企业的经济效益和社会效益，因此安全管理在天然气输送企业中占有十分重要的地位。天然气管道输送企业的安全管理经历了从最初的只重视硬件设施的管理，到重视人在生产中的作用，再到建立HSE体系对整个生产统筹管理的过程。国内天然气管道输送企业建立HSE管理体系是从上世纪90年代中开始的，经过十几年，以HSE管理体系为核心的天然气管道安全管理得到了快速的发展。天然气输送企业HSE管理体系初具规模，并在生产中发挥着越来越重要的作用。本篇重点对天然气管道企业安全管理做一介绍，供读者参考。
第一章 HSE管理体系介绍
HSE是健康（Health），安全（Safety），环境（Environment）管理体系的简称，是将实施健康、安全与环境管理的组织机构、职责、做法、程序、过程和资源等要素有机构成的整体。这些要素通过先进、科学、系统的运行模式有机的融合在一起，相互关联、相互作用，形成动态管理体系。
1.国外HSE体系发展
HSE管理体系最早是在石油化工企业中发展起来的。在人类石油工业发展初期，由于生产技术落后，人类只考虑对自然资源的盲目索取和破坏性开采，而没有从深层次意识到这种生产方式对人类所造成的负面影响。
国际上的几次重大事故对安全工作的深化发展与完善起到了巨大的推动作用。如1987年的瑞士SANDEZ大火，1988年英国北海油田的帕玻尔·阿尔法平台事故，以及1989年的EXXON公司VALDEZ泄油引起了工业界的普遍关注，都深深认识体会到，石油石化作业是高风险的作业，必须更进一步采取有效完善的HSE管理系统，以避免重大事故的发生。
国外有些专家曾这样评述过安全工作的发展过程，60年代以前主要是从安全方向的要求，在装备上不断改善对人们的保护，利用自动化控制手段使工艺流程的保护性能得到完善；70年代以后，注重了对人的行为研究，注重考察人与环境的相互关系；80年代以后，逐渐发展形成了一系列安全管理方法。以壳牌石油公司为例，1985年，首次在石油勘探开发领域中提出了强化安全管理(ENHANCE SAFETY MANAGEMENT)的构想和方法。1986年，在强化安全管理(ESM)基础上，形成手册。接着，在1987年，壳牌公司发布了环境管理指南(ENVIRONMENT MANAGEMENT GUIDELINE)，并于1992年修订再版。1989年，壳牌公司颁发了职业健康管理导则(OHUG)。
由于对HSE危害的管理在原则和效果上彼此相似，在实际过程中，它们三者又有着不可分割的联系，因此需要把健康(H)、安全(S)和环境(E)纳入一个完整的管理体系。1990年后，壳牌制定出自己的安全管理体系(SMS)，并在壳牌集团范围内的海上作业实施“安全状况报告(SAFETY CASE)”。1991年，壳牌公司委员会颁布健康、安全与环境(HSE)方针指南。1991年在荷兰海牙召开了第一届油气勘探、开发的健康、安全、环保国际会议，HSE这一概念逐步为大家所接受。1992年，壳牌石油公司出版的EP92—01100，形成安全管理体系(SMS)。1994年油气开发的安全、环保国际会议在印度尼西亚的雅加达召开。这次会议由SPE发起，并得到IPICA(国际石油工业保护协会)和AAPG(美国石油地质学家协会)的支持，影响面很大，有全球各大石油公司和服务厂商的参与，因此HSE的活动在全球范围内迅速展
管道安全管理
开。1994年7月，壳牌石油公司为勘探开发论坛(E&P FORUM)制定的“健康、安全和环境管理体系导则”正式出版。
1994年9月，壳牌石油公司HSE委员会制定的“健康、安全和环境管理体系”经壳牌石油公司领导管理委员会CMD(COMMITEEOF MANAGING DIRECTORS)批准正式颁发。1995年，壳牌石油公司将英国政府调查报告所提出的SMS和SC(安全状况报告)、EP92—0100出版的安全管理体系、石油作业公司的经验及危害管理的技术融合于一体，采用与ISO 9000和英国标准(BS)5750质量保证体系相一致的原则，充实了健康、安全、环境这三项内容，形成了完整的一体化的HSE管理体系。这是石油石化工业长期以来经验积累的产物。
可以说，HSE管理体系是石油石化工业发展到一定阶段的必然产物，它的形成和发展是石油石化工业多年工作经验积累的成果。HSE作为一个新型的管理体系，得到世界上大多数石油公司的共同认可从而成为它们共同的行为准则。
2． 国内HSE体系的发展
HSE管理体系在国内也是石油石化企业最先建立和发展起来的。1997年中国石油天然气总公司参照国际上ISO/CD14690《石油与天然气工业健康、安全与环境管理体系》，制定了企业标准SY/T 6276-1997《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》、SY/T6280-1997《石油地震队健康、安全与环境管理规范》、SY/T6283-1997《石油天然气钻井健康、安全与环境管理规范》。
1998年原劳动部劳保所和中国劳动保护科学技术学会提出了《职业安全卫生管理体系规范及使用指南》。在此基础上，1999年10月国家经贸委颁布了《职业安全卫生管理体系试行标准》，并下发了在国内开展职业安全卫生管理体系试点工作的通知。为促进职业安全卫生管理体系工作的顺利发展，使职业安全卫生管理体系认证工作更加规范，2000年7月，原国家经贸委成立了全国职业安全卫生管理体系认证指导委员会、全国职业安全卫生管理体系认证机构认可委员会和全国职业安全卫生管理体系审核员注册委员会，组织力量制定了一系列基础性文件。
3． HSE管理体系的特点
3.1 HSE管理体系是三位一体管理体系。H（健康）是指人身体上没有疾病，在心理上保持一种完好的状态；S（安全）是指在劳动生产过程中，努力改善劳动条件、克服不安全因素，使劳动生产在保证劳动者健康、企业财产不受损失、人民生命安全的前提下顺利进行；E（环境）是指与人类密切相关的、影响人类生活和生产活动的各种自然力量或作用的总和，它不仅包括各种自然因素的组合，还包括人类与自然因素间相互形成的生态关系的组合。
3.2 与传统的安全管理模式相比，HSE管理体系根据各种管理活动的内在联系和运行规律，归纳出一系列体系要素，将离散无序的活动置于一个统一有序的整体来考虑，使安全、健康与环境管理体系更便于操作和评价，使各项管理内容更加具体。建立和实施HSE管理体系仿佛是给企业编制一张密不透风的安全防护网，从而消除了由于某个工作环节上的疏忽和遗漏，所造成的各种安全隐患，大大增强了企业本质安全程序，使各类事故的偶然性、随意性和不确定性，通过建立和实施周密性、系统性和科学性的HSE管理体系，降低到最低限度。世界一些知名的石油公司就是把HSE管理文件、资料管理落实到纸上；对HSE的认识和理解牢记在头脑中；使HSE真正成为一种信仰、一种企业文化，全体员工真正在心
管道安全管理
中想念热爱HSE事业。正因为如此，这些企业的安全生产业绩逐年提高，有的公司甚至提出了“无事故、无伤害、无损失”的目标，即所谓“零模式”思想。
3.3 HSE体系是一种事前进行风险分析，确定其自身活动可能发生的危害和后果，从而采取有效的防范手段和控制措施防止其发生，以便减少可能引起的人员伤害、财产损失和环境污染的有效管理模式。它突出强调了事前预防和持续改进，具有高度自我约束、自我完善、自我激励机制，是一种现代化的管理模式，是现代企业制度之一。
4． 天然气管道输送企业HSE管理体系
天然气管道输送是石油工业的重要组成部分，天然气具有易燃、易爆的特点，因此管道输送天然气过程中存在着巨大的风险。“安全是管道的生命”，管道安全、平稳运行是确保企业经济效益和社会效益的必要条件。随着我国天然气管道建设的迅速发展，天然气管道安全越来越得到国家和公众的关注，要求天然气输送企业的安全管理水平必须不断的提高。进入21世纪以来，天然气输送企业越来越认识到原有的安全管理制度已经不能适应新形势的需要，因此HSE管理体系作为一种科学的、系统的安全管理规范被引入到天然气输送企业中。
天然气输送企业HSE体系与其他企业体系一样，包含三个层次的体系文件：管理手册、程序文件、作业文件。这三个层次的体系文件分别从不同的侧面解决企业管理过程中各个环节的工作。“管理手册”是整个管理体系的最高层，它要说明企业的HSE政策、目标及企业在HSE管理方面的控制情况；它要阐述和证实的是企业总体的HSE管理水平，是公司的对外文件，由企业的最高管理者签发，没有实际操作性。天然气输送企业HSE体系“管理手册”常包含如下内容：HSE方针、管理承诺、职责分配表、资源管理、产品实现、监视、测量、分析和改进等。
“程序文件”是用于解决企业内部各部门之间对某一项具体管理内容的基本管理程序，使任何一项管理业务在公司内部都可按文件规定的程序顺利进行。如劳动保护管理是有经营部门、安全技术部门和采购供主部门共同参与的管理活动。各个部门在此项管理中分别承担哪些任务都要在“程序文件”中做明确规定，使任何一项管理业务都能按部门分工形成流水作业程序，这样可消除管理的随意性和不确定性。天然气输送企业HSE体系“程序文件”常包含如下内容：因素识别与评价、目标指标管理、人力资源管理、输气管道运行管理、生产安全管理、天然气计量管理、事故管理、风险削减与控制、应急管理、合同管理、相关方管理等程序。
“作业文件”是由程序文件派生出来的文件，它是就某一专业管理内容，当其涉及的业务性十分强时，需要明确由谁来做，如何做，做到什么程度，这些都需要在相应的“作业文件”中写清楚。天然气输送企业HSE体系“作业文件”常包含如下内容：风险识别、动火作业、锁定管理、消防管理、防火防爆、劳保用品、应急抢修、环境保护、生产调度、输气运行、清管作业、排污放空、计量交接、工艺设备、线路安全、自控仪表、SCADA系统、信息通讯等文件。
企业可以把日常的管理行为通过三个层次文件的形式确定下来，并严格按文件要求认真执行、检查和监督，就会达到管理程序化、作业标准化的目标。
5.HSE管理体系在输气企业的实施
天然气输送企业的特点为点多、线长，人员分散，不易管理；管输天然气易燃、易爆，危险性
管道安全管理
大，给天然气输送企业员工的人身安全带来巨大的隐患。这两点要求天然气企业在生产管理上必须建立严密的制度，实行严细的管理。而HSE体系正是将这些制度与管理规定统一规划、有机结合、协调一致。如果说天然气输送企业的人员是一台机器的零部件，HSE体系就是企业的程序控制器，规定这些零部件按照什么样的规则，什么时候，干什么样的事。这样就很好地解决了上述两个问题：岗位人员的职责清楚了，按照什么样的程序工作清楚了，工作中怎样做清楚了，企业管理者就不必过多地直接参与他们的工作。企业管理者要做的只是评估他们的工作，及时发现程序问题和具体工作方法问题，然后对程序进行修正，对工作方法进行改进，从而达到持续改进的目的。
在企业管理和具体工作中，HSE管理体系强调的是规划P(PLAN)--实施D(DO)--验证C(CHECK)--改进A(ACTION)的循环过程，即常说的“P-D-C-A循环”。对一个企业，P-D-C-A的循环过程主要体现在：企业要定期（每年）设定HSE目标；企业管理者为实现这些目标，为企业各岗位配置合适的人员，给这些人员赋予一定的职责和权利，并在物质上加以支持；通过这些人员工作的实施，达到实现目标的目的；最后对整个过程评价、分析、改进，为下一次循环过程总结经验。对于一项工作，P-D-C-A的循环过程主要体现在：作好计划，如对于一个站场改造作业，就是先要编写好作业施工方案，并经过审批；组织实施，就是准备施工作业机具和人员，进入现场，按照作业方案开始实施；检查验证，在实施过程中不断地检查，对作业方案的优劣进行验证；改进提高，通过本次作业中取得的经验教训，在下次作业中得到改进和提高。
下面以某天然气输送企业HSE体系实施为例对体系在生产中的作用作一简要介绍： 5.1 目标指标的设定
天然气管道输送企业目标指标一般包括以下内容：（1）企业目标：零伤害、零事故、零损失
节能降耗，减少污染物排放（2）企业指标：零职业病
重大爆管、火灾责任事故为零
责任事故死亡率为零
重大交通事故为零
特大环境污染事故为零
为确保企业目标指标的实现，天然气企业下属二级单位的安全生产指标为：
零职业病。
零伤害、零事故、零损失。工艺设备故障率：≤2%。阴保设备故障率：≤2%。电气设备故障率：≤2%。抢修设备故障率：≤2%。自控设备故障率：≤2%。计量设备故障率：≤2%。
管道安全管理
通信设备故障率：≤2%。自控系统年可用率：＞99.5%。通信系统年可用率：＞99.5%。信息系统年可用率：＞99.5%。更改、大修理计划按时完成率：100%。特殊工种持证上岗率：100%。员工安全生产合同签订率：100%。隐患整改率：＞98%。能耗指标完成率：100%。污染物排放达标率：100%。违章建筑物上升率为零。
三桩完好率：＞95%（其中测试桩＞98%）。水工保护设施维护率：100%。阴极保护合格率：100%。应急抢修项目一次合格率：100%。
5.2 资源的配置
为确保企业目标指标的实现，在现场配置生产运行人员负责某一区段管线的安全运行，相应的为这些人员配备生产、生活物资和车辆。如：为确保管道设备完好率，现场配备有资质的设备工程师，并为设备工程师配备阀门维护保养设备、管线测量检测设备等；为确保应急抢修合格率，企业配备自己的抢修队伍，并合理配备各种抢修机具和设备，或与有资质的承包商签定合同负责抢修工作；为确保线路安全，做好水工工程与水害调查，聘用巡线工巡线，做好防汛工作等等。当然这只是企业为实现其目标做的一些工作，其实不论是企业管理者还是企业的普通员工，他们所做的任何工作都是围绕着安全生产开展的，任何人，不论是管人的、还是管物的，他们的目标都是一致的。5.3 组织实施
组织实施的过程就是各岗位人员按照程序做好工作的过程，HSE管理体系作为天然气输送企业最重要的制度，是企业纲领性程序。上面已经谈到，HSE体系文件分三个层次：管理手册、程序文件、作业文件。这三个层次是针对企业内部不同人员编制的工作程序，管理手册规定了企业高层管理人员工作程序；程序文件主要规定了企业机关部门人员的工作程序；作业文件主要规定了基层单位人员的工作程序。当然三个层次的文件对公司任何人员都是有效适用的，管理者如果参与现场的生产活动也要遵守相应的作业程序。一般情况下最基层的工程师和岗位工人，工作时面对的是具体设备和具体的工作，他们需要更加详实的作业步骤来规范自己的行为，确保设备和人身安全。如清管作业、放空作业、排污作业、天然气发电机启停、工艺流程切换等，但作业文件可能规定的不够具体，所以天然气输送企业基层单位需要现场实际情况编制《作业指导书》来补充、细化、完善作业文件，以达到细化程序的目的。如实施放空作业首先要作好放空方案，了解放空点周围地形、地貌，村庄及人员居住情况，周围是否有高压线等。如果放空天然气量较多还要提前通知地方政府或公安部门，并宜选在凌晨
管道安全管理
进行，因为那时车辆和人员活动较少；若放空点离村庄较近（5公里以内）必须提前通知村民，防止因天然气放空噪声对村民造成干扰或使他们产生恐慌。放空时应严格控制放空阀门的开度，防止放空管产生剧烈震动。
可以看到，HSE体系作为天然气管道输送企业纲领性文件可以深入到企业的任何角落，它可以让企业的岗位人员熟悉自己的岗位职责，熟知在什么时候，以什么样的方式，怎么干好自己的工作。企业要为岗位人员提供强大的物质和经济支持，各种工作通过他们扎实有效的实施，确保管道的安全运行。如：在天然气管道动火作业中，必须按照《动火作业管理规定》实施。首先由动火施工单位编制动火施工方案，由现场管理单位与动火施工单位一起组织动火危险分析，按照动火级别上报上级部门审批。审批后，动火施工单位准备施工机具设备，入场施工前，现场管理单位审查施工人员的资质、施工机具设备的安全性。审查通过后，对施工人员进行入场施工安全教育，考核合格方可入场施工。施工前由现场管理单位检查施工安全技术措施是否与方案一致，合格后开具动火票。动火作业应做到组织有力，现场指挥、动火人、防火人、监护人全部到位，要严格按照作业文件和施工方案施工，并作好记录。作业完成后，清理现场，动火单位负责人在动火记录上签字确认，由现场管理单位组织进行动火作业分析和评估，找出本次施工中存在的缺陷，为下次动火提供经验。5.4 评价、分析、改进
企业中每个岗位人员开展的任何工作都是企业整个工作的一部分，每个人都能在工作中不断的总结、分析、提高，整个企业的管理工作也就不断的提高。天然气管道输送技术的不断发展，社会分工的细化也都需要天然气管道输送企业不断的分析总结过去，修正缺陷。通过P-D-C-A循环过程，能够使企业的HSE体系不断的完善，企业的管理水平不断的提高。
管道安全管理
第二章 输气投产安全管理
长距离的输气管道使各个天然气田与城市、工矿企业等用户相连，是天然气输送的大动脉。进入21世纪以来，我国的天然气管道建设进入高潮，先后建成了由涩北经西宁至兰洲(涩宁兰)的天然气管道、西气东输管道、陕京二线输气管道、四川忠县到武汉（忠武线）天然气管道、连接陕京二线与西气东输管道的冀宁联络线等。即将启动的还有川气东送工程、西气东输复线工程、东南沿海天然气管网-工程等。我国还计划在不久的将来建成七个大的区域性管网：东北三省、京津冀鲁晋、苏浙沪豫皖、两湖及江西、西北的新青陕甘宁、西南的川黔渝和东南沿海管网。这七个管网由西气东输、中俄管道连络，将形成与市场需求相匹配的全国性管网，大中城市有 2～3 个气源。这些输气管道对改善我国的能源结构将发挥重大的作用。
输气管道若发生泄漏，极易引起火灾爆炸事故。不但使输气系统破坏，造成生命和财产的重大损失，还会由于突然停止供气，使用气的工矿企业停工停产，造成很大的间接影响和损失。由此可见，输气管道的安全运行与国民经济的发展和城市居民生活息息相关。因此，加强安全管理，保障管道安全运行的意义重大。
本章重点介绍输气管道投产的安全管理。
1.天然气管道的投产过程
陆地天然气管道投产过程如下：
（1）测径、清管。在管道清扫时发送测径清管器，测量管径变形情况。发送清管器扫除管道中的杂物。
（2）试压。对站内管道和站间管道分别进行试压。从安全角度讲，若用空气试压，高压管道(工作压力大于6MPa)中压缩空气的弹性能量很大，一旦发生破裂可能将很长的管道撕裂。由于爆管产生的冲击容易造成强烈的破坏，因此站间管道多采用水试压。
我国输气管道工程设计规范中规定，输气管道试压分为强度试验和整体严密性试验。强度试验时，位于三、四级地区及输气站内的管道应采用水试压，一、二级地区的管道可以采用气体或水试压。严密性试验在强度试验合格后进行，可以用水或气体做试验介质。
注：我国《输气管道工程设计规范》（GB 50251—2003）中规定，地区等级划分按管道中心线两侧各 200 米范围内，任意划分2km长度，并能包括最大聚居户数的若干地段，按划定地段内的户数分为四个等级。即一级地区：15户或以下区段；二级地区：15户以上、100户以下的区段；三级地区：100户以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、发展区，以及不够四级稠密的地区；四级地区：四层及以上楼房（不计地下室层数）普遍集中，交通频繁，地下设施多的地段。
（3）除水、干燥。试压结束后，进行管道排水、扫线，在压缩空气的推动下发送清管器，排除管道中的水，并用泡沫清管器擦除管道中的残水，然后对站间、站内管道进行干燥。
（4）置换、注气投产。在天然气管道投产中，一般情况下先在管道内注入一定量的氮气（根据经验，管道经过平原地区，注入氮气量可为管道容积的5%左右，在山区一般为7%左右）置换空气，再注入天然气置换氮气。用氮气隔离空气和天然气，在管道内不产生空气和天然气混合气体段。以防止气体在 7
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管道内流动时产生静电或气流带动管内残留杂务与管壁碰撞产生火花，引燃混合段内的天然气，产生爆炸。
其中，在试压、清管、测径等阶段的作业过程，天然气管道与输油管道基本相同。除水、干燥施工是天然气管道的特殊要求。
2.输气管道投产前干燥
2.1 输气管道干燥的重要性
输气管道在投产前推荐采用水进行试压，这是最安全的试压方式。但是在清管过程中，很难将管道内的存水全部清理干净。对于几百公里长的管线而言，管道中存水有可能多达数百吨，这是一个绝对不能忽视的问题。管道内液态水的存在会降低天然气的输送能力，还会使天然气的含水量升高，从而导致供气品质下降，影响用户的正常使用。另外，天然气管道中存水还是引发多种事故的隐患：管道中残留的液态水是造成管道腐蚀的主要原因；其次，管道中液态水是形成天然气水合物的必要条件之一；再有，管道中的液态水低温时还会造成管道低洼处的冰堵，管内积水如果形成冰堵，少则影响输气量，严重时会造成停输的重大事故（比如陕京管道一线在1998年就发生过三次冰堵，严重影响正常生产）；同时，管道内的水还对输气管线的阀门有不同程度的损坏，从陕京一线运行的经验，可造成GOV干线截断阀门阀腔内积水，也可造成旁通阀门执行机构的锈蚀，使阀门操作困难。
综上所述，在管道投入运行之前，必须进行除水、干燥处理，使管道内空气露点达到规定的要求。2.2 输气管道干燥的要求
（1）干线输气管道的水露点要求
干燥结束时管道出口空气的水露点不高于-20℃。
检测方法：在干燥管道的出口端，用露点仪连续检测出口空气的水露点，露点连续低于-20℃的时间不小于30分钟时，可认为合格。
（2）站内管道的水露点要求
干燥结束时管道出口空气的水露点不高于-20℃。
检测方法：在干燥管道的出口端，用露点仪连续检测出口空气的水露点，水露点连续低于-20℃的时间不小于10分钟即可。由于站内管道复杂，在干燥时不能留下死角。
输气管道干燥后，即使管内空气的水露点达到-20℃，高压输气管道在冬季低温条件下，仍有达到生成水合物条件的可能。美国和加拿大规定输气管道干燥的标准为水露点低于-40℃，直接用天然气置换空气投产。欧洲的法、德等国规定输气管道干燥的标准为水露点低于-20℃，投产时在空气与天然气之间充入一段氮气作为隔离段，一方面避免了空气与天然气的接触，提高了安全性；另一方面氮气的水露点更低(可低于-70℃)，能进一步干燥管道。2.3 管道干燥的主要方法
（1）干燥剂法
此种方法是用高浓度干燥剂置换管道中的试压水。用多个清管器形成清管器组(俗称清管列车)，在清管器之间充入高浓度的干燥剂(甲醇、乙二醇、二甘醇、三甘醇等)，这些干燥剂也是良好的水合物抑制剂。靠后继介质的压力推动清管列车前进，排除管道中的水，并且用干燥剂置换清管器窜漏的水达到
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干燥的目的，将除水和干燥两个环节一次完成。这种干燥并不是真正意义上的干燥，而是用干燥剂置换了残留在管道中的水，置换完成后在管道的沿线残留少量的干燥剂水溶液，能有效的抑制水合物的生成。有时还将干燥剂制成凝胶置于清管列车的前段和后段，增加清管列车的密封性以提高除水效果。欧洲的ZEE管道和我国的平湖至上海的天然气管道就采用了这种方法。
（2）真空干燥法
此方法有除水和干燥两个阶段。在除水阶段用空气吹扫或发送清管器置换管道中的存水，在干燥阶段采用真空泵从管道的一端抽气，在管道内形成负压使水分蒸发并随着气体排出管道。此方法在崖城13-1气田至香港的输气管道投产中应用。
（3）超干空气法
此方法的除水阶段与真空干燥法相同，在管道的干燥阶段将深度脱水的超干空气(水露点在-50～-70℃)注入管道，吸收管道中的残水使管道干燥。加拿大到美国的联盟管道采用了此方法，中石油在涩宁兰管道的局部管段上用此方法进行过试验，并在西气东输管道、陕京二线等输气管道采用了此方法进行干燥，得到了良好的效果。
（4）输气管道干燥方法的选择
干燥剂法的优点是工期短，在管道中预置干燥剂有利于防止水合物的产生。缺点是干燥剂和凝胶的使用必须达到一定的量，而且收发清管器组和接收凝胶等作业比较复杂，因此对几百公里或更长的作业段施工比较合适。最经济的方案是利用高压天然气，将除水、干燥与投产几个环节连续进行。长距离的海底管道不能分段作业，此方法的优势明显。
真空干燥法和超干空气法的应用有置换和干燥两个阶段。真空干燥法从管道中抽气使水分蒸发到一定程度后让管道吸入干空气，再抽气蒸发、再吸气，多次重复地进行，根据抽出空气的水露点判定管道干燥的效果。此方法作业简单，但不能连续工作，干燥的速度慢，效率低。超干空气法是在管道的一端注入超干空气，在管道的另一端排气，根据排出气体的水露点判定管道的干燥效果。此方法能连续作业，干燥的速度比真空法快。对于陆上管道或干燥段的长度在150km以内，应首选超干空气法。西气东输管道和陕京二线输气管道均采用了超干空气法，分若干作业段进行干燥。2.4 干燥剂法工艺与技术参数（1）清管列车的组成
清管列车由水基凝胶、干燥剂、干燥剂凝胶组成。选用 7 个(或更多)直板式清管器组成清管列车，在前两节车厢内充入水基凝胶，最后两车厢内充入乙二醇基凝胶，中间的车厢内充干燥剂(水合物抑制剂，如甲醇、乙二醇、三甘醇等)。
在凝胶段加清管器有助于形成良好的密封。此方案的用意在于用干燥剂置换管道死角(支管、阀坑等处)的水，并将水合物抑制剂预置在管道中。（2）凝胶和干燥剂的使用量
根据国内外天然气管道干燥施工调研，干燥剂的用量为管道容积的 0.3%～0.5%，其中有内涂层管道用量少，无内涂层的管道用量大。
甲醇对防止水合物的效果最好，价格便宜，但毒性较大，在使用的时候需考虑环保和作业人员的安
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全。选用乙二醇和三甘醇主要考虑是价格的因素。（3）清管列车的运行控制
推动清管列车的动力可以是经过干燥的压缩空气，也可以直接用天然气推动清管列车投产(位于欧洲北海的 ZEE 管道就是如此)。清管列车的运行速度以0.4～1.0m／s为宜。在清管列车运行初期管道内基本是水，摩阻较大，需要的压差大。
随着清管列车的运行，管道中的水越来越少，大量的压缩气体积蓄了较大的能量，需要在适当的时机，停止向管道内供气，靠气体的膨胀继续推动清管列车前进。停止供气的时机需要通过能量平衡计算，否则管道蓄能过多，将在清管末端给管道的出口造成较大的冲击。2.5 超干空气法工艺与技术参数（1）超干空气法干燥工艺
超干空气法干燥工艺主要包括：除水、擦水、注气干燥、封闭惰化管道等过程。
除水是用压缩空气推动清管器排除管道中的水。作业的关键设备是清管器，目前常用的清管器有直板形、皮碗形和球形三种类型。直板形清管器的优点是清污、排水效果最好，可以双向运动；缺点是通过能力较差，如果管道施工质量不佳，容易卡住清管器。清管球的通过能力最强，基本不受管道转弯半径的限制，但窜漏量大、清污、排水效果较差。皮碗清管器的优缺点介于两者之间，在可能的情况下应尽量选择直板形清管器。为了提高排水效果可以采用多个清管器(清管列车)连续清管。
擦水是指擦去管壁上0.1～0.2mm 厚的水膜。除水以后，管道的低洼处仍难免有少量的水聚集，通常发送能吸水的泡沫清管器，在清扫管道的同时擦掉管壁上的水。在擦水的过程中可以连续发送泡沫清管器，并在管道的出口观察泡沫清管器的吸水程度，或通过发球前和收球后对清管器称重，检验擦水的效果。
注气干燥。经过擦水以后，管道内基本不存在积水，管壁上的水膜也大大减薄。这种程度的含水量在管道输气时，仍有可能形成水合物，因此还需要进一步干燥。在管道的一端注入经过干燥的空气，吸收管道中的水分，在管道的另一端检测流出空气的水露点，判断管道中水分的含量。为了加快施工进度，在擦水的过程中也可以同时进行干燥作业。
封闭、惰化管道。管道干燥完成后在正式输气前应保持管道中有 0.1～0.2MPa(表压)的正压，并封闭管道，防止空气中的水分再进入管道。如果有条件也可以向管道内充入氮气惰化管道。（2）管道干燥作业时清管器的速度
用压缩空气推动清管器排水时，清管器的运行速度控制在0.4～1.0m／s为宜，可以采用控制管道出口水流量的方法控制清管器的速度。在擦水阶段，清管器的运行速度应控制在5m／s左右为好，速度过快擦水效果不佳。影响清管器速度的因素有管道施工质量、地形条件、管道存水情况、清管器的类型、清管器的过盈量等，可以通过调整管道进出口压差控制清管器的运行速度。2.6 真空干燥法工艺与技术参数
真空干燥法只是在管道干燥的过程与超干空气法不同。真空干燥过程可以有几个阶段：排气降低阶段、水分蒸发阶段、真空干燥阶段。
抽气至管内压力为使用装置所能承担的最低压强，停止抽气，密闭稳定 24小时，空气的水露点达
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到-20℃时，管道的干燥合格。
3.输气管道的气体置换
新建成的管道经过吹扫、强度及严密性试压及干燥合格，由施工、设计、运行部门共同进行检查、验收合格后，进入投产试运阶段。投产的过程主要是向管道内注入天然气，置换管道内的空气，然后进入天然气试运阶段。
置换投产是输气管道工程建设中的一道重要工作程序。投产中，管道的天然气置换是最危险的阶段，由于管道在施工中有可能遗留下石块、焊渣、铁锈等物，在气流冲击下与管壁相撞可能产生火花。此时管内充满了天然气与空气的混合物，若在爆炸极限范围内，就会爆炸起火。置换过程及清扫管道放空时，大量天然气排出管外，弥漫在放空口附近，容易着火爆炸。
由于天然气与空气混合浓度达到5%～15%的范围时，遇明火会产生燃烧或爆炸，所以应采取措施把天然气与空气隔开。天然气管线投产时要采用惰性气体对输气站及站内管线进行置换，也可以利用干线管道内气体置换输气站的工艺管线及设备。干线管道中气体置换时宜在空气和天然气之间输送一段惰性气体，置换用惰性气体一般选用氮气。氮气或其它惰性气体的隔离长度应保证到达管线末端时，空气不致与天然气混合。
置换作业时，在下游放空置换出的气体，放空口应远离居民点和交通道路；在放空口周围设置半径 300m 的隔离区；在放空口附近设取样点，定时取样化验。
4.输气管道投产的安全
投产过程中，可能出现泄漏或爆管，使天然气大量外泄等事故。故必须制定可行的天然气置换空气的方案和发生事故后应采取的处理措施，投产指挥和操作人员都必须严格执行投产方案中各项安全措施。由于参加投产工作的部门多，人员多，必须加强组织领导，合理分工，密切协作，做好各项准备工作，抓好安全教育，落实安全措施，才能保证投产试运顺利进行。4.1 投产前的准备工作
（1）制定各项安全规章制度。如各工种的以岗位责任制为中心的生产制度、安全操作规程、安全检查路线图、设备保养、维护规程等。
（2）对管道操作员工进行培训，要做到各工种的操作人员熟悉本岗位的工艺流程、操作规程、安全规定及异常事故处理操作方法等。培训后应进行考核，合格者方能上岗操作。
（3）工程全面完工后，要组织质量检查验收。各站场管网、站间管道要清扫，保持畅通；各种设备、仪器仪表安装完毕后要调试合格；全线通信要畅通，同时应有备用通讯方案。
（4）投产领导小组及各专业组的人员要落实，职责分工应明确，保证各部门能在统一指挥下，紧密配合、协同一致地工作。
（5）气源要落实，能满足投产阶段的用气量。配备化验人员及化验分析仪器，定时对气质进行分析，以保证天然气质量达到管道输送的气质要求。
（6）组织好抢修队伍，配备好抢修用的车辆、器材、救护设备及足够的消防器材。（7）制定切合实际情况的投产试运方案，报上级批准后，应向广大员工反复交底。4.2 投产试运的安全措施
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（1）高度重视并认真做好投产前的各项准备工作，为安全投产一次成功奠定基础。
（2）对职工及沿线群众进行安全宣传和教育：要求参加投产的职工做到熟悉各项安全生产制度、岗位安全操作规程；熟悉常见事故处理方法；掌握消防灭火器材的使用方法；对参加投产的操作人员要进行详细的技术交底，并进行投产操作演练，做到岗位明确，职责清楚；向沿线民众做好宣传，投产期间要求人、畜、车辆不能在管道附近停留；站场设立警戒区，有明显的“禁止烟火”和“禁止通行”标志，非工作人员不得进入输气站场及操作区，在警戒区内严格控制一切火种。（3）天然气置换安全要求
① 置换中操作要平稳，升压要缓慢，一般应控制天然气的进气流速不超过5m/s。站内管线置换时，起点压力应控制在0.1MPa左右；
② 置换放空时，根据情况适当控制放空量。最后剩余氮气的泄放点要合理选择，减少对环境的影响；
③ 无风天气放空时应考虑放空管周围天然气浓度不得达到爆炸下限。在放空口附近设取样点，定时取样化验；
④ 放空过程中，在放空口周围半径 300m 的隔离区内应禁止烟火。
（4）放喷吹扫。为了加快置换速度，沿线各站常常采用放喷吹扫。用天然气放喷吹扫时，应首先进行天然气置换，置换完管内空气后，先关上放空阀，待放空区域的天然气扩散开后再点火放喷。为了便于天然气扩散及放喷的安全，应注意的问题有：
① 吹扫放喷口应选择在空旷、开阔、人员稀少的地方，避开民房、工厂、铁路、公路要道及高压电线；
② 放喷口前200m、左右各100m、后方50m内不得有人、畜和建(构)筑物；
③放喷口应朝上，与地面夹角不宜小于45°，放喷管线要固定牢靠，放喷阀门应操作灵活； ④ 吹扫口周围 50m 内应设专人警戒，监测气体浓度及扩散危险区范围，严禁在夜间进行吹扫作业；
⑤ 在通球、置换及严密性试验的升压过程中，无关人员不得进入管道两侧 50m 以内，没有下达检查命令时，工作人员不得在管道上停留。投产领导小组下达检查命令后，各岗位人员应对站内及管道进行检漏，发现问题及时报告、处理。
（5）置换投产前应进行全线检查，检查的项目包括：
① 检查落实置换投产的组织和站场人员配备； ② 检查落实置换投产用的各类物资及装备； ③ 检查落实置换投产的临时工程及补充措施；
④ 检查站场和阀室阀门的开关状态，要求阀室的截断阀全开，其余全关，站场的阀门全部关闭； ⑤ 检查清管器接收、发送筒是否严密可靠；
⑥ 检查落实站场仪表自动化系统和电动阀的调试情况； ⑦ 检查落实注氮口和连接管是否准备好； ⑧ 对所有放空管线的固定情况进行检查。
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（6）进入阀室必须有两人同时在场，检查人员应配有防爆手电筒，并保持联系。
（7）天然气进入管道后，如发现严重漏气必须在 500m 范围内严禁一切火源，并立即关闭上、下游阀门，切断气源，无关人员撤离现场，组织力量进行抢修。
（8）各站场消防器材必须配备齐全到位，抢险人员在指定位置待命。为预防突发事故，应适当配备救护车和防毒面具等救助设备。
（9）全线投入运行后，应认真检查、监护各种设备、仪器仪表工作是否正常，各运行参数(如输量、工作压力、各段压降等)是否符合要求，工艺流程、阀门开度是否正常，发现异常情况要及时处理。
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第三章 输气运行安全管理
1.气质监控
管输天然气中有害的成分及含量的多少，对管道的工作状况、经济效果和使用寿命有重大影响。气质问题是关系管道安全的根本问题，输气企业应该根据管道的实际情况，对所输气体提出明确的质量标准。
1.1 天然气中有害杂质的危害
（1）机械杂质
输气管道中天然气的流速很高，如果夹带机械杂质如砂、石、铁锈等，可能给管道或设备造成磨蚀，也有可能打坏仪表。
（2）有害气体组分
天然气中的有害气体组分如H2S、C02、H2O等，可能引起管道腐蚀，降低天然气的使用性能或产生毒害等。
（3）液态烃
液态烃在管道低凹处积聚会降低管道输气能力。清管时排出的轻烃处理不慎容易引起火灾事故。烃液能稀释压缩机润滑油使管道内排污的残液中含有较重组分，还能导致燃气轮机出现燃气喷嘴结焦进而停机的现象，危及管道的安全运行。
因此，必须严格控制管道输送天然气质量，进入长输管道的天然气应经过净化处理，达到管道输送天然气质量标准。管输气体的净化，一般由矿场完成，必要时输气企业也可在管道首站或中间进气站设净化装置。
1.2 管输天然气的气质要求
我国管输气质采用以下标准：管道输送天然气必须清除机械杂质；天然气的水露点在最高输气压力下应低于周围环境最低温度 5℃，烃露点在最高输气压力下应低于周围环境最低温度。硫化氢含量应低于 20mg/m，有机硫含量小于 200mg/m。天然气的气质还关系到输气管道站场工艺设备(燃气轮机和压缩机等)与各种控制测量仪表的工作条件，在制定气质标准时应同时满足这些方面的要求。天然气作为商品供给用户时，其质量由输气企业负责，气质指标除净化度外，还包括气体热值等。1.3 天然气的气质监测
天然气气质应在输气管道的输入、输出点，进行监测和控制，主要包括：天然气的水露点、烃露点和排污量、气体温度、含硫量、天然气热值监测等项目。
（1）天然气的水露点监测。除了在进口设水分析仪并定期测试外，还可以利用露点仪在沿线站场上监测天然气的水露点。如果水露点超标要及时清管。
（2）烃露点和排污量监测。使用露点仪或根据天然气的组分计算。
（3）气体的温度检测。控制气田来气温度和各压缩机站的出站温度不能太高。高温对管道输气量、内外涂层寿命和阴极保护效果均有影响。一般规定不超过 49℃。
（4）含硫量检测。主要是控制天然气的腐蚀性和对大气的污染，常以硫化氢含量或总硫含量表
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示。主要用色谱仪或荧光光度计法测量。
（5）天然气热值监测。在国外，天然气的价值与其热值有关，为了保护用户和供气企业的利益需要监测供气的热值。欧美等西方国家对热值的监测比较普遍，我国目前尚未实行。供气方应定期提供气质检测报告，并在管道的入口复检。
2.线路维护
输气管道自然地貌的保护、线路巡查的内容及要求与输油管道基本相同。本节主要介绍输气管道线路及设施维护的特点。2.1 管道的防洪和越冬准备
为保证管线安全，每年洪水季节和冬季到来之前，必须有计划地进行防洪和越冬的准备。由于管线及所在地区的气候和地形的特点，这些措施的内容不能一概而论，但通常应考虑以下项目：
（1）防洪工作
检查和维修管线的管沟、护坡和排水沟，检修大小河流，水库和沟壑的穿跨越段； 检修线路工程的运输和施工机具，维修管线巡逻便道和桥梁，检修通讯线路，备足维修 管线的各种材料(包括条石、块石等建筑材料)；与沿线地方物资供应部门和政府防汛办公室建立联系，以防在紧急情况下可以获取草袋、编织袋、木桩等防汛物资；与管道沿线水利部门建立联系，时刻了解管道附近水库等水利设施蓄水与放水泻洪等情况，提前采取防洪措施，保护管道的安全；雨季到来后，应加强管道的巡逻，及时发现和排除险情。
（2）越冬工作
秋冬是输气管道的最大负荷季节。冬季到来后，管道及其设备常因环境温度过低，热应力超限而发生破坏，而线路检查和施工条件此时又比较困难。因此，入冬前应及时做好越冬准备，加强管道工作的可靠性。在越冬准备工作中，除修好机具和备足材料外，要特别注意回填裸露管道，加固管沟，检查地面和地上管段的温度补偿措施，检查和消除管道漏气点，清除管内积液。防止水化物也是管道线路部分的一项重要作业。
2.2 输气管道线路截断阀的维护
线路设备指线路截断阀及其管汇、管道的紧急切断控制系统、放空管、清管装置、内外防腐等装置及其所属的仪器和仪表。这里主要讲述线路截断阀、管道的紧急切断控制系统的内容。
为了便于进行输气管道的检修，缩短放空时间，减少天然气放空损失，限制管道事故危害的后果，输气干线上每隔一定距离，需设置管道截断阀。在某些特别重要的管段两端(铁路干线，大型河流的穿跨越，地震断裂带等)也应设置截断阀。施工期间干线截断阀可用于线路的分段试压。干线截断阀的间距通常以管线所处地区的重要性和发生事故时可能产生的灾害及其后果的严重程度而定。我国《输气管道工程设计规范》(GB 50251-2003)规定，按输气管道通过地区的等级，即按沿线人口及建筑物的密集程度，从稀疏到密集分为一级～四级。从一级～四级地区，输气管道截断阀最大间距分别为 32、24、16、8km，所规定的间距可以稍作调整，使截断阀安装在容易接近的地方。由于人口密度和其他国情的不同，世界各国对此间距的规定亦有所差异。
（1）对输气管道截断阀的要求
管道安全管理
① 严密性良好。截断阀如果发生漏气事故时不能有效切断气源，不仅造成大量天然气损失，还有发生火灾的危险，而且可能引起自控系统的失灵和误动作。
② 易损零部件有较长寿命。管线投产后，截断阀只有管道停输和排空的时候才有进行内部检修的机会，而且时间有限。如在管道运转期间，密封系统或其它部分的易损件发生问题，输气管道的生产安全就会受到很大威胁。
③ 强度可靠。截断阀除承受与管道相同的试验和工作压力外，还要承受安装条件下的温度、机械振动和自然灾害(如地震)等各种复杂的应力。截断阀的断裂事故将造成大于管道断裂事故的损失。
④ 耐腐蚀性强。截断阀上的金属和非金属材料应能长期经受天然气所含各种成分的腐蚀，而不变质。
⑤ 具有可靠的大扭矩驱动装置。正常运行时，截断阀一直处于全开位置，需要动作时，往往面临发生事故的紧急状况。为了保证动作的可靠性，它要有较大裕量的驱动扭矩。高压大口径截断阀不能用直接的或机械减速的手动方式开关，这种方式不能达到干线截断阀紧急关闭所需要的速度。截断阀的驱动方式应能在短时间内(最短的时限小于 1min)完成阀门的关闭和开启动作。
⑥ 截断阀全开时，阀孔通道的直径应当与管道的内径相同且吻合。阀孔上的任何缩小或扩大都可能成为清管器的障碍，并且还会积存污物，导致清管器卡堵和阀门的损伤。
⑦ 可以采用远距离遥控或就地控制。发生事故时，往往需要截断阀能按照感测到的信号(压差和流量的剧变)由控制中心按预定的程序关闭。
（2）输气管道截断阀的紧急关闭系统
截断阀的紧急关闭系统的类型有：由线路上的事故感测系统把信号传送到中央控制室，再由中央控制室遥控阀门关闭；由附带在阀门上的事故感测系统就地控制阀门关闭。
截断阀的紧急关闭系统的组成：①有驱动阀门的能量储备。这种储备的主要形式是气体蓄能罐，有时还需用蓄电池作为信号装置的电源，但一般情况不用动力电源来驱动。②有准确的事故感测装置。这种感测装置有地震感测和管道断裂感测两种。地震感测装置按地震的加速度或振幅限度发出控制阀门动作的信号。管线断裂感测装置根据管线断裂后出现的压力或流量异常发出信号。输气管道上多采用感测管道中气体压降速率的气动装置。事故感测装置必须十分准确，漏报或错报都可能造成严重的后果。在输气干线中现在通常选用气液联动阀GOV（本书工艺设备中有详细介绍）作为紧急截断阀。
截断阀前后应设连通管和平衡阀。阀的上下游均应安装放空阀和压力表。放空管的直径通常取干线直径的1／3，出口引向阀的下方。放空立管要牢固稳定，并不得有任何角度的弯曲和倾斜，以防排放高速气流时破坏。立管的地下部分，应有混凝土基墩。立管须高于附近建筑物。
（3）线路截断阀的维护
截断阀的动作性能应当定期检查，包括就地和远控测试。陕京管道规定，干线截断阀（GOV）每年进行一次远程和就地关断、开启的测试。干线仪表要定期校验，保持良好的状况。2.3 管线的检查
管线应当进行定期的测量和检查，用各种仪器发现日常巡逻中不易发现或不能发现的隐患(管道的微小裂缝，腐蚀减薄，应力异常，埋地管线防腐绝缘层损坏，管道变形等)，具体内容有：
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（1）外部测厚和绝缘层检查
在沿线或重点地区某些管段挖坑检查，检测的项目有绝缘层强度、电阻率、与金属的结合力，遭受机械或生物损害的情况，金属表面的腐蚀情况，管道四周各方位上的壁厚等。检查的对象还应包括管道其它附属的埋地设施。
（2）管道检漏
管道泄漏主要依靠当地群众的报告和巡线工人的定期检查，较大的泄漏可以及时发现。通过农田的管线应在田禾收割后、下种前或在休耕季节通过观察、嗅觉和天然气检漏仪等方法检查。严重腐蚀和已有可疑迹象处应作为检漏的重点。在陕京管道大港-永清段由于打孔盗气使管道泄漏，造成泄漏点上方土质颜色发生变化，经开挖检查，发现为打孔盗气。
（3）管线位移和土壤沉降测量
管线位移和土壤沉降会在管线固定点造成过大应力，损坏支墩、支座和防腐涂层。可能发生这种危险的地方有：沼泽、堤坝、采掘场、穿跨越及容易塌方、滑坡和疏松的土壤（黄土塬）。位移和沉降测量参照事先设置的基准点或附近固定对象的高程和方位，这种测量亦可直接使用应变仪。重要的穿越和存在着实际威胁的地方每年应检查 l～2 次。
水下管沟的位置和覆盖情况，在第一次洪水季节过后应进行一次水下检查，以后则视需要而定。（4）管道取样检查
从更换下来的管子或从管道上取样，能全面检查管道的腐蚀情况，其内容可包括机械性能试验，金相分析，厚度和内壁粗糙度测量等。这些数据是检查管道管理和防腐工作实际效果的直接依据。从管壁上直接取样检查，要根据管理和研究的需要决定，并随管道的计划检修安排。
3.站场的安全管理
国家和政府通过制定安全政策、法津、法规、条例等，由各级行政职能部门对企业的安全生产进行监察和监督管理。企业安全管理的主要内容包括：建立和健全各级安全管理机构，明确各级的职责和权力。制定和完善企业的安全规章、制度，制定各岗位的安全操作规程和安全责任制。对全体职工及特殊岗位工作者的安全培训、安全教育。组织各种安全活动：安全生产分析、安全检查、安全宣传、总结评比等。事故管理也是安全管理的重要内容之一。主要包括事故调查、分析、统计、事故处理报告、提出预防措施、资料管理等工作。
现代安全管理应用安全系统工程的理论和方法，使系统的安全处于最佳状态。它用系统工程的理论、方法，分析和研究系统中不安全因素的内在联系，检查各种可能发生的事故的概率及其危险程度，对风险做出定性及定量的评价。在一定投资、生产成本等约束条件下，把发生事故的可能性及造成的损失减低到目前可以接受的水平。根据风险评价的结果，提出相应的整改措施，把有限的资源最佳配置，以达到控制或消除事故，创建安全、卫生的劳动条件，保护公众和职工的生命安全和身心健康的目的。只有这样，才能有效地提高劳动生产率，保护生命和财产不受损失，保障生产安全、稳定发展，从而提高企业的社会和经济效益。这种现代安全管理的方法通过危害因素识别和风险评价，划分风险程度、级别，指导人们预先采取降低风险的措施，预防事故的发生，全面提高管道系统的安全水平。
站场安全管理中的安全技术是为了控制与消除各种潜在的不安全因素，针对劳动环境、机具设备、管道安全管理
工艺过程、劳动组织以及工作人员等方面存在的问题，为了预防事故或减轻事故后果，而采取的技术措施。它包括工艺、设备、电气、操作与控制等各个方面。不同的行业、工种，由于其危害因素、劳动条件等不同，安全技术也就各具特点。但安全技术总的发展方向是使生产过程机械化、自动化和密闭化。随着科学技术的进步，安全技术也在不断发展，安全技术措施也日益更为先进。这样不仅可以改善工人劳动条件、保障安全生产，同时也是提高劳动生产率、保证产品质量的重要手段。
站场安全管理的技术措施包括两个方面：预防事故发生和减少事故的损失，这些设施归纳起来主要有以下几类：
（1）减少潜在的危险因素
这种减少潜在的危险因素，使事故失去产生的基础，是预防事故的最根本措施。例如：在新工艺、新产品开发时，尽量避免使用有危险性的物质、工艺和设备。选用不燃和难燃物质代替易燃物质，用无毒和低毒物质代替有毒物质，使火灾、爆炸和中毒事故难以发生。
（2）降低潜在的危险因素的强度
某些潜在的危险因素往往要达到一定的程度或强度才能造成危害。通过一些措施降低它的强度，使之处于安全范围内，就能防止事故发生。例如，输气管道内腐蚀的主要原因是：天然气中含有H2S、CO2等酸性气体，在有水分存在的条件下，会产生电化学腐蚀过程，使管线及设备产生全面腐蚀或局部腐蚀，造成管线及设备的壁厚减薄或点蚀穿孔等破坏。在进人输气干线的气体净化处理厂中，要求将天然气中所含水分、H2S 等脱除到一定值，达到管输天然气的气质要求，这就从源头杜绝了输气管道的内腐蚀。
（3）联锁保护
当设备或装置出现危险情况时，以某种方法强制一些元件相互作用，以保障生产安全。例如，当检测仪表显示某工艺参数超过预定的安全限达到危险值时，与之相应的控制器就会自动进行调节，使之处于正常状态或安全停运。在本书SCADA系统中介绍的站场ESD系统，就是一个典型的例子。
（4）隔离操作或远距离操作
当人与施加危害的物质、物体接触时，就存在发生伤亡事故的可能性。如果将两者隔离开或保持一定距离，就可以避免人员伤害事故的发生或减弱对人体的危害。例如，对放射性、高温和噪声等的防护，可以通过设置隔离屏障、提高生产自动化及遥控程度等，防止操作人员接近有害物质，都属于这类措施。在输气生产中，放空作业或进入压缩机厂房都要求佩带耳塞；带电作业中要求穿戴绝缘靴和绝缘手套；检查卫星通讯接收器要求穿防辐射工服等。
（5）设置薄弱环节 预防设备损坏
在设备或装置上安装薄弱元件，当危险因素达到危险限之前，这个环节预先破坏，或将能量释放，或将装置安全停运，从而防止重大事故发生。例如在压力容器上装安全阀或爆破膜；在储存轻质油品的拱顶油罐的罐顶，安装呼吸阀与液压安全阀；在电气设备上装保险丝等。在天然气站场中也有这样的例子，如：在一些支线分输站或城市门站的调压器后，汇管或出站口处安装安全阀，一旦调压失效，下游压力上升，达到安全阀的设定值，安全阀将自动开启泻放压力。
（6）提高设备强度、增加安全裕量
管道安全管理
为了提高设备和设施的安全程度，采用增大安全系数、加大安全裕量，提高结构强度的方法，防止因结构破坏而导致事故发生。
输气管道设计时，管子壁厚计算中，管壁厚度与强度设计系数的大小成反比，即一条输气管道，在相同的设计压力、管径和管材的条件下，若强度设计系数越大，管壁厚度就越小，反之亦然。强度设计系数选择是按管道通过的地区等级来划分。我国的《输气管道工程设计规范》（GB 50251—2003）中规定，地区等级划分按管道中心线两侧各 200 米范围内，任意划分2km长度，并能包括最大聚居户数的若干地段，按划定地段内的户数分为四个等级。户数在 15 户或以下的区段为一级地区；有四层及四层以上楼房、人口集中、交通频繁、地下设施多的区段为四级地区。在划分地区等级时，还应考虑到 能够改变该地区等级的发展规划。从一、二、三级到四级地区，输气管道的强度设计系数分别为：0.72、0.6、0.5、0.4。可见同一条输气管道，在四级地区的管壁厚度是一级地区壁厚的1.8倍。这就是输气管道设计中用控制管道强度来确保管线自身的安全性，从而对周围的建构筑物提供安全保证的设计原则的具体体现。在—级地区的管道沿线是荒郊野外和人口稀少的地方，一旦发生事故，对外界的危害程度不大。同时干线管道与工厂内部管线相比，外形较简单，安全度较小是合理的。在四级地区，管道处于人口稠密、交通频繁的地区，管道一旦发生破裂事故，由于高压输气管内聚集了大量的弹性压缩能量，急剧释放及发生火灾、爆炸对周围环境和公众生命财产的危害极大。因此，在这类地段增加管壁厚度、增加管道强度，提高其安全度很有必要。这一提高输气管道自身强度安全的原则，已在许多工业发达国家采用，我国的设计规范也采用这一原则。就陕京一线山西段为例，管道自西向东要跨过黄河，穿过黄土塬地区、平原地区、河道和山区，管道壁厚变化也比较大。其中，黄河管桥管道管壁为14.3毫米，河流穿越段和经过四级地区的管道壁厚为8.74毫米，普通地区管道壁厚为7.14毫米。
（7）警告提示
警告可以提醒人们注意，及时发现危险因素或危险部位，以便及时采取措施，防止事故发生。常用警告牌或警告信号的作用：警告牌是利用人的视觉引起注意，警告信号可以采用声、光等报警。在天然气管道经过居民密集地区、穿越铁路、公路和河流及其它特殊地段时，都要设置明显的警告标志，说明管道位置及危险等内容，以免因不知道管道位置和危险而发生损伤管道的事故。为了便于找到埋地的管道的准确位置，满足维护管理、阴极保护参数测量的需要，在管道沿线需要设置几种地面标志，如：里程桩（一般兼有测试功能）、转角桩、标志桩、加密桩、警示牌等。这些标志也起到了警示的作用，由于它们标明了管道位置，可以减少和防止建设施工时因情况不明造成的第三方损伤。
4.输气管道运行管理
（1）输气管道的调度管理：输气管道的调度是生产运行的指挥，负责分析、调整运行参数及调配气量，制定输气计划，保证对用户的供气。输气管道调度的主要职责包括：
●根据输气、供气合同，制定合理的供气计划和运行方案。当计划或运行方案发生变化时，及时调整、协调，做好气量调配工作。
●根据管道储气设施情况、全线运行工况及季节、昼夜用气量的特点，做好供气调峰，保障安全供气。
●定期分析输气管道的运行参数，包括分析设备的输送能力、运行效率、动力消耗、清管效果等，管道安全管理
使运行方案最优化。还应从水力、热力及气质参数变化中，及时发现输气管道泄漏或堵塞等异常现象，并采取相应的处理措施。
●调整运行参数由值班调度负责下达指令。变更天然气的运销汁划，改变生产流程及特殊情况下的调度指令，应由调度长批准后下达。接受调度指令的单位，应及时反馈执行的情况。
●在输气管道发生事故或受到事故威胁的情况下，由值班调度决定和传达紧急调度指令，由现场人员采取应急措施，防止事态扩大，同时向上级汇报情况。
（2）输气管道的运行管理应遵循有关的规范，如天然气管道运行规范、输油输气管道仪表及自动化设施管理规定、输油输气管道电气设备管理规定等等。例如，为了安全运行，应注意：
●管道运行压力不应高于其允许最高操作压力；
●管道内天然气温度应小于防腐层允许最高温度，保证管道的热应力符合设计的要求； ●应根据管道实际条件及输气计划，制定经济合理的运行方案与供气调峰； ●应配备专业技术人员对管道的系统进行日常维护等等。
5.输气管道运行清管作业的安全要求
清管是一项要求严细的工作，应严格按照有关的安全操作要求进行，并应注意投产前和运行后清管的不同特点。投产前清管通球时，在管内有施工中留下的较多的杂物和某些管段变形较大的情况下，运行中容易卡球、破球，可能卡球的位置还不清楚，这给清管带来困难。投产后，输气管内的沉积物的种类、性质、数量等与所输天然气的组成、净化程度有关，放空排污物中有易燃易爆物质，容易引起火灾爆炸等重大事故。应根据这些因素来制定相应的安全措施。主要内容如下：（1）认真细致的做好清管准备
制定通球清管方案，作为指导清管工作的依据。包括制定清管操作步骤、安全注意事项、事故预测及处理方法。根据管道条件估算通球参数：清管球运行速度，站间通球所需时间，所需推球压差等，以帮助分析判断通球运行是否正常。
全面检查和试验清管设施及有关系统，有故障应及时排除。收、发球筒进行严密性试验合格；清管球外径、重量、质量要测量合格，使用前必须将空心的清管球内灌水、加压、排尽空气，与管内径的过盈量大于3%～5%；清管球通过指示器应动作灵活，信号发送正确；各种仪表应调校合格，保证流量、压力计量准确；放空排污管固定牢靠；阀门要灵活好用，密封可靠。
检查了解输气管道变形情况及跨越段是否稳定。变形较大管段应估计卡球的可能性，以免卡球。薄弱的跨越结构应加固，防止通球时造成剧烈振动，引起破坏。（2）通球操作安全注意事项
① 打开收、发球筒的快速盲板之前，必须关闭与之相连的阀门后，方可打开放空阀卸压。待球筒内气压降至零，确信不带压后，才能打开盲板；
② 清管球装入球筒时，要用不产生火花的有色金属工具将球推至球筒连接的大小头处，以防止无压差发球失误。关上快速盲板后要及时装好防松楔块。球筒加压前要检查防松楔块及防松螺丝是否已上紧；
③ 加压及打开盲板时，操作人员不准站在盲板前面及盲板的悬臂架周围，防止高压气流冲出或盲
管道安全管理
板飞出伤人；
④ 通球操作开启阀门要缓慢平稳，进气量要稳定，待发球筒充压建立起压差后，再开发球阀。球速不要太快，特别是通球与置换管内空气同时进行时，球速不应超过5m/s；
⑤ 因硫化铁粉遇空气可能自燃，所以应采用湿式作业法收球；
⑥ 从收球筒取出清管球时，应先关闭进筒阀，打开放空阀、排污阀卸压，确信收球筒不带压时，再打开快速盲板。快速盲板打开后用可燃气体检测仪进行检测，确认空气中天然气含量在爆炸低限以下时，才能取出清管球。取球时应慢慢拉出，防止摩擦产生火花。（3）放空排污的安全
放空排污的操作应平稳，放空排污阀不能猛开猛关，要控制排放天然气的流速在 5m/s 以内，避免污水喷至排污池外。若排空天然气含量大于其爆炸上限，放空的天然气应点火烧掉。
若预测到管内排出的污水中有凝析轻烃，必须将含油污水用管线密闭输送至钢质储罐内。罐体及管线应可靠接地。严禁敞开排放含油污水，避免轻烃流窜、挥发而发生火灾。
管道清管时，应截断支线的阀门，避免干线中的杂物、积液排人支线。待清管球通过后，再打开支线截断阀。输气干线上的截断阀应全开，以利于清管球通过。不允许半开或节流，以防止清管球猛烈撞击阀板造成阀门损坏发生事故。如陕京管道规定在清管前，要取消干线截断阀（GOV）的自动关段功能，防止清管过程中由于管道内压力变化，可能引起GOV自动关闭，从而造成清管器对阀门的破坏。
运行中的输气管道在清管前应认真分析管内沉积物的种类、数量，制定相应的安全措施。例如：管内凝析的轻烃较多时，根据液态烃数量、管线压力分布情况及末段管线的分离器和油罐的接收能力，确定排污方法。清管器将积液推到管线末段后，在低压段的管内挥发，气流将其携带至末站，在分离器集中，密闭输至油罐，按液烃进行储存和运输。
清管器运行故障处理应注意，当清管球被卡时，常常增大进气量，提高球前后的压差来推球解卡。进气升压应缓慢进行，防止上游管段超压或因突然解堵后，球速过快引起管线、设备振动而造成破坏。
6.输气管道水合物的防治
前面已经介绍过，水合物会造成管道、阀门和一些设备的堵塞，严重影响管道的安全运行。形成水合物需要有足够的高压、低温和游离水。长距离输气管道防止水合物生成的措施主要有两方面，一方面除去天然气中携带的水分，使其水蒸气分压降低到不能生成水合物的水平；另一方面是清除管中存水。目前，高压天然气管道在铺管施工结束后都要采用水压试验，投产前彻底清除管道残留的水，并进行干燥是防止生成水合物和避免管道腐蚀的必要措施。在输气管道运行中应经常注意监控管道内存水及水合物生成情况，及时采取相应措施，避免水合物堵塞。
在输气管道运行中还需经常监控天然气的气质，通过系统监测及对管道运行参数的分析，判断管道内是否出现水合物及可能堵塞的部位，及时采取防治措施。6.1 输气管道运行中气质监控
输气管道的进气口应配备气质监控仪表，包括微水分析、硫化氢和二氧化碳分析仪等，应每天测定一次天然气的水露点；对烃露点、硫化氢和二氧化碳含量的测定一般每月一次；当供气的气源的组成、性质有变化时，应及时取样测试、分析。气质分析和监测资料应整理、汇集、存档。
管道安全管理
天然气中有害成分超过高报警限的设定值时，分析仪给出报警信号，提醒操作员监督来气质量或要求天然气卖方加强净化处理。若超过最高允许值时，可以切断进气。例如，当H2S含量超过最高允许值时，分析仪可以发出一个关断来气管线流程截断阀的指令信号，自动关断来气流程上的阀门，停止H2S含量超标的天然气进入输气干线或进气支线。6.2 SCADA 系统监控
大型输气管道都采用先进的计算机控制系统即 SCADA 系统，监控管道的运行。可以及时发现不正常的工况，包括水合物堵塞的情况。
（1）输气管道 SCADA系统的功能
输气管道的 SCADA 系统担负着管理、控制和数据采集等任务，还有系统仿真、信息管理及培训等功能，主要包括：
●确保人员、设备及管线最大程度的安全，能够快速鉴别和校正不正常和不安全的运行工况； ●保证所输送天然气的数量和质量，能够快速判别管道内储气量及输气量的异常情况，检测泄漏； ●为管道运行管理分析提供准确可靠的数据资料，实现输气系统的优化运行；
●为保证 SCADA 系统的高度可靠性，系统中所有重要的硬件，例如系统的主计算机及各站的远程终端装置 RTU 等，均采用冗余备份。
（2）输气管道的应用软件内容
输气管道的应用软件要根据每条管道的具体条件开发，通常包括：
实时模拟软件：利用输入的数据计算沿线各点的压力、温度、流量等参数，与实际工况同步，可以用来判别潜在的运行问题；
在线预测软件：从管道现有的状态开始，按照操作者编制的代表实际的操作过程，进行模拟计算，对有潜在问题的工况的模拟结果，应有报警报告；
仪表分析软件：用于确定仪表测量参数的重复性和仪表漂移范围，能自动转变参数以减少仪表偏离校正值对数据准确性的影响；
泄漏监测及定位软件：利用输入的数据计算天然气泄漏量大小并确定泄漏点的位置；
输气管道自救能力分析软件：根据实时模拟软件、管道储气设施的情况、供气量需要及事故点位置等条件，分析计算管道事故发生后维持供气的能力与维持供气的时间；
离线培训模拟软件：可以直观、生动、安全地对各级的管理人员、操作人员进行岗位操作培训。6.3 输气管道水合物堵塞的处理
（1）加强监控，预防水合物堵塞运行中若发现天然气的水露点超标，或由水力、热力参数分析得出管内可能有积水时，一方面要求供气方提高天然气脱水质量；另一方面应加大输气管道清管力度。可以采用连续多次清管，尽可能排除管内积水。在压力、环境温度等条件可能时，增大输气量，以带走管内较多水分。
冬天，特别北方的冬天，由于取暖供热的需要，天然气用量要增加很多，管道在高 输气量工况运行，容易生成水合物。在冬季到来之前，应加强上述工作，保证在低温、高压的工况下，不致出现水合物堵塞的情况。
管道安全管理
（2）输气管道水合物解堵方法
堵塞段放喷降压。水合物的形成温度随压力下降而降低，当管道内天然气压力降至低于此温度下水合物生成的压力范围时，水合物就会分解。但这种方法损失气量很大，只能作为解堵的应急措施，只在管道完全堵塞情况下使用。
加入抑制剂，如甲醇、乙二醇、二甘醇、三甘醇等。抑制剂可以吸收部分水蒸气进入溶液中，使天然气露点降低，使水合物分解。
提高天然气的温度。对发生堵塞的位置采取局部加热或在堵塞点上游对气体加热的方法能化解水合物。
上述几种方法在第一篇中都做了详细的介绍。
7.输气管道维修及动火的安全管理
有计划地检修及事故抢修时，常需要更换管段或对漏气、破裂的管线补焊，还有时在不停输的情况下进行。即使停输后维修，也不可能完全排空长距离管线内的天然气。因此，操作中必须绝对注意防火、防爆和人身安全。7.1 输气管道的维修工作
管道的维修工作按其规模和性质可分为例行性(中修)、计划性(大修)和事故性(抢修)三种，一般性维修(小修)属于日常性维护工作的内容。（1）例行的维修工作有以下项目：
① 处理管道的微小漏气(砂眼和裂缝)；施工周期按实际需要。② 检修管道阀门和其他附属设备；施工周期 1～4 次／年。
③ 检修和刷新管道阴极保护的测试桩，里程桩和其它管线标志；施工周期 1 次／（1～3）年。④ 清除管道防护地带的深根植物和杂草；施工周期 1 次／年。⑤ 洪水后的季节性维修工作；施工周期 1 次／年。⑥ 露天管道和设备涂漆；施工周期按现场需要。（2）计划性维修工作按实际需要决定，其内容包括：
① 更换已经损坏的管段，修焊穿孔和裂缝，更换绝缘层； ② 更换截断阀等干线阀门； ③ 检查和维修水下穿越段；
④ 修筑和加固穿越跨越两岸的护坡、堡坎、开挖排水沟等土建工程； ⑤ 更换阴极保护站的阳极、牺牲阳极、排流线等电化学保护装置； ⑥ 部分更换压缩机站、调压计量站等站场管线的维修工程； ⑦ 部分更换压缩机站机组及其辅助设备和零部件的维修工程。
（3）事故性抢修指管道发生爆裂、堵塞等事故时，被迫全部或部分停产进行的紧急维修工程。抢修工程的特点是，突发重大事故的紧急状况下，必须针对发生的情况，立即采取安全、快速的措施，连夜完成。这种工程应当由经过专门训练，配备成套专用设备的专业抢险队伍施工。在国内天然气管道中，业主一般都配备自己的抢修队伍，抢修队伍主要由电焊工、管工、电工等工种组成；主要设备包括：发电
管道安全管理
机、电焊机、割管器、对口器、抢险车辆、照明设备、辅助工具等。业主也可根据情况与当地其他具有管道施工抢险能力的承包商签定合同，负责管道的抢险工作。7.2 天然气放空
输气管道的干线或站场设施及管道维修时，都首先要将高压天然气放空，使管内压力下降至规定范围。
（1）站场放空
输气管道的站场外都有固定的放空立管，站场内的管道都能与放空立管连通，对于站内管道或工艺设备在检修时都要通过站外放空立管点火放空。
（2）干线放空
干线管道放空要首先关闭作业段前后的截断阀，用放空阀将管道内的天然气排空。由于天然气管道经过的地区往往海拔高度不同，使放空端存在高差。如果采取两端放空，若不保持管道内存在微正压，可造成“烟囱效应”（管道内的天然气从高点被抽出，低点处的空气就进入到了管道内，使管道内存在空气和天然气的混合气，极易发生爆炸事故）。因此干线放空必须控制管内剩余压力为微正压（0.01MPa）。
（3）天然气放空的安全
整段管道的压力监视对放空安全十分重要。动火段两端关闭了的截断阀，至少应有二人值班，配备电话机与施工点联系。其职责是：观察干线截断阀另一侧的压力变化，保证阀门严密关闭；与施工点保持经常联系，报告截断阀两侧压力；观察放空管口的排气状况；按施工组织者的指示完成其它有关工作。
放空过程中，由于管道两端放空管口的高差，压力较高时可采取两端同时放空，以加快放空的速度。根据经验，当管道内天然气压力降到0.2～0.5 MPa时，可关闭高点处放空口，用低点处的放空口继续放空，防止产生“烟囱效应”。当管道压力降至 0.1MPa 左右时，就应注意压力表的指示值和放空管口的排气情况，一旦达到预定压力，应立即关闭放空阀。7.3 输气管道的动火作业
动火作业是输气管道计划和事故维修工程的基本施工方式。在管道试压中，动火作业也往往是不可缺少的。计划性维修作业的动火应安排在输气管道负荷较小的时候。
（1）动火作业的内容
输气管道动火作业步骤和工序与输油管道基本相同，如主要有切断气源、放空、隔离、切割、组装、焊接等。
其中，天然气放空要求与输油管道要求排空、放净不同。一定要保持管内留有规定的剩余压力，防止空气进入形成爆炸性气体。取出隔离器后，要排除施工管段内的空气，再封上隔离器孔。还有，放空的天然气宜点火烧掉。
修复的管段应经过焊缝质量检查和试压，合格后才能投入运行。
事故抢修中，排空和切断干线多在土方工程之前，为尽量缩短停气时间，防腐绝缘和回填可放在管道恢复输送之后。
管道安全管理
（2）动火维修工程计划
输气管道动火作业应严格遵守有关安全规范及管理规定，事先制定动火计划并经过审批(见表9-3.2 动火作业审批单)。动火计划主要包括以下内容：
① 管道名称、施工地点和施工日期，动火作业的开始和结束时刻，工序明细表；
② 安全岗、施工机具、通讯没备、施工人员的布局，参加施工的全体人员名单、职务和负责的工作；
③ 管道的线路、设备、自动装置和电化学保护装置等的停、开程序； ④ 管道动火作业区详图（包括消防器材摆放的位置和数量）； ⑤ 准备工作的性质和工作量； ⑥ 修复后的试压方案；
⑦ 安全防火技术措施。施工方案和作业区的布置图，事先必须使全体施工人员了解清楚； ⑧ 作业过程中的危险因素分析表； ⑨ 应急预案。
7.4 输气管道动火作业的安全管理（1）严格动火管理
长距离输气管道维修动火，大部分都是在生产运行过程中进行的，相应的危险性也较大。有的虽然经过放空，但有的管段较长，很难达到理想的条件。因此，凡在输气管道和工艺站场动火，都必须按照规定程序和审批权限，办理动火手续。
动火审批主要应考虑的安全问题：一是动火设备本身；二是动火时的周围环境。动火施工时，必须经过动火负责人检查确认无安全问题，待措施落实，办好动火票后(见表9-3.1)，方可动火。要做到“三不动火”：即没有批准动火票不动火；防火措施不落实不动火；防火监护人不到现场不动火。动火过程中应随时注意环境变化，发现异常情况时要立即停止动火。（2）动火现场安全要求
① 动火现场不许有可燃气体泄漏。
② 坑内、室内动火作业前，可燃气体浓度必须经仪器检测，浓度应小于爆炸下限的20%才能动火。否则应采取强制通风措施，排除余气。
③ 动火现场 10m 以内应无易燃物。
④ 坑内作业应有出入坑梯，以便于紧急撤离。⑤ 动火后应检查现场，确认无火种后，才能离开。（3）更换输气管段的安全要求
① 排放管道内天然气时，有专用点火器时，应先点火后放空。若管道地形起伏，从多处放空口排放时，处于低洼处的放空管将先于高处放完。为了保证管内留有一定余压，在放空口火焰降至大约 1m 高时，关闭放空阀门。
② 切割缺陷（或事故）管段宜采用防爆切割机械。
③ 割开的管段内沉积有黑色的硫化铁时，应用水清洗干净，防止其自燃。若管内有凝析油，动火
管道安全管理
前应在管道低洼处开小孔，将油抽出，开孔及抽油过程中不断注入氮气。
④ 管段焊完恢复输气时，应首先置换管内空气。若有硫化铁存在，可在清管球前推人一段水或惰性气体，将自燃的硫化铁熄灭，防止混合气爆炸。（4）输气站内管线维修的安全要求
输气站内设备集中、管线复杂、人员较多，除了遵守上述维修安全要求外，维护人员应熟悉站内流程及地下管线分布情况，熟悉所维修设备的结构、维修方法。还应注意：
① 对维修、抢修过程中已经确定的阀门状态，除应设置“禁止开、关阀”标志外，还应对其进行锁定。锁定后，钥匙应有施工负责人掌管，以绝对防止阀门被人为误动作而发生严重事故。如图9-3.1。
图9-3.1 阀门锁定示意图
② 对动火管段必须截断气源，放空管内余气，用氮气置换或用蒸汽吹扫管线。对边生产边检修的站场，应严格检查相连部位否有串漏气现象，或加隔板隔断有气部分，经验测确认无漏气时才能动火。
③ 管道组焊或修口动火前，必须先用可燃气体检测仪检测，使可燃气体浓度低于爆炸下限的20%后，方可作业。作业过程中还须随时对天然气浓度进行监测，发现可燃气体浓度超标，立即停止施工。
④ 站内或站场四周放空时，站内不得动火；站内施工动火过程中，不得在站内或站场四周放空。动火期间，要保持系统压力平稳，避免安全阀起跳。
管道安全管理
第四章 天然气管道事故应急预案
1.天然气管道事故应急预案的制定
“安全第一，预防为主”是安全生产的方针，而预防就是为了避免或减少事故和灾害的损失。在日常工作中，居安思危，常备不懈，才能在事故和灾害发生的紧急关头反应迅速、措施正确。要从容地应付紧急情况，需要周密的应急计划、严密的应急组织、精干的应急队伍、完备的应急救援设施、灵敏的报警系统和完善的应急预案。由于经济环境、社会环境、人文环境的不同，国内外天然气管道事故应急预案有很大的不同。本章只介绍国内天然气管道事故应急预案。1.1 制定事故应急救援预案的必要性
事故应急预案，又名“事故应急处理预案”、“应急救援预案”。最早是化工生产企业为预防、预测和应急处理“关键生产装置事故”、“重点生产部位事故”、“化学物品泄漏事故”而预先制订的对策方案。万一发生事故(或故障)有应急处理程序和方法，能快速反应、处理故障或将事故消除在萌芽状态。采用预定的现场抢险和抢救的方式，控制或减少事故造成的损失。
近年来，事故应急预案已从化工行业推广和扩展到其他各行各业，从针对化学事故的对策发展到多种灾害预防和救援。涉及各生产经营单位的灾害种类主要有火灾、爆炸、中毒、工伤事故、自然灾害等，都应制定事故应急预案。天然气管道输送和储存的介质为易燃、易爆、有毒的石油、天然气，属于高风险行业，也必须制定事故应急预案。
2003年12月23日四川重庆开县境内的一口天然气井在作业时井喷失控，H2S含量很高的天然气外泄，最终造成243人死亡的重大事故，经济损失严重，社会影响极大。“12.23”事故引起了我国政府和有关企业对建立和加强安全预警机制和应急救援体系的高度重视。在这次的事故调查总结中，特别强调了编制和完善事故应急预案的重要性。在随后一年多的时间里，国家和石油天然气行业都相继制定了有关事故应急预案的法规及规程。中国石油天然气股份有限公司还组织编写了《中国石油天然气股份有限公司输油输气管道A类事故应急预案》、《中国石油管道分公司应急准备与响应控制程序》、《输天然气管道事故二、三级应急预案编制导则》等规程，指导管道事故应急预案的编制。
对于天然气长输管道，编制事故应急预案的必要性在于：（1）我国法律、法规的要求
《中华人民共和国安全生产法》中规定，生产经营单位的主要负责人组织制定并实施本单位的生产安全事故应急预案。还规定：危险物品的生产、经营、储存单位以及矿山、建筑施工单位应当建立应急救援组织。
国家安全生产监督管理总局2004年出台了《危险化学品事故应急救援预案编制导则(征求意见稿)》，提出了事故应急预案编制的基本要求。《中国石油天然气集团公司突发特别重大事故应急救援预案》中，要求天然气管道企业针对自身特点，制定紧急救援预案，并保证其有效性。
（2）事故应急救援预案是工程建设项目安全验收的条件之一
《中华人民共和国安全生产法》规定，生产经营单位不具备安全生产条件的，不得从事生产经营活动。因此，制定事故应急救援预案将作为建设项目安全“三同时”验收的条件之一。
管道安全管理
“三同时”即对于新建、改建、扩建的工矿企业，或革新、改造的工程项目的保证安全生产的设施，都要与主体工程同时设计、同时施工、同时投产。其目的是保证生产经营单位和职工生命财产的安全，防止突发性重大事故发生，并能在事故发生后得到迅速有效地控制和处理。
（3）天然气管道输送是高风险行业，需要制定事故应急救援预案，以降低事故的损失。
天然气管道输送和储存的介质为易燃、易爆、有毒的天然气，天然气泄漏可能引起火灾、爆炸和中毒等重大事故，需要及时、有效地抢险和救援，才能防止事故扩大，减少人员伤亡和财产损失。这就要求事先对危险源和危险目标及可能发生的事故类型及其危害情况进行预测和评估，充分考虑管道系统实际条件，使事故发生后能够及时、有效和有序地进行事故处理和救援。
2004年以来，各天然气管道企业，特别是近年新建成的大型管道都很重视这项工作，都进一步制定和完善了管道系统的事故应急预案。中国石油天然气股份有限公司所辖西气东输管道、陕京输气管道、涩宁兰输气管道等都已将预案内容与管道沿线各省、市、自治区的有关部门进行交流，将管道的事故应急预案纳入地方的紧急救援体系中。1.2 天然气管道事故应急预案制定的原则
制定管道事故应急预案的目的是为了加强各级管理机构对重大事故的应急处理的综合指挥能力，提高紧急救援的反应速度和协调水平，明确各级人员在事故应急处理中的责任和义务，以达到保护生命、保护环境、保护财产，保障公众秩序和社会稳定的目的。
天然气管道事故的影响按对社会公众的影响又可分为直接影响和间接影响。管道发生爆炸、着火、泄漏等直接威胁公众安全的为直接影响；而由于天然管道输送设备故障造成输气管道停输，下游用气单位停产，使社会公众正常生产和生活受到影响的为间接影响。应有针对性地分别制定应急预案。
天然气管道事故的特点是一般事故发生地远离控制中心和抢修中心。发生管道事故后，抢修主力到达现场实施抢修时，往往都在事故发生若干时间以后。所以首先控制中心和事故发生地或临近的站场要正确判断并进行及时的操作，尽可能减轻事故的危害和控制、减轻次生灾害。
在事故发生到抢修人员到达现场这段时间如何采取有效手段，采取什么手段就显得非常重要。同时如何确保抢修人员和抢修设备及时到达现场也是应急预案要重点解决的问题。为了达到以上目的，要根据管道系统的实际条件，制定快速、有效的事故应急预案，并做到常备不懈。
应根据事故类型、危害程度及可能发展的情况，采取企业自救与社会救援相结合的形式，将企业的事故应急预案纳入地方政府的应急救援体系中。1.3 天然气管道事故分类及应急预案分级
根据事故的严重程度和影响范围将事故分类，相应制定不同级别的应急预案，对应于不同的管理级别。一般可将天然气管道的事故分为 A、B、C 三类。1.3.1 事故分类
（1）A 类事故
当管道发生大损伤或破裂，天然气泄漏后造成火灾、爆炸等事故，造成人员伤亡，对周围环境影响严重，或管道损伤严重，使管道必须中断输气的事故。
（2）B 类事故
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管道穿孔或较小裂纹引起的少量天然气泄漏，或自然灾害引发的管道裸露、悬空或漂浮，可以不停输补焊或处理的事故。
（3）C 类事故
因设备故障或其它原因造成的站场、阀室的电力、通讯等故障，或管段冰堵、水合物积聚等，可以通过工艺参数调整或临时措施处理而不致对管道运行造成较大影响的事故。
例如，下列表象之一均属 A 类事故：
●管道设施发生火灾、爆炸事故造成死亡3人或3人以上，或重伤10人以上的事故；
●管道开裂或断裂，造成天然气大量泄漏，中断输气，对人民生活的正常秩序、社会经济、生产活动造成严重影响的事故；
●人口稠密区或环境敏感区(如旅游区、自然保护区等)，因天然气泄漏可能或已经造成危及生命财产安全或严重环境污染的事故；
●管道泄漏可能或已经导致重要交通干线(如铁路、高级公路、主要通航河流等)阻断的事故； ●站场发生大量泄漏并引发火灾、爆炸，需要紧急中断该站场运行及停止给本站用户供气的事故。1.3.2 应急预案分级
管道输送企业针对 A、B、C 三类事故，将应急预案按实施主体分为三级。地区管道分公司为一级，管道分公司下属输气分公司、维抢修中心为二级，输气分公司下属站场、维抢修队为三级。
（1）A 级事故应急预案
这是重大事故，应分别制定一、二、三级应急预案。一旦出现 A类事故时，就自下而上地启动三级、二级和一级预案。
（2）B 级事故应急预案
由管理处（分公司）和站场分别制定二、三级预案。当出现B级事故时，就顺序启动三、二级预案。
（3）C 级预案
由各站场编制 C 级事故的应急预案。1.4 天然气管道事故应急预案的主要内容
事故应急救援预案是在认识危险，了解并评估事故发生的可能性，通过对事故后果的预测和估计，针对事故特点所制定的预防和应急处理对策。事故应急救援预案应由外部预案和内部预案构成，相互独立又协调一致。针对同一种重大事故，政府部门根据当地安全状况制定外部预案，生产经营单位负责制定内部预案。管道企业应负责天然气管道事故应急内部预案的制定，主要内容包括： 1.4.1 应急救援的组织机构及其职责
企业的应急救援组织机构由应急指挥领导小组、应急救援办公室作为常设机构，下设事故应急救援指挥部和应急保障支持系统(两者为非常设机构)组成。
企业应成立由企业主要负责人及生产、安全、抢修等部门负责人组成的事故应急救援预案“指挥领导小组”，并设应急救援办公室。当发生重大事故时，以指挥领导小组为基础，立即成立事故应急救 援指挥部和应急保障支持系统。企业总负责人任领导组长，负责事故应急抢险的总指挥，有关主要负责
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人任正、副组长。根据应急预案的要求，各级组织和人员各负其责，指挥和负责协调抢险救援工作。
在编制事故应急救援预案时，应明确各机构负责人及成员名单。事故应急预案启动时，若企业总负责人和有关主要负责人不在企业时，由生产部门或其他部门负责人代为临时总指挥，全权负责应急救援工作。
应急救援预案中应明确应急组织机构的组成及其职责，包括：（1）应急反应组织机构、参加单位、人员及其作用；（2）事故应急反应的总负责人，以及每一具体行动的负责人；（3）列出管线沿线区域能提供援助的有关机构；（4）在事故应急过程中各职能部门的职责。1.4.2 危险目标确定
根据本项工程具体情况，在社会和自然环境的危险和有害因素分析基础上，通过危险源辨识，判断可能发生的事故种类及重大事故情况，找出各部分的主要危险目标。这些工作是编制应急预案的基础，也是决定应急预案是否有针对性、是否适用的关键因素之一。主要内容是：
（1）确认可能发生的事故类型、地点；（2）确定事故可能影响范围及严重程度分析；（3）事故发生概率与频度分析。
对于天然气管道系统，管道泄漏的火灾爆炸事故、站场泄漏的火灾爆炸事故、第三方破坏事故，以及地震、洪水、泥石流等自然灾害的应急预案是应该考虑的重大事故。根据有关部门统计，第三方破坏事故已经上升为天然气管道的主要事故，其在各类重大事故中比例已超过70%。1.4.3 事故信息收集和报告
准确了解事故的性质和规模等初始信息是决定启动应急救援预案的关键。报警和接警是应急响应的第一步，应对此做出明确规定。
（1）报警
应急救援预案应明确，当发现事故后，向哪里报警，如何报警，由谁来报警。● 确定管道生产运行系统本身的报警系统及反应程序； ● 确定管道沿线的报警方式及电话等；
● 明确与管道沿线当地政府及主管部门的通讯、联络方式，以便应急指挥和疏散； ● 明确现场应急抢险人员紧急求援的方式。（2）接警
对接警的要求是通过向报警人员询问事故现场情况后，按通报程序的规定，迅速向有关应急机构、上级主管部门、政府等发出事故通知。
接警时尽量了解现场的一切信息，包括管道事故点的位置、地貌、发生时间、交通状况、管道受损情况，场地有无停车位置、有无泄漏及泄漏量大小等情况，初步判断属于哪类事故，为应急中心及时考虑抢险车辆、人员、设备及物资提供比较清晰的信息。
（3）事故信息收集
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对报告人员、时间、报告程序、报告记录及存档内容等做出明确规定。对重大事故隐瞒不报或不及时上报、谎报等情况，要追究当事者的责任。
（4）事故信息发布
事故发生后，应将有关事故的信息、救援工作进展等情况及时向媒体和公众发布，以消除公众的恐慌不安心理。发布信息时应由发言人或授权发言人按照及时、客观、有利于公众理解的原则向外发布信息。
1.4.4 事故应急处理方案
这是应急预案的核心内容，应根据管道的实际条件及可能发生的事故特点，制定各种事故发生后的应急处理措施。包括事故后的工艺处理、检测、事故控制、抢险、救援、引导群众撤离疏散等措施。
（1）天然气管道生产运行控制
●要制订不同事故发生时各天然气管道调度运行指挥的操作程序和原则； ●要制订不同事故发生时的站场操作方案。（2）应急抢修措施
●要明确抢修现场指挥程序和负责人；
●要明确可用于应急抢修设备、车辆及车辆到达现场的路线、方式等； ●要制订出不同类型事故应对方案和步骤； ●要明确事故现场的警戒原则和范围； ●要与有关机构签订互援协议；
●要列出可用于应急的抢修设备、物资、通讯设施、消防车辆等； ●要有可用的危险监测设备；
●要有可用的个体防护装备(如呼吸器、防护服等)。1.4.5 应急资源保障
应急资源是应急救援所需的人力、物力等资源保障，需要根据管道实际条件和事故后果考虑，在经费、设备、人力、通讯、医药等方面都应明确和落实配备。
（1）应急抢险队伍和设备、物资
管道系统应配置相应的应急物资、抢修设备和人力。若抢修力量主要依托周边其他企业时，要了解其抢修设备、人员能力等情况能否满足要求，并与企业签订有关合同，明确抢修的职责、要求等。发生 A 级事故时，应报上级主管调配周围油田、石化等企业的抢修力量支援，以保证事故发生后能及时有效地开展抢修作业。
事故抢修所需设备、抢修物资、车辆、交通运输工具、特殊设备等应有足够数量外，还应定期检查，保持在良好的状态，可以迅速投用。
（2）通讯、联络
应由有线、无线通讯的专用电话和网络、警报等手段组成的通讯网络，确保应急状态下通讯畅通，有条件的单位还可配备应急卫星通讯车（如陕京管道）。有规定的信号、标志等，便于及时进行事故报警，发布紧急疏散警报等信息。
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预案中应明确规定各级应急指挥机构与事故现场的联络方式、手段，以保证事故发生后通讯畅通，事故情况能及时上传和下达。应保证事故发生后与当地政府、消防、公安、医疗部门联络的畅通，以便能得到各方面的支援。
（3）技术保障
应建立应急抢险专家库，包括管道专家和当地地质、地震、水文等相关部门的专家信息，建立和逐步完善内、外部专家信息网。在抢险过程中专家组参与分析、研究及调查处理，为事故处理和调查提供技术支持。
（4）应急情况下天然气供应保障
针对管道特点及用户特点，制定天然气应急供应保障计划。要根据管道本身条件、主要用户的类型和特点、事故可能发生地段及事故类型等情况，制定各种事故工况下的应急供气计划。1.4.6 社会救援支持
预案中应明确规定事故后向地方各部门请求救援的部门和内容。例如向当地政府、当地公安、消防部门、医疗卫生部门、邮电交通运输部门、环境保护部门、气象部门等请求救援。
由当地政府出面协助安定公众情绪，组织人员疏散；公安消防部门控制危险源，扑救火灾和维护现场，组织安全警戒；卫生部门进行医疗救护工作；交通部门组织人员、物资运输等等。在各部门协调配合的支援下，可以使事故处理、抢险工作顺利进行。
应将管道企业的应急预案纳入地方的应急反应体系中。1.4.7 公众参与和配合
事故应急预案中要突出公众参与的原则和内容，使重大事故发生后涉及到的公众能减少生命财产损失。
（1）日常安全宣传教育
日常坚持向管道系统周边的群众进行安全知识宣传教育，使他们在事故发生后有能力采取适当的自我保护措施，能够迅速撤离危险区域。
（2）避险、疏散
在重大事故预案中应有附近居民的避险措施，并与当地政府配合进行避险的培训和演练。（3）建立事故通报机制和事故后与当地的配合机制。
2.天然气管道事故应急救援体系
2.1 地区事故应急救援体系
《中华人民共和国安全生产法》第六十八条规定“县级以上地方各级人民政府应当组织有关部门制定本行政区域内特大生产安全事故应急救援预案，建立应急救援体系。” 要建立应急救援体系，就要求事故应急处理预案分级编写。所谓分级，指系统总的预案包含各子系统的分预案，而子系统分预案包含子系统内各级的预案。各层事故应急救援预案编写提纲一致，具有相对独立性和完整性，又与上下层预案相互衔接。
一个地区制定的本行政区域内特大生产安全事故的外部应急救援预案，应包含该地区内涉及的易燃易爆和危险化学品生产的企业、公共场所、要害设施等内部预案；还应考虑外部预案与企业内部应急预
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案的接口(联络、信号、报警、协调等)；起到地方政府、安全生产监察、消防公安、公共安全、事故应急救援、卫生救护与企业的协同一致，及时处理、控制突发事故，尽量减轻损失。
大型企业的内部预案应在总体控制下编制，并将各子系统不同情况下的事故救援方法和程序汇编成册。企业总的内部预案与子系统内部预案编写提纲一致，形成为大环套小环的结构。
建立天然气管道应急救援体系，包括建立管道企业各级的应急救援组织机构，编制各级的天然气管道应急救援预案，进行应急救援预案的培训和演练等一系列工作。并将企业的应急预案纳入地区政府的应急救援体系中。2.2 管道企业应急组织机构
（1）应急组织机构
天然气管道应急组织机构由应急领导小组、应急办公室、现场应急指挥部和应急保障支持机构组成。其中，现场应急指挥部和应急保障支持为非常设机构，在应急状态下立即组成，由应急领导小组指挥，行使相应的职责。
应急指挥部一般包括以下五个组成机构：现场抢险组、生产保障组、事故调查处理组、事故善后处理组、综合组。
（2）现场的应急组织机构
现场建立应急组织机构，接受上一级应急领导小组的领导、指挥。应急组织机构一般由应急领导小组、生产调度组、现场抢险组、安全保卫组、后勤保障组和通讯联络组组成。
（3）站场事故抢险组
各输气（压气）站成立事故抢险组，受输气处（分公司）事故应急领导小组直接领导。平时由组长负责事故抢险的各项组织准备工作。2.3 应急预案的编制
各级应急领导小组负责组织人员，分别编写天然气管道的各级事故应急预案。其中，A 类事故需要编制一、二、三级应急预案。
应急预案的编制要求：
（1）每一潜在事故都要编制应急预案；
（2）先描述潜在事故的具体状况，确定控制的目标；再按应急组织及相应职责、应急物资的具体要求(数量、存放地点、质量要求、功能要求)、消防设备、应急救援设备、安全隔离装置的布置、外部信息联络的方式及电话(含有关消防、政府主管部门、直接相关方、周边社区、医院等)、内部通报的方式、联系人及联系方式、具体的应急措施和步骤、人员或财产的抢救方案、安全通道和平面布置图、可能的连带事故或环境影响、相关配套预防方案等内容，针对组织的具体情况和不同的紧急情况编写。应急措施和步骤应容易记忆，可操作。
（3）最好附具体的急救图示。2.4 应急预案的培训
由于重大事故往往突然发生，把正常的生产、工作和生活秩序打乱，如果事先没有制定事故应急救援预案，会由于慌张、混乱而制定不出有效的抢救措施；若事先的准备不充分，可能发生抢救人员迟迟
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不到位等情况。因为这些原因，往往延误了抢救的最佳时机，导致事故扩大。事先制定事故救援预案，事故发生前制定各种事故，特别是重大事故的应急方案，可以避免这种现象。但要做到事故突发时能准确、及时地采用应急处理程序和方法，快速反应、处理事故或将事故消灭在萌芽状态，还必须对事故应急预案进行培训和演练，使各级应急机构的指挥人员、抢险队伍、企业职工了解和熟悉事故应急的要求、自己的职责。只有做到这一步，才能在紧急状况时采用预案中制定的抢险和救援方式，及时、有效、正确地实施现场抢险和救援措施，最大限度地减少人员伤亡和财产损失。当然，根据实际抢险经验，发生事故后，因现场条件变化较大，抢险程序也不是一成不变的。现场指挥可根据实际情况对抢险程序进行合理的调整，以确保抢险工作顺利完成。
管道企业应制定应急培训计划，采用各种教学方式，如自学、讲课、办培训班等，加强对各有关人员抢险救援的培训，以提高事故应急处理能力。2.4.1应急培训的主要内容
应急培训的主要内容包括：法规、条例和标准、安全知识、各级应急预案、抢维修方案、本岗位专业知识、应急救护技能、风险识别与控制、HSE基本知识、案例分析等。根据培训人员层次不同，教育的内容要有所侧重。2.4.2 应急培训的对象
（1）企业领导和管理人员
他们要负责企业的安全生产，负责制定和修订企业的事故应急预案，在应急状况下组织指挥抢险救援工作。因此，他们培训的重点应放在执行国家方针、政策；严格贯彻安全生产责任制；落实规章制度、标准等方面。
（2）企业全体职工
目前管道企业的职工中有正式员工、劳务工、属地用工和临时用工等多种成员。员工的素质参差不齐，生产技术水平和安全知识、安全技术水平有高有低，必须加强培训，以提高应急反应能力。
（3）应急抢险人员
应急抢险人员是管道发生事故时应急抢险的主力军，因此要大力加强技术培训工作。抢险人员都要熟悉应急预案每一个步骤和自己的职责，切实达到临危不乱，人人出手过得硬。对应急抢险人员培训的主要内容包括：
●熟悉应急预案的全部内容，各种情况的维修和抢险方案；
●熟练掌握本单位或部门在应急救援过程中所使用器具、装备的使用及维护，掌握和了解重大危害及事故的控制系统；
●有关安全生产方面的规章制度、操作规程、安全常识； ●应急救援过程中的自身安全防护知识，防护器具的正确使用；
●本企业所辖的管道线路、站场、阀室、附属设施及周边自然和社会环境的相关信息； ●事故案例分析。
应急救援人员需要进行定期培训、定期考核，注重培训实效。（4）管道周边地区的居民群众
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天然气长输管道通过各地区的社会、经济和自然环境的条件不同，线路周边情况往往相差很大。居民的安全知识和防灾避险意识差异也很大。当管道沿线大多数地处偏僻的农村，环境相对闭塞时，更须加强安全宣传教育，使群众明了和掌握一旦发生天然气管道 泄漏的险情后，可能发生的事故和可能引发次生灾害。了解有关避险方法及逃生技能等。同时，应宣布报警电话，保证一旦发生了险情，当地居民能立即报警，并知道怎样进行紧急疏散和撤离。2.4.3应急培训的要求
需要对公司所有员工进行应急预案相应知识的培训，应急预案中应规定每年每人应进行培训的时间和方式。定期进行培训考核。考核应由上级主管部门和企业的人事管理部门负责。学习和考核的情况应有记录，并作为企业管理考核的内容之一。2.5 应急预案的演练
为了保证事故发生时，应急救援组织机构的各部门能够熟练有效地开展应急救援工作，应定期进行针对不同事故类型进行应急救援演练，不断提高实战能力。同时在演练实战过程中，总结经验发现不足，并对演练方案和应急救援预案进行充实、完善。2.5.1 事故应急救援演练的重要性
通过演练可以检查应急抢险队伍应付可能发生的各种紧急情况的适应性以及各职能部门、各专业人员之间相互支援及协调程度；检验应急救援指挥部的应急能力，包括组织指挥专业抢险队救援的能力和组织人民群众应急响应的能力。通过演练可以证实应急救援预案是可行的，从而增强全体职工承担应急救援任务的信心。应急救援演练对每个参加演练的成员来说，是一次全面的应急救援练习，通过练习可以提高技术及业务能力。
通过演练还可以发现应急预案中存在的问题，为修正预案提供实际资料；尤其是通过演练后的讲评、总结，可以暴露预案中未曾考虑到的问题和找出改正的建议，是提高预案质量的重要步骤。2.5.2 事故应急救援演练的形式
事故应急救援演练一般可分为室内演练和现场演练两种。
（1）室内演练
又称组织指挥演练，它是偏重于研究性质的，主要由指挥部的领导和指挥、生产、通讯等各部门以及救援专业队队长组成的指挥系统，在各级职能机关、部门的统一领导下，按一定的目的和要求，以室内组织指挥的形式，演练组织各级应急机构实施应急救援任务。室内演练的规模，根据任务要求可以是综合性的，也可以是单一项目的演练，或者是几个项目联合演练。
（2）现场演练
即事故模拟实地演练，根据其任务要求和规模又可分为单项训练，部分演练和综合演练三种。现场演练必须参照管道沿线当地最恶劣的自然环境和条件下进行，以达到实战的目的。2.6 应急预案的启动和终止 2.6.1 应急预案的启动
一旦事故识别并确认，应急预案立即启动。由该级的应急领导小组负责启动事故应急预案。按事故分类分别启动各级预案，例如中国石油股份有限公司规定：当 A 类事故发生，则顺序启动三级、二
管道安全管理
级、一级应急预案。当地区管道分公司一级应急预案启动时，中国石油股份有限公司 A 类事故应急预案自动启动。
事故发生后，按照对应级别(管道分公司对应县、市级的地方部门；站场对应地方乡、镇、村)通知地方应急组织机构，以快速启动地方应急预案。应向地方应急组织说明事故发生的地点、事故现场状况、现场即时处理措施等，并说明需要救援的内容：如政府部门现场紧急协调、公安部门紧急围控(安全警戒)和协助居民疏散、消防紧急布控(消防人员数量、消防车类型、人员救护所需设施等的增援)、医护现场救护、交通管制区域及方位等。2.6.2 应急预案的终止
只有在下述几方面的工作完成之后，才能确定事故应急救援工作的结束：
（1）造成事故的各方面因素，以及引发事故的危险因素和有害因素已经达到规定的安全条件，天然气输送恢复正常。
（2）在事故处理过程中，为防止事故次生灾害的发生而关停的水、气、电力、交通等恢复正常。事故应急救援工作结束后，经对现场进行检测，确认造成事故的各方面因素，以及事故引发的危险因素和有害因素已经达到规定的安全条件，由事故应急领导小组下达终止事故应急预案，通知相关部门解除危险。通知地方政府危险解除，由地方政府通知周边相关部门和地区。2.6.3 事故调查与善后处理
事故后，应按照管理权限组织事故调查组，及时认真地调查处理事故。事故发生单位，在调查组调查之前，应尽可能保持事故现场原貌，为调查事故原因提供第一手的资料。对于 A、B 类事故，现场进行抢修前，必须留有音像等资料，为事故调查提供依据。
进行事故调查时，发生事故的单位要积极配合调查组进行事故原因调查。提供事故发生点地理位置、发生的时间、当时的生产工艺参数、运行流程等资料，事故发生现场的当事人应写出书面的汇报材料，就当时的信息来源、确认、事发现场、应急处理措施等进行详细说明。
在事故后，应及时组织有关生产技术人员对现有生产情况摸底排查，并尽快恢复生产。对于管道泄漏事故,应对所采取的抢修措施进行评估。根据评估结果从场地、设施、人员等方面，以及工艺流程、试压、稳压、管道防腐绝缘、地貌恢复等方面进行事故后的处理工作。对于更换的管段，应对其进行再投用前的检查和试运行，达到运行条件后才能使用。
在事故抢修过程结束后，应组织落实对抢修环境的恢复，尽量减少对当地生态环境的影响。对抢修施工现场的污染源进行清理，避免造成周围环境的次生污染。
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第五章 典型安全事故剖析材料
在企业中，特别是输天然气企业，由于管理不到位或安全设施不到位等原因造成的事故时有发生。为深刻吸取血的教训，杜绝各类事故隐患，努力提升安全管理水平，下面将近年来中石油股份公司部分典型事故案例介绍如下：
1． 某天然气田分公司某站“1.20”泄漏爆炸事故
2006年1月20日某天然气田某站发生火灾爆炸事故，造成10人死亡，3人重伤，47人轻伤，损坏房屋21户，约3040平方米，输气管道爆炸段长69.05米，直接经济损失995万元。1.1 事故经过
该站位于四川省眉山市仁寿县某镇，两条输气干线威青线和威成线通过该站，设计日输气量950万方/天，设计压力4.0MPa，其中威青线投产于1976年，威成线投产于1967年。爆炸点为威青线Φ720管线，输送介质为净化天然气。2005年开始对该站进行场站适应性大修改造，当年12月15日完工。事故发生前已完成了改造的碰头、置换等工作，恢复了正常生产流程。2006年1月20日12时07分，该站至某站方向距装置区60米处管道发生爆炸着火，几秒钟后，距爆炸点9.4米远处发生二次爆炸；两次爆炸发生后，站内立即启动应急预案并组织人员疏散，在疏散过程中，该站至某站方向距工艺装置区约63米处发生第三次爆炸，由于爆炸点靠近紧急疏散通道，造成了严重的人员伤亡事故。1.2 事故原因分析
（1）此次事故的直接原因是由于管材螺旋焊缝存在缺陷，在一定内压下管道被撕裂，导致天然气大量泄漏并与空气混合，由管道内大量的硫化铁粉末引燃天然气造成爆炸；爆炸使管道内天然气形成相对负压，造成部分高热空气迅速回流管内与天然气混合，发生连续爆炸。
（2）此次事故的间接原因，一是管道运行时间长，疲劳损伤现象突出；二是防腐工艺落后，管道外腐蚀严重；三是管道原输送介质为低含硫湿气，导致管道内腐蚀产生大量硫化铁粉末；四是爆炸点处种植深根植物，土质疏散，为天然气冲出发生管外爆炸提供了条件；五是管道两侧5～50米内建构筑物较多，严重违反管道保护条例，扩大了损失范围；六是逃生通道不合理，紧急逃生人员遭遇第三次爆炸，从而产生重大伤亡。
（3）此次事故的发生究其深层次的原因：一是管理不严格，员工家属违反有关规定住在站场值班宿舍，致使发生重大人员伤亡；二是安全隐患整改力度不够，管道本身存在本质安全隐患，管道及站场周边违章占压现象严重；三是管道保护不到位，管道巡线责任不落实，对于管道上方种植深根植物的隐患十几年未进行处理；四是施工组织方案不落实，分公司相关业务处室未到场履行职责，各级领导对改造后的投产工作重视不够，组织不落实，管理不到位；五是“三违”现象突出，投产及连头作业中未使用氮气置换。
2． 某天然气分公司“6.16”触电死亡事故
2005年6月16日，某天然气分公司某输油站维修电工武某在配合维修队进行电气预防性试验作业过程中，突遭电击，经抢救无效死亡。2.1 事故经过
管道安全管理
2005年6月16日，该输油站在停止616线路供电情况下，进行电气预防性试验作业。该供电线路用户之一的某经贸有限公司仅由616线路单路供电，无其它供电方式。因此该经贸有限公司停电时租用一台发电机维持供电并接入本单位配电柜中，但未通知该输油站。6月16日上午9时许，由于公司业务需要，该经贸有限公司操作工尹某启动了发电机，由于尹某不清楚配电柜进线刀闸的作用，合上了进线刀闸和发电机开关，造成反送电；而此时武某正在试验作业，其临时接地线也处于意外脱落状态，从而造成武某电击死亡。2.2 原因分析
（1）此次事故的直接原因为经贸有限公司在未通知该输油站的情况下违规操作，造成反送电。（2）此次事故的间接原因，一是该输油站维修电工武某在作业过程中未按照电气作业安全规程要求采用牢固的卡钳式临时接地线，而是采用缠绕方式安置接地线，造成接地线意外脱落，失去保护功效；二是作业过程中接地线意外脱落时未及时中止作业；三是监护人员监护不到位，未对违章行为进行制止，接地线脱落时未及时发现。
（3）此次事故的深层次原因为日常安全生产管理工作中存在薄弱环节，特别是对电气检修作业及转供电过程危害因素识别不充分，安全防范措施不完备，转供电管理制度不完善，对员工的安全教育、技术培训和安全监督不到位，使员工在作业时习惯性违章，最终导致亡人事故的发生。
3．某天然气田分公司运销部“4.16”亡人事故
2004年4月16日，某天然气田分公司运销部所属天然气公司因违章指挥、违章作业发生火灾事故，造成1人死亡，直接经济损失18万元。3.1 事故经过
某天然气田分公司运销部所属天然气公司按计划对管网进行改造。2004年4月16日上午9时，在无施工组织、无施工作业方案、无动火作业手续、无应急预案、无作业请示的“五无”状态下，施工人员进入站场作业。18时15分，在未通知配气站和运销部生产调度值班人员的情况下，作业人员关闭了动火点上游121米远的Φ57管线DN50阀门（出口压力0.26 MPa），开始实施碰口作业。18时20分，配气站值班人员接到下游用户反映停气，经向生产调度询问均不知情后，随即现场巡检，发现DN50阀门关闭，在不知有人作业的情况下将阀门开启；此时正在不远处碰口作业的电焊作业引燃了天然气。由于作业场所为宽0.8米、高3米、长3.5米的狭窄有限空间，着火后管工曾某向通往开阔地带的通道逃离现场，焊工王某跑进另一端仅3.5米深的短巷，在死胡同中无法逃生，被烧伤致死。3.2 事故原因
（1）此次事故的直接原因为值班人员在未查明停气原因的情况下打开阀门，致使作业场所发生火灾。
（2）此次事故的间接原因为：作业负责人黄某违反作业管理规定，组织改造施工作业时，无施工组织、无作业方案、无作业手续、无应急预案、无请示报告，在不具备施工作业条件的情况下，违章安排动火施工；作业人员在未通知站场运行人员的情况下，擅自关闭管线阀门并开始作业。这是一起典型的违章指挥、违章作业导致的责任事故。
（3）此次事故究其深层次原因，一是该运销部内部管理不严格，员工安全意识淡薄，安全监护不
管道安全管理
到位，安全责任不落实，安全作业制度存在严重缺失；二是作业负责人只安排施工人员去站场作业，未到现场亲自组织，更没有落实作业前及作业过程中的检查、监护工作，也没有落实安全防范措施；三是站场管理不严格，人员进站无正常审批手续，进站人员无人陪同，站场值班人员对于人员进入站场擅自操作站内设备并进行动火作业不知情，站场管理存在严重失职。
4．某石油管理局某输气站“7.18”爆炸事故
1998年7月18日零时10分,某石油管理局某输气站在用天然气置换管道中天然气、空气混合气的作业过程中，发生了除尘器及其连接管道天然气爆炸事故，造成3人死亡、1人重伤、2人轻伤、直接经济损失42.4万元。4.1 事故经过
1998年6月22日，某开发公司采输某公司采气某队发现位于某输气站内DN500输气干线出站绝缘法兰〇形圈密封漏气，公司制定方案对该输气站泄漏处进行整改。由于DN250旁通阀内漏,不得不在某阀室进行放空,历时16小时,放空天然气40万方。7月15日，采输某公司按施工方案要求对47公里输气干线进行放空，油建某公司某工程队按方案对DN550绝缘法兰密封件和O形圈进行了拆换。随后进气恢复生产。
1998年7月17日23:00左右,操作人员发现某阀室至该输气站进站裸露管段明显升温，采输某公司组织作业人员采取用消防车喷淋冷却的物理措施,对管段进行表面降温。截止到7月18日0:10,在降温未果的情况下,现场人员决定对该输气站内容器管道进行置换空气，开启DN500干线进汇管的球阀和管式除尘器下部的排污阀。几乎与此同时连接除尘器的管道发生了爆炸，爆炸时的压力为2.6MPa。4.2 事故原因
（1）事故的直接原因是管道内产生的硫化铁粉末与天然气、空气混合气接触导致爆炸。
（2）事故的内在原因一是方案制定不周密，流程存在缺陷。放空时处于上游的某阀室的放空口比该输气站地面标高高38.8米，产生烟囱效应，导致大量空气在更换法兰垫时被吸入该输气站(包括站内容器)和DN500管线；二安全技术水平落后，未用氮气置换，直接用天然气置换空气；三违章操作，置换时天然气推进速度达每秒20米，是方案中所要求推进速度小于每秒5米的4倍，使得管线中的硫化铁粉末在管道中高速气流的携带下碰撞、摩擦，遇到必须的空气与天然气混合物后造成自燃；四是没有应急预案，缺乏应急措施，从当时发现管头温度上升时，现场人员只对裸露的管线部分采取了物理降温的方法，没有解决本质问题，留下了引起爆炸事故的隐患；五是临危处置不当，现场的施工人员在降温没有效果的情况下，仓促中错误打开DN300球阀(进除尘器)和管式除尘器的排污阀，欲对装置区的容器和管道进行置换空气和放空，把火源引入到装置中，并使天然气和装置区容器内的空气混合比达到5～15%的爆炸极限范围，从而导致除尘器及工艺联结管线瞬间发生爆炸。
5.某天然气干线管道遭第三方破坏事故
5.1 事故经过
2004年10月6日18时28分，某天然气企业干线管道遭到第三方破坏。一铲车在铲土作业时，捅漏了天然气管道，造成天然气大量泄漏，管道停输。接到险情报告后，管道企业配合地方政府迅速成立了应急指挥部，对事故区域进行布控，对附近道路实行交通管制。并立即启动了A类事故应急预案，关
管道安全管理
断了上下游紧急截断阀，对事故管段进行放空。放空结束后，经现场勘察，泄漏点为长9公分，宽6公分的洞（见图9-5.1），管道距离省道约50米，距铁路约120米，距高压输电线路约500m。现场立即组织进行割管、封堵、换管抢修，7日24时，现场抢修结束，管道恢复正常运行。5.2原因分析
（1）“10.6”天然气泄漏事故的直接原因，是地方施工单位在管道周围违章施工造成的。施工机械操作手在未通知现场管理单位的情况下，强行施工，破坏管道，造成天然气泄漏。
（2）事故现场桩位距离管道7米左右，现场管理单位未能及时发现并纠正这一问题。且该违章施工早有迹象，附近已经建房，现场管理单位制止不力。
图9-5.1 6． 某凝析油管线遭打孔事件
6.1 事故经过
2005年3月5日凌晨，某企业凝析油管线因不法分子打孔盗油引发火灾，严重影响正常生产。企业接到报告后立即启动了应急预案，成立现场指挥抢险领导小组，现场组织车辆拉运凝液，保证正常生产。同时调集地方消防部门到现场进行紧急扑救工作，9：00现场火情全部扑灭。抢修队伍随后开始抢修，3月6日中午12:10抢修工作完成，18:00完成扫线，恢复正常生产。6.2 原因分析：犯罪份子在打孔盗油过程中启动盗油车辆引发火灾。（见图9-5.2）
图9-5.2 40
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第六章 管道第三方破坏风险评价
所谓“第三方破坏”，主要是指由于非管道员工的行为而造成的所有的管道意外损害。美国运输部（DOT）的管线事故统计资料显示：导致管线事故的最主要原因是来自第三方的侵扰。1971～1986年发生的管道事故中40%左右源于第三方破坏。可见，第三方的破坏在管道事故中所占的比例是相当大的。
管道经营者必须采取措施以减少他人破坏管道设备和设施的可能性。应采取的措施将取决于系统是否易于遭受损害以及是否经常出现损害事件。
过去，在美国人烟稀少的地区，埋深在2.5～3ft（0.762～0.994m）的管道设施，有着良好的安全性记录。然而，如今来自于挖掘方面的破坏正威胁着管线，从而增大了管道运行风险。
输送有害液体的管道企业在1983～1987的几年间，仅仅由于挖掘破坏而造成8人死亡，25人受伤，其财产损失超过1400万美元。在共计969起已发的各类事故中，这类管道事故就占到256起之多。这意味着因挖掘破坏造成的管道事故已占到全部有害液体输送事故的26.7%（详见美国运输部[53]）。
在管道输气行业，存在相类似的情况。在1984～1987年期间，已披露430起由于挖掘破坏而造成的事故，并导致26人死亡，148人受伤，其财产损失超过1800万美元。挖掘损害造成的事故占到所报道的煤气输配系统事故的10.5%，输送/集输管道事故的22.7%；占全部输气管线事故的14.6%（详见美国运输部[53]）。
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