油气长输管道安全风险防控

油气长输管道安全风险防控目录Contents01油气管道基础知识油气管道安全风险防控油气管道泄漏应急处置01

油气管道基础知识管道是与铁路、公路、水运和航空并列的五大运输方式之一，事关我国经济社会发展、能源安全、公共安全，乃至国家安全。能源安全经济社会发展国家安全01

油气管道基础知识我国陆上长输油气管道总里程已近18万公里，现有70%的石油和99%的天然气通过管道输送，并将持续快速发展，规划2025年达到24.5万公里。四大进口通道六大区域管网发展历程1750131058867765533727555887

6399

11266

13243

16094

1926120000

1000200000180000160000140000120000100000800006000040000197019801990200020102020中国管道里程(km)01

油气管道基础知识各省（区、市）分布央企情况01

油气管道基础知识主要功能01

油气管道基础知识—输油管道系统组成从原油开采到成品油用户终端，包括三个板块：油田集输管道系统：从陆上原油开采井口或海上钻井平台到原油罐区原油输送管道系统：从原油罐区到化工厂、炼油厂等成品油输送管道系统：从炼油厂到成品油罐区、分输站等原油集输管道陆上油田开发原油储存设施海上钻井平台原油运输船泵站原油输送线路炼油厂和化工厂化工产品及原料成品油输送线路存储及分发设施存储供给设施（航空煤油等）大宗产品存储设施工厂批发及零售区域运输泵站01

油气管道基础知识—输油管道输油管道：线路+站场输油线路包括沿线的截断阀室、阴保站。工程建设主要涵盖线路、穿跨越、隧道、道路、线路阴保、水工保护等。在管道沿线的重要地段一般设有阀室，如河流、自然保护区、人口密集区等。输油管道的阀室间距一般不大于32km。原油由于含蜡或其他杂质，随着时间逐渐积累沉积在管道内壁上，需要清管器定期来清除管道内的杂质，需要设置清管站来收发清管球。输油工艺站场首、末站注入/分输站减压站热站中间泵站 清管站旁接输送与密闭输送加热输送与常温输送油品改性输送加减阻剂输送顺序输送01

油气管道基础知识—输油管道输油首站管道的起点是一个输油站，通称为“首站”，处理厂或其他管道来油后储存在首站的储罐中，经过计量后，由首站的输油泵提供动力向下游管线输送。首站一般设有储油罐、输油泵和油品计量装置，如果所输油品粘度高需要加热，还设置加热系统。接收来油进罐加热/增压外输站内倒罐压力泄放清管器发送反输和交接计量流程（必要时）01

油气管道基础知识—输油管道中间泵站增压外输清管器接收、发送或越站压力越站全越站压力泄放泄压罐油品回注01

油气管道基础知识—输油管道中间热站加热外输清管器接收、发送或越站热力越站全越站反输流程（必要时）01

油气管道基础知识—输油管道中间分输站加热/增压外输调压、分输计量、标定清管器接收、发送或越站；压力/热力越站全越站压力泄放泄压罐油品回注01

油气管道基础知识—输油管道末站清管器接收接收来油进罐油品转输站内循环压力泄放油品计量交接流量计标定01

油气管道基础知识—输油管道站场工艺设备：泵、加热炉、过滤器、球阀、闸阀、安全阀、止回阀等。输油泵：输油管道主泵常用的泵型为离心泵和螺杆泵。01

油气管道基础知识—输油管道加热炉：原油管道一般采用管式加热炉和导热油加热炉两种型式。01

油气管道基础知识—输油管道过滤器：用来清除介质中的杂质，保护过滤器下游设备正常使用。01

油气管道基础知识—输油管道闸阀球阀止回阀01

油气管道基础知识—输油管道安全阀泄压阀01

油气管道基础知识—输气管道括三个板块：天然气集输管道系统：从陆上天然气开采井口或海上钻井平台到加工处理厂天然气输送管道系统：从天然气加工处理厂到储备库、城市门站、天然气发电厂等天然气配气管道系统：从城市门站到天然气终端用户陆上天然气开发天然气集输管道天然气处理加工天然气存储设施海上钻井平台液化天然气储存处理液化天然气运输船天然气输送线路压缩机站天然气储存设施城市门站城镇燃气线路直接供气客户电厂大型化工厂商业用户居民用户天然气汽车小型工厂系统组成从天然气开采到用户终端，包01

油气管道基础知识—输气管道上游气田集气系统长输天然气管道系统城市门站（配气站）末站首站C中间压气站输气管道系统示意图长输管道：输气线路包括干线管道、沿线的截断阀室、阴保站、清管站等。工程建设涵盖线路、穿跨越、道路、线路阴保、水工保护等。输气站场主要包括各输气工艺站场，工程建设主要涵盖站场工艺系统、站场辅助系统（供配电、仪表自动化、通信、阴保）、站场公用系统（建筑、暖通、热工、给排水、消防）等。01

油气管道基础知识—输气管道输气工艺站场输气首站中间压气站气体分输站气体计量站输气末站清管站输气工艺站场：输气管道工程各类工艺站场的总称。一般包括输气首站、输气末站、气体计量站、气体分输站、中间压气站、清管站等站场。站场01

油气管道基础知识—输气管道输气首站：输气管道的起点站，具有气质检测、分离、调压、计量、压缩机组增压、清管器发送等功能。压力越站流程增压流程(正输流程)越站流程清管器发送站内循环流程放空、排污辅助流程01

油气管道基础知识—输气管道中间压气站：在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站，一般具有分离、压缩机组增压、清管功能。正输流程，即增压流程，若为分输压气站，则还包括分输流程压力越站流程全越站流程清管器接收清管器发送站内循环流程放空、排污辅助流程01

油气管道基础知识—输气管道清管站：通常与其他类型工艺站场合建或邻建，一般具有收、发球功能。收球、发球流程越站流程放空、排污辅助流程01

油气管道基础知识—输气管道气体分输站：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、（加热）调压、计量、清管等功能。给用户分输天然气进站—过滤—计量—加热—调压—出站去用户越站流程放空、排污辅助流程01

油气管道基础知识—输气管道输气末站：输气管道的终点站，一般具有气质检测、分离、计量、（加热）调压、清管、（配气）等功能。收球流程输气流程放空、排污辅助流程01

油气管道基础知识—输气管道线路截断阀室监控阀室监视阀室分输阀室普通阀室阀室01

油气管道基础知识—输气管道监控阀室：可进行数据监视、控制。阀室内线路截断阀阀门的阀位信号、压力信号等可上传，并远程执行SCADA系统调度控制中心下达的指令，可实现远程操作。监视阀室：可进行数据监视。阀室内线路截断阀阀门的阀位信号、压力信号等可上传，但调度控制中心不能对阀门开关进行远控。普通阀室：只设置线路截断阀及干线放空系统，而不设置监视和监控设施。普通具备干线放空、压力平衡、输气线路氮气置换吹扫以及为移动压缩机预留接口等功能，可采用手动、气液联动或电液联动执行机构驱动。分输阀室：国内一般将分输阀室设置成监控阀室，实现对阀室数据的监控。该类阀室除

具备监控阀室功能外，可实现向分输用户供气。通常在分输管线下游用户端设置分输站。01

油气管道基础知识—输气管道压缩机组长输天然气管道主要采用离心式和往复式压缩机。往复式压缩机适用于低排量、高压比工况；离心式压缩机组适用于大排量、低压比工况。输气干线，压缩机组常采用离心式压缩机组。01

油气管道基础知识—输气管道空冷器以环境空气作为冷却介质，依靠翅片管扩展传热面积强化管外传热，带走管内热负荷，达到冷凝、冷却管内热流体的目的。通常设置在压缩机下游，对压缩机增压后升温的天然气进行冷却。提高管道系统效率，管道在更低的温度下运行，摩阻更小，能耗降低。保护下游设备、材料（防腐层、防腐补口、阀门、法兰等）。01

油气管道基础知识—输气管道空压机-仪表风系统空压机主要为站内提供仪表风，仪表风的主要用途包括：压缩机用（干气密封、过滤器的反吹扫等）；站内气动阀门；站内部分仪表的控制柜或者接线箱，主要是压缩机组的辅助系统，提供正压通风；其他公用消耗（吹扫等）。01

油气管道基础知识—输气管道旋风分离器旋风分离器是输气管道站场除尘分离的必不可少的设备之一。确保管输天然气质量，维护站场设备安全运行。旋

风

分

离

器过滤分离器天然气入口天然气出口进气出气计量、调压；压缩机区分离设备流程示意图01

油气管道基础知识—输气管道过滤分离器除去天然气中夹带的固体粉尘及粒径较大液滴，在管道净化中起到精细过滤的作用。一般用于分输计量站、压气站等对气质要求较高的站场。01

油气管道基础知识—输气管道气液聚结分离器用于脱除天然气中所含粒径较小液滴。分级效率：液滴≥0.3μm，效率≥99.8%。01

油气管道基础知识—输气管道收发球筒定期清管（根据投运情况、管道气质情况、施工情况确定清管频次，通常半年一次）。清洁管道，将固体或者气体杂质等清除，保证管道设备的安全，提高系统的输气稳定性。01

油气管道基础知识—输气管道阀门01

油气管道基础知识—输气管道泄压放空系统对超压泄放、紧急放空及开工、停工或检修时排放出的可燃气体进行收集和处理的设施。由泄压设备（放空阀、减压阀、安全阀）、收集管线、放空管和处理设备（如分离罐、火炬）组成。计量系统通常在具有分输功能的站场设置计量系统，用于计量去分输用户天然气。调压系统通常在具有分输功能的站场分输支路上设置调压系统，用于控制去分输用户天然气压力。加热设备分输站根据调压后的温度设置加热设施，大多为电加热器，负荷需求较大时可靠加热炉，对分输天然气调压前进行加热，保证用户对气质温度的要求。目录Contents01油气管道基础知识油气管道安全风险防控油气管道泄漏应急处置02

油气管道安全风险防控整体形势：管道安全运行压力巨大，外部环境日趋复杂，高后果区数量逐年上升，

自然与地质灾害易发多发，第三方损坏时有发生，传统和非传统安保防恐形势并存。02

油气管道安全风险防控面上：失效频率中石油管道总里程与年失效次数中石油管道失效频率美国油品管道失效频率美国天然气管道失效频率油品管道失效频率对比天然气管道失效频率对比02

油气管道安全风险防控点上：典型事故2013年山东青岛“11•22”中石化东黄输油管道泄漏爆炸特别重大事故201

4

年辽宁大连“6•30”中石油新大一线原油管道泄漏燃烧事故20

14

年河北唐山“10•3

1”中石油南唐输气管道爆炸事故2016

年湖北恩施“7•20”中石化川气东送天然气管道燃爆事件2016

年宁夏中卫“7•21”中石油西气东输二线天然气泄漏事故2017年贵州黔西南州“7•2”中石油中缅输气管道国内段燃烧爆炸事故2018年贵州黔西南州“6•10”中石油中缅输气管道泄漏燃爆较大事故法制体制机制不完善全生命周期管道安全、权责利不明确应急救援体系不完善巨灾场景、环境污染、高后果区监管责任、企地应急联动不畅科技支撑体系受制约

失效机理、高钢级管材、缺陷检测、基础数据库、关键装备、软件和科技投入可持续发展体系不完善能源安全、规划、分税、应急保障02

油气管道安全风险防控—危险性分析自来水？

低压小管径？

厂区内？02

油气管道安全风险防控—危险性分析物质和工艺的危险性天然气：主要成分为甲烷，无色无臭气体，与空气混合形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸，爆炸极限(V%)为5.3-15。原油：烷烃、环烷烃、芳香烃和烯烃等多种液态烃的混合物，其中的轻组分蒸汽与空气混合形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸，闪点-6.67-32.2℃，爆炸极限(V%)为1.1-6.4。汽油：易挥发液体，高度易燃，蒸气与空气能形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸，蒸气比空气重，能在较低处远距离扩散，闪点46℃，爆炸极限(V%)为1.4-7.6。02

油气管道安全风险防控—危险性分析设备设施危险性油气长输管道系统是由管道、增压站、分输站、阀门、仪表等设施组成。系统中材料质量、焊接和安装质量、机械设备、电气设施、仪器仪表性能的好坏，直接关系到系统运行的可靠性和安全性。02

油气管道安全风险防控—危险性分析环境危险性地震、崩塌、滑坡、泥石流、地面沉降、地面塌陷等地质灾害影响。暴雨、雷电、台风和沙尘暴等气象灾害影响。杂散电流(直流和交流)、深根植物、酸雨等环境影响。在管道保护范围内修建房屋、建(构)筑物等设施，进行开挖沟渠、挖砂、生产等人为活动作业影响。02

油气管道安全风险防控—危险性分析站场工艺管线及设备

线路焊缝缺陷（螺旋焊缝、环焊缝）管体裂纹内腐蚀、外腐蚀地质灾害第三方损坏（打孔盗油等）占压站场管道内、外腐蚀阀门油罐辅助设施执行机构相关作业02

油气管道安全风险防控—危险性分析线路螺旋焊缝缺陷焊缝韧脆转变温度低，部分性能不达标。热应力、沉降和土壤应力等是造成开裂的主要因素。风险主要集中于老龄管道。环焊缝缺陷高寒冻土地区管道环焊缝、新投产高压气体管道环焊缝风险高。老龄管道环焊缝缺陷在输送俄油段风险高。老管道和新管道均存在环焊缝焊接缺陷，韧脆转变温度低，韧性值分散性大，部分焊缝韧性很低，甚至不达标。裂纹缺陷检测困难。02

油气管道安全风险防控—危险性分析线路裂纹根据内检测结果进行环焊缝缺陷修复过程中均发现在环焊缝上下游热影响区存在裂纹（SCC裂纹）。外腐蚀老管道普遍采用加热输送，原沥青防腐层老化严重。无法进行内检测管段，腐蚀难以有效控制，风险持续增高。套筒和弯头等特殊部位腐蚀严重，修复困难是高风险点。低压运行的老管道，腐蚀是最主要的风险。02

油气管道安全风险防控—危险性分析线路内腐蚀原油本身的腐蚀性。长期低输量运行造成原油中的水沉积或者析出。沉积水或析出水腐蚀性。投产后未进行定期清管，造成局部环境的高腐蚀性。地质灾害漠大线冻胀融沉等。西北管道汛期水毁等。穿河管道冲断风险等。02

油气管道安全风险防控—危险性分析线路第三方损坏建设施工活动频繁，部分管段埋深过浅。定向钻等作业。打孔盗油活动多发。占压设施与管道的距离不符合要求，泄漏及次生事故容易导致严重后果。维抢修难度增大。02

油气管道安全风险防控—危险性分析主要因素地震、洪水、塌方、滑坡、泥石流等影响管道安全的主要因素防腐层破损、阴保失效造成设备、管材本身制造过程中存在的缺陷以及施工作业过程中新形成的缺陷腐蚀设备设施及施工缺陷自然灾害第三方破坏其它第三方施工作业损伤防腐层、管体、通信光缆等误操作、未认知到的其它因素02

油气管道安全风险防控—危险性分析影响管道安全的主要因素我国管道事故原因分析美国管道事故原因分析02

油气管道安全风险防控—典型事故腐蚀和应急抢险不当“11•22”东黄复线泄漏爆炸特别重大事故（2013年）东黄复线输油管道与排水暗渠交汇处管道腐蚀减薄、管道破裂、原油泄漏，流入排水暗渠及反冲到路面。原油泄漏后，现场处置人员采用液压破碎锤在暗渠盖

板上打孔破碎，产生撞击火花，引发暗渠内油气爆炸。2009年、2011年、2013年先后3次对东黄输油管道外防腐层及局部管体进行检测，均未能发现事故段管道严重腐蚀等重大隐患。02

油气管道安全风险防控—典型事故腐蚀延长石油安永线郝家坪输油站泵房埋地管线泄漏事故（2011年）站内管道无阴极保护设施，是导致此次腐蚀穿孔泄漏的直接原因。管道防腐质量不过关。管道建设过程中对管道防腐不到位，导致管道腐蚀穿孔泄漏。日常防腐检测不到位。场站内地埋管道运行7年，未定期开展地埋管道外腐蚀检测，未能及时发现管道腐蚀情况作出相应预防处理措施。02

油气管道安全风险防控—典型事故地质灾害湖北恩施“7•20”川气东送管道天然气泄漏燃爆事故（2016年）持续强降雨引发公龙坝村与水田坝村交界处山体滑坡，导致袁家湾隧道出口1公里处管道撕裂，天然气泄漏发生燃爆。隐患排查治理不到位，没有及时有效开展地质灾害评估。02

油气管道安全风险防控—典型事故地质灾害和施工缺陷中缅天然气管道晴隆沙子段泄漏燃爆事故（2017年）02

油气管道安全风险防控—典型事故第三方破坏中石油新大一线原油管道“6.30”泄漏事件（2014年）施工单位无资质施工，未提出施工申请，未消除安全隐患，擅自改变钻进深度，盲目、冒险施工，错误操作。业主单位没有办理施工图备案和建设工程规划许可证，没有提供原油管道的准确深度，委托无建筑业资质的企业进行非开挖工程施工。管道企业人员未落实现场监督、警示责任。02

油气管道安全风险防控—典型事故第三方破坏西气东输“7•21”第三方损伤管道泄漏事故（201６年）勘察设计研究院承包商陕煤131

公司施工人员进行地质钻探，钻机钻头损伤管道，发生天然气泄漏。造成西气东输二线东段管道停输47小时，放空天然气350万标方，直接经济损失970万元，未造成人员伤亡。02

油气管道安全风险防控—典型事故误操作（非法分包）中石化胜利油建工程有限公司“10•31”事故（2014年）实施管线下塞饼作业前，封堵器箱体没有进行氮气置换，而是将管道天然气用夹板阀旁路引入封堵器箱体内，此

时箱体内天然气和空气形成混合气体，在打开放空阀时，气流与放空管管壁摩擦产生静电，引燃箱体内混合气体。胜利油建公司将工程转包给不具备施工资质的工程公司，施工管理混乱，违章指挥。02

油气管道安全风险防控—双重预防机制建设管风险+治隐患风险评价任务：评价识别出危险源的风险程度，确定不可承受的风险，并给出优先顺序的排列，根据评价情况制定相应措施，常用危害性事件发生可能性和后果严重度来表示风险大小。科学性反映客观实际，遵循科学规律，以科学的态度，开展这一工作系统性危险源存在于活动的各个方面、阶段，应系统地研究系统与危险源的关系实用性根据实际情况，选择适宜的方法，能够有效反应风险水平划分作业活动辨识危险源确定风险确定风险是否可承受制定风险控制措施计划评审风险控制计划的充分性流程：02

油气管道安全风险防控—双重预防机制建设风险评价方法：定

量定量评价是对系统中固有的或潜在的特定危害事件的可能性和（或）严重程度进行分析和评估，用数值说明被评价对象的危险等级。LEC风险矩阵KENT法RiskScoreQRA定

性是根据经验对生产中的设备、设施或系统等从工艺、设备本身、环境、人员配置和管理等方面进行定性判断，评价结果由危险集合给出，可以为{是，否}、{合格，不合格}等形式。安全检查表（SCL）预先危险分析（PHA）事件树分析（ETA）事故树分析（FTA）故障类型及影响分析（FMEA）危险可操作性研究（HAZOP）02

油气管道安全风险防控—双重预防机制建设风险评价LEC评价法作业条件危险性评价01020304L表示发生事故的可能性大小E表示暴露于危险环境的频繁程度C表示事故产生的后果D（风险值）=L×E×C 风险值D越大，事件越严重D值危险程度危险程度﹥320极其危险，不能继续作业重要危险源160～320高度危险，需立即整改70～160显著危险，需要整改20～70一般危险，要注意一般危险源﹤20稍有危险，可以接受02

油气管道安全风险防控—双重预防机制建设风险评价风险矩阵法将风险事件的后果严重程度定性分为若干级，将风险事件发生的可能性也定性分为若干级，以严重性为表列，以可能性为表行，在行列的交点上给出定性的加权指数，所有的加权指数构成一个矩阵，每个指数代表了一个风险等级优点：简洁明了，易于掌握，适用范围广缺点：确定风险可能性、后果严重度过于依赖经验，主观性较大R=f（F,C）F—发生事故的可能性R—风险度C—事故的严重性后果可能性人员财产环境声誉12345行业内未发生（极不可能）行业内曾发生（很少可能）国内曾发生（有可能）公司内曾发生（很有可能）站内曾发生（随时有可能）1轻伤经济损失10万元以下轻微影响轻微影响I级I级I级I级II级2重伤经济损失10-100万元较小影响较小影响I级I级II级II级III级31-2人死亡直接经济损失100-1000万元局部影响严重影响I级II级II级III级IV级43-9人死亡直接经济损失1000-5000万元重大影响国家性影响I级II级III级IV级IV级510人以上死亡直接经济损失5000万元以上特大影响国际性影响II级III级IV级IV级IV级02

油气管道安全风险防控—双重预防机制建设风险控制个体防护管理控制工程技术控制限制危害隔离人员或危险源修改程序以减轻危险性改使用危险源性较低的物质停止使用危险性物质，或以无害物代替降低风险消除风险个体防护02

油气管道安全风险防控—双重预防机制建设风险控制工程技术措施预防减弱隔离联锁01020304预防风险不能消除，则努力降低风险，使用安全阀、安全屏护、漏电保护装置、安全电压、熔断器、防爆膜、事故排风装置等减弱在无法消除风险和难以预防的情况下，可采取减少危险、危害的措施，如局部通风排毒装置、降温措施、避雷装置、消除静电装置、减振装置、消声装置等隔离在无法消除、预防、减弱危险、危害的情况下，将人员与危险、危害因素隔开和将不能共存的物质分开，如遥控作业、安全罩；防护屏、隔离操作室、安全距离等联锁当操作者失误或设备运行一旦达到危险状态时，通过联锁装置终止危险、危害发生02

油气管道安全风险防控—双重预防机制建设风险控制持续改进机制危险源辨识危险评价维持管理改善计划管理控制检查纠正评审改进可接受风险否是频率分析严重度分析PlanDoCheckAction持续改进02

油气管道安全风险防控—双重预防机制建设隐患排查隐患在不同的载体上体现出不同的表现形式，包括四个方面：A人B物C作业环境D管理02

油气管道安全风险防控—双重预防机制建设隐患表现人不遵守安全操作规程，违章作业。技术水平、身体状况等不符合岗位要求上岗作业。习惯性违章，抱有侥幸心理。员工不正确佩戴个人安全防护用品，甚至不用等。物设备自身的安全防护装置缺少、不全或长期损坏待修。设备设计存在缺陷，易引发员工误操作，造成事故。安全防护装置质量存在缺陷，起不到防护作用。设备、材料、工具没有按照指定位置存储摆放。特种设备已过检验期或未检验使用，消防器材不合格或过期。02

油气管道安全风险防控—双重预防机制建设隐患表现作业环境站场、阀室布局不符合标准规范要求。爆炸危险环境未进行防爆设计。职业病危害因素控制不达标。危险部位未设置安全标志。管理安全生产相关规章制度不完善、不健全。管理者安全素质不高，只重视生产而对事故隐患视而不见。员工因缺乏必要的安全教育培训而导致安全意识不强。安全管理中不按制度办事。忽视对人员安全作业等的有效管理。02

油气管道安全风险防控—双重预防机制建设排查方法01040203按照企业安全生产规章制度来排查按照岗位安全操作规程进行辨识按照作业指导书的要求分析按照国家法律法规、标准规范排查02

油气管道安全风险防控—双重预防机制建设排查重点硬件方面工艺系统作业环境基础设施防控手段安全生产体制机制制度建设安全管理组织体系责任落实事故查处软件方面02

油气管道安全风险防控—双重预防机制建设隐患治理技术控制管理控制安全文化控制02

油气管道安全风险防控—双重预防机制建设隐患治理A消除隐患B

控制隐患C

防护手段D

隔离防护E

转移危险技术控制是指利用技术手段消除或减少隐患造成的损失技术控制02

油气管道安全风险防控—双重预防机制建设完善企业的各项安全规章制度严格执行安全培训、预案演练增强员工的安全意识隐患治理管理控制是指严格按照各种规章制度办事，公司上下各级管理人员切实肩负起各自的职责，及时发现隐患并落实整改。01

02

03培养员工主动要求安全的习惯形成良好的安全文化氛围02

油气管道安全风险防控—高后果区管理管理原则合法合规原则严格按照国家法律法规、标准规范以及企业管道管理规章制度开展高后果区安全管理工作。主动备案原则按照标准周期识别和更新每处管道高后果区及其管理方案（一区一案），向管道沿线地方政府相关部门备案。责任落实原则层层压实责任，明确高后果区各级负责人的职责及责任，层层落实高后果区管理措施和管理要求，做好巡护、宣传及应急演练等工作。“零容忍”原则定期开展高后果区风险识别，对排查出的每一处中、高风险均及时采取管控措施，消除隐患。02

油气管道安全风险防控—高后果区管理“管存量、控增量”在役管道新增高后果区管控新增高后果区管控新建管道工程高后果区管控高后果区

管理存量高后果区管理管道本体管理第三方施工防控地质灾害风险防控“一区一案”标准化高后果区管道改线02

油气管道安全风险防控—高后果区管理管道本体管理开展管道外检测、内检测及阴极保护工作，内外检测覆盖率100%。执行高后果区管段检出的管体、防腐层及其他缺陷“从严判定”“优先修复”的管理模式。快速处置管道本体风险隐患，保障处于安全可控状态，提升高后果区管道本体安全水平。02

油气管道安全风险防控—高后果区管理第三方施工防控信息收集精准化人防措施具体化物防措施规范化技防措施智能化创新信息收集机制，将“点对面”宣传改为“点对点”宣传，由重“形式”向重“质量”转变，将信息防措施精准化。实行管道巡护人员持证上岗，加密巡线频次和巡线点位。设置管廊带或硬隔离措施（绿化、管廊带等），设置高后果区公示牌、风险告知牌、警示牌等桩牌。应用智能视频监控识别施工机械和人员作业并喊话报警，应用光纤预警防施工损伤，安装具备数据远传功能的应力应变监测装置。02

油气管道安全风险防控—高后果区管理第三方施工防控02

油气管道安全风险防控—高后果区管理地质灾害风险防控每年汛前、汛后组织开展地质灾害风险排查。委托专业机构进行地质影响条件复核及地质灾害专业化排查。采取工程治理或通过加强巡护管理等措施有效控制。02

油气管道安全风险防控—高后果区管理“一区一案”标准化将高后果区“一区一案”的风险评价、管控措施、管理方案等内容模块化，形成标准化模板。规范高后果区“一区一案”的编制工作，保障高后果区风险管控的连续性。02

油气管道安全风险防控—高后果区管理高后果区管道改线浮山县在役管线改线之前管线02

油气管道安全风险防控—高后果区管理新增高后果区管控优化选线路由，控制高后果区增量。无法绕避高后果区时，增加安全防护措施进一步提高管道安全性。高后果区管段严格执行焊口“双百检测”。采取措施确保高后果区内管道外防腐层无漏点，并确保管道、光缆线位无偏差、埋深合格。严格管控高后果区施工质量，做到各施工环节可追溯，提升管道本质安全。02

油气管道安全风险防控—安全风险专项治理按照全国危险化学品安全风险集中治理工作安排，为构建以本质安全为中心、政府企业联动、线上线下融合的油气长输管道安全风险防控机制，应急管理部组织开发了《国家油气输送管道隐患与高风险区域管理平台》。企业通过平台完成对隐患和高风险区域相关信息的录入和状态查看。省、市级用户通过平台对所属行政区划内的隐患和高风险区域相关信息进行查看及动态管理。02

油气管道安全风险防控—安全风险专项治理管道企业国家油气输送管道隐患与高风险区域管理平台/应急部云平台管道外部隐患

管道本体隐患

管道高风险区域填报 状态查看市级安委会确定牵头部门省级安委会确定牵头部门应急部外部隐患填报确认外部隐患较大隐患整改确认本体隐患数据查看高风险区域数据查看外部隐患数据查看外部隐患重大隐患整改确认本体隐患数据查看高风险区域数据查看外部隐患数据查看本体隐患数据查看高风险区域数据查看02

油气管道安全风险防控—安全风险专项治理外部隐患管道企业（地区级）市级安委会确定牵头部门省级安委会确定牵头部门管道企业（地区级）进行填报。按照隐患所在的行政区域位置，由市级安委会确定的牵头部门负责进行填报确认。隐患经过填报确认后，管道企业按照隐患级别，将整改状态汇报给对应管理部门，进行隐患的整改确认。企业填报隐患后，市级安委会确定的牵头部门完成填报确认02

油气管道安全风险防控—安全风险专项治理本体隐患管道企业（地区级）进行填报。所有隐患填报后，按照隐患归属的行政区域分区查看。本体隐患整改完成后，按照隐患级别，由管道企业对应的管理部门，进行隐患的整改确认。管道企业（地区级）管道企业（区域级）管道企业（总部级）02

油气管道安全风险防控—安全风险专项治理高风险区域管道企业（地区级）进行填报。分为2类：人员密集型高后果区和地质灾害易发区。按照高风险区域归属的行政区域分区查看。目录Contents01油气管道基础知识油气管道安全风险防控油气管道泄漏应急处置03

油气管道泄漏应急处置“11•22”东黄输油管道泄漏爆炸特别重大事故（2013年）泄漏停输11月22日2时12分，潍坊输油处调度中心通过SCADA系统发现东黄输油管道黄岛油库出站压力从4.56MPa降至4.52MPa，两次电话确认黄岛油库无操作因素后，判断管道泄漏。2时25分，东黄输油管道紧急停泵停输。2时35分，潍坊输油处调度中心通知青岛站关闭洋河阀室截断阀（洋河阀室距黄岛油库24.5公里，为下游距泄漏点最近的阀室）。3时20分左右，截断阀关闭。从发现泄漏到关闭截断阀用时：1小时8分钟03

油气管道泄漏应急处置“11•22”东黄输油管道泄漏爆炸特别重大事故（2013年）信息报送2时50分，潍坊输油处调度中心向该处运销科报告东黄输油管道发生泄漏。4时47分，运销科向潍坊输油处处长报告泄漏事故现场情况。5时07分，运销科向中石化管道分公司调度中心报告原油泄漏事故总体情况。信息报送在泄漏发生38分钟后开始，报送至公司调度中心用时2小时17分钟03

油气管道泄漏应急处置“11•22”东黄输油管道泄漏爆炸特别重大事故（2013年）应急处置3时40分，青岛站人员到达泄漏事故现场，确认管道泄漏位置，清理路面泄漏原油，请求调用应急物资。4时，青岛站组织开挖泄漏点，清理海上溢油。7时，潍坊输油处组织泄漏现场抢修，使用挖掘机实施开挖作业。8时20分，找到管道泄漏点。9时15分，中石化管道分公司通知现场人员按照预案成立现场指挥部。9时30分，潍坊输油处报告中石化管道分公司无法独立完成管道抢修工作，请求支援。10时25分，现场作业时发生爆炸。泄漏发生后6小时8分钟找到泄漏点、7小时3分钟成立应急现场指挥部、7小时18分钟发现无法完成抢修、8小时13分钟发生爆炸。03

油气管道泄漏应急处置“11•22”东黄输油管道泄漏爆炸特别重大事故（2013年）03

油气管道泄漏应急处置“11•22”东黄输油管道泄漏爆炸特别重大事故（2013年）反思：未及时报告泄漏量、泄漏油品等关键信息。现场处置人员未对泄漏区域实施有效警戒和围挡。抢修现场未进行可燃气体检测，盲目动用非防爆设备进行作业，严重违规违章。应急预案、应急演练形同虚设。人员安全能力严重不匹配（调度人员、巡线人员、应急处置人员）。隐患排查不力，2009年、2011年、2013年3次对外防腐层及局部管体进行检测，均未能发现管道严重腐蚀重大隐患。03

油气管道泄漏应急处置中石油新大一线原油管道“6.30”泄漏事件（2014年）雨排暗涵出口，着火处污水处理厂明渠，多处

布设拦油坝，入海泄漏点

6月30日18时58分左右，大连岳林建设工程有限公司在施工过程中将新大一线原油管道钻透，形成直径

12厘米孔洞。泄漏原油沿相邻路面流入城市雨水、污水管网系统。在雨水管网排入双D港寨子河出口处发生燃烧。03

油气管道泄漏应急处置中石油新大一线原油管道“6.30”泄漏事件（2014年）事故发生后，大连市政府和中石油即时联动，启动应急预案，成立应急处置领导小组，调集660名警力对现场进行交通管制，疏散周边群众，设置警戒线。组织市政部门对原油流经区域所有暗渠、涵洞、雨（污）水井进行拉网式排查。消防部门先后调集14个中队、44辆消防车，组织206名消防队员实施灭火救援和排污井泡沫注入、清洗。环保部门和中石油监测排污井、事故现场周围可燃气体浓度，并在寨子河多处设置拦油坝、铺设吸油毡，控制原油进入入海口；中石油调配10台油罐车、8台油水分离机、50吨活性炭参与现场清理。7月1日凌晨，金州新区路安停车场附近马路上，用泡沫隔绝油气03

油气管道泄漏应急处置中石油新大一线原油管道“6.30”泄漏事件（2014年）6月30日22时20分，现场明火扑灭。

7月1日12时，中石油完成事故漏点封堵，具备输油条件；13时，恢复输油。

7月1日18时，处理油水混合物20余吨，现场监测结果表明，事故未对周边空气和水体造成污染。

7月2日，中石油管道分公司对36个污染管井进行检测，其中35个正常，1个超标，通过对超标管井持续进行注水和通风置换，可燃气体浓度已降至正常值。对排洪渠着火点漂浮油品进行回收03

油气管道泄漏应急处置中石油新大一线原油管道“6.30”泄漏事件（2014年）反思：第一时间对地面及暗渠灌注消防泡沫进行覆盖，打开路面暗渠的所有井盖，探测污油流向。用轴流风机强制排风，安排专人使用可燃气体检测仪持续探测，密切监控。泄漏检测系统定位不准确。泄漏量估算。调度应急状态下紧急停输程序：准、快。03

油气管道泄漏应急处置定位1

原则 抢修反应速度载体谁来做、做什么、何时做2应对防范次生和衍生事故3资源找得到、调得动、用得好403

油气管道泄漏应急处置区域信息物资作战对象管人 管事管资源管环境输送方案装备指挥舆情指令设施智囊03

油气管道泄漏应急处置以功能需求为导向安全影响等级系统影响等级社会影响等级信息判断输入应急启动核实信息、指令反馈启动程序、警戒现场属地管理、报送及时尊重意见、关注变化报告政府环境研判基础资料抢修方案落实资源区域类别、社会人文自然环境、工况系统基础数据竣工文档作业环境、商务协议风险分析、作业周期应急保障、土建安装检测监测、舆情监控输出时限03

油气管道泄漏应急处置以风险管控为目标交通风险01决策风险04天气预报看板天气风险02其他风险05作业风险03区域划分图设置风向标公开联络方式批准风险分析批准作业方案划定危险区恶劣天气措施交通路径通行条件占用道路通报政府新指令环境新需求资源短缺03

油气管道泄漏应急处置以成果达成为原则事故/事件恢复、通报总结与提升开展事故/事件后评估环境影响评估03

油气管道泄漏应急处置基本要求建立安全生产应急管理责任体系。设置安全生产应急管理机构，配备专（兼）职人员，建立工作制度。建立专（兼）职应急救援队伍或与邻近专职救援队签订救援协议，配备必要的装备物资。在风险评估的基础上编制与政府及相关部门相衔接的应急预案，重点岗位制定应急处置卡，定期进行演练。加强人员教育培训，高风险区域设置标识。险情发生后做好先期处置，及时隔离和疏散，立即向政府有关部门报告。每年对应急投入、应急准备、应急处置等工作进行总结评估。03

油气管道泄漏应急处置应急预案：基本要求针对性针对重大危险源针对可能发生的各类事故针对关键的岗位和地点针对薄弱环节针对重要的工程科学性方案要科学决策程序要科学处置方法要科学实现手段要先进要充分发挥专家作用要吸取历史经验和教训完整性预案要素完整应急过程完整适用范围完整可操作性任务可分解落实职责要明确通讯信息要准确程序要明晰方法要可行涉及外部相关内容要取得认可可读性语言简洁层次清晰通俗易懂易于查询相互衔接与上级单位预案与主管部门预案与同级政府预案03

油气管道泄漏应急处置应急预案：编制步骤成立应急预案编制工作组1资料收集2风险评估3应急能力评估4编制应急预案5应急预案评审、发布及备案603

油气管道泄漏应急处置应急预案：体系构成综合

应急预案综合应急预案是生产经营单位应急预案体系的总纲，主要从总体上阐述事故的应急工作原则，包括应急组织机构及职责、应急预案体系、事故风险描述、预警及信息报告、应急响应、保障措施、应急预案管理等内容。专项

应急预案专项应急预案是生产经营单位为应对某一类型或某几种类型事故，或者针对重要生产设施、重大危险源、重大活动等内容而制定的应急预案。专项应急预案主要包括事故风险分析、应急指挥机构及职责、处置程序和措施等内容。现场

处置方案现场处置方案是生产经营单位根据不同事故类别，针对具体的场所、装置或设施所制定的应急处置措施，主要包括事故风险分析、应急工作职责、应急处置和注意事项等。根据风险评估、岗位操作规程以及危险性控制措施，组织本单位现场作业人员及安全管理等专业人员共同进行编制。03

油气管道泄漏应急处置应急预案：关键要素1：风险分析风险分析是应急预案编制的基础，也是保障预案针对性、实用性和可操作性的关键环节。危险识别脆弱性分析风险分析确定事故危险源、事故类型。一旦发生危险事故，哪些地方容易受到破坏。要对危险源所处位置的地形地貌及周边环境分析。危害程度、影响范围、后果及可能产生的次生、衍生事故。03

油气管道泄漏应急处置应急预案：关键要素1：风险分析一个成功救援的案例——“11·26”成品油输油管道破裂事故成功抢险在青岛“11·22”事故发生后的第4天，2013年11月26日晚22时许，沪昆铁路客运专线第七标段（平坝县境内）施工塔吊发生倒塌，造成中石化西南成品油输油管道破损，汽油外泄，形成了约

2000平方米的流淌区，向着不远处的加油站、油库、铁路大动脉，以及1350余居民奔去。一旦发生燃爆，后果不堪设想。先期紧急处置：①关闭泄漏点管道上下游两个相距27.5公里的阀门；②紧急停运事故点过往列车；③现场断电，紧急疏散3公里范围内居民。奋战46小时，抢险成功。03

油气管道泄漏应急处置应急预案：关键要素2：应急资源分析要点：应急救援需要哪些资源；目前具有哪些资源（人力、设备、供应）；还需要增加补充哪些资源；如何合理利用和整合现有与增加的资源。应急资源调查的主要内容：调查本单位可调用的应急队伍、装备、物资、场所等应急资源状况。协作单位及联防区域内可请求援助的应急资源状况。周边单位及地方政府可利用的应急资源。明确应急救援需要使用的应急物资和装备的类型、数量、性能、存放位置、管理责任人及其联系方式等内容。03

油气管道泄漏应急处置应急预案：关键要素3：应急组织机构及职责明确应急组织形式，构成单位或人员，并尽可能以结构图的形式表示出来。