天然气输气管道环境风险评价

天然气输气管道环境风险评价 向启贵　熊　军 (中国石油西南油气田分公司天然气研究院) 　　摘 　要 　结合川、渝天然气输气管线情况 ,对输气管道环境风险评价方法进行了介绍和讨论。据资 料调查分析 ,输气管道事故主要来自于腐蚀、管材及施工缺陷。统计结果表明 ,天然气输气管道事故发 生概率约为 3. 21 次/ 103 千米·年。 主题词 　天然气 　管道 　输气 　环境风险 　评价 1 　前 　言 我国是世界上最早生产天然气的国家之一 ,也是 最早用管道 (竹木管) 输送天然气的国家 ,早在秦汉时 期就有了用竹木笕输送卤水的史料记载。在明末清 初 ,这种竹木笕连接成较长的管道用来输送天然气[1 ] 。 四川从 1963 年建成我国第一条长输管线 ———巴渝线 至今已建成各种管径和压力等级的输气管道 2 761 多 千米 ,大小场站 400 多座。其间经历了起步、发展、补 充完善提高三个发展阶段。到目前为止 ,我国除四川 外其它地区已建成各种口径管道约 4 800 km ,分布在 大庆、辽河、华北、胜利、大港、中原、新疆、陕西等油气 田 ,大部分输送油田气 ,经增压后供给油田附近的化工 厂和城市使用 ,主要管线有 :华北至北京的输气管线 ; 大港至天津的管线 ;中沧线 (濮阳至沧州) ;中开线 (濮 阳至开封) ;天沧线 (天津至沧州) ;陕京线 (靖边至北 京)等。由于受管线建设时期的技术限制 ,许多管线营 运至今存在不同的隐患 ,对管道本身存在的安全问题 , 国内许多石油公司早在 20 世纪 90 年代初就开展评价 工作[2 ] 。但对于天然气管线的环境风险评价工作国内 还处在起步阶段 ,还缺乏系统的方法学研究。国际上 对于环境风险评价在 20 世纪 70 年代就逐步完善起来 了 ,此后 ,环境风险评价概念进入其他各个领域。如联 合国环境保护署 (UNEP) 制定的 APELL ,即“地区 性紧急事故的意识和防备”;欧共体 (CEC) 、国际原子 能机构 ( IAEA) 、世界卫生组织 (WHO) 、联合国工业发 展组织 (UNIDO)相继对环境风险评价做出了要求。本 文结合川、渝天然气管线情况 ,对其环境风险做一些介 绍和讨论。 2 　环境风险评价方法 2. 1 　评价工作流程 按评价工作进程大体可分为三个阶段 : 工程分析及危害因子识别 :包括分析管道工程输 送能力、介质、压力、场站设置、安全截断阀的设置、安 全保护装置及应急保护措施的设置等情况 ,分析识别 该工程项目潜在的危害因素种类。 资料调查与分析 :包括管线附近的环境敏感点调 查、工程类比调查和天然气管线历史档案资料调查。 环境风险评价 :采用适当的计算模式 ,计算管线附 近一定范围内人、物所承受的危害风险 ,这些危害包 括 :由于管道、压力容器 (如汇管、分离器等) 爆炸产生 的冲击波危害、天然气着火产生的热辐射危害、释放含 硫天然气造成的 H2S 中毒危害等。根据评价结果提出 对策与减轻措施。 2. 2 　天然气管道事故分析 最常用的是事故树 ( Fault tree) 分析方法 ,该方法 也是“世界银行”、“亚洲银行”贷款项目执行时推荐的 方法。它是一个演绎分析工具 ,能估算出某一特定事 故的发生概率。图 1 为天然气管道事故树分析示意 图。 天然气管道事故通常是指造成天然气从管道内释 放并影响正常输气的意外事件。当出现事故时 ,天然 气集输气管道及场站所属高压容器释放出的天然气可 能带来下列危害 :天然气若立即着火即产生燃烧热辐 射 ,在危险距离内的人会受到热辐射伤害 ;天然气未立 即着火可形成爆炸气体云团 ,遇火就会发生爆炸 ,在危 险距离以内 ,人会受到爆炸冲击波的伤害 ,建筑物会受 到损坏 ;若天然气中含硫化氢超过 300 ppm(约 429 mg/ 172002 　　　　　　　　　　　　　　　　　《石油与天然气化工》创刊 30 周年专辑 m 3)时可能会导致漏点附近人员中毒。 2. 3 　主要危害评价计算模式 计算 模 式 引 用 世 界 银 行 技 术 报 告 No. 55 (WBTP55)《工业危害评价技术》。 2. 3. 1 　体释放 M0 = CdA u Pu F0 [ k ( 2k + 1) k + 1 k - 1 ]/ RTuM 式中 : F0 = 1 　如 　Pu > 105/ [ ( 2k + 1) k k - 1 ] 　(临界释放) 或 : F0 = ( 10 5 Pu ) 1k 2k - 1 ( k + 1 2 ) k + 1 k - 1 [1 - (10 5 Pu ) k - 1k ] 　 (非临界释放) 式中 : M0 ———释放速率 ,kg/ s ; Cd ———收缩系数 ; Au ———释放面积 ,m2 ; Pu ———贮存压力 ,Pa ; F0 ———压缩系数 ; Tu ———贮存温度 ,K; M ———分子量 ,kg/ kmol ; K———等熵膨胀系数 (CP/ CV) ; R ———气体常数 ,J / kmol·k。 2. 3. 2 　湍流喷射扩散 C = Cmexp ( - b1 y 2 x 2) u = umexp ( - b2 y 2 x 2) 式中 : C、u ———分别为点 (x ,y) 处喷射物的浓度 ( kg/ m 3)和喷射速度 (m/ s) ; Cm , um ———喷射点 (0 ,0) 处喷射物的最大浓度 (kg/ m3)和最大速度 (m/ s) ; x ———计算点到喷射点的轴线距离 (m) ; y ———计算点到喷射点的垂直距离 (m) ; b1 , b2 ———分配系数。 2. 3. 3 　热辐射 I = du k1 d = du 2 k1 b2 q = T·E·F k1 = 0. 32· b1 b1 + b2 · d1 d2 ·jst 式中 : I ———火焰长度 ,m ; du ———喷射口直径 ,m ; d1 ———大气环境下气体的密度 ,kg/ m3 ; d2 ———喷射点处气体的密度 ,kg/ m3 ; b1 ,b2 ———同湍流喷射扩散模式 ; jst ———当量浓度 ,约等于爆炸上限和爆炸下限的 几何平均值 ,kg/ m3 ; q ———辐射强度 ,kW/ m2 ; T ———透射率 ; E ———辐射量 ,196 kW/ m2 ; F ———视角因子。 2. 3. 4 　爆炸 Rs = Cs 3 0. 1 E 式中 : Rs ———爆炸达到预定超压峰值的距离 ,m ; Cs ———对应于某一超压值的常数 ,当超压值为 0. 3 ,0. 1 ,0. 03 和 0. 01 bar 时 ,其值分别为 0. 03 ,0. 06 ,0. 15 和 0. 4 ; E ———爆炸能量 ,J 。 2. 3. 5 　扩散 采用中性气体扩散模式。 (1) 连续扩散 : C = Qπ·u·S y·Sz·exp ( - y2 2 S y2 ) 式中 : C ———点 (x ,y ,0)处的浓度 ,kg/ m3 ; Q ———源强 ,kg/ s ; u ———风速 ,m/ s ; S y ———水平扩散参数 ,m ; Sz ———垂直扩散参数 ,m。 (2) 瞬时扩散 : C = 2 Q(2π) 1. 5·u·S y·S x·Sz ·e ( - y 2 2Sy 2 ) ·e ( - x 2 2S x 2 ) 式中 : Q ———释放量 ,kg ; S x ———轴线扩散参数 ,m。 27 天然气输气管道环境风险评价 　　　　　　　　　　　　　　第 31 卷 　增刊 需要说明的是用手工进行计算是相当麻烦且很容 易出错的 ,目前国外很多国家都根据这些公式开发了 计算软件 , 如 SAVE Ⅱ, Integrity Assessment Program ( IAP) , SAFETI ( Software for Assessment of Flammable , Explosive and Toxic Impact)等。 2. 4 　评价 常采用的天然气管道危害评价标准是 : H2S 中毒 阈值为 300 ppm(约 429 mg/ m3) 。热辐射强度危害及爆 炸冲击波压力危害见表 1～表 2。 表 1 　热辐射强度危害因子阈值及其影响情况[3 ] 热辐射强度阈 值 ( q) ,kW/ m2 影 　　响 　　情 　　况 1. 58 人员可长期暴露。 3. 16 允许存在原油、液化气、天然气凝液贮罐或其它挥发性物质贮罐。 4. 73 无遮蔽物 ,但穿有合适工作服 ,可停留几分钟。 6. 31 无遮蔽物 ,但穿有合适工作服 ,可停留 1min。 9. 46 必须在几秒钟之内撤离。 12. 5[4 ] 10 s 内产生一度烧伤 ,1min 内有 1 %的死亡率。 表 2 　爆炸冲击波压力危害因子阈值 危害因子 阈值 ,bar 危 　　害 　　性 对人的影响 对设备或建筑物的影响 0. 3 1 %的人死于肺的被伤害> 50 %的人耳膜破裂 　 对建筑或加工设备产 生重大损害 0. 1 1 %的人耳膜破裂 对建筑物造成可修复的损害 0. 03 受到爆炸飞片的轻微伤害 窗玻璃全部破裂 0. 01 10 %的玻璃窗受损 3 　川渝天然气输气管线环境风险评价现状 3. 1 　危害识别 3. 1. 1 潜在的事故危害因素 从图 1 的事故树分析情况可知 ,输气管线的潜在 事故危害因素是事故释放出的天然气遇火后产生的燃 烧热辐射伤害和爆炸冲击波伤害。除气田内部集输管 线外 ,对净化天然气的输气管线 ,由于其管输的净化天 然气中硫化氢含量极低 ,因此硫化氢中毒伤害不作为 输气管线的潜在事故危害因素考虑。 3. 1. 2 　事故原因分析 鉴于我国目前有一定运行历史的输气管网主要集 中于川、渝两地 ,因此选择中国石油西南油气田分公司 输气管理处经营管理的威成线、成德线、泸威线、佛两 线、北干线等 14 条输气干线作为调查对象 (管线总长 1 513 km ,管径从Φ325 mm至Φ720 mm不等) 。这些管 线大多建于 20 世纪 60～70 年代 ,对上述管线从 1971 年至 1998 年近 30 年间的事故情况及其原因调查统计 结果见表 3。 表 3 　川、渝输气干线事故调查 (1971 年～1998 年) 事故原因 事故次数 ,次 71～80 年 81～90 年 91～98 年 占总事 故的 % 局部腐蚀 9 37 14 44. 1 管材及施工缺陷 32 19 11 45. 6 外部破坏 1 2 5 5. 9 不良环境影响 1 2 1 2. 9 其它因素 0 2 0 1. 5 由表 3 可见 :在大小 136 次事故中 ,因管材及施工 缺陷和腐蚀造成的管道事故最多 ,分别占事故总数的 45. 6 %和 44. 1 %。这主要是由于当时的技术水平和经 济条件等诸多因素的限制 ,如管道建设时采用的、 设备质量较差 ,制管和施工水平也较低 ,且输送的天然 气中硫化氢、二氧化碳和水含量过高 ,增大了管道的腐 蚀速率 ,导致事故多发。 3. 1. 3 　管道事故分类 欧洲输气管道事故数据组织 ( EGIG) 根据管道破 损部位的严重程度 ,将事故划分出三类 :泄漏 (破损直 径不超过 20 mm) 、穿孔 (破损直径大于 20 mm ,但不超 过管径)和破裂 (破损直径大于管径) 。按此分类标准 , 对表 3 事故分类统计结果见图 2。 从图 2 可知 ,管道泄漏占事故总数的 54 % ,穿孔 和破裂分别占事故总数的 29 %和 17 %。该数据比美 国和欧洲的统计数据 (美国和欧洲的统计 :在 20 世纪 70～80 年代 ,所有干线输气管道事故中 ,泄漏占 40 % ～80 % ,穿孔占 10 %～40 % ,破裂占 1 %～5 %[5 ] ) 相 比 ,管线破裂事故的比例要高。 3. 2 　事故率的估算 管道事故率定义为每年每千千米管道上发生事故 的平均次数。即指事故次数与管道的运行长度和持续 使用年限的比值。见下式[4 ] 。 λ= ( ∑ τ i = 1 ni/ ∑ τ i = 1 L i) ×10 - 3 式中 :λ———管线上发生事故的平均次数 ,次/ 103km·a ; τ———管道运行时间 ,年 ; 372002 　　　　　　　　　　　　　　　　　《石油与天然气化工》创刊 30 周年专辑 ni ———第 i 年所统计的运行中的输气管道上发 生的事故次数 ; L i ———第 i 年所统计的运行中的输气管道长度 , km。 由此公式可推算出川、渝输气干线的事故率约为 3. 21 次/ 103km·a。当事故发生时 ,如果管道事故释放 出的天然气遇火燃烧 ,其可能造成的危害后果要严重 的多 ,因此 ,人们更关心其着火的可能性。从欧洲的统 计数据看 ,平均 3. 4 %的事故会引起火灾。其中管道 泄漏事故引起火灾的可能性为 2. 7 % ,穿孔事故引起 火灾的可能性为 1. 9 % ,管径小于 406 mm 的管道破裂 后着火的可能性为 9. 9 % ,管径大于 406 mm 的管道破 裂后着火的可能性为 23. 5 %[6 ] 。如果我们以欧洲统 计的各类管道事故着火的可能性为依据 ,则可估算出 我们更为关心的川、渝输气干线事故着火的可能性及 各类事故的着火率。由于川渝管线破裂事故的比例较 欧洲高 ,其事故平均着火率为 5. 4 % ,以事故率 3. 21 次 / 103km·a 估算 ,各类事故的着火率见表 4。 表 4 　输气管道事故着火率估算情况 管道事故模式类别 事故着火率 ,次/ 103km·a 管道泄漏事故 0. 048 管道穿孔事故 0. 017 管道破裂事故 0. 108 3. 3 　管道事故危害后果预测 表 5 　输气干线事故危害距离计算的基础数据 事故类型 压力 ,MPa温度 , ℃孔径 ,mm漏点面积 ,m2系统容积 ,m3 针孔裂纹 2. 91 14 6. 35 0. 00001 9920 穿 孔 2. 91 14 25. 4 0. 00051 9920 管道爆裂 2. 91 14 711 0. 3968 9920 表 6 　输气干线危害距离计算结果 事故 类型 气体释放 云团爆炸 云团着火 初始释 放速率 (kg/ s) 平均释 放速率 (kg/ s) 0. 1bar 时 边界距 离 ,m 火焰 长度 (m) 火焰 宽度 (m) 12. 5kW/ m2 时的距离 (m) 针孔裂纹 0. 05 0. 003 1. 0 1. 7 0. 1 3. 1 穿 孔 2. 6 0. 22 3. 1 12 0. 9 4. 3 管道爆裂 1995 174 287 334 25 86 天然气管线发生事故带来的危害大小与下列因素 有关 :环境敏感目标 (如附近活动人群) 、气象条件、管 道压力、管径等。因此 ,各天然气管线事故危害后果也 是不同的。下面我们以某输气管道作为预测对象说明 发生事故带来的危害。根据我们对川、渝气田输气管 线事故调查情况分析 ,我们将输气管线泄漏、穿孔和爆 裂的尺寸确定为 6. 35 mm、25. 4 mm 和 711 mm ,作为事 故危害距离计算的依据。 输气干线事故危害距离计算的基础数据见表 5。 输气干线事故危害距离计算结果见表 6。 由表 6 的计算结果可知 :输气干线发生事故时 ,若 管道爆裂后释放出的天然气遇火 ,在距爆裂点 86 m 的 范围内 ,人员会受到致死率为 1 %的火焰热辐射伤害。 在 287 m的范围内 ,1 %的人可能因超压冲击波的影响 导致耳膜破裂。云团爆炸所形成的危害距离远大于云 团着火时形成热辐射的距离 ;同时 ,爆管时形成的危害 距离远远大于漏点和穿孔时形成的危害距离。在危害 距离以外 ,人员较为安全或有时间逃至更为安全的地 方。因此我们把爆管时所形成的爆炸云团爆炸的最大 危害距离作为安全防护距离。所以 ,该段输气干线的 安全距离为 287 m。由于输气管线采用埋地敷设 ,埋 地深度 0. 8 m ,管线破裂后 ,天然气的水平喷射将受到 管沟沟壁的阻挡 ,形成的水平喷射火焰或云团将小于 计算的距离 ,因此 ,实际危害距离要小于上述安全距 离。 4 　存在问题及讨论 4. 1 　事故风险评价中的不确定性 天然气管线事故风险评价是一项很复杂的研究工 作 ,涉及化学过程、设备材质、系统可靠性、营运管理水 平、环境条件、气象条件等诸多方面。任何一个因素发 生变化均对评价结果带来较大的差异。 4. 2 　计算结果与实际情况的差异性 因对实际情况完全预测非常困难 ,所以 ,在危害计 算时 ,许多初始条件都进行了理想化处理。因此预测 计算结果与实际事故发生造成的结果往往存在一定的 差异 ,一般情况下 ,计算影响范围比实际情况大。如在 计算管道破裂的影响时 ,未考虑管道是埋地敷设的 ,在 这种情况下土层对泄漏的天然气的阻挡作用会减小其 危害影响距离。 4. 3 　事故发生概率 事故发生概率都来自于对以往发生事故的统计资 料 ,由于受管线建设时的技术、材质及施工要求限制 , 不同时期的管线事故发生频率差别较大 ,因此在评价 新建管线的事故发生频率时 ,应充分考虑新管线的技 术水平和管理水平。 5 　结 　论 (1) 天然气输气管道事故潜在危害有 :着火即产 生燃烧热辐射伤害 ;在爆炸极限范围内遇火就会引起 47 天然气输气管道环境风险评价 　　　　　　　　　　　　　　第 31 卷 　增刊 由爆炸冲击波产生的伤害。 (2) 川渝天然气输气管道事故中 ,泄漏占事故总 数的 54 % ,穿孔和破裂分别占事故总数的 29 %和 17 %。 (3) 因管材及施工缺陷和腐蚀造成的管道事故最 多 ,分别占事故总数的 45. 6 %和 44. 1 %。 参 考 文 献 1 　王志昌. 输气管道工程 ,北京 :石油工业出版社 2 　张有渝 ,叶卫江. 陕京输气管道弯管与管件概况. 天然气工业 , 1998 ,18 (6) :86～87 3 　化工安全技术手册 4 　石油和天然气工程设计防火 ,GB 50183 - 93 5 　宋东昱 ,严大凡. 天然气管道可靠性特征量. 天然气工业 ,1997 ,17 (6) 6 　姜俊荣 ,丁建林 译. 1970～1992 欧洲输气管道事故. 油气储运 ,1997 , 56(5) 作 者 简 介 向启贵 :男 ,37 岁 ,1986 年毕业于吉林大学。高级工程师。中国 环境科学学会环境影响评价专委会常务委员 ,长期从事石油天然气行 业环境影响评价、劳动安全卫生预评价及 HSE 管理体系的技术研究和 管理工作 ,发表论文多篇。 熊　军 :男 ,31 岁 ,1990 年毕业于成都信息工程学院。工程师。 从事石油天然气行业环境影响评价、劳动安全卫生预评价的技术研究 工作 ,发表论文多篇。 《天然气利用手册》征订启事 《天然气利用手册》由中国石油和石化工程研究会组织编写 ,主编徐文渊及蒋长安 ,编写人员还有王开岳、 徐德明 、张治林、王遇冬、庞明立及张聪炎等。 全书共分十章。 第一章 　绪论 第二章 　世界天然气工业发展现状 第三章 　天然气分类、组分及组分分析 第四章 　天然气性质 第五章 　天然气质量指标及净化工艺 (脱硫、硫回收、尾气处理及脱水) 第六章 　天然气输送、储存和输配 (其中含有 LNG的生产、储存、气化及输送) 第七章 　天然气燃料利用 　　　Ó天然气燃烧特性及燃烧基本原理 　　　Ó天然气燃烧技术的应用 ———扩散燃烧、预混燃烧、特种燃烧 (高速、低 NO x、催化、贫、富氧、平焰、脉 冲、浸没等) 　　　Ó天然气在社会领域的利用 ———住宅及商业、发电、工业、制冷、交通运输 (CNG等) 、农业和燃料电池 等 第八章 　天然气化工利用 (介绍了所涉及产品的性质和用途、质量指标、国内外市场、生产工艺及消耗指标 等) 　　　Ó合成氨、尿素、碳铵 　　　Ó甲醇及其下游产品 　　　　—甲醛及下游产品 (聚甲醛 ,尿醛、酚醛及氰醛树脂 ,季戊四醇 ,三羟甲基丙烷 ,新戊二醇等) 　　　　—醋酸 (及醋酐、醋酸酯) 、甲基叔丁基醚、甲胺、甲酸甲酯、二甲醚、碳酸二甲酯、甲醇蛋白等 　　　Ó乙炔及其下游产品 ———醋酸乙烯及聚乙烯醇 ,1 ,4 - 丁二醇、氯乙烯及乙炔炭黑等 　　　Ó合成油、氢氰酸、甲烷氯化物、炭黑、二硫化碳、硝基甲烷等 　　　Ó天然气化工的新发展 (合成气新工艺、甲醇制乙烯、一步法制二甲醚、低碳混合醇等) 第九章 　天然气副产品的回收和利用 　　　Ó天然气凝液和LPG、氦、硫及二氧化碳 第十章 　天然气市场 全书约 130 万字 ,内容丰富 ,资料新全 ,数据详实 ,图文并茂 ,实用性强。本书由中国石化出版社于 2002 年 1 月出版 ,精装 ,定价 120 元 ,如欲购买请向《石油与天然气化工》编辑部索取定单。 572002 　　　　　　　　　　　　　　　　　《石油与天然气化工》创刊 30 周年专辑 Based on this , we developed stick corrosion inhbitor CT2 - 14 , gas - liquid phase corrision inhibitor CT2 - 15 , and the analysis technology of corrosion inhibitors residual concentration. These products and technology were applied in Datianchi gas field in east Sichuan , Moxi gas field in middle Sichuan , Zhongba gas field in northwest Sichuan , and projects of corrosion prevention in each gas field has been determined. Using the developed corrosion inhibitors , the average corrosion rate is lower than 0. 200mm/ a in Moxi , lower than 0. 125mm/ a in Zhongba and Datianchi ; the rnimimum limit of corrosion inhibitors’s residual concentration analysis method is 30mg/ L , the accurency is 10 % ,the range of adding - standard recycling rate is 95 %～105 % SUBJECT HEADINGS : corrosion inhibitior , residual concentration , stick , gas - liquid phase , corrosion , corrosion prevention PRESENT SITUATION AND FUTURE DEVELOPMENT OF NATURAL GAS STANDARD SYSTEM IN CHINA Chen Gengliang , Luo Qin ( RINGT , Southwest Oil and Gas Field Company , PetroChina) CHEMICAL ENGINEERING OF OIL AND GAS , VOL . 31 , Supplement , p59～63 , 2002 ( ISSN 1007 - 3426 , INCHINES E) ABSTRACT: The development process , present situation and characteristics of natural gas standard system in China are briefly introduced in this paper. According to the development movements of Natural Gas Technique Committee of International Standardization Organization ( ISO/ TC 193) , and combined with the facts of rapid development of natural gas industry of China in recent years , it is necessary and essential that the present natural gas standard system should be revised in order to meet the development of natural gas industry . And also the propsals about detailed revising are put forward in this paper. SUBJECT HEADINGS : natural gas , standard , present situation ,future development TAILORED ANALYSIS OF NATURAL GAS COMPOSITION AND REIATEI) STANDARDIZATION TangMeng , Chi Yongjie ( RINGT , Southwest Oil and Gas Field Company , PetroChina ) CHEMICAL ENGINEERING OF OIL AND GAS , VOL . 31 , Supplement , p64～70 , 2002 ( ISSN 1007 - 3426 , IN CHINES E) ABSTRACT: The general used analytical methods for composition of natural gas and related standards are introduced , including the standards of ISO , ASTM and GB ( China national standard) . The External standard method by using RM ( Reference Material) to analyze composition of natural gas is the main method in the world currently. According to ASTM D 1945 and GB/ T 13610 ,the procedures and method for data processing of external standard method for tailored analysis of natural gas compositon are introduced. While analyzing the natural gas by gas chromatography , the linear response of detector for each component , especially for methane , should be considered. In the latest version standard of ISO 6974 , measuring - system characteristics and statistics for processing of data are added , they should be paid more attention. SUBJECT HEADINGS : natural gas composition , chromatography , data processing , standardization ENVIRONMENTAL RISK ASSESSMENT ON NATURAL GAS TRANSMISSION PIPELINES Xiang Qigui , Xiong Jun ( RINGT , Southwest Oil and Gas Field Company , PetroChina ) CHEMICAL ENGINEERING OF OIL AND GAS , VOL . 31 , Supplement , p71～75 ,2002 ( ISSN 1007 - 3426 , IN CHINES E) ABSTRACT: Based on natural gas transmission pipelines in Sichuan and Chongqing , this article introduces the method of environmental risk assessment on natural gas transmission pipelines. According to the investigation and survey , the failure events of pipeline are mainly caused by corrosion , failure of material and construction . The ,frequency of pipeline failure events on statistic results is 3. 12/ 103km year. SUBJECT HEADINGS : natural gas , pipeline , gas transmission , envirinmental risk , assessment 4 　　　　　　　　　　　　CHEMICAL ENGINEERING OF OIL AND GAS　　　　　Special Issue of The 30th Anniversary