输油管道的安全管理

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1、油气管道安全管理1主要内容输油管道的安全管理输气管道的安全管理管道检测技术管道泄漏的检测与监测2一、输油管道的安全管理管道投产的安全措施管道运行安全管理管道的安全保护措施管道维护和抢修的安全措施31.管道投产的安全措施准备工作泵站和加热站的试运投产全线联合试运4（1）准备工作长输管道的试运投产应在全线管道安装、检查合格，所有设备安装调试完毕，通讯、测试系统安全可靠，联络畅通，电力等能源供应和油品产销有保证的基础上进行。投产试运前要做好以下准备工作：组织准备-指挥机构、工作人员技术准备-制定投产方案、操作规程

2、物质准备-燃料油、机具、水源等抢修准备-队伍、装备等。5（2）泵站和加热站的试运投产站内管道试压：站内高、低压管道系统均要进行强度和严密性试压。并应将管段试压和站内整体试压分开，避免因阀门不严影响管道试压稳定要求。各类设备的单体试运：泵机组、加热炉、油罐、消防系统。站内联合试运：联合试运前，先进行各系统的试运。各系统试运完成后，进行全站联合试运。6（3）全线联合试运输油干管的清扫输油管道在站间试压和预热前，必须将管内杂物清扫干净，以免损坏站内设备和影响油品的输送。输油干管多采用输水通球扫线和排出管内空气。输

3、水通球过程中，要注意观察发球泵站的压力和压力变化，记录管道的输水量，用以判断球在管内的运行情况和运行位置。7（3）全线联合试运站间试压站间管道试压用常温水作介质，管道试压采用在一个或两个站间管段静止憋压的方法。试压分强度性试压和严密性试压2个阶段。严密性试压取管道允许的最大工作压力；强度性试压取管道工作压力的1.25倍。试压压力控制，均以泵站出站压力为准，但要求管道最低点的压力不得超过管道出厂的试验压力。对于地形起伏大的管道，站间试压前必须进行分段试压合格，确保处于高点位置管段的承压能力符合设计要求。8（3

4、）全线联合试运管道预热对于加热输送高粘度、高凝固点原油的管道，投油前需采用热水预热方式来提高管道周围的环境温度，使其满足管道输油的温度条件。热水预热方式有2种：短距离管道可采用单向预热，长距离管道可采用正、反输交替输热水预热。目前使用沥青防腐的管道，热水出站温度最高不超过70℃，热水排量根据供水和加热炉的允许热负荷确定。9（3）全线联合试运热油管道的投油根据投产实践经验，在预热过程中，当前面两、三个站间管段的总传热系数降至3.6W/m2·K，正输水头到达下游加热站的最低温度高于原油凝固点时，管道已具备了投油

5、条件。投油时，一般要求投油排量大于预热时输水排量1倍左右。油品到达各站后，要严密观察“油头”温度的变化，一旦发现油温接近或低于原油凝固点，应通知上游泵站迅速采取升温、升压措施。102.管道运行安全管理主要工艺参数控制严格执行安全操作规程输油设备定期检修与维护做到管理规范和制度化113.管道的保护安全措施自然地貌的保护穿、跨越管段的保护防腐系统保护管道检测与安全评价124.管道维护和抢修的安全措施建立管道维护抢修应急反应系统制定切实可行的应急计划预案采用维护和抢修的新技术在线带压焊接技术注剂式带压密封技术带压

6、粘接修复技术非开挖修复技术13凝管事故的处理高凝固点原油在管道输送过程中，有时因输油流速大幅度低于正常运行参数，油品性质突然变化（如改变热处理或化学处理、输送工艺的交替过程），正、反输交替过程，停输时间过长等原因，都可能造成凝管事故。凝管事故是管道最严重的恶性事故。14凝管事故的处理管道出现凝管苗头，处于初凝阶段，可采取升温加压的方法顶挤。启动所有可以启动的泵站和加热站，在管道条件允许的最高压力和最高温度下，用升温加压的热油（或其它低粘、低凝液体，如水）顶挤和置换凝结冷油。当在最高允许顶挤压力下管道流量仍继

7、续下降，应在管道下游若干位置顺序开孔泄流，提高管内油温，排除凝管事故。15凝管事故的处理当管道开孔泄流后，管内输量仍继续下降，管道将进入凝结阶段。对这种情况，可采用在沿线干管上开孔，分段顶挤方法，排出管内凝油。分段顶挤时，在开孔处接加压泵（有时用水泥车）或风压机。顶挤流体可用低凝固点的油品或其它介质，如轻柴油、水或空气等。16二、输气管道的安全管理管道事故的主要原因管道试运投产的安全措施管道通球清管的安全措施管道运行的安全措施171.输气管道事故的主要原因制管质量不良：据资料统计，某部门10年中，因螺旋焊缝

8、质量差的爆管事故占爆管总数的82.5%。管道内、外腐蚀引起天然气泄漏、爆炸：由H2S引起的管道内腐蚀事故占很大比例，在低洼积水处，特别在水浸线附近，会产生快速的坑点腐蚀，腐蚀速度达每年8～10mm。181.输气管道事故的主要原因违反安全操作规程：某输气站管道投产时，清管站内收发球筒的防松楔块未上紧，在气流冲击下逐渐松脱，高压气流使快速盲板飞出，造成人员伤亡。1986年12月，某管线清管时，因夜间能见度低，误将排出