长输管道事故类型

长输管道事故类型

长输管道概念

长距离输气管线系统通常由集输管网、燃气净化设备、输气干线、压气站、分输阀室、

分配站（终点调压计量站）、管理维修站、通讯与遥控设备、阴极保护站（或其他电保护装

置）、及管路附件等组成。由气源点采集的燃气，经节流、分离出游离水、油和机械杂质等

后，由集气管进入集气站。从集气站出来的燃气进入处理厂进一步净化后进入起点站，在起

点站中除尘、凋压，计量后送入输气干线，如果燃气的起点压力较低，则应设置压气站升压。

长距高输气管线采用超高压力输气，输送的起点压力一般为L0~2.5Mpa。通常每隔一

段距离设置中间压气站，以便保持长输管线恒定的输气压力。

起点站管道系统

起点站的主要任务是保持输气压力平稳，对燃气压力进行调节，计量燃气的流量，除去

燃气中的液滴与机械杂质。

分输阀室

为保证长距离输送的介质的压力，设计会分段（一般为30KM/座）设置分输阀室，主

要保证输送的压力和截止作用。

分配站管道系统

燃气分配站（门站），设置于长输管线的终端，又称终点调压计量站，是城镇、工业区

分管网的气源站，其主要任务是转输长输管线送来的燃气。燃气在站内进一步除尘，并将压

力调至城市高压环网或用户所需的压力，计量加臭后，送入城镇，工业区的管网。

如何消除长输管道的安全隐患

1、不了解长输管道的危害性

长输管道会从民房、学校、工厂、农田里穿过，如此近距离的接触，危险性不言而喻。

但由于对管道安全技术规范不了解，对输送介质的危害特性不清楚，对天然气泄漏可能导致

的严重后果认识不足，很多人认为这么厚的钢制管道不会出事，也出不了大事。这种安全知

识缺乏，以及思想上的轻视和行为上的麻痹大意，是导致沿线管道安全隐患的根本原因。

2、第三方施工

在管道申请获批后，当地政府可能会相应规划高速公路、成品油管线等工程建设，导致

多个线性工程相互影响，表现为近距离平行布置、交叉穿越和油气管线同沟铺设。由于多个

工程分属于不同的建设单位，现场建造施工又不可能同步进行，加上设计、施工、运行的安

全标准不尽相同等原因，引起安全距离不足、开挖造成管线损伤、施工机具材料对埋地管道

的碾压、爆破，这些危害是造成输气管道安全隐患的主要原因。

3、水工保护

自然因素也是影响管道安全运行的重要原因。雨季、台风等自然因素引起的用水冲刷会

导致水保工程倒塌、管道埋深不足甚至管道裸露。此外，施工工序间隔时间过长，会导致保

护措施相对滞后、施工质量不符合规范要求，成为影响水工保护失效的原因之一。

4、海管周围抛锚取砂

在管线保护区抛锚、停泊的现象时有发生，台风期间大量船舶在湾内避风时情况更为严

重，同时还存在走锚损坏海管的危险；湾内潮差较大，低潮时船舶直接座在海管的风险较大;

保护区取砂、疏浚和倾倒疏浚物等都可能构成管道安全运营的隐患。

5、完整性管理对策

①策略性措施

提请福建省政府出台《福建省石油天然气管道设施保护办法》，为管道完整性管理提供

法律依据；制定管道专项应急预案，报当地政府备案，以便在应急响应时能协调和利用当地

各种资源；建立管道保护专业人员与地方巡线员相结合的工作模式。巡线员现场能解决的问

题就地处理，不能解决的上报公司，公司无法独立解决的提请地方政府协调解决，确保及时

解决发现的安全隐患；与管道沿线各村签订管道附属设施保护协议。

②技术性措施

组织设计、施工、运营单位，对管线进行实地全线安全隐患排查，主要检查设计是否符

合规范、施工单位是否按图施工、变更是否按程序进行，运营操作是否符合公司的模式化管

理要求；对已完工段管道进行定位测绘，并报各地市规划局备案，减少和避免新项目对管线

安全运营的影响。

不仅如此，福建LNG公司还在原设计的基础上，对一期工程全线增加了450个警示牌，

管道标志总数达2700个，平均130m一个，增强了提示和警示效应，对预防和减少事故隐

患起到重要作用。

③施工管理性措施

对管道沿线被损坏的附属设施按计划进行维护，有水保要求的区段进行了水土保护，植

被恢复面积约24.5万m2；加强与福厦高速公路扩建单位的信息沟通，坚持做到事前核实图

纸，事中现场测绘定位并标识管道实际位置进行过程巡查，事后复检的管理办法，避免高速

公路施工对管道造成影响；与中石化成品油管道业主（监理、施工单位）签订福建LNG天然

气管道安全保护协议，管道保护人员及巡线员对施工进行全程监督，避免成品油管道施工对

天然气输气管道造成影响。

④.海管安全管理专项措施

办理湄洲湾海底管道的海域使用权证书，确定合法使用权人的法律地位，便于保护公司

的合法权益。将海管路由提交有关管理部门，提请及忖更新海图，方便船舶识别湾内保护H

标。按导助航的要求，在海管保护区域设置永久性航标及灯桩等导助航设施，方便船舶过往

通行。在海管出入海处设专门的巡视员，掌握海管周围船舶动态，发现危害管道的事件时及

时请海事部门消除危害。加大安全投入，申请专项资金支持海事局配备海事巡逻艇，建设湄

洲湾VTS（船舶交通管制系统），从执法手段和监管方法上提供便利条件，促进海管安全管理。

按海底管道保护范围发布永久性航行通告，正确履行特定的告知义务。配合监管方，加

强对湾内过往、作业船舶的安全管理；提醒湾内船舶注意保护海管；避免海损事故发生纠纷

时,因没有正确履行告知义务可能造成的被动局面。

⑤日常维护及宣传措施

聘请巡线员，每天对管道进行巡检；定制GPS管道巡检系统，对巡线员巡检的时间、

位置、频次进行在线监督。

采取多种形式、多个渠道宣传普及天然气安全知识，提高安全意识。向用户印发《LNG

安全手册》《LNG安全技术说明书》《液化天然气产品标签》；制作管道保护宣传片，在当地

地市电视台及管道沿线各村播放；制作管道保护宣传挂历5000册、《福建省石油天然气管道

设施保护暂行办法》1万册在管道沿线村庄发放；发放如扑克牌等有关管道保护的文化体育

用品。

⑥本质安全性措施

除了设计、施工阶段做好本质安全管理以外，运营期也可采取管道清理、变形检测、腐

蚀检测、阴极保护检测等措施，保证管道完整性管理，实现安全运营目标。

输送的介质一般是石油、天然气等易燃、有毒物质由于其输送距离较长，又往往需要穿越城

乡等人员密集场所，一旦出现事故，无论是经济损失，还是社会影响，都是巨大的因此，正

确辨识的危险、有害因素，是对其实施有效控制的先决条件。

储运设备与设施危险有害因素

（-）管子、管件危险有害因素

目前，国内除公称直径较小（一般为DN150以润的输送管道采用无缝钢管外，其它都

采用螺旋缝埋弧焊钢管这种钢管焊缝长度较长，焊缝产生缺陷的概率高捍缝受力情况复杂，

内壁存在较大的拉应力：并且儿何尺寸不稳定，装配、焊接后易形成错边、棱角等在运行过

程中受压力、热应力等载荷作用，加上管道内部介质和外部土壤的腐蚀，将造成腐蚀或应力

腐蚀、疲劳或腐蚀疲劳等失效弯头等管件受介质冲刷、热胀冷缩产生变形而可能产生事故隐

患。

在运行过程中，管线内外部严重腐蚀：油温或气温突然变化，管线急剧膨胀或收缩；管

线受外力压轧、打击等，都将造成事故。

（二）阀门、法兰、垫片及紧固件危险有害因素

A）材料、压力等级选用或使用错误。

B）制造尺寸、精度等不能满足实际要求。

C）阀门密封失效。

D）自动控制等阀门的控制失灵，手动操作阀门的阀杆锈死或操作困难。

E）管道布置不合理，造成附加应力或出现振动。

F）使用过程中阀门误动作、阀门限位开关失灵、阀门故障等，未按要求进行检验、维

护等。

（三）输油泵、压缩机危险有害因素

往复式输油泵具有效率高、使用前不需要加油、液体黏度对泵的工作性能影响不大等优

点，但常造成液流波动，这种液流脉动作用在管道内形成•种不稳定流状态。当开（关）阀

门或停泵等操作时，这种不稳定液流在管道内产生压力波动，严重时形成水击，造成超压、

管道及设备、设施损坏。

离心式输油泵具有操作简单、液流无波动、工作状况易于调节、易于自动化等优点。但

在泵入口处液体压力过低的情况下，会发生汽蚀现象，表现为泵体产生噪声和振动，严重时

会使泵叶片遭受“剥蚀”，导致扬程下降，效率降低，设备基础螺栓松动及管道与设备连接处

损坏。

离心式压缩机效率低，而且偏离工作点越远，效率越低；当流量降至某一数值时会发生

喘振现象。喘振发生时机组激烈振动，并伴随着异常的吼叫声，管道和仪表也随之振动。严

重的喘振会破坏压缩机的密封，损坏止推轴承，叶轮有可能被打坏，造成严重的事故。

（四）储存设施危险有害因素

A）支撑问题。地上平底储罐或球罐都是支撑在混凝土基础上，如果混凝土基础设计或

建造强度不能满足承重要求，或者是建在不良地质上，在使用过程中将出现混凝土基础不均

匀沉降。这种不均匀沉降将使储罐倾斜，导致平底储罐底板开裂，球罐支座处壳体开裂，连

接管道断裂，引起介质泄漏。

B）地层影响。地下LNG（液化天然气）储存设施基础设计、建造强度不足或处于不良

地质层时，也会造成容器破坏，引起介质泄漏。

C）安全附件。储罐的温度、压力、液位等安全附件或相应控制发生故障、控制失灵。

D）正压保护失效。平底结构的LNG储罐氮气正压保护失效，或真空结构夹层内真空

降低，绝热保温材料吸水失去绝热作用，引起罐内温度、压力急剧升高。

E）保护层失效。LNG储罐的绝热保温材料性能差，在使用一段时间出现老化、变质，

难以起到绝热保温效果。

F）呼吸阀、阻火器失效。油罐的呼吸阀被冻结、阻火器被堵塞，或进出油量过大而超

过呼吸阀的能力时，引起油罐内外压力不平衡，造成胀罐或瘪罐事故。

G）浮顶油罐事故。浮顶油罐在透气阀堵塞、密封设施不良、导向架卡阻、排水阀堵塞

使浮顶积水时，引起浮顶沉船，造成事故。

H）安装缺陷。储罐安装、施工存在装配、焊接缺陷，而使用过程中又疏于检查和管理,

造成事故。

I）腐蚀作用。储罐的罐体在使用过程中遭受到周围环境的大气腐蚀、土壤腐蚀以及介

质腐蚀等，导致罐体厚度减薄及安全性能降低。特别是罐体底板，由于受到介质沉降物及土

壤的腐蚀，加上检验检测困难及底板处介质泄漏后不易及时发现，使之成为安全环节。

J）操作失误。对于活动容积储罐，出气量过多或进气量过多将使储罐抽瘪或将钟罩顶

出水封槽，使气体喷出；所储气体中氧含量过高、水封冻结或缺乏安全装置等会造成火灾。

K）检修事故。检修时，天然气等储罐内介质未完全置换或清理不彻底，以及重新充气

忖未彻底置换干净，都会引起爆炸。

（五）加热炉危险有害因素

A）加热炉结构设计不合理或存在制造缺陷，特别是对于各热胀冷缩部件的设计考虑不

充分，或制造过程中被限制变形，在运行时可能造成开裂或损坏。

B）加热管在加工制造时被损坏，或其与管板焊接存在缺陷，在压力载荷、热载荷或腐

蚀条件下，焊缝及管道缺陷会扩展，直至开裂造成事故。

C）加热炉停运时间较长时，低于露点温度时的水蒸气与积灰中的二氧化硫、三氧化硫

等腐蚀管壁，缩短加热炉的使用寿命甚至管壁穿孔。

D）加热炉都配有低压高能点火装置和自动熄火保护装置，这些联锁控制出现故障，极

易引起事故。

E）加热炉结构不合理、炉管偏流造成炉管局部过热，将炉管烧穿，引起大火。

F）燃料油阀门关闭不严，炉膛内有油气，重新点炉时，未按规定程序进行通风吹扫，

造成加热炉内油气爆炸起火。

G）加热炉操作不当，或发生事故后判断失误，容易造成爆炸事故。

（六）电气设施危险有害因素

A）危险区域分级不准确，防爆电气设施等级确定错误。

B）电气设施防爆性能或等级达不到产品标准要求：电气设施虽然都符合要求，但连接

后，可能整体防爆性能不能满足工况要求；对已具有防爆性能的电气设备、照明设备等进行

改装、维护或修理后未经防爆性能检测就投入使用。

C）电气设备发生短路、漏电或过负荷等故障时，将产生电弧、电火花、高热。

D）电动机使用、维护不良，会引起着火事故，主要原因有：电动机超负荷运行；在检

修时、金属物体等杂物混入电动机或绝缘受损、绕组受潮，以及遇高压电将绝缘击穿等；电

动机各接头处接触不良；三相电动机单相运行；电动机接地不良，电动机外壳可能带电，造

成人员触电伤亡事故。

E）电气线路短路、过载及接触电阻过大都会导致电火花及电弧的产生，从而引发火灾

事故。主要原因有：导线接头不牢固、接触不良，导致发热，引燃导线的可燃物质及周围的

可燃物质；电流超过额定电流值，温度升高，加速导线绝缘材料的老化，甚至损坏，从而造

成短路产生火花或电弧；电气线路因意外情况导致两相相碰而发生短路，产生瞬间放电。

（七）防雷、防静电设施危险有害因素

A）防雷、防静电装置的位置、连接方法不正确。

B）避雷、除静电装置故障；防雷、防静电装置质量差或维护不当。

C）孤立导体（如浮顶）与油罐接触不良，造成静电聚集。

（八）罐车等装运设施危险有害因素

A）罐车未定期检验或“常检查、维护不及时，出现安全附件失效、连接阀门松动、运

行部件疲劳等。

B）输油泵、压缩机等转动机械的轴封失效，装油鹤管或装气快速接头疲劳、老化引起

破损甚至断裂，计量装置失效引起汽车罐车冒顶事故，站区内管线密封连接失效等。

C）站区管理不严，在危险区动火或带入火种，如汽车排气管未带消火装置，使用铁质

工具，违章作业等。

D）调车作业违章溜放、行驶违章等操作。

E）发油台的自控、遥控、计量仪器仪表、阀门等设备未定期检验、维护而产生故障。

F）静电接地不符合要求。

（九）安全附件危险有害因素

A）安全阀、液位计、温度测量仪表、压力表、紧急切断装置等安全附件存在制造质量

问题或出现故障失效。

B）液位、温度、压力、流量等控制硬件设备选型不当、质量存在问题或控制用软件不

适合工艺要求，则有可能造成超压、超温、冒罐、混油、泄漏等事故。

（十）人员及安全管理危险有害因素

违章作业

违章作业包括违章指挥、违章操作、操作错误等。主要表现为：①违章动火；②违章电

操作；③违章开关阀门；④输送泵、压缩机组操作违章；⑤检修、抢修操作违章；⑥违章充

装。

安全管理不规范

主要包括：①安全管理制度不完善；②安全管理资料不详尽或资料遗失；③安全管理法

规的宣传和执行不力；④安全意识。

定期检验困难

主要包括：①检验困难；②检验法规、标准不完善；③检验设备、手段相对落后；④安

全状况评定难度大；⑤检验人员缺乏经验。

3环境危险有害因素辨识

（十一）自然环境危险有害因素

主要包括：①地震；②滑坡、崩塌；③地面沉降；④台风；⑤雷电；⑥低温；⑦洪水。

（十三）社会环境危险有害因素

主要包括：①无意破坏：在管道附近甚至管道上修建公路、房屋、建（构）筑物等设施,

或进行开挖沟渠、打井等作业，造成严重占压埋地管道，增加管道的负荷，破坏了管道的恒

压状态；②有意破坏：盗、扒管道防腐层、仪器仪表、阀门或附属设施，在管道上开孔盗油、

盗气，或者人为蓄意破坏管线设施等。

职业有害因素辨识

噪声

输油泵、压缩机等岗位存在噪声危害。暴露在噪声环境下，听觉的敏感性下降。长期在

噪声环境中工作缺乏防护措施，可引起听觉疲劳。发生听觉疲劳后，如果仍然长期无防护地

在强烈噪声环境中持续工作，听力损失逐渐加重，甚至不能恢复，听觉器官发生器质性病变,

造成噪声性耳聋。噪声还可能并发或加重其它疾病，甚至造成精神错乱。

高温

在高温作业环境下，人体通过呼吸、出汗及体表血管的扩张向外散热。若人体产生热量

大于散热量时，人体产生热蓄积，促使呼吸和心率加快，皮肤表面血管的血流量增加。影响

人体的水盐代谢功能，发生水盐平衡失调；影响循环，使心跳过速，心脏负担加重；影响消

化，出现食欲减退、消化不良以及其它胃肠疾病；影响神经，使人的动作准确性、协调性、

反应速度以及注意力降低；影响泌尿引起肾功能不全，使机体的免疫力降低，抗病能力下降。

一般在气温超过34℃,热辐射强度在6.31J/(CM2?MIN)以上时，就有可能引起中暑。

低温

中国北方地区冬季气温较低，一般在-20℃甚至-30C左右，如果防护措施不当，将造成

低温危害。在生产过程中也存在低温作业。在低温条件下，可以出现痛觉迟钝和嗜睡状态，

人体长期处于低温环境，还会导致循环血量、白细胞、血小板减少、血糖降低、血管痉挛、

营养障碍等。在低温高湿条件下，易引起风湿痛、神经炎以及肢体、面部外露部位的冻伤，

影响人体四肢的操作灵活性。当作业人员接触到设备极低温度部位时，将造成严重的低温冻

伤事故。

长输管道的安全技术措施

一.国内长输管道的安全状况

国内的压力管道安全监察工作起步较晚，安全监察机构，体制建立较迟，从而造成多年

来长输管道一直处于部门各自管理的局面，没有统一的管理，与先进国家相比，国内在标准

法规体系建设、设计技术水平、设备设计性能、施工安装质量、检验检测能力及运行管理水

平等方面存在较大差距。

二.国外长输管道安全管理

国外经济发达国家在长输管道的安全管理上起步较早，目前已形成了较为完善的安全管

理体系。这主要体现在安全管理职责明确，安全管理法规，标准体系完善科学，企业安全管

理行为规范等方面。

三.长输管道系统的简介

长输管道系统是一个复杂的系统工程，涉及上游的气田、输气站场、管道、储气库和

下游的各个用户。任何一处出现问题都将影响整个系统的运行，特别是一旦出现事故不能

向下游正常供气时，将影响到千家万户的正常生活。再加上天然气的易燃易爆及其毒性等特

点，一旦管道系统发生事故，将很容易产生重大火灾事故甚至是爆炸、中毒、污染环境、

人员伤亡等恶性后果，尤其是在人口稠密的地区，往往会造成严重的人员伤亡及重大经济损

失，同时带来非常恶劣的社会及政治影响。

四.储运工艺危险有害因素辨识

a.设计不合理

b.施工质量问题

c.腐蚀失效

d.管道水击

e.疲劳失效

f.储运设备与设施危险有害因素辨识

g.管子、管件危险有害因素

h.施工质量问题

i.腐蚀失效

j.管道水击

k.疲劳失效储运设备与设施危险有害因素辨识

1.管子、管件危险有害因素

往复式输油泵具有效率高、使用前不需要加油、液体黏度对泵的工作性能影

响不大等优点，但常造成液流波动，这种液流脉动作用在管道内形成一种不稳定

流状态。当系统开（关）阀门或停泵等操作时，这种不稳定液流在管道内产生

压力波动，严重时形成水击，造成系统超压、管道及设备、设施损坏。

离心式输油泵具有操作简单、液流无波动、工作状况易于调节、易于自动化

等优点。但在泵入口处液体压力过低的情况下，会发生汽蚀现象，表现为泵体产

生噪声和振动，严重时会使泵叶片遭受“剥蚀”，导致扬程下降，效率降低，设

备基础螺栓松动及管道与设备连接处损坏。

离心式压缩机效率低，而且偏离工作点越远，效率越低；当流量降至某一数

值时会发生喘振现象。喘振发生时机组激烈振动，并伴随着异常的吼叫声，管道

和仪表也随之振动。严重的喘振会破坏压缩机的密封系统，损坏止推轴承，叶轮

有可能被打坏，造成严重的事故。

m.储存设施危险有害因素

A）支撑问题。地上平底储罐或球罐都是支撑在混凝土基础上，如果混凝土

基础设计或建造强度不能满足承重要求，或者是建在不良地质上，在使用过程中

将出现混凝土基础不均匀沉降。这种不均匀沉降将使储罐倾斜，导致平底储罐

底板开裂，球罐支座处壳体开裂，连接管道断裂，引起介质泄漏。

B）地层影响。地下LNG（液化天然气）储存设施基础设计、建造强度不足

或处于不良地质层时，也会造成容器破坏，引起介质泄漏。

C）安全附件。储罐的温度、压力、液位等安全附件或相应控制系统发生故

障。

D）正压保护失效。平底结构的LNG储罐氮气正压保护失效，或真空结构夹

层内真空降低，绝热保温材料吸水失去绝热作用，引起罐内温度、压力急剧升

高。

E）保护层失效。LNG储罐的绝热保温材料性能差，在使用一段时间出现老

化、变质，难以起到绝热保温效果。

F）呼吸阀、阻火器失效。油罐的呼吸阀被冻结、阻火器被堵塞，或进出油

量过大而超过呼吸阀的能力时，引起油罐内外压力不平衡，造成胀罐或瘪罐事

故。

G）浮顶油罐事故。浮顶油罐在透气阀堵塞、密封设施不良、导向架卡阻、

排水阀堵塞使浮顶积水时，引起浮顶沉船，造成事故。

H）安装缺陷。储罐安装、施工存在装配、焊接缺陷，而使用过程中又疏于

检查和管理，造成事故。

I）腐蚀作用。储罐的罐体在使用过程中遭受到周围环境的大气腐蚀、土壤

腐蚀以及介质腐蚀等，导致罐体厚度减薄及安全性能降低。特别是罐体底板，由

于受到介质沉降物及土壤的腐蚀，加上检验检测困难及底板处介质泄漏后不易

及时发现，使之成为安全的薄弱环节。

J）操作失误。对于活动容积储罐，出气量过多或进气量过多将使储罐抽瘪

或将钟罩顶出水封槽，使气体喷出；所储气体中氧含量过高、水封冻结或缺乏

安全装置等会造成火灾。

K）检修事故。检修时，天然气等储罐内介质未完全置换或清理不彻底，以

及重新充气时未彻底置换干净，都会引起爆炸。

D.加热炉危险有害因素

A）加热炉结构设计不合理或存在制造缺陷，特别是对于各热胀冷缩部件的

设计考虑不充分，或制造过程中被限制变形，在运行时可能造成开裂或损坏。

B）加热管在加工制造时被损坏，或其与管板焊接存在缺陷，在压力载荷、

热载荷或腐蚀条件下，焊缝及管道缺陷会扩展，直至开裂造成事故。

C）加热炉停运时间较长时,低于露点温度时的水蒸气与积灰中的二氧化硫、

三氧化硫等腐蚀管壁，缩短加热炉的使用寿命甚至管壁穿孔。

D）加热炉都配有低压高能点火装置和自动熄火保护装置，这些联锁控制系

统出现故障，极易引起事故。

E）加热炉结构不合理、炉管偏流造成炉管局部过热，将炉管烧穿，引起大

火。

F）燃料油阀门关闭不严，炉膛内有油气，重新点炉时，未按规定程序进行

通风吹扫，造成加热炉内油气爆炸起火。

G）加热炉操作不当，或发生事故后判断失误，容易造成爆炸事故。

。.电气设施危险有害因素

A）危险区域分级不准确，防爆电气设施等级确定错误。

B）电气设施防爆性能或等级达不到产品标准要求；电气设施虽然都符合要求，但系统

连接后，可能整体防爆性能不能满足工况要求；对已具有防爆性能的电气设备、照明设备

等进行改装、维护或修理后未经防爆性能检测就投入使用。

C）电气设备发生短路、漏电或过负荷等故障时，将产生电弧、电火花、高热。

D）电动机使用、维护不良，会引起着火事故，主要原因有：电动机超负荷运行；在检

修时，金属物体等杂物混入电动机或绝缘受损、绕组受潮，以及遇高压电将绝缘击穿等；

电动机各接头处接触不良；三相电动机单相运行；电动机接地不良，电动机外壳可能带电，

造成人员触电伤亡事故。

E）电气线路短路、过载及接触电阻过大都会导致电火花及电弧的产生，从而引发火灾

事故。主要原因有：导线接头不牢固、接触不良，导致发热，引燃导线的可燃物质及周围

的可燃物质；电流超过额定电流值，温度升高，加速导线绝缘材料的老化，甚至损坏，从而

造成短路产生火花或电弧；电气线路因意外情况导致两相相碰而发生短路，产生瞬间放电

P.安全附件危险有害因素

B）安全阀、液位计、温度测量仪表、压力表、紧急切断装置等安全附件存

在制造质量问题或出现故障失效。

B）液位、温度、压力、流量等控制系统硬件设备选型不当、质量存在问题

或控制用软件不适合工艺要求，则有可能造成超压、超温、冒罐、混油、泄

漏等事故。

六.管道施工安全技术措施

①管道基础施工安全

（1）施工前应对所用工具、机械等进行详细检查，如有损坏应进行修理或更

换，以保证使用时安全可靠。经常检查沟壁是否有裂缝，支撑有无松动等异常现

象，对查出的不安全问题，应排除后再进行施工。

（2）做好沟槽的放水、排水工作。冬季雨雪后，要做好防滑措施。

（3）沟槽作业时，要戴好安全帽。上下沟槽的立梯应支稳支牢，严禁从撑木

或吊运机械设备等上下沟槽。工间严禁在槽内休息。机械作业时，不得碰撞沟槽

支撑。松动支撑应及时加固。

（4）所有工具、材料不得向沟内投扔和倾倒，应用绳系送或用设备吊运。所

需材料、堆土应距槽边1米以外，并设置土梗拦挡。

（5）对电夯、振动棒、平板振动器等手持电动工具应安装漏电保护器，操作

人员须经培训合格后方可操作。操作时，要戴绝缘手套。严禁非电工人员从事电

工作业。

②管道安装施工安全

（6）施工前，必须对沟边、架空支架得现场通道清理、平整，确保作业道路

通畅。要检查沟壁有无裂缝，支撑有无松动，机具是否安全可靠。

（7）沟槽、高空作业应设坚固立梯，上端帮扎牢固，下端应有防滑措施。作

业人员应戴好安全帽，穿工作服、软底鞋。

（8）高空作业要有防护栏杆或安全网，作业人员按规定系好安全带。材料堆

放平稳，工具放入工具袋内，防止坠落伤人。遇有恶劣天气时，应停止高空作业。

（9）在自然光线不足得作业点或夜间施工时，应设置足够的照明设备。施工

现场有减速的交通警示标志。夜间悬挂警示红灯。施工时，还应有专人管制交通。

（10）沟槽下管和支架管道吊装应有专人指挥，操作人员要听从指挥，熟悉指

挥信号，要精神集中，相互配合，不得擅自离开工作岗位。吊装时，划分的施工

警戒区域应有禁区标志，非施工人员禁止入内。

③管道接口施工安全

操作人员必须戴安全帽，穿工作服，电焊工戴防护面罩及护目镜等。并正确

佩戴个人劳动保护用品。

必须从立梯上下沟槽或支架，梯子脚应当用麻布包扎，并有专人在下面扶住,

防止梯子倾斜和滑倒，开脚梯子之间应用绳索绑牢，防止梯子的两脚滑开。

各种电动机械设备，必须有可靠有效的安全接地、漏电保护装置等，方可开

动使用。

在管道接口前，应检查周围环境是否符合安全要求。如沟槽有无裂缝、撑木、

脚手架是否牢固；接口工作坑尺寸是否符合要求；管子敷设是否符合设计高程、

管子支设是否稳固以及所用工具有无损伤等情况。发现问题及时处理后，方可进

行接口。

④管道附属构筑物与沟渠砌筑施工安全

(11)砌筑前，检查沟壁有无裂缝，支撑有无松动，机具是否安全可靠。对查

出的问题，及时采取加固、修理或更换，以保证施工时的安全。

(12)进入砌筑现场必须戴好安全帽，扣好帽带。并正确使用个人劳动保护用

品。

(13)上下沟槽及脚手架，应设立梯或斜道。立梯、斜道应搭设牢固。严禁作

业人员攀登支撑或乘吊运机械设备上下构造或脚手架。

(14)砌筑时，若地下水位高于基础时，应采取降排水措施，以利于施工安全。

(15)现场运输道路应平整畅通。上、下坡道时，前后车辆应保持一定的安全

距离，且车辆不要装的太满。

(16)往槽内运砖、石、预制板、砂浆等材料时，采用机械吊运时，吊斗下方

严禁站人。吊运应有专人指挥，并严格遵守起重机械的安全技术操作规程。采用

溜槽下料时，溜槽应支设牢稳、密封。上下操作人员应相互配合。严禁将各种砌

筑材料向沟内抛扔。

(17)各种砌体高度超过1.2米时，必须搭设脚手架。脚手架各结构件连接应

牢固可靠，材质符合要求，满足砌筑需要，严禁超载。脚手架搭设满足安全技术

要求。

⑤管道闭水试验施工安全

管道闭水试验漏水时，客井边应设临时行人便桥，以保证灌水及检查渗水量

等工作时的安全。严禁站在井壁上口操作，上下沟槽必须设置立梯、戴上安全帽，

并预先对沟壁的土质、支撑等进行检查如有异常现象应及时排除，以保证闭水试

验过程中的安全。

七.施工中防止燃气燃烧、爆炸及中毒的技术措施

①、防止燃气燃烧、爆炸的措施

可燃气体爆炸的破坏作用在于爆炸时可燃气体的体积迅速膨胀，造成压力急剧增大。一

般情况下，天然气与焦炉煤气爆炸时产生的计算爆炸压力：丙烷为73.5X10,帕，丁烷为93.1

X1(/帕，氢、乙快为161.7X10,帕。当可燃性气体和空气混合物在具有足够大的直径和长

度的管道内爆炸时，压力的增高可达784X1()4帕或更高些。由于爆炸时着火介质有冲击波产

生，使介质的温度、压力和密度急剧增大，增强了破坏作用。防爆的技术措施是根据形成爆

炸的条件来制订的。煤气形成爆炸必须同时具备三个条件：

第一燃气与空气的混合物中煤气的含量在爆炸极限浓度之内；

第二有火种和热源存在；

第三处于封闭容器内，或相当于封闭的容器内。

故施工人员可根据现场条件和具体情况，制定安全措施避免爆炸条件的形成，达到安全施工

目的。其主要的措施有以下几点：

1.在使用钢凿进行凿削带气的铸铁管时(断管、凿削取孔)，为防止火星产生，对锤

击部位应不停地浇水冷却，并用粘土及时涂抹已凿穿的部位。

2.在带气管道(铸铁)上钻孔攻螺纹时宜采用“封闭式的钻孔机”，以防管内煤气大

量外泄。用机械割刀切削断管时不应一次将管壁割穿（指铸铁管），切削缝槽的深度应控制

在剩余1.5~2毫米管壁，待全部切削完成后用钢制扁凿将剩余管壁击穿，避免切割操作中大

量煤气外泄。一旦割穿应迅速用粘土或木枕（锥形）堵塞漏点。

3.凡在带气操作中使用的电动机具应配装防爆电机与防爆按钮。

4.地下金属管道上可能有电流通过（杂散电流、阴极保护装置等），当管道镶接合拢

时存有一定的间隙，此忖管道上的电流通到间隙处会产生火花。所以在切割或连接管道时，

必须将阴极保护装置断开，用导体与断开的管道两顶端连接，连接线的另一端必须接地。

5.对新敷设的燃气管道在尚未换气投产前，应防止煤气渗入管道内。当在带有燃气管

道上接管而停气时，也应采取必要措施，防止空气渗入老管道内形成混合气体。在嵌接三通

管、镶接时应在待接的老管道顶端钻孔并塞入阻气袋以阻挡空气渗入管内。

当完成镶接工程后应连续进行管内混合气体置换工作，直至取样合格为止。如果镶接通

气与置换（放散）相隔的时间过长，带有混合气体的封闭管段将存在爆炸的危险。通气、置

换的基本顺序应为先打开放散阀门，使放散管畅通,然后再拔除镶接点的阻气袋或开启阀门，

借管内燃气的工作压力将管内混合气体有次序地在放散孔排放。如果顺序颠倒，先开启管道

阀门或拔除阻气袋（低压），管内燃气与混合气产生涡流倒灌至已运行的老管道中，其危险

性较大。通气置换操作的现场组织很重要，应预先编制方案，才能确保实施时按照规定的顺

序有条不紊地进行。

6.对已与老管道镶接连通，但又暂不通气的管段，必须在镶接点加装“盲板”隔

离。应该指出，仅仅依靠管道上的阀门隔离是不安全的，因目前使用在燃气管道上的阀

门多为水阀门，气密性较差，而且不能确定已安装在管道上阀门是处于开启还是关闭状

态，容易产生差错。

（1）盲板的选择。盲板选用钢板制成，需要有足够的刚度和强度。钢制盲板的几何

形状见图9-1。直径的计算式为

d=D-（da+10）（1）

式中d——盲板直径（毫米）；

D——法兰盘螺栓孔中心线直径（毫米）；

d”——螺栓孔直径（毫米）。

1—管道；2—盲板

因管内煤气的压力使盲板变形，在拆除时产生困难。必须对盲板的挠度进行校核，并计

算出盲板所需要的最小厚度。计算式如下：

y上(2)

64。

式中y——盲板中心最大挠度（米）；

P——盲板单位面积上所受压力（帕）；

I——管内径（米）；

D——圆形盲板的刚度（牛•米）。

式中E——弹性模数（帕）；

8——盲板厚度（米）；

〃——考虑气流的压缩所采用的系数（取0.3）。

将公式（3）代入公式（2）得到下式：

为便于拆除盲板和在合拢的法兰盘撑开量最小和燃气泄漏最少时抽出盲板，其挠度y不

应超过5毫米。

盲板表面加工精度要求与法兰表面相同。安装前应用煤油渗透检查其严密性。

（2）盲板的安装和拆除方法（见图9-2）o安装盲板的二片法兰盘间隙应均匀，法兰处于同

心位置，插入的盲板也应校正至与法兰同心，然后在盲板两面垫入橡胶石棉圈或石棉线，均

匀地拧紧螺栓合拢法兰盘［见图9-2（a）］o填料安装错误将导致燃气从盲板边缘渗入空管

道中而不被察觉［见图9-2（b）］。

盲板的拆除一般在带有煤气情况下进行，施工难度高，必须按照下列顺序进行：

第一，按图见图9-2（a）所示预先在待拆除盲板的法兰盘两边管道上焊接钢支撑架。支

撑架成对，位于与管轴线平行的同一直线上，支撑平面应与管轴线相垂直。当管径W6200

毫米时可对称焊接二组支撑架，管径〉4200毫米时应焊接三组或多组支撑架于均布位置。每

组支撑架的间距应等于千斤顶最初的长度。

图9-2盲板的安装和拆除操作示意图

（a）盲板垫圈安装正确：（b）盲板垫圈安装不正确；

（c）钢管法兰盲板去除撑开图：（d）法兰垫圈安装通气图

1一无燃气的管道；2—焊接支撑角铁；3一千斤顶；4—法兰接口；5一盲板;

6一带燃气的管道；7—橡胶石棉圈；8一垫圈

第二，拆除盲板时应先将法兰盘紧固螺栓全部拧松，将位于法兰盘水平轴线以上的螺栓

拆除，轴线以下的螺栓保留。然后再用绳索将盲板渐渐地向上抽出，最后垫入橡胶石棉圈，

并将拆下的螺栓复位，均匀地全部拧紧合拢法兰盘。

工程中常常遇到法兰两端连接管道处于无伸缩状态,对由于拆除盲板后所出现的空隙合

拢发生困难。针对这种情况，必须事先制作成厚度与盲板相同的钢制垫圈，在抽出盲板后插

入法兰盘间，并在两面加填料将法兰盘合拢，见图9-2（c）o

7.在带气钢管上焊接时，为防止管内混合气体引炸，必须保持196~588帕压力，并派

专人监察方可操作。需要切割（断管或割孔）时忌用气割方法，因气割时氧和乙焕的混合气

流的压力达到49X104帕左右，势必导致过剩氧气渗入管内与燃气混合成爆炸性气体，被气

割火苗引爆，造成管内爆炸的危险。应采用机械切削的方法较为安全。对于要求不高的切割

而可以采用电焊条冲割的方法，因电焊条冲割时无压力气流产生，仅仅引燃从管内外泄的燃

气呈扩散式燃烧，管内没有混入空气（氧气），故不会引入管内燃爆。施工中选用较小直径

的焊条（小3.2~4）4毫米），较大的电流（250-300安），切割厚度为8~10毫米的钢管是适

宜的。操作时应及时将割穿缝隙处的火苗扑灭并堵塞泄漏点后再继续切割。该方法的缺点是

切割线条不够整齐。

8.为了保持带气施工现场的空气流通，采用鼓风机强制通风，及时将管内泄漏燃气扩散。

9.夜间带气操作时，照明灯具散发的热量使温度高于燃气着火温度时亦会引燃。施工

照明常用的碘鸨灯所散发热量使温度高达1000℃以上，而燃气的着火温度仅为600℃左右，

故在带气操作时不宜采用碘铛灯，而应选用散发热量使照明处温度低于600℃的聚光灯为宜。

10.制止外来火种引入带气施工现场。除禁止吸烟者靠近施工点外，还有机动车辆发动

时排气管出现火星，电车行驶时架空线摩擦产生火花坠落至带气沟内等因素均能引燃。所以

对带气操作点应相应建立以泄漏点为中心、半径为20米以上的圆周为施工安全区，并指派

专人监护，禁止火种入内。

当带气操作点上空有电车架空电缆线时,应设隔离棚于正上方，防止摩擦火星坠落沟内。

对施工点靠近的建筑物，应事先逐一检查是否有明火，并通知居民或厂矿有关人员在带气操

作的时间禁止火种接近。

②、施工现场紧急灭火的方法

当施工现场煤气着火，特别是中压燃气管道破裂后泄出燃气着火燃烧后火焰很高，一般

情况下难以用灭火机及消防器材扑灭，故应采取必要措施，控制和扑灭火焰，以防事态扩大。

（-）低压地下管着火熄灭方法

1.用压力大于68X1（/帕的高速水流、高速蒸气或惰性气体的气流喷射火焰，可取得良

好的灭火效果。

2.用施工现场的泥土（有条件的最好为黄砂）迅速地回填覆盖已着火管道沟槽，隔绝空

气达到灭火的目的。此方法适用较小沟槽。

3.当采用上述方法均无法扑灭火焰时，可在着火点两端管段寻找最近的聚水井，往水井

杆内灌水，当水井内充满水后水封将气源隔离。

火苗扑灭后再用木塞、湿布或粘土等封口。灭火方法参见图9-3（b）。

（二）中压地下管着火熄灭方法

对于燃气泄漏着火点较小时，可采用低压管熄灭方法处理。但对泄漏点较大无法处理时

应立即关闭着火管段的两边阀门，但是不得全部关闭，因阀门关闭后，燃烧火苗将会延伸至

管内可能导致爆炸；故应将阀门逐步关闭并控制管内压力处于正压（不低于300帕），再采

取上述方法灭火。现场处理时可观察燃烧火苗，当处于明显减小时即可。

（三）屋内管着火的处理方法

屋内管道的压力一般不高，着火点较小时可用湿揩布扑灭。当泄漏着火点较大时可将进

户立管顶部三通管的管塞拆除，用湿揩布塞入三通管下部管内，即可断绝进入屋内的气源。

③、防止施工人员燃气中毒的措施

防止施工人员在操作时燃气中毒的根本办法是杜绝施工现场的燃气渗漏。当难以做到完

全杜绝渗漏时亦应采取有效的阻气措施，尽量减少燃气的外渗，同时保持施工现场的空气流

通，施工操作人员必须戴上防毒面具和防护用具。防毒面具分过滤式和隔离式两种：

图9-3现场紧急灭火方法示意图

（a）屋内管灭火；（b）地下管灭火

1—关闭出气旋塞；2一阻塞屋外进气三通管；3一灌水处：4—聚水井：

5—水封位；6一着火漏点；7—关闭阀闸；8—输气管道；9—关闭气源

1.过滤式有毒气体通过吸附剂的吸附作用，除去有害的一氧化碳，而使人体不致中毒。

2.隔离式使操作人员与施工点的有毒气体完全隔离，通过其他途径供给操作人员新鲜

的空气。在燃气施工维修中，一般不使用过滤式防毒面具，因为它的可靠性差，并且在被燃

气污染的空气中使用过滤式会发生氧气量不够、呼吸不正常。

八.安全检查包括哪几个方面

1.涉及安全环节的安全监察

2.管道元件建造质量的安全监察

3.安装环节的安全监察

4.管道运行（使用）的安全监察

5.长输管道检验的安全监察

6.修理、改造的安全监察

国外油气管道公司都设立了安全管理机构，配备了先进的安全保护设施和高

素质的安全管理人员，并经常对从事油气运行和操作的人员开展、技能教育和培

训使他们具有较高的技术水平和安全意识，管道沿线建立了各种明显的标识，定

期开展各种形式的安全检查，消除各种事故隐患，特别是公司非常注重安全技术

措施和计划的落实以及劳动者职业健康和安全工作。另外，其他公司在施工中，

度管道的辨识和保护意思也非常强。

长输管道的安全管理

国内长距离输送油、气管道的规划和建设均由国务院有关部门进行审查和批准。中石油

天然气集团公司、中国石油化工集团公司和中国海洋石油总公司等集团均设有专门的管道管

理企业，负责油气管道的运行和管理工作。

目前，国内管道企业主要有：中石油所属的中国石油天然气管道局、四川石油局所属的

输气处、中石化所属的中国石化管道储运公司、中海油所属的中国石油天然气及发电有限责

任公司、中国石油天然气管道局下设东北石油管道局、西北管道建设指挥部、北京天然气集

输公司、中原输气公司、塔里木输油气股份公司、秦皇岛输油公司、北京输油公司等输油气

单位，管理着遍布13各省（市）的输油气管道。中石油集团四川石油管理局下设的输气处,

管理着四川盆地内的天然气管道。中国石化管道储运公司下设输油管理处，管理着全国各地

的输油管道。另外，还有部分分散在全国的长输管道隶属于电力、化工、公用事业等行业。

长距离输油管道系统具有点多、线长、分散、连续和单一的输送特点，为确保长距离输

油管道的安全运行，必须加强安全管理。输油站队作为输油管道的心脏，安全工作极其重要，

因此必须建立健全管理机构，建立健全各生产岗位的安全操作规程和安全责任制，并确保贯

彻执行。各输油工艺岗位的操作人员和各级工作人员必须熟悉自己负责范围内的工作职责和

安全责任，严格按操作规程办事，保证输油管道安全、平稳地运行。

1、居安思危，警钟长鸣，坚持把安全工作作为输油生产的头等大事常抓不懈

安全工作是输油站队的生命线，要始终把安全工作放在一切工作的首位。必须用坚强的

领导抓安全，用完善的制度保安全，用科学的方法管安全，用经常的教育促安全。

第一健全安全组织，安全管理网络化。在认真落实“一岗一责制”的同时，确保站队安

全管理网络高效运行，明确站长是安全第一负责人，书记是安全保证人，安全员是安全责任

人，站设一名专职安全员，各班组设有兼职安全员，安全指标层层分解，安全承包做到“横

向到边，纵向到底。”站队要每月召开一次安全会议，研究生产中的安全问题，学习传达上

级安全工作的指示精神，具体布置安排近期的安全工作，做到事无巨细，事事有人管。

第二强化全员意识，安全教育制度化。坚持每周次生产安全会，每月一次职工大会，

要以安全为主题，强调安全工作的重要性，通过兴趣事例、进道理，把上级安全工作方针;

政策传达给职工，让职工知道应该怎样做，使大家真正体验到安全的重要性，做到居安思危，

警钟长鸣。与此同时，认真做好安全三级教育，对新调入和转岗职工认真组织进行站队和班

组的安全教育，让他们掌握新岗位的安全规范和消防技能，考核合格后再上岗。从而保证了

安全教育的效果。

第三逐步完善规章制度，安全制度系统化。在认真落实上级各项安全制度的同时，还就

从本站队生产实际出发，制定适合自己需要的一系列安全制度。如《干部值班制度》《上下

班签到制度》《车辆派遣制度》《安全教育管理制度》《环保工作执行制度》等，使全站安全

工作做到有章可循。

第四根据不同季节开展活动，安全活动经常化。要本着围绕安全、突出重点、学会要领、

重在参与的原则，经常开展各种行之有效的安全活动。每一季度，可以针对各生产特点，开

展一系列的活动。第二季度，结合“安全月”和夏季“四防”工作，开展安全宣传教育、知

识竞赛、职工安全合理化建议、防汛抢险演习等活动。第三季度，重点放在秋季防火、冬防

保温工作上。第四季度，结合车辆管理、设备保养、检查等开展活动。

第五加大隐患整治力度，安全技措规范化。“隐患险于明火，防范胜于救灾”，为及时发

现安全隐患，站队要每周定期对各班组和各岗位进行检查,并现场研究落实整改方案和措施。

对查出的问题要认真记录、列表汇总，责任到人限期进行整治。对那些影响较大而且容易重

复发生的隐患，必须严格按“四定”原则认真抓好单项整治工作。

第六完成应急预案编制，演练达到全员化。实践证明，制定完善的应对突发事件的应急

预案，是防范事故发生、减少事故损失的重要保障。坚持防患于未然的原则，大力增强应对

风险和突发事件的能力，切实做好应对风险和突发事件的能力，切实做好应对风险和突发事

件的预案准备工作。在认真分析站队可能导致危机事件发生的因素的基础上，切实加强对重

大危险源的监控，制定和完善安全事故应急救援预案系统。在此基础上，坚持预防为主的方

针，按照生产安全事故应急救援预案的要求，组织全体员工认真学习预案的各项内容，熟悉

掌握应急救援职责，事故报告及救援程序、步骤，应采取的措施，做好必需的物资储备，真

正做到事故发生后第一时间到达事故现场，有条不紊地开展应应急救救援工作上。切实做好

与地方政府应急救援体系的衔接，从而用科学完善的防范措施，建好事故防范的“防火墙”。

第七推行HSE管理，使安全工作达到标准化。神州风险管理，坚持“安全第一，预防为

主”的生产方针，将重点要害部位、场所，作为实施风险管理的重点。在施工动火、抢修、

防汛、电气安检等工作中，对容易发生事故的环节都要制定事故预测方案，把“预防为主”

落到实处。

2、围绕设备管理抓运行，保证生产设备始终处于良好状态

设备管理是安全输油的可靠保证。要本着“强化管理、逐级承包、明确责任、按时保

养”的原则，充分发挥职工的枳极性和创造性，从而为完成输油生产任务奠定良好基础。一

是完善各种规程，落实一个“严”字。根据设备操作和维护的有关要求，要制定相应的规程

和制度，比如《输油泵运行与操作规程》《热媒炉运行与操作规程》《电器设备运行与操作规

程》等，并在操作现场分别上墙，同时要组织运行人员进行认真学习，集中培训，经严格考

核合格上岗，确保岗位人员达到了“四懂三会”。二是全面实行承包责任制，落实一个“细”

字。针对设备型号不同，新旧程序各异的实际，要对所有设备进行层层承包。站领导和技术

人员承包到班组，班组长承包到岗位，岗位运行人员承包到每台设备，自上而下形成网络，

保证在管理上不留死角。在此基础上，每月要对设备进行一次检查，具体内容按“清洁、防

腐、润滑、紧固、调整”十字作业要求进行，并逐项打分，结合对班组的全面考核，结果与

奖金挂钩，使各班组自觉形成利益共同体，较好地调动了在设备管理方面的积极性。三是加

强值班巡回检查，落实一个“实”字。为了保证输油设备的正常运行，岗位值班人员按时巡

检，及时、准确、真实地采集运行参数，认真填写报表资料，做到整洁、准确、齐全。四是

加强管线保护力度落实一个“快”字。必须把管线保护工作当作一项政治任务来完成，要配

合《石油和天然管道保护条例》的实施，强化管道安全保护。对管道保护要达到不露管、不

露铁、不失去阴极保护；明管跤越无锈独，里程桩、转角桩、测试桩无缺损，管道阴极保护

无空白，管道绝缘层无损坏，管道防护带无深根植物，管道护坎、护坡无垮塌，管道安全区

无违章构筑物。保护电位的测量每月进行一次，仪器仪表每年标定一次，每年对输油管道干

线进行一次防腐绝缘区检漏工作。另外如果发现有跑油或盗油的迹象，出警必须要快，防止

事故的扩大化。

长输管道管理系统

随着我国经济近年来的飞速发展，能源的开发与供应将是我国经济发展的重心之一。石

油与天然气作为方便与高效的能源，在我国的能源规划中处于不可替代的重要的地位。石油

和天然气的管道运输，作为石油和天然气的主要运输方式，在我国的建设步伐不断加快。开

发管道运行的自动化管理系统，在当前具有相当现实的意义。随着网络和信息技术为主导的

科学技术的飞速发展，人类社会已经进入知识经济时代，企业所面临的社会、经济、生产环

境和客户需求都发生了巨大的变化，企业间的竞争日趋激烈和国际化，市场」成为动态多变

的市场。为了适应复杂多变的市场，企业必须能够根据市场需求的指向和本企业的具体情况

迅速做出相应调整。管理信息系统(MIS)是将信息技术、现代管理技术及先进的控制技术

相结合，是提高企业的管理水平、增强信息化水平、节约企、也运营成本、提高企业的工作效

率、增强企业市场竞争力的系统化技术。

SCADA系统

SCADA系统作为石油和天然气管道运行的监测和控制体系，在我国管道自动化领域中的

应用越来越多，极大地提高了管道运行的自动化，保证了管道安全、可靠、平稳的运行。伴

随着SCADA系统在管道运行应用上的日益普及，产生了对管道运行管理自动化的需求。与此

同时，它的普及，又为管道运行管理的自动化提供了硬件体系和低层运行自动化的基础，为

管道运行管理信息系统在工程上的应用提供了广阔的市场和网络体系的支持。本项目所开发

的MIS系统，与正在研制的管道模拟仿真软件、SCADA系统三者相结合，构成了管道网络运

行的自动化控制与管理的综合体系。三者通过统一数据库访问和所定义的统一接口规范，进

行内部数据的交互和共享、功能模块的调用，实现了各自基本功能的拓展。在实际的应用过

程中，MIS系统既可以和管道仿真软件、SCADA系统共同使用，同时又可以作为一个完善的

管理系统独立使用。

MIS系统

管线设备管理、生产运营维护、文档资料管理，读取SCADA系统实时监控数据和仿真系统数

据进行统计分析；实现企业资源的优化配置和管理，提高企业运行效率。

仿真系统

实时读取SCADA系统数据，在线模拟分析全线工况参数，根据仿真结果向SCADA发送控制指

令；离线仿真做为培训资料，提高生产运营时的操作效率。

SCADA系统

实时监控全线工况数据，接收仿真系统控制指令；实现管道传输自动化控制

功能简介：

根据长输管道的特点，进行长输管道管理信息系统的功能和用户管理模式的设计，采

用Internet技术建立各个点之间的信息交流通道，完成信息交流和管理的任务，开发出应

用简便、功能齐全高度继承的应用软件，使之同监控与数据采集系统融为一体。包括：

J设备信息管理J维护管理系统JQHSE文档管理系统J地理信息系统J管道运行系统

J成本控制系统J生产调度系统J资产管理系统J风险管理系统

运用了先进的GIS技术，结合底层实时监控(SupervisoryControlAndData

Acquisition,简称SCADA)系统，在对管道设施和运行状态进行调查、测量、监控和数字

化的基础上，建立的管道设施数据收集系统，实时数据和综合信息分析能力及多种数字模型

拟合功能，最终将全面建成为一个具有中央信息查询、分布式的数据输入和采集、分层数据

传输、辅助决策支持的综合信息系统。

长输管道是国家重要的能源输送动脉。在管理过程中稍有不慎或其他原因，都有可能给

管道留下事故隐患，或导致泄漏、火灾、爆炸等事故，给国家和企业造成重大的经济损失。

因此，我们必须应用科学合理的方法，加强管理，防止和消除事故的发生，从而确保安全平

衡地输油。

天然气的长输管道安全管理

随着天然气在国内的快速发展及广泛应用，天然气在我国一次性能源消费比重已达到

5%,走进了千家万户，在国民经济中占有重要的地位。由于长输管道覆盖的地理空间跨度

大，生产时效性很强，要求连续运行，确保安全至关重要，而且强调各生产环节的分工与协

作，同时追求整个系统的有效运转，因此要求集中统一管理。调度控制中心作为全线生产运

行的控制管理核心，不再是单一的负责气量的调配和人员的协调，还需进行设备运行状况的

实时监测、大型设施的远程操作和生产状况的动态分析，提高对突发事件快速准确地处理能

力。伴随管网的复杂化和压缩机等大型能耗设施的增多，通过模拟优化管网输送方案，建立

功能完善的调度管理体系，保证长输管网安全可靠运行，确保企业效益的最大化。

一、天然气长输管道的特点

长输管道是天然气长距离连续运输所依附的系统，其不需要常规的运输工具和设备，即

可迅速、有效、大规模的将天然气运输到目的地，天然气长输管道输配系统已由单气源、单

管不加压的输送方式演变为多气源、多管、多个加压站输送，生产运行工艺更加复杂。天然

气的产供销是由采气、净化、输气和供气等环节组成的，长输管道作为这个系统的中间环节，

必须协调好上下游的关系，因此操作管理更为复杂，而且担负一城市或地区的供气任务，涉

及国计民生和千家万户，一旦发生事故将造成很大的经济损失和社会影响，因此必须保证其

安全平稳、连续可靠运行。

二、天然气长输管道企业的运营模式

天然气长输管道企业管网管理主要是围绕从气源、净化厂经过输配管网、城市燃气管网

最终到用户的生产链而进行的。由于目前产气企业和供气企业、长输管网及城市燃气管网大

都分开管理。天然气长输企业的管网管理运行主要是由生产调度管理、管网管理和办公管理

组成。管网管理主要是实现输配气管网的信息管理，即管网的新建、维护和改造，以及供气

用户的管理；办公管理主要是针对公司经营、财务、人事等管理。而生产调度管理作为企业

管理的一部分，在天然气长输管道运行企业中有着非常重要的作用，在此我们主要探讨天然

气长输管道的调度运行管理。

三、天然气调度管理作用及要求

天然气生产调度工作就是根据阶段性的生产特点，在组织实施过程中按照企业的销售计

划，随时掌握上下游用户的动态变化，集中控制关键和主要环节，协调平衡上、中、下游资

源，达到衔接一致，保证管道安全平稳运行，满足下游用户的用气需求。

为了达到调度的组织、指挥、控制、协调作用，天然气调度必须全面地、动态地、及时

地掌握生产运行各方面情况，系统地、合理地、动态地控制和协调生产运行的各环节，达