浅析天然气长输管道的安全风险及应对措施

摘 要：我国天然气资源量约为38万亿m3，陆上资源29.9万亿m3。可开采储量7-10万亿m3，国家近年来加大了勘探开发力度，发现了多个大型天然气田，截至2013年底，全国天然气累计探明地质储量9.3万亿m3。本文从天然气长输管理管理的难点重点出发，探讨了其安全风险和防范对策。

关键词：天然气 长输管道 安全风险及应对措施

天然气的输送主要依靠长输管道，各大气区均有长输管网与终端用气市场相通。我们中石油目前已建成和在建的天然气长输管网，规模十分庞大。辽河油田燃气集团代表辽河油田在辽宁省内依托秦沈、大沈两条天然气主干管道开展中下游天然气市场工作，目前在建的管道有朝阳支线，海城支线、辽阳支线等。做好天然气长输管道的安全风险及应对措施研究工作重要极其重大的战略意义。

一、天然气长输管道现状分析

1.油气田内部集输系统

油气田内部集输系统是天然气集输配总系统的子系统，是整个系统的源头部分，它的主要功能是集各气井的天然气、油井伴生气在油气处理厂进行脱水、脱油、脱硫等处理成为合格的干天然气，最后计量调压后外输。

2.天然气长输管道系统

是由输气站库、线路工程、通讯工程和监控系统四个基本部分构成。输气站库包括储气库、压气站、清管站、分输计量站、阴极保护站等；线路工程包括管道、截断阀室、穿跨越工程和管道标志等；通讯工程包括通讯基站、通讯线路和内交换系统。监控系统包括数据采集系统、数据传输系统、终端监控和调度三大部分。

3.城市配气管道系统

3.1城市门站或配气站，又是城市配气系统的首站，它主要用于城市燃气配送、计量、调压、添加臭味添加剂等。

3.2各种类型的储气和调峰设施；

3.3配气管网及用户支线；

3.4气体调压所，它的任务是调节各级管网和用户的用气压力，满足用户需求。城市配气管网按形状分为树枝状和环状管网，按压力分为低压管网、中压管网、次高压管网和高压管网。城镇燃气输送压力分级为（高压：0.8

二、天然气特性与管道输送风险分析

1.天然气的组成

辽宁管输天然气主要包括塔里木天然气、中亚天然气，主要成分为甲烷，并有少量乙烷、丙烷、丁烷等烃类，以及少量二氧化碳、氮气和微量的氦。另外中亚天然气中还含有微量硫化氢成分。气田中甲烷含量占90%以上，油田伴生气中甲烷含量一般占天然气总体积的80%-90%。

2.天然气理化性质（0℃，101.325kPa）

组分

物性 甲烷 乙烷 丙烷 异丁烷 其他烃类 二氧化碳 硫化氢

CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C6-C7 CO2 H2S

密度

（kg/m3） 0.72 1.36 2.01 1.977 - 1.977 1.539

爆炸下限（V%） 5.3 2.9 2.1 1.9 1.4 - 4.30

爆炸上限（V%） 15.0 13.0 9.5 8.4 8.3 - 45.5

自燃点（℃） 645 530 510 462.22 - - 290

理论燃烧温度（℃） 1830 2020 2043 1973 - - -

燃烧1m3气体所需空气量（m3） 9.54 16.7 23.9 - - - 1900

最大火焰传播速度

（m/s） 0.67 0.86 0.82 0.36 - - 7.16

3.天然气的危险特性

3.1易燃、易爆性。

3.2高可压缩性和热膨胀性

3.3腐蚀性

含硫化氢、二氧化碳等酸性气体。硫化氢和二氧化碳在有水存在的条件下将形成酸性腐蚀环境。

3.4易扩散性

天然气密度比空气小，具有易挥发的特点，因此泄漏后可随风四处飘散。

3.5静电荷聚集性。静电产生于物体间的相互摩擦或感应。当带电体与不带电体或静电电位很低的物体接近时，就会发生放电现象，并产生火花。

三、天然气气质对管道运行风险及安全措施

1.输气设备保证

输气安全问题是从管道设计源头、管道建设过程到投入运行都要首先考虑的问题。新管道建设，首先进行安全预评价。在长输工艺上设计了干线紧急截断、阴极保护、清管、越站、紧急停车（ESD）系统、可燃气体检测报警系统、安全泄压系统及SCADA系统等，能够达到预控事故的目的。

2.天然气（燃气）管道运行

2.1一般规定

严格遵守集团公司反违章六条禁令，工作中必须谨慎小心，精神集中。做好十防：防火灾、防爆炸、防静电、防雷击、防触电、防中毒、防窒息、防高温灼烫、防滑倒坠落、防人为破坏；输气站员工必须穿戴统一的劳动保护服装。现场配置防毒窒息、防火防护服，便于应急取用；站区内严禁烟火。禁止吸烟、拍照录像和使用非防爆相机、手机；巡回检查发现异常要立即报告，并采取有效措施进行处理；根据风险评估确定的重要危险因素（点、源），编制事故应急预案，并定期演练。

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2.2站内设备设施定期安全检测规定

每半年对一次仪表进行一次检定工作；每季度对二次仪表和SCADA系统进行一次维护；每年对计量仪表和设备进行一次检定；站内防雷、防静电设施完好。每年雨季前应对建筑物、储气罐等接地电阻进行检测，其接地电阻值应符合设计要求；防静电装置每年检测不得少于2次。

2.3站内防火防爆提示

设备、管道带气进行维护检修时，应使用防爆工具或采取防爆措施，作业过程中严禁产生火花；燃气调压阀室、压缩机房应设固定式可燃气体检测报警仪。并保证标定完好。

3.天然气管道安全巡（检）查

3.1在管道设施的安全保护范围内有无有土壤塌陷、滑坡、下沉、人工取土、采石、用火、堆放重物、排放腐蚀性物质、使用机械工具进行挖掘施工、管道、种植深根植物（乔木、灌木、藤类、芦苇、竹子等）及搭建（构）筑物等。

3.2管道沿线发现天然气味、水面冒泡、树草枯萎和积雪表面有黄斑等异常现象或泄出声响等应查明原因并及时处理；

3.3及时巡查穿越跨越处、斜坡、河滩等特殊地段的管道在暴雨、大风或其他恶劣天气过后的安全情况及水工保护完好情况。

3.4在管道安全保护范围内的施工，其施工单位是否经过开工前提出申请，办理作业许可。并设立临时警示标志。

3.5巡查对管道附件（阴极保护测试桩、里程桩、转角桩、标志桩）有无丢失或损坏。

4.生产安全事故预防

天然气（燃气）公司应当建立健全燃气安全评估制度和应急管理体系，制定生产安全事故的应急预案，建立事故统计分析制度。分公司、站应当制定本单位燃气安全事故应急预案，配备应急人员和必要的应急装备、器材，并定期组织演练。在各类、各层次安全检查发现事故隐患的，应当及时采取措施消除隐患；任何单位和个人发现天然气事故隐患等情况，应当立即报告。