油气管道安全管理

油气管道安全管理

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

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

1. 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

（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 • 物质准备-燃料油、机具、水源等 • 抢修准备-队伍、装备等。

（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。

（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。

（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。

（3）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。

（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。

2. 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

3. 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

4. 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 • 带压粘接修复技术 • 非开挖修复技术

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。

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。

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。

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

1. 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。

1. 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，误将排出的凝析油当做污水，轻烃在排污池中迅速挥发，弥漫站区内，遇火源后起火爆炸，酿成重大火灾，造成多人伤亡。

1. 输气管道事故的主要原因 • 外界原因如洪水、滑坡、地震或附近施工等使管线遭到破坏： • 中青输气线的涪江穿越段，1978年就因洪水猛烈而冲断过。 • 中开输气管线1984年投产，黄河穿越段因河水冲刷使管道产生偏移，1986年引进定向钻技术重新布设了新管道。

1. 输气管道事故的主要原因 据统计，美国输气管道所发生的事故原因，即各类事故占事故总量的百分比如下： • 管材金属缺陷和工厂焊缝缺陷占18.6%； • 施工及安装不合格占4.1%； • 违反操作规程和安全技术规程占48.8%； • 管道内外腐蚀占14.9%； • 其它原因占13.6%。

2.输气管道试运投产安全措施 • 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。管道升压及憋压过程中，可能出现泄漏或爆管，使天然气大量外泄等事故。

2. 输气管道试运投产安全措施 • 天然气置换过程中操作要平稳，升压要缓慢，一般应控制天然气的进气流速或清管球的运行速度不超过5m/s站内管线置换时，起点压力应控制在0.1 MPa左右。 • 置换放空时，根据情况适当控制放空气量，先由站内低点排污，用气体报警器测试排污点，若天然气浓度超标时，改为高点放空点放空。 • 在放空口附近设检测点，直至天然气中含氧量小于2%时，才能结束置换。

2. 输气管道试运投产安全措施 • 输气管道投产时常将天然气置换与通球清管结合进行，以减少混合气体段。 • 没有清管设施的管道和站内管网常常采用放喷吹扫。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。

3. 通球清管的安全措施 • 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。 • 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。

3. 通球清管的安全措施 • 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。

4.管道运行的安全措施 • 严格控制管道输送天然气质量 • 应定期进行清管排除管内的积水和污物 • 定期检查管道的安全保护设施 • 定期进行管道检测，调查腐蚀程度。 • 要严格管道、设备受压和泄压保护设施的管理，防止因承压能力超限引起的爆炸。

三、管线检测技术 • 管外涂层及覆盖层的检测 • 管线内检测技术

1.管外涂层及覆盖层的检测 涂层指的是为了管线外表面的防腐绝缘而在除锈后的钢管外表上涂上的防腐涂层或沥青防腐绝缘层；而覆盖层指的是为了防止施工过程中对防腐绝缘层的机械损伤而外包的防护层（如混凝土或水泥砂浆层）。由于涂层及覆盖层的损坏，将会带来因管线外面周围介质（土壤或海水）而造成的腐蚀，故应定期进行检测。

（1）电位差法 • 使用发射设备，将一个特殊频率的近直流信号施加于管线上（埋地或海底裸置），若防腐绝缘涂层及覆盖层出现破损时，则破损点周围即会形成球形电场，于是通过两根接地探针（A字架），即可测得地表面的电位差，从而精确地测定破损点，并可根据测量的电位差峰值，定性判断出破损区域的大小。 • 采用这种方法时，可应用德国SEWERIN公司生产的FERRPHON管线检测仪或英国雷迪公司生产的PCM-100管线电流测试仪配合专用的A字架（探针），进行测量。

（2）电流信号衰减法 • 其原理是由电子发射设备将一个特殊的近直流信号施于被测的管线上，然后，接收设备即可通过感应线圈或高灵敏度的磁力仪，检测出管线上这一特殊信号的电流强度。 • 若管线的涂层及覆盖层无破损点，则信号的电流强度一般跌落很小，反之，若管线的涂层及覆盖层老化或是有破损点时，则信号的电流强度一般均跌落较大。

（2）电流信号衰减法 若将电流信号衰减法与电位差法结合使用，则不仅能判定破损点，而且能测定破损面积的大小。因为，若破损点的前后电流强度衰减大，且电位差的峰值大，则可判定破损面积较大。

（2）电流信号衰减法 • 应用电流信号衰减法时，英国雷迪公司生产的PCM-100型管线电流测试仪可以使用。 • 我国大庆油田采用电流信号衰减法与电位差法相结合的方法，曾测定过长188km的埋地输油管线，检测结果：测量出202处破损点，判断准确率达到98％，表明这种方法是可行的。 • 检测时，使用的PCM-100型管线电流测试仪，采用的信号是128Hz（频率）电流信号，检测数据分析表明，此频率信号读数最稳定，数据重现性最佳。

2. 管线内检测技术 • 管线腐蚀内检测器工业性应用的主要类型有：漏磁法、超声波法、涡流法和弹性波法检测器。 • 在长输管线上被广泛采用的是漏磁法检测器和超声波法检测器，超声波检测器现已解决了液体耦合问题，可进行天然气管线检测。 • 两种类型的检测器现在都可以检测管线的腐蚀缺陷和裂纹缺陷，相比而言，超声波检测器检测费用高于漏磁检测，漏磁法检测器应用更要普遍一些。

四、管道泄漏的检测与监测 • 管道泄漏的检测方法 • 管线泄漏的监测系统 • 检漏系统的评估指标

1. 管道泄漏的检测方法 • 直接法（基于硬件的检测）：直接观察法、检漏电缆法、声学方法、负压波法、光纤检漏法。 • 间接法（基于软件的检测方法）：质量（或体积）平衡法、流量（或压力）的突变法、实时模型法、统计检漏法。

（1）直接观察法 这种方法最简单的是请有经验的工人或经过训练的动物巡查管线，通过看、嗅、听或其它方式来判断是否发生泄漏。近年来，美国OILTON公司开发出一种机载红外检漏技术，它是由直升机携带一个高精度的红外摄像机，沿管线飞行，通过分析管内输送介质与周围土壤之间的细微温差，来检查长输管线是否有泄漏发生。

（2）检漏电缆法 它是通过专用的电缆来检查泄漏的方法，一般用于检查输送液态烃类燃料的管线的泄漏。通常，电缆与管线平行铺设，当泄漏的烃类物质渗入电缆之后，将会引起电缆特性的变化，从而根据这些变化，来检查出管线的泄漏。

（3）实时模型法 • 其工作原理是通过模型计算得出上、下游压力、流量值，将其与实际测量值进行比较，从而判断出泄漏的方法。这个计算模型是由一组几个方程式所建立起来的一个精确的计算机管线的实时模型，它与实际的测量段管线同步执行。定时由模型计算出测量段管线中流体的压力、流量值；同时取管线上一组上、下游的压力、流量的实际测量值。这样，通过两者比较，即可准确地确定出管线泄漏的位置。 • 能探测出较小的泄漏，还能准确定位。

（4）统计检漏法 • 由壳牌公司开发出来的一种不用管线的实时计算模型进行检漏的方法。 • 是利用测量段管线中流量与压力之间的关系式。泄漏会影响流量与压力，也会影响管线中流量与压力的关系。 • 若能根据测量的管线出口及入口处的流量、压力测量值，连续计算其流量与压力之间的关系，则即可利用这个流量与压力之间关系的变化，应用序列概率比试验方法和模式识别技术，检测出来这种变化，确定是否有泄漏发生。

（4）统计检漏法 • 用最小二乘法，确定出泄漏的位置。这种方法较之质量（或体积）平衡法，可以有效地应用于管线的运行状况不断变化的动态； • 与实时模型法相比，在考虑到流体的动态特性时，又不需要进行大量的模拟试验与计算。因此，它是一种既能检测又能监测泄漏的费用低廉、使用简便的方法。

2. 管线泄漏的监测系统 • 对管线的泄漏，在某一个时间所进行的测试，叫做检测（Inspection）；但若在相当长的一段时间过程中，连续不断地实时进行检测，则称为监测（Monitoring）。 • 既能监测管线泄漏，又能监控管线的运行状况的SCADA（Supervisory Control and Data Acquisition)系统，即监控和数据采集系统。

3.检漏系统的评估指标 • 定位精度：指测定出的泄漏点位置的精确度，它是以误差范围的大小来表征的。当发生不同等级的泄漏时，对泄漏点位置测定的误差范围大小，应作为评估指标。 • 检测时间：是指管线自发生泄漏开始，到检测系统检测发现出泄漏所经历的时间的长短。 • 检测细度：是指针对泄漏量大小的检测的精细程度。要求泄漏检测系统应具有将最小的泄漏量的泄漏点检测出来的能力。

3.检漏系统的评估指标 • 误报警率：误报警的次数在总的报警次数中所占的比例。 • 适用范围：检测方法能够应用的范围大小，能否对不同的管线所处环境，不同的输送介质以及管线运行情况发生变化时均适用。 • 可维修性：泄漏检测系统在规定的时间内，在规定的条件下，通过维护、修理，使系统保持原来规定的功能的能力。 • 价值指数：它是用以反映检漏系统的功能与经济性的重要技术经济指标。通常是以功能评价系数F与总成本C的比值V来表达。

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