SY/T ××× ××××
使用获得的信息资料评估个人或团体财产和环境承受危险所引起的风险值。 3.4
风险评估 risk estimation
为所分析的健康、安全、财产或环境风险水平产生一种度量的方法。 3.5
风险评定 risk evaluation
通过考虑评估风险的重要性和对相关社会、环境和经济的影响后果，将社会价值观和专家判断能力纳入为管理风险寻求一个可供选择的风险值范围的决策过程的分析阶段。 3.6
风险评价 risk assessment
风险分析和风险评定的整个过程。油气管道风险评价技术以诱发管道事故的各种因素为依据，以影响因素发展成危险的可能性为条件，以事故后果造成的直接经济损失为评估指标能够对在役油气管道的安全程度做出综合评价（总体风险值）。 3.7
风险控制 risk control
使用风险评价结果作为已知条件，通过对高风险区段采取加强维护的降险措施，并重评影响效果的决策过程。 3.8
危险 hazard
有可能造成人身伤害和财产损失的一切事件。危险只是一种特征或一组特征，它代表着某种损失的可能性。 3.9
风险 risk
指发生某种具有损失后果的事件的概率。风险不是一种静止的量，而是可随时变化的。 3.10
管道事故模式 pipe failure mode
指管道的某一部分发生管输介质大量地意外流失。 3.11
偶然事故 random incident
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指人类利用现有技术无法在事故发生之前预测到的事故。 3.12
必然事故 consequent incident
有明确的事故起因条件、有较长的事故发展过程和明显事故征兆的一类事故。 3.13
系统 system
一个有形的物理实体，通过其部件的相互关系可以在其中取得具有明确定义的客观实体。 3.14
长距离输气管道 long-distance gas pipeline
从天然气净化处理厂终端输送商品天然气到主要供气点（城市）的输气管线。 3.15
矿场输气管线 gas field pipeline
建在气田内部输送原料气到净化处理厂的集输管线。 4 基本规定
4．1 在役输气管线风险分析技术的应用目的主要是为输气管线管理单位提供正确识别管线各区段风险程度的方法，以便对输气管线进行视情维护，从而达到降低管线事故发生率和节省在役输气管线维护管理费用的目的。
4．2 在役输气管线风险分析技术所考虑的影响因素必须包括管线设计水平、管线施工质量、运行管理维护状况、输送介质组分特性、沿线地理地质条件、沿线人文社会条件、沿线工农业发展状况和管线下游天然气用户对连续供气保障的依赖程度等。
4．3 在役输气管线风险分析技术所采集的相关信息参数和技术参数必须真实可靠，获取现场技术参数的方法必须符合国家及行业相关技术标准的要求。
4．4 评价长距离输气管线和矿场输气管线相对风险值的评分指标体系应根据这两种输气管线的实际情况分别建立，不可采用一套评分指标体系来同时评价在役长距离输气管线和在役矿场输气管线。 4．5 在役输气管线风险评价指标体系中各类影响因素的评分应遵循的原则是：
a) 第三方影响因素、腐蚀影响因素、设计影响因素和误操作影响因素四类因素中的子因素以最有利于管道安全的情况评最高分，最不利于管道安全的情况评最低分；
b) 泄漏影响系数中的子因素以管道事故损失最大的情况评最高分，管道事故损失最小的情况评最低分。
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4．6 管段相对风险值的计算公式为：
相对风险值 = （第三方影响评分 + 腐蚀影响评分 + 设计影响评分 + 误操作影响评分）/ 泄
漏影响系数评分
其中：泄漏影响系数分值 = 管输介质危害性评分 / 扩散系数评分 管输介质危害性分值 = 当时性危害评分 + 长期性危害评分 当时性危害分值 = Nf + Nr + Nh
扩散系数分值 = 管输介质泄漏率评分 / 人口密度评分
4．7 由计算公式4．6得到的相对风险值越大表明所评价管段的实际风险越小，相对风险值越小表明所评价管段的实际风险越大。
4．8 由于半定量风险评价技术具有一定的主观性特征，所以各种影响因素的评分权重一般应由具备丰富工程实践经验的技术专家组或经有关部门授权的技术咨询机构根据对评价管线实际情况的全面调查后分析确定，也可采用故障树分析技术、模糊综合评判技术或层次分析技术来辅助确定。 4．9 在役输气管线风险评价结果报告的内容应包括：
a)评价管线的名称、管线分段数量、各管段起止点的里程坐标、各管段的准确长度（误差范围不大于0．5米）、管段敷设形式、风险要素采集日期；
b)各管段风险评价结果数据表； c)评价管线各管段风险值概貌柱状图； d)各管段风险评价结果报告单。
4．10 在役输气管线风险评价结果报告用于指导输气管线后期维护管理决策依据的有效时间一般为1～3年，超过3年后应对其中与时间有关的影响因素进行调整后重新评价。
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在役输气管线风险分析技术规范 第二部分 在役输气管线风险评价方法 Methods of risk assessment for gas pipeline in service
1 范围
本部分规定了在役输气管线风险评价的技术原理和应用方法。
本部分适用于在役输气管线（包括长距离输气管线和矿场输气管线）的风险分析和半定量风险评价。不适用于输气站场内部的工艺管线、城市燃气输配管网及工业企业内部的输气管线，以及新建输气管线和海上输气管线的风险分析与评价。
本部分不适用于非金属管线。 2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB50251-2003 输气管道工程设计规范 SY6186 石油天然气管道安全规程
《中华人民共和国石油天然气管道保护条例》规定 3 术语和定义
下列术语和定义适用于本标准SY /T XXX-XXXX的本部分。 3.1
定性评价法 qualitative assessment
指诸如安全检查（safety review）、预先危险分析（PHA）、清单核查（checklists）、虚拟事故后果分析（“what if” analysis）、危险性与操作性研究（HAZOP）、破坏模式效果与临界条件分析（FMEA）等各种危险性识别方法。 3.2
半定量评价法 half-quantitative assessment
指以风险的数量指标为基础，对识别到的事故就为事故损失后果分配一个指标和给事故发生概率分配另一个指标，然后用加和除两种运算方法将两个指标进行组合，从而形成一个相对风险指标。 3.3
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定量评价法 quantitative assessment
指使用统计数学原理来定量确定事故的绝对发生概率，并对事故损失后果约定了具有明确物理意义的单位而作出的绝对风险评价。 3.4
评分指标体系法 indexing system
指给每一个风险要素分配一个相对权重，然后将它们组合成一个总的风险分数的部分主观评分法。 3.5
管道分段 sectioning of pipeline
指按照一定的原则和方法将被评价的在役输气管线划分成若干区段。 3.6
事故诱因 accident factor
指可能引起在役输气管线发生管输介质意外泄漏的一切影响因素。 3.7
直接损失 direct loss
指在输气管线事故发生地点所产生的各项损失。 3.8
间接损失 indirect loss
指由于输气管线发生事故而导致管线输气中断给管线所属用户的生产和生活方面产生的经济损失。 3.9
恢复生态环境 ecological restoration
指把由于输气管线事故破坏后的土壤环境、水资源环境和野生动植物按照原始状况复原。 3.10
缓解风险 mitigating risk
指通过采取一定的技术措施和管理措施使评价管段的相对风险值降低的过程。 3.11
社区居民 local citizen
除输气管道公司员工以外的其他邻近输气管线的社会公民。
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