长输管道安全技术浅析

秦迪郝翊彤

（中国石油大学（北京）)

油气长输管道具有管径大、运输距离长、压力高和输量大的特点，逐渐成为油气输送的主要途径。随着建设量的增大，老管线服役时间的增长，长输管道事故的增多，管道安全问题越来越受到人们的重视。

谈及长输管道的安全技术，首先要思考何为安全。通俗地讲，没有绝对的安全，所谓的安全是指人们可以接受的危险状态。在HSE管理体系中，安全是这样定义的：在劳动过程中，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、人的生命得到安全保障的前提下顺利进行。

笔者认为，所谓安全，是指在人们的生产生活中，所有的生产活动对环境的污染、对人身的伤害、对财产造成的损失以及对设备的损坏，均在人们可以接受的范围内。也就是说，没有绝对的安全，所谓的安全是相对的，而危险是绝对的。人们为保证安全生产所采取的一系列措施，只能尽力将危险控制在可以接受的范围内，而不能从根本上消除危险。

1 国内长输管道安全现状

国内的压力管道安全监察工作起步较晚，安全监察机构和体制建立较迟，从而造成多年来长输管道一直处于部门各自管理的局面，没有统一的管理。与先进国家相比，国内在标准法规体系建设、设计技术水平、设备设计性能、施工安装质量、检验检测能力及运行管理水平等方面存在较大差距[1]。

2 国外长输管道安全现状

国外经济发达国家在长输管道的安全管理上起步较早，目前已形成了较为完善的安全管理体系。这主要体现在安全管理职责明确，安全管理法规、标准体系完善科学，企业安全管理行为规范等方面。

西方国家对长输管道的安全问题非常重视。美国、加拿大、英国等国家的管道公司正在讨论管道完整性管理问题。美国早在30年前就为严防管道破坏颁布了 《管道安全法》，2002年又颁布了 《管道安全改进法》；美国管道安全局也颁布了 《天然气管道完整性管理条例》。一些国家很重视过程控制的研究。国外比较注重研究开发和提高管道监控系统和计算机网络管理系统的自动化水平。应用较多的是长输管道监控与数据采集系统 （SCADA）。该系统包括传感器、控制器、远程终端、通讯连接、主SCADA计算机。该系统可以实现长输管线全线集中监控、密闭输送和优化运行。沿线各站场可以达到无人操作的水平，还可以提供最低费用下运行的最优化程序。

美国华盛顿Bellingham的Olympic（644 km长）输送炼油产品的管线都是采用SCADA系统，实现全线监控。从调研情况看，国外长输管道安全管理的特点是将整体优化运行技术应用于输送管道上，与安全管理、节能降耗、降低成本有机结合，实现计算机批量跟踪、界面位置确定和运行状况检测[2]。

3 长输管道系统简介

长输管道，系指产地、储存库、使用单位间的用于输送商品介质 （如油、气等），并跨越省市，穿越江河道路等，中间有加压泵站的长距离 （一般大于50 km）的管道。

输油管道分类：按照长度和经营方式分为企业内部的输油管道 （不是独立的经营系统）、长距离输油管道 （是独立的经营系统，如输送合格原油至炼油厂、码头、铁路转运站的管道）。按照输送的油品种类分为原油管道、成品油管道。

长距离输油管道通常包括两大组成部分，即输油站 （调节、控制、加压、加热）和线路 （承载原油）。

长输管道的特点：其特点首先在于运行平稳，且为不间断输送；二是管道密闭输送，具有极高的安全性；三是保质，管道在密闭状态下运输，油气质量不受影响；四是经济，管道运输损耗少、运费低、占地少、污染低。

成品油管道的顺序输送，在同一管道内，按一定顺序连续地输送几种油品，能够提高管输的经济效益。在发达国家管道顺序输送是成品油的主要输送方式。我国管道顺序输送技术相对落后，成品油主要靠铁路、公路运输。

同时，油气长输管道系统是一个复杂的大系统，它的不安全因素及引发事故的因素很多，涉及到系统本身、人、环境及其相互关系，与管道工程的规划、设计、施工、运营、维护和维修等方面都有关系。油气工业具有高风险性，职工健康、公众安全与环境保护紧密相联、密不可分。

往复式输油泵具有效率高、使用前不需要加油、液体黏度对泵的工作性能影响不大等优点，但是常造成液流波动，这种液流脉动作用在管道内形成一种不稳定流状态。当系统开 （关）阀门或者停泵操作时，这种不稳定液流在管道内产生压力波动，严重时形成水击，造成系统超压，甚至造成管道、设备以及其他设施的损坏。

离心式输油泵具有操作简单、液流无波动、工作状况易于调节、易于自动化等优点。但是在泵入口处液体压力过低的情况下，会发生汽蚀现象，表现为泵体产生噪声和振动，严重时会使泵叶片遭受“剥蚀”，导致扬程下降、效率降低、设备基础螺栓松动以及管道与设备连接处损坏。

离心式压缩机效率低，而且偏离工作点越远，效率越低，当流量降至某一数值时会发生喘振现象。喘振发生时机组剧烈振动，并伴随着异常的吼叫声，管道和仪表也随之振动。严重的喘振会破坏压缩机的封闭系统，损坏止推轴承，叶轮有可能被打坏，造成严重的事故。

4 储存设施的危险有害因素

（1）支撑问题。地上平底储罐或球罐都是支撑在混凝土基础上的，如果混凝土基础设施或建造强度不能满足承重要求，或者是建在不良地质上，在使用过程中将出现混凝土基础不均匀沉降。这种不均匀沉降将使储罐倾斜，导致平底储罐底板开裂，球罐支座处壳体开裂，连接管道断裂，引起介质泄漏。

（2）地层影响。地下LNG（液化天然气）储存设施基础设计不良、建造强度不足或处于不良地质层时，也会造成容器破坏，引起介质泄漏。

（3）安全附件。储罐的温度、压力和液位等安全附件或相应控制系统发生故障。

（4）正压保护失效。平底结构的LNG储罐氮气正压保护失效，或真空结构夹层内真空降低，绝热保温材料吸水失去绝热作用，引起罐内温度、压力急剧升高。

（5）保护层失效。LNG储罐的绝热保温材料性能差，在使用一段时间后会出现老化、变质，难以起到绝热保温的效果。

（6）呼吸阀、阻火器失效。油罐的呼吸阀被冻结、阻火器被堵塞，或进出油量过大而超过呼吸阀的能力时，引起油罐内外压力不平衡，造成胀罐或瘪罐事故。

由于长输管道久埋于地下，不可避免地受到自然环境的侵蚀。此外，受沿线地区开发的影响和各自利益的驱动，也会发生侵害管道的事件。因此，存在着一系列威胁管道安全的隐患[3]。

5 长输管道安全隐患

长输管道的安全隐患主要来自环境的影响、人为因素的破坏和输送工艺变化的影响，包括管道设施的不合理因素、施工质量问题、腐蚀失效、管道水击、疲劳失效、储运设备与设施危险有害因素、管子管件危险有害因素等，主要有以下几个方面。

（1） 腐蚀

腐蚀是长输管道的大敌。长输管道的使用寿命主要取决于腐蚀状况。因此，无论是设计、施工部门，还是运营管理部门，都十分重视长输管道的腐蚀与防腐问题。

研究显示的腐蚀状况，只说明已经发现的腐蚀区域分布状况，并不能完全说明管道实际的腐蚀状况。然而，腐蚀是一种客观存在，它威胁长输管道的安全运行，并且这种威胁将随着管道使用年限的延长而增大。

（2） 三穿管道

三穿是指长输管道穿越河流、公路和铁路。在三种穿越中，对长输管道安全威胁比较大的是河流穿越。因为河流穿越的长度比公路、铁路大得多，而且穿越河流时的变化因素也多。例如，挖沙取土会造成河床下降，防护不当会造成河道滚动等。为了防止河道滚动和河床下降对管段造成危害，管理部门通常对可能裸露的穿越部分采取打桩固管的方式进行加固。

由于穿越公路、铁路的部位一般都采用水泥套管或钢管防护，使用阴极保护受到屏蔽，目前又没有相应的检查手段，如果防腐层出现缺陷，腐蚀穿孔或漏油将是不可避免的。

（3） 违章建筑

所谓违章建筑，就是指那些不符合国家有关法律、法规以及国家或行业有关设计、安全规范，未经地方部门或管道企业同意而在管道上方或在管道带内兴建的各类建筑物[4]。

违章建筑的发展主要经历了三个阶段，即萌发阶段 （约在 1970～1979年）、 成长阶段 （约在1980～1989年）和发展阶段 （约在1990年至今）。进入20世纪90年代之后，我国经济飞速发展，违章建筑的势头也来势凶猛。1980年3月国务院颁发了 《石油、天然气管道保护条例》，但是由于各种原因又无法执法。 《石油天然气管道保护条例》得不到贯彻，大量违章建筑出现在管道沿线。

（4）盗油及低输量

据2000年统计，管道公司所辖范围内共发生盗油案件30多起。运行30年从未发生过打孔盗油的东北管道，在2000年7月11日～11月3日期间，发生了6起打孔、开阀盗油案件，严重干扰了管道的正常运行，给企业造成了重大的经济损失。

对东北管道而言，受上游来油量和沿途分输点较多的影响，下游管道常处于低输量的运行状态。在这些管段上打孔盗油，一旦发生跑油事故，如果抢修不及时，将会危及管道的安全运行。

6 治理隐患的基本对策

长输管道安全隐患的形成原因十分复杂，要彻底解决这个问题，必须从多方面入手，持之以恒，才能取得好的效果。对于长输管道安全隐患的治理，目前应采取以下措施。

（1）理顺管理机制

要遏制管道安全隐患，达到逐步消除的目的。首先要理顺管理机制，建立起一支适应当前形势的管道管理队伍，推出一套能适应长输管道复杂情况的管理机制。

（2）加大多方投入

在建设阶段，长输管道固定资产份额约占60%～70%。但在运行过程中，无论是人力、物力还是财力上的投入都不能与它所拥有的投资份额相比，造成了投资比例的严重失调。

要扭转这种失调现象，决策层首先应从思想观念上改变重站轻线的思想，强化 “站停可越站，线停停一片”的理念。根据目前形势，应加大对管道管理的人力投入，选派文化技术素质高、事业心强的人从事管道的运营管理。

7 结论与建议

我国长输管道建设正处于蓬勃发展时期，包括原油管道、天然气管道和成品油输送管道的建设越来越多，如拟建的较大工程有中俄输气管道工程、中俄原油管道工程等，不久的将来，我国将建成7个大的区域性管网。针对我国管道建设情况和目前在役管道安全现状，借鉴国外做法，提出几点建议。

（1）加大立法力度。我国管道运输已经成为第五大运输业，目前只有 《石油、天然气管道保护条例》、 《海底电缆保护管道保护规定》等条例，还应该借鉴国外做法加大立法力度，建立管道方面的专门法规，将管道安全作为一项重要的公共安全工程来抓，以进一步加大对油气管道的安全管理。

（2）加强管道安全方面的科研工作。对管道腐蚀失效机理进行研究，建立管道及涂层寿命模型，为防腐措施的制定及判废标准的建立提供理论基础，指导生产实际和减少腐蚀措施。

（3）提高过程控制水平。我国油气长输管网的自动化总体水平较低，而新建管线自动化控制水平都比较高，如20世纪90年代建设的陕—京输气管线，现在建设的 “西气东输”管线等，SCADA系统逐步在国内应用。而对在役管线如何提高自动化管理水平，需要深入研究。

（4）建立我国油气管道事故数据库。建议针对我国油气管道事故特点进行全面调研，建立全国性的或者是区域性的管道事故数据库，有利于指导新建管线以及在役管线的安全管理。

（5）建立HSE管理体系，重视风险评估工作。建立实行HSE管理体系是规范管理、提高油气管道整体安全管理水平的有效途径。在HSE管理体系中，风险辨识与评估工作尤为重要。风险分析方法应用于油气管道的工作在我国刚刚起步，有关风险管理分析方法研究、评判尺度、油气泄漏后危险评估，都需要结合我国实际开展风险评估工作，逐步应用定量分析模型和方法。建议建立油气管道安全评价数据库，为管道系统的统计分析、可靠性评价、抗震评价、腐蚀预测、剩余寿命预测等提供基础数据和依据。

（6）重视泄漏诊断方法的研究开发。开发长输管道自动监测系统，提高在役管线安全控制水平，能及时跟进管线压力波动等趋势，快速判断输油状况、管道泄漏状况，确定泄漏位置。在目前情况下，我国长输管道若发生泄漏，主要还是通过人工巡检方式查找泄漏位置，进行维护，工作效率低，准确性差。国内也有人开始研究泄漏诊断专家系统，以解决管道泄漏诊断难题。

（7）提高管道检测水平和能力。我国已经明确规定了油气管道全面检测和一般性检测的周期。随着我国油气管道总长度的增加和管道服役年限的增长，管道检测将越来越受到人们重视，加快检测手段和方法现代化的研究，提高检测准确性和精度势在必行。国产 “管道猪”已经问世，这对提高我国管道检测水平将起到重要作用。

（8）建立长输管道防腐、检测维护专业化队伍。根据国外经验，逐步建立专业化的消防管道防腐队伍、检测队伍，以专业化的水平对管线进行定期检测维护。要切实做到 “人、机、物、法、环”各个方面对于安全的要求，保证油气运输过程中的危险处于人们可接受的范围内。

[1] 国家安全生产监督管理局.危险化学品安全评价 [M].北京：中国石化出版社，2003.

[2] 范贵隆，张利荣.HSE管理体系在输油管道工程施工中的应用 [J].人民长江，2006，37（6）：41-42.

[3] 杨祖佩，高爱茹.我国天然气管道的现状与发展 [J].城市燃气，2001(10)：19-22.

[4] 冯伟章，王克强.长输管道腐蚀分析及控制[J].管道技术与设备， 2001（1）：33-34.