管道安全（精选十篇）
管道安全 篇1
管道建设用地与城建规划用地之间的矛盾日趋突出, 更为严重的是, 这一矛盾直接影响到油气管道的运营安全和城市居民的生命安全。根据《城乡规划法》的有关要求, 当油气管道建设需要改变城建规划时, 需要通过听证程序来决定是否允许油气管道通过;油气管道建设规划纳入城建规划后, 油气管道建设用地就属于城建规划用地, 禁止擅自改变用途。
2013年12月5日, 国务院安委会下发了《关于开展油气输送管线等安全专项排查整治的紧急通知》 (安委[2013]9号) 。那么, 如何迅速、彻底地解决管道建设用地与城建规划用地之间的矛盾?
首先, 要按照《石油天然气管道保护法》关于后建服从先建的原则, 加大管道安全防护距离和占压清理力度。对违法修建的危害管道安全的建 (构) 筑物或者其他设施, 要限期拆除;其次, 对于在管道保护距离内已建成的人口密集场所和易燃易爆物品的生产、经营、存储场所, 管道所在地政府要根据当地的实际情况, 有计划、分步骤地进行搬迁、清理并采取必要的防护措施;再次, 需要已建成的管道改建、搬迁或者采取必要的防护措施的, 当地政府要积极地与管道企业进行沟通和协商, 以国家利益和人民利益为重, 摒弃地方保护主义, 适当牺牲部门利益, 合理解决改建和搬迁所涉及的人力物力财力等实际问题。
在油气管道设计过程中, 有一个重要的安全准则叫做强度安全法则 (自身安全原则) 。这也是欧美国家一直采用的设计安全法则。ASME B31.8输气和配气管道系统以及ASME B31.4液态烃和其他液体管线输送系统对强度安全法则做出了详细规定, 利用地区等级系数, 从技术设计层面保证了管道的运营安全, 同时也实现了管道建设运营与城乡建设规划的合理相关。
为了做好城建规划工作, 应该坚持先地下、后地上, 先规划、后建设, 科学编制城市地下管线等规划, 合理安排建设时序, 提高城市基础设施建设的整体性、系统性;为了做好油气管道安全管理和城建规划二者的协调工作, 各城市应该在制定道路年度建设计划时, 要提前告知相关行业主管部门和管线单位。各行业主管部门要指导管线单位, 根据城市道路年度建设计划和地下管线综合规划, 制定各专业管线年度建设计划, 并与城市道路年度建设计划同步实施。
管道安全管理 篇2
管道安全管理
安全是管道的生命，管道的安全运行直接关系到天然气管道企业的经济效益和社会效益，因此安全管理在天然气输送企业中占有十分重要的地位。天然气管道输送企业的安全管理经历了从最初的只重视硬件设施的管理，到重视人在生产中的作用，再到建立HSE体系对整个生产统筹管理的过程。国内天然气管道输送企业建立HSE管理体系是从上世纪90年代中开始的，经过十几年，以HSE管理体系为核心的天然气管道安全管理得到了快速的发展。天然气输送企业HSE管理体系初具规模，并在生产中发挥着越来越重要的作用。本篇重点对天然气管道企业安全管理做一介绍，供读者参考。
第一章 HSE管理体系介绍
HSE是健康（Health），安全（Safety），环境（Environment）管理体系的简称，是将实施健康、安全与环境管理的组织机构、职责、做法、程序、过程和资源等要素有机构成的整体。这些要素通过先进、科学、系统的运行模式有机的融合在一起，相互关联、相互作用，形成动态管理体系。
1.国外HSE体系发展
HSE管理体系最早是在石油化工企业中发展起来的。在人类石油工业发展初期，由于生产技术落后，人类只考虑对自然资源的盲目索取和破坏性开采，而没有从深层次意识到这种生产方式对人类所造成的负面影响。
国际上的几次重大事故对安全工作的深化发展与完善起到了巨大的推动作用。如1987年的瑞士SANDEZ大火，1988年英国北海油田的帕玻尔·阿尔法平台事故，以及1989年的EXXON公司VALDEZ泄油引起了工业界的普遍关注，都深深认识体会到，石油石化作业是高风险的作业，必须更进一步采取有效完善的HSE管理系统，以避免重大事故的发生。
国外有些专家曾这样评述过安全工作的发展过程，60年代以前主要是从安全方向的要求，在装备上不断改善对人们的保护，利用自动化控制手段使工艺流程的保护性能得到完善；70年代以后，注重了对人的行为研究，注重考察人与环境的相互关系；80年代以后，逐渐发展形成了一系列安全管理方法。以壳牌石油公司为例，1985年，首次在石油勘探开发领域中提出了强化安全管理(ENHANCE SAFETY MANAGEMENT)的构想和方法。1986年，在强化安全管理(ESM)基础上，形成手册。接着，在1987年，壳牌公司发布了环境管理指南(ENVIRONMENT MANAGEMENT GUIDELINE)，并于1992年修订再版。1989年，壳牌公司颁发了职业健康管理导则(OHUG)。
由于对HSE危害的管理在原则和效果上彼此相似，在实际过程中，它们三者又有着不可分割的联系，因此需要把健康(H)、安全(S)和环境(E)纳入一个完整的管理体系。1990年后，壳牌制定出自己的安全管理体系(SMS)，并在壳牌集团范围内的海上作业实施“安全状况报告(SAFETY CASE)”。1991年，壳牌公司委员会颁布健康、安全与环境(HSE)方针指南。1991年在荷兰海牙召开了第一届油气勘探、开发的健康、安全、环保国际会议，HSE这一概念逐步为大家所接受。1992年，壳牌石油公司出版的EP92—01100，形成安全管理体系(SMS)。1994年油气开发的安全、环保国际会议在印度尼西亚的雅加达召开。这次会议由SPE发起，并得到IPICA(国际石油工业保护协会)和AAPG(美国石油地质学家协会)的支持，影响面很大，有全球各大石油公司和服务厂商的参与，因此HSE的活动在全球范围内迅速展
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开。1994年7月，壳牌石油公司为勘探开发论坛(E&P FORUM)制定的“健康、安全和环境管理体系导则”正式出版。
1994年9月，壳牌石油公司HSE委员会制定的“健康、安全和环境管理体系”经壳牌石油公司领导管理委员会CMD(COMMITEEOF MANAGING DIRECTORS)批准正式颁发。1995年，壳牌石油公司将英国政府调查报告所提出的SMS和SC(安全状况报告)、EP92—0100出版的安全管理体系、石油作业公司的经验及危害管理的技术融合于一体，采用与ISO 9000和英国标准(BS)5750质量保证体系相一致的原则，充实了健康、安全、环境这三项内容，形成了完整的一体化的HSE管理体系。这是石油石化工业长期以来经验积累的产物。
可以说，HSE管理体系是石油石化工业发展到一定阶段的必然产物，它的形成和发展是石油石化工业多年工作经验积累的成果。HSE作为一个新型的管理体系，得到世界上大多数石油公司的共同认可从而成为它们共同的行为准则。
2． 国内HSE体系的发展
HSE管理体系在国内也是石油石化企业最先建立和发展起来的。1997年中国石油天然气总公司参照国际上ISO/CD14690《石油与天然气工业健康、安全与环境管理体系》，制定了企业标准SY/T 6276-1997《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》、SY/T6280-1997《石油地震队健康、安全与环境管理规范》、SY/T6283-1997《石油天然气钻井健康、安全与环境管理规范》。
1998年原劳动部劳保所和中国劳动保护科学技术学会提出了《职业安全卫生管理体系规范及使用指南》。在此基础上，1999年10月国家经贸委颁布了《职业安全卫生管理体系试行标准》，并下发了在国内开展职业安全卫生管理体系试点工作的通知。为促进职业安全卫生管理体系工作的顺利发展，使职业安全卫生管理体系认证工作更加规范，2000年7月，原国家经贸委成立了全国职业安全卫生管理体系认证指导委员会、全国职业安全卫生管理体系认证机构认可委员会和全国职业安全卫生管理体系审核员注册委员会，组织力量制定了一系列基础性文件。
3． HSE管理体系的特点
3.1 HSE管理体系是三位一体管理体系。H（健康）是指人身体上没有疾病，在心理上保持一种完好的状态；S（安全）是指在劳动生产过程中，努力改善劳动条件、克服不安全因素，使劳动生产在保证劳动者健康、企业财产不受损失、人民生命安全的前提下顺利进行；E（环境）是指与人类密切相关的、影响人类生活和生产活动的各种自然力量或作用的总和，它不仅包括各种自然因素的组合，还包括人类与自然因素间相互形成的生态关系的组合。
3.2 与传统的安全管理模式相比，HSE管理体系根据各种管理活动的内在联系和运行规律，归纳出一系列体系要素，将离散无序的活动置于一个统一有序的整体来考虑，使安全、健康与环境管理体系更便于操作和评价，使各项管理内容更加具体。建立和实施HSE管理体系仿佛是给企业编制一张密不透风的安全防护网，从而消除了由于某个工作环节上的疏忽和遗漏，所造成的各种安全隐患，大大增强了企业本质安全程序，使各类事故的偶然性、随意性和不确定性，通过建立和实施周密性、系统性和科学性的HSE管理体系，降低到最低限度。世界一些知名的石油公司就是把HSE管理文件、资料管理落实到纸上；对HSE的认识和理解牢记在头脑中；使HSE真正成为一种信仰、一种企业文化，全体员工真正在心
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中想念热爱HSE事业。正因为如此，这些企业的安全生产业绩逐年提高，有的公司甚至提出了“无事故、无伤害、无损失”的目标，即所谓“零模式”思想。
3.3 HSE体系是一种事前进行风险分析，确定其自身活动可能发生的危害和后果，从而采取有效的防范手段和控制措施防止其发生，以便减少可能引起的人员伤害、财产损失和环境污染的有效管理模式。它突出强调了事前预防和持续改进，具有高度自我约束、自我完善、自我激励机制，是一种现代化的管理模式，是现代企业制度之一。
4． 天然气管道输送企业HSE管理体系
天然气管道输送是石油工业的重要组成部分，天然气具有易燃、易爆的特点，因此管道输送天然气过程中存在着巨大的风险。“安全是管道的生命”，管道安全、平稳运行是确保企业经济效益和社会效益的必要条件。随着我国天然气管道建设的迅速发展，天然气管道安全越来越得到国家和公众的关注，要求天然气输送企业的安全管理水平必须不断的提高。进入21世纪以来，天然气输送企业越来越认识到原有的安全管理制度已经不能适应新形势的需要，因此HSE管理体系作为一种科学的、系统的安全管理规范被引入到天然气输送企业中。
天然气输送企业HSE体系与其他企业体系一样，包含三个层次的体系文件：管理手册、程序文件、作业文件。这三个层次的体系文件分别从不同的侧面解决企业管理过程中各个环节的工作。“管理手册”是整个管理体系的最高层，它要说明企业的HSE政策、目标及企业在HSE管理方面的控制情况；它要阐述和证实的是企业总体的HSE管理水平，是公司的对外文件，由企业的最高管理者签发，没有实际操作性。天然气输送企业HSE体系“管理手册”常包含如下内容：HSE方针、管理承诺、职责分配表、资源管理、产品实现、监视、测量、分析和改进等。
“程序文件”是用于解决企业内部各部门之间对某一项具体管理内容的基本管理程序，使任何一项管理业务在公司内部都可按文件规定的程序顺利进行。如劳动保护管理是有经营部门、安全技术部门和采购供主部门共同参与的管理活动。各个部门在此项管理中分别承担哪些任务都要在“程序文件”中做明确规定，使任何一项管理业务都能按部门分工形成流水作业程序，这样可消除管理的随意性和不确定性。天然气输送企业HSE体系“程序文件”常包含如下内容：因素识别与评价、目标指标管理、人力资源管理、输气管道运行管理、生产安全管理、天然气计量管理、事故管理、风险削减与控制、应急管理、合同管理、相关方管理等程序。
“作业文件”是由程序文件派生出来的文件，它是就某一专业管理内容，当其涉及的业务性十分强时，需要明确由谁来做，如何做，做到什么程度，这些都需要在相应的“作业文件”中写清楚。天然气输送企业HSE体系“作业文件”常包含如下内容：风险识别、动火作业、锁定管理、消防管理、防火防爆、劳保用品、应急抢修、环境保护、生产调度、输气运行、清管作业、排污放空、计量交接、工艺设备、线路安全、自控仪表、SCADA系统、信息通讯等文件。
企业可以把日常的管理行为通过三个层次文件的形式确定下来，并严格按文件要求认真执行、检查和监督，就会达到管理程序化、作业标准化的目标。
5.HSE管理体系在输气企业的实施
天然气输送企业的特点为点多、线长，人员分散，不易管理；管输天然气易燃、易爆，危险性
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大，给天然气输送企业员工的人身安全带来巨大的隐患。这两点要求天然气企业在生产管理上必须建立严密的制度，实行严细的管理。而HSE体系正是将这些制度与管理规定统一规划、有机结合、协调一致。如果说天然气输送企业的人员是一台机器的零部件，HSE体系就是企业的程序控制器，规定这些零部件按照什么样的规则，什么时候，干什么样的事。这样就很好地解决了上述两个问题：岗位人员的职责清楚了，按照什么样的程序工作清楚了，工作中怎样做清楚了，企业管理者就不必过多地直接参与他们的工作。企业管理者要做的只是评估他们的工作，及时发现程序问题和具体工作方法问题，然后对程序进行修正，对工作方法进行改进，从而达到持续改进的目的。
在企业管理和具体工作中，HSE管理体系强调的是规划P(PLAN)--实施D(DO)--验证C(CHECK)--改进A(ACTION)的循环过程，即常说的“P-D-C-A循环”。对一个企业，P-D-C-A的循环过程主要体现在：企业要定期（每年）设定HSE目标；企业管理者为实现这些目标，为企业各岗位配置合适的人员，给这些人员赋予一定的职责和权利，并在物质上加以支持；通过这些人员工作的实施，达到实现目标的目的；最后对整个过程评价、分析、改进，为下一次循环过程总结经验。对于一项工作，P-D-C-A的循环过程主要体现在：作好计划，如对于一个站场改造作业，就是先要编写好作业施工方案，并经过审批；组织实施，就是准备施工作业机具和人员，进入现场，按照作业方案开始实施；检查验证，在实施过程中不断地检查，对作业方案的优劣进行验证；改进提高，通过本次作业中取得的经验教训，在下次作业中得到改进和提高。
下面以某天然气输送企业HSE体系实施为例对体系在生产中的作用作一简要介绍： 5.1 目标指标的设定
天然气管道输送企业目标指标一般包括以下内容：（1）企业目标：零伤害、零事故、零损失
节能降耗，减少污染物排放（2）企业指标：零职业病
重大爆管、火灾责任事故为零
责任事故死亡率为零
重大交通事故为零
特大环境污染事故为零
为确保企业目标指标的实现，天然气企业下属二级单位的安全生产指标为：
零职业病。
零伤害、零事故、零损失。工艺设备故障率：≤2%。阴保设备故障率：≤2%。电气设备故障率：≤2%。抢修设备故障率：≤2%。自控设备故障率：≤2%。计量设备故障率：≤2%。
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通信设备故障率：≤2%。自控系统年可用率：＞99.5%。通信系统年可用率：＞99.5%。信息系统年可用率：＞99.5%。更改、大修理计划按时完成率：100%。特殊工种持证上岗率：100%。员工安全生产合同签订率：100%。隐患整改率：＞98%。能耗指标完成率：100%。污染物排放达标率：100%。违章建筑物上升率为零。
三桩完好率：＞95%（其中测试桩＞98%）。水工保护设施维护率：100%。阴极保护合格率：100%。应急抢修项目一次合格率：100%。
5.2 资源的配置
为确保企业目标指标的实现，在现场配置生产运行人员负责某一区段管线的安全运行，相应的为这些人员配备生产、生活物资和车辆。如：为确保管道设备完好率，现场配备有资质的设备工程师，并为设备工程师配备阀门维护保养设备、管线测量检测设备等；为确保应急抢修合格率，企业配备自己的抢修队伍，并合理配备各种抢修机具和设备，或与有资质的承包商签定合同负责抢修工作；为确保线路安全，做好水工工程与水害调查，聘用巡线工巡线，做好防汛工作等等。当然这只是企业为实现其目标做的一些工作，其实不论是企业管理者还是企业的普通员工，他们所做的任何工作都是围绕着安全生产开展的，任何人，不论是管人的、还是管物的，他们的目标都是一致的。5.3 组织实施
组织实施的过程就是各岗位人员按照程序做好工作的过程，HSE管理体系作为天然气输送企业最重要的制度，是企业纲领性程序。上面已经谈到，HSE体系文件分三个层次：管理手册、程序文件、作业文件。这三个层次是针对企业内部不同人员编制的工作程序，管理手册规定了企业高层管理人员工作程序；程序文件主要规定了企业机关部门人员的工作程序；作业文件主要规定了基层单位人员的工作程序。当然三个层次的文件对公司任何人员都是有效适用的，管理者如果参与现场的生产活动也要遵守相应的作业程序。一般情况下最基层的工程师和岗位工人，工作时面对的是具体设备和具体的工作，他们需要更加详实的作业步骤来规范自己的行为，确保设备和人身安全。如清管作业、放空作业、排污作业、天然气发电机启停、工艺流程切换等，但作业文件可能规定的不够具体，所以天然气输送企业基层单位需要现场实际情况编制《作业指导书》来补充、细化、完善作业文件，以达到细化程序的目的。如实施放空作业首先要作好放空方案，了解放空点周围地形、地貌，村庄及人员居住情况，周围是否有高压线等。如果放空天然气量较多还要提前通知地方政府或公安部门，并宜选在凌晨
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进行，因为那时车辆和人员活动较少；若放空点离村庄较近（5公里以内）必须提前通知村民，防止因天然气放空噪声对村民造成干扰或使他们产生恐慌。放空时应严格控制放空阀门的开度，防止放空管产生剧烈震动。
可以看到，HSE体系作为天然气管道输送企业纲领性文件可以深入到企业的任何角落，它可以让企业的岗位人员熟悉自己的岗位职责，熟知在什么时候，以什么样的方式，怎么干好自己的工作。企业要为岗位人员提供强大的物质和经济支持，各种工作通过他们扎实有效的实施，确保管道的安全运行。如：在天然气管道动火作业中，必须按照《动火作业管理规定》实施。首先由动火施工单位编制动火施工方案，由现场管理单位与动火施工单位一起组织动火危险分析，按照动火级别上报上级部门审批。审批后，动火施工单位准备施工机具设备，入场施工前，现场管理单位审查施工人员的资质、施工机具设备的安全性。审查通过后，对施工人员进行入场施工安全教育，考核合格方可入场施工。施工前由现场管理单位检查施工安全技术措施是否与方案一致，合格后开具动火票。动火作业应做到组织有力，现场指挥、动火人、防火人、监护人全部到位，要严格按照作业文件和施工方案施工，并作好记录。作业完成后，清理现场，动火单位负责人在动火记录上签字确认，由现场管理单位组织进行动火作业分析和评估，找出本次施工中存在的缺陷，为下次动火提供经验。5.4 评价、分析、改进
企业中每个岗位人员开展的任何工作都是企业整个工作的一部分，每个人都能在工作中不断的总结、分析、提高，整个企业的管理工作也就不断的提高。天然气管道输送技术的不断发展，社会分工的细化也都需要天然气管道输送企业不断的分析总结过去，修正缺陷。通过P-D-C-A循环过程，能够使企业的HSE体系不断的完善，企业的管理水平不断的提高。
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第二章 输气投产安全管理
长距离的输气管道使各个天然气田与城市、工矿企业等用户相连，是天然气输送的大动脉。进入21世纪以来，我国的天然气管道建设进入高潮，先后建成了由涩北经西宁至兰洲(涩宁兰)的天然气管道、西气东输管道、陕京二线输气管道、四川忠县到武汉（忠武线）天然气管道、连接陕京二线与西气东输管道的冀宁联络线等。即将启动的还有川气东送工程、西气东输复线工程、东南沿海天然气管网-工程等。我国还计划在不久的将来建成七个大的区域性管网：东北三省、京津冀鲁晋、苏浙沪豫皖、两湖及江西、西北的新青陕甘宁、西南的川黔渝和东南沿海管网。这七个管网由西气东输、中俄管道连络，将形成与市场需求相匹配的全国性管网，大中城市有 2～3 个气源。这些输气管道对改善我国的能源结构将发挥重大的作用。
输气管道若发生泄漏，极易引起火灾爆炸事故。不但使输气系统破坏，造成生命和财产的重大损失，还会由于突然停止供气，使用气的工矿企业停工停产，造成很大的间接影响和损失。由此可见，输气管道的安全运行与国民经济的发展和城市居民生活息息相关。因此，加强安全管理，保障管道安全运行的意义重大。
本章重点介绍输气管道投产的安全管理。
1.天然气管道的投产过程
陆地天然气管道投产过程如下：
（1）测径、清管。在管道清扫时发送测径清管器，测量管径变形情况。发送清管器扫除管道中的杂物。
（2）试压。对站内管道和站间管道分别进行试压。从安全角度讲，若用空气试压，高压管道(工作压力大于6MPa)中压缩空气的弹性能量很大，一旦发生破裂可能将很长的管道撕裂。由于爆管产生的冲击容易造成强烈的破坏，因此站间管道多采用水试压。
我国输气管道工程设计规范中规定，输气管道试压分为强度试验和整体严密性试验。强度试验时，位于三、四级地区及输气站内的管道应采用水试压，一、二级地区的管道可以采用气体或水试压。严密性试验在强度试验合格后进行，可以用水或气体做试验介质。
注：我国《输气管道工程设计规范》（GB 50251—2003）中规定，地区等级划分按管道中心线两侧各 200 米范围内，任意划分2km长度，并能包括最大聚居户数的若干地段，按划定地段内的户数分为四个等级。即一级地区：15户或以下区段；二级地区：15户以上、100户以下的区段；三级地区：100户以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、发展区，以及不够四级稠密的地区；四级地区：四层及以上楼房（不计地下室层数）普遍集中，交通频繁，地下设施多的地段。
（3）除水、干燥。试压结束后，进行管道排水、扫线，在压缩空气的推动下发送清管器，排除管道中的水，并用泡沫清管器擦除管道中的残水，然后对站间、站内管道进行干燥。
（4）置换、注气投产。在天然气管道投产中，一般情况下先在管道内注入一定量的氮气（根据经验，管道经过平原地区，注入氮气量可为管道容积的5%左右，在山区一般为7%左右）置换空气，再注入天然气置换氮气。用氮气隔离空气和天然气，在管道内不产生空气和天然气混合气体段。以防止气体在 7
管道安全管理
管道内流动时产生静电或气流带动管内残留杂务与管壁碰撞产生火花，引燃混合段内的天然气，产生爆炸。
其中，在试压、清管、测径等阶段的作业过程，天然气管道与输油管道基本相同。除水、干燥施工是天然气管道的特殊要求。
2.输气管道投产前干燥
2.1 输气管道干燥的重要性
输气管道在投产前推荐采用水进行试压，这是最安全的试压方式。但是在清管过程中，很难将管道内的存水全部清理干净。对于几百公里长的管线而言，管道中存水有可能多达数百吨，这是一个绝对不能忽视的问题。管道内液态水的存在会降低天然气的输送能力，还会使天然气的含水量升高，从而导致供气品质下降，影响用户的正常使用。另外，天然气管道中存水还是引发多种事故的隐患：管道中残留的液态水是造成管道腐蚀的主要原因；其次，管道中液态水是形成天然气水合物的必要条件之一；再有，管道中的液态水低温时还会造成管道低洼处的冰堵，管内积水如果形成冰堵，少则影响输气量，严重时会造成停输的重大事故（比如陕京管道一线在1998年就发生过三次冰堵，严重影响正常生产）；同时，管道内的水还对输气管线的阀门有不同程度的损坏，从陕京一线运行的经验，可造成GOV干线截断阀门阀腔内积水，也可造成旁通阀门执行机构的锈蚀，使阀门操作困难。
综上所述，在管道投入运行之前，必须进行除水、干燥处理，使管道内空气露点达到规定的要求。2.2 输气管道干燥的要求
（1）干线输气管道的水露点要求
干燥结束时管道出口空气的水露点不高于-20℃。
检测方法：在干燥管道的出口端，用露点仪连续检测出口空气的水露点，露点连续低于-20℃的时间不小于30分钟时，可认为合格。
（2）站内管道的水露点要求
干燥结束时管道出口空气的水露点不高于-20℃。
检测方法：在干燥管道的出口端，用露点仪连续检测出口空气的水露点，水露点连续低于-20℃的时间不小于10分钟即可。由于站内管道复杂，在干燥时不能留下死角。
输气管道干燥后，即使管内空气的水露点达到-20℃，高压输气管道在冬季低温条件下，仍有达到生成水合物条件的可能。美国和加拿大规定输气管道干燥的标准为水露点低于-40℃，直接用天然气置换空气投产。欧洲的法、德等国规定输气管道干燥的标准为水露点低于-20℃，投产时在空气与天然气之间充入一段氮气作为隔离段，一方面避免了空气与天然气的接触，提高了安全性；另一方面氮气的水露点更低(可低于-70℃)，能进一步干燥管道。2.3 管道干燥的主要方法
（1）干燥剂法
此种方法是用高浓度干燥剂置换管道中的试压水。用多个清管器形成清管器组(俗称清管列车)，在清管器之间充入高浓度的干燥剂(甲醇、乙二醇、二甘醇、三甘醇等)，这些干燥剂也是良好的水合物抑制剂。靠后继介质的压力推动清管列车前进，排除管道中的水，并且用干燥剂置换清管器窜漏的水达到
管道安全管理
干燥的目的，将除水和干燥两个环节一次完成。这种干燥并不是真正意义上的干燥，而是用干燥剂置换了残留在管道中的水，置换完成后在管道的沿线残留少量的干燥剂水溶液，能有效的抑制水合物的生成。有时还将干燥剂制成凝胶置于清管列车的前段和后段，增加清管列车的密封性以提高除水效果。欧洲的ZEE管道和我国的平湖至上海的天然气管道就采用了这种方法。
（2）真空干燥法
此方法有除水和干燥两个阶段。在除水阶段用空气吹扫或发送清管器置换管道中的存水，在干燥阶段采用真空泵从管道的一端抽气，在管道内形成负压使水分蒸发并随着气体排出管道。此方法在崖城13-1气田至香港的输气管道投产中应用。
（3）超干空气法
此方法的除水阶段与真空干燥法相同，在管道的干燥阶段将深度脱水的超干空气(水露点在-50～-70℃)注入管道，吸收管道中的残水使管道干燥。加拿大到美国的联盟管道采用了此方法，中石油在涩宁兰管道的局部管段上用此方法进行过试验，并在西气东输管道、陕京二线等输气管道采用了此方法进行干燥，得到了良好的效果。
（4）输气管道干燥方法的选择
干燥剂法的优点是工期短，在管道中预置干燥剂有利于防止水合物的产生。缺点是干燥剂和凝胶的使用必须达到一定的量，而且收发清管器组和接收凝胶等作业比较复杂，因此对几百公里或更长的作业段施工比较合适。最经济的方案是利用高压天然气，将除水、干燥与投产几个环节连续进行。长距离的海底管道不能分段作业，此方法的优势明显。
真空干燥法和超干空气法的应用有置换和干燥两个阶段。真空干燥法从管道中抽气使水分蒸发到一定程度后让管道吸入干空气，再抽气蒸发、再吸气，多次重复地进行，根据抽出空气的水露点判定管道干燥的效果。此方法作业简单，但不能连续工作，干燥的速度慢，效率低。超干空气法是在管道的一端注入超干空气，在管道的另一端排气，根据排出气体的水露点判定管道的干燥效果。此方法能连续作业，干燥的速度比真空法快。对于陆上管道或干燥段的长度在150km以内，应首选超干空气法。西气东输管道和陕京二线输气管道均采用了超干空气法，分若干作业段进行干燥。2.4 干燥剂法工艺与技术参数（1）清管列车的组成
清管列车由水基凝胶、干燥剂、干燥剂凝胶组成。选用 7 个(或更多)直板式清管器组成清管列车，在前两节车厢内充入水基凝胶，最后两车厢内充入乙二醇基凝胶，中间的车厢内充干燥剂(水合物抑制剂，如甲醇、乙二醇、三甘醇等)。
在凝胶段加清管器有助于形成良好的密封。此方案的用意在于用干燥剂置换管道死角(支管、阀坑等处)的水，并将水合物抑制剂预置在管道中。（2）凝胶和干燥剂的使用量
根据国内外天然气管道干燥施工调研，干燥剂的用量为管道容积的 0.3%～0.5%，其中有内涂层管道用量少，无内涂层的管道用量大。
甲醇对防止水合物的效果最好，价格便宜，但毒性较大，在使用的时候需考虑环保和作业人员的安
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全。选用乙二醇和三甘醇主要考虑是价格的因素。（3）清管列车的运行控制
推动清管列车的动力可以是经过干燥的压缩空气，也可以直接用天然气推动清管列车投产(位于欧洲北海的 ZEE 管道就是如此)。清管列车的运行速度以0.4～1.0m／s为宜。在清管列车运行初期管道内基本是水，摩阻较大，需要的压差大。
随着清管列车的运行，管道中的水越来越少，大量的压缩气体积蓄了较大的能量，需要在适当的时机，停止向管道内供气，靠气体的膨胀继续推动清管列车前进。停止供气的时机需要通过能量平衡计算，否则管道蓄能过多，将在清管末端给管道的出口造成较大的冲击。2.5 超干空气法工艺与技术参数（1）超干空气法干燥工艺
超干空气法干燥工艺主要包括：除水、擦水、注气干燥、封闭惰化管道等过程。
除水是用压缩空气推动清管器排除管道中的水。作业的关键设备是清管器，目前常用的清管器有直板形、皮碗形和球形三种类型。直板形清管器的优点是清污、排水效果最好，可以双向运动；缺点是通过能力较差，如果管道施工质量不佳，容易卡住清管器。清管球的通过能力最强，基本不受管道转弯半径的限制，但窜漏量大、清污、排水效果较差。皮碗清管器的优缺点介于两者之间，在可能的情况下应尽量选择直板形清管器。为了提高排水效果可以采用多个清管器(清管列车)连续清管。
擦水是指擦去管壁上0.1～0.2mm 厚的水膜。除水以后，管道的低洼处仍难免有少量的水聚集，通常发送能吸水的泡沫清管器，在清扫管道的同时擦掉管壁上的水。在擦水的过程中可以连续发送泡沫清管器，并在管道的出口观察泡沫清管器的吸水程度，或通过发球前和收球后对清管器称重，检验擦水的效果。
注气干燥。经过擦水以后，管道内基本不存在积水，管壁上的水膜也大大减薄。这种程度的含水量在管道输气时，仍有可能形成水合物，因此还需要进一步干燥。在管道的一端注入经过干燥的空气，吸收管道中的水分，在管道的另一端检测流出空气的水露点，判断管道中水分的含量。为了加快施工进度，在擦水的过程中也可以同时进行干燥作业。
封闭、惰化管道。管道干燥完成后在正式输气前应保持管道中有 0.1～0.2MPa(表压)的正压，并封闭管道，防止空气中的水分再进入管道。如果有条件也可以向管道内充入氮气惰化管道。（2）管道干燥作业时清管器的速度
用压缩空气推动清管器排水时，清管器的运行速度控制在0.4～1.0m／s为宜，可以采用控制管道出口水流量的方法控制清管器的速度。在擦水阶段，清管器的运行速度应控制在5m／s左右为好，速度过快擦水效果不佳。影响清管器速度的因素有管道施工质量、地形条件、管道存水情况、清管器的类型、清管器的过盈量等，可以通过调整管道进出口压差控制清管器的运行速度。2.6 真空干燥法工艺与技术参数
真空干燥法只是在管道干燥的过程与超干空气法不同。真空干燥过程可以有几个阶段：排气降低阶段、水分蒸发阶段、真空干燥阶段。
抽气至管内压力为使用装置所能承担的最低压强，停止抽气，密闭稳定 24小时，空气的水露点达
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到-20℃时，管道的干燥合格。
3.输气管道的气体置换
新建成的管道经过吹扫、强度及严密性试压及干燥合格，由施工、设计、运行部门共同进行检查、验收合格后，进入投产试运阶段。投产的过程主要是向管道内注入天然气，置换管道内的空气，然后进入天然气试运阶段。
置换投产是输气管道工程建设中的一道重要工作程序。投产中，管道的天然气置换是最危险的阶段，由于管道在施工中有可能遗留下石块、焊渣、铁锈等物，在气流冲击下与管壁相撞可能产生火花。此时管内充满了天然气与空气的混合物，若在爆炸极限范围内，就会爆炸起火。置换过程及清扫管道放空时，大量天然气排出管外，弥漫在放空口附近，容易着火爆炸。
由于天然气与空气混合浓度达到5%～15%的范围时，遇明火会产生燃烧或爆炸，所以应采取措施把天然气与空气隔开。天然气管线投产时要采用惰性气体对输气站及站内管线进行置换，也可以利用干线管道内气体置换输气站的工艺管线及设备。干线管道中气体置换时宜在空气和天然气之间输送一段惰性气体，置换用惰性气体一般选用氮气。氮气或其它惰性气体的隔离长度应保证到达管线末端时，空气不致与天然气混合。
置换作业时，在下游放空置换出的气体，放空口应远离居民点和交通道路；在放空口周围设置半径 300m 的隔离区；在放空口附近设取样点，定时取样化验。
4.输气管道投产的安全
投产过程中，可能出现泄漏或爆管，使天然气大量外泄等事故。故必须制定可行的天然气置换空气的方案和发生事故后应采取的处理措施，投产指挥和操作人员都必须严格执行投产方案中各项安全措施。由于参加投产工作的部门多，人员多，必须加强组织领导，合理分工，密切协作，做好各项准备工作，抓好安全教育，落实安全措施，才能保证投产试运顺利进行。4.1 投产前的准备工作
（1）制定各项安全规章制度。如各工种的以岗位责任制为中心的生产制度、安全操作规程、安全检查路线图、设备保养、维护规程等。
（2）对管道操作员工进行培训，要做到各工种的操作人员熟悉本岗位的工艺流程、操作规程、安全规定及异常事故处理操作方法等。培训后应进行考核，合格者方能上岗操作。
（3）工程全面完工后，要组织质量检查验收。各站场管网、站间管道要清扫，保持畅通；各种设备、仪器仪表安装完毕后要调试合格；全线通信要畅通，同时应有备用通讯方案。
（4）投产领导小组及各专业组的人员要落实，职责分工应明确，保证各部门能在统一指挥下，紧密配合、协同一致地工作。
（5）气源要落实，能满足投产阶段的用气量。配备化验人员及化验分析仪器，定时对气质进行分析，以保证天然气质量达到管道输送的气质要求。
（6）组织好抢修队伍，配备好抢修用的车辆、器材、救护设备及足够的消防器材。（7）制定切合实际情况的投产试运方案，报上级批准后，应向广大员工反复交底。4.2 投产试运的安全措施
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（1）高度重视并认真做好投产前的各项准备工作，为安全投产一次成功奠定基础。
（2）对职工及沿线群众进行安全宣传和教育：要求参加投产的职工做到熟悉各项安全生产制度、岗位安全操作规程；熟悉常见事故处理方法；掌握消防灭火器材的使用方法；对参加投产的操作人员要进行详细的技术交底，并进行投产操作演练，做到岗位明确，职责清楚；向沿线民众做好宣传，投产期间要求人、畜、车辆不能在管道附近停留；站场设立警戒区，有明显的“禁止烟火”和“禁止通行”标志，非工作人员不得进入输气站场及操作区，在警戒区内严格控制一切火种。（3）天然气置换安全要求
① 置换中操作要平稳，升压要缓慢，一般应控制天然气的进气流速不超过5m/s。站内管线置换时，起点压力应控制在0.1MPa左右；
② 置换放空时，根据情况适当控制放空量。最后剩余氮气的泄放点要合理选择，减少对环境的影响；
③ 无风天气放空时应考虑放空管周围天然气浓度不得达到爆炸下限。在放空口附近设取样点，定时取样化验；
④ 放空过程中，在放空口周围半径 300m 的隔离区内应禁止烟火。
（4）放喷吹扫。为了加快置换速度，沿线各站常常采用放喷吹扫。用天然气放喷吹扫时，应首先进行天然气置换，置换完管内空气后，先关上放空阀，待放空区域的天然气扩散开后再点火放喷。为了便于天然气扩散及放喷的安全，应注意的问题有：
① 吹扫放喷口应选择在空旷、开阔、人员稀少的地方，避开民房、工厂、铁路、公路要道及高压电线；
② 放喷口前200m、左右各100m、后方50m内不得有人、畜和建(构)筑物；
③放喷口应朝上，与地面夹角不宜小于45°，放喷管线要固定牢靠，放喷阀门应操作灵活； ④ 吹扫口周围 50m 内应设专人警戒，监测气体浓度及扩散危险区范围，严禁在夜间进行吹扫作业；
⑤ 在通球、置换及严密性试验的升压过程中，无关人员不得进入管道两侧 50m 以内，没有下达检查命令时，工作人员不得在管道上停留。投产领导小组下达检查命令后，各岗位人员应对站内及管道进行检漏，发现问题及时报告、处理。
（5）置换投产前应进行全线检查，检查的项目包括：
① 检查落实置换投产的组织和站场人员配备； ② 检查落实置换投产用的各类物资及装备； ③ 检查落实置换投产的临时工程及补充措施；
④ 检查站场和阀室阀门的开关状态，要求阀室的截断阀全开，其余全关，站场的阀门全部关闭； ⑤ 检查清管器接收、发送筒是否严密可靠；
⑥ 检查落实站场仪表自动化系统和电动阀的调试情况； ⑦ 检查落实注氮口和连接管是否准备好； ⑧ 对所有放空管线的固定情况进行检查。
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（6）进入阀室必须有两人同时在场，检查人员应配有防爆手电筒，并保持联系。
（7）天然气进入管道后，如发现严重漏气必须在 500m 范围内严禁一切火源，并立即关闭上、下游阀门，切断气源，无关人员撤离现场，组织力量进行抢修。
（8）各站场消防器材必须配备齐全到位，抢险人员在指定位置待命。为预防突发事故，应适当配备救护车和防毒面具等救助设备。
（9）全线投入运行后，应认真检查、监护各种设备、仪器仪表工作是否正常，各运行参数(如输量、工作压力、各段压降等)是否符合要求，工艺流程、阀门开度是否正常，发现异常情况要及时处理。
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第三章 输气运行安全管理
1.气质监控
管输天然气中有害的成分及含量的多少，对管道的工作状况、经济效果和使用寿命有重大影响。气质问题是关系管道安全的根本问题，输气企业应该根据管道的实际情况，对所输气体提出明确的质量标准。
1.1 天然气中有害杂质的危害
（1）机械杂质
输气管道中天然气的流速很高，如果夹带机械杂质如砂、石、铁锈等，可能给管道或设备造成磨蚀，也有可能打坏仪表。
（2）有害气体组分
天然气中的有害气体组分如H2S、C02、H2O等，可能引起管道腐蚀，降低天然气的使用性能或产生毒害等。
（3）液态烃
液态烃在管道低凹处积聚会降低管道输气能力。清管时排出的轻烃处理不慎容易引起火灾事故。烃液能稀释压缩机润滑油使管道内排污的残液中含有较重组分，还能导致燃气轮机出现燃气喷嘴结焦进而停机的现象，危及管道的安全运行。
因此，必须严格控制管道输送天然气质量，进入长输管道的天然气应经过净化处理，达到管道输送天然气质量标准。管输气体的净化，一般由矿场完成，必要时输气企业也可在管道首站或中间进气站设净化装置。
1.2 管输天然气的气质要求
我国管输气质采用以下标准：管道输送天然气必须清除机械杂质；天然气的水露点在最高输气压力下应低于周围环境最低温度 5℃，烃露点在最高输气压力下应低于周围环境最低温度。硫化氢含量应低于 20mg/m，有机硫含量小于 200mg/m。天然气的气质还关系到输气管道站场工艺设备(燃气轮机和压缩机等)与各种控制测量仪表的工作条件，在制定气质标准时应同时满足这些方面的要求。天然气作为商品供给用户时，其质量由输气企业负责，气质指标除净化度外，还包括气体热值等。1.3 天然气的气质监测
天然气气质应在输气管道的输入、输出点，进行监测和控制，主要包括：天然气的水露点、烃露点和排污量、气体温度、含硫量、天然气热值监测等项目。
（1）天然气的水露点监测。除了在进口设水分析仪并定期测试外，还可以利用露点仪在沿线站场上监测天然气的水露点。如果水露点超标要及时清管。
（2）烃露点和排污量监测。使用露点仪或根据天然气的组分计算。
（3）气体的温度检测。控制气田来气温度和各压缩机站的出站温度不能太高。高温对管道输气量、内外涂层寿命和阴极保护效果均有影响。一般规定不超过 49℃。
（4）含硫量检测。主要是控制天然气的腐蚀性和对大气的污染，常以硫化氢含量或总硫含量表
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示。主要用色谱仪或荧光光度计法测量。
（5）天然气热值监测。在国外，天然气的价值与其热值有关，为了保护用户和供气企业的利益需要监测供气的热值。欧美等西方国家对热值的监测比较普遍，我国目前尚未实行。供气方应定期提供气质检测报告，并在管道的入口复检。
2.线路维护
输气管道自然地貌的保护、线路巡查的内容及要求与输油管道基本相同。本节主要介绍输气管道线路及设施维护的特点。2.1 管道的防洪和越冬准备
为保证管线安全，每年洪水季节和冬季到来之前，必须有计划地进行防洪和越冬的准备。由于管线及所在地区的气候和地形的特点，这些措施的内容不能一概而论，但通常应考虑以下项目：
（1）防洪工作
检查和维修管线的管沟、护坡和排水沟，检修大小河流，水库和沟壑的穿跨越段； 检修线路工程的运输和施工机具，维修管线巡逻便道和桥梁，检修通讯线路，备足维修 管线的各种材料(包括条石、块石等建筑材料)；与沿线地方物资供应部门和政府防汛办公室建立联系，以防在紧急情况下可以获取草袋、编织袋、木桩等防汛物资；与管道沿线水利部门建立联系，时刻了解管道附近水库等水利设施蓄水与放水泻洪等情况，提前采取防洪措施，保护管道的安全；雨季到来后，应加强管道的巡逻，及时发现和排除险情。
（2）越冬工作
秋冬是输气管道的最大负荷季节。冬季到来后，管道及其设备常因环境温度过低，热应力超限而发生破坏，而线路检查和施工条件此时又比较困难。因此，入冬前应及时做好越冬准备，加强管道工作的可靠性。在越冬准备工作中，除修好机具和备足材料外，要特别注意回填裸露管道，加固管沟，检查地面和地上管段的温度补偿措施，检查和消除管道漏气点，清除管内积液。防止水化物也是管道线路部分的一项重要作业。
2.2 输气管道线路截断阀的维护
线路设备指线路截断阀及其管汇、管道的紧急切断控制系统、放空管、清管装置、内外防腐等装置及其所属的仪器和仪表。这里主要讲述线路截断阀、管道的紧急切断控制系统的内容。
为了便于进行输气管道的检修，缩短放空时间，减少天然气放空损失，限制管道事故危害的后果，输气干线上每隔一定距离，需设置管道截断阀。在某些特别重要的管段两端(铁路干线，大型河流的穿跨越，地震断裂带等)也应设置截断阀。施工期间干线截断阀可用于线路的分段试压。干线截断阀的间距通常以管线所处地区的重要性和发生事故时可能产生的灾害及其后果的严重程度而定。我国《输气管道工程设计规范》(GB 50251-2003)规定，按输气管道通过地区的等级，即按沿线人口及建筑物的密集程度，从稀疏到密集分为一级～四级。从一级～四级地区，输气管道截断阀最大间距分别为 32、24、16、8km，所规定的间距可以稍作调整，使截断阀安装在容易接近的地方。由于人口密度和其他国情的不同，世界各国对此间距的规定亦有所差异。
（1）对输气管道截断阀的要求
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① 严密性良好。截断阀如果发生漏气事故时不能有效切断气源，不仅造成大量天然气损失，还有发生火灾的危险，而且可能引起自控系统的失灵和误动作。
② 易损零部件有较长寿命。管线投产后，截断阀只有管道停输和排空的时候才有进行内部检修的机会，而且时间有限。如在管道运转期间，密封系统或其它部分的易损件发生问题，输气管道的生产安全就会受到很大威胁。
③ 强度可靠。截断阀除承受与管道相同的试验和工作压力外，还要承受安装条件下的温度、机械振动和自然灾害(如地震)等各种复杂的应力。截断阀的断裂事故将造成大于管道断裂事故的损失。
④ 耐腐蚀性强。截断阀上的金属和非金属材料应能长期经受天然气所含各种成分的腐蚀，而不变质。
⑤ 具有可靠的大扭矩驱动装置。正常运行时，截断阀一直处于全开位置，需要动作时，往往面临发生事故的紧急状况。为了保证动作的可靠性，它要有较大裕量的驱动扭矩。高压大口径截断阀不能用直接的或机械减速的手动方式开关，这种方式不能达到干线截断阀紧急关闭所需要的速度。截断阀的驱动方式应能在短时间内(最短的时限小于 1min)完成阀门的关闭和开启动作。
⑥ 截断阀全开时，阀孔通道的直径应当与管道的内径相同且吻合。阀孔上的任何缩小或扩大都可能成为清管器的障碍，并且还会积存污物，导致清管器卡堵和阀门的损伤。
⑦ 可以采用远距离遥控或就地控制。发生事故时，往往需要截断阀能按照感测到的信号(压差和流量的剧变)由控制中心按预定的程序关闭。
（2）输气管道截断阀的紧急关闭系统
截断阀的紧急关闭系统的类型有：由线路上的事故感测系统把信号传送到中央控制室，再由中央控制室遥控阀门关闭；由附带在阀门上的事故感测系统就地控制阀门关闭。
截断阀的紧急关闭系统的组成：①有驱动阀门的能量储备。这种储备的主要形式是气体蓄能罐，有时还需用蓄电池作为信号装置的电源，但一般情况不用动力电源来驱动。②有准确的事故感测装置。这种感测装置有地震感测和管道断裂感测两种。地震感测装置按地震的加速度或振幅限度发出控制阀门动作的信号。管线断裂感测装置根据管线断裂后出现的压力或流量异常发出信号。输气管道上多采用感测管道中气体压降速率的气动装置。事故感测装置必须十分准确，漏报或错报都可能造成严重的后果。在输气干线中现在通常选用气液联动阀GOV（本书工艺设备中有详细介绍）作为紧急截断阀。
截断阀前后应设连通管和平衡阀。阀的上下游均应安装放空阀和压力表。放空管的直径通常取干线直径的1／3，出口引向阀的下方。放空立管要牢固稳定，并不得有任何角度的弯曲和倾斜，以防排放高速气流时破坏。立管的地下部分，应有混凝土基墩。立管须高于附近建筑物。
（3）线路截断阀的维护
截断阀的动作性能应当定期检查，包括就地和远控测试。陕京管道规定，干线截断阀（GOV）每年进行一次远程和就地关断、开启的测试。干线仪表要定期校验，保持良好的状况。2.3 管线的检查
管线应当进行定期的测量和检查，用各种仪器发现日常巡逻中不易发现或不能发现的隐患(管道的微小裂缝，腐蚀减薄，应力异常，埋地管线防腐绝缘层损坏，管道变形等)，具体内容有：
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（1）外部测厚和绝缘层检查
在沿线或重点地区某些管段挖坑检查，检测的项目有绝缘层强度、电阻率、与金属的结合力，遭受机械或生物损害的情况，金属表面的腐蚀情况，管道四周各方位上的壁厚等。检查的对象还应包括管道其它附属的埋地设施。
（2）管道检漏
管道泄漏主要依靠当地群众的报告和巡线工人的定期检查，较大的泄漏可以及时发现。通过农田的管线应在田禾收割后、下种前或在休耕季节通过观察、嗅觉和天然气检漏仪等方法检查。严重腐蚀和已有可疑迹象处应作为检漏的重点。在陕京管道大港-永清段由于打孔盗气使管道泄漏，造成泄漏点上方土质颜色发生变化，经开挖检查，发现为打孔盗气。
（3）管线位移和土壤沉降测量
管线位移和土壤沉降会在管线固定点造成过大应力，损坏支墩、支座和防腐涂层。可能发生这种危险的地方有：沼泽、堤坝、采掘场、穿跨越及容易塌方、滑坡和疏松的土壤（黄土塬）。位移和沉降测量参照事先设置的基准点或附近固定对象的高程和方位，这种测量亦可直接使用应变仪。重要的穿越和存在着实际威胁的地方每年应检查 l～2 次。
水下管沟的位置和覆盖情况，在第一次洪水季节过后应进行一次水下检查，以后则视需要而定。（4）管道取样检查
从更换下来的管子或从管道上取样，能全面检查管道的腐蚀情况，其内容可包括机械性能试验，金相分析，厚度和内壁粗糙度测量等。这些数据是检查管道管理和防腐工作实际效果的直接依据。从管壁上直接取样检查，要根据管理和研究的需要决定，并随管道的计划检修安排。
3.站场的安全管理
国家和政府通过制定安全政策、法津、法规、条例等，由各级行政职能部门对企业的安全生产进行监察和监督管理。企业安全管理的主要内容包括：建立和健全各级安全管理机构，明确各级的职责和权力。制定和完善企业的安全规章、制度，制定各岗位的安全操作规程和安全责任制。对全体职工及特殊岗位工作者的安全培训、安全教育。组织各种安全活动：安全生产分析、安全检查、安全宣传、总结评比等。事故管理也是安全管理的重要内容之一。主要包括事故调查、分析、统计、事故处理报告、提出预防措施、资料管理等工作。
现代安全管理应用安全系统工程的理论和方法，使系统的安全处于最佳状态。它用系统工程的理论、方法，分析和研究系统中不安全因素的内在联系，检查各种可能发生的事故的概率及其危险程度，对风险做出定性及定量的评价。在一定投资、生产成本等约束条件下，把发生事故的可能性及造成的损失减低到目前可以接受的水平。根据风险评价的结果，提出相应的整改措施，把有限的资源最佳配置，以达到控制或消除事故，创建安全、卫生的劳动条件，保护公众和职工的生命安全和身心健康的目的。只有这样，才能有效地提高劳动生产率，保护生命和财产不受损失，保障生产安全、稳定发展，从而提高企业的社会和经济效益。这种现代安全管理的方法通过危害因素识别和风险评价，划分风险程度、级别，指导人们预先采取降低风险的措施，预防事故的发生，全面提高管道系统的安全水平。
站场安全管理中的安全技术是为了控制与消除各种潜在的不安全因素，针对劳动环境、机具设备、管道安全管理
工艺过程、劳动组织以及工作人员等方面存在的问题，为了预防事故或减轻事故后果，而采取的技术措施。它包括工艺、设备、电气、操作与控制等各个方面。不同的行业、工种，由于其危害因素、劳动条件等不同，安全技术也就各具特点。但安全技术总的发展方向是使生产过程机械化、自动化和密闭化。随着科学技术的进步，安全技术也在不断发展，安全技术措施也日益更为先进。这样不仅可以改善工人劳动条件、保障安全生产，同时也是提高劳动生产率、保证产品质量的重要手段。
站场安全管理的技术措施包括两个方面：预防事故发生和减少事故的损失，这些设施归纳起来主要有以下几类：
（1）减少潜在的危险因素
这种减少潜在的危险因素，使事故失去产生的基础，是预防事故的最根本措施。例如：在新工艺、新产品开发时，尽量避免使用有危险性的物质、工艺和设备。选用不燃和难燃物质代替易燃物质，用无毒和低毒物质代替有毒物质，使火灾、爆炸和中毒事故难以发生。
（2）降低潜在的危险因素的强度
某些潜在的危险因素往往要达到一定的程度或强度才能造成危害。通过一些措施降低它的强度，使之处于安全范围内，就能防止事故发生。例如，输气管道内腐蚀的主要原因是：天然气中含有H2S、CO2等酸性气体，在有水分存在的条件下，会产生电化学腐蚀过程，使管线及设备产生全面腐蚀或局部腐蚀，造成管线及设备的壁厚减薄或点蚀穿孔等破坏。在进人输气干线的气体净化处理厂中，要求将天然气中所含水分、H2S 等脱除到一定值，达到管输天然气的气质要求，这就从源头杜绝了输气管道的内腐蚀。
（3）联锁保护
当设备或装置出现危险情况时，以某种方法强制一些元件相互作用，以保障生产安全。例如，当检测仪表显示某工艺参数超过预定的安全限达到危险值时，与之相应的控制器就会自动进行调节，使之处于正常状态或安全停运。在本书SCADA系统中介绍的站场ESD系统，就是一个典型的例子。
（4）隔离操作或远距离操作
当人与施加危害的物质、物体接触时，就存在发生伤亡事故的可能性。如果将两者隔离开或保持一定距离，就可以避免人员伤害事故的发生或减弱对人体的危害。例如，对放射性、高温和噪声等的防护，可以通过设置隔离屏障、提高生产自动化及遥控程度等，防止操作人员接近有害物质，都属于这类措施。在输气生产中，放空作业或进入压缩机厂房都要求佩带耳塞；带电作业中要求穿戴绝缘靴和绝缘手套；检查卫星通讯接收器要求穿防辐射工服等。
（5）设置薄弱环节 预防设备损坏
在设备或装置上安装薄弱元件，当危险因素达到危险限之前，这个环节预先破坏，或将能量释放，或将装置安全停运，从而防止重大事故发生。例如在压力容器上装安全阀或爆破膜；在储存轻质油品的拱顶油罐的罐顶，安装呼吸阀与液压安全阀；在电气设备上装保险丝等。在天然气站场中也有这样的例子，如：在一些支线分输站或城市门站的调压器后，汇管或出站口处安装安全阀，一旦调压失效，下游压力上升，达到安全阀的设定值，安全阀将自动开启泻放压力。
（6）提高设备强度、增加安全裕量
管道安全管理
为了提高设备和设施的安全程度，采用增大安全系数、加大安全裕量，提高结构强度的方法，防止因结构破坏而导致事故发生。
输气管道设计时，管子壁厚计算中，管壁厚度与强度设计系数的大小成反比，即一条输气管道，在相同的设计压力、管径和管材的条件下，若强度设计系数越大，管壁厚度就越小，反之亦然。强度设计系数选择是按管道通过的地区等级来划分。我国的《输气管道工程设计规范》（GB 50251—2003）中规定，地区等级划分按管道中心线两侧各 200 米范围内，任意划分2km长度，并能包括最大聚居户数的若干地段，按划定地段内的户数分为四个等级。户数在 15 户或以下的区段为一级地区；有四层及四层以上楼房、人口集中、交通频繁、地下设施多的区段为四级地区。在划分地区等级时，还应考虑到 能够改变该地区等级的发展规划。从一、二、三级到四级地区，输气管道的强度设计系数分别为：0.72、0.6、0.5、0.4。可见同一条输气管道，在四级地区的管壁厚度是一级地区壁厚的1.8倍。这就是输气管道设计中用控制管道强度来确保管线自身的安全性，从而对周围的建构筑物提供安全保证的设计原则的具体体现。在—级地区的管道沿线是荒郊野外和人口稀少的地方，一旦发生事故，对外界的危害程度不大。同时干线管道与工厂内部管线相比，外形较简单，安全度较小是合理的。在四级地区，管道处于人口稠密、交通频繁的地区，管道一旦发生破裂事故，由于高压输气管内聚集了大量的弹性压缩能量，急剧释放及发生火灾、爆炸对周围环境和公众生命财产的危害极大。因此，在这类地段增加管壁厚度、增加管道强度，提高其安全度很有必要。这一提高输气管道自身强度安全的原则，已在许多工业发达国家采用，我国的设计规范也采用这一原则。就陕京一线山西段为例，管道自西向东要跨过黄河，穿过黄土塬地区、平原地区、河道和山区，管道壁厚变化也比较大。其中，黄河管桥管道管壁为14.3毫米，河流穿越段和经过四级地区的管道壁厚为8.74毫米，普通地区管道壁厚为7.14毫米。
（7）警告提示
警告可以提醒人们注意，及时发现危险因素或危险部位，以便及时采取措施，防止事故发生。常用警告牌或警告信号的作用：警告牌是利用人的视觉引起注意，警告信号可以采用声、光等报警。在天然气管道经过居民密集地区、穿越铁路、公路和河流及其它特殊地段时，都要设置明显的警告标志，说明管道位置及危险等内容，以免因不知道管道位置和危险而发生损伤管道的事故。为了便于找到埋地的管道的准确位置，满足维护管理、阴极保护参数测量的需要，在管道沿线需要设置几种地面标志，如：里程桩（一般兼有测试功能）、转角桩、标志桩、加密桩、警示牌等。这些标志也起到了警示的作用，由于它们标明了管道位置，可以减少和防止建设施工时因情况不明造成的第三方损伤。
4.输气管道运行管理
（1）输气管道的调度管理：输气管道的调度是生产运行的指挥，负责分析、调整运行参数及调配气量，制定输气计划，保证对用户的供气。输气管道调度的主要职责包括：
●根据输气、供气合同，制定合理的供气计划和运行方案。当计划或运行方案发生变化时，及时调整、协调，做好气量调配工作。
●根据管道储气设施情况、全线运行工况及季节、昼夜用气量的特点，做好供气调峰，保障安全供气。
●定期分析输气管道的运行参数，包括分析设备的输送能力、运行效率、动力消耗、清管效果等，管道安全管理
使运行方案最优化。还应从水力、热力及气质参数变化中，及时发现输气管道泄漏或堵塞等异常现象，并采取相应的处理措施。
●调整运行参数由值班调度负责下达指令。变更天然气的运销汁划，改变生产流程及特殊情况下的调度指令，应由调度长批准后下达。接受调度指令的单位，应及时反馈执行的情况。
●在输气管道发生事故或受到事故威胁的情况下，由值班调度决定和传达紧急调度指令，由现场人员采取应急措施，防止事态扩大，同时向上级汇报情况。
（2）输气管道的运行管理应遵循有关的规范，如天然气管道运行规范、输油输气管道仪表及自动化设施管理规定、输油输气管道电气设备管理规定等等。例如，为了安全运行，应注意：
●管道运行压力不应高于其允许最高操作压力；
●管道内天然气温度应小于防腐层允许最高温度，保证管道的热应力符合设计的要求； ●应根据管道实际条件及输气计划，制定经济合理的运行方案与供气调峰； ●应配备专业技术人员对管道的系统进行日常维护等等。
5.输气管道运行清管作业的安全要求
清管是一项要求严细的工作，应严格按照有关的安全操作要求进行，并应注意投产前和运行后清管的不同特点。投产前清管通球时，在管内有施工中留下的较多的杂物和某些管段变形较大的情况下，运行中容易卡球、破球，可能卡球的位置还不清楚，这给清管带来困难。投产后，输气管内的沉积物的种类、性质、数量等与所输天然气的组成、净化程度有关，放空排污物中有易燃易爆物质，容易引起火灾爆炸等重大事故。应根据这些因素来制定相应的安全措施。主要内容如下：（1）认真细致的做好清管准备
制定通球清管方案，作为指导清管工作的依据。包括制定清管操作步骤、安全注意事项、事故预测及处理方法。根据管道条件估算通球参数：清管球运行速度，站间通球所需时间，所需推球压差等，以帮助分析判断通球运行是否正常。
全面检查和试验清管设施及有关系统，有故障应及时排除。收、发球筒进行严密性试验合格；清管球外径、重量、质量要测量合格，使用前必须将空心的清管球内灌水、加压、排尽空气，与管内径的过盈量大于3%～5%；清管球通过指示器应动作灵活，信号发送正确；各种仪表应调校合格，保证流量、压力计量准确；放空排污管固定牢靠；阀门要灵活好用，密封可靠。
检查了解输气管道变形情况及跨越段是否稳定。变形较大管段应估计卡球的可能性，以免卡球。薄弱的跨越结构应加固，防止通球时造成剧烈振动，引起破坏。（2）通球操作安全注意事项
① 打开收、发球筒的快速盲板之前，必须关闭与之相连的阀门后，方可打开放空阀卸压。待球筒内气压降至零，确信不带压后，才能打开盲板；
② 清管球装入球筒时，要用不产生火花的有色金属工具将球推至球筒连接的大小头处，以防止无压差发球失误。关上快速盲板后要及时装好防松楔块。球筒加压前要检查防松楔块及防松螺丝是否已上紧；
③ 加压及打开盲板时，操作人员不准站在盲板前面及盲板的悬臂架周围，防止高压气流冲出或盲
管道安全管理
板飞出伤人；
④ 通球操作开启阀门要缓慢平稳，进气量要稳定，待发球筒充压建立起压差后，再开发球阀。球速不要太快，特别是通球与置换管内空气同时进行时，球速不应超过5m/s；
⑤ 因硫化铁粉遇空气可能自燃，所以应采用湿式作业法收球；
⑥ 从收球筒取出清管球时，应先关闭进筒阀，打开放空阀、排污阀卸压，确信收球筒不带压时，再打开快速盲板。快速盲板打开后用可燃气体检测仪进行检测，确认空气中天然气含量在爆炸低限以下时，才能取出清管球。取球时应慢慢拉出，防止摩擦产生火花。（3）放空排污的安全
放空排污的操作应平稳，放空排污阀不能猛开猛关，要控制排放天然气的流速在 5m/s 以内，避免污水喷至排污池外。若排空天然气含量大于其爆炸上限，放空的天然气应点火烧掉。
若预测到管内排出的污水中有凝析轻烃，必须将含油污水用管线密闭输送至钢质储罐内。罐体及管线应可靠接地。严禁敞开排放含油污水，避免轻烃流窜、挥发而发生火灾。
管道清管时，应截断支线的阀门，避免干线中的杂物、积液排人支线。待清管球通过后，再打开支线截断阀。输气干线上的截断阀应全开，以利于清管球通过。不允许半开或节流，以防止清管球猛烈撞击阀板造成阀门损坏发生事故。如陕京管道规定在清管前，要取消干线截断阀（GOV）的自动关段功能，防止清管过程中由于管道内压力变化，可能引起GOV自动关闭，从而造成清管器对阀门的破坏。
运行中的输气管道在清管前应认真分析管内沉积物的种类、数量，制定相应的安全措施。例如：管内凝析的轻烃较多时，根据液态烃数量、管线压力分布情况及末段管线的分离器和油罐的接收能力，确定排污方法。清管器将积液推到管线末段后，在低压段的管内挥发，气流将其携带至末站，在分离器集中，密闭输至油罐，按液烃进行储存和运输。
清管器运行故障处理应注意，当清管球被卡时，常常增大进气量，提高球前后的压差来推球解卡。进气升压应缓慢进行，防止上游管段超压或因突然解堵后，球速过快引起管线、设备振动而造成破坏。
6.输气管道水合物的防治
前面已经介绍过，水合物会造成管道、阀门和一些设备的堵塞，严重影响管道的安全运行。形成水合物需要有足够的高压、低温和游离水。长距离输气管道防止水合物生成的措施主要有两方面，一方面除去天然气中携带的水分，使其水蒸气分压降低到不能生成水合物的水平；另一方面是清除管中存水。目前，高压天然气管道在铺管施工结束后都要采用水压试验，投产前彻底清除管道残留的水，并进行干燥是防止生成水合物和避免管道腐蚀的必要措施。在输气管道运行中应经常注意监控管道内存水及水合物生成情况，及时采取相应措施，避免水合物堵塞。
在输气管道运行中还需经常监控天然气的气质，通过系统监测及对管道运行参数的分析，判断管道内是否出现水合物及可能堵塞的部位，及时采取防治措施。6.1 输气管道运行中气质监控
输气管道的进气口应配备气质监控仪表，包括微水分析、硫化氢和二氧化碳分析仪等，应每天测定一次天然气的水露点；对烃露点、硫化氢和二氧化碳含量的测定一般每月一次；当供气的气源的组成、性质有变化时，应及时取样测试、分析。气质分析和监测资料应整理、汇集、存档。
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天然气中有害成分超过高报警限的设定值时，分析仪给出报警信号，提醒操作员监督来气质量或要求天然气卖方加强净化处理。若超过最高允许值时，可以切断进气。例如，当H2S含量超过最高允许值时，分析仪可以发出一个关断来气管线流程截断阀的指令信号，自动关断来气流程上的阀门，停止H2S含量超标的天然气进入输气干线或进气支线。6.2 SCADA 系统监控
大型输气管道都采用先进的计算机控制系统即 SCADA 系统，监控管道的运行。可以及时发现不正常的工况，包括水合物堵塞的情况。
（1）输气管道 SCADA系统的功能
输气管道的 SCADA 系统担负着管理、控制和数据采集等任务，还有系统仿真、信息管理及培训等功能，主要包括：
●确保人员、设备及管线最大程度的安全，能够快速鉴别和校正不正常和不安全的运行工况； ●保证所输送天然气的数量和质量，能够快速判别管道内储气量及输气量的异常情况，检测泄漏； ●为管道运行管理分析提供准确可靠的数据资料，实现输气系统的优化运行；
●为保证 SCADA 系统的高度可靠性，系统中所有重要的硬件，例如系统的主计算机及各站的远程终端装置 RTU 等，均采用冗余备份。
（2）输气管道的应用软件内容
输气管道的应用软件要根据每条管道的具体条件开发，通常包括：
实时模拟软件：利用输入的数据计算沿线各点的压力、温度、流量等参数，与实际工况同步，可以用来判别潜在的运行问题；
在线预测软件：从管道现有的状态开始，按照操作者编制的代表实际的操作过程，进行模拟计算，对有潜在问题的工况的模拟结果，应有报警报告；
仪表分析软件：用于确定仪表测量参数的重复性和仪表漂移范围，能自动转变参数以减少仪表偏离校正值对数据准确性的影响；
泄漏监测及定位软件：利用输入的数据计算天然气泄漏量大小并确定泄漏点的位置；
输气管道自救能力分析软件：根据实时模拟软件、管道储气设施的情况、供气量需要及事故点位置等条件，分析计算管道事故发生后维持供气的能力与维持供气的时间；
离线培训模拟软件：可以直观、生动、安全地对各级的管理人员、操作人员进行岗位操作培训。6.3 输气管道水合物堵塞的处理
（1）加强监控，预防水合物堵塞运行中若发现天然气的水露点超标，或由水力、热力参数分析得出管内可能有积水时，一方面要求供气方提高天然气脱水质量；另一方面应加大输气管道清管力度。可以采用连续多次清管，尽可能排除管内积水。在压力、环境温度等条件可能时，增大输气量，以带走管内较多水分。
冬天，特别北方的冬天，由于取暖供热的需要，天然气用量要增加很多，管道在高 输气量工况运行，容易生成水合物。在冬季到来之前，应加强上述工作，保证在低温、高压的工况下，不致出现水合物堵塞的情况。
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（2）输气管道水合物解堵方法
堵塞段放喷降压。水合物的形成温度随压力下降而降低，当管道内天然气压力降至低于此温度下水合物生成的压力范围时，水合物就会分解。但这种方法损失气量很大，只能作为解堵的应急措施，只在管道完全堵塞情况下使用。
加入抑制剂，如甲醇、乙二醇、二甘醇、三甘醇等。抑制剂可以吸收部分水蒸气进入溶液中，使天然气露点降低，使水合物分解。
提高天然气的温度。对发生堵塞的位置采取局部加热或在堵塞点上游对气体加热的方法能化解水合物。
上述几种方法在第一篇中都做了详细的介绍。
7.输气管道维修及动火的安全管理
有计划地检修及事故抢修时，常需要更换管段或对漏气、破裂的管线补焊，还有时在不停输的情况下进行。即使停输后维修，也不可能完全排空长距离管线内的天然气。因此，操作中必须绝对注意防火、防爆和人身安全。7.1 输气管道的维修工作
管道的维修工作按其规模和性质可分为例行性(中修)、计划性(大修)和事故性(抢修)三种，一般性维修(小修)属于日常性维护工作的内容。（1）例行的维修工作有以下项目：
① 处理管道的微小漏气(砂眼和裂缝)；施工周期按实际需要。② 检修管道阀门和其他附属设备；施工周期 1～4 次／年。
③ 检修和刷新管道阴极保护的测试桩，里程桩和其它管线标志；施工周期 1 次／（1～3）年。④ 清除管道防护地带的深根植物和杂草；施工周期 1 次／年。⑤ 洪水后的季节性维修工作；施工周期 1 次／年。⑥ 露天管道和设备涂漆；施工周期按现场需要。（2）计划性维修工作按实际需要决定，其内容包括：
① 更换已经损坏的管段，修焊穿孔和裂缝，更换绝缘层； ② 更换截断阀等干线阀门； ③ 检查和维修水下穿越段；
④ 修筑和加固穿越跨越两岸的护坡、堡坎、开挖排水沟等土建工程； ⑤ 更换阴极保护站的阳极、牺牲阳极、排流线等电化学保护装置； ⑥ 部分更换压缩机站、调压计量站等站场管线的维修工程； ⑦ 部分更换压缩机站机组及其辅助设备和零部件的维修工程。
（3）事故性抢修指管道发生爆裂、堵塞等事故时，被迫全部或部分停产进行的紧急维修工程。抢修工程的特点是，突发重大事故的紧急状况下，必须针对发生的情况，立即采取安全、快速的措施，连夜完成。这种工程应当由经过专门训练，配备成套专用设备的专业抢险队伍施工。在国内天然气管道中，业主一般都配备自己的抢修队伍，抢修队伍主要由电焊工、管工、电工等工种组成；主要设备包括：发电
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机、电焊机、割管器、对口器、抢险车辆、照明设备、辅助工具等。业主也可根据情况与当地其他具有管道施工抢险能力的承包商签定合同，负责管道的抢险工作。7.2 天然气放空
输气管道的干线或站场设施及管道维修时，都首先要将高压天然气放空，使管内压力下降至规定范围。
（1）站场放空
输气管道的站场外都有固定的放空立管，站场内的管道都能与放空立管连通，对于站内管道或工艺设备在检修时都要通过站外放空立管点火放空。
（2）干线放空
干线管道放空要首先关闭作业段前后的截断阀，用放空阀将管道内的天然气排空。由于天然气管道经过的地区往往海拔高度不同，使放空端存在高差。如果采取两端放空，若不保持管道内存在微正压，可造成“烟囱效应”（管道内的天然气从高点被抽出，低点处的空气就进入到了管道内，使管道内存在空气和天然气的混合气，极易发生爆炸事故）。因此干线放空必须控制管内剩余压力为微正压（0.01MPa）。
（3）天然气放空的安全
整段管道的压力监视对放空安全十分重要。动火段两端关闭了的截断阀，至少应有二人值班，配备电话机与施工点联系。其职责是：观察干线截断阀另一侧的压力变化，保证阀门严密关闭；与施工点保持经常联系，报告截断阀两侧压力；观察放空管口的排气状况；按施工组织者的指示完成其它有关工作。
放空过程中，由于管道两端放空管口的高差，压力较高时可采取两端同时放空，以加快放空的速度。根据经验，当管道内天然气压力降到0.2～0.5 MPa时，可关闭高点处放空口，用低点处的放空口继续放空，防止产生“烟囱效应”。当管道压力降至 0.1MPa 左右时，就应注意压力表的指示值和放空管口的排气情况，一旦达到预定压力，应立即关闭放空阀。7.3 输气管道的动火作业
动火作业是输气管道计划和事故维修工程的基本施工方式。在管道试压中，动火作业也往往是不可缺少的。计划性维修作业的动火应安排在输气管道负荷较小的时候。
（1）动火作业的内容
输气管道动火作业步骤和工序与输油管道基本相同，如主要有切断气源、放空、隔离、切割、组装、焊接等。
其中，天然气放空要求与输油管道要求排空、放净不同。一定要保持管内留有规定的剩余压力，防止空气进入形成爆炸性气体。取出隔离器后，要排除施工管段内的空气，再封上隔离器孔。还有，放空的天然气宜点火烧掉。
修复的管段应经过焊缝质量检查和试压，合格后才能投入运行。
事故抢修中，排空和切断干线多在土方工程之前，为尽量缩短停气时间，防腐绝缘和回填可放在管道恢复输送之后。
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（2）动火维修工程计划
输气管道动火作业应严格遵守有关安全规范及管理规定，事先制定动火计划并经过审批(见表9-3.2 动火作业审批单)。动火计划主要包括以下内容：
① 管道名称、施工地点和施工日期，动火作业的开始和结束时刻，工序明细表；
② 安全岗、施工机具、通讯没备、施工人员的布局，参加施工的全体人员名单、职务和负责的工作；
③ 管道的线路、设备、自动装置和电化学保护装置等的停、开程序； ④ 管道动火作业区详图（包括消防器材摆放的位置和数量）； ⑤ 准备工作的性质和工作量； ⑥ 修复后的试压方案；
⑦ 安全防火技术措施。施工方案和作业区的布置图，事先必须使全体施工人员了解清楚； ⑧ 作业过程中的危险因素分析表； ⑨ 应急预案。
7.4 输气管道动火作业的安全管理（1）严格动火管理
长距离输气管道维修动火，大部分都是在生产运行过程中进行的，相应的危险性也较大。有的虽然经过放空，但有的管段较长，很难达到理想的条件。因此，凡在输气管道和工艺站场动火，都必须按照规定程序和审批权限，办理动火手续。
动火审批主要应考虑的安全问题：一是动火设备本身；二是动火时的周围环境。动火施工时，必须经过动火负责人检查确认无安全问题，待措施落实，办好动火票后(见表9-3.1)，方可动火。要做到“三不动火”：即没有批准动火票不动火；防火措施不落实不动火；防火监护人不到现场不动火。动火过程中应随时注意环境变化，发现异常情况时要立即停止动火。（2）动火现场安全要求
① 动火现场不许有可燃气体泄漏。
② 坑内、室内动火作业前，可燃气体浓度必须经仪器检测，浓度应小于爆炸下限的20%才能动火。否则应采取强制通风措施，排除余气。
③ 动火现场 10m 以内应无易燃物。
④ 坑内作业应有出入坑梯，以便于紧急撤离。⑤ 动火后应检查现场，确认无火种后，才能离开。（3）更换输气管段的安全要求
① 排放管道内天然气时，有专用点火器时，应先点火后放空。若管道地形起伏，从多处放空口排放时，处于低洼处的放空管将先于高处放完。为了保证管内留有一定余压，在放空口火焰降至大约 1m 高时，关闭放空阀门。
② 切割缺陷（或事故）管段宜采用防爆切割机械。
③ 割开的管段内沉积有黑色的硫化铁时，应用水清洗干净，防止其自燃。若管内有凝析油，动火
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前应在管道低洼处开小孔，将油抽出，开孔及抽油过程中不断注入氮气。
④ 管段焊完恢复输气时，应首先置换管内空气。若有硫化铁存在，可在清管球前推人一段水或惰性气体，将自燃的硫化铁熄灭，防止混合气爆炸。（4）输气站内管线维修的安全要求
输气站内设备集中、管线复杂、人员较多，除了遵守上述维修安全要求外，维护人员应熟悉站内流程及地下管线分布情况，熟悉所维修设备的结构、维修方法。还应注意：
① 对维修、抢修过程中已经确定的阀门状态，除应设置“禁止开、关阀”标志外，还应对其进行锁定。锁定后，钥匙应有施工负责人掌管，以绝对防止阀门被人为误动作而发生严重事故。如图9-3.1。
图9-3.1 阀门锁定示意图
② 对动火管段必须截断气源，放空管内余气，用氮气置换或用蒸汽吹扫管线。对边生产边检修的站场，应严格检查相连部位否有串漏气现象，或加隔板隔断有气部分，经验测确认无漏气时才能动火。
③ 管道组焊或修口动火前，必须先用可燃气体检测仪检测，使可燃气体浓度低于爆炸下限的20%后，方可作业。作业过程中还须随时对天然气浓度进行监测，发现可燃气体浓度超标，立即停止施工。
④ 站内或站场四周放空时，站内不得动火；站内施工动火过程中，不得在站内或站场四周放空。动火期间，要保持系统压力平稳，避免安全阀起跳。
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第四章 天然气管道事故应急预案
1.天然气管道事故应急预案的制定
“安全第一，预防为主”是安全生产的方针，而预防就是为了避免或减少事故和灾害的损失。在日常工作中，居安思危，常备不懈，才能在事故和灾害发生的紧急关头反应迅速、措施正确。要从容地应付紧急情况，需要周密的应急计划、严密的应急组织、精干的应急队伍、完备的应急救援设施、灵敏的报警系统和完善的应急预案。由于经济环境、社会环境、人文环境的不同，国内外天然气管道事故应急预案有很大的不同。本章只介绍国内天然气管道事故应急预案。1.1 制定事故应急救援预案的必要性
事故应急预案，又名“事故应急处理预案”、“应急救援预案”。最早是化工生产企业为预防、预测和应急处理“关键生产装置事故”、“重点生产部位事故”、“化学物品泄漏事故”而预先制订的对策方案。万一发生事故(或故障)有应急处理程序和方法，能快速反应、处理故障或将事故消除在萌芽状态。采用预定的现场抢险和抢救的方式，控制或减少事故造成的损失。
近年来，事故应急预案已从化工行业推广和扩展到其他各行各业，从针对化学事故的对策发展到多种灾害预防和救援。涉及各生产经营单位的灾害种类主要有火灾、爆炸、中毒、工伤事故、自然灾害等，都应制定事故应急预案。天然气管道输送和储存的介质为易燃、易爆、有毒的石油、天然气，属于高风险行业，也必须制定事故应急预案。
2003年12月23日四川重庆开县境内的一口天然气井在作业时井喷失控，H2S含量很高的天然气外泄，最终造成243人死亡的重大事故，经济损失严重，社会影响极大。“12.23”事故引起了我国政府和有关企业对建立和加强安全预警机制和应急救援体系的高度重视。在这次的事故调查总结中，特别强调了编制和完善事故应急预案的重要性。在随后一年多的时间里，国家和石油天然气行业都相继制定了有关事故应急预案的法规及规程。中国石油天然气股份有限公司还组织编写了《中国石油天然气股份有限公司输油输气管道A类事故应急预案》、《中国石油管道分公司应急准备与响应控制程序》、《输天然气管道事故二、三级应急预案编制导则》等规程，指导管道事故应急预案的编制。
对于天然气长输管道，编制事故应急预案的必要性在于：（1）我国法律、法规的要求
《中华人民共和国安全生产法》中规定，生产经营单位的主要负责人组织制定并实施本单位的生产安全事故应急预案。还规定：危险物品的生产、经营、储存单位以及矿山、建筑施工单位应当建立应急救援组织。
国家安全生产监督管理总局2004年出台了《危险化学品事故应急救援预案编制导则(征求意见稿)》，提出了事故应急预案编制的基本要求。《中国石油天然气集团公司突发特别重大事故应急救援预案》中，要求天然气管道企业针对自身特点，制定紧急救援预案，并保证其有效性。
（2）事故应急救援预案是工程建设项目安全验收的条件之一
《中华人民共和国安全生产法》规定，生产经营单位不具备安全生产条件的，不得从事生产经营活动。因此，制定事故应急救援预案将作为建设项目安全“三同时”验收的条件之一。
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“三同时”即对于新建、改建、扩建的工矿企业，或革新、改造的工程项目的保证安全生产的设施，都要与主体工程同时设计、同时施工、同时投产。其目的是保证生产经营单位和职工生命财产的安全，防止突发性重大事故发生，并能在事故发生后得到迅速有效地控制和处理。
（3）天然气管道输送是高风险行业，需要制定事故应急救援预案，以降低事故的损失。
天然气管道输送和储存的介质为易燃、易爆、有毒的天然气，天然气泄漏可能引起火灾、爆炸和中毒等重大事故，需要及时、有效地抢险和救援，才能防止事故扩大，减少人员伤亡和财产损失。这就要求事先对危险源和危险目标及可能发生的事故类型及其危害情况进行预测和评估，充分考虑管道系统实际条件，使事故发生后能够及时、有效和有序地进行事故处理和救援。
2004年以来，各天然气管道企业，特别是近年新建成的大型管道都很重视这项工作，都进一步制定和完善了管道系统的事故应急预案。中国石油天然气股份有限公司所辖西气东输管道、陕京输气管道、涩宁兰输气管道等都已将预案内容与管道沿线各省、市、自治区的有关部门进行交流，将管道的事故应急预案纳入地方的紧急救援体系中。1.2 天然气管道事故应急预案制定的原则
制定管道事故应急预案的目的是为了加强各级管理机构对重大事故的应急处理的综合指挥能力，提高紧急救援的反应速度和协调水平，明确各级人员在事故应急处理中的责任和义务，以达到保护生命、保护环境、保护财产，保障公众秩序和社会稳定的目的。
天然气管道事故的影响按对社会公众的影响又可分为直接影响和间接影响。管道发生爆炸、着火、泄漏等直接威胁公众安全的为直接影响；而由于天然管道输送设备故障造成输气管道停输，下游用气单位停产，使社会公众正常生产和生活受到影响的为间接影响。应有针对性地分别制定应急预案。
天然气管道事故的特点是一般事故发生地远离控制中心和抢修中心。发生管道事故后，抢修主力到达现场实施抢修时，往往都在事故发生若干时间以后。所以首先控制中心和事故发生地或临近的站场要正确判断并进行及时的操作，尽可能减轻事故的危害和控制、减轻次生灾害。
在事故发生到抢修人员到达现场这段时间如何采取有效手段，采取什么手段就显得非常重要。同时如何确保抢修人员和抢修设备及时到达现场也是应急预案要重点解决的问题。为了达到以上目的，要根据管道系统的实际条件，制定快速、有效的事故应急预案，并做到常备不懈。
应根据事故类型、危害程度及可能发展的情况，采取企业自救与社会救援相结合的形式，将企业的事故应急预案纳入地方政府的应急救援体系中。1.3 天然气管道事故分类及应急预案分级
根据事故的严重程度和影响范围将事故分类，相应制定不同级别的应急预案，对应于不同的管理级别。一般可将天然气管道的事故分为 A、B、C 三类。1.3.1 事故分类
（1）A 类事故
当管道发生大损伤或破裂，天然气泄漏后造成火灾、爆炸等事故，造成人员伤亡，对周围环境影响严重，或管道损伤严重，使管道必须中断输气的事故。
（2）B 类事故
管道安全管理
管道穿孔或较小裂纹引起的少量天然气泄漏，或自然灾害引发的管道裸露、悬空或漂浮，可以不停输补焊或处理的事故。
（3）C 类事故
因设备故障或其它原因造成的站场、阀室的电力、通讯等故障，或管段冰堵、水合物积聚等，可以通过工艺参数调整或临时措施处理而不致对管道运行造成较大影响的事故。
例如，下列表象之一均属 A 类事故：
●管道设施发生火灾、爆炸事故造成死亡3人或3人以上，或重伤10人以上的事故；
●管道开裂或断裂，造成天然气大量泄漏，中断输气，对人民生活的正常秩序、社会经济、生产活动造成严重影响的事故；
●人口稠密区或环境敏感区(如旅游区、自然保护区等)，因天然气泄漏可能或已经造成危及生命财产安全或严重环境污染的事故；
●管道泄漏可能或已经导致重要交通干线(如铁路、高级公路、主要通航河流等)阻断的事故； ●站场发生大量泄漏并引发火灾、爆炸，需要紧急中断该站场运行及停止给本站用户供气的事故。1.3.2 应急预案分级
管道输送企业针对 A、B、C 三类事故，将应急预案按实施主体分为三级。地区管道分公司为一级，管道分公司下属输气分公司、维抢修中心为二级，输气分公司下属站场、维抢修队为三级。
（1）A 级事故应急预案
这是重大事故，应分别制定一、二、三级应急预案。一旦出现 A类事故时，就自下而上地启动三级、二级和一级预案。
（2）B 级事故应急预案
由管理处（分公司）和站场分别制定二、三级预案。当出现B级事故时，就顺序启动三、二级预案。
（3）C 级预案
由各站场编制 C 级事故的应急预案。1.4 天然气管道事故应急预案的主要内容
事故应急救援预案是在认识危险，了解并评估事故发生的可能性，通过对事故后果的预测和估计，针对事故特点所制定的预防和应急处理对策。事故应急救援预案应由外部预案和内部预案构成，相互独立又协调一致。针对同一种重大事故，政府部门根据当地安全状况制定外部预案，生产经营单位负责制定内部预案。管道企业应负责天然气管道事故应急内部预案的制定，主要内容包括： 1.4.1 应急救援的组织机构及其职责
企业的应急救援组织机构由应急指挥领导小组、应急救援办公室作为常设机构，下设事故应急救援指挥部和应急保障支持系统(两者为非常设机构)组成。
企业应成立由企业主要负责人及生产、安全、抢修等部门负责人组成的事故应急救援预案“指挥领导小组”，并设应急救援办公室。当发生重大事故时，以指挥领导小组为基础，立即成立事故应急救 援指挥部和应急保障支持系统。企业总负责人任领导组长，负责事故应急抢险的总指挥，有关主要负责
管道安全管理
人任正、副组长。根据应急预案的要求，各级组织和人员各负其责，指挥和负责协调抢险救援工作。
在编制事故应急救援预案时，应明确各机构负责人及成员名单。事故应急预案启动时，若企业总负责人和有关主要负责人不在企业时，由生产部门或其他部门负责人代为临时总指挥，全权负责应急救援工作。
应急救援预案中应明确应急组织机构的组成及其职责，包括：（1）应急反应组织机构、参加单位、人员及其作用；（2）事故应急反应的总负责人，以及每一具体行动的负责人；（3）列出管线沿线区域能提供援助的有关机构；（4）在事故应急过程中各职能部门的职责。1.4.2 危险目标确定
根据本项工程具体情况，在社会和自然环境的危险和有害因素分析基础上，通过危险源辨识，判断可能发生的事故种类及重大事故情况，找出各部分的主要危险目标。这些工作是编制应急预案的基础，也是决定应急预案是否有针对性、是否适用的关键因素之一。主要内容是：
（1）确认可能发生的事故类型、地点；（2）确定事故可能影响范围及严重程度分析；（3）事故发生概率与频度分析。
对于天然气管道系统，管道泄漏的火灾爆炸事故、站场泄漏的火灾爆炸事故、第三方破坏事故，以及地震、洪水、泥石流等自然灾害的应急预案是应该考虑的重大事故。根据有关部门统计，第三方破坏事故已经上升为天然气管道的主要事故，其在各类重大事故中比例已超过70%。1.4.3 事故信息收集和报告
准确了解事故的性质和规模等初始信息是决定启动应急救援预案的关键。报警和接警是应急响应的第一步，应对此做出明确规定。
（1）报警
应急救援预案应明确，当发现事故后，向哪里报警，如何报警，由谁来报警。● 确定管道生产运行系统本身的报警系统及反应程序； ● 确定管道沿线的报警方式及电话等；
● 明确与管道沿线当地政府及主管部门的通讯、联络方式，以便应急指挥和疏散； ● 明确现场应急抢险人员紧急求援的方式。（2）接警
对接警的要求是通过向报警人员询问事故现场情况后，按通报程序的规定，迅速向有关应急机构、上级主管部门、政府等发出事故通知。
接警时尽量了解现场的一切信息，包括管道事故点的位置、地貌、发生时间、交通状况、管道受损情况，场地有无停车位置、有无泄漏及泄漏量大小等情况，初步判断属于哪类事故，为应急中心及时考虑抢险车辆、人员、设备及物资提供比较清晰的信息。
（3）事故信息收集
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对报告人员、时间、报告程序、报告记录及存档内容等做出明确规定。对重大事故隐瞒不报或不及时上报、谎报等情况，要追究当事者的责任。
（4）事故信息发布
事故发生后，应将有关事故的信息、救援工作进展等情况及时向媒体和公众发布，以消除公众的恐慌不安心理。发布信息时应由发言人或授权发言人按照及时、客观、有利于公众理解的原则向外发布信息。
1.4.4 事故应急处理方案
这是应急预案的核心内容，应根据管道的实际条件及可能发生的事故特点，制定各种事故发生后的应急处理措施。包括事故后的工艺处理、检测、事故控制、抢险、救援、引导群众撤离疏散等措施。
（1）天然气管道生产运行控制
●要制订不同事故发生时各天然气管道调度运行指挥的操作程序和原则； ●要制订不同事故发生时的站场操作方案。（2）应急抢修措施
●要明确抢修现场指挥程序和负责人；
●要明确可用于应急抢修设备、车辆及车辆到达现场的路线、方式等； ●要制订出不同类型事故应对方案和步骤； ●要明确事故现场的警戒原则和范围； ●要与有关机构签订互援协议；
●要列出可用于应急的抢修设备、物资、通讯设施、消防车辆等； ●要有可用的危险监测设备；
●要有可用的个体防护装备(如呼吸器、防护服等)。1.4.5 应急资源保障
应急资源是应急救援所需的人力、物力等资源保障，需要根据管道实际条件和事故后果考虑，在经费、设备、人力、通讯、医药等方面都应明确和落实配备。
（1）应急抢险队伍和设备、物资
管道系统应配置相应的应急物资、抢修设备和人力。若抢修力量主要依托周边其他企业时，要了解其抢修设备、人员能力等情况能否满足要求，并与企业签订有关合同，明确抢修的职责、要求等。发生 A 级事故时，应报上级主管调配周围油田、石化等企业的抢修力量支援，以保证事故发生后能及时有效地开展抢修作业。
事故抢修所需设备、抢修物资、车辆、交通运输工具、特殊设备等应有足够数量外，还应定期检查，保持在良好的状态，可以迅速投用。
（2）通讯、联络
应由有线、无线通讯的专用电话和网络、警报等手段组成的通讯网络，确保应急状态下通讯畅通，有条件的单位还可配备应急卫星通讯车（如陕京管道）。有规定的信号、标志等，便于及时进行事故报警，发布紧急疏散警报等信息。
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预案中应明确规定各级应急指挥机构与事故现场的联络方式、手段，以保证事故发生后通讯畅通，事故情况能及时上传和下达。应保证事故发生后与当地政府、消防、公安、医疗部门联络的畅通，以便能得到各方面的支援。
（3）技术保障
应建立应急抢险专家库，包括管道专家和当地地质、地震、水文等相关部门的专家信息，建立和逐步完善内、外部专家信息网。在抢险过程中专家组参与分析、研究及调查处理，为事故处理和调查提供技术支持。
（4）应急情况下天然气供应保障
针对管道特点及用户特点，制定天然气应急供应保障计划。要根据管道本身条件、主要用户的类型和特点、事故可能发生地段及事故类型等情况，制定各种事故工况下的应急供气计划。1.4.6 社会救援支持
预案中应明确规定事故后向地方各部门请求救援的部门和内容。例如向当地政府、当地公安、消防部门、医疗卫生部门、邮电交通运输部门、环境保护部门、气象部门等请求救援。
由当地政府出面协助安定公众情绪，组织人员疏散；公安消防部门控制危险源，扑救火灾和维护现场，组织安全警戒；卫生部门进行医疗救护工作；交通部门组织人员、物资运输等等。在各部门协调配合的支援下，可以使事故处理、抢险工作顺利进行。
应将管道企业的应急预案纳入地方的应急反应体系中。1.4.7 公众参与和配合
事故应急预案中要突出公众参与的原则和内容，使重大事故发生后涉及到的公众能减少生命财产损失。
（1）日常安全宣传教育
日常坚持向管道系统周边的群众进行安全知识宣传教育，使他们在事故发生后有能力采取适当的自我保护措施，能够迅速撤离危险区域。
（2）避险、疏散
在重大事故预案中应有附近居民的避险措施，并与当地政府配合进行避险的培训和演练。（3）建立事故通报机制和事故后与当地的配合机制。
2.天然气管道事故应急救援体系
2.1 地区事故应急救援体系
《中华人民共和国安全生产法》第六十八条规定“县级以上地方各级人民政府应当组织有关部门制定本行政区域内特大生产安全事故应急救援预案，建立应急救援体系。” 要建立应急救援体系，就要求事故应急处理预案分级编写。所谓分级，指系统总的预案包含各子系统的分预案，而子系统分预案包含子系统内各级的预案。各层事故应急救援预案编写提纲一致，具有相对独立性和完整性，又与上下层预案相互衔接。
一个地区制定的本行政区域内特大生产安全事故的外部应急救援预案，应包含该地区内涉及的易燃易爆和危险化学品生产的企业、公共场所、要害设施等内部预案；还应考虑外部预案与企业内部应急预
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案的接口(联络、信号、报警、协调等)；起到地方政府、安全生产监察、消防公安、公共安全、事故应急救援、卫生救护与企业的协同一致，及时处理、控制突发事故，尽量减轻损失。
大型企业的内部预案应在总体控制下编制，并将各子系统不同情况下的事故救援方法和程序汇编成册。企业总的内部预案与子系统内部预案编写提纲一致，形成为大环套小环的结构。
建立天然气管道应急救援体系，包括建立管道企业各级的应急救援组织机构，编制各级的天然气管道应急救援预案，进行应急救援预案的培训和演练等一系列工作。并将企业的应急预案纳入地区政府的应急救援体系中。2.2 管道企业应急组织机构
（1）应急组织机构
天然气管道应急组织机构由应急领导小组、应急办公室、现场应急指挥部和应急保障支持机构组成。其中，现场应急指挥部和应急保障支持为非常设机构，在应急状态下立即组成，由应急领导小组指挥，行使相应的职责。
应急指挥部一般包括以下五个组成机构：现场抢险组、生产保障组、事故调查处理组、事故善后处理组、综合组。
（2）现场的应急组织机构
现场建立应急组织机构，接受上一级应急领导小组的领导、指挥。应急组织机构一般由应急领导小组、生产调度组、现场抢险组、安全保卫组、后勤保障组和通讯联络组组成。
（3）站场事故抢险组
各输气（压气）站成立事故抢险组，受输气处（分公司）事故应急领导小组直接领导。平时由组长负责事故抢险的各项组织准备工作。2.3 应急预案的编制
各级应急领导小组负责组织人员，分别编写天然气管道的各级事故应急预案。其中，A 类事故需要编制一、二、三级应急预案。
应急预案的编制要求：
（1）每一潜在事故都要编制应急预案；
（2）先描述潜在事故的具体状况，确定控制的目标；再按应急组织及相应职责、应急物资的具体要求(数量、存放地点、质量要求、功能要求)、消防设备、应急救援设备、安全隔离装置的布置、外部信息联络的方式及电话(含有关消防、政府主管部门、直接相关方、周边社区、医院等)、内部通报的方式、联系人及联系方式、具体的应急措施和步骤、人员或财产的抢救方案、安全通道和平面布置图、可能的连带事故或环境影响、相关配套预防方案等内容，针对组织的具体情况和不同的紧急情况编写。应急措施和步骤应容易记忆，可操作。
（3）最好附具体的急救图示。2.4 应急预案的培训
由于重大事故往往突然发生，把正常的生产、工作和生活秩序打乱，如果事先没有制定事故应急救援预案，会由于慌张、混乱而制定不出有效的抢救措施；若事先的准备不充分，可能发生抢救人员迟迟
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不到位等情况。因为这些原因，往往延误了抢救的最佳时机，导致事故扩大。事先制定事故救援预案，事故发生前制定各种事故，特别是重大事故的应急方案，可以避免这种现象。但要做到事故突发时能准确、及时地采用应急处理程序和方法，快速反应、处理事故或将事故消灭在萌芽状态，还必须对事故应急预案进行培训和演练，使各级应急机构的指挥人员、抢险队伍、企业职工了解和熟悉事故应急的要求、自己的职责。只有做到这一步，才能在紧急状况时采用预案中制定的抢险和救援方式，及时、有效、正确地实施现场抢险和救援措施，最大限度地减少人员伤亡和财产损失。当然，根据实际抢险经验，发生事故后，因现场条件变化较大，抢险程序也不是一成不变的。现场指挥可根据实际情况对抢险程序进行合理的调整，以确保抢险工作顺利完成。
管道企业应制定应急培训计划，采用各种教学方式，如自学、讲课、办培训班等，加强对各有关人员抢险救援的培训，以提高事故应急处理能力。2.4.1应急培训的主要内容
应急培训的主要内容包括：法规、条例和标准、安全知识、各级应急预案、抢维修方案、本岗位专业知识、应急救护技能、风险识别与控制、HSE基本知识、案例分析等。根据培训人员层次不同，教育的内容要有所侧重。2.4.2 应急培训的对象
（1）企业领导和管理人员
他们要负责企业的安全生产，负责制定和修订企业的事故应急预案，在应急状况下组织指挥抢险救援工作。因此，他们培训的重点应放在执行国家方针、政策；严格贯彻安全生产责任制；落实规章制度、标准等方面。
（2）企业全体职工
目前管道企业的职工中有正式员工、劳务工、属地用工和临时用工等多种成员。员工的素质参差不齐，生产技术水平和安全知识、安全技术水平有高有低，必须加强培训，以提高应急反应能力。
（3）应急抢险人员
应急抢险人员是管道发生事故时应急抢险的主力军，因此要大力加强技术培训工作。抢险人员都要熟悉应急预案每一个步骤和自己的职责，切实达到临危不乱，人人出手过得硬。对应急抢险人员培训的主要内容包括：
●熟悉应急预案的全部内容，各种情况的维修和抢险方案；
●熟练掌握本单位或部门在应急救援过程中所使用器具、装备的使用及维护，掌握和了解重大危害及事故的控制系统；
●有关安全生产方面的规章制度、操作规程、安全常识； ●应急救援过程中的自身安全防护知识，防护器具的正确使用；
●本企业所辖的管道线路、站场、阀室、附属设施及周边自然和社会环境的相关信息； ●事故案例分析。
应急救援人员需要进行定期培训、定期考核，注重培训实效。（4）管道周边地区的居民群众
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天然气长输管道通过各地区的社会、经济和自然环境的条件不同，线路周边情况往往相差很大。居民的安全知识和防灾避险意识差异也很大。当管道沿线大多数地处偏僻的农村，环境相对闭塞时，更须加强安全宣传教育，使群众明了和掌握一旦发生天然气管道 泄漏的险情后，可能发生的事故和可能引发次生灾害。了解有关避险方法及逃生技能等。同时，应宣布报警电话，保证一旦发生了险情，当地居民能立即报警，并知道怎样进行紧急疏散和撤离。2.4.3应急培训的要求
需要对公司所有员工进行应急预案相应知识的培训，应急预案中应规定每年每人应进行培训的时间和方式。定期进行培训考核。考核应由上级主管部门和企业的人事管理部门负责。学习和考核的情况应有记录，并作为企业管理考核的内容之一。2.5 应急预案的演练
为了保证事故发生时，应急救援组织机构的各部门能够熟练有效地开展应急救援工作，应定期进行针对不同事故类型进行应急救援演练，不断提高实战能力。同时在演练实战过程中，总结经验发现不足，并对演练方案和应急救援预案进行充实、完善。2.5.1 事故应急救援演练的重要性
通过演练可以检查应急抢险队伍应付可能发生的各种紧急情况的适应性以及各职能部门、各专业人员之间相互支援及协调程度；检验应急救援指挥部的应急能力，包括组织指挥专业抢险队救援的能力和组织人民群众应急响应的能力。通过演练可以证实应急救援预案是可行的，从而增强全体职工承担应急救援任务的信心。应急救援演练对每个参加演练的成员来说，是一次全面的应急救援练习，通过练习可以提高技术及业务能力。
通过演练还可以发现应急预案中存在的问题，为修正预案提供实际资料；尤其是通过演练后的讲评、总结，可以暴露预案中未曾考虑到的问题和找出改正的建议，是提高预案质量的重要步骤。2.5.2 事故应急救援演练的形式
事故应急救援演练一般可分为室内演练和现场演练两种。
（1）室内演练
又称组织指挥演练，它是偏重于研究性质的，主要由指挥部的领导和指挥、生产、通讯等各部门以及救援专业队队长组成的指挥系统，在各级职能机关、部门的统一领导下，按一定的目的和要求，以室内组织指挥的形式，演练组织各级应急机构实施应急救援任务。室内演练的规模，根据任务要求可以是综合性的，也可以是单一项目的演练，或者是几个项目联合演练。
（2）现场演练
即事故模拟实地演练，根据其任务要求和规模又可分为单项训练，部分演练和综合演练三种。现场演练必须参照管道沿线当地最恶劣的自然环境和条件下进行，以达到实战的目的。2.6 应急预案的启动和终止 2.6.1 应急预案的启动
一旦事故识别并确认，应急预案立即启动。由该级的应急领导小组负责启动事故应急预案。按事故分类分别启动各级预案，例如中国石油股份有限公司规定：当 A 类事故发生，则顺序启动三级、二
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级、一级应急预案。当地区管道分公司一级应急预案启动时，中国石油股份有限公司 A 类事故应急预案自动启动。
事故发生后，按照对应级别(管道分公司对应县、市级的地方部门；站场对应地方乡、镇、村)通知地方应急组织机构，以快速启动地方应急预案。应向地方应急组织说明事故发生的地点、事故现场状况、现场即时处理措施等，并说明需要救援的内容：如政府部门现场紧急协调、公安部门紧急围控(安全警戒)和协助居民疏散、消防紧急布控(消防人员数量、消防车类型、人员救护所需设施等的增援)、医护现场救护、交通管制区域及方位等。2.6.2 应急预案的终止
只有在下述几方面的工作完成之后，才能确定事故应急救援工作的结束：
（1）造成事故的各方面因素，以及引发事故的危险因素和有害因素已经达到规定的安全条件，天然气输送恢复正常。
（2）在事故处理过程中，为防止事故次生灾害的发生而关停的水、气、电力、交通等恢复正常。事故应急救援工作结束后，经对现场进行检测，确认造成事故的各方面因素，以及事故引发的危险因素和有害因素已经达到规定的安全条件，由事故应急领导小组下达终止事故应急预案，通知相关部门解除危险。通知地方政府危险解除，由地方政府通知周边相关部门和地区。2.6.3 事故调查与善后处理
事故后，应按照管理权限组织事故调查组，及时认真地调查处理事故。事故发生单位，在调查组调查之前，应尽可能保持事故现场原貌，为调查事故原因提供第一手的资料。对于 A、B 类事故，现场进行抢修前，必须留有音像等资料，为事故调查提供依据。
进行事故调查时，发生事故的单位要积极配合调查组进行事故原因调查。提供事故发生点地理位置、发生的时间、当时的生产工艺参数、运行流程等资料，事故发生现场的当事人应写出书面的汇报材料，就当时的信息来源、确认、事发现场、应急处理措施等进行详细说明。
在事故后，应及时组织有关生产技术人员对现有生产情况摸底排查，并尽快恢复生产。对于管道泄漏事故,应对所采取的抢修措施进行评估。根据评估结果从场地、设施、人员等方面，以及工艺流程、试压、稳压、管道防腐绝缘、地貌恢复等方面进行事故后的处理工作。对于更换的管段，应对其进行再投用前的检查和试运行，达到运行条件后才能使用。
在事故抢修过程结束后，应组织落实对抢修环境的恢复，尽量减少对当地生态环境的影响。对抢修施工现场的污染源进行清理，避免造成周围环境的次生污染。
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第五章 典型安全事故剖析材料
在企业中，特别是输天然气企业，由于管理不到位或安全设施不到位等原因造成的事故时有发生。为深刻吸取血的教训，杜绝各类事故隐患，努力提升安全管理水平，下面将近年来中石油股份公司部分典型事故案例介绍如下：
1． 某天然气田分公司某站“1.20”泄漏爆炸事故
2006年1月20日某天然气田某站发生火灾爆炸事故，造成10人死亡，3人重伤，47人轻伤，损坏房屋21户，约3040平方米，输气管道爆炸段长69.05米，直接经济损失995万元。1.1 事故经过
该站位于四川省眉山市仁寿县某镇，两条输气干线威青线和威成线通过该站，设计日输气量950万方/天，设计压力4.0MPa，其中威青线投产于1976年，威成线投产于1967年。爆炸点为威青线Φ720管线，输送介质为净化天然气。2005年开始对该站进行场站适应性大修改造，当年12月15日完工。事故发生前已完成了改造的碰头、置换等工作，恢复了正常生产流程。2006年1月20日12时07分，该站至某站方向距装置区60米处管道发生爆炸着火，几秒钟后，距爆炸点9.4米远处发生二次爆炸；两次爆炸发生后，站内立即启动应急预案并组织人员疏散，在疏散过程中，该站至某站方向距工艺装置区约63米处发生第三次爆炸，由于爆炸点靠近紧急疏散通道，造成了严重的人员伤亡事故。1.2 事故原因分析
（1）此次事故的直接原因是由于管材螺旋焊缝存在缺陷，在一定内压下管道被撕裂，导致天然气大量泄漏并与空气混合，由管道内大量的硫化铁粉末引燃天然气造成爆炸；爆炸使管道内天然气形成相对负压，造成部分高热空气迅速回流管内与天然气混合，发生连续爆炸。
（2）此次事故的间接原因，一是管道运行时间长，疲劳损伤现象突出；二是防腐工艺落后，管道外腐蚀严重；三是管道原输送介质为低含硫湿气，导致管道内腐蚀产生大量硫化铁粉末；四是爆炸点处种植深根植物，土质疏散，为天然气冲出发生管外爆炸提供了条件；五是管道两侧5～50米内建构筑物较多，严重违反管道保护条例，扩大了损失范围；六是逃生通道不合理，紧急逃生人员遭遇第三次爆炸，从而产生重大伤亡。
（3）此次事故的发生究其深层次的原因：一是管理不严格，员工家属违反有关规定住在站场值班宿舍，致使发生重大人员伤亡；二是安全隐患整改力度不够，管道本身存在本质安全隐患，管道及站场周边违章占压现象严重；三是管道保护不到位，管道巡线责任不落实，对于管道上方种植深根植物的隐患十几年未进行处理；四是施工组织方案不落实，分公司相关业务处室未到场履行职责，各级领导对改造后的投产工作重视不够，组织不落实，管理不到位；五是“三违”现象突出，投产及连头作业中未使用氮气置换。
2． 某天然气分公司“6.16”触电死亡事故
2005年6月16日，某天然气分公司某输油站维修电工武某在配合维修队进行电气预防性试验作业过程中，突遭电击，经抢救无效死亡。2.1 事故经过
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2005年6月16日，该输油站在停止616线路供电情况下，进行电气预防性试验作业。该供电线路用户之一的某经贸有限公司仅由616线路单路供电，无其它供电方式。因此该经贸有限公司停电时租用一台发电机维持供电并接入本单位配电柜中，但未通知该输油站。6月16日上午9时许，由于公司业务需要，该经贸有限公司操作工尹某启动了发电机，由于尹某不清楚配电柜进线刀闸的作用，合上了进线刀闸和发电机开关，造成反送电；而此时武某正在试验作业，其临时接地线也处于意外脱落状态，从而造成武某电击死亡。2.2 原因分析
（1）此次事故的直接原因为经贸有限公司在未通知该输油站的情况下违规操作，造成反送电。（2）此次事故的间接原因，一是该输油站维修电工武某在作业过程中未按照电气作业安全规程要求采用牢固的卡钳式临时接地线，而是采用缠绕方式安置接地线，造成接地线意外脱落，失去保护功效；二是作业过程中接地线意外脱落时未及时中止作业；三是监护人员监护不到位，未对违章行为进行制止，接地线脱落时未及时发现。
（3）此次事故的深层次原因为日常安全生产管理工作中存在薄弱环节，特别是对电气检修作业及转供电过程危害因素识别不充分，安全防范措施不完备，转供电管理制度不完善，对员工的安全教育、技术培训和安全监督不到位，使员工在作业时习惯性违章，最终导致亡人事故的发生。
3．某天然气田分公司运销部“4.16”亡人事故
2004年4月16日，某天然气田分公司运销部所属天然气公司因违章指挥、违章作业发生火灾事故，造成1人死亡，直接经济损失18万元。3.1 事故经过
某天然气田分公司运销部所属天然气公司按计划对管网进行改造。2004年4月16日上午9时，在无施工组织、无施工作业方案、无动火作业手续、无应急预案、无作业请示的“五无”状态下，施工人员进入站场作业。18时15分，在未通知配气站和运销部生产调度值班人员的情况下，作业人员关闭了动火点上游121米远的Φ57管线DN50阀门（出口压力0.26 MPa），开始实施碰口作业。18时20分，配气站值班人员接到下游用户反映停气，经向生产调度询问均不知情后，随即现场巡检，发现DN50阀门关闭，在不知有人作业的情况下将阀门开启；此时正在不远处碰口作业的电焊作业引燃了天然气。由于作业场所为宽0.8米、高3米、长3.5米的狭窄有限空间，着火后管工曾某向通往开阔地带的通道逃离现场，焊工王某跑进另一端仅3.5米深的短巷，在死胡同中无法逃生，被烧伤致死。3.2 事故原因
（1）此次事故的直接原因为值班人员在未查明停气原因的情况下打开阀门，致使作业场所发生火灾。
（2）此次事故的间接原因为：作业负责人黄某违反作业管理规定，组织改造施工作业时，无施工组织、无作业方案、无作业手续、无应急预案、无请示报告，在不具备施工作业条件的情况下，违章安排动火施工；作业人员在未通知站场运行人员的情况下，擅自关闭管线阀门并开始作业。这是一起典型的违章指挥、违章作业导致的责任事故。
（3）此次事故究其深层次原因，一是该运销部内部管理不严格，员工安全意识淡薄，安全监护不
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到位，安全责任不落实，安全作业制度存在严重缺失；二是作业负责人只安排施工人员去站场作业，未到现场亲自组织，更没有落实作业前及作业过程中的检查、监护工作，也没有落实安全防范措施；三是站场管理不严格，人员进站无正常审批手续，进站人员无人陪同，站场值班人员对于人员进入站场擅自操作站内设备并进行动火作业不知情，站场管理存在严重失职。
4．某石油管理局某输气站“7.18”爆炸事故
1998年7月18日零时10分,某石油管理局某输气站在用天然气置换管道中天然气、空气混合气的作业过程中，发生了除尘器及其连接管道天然气爆炸事故，造成3人死亡、1人重伤、2人轻伤、直接经济损失42.4万元。4.1 事故经过
1998年6月22日，某开发公司采输某公司采气某队发现位于某输气站内DN500输气干线出站绝缘法兰〇形圈密封漏气，公司制定方案对该输气站泄漏处进行整改。由于DN250旁通阀内漏,不得不在某阀室进行放空,历时16小时,放空天然气40万方。7月15日，采输某公司按施工方案要求对47公里输气干线进行放空，油建某公司某工程队按方案对DN550绝缘法兰密封件和O形圈进行了拆换。随后进气恢复生产。
1998年7月17日23:00左右,操作人员发现某阀室至该输气站进站裸露管段明显升温，采输某公司组织作业人员采取用消防车喷淋冷却的物理措施,对管段进行表面降温。截止到7月18日0:10,在降温未果的情况下,现场人员决定对该输气站内容器管道进行置换空气，开启DN500干线进汇管的球阀和管式除尘器下部的排污阀。几乎与此同时连接除尘器的管道发生了爆炸，爆炸时的压力为2.6MPa。4.2 事故原因
（1）事故的直接原因是管道内产生的硫化铁粉末与天然气、空气混合气接触导致爆炸。
（2）事故的内在原因一是方案制定不周密，流程存在缺陷。放空时处于上游的某阀室的放空口比该输气站地面标高高38.8米，产生烟囱效应，导致大量空气在更换法兰垫时被吸入该输气站(包括站内容器)和DN500管线；二安全技术水平落后，未用氮气置换，直接用天然气置换空气；三违章操作，置换时天然气推进速度达每秒20米，是方案中所要求推进速度小于每秒5米的4倍，使得管线中的硫化铁粉末在管道中高速气流的携带下碰撞、摩擦，遇到必须的空气与天然气混合物后造成自燃；四是没有应急预案，缺乏应急措施，从当时发现管头温度上升时，现场人员只对裸露的管线部分采取了物理降温的方法，没有解决本质问题，留下了引起爆炸事故的隐患；五是临危处置不当，现场的施工人员在降温没有效果的情况下，仓促中错误打开DN300球阀(进除尘器)和管式除尘器的排污阀，欲对装置区的容器和管道进行置换空气和放空，把火源引入到装置中，并使天然气和装置区容器内的空气混合比达到5～15%的爆炸极限范围，从而导致除尘器及工艺联结管线瞬间发生爆炸。
5.某天然气干线管道遭第三方破坏事故
5.1 事故经过
2004年10月6日18时28分，某天然气企业干线管道遭到第三方破坏。一铲车在铲土作业时，捅漏了天然气管道，造成天然气大量泄漏，管道停输。接到险情报告后，管道企业配合地方政府迅速成立了应急指挥部，对事故区域进行布控，对附近道路实行交通管制。并立即启动了A类事故应急预案，关
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断了上下游紧急截断阀，对事故管段进行放空。放空结束后，经现场勘察，泄漏点为长9公分，宽6公分的洞（见图9-5.1），管道距离省道约50米，距铁路约120米，距高压输电线路约500m。现场立即组织进行割管、封堵、换管抢修，7日24时，现场抢修结束，管道恢复正常运行。5.2原因分析
（1）“10.6”天然气泄漏事故的直接原因，是地方施工单位在管道周围违章施工造成的。施工机械操作手在未通知现场管理单位的情况下，强行施工，破坏管道，造成天然气泄漏。
（2）事故现场桩位距离管道7米左右，现场管理单位未能及时发现并纠正这一问题。且该违章施工早有迹象，附近已经建房，现场管理单位制止不力。
图9-5.1 6． 某凝析油管线遭打孔事件
6.1 事故经过
2005年3月5日凌晨，某企业凝析油管线因不法分子打孔盗油引发火灾，严重影响正常生产。企业接到报告后立即启动了应急预案，成立现场指挥抢险领导小组，现场组织车辆拉运凝液，保证正常生产。同时调集地方消防部门到现场进行紧急扑救工作，9：00现场火情全部扑灭。抢修队伍随后开始抢修，3月6日中午12:10抢修工作完成，18:00完成扫线，恢复正常生产。6.2 原因分析：犯罪份子在打孔盗油过程中启动盗油车辆引发火灾。（见图9-5.2）
图9-5.2 40
管道安全管理
第六章 管道第三方破坏风险评价
所谓“第三方破坏”，主要是指由于非管道员工的行为而造成的所有的管道意外损害。美国运输部（DOT）的管线事故统计资料显示：导致管线事故的最主要原因是来自第三方的侵扰。1971～1986年发生的管道事故中40%左右源于第三方破坏。可见，第三方的破坏在管道事故中所占的比例是相当大的。
管道经营者必须采取措施以减少他人破坏管道设备和设施的可能性。应采取的措施将取决于系统是否易于遭受损害以及是否经常出现损害事件。
过去，在美国人烟稀少的地区，埋深在2.5～3ft（0.762～0.994m）的管道设施，有着良好的安全性记录。然而，如今来自于挖掘方面的破坏正威胁着管线，从而增大了管道运行风险。
输送有害液体的管道企业在1983～1987的几年间，仅仅由于挖掘破坏而造成8人死亡，25人受伤，其财产损失超过1400万美元。在共计969起已发的各类事故中，这类管道事故就占到256起之多。这意味着因挖掘破坏造成的管道事故已占到全部有害液体输送事故的26.7%（详见美国运输部[53]）。
油气管道安全监测技术分析 篇3
关键词：油气管道；安全监测；光纤传感
中图分类号：TE973 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）14-0049-02
我国的能源来源分布比较集中，而能源消耗却比较分散，从运输成本和安全性上对比分析，能源运输方式首选油气管道。油气管道被比喻为“地下长城”，随着我国能源需求量的增加，在未来几年内，我国的“地下长城”主干线、支线增加的长度将可能再绕地球一到两周。每条油气管道都有几十万个管道焊口，如果任何一道焊口在环境敏感区或者人口稠密区出现泄露，就会对环境造成严重污染，会使管道上下游用户“断气”，甚至造成人员伤亡事故。比如：2007年，沙特一条天然气管道发生泄漏并引发特大火灾，造成至少28人死亡。
1 油气管道安全现状
影响油气管道安全的因素有很多，如：管道腐蚀、自然灾害以及人为破坏等，油气管道日常承载的输送量大、压力负荷高，经过长时间运行后，管道焊缝只要存在丝毫问题，后果将不堪设想。尤其是大庆至抚顺、抚顺至鞍山等油气管道是20世纪70年代建设投产的管道，运行时间长，输油量大，焊缝缺陷以及管道腐蚀老化，加之沿线的打孔盗油等行为，存在安全隐患较多，加大了泄漏风险。目前，新建的长距离油气管道，大多具有施工地质条件恶劣、管线施工难度大、自然环境恶劣等特点，一旦遇见诸如洪水、泥石流滑坡、地震等自然灾害都有可能出现管道泄漏的可能，因此，新建管线的自身质量以及能否长时间安全运营是一个值得思考的问题。
近几年，“打孔盗油”、“打孔盗气”等人为破坏因素导致油气管道事故频发。2009年9月中旬，中石化鲁皖成品油管道柴油泄漏，方圆百里的老百姓抢油，其原因就是盗油分子所致。2003年“12·19”兰成渝输油管道打孔盗油案中，喷发的油柱高达40余米，导致宝成铁路停运6小时，管线停输近15小时。事后，主犯被处以死刑。
目前，很多管线铺设好之后，地方随即开建高速公路等基础设施，直接导致管道与公路的交叉，增加了众多安全隐患。
2 光纤传感技术的特点
（1）抗电磁干扰，电绝缘，耐腐蚀：光纤传感技术是将信息通过光波进行传输，主要载体是具有电绝缘、耐腐蚀特征的光纤传输介质。因此，该技术在信号传播过程中不会受到任何的电磁干扰，也不会给外界的电磁场造成影响，非常安全可靠。这些特点使光纤传感技术在恶劣环境中、油气管道中、高压高温和强腐蚀环境中能进行快速准确地传感信号。
（2）具有较高的灵敏度：长光纤和光波干涉技术的灵敏度要比一般的传感器高，实践证明，在测量转动、水声、加速度、位移、温度、磁场等物理量时，光纤传感技术具有较高的灵敏度。
（3）具有较轻的质量、较小的体积、容易变形的外观：光纤在使用过程中给人的第一感觉是重量轻、体积小、方便缠绕。因此，外形各异、尺寸不同的各种光纤传感器可以方便应用于油气管道的检测。
（4）功能强大，测量的物理量多：目前已有性能不同的测量温度、压力、位移、速度、加速度、液面、流量、振动、水声、电流、电场、磁场、电压、杂质含量、液体浓度、核辐射等各种物理量、化学量的光纤传感技术应用于油气管道中。
（5）利用该技术，投入成本较低，方便重复使用，便于成网。
3 光纤传感技术在油气管道安全监测中的应用
现阶段，与发达国家相比较，我国还具有比较落后的油气管道监测技术，大多管道以人工巡逻为主要的安检方式。虽然自动化监测技术在国内已经有所发展，但实际应用过程中却表现出了灵敏度不高、稳定性不好、定位不够准确、监测误差大、自动化程度低等问题。光纤传感技术是一个新兴事物，是一种新型传感器技术，它的应用技术基础是光通信技术和信号处理技术。
油气管道安全监测技术采用的是光纤传感技术，传感原件和信号传输原件的材料基础是普通通信光缆，当光纤和油气管道被外界作用遭到破坏以后，光纤会发生反应，主要表现在长度和纤芯折射率发生变化。光在传感光缆中通过时，光信号的相位会有所变化，信号处理中心接到相位变化信息以后，系统会处理返回的传感信息，从而根据光纤反应来判断故障发生点，进而判断事故的发生。
如图2，光纤传感技术在油气管道实际应用图，体现出了适合油气管道的独特优势，具有很强的耐腐蚀性，可以埋藏在潮湿、水下等恶劣环境中；安装方式灵活，可以紧贴油气管道安装，具有很强的隐蔽性；能够精确显示油气泄露事故地点，仪器工作过程中仅仅是监测终端需要耗电，其他不需要电能。
4 结语
油气管道运输是目前我国油气运输的主要途径，既经济又高效，但由于油气的高压、易燃特性，对运输管道要求特别高，因为，管道事故一旦发生就会给社会造成巨大的环境污染和经济损失，危及人身安全。对油气管道的安全监测、油气管道安全预警等技术始终是研究的重要课题，本文所讲述的光纤传感技术在油气管道中的应用实践表明，该技术能够对管道事故发生点进行精确定位，具有很好的应用前景。
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管道安全 篇4
关键词：长输管道,事故分析,安全对策,管道设计,管道施工
随着能源市场的发展和天然气的广泛应用, 天然气管长输管道建设明显加快。这些管道的管线总长达数千公里, 有的跨越江、河, 有的穿过山地、平原, 所过之处地形地貌、工程地质、工程水文、地震活动性等方面均有很大的差异。管道结构型式不一, 类型复杂.有穿越管道、跨越管道、埋地管道, 地面管道等等【1】。随着城市建设的加快, 天然气长输管道的规模越来越大, 一旦发生事故, 则会带来严重的后果【2】。无论是国外还是国内, 都发生过不少因输气管线因破裂、泄漏、腐蚀, 维护不当等引起的起火、爆炸事故。因此, 保障天然气长输管道安全十分重要, 其中涉及规划、设计、施工、运营、用户和安全监管等多个环节。笔者以有限的工作经验, 仅就管道的设计、施工、运行等提出安全对策及建议。
一、管道安全对策及建议
为了加强对危险、有害因素的监控, 减少危险、有害因素的危害, 提高工程的安全水平, 预防工程投产以后各种人身、设备事故的发生, 建议工程建设单位采取行之有效的安全对策措施【3】, 【4】, 【5】。
1. 管道设计
(1) 输气管道的强度设计应满足运行工况的要求。
(2) 管道强度系数所在地有关有求取值、管道材质及其壁厚设计应根据《输气管道工程设计规范》 (GB50251-2003) 计算后取值。
(3) 对管道沿线电力线及其杂散电流, 应在设计阶段采取接地排流措施, 保证管道接地良好, 尽量减少直流杂散电流腐蚀。
(4) 进出站管线必须设置截断阀, 截断阀应当具备手动操作的功能, 在其上下游设置泄压放空设施。输气截断阀上下均应设置放空管。
(5) 对存在超压可能的设备和压力容器, 应设安全阀。
(6) 放空口应设置在设备和管线的高点;放空竖管应设置在不致发生火灾危险和危害居民健康的地方;放空气体经放空竖管排入大气, 并符合有关要求。
(7) 埋地输气管道与其他管道、电力、通信电缆的间距应符合《输气管道工程设计规范》规定。
(8) 管道附件严禁使用铸铁件。
(9) 管件的制作应符合国家现行标准《钢板制对焊管件》GB/T13401、《钢制对焊无缝管件》GB12459、《钢制对焊管件》SY/T0510的规定。
(10) 在防火区内管件部位使用的阀门, 应具有耐火性能。
(11) 对易出现故障部位的仪表及控制设备应采用热备份。
(12) 阀门应具有密封性好、可靠性高、操作维护方便等优点。
(13) 监控与数据采集系统应具备高的可靠性及可用性指标, 对易出现故障部位的仪表及控制设备应采用热备份。
(14) 管线沿途跨越支撑管材、保温材料、涂火层、防腐材料、建筑材料的选用应符合相应标准, 主要承构件应为非燃烧体, 以利于安全疏散。
(15) 在管道转弯处, 采用弹性材料敷设, 增加管道的柔软性, 提高抗震性能。
(16) 管道应避开人员密集场所, 其防腐条件应满足所在地要求。
(17) 输气管道试压前应至少两次采用清管器进行清管。输气管道试压时间、压力以及截至均应符合《输气管道工程设计规范》 (GB50251-2003) 有关要求【6, 7, 8】。
2. 埋地施工
(1) 管材、设备装卸时, 严禁野蛮操作;堆放时, 按产品的要求, 注意堆放高度及环境条件, 并应避免暴晒和雨淋。运输时, 应逐层堆放, 确保牢靠, 避免相互碰撞;捆扎和吊装所使用的绳索, 应使用具有足够强度, 且不致损伤管道防腐层的。
(2) 土方施工前, 建设单位应组织有关单位向施工单位进行现场交桩。当地下有积水或水位较高时, 应及时清除积水, 降低水位。
(3) 管道焊接应按现行国家标准《工业金属管道工程施工规范》GB50235-2010和《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》GB50236-2011的有关规定执行;碳素钢管材之间焊接氩弧焊焊丝推荐采用HO8Mn2Si A、手工电弧焊焊条型号推荐采用低氢钠型E4315。
(4) 施工环境应符合国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》GB50236-2011的有关规定执行。
(5) 焊缝外观质量不得低于现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工质量验收规范》GB50683-2011要求Ⅰ级质量要求。
(6) 射线检验应达到《承压设备无损检测》 (JB/T4730.2-2005) 中AB级射线检测技术的Ⅱ级质量要求, 超声波探伤检验达到《承压设备无损检测》 (JB/T4730.3-2005) 的6.1中的Ⅰ级质量要求。
(7) 警示牌的设置方法和标记按《管道干线标记设置技术规定》SY/T6064-2011执行。
(8) 埋地管道建成后应设置地面标志桩, 要求标志桩必须坚固、耐久、统一、易于辨认和寻找。应按有关规定, 针对不同的地面设置不同的标志, 设置位置应为管道转弯处、三通处、管道末端等。
(9) 管道安装完毕后应依次进行管道吹扫、强度试验和严密性试验。试验时应设巡视人员, 无关人员不得进入, 且所有人员不得靠近试验区。人员离试验管道的安全间距不小于20m。吹扫和待试验管道应与无关系统采取隔离措施, 与已运行的燃气系统之间必须加装盲板且有明显标志。
输气管道必须分段进行强度试验和整体严密性试验。
3. 管道穿越施工
(1) 管线直埋敷设段, 管沟开挖应严格按设计中心线、深度、宽度及坡度进行, 施工完成后应及时做好废弃泥浆的处理和地貌环境的恢复。
(2) 施工场地布置、开挖管沟的堆土、泥浆池开挖、临时排水设施、施工机械布置及施工便道的修筑等宜布置在远离河流、道路一侧。
(3) 工程所用材料、管道附件的材质、规格和型号必须符合设计要求, 其质量应符合国家或行业有关标准的规定, 并应具有出厂合格证、质量证明文件以及材质证明书或使用说明书。
(4) 钢管如有凿痕、槽痕、凹坑、电弧烧痕、变形或压扁等有害缺陷应按照《油气输送管道穿越工程施工规范》 (GB 50424-2007) 规定进行修复或消除。
(5) 管道焊接人员应具备相应的资格证书, 焊工能力应符合国家现行标准《钢质管道焊接及验收》SY/T 4103-2006的有关规定。
(6) 管道外观检查合格后应进行无损检测。无损检测应符合国家现行标准《石油天然气钢质管道无损检测》 (SY/T 4109-2005) 有关规定。
(7) 从事无损检测的人员必须持有国家有关部门颁发的并与其工作相适应的资格证。
(8) 穿越施工时入土角、出土角的大小, 应根据地质、地形条件和穿越管段的材质、管径来确定。入土角宜为8°-20°, 出土角宜为4°-12°。
(9) 水平定向钻穿越的曲率半径应符合设计要求。曲率半径不宜小于1500D, 且不得小于1200D。
(10) 在管道入土端和出土端外侧各预留保持不少于10m的直管段。
(11) 钻机安装场应根据钻机及附属设备 (包括泥浆净化系统、循环罐、发电机等) 的要求, 结合现场条件进行布置。泥浆池不宜放在穿越中心线上。
(12) 穿越管段出、入土段两侧管道拟采用开挖式埋地方式敷设, 管道下沟前应清除沟内的所有杂物, 管沟内积水应抽净。下沟宜使用吊装机具, 严禁采用抛滚撬等破坏防腐层的做法。吊装时应保护管口不受损伤。管道吊装时吊装点间距不应大于8m, 吊装管道的最大长度不宜大于36m。
(13) 天然气管道敷设前应落实对其他管线具体的保护措施, 正式动工前应与有关施工单位进行充分的沟通衔接并办妥相关手续。
4. 运行
(1) 埋地燃气管道上不得有建筑物和大型构筑物占压。
(2) 管道中心线两侧各5m范围内不得有取土、挖塘、修渠、修建养殖水场, 排放腐蚀性物质, 堆放大宗物资、易燃易爆物品, 采石、盖房、建温室、垒家畜棚圈、修筑其他建筑物、构筑物或者种植深根植物, 在管道中心线两侧各50 m范围内, 不得有爆破、开山等有可能破坏管道的活动。
(3) 埋地燃气管道穿越河流处应有路面标志, 路面标志的间隔不宜大于200 m, 路面标志不得缺损, 与实际管位应当相符, 字迹应清晰可见。
(4) 建设单位应落实管线的监护工作, 发现有危害管道的施工行为应及时制止。
(5) 管道应在管材的设计年限内使用, 超过设计年限的应进行定期安全评价和相关的性能检测, 合格后方可继续使用。
(6) 运行压力不得超过最大允许工作压力。
(7) 巡线人员应配备必要的巡检设备, 并能正确使用。巡线人员应按要求配备并正确穿戴劳动防护用品。
(8) 在天然气输配系统中, 天然气出站压力、流量、进站气参数等均有仪表测量, 以防止发生意外事故【9, 10, 11】。
小结
天然气管道安全的发展, 关系到国民经济的可持续发展和稳定的经济秩序, 以及对人类生命和财产安全的保护。管道的安全管理是保证其正常运行的重要环节, 企业应当在管道后续运过程中建立高水平的运行、管理队伍, 创建并运行运行安全生产标准化体系, 积极借鉴行业先进管理经验, 提高管理水平, 确保安全生产。
参考文献
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[8]四川输气干主丘地震地质灾害评价报告四川省地震局工程地震研究所, 1994.6.
[9]管道腐蚀调查橙铡报告四川石油管理局输气公司, 19948.
压力管道安全监察规定 篇5
（初稿）第一章 总 则
第一条
（目的和依据）为了加强压力管道安全监察工作，规范压力管道生产、使用、检验检测和安全监察活动，保障压力管道安全运行，根据《安全生产法》、《特种设备安全监察条例》和《国务院对确需保留的行政审批项目设定行政许可的决定》，制定本规定。
第二条
（压力管道定义范围）本规定适用于具备下列条件之一的管道及其附属设施：
（一）最高工作压力大于或者等于0.1Mpa（表压，下同），公称直径大于25mm，输送介质为气（汽）体、液化气体的管道；
（二）最高工作压力大于或者等于0.1Mpa（表压，下同），公称直径大于25mm，输送可燃、易爆、有毒、有腐蚀性的液体或最高工作温度高于等于标准沸点的液体管道；
（三）前二项规定的管道的附属设施及安全保护装置等。压力管道按其用途划分为长输（油气）管道、公用管道、工业管道、集输管道和动力管道，具体定义、代号、分级见附件1。
第三条
（调整范围）压力管道的生产（含设计、制造、－ 69 －
安装、改造、维修）、使用、检验检测及其监督检查，应当遵守本规定。
军事装备、核设施、航空航天器、铁路机车、海上设施和船舶等交通工具上所使用的压力管道、矿井下使用的压力管道和设备本体所属压力管道不适用本规定。
第四条（监察职责分工）国家质量监督检验检疫总局（以下简称国家质检总局）负责全国压力管道安全监察工作，县以上地方质量技术监督部门（以下简称质检部门）负责本行政区域内压力管道的安全监察工作。其中，跨省、自治区、直辖市（以下简称跨省）和中央企业所属的长输（油气）管道，由国家质检总局负责实施安全监察；其他长输（油气）管道，由省级质检部门负责实施安全监察。
第五条
（管理责任）压力管道生产单位（含设计、元件制造、安装、改造、维修单位，下同）、建设单位、使用单位应当对压力管道安全质量和安全使用负责。单位主要负责人对压力管道的安全全面负责。
第六条 各级压力管道安全监察机构在实施压力管道的安全监察时，应当发挥中央企业、行业协会和社会中介组织的作用。
鼓励大型企业设立压力管道检验机构，在核准范围内开展压力管道检验检测工作。
－ 70 －
第二章 压力管道设计与制造
第七条（设计单位资格和人员许可）压力管道设计单位应当取得许可，方可从事压力管道的设计活动。
第八条
GA类、GC1、GD1级压力管道的设计许可和设计审批人员许可由国家质检总局批准、发证；GB类、GC2级、GC3级、GD2级、GE类压力管道的设计许可和设计审批人员许可，由设计单位所在地的省级质检部门批准、发证。
第九条
压力管道设计单位应当具备下列条件：
（一）具有企业或者事业法人资格；
（二）有适应设计工作需要的设计、校核人员以及符合要求的设计审批人员（审核、审定技术工作人员）；
（三）有健全的设计管理制度、责任制度和质量保证体系；
（四）有专门的设计工作机构、工作场所、必要的设计装备和技术法规、标准；
（五）有压力管道设计经验和独立承担设计的能力。
（六）能够保证设计的管道安全性能符合安全技术规范和有关标准的要求。
第十条（设计单位许可条件）压力管道设计单位的具体许可条件、设计审批人员资格认定以及许可程序等事项，按照有关安全技术规范的规定执行。
第十一条（设计单位责任）设计单位应履行下述责任：
（一）贯彻执行有关压力管道安全的法律、法规和安全技
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术规范、国家标准、行业标准；
（二）对所设计的压力管道安全技术性能负责；
（三）持续满足压力管道设计单位应具备的条件；
（四）对从事压力管道设计、校核、审核、审定人员进行必要的培训，聘用符合要求的压力管道设计审批人员负责压力管道设计审批工作；
（五）所设计的压力管道平面布置图有审定人员签字并加盖设计单位资格印章。
第十二条
压力管道设计许可证书全国有效，其有效期为4年，期满前6个月应当申请换证，逾期未换发许可证的，不准继续从事压力管道设计工作。
第十三条
（制造单位资格许可）压力管道元件制造单位（以下简称制造单位）应当取得许可，方可从事压力管道元件制造活动。
第十四条
压力管道元件制造许可分为A级、B级。A级制造许可和A、B级境外制造许可由国家质检总局批准、发证。B级制造许可由制造单位所在地的省级质检部门批准、国家质检总局发证。
第十五条
（制造单位条件）制造单位应当具备以下基本条件：
（一）具有企业法人资格；
（二）有与元件制造相适应的管理人员、专业技术人员和
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技术工人；
（三）有与元件制造相适应的场地、设备和检测手段；
（四）有健全的质量保证体系和各项管理制度，并能有效运转；
（五）技术负责人和质量保证负责人经过专业培训；
（六）能够保证制造的管道元件安全质量符合安全技术规范和有关标准的要求。
第十六条
压力管道元件制造许可的A级、B级的范围、许可方式、制造单位的具体许可条件以及许可程序等事项，按照有关安全技术规范的规定执行。
第十七条（制造单位责任）制造单位应履行以下责任：
（一）对所制造的压力管道元件安全质量负责，保证压力管道元件质量符合安全技术规范、现行国家标准和行业标准；
（二）保证压力管道元件应按安全技术规范和国家标准要求经型式试验合格；
（三）持续满足制造单位应具备的基本条件；
（四）在所制造的压力管道元件上标注制造单位标记和安全标记；
（五）接受和配合监督检验。
第十八条
（型式试验）按照安全技术规范和现行国家标准的要求，应当进行型式试验的压力管道元件，必须进行型式试验。型式试验由经质检总局核准的检验检测（型式试验）机
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构进行。
第十九条
（监督检验）压力管道元件的制造过程应当经国家质检总局核准的检验检测机构按照安全技术规范的要求进行监督检验。
第二十条（安全标记和出厂文件）压力管道元件出厂时，应在本体上标注安全标记（安全标记形式见附件2），并附有压力管道安全技术规范要求的设计文件、产品质量合格证明、安装及使用维修说明、监督检验证明等文件。
第二十一条
压力管道元件制造许可证书全国有效，其有效期为4年，期满前6个月应当申请换证，逾期未换发许可证的，不准继续从事压力管道元件制造工作。
第三章 压力管道安装改造维修
第二十二条
（安装单位资格许可）压力管道安装单位（以下简称安装单位）应当取得许可，方可从事压力管道安装活动。
第二十三条
安装单位资格许可实行分级管理。GA类、GC1、GD1级压力管道的安装单位资格许可由国家质检总局受理、批准、发证，GB类、GC2级、GC3、GD2级、GE类压力管道的安装单位资格许可由安装单位所在地省级质检部门受理、批准、发证。
第二十四条
（安装单位条件）安装单位应当具备以下基本条件：
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（一）具有企业法人资格；
（二）有满足压力管道安装需要的管理人员、专业技术人员和技术工人；
（三）有满足压力管道安装需要的场地、设备和检测手段；
（四）有健全的质量保证体系和各项管理制度，并能有效运转；
（五）安装技术负责人和安装施工项目质量保证负责人经过专业培训；
（六）能够保证安装的压力管道安全质量符合安全技术规范和有关标准的要求。
第二十五条（无损检测机构）受制造单位委托在压力管道元件制造活动中承担无损检测的机构和受建设单位和安装单位委托，在新建、扩建、改建压力管道生产活动中承担无检测工作的机构，应当取得国家质检总局颁发的无损检测机构核准证书。
第二十六条
安装单位、无损检测机构的具体许可条件以及许可程序等事项，按照有关安全技术规范的规定执行。
第二十七条
压力管道安装许可证书、无损检测核准证书全国有效，有效期为4年，期满前6个月应当申请换证，逾期未换发许可证的，不准继续从事压力管道安装和无损检测工作。
第二十八条（安装告知）新建、扩建、改建压力管道以及
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重大改造、维修，安装单位应当在施工前告知质检部门。其中，跨省和中央企业所属的长输（油气）管道，告知国家质检总局；其他长输（油气）管道，告知安装所在地的省级质检部门；其它压力管道，告知安装所在地的市级质检部门。
第二十九条
告知应当采用书面形式，可以采取信函、传真、电子邮件、直接送达等多种方式进行。
告知内容主要包括：安装单位名称、地址、联系人、电话、许可证书号、许可范围，项目核准文件，建设单位名称、地址、联系人、电话，安装设备名称、施工地、开工日期和期限等。
第三十条
安装单位告知后即可施工。质检部门应当在收到告知后的5个工作日内出具告知回执。
第三十一条（安装监督检验）新建、扩建、改建压力管道，其安装过程以及重大改造、维修过程应当经国家质检总局核准的检验检测机构进行安装安全质量监督检验。
监督检验的内容、方法、程序等事项按照国家质检总局颁布的有关安全技术规范的规定执行。
第三十二条
（竣工验收）对监督检验合格的压力管道，建设单位应当按照有关规定及时组织竣工验收。
第三十三条（建设单位管理责任）建设单位（或其委托的单位）应当对新建、扩建、改建的压力管道安装活动实施管理，并履行以下责任：
（一）贯彻执行有关压力管道安全的法律、法规和安全技
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术规范、国家标准、行业标准；
（二）按照本规定的要求，招标具有相应设计资格、安装资格的单位进行压力管道设计或者安装;
（三）使用具备压力管道元件制造资格的单位制造的压力管道元件;
（四）配合检验检测机构进行的压力管道安装安全质量监督检验；
（五）设专人负责压力管道安装施工的安全质量管理，按有关安全技术规范、标准的规定组织阶段验收，及时处理施工中发现的压力管道安全质量问题。
（六）组织压力管道竣工验收，拒绝验收安全质量不合格的压力管道；
（七）不得将安全质量不合格的压力管道投入使用或者交付使用单位。
第三十四条（安装单位责任）安装单位应当履行以下责任：
（一）对其所安装施工的压力管道工程安全质量负责，保证压力管道安装质量符合安全技术规范、现行国家标准和行业标准；
（二）持续保持符合安装单位条件；
（三）使用有安全标记的压力管道元件用于压力管道安装工程；
（四）接受和配合安装过程监督检验；
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（五）聘用有相应资格人员从事安装工作；
（六）施工前向质检部门办理告知手续。
第三十五条
（挡案移交）建设单位应当严格按照国家有关挡案管理的规定和安全技术规范的要求，及时收集、整理设计、元件制造、安装、检验检测等各环节的文件资料，建立健全安全技术挡案，并在竣工验收后30日内，向使用单位移交。
第三十六条（焊工资格）在压力管道制造、安装、改造和维修活动中从事压力管道焊接工作的焊工，应当按照《锅炉压力容器压力管道焊工考试规则》和《燃气用聚乙烯管道焊接技术规程》的规定取得资格，并在资格证书允许的范围内从事相应焊接工作。
第三十七条（无损检测人员资格）在压力管道制造、安装、改造和维修活动中从事压力管道无损检测的人员，应当按照《特种设备无损检测人员考核与监督管理规则》取得资格，并在资格允许的范围内从事压力管道无损检测工作。
第四章 压力管道使用
第三十八条
（使用单位责任）压力管道使用单位（以下统称为使用单位），应当严格执行本规定和有关安全生产的法律、行政法规的规定，制定压力管道安全管理制度，对高风险的管道实施完整性管理，使用符合安全技术规范要求的压力管道，保证压力管道的安全使用。
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第三十九条
（使用登记）压力管道在投入使用前或者投入使用后30日内，使用单位应当按照有关安全技术规范的规定向质检部门登记。工业管道和公用管道使用登记由所在地的市级质检部门负责，跨省和中央企业所属长输（油气）管道使用登记由国家质检总局负责，其他长输（油气）管道使用登记由所在地的省级质检部门负责。
第四十条
压力管道登记后，负责使用登记的质检部门（以下简称登记部门）向使用单位颁发使用登记证和登记标志。使用登记证有效期为6年。使用登记证的复核期限和程序按照有关安全技术规范的要求执行。
第四十一条
（使用登记变更、注销或复核）使用的压力管道出现下列情况之一，使用单位应当履行下列手续：
（一）因租赁、转让、继承等原因更换压力管道的主要负责人或者使用单位时，新的主要负责人或者使用单位应当在租赁、转让、继承后30日内向原登记部门办理使用登记证变更；
（二）压力管道停用6个月以上的，使用单位应当在停用后的30日内告知原登记部门；
（三）报废压力管道的使用单位，应当在报废后的30日内到原登记部门办理使用登记证注销；
第四十二条
（安全技术档案）使用单位应当建立压力管道安全技术档案。安全技术档案应当包括以下内容：
（一）压力管道的类别、名称、技术参数、元件质量合格
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证明、安装质量合格证明、安装质量监督检验证书和设计文件（包括平面布置图、单线图等图纸）、使用维护说明等文件以及安装技术文件和资料;
（二）压力管道的定期检验和定期自行检查的记录；
（三）压力管道的日常使用状况记录;
（四）压力管道及其安全保护装置、测量调控装置及有关附属仪器仪表的日常维修保养记录;
（五）压力管道运行故障和事故记录。
第四十三条（定期检验）在用压力管道应按照有关安全技术规范的规定进行定期检验，未经定期检验或定期检验不合格的压力管道，不得继续使用。
第四十四条
使用单位每年应当制定压力管道定期检验计划，并将定期检验计划告知负责登记部门。
第四十五条
（使用管理人员）长输（油气）管道、公用管道和较大数量工业管道的使用单位，应设置压力管道安全管理机构或者配备专职的安全管理人员;其他使用单位，应根据情况设置压力管道安全管理机构或者配备专职、兼职的安全管理人员。
第四十六条（安全管理和操作人员资格）使用单位负责组织对压力管道操作和安全管理人员进行压力管道安全技术培训，经登记部门考核合格，取得国家统一格式的特种设备作业人员证书，方可从事相应的安全管理和操作工作。
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第四十七条（操作人员要求）压力管道操作人员在作业中应当严格执行压力管道的操作规程和有关的安全规章制度。操作人员在作业过程中发现事故隐患或者其他不安全因素，应当立即向现场安全管理人员和单位有关负责人报告。
第四十八条（自行检查）使用单位应根据压力管道的具体情况，定期自行检查。自行检查至少每月进行一次，并做出记录。自行检查记录至少保存3年。自行检查时发现异常情况的，应当及时处理。压力管道的安全管理人员应对压力管道使用状况进行经常性检查，发现问题应及时处理，并及时报告本单位有关负责人。
第四十九条
（维护保养）使用单位应当对压力管道进行经常性维护保养，安排或进行压力管道安全保护装置、测量调控装置和附属仪器仪表的定期检查、检修，并对上述维护保养和检查、检修情况做出记录。发现情况异常的，应当及时处理。
第五十条（公共安全教育）输送可燃、易爆或有毒介质的压力管道使用单位应制定公共安全教育计划并组织实施，使用户、居民和从事相关作业的人员了解预防压力管道事故知识，提高安全意识。
第五十一条（事故预防）对于输送可燃、易爆或有毒介质的压力管道，使用单位应做到：
（一）制定事故应急救援预案（包括应急措施和救援方案）；
（二）建立巡线检查制度；
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（三）根据需要建立抢险队伍，并定期演练。
第五十二条
（事故隐患处理）在用压力管道出现故障或者发生异常情况，使用单位应当查明原因，及时采取措施，消除事故隐患后，方可重新投入使用。
对自行安全检查、定期检验和运行中发现的压力管道事故隐患或缺陷，使用单位应及时采取措施，消除事故隐患或缺陷后，方可重新投入使用。
第五十三条
（报废）压力管道存在严重事故隐患，无改造、维修价值，或者超过安全技术规范规定使用年限的，使用单位应当及时予以报废。
使用单位应对停用或报废压力管道采取必要的安全措施。
第五十四条（事故报告）发生压力管道事故后，事故发生单位应当立即启动事故应急预案，组织抢救，防止事故扩大，减少人员伤亡和财产损失，并按照有关规定要求及时向所在地县以上质检部门和有关部门报告。
第五章 监督检查
第五十五条（监察任务与责任）各级质检部门对压力管道的生产单位、建设单位、使用单位、检验检测机构等单位及有关人员执行本规定的情况进行监督检查，并根据本地区的实际情况确定现场安全监察的重点和方式。对危害程度高的压力管道应加强预防性的安全监察。当发现压力管道事故隐患或问题
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时，应当发出《特种设备安全监察指令书》，责令相应单位和人员改正或督促其及时予以解决。
第五十六条
（审批工作要求）各级质检部门办理本规定所规定的有关行政审批事项时，应当严格依照本规定规定条件和安全技术规范要求进行审查。不符合本规定规定的条件和安全技术规范要求的，不得许可、核准、登记。
已经取得许可、核准、登记的压力管道的生产、使用单位和检验检测机构，质检部门发现其不再符合本规定规定条件和安全技术规范要求的，应当依法撤消原许可、核准、登记。
第五十七条
（审批时限）各级质检部门在办理本规定所规定的有关行政审批事项时，其工作程序必须公开，并应当自受理申请之日起三十个工作日内，做出相应决定；不予审批的，应当书面向申请人说明理由，检验和鉴定评审时间除外。
第五十八条（监察人员条件）压力管道安全监察人员应当熟悉相关法律、法规、规章和安全技术规范，具有相应的专业知识和工作经验，并经国家质检总局考核，取得特种设备安全监察人员证书。
压力管道安全监察人员应当忠于职守、坚持原则、秉公执法。
第五十九条
（监察记录）质检部门对压力管道生产单位、建设单位、使用单位、检验检测机构实施安全监察时，应当对每次安全监察的内容、发现的问题及处理情况，做出记录，并
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由参加安全监察的特种设备安全监察人员和被检查单位的有关负责人签字后归档。被检查单位的有关负责人拒绝签字的，安全监察人员应当将情况记录在案。
第六十条（事故处理）各级质检部门应当按照事故处理的有关要求，对压力管道事故进行报告、调查，督促处理和结案批复，做好事故统计工作，并按照规定期限逐级上报。
第六十一条（监察员权限规定）特种设备安全监察员凭其监察员证件，在所负责监察范围内，有权进入压力管道的生产单位、建设单位、使用单位、检验检测单位及所涉及的相关单位进行有关压力管道的监督检查； 有权要求这些单位报告有关压力管道安全情况，要求提供有关技术资料；有权向有关人员调查询问。被监察方有义务配合监察员的工作。
监察员有义务为被监察方的技术秘密和商业秘密进行保密；不得干涉监察方的正常生产经营活动；不得侵害被监察方的合法权益。
第六章 法律责任
第六十二条
（一般罚则）有下列情况之一并拒绝按照质检部门发出的《特种设备安全监察指令书》及时进行整改的，由质检部门按照以下规定处罚：
（一）违反本规定第七条，未经设计许可，设计压力管道者，责令废止其设计资料，并处1万元至3万元罚款；经许可
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但超出设计许可范围设计压力管道者，责令废止其设计资料，吊销其许可证书；
（二）违反本规定第二十条，经许可的压力管道元件制造单位其生产压力管道元件上没有安全标记，处1万元至3万元罚款；未按照安全技术规范要求附有设计文件、产品质量证明、监督检验证明等文件，按照《特种设备安全监察条例》处罚；
（三）违反本规定第二十二条，未经安装许可而安装压力管道者，责令停止安装，恢复原状，并处1万元至3万元罚款，经安装许可但超出许可范围安装者，吊销其许可证书；
（四）违反本规定第二十五条，无特种设备无损检测资格从事压力管道安装无损检测工作的特种设备检验检测机构，责令其停止承担工作，并处1万元至3万元罚款；特种设备检验检测机构超出允许资格范围进行无损检测的，吊销其资格证书；
（五）违反本规定第二十八条，应在压力管道安装前履行告知，而未履行者，责令重新履行手续，并处2000元至1万元罚款；
（六）违反本规定第三十一条，导致压力管道安装安全质量监督检验未及时进行的责任者，责令改正，并处5000元至2万元罚款；
（七）违反本规定第三十三条，建设单位或使用单位未履行应履行的管理责任，责令其改正，并处5000元至2万元罚
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款；
（八）违反本规定第三十六条、第三十七条，派遣无资格焊工或无损检测人员进行压力管道焊接或无损检测的用人单位，处2000元至1万元罚款；超出其资格范围进行焊接或进行无损检测的焊工或无损检测人员，吊销其焊工资格证或无损检测人员资格证；
（九）违反本规定第三十九条，应办理压力管道使用登记证而未办理的使用单位，责令其改正，并处1万元至3万元罚款；
（十）违反本规定第四十一条，应在规定时限履行使用登记证变更、告之和注销手续而未及时履行的使用单位，责令其改正，并处2000元以下罚款
（十一）违反本规定第四十三条，未进行压力管道定期检验的使用单位，责令其改正，并处5000元至2万元罚款；
（十二）违反本规定第四十六条，安全管理人员和操作人员未经培训和考核合格而从事相应安全管理和操作工作，责令其改正，并处2000元至1万元罚款；
（十三）违反本规定第五十条、第五十一条，应制订公共安全教育、事故预防方案而未制订或应采取事故预防措施而未采取、应实施公共安全教育而未实施者，责令改正，并处2000元至1万元元罚款；
（十四）违反本规定第五十二条、第五十三条，未及时采
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取措施消除压力管道缺陷或隐患的、应报废的压力管道未及时予以报废的使用单位，责令其改正，并处5000元至2万元罚款；
（十五）违反本规定第五十五条，妨碍特种设备安全监察人员执行安全监察任务的单位，责令其改正，并处1000元至3000元罚款；
(十六)对伪造、涂改、转借压力管道设计、元件制造、安装许可证或者压力管道使用登记证等质检部门颁发的有关安全监察专用证件者，没收或者吊销其相应的证书，并处1万元至3万元罚款。
第六十三条 特种设备安全监察人员、压力管道元件制造、安装监督检验人员、型式试验单位工作人员，在工作中玩忽职守、徇私舞弊、泄露或者剽窃商业秘密的，由所在单位视其情节和后果，给予相应的行政处分；触犯刑律的，移交司法机关依法追究刑事责任。
第六十四条
（特殊罚则1）压力管道元件制造、安装监督检验机构、压力管道定期检验机构、型式试验单位，不能按照有关规定履行职责或因管理不严，造成工作失职的，由核准的部门予以警告，并视情节暂时停止或者取消其资格。对因漏检、错检、误判造成事故的，处1万元至3万元罚款，触犯刑律的，移交司法机关依法追究刑事责任
第六十五条
（特殊罚则2）压力管道元件的制造、型式
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试验、监督检验、事故预防和调查处理，依照《特种设备安全监察条例》的规定执行。
第七章 附 则
第六十六条 有关压力管道的安全技术规范，由国家质检总局负责组织制定。原已颁布的有关压力管道的安全技术规范，未予废止的仍然有效。
第六十七条 国外引进装置中压力管道的设计和验收可按协议规定的规范或标准进行，其中重要的安全技术指标不得低于我国现行安全技术规范和标准要求。
第六十八条 GC3级、GE类压力管道和临时安装使用的压力管道的使用管理，由使用单位参照本规定实施。每年年底使用单位向地（市）级质量监督部门报GC3级、GE类压力管道数量及安全管理情况。
第六十九条 实施各类压力管道行政许可和检验检测，按照国家有关规定收取费用。
第七十条 对本规定实施前使用的压力管道，依据有关检验规程、国家或行业标准和设计文件，按照合乎安全使用原则，经核准的检验机构进行检验或风险评估合格，经使用登记后，可继续使用。
第七十一条 本规定由国家质检总局负责解释。
第七十二条 本规定自200X年X月X日起实施，自实施
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之日起，原劳动部颁发的《压力管道安全管理与监察规定》（劳部发[1996]140号）同时废止。附件一
压力管道类别定义及范围
一、长输（油气）管道系指产地、储存库、使用单位间的用于输送商品介质的管道，代号为GA类，划分为GA1级和GA2级。
（一）符合下列条件之一的长输（油气）管道为GA1级：
1、输送有毒、可燃、易爆气体介质，最高工作压力大于4.0MPa 的长输（油气）管道；
2、输送有毒、可燃、易爆液体介质，最高工作压力≥6.4MPa且输送距离（指产地、储存地、用户间的用于输送商品介质管道的直接距离）≥200km的长输（油气）管道。
（二）GA1级以外的长输（油气）管道为GA2级。
二、公用管道
公用管道系指城市或乡镇范围内的用于公用事业或民用的燃气管道和热力管道，代号为GB类，划分为GB1级和GB2级。
（一）GB1级：城镇燃气管道；
（二）GB2级：城镇热力管道。
三、工业管道
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工业管道系指企业、事业单位所属的用于输送工艺介质的工艺管道、公用工程管道及其他辅助管道，代号为GC类，划分为GC1级、GC2级、GC3级。
（一）符合下列条件之一的工业管道为GC1级：
1、输送现行国家标准《职业接触毒物危害程度分级》GB5044 中规定的毒性程度为极度危害介质（苯除外）、高度危害气体介质（包含苯）和工作温度高于标准沸点的高度危害液体介质的管道；
2、输送现行国家标准《石油化工企业设计防火规范》GB50160 及《建筑防火规范》GBJ16 中规定的火灾危险性为甲、乙类可燃气体或甲类可燃液体（包括液化烃），并且设计压力≥4.0MPa的管道；
3、输送流体介质并且设计压力≥10.0MPa或设计压力≥4.0MPa，并且设计温度≥400℃的管道；
（二）符合下列条件之一的工业管道为GC2级： 除本规定
（三）GC3级管道外，介质毒性危害程度、火灾危害（可燃性）、设计压力和设计温度低于(一)条规定GC1级的管道。
（三）符合下列条件的工业管道为GC3级：
输送无毒、非可燃流体介质，设计压力≤1.6MPa且设计温度高于-20℃但不高于186℃的管道。
四、动力管道：火力发电厂用于输送蒸汽、汽水两相介
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质的管道。代号为GD类，划分为GD1级、GD2级。
（一）GD1:设计压力大于等于6.3MPa,或设计温度大于等于400℃的管道;
（二）GD2:设计压力小于6.3MPa, 且设计温度小于400℃的管道;
五、集输管道：系指油气田内用于输送工艺介质的管道，代号为GE类。
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附件二
安全标记
一、安全标记样式如下图所示。
二、安全标记的大小可根据元件的大小按一定的比例确定，但最小高度应不小于5mm。
三、安全标记的使用
取得制造许可的单位必须在许可范围内的每个压力管道元件上标出安全标记。标记应标在明显可见的位置，且工整、清晰。
TS
图 安全标记式样
试析城市燃气管道的安全管理 篇6
【关键词】 燃气管道 安全管理
近几年，随着城市燃气普及速度的加快，越来越多的人亲身体会到了城市燃气的便利，与此同时，城市燃气安全管理问题也日渐凸显，并受到了社会各界人士的广泛关注。
1. 城市燃气不安全因素分析
城市燃气管道的安全运行是一个庞大而复杂的系统工程，安全管理问题存在于城市燃气输送过程的每一个环节中，从上游采气环节、输送环节到用户使用燃气环节等都可能有安全管理风险。
1.1上游采气环节。上游采气环节受地质环境的影响很大，例如汶川地震中，致使中石油在西南地区的油田部分气井关闭，城市燃气的日产量大大减少。
1.2燃气输送环节。在我国当前所使用的城市燃气输送方式主要有管道燃气、液化燃气等，在这些输送方式中，管道输气方式相较于其他的方式虽然安全性较高，却并不意味着没有安全隐患，而是这种管道输气方式也同样存在着发生重大事故的风险因素。根据调查，发现由于管道的腐蚀、焊接等原因可能会引起管道输气发生事故。
1.3燃气接收站环节。燃气接收站主要负责各城市燃气的接收、调压、输送等工作内容，这个环节也同样存在着安全风险，主要的安全风险是设备是否安全使用、安全管理、工作人员是否按章作业等。
1.4用户使用环节。用户包括有工业用户和居民用户，虽然工业用户使用燃气量大，但是因其安全措施等都比较齐全，一般很少发生安全事故；反观居民用戶，虽然燃气用量不是很大，但是由于他们对燃气的不正确使用，反而容易发生安全事故。
2. 城市燃气安全管理的基本原则
2.1符合相关规定原则。当前，政府正日益淡化对对社会主义市场经济的过度干预，而在行政管理方面却逐步加强监督。在生产经济方面，燃气企业在输送城市燃气各个环节都要遵循相关的法律法规及行业标准等要求，要清楚的明白具体的条款规定，把惯常做法与行业标准区分开来，此项原则即为燃气企业要遵循并严格执行各类相关要求和行业标准等。
2.2抓住关键问题原则。在城市燃气安全方面，要做的安全管理包含有多项工作，而且要管理的事物琐碎、复杂，在不同级别、不同部门、不同岗位的安全管理人员要做的安全工作也不相同。例如，生产部门的安全管理人员要注重抓住本部门的关键安全问题，并着手解决，而安全职能部门的安全管理人员要引导各部门关注各自部门的重大安全风险，并及时采取措施消除安全隐患。
2.3存在安全隐患的企业要限期整改原则。对于燃气企业而言，如果能做到及时发现各个环节的安全风险，及时采取措施控制安全风险、消除安全隐患，那么基本上这个燃气企业就不会发生安全事故。但是在实际中，根本就不存在这种可能性，基本上在安全检查中才会发现并正视安全隐患。燃气企业一旦发现安全隐患，最恰当的做法是设定合理的期限，采取有效的措施及时地消除安全隐患。
2.4实行奖励和惩罚并用原则。奖励和惩罚是激励与警醒职工的一种手段。在燃气企业中，调动职工对于安全工作的重视、降低安全隐患的最好最快的办法就是实施奖罚政策，奖励或惩罚不是最终目的，无论何种手段最终都是要消除安全隐患、安全事故。
3. 城市燃气的安全管理措施
在实际工作中，对于城市燃气管道的安全事故的预防、控制等是一个系统的复杂的难题，在城市燃气输送过程中，大部分的管道线路和设备等基本上都在地下，有着接点多、管线长、覆盖面广的特点，一个环节出现安全问题，可能会导致整个城市燃气系统的瘫痪，造成无法估计的生命安全以及经济损失，因此及时地发现并消除安全隐患成了整个城市管网安全运行中亟待解决的难题，为此，笔者从以下几点提出了一些安全管理措施：
3.1燃气企业要完善现有的安全管理制度。安全事故的发生，往往不能被及时发现，而大多是在安全检查中才发现，此时进行整改可能会对燃气企业造成一定的经济损失。这很大程度上是由于现有的安全管理制度不完善造成的。完善现有安全管理制度，制定定期检查计划，组织员工进行实战演习，使得企业职工融入安全生产的工作氛围中，提高大家对安全生产的重视程度，这对于及时消除安全隐患，防患于未然具有极大的促进作用。
3.2加大技术投入，积极引入先进技术。积极引入新技术，逐步建立GIS、SCADA等信息系统，完善过去传统的管理方式，使得燃气企业达到现代化的技术水平。GIS系统能够将燃气管网所分布的地面实体图形数据存储，之后进行空间分析得出结论，并可以结合相应的理论来制定决策。SCADA系统在城市燃气输送过程中能够达到对燃气输送管道工况进行监测的目的，同时，还可以在燃气企业内部实现资源共享，保证燃气输送安全的同时，大大节约了企业成本。
3.3从施工各个环节上强化安全防范。首先从城市燃气管道施工过程方面，承担燃气管道工程的施工单位必须具备建筑施工安装相应的资质，在施工过程中，对质量检查和验收必须要严格加强。与此同时加强对管沟与管基施工方面的管理。一般情况下燃气管道进行埋地敷设，所以在回填土和地面的外部载荷的长期作用下，对管道抗拉抗压强度要求较高，并且要按照实际情况的需要合理的进行开挖深度与回填的密实度等施工系数的计算与管理。在管材的选型与质量方面也要做到严格把关，对于管材商的许可证以及管材的合格证、材质分析化验报告、试压报告等材料进行有效地管理。保证管材的质量符合技术要求。对管材进行如涂刷防腐漆等防腐技术处理，及时有效地防治管材腐蚀、生锈等现象。与此同时对管沟回填加强监管。在进行分层回填的工作时，应当按照规定进行分层夯实。对于靠近管顶的土层要进行人工夯实。保证管沟的夯实质量，防治由于多年挤压而出现地面下沉、重载荷作用下导致管道断裂或泄漏等现象。
参考文献：
[1] 孟祥德.浅谈如何加强燃气行业的安全生产管理[J].中国科技博览，2011（06）.
[2] 李猷嘉.城市燃气安全体系的分析[J].城市燃气，2007（04）：3-8.
[3] 韩晓平.北京天然气供气安全问题的思考与建议[OL].中国能源网，2005.
城市管道燃气安全事故预防 篇7
本文以管道输送的城市燃气为研究对象, 对国内城市燃气事故发生规律进行初步分析, 找出主要危害因素, 提出城市管道燃气安全管理要重点加强的预防措施, 提升安全风险管控能力。
城市燃气事故的特性及危害
城市燃气一般包括天然气、液化石油气和人工煤气, 具有易燃、易爆、易中毒的物质危险性。常用的城市燃气的最小点火能量都较低, 大约为0.19〜0.35m J之间。天然气爆炸极限为5%〜15%, 液化气爆炸极限为2%〜10%, 人工煤气为6%〜70%, 1kg液化气的爆炸当量相当于4〜6kg的TNT炸药。燃气泄漏引起的爆炸事故, 虽然都是发生在一瞬间, 但造成的后果往往是灾难性的。如果煤气中一氧化碳含量较高的话, 泄漏后还会引起中毒, 一氧化碳浓度达到0.4%时, 吸入1小时就可致人死亡。
城市燃气安全事故除具有一般事故的特性外, 还具有社会危害性、群体灾害性和复杂性的特点。城市燃气属于市政公服行业, 向用户长期、连续地供应, 若发生事故, 造成管网供气中断, 将会影响居民正常生活, 易引发社会不稳定。天然气密度是0.6〜0.8g/cm3, 比空气轻, 具有很强的扩散性, 可沿各类管道井、沟渠等窜气, 若发生持续大量的燃气泄漏, 将会形成更大范围的爆炸性气体空间, 使事故的波及范围扩大, 在同一时间、同一区域会有更多人受伤害。燃气事故发生火灾、爆炸及中毒, 往往还伴随着机械伤害、高温灼伤等, 给救治伤员带来困难。因事故引发的环境污染、现场补救、善后处理等费用更是难以估计。
城市管道燃气事故分析
笔者对各类公开的国内城市燃气事故进行统计, 2011年国内城市燃气行业发生各类管道燃气事故397起, 其中用户端事故194起, 占48%;燃气管网端事故180起, 占45%。可见, 用户端事故、燃气管网端事故是城市管道燃气安全防控的重点。
用户端事故主要有爆燃、爆炸和中毒3种类型, 因用户使用不当、胶管原因、私自改装及燃气设施质量等问题所占比重较大, 具体见附图1。从火灾三要素组成看, 燃气泄漏是事故发生的主要危害因素。户内燃气泄漏原因有:
2011年4月11日, 北京市和平东街一居民楼发生煤气管道爆燃袁辉/摄
●燃气设施的渗漏。包括管道、燃气表、阀门和燃气器具发生的自然泄漏, 多数发生在燃气设施运行时间较长、环境条件较差的老住宅区。
●燃气灶具使用不当造成的泄漏。多发生在视力差、嗅觉迟钝的老年用户群体中。
●胶管原因造成的泄漏。多是胶管老化、老鼠咬断、卡箍脱落等原因。
●其他因素。
燃气管网多采取直埋方式, 属于隐蔽工程, 受周边环境干扰较大。从统计资料看, 2011年发生的煤气事故中因第三方施工破坏引起的事故所占比例最大, 具体见附图2。影响燃气管网安全的主要危害因素有:
●第三方施工破坏。随着城市建设步伐的加快, 城镇道路及旧城改造建筑施工的频繁, 再加上电缆、通讯等市政工程改造的交叉施工, 燃气管线被挖断及破损的现象时有发生。
●外界破坏。受新建、违章建筑和重车碾压影响, 长期在载荷作用下, 受力缓慢沉降, 可能引发断裂。
●受电化学、化学、杂散电流等腐蚀影响, 管道设备老化、腐蚀。
●季节变化引起土层的不均匀涨缩、升降, 导致管道接口处受剪切力影响。
●建设期采购质量或建设施工质量监管不严, 留下隐患。
用户端安全事故预防措施
●严格执行GB50028、CJJ94等国家和行业规范, 把好设计、采购和施工关;
●点火通气前, 严格进行强度和严密性试验, 对用户加强安全教育, 在管道表前阀附近张贴警示标志;
●开户签订供气合同和安全用气须知, 明确燃气设施管理界面;
●运营期间, 切实把好入户检查关、加臭符合关、宣传教育关、违章通知关, 并重点关注孤寡、残疾等特殊群体;
●推广利用燃气检测报警器、自动切断阀、异常流量监控燃气表和不锈钢波纹软管等新技术产品, 从本质上消除泄漏风险;
●精细客服和维抢修工作, 及时帮助用户解决燃气使用中的问题。
燃气管网端事故预防措施
●采用新技术、新方法, 依托科技进步, 配置专业化检漏器具, 配备燃气专业检测队伍, 加强管网巡检及检漏;
●推广管道完整性管理理念, 对在役燃气管道进行评价, 针对性制定运维方案;
●在地方政府的领导下, 集中对违章占压建筑物进行清理;
●将现代化信息科技融入到管网安全监控中, 建立集成GIS、GPS和SCADA信息系统的生产指挥系统, 提高科技含量;
●从源头抓起, 提高燃气管道工程设计和施工质量。
构筑安全用气防护网
原油管道安全优化运行研究 篇8
某沿江管网由9条管线组成, 总长度超过960公里, 干线管径最大为864mm, 设计年输量为2700万吨。管道途经江苏、安徽、江西、湖北、湖南五省, 沿途逐站分输, 依次向五家炼化企业输送原油。管道全线设十二座站场, 其中输油站七座, 分别用A站、B站、C站、D站、E站、F站、G站表示, 末站五座, 分别用H站、I站、J站、K站、L站表示。
2 管线最优出站温度确定
原油管道全线采用密闭输送工艺, 根据管输原油物性和环境条件, 全线采用常温或加热输送方式运行。随着沿线5家炼化企业原油加工量的不断增加, 管线即将达到满负荷运行状态。如此繁重的作业, 为了保证输油任务能够圆满完成, 运行安全和节能环保成为了至关重要的两项指标, 也成为了管线优化的重点。
2.1 计算原理
热油管道的运行能耗包括加热原油所需的燃料消耗和电力消耗两种, 它们无法直接按各自的消耗量简单合并为总能耗量。鉴于降低运行能耗的最终目的是降低运行成本, 因此在热油管道优化运行研究和实践中一般都采用总能耗费用作为评价标准。
总能耗费用为
S=SR+Sp元/ (t·km) (式1)
其中燃料费用为
电力费用为
式中:cy—所输油品的比热容, k J/ (kg·℃) 。
TR—出站温度, ℃;
Tz—进站温度, ℃;
ey—燃料油价格, 3000元/t;
ed—电力价格, 0.8元/ (k W·h) ;
BH—燃料油热值, 4.18×104k J/kg;
ηR—加热炉效率, 0.87;
ηpe—泵机组效率, 0.85;
lR—加热站间距, km;
H—加热站间管道所需压头, m液柱;
对某一具体管道而言, 当流量Q、地温0T、总传热系数K及运行的加热站数和泵站数一定时, 随着加热温度RT的升高, 热损失增大, 燃料费用SR增加。但与此同时, 由于站间平均油温升高, 摩阻减小, 动力费用SP将下降。因此, 作为二者之和的总能耗费用S就可能有最低点Smin存在, 与Smin相对应的加热温度即为该输量下的经济加热温度。
2.2 最优出站温度的确定
在计算过程中, 最优温度的确定必须要保证管道末端进站温度的安全需要。因此这里我们在保证管道安全运行的基础上对出站温度进行反算, 对冬季运行工况进行优化, 进一步优化各站出站温度。
2.2.1 A-B管段优化温度的选择
对于A-B管段而言, A站储油罐的储油温度为25℃, 因此A站的出站温度最低为25℃, 通过计算得到管道总能耗费用以及B站进站温度随A站出站温度的变化关系。在计算的温度范围内, A-B管段的总能耗费用随着A站出站温度的升高逐渐增大, 而根据B站进站温度随A站出站温度的变化关系得出, A站的最优出站温度为25℃, B站进站温度为22℃, 高于凝点 (13℃) , 满足管道的安全要求。
2.2.2 B-C管段最优出站温度的选择
根据A-B管段的计算结果可知, 在现有条件下, 当A站出站温度为25℃, 而B站进站温度为22℃时, 该管段的总能耗最低。在这种情况下, B站的最低出站温度也为22℃。根据计算可以得到B-C管段的总能耗费用以及C站进站温度随B站出站温度的变化规律。在计算温度范围内, 该管段的总能耗先随出站温度的升高而减小, 然后再增大。在出站温度23.5℃达到最低点, 因此最优出站温度为23.5℃, 此时C站进站温度为21℃ (高于凝点8℃) , 满足管道的安全需求。
2.2.3 同样的计算方法可以得到各管段总能耗变化规律, 在计算温度范围内, 各管段的总能耗先随出站温度的升高而减小, 然后再增大, 进而选择以下最优出站温度。
C-D管段:最优出站温度为23.6℃, 此时D站进站温度为21℃ (高于凝点7℃) , 满足管道的安全需求。
D-E管段:最优出站温度为25.1℃, 此时E站进站温度为21℃ (高于凝点6℃) , 满足管道的安全需求。
E-F管段:最优出站温度为24.9℃, 此时F站进站温度为21℃ (高于凝点6℃) , 满足管道的安全需求。
F-G管段:最优出站温度为28℃, 此时G站进站温度为20℃ (高于凝点13℃) , 满足管道的安全需求。
G-L管道:最优出站温度为27℃, 此时L站进站温度为21.6℃ (高于凝点13℃) , 满足管道的安全需求。
D-H支线:最优出站温度为25.1℃, H站进站温度为21℃ (高于凝点13℃) , 满足管道的安全需求。同时, D-E干线的最优出站温度也是25.1℃, 支线、干线的最优出站温度正好相同, 满足加热的要求, 因此D站的最优出站温度为25.1℃, 此时H站的进站温度为21℃。
E-I支线:最优出站温度为28℃, 此时I站进站温度为23℃ (高于凝点13℃) , 满足管道的安全需求。同时, E-F干线的最优出站温度为24.9℃, 在出站温度为24.9℃和28℃时, 管道能耗费用相差较小, 因此选取E-I管线最优出站温度为24.9℃, 这时I站进站温度为21℃。
F-J支线:最优出站温度为27.7℃, 此时J站进站温度为19℃ (高于凝点13℃) , 满足管道的安全需求。同时, F-G干线的最优出站温度为28℃, 两出站温度相差较小, 因此, 选取F-J管道最优出站温度为28℃, 这时J站进站温度为19.1℃。
G-K支线:最优出站温度为27℃, 此时K站进站温度为22℃ (高于凝点13℃) , 满足管道的安全需求。同时, G-L干线管段的最优出站温度也是27℃, 因此, G站的最优出站温度为27℃, K站进站温度为22℃。
3 总结与分析
浅谈石油管道储运安全 篇9
1 石油管道储运现状
在公元16世纪, 人们就开始利用一些竹木等管输来输送天然气, 在19世纪末, 美国开始利用金属管道输送石油, 于是真正的石油储运技术开始发展, 在第二次世界大战之后, 由于战场上用油量的增加, 石油管道储运技术飞速发展。目前, 我国能源的消耗位居世界第二, 并且消耗量在逐年增加, 所以我国的石油储运技术逐渐发展起来。在我国的石油储运行业, 最主要的储运方式是形势管道运输。我国的管道储运起步晚, 最早的一条储运管道是新疆的克乌储运管道, 大约长140公里。经过四五十年的发展, 在我国到处遍布石油输送管道, 其中中南、东北、华中和华东地区东部储运管网以及西北地区的局部管网基本已经全面贯通, 在京津冀鲁晋及川渝等地区也都建成区域储运管网。现在, 我国的石油储运管道具有交叉密集、布局广等特点, 管道的建设以及运营水平都得到了大幅度的提高。虽然我国的运输系统与其他发达国家相比还有差距, 但是在某些领域, 我国也已经达到先进水平。
2 石油管道储运过程中存在的问题
在石油的储运过程中, 经常会发生很多问题, 例如:静电和地震破坏、人为破坏、管道腐蚀和老化造成储运管道石油泄露等问题。
2.1 静电引起火灾
石油主要是由一些烃类化合物组成, 具有易中毒、易聚集静电、易燃、易爆等特点, 极易发生火灾。主要原因如下:设备故障造成的危害。石油储运设备管线腐蚀、工艺缺陷、设计不合理、操作压力发生波动、由于机械振动导致设备疲劳而损坏、高温高压的破坏、泄漏;防静电的预防措施做的不到位。在石油的储运过程中, 由于石油的的流动会和管道内壁摩擦, 从而产生静电, 如果所产生的静电没有立刻导除, 就会造成电荷的积累, 引起火灾甚至爆炸。
2.2 地震危险
储运石油的管道距离长, 经过的地区不同, 受到的环境因素影响不一样, 尤其是在地震危险区, 由于受地震影响, 储运管道极易发生破坏, 而且破坏程度很大。如果管道的某一段发生损坏, 就会整个管道瘫痪, 不能再继续储运石油, 由此带来经济损失不可估计。由于石油是易燃物品, 在发生地震时, 如果输送管道遭到破坏, 就很可能引起次生灾害, 危及附近居民安全。
2.3 人为因素引起的危害
跟据对我国石油储运管道发生事故的统计, 在这些事故中, 大约有两成是由于人们的违规操作造成的。引起危害的因素主要是作业失误。由于工作人员掌握的安全知识不够, 在操作过程中技术不熟练等, 当发生紧急情况的时侯, 工作人员就可能会误操作。比如, 在1987年, 寿光就曾经发生过由于工作人员误操作导致管道憋压而发生爆炸事故;违章指挥:在石油管道的运输过程中, 由于指挥调度员违章指挥也很有可能会引起事故。
2.4 管道腐蚀
在石油储运管道所发生的事故原因之中, 最主要的是管道腐蚀。管道腐蚀情况主要包括:由于土壤透气性不同引起腐蚀。管道腐蚀造成管道壁变薄、变形、破裂, 甚至发生石油泄露等事故。由于我国的石油开采已经将近半个世纪, 其中很多石油储运管道因为运行时间长, 发生老化现象, 同时由于长时间埋在地下, 就会受到土壤影响, 产生化学腐蚀, 以致出现漏铁点。
3 石油管道储运事故预防措施
3.1 管道防静电措施
为了防静电, 石油储运管道必须接地。同时, 接地电阻不能太大, 尽量按照规范电阻大小选择接地电阻。
3.2 管道防震措施
发生地震时, 经常会使地层错位或者断裂, 这时, 地下管道就会发生扭曲或断裂, 管道就被损坏, 所以, 地震对石油储运管道的破环应该引起人们的足够重视。目前, 防止石油储运管道受到地震影响的措施主要包括:当管道必须经过地震带时, 要加强焊接的质量, 对焊接口必须进行射线或者是超声波等探伤检查;当储运管道经过地震带河流或者农田时, 必须设置截断阀, 在截断阀两侧预留接口;当储运管道通过滑坡时, 必须经过稳定性验算;当储运管道经过建筑物时, 储运管道和建筑物之间要留一定距离, 可以采用架空或地沟等方式铺设管道。
3.3 减少人为影响
人为因素对石油储运管道安全运输的影响是所有不安全因素之中最为不确定因素, 但是人又是保证安全运输的关键。必须采取一些积极有效的措施来消除人为因素造成的影响。比如:制定并完善规章制度, 从而规范员工行为, 安全生产;通过各种安全教育形式对员工进行安全生产培训, 加强技能培训, 提高他们的技术安全素质, 以防止发生事故;强化监督管理机制, 经常检查管道是否存在安全隐患, 通过检查发现其缺陷, 并及时修复管道, 同时要监督员工行为, 尽量避免由于员工误操作而导致的管道憋压等事故的发生;改善工作环境;使用安全标志。
3.4 防腐措施
从设计石油储运管道到施工及运行整个过程都必须做好防腐措施, 尤其是海底管道, 由于管道常年浸泡在水里, 其防腐措施及其重要。与此同时, 必须根据管道所处的环境特点, 在管道的内外壁上都凃上防腐层, 并且要求涂层要有抗弯曲、抗拉伸、抗阴极剥离、抗水渗透、好的粘附性等特点。
4 结语
石油是一种不可再生资源, 其储运环境非常复杂。在市场经济的条件下, 人们对管道的投资及安全效益不够重视, 导致各种事故的发生, 后果严重, 这就需要储运工作人员在储运过程中积极采取各种预防措施, 减少甚至消除石油储运安全隐患。
参考文献
[1]董蕾.防治油气储运问题措施分析[J].China’s Foreign Trade, 2011 (06) .
管道腐蚀安全评价模型特性研究 篇10
从世界第一条油气输送管道建立至今,已超过一个世纪的历史。由于在役时间长、土壤情况复杂, 引起油气输送管道腐蚀,致使管道承压能力下降,增加了事故发生的概率[1]。为了预防腐蚀引发的管道事故,建立油气输送管道腐蚀安全评价体系成为一条快捷简单、经济可靠的途径[2]。通过大量实验以及理 论研究,形成了以ASME B31G、DNV RPF101、PCORRC以及SHELL92等腐蚀管道失效压力预测等常用计算方法,在油气管道输送工业领域起着重要的作用。但由于不同的管道腐蚀评价模型基于的管道实验测试管道级别、材料参数、统计样本数量不同,与实际情况不可避免的存在一定程度的误差。本文通过研究腐蚀缺陷长度、腐蚀缺陷深度以及管道材料强度参数与评价模型之间的关系, 对比不同评价模型的评价结果变化趋势,并结合文献实验测试数据,对比不同评价模型计算结果与真实值之间的误差,分析不同评价模型的适用性,为选择合适的安全评价方法,确保管道安全具有重要意义。
1管道腐蚀失效压力计算模型
腐蚀是造成油气管道失效的主要形式之一,其形状结构复杂,具有不规则的特点。因此,为了方便现场使用以及确保评价结果安 全,ASME B31G、 DNV RP F101、PCORRC以及SHELL92评价模型将复杂形状缺陷简化为矩形的形式计算。
1.1ASMEB31GModified评价模型
ASME B31G是美国机械工程师协会通过进行大量的实验制定的确定已腐蚀管道剩余强度手册。 该方法经过多次修正,在世界油气管道腐蚀安全评价领域已被广泛应用[3]。
式中,为 ASME B31G Modified预测失效压力,MPa; M1为管道膨胀系数; σflow为流变应力,MPa; L为腐蚀缺陷长度,mm; σy为管道材料最低屈服强度,MPa; A为腐蚀区域原始面积, mm3; dmax为腐蚀区域最大深度,mm; t为管道公称壁厚,mm; D为管道公称外径,mm。
1.2DNVRPF101评价模型
挪威船级社( DNV) 制定的腐蚀管道推荐做法DNV RP F101规范是油气管道腐蚀安全评价的又一主要标准体系[4]。
式中,为 DNVRP F101模型预测失效压力,MPa; M2为管道膨胀系数; σu为管道材料最大拉伸强度,MPa。
1.3PCORRC评价模型
PCORRC方法 ( Pipeline Corrosion Criterion ) 由美国Battle实验室基于有限元方法开发,用于腐蚀缺陷管道的剩余强度计算方法[5]。
式中,Pf3为PCORRC预测失效压力,MPa。
1.4SHELL92评价模型
该评价方法是由RITCHIE D. 和LAST S. 在1995第10届干线管 道研究联 合技术会 议上提出[6]。
式中,为管道膨胀系数;Pf4为SHELL92预测失效压力,MPa。
2腐蚀缺陷几何形状对评价模型的影响
从四种评价计算模型所应用的参数可知,腐蚀缺陷长度L 、最大腐蚀缺陷深度dmax以及管线钢材料的屈服强度 σy和拉伸强度 σu与管道的承压能力直接相关。本文以X65管道参数为研究对象,通过对比腐蚀缺陷参数L、dmax和管道材料强度 σy、σu与模型预测失效压力的关系,研究各模型预测结果的变化规律。
2.1腐蚀缺陷长度对评价模型的影响
腐蚀缺陷长度是影响管道失效压力的主要参数之一[7]。根据式( 1) ~ ( 4) ,从而得到如图1所示的缺陷长度与评价模型预测管道失效压力的关系。
从图1中可以看 出,ASME B31G、DNV RP F101、SHELL92三种模型随缺陷长度的变化趋势基本一致。预测失效压力变化较大变化逐渐平缓。而PCORRC方法与缺陷长度基本呈线性关系,随腐蚀缺陷的增加,模型预测失效压力下降最快。
2.2腐蚀缺陷深度对评价模型的影响
腐蚀缺陷深度是影响管道承压能力的又一大主要参数,通过模型评价公式,得到如图2所示的腐蚀缺陷深度与模型预测失效压力之间的关系。
从图2中可以看出,随着腐蚀缺陷深度的增加, 管道承压能力呈下降趋势,并且这种趋势随腐蚀缺陷深度的增加而更显著。当缺陷深度达到一定值时,PCORRC受腐蚀缺陷深度的影响加剧,而ASME B31G受腐蚀缺陷深度的影响逐渐减小.
2.3材料性能对评价模型的影响
管道材料力学性能与管道承压能力直接相关[8]。 材料力学性能与评价模型之间的关系见图3。
从图3中曲线的变化趋势可知,四种评价模型计算得到的管道承压能力随着管道级别的增加而升高。其中DNV RP F101的预测结果最大,SHELL92的预测结果最小,ASME B31G和PCORRC预测结果相差较小。这是由于DNV RP F101采用管线钢材料拉伸极限 σu,ASME B31G采用 σy+ 68. 95 , SHELL92采用0. 9σu分别作为管线钢材料的力学性能。不同级别管线钢的屈服强度和拉伸强度如表2[9]。由图4可知,对于X42和X46有 σy+ 68. 95 < 0. 9σu的关系,对于其他级别管线钢 σy+ 68. 95 > 0. 9σu,总的变化趋势与图3中曲线的变化趋势相同。
通过以上分析,腐蚀缺陷长度、深度以及管道材料力学性能与模型预测管道失效压力具有密切的关系。其中,管道材料强度 σu和 σy对模型预测管道失效压力的影响最大,腐蚀缺陷长度L对模型预测管道失效压力最小。根据模型预测管道失效压力变化曲线可知,DNV RP F101的预测失效压力最大, SHELL92的预测失效压力最小; 其中,腐蚀缺陷长度和深度对ASME B31G Modified与PCORRC两种模型预测结果影响变化较明显。
3腐蚀缺陷管道测试数据应用
收集文献中的管道爆破试验数据[10,11,12,13,14,15],汇总于表3中。通过对比各评价模型的计算结果与试验结果之间的误差变化情况,从而确定评价模型各自的特点。
通过分析,将模型计算结果与试验结果进行比较,得到模型预测结果误差的变化曲线,如图5所示,并将误差统计结果汇总与表4。
从图5可知,出现不安全的情况DNV RP F101最多,PCORRC次之,SHELL92的预测失效压力均比实验测得的失效压力小。而从表4中的绝对误差平均值数据可知,SHELL 92最大,DNV RP F101最小; 而从绝对误差标准差结果可知,ASME B31G Modified的预测结果误差变化最大,SHELL92次之, PCORRC最小。
通过以上实验数据与模型预测失效压力结果对比,DNV RP F101的预测结 果最接近 真实值, SHELL92预测结果最保守,ASME B31G Modified的预测误差最不稳定,SHELL92的预测结果最安全。
4结论
1) 从四种腐蚀管道剩余强度计算模型可知,腐蚀缺陷长度、深度以及管道材料的力学性能,是影响腐蚀管道剩余最大强度的主要参数,其中管道材料力学性能的影响最显著。
2) 通过分析模型参数与结合文献中实验数据进行对比,确定了四种模型的预测结果精度从高到低依次 为DNV RP F101、PCORRC、ASME B31G Modified、SHELL92。
3) 应用文献实验数据,得到了四种评价模型的绝对误差平均值、绝对误差标准差。其中,PCORRC的预测误差最稳定,ASME B31G Modified误差变化最大,SHEEL92的预测结果最安全。
4) 由于试验统计数据不完善,需要进一步扩充试验数据库。
摘要：目前最常用的油气管道腐蚀安全评价方法为ASME B31G Modified、DNV RP F01、PCORRC、SHELL92。为了研究腐蚀管安全评价模型的特性,根据模型中使用的主要参数,研究了腐蚀缺陷长度、深度以及管道材料力学性能参数与管道失效压力之间的关系,并结合文献试验测试数据。结果表明:管道材料对模型预测结果影响最明显,四种模型中DNV RP F101的预测结果最接近实验值,SHEEL92模型预测结果最安全;ASME B31G Modified预测结果误差变化最大。本研究对于选择恰当的腐蚀管道安全评价模型,具有一定的指导意义。
