重点长输管道、企业及已发现的油气管道安全隐患

关键词： 敷设 长输 管道 施工

重点长输管道、企业及已发现的油气管道安全隐患（精选3篇）

篇1：重点长输管道、企业及已发现的油气管道安全隐患

附件1

重点长输管道、企业及已发现的油气管道安全隐患

一、重点长输管道

中石化管道储运分公司武汉输油处仪长线（途经黄冈、黄石、鄂州、武汉、咸宁）；

中石化管道储运分公司襄阳输油处魏荆线（途经襄阳、荆门）；

中石化管道储运分公司荆门输油处洪荆线（途经洪湖、荆州）；

中国石油西气东输管道分公司西气东输二线（途经十堰、襄阳、随州、孝感、黄冈、武汉）；

中国石油化工股份有限公司天然气川气东送管线（途经恩施、宜昌、荆州、潜江、仙桃、武汉、黄冈）；

湖北省天然气公司武赤线（途经武汉、咸宁）、黄麻线（途经武汉、麻城）、黄大线（途经黄冈、鄂州）、孝潜线（孝感、仙桃、潜江、天门）、荆石线（途经荆州、石首）。

二、重点企业

中国石化集团江汉石油管理局；

中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司； 中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司松滋采油厂；

中国石化江汉油田分公司采气厂（利川）； 中国石油化工股份有限公司武汉分公司； 中国石油化工股份有限公司荆门分公司； 中国石化销售有限公司华中分公司武汉油库； 中石化湖北武汉石油分公司阳逻油库； 中石油西北销售武汉油库； 中石化西塞山油库； 中石化襄阳余家湖油库； 中石油襄阳油库； 中石油荆州油库； 中石化荆州柳林洲油库；

中石化湖北宜昌石油分公司王家河油库； 中石油湖北销售分公司宜昌油库； 中石化十堰石油分公司白浪油库； 中石化孝感车站油库； 中石化荆门东宝山油库； 中石化鄂城油库；

中石化黄冈分公司兰溪油库； 中石化黄冈分公司武穴油库； 中石油咸宁油库； 中石化随州东风油库； 中石化广水油库； 中石化巴东油库； 中石化仙桃杜台油库； 金澳科技化工有限公司。

三、已发现的油气管道安全隐患

中国石油化工股份有限公司武汉分公司厂内至码头成品油和原油管道与周边居民区安全防护距离不足；

华南蓝天航空油料有限公司湖北分公司武汉天河机场航空煤油输送管线两处建筑物占压；

中国石油天然气集团公司兰郑长成品油管道鄂州葛店开发区段与建筑物安全防护距离不足；

中国石化销售有限公司华中分公司荆门至荆州成品油管道沙市区柳垸二路建筑物占压；

中石化荆门输油处输油管线沙洋县内建筑物占压； 中石化襄阳输油处魏荆线与襄新大道改造工程交叉占压；

省天然气公司黄麻线与麻竹高速交叉占压。

附件2

分类检查重点内容

一、油气管道重点检查内容 1.原油、成品油、天然气管道享有所有权或者运行管理权的单位(以下简称管道单位)是否建立和完善管道安全管理制度，明确责任单位，落实管理责任。

2.管道单位是否按照有关国家标准、行业标准和技术规范对管道进行安全检查及定期检测、维护，对安全检查中发现的事故隐患是否及时排除。

3.管道单位是否按照规定制定本单位管道事故应急预案，配备相应的应急救援人员和设备物资，定期组织应急演练。

4.管道是否设置明显标志；管道单位是否建立、健全管道巡护制度，配备专人进行日常巡护；管道的专用设施、永工防护设施、专用隧道等附属设施不得用于其他用途；是否建立和实施工业动火、进入受限空间作业、高处作业等危险作业许可制度。

5.管道运行中是否存在埋地管道上方和巡查便道上行驶重型车辆；是否对埋地、地面管道进行占压，在架空管道线路和管桥上行走或者放置重物；是否利用地面管道、架空管道、管架桥等固定其他设施、缆绳、悬挂广告牌、搭建构筑物；是否在管道中心线两侧1000米地域范围内，有采石、采矿、爆破等作业；是否在穿越河流的管道线路中心线两侧500米地域范围内，有抛锚、拖锚、挖沙、采石、水下爆破等作业。

6.管道单位是否对地面开挖作业活动进行了安全监管；管道施工单位在施工前是否制定符合管道安全运行要求的施工作业方案和应急预案；是否对施工作业人员进行管道保护知识教育和培训；是否具有保障安全施工作业的设备、设施。7.管道单位是否对转产、停产、停止使用的管道采取有效措施及时妥善处置。

8.是否按照标准设计安装防雷、防静电设施并检测合格；输油气生产设备、设施是否设置自动保护装置，并定期检测；是否采取有效的防腐绝缘与阴极保护措施，按有关规定对管道进行检测。

9.石油天然气管道截断阀设置和数据采集与监控情况。是否按规定设置线路截断阀，是否设置数据采集与监控系统。

二、油库重点检查内容

1.防泄漏和防腐蚀措施落实情况；防火堤和防火隔堤设置情况；储罐根部阀和紧急切断阀设置和运行情况。

2.仪表监控系统运行管理情况，包括液位、温度、压力监测仪表设置和运行情况，油罐液位超高报警和自动联锁装置设置和运行情况，油罐超低液位自动停泵措施设置和运行情况，可燃、有毒、有害气体泄漏和火灾自动检测及报警系统的配置和运行情况。

3.电气系统的管理情况，现场电气设备的防爆、防静电措施落实情况，应急电源配备情况。

4.消防设施的配备情况以及定期检验和维修情况，紧急状况下防止环境污染措施落实情况。

5.避雷设施的配置及定期检修、检测情况。

6.原油储罐浮顶密封完好情况，一、二次密封之间可燃气体是否超标。

7.相邻石油库防止事故相互影响的措施落实情况。

三、石油炼化企业重点检查内容 1.关键装置、重点部位安全管理情况。2.工艺运行及工艺纪律执行情况。3.巡回检查、交接班等制度落实情况。

4.安全设施的完好与运行情况，尤其是可燃和有毒有害气体泄漏报警系统投入运行情况、紧急停车系统和联锁等系统的有效投用情况。

5.设备设施尤其是大机组的安全运行情况，仪表、电气、公用工程系统的管理及运行情况。

6.危险作业严格执行票证管理情况。7.承包商安全管理情况。

附件3

督查分组

第一组（荆州）

组长：刘旭辉；成员：冯国祥、陆成梁、汪宝坤，专家1名。

第二组（武汉）

组长：舒永健；成员：陈宝荣、刘春华，专家1名。第三组（鄂州、黄冈）

组长：龚效锋；成员：闸源虹、陈松，专家1名。第四组（十堰）

组长：杨爱东；成员：朱维、贾新军，专家1名。第五组（襄阳、随州）

组长：刘奇晓；成员：高杰、刘志华，专家1名。第六组（宜昌）

组长：刘向东；成员：郭玉梅、王劲松，专家1名。第七组（黄石、咸宁）

组长：黄加训 ；成员：刘涛、董泽彬、邓文荣，专家1名。

第八组（恩施）

组长：程跃祥；成员：袁清、刘林军，专家1名。第九组（仙桃、潜江、天门）

组长：司腊元；成员：毛可万、王浩、专家1名。第十组（荆门）

组长：彭富刚；成员：周新元、蒋畅和、黄芳帅、专家1名。

第十一组（孝感、黄冈）

组长：郑应国；成员：胡其瑞、张遵兰、王弘滨、专家1名。

篇2：如何维护油气长输管道的安全运输

一、我国油气管道的安全管理现状

管道泄漏是长输管道平稳运营的重要安全隐患。根据泄漏量的不同, 管道泄漏一般分为小漏、中漏、大漏。小漏亦称砂眼, 泄漏量低于正常输量的3%, 主要是由于管道防腐层被破坏, 管壁在土壤电化学腐蚀作用下出现锈点, 腐蚀逐渐贯穿整个管壁的现象。中漏的泄漏量在正常输量的3%-10%之间。大漏的泄漏量则大于正常输量的10%。在管道运营中, 由于倒错流程、阀门误动作等原因可能使干线超压造成管道泄漏。近年来犯罪分子打孔盗油也成为管道泄漏的主要原因之一。因此, 及时、迅速发现管道泄漏并准确判定泄漏点是管线平稳安全运行的当务之急。

二、管道泄露问题及原因分析

造成问题的主要原因分析如下:

1认识不到位。由于缺少对油气管道运行风险方面的专业知识, 一些地方政府部门没有认识到管道被破坏和占压后果的严重性;沿线群众更是认为管道埋在地下, 在上面干什么都行, 不会有任何危险;有的管道运行企业也由于多年未出过事故, 对解决这些问题的紧迫性认识不足。

2城建与管道建设之间的矛盾。管道建设初期, 管道通过地方的大多是远离城镇的荒芜地方, 但随着城镇建设加快, 一些地方在城镇建设规划中忽略了对管道安全运行的影响;道路、铁路、电力、水利等建设项目越来越多, 与管道建设的矛盾也日益突出。

3管道安全监管的法制和体制有待于进一步完善。《石油天然气管道保护条例》的执法主体不明确, 并与《特种设备安全监察条例》有冲突之处, 与《土地管理法》、《森林法》、《农村土地承包法》等法律法规衔接不够。

4处罚力度不足以起到警示作用。《石油天然气管道保护条例》的处罚力度不够, 不足以对违法犯罪行为起到警示和震慑作用;条例的有关规定不够具体, 缺乏配套的部门规章或国家标准, 如“深根植物”、“大型建筑物”、“大宗物资”的界定标准, 管道铺设的埋深要求等都不甚明确;对执法主体的权力、义务等规定比较笼统, 操作性不强等问题都需要通过法制建设加以解决。

5底数不清、沟通不够。一些管道企业对于集输管线的总量、分布、占压及形成的历史过程等基础情况, 掌握的还不够;管道企业和地方政府间、地方政府相关部门间、管道企业和其他企业间、管道企业内部不同单位间, 以及管道企业和当地群众间等相互联系和沟通不够, 有的甚至从来就没有联系过, 致使出现问题责任界定不清, 工作难度加大。

三、维护管道安全运输的对策建议

实施管道完整性管理并逐步完善, 以提高管道系统安全水平, 是当前面临的紧迫任务。

1加强对管道完整性管理的技术支持力度和监管力度。通过制定新规范, 修订及整合不适应现在情况的原有规范, 或等同采用国外规范等途径, 建立和健全有关管道安全管理的技术规范及管理章程, 使企业在计划、实事、修订完整性管理程序时有法可依, 有章可循。使国家行政职能机构能够依法进行安全监察管理。

2国外多家石油公司的实践表明, 管道在线内监测时获得管道完整性数据最好的来源。但全面实施内检测工艺还存在很多困难。在美国, 目前能进行内检测的管道中80%是液体管道, 大月70%的输气管道不能进行内检测。到2000年11月, 只有总长37%的管道进行了内检测。我国能够或已经进行国内检测的管道比例就更少了。其他的基础工作, 如事故的统计分析, 有关资料及数据库等也不完善。多数情况下, 要进行量化风险评价困难很大。对此可根据不同情况, 分阶段实施不同层次管理。

(1) 在新管道建设过程中, 要认识到管道规划的前期工作及可行性研究阶段对于管道本质安全的重要性, 深入调研和进行多种设计方案比选, 保证推荐的路由、工艺、设备及自控等方案技术经济合理而且安全可靠。

(2) 对近年新建成的大型管道, 在已有设计资料、安全预评价、工程验收安全评价基础上, 及时制定数据收集、基线评价、完整性管理程序的设计并逐步实施, 使其管理逐步达到国际先进水平。

3加强管道安全科研及其成果应用, 提高安全科研水平, 国外风险评价方法及数学模型都是在理论分析和模拟试验的基础上, 通过对大量数据的统计分析, 逐步建立字来的, 并且还在不断完善之中。虽然我们可以借鉴和应用国外的研究成果, 但有关基础数据、评价标准等还必须补充适合我国国情的内容。一方面要将前一阶段对风险评价、可靠性评价、安全评价技术等的研究成果系统化, 逐步用于工程实际。同时需要加强对基础数据的收集、统计和分析, 深化对数据完整性、评价标准等基础工作的研究。如对事故统计, 除了应加强事故上报的要求, 对于原因分析、趋势分析、各种损失的大小和概率、对环境影响、事故率统计等都应有与国际接轨的统计要求。对风险评价中可接受的事故水平、管道相对风险评分等级、管道腐蚀程度划分、维修或更换管段的依据、HCA地区的划分等都应借鉴国外标准并根据我国情况来确定。此外, 引进国外先进技术, 如防止第三方破坏的安全预警系统等, 也对提高安全水平有着重要的作用。

篇3：重点长输管道、企业及已发现的油气管道安全隐患

把油气矿场收集、处理后的原油、天然气输送给用户的管道设施, 称为油气长输管道。油田集输生产中, 一般把直径大于150mm, 油、气输送距离大于100km的管道称为油气长输管道。

一、管道风险分析

1. 第三方破坏

包括人为因素破坏和自然灾害破坏。如管道上方违章施工、在管道上打眼盗油、管道附近土层移动、滑坡等都可能导致管道发生失效。

2. 腐蚀

包括外腐蚀、内腐蚀和应力腐蚀。土壤、阴级保护失效和绝缘涂层老化等均会导致管道外腐蚀;施工安装不当等又会引起应力腐蚀。

3. 操作

包括施工误操作和运行误操作等。在管道投运前, 对施工工人进行岗位培训, 避免造成管道憋压和阀门损坏;运行过程中药严格执行调度指令, 严格操作规程, 避免因输油泵、加热炉故障, 管道输油量达不到设计流量或管道沿程降温过大, 造成凝管、停输。

4. 材料缺陷

包括管材初始缺陷和施工缺陷。初始缺陷是在制造、施工和运输过程中产生的;安装缺陷则是在管段施工过程中形成的。这些缺陷的存在导致管道强度降低。直接影响管道运行的可靠性。

二、安全预防措施

1. 管网设计、安装、验收技术资料齐全

石油、天然气管道的漆色、色环, 流向指示等标志应明显、醒目并符合有关规定。资料中必须有管网平面布置图, 标记完整, 位置准确;石油、天然气管道管理制度健全 (如定期巡回检查制度) , 指定专人, 落实责任, 定期检查, 记录齐全。

2. 管道无严重腐蚀泄漏, 防静电积聚措施可靠

石油、天然气管道应能满足工艺设计参数, 无泄漏 (3点/1000m) , 地下或半地下敷设管道符合有关规程要求, 承压管道必须有足够的强度, 不允许有深度大于2mm以上的点状腐蚀和超过200mm2以上的面状腐蚀。热力管道的保温层应完好无损, 且热补偿装置应符合有关要求。管道外敷防腐绝缘层和阴极保护装置完好。

3. 管道安全防护符合要求, 确保附近设施安全

埋地敷设的原油、稳定轻烃、20℃时饱和蒸气压力小于0.1MPa的天然气凝液、压力小于或等于0.6MPa的油田气管道与居民区、村镇、公共福利设施、工矿企业等的距离不小于10m。管道的支承, 吊架等构件均应牢固合理, 架空敷设管网下方为交通通道时, 应有相应的跨高及悬挂醒目的警示标志;埋地管道的敷设深度符合标准要求, 敷层完整无破损。

4. 管道穿越符合规范要求, 防止产生相互影响

穿越水域、冲沟位置符合线路总走向, 穿越水域、冲沟堤基的管道, 且两岸地面低于河水位时, 设置止水环或阻水墙。穿越铁路、公路时, 避开石方区、高填方区、路堑、道路两侧为同坡向的陡坡地段。地面上的管道应尽量避免与道路、铁路和航道交叉。在不能避免交叉时, 交叉处跨越的高度也应能使行人和车船安全通过。地下的管道一般沿道路敷设, 各种管道之间保持适当的距离, 以便安装和维修;供热管道的表面有保温层, 敷设在地沟或保护管内, 应避免被土压坏和使管子能膨胀移动。

5. 加强管线保温防冻措施减少外力影响风险

对于蒸汽管道、高温管道、低温管道以及有防烫、防冻要求的管道, 需要用保温材料包覆在管道外面, 防止管内热 (冷) 量的损失或产生冻结。对于某些高凝固点的液体管道, 为防止液体太粘或凝固而影响输送, 还需要加热和保温。常用的保温材料有水泥珍珠岩、玻璃棉、岩棉和石棉硅藻土等。当管道种类较多时, 为了便于操作和维修, 在管道表面上涂以规定颜色的油漆, 以资识别。例如, 蒸汽管道用红色, 压缩空气管道用浅蓝色等。

6. 采取各种防腐清洗手段延长管线使用寿命

为防止土壤的侵蚀, 地下金属管道表面应涂防锈漆或焦油、沥青等防腐涂料, 或用浸渍沥青的玻璃布和麻布等包覆。埋在腐蚀性较强的低电阻土壤中的管道须设置阴极保护装置, 防止腐蚀。地面上的钢铁管道为防止大气腐蚀, 多在表面上涂覆以各种防锈漆。种管道在使用前都应清洗干净, 某些管道还应定期清洗内部。为了清洗方便, 在管道上设置有过滤器或吹洗清扫孔。在长距离输送石油和天然气的管道上, 须用清扫器定期清除管内积存的污物, 为此要设置专用的发送和接收清扫器的装置。

7. 加强管线泄漏检测手段减少停输反应时间

为了保证管道安全运行和发生事故时及时制止事故扩大, 除在管道上装设检测控制仪表和安全阀外, 对某些重要管道还采取特殊安全措施, 如在煤气管道和长距离输送石油和天然气的管道上装设事故泄压阀或紧急截断阀。它们在发生灾害性事故时能自动及时地停止输送, 以减少灾害损失。

8. 建立“三防四责”防护体系加强油气泄漏监控

通过建立联合站以上输油泵自动连续远程监控、预警报警和站控停泵防线;敏感区域管线中间截断阀的监控和远程紧急截断防线;敏感水源地、河流等拦油基础设施建设和远程监控防线等“三道防线”和油田公司、厂 (处) 、作业区 (大队) 、基本生产单元“四个责任”层级的油气泄漏防控责任体系, 从而形成了从巡查到管理, 再到地域及重点要害部位的油气泄漏综合防控体系, 达到了“及时发现、快速处置、有效控制”目的。

结束语

由于油气长输管道在国民经济中的重要性, 以及泄露油气造成的极大危害性和环境破坏力, 因此在加强安全预防措施时, 还要加大日常安全管理, 定期演练应急预案, 定期对管道进行检测、维修, 检测、维修记录齐全;有管道事故应急预案, 抢险救援人员和设备配备到位, 定期进行管道事故应急救援演练。

摘要：油气长输管道是气田乃至国家重要的能源运输动脉, 在长输管道的设计、建设、使用、管理过程中, 任一环节出现问题, 都可能对管道的安全运行留下重大的隐患, 轻者造成原油、天然气的泄漏, 重者会造成管道爆管, 引发火灾爆炸事故, 造成严重的设备损害和人员伤亡事故。因此加强对长输管道各个环节的安全风险分析, 采取相应的安全预防措施, 从而确保长输管线的运行安全。