关于输油输气管道运行与管理的研究
石油天然气管道安全运行及维护
护护_secret石油天然气管道安全运行及维护一．概述（一）术语1．石油天然气管道：是指石油（包括原油、成品油）、天然气管道及其附属设施（简称管道设施），包括油气田工艺管道（包括集输、储运、初加工和注气管道）和长输（输油、输气）管道。
2．集输管道：是指采油（气）井场工艺管道、井口、计量站、接转站、联合站之间，以及联合站与首站之间的输油输气管道3．长输管道：是指产地、储存库、使用单位间用于商品介质的管道。
4．石油天然气站场：具有石油天然气收集、净化处理、储运功能的站、库、厂、场、油气井的统称。
简称油气站场或站场。
5．含硫天然气（含硫化氢天然气）：指天然气的总压等于或高于0.4MPa，而且该气体中硫化氢分压等于或高于0.0003MPa。
5．湿含硫天然气；在水露点和水露点以下工作的含硫天然气6．干含硫天然气：在水露点以上工作的含硫天然气7．含硫干气；输送过程中不能析出液态水的含硫天然气8．脱水天然气：脱水后含水量达到设计要求的天然气。
9．管道完整性：是指管道始终处于完全可靠的服役状态。
管道完整性的内涵包括三个方面：(一)管道在物理和功能上是完整的；(二)管道始终处于受控状态；(三)管道运营商已经并将不断采取措施防止失效事故发生。
10．管道的完整性管理：是指管道运营商持续地对管道潜在的风险因素进行识别和评价，并采取相应的风险控制对策，将管道运行的风险水平始终控制在合理和可接受的范围之内。
11．安全技术规范：特种设备技术法规的重要组成部分，是规定特种设备的安全性能和相应的设计、制造、安装、修理、改造、使用管理和检验检测方法，以及许可、考核条件、程序的一系列具有行政强制力的文件。
（二）石油天然气管道的安全问题管道输送石油、天然气具有高效、低耗等优势，但因其具有高能高压、易燃易爆、有毒有害、连续作业、链长面广、环境复杂等特点，决定了其安全管理的极其重要性。
石油天然气管道目前存在的主要安全问题有：1．管道破坏严重，极易酿成事故。
油气长输管道及城区燃气行业 安全运营专项整治行动实施方案
****区油气长输管道及城区燃气行业安全运营专项整治行动实施方案为贯彻落实中省市关于加强油气长输管道安全运营监管的指示精神，深刻吸取“11.22”青岛输油管道爆炸事故教训，认真查找途经我区油气长输管道存在的安全隐患，保障运营安全，按照《国务院安委关于开展油气输送管线等安全专项排查整治的紧急通知》、《住房城乡建设部办公厅关于开展油气输送管线等安全专项排查整治的紧急通知》、《省人民政府办公厅关于印发湖北省石油天然气和危险化学品输送管道及有关生产经营企业安全专项整治方案的通知》的要求，依据《中华人民共和国石油天然气管道法》、《住房城乡建设部办公厅关于开展油气输送管线等安全专项排查整治的紧急通知》等法规标准，经区政府研究决定，从现在起利用一年的时间在全区范围内，广泛开展油气长输管道及燃气行业安全运营专项整治行动。
实施方案如下：一、指导思想和目的以习近平总书记、李克强总理和省市主要领导关于“11.22”青岛原油管道爆炸事故后所作出的重要指示为指导，坚持安全第一、预防为主、分级管理、各负其责、专业维护和社会保护的原则，按照“全覆盖、零容忍、严执法、重实效”的总体要求，大力宣传法律法规，全面排查安全隐患，彻底整治棘手问题，构建安全生产长效机制，防止重特大事故发生，确保人民生命财产安全和社会稳定。
二、整治范围和治理重点（一）油气长输管道整治范围：1、中石化“川气东送”天然气管道，境内干线总长度28.9公里，起点位于李埠镇万城村（沮漳河东岸），管道桩号：EJZ001；终点位于郢城镇黄山村（太湖港西岸），管道桩号：EJZ041。
途经李埠镇、太湖管理区、八岭山镇、纪南镇、郢城镇5个乡镇。
2、中石油“忠--武”天然气管道，境内干线总长度29.3公里，起点位于李埠镇万城村，桩号：ZWCS532；终点位于郢城镇黄山村，桩号：ZWCS563。
途经李埠镇、太湖管理区、八岭山镇、纪南镇、郢城镇5个乡镇。
3 、中石油“忠—武”天然气管道荆襄支线，总长度11公里，起点位于纪南镇拍马村，桩号：JXCS000；终点位于荆门市纪山镇砖桥村，桩号：JXCS014。
中国石油管道分公司输油气站QHSE管理实
中国石油管道公司输油气站QHSE管理实施细则1范围1.1总则为规范输油气站的QHSE管理工作，促进QHSE管理水平的提高，制定本细则。
1.2应用范围本细则适用于中国石油天然气股份有限公司管道分公司所属输油气站的QHSE管理工作。
2引用文件下列文件中的条款通过本部分的引用而成为本部分的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本部分，然而，鼓励根据本部分达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本部分。
Q/SY2.2-2001 质量健康安全环境管理体系要求中国石油天然气股份有限公司管道分公司质量健康安全环境管理体系管理手册程序文件（B版）3 术语和定义三清：厂房清、设备清、场地清；四无：无油污、无杂物、无明火、无易燃物；五不漏：不漏油、不漏气（汽）、不漏水、不漏电、不漏火。
4 文件资料和记录4.1文件要求4.1.1建立受控文件目录并实时更新，文件管理符合分公司文件控制程序的规定。
4.1.2根据岗位需要，配置标准、制度、规范和作业指导书。
4.1.3岗位作业指导书格式、内容执行《QHSE管理体系文件编制导则》。
4.1.4应急预案、作业指导书、管理规定等文件可操作性强，责权明确，能够有效指导相应工作的进行。
4.1.5 定期对文件、检查表等进行评审，对发现的问题及时进行修订和反馈。
4.2记录控制有QHSE工作记录清单，记录有相应的保存期，记录填写及时真实、内容完整、无随意涂改。
记录的保存、归档等管理工作符合分公司记录控制程序的规定。
4.3法律、法规及其它要求4.3.1建立适用法律、法规及其它要求清单，定期评价其有效性和适用性。
5 QHSE管理5.1质量健康安全环境目标结合岗位职责和业绩考核相关内容将分公司的QHSE管理目标、指标分解到各相关班组、岗位，明确具体控制管理办法，形成输油气站各岗位的QHSE管理目标指标。
5.2职责和权限5.2.1建立完善的班组、岗位的岗位职责和安全职责，明确各岗位的任务、责任和权利。
输油管道设计与管理3——【输油管道设计与管理】
（三）热油管道的启动方法
1、冷管直接启动 将热油直接输入温度等于管线埋深处自然地温的冷管道， 靠油流降温放热来加热周围土壤。这样，最先进入管道的 油流在输送过程中一直与冷管壁接触，散热量大，当管道 较长时，油温很快降至接近自然地温，远低于凝固点。通 常把这一段称为冷油头。冷油头散失的热量主要用于加热 钢管及部分防腐层。冷油头中，有相当长的一段油流温度 接近或低于凝固点，油头在管内凝结，使输送时的摩阻急 剧升高，以至于会超出泵和管道强度的允许范围。因此只 有当管道距离短，投油时地温高，并能保证大排量输送情 况下，才能采用冷管直接启动。对于长输管道，当地温接 近凝固点时，也可采用冷管直接启动。
12
热油管道的启动投产
冷管道的热水预热过程就是周围土壤温度场的建立过程，也就是周围土 壤的蓄热过程，也是土壤热阻不断增大、管道热损失不断减少的过程。 如果按TR、TZ及Q由轴向温降公式推算管路的总传热系数K，将表现为K 值的不断下降。显然按稳定传热公式计算的K值，不能反映不稳定传热 过程中油管的散热特性。但在还未建立正确的算法前，工程上仍沿用上 述K值来分析启动过程，在输量和起点温度恒定的情况下，上述K值能大
ht
21
各层内外侧的温度可由温度分布公式得到
Tx,
y T0
qL
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ln
y0 y0
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KD
Байду номын сангаас
Ty
T0
由下式可求得每层(圆环内)的稳定蓄热量：
n
q tctVi (Tmi T0 ) i 1
22
热油管道的启动投产
式中：q—( ht－R )环形土壤每米稳定蓄热量，kJ/m ρt—土壤的密度，kg/m3 Vi—第i层环状土层的体积，m3 Tm、T0—第i环平均温度、自然地温，℃
我国油气管道运营安全管理存在的问题及保障措施
我国在过去 ５年新建油气管道上万千米 ， 重
点建设了西气东输 、 陕京二线、 忠武线 、 涩宁兰 、 兰
成渝成品油管道 、 冀宁联络线 、 双兰” “ 管线、 大连 石化原油管道等重点输油气 管道工程 ， 我国的油 气管道总里程达到 ４ ５ ｍ， ． Ｘ ０ ｋ 初步形成了连接 １
多条油气管道 ， 新建管道总长度将达到 １５ ． １ Ｘ０ ｋ 其中， ｍ， 天然气管线将达到 ８ ０ ｋ 原油和成 ００ ｍ，
品油管线将分别达到 ３ ０ ００ ｍ和 ４ ０ 。 ｋ ００ ｍ ｋ 自２ 世纪 ５ ０ ０年代 以来 ， 随着全球 范围内油 气管道的大规模敷设 ， 管道安全事故时有发生 ， 有 些事故甚至酿成了灾难性后果。统计显示 ，９０ １７ 年至 １９ 年 ， ９ ２ 美国共发生油气管道事 故 ９ ０ ００多 起， 平均每年 ４０多起 ；９ １年至 １９ ０ １８ ９６年 ， 苏 前 联发生输气管道事故 ７２起 ； ２ ５ 近 ０年 间， 加拿大 发生油气管道事故 ８０多起 。其 中， ０ 损失最惨 重 的是 １８ 年发生在前苏联境 内的输气管道爆炸 ９９ 事故 ， ８０多人葬身火海。 有 ０ 我国管道安全形势也相 当严峻 ， 仅我 国西南 地区 ， 在过去 ３ ０年 问， 就发生各类管道事故 ２０ ０
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焊管 － ２ 第 ９卷第 ２期 ・ ０ ６年 ３月 ２０
我 国油气 管 道运 营 安 全 管 理存 在 的 问题 及 保 障 措 施
庾 莉 萍
（ 中国人 民解放军 ７ １４部队 ，广西 桂林 ５ １０ ） ６０ ４ ０ １ 摘 要 ：介绍 了我国油气管道运营安全方面， 尤其是人为破坏造成的多起 问题 ， 总结 了影响油
Hale Waihona Puke 气管道运输安全的主要 因素 ， 着重提 出了确保 管道 运营安全管理的几 点措施 。指 出解决管道 安全问题不仅需要技术上的创新， 更需要管理模式的根本 变革和管理理念的突破 。管道安全 管理模 式变革势在必行。 关键词 ：管道运输 ；安全管理；措施 中图分类号 ： Ｅ ８ 文献标识码 ：Ｂ 文章编号 ：１０ — ９８ ２ ０ ） ２ ０６ 一 ４ Ｔ８ ０ １ ３３ （０６ ０ — ０ ４ ｏ
我国油气长输管道技术的现状及发展
我国油气长输管道技术的现状及发展油气管道的主要任务是对石油、天然气及其产品进行运输，是国家的重要基础设施，加强对油气管道技术的研究，促进油气管道的持续发展，对于保障经济持续增长、维护人民生活和谐稳定，有着十分重要的意义。
标签：油气长输管道;现状;发展1.油气管道技术的现状1.1 原油管道改革开放以来，我国不断加大对原油管道的建设力度，经过几十年的发展，我国在原油管道技术方面取得了长足进步。
目前，在原油管道，已经应用了诸多先进技术，包括SCADA系统、密闭输油技术、低输量加剂技术等，大大提高了原油运输效率，也减少了管道运输过程中的能源消耗。
但就现阶段来说，我国在原油管道技术方面与国外发达国家有着明显差距，主要体现在高黏高凝原油管道技术、节能降耗技术、管道运行管理技术等方面[1]。
基于此，接下来，必须进一步加强对原油管道技术的研究，有针对性地进行技术攻关，以进一步提高我国的原油管道技术水平，使我国油气管道技术与国际水平接轨。
1.2 天然气管道目前，我国正在大力研究天然气运输管道技术，主要的研究内容包括：第一，地下储气库的建设。
其目的在于确保天然气的安全稳定供给，维持天然气供需稳定，保障天然气调峰平稳;第二，建立长输管道系统。
随着全球经济一体化进程的加快，世界范围内的能源贸易逐渐增加，洲际天然气管道、跨国天然气管道的数量越来越多，我国也积极加强了对网络化的输气系统的研究，并大力建设中俄天然气管道、中缅天然气管道、中哈天然气管道以及中巴天然气管道等国际长输天然气管道;第三，大管径、高压力管道。
随着长输天然气管道的构建，大管径、高压力管道也得到越来越多的应用[2]。
目前，天然气管道的干线，管径已经超过了1000毫米，管道运行压力也越来越高，输气压力高达10兆帕以上，国外的一些天然气管道，最高可达到20兆帕。
西气东输工程已经基本建成，该管线全长为4210千米，管径1016毫米，设计压力为10兆帕，设计输送量为每年120×108立方米，该工程的建成，标志着我国天然气管道技术得到了长足发展。
输气管道最优化研究
展 ， 国 、 国 、 罗 斯 等 天 然气 工 业 发 达 的 国 美 英 俄 家 已经形 成 了一套 比较 完整 的输 气管 道优 化运 行 的理 论 和方 法 ， 且 已将 其 应 用 到输 气 管 线 并 的生产 实践 中 。１ ６ ］ ９ ７年 ， 罗 拉 多州 际天 然 科 气 公 司根 据 美 国燃 气 协 会 （ ＧＡ） 研 究 成 果 Ａ 的
１８ ９ ２年 ， Ｐ ｅ ａｓ ｉ 波 兰 的输 气 管 网进 行 Ｍ． ｉｋ ｒｋ 对 运 行 方 案 优 化 ， 计 其 能 耗 将 降 低 １ 左 右 ， 预 ３ 大约 相 当 于该 管 网总 输 气 量 的 ０ １ 。 １ ８ ．６ ９４ 年，美 国 西 部 的 Ｐ ＧＴ （Ｐ ｃ ｉ Ｇａ ａｉ ｃ ｆ ｓ
制定输 气方 案 时要对 管 网工艺 多 方面 因素 进 行考 虑 ， 天然气 作 为储藏 在地 下 的资 源 ， 地 与 面 管 网连 接 ， 要 考 虑 上游 供 气 压 力 和下 游 用 需
气 压力 的 限制 ， 同时还 要 满 足 管道 压 力 小 于 管
第 １
１ ２ ６ 压缩 机方 程 ．．
２ ３
道 的极 限压 力 。 由于天然 气生 产过 程 的相对 稳
定 性 和用 户用 气 的 不 均衡 性 ， 因此 针对 不 同的
天 然气 经过 压缩 机增压 ， 足下列 方程 ： 满 ￡ Ｑ ，旦 ） 一ｆ Ｅ （ ］ 卵 Ｑ （ ） ］ 一ｆ Ｅ ，旦 （ ） 一ｆ （ ） ３Ｑ ， 旦 ］ Ｅ
式 中 ： 表 示 第 ｉ 点 压力 应 不 低 于 第 ｉ Ｐ则 节 节
点 的最 小压 力 Ｐ… 不 高于 第 ｉ 点 的允 许 最 ， 节
大 压 力 Ｐ… 。
关于油气储运过程中的管道防腐问题的分析与探究
关于油气储运过程中的管道防腐问题的分析与探究摘要：管道腐蚀是指石油、天然气、煤层气等油气资源在储运过程中，由于腐蚀因素而使油气储罐和管道的性能降低，从而引发储罐泄露或管道破裂等事故的现象。
腐蚀是油气储运过程中的一种常见现象，由于石油和天然气都是易燃易爆物质，所以一旦发生泄漏就会造成重大事故。
一旦发生泄漏，不仅会污染环境，还会影响人们的正常生活，造成重大的经济损失，因此解决油气储运过程中管道的腐蚀问题就显得十分重要。
本篇文章主要对油气储运过程中管道防腐进行了介绍，分析油气储运过程中管道防腐的重要性，总结油气储运过程中管道防腐问题形成原因，探究油气储运过程中管道防腐优化策略，以供相关人员学习参考。
关键词：油气储运；管道防腐；问题；分析；探究一、油气储运过程中管道防腐概述气储运管道防腐是指油气储运管道在运行过程中对管道的防腐处理，通常是指对经过长距离运输的油气进行输送和储存时，所采取的保护措施。
如在管道内壁涂刷防腐涂料、用热喷涂或冷喷涂技术在油气储罐外表面进行涂敷防腐、或者将钢管道外壁与其他物体缠绕安装，以保证其安全运行。
影响因素：第一，外界因素，如气候条件、土壤成分、气候温度以及地质构造等。
第二，内部因素，管线设计不合理，管径偏小或壁厚偏大，在运输油气时，管线所经过的地带，容易发生冲刷和水击现象，致使管线受损，由于管道所处环境较差，有酸、碱或盐溶液的存在，油类和水对钢管表面的污染，输送介质对钢管的腐蚀等。
防腐措施：第一，除锈：在喷涂前对管道内表面进行除锈，以达到要求的工作状态。
第二，防腐涂层：为了防止油气储运过程中由于外界因素而造成管壁腐蚀、损坏而采取的措施。
目前常见的防腐涂层有以下几种：内壁采用防腐层或衬防腐层；外壁采用单层聚乙烯或三层聚乙烯等防腐层；在管道外壁上缠绕三层聚乙烯防腐膜或二层聚乙烯防腐膜[1]。
二、油气储运过程中管道防腐的重要性由于油气储运过程中管道容易出现腐蚀问题，如果不能及时进行有效维护和处理很有可能造成管道泄露、油气泄漏等事故，不仅会影响到周边居民的正常生活、生产活动，还会造成大量的能源浪费，因此在对油气进行储运过程中管道防腐显得尤为重要，只有这样才能延长管道寿命提高油气的储存效率。
海底输油管道安全管理探索
1921 概述海底输油管道是海上采油平台原油输送的主要通道，与陆地原油输送管道相比较，海底输油管道具有其特殊性，一旦发生原油泄漏事件，不仅会影响到海上油田正常生产，还会对海洋生态环境造成严重的破坏，且难以恢复。
加强对海底输油管道的安全管理，其实质就是对运行中的海底输油管道实施风险管理，建立安全管理风险评价机制和风险控制管理体系，定期对运行中的输油管道开展风险评估，消除安全隐患，实现海底输油管道的安全运行。
2 海底输油管道安全风险分析海底输油管道的安全风险因素主要包括原油泄漏、管道破裂以及管道穿孔三种类型。
而发生安全风险的原因包括管道自身因素、外界破坏因素等。
2.1 外界破坏因素导致的海底输油管道安全风险外界破坏因素是海底输油管道主要的安全风险因素，占海底输油管道安全事故50%以上。
外界破坏因素包括人为破坏因素、地层运动破坏因素及自然灾害破坏因素等三种类型，其中人为破坏因素所占比例高达67%。
外界破坏因素通常会造成管道变形断裂、原油泄漏等突发性事故[1]。
第一，近年来，有组织的盗窃原油犯罪活动猖獗，犯罪分子不断在输油管道（路地段）打孔盗窃原油，不仅严重的干扰了正常的原油输送秩序，对生态环境造成了严重污染，也给原油输送安全带来重大的隐患；人为破坏还包括工程挖掘施工造成造输油管道损坏等。
第二，地层运动的不一致性会导致处于不同的地层运动带上的海底输油管道发生扭曲、变形、沉降不均匀等现象，给输油管道的安全运行埋下隐患。
第三，自然灾害破坏因素主要是由于台风、地震、暴雨、海水冲击、山体滑坡、泥石流等造成输油管道的断裂及弯曲变形等，我国处于自然灾害的高发地带，自然灾害因素对海底输油管道的破坏性影响是不容忽视的。
2.2 腐蚀因素导致的海底输油管道安全风险腐蚀因素是导致海底输油管道安全风险的第二重要因素，也是比较常见的海底输油管道安全风险因素之一，腐蚀因素包括海水造成的外部腐蚀及管道输送介质造成的内腐蚀两种。
第一，海水腐蚀对管道外部腐蚀因素。
长输油气管道的完整性及其管理
作提 出建 议 。
２管道完整性及其管理
２１ 有关概念 ．
元 ， 死亡人数 在 ３ ５ 。事故原 因统计 中 ， 年 到 人 因外力造 成的 损害 而 引起 的事故所 占比例最 大 ， 度超过 了５％， 一 ０ 但呈逐 年下 降的趋 势， 近年约 保持在 ３％ 下 ； ０上 因腐蚀 而导 致的事 故也 占据 了相 当大 的比例 ， 约为２％， 且管道 内部腐蚀 引起的事 故要 比外部 引起的 ０ 而
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长输油气管道 的完整性及其管理
陈立杰 王新增
（ 中国石油化工股份有限公司管道储运分公司潍坊输油处 山东滨州 ２６１） ５６８
摘 要： 管道完 整性管 理是 指对所 有影 响管道 完整性 的因 素进行 综合管 理 ， 确保 管道始 终处于 安全可 靠的服 役状态 。 从而 本 文阐述 了长输 油气管 道完 整性管理 的概 念 、 准 、 标 内容 、 管道 完整性 检测 的方法 等 ， 要介绍 了加 拿大 Ｅ ｂｉｇ ￣ 管道 简 ｎｒ ｅ ｄ 完整性 管理 的情况 ， 出 了我国加 强管道 完整性 管理 的工 作建议 。 并提 关键词 ： 管道 完整性 管理 检 测 建议 中 图分 类号 ：Ｅ ７ Ｔ ９３ 文献标识 码 ： Ａ 文章 编号 ：０４ ０ ６（ｏ７０（）０ １ ０ １０ — ８２２ ０）９ａ一 ０ 卜 ２
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关于输油输气管道运行与管理的研究
油气长输管道的试运投产应在全线管道安装、 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、 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， 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。
一、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。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，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、修复技术。
1.凝管事故的处理
高凝固点原油在管道输送过程中， 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， 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 质突然变化（如改变热处理或化学处理、 送工艺的交替
过程） 反输交替过程， 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。 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。
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。
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）或压风
机处理。
2.输气管道事故的主要原因
2.1 制管质量不良：据资料统计，某部门10年 制管质量不良：
据资料统计，因螺旋焊缝质量差的爆管事故占爆管 中，因螺旋焊
缝质量差的爆管事故占爆管 总数的82.5% 。 总数的管道内、外腐
蚀引起天然气泄漏、爆炸： 管道内、外腐蚀引起天然气泄漏、爆
炸： 引起的管道内腐蚀事故占很大比例， 由h2s引起的管道内腐
蚀事故占很大比例， 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。
2.2 违反安全操作规程是主要原因，某输气站管道投产时， 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。
3.输气管道投产安全措施
投产中，管道的天然气置换是最危险的阶段，由 投产中，管道
的天然气置换是最危险的阶段， 于管道在施工中有可能遗留下石
块、焊渣、 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，弥漫在放空口附近，容易着火爆炸。
4.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 ， 通球操作开
启阀门要缓慢平稳，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 速不要太快 。
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。
二、 泵站和加热站的试运投产
1.站内管道试压
站内高、低压管道系统均站内管道试压：站内高、 要进行强度
和严密性试压。 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， 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。 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 、 各类设备的单体试运：泵机组、加热
炉、 油罐、消防系统。 油罐、消防系统。各系统试运完成后，进
行全站联合试运。
2.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 输
油管道在站间试压和预热前， 内杂物清扫干净， 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。 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 输水通球过程中， 压力和压力变化，
记录管道的输水量，以判断球在管内的运行情况和运行位置。
3.介质分析
站间管道试压用常温水作介质，管道试压采用在 站间管道试压
用常温水作介质， 一个或两个站间管段静止憋压的方法。严密试
压分强度性试压和严密性试压2个阶段 个阶段性试压取管道允许
的最大工作压力；强度性试压 取管道工作压力的1.25倍。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。
三、管道泄漏的检测与监测
管道泄漏的检测方法 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.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、 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， 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 美国 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， 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，当泄漏的通常，电缆与管线平行
铺设， 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，从而根据这些变化，来检查出管线 的泄漏。
3.统计检漏法
这种方法是利用测量段管线中流量与压力之间的关系式。 是利
用测量段管线中流量与压力之间的关系式。若能根据测量的管线出
口及入口处的流量、压力，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，从
而及时得出检测结果。