浅谈天然气长输管网安全运营中存在的问题及对策措施

孔丹丹

山西天然气有限公司 山西 太原 030000

1 我国天然气长输管道发展现状

长输天然气管道由于输气量大、输送距离长，通常采用高压大口径输送系统。长输管道担负着向工业企业和城镇居民提供大量原料和能源的任务，一旦供气中断，影响巨大，因此必须确保安全、连续、可靠供气。

中国是最早使用管道输送天然气的国家，早在1600 年前，四川地区即开始用木竹铺设管道输送天然气，新中国成立以来，我国天然气长输管道建设快速进入工业发展阶段，1963年第一条近代管道巴渝输气管道在四川开始建设并投产，该管道管径426mm，全长54.7km。进入新世纪以来，天然气消费市场不断增加、国家能源结构不断调整，促进了我国加快天然气管道工程建设的步伐，随着西气东输一二三线项目工程、川气东送工程的相继建成投产，我国天然气管道建设事业迎来了飞速发展，截止 2019年底，我国长输油气管道里程达到13.9万公里，其中天然气长输管道里程达到8.1 万公里，一次输气能力达到 3000 亿立方米（1)。

表1 2015～2020年我国天然气长输管道建设里程统计表

根据我国《能源发展“十三五”发展规划》和《中长期油气管网规划》，2025 年将实现规划目标16.3万公里，2030年将突破20万公里，天然气消费市场将进一步扩大，惠及人口将超过7亿人，天然气在一次能源结构中占比将达到20%以上，全国主要地级市、区县等居民将受惠于天然气管道建设，辐射小城市和乡镇的管道基础设施也将持续完善，现代化管网系统不断趋于成熟。

2 我国天然气长输管道面临的主要安全风险

2.1 管道本体风险

油气长输管道本体风险主要有管道腐蚀、焊缝缺陷及其他施工过程中的质量问题。

（1）管道腐蚀

管道腐蚀是一种常态化现象，主要与管道输送介质、土壤情况等有关，包括内腐蚀和外腐蚀。内腐蚀与管材及输送介质有关，外腐蚀则主要与阴保设施完备率、土壤腐蚀率、杂散电流强度等有关。例如：根据对某管线的地质勘察报告及对所取地表水进行水质简分析试验提供的数据，水对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性；土对混凝土结构和混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性；对钢结构具有强～中腐蚀性，强腐蚀性占全线的12%，中腐蚀性占全线的88%。

（2）焊缝缺陷

焊缝及其他施工过程中的质量问题，以焊缝缺陷为主，主要问题有以下类型：

一是未熔合：焊缝与母材之间或焊缝与焊缝之间没有完全熔合；二是超差：坡口两侧钢管的水平误差不大于 3mm；三是外咬边：由于焊接参数选择不当或操作方法不正确，造成沿根部母材的坡口或凹陷；四是裂纹：在焊接应力等外部因素共同作用下，管道局部地区金属受损造成的缝隙；五是内凹：焊缝熔透，余高低于母材的现象。

2.2 施工遗留问题

在施工过程中，由于地区限制，施工单位不按设计图纸，小范围进行私自改线，未进行设计变更。后期手续办理过程中，出现线路图纸与实际不符现象，设计院需重新核对现场，出具线路走向图，无形中推迟项目相关手续办理进度。

通过管道探测设备探测沿线高压管道管位，发现部分标志桩、转角桩、穿越桩等设置与工程建设时管线的实际位置不一致或存在偏差，给管线日常巡检及检修作业带来不确定因素，造成误判。管道穿越河流、公路、铁路等穿越地段无穿越桩、警示桩，起不到警示作用。同时，部分还涉及管线穿越处管道埋深不足的问题，尤其是近两年，洪涝灾害频发，管线穿越河流段埋深不足，极易造成露管、飘管等现象。

2.3 自然灾害风险

天然气长输管道面临的自然灾害风险主要有破坏性地震、地质灾害，常见地质灾害类型有以下几类：一是岩土类灾害:包括泥石流、地面塌陷、山体滑坡等；二是水利类灾害：水毁、水力侵蚀等；三是特殊类土：黄土、膨胀土以及盐渍土的地质损害。例如：2021年全国各省强降雨天气突增，多地出现洪涝灾害，个别地区甚至还出现百年一遇的洪涝灾害，管线穿越河流地段出现裸管、露管、悬空等现象，若应急处置不及时，极易发生干线泄漏等管道事故。

2.4 第三方施工破坏风险

管道第三方施工是指除管道企业及其委托方以外的第三方单位或个人在管道周边进行的可能影响管道安全的各种施工作业，一般根据施工类型和规模分为大型第三方施工和小型第三方施工。

大型第三方施工是指可能威胁管道安全、施工风险高或后果影响严重，需要采取工程、监护或监测等管道保护安全措施，需要采取协调避让管理措施的大型第三方施工。小型第三方施工是指除上述大型施工外，其他符合国家、行业有关管道安全标准规范、施工简单快速、不需要或仅需采取轻型盖板、U 型槽、水泥硬化等简单措施，工程本身对管道安全无实质影响，但施工过程应重点防控的第三方施工。

2.5 违章占压

由于管线周边环境不断变化及城市的不大扩张，随着管线运行时间的增加，部分管线上方不断形成多处违章占压，或管线安全范围内，出现违反相关石油天然气管道保护法的行为，有些建筑物有人员居住，有些建筑物为临时搭建，但长期存在，严重影响管道安全运行及紧急状态下抢修抢险，且大多为沿线居民私自搭建建筑物占压，协调整改难度大。

2.6 安全管理制度不健全或落实不到位

天然气长输管道的安全管理属于系统性的工作，若没有健全的管理制度及操作规程，则难以确保管理的安全性，在管道设计、施工、检修、维护等方面均容易出现问题。

（1）安全管理制度不健全

工作人员未按相关规定进行每日巡查及定期巡检，检查记录、日常运行记录、设备维护保养记录等基础运行台账，无标准、规范的记录台站，管理混乱，很难起到警示、预警的作用，一旦出现漏气等突发事件，不能及时察觉，不能及时进行先期处置，极易引发次生灾害，且事故发生后也无法追踪到责任人。

（2）责任落实不到位

部分单位未建立健全全员安全生产责任制，或主要负责人对安全管理不重视，未落实主要负责人职责，造成管理不善，极易引发事故。例如：管线未按要求开展定期检测，或者检测后未根据检测结果，进行相关处置。

3 安全运行管理中提出的对策措施

3.1 加强项目建设前期手续办理

在项目建设前期，项目手续应按所经政府部门划分，分人、分类同步进行办理，避免未批先建等手续办理滞后问题。

3.2 项目建设阶段安全管理

（1）项目设计阶段。工程设计必须符合《输气管道工程设计规范》（GB50251）、《石油化工企业设计防火规范》（GB50160）等国家有关设计规范，线路走向图、总平面布置图等设计图纸必须与现场相吻合，不得出具虚假图纸，不得规避安全距离不足等周边设施情况。公司相关部门应对设计情况进行审核、监督，对设计的合规性负管理责任。

（2）施工阶段。施工单位必须严格按设计图纸进行施工，施工过程中需要进行变更时，必须经设计院出具同意变更的文件后，进行变更。项目部对项目施工及变更情况进行监督，对项目变更程序进行审核，确保变更工程的合规性。由于征地等原因变更工程无法满足相关设计标准时，必须经相关部门对变更工程情况进行研究，协商制定解决方案。

天然气长输管道的建设全过程涉及的部门较多，有项目管理部、招标及法务管理部门以及各单项工程实施监管部门、物资采供部等，对工程进行全过程、高效的管理，需各相关部门的积极配合。在工程实施前，科学合理地规划项目前期各个环节的工作，尽可能留下充足的施工调试时间。做好施工组织设计及可行性研究，结合近期及远期规划，尽量减少在已建或已运行项目上实施施工作业。施工过程中严密监控管道的保护、回填处理、管道试压、清管干燥等关键工序的质量，对监理的旁站质量给予随机抽查考核，严格监督隐蔽工程的实施。

（3）采购阶段。物资采供部应严格按照设计院出具的项目建设所需管材、管件、设备等物资相关设计要求及标准进行采购，物资到货后，必须项目部及物资采供部共同验收合格后，并做好验收记录，采购物资应符合设计标准。物资采供部对物资出厂资料、验收记录等进行统一存档，不得遗失。

（4）项目验收阶段安全管理。项目完工后，由各相关部门联合进行验收，严把质量关；

建设项目原则上不允许出现违反《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183）中“石油天然气站场、阀室、放空管区域布置防火间距”等安全距离不足的情况，线路不得出现杨树、桐树等大型深根植物占压情况。

若验收过程中出现站场、管线、阀室周边安全距离不足，大棚占压、高填方等线路占压隐患，应做好占压隐患台账，并加强巡查。同时，及时发文至相关政府部门，组织进行协调处理。

3.3 加强运营维护管理

（1）建立各级安全责任制。建立健全安全管理体系，完善安全管理制度并将安全责任落实到人。首先，强调全员安全生产责任制，每年制定安全管理目标，结合实际情况层层分解、层层落实到每一个基层岗位，同时，加大日常监督与考核，确保各项责任有效落实。其次，是强化操作人员的技能培训，提高操作水平，比如：成立技能培训部，针对主要负责人、安全管理人员、生产一线人员等分层级、分人群，建立有效的培训管理制度，确保培训工作落到实处，取得实效。

（2）加强对管道的日常巡检。复杂环境下的活动带有不可预见性，并会对设施的安全构成威胁，有效的办法是加强日常巡检，通过每日检查，及时发现管线周边人员活动及作业情况，及时制止第三方施工等违规活动，将问题解决在萌芽状态。针对第三方施工，编制切实可行的管道保护方案、施工方案并经过专家评审，签订安全防护协议后方可施工，现场施工时做好标示、警戒、围蔽等措施，安排专业的巡护人员进行监护，确保管道安全。同时，加强管道沿线居民的安全宣传，着重宣传天然气管道危险特性以及相关法规，增强周边群众的安全意识，充分发挥群众的力量，取得群防群治的效果。

（3）完善事故应急预案并实行定期演练制度。各管线单位的事故应急预案、现场处置方案是应急抢险工作的基础，其预案的实效性、可行性尤为重要。在日常管理中，我们发现虽然某些单位均制定的相应应急预案，并定期进行了演练，但演练效果欠佳，未结合现场实际或有些流于形式，未能对应急预案进行有效检验。因此事故应急预案有待完善和细化，演练有待加强。

（4）加强工艺系统的运行维护管理。制定标准化操作程序、标准化维护保养程序，逐步建立天然气管道、工艺设备的完整性管理体系。定期对站场设施及管线进行检测、分析、评价，对系统可能存在的风险做评估，并采取有效的措施加以防范。

管道防腐层全线采用三层PE加强级防腐层。将土壤对管道腐蚀的可能性降到最小。建成后定期对阴极系统进行维护保养，确保阴极保护系统设备运行率达到98%的标准要求；定期对管地电位进行检测分析，识别、测试和减缓杂散电流对管道的影响，确保阴极保护有效率达到100%要求。

3.4 开展管道完整性评估及应用

通过评估管道风险,结合对管道的完整性评价，选择与之问题相对应的维修手段,将管道中可能存在的隐患部分进行维护、消除,并制定相应的管理目标与程序，通过计划制定、计划执行、实施总结、监督改进四个步骤，将管道存在的风险降到最低。不仅保障了管道的运行安全,还为将管道完整性管理的深入推进做好准备。

根据《油气输送管道完整性管理规范》的要求，具备条件的管道三年以内实施管道内检测，不具备内检测条件的要采取直接评价方法进行完整性评价，对于检测发现的管道本体缺陷、防腐层破损等问题优先修复。

3.5 创新管道检测方法

国家公布法令，规定主干线油气输送管道在线检验每年进行1次，全面检验3-6年进行1次，以便进行运行维护和使用评价。然而国内外检测埋地管道缺陷的主要工作流程仍然是：开挖、剥去防腐（保温）层、检测、包覆、回填，显然这是一种破坏性检测方法，而且检测数据的代表性、评估结论的可靠性受开挖（抽样）点数及其分布范围的影响。因此，埋地管道在不开挖、不停输状态下进行检测成为一个值得深入探讨的问题。

4 结束语

随着天然气长输管网建设规模的不断扩大，某些地区自然条件恶劣、人为破坏严重等问题，安全形势不容乐观，解决管道安全问题不仅需要技术上的创新，更需要管理模式上的根本变革，需要安全管理理念的突破，管道安全管理模式变革势在必行。因此，在安全管理中，需要对现存的问题进行定期总结分析，认真汲取近年来相关事故案例教训，制定相应的防治对策，不断提高管理质量，降低可能出现的各种安全问题，保证天然气长输管道的运营安全及质量。