2024年1月17日发(作者：)
天然气长输管道知识普及
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。
一、线路工程
输气管道工程是指用管道输送天然气的工程，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。
阀室系统包括手动阀室和RTU阀室两大类。
1、手动阀室
手动阀室实现超压、低压、压降速率检测自动关断及阀室内工艺过程参数的就地指示，主要就地测控参数是：管线温度显示，紧急关断阀前、后压力显示。
2、RTU阀室
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RTU系统实现阀室内工艺过程的远程数据采集、监控、管理和对可燃气体泄漏进行监测报警。
RTU 系统主要功能：
1）数据采集与传输功能：采集阀室内工艺运行参数，将其传输至控制中心系统。
2）控制功能：执行控制中心下发的指令；整个阀室的启动、停止控制；线路气液联动阀门远控及就地手动控制。
3）其它功能：自诊断自恢复；经通信接口与第三方的系统或智能设备交换信息。
二、工艺站场
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。
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输气站的工艺流程有设备、仪表、管线组成
分离器：用来分离天然气中少量的液态水、砂粒、管壁腐蚀产物等杂质，保证天然气的气质要求。
气体过滤器：用来清除分离器未能分离除掉的粒度更小的固体杂质，如管壁被腐蚀的产物和铁屑粉末等。
清管收发球筒：用来进行清管作业，发送和接受清管器，清除管中污物。
加热设备：用以对天然气加热，提高天然气的温度，防止天然气中烃与水形成水合物而堵塞管道设备，影响输气生产，一般在北方大气温度较低的地区装设。
自力式压力调节器：用于自动调节输气站或用户的压力。
阀门：用以切断或控制天然气气流的压力、气量。
安全阀：管线设备超压时自动开阀排放天然气泄压，保证管线设备在允许的压力范围内工作，使生产安全无误。
流量计、温度计（温变）、压力表（压变）：用来测算天然气输气时的各种参数，让操作人员有依据地做好天然气调节控制工作。
输气站的管线有：计量管、排污管、放空管、汇管、天然气过站旁通管及计量管旁通管等。
进站旁通管在输气站检修时使用，
计量旁通管在检修节流装置时使用，
汇管用来汇集不同管线的来气和将天然气分配到不同管线、用户，以及实现各种作业。
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1、首站
首站就是输气管道的起点站。输气首站一般在进气源附近，首站的主要功能：
——接收上游天然气来气，进行在线气质分析、色谱分析；
——对天然气进行过滤分离；
——对过滤分离后的天然气进行计量、在线标定；
——计量后的天然气经旁通管路或者增压后送入下游站场；
——清管器发送；
——紧急切断；
——事故状态及维修时的放空和排污；
——站场数据采集与监控。
2、末站
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。
末站的主要功能：
——清管器接收；
——气体过滤分离处理；
——气体流量计量、在线标定；
——气体调压；
——站场自用气供给；
——站场紧急截断和放空；
——站场排污；
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——站场数据采集与监控。
3、清管站
清管站是具有清管器收发、天然气分离设备设施及清管作业功能的工艺站场。
清管站的主要功能：
——清管器收、发；
——干线气体旋风分离；
——站场自用气供给；
——站场紧急截断和放空；
——站场数据采集与监控。
4、压气站
压气站是在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。
压气站的主要功能：
——接收上游来气，进行在线气质分析、色谱分析；
——对天然气进行过滤分离；
——对过滤分离后的天然气进行计量、在线标定；
——计量后的天然气经旁通管路或者增压后送入下游站场；
——清管器发送；
——紧急切断；
——事故状态及维修时的放空和排污；
——站场数据采集与监控。
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5、分输站
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。
6、气体接收站
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。
三、自动控制系统
随着计算机、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。
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第二级为站场控制级：在首站、各分输站、压气站、末站，通过站控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。
SCADA 系统配置及功能：
1、调度控制中心
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；管线泄漏检测。
2、后备控制中心
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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；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；管线泄漏检测。
3、输气管理处监视终端
管理处分别设置2个监视终端，只能实现数据监视，不能进行控制。
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。
4、站控系统
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。
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6、流量计量和贸易管理
1）贸易计量
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。
首站设置在线色谱、H2S和水露点分析仪，用于对天然气气质和参数进行检测。
其他计量站场设置在线色谱分析仪，用于对天然气气质和参数进行检测。
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。
2）自用气计量
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。
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气体管理系统 (GMS)软件结构分为以下几个部分：实时数据和历史数据库管理平台、管道运行计划、管理和财务信息系统、气体计量系统等。
8、模拟仿真系统
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。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。
四、通讯系统
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
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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。
五、 供配电系统
1、站场供配电
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外电线路，由10 kV
/0.4 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。
2、阀室系统供配电
（1） RTU 阀室供电
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
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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。
（2） 手动阀室供电
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。
六、管道防腐
1、线路管道防腐
（1）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。
阴保设计参数如下：
自然电位：-0.55V（相对饱和硫酸铜参比电极）
汇流点电位：-1.15V（相对饱和硫酸铜参比电极）
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管线最小保护电位：-0.85 V（相对饱和硫酸铜参比电极）
管线保护电流密度：5μA/m2
设计寿命：30年
输气外防腐涂层：三层PE
（2）外补口基本情况：
➢ 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
一般主干管线内表面采用双组份液体环氧涂料，干膜厚度≥65μm。
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。
2、阀室工艺管道防腐
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。
（1）地上天然气管线、放空管线、放空立管的外表面
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底漆：环氧富锌底漆，2道，80～100m
中间漆：环氧云铁中间漆，1道， 100m
面漆：丙烯酸聚氨酯面漆，2道，80～100m
总干膜厚度≥260m
（2）埋地管线的外表面
底漆：环氧富锌底漆，2道，80～100m
面漆：无溶剂液体环氧涂料，1道，500m
总干膜厚度≥580m
3、站场工艺管道防腐
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
七、气体的储存
天然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
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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。
前两点由于受到气源生产负荷变化的可能性和变化幅度以及供气的安全可靠性和技术经济合理性要求的限制，不可能完全解决供需的不平衡问题。由于储气设施和储气方法的灵活性，利用各种储气设施是解决用气不均匀性的最有效的方法之一。气体储存根据储存方式分为：地下储存、储气罐储存、液态或固态储存以及储气管道末端储存等。
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管道天然气输气生产、运行、安全、管理
目录
一、场站运行管理 .....................................................................2
一场站机构 .............................................................................2
二场站技术 ............................................................................ 2
三工艺分析 .............................................................................2
四调度运行 .............................................................................3
二、管网运行管理 .....................................................................5
三、设备运行管理 .....................................................................8
一关键设备管理 .................................................................... 8
二设备操作保养 .....................................................................8
三设备维护检修 .....................................................................9
四、用户运行管理 .....................................................................9
五、安全运行管理 ....................................................................11
六、综合运行管理 ....................................................................11
引用标准 ....................................................................................11
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一、场站运行管理
（一）场站机构
输气场站一般包括站长、输气调度员、安全员及技术维护等人员。
（二）场站技术
1、基本要求
（1）站场设备、计量、仪表应实行专业人员归口管理，执行相应的管理制度。
（2）编制更新改造和大修计划，参加改造工程验收。
（3）组织运行、维护、检修和事故处理，建全运行设备、检修等技术管理档案。
2、具体管理
（1）工艺流程的启运应符合技术规定，切换操作无误。越站流程应用于工艺特殊需要；气体流经站场装置压力损失过大和发生管网故障。反输流程应用于管道事故处理和输气方向变化。
（2）执行计划及调度指令调节输供气流量时，无差错，操作平稳。
（3）录取压力、温度要准确、及时，流量计算程序符合规定，各参数取值符合要求，计算气量正确，复核气量准确，报出气量无误。
（4）各项记录资料、生产报表齐全，并妥善保管。
（三）工艺分析
1、参数确定规定
（1）管道输气量
a.管道输气量应结合管道现状、安全、经济运行要求而确定。
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b.管道运行时应定期核定其实际输送能力。
（2）管道运行压力
a.管道运行压力应小于或等于管道设计压力。
b.管道运行时应根据线路、站场、穿跨越工程等具体情况，核定管道安全运行压力。管道运行时，应使天然气流经管线和站场设施的压力损失减少到最低。
（3）管道运行温度
管道内天然气温度应小于管线、站场防腐材料最高允许温度，并保证管道热应力符合设计要求。
（4）气质要求
管道输送的天然气必须符合SY7514，否则不得进入管道输送。
（5）输差
年相对输差应在±3﹪范围内。
2、工艺分析
通过管道工艺计算、输差计算进行管网运行的工艺分析。
（四）调度运行
1、基本任务
（1）根据天然气输送计划、供气合同，合理编制输供气分配方案设定运行参数值，实现安全、高效、低耗、均衡、优化输供气。
（2）组织日常时输气运行管理工作，实行集中统一指挥和气质监控管理。
（3）组织、协调管道计划检修。
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（4）负责天然气运行动态资料的收集、分析、整理，编制生产调度报表。
2、要求
（1）各级调度机构必须坚持全年管输气生产，昼夜值班。
（2）各级调度之间应有明确的联系制度和会议制度。
3、调度指令
（1）调度指令只能在同一输气调度指挥系统中，由上而下下达。
（2）一般调度指令由值班调度负责下达，用于管道运行中外部条件变化时，调整运行参数或运行方式。
（3）重要调度指令由调度长批准，用于输气生产流程的变更及输供气计划的变化等。
（4）紧急调度指令由值班调度员决定和传达，用于管道事故状态或管道运行受到事故威胁时的指挥，并及时请示汇报。
（5）对重大突发性事故，如地震、洪灾、泄漏、堵塞、爆管及用户
停产等紧急情况，必须及时采取应急措施，防止事态扩大，必须及时向领导、上级调度汇报，并经批准，下达临时输供气计划和输供气流向调整的调度指令，并组织有关部门（或单位）进行事故处理。
（6）接受调度指令的单位，应及时反馈执行情况。
（7）各级调度系统必须遵守请示汇报制度，下级调度向上级调度汇报必须及时、清晰、准确符合规定。
（8）在运行管道内进行工业性试验或检测时，管道运行参数或运
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行方式的调节，必须由调度负责协调、衔接、统一指挥。
4、调度通信
调度必须设有专用通信线路，并保证畅通。
二、管网运行管理
1、人员：巡线员 安全员 抢险员
2、基本任务
提高管道输送能力利用率及管道输送效率，延长管道使用寿命实现安全、经济运行。
3、管道保护
（1）管道保护必须贯彻执行国务院1989年3月20日颁发的《石油、天然气管道保护条例》。
（2）管道保护应由专业人员管理，并至少半月巡线一次。
（3）管道保护的基本要求如下
a.埋地管道无露管，绝缘层无损坏。
b.管道阴极保护率为100﹪，保护参数符合规定。
c.管道跨越的结构稳定，构配件无缺损，明管无锈蚀。
d.标志桩、测试桩、里程桩无缺损护堤、护坡、护岸、堡坎无垮塌。
e.管道两侧各5m线路带内禁止种植深根植物，禁止取土、挖塘、采石、盖房、建温室、垒家畜棚圈和修筑其它建筑物，管道两侧各50m线路带内禁止开山、爆破、修筑大型工程。
f.管道保护技术资料应齐全、完整、存档。
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4、管道内防腐
（1）当管道内有积水时，必须及时清管通球，加强排放，消除积液。
（2）根据气质情况，可定时向管道内加注缓蚀剂。
（3）在严寒地区要防止管内水化物堵塞管道，可向管道内加注防冻剂。
5、管道外防腐
（1）管道外防腐应实施防腐绝缘层和阴极保护双重保护措施。
（2）强制电流阴极保护电位，应执行SYJ36中2.3.1～2.3.3的规定；牺牲阳极阴极保护电位按SYJ19中的规定执行。
（3）管道防腐绝缘层检修时应按SYJ4020及SY5918执行。
（4）暂时停用的天然气输送管道，应不间断地执行SY5919。
（5）每月应沿线测保护电位1～2次，每3～5年应组织一次管道腐蚀调查，并将检测资料及时整理、汇总、存档。
（6）管道防腐设备、检测仪器、仪表，应实行专人专责制，必须定期检定、正确使用。
6、管道维护修理
（1）根据管道技术状况，每年安排10～20天的计划检修，并认真组织实施。
（2）对于滑坡地段的埋地管道，检查其稳定性，发现问题，及时整治。
（3）对于埋地管道出现的浮管段，宜作割管重新埋入地下或作修
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护堤处理。作割管重新埋入地下时，应执行SYJ4001。
（4）对大中型河流管道穿越，每年洪水后应检查一次，每2～4年宜进行一次水下作业检查。检查内容为管道稳管状态、裸露、悬空、位移及受流水冲刷、剥蚀损坏情况等。发现问题，及时整治。施工宜在枯水季节进行。
（5）对管道跨越，每2～5年应进行一次全面检查、维护保养。
（6）管道泄漏抢修：管道穿孔、砂眼、微裂缝泄漏，宜用管卡外堵法抢修处理；管道爆管，必须切断气源，作换管抢修处理。
（7）管道堵塞抢修：因杂质太多引起管道堵塞，宜采用清管通器方法解堵；因水化物引起管道堵塞，宜采用升温、降压、注化学反应剂等方法解堵，并结合清管通器，排出水化物；因清管器堵塞管道，可采取增大压差、反推、发第二个清管器等方法解堵。如不奏效，应找准堵塞位置，切断气源，割管取出堵塞物。
（8）管道维护抢修工程完毕后，必须按规定组织现场验收，并建全抢修、验收资料，存档。
（9）管道专职抢修队伍应训练有素，保持相对稳定，并配备相应器材、车辆、机具。
7、清管
（1）根据管道运行情况与清管周期，编制清管方案，平衡清管用气量，当管道输送效率ηo＜0.9时，宜进行清管。
（2）清管前必须对管线、站场工艺流程、设备进行全面检查和维护保养，清管器质量必须合格，过盈量符合要求。
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（3）清管操作应根据管道状况制定相应的操作规程，并须严格执行。
三、设备运行管理
（一）关键设备管理
1、管线、站场设置的关键设备，如在用线路截断阀、快开盲板，应坚持定期活动操作，宜每月全开全关活动一次，井作好记录，填写资料档案。
2、对衔接高低压系统的重要阀门，必须密切监视阀前阀后压力表示值，严防该阀内漏串通，损坏低压系统的仪器仪表及其它意外事故的发生。
3、站场受压容器的检测必须按劳动部颁发的《压力容器安全技术监察规程》和《在用压力容器检验规程》的规定进行。
（二）设备操作保养
1、设备必须经试运合格，方能正式投入运行。
2、站场用的球阀、平板阀，只作全开全关操作，不得作节流调节使用。
3、球阀操作，应平衡球阀前后两端压力，禁止在阀前后存在压差下强行操作。
4、站场设备运行必须遵守有关规程的规定，不得超温、超压、超速、超负荷，重要设备应有安全保护装置。
5、对机电设备及管道运行的关键设备应实行专人专机操作保养责任制。
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6、设备保养应做到清洁、润滑.紧固、调整、防腐。
7、设备运行记录必须按规定填写，做到资料数据齐全、准确。
（三）设备维护检修
1、设备维护检修应与计划检修结合进行，设备检修应有明确的质量标准，易损件应定期检查、更换。
2、设备备品配件应有足够的储备，对易损件必须供应及时。
3、设备润滑应实行定人、定质、定点、定量管理；定期检查润滑剂质量；润滑油宜实行密闭过滤、输送和加注；润滑脂宜实行密闭保存和加注。
4、设备检修应实行运检双方交接制，并遵守有关安全防火规定。
四、用户运行管理
（一）燃气用户设施每年至少检查一次，并应对用户进行安全用气的宣传。
(二)入户检查应包括下列内容并做好检查记录 1、确认用户设施有无人为碰撞、损坏
2、管道是否被私自改动，是否被作为其他电器设备的接地线使用有无锈蚀、重物搭挂，胶管是否超长及完好 3、用气设备是否符合安装规程
4、有无燃气泄漏
5、燃气灶前压力是否正常 6、计量仪表是否正常。
(三)在进行室内设施检查时应采用肥皂水检漏或仪器检测，发现问
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题应及时采取有效的保护措施，由专业人员进行处理。
(四)进入室内进行维护和检修作业，应符合下列规定
1、进入室内作业应首先检查有无燃气泄漏；当发现燃气泄漏时应开窗通风，切断气源，在安全的地方切断电源，并应采取措施
2、燃气设施和器具的维护和检修工作，必须由具有相应资质的单位及专业人员进行。
(五)应告知用户遵守下列规定：
1、正确使用燃气设施和燃气用具；严禁使用不合格的或已达到报废年限的燃气设施和燃气用具；
2、不得私自改动燃气管线和擅自拆除、改装、迁移、安装燃气设施和燃气用具；
3、在安装燃气计量仪表、阀门及燃气蒸发器等设施的专用房内不得堆放杂物、住人及使用明火；
4、不得加热、摔砸、倒置液化石油气钢瓶及倾倒瓶内残液和拆卸瓶阀等附件；
5、严禁使用明火检查泄漏；
6、发现室内燃气设施或燃气用具异常、燃气泄漏、意外停气是应立即关闭阀门、开窗通风，在安全的地方切断电源，严禁动用明火，并应及时向城镇燃气供应单位报修；严禁用户开启燃气管道上的公用阀门；
7、连接燃气用具的胶管应定期更换，严禁使用过期胶管；
8、应协助城镇燃气供应单位对燃气设施进行检查、维护、抢修
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工作。
(六)应向用户宣传使用可燃气体浓度报警器。
五、安全运行管理
1、严格遵守国家的法规及公司制定的有关场站、管网等的安全管理规定；
2、建立安全教育制度。每月必须组织两次安全教育学习，使全体职工熟悉掌握安全技术操作规程，定期进行安全技术操作演练；
3.岗位操作人员上岗前必须进行安全技术培训，达到岗位安全要求并经考试合格后方可上岗；
4.应按规定定期对安全阀、压力表、放空阀、切断阀、报警器进行检查、维护和校验，保证其正常运行；
5.应每年定期检查设备、管线、房屋的防雷、防静电设施性能指标，使之达到规定要求；
6.认真执行防火制度，定期对消防器材及其它安全设施进行检查、维护、保养、更换，使之处于完好状态，全体职工必须掌握火灾报警方法，会使用配备的消防器材，掌握扑救初起火灾的方法；
7.场站区严禁堆放易燃易爆物品，消防通道、出入口必须畅通，场站入口须设置进站须知。
六、综合运行管理
1、成立运营组织机构，并分配各岗职责。
2、制定运营管理制度、考核办法。
3、建立健全的资料管理制度，设备台账、文案归档等。
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4、制定各项后勤管理办法
引用标准
SY 7514 天然气
SYJ 36 埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范
SYJ 19 埋地钢质管道牺牲阳极阴极保护设计规范
SYJ 4020 埋地钢质管道石油沥清防腐层施工及验收规范
SY SYT 5918 埋地钢质管道沥青防腐层大修理技术规定
T 5919 埋地钢质管道干线电法保护技术管理规程
SYJ 4001 长输管道线路工程施工及验收规范
SYJ 43 油气田地面管线和设备涂色规定
SYJ 4002 长输管道站内工艺管线工程施工及验收规范
SYJ 4051 油气田集输工艺管道动火安全技术规程
输气站场、管线的管理
（一）、站场设备管理
输气站场是输气管线的控制枢纽，管好站场设备是保证安全供气的重要一环，其管理工作要求做到一准、二灵、三不漏。
l．准确
1）计量装置（节流装置、导压管、温度计插孔等），各部分尺寸、规格、材质的选择和加工、安装应符合计量规程要求。
2）计量仪表中的微机、变送器、节流装置应配套，不断提高操作技能，使计量简便。快捷、准确。
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3）调压装置的规格、型号选择合理，安装正确，适应工作条件，保证有足够的流通能力和输出压力，调压波动在允许值内。
4）各种仪表选择、安装、配套、调校正确，在最佳范围内工作，误差不超过允许值。
2．灵活
1）各类阀门的驱动机构灵活、可靠，开关中无卡、堵、跳动等不良现象。
2）调压装置动作灵活、可靠性强。
3）收发球装置开关灵便、密封性好。
4）安全装置、报警装置应随时处于良好工作状态，对压力变化反应灵敏、报警快。
5）通信设备畅通、音质清晰。
3．不漏
1）法兰、接头、盘根严密，设备管线固定牢靠，试压合格。整个站场在最高工作压力下，油、气、水、汽线路不得有跑、冒、滴、漏现象。
2）电器设备不得有外层残缺和漏电现象，站场防雷接地保护好。
3）所有设备、仪表内外防腐良好，无锈蚀和防腐层脱落。
（二）、输气干线运行的几项基本技术指标
1．压力和流量
压力和流量是管输中两个最重要的参数，它们互相影响。流量由各输气站定时计算。输气管中压力变化规律呈抛物线降落，开始压力
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缓慢降落，但距离起点越远，压力降低越快，这是因为随着管内压力的降落，天然气体积增大，因而流速增大，而管线末段气体流速最大，因此压力降低最迅速。一般在输气管线前四分之三管段上压力损失约占一半，另一半消耗在后面四分之一的管段上，这一规律可采用下式计算：
式中 Px--输气管某点压力，MPa；
P1、P2--输气管起、终点压力，MPa；
L--输气管线起点至终点长度， km；
X--输气管线起点到某点的距离，km。
压降曲线如图18－1所示。 压降曲线是输气调度指挥工作的重要依据。把实测的压降曲线与理论计算的压降曲线相比较，可以发现输气管线工作是否正常．从而及时采取措施处理。
1）当管线发生局部堵塞时，如流量不变．则堵塞点以前的管段压力增高，在堵塞点之后，压力很快降落。
2）当管线某处漏失很大时，如流量不变，则在起点压力降低，在漏失点压降较大，漏失点后又恢复正常曲线状态。
2．输气管线的储气量
输气管线可以作为储气容积储存气量，解决供气高峰时调节用户用气量之用。储气能力是指储气终了与储气开始两时刻内输气管中存气量之差。输气管线既要储存一定气量，又必须满足正常输气量要求。管线的储气量与管线长度、容积、压力、输气量有关。
3．管内气体温度
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温度是输气的重要指标，气流温度太低（如在0℃或水合物结晶温度下），将使管内形成水合物或积液结冰，造成管道堵塞；温度太高，又会破坏管道绝缘层。所以，必须掌握输气管温度变化规律，可采取相应措施。
4．输气管线的堵塞
堵塞原因有三种：
1）管线施工时带进的泥土、石块、工具等被气流或清管器在急转弯处挤到一起造成堵塞。
2）输气过程中将气井或净化厂的水分、污物带到管线，在低洼处或高坡下方集聚造成阻力。在严寒地区还容易结冰堵塞。
3）在严寒地区，高压输送天然气容易造成水合物堵塞。生成水合物的主要条件是水分、温度和压力，在一定条件下，水合物总是在低温高压下形成。形成的次要条件是高速、紊流、脉动、急剧转弯等。预防和消除水合物最根本的办法是天然气脱水，即把气体的露点降低到低于输气管线任何一点的温度。其它办法还有：
①放喷降压，分解已形成的水合物。当压力降低时，形成水合物的温度亦降低，当低于输气管当时的温度时，水合物则分解。
②加热天然气，即提高气体温度来破坏水合物的形成条件。
③向输气管线中加入化学反应剂（如甲醇）等。甲醇的作用在于它的蒸汽与水蒸气形成溶液，使水蒸气变成凝析液。甲醇能吸收大量水分而降低气体的露点，使已形成的水合物分解或预防它的产生。
以上三种方法中，以③法较好，②法只用在站内设备防止水合物
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堵塞，长输管线上不采用。①法的气体损失多，只有在管线堵塞时，作为解除事故的临时紧急措施。
5．输气管线的严密性
天然气的输送是在一密闭系统中进行的，严密不漏是安全输气的基本条件。必须经常检查线路的严密性，发现漏气要立即进行抢修。管线爆破时，天然气压力急剧下降，流速加快，输气站内设备中气流声响变大，并发生振动，流量计的差压突变。若爆破发生在上游方向管线，此时因气体倒流，差压指针降到0格以内；若发生在下游方向，下游压力急剧减小，差压指针会超出100格。此时，值班人员要立即报告上级生产指挥部门（如调度室），并果断采取措施截断干线气流，防止事故扩大和保存管内余气。并与上游输气站联系暂停进气。
6．输差
输差是指一条管线每日输入气量与输出气量之差。
式中 Q入--总输入量，m3/d；
Q出-一总输出量，m3/d；
Q存--管道容积储存气量变化量，即增加或减少的气量，m3。
输差是由一定精度的仪表计量的结果，故管道的输差是气体的实际损失和仪表误差的综合反映。管线的漏失等因素，可能使输差为正值，反之，则为负值。减少输差的根本措施应包括防止管道泄漏和提高计量精度两方面。目前，我国天然气输差暂定不超过±2％。
7．管道输送效率与管道内壁有效粗糙度
管线的实际通过量（流量）Qf与设计通过量Qt之比值称为"管
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道输送效率"。常用它来评价管线的管理工作，判别输气量被减少的程度。
管道输送效率也是实际水力摩阻系数λf与设计采用的水力摩阻系数λt之方根比值。即
若两者的水力摩阻系数相同，管线在设计的参数下达到了设计通过量，输送效率最高（ 100％），这种情况表明管内无腐蚀。管壁清洁、仪表准确无误。根据具体情况，一般规定管道输送效率不应低于90％。
为了表达管道的输送性能，现场生产中常用实际输气量与在该实际输气量下的输气参数按理论公式计算的输气量之比值定为输送效率。
为了说明管道内壁的技术状况，也可用有效粗糙度K这个指标来衡量。
在生产中，定期（如每三月）测试K值，用所求K值与管线投产时测试的K值相比较，经此来判别管壁的技术状况（腐蚀、污物等）。
8．周转量
它是反映天然气输送中输气量与输送距离的综合指标。周转量等于输气量（商品气量）与输送距离之积，单位为k（m）。一条管线的周转量可以全线计算，也可分段计算，然后累计。严格的周转量应当是输送的天然气质量与输送距离之积，单位为。这样，周转量不受天然气流量、密度、压力等变化的影响。
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（三）、输气干线的管理
1．技术管理要求
其基本要求是：最大限度地发挥管线的输气能力；尽可能地延长管线的使用期限；保证气质，减少输耗；供气稳定安全。输气工人应做到下几点：
1）五清楚：管线走向、埋深、规格、腐蚀情况、周围情况（地形、地物、地貌）五清楚。
管线管理人员对埋设在地下的管线走向清楚，才能巡逻检查。掌握腐蚀情况，才能及时维修，防止管线破裂。熟悉地形，才能密切监视滑坡、危岩、洪水、河流改道、地震象征等情况，以便预先采取措施，防止事故发生。熟悉周围交通情况，一旦需要抢修管线时，就可以准备适当的施工机具，及时进行快速抢修。
2）七无：跨越管线无锈蚀，检查头、里程桩无缺损，管线内无积水，管线阴极保护无空白，管线绝缘层无损坏，管线两侧5M内无深根植物，堡坎护坡无垮塌。
为了达到管线无内外腐蚀，最大限度地延长管线的使用期限，就要求地下绝缘层完好，明管油漆层完好，阴极站工作正常，检查头完好，全线电位合格，都受到保护。里程桩是管线位置和走向的标志，护坡堡坎是保护管线和保证线路稳固的建筑物，都露置野外，容易损坏，日常管理工作应加强检查维护。深根植物是破坏管线沥青层的主要因素，因此管线附近的深根植物都应铲除干净。管内积水是造成管线内腐蚀和管线堵塞、输气能力降低的主要原因。搞好脱水、分离、
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清管工作，千方百计减少管内积水也是输气管线日常管理工作的重要内容。
2．管线输气的运行调度
长距离输气管线站多、线长、高度分散，气源远离用户，一般又无储气库调节气量，所以，管道运行中必须加强生产调度，保证输气平衡，均衡供气，达到平稳生产，管道平稳输气，配气压力、流量稳定。处理好进、输、供三者间的关系，搞好天然气调配工作，主要工作如下：
1）掌握用户日常用气规律，合理供气。
2）掌握上游生产规律，保证平稳生产，并根据上游供气特点，进行合理气源调节。
3）掌握用户用气季节高、低峰规律，以保证各类用户均衡用气。
4）掌握管道技术状况，提高管输能力，保证安全生产。
5）做好突发事故时的气量调节工作。
6）坚持24小时调度值班，及时收集掌握压力、流量、温度的变化情况以及输气站设备的工作状况，以调配平衡气量。
3．干线的巡视检查
输气管线投产后，应有专职巡查人员对管线进行定期巡视检查，维护线路设施，收集有关资料，管理好输气管线。其巡视检查的内容有：
l）定期对分离器放水，及时排除管内积液、污物。
2）检查线路上护坡、堡坎、排水沟是否跨塌，并组织修复。
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3）检查、铲除管线两侧各5米内的深根植物，以免深根植物破坏绝缘层。
4）检查管线是否漏气。
5）检查管线穿越、跨越的稳定情况。
6）检查和保养管线阀室及其它设备、仪表，使之工作正常。
7）搞好管线的内外防腐工作，检查和做好阴极站送电工作，定期测量管线电位。维护好检查头、里程桩。
8）定期测量和记录干线压力和温度以及规定的其它资料，发现异常要及时汇报。
9）管线异常时，做好抢险的各项工作。
10）向沿线群众宣传输气安全知识。
11）检查通信线路并及时排除故障（如断线、混线、短路）
如何消除长输管道的安全隐患
1、不了解长输管道的危害性
长输管道会从民房、学校、工厂、农田里穿过，如此近距离的接触，危险性不言而喻。但由于对管道安全技术规范不了解，对输送介质的危害特性不清楚，对天然气泄漏可能导致的严重后果认识不足，很多人认为这么厚的钢制管道不会出事，也出不了大事。这种安全知识缺乏，以及思想上的轻视和行为上的麻痹大意，是导致沿线管道安全隐患的根本原因。
2、第三方施工
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在管道申请获批后，当地政府可能会相应规划高速公路、基建项目等工程建设，导致多个工程相互影响，表现为近距离平行布置、交叉穿越。由于多个工程分属于不同的建设单位，现场建造施工又不可能同步进行，加上设计、施工、运行的安全标准不尽相同等原因，引起安全距离不足、开挖造成管线损伤、施工机具材料对埋地管道的碾压、爆破，这些危害是造成输气管道安全隐患的主要原因。
3、水工保护
自然因素也是影响管道安全运行的重要原因。雨季自然因素引起的雨水冲刷会导致水保工程倒塌、管道埋深不足甚至管道裸露。此外，施工工序间隔时间过长，会导致保护措施相对滞后、施工质量不符合规范要求，成为影响水工保护失效的原因之一。
5、完整性管理对策
① 策略性措施
提请省政府出台《省石油天然气管道设施保护办法》，为管道完整性管理提供法律依据；制定管道专项应急预案，报当地政府备案，以便在应急响应时能协调和利用当地各种资源；建立管道保护专业人员与地方巡线员相结合的工作模式。巡线员现场能解决的问题就地处理，不能解决的上报公司，公司无法独立解决的提请地方政府协调解决，确保及时解决发现的安全隐患；与管道沿线各村签订管道附属设施保护协议。
② 技术性措施
组织设计、施工、运营单位，对管线进行实地全线安全隐患排查，
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主要检查设计是否符合规范、施工单位是否按图施工、变更是否按程序进行，运营操作是否符合公司的模式化管理要求；对已完工段管道进行定位测绘，并报各地市规划局备案，减少和避免新项目对管线安全运营的影响。
③ 施工管理性措施
对管道沿线被损坏的附属设施按计划进行维护，有水保要求的区段进行了水土保护，植被恢复面积约24.5万m2；加强与施工单位的信息沟通，坚持做到事前核实图纸，事中现场测绘定位并标识管道实际位置进行过程巡查，事后复检的管理办法，避免高速公路施工对管道造成影响；管道保护人员及巡线员对施工进行全程监督，避免施工对天然气输气管道造成影响。
④ 日常维护及宣传措施
聘请巡线员，每天对管道进行巡检；定制GPS管道巡检系统，对巡线员巡检的时间、位置、频次进行在线监督。
采取多种形式、多个渠道宣传普及天然气安全知识，提高安全意识。制作管道保护宣传片，在当地地市电视台及管道沿线各村播放；制作管道保护宣传册在管道沿线村庄发放；发放有关管道保护的文化用品。
⑤ 本质安全性措施
除了设计、施工阶段做好本质安全管理以外，运营期也可采取管道清理、变形检测、腐蚀检测、阴极保护检测等措施，保证管道完整性管理，实现安全运营目标。
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输送的介质是天然气等易燃、易爆、有毒物质由于其输送距离较长，又往往需要穿越城乡等人员密集场所，一旦出现事故，无论是经济损失，还是社会影响，都是巨大的因此，正确辨识的危险、有害因素，是对其实施有效控制的先决条件。
储运设备与设施危险有害因素
（一）管子、管件危险有害因素
目前，国内除公称直径较小（一般为DN150以润的输送管道采用无缝钢管外，其它都采用螺旋缝埋弧焊钢管这种钢管焊缝长度较长，焊缝产生缺陷的概率高捍缝受力情况复杂，内壁存在较大的拉应力；并且几何尺寸不稳定，装配、焊接后易形成错边、棱角等在运行过程中受压力、热应力等载荷作用，加上管道内部介质和外部土壤的腐蚀，将造成腐蚀或应力腐蚀、疲劳或腐蚀疲劳等失效弯头等管件受介质冲刷、热胀冷缩产生变形而可能产生事故隐患。
在运行过程中，管线内外部严重腐蚀；压力或气温突然变化，管线急剧膨胀或收缩；管线受外力压轧、打击等，都将造成事故。
（二）阀门、法兰、垫片及紧固件危险有害因素
A）材料、压力等级选用或使用错误。
B）制造尺寸、精度等不能满足实际要求。
C）阀门密封失效。
D）自动控制等阀门的控制失灵，手动操作阀门的阀杆锈死或操作困难。
E）管道布置不合理，造成附加应力或出现振动。
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F）使用过程中阀门误动作、阀门限位开关失灵、阀门故障等，未按要求进行检验、维护等。
（三）压缩机危险有害因素
离心式压缩机效率低，而且偏离工作点越远，效率越低；当流量降至某一数值时会发生喘振现象。喘振发生时机组激烈振动，并伴随着异常的吼叫声，管道和仪表也随之振动。严重的喘振会破坏压缩机的密封，损坏止推轴承，叶轮有可能被打坏，造成严重的事故。
（四）储存设施危险有害因素
A）支撑问题。地上平底储罐都是支撑在混凝土基础上，如果混凝土基础设计或建造强度不能满足承重要求，或者是建在不良地质上，在使用过程中将出现混凝土基础不均匀沉降。这种不均匀沉降将使储罐倾斜，导致平底储罐底板开裂，支座处壳体开裂，连接管道断裂，引起介质泄漏。
B）地层影响。储存设施基础设计、建造强度不足或处于不良地质层时，也会造成容器破坏，引起介质泄漏。
C）安全附件。温度、压力、液位等安全附件或相应控制发生故障、控制失灵。
（五）加热炉危险有害因素
A）加热炉结构设计不合理或存在制造缺陷，特别是对于各热胀冷缩部件的设计考虑不充分，或制造过程中被限制变形，在运行时可能造成开裂或损坏。
B）加热管在加工制造时被损坏，或其与管板焊接存在缺陷，在
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压力载荷、热载荷或腐蚀条件下，焊缝及管道缺陷会扩展，直至开裂造成事故。
C）加热炉停运时间较长时，低于露点温度时的水蒸气与积灰中的二氧化硫、三氧化硫等腐蚀管壁，缩短加热炉的使用寿命甚至管壁穿孔。
D）加热炉都配有低压高能点火装置和自动熄火保护装置，这些联锁控制出现故障，极易引起事故。
E）加热炉结构不合理、炉管偏流造成炉管局部过热，将炉管烧穿，引起大火。
F）天然气阀门关闭不严，炉膛内有气，重新点炉时，未按规定程序进行通风吹扫，造成加热炉内余气爆炸起火。
G）加热炉操作不当，或发生事故后判断失误，容易造成爆炸事故。
（六）电气设施危险有害因素
A）危险区域分级不准确，防爆电气设施等级确定错误。
B）电气设施防爆性能或等级达不到产品标准要求；电气设施虽然都符合要求，但连接后，可能整体防爆性能不能满足工况要求；对已具有防爆性能的电气设备、照明设备等进行改装、维护或修理后未经防爆性能检测就投入使用。
C）电气设备发生短路、漏电或过负荷等故障时，将产生电弧、电火花、高热。
D）电动机使用、维护不良，会引起着火事故，主要原因有：电
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动机超负荷运行；在检修时，金属物体等杂物混入电动机或绝缘受损、绕组受潮，以及遇高压电将绝缘击穿等；电动机各接头处接触不良；三相电动机单相运行；电动机接地不良，电动机外壳可能带电，造成人员触电伤亡事故。
E）电气线路短路、过载及接触电阻过大都会导致电火花及电弧的产生，从而引发火灾事故。主要原因有：导线接头不牢固、接触不良，导致发热，引天然导线的可天然物质及周围的可天然物质；电流超过额定电流值，温度升高，加速导线绝缘材料的老化，甚至损坏，从而造成短路产生火花或电弧；电气线路因意外情况导致两相相碰而发生短路，产生瞬间放电。
（七）防雷、防静电设施危险有害因素
A）防雷、防静电装置的位置、连接方法不正确。
B）避雷、除静电装置故障；防雷、防静电装置质量差或维护不当。
C）孤立导体与储罐接触不良，造成静电聚集。
（八）安全附件危险有害因素
A）安全阀、液位计、温度测量仪表、压力表、紧急切断装置等安全附件存在制造质量问题或出现故障失效。
B）液位、温度、压力、流量等控制硬件设备选型不当、质量存在问题或控制用软件不适合工艺要求，则有可能造成超压、超温、泄漏等事故。
（九）人员及安全管理危险有害因素
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违章作业
违章作业包括违章指挥、违章操作、操作错误等。主要表现为：①违章动火；②违章电操作；③违章开关阀门；④压缩机组操作违章；⑤检修、抢修操作违章；⑥违章充装。
安全管理不规范
主要包括：①安全管理制度不完善；②安全管理资料不详尽或资料遗失；③安全管理法规的宣传和执行不力；④安全意识。
定期检验困难
主要包括：①检验困难；②检验法规、标准不完善；③检验设备、手段相对落后；④安全状况评定难度大；⑤检验人员缺乏经验。
（十）自然环境危险有害因素
主要包括：①地震；②滑坡、崩塌；③地面沉降；④大风；⑤雷电；⑥低温；⑦洪水。
(十一)社会环境危险有害因素
主要包括：
①无意破坏：在管道附近甚至管道上修建公路、房屋、建（构）筑物等设施，或进行开挖沟渠、打井等作业，造成严重占压埋地管道，增加管道的负荷，破坏了管道的恒压状态；
②有意破坏：盗、扒管道防腐层、仪器仪表、阀门或附属设施，在管道上开孔盗气，或者人为蓄意破坏管线设施等。
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常见事故原因的判断和处理
进、出站压力突然下降的原因及处理
1 原因：进、出站压力突然下降，若进站压力下降速率大于出站压力下降速率，则为进站前管线破裂。反之，若出站压力下降速率大于进站压力下降速率，则为出站后管线破裂。
2 处理：
2.1 向调度中心和站处领导汇报，确认爆管事故地点。
2.2 截断进入爆管段气源。
2.3 放空爆管段余压。
2.4 倒换流程，维持输供气生产。
2.5 了解爆管情况，保护现场，防止事故扩大。
2.6 做好爆管、截断、放空、流程切换的时间与压力记录。
常见的线路事故
管沟塌陷、冲沟、暗洞、露管、悬空（暗悬）、天然气泄漏（腐蚀穿孔、断管、人为破坏引起）、人为破坏等。
事故处理：（小事故、较大的根据应急预案来抢险，悬空较长大于25米，悬空较高大于3米，经管道工程有限公司计算660管线的最大允许跨距45.2米 安全跨距25米φ）。作业文件规定：线路上出现问题原则上在48小时内处理完毕，重大问题现场处理不了的应及时汇报。
管道断裂的判断：
1、输气站的分离器汇管气流声突然增大，并持续不减。
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2、进站压力突然降低，说明进站前管线破裂；出站压力突然降低，说明出站后管线破裂。
3、管线穿孔渗漏：①水中有气泡或成水柱；②冒青烟且有天然气味；③庄稼和植被异常枯黄、萎谢。
输气管道堵塞如何判断、处理
判断：管道堵塞地点上游的压力不断增大，下游压力不断减小；
堵塞段压降大而又没有管线穿孔。
处理：（1）因杂质堵塞管道，应通球清管
（2）因水化物堵塞管道，可采取升温、降压、加化学反应剂的方式来分解水化物或采取通球清管推走水化物。
（3）清管球堵塞时，可采取：
A：增大压差：上游增大压力或下游放空。操作时注意缓慢开启阀门，严密观察，如果发生设备振动应立即关闭线路主阀。待清管球减速后再开阀。
B：反推：上游放空，下游气流将球反推回发球站。
C：如果球破或球过盈量不够造成球在管内不走，应发第二个球。
D：如以上措施不奏效，应判断出卡球位置，割管取出填塞物
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