输气管道安全技术要求
输气管道安全技术要求
在集中供应焊接切割用气体的情况下，乙炔、氧气等是用导管输送的。乙炔、氧气等金属焊接切割用气体的输送管道均属于压力管道。因此，其设计、制定、安装和使用维修既要考虑输送介质的特点，更要符合国家各部门对压力管道的普遍要求。
一、管道发生燃烧爆炸的原因
(1)气体在管内流动时，发生与管道的摩擦，超过一定的流速就会产生静电积聚而放电。静电电压在300V时，由于静电放电，足以引起汽油、煤油以及煤气、乙炔等可燃气与空气的混合气发生燃烧或爆炸。
由于雷击产生巨大的电磁热和静电作用也常使管道发生火灾爆炸事故。
(2)外部明火导入管道内部，如管道附近明火的导入以及与管线相连的焊接工具因回火导入管内。(3)由于漏气，在管道外围形成爆炸性气体停滞的空间，遇明火而发生燃烧爆炸。(4)氧气管道阀门在有油脂存在的条件下，极易引起燃烧和爆炸。乙炔及其它可燃气体与管道内部或外部的油脂混合后，会增加燃烧爆炸的危险性。(5)管道过分靠近热源，使管内气体过热而引起燃烧爆炸。(6)管道内的铁锈等金属微粒随气体高速流动时的摩擦热和碰撞热(尤其在管道拐弯处)，也会引起管道燃烧爆炸。二、对输气管道的安全要求(一)管道及其附件的选用(1)氧气管道的管材一般应选用无缝钢管、铜管(如黄铜管)，不论架空或地沟敷设或埋设，一般工作压力在3MPa以下者，多采用无缝钢管；工作压力在3MPa以上者，多采用铜管(如黄铜管)。管道拐弯处，应采用弯曲半径
较大内部光滑的弯头。管子的连接应采用焊接。(2)乙炔管道应选用无缝钢管，管子内径与壁厚按气体压力确定，压力为0．007MPa～0．15MPa 的中压乙炔管道，管子内径不应超过80mm，壁厚为2～4．5mm；压力为0．15MPa～2．5MPa的高压乙炔管道，管子内径不应超过20mm，壁厚为2～4mm。管子的连接应采用焊接。(3)管道附件如阀门、法兰、垫片等也应根据有关规定选用。(二)管道的敷设管道在室内外架设或地沟敷设或埋设，都应按相应的有关规定进行，且必须有可靠的接头装置。(三)管道投入使用前的处理管道在投入使用前，应对管道内进行彻底清理，可用空气或惰性气体吹除管道内残留物如氧化皮、焊渣、焊条头、砂石颗粒等，并对管道作脱脂处理，以清除管内残存的油脂。为保证使用安全，还必须进行强度和气密性试验。输送乙炔气体的管道，还应加装防止回火的安全装置。(四)限制输气管道中气体的流速(1)碳素钢管中氧气的最大流速，不应超过表2—8的规定。(2)乙炔在管中的最大流速，不应超过下列规定：①厂区和车间乙炔管道，乙炔的工作压力为0．007MPa～1．5MPa时，其最大流速为8m／s。②乙炔站内的乙炔管道，乙炔的工作压力为2．5MPa及其以下时，其最大流速为4m／s。表2—8碳素钢管中氧气的最大流速氧气工作压力(MPa)≤0．10．6～1．61．6～3≥10氧气流速(m／s)201084注：在表列压力范围以外者，其流速可按比例推算。三、安全管理压力管道使用单位应负责本单位的压力管道安全管理工作，并应履行以下职责：(1)贯彻执行有关安全法律，法规和压力管道的技术规程、标准，建立、
输气管道工程设计规范,gb50251-2015
输气管道工程设计规 范,gb50251-2015 篇一：输气管道设计规范GB50251-2003 1 总则 1．0．1 为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策，统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量，制订本规范。 1．0. 2 本规范适用于陆上输气管道工程设计。 1．0．3 输气管道工程设计应遵照下列原则： 1 保护环境、节约能源、节约土地，处理好与铁路、公路、河流等的相互关系； 2 采用先进技术，努力吸收国内外新的科技成果； 3 优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数。 1．0．4 输气管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。 2 术语 2．O．1 管输气体pipeline gas
通过管道输送的天然气和煤气。 2．O．2 输气管道工程gas transmission pipeline project 用管道输送天然气和煤气的工程。一般包括输气管道、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。 2．O．3 输气站gas transmission station 输气管道工程中各类工艺站场的总称．一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。 2．O．4 输气首站gas transmission initial station 输气管道的起点站。一般具有分离，调压、计量、清管等功能。 2．O．5 输气末站gas transmission terminal station 输气管道的终点站。一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。 2．O．6 气体接收站gas receiving station 在输气管道沿线，为接收输气支线来气而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．7 气体分输站gas distributing station 在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．8 压气站compressor station 在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。
输油气管道动火管理规范
输油气管道动火管理规范 ?目次 ?范围 ?本标准规定了输油气管道动火作业的要求。 ?本标准适用于油气管道及其设施的动火作业。 ?规范性引用文件 ?SY/T6150-1995 ?《输油气管道不停输机械封堵作业技术规程》 ?SY/T6065-94 ?《管道干线囊式封堵技术规定》 ?动火 ?动火是指在油气站库、干线及在储存过油气等易燃易爆介质的容器和生产场所内，使用各种直接或间接明火的施工作业。 ?动火级别划分 ?一级动火 ?二级动火 ?三级动火 ?一级动火 ?在273(包括273毫米)毫米以上管径的输油气管道干线和输油气站场油气管道上的动火。 ?在500立方米以上运行原油罐及其附件上的动火。 ?二级动火 ?在273毫米以下管径的油气管道干线和输油气站场油气管道上的动火。 ?在输油、气管道外壁进行的焊接动火 ?输油气站内设备及管道上采取置换或清洗、吹扫等措施动火。 ?在500立方米以下运行原油罐及其附件上的动火 ?油品装卸栈桥、装卸台上的动火 ?成品油罐区防火堤以内非油气管线及设备上的动火 ?三级动火 ?在曾盛装过油、气及其它易燃易爆介质的容器上的动火。 ?对输油、气管道针孔漏点进行的正压补漏 ?输油（气）站等生产区域内非油气工艺系统的动火。 ?输油（气）站等生产区域内除一、二级动火外的其他动火。 ?技术要求 ?正常情况下，在带压油气管道上焊接, 应提前降低管道内介质压力 在运行的原油管道干线上焊接时，焊接处管内压力应小于此段管道允许工作压力的0.5倍； 在运行的输气干线管道上焊接时，焊接处管内压力应小于此处管道允许工作压力的0.4倍。 ?技术要求 管道允许带压施焊的压力
天然气输气管道工程施工组织设计完整版
(此文档为word格式，下载后您可任意编辑修改！) 目录 1.0编制依据 (3) 1.1设计文件及图纸 (3) 1.2施工现场踏勘资料 (3) 1.3编制法律法规依据施工技术标准及验收规范 (3) 2 工程概况 (4) 2.1工程概况 (4) 2.2主要工程量 (5) 2.3主要设备、材料和特殊材料情况 (5) 3.0总体施工部署 (5) 3.1施工组织模式 (5) 3.3项目部部门职责 (8) 3.4施工暂设布臵 (11) 3.5关键工序控制工期的确立 (12) 3.6施工任务安排 (12) 3.9各工序衔接的描述 (12) 3.10通讯保障 (13) 4.0 施工管理 (13) 4.1工程合同管理 (13) 4.2工程技术管理 (14) 4.3QHSE管理 (15) 4.5工程调度管理 (17) 4.6工程物资管理 (17) 4.7文件控制管理 (18) 5.0 施工计划 (18)
5.1施工总体进度计划 (18) 5.2施工作业计划 (19) 5.3人力资源需求计划 (20) 施工队人员配备计划 (20) 5.4设备资源需求计划 (21) 6.0 工程施工方案 (24) 6.1一般线路施工方案 (24) 7.0 计划保证措施 (63) 8.0工程物资保障措施 (64) 9.0质量保证措施及HSE管理措施 (64) 9.1质量保证体系 (64) 9.2HSE管理体系 (80) 10.降低成本措施 (104) 10.1管理措施 (104) 10.2技术措施 (104) 10.3节约材料措施 (104) 11.0文控管理措施 (105) 12.0冬雨季施工措施 (106) 12.1冬季施工技术措施 (106) 12.2雨季施工技术措施 (112) 13.0竣工资料 (114)
输气管道工程设计条件
一、基础资料 1 需业主提供的基础资料 开展输气管道工程设计前业主至少应提供下列资料，但不限于： 1.1 设计任务书或设计委托书； 1.2 资源与市场数据。 1.3 技术要求，至少应包括： 1）管道的起、终点、系统功能、建设水平、质量要求； 2）管输气体的来源及物性； 3）管道的任务输量、最小输量、最大输量； 4）管道沿线天然气的分输或注入要求； 5）管道用户用气特点及不均匀系数； 6）上游供气方不同年份供气量及供气压力； 7）不同年份用户用气量及用气压力需求； 8）工期要求。 1.4 管网规划及与拟建管道有关的已建的管道系统状况。 1.5 业主对工程管理的要求。 1.6 经济评价与概算资料 1）资金来源及贷款方式； 2）工程建设期及分年度投资比例； 3）类似工程投资及施工情况。 2 现场需要收集的外部接口资料 2.1 自然状况资料 1 管道沿线行政区划及地方志，沿线城市、乡镇发展规划。 2 管道沿线地形、地貌及植被分布情况； 3 管道沿线资源情况，包括：矿产、农业、林业、牧业、渔业、动植物、文物保护区分布等； 4 管道沿线重要设施分布，包括：军事设施、铁路枢纽、机场、码头、水库等的分布和发展计划； 5 管道沿线附近已建管线和构筑物的情况； 6 管道沿线重大项目的建设与规划； 7 基本气象资料。根据工程规模和建设水平的要求，气象资料宜为近10、20、30 年和50 年的统计数据。包括：全年平均气温、最冷月平均气温、极端最高温度、极端最低温度；管道埋深处最高、最低、和最冷月平均地温，标准冻土深度和最大冻土深度；降雨量（当地采用的降雨量计算公式，年和逐月的平均、最大、最小降雨量、最大强度降雨量、连续降雨最多的天数）、降雪量（初雪日、终雪日、连续降雪时间、最大积雪深度）、蒸发量，年平均日照、雷电日、沙尘暴天数，冰凌、冰雹强度；相对湿度；海拔高度；当地平均大气压；近年各月最大风速及各月风向、频率或全年的和夏季的风向频率玫瑰图、最大风速和风压值、静风出现的日期和持续时间、风暴和风沙出现的时间和状况。 8 沿线人文资料； 9 沿线水利设施、水利规划及水利部门的有关规定；
输气管道工程设计规范
输气管道工程设计规范 GB 50251-2003 ） 1、适用范围：本规范适用于陆上输气管道工程设计。 2、输气工艺： 1）输气管道的设计输送能力应按设计委托书或合同规定的年或日最大输气量计算，设 计年工作天数应按350d 计算（350d 是为冬夏平衡，同时最大输气量应以标态计算。）。 2）进入输气管道的气体必须除去机械杂质，且至少符合n级天然气标准（GB17820）。 3）当输气管道及其附件已按照国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》 SY0007和《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》SY/T0036的要求采取了防腐措施时， 不应再增加管壁的腐蚀裕量。 4）工艺设计应确定的参数有：输气总工艺流程；输气站的工艺参数和流程；输气站的数量和站间距；输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。 5）管道输气应合理利用气源压力。当采用增压输送时，应合理选择压气站的站压比和 站间距。当采用离心式压缩机增压输送时，站压比宜为~，站间距不宜小于100km。 6）具有配气功能的分输站的分输气体管线宜设置气体的限量、限压设施。 7）输气管道首站和气体接收站的进气管线应设置气质监测设施。 8）输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。 10）输气站应设置越站旁通。进出站管线必须设置截断阀。截断阀的位置应与工艺装置区保持一定距离，确保在紧急情况下便与接近和操作。截断阀应当具备手动操作的功能。 11）输气管道工艺设计应具被以下资料：管输气体的组成；气源数量、位置、供气量及可调范围；气源压力及可调范围，压力递减速度及上限压力延续时间；沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求，当要求利用管道储气调峰时，应具备用户的用气特性曲线和数据；沿线自然环境条件和管道埋设处地温。 12）输气管道的水力计算见本标准6?9页以及简化标准的附录。 13 ）输气管道安全泄放 （ 1 ）输气站应在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置泄压放空设施。 （2）输气站存在超压可能的受压设备和容器，应设置安全阀。安全阀泄放的气体可引入同级压力的放空管线。 （3）安全阀的定压（P o）应根据管道最大允许操作压力（P）确定，并应符合下列要求： a 当P W时，P o= P+; b 当v P W时，P o=； c 当P＞时，P o=。 （4）安全阀泄放管直径应按照下列要求计算：
常用输油输气管道铺设方式
安全管理编号：LX-FS-A49534 常用输油输气管道铺设方式 In the daily work environment, plan the important work to be done in the future, and require the personnel to jointly abide by the corresponding procedures and code of conduct, so that the overall behavior or activity reaches the specified standard 编写：_________________________ 审批：_________________________ 时间：________年_____月_____日 A4打印/ 新修订/ 完整/ 内容可编辑
常用输油输气管道铺设方式 使用说明：本安全管理资料适用于日常工作环境中对安全相关工作进行具有统筹性，导向性的规划，并要求相关人员共同遵守对应的办事规程与行动准则，使整体行为或活动达到或超越规定的标准。资料内容可按真实状况进行条款调整，套用时请仔细阅读。 油气管道铺设方式通常采用架空、管沟及直埋铺设。根据铺设方式不同，所采用的保温及外防护层材料亦不同。 1．直埋铺设 当温度小于100℃时，钢管除锈后，涂刷管道防腐涂料。 保温材料多用硬质聚氨酯泡沫塑料，保温层厚度一般为30～40mm，防护层用高密度聚乙烯夹克。 当温度大于100℃时，通常在钢管及聚氨酯泡沫塑料之间架一层硅制品(如微孔硅酸钙)，但这也仅适用于短距离及站场内部管道。
输气管道课程设计
输气管道课程设计 姓名：李轩昂 班级：油储1541 学号：201521054114 指导教师：任世杰
目录 前言------------------------------------------------------------------------------------------------- 4第一章设计概述---------------------------------------------------------------------------------- 5 1.1设计原则--------------------------------------------------------------------------------- 5 1.2 管道设计依据和规范----------------------------------------------------------------- 5 1.3长输气管道设计原始资料------------------------------------------------------------ 6 1.3.1天然气管道的设计输量 ------------------------------------------------------- 6 1.3.2气源特性 ------------------------------------------------------------------------- 6 1.3.3气源处理 ------------------------------------------------------------------------- 6 1.3.4管道设计参数 ------------------------------------------------------------------- 7 1.3.5基本经济参数 ------------------------------------------------------------------- 7第2章管道工艺计算---------------------------------------------------------------------------- 9 2.1天然气物性参数计算------------------------------------------------------------------ 9 2.1.1天然气的平均分子质量、平均密度和相对密度------------------------- 9 2.1.2天然气压缩因子的计算 ------------------------------------------------------- 9 2.1.3天然气粘度计算 -------------------------------------------------------------- 10 2.1.4定压摩尔比热 ----------------------------------------------------------------- 10 2.2输气管道水力计算------------------------------------------------------------------- 11 2.2.1雷诺数的计算 ----------------------------------------------------------------- 11 2.2.2管道内压力的推算 ----------------------------------------------------------- 12 2.2.3管道壁厚推算 ----------------------------------------------------------------- 12 2.3输气管道热力计算------------------------------------------------------------------- 12 2.3.1总传热系数 -------------------------------------------------------------------- 12 2.3.2天然气的平均地温 ----------------------------------------------------------- 13 2.3.3考虑气体的节流效应时输气管沿管长任意点的温度计算----------- 13 2.4管道工艺计算结果------------------------------------------------------------------- 14 2.4.1首站到分输站1 --------------------------------------------------------------- 14 2.4.2分输站1到分输站2 --------------------------------------------------------- 14 2.4.3分输点2到末点 -------------------------------------------------------------- 15
输气管道工程设计规范2015
输气管道工程设计规范 1 总则 2 术语 3 输气工艺 3.1一般规定 3.1.1 输气管道的设计输送能力应按设计委托书或合同规定的年或日最大输气量计量。当采用年输气量时，设计年工作天数应按350d计算。 3.1.2进入输气管道的气体应符合现行国家标准《天然气》GB17820中二类气的指标，并应符合下列规定： 1 应清除机械杂质； 2 露点应比输送条件下最低环境温度低5℃； 3 露点应低于最低环境温度； 4 气体中硫化氢含量不应大于20mg/m3； 5 二氧化碳含量不应大于3%。 3.1.3 输气管道的设计压力应根据气源条件、用户需求、管材质量及管道附近的安全因素，经技术经济比较后确定。 3.1.4 当输气管道及其附近已按现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448的要求采取了防腐措施时，不应再增加管壁的腐蚀裕量。 3.1.5 输气管道应设清管设施，清管设施与输气站合并建设。 3.1.6 当管道采用内壁减阻涂层时，应经技术经济比较确定。 3.2工艺设计 3.2.1工艺设计应根据气源条件、输送距离、输送量、用户的特点和要求以及与已建管网和地下储气库容量和分布的关系，对管道进行系统优化设计，经综合分析和技术经济对比后确定。 3.2.2 工艺设计应确定下列内容： 1 输气总工艺流程； 2 输气站的工艺参数和流程； 3 输气站的数量及站间距； 4 输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。
3.2.3 工艺设计中应合理利用气源压力。当采用增压输送时，应结合输量、管径、输送工艺、供电及运行管理因素，进行多方案技术经济必选，按经济和节能的原则合理选择压气站的站压比和确定站间距。 3.2.4 压气站特性和管道特性应匹配，并应满足工艺设计参数和运行工况变化的要求。再正常输气条件下，压缩机组应在高效区内工作。 3.2.5 具有分输或配气功能的输气站宜设置气体限量、限压设施。 3.2.6 当输气管道起源来自油气田天然气处理厂、地下储气库、煤制天然气工厂或煤层气处理厂时，输气管道接收站的进气管线上应设置气质监测设施。 3.2.7 输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。 3.2.8 输气站宜设置越站旁通。 3.2.9进、出输气站的输气管线必须设置截断阀，并应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定。 3.3 工艺设计与分析 3.3.1 输气管道工艺设计至少应具备下列资料： 1 管道气体的组成； 2 气源的数量、位置、供气量及其可变化范围； 3 气源的压力、温度及其变化范围； 4 沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求。当要求利用管道储气调峰时，应具备用户的用气特性曲线和数据； 5 沿线自然环境条件和管道埋设处地温。 3.3.2 输气管道水力计算应符合下列规定： 1 当输气管道纵断面的相对高差Δh ≤200m 且不考虑高差影响时，应按下式计算： 5.052221)(1051???????-=TL Z d P P q v λ （3.3.2—1） 式中：v q ——气体（P 0=0.101325MPa ，T=293K ）的流量（m 3/d ）； P 1——输气管道计算段的起点压力（绝）（MPa ）； P 2——输气管道计算段的终点压力（绝）（MPa ）； d ——输气管道内径（cm ）； λ——水力摩阻系数； Z ——气体的压缩因子； ?——气体的相对密度； T ——输气管道内气体的平均温度（K ）； L ——输气管道计算段的长度（km ）。 2 当考虑输气管道纵断面的相对高差影响时，应按下列公式计算： 5 .01152221)(21)1(1051??? ?????????????????++??+-=∑=-n i i i i v L h h L TL Z d h P P q αλα （3.3.2—2）
常用输油输气管道铺设方式
编订：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 常用输油输气管道铺设方 式 Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-3589-94 常用输油输气管道铺设方式 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 油气管道铺设方式通常采用架空、管沟及直埋铺设。根据铺设方式不同，所采用的保温及外防护层材料亦不同。 1．直埋铺设 当温度小于100℃时，钢管除锈后，涂刷管道防腐涂料。 保温材料多用硬质聚氨酯泡沫塑料，保温层厚度一般为30～40mm，防护层用高密度聚乙烯夹克。 当温度大于100℃时，通常在钢管及聚氨酯泡沫塑料之间架一层硅制品(如微孔硅酸钙)，但这也仅适用于短距离及站场内部管道。 2．管沟铺设 广泛用于站内管道或跨越管段。 钢管除锈后涂刷防锈涂料，保温材料常采用水泥
珍珠岩、微孔硅酸钙、复合硅酸铝及岩棉或矿渣棉制品等。再经捆扎固定后加外防护层。外防护层常采用沥青油毡玻璃布、沥青玻璃布或环氧煤沥青玻璃布结构。 3．架空铺设 架空铺设仅适用于站场管道。 钢管除锈后涂刷防锈涂料，保温材料常采用密度较小的岩棉制品、矿渣棉制品、复合硅酸盐材料及制品等。外防护采用镀锌铁皮、铝合金板，近年来铝箔玻璃钢也被广泛应用。 当输送高黏度介质时(原油、重油)、根据工艺要求，采用保温加伴热结构，即在保温层与钢管之间布置蒸汽或热水伴热管，或采用电热带。 对保温材料的要求如下： ①传热系数不大于0．12W／(m·K)； ②密度不大于400 kg／m3； ③硬度聚氨酯泡沫塑料压缩强度不应小于0．29 MPa；
输气管道设计规范 GB50251-2003
1 总则 1．0．1 为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策，统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量，制订本规范。 1．0. 2 本规范适用于陆上输气管道工程设计。 1．0．3 输气管道工程设计应遵照下列原则： 1 保护环境、节约能源、节约土地，处理好与铁路、公路、河流等的相互关系； 2 采用先进技术，努力吸收国内外新的科技成果； 3 优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数。 1．0．4 输气管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。 2 术语 2．O．1 管输气体 pipeline gas 通过管道输送的天然气和煤气。 2．O．2 输气管道工程 gas transmission pipeline project 用管道输送天然气和煤气的工程。一般包括输气管道、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。 2．O．3 输气站 gas transmission station 输气管道工程中各类工艺站场的总称．一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。
2．O．4 输气首站 gas transmission initial station 输气管道的起点站。一般具有分离，调压、计量、清管等功能。 2．O．5 输气末站 gas transmission terminal station 输气管道的终点站。一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。 2．O．6 气体接收站 gas receiving station 在输气管道沿线，为接收输气支线来气而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．7 气体分输站 gas distributing station 在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．8 压气站 compressor station 在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。 2．0．9 地下储气库 underground gas storage 利用地下的某种密闭空间储存天然气的地质构造。包括盐穴型、枯竭油气藏型、含水层型等。 2．O．10 注气站 gas injection station 将天然气注入地下储气库而设置的站。 2．O．11 采气站 gas withdraw station 将天然气从地下储气库采出而设置的站。 2．O．12 管道附件 pipe auxiliahes 指管件、法兰、阀门、清管器收发筒、汇管、组合件、绝缘法兰或绝缘接头等管道专用承压部件。
长距离输气管道工程概述
长距离输气管道工程概述 一、输气管道的分类及特点 1．输气管道的分类 输气管道分矿场输气管道、干线输气管道及城市输气管道。常称为内部集输管线、长距离输气管线和城市输配管网。天然气从气井中开采出来后，通过矿场集输——净化脱硫——长输管道输送到城市输配管网，供给用户。 矿场输气管道：输送未经处理的原料气。输送距离短、管径小、压力变化大。 干线输气管道：把经脱硫净化处理的天然气送到城市。输送距离长，管径大（400mm以上），压力高（4.0MPa以上），为天然气远距离输送的主要工具。 城市输气管道：为天然气的分配管网，它遍布整个城市和近郊，一般总是呈环形布置，且按压力严格区分。 2．输气管道的特点 长距离输气管道与压缩机站组成一个复杂的动力系统，由于其输送的气量大，常采用大口径、高压力的输送系统。其主要特点为： ⑴长输管道是天然气长距离连续运输系统，不需要常规的运输工具和设备，也不需要大量的建筑和占用大量的土地，可用自身运输的物质消耗克服其摩擦阻力就能迅速将天然气运到目的地，是最有效、最大规模的运输系统。 ⑵长输管道属于一个庞大而复杂系统的中间环节，必须协调好上下游间的关系，这使其设计及操作管理更为复杂。 ⑶长输管道输送量庞大，涉及国计民生及千家万户，必须充分保证能安全、连续、可靠地供气。 ⑷由于采气生产的均衡性和用户用气的波动性，要求管道有一定的储气能力，以适应用气量的变化。 ⑸长输管道投产初期可充分利用地层压力进行输送，根据气田压力的变化逐步建增压站，可节约投资和经营费用。 ⑹长输管道要求有与之配套的附属设施，尤其是通信和自控系统。 ⑺现代管道运输在国民经济中的地位日趋重要，利用冶金、机械制造、自动控制和施工安装等综合技术来提高运输效率已成为管输工艺研究的核心。
石油天然气管道第三方施工技术要求
与天然气管道相遇后建工程处理技术要求 1阀室、输气站（含放空管）与周围建筑控制距离 1.1公司在运输气站、阀室，除春晓站外，均按五级站考虑。一般情况下，与周边建筑防火间距（安全间距）按照《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）表4.0.4处理（详见表一，已针对公司进行换算）。 表一天然气场站、阀室放空区与周围建筑防火间距（米）
1.2* 不能满足防火规范要求，但地方政府已经立项，难以协调的情况下。应委托第三方专业单位进行热辐射计算，并经政府主管部门组织的专家评审通过后，按照安评报告要求实施。 2 埋地管线与天然气管道间距控制 2.1埋地管线处理参照《钢质管道外腐蚀控制规范》（GB21447-2008T）执行。公司管道按照强制电流阴极保护方式管道考虑。 2.2自来水管、污水管、燃气、热力管线 2.2.1埋设原则：一般情况下管径较大管线应埋设于较小管径管道下方。热力管道一般埋设在天然气管道上方。 2.2.2埋设间距：0.3m。 2.2.3地形受限情况下，两者间距小于0.3m时，两管道间应有坚固的绝缘物隔离，确保交叉管道的电绝缘，一般使用橡胶垫、废旧轮胎等。后建管道应保证交叉点两端各10米绝缘层无破损。 2.2.4* 参照省安监局组织的甬台温天然气管道与甬台温成品油管道同沟敷设间距，平行敷设间距一般不应小于1.5米。
2.3电力管线、通信管线 2.3.1 天然气管道正上方或正下方，严禁有直埋敷设的电缆。 2.3.2 与天然气管道平行敷设的直埋电缆，间距不得小于1米。2.3.3 与天然气管道交叉敷设的直埋电缆、通信管线，间距不得小于0.5米，用隔板分隔或电缆穿管时，间距不得小于0.25米。 2.3.4 水下电缆与天然气管道敷设间距不得小于50米，受条件限制时不得小于15米。 3 架空管线、建筑 3.1 架空管线、建筑基础与天然气管道水平间距应符合《石油天然气管道保护法要求》，控制在5米以外。 3.2架空管线、建筑与天然气管道垂直间距应能满足抢修作业要求，按照不同作业环境间距不同。可参照《原油、天然气长输管道与铁路相互关系的若干规定》建筑物底边缘与自然地面高差不小于2.0米。 3.3 架空电力线，控制间距见下表。 表二天然气管道与架空电力线路最小距离（米）
管道输油气企业设备管理与维修体制的探讨
管道输油气企业设备管理与维修体制的探讨 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
管道输油气企业设备管理与维修体制的探讨概述 随着管道运输事业的迅速发展，输油气企业的设备管理与维修体制，作为企业管理的重要内容，已成为企业领导共同关心的问题。那么探讨、学习、借鉴国外先进设备管理制度，规范建立符合输油气企业特点的设备管理与维修体制，是有效保证输油气生产安全运行的重要课题。本文就管道输油气企业的设备管理与维修体制进行探讨。 国外发达国家的设备管理与维修体制简介 国外发达国家的设备管理与维修体制，对我们的设备管理与维修体制的规范与完善有一定的指导和借鉴意义。下面分别介绍主要发达国家在设备管理与维修体制方面的基本状况和基本管理方法。 前苏联在设备管理与维修体制方面，采用的是计划预修制度，其全称为：统一计划预防维修制度。制定依据是机械设备的磨损规律理论。具体实施根据设备的运行时间划分维修等级（如：大修、中修、小修等）。维修组织机构采取运行与维修分开。我国机械工业的设备管理与维修体制采用的就是前苏联的管理体制。 美国设备管理与维修体制采用的是预防维修和生产维修的管理体制。预防维修体制基本上是以检查为基础的维修体制，其出发点改变过去的事后维修的维修做法，减少故障和停机损失。生产维修体制由四种具体维修方式构成：一是维修预防，它提倡在制造阶段就认真考虑设备的可靠性和维修性。二是事后维修，它主要思想是设备出现故障再修，不坏不
修。三是改善维修，主要是利用先进技术，对设备进行改造，改变设备某些缺陷和先天不足，以提高设备的先进性和可靠性。四是预防维修，它主要以检查为基础进行的维修，并包括两个方面：定期维修和预知维修。 英国采用的是设备综合工程学理论，进行设备管理与维修。它强调对设备一生的设置费和维持费做综合权衡，以寿命周期最经济为目标进行综合管理，并把设备的可靠性和维修性贯穿到设计、制造和使用全过程。在管理方面强调：技术是基础、管理是手段、经济是目的。 瑞典目前对设备管理维修采用的是以状态监测为基础的预防维修体制。维修组织机构以社会化专业公司为主。 法国设备管理与维修体制采用多样化：主要以预防维修为主，结合定期维修、状态维修的灵活体制。维修机构企业内部自行维修，强调维修工人的综合技能。 日本目前采用的是全员生产维修体制。它是以设备综合效率为目标，以设备时间、空间全系统为载体，以全体成员参与为基础的设备维修保养体制。日本这一维修体制在我国有些企业已经进行试用，并取得一定成果。 输油气企业设备管理与维修体制现状及合理性 通过对输油气企业设备管理与维修体制的实际调查和分析，目前设备管理与维修体制有以下三种模式：第一种是专业化维修体制。即基层分公司各输油气站的运行人员负责设备的运行、检查、操作和日常的维护保养，专业化维修队负责生产系统各类设备的大中型维修。专业化维修队
天然气输气管线工程设计方案
天然气输气管线工程设计方案 一、工程名称：天然气输气管线工程 二、工程地点：。 三、工程容： 本工程为至天然气输气管线工程，管线规格是φ57×3.5的20#无缝钢管（GB/T8163-2008），输送距离约为7000m. 管线沿途主要以埋地敷设为主。 四、工期要求： 整个工程在30天完成。 五、施工依据及验收规： 1、《凉水至护山天然气输气管线工程施工设计图》； 2、《输气管道工程设计规》GB50251-2003； 3、《城镇燃气设计规》GB50028-2006； 4、《油气长输管道工程施工及验收规》 GB 50369-2003； 5、《输送流体用无缝钢管》GB／Ｔ8163-2008； 6、《城镇燃气输配工程施工及验收规》CJJ33-2005； 7、《钢质管道外腐蚀控制规》 GB/T21447-2008； 8、《现场设备、工业管道焊接施工及验收规》GB50236-1998； 9、《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-2005； 10、《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》 SY/T0413-2002； 11、《油气输送用钢制弯管》 SY/T5257-2004
第二章施工方案 一、施工准备： 1、由项目责任人员与建设方以及设计方一道进行技术交底和现场踏勘，共同核对有关资料。 2、由项目责任人员及有关技术人员一道进行施工图的会审，并编制有关工艺及方案。 3、由项目责任人员对施工人员进行技术方案交底，发放施工资料，进行安全、技术培训。 4、根据现场施工需要,列出进场设备、仪器清单。技安员对进场设备和仪器进行检查，确保其完好性、安全性及有效性。经常进行设备保养和检修，使其始终处于良好的运行状态，满足施工要求。 5、加强钢管、阀门等原材料的供应管理，保证在各项工作需要时准时提供。 6、材料存放 6.1钢管、管道附件、防腐材料及其它设备材料应按产品说明书的要求妥善保管，存放过程中应注意检查，以防锈蚀、变形、老化或性能下降。 6.2焊材等材料应存放在库房中，其中焊条应存放在通风干燥的库房，焊条长期存放时的相对湿度不宜超过60%。钢管、管件、沥青等材料或设备可以分类露天存放，存放场地应平整、无石块，地面无积水。存放场地应保持1%～2%的坡度，并设有排水沟。易燃、易爆物品的库房应配备消防器材。 6.3防腐管应同向分层码垛堆放，堆放高度不宜超过3m，且应保证管子不失稳变形、不损坏防腐层。 7、原材料的检验、验收 7.1对施工用所有的材料进行验收，检查材料的外观或包装、合格证、
西气东输管道工程建设项目管理技术(1)
西气东输管道工程建设项目管理技术 西气东输干线，全长4000公里，西起XX的塔里木轮南，东到XX白鹤镇，沿线经过XX、XX、XX、XX、XX、XX、XX、XX、XX、XX等10个省、自治区、直辖市。总投资435亿元人民币，前后有2.6万余名建设者参与工程建设。中国石油集团30余家直属单位派出作业队伍，共吸引191家承包商。2002年7月全面开工,2004年10月1日投产,2005年1月1日正式向XX商业供气.如此高额的投资、庞大的建设队伍，在国内工程建设史上不多见，在世界工程建设史上也罕见。1、西气东输光建设世界级一流管道工程，项目管理工作迎来新挑战首先是沿线地理环境复杂。西气东输工程自西向东途径了戈壁、沙漠、黄土源、山地、平原、水网等地形，其中管道敷设的难点主要集中在三个地段。在西部，管道要通过800多公里的南湖戈壁,这一带气候恶劣、风沙肆虐、人迹罕至,深入这一地区，就是对生命极限的一种挑战。在中部，管道通过黄土高原。严重的水土流失和大面积的失陷性黄土是管道安全的最大威胁，管道不仅要穿过纵横交错的沟壑，还要翻越吕梁山、太行山，施工难度和工程量都非常大。在东部，特别是XX、XX一带，是我国经济最发达的地区。城镇密布、人口聚集，沟渠湖塘随处可见。我们既要解决高压力管道通过人口稠密区的安全问题，还要克服在水网地区的施工难题。从西向东，管道几乎经过了我国所有的地形地貌，地理环境的多样性和复杂性在世界上也是罕见的。其次是管道的穿跨越工程多。西气东输要穿越大中型河流77处，小型河流2000多处，还有众多的公路铁路和山体隧道，累计长度超过170公里数量多、规模大、形式复杂。特别是3穿黄河、3穿长江，创造了陆上管道穿越规模的新记录。XX黄河穿越采用了多级定向钻加顶管接力方式，全长7.32公里，埋设深度23米，是迄今为止在国内管道穿越工程中最难的；XX长江穿越，在50多米深的河床底下，开凿近2000米的隧道，难度也是相当大的。 再次是输气工艺复杂。西气东输工程干线共设站场35座，均可实现远控、站控；线路截断阀室138座，其中压气站10座，压比1.4～1.5，各压气站和分输站均按有人值守、无人操作设计；全线采用SCADA系统进行远程数据采集和监控，并采用先进的卫星通信系统，提高了管理的自动化、信息化水平，达到世界同期先进水平。西气东输工程全长4000公里，参建人数2.6万，涉及政府监督、业主、监理、设计承包商、采办承包商、施工承包商、检测承包商、外方合作单位、各级政府部门，如此多的组织，为协调、管理带来了难度。管理可以转化为生产力，西气东输全线建立和完善了扁平式管理结构，整合相关社会资源，引入外方总监、HSE管理等全新的管理方法，广泛使用现代管理手段，压缩管理层次和管理队伍。西气东输工程管理模式的创新确保了工程建设的顺利推进。2、西气东输管道工程项目管理模式和方法2．1项目管理管理目标西气东输是国家的重点工程，从项目一开始就建立建设世界一流管道的目标。管理目标可归纳为“四高一流”。“四高”即：高标准：完全与国际接轨，技术上要跟API标准看齐，管理上要严格遵循菲迪克条款；高质量：在设计、物资采办、现场施工组织上每道环节都要用最高标准来要求，管道建成后达到“国优”标准；高技术：采用国际先进的技术，提高整个管道的技术含量，使这条管道成为我国管道建设的一个样板；高效益：不但要做到建设时期的成本、造价最低，而且要使运行期间的成本最低。“一流”就是建成国际一流的长输管道。QHSE管理体系方针和目标为：质量方针：
输油输气管道突发事件应急预案_1.doc
LOGO 输油输气管道突发事件应急预案
1 总则 1.1 编制目的 为有效防范和处置市区、油区输油输气管道突发事件，协调油地双方应急行动，最大限度地减少人员伤亡和财产损失，制定本预案。 1.2 编制依据 依据《中华人民共和国突发事件应对法》、《中华人民共和国石油天然气管道保护法》、《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国消防法》、《河北省人民政府突发公共事件总体应急预案》等法律法规和规范性文件。 1.3 事件分级 按事件的可控性、严重程度和影响范围，参照《中国石油天然气集团公司油气长输管道突发事件专项应急预案》的相关规定，将油气输送管道事件分为特别重大事件（Ⅰ级）、重大事件（Ⅱ级）、较大事件（Ⅲ级）和一般事件（Ⅳ级）。 1.3.1 特别重大事件（Ⅰ级）：造成生产区域内设施严重破坏，油气输送主线路中断输送72小时以上；可能造成10人以上死亡，或50人以上受伤；对社会安
全、环境造成重大影响，需要紧急疏散1000人以上；造成1000万元以上直接经济损失。 1.3.2 重大事件（Ⅱ级）：造成生产区域内设施严重破坏，油气输送主线路中断输送8小时以上；可能造成3～9人死亡，或10～19人受伤；对社会安全、环境造成重大影响，需要紧急疏散500～1000人以上；造成500～1000万元以上直接经济损失。 1.3.3 较大事件（Ⅲ级）：造成生产区域内设施严重破坏，油气输送主线路中断输送8小时以内；可能造成1～2人死亡，或10人以下受伤；对社会安全、环境造成较大影响，不需要紧急疏散人员；造成500万元以下直接经济损失。。 1.3.4 一般事件（Ⅳ级）：由油气输送管道所在的生产单位根据实际情况确定。 1.4 适用范围 本预案适用于任丘市行政区域（含油区）内油气输送活动过程中，由于自然、人为、技术或设备等因素引发油气输送管道的火灾、爆炸、泄漏、重大环境污染等事件的应急救援工作。 1.5 工作原则
输气管道建设工程可行性研究报告
输气管道建设工程 第1章总论 1.1编制依据 1) 国家有关燃气、石油天然气相关专业标准、规范、规定； 2）2010年8月华北油田公司关于《34号阀室至任丘市北部门站 高压天然气管道工程可行性研究报告》的委托。 1.2项目背景及建设目的 1.2.1项目背景 “陕京二线”输气管道工程的建设是2004年西部大开发十大重点工程之一。管道主要输送长庆油田的天然气，西起陕西省靖边县，途径陕西省、山西省和河北省，东至北京市大兴区采育镇，全长935.4公里，该管线于2005年7月20日正式进气。2006年11月，“陕京二线”任丘分输天然气站申请开口成功，任丘西部门站正式投入使用，为任丘市提供了天然气保证。 根据任丘市燃气总体发展要求，为了使任丘市“陕京三线”配套的任丘北部门站工程在技术上、经济上合理可行，充分发挥其社会效益，受华北油田公司委托，河北华宁工程勘察设计有限公司进行编制《34号阀室至任丘市北部门站高压天然气管道工程》可行性研究报告。 1.2.2建设必要性 1）为了满足任丘市市政府要求双回路、双气源安全稳定供气以及任丘市宏观经济发展的要求；
2）为保障华北石化1000万吨天然气制氢工程的原料供应； 3）进一步保证华港燃气集团有限公司对工业、民用天然气供应的持续与稳定。 1.2.2研究范围 本输气管道工程所涉及的内容包括：线路路由、管道敷设、用管、管道防腐、阴极保护等内容及经济评估。 1.3编制原则 1) 严格执行国家、行业的有关法规、政策、标准和规范； 2）根据任丘市天然气供应现状与发展规划，从实际出发，远近 期结合。 3)线路走向布局合理，避开城镇规划区及不良地质地段，注重管 道本质安全，防止第三方破坏，确保管道安全平稳运行； 4)选用先进、成熟、可靠的工艺技术，方案既要做到安全、稳定、可靠，又要经济合理，以减少投资及拆迁补偿费用； 5)注重消防、环保、节能、安全生产和劳动卫生； 1.4遵循的主要标准规范 《输气管道工程设计规范》 GB50251-2003 《油气输送管道穿越工程设计规范》 GB50423-2007 《关于处理石油管道和天然气管道与公路相互关系的若干规定》（试行）（（78）交公路字698号，（78）油化管道字452号） 《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分：B级钢管》 GB/T9711.2-1999 《油气长输管道工程施工及验收规范》 GB50369-2006 《油气输送管道穿越工程施工规范》 GB50424-2007