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摘 要：目前，我国油气管道事业进入蓬勃发展时期，一方面油气管道长度日益增长，油气管道系统的安全问题也日益严峻；另一方面由于油气管道服役时间长，面临由于管线老化、腐蚀穿孔、第三方破坏等风险因素所造成的泄露和爆裂等潜在的危险使管道安全受到严重威胁。因此，研究管道风险管理，指定完整性維护措施，探索降低油气管道事故发生概率，减少事故发生后造成的损失，确保油气管道经济安全运行成为油气管道管理的当务之急。
关键词：油气管道 腐蚀穿孔 管道风险管理
一、油气管道系统安全的重要性
长输管道是长距离输油气管道的简称，即指输量大、管径大、输送距离长、压力高自成体系的管道系统。具有密闭性好、自动化程度高等特点，对于石油天然气来说，最佳的运输方式就是密闭的管道运输，其安全性优于铁路、公路、船舶等运输等方式，但由于所储运的介质是原油、轻油、天然气等易燃、易爆、易挥发和易于静电聚集的流体，有的还含有毒物质如硫化氢等，一旦系统发生事故，泄露的油气极易起火、爆炸，酿成人员伤亡及财产损失的恶性灾害。当管道穿过人口稠密地区或接近重要设施时，大火将造成生命、财产的巨大损失；而在边远的荒漠、山区，往往因消防力量不足或水源较远等条件限制，灭火困难。油气管道系统的这些事故还会污染环境，给公共卫生和环境保护带来较长时间的负面影响。在社会日益重视安全、环保、健康的背景下，油气管道系统的安全受到广泛的关注。
二、油气管道事故的分类
一般根据事故的严重程度和造成的影响范围及组织主体分为A、B、C三类事故。其中，判定标准中符合其中任意一项即可判定为该类事故。
1.A类事故
油气管道发生泄露、爆炸着火并对人员造成严重伤害、对周边环境产生严重影响，或管道严重扭曲变形而必须停输的事故。
2.B类事故
油气少量泄漏，或管道裸管、悬空、漂浮，可以在线补焊和处理的事故以及水工保护遭到破坏等。
3.C类事故
站场、阀室通讯故障、电力中断、管线冰堵等，但可以通过站内工艺调整和其它临时措施处理而不对管道运行和输送造成影响的事故。
三、油气长输管道的主要风险因素
从以往国内外有关的事故统计中来找出管道事故的主要原因，虽然国内外的统计资料分类方法有所不同，但可以表明，油气管道的事故原因主要在于外力干扰、腐蚀、材料缺陷等引起，下面针对事故原因加以分析：
1.第三方破坏
第三方破坏是指由于在管道附近进行的采挖、耕种、盗窃等人为活动所造成的管道结构或性能的破坏。第三方破坏在整条管道的风险评估上占有重要位置，据统计，在诸多管道事故中，第三方破坏占40%左右。影响第三方破坏这一风险事件的主要因素包括管道的最小埋深、所在区域的人类活动水平、管道的地上设备、附近地区的公众教育状况等。
2.腐蚀失效
腐蚀破坏是管道中最常见的破坏，其破坏形式主要是在管道中形成电流，造成电化学腐蚀。主要包括内腐蚀和外腐蚀。内腐蚀的风险大小与介质脱硫、脱水脱二氧化碳等净化程度及内防腐措施涂层质量有关；而外腐蚀是管道腐蚀的主要因素，与外加电流阴极保护是否到位、外涂层质量、土壤腐蚀性程度、管道使用的年限、有无金属埋设物、电流干扰及应力腐蚀等因素有关。
3.操作失误
人为误操作是管道风险的另一个重要来源。据统计，在所有的灾害中，由于人的误操作所造成的灾害约占62%，而其余的约38%为自然灾害。从工程技术上，如何减少误操作，可能要从两个方面入手，首先要提高管理水平、技术水平以及群体的道德水平等；其次，加强第三方监督等。
4.自然灾害影响
自然灾害是威胁管道安全的一个重要因素，破坏性大，不仅对管道造成破坏，而且还可能产生严重的次生灾害。对陆上管道造成破坏的自然灾害有破坏性地震、地质地理灾害、洪水灾害、地下灾害等。
四、事故应急处理措施
1.油气大量泄漏事故时指挥部应急处理措施
1.1应急指挥部到位指挥。
1.2对事故信息和险情进行研究、作出决策，下达指令。
1.3协调地方省级应急救援部门和系统外部协作力量。
1.4向上级部门和地方政府通报事故信息。
2.应急调度中心应采取的应急措施
2.1当管线出现油气大量泄漏，事故段上下游截断阀应自动关闭；如果截断阀未自动关断，而应急调度中心已检测到压力异常，并判断出油气泄漏严重时，应立即远控关断上下游截断阀；如果远控关断失效，应立即通知就近的站场人员前往现场或要求已在现场的公司相关专业人员关断上下游截断阀。
2.2在确认（或怀疑）管线油气大量泄漏后，应急调度中心应立即通知事故段管理处前往现场核查和初步控制。
2.3在确认事故段上下游阀室关闭后，应立即要求现场关阀人员就地打开事故段一侧的放空阀，将事故段管存油气就地放空至微正压，以便于之后的事故段紧急维抢修处理。
2.4根据不同的事故地点，在工艺允许情况下（持续运行管线不超设计压力），事故段上游管线尽量保持运行，如果压力超高，要及时通知上游油气田减量运行，保持给上游用户持续供气；下游管线可利用管存、储气库、联络线或备用气尽量给用户供油气或减量供油气。
2.5根据事故段压力下降情况，如果出现事故段上下游截断阀关闭不严情况，要采取措施关闭相邻的上下游截断阀（远控关断或通知现场就地关断）。
3.抢修措施
3.1由现场应急抢险组（管理处）根据现场情况提出抢修建议方案上报应急指挥部，作好实施抢修方案的准备。
3.2应急指挥部对抢修方案进行决策，批准抢修方案并下达抢修指令。
3.3现场应急抢险组（管理处）按照批准的抢修方案，实施抢修作业。
参考文献
[1]潘家华. 油气管道的风险分析. 油气储运，1995.
[2]李旭东. 长输油气管道的风险评估与作用. 天然气与石油，1997.
[3]李俊杰. 油气管道风险评价在安全评估中的作用. 油气田地面工程，2003.
关键词：油气管道 腐蚀穿孔 管道风险管理
一、油气管道系统安全的重要性
长输管道是长距离输油气管道的简称，即指输量大、管径大、输送距离长、压力高自成体系的管道系统。具有密闭性好、自动化程度高等特点，对于石油天然气来说，最佳的运输方式就是密闭的管道运输，其安全性优于铁路、公路、船舶等运输等方式，但由于所储运的介质是原油、轻油、天然气等易燃、易爆、易挥发和易于静电聚集的流体，有的还含有毒物质如硫化氢等，一旦系统发生事故，泄露的油气极易起火、爆炸，酿成人员伤亡及财产损失的恶性灾害。当管道穿过人口稠密地区或接近重要设施时，大火将造成生命、财产的巨大损失；而在边远的荒漠、山区，往往因消防力量不足或水源较远等条件限制，灭火困难。油气管道系统的这些事故还会污染环境，给公共卫生和环境保护带来较长时间的负面影响。在社会日益重视安全、环保、健康的背景下，油气管道系统的安全受到广泛的关注。
二、油气管道事故的分类
一般根据事故的严重程度和造成的影响范围及组织主体分为A、B、C三类事故。其中，判定标准中符合其中任意一项即可判定为该类事故。
1.A类事故
油气管道发生泄露、爆炸着火并对人员造成严重伤害、对周边环境产生严重影响，或管道严重扭曲变形而必须停输的事故。
2.B类事故
油气少量泄漏，或管道裸管、悬空、漂浮，可以在线补焊和处理的事故以及水工保护遭到破坏等。
3.C类事故
站场、阀室通讯故障、电力中断、管线冰堵等，但可以通过站内工艺调整和其它临时措施处理而不对管道运行和输送造成影响的事故。
三、油气长输管道的主要风险因素
从以往国内外有关的事故统计中来找出管道事故的主要原因，虽然国内外的统计资料分类方法有所不同，但可以表明，油气管道的事故原因主要在于外力干扰、腐蚀、材料缺陷等引起，下面针对事故原因加以分析：
1.第三方破坏
第三方破坏是指由于在管道附近进行的采挖、耕种、盗窃等人为活动所造成的管道结构或性能的破坏。第三方破坏在整条管道的风险评估上占有重要位置，据统计，在诸多管道事故中，第三方破坏占40%左右。影响第三方破坏这一风险事件的主要因素包括管道的最小埋深、所在区域的人类活动水平、管道的地上设备、附近地区的公众教育状况等。
2.腐蚀失效
腐蚀破坏是管道中最常见的破坏，其破坏形式主要是在管道中形成电流，造成电化学腐蚀。主要包括内腐蚀和外腐蚀。内腐蚀的风险大小与介质脱硫、脱水脱二氧化碳等净化程度及内防腐措施涂层质量有关；而外腐蚀是管道腐蚀的主要因素，与外加电流阴极保护是否到位、外涂层质量、土壤腐蚀性程度、管道使用的年限、有无金属埋设物、电流干扰及应力腐蚀等因素有关。
3.操作失误
人为误操作是管道风险的另一个重要来源。据统计，在所有的灾害中，由于人的误操作所造成的灾害约占62%，而其余的约38%为自然灾害。从工程技术上，如何减少误操作，可能要从两个方面入手，首先要提高管理水平、技术水平以及群体的道德水平等；其次，加强第三方监督等。
4.自然灾害影响
自然灾害是威胁管道安全的一个重要因素，破坏性大，不仅对管道造成破坏，而且还可能产生严重的次生灾害。对陆上管道造成破坏的自然灾害有破坏性地震、地质地理灾害、洪水灾害、地下灾害等。
四、事故应急处理措施
1.油气大量泄漏事故时指挥部应急处理措施
1.1应急指挥部到位指挥。
1.2对事故信息和险情进行研究、作出决策，下达指令。
1.3协调地方省级应急救援部门和系统外部协作力量。
1.4向上级部门和地方政府通报事故信息。
2.应急调度中心应采取的应急措施
2.1当管线出现油气大量泄漏，事故段上下游截断阀应自动关闭；如果截断阀未自动关断，而应急调度中心已检测到压力异常，并判断出油气泄漏严重时，应立即远控关断上下游截断阀；如果远控关断失效，应立即通知就近的站场人员前往现场或要求已在现场的公司相关专业人员关断上下游截断阀。
2.2在确认（或怀疑）管线油气大量泄漏后，应急调度中心应立即通知事故段管理处前往现场核查和初步控制。
2.3在确认事故段上下游阀室关闭后，应立即要求现场关阀人员就地打开事故段一侧的放空阀，将事故段管存油气就地放空至微正压，以便于之后的事故段紧急维抢修处理。
2.4根据不同的事故地点，在工艺允许情况下（持续运行管线不超设计压力），事故段上游管线尽量保持运行，如果压力超高，要及时通知上游油气田减量运行，保持给上游用户持续供气；下游管线可利用管存、储气库、联络线或备用气尽量给用户供油气或减量供油气。
2.5根据事故段压力下降情况，如果出现事故段上下游截断阀关闭不严情况，要采取措施关闭相邻的上下游截断阀（远控关断或通知现场就地关断）。
3.抢修措施
3.1由现场应急抢险组（管理处）根据现场情况提出抢修建议方案上报应急指挥部，作好实施抢修方案的准备。
3.2应急指挥部对抢修方案进行决策，批准抢修方案并下达抢修指令。
3.3现场应急抢险组（管理处）按照批准的抢修方案，实施抢修作业。
参考文献
[1]潘家华. 油气管道的风险分析. 油气储运，1995.
[2]李旭东. 长输油气管道的风险评估与作用. 天然气与石油，1997.
[3]李俊杰. 油气管道风险评价在安全评估中的作用. 油气田地面工程，2003.