中亚天然气管道内检测风险分析及控制刘庆亮 叶建军 宋文利 刘印伟 钱光辉摘要：长输天然气管道在线清管作业和内检测作业是在不停输、不放空及不影响国内供气的情况下的作业，极具风险。结合内检测和清管作业的具体实施流程以及中亚天然气管道公司 2024 年—2024 年 158 次在线清管和内检测作业的现场经验,分别对发球作业环节、清管器运行过程和收球作业环节进行风险分析，详细阐述了风险形成的具体原因并提出了具有针对性的风险控制措施.后期的风险控制能效分析结果表明，各类风险因素基本得到了有效控制，确保了中亚天然气管道清管和内检测作业的顺利进行，为今后中亚天然气长输管道在线清管作业提供借鉴和理论参考。关键词：天然气管道；清管作业；内检测作业；风险识别；控制措施中亚公司目前运行着 AB 线、C 线和哈南线四条管道,根据中亚天然气管道公司完整性体系规划，自 2024 年起逐步开展管道内检测。中亚天然气管道管道ABC 单线全长 1833km，管道横跨乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦和中国三个国家，其中乌国境内 530km，哈国境内 1300km，中国境内 4km.管道设计最高运行压力9。81MPa，目前运行压力为 6。5-9。7MPa，管道内检测和清管整个作业过程的风险相当高。在清管和内检测作业前，根据中亚天然气管道的实际情况,中亚公司准确地识别出清管和内检测作业中可能存在的各类风险因素,并提出具有针对性的风险控制措施，对于保证清管和内检测作业顺利进行，保障管道及操作人员的安全显得尤为重要。以下将中亚天然气管道清管和内检测作业分为发球作业、清管器运行及收球作业 3 个阶段进行风险分析.1 发球作业风险分析及控制措施中亚天然气管道清管作业的清管站为开放式布局，每个收发球筒前有固定的导轨式收发球装置，配备起重葫芦，便于收发球操作，国内清管站未配备类似的设施。发球筒阀门安装在入地弯头下游，收球筒阀门安装在出地弯头上游，距离球筒都比较远,不存在球筒标称段长度影响问题（如图 1—1).图 1-1 中亚天然气管道收发球筒经过对发球作业区域的现场调研及作业流程的分析，认为发球作业中的主要风险因素为清管器卡堵在发球筒内无法发出，以及发球筒内天然气未完全放空等。（1)卡堵风险 在发球过程中,造成清管器或内检测器卡堵风险的主要原因在和控制措施为:1）压力和流量从旁路流失(图 1—2）。控制措施:检查发球端放空阀和排放阀是否处于关闭状态.图 1—2 发球筒放开阀门打开造成卡球2)清管器的尺寸错...
