SY/T 6891.1-2025 油气管道风险评价方法 第1部分：半定量评价法

ICS 75.200 CCS E 16

中华人民共和国石油天然气行业标准

SY/T 6891.1—2025

代替SY/T 6891.1—2012

油气管道风险评价方法

第1部分：半定量评价法

Oil&gas transportation pipeline risk assessment methods— Part 1:Semi-quantitative method

2025-12-18发布 2026—06-18实施

国家能源局发布

目次

前言 Ⅱ

引言 Ⅲ

1 范围 1

2 规范性引用文件 1

3 术语和定义 1

4 一般要求 2

5 指标体系 2

6 管道风险评价 2

7 风险再评价 7

附录A(规范性) 基于威胁与防护的半定量评价法指标体系 9

附录B(资料性) 基于危害因素加和的半定量评价法指标体系 32

附录C(资料性) 管道属性数据格式 46

附录D(资料性)风险结果分析示例 47

附录E(资料性) 管道风险分级体系 49

参考文献 50

前言

本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

本文件是SY/T 6891《油气管道风险评价方法》的第1部分。SY/T 6891 已经发布了以下部分：

——第1部分：半定量评价法;

——第2部分：定量评价法。

本文件代替SY/T 6891.1—2012《油气管道风险评价方法第1部分：半定量评价法》,与SY/T 6891.1—2012相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：

a) 增加了部分失效后果应考虑的因素(见5.2);

b) 更改了风险评价流程图(见6.1,2012年版的5.1);

c) 增加了管道动态分段示意图(见6.3);

d) 更改了风险计算公式(见6.6,2012年版的5.3);

e) 增加了针对失效可能性的风险控制措施(见6.8);

f) 增加了风险评价报告(见6.9);

g)增加了风险再评价要求(见第7章);

h) 增加了基于威胁与防护的管道半定量风险评价指标(见附录A)。

请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

本文件由石油工业标准化技术委员会油气储运专业标准化技术委员会提出并归口。

本文件起草单位：国家石油天然气管网集团有限公司科学技术研究总院分公司、国家石油天然气管网集团有限公司、国家管网集团北方管道有限责任公司、中国石油天然气股份有限公司天然气销售分公司、河北大学、国家管网集团储运技术发展有限公司、国家石油天然气管网集团有限公司西北分公司、合肥通用机械研究院有限公司、国家管网集团西南管道有限责任公司、陕西延长石油(集团) 有限责任公司管道运输公司、国家石油天然气管网集团有限公司西气东输分公司、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司、国家管网集团工程技术创新有限公司、国家石油天然气管网集团有限公司华南分公司、国家管网集团(徐州)管道检验检测有限公司。

本文件主要起草人：杨玉锋、冯文兴、张华兵、冯庆善、张强、李关、薛吉明、李睿、魏然然、 薛庆、常景龙、姚广玉、郑洪龙、曹涛、孙晁、王彬彬、程伟、石建成、谭笑、刘涛、项小强、王飞、燕冰川、张希祥、刘艳华、吴东容、孙伟栋、舒洁、邵其其、范小霞。

本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：

——2012年首次发布为SY/T 6891.1—2012;

——本次为第一次修订。

Ⅱ

引言

油气管道系统包括管道线路和站场，不同对象主体涉及的主要风险因素类型差异较大，难以采用统一风险评价方法开展评价工作，由于技术方法差异性，需通过分部分标准的形式进行规范。

SY/T 6891《油气管道风险评价方法》面向油气管道线路和站场，规范风险评价的一般要求、评价流程、风险计算、风险控制等内容与要求，为油气储运设施实施基于风险的管理提供了技术方法与参考。

SY/T 6891《油气管道风险评价方法》拟由三个部分构成。

——第1部分：半定量评价法。目的在于规定管道线路半定量评价方法。

——第2部分：定量评价法。目的在于规定管道线路关键管段定量风险评价法。

——第3部分：站场量化风险评价法。目的在于规定油气管道站场量化风险评价。

本文件主要提供了油气管道线路风险评价方法中半定量评价法指标体系、指标取值规则和风险计算方法，用于支撑管道线路风险评价工作。考虑到不同管道基础数据差异性，本文件提供了两种半定量评价指标体系，基于威胁与防护的半定量评价法指标体系(见附录A) 和基于危害因素加和的半定量评价法指标体系(见附录B), 其中附录A 适用于基础数据较好的油气管道，附录B 适用于基础数据相对不足的油气管道。

Ⅲ

油气管道风险评价方法第1部分：半定量评价法

1 范围

本文件规定了油气管道线路风险评价方法中半定量评价法的一般要求、评价流程、指标体系、指标取值规则和风险计算方法。

本文件适用于输送油气介质的陆上在役钢质管道的线路风险评价。

本文件不适用于非钢质管道、油气集输管道、城镇燃气管道、海底管道及各类油气站场工艺管道

的风险评价。

2 规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。

GB 32167 油气输送管道完整性管理规范

3 术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3. 1

管道风险 pipeline risk

油气管道潜在失效事件损失的度量，涵盖失效事件发生的概率(可能性)和失效后果两个核心维度。

3.2

管道风险评价 pipeline risk assessment

系统识别对管道安全运行有不利影响的危害因素，评价失效发生的可能性和后果，综合得到管道风险水平，并提出相应风险控制措施的分析过程。

3.3

管段 pipeline segment

为了评价的需要，将待评价管道划分成若干相对独立的部分。

3.4

失效可能性 failure probability

管段发生泄漏事故的可能性大小。

3.5

失效后果 failure consequence

管段发生泄漏事故后造成的人员伤亡、环境损失等不利影响的程度大小。

3.6

半定量评价法 semi-quantitative assessment method

根据管道属性及其对风险的贡献大小建立指标体系，对各个管段失效可能性和失效后果进行评分，利用分值表示各个管段风险相对大小的管道风险评价方法。

3.7

防护措施 protective measures

根据风险评价结果，对风险管段采取的管理类或技术类风险管控措施。

4 一般要求

4.1 油气管道企业应定期开展风险评价工作，风险评价周期应符合GB 32167的规定。

4.2 开展管道风险评价工作应全面进行危害因素识别，所采用的数据应全面和准确，能够反映管道最新运行管理情况，当管道属性数据发生较大变化时应及时进行风险再评价。

4.3 管道高后果区风险评价可纳入管道全线风险评价中。

5 指标体系

5.1 失效可能性指标

油气管道风险评价工作中失效可能性指标应至少包括：

a) 第三方损坏，如开挖施工损坏、打孔盗油(气)等;

b) 腐蚀，如外腐蚀、内腐蚀等;

c) 制造与施工缺陷，如环焊缝缺陷、凹陷等;

d) 地质灾害，如滑坡、崩塌和水毁等 ;

e) 误操作，如人为误操作、设计安装失误等。

5.2 失效后果指标

油气管道风险评价工作中失效后果指标应至少包括：

a) 人员伤亡，管道泄漏产生火灾、爆炸等给管道沿线人员生命安全影响;

b) 环境影响，输油管道泄漏污染土壤、水源及生态系统;

c) 财产损失，管道修复成本、停产损失、赔偿费用等;

d) 停输影响，管道停输造成公众恐慌、企业声誉受损、法律追责等。

5.3 指标体系选择

当油气管道基础数据能够满足附录A的要求时，应选择附录A 基于威胁与防护的半定量评价法指标体系开展管道风险评价工作;否则可选择附录B 基于危害因素加和的半定量评价法指标体系开展管道风险评价工作。

6 管道风险评价

6.1 评价流程

油气管道风险评价的流程见图1。

2

确定评价对象

识别危害因素

数据采集与管段划分

失效可能性分析失效后果分析

管段风险计算

风险不可接受

风险等级判定

提出风险控制措施建议

编制风险评价报告

风险可接受

图1 管道风险评价流程

6.2 确定评价对象

6.2.1 应根据开展风险评价的初始原因和关注的问题，确定管道风险评价的对象。

6.2.2 可将整条管道、特定管理段管道、高后果区等作为评价对象。

6.3 识别危害因素

6.3.1 应在开展风险评价时系统全面开展所评价管道危害因素的识别。

6.3.2 应从管道历史失效原因总结分析管道常见危害因素，管道风险因素见表1。

表1管道风险因素

分类

危害因素

子因素

时间相关

外腐蚀

a)土壤腐蚀;

b)杂散电流干扰;

c)大气腐蚀

内腐蚀/磨蚀/内外部冲蚀

内部微生物

应力腐蚀开裂/氢致损伤

一

凹陷疲劳损伤

固有因素

与制管有关的缺陷

a)管体焊缝缺陷;

b)管体缺陷

与焊接/施工有关的因素

a)管道环焊缝缺陷;

b)凹陷、褶皱或屈曲等

3

表1(续)

与时间无关

机械损伤

a)甲方、乙方或第三方造成的损坏;

b)故意破坏

误操作

a)人为误操作;

b)设备未正确安装;

c)管道或设备超压

自然与地质灾害

a)岩土类：滑坡、崩塌、泥石流、地面塌陷等 ;

b)特殊土类：黄土湿陷、膨胀土胀缩、冻土冻胀融沉、盐渍土盐涨融陷、风蚀沙埋等;

c)水力类：坡面水毁、河沟道水毁、台田地水毁 等 ;

d)构造类：活动断层、地震、火山等;

e)气象类：飓风、雷电、暴雨、异常温度等

6.3.3 应识别不符合国家法律法规和标准要求的管道状况，以及造成管道风险升高的因素，包括但不限于：

a) 占压，管道与周边设施间距不足;

b) 不满足规范要求的交叉、并行(穿跨越);

c) 周边环境对管道日常管理和维抢修的影响;

d) 外界对管道可能造成的损伤;

e) 管道本体或者附属设施的结构和功能缺失;

f) 输送介质或者管道的系统特征造成的管道现有工艺与设计的偏差;

g) 特定管道风险的应急预案与技术缺失;

h) 管道企业内部、管道企业与施工方、周边公众信息沟通不畅。

6.4 数据采集

6.4.1 应根据风险评价指标进行属性数据采集，管道属性数据格式见附录C。

6.4.2 数据采集的方式有踏勘、与管道管理人员访谈和查阅资料等，一般需要收集以下资料：

a) 管道基础信息资料：如管道输送介质、管径、壁厚、材质、设计压力、运行年限、防腐层类型、补口形式、管段敷设方式、管道里程、三桩一牌、管道穿跨越、阀室等属性信息;

b) 管道设计施工资料：如初步设计报告及竣工资料、施工情况、管道通行带的遥感或航拍影像图和线路竣工图等;

c) 管道运行维护资料：如管道高后果区资料、管道周围人口分布、第三方交叉施工信息、管道地质灾害调查/识别信息、管道内外检测信息、管道更新改造工程信息、管道腐蚀防护信息、 管道安全隐患识别、泄漏监测系统/安全预警系统/视频监控系统等情况、管输介质的来源和性质、管道输量和运行压力信息、管道清管杂质分析等信息;

d) 管道泄漏历史及应急情况：如管道泄漏事故历史(含打孔盗油)、管道维抢修情况及应急预案等;

e) 管道以往的评价报告及管理规章制度：如环境影响评价报告、安全评价报告、站场危险与可操作性分析及其他危害分析报告、第三方施工管理制度等;

f) 其他相关信息。

4

6.5 管道分段

6.5.1 管道风险计算以管段为单元进行，可采用关键属性分段或全部属性分段两种方式，管段划分方式应优先选用全部属性分段，管道分段示意图见图2。

管径

2 3 5

壁厚

防腐层类型

高后果区

管段

图2管道分段示意图

6.5.2 全部属性分段指收集所有管道属性数据后，当任何一个管道属性沿管道里程发生变化时，插入一个分段点，将管道划分为多个管段，针对每个管段进行风险计算。

6.5.3 关键属性分段指考虑高后果区、管材、管龄、管径、人口分布、地形地貌、站场位置等管道的关键属性数据一致时划分为一个管段。

6.5.4 以管段为单元整理管道属性数据，进行风险计算。

6.6 风险计算

6.6.1 按照指标体系开展管道各个指标赋值，赋值过程宜按照以下原则：

a) 采用最坏假设，数据情况不明确，风险未知情况应给予较差的评分;

b) 针对不同管段，保持评分的一致性;

c) 失效可能性分析时，综合考虑风险因素引起管道意外泄漏的可能性和已采取控制措施的预防效果;

d) 进行失效后果分析时，只考虑直接影响;

e) 宜对评价过程中的各因素的取值进行备注说明，增加评价结果的可追溯性。

6.6.2 以管段为评价单元，从管道失效可能性分值和失效后果分值两个维度计算管段风险，见公式(1):

R=F×C ………………………………………(1)

式中：

R——风险值;

F——失效可能性值;

C——失效后果值。

6.6.3 完成各管段评分及风险值计算后，可参照附录D 进行风险结果汇总和结果分析。

6.6.4 油气管道全线风险均值，采用里程加权平均的方式计算，见公式(2):

6

 

…………………………………

(2)

R′——风险均值;

j——管段编号，j=1,2,…,J;

R ——管段j 的风险值;

l——管段j的长度;

L——管道总长度。

6.7 风险等级判定

6.7.1 依据风险矩阵开展风险等级判定，采用附录A 所列指标体系开展风险评价可按照附录E 开展风险等级判定。

6.7.2 管道企业根据风险可接受能力情况，可结合企业管道具体情况经专业论证后调整附录E的风险判定准则。

6.7.3 风险等级响应策略应按照表2执行。

表2风险等级响应策略

风险等级

响应策略

低

(等级I)

风险水平可以接受，当前应对措施有效，

不必采取额外技术、管理方面的措施

中

(等级Ⅱ)

风险水平可以接受，但应保持关注

较高

(等级Ⅲ)

风险水平不可接受，应在限定时间内采取

有效应对措施降低风险

高

(等级IV)

风险水平不可接受，应尽快采取有效应对措施降低风险

6.8 风险控制措施建议

6.8.1 应按照各个管道风险值、风险等级、主导风险因素，综合考虑各种风险控制措施的成本和效益，针对性地提出风险控制建议措施。

6.8.2 针对油气管道失效可能性风险因素控制措施见表3。

6.8.3 针对油气管道失效后果导致风险的控制措施建议主要包括：

a) 安装泄漏监测系统;

b) 手动阀室变更为远程控制阀室(RTU);

c) 增设截断阀室;

d) 管道路由改线;

e) 加强应急准备。

表3针对失效可能性风险控制措施

序号

风险类型

可选择的风险控制措施

1

第三方损坏

a)加强巡线;

b)采用管道智能巡线;

c)加强管道保护宣传;

d)增加管道标识;

e)安装安全预警系统;

f)增加套管、盖板等管道保护设施;

g)增加埋深;

h)改线

腐蚀

a)开展管道内外检测、完整性评价及修复;

b)增设排流措施;

c)输送介质腐蚀性控制;

d)腐蚀管段换管;

e)降压运行

a)水工保护工程;

b)灾害体治理;

c)灾害点监测;

d)增加河流穿越埋深;

e)管道防护措施;

f)更改穿越方式;

g)改线

制造与施工缺陷

a)内外检测、压力试验及修复;

b)超标缺陷管段换管;

c)降压运行

5

a)员工培训、规范操作流程;

b)超压保护;

c)防误操作设计、防护

6.9 风险评价报告

风险评价报告应包含但不限于以下内容：

a) 概述(评价目的、评价背景、评价结果简介);

b) 管道基本情况(管道基本参数、管道路由、管道管理现状);

c) 评价方法与评价过程(指标体系、危害因素识别情况);

d) 管段划分(管段划分原则和结果);

e) 风险评价(失效可能性分析、失效后果分析、风险排序、高风险原因分析);

f) 评价结论及风险控制建议措施。

7 风险再评价

当出现下列情况之一时，应对管道或发生变化的管段重新进行风险评价：

a)上次风险评价周期到期;

7

b) 管道进行重大维修改造，如管道改线等;

c) 操作工况发生重大变化，如输送介质发生变化、最大允许操作压力( MAOP) 变更;

d) 沿线环境发生重大变化，如高后果区地区等级升级;

e) 其他可能影响管道风险的重大变化。

8

附录 A

(规范性)

基于威胁与防护的半定量评价法指标体系

A.1 失效可能性指标

A.1.1 第三方损坏

A.1.1.1 失效可能性分值计算

油气管道第三方损坏失效可能性按公式(A.1)计算，各个类型第三方损坏失效可能性按公式(A.2)

计算：

F₁=MAX(u₁,U₂,u3,u4,u₅,ug,u₇,ug,ug,U10)×(1+U) …………(A.1)

F₁——第三方损坏失效可能性分值;

u₁——地表开挖评分值;

u₂——打孔盗油(气)评分值;

u₃——挖沙清淤活动评分值;

u₄——地下施工工程评分值;

u₅ ——勘探钻探评分值;

u₆——重车碾压评分值;

u₇——管道地面设施评分值;

U₈——交叉施工看护情况评分值;

ug——农业生产活动评分值;

U10——其他第三方损坏活动评分值;

U——指标修正值，管道沿线公众保护态度、政府态度、管道保护宣传三项指标加和。

注：MAX(x,x2, … , xn) 表示从x,xz2,…,x n中找出最大值。

u;=M×Y×(1-N) ………………………………(A.2)

u——第i 种第三方损坏失效可能性分值;

M——第i 种第三方损坏发生的可能性分值;

Y——第i 种第三方损坏导致泄漏的可能性分值;

N——第i 种第三方损坏防护措施分值。

A.1.1.2 发生的可能性

第三方损坏失效可能性种类包括地表开挖、打孔盗油(气)、重车碾压、地下施工工程、勘探钻探、挖砂清淤取土、管道地面设施、交叉施工看护情况、农业生产活动和其他等活动类型，各项按以下规定取值。

a) 地表开挖，根据管道周围或上方开挖施工活动的频繁程度，按以下取值：

1)可能性高，0.8分，管道周围或上方经常有开挖施工活动;经常现场发现动土;经常接到

9

开挖通知报告;周围或上方正在进行大量施工建设;正在快速发展的城乡结合部等;

2)可能性较高，0.6分，邻近有许多的其他埋地设施，已发生维修、抢修、改建、扩建导致的地表开挖;

3)可能性中，0.4分，间或发现此地区有开挖施工活动;

4)可能性低，0.2分，很少发现此地区有开挖施工活动;

5) 基本无可能性，0.1分，管道上方基本不发生开挖施工活动，这些地区一般是人烟罕至的地区。

b) 打孔盗油(气),根据发生历史、当地社会治安状况和周边环境等因素，按以下取值：

1) 可能性高，0.8分，该评价单元所处区域内油气管道近3年内遭受打孔盗油损坏超过1次的为高发区;国家或地方涉油违法犯罪重点整治地区;

2) 可能性较高，0.6分，历史上曾发生过打孔盗油，且具备下列情况之一的为易发区：周边交通便利，且该区域较隐蔽;输送介质为成品油的管道;原油管道线路中心线两侧各 5km 范围内有炼厂或油田集输管道存在;与输油管道并行或交叉的输气管道;

3)可能性中，0.4分，历史上未发生过打孔盗油，但具备“易发区”条件的为偶发区;

4)可能性低，0.2分，车辆不易进出的地区，管道位于河流、沼泽、定向钻穿越段等无打孔盗油作业条件的为极小可能。

c) 地下施工工程，主要指修建地铁等地下市政工程、定向钻、地下采矿工程等，按以下取值：

1)可能性高，0.8分，存在地下施工工程，或管道周边地区有明确的第三方地下施工工程计划;

2)可能性较高，0.6分，管道穿越城区或者其他人口密集区，地面为硬化路面开挖较困难， 存在新建的商用或民用建筑，易发生定向钻等地下施工工程;

3)可能性中，0.4分，管道穿越城区或者其他人口密集区，地面为硬化路面开挖较困难，周边发展成熟，地下施工工程较少

4)可能性低，0.2分，管道周边地表开挖容易，若发生施工工程以地表开挖为主，发生地下施工工程的可能性低。

d) 勘探钻探，按以下取值：

1)可能性高，0.8分，管道周边确定存在工程钻探活动，或者有明确的工程钻探计划;

2)可能性较高，0.6分，管道位于地下探矿区域、地质勘探区域或新建项目地基钻探区，可能发生钻探;

3)可能性中，0.4分，管道周边存在地下探矿区域、地质勘探区域或新建项目地基工程钻探区，但是距离管道较远;

4)可能性低，0.2分，无钻探活动的迹象。

e) 重车碾压，按以下取值：

1)可能性高，0.8分，30t 及以上车辆频繁通行，道路为土路，且管道上方无防护措施;

2)可能性较高，0.6分，30t 及以下车辆频繁通行，道路为土路，且管道上方无管涵、盖板防护措施;

3)可能性中，0.4分，30t 及以下车辆间或通行，道路为土路，且管道上方无管涵、盖板防护措施;

4)可能性低，0.2分，道路为水泥路或者石油沥青路，或管道上方有管涵、盖板等防护措施。

f) 挖砂清淤取土，开展鱼塘、沟渠清淤、挖砂取土等活动评分，按以下取值：

1)鱼塘清淤，0.8分，管道从鱼塘下方穿越，且经常发生鱼塘清淤活动;

2)沟渠清淤，0.8分，管道穿越河流、灌溉渠等，经常发生机械清淤;

3)挖砂取土，0.8分，管道上下游存在采砂、取土、河道扩宽、修建灌溉渠等工程活动。

g) 农业生产活动，评价大型机械化耕种、打苕沟、犁地等较深挖掘，按以下取值：

10

1)可能性高，0.8分，在管道区段上方进行大型机械化耕种、打苕沟、犁地等较深挖掘，且挖掘深度大于管道埋深;

2)可能性较高，0.6分，在管道区段上方进行大型机械化耕种、打苕沟、犁地等较深挖掘， 但挖掘深度小于管道埋深;

3)可能性中，0.4分，在管道区段上有少量挖掘深度小于500 mm 的浅土层农作物;

4)可能性低，0.2分，在管道区段上无农业生产活动。

h) 管道地面设施，主要评价阀室、管道跨越段等地面设施遭受破坏的情况，按以下取值：

1)可能性高，0.8分，地面设施临近三级、四级地区，周边交通频繁，人口密度大;

2)可能性较高，0.6分，地面设施周边有连续成片的居民住户，如村屯;

3)可能性中，0.4分，地面设施周边有零星人口分布，一般为农田或不成片的居住区;

4)可能性低，0.2分，地面设施周边人烟稀少，基本不会发生对地面设施的破坏。

i) 交叉施工看护情况，针对管道已发生第三方施工交叉的区域，考虑交叉施工防护措施的有效性和效果，按以下取值：

1)好，0.2分，与施工单位签订保护协议，对施工单位进行技术交底;与建设单位、施工单位商定落实专项安全防护技术措施，且在施工期间全程现场监护;

2)较好，0.4分，与施工单位签订保护协议，对施工单位进行技术交底;与建设单位、施工单位商定落实专项安全防护技术措施，定期到现场查看或监护;

3)中，0.6分，没有同施工方签订保护协议及安全防护措施，定期到施工现场查看或监护;

4)差，0.8分，没有同施工方签订保护协议及安全防护措施，不了解施工方的下步施工位置， 只进行常规巡护，没有进行特殊监护措施。

j) 其他第三方损坏活动，根据是否已经明确第三方活动计划等考虑，按以下取值：

1)可能性高，0.8分，第三方损坏活动已经确定存在，或者有明确的计划;

2)可能性较高，0.6分，具备发生该类第三方损坏活动的条件，类似管道发生过损坏管道事件;

3)可能性中，0.4分，具备发生该类第三方损坏活动的条件，但是发生的概率很低或者距离管道较远;

4)可能性低，0.2分，不具备发生该类第三方损坏活动的条件。

A.1.1.3 导致泄漏的可能性

根据开挖活动的能量大小、距管道远近、管道抗力等因素，按以下取值：

a) 高，0.7分，定向钻施工、勘探钻探、地震放炮等;且管壁薄5mm～8mm;

b) 较高，0.5分，机械开挖、钻探施工、重车碾压等，且管壁较薄8mm～10 mm;

c) 中，0.3分，机械开挖、无钻探施工、无地震放炮、无重车碾压等，且管壁较厚10mm～20mm;

d) 低，0.1分，施工活动为人工无重型机械。

A.1.1.4 防护措施

A.1.1.4.1 各类第三方损坏活动对应的防护措施评分值，按公式( A.3) 至公式( A.10) 计算。

a) 地表开挖、打孔盗油(气)、农业生产活动对应的防护措施分值按公式(A.3) 计算：

防护措施={“巡线频率”+“巡线效果”+“预警系统”+3×[1-exp(-1× “埋深”/2)]}÷20

……(A.3)

b) 地下施工工程对应的防护措施分值按公式(A.4) 计算：

11

防护措施=[“巡线频率”+“巡线效果”+“警示带”+“地面标识”+“预警系统”]÷20 … (A.4)

c) 勘探钻探对应的防护措施分值按公式(A.5)计算：

防护措施={“巡线频率”+“巡线效果”+“地面标识”+“预警系统”+3×[1-exp(-1ד埋深”/2)]}÷20

…… (A.5)

d) 重车碾压对应的防护措施按公式(A.6)计算：

防护措施={“套管或管涵”+“盖板”+10×[1-exp(-1ד埋深”/2)]}÷20 …… (A.6)

e) 挖砂清淤取土对应的防护措施按公式(A.7)计算：

防护措施={“巡线频率”+“巡线效果”+“警示带”+“地面标识”+“预警系统”+

6×[1- exp(-1ד埋深”/2)]+盖板+套管或涵}÷20 ………(A.7)

f) 管道地面设施对应的防护措施按公式(A.8)计算：

防护措施=[“围墙护栏”+“巡线频率”+“巡线效果”+“警示标识”]÷20 …… (A.8)

g) 交叉施工看护情况对应的防护措施按公式(A.9)计算：

防护措施=[10-(“管道定位”+“作业人员培训与安全教育”+“24h监护”+“签订协议”)]÷20

…… (A.9)

h) 其他第三方损坏活动对应的防护措施按公式(A.10)计算：

3.5×[1- exp(-1ד埋深”/2)]+盖板+套管或管涵}÷20 …… (A.10) A.1.1.4.2 第三方损坏防护措施分值，按照以下规则确定。

a) 巡线频率，按以下取值：

1)24 h监控，4分;

2) 每日4次，3.5分;

3) 每日3次，2.8分;

4) 每日2次，2.5分;

5) 每日1次，2分;

6) 两天1次，1.5分;

7) 每周2次，1.25分;

8) 每周1次，1分;

9) 半月1次，0.75分;

10) 每月1次，0.5分。

b) 巡线效果，根据是否建立了巡线工考核制度，是否定期组织巡线工会议，是否对巡线工培训， GPS 巡检，巡线到位率，是否建立信息员制度，满足六个问题为“好”,满足四个为“中”, 其他为“差”。按以下取值：

1) 好，2分;

2 ) 中，1. 5 分 ;

3)差，1分。

c) 警示带，根据是否进行了敷设，按以下取值：

12

1)有，1分;

2) 无，0分。

d) 地面标识，根据“三桩一牌”是否清楚，数量是否满足要求，以便第三方能明确知道管道的

具体位置，使之注意，防止破坏管道，同时使巡线或检查人员能有效地检查，按以下取值：

1)好，2.5分;

2) 中，1.5 分 ;

3)差，0.5分。

e) 视频监控与预警系统，根据视频监控、预警系统的安装情况及实施效果综合考虑，按以下取值：

1)有，5分;

2)无，0分。

f) 埋深，按实际埋深填写，单位为米 (m)。

g ) 盖板、套管/管涵、厚管壁，根据是否存在盖板、套管/管涵、厚管壁，按以下取值：

1) 有，10分;

h) 围墙护栏，按以下取值：

1) 有，4分;

i) 管道定位，施工前在交叉施工区域，按要求测得管道走向位置：

1)有，3分;

2) 无，0 分。

j) 作业人员培训与安全教育，对施工人员和机械手进行安全教育与保护管道相关培训：

1) 有，3分;

k)24h 监护，管道管理单位安排人员24h 监护施工过程：

1) 有，3分;

1)签订协议，与施工单位签订保护管道相关协议：

m) 公众保护态度，根据管道沿线公众对管道的保护态度，按以下取值：

1)积极保护，-0.01分;

2) 无所谓，0分;

3)抵触，0.01分。

n) 政府态度，根据沿线政府机关积极配合打击盗油(气)工作的积极性，按以下取值：

o) 管道保护宣传，根据是否定期或不定期组织及实施效果进行评分，按以下取值之和：

1)按期组织公众宣传，-0.01分;

2)未按期组织，0 分 ;

3)无，0.01分。

13

A.1.2 外腐蚀

A.1.2.1 外腐蚀失效可能性

管道外腐蚀失效可能性分值按公式(A.11) 进行计算：

14

F₂——外腐蚀失效可能性分值;

TTF——管道剩余寿命，单位为年。

……………………………(A.11)

………………………………(A.12)

TTF——管道剩余寿命，单位为年;

T检测——管道检测年份，按照A.1.2.10指标取值;

T投产——管道投产年份;

B可用——可用壁厚，单位为毫米(mm);

B原始——原始壁厚，单位为毫米(mm);

H——管道内检测腐蚀深度，计算外腐蚀时按照A.1.2.9指标取值，计算内腐蚀时按照A.1.2.4指标取值，用百分数表示;

a ——腐蚀速率，单位为毫米每年(mm/年);当管道有内检测数据，按照公式( A.12) 计算;若

管道无内检测数据，外腐蚀按照公式( A.17) 计算，内腐蚀按照公式 (A.18) 计算。

…………(A.13)

已检测未检测

P——管段的运行压力，单位为兆帕(MPa); D——管段管径，单位为毫米 (mm);

a ——腐蚀速率，单位为毫米每年(mm/年);当管道有内检测数据，按照公式(A.12) 计算;若

管道无内检测数据，外腐蚀按照公式 (A.17) 计算，内腐蚀按照公式(A.18) 计算;

σ 管材屈服强度，单位为兆帕 (MPa);

△投产——管道投产至当前评价的年限，单位为年;

H——管道内检测腐蚀深度，计算外腐蚀时按照A.1.2.9指标取值，计算内腐蚀时按照A.1.2.4指标取值，用百分数表示。

A.1.2.2 确定外腐蚀速率

管道外腐蚀速率按照如下规则计算。

a) 土壤腐蚀情形下的腐蚀速率：

a土壤=土壤基础腐蚀速率×土壤腐蚀性分值×(1-防腐层质量分值)×(1-阴极保护分值)

…… (A.14)

其中，土壤基础腐蚀速率取0.127 mm/年。

b) 杂散电流干扰情形下的腐蚀速率：

a杂散电流=杂散电流干扰分值×(1-杂散电流排流分值) (A.15)

c) 大气腐蚀情形下的腐蚀速率：

a大气腐蚀=大气腐蚀分值×(1-防腐层质量分值) (A.16)

d) 外腐蚀速率：

15

A.1.2.3 土壤腐蚀性

……………………

(A.17)

土壤腐蚀性，按以下进行评分：

a) 极高腐蚀性，3.2分，极端腐蚀环境，腐蚀性废液排放地、海滩;

b) 高腐蚀性，2分，土壤电阻率≤20Ω ·m,综合考虑pH值、含水率、微生物腐蚀等指标，一般为盐碱地、湿地等;

c) 中等腐蚀性，1分，20Ω ·m<土壤电阻率≤50Ω ·m,一般为平原庄稼地;

d) 低腐蚀性，0.45分，土壤电阻率>50Q ·m,一般为山区、干旱、沙漠戈壁。

A.1.2.4 防腐层质量

A.1.2.4.1 钢管防腐层及补口处防腐层的质量，分为已开展外检测和未开外检测两种情况。

A.1.2.4.2 若管道未开展外检测，则根据防腐层水平、防腐层类型与周边环境，取分值三者之积，按以下进行评分。

a) 防腐层水平，按以下取值：

1)好，0.8分，进行了防腐层漏点检测且进行了维修，管道运行时间在5年以内;

2)中，0.5分，进行了防腐层漏点检测且进行了维修，管道运行时间为5～10年(含5年);

3)差，0.15分，未开展防腐层漏点检测且进行了维修，管道运行时间为10～20年(含10年);

4) 极差，0.05分，未进行防腐层漏点检测，管道运行时间20年(含20年)以上。

b) 防腐层类型，按以下取值：

1) 不需要外防腐层或者三层聚乙烯(3PE)防腐层，1分;

2) 环氧粉末、煤焦油瓷漆或环氧煤沥青，0.9分;

3) 沥青加玻璃布、聚乙烯冷缠胶带，0.8分;

4) 聚丙烯冷缠胶带、高密度聚乙烯，0.7分;

5) 防锈油漆，0.2分;

6) 无防腐层，0.06分。

c) 周边环境，按以下取值：

1) 管道区段两侧各5m范围内不存在深根植物或普通土壤地带埋设，1分;

2) 管道区段两侧各5m范围内存在少量深根植物或丘陵地带埋设，0.95分;

3)管道区段两侧各5m 范围内存在大量深根植物或山区地带埋设，0.85分。

A.1.2.4.3 若管道已开展外检测，则根据以下检测时间和检测结果，取两者之积进行评分。

a) 检测时间，按以下取值：

1) 距今>8年，0.75分;

2) 距今3～8年(含3年和8年),0.85分;

3)距今<3年，0.95分。

b) 检测结果，按以下取值：

1)采用SY/T 5918检测管道防腐层的质量判断结果：

·好[防腐层质量一级(优)],0.9分;

·较好[防腐层质量二级(良)],0.7分;

· 中[防腐层质量三级(一)],0.5分;

· 差(防腐层质量四级),0.15分，修复后为0.9分;

·极差(防腐层质量五级),0.05分，修复后为0.9分。

2)使用交流衰减法交流电位梯度( ACVG) 检测的管道防腐层质量：

·好(电流衰减值<40 dB),0.9 分 ;

·较好(40 dB≤ 电流衰减值<50 dB),0.7 分 ;

· 中(50 dB≤ 电流衰减值<65 dB), 0.5 分 ;

· 差(65dB≤ 电流衰减值<80 dB), 0.15分 ;

·极差(电流衰减值≥80 dB),0.05 分。

3)采用GB/T 19285开展防腐层质量检测评价的防腐层等级：

· 好(1级),0.9分;

· 较好(2级),0.7分;

· 中(3级),0.5分;

· 差(4级),0.05分。

4)按照DCVG方法评价出的防腐层质量：

·好(IR降1%～<15%) ,0.9分;

·较好(IR 降15%~<30%),0.7分;

· 中 (IR降30%～<50%),0 .5分;

·差(IR降50%~<60%),0. 15分;

·极差(IR降60%~<100%),0.05分。

A.1.2.5 阴极保护

阴极保护分值为以下三项分值的乘积。

a) 阴保电位，按以下取值：

1)0.85V～~-1.2V,0.9 分;

2)过保护，0.5分;

3)欠保护，0.2分;

4) 无，0.01分。

b) 阴保电位检测，按以下取值：

1)按期进行检测，0.9分;

2)没有按期检测，0.5分。

c) 阴保备站，按以下取值：

16

1)设有阴保站备站，当设备失效时备站能自动运行，1 分 ;

2)设有阴保站备站，当设备失效时需手动启动备站，0.9分;

3)无阴保站备站，0.7分。

A.1.2.6 杂散电流干扰

杂散电流干扰指标，按以下取值。

a) 直流杂散电流干扰按管地电位正向偏移值(mV) 指标评分：

1) 弱 ( < 2 0mV),0.15 分 ;

2 ) 中 ( 2 0mV~200 mV), 1 分 ;

3)强(>200 mV),2 分。

b) 直流杂散电流干扰以土壤电位梯度(mV/m) 方法检测：

1)弱(<0 . 5mV/m),0.15 分 ;

2)中(0.5mV/m～5mV/m),1 分 ;

3 ) 强 ( > 5mV/m),2 分。

c) 交流杂散电流干扰按管地交流电位检测结果判断：

1) 弱，0.15分;

2) 中，1分;

3) 强，2分。

d) 按交流电流密度评价指标：

1)弱(<30 A/m²), 0.15分 ;

2)中(30 A/m²~100 A/m²),1 分 ;

3)强(>100 A/m²),2 分。

A.1.2.7 杂散电流干扰排流

杂散电流干扰排流，按以下取值：

a) 好，0.85分;

b) 中，0.8分;

c) 差，0.4 分 ;

d) 无，0.01分。

A.1.2.8 大气腐蚀

大气腐蚀，按以下取值：

a) 极高腐蚀性，1分;

b) 高腐蚀性，0.2分;

c) 中等腐蚀性，0.05分;

d) 低腐蚀性，0.01分。

A.1.2.9 内检测(外腐蚀)

按照内检测数据外腐蚀深度录入数据，用百分数表示(%)。

A.1.2.10 内检测时间

按照最近一次开展内检测年份录入，某年。

17

A.1.3 内腐蚀

A.1.3.1 管道内腐蚀失效可能性

管道内腐蚀失效可能性分值F₃ 按照公式 (A.11) 至公式 (A.13) 进行计算，其中内腐蚀速率按照公式( A.18) 计算：

a内=内腐蚀基础腐蚀速率×介质腐蚀性分值×(1-内腐蚀防护分值) …… (A.18) 其中，内腐蚀基础腐蚀速率取0.0508 mm/年。

A.1.3.2 介质腐蚀性

输气管道介质腐蚀性从含水量、二氧化碳含量、硫化氢含量、介质流速等方面考虑，输油管道介质腐蚀性除以上因素外，还需考虑蜡含量与介质温度，按以下取值。

a) 无腐蚀性，0.1分，天然气管道输送天然气干燥，不含水、H₂S、CO₂等物质，液体管道不含

S、CO₂、盐水等物质。

b) 中等腐蚀性，1分，天然气中含微量水，但天然气输送温度高于水露点，含微量H₂S、CO₂; 液体管道中含有微量S、CO2、盐水等。

c) 特定情况下具有腐蚀性，2分。

d) 强腐蚀性，3.2分，天然气中含有少量水、H₂S、CO₂, 液体管道中含有少量S、CO₂、盐水等，且无腐蚀监测设备。

A.1.3.3 内腐蚀防护

多选指标，为以下各项评分之和，评分和大于0.9时取0.9:

a) 无需防护，0.9分;

b) 输送介质处理，0.2分;

c) 内涂层，0.2 分 ;

d) 注入缓蚀剂，0.2分;

e) 内腐蚀监测，0.2分;

f) 清管，0.2分。

A.1.3.4 内检测(内腐蚀)

按照内检测数据内腐蚀深度录入数据，用百分数表示(%)。

A.1.4 管道制造与施工缺陷

A.1.4.1 管道制造与施工缺陷失效可能性

油气管道制造与施工缺陷失效可能性分值按公式 (A.19) 计算，各类型管道制造与施工缺陷失效可能性分值按公式(A.20) 计算：

F₄=MAX(e₁,e₂,e₃,e₄,es,e ₆) (A. 19)

F₄——制造与施工缺陷失效可能性得分;

e₁ ——环焊缝缺陷评分值;

18

e₂——螺旋焊缝缺陷评分值;

e₃——直焊缝缺陷评分值;

e —— 板材制管缺陷评分值;

e₅——凹陷评分值;

e₆ ——其他缺陷评分值。

注：MAX(x₁,x₂,…,xn) 表示从x₁,x₂,…,x n中找出最大值。

各类制造与施工缺陷失效可能性分值=缺陷严重程度分值×诱发因素分值×

水压试验系数分值×管道施工焊接及检验分值 (A.20)

A.1.4 .2 缺陷严重程度

缺陷严重程度应按照以下缺陷类型取值。

a) 环焊缝缺陷：

1)若进行了环焊缝风险排查，经底片排查或现场开挖复检，则按以下取值：

·经过安全评定或完整性评价缺陷为不可接受缺陷或超标缺陷，但未修复，0.99分;

·经过安全评定或完整性评价缺陷为可接受缺陷或不超标缺陷，0.5分;

·经过安全评定或完整性评价缺陷为不可接受缺陷或超标缺陷，但已修复，0.5分;

·环焊缝无缺陷，0.1分。

2)若未进行环焊缝风险排查，根据焊缝历史失效事故或内检测数据填写，按以下取值：

·严重，0.8分，管段存在历史失效事件或管段含重度环焊缝异常的环焊缝;

·较严重，0.6分，管段存在历史失效事件或存在中度至重度环焊缝异常的环焊缝;

·一般，0.5分，管段无历史失效事件，无中度至重度环焊缝异常的环焊缝;

·无，0.1分，无历史失效事件，无环焊缝异常。

b) 螺旋焊缝缺陷，根据焊缝历史失效事故或内检测数据填写，按以下取值：

1)严重，0.8分;

2) 一般，0.5分;

3)无，0.1分。

c) 直焊缝缺陷，根据焊缝历史失效事故或内检测数据填写，按以下取值：

1)严重，0.8 分 ;

2) 一般，0.5分;

3) 无，0.1分。

d) 板材缺陷，根据历史记录或内检测数据填写，按以下取值：

e) 凹陷，根据内检测数据填写，按以下取值：

1)存在大于6%D凹坑或应变超过6%的缺陷，且未开挖验证修复，0.8分;

2) 严重，0.8分;

3) 一般，0.6 分 ;

4)无，0.1分。

f) 其他缺陷，如管体金属损失缺陷、沟槽、管体机械划痕，按以下取值：

1)含不可接受(或超标)缺陷，且未开挖验证修复，0.8分;

19

2)含需要按计划修复缺陷，但未开挖验证，未修复，0.75分;

3)可接受(或不超标)缺陷，不需要修复缺陷，但未开挖验证，0.4分;

4)可接受(或不超标)缺陷，且已经过开挖验证，不需要修复，0.05分;

5) 无缺陷，0分。

A.1.4.3 诱发因素

A.1.4.3.1 诱发因素分值按公式 (A.21) 计算：

诱发因素分值=1-(1-疲劳分值)×(1-水击与超压分值)×(1-附加应力分值)

×(1-输送工艺变化分值)×(1-运行安全分值) ………………( A.21)

A.1.4.3.2 各诱发因素分别按以下取值。

a) 疲劳，根据比较大的压力波动次数，如泵/压缩机的启停，按以下取值：

1)<1次/周，0.01分;

2)1～13次/周，0.2分;

3)14～26次/周，0.3分;

4)27～52次/周，0.4分;

5)>52次/周，0.5分。

b) 水击与超压，根据保护装置、防水击规程、员工熟练操作程度、是否增设站安全保护装置等， 按以下取值：

1)可能性大，0.5分;

2)可能性中，0.2 分 ;

3)可能性小，0.01分。

c) 附加应力，指土体沉降等地质灾害或碾压等其他外力等造成管道局部受力的情况，按以下取值：

1)严重，0.9 分 ;

2)一般，0.5分;

3 ) 无，0.01分。

d) 输送工艺变化，根据输送介质、温度、正输与反输方面，按以下取值：

1)重大变化，0.5分;

2)一般变化，0.2 分 ;

3)无变化，0.01分。

e) 运行安全，此项评分时可按公式 (A.22) 计算：

运行安全分值=(运行压力/设计压力) ……………………… (A.22)

1)> 0.9,0.5分;

2)0.5～0.9, 0.2分;

3)<0. 5,0.1分。

A.1.4.4 压力试验系数

压力试验系数，按以下取值：

a)>1.40,0.5 分 ;

b)>1.25～1.40,0.54 分 ;

20

c)>1.11～1.25, 0.58分 ;

d)≤1.11,0.6 分。

A.1.4.5 管道施工焊接及检验

管道施工焊接及检验分值按公式(A.23) 计算：

管道施工焊接及检验分值=1-(1-人员资质分值)×(1-焊接工艺评定分值)×

(1-焊接检测分值)×(1-焊接质量分值) ……………… (A.23)

各因素分别按以下取值：

a) 人员资质，按以下取值：

1)有人员资质，0.5分 ;

2)无人员资质，0.95分。

b) 焊接工艺程序及焊接工艺评定记录，按以下取值：

1)有，0.8分;

2)无，0.95分。

c) 焊接检测，按以下取值：

1)如果检测单位或人员具备检测资质，并且依据JB/T 4730进行了检测，0.8分;

2)如果检测单位或人员具备检测资质，但未依据JB/T 4730进行检测，0.95分;

3)如果检测单位或人员不具备检测资质，0.98分。

d) 焊接质量，按以下取值：

1)如果焊缝不含缺陷，0.8分;

2)如果焊缝含有能通过依据GB/T 19624进行的安全评定的缺陷，0.95分;

3)如果焊缝含有不能通过依据GB/T 19624进行的安全评定的缺陷，0.98分。 A.1.5 地质灾害

A.1.5.1 地质灾害失效可能性

油气管道地质灾害失效可能性分值按公式( A.24)计算：

F₅=MAX(d₁,d2,d₃,d4,…,d₁₃)×s×w (A.24)

F₅——地质灾害失效可能性得分;

d₁——管道全线灾害易发性分值;

d₂——土体类型分值;

d₃ ——地震及其防范分值;

d₄——风雪灾害分值;

d₅ ——河沟道水毁分值;

d₆——泥石流分值;

d₁——采空区塌陷分值;

dg——坡面水毁或台田地水毁分值;

dg——崩塌分值;

d₁₀——滑坡分值;

21

d—— 湿陷性黄土分值;

d₁₂——冻土灾害分值;

d₁₃ ——其他地质灾害分值;

s——损伤管道可能性分值;

w——防护措施有效性分值。

注：MAX(x₁, x₂,…,xn) 表示从x₁,x₂, … ,xn中找出最大值。

A.1.5. 2 管道全线灾害易发性

管道全线灾害易发性分值按公式( A.25) 计算：

管道全线灾害易发性分值=地形地貌分值×管道敷设方式分值 ……( A.25)

a) 地形地貌，按以下取值：

1)高山，0.08分;

2)中低山、丘陵，0.02分;

3)黄土区、台田地，0.01分;

4)沙漠、戈壁，0.005分;

5)平原，0.002分。

b) 当选择高山，中低山、丘陵时，需进一步考虑管道敷设方式，按以下取值：

1)横向或斜向切坡敷设，1.2分;

2)爬坡敷设，1.1分;

3)山间平地敷设，1分;

4)无特殊敷设方式，1分。

A.1.5.3 土体类型

土体类型，按以下取值：

a) 石方段，1 分 ;

b) 角砾、碎石段，1 分 ;

c) 细砂石段，1.01分;

d) 黄土地段，1.02分;

e) 耕作土地段，1分;

f) 其他，1.01分。

A.1.5.4 地震及其防范

取地震断裂带与防震措施两者之积，分别按以下取值：

a) 地震断裂带，按以下取值：

1)未对地震地质条件做评价，0.8分;

2)管道区段位于地震断裂带，0.8分;

3)管道区段不位于地震断裂带，0.2分。

b) 防震措施，按以下取值：

1)未对地震基本烈度评价，0.8分;

2)地震烈度不小于相关标准、规范所规定的地震基本烈度，并且未采取防震措施，0.7分;

3)设防烈度小于地震基本烈度，0.4分;

22

4)设防烈度大于地震基本烈度，0.2分;

5)不需要防震，0.01分。

A.1.5.5 风雪灾害(仅针对跨越段)

针对跨越管段考虑风荷载和雪荷载造成的危害，风雪灾害分值按公式 (A.26) 计算：

风雪灾害=1-[(1-风荷载)×(1-雪荷载)] ……………… (A.26)

a) 风荷载，按以下取值：

1)跨距/外径>200,且历史最大风力不小于设计时考虑的风力，0.5分;

2)跨距/外径∈(100,200),且历史最大风力不小于设计时考虑的风力，0.3分;

3)跨距/外径∈[30,100],且历史最大风力不小于设计时考虑的风力，0.2分;

4)跨距/外径<30,且历史最大风力不小于设计时考虑的风力，0.35分;

5)历史最大风力小于设计时考虑的风力，0.01分。

b) 雪荷载，按以下取值：

1)跨距/外径>200,且历史最大降雪量不小于设计时考虑的降雪量，0.5分;

2)跨距/外径∈(100,200),且历史最大降雪量不小于设计时考虑的降雪量，0.3分;

3)跨距/外径∈(30,100),且历史最大降雪量不小于设计时考虑的降雪量，0.2分;

4)跨距/外径<30,且历史最大降雪量不小于设计时考虑的降雪量，0.35分;

5)历史最大降雪量小于设计时考虑的降雪量，0.01分。

A.1.5.6 河沟道水毁

管道穿跨越河流、管道在河道内敷设、管道在河岸并行敷设段可能发生河沟道水毁，按以下取值：

a) 高，0.8分，降水量大，每年降暴雨3次以上，地形高差变化大;

b) 较高，0.6分，降水集中，每年降暴雨1~3次，有暂时性洪流，地形高差变化大或者河道收窄;

c) 中，0.4分，降水较集中，地形平坦，散水面积大，3年内降过暴雨;

d) 低，0.2分，降水较小，地形平坦，一般为季节性河流，发生洪水概率小。 A.1.5.7 泥石流

管段发生泥石流灾害的可能性，按以下取值：

a) 高，0.8分，表土疏松，冲沟十分发育，河沟弯曲或堵塞，沟岸山坡坡度大于30°,沿沟松散物储量大;

b) 较高，0.6分，表土疏松，冲沟十分发育，河沟流向无较大变化，沟岸山坡坡度大于30°,沿沟松散物储量大;

c) 中，0.4分，有零星植被覆盖，冲沟发育，河沟沟岸坡度较小，沿沟松散物储量大;

d) 低，0.2分，植被覆盖较好，河沟流向无较大变化，河沟沟岸坡度较小，沿沟松散物储量小。 A.1.5.8 采空区塌陷

采空区塌陷，按以下取值：

a) 已发现明显塌陷，0.75分，地表有塌陷和下错台阶，或监测显示地表有明显变形;

b) 塌陷不明显，0.15分，管道下方存在采空区，有发生塌陷的趋势，地表仅有细小裂缝或监测显示地表变形不明显。

23

A.1.5.9 坡面水毁或台田地水毁

管段发生坡面水毁或台田地水毁灾害的可能性，按以下取值：

a) 高，0.8分，土质疏松，坡面坡度较大，平均每年降暴雨大于3次，坡面水毁活动性显著,有冲沟、局部沉陷;或者人类工程活动严重破坏了坡形、地质结构;

b) 较高，0.6分，土质疏松，坡面坡度较大，平均每年降暴雨1～3次;

c) 中，0.4分，土质稳定，零星植被覆盖，坡面坡度较大，有细沟形成，坡面土流失;

d) 低，0.2分，土质稳定，植被覆盖较好，坡面坡度小，无明显坡面水毁迹象。 A.1.5.10 崩塌

管段发生崩塌灾害的可能性，按以下取值：

a) 高，0.8分，存在悬空危岩，可见新近崩塌痕迹，坡脚有新近的崩塌堆积;

b) 较高，0.6分，存在悬空危岩，危岩(崩塌)裂隙拉开明显，具有崩塌的趋势;

c) 中，0.4分，存在悬空危岩，危岩(崩塌)裂隙拉开不明显;

d) 低，0.2分，危岩部分悬空，危岩(崩塌)裂隙拉开不明显，发生崩塌可能性低。

A.1.5.11 滑坡

管段发生滑坡灾害的可能性，按以下取值：

a) 高，0.8分，滑坡不稳定，前缘、后缘等处均有明显变形活动迹象，或监测显示滑坡正在整体变形，或存在坡脚开挖等人类工程活动;

b) 较高，0.6分，滑坡不稳定，局部出现明显变形活动迹象，或监测显示滑坡正在局部变形;

c) 中，0.4分，滑坡潜在不稳定，目前变形迹象不明显或局部有轻微变形，但从地形地貌及地质结构判断，有发展为滑坡的趋势;

d) 低，0.2分，滑坡体稳定，发生滑坡的可能性低。

A.1.5.12 湿陷性黄土

管段发生湿陷性黄土灾害的可能性，按以下取值：

a) 高，08分，大雨或暴雨频次(每年)大于3次，管沟或附近地面可见区块状或连续的塌陷区(坑);

b) 较高，0.6分，大雨或暴雨频次(每年)1～3次，管沟或附近地面可见数个塌陷区(坑)且相邻塌陷区(坑)距离大于5.0m;

c) 中，0.4分，管沟或附近地面可见单个塌陷区(坑);

d) 低，0.2分，管沟或附近地面无塌陷区(坑),无冲刷沟、落水洞，年降雨次数少。

A.1.5.13 冻土灾害

管段发生冻土灾害的可能性，按以下取值：

a) 高，0.8分，管道位于冻土区，历史上经常发生冻土灾害;

b) 较高，0.6分，管道位于冻土区，曾经发生过冻土灾害;

c) 中，0.4分，管道位于冻土区边缘，曾经发生过冻土灾害;

d) 低，0.2分，管道位于冻土区边缘，未发生过冻土灾害。

A.1.5.14 其他地质灾害

管段发生其他地质灾害的可能性，按以下取值：

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a) 高，0.8分，具备发生该类地质灾害的条件，且近期有发生地质灾害的明显迹象;

b) 较高，0.6分，具备发生该类地质灾害的条件，有发生地质灾害的迹象但是不明显;

c) 中，0.4分，具备部分发生该类地质灾害的条件，如果遇到地震、连续特大暴雨、人类工程活动时可能诱发地质灾害;

d) 低，0.2分，具备部分发生该类地质灾害的条件，地质状况稳定，发生地质灾害的可能性低。 A.1.5.15 损伤管道的可能性

灾害发生后可能造成管道损伤的可能性，按以下取值：

a) 高，0.7分，可能导致管道泄漏或断裂;

b) 中，0.5分，可能导致管道变形、壁厚减薄、破坏防腐层、露管、悬空等;

c) 低，0.3分，可能导致管道埋深减薄，损坏管道标识等。

A.1.5.16 防护措施

根据现场不同防护措施情况，进行评分：

a) 完好，0.8分，地质灾害防治工程完好，能有效防止灾害体对管道的破坏;

b) 轻微损坏，0.6分，地质灾害防治工程部分受损，但能起到防护作用;

c) 临时措施，0.3分，无永久工程治理措施，采取了临时控制措施;

d) 严重损坏，0.2分，地质灾害防治工程严重损坏，不能起到有效防护作用;

e) 无措施，0.01分，没有任何地质灾害治理工程。

A.1.6 误操作

A.1.6.1 误操作失效可能性

油气管道误操作失效可能性分值按公式(A.27) 计算：

F₆=Y×Z×(1-G) ……………………………(A.27)

F₆——误操作失效可能性得分;

Y——误操作易发性分值;

Z——达到MAOP的可能性分值;

G——误操作防护措施分值。

A.1.6.2 误操作易发性

误操作的易发性从现场人员的经验水平( 是否新员工占比高)、站场类型(是否是枢纽站、联络站，是否工序多、流程多、功能多)、设备与工艺(是否需要频繁就地操作，是否自动化水平低等)、 管理制度的执行情况(是否未全面执行、落实不到位)等方面考虑，按以下取值：

a) 可能性高，0.8分，四个方面均为“是”;

b) 可能性较高，0.6分，三个方面为“是”;

c) 可能性中，0.4分，两个方面为“是”;

d) 可能性低，0.2分，一个或者零个为“是”。

A.1.6.3 达到MAOP 的可能性

误操作达到MAOP的可能性，按以下取值。

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a) 可能性高，0.7分，正常操作允许系统达到设计压力，只能通过工艺规程或者安全保护装置进行预防。

b) 可能性较高，0.5分，可能由于工艺规程错误或疏忽及安全装置(至少两级安全保护)的失灵联合造成系统超压。例如：阀门的意外关闭、泵以“空载”状况运行，且两级安全系统(第一级和冗余的安全系统)失灵使得管道超压。

c) 可能性中，0.3分，理论上存在出现超压的可能性(有足够的压力源),然而仅是通过包括失误、疏忽和多于两级的安全保护装置失灵等一系列事件才能发生，且这些事件大部分每一件都不太可能发生。

d) 可能性低，0.1分，不存在造成管道超压的压力源。

A.1.6.4 防护措施

A.1.6.4.1 防护措施分值

防护措施分值按公式(A.28) 计算：

G=(fi+J₂+…+f1o)/100 ……………………………(A.28)

fi～fio— 代表站场/阀室的风险管理、日常检查、机械失误的防护、安全保护系统、规程与作

业指导、SCADA 通信与控制、数据与资料管理、员工培训、健康检查、维修(护) 计划执行情况的分值。

A.1.6.4.2 站场、阀室的风险管理

根据站场、阀室的危险源辨识、风险评价、风险控制等风险管理情况，按以下取值：

a) 全面，6分;

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b) 一般，3分;

c) 无，0分。

A.1.6.4.3 日常检查

检查用来查明增加风险的区域、隐患，包括温度检测、泄漏检测等，可间接防止误操作可能带来的管道失效事件，以对日常检查的重视程度来评分。

a) 重视，5分;

b) 一般，3分;

c) 不重视，0分。

A.1.6.4.4 机械失误的防护

多选，最大值为15分，为以下各项评分之和：

a) 关键操作计算机远程控制，10分，采用计算机上的软件程序来实施远程控制，且软件程序可以自动地防止误操作;

b) 锁定装置，5分 ;

c) 关键操作的硬件逻辑控制，5分，例如如果操作规程要求操作人员先按下A 按钮，才能按下B 按钮，这时系统已经设计为如果不按下A 按钮，则B按钮不能动作，则此功能为一逻辑控制;

d) 关键设备操作的醒目标志，4分;

e) 无，0 分。

A.1.6.4.5 安全保护系统

尽量区分出各个站场、阀室的差异，按以下取值。

a) 本质安全，10分，即任何可能出现的事件均不可能使管道压力达到MAOP, 包括操作人员误操作、掉电、设备失灵故障等各种情况，因此管道系统是十分安全的。

b) 两级或两级以上就地保护，8分，即设置了一级以上的就地安全保护装置，每个装置必须是独立设置的，并且拥有独立的电源，这样每套安全装置都可成为一级独立的系统。因为配置了冗余的安全装置，明显降低了风险，故应赋予更高的分值。

c) 远程监控，7分，即可远程监测到压力信号，且能实现远程遥控。

d) 仅有单级就地保护，6分，即有一套独立的就地安全装置提供超压保护，安装位置应在管道或者在压力源上，能关闭阀门的压力开关就是一个例子，另一个实例就是在管道上设置一个安全阀。

e) 远程监测或超压报警，5分，即可远程监测到压力信号，实现超压报警，但不能实现遥控， 无法实现超压自动保护。

f) 具备超压手动保护系统，则为2分。

g) 无超压保护或报警系统，0分。

A.1.6.4.6 规程与作业指导

根据操作规程、作业指导书及执行情况，