管道环境风险评价
管道风险评估流程
管道风险评估流程一、背景介绍管道是现代工业中常见的输送介质的设施，然而，管道在使用过程中存在一定的风险。
为了确保管道的安全运行，减少事故发生的可能性，需要进行管道风险评估。
本文将详细介绍管道风险评估的流程和标准格式。
二、管道风险评估流程1. 确定评估目标：首先，需要明确管道风险评估的目标。
评估目标可以包括确定管道的安全性、评估管道的可靠性、识别潜在的风险等。
2. 采集相关信息：采集与管道相关的信息，包括管道的设计图纸、建设记录、维护记录等。
此外，还需要了解管道所处的环境条件、管道所输送的介质特性等。
3. 确定评估方法：根据评估目标，选择适合的评估方法。
常用的评估方法包括定性评估和定量评估。
定性评估可以通过专家判断、经验法则等进行，定量评估则需要使用数学模型、统计分析等方法。
4. 识别潜在风险：在评估过程中，需要识别潜在的风险。
这可以通过对管道的结构、材料、设计参数等进行综合分析来实现。
同时，还需要考虑管道所处的环境条件、操作条件等因素。
5. 评估风险等级：根据评估结果，对风险进行等级评估。
通常采用风险矩阵或者风险评估模型来确定风险等级。
风险等级的划分可以根据具体情况进行调整，普通包括高风险、中风险和低风险等级。
6. 制定管道风险管理措施：根据评估结果，制定相应的管道风险管理措施。
这些措施可以包括加强管道的维护保养、增加监测设备、提高运行人员的培训水平等。
在制定措施时，需要考虑风险的优先级和可行性。
7. 实施管道风险管理措施：将制定的管道风险管理措施付诸实施。
这包括对管道的维护保养、监测管道的运行状态、培训运行人员等。
8. 监督和评估：对实施的管道风险管理措施进行监督和评估。
这可以通过定期检查、风险评估的再次进行等方式来实现。
如果发现存在新的风险或者原有风险未得到控制，需要及时采取相应的措施进行改进。
三、标准格式的文本管道风险评估流程是确保管道安全运行的重要步骤。
该流程包括确定评估目标、采集相关信息、确定评估方法、识别潜在风险、评估风险等级、制定管道风险管理措施、实施管道风险管理措施以及监督和评估。
输油管道环境风险评估与防控技术指南
输油管道环境风险评估与防控技术指南输油管道是一种重要的能源运输方式，但同时也存在着环境风险。
为了保护环境和人民的生命财产安全，需要对输油管道进行环境风险评估和防控技术指南。
一、输油管道环境风险评估1. 环境敏感性评估在评估输油管道环境风险时，需要先进行环境敏感性评估。
这包括对区域内的自然资源、生态系统、人口、文化遗产等进行调查和分析，以确定哪些区域对于输油管道可能造成较大的影响。
2. 风险源识别在确定了可能受到影响的区域后，需要对输油管道周边的土地利用情况、地形地貌、气象条件等进行分析，以确定可能导致事故发生的因素和风险源。
例如，土地利用变化可能导致土壤侵蚀和水土流失等问题；地形地貌变化可能导致山体滑坡或崩塌等问题；气象条件可能导致暴雨或大风等天气灾害。
3. 风险评价通过对风险源进行分析和评估，可以确定输油管道可能面临的风险。
这包括对可能发生的事故类型、频率、潜在影响等进行评估。
例如，可能发生的事故类型包括泄漏、爆炸等；频率则取决于输油管道的运行情况和维护情况；潜在影响则包括对环境和人民的影响。
4. 风险管理在评估了输油管道可能面临的风险后，需要采取措施来管理这些风险。
这包括确定适当的监测和预警系统、制定应急响应计划、开展培训和演练等。
二、防控技术指南1. 输油管道设计输油管道设计时需要考虑环境风险因素，如地形地貌变化、气象条件等。
同时还需要考虑材料选择、施工质量等因素，以确保输油管道的安全可靠。
2. 输油管道监测为了及时发现输油管道存在问题，需要建立监测系统，对输油管道进行定期检查和维护。
监测系统应该覆盖整个输油管道，并能够实时监测输油管道的运行状况。
3. 应急响应在发生事故时，需要及时启动应急响应计划。
这包括确定事故类型、评估风险、组织人员和物资等。
同时还需要与当地政府和其他相关机构进行协调，以确保及时有效地处理事故。
4. 培训和演练为了提高应急响应的效率和能力，需要定期进行培训和演练。
这包括对应急响应人员进行培训和技能提升，并定期组织演练，以检验响应计划的可行性和有效性。
管道风险筛选评估
加强管道安全管 理，提高员工安
全意识和技能
谢谢
02
管道使用年限越长，风险越高
03
管道使用年限与管道老化、腐蚀、破损等因素有关
04
管道使用年限是制定管道维护和更新计划的重要依据
3
管道风险评估结 果应用
制定维修计划
1
根据评估结果，确定 维修优先级
2
制定维修方案，包括 维修方法、材料、时 间等
3
安排维修人员，确保 维修工作的顺利进行
4
监控维修进度，确保 维修质量达到要求
5
对维修结果进行评估， 总结经验教训，为下 一次维修提供参考
优化管道管理
D 提高管道管理效率，降低运营成本
C
制定应急预案，应对突发风险事件
B
针对高风险区域，加强监测和维护
A
基于风险评估结果，优化管道维护计划
提高管道安全水平
风险评估结果应 用于管道维护和
维修计划
优化管道运行参 数，降低事故风
险
提高管道监测和 预警能力，及时 发现和处理问题
风险评估
01
风险识别：识 别可能存在的 风险因素
02
风险分析：对 识别出的风险 因素进行分析， 确定其影响程 度和概率
03
风险评价：根 据分析结果， 对风险进行评 价，确定风险 等级
04
风险控制：根 据风险评价结 果，制定相应 的风险控制措 施，降低风险 影响
风险控制
01
02
03
04
风险识别： 识别潜在 的风险因 素和事件
风险评估： 评估风险 的可能性 和影响程 度
风险应对： 制定应对 风险的措 施和方案
风险监控： 监控风险 状况，及 时调整应 对措施
管道风险评估单
管道风险评估单一、背景介绍管道系统在工业生产和城市建设中起着重要的作用，但由于长期使用和环境因素的影响，管道系统存在一定的风险。
为了确保管道系统的安全运行，需要进行管道风险评估，及时发现和解决潜在的安全隐患。
二、评估目的管道风险评估旨在评估管道系统的安全性，确定潜在的风险，为采取相应的措施提供依据。
评估的目的包括：1. 识别管道系统的潜在风险和隐患；2. 评估管道系统的安全性能；3. 提供改进管道系统安全性的建议。
三、评估内容管道风险评估的内容包括但不限于以下方面：1. 管道系统的设计和施工情况：评估管道系统的设计是否符合相关标准和规范，施工是否符合设计要求；2. 管道系统的材料和设备：评估管道系统所使用的材料和设备的质量和性能；3. 管道系统的运行和维护情况：评估管道系统的运行和维护是否规范，是否存在漏检、漏修等情况；4. 管道系统的环境因素：评估管道系统所处环境对其安全性的影响，如地质条件、气候条件等；5. 管道系统的安全管理措施：评估管道系统的安全管理制度和应急预案的完善程度。
四、评估方法管道风险评估可以采用定性和定量相结合的方法进行。
具体评估方法包括但不限于以下几种：1. 现场勘察：对管道系统进行实地考察，了解其实际情况；2. 文件资料分析：对管道系统的设计图纸、施工记录、运行记录等进行分析；3. 风险识别和评估：通过专业的风险评估工具和方法，对管道系统的各项风险进行识别和评估；4. 统计分析：通过对历史数据和统计数据的分析，评估管道系统的风险水平。
五、评估结果管道风险评估的结果应包括以下方面：1. 风险等级划分：根据评估结果，将管道系统的风险分为不同等级，如高风险、中风险、低风险等；2. 风险原因分析：对每一个风险等级的管道系统，分析其风险的主要原因；3. 风险控制措施建议：针对不同风险等级的管道系统，提出相应的风险控制措施和改进建议；4. 评估报告：将评估结果整理成评估报告，包括评估的目的、方法、结果和建议等。
天然气管道环境风险评价报告(优秀环评)
1概述1.1项目背景新沂市位于徐州、淮安、连云港、临沂、宿迁五市中心位置，区域位置优越，是苏鲁接壤地区新兴的交通枢纽，是徐连经济带重要的物资集散地和流通中心及商贸流通中心，是沿东陇海线产业带上的重要节点城市和工业城市。
改革开放以来，新沂市的经济得到快速发展，城市人口和规模不断扩大。
面积1586多平方公里，2006年末全市总人口达99.06万。
目前，新沂市城市能源结构以煤、电、液化石油气为主，清洁能源（天然气）所占比例很低。
能源消费结构制约着经济高速增长及生态环境的改善，与城市可持续发展的要求不相适应。
随着经济的持续发展、城市人口的不断增加以及工业化程度的不断深入，新沂市生态环境与传统的以燃煤为主的燃料结构之间的矛盾日益突出。
为了提高城市居民的生活质量，减少环境污染，改善城市环境状况，实现可持续发展战略，新沂市急需建设管道天然气。
西气东输连云港支线天然气管道已于2006年到达新沂，并在249省道上为新沂市预留了DN150的高压预留口，为新沂市采用西气东输气源提供了便利条件。
截至目前，新沂市部分主城区已敷设天然气中压管道。
根据目前已敷设的管道，并结合新沂近年发展用户情况及道路建设情况，近期规划拟向主城区、经济技术开发区和无锡—新沂工业园开发区的部分用户供气。
根据新沂市天然气利用工程规划，管道在经市府路和大桥路向无锡—新沂工业园开发区布置时，需穿越沭河。
为开发新沂市城市天然气利用，受新沂城市中燃城市燃气发展有限公司的委托，河北省石油化工规划设计院承担了新沂市天然气工程（近期）的初步设计工作，初步设计工作于2005年8月完成。
2008年1月，重庆市川东燃气工程设计研究院编制了《新沂市天然气利用工程沭河燃气管道定向钻穿越》施工图。
根据《中华人民共和国防洪法》的要求，建设跨河、穿河、穿堤、临河的桥梁、码头、道路、渡口、管道、缆线、取水、排水等工程设施，应当符合防洪标准、岸线规划、航运要求和其他技术要求，不得危害堤防安全，影响河势稳定、妨碍行洪畅通；其可行性研究报告按照国家规定的基本建设程序报请批准前，其工程建设方案应当经有关水行政主管部门根据前述防洪要求审查同意；在洪泛区、蓄滞洪区内建设非防洪建设项目，应当就洪水对建设项目可能产生的影响和建设项目对防洪可能产生的影响作出评价，编制洪水影响评价报告，提出防御措施。
管道风险评估单
管道风险评估单引言管道作为各类流体（如水、油、气体等）输送的重要设施，广泛应用于工业、市政、民生等领域。
然而，管道在使用过程中会受到各种因素的影响，如外部环境变化、管道自身老化等，这些都可能导致管道发生泄漏、断裂等事故，造成人员伤亡和财产损失。
因此，进行管道风险评估是非常必要的。
本文将详细介绍管道风险评估的七个主要方面。
一、评估目的识别管道存在的潜在风险，为预防性维护和安全管理提供依据。
确定风险等级，为制定相应的风险控制措施提供依据。
提高管道系统的可靠性和安全性，降低事故发生的概率。
二、评估范围评估对象：包括各类管道及其附属设施，如管道本体、阀门、泵站等。
评估范围：根据实际需要，评估范围可涵盖整个管道系统或部分关键部位。
三、评估方法现场检查：对管道系统进行实地勘查，了解管道的实际情况和周围环境。
数据分析：收集管道运行数据，通过数据分析识别潜在风险。
专家评估：邀请行业专家对管道系统进行评估，提出专业的意见和建议。
模拟分析：利用专业软件对管道系统进行模拟分析，预测潜在风险。
四、评估内容管道本体：检查管道材料、防腐层、保温层等情况，评估管道强度和韧性。
附属设施：检查阀门、泵站等设施的运行状况和保养情况。
外部环境：评估管道所处环境的自然条件（如地震、滑坡等）和社会环境（如人口密集区、施工等）对管道安全的影响。
运行状况：了解管道运行的压力、温度等参数，评估管道承受能力。
管理制度：检查管道系统的安全管理制度和操作规程，评估其执行情况和有效性。
五、风险等级划分低风险：事故发生概率低，影响较小，可采取一般性维护措施。
中等风险：事故发生概率中等，影响较大，需采取相应的风险控制措施。
高风险：事故发生概率高，影响严重，需立即采取紧急措施降低风险。
天然气输气管道工程环境风险评价
天然气输气管道工程环境风险评价1. 简介随着工业和城市化的不断发展，天然气作为一种清洁能源被广泛应用。
天然气输送是天然气能够投入使用的重要前提，而管道工程环境风险评价是保证天然气输送过程安全稳定的重要环节。
2. 天然气输气管道工程的特点管道工程具有以下特点：1.管道通常铺设在地下，管道的安全性很大程度上依赖于在地下的稳定性。
2.管道工程的规模通常较大，一旦发生事故可造成重大影响。
3.管道工程运行过程中存在多种风险因素，如外力作用、自然灾害、操作和管理失误等。
天然气输气管道工程在特点上较为突出的是，输送过程中的危险度较高。
因为天然气具有易燃、易爆等特点，一旦发生泄漏，可能会造成巨大的人员伤亡和财产损失。
因此，对于天然气输气管道工程的环境风险评价显得格外重要。
3. 天然气输气管道工程环境风险评价的意义天然气输气管道工程环境风险评价，是提高天然气输送过程安全性、保障城市居民生产和生活安全的必要手段。
具体而言，其主要意义包括以下几个方面：1.环境风险评价提前预判：通过环境风险评价，可以提前预判风险，为工程实施做好准备。
2.突发事件应对：在天然气输送过程中，突发事件可能无法避免，但预评估可以使操作人员事先了解可能出现的风险，并采取应对措施。
3.减轻环境污染：管道工程环境风险评价还可以减轻环境污染，提高环保意识。
通过评价，对于潜在的环境污染问题实施控制。
4. 环境风险评价的主要内容天然气输气管道工程环境风险评价的主要内容包括：风险识别、风险评估和风险管理。
4.1 风险识别风险识别主要是对天然气输气管道工程实施现场进行检测，了解管道工程的基本情况和周边环境特征，识别出工程中可能存在的各种灾害因素。
这个过程需要对天然气输送的各个环节进行分析，如输气管道的材质、施工工艺、维修保养、监测设备等。
4.2 风险评估风险评估是通过对管道工程在不同灾害因素作用下失效的可能性及其造成的影响程度进行评估，识别高风险区，预测可能发生的损失及其概率。
管道风险评估流程
管道风险评估流程标题：管道风险评估流程引言概述：管道是输送液体或者气体的重要设施，然而管道运行中存在一定的安全风险。
为了确保管道运行的安全性和可靠性，进行管道风险评估是必不可少的。
本文将详细介绍管道风险评估的流程。
一、确定评估对象1.1 确定评估的管道系统范围：包括管道的长度、直径、材质、运行压力等基本信息。
1.2 确定评估的风险对象：包括管道运行中可能浮现的故障、事故等风险。
1.3 确定评估的评估周期：根据管道的运行情况和风险特性确定评估的频率。
二、采集数据信息2.1 采集管道系统的基本信息：包括管道的设计图纸、运行记录、维护记录等。
2.2 采集管道运行中的数据信息：包括管道的压力、温度、流量等实时数据。
2.3 采集相关的环境信息：包括管道周围的地质情况、气候情况等。
三、风险识别与分析3.1 识别管道系统可能存在的风险：包括管道泄漏、爆炸、腐蚀等风险。
3.2 分析风险的可能性和影响程度：根据风险的发生概率和对管道系统的影响程度进行评估。
3.3 制定风险评估矩阵：根据风险的可能性和影响程度，确定不同风险等级。
四、风险评估报告编制4.1 汇总风险评估结果：将风险识别和分析的结果进行整理和汇总。
4.2 编制风险评估报告：根据风险评估结果，编制风险评估报告，包括风险等级、风险原因、风险控制措施等内容。
4.3 提出改进建议：根据风险评估结果，提出管道系统改进建议，以降低风险发生的可能性。
五、风险控制与监控5.1 制定风险控制计划：根据风险评估报告中的建议，制定管道系统的风险控制计划。
5.2 实施风险控制措施：按照风险控制计划，采取相应的措施进行风险控制。
5.3 监控风险控制效果：定期对管道系统进行检查和监控，确保风险控制措施的有效性。
结论：管道风险评估是管道运行管理中的重要环节，通过科学的评估流程，可以有效降低管道系统的风险，保障管道运行的安全性和可靠性。
希翼本文的介绍可以匡助读者更加深入了解管道风险评估的流程和重要性。
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10 环境风险评价西气东输管道输送的天然气是易燃易爆物品，而且输送压力高(10MPa)输送距离长(4000km)，沿线地形地貌复杂，气候环境多样，输气管线和工艺站场在运行过程中，存在着因管道腐蚀、材料和施工缺陷、误操作(包括第三者人为破坏)、各类自然灾害因素等引发事故的可能，可能发生的最为严重的事故是管线和容器破裂，有可能造成大量天然气泄漏，遇明火发生燃烧和爆炸，造成人员、财产及环境损失。
本章在统计分析国内外同类输气管道事故次数和事故原因的基础上，结合工程自身特点，对其可能存在的自然风险因素、社会风险因素进行了分析和识别，运用管道风险评价法对全线管道进行了风险评价，使用道氏七版火灾爆炸指数评价法对典型工艺站场和管线发生火灾爆炸的后果进行了预测，并计算了发生火灾热辐射和爆炸冲击波时的最大危害距离，在此基础上分析了管道事故对环境的危害，最后提出了相应的事故防范措施、应急组织结构和应急预案，以期对西气东输工程建设提供参考和依据。
10.1 国内外输气管道事故统计与分析10.1.1 国外输气管道事故统计与分析1) 国外输气管道概况管道运输因其输送能力大、安全系数高、经济性强，已成为石油和天然气最主要的运输方式之一。
大规模的输气管道建设已成为各国经济发展必不可少的重要因素之一，目前世界上已建成的输气管道有140×104km，美国和前苏联的管道建设一直处在领先地位，美国已建成输气管道42×104km，前苏联有13×104km。
在美国、前苏联、加拿大和欧洲，天然气管道已连接成国际性、全国性或地区性管网，形成了庞大的供气系统，不仅保障了本地区、本国的天然气供应，而且解决了国际间的天然气贸易，提高了整个管道系统的效率。
2) 美国输气管道事故和原因分析美国是世界上建设输气管道最早、最多也是距离最长的国家，目前天然气输送管道大约有42×104km。
美国能源部曾对1970年～1984年间运行的天然气管道事故进行统计分析，结果见表10.1-1。
表10.1-1 美国天然气运营事故统计(1970年～1984年)从上表结果看出，在1970年～1984年的14年里，美国天然气管道(长输管道和集输管道)共发生了5872次事故，年平均事故率约为419次。
外力是造成美国天然气管道事故的首要原因，共发生了3144次，占事故总数的53.5%；其次是材料损坏，共发生了990次，占16.9%；腐蚀是第三位的因素，共导致了972次事故，事故率是16.6%。
3) 欧洲输气管道事故和原因分析欧洲是天然气工业发展较早、也是十分发达的地区，经过几十年的发展和建设，该地区的跨国管道已将许多欧洲国家相连，形成了密集复杂的天然气网络系统。
1982年开始，众多欧洲气体输送公司联合开展了收集所属公司管道事故的调查工作，并据此成立了一个专门组织即欧洲输气管道事故数据组织(EGIG)。
表10.1-2是该组织对1970年～1992年间该组织范围内所辖输气管道事故调查和统计的结果。
表10.1-2 欧洲输气管道事故统计(1970年～1992年)从表10.1-2结果可知，欧洲输气管道事故主要原因是由第三方引起的外部干扰，约占事故总数的53%；其次是施工和材料缺陷，所占比例为19.5%，其事故率约为外部干扰造成事故频率的1/3；第三是腐蚀，占总数的14%，地基移动、误操作和其它原因分居第4～6位，所占比例约在5%左右。
前三项事故原因不仅是造成欧洲输气管道事故的主要因素(85%以上)，而且也是整个世界管道工业中事故率最高的三大因素。
另外，据的报告，管道事故按泄漏尺寸可分为三类：针孔/裂纹：损坏处的直径≤20mm；穿孔：损坏处的直径>20mm，但小于管道的半径；断裂：损坏处的直径>管道的半径。
表10.1-3给出了管道事故中各种事故原因发生的频率。
表10.1-3 按事故原因分类(事故频率10-3/km·a)由表10.1-3可以看出，首位事故原因——外部干扰事故主要导致穿孔泄漏，第二位事故原因——施工和材料缺陷的泄漏类型以断裂居多，而第三位事故原因——腐蚀通常导致穿孔和针孔/裂纹，很少引起断裂；由于地层位移而造成的故障通常是由于受到非常大的力而形成的穿孔或断裂；在有隐患的管道上进行带压开孔造成的事故类型是穿孔和针孔/裂纹，没有造成过断裂；由其它原因造成的事故主要是针孔、裂纹类事故。
4) 前苏联输气管道事故统计和分析前苏联的石油天然气工业在80年代得到了迅猛发展，这一时期建设的输气管道包括著名的乌连戈依-中央输气管道系统，将西伯利亚天然气输送到了西欧。
该管道在前苏联境内总长4450km，管径1420mm，工作压力7.5MPa，全线设41座压气站，总功率300×104kW，天然气输送能力320×108m3/a。
总计这段管道经永久冻土段150km，沼泽地带959km，森林地带200多公里，山区545公里，线路共穿越河流700多公里，公路和铁路穿越417处，全线共计开挖土石方1.29×108m3，耗用钢材270×104t,总投资76亿卢布。
这样巨大的工程，从建设到投产仅用了14个月，充分显示了前苏联在管道设计和建设方面的实力。
前苏联输气管道在几十年的运营中，出现过各种类型的事故，表10.1-4列出的是1981年到1990年期间发生事故的统计结果。
表10.1-4 前苏联输气管道事故原因分析(1981年～1990年)从上表的统计结果可以看出，从1981年到1990年十年间，前苏联由于各种事故原因造成输气管道事故共752次，各种事故原因依其在事故总次数中所占的比例排序为：腐蚀39.9%(其中外腐蚀33.0%，内腐蚀6.9%)，外部干扰16.9%，材料缺陷13.3%，焊接缺陷10.8%，施工缺陷8.6%，违反操作规程、设备缺陷和其它原因所占比例较低，分别为2.9%、2.3%和5.3%。
5) 其它统计数据(1) 损坏类型与点燃概率的统计管道发生事故之后，形成的危害主要有因泄漏的天然气中含有H2S而形成的有毒云团、管线内喷出的天然气有可能被点燃形成的燃烧而形成的火焰产生的热辐射、因爆炸而产生的冲击波等。
表10.1-5给出了世界范围内发生管道事故时，天然气泄漏后被点燃的统计数据。
表10.1-5 天然气被点燃的概率表10.1-5中结果显示，三种泄漏类型中，以针孔泄漏类型被点燃的概率最小，其次是穿孔，断裂类型特别是管径大于0.4m的管线断裂后，天然气被点燃的概率明显增大。
(2) 管道性能与不同泄漏类型的统计——事故频率与管道性能之间也有一定关系。
表10.1-6、表10.1-7、表10.1-8中的数据显示不同壁厚、管径和管道埋深条件下事故频率的统计情况。
表10.1-6 管道壁厚与不同泄漏类型的关系(事故频率 10-3/km·a)表10.1-7 管径与不同泄漏类型的关系(事故频率 10-3/km·a)表10.1-8 不同埋深管道发生事故的比例分析上面三个表的结果可以知道，事故发生的频率与管道的壁厚和直径大小有着直接的关系，较小管径的管道，其事故发生频率高于较大管径管道的事故发生频率，因为管径小，管壁相应较薄，容易出针孔或孔洞，所以薄壁管的事故率明显高于厚壁管；此外，管道埋深也与事故率有着密切的关系，随着管道埋深的增加，管道事故发生率明显下降，这是因为埋深增加可以减少管道遭受外力影响和破坏的可能性。
——表10.1-9是事故频率与不同施工年代的关系。
表10.1-9 事故频率与施工年代的关系(事故频率 10-3/km·a)由表10.1-9可以看出，1954年至1963年期间建设的管道，由于施工缺陷和材料缺陷导致的事故具有较高的频率。
由于采用经过改进的施工标准和严格的检测方法，最近几年这一类事故的频率有所下降。
6) 国外输气管道事故比较(1) 事故率的比较由于不同的国家对事故率的统计标准有一定的差异，而且在同一个国家也并不是所有的事故都能得到准确和及时的上报。
美国能源部资料披露，在美国每报道一次事故，至少有三次其它天然气泄漏事故没有向管道部门报告。
下表是将这些因素作了纠正后得出的统计数据。
表10.1-10 欧洲、美国、前苏联输气管道事故率对比由表中的数据可见，美国每年每千公里输气管道事故率在三者中稍高。
但值得注意的是欧洲管道相对运行时效较短(约20年)，而美国有50%的管道运行已超过40年，前苏联的输气管道也进入了老龄期，有5%的管道已超过30年的设计寿命，20%的管道已使用了20年～30年，38%的管道已使用了10年～20年，只有27%的管道少于10年，预计今后前苏联输气管道事故可能会有上升趋势。
以上几个输气国家和地区的平均事故率是0.48×10-3次/(km·a)。
(2) 事故原因比较比较上述国家、地区输气管道的事故原因，发现尽管事故原因在不同国家所占比例不同，即引起事故的原因排序不同，但结果基本相同，即主要为外力影响、腐蚀、材料及施工缺陷三大原因。
在欧洲和美国，外部影响是造成管道事故的首要原因；在欧洲较小直径管道受外部影响的程度一直高于大直径管道，这主要与管壁厚度与管道埋深有密切关系，随着大直径管道建设数量的增多，外部影响造成的管道事故在欧洲已有所下降；在美国，外部影响造成的管道事故占到全部事故的50%以上。
前苏联外部影响造成的事故占总数的16.9%，排在腐蚀原因之后，是第二位事故原因。
根据统计资料，外力事故的人为因素较高，比如由外部人员和管道操作者导致的事故占80%以上，由自然因素如地震、洪水滑坡等造成的事故只占20%以下。
从以上结果可以看出，外部影响是造成世界输气管道事故的主要原因。
比较结果也同时显示，在每年的管道事故中，腐蚀造成的事故比例也比较大。
前苏联1981年到1990年期间因腐蚀造成的事故有300次，占全部事故的39.9%，居该国输气管道事故原因的首位；在美国，1970年到1984年的统计数据中，腐蚀发生了972次，占总数的16.6%，是造成事故的第三位原因，美国运输部统计的972起腐蚀事故中，40%为外部腐蚀，27%为内部腐蚀，17%为应力腐蚀；在欧洲，1970年到1992年腐蚀事故率为14.1%，事故原因排序与美国相同，排在外部影响和材料及施工缺陷之后，位居第三。
材料失效和施工缺陷在美国和欧洲是事故原因的第二位因素。
在美国，材料损坏和结构缺陷两者引发的事故有1274次，占全部事故的21.7%；欧洲同类事故占总事故的19.13%。
在前苏联，因材料缺陷、焊接缺陷和施工缺陷导致的事故次数分别是100次(13.3%)、81次(10.8%)和82次(10.9%)，合计事故率为35%，超过了外部影响的比率(16.9%)。