天然气管道工程预评价报告汇编.docx
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天然气管道工程预评价报告汇编
1评价总则
1.1预评价目的
1）识别、分析该拟建工程投产运行后可能存在的各种危险、有害因素。
2）对该拟建工程的固有危险、有害因素进行预评价，预测其安全等级并估算危险源发生事故时可能造成的伤害。
3）提出提高该拟建工程安全等级的对策及措施，编制事故应急预案框架。
4）为建设单位安全管理系统化、标准化和科学化提供依据和条件。
5）提出保证工程安全平稳运行、保障职工身心健康的安全对策措施，为改进、完善该工程初步设计文件，制定建设单位生产和安全管理措施提供依据，为安全生产监管部门实施监督、管理提供依据。
1.2预评价范围
根据业主委托，建设投资有限责任公司开发区产业园区天然气工程的评价范围限于12.1km的天然气管道的预评价。
对其阀室和管道运输物料、工艺的危险性、自然环境影响因素以及管道的运行中可能存在的危险性进行评价。
2安全预评价依据
2.1有关的法律、法规和规章
1、中华人民共和国主席令第70号《中华人民共和国安全生产法》
2、国家安全生产监督管理局[2002]39号《关于进一步加强建设项目（工程）劳动安全卫生预评价工作的通知》
3、国家安全生产监督管理局公告2003年第1号《危险化学品名录》（2002版）
4、《中华人民共和国消防法》（2008年）
2.2有关标准
1、《输气管道工程设计规范》GB50251-2003
2、《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004
3、《输油（气）埋地钢质管道抗震设计规范》SY/T0450-97
4、《天然气》GB17820-1999
5、《埋地钢质管道牺牲阳极阴极保护设计规范》SY/T0019-97
6、《钢质管道及储罐防腐蚀工程设计规范》SY0007-1999
7、《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》SY/T0036-2000
8、《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》SY/T0413-2002
9、《建筑设计防火规范》GB50016-2006
10、《建筑抗震设计规范》GB50011-2001
11、《城市工程管线综合规划规范》GB50289—98
12、《城镇燃气设计规范》GB50028—2006
13、《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048—2000
14、《安全评价通则》AQ8001-2007
15、《安全预评价导则》AQ8002-2007
16、《危险货物品名表》GB12268-2005
2.3批准设立的相关文件及其他有关参考资料
1、《建设投资有限责任公司开发区产业园区天然气工程可行性研究报告》（新疆市政建筑设计研究院有限公司，20118.03）；
2、建设投资有限责任公司开发区产业园区天然气工程安全预评价委托书
3建设项目概况
4危险、有害因素分析
4.1物质危险、危害性分析
本工程输送的物料为天然气。
根据依据《危险化学品名录（2002版）》及《危险货物品名表》（GB12268-2005）可知，天然气属于第2.1危险化学品。
4.1.1物质的理化特性
天然气的主要成分是甲烷，甲烷的理化特性如下表：
标识
中文名
甲烷;沼气
英文名
Methanel;Marshgas
分子式
CH4
相对分子质量
16
成份组成
外观与性状
无色无臭气体
主要用途：
用作燃料和用于炭黑、氢、乙炔、甲醛等的制造。
危险性概述
侵入途径
吸入、食入、经皮吸收。
健康危害
甲烷对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。
当空气中甲烷达25%-30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速共济失调，若不及时脱离，可致窒息死亡。
皮肤接触液化本品，可致冻伤。
燃爆危险
本品易燃，具窒息性。
危险性类别
第2.1类易燃气体
急救措施
皮肤接触
若有冻伤，就医治疗。
吸入
迅速脱离现场至空气新鲜处。
保持呼吸道通畅。
如呼吸困难，给输氧。
如呼吸停止，立即进行人工呼吸。
就医。
消防措施
危险特性
易燃,与空气混合能形成爆炸性混合物,遇热源和明火有燃烧爆炸的危险.与五氧化溴、氯气、次氯酸、三氟化氮、液氧、二氟化氧及其它强氧化剂接触剧烈反应。
有害燃烧产物
一氧化碳、二氧化碳
灭火方法
切断气源。
若不能切断气源。
则不允许熄灭泄漏处的火焰。
喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。
灭火剂：
雾状水、泡沫、二氧化碳，干粉。
泄漏应急
处理
应急行动
迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并进行隔离，严格限制出入。
切断火源。
建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿防静电工作服。
尽可能切断泄漏源。
合理通风，加速扩散。
喷雾状水稀释、溶解。
构筑围堤或挖坑收容产生大量废水。
如有可能，将漏出气用排风机送至空旷地方或装设适当喷头烧掉。
也可以将漏气的容器移至空旷处，注意通风。
漏气容器要妥善自理修复、检验后再用。
操作处置与储存
操作处置
注意事项
密闭操作，全面通风。
操作人员必须经过专门培训，严格遵守操作规程。
远离火种、热源，工作场所严禁吸烟。
使用防爆型的通风系统和设备。
防止气体泄漏到工作场所空气中。
避免与氧化剂接触。
在传送过程中，钢瓶和容器必须接地和跨接，防止产生静电。
搬运时轻装轻卸，防止钢瓶及附件破损。
配备相应品种和数量的消防器材及泄漏应急处理设备。
储存
注意事项
储存于阴凉、通风的库房。
远离火种、热源。
库温不宜超过30℃。
应与氧化剂等分开存放，切忌混储。
采用防爆照明、通风设施。
禁止使用易产生火花的机械设备和工具。
储区应备有泄漏应急处理设备。
接触控制和个体防护
最高允许
浓度
中国：
MAC（mg/m3）未制定标准
前苏联：
MAC（mg/m3）300
工程控制
生产过程密闭，全面通风。
呼吸系统
防护
一般不需要特殊防护，但建议特殊情况下，佩戴自吸过滤式防毒面具（半面罩）。
眼睛防护
一般不需要特殊防护，高浓度接触时可戴化学安全防护眼镜。
身体防护
穿防静电工作服。
手防护
戴一般作业防护手套。
其他防护
工作现场严禁吸烟。
避免长期反复接触。
进入罐、限制性空间或其它高浓度区作业，须有人监护。
理
化
性
质
熔点（℃）
-182.5
闪点（℃）
-188
沸点（℃）
-161.5
燃烧性
易燃
相对密度（水=1）
0.42（-164）
相对密度（空气=1）
0.55
引燃温度（℃）
538
最小点火能（MJ）
0.28
燃烧热（kj/mol）
889.5
饱和蒸汽压（kPa）
53.32（-168.8℃）
临界温度（℃）
-82.6
临界压力（MPa）
4.59
爆炸下限（V%）
5.3
爆炸上限（V%）
15
辛醇/水分配系数的对数值
无资料
建规火险分级
甲
溶解性
微溶于水,溶于醇、乙醚。
稳定性和反应活性
稳定性
稳定
禁忌物
强氧化剂、氟、氯。
聚合危害
不聚合
包装标志
易燃气体
生态学资料
生态毒性
无资料
生物降解性
无资料
非生物降解性
无资料
其他有害作用
该物质对环境可能有害，对鱼类和水体要给予特别注意。
还应特别注意对地表水、土壤、大气和饮用水的污染。
废弃处置
废弃物性质
无资料
废弃处置方法
处置前应参阅国家和地方有关法规，建议用焚烧法处置。
废弃注意事项
无资料
运输信息
包装类别
Ⅱ类包装
危险货物编号
21007
CAS号
UN编号
1971
包装标志
易燃气体
包装方法
钢质气瓶。
运输注意
事项
采用钢瓶运输时必须戴好钢瓶上的安全帽。
钢瓶一般平放，并应将瓶口朝同一方向，不可交叉；高度不得超过车辆的防护栏板，并用三角木垫卡牢，防止滚动。
运输时运输车辆应配备相应品种和数量的消防器材。
装运该物品的车辆排气管必须配备阻火装置，禁止使用易产生火花的机械设备和工具装卸。
严禁与氧化剂、卤素等混装混运。
夏季应早晚运输，防止日光曝晒。
中途停留时应远离火种、热源。
公路运输时要按规定路线行驶，勿在居民区和人口稠密区停留。
铁路运输时要禁止溜放。
4.1.2物质辨识小结
从上表中可见，天然气具有以下特性：
1）易燃、易爆性
根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）中石油天然气火灾危险性分类，天然气火灾危险等级为甲类。
天然气的爆炸极限较宽，爆炸下限较低，泄漏到空气中能形成爆炸性混合物，遇明火、高热极易燃烧爆炸，燃烧分解产物为CO、CO2。
天然气在大口径输气管线里和空气混合发生爆炸时，就会出现迅速着火爆燃现象，火焰传播速度将超过音速而达到1000m/s～4000m/s，局部压力可达到8MPa，甚至更高。
该爆炸现象的产生是由于着火介质中有冲击波产生，并迅速运动，致使介质温度、压力和密度急剧增大，加速了化学反应，从而破坏力增强。
2）毒性
管输天然气经过净化处理，符合管输气质标准的天然气的毒性属低等，但浓度大时会使人窒息或中毒。
3）易扩散性
天然气的密度比空气小，泄漏后不易留在低凹处，有较好的扩散性。
天然气扩散可以较迅速降低气云内天然气的浓度，减少危险，但同时又扩大了混合气分布分布范围，增加了危险，天然气扩散情况与其密度大小，当地的地形、泄漏点的风速、方向及气温等多种因素油罐。
若风力较强时扩散较快，在顺风方向扩散的距离最远，这个方向的火灾爆炸范围要比其他方向大很多倍。
4.2工艺过程危险因素分析
4.2.1阀门、法兰、垫片及紧固件危险、有害因素
由于工艺过程和安全的需要，设置有阀室，阀室的阀门基本都是采用法兰、垫片、紧固件连接。
目前阀门的制造质量参差不齐，其主要的危险、有害因素有：
1、材料、压力等级选用或使用错误；
2、制造尺寸、精度等不能满足实际要求；
3、阀门密封失效，即不能有效地截断管路介质或阀门本身上（或下）密封失效；
4、阀门的执行机构失效；
5、使用过程中阀门误动作、损坏等。
4.2.3输气管道工艺过程危险因素分析
本项目天然气输气管道以埋地敷设方式进行输送，具有隐蔽、单一性的特点；输送设计压力达0.8MPa。
根据输气管道易发事故的特点，可将造成事故的危险因素分成以下几类：
1）管道腐蚀穿孔
埋地钢质管道都具有防腐层，使管道在埋地敷设时得到保护。
但是，由于实际工作中防腐质量不能完全保证，管道施工时可能造成防腐层机械损伤以及地质灾害因素造成防腐层破坏，可能造成管道腐蚀，引发事故。
2）管道材料缺陷或焊口缺陷隐患
这类事故多数是因焊缝或管道母材中的缺陷在带压输送中引起管道破裂。
据四川输气管道事故统计，约38%的事故是由于焊缝、母材缺陷引起的。
另外，管道的施工温度与输气温度之间存在一定的温度差，造成管道沿其轴向产生热应力，这一热应力因约束力变小从而产生热变形，弯头内弧向里凹，形成折皱，外弧曲率变大，管壁因拉伸变薄，也会形成破裂。
3）第三方破坏
第三方破坏包括意外重大的机械损伤、操作失误及人为破坏等，近年来，我国此类事故有快速上升的趋势。
4）自然灾害
地震、洪水、塌陷、雷击等自然灾害都可能对管道造成破坏，引发事故。
5）地质条件腐蚀
管线受到土壤腐蚀、雷电侵害、地下水腐蚀、深根植被对管道防腐层的破坏等（尤其是盐碱腐蚀沼泽地带）。
6）输气管道内形成的水化物易积聚发生冰堵，是严重影响天然气管道安全运营的一个隐患。
7）设备事故
设备、设施等性能不好、质量不高也可以引发事故。
8）施工缺陷的危险有害因素
管线施工、焊接、防腐蚀等过程中存在缺陷；不熟悉地质条件。
可能造成管线下沉断裂。
施工过程中不熟悉交叉穿越管线电缆情况可能损坏第三方管线设施。
9）天然气在管道运输过程中，可能因水合物堵塞管线、阀门和设备。
10）工艺废气排放
清管作业由于采用带压引球清管操作，会有少量输送介质采用火炬燃烧放空的方式排出，排放量每次约几十立方米。
当管道发生事故需要事故排放时，采用火炬放空方式。
一旦火炬系统出现故障，就要将管道中气体直排进大气，当这些气体与空气混合达到爆炸浓度极限时，存在爆炸危险。
当管道运行压力超过设定值时，会有泄压排放，采用直接压力保护阀泄压方式，气体直接排入大气环境，也有发生爆炸的可能性。
4.2.4应力开裂爆炸危险因素分析
1、物理应力开裂爆炸分析
天然气输气管道设计压力为0.8MPa，属于城镇燃气次高压，操作压力较高，管道存在较高的应力开裂危险。
应力作用破裂是指金属管道在固定拉应力和特定介质的共同作用下引起的破裂。
这种破坏形式往往是脆性断裂，而且往往没有预兆，对管道具有很大的危害性和破坏性。
引发应力破裂的原因主要包括以下三个方面的原因：
1）环境因素
（1）土壤类型、地形、土壤电导率、CO2及水含量等
（2）温度、湿度
（3）管道防腐层粘结性
粘结性差的防腐层易产生中性pH值土壤应力腐蚀破裂。
（4）阴极保护程度
防腐层剥离区可产生阴极保护屏蔽区，易产生应力腐蚀破裂。
2）材料因素
（1）钢材微观结构的影响
与管材制造方法（如焊接方法）、管材种类及成分、管材杂质含量（大于200μm～250μm的非金属杂质的存在会加速裂纹的形成）、钢材强度及钢材塑性变形特点有关。
（2）管道表面条件
管道表面条件对裂纹的产生起重要作用，如抛光表面很少产生裂纹。
3）拉应力
主要包括制造应力、工作应力、操作应力、循环负荷、拉伸速率、次级负载等。
环境因素、材料因素、拉应力，其单方面或三方面都能导致产生近中性pH值应力腐蚀破裂。
近中性pH值土壤管道应力腐蚀破坏的特征见表4.2-1。
表4.2-1管道应力腐蚀破坏特征
因素
地区
温度
与电解质关系
电化学电势
裂纹的路径
和形状
特征
65%发生在压气站和下游第一阀之间，12%发生在第一和第二阀之间，5%发生在第二和第三阀之间，3%发生在第三阀下游。
应力腐蚀破裂与特定的地面条件有关。
与管道温度无明显关系，在较冷气候带明显多发。
中性pH值的稀碳酸盐溶液，其值在5.5～7.5之间。
腐蚀电势，阴极保护不能达到的地点
穿透颗粒（横过钢颗粒），宽裂纹带边壁有明显腐蚀。
2、CO2腐蚀失效
CO2为弱酸性气体，它溶于水后形成H2CO3，对金属有一定的腐蚀性，它主要来源于天然气、空气、碳化物受热后分解的产物。
因此对CO2的腐蚀失效应该加以重视。
CO2的腐蚀与天然气主干输气管道输送的压力、温度、湿气等有关，随着系统压力的增加，而导致腐蚀的速度加快。
目前因CO2腐蚀引发的各类严重事故在国内外已呈上升趋势。
1）CO2腐蚀的危害形态
CO2腐蚀的危害形态有以下几种：
（1）不均匀的全面腐蚀与点蚀
CO2引起的腐蚀常常是一种类似溃疡状的不均匀全面腐蚀，严重时可能呈蜂窝状，在金属表面形成许多大小、形状不同的蚀坑、沟槽等。
几乎所有的合金在CO2环境中都可以发生点蚀，其点蚀坑周边锐利、界面清晰，可在较短的时间内完全穿透管壁。
（2）环状侵蚀
这种腐蚀多发生在距管端几英寸的环状内壁，呈均匀腐蚀和严重点蚀。
主要原因是管子在镦粗过程中，镦粗的热处理端和其它部分具有不同的晶粒结构，而在过渡区对CO2腐蚀敏感。
（3）冲蚀
管子截面变化部位和收缩节流部位的介质流速增高，CO2腐蚀加剧，如果气流速度增加3.7倍时，则其腐蚀速度增加5倍。
（4）应力腐蚀破裂
在碱性介质中，CO2及碳酸盐可造成碳钢的应力腐蚀破裂。
氧的存在会加剧这种破裂发生的可能。
2）CO2腐蚀的影响因素
（1）材料因素
合金元素对材料的耐CO2腐蚀性能影响很大。
有实验证明，Cr、Co能提高材料的耐CO2腐蚀性能；C、Cu使材料的耐CO2腐蚀性能下降；Mo的影响不大；Ni含量小于5%时有害，含量大于5%时，可显著提高材料的耐蚀性能。
（2）CO2的分压及水的组成
CO2的分压对腐蚀速度影响最大，分压越大，溶入介质中的CO2越多，溶液的pH下降，金属的腐蚀速度越大。
某些溶解物质对水具有缓冲作用，可阻止pH值降低，进而减少CO2的腐蚀。
（3）天然气输气管道工程输送介质天然气（干气）H2S浓度小于20mg/m3，根据《天然气》（GB17820-1999）的要求，CO2的浓度≤3.0（V/V），如果CO2的浓度超过该标准，将加激CO2对输气管道的腐蚀。
（4）温度的影响
温度是影响CO2腐蚀的重要因素，根据实验和生产实践可把CO2的腐蚀分成三个温度区：
低温区（小于60℃），均匀腐蚀，其腐蚀速度受CO2的扩散速度而生成H2CO3速度的控制，当温度升高时，CO2的腐蚀速度急剧增加；中温区（100℃左右），CO2的腐蚀速度最大，而且产生点蚀，在钢铁表面生成一层疏松的腐蚀产物膜，腐蚀速度由穿过此膜的物质交换速度决定；当温度超过100℃后腐蚀速度急剧下降；高温区（>150℃），此时在钢铁表面生成一层致密均匀的FeCO3保护膜，类似不锈钢处于钝态，腐蚀速度处于最低水平并保持平衡，其腐蚀速度受穿过保护膜的物质交换速度控制。
但随着材料中Cr含量的提高，温度的这种效应逐渐减弱，并表现出很好的耐蚀性。
（5）介质的pH值与流速的影响
当介质的pH值升高时，CO2的腐蚀性减弱；当介质的流速增高时，CO2的腐蚀速度加剧。
4.3管道设计、施工过程危险因素分析
4.3.1设计不合理危险、有害因素分析
1、管道选线
管线的选线是设计中非常重要的一项工作，线路的走向、长短和通过的难以程度对整条管线的投资、施工、运行安全都有很大影响。
设计中还应注意与周围其他建筑物的安全距离等问题，以防相互影响，产生安全事故，以及一旦出现安全事故，危及相邻设施。
2、工艺流程、设备选型
输气管道运行安全与系统工艺流程及系统设备布置有着非常密切的关系。
工艺流程设置合理、设备选型恰当，系统运行就平稳，安全可靠性就高。
否则，将给系统安全运行造成十分严重的隐患。
在进行水力、热力等工艺计算时，设计参数和工艺条件确定不合理，将给系统造成各种安全隐患。
3、管道强度计算
管道强度设计技术时，对管道的受力载荷分析不当，或强度设计系数取值有误，将使强度计算结果及管材、壁厚的选用不恰当。
例如，输气管道是根据管道所经地区的分级或管道穿跨公路等级、河流大小等情况，确定强度设计系数。
如果管道沿线勘察不清楚，有可能出现地区分级不准确，造成强度设计系数选取不恰当。
若这种失误导致管道壁厚计算值偏低，将不能满足现场实际工况的安全，若管道应力分析，强度、刚度及稳定性校核失误，会造成管道变形、弯曲甚至断裂。
4.3.2施工的危险、有害因素分析
1、焊接缺陷
焊接是管道施工中最重要的一道工序。
输气管道的焊缝处可能产生各种缺陷，较为常见的有裂纹、夹渣、未熔透、焊瘤、气孔和咬边等。
输气管道除特殊地形采用地上敷设或跨越外，一般均为埋地敷设。
管道一旦建成、投产，一般情况下都是连续运行。
因此管道中若存在焊接缺陷，不但难以发现，而且一般不容易修复，会给管道安全运行构成威胁。
输气管道施工时，影响焊接质量或产生焊接缺陷的主要因素有：
（1）管道质量差。
在钢管运输过程中没有保护好管口，造成如椭圆度超差、局部变形等，若采用强力装配方式进行对口，会在焊缝内产生较高的安装残余应力，造成较大的应力集中。
（2）焊接质量不好。
主要是由于焊工技术水平较低或未严格按操作规程进行焊接，或质量检查不够严格等原因所致。
另外，焊接设备、工艺、材料及等因素，对焊接质量有很大影响。
先进的焊接设备、合适的焊接工艺、高素质的焊接人员，是管道焊接质量的重要保证。
根据某地区管网投产8年的事故统计，在所在的116起管道事故中，母材缺陷引起的事故占48％。
如秦京线1987年恢复投产，冷水试压过程中曾发生7处焊缝破裂；铁大线熊岳河穿越，由于施工质量检查不严，1976年7月30日熊岳泵站提压时，发生焊缝漏油，停输抢修49小时，漏油（包括事故处理放油）1500t。
2、防腐层补口、补伤的质量问题
用于施工的钢管除了在两端留出一定长度以外，其余部分在防腐厂都已经涂敷了防腐层。
钢管在现场焊接连接以后，未防腐的焊接部位需要补口。
在施工过程中，由于各种原因造成钢管内、外表面的防腐涂层损坏，特别是外表面涂层的损坏，在损坏处要进行补伤。
补口、补伤质量不良会影响管道抗腐蚀性能，从而引起管道的腐蚀。
钢管补口、补伤之前，需要对钢管表面进行喷砂处理，使其表面粗糙度满足一定的要求，然后才能进行补口、补伤，如果表面处理不好，表面粗糙度达不到标准要求，将严重影响补口、补伤的质量。
不同的防腐材料，其补口、补伤的所要求的施工工艺也有所不同，而且有一套非常严格的程序，如果现场施工条件较差，施工人员素质较低，有可能影响施工工艺的执行。
例如：
补口时未按要求与钢管已有的防腐层进行搭接，或搭接长度不够；补伤时面积不能满足标准、规范要求；补口、补伤的粘结力或厚度不符合要求，会造成再次损坏或防腐能力不足等。
在秦京原油管道的泄露事故中，沥青防腐层补口质量不好引起的漏油次数占30％。
中洛原油管道投产后2年就发生漏油，经过调查发现防腐保温层补口处腐蚀占60%，是管道腐蚀的主要原因。
3、管沟开挖及回填的质量不良
若管沟开挖深度或穿越深度不够，或管沟基础不实，当回填压实，特别是采用机械压实时，将造成管道向下弯曲变形；地下水位较高而管沟内未及时排水就敷设管道，会使管道底部悬空，如果夯实不严，极易造成管道拱起变形。
回填土的土质达不到要求时，其中的石块等可能硌伤防腐层。
回填高度、夯实程度不够，会造成管道埋深不够、管沟基础不实等问题。
4、穿跨越质量问题
管道在敷设过程中，往往需要穿越公路和其他特殊设施，对于穿跨越段管道，由于敷设完成以后难以实施再检修工作，因此施工质量的优劣对充分保证穿越管道质量显得尤为重要。
5、其他
1）由于施工人员的资质、能力缺陷，造成工程质量没有达到设计要求，导致工程存在事故隐患；
2）材料、设备缺陷导致工程存在事故隐患；
综上所述，天然气属于易燃、易爆物质，天然气输送管道都是带压操作，存在着发生火灾爆炸的危险，工程中的设备和容器属于压力容器，部分工艺操作属于高压，因此火灾爆炸是本工程的主要危害因素。
输气管道输送系统火灾危险类别均为甲类。
4.4自然条件的影响
本工程输气管道采用埋地敷设的方式，根据管道沿线地区自然情况，可能对管道造成危害的自然灾害有地震等。
1、地震
地震是地壳运动的一种表现形式，虽然发生频率较低，但因目前尚无法准确预报，具有突发的性质，一旦发生将会产生较大损失。
地震引发地面横向与竖向震动，可导致地面开裂、裂缝、塌陷，还可引发火灾、滑坡等次生伤害。
地震对管道的危害主要表现为：
管道移位、开裂和折断。
2、高温和低温
本次工程线路通过地区夏季炎热，巡线人员在夏季工作会出现中暑现象，冬季气温较低，工作人员在低温的环境中工作容易造成冻伤，低温作业对脑功能也有一定影响，使注意力不集中，反应时间延长、作业失误率增多。
新疆地区干线输气管的最低温度可能接近0℃，此温度下水合物形成压力范围在1.0-1.5MPa，本项目管道压力为0.8MPa。
与形成水合物的压力接近，因此在管道运行中要注意防止天然气水合物对管道的危害。
3、雷电
管道的地面部分及跨越段相对于埋地管道是一优良的接闪器，当附近空中有雷云时，可能形成感应电荷中心，从而遭受直接雷击破坏。
管道本身是优良的导体，也容易成为雷电的泄放通道而受损。
近年来，油气管道上使用的三层PE复合结构防腐层的电绝缘性能优异，却遇到了雷击危害的新问题。
当埋地管道受到雷云影响后，感应出电荷并积聚到一定程度，会出现强烈的放电过程，由于三层
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