《油氣儲(chǔ)運(yùn)安全技術(shù)》課件第七章 油氣管道安全管理

第7章油氣管道的安全與管理油氣管道事故分析7.2油氣管道特點(diǎn)及安全管理重要性7.1輸油管道生產(chǎn)運(yùn)行安全技術(shù)7.3輸氣管道生產(chǎn)運(yùn)行安全技術(shù)7.4油氣管道的完整性管理7.57.1油氣管道特點(diǎn)及安全管理重要性7.1.1輸油管道的特點(diǎn)及安全管理重要性

1、輸油管道的特點(diǎn)

1）油氣長輸管道：油田集輸生產(chǎn)中，一般把直徑大于150mm，油、氣輸送距離大于100km的管道稱為油氣長輸管道。

2）輸油管道的特點(diǎn)：從安全、經(jīng)濟(jì)、方便等方面綜合考慮，有以下五個(gè)方面的特點(diǎn)：

生產(chǎn)連續(xù)運(yùn)行、工作壓力高；外輸能力大，便于管理；密閉輸送，無噪音，無污染，隱蔽性好且受地理環(huán)境影

響的因素少；能耗少，運(yùn)費(fèi)低，運(yùn)行周期長；輸送安全、方便成品油、輕質(zhì)油和低黏度、低凝固點(diǎn)的原油適用于輸送高黏度、高凝固點(diǎn)的油品多種不同性質(zhì)的油品沿同一管道分批、漸序地輸送長輸管道常溫輸油管道加熱輸油管道順序輸送管道3）長輸管道的輸油工藝流程主要有2種：

1）旁接油罐流程;

2）泵到泵密閉輸送流程。泵—泵密閉流程與旁接油罐工藝流程的主要區(qū)別是取消了中間站的旁接油罐，全線密閉相連，成為一個(gè)統(tǒng)一的水力系統(tǒng)，克服了旁接油罐流程的缺點(diǎn)。2、輸油管道安全管理的重要性

長距離輸油管道是國家重要的能源運(yùn)輸動(dòng)脈。在長輸管道的建設(shè)、管理過程中，工作稍有不慎或其它意外原因，都有可能給管道留下事故隱患，或?qū)е滦孤?、火?zāi)、爆炸等事故，給國家和企業(yè)造成重大的經(jīng)濟(jì)損失。

因此，分析長距離輸油管道的事故原因，了解長距離輸油管道的安全特點(diǎn)，總結(jié)經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，從而找出問題，加強(qiáng)管理，防止和消除事故的隱患，是各輸油企業(yè)的一項(xiàng)重要任務(wù)。1、輸氣管道的特點(diǎn)輸氣管道是把集氣站收集到的油田氣層氣、伴生氣，進(jìn)行凈化、脫水及經(jīng)過深冷、分離等初加工處理后，利用壓縮機(jī)加壓以后輸送給用戶的管道。天然氣輸氣管道適用于經(jīng)過氣相、液相和固相分離后的干氣輸送。管徑大輸氣量大連續(xù)運(yùn)行工作壓力大管線長目前我國輸氣管道最大管徑為1016mm，工作壓力高10MPa，長達(dá)數(shù)千公里。國外大型輸氣管管徑達(dá)1420mm，工作壓力7～8MPa，年輸氣能力可達(dá)300×108m3。

輸氣管道的特點(diǎn)是：7.1.1輸油管道的特點(diǎn)及安全管理重要性2、輸氣管道安全管理的重要性

天然氣是易燃、易爆、有毒物質(zhì)，若在空氣中的濃度在爆炸極限范圍內(nèi)，遇火即爆炸，破壞性極大。當(dāng)輸氣壓力超過管道的允許工作壓力或因材質(zhì)，焊接缺陷、腐蝕壁厚減薄等使其承壓能力下降到輸氣壓力以下，很容易產(chǎn)生爆管、泄漏，高壓氣流從管道破口中急劇沖出，撕裂管道，破壞設(shè)備，往往就會(huì)發(fā)生爆炸，造成人員傷亡和重大火災(zāi)。

為了保證輸氣安全，應(yīng)保證管材質(zhì)量及焊接質(zhì)量，重視輸氣管道運(yùn)行安全及控制管道、設(shè)備的腐蝕。為了確保輸氣管道安全可靠地運(yùn)行，必須從設(shè)計(jì)、施工、投產(chǎn)試運(yùn)、日常運(yùn)行管理、維修等各個(gè)環(huán)節(jié)切實(shí)抓好安全工作，嚴(yán)格遵守有關(guān)的安全規(guī)范及安全管理規(guī)定。輸油管道事故案例1984年8月13日鐵秦線大石河管道斷裂事故

鐵秦線在448號里程樁處穿越大石河，由于地方年年從河道下游取沙，汛期水庫放水使上游沙石流失，河床逐漸降低。為了保護(hù)管道，1980年管線運(yùn)營管理單位在西岸主河道管段上部壓220m石籠，東岸采用水工護(hù)堤保護(hù)。1984年8月9～10日，秦皇島管轄區(qū)普降暴雨，使石河水庫蓄水猛增，超過安全極限水位，在三次放水之后，最終還是發(fā)現(xiàn)管道斷裂，近3000t原油沖入大海，造成重大環(huán)境污染。7.2油氣管道事故分析7.2.1輸油管道的事故統(tǒng)計(jì)分析

這次事故表明，設(shè)計(jì)施工階段要充分考慮管

線穿越河道的汛期沖刷強(qiáng)度及下游存在的挖沙取土情況，保證管道穿越段的埋深并完善管線的水工保護(hù)設(shè)施。管道營運(yùn)單位在汛期要與地方水利部門加強(qiáng)聯(lián)系溝通過，同時(shí)加強(qiáng)管線穿跨段的巡線工作，及時(shí)發(fā)現(xiàn)和處理險(xiǎn)情。事故發(fā)生后要立即關(guān)斷上游的線路截?cái)嚅y，以盡量減少油品損失及對環(huán)境的污染。2.輸油管道事故統(tǒng)計(jì)

外力損傷腐蝕機(jī)械損傷操作失誤自然災(zāi)害其它歐洲33%30%25%7%4%1%美國34%33%18%2.5%4.5%8%表7-1歐洲及美國輸油管線的事故統(tǒng)計(jì)（1971-1995年）破壞原因外部干擾設(shè)備故障腐蝕違規(guī)操作施工、管材其他比例/（%）8.330.321.320.58.511.1分類加熱爐閥門泵機(jī)組油罐電氣設(shè)備其他比例/（%）31.626.821.011.67.91.1表7-2我國東部輸油管道的事故統(tǒng)計(jì)（1970-1990年）表7-3我國輸油管線設(shè)備事故統(tǒng)計(jì)（1970-1990年）

事故設(shè)備故障管道腐蝕違規(guī)操作外部干擾施工占總次數(shù)的三分之一。該類事故詳細(xì)分為加熱爐、泵、閥、油罐、電氣等設(shè)備故障。3.輸油管道的事故分析管材輸氣管道事故實(shí)例1971年5月22日威成線爆管事故

1971年5月22日深夜，我國四川威成輸氣管道的越溪段，正常運(yùn)行中管線突然爆管，氣流將管子沿焊縫平行方向撕裂，重達(dá)201kg的管子碎片飛出151m遠(yuǎn)。氣流沖斷了10m外的輸電線起火?；馂?zāi)使50m以外兩棟宿舍著火，傷26人，死亡4人，停輸兩天。搶修后換上新管段，運(yùn)行7個(gè)多月后，1972年1月13日，同一部位第二次爆管。7.2.2輸氣管道的事故統(tǒng)計(jì)分析

上述事故舉例及研究表明，輸氣管道爆管一般均會(huì)著火，多數(shù)發(fā)生爆炸，若撲救不及時(shí)還會(huì)引發(fā)災(zāi)害。例如，若管道的干線截?cái)嚅y因故關(guān)閉不及時(shí)，將延長泄漏時(shí)間、增大泄漏總量，使火災(zāi)撲救困難，可能因大火高溫強(qiáng)烈熱輻射引發(fā)次生災(zāi)害。

經(jīng)查明這是由嚴(yán)重的內(nèi)腐蝕引起，腐蝕速度達(dá)到了(2.6~10.4)mm/a。這是由于投產(chǎn)一年后，沿線接入了含H2S天然氣，管中的H2S含量有時(shí)達(dá)到60mg/m3爆破段為一下凹的彎管。

對第二次爆破的殘骸分析后認(rèn)為：1）腐蝕破裂發(fā)生在管內(nèi)水侵區(qū)，在水侵區(qū)外的管內(nèi)壁腐蝕均微弱。腐蝕最為嚴(yán)重的部位是氣、水交界帶上。積水是導(dǎo)致腐蝕破裂的關(guān)鍵因素。2）管內(nèi)發(fā)現(xiàn)大量黑色腐蝕產(chǎn)物，經(jīng)分析主要是各種不同結(jié)構(gòu)的硫化鐵，可見盡管該管線輸送的天然氣中CO2含量為H2S的20多倍，但腐蝕仍以H2S為主。2．輸氣管道事故統(tǒng)計(jì)破壞原因外力材料損壞腐蝕材料結(jié)構(gòu)結(jié)構(gòu)或材料其他比例/（%）53.516.916.64.80.87.4表7-5美國輸氣干線運(yùn)營事故統(tǒng)計(jì)（1970-1984年）破壞原因外部腐蝕內(nèi)部腐蝕外部干擾施工、誤操作材料缺陷其他比例/（%）336.916.921.515.65.3表7-4前蘇聯(lián)干線輸氣管道的事故統(tǒng)計(jì)（1970-1990年）破壞原因腐蝕施工缺陷外部影響材料缺陷地表移動(dòng)其他比例/（%）39.522.715.810.95.65.5表7-6四川輸氣干線運(yùn)營事故統(tǒng)計(jì)（1969-2003年）天然氣管道事故率的“浴盆曲線”：天然氣管道事故率的三個(gè)階段：管道投產(chǎn)初期的事故多發(fā)階段在半年至兩年時(shí)間內(nèi)，這期間管道首先暴露的是其內(nèi)在質(zhì)量隱患，包括管材質(zhì)量、設(shè)計(jì)缺陷、焊接質(zhì)量和施工質(zhì)量問題。管道進(jìn)入穩(wěn)定工作期的事故率穩(wěn)定階段可持續(xù)15年～20年。這一時(shí)期的運(yùn)行環(huán)境對管道造成危害的事故較明顯，如腐蝕、外力影響的損壞等，這與施工質(zhì)量、輸送介質(zhì)及防腐層的選擇有關(guān)因管子結(jié)構(gòu)和管道設(shè)備老化導(dǎo)致事故率上升的階段管道老化，達(dá)到設(shè)計(jì)壽命后期，因腐蝕及磨損，此階段的事故曲線明顯上升外部干擾腐蝕材料失效施工缺陷天然氣管道事故因外在原因或由第三方的責(zé)任事故以及不可抗拒的外力而誘發(fā)的管道事故腐蝕可使管道壁厚大面積減薄，從而導(dǎo)致管道過度變形或破裂，也有可能直接造成管道穿孔，或應(yīng)力腐蝕開裂，引發(fā)漏氣事故。

7.3輸油管道生產(chǎn)運(yùn)行安全技術(shù)7.3.1輸油管道投產(chǎn)的安全技術(shù)1、準(zhǔn)備工作組織準(zhǔn)備搶修準(zhǔn)備技術(shù)準(zhǔn)備物質(zhì)準(zhǔn)備準(zhǔn)備工作(1)全線要建立堅(jiān)強(qiáng)、統(tǒng)一的指揮機(jī)構(gòu)。(2)配備好各崗位的

工作人員。(1)制定投產(chǎn)方案(2)編制下發(fā)各種操作

規(guī)程、規(guī)章制度(3)其它有關(guān)工作(1)保證油品供銷工作(2)備齊用具、燃料油、

及車輛(3)準(zhǔn)備投產(chǎn)用水源及排放

場地、措施配備必要的搶修裝備和搶修手段2、泵站和加熱站的管道試運(yùn)投產(chǎn)1）站內(nèi)管道試壓站內(nèi)高、低壓管道系統(tǒng)均要進(jìn)行強(qiáng)度和嚴(yán)密性試壓。強(qiáng)度試驗(yàn)取管道工作壓力的1.5倍，嚴(yán)密試驗(yàn)取管道允許的最大工作壓力。

站內(nèi)高、低壓管道系統(tǒng)整體試壓前，應(yīng)使用水或壓縮空氣將管內(nèi)雜物清掃干凈。試驗(yàn)壓力的控制，以泵站出站壓力為準(zhǔn)，試驗(yàn)結(jié)果

必須符合國家有關(guān)規(guī)范的要求。并應(yīng)將管段試壓和

站內(nèi)整體試壓分開，避免因閥門不嚴(yán)影響管道試壓

穩(wěn)定要求。2）各類設(shè)備的單體試運(yùn)3）站內(nèi)聯(lián)合試運(yùn)

聯(lián)合試運(yùn)前，先進(jìn)行各系統(tǒng)的試運(yùn)。如原油工藝系統(tǒng)，冷卻水系統(tǒng)，供電系統(tǒng)，通訊系統(tǒng)，壓縮空氣系統(tǒng)，自動(dòng)控制和自動(dòng)保護(hù)系統(tǒng)等。

各系統(tǒng)試運(yùn)完成后，進(jìn)行全站聯(lián)合試運(yùn)。按正常的輸油要求進(jìn)行站內(nèi)循環(huán)，倒換各種流程，觀察站內(nèi)各種工藝流程和設(shè)備運(yùn)行是否正常，是否符合生產(chǎn)要求，同時(shí)對泵站操作人員進(jìn)行生產(chǎn)演練和預(yù)想事故演練，從而為全線聯(lián)合試運(yùn)創(chuàng)造條件。3、全線聯(lián)合試運(yùn)1）輸油干管的清掃

輸油干管多采用輸水通球掃線和排出管內(nèi)空氣。輸水通球過程中，要注意觀察發(fā)球泵站的壓力變化，

記錄管道的輸水量，用以判斷球在管內(nèi)的運(yùn)行情況

和運(yùn)行位置。清掃管道時(shí)，清管球在管內(nèi)卡球是投產(chǎn)過程中較易發(fā)

生的問題。在氣候寒冷的東北地區(qū)，也曾發(fā)生管內(nèi)

存水冰封將球堵住的事故。2）站間管道試壓

站間管道試壓用常溫水作介質(zhì)，不能用熱水，避免因熱水降溫收縮引起管道壓力下降。管道試壓采用在一個(gè)或兩個(gè)站間管段靜止憋壓的方法。試壓分強(qiáng)度性試壓和嚴(yán)密性試壓2個(gè)階段。試壓壓力控制，均以泵站出站壓力為準(zhǔn)，但要求管道最低點(diǎn)的壓力不得超過管道出廠的試驗(yàn)壓力。對于熱油管道，還應(yīng)結(jié)合熱水預(yù)熱，按各站最大工作壓力，進(jìn)行24h的熱水憋壓輸送。

4、管道預(yù)熱

熱水預(yù)熱前，主要做好以下難備：

首、末站準(zhǔn)備足夠容量的油罐，用來儲(chǔ)存或接收熱水。輸油管道的回填、固定工作全部完成，并符合要求充分做好排水準(zhǔn)備，避免高溫水損壞農(nóng)田和污染環(huán)境。熱水預(yù)熱方式有2種：短距離管道可采用單向預(yù)熱，長距離管道可采用正、反輸交替輸熱水預(yù)熱。管道預(yù)熱過程中，應(yīng)注意以下幾個(gè)問題：防止加熱爐爐管偏流和汽化防止熱油管道產(chǎn)生過大的熱變形采用正、反輸交替預(yù)熱時(shí)，總輸水量應(yīng)不少于最長站間管道存水的1.5倍左右，避免管內(nèi)存有冷水段。4）熱油管道的投油投油時(shí)，一般要求投油排量大于預(yù)熱時(shí)輸水排量1倍左右。排量越大，在出站溫度相同的情況下，管內(nèi)油溫越高，有利于安全投油。而且，排量越大，管道產(chǎn)生的混油量也越小。油品到達(dá)各站后，要嚴(yán)密觀察“油頭”溫度的變化，一旦發(fā)現(xiàn)油溫接近或低于原油凝固點(diǎn)，應(yīng)通知上游泵站迅速采取升溫、升壓措施。

除因極持殊情況外，投油過程中，在土壤溫度達(dá)到穩(wěn)定之前，管道不允許停輸。7.3.2輸油管道運(yùn)行的安全技術(shù)1、輸油管線的維護(hù)對管道線路的保護(hù)工作主要有：1）自然地貌的保護(hù)

自然地貌保護(hù)主要是對管道地面設(shè)施及地面一定范圍內(nèi)的水土狀況進(jìn)行檢查、維護(hù)，使處于一定的埋地深度的管道能保持一定的均壓狀態(tài)和穩(wěn)定的溫度場，從而達(dá)到保護(hù)管道的目的。為便于發(fā)現(xiàn)和尋找埋地管道的準(zhǔn)確位置，滿足維護(hù)管理、陰極保護(hù)性能測試的需要及防止其他施工對管道的破壞。2）一般地段的保護(hù)在管道中心線兩側(cè)各5m范圍內(nèi)，嚴(yán)禁取土、挖塘、修渠、修建養(yǎng)殖水場，排放腐蝕性物質(zhì)，堆放大宗物資，以及采石、蓋房、建溫室、壘家畜棚圈、修筑其他建筑物、構(gòu)筑物或者種植深根植物。對于管道干線的防護(hù)帶，在管道中心線兩側(cè)的寬度規(guī)定不少于10m，河流穿越上、下游防護(hù)帶各為100m；在管道中心線兩側(cè)或者管道設(shè)施場區(qū)外各50m范圍內(nèi)，嚴(yán)禁爆破、開山和修筑大型建筑（構(gòu)）物。3）穿、跨越管段的保護(hù)

熱油管道的河流跨越管段，管外壁一般都設(shè)有防腐保溫層，為了防止保溫層和防腐層受到破壞，應(yīng)禁止行人沿管道行走。河流穿越部分的管道需采用加強(qiáng)級絕緣，增加管道的防腐能力。對于河流穿越部分，特別要注意管道的埋設(shè)和河床沖刷情況。管道穿跨越河流時(shí)，在水底敷設(shè)或順橋平鋪，或單獨(dú)架設(shè)棧橋，并在岸兩端設(shè)置閥室，以便控制。4）特殊地區(qū)線路保護(hù)管道經(jīng)過沖刷時(shí)容易被洪水沖出甚至裸露、破裂。這給管道帶來三種危害：

裸露管道的防腐層易老化，縮短了防腐層的使壽命；破壞了管道埋深處的壓力約束，易使管道在熱力的作用下拱起或彎曲；

長距離懸空容易使管道失穩(wěn)而斷裂，造成嚴(yán)重安全事故。5）水工保護(hù)和植被修復(fù)沙丘地及平沙地；斜坡地；地勢較高的沙丘頂部2、油管道運(yùn)行的安全管理1）輸油管道的生產(chǎn)調(diào)度管理運(yùn)行中應(yīng)注意以下問題：

嚴(yán)格執(zhí)行管道設(shè)備的各種操作規(guī)程及安全規(guī)定。根據(jù)管道實(shí)際條件，判定與修改管道設(shè)備的運(yùn)行參

數(shù)的臨界值，以保證運(yùn)行安全。定期分析管道運(yùn)行參數(shù)，對存在問題提出整改措施。根據(jù)所輸油品性質(zhì)、輸量等，確定經(jīng)濟(jì)合理的運(yùn)行

參數(shù)、運(yùn)行方案，以保證管道安全并使輸油成本最低。對設(shè)備、工藝的改造需經(jīng)過科學(xué)試驗(yàn)、論證并報(bào)有

關(guān)部門批準(zhǔn)后實(shí)施。2）輸油管道運(yùn)行安全管理

在長距離輸油管道的安全生產(chǎn)管理過程中，為了防止火災(zāi)爆炸事故，在嚴(yán)格執(zhí)行各項(xiàng)安全生產(chǎn)的規(guī)章制度時(shí)，在提高員工安全生產(chǎn)意識方面須注意以下幾點(diǎn)：（1）各崗位、各生產(chǎn)調(diào)度系統(tǒng)的工作人員必須經(jīng)過專門培訓(xùn)，獲得該崗位作業(yè)合格證書方可上崗。（2）外來人員必須經(jīng)過安全培訓(xùn)后方可進(jìn)入生產(chǎn)區(qū)。（3）各項(xiàng)安全制度、安全規(guī)程必須有落實(shí)、有檢查。（4）注意動(dòng)火安全。（5）各輸油生產(chǎn)單位都要建立、健全群眾性義務(wù)消防組織。準(zhǔn)備工作選擇清管器執(zhí)行清管作業(yè)流程清管前對系統(tǒng)進(jìn)行檢查根據(jù)運(yùn)行參數(shù)分析，計(jì)算管道的當(dāng)量直徑、結(jié)蠟量，確定清管周期，安排清管實(shí)施時(shí)間，判定清管方案，報(bào)上級部門批準(zhǔn)。根據(jù)清管作業(yè)安全管理規(guī)程，操作人員和搶修人員在指定位置待命，準(zhǔn)備執(zhí)行應(yīng)急搶修預(yù)案。包括操作流程，步驟，清管器跟蹤，污物處理等。31542主要內(nèi)容指定位置待命3、輸油管道清管的安全清管過程解堵(1)輕微的蠟堵時(shí)，可采用反向加壓的方法活動(dòng)管線，再繼續(xù)清管，或?qū)⑶骞芷鞣聪蝽敾氐皆l(fā)球站，更換小直徑的清管球繼續(xù)清管。(2)采用先進(jìn)的解堵技術(shù)作為清管技術(shù)的配套應(yīng)用技術(shù)，是保證管線暢通的積極方法。(3)初凝時(shí)，往往采取升溫加壓的方法頂擠和置換凝結(jié)的冷油。

(4)嚴(yán)重凝管時(shí)，如果氣候環(huán)境惡劣或存在其他不利于清管的條件時(shí)，也可不必馬上處理管線，而將之放置到當(dāng)?shù)氐販剌^高的季節(jié)里再進(jìn)行清管處理。4、管道中的水擊防護(hù)涵義水擊是指液體流速改變引起的壓力瞬變過程。流速的突然下降所產(chǎn)生的水擊對輸油管道特別危險(xiǎn)。目的對于水擊過程的控制，其目的是避免管道超壓（包括超高壓或超低壓）；二是減輕管道運(yùn)行參數(shù)的脈動(dòng)，維持管道的平穩(wěn)運(yùn)行。措施一類是從改變流速變化過程的角度考慮，如采用氣體緩沖罐、水擊罐等，設(shè)計(jì)合理的閥門開、關(guān)程序和停泵控制過程，減緩流體瞬變過程。另一類是使用各種壓力保護(hù)設(shè)備，防止管道超過允許工作壓力。如各種泄壓裝置、回流保護(hù)系統(tǒng)和邏輯控制順序停泵技術(shù)等。泄壓閥回流保護(hù)泵機(jī)組順序自動(dòng)停運(yùn)回流超前保護(hù)壓力保護(hù)裝置5）管道的泄漏監(jiān)測技術(shù)涵義管道在線檢測是在不中斷油氣管道運(yùn)行的條件下，用裝有內(nèi)檢測器的智能清管器（Smartpig）管道的幾何形狀異常、金屬損失，各種裂紋等損傷或缺陷進(jìn)行檢測。目的

防止泄漏對人及環(huán)境造成危害和污染

防止管道輸送油品的泄漏損失功能能夠準(zhǔn)確可靠地發(fā)現(xiàn)并判定泄漏事故

具有較高的檢漏精度和準(zhǔn)確檢測的定位功能

反應(yīng)速度快，誤報(bào)率低

對不同的泄漏形式適用性強(qiáng)觀察巡視法實(shí)時(shí)模型法檢漏電纜法光纖檢漏法負(fù)壓波法壓力點(diǎn)分析法壓力梯度法流量平衡法管內(nèi)檢測法1）檢漏方法2）泄漏檢測方法的選擇檢測方法敏感度定位精度評估能力響應(yīng)時(shí)間適應(yīng)能力能否連續(xù)檢測誤報(bào)警率使用維護(hù)要求費(fèi)用人巡邏法好好強(qiáng)不確定能不能低中等高檢測電纜法最好最好強(qiáng)不確定能不能低中等高壓力梯度法差差弱較快不能能高低低流量平衡法差差弱較快不能能高低低實(shí)時(shí)模型法較好較好較強(qiáng)較快能能高高高壓力點(diǎn)分析法較好差弱較快不能能高中等中等光學(xué)檢測法較好較好弱不確定能不能中等高高聲學(xué)傳感檢測法較好較好弱較快不能能高中等中等負(fù)壓檢測法較好較好弱快不能能高中等中等管內(nèi)檢測法好較好弱不確定能不能低中等高7.2.4輸油管道維修和搶修的安全措施1、管道穿孔

特點(diǎn)是介質(zhì)泄漏量小，不易被發(fā)現(xiàn)，對安全生產(chǎn)也不會(huì)造成大的影響。常用的處理措施有：

1）管道降壓后，先用木楔把孔堵死，然后帶油外焊加強(qiáng)板，或在漏點(diǎn)處貼壓內(nèi)襯耐油膠墊的鋼板，用卡具在管道上卡緊，然后進(jìn)行補(bǔ)焊。2）當(dāng)漏油量較大，漏油處有一定壓力顯示時(shí)，一般需采用專用的搶修器材，如膠囊式封堵器。2、管道破裂

管道破裂的特點(diǎn)，一般是泄漏量較大，封堵比較困難，現(xiàn)場不易施焊。常用的處理措施有：

1）對小裂縫，可用帶引流口的引流封堵器。2）對管道不規(guī)則的裂縫，可用由內(nèi)襯耐油橡膠墊和薄鋼板構(gòu)成的“多項(xiàng)絲”封堵器進(jìn)行封緒。3）對需要更換管段，更換閥門，裂縫比較大的管道事故，可使用DN型管道封堵器進(jìn)行封堵，截?cái)嘤土?，進(jìn)行作業(yè)。3、凝管事故的處理

高凝固點(diǎn)原油在管道輸送過程中，有時(shí)因輸油流速大

幅度低于正常運(yùn)行參數(shù)，油品性質(zhì)突然變化(如改變

熱處理或化學(xué)處理輸送工藝的交替過程)，正、反輸

交替過程，停輸時(shí)間過長等原因，都可能造成凝管事故。

凝管事故是原油長輸管道事故中最為嚴(yán)重的事故，必須認(rèn)真對待。原油凝管事故在不同階段，可采取不同

的措施。

管道出現(xiàn)凝管苗頭，處于初凝階段，可采取升溫加壓的方法頂擠。方法是啟動(dòng)所有泵站的加壓設(shè)備和加熱設(shè)備，在管道技術(shù)條件允許的最高壓力和溫度下，用升溫加壓后的熱油頂擠和置換凝結(jié)的冷油。當(dāng)在最高允許壓力頂擠下管道流量仍繼續(xù)下降，則在繼續(xù)提高管道內(nèi)油溫的前提下，于管道的下游若干位置開孔泄流，以利于凝管事故的排除。

當(dāng)管道開孔泄流后，管內(nèi)輸量仍繼續(xù)下降，管道將進(jìn)入凝結(jié)階段。可采用在沿線管道上開孔、分段強(qiáng)制擠壓的方法排除管道內(nèi)凝油。分段擠壓時(shí)，應(yīng)在開孔處選擇安裝加壓泵、壓風(fēng)機(jī)或壓井用的泥漿車。強(qiáng)制擠壓的流體介質(zhì)可采用低凝固點(diǎn)的油品或其他介質(zhì)，如輕柴油、水或空氣等。4、管道泄露1）輕微泄露（1）在工藝允許的情況下，上報(bào)調(diào)控中心同意，切換至備用管路，隔離漏油的設(shè)備或管線。（2）對于有把握處理的輕微泄露，利用防爆工具對螺栓進(jìn)行緊固處理。（3）對于沒有把握處理的泄露應(yīng)上報(bào)輸油處，由輸油處安排專業(yè)維修人員到現(xiàn)場處理，根據(jù)泄露情況進(jìn)行緊固或更換墊片。（4）在處理過程中，要加強(qiáng)安全監(jiān)護(hù)，緊固力量要均勻，對于沒有把握的操作不能蠻干，以免造成更大的破壞。2）大量泄漏

當(dāng)站場出現(xiàn)輸油設(shè)備、設(shè)施故障而引起站內(nèi)油品大量泄露或發(fā)生爆炸著火等事故，事故主要依靠站場和維修隊(duì)人員進(jìn)行緊急處理，當(dāng)發(fā)生火災(zāi)爆炸事件時(shí)，應(yīng)通知當(dāng)?shù)叵啦块T進(jìn)行協(xié)助滅火，整個(gè)搶修程序按照輸油管道事故搶修方案的規(guī)定進(jìn)行。（5）如果緊固處理無效，且現(xiàn)場不允許停輸更換墊片或閥門，則建議由持證專業(yè)人員（可聯(lián)系外協(xié)人員）采用專業(yè)夾具堵漏處理。（6）緊急情況下對站場泄露閥門、管段、泄露的設(shè)備連接部位可采用高壓堵漏器進(jìn)行緊急堵漏。1、試運(yùn)投產(chǎn)安全措施1）所有投產(chǎn)人員均應(yīng)服從試運(yùn)投產(chǎn)領(lǐng)導(dǎo)小組領(lǐng)導(dǎo)，按指令行動(dòng)，不違章指揮、不違章操作。2）試運(yùn)投產(chǎn)前，對所有參加人員進(jìn)行有針對性的

安全教育和技術(shù)交底。3）試運(yùn)投產(chǎn)期間，嚴(yán)禁無關(guān)人員進(jìn)入工藝場站；現(xiàn)場操作人員應(yīng)穿防靜電工作服并佩戴標(biāo)志。4）嚴(yán)禁在場站及警戒區(qū)內(nèi)吸煙，不得將火種帶入現(xiàn)場。5）除工程車外，其余車輛不準(zhǔn)進(jìn)人場站和警戒區(qū)內(nèi)；

工程車輛必須加帶防火帽。7.4輸氣管道生產(chǎn)運(yùn)行安全技術(shù)6）臨時(shí)排放口應(yīng)遠(yuǎn)離交通線和居民點(diǎn)，距離不少于300m。7）中壓和高壓放空立管處應(yīng)設(shè)立直徑為300m的警戒區(qū)。8）試運(yùn)投產(chǎn)前，配齊消防器材、防爆器具及各類安全警

示牌，投入使用各可燃?xì)怏w報(bào)警器。9）試運(yùn)投產(chǎn)前應(yīng)進(jìn)行一次全面檢查，10）進(jìn)入閥室前應(yīng)有防窒息、防爆炸措施，并至少有兩

人同時(shí)在場。11）投產(chǎn)前的全線清管、干燥作業(yè)，應(yīng)對管道的變形及

通過能力做出總體評價(jià)。12）應(yīng)編制試運(yùn)投產(chǎn)事故預(yù)案。1）管道工程概況簡介3）投產(chǎn)組織機(jī)構(gòu)、職責(zé)4）調(diào)度指揮工作流程6）安全措施2）投產(chǎn)準(zhǔn)備及應(yīng)具備的條件5）試運(yùn)投產(chǎn)程序7）試運(yùn)投產(chǎn)事故預(yù)案8）需測取的數(shù)據(jù)2、試運(yùn)投產(chǎn)方案投產(chǎn)方案內(nèi)容3、天然氣置換

與輸油管道不同，天然氣管道在投運(yùn)前還必須經(jīng)過全線置換合格才能轉(zhuǎn)入正常運(yùn)行。天然氣置換的要求如下：

置換包括輸氣管道和站場。置換過程應(yīng)使用隔離介質(zhì)，隔離介質(zhì)宜使用氮?dú)?。向管道?nèi)注氮?dú)獾臏囟炔粦?yīng)低于5℃。置換過程應(yīng)保持連續(xù)平穩(wěn)，天然氣流速不應(yīng)超過5m/s。置換過程中應(yīng)在下游或管道末端放空。

置換過程中的混合氣體應(yīng)排至放空系統(tǒng)。

置換過程中的混合氣體排放到火炬時(shí)，應(yīng)保證火炬

處于熄火，環(huán)境溫度狀態(tài)。置換過程中檢測管道內(nèi)混合氣體中的含氧量較大氣

中含氧量低時(shí)，應(yīng)關(guān)閉中間放空。在管道末端取樣分析，達(dá)到氣質(zhì)要求為置換合格，

也可以火炬點(diǎn)燃標(biāo)志置換過程結(jié)束。7.4.2輸氣管道運(yùn)行的安全管理1、輸氣管道運(yùn)行管理1）管道輸送的天然氣氣質(zhì)必須符合《石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)》，否則不得進(jìn)入管道輸送，管道運(yùn)行壓力不應(yīng)高于其允許最高操作壓力，管輸天然氣年相對輸差應(yīng)在士3%范圍內(nèi)。2）管道內(nèi)天然氣溫度應(yīng)小于防腐層允許最高溫度，保證管道的熱應(yīng)力符合設(shè)計(jì)的要求。2、天然氣氣質(zhì)監(jiān)控1）天然氣中有害雜質(zhì)的危害（1）機(jī)械雜質(zhì)

輸氣管道中天然氣的流速很高，如果夾帶機(jī)械雜質(zhì)如砂、石、鐵銹等，可能給管道或設(shè)備造成磨蝕，也有可能打壞儀表。（2）有害氣體組分在天然氣中的有害氣體組分如H2S、CO2、H2O等，可能引起管道腐蝕，降低天然氣的使用性能或產(chǎn)生毒害等。（3）液態(tài)烴液態(tài)烴在管道低凹處積聚會(huì)降低管道輸氣能力。清管時(shí)排出的輕烴處理不慎容易引起火災(zāi)事故。烴液能稀釋壓縮機(jī)潤滑油使管道內(nèi)排污的殘液中

含有較重組分，還能導(dǎo)致燃?xì)廨啓C(jī)出現(xiàn)燃?xì)鈬娮?/p>

結(jié)焦進(jìn)而停機(jī)的現(xiàn)象，危及管道的安全運(yùn)行。2）管輸天然氣的氣質(zhì)要求我國管輸氣質(zhì)采用以下標(biāo)準(zhǔn)：

管道輸送天然氣必須清除機(jī)械雜質(zhì)；

天然氣的水露點(diǎn)在最高輸氣壓力下應(yīng)低于周圍環(huán)境最低溫度5℃，烴露點(diǎn)在最高輸氣壓力下應(yīng)低于周圍環(huán)境最低溫度。硫化氫含量應(yīng)低于20mg/m3，

有機(jī)硫含量小于250mg/m3。3）天然氣的氣質(zhì)監(jiān)測

天然氣氣質(zhì)應(yīng)在輸氣管道的輸入、輸出點(diǎn)，進(jìn)行監(jiān)測和控制，主要包括：

天然氣的水露點(diǎn)監(jiān)測。烴露點(diǎn)和排污量監(jiān)測。氣體的溫度檢測。含硫量檢測。

天然氣熱值監(jiān)測。

在《天然氣管道運(yùn)行規(guī)范》中，對氣質(zhì)分析與監(jiān)測的要求為：

加強(qiáng)天然氣氣質(zhì)分析和氣質(zhì)監(jiān)測，按《石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)》執(zhí)行。天然氣氣質(zhì)分析至少一季度一次。

氣質(zhì)監(jiān)測是指主要進(jìn)氣點(diǎn)應(yīng)配有微水分析儀和硫化氫分析儀進(jìn)行監(jiān)測，對無監(jiān)測手段的進(jìn)氣點(diǎn)，應(yīng)實(shí)行定期與不定期的取樣分析制度。氣質(zhì)分析和氣質(zhì)監(jiān)測資料必須及時(shí)整理、匯集、存檔。3、天然氣管道線路維護(hù)1）管道的防洪和越冬準(zhǔn)備

防洪工作

檢查和維修管線的管溝、護(hù)坡和排水溝，檢修大小河流，水庫和溝壑的穿跨越段；檢修線路工程的運(yùn)輸和施工機(jī)具，維修管線巡邏便道和橋梁，檢修通訊線路，備足維修管線的各種材料（包括條石、石塊等建筑材料）。雨季來到后，應(yīng)加強(qiáng)管道的巡邏，及時(shí)發(fā)現(xiàn)和排除險(xiǎn)情。

越冬工作

在越冬準(zhǔn)備工作中，除修好機(jī)具和備足材料外，要特別注意回填裸露管道，加固管溝，檢查地面和地上管段的溫度補(bǔ)償措施，檢查和消除管道漏氣的地方，清除管內(nèi)積液。防止水化物也是管道線路部分的一項(xiàng)重要作業(yè)。

2）輸氣管道線路截?cái)嚅y的維護(hù)（1）對輸氣管道截?cái)嚅y的要求①

嚴(yán)密性好。②易損零部件有較長壽命。③強(qiáng)度可靠。④耐腐蝕性強(qiáng)。⑤具有可靠的大扭矩驅(qū)動(dòng)裝置。⑥截?cái)嚅y全開時(shí)，閥孔通道的直徑應(yīng)當(dāng)與管道的內(nèi)徑相同且吻合。⑦可以采用遠(yuǎn)距離遙控或就地控制。（2）輸氣管道截?cái)嚅y的緊急關(guān)閉系統(tǒng)

截?cái)嚅y的緊急關(guān)閉系統(tǒng)的類型有：由線路上的事故感測系統(tǒng)把信號傳送到中央控制室，再由中央控制室遙控閥門關(guān)閉；由附帶在閥門上的事故感測系統(tǒng)就地控制閥門關(guān)閉。截?cái)嚅y的緊急關(guān)閉系統(tǒng)的組成：有驅(qū)動(dòng)閥門的能量儲(chǔ)備；有準(zhǔn)確的事故感測裝置，這種感測裝置有地震感測和管道斷裂感測兩種。截?cái)嚅y前后應(yīng)設(shè)連通管和平衡閥。（3）線路截?cái)嚅y的維護(hù)

截?cái)嚅y的動(dòng)作性能應(yīng)當(dāng)定期檢查，儀表要定期校驗(yàn)，保持良好的狀況。3）管線的檢查

管線應(yīng)當(dāng)進(jìn)行定期的測量和檢查，用各種儀器發(fā)現(xiàn)日常巡邏中不易發(fā)現(xiàn)或不能發(fā)現(xiàn)的隱患。

具體內(nèi)容有：

外部測厚和絕緣層檢查；

管道檢漏；

管線位移和土壤沉降測量；管道取樣檢查。

埋地管道無露管，絕緣層無損壞。管道陰極保護(hù)率為100%，保護(hù)參數(shù)符合規(guī)定。管道跨越的結(jié)構(gòu)穩(wěn)定，構(gòu)配件無缺損，明管無銹蝕。標(biāo)志樁、測試樁、里程樁無缺損，護(hù)堤、護(hù)坡、護(hù)岸、堡坎無垮塌。管道兩側(cè)各5m線路帶內(nèi)禁止種植深根植物，禁止管道保護(hù)的基本要求如下：

取土、挖塘、采石、蓋房、建溫室、壘家畜棚圈和

修筑其他建筑物；管道兩側(cè)各50m線路帶內(nèi)禁止開

山、爆破、修筑大型工程。管道保護(hù)技術(shù)資料應(yīng)齊全、完整、存檔。4、輸氣管道站場的安全管理站內(nèi)設(shè)備維護(hù)保養(yǎng)及時(shí)，開關(guān)靈活，無向外泄漏現(xiàn)象。輸氣管線、站場設(shè)置的關(guān)鍵設(shè)備，如在用線路截?cái)嚅y快開盲板，應(yīng)堅(jiān)持定期活動(dòng)操作，宜每月全開全關(guān)活動(dòng)一次，并作好記錄，填寫資料檔案。對銜接高低壓系統(tǒng)的重要閥門，必須密切監(jiān)視閥前閥后壓力表示值，嚴(yán)防該閥內(nèi)漏串通，損壞低壓系統(tǒng)的儀器儀表及其他意外事故的發(fā)生。站場受壓容器的檢測必須按勞動(dòng)部頒發(fā)的《壓力容器安全技術(shù)監(jiān)察規(guī)程》和《在用壓力容器檢驗(yàn)規(guī)程》的規(guī)定進(jìn)行。5、輸氣管道清管的安全

1）運(yùn)行清管的目的①保護(hù)管道，使它免遭輸送介質(zhì)中有害成分的腐蝕，延長使用壽命；②改善管道內(nèi)部的光潔度，減少摩阻，提高管道的輸送效率；③使輸送的天然氣的氣質(zhì)不受污染。清管的新領(lǐng)域灌注和輸送試壓水分隔管內(nèi)介質(zhì)涂敷管道內(nèi)壁緩蝕劑和環(huán)氧樹脂涂層定徑12345新用途測徑、測厚和檢漏2）通球操作安全注意事項(xiàng)打開收、發(fā)球筒的快速盲板之前，必須關(guān)閉與之相連

的閥門后，才準(zhǔn)打開放空閥卸壓。待球筒內(nèi)氣壓降至零，確信不帶壓后，才能打開盲板。清管球裝入球筒時(shí)，要用不產(chǎn)生火花的有色金屬工具將球推至球筒連接的大小頭處。以防止無壓差發(fā)球失誤。關(guān)上快速盲板后要及時(shí)裝好放松楔塊。球筒加壓前要檢查防松楔塊及防松螺絲是否已上緊。加壓及打開盲板時(shí)，操作人員不準(zhǔn)站在盲板前面及盲板懸臂架周圍，防止高壓氣流沖出或盲板飛出傷人。通球操作開啟閥門要緩慢平穩(wěn)，進(jìn)氣量要穩(wěn)定，待發(fā)球筒充壓建立起壓差后，再開發(fā)球閥。球速不要太快。特別是通球與置換管內(nèi)空氣同時(shí)進(jìn)行時(shí)，球速不應(yīng)超過5m/s。從收球筒取出清管球時(shí)，應(yīng)先關(guān)閉進(jìn)筒閥，打開放空閥、排污閥卸壓，確信收球筒不帶壓時(shí)，再打開快速盲板?？焖倜ぐ宕蜷_后用可燃?xì)怏w檢測儀進(jìn)行檢測，確認(rèn)空氣中天然氣含量在爆炸低限以下時(shí)，才能取出清管球。取球時(shí)應(yīng)慢慢拉出，防止摩擦產(chǎn)生火花。7.4.3防止輸氣管道水合物的形成1、天然氣水合物概念

天然氣水合物是在一定溫度和壓力條件下、天然氣的某些組分與液態(tài)水生成的一種籠形化合物。產(chǎn)生條件氣體處于水蒸汽的過飽和狀態(tài)或者有液態(tài)水，即氣體和液態(tài)水共存；一定的壓力溫度條件—高壓、低溫（極高的壓力，極低的溫度）防止天然氣脫水，降低氣體內(nèi)水含量和露點(diǎn)，這是防止水合物生成的最有效和徹底的方法?，F(xiàn)在常用的有：低溫分離固體干燥劑吸附甘醇液體吸收脫水提高輸送溫度，使氣體溫度高于水露點(diǎn)而不產(chǎn)生液態(tài)水注入水合物抑制劑（防凍劑），使生成水合物和冰的溫度降低至氣體工藝溫度之下2、輸氣管道投產(chǎn)前的干燥天然氣長輸管道中的液態(tài)水的危害性極大，在管道投入運(yùn)行之前，必須進(jìn)行除水、干燥處理，使管道內(nèi)空氣露點(diǎn)達(dá)到規(guī)定要求。天然氣管道的干燥一般有兩個(gè)過程，即：

除水——排除管道中的積水；干燥——降低管道中氣體的含水量，使之在

任何情況下都不出現(xiàn)水蒸氣飽和狀態(tài)。1）輸氣管道干燥的主要方法有：

干燥劑法

此種方法是用高濃度干燥劑置換管道中的試壓水。用多個(gè)清管器形成清管器組，在清管器之間充入高濃度的干燥劑，這些干燥劑也是良好的水合物抑制劑?？亢罄^介質(zhì)的壓力推動(dòng)清管列車前進(jìn)，排除管道中的水，并且用干燥劑置換清管劑竄漏的水達(dá)到干燥的目的，將除水和干燥兩個(gè)環(huán)節(jié)一次完成。

真空干燥法

此方法有除水和干燥兩個(gè)階段。在除水階段用空氣吹掃或發(fā)送清管器置換管道中的存水，在干燥階段采用真空泵從管道的一端抽氣，在管道內(nèi)形成負(fù)壓，使水分蒸發(fā)并隨著氣體排出管道。

超干空氣法

此方法除水階段和真空干燥法相同，在管道的干燥階段將深度脫水的超干空氣（水露點(diǎn)在-50℃～-70℃）注入管道，吸收管道中的殘水使管道干燥。2）輸氣管道干燥方法的選擇干燥劑法對幾百公里或更長的作業(yè)段施工比較合適。真空干燥法作業(yè)簡單，但不能連續(xù)工作，干燥的速度慢，效率低。超干空氣法能連續(xù)作業(yè)，干燥的速度比真空法快。3、運(yùn)行監(jiān)控防止水合物堵塞1）輸氣管道運(yùn)行中氣質(zhì)監(jiān)控輸氣管道的進(jìn)氣口應(yīng)配備氣質(zhì)監(jiān)控儀表，包括微水分析、硫化氫和二氧化碳分析儀等。2）輸氣管道水合物堵塞的處理（1）加強(qiáng)監(jiān)控，預(yù)防水合物堵塞運(yùn)行中若發(fā)現(xiàn)天然氣的水露點(diǎn)超標(biāo)，或由水力、熱力參數(shù)分析得出管內(nèi)可能有積水時(shí)，一方面要求供氣方提供天然氣脫水質(zhì)量；另一方面應(yīng)加大輸氣管道清管力度。（2）輸氣管道水合物解堵方法

堵塞段放噴壓降。加入抑制劑，如甲醇、乙二醇、二甘醇、三甘醇等。提高天然氣的溫度。

根據(jù)管道技術(shù)狀況，每年安排10～20天的計(jì)劃檢修，并認(rèn)真組織實(shí)施。對于滑坡地段的埋地管道，檢查其穩(wěn)定性，發(fā)現(xiàn)問題，及時(shí)整治。對于埋地管道出現(xiàn)的浮管段，宜作割管重新埋入地下或作修護(hù)堤處理。作割管重新埋入地下時(shí)，應(yīng)執(zhí)行《輸油輸氣管道線路工程施工及驗(yàn)收規(guī)范》。對大中型河流管道穿越，每年洪水后應(yīng)檢查一次，每2～4年宜進(jìn)行一次水下作業(yè)檢查。檢查內(nèi)容為管道穩(wěn)管狀態(tài)、裸露、懸空、位移及受流水沖刷、剝蝕損壞情況等。發(fā)現(xiàn)問題，及時(shí)整治。施工宜在枯水季節(jié)進(jìn)行。7.4.4輸氣管道維修及動(dòng)火的安全管理

1、維修安全管理

對管道跨越，每2～5年應(yīng)進(jìn)行一次全面檢查、維護(hù)和保養(yǎng)。管道泄漏搶修：

管道穿孔、砂眼、微裂縫泄漏，宜用管卡外堵法搶修處理;管道爆管，必須切斷氣源，作換管搶修處理。管道堵塞搶修：

因雜質(zhì)太多引起管道堵塞，宜采用清管通器方法解堵；因水化物引起管道堵塞，宜采用升溫、降壓、注化學(xué)反應(yīng)劑等方法解堵，并結(jié)合清管器，排出水化物；因清管器堵塞管道，可采取增大壓差、反推、發(fā)第二個(gè)清管器等方法解堵。如不奏效，應(yīng)找準(zhǔn)堵塞位置，切斷氣源，割管取出堵塞物。

通信系統(tǒng)故障的處理

當(dāng)站間通信中斷或與控制中心的聯(lián)絡(luò)中斷時(shí)，可以不影響供氣。此時(shí)現(xiàn)場工作人員需提高警惕、謹(jǐn)慎操作，密切注意運(yùn)行參數(shù)的變化，判------斷輸氣系統(tǒng)的工作是否正常。輸氣正常時(shí)，可按通信中斷前的參數(shù)繼續(xù)運(yùn)行。通信維修人員應(yīng)立即對通信系統(tǒng)進(jìn)行檢查維修。壓氣站故障或氣源故障使輸氣量下降的處理

壓氣站內(nèi)一臺壓縮機(jī)組故障，可啟用備用機(jī)組運(yùn)行。將有故障的機(jī)組與輸氣系統(tǒng)隔離，將機(jī)組及相應(yīng)管道內(nèi)的天然氣放空、清掃，然后進(jìn)行修理。

若整個(gè)壓氣站事故停運(yùn)，應(yīng)將該站與輸氣系統(tǒng)隔離，越站運(yùn)行。根據(jù)該站可能停運(yùn)時(shí)間，對輸氣量的影響大小等情況，通知有關(guān)用戶，做好減少用氣或停氣的準(zhǔn)備。組織維修隊(duì)伍進(jìn)行搶修。

管道維護(hù)搶修工程完畢后，必須按規(guī)定組織現(xiàn)場驗(yàn)收，并建全搶修、驗(yàn)收資料，存檔。管道專職搶修隊(duì)伍應(yīng)訓(xùn)練有素，保持相對穩(wěn)定，并配備相應(yīng)器材、車輛、機(jī)具。

42沒有批準(zhǔn)動(dòng)火票不動(dòng)火；防火措施不落實(shí)不動(dòng)火；防火監(jiān)護(hù)人不到現(xiàn)場不動(dòng)火三不動(dòng)火1332動(dòng)火現(xiàn)場安全要求動(dòng)火現(xiàn)場不許有可燃

氣體泄漏。更換大直徑輸氣管段的安全要求

大于250mm管段,關(guān)閉該管段上、下游的截?cái)嚅y，斷絕氣源;放空管段內(nèi)余氣；更換管段兩端3～5m處開孔放置隔離球，隔離余氣。輸氣站內(nèi)管線維修的安全要求維護(hù)人員應(yīng)熟悉站內(nèi)流程及地下管線分布情況，熟悉所維修設(shè)備的結(jié)構(gòu)、維修方法。

2.嚴(yán)格動(dòng)火管理7.5油氣管道的完整性管理

7.5.1油氣管道完整性管理概述1、管道完整性管道始終處于安全可靠的工作狀態(tài)管道在物理上和功能上是完整的，管道處于受控狀態(tài)管道運(yùn)行商已經(jīng)采取了措施，并將不斷采取行動(dòng)防止事故的發(fā)生管道完整性是與管道的設(shè)計(jì)、施工、運(yùn)行、維護(hù)、檢修和管理的各個(gè)過程密切相關(guān)的2、管道完整性管理內(nèi)容建立完整性管理機(jī)構(gòu)，擬定工作計(jì)劃、工作流程和工作程序文件進(jìn)行管道風(fēng)險(xiǎn)分析，了解事故發(fā)生的可能性和將導(dǎo)致的后果，制定預(yù)防和應(yīng)急措施定期進(jìn)行管道完整性檢測和完整性評價(jià)，了解管道可能發(fā)生事故的原因和部位采取修復(fù)或減輕失效威脅的措施檢查、衡量完整性管理的效果，確定再評價(jià)的周期，持續(xù)不斷地進(jìn)行完整性管理開展培訓(xùn)教育工作，不斷提高管理和操作人員的素質(zhì)3、管道完整性管理的特點(diǎn)時(shí)間完整性

需要從管道規(guī)劃、建設(shè)到運(yùn)行維護(hù)、檢修的全過程實(shí)施完整性管理，它將要貫穿管道整個(gè)壽命，體現(xiàn)了時(shí)間完整性。數(shù)據(jù)完整性

要求從數(shù)據(jù)收集、整合、數(shù)據(jù)庫設(shè)計(jì)、數(shù)據(jù)的管理、升級等環(huán)節(jié)，保證數(shù)據(jù)完整、準(zhǔn)確，為風(fēng)險(xiǎn)評價(jià)、完整性評價(jià)結(jié)果韻準(zhǔn)確、可靠提供重基礎(chǔ)。管理過程完整性

持續(xù)進(jìn)行、定期循環(huán)、不斷改善。要根據(jù)管道的剩余壽命預(yù)測及完整性管理效果評估的結(jié)果，確定再次檢測、評價(jià)的周期，每隔一定時(shí)間后再次循環(huán)上述步驟。還要根據(jù)危險(xiǎn)因素的變化及完整性管理效果測試情況，對管理程序進(jìn)行必要修改，以適應(yīng)管道實(shí)際情況。靈活性

完整性管理的計(jì)劃、方案需要根據(jù)管道實(shí)際條件來制定，不存在適于各種各樣管道的“唯一”的或“最優(yōu)”的方案。7.5.2國外管道完整性管理進(jìn)展制定了相關(guān)的法律、法規(guī)，保證依法實(shí)施油氣管道完整性管理2001年5月，美國49CFR192—195法案，對管道完整性管理提出了新的要求和詳細(xì)的規(guī)定。2002年12月，美國49USC修正案，即“2002—管道安全改進(jìn)法”，強(qiáng)制性要求開展管道完整性管理。多種標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范詳細(xì)地規(guī)定了油氣管道完整性管理的方法和步驟美國國家標(biāo)準(zhǔn)ASMEB31.4《液態(tài)烴和其他液體管道輸送系統(tǒng)》

APIRP1129《保障危險(xiǎn)液體輸送管道完整性》NACERP0102—2002《管道內(nèi)檢測的推薦方法》APISt.1160—2001《危險(xiǎn)液體管道完整性管理體系》ASMEB31.8S—2001《天然氣管道完整性管理體系》長期的風(fēng)險(xiǎn)評價(jià)和風(fēng)險(xiǎn)管理的實(shí)踐為管道完整性管理打下了基礎(chǔ)

在役管道完整性管理是在風(fēng)險(xiǎn)評價(jià)、風(fēng)險(xiǎn)管理的基礎(chǔ)上，增加了管道檢測、完整性評價(jià)、確定檢測周期及效果評審等新內(nèi)容。不斷改進(jìn)的管道缺陷檢測及評價(jià)技術(shù)

管道缺陷檢測為管道完整性評價(jià)提供最直接的依據(jù)，檢測器的研制正在朝著更好的通過能力，更寬的適應(yīng)范圍，更準(zhǔn)確的測量結(jié)果(缺陷特點(diǎn)、幾何尺寸、位置精度)等方向發(fā)展，并努力使測量系統(tǒng)小型化，提高檢測器的可靠性，降低成本。開展油氣管道完整性管理已取得巨大的社會(huì)經(jīng)濟(jì)效益

許多國家實(shí)施管道完整性管理已提高了管道安全水平，節(jié)約了維護(hù)費(fèi)用，取得了很大的社會(huì)經(jīng)濟(jì)效益7.5.3國內(nèi)管道完整性管理進(jìn)展陸續(xù)開展管道在線檢測及外檢測腐蝕管線剩余強(qiáng)度和剩余壽命的研究陜京輸氣管道試行管道完整性管理我國油氣管道完整性管理的差距

我國的管道安全相關(guān)的法律、法規(guī)體系和技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范在系統(tǒng)性、完整性、先進(jìn)性上還有較大差距，還沒有對油氣管道完整性管理的明確要求。

我國目前多應(yīng)用風(fēng)險(xiǎn)評分法來評估管道風(fēng)險(xiǎn)。難以應(yīng)用定量的概率評價(jià)方法。

我們已經(jīng)應(yīng)用漏磁式檢測儀檢測了多條管道的金屬腐蝕損傷，目前在解釋檢測數(shù)據(jù)上還不夠完善，還缺乏對輸氣管道裂紋缺陷檢測的有效手段等。7.5.4完整性評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)與評價(jià)流程完整性評價(jià)流程

完整性評價(jià)流程是一個(gè)不斷循環(huán)更新的過程，且每一步驟在實(shí)施中通常也需多次循環(huán)和重復(fù)，數(shù)據(jù)收集和風(fēng)險(xiǎn)評估階段密切相關(guān)，且可多次交叉進(jìn)行，直至運(yùn)營公司認(rèn)為評估達(dá)到滿意時(shí)為止。完整性評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)體系完整性管理標(biāo)準(zhǔn)管道完整性評估技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)管道完整