宋尚飞 于达 许明哲

中国石油大学（北京）机械与储运工程学院·油气管道输送安全国家工程研究中心·城市燃气输配技术北京市重点实验室·石油工程教育部重点实验室

 

摘要：针对油气管道工程实践中的安全隐患，结合近年设计审查、验收及现场检查实例，对管道全生命周期的典型问题进行了系统梳理与讨论。文章分析了设计阶段存在的缺陷与隐患，探讨施工过程中工序管理不当与违规作业现象，并剖析运维阶段技术检测与设备管理的漏洞。针对上述问题，提出加强施工图外审、严格实施施工方案监管以及强化运维管理制度落实等具体建议，为保障管道安全运行提供参考。

关键词：油气管道；安全隐患；设计施工；运行管理

 

油气管网作为能源输送的“生命线”，在国民经济中的地位十分重要，安全与高效是油气管道建设与运行永恒的主题[1]。然而油气的易燃易爆特性对管道的安全性提出了严格的要求。油气管道主体部分处于开放区间，沿线外部环境复杂，且处于变化状态中，管道安全面临多重因素的严峻挑战。尽管我国油气管道完整性管理经过20余年发展，已初步建成覆盖全生命周期的技术与标准体系[2]，但由于部分管道设施设计不当或施工、运行管理不善，造成了管道安全隐患。本文基于近些年在管道设计审查、工程验收、现场检查和安全评价的相关经验，将发现的典型安全问题进行归纳分析，以期为行业提供参考。

1  不恰当的设计方式

（1）管道支撑方式不合适。针对较大口径管道的大重量阀门支撑设计，没有支撑阀座而是支撑阀门两端的管道，造成阀门连接法兰受力不均衡、管道翘起，管道系统不稳定，容易产生共振（图 1）。

图 1 某站场管道阀门支撑实况 

（2）跨越管道S形弯管设计不当。某输气管道工程管径DN 1200、设计压力10 MPa，在河流跨越管道两端采用S形弯管变形补偿器，两个S形弯管的两端管道平行距离分别为8 m和12 m（图 2）。输气管道要求具备清管器通过能力，弯管的转弯半径为6 D，弯管两端还应有1 m长的直管段。跨越段管道受季节变化、昼夜温差等影响产生的变形需要S形弯管给予补偿，所以S形弯管中间需要有一段直管。DN 1200管道6 D弯管转弯半径为3.657 m，S形弯管中有两个90度弯头，再加两段1 m直管，S形弯管两端平行管道中心最小间距为9.314 m，如果考虑补偿变形的直管段，需要的间距更大。因此，该设计不满足GB/T 50459―2017《油气输送管道跨越工程设计标准》跨越段弹性要求，所有弯管均为83度的转角，弯管转弯角度小于90度，跨越段膨胀管道将上翘（图 3），现场验收时发现该跨越管道多处支撑悬空也不符合国家标准。此外，设计将S弯管的一半埋于地下，不具备管道变形补偿能力。

图 2 某跨越管道平面图 

图 3 跨越段管道翘起现象 

对上述问题设计方的解释为，常见的管道材料每段长度为12 m，不满足DN1200管道90度弯管、6 D转弯半径长度的需求，12 m管长只能制作83度弯管；跨越段两端外侧管道施工已完成，连接点（金口）位置已经确定，按前期工程预留的位置进行跨越段施工图设计。

目前，长输管道有每段18 m长的管材，将连接点适当外延具备增大S弯管两端平行间距的条件。

（3）分离器汇管缺少排污管道。有的输气站场仅在分离器入口汇管设有排污管道，出口汇管没有排污管道。汇管的管径大于分离器联通管道的管径，输气站的工作压力为10 MPa，投产前必然采用水试压，汇管底部为管道系统的低点，没有排污管会导致底部的水不能排除。如果输气干线有积液，在清管作业时也会有液体涌入分离器出口汇管并积存，该积液是造成管道腐蚀的重要原因。

2  不合理的施工现象

施工是将设计转变成为现实的过程，为确保设计效果、保证管道安全，需要建立规范、合理的施工程序。但有些施工现场仍存在不合理、随意施工的现象，为管道系统的安全遗留隐患。

（1）施工程序不合理。某原油管道首站配套系统施工现场检查中发现管理不当、程序不合理。该工程已进入试压阶段，但管道和法兰尚未做防腐、四螺栓法兰未做静电跨接（图 4）。施工人员反馈试压完成后螺栓不再拆卸，螺帽处的法兰面将不能涂刷防腐涂料，工程将遗留防腐和静电防护不规范的缺陷。

图 4 某输油站施工现场 

（2）改扩建管理不规范。某成品油管道运行中的站场增加反输工艺改造工程处于停滞状态，阀门和管道均为简易支撑，管口和法兰也没有封堵保护（图 5），现场也没有施工相关人员监管，该管道多个站场均有不同程度的此类现象。施工方对站场改造工程管理失控，不仅难以保障工程建设质量，也增加了在役管道运行安全的风险。

图 5 某成品油管道泵站改造施工现场 

（3）管道系统接地不合理。某输气管道干线阀室的工艺设施采用了撬装化安装方式，阀门直接固定在橇座上，并且在撬座上安装了接地系统，导致管道与大地连通，该管道其他阀室也是相同的施工方式（图 6）。阀室放空管处设计有绝缘接头，说明采用了强制电流阴极保护系统，该系统要求管道干线与大地绝缘，阀室中与干线连通的工艺设施也应与大地绝缘，工艺设施橇座接地造成了阴极保护漏电，增加了阴保系统耗电，降低了保护能力，形成了管道腐蚀的隐患。此类问题并非个别现象，在某些油气管道站场的管道绝缘接头外侧也存在工艺设施接地错误的问题，一些站外管道、阀室的压力传感器需要接地，在传感器与管道连通的取压管上缺少绝缘部件，站外管道多处漏电也能导致阴极保护电位不达标。

图 6 某输气管道干线阀室接地情况 

3  运行与维护存在的不足

运行维护保障在役油气管道各系统处于正常状态，管道各系统的运行数据和设备的维护保养状态是管道安全的基础，此工作虽为日常事务，但需防微杜渐，消除潜在隐患。

（1）管道阴极保护管理不当。阴极保护是管道腐蚀防护的最后屏障，强制电流阴极保护需要管道沿线电位处于合规的范围内，如果管道的防腐层出现破损也能保证管道不发生腐蚀。我国长输管道阴保电位检测主要依靠管道沿线电位测试桩，智能测试桩占比很少，以人工检测为主。

在工程验收、现场检查中发现管道阴保电位不符合规范要求是很普遍的现象。如GB/T 21448―2017《埋地钢质管道阴极保护技术规范》规定管道保护电位（极化电位）应在﹣850 mV～﹣1200 mV之间，很多管道的测试数据超出规范界限；管道保护电位为管/地界面极化电位即断电电位，但很多单位提供的测试数据为通电电位数据，该数据包含了IR降不能保证极化电位符合规范要求。

造成此类现象的主要原因是管道断电电位的测试操作繁琐，现场人员重视程度不足。目前一些管道企业采用的智能阴保桩可以测试断电电位，但智能桩成本高、数量少，不能全部覆盖测试范围。阴保电位不合规的问题虽短期内不至于严重损伤管道，但对管道的运行寿命和安全构成了潜在威胁。

（2）设备维护管理不善。在机械领域中，安装不完善的设备不能运行，运转设备上不允许放置无约束配件，这是对运转设备管理的基本要求。在现场检查中曾发现，某天然气管道压气站运行中的压缩机端盖螺栓紧固不到位，某输油管道输油泵机械密封罩的螺栓孔没有安装螺栓以及密封罩处于无约束状态（图 7）。压缩机是高转速、高压力设备，在端盖螺栓安装不妥状态下运行是容易引发事故的危险隐患。

图 7 检查中发现的设备维护管理问题现状 

（3）压力表量程不合理。某输气管道设计运行压力为10 MPa，在现场检测中发现，某站场同一个装置上安装的压力表量程不同，一个量程上限为16 MPa，另一个量程上限为10 MPa，该站还有多处压力量程上限为10 MPa（图 8）。此种压力表量程选择无法监测系统超压的工况，不能确定管道和设备是否处于安全状态。此种压力表量程选用不符合GB/T 1226―2017《一般压力表》要求。

图 8 某输气站场压力表量程不合适的情况 

在现场检查中还发现有的管道安全管理流于形式，如某管道沿线各站场门前的“平面布置、紧急疏散与风险分析防控图”均为同一张图。众所周知管道不同站场的区域位置、平面布置都不一样，一旦发生紧急情况，错误的防控图只能起到负面作用。

4  建议

上述问题均来自油气管道现场实际，反映了部分企业在安全管理方面尚存不足。虽然国家发布了相关的法律、标准规范，企业制定了管道安全的管理制度[3]，管道安全管理工作并未完全落实。油气管道在平稳的状态下运行，工作人员长期在现场工作也容易产生麻痹思想，忽视安全问题。对此提出如下建议。

加强施工图设计审查。我国目前管道设计在可研阶段有安全评价报告审查，初设阶段有安全设施设计审查，施工图设计阶段没有外审的要求。本文提到的设计问题都发生在施工图阶段，所以施工图的审查很有必要。部分设计缺陷源于设计习惯，外部审查更有利于改正不良设计。

加强施工方的管理。施工前应有设计单位参与对施工方案进行审查，施工过程中严格按照施工方案进行监管，防止出现混乱施工和错误施工的问题。对于非正常施工（停工）需要给出妥善的安全保护措施。

加强管道运维管理制度的落实。本文提到的运维问题都属于油气管道业内的基本常识，需要加强企业员工的职业培训，认清问题的本质，保持时刻警惕、警钟长鸣，纠正不当的运维操作习惯。

 

参考文献：

[1]黄维和，郑洪龙，王婷.我国油气管道建设运行管理技术及发展展望[J].油气储运，2014，33(12)：1259-1262.

[2]董绍华.中国油气管道完整性管理20年回顾与发展建议[J].油气储运，2020，39(03)：241-261.

[3]张勇.制度化建设保障油气管道安全运行[J].管道保护，2025，2(03)：1.

 

作者简介：宋尚飞，1993年生，博士研究生，副教授，主要从事油气储运智能与仿真、油气混输多相管流仿真与流动保障、天然气水合物科学与技术等研究工作。联系方式：18010129319，song.sf@cup.edu.cn。