长输管线竣工资料整理
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石油、天然气管道工程竣工验收细则 1 范围 本标准规定了管道工程竣工验收准备、验收组织和验收程序，并对竣工资料、竣工验收文件的编制与管理作出了具体要求。本标准适用于按批准的设计文件建成且试运投产成功，符合竣工验收标准的新建及改扩建管道工程。 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。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误内容）或修订版均不适用于本标准，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。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB 10609.3-1989《技术用图—复制图折叠办法》 GB 50319-2000《建设工程监理规范》 GB/T 11821-1989 《照片档案管理规范》 GB/T 11822-2000《科学技术档案案卷构成的一般要求》 GB/T 17678.1-1999《CAD电子文件光盘存储归档与档案管理要求》 DA/T 28-2002《国家重大项目文件归档要求与档案整理规范》国家档案局档发字[1997]20号文件《国家档案局关于印发〈城市建设归属与流向暂行办法〉的通知》国家档案局国档发[1992]8号文件《关于印发〈建设项目（工程）档案验收办法〉的通知》 3 术语和定义 3.1 竣工验收是项目（工程）建设的最后一道程序，是工程建设转入正式生产并办理固定资产移交手续的标志。是全面考核项目建设成果，检查项目立项、勘察设计、器材设备、施工质量的重要环节。
3.2 专项验收是指政府行政主管部门对建设项目（工程）环境保护、水土保持、消防、劳动安全卫生、职业安全卫生等方面进行的验收。 3.3竣工资料指从建设项目（工程）的提出、立项、审批、勘察设计、施工、生产准备到建成投产全过程中形成的应归档保存的文件资料以及其他载体的声像资料。 3.4 竣工验收文件是建设项目（工程）建设阶段的总结，是竣工验收的法定文件。包括竣工验收报告书、竣工验收鉴定书、单项总结（勘察设计工作总结、施工工作总结、监理工作总结、质量监督工作总结、生产准备及试运考核总结、物资及设备采办总结（含外事总结）等）三部分内容。 4 竣工验收依据 4.1 已批准的项目建议书； 4.2可行性研究报告及批复文件； 4.3 已批准的工程设计文件； 4.4 项目主管部门有关审批、修改和调整等方面的相关文件； 4.5现行的施工技术及验收规范； 4.6国家及行业竣工验收规范； 4.7 国家及行业质量评定标准；
天然气输送管道站场
目录 18.1组织机构与职责 (157) 18.2制度与资料……………………………………………………… 157 18.3 HSE活动……………………………………………………… 159 18.4设施 (160) 18.5设备 (166) 18.6生产作业………………………………………………………… 167 18.7检维修作业……………………………………………………… 170
天然气输送管道站场 18.1 组织机构与职责 18.1.1 组织机构 天然气输送管道站场应成立HSE管理小组，站长任组长，分管安全副站长任副组长，成员包括大班人员、各运行班班长、仪表工、技师、技术人员等。 18.1.2 职责 HSE管理小组负责安全、环保、职业卫生、消防、应急等工作，具体职责如下： a) 学习并贯彻落实国家和中国石化有关安全、环保、职业卫生、消防、应急等方面的法律、法规、标准、规范和制度； b) 制定年度HSE工作计划、HSE管理目标和应急预案； c) 落实各岗位HSE职责； d) 定期召开HSE管理小组会议，检查HSE工作计划完成情况；对发现HSE管理工作中存在的重大问题，应及时研究处理； e) 检查HSE管理制度、HSE作业指导书和各项技术措施的落实情况，发现违章指挥、违章作业、违反劳动纪律的现象应及时纠正； f) 定期组织HSE检查，并做好记录；对发现的问题和隐患进行整改，不能整改的及时上报； g) 组织对新入厂和转岗员工进行站级HSE教育；对员工进行经常性的HSE意识、知识和技能培训，开展岗位技术练兵和应急演练； h) 负责对直接作业环节作业许可证的申请或审批，组织落实好各项防范措施； i) 发生事故时，应按应急预案要求及时报告和处置； j) 组织HSE考核，表彰奖励对HSE工作做出贡献的员工； k) 建立健全干部值班制度，做到24小时干部带班。 18.1.3 要求 18.1.3.1 站长是HSE管理的第一责任人，对本单位HSE管理全面负责，并与上级签订年度HSE管理责任状。 18.1.3.2 全体员工应与站长签订年度HSE责任状。 18.1.3.3 关键装置、要害（重点）部位应实行干部联系（承包）制
推进油气输送管道检验检测工作的通知 文稿归稿存档编号：[KKUY-KKIO69-OTM243-OLUI129-G00I-FDQS58-
附件 关于规范和推进油气输送管道 检验检测工作的通知 （征求意见稿） 各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团质量技术监督局（市场监督管理部门）、国资委、安全生产监督管理局、能源局，有关中央企业： 自2014年10月开展油气输送管道隐患整治攻坚战以来，各地区、各有关部门和企业认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，加强配合协调，管道安全隐患整改工作取得了积极进展，但仍存在一些管道使用单位（以下简称管道企业）对管道检验检测工作重视不够、管道法定检验覆盖率偏低，检验机构无管道检验资质、管道检验检测工作不规范不合规等问题。2015年11月12日，中石化镇海炼化分公司位于浙江省北仑区一条成品油管道发生腐蚀泄漏事故。据调查，泄漏点所在管段，因管道企业计划进行迁建，未按规定进行全面检验，未能发现并消除管道腐蚀减薄造成的隐患，导致管道发生泄漏事故。该事故暴露出部分企业管道检验检测工作存在薄弱环节，检验机构未依法依规开展检验检测工作等问题。 油气管道检验检测是保障油气输送管道本质安全，发现和消除管道安全隐患的重要技术手段。为进一步贯彻落实《特种设备安全法》《国务院安全生产委员会关于深入开展油气输送管道隐患整治攻坚战的通知》（安委〔2014〕7号）、《国务院安全生产委员会关于印发<油气输送管道保护和安全监管职责分工>和<2015年油气输送管道隐患整治攻坚战工作要点>的通知》（安委〔2015〕4号）等文件要求，落实管道企业的安全主体责任，规范和推进油气输送管道的检验检测工作，现就有关要求通知如下： 一、工作目标 进一步规范和推进油气输送管道检验检测工作。严格落实油气输送管道检验检测制度，依据法律法规、规范标准开展包括管道元件制造监督检验和型式试验、管道安装监督
油气长输管道定期检验 细则 集团公司文件内部编码：（TTT-UUTT-MMYB-URTTY-ITTLTY-
油气长输管道定期检验细则第一章总则 第一条（目的）为了加强压力管道的安全监察，规范在用油气长输管道检验工作，确保在用油气长输管道处于安全可靠的受控状态，保障公民生命和财产的安全，根据《特种设备安全监察条例》、《压力管道安全管理与监察规定》的有关规定，特制定本规则。 第二条（适用范围）本规则适用范围为《特种设备安全监察条例》、《压力管道安全管理与监察规定》、《压力管道安装单位资格认可实施细则》所规定的GA类陆上原油、成品油、液态液化石油气（LPG）、天然气、以及其他气态或液态介质等油气长输管道（含集输管道）的定期检验（包括一般性检查和专业性检验）。本细则不适用于输油（气）首站、中间站、末站等站场内的管线和设施，站场内外一般以电绝缘装置为分界线。 第三条（基于风险的定期检验）油气长输管道使用单位在开展定期检验检测时，应当充分采用完整性管理理念中的完整性检验检测评价技术，开展基于风险的检验检测。已开展专业性检验与完整性评价的管道，可由国家质量监督检验检疫总局（以下简称国家质检总局）核准的专业机构为管道企业开展的完整性管理提供技术咨询。
第四条（高后果区管线）在开展基于风险的完整性检验检测时，应由国家质检总局核准的专业机构确定管道的高后果区。高后果区的确定原则符合SY6621或单独用一个附录如下： 输油管道高后果区的确定原则： （一）商业航运水道； （二）至少达到50000人口的城市化地区，人口密度至少400人/Km2； （三）城市、城镇、乡村和其它居民及商业区等人口密集地区； （四）饮用水源区、自然保护区、文物保护区、军事设施等地区。 输气管道高后果区的确定原则： （一）三类地区； （二）四类地区； （三）一类、二类地区内，管线潜在影响半径超过200m，并且影响区域内居民户数不小于20户；
石油天然气管道
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、
天然气长输管道施工工艺 １、主题内容与适用范围 １、１本标准规定了长输管道的材料验收，管道的拉运布管，加工和组装，管道焊接，通球扫线，线路斩立桩施工，阴极保护施工，穿越工程等的工程施工工艺要求。 １、２本标准适用于长输管道的安装。 ２引用标准 ２、１《长输管道线路工程施工及验收规范》(SYJ4001-90) ２、２《长输管道站内工艺管线工程施工及验收规范》(SYJ4002-90) ２、３《长输管道阴极保护工程施工及验收规范》(SYJ4006-90) ２、４《管道下向焊接工艺规程》(SY/T4071-93) ３长输管道施工工艺指导书编制内容 长输管道工程施工的基本程序为：设计交底→测量放线→清除障碍→修筑施工便道→开挖管沟→钢管的绝缘防腐→钢管的拉运、布管→管道的组装焊接→无损探伤→防腐补口补漏→管道下沟→回填及地貌恢复→分段吹扫及测径→分段耐压试验→站间连通→通球扫线→站间试压→穿跨越→阴极保护施工→立桩预制安装及竣工验收。 ３、１施工准备阶段： ３、１、１施工技术准备 在施工图纸等技术资料到位，工程专业技术人员应编制详细的施工组织设计或施工方案，报甲方代表审批。同时组织相关人员进行技术交底，使操作人员明确技术要求。
编制焊接工艺评定，确定焊接参数。同时对焊工进行岗前培训，合格后才能上岗。 编制公路、铁路穿越方案；河流穿跨越方案；弯头、弯管制作程序文件；管道通球、耐压试验方案等文件。 ３、１、２施工机具及材料准备： （１）在长输管道的施工中，需用的机具设备有挖土机、焊机、吊车、下管机等设备，其中焊接设备是施工机具中的一种重要设备，它是保证管道施工质量的关键。焊机在使用中应保持性能稳定，有较强的移动方便性。 （２）材料验收：长输管道用的材料和管件应具备出厂质量证明书或其复印件，各种性能技术指标应符合现行有关标准的规定。如无出厂质量证明书或对质量证明书有疑问时，应对材料和管件进行复验，合格后方可使用。 焊接材料的选用应根据母材的化学成份、机械性能和使用条件等因素综合考虑。 防腐材料应符合现行的有关防腐规范的规定。成品防腐管材进入现场后，应检查其绝缘度、外观、长度、管口的切面和管中心垂直度、壁厚、材质、坡口等。 ３、２设计交底及测量放线 ３、２、１施工前，工程项目进行图纸会审，由设计单位做技术交底和现场交底，明确以下有关向题。 （１）固定１K准点的参考物的有关数据和位置。 （２）施工带内地下构筑物的位置，办理有关手续和处理意见，并说明施工有关技术要求。 ３、２、２测量放线：
通用业务制度-实施类
1 基本要求 1.1 目的 为了规范长输管道在线智能内检测及其数据的管理，以及操作程序、基本要求、安全操作与预防风险程序，确保管道本体安全，特制定本规定。 1.2 适用范围 本规定适用于中国石化天然气分公司所属管道在线智能内检测的管理。 1.3 管理目标 规范智能内检测操作与管理，确定内检测管理的技术需求、检测条件、检测器选择、检测指标、检测周期、内检测操作运行、数据报告提交等要求，通过检测掌握管道本体状况和及时发现缺陷，进行有效的修复，保证管道承压能力，实施管道本体安全的目标。 1.4 术语 1.4.1 管道智能内检测 借助于流体压差使检测器在管道内运动，实时采集并记录管道信息的检测器所完成的检测，检测出管道缺陷（内外壁腐蚀、损伤、变形、裂纹等）、管道中心线位置和管道结构特征（管节与壁厚、焊缝、三通、弯头等）的方法。 1.4.2 几何变形检测 以检测管道的几何变形情况为目的所实施的管道内检测。 1.4.3 漏磁腐蚀检测 以检测管壁腐蚀、机械损伤等金属损失为目的所实施的管道内检测。
2 职责 2.1 管道管理部 2.1.2 负责公司管道在线内检测的制度、标准的制定,确定管道检测频率。 2.1.2 负责对各单位在线内检测方案和计划的审核，对实施情况进行协调、指导、检查，提供技术支持及专业培训。 2.1.3 负责对公司所属管道在线内检测数据的统计分析和管理。 2.1.4 负责对公司所属管道内检测缺陷评价的统计分析和管理，并对缺陷修复计划、控制措施进行审核和实施监督。 2.2 生产运行部 2.2.1 负责对公司所属管道在线内检测过程中气量调度方案的审批。 2.2.2 对管道在线内检测需要调压调量等提供工艺操作及其他相关技术支持。 2.3 管道管理公司 2.2.1 负责所辖管道内检测计划制定。 2.2.2 负责所辖管道内检测具体检测方案的制定并负责实施。 2.2.3 负责所辖管道内检测气量调度方案的制定及实施。 2.2.4 负责所辖管道内检测过程的全面管理。 2.2.5 负责现场开挖结果的确认和内检测项目的验收工作。 2.2.6 负责所辖管道内检测数据的分析统计和数据管理。 2.2.7 负责所辖管道内检测缺陷的评价、监测和修复。 3 周期与计划
《中华人民共和国石油天然气管道保护法》 在线考试题库及答案 一、单项选择题:45分(每题分) ⒈《中华人民共和国石油天然气管道保护法》对石油天然气管道的保护适用是限于( C ) A. 城镇燃气的管道 B. 中华人民共和国境内及境外的管道 C. 中华人民共和国境内的管道 D. 城镇炼油、化工等企业厂区内的管道 ⒉我国对石油天然气管理的新特点是什么( C ) A. 一级登记,三级管理 B. 一级登记,一级管理 C. 三级登记,一级管理 D. 三级登记,二级管理 ⒊依照本法规定主管全国管道的保护工作的部门是( B ) A. 国家安全生产监督管理局 B. 国务院能源主管部门 C. 中国石油天然气管道局 D. 国务院建设主管部门 ⒋县级以上地方人民政府应当加强对本行政区域管道保护工作的领导,督促、检查有关部门依法履行管道保护职责,组织排除管道的重大_______安全隐患。( D ) A. 各项 B. 管线 C. 内部
D. 外部 ⒌《石油天然气管道保护法》第二章是有关哪些方面的规定( A ) A. 管道的规划与建设 B. 石油天然气管道保护的法律责任 C. 管道运行中的保护 D. 管道建设工程与其他建设工程相遇关系的处理 ⒍根据相关法律规定,盗窃、掠夺石油企业和勘查单位的原油或者其他财物,以下说法不正确的是( C ) A. 该违法行为由公安机关、检察院、法院依法处理 B. 追究其刑事责任 C. 情节显着轻微的,给予治安处罚 D. 以上说法均不正确 ⒎在输油管道上打眼盗油的行为,以_________罪进行处理( A ) A. 盗窃罪 B. 抢劫罪 C. 破坏易燃易爆设备罪 D. 重大责任事故罪 ⒏以下查扣盗油车辆的做法正确的是( D ) A. 自己查堵 B. 自己扣押 C. 自己罚款 D. 按法定程序处置
长输管道类检测艺
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编号：无损检测方案 编制： 审核： 批准 南京金鑫检测工程有限责任公司 年月
目录 1、主题内容 2、检测项目及数量 3、检测准备及质量控制 4、检测工艺 5、检测实施 6、射线防护安全管理 7、检测资料 附件： （一）球罐无损检测人员一览表（二）球罐无损检测设备一览表
一、主题内容： 1.1本工艺规定了长输管道类工程无损检测的基本要求。 1.2本工艺编制依据： 《压力管道安全技术监察规程》 SY/T4109-2005——《石油天然气钢质管道无损检测》 JB/T4730-2005——《承压设备无损检测》 无损检测工艺规程——《射线检测工艺规程》、《超声波检测工艺规程》 《磁粉检测工艺规程》、《渗透检测工艺规程》 1.3工程概况： 二、检测项目、数量及工艺准备： 三、现场安全管理 3.1 项目经理和责任工程师要高度重视检测现场的安全工作，要以身作则，学习贯彻各项安全规章制度；在进入现场前，必须对现场检测人员进行安全教育，向检测人员详细介绍现场情况，使检测人员检测前做到心中有数，然后按照部署，有步骤地进入检测现场。 3.2 检测人员必须严格遵守各项安全操作规程，进入现场前，必须穿戴好防护用品，不准喝酒，不准打闹，做到安全检测。 3.3 注意用电安全。 四、射线安全管理规定
4.1 从事射线检测人员必须经过防护培训，并取得环保部门颁发的《放射性工作人员》培训证，操作前应佩带好个人计量牌。 4.2 注意用电安全。 4.3 射线检测前，必须先与甲方取得联系，通知射线探伤时间。 4.4 每次检测前，必须划定警戒区域，悬挂警告标志（夜间挂红灯、出入路口设置明显的警戒标志）。 4.5 确认警戒区内无其他人员后才可开机作业。 4.6 操作人员应尽量利用现场建筑物屏蔽射线，使所受的辐射剂量尽可能达到最小。 五、设备、器材和人员配备 5.1设备、器材配备 射线机（或管道爬行器）、移动式发电机、超声波探伤仪、磁粉探伤仪、工业用X光胶片、显定影药品、电脑、合格套装渗透剂、超声波探头、超声波探伤耦合剂、磁膏、射线探伤用观片灯、暗室设备、射线检测警示标志、底片密度计、超声波探伤试块、磁粉探伤灵敏度试片、渗透探伤灵敏度试片及射线探伤辅助物品（铅字、透度计等）等。 5.2人员配备 检测责任师（至少项目中每项检测项目有一人，可兼项）、项目负责人、检测责任人（至少项目中每项检测项目有一人，可兼项）、操作（辅助）人员等。 六、射线检测 6.1 适用范围：适用于工程钢制管道对接焊缝射线检测。
整体解决方案系列 石油天然气管道设施事故处置措施规程 （标准、完整、实用、可修改）
编号：FS-QG-15719 石油天然气管道设施事故处置措施 规程 Regulati ons for Han dli ng Accide nts of Oil and Gas Pip eli ne Facilities 说明：为明确各负责人职责，充分调用工作积极性，使人员队伍与目标管理科学化、制度化、规范化，特此制定 、石油天然气管道设施泄漏事故处置措施 （一）进入泄漏现场进行处理时，应注意安全防护 1.进入现场救援人员必须配备必要的个人防护器具。 2.事故中心区应严禁火种、切断电源、禁止车辆进入、 立即在边界设置警戒线。 3.应使用专用防护服、隔绝式空气面具。为了在现场上 能正确使用和适应，平时应进行严格的适应性训练。立即在事故中心区边界设置警戒线。根据事故情况和事故发展，确定事故波及区人员的撤离。 4.应急处理时严禁单独行动，要有监护人，必要时用水 枪、水炮掩护。 （二）泄漏源控制 1.关闭阀门、停止作业或局部停车、减负荷运行等。
2.堵漏。采用合适的材料和技术手段堵住泄漏处。 （三）泄漏物处理稀释与覆盖：向有害物蒸气云喷射雾状水，加速气体向 高空扩散。也可以在现场施放大量水蒸气或氮气，破坏燃烧条件。 二、石油天然气管道设施火灾事故处置措施（一）先控制，后消灭。针 对石油天然气火灾的火势发展 蔓延快和燃烧面积大的特点，积极采取统一指挥、以快制快； 堵截火势、防止蔓延；重点突破、排除险情；分割包围、速战速决的灭 火战术。 （二）扑救人员应占领上风或侧风阵地。 （三）进行火情侦察、火灾扑救、火场疏散人员应有针对 性地采取自我防护措施。如佩戴防护面具，穿戴专用防护服 （四）应迅速查明燃烧范围及其周围物品的品名和主要 危险特性、火势蔓延的主要途径，燃烧产物是否有毒。 （五）正确选择最适合的灭火剂和灭火方法。火势较大时，
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）
关于天然气长输管道知识普及 随着我国天然气勘探开发力度的加大以及人民群众日益提高的物质和环保需要，近年来天然气长输管道的发展十分迅速。随着管道的不断延伸，管道企业所担负的社会责任、政治责任和经济责任也越来越大。因此，对于天然气长输管道知识普及显得尤为重要。 一、线路工程 输气管道工程是指用管道输送天然气和煤气的工程，一般包括输气线路、输气站、管道穿（跨）越及辅助生产设施等工程内容。 线路工程分为输气干线与输气支线。输气干线是由输气首站到输气末站间的主运行管线；输气支线是向输气干线输入或由输气干线输出管输气体的管线。 线路截断阀室属于线路工程的一部分，主要设备包括清管三通、线路截断球阀、上下游放空旁通流程、放空立管等，功能是在极端工况或线路检修时，对线路进行分段截断。阀室设置依据线路所通过的地区等级不同，进行不同间距设置。 阀室系统包括手动阀室和RTU阀室两大类。 二、工艺站场 输气站是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。 输气站是输气管道系统的重要组成部分，主要功能包括调压、过滤、计量、清管、增压和冷却等。其中调压的目的是保证输入、输出
的气体具有所需的压力和流量；过滤的目的是为了脱除天然气中固体杂质，避免增大输气阻力、磨损仪表设备、污染环境等；计量是气体销售、业务交接必不可少的，同时它也是对整个管道进行自动控制的依据；清管的目的在于清除输气管道内的杂物、积污，提高管道输送效率，减少摩阻损失和管道内壁腐蚀，延长管道使用寿命；增压的目的是为天然气提供一定的压能；而冷却是使由于增压升高的气体温度降低下来，保证气体的输送效率。根据输气站所处的位置不同，各自的作用也有所差异。 1、首站 首站就是输气管道的起点站。输气首站一般在气田附近。 2、末站 末站就是输气管道的终点站。气体通过末站，供应给用户。因此末站具有调压、过滤、计量、清管器接受等功能。此外，为了解决管道输送和用户用气不平衡问题，还设有调峰设施，如地下储气库、储气罐等。 3、清管站 清管站是具有清管器收发、天然气分离设备设施及清管作业功能的工艺站场。 4、压气站 压气站是在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。 5、分输站
长输管道漏磁内检测缺陷识别方法 摘要：我们针对管道漏磁内检的缺陷识别问题，提出了一种基于阈值分析的方 法来对漏磁检测数据的处理，生成了一系列的漏磁检测曲线，这样更有利于图像 的识别，我们利用相关软件在识别过程中产生了一条竖直的线来进行定位，环形 焊缝在识别螺旋焊缝时，以圆点的形式产生斜线定位螺旋焊缝，实现了焊缝的自 动化识别。在进行识别的过程中，我们用三线表来进行了缺陷位置的标注，对于 不同的漏磁检测数据进行了多次的识别之后，表明这种方法的识别率是比较高的。关键词：漏磁内检测，漏磁检测曲线，缺陷识别，数据分析 管道的腐蚀主要是造成管道泄漏的主要问题，然而漏磁内检测技术主要是因 为管道内部的环境要求不够高，不需要耦合剂等优点，这就成为了目前比较成熟 的检测手段之一，目前我们所常用的识别方法有，优化方法中的逐次逼近法，还 有多元统计法以及神经网络法。我们主要通过对于漏磁检测数据的处理，还有分 析利用相关软件对转化成的数组形式的漏磁检测数据来进行操作，形成了管道漏 磁曲线，找到了相应的位置，通过判断满足了相应的条件。 一、管道漏磁内检测基本原理 1.1、漏磁检测原理 如果管壁中存在着缺陷的话，磁导率就会发生变化，整个磁路中的磁通发生 畸形现象，这样就会改变整个途径，有部分的磁通会离开管壁，这样空气就会作 为介质来绕过缺陷，在管壁的表面形成一个漏磁场。漏磁通被磁敏感器所捕捉之后，形成了相应的感应信号，缺陷漏磁信号中所含有的缺陷信息可以对信号进行 分析，判断出缺陷是否超标。 1.2、管道漏磁内检测器 漏磁检测器主要有测量节，计算机节和电池节三部分组成。测量节装有励磁 装置和传感器测量信号，计算机节是非常重要的一个主要核心，主要负责测量的 过程控制和数据的处理以及储存，电池节部分是为整个装置在管道中的长时间工 作提供一个充足的电。漏磁检测器的磁铁将磁通引入管壁之后，检测器在管内行 走的过程中，如果没有发现缺陷，则磁力线在管壁内分布，如果管道内外都有缺陷，则会有一部分的磁力线泄露到管壁外发生变形现象。 二、检测数据的处理办法 2.1、数据特征分析 管道漏磁内检测数据主要为缺陷数据和非缺陷数据两种。如果管道内壁的区域完好，它的信号幅值就会很小，检测曲线就会呈现一个平滑没有畸形的现象；反之，在整体管道内壁的缺陷处检测到的漏磁信号，因为边缘场效应会发生突变，缺陷 处有较大的漏磁场。所以我们对于大量的实验数据来进行分析，从管道外壁检测 到的信号幅值大小来分析，如果变大的话，这一信号就可以为下一步的识别作为 依据。 2.2、数据曲线的显示办法 我们根据相应的数据结构，以每一个漏磁检测数据所对应的序数和记录数来作为 屏幕的横坐标，还有纵坐标，这样就可以清楚地表示数据的变化，用曲线上下波 动来表示数据的变化，这样可以通过每一条通道在图形上形成的宽度，通过对具 体数值的变化处理形成点坐标，表示成曲线图。 2.3、数据曲线的显示 管道漏磁检测的每一个数据文件都有一定的标准，所以我们可以通过采集数据的
安全生产标准化用于长输管道监管 国家正致力于推进企业安全生产标准化建设，以指导企业规范自身安全生产行为，提高安全生产水平，加强企业安全基础管理，有效防范和坚决遏制重特大事故发生。笔者认为，可以通过开展企业安全生产标准化建设、量化安全生产标准化指标，使企业和政府部门在安全生产工作目标、方式等方面统一意见，从而使安全生产标准化工作成为实现天然气长输管道安全评估的有效途径。 ①建立明确、规范的安全管理体系 天然气长输管道的监管应以法律法规、技术规律法规、规章和技术标准，结合管道燃气(天然气)企业自身特点，梳理总结相关内容。其主要内容应以危险、有害因素辨识和风险评估为基础，树立任何事故都是可以预防的理念，明确和规范企业部门间和岗位间的管理程序和方式，夯实安全管理基础；通过强化全员、全过程、全方位的安全管理模式，实现安全管理信息的交流和沟通，逐步建立内容明确、职责清晰、管理规范、考评体系完整的安全管理体系。 ②实现安全管理重点突出 针对管道燃气(天然气)企业的实际情况，将管道和厂站作为核心要素，重点提出管理要求，从而引导管道燃气(天然气)企业加强对管道和厂站的安全管理，实现安全管理重点突出，确保管道运行安全及厂站生产安全。 ③实现动态循环管理 管道燃气(天然气)企业在风险管理、安全检查和隐患治理、管道及厂站管理等标准化管理要素方面，应采用国际通用的自我检查、自我纠错、自我完善的动态循环管理模式。企业通过安全生产标准化工作，对安全管理各项工作进行检查和评定，发现问题，找出差距，提出完善措施，不断改进安全生产管理，提高安全管理水平。 ④实现监管指标量化 结合管道燃气(天然气)企业生产经营和安全管理的具体情况，制订企业安全生产标准化评分细则，作为考核安全生产标准化工作的评价标准。企业在日常工作中按照评分细则要求，全面开展安全生产标准化工作，政府主管部门也依据评分细则对管道燃气企业进行监管和指导。
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
长输天然气管道内腐蚀检测及防护 发表时间：2019-05-05T11:32:24.297Z 来源：《防护工程》2019年第2期作者：李振峰 [导读] 长输天然气管道防腐工作的好坏直接关系到天然气输送的安全性、可靠性以及管道的使用寿命。了解管道的腐蚀机理，选择合适的腐蚀检测技术至关重要。 北京亚力特科技开发有限公司濮阳分公司河南濮阳 457000 摘要：天然气管道从天然气供应场所到其使用地方，经过各种各样复杂的地形，管道所处环境千变万化，且天然气中往往含有硫化氢、二氧化碳等酸性气体，它们对天然气管道造成腐蚀威胁，影响天然气管道的平安运行，因此天然气管道在运营中必须实施防腐蚀保护。基于此，本文主要对长输天然气管道内腐蚀检测及防护进行分析探讨。 关键词：长输天然气管道；内腐蚀；检测；防护 1、前言 多数油气管道材料都选用钢制材料，且皆采用埋地方式敷设，因受到土壤中水分、酸性物质、微生物、周边电气化装置以及输送介质等因素的影响，使得油气管道内外壁极易出现各种腐蚀，从而在内外壁出现大量的凹坑缺陷。另一方面由于受施工质量影响，管道也极易出现各种应力损伤，使得管道的承压能力严重下降，甚至会出现油气资源泄漏问题。油气资源具有易燃易爆和污染性，如出现油气资源泄漏，轻则造成一定经济损失，重则可能会导致火灾爆炸事故和严重环境污染，从而给社会造成难以估量的危害。因此，及时发现管道内外壁缺陷，并采取必要的措施进行修补十分重要，而管道内检测是发现管道内外壁缺陷最成熟的一种方式。 2、管道内腐蚀监测技术 管道内腐蚀会造成天然气管道系统严重老化，从而导致管道泄漏，结构强度降低，使得整个输气系统的完整性、安全性和经济性均受到严重影响。对天然气管道事故的统计[6-7]结果表明，管道内腐蚀引起的事故约占15%。因此，对管道内腐蚀情况的预测和评估是十分必要的。但是，由于天然气埋地管道的结构特殊，检测工具不容易进入到管道内部，使得内腐蚀的检测难度很大。目前检测埋地管道内腐蚀的方法主要有超声波法、漏磁通法、电视测量法和涡流检测法、智能球等。其中，电视测量法必须与其他方法配合使用才能得到较为准确的检测结果，使得应用受到一定的限制；涡流检测法适用于有色金属和黑色金属管道，可检测局部的、全面的腐蚀、裂纹和孔蚀等，但穿透铁磁材料的能力很弱，只能用来检查管道表面的腐蚀。另外，如果腐蚀产物存在磁性垢层，对检测结果会产生较大的影响。因此，国内外普遍采用的检测管道内腐蚀方法有超声波检测法、漏磁通检测法、清管检测法、智能球等。 2.1超声波检测法 超声波检测法是利用脉冲发射时间间隔来测量管壁受蚀后的厚度。测量过程中，探头需要依次对管内外壁的反射波进行接收再根据计算结果得到管壁厚度。该方法的检测原理简单，不易受管道材料和壁厚的影响，且管道的变形和内外壁腐蚀均可被检测出，是管道腐蚀缺陷位置和深度的直接检测方法。由于检测数据简单准确无需校验，超声波法可以用来计算管道最大允许输送压力，可为管道维修方案和适用期限的确定提供方便。此外，该方法还可用于管壁内缺陷和管道应力腐蚀破裂的检测。该检测法的缺点是超声波在空气中衰减很快，检测时需要有声波的传播介质，如油或水等。 2.2漏磁通检测法 漏磁通检测法的基本原理在于铁磁材料具有高磁导率，在外磁场作用下埋地钢管被磁化，钢管的磁导率要远大于因腐蚀产生缺陷处的磁导率。因此，当钢管内部无缺陷时，磁力线通过钢管均匀分布；当存在缺陷时，磁力线有一部分泄漏出钢管表面，发生弯曲。该方法可以检验各种中小型管道管壁的缺陷，优点是不易产生漏检且不需要耦合剂，缺点是检测范围较窄（仅限于材料表面和近表面区域），且管壁不宜太厚（壁厚≤12mm），空间分辨力低，易受外在因素干扰；此外，由于壁厚和检测精度成反比，即磁漏信号在小而深的管壁缺陷处过大，得到的检测数据需要校验；检测过程中当所用的材料混有杂质时，还会出现虚假数据。在测过程中，如果能检测速度控制得当，也能有效保证检测精度。 2.3清管检测法 智能清管器是一种结合录像观察仪器利用超声波、声发射等原理进行无损探伤的设备。常用的智能清管器有漏磁法智能清管器、超声波智能清管器等。该类清管器通常设置有200~300个探头，可以清晰检测到管道内外的腐蚀状况以及由机械造成的损伤，并能判定损害的程度和位置。漏磁法智能清管器可用于检测管道的腐蚀坑、管壁的腐蚀减薄量以及环向裂纹，但不能完全检测又深又细的轴向裂纹。超声波智能清管器可用于检测管道的金属损伤、应力腐蚀开裂、防腐层剥离和机械损伤等缺陷。弹性波仪器设置有辊轮接触传感器，因而不需要耦合剂，可用于气体管道的检测。我国曾经从国外引进了智能清管器，完成了克拉玛依至乌鲁木齐线、鲁宁线等管道的检测项目。 2.4智能球 智能球是专门用来检测管道泄漏点的球体，在其内部安装有声音传感器。智能球会随着介质在油气管道内向前移动，并准确记录泄漏处的异常声音。智能球泄漏检测系统采用具有自主知识产权的声学检测技术，可识别和定位非常微小的泄漏点（误差控制在几十厘米以内），并可估算每处泄漏点泄漏量的大小。智能球检测过程中管道沿线无需安装其他附加设备；具有高精度、高灵敏度和高可靠性；可测定无法清管的管道；可一次连续工作100h以上；可以现场处理数据，并同时提供分析检测报告。 3、内腐蚀防护 对于内壁的防腐蚀,主要可从以下两个方面入手： (1)净化天然气通常在气源地,从地下开采出来的天然气先经过脱硫、脱水等一系列工艺，达到国家相关标准，才进人长输管线。 (2)管道内壁涂敷对管道作内壁涂敷可减少腐蚀、输气阻力以及每年的清管次数。目前我国已开发了钢管内表面环氧树脂静电粉末喷涂技术及成套设备。其中多以第二种方法为主，涂层是通过抑制金属表面产生电化学反应或化学反应而实现防腐，具体来看，是基于下面三方面的作用： (1)屏蔽作用：许多涂层对酸、碱、盐等腐蚀介质显示化学惰性，且介电常数高，阻止了腐蚀电路的形成，因此金属表面涂覆漆膜后，把金属表面与环境隔开，起到了屏蔽腐蚀介质的作用。但必须指出，涂料用高聚物具有一定的透气性，并与其结构密切相关。
石油天然气管道安全运行及维护_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。如油气管线被施工、勘探破坏严重 2．油气管线被违章占压。如在油气管线附近采石、取土、挖塘、修渠、堆物、修筑建筑物等。 3．管道设计施工遗留的缺陷、损伤。 4．管材或相关设备缺陷。 5．管道腐蚀穿孔。 6．运行误操作。 7．自然灾害。
TSG特种设备安全技术规范 TSG D7001-2008 长输（油气）管道定期检验规则 Oil and Gas Pipeline Periodical Inspection Regulation （征求意见稿） 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局颁布 年月日
前言 2007年3月，国家质量监督检验检疫总局（以下简称国家质检总局）特种设备安全监察局(以下简称特种设备局)提出《长输（油气）管定期检验规则》起草任务。中国特种设备检测研究院组织起草组，在总结近几年开展长输管道检验工作经验的基础上，通过充分研讨，形成了本草案。2008年1月，在江苏常州召开了起草工作会议，就本草案进行了研讨，修改形成征求意见稿。2008年月，特种设备局以质检特函〔2008〕号文征求基层、有关部门、单位和专家及公民的意见。根据征求意见，起草组进行了修改形成送审稿。2008年月特种设备局将送审稿提交国家质检总局特种设备安全技术委员会审议，由起草组按照审议的意见，修改形成了报批稿。2008 年月由国家质检总局批准颁布。 本要求主要起草单位和人员如下： 中国特种设备检测研究院何仁洋、刘长征、杨永、肖勇中石油西南油气分公司长输管道检测评价中心罗文华 上海市特种设备监督检验技术研究院杨惠谷 中国石油天然气管道局续理 中国石油管道检测技术有限责任公司门建新、金虹 江苏省特种设备检测研究院缪春生 江苏省特种设备检测研究院常州分院沈建强 中国石化镇海炼化分公司袁国健 新疆三叶管道技术有限责任公司杨自力、陈军、宋红旭 深圳市燃气集团有限公司陈秋雄
目录 第一章总则 (1) 第二章一般性检查 (2) 第三章专业性检验 (4) 第一节检验项目与规定 (5) 第二节安全性评价 (8) 第三节专业性检验报告、安全性评价报告与问题处理 (11) 第四章附则 (11) 附件A 长输（油气）后果严重区的确定原则 (12) 附件B 长输（油气）管道专业性检验和安全性评价机构核准条件 (14) 附件C 压力管道局部腐蚀和全面腐蚀的确定方法 (17) 附件D 长输（油气）管道一般性检查报告 (19) 附件E 长输（油气）管道专业性检验报告 (22) 附件F 长输（油气）管道安全性评价报告 (25)