油气管道安全管理

油气管道安全管理1主要内容输油管道的安全管理输气管道的安全管理管道检测技术管道泄漏的检测与监测2一、输油管道的安全管理管道投产的安全措施管道运行安全管理管道的安全保护措施管道维护和抢修的安全措施31.管道投产的安全措施准备工作泵站和加热站的试运投产全线联合试运4（1）准备工作长输管道的试运投产应在全线管道安装、检查合格，所有设备安装调试完毕，通讯、测试系统安全可靠，联络畅通，电力等能源供应和油品产销有保证的基础上进行。投产试运前要做好以下准备工作：组织准备-指挥机构、工作人员技术准备-制定投产方案、操作规程物质准备-燃料油、机具、水源等抢修准备-队伍、装备等。5（2）泵站和加热站的试运投产站内管道试压：站内高、低压管道系统均要进行强度和严密性试压。并应将管段试压和站内整体试压分开，避免因阀门不严影响管道试压稳定要求。各类设备的单体试运：泵机组、加热炉、油罐、消防系统。站内联合试运：联合试运前，先进行各系统的试运。各系统试运完成后，进行全站联合试运。6（3）全线联合试运输油干管的清扫输油管道在站间试压和预热前，必须将管内杂物清扫干净，以免损坏站内设备和影响油品的输送。输油干管多采用输水通球扫线和排出管内空气。输水通球过程中，要注意观察发球泵站的压力和压力变化，记录管道的输水量，用以判断球在管内的运行情况和运行位置。7（3）全线联合试运站间试压站间管道试压用常温水作介质，管道试压采用在一个或两个站间管段静止憋压的方法。试压分强度性试压和严密性试压2个阶段。严密性试压取管道允许的最大工作压力；强度性试压取管道工作压力的1.25倍。试压压力控制，均以泵站出站压力为准，但要求管道最低点的压力不得超过管道出厂的试验压力。对于地形起伏大的管道，站间试压前必须进行分段试压合格，确保处于高点位置管段的承压能力符合设计要求。8（3）全线联合试运管道预热对于加热输送高粘度、高凝固点原油的管道，投油前需采用热水预热方式来提高管道周围的环境温度，使其满足管道输油的温度条件。热水预热方式有2种：短距离管道可采用单向预热，长距离管道可采用正、反输交替输热水预热。目前使用沥青防腐的管道，热水出站温度最高不超过70℃，热水排量根据供水和加热炉的允许热负荷确定。

9（3）全线联合试运热油管道的投油根据投产实践经验，在预热过程中，当前面两、三个站间管段的总传热系数降至3.6W/m2·K，正输水头到达下游加热站的最低温度高于原油凝固点时，管道已具备了投油条件。投油时，一般要求投油排量大于预热时输水排量1倍左右。

油品到达各站后，要严密观察“油头”温度的变化，一旦发现油温接近或低于原油凝固点，应通知上游泵站迅速采取升温、升压措施。

102.管道运行行安全管理主要工艺参数控控制严格执行安全操操作规程输油设备定期检检修与维护做到管理规范和和制度化113.管道的保保护安全措施自然地貌的保护护穿、跨越管段的的保护防腐系统保护管道检测与安全全评价124.管道维护护和抢修的安全全措施建立管道维护抢抢修应急反应系系统制定切实可行的的应急计划预案案采用维护和抢修修的新技术在线带压焊接技技术注剂式带压密封封技术带压粘接修复技技术非开挖修复技术术13凝管事故的处理理高凝固点原油在在管道输送过程程中，有时因输输油流速大幅度度低于正常运行行参数，油品性性质突然变化（（如改变热处理理或化学处理、、输送工艺的交交替过程），正正、反输交替过过程，停输时间间过长等原因，都可可能造成成凝管事事故。凝凝管事故故是管道道最严重重的恶性性事故。。14凝管事故故的处理理管道出现现凝管苗苗头，处处于初凝凝阶段，，可采取取升温加加压的方方法顶挤挤。启动动所有可可以启动动的泵站站和加热热站，在在管道条条件允许许的最高高压力和和最高温温度下，，用升温温加压的的热油（（或其它它低粘、、低凝液液体，如如水）顶顶挤和置置换凝结结冷油。。当在最最高允许许顶挤压压力下管管道流量量仍继续续下降，，应在管管道下游游若干位位置顺序序开孔泄泄流，提提高管内内油温，，排除凝凝管事故故。15凝管事故故的处理理当管道开开孔泄流流后，管管内输量量仍继续续下降，，管道将将进入凝凝结阶段段。对这这种情况况，可采采用在沿沿线干管管上开孔孔，分段段顶挤方方法，排排出管内内凝油。。分段顶顶挤时，，在开孔孔处接加加压泵（（有时用用水泥车车）或风风压机。。顶挤流流体可用用低凝固固点的油油品或其其它介质质，如轻轻柴油、、水或空空气等。。16二、输气气管道的的安全管管理管道事故故的主要要原因管道试运运投产的的安全措措施管道通球球清管的的安全措措施管道运行行的安全全措施171.输输气管道道事故的的主要原原因制管质量量不良：：据资料统统计，某某部门10年中中，因螺螺旋焊缝质量量差的爆爆管事故故占爆管管总数的的82.5%。。管道内、、外腐蚀蚀引起天天然气泄泄漏、爆爆炸：由由H2S引起的管管道内腐腐蚀事故故占很大大比例，，在低洼洼积水处处，特别别在水浸浸线附近近，会产产生快速速的坑点点腐蚀，，腐蚀速速度达每每年8～10mm。181.输输气管道道事故的的主要原原因违反安全全操作规规程：某某输气站站管道投投产时，，清管站站内收发发球筒的的防松楔楔块未上上紧，在在气流冲冲击下逐逐渐松脱脱，高压压气流使使快速盲盲板飞出出，造成成人员伤伤亡。1986年12月，某管管线清管管时，因因夜间能能见度低低，误将将排出的的凝析油油当做污污水，轻轻烃在排排污池中中迅速挥挥发，弥弥漫站区区内，遇遇火源后后起火爆爆炸，酿酿成重大大火灾，，造成多多人伤亡亡。191.输输气管道道事故的的主要原原因外界原因因如洪水水、滑坡坡、地震震或附近近施工等等使管线线遭到破破坏：中青输气气线的涪涪江穿越越段，1978年就因因洪水猛猛烈而冲冲断过。。中开输气气管线1984年投产产，黄河河穿越段段因河水水冲刷使使管道产产生偏移移，1986年年引进定定向钻技技术重新新布设了了新管道道。201.输输气管道道事故的的主要原原因据统计，，美国输输气管道道所发生生的事故故原因，，即各类类事故占占事故总总量的百百分比如如下：管材金属属缺陷和和工厂焊焊缝缺陷陷占18.6%；施工及安安装不合合格占4.1%；违反操作作规程和和安全技技术规程程占48.8%；管道内外外腐蚀占占14.9%；其它原因因占13.6%。212.输气气管道试试运投产产安全措措施投产中，，管道的的天然气气置换是是最危险险的阶段段，由于于管道在在施工中中有可能能遗留下下石块、、焊渣、、铁锈等等物，在在气流冲冲击下与与管壁相相撞可能能产生火火花。此此时管内内充满了了天然气气与空气气的混合合物，若若在爆炸炸极限范范围内，，就会爆爆炸起火火。置换过程程及清扫扫管道放放空时，，大量天天然气排排出管外外，弥漫漫在放空空口附近近，容易易着火爆爆炸。管管道升压压及憋压压过程中中，可能能出现泄泄漏或爆管，，使天然然气大量量外泄等等事故。。222.输输气管道道试运投投产安全全措施天然气置置换过程程中操作作要平稳稳，升压压要缓慢慢，一般般应控制制天然气气的进气气流速或或清管球球的运行行速度不不超过5m/s站内管线线置换时时，起点点压力应应控制在在0.1MPa左右。置换放空空时，根根据情况况适当控控制放空空气量，，先由站站内低点点排污，，用气体报警器测测试排污污点，若若天然气气浓度超标时，改为为高点放放空点放放空。在放空口口附近设设检测点，直至至天然气气中含氧氧量小于于2%时时，才能能结束置置换。232.输输气管道道试运投投产安全全措施输气管道道投产时时常将天天然气置置换与通通球清管管结合进进行，以以减少混混合气体体段。没有清管管设施的的管道和和站内管管网常常常采用放放喷吹扫扫。用天天然气放放喷吹扫扫时，应应首先进进行天然然气置换换，置换换完管内内空气后后，先关关上放空空阀，待待放空区区域的天天然气扩扩散开后后再点火火放喷。。243.通通球清管管的安全全措施通球操作作开启阀阀门要缓缓慢平稳稳，进气气量要稳稳定，待待发球筒筒充压建建立起压压差后，，再开发发球阀。。球速不不要太快快。特别别是通球球与置换管内空空气同时时进行时时，球速速不应超超过5m/s。放空排污污的操作作应平稳稳，放空空排污阀阀不能猛猛开猛关关。要控控制排放放天然气气的流速速在5m/s以内，避避免污水水喷至排排污池外外。若排空天天然气含含量大于于其爆炸炸上限，，放空的的天然气气应点火火烧掉。。253.通球清管的的安全措施当清管球被卡时，，常常增大进气量量，提高球前后的的压差来推球解卡卡。进气升压应缓慢进进行。防止上游管管段超压或因突然然解堵后，球速过快引引起管线、设备振振动而造成破坏。。264.管道运行的安安全措施严格控制管道输送送天然气质量应定期进行清管排除管内的积水和污物定期检查管道的安安全保护设施定期进行管道检测，调查腐蚀程度。要严格管道、设备备受压和泄压保护护设施的管理，防防止因承压能力超限引起的的爆炸。27三、管线检测技术术管外涂层及覆盖层层的检测管线内检测技术281.管外涂层及覆覆盖层的检测涂层指的是为了管管线外表面的防腐腐绝缘而在除锈后后的钢管外表上涂涂上的防腐涂层或或沥青防腐绝缘层层；而覆盖层指的的是为了防止施工工过程中对防腐绝绝缘层的机械损伤伤而外包的防护层层（如混凝土或水水泥砂浆层）。由由于涂层及覆盖层层的损坏，将会带带来因管线外面周周围介质（土壤或或海水）而造成的的腐蚀，故应定期期进行检测。29（1）电位差法使用发射设备，将将一个特殊频率的的近直流信号施加加于管线上（埋地地或海底裸置），，若防腐绝缘涂层层及覆盖层出现破破损时，则破损点点周围即会形成球球形电场，于是通通过两根接地探针针（A字架），即可测得得地表面的电位差差，从而精确地测测定破损点，并可可根据测量的电位位差峰值，定性判判断出破损区域的的大小。采用这种方法时，，可应用德国SEWERIN公司生产的FERRPHON管线检测仪或英国国雷迪公司生产的的PCM-100管线电流测测试仪配合专用的的A字架（探针），进进行测量。30（2）电流信号衰减法其原理是由电子发射射设备将一个特殊殊的近直流信号施施于被测的管线上上，然后，接收设设备即可通过感应应线圈或高灵敏度度的磁力仪，检测测出管线上这一特特殊信号的电流强强度。若管线的涂层及覆覆盖层无破损点，，则信号的电流强强度一般跌落很小小，反之，若管线线的涂层及覆盖层老化或是有有破损点时，则信信号的电流强度一一般均跌落较大。。31（2）电流信号衰减法若将电流信号衰减减法与电位差法结结合使用，则不仅仅能判定破损点，，而且能测定破损损面积的大小。因因为，若破损点的的前后电流强度衰衰减大，且电位差差的峰值大，则可可判定破损面积较较大。32（2）电流信号衰减法应用电流信号衰减减法时，英国雷迪迪公司生产的PCM-100型管线电流流测试仪可以使用用。我国大庆油田采用用电流信号衰减法法与电位差法相结结合的方法，曾测测定过长188km的埋地输油管线，，检测结果：测量量出202处破损损点，判断准确率率达到98％，表表明这种方法是可可行的。检测时，使用的PCM-100型管线电流流测试仪，采用的的信号是128Hz（频率）电流信号，，检测数据分析表明，，此频率信号读数数最稳定，数据重重现性最佳。332.管线内检测测技术管线腐蚀内检测器器工业性应用的主主要类型有：漏磁磁法、超声波法、、涡流法和弹性波波法检测器。在长输管线上被广广泛采用的是漏磁磁法检测器和超声声波法检测器，超超声波检测器现已已解决了液体耦合合问题，可进行天天然气管线检测。。两种类型的检测器器现在都可以检测测管线的腐蚀缺陷陷和裂纹缺陷，相相比而言，超声波波检测器检测费用用高于漏磁检测，，漏磁法检测器应应用更要普遍一些些。34四、管道泄漏的检检测与监测管道泄漏的检测方法管线泄漏的监测系系统检漏系统的评估指指标351.管道泄漏的检测方法直接法（基于硬件件的检测）：直接观察法、检漏漏电缆法、声学方法、负压压波法、光纤检漏漏法。间接法（基于软件件的检测方法）：：质量（或体积））平衡法、流量（（或压力）的突变变法、实时模型法、统计计检漏法。36（1）直接观察法法这种方法最简单的的是请有经验的工工人或经过训练的的动物巡查管线，，通过看、嗅、听听或其它方式来判判断是否发生泄漏漏。近年来，美国国OILTON公司开发出一种机机载红外检漏技术术，它是由直升机机携带一个高精度度的红外摄像机，，沿管线飞行，通通过分析管内输送送介质与周围土壤壤之间的细微温差差，来检查长输管管线是否有泄漏发发生。37（2）检漏电缆法它是通过专用的电电缆来检查泄漏的的方法，一般用于于检查输送液态烃烃类燃料的管线的的泄漏。通常，电电缆与管线平行铺铺设，当泄漏的烃烃类物质渗入电缆缆之后，将会引起起电缆特性的变化化，从而根据这些些变化，来检查出出管线的泄漏。38（3）实时模型法法其工作原理是通过过模型计算得出上上、下游压力、流流量值，将其与实实际测量值进行比比较，从而判断出出泄漏的方法。这这个计算模型是由由一组几个方程式式所建立起来的一一个精确的计算机机管线的实时模型型，它与实际的测测量段管线同步执执行。定时由模型型计算出测量段管管线中流体的压力力、流量值；同时时取管线上一组上上、下游的压力、、流量的实际测量量值。这样，通过过两者比较，即可可准确地确定出管管线泄漏的位置。。能探测出较小的泄泄漏，还能准确定定位。39（4）统计检漏法法由壳牌公司开发出出来的一种不用管管线的实时计算模模型进行检漏的方方法。是利用测量段管线线中流量与压力之之间的关系式。泄泄漏会影响流量与与压力，也会影响管线中流量与与压力的关系。若能根据测量的管管线出口及入口处处的流量、压力测测量值，连续计算算其流量与压力之之间的关系，则即即可利用这个流量量与压力之间关系系的变化，应用序序列概率比试验方方法和模式识别技技术，检测出来这这种变化，确定是是否有泄漏发生。。40（4）统计检漏法法用最小二乘法，确确定出泄漏的位置置。这种方法较之之质量（或体积））平衡法，可以有有效地应用于管线线的运行状况不断断变化的动态；与实时模型法相