天辰娱乐注册，若石油天然气长输管道本身存在质量问题, 那么很容易发生管道泄漏。通常情况下, 若管道在设计之时, 所采用的管件、管子及连接材料等质量不达标、不符合要求, 或是管道焊接存在缺陷, 都容易在运输石油天然气的过程中发生泄漏问题, 不但影响了运输效率, 更可能会引发火灾、中毒等事件, 给国家和人民的生命财产安全带来严重危害。
石油天然气长输管道上虽然都有防腐绝缘层, 但是随着管道使用时间的延长, 防腐绝缘层会逐渐出现老化, 继而导致防腐层表面发生严重的裂化;而防腐层表面一旦裂化, 运输管道就会慢慢出现腐蚀现象, 一般首先是从防腐层表面开始腐蚀, 逐渐蔓延到钢管表面, 再加上外力的影响, 腐蚀穿孔速度会不断加快, 最终导致管道泄漏。
在石油天然气长输管道运输过程中, 阴极保护起着至关重要的作用, 若是阴极保护失效, 那么将很可能导致管道泄漏问题。一般在油气运输过程中, 若阳极区出现了中断, 或是发生了断电, 都会导致阳极区电阻不断增加, 引起恒电位仪工作失效, 使输出的电流与电压不再恒定而出现较大波动, 继而造成阴极保护电位降低, 失去保护效果, 最终引起管道泄漏。
随着油气业的发展, 许多不法分子找准了空子想要窃取石油和天然气以牟取暴利, 而若石油天然气在长输管道运输过程中遭到了窃取, 往往就会引起管道泄漏问题。再者, 有的工作人员在石油天然气长输管道运输过程中对相关设备的操作不当, 也可能会造成管道泄漏。
若想避免石油天然气长输管道发生泄漏问题, 首先要求工作人员在运输过程中做好巡视检测工作。传统的检测方法一般是在石油或天然气中添加一定成分, 这样当出现爆炸危险时会散发出异常的味道, 工作人员一旦察觉出这种异味就意味着可能发生了管道泄漏。不过, 由于这种检测方法需要工作人员非常细心, 稍微不加注意就可能错漏了危险, 所以为了提升检测效率, 近年来人们在这方面加大了科技力度, 例如使用制造仪器进行石油天然气长输管道检测工作。
利用物质之间的平衡性, 可以比较准确地检测出石油天然气长输管道泄漏问题, 并且能够实现对微量泄露的及时检测。不过由于该方法是一种应用程度较高的检测方法, 所以对检测人员的素质要求较高, 需要检测人员熟练掌握相关知识和专业技能, 能够及时疏散管道流入量。但是该方法也存在一些缺陷, 例如容易因流量数据不确定或管道残存物质等因素而影响到结果, 出现错误估计。再有一种管道泄漏检测方法是利用压力信号回馈来进行检测, 该方法可以在检测过程中产生压力波动值, 从而实现定位检测。这种检测方法通常会联合压力阶梯检测法一起应用, 它能够实现对某些特殊情况的检测, 是一种敏感性的检测方法, 具有较高的检测效率和准确性, 又称为波敏检测法。另外还有一种方法是利用放射性技术进行检测。
近几年来, 随着信息技术的发展和计算机科技普及力度的上升, 其在石油天然气长输管道泄漏检测中也发挥出了重要的作用。应用信息技术而研发的SCADA系统可以实现石油天然气长输管道实时在线检测, 这大大简化了检测过程, 节约了人力和物力, 实现了检测的高效化。SCADA系统检测的原理是通过对系统进行数据收集和分析处理, 给检测提供科学依据。国外目前一般都是先根据石油天然气长输管道的实际运行状况来对管道进行仿真模拟检测, 确定好有效的检测方案后再启动SCADA系统实现检测。我国当下也在大力开发和应用这项技术, 相信不久以后就会见到成果。
综上所述, 石油天然气长输管道发生泄漏的原因主要是管道质量问题、管道腐蚀问题、阴极保护失效及人为因素破坏等, 为了避免泄漏问题的发生, 需要继续加强对检测方法的研究, 在现有几种检测方法的基础上进一步加大科技力度, 以实现更高效和准确的检测。
随着我国天然气勘探开发力度的加大以及人民群众日益提高的物质和环保需要，近年来天然气长输管道的发展十分迅速。随着管道的不断延伸，管道企业所担负的社会责任、政治责任和经济责任也越来越大。因此，对于天然气长输管道知识普及显得尤为重要。
输气管道工程是指用管道输送天然气和煤气的工程，一般包括输气线路、输气站、管道穿（跨）越及辅助生产设施等工程内容。
线路工程分为输气干线与输气支线。输气干线是由输气首站到输气末站间的主运行管线；输气支线是向输气干线输入或由输气干线输出管输气体的管线。
线路截断阀室属于线路工程的一部分，主要设备包括清管三通、线路截断球阀、上下游放空旁通流程、放空立管等，功能是在极端工况或线路检修时，对线路进行分段截断。阀室设置依据线路所通过的地区等级不同，进行不同间距设置。
输气站是输气管道工程中各类工艺站场的总称。一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。
输气站是输气管道系统的重要组成部分，主要功能包括调压、过滤、计量、清管、增压和冷却等。其中调压的目的是保证输入、输出 的气体具有所需的压力和流量；过滤的目的是为了脱除天然气中固体杂质，避免增大输气阻力、磨损仪表设备、污染环境等；计量是气体销售、业务交接必不可少的，同时它也是对整个管道进行自动控制的依据；清管的目的在于清除输气管道内的杂物、积污，提高管道输送效率，减少摩阻损失和管道内壁腐蚀，延长管道使用寿命；增压的目的是为天然气提供一定的压能；而冷却是使由于增压升高的气体温度降低下来，保证气体的输送效率。根据输气站所处的位置不同，各自的作用也有所差异。
末站就是输气管道的终点站。气体通过末站，供应给用户。因此末站具有调压、过滤、计量、清管器接受等功能。此外，为了解决管道输送和用户用气不平衡问题，还设有调峰设施，如地下储气库、储气罐等。
在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。
在输气管道沿线，为接受输气支线来气而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。
随着电子计算机、仪表自动化技术、通信技术及信息技术的发展，目前已广泛采用“监控与数据采集系统（Supervisory Control And Data Acquisition,简称SCADA系统）”来完成对天然气管道输送的自动监控和自动保护，并已成为管道自动控制系统的基本模式。
正常情况下调度控制中心负责全线自动化控制和调度管理，在调度控制中心故障或发生战争、自然灾害等情况下后备控制中心接管全线SCADA系统监控。
管道SCADA系统对各站实施远距离的数据采集、监视控制、安全保护和统一调度管理。调度控制中心可向各站控系统发出调度指令，由站控系统完成控制功能；调度控制中心通过通信系统实现资源共享、信息的实时采集和集中处理。
第一级为中心控制级：对全线进行远程监控，实行统一调度管理。在正常情况下，由调度控制中心对全线进行监视和控制。沿线各站控制无须人工干预，各工艺站场的SCS和RTU在调度控制中心的统一指挥下完成各自的监控工作。
站控SCS系统对站内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制及联锁保护。在无人值守的清管站设置远程终端装置（RTU），对站内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制。站场控制级控制权限由调度控制中心确定，经调度控制中心授权后，才允许操作人员通过SCS或RTU对各站进行授权范围内的操作。当通信系统发生故障或系统检修时，用站控系统实现对各站的监视与控制。
第三级为就地控制级：就地控制系统对工艺单体或设备进行手/自动就地控制。当进行设备检修或紧急切断时，可采用就地控制方式。
配置硬件部分包括各类服务器和工作站等，软件部分包括操作系统软件、SCADA系统软件、数据库管理、报警和事件管理和专用软件包（收发球跟踪、模拟仿真软件及气体管理系统(GMS)软件等）。
主要功能包括：数据采集和处理；下达调度和操作命令；显示动态工艺流程；报警和事件管理；历史数据的采集、归档和趋势显示；报表生成和打印；标准组态用软件和用户生成的用软件的执行；时钟同步；具有对输气过程实时模拟及对操作人员进行培训的能力；压力和流量调节；输气过程优化；仪表和系统的故障诊断和分析；网络监视及管理；主备通信通道的自动切换；贸易结算管理；全线紧急关断；管线、后备控制中心
统软件、SCADA系统软件、数据库管理、报警和事件管理和专用软件包（收发球跟踪、模拟仿真软件及气体管理系统(GMS)软件等）。
主要功能包括：数据采集和处理；下达调度和操作命令；显示动态工艺流程；报警和事件管理；历史数据的采集、归档和趋势显示；报表生成和打印；标准组态用软件和用户生成的用软件的执行；时钟同步；压力和流量调节；仪表和系统的故障诊断和分析；网络监视及管理；主备通信通道的自动切换；全线紧急关断；管线、输气管理处监视终端
监视终端主要功能如下：动态工艺流程显示；报警和事件显示；历史数据的趋势显示；仪表的故障诊断和分析显示。
各站场均设置SCS，设置不同数量的工作站、站控系统PLC、ESD系统PLC。
站控系统完成以下主要功能：数据采集与传输功能、控制功能、显示功能、打印功能、ESD关断功能和数据管理等其它功能。
5、远控终端 RTU 全线设置远控线路截断阀室RTU，RTU可实现如下主要功能：数据采集和处理；逻辑控制；接收调度控制中心发送的指令；向调度控制中心发送带时间标签的实时数据；自诊断功能；故障报警。
贸易交接流量计选用气体超声流量计或气体涡轮流量计，涡轮流量计的口径一般小于DN100。气体超声流量计在5%Qmax~ Qmax之间（Qmax为流量计固有最大流量范围）保证测量准确度优于±0.5%。气体涡轮流量计在20% qmax～qmax的范围内保证测量准确度优于±0.5%；气体涡轮流量计在qmin～20% qmax的范围内保证测量准确度优于±1%。计量系统采用独立的流量计算机作为流量累加单元，并将数据传给SCS系统。
调度控制中心配置气体管理系统(GMS)，对现场天然气流量、温度、压力数据进行计算，并为贸易管理系统提供数据。
站场安装站内自用气处理橇，自用气计量采用涡轮流量计。站场自用气包括放空火炬点火用气、天然气发电机用气和生活用气。
7、气体管理系统(GMS)气体管理系统(GMS)为气量／能量贸易管理系统，可自动进行天然气交接、销售及输送的管理，为公司财务提供所需的数据，提供用户查询所需的数据，完成贸易结算所需的功能并将数据存档。
为准确地评价管道的过去、解释管道当前发生的事件、预测管道的未来等任务。川气东送管道采用实时模拟仿真软件，为操作、调度人员提供调度和操作参考，并可为操作员的培训提供平台，以保证输气管道安全、平稳、高效、经济运行。
模拟仿真软件根据管道的实际情况组态形成管道的模型。根据需要计算所得出的结果，如管线的泄漏报警、天然气组份跟踪、各管段流量、管储气量、压力分布状态、清管器在管道中的位置等，由模拟仿真软件写入到SCADA的实时数据库中，并在操作员工作站上显示，作为操作员对管道运行调度的参考。
模拟仿真系统组成包括：实时瞬态、水力特征、气体组分跟踪、仪表分析、管充管理、管道效率、清管器跟踪、工艺预测、SCADA培训等。
通信系统是为长输管道的生产调度、行政管理、巡线抢修、生活后勤等提供多种通信业务，开通远程监控及会议电视等视频业务，同时为管道SCADA系统的数据传输提供可靠信道，为数字化管道提供通信支撑。由于目前建设的长输管线工艺自动化程度高、维护人员少，要求通信系统技术先进，稳定可靠，传输质量高，尽量减少日常维护工作量，并能适应今后通信发展需求。
一般管道通信部分包括：光传输系统、电视监控系统及周界安防系统、会议电视系统、程控电话交换系统、局域网办公自动化（OA）系统、巡线抢修及应急通信系统和公网备用通信系统等七部分。
通信实现方式一般采用光纤通信、DDN公网通信、GPRS无线通信及卫星通信等。
压气站等电力负荷大的站场，建设110 kV 或35kV变电所来提供电力。其它电力负荷较小的站场一般报装10 kV外电线 kV变压器变压提供电能供给。
为确保输气生产的正常运行，选择自动化天然气发电机组作为应急自备电源电源。外电断电的情况下，发电机组应为站内一、二级负荷提供电源。天然气发电机组额定电压选择：交流380/220V，50Hz，3相，4线。运行方式为市电与发电自动切换。
RTU 阀室供电主要有外部电源接入、太阳能电源系统和小容量燃气发电装置等三种方式。
根据RTU阀室所处地理位置，分别设置太阳能电源系统和小容量燃气发电装置，为RTU阀室内的自控、通信、防腐及照明提供电源。采用太阳能电源供电阀室主要依据RTU阀室所在位置相近气象
条件，确定当无光照日小于等于11天的平原地带及无阳光遮拦处采用太阳能电源。阀室利用1000Ah阀控密封铅酸蓄电池作为备用电源，后备时间约为48小时，并通过SCADA系统实现远程监测和控制，所有告警信号通过公用报警接点传至SCADA系统。
外部电源供电的RTU阀室采用1回10kV高压外电源，站内建1座10/0.4kV变配电室，单台室内干式变压器，为满足一级用电负荷要求，配置保证在外电源失电的情况下采用冗余UPS不间断电源，不间断时间按3天考虑蓄电池配置。同时，对电源装置具备就地和远方监控功能。
手动阀室电力需求主要是满足线路截断阀室执行机构电子控制单元，电力负荷很小，都是采用小型太阳能电池板配合密封铅酸蓄电池供电，在具备光照的情况下，太阳能电源对铅酸蓄电池进行浮充，由铅酸蓄电池保持执行机构电子控制单元正常工作电压。
1、线）线路管道一般采用外防腐层与阴极保护相联合的保护措施。管线外防腐涂层采用三层PE，阴极保护采用强制电流阴极保护，沿线按保护距离要求设置阴极保护站。
一般管段三层PE 的补口和煨制弯头的补口选用无溶剂液体环氧涂料＋热收缩补口带。
定向钻穿越段的加强级3 层PE 补口选用无溶剂液体环氧涂料+定向钻专用热收缩补口带。（3）线路管道内涂层
为了提高长输管道阴极保护系统的工作性能和对管道的有效保护，可采用独立的阴极保护监测系统，沿线在关键位置设置智能测试桩，在RTU阀室设置电位采集器。智能测试桩使用GPRS 通讯方式，采用长寿命电池供电，采用低功耗技术完成GPRS 通讯无线电位采集功能，自动GPRS 连线及数据发送。RTU 阀室电位采集器采用光缆进行数据发送。阴极保护监测中心设在主调控中心。
阀室流程与干线相连部分采用强制电流阴极保护；阀室放空系统设绝缘接头，采用牺牲阳极的阴极保护方式。
管道工艺站场，一般增压站场采用强制电流的阴极保护方式；其它站场采用牺牲阳极的阴极保护方式，进出站管道设绝缘接头。
（1）地上工艺管道的外表面 底漆：环氧富锌底漆，2道，80m 面漆：环氧硅氧烷面漆，1道，125m 总干膜厚度≥205m（2）埋地工艺管线的外表面 底漆：环氧富锌底漆，2道，80m 面漆：无溶剂液体环氧涂料，1道，500m 总干膜厚度≥580m
燃气用气量不断发生变化，有月不均匀性、日不均匀性和时不均匀性，但起源的供应量不可能完全按用气量的变化而随时改变，特别是长距离输气管道，为求得高效率和最好的经济效益，总希望在某一最佳输量下工作。这样，供气与用气经常发生不平衡。为了保证按用户的要求不间断的供气，必须考虑输气生产与使用的平衡问题。
解决用气和供气之间不平衡问题的途径有三： 改变气源的生产能力和设置机动气源； 利用缓冲用户发挥调度的作用； 利用各种储气设施。
阀门是天然气管道的重要组成部分，各种规格的阀门在保障天然气管道安全运行中发挥着重要作用。一旦阀门出现损坏等故障，不仅会造成较大的经济损失，还可能带来安全事故，因此，由于阀门的重要性，对其养护措施也不容忽视。对阀门的养护不仅是在管道运行阶段，在管道施工时就应当采取有效措施严格控制阀门质量，并进行相关检测，确保阀门的质量符合管道输送要求。
造成长输天然气管道阀门出现问题的原因主要有以下三个方面：第一，管道内杂质对阀门的破坏。在天然气管道施工时，部分砂石杂质会进入管道内，在进行阀门的开关操作时，对阀门的密封性造成一定的损害。第二，自然环境对阀门的影响。管道阀门与空气接触，与空气中的氧气等发生化学反应，造成阀门金属材料的破坏，这种腐蚀作用也是影响阀门安全的一个隐患。第三，缺少对阀门的润滑。由于长输天然气管道输送的是天然气，与原油管道不同，它没有良好的润滑作用，从而造成阀门内容的密封部位出现磨损，阀门密封性降低，导致天然气泄漏。这是造成天然气管道阀门出现问题的主要原因。
对天然气管道阀门进行养护，具有重要的意义。首先，是长输天然气管道安全运行的基础保障，在管道安全运行中发挥着重要作用。使天然气安全输送到东部沿海地区，保障工业生产和人民生活的用气需要。其次，对管道阀门养护能够有效降低运营成本，天然气管道一旦出现安全事故，带来的经济损失和人员伤亡是巨大的，做好阀门养护工作，防止出现漏气等安全问题，通过保障管道的安全运行来提升企业的经济效益。
在长输天然气管道施工时，就应当注重对管道阀门的保护。要严格控制阀门质量，做好采购厂家的选择，确保阀门的质量。在阀门到达施工现场后，应放置在仓库中，加强仓库看守。并要对阀门进行施工前的质量检测，检查阀门是否存在制造或运输过程中发生的缺陷，例如是否有破损和变形，阀门内密封座的缝隙是否有粘贴带，阀体表面是否符合技术规格书要求等。对于出现问题的阀门应当及时与厂家更换，决不能将有质量问题的阀门应用到天然气管道施工中。
长输天然气管道建成以后，需要对管道的运行情况进行检测调试，同时也是对管道阀门的一次测试，这一阶段这也重视对阀门的养护。要对管道上的每个阀门进行检查，确认是否安装正确，检查阀门限位，保证阀门球体处于正确位置，还要给阀门进行补充注脂。当管道进行带压测试时，对阀门的运行情况进行监测，如果发生泄漏，应当及时进行修复或更换，避免给正常的天然气输送带来安全隐患。
在进行阀门养护时，应当选择防腐蚀效果好的材料。当前，防腐蚀材料的种类非常多，同时也呈现出质量参差不齐的局面，因此，要选择质量过硬的防腐材料。同时还要考虑耐压和耐温问题，能够符合长输管道的使用环境，为天然气管道的安全运行提供有力保障。此外，企业还需要考虑防腐材料的价格因素，当然，这是在保证防腐材料质量的前提下进行的，企业绝不能为了经济利益，而使用不符合要求的防腐蚀材料。
阀门在安装完成后，对阀门的使用频率是较高，因此，对阀门转动部位的养护更加重要。在天然气管道运行过程中，工作人员会经常的对其进行操作，阀门转动部位的润滑油在操作过程中，以及受到压力、温度和腐蚀因素的影响，润滑油会逐渐消失，如果不及时添加润滑油对阀门转动部位进行养护，会造成阀门无法正常工作或出现阀门卡壳失效等故障。因此，在阀门在开关过程中转动部位的养护显得更加重要，应当及时补加润滑剂。
随着技术的发展和世界交流的频繁，在长输天然气管道阀门养护作业中，应当借鉴国外的先进养护经验，学习先进的养护技术。当前，我国在长输天然气管道阀门养护方面走在了世界前列，但依然要保持交流学习的态度，不断学习先进的养护理念和技术，并邀请国外专家进行指导。通过良好的养护措施，有效地延长阀门的使用期限，减少事故发生的概率。
综上所述，做好长输天然气管道阀门的养护工作，是保障天然气管道安全运行的基础。在养护过程中，要认真分析存在的问题，并采取科学的养护措施，从而确保天然气的安全输送，为国家能源需求提供保障。（作者单位：中石油山东天然气管道有限公司）
[1]畅海芳.阀门内漏治理大有可为[J].电力安全技术2009.（05）.
[2]刘进.阀门常见故障原因及处理方法[J].科技创新导报，2011（21）.
[3]赵博雅.燃气管道火灾危险性评价及预防对策[J].武警学院学报. 2009（12）.
随着石油工业的发展, 管道运输已经成为石油和天然气运输的主要方式之一。自上世纪五十年代以来, 我国工业领域得到迅猛发展, 管道运输规模不断扩大, 目前, 全世界大型长油气管道总长度逐年增加, 大规模的油气管道建设已经成为各国经济发展的主要标志之一, 随着建设量的不断增加, 油气管道在长期使用之后容易发生线路老化, 导致长输管道故障等问题, 管道安全成为现代社会关注的重点问题。影响管道正常运行的原因有很多, 常见的有管道运行期间第三方的破坏、管道腐蚀以及自然灾害影响等, 一旦发生石油天然气长输管道泄漏问题将会给周围人员和建筑物造成严重的危害。
1.1防腐绝缘层裂化, 腐蚀穿孔防腐绝缘层在长期使用过程中会出现老化问题, 一旦出现老化, 防腐层表面将出现严重的裂化问题。防腐层腐蚀后主要表象形式是点蚀, 绝缘层上出现不均匀的大面积锈斑和腐蚀坑。防腐层裂化后通常会出现腐烂问题, 首先是防腐层表面开始腐烂, 接着便直接腐烂到钢管表面, 此时再受其他外力的影响, 腐蚀和腐蚀穿孔的速度会不断加快, 导致长输管道出现泄漏问题。
1.2阴极保护度低或阴极保护失效阴极保护在长输管道运行过程中发挥着至关重要的作用, 如果阳极区出现中断或者断电等问题, 阳极区的电阻会不断增加, 恒电位仪工作失去原有的效果, 运行参数出现较大的波动, 输出的电流和电压波动幅度较大, 从而降低阴极保护的效率。阴极保护电位降低后, 导致阴极保护失去原本的功效, 长输管道因此出现泄漏问题。
1.3环向焊缝开裂环向焊缝受输气压力的作用后, 原本存在于焊透、溶蚀和错边等位置的缺陷将随之放大, 从而产生绗缝开裂或者焊缝断裂等问题, 长输管道因此产生泄漏问题。
1.4人为因素破坏长输管道在输气过程中, 如果受到不法分子的窃取, 将会引发管道泄漏问题;另外, 如果管道在输气的过程中, 操作人员操作不当或者工程机械使用不当也会引发严重的管道泄漏问题。
石油天然气管道运行多年以后, 管道防腐覆盖层将会出现严重的老化变质问题, 导致防腐层失去原有的保护功效, 从而引发长输管道泄漏问题。因此, 人们要求采用先进的技术手段对石油天然气长输气管道泄漏问题进行检测与定位, 在减少泄漏事故发生率的同时, 保障管道的安全运行。目前, 常用的长输气管道泄漏检测的方法有直接检测法和间接检测法两种类型, 其中直接检测法是通过直接监测石油产品和气体泄漏的实际状况;间接检测法通过检查石油或者气体的流量、压力和声音等物理特性发生变化的过程确定管道的运行状态。笔者结合多年工作经验, 对直接检测法和间接检测法的技术规范做了简单介绍。
2.1直接检测法伴随着科技的发展, 人们逐渐摆脱传统人工分段巡视检测石油天然气管道泄漏问题。传统人工巡视检测的方法很难在第一时间内发现管道泄漏问题, 只有当管道漏油位置地表出现明显的石油或者天然气, 并且散发出浓重的气味, 甚至周围的草木出现大面积死亡时, 工作人员才能发现泄漏问题。采用人工分段巡视法要求在石油或者天然气中添加添味剂, 当管道出现泄漏问题后工作人员才能通过嗅觉发现泄漏事故。伴随着科技的发展, 现代石油天然气长输管道泄漏检测已经摆脱了传统人工分段巡视添加添味剂的方法。为提高检测的实际效益, 研究人员结合实际发展状况研发了各种可以携带的检测仪器, 为方面检测石油天然气长输管道泄漏检测提供了便捷。常见的检测形式有地表打孔检测埋地输油管道泄漏法, 这种方法与人工分段巡视检测法相比打破了单一仪器检测的缺陷, 从根本上提高了检测能力和监测结果的准确性。
另外, 常见的直接检测法还有检漏电缆法、油检测元件法以及油溶性压力管法等, 这些方法均在石油天然气长输管道泄漏检测中发挥着至关重要的作用。总之, 直接检测法主要运用于微量泄漏的检测, 无论管道是在运行中还是处在停止运行状态都可以进行有效的检测。
2.2.1基于物质平衡的检漏方法基于物质平衡的检漏方法是间接检测法中常用的方法之一, 这种方法以动态体积或者物量平衡原理以及管道进口和出口流量差为依据判断管道的实际运行状况。基于物质平衡的检漏方法具有较高的实用价值, 不仅可以检测出较大范围的泄漏事故, 还能检测较小范围的泄漏问题, 但是这种检测方法容易受流量计量结果的精准度和管道内油气存留量误差的影响。
2.2.2只采用压力测量信号进行检漏只采用压力测量信号进行检漏是石油天然气长输管道泄漏检测的主要方法之一, 该方法可以细分为以下两种类型:第一, 压力梯度法。我国绝大多数长输管道不通过中间泵设置流量计, 面对这种情况, 通常只采用压力信号来完成管道的泄漏检测。图1是压力测量管道的示意图。第二, 波敏法。这种方法通常应用于突然发生的泄漏事故, 该泄漏测量方法要求结合管道上游和下游检测到负压力波的时间差, 通过计算结果判断泄漏产生的位置。波敏法具有较高的精密度, 这种方法与一般的检测技术相比具有更高的灵敏度。
2.2.3放射性检漏技术放射性检测技术是石油天然气长输管道泄漏检测中常用的技术之一。该技术的主要应用原理是将具有放射性的标志性物质, 如131碘或者82溴等加入管道, 一旦发生管道泄漏问题, 工作人员可以采用示踪剂检漏仪检测附着与泥土中的131碘或者82溴元素, 从而判断泄漏的位置。
2.2.4管道泄漏自动检测与定位技术伴随着科技的发展, 计算机技术和SCADA系统已经广泛应用于石油天然气长输管道泄漏检测中。管道泄漏检测与定位的原理主要有以下两种方法:第一, 动态质量平衡法;第二, 压力偏差法。这两种方法在实际应用中均具有较高的实用价值, 在研制开发检漏定位系统时, 研发人员必须对石油天然气长输管道的应用范围进行准确地定位, 保证该系统在检测过程中不会出现报警失误等问题。
总之, 为了满足现代社会发展的实际需求, 石油天然气行业必须高度重视石油天然气长输管道泄漏检测与定位技术的发展。因此, 行业建设者必须在明确长输管道泄漏产生的原因的前提下, 对长输管道泄漏检测和定位技术进行研究分析, 为长输管道的安全运行提供技术保障。
[1]杨德水.石油天然气长输管道泄漏检测及定位措施研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2013 (03) :17.
[2]章仁杰, 杨其华, 王强, 胡正松.混合干涉型分布式光纤天然气管道泄漏检测及定位方法研究[J].中国计量学院学报, 2013 (02) :114-118.
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。
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。
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。
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。
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。
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
关键词：天然气长输管道；完整性；管道管理；管道事故；风险评估 文献标识码：A
由于天然气管道大部分都是埋于地下，穿越的区域地形复杂，气体的压力较大，气体中常含有CO2或者H2S等酸性气体，较为容易发生内腐蚀现象，而管道的日常监测难度较大，再加上不可意料的自然灾害的影响，管道一旦出现泄漏或者断裂，将会引起大火、爆炸或者中毒等事故，经济损失大，社会影响大。管道完整性管理可以有效地對管道的安全进行评价，从而减小管道安全事故的发生概率，确保管道安全运行。
2006年1月，四川省某输气站因天然气管道泄漏酿成爆炸惨案，造成10人死亡、5人重伤、60人轻伤的重大事故，爆炸的管段长度近100m，造成管道泄漏的原因是管线月北京海淀区地下天然气管道也因为泄漏致使井下作业的2名工人中毒死亡，泄漏的原因为管道内腐蚀造成管壁穿孔。有关权威机构对国内近年来106起天然气管道事故的调查研究表明，由人为的外来损伤引起的占66%，由气候或者地质等外来损伤造成的占10%，因焊接、施工、材料和安装等缺陷造成的占8.5%，因管理不当或者违规操作引起的占6.5%，因内外腐蚀和应力腐蚀等造成的占4%，因材料老化和其他原因造成的占5%。由此可知，上述几种因素都是造成天然气管道事故的主要原因。天然气在输送过程中由于周边环境变化无常，其完整性呈不断下降的趋势，当下降到一定程度时就会出现管道安全事故。
管道的完整性管理是指管道公司根据影响管道安全的因素的变化情况，对管道运营可能出现的风险进行识别并采取一定的风险评估方法进行技术评价，并制定相应的应急措施，使得风险处于可控状态。运用检验、监测等方式来获取管道完整性相关信息，对主要的威胁因素进一步进行检测，并评估管道的适应性，使得管道运营保持持续改进的状态，达到预防与减少管道事故的发生，确保管道运营的安全可靠。
天然气管道完整性管理的流程包括辨识潜在危害、收集管道数据、风险评价、管道完整性评价和采取的减缓和响应措施。
2.2.1 辨识潜在危害。国际管道委员会PRCI根据对天然气管道事故的发生原因进行分析，按照与时间无关、与时间有关和静态等划分依据将产生的原因分为9类：内腐蚀、外腐蚀、应力腐蚀、不正确操作、制造相关缺陷、设备、焊接或制造相关、天气原因或外界影响和第三方或机械损伤等，可以根据这些潜在的危害类别来辨识风险因素。
2.2.2 收集和分析管道的信息与数据。根据收集到的管道的相关数据和信息进行整理分类，并建立数据库。一般包括建设期数据、运行期数据、管道材料数据、检查数据等。
2.2.3 风险评估。根据收集到的管道相关数据，对可能使管道失效的风险和危险事件进行辨识，并采取一定的评估方法来判断事故发生的概率及严重程度。然后汇总各段管道得出的风险评估结果，并对数据进行分析，将最终结果进行排序，并针对风险等级较高部分管道采取相应的管道完整性管理的维护措施。风险评价方法主要有定性风险评价方法、半定量风险评价方法和定量风险评价方法。定性风险评价方法目前主要采用风险指数矩阵，按高、中高、中和低风险来分级，该方法较为粗略，但可以快速将风险排序。半定量风险评价方法是以风险指数为参照标准对风险进行评价方法，可以有效地解决在定量分析中数据缺乏的难题；定量风险评价方法也称PRA法，将失效后果及概率代入计算公式中求出管道的总风险数值。该方法较为复杂，需要大量的数据来支持。
2.2.4 完整性评价。完整性评价是管道完整性管理的核心流程。其主要内容包括管道本体、站场设施和储气库等完整性评价，评价的工作主要有管道的适用性评价、站场设施的故障诊断、防腐涂层的有效性评价、地质灾害和地震的评估等。完整性评价是个综合性较强的评价过程，根据辨别出来的危险因素来选用完整性评价方法。而完整性评价方法较多，目前运用较多的主要有直接评估、压力测试和管道内检测等完整性评价方法。直接评估一般包括对管道内腐蚀直接评估ICDA、管道外腐蚀直接评估ECDA和管道应力腐蚀直接评估SCCDA等，根据腐蚀的程度来判断其增长率，然后根据数据库的相关信息对其腐蚀的减缓措施及修复方法。压力测试就是管道安装检验的常规方法，主要是通过一定时间内的压力差来判断管道是否发生渗漏现象。管道内检测是利用先进的设备在管道中运行来监测和记录管道内的金属损失、缺陷或者变形等情况。检测管道内外腐蚀引起的金属损失方法主要有超声压缩波检测、横向磁通检测、标准分辨率漏磁检测、超声剪切波检测和高分辨率漏磁检测等，其中横向磁通检测和超声剪切波检测也可以用来检测管道应力腐蚀的裂纹。除此之外，还可以运用第三方和机械损坏的金属缺陷和管径测量方法。
2.2.5 管道应急响应和减缓措施。管道管理公司应根据完整性评价的结果，对腐蚀较为严重的部位采取修复或者减缓的措施以消除管道运行不安全隐患，从而消除对管道完整性影响较大的危险因素，确保管道运营的有效性与完整性。
近年来，我国的天然气管道建设进程加快，随着工业的不断发展，将来还需要铺设大量的天然气管道。而目前国际上先进的天然气管道管理方法就是管道完整性管理，做好管道完整性管理可以有效地降低管道安全事故的发生概率，确保管道系统的安全可靠。我国也先后颁布了相关的完整性管理标准，并着手对检测技术和评价方法进行深入的研究。但目前我国的管道完整性管理水平与国际上对比差距还较大，还需要对以下四个方面进行完善与提高：
一是对管道完整性管理的范围进行明确，结合国外先进的管理经验，加快构建我国管道完整性管理标准体系，包括技术标准体系和管理标准体系。加快对相关规范和标准进行建立，使得管道完整性管理变得有法可依。根据目前我国的不同地区、不同时期的管道情况制定对应的分阶段、分层次的完整性管理计划，严格按照计划进行完整性管理。
二是在新的管道设计阶段，应对管道的设计图纸进行安全评价、安全预评价和安全验收等控制，使得新管道的设计合理与可行。对于新建的大型管道工程，在已有的管道设计和管道安装工程验收等安全评价的前提条件下，对管道运行的相关数据进行收集，及时地对基线进行评价，严格按照经过审批的完整性管理计划进行管道管理，使得管道管理水平不断提高。
三是积极研究管道完整性评价软件技术和评价方法。借鉴国际标准对管道腐蚀程度划分、管道风险程度等级、管道安全事故的可接受水平、管道的维护与更换标准以及HCA地区的划分等进行确定，从而加快天然气管道完整性体系的建设进程和科研成果的应用。
四是多方面收集管道管理相关数据，主要包括管道腐蚀、管道修复和管道监测等数据，建立大型的数据库，并创建数据共享平台，为风险评价提供重要的数据。加强管道缺陷的自动预警能力，对管道的防腐工作以及相关设备实行动态管理，从而确保管道运行的安全性。
综上所述，天然气管道的完整性管理就是运用切实有效的监测与评价方法来对管道的风险进行评价，从而采取有效的改善措施来维护管道系统的安全。完整性管理的过程是持续不断的综合管理。只有这样才能不断地提高管道管理水平，延长管道的服役期限，确保天然气管道运行的安全可靠。
[1] 李鹤林.油气管道运行安全与完整性管理[J].石油科技论坛，2011，（1）.
[2] 董绍华.管道完整性技术与管理[M].北京：中国石化出版社，2007.
作者简介：段德虎（1962-），男，山西临汾人，山西省国新能源发展集团有限公司副高级工程师，研究方向：煤矿管理与天然气长输管道建设、运行与安全管理。
层次分析-模糊综合评价法是长输天然气管道泄漏事故后果评价的一种主要方法[1]。在天然气的输送过程中, 是否会出现泄漏的现象无法被提前预知, 因此具有很大程度的偶然性。导致事故发生的原因多种多样。
在对指标体系进行确定的过程中, 一定要保证其能够涵盖有关事故评价过程的多方面因素, 传统的指标体系往往以事故的波及面积为主, 但就目前的情况看, 上述指标无法全面的代表整个事故的后果。
针对这一点, 在当前的指标体系中, 还需要加入由事故所造成的经济方面的损失以及处理与维修所带来的时间的浪费等一系列数据, 这样才能够使指标体系更加全面。
在综合模糊评价过程中, 需要将长输天然气管道泄漏事故的后果进行等级划分, 划分标准为事故的严重程度。从程度较轻到灾难性事故, 长输天然气管道泄漏事故可以被划分为5级, 其严重程度根据级别的增高而增高[2]。总的来说, 综合模糊评价过程如下:
首先, 需要建立相应的等级评价矩阵。矩阵中包括种种不同因素, 为保证评价结果的准确性, 需要在综合评价的前提下, 逐一的针对单因素进行判断, 并建立相应的隶属函数矩阵[3]。
某城市长输天然气管道出现了泄漏问题, 该城市处于地震等自然事故多发区域, 地震发生时对天然气的长输管道造成了破坏, 继而导致了泄漏问题的发生。在对其进行评价的过程中, 工作人员首先对管道的直径及其型号与长度等进行了判断, 并最终得出了有关该管道的一系列数据, 为评价过程提供了基础性的保证。
在测量完成之后, 工作人员利用上述数据在相关软件的基础上实现了模拟过程。模拟结果中体现了包括喷射火焰长度以及波及距离等各方面因素。
将上述数值代入到评价矩阵中发现, 发现这一其后果的严重程度为三级, 通过上述过程, 最终完成了整个后果评价。
同时, 共组人员又对评价结果的准确性进行了分析, 结论为该结果具有较高的可信度。
在长输天然气管道泄漏问题出现时, 利用上述评价方法实现对其严重程度的评价能够取得较好的效果。在层次分析-迷糊综合评价法在对事故的严重程度进行评价的过程中, 能够充分考虑各方面的影响因素, 填补了传统评价方法中存在的一系列漏洞, 使得评价结果的准确性以及可信度均得到了提高, 属于事故评价方法中较具应用优势的一种, 对此, 在事故放生时, 有关人员可以利用这一方法实现整个分析过程[4]。
但需要注意的是, 为保证这一方法的应用效果, 还必须注意以下问题:在评价过程中, 全面考虑各项指标能够使评价结果的准确性得到提高, 但受客观条件的限制, 这一目的无法实现, 对此, 工作人员一定要根据事故的实际情况对各项指标进行筛选, 并保留最具影响力的指标, 这样即能够保证评价结果的准确性, 又能够提高评价过程的简便性, 因此较具应用优势。
综上, 长输天然气管道具有管径大、压力高的特点, 因此在对天然气进行运输的过程中, 一旦受外界影响过大, 很容易出现泄漏事故。对后果进行评价可以采用层次分析-模糊综合评价法来实现, 评价过程中要根据实际情况对各项指标进行综合考虑, 这对于评价结果准确性的保证具有重要价值。
摘要：本文主要从长输天然气管道泄漏事故的后果评价方法及其应用两个阶段对主题进行了阐述, 并根据实践经验对评价方法的应用效果以及需要注意的问题进行了总结, 目的在于使长输天然气管道泄漏事故能够被更好的解决, 从而在最大程度的保证其安全性的基础上, 为天然气领域以及居民良好生存环境的保证带来更大的价值。
[2]张建忠, 杨鹏, 王彦良, 康宁, 吕伟.天然气管道泄漏火灾爆炸事故危害评价[A].宁夏回族自治区科学技术协会.青年人才与石化产业创新发展——第七届宁夏青年科学家论坛论文集[C].宁夏回族自治区科学技术协会、宁夏回族自治区青年联合会, 2011:4.
[3]张华兵.基于失效库的在役天然气长输管道定量风险评价技术研究[D].中国地质大学 (北京) , 2013.
随着我国经济快速、持续的发展,我国能源明显增长的能源市场需求,使得油气管道的建设也得到了空前的发展。自从第一条长输油气管道于1959年正式投产以来,随着50多年的发展,在长输油气管道建设当中,中国也取得了较长的发展。但是考虑到油气管道易爆、易燃以及具有毒性等特点,做好安全运行管理就显得尤为的重要。油气管道的长期使用过程中,会受到施工质量、外部的腐蚀、干扰等等的影响,从而导致爆炸、火灾等等事故的出现,从而造成人员伤亡以及经济损失,也会严重的影响到环境。在中国,存在不少的管线已经运行了较长年限,尤其是集输管线的时间更长,在上个世纪的六七十年代,大约有40%左右的管网建成,考虑到当时存在的本质缺陷以及设计标准当中存在的问题,并且老化与投入不足等问题,使得这一批管道已进入事故率每年1千公里5次以上的第二事故高发期。再加之违章占压以及野蛮施工等等现象时有发生,也就使得长输油气管道安全运行管理势在必行。
天然气的使用给人们的生产、生活带来很多的便利,促进了经济的发展,天然气能源的发挥作用的重要前提是有一个安全的运输管道输送到千家万户,但在天然气的运输的过程中一些管道遭到破坏,更多的是人为的因素,某些施工单位对管道保护工作怠慢,相关监管部门保护意识不强,监管措施不到位,当地居民也缺乏对天然气管道的保护意识,没有意识到对管道的保护是每个用户应尽的责任。
管道本身在运输过程中出现的断裂、剥皮、变形等问题可以暴露出某些管道设备本身的质量问题,材质的指标远远低于国家的标准。管道铺设后不久就出现了变形,断裂,由于管道壁薄,经过一段时间的使用后便出现了渗油的现象,造成了天然气运输过程中的严重浪费,同时影响了天然气的正常的运输速度,也易造成各种安全事故。
天然气管道投运后,需要对管道占压等问题进行整治,对某些占压管道的设施进行拆除,为此要对违章施工的单位进行一定程度的赔偿,于是就出现了更多类似违规占压管道的施工单位,目的就是为了获得相关管道建设部门的赔偿。在管道保护带附近进行违规施工,这种现象近年来呈增长趋势,这容易导致天然气管道出现安全隐患,对人的生命、财产造成严重威胁。
天然气的管道铺设工作是正常、快速运输的前提,但是在实际施工中有一些施工单位没有做出高质量的管道铺设工程:管道铺设前不进行认真地勘察地形、测量地质结构,对施工材料的标准放低,进行违规作业;为了赶施工进度,偷工减料,对各种施工环节监管不到位,这些都造成了管道安全的各种隐患,导致管道运行过程中出现断裂、渗漏等现象。严重时甚至发生火灾、爆炸等安全事故。
输送油、气的钢质管道大都处于复杂的土壤环境中,所输送的介质也都有腐蚀性,因此,管道内壁和外壁均可能遭到腐蚀,一旦管道被腐蚀穿孔,就会造成油、气漏失,不仅使运输中断,而且会污染环境,并可能引起火灾,造成危害。假如不采取防腐措施,那么按每年腐蚀其10%,则钢铁年托运将达2千万吨以上。这是一个相当惊人的直接损失,其间接造成的经济损失更是难以估计,所以如何防止油气长输管道的腐蚀损坏,长期以来就是管道工程中的一个重要环节。常用的做法是采用阴极保护技术。阴极保护是通过阴极电流使金属阴极极化实现,通常采用牺牲阳极或外加电流的方法。系统的检测主要通过密间隔测量管道阴极保护的数据来准确分析判定管道的阴极保护状态。
第一,被保护的金属表面周围必须要有导电介质存在,如海水、电解质溶液、潮湿土壤等。因为这些介质本是阴极保护系统电路中的一个环节,这样保护电流才能通过导电介质形成闭合回路。
第二,为了使电流均匀分布在被保护金属表面上,和提高阴极保护效率,要求被保护金属结构必须完全浸没在导电介质中,也就是说,导电介质不应成一面层,而应该是大量的包围在被保护金属表面的四周。
第三,被保护金属结构的几何形状不要过于复杂。如果凹凸大多,会产生“屏蔽作用”,即被保护结构靠近阳极处吸收了大量的保护电流,而远离阳极处得到的保护电流很少,不能起到阴极保护的作用。
确保运营企业是管道安全运行的第一责任人。石油天然气管道运营企业是法律、法规明确的油气管道安全生产责任主体,是管道安全运行的第一责任人,而各级政府则承担着安全监督管理责任。各级政府与管道运营企业要明确各自的责任,统一协调解决天然气建设和安全管理上的重大问题,建立天然气长输管道安全联防制度,进一步加强涉及管道企业纵横向间的联系与沟通,开展联合执法。并在此基础上,逐步探索建立石油天然气管道安全监管的长效机制。
我国长输油气管道由于埋地、架空、穿越河流山川,以及检验法规不全、检测手段落后等一系列原因,使得管道定检率较低,也埋下了较多事故隐患。定期检测是及时发现和消除事故隐患、保证压力管道安全运行的主要措施。因此,建议国家相关部门严格依法执行对长输油气管道进行定期检验制度,特别是将重点放在用长输油气管道检测的埋地管道检测、在线检测、寿命预测、安全评估、远程监控和防护研究上,使压力管道检验更加科学、可靠。对穿越、悬空及易腐蚀穿孔的管段要重点巡查,对威胁管输的要及时改造,强化监控;要进一步完善管道应急抢修体系建设,提高抢修能力,减少管道事故的发生。
定期开展输气管道治安秩序专项行动,严厉打击偷盗天然气的违法犯罪行为,改善油气区治安环境。在管道企业内部应强化安全生产,健全岗位责任制,积极与当地政府合作,完善应急预案。加强对重大危险源的监控,提前预防突发事件发生,同时做好天然气管道标志、警示标识的设置。加强对企业人员的安全技能培训,引进专业技术人才,加大投入,提高技术装备水平。
要继续深化管道违法占压和打孔盗油专项整治,重点整治违法占压管道,狠抓安全监控措施,落实向地方政府的报告和备案,全面掌握违法占压管道和存在事故隐患管道的治理情况,切实保护好油气管道的安全。对于涉及管道保护的各级政府和各相关部门的责任、权力和义务以及相互之间的关系要界定清楚,在政府部门的监管下全面加强管道保护力度。
对于我国经济的快速发展以及社会的稳定来说,强化长输油气管道的安全运行管理有着重要的作用,并且也能够获取较大的经济价值和社会效益,因此在日后的管理当中需要尤为的注重。
[1]柳燕.油气管道安全运行管理浅析[J].石油科技论坛. 2011(04)
[2]李国兴,柳岩.长输天然气管道的安全问题及其对策[J].油气储运.2006(07)
天然气长输管道施工虽然是个简单施工,但是,因距离长会导致质量控制,生产管理,物资管理和进度协调等方面的诸多困难。由于不确定因素非常多,致使施工管理难点颇多。管道工程质量的好坏取决于管道质量最差的那一段,所以,短板效应是管道工程管理的关键理论[1]。笔者旨在探讨施工管理中的问题,寻求良好的解决方案。
长距离是天然气输气管道工程所有质量控制的最大难点,管道工程的特性决定了所有质量问题取决于整个管道施工质量最差的那一段。目前,管道施工质量控制主要是按照标准化施工工序的事后管理进行,但是,在复杂施工条件下,或紧工期安排下,很多地段极易发生质量安全事故。所以,在坚持标准化施工的同时,把监管程序前移,变施工过程中的事后管理为事前管理,立足在问题出现之前,将标准化施工流程的管理提前,及早关注最容易出问题的重点或关键点,采取必要控制措施,达到方便地、科学地、及时地指导各工序的施工。
尽管很多工序都是标准化设置,但是,在实际工作中,由于施工单位利润最大化的要求,多工序复杂标准的情况下容易产生偷工减料现象。所以,过程控制是整个质量控制的关键。整个工程每1步都可能发生质量事故,原因在于现场监理缺乏整体施工控制理念。实践当中发现,擅自更改路由,管口对接及防腐处理是线路工程中影响质量和安全的重要问题。所以,笔者探讨施工工序的组织,展示具体工序中可能存在的问题,并提出监管方案。具体工序包括:
2.1 测量放线]工序容易发生擅自更改路由,变复杂施工为简易施工的问题,对后续的施工工序的质量产生直接影响,具体表现为线路放线结果与图纸设计偏移太多,特别是对没有进行地形勘察的情况下发生事故的概率将大为增加。测量放线工序的关键点是线路转点的测设。放线结果直接与管材的弯头及管线的设计相关。如果弯头采购失控,使弯头转角与设计转角产生差异,铺设管线的方向一定偏移,或者放线结果发生偏移,即使弯头转角准确,也会导致施工线路与原设计线路完全偏离的问题。因此,在测量放线工序中事先就要检查管材弯头转角是否合格,保证放线结果达到精度要求。特别需要注意的是,若实际施工中弯头的使用数量超过设计数量时,一定存在某些路段路由更改的问题。
作业带清扫范围是以施工条件计算出施工场地宽度为准的。征地协调是由施工单位负责的,若拨地时未能按照施工场地需要的宽度划定红线,将直接影响作业机械的工作。若土石方堆放场地与管道安装设置在同一侧的话,不仅极易造成滑坡、崩塌、破坏管道开挖沟槽的情况,还会造成机械进场困难,压塌沟槽的问题。
布管工序的质量是减少施工事故的重要保证,主要应保证管路铺设方向、坡度,防止造成路由改变,同时,注意管材防腐层和在装卸运输过程中的损坏。因此,生产物资管理是这个工序管材保护的关键,财务管理是掌握生产进度的关键。若发现布管时出现直管或弯头管材与设计不符,可以提示判断施工出现质量问题,如果立即查清原因,不仅可以避免事故,也能控制成本和质量。
组焊[4]是控制质量的重点,但不是关键点,关键点在于管材对接质量。焊接都采用自动焊接或者半自动焊接,所以焊接质量容易保证。只有通过管口对接质量,保证管路的方向和坡度,才能确保管线 管沟开挖需要监管
管沟开挖[5]是管道工程的利润点,沟槽的深度、坡度、坡面以及土石方的开挖决定着后续施工安全、对管方向和埋深的保证及防腐层和管道的保护。因为土石方开挖一般是委托机械承包商进行的,开挖过程尤其需要重点监理,否则容易产生很多后续问题。对于特殊地质条件段,沟槽的开挖必须采取打桩,抽排和破碎工艺。若沟槽开挖质量不高,对下管以及管道保护都有影响。
沟下焊接质量控制在于管沟开挖,要创造良好的作业面,质量控制在于前一道工序。沟下焊接的质量关键点还是管道埋设,其中,管口对接和连头连接是关键。
焊口检测是焊接工序的最后检验关卡。焊口检测主要利用X光和超声波检测。焊口易出现质量问题是由于焊接要完成打底、填充、盖面3道工序,容易产生质量问题的关键还在于管口对接。坡口打磨的不好会直接导致对管质量问题。所以,施工准备是焊口质量的关键。因此,在焊接开始前就先应检查对管、坡口的准备质量,然后才能允许焊接。
防腐补伤[6]是个大问题,因为防腐补伤在前一工序无法控制,且防腐效果又在现场无法检测,出问题也在1年以后,所以事前预防是个非常重要的课题。由于现在管道的防腐以3层PE为主,所以防腐补伤的重点在现有条件下很难解决,唯一的办法是及时获取防腐过程全程的影像资料,给每个防腐队配发监理,且严格控制整个过程的处理时间。防腐程序[7]过快、缩短防腐处理时间是导致事故的原因。要加强防腐队伍的材料准备,严格控制每天的工作量。补伤也是容易发生问题的症结点,很多施工队为了省钱,只用补伤棒简单处理,既不用热熔胶也不用补伤片。建议采用从施工单位提取专款,集中采购补伤片且全额下发,保证补伤效果不因为缺原材料的办法,以保证补伤质量。同样,补伤工序还应要求热熔胶和补伤棒的使用量大于补伤片的使用量。这样作虽不属于精细化管理,但是,可以保障补伤的有效性和全面性。这样的质量控制是花费小钱而保大安全,是整个施工管理流程中唯一需要粗放式管理的关键节点。
管道下沟的过程控制其实在于管沟开挖的工序,前面的工序质量达到保证,管道下沟也只是1个形式。当然,管道下沟影像资料的完整保存,是对管道管理后期责任追溯的必要环节。管沟回填也是这样。
管道施工管理需要流程化、标准化。质量管理的前移,变事后管理为事前管理是整个质量管理的要求所在。长输管道的管理其实就是事前管理,通过事前对重点环节的控制可以省时省力地解决问题。同时,也可避免问题的出现。所以,在整个生产过程中建设方管理的关键是科学的规划,有序的调度和管理,确保把问题解决在质量事故发生前。
[1]周三多,陈传明,鲁明泓.管理学——原理与方法[M].上海:复旦大学出版社,2005.
[2]中国石油天然气管道局工程建设总公司.SY 0401-98输油输气管道线路工程施工及验收规范[S].北京:中国标准出版社,1998.
[3]中国石油天然气总公司.SY 0055-93长距离输油输气管道测量规范[S].北京:中国标准出版社,1993.
[5]四川省建筑工程总公司.GB J201-83土方与爆破工程施工及验收规范[S].北京:中国标准出版社,1983.
[6]中国石油天然气管道科学研究院.SY/T 0315-97钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术标准[S].北京:中国标准出版社,1997.
长输管道工程主要指的是高压力、大口径、长距离的油气运输管道建设工程, 它包括干线和支线、站场、通信、仪表、自控和其他相关附属工程。
相较于其他工程项目, 天然气长管道运输工程有一定的独特性: (1) 施工要求严格、建设时间长、工程投入大等。 (2) 长运输管道的施工工程多为野外施工且施工点多面广、线路漫长, 不具备良好的社会依托性, 工程极易受到施工当地的自然、人文环境的影响, 施工难度极大。 (3) 因施工场所与人员的分散性施工组织的难度较大, 且驻地多为临时性的驻地, 生活设施较缺乏, 加之人员的流动性较强, 员工的医疗保健难以完善。 (4) 管道施工中需要对地表进行植被的剔除和地表开挖以及河道穿越、隧道挖掘等工程, 此外施工过程中会有大量的管道与施工材料的临时性堆放, 这些均会对周围环境造成一定的破坏。这些特点共同决定了天然气长管道运输施工的高难度与高危险性, 因此在其施工就应从这些特点入手, 对症下药, 实现天然气长输管道的安全施工。
工程质量的好坏深受施工材料的质量影响, 可以说好的材料是工程实现安全施工所不可或缺的。而在我国管道等材料的生产厂家水平参差不齐, 而长输管道的施工又对原材料有着较高的要求, 这就需要在项目施工前对原材料的供应商进行细致的甄别, 确保原材料质量的过关, 同时还应加大原材料运输与储存环节的监管力度, 避免材料在该环节的人为损毁, 也避免不合格材料的流入。
天然气的长输管道建设需要的施工时间较长, 往往达到数年之久, 且施工多在气候复杂的野外环境中, 在长时间的施工中会经历各种各样的恶劣天气, 这就为长输管道的安全施工带来了一点的阻力。例如夏季的酷热与冬季的严寒以及暴雨、狂风、暴雪等特殊天气, 不仅会对工程的质量与进度造成极大的阻碍, 还会给施工带来重大的安全隐患。诸多此类问题极大的阻碍了管道的正常施工, 对施工人员和施工设备造成重大威胁。
天然气的长管道建设, 会经历很多复杂多变的特殊地形, 沿途穿山过河、凿隧架桥, 施工的艰难不言而喻, 这也就必然的会给施工带来一定的安全风险, 例如在森林地带施工, 密布的树木与道路的不便, 会使得施工人员与设备长期处于动荡的临时性平衡状态中, 设备与材料运输的不便往往会使得施工工期难以确定, 一定程度上增大了安全隐患。因此在经过高山、河谷和原始森林等特殊地形时, 应对地形地貌对施工可能产生的影响予以充分考虑。
天然气长输管道的施工建设, 不仅耗时漫长且地域跨幅极大, 会经历复杂多变的地形与气候条件, 因此其施工人员也会存在极大的流动性, 施工设备的更换也会时有发生, 这就为施工的安全管理造成很多不便之处。同时当存在赶工期、任务重等客观因素时, 项目管理者为完成既定目标也往往会忽略安全施工的重要性。此外施工环境的偏僻闭塞, 使得突发事故发生后, 施工方难以立刻获得有效支援。
促进施工安全责任制度的落实是实现天然气长输管道安全施工的关键, 一项工程应在施工前就实现对施工安全责任的有效落实, 并建立相应的奖惩机制, 让所有员工均参与其中并形成“安全第一、预防为主”的观念。这就应从以下几点做起: (1) 实现管理技术与管理体系的相结合, 以完善、科学的技术作为管理体系有效运转的必要保障。 (2) 实现安全管理与项目发展过程的相适应, 将安全施工贯穿与整个项目中, 并随时根据工程的发展需要对其进行完善。 (3) 定期开展安全宣传活动, 促使每一位施工人员都树立“责任在我”、“我要安全”观念, 共同营造安全的施工环境。
对施工时间进行合理规划, 将施工划分为不同的阶段, 即控制、规划、协调三部分, 同时将这三阶段贯穿于项目施工的始末。这就是要求施工者在前期工程中, 应对工程中所需的各种材料进行合理的评估, 确保施工原料和施工设备的及时就位。同时在施工时要实现各个环节间的协调统一, 确保各部门与人员工作上的有效配合。最后还应对工作流程和时间点进行合理控制, 掌握施工节奏, 在确保施工进度的同时, 尽可能减少人力、物力的浪费。
(1) 超前协调, 施工方面对可能出现的特殊气候条件, 应加强对项目施工进度的监管, 提前开工, 建立相应的预警机制, 避开不良施工期。例如暴雨、暴雪和大风天气的侵袭。
(2) 面对复杂地质条件, 应进行综合超前地质预报, 施工方应对特殊地形下的管沟进行提前开挖, 从而实现施工力量安排的余量剩余。同时还可将复杂地形的施工化整为零, 进行多点式交叉作业, 并对可能出现的特殊状况准备充足的预防措施。
风险评价和隐患治理是实现长输管道安全施工的基础与保障。只有充分发挥两者的作用才能更好地实现天然气长输管道的安全施工。其方法有以下几点: (1) 增强预防为主的安全施工理念, 对施工现场进行安全等级划分, 同时对施工现场进行警戒, 避免无关人员对施工的影响。 (2) 设立专门的现场监督员, 坚持实施日查周检月总结制度, 组织施工者对发现的安全隐患进行分析、讨论, 并出谋划策提出相应的整改措施, 避免相同的隐患的二次发生。 (3) 聘请专业的工程师对施工进行定期监督审查, 对未发现的安全隐患进行彻底排查, 并定期向企业管理者进行汇报, 同时落实相应的奖惩制度, 激励员工安全施工的积极性, 促使安全施工目标的实现。
改革开放以来, 我国的天然气长输管道建设成绩喜人, 长输管道的安全施工也越发受到人们的重视, 并获得了长足的进步。但由于我国相关研究起步较晚加之我国国土面积辽阔, 施工环境复杂不变, 我国的长输管道施工安全管理仍落后于世界先进国家。因此借鉴国外先进技术和管理经验, 增强对天然气长输管道安全施工的探究, 不仅有助于增加企业的核心竞争力, 使其更好地参与国际竞争, 同时这更是我国实行新能源计划, 开发西部和加速现代化建设的必然举措。
长输天然气管道的腐蚀防护工作关系天然气管道的安全运营状态，鉴于长输天然气管道的安全性和经济影响因素分析，长输天然气管道的外检测综合技术方案有其特定的价值和意义，合理的方案流程设计和可信度的检验数据，可以使长输天然气管道检测符合良好的定期检验要求，达到良好的工程应用效果。
我国对于长输天然气管道外检测综合技术尚缺乏具体的法规性标准为技术支撑，当前对于长输天然气管道外检测技术主要有：直流（交流）电位梯度法、直流电位（交流电流）衰减法、皮尔逊检测法、管中电流电压法、变频选频法、阴极保护电位分布测试法、密间隔电位测试法等，由于各种干扰因素的影响，现有的外检测设备和技术各有优缺点，有其特定的局限性，为了提高对长输天然气管道防腐层缺陷的检出率，需要确定长输天然气管道外防腐层的质量状况。
它是运用雷迪PCM的A字架和皮尔逊法的防腐层检漏仪设备，测量出两个固定金属“地针”之间的电位差，这一具有特定频率的交流信号传送到天然气管道中，在金属“地针”插入土壤的过程中显示电位梯度的变化状态，并通过检测设备的db值用以判定天然气管道防腐层的电流影响因素，这些影响因素包括：电流大小、天然气管道防腐层破损面积大小、防腐层破损程度、管道埋深、土壤电阻率等。其主要技术原理是：通过检测设备对管道周围的土壤进行特定频率的交流信号检测，这个特定频率的交流信号可以准确地反映出管道外破损处泄漏的信号电流大小，从而产生交流电位的梯度变化，并根据电流变化方位和大小可以准确地判定天然气管道外防腐层破损的具体方位和破损程度。
它可以检测出天然气管道外防腐层局部连续或不连续破损点，通过测量天然气管道周围土壤中交流电位梯度的变化，来判定管道外防腐层的破损方位和大小。其应用原理，如图所示：
通过向天然气管道传送特定频率的交流信号，一旦天然气管道的外防腐层出现破损，则其会与周围的土壤形成一个有电压差的电位场，并呈现出管道破损点接近处的电压差越大的特性，采用地下管道防腐层探测与检漏仪设备可以检测到这一异常状况，从而根据“电位场”的信号确定管道外防腐层的破损方位和大小。这个方法借助于信号发射机进行交流信号的传递，根据电流信号的大小值和音频报警的声音大小判定破损方位。但是，它也有其弊端，即：对于天然气管道外防腐层破损点的检测方位与检测人员的经验密切相关，有经验的检测人员可以根据信号判定埋地管道的防腐层破损位，而经验欠缺的检测人员则易受到外来因素的干扰，对于复杂的地理环境的适应性较差，无法得出准确的判定结果。
这是通过测量天然气管道特定频率的交流电流信号进行测定，根据天然气管道外防腐层的衰减变化来测定其平均质量和破损位置。其应用原理为：通过对天然气管道进行电流信号的施加，根据探地雷达等设备进行电流大小和衰减变化的接收，从而对管道破损情况进行判定，评价天然气管道的防腐整体质量。
这一技术的重点在于测量天然气管道外防腐层绝缘电阻率，其应用原理为：通过对天然气管道提供一个特定频率的电流信号，并被视为单线——大地信号通路，在这个信号通路的数学模型下，根据对交流电流信号衰减的情况，得出天然气管道外防腐层的绝缘电阻率信号频率、衰减量、土壤电阻率等。
通过对天然气管道施加一定频率的电流信号，根据信号衰减的变化确定防腐层的缺陷位置和大小。其应用原理为：对天然气管道防腐层进行阴极保。
