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【摘 要】由于人们的生活水平在逐渐提高，对于各个方面的需要也随之增加，对天然气的需要也不例外，然而由于天然气管道的危险性较高，就需要有应对措施在降低危险性。本文主要分析了长输天然气管道的危险因素，并总结其应对措施。
【关键词】天然气管道；危险因素；应对措施
引言
随着能源市场的发展和天然气的广泛应用，天然气管长输管道建设明显加快。这些管道的管线总长达数千公里，有的跨越江、河，有的穿过山地、平原，所过之处地形地貌、工程地质、工程水文、地震活动性等方面均有很大的差异。管道结构型式不一，类型复杂.有穿越管道、跨越管道、埋地管道，地面管道等等。随着城市建设的加快，天然气长输管道的规模越来越大，一旦发生事故，则会带来严重的后果。
1、天然气管线安全管理存在的问题
1.1历史欠账较多，管线老化腐蚀无法及时更换
我国的燃气行业的发展要考虑到成本和投资方面的限制因素，因此管线生产所需要的设备更新极其缓慢，目前沿用的还是很早以前的管道设备，老化严重，有的管道甚至带病运行，这给安全管理工作带来了很大的困难。由于天然气管线需要埋在野外的地下来运行，自然条件极其惡劣，在天然气运输的过程中，就会或多或少带一些化学成分，虽然国家和企业在管线的建设之初就采取了大力的防腐措施，但是随着时间慢慢流逝，也会受到不同程度上的腐蚀。同时由于资金的缺乏，企业也没有条件对管线的质量来进行定期的检查，管线的实际运行程度无从得知，更加没有办法对问题比较多的管道进行维修和更换，这在给燃气企业带来经济损失的同时也埋下了安全的隐患。
1.2管道违章占压严重，存在重大的安全隐患
为了加强天然气管线的安全管理，国家通过出台法律法规来切实保障其安全，早在2001年国家就出台了《石油天然气管道保护条例》，可见保护的力度。但由于各种原因，这项条例并没有完全被贯彻落实下去，很多燃气企业都出现了违章占压的现象，管道的违章占压，不仅影响着企业对于管道的正常检查和维护工作不易实施，还容易造成管道气体泄露，着火爆炸造成人员上的伤亡。
2、安全预防措施
2.1管道穿越施工
（1）管线直埋敷设段，管沟开挖应严格按设计中心线、深度、宽度及坡度进行，施工完成后应及时做好废弃泥浆的处理和地貌环境的恢复。（2）施工场地布置、开挖管沟的堆土、泥浆池开挖、临时排水设施、施工机械布置及施工便道的修筑等宜布置在远离河流、道路一侧。（3）工程所用材料、管道附件的材质、规格和型号必须符合设计要求，其质量应符合国家或行业有关标准的规定，并应具有出厂合格证、质量证明文件以及材质证明书或使用说明书。（4）钢管如有凿痕、槽痕、凹坑、电弧烧痕、变形或压扁等有害缺陷应按照《油气输送管道穿越工程施工规范》（GB50424-2007）规定进行修复或消除。（5）管道焊接人员应具备相应的资格证书，焊工能力应符合国家现行标准《钢质管道焊接及验收》SY/T4103-2006的有关规定。（6）管道外观检查合格后应进行无损检测。无损检测应符合国家现行标准《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2005）有关规定。（7）从事无损检测的人员必须持有国家有关部门颁发的并与其工作相适应的资格证。（8）穿越施工时入土角、出土角的大小，应根据地质、地形条件和穿越管段的材质、管径来确定。入土角宜为8°-20°，出土角宜为4°-12°。（9）水平定向钻穿越的曲率半径应符合设计要求。曲率半径不宜小于1500D，且不得小于1200D。（10）在管道入土端和出土端外侧各预留保持不少于10m的直管段。2.2天然气长输管道泄漏检测及定位
2.2.1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。
2.2.2间接检测法
（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）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：①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。②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。
图1基于压力信号的检漏测量
（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。 （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：①动态质量平衡法；②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。
2.3长输管道的运行
（1）埋地燃气管道上不得有建筑物和大型構筑物占压。（2）管道中心线两侧各5m范围内不得有取土、挖塘、修渠、修建养殖水场，排放腐蚀性物质，堆放大宗物资、易燃易爆物品，采石、盖房、建温室、垒家畜棚圈、修筑其他建筑物、构筑物或者种植深根植物，在管道中心线两侧各50m范围内，不得有爆破、开山等有可能破坏管道的活动。（3）埋地燃气管道穿越河流处应有路面标志，路面标志的间隔不宜大于200m，路面标志不得缺损，与实际管位应当相符，字迹应清晰可见。（4）建设单位应落实管线的监护工作，发现有危害管道的施工行为应及时制止。（5）管道应在管材的设计年限内使用，超过设计年限的应进行定期安全评价和相关的性能检测，合格后方可继续使用。（6）运行压力不得超过最大允许工作压力。（7）巡线人员应配备必要的巡检设备，并能正确使用。巡线人员应按要求配备并正确穿戴劳动防护用品。（8）在天然气输配系统中，天然气出站压力、流量、进站气参数等均有仪表测量，以防止发生意外事故。
2.4形成高效化的事故应急响应机制
首先，积极调整和改善目前事故应急响应预案，查缺补漏，使得响应预案朝着科学化、全面化和高效化的方向发展。其次，综合考量实际事故的影响因素，制定科学的救援路线，保证救援速度和质量的提高。最后，对事故进行调查和总结，探析事故发生的规律，在此基础上，形成健全的预警机制。
结束语
天然气管道运输管理是一个长期、复杂的过程，由于天然气管道运输的特殊性，在运输过程中会有不同的因素对其造成危害性，特别是地质灾害与腐蚀性对管道造成很大的危害性，所以在管理的过程中，要加强各个方面的管理，加强管理、加大投入才能够达到预期的效果。
参考文献：
[1]程玉河.石油、天然气长输管道危险有害因素辨识[J].安全、健康和环境，2009，09：18-20.
[2]高军，宋书贵，吴鹏.天然气开采危险有害因素辨识及风险评估[J].中国安全生产科学技术，2011，11：57-62.
[3]辛颖.天然气管网系统风险评价与防范技术研究[D].大庆石油学院，2009.
[4]付小方.天然气输送管道风险评价与完整性评定[D].华南理工大学，2011.
【关键词】天然气管道；危险因素；应对措施
引言
随着能源市场的发展和天然气的广泛应用，天然气管长输管道建设明显加快。这些管道的管线总长达数千公里，有的跨越江、河，有的穿过山地、平原，所过之处地形地貌、工程地质、工程水文、地震活动性等方面均有很大的差异。管道结构型式不一，类型复杂.有穿越管道、跨越管道、埋地管道，地面管道等等。随着城市建设的加快，天然气长输管道的规模越来越大，一旦发生事故，则会带来严重的后果。
1、天然气管线安全管理存在的问题
1.1历史欠账较多，管线老化腐蚀无法及时更换
我国的燃气行业的发展要考虑到成本和投资方面的限制因素，因此管线生产所需要的设备更新极其缓慢，目前沿用的还是很早以前的管道设备，老化严重，有的管道甚至带病运行，这给安全管理工作带来了很大的困难。由于天然气管线需要埋在野外的地下来运行，自然条件极其惡劣，在天然气运输的过程中，就会或多或少带一些化学成分，虽然国家和企业在管线的建设之初就采取了大力的防腐措施，但是随着时间慢慢流逝，也会受到不同程度上的腐蚀。同时由于资金的缺乏，企业也没有条件对管线的质量来进行定期的检查，管线的实际运行程度无从得知，更加没有办法对问题比较多的管道进行维修和更换，这在给燃气企业带来经济损失的同时也埋下了安全的隐患。
1.2管道违章占压严重，存在重大的安全隐患
为了加强天然气管线的安全管理，国家通过出台法律法规来切实保障其安全，早在2001年国家就出台了《石油天然气管道保护条例》，可见保护的力度。但由于各种原因，这项条例并没有完全被贯彻落实下去，很多燃气企业都出现了违章占压的现象，管道的违章占压，不仅影响着企业对于管道的正常检查和维护工作不易实施，还容易造成管道气体泄露，着火爆炸造成人员上的伤亡。
2、安全预防措施
2.1管道穿越施工
（1）管线直埋敷设段，管沟开挖应严格按设计中心线、深度、宽度及坡度进行，施工完成后应及时做好废弃泥浆的处理和地貌环境的恢复。（2）施工场地布置、开挖管沟的堆土、泥浆池开挖、临时排水设施、施工机械布置及施工便道的修筑等宜布置在远离河流、道路一侧。（3）工程所用材料、管道附件的材质、规格和型号必须符合设计要求，其质量应符合国家或行业有关标准的规定，并应具有出厂合格证、质量证明文件以及材质证明书或使用说明书。（4）钢管如有凿痕、槽痕、凹坑、电弧烧痕、变形或压扁等有害缺陷应按照《油气输送管道穿越工程施工规范》（GB50424-2007）规定进行修复或消除。（5）管道焊接人员应具备相应的资格证书，焊工能力应符合国家现行标准《钢质管道焊接及验收》SY/T4103-2006的有关规定。（6）管道外观检查合格后应进行无损检测。无损检测应符合国家现行标准《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2005）有关规定。（7）从事无损检测的人员必须持有国家有关部门颁发的并与其工作相适应的资格证。（8）穿越施工时入土角、出土角的大小，应根据地质、地形条件和穿越管段的材质、管径来确定。入土角宜为8°-20°，出土角宜为4°-12°。（9）水平定向钻穿越的曲率半径应符合设计要求。曲率半径不宜小于1500D，且不得小于1200D。（10）在管道入土端和出土端外侧各预留保持不少于10m的直管段。2.2天然气长输管道泄漏检测及定位
2.2.1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。
2.2.2间接检测法
（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）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：①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。②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。
图1基于压力信号的检漏测量
（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。 （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：①动态质量平衡法；②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。
2.3长输管道的运行
（1）埋地燃气管道上不得有建筑物和大型構筑物占压。（2）管道中心线两侧各5m范围内不得有取土、挖塘、修渠、修建养殖水场，排放腐蚀性物质，堆放大宗物资、易燃易爆物品，采石、盖房、建温室、垒家畜棚圈、修筑其他建筑物、构筑物或者种植深根植物，在管道中心线两侧各50m范围内，不得有爆破、开山等有可能破坏管道的活动。（3）埋地燃气管道穿越河流处应有路面标志，路面标志的间隔不宜大于200m，路面标志不得缺损，与实际管位应当相符，字迹应清晰可见。（4）建设单位应落实管线的监护工作，发现有危害管道的施工行为应及时制止。（5）管道应在管材的设计年限内使用，超过设计年限的应进行定期安全评价和相关的性能检测，合格后方可继续使用。（6）运行压力不得超过最大允许工作压力。（7）巡线人员应配备必要的巡检设备，并能正确使用。巡线人员应按要求配备并正确穿戴劳动防护用品。（8）在天然气输配系统中，天然气出站压力、流量、进站气参数等均有仪表测量，以防止发生意外事故。
2.4形成高效化的事故应急响应机制
首先，积极调整和改善目前事故应急响应预案，查缺补漏，使得响应预案朝着科学化、全面化和高效化的方向发展。其次，综合考量实际事故的影响因素，制定科学的救援路线，保证救援速度和质量的提高。最后，对事故进行调查和总结，探析事故发生的规律，在此基础上，形成健全的预警机制。
结束语
天然气管道运输管理是一个长期、复杂的过程，由于天然气管道运输的特殊性，在运输过程中会有不同的因素对其造成危害性，特别是地质灾害与腐蚀性对管道造成很大的危害性，所以在管理的过程中，要加强各个方面的管理，加强管理、加大投入才能够达到预期的效果。
参考文献：
[1]程玉河.石油、天然气长输管道危险有害因素辨识[J].安全、健康和环境，2009，09：18-20.
[2]高军，宋书贵，吴鹏.天然气开采危险有害因素辨识及风险评估[J].中国安全生产科学技术，2011，11：57-62.
[3]辛颖.天然气管网系统风险评价与防范技术研究[D].大庆石油学院，2009.
[4]付小方.天然气输送管道风险评价与完整性评定[D].华南理工大学，2011.