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高压天然气管道安全风险评估案例分析

文档作者：乔珩申粤章峰刘鹏飞文档来源： 1．杭州天然气有限公司2．杭州市城乡建设设计院有限公司，浙江杭州310004；3．浙江省安全生产科学研究院 4．浙江大学4L．x-机械研究所			点击数：
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第33卷第5期
2013年5月
煤气与热力
GAS ＆ HEAT
Vo1．33 No．5
M 2013
· 燃气工程建设与发展·
高压天然气管道安全风险评估案例分析
乔珩 ， 申 粤 ， 章峰。， 刘鹏飞
(1．杭州天然气有限公司，浙江杭州310017；2．杭州市城乡建设设计院有限公司，
浙江杭州310004；3．浙江省安全生产科学研究院，浙江杭州310012；
4．浙江大学4L．x-机械研究所，浙江杭州310027)
摘要： 通过对杭州高压天然气管道建设过程中三个典型案例的分析，探讨运用风险评估的
方法分析解决在燃气管道设计、施工及运行管理过程中遇到的问题。在现有的法律法规、标准规范
基础上，探索适用的评估方法和处理程序，以期逐步建立有效的风险评估机制，为今后相关标准的
进一步完善提供基础性案例。
关键词： 高压天然气管道； 穿越； 安全间距； 占压； 安全风险评估
中图分类号：TU996 文献标识码：B 文章编号：1000—4416(2013)05—0B24—05
1 概述
随着城市燃气的快速发展，高压A级以上燃气
管网已经成为城市管网建设中重要的组成部分，但
在建设中出现了一些需要关注的问题，如在管道通
过一些特殊区域时，受沿线的土地资源条件限制，既
要满足管网建设的需要，又要兼顾城乡区域规划发
展的要求，在个别情况下规范规定的管道与建构筑
物之间的安全间距无法满足，加之现行的条例、标准
规范之间因更新的时序不同、修订的背景体系不同
等原因要求也不尽统一，包括燃气、铁路、交通及水
利等行业在内的相关标准规范在执行过程中会有所
差异，需要各相关部门在实施过程中不断协调，诸如
此类的问题都给燃气行业的建设和发展带来新的挑
战。在此整理了杭州天然气高压管道建设发展过程
中的三个案例，结合不同的发展阶段，探讨在管网设
计、施工及运行管理过程中运用的风险分析方法和
主要技术思路。
2 高压天然气管道穿越富春江和浦阳江
案例背景：穿越富春江和浦阳江是杭州市天然
气利用工程中连接江南、江北高压管道并实现最终
成环的重要工程，管道设计压力为4．0 MPa，材质为
L360MB，外径为610 mm，穿越总长度为2．6 krn，分
两段采用水平定向钻穿越的方式，穿越富春江、浦阳
江长度均为1．3 km。因受到现场条件的限制，浦阳
江南岸管道路由距离桥梁边界最近处为41 m，距离
建筑物最近处为15 m。穿越富春江和浦阳江平面
示意图见图1。
图1 穿越富春江和浦阳江平面示意图
因管道平行袁浦大桥敷设且穿越大型河流，涉
及到规划、交通、航道、水利等行政主管部门，其相关
规范及行业规定对天然气管道穿越都有具体的要
求，包括天然气高压管道与平行的桥梁的安全间距、
管道穿越水域的敷设深度要求和管道与沿线建构筑
物的安全间距，各相关标准规范如下。
JTG D60-2004《公路桥涵设计通用规范》第
3．3．6条规定：“天然气输送管道离开特大、大、中桥
的安全距离不应小于100 Ill，离开小桥的安全距离
不应小于50 m。”JTG 020-2006(公路路线设计规
范》第12．5．7条规定：“原油、天然气输送管道穿
· B 24 ·
乔珩，等：高压天然气管道安全风险评估案例分析 第33卷 第5期
(跨)越河流时，管道距大桥的距离不应小于100 m，
距中小桥不应小于50 in。”
GB 50423-2007(油气输送管道穿越工程设计
规范》第3．3．7条：“水域穿越管段与桥梁间的最小
距离应根据穿越形式确定，并应符合下列要求：1)
采用开挖管沟埋设时，管段距离特大、大、中型桥不
应小于100 in；管段距离小桥不应小于50 ITI。若采
用爆破成沟时，应计算确定安全距离。2)采用水平
定向钻机敷设时，穿越管段距离桥梁墩台冲刷坑边
缘外不宜小于10 ITI，并不影响桥梁墩台安全。”GB
50028-2006(城镇燃气设计规范》第6．4．12条规
定：“三级地区地下燃气管道与建筑物之间的水平
净距不应小于表6．4．12的规定。”即在满足相关条
件下最小水平距离可以控制在8 m。第6．4．15条
规定：“高压燃气管道的布置应符合下列要求：高压
燃气管道不宜进入四级地区；当受条件限制需要进
入或通过四级地区时，应遵守下列规定：1)高压A
地下燃气管道与建筑物外墙面之间的水平净距不应
小于30 m(当管壁厚度6I>9．5 mE或对燃气管道采
取有效的保护措施时，不应小于15 ITI)；”《城镇燃气
管理条例》第五章第三十三条和第三十四条明确了
燃气设施的保护要求，第三十三条规定：“县级以上
地方人民政府燃气管理部门应当会同城乡规划等有
关部门按照国家有关标准和规定划定燃气设施保护
范围，并向社会公布。”
根据水利主管部门的初审意见，原则同意高压
管道初步选址在袁浦大桥上游30 ITI以外穿越富春
江和浦阳江，同时应严格控制穿越四处堤坝位置的
沉降量在允许的范围内。规划部门对天然气高压管
道与建筑物之间的水平安全净距的适用规定、天然
气高压管道安全距离要求及地区分级内容进行了明
确，具体包括：“高压管道属于城市天然气门站后的
管道，其工程设计规范应按照GB 50028-2006《城
镇燃气设计规范》执行。对于总体规划为农田和生
态用地的范围，原则同意按三级地区考虑；而总体规
划为城市建设用地的范围，仍应按四级地区考虑。”
因现状浦阳江南岸距离桥梁100 m处已建成大
量民居，如果按公路规范控制要求选择该位置需要
进行大面积拆迁，包括2幢6层住宅，25幢3层住
宅及附属用房，总面积约为2．82×10 m ，该路由无
法实施或需付出巨大代价。如果路由选择在距离桥
梁41 in处穿越，从现状防护绿地中穿过，符合相关
规划、水利及燃气穿越规范的要求，同时也为袁浦大
桥的拓宽留有余地。为此公司委托相关咨询单位编
制了规划路由方案并邀请规划、交通、航道、水利等
行政主管部门以及国家规范组等相关专业的专家进
行评审，评审意见同意基于规范的适用性和现场实
际条件，路由选择可以参照GB 50423-2007《油气
输送管道穿越工程设计规范》及GB 50028-2006
《城镇燃气设计规范》的相关要求执行，即穿越富春
江、浦阳江的管道与拓宽后桥梁墩台冲刷坑边缘外
的净距按不小于10 m控制，对于城市总体规划为农
田和生态用地的范围，高压管道与建筑物的最小间
距不应小于8．0 m(管道壁厚≥11．9 mm)，对于总
体规划为城市建设用地的范围，高压管道与建筑物
的最小间距不应小于15 m。同意咨询单位提出的
定向钻穿越方案以及在管材、施工工艺、焊接检测标
准、防腐工艺等方面采取的安全措施。建议下阶段
应对天然气管道沿线水文地质条件进行详细勘察，
管道的埋深应埋设在300年一遇冲刷深度以下，定
向钻穿越施工过程中须严格控制定向钻导向扩孔直
径，并尽可能缩短成孔与回拖之间的时间间隔，回拖
完成后须及时对钻孔内的间隙进行压浆处理，施工
完成后应在两岸设置标志牌及警示牌，工程竣工资
料及时报相关部门备案。
在此基础上，水利主管部门组织审查了《杭州
市天然气利用工程高压管道穿越富春江、浦阳江防
洪评价报告》，同意为确保两岸堤坝的安全所采取
的相应防护措施，并同期审查了《水域条件专题研
究报告》以及《桥梁冲刷水槽试验研究报告》，最终
确认300年一遇冲刷深度以及桥梁冲刷坑边缘位置
等调研成果。交通部门组织审查了《杭州市天然气
利用工程高压管道并行绕城高速公路袁浦大桥安全
评估报告》，明确了工程实施期问为保障高速公路
安全运营应采取的相应措施。施工前由建设主管部
门组织评审了施工组织方案。该工程的实施经历了
从最初的执行规范选取、规划路由的确认，开展交通
以及水利方面的专题研究、交通安全评估到最终施
工方案确定等一系列过程，2011年11月开始进场
施工，2012年3月完成穿越施工。
3 高压管道与西二线平行段的控制间距
案例背景：杭州市天然气利用工程所前门站至
江东大桥天然气高压管道位于杭州市萧山区内，设
计压力为4．0 MPa，材质为L360MB，公称直径为600
· B 25 ·
第33卷第5期 煤气与热力
mm，高压管道南起所前门站，沿杭金衢高速公路、杭
甬高速公路及萧山区规划滨二路敷设至江东大桥，
全长约35 km。路由选择在距沿线高速公路边线外
20 m位置，全线与规划的西气东输二线(萧山段)并
行敷设并计划同步建设。由于管道沿线所经区域经
济发达、人员密集，天然气管道与沿线建筑物间距如
按GB 50028-2006~城镇燃气设计规范》中最小为
8 m的控制要求，实施难度较大，而并行的西气东输
二线(设计压力为10．0 MPa，管外径为1 016 mm)
参照《石油天然气管道保护法》及GB 50251-2003
《输气管道工程设计规范》的相关要求，与沿线建筑
物之间的安全间距按5 m控制。为此公司委托开展
了针对该段管道的安全评估工作，在评估过程中通
过开展主要危险性分析、安全性分析评估、安全间距
论证、火灾爆炸事故后果评估、风险危险程度评估，
进而明确天然气高压管道与沿线建筑物控制间距和
风险控制措施。
根据GB 50028-2006《城镇燃气设计规范》第
6．4．16条规定：“当管道安全评估中危险性分析证
明，可能发生事故的次数和结果合理时，可采用与表
6．4．11、表6．4．12和6．4．15条不同的净距和采用
与表6．4．8、表6．4．9不同的强度设计系数(F)。”
评估采用SAFETI软件模拟两种不同运行压力
(设计压力为4．0 MPa和最高工作压力为3．5 MPa)
下的事故后果。SAFETI软件是由挪威船级社(挪威
DNV公司)开发的一种多功能的定量风险分析和危
险评价软件包，适用于石油、石化和化工厂及其他类
型工厂和交通运输行业。评价结果以数字或图形显
示事故影响区，并根据风险严重度对可能发生的事
故进行分级。利用SAFETI进行风险分析要求在充
分熟悉装置情况和周围环境情况的条件下，输入相
关的工艺设备参数、气象参数、平面布置、点火源位
置及人口分布等情况，根据工程特点对天然气管道
泄漏发生火灾、爆炸事故后果进行分析。表1～3为
模拟4．0、3．5 MPa两种压力下的蒸气云爆炸冲击波
超压影响范围、喷射火定量分析以及与事故点不同
水平距离的热带辐射通量和超压量分析结果。
天然气管道发生事故的影响范围与管道运行压
力和泄漏点孔径大小有关，运行压力越低、泄漏点孔
径越小，事故后果的影响范围越小。3．5 MPa运行
压力的天然气管道在泄漏孔大小为20％管道截面
的情况下，若发生喷射火事故和蒸气云爆炸事故安
全区半径分别为241．5 m和387．5 In；相同模拟条
件下，天然气管道在4．0 MPa运行压力下距离事故
点5 m处的影响和距离事故点8 m处的影响参数基
本一致。
表1 爆炸冲击波超压影响范围 in
对房屋天花板 工业建筑的重
有些损坏； 墙和房顶局部 型机器遭到轻
10％ 的窗户玻 倒塌，对房屋 微破坏；钢边
模拟压力 璃被破坏；对 有重度破坏， 框建筑被破坏
／MPa 房屋有轻度破 不能居住；人 并且从地基处
坏；在此距离 员会有重伤危 被拉出；可摧
内的人员可能 险 毁房屋；人员
受轻伤 有死亡危险
3．5 387．5 129．9 109．6
4．0 409．8 135．7 114．1
表2 喷射火定量分析
模拟压力／MPa 3．5 4．0
火焰表面热通量／(kW ·Ill ) 326．8 332．3
火焰长度／m 155．7 164．9
20 s以上感觉疼痛，未必 241
． 5 257．3
起泡
不同热通量 有火焰时
的影响范围 ，木材燃烧，达到
塑料融化的最低能量；10 s
／m 98．4 105．6
内会产生I度烧伤；1 min
内有1％的死亡率
表3 与事故点不同水平距离的热辐射通量和超压量
模拟压力／MPa 3．5 4．0
热辐射通量 5 in处 21．0 21．4
／(kW ·m ) 8 in处 22．4 22．6
5 m处 0．1 0．1
超压量／MPa
8 in处 0．1 0．1
管道风险程度评估是对管道泄漏后产生风险的
大小进行评估，并且以评估结果作为决策依据，使管
道管理更加科学化。目前比较成熟的方法是美国肯
特(W．Kent Muhlbauer)管道风险指数评分法 J。该
方法比较容易掌握，易于工程应用与推广，对油气输
送管道系统的各部分可进行快速风险评价和排序，
也可作为风险控制和风险管理的依据。由于肯特风
险评价是基于美国运输部的实际运行经验和美国其
他相关部门的研究结果，相比而言国内管道技术、建
设、运行、管理等技术水平与国外尚有一定的差距。
因此，肯特风险评估法某些评分原则需加以调整。
根据管道的相关资料和风险程度评估法中管道失效
原因构成要素，采用改进后的方法进行管道风险程
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乔珩，等：高压天然气管道安全风险评估案例分析 第33卷第5期
度评估。
评估中考虑本工程天然气高压管道线路中心线
两侧各5～8 m范围内有建筑物的管段采取以下保
护措施：增加保护措施设计(如盖板、箱涵、套管等)
或选用定向钻方式通过；适当增加管道埋深(埋深
不小于1．2 m)；管道焊接进行100％ 超声波和
100％X射线检测；管道采用加强级以上防腐层(外
防腐层厚度≥3．5 mm)；管道敷设应沿管道顶500
rain处随管道敷设警示带；线路增设标志桩和警示
牌，标志桩设置间距不大于50 m；所有防腐补口进
行检查；加强巡线频次(每天不少于1次)；严格控
制管道最高运行压力不大于3．5 MPa；定期开展安
全宣传和专项隐患整治等措施 。
从失效评分可知：管道在采取保护措施后管道
失效可能性明显降低。天然气高压管道采取保护措
施前与沿线建筑物间距按8 in控制方案与天然气高
压管道采取保护措施后与沿线建筑物间距按5 in控
制方案的风险等级均为中风险区，是可控制的。天
然气高压管道采取保护措施后与沿线建筑物间距按
5 m控制是可行的。
针对评估报告，由政府主管部门组织安监、建
设、规划等单位的代表及国内行业专家进行评审。
评审意见同意针对管道中无法满足现行规范间距要
求的特殊地段，依据现行规范中的有关规定结合风
险评估结果，可以采取不同的控制问距，设计施工运
营各阶段提出的各项措施要求是可行的，在管道选
材、施工工艺、焊接检测、防腐工艺等方面采取有效
的保护措施后可以实现对潜在风险的有效控制。在
现状及规划控制的三级地区等级范围内，天然气管
道与沿线建筑物间距可按5 rfl控制。随着市政建设
的发展，沿线乡镇地区将出现变化，为提高线路安全
性，确保该线路可长期、稳定、可靠地发挥其功能，建
议现状二级、三级地区均按照四级地区强度设计系
数进行壁厚设计。
对于风险分析和风险评估的结果，不是一味要
求风险越小越好，因为降低风险是以资金、技术和人
员的投入作为代价的，将风险限定在一个合理的、可
接受的水平上并研究影响风险的各种因素，经过优
化，寻求最佳的方案更为合理。本案例通过专业软
件模拟、风险程度评估的方法，得到不同情况下的风
险评估数据，结果说明通过加强本质安全并采取一
些具体而有针对性的措施后风险是可以得到有效控
制的。同时案例也反映出在目前土地资源日益紧张
的背景下，同类规范如GB 50028-2006《城镇燃气
设计规范》与GB 50251-2003《输气管道工程设计
规范》之问，仍存在安全控制间距要求上不一致的
问题，需要有一个更加清晰明确的适用界限和同等
地域条件下的统一标准，为今后规划利用好有限的
路由空间资源、实现地方规划建设的协调发展提供
规范上的支持。
4 铁路桥墩占压高压管道安全风险评估
案例背景：杭州市拱墅区沿山港段高压天然气
管道于2003年12月建成，设计压力为4．0 MPa，材
质为L360MB，公称直径为600 mm，施工采用水平定
向钻，穿越总长度约520 m。在工程建设后期，同期
建设的宣杭铁路复线崇贤大桥42号桥墩在其变更
设计后施工占压了该段管道。从检测结果分析，占
压管道的是42号桥墩的地下承台基础部分，承台下
的五根梅花桩将管道包围其中，交叉部分最近处净
距只有10 cm，如果燃气管道或者铁路列车出现险
情事故，危害都将是巨大的。为此安监部门针对该
处占压组织了安全评估论证，要求应根据有关法规、
条例及早实施整改。考虑实施难度及投资成本，建
议在具备条件的情况下，由高压天然气管道另择管
位迁移，同时为保障根除隐患前的天然气管道和铁
路的安全运行提出了相关监管要求。安监部门随后
下发了有关重大事故隐患监控工作的函，要求有关
部门提出相应保护方案和应急预案。
结合安监部门的要求，天然气公司编制了《关
于宣杭铁路42号桥墩占压天然气管道保护方案》
和《42号桥墩占压天然气管道专项应急预案》，针对
现阶段运行期间42号桥墩对管道可能造成的影响，
采取了以下措施对管道进行保护：①核实铁路规范
中关于沉降的允许范围并委托有关单位参考相关规
范要求定期观测。② 定期监测现状占压段及其两侧
500 m范围内管道的运行情况，包括地面巡查、测
漏、检测外防腐层、检测保护电位等。③在埋设天然
气管道的位置设立明显标志以避免可能的外部破
坏。④结合专项应急预案定期组织应急演练，不断
完善突发情况下的应急处理机制[3 3。通过对桥墩
历时9O天的沉降观测，结果表明各监测点尚无明显
沉降，最大沉降量为0．43 mm，对高压管道暂时不会
构成威胁，为管道改造工程争取了时间。
随着下游用户规模的不断扩大，该管道所承担
· B 27 ·
第33卷第5期 煤气与热力
的负荷日益加大，改造的难度也进一步加大。结合
专家组意见，管道应尽早迁移为宜。虽然根据现场
定期观测结果，42号桥墩尚无明显沉降，但也不能
完全排除42号桥墩对高压天然气管道可能产生的
其他负面影响，更不能排除天然气高压管道由于外
来和内在的因素而发生突发事故的可能性。为进一
步了解42号桥墩对天然气高压管道的影响情况，委
托专业检测单位，针对42号桥墩进行了在火车通过
时的现场振动测试，具体内容包括三列火车三个不
同方向随时间变化的振动幅度。结合上述测试数
据，另行委托咨询单位针对管道疲劳寿命的影响开
展评估工作。
评估采取的模型数据还包括：① 管道材质：
L360MB(相当于X52)，结合软件库的可选数据参照
X60；②管道规格：D610×12．7 mm；③管道埋深：9．4
m；④管道内压为1．8～3．5 MPa，循环次数为3 650
次／年；⑤管道无损检测：采用100％射线，检测结果
为管道质量符合Ⅱ级要求；根据有关文献资料，查得
粘性土和管道材料性能参数见表4。
表4 粘性土和管道材料性能参数
材料名称 弹性模量／MPa 泊松比 密度／(kg·m )
粘性土 12～28 0．25～0．45 1 750～1 950
管道 206 000 0．3 7 850
在疲劳寿命评估中，根据初步计算结果，偏于安
全考虑，粘性土弹性模量取上限值28 MPa，泊松比
取上限值0．45，密度取上限值1 950 kg／IIl 。参考
JB 4732_95《钢制压力容器 分析设计标准》附录
C中表C一1，查得管道材料的疲劳数据见表5(数据
之间采用插值获得)。
表5 管道材料S—N疲劳数据
S 4 000 2 828 1 897 1 414 1 069 724
Ⅳ 10 20 50 100 20o 500
S 572 441 331 262 214 159
N 1×10 2×10。 5 X 10 1×10 2×10 5×10
S 138 114 93．1 86．2
N 1×10 2 x 10 5 x 10 1 X 10
注：s表示交变应力强度幅，Ⅳ表示循环次数。
鉴于埋地管道的实际振动情况难以测量，偏于
安全考虑，同时由于桥墩梅花桩对埋于其中的管道
有夹持作用，因此将所测的桥墩振动量直接施加到
桥墩下的管道上进行疲劳寿命评估。本次分析运用
有限元法，结合ANSYS有限元软件，根据三个方向
的位移荷载对管道作动应力计算，然后再用雨流计
数法对结构进行疲劳寿命评估。在疲劳分析中，设
定三个方向的位移荷载，循环读取荷载结果数据。
根据材料的s一Ⅳ疲劳曲线，计算获得三个方向的
位移荷载处管道的疲劳寿命分别为23．8年、35．3
年和42．4年。由于受火车通过时桥墩振动的影响，
42号桥墩下被包围在桥墩梅花柱之间的高压天然
气管道的使用寿命(原设计不小于30年)大大降
低。除此之外，由于管道疲劳寿命还受到管道腐蚀、
焊缝缺陷和地基慢性下沉等因素的影响，综合考虑
这些因素，在上述评估结果基础上应再考虑一个安
全系数4，尽管对这个安全系数的选择是一个比较
模糊的概念，然而从偏于保守的角度考虑，引入安全
系数4是必要的且是合理的。这样，获得评估的疲
劳寿命为6年。
本次对管道的疲劳寿命分析是从理论上的一次
探索，对材料参数、荷载频次、有限元分析方法和疲
劳寿命评估标准等方面的处理均是遵循偏于保守且
尽量符合实际情况的原则，然而由于在实际情况下
诸如腐蚀、焊缝缺陷等不可控因素的存在，理论计算
结果可能与实际存在一定偏差。本次评估方法也为
此类相关振动疲劳问题提供了一个理论参考。
据此安监部门再次组织召开了专家论证会，结
合以上评估结论提出了立即整改的要求，天然气公
司于2008年3月实施了天然气管道的迁改工程，从
而彻底消除了该重大隐患。针对目前普遍存在的管
道占压问题，各地方燃气公司在加强日常管理以尽
可能消除初期隐患的同时，结合现行法规、条例的要
求建立一个行之有效的隐患处理机制是非常必要
的，在风险识别、评价和控制等基础研究工作的基础
上通过现行的事件处理程序实现燃气管道的运行安
全E 。
5 结语
燃气行业关乎民生，具有特殊的社会背景，在商
业化运营的同时承担着社会安全的责任。本文通过
分析近几年在建设发展过程中出现的典型案例，总
结在设计、施工以及运行管理过程中遇到的问题及
应对的措施方法，以期给今后该类型的基础研究工
作提出一个可以关注的方向和内容，促进现有的法
律法规、标准规范的进一步完善，实现燃气行业安全
管理的目标。 (下转第B32页)
· B 28 ·
第33卷第5期 煤气与热力 W'WW．watergasheat．tom
法外，其余均只能作为临时处理泄漏点的方法，但使
用碳纤维复合材料进行加强后，可作为长期的堵漏
办法。天然气管道常见漏点的带压修复如下。
① 铸铁管裂纹
此处所说的裂纹指微小的环向裂纹，用卡具注
胶堵漏方法可以快速修复。
② 管道孔洞
对于钢管孔洞，可通过磁压法或塞楔法将漏点
临时封堵，再辅以碳纤维复合材料进行补强，则漏点
可完全修复。对于铸铁管孔洞，由于铸铁管不具备
铁磁性，无法使用磁压法，故只能使用塞楔法再辅以
碳纤维复合材料补强进行修复。
③ 钢管裂纹
对于钢管环向裂纹，卡具注胶、捆扎、磁压等方
法均能有效修复。
④ 特殊部位的堵漏
对于管道法兰、三通等特殊部位的泄漏，一般性
的堵漏方法无法进行，需制作法兰、三通的专用卡
具，通过卡具注胶堵漏方法进行修复。
参考文献：
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工业出版社，1998：503—508．
Application of Hot Plugging Technologies
t0 Gas Repair
SU Zhongjie．WU Ying
Abstract： The development process and charac．
teristics of hot plugging technologies are introduced．
The hot plugging methods of gas pipeline f plastic injection
plugging，steel banding plugging，magnetic
pressure plugging and stopper plugging)and pipeline
reinforcement technologies are discussed．The pressure
repair of common leaks is described．
Key words： hot plugging；gas repair；pressure
repair
作者简介：苏忠杰(1984一 )，男，浙江平阳人，工程师，本
科，从事天然气输配工作。
收稿日期：2012—03—15； 修回日期：2012—04—16
(上接第B28页)
参考文献：
[1] MUHLBAUER W K．管道风险管理手册[M]．杨嘉
瑜，张德彦，李钦华，等，译．2版．北京：中国石化出版
社，2005：126—131．
[2] 董绍华．管道完整性技术与管理[M]．北京：中国石
化出版社，2007：231—241．
[3] 粟镇宇．工艺安全管理与事故预防[M]．北京：中国
石化出版社，2007：107—118．
[4] 郭加京．管道完整性管理在城镇燃气管道管理的应用
[J]．煤气与热力，2012，32(12)：B31一B34．
Case Analysis of Safety Risk Assessment
of High-pressure Natural Gas Pipeline
QIAO Heng，SHEN Yue，ZHANG Feng，LIU Pengfei
Abstract： Through analyzing three typical cases
during the construction of Hangzhou high--pressure nat--
ural gas pipeline，it is discussed that the problems encountered
in design，construction and operation man—
agement of gas pipeline are analyzed and solved by U—
sing risk assessment method．On the basis of the pres·
ent laws，rules，standards and codes，the suitable assessment
methods and disposal procedures are explored
to gradually establish an effective risk assessment
mechanism and provide a basic example for further im—
provement of the related standards in the future．
Key words： high—pressure natural gas pipeline；
crossing；safety distance；encroachment； safety risk
assessm ent
作者简介：乔珩(1972一 )，男，黑龙江哈尔滨人，高级工
程师，学士，从事城镇燃气输配系统的技术研究
与应用工作。
收稿日期：2013—01—14； 修回日期：2013—03—11
· B 32 ·

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