油气输送管道

油气输送管道（共10篇）

油气输送管道 篇1

1 引言

在原油、天然气、煤气、成品油以及油田注水等工艺管道的新建或改、扩建施工过程中,难免会遇到河流、湖泊、山体、公路、铁路等难以通过的地上、地下障碍物,因此,工艺管道需要穿越施工。穿越施工方法可分为五类:定向钻穿越施工、顶管穿越施工、盾构穿越施工、大开挖穿越施工和矿山法隧道穿越施工[1]。

当管道穿越三级及三级以下公路、乡间土路以及其他不适宜用钻孔法、顶管等施工的公路时,可采用开挖法施工。开挖法施工根据开挖程度不同又分为:全开挖和半幅开挖方法,采用全开挖时,需修建绕行道路。但是,当管道穿越二级及其以上公路、高速公路、铁路时,不宜采用开挖方式穿越,可采用顶管穿越施工。顶管施工常用的主要方法有:人工掘土、机械掘土或水力掘进顶管[2],或不出土的挤压土层顶管。随着科学技术的不断发展和进步,出现了很多针对不同施工现场情况而改进的新方法,如导向钻进铺管法、混凝土方(拱)管涵推进等方法。采用哪种施工方法,需要由管径大小、土层性质、管道长度及其它因素综合决定。

2 施工前期准备

1)施工前应进行地质勘察和现场放线,同时,确定管道施工范围内及施工用地内地下及地上所有障碍物,如管道、电线杆、地下管道等的准确位置、拆迁情况和数量。

2)调查可利用的电源、动力、通信、消防、劳动力、生活供应及医疗卫生条件;调查施工中对自然环境、生活环境的影响及需要采取的措施。

3)按施工平面布置图修建临时设施,安装临时用电线路,并试电、修好临时排水沟。

3 顶管穿越施工

3.1 施工流程

顶管施工采用机械推进、顶管施工、人工挖土、小型手推车运土、卷扬机垂直提升出土。施工顺序为:先施工开挖操作坑和接收坑,再进行管道推进。其施工流程示意图见图1。

3.2 基坑选择及开挖

基坑包括操作坑和接受坑,操作坑是顶管施工的工作场所,其位置可根据以下条件确定;根据管道穿越位置;考虑地形和土质情况,有无可利用的原土后背;单向推进时,应选在管道下游端,以利排水。

对于基础埋深相对较深及本地区地下水位较高,可采用水槽排水方案,基坑四周挖排水槽,设置排水坑,坑内水用潜水泵提升到坑外,经水龙带流至空旷地带。挖掘机在该范围内做适度挖掘,剩余由人工进行清理。

对于土方开挖量大、有地下水干扰的情况,土方开挖可采用挖土机、人工基底与侧壁修整的施工方法。土方开挖宜从上到下、由浅到深分层依次进行,为确保基底不受过挖扰动。

顶管法施工的操作坑,作为临时施工过程的进、出口,采用土坑。由机械开挖、人工清底进行开挖,后背采用混凝土枕木和钢板。操作坑底可根据土质、管子重量及地下水情况,做好基础,以防止操作坑底下沉[3],导致管子推进位置的偏差。后背作为千斤顶的支撑结构,因此后背要有足够的强度和刚度,且压缩变形要均匀。所以,应进行强度和稳定性计算。

3.3 顶管推进施工

操作坑内设备安装完毕,经检查各部均处于良好状态,方可进行开挖和推进作业。

以千斤顶顶管作业为例,将管子下到导轨上,就位以后,装好顶铁,校测管轴线和管底标高是否符合设计要求,合格后方可进行推进施工。推进时应注意事项:

1)推进时应遵照“先挖后顶,随顶随挖”的原则。应连续作业,避免中途停止。

2)首节管子推进的方向和高程,关系到整段推进质量,应勤测量,勤检查及时校正偏差。

3)安装顶铁应平顺无歪斜扭现象,每次收回活塞加放顶铁时,应换用可能安放的最长顶铁,使连接的顶铁数目为最少。

4)推进过程中,发现管前土方坍塌、后背倾斜偏差过大或油泵压力表指针骤增等情况,应停止推进,查明原因,排除故障后,再继续推进。

在松软土层中推进时,应采取管顶上部土壤加固或管前设管檐,操作人员在其内挖土,防止坍塌伤人。管内挖土工作条件差,劳动强度大,应组织专人轮流操作。管内挖出的土,及时外运。管径较大时,可用双轮手推车推运。

3.4 测量与校正

开始顶第一节管子时,每推进20~100cm,测量1次。校正时,每推进-镐即测量一次。同时,采用经纬仪测量偏差值,采用激光水准仪测量顶管前端管底高程。

在推进过程中,当发现管位偏差10mm左右,即应进行校正。校正应缓缓进行,使管子逐渐复位,不得猛校硬调[4]。

3.5 工艺管道的穿越及固定

套管具体长度依所穿路面而定,且套管两端应比所穿公路路基坡脚边缘长出2.5m,工艺管道穿越套管,采用管卡及管托固定,管托按3m/个均布。套管、工艺管道和管卡的关系见表1,工艺管道穿越及固定见图2和图3。

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3.6 套管管口的封堵

套管封堵采用MU10机砖,M5水泥砂浆砌筑,砖挡墙与套管接触的内表面清除干净并涂刷水泥砂浆,砌完后用水泥砂浆抹平;管口端部清理干净后,先涂刷沥青一道;再用沥青麻丝密封防水。套管内积水要排干净,再进行封堵。

4 质量保证及安全措施

4.1 质量保证措施

1)做好地质勘察及资料整理工作,摸清顶管工程范围内的地质、水文情况,尤其是透水砂层的分布范围。认真编制好施工方案和通过不同土层的技术措施及纠缠措施。组织好设计和施工技术交底,确保顶管工作的顺利推进。

2)制定合理的技术措施,使后背地基受力和管节受力控制在允许范围之内。加强操作控制,使顶管均匀平稳,受力均匀。尽可能减少推进过程中倾斜、偏移、扭转,防止管壁出现变形等情况[5]。

3)搞好测量控制检查,及时分析纠正推进过程中出现的倾斜偏位和扭转,保证顶管位置正确。

4.2 安全措施

1)严格执行有关安全生产制度和安全技术操作规程。认真进行安全技术教育和安全技术交底,对安全关键部位进行经常性的安全检查,及时排除不安全因素,确保安全施工。

2)严格遵循土方开挖程序,控制均匀挖土,防止发生偏位,严重倾斜或管涌等现象,做好作业前和施工中的通风换气工作,以免导致人身事故。作好基坑排水,避免水淹事故。

3)工作井上部设安全平台,周围设护栏杆和警示标志,井内上下层立体交叉作业,设安全网、安全挡板,井下作业戴安全帽。

4)吊车、起重设备由专人操作和专人指挥,统一信号,预防发生碰撞。加强对地基稳定性检查,防止发生倾翻事故。

5)加强机械设备维护、检查、保养。机电设备由专人操作,认真遵守用电安全操作规程,防止超负荷作业。

6)随着雨季来临,需作好防洪、防雨、防雷措施,机电、起重设备及钢管脚手架做好接地,同时严格规范用电及消防安全。

7)开挖前详细了解沿线管道资料,做好沿线管道保护措施,特别是高压电缆和供、排水管的保护工作,在推进坑四周地面以下全部用脚手架竹脚板围护确保在坑内的安全,推进坑外围四周3m外围护彩钢板确保安全再施工。

8)划定施工范围,周围设护栏杆,设安全网,并悬挂警示牌、警示灯用电屏,保护过路行人安全。

参考文献

[1]GB50424—2007油气输送管道穿越施工规范[S].[1]GB50424—2007油气输送管道穿越施工规范[S].

[2]田波.顶管穿越高速公路的设计与施工注意事项[J].城市道桥与防洪,2009,6(6):160-161.[2]田波.顶管穿越高速公路的设计与施工注意事项[J].城市道桥与防洪,2009,6(6):160-161.

[3]刘暾.流沙地质顶管穿越的设计与施工[J].石油工程建设,2012,38(1):33-35.[3]刘暾.流沙地质顶管穿越的设计与施工[J].石油工程建设,2012,38(1):33-35.

[4]梁建国,朱贺军,任素清.手掘式顶管施工技术在兰银输气管道工程施工中的应用[J].石油工程建设,2009,35(增刊):130-132.[4]梁建国,朱贺军,任素清.手掘式顶管施工技术在兰银输气管道工程施工中的应用[J].石油工程建设,2009,35(增刊):130-132.

[5]马吉昌,梁蔚超.泥水平衡顶管施工技术在长输管道穿越高速公路中的应用[J].产业与科技论坛,2012,11(4):67-68.[5]马吉昌,梁蔚超.泥水平衡顶管施工技术在长输管道穿越高速公路中的应用[J].产业与科技论坛,2012,11(4):67-68.

油气输送管道 篇2

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

油气管道迈入移动“物”联网 篇3

中石油北京天然气管道有限公司（以下简称北京管道公司）由中国石油天然气集团公司与北京市人民政府于1991年共同出资组建，是中石油专业从事管道建设和运营管理的地区公司，肩负着保障北京天然气平稳供应的重任。

成立20年来，公司的信息化基础设施建设取得了显著效果，随着办公自动化系统(以下简称OA系统)的普及应用，电子化、数据化的办公方式已趋于完善。OA系统打破了纸质公文审批的模式，实现了电子公文的网上流程审批，形成了信息化与技术应用相融合的局面，提高了工作效率，为信息化的发展铺平了道路。在此基础上，北京管道公司的移动办公平台开始迅速发展起来。

突破OA局限

早在2008年，OA系统就已经应用得非常完善。但OA仅限于工作人员在办公室内使用，在时间、空间上都有很大的局限性。由于过于依赖固定的办公场所和固定的办公配套设备，在这种新的办公模式下，一些问题逐渐凸显出来。

为保障北京的天然气能源供应，北京管道公司要将陕北的天然气能源通过管道运输到北京，这条陕京管道长达2000多公里。随着我国的战略能源向天然气转移，这种长输油气管道正在逐渐取代短输管道，并将在未来形成一个巨大的全国管网。

与短输油气管道相比，长输管道具有“点多线长”的特征，管道途经大片荒无人烟之地。当工作人员沿管道路线进行巡检时，常常会走到一些宽带网络覆盖不到的地方，严重阻碍了管道问题的及时呈报、电子公文的及时处理和资料的及时调取。同时，外出巡检人员也无法像办公桌前的同事一样获取公司的通知公告等。

如何才能打破这些时空上的信息束缚限制，跳出固化的信息化建设窠臼，建立一套可以随时、随地、随手可用的信息平台，让公司管理者、业务人员不管置身何地，都能随心所欲地和内部OA系统关联，实现移动办公？这些问题日渐成为公司信息化部门关注的焦点，亟待解决。

基于3G的移动办公

此时，3G网络已经由中国移动引进到国内，为移动办公提供了更加先进的移动通讯平台。随着GPRS移动互联及物联网技术的应用发展，移动办公正式进入无线时代。彼时，国内基于3G网络的移动办公平台屈指可数。可以说，能源行业引领了移动办公大发展的浪潮。

2008年，北京管道公司正式与中国移动合作，引进了“移动办公平台”，以手机终端为载体，使用GPRS无线网络专线，建立起一套可移动化应用的信息平台，具有使用方便、高效快捷、功能强大、灵活先进、信息安全等特点。

通过3G网络将OA系统应用扩展到手机终端，出差在外的业务人员可以在任何时间、地点登陆内部OA系统，处理与业务相关的任何事情。无论身处何种紧急情况下，员工都能高效迅捷地开展工作、呈报问题，这对于公司突发性事件的处理和应急性事件的部署，都有极为重要的意义。

与互联网速度相比，3G移动网络速度有限。在通过手机GPRS连接互联网时，为了最大发挥GPRS的速度及改善联网特性，北京管道公司通过中国移动专线，采取网络协议优化、断点续传等措施，让业务人员在手机终端上使用“移动信息平台”时可以更快、更稳、更小流量，在一定程度上解决了无线3G网络速度慢、稳定性差、费用高的三大难题。

智能管道会报警

管道巡检是指对公司所管辖范围内的天然气运输管线进行定期的巡视、检查，以保证天然气输送的安全，防止占压施工对管线的破坏。长期以来，天然气管道巡检工作沿用着“一表制”的工作方式：巡线人员沿着管线记录下管线情况然后再返回管道管理处统计巡检结果。由于巡检员的文化素质参差不齐，难免存在一些责任心不够强的巡检人员，使得安全巡检工作质量大打折扣。

2009年，北京管道公司开始在每条管道的光缆上面植入传感器，一旦发生断缆事故，传感器就会向系统发送信号。通过RFID(射频识别技术)，将传感器和智能手机联接在一起，只要巡检人员通过管道沿线，智能手机即可接收传感器发出的管道数据信息，并通过移动办公平台直接将信息传输到管理处的电脑终端进行数据统计，工作效率因此得到大幅提高。

在管道巡检系统中，物联网应用的优势主要体现在：

（1）无接触识别、阅读距离远。无接触识别则不需要人工干预，可以大大降低了巡检人员的工作量。阅读距离远可以实现远距离数据采集、传输。

（2）识别速度快。可以大量减少巡检所需要的时间，提高巡检人员记录及统计的效率，避免误报。

（3）防止人员擅自离岗。实时记录巡线人员的巡检路线。

移动办公平台可以同时搭载OA和管道生产管理系统，在管道巡检的物联网应用中，移动办公平台起到了接收数据的作用。

油气输送管道 篇4

1 油气输送管道的运行特点

油气输送管道工程系统复杂, 但作为国家经济发展与国民生活保障的基础, 不建设还不行。放眼世界, 各国都十分注重输油管道建设, 我国虽然起步较晚, 但后来居上, 管道运输建设取得了不菲的成绩。

油气输送管道总的特点是管径大、输送距离长、工作压力高、输油 (气) 量大、方便长年连续运行。此外, 具体还有如下的特点:

油气输送管道为了安全, 除了特殊地貌外, 一般都埋在地下, 这样就可以较好地避免人为的破坏, 还不影响沿途人民的生产与生活, 此外, 由于深埋地下, 便于管道的保温, 即使地表发生冰冻等恶劣气候, 管道也不会受到影响。但其弊端就是, 管道如果发生事故, 如油气泄露, 由于在地表之下, 一般很难察觉。

油气输送管道一般距离较远, 往往只铺设一条管路, 不像道路一样设置几车道, 就是唯一的一条。一旦任何一处发生事故, 就要全线停输, 待事故得到处理后, 才能继续输送。

油气输送管道多修建于野外, 虽在规划设计时考虑到了临路深埋, 方便事故的处理, 但如果发生了事故, 还需要维修基地的人员长途跋涉, 所以即便是及时发现问题, 全力进行抢修, 也需要一段时间。并且还需要机械作业, 增大了管道事故抢修作业的难度。

油气输送管道途径不同的地形和地质构造, 如在易发生地震的地层断裂带埋管, 就给管道的安全管理埋下了隐患, 当然, 也不利于事故的处理。

2 油气管道的常见事故

2.1 油气管道常见事故

根据油气管道事故发生的特点, 可以分为以下六类:

(1) 油气泄漏事故。也就是油气在输送过程中发生了泄露所造成的事故, 青岛石油管道事故就是由于油气泄漏所造成的;

(2) 凝管事故。由于输送的原油粘度增大, 或输量及温度较低, 热处理技术不成熟等原因造成的原油在管道内不在流动而被迫中止生产运行的事故;

(3) 火灾爆炸事故。石油会产生蒸气, 石油蒸气融入空气中, 或天然气融于空气中, 当浓度达到一定比例时, 遇到星星之火就会发生爆炸, 酿成火灾;

(4) 电气事故。顾名思义, 就是由电气设备问题引发的事故;

(5) 设备事故。是输油 (气) 主要设备损坏由于各种原因造成的事故;

(6) 憋压事故。造成这种事故的原因很多, 主要表现在管道接口, 阀门及管线等憋漏或憋爆而造成的跑油事故。

2.2 油气管道事故致因

根据对数年来世界范围内油气管道事故的归纳总结发现, 造成油气管道事故的原因由高到低依次是:

(1) 外力。由于外在原因造成的事故是油气管道泄漏事故最主要的原因。例如发生地震, 会造成管道变形、开裂或错断。山体滑坡、山洪爆发及泥石流会冲断管道。还有沿线违章建筑施工破坏管道, 一些图谋私利的不法分子故意打孔盗气等;

(2) 腐蚀。输油管道线路长, 跨越范围广, 内外复杂的环境及管道自身的老化都会给管道本身带来不同程度的腐蚀。由于我国管材的生产技术有限, 施工质量不高, 管道事故因腐蚀产生的几率较高;

(3) 焊接与材料缺陷。管道施工粗糙, 焊接技术跟不上, 也易导致管道事故的发生;

(4) 设备和操作。主要是不按照规定进行操作, 体现在管道施工过程中, 管道系统开车运行或者停车检修过程中的违章操作, 这些操作均会使管道发生事故。

3 建议与措施

明白了输油管道的运行特点、常见事故及产生原因, 就要拿出具体的措施, 避免此类事故的发生, 构建国泰民安的和谐社会。

3.1 加强相关数据库建设

随着时代的发展, 各方面的管理都有与时俱进, 要充分利用先进的科学技术来完善输油管道的管理制度。对全国乃至全球的油气管道事故案例建立基础数据库, 取长补短, 提高我们的管道管理水平;对油气管道穿越地区的环境地形建立基础数据库, 地质灾害多发地区要勤关注;建立危机应急处理基础数据库, 及早发现, 及早解决。

3.2 完善油气管道管理制度

没有制度的约束, 再好的团队也是一盘散沙。对于管道管理一定要建立健全相应的管理制度, 责任到人, 追责到人。目的在于增强风险控制意识, 将管道运行的风险水平控制在合理的、可接受的范围内, 最终达到持续改进、减少和预防管道事故发生、经济合理地保证管道安全运行。

3.3 加强油气管道安全技术研究

以技术求生存, 以质量求进步。这对于我国输油管道的建设一样有用。首先要在国内外先进的防腐技术研究基础上, 研发出适合我国实际情况的技术可靠, 经济合理的管道防腐技术;结合地质检测部门, 加强对输油管道沿线自然环境因素的研究力度, 通过动态数据库的建设, 来降低管道事故的发生;提高油气管道相关检测技术, 能力与水平。对存在隐患早发现, 早处理, 将事故扼杀在萌芽状态。

总之, 做为世界第二大经济体, 我国经济要持续平稳发展, 实现民族复兴的中国梦, 还需要大量的油气资源, 也须继续大力开展油气管道建设。希望通过相关知识的普及, 人人尽力来保障我国油气管道安全、高效、经济的运行。

参考文献

[1]廖思成, 宋建平.输油管道的腐蚀及防护研究[J].湖南农机, 2010, (05)

[2]赵玉军, 鱼庆兰.改善输油管道监测系统的方法[J].中国石油和化工标准与质量, 2011, (07)

油气输送管道 篇5

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

油气输送管道 篇6

一、钢质管道腐蚀形式

钢质管道的表面与其周围的介质接触并且与其发生反应而导致的破坏, 称为腐蚀破坏。按照腐蚀破坏形式, 可以分为均匀腐蚀和局部腐蚀两大类。

其中均匀腐蚀是指整个金属管道表面均匀地发生腐蚀。由于均匀腐蚀便于及早发现故危害较小。局部腐蚀是指整个金属管道仅局限于一定的区域腐蚀, 而其他部位则几乎未被腐蚀。局部腐蚀较均匀腐蚀更容易发生且不便于及时的发现, 故危害较之均匀腐蚀大很多。

局部腐蚀中危害最大的是小孔腐蚀。小孔腐蚀又称点腐蚀, 是指在金属管道某些部位, 被腐蚀成一些小而深的孔, 严重时发生穿孔。埋地管道在潮湿的土壤中, 由于电化学反应, 某一部位会出现一些腐蚀微孔。随着时间的持续, 这些微孔逐渐加深直至穿透整个管壁而造成穿孔使得管道发生泄漏。

二、钢质管道腐蚀机理

由于管道材料多为钢质, 其暴露在空气中和埋于泥土内都很容易产生腐蚀破坏。腐蚀的形式多种多样, 但从腐蚀的机理上划分主要有化学腐蚀和电化学腐蚀两种类型。

1、化学腐蚀

化学腐蚀是指管道表面与周围介质 (空气、泥土) 发生完全的氧化还原反应使得管道材料发生的性能改变而导致的损耗。其发生的条件是:在干燥的条件下, 主要是金属与介质中的O2发生反应生成的金属氧化物而导致的损耗;在潮湿的条件下, 一些酸性气体 (CO2、SO2和H2 S) 与水蒸气结合而生成弱酸, 弱酸与管道发生反应而产生损耗。

钢质管道的化学腐蚀属于均匀腐蚀, 只引起管道壁厚的均匀减薄, 一般不发生穿孔而引起油气的泄漏。因此, 钢质管道的化学腐蚀的危害较小。

2、电化学腐蚀

电化学腐蚀是指管道表面与其周围介质中的电解液发生有电流产生的化学反应, 且导致管道材料发生性能改变而产生的损耗。也就是常说的形成了原电池效应。由于介质中普遍存在电解液, 故电化学腐蚀较化学腐蚀更普遍。尤其钢质管道与土壤介质接触更易发生电化学腐蚀。电化学腐蚀按腐蚀的形式不同分为两类:微电池腐蚀和宏电池腐蚀。

微电池腐蚀是指在管道表面上相距仅为几毫米甚至几微米的阳极和阴极许多微小的电极所组成的原电池产生的腐蚀。微电池腐蚀像化学腐蚀一样属于均匀腐蚀, 其危害性较小。

宏电池腐蚀是指在管道表面上相距几厘米甚至几米的阳极区和阴极区所组成的原电池作用产生的腐蚀。宏电池腐蚀属于局部腐蚀, 外形极不均匀。由于阳极区与阴极区相距较远, 介质电阻在回路的总电阻中占相当大比例, 因此腐蚀的速度除与阳极和阴极的电极过程有关外, 还与介质电阻率有关。若介质的电阻率大 (如土壤) , 则腐蚀的速度降低。宏电池腐蚀会在钢质管道表面会产生点状、斑块状、坑状、孔穴状或沟槽状等的腐蚀形态使管壁局部变薄而产生损坏和泄漏, 故其危害相当大。

三、钢质管道防腐技术

一般的钢质油气输送管道的长度都比较长, 有的长度到达几千公里。其周围介质的情况复杂多样, 尤其是土壤的状况千差万别, 其腐蚀环境更为复杂。因此, 对于钢质管道的防腐需引起特别的重视。现有的防腐技术主要有:

1、表面涂层防腐

金属管道表面涂敷防腐涂层对钢质管道应用广泛, 是公认的有效的防护方法。在金属管道的表面形成各种涂层使得金属表面与腐蚀介质隔离, 使得金属的腐蚀速度大大降低。根据涂层的部位的不同可以分为:外涂层防腐和内涂层防腐。

外涂层防腐主要是在管道外表面涂敷防腐涂层。由于管道外介质的复杂性使得管道的外涂层防腐变得很重要。目前管道外涂层防腐使用最多的防腐材料有:沥青类防腐涂层、环氧粉末防护涂层、三层聚乙烯复合防护涂层、聚氯脂防护层等。

由于管道外介质环境的复杂性使得防腐蚀涂层的使用后较短的时间内出现涂层的剥落和开裂等。因此, 根据实际环境情况, 在进行外涂层防腐时需特别注意材料的选用与涂装工艺的设计。

内涂层防腐是在管道内表面涂敷相应的防腐涂层, 其在有效避免管道输送的油气对管道内壁的腐蚀的同时, 还可以使得管道内表面更为光滑而减小输送的阻力。对于输油管道, 内涂层一般采用036耐油防腐涂料。其化学稳定性高, 机械性能好, 不污染油品, 使用方便。

2、电化学防腐

由于电化学腐蚀对管道的危害更大, 因此, 对电化学防腐要格外重视。常用的电化学防腐方法有:牺牲阳极保护、外加电流保护和杂散电流排流保护。

牺牲阳极保护是利用电化学腐蚀中, 阴极不腐蚀, 而阳极被腐蚀的原理, 以牺牲阳极为代价, 来保护作为阴极的管道的方法。为了有效的实现防腐, 牺牲阳极不仅仅在开路状态有足够的负自然腐蚀电位, 而且在闭路状态有足够的工作电位, 从而保证在工作时有足够的驱动电压。在埋地管道中常用的阳极材料有镁及镁合金、铝及铝合金。其适用于无电源地区和规模小、分散的对象。

强制电流保护是用外部的直流电源作为极化电源, 管道接电源负极, 辅助阳极接电源正极, 在电流作用下, 是管道发生阴极极化实现对阴极的保护。辅助阳极多为高硅铸铁、石墨和废钢等。强制电流法是目前长距管道最主要的保护方法。其优点是控制灵活、适合苛刻的复杂腐蚀条件, 保护范围广;缺点是一次性投资大, 有较强的电磁污染。

杂散电流是一种因外界条件影响而产生的一种电流。如:由于电气化铁路、矿山、工厂等各种用电设备接地与漏电, 在土壤中就会形成杂散电流。当土壤中有杂散电流存在时, 就可以利用排流实现对管道的阴极极化, 从而保护管道不发生电化学腐蚀。但排流保护收到杂散电流的限制。通常分为直接排流、强制排流和极化排流三种形式。各种形式都有局限性, 因此, 最好埋地管道能够远离杂散电流产生源。

四、结束语

综上所述, 由于油气输送管道的使用越来越广泛, 输送距离越来越长, 其周围的介质环境亦越来越复杂。管道的腐蚀问题越来越突出和严重, 对管道的防腐技术的要求越来越高。本文在阐述钢质油气输送管道的腐蚀形式和腐蚀机理的前提下, 对现有的钢质管道的防腐技术进行了阐述。希望今后对钢质管道的腐蚀机理研究更加透彻和深入, 从而不断地发展新的防腐技术与开发出新型的防腐材料。

摘要：油气的输送离不开管道, 尤其是长距离的油气输送。油气输送管道多为钢质材料。而钢质材料的管道的腐蚀是其最主要的破坏形式。油气输送管道多需埋于地下, 从而使得钢质管道更容易产生腐蚀破坏。因此, 掌握钢质管道的腐蚀形式与腐蚀机理是至关重要的。本文对这一问题进行了重点阐述, 进而阐述了相关的防腐技术。

关键词：钢质管道,油气输送,腐蚀,防腐技术

参考文献

[1]秦国治, 等.管道防腐蚀技术[M].北京:化学工业出版社, 2003.

油气输送管道 篇7

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。

油气输送钢管的实时成像检测 篇8

石油行业的油气输送钢管用量很大, 形状比较单一, 只是尺寸大小有所变化, 钢管的焊缝一般分为两种:一种是直缝焊管;一种是螺旋焊管。油气输送钢管的实时成像检测主要检查螺旋埋弧焊管焊缝及热影响区横向、纵向等气孔、夹渣、未焊透、未熔合、裂纹、结疤等缺陷。

2 检测装置组成

针对油气输送钢管的实时成像检测装置主要由6部分组成。

(1) X射线发生器:主要为X探伤机、高压电缆、高压发生器系统、控制器、冷却器等。

(2) 射线成像系统:可分为线阵列扫描成像技术、数字平板技术及图像增强器加CCD摄像机技术。一般使用图像增强器加CCD摄像机技术, 它包括图像增强器、高分辨率摄像机、远程线控三可变目镜光学成像系统、磁场现场及外景监视器等。

(3) 计算机图像处理系统:包括对比度增强, 图像平滑、图像锐化和伪彩色显示等。

(4) 内焊缝及外景监视系统:包括内焊缝黑白摄像机、内焊缝黑白监视器、外景摄像机及监视器。

(5) 机械传动及控制系统:为保障检测进行所需的执行机构, 这里指探臂升降装置、图像增强器升降装置、运管车、打标记装置、操作台、配电柜及控制系统等。

(6) 防护系统:为了保障工作人员的人身安全, 需要将X射线进行屏蔽, 一般为铅房或混凝土浇注的探伤室。钢管检测防护系统包括混凝土浇注而成的探伤室、铅门、通风用铅防护罩, 电缆沟上的铅防护盖板等。

3 检测方法

不同的检测技术都具有各自不同的优点和使用局限性, 在检测方法选择时, 应综合考虑结构材料尺寸、形状、制造工艺、结合方式, 以及缺陷的类型、位置、取向和检测方法的有效性、检测仪器的可达 (及) 性、要求的灵敏度、检测效率、检测成本等各方面的因素[1]。

对于油气输送钢管的检测, 目前大都采用单壁透照内透法。单壁透照内透法又分为内透中心法透照工艺和内透偏心法透照工艺两种。内透中心法透照工艺即射线焦点到工件表面的距离等于钢管的内半径。对于大直径筒体焊缝则采用内透偏心 (L1

油气输送钢管的直径在219~2000mm之间, 壁厚一般在6~50mm之间, 单壁厚度小于18mm的钢管可用160kV的射线管, 壁厚在30mm以下可用225kV的射线管, 壁厚在50mm以下的可用320kV射线管进行检测。对于直径大于219mm, 长度不超过13m的钢管, 160kV和225kV的射线管都能顺利进入。虽然射线管能够进入钢管内部, 但由于射线管的焦距过小, 在显示屏上的成像效果并不理想, 分辨率及灵敏度都不能达到基本要求, 因此, 使用单壁透照内透法进行检测的钢管直径至少在准500mm以上。对于长度超过13mm的钢管或使用320kV射线管的检测钢管, 由于钢管本身存在的挠度、钢管形状的偏差以及安装射线管的探臂过长所产生的挠度等原因, 能进入的最小钢管直径还要相应大一些。

4 总体布局

油气输送钢管实时成像检测装置的总体布局一般是X射线管探入钢管内部, 图像增强器安装在钢管外部, 按检测的方向可分为上照式和侧照式。由于钢管的直径相差很大, 比如有的钢管直径为406~3050mm, 利用内透偏心法透照工艺, 侧照式检测时射线管和图像接收系统不但要上下移动, 还需要多一个左右横移的动作。所以, 近几年基本上都是采用上照式检测, 即将图像增强器安装在钢管的正中心的上方, 这样布置可使检测动作简单化, 便于操作, 提高工效。装有射线管的探臂与图像接收系统只需做上、下升降这一个动作, 就可满足检测不同直径的钢管的要求, 减少了左右横向移动的运动。

由于X射线实时成像系统分辨率要求不小于3.01p/mm[3], 因此要求在机械设计时要首先考虑其速度不能太快, 速度太快则图像来不及处理, 太慢又影响检测效率, 一般检测速度不能大于4m/min。若检测12m钢管时, X射线管的探臂要悬空伸出约12.7m, 这种形式的探臂一定要在装配好以后, 根据所装X射线管的重量调整好挠度, 具体操作是在探臂的头部装上与X射线管相同重量的配重, 尽量将探臂调整成水平状态。例如, 160kV射线管需在探臂头部加重约8kg做调整, 225kV射线管头需在探臂头部加重约12kg做调整。

5 检测方式

油气输送钢管实时成像检测方式按运管车的行走可分为出探伤室和不出探伤室的检测。这两种检测方式的运管车所执行的动作是不同的。

5.1 运管车不出探伤室的检测方式

检测钢管由外辊线的输送辊输送到探伤室内的运管车上, 运管车上分别布置有输送辊和旋转辊, 以直径406~1460mm、管长8~12m为例, 运管车上的输送辊需3组, 辊形与外输送辊的辊形要一致, 高度也要保证与外辊线一致, 这样才能确保钢管顺利地输送到运管车上。3组输送辊的布置要考虑到最短钢管的长度, 3组输送辊之间的距离要小于最短钢管的长度, 否则要出现钢管掉道现象。比如, 最短钢管为8m长时, 两组输送辊之间的间距可设在3~3.5m之间。在这3组输送辊之间要固定两组旋转辊。

钢管在运管车上的检测时目前可分为两种形式: (1) 一种是输送辊升降, 旋转辊固定不动。钢管由探伤室外的输送辊线完全运送到探伤室中的运管车的输送辊上后, 运管车上的输送辊下降, 将钢管落在旋转辊上, 运送到检测位置。开始探伤, 由旋转辊旋转钢管和检测车行走拟合螺旋焊缝射线探伤。输送辊升降可以是电动推杆和液压两种方式实现, 但是采用液压升降, 3组输送辊升降的同步性很难控制; (2) 第二种形式是输送辊固定不动, 旋转辊实现钢管的升降功能。旋转辊升降若是使用液压传动, 当旋转辊旋转时, 其上的钢管也随之旋转, 如果液压部分安装不好, 将会对成像效果产生影响, 造成图像的不清晰。

某公司采用旋转辊对称开合来实现钢管的升降, 如图1所示, 运管车上由两组旋转辊带动钢管旋转, 由于钢管的直径相差较大, 每组旋转辊分别由两对可以左右开合的旋转辊轮组成, 一对旋转辊轮中心略高, 两个辊轮之间的间距相对大一些, 用于直径稍大的钢管的旋转;另一对旋转辊轮中心略低, 两个辊轮之间的间距也要小一些, 适用于稍小一些直径的钢管旋转, 这两对旋转辊固定在一组线性滑轨上, 由电机带动丝杠实现左右对称开合, 合起时, 钢管中心随之升高, 开合的距离一般只需100~200mm左右即可。这种结构在钢管升起时较省力, 旋转时平稳、可靠, 图像清晰。这种方法实现钢管在旋转辊上的升降, 虽然旋转辊轮的个数增加了, 成本加大, 但运动平稳, 容易实现。

5.2 运管车出探伤室的检测方式

钢管在运管车上下料由横移车完成, 横移车行驶到输送辊线位置后, 横移车上的辊轮升起将钢管从输送辊线上取下, 然后行驶到等待在探伤室外的运管车位置上。这种运管车分为两段, 每段上分别固定一组旋转辊轮, 这两段的中间由连杆连接, 此连杆低于运管车的导轨上平面。如图2所示, 横移车可以直接插入运管车的中间, 到达位置后, 横移车上的辊轮下降, 将钢管放在运管车的旋转辊上。横移车开走后, 运管车将钢管载入探伤室的探伤位置, 旋转焊缝定位, 开始探伤, 由旋转辊旋转钢管和检测车行走拟合螺旋焊缝射线探伤。探伤结束后, 旋转辊停止转动, 运管车快速驶出探伤室外的指定位置, 再由横移车移走。

以上两种方式中, 第一种检测方式的所有动作由一台运管车执行, 运管车的控制较复杂, 钢管形位公差太大时, 从外辊线的输送辊上到运管车的输送辊容易产生碰撞现象。优点是整体控制较容易, 探伤室外布置较简单, 铅门处容易防护, 铅门相对较小, 上料所需时间较多。

第二种检测方式多了一个横移车, 将升降与旋转两个动作分别由两台车执行。两台车的各自分别控制, 相对较简单。但整体操作较繁琐, 由于存在运管车与横移车的交互动作及运管车需驶出探伤室的因素, 因此, 探伤室外布局较复杂, 铅门处设计及防护较复杂, 铅门相对较大, 上料所需时间较短。

6 结论

采用内透法透照工艺检测油气输送钢管, 上照式布置, 利用运管车上的旋转辊对称开合来实现钢管的升降, 以达到检测不同直径的钢管的要求, 使用这种检测方法能确保成像效果好, 运动平稳可靠, 动作简单, 提高工效, 在油气输送钢管检测中具有推广价值。

参考文献

[1]王小永.钱华.先进复合材料中的缺陷与无损检测技术评价[J].无损探伤, 2006 (4) :1-6.

[2]曾祥照.射线探伤中的环焊缝周向曝光技术[J].西北工业锅炉, 1988 (4) :15-17.

油气输送管道 篇9

公司先后承担了陕京一线、二线、三线、西气东输一线、二线等国内所有油气输送重点工程,参与了所有国内重大油气管道建设项目,近10年累计为国内外油气输送管线和热力输送管线等项目提供合格钢管400多万t,实现了公司持续稳定的跨越式发展。

1 实施背景

近年来,公司在经济效益方面取得了较好的成绩,但由于重效益、轻管理的工作传统以及以劳务工为主体的人员结构,使公司的生产现场存在着不规范,脏乱差、跑冒滴漏现象严重以及管理制度落实不到位等问题。主要表现为:

1.1 现场物料摆放不整齐

由于公司库房不足,许多原材料堆放在生产现场,不仅使生产现场比较凌乱,而且会造成原材料的随意使用,不便控制成本。

1.2 现场卫生状况不佳

公司的一线员工大多是来自周边农村的劳务承包工,工资水平较低、工作积极性普遍不高。由于以往没有对现场卫生提出特别要求,一线员工大多没有养成自觉打扫卫生的良好习惯,致使公司现场油污满地、垃圾乱堆、设备沾满灰尘、门窗玻璃难见本色。

1.3 设备跑冒滴漏现象严重

公司有十余台液压站。由于普遍存在渗漏问题,液压站附近油污满地,脏乱不堪,难以清理。除锈设备漏砂严重,飞溅的钢砂不仅容易打伤眼睛,使过往人员摔伤,而且造成了大量的材料浪费。

1.4 车间粉尘异味噪声污染严重

由于工作性质所限,公司使用的液体涂料具有较强的刺激性气味,粉末涂料又具有质量轻、易抛洒的特点,而且在生产过程中,中频会产生刺耳的噪声,这使公司的噪声异味粉尘污染比较严重。

2 主要做法

“5S”管理是对生产现场的人员、机器和材料等生产要素进行有效管理,改造和改善现场的生产环境。推行“5S”管理,不仅可以有效提高生产效率、提高员工的修养、减少浪费、保障企业的安全生产,使企业减少设备故障和安全事故的发生,拥有干净、明亮的工作场所,而且可以更好地展示企业员工的精神风貌和管理水平。深化“5S”管理,是企业推进精益管理的重要手段和组成部分,也是企业经营管理、质量管理、成本管理和人力管理的基础。

为使“5S”管理理念与公司的实际相结合,取得预期效果,公司认真研究制定活动目标和计划,逐项进行整理、整顿、清扫、清洁、素养。

2.1 结合实际研究制定活动目标

2.1.1 提升员工队伍素养

开展多形式、多层次培训,提高培训质量,提升基层单位各级负责人的现场管理意识,普及相关知识,让员工了解、接受、参与“5S”现场管理,营造“全员参与,快速行动”的氛围,提升全员综合素养。

2.1.2 达到目视化管理

全面实施整理整顿、清扫点检、目视管理、改善实施等活动,以现场改善为重点,达到目视化管理和“三定”(定点、定容、定量)要求,区域划分清晰,物料摆放整齐,标识简单明确,物流畅通有序,设备运转正常。

2.1.3 完善现场管理制度

保证“5S”现场管理活动有标可依、有章可循,使“5S”现场管理工作不断走向规范化、制度化。

2.1.4 解决现场管理突出问题

通过全面深入开展“5S”活动,查找现场管理中存在的突出问题,落实整改措施,切实解决一批突出问题。

2.1.5 形成长效机制

注重对“5S”现场管理工作的总结提练,及时对工作中取得的成果进行梳理,将“5S”管理活动中好的做法、经验制度化,形成作业现场管理的长效机制,作为今后“5S”现场管理工作的行动指南。

2.2 以目视化管理为特征扎实开展整理、整顿

由领导小组牵头,组织岗位员工认真开展现场物料的清理整顿,按照“必需品”和“非必需品”的标准,利用一周时间对生产现场的物料进行清点、归类,将“非必需品”物料清理出生产现场,将“必需品”物料按照使用周期进行归类摆放。

按照“三定”原则,对生产现场所需物料的摆放数量、位置进行规定,并采用目视化管理的方法,对物料的摆放位置进行标注、限定,要求各岗位职工必须严格遵守。

为使大家对“定位”有一个较为直观的认识,公司对清洁用具、垃圾筒等存放区域用白色线条进行标注,对消防用具、电器设备及安全通道等用黄色斑马线进行标注,对物料摆放区域用红色线条进行标注,使现场的物料摆放更加规整,更加一目了然。

将工业废料、暂时不用物资及时清理出生产现场,存放在指定的位置;对于工业垃圾,除制作了专门的容器、指定场所堆放外,还及时组织人员进行外运,从而确保了生产现场无污物,无闲置,无混乱。对于现场和库房的无动态物资,则通过专业部门进行减值或报废处理,并以公开竞拍的方式,及时清理出生产现场或库房。

2.3 以落实责任为重点积极实施清扫清洁

2.3.1 结合实际明确划分责任区

根据车间实行三班二倒、连续作业的实际,公司要求各大班将车间内外的卫生区块进行重新划分,并将各卫生区域的清扫、清洁责任落实到岗位、人头,要求有关责任人不仅要搞好本岗位的生产工作,而且要利用生产间隙及时对本人负责的卫生区域进行清扫、保洁,确保生产现场符合“5S”管理标准。同时,公司采取看板管理的模式,将各车间的卫生责任区、关键岗位责任人名单及卫生管理制度做成看板,悬挂在车间大门以内,供岗位员工学习和监督。

2.3.2 规范重点设备的日常检查维护

为加强设备管理,有效控制跑冒滴漏,公司重申设备日常检查维护制度,根据每台设备的不同特点,研究制定设备的日常检查维护方案,并采用目视化管理的方式,制作了重点设备点检规范,明确检查维护的重点部位、点检周期、责任人及工作要求,不仅改变了以往设备维修人员救火队、消防员的角色,实现了关口前移、预防为主的设备管理模式,而且较好地保证了设备的正常有效运行。同时,用红、黄、蓝等颜色,对重点设备的重点部位进行标注,对水、电、暖、气的走向,阀门的开闭状态进行图示,使岗位人员能直观地了解设备的运转情况。

2.3.3 加强日常监督检查

公司专门设置了“5S”管理监督员岗位,每天到生产现场进行不定时巡检,发现不符合“5S”管理标准的问题,立即通知所在班组进行整改,整改不及时、不彻底的,有权依据公司考核制度进行处罚。

3 实施效果

“5S”管理的试点和推行,使公司的管理发生了质的转变,不仅管理制度更加鲜明、落实更加到位,而且较好地解决了公司生产现场脏乱差的问题,培养了一支较好的职工队伍,促进了公司经济效益和社会效益的提高。

3.1 改善和提高了公司的形象

“5S”管理试点结束后,公司打出了68分的好成绩,是渤海石油装备所有试点单位中的最高分。现场面貌的大幅改善,也引起了上级领导及兄弟单位的关注,仅2011年一年内,公司就10余次接受上级领导、重要客户及兄弟单位的检查、指导和参观、学习,并给大家留下了较为深刻的印象。2011年,公司也先后荣获“西二线工程先进集体”、“双文明集体”、“HSE建设优秀单位”、“降本节支先进单位”等荣誉称号,并有2个生产大班荣获渤海石油装备公司“五型班组建设标杆”称号,是公司所获荣誉最多的一年。

3.2 创造了显著的经济效益

2011年,公司在生产经营任务较为繁重的情况下,一边搞生产,一边推行“5S”管理,实现了“两不误,两发展,两提高”,不仅使公司的现场管理水平有了较大幅度的提高,被渤海装备公司树立为公司“5S管理标杆”单位,而且在生产经营方面取得了骄人的成绩,与2010年同比增长38%,创历史最高纪录。尤其是“5S”管理的实施,使公司的安全、质量、成本、设备等管理工作更加扎实有效。如在成本方面,由于公司对生产现场的物料实行“三定”,即定容、定量、定位,不仅使现场摆放更加规范,而且激发和调动了岗位员工厉行节约的积极性。据粗略统计,2011年,公司的三大主材定额均比上年同期下降了10%左右,每月总计可节约成本16万元。

3.3 员工精神面貌大为改善,公司组织更具活力

“5S”管理活动开展以来,由于公司强调班组、重视现场、关注员工,使一线班组和员工大受鼓舞,工作积极性明显提高。在活动开展过程中,岗位员工积极配合班组开展整理、整顿、清扫和清洁活动,认真完成每天安排的各项任务,并能结合本人的理解,提出一些具有建设性的意见和建议,表现出良好的个人素质和职业道德。部分劳务承包工,也不再抱着“打工、赚钱、混日子”的目的消极被动地从事生产,而是自觉自愿地按照公司的要求开展活动,不仅保证了公司各项工作任务的完成,而且使“5S”管理试点期间所养成的良好习惯得到了有效的保持。2011年,公司有20名员工分别荣获渤海装备公司劳动模范、优秀党员、先进生产者、青年标兵、优秀团员等荣誉称号。

摘要：从“5S”管理实施背景、“5S”管理的内涵和主要做法、“5S”管理实施效果等方面入手,阐述了5S管理在油气输送钢管制造企业内的推动,强化现场管理,提高公司现场管理水平,解决了公司面临的一系列管理问题,使公司现场管理水平显著提升。为打造适应全球化竞争、“国内领先、国际一流”的钢管制造企业,实现“神州第一管”的愿景提供了符合企业实际的办法和措施。

关键词：油气输送,钢管,“5S”管理

参考文献

油气管道韧性设计 篇10

关键词：油气管道,韧性设计,裂纹扩展

一、引言

足够的韧性可以减缓甚至能够阻止管道断裂事的发生, 因此在管道系统可靠性及安全性上, 韧性设计必然成为了它的其重要指标。着手于最基本的角度, 管道的韧性设计最先强调的就是安全性和经济性。对管道缺陷或者裂纹满足管道运行与否的评估是当前国际上通行的外油气输送管道的设计方法, 包括止裂韧性准则, 应力强度准则以及断口形貌准则等等, 这些准则均基于裂纹断裂失效判断准则。基于上述分析可以发现现行复杂的管道韧性设计方法既不利于计算参数的获取, 也不利于管道成本的节约, 需要有韧性设计新方法的建立。

二、基于应变的管道防断裂设计方法研究与应用

高压、大口径是油气管道的发展趋势, 而“先漏后破”准则和“先破后漏”准则则成为管道防断裂设计的两大准则。根据这两个准则的分析表明:当输送管道承受的压力越来越高, 使用的口径越来越大时, 对材料屈服度的要求也越来越高;高强度的材料需要高标准的韧性。根据“LBB准则”设计需要承受较高压力的大口径管道就会要求更高韧性的材料, 这样也更加安全。下面阐述“LBB准则”在管道防断裂上的应用。

2.1、计算模型建立

(1) 缺陷尺寸当量化

在断裂力学当中, 一般需分析裂纹或者缺陷的扩展过程, 裂纹假设通常将裂纹视为穿透裂纹 (源于无限大平板中心) , 然而事实上, 穿透裂纹在管道上无法出现, 由于穿透裂纹就已经意味着管道发生了泄漏, 因此当量化管道上其他类型的裂纹为穿透裂纹就非常必要。这样通过现有知识便于使计算步骤简化, 在降低工作量的同时也不使计算的合理性受到影响。如果管道中一条深埋裂纹其深度为a, 长度为l, 那么其裂纹长度就可非常简便地用椭圆形裂纹转化为当量穿透裂纹长度。

其中

式中, c-裂纹半长, mm。

若为表面裂纹, 按照压力容器规范, 使用F替代上式中的M

式中, l-裂纹长度, mm;t-试件厚度, mm;-无量纲裂纹张开位移

油气管道属于焊接结构, 此处求取无量纲裂纹位移, 可以由下式求得

式中, ε为初始状态下缺陷处无缺陷时的应变值。

(2) 缺陷处在无缺陷时的应变值确定

虽然受应力影响导致管道缺陷的应变方向不在同一个方向上, 但是应变方向大体上可以分为轴向和径向, 那么管道当量应变值就应该是无缺陷时管道缺陷的应变值, 此时的应变主要包括有:

(1) 对于油气输送管道而言, 其应力情况较为复杂, 为了便于计算, 需要进行一定的简化, 那么对于缺陷处的一次应力而言, 主要应该考虑由管道内压而生成的环向应力σh以及温差应力这两种应力σt, 管道倘若还受弯曲应力, 那么此时还应该考虑弯曲应变造成的影响, 所以一次应变应为。

式中, αb-由缺陷类型确定的系数。

σq指管道的二次应力, ε2为它所生成的残余应变, 经厂家所提供的残余应力数据来计算它的数值。产生残余应变的位置包括焊缝、递进边热区以及自由边热区等等, 它的方向垂直于焊缝的方向。

(3) ε3为因峰值应力而导致的应变, 源于几何形状变化而产生的集中应力。由于管道直径发生变化或者方向发生变化, 使得管道应力会发生集中, 这样的情况需要根据实际进行判断, 这里仅考虑集与管道轴向相垂直的应变。

(3) 裂纹张开位移求取

裂纹张开位移可以根据下式求取

式 (7) 为日本标准上的公式, 此式的优点在于比我国标准更加经济。

(4) 求出材料的临界裂纹张开位移δc

一般地, 临界裂纹δc的张开位移属于基本型的参数, 可通过查表及试验得到。

(5) 评定

当δ<δc合格;

当δ≥δc缺陷不能接受。

如果管道上存在穿透缺陷, 则在内压引起的环向应力作用下, 穿透裂纹尖端的位移δ为

式中, εs-裂纹屈服应变。

因此, 当材料的最小裂纹张开位移满足

时, 就可先泄漏后破坏。

2.2、管道缺陷处无缺陷临界应变值确定

管道设计时既要保证材料有足够大的裂纹尺寸, 也要保证足够的安全, 因此基于LBB准则就需要选择足够大的材料屈服强度, 因为其正比于管道承载能力。如果为基于LBB准则而设计的材料最佳性能指标组合, 那么选择材料的就应该是最大。如果为给定材料管道的屈服极限, 那么根据式 (7) 即可计算出管道缺陷处无缺陷应变的临界值, 此时韧性临界值为管道缺陷的张开位移。

由此可得, 缺陷处无缺陷时临界应变为

由管道宏观应变代替应变值, 管道裂纹处无裂纹时的极限应变值理论上可通过式 (11) 计算。跨越管道和埋地管道的临界轴向应力值均不相同, 那么此处临界应变值的甲酸模型应为

(1) 跨越管道临界应变计算模型

通常地, 与轴向应变相比, 由跨越管段的挠屈而产生的应变要相差来两个数量级, 为便于计算, 需简化跨越段的组合应变, 此时可以单单计算轴向应变以及环向应变所组合的应变数值。

国家规范SYJ15规定, 跨越管道考虑主要载荷的强度条件是

一般取其计算模型中的极限强度, 因此跨越管道轴向应变极限值为

(2) 埋地管段临界应变计算模型

要使埋地管段不发生轴向失稳, 管道轴向临界应变值为

2.3、几点建议

管道无缺陷应变的计算源于防断裂设计的简化处理, 但该应变不属于裂纹尖端应变;所以为使计算结果更接近于实际工况, 还应该考虑下述各种因素:

(1) 在管段存在弯曲应力的部分, 可能影响到裂纹的扩展, 此时应该额外考虑弯曲应力及应变的因素。譬如, 在进行跨越管段的有关计算时, 就要充分考虑弯曲应变及应力的影响因素, 因它可能是由于横向载荷所导致的。

(2) 焊接残余应变在计算属于焊接结构的油气管道时就需要考虑, 因为该应变可能是由焊接残余应力所产生。

(3) 应力增量或应变在应力集中的管段应该得到考虑, 因为诸如地下管道弯头, 泵出口接头等管段会产生因结构几何形状变化而导致的应力集中。

三、应用实例

使用管道工程参数来计算实际例子, 再结合有限元的模拟分析, 验证了模型的适用性及准确性。

3.1、实例参数

(1) 管道材料参数

某跨越管道为的焊管, 设计压力, 线膨胀系数为, 泊松比, 屈服极限。管道建成后强度试压介质为水, 试压压力。操作温度与安装温度之差, 埋地端管顶埋深1.5m。

(2) 裂纹参数

经无损探伤发现, 跨越管道某处有一纵向表面半椭圆裂纹, , 。在运行温度 (20℃) 下材料临界裂纹张开

位移。 (3) 土壤参数

土壤为亚粘土, 土壤容重, 变形模量, 泊松比, 内聚力, 内摩擦角。, 轴向反力系数。计算管道跨距为多少时既能满足运行要求又可最大限度利用材料?

3.2、韧性设计

由上节计算得到跨越管段长度23m, 此处以23m为计算长度。

(1) 裂纹尺寸当量化

其中,

对于跨越管道, 缺陷处无缺陷应变要受到弯曲应力的影响, 弯曲应力为

此时

则无量纲裂纹张开位移为

(2) 缺陷处无缺陷时的应变

(3) 求取张开位移

因为

跨越管段缺陷处容许的临界无缺陷组合应变值为

所以, 管道上所讨论的缺陷是容许的, 跨越管道能满足韧性要求。

结论

文中的管道应变设计具有很大的优势, 它能够充分利用管道材料的承载力以及应变性, 大大降低了设计上的计算量及成本, 提高了生产效率, 具有非常重要的理论意义和实际应用价值。

参考文献

[1]冯耀荣, 李鹤林, 马宝锢, 等.油气管道失效抗力指标与技术要求的探讨.石油学报, 2011, 20 (5) :62-65.