Q/SY GD 0008－2011
目 次
前言 (Ⅱ)
1 范围 (1)
2 规范性引用文件 (1)
3 一般规定 (1)
4 管道管理人员配置 (2)
5 管道巡护基本要求 (2)
6 管道安全防护 (2)
7 管道防腐层 (5)
8 阴极保护管理 (6)
9 埋地管道的干扰及防护 (7)
10 废弃管线处理 (7)
附录 A （规范性附录）管道悬空最大允许跨度计算公式 (9)
附录 B （资料性附录）公路等级划分 (10)
附录 C （规范性附录）埋地电缆、光缆及建构筑物基础与管道的安全距离 (11)
I
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II
前 言
本标准按GB/T 1.1-2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》给出的规则编写的。 本标准代替Q/SY GD0008-2008《油气管道管理与维护规程》和Q/SY GD0170－2005《油气管道三穿部
位加固防护标准》。本标准以Q/SY GD0008-2008为主，整合了Q/SY GD0170－2005的全部内容，与Q/SY GD0008-2008相比主要技术变化如下：
——增加了定向钻施工与管道相互关系的处理原则
——增加了管道与河渠相互关系的处理原则
——增加了管道与建构筑物相互关系的处理原则
——增加了废弃管线处理原则
——删除了管理机构职责
——修改了管道与铁(公)路相互关系的处理原则
——修改了管道与电力、通信线路相互关系的处理原则
本标准由中国石油管道公司标准化技术委员会提出并归口。
本标准起草单位：中国石油管道公司管道处（保卫处）、沈阳调度中心、大连输油气分公司、长春输油气分公司。
本标准起草人：王巨洪、费雪松、高强、张永盛、郭庆茹、董仲智、张世斌、何悟忠、吴运强、刘广兴、南敬茹、孟国忠、姜征锋。
本标准代替历次版本的发布情况为：
Q/SY GD0008-2008、Q/SY GD0170－2005、Q/SY GD0008—2001、Q/SY GD0011—2001。
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油气管道管理与维护规程
1 范围
本标准规定了长输油气管道管理与维护的内容与方法。
本标准适用于长输油气管道的管理与维护。
2 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
SY/T 0017 埋地钢质管道直流排流保护技术标准
SY/T 0032 埋地钢质管道交流排流保护技术标准
Q/SY 64 输油气管道动火管理规范
Q/SY GD 0163 石油与天然气管道工程竣工验收管理细则
Q/SY GD 0190 管道地面标识管理规范
3 一般规定
3.1 管道管理的基本要求
3.1.1 埋地输油气管道的埋深应达到设计要求，并确保阴极保护正常运行。同时，应注意特殊条件和环境下局部管段的保护效果。
3.1.2 管道地面标识应符合Q/SY GD 0190的规定。
3.1.3 应编制管道完整性管理方案并定期进行修订。
3.2 管道的安全管理
3.2.1 各级管道管理部门应制定管道事故应急预案。
3.2.2 各输油气管理单位应储备一定数量的管道事故抢修用管材、阀门、法兰及弯头等。
3.2.3 输油气管道干线及站内管网进行开孔、动火作业，应按照Q/SY 64 相关规定执行。
3.2.4 各输油气管理单位应对维抢修设备、机具定库、定位存放，并应进行定期检查，按照设备保养说明书定期进行保养，抢修车辆、设备、机具、材料不应擅自挪用。
3.3 管道技术档案管理
3.3.1 应按照中国石油管道完整性管理系统（PIS）的要求进行管理。
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3.3.2 管道工程按照Q/SY GD0163规定建档并进行管理。
4 管道管理人员配置
4.1 各站应配置专职管道管理技术员；输油管道每20km宜配置一名管道保护工；输气管道每30km宜配置一名管道保护工。
4.2 输油管道每5km宜配置一名专职或兼职巡线员；输气管道每8km宜配置一名专职或兼职巡线员；在重点防护管线或管段（人口密集区、打孔盗油频发段、地质灾害频发段、防恐重点部位）每3km宜配置一名专职或兼职巡线员。
4.3 各站在每处线路阀室宜配置一名专职或兼职看护员；对于两端无截断阀室的大型跨越处，应在两端各配置一名专职或兼职看护员；对于有截断阀室的大型跨越处，阀室看护员同时负责跨越的看护。
5 管道巡护基本要求
5.1 对重点防护管段（人口密集区、打孔盗油频发段、地质灾害频发段、防恐重点部位），输油气管理单位主管领导每年巡线不应少于二次；管道主管部门每季巡线不应少于二次。
5.2 站领导每月巡线不应少于一次；管道保护工每周对所辖管线全程巡线一次；巡线员、看护员每天对所辖管段、阀室巡护不应少于一次。特殊地段、特殊时期无法巡线时，应采取相应的技术措施。
5.3 输油气管理单位维抢修队（中心）领导对本队（中心）负责的管段每年巡线不应少于二次。
5.4 对打孔盗油案件频发管段、防恐重点区域、地质灾害频发段、第三方施工频繁或人口密集区应加密巡护，及时对管道保护方案进行修改完善。
5.5 及时发现和制止新增管道违章占压事件的发生，并将有关情况上报上级主管部门和地方主管部门。
5.6 各输油气分公司应积极向管道沿线地方政府主管部门汇报管道保护情况，并留有记录。
6 管道安全防护
6.1 本章节内容适用于新建其他设施与已有油气管道相互关系的处理。
6.2 管道安全防护应严格执行有关的国家法律、地方法规和石油天然气行业的标准及安全规定。
6.3 输油气分公司应将已建、新建及改（扩）建管道设施的有关资料报送当地相关部门备案。
6.4 禁止从事下列危及管道设施安全的活动：
a） 移动、拆除、损坏管道设施以及为保护管道设施安全而设置的标志、标识；
b） 在管道中心线两侧各5m范围内，取土、挖塘、修渠、修建养殖水场，排放腐蚀性物质，堆放大宗物资，采石、盖房、建温室、垒家畜棚圈、修筑其他建筑物、构筑物或种植乔木、灌木、藤类、芦苇、竹子和根系深达管道埋设部位并损坏管道防腐层的植物；
c） 在管道中心线两侧或管道设施场区周围各50m范围内，爆破、开山和修筑大型建筑物、构筑物；
d） 在埋地管道设施上方巡查便道上行驶机动车辆或在地面管道设施、架空管道设施上行走。
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6.5 其它工程与管道相互交叉的管理原则
6.5.1 施工中挖出管段的最大悬空长度不应超过表1规定的数值（表1中允许悬空长度是两端为土墩固定时数值；若使用刚性支撑，应增加两米；其它情况可参照表1执行）；一个作业段直管段开挖累计长度不应大于200m。在固定墩及弯头附近200m内，挖出的直管段长度不应大于50m；开挖时，预留的土墩长度不应小于4m，待悬空段回填夯实后，再挖开支撑土墩进行作业。
表1 管段最大悬空长度 管径
管材
φ720×8 16Mn φ529×7 16Mn φ426×7 16Mn φ377×7 16Mn φ377×7 A3F 允许悬空长度
（m） < 18 < 16 < 13 < 11 < 7
其他管线最大悬空长度按附录A公式进行计算。
6.5.2 增加交叉方案的审批、审核。
6.5.3 其它工程与管道相互交叉施工后，应加设管道标识桩。标识桩的位置及标识内容，应符合Q/SY GD0190的规定。
6.5.4 工程竣工时，工程建设单位应绘制竣工图，在竣工验收时交予管理单位存档。
6.6 铁路、公路与管道相互关系的处理原则
6.6.1 新建铁路、公路与管道相交时，宜采用垂直交叉。必须斜交时，夹角不宜小于60°，受地形条件或其他特殊情况限制时，应不小于45°。在避不开的情况下，报上级主管部门，组织评审后实施。
6.6.2 新建铁路、公路与管道相交时，应采取可靠的防护措施，其防护工程的设计，应满足强度、稳定性和耐久性的要求，同时应满足双方今后安全运行及维护的需要，一般采用桥梁或涵洞的保护方式。
6.6.2.1 桥梁方式
新建铁路、高速公路、公路与管道交叉，当填方高度大于1.8m时，宜采用桥梁形式防护，桥梁净跨度不宜小于10m，净高度在满足公路桥梁结构层前提下，最大限度保留净空间。
6.6.2.2 涵洞方式
新建铁路、高速公路、公路与管道交叉，当填方高度小于1.8m时，宜采用盖板涵形式防护，盖板涵净跨度不小于D+2.5m（D为管道外径，包括防护层）,盖板应采用活动吊装形式。
6.6.2.3 管道防护工程基础埋置深度规定：当采用桩基基础或敞开式基础结构时，基础埋置深度以不影响管道维护开挖所需深度为准，由铁路、公路设计方依据地质情况确定，管道开挖深度一般在管下0.6m～1.0m；当采用钢筋混凝土封闭式基础结构时，基础底板与管道净间距不应小于1.0m。桩基基础承台与管道水平间距不宜小于5m。
当管道改线与既有铁路、高速公路、公路穿越时，可采取钢筋混凝土套管保护方式，套管直径应比管道直径大300mm，且应不小于1.0m，套管长度宜伸出路堤坡脚、路边沟外边缘应不小于2m。
6.6.2.4 为保护管道而设置的涵洞不应作为铁路、公路的排水涵洞，涵洞内应填满细土或细砂。
6.6.2.5 为保护管道而设置的单跨桥梁两端应设置栅栏等防盗措施。
6.6.2.6 管道应避免与铁路站场、公路交叉路口、圆形转盘交叉。
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6.6.3 新建铁路、公路与管道平行敷设规定
6.6.3.1 铁路、公路与管道平行敷设时，不应将管道纳入铁路、公路用地界限内，一般要求如下（未提到天然气管道）：
a) 铁路与输油管道平行敷设的最小间距不应小于铁路用地界限外3m；
b) 铁路干线、支线与天然气管道平行敷设的最小间距分别不应小于25m、10m；
c) 电气化铁路与管道平行敷设的最小间距不宜小于200m；
d) 高速公路、一二级公路与原油、液化石油气、C5及C5以上成品油管道平行敷设的最小间距不应
小于公路用地界限外10m；
e) 三级及以下公路与原油、液化石油气、C5及C5以上成品油管道平行敷设的最小间距不应小于公
路用地界限外5m；
6.6.3.2 位于水域段的铁路、公路特大、大、中型桥与管道的水平间距不应小于100m，小型桥与管道的水平间距不应小于50m。
6.6.4 管道与铁路平行或交叉时，应加强监测管道电流、电位变化，根据监测结果，采取相应措施。
注1：公路用地范围指公路路堤侧坡脚加护道和排水沟外边缘以外1m，或路堑坡截水沟、坡顶（若未设截水沟时）外边缘以外1m。
注2：公路等级划分参见附录B.
6.7 管道与电力、通信线路相互关系的处理原则
6.7.1 埋地电力、通信线路与管道相互关系的处理原则如下：
a) 埋地电力电缆、通信电缆、通信光缆（同沟敷设光缆除外）与管道平行敷设时的间距，在开阔 地
带不宜小于10m；受地形条件限制时，其间距应满足附录C的要求；
b) 埋地电力电缆、通信电缆、通信光缆与管道交叉时，宜从管道下方通过，净间距不应小于0.5m，
其间应有坚固的绝缘隔离物，确保绝缘良好；产权单位应对交叉处的埋地电力电缆、通信电缆、通信光缆增加刚性保护套管，其长度不应小于管沟开挖影响区域内的长度；针对石油沥青防腐层和聚乙烯、聚丙烯缠带防腐层的管道在交叉点两侧各10m范围内的管道和电缆应做特加强级防腐；
c) 埋地电力电缆应采用铠装屏蔽电缆；
d) 水下电缆（光缆）与管道的水平距离不宜小于50m，受条件限制时不得小于15m。
6.7.2架空电力、通信线路与管道相互关系的处理原则如下：
a) 输电线路边导线与管道最小水平间距在开阔地区不宜小于1倍最高杆塔高度，在路径受限制地区
考虑最大风偏情况下最小水平间距不宜小于8m；
b) Ⅰ、Ⅱ级通信线路与管道最小水平间距不宜小于15m；
c) 管道及阴极保护的辅助阳极与塔杆接地极的距离应大于20m；
d) 架空电力线路、通信线路与管道交叉时，杆塔基础与管道允许最小间距不宜小于1倍最高杆塔高
度；
e) 电力系统接地体应背离管道方向埋设，与管道的最小水平安全间距应符合表2的要求。
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表2 管道与电力系统接地体间的最小水平安全距离 高压线电压等级（kV）
35及以下 110 220及以上 铁塔或电杆附近
8 10 15 最小安全距离（m） 电站或变电所附近 10 15 30
6.8 其它管道与管道相互关系的处理原则
6.8.1 两管道平行敷设间距不宜小于10m；特殊地段平行敷设间距不应小于5m。
6.8.2 两管道交叉时，后建管道应从原管道下方通过，且夹角不宜小于60°，交叉处垂直净间距不应小于0.6m；其间应有坚固的绝缘隔离物，确保绝缘良好，同时确保两管线防腐层完好。
6.8.3 采用不同施工方法施工的管道，应考虑规范允许的施工偏差对在役管道的安全影响。
6.8.4 对已有管道穿越段埋深无法准确掌握时，禁止任何施工方法的管道穿越在役管道。
6.8.5 地质灾害易发区应评价新建管道工程对在役管道的影响，根据评价结果采取防治措施，确保在役管道的安全。
6.9 定向钻施工与管道相互关系的处理原则
6.9.1 在在役管道附近采用定向钻方法施工，施工单位应主动向管道主管单位了解管道的位置、埋深、走向等情况，并将施工安全防护措施报管道主管单位，经审批同意后方可实施。
6.9.2 定向钻穿越管道时宜与管道垂直交叉，受条件限制不能垂直交叉的，交角不应小于60°。
6.9.3 与在役管道平行铺设时，净间距不得小于15m。与在役管道交叉时，垂直净间距应大于6m，出、入土端距离在役管道的最小距离不应小于100m。
6.9.4 在管道附近采用定向钻施工时，施工单位应与管道的主管单位签订安全协议，管道主管单位应派人对其施工进行现场监护，发现有违反安全协议的行为时，应制止其继续施工。
6.9.5 施工单位应提前告知管道主管单位其定向钻施工作业的具体时间。在定向钻施工作业期间，管道主管单位要24h密切监控管道运行状态，做好事故应急处理准备，一旦发生事故，应能立即响应。
6.10 管道与河渠相互关系的处理原则
6.10.1 在穿越河流的管道线路中心线两侧各五百米地域范围内，禁止抛锚、拖锚、挖砂、控泥、采石、水下爆破。但是在保障管道安全的条件下，为防洪和航道的通畅而进行的养护疏浚作业除外。
6.10.2 经规划部门审批或与管道部门协商同意的新挖河渠和河渠变迁整治对管道构成影响时，应对管道采取相应的加固防护措施。
6.10.3 经规划部门审批或与管道部门协商同意的新开河道或河渠整治宜与管道正交通过，如需斜交时，交角不应小于60°。
6.10.4 河渠整治应保证管道埋设深度不低于河道设计冲刷线下1.0m、不满足时应采取保护措施，当河床设计有铺砌层时，应保证管道埋设深度不低于铺砌层底面下1.0m。
6.10.5 水域穿越段管道上下游各500m范围内严禁挖砂取土；对于通航的水域，管道上下游各500m范围内为禁止抛锚区。
7 管道防腐层
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7.1 各单位每年要对所辖输管道进行防腐层检漏，并及时处理漏点。
7.1.1 对3PE防腐层的管道，每5年完成一次全线防腐层检漏工作，每年检漏长度不少于全线长度1/5。
7.1.2对其他类型防腐层的管道，每3年完成一次全线防腐层检漏工作，每年检漏长度不少于全线长度1/3。
7.2 各单位宜每两年对石油沥青、胶带防腐管段进行一次开挖测试，其他防腐材料管段可适当延长开挖测试的周期，并结合防腐层检漏情况，鉴定防腐层性能，分析管道的防护状况。
7.3 防腐层大修材料的选择,应由管道公司组织有关专家进行评价后确定。
7.4 管道防腐层大修、检测、评价应选择专业化队伍进行。
8 阴极保护管理
8.1 阴极保护系统应与主体工程同时勘察、设计、施工和投运，在管线埋地6个月内投入运行，若不能投运的，应采取临时阴极保护措施。
8.2 管道沿线电位分布：管道电位应在-0.85V～-1.20V之间（参比电极为饱和Cu/CuSO4电极；在细菌腐蚀严重地区，最低电位应提高至-0.95V）。
8.3 对于达不到最低保护电位要求以及特殊地区的管段，应采取牺牲阳极或其它保护措施。
8.4 阴极保护设备、仪器的线路不经有关技术部门批准，不得改动；应严格执行恒电位仪的操作规程；每月将备用仪器与在用仪器切换运行。
8.5 每年4月-9月为公司自然电位测试时间；测试应该避开雨季；单条管线由2个及以上输油气单位管理的应统一开、关机操作，测试工作要在恒电位仪停机24h后进行，并将相关信息报上级主管部门备案。（东北管网每年6月10日8点至14日18点为测试自然电位时间。）
8.6 管道保护电位的测量每月进行一次。测试管地电位的电压表内阻不应低于100MΩ。各站测电位用的电压表每年由输油气分公司组织标定一次，误差超过±10mV时应及时修理或更换。测量前应对所用参比电极进行检查和标定。测量保护电位时，对防腐质量差、保护电流漏失大的管段，应注意对管地电位的影响。
8.7 管道阴极保护系统开机率应不小于98%，管道阴极保护率应为100%。
全年小时数-全年停机小时数
开机率= ×100%
全年小时数
所辖管线总长-未投阴极保护管线长度
阴极保护率= ×100%
所辖管线总长
8.8 在绝缘接头两侧应设置测试桩，以便定期进行绝缘性能测试。
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Q/SY GD 0008－2011 9 杂散电流干扰及防护
9.1 交流干扰及防护
9.1.1 对存在交流干扰的管段,应按SY/T 0032进行测试和防护。
9.1.2 对管道的交流排流设备的运行和管理应按SY/T 0032的规定进行。
9.1.3 管道交流干扰防护管理测试工作内容：
a) 每月对管道交流电位、排流器排流电流进行一次测试；
b) 采用负电位排流时，每月对排流用牺牲阳极的开、闭路电位进行一次测试；
c) 每半年进行一次排流器排流极的接地电阻测试；
d) 对交流干扰管段，每年应进行一次排流保护效果评定测试，内容包括：管道交流电位和排流
器排流电流连续测试，其中交流电位连续测试分别在排流器接通和断开两种状态下各进行一
次。连续测试时间宜为24h，测试后进行排流保护效果评定。
9.2 直流干扰及防护
9.2.1 对存在直流干扰的管段,应按SY/T 0017进行测试和防护。
9.2.2 直流排流保护系统的运行和管理（包括管理测试）应按SY/T 0017的规定进行。
9.3 交、直流排流效果的评定测试应委托专业检测单位进行。
9.4 管道测试结果的分析和处理
9.4.1 每月测试结束后，应填报交、直流排流保护系统测试月报表。
9.4.2 每个季度末对季度内每月交流电位和保护电位测试结果进行比较，分析其变化趋势。
9.4.3 每年干扰防护测试结束后，应对干扰与防护状况进行分析总结，提出年度干扰与防护状况分析总结报告。
9.4.4 干扰和防护测试的原始数据和相关报表、报告应及时分类存档。
9.4.5 如测试结果超出干扰防护的控制指标，则应分清原因对排流系统进行适当调整。
9.5 管道干扰测试的注意事项
9.5.1 在所有情况下，管道及排流装置内的各部件均应作为带电导体对待。
9.5.2 测试中应首先接好仪表回路，再进行与被测体的连接。测试结束时，按相反的顺序操作，并执行右手单手操作测试技术规则。
9.5.3 在可能有易燃性气体的环境中测试，应避免接线或拆线过程中产生电火花，当无法避免时，应采取措施，经确认不存在爆炸危险时，方可进行测试。
9.5.4 测试不应在雷雨天气进行。
10 废弃管道处置
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10.1 各输油气管理单位应制定旧管线油品回收、拆除或封存管理方案。
10.2 废弃管道通球扫线
10.2.1 废弃气管道应采用氮气扫线。执行相关规范
10.2.2 原油、成品油管道扫线，宜采取氮气车进行吹扫置换，应控制清管器在管道内的速度。清管器在到达前应降低速度，防止油品飞溅。
10.2.3 废弃管道在进行通球扫线时，应控制压风机出口压力。
10.3 废弃管道残油回收
10.3.1 原油、成品油废弃管道内油品应回收干净。
10.3.2 应做好残油、落地油回收工作，避免发生环境污染等次生灾害。
10.3.3 应做好残油回收计量工作。
10.4 废弃管道拆除
10.4.1 废弃管道能拆除的尽量拆除。
10.4.2 废弃管道拆除前应按公司报废资产管理程序办理相关手续。
10.4.3 拆除废弃管道应选用具有相应资质的队伍。
10.4.4 若废弃管道由地方负责拆除，各输油气管理单位应与地方施工单位签订安全协议，并做好指导、监护工作。
10.5 废弃管道封存
10.5.1 废弃管道切管必须采用机械切管方式。
10.5.2 不能拆除的油管道应在灌注水泥沙浆或膨润土后封存，也可采用氮气封存？。
10.5.3 不能拆除的气管道宜采用氮气封存。
10.5.4 废弃管道管口的处理按动火相关标准执行。
10.5.5 对于未能拆除的废弃管道，应将废弃管道的封存方法以及存在具体位置以书面形式报地方相关部门备案。
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9附 录 A
（规范性附录）
管道悬空最大允许跨度计算公式
A.1 沉管的允许跨度按水平连续梁直跨计算，其公式为：
2
42344108724.0)
(52.1×??=D d D d D S L A s ……………………………………
（A.1）
式中：
D-管外径，mm；
d-管内径，mm；
SA-管道轴向弯曲应力，SA= FDSMYS-SE-SS
FD-设计系数。
SMYS-管子规定最小屈服强度，MPa
SE-管道原有轴向应力 Ss-管道移动作业使管子拉伸产生的轴向应力
2
(67.2L E S S Δ
=
△-沉降量
E-管子跨中位置的挠度值,mm;
L-管子跨中位置达到预期挠度值时的管沟最小长度,mm.
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附录 B
（资料性附录）
公路等级划分
表B.1 公路等级划分
公路等级 高速公路
设计速度（km/h） 120 100 80 车道数 8 6 4 8 6 4 6 4 一般值 42.00 34.50 28.00 41.00 33.50 26.00 32.00 24.50 路基宽度
（m） 最小值 40.00 — 25.00 38.50 — 23.50 — 21.50 公路等级 一级公路
设计速度（km/h） 100 80 60 车道数 6 4 6 4 4 一般值 33.50 26.00 32.00 24.50 23.00 路基宽度
（m） 最小值 — 23.50 — 21.50 20.00 公路等级 二级公路 三级公路 四级公路
设计速度（km/h） 80 60 40 30 20 车道数 2 2 2 2 2或1 一般值 12.00 10.00 8.50 7.50 6.50 4.50 路基宽度
（m） 最小值 10.00 8.50 — — — — 当设有中间带、爬坡车道、加减速车道、错车道时，还应计入该部分的宽度。
注：公路路基宽度为车道宽度与路肩宽度之和。
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附 录 C
（规范性附录）
埋地电缆、光缆及建构筑物基础与管道的安全距离
C.1 埋地电缆、光缆及建构筑物基础与管道的安全距离见公式C.1 L＝ηα+×?2
)(B h H ＋………………………………………………………………（C.1） 式中：
L—其它设施与管道的安全间距，m；
H—管道埋深，m；
h—其它设施埋深，m；
α—土质放坡系数；
B—沟底开挖宽度，m；一般为管径＋2.0m
η—富裕余量，一般取1.0m。
油气长输管道工程施工风险管理对策论文 油气长输管道工程施工风险管理对策论文 摘要：油气资源在我国的应用范围十分广泛，近年来，我国对油气资源的需求量日益升高，这就给油气储运行业提供了良好的发展机遇与广阔的发展空间。管道运输是油气资源的一种主要运输方式。本文主要对油气长输管道工程施工风险及施工风险管理措施进行了分析，以期为实现油气长输管道工程施工质量的提高提供科学指导。 关键词：油气管道；长输管道工程；施工风险管理 引言 油气管道一直便是我国大力建设的能源基础设施项目，在能源供求矛盾问题越来越突出的当今时代背景下，油气长输管道工程受到了广泛关注与重视，其建设规模不断扩大、建设数量不断增加。油气长输管道工程施工过程中，往往会因为受到地质地貌、气候条件等因素的影响而出现一些风险，为确保油气长输管道工程的施工效率与施工质量，必须加强施工风险管理工作。 1油气长输管道工程施工风险 1.1安全风险 安全风险的辨别是工程施工中的一项重点内容，通过准确辨别油气长输管道工程施工过程中的安全风险，并提前规避风险，便可以避免安全事故的发生，确保工程施工的顺利完成。但实践过程中，由于施工单位、管理人员对安全风险辨别不够重视，使得一些安全风险长期存在，即使工程施工顺利完成，也会给管道运行埋下安全隐患，甚至造成非常严重的后果。 1.2管理风险
不管是哪种工程项目，若想确保施工有序开展、完成，必须采取科学的管理手段，油气长输管道工程也不例外。同时，施工进度控制、施工成本控制、施工质量控制，也需要依靠有效的管理才能得以实现[1]。但实践过程中，不重视管理、管理不到位的问题普遍存在，具体体现在，分包定标中存在失误、分包评审中存在不足之处等，这些问题均会给油气长输管道工程的施工带来一定的阻碍。 1.3技术风险 技术风险贯穿在油气长输管道工程施工全过程中。若是施工技术过于陈旧、落后，则会给工程施工质量造成严重的影响，管道后期投入运行之后也容易出现各种问题，增加了维护成本、维修成本。即使施工技术较新，操作不熟练，也会给工程施工带来诸多问题。除此之外，施工人员的实际操作水平有限、技术掌握不够熟练、未按规定要求进行实际操作、经验主义等，均会给油气长输管道工程施工带来诸多风险。 2油气长输管道工程施工风险管理对策 2.1加强安全风险管理 安全风险指的是，油气长输管道工程施工过程中，有可能引起安全事故的各种风险因素。安全风险管理是油气长输管道工程施工风险管理中的'重要环节，通过加强安全风险管理，准确辨别工程施工过程中存在的安全风险，并提前规避风险，实现对安全风险的有效控制，便可以避免安全事故的发生[2]。与此同时，也要构建科学、合理的安全风险监控系统，对各类安全风险信息进行收集、整理，并积极寻找防范对策，为未来的油气长输管道工程提供良好的参考依据。 2.2加强管理风险控制 通过加强工程管理力度，实现对管理风险的有效控制，可以确保油气长输管道工程的顺利施工。基于此，油气长输管道工程施工过程中，必须加强工程管理工作。工程管理内容多种多样，风险控制是工程管理中的重要组成部分之一，可以从以下几个方面入手，提高风险控制效果，确保工程管理水平：首先，制定科学的油气长输
管道不停输维抢修焊接技术 发表时间：2019-12-12T09:56:37.543Z 来源：《建筑学研究前沿》2019年18期作者：王超 [导读] 科技的进步，促进人们对能源需求的增多。我国作为资源消耗大国，地下遍布着各种错综复杂的管道，包含着原油、天然气以及多种化工介质等，而许多管道很容易受到人为或自然因素的影响。 王超 中石化第四建设有限公司天津市 300270 摘要：科技的进步，促进人们对能源需求的增多。我国作为资源消耗大国，地下遍布着各种错综复杂的管道，包含着原油、天然气以及多种化工介质等，而许多管道很容易受到人为或自然因素的影响。因此在管道的抢修工作的质量与效率显得尤为重要。本文就管道不停输维抢修焊接技术展开探讨。 关键词：管道；不停输维抢修焊接；技术认识应用 引言 管道不停输维抢修技术是指在不影响正常生产的情况下能够安全、高效地完成管线改造。管道不停输维抢修技术适用于原油、成品油、天然气以及化工介质等多种介质管线的正常维修、改造和突发事故的抢修。 1管道不停输维抢修焊接技术 1.1管道不停输维抢修焊接技术的分类 按封堵方式分为悬挂式封堵、桶式封堵、折叠式封堵和囊式封堵；按介质是否流动分为停输封堵和不停输封堵。 1.2工作流程 进入工作现场---测量管子的参数---安装三通---焊接三通---渗透检测（PT）和水试压---管线开孔---旁通管线预制及连接---管线封堵---清除残油及管线断管---安装阀门等---提起封堵头拆除封堵器---拆除旁通管线---安装塞柄及盲板---现场恢复。 1.3管道不停输维抢修焊接技术的特点 管道不停输维抢修焊接技术在进行管道输维工作时的具体特点有：输维抢修焊接工艺先进、输送作业不会遭到输维抢修的影响、安全可靠无污染以及使用范围广。其中与传统的管道停输排空的维修方式相比，最主要的也是最明显的优势就是管道不停输维抢修焊接技术在使用时不会造成资源的停止输送，避免了经济的损失。 2不停输焊接的危险 在役管道不停输焊接是在一定的流量、流速和压力的状态下焊接管件，对管道进行维修、改造。在役管道的不停输维抢修焊接主要有两个技术关键：一是要避免焊接电弧灼伤管壁造成破裂，也就是不能烧穿管壁，甚至不应使管壁内壁发红；二是避免产生氢致裂纹。 2.1氢致裂纹 氢致裂纹的产生通常应具备三个因素：焊缝中的含氢量、焊接接头的淬硬倾向以及焊接接头所承受的拘束应力。在役管道不停输焊接中，主要是由于管道内部流动介质增加管壁散热，使焊接冷却速度变大造成的。在役管道不停输的焊接，既要保证焊缝的安全性，又要具有可靠的适用性。这就要求在焊接中必须合理调整焊接参数，在保证不烧穿管线的情况下尽可能选择大的焊接参数。使用低氢焊条或低氢的焊接工艺方法，或者减少淬硬组织形成的方法都可以有效地避免氢致裂纹。最常用的方法就是采用足够的热输入量，克服流动介质的影响。采用预热或回火焊道熔敷顺序的方法也可以减少氢致裂纹的产生。为了减少焊接应力，在安装时应该注意合理装配，以减小焊缝根部的应力状态。 2.2烧穿 在役管道进行不停输的维抢修焊接过程中会造成烧穿管道的原因不止一个，情况很是复杂，烧穿是在焊接电流超过正常的范围，壁厚不大的时会出现的一种现象。这就要求在焊接的时候要选用直径比较小的焊条以及微弱的焊接电流。打个比方，假若管壁比较薄的话，小于6．4毫米，就要采用低氢焊条焊接，就应限制热输入量防止被烧穿。但是低热输入量又会因为输送介质散热而让焊缝冷却速度加快。就会造成裂纹的产生。对于在役薄壁管线来讲，一般都要采取特殊的措施来预防烧穿。 3管道不停输维抢修焊接技术的使用方法 3.1粘接密封堵漏法 粘接密封堵漏法主要是利用专用顶压工具或人为外力作用在泄漏缺陷处建立，由粘合剂及密封剂构成新的固体密封结构达到止住泄漏的目的。这种方法适用于洞眼产生的小泄漏。其所使用的粘合剂存在适用范围广、流动性能好和固化速度快等优点。密封剂同时起到密封加强的作用。这种方法又可分为堵塞止漏法、顶压粘接法、紧固粘补法和引流粘补法等。（1）堵塞止漏法主要是依靠人力或专用顶压工具将粘合剂挤压在泄漏缺陷部位上强行止住泄漏。为了保证新的密封结构能够具有较长的使用寿命，在粘合剂固化后用结构结构胶粘剂或玻璃布粘接进行补强。但这种方法因为要求粘合剂固化后的压力需大于泄漏介质的压力，对操作和粘合剂都有较高要求，易造成这种方法失效，所以还衍生出顶压粘接法和紧固粘接法，对其补强进行加固，提高修补后的安全系数。（2）顶压粘接法是利用管道堵漏的专用顶压工具（U型管道顶压工具、粘接式顶压工具）产生高于泄漏介质压力迫使管道泄漏止住后，用粘合剂对管线泄漏部位进行粘接密封。具体操作时应先将U型顶压工具安装在无泄漏管段上，调整工具位置至管线泄漏处，压顶工具螺杆对准泄露出后快速旋转压顶螺杆使其前端的铝铆钉牢固压在泄漏处使其停止泄漏，在用粘合剂粘泥将铝铆钉及软性填料粘在泄漏处，待粘合剂固化后拆除压顶工具并锯掉多余的铝铆钉完成堵漏工作。粘接式顶压工具主要是要求在堵漏工作前就将压顶工具用粘合剂粘接固定在泄漏处再止漏 3.2带压引流堵漏法使用 带压引流堵漏法是一种刚开始使用不久的新管道不停输抢修法，它的具体使用是通过一种新型的堵漏器来封堵管道泄露小孔或者管道裂缝。它的使用优势有低劳动强度、高效的工作效率以及可以回收外泄的管道流体，主要适用于原油的管道不停输维抢修上。在具体的使用时会在管道泄露点上安装一个新型堵漏器，这个堵漏器会有一个引流管和引流阀门，在进行不停输抢修工作时会先将泄露的原油收集起来，在把收集到的原油通过堵漏器输送回原油管道，在输送完泄露的原油后再将其焊接在管道上。同时在焊接堵漏器时要注意减少热应力
燃气管网带气作业安全操作规程 燃气是一种易燃、易爆、易中毒的气体，带气作业是具有危险性地工作，必须高度重视、严格管理、规范操作。 一、施工前准备： 1、带气作业必须由运营部指定熟悉施工程序的主管以上的专业人 员负责。 2、中、低压带气操作由运营部指定负责人拟定施工方案，提出申请， 报公司相关部门、工程总监审批后，由运营部按批准时间和施工 方案进行实施。 二、施工现场准备： 1、运营部抢修、维修负责人将施工地点新、旧管道的技术情况、敷 设方式、管径、长度、阀门的位置、凝水缸的位置、调压器的位 置及名称、施工所影响的范围调查清楚。 2、抢修、维修负责人将人员、机具、材料、消防器材、防护用品准 备齐全，对工程材料仔细检查，防止有砂眼、夹灰、裂缝，对管 径仔细核量，一切有关事宜准备妥当后方可进行操作。 施工： 1、若施工为新敷设管线，施工前应对新设管线重新进行密闭性试验， 合格后方可带气作业施工。
2、参加施工人员应穿戴纯棉制品和耐火服等劳动保护用品，严禁携 带火种、打火机等易燃、易爆品进入施工区域。 3、人员、机具、消防设备、防护用品到位后，设置好施工现场安全 警戒区及护栏、警示带和夜间警示灯等设施；然后按预先的施工方案进行操作，如需要时，维修、抢修人员需戴防毒面具进行操作。 4、带气作业所用工具应为防爆工具如铜锤、铜钎等，若使用铁器， 管线接口处必须涂抹黄油，防止铁器撞击引起火花。 5、在施工警戒区域内严禁使用非防爆性设备和仪表，如录像机、对 讲机、手机、电子照相机、碘钨灯等。 6、在施工过程中凡是废除的管道应尽量拆除，如确实无法拆除的用 管盖封闭。 7、施工完毕后用检漏仪对所有接口进行查漏。 8、清点工具和防护用品，以防丢失。 四、置换通气 1、带气作业完工后，必须将管道内的空气置换放散，置换方式可根据现场情况和有关规定采取直接置换或间接置换的方式，直至取样合格。 2、置换放散时，要在空旷的地方，周围无树木、住房、厂房等，而 且放散地点高出地面2米，应尽量避开人群密集的地方、高压线
文件编号：GD/FS-5225 （管理制度范本系列） 关注油气管道安全管理详 细版 The Daily Operation Mode, It Includes All Implementation Items, And Acts To Regulate Individual Actions, Regulate Or Limit All Their Behaviors, And Finally Simplify The Management Process. 编辑：_________________ 单位：_________________ 日期：_________________
关注油气管道安全管理详细版 提示语：本管理制度文件适合使用于日常的规则或运作模式中，包含所有的执行事项，并作用于规范个体行动，规范或限制其所有行为，最终实现简化管理过程，提高管理效率。，文档所展示内容即为所得，可在下载完成后直接进行编辑。 近年来，我国有关中央企业在陆上石油、成品油和天然气管道（以下简称油气管道）管理方面不断落实安全生产主体责任，深入排查治理隐患。同时，在不断学习国际先进经验、借鉴经实践验证的成熟管理方法基础上，积极开展油气管道运行保障技术的研发和推广工作，为油气管道的安全运行保驾护航。 在体制机制建设上，有关中央企业按照《石油天然气管道保护法》《安全生产法》《特种设备安全法》以及《危险化学品安全管理条例》等法律法规要求，建立了油气管道配套管理、咨询机构，健全了管理机制，并将国家法律法规标准与企业本身管理制度、技术要求等进行融合，形成了适合企业自身实际
的管理体制机制。 在安全意识培养上，有关中央企业通过确保全员培训教育，全面提高员工安全行为能力和综合素质，建立员工共同认可的安全价值观和行为规范，增强员工对生产过程的主观责任意识，接受员工的监督，营造自我约束、自主管理和团队管理的安全文化氛围。 在推进科技进步上，有关中央企业针对国内油气管道的情况，初步提出了以风险控制为核心的管理理念，探索了事故的预防性管理方法，搭建了管理体系框架，提升了管道风险防控和现场处置能力，研究探索了一系列安全技术，并在实际生产过程中推广应用，为保障管道安全高效运行发挥了积极作用。 在加强日常管理上，有关中央企业在重点防护管线或管段（人口密集区、打孔盗油频发段、地质灾害频发段、防恐重点部位、老原油管道）加强油气管道
油气管道工程全生命周期风险评估及其对策参考文 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
油气管道工程全生命周期风险评估及其 对策参考文本 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。 摘要：目前，我国的油气管道的总里程数已经跃居世 界前列，本文通过对油气管道工程全生命周期风险的评估 及其对策的讨论，对全面推行全生命周期评估的必要性进 行评价，并且针对目前我国油气管道的施工情况，通过对 油气管道全生命周期进行阶段划分，建立一套完整的评价 体系，并且针对评价的结果提出可行性措施与建议，对于 我国未来油气管道的发展以及建设具有十分远大的现实意 义。 关键词：油气管道；生命周期；风险评估 1、引言 根据国际能源署的最新报道，在目前全世界进行节能
减排的大环境下，预计到2030年，油气的使用量将超过40亿吨，也将首次超过煤炭成为全球最大的能源来源，所以，对于油气管道的建设就会显得尤其重要。据报道，当油气管道一旦发生泄漏或者爆炸事故，会对周围半径200米范围内安全造成极大的威胁。除此之外，也会对下游城市以及工厂的供气造成巨大的影响，极大的危害社会安定。针对上诉情况，对油气管道进行全生命周期的风险评估具有极大的现实意义，对于能源业未来快速、安全、稳定发展也有重要的作用。 2、油气管道全生命周期各阶段的风险 油气管道在全生命周期中，会受到各种各样的威胁，除去可能遭受到的周围环境以及地质灾害带来的危害外，还会受到第三方的威胁，进行风险评估十分重要。 2.1设计阶段的风险 设计阶段的风险一般包括计算、模型、后期核对分析
第三阶段在线作业 单选题 (共10道题) 收起 1.（ 2.5分）在ASME B31G的方法中，采用了级评价的方法，由简单到复杂，由保守到精确。 ? A、一 ? B、二 ? C、三 ? D、四 我的答案：C 此题得分：2.5分 2.（2.5分）管道敷设的方向不应与断裂带平行，当不可避免时，管道应距离断裂破碎带_以外敷设。 ? A、50米 ? B、100米 ? C、150米 ? D、200米 我的答案：D 此题得分：2.5分 3.（2.5分）在基于深度的评估方法中，凹陷的深度不能超过_____。 ? A、1.60%
? B、6% ? C、16% ? D、10% 我的答案：B 此题得分：2.5分 4.（2.5分）管道风险评分体系中，人类活动应该是在如下哪个模块中考虑。 ? A、第三方破坏 ? B、腐蚀 ? C、设计 ? D、误操作 我的答案：A 此题得分：2.5分 5.（2.5分）管道风险评分体系中，培训应该是在如下哪个模块中考虑。 ? A、第三方破坏 ? B、腐蚀 ? C、设计 ? D、误操作 我的答案：D 此题得分：2.5分 6.（2.5分）沿管道中心线两侧各200m范围内，任意划分成长度为2km 的若干地段，输气管道二级地区聚居的户数为
? A、10户以下 ? B、10户以上、15以下 ? C、15户以上、100户以下 ? D、100户以上 我的答案：C 此题得分：2.5分 7.（2.5分）沿管道中心线两侧各200m范围内，任意划分成长度为2km 的若干地段，输气管道三级地区聚居的户数为 ? A、11户以下 ? B、10户以上、16以下 ? C、15户以上、101户以下 ? D、101户以上 我的答案：D 此题得分：2.5分 8.（2.5分）以下哪些是管道工程中的地质灾害： ? A、划伤 ? B、凹陷 ? C、凹坑 ? D、泥石流 我的答案：D 此题得分：2.5分 9.（2.5分）中型泥石流的一次物质总量为： ? A、＜10万立方米
1总则 1. 0. 1为在输油管道工程设计中贯彻执行国家现行的有关方针政策，保证设计质量，提高设计水平，以使工程达到技术先进、经济合理、安全可靠及运行、管理、维护方便，制定本规范。 1.0.2本规范适用于陆上新建、扩建或改建的输送原油、成品油、液态液化石油气管道工程的设计。 1. 0. 3输油管道工程设计应在管道建设、营运经验和吸取国内外先进科技成果的基础上合理选择设计参数，优化设计。 1. 0. 4输油管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行的有关强制性标准的规定。 2术语 2. 0. 1输油管道工程oil pipeline project 用管道输送原油、成品油及液态液化石油气的建设工程。一 般包括输油管线、输油站及辅助设施等。 2.0.2管道系统pipeline system 各类型输油站、管线及输送烃类液体有关设施的统称。 2.0.3输油站oil transport station 输油管道工程中各类工艺站场的统称。 2.0. 4首站initial station 输油管道的起点站。 2. 0. 5末站terminal 输油管道的终点站。 2. 4. 6中间站intermediate station 在输油首站、末站之间设有各类站场的统称。 2. 0. 7中间热泵站intermediate heating and pumping station 在输油首站、末站之间设有加热、加压设施的输油站。 2. 0. 8中间泵站intermediate pumping station 在输油首站、末站之间只设有加压设施的输油站。
2.0.9中间加热站intermediate heating station 在输油首站、末站之间只设有加热设施的输油站。 2. 0. 10输人站input station 向管道输入油品的站。 2. 0. 11分输站off-take station 在输油管道沿线，为分输油品至用户而设置的站。 2. 0. 12减压站pressure reducing station 由于位差形成的管内压力大于管道设计压力或由于动压过大，超过下一站的允许进口压力而设置减压装置的站。 2. 0.13弹性弯曲elastic bending 管道在外力或自重作用下产生的弹性限度范围内的弯曲变形。 顺序输送hatch transportation 多种油品用同一管道依次输送的方式。 2. 0.15翻越点turnatrer point 输油管道线路上可能导致后面管段内不满流(slack f low)的某高点。 一站控制系统，ration control system 对全站工艺设备及辅助设施实行自动控制的系统。 2. 0. 17管件pipe fittings 弯头、弯管、三通、异径接头和管封头等管道上各种异形连接件的统称。 2. 0. 18管道附件pipe accessories 管件、法兰、阀门及其组合件，绝缘法兰、绝缘接头、清管器收发筒等管道专用部件的统称。 2. 0. 19最大许用操作压力maximum allowable operating pressure(MADP) 管道内的油品处于稳态(非瞬态)时的最大允许操作压力。其值应等于站间的位差、摩阻损失以及所需进站剩余压力之和。 2. 0. 20 U管道设计内压力pipeline internal design pressure 在相应的设计温度下，管道或管段的设计内压力不应小于管道在操作过程中管内流体可能产生的最大内压力。 2. 0. 21线路截断阀line block valve 为防止管道事故扩大、减少环境污染与管内油品损失及维修方便在管道沿线安装
文件编号：GD/FS-9072 （管理制度范本系列） 油气管道全生命周期安全环境风险管理详细版 The Daily Operation Mode, It Includes All Implementation Items, And Acts To Regulate Individual Actions, Regulate Or Limit All Their Behaviors, And Finally Simplify The Management Process. 编辑：_________________ 单位：_________________ 日期：_________________
油气管道全生命周期安全环境风险 管理详细版 提示语：本管理制度文件适合使用于日常的规则或运作模式中，包含所有的执行事项，并作用于规范个体行动，规范或限制其所有行为，最终实现简化管理过程，提高管理效率。，文档所展示内容即为所得，可在下载完成后直接进行编辑。 摘要：在油气管道全生命周期的各个阶段，存在着不同的安全、环境风险，有必要对应油气管道生命周期的各个阶段，按照资产分类和风险分级管理的总体原则，研究建立科学实用的风险管理目录，以实现油气管道各阶段风险的动态管理和监控。为此，以管道系统生命周期各阶段及相关生产作业活动、场所(区域)的划分为基础，提出了管道设计、施工、运行和停用报废等各阶段风险管理目录的框架，构建了安全、环境风险分级矩阵，按照风险识别、评价、控制、监控、更新的总体管理流程，建立风险登记册以实施日常生产过程中的风险动态管理和监控，并综合
考德资产分类和风险等级，提出了风险分类分级管理的方案构想。同时指出，还需要不断深入研究各种风险识别和评价方法的适应性，准确识别和评价油气管道生命周期内的各类风险，建立科学实用的风险管理目录并利用信息化技术手段，使各类风险得以有序地控制，有效跟踪监控风险，从而实现长输油气管道的风险受控管理，减少事故的发生概率，保障油气管道生产安全。 关键词：油气管道全生命周期安全风险环境风险管理方案分级矩阵风险登记册动态管理 Environmental and safety risk management of oil and gas pipelines in their full life cycle Abstract：Different safety and environmental risks exist at each stage of the full life cycle of oil and gas pipelines in
油气管道封堵抢修技术发展现状与展望 发表时间：2019-06-11T14:18:17.647Z 来源：《建筑学研究前沿》2019年2期作者：陈昊 [导读] 随着时代的发展，全球社会经济水平正处在飞速发展的时期，这与现代社会经济水平的提高以及安全、快捷的能源保障分不开。西安西北石油管道有限公司陕西省西安市 710018 摘要：随着社会对于油气资源需求的不断提升，构建出质量过硬的油气管道输送系统，已经成为了油气资源开采输送的重要保障。但是在实际应用过程中，由于管道使用年限、腐蚀以及相关的外力干扰因素，也会造成管道泄露事故的出现，所以针对管道封堵抢修技术的内容，相关工作人员必须要给与高度重视，进而不断完善该行业的发展。 关键词：油气管道封堵；抢修技术；发展现状；展望 引言 随着时代的发展，全球社会经济水平正处在飞速发展的时期，这与现代社会经济水平的提高以及安全、快捷的能源保障分不开。为了满足人们的生产生活需求，各个国家的油气管道建设一直在不断的发展与扩大。在日常进行的油气管道线路扩展，维修等过程中，经常需要对油气管道进行紧急的封堵抢修，尤其是海洋油气管道，因为其环境的特殊性，很容易受到破坏。为了切实的满足社会各行业日益提高的需求，油气管道的规模也在不断的建设和扩大当中，在管道的运行、扩展、修改、支路建设、管段更换过程中时常需要利用到封堵抢修技术，为了确保能够及时的为社会各行业提供高质量的服务，管道封堵抢修就显得尤为重要，因此有必要对当前的油气管道封堵抢修技术进行分析。 1油气管道封堵抢修技术国内外发展现状 1.1国外油气管道封堵抢修技术的发展 由于早期几次工业革命的推进能够，国外的石油工业开启时间相对我国起步时间早，发展迅速，技术成熟。在管道封堵抢修实践中，国外的工程师们具备成熟的技术，也在维修实践中积累了大量的宝贵经验。国外工程师们在陆地上开发的油气管道封堵抢修技术也逐渐应用在海洋油气管道的维修实践中，并取得了良好的应用效果，逐渐使油气管道的封堵抢修技术不受地点和环境的约束。Furman-ITE公司是美国油气管道封堵抢修技术发展的先驱，在国际范围内，最早实现了油气管道带压封堵抢修的实验，在油气管道的封堵抢修技术发展中迈出了重要的一步。之后一种先进的管道封堵抢修技术，远程遥控压力管道定点封堵技术在TDW公司得到实现，该技术可以达成在高压状态下对一段管道进行隔绝的目的，从而在管道封堵抢修的过程中不需要减低管道压力，在维修的过程中不需要放空整个油气管道，也不会影响油气管道的正常工作，该技术大大减少了油气管道维修的时间和成本，带来了巨大的经济效益。该技术也大大降低了海底油气管道在开孔和焊接过程中的危险程度，能够实现一些油气管道周围部件，例如阀门、立管等的独立安装和更换。美国的Oil-StatesHydroTech公司，在世界石油供应产业中，具有十分重要的地位。该公司积极对海底管道封堵抢修技术进行研究，积累了大量的海底油气管道维修的经验，目前该公司海底管道维修技术水平可以达到在海平面以下1651米进行维修作业，该公司的研究水平是世界上目前最前沿的水平，引领世界油气管道封堵抢修技术的发展方向。 1.2国内油气管道封堵抢修技术的发展 由于我国历史发展的原因，石油工业起步相较于西方国家晚了近大半个世纪。但我国石油工业自起步之后，经过几代人不断的努力，同样取得了举世瞩目的成就。我国的管道运输在油气运输发挥越来越大的作用，在原油、天然气、成品油的运输中，大部分均由管道运输来完成。而我国管道封堵抢修技术的发展，已经满足了各类油气运输管道的基本封堵抢修需求。目前，我国油气管道维修所能完成最大的管道直径已经达到1.4米，在封堵维修工作中允许的管道压力也逐渐增大，国产的管道封堵维修水平在管道不停输维修方面已经达到世界一流技术水平。最值得提出的是中国石油天然气管道局抢险中心已经具备了可以在世界范围内进行油气管道封堵抢修作业的能力。 2当前管道封堵抢修技术的应用分析 2.1冷冻封堵技术 在上世纪八十年代，冷冻封堵技术在油气管道的封堵作业中，得到了较为广泛的应用，在应用上，其核心的技术内容，是利用那些具有快速凝固、解冻的液体，将其注入到管道之中，同时借助相关的降温手段，来达到封堵管道的目的。在对这项技术进行应用的过程中，其关键点就是寻找到一种最为合适的封堵剂。根据实际的研究成果，在当前，固水乳化剂属于是这项技术内容的应用核心，并且通过对试验结果进行分析发现，在解冻的环境下，这种材料可以在最短的时间里恢复乳膏状态，并具有较好的质密性。在实际应用过程中，为了确保固水乳化剂的状态，需要设计出相关的保温套管，在其与管道中间，填充一定量的保温冷冻介质，通过热量的平衡，确保其固水乳化剂可以处在一个保温冷冻的介质状态。在实行管道封堵抢修作业的时候，首先，利用合适的方法，将这些填充剂放置进管道，利用保温管套可以在内部实现较大的温度差，这时固水乳化剂会发生凝固膨胀，通过与管道内部所产生的摩擦力，对管内介质所输送的压力进行平衡；在解封时，通过对套管、冷冻介质进行移除，可以确保固水乳化剂在常温状态下恢复到乳膏状，之前所产生的摩擦力消失，达到解封的目的。 2.2不停输带压开孔封堵技术 在当前的油气管道封堵抢修技术中，不停输带压开孔封堵技术的应用较为成熟，根据不同的封堵机械方法，可以将其分为筒式封堵、盘式封堵、悬挂式封堵和挡板囊式封堵等几类。在应用上，针对那些形状不规则的管道或者是管道内部具有大量结垢，可以采取筒式封堵的方法；盘式封堵对于输送介质具有较强的适应性，主要应用于那些需要对天然气、成品油和原油的管道进行运输的时候，可以采取盘式封堵的方法，但是在应用的过程中也需要注意，这些管道之中不能存在结垢的问题；悬挂式封堵适用于那些用于液体和气体介质的输送管道，可以承受较高的管内介质压力；而挡板囊式封堵尽管对于管道内壁环境具有较强的适应性，但是由于其所产生的封堵压力较小，在进行封堵操作之前，需要对管道的输送压力进行降低。在对不停输带压开孔封堵技术进行应用的过程中，需要在旁边搭建临时输送管线，避开维修管段，确保在执行封堵抢修工作的过程中，可以保障中下游的正常工作。在封堵的时候，首先应该在待抢修管道的上下游附近，安装夹板阀；紧接着，可以利用开孔机在管道上进行开孔操作，并利用旁通管道建立对管内介质进行输送的临时管线；最后则需要撤掉开孔
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 1.（ 2.5分）以下检测方法是基于ACVG原理： A、PCM B、PCM+A字架 C、C-Scan D、DCVG 正确答案： 2.（2.5分）以下哪种方法也称为铁鞋法 A、PCM+A字架 B、Pearson C、CIPS D、ACVG 正确答案： 3.（2.5分）外腐蚀直接评价中的哪一步骤中需要开挖管道。 A、预评价 B、间接检测 C、直接检查 D、后评价 正确答案： 4.（2.5分）外腐蚀直接评价中的哪一步骤中需要对管道进行非开挖检测。 A、预评价 B、间接检测 C、直接检查 D、后评价 正确答案： 5.（2.5分）外腐蚀直接评价中的哪一步骤中确定再评价时间间隔。 A、预评价 B、间接检测 C、直接检查 D、后评价 正确答案： 6.（2.5分）以下哪一项是外腐蚀直接评估法。 A、ECA B、ECDA C、ICDA D、SCCDA 正确答案： 7.（2.5分）在弹性材料中，应力强度因子表征了裂纹尖端应力场奇异性强度。 A、r（-1/2）阶 B、r-1阶 C、 r（-3/2）阶 D、r-2阶 正确答案： 8.（2.5分）（1）在疲劳载荷特征中，应力比是：
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ A、最小应力/最大应力 B、最大应力/最小应力 C、应力平均值/最大应力 D、应力幅值/最大应力 正确答案： 9.（2.5分）以下哪一（些）标准是关于体积型缺陷评价的标准。 A、ASME B31G B、ASME B31.8 C、ASME B31.8S D、ASME B31.3 正确答案： 10.（2.5分）管道裂纹检测存在的问题是： A、检测灵敏度低 B、数据解释难 C、检测的费用高 D、可靠性有待提高 正确答案： 11.（2.5分）根据在裂纹管壁中的位置不同，分为： A、穿透裂纹 B、表面裂纹 C、埋藏裂纹 D、焊缝裂纹 正确答案： 12.（2.5分）根据在裂纹的方向，分为： A、周向裂纹 B、轴向裂纹 C、螺旋方向裂纹 D、径向裂纹 正确答案： 13.（2.5分）平滑凹陷包括： A、单纯凹陷 B、划伤凹陷 C、焊缝凹陷 D、曲折凹陷 正确答案： 14.（2.5分）根据约束条件，凹陷分为_____。 A、约束凹陷 B、非约束凹陷 C、管顶 D、管底 正确答案： 15.（2.5分）妨碍内检测通过的管道特征包括： A、内径变化
地上燃气管道（中压）通气作业操作规程1本规程规定了地上燃气中压管道通气作业的工作内容。 本工程适用于地上中压燃气管道的通气作业。 2通气前的准备 2.1组织通气操作人员，根据图纸逐个清点确认系统设备、阀门，包括上升立管阀门、下降立管阀门、天面放散阀门、天面排液阀、下降立管末端放散阀及入户球阀。 2.2按照任务单内容核对通气范围，确定控制阀门。 2.3准备相应的工具、材料、通讯器材及氮气等。 2.4检查系统及附属设备，关闭入户中压系统阀门、天面放散阀、排污阀、集中表箱内的中压阀和所有用户低压入户阀，并检查确认无误。 2.5在中压系统末端安装精密压力表进行压力监测。 2.6确定置换气体排放点，在排放区设置警戒，禁止火种及无关人员进入排放区。 2.7利用下降立管作排放点时，必须用胶管或镀锌管引至通风良好处，排放口应朝下风方向排放，室内、通风不良处、采光井内不得作为直接排放区。 3氮气试压和置换 3.1新投运的管线系统应采用间接置换法进行置换，即先用氮气置换空气，再用燃气置换氮气。 3.2氮气瓶安装氮气减压阀，出口用中压胶管与系统上升立管总阀后的1/2”球阀联接紧固。 3.3开启氮气系统，调节氮气出口压力不超过0.15MPa，开启系统联接的 1/2”球阀，将氮气导入系统进行充氮。
3.4系统充氮过程中，注意观察各排放点压力变化情况，判断系统是否畅通。 3.5系统压力升至0.07 MPa时，打开排放点阀门进行排气；若出现排气不畅，应对管道进行分段排气检查，判定堵塞点并排除堵塞物。 3.6系统氮气排放完毕后，关闭各排气点阀门。 3.7继续导入氮气，当系统压力0.1Mpa时，保压1小时，以压力不降为合格。 若压力降低，应检查确认泄漏点。3.8关闭氮气系统，间歇开启天面放散阀，使系统压力降至0.05 Mpa。 3.9关闭上升立管总阀后1/2”球阀，拆除氮气系统，并用丝堵将球阀封堵塞，氮气置换完成。 4燃气置换 4.1抢修后的管线可直接进行燃气置换。 4.2上升立管及天面管的置换 4.2.1关闭各下降立管阀门，关闭天面放散阀与排液阀，检查集中调压系统，确认各调压器前阀门应关闭。 4.2.2检查排气点放散阀位置，当放散阀位置处于上风头时，应用胶管或镀锌管引至通风良好处。 4.2.3开启上升立管阀门，将燃气导入系统内，间歇开启天面放散阀，排放系统内气体，排放过程中随时探测石油气浓度。 4.2.4当确认有石油气排除后，应将置换出的混合气体引至空旷地排空或燃烧。 4.2.5关闭放散阀，系统保压，检查系统，确认无泄漏。 4.3下降立管燃气置换
201509管道完整性管理油气储运工程在线作业文档
第一阶段在线作业 单选题(共15道题) 收起 1.（ 2.5分）新墨西哥州Carlsbad天然气管道爆炸事故原因是： ?A、外腐蚀 ?B、内腐蚀 ?C、挖掘损伤 ?D、应力腐蚀 我的答案：B 此题得分：2.5分 2.（2.5分）华盛顿州Bellingham汽油管道事故原因是： ?A、外腐蚀 ?B、内腐蚀 ?C、挖掘损伤 ?D、应力腐蚀 我的答案：C 此题得分：2.5分 3.（2.5分）密歇根州Marshall原油管道泄漏事故原因是： ?A、外腐蚀 ?B、内腐蚀 ?C、挖掘损伤 ?D、应力腐蚀 我的答案：D 此题得分：2.5分 4.（2.5分）管道完整性是指： ?A、管道承受内压的能力
?B、管道承受载荷和保持安全运行的能力 ?C、管道承受地面占压载荷的能力 ?D、管道抵抗第三方破坏的能力 我的答案：B 此题得分：2.5分 5.（2.5分）以下哪一内容中需进行管道的资料的分析与整合。 ?A、数据管理 ?B、高后果区识别 ?C、风险评价 ?D、完整性评价 我的答案：C 此题得分：2.5分 6.（2.5分）PDCA循环式指： ?A、“改进-计划-实施-检查” ?B、“计划-实施-检查-改进” ?C、“计划-检查-实施-改进” ?D、“实施-检查-计划-改进” 我的答案：B 此题得分：2.5分 7.（2.5分）管道在土壤中的应力腐蚀的形式有几种。 ?A、1 ?B、2 ?C、3 ?D、4 我的答案：A 此题得分：2.5分
8.（2.5分）与时间有关的危害管道的因素是： ?A、腐蚀 ?B、第三方破坏 ?C、土体移动 ?D、焊接缺陷 我的答案：A 此题得分：2.5分 9.（2.5分）与时间无关的危害管道的因素是： ?A、腐蚀 ?B、应力腐蚀 ?C、土体移动 ?D、焊接缺陷 我的答案：C 此题得分：2.5分10.（2.5分）危害管道的稳定因素是： ?A、腐蚀 ?B、应力腐蚀 ?C、土体移动 ?D、焊接缺陷 我的答案：D 此题得分：2.5分11.（2.5分）以下哪种现象与管道结构失稳有关： ?A、断裂 ?B、凹陷 ?C、表面裂纹
深圳市商厨科技有限公司 我公司燃气安装维修操作规程： 一、安装规则 1．燃气引入管不得敷设在卧室、卫生间、易燃或易爆品的仓库、有腐蚀性介质的房间、发电间、配电间、变电室、不使用燃气的空调机房、通风机房、计算机房、电缆沟、暖气沟、烟道和进风道、垃圾道等地方。 2．住宅燃气引入管宜设在厨房、外走廊、与厨房相连的阳台内(寒冷地区输送湿燃气时阳台应封闭)等便于检修的非居住房间内。当确有困难，可从楼梯间引入(高层建筑除外)，但应采用金属管道且引入管阀门宜设在室外。 3．商业和工业企业的燃气引入管宜设在使用燃气的房间或燃气表间内。 4．燃气引入管宜沿外墙地面上穿墙引入。室外露明管段的上端弯曲处应加不小于DN15清扫用三通和丝堵，并做防腐处理。寒冷地区输送湿燃气时应保温。 5．引入管可埋地穿过建筑物外墙或基础引入室内。当引入管穿过墙或基础进入建筑物后应在短距离内出室内地面，不得在室内地面下水平敷设。 6．燃气引入管穿墙与其他管道的平行净距应满足安装和维修的需要，当与地下管沟或下水道距离较近时，应采取有效的防护措施。 7．燃气引入管穿过建筑物基础、墙或管沟时，均应设置在套管中，并应考虑沉降的影响，必要时应采取补偿措施。 8．建筑物设计沉降量大于50mm时，可对燃气引入管采取如下补偿措施： 1 加大引入管穿墙处的预留洞尺寸。 2 引入管穿墙前水平或垂直弯曲2次以上。 3 引人管穿墙前设置金属柔性管或波纹补偿器。 9．燃气引入管的最小公称直径应符合下列要求： 1 输送人工煤气和矿井气不应小于25mm； 2 输送天然气不应小于20mm； 3 输送气态液化石油气不应小于15mm。 10．燃气引入管阀门宜设在建筑物内，对重要用户还应在室外另设阀门。 11．送湿燃气的引入管，埋设深度应在土壤冰冻线以下，并宜有不小于0．01坡向室外管道的坡度。 12．地室、半地下室、设备层和地上密闭房间敷设燃气管道时，应符合下列要求： 1 净高不宜小于2．2m。
( 安全技术 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 燃气管道的安全措施(新编版) Technical safety means that the pursuit of technology should also include ensuring that people make mistakes
燃气管道的安全措施(新编版) 目前，家家户户都在使用燃气，燃气在生活中充当着重要的角色。燃气之所以能够能够到千家万户是通过燃气管道输送过来的。然而，燃气管道却存在着方方面面的问题，下面让我们来看一下。 .燃气管线存在的主要问题 （一）野蛮施工对燃气管道的破坏随着城市建设的高速发展，施工项目、建设工地越来越多，野蛮施工行为屡禁不止，构成对地下燃气设施安全的巨大威胁。 燃气管道遭受损坏，会导致火灾、爆炸、中毒及燃气供应中断等恶性事故，影响极其恶劣。 （二）管道腐蚀近几年，地下金属燃气管道大量增加。地下金属燃气管道的寿命多则20余年，少则只有2～3年，腐蚀穿孔事故时有发生，造成了巨大的经济
损失和严重的社会影响。通过多次对腐蚀穿孔漏气事故抢修，可以归纳出燃气管线的腐蚀主要有以下几种情况： 1.燃气管道投入使用年限过长由于燃气内存在焦油、萘等杂质，对管壁常年腐蚀，造成内腐蚀穿孔。 2.电化学腐蚀由于管线穿越不同类型的地质，沿线土壤透气性等物理化学参数有较大变化，导致管段两端存在明显的电位差，造成电化学腐蚀。 3.杂散电流腐蚀近几年由于电信业的大规模发展，地下电力、电信管道猛增，漏气电流以管线作为回流通路，导致流出点的局部坑蚀。 4.防腐层破坏由于施工人员在管道施工中不遵守操作规程，在下管时破坏了管道外的防腐层，防腐层起不到应有的保护作用，致使管道受外界环境的影响， 造成腐蚀穿孔。 （三）燃气管道位于交通要道随着首都城市建设的高速发展，三环路、四环路的建成使用，许多原来敷设在便道、绿地上的燃气
安全管理编号：LX-FS-A95046 油气管道工程全生命周期风险评估 及其对策标准范本 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
油气管道工程全生命周期风险评估 及其对策标准范本 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。 摘要：目前，我国的油气管道的总里程数已经跃居世界前列，本文通过对油气管道工程全生命周期风险的评估及其对策的讨论，对全面推行全生命周期评估的必要性进行评价，并且针对目前我国油气管道的施工情况，通过对油气管道全生命周期进行阶段划分，建立一套完整的评价体系，并且针对评价的结果提出可行性措施与建议，对于我国未来油气管道的发展以及建设具有十分远大的现实意义。 关键词：油气管道；生命周期；风险评估 1、引言