石油原油管道长输管道阴极保护的方法和条件

原油管道长输管道

阴

极

保

护

电

流

在

线

检

测

注

意

事

项

河南汇龙合金材料有限公司

1 管道内部清洁度

阴极保护电流在线检测技术并非适用于任何管道。作为直接测量工具，阴极保护电流在线检测器需要与管道内壁良好接触，以便能够测量阴极保护电流产生的小电压降。由于原油管道定期清管，因此其影响检测器与管壁接触的问题较少。而成品油管道通常输送规格产品，一般不存在碎片堆积物，因此，其清管频率明显小于原油管道。只要成品油管道末端油品污染程度轻，就可以认为该成品油管道是“清洁”管道。为了确保阴极保护电流在线检测成功进行，在进行成品油管道检测前，通常需要对其进行较高质量的管道清管。目前，市面上已有用于成品油管道的简便和较低成本的清管器产品。这些清管器产品在进行清管的同时，也能测量管道内壁的清洁度，并能确定阴极保护电流在线检测时，检测器与管内壁是否能够充分接触。由同一条成品油管道在间隔1年时间内进行的两次阴极保护在线检测测得的电压降变化曲线可以看出，由于管壁没有充分清洁及电接使用阴极保护电流检测器定位电流源触不良，使得检测过程产生大量噪音，从而导致电压降变化曲线( 上方) 波动较大，而在进行两次清管之后，测得的电压降变化曲线( 下方) 明显平缓。

相比原油管道和成品油管道，对天然气管道进行阴极保护电流在线检测较为困

难。由于天然气管道内的氧化物和管壁上脱落的碎片不能像原油或成品油管道那样被油流带走，因此天然气管道的清管难度较大。管壁清洁度不足导致天然气管道的内壁电接触不够充分，影响了测得的直流电数据的准确性，而管壁清洁度问题对交流电数据影响不大。同时，由于阴极保护电流在线检测器质量轻且与管道内壁间摩擦力小，因此天然气管道的介质流速波动对检测数据的准确性影响不容忽视。

较新的管道内壁存在大量轧屑，使得其与检测器接触和电压降测量难度增大。同时，较新的管道防腐层完好，因此需要的阴极保护电流较小。由于旧管道阴极保护电流较高，因此可一定程度上忽略其管壁接触问题对检测结果的影响，但是对于较新的施加低阴极保护电流的管道，其内壁接触问题对检测结果的影响不容忽视。鉴于此，阴极保护电流在线检测技术通常用于旧的液体管道，只有当天然气管道腐蚀主要是由交流干扰引起时，才能对天然气管道进行阴极保护电流在线检测。

2 电流源记录

阴极保护电流在线检测器能够定位管道上的所有电流源以及未被记录的接头/排污管/短接。进行间断的CIS数据分析时，需要考虑管道上所有电流源及排污管。在对某管道进行阴极保护电流在线检测时，发现未被记录的2个整流器和3个接头。这些埋地接头属于一条废弃的管道。该在检管道与废弃管道为并行敷设，由同一套阴极保护系统提供保护。由于时间太久，废弃管道埋地接头的位置信息已经遗失。

阴极保护电流在线检测器偶尔会检测不到某些阴极保护特征，如某次检测没有检出已知位置的整流器，而这个整流器已伴随该管道多年。在对检测数据进行分析时，操作人员的第一反应是检测器的准确性存在问题。然而，对阴极排污管的开挖结果表明，该整流器是属于另一条管道。在另一案例中，某海底管道阴极保护电流在线检测结果显示，该管道新近安装的6个阳极栅并未正常工作。潜水员进行水下检测后发现，这些阳极栅未正常工作是由于没有正确连接在管道上或其已被飓风损坏造成的。这也表明，阴极保护电流在线检测器也可以作为有效检验设施是否正确安装的质量保证/质量控制

( QA/QC) 工具。阴极保护电流在线检测器可用于定位套管中的短接。虽然该检测器无法对套管进行检测，但当将以前漏磁检测的数据输入阴极保护电流在线检测数据库并进行校准后，就能确定套管的始末端。该检测器不仅能检测出从套管通过短接流向管道的电流值，而且能对短接进行准确定位。

3检测数据及防腐层质量评价

阴极保护电流在线检测器检测出的数据能有效用于防腐层质量评价。由于检测器能检测出流入管道和流回电流源的阴极保护电流值，因此很容易计算出任何给定区域接收的电流值。阴极保护电流在线检测数据曲线反映出电流密度与防腐层质量关系密切。电流曲线出现陡降，说明该处电流密度高，而下降平缓说明该处电流密度较低。

由于检测器检测出的只是检测器头部与尾部之间固定长度( 1.8~2.7 m) 管壁内的电压降，因此该检测器只是一种粗略的电压检测器。该检测器无法检测出小的防腐层缺陷漏失的电流值，但对于几个漏点的累积效应产生的或未防腐环焊缝处管段接收的电流值有

足够高的分辨率。根据某管径203 mm的成品油管道阴极保护电流变化曲线(显示约9.7km 长管段的电流情况) 可以看出，两段不同防腐层管段电流变化存在显著的区别，其中涂敷熔结环氧树脂粉末防腐层管段的电流变化平缓，而涂敷煤焦油防腐层管段的电流变化幅度很大。涂敷煤焦油防腐层管段的电流密度在22～54 mA/m 2范围内变化，而涂敷熔结环氧树脂粉末防腐层管段的电流密度介于0.013～0.015 mA/m2之间。这表明涂敷熔结环氧树脂粉末防腐层的管段处于过保护状态，因为其电流密度比同类型防腐层管道完好保护状态下的电流密度高出2倍。在进行阴极保护电流在线检测数据分析时，需要将管道分成若干个电流密度呈线性的区段。具体方法是：当电流坡度出现变化时，该处即视为新管段的始端。在电流密度检测报告中，将这些划分好的管段数据各自列表，这有助于快速搜索出高或低电流密度的管段。

4 阴极保护失效的判断

对管道情况不明有时会干扰对评价结论的判断。以某管道检测结果为例，在距离管道起点95 m处( 该处与一条废弃管道短接) ，有3.8A的电流漏失。在距离管道起点3.6 km处，有一个73 A的整流器。检测结果表明，阴极保护系统只对截断阀下游609 m长的管道实施了保护，而截断阀上游管道检测不出阴极保护电流。操作人员就此决定对这个截断阀进行在线隔离，以便对截断阀上游管道实施阴极保护。但是之前的检测历史数据表明，这个截断阀的管地电位一直正常，因此对截断阀采取在线隔离的决定可能并非正确。在对这个埋地截断阀进行开挖后发现，阀门上游法兰的一个隔离器上有一截破损的金属线与邻近的一条废弃管道搭接，这使得超过3 km长的管道因无阴极保护电流而未得到保护。由于邻近一个大功率整流器和高电位截断阀，使得操作人员对这段管道阴极保护的有效性产生错觉。

5 介质流速的影响

介质流速和在检管道的内部状况会影响阴极ChaoXing保护电流在线检测数据的准确性，但其影响程度取决于在检管道的内壁粗糙度。一般而言，电阻焊管道比无缝管道或螺旋焊缝管道的介质流速要高。值得注意的是，阴极保护电流在线检测器检测出的是很小的电压—通常是微电压。在粗糙管道中介质流速过大，会对数据的准确性产生负面影

响。对于大多数管道，介质流速一般为3.2 km/h较为理想。

6 管道干扰定位

当外界干扰设施周期性中断运行，而管道出现阴极保护电位改变时，技术人员会认为其运营的管道存在来自外界的干扰。事实证明，这经常是一种误解。因为只有在两种结构通过电解质发生电流交换时，才会出现干扰。作为国际管道研究协会

(Pipeline Reseach Council International,PRCI)研究项目的一个组成部分，阴极保护电流在线检测器已被证实能够对干扰电流进行定位和测量。目前，利用该检测器已经对超过4827 km的管道进行了检测，对这些管道干扰误判的现象已大幅减小。

公司简介：

河南汇龙合金材料有限公司座落在经济蓬勃发展的黄河沿岸、中原腹地---河南省原阳县，是一家合金材料多元化延伸产品深加工、电气技术研发、工程承包为一体的高新企业。公司创办以来本着科技领先、专注行业的经营理念，在部队、石油、化工、天然气、铁路、市政等大型企业项目中树立起了良好的企业形象和数以千计的成熟业绩；在电化学防腐蚀、阴极保护材料开发、阴极保护施工、防雷及接地领域，汇龙品牌产品已畅销海内外并得到了客户的普遍好评和认可。

汇龙公司拥有一支长期从事特种合金、阴极保护材料研发、防雷及接地材料行业具有丰富经验的专家团队，在阴极保护防腐蚀领域采用新技术、新工艺不断改革创新使我们的产品与技术更具有市场竞争力，一直走在同行业的前列。

汇龙公司自主研发设计的主要产品有：镁合金阳极、锌合金阳极、铝合金阳极、镁带、锌带、长效硫酸铜参比电极、便携式参比电极、高纯锌参比电极、锌接地电池、阴极保护测试桩、防爆接线箱、高硅铸铁阳极、钛基氧化物阳极、预包装深井阳极、浅埋式预包装阳极、固态去耦合器、等电位连接器、恒电位仪、电位传送器、智能测试桩、火花间隙保护器、防雷器、手动升降杆、电动升降杆、气动升降杆、非金属接地模块、离子接地极、石墨接地线、合金接地极、铜包钢接地极、铜包钢绞线、放热焊接模具、铝热焊剂等。

愿我们的产品、技术和服务能为广大用户提供更多的放心和实惠，欢迎国内外各界朋友光临河南汇龙。

埋地长输管道阴极保护施工行业规范

埋地长输管道阴极保护施工行业规范河南汇龙合金材料有限公司2019年技术部正版

1 工程概况 1.1工程内容阴极保护工程项目为：-----------有限公司输水管道工程 1.2 开竣工时间开工时间：总体进度确定开工时间，配合管道安装进行。工期：配合管道安装确定整个工期 1.3牺牲阳极保护主要工程量本阴极保护工程安装主要工程量如下：序号项目名称工程量 1 阳极坑、测试装坑零星土方处 2 阳极的组装与运输支 3 镁合金牺牲阳极安装支 4 管道焊口重防腐涂料补口处 5 阳极安装后水的运输与浇注处 6 测试桩安装根 7 阴极保护检测处 2 施工部署工程合同签定后，由单位领导主持，组织设立项目部。项目经理及项目部成员由责任心强，业务素质高，专业知识结构合理，现场施工经验丰富的人员组成。以便有能力及时处理施工中遇到的各种问题，从组织上保证工程顺利进行。项目经理领导下，项目部有关人员均熟悉本工程工艺程序及图纸，并

在施工过程中记录并研究解决工程施工中的重点及难点。项目部设专人负责施工设备、材料进场，按相关程序实施进场验收，施工现场选定合适的库房。 2.1 工程施工规划 2.1.1本工程采用的施工管理措施，配合整体工程施工进度，可同步进行，协同作业。项目部以相关的奖惩制度确保工程进展快速，保质保量。 2.1.2根据设计书、相关标准和施工方案，项目部设专人负责落实施工所需各种原材料、施工设备等。 2.1.3根据项目工艺文件，图纸，由生产部组织实施牺牲阳极、测试桩等生产。 2.1.4项目部管理人员根据设计书、施工方案、施工图组织调度施工组，开展牺牲阳极和测试装置的施工。 2.1.5全部安装完毕后，测量电位数据，测量结果整理并出具测试报告。 2.2 施工技术方案及工艺为了保证阴极保护系统长期、稳定地运行，施工的前期工作优为重要，严格按产品性能指标验收，保证产品质量，对热收缩套、阳极、参比电极及测试桩的安装严格按照设计要求及有关技术规范进行施工。 2.2.1阳极的组装阳极的组装在工厂进行，组装后阳极的质量和各项技术指标符

张立峰特高含水期原油常温集输工艺研究

萨北油田特高含水期原油常温集输技术张立峰（大庆油田有限责任公司第三采油厂黑龙江大庆163152 ）摘要阐述了大庆萨北油田特高含水期原油低温集输试验原理及工艺流程，确定试验参数。试验表明，水驱油井常温集输技术界限为24℃，集输半径界限为 1000m，含水率为 80%，产液量为30t/d。聚驱油井常温集输技术界限初步确定为为24℃，集输半径界限为1000m，含水率为 90%，产液量为200t/d。井口回压正常，低温工况对转油站泵输影响不大。对符合低能降耗集油条件的油井实施不加热集油，降低系统运行能耗。关键词：常温集输粘壁温度集输界限高含水原油节能降耗中图分类号：TE 文献标识码：A 文章编号：大庆原油是一种石蜡基原油[1]，具有高凝点（31 C）、高含蜡量（25%）、高粘度等三高特点。萨北油田综合含水已达到93%以上，随着油井综合含水的上升，集输自耗气呈急剧上升的趋势，其中大部分热能用于集输掺水加热上。原油集油能耗已占地面系统总能耗78%，吨油集油自耗气达到27m3，年耗气达到13×108m3。由于产液量的不断增加和产油量的持续下降，使原油生产成本呈上升趋势，吨油生产操作成本进一步升高。为此，开展原油常温集输工艺技术研究可以实现部分油井全年或季节性常温集输，可达到节能增效的目的。 1 试验原理及工艺流程油田开发初期主要推广应用了单管密闭混输流程（萨尔图流程）、蒸汽伴随流程、三管热水伴随流程以及双管掺油（水）流程。当油田进入中高含水期，分别应用了喇嘛甸油气集输流程、双管掺活性水油气集输流程。目前萨北开发区已进入特高含水开发后期，原油集输主要采用掺热水双管保温流程，工艺流程。该流程以中转站为单元中心，计量间所输液量进“三合一”游离水脱除器进行沉降分离后，一部分水直接进掺水泵返输到计量间。为了保障安全生产，允许适当补充高温水。采用这种流程要求：将中转站掺水热洗合一的流程改造为掺水、热洗分开流程；中转站只点一台加热炉作为热洗用炉，其他加热炉停用(冬季可小火烘炉)；对于低产液井偏多的中转站，可适当补充一些高温水，使掺水温度在45℃；中转站掺水温度不得超过45℃，计量间回油温度不低于35℃。这种不加热集油技术方式适合于中转站所辖的电泵井或高产液井较多及含有部分低产液井的情况。要求油井综合含水相对较高，日掺水量要充足。即转油站三合一沉降水经加热炉加热至70℃左右，经计量间掺入各井口集油管线，单井回油温度保持在40℃左右。当油井处于高含水期时，由于水远远多于油，即使集输温度达到了原油的凝固点，在水的带动和冲刷下也可以正常输送，故其集输温度可以降低到原油凝固点以下，但应当在原油粘壁温度以上。（原油粘壁温度指的是原油在该温度时会有部分凝固的原油粘在管壁上，故称之为粘壁温度）。粘壁温度与原油凝固点不同，其影响因素主要有含水率、油井的产量、原油的性质等。当集输温度低于粘壁温度时，部分凝固的原油就会粘在管壁上，从而使得集输管道摩阻增加、阻力增大、井口回压升高、管道内流动截面积减少甚至会产生堵管现象，因此，集输温度必须高于粘壁温度。见图1、图2。图1采油三厂原油在不同含水率时的粘壁温度图2采油三厂原油在不同流速时的粘壁温度

影响长输原油管道安全因素及风险控制方法分析汤浩

影响长输原油管道安全因素及风险控制方法分析汤浩发表时间：2020-01-14T15:27:38.127Z 来源：《建筑实践》2019年38卷第20期作者：汤浩 [导读] 原油的运输有很多种方式，而长输管道的运输凭借成本低、效益高的优点成为最常用的方式。摘要：原油的运输有很多种方式，而长输管道的运输凭借成本低、效益高的优点成为最常用的方式。但是，长输管道运输原油由于很多因素的影响，还存在着很多安全隐患。本文从长输原油管道安全隐患识别和种类出发，分析研究影响长输原油管道安全的主要因素及其对策，为预防长输原油管道安全事故提供参考指导。关键词：长输原油管道；安全因素；风险控制；方法分析 1影响长输原油管道安全因素 1.1自然环境因素的影响长输原油管道距离长并且跨度大，经过很多地形地貌，每个地区的土质和降水情况也不一样。降水量大的山区，可能会发生泥石流、山坡崩塌的情况；黄土较多的地区，可能会发生水土流失，土壤侵蚀的情况；经过江河的地方，可能会发生流水侵蚀；地震多发地带，可能会遭遇地震等自然灾害。以上特殊的自然环境和地形，有可能会造成长输原油管道变形，造成原油泄漏，污染当地环境，严重时，可能会引起爆炸。 1.2管道工程项目质量影响整个长输原油管道项目的质量直接影响运输管道的安全问题，管道施工项目中，主要有以下几个方面影响长输原油管道的安全。1.2.1管道材质毋庸置疑，好的材料质量才能建设好的工程项目。对于隐蔽在地下且经过很多复杂地形环境的管道工程，管道的质量更为重要。质量达标的管材是建设合格的长输原油管道的基础。但是在实际的长输原油管道施工中，施工单位可能没有对管道管材严格把关，一些质量不达标的劣质管材流入到原油输送管道的施工现场；在投入使用前，没有对管材抗压、抗腐蚀等性能进行检验，使性能不足的管材投入到长输原油管道的建设中；更过分的是，施工单位将一些明知不合格的管材偷偷的掺杂到符合国家标准的管材中，质量抽检时只抽部分的合格管材，蒙混过关，想从原材料标准的降低上谋取更大的利润。 1.2.2施工技术长输原油管道工程的施工人员的技术也是影响其安全的关键。随着科技发展，原油管道施工技术也越来越发达。管道工程是埋藏在地下很深的工程，一些施工人员的专业水平可能有限，没有掌握先进的施工技术和技巧，尤其是在面对复杂的地质环境时，不能实施与地质环境相适应的施工技术。所以，施工人员技术的不足也会造成运输管道的安全问题。 (1)管道腐蚀：长输原油管道一般铺设在地下很深的地方，布置复杂，而且埋设时间较长。一方面，土壤里面的酸性成分或者土壤中的微生物与电解质发生反应会造成管道的腐蚀；另一方面，在管道施工过程中，施工人员不小心将管道壁碰碎后没有发现，这样，管道表面的保护层就不完整，漏出的管道就会和土壤中的一些成分发生反应，也造成了管道腐蚀。 (2)人为原因：一方面，一些施工单位在施工前，没有对施工区域的地下管道情况好好勘察，施工过程中造成了管道的破坏，进而造成原油泄漏，引发安全事故；另一方面，由于原油价值较高，管道又大部分铺设在人烟稀少的地方，这就给不法分子提供了可乘之机，不法分子为了自己的利益，在原油输送管道上打孔偷油，打孔的地方会腐蚀，久而久之，腐蚀的面积会越来越大，造成管道破裂或者断裂，造成严重的管道安全事故。 2对长输原油管道安全问题的预防和控制 2.1合理规划原油管道路线长输原油管道路线较长，跨度也较大，途径不同的地质或者常发地质灾害的地方会严重影响管道安全问题。这就要求我们在设计管道路线时，充分研究路线经过的地域地质情况，尽量避开地质复杂、地质灾害多发的地方。避免因地质灾害造成原油管道的变形、破裂或者断裂，造成原油泄漏或污染环境，甚至引起爆炸。 2.2提高原油管道工程质量 2.2.1管材方面一方面，严格把控管材的质量，按照国家标准采购管材。对采购人员进行严格的培训，充分了解原油管道所需管材的强度、抗压等性能要求，熟练掌握管材的辨别方法，从有生产资质的合格厂家采购管材。另一方面，要明确管材的运输条件和储存条件，将管材储存在干燥的环境中，避免管材的腐蚀。在管材使用之前，分批次进行外观检查和性能抽样检查，避免因储存不当造成管材性能降低，影响使用。总而言之，管材的质量直接决定了原油管道的安全系数，只有保证了管材的质量，才能降低原油管道出现安全事故的概率。 2.2.2施工技术方面长输原油管道铺设距离长、布置复杂的特点决定了对管道施工技术要求极高。这就要求管道施工单位要使用具有专业施工技术的人员，针对不同的地质条件采用不同的施工方法，在遇到施工难题时，可以做出正确的解决方法。施工单位应提供施工人员不断学习先进技术的机会，定期安排施工人员外出培训，增强他们的专业水平，建设更安全、更优质的管道工程。 2.3加强管道防腐保护工作管道防腐工作是管道能否安全运行的关键。在管材使用之前，可以在管道内侧涂抹一层防止腐蚀的保护层，这样即便管道与土壤接触的部分被腐蚀了，管道内侧也不会被腐蚀，就不会发生管道断裂或者破裂的情况。在管道周边安装监控系统，实时监测管道周围情况，不给钻孔盗油的不法分子作案机会，减少盗油现象的发生。不好的原油质量由于精度不纯也会造成管道腐蚀的情况，要严把原油质量关，从源头上杜绝质量不达标的原油的输送。只有减少管道腐蚀的可能性，才能保障管道的安全运行，减少安全事故的发生。 2.4完善规章制度，加大检查力度一方面，在原油管道铺设的地方做好警示标志，提醒一些施工单位不要盲目施工，在警示标志上留下管道维护部门的电话，施工单位可以向有关部门询问管道铺设的深度和长度后，再考虑是否可以动工。相关单位应对钻孔偷油行为制定严格的法律规章制度，鼓励大胆检举揭发钻孔偷油行为，严厉打击钻孔偷油人员。另一方面，应加大长输原油管道的检查力度。原油管道属于地下隐蔽工程，出现问题后不容易被察觉。我们应记录好管道投入使用的日期，并根据管道所处区域的地质和环境条件，预测管道的使用寿命和使用期限，着重对使用

长输原油管道水击分析与控制

长输原油管道水击分析与控制摘要本文对长庆油田吴西线原油长输管道项目中可能出现水击的原因进行了分析，并阐述了水击可能造成的危害，着重的解释了原油长输管道水击防护措施。关键词原油；水击；自动控制；泄放阀中图分类号TQ055 文献标识码 A 文章编号1673-9671-(2012)062-0164-02 1 项目简介长庆油田吴西线原油长输管道，起点吴起县，终点西峰市，全线长188公里，共有4座输油站场，均在原有管线输油站场中扩建，以便于管理。依次是PS1（首站）、PS2（中间站1）、PS3（中间站2）、PS4（末站）。PS1至PS2管线管径为Φ273，长度78公里，设计最大输量为200 m3/h，设计压力为6.4 MPa，PS2至PS4管线管径为Φ377，长度110公里，设计最大输量为，400 m3/h，设计压力为8 MPa。长庆油田吴西线原油管道所有泵站泵机组的连接形式为并联，输油泵为离心泵。 2 水击的产生 2.1 水击的定义原油在管线中流动时，液体断面上各点流速和压强保持一定，不随时间变化的叫稳定流，反之叫不稳定流。在实际的输油过程中各点流速和压强不随时间变化的较少，如果在一般情况下变化很小，可以基本上认为是在稳定状态的。当输油的稳定状态受到破坏，压力发生顺便时，流速和压强发生极具变化，叫做水击。 2.2 水击产生的主要原因 2.2.1 有计划的调整管道的输量全线输量将由380 m3/h逐步增长到500 m3/h，当输量突然提升泵的排量时，管线的流量也突然增加，就会从PS1主泵的出口开始产生增压波，并向PS2传递，油品进入PS2主泵，从PS2主泵的出口增压波得到加强，并向下游传递。同样当需要减少管线的输量时，就会从PS1主泵的出口开始产生减压波，并向下游传递。当改变某一站阀门的阀门开度时，会造成全线的压力波动。如减小PS4的进站阀门的开度，就会从阀门处产生一个减压波，并下游传递，从阀门处产生一个增压波，并上游传递。在某中间输油站的启动和停输时，产生水击。泵站泵机组的连接形式为并联，配置为两用一备，当两台泵中的一台出现故障时，需要开启备用泵，并关闭运行的故障泵，在泵机组的切换过程中会产生压力波动。 2.2.2 管道的某些操作程序首末站的倒换油罐，输送过程中会产生水击。全线的首站PS1和末站PS4设有几具储罐，所以，在PS1的一个油罐的油快输完时，要倒到另一个罐输油，可能产生水击。同理，在PS2收油时，一个罐快满时，要将原油切入另一个储罐，可能产生水击。在PS1和PS2输送过程中的储罐切换时，要在汇管处切换，开启另一储罐汇管处阀门，关闭前一储罐的汇管阀门。在汇管切换时，可能产生水击。 2.2.3 管道操作过程的事故状态

长输管道牺牲阳极法阴极保护施工方案

司材长输管道牺牲阳极阴极保护施工方案河南汇龙合金材料有限公司项目部

目录一、概述- ----------------------------------------------------------- 2 （一）原理----------------------------------------------------- 2 （二）牺牲阳极法阴极保护的优点--------------------------------- 2 （三）牺牲阳极材料--------------------------------------------- 2 （四）阳极安装方式--------------------------------------------- 6 （五）测试系统------------------------------------------------- 7 （六）应用标准和规范------------------------------------------- 7 （七）主要测试设备和工具--------------------------------------- 8 二、该项目管道牺牲阳极保护法的设计- --------------------------------- 8 三、施工方法- ------------------------------------------------------- 8 1、牺牲阳极法阴极保护施工安装程序简述如下: -------------------- 9 2、牺牲阳极法的施工: ------------------------------------------ 9

油气集输安全操作管理通用版

管理制度编号：YTO-FS-PD923 油气集输安全操作管理通用版 In Order T o Standardize The Management Of Daily Behavior, The Activities And T asks Are Controlled By The Determined Terms, So As T o Achieve The Effect Of Safe Production And Reduce Hidden Dangers. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards

油气集输安全操作管理通用版使用提示：本管理制度文件可用于工作中为规范日常行为与作业运行过程的管理，通过对确定的条款对活动和任务实施控制,使活动和任务在受控状态，从而达到安全生产和减少隐患的效果。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。第一节、概述一、矿场油气集输的任务矿场油气集输是将油井采出的油、水、气混和物进行收集、暂存、初步处理并输送到指定的容器或装置的全部生产过程。其主要任务是：（1）、收集油井产出物；（2）、对油、气、水、轻烃、杂质的分离和净化等初步处理，输出四种合格产品（即：净化原油、轻烃、净化伴生气、净化水）；（3）、分别对油、气进行计量；（4）、分别将油、气输送到指定的油库（站）或炼油厂和化工厂等用户。二、油气集输管理的基本要求（1）、保证集输平衡，并达到规定的储油能力；（2）、保证产品质量合格；（3）、计量准确，输差控制在规定的数值内；（4）、油气损耗控制在规定的数值内；

石油天然气长输管线施工方案

石油长输管道施工方案工程名称：中国石油管道安装工程施工单位（章）：中国石油管道工程局有限公司项目经理：项目技术负责人：编制人：审核人： 1 / 75

编制时间：2016年3月31日 2 / 75

目录 1.1.编制依据4 1.2.工程施工关键点、难点分析及对策5 1.3.单位、分部、分项工程划分6 2.1施工重要工序控制措施7

1.1.编制依据 1.1.1国家及石油化工部门现行的施工规范及验收标准(见下表)

1.2.工程施工关键点、难点分析及对策 1.2.1该项目施工跨距较长，交叉施工作业面较多，周围无便利条件，且部分属戈壁地带，给施工组织带来较多不便，所以合理安排施工计划较为重要，以保证施工工期及质量。

1.2.2 安全要求严格（因该工程属于不停产作业），施工中不安全因素多，施工中要严格按照各项安全规定及办法执行。本次施工安全是重中之重，一定要做到各种安全措施及安全预案严谨、合理科学，确保管线运行及施工生产双安全。 1.2.3该项目施工任务量大、工期短，合理安排是保证本次施工进度的难点，在施工中采取多点作业，统一协调，充分发挥我公司资源优势，使得施工全过程处于受控状态。在施工中加强及有关单位的紧密配合，随时调整施工计划，确保施工进度。 1.2.4动土项目，施工前必须及时及业主沟通，要注意地下有管道、电缆、光缆的设施，保证原设施的正常使用；在土方开挖前，必须在挖沟范围内人工挖探区，确保地下的各种设施的完整性，施工完成后还应按原地貌进行恢复。 1.2.5根据该项目特性，点多面广，施工作业面过散的具体情况，在施工准备阶段，一定做好施工的准备各项工作，以保证工程的顺利进行 1.3. 单位、分部、分项工程划分单位工程、分部工程、分项工程划分一览表

长输原油管道密闭输油工艺操作规程综述

长输原油管道密闭输油工艺操作规程 1、【范围】本标准规定了长输原油管道密闭输油过程中的检查与准备、密闭输油投用与停运、运行参数调整、流程切换、密闭流程与开式流程切换、应急处理等方面的工艺操作原则、一般步骤与要求。本标准适用于管道储运分公司密闭输油的长输原油管道。 2 、规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注明日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适于本标准 , 然而 , 鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件 , 其最新版本适用于本标准。 GB15599 石油与石油设施雷电安全规范 SY5737 原油管道输送安全规定 SY5225 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定 SY/T6148 输油管线清管作业规程 Q/SHGD O045 原油管道输油调度工作条例 Q/SHGD 0048 原油管道工艺安全运行操作规程 3、术语和定义下列术语和定义适用于本标准。 3.1 调度控制中心根据 Q/SHGD 0045 之规定 , 具有独立指挥权限的一条或多条管道

运行、或对一条或多条管道具有独立指挥权限及远程控制功能的调度机构。以下简称调控中心。 3.2 首站管输原油由油罐经给油泵、输油泵加压 ( 加热炉加热 ) 后，向下一站输送的输油站。 3.3 中间站管输原油由上站经输油泵加压 ( 加热炉加热〉后 , 向下一站输送的输油站。 3.4 未站管输原油由上站经管网 ( 计量系统〉后 , 进入油罐或向用油单位转输的输油站。 3.5 分输站管输原油自上站来油后 , 向二个以上不同方向分别输送的输油站。 3.6 输油站输油站是首站、分输站、中间站、未站的统称。 3.7 高压泄压阀为防止输油站出站端高压管段的运行压力超过规定压力值而设置的泄压阀门。 3.8 低压泄压阀为防止输油站进站端低压管段的运行压力超过规定压力值而设置的泄压阀门。 3.9 低压回流调节阀

原油长输管道初步设计计算书53页word

绪论原油的运输作为能源利用技术的重要一环，越来越受到重视，而其中管道运输与铁路、水路、公路、航空相比，因其输送距离长、建设速度快、占地少、管径大、输量高、能耗低、不污染环境、受地理及气象条件影响小等优点，而得到快速发展，已成为世界主要的原油输送方法[1]。原油按其油品性质来分，可以将原油分为轻质原油和高粘易凝原油，后者还可以分为含蜡量较高的含蜡原油和含胶质、沥青质较高高粘重质原油（即稠油）[2]。轻质原油的输送较为容易，一般常规输送工艺就能满足要求。含蜡原油的的凝点较高，管输过程中易出现析蜡、凝管、堵塞等事故，严重影响管输的能力和效率。而高粘重质原油的粘度非常高（通常是几百甚至是几万厘波[3]），因此管路的压降就相当大，这就大大增加了原始基建投资和运行费用。现在原油管输工艺的种类很多，应用较多、技术比较成熟的传统管输工艺有火焰加热器的加热输工艺、热处理输送工艺、加剂（包括降凝剂、减阻剂、乳化剂）输送工艺[4~13]、稀释输送工艺[14]。另有相对来说应用较少、有待进一步研究开发的现代工艺，有保温结合伴热输送工艺、太阳能加热等特殊加热工艺[15]、低粘液环输送工艺、微波降粘输送工艺[16]、水悬浮输送工艺、气饱和输送工艺、磁处理输送工艺[17]、改质输送工艺[18]、管道内涂输送工艺[19]等。由于我国生产的原油多属高含蜡、高凝固点、高粘度原油，因此我国多数管道仍采用加热输送。无论从输油成本以及设备投资方面都比常温输送高出很多，并且我国大部分输油管道都建在70年代，为了保证安全运

行和提高企业经济效益，旧管输工艺的改进和新建管道先进技术研究开发是当前管输工作的重点。我国从事管道科研人员近年来在这方面取得了较大进展。我国输油工艺技术发展方向[20]： (1) 适应国内油田发展的特点，解决东部管道低输量运行，西部管道常温输送，海洋管道间歇输送和成品油顺序输送问题。坚持输油工艺的新型化和多样化。(2) 采用高效节能设备，管输过程中节能和降低油耗的最有效措施是采用高效的输油泵和加热炉，开展新型高效离心泵和国产高效加热炉的研制是摆在我们面前的一项艰巨任务。(3) 加强原油热处理、降凝剂和减阻剂机理的研究，从根本添加剂对不同原油减阻降凝机理的认识问题。(4) 开展添加剂的研制工作，形成添加剂研究—生产—应用一条龙。(5) 进一步研究降粘裂化输送，水环输送，界面减阻输送，磁处理输送机理和适应范围。针对不同油田原油的特点进行工业性试验，对特定的原油采用特殊的方法输送。

石油原油管道长输管道阴极保护的方法和条件

原油管道长输管道阴极保护电流在线检测注意事项河南汇龙合金材料有限公司

1 管道内部清洁度阴极保护电流在线检测技术并非适用于任何管道。作为直接测量工具，阴极保护电流在线检测器需要与管道内壁良好接触，以便能够测量阴极保护电流产生的小电压降。由于原油管道定期清管，因此其影响检测器与管壁接触的问题较少。而成品油管道通常输送规格产品，一般不存在碎片堆积物，因此，其清管频率明显小于原油管道。只要成品油管道末端油品污染程度轻，就可以认为该成品油管道是“清洁”管道。为了确保阴极保护电流在线检测成功进行，在进行成品油管道检测前，通常需要对其进行较高质量的管道清管。目前，市面上已有用于成品油管道的简便和较低成本的清管器产品。这些清管器产品在进行清管的同时，也能测量管道内壁的清洁度，并能确定阴极保护电流在线检测时，检测器与管内壁是否能够充分接触。由同一条成品油管道在间隔1年时间内进行的两次阴极保护在线检测测得的电压降变化曲线可以看出，由于管壁没有充分清洁及电接使用阴极保护电流检测器定位电流源触不良，使得检测过程产生大量噪音，从而导致电压降变化曲线( 上方) 波动较大，而在进行两次清管之后，测得的电压降变化曲线( 下方) 明显平缓。相比原油管道和成品油管道，对天然气管道进行阴极保护电流在线检测较为困难。由于天然气管道内的氧化物和管壁上脱落的碎片不能像原油或成品油管道那样被油流带走，因此天然气管道的清管难度较大。管壁清洁度不足导致天然气管道的内壁电接触不够充分，影响了测得的直流电数据的准确性，而管壁清洁度问题对交流电数据影响不大。同时，由于阴极保护电流在线检测器质量轻且与管道内壁间摩擦力小，因此天然气管道的介质流速波动对检测数据的准确性影响不容忽视。较新的管道内壁存在大量轧屑，使得其与检测器接触和电压降测量难度增大。同时，较新的管道防腐层完好，因此需要的阴极保护电流较小。由于旧管道阴极保护电流较高，因此可一定程度上忽略其管壁接触问题对检测结果的影响，但是对于较新的施加低阴极保护电流的管道，其内壁接触问题对检测结果的影响不容忽视。鉴于此，阴极保护电流在线检测技术通常用于旧的液体管道，只有当天然气管道腐蚀主要是由交流干扰引起时，才能对天然气管道进行阴极保护电流在线检测。

油气集输带答案

《油气集输》综合复习资料一、填空题 5.管路沿线存在起伏时，不仅激烈地影响着两相管路地流型，而且原油大量地聚积在低洼和上坡管段内，使气体的流通面积减小，流速增大，造成较大的摩擦和滑移损失。（课本194） 6.通常，乳化水靠加破乳剂或乳化剂方法或二者得联合作用使油水分离。（课本290） 7.气液两相流的处理方法有均相流模型、分相流模型和流行模型三种模型。(课本175-180) 8.一元体系的蒸汽压与体系的温度有关，二元体系的蒸汽压与和有关。（课本107,109） 9.油田常用的集输流程为：油井→计量站→接转站→集中处理→矿场油库，这种布站方式称三级布站。若油井能量较大，可取消其中的接转站，此时的布站方式称为二级布站。（课件绪论26页） 10.水滴在电场中的聚结方式主要有电泳聚结、偶极聚结和震荡聚结。 11.闪蒸按操作压力分为负压、常压和微正压三种流程。（课本338） 12.影响平衡气液相比例和组成的因素是气液相组成、分离相压力和分离温度。 13.按管路内流动介质的相数，集输管路可分为单相、双相和多相流。 14.集输系统由油气分离、原油净化、原油稳定、天然气净化和轻烃回收五个工艺环节组成。 15.沉降罐中的油水分离主要依靠水洗作用和重力沉降作用。（课件第五章46） 16.原油和水构成得乳状液主要有两种类型：油包水型乳状液和水包油型乳状液。此外，还有多重乳状液等。（课本279） 17.埃尔乌斯划分的气液混输管路的流型有分层流、波浪流、环状流、气团流、段塞流、气泡流、弥散流和分散气泡流。 18.原油稳定采用的方法基本上分为闪蒸法和分流法两类。（课件第六章12页闪蒸和分馏）二、判断题

大连市石油天然气长输管道

大连市石油天然气长输管道保护工作细则为了加强全市油气长输管道(即：承担国家级油气输送任务的管道，下同)安全保护工作，进一步明确各级人民政府、先导区管委会、各有关部门、街道（乡镇）和企业的职责，根据《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》、国务院安委会《油气输送管道保护和安全监管职责分工》（安委〔2015〕4号）等有关法律法规，结合本市油气长输管道保护工作实际，制定本工作细则。第一章管道保护工作基本原则第一条自觉守法，严格执法。各级政府、各部门、各社会团体、企事业单位和自然人，在从事经济社会活动中凡涉及油气长输管道安全的事项，必须自觉遵守《中华人民共和国石油天然气管道保护法》等法律法规，做到有法必依、执法必严、违法必究。第二条政企协同，齐抓共管。各级人民政府、先导区管委会要切实履行属地监管职责，街道（乡镇）及社区（村屯）要定岗定责充分发挥一线监督保护作用；有关职能部门要强化行业监管职责和服务意识。管道企业要严格落实主体责任，在加强管道保护的同时，积极支持地方经济建设。按

照“党政同责、一岗双责、齐抓共管”的工作责任制，完善政府牵头、上下联动、部门协作、齐抓共管的工作机制，形成横向到边、纵向到底的管道保护工作格局。第三条统筹规划，源头治理。管道企业应及时向相关部门报备管道线路建设竣工图，城乡建设规划要依法保障既有管道的安全距离和空间，各级发展改革、国土资源、建设、农业、水利、林业、环保、交通运输、电力、通信等部门在核准(审批、备案)与管道相遇项目选址、建设时，要把落实管道保护措施作为一项重要内容，妥善协调好相交相遇等关系，对违反管道保护相关规定的工程项目，严禁规划、立项核准(审批、备案)，切实从源头上遏制占压管道、安全距离不足和危及管道安全的事项。第四条政企引导，全民参与。县级以上（含县级）人民政府主管部门和管道企业要加大《中华人民共和国石油天然气管道保护法》，以及有关管道安全技术防范、事故应急处置常识等宣传教育力度，政府部门至少每半年、管道企业至少每季度组织一次相关法制宣传和应急演练活动。要设置专项保障费用，通过利用各种时机、形式和组织活动，努力营造全民参与管道保护工作的良好氛围。第二章管道保护工作职责第五条管道企业职责。管道企业是管道保护的责任主体，主要职责： 1.负责建立健全管道保护责任体系和制度规范，落实一

原油(长输)管道的污染控制——污染产生的原因(2)参考文本

原油（长输）管道的污染控制——污染产生的原因（2）参考文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月

原油（长输）管道的污染控制——污染产生的原因（2）参考文本使用指引：此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。作者：王新增王国涛 1 原油泄漏包括外管线泄露及站内泄漏两种。对长距离输油管道来说，泄漏是最常见的事故。泄漏除造成油品损失外，还会污染环境。过去，造成管道泄漏的主要原因是腐蚀、外力损伤及管线憋压，约占该类事故的70％。例如，东黄复线牛庄段1998年曾发生一起因腐蚀造成管线穿孔事故，泄露原油污染河道；1984年因山洪爆发冲断铁秦线石河穿越管道，跑油近1 500t,原油顺水漂流达7km;1987年东黄老线寿光站曾发生一起因操作失误造成站内憋压跑油的严重事故。近年来，随着油价的不断攀升，部分不法分子在管

线上打孔盗油是造成管道泄漏的又一主要原因。据统计20xx年仅潍坊输油处所属管线即被打孔320余次。东监复线博兴境内发生的一起因不法分子打孔盗油而引发的跑油事故，造成原油泄露数百吨，污染农田数十亩。这些事故除损失大量原油外，同时还造成了严重的环境污染，企业蒙受重大经济损失。 2 油气蒸发原油尤其是进口原油具有易蒸发的特性，油气蒸发不但会引发火灾及爆炸事故，还会污染环境。在石油储运过程中，油气蒸气主要发生在储油罐收发油作业中的呼吸损耗。长距离输油企业一般采用浮顶油罐和固定项油罐，相比较而言，浮顶油罐由于几乎全部消灭了自由蒸发的油气空间，大大减少了油品的蒸发损耗，而广泛应用于首末站大型储油罐（一般大于10的4次方(原多次方位置应该标在右上位置，但word格式不支持)m3），中间站缓冲油罐

长输管道阴极保护工程施工及验收规范

目录第一章总则.......................................................................................................................- 3 - 第二章阴极保护管道防腐绝缘要求及绝缘法兰安装................................................... - 4 -第三章电源设备的验收与安装...........................................................................................- 5 - 第四章汇流点及辅助阳极的安装.......................................................................................- 7 - 第五章测试桩的安装...........................................................................................................- 9 - 第六章检查片的制作与安装埋设.................................................................................... - 10 - 第七章牺牲阳极的安装.................................................................................................... - 11 - 第八章调试.................................................................................................................... - 13 - 第九章交接验收及竣工资料............................................................................................ - 14 -

阴极保护技术在埋地管道上的应用案例的总结

阴极保护技术在埋地管道上的应用案例的总结课程：现代阴极保护技术班级：学号：姓名：

目录 1.阴极保护技术介绍 1.1阴极保护技术原理 1.2阴极保护方法 1.2.1牺牲阳极阴极保护技术 1.2.2强制电流阴极保护技术 2. 阴极保护技术在埋地管道上的应用 2.1 阴极保护技术的应用现状 2.2 埋地管道采取防腐措施的必要性 3.应用实例分析 3.1 西气东输东输管道工程阴极保护 3.1.1 阴极保护设计参数选定 3.1.2 阴极保护站位置的确定 3.1.3 阴极保护系统的构成 3.1.4 管道外防腐涂层与阴极保护的协调问题 3.2 天津渤西油气处理厂管道牺牲阳极保护 3.2.1 保护电位的确定 3.2.2 阳极材料及数量的确定 3.2.3 阳极分布及埋设 3.3 长庆油田靖咸长输管道、靖惠管道、第三采油厂管道的检测与评定 3.4 油气管道阴极保护的现状与展望参考文献

1.阴极保护技术介绍 1.1阴极保护技术原理阴极保护是通过阴极电流使金属阴极极化实现。通常采用牺牲阳极或外加电流的方法。系统的检测主要通过每间隔一定的距离所测得的阴极保护数据来准确分析判定管道的阴极保护状态。 1.2阴极保护方法 1.2.1牺牲阳极阴极保护技术牺牲阳极法是将需要保护的金属结构作为阴极，通过电气连接与电子电位更低的金属或合金连接，使其满足腐蚀电池形成的条件，让电子电位低的阳极材料向电子电位高的阴极材料不间断地提供电子。牺牲阳极因较活泼而优先溶解，向被保护金属通入一定量的负极直流电，使其相对于阳极接地装置变成一个大阴极而免遭腐蚀, 而阳极则遭到强烈腐蚀；此时阴极材料的结构首先极化，在结构表面富集电子，不再产生离子，进而减缓并停止结构腐蚀进程，从而达到保护阴极材料的目的。 1.2.2强制电流阴极保护技术强制（外加）电流是通过外加的直流电源（整流器等），直接向被保护的金属材料施加阴极电流，使其发生阴极极化，同样达到保护阴极金属材料的目的。而给辅助阳极(一般为高硅铸铁或废钢)施加阳极电流，构成一个腐蚀电池，也可使金属结构得到保护。 2.阴极保护技术在埋地管道上的应用 2.1 阴极保护技术的应用现状目前，在西方发达国家，金属阴极保护防腐得到广泛应用，并取得了明显的效果。国内埋地管网阴极保护做得较好，一般都要求埋地的新建金属管道必须采用阴极保护储罐和钢质管道在改造时应逐步采用阴极保护。近年来，国内的阴极保护技术发展较快，阳极材料、保护参数的遥控遥测、保护电源等技术日趋完善。 2.2 埋地管道采取防腐措施的必要性输送油、气的钢质管道大都处于复杂的土壤环境中，输送的介质也具有腐蚀性。因此，管道的内壁和外壁均可能遭到腐蚀。一旦管道被腐蚀穿孔，造成油、气漏失，不仅使运输中断，还会污染环境，并可能引发火灾。防止埋地管道的被腐蚀，是管道工程的重要任务，埋地管道的腐蚀，可分为内壁腐蚀和外壁腐蚀。 3.应用实例分析 3.1 西气东输东输管道工程阴极保护 3.1.1阴极保护设计参数选定在西气东输管道工程阴极保护设计过程中，对于设计基本参数的选取，进行了认真细致的核实。结合三层PE防腐层的结构和特点、以及国内该防腐层的生产加工能力和技术水平，同时对比分析了相关的国内外标准，最终选定阴极保护参数如下：最小保护电流密度Js=3-5μA/m2,最小保护电位V=-0.85V或更负（相对饱和Cu/CuSO4参比电极，下同），最大保护电位（通电状态下）V=-1.25V。考虑西气东输管道工程最大站间距仅为217km,最小间距141km,按双侧保护间距和Js=4μA/m2的电流密度计算，保护电流约为：2Imax=5.54A ,2Imin=3.60A。

原油长输管道环境风险分析与控制

原油长输管道环境风险分析与控制摘要：目前我国科学技术快速发展，经济建设逐渐完善，人们对于现阶段原油长输管道的发展提出了更加严格的要求。也可以说，原油长输管道的建设和完善对国民经济会产生直接影响。对于原油长输管道自身来说，管道作为原油储运的重要组成，有关管道建设与运行质量等问题已经引起了相关工作人员的重视。需要结合实际，对环境风险因素进行总结，并以此为基础，提出针对性的改进建议，延长管道的使用时间，避免资金的浪费，从根本促进我国经济的发展和完善，保证原油储运的安全性。关键词：原油；长输管道；环境风险引言我国经济的发展，离不开能源的供应，能源影响着我们生活的方方面面。生活中会用到天然气，出行会用到汽油。长输原油管道距离长并且跨度大，经过很多地形地貌，每个地区的土质和降水情况也不一样。降水量大的山区，可能会发生泥石流、山坡崩塌的情况；黄土较多的地区，可能会发生水土流失，土壤侵蚀的情况；经过江河的地方，可能会发生流水侵蚀；地震多发地带，可能会遭遇地震等自然灾害。特殊的自然环境和地形，有可能会造成长输原油管道变形，造成原油泄漏，污染当地环境，严重时，可能会引起爆炸。 1原油长输管道环境风险分析原油长输管道环境风险主要包括施工过程对水源的污染、对大气的污染以及固体废弃物的污染。其中固体废弃物的污染又包括废弃泥浆、生活垃圾、施工废料、粉尘等，施工中的扬尘主要来源于管沟及站场的地面开挖以及车辆运输过程中产生的砂砾粉尘，该污染物受风力的影响非常大，而且容易对施工人员的肺部产生损伤。水源和大气的污染对环境污染最为严重，因为它们会进行空间的转移，对人类的危害时间比较长，危害程度更大，与固体废弃物的污染相比，水污染与大气污染更难处理，处理这类污染耗费的成本也高。虽然管道在正式安装之前会有专门的人员进行检查，但是由于管道需要长时间在地下环境中进行使用，因此不可避免的就会发生问题。例如，管道外部温度会直接影响管道的腐蚀程度，导致腐蚀面积的扩大。另外，在一段时间内，管道外部介质也会发生变化，导致管道出现腐蚀，同时管道腐蚀也会受到地下水分变化的影响。所以，管道在使用的过程中，必须有专门的人员对其进行全方位的监测，对外部环境产生的影响进行明确，才能合理控制管道运行。 2管道环境风险管控建议根据油气运输管道环境风险评价结果，提出油气管道环境风险管控建议: 2.1加强环境风险源头防控建立环境风险基础信息数据库，并将油气运输管道建设与运行情况纳入评价区域环境风险基础信息数据库，实现油气运输管道环境风险的动态管理。针对高风险、较高风险油气运输管道，督促管理企业建立有效的人工巡检制度，加强环境风险隐患排查治理，通过油气管道网格化管理，加强高风险、较高风险区段检测维护频率，严格落实相关企业环境风险防范主体责任。 2.2对废弃物的管控措施废弃物包括废弃泥浆、生活垃圾、施工废料等，首先我们应该通过设置专门

输油管道阴极保护施工方案

吉化集团吉林市北方建设有限责任公司吉林-长春成品油管道工程第一标段线路工程阴极保护施工方案编制：审核：批准：吉化集团吉林市北方建设有限责任公司吉林-长春成品油管道工程项目经理部二○一一年七月十五日

目录 1、编制依据................................................. 错误!未定义书签。 2、工程概况 (2) 3、施工部署 (4) 4、施工方法和措施 (5) 施工准备 (6) 用于临时阴极保护的锌带安装 (7) 测试桩安装 (8) 长春末站强制电流阴极保护安装 (9) 去耦合器的安装和调试 (10) 5、施工消耗材料计划 (13) 6、施工首段用料计划 (13) 7、工期计划及工期保证措施 (14) 8、质量保证措施 (14)

1、编制依据（1）. 编制说明本施工组织方案是依据建设单位提供的招标文件，施工图纸国家有关规范及验收标准进行编制的。本施工组织方案针对施工中的主要施工方法和措施，人员安排，质量控制,进度、材料控制及安全文明施工与环境保护等进行阐述说明。（2）.编制依据 2、工程概况本工程是由吉林到长春的输油管道工程。管道主要是采用外加电流的方式进行阴极保护。土壤电阻率比较低的地方需要用锌带牺牲阳极做临时阴极保护，有和旧管道交叉的地方设置管道交叉测试桩。每整公里处设电位测试桩。在管道受交流干扰地段设去耦合器。在长春末站埋设阳极地床。在绝缘法兰两端设接地电池，并设参比电极。 .工程内容：本工程主要内容包括测试桩的安装、长效硫酸铜参比电极、锌带的安装；通电点电缆的焊接，恒电位仪的安装、辅助阳极的埋设、接地电池的安装、去耦合器的安装、电缆敷设、系统调试等。