天然气集输管线安全现状与风险分析

＊何 颖

（重庆燃气集团股份有限公司九龙坡分公司 四川 400050）

管道运输是油气生产中非常重要的内容，其质量的高低关系到油气工业的可持续发展，随着我国油气工程的不断发展，管道运输也开始被重视起来，油气管道开始覆盖在我国陆地下、大洋底部。当前发达国家的原油管输量占其总输量的80%，天然气管道长距离运输量达95%，管道运输极大地方便了我国油气资源的利用，迄今为止已经有一百多年的历史，如今已成为我国五大运输方式之一，其他四大运输方式分别为铁路、公路、水路、航空。长输管道是管道运输中非常重要的一部分，长输管道与公路、铁路、桥梁、河流、光缆、电缆的施工可能存在交叉施工，施工的安全性受到了极大的影响，如果出现管理不到位、监护不到位、施工方法不正确等问题，将会进一步降低天然气运输的安全性。天然气本身是一种易燃、易爆的物质，会对管道内部产生化学或电化腐蚀。同时，长输管道还会受到自然环境的影响，比如风化、酸雨等，如果长时间处于这种高压、高温或高湿的环境中，长输管道很容易出现破损、穿孔等问题，这不仅会缩短管道的使用寿命，还会导致油气资源泄漏从而引发中毒、爆炸或火灾等重大严重事故。因此，研究天然气管道运输安全运行风险便尤为重要。

1.天然气管道运输技术与管理现状

（1）天然气管道运输技术现状。目前，我国正在大力研究的天然气管道运输技术主要包括：

地下储气库建设：地下储气库建设为我国复杂地质条件下的储气技术开辟了新的途径。为天然气战略储备模式奠定了良好的基础。天然气的推广和应用，以及地下储气库建设有关的创新成果，可以有效缓解夏季和秋季的天然气容量，以及冬季和春季的供需矛盾。

建立长输管道系统：近年来，我国天然气管道建设速度非常快，同时已建成多条天然气管道。连接冀宁线、兰银线、中靖线等天然气管道，以及华北、西北、东北、长三角、珠江三角洲等区域天然气管道系统。

高压大口径管道的应用越来越广泛，目前，我国使用的最大管道直径已超过1000mm，输气压力可达10MPa以上，部分国外管道可达20MPa。西气东输工程中使用的管道总长4200km，管径1016mm，设计压力10MPa。中国正在研究与大输量管道相关的关键技术的可行性。

（2）天然气运输安全管理现状。目前，天然气管道通常包括集输管道、站点等主要设施，也包括防腐、焊接、通信等复杂的长距离输送系统。在长途运输中，它面临着一系列明显的安全问题，这些问题概括为以下三个方面：

①社会原因造成破坏。自然的原因主要体现在管道的腐蚀和泄漏方面，这是因为在天然气运输中，无缝管、直缝管和螺旋缝管往往是制造其管道的主要材料，而管道在使用过程中通常直接暴露在空气、水或地下，一旦长时间使用，容易产生腐蚀现象，甚至出现泄漏问题。

②管理保护意识缺失。目前，天然气正逐步渗透到国民生活的方方面面，虽使人们的生活更加便利，但同时也忽视了对管道安全的监控管理，传统的管道安全管理模式在处理各种管道损坏和事故方面显得力不从心。

③管道安装管理不合格。天然气管道施工安装的故障管理将对未来天然气储运的安全产生重大影响，严重影响天然气管道的稳定性、安全性和可靠性。

2.天然气输气管道安全运行风险

（1）工艺场站运行风险。天然气管道与其他工程建设中务必采用的管道线路有一定差别。在开展管路设计的状况下，务必防止占用建筑的地下管路，不然天然气管道将遭受排水管道和废水管道的影响，这也不合乎天然气运送的标准要求。影响天然气运输管路安全的要素很多。在进行有关工作的状况下，充分发挥功效的是管路设计工作人员。设计人员在设计时不但要设计地下天然气管道，还需要考虑天然气管道的运输效率。在天然气运输的全过程中，输气管路务必根据站场服务运用于许多自动化加压设备和仪器设备。在充分发挥其正常功效之前，务必由技术工程师进行调节。因而，在天然气管路运输过程中，工艺站的安全非常容易遭受职工具体实际操作的影响，造成全部管网的安全系数降低。天然气管道在工艺站清除时，部分职工违背具体实际操作要求，未按要求快速开启手球筒盲板，极易导致天然气泄漏事故。在全部管网的运作过程中，也必需运用自动化技术的检测设备来测试全部系统的可靠性，但在这个过程中，工作人员非常容易做出不正确的判断，这将造成没法保证自动化技术在天然气泄漏过程中的运行。全自动控制系统无法在第一时间关掉阀门从而导致安全风险。工艺站设备维护保养过程中存有很大风险性。全部天然气运输网络务必应用更多设备。与此同时，实际操作自动控制仪表，一旦自动仪表和设备在正常运作中不平稳，将影响全部输气管网的安全。

（2）输气管道损坏风险。在具体输送过程中，输气管路很有可能被毁坏，造成全部管网的安全系数降低。相关单位执行该项目所需资金极大，部分天然气公司在施工建设的过程中为了节约建设成本采用不符合国家标准的材料，这些材料在施工完成后的一段时间内是没有问题的，但是当使用一段时间后问题就会暴露出来，严重的会直接造成天然气泄漏的安全事故。天然气管道的材料多是运用的钢材，而且需要常埋地下，在长期的管道运行过程中，容易受到地下水以及土壤环境中的酸性成分腐蚀，造成管道的损坏。输气管道埋于地下，在一些工程施工的时候，容易将深埋地下的天然气管道挖掘，造成天然气管道损坏，严重的会导致天然气泄漏事故，直接影响天然气管道运输的安全。

（3）管道企业制止违章行为力度和手段有限。近些年，管道企业持续健全管道维护管理计划，每年以书面形式向管道所属地政府机构汇报，并组织开展管道维护知识的宣传策划和整体学习计划。设定数据加密沿线管道安全标志设备，机构关键巡查，制止违规出行等违纪行为，严格维护施工工地的安全，进行典型性实例剖析，加强管道施工工地的警示教育和宣传策划教育，加强对管道检测中心日常工作的控制，创立紧急工作组，贮备紧急物资供应，随时随地随处解决管道紧急事件。机构基层单位整体工作人员开展管道安全防护联系和查验，参加工程动工前的设计和工程施工工作，控制站场选址、生产等工艺流程，挑选设备和施工工艺，控制和查验工程质量，发觉和控制很有可能给生产运营造成各种安全风险的施工问题，为生产安全平稳运行打下基础。

3.加强天然气运输管道安全运行的策略

（1）实施标准化工艺场站的管理。在加强天然气运输管道安全运行效率的过程中，建筑施工方务必加强工艺站的管理功效，使管道工程施工在天然气运输过程中处在安全环境中。我国对天然气运输管道工艺站场提出了有关安全标准，各单位务必严格遵循有关标准，提升管理效果。在对施工过程设备执行管理和控制时，管理人员应提升管理和控制的幅度。对于工艺站的基层职工，务必开展严格的培训，便于根据单位管理计划加强管控效果，防止影响工艺站管理效果的要素。为了确保天然气管道设备的运行质量，各单位务必配置专职人员开展准时查验和维护保养，还务必加强对设备拆卸效果的管理。工艺站的仪表和自动化技术也务必准时开展维护保养和查验，不然在应急状况下无法反映自动控制设备的功效。工艺站务必严格控制设备的具体实际操作。为了提升职工的工作积极性和安全观念，可以执行奖罚考评，提高职工的积极主动性。

（2）做好管道防腐工作。①工艺管道材质选择。工程所使用的管道主要用于含硫天然气的输送，选择合适的管材能有效的确保管道在运行期间的安全性，不会因为各种腐蚀作用导致管道出现开裂、爆管的事故。

由于硫化物的应力开裂具有一定的突发性，因此在短时间就有可能造成管道开裂。而对于一些敏感性的材料，其应力腐蚀的水平点非常低，极易造成管道的爆破，事故后果的严重性增加。电化学腐蚀除通过选材进行控制外，还可以通过清管、加注缓蚀剂、控制流速、温度等内腐蚀控制措施进行控制。而硫化物应力开裂只能通过选材进行控制。因此陈家沟管线迁建工程输气管道的材料选择中，根据本工程输送介质的腐蚀特点，主要考虑硫化物的应力腐蚀开裂，管道的选材遵循以下要求：A.必须确保材料的抗SCC性能，防止破裂发生重大事故；B.耐电化学腐蚀且局部腐蚀低；C.材料易加工、焊接；D.充分考虑其带来的效益，选择性价比高的材料。

②管线材质选择。管道选用符合《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T 9711-2017中要求的L245NS PSL2级钢管。

③阀门的材质选择。阀门材料选择满足下述要求。所有阀门的球体、阀座、阀杆和其他内件具有抗H2S腐蚀的性能。阀门的材料符合GB/T 20972/SY/T0599和NACE MR 0175/ISO15156及有关阀门材料标准和相关技术规格书的要求，使用阀门的性能满足工况的要求，其使用寿命较长。所有阀门选材能适应现场气候条件、环境温度、工作介质及操作条件。

④仪表的材质选择。所有现场仪表设备与含硫介质接触的所有部件的选用材质均适用于含硫介质的使用条件，符合NACE MR 0175/ISO15156的有关规定，具有抗硫化物应力腐蚀开裂（SSC）和抗氢诱发裂纹（SIC）的性能。仪表选用材质等级不低于管道材质等级。

（3）管道的防腐措施。①外防腐。针对工程的管线特点，管道全线采用性能优异的三层PE常温型外防腐层，对于穿越路段则采用加强级，而一般路段采用普通级；防腐层的施工工艺按《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》GB/T 23257-2009的要求执行，焊口需进行焊后热处理，为防止热处理损伤防腐层，需在管端预留600～610mm的长度。

对于管道的弯管的处理采用热煨弯管防腐，补口补伤采用聚乙烯热收缩带防腐，每个焊口采用3个热收缩带。热收缩带产品性能及补口施工的质检执行GB/T 23257-2009的要求。

②阴极保护。由于工程材料主要是管道，所以根据其特点采用牺牲阳极的阴极保护法，该方法是的电化学原理为将两种不同电极电位的金属放置于电解质体系当中，在具有导线连接的情况下内部产生电流，此时负电极电位金属为阳极，为了对作为阴极的天然气管道进行保护，有效利用两种金属的电极电位差，体现在天然气管道保护当中就是将更为活泼的金属作为阳极牺牲电缆或者钢芯，利用自身电极较负的特点不断腐蚀溶解对阴极金属天然气管道提供保护。

③牺牲阳极及测试桩安装。根据《埋地钢质管道阴极保护技术规范》（GB/T 21448-2008），新建燃气管道需安装牺牲阳极和测试桩对管道进行测试保护，牺牲阳极和测试桩从起点开始，每500m设置一组，同时辅助接地床用镁合金做牺牲阳极，每个接地点需设置2支袋装辅助接地体对管道进行保护。

④绝缘接头安装。在改线段的起点、终点分别各安装绝缘接头一个。

⑤腐蚀检测与检测的设置。A.防腐层完整性检查。埋地管道的外腐蚀造成的主要原因是由涂层缺陷导致的，而当涂层出现缺陷同时阴极保护装置也失效了，那么就会引起管道外腐蚀加速，所以为了对管道进行腐蚀预控，在管道下沟、回填后都需要对管道的防腐层完整性进行检查，发现问题后该补伤的补伤，要开挖补修的开挖补修。B.阴极保护有效性评价。在管道试运行测试期，要对管线的各处进行有效性评价，确保每个部位都得到有效保护，没有欠保或过保的现象，同时对全线进行测试，保证各点的电位在允许的准则范围内。

（4）加大安全管理力度。安全主要由厂区负责，由于工程主要是在室外施工，所以设置的安全机构一般有：应急机构、巡检机构、HSE办公室以及安全保卫科。

对于施工线路较长的工程，至少需配备两名巡线工人，同时还需要至少两名安全员以及一名注册安全工程师进行现场安全管理。而应急小组以及安全保卫人员根据现场施工人员由公司自行安排。为保证本工程施工过程中工人及管理人员的安全，所以需要对管理人员及工人进行相关安全培训以及应急救援演练。由公司请相关的安全专家对公司的所有人员进行培训，管理人员每半年进行一次培训，主要包括安全应急处理、异常情况检查、现场抢修技术方案、安全注意事项、个体防护知识的等；员工每季度开展一次安全培训并且每月开展安全教育，主要包括异常情况判断、应急逃生及自救、个体防护知识等。在每次培训后还应对培训人员进行现场考核，考核合格者可继续工作，不合格者需重新学习并再次考核合格后方可重新上岗工作。公司还应每年度进行一次应急救援演练，演练结束后要总结分析，对不足部分进行修改完善。

（5）采取天然气管道保护的联防机制。如果石油或天然气受损，事故率将增加一倍。因此，企业、政府和公众必须努力提高对油气安全管理重要性的认识，并消除各种隐患。公司需要进行定期的员工培训以提高安全意识。政府需要采用标准化的方法来管理天然气管道。在特殊情况下，有必要提醒有关建设部门和公司，必须严格按照规定的管道管理计划进行操作，以避免潜在的安全管理风险。此外，天然气管道的安全管理存在风险，因此政府和企业需要加强其协作机制，建立和完善政府与企业的合作机制，将支持实施油气管道安全管理，充分发挥合作机制的有效性，并分享有关管道安全运行的信息管道协议保护以减少事故，为人民群众提供安全健康的服务。目前，重点地区的建设单位和居民主要通过《管道安全防护通知单》向建设单位和居民报告宣传。通过齐抓共管，严格执行相关法律法规，履行管道保护义务，严厉打击破坏管道的罪犯，破坏威胁管道安全运行的违法建筑，杜绝违反管道预清洁和恶意占用的行为，开展油气管道保护标准宣传，形成良好的天然气管道社会保护环境。

4.结语

天然气被广泛使用并用作一种清洁能源。作为燃料，天然气流入我国成千上万的家庭。因此，油气运输已成为国家工作的重中之重。结合油气管道问题提出针对性改革策略，促进油气管道运输的安全管理，确保油气安全管理有效运行。确保天然气管道安全运行的现实。同时，有必要制定具体措施来解决这一问题，并利用科学技术实施输气管道的安全管理。通过采取科学的管理方法，有可能提高我国输气管道的安全管理水平。