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、管道安装监督检验和在役管道定期检验等压力管道检验检测工作，推动开展油气输送管道完整性管理，不断提升管道质量安全水平。
二、工作依据和范围
（一）依据。
依据《安全生产法》《特种设备安全法》《石油天然气管道保护法》和《中央企业安全生产禁令》等法律法规规范要求，推动开展油气输送管道检验检测工作。
（二）范围。
本通知所指的油气输送管道属于《特种设备目录》中的长输管道，系指依据GB 50251《输气管道工程设计规范》和GB 50253《输油管道工程设计规范》设计的，产地、储存库、使用单位间的用于输送商品介质的压力管道，包括原油、成品油、天然气长距离输送管道，以及输气长输管道末站到工厂厂区、城市门站的管道，穿越公共区域的厂际埋地油气输送管道等。
三、具体要求
（一）规范检验检测工作。
1. 关于检验检测机构和人员资质。
按照《特种设备安全法》的规定，油气输送管道检验检测机构应经质检总局核准（以下简称“经核准”），并在其核准证书规定的范围内从事检验检测工作。
压力管道元件制造监督检验机构和油气管道安装监督检验机构应按《特种设备检验机构核准规则》（TSG Z7001）分别取得管道元件监督检验（DJ4）和长输管道监督检验（DJ1）资质。
压力管道元件型式试验机构应按《特种设备型式试验机构核准规则》（TSG Z7004）取得相应资质。
油气输送管道定期检验机构应按《特种设备检验机构核准规则》（TSG Z7001）取得长输管道定期检验(DD1)资质。从事油气输送管道基于风险
检验的机构应取得（RBI）资质。从事油气输送管道内检测的机构应按《特种设备无损检测机构核准规则》（TSG Z7005）取得漏磁检测（MFL）资质。
从事检验检测的人员应当经过考核，并取得特种设备检验检测人员资质，方可从事油气输管道的检验检测工作。
2. 关于检验检测工作要求。
油气输送管道检验检测应严格执行特种设备安全技术规范和相关强制标准的要求。
油气输送管道的安装监督检验应符合《压力管道安装安全质量监督检验规则》的规定。
油气输送管道的定期检验包括：全面检验或基于风险检验（RBI）。
全面检验包括：资料审查、内外检测和适用性评价。对于内检测和外检测均无法实施的管道，可以采用耐压试验的方法进行检验。全面检验和耐压试验的基本要求分别见附件1和附件2。
基于风险检验是在风险评估的基础上，针对危害管道安全的主要因素，按照风险程度实施的一种优化检验，其检验项目和周期可根据风险水平确定和调整。油气输送管道基于风险检验的管理要求见附件3。
管道企业可依据管道的实际情况，在每年自行做好管道年度检查的基础上，按照《特种设备安全法》第40条的规定，依法实施油气输送管道的全面检验或基于风险检验。对于基础数据完善、管理水平较高的油气输送管道，管道企业可优先采用基于风险检验，并按照《油气输送管道完整性管理规范》（GB 32167)开展完整性管理。
3. 关于检验检测报告和证书。
检验检测机构完成油气输送管道检验检测后，要及时出具检验检测报告或证书。报告或证书应符合特种设备安全技术规范的要求，安装监督检验报告应按照《压力管道安装安全质量监督检验规则》执行，全面检验报告应按《压力管道定期检验规则——长输（油气）管道》（TSG D7003-2010）
附件E执行。
4. 关于管道安全评估与检验合格有效期。
对无法完全满足特种设备安全技术规范、强制标准规定的定期检验要求的管道，管道企业可与检验机构协商，按照《特种设备安全法》第48条的规定，由检验机构实施检验或安全评估，管道企业依据检验或安全评估结论做出报废、更换、允许监控使用、实施完整性管理等分类处理。
本通知发布前，各管道企业依据国家标准或行业标准已完成检验检测的油气输送管道，在检验合格有效期满后（检验报告未注明有效期的，由管道企业根据实际情况确定有效期，但最长不超过3年），应严格按照《特种设备安全法》第40条和本通知的要求实施管道定期检验。对安装时未实施监督检验且投入使用后也未按照国家标准或行业标准实施过定期检验的管道，应立即安排开展定期检验；安装时已实施监督检验的管道，应在投入使用后三年内安排开展定期检验。
（二）落实企业主体责任。
油气输送管道设计、制造、安装单位和管道企业，应按照有关法律法规规范的规定履行管道安全主体责任，严格落实油气输送管道检验检测制度，保证油气输送管道本质安全。
压力管道元件制造单位应按照安全技术规范的规定，通过产品型式试验和制造过程监督检验，取得型式试验证书或监督检验证书。
进口压力管道元件，应符合中国安全技术规范的规定，进口产品经核准的检验机构进行型式试验合格，取得型式试验证书。
油气输送管道建设单位或安装单位，招标或采购时应选用具有相应特种设备许可证的企业生产的或通过型式试验合格的压力管道元件。在开始施工前，应按照《特种设备安全法》第23条的规定，书面告知管道所在地直辖市或设区市的特种设备安全监察机构，并约请经核准的检验机构和无损检测机构，按照特种设备安全技术规范的规定进行油气输送管道安装监督检验和无损检测。
对于在役油气输送管道，管道企业应按安全技术规范的规定做好管道年度检查工作，年度检查可由管道企业自行完成，也可委托检验检测机构实施。年度检查一般包括：资料审查、宏观检查、防腐（保温）层检查、壁厚测定、地质条件调查、安全保护装置检验，对于安装阴保系统的管道还应进行阴极保护系统测试，电性能测试。
管道企业应认真吸取“青岛市11.22中石化东黄输油管道泄漏爆炸特别重大事故”和“11.12中石化镇海炼化分公司成品油管道腐蚀泄漏事故”教训，在做好管道年度检查工作的基础上，认真制定管道定期检验计划，自主选择经核准的管道检验机构开展油气输送管道定期检验，及时发现并消除油气输送管道腐蚀减薄和内部缺陷扩展，保证油气输送管道使用安全。
（三）部门协调强化监管。
各地质监部门、油气管道保护部门、安全监管部门和国有资产监督管理部门应在各级安委会的统一领导下，加强协调配合，在工作考核和日常检查工作中督促推动油气输送管道企业依法依规开展油气管道检验检测工作。质监部门应加强执法检查，并将管道检验检测工作中发现的重大安全隐患及时通报同级管道保护部门、安全监管部门、国有资产监督管理部门和管道企业，各部门应积极协调采取措施督促管道企业落实整改，消除隐患。
附件：1.油气输送管道全面检验的基本要求；
2.油气输送管道耐压（压力）试验的基本要求；
3.开展基于风险检验的管理要求。
附件1
油气输送管道全面检验的基本要求
一、一般规定
1．全面检验包括：资料审查、内外检测和适用性评价。
2．内外检测指内检测和外检测两种方法。检验机构应当根据管道实
际情况，选择合适的检测方法。
3．全面检验应包括年度检查的内容。
二、资料审查
全面检验前，检验机构应当对提交和收集的以下资料进行审查、分析：开展全面检验前，管道企业一般应提供以下资料：
(1)设计图纸、文件与有关强度计算书；
(2)管道元件产品质量证明资料；
(3)安装监督检验证明文件、安装及其竣工验收资料；
(4)管道运行记录，包括输送介质压力、流量记录、压力异常波动记录、输送介质分析报告（特别是含硫化氢、二氧化碳和游离水）；
(5)管道修理或者改造的资料，管道事故或者失效资料，管道的各类保护措施的使用记录，电法保护运行记录、阴极保护系统故障记录，管道的电法保护日常检查记录；
(6)运行周期内的年度检查报告；
(7)上一次全面检验或基于风险检验报告等；
(8)检验人员认为全面检验所需要的其他资料。
注1-1：本条(1)至(3)款在管道投用后的首次全面检验时必须审查，以后的全面检验中可以根据需要查阅。
三、内外检测
（一）内检测。
1．对具备内检测条件的管道应当优先选用内检测方法进行检测。
2．内检测应按《钢质管道内检测技术规范》GB 27699标准执行。
3．当内检测发现管道减薄量（金属损失程度）大于30%公称壁厚时，应当进行开挖检测，开挖检测的主要内容见（二）4.4 （2）。开挖检测坑比例不少于1.0处/10km，且不少于3个。
4．内检测完成后，必要时还应进行埋地与裸露管段焊缝无损检测。
（二）外检测（直接评价）。
1．一般规定。
外检测也称为直接评价。包括管道内腐蚀检测、应力腐蚀开裂检测和外腐蚀检测。应当根据危害管道完整性的因素，选择一种或者几种检测方法进行检测。
2．内腐蚀检测。
2.1应依据介质类型及性质选择适当的内腐蚀检测方法。
2.2管道内腐蚀检测是在管道数据收集评价的基础上，运用介质多相流计算、管道高程测量等手段，确定凝析烃、凝析水、沉淀物最有可能聚集位置，及两相界面处（即油、水、气界面），开挖后运用无损检测方法对管道壁厚进行检测,确定内腐蚀状况；也可采用腐蚀监测方法或者其他认可的检测技术。
内腐蚀检测方法的步骤主要包括位置选择、开挖检测。
（1）位置选择。
在对管道历史数据和当前数据综合分析的基础上，通过多相流预测、管道高程图绘制等手段，对可能出现内腐蚀的位置进行识别。
（2）开挖检测。
对确定可能存在内腐蚀的位置进行开挖，开挖后可用漏磁检测技术、低频电磁检测技术、远场涡流检测技术、壁厚测定技术或者腐蚀扫描技术进行检测，确定管道内部的腐蚀状态。必要时还应进行埋地管段焊缝无损检测。
3．应力腐蚀开裂检测。
3.1应力腐蚀开裂包括输送介质导致的应力腐蚀开裂和外部环境诱导的外壁应力腐蚀开裂两种。
3.2对存在输送介质导致的应力腐蚀的管道，应按照相应国家标准或行业标准进行开挖检测。必要时还应进行埋地管段焊缝无损检测。
3.3管道外壁应力腐蚀开裂有近中性PH值土壤环境及高PH值土壤环
境两种形式。应在对管道相关数据分析的基础上，决定是否开展外壁应力腐蚀开裂检测。外壁应力腐蚀开裂检测主要包括以下步骤：
（1）位置选择。
满足以下条件的管段宜确定为具有应力腐蚀倾向：
1）曾经发生过外壁应力腐蚀开裂的管段；
2）同时满足下列（a）、（b）、（c）条件的管段宜确定为具有外壁近中性PH值土壤环境应力腐蚀开裂倾向；
3）同时满足下列条件的管段宜确定为具有外壁高PH值土壤环境应力腐蚀开裂倾向：
(a)操作应力大于60％最小屈服应力（SMYS）；
(b)使用年限大于10年；
(c)除熔结环氧粉末（FBE）外的其他外防腐层；
(d)操作温度大于38℃；
(e)压缩机站或泵站下游且距离小于32公里。
对于具有外壁应力腐蚀开裂倾向的管段，必要时，还应采用密间隔管地电位检测、防腐层破损检测及土壤理化检测，对具有外壁应力腐蚀开裂倾向的管段进行进一步确认。
（2）开挖检测。
对确认具有外壁应力腐蚀开裂倾向的管段进行开挖检测，开挖后宜采用磁粉、现场金相、超声无损检测，以及其它适用的检测技术。必要时还应进行埋地管段焊缝无损检测。
4．外腐蚀检测。
外腐蚀检测应按照《基于风险的埋地钢质管道外损伤检测评价》GB/T 30582进行，具体项目包括腐蚀防护系统（管线敷设环境调查、防腐（保温）层状况不开挖检测、管道阴极保护有效性检测）的检验、开挖检测。根据检测、检验结果，按照《埋地钢质管道腐蚀防护工程检验》GB/T 19285
对腐蚀防护系统进行分级，原则上分为四个等级，1级为最好，4级为最差。
4.1 管线敷设环境调查。
管线敷设环境调查，一般包括环境腐蚀性检测和大气腐蚀性调查。环境腐蚀性检测，包括土壤腐蚀性以及杂散电流测试。当地物地貌环境和土壤无较大变化时，土壤腐蚀性数据可采用工程勘察或者上次全面检验报告的数据。土壤腐蚀性和杂散电流检测与评价应按照《埋地钢质管道腐蚀防护工程检验》GB/T 19285进行。
对可能存在大气腐蚀环境的跨越段与裸露管段，应当按照相应国家标准或者行业标准的规定进行大气腐蚀性调查。
4.2 防腐（保温）层状况不开挖检测。
对防腐（保温）层采用不开挖方法进行检测，主要检测方法有直流（交流）电位梯度法、直流电位（交流电流）衰减法。检测过程中应当至少选择两种相互补充的检测方法。
4.3 管道阴极保护有效性检测。
对采用外加电流阴极保护或者可断电的牺牲阳极阴极保护的管道，应当采用相应检测技术测试管道的真实阴极保护极化电位；对阴极保护效果较差的管道，应当采用密间隔电位测试技术。
4.4 开挖检测。
（1）开挖点确定原则。
根据4.1至4.3的检测结果，按照一定比例选择开挖检验点，开挖点数量的确定原则见表1-1。开挖点的选取应当结合资料调查中的错边、咬边严重的焊接接头以及碰口与连头焊口，高后果区，使用中发生过泄漏、第三方破坏的位置。
（2）开挖检测的方法和内容：
（a）土壤腐蚀性检测，检查土壤剖面分层情况以及土壤干湿度，必要时可以对探坑处的土壤样品进行理化检验；
（b）防腐（保温）层检查和探坑处管地电位检测，检查防腐（保温）层的物理性能以及探坑处管地电位，必要时收集防腐（保温）层样本，按照相应国家标准或者行业标准的要求进行防腐（保温）层性能分析；
（c）管道腐蚀、损伤、结构异常状况检测，包括金属腐蚀部位外观检查、管道壁厚测定、腐蚀区域的描述，以及凹陷、变形、结构异常等检查，必要时还要进行腐蚀产物分析。
（d）管道焊缝无损检测，对开挖处的管道对接环焊缝进行无损检测，必要时还应对焊接钢管焊缝进行无损检测；无损检测一般采用射线或者超声方法，也可采用国家质检总局认可的其他无损检测方法。
对于宏观检查存在裂纹或者可疑情况的管道，处于有应力腐蚀开裂严重倾向的管段以及检验人员认为有必要时，可对管道对接环焊缝、管道碰口与连头、焊接钢管焊缝、焊缝返修处等部位进行无损检测。
4.5 穿、跨越段检查。
应对穿跨越段及附属设施进行重点检查或者检测。
4.6 其他位置的无损检测。
除对2.2、3.2~3.3、4.4中规定的检测位置进行无损检测外，必要时对下述位置的裸露管道也应当进行无损检测抽查：
(1)阀门、膨胀器连接的第一道焊接接头；
(2)跨越部位、出土与入土端的焊接接头；
(3)检验人员和管道企业认为需要抽查的其他焊接接头。
4.7 理化检验。
对有可能发生H2S腐蚀、材质劣化、材料状况不明的管道，当使用年
限已经超过15 年并且进行过与H2S腐蚀、劣化、焊接缺陷有关的修理改造的管道，一般应当进行管道材质理化检验。
理化检验包括化学成份分析、硬度测试、力学性能测试、金相分析。
（1）化学成份分析。
对材料状况不明的管道，应当分析其化学成份，分析部位包括母材和焊缝。
（2）硬度测试。
对可能发生H2S腐蚀的管道，应当进行焊接接头的硬度测试，判定管道的应力腐蚀开裂倾向的大小。硬度测试部位包括母材、焊缝及热影响区。硬度测试应当符合以下规定：
(a)对输送含H2S介质的管道，其母材、焊缝及热影响区的最大硬度值不应当超过250 HV10（22 HRC）；
(b)碳钢管的焊缝硬度值不宜超过母材最高硬度的120％；
(c)合金钢管的焊缝硬度值不宜超过母材最高硬度的125％。
当焊接接头的硬度值超标时，检验人员应当根据具体情况扩大焊接接头内外部无损检测抽查比例。
（3）力学性能测试。
包括管道母材横向、纵向与焊缝的屈服强度、抗拉强度、延伸率和冲击性能。
对于输送含H2S 介质应力腐蚀倾向严重或者低温工况下的钢管焊缝，避免延性断裂的冲击性能测试内容包括-10℃或者更低温度下的夏比冲击功；避免脆性断裂的冲击性能测试内容包括设计温度低10℃下（公称壁厚Tn≤20mm）、设计温度低20℃下（20mm＜公称壁厚Tn≤30mm）、设计温度低30℃（公称壁厚Tn大于30mm）下的夏比冲击功。
对于输送无水介质或者含水分较少的天然气、原油或者成品油的钢管焊缝，冲击性能测试内容包括0℃下的夏比冲击功。
具体的测试方法按照相应国家标准或者行业标准的规定。
（4）金相分析。
应当对管道母材和焊缝的显微组织、夹杂物进行金相分析。
四、适用性评价（合于使用评价）
1．一般规定。
1.1适用性评价也称为合于使用评价。管道内外检测完成后必须进行适用性评价，以确定管道许用参数与下次全面检验日期。
1.2适用性评价包括对管道进行的耐压强度校核、应力分析计算；对含缺陷的管道进行剩余强度评估；对与时间相关的缺陷进行管道剩余寿命预测；对可能存在材质变化的管道开展材料适用性评价。
2．耐压强度校核。
2.1有下列情况之一的管道，应按照许用压力进行耐压强度校核：
(1)全面减薄量超过管道公称壁厚15％的；
(2)操作压力提高或操作温度发生改变的增大的；
(3)输送介质种类发生重大变化，改变为更危险介质的。
(4)输送环境发生重大改变，或局部换管的；
2.2耐压强度校核参照相应的国家标准或者行业标准的规定进行。
3．应力分析。
3.1有下列情况之一的管道，应当进行应力分析计算：
(1)存在较大变形、挠曲、破坏，以及支撑件损坏等现象且无法复原的；
(2)全面减薄量超过管道公称壁厚30％的；
(3)需要设置而未设置补偿器或者补偿器失效的；
(4)机械连接处（法兰或接头）经常性泄漏、破坏的；
(5)输送过程中发现管道存在振动、移位或敷设环境改变等异常情况的；
(6)检验人员或者管道企业认为有必要的。
3.2应力分析计算应结合实际工况，采用数值模拟或应力测试方法，
分析管道的应力状态。
4．剩余强度和剩余寿命。
应对含缺陷的管道进行剩余强度和剩余寿命预测。对于与时间相关的缺陷，应考虑管道投用时间、缺陷致因等信息，建立管道缺陷增长预测模型。
腐蚀、凹陷的剩余强度应按照《基于风险的埋地钢质管道外损伤检验与评价》GB/T 30582-2014附录C和附录D进行，焊接缺陷的剩余强度应按照《含缺陷压力容器安全评定》GB/T 19624进行；腐蚀管道的剩余寿命预测应按照《基于风险的埋地钢质管道外损伤检验与评价》GB/T 30582-2014附录F进行。对于其它类型的缺陷，可采用国内外更新的缺陷评估方法进行，新技术、新方法应经过技术评审。
5．材料适用性评价。
5.1 有下列情形之一的钢质管道，应当进行材料适用性评价：
（1）材质发生劣化的；
（2）输送介质种类发生重大变化，改变为更危险介质的。
5.2 材料适用性评价应按照GB/T 30582中第7.2条进行。
6．全面检验周期的确定。
6.1首次全面检验应在管道投用后3年内进行。
6.2应当结合资料审查、内外检测和适用性评价结果，确定管道下次全面检验日期；
6.3全面检验周期最长不能超过预测的管道剩余寿命的一半，且不能超过6年。
6.4属于下列情况之一的管段，应当适当缩短全面检验周期：
(1)位于高后果区内的；
(2)1年内多次发生非人为因素故意破坏造成的泄漏事故的；
(3)介质或环境对管道腐蚀情况不明的或腐蚀情况异常的；
(4)具有应力腐蚀倾向或已发生应力腐蚀的；
(5)承受交变载荷，可能导致疲劳失效的；
(6)防腐（保温）层损坏严重或者无有效阴极保护的；
(7)年度检查中发现除本条前几项以外的危及管道本体安全的；
(8)存在占压、安全距离不足等较大和一般隐患的管道；
(9)管道企业认为应该缩短检验周期的。
6.5属于下列情况之一的管段，应立即进行全面检验：
(1)运行工况发生显著改变从而导致运行风险提高的；
(2)输送介质种类发生重大变化，改变为更危险介质的；
(3)停用超过1年再启用，且停用期间未采取有效保护措施的；
(4)年度检查结论要求进行全面检验的；
(5)所在地发生地震、滑坡、泥石流等地质灾害或发生第三方破坏的；
(6)存在占压、安全距离不足等重大隐患的管道；
(7)其它可能导致管道立即失效的。
油气输送管道耐压（压力）试验的基本要求
1．一般规定。
1.1当内外检测均不可实施时，或检验人员和管道企业对管道的安全状况有怀疑时，应采用耐压试验法对管道的承载能力进行测试和评估。
1.2耐压试验一般由管道企业负责准备和实施；检验单位负责对耐压试验的过程进行现场监督，并对试验结果进行签字确认。
1.3检验单位应结合管道的实际情况，制定专门的耐压试验技术方案。
1.4耐压试验的介质、压力、时间选择应符合《油气输送管道完整性管理规范》GB 32167的相关规定。水压试验的方案和操作过程按照《液体石油管道压力试验》GB/T 16805执行。
2．试验周期。
2.1耐压试验后应给出再次耐压试验周期，对于无法确定缺陷增长速率的管道，最长不应超过3年。
2.2确定再次耐压试验周期时，应考虑腐蚀防护系统检测结果、管材性能、实际运行压力、最高试压压力、可能的缺陷类型及缺陷扩展速率等因素。
开展基于风险检验（RBI）的管理要求1．适用范围
1.1申请应用基于风险检验的管道企业应首先进行使用安全管理评价，证明其符合以下条件，可约请检验机构实施基于风险检验：
(1)管道企业具有完善的管道安全管理制度，并得到有效落实；
(2)建立健全应对各种突发情况的应急预案，并且定期进行演练；
(3)管道运行状态良好，按有关规定进行了必要的检验和维护；
(4)管道具有完善的技术档案，其设计、制造、安装、运行、维护及检验检测等重要历史资料齐全；
2．一般规定。
2.1管道基于风险检验一般由管道企业提出申请，由检验机构实施。
2.2承担基于风险检验的检验机构应经核准取得相应资质。检验人员应当经过相应的培训，熟悉基于风险检验的有关国家标准和专用分析软件。
2.3承担基于风险检验的检验机构应当按照《埋地钢质管道风险评估方法》（GB/T 27512）等标准进行风险评估，依据风险可接受水平，提出检验策略（包括检验时间、检验内容和检验方法）；并依据其检验策略制定具体的检验方案并实施检验、出具报告。
2.4报告格式由各检验单位质量体系文件规定。
2.5管道企业应对超出风险可接受水平的管道，应采取必要措施，降低其风险。
2.6应用基于风险检验的管道企业，应当落实保证管道安全运行的各项措施，承担安全使用主体责任。
3．检验周期。
实施基于风险检验的管道，可以采用以下方法确定其检验周期：
3.1参照全面检验所确定的管道检验周期，根据管道风险水平延长或者缩短检验周期，但最长不得超过9年；
3.2以管道剩余寿命为依据，检验周期最长不超过管道剩余寿命的一半，并且不得超过9年。
内部编号：AN-QP-HT851 版本/ 修改状态：01 / 00 When Carrying Out Various Production T asks, We Should Constantly Improve Product Quality, Ensure Safe Production, Conduct Economic Accounting At The Same Time, And Win More Business Opportunities By Reducing Product Cost, So As T o Realize The Overall Management Of Safe Production. 编辑：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 油气输送管道的运行特点及常见事故 通用范本
油气输送管道的运行特点及常见事故通 用范本 使用指引：本安全管理文件可用于贯彻执行各项生产任务时，不断提高产品质量，保证安全生产，同时进行经济核算，通过降低产品成本来赢得更多商业机会，最终实现对安全生产工作全面管理。资料下载后可以进行自定义修改，可按照所需进行删减和使用。 1．油气输送管道的运行特点 长距离输油(气)管道是一个复杂的工程系统，它的安全运行与国民经济发展和城市居民生活用气息息相关。长距离输油(气)管道除了具有管径大、输送距离长、工作压力高、输油(气)量大和长年连续运行的特点外，还具有如下的特点： 长距离输油(气)管道除了少数跨越河流、铁路和公路的管段为架空敷设外，绝大部分管段为埋地敷设。管道埋地敷设的优点是受地形地物的限制小，管道不易遭受外部机械作用的损
( 安全论文 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 长输油气管道安全运行管理浅 析(2020年) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.
长输油气管道安全运行管理浅析(2020年) 摘要：随着经济的持续快速发展和能源市场需求的显著增长，我国油气管道建设增速迅猛。如何保障动辄穿越几千公里，蔓延中国大地的长输油气管道的安全，已成为越来越突出的问题。本文就如何加强长输油气管道安全运行管理进行了深入的探讨。 关键词：长输油气管道；安全运行；管理 1．引言 在工业现代化发展的今天。人们对石油、天然气及其产品的需求日益增多，而油、气产地与消费中心位置的不一致性，常常需要采用长距离的管道运输。从偏僻的矿区到繁华的都市；油、气管道翻山越岭、穿树跨谷，敷设在变化十分复杂的环境中，遁受着各种腐蚀介质的侵袭，一旦发生危险，那么后果不堪设想。因此，加强长输油气管道安全运行管理极为重要，本文就此进行探讨。
2．长输油气管道安全运行管理的必要性 随着中国国民经济的持续快速发展和能源市场需求的显著增长，我国油气管道建设增速迅猛。自1959年中国第一条长输油气管道--新疆克拉玛依油田至独山子炼油厂原油外输管道投产以来，50年间中国长距离输油输气管道建设取得了长足进展。截至2009年，中国国内已建油气管道的总长度达6万千米，其中原油管道1.7万公里，成品油1.4万公里，天然气3.1万公里，并初步形成了跨区域的油气管网供应格局。 长输油气管道作为国家重要的基础设施和公用设施，关系到国家能源安全和社会稳定。目前中国油气管道建设已进入第四个高峰期。而油气管道具有易燃、易爆和毒性等特点，管道的安全运行非常重要。油气管道长期服役后，会因外部干扰、腐蚀、管材和施工质量等原因发生失效事故，导致火灾、爆炸、中毒事件的发生，造成重大经济损失、人员伤亡和环境污染。 我国不少管线已运行多年，特别是集输管线时间更长一些，在用管道中有约60％服役时间超过20年，东部管网服役运行已30多
关于油气输送管线干线钢管选用的若干问题油气输送管线干线钢管选用一般应考虑五个问题：1.钢管标准的选用2.钢管的化学成分要求3.钢管的机械力学性能4.钢管韧性要求5.制管技术要求。现就这几个问题简述如下，由于时间紧迫可能错漏短缺不少，仅供参考。 一.关于钢管标准 在油气输送用钢管标准的选用中，几乎在较大的产油国与发达国家都有自己的标准。我国油气输送用管道多采用美国API Spec 5L《管线管》的标准.国标《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第一部分A级钢管》（GB9711.1.97）及《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第二部分 B 级钢管》（GB9711.2-99）。由于API Spec 5L是一个通用的最基本的必须技术条件，考虑到各条管线的自然条件差别很大，因此管线的业主往往根据API Spec 5L指明的钢级化学成分和机械性能由购方和制管厂商定，再结合管线的具体情况，对选用的钢管提出一些补充技术规定，其要求比API Spec 5L高。此外，国际标准化组织ISO/TC67技术委员会也制定了管线管交货技术条件，即ISO3183-1 ISO3183-2 ISO3183-3 。这些标准是根据管线服役条件，将钢管分为A.B.C.三类，A类为符合API Spec 5L 的钢管，B类为有韧性要求和特殊无损检验的钢管，C类为输送酸性介质或有低温要求的钢管。 俄罗斯由于大部分地区气候严寒，管线服役条件苛刻，对钢管质量要求除部分内容参照API Spec 5L，如弯曲实验.超声检测等外，关键质量指标
要求较高，而且标准较多较细。 具体标准有：ГOCT20295-85《油气输送干线管道用钢制焊接钢管技术规范》.TY75-86《工作压力7.4MPa带外防腐层的直径530，720，1020，1220和1420MM直缝和螺旋缝电焊钢管技术条件》.TY1104-138100-357-02-96《工作压力7.4MPa带外防腐层螺旋缝电焊钢管技术条件》，TY14-3-1970-97《20号优质碳素钢制增强耐蚀性和抗低温的螺旋缝管电焊钢技术条件》，TY14-3P-04-94，〈北极地区输送石油天然气用直径530-1220MM直缝电焊管钢技术条件》TY322-8-21-96《直径820，920和1220MM直缝电焊管钢技术条件》等。 我国的钢管标准基本上是等效采用API Spec 5L的标准，但在针对各管线的具体情况提出的补充技术条件中比API Spec 5L要求高，也不比俄罗斯钢管质量要求底，如陕京线。涩-宁-兰线，兰-成-渝线，忠-武线，西气东输干线等。而且我国的钢卷板冶炼技术在X70级以内的强度等级均可满足技术要求，螺旋管的制管质量也可满足技术要求。当然，我国对螺旋管的焊缝残余应力消除上不如俄罗斯的整体热处理或焊缝热处理，也没有API Spec 5L提出的冷扩处理。我国只是在制管过程中用先成型后焊接的办法，保证焊接处切开后的弹复量小于1.5%D，从而减小焊缝残余的应力。 哈萨克斯坦的自然环境条件接近我国新疆地区，可以参照鄯乌线，西气东输线选管技术条件来制定钢管标准。 钢管的化学性能影响到钢管的强度,韧性,可焊接性,耐腐蚀性.过去采用增C(碳)的办法增加强度,但降低了韧性和可焊性.五十年代以后采
天然气管道输送 第一章天然气输送概述 1、什么是天然气虚拟临界常数，在实际中有何应用？ 2、根据热力学稳定判据，推导RK、SRK和PR状态方程的2个参数a、b的表达式。 3、按照压缩系数方程RK、SRK、PR和BWRS，编程计算不同压力和温度下的压缩系数，并说明它们的大致使用范围。 4、什么是气体的对比态原理，在实际中有何应用？ 5、根据气体焓和熵的热力学关系，利用RK、SRK、PR状态方程分别推导实际气体焓和熵的计算公式。 6、根据表1-1和表1-2所提供的不同气田天然气组分，分别按照式1-95和1-102计算不同压力和温度下的气体焓和熵，并与按照图法得到的结果进行比较。 7、根据热力学关系，证明气体质量定压热容和质量定容热容满足式1-108。 8、根据气体热力学关系，证明气体焦耳-汤姆逊系数满足式1-119。 9、如何用RK、SRK、PR状态方程来计算气体的质量定压热容、质量定容热容和焦耳-汤姆逊系数？ 10、什么是燃气的燃烧值？在实际生产中为什么采用低热值而不是高热值？ 11、什么是燃气的爆炸极限？惰性气体含量对爆炸极限有何影响？ 12、定性说明温度对液体和气体粘度的不同影响。 13、根据粘度计算方法，编程计算天然气在不同压力和温度下的粘度。 14、什么是气体的导热系数？给出计算实际气体导热系数的步骤并编程。 15、什么是天然气的水露点和烃露点？说明确定水露点和烃露点的几种方法。 16、如何根据平成常数列线图计算天然气的烃露点？ 17、试说明气体流动连续方程1-159、运动方程1-161和能量方程1-163的物理意义和适用条件。 第二章输气管水力计算 1、在什么情况下，输气管的流量计算公式中可以忽略速度变化对流量的影响？ 2、为什么管道沿线地形起伏、高差超过200m以上，要考虑地形对工艺参数Q或P 的影响？ 3、公式2-53~2-62适用于何种流态？若管内实际流动偏离该液态，应如何处理？ 4、为什么干线输气管道采用高压输气较为经济？ 5、对于已建成的一条输气管道，若要增大输气量，其扩建工程可以采用哪些措施？ 6、流量系数法能解决哪些复杂输气管道的设计计算？
目录 1 总论 (1) 1.1 设计依据及原则 (1) 1.1.1 设计依据 (1) 1.1.2 设计原则 (1) 1.2总体技术水平 (1) 2 设计参数 (2) 3 工艺计算 (3) 3.1 管道规格 (3) 3.1.1 天然气相对分子质量 (3) 3.1.2 天然气密度及相对密度 (3) 3.1.3 天然气运动黏度 (3) 3.2 管道内径的计算 (4) 3.3 确定管壁厚度 (4) 3.4 确定各管段管道外径及壁厚 (5) 3.5 末段长度和管径确定 (6) 3.5.1 假设末段长度, 内径d=1086.2mm (7) 3.5.2 计算各个参量 (7) 3.5.3 计算储气量 (8) 4 压缩机的位置及校核 (9) 4.1 压缩机站数 (9) 4.1.1 压缩机站的位置 (9) 4.1.2 压缩机站位置的校核 (10) 参考文献 (11)
多气源多用户输气管道工艺设计 1 总论 1.1 设计依据及原则 本设计主要根据设计任务书，查询相关的国家标准和规范，以布置合理的长距离输气干线。 1.1.1 设计依据 （1）国家的相关标准、行业的有关标准、规范； （2）相似管道的设计经验； （3）设计任务书。 1.1.2 设计原则 （1）严格执行现行国家、行业的有关标准、规范。 （2）采用先进、实用、可靠的新工艺、新技术、新设备、新材料，建立新的管理体制，保证工程项目的高水平、高效益，确保管道安全可靠，长期平稳运行。 （3）节约用地，不占或少占良田，合理布站，站线结合。站场的布置要与油区内各区块发展紧密结合。 （4）在保证管线通信可靠的基础上，进一步优化通信网络结构，降低工程投资。提高自控水平，实现主要安全性保护设施远程操作。 （5）以经济效益为中心，充分合理利用资金，减少风险投资，力争节约基建投资，提高经济效益。 1.2总体技术水平 （1）采用高压长距离全密闭输送工艺； （2）输气管线采用先进的SCADA系统，使各站场主生产系统达到有人监护、
油气输送管道穿越工程设计规范（GB50423-2007） 3.1 基础资料 3.1.1 穿越工程设计前，应取得所输介质物性资料及输送工艺参数。其要求应按现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253和《输气管道工程设计规范》GB 50251的规定执行。 3.1.2 穿越工程设计前，应根据有关部门对管道工程的环境影响评估报告、灾害性地质评估报告、地震安全评估报告及其他涉及工程的有关法律法规，合理地选定穿越位置。穿越有防洪要求的重要河段，应根据水务部门的防洪评价报告，选定穿越位置及穿越方案。 3.1.3 选定穿越位置后，应按照国家现行标准《长距离输油输气管道测量规范》SY/T 0055和《油气田及管道岩土工程勘察规范》SY/T 00 53，根据设计阶段的要求，取得下列测量和工程地质所需资料： 1 工程测量资料，包括1:200～1:2000，平面地形图(大、中型工程)与断面图； 2 工程地质报告，包括1:200～1:2000地质剖面图、柱状图、岩土力学指标、地震、水文地质及工程地质的结论意见。 3.1.4 应根据下列钻孔布置要求获取地质资料： 1 挖沟埋设穿越管段，应布置在穿越中线上。 2 水平定向钻、顶管或隧道敷设穿越管段，应交叉布置在穿越中线两侧各距15～50m处。在岩性变化多时，局部钻孔密度孔距可布置为20～30m。 3.1.5 根据现行国家标准《中国地震动参数区划图》GB 18306，位于地震动峰值加速度a≥0.19地区的大中型穿越工程，应查清下列四种情况，并取得量化指标： 1 有无断层及断层活动性质、一次性最大可能错动量。 2 地震时两岸或水床是否会出现开裂或错动。 3 地震时是否会发生基土液化。 4 地震时是否会引起两岸滑坡或深层滑动。 3.1.6 穿越管段应有防腐控制的设计资料。 3.2 材料 3.2.1 穿越工程用于输送油气的钢管，应符合现行国家标准《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第1部分：A级钢管》GB/T 97 11.1或《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/T 9711.2的规定，并应根据所输介质、钢管直径、钢管壁厚、使用应力与设计使用温度等补充有关技术条件要求。对于管径小于DN300，设计压力小于6.4MPa的输油钢管或设计压力小于 4.0MP a的输气钢管，可采用符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/
浅谈油气长输管道施工中的应急管理要点 发表时间：2019-12-31T14:11:29.983Z 来源：《防护工程》2019年17期作者：张晓丽[导读] 制定整改措施，并应跟踪督查整改情况。并根据应急演练评估报告对相关应急预案的改进建议，由编制部门按程序对预案进行修改完善。 中石化石油工程建设有限公司 摘要：分析长输管道施工中的风险及可能造成的事故，结合施工单位特点，提出相应的应急管理要点，以加强应急管理，提高对突发事故的应急反应、现场处置和应急救援速度，增强综合处置突发事故的能力。关键词：长输管道；风险识别；应急管理；演练油气管道是石油、石化企业的主要生产工艺设施，其输送的介质是易燃、易爆物质。长距离输油输气工程往往具有工期紧、质量要求高、管道施工的条件复杂、作业环境恶劣、高风险作业多的特点，易发生各类安全生产事故，因此要在长输管道建设过程中,加强安全环保风险识别意识,根据风险识别及评估及控制措施，加强应急管理，提高对突发事故的应急反应、现场处置和应急救援速度，增强综合处置突发事故的能力，有效地开展自救和互救，预防和控制次生灾害的发生，最大限度地减少事故造成或可能造成的人员伤害、财产损失、环境破坏和社会影响。 1长输管道施工风险识别 图1 长输管道施工工艺流程 对以上施工工艺流程采用JSA分析方法得出可能发生以下几类风险度较高的事故：1.1触电。在运布管环节吊杆刮碰输电线路触电伤人、使用焊接设备时“一机一闸一保护”落实不到位，电源线直接敷设在金属构件上；开关箱箱体内没有设置保护接地和工作接地端子排，箱体与箱门跨接线没有与PE端子排做电气连接；过路电缆无保护措施；焊接设备电源线、二次线接线不规范，用电设备接地不规范；对停用的开关箱未及时断电、上锁等均有可能造成触电事故。 1.2起重伤害。未按要求编制吊装方案，在运布管等吊装作业中吊物坠落、超重、碰撞造成人员伤害、设备损坏，起吊前未进行试吊，吊物超载，吊物捆绑不牢、吊索超过安全符合等均有可能造成起重伤害事故。 1.3火灾爆炸。动火作业长期服役的管道由于腐蚀穿孔、设备的更新和管网的调整或其他因素，往往需要对停输或不停输状态下的输送管道实施动火作业，若动火措施不当，会引发各种火灾爆炸事故，造成人员伤亡和经济损失。 1.4坍塌。不按技术要求放坡，进入坑洞、管沟作业未落实防坍塌措施，未按技术要求顶管均有可能造成坍塌事故。在发生这些事故时，提高对突发事故的应急反应、现场处置和应急救援速度，增强综合处置突发事故的能力，有效地开展自救和互救，预防和控制次生灾害的发生，可以最大程度地减少事故造成或可能造成的人身伤害、财产损失、环境破坏以及社会影响。2应急管理要点 2.1建立完善的应急管理体系 建立完善的应急管理组织体系，健全应急管理制度和组织机构、职责，层层落实应急管理责任。设立应急管理办公室，做为统筹应急管理工作的组织机构，各科室（部门）明确专（兼）职应急管理人员，履行信息汇总、值守应急、综合协调等职能，在应急管理工作中各司其职，发挥运转枢纽作用。加快突发事件信息报告、预测预警、应急响应、应急处置及调查评估等机制建设。建立各类风险识别、评估、分级等管理制度，落实风险防范和控制措施，对风险实行动态管理和监控，重大风险隐患要进行实时监控。 2.2制定完善的应急预案 合理、有效的应急预案可以提高事故中处理工作的效率，减少伤亡与财产损失，所以应加强应急预案的合理性、科学性及人员对预案的掌握情况。长输管道施工项目要做好应急预案（现场处置方案）编制、管理工作，根据实际情况制订和完善应急预案，明确各类突发事件的防范和处置程序。构建覆盖石油工程建设单位各个方面、各个层级的预案体系，做好各级预案的衔接工作。强化预案编制质量，增强预案的可操作性、针对性以及科学性。加强对预案的动态管理，明确应急预案修订、备案、评审、升级与更新制度，同时必须组织相关技术、安全、设备、生产等人员制定有针对性的现场处置方案。 2.3 加强应急演练、评估 经常性地开展应急预案演练，不断提高实战能力。 2.3.1做好演练准备工作
Through the reasonable organization of the production process, effective use of production resources to carry out production activities, to achieve the desired goal. 油气输送管道的运行特点及常见事故正式版
油气输送管道的运行特点及常见事故 正式版 下载提示：此安全管理资料适用于生产计划、生产组织以及生产控制环境中，通过合理组织生产过程，有效利用生产资源，经济合理地进行生产活动，以达到预期的生产目标和实现管理工作结果的把控。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 1．油气输送管道的运行特点 长距离输油(气)管道是一个复杂的工程系统，它的安全运行与国民经济发展和城市居民生活用气息息相关。长距离输油(气)管道除了具有管径大、输送距离长、工作压力高、输油(气)量大和长年连续运行的特点外，还具有如下的特点： 长距离输油(气)管道除了少数跨越河流、铁路和公路的管段为架空敷设外，绝大部分管段为埋地敷设。管道埋地敷设的优点是受地形地物的限制小，管道不易遭受外部机械作用的损坏，而且土壤能对加
热输送的管道起到较好的保温作用，使管道基本不受恶劣气候的影响。其缺点是管道一旦发生泄漏事故，不容易被发现。 长距离输油(气)管道的站间管路只有一条，没有备用管路，一处发生事故而导致输送中断，就要全线停输。采用加热输送的原油管道，如果停输时间过长，还有可能造成重大的凝管事故。 长距离输油(气)管道多在野外，处理线路上的事故时，大部分在远离基地的野外进行。抢修作业施工条件差，工作量大，机械化水平要求高，交通运输不便，因而管道事故抢修作业的难度很大。 长距离输油(气)管道的输送距离长，线路可能经过不同的地形和地质构造，地
浅谈油气长输管道杂散电流干扰评价与防护 论文简述了油气长输管道阴极保护系统的各项控制要点，分别阐述了交流干扰和直流干扰对检测效果的影响及相应的防护措施，旨在通过分析交直流干扰的形式与危害性，找出有效的抗干扰检测与评价手段，为保障油气长输管道稳定运行提供参考。 【Abstract】The paper briefly describes the control points of cathodic protection system for long distance oil and gas pipeline，separately expounds the influence of AC interference and DC interference on the detection effect and the corresponding protective measures. The purpose of analyzing the form and harmfulness of AC-DC interference is to find out effective anti-interference detection and evaluation means，and provide reference for ensuring the stable operation of long-distance oil and gas pipeline. 标签：阴极保护；油气长输管道；杂散电流 1 引言 油气长输管道是油气供应系统的重要基础设施。在油气长输管道服役过程中，难免会受到各种环境因素的影响而影响其运行，其中高压输电线路以及现代化电气设备产生的杂散电流干扰对管道外防腐层的破坏不断加重，严重影响到油气管道安全运行，给企业造成重大损失。阴极保护系统是油气管道运输安全性和稳定性的重要保障，而交直流干扰对阴极保护的影响是油气管道安全运行的主要隐患之一，因此，阴极保护系统抗干扰检测的评价与防护是当前油气管道安全保护的重要内容之一，对保障油气管道阴极保护系统稳定运行具有重要意义。 2 陰极保护系统的控制要点 在油气长输管道运行过程中，管道会与土壤中的腐蚀介质发生电化学反应，从而造成电化学腐蚀，需要对管道采取电化学保护，工程中经常采用阴极保护的方式对管道进行保护。阴极保护系统运行维护时，保护电位是判断其正常运行与否的关键指标，保护电位应满足《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T 21448-2008的相关规定。在实际运行过程中，阴极保护电位受到多种因素的影响与制约，比如管道沿线土壤电阻率，土壤理化性质，土壤微生物、杂散电流等。其中，杂散电流干扰是影响阴极保护电位最常见也是最严重的因素之一，杂散电流干扰会引起阴极保护电位的波动，从而破坏阴极保护系统。因此控制杂散电流干扰是保证阴极保护正常运行的关键要点[1]。 3 交流干扰检测评价与保护措施 3.1 交流干扰检测评价
油气管道技术现状与发展趋势 王功礼王莉 中国石油天然气股份有限公司规划总院 摘要 近几十年来，中国长输管道技术不断发展，水平逐渐提高。特别是高凝含腊原油的加热输送、原油热处理及加剂综合处理工艺、天然气管道的设计和施工技术已达到或接近国际先进水平。文章简要论述了国内外在原油、成品油、天然气输送管道方面的技术现状及发展趋势，结合国内外管道技术发展的实际情况和未来趋势，提出了我国油气管道行业应加强对油气输送工艺、油气储存技术、油气管道完整性评价及配套技术、油气管道运行管理、管道信息管理系统、管道施工技术6 个方面的研究。 关键词 世界范围原油天然气成品油管道设计技术发展趋势分析评价 世界能源需求的扩大和发展加速了世界长距离油气管道的建设步伐。据统计，2003 年全球正在建设和规划建设的油气管道总长约7.6万km；今后15 年内世界管道的长度将以每年7%的增长率增长，其中天然气管道的建设将占据主导地位。未来世界将新增东北亚、东南亚、南美洲3 大输气管网。 原油管道技术现状及发展趋势 1世界原油管道技术现状 目前原油管道普遍采用密闭输送工艺，出现了冷热原油顺序输送、原油/成品油顺序输送工艺；对高凝、高黏原油采用热处理和加剂处理工艺。降凝剂和减阻剂种类多、效果好、应用普遍；采用环保、高效、节能型管道设备，泵效达85%以上；多采用直接式加热炉，炉效超过90%；运用高度自动化的计算机仿真系统模拟管道运行和事故工况，进行泄漏检测，优化管道的调度管理；对现役管道进行完整性评价及管理。 例如：美国的全美管道是目前世界上最先进的一条热输原油管道，全长2 715 km，管径760 mm，全线采用计算机监控和管理系统（SCSS）。在控制中心的调度人员通过计算机可实现管道流量、压力及泵、炉、阀等设备的自动控制，仿真系统软件可完成泄漏检测、定位、设备优化配置、运行模拟等功能。 2世界原油管道技术发展趋势 目前，世界各国尤其是盛产含蜡黏性原油的大国，都在大力进行长距离管道常温输送工艺的试验研究。随着含蜡高黏原油开采量的增加以及原油开采向深海发展，各国都特别重视含蜡高黏原油输送及流动保障技术研究。挪威、法国、英国、美国等石油工业发达国家在含蜡高黏原油流变性及其机理、管道蜡沉积预测等方面达到很高水平，并将带来应用技术的新突破。
When the lives of employees or national property are endangered, production activities are stopped to rectify and eliminate dangerous factors. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 油气输送管道与铁路交汇工程技 术及规定(新版)
油气输送管道与铁路交汇工程技术及规定 (新版) 导语：生产有了安全保障，才能持续、稳定发展。生产活动中事故层出不穷，生产势必陷于混乱、甚至瘫痪状态。当生产与安全发生矛盾、危及职工生命或国家财产时，生产活动停下来整治、消除危险因素以后，生产形势会变得更好。"安全第一" 的提法，决非把安全摆到生产之上;忽视安全自然是一种错误。 第一章总则 第一条为统一油气输送管道（以下简称“管道”）与铁路相互交叉、并行工程的技术和管理要求，保障管道和铁路设施的安全，依据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》、《中华人民共和国铁路法》和《铁路安全管理条例》，制定本规定。 第二条本规定适用于管道与铁路相互交叉、并行的工程（以下统称“交汇工程”）。油、气田集输管道与铁路相互交叉、并行，其条件相近时可参照执行。 第三条管道与铁路交汇时应遵循以下原则： 1.安全第一、预防为主。交汇工程应确保铁路运输安全和管道运行安全，特别是高速铁路、城际铁路等旅客列车的运输安全。 2.后建服从先建，尽量减少对既有设施的改建。 3.综合考虑铁路和管道行业规划。
陆上油气输送管道建设项目安全审查要点 （试行） 1 适用范围 本要点适用于中华人民共和国境内主要遵循《输气管道工程设计规范》（GB50251）或《输油管道工程设计规范》（GB50253）等标准设计的新建、改建、扩建陆上油气输送管道（以下简称油气管道）建设项目的安全审查。 2 术语和定义 2.1 油气管道 油气管道是指输送符合有关标准质量要求的石油、天然气管道及管道附属设施，其中石油是指原油和成品油，天然气是指常规天然气、页岩气、煤层气和煤制气等。 不包括油气海底管道、城镇燃气管道、油气田集输管道和炼油、化工等企业厂区内管道。 2.2 安全设施 安全设施是指在油气管道输送过程中用于预防、控制、减少和消除事故所采用的设备、设施及其他技术措施的总称。包括但不限于附件中所列安全设施。 3 安全条件审查主要内容 3.1 评价范围 是否准确说明安全评价范围。是否说明与上下游衔接的工程界面与评价界面。如分期建设，要说明分期建设界面。改（扩）建工程要说明其与在役工程的界面与评价界面。 3.2 评价依据 审核评价报告所依据的法律、法规、规章、规范性文件、标准规范是否有效、准确，相关支持性文件是否有效。 3.3 评价程序 安全评价程序是否符合通用安全评价程序。 3.4 评价资质 3.4.1 建设单位 是否说明建设单位基本情况、经营范围和建设项目隶属关系等。 3.4.2 可行性研究报告编制单位 可行性研究报告编制单位是否具备油气管道建设项目可行性研究、设计的资质。
3.5建设项目概况 3.5.1基本概况 是否说明建设项目基本概况，无重大缺项、漏项和缺失，包括以下内容： a）建设项目名称、线路起止点、线路长度、站场和阀室的数量及类型、总投资等。 b）输送介质的组分和物性。 c）油气管道线路总体走向、沿线行政区域划分等。 d）输送工艺，设计压力、设计输量、管径、壁厚、管材等基本参数。 3.5.2 自然及社会环境 是否说明沿线地貌、气象、水文、地震及断裂带，以及沿线经济、交通道路等情况。 3.5.3 线路工程 是否说明线路走向、线路用管、管道敷设、阀室设置等油气管道线路工程情况。重点关注特殊地段油气管道路由选择和敷设方式，包括以下内容： a）阀室设置情况，包括阀室设置与地区等级划分（输气管道）、阀室所在地周边环境等。 b）油气管道敷设方式，包括与已有管道、高压输电线路、电气化铁路等并行或交叉情况及敷设方式。 c）油气管道沿线附近有相互影响的主要敏感区域分布情况及敷设方式，包括医院、学校、客运站、城镇规划区、工业园区、飞机场、海(河)港码头、军事禁区等。 d）油气管道河流大、中型穿(跨)越，山岭隧道穿越，公路(二级以上)穿（跨）越、铁路穿(跨)越情况。 e）油气管道沿线滑坡、崩塌、泥石流、盐渍土、湿陷性黄土、淤泥质软土、多年冻土、季节性冻土等主要不良地质段分布情况及敷设方式。 f）油气管道沿线山区、沟谷、沙漠、水网等特殊地段分布情况及敷设方式。 g）油气管道经过地震强震区及地震断裂带特别是全新世地震断裂带情况及敷设方式。 h）油气管道经过矿山采空区情况及敷设方式。 i）油气管道标识和伴行道路设置情况。 3.5.4 站场工程 是否说明站场工程基本情况，包括站场设置及等级划分、站场功能及工艺流程、站场区域位置和总平面布置、主要设备设施等。输气站场要说明放空系统设计及与周边设施间距。
浅谈油气长输管道的施工安全管理王秋元 发表时间：2019-05-06T11:49:01.723Z 来源：《建筑模拟》2019年第8期作者：王秋元 [导读] 随着科技水平的不断提高，我国油气储运行业蓬勃发展。 王秋元 华油工建公司河北任丘 062552 摘要：为了保证油气的安全稳定输送，加强长输管道的建设质量就显得尤为重要，但是在目前油气长输管道施工过程中，由于其存在很多的问题，严重的影响了施工的安全，所以加强风险管控的效果成为了油气长输管道施工中的重点内容。 关键词：油气；长输管道；施工安全管理 引言 随着科技水平的不断提高，我国油气储运行业蓬勃发展。通常油气传输的路程都比较长，故而为了最大限度的保障运维作业的安全稳定性，确保施工作业人员的生命财产安全，应当深入探究运维技术，并加大安全管理力度，促进行业的快速发展。 1长输油气管道工程建设中存在的安全问题 首先，建设过程中的环境因素给管道施工不同程度的造成了安全方面的影响，由于管道大部分建在户外，途径地形复杂，有平原、丘陵、浅滩、菏泽、山地、甚至跨海等，在建设管道之前没有对施工地形有一个全面的勘察，盲目的建设使得管道在建设过程中出现施工难度加大，导致安全风险提高，同时也为后期使用埋下安全隐患；其次对使用材料的选型准备工作不够严谨，监管不力，使工程质量大打折扣；同时在管线喷砂除锈过程中设备老化，临时用电管理不严格，人身防护措施不到位，导致人身伤害；钢管石油沥青加强级防腐过程中发生人员烧伤烫伤及中毒；管段运输过程中，运输设备不符合安全要求，吊装作业不办理特种作业票，不能严格按照吊装作业程序施工，发生人员手扶中重物，存在安全风险；道路运输时，驾驶人员对运输路线上的行人地形等不能进行准确的危害识别及判断，发生交通事故；钢管管段预制、无缝钢管安装、管件安装过程中由于采用电弧焊焊接易导致触电事故，在管线组对过程中易发生人员挤伤碰伤；机械或人工管沟开挖回填、埋地管道的交叉穿越过程中，存在机械伤害、土石方塌方、掩埋、破坏其他管线导致泄露、环境污染等；管道压缩空气吹扫、管道水压试验过程中发生爆炸、人身伤害；管道与系统连头过程中发生污染物泄露导致环境污染，空间受限导致人员伤害等；管道预热过程中由于热胀冷作发生管线蠕动，焊口撕裂，污染物泄露，造成环境污染。 2油气长输管道的施工安全管理措施 2.1合理的控制技术风险 施工技术是确保管道工程施工质量的重要因素，因此在施工中，要加强技术风险控制的效果，加强技术使用的标准性和规范性。具体做法为：一是对不同施工技术存在的风险开展有效的规避和控制工作。在对施工现场环境进行全面的分析和研究后，科学合理的规划施工方案，增强技术使用的有效性。二是做好技术交底工作。由于现今社会发展速度的加快，很多施工技术逐渐被推广和应用，在使用这些新型施工技术时，一定要根据工程的实际情况，合理的控制施工内容，降低风险的发生。三是在使用一些不成熟施工技术的时候，一定要安排专业人员进行从旁指导，增强技术应用的合理性，以此有效的强化施工的整体质量。 2.2拟定安全行为标准，促进沟通 根据相关数据调查结果显示，不安全行为的产生有其内在机理，从施工作业人员的角度来说，不安全行为的具体表现主要包括自身对外界环境及信息的感知、判断和执行。至于管道运维作业行为安全标准规范的拟定和沟通，通常会在每月初进行，由管道企业现场安全工程师统一组织视频会议，且各承包单位的基层班组长、上月有不安全行为记录的基层员工和安全管理人员都要参与，共同分析不安全行为的具体原因，并制定当月的作业计划，商讨不安全行为控制标准，之后再生成以月度为单位的安全行为清单，将清单在各项安全培训和职业素质教育中进行公布，确保全体人员深入了解清单的具体内容。 另外安全行为标准拟定和磋商，重点在于强化基层作业人员和班组成员的安全责任意识，为具体工作提供参考标准和依据，以便其严格遵守规范，减小不安全行为的发生。 2.3安全行为进行系统巡查和干预 在拟定安全行为标准规范后的每个月下旬，管道企业及承包单位的管理决策层，要深入施工作业现场，开展安全行为观察和干预工作。基于管道运维作业具有点位分化数量点、场所分散、工程时间跨度小的特征，管道企业应合理应用现代通讯设备，解决安全行为监督管理落实不到位的问题。除了要进行日常检查和突击抽查外，各级安全管理人员要通过视频进行远程巡视，对不安全行为实行在线监督，针对同一个项目，建立微信资源交互群，通过文本信息、图片、视频等交流方式，进行安全管理指导。对于行为安全管理工作来说，行为安全观察与干预能够起到至关重要的作用。管道运维作业企业可以结合实际业务需求，综合评估资源储备，构建监管管理层安全观察与干预数据采集通道，为后续工作的开展创造有利条件。 2.4加大风险监控的力度 ①对已经辨识的风险进行跟踪。定期对施工情况展开详细的勘察工作，并对风险监测清单中的内容执行实时的观察，降低风险发生的概率，如果风险已经发生，则需立即执行风险应对计划；对于实施应对措施效果不明显的环节，应该启动风险应急预案或者采取紧急措施。②加大施工中新风险的识别力度。定期对施工各环节的情况开展检查工作，识别其中是否有新风险项目产生。对于已经产生的风险要进行合理的判断，从而制定有效的解决措施。③对施工中已经制定的相应风险管控内容进行重新的审查，并对其中存在的问题予以有效的完善，以此强化管控的效果，并为后期的风险管理提供依据。④费用偏差分析。该方式主要是对施工过程中资金的使用情况以及施工时间进行准确的计算，且通过与原计划的对比找出其中出现的偏差，从而制定合理的改善措施，在确保施工质量的基础上，降低成本的消耗，缩短施工时间。费用偏差分析主要考察的有费用偏差、进度偏差、费用执行指标、进度执行指标这四个。通过该方面的查验，一方面可以对风险管理的内容进行优化和完善，从而提升风险管控的能力和水平；另一方面还可以在风险管理工作中，加强新风险识别的效率，以此完善动态管理系统的构建。 2.5油气长输管道风险评价方法和标准 对油气长输管道进行风险评价是工作人员需要日常进行的长期性工作，它主要是说在油气长输管道的运输过程中要对其运行维护工作
油气输送管道与铁路交汇工程技术及管理规定 第一章总则 第一条为统一油气输送管道（以下简称“管道”）与铁路相互交叉、并行工程的技术和管理要求，保障管道和铁路设施的安全，依据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》、《中华人民共和国铁路法》和《铁路安全管理条例》，制定本规定。 第二条本规定适用于管道与铁路相互交叉、并行的工程（以下统称“交汇工程”）。油、气田集输管道与铁路相互交叉、并行，其条件相近时可参照执行。 第三条管道与铁路交汇时应遵循以下原则： 1. 安全第一、预防为主。交汇工程应确保铁路运输安全和管道运行安全，特别是高速铁路、城际铁路等旅客列车的运输安全。 2. 后建服从先建，尽量减少对既有设施的改建。 3. 综合考虑铁路和管道行业规划。 4. 保护环境，节约资源，经济合理。 5. 平等协商、互相支持。 第四条交汇工程除应执行本规定外，尚应符合国家相关法律、法规和强制性标准的规定。
第二章管道与铁路交叉 第五条管道与铁路交叉位置选择应符合下列规定： 1. 管道不应在既有铁路的无砟轨道路基地段穿越，特殊条件下穿越时应进行专项设计，满足路基沉降的限制指标。 2. 管道和铁路不应在旅客车站、编组站两端咽喉区范围内交叉，不应在牵引变电所、动车段（所）、机务段（所）、车辆段（所）围墙内交叉。 3. 管道和铁路不宜在其他铁路站场、道口等建筑物和设备处交叉，不宜在设计时速200公里及以上铁路及动车组走行线的有砟轨道路基地段、各类过渡段、铁路桥跨越河流主河道区段交叉。确需交叉时，管道和铁路设备应采取必要的防护措施。 4. 管道宜选择在铁路桥梁、预留管道涵洞等既有设施处穿越，尽量减少在路基地段直接穿越。 第六条管道与铁路交叉宜采用垂直交叉或大角度斜交，交叉角度不宜小于30°。 当铁路桥梁与管道交叉条件受限时，在采取安全措施的情况下交叉角度可小于30°。 当管道采用顶进套管、顶进防护涵穿越既有铁路路基时，交叉角度不宜小于45°。 第七条当管道穿越铁路有砟轨道路基地段时，可采用顶进套管、顶进防护涵、定向钻、隧道等方式。
石油天然气长输管道用地管理浅析 摘要：油气长输管道及其设施的建设、使用和维护都要依附于土地，以临时、永久或其他方式占用土地。油气长输管道的高速发展带来了管道项目用地的日趋紧张，主要表现在“征地”困难和阻工现象不断发生，还包括管道建设与城乡规划、管道施工与环境保护、管道安全与土地利用、管道与其他工程相遇等一系列矛盾。这些矛盾在管道项目建设中成为制约工程进展最显著的因素，进而用地管理就成为油气长输管道项目管理的重要内容。 关键词：长输管道用地管理 一、油气长输管道项目用地管理的必要性 油气长输管道项目需要单独的用地管理，主要是因为其用地具有特殊性和用地的取得非常困难。大量的管道工程实践表明，与项目用地相关的问题是除气候外阻碍管道工程进展最主要的因素，而产生这些问题的根源主要在于下述两个方面。 1.油气长输管道项目用地的特殊性 油气长输管道项目由线路、站场、阀室、施工与维修道路（伴行路）等主要工程以及电力系统、通信系统、自动控制系统等管道附属设施组成，线路长，跨度大，涉及的用地类别广泛，用地性质也多种多样。 2.油气长输管道项目用地获取较难 管道通行用地的特殊性和油气长输管道用地的取得缺乏相应的法律支持，是实践中导致“征地”难和不断阻工的直接原因。此外，以下因素也使得长输管道项目用地的获取更加困难和复杂。 2.1同其他建设项目一样，长输管道项目也会遭遇“征地”问题，如征地补偿标准问题、拆迁问题、耕地占补平衡问题、项目沿线水土保持和生态环境保护问题等等。社会对被“征地”方的利益是否得到保护非常关注，土地权利人自身对此也非常敏感，补偿标准常常成为用地冲突的直接诱因。 2.2油气长输管道项目具有公益性和商业性双重属性，它既是国家基础能源设施又是企业的生产经营设施。管道公益性通常要求管道企业在很短的工期内完成项目，管道企业不得不边施工边获取用地；管道商业性又使得管道企业以划拨方式获得用地的合理性受到质疑，并在用地补偿标准的谈判中处于劣势。 2.3在审批制度下，各地方政府执行国家发改委的立项决定，油气长输管道项目只需出具立项批复就能办理地方规划、土地、林业、环保等许可。实行企业投资项目核准制后，国家发改委先听取地方政府的意见，油气长输管道项目需要先获得地方规划、用地预审、环境评价等有效支持文件。长输管道项目一般要经过多个不同的行政区域，因此项目核准的周期通常很长，项目用地的获取也是一个长期过程。 2.4油气长输管道项目用地没有纳入土地利用总体规划，管道建设经常与地方土地利用规划发生冲突，管道企业不得不通过听证来获取用地或者改线，这就意味着管道企业需要承担更多的成本。 2.5在各地方的征地补偿标准中，大多没有油气长输管道项目用地的补偿标准，只能通过土地评估机构估价或者管道企业与地方政府的谈判来确定，最终以地方政府文件的形式执行。但土地权利人对这种补偿标准的认可程度并不高，他们并不关心用地的方式和补偿标准是否合法，而是期望得到更高的补偿数额，更
《天然气管道输送》 1、天然气从井口到用户经过五大环节：采气、净、输、储、供。三套管网：集气管网、输气干线、城市配气。集输管道系统、长输管道系统、配气管道系统是一个统一、密闭的水力系统。 2、输气管道发展趋势：大口径、高压力、网络化； 高强度、高韧性管材； 地下储气库储气和调峰； 数字化技术应用 采用高压富气输送； 3、长输管线工程设计程序分为规划、项目建议书、可行性研究、初步设计、施工图设计。线路勘察和测量：踏勘、初步勘察、详细勘察。 4、天然气气质指标：发热量、硫化氢含量、总硫含量、二氧化碳含量、水露点。水露点比最低环境温度低5℃。 5、由于输气管道沿线压力的变化，气体的密度也随之变化，压力高，密度大；压力低，密度小。因此消耗于克服上坡管道的能量损失无法被在下坡管道中的气体获得的位能补偿。（为什么地形起伏会对输气工艺参数有影响） 6、输气管道的效率系数E一般小于1。E越小，输气管道越脏，管内沉积物越多，流量越小。 7、输气管道水力计算计算段长度为两个压缩机站间的距离。倍增压缩机站，输气量增加41%。 8、在进行复杂输气管道计算时，可将其化为简单输气管道。两种方法：当量管法（只适用于平行管）、流量系数法。 （1）简单输气管道的流量系数计算公式为： （2）把副管与管道系统中其它管道连接起来的短管称为连通管，用其连通后输气管道系统的流量与连通前流量之比称为连通管的效率 9、输气管道的平均温度：输气管道温降曲线与沿线坐标所包的面积和某一温度与沿线坐标所包的面积相等时，称该温度为平均温度——T cp。T cp越高，输气能力越小。在进行管线设计时，应将夏季低温T0作为水力计算的依据。 10、天然气水合物形成条件：①天然气处于合适的温度和压力；②天然气必须处于或低于水汽的露点温度（天然气的水露点），出现“自由水”。 防止措施：①提高天然气流动温度；②降压；③添加抑制剂；④干燥脱水（根本方法） 11、离心式压缩机的特性曲线是指压缩机的压缩比ε、效率ηn、功率N、压头H、流量Q和转速n的关系曲线。 12、压缩机转速不变时，压缩比随流量的增加而减小；功率随流量的增大而