水煤浆的管道输送工程

水煤浆的管道输送工程（共8篇）

水煤浆的管道输送工程 篇1

水煤浆的管道输送工程

阐述了立足山西大同煤炭资源优势和与北京、天津、河北等地的运输优势建设输浆管道的`意义,并介绍了输浆管道概况、前期工作和沿线用户开发情况.

作 者：赵光宇 窦文英  作者单位：赵光宇(大同汇海水煤浆有限责任公司,山西,大同市,037008)

窦文英(煤炭科学研究总院,北京和平里青年沟,100013)

刊 名：中国煤炭  PKU英文刊名：CHINA COAL 年，卷(期)： 29(8) 分类号：F4 关键词：水煤浆   管道运输   大同  

水煤浆的管道输送工程 篇2

根据住房和城乡建设部“关于印发《2011年工程建设标准规范制订、修订计划》的通知” (建标[2011]17号) 文件, 由中国石油天然气管道工程有限公司负责修订的国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》审查会, 于2012年8月15日至17日在河北省承德市由石油工程建设专业标准化委员会设计分标委组织召开。住建部标准定额司、中国石油天然气集团公司规划计划部、铁道部工程设计鉴定中心、中交工航局, 以及有关单位、设计院、特邀专家等16个单位的26位代表参加了会议。

审查委员会专家以国家标准应具有科学性、先进性、适用性和协调性为原则, 对标准送审稿进行了逐条审查, 并对标准提出了修改意见。

与会专家认为:编制组在广泛调研、收集和听取各方面意见, 总结近年该标准在实施经验的基础上, 经多次会议研究和讨论后修订编制的送审稿, 更加全面、明确的提出了油气输送管道穿越工程设计的基本要求, 为保障工程质量、安全、环保、经济合理提供了技术依据。会议通过了该标准送审稿的审查。

变味的“跟投”：利益输送新管道 篇3

万科总部参与盈安合伙，一线公司则参与跟投项目，这其中的跟投制让不少员工收益颇高，有媒体质疑其做法是否合法合规。

跟投制并非万科的发明，事实上跟投制早已在私募股权投资中运营了多年；在其他上市房地产企业中，碧桂园、金科等也实行跟投制。万科原则上要求项目所在一线公司管理层和该项目管理人员，必须跟随公司一起投资，该制度实行初期，部分区域存在管理人员参与跟投制不积极的现象，后来员工开始踊跃参与。截至2015年8月，万科一线人员累计跟投92個项目，共有27000人申请跟投，其中6600人申请成功，认购资金达17亿元，累计为员工分红5亿元。

理论上实行跟投制的好处，是可以把一线核心员工的利益与项目利益紧密地捆绑结合，项目盈利员工就盈利、项目亏损那么员工就亏损，这使得员工在做投资决策以及实际操作中，都会更加理性、合理、节约。

然而在跟投制中，项目利益与员工利益如何划分这很重要，如果不规范，弊端也是非常明显。据报道，有的上市公司跟投制背后是一个资源倾斜的运作机制，在运营、成本、资源等倾斜下，公司剥离营销费用，确保跟投收益率，有的员工还加资金杠杆，很多有一定职级的员工，跟投收入几乎抵得上工作收入。也就是说，跟投制在实际的运作中，或许已经有点变味，员工利益不知不觉凌驾于项目利益之上。

而且，房地产业北上广深的项目可能利润率更高一些，三四线城市利润率会低一些，这样员工抢着跟投一二线城市的项目，三四线城市的项目则乏人问津，上市公司赚大钱的项目都让员工们分享了，赚小钱的或者亏损的项目员工却不愿参与，员工趋利避损、其实等于利用了内部人的信息优势，从上市公司瓜分丰厚利益点。除非强制要求所有员工对所有项目都同等比例跟投，否则就可能形成与内幕交易非常类似的问题。

从上市公司管理层角度来看，当然愿意员工通过跟投制实现共同“致富”；但从股东的角度来看，对此或许有所忌惮。比如2015年5月8日，金地集团核心成员跟投计划在股东大会上被否决，金地的两大股东生命人寿和安邦保险投了反对票，他们认为没法控制管理层向员工倾斜利益。不过今年金地集团管理层绕开股东大会，以董事会的名义力推项目跟投计划。4月13日，金地集团公告称董事会高票通过了有关议案，并指出该计划“自董事会审议通过后生效，并由董事会负责解释”；这个绕道做法或许借鉴了万科，2014年3月28日，万科董事会审议一次性通过了关于建立项目跟投制度的议案。

从理论上来讲，推行跟投制似乎没有太大的必要性。现在不少上市公司都在推行员工持股计划，这方面证监会出台了《关于上市公司实施员工持股计划试点的指导意见》，操作员工持股计划有明确的规范指引，而员工持股计划的好处就是建立和完善劳动者与所有者的利益共享机制，改善公司治理水平，提高职工的凝聚力和公司竞争力。既然可以通过实行员工持股计划，由此员工也成为上市公司的股东、也会由此产生主人翁意识，其利益与上市公司利益紧密连接，具体到每一个项目上，项目利益关乎公司利益、当然也关乎员工自身利益，故理论上员工持股计划同样有将项目利益与员工利益紧密捆绑的作用，那跟投制还有什么必要性？如果员工持股计划不能把员工与公司利益捆绑，跟投制又一定能实现吗？况且目前跟投制没有任何规范指引，管理层想怎么操作就怎么操作，成为暗箱操作的糊涂账。

假若按跟投比例最高占项目股权8%计算，无形中每个项目的股东利润就要相应减少8%。即便对于没有实行员工持股计划的上市公司，难道跟投制就必须吗？如果上市公司没有跟投机制，员工就不会谨慎决策和节约资源，那上市公司所有规章制度、激励约束机制都只是摆设？而至于要通过跟投制的隐性福利留住人才，那么不同上市公司的人才相互攀比收入，欲望永无限、又如何留？

县油气输送管道事故应急预案 篇4

目 录

1.总则 1.1编制目的 1.2编制依据 1.3适用范围 1.4工作原则 1.5事故分级

2.组织机构及职责任务

2.1油气输送管道事故应急指挥部 2.2应急指挥部办公室 2.3有关成员单位的主要职责 2.4油气输送管道企业职责 2.5现场救援组织及职责 3.信息监测监控和预警预防机制 3.1信息监测与报告 3.2预警预防 4.事故报告 5.应急响应 5.1预案启动条件 5.2分级响应 5.3应急救援程序 5.4事故现场保护 5.5现场紧急处置 5.6救援人员安全防护 5.7周边群众安全防护 5.8社会力量参与救援 5.9事故现场检测与评估 5.10信息发布 5.11应急响应结束 6.后期处置 6.1现场处理 6.2善后工作 6.3应急救援总结 6.4恢复运行 7.应急保障 7.1通讯和信息保障 7.2应急救援队伍保障 7.3救援物资器材保障 7.4交通运输保障 7.5医疗救援保障 7.6资金保障 7.7应急避护场所保障 7.8其他保障

8.宣传、培训、预案演练及评估 8.1安全宣传 8.2人员培训 8.3预案演练 8.4预案评估 9.责任及奖惩 10.附则

扶风县油气输送管道事故应急预案

1.总则

1.1编制目的。建立健全油气输送管道事故应急响应机制，进一步增强防范、应对和处置能力，及时有效地处置在我县境内发生的油气输送管道事故，最大限度地避免、减少国家和人民群众生命财产损失，保障油气输送管道设施安全运行。

1.2编制依据。依据《中华人民共和国突发事件应对法》、《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国消防法》、《中华人民共和国石油天然气管道保护法》、《陕西省实施石油天然气管道保护条例办法》、《生产安全事故报告和调查处理条例》等有关法律法规以及《扶风县生产安全事故应急预案》编制本预案。1.3适用范围。本预案适用于途经扶风县行政区域内的油气输送管道运行中发生的安全事故。主要指油气输送管道发生泄漏，引起或可能引起中毒、燃烧、爆炸等后果，造成或可能造成重大人员伤亡、重大财产损失、重大环境污染，影响和威胁社会秩序和公共安全的紧急事件。城镇天然气管道和化工等企业厂内管道事故不适用本预案。1.4工作原则

（1）坚持以人为本、安全第一。要始终把保障人民群众的生命财产安全和身体健康放在首位，切实加强应急救援人员的安全防护，最大限度地减少事故灾害造成的人员伤亡和财产损失。

（2）坚持统一指挥、分工协作。成立扶风县油气输送管道事故应急指挥部，在县政府和县安委会的统一领导下负责指导、协调我县境内油气输送管道突发事故应急救援工作。有关镇、县级部门和企业按照各自职责和权限，负责应急管理和应急救援工作。

（3）坚持属地管理、层级响应。按照“谁主管、谁负责”和“条块结合、属地为主”的原则，油气输送管道事故应急救援现场指挥以事故发生地镇政府为主，县级有关部门参与。发生事故企业是应急救援的第一响应者。

（4）坚持预防为主、平战结合。贯彻落实“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，将事故应急与预防相结合，做好应对油气输送管道事故的预案、设备、物资、经费和人员等各项准备工作。加强日常管理，强化培训演练，完善应急网络建设，增强预警分析能力。1.5事故分级。按照油气输送管道事故的严重性和紧急程度，分为四个级别：（1）符合以下条件之一的为Ⅰ级事故(特别重大油气输送管道事故)： ①造成30人以上死亡，或者造成100人以上受伤；

②造成管道设施严重破坏，油气管道主干线输送中断7天以上； ③对社会安全、环境造成重大影响，需要紧急转移安置10万人以上； ④造成直接经济损失1亿元以上；

⑤造成有关油气企业连续10天以上无法正常生产。

（2）符合下列条件之一的为Ⅱ级事故（重大油气输送管道事故）：

①造成10人以上，30人以下死亡，或者造成50人以上，100人以下受伤； ②造成管道设施损坏，油气管道主干线输送中断3天以上，7天以下；

③对社会安全、环境造成重大影响，需要紧急转移安置5万人以上，10万人以下； ④造成直接经济损失5000万元以上，1亿元以下；

⑤造成有关油气企业连续5天以上，10天以下无法正常生产。（3）符合下列条件之一的为Ⅲ级事故（较大油气输送管道事故）： ①造成3人以上，10人以下死亡，或者10人以上，50人以下受伤； ②造成管道设施损坏，油气管道主干线输送中断2天；

③对社会安全、环境造成严重影响，需要紧急转移安置5000人以上，5万人以下； ④造成直接经济损失100万元以上，5000万元以下； ⑤造成有关油气企业连续3天以上，5天以下无法正常生产。（4）符合下列条件之一的为Ⅳ级事故（一般油气输送管道事故）： ①造成3人以下死亡，或者10人以下受伤；

②造成管道设施损坏，油气管道泄漏或停输1天以内；

③对社会安全、环境造成影响，需要紧急转移安置5000人以下； ④造成直接经济损失100万元以下；

⑤造成有关油气企业连续2天以内无法正常生产。2.组织机构及职责任务 2.1油气输送管道事故应急指挥部。县油气输送管道事故应急指挥部（以下简称应急指挥部），具体负责扶风县境内油气输送管道事故应急工作。总指挥由县政府分管副县长担任，副总指挥由县政府办公室主任、县发改局局长担任。成员由各有关镇政府，县人武部、县委宣传部、县工信局、公安局、民政局、财政局、国土资源局、住建局、交通运输局、农业局、水利局、卫生局、人社局、信访局、安监局、电力局、气象局、环保局、质监局、消防大队、武警中队、总工会、应急办、中国石油管道西安输油气分公司和陕西省天然气股份有限公司杨凌分公司等单位主要负责人组成。

主要职责：领导、指挥和协调油气输送管道事故防治与抢险工作；决定重大抢险措施和处置方案；根据抢险工作需要，调集各方抢险力量参加抢险工作；解决现场抢险处理中遇到的人、财、物、信息等方面的困难，必要时请示上级或请求外地支援；决定实施现场警戒，及时疏散人员和物资；确定向上级汇报的内容、时间，决定宣传信息的报道、发布；及时做好各项决策、命令发布和上级指示内容的记录。

2.2应急指挥部办公室。应急指挥部下设办公室，办公室设在县发改局。办公室主任由县发改局局长兼任，成员由县人武部、安监局、公安局、消防大队、武警中队、中国石油管道西安输油气分公司和陕西省天然气股份有限公司杨凌分公司等相关单位负责人组成。办公室主要职责：迅速收集、上报险情和应急处置及抢险救援进展情况；提出具体的应急处置与抢险方案和措施；贯彻应急指挥部的指示和部署，协调有关成员单位之间的应急工作，并督促落实；组织有关部门和专家分析突发事故发展趋势，对事故损失及影响进行评估，为应急指挥部决策提供依据；负责办理应急指挥部交办的其他各项工作。2.3有关成员单位的主要职责

（1）县委宣传部：根据应急指挥部要求，负责油气输送管道事故的报道和信息发布工作。（2）县政府办：承接油气输送管道事故报告；请示应急指挥部总指挥启动应急救援预案；通知应急指挥部各成员单位立即赶赴事故现场；协调各成员单位抢险救援工作；及时向县委、县政府报告事故和抢险救援进展情况；落实领导关于事故抢险救援的指示和批示。（3）县发改局：负责县油气输送管道事故应急指挥部的日常工作；监督检查各有关镇、各油气输送管道企业制定应急预案；组织全县油气输送管道事故应急救援演练；负责事故救援的综合协调工作；参与事故调查处理。

（4）县安监局：监督和指导各有关镇、各油气输送管道企业应急预案；组织开展油气输送管道事故应急救援演练；建立应急救援专家组，指导应急救援工作开展；协调事故救援工作；组织开展油气输送管道事故调查处理。

（5）县公安局：负责事故现场安全警戒和周边治安秩序维护；负责组织事故可能危及区域内的人员疏散撤离，对人员撤离区域进行治安管理；负责事故现场周边区域的交通管制，禁止与事故救援工作无关车辆进入危险区域，保障救援道路畅通；参与事故调查处理。（6）县公安消防大队：是事故现场救援的主要力量，负责火灾、爆炸、中毒等事故现场的救援；负责压力容器和易燃、易爆设备的控制和冷却；负责事故现场消洗工作；负责搜救伤员。

（7）县卫生局：负责确定受伤人员专业救治定点医院，培训相关医护人员，组建专业应急救援队伍；负责指导定点医院储备医疗器械和急救药品；事故现场调配医护人员、医疗器械、急救药品，组织现场救护及伤病员转移及收治；统计伤亡人员情况。

（8）县环保局：负责事故发生地及周边地区的环境监测与环境危害控制工作，及时确定并通报危险、危害程度；事故得到控制后，指导开展对现场环境产生污染的遗留有害物质进行消除。

（9）县交通运输局：负责组织抢险救援运输队伍，进行抢险救援物资和人员的运送。（10）县国土资源局：负责可能引发油气输送管道安全事故的地质灾害监测、预警；组织相关人员参与事故抢险救援，及时向应急指挥部报送事故有关地质情况和资料；协调解决事故救援所需占用场地；参与应急救援综合协调工作。

（11）县工信局：参加事故应急救援物资调配的综合协调和事故调查等工作；负责组织电信公司、移动公司、联动公司保障事故救援通讯。

（12）县质监局：负责事故现场压力容器、压力管道等特种设备应急处置工作；负责事故涉及特种设备的监测和鉴定，提出事故现场特种设备处置方案，并进行指导。

（13）县气象局：负责事故现场气象服务保障，为事故救援提供气象监测和预报数据资料。（14）县民政局：负责受灾群众的救济救助，协助做好事故善后工作。（15）县财政局：负责事故应急救援所需资金保障工作。

（16）县信访局：负责收集、研判不稳定因素，协调各有关单位做好突发性、群体性信访事件的预防和处置工作。

（17）各有关镇政府：负责制定并实施辖区内油气输送管道事故应急救援预案，并定期组织演练；及时报告辖区内事故信息，服从县应急指挥部的统一指挥；参与事故救援有关协调工作；负责现场施救、后勤保障和善后工作处理；参与事故调查处理工作。

根据事故情况，需要其他部门配合时，县应急指挥部按照《扶风县生产安全事故应急预案》协调其他部门配合和提供支持。

2.4油气输送管道企业职责。油气输送管道企业按照单位自救与政府救援相结合的原则，落实安全生产责任制和行业安全管理有关规定，编制应急预案并上报县发改局备案，同时，采取预防和预警措施，建立健全应急机制，成立应急救援队伍，储备应急救援物资设备，做好应急准备。在事故发生后，做好自救的同时，为县应急指挥部提供事故现场及周边情况，按照县应急指挥部的指令，全力配合开展救援工作。2.5现场救援组织及职责。县应急指挥部根据实际情况，成立下列各救援组参与救援：（1）综合协调组：由县政府办负责，县委宣传部、县政府办、发改局、发生事故企业、事故发生地镇政府组成。落实县委、县政府领导同志关于抢险救援工作的指示和批示，协调其他专业组的抢险救援工作，保障抢险救援工作信息、通讯畅通；负责后勤保障工作；负责接待新闻媒体记者和对外信息发布。

（2）警戒疏散组：由县公安局负责，县公安局、交警大队、事故发生地镇政府和发生事故企业安全保卫部门组成。负责有序组织周边居民及其他人员撤离疏散、物资转移等工作；负责事故现场交通管制和现场秩序维护，保障抢险工作顺利进行；负责维护事故地点社会治安，打击蓄意扩大传播事故险情的违法活动。

（3）抢险救灾组：由县公安消防大队负责，县公安消防大队、事故发生地镇政府、企业救援队伍和专家组成。负责组织油气管道企业和消防部队制定抢险救援处置方案并组织实施。（4）医疗救护组：由县卫生局负责，县卫生局、有关医疗单位和发生事故企业组成。负责组织专家及医疗队伍做好医疗救护和收治伤病员工作。

（5）后勤保障组：由县工信局负责，县工信局、财政局、交通运输局、电力局、水利局、民政局、事故发生地镇政府组成。负责抢险物资及装备的供应、道路修护、组织运送抢险救援人员与物资装备、组织运送撤离人员与转移物资等后勤保障工作；以及通讯保障、电力保障、供水保障等工作。

（6）环境监测组：由县环保局负责，县环保局、气象局、国土资源局和事故发生地镇政府组成。负责事故发生地大气、水体、土壤等环境监测，评估事故造成的环境影响，制定环境修复方案并组织实施；负责为事故抢险救援提供气象、地质条件等环境数据，为抢险救援方案制定与实施提供参考依据。（7）专家技术组：由县安监局负责，县安监局、质监局、发改局、消防大队和有关专家、发生事故企业专业技术人员组成。负责提出事故应急救援处置方案，为现场救援和应急指挥部提供技术支持。

（8）善后工作组：由事故发生地镇政府和县发改局负责，县公安局、民政局、人社局、信访局、总工会等部门组成。负责协调发生事故企业和当事人调解工作；做好伤亡人员的经济补偿、善后处理及家属安抚工作等事宜，做好转移和受灾群众安置工作。

（9）事故调查组：由县安监局负责，县安监局、监察局、发改局、公安局和总工会等部门组成。负责事故现场查勘和调查取证工作。3.信息监测监控和预警预防机制

3.1信息监测与报告。油气输送管道企业和各镇应设立油气输送管道事故信息监测点，落实专门人员负责统一接收、处理、统计分析油气输送管道事故信息，对可能引发油气输送管道事故的信息进行监控和分析，对可能造成油气输送管道事故的信息经核实后，按规定及时上报县政府、县应急指挥部。

3.2预警预防。确定危险目标及其范围，重点监控沿城镇村庄油气输送管道划定重点防护区域，研究防范措施和应急预案，落实责任主体，及时上报预警信息。4.事故报告

（1）事故发生时，发生事故企业人员或其他在场人员应当用最快捷的方式报告事故发生情况，发生事故企业或者当地镇政府接到报告后应迅速上报县政府（0917-5211328）及应急指挥部（发改局0917-5211233），遇有油气泄漏、爆炸、燃烧以及油气泄漏、爆炸、燃烧引起人员伤亡等情况时，同时拨打公安

110、消防119、急救120等报警电话。紧急情况下现场有关人员或单位可越级上报。（2）油气输送管道发生事故企业应在事故发生后立即关闭管道阀门，组织开展自救、互救，并在事故发生1小时内将事故简要情况书面上报县政府及应急指挥部。事故报告内容应包括：

①发生事故的时间、地点、单位； ②发生事故的物质、数量；

③事故的经过，人员伤亡初步情况，直接经济损失的初步估计； ④事故发生原因的初步判断；

⑤事故发展趋势，可能影响的范围，现场人员和附近人员分布； ⑥事故发生后采取的措施和事故现场情况； ⑦需要有关部门和单位协助抢险的事宜； ⑧事故报告单位及报告时间、报告人及联系方式。

由于事故现场情况变化导致伤亡人员数量变化时，事故单位应及时补报。5.应急响应

5.1预案启动条件。扶风县境内发生油气输送管道事故Ⅳ级（一般）及以上事故时启动本应急预案，开展应急抢险救援工作。发生油气输送管道Ⅰ级（特别重大）、Ⅱ级别（重大）、Ⅲ级（较大）事故时，按照分级响应程序上报上一级油气输送管道事故应急指挥部，并启动本级预案。

5.2分级响应。油气输送管道事故应急处置坚持“谁主管、谁负责”和“条块结合、属地为主”的原则。事故发生后，按照“统一指挥、分工协作”的原则，由应急指挥部统一指挥，发生事故企业立即启动企业应急预案，组织救援。事故发生地镇政府、县级各有关部门依据各自职责适时响应，开展工作。5.3应急救援程序（1）发生事故企业在事故发生后应立即启动企业应急预案，开展自救、互救，并寻求专业救援机构和就近社会救援力量实施救援，同时报告县级主管部门和事故发生地镇政府。（2）事故发生地镇政府接到报告后立即向县政府和县应急指挥部报告，同时，启动本级应急预案，与发生事故企业成立现场指挥部，划定险情特别管制区域，组织开展现场处置救援。县油气输送管道应急指挥部办公室接到报告后，立即向应急指挥部领导和各有关单位报告事故情况，指挥部主要成员到位；向事故现场指挥部传达县应急指挥部关于抢险救援的指导意见，通知应急指挥部各成员单位、应急救援专家组等单位做好抢险救援工作。

（3）对于事故现场指挥部不能处置的事故，应迅速上报县应急指挥部请求支援。县应急指挥部接到报告后立即启动本预案，各成员单位赶赴现场，按照预案规定职责开展抢险救援工作。

（4）发生事故涉及面广，影响特别重大的，县应急指挥部应及时向上级请求支援，在上级政府和有关部门指导下，按上级有关预案执行。

5.4事故现场保护。事故发生后，事故发生地镇政府和有关单位必须严格保护事故现场，并迅速采取必要措施，抢救人员和财产。因抢救伤员、防止事故扩大以及疏通交通等原因需要移动现场物件时，应当尽可能做出标志、拍照、详细记录和绘制事故现场，妥善保存现场重要痕迹、物证等。

5.5现场紧急处置。根据事故现场出现的气体泄漏、火灾、爆炸、中毒等事故特点，依法采取紧急处置措施。

（1）发生事故的企业要迅速切断油气来源，封锁事故现场和危险区域，迅速撤离、疏散现场人员，设置警示标志，同时设法保护相邻装置、设备，严禁一切火源、切断一切电源、防止静电火花，并尽量将易燃易爆物品搬离危险区域，防止事态扩大和引发次生事故；（2）当地公安部门应迅速赶赴事故现场，封锁事故现场和危险区域，搞好现场保护，维护现场治安和交通秩序；

（3）当地镇政府应迅速组织事故发生地周围的群众撤离危险区域，维护好社会治安，同时做好撤离群众的生活安置工作；

（4）事故现场如有人员伤亡，立即调集相关（外伤、烧伤、中毒等方面）医疗专家、医疗设备进行现场医疗救治，适时进行转移治疗；

（5）设置警戒线和划定安全区域，对事故现场和周边地区进行可燃气体分析、有毒气体分析、大气环境监测和气象预报，必要时向周边居民发出警报；（6）及时制定事故的应急救援方案（灭火、堵漏等），并组织实施；

（7）现场救援人员必须做好人身安全防护，避免烧伤、中毒、噪音等人身伤害；（8）保护国家重要设施和目标，防止对江河、交通干线和环境等造成重大影响。5.6救援人员安全防护。救援人员进入救援现场，要严格控制人员数量，并穿配安全防护装具，做好自身防护；所有现场救援人员必须携带安全防护装备；事故现场严禁使用明火，严禁使用可能产生静电火花的仪器设备，防止引起爆燃；救援现场应安排专业人员监测大气、温度，观察风向变化，保证现场救援人员安全；在抢险救援过程中，出现继续进行抢险救援对现场救援人员安全造成直接危险，或可能导致事故扩大化等情况时，应经过救援专家组充分论证，提出中止现场救援意见，报现场应急指挥部决定。

5.7周边群众安全防护。县应急指挥部负责指导和督促事故发生地镇政府和有关部门做好事故周边群众安全防护工作。

（1）油气输送管道企业应和有关镇村、社区建立应急互动机制，确定事故发生时群众安全防护方案和措施，确定紧急状态下应急疏散的区域、疏散路线、疏散距离、疏散交通工具，确定好疏散交通工具和安全避护场所。（2）对已经实施疏散的群众，做好生活安置，做好生活所需水、电、卫生及治安等保障。5.8社会力量参与救援。县应急指挥部协调组织本行政区域内的社会力量开展应急救援工作，在确保志愿者人身和财产设备安全的情况下，组织其配合专业救援队伍开展救援工作。5.9事故现场检测与评估。根据需要，由县应急指挥部成立事故现场检测、鉴定与评估小组，综合分析和评价检测数据，查找事故原因，评估和预测事故发展趋势，分析和查找事故发生原因，为现场救援制定方案和事故调查提供参考。

5.10信息发布。县委宣传部负责统一协调指导，按照事故应急响应等级，及时准确对外发布事故有关信息。应急指挥部办公室、会同事故处理的主管部门和单位配合做好事故的信息发布工作。

5.11应急响应结束。现场抢险指挥部确认突发事故得到有效控制、危害已经消除，经应急指挥部批准后宣布应急终止。抢险应急状态终止后，各有关单位应及时作出书面报告。6.后期处置

6.1现场处理。县公安局和事故发生地镇政府在事故处置结束后，应保护好现场，为事故调查、分析原因提供直接证据，待事故调查组有明确指令后，方可清理事故现场。

6.2善后工作。发生事故企业和县人社局、民政局牵头，县发改局、总工会、信访局、有关保险机构参加，负责伤亡人员及家属的安抚、抚恤、理赔等善后处理和社会稳定工作；县民政局负责受灾群众的救助工作；县安监局、住建局、发改局负责指导事故发生镇村做好救灾和恢复重建工作。

6.3应急救援总结。现场救援工作全部结束后，县应急指挥部召集各成员单位对事故抢险救援全过程进行总结，成立事故调查组，按照有关规定调查分析事故原因、评估事故损失，写出事故调查报告上报县应急指挥部。同时，根据抢险救援过程中出现的问题，做好应急预案的修改完善工作。6.4恢复运行。油气输送管道企业应对管道及其附属设施进行认真检查，经检验符合安全生产条件，并报应急指挥部同意后，方可恢复正常运行。7.应急保障

7.1通讯和信息保障。县应急指挥部办公室负责建立、维护、更新指挥部各成员单位、油气输送管道企业、应急救援专家组、应急救援队伍和上级油气输送管道应急救援指挥部的通讯方式；现场救援应做好通讯线路抢险救援工作，若出现通讯中断，县工信局尽快组织协调电信公司、移动公司和联通公司等单位建立应急通讯网络，保障抢险救援通讯畅通。7.2应急救援队伍保障。公安消防大队、油气输送管道企业的专业应急救援队伍是油气输送管道事故抢险救援的重要力量。各镇政府应掌握区域内应急救援队伍资源信息情况，并协助和督促应急救援队伍做好建设和应急准备工作。

7.3救援物资器材保障。各专业救援机构和油气管道输送企业应配备抢险所需的防护、运输、通讯等设备物资和器材，按照有关规定定期对抢险救援器材进行检查、补充及维护，县安监局、发改局、质监局督促检查器材保障情况。

7.4交通运输保障。县交通运输局、县公安局交警大队负责事故抢险救援车辆的调集工作，对事故现场周边交通进行管制，根据需要开设应急救援通道，组织抢修受损道路，保障救援物资、人员、装备运送到位。

7.5医疗救援保障。县卫生局组织相关医疗机构开展医疗救援工作，做好伤病员抢救及收治工作，做好急救车辆、医疗器械、药品和医务人员保障工作，开展事故现场卫生防疫。7.6资金保障。油气输送管道企业应做好事故应急救援必要的资金准备；县财政局根据处置安全生产事故的需要，做好所需经费保障。7.7应急避护场所保障。事故发生地镇政府负责，县民政局、人社局、卫生局、电力局、水利局、交通运输局、公安局配合，提供事故发生时人员疏散避护场所，确保避护场所衣、食、住、行、医疗、治安等生活保障落实到位。

7.8其他保障。本预案未列出的应急救援保障事项，由县应急指挥部根据现场情况制定临时保障方案，涉及单位应按照方案全力配合。8.宣传、培训、预案演练及评估

8.1安全宣传。各镇政府、油气管道企业要及时向公众和员工广泛宣传油气输送管道安全保护有关法律法规，宣传油气输送管道的危险性及发生事故可能造成的危害，宣传油气输送管道事故预防、避险、自救、互救常识。

8.2人员培训。油气输送管道企业应设立抢险救援队伍，定期组织抢险救援队伍参加业务培训，确保事故发生时抢险及时。

8.3预案演练。县应急指挥部办公室会同有关部门定期组织开展应急预案演练，并针对事故危险目标可能发生的事故进行模拟演练。演练前要制定周密的演练计划和程序，检查演练所需的器材、工具，落实安全防范措施，做好参与演练人员的安全教育，确保演练顺利进行。8.4预案评估。县应急指挥部办公室应经常检验应急预案的实战性，评估其有效性，针对实际情况及时修改和更新。同时要定期检查各有关单位和企业的预案制定和完成情况。9.责任及奖惩

（1）事故发生后，应急指挥部各成员单位主要负责人要以高度的政治责任感积极参加应急救援工作。凡无故、借故不参加或拖延参加事故应急救援工作以及不服从统一指挥者，严肃追究其行政责任，情节严重的，依法追究其法律责任。（2）应急指挥部调用各有关单位的人员、器材、设备进行抢险救援时，各有关单位不得以任何理由拒绝或拖延；抢险时，必须服从应急指挥部统一指挥、调度，全力配合抢险救援工作。

（3）对于抢险救援工作中成绩突出的单位和个人，给予表彰和奖励。对于散布谣言和不实信息，引起群众恐慌和不利于抢险救援工作开展的单位和个人，依法追究法律责任。10.附则

水煤浆的管道输送工程 篇5

开展油气输送管道隐患整治攻坚战

工作方案

根据《国务院安全生产委员会关于深入开展油气输送管道隐患整治攻坚战的通知》（安委〔2014〕7号）、《**省人民政府办公厅关于印发开展油气输送管道隐患整治攻坚战工作方案的通知》和《**市安全生产委员会关于印发开展油气输送管道隐患整治攻坚战工作方案的通知》要求，决定在全区范围内开展油气输送管道隐患整治攻坚战，特制定如下工作方案：

一、总体目标

认真贯彻落实国务院安全生产委员会、省政府办公厅和市安委会工作部署，结合我区实际，集中力量开展油气输送管道隐患整治攻坚战，争取利用3年左右时间，全面彻底整治油气输送管道安全隐患，对管道进行全面检测检验和风险评估，依法严厉打击破坏损害油气输送管道及其附属设施的各类违法行为，有效防范和遏制油气输送管道安全事故的发生，确保油气输送管道安全生产形势持续稳定好转。

二、主要内容

按照谁主管谁负责和属地监管的原则，切实落实企业安全生产主体责任和行业主管部门、地方党委政府的安全生产职责，对全区油气输送管道安全隐患进行全面整治（不包括城镇燃气管网）。

（一）管道外部隐患

1.管道规划建设和选址是否符合城乡规划和城市规划规范、工程设计规范、安全规程等相关技术标准要求。

2.管道是否被违法占压，上方和沿线是否有违章搭建或不符合安全标准的建（构）筑物，占压情况是否报告本地有关部门，是否登记造册并得到有效处置等。

3.管道是否与居民区、工厂、学校、医院、商场、车站等人口密集区及建（构）筑物、铁路、公路、航道、市政公用地下管线及设施、军事设施、电力设施和其他强腐蚀性管道及设施等有安全保护距离，是否符合国家有关法律、法规及标准规范的强制性要求。

4.管道管网是否与市政公用管线、民用管线交叉，是否形成封闭空间，封闭空间是否设立了泄漏报警检测设施等。

5.管道附属设施的上方是否架设电力线路、通信线路或者在储气库构造区域范围内存在工程挖掘、工程钻探、采矿等行为。

6.发现第三方涉及危害管道运行安全的活动，企业无法协调处置时，是否按照《中华人民共和国石油天然气管道保护法》等法律、法规要求及时报告相关主管部门，相关部门是否及时审批及协调处理等。

（二）管道自身隐患

1.质量及完好情况

（1）管道是否符合国家有关产品质量要求，其安装、改造、重大修理过程是否经特种设备检验机构按安全技术规范要求进行监督检验合格，是否建立健全了管道安全技术档案。

（2）地面管道是否存在腐蚀、破损、开裂、变形、老化和跑、冒、滴、漏现象。

（3）管道是否有故障状态的安全保障设施和备用系统。

（4）管道上是否装有防止打孔盗油盗气等保护装置等。

（5）敷设在河流、湖泊、水库或者其他环境敏感区域的油气管道，是否采取了提高管道压力设计等级、增加防护套管等措施。

2.防雷、防静电和绝缘保护措施情况

（1）管道管网、建（构）筑物、设备设施、电气仪表系统是否按照《石油与石油设施雷电安全规范》、《建筑物防雷设计规范》、《石油库设计规范》等规范、规程和标准设计安装防雷、防静电设施并定期进行检查和检测。

（2）是否按照《石油天然气管道安全规程》等有关要求对输油泵、加热炉、压缩机组等输油气生产设备、设施设置自动保护装置，并定期检测。

（3）是否按照《埋地钢质管道外防腐层修复技术规范》和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》要求采取有效的防腐绝缘与阴极保护措施等。

3.日常维护运行情况

（1）相关企业是否建立健全了巡护制度，对管道线路进行日常巡护，是否在管道沿线特定区域范围内建立维护抢修队伍或配备专门人员，配备维护抢修车辆、设备和机具，合理储备管道抢修物资。对自身能力不足的，是否通过协议方式委托相应有资质和能力的专业队伍进行管道的维护抢修工作。

（2）管道是否设置了明显的标志、标识，对发现危害管道安全运行的行为是否及时进行了处置。

（3）对不符合安全标准的管道是否及时进行了更新、改造或停止使用，转产、停产、停用的管道是否档案完整并得到妥善处置。

（4）是否制定了检维修动火作业、进入受限空间作业等危险作业审批制度，是否按规定对管道进行定期检测检验，确保其处于完好状态。

（5）管道管网是否配备了压力、流量等信息不间断采集和监测系统，设置了泄漏检测报警装置、紧急切断装置等；管道安全附件和安全保护装置是否进行定期检定或校验。

（6）是否定期组织专家对管道管网开展隐患排查，对查出的隐患和问题及时跟踪督促整改，是否对重大隐患实行挂牌督办，确保隐患及时整改到位。

（7）是否按相关要求制定了管道事故应急预案并报送相关部门备案，是否与开发区应急预案相衔接，是否定期组织应急演练。

三、工作安排

（一）调查摸底阶段。2015年2月10日前，各部门各单位要在2013年底以来专项整治的基础上，对行政区域内的油气输送管道进一步摸底调查，全面摸清管道存在的安全隐患。油气输送管道企业要将安全隐患情况于2月5日前报开发区有关部门，各有关部门汇总后于2月8日前报开发区管理处。

（二）梳理分类阶段（2015年2月11日至28日）。对统计上报的油气管道安全隐患按照《**省安全生产监督管理局转发国家安全监管总局办公厅关于实行油气输送管道安全隐患整改月报制度的通知》（**安监管三〔2014〕71号）确定的油气输送管道安全隐患分级参考标准进行梳理、分级分类，明确重大隐患、较大隐患、一般隐患。

（三）隐患整改阶段（2015年3月1日至2017年8月31日）。各有关部门和单位根据隐患分级情况，组织制定隐患整改方案和计划，明确隐患整改期限，按照时间节点要求消除各类安全隐患，并对隐患整改实行挂牌督办。2015年8月底前，完成排查出的全部重大隐患和形成密闭空间隐患的整治工作；2016年8月底前，隐患整改率达到80%；2017年8月底前，完成排查出的全部隐患整治工作，完成管道的全面检测检验和风险评估。

（四）验收总结阶段（2017年9月1日至30日）。开发区安委办和各有关部门要组织专家对企业隐患整治情况进行核查、验收，并从整治的管道数量、主要隐患、整改进展、复查验收和提出的具体对策建议等方面对攻坚战开展情况进行总结，分析存在问题原因，总结工作经验，于9月1日前将总结报送开发区油气输送管道隐患整改领导小组办公室。

开发区油气输送管道隐患整改领导小组将依据工作进展情况适时组织相关部门组成督导组，对隐患整治攻坚战开展情况进行督导抽查。

四、工作要求

（一）建立健全机构，加强组织领导。各有关部门和单位要高度重视此次油气输送管道隐患整治攻坚战，迅速成立相应的工作领导小组，制定工作方案全面协调解决管道改线、占压建筑拆迁、城市地下油气输送管道建设管理等问题，对隐患整改，要逐项落实责任单位、整改方案、资金、时限，实行挂牌督办，确保隐患整治攻坚战取得实效。

（二）明确部门责任，形成工作合力。各有关部门和单位要按照市政府《关于进一步明确石油天然气城镇燃气管道及涉气单位安全监管职责的通知》（[2014]29号）要求，切实落实责任，采取有效措施，确保油气管道隐患整改工作如期完成。各有关部门要认真履行职责，密切配合，共同做好隐患整治工作。开发区经发部门及镇、办牵头组织相关部门和管道企业集中打击本行政区域内破坏损害油气输送管道及其附属设施的行为，整治管道周边乱建乱挖乱钻等问题，彻底清理占压，加快隐患整治工作进度。及时协调处理管道保护的重大问题，指导、监督有关单位和部门依法履行管道保护义务。依法组织开展油气输送管道、建（构）筑物、设备、设施等防雷安全检查工作。公安部门要依法严厉打击盗窃油气等破坏油气输送管道的违法犯罪活动，维护良好的管道保护治安秩序。国土资源部门要严格依法查处毗邻油气输送管道保护范围的违法违规行为，严格油气管道周边的土地使用管理，已纳入城乡规划的油气管网建设用地，不得擅自改变用途。规划部门要依法根据城乡规划为管道建设项目核发规划许可，不得在已取得规划许可或已经运行的管道上方及安全防护距离内批准其他建筑物的建设规划。建设部门要加强穿跨越油气管道的第三方工程施工管理，配合管道保护部门严查管道周边违法施工行为。质监部门要依法实施油气输送管道等特种设备质量监督和安全检查及监察，组织制定有关安全标准和技术规程，规范行政许可、风险评估和检验检测工作。安全监管部门要严格落实油气输送管道建设项目安全设施三同时审查，督促企业加强安全管理。

（三）严格督促企业，落实主体责任。全面推行管道完整性管理，加强检测检验，积极开展管道隐患排查整治，规范管道及附属设施规划建设、巡护保养、检测检验、监控预警、维护抢修等工作。引导推动企业加大管道保护和安全运行的资金、技术投入，研究开发和使用非开挖精确检测、微量泄漏监控和隐患事故预警等先进管道保护技术，加快数据采集监控等自动化控制系统建设。督促企业及时、全面向开发区管道保护工作主管部门报备竣工测量图等相关资料，配合管道保护部门依法查处危及管道安全运行的各类非法违法行为。对需要政府协调支持解决、必须改线或拆迁占压物等隐患，相关单位要逐项说明具体情况，及时报告开发区管理处。

（四）实行挂牌督办，定期上报通报。实行挂牌督办制度，一般隐患由开发区安委会和管道保护工作主管部门挂牌督办，重大和较大隐患由省、市安委会挂牌督办。实行定期上报、定期通报和定期召开会议制度，开发区各有关部门应于每月月底前向开发区领导小组办公室、开发区经发局同时报送本地本系统本单位油气输送管道安全隐患整改工作情况，领导小组每月召开联席会议，听取油气管道隐患整治工作进展情况汇报，及时协调解决难点问题，加快隐患整改工作进度。领导小组办公室定期在相关刊物和网站上通报工作进展，对隐患整治工作不得力、不彻底、进展缓慢的典型案例在主流媒体予以曝光。

附件：马头经济开发区油气输送管道安全隐患整改工作领导小组

马头经济开发区油气输送管道安全隐患整改工作领导小组

组 长：赵晓卓 开发区管理处副主任

副组长：夏建军 开发区经发局局长

张芬廷 开发区建设局局长

闫** 开发区安全生产监督管理局局长

陈玖成 开发区质监分局局长

成 员：张 雷 开发区经发局副局长

刘学杰 开发区建设局副局长

李利民 开发区安全生产监督管理局副局长

王 燕 开发区财政局副局长

李** 开发区国土分局副主任

张海斌 开发区公安分局副局长

李振江 开发区规划分局副局长

水煤浆的管道输送工程 篇6

发布时间：2005.11.07 阅览次数：1657 作者：曹志阳 单位：

摘要：文章对国内外输油管道泄漏检测方法进行了分析，对油田输油管道防盗监测的方法进行了探讨。针对油田输油管道防盗监测问题，指出了油田输油管道防盗监测系统的关键技术是管道泄漏检测报警及泄漏点的精确定位，并介绍了胜利油田输油管道泄漏监测系统的应用情况。

主题词：输油 管道 泄漏 监测 防盗

泄漏是输油管道运行的主要故障。特别是近年来，输油管道被打孔盗油以及腐蚀穿孔造成泄漏事故屡有发生，严重干扰了正常生产，造成巨大的经济损失，仅胜利油田每年经济损失就高达上千万元。因此，输油管道泄漏监测系统的研究与应用成为油田亟待解决的问题。先进的管道泄漏自动监测技术，可以及时发现泄漏，迅速采取措施，从而大大减少盗油案件发生，减少漏油损失，具有明显的经济效益和社会效益。国内外输油管道泄漏监测技术的现状

输油管道泄漏自动监测技术在国外得到了广泛的应用，美国等发达国家立法要求管道必须采取有效的泄漏监测系统。

输油管道检漏方法主要有三类：生物方法、硬件方法和软件方法。

1.1 生物方法

这是一种传统的泄漏检测方法，主要是用人或经过训练的动物（狗）沿管线行走查看管道附件的异常情况、闻管道中释放出的气味、听声音等，这种方法直接准确，但实时性差，耗费大量的人力。

.2 硬件方法

主要有直观检测器、声学检测器、气体检测器、压力检测器等，直观检测器是利用温度传感器测定泄漏处的温度变化，如用沿管道铺设的多传感器电缆。声学检测器是当泄漏发生时流体流出管道会发出声音，声波按照管道内流体的物理性质决定的速度传播，声音检测器检测出这种波而发现泄漏。如美国休斯顿声学系统公司（ASI）根据此原理研制的声学检漏系统（wavealert），由多组传感器、译码器、无线发射器等组成，天线伸出地面和控制中心联系，这种方法受检测范围的限制必须沿管道安装很多声音传感器。气体检测器则需使用便携式气体采样器沿管道行走，对泄漏的气体进行检测。

1.3 软件方法

它采用由SCADA系统提供的流量、压力、温度等数据，通过流量或压力变化、质量或体积平衡、动力模型和压力点分析软件的方法检测泄漏。国外公司非常重视输油管道的安全运行，管道泄漏监测技术比较成熟，并得到了广泛的应用。壳牌公司经过长期的研究开发生产出了一种商标名称为ATMOS Pine的新型管道泄漏检测系统，ATMOS

Pine是基于统计分析原理而设计出来的，利用优化序列分析法（序列概率比试验法）测定管道进出口流量和压力总体行为变化以检测泄漏，同时兼有先进的图形识别功能。该系统能够检测出1.6kg/s的泄漏而不发生误报警。

目前国内油田长距离输油管道大都没有安装泄漏自动检测系统，主要靠人工沿管线巡视，管线运行数据靠人工读取，这种情况对管道的安全运行十分不利。我国长距离输油管道泄漏监测技术的研究从九十年代开始已有相关报道，但只是近两年才真正取得突破，在生产中发挥作用。清华大学自动化系、天津大学精密仪器学院、北京大学、石油大学等都在这一方面做过研究。如：中洛线（中原—洛阳）濮阳首站到滑县段安装了天津大学研制的管道运行状态及泄漏监测系统（压力波法），东北管道局1993年应用清华大学研制的检漏系统（以负压波法为主，结合压力梯度法）进行了现场试验。管道泄漏监测技术的研究

通过对国内外各种管道泄漏检测技术的分析对比，结合油田输油管道防盗监测的特殊要求，胜利油田油气集输公司等单位组织开展了广泛深入的调查研究。

防盗监测系统的技术关键解决两方面的问题：一是管道泄漏检测的报警，二是泄漏点的精确定位。针对这两项关键技术胜利油田采用的技术思路是：以压力波（负压波）检测法为主，和流量检测法相结合。2.1 系统硬件构成

① 计算机系统:在管道的上下游两端各安装了一套工业控制计算机,用于数据采集及软件处理。

② 一次仪表: 压力变送器 温度变送器 流量传感器

③ 数据传输系统:两套扩频微波设备，用于实时数据传输。

2.2 检漏方法

2.2.1负压波法

当长输管道发生泄漏时，泄漏处由于管道内外的压差，使泄漏处的压力突降，泄漏处周围的液体由于压差的存在向泄漏处补充，在管道内产生负压波动，这样过程从泄漏点向上、下游传播，并以指数律衰减，逐渐归于平静，这种压降波动和正常压力波动大不一样，具有几乎垂直的前缘。管道两端的压力传感器接收管道的瞬变压力信息，而判断泄漏的发生，通过测量泄漏时产生的瞬时压力波到达上游、下游两端的时间差和管道内的压力波的传播速度计算出泄漏点的位置。为了克服噪声干扰，可采用小波变换或相关分析、基于随机变量之间差异程度的kullback信息测度检测等方法对压力信号进行处理。前苏联从20世纪70年代开始研究和使用自动检漏技术，负压波检漏系统的普及，使输油管线泄漏事故减少88%。负压波的传播规律跟管道内的声音、水击波相同，其速度取决于管壁的弹性和液体的压缩性。国内曾经实测过大庆原油管道在平均油温44℃、密度845kg/m3时的水击波传播速度为1029m/s。对于一般原油钢质管道，负压波的速度约为1000～1200m/s，频率范围0.2～20kHz。负压波法对于突发性泄漏比较敏感，能够在3min内检测到，适合于监视犯罪分子在管道上打孔盗油，但是对于缓慢增大的腐蚀渗漏不敏感。

负压波法具有较快的响应速度和较高的定位精度。其定位公式为

上下游分别设置压力测点p1、p2，当管线在X处发生泄漏时，泄漏产生 的负压波即以一定的速度α向两边传播，在t和t+τ0时刻被传感器p1、p2检测到，对压力信号进行相关处理，式中α为波速，L为p1、p2之间的距离

未发生泄漏时，相关系数Φ（τ）维持在某一值附近；当泄漏发生时，Φ（τ）将发生变化，而且当τ＝τ0时，Φ（τ）将达到最大值。

理论上：

解出定位公式如下：

式中：X 泄漏点距首端测压点的距离 m

L 管道全长m

a 压力波在管道介质中的传播速度 m/s

上、下游压力传感器接收压力波的时间差 s

由以上公式可知要实现准确的定位，必须精确的计算压力波在管道介质中的传播速度a和上、下游压力传感器接收压力波的时间差。

① 压力波在管道介质中传播速度的确定

压力波在管道内传播的速度决定于液体的弹性、液体的密度和管材的弹性：

式中 α——管内压力波的传播速度，m/s；

K——液体的体积弹性系数，Pa；

ρ——液体的密度，kg/m ；

E——管材的弹性，Pa；

D——管道的直径，m；

e——管壁厚度，m；

C ——与管道约束条件有关的修正系数；

式中弹性系数K和密度ρ随原油的温度变化而变化，因此，必须考虑温度对负压波波速的影响，对负压波波速进行温度修正。在理论计算的基础上，结合现场反复试验，可以比较准确的确定负压波的波速。

② 压力波时间差 的确定

要确定压力波时间差，必须捕捉到两端压力波下降的拐点，采用有效的信号处理方法是必须的，如：Kullback信息测度法、相关分析法和小波变换法。

③ 模式识别技术的应用

正常的泵、阀、倒罐作业等各种操作也会产生负压波。为了排除这些负压波干扰，在系统中采用了先进的模式识别技术，依据泄漏波与生产作业产生的负压波波形等特征的差别,经过现场反复模拟试验，提高了系统报警准确率,减少了系统误报警。

2.2.2流量检测

管道在正常运行状态下，管道输入和输出流量应该相等，泄漏发生时必然产生流量差，上游泵站的流量增大，下游泵站的流量减少。但是由于管道本身的弹性及流体性质变化等多种因素影响，首末两端的流量变化有一个过渡过程，所以，这种方法精度不高，也不能确定泄漏点的位置。德国的阿尔卑斯管道公司（TAL）原油管道上安装使用了该系统，将超声波流量计，夹合在管道外进行测量，然后根据管道温度、压力变化，计算出管道内总量，一旦出现不平衡，就说明出现泄漏。日本在《石油管道事业法》中也规定使用这种检漏系统，并且规定在30s中检测到泄漏量在80L以上时报警。流量差法不够灵敏，但是可靠性较高，它跟压力波结合使用，可以大大减少误报警。应用效果与推广情况

经过胜利油田组织的专家验收和现场试验，系统达到的主要技术指标：

①最小泄漏量监测灵敏度：单位时间总输量的0.7％；

②报警点定位误差：≦被测管长的2％；

③报警反应时间：≦200秒。

胜利油田输油管道泄漏监测报警系统整体水平在国内居于领先地位，应用效果和推广规模都是较好的，目前胜利油田油气集输公司输油管道上已经推广应用检漏系统，取得了明显的效益，多次抓获盗油破坏分子，有力地打击了盗油犯罪，为油田每年减少经济损失1000多万元，为管道的安全运行提供了保证。

４结论

4.1 采用负压波与流量相结合的方法监测输油管道的泄漏是有效的、可靠的；

4.2 依靠油田局域网进行实时数据传输能够提高泄漏监测系统的反应速度，能够实现全自动的泄漏监测报警与定位；

4.3

在油田输油管道安装管道泄漏监测系统能够确保管道安全运行,明显减少管道盗油事故的发生,具有明显的社会效益和经济效益。

参考文献

1、《管线状态监测与泄漏诊断》 化工自动化与仪表 王桂增等

2、《原油管道泄漏检测与定位》 仪器仪表学报 靳世久等

3、Designing a cost-effective and reliable pipeline

leak-detection system Dr JunZhang Pipes & Pipelines

International January-February 1997

4、W Al-Rafai and R J Barnes Underlying the performance

of real-time software-based pipeline leak-detection

修大队（一队）

systems Pipes & Pipelines International Nov-Dec.1999

作者单位：胜利油田海洋石油开发公司

地址：山东省东营市河口区胜利油田海洋石油开发公司维254273

降低管道输送原油计量误差的对策 篇7

1 原油在管道输送中交接计量误差的原因

要想降低管道输送原油计量的误差, 关键是要对造成误差的原因进行分析。虽然管道输送原油中的交接计量是有相应的国家标准的, 但是在实际的计量中结果永远无法完全真实的反映真值, 只能尽量的使计量结果接近真值, 目前国家对贸易交接用计量误差的规定是不得超过0.2%。从目前的计量实际情况来看, 影响计量误差的因素主要有如下几种因素:

1.1 计量人员因素的影响

根据目前采用的两种原油质量计量公式, 受到如含水率等多种因素的影响, 计量的工作人员要对数据进行收集、记录, 然后运用公式进行计算, 计量中, 不考虑温度变化和压力等因素的影响, 所需的主要两项数据就是时间和含水率, 因为这两项数据在公式中较大程度的影响着计量值。

1.2 仪器设备的影响

即使计量人员在记录数据时没有误差, 在实际测定是, 测试所用仪器设备也会影响计量值的准确性, 测量机器设备的准确性越高, 所得出的数据和结果页就越接近真值。

首先流量计在计量运行中, 机器本身的运转以及外界物质对机器的影响都会影响计量数据的准确性;原油中含有的颗粒以及原油的粘稠度也会对流量计产生影响, 严重的还会导致泄漏, 产生误差。

其次, 计量所以的体积管对数量值也产生着影响, 体积管的计量标准和准确度对计量误差有直接影响;体积管自身的结蜡和管身的腐蚀更是在运行中影响在计量误差, 切这种影响还非常大。因为在原油输送中, 各种原油其含量有杂质, 在运输中外界环境和温度压力变化使得原油会有部分附着在体积管的管壁上, 这一体积管的容积就会有相应的变化, 但是在统计记录数据时还是按照体积管的标准体积进行计算, 所以测量所得数据就会有误差。

1.3 原油自身和外界温度的影响

首先来看原油本身的物理性质对计量误差的影响主要表现在原油的粘稠性和原油的温度。原油的粘稠度与泄漏量呈现负相关的关系, 计量结果受此因素影响较大;而原油的粘度又受到温度的影响, 此外温度还影响体积管的容积和泄露量等因素, 这些都将影响计量误差。

其次环境因素也对计量的准确度和结果有影响, 如上文所述温度对原油粘稠度、泄漏量等影响, 使得计量结果出现不同程度的误差。

1.4 取样的方法影响误差

因为国家有规范规定原油贸易交接点标准, 但是在实际检测中仍然存在一些问题, 其中在取样上采用的多是人工取样方法, 这样就无法反映原油的性质变化, 根据取样所检测的数据时不能全面准确反映整体原油的性质特点和平均值的。一定时间内通过输送管道的原油在粘稠度以及密度和含水率方面都有差异, 如果根据规范进行整点取样, 所造成的结果是存在较大误差的, 所以在取样上一定要在整点取样基础上再多加取样, 尽量减小误差。目前已经有针对该问题的自动取样器, 不但减省了人工的劳动, 还能大幅提高取样的次数和检测结果, 但是因为适用上没有相应的标准等问题, 这一技术目前还没有得到广泛的应用。

此外有的油井间歇生产情况严重, 花费在计量上的时间较长, 所以时间上的不规律使得计量误差随之增大;有时计量工序还会面临没有气体压液面的状况, 这样计量也无法正常进行, 即使计量也会出现大的误差值。

2 降低管道输送原油计量误差的对策分析

上文已经对造成计量误差的原因进行了分析, 这也为我们指明了实施对策的方向, 据此笔者提出了降低管道输送原油计量误差的几项措施:

2.1 提高计量工作人员的专业技能水平和责任意识

通过对计量工作人员进行专业技能培训, 能够有效降低误差, 强化计量工作人员的责任意识也能提高记录数据的准确性, 减小误差。原油管道输送交接的计量工作人员经过专业的技能培训和责任意识的强化, 才能对计量工作规范熟练的掌握和执行, 才能降低计量误差。

2.2 对计量仪器设备加强检查, 确保其运行的准确性

在计量仪器设备的选取上首先就要选用精准度高, 准确稳定性好的仪器设备;其次在计量仪器设备的日常维护和保养上, 要定期对仪器设备进行检测清理和维修, 使仪器设备富恶化生产所需的规范标准, 对堵塞、磨损的仪器部件进行及时的修复, 对体积管的结蜡更要时刻注意, 增加检查的次数, 确保正常的计量工作顺利进行。

2.3 确保稳定的计量环境

减小环境所造成的计量误差就要加强对流量计的运行和检查管理, 笔者提出将流量计安装在室内, 从而减小温度等环境因素变化, 减小计量误差。在防止原油物理性质变化的问题上, 可以实施在线检测, 保证得到一个均衡的测量值。

在解决取样方法造成的误差问题时, 可以引进使用自动取样器, 提高取样的密度, 提高取样的代表性来减小误差;计量时还要尽量延长计量时间, 降低因时间不规律所带来的误差。

3 结语

综上所述, 造成管道输送中原油交接计量误差的原因多种多样, 而在不同的企业中面对的原油品质也有很大不同, 随着原油的重质化趋势增强, 原油自身物理特性的不同, 以及外界环境温度的变化因素影响都影响着计量误差。所以在降低管道输送原油计量误差的对策上, 需要根据原因有针对性的提出和执行, 按照国家的有关规范标准, 提高计量技术水平, 加强计量工作人员的培训的责任意识, 确保计量仪器设备的正常运行, 营造良好的计量工作环境, 从而有效提高计量的准确性, 为企业降低成本做好各项管理工作。

摘要：原油在管道输送过程中有诸多因素影响着交接计量的准确性, 本文影响因素进行了简单的介绍分析。并且在这一基础上对如何降低管道输送中原油交接计量误差提出了改进的措施建议, 旨在提高炼油厂的工作效率, 降低生产工作成本, 提高经济效益。

关键词：管道输送,计量误差,原因,对策

参考文献

[1]汤先梅.原油计量中的影响因素探讨[J].江汉石油职工大学学报, 2008 (04) [1]汤先梅.原油计量中的影响因素探讨[J].江汉石油职工大学学报, 2008 (04)

水煤浆的管道输送工程 篇8

【关键词】LNG（液化天然气）；接收站；保冷；施工；工序

绪论

随着我国对能源需求的日益增加，LNG（液化天然气）作为一种新型、对环境友好的能源在国内逐步得到广泛应用，由于液化天然气储存温度为-162℃，在储存和运输的过程中，为了减少冷损，提高运转的经济性，其对保冷的要求也相当严格，本文主要针对管道的保冷施工做简要阐述。

一、保冷材料选用

1.LNG接收站主要包括码头卸料设施、LNG储罐、工艺管网、装车设施、工艺处理设施、计量外输设施，其中站场码头卸料设施及LNG储罐一般使用硬质保冷材料，其余设施由于结构复杂，为了施工方便，增强输送过程中隔热效果宜采用柔性保冷材料。2.硬质保冷材料使用的主材为PIR和泡沫玻璃，辅材包括FOSTER95-50、FOSTER81-84、耐磨剂、黑色玛蹄脂、PAP铝箔、压敏胶带、不锈钢捆扎带钢扣、玻璃纤维棉、丁基橡胶、镀铝钢板、汽阻层所用FOSTER90-66及网格布、金属密封胶、阀门法兰发泡用PUR发泡材料。3.柔性保冷材料施工使用主材为丁腈橡胶（LT黑色）和二烯烃弹性体发泡材料（LTD蓝色），辅材包括阿乐斯专用胶水520胶水、MASTIC密封剂、耐磨铝箔、铝箔自粘胶带、黑色LT自粘胶带、不锈钢钢带钢扣、镀铝钢板、FOSTER95-44金属密封胶、汽阻层用FOSTER90-66及网格布。

二、采用硬质保冷材料施工技术要点

1.绝热施工前管道预处理

安装绝热材料之前，所有管道和管件应焊接完成并经过水压和气压试验。需要绝热的管道表面应不含油污、松动的氧化皮、灰尘及其它杂质，管道表面应防潮，在安装绝热材料之前应充分晾干。

2.管道保冷施工

2.1保冷施工前查对设计提供单线图，确认保冷厚度。2.2使用两层或三层预成型硬质PIR或FG泡沫作为绝热材料，异层应压缝，压缝宽度宜为200mm。2.3第一层为PIR材料弧板贴紧并包覆于管道表面，使用钢扎带扎紧，与保冷管托接触的PIR，需用FOSER95-50密封胶密封。2.4第二层PIR弧板外侧表面粘贴PAP铝箔，安装时在PIR内侧四周边缘及端面涂抹FOSER95-50密封胶，安装完毕后用钢扎带捆扎紧固。2.5水平管道每层PIR绝热层应每6米设置环向50mm宽伸缩缝，并填塞压缩50%的玻璃纤维棉。2.6第三层为泡沫玻璃弧板，在安装之前应在内侧均匀满涂耐磨剂。2.7安装时在内侧四周边缘及端面均匀涂刷FOSER95-50密封胶。2.8安装完毕后，用钢扎带捆扎紧固，捆扎间距为200mm。2.9水平管道绝热层应每6米设置环向50mm宽伸缩缝，并填塞压缩50%的玻璃纤维棉，最后在伸缩缝处用丁基橡胶覆盖玻璃棉，丁基橡胶与泡沫玻璃之间使用FOSTER82-77密封胶粘贴，并在丁基橡胶两侧用19*0.5mm的钢扎带紧固。

3.硬质保冷施工易出现问题及重要检查点

3.1保冷主材及辅材的损伤。3.2保冷材料粘安装时未按要求压缝。3.3各粘接缝刷胶不均匀，未挤出少量密封胶，尤其管道保冷底部，由于操作不便，不易检查。3.4保冷材料之间的间隙过大，超过2mm。

三、采用柔性保冷材料施工技术要点

1.绝热施工前管道预处理

在安装绝热材料之前，所有管道和管件应焊接完成并经过水压和氣压试验。需要绝热的管道表面应不含油污、松动的氧化皮、灰尘及其它杂质。管道表面应防潮，在安装绝热材料之前应充分晾干。

2.管道保冷施工

2.1第一层LTD接缝采用纯铝铝箔胶带粘贴覆盖，胶水不能直接刷涂在已粘接好的接缝上，而应刷在接缝的两侧合适的宽度。2.2安装第二层及以上多层的绝热材料时，要通过条带测量确定周长，以满足形变余量。2.3对于外径大于500mm的水平管道，在安装柔性绝热材料第二层及以上多层时，层与层之间满涂胶水每米长度挤余量30mm粘贴。环缝搭边10mm挤缝粘接，使接缝均受到挤压的力量，而非拉伸的力量。2.4对于外径小于500mm的水平管道，在安装柔性绝热材料第二层及以上多层时，管托端部的环缝搭边10mm挤缝粘接，其它环缝填塞30mm，采用湿粘法粘接。处在“填充管段”部分的管材和板材，应在长度方向上增加30mm或50mm的余量。2.5安装时需要将每层之间的所有接缝和连接处错开。如下图所示：

3.柔性保冷施工易出现问题及检查点

3.1柔性保冷材料表面损伤。3.2保冷材料粘接时未按要求挤缝、压缝、错缝。3.3各粘接缝刷胶不均匀，导致开口现象，尤其管道保冷底部，由于操作不便，不易检查。3.4粘贴铝箔胶带及黑色自粘胶带时，将520胶水涂刷至缝隙处，将保冷材料连接缝位置溶开。3.5保冷材料第一层内侧粘贴耐磨铝箔时，未涂刷520胶水。3.6保冷材料层与层之间刷胶不均匀，空气未挤出，导致鼓泡现象。

四、结语