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。
3.5.5 公用工程
是否说明自控、通信、供配电、防腐与保温、给排水、采暖通风、建（构）筑物等基本情况，包括以下内容：
a）是否说明油气管道自控系统设置情况，包括数据采集与监视控制系统(SCADA 系统)及站控制系统(可编程逻辑控制器
b）是否说明油气管道通信方式，包括油气管道采用的主用、备用通信方式，站场周界报警及工业电视系统情况。
c）是否说明供配电设置情况，主要包括站场、阀室电源配置、负荷以及应急或备用电源，变电站（所）及电气监控系统配置情况。爆炸危险区域划分和相关电气设备、电力电缆采取的防火、防爆措施。站场和阀室防雷、防静电保护措施等。
d）是否说明防腐与保温情况，包括油气管道外防腐层和补口方式，站内油气管道及设备、大型容器、储罐等的防腐和保温，阴极保护站的设置情况，以及油气管道沿线杂散电流干扰防护方案等。
e）是否说明给排水设置情况，了解工业污水、生活污水及雨水排放系统情况，以及油品储罐区事故状态下的排放措施。
f）是否说明站场工艺管道、设施保温、防冻堵及建（构）筑物通风措施情况。
g）是否说明建（构）筑物防火、防爆、防腐、耐火设计等。
3.6 建设项目危险、有害因素辨识与分析
3.6.1危险有害物质
对建设项目涉及到的主要危险、有害物质及其易燃性、易爆性、燃烧性、压缩性等特性的辨识和分析是否准确。
3.6.2 线路
对油气管道线路工程中存在的主要危险、有害因素辨识和分析是否准确。包括但不限于：
a）阀室设施、平面及竖向布置等危险、有害因素辨识与分析。
b）油气管道本体危险、有害因素辨识与分析，包括油气管道本体及敷设缺陷、应力开裂、内外腐蚀穿孔造成的油气泄漏等。
c）线路路由危险、有害因素辨识与分析，包括河流大、中型穿（跨）越、公路（二级以上）穿（跨）越、铁路穿（跨）越、山岭隧道穿越地段风险分析，与已有设施并行、交叉分析，包括已有管道、高压输电线路、电气化铁路等。
d）沿线自然灾害危险、有害因素辨识与分析，包括气象灾害、地质灾害、地震等。
e）社会环境危险、有害因素辨识与分析，包括油气管道经过主要人口密集区域、公共设施，第三方破坏，沿线采砂、采矿等。
3.6.3 站场
站场危险、有害因素辨识与分析是否准确，包括站场区域位置、平面布置、输送工艺、设备等。输油管道要对水击、原油凝管等进行安全分析，输气管道要对站场放空、冰堵等进行安全分析，对自然灾害和社会环境进行危害分析。
3.6.4 公用工程
公用工程危险、有害因素辨识与分析是否准确。
3.6.5 建设项目相互间的影响
是否对各建设项目相互间的影响进行分析，特别是与在役站场油气管道动火连头以及与其他系统、相邻设施衔接等可能产生的危险、有害因素。
3.6.6 重大危险源辨识
是否对评价范围内的油库进行重大危险源辨识。
3.6.7 辨识结果汇总
危险、有害因素统计是否全面、无漏项，对应的作业场所是否准确。
3.7 评价单元划分和评价方法选择
3.7.1 评价单元的划分
评价单元划分的合理性，一般划分为线路单元、站场单元、公用工程单元、安全管理单元。
3.7.2 评价方法的选择
是否根据需要选择定性、定量评价方法。审查报告的定性评价结论是否准确，定量评价方法是否科学、适用。
3.8 安全评价
3.8.1 基本安全条件
建设项目基本安全条件是否具备，包括可行性研究单位设计资质是否合规；是否采用了国内首次使用的新工艺、新技术、新材料或者使用新设备，如采用，是否经过省部级单位组织的安全可靠性论证或经过工程实践验证；是否采用了明确淘汰、禁止的工艺、设备、材料。
3.8.2 线路
对线路工程设计的分析评价是否准确，是否提出合理的安全对策措施及建议。
a）阀室设置是否合规。
b）管材选择、输送工艺是否合规、可行。
c）油气管道与周边设施间距是否合规。
d）河流大、中型穿（跨）越工程，公路（二级以上）、铁路穿（跨）越，山岭、隧道穿越等是否可行。
e）油气管道标识、伴行路设置是否合规。
f）与高压输电线路、电气化铁路、已有管道（含油气管道、市政管道等）等交叉和并行，穿过采矿区等是否可行。
g）油气管道水工保护和水土保持方案、地震安全性评价和地质灾害危险性评估等安全措施是否采纳。
3.8.3 站场
对站场工程设计的分析评价是否准确，提出的安全对策措施及建议是否可行。
a）站场选址是否合规，特别是站场与周边设施防火间距是否合规。
b）输气管道站场放空设计是否合规。
c）站场平面布置是否合规。
d）站场主要技术、工艺、装置、设备、设施是否合规、可行。站场发生紧急情况时采取的措施，包括截断、泄压等是否可行，站场工艺运行参数（压力、流量、温度、液位等）超出限定值采取的安全防护措施是否可行。
e）是否对首站、典型站场可能发生的事故进行定量评价,计算伤亡半径，确定社会风险和个人风险。定量评价的计算结果和评价结论是否合理。
3.8.4 公用工程
对公用工程安全可靠性的分析评价是否准确，提出的安全对策措施及建议是否可行。
a）自控系统是否合规、可行，包括数据采集与监视控制系统(SCADA系统)及站控制系统、安全仪表系统、消防控制系统、火灾及气体检测报警系统、油气管道泄漏检测系统等。
b）通信方式是否合规、可行。
c）供配电设置是否合规、可行，通信、控制、仪表、建（构）筑物应急照明等重要负荷供电措施是否合规、可行，电气设备防火、防爆措施是否合规、可行，防静电措施是否合规、可行。
d）油气管道、站场设备防腐、阴极保护、杂散电流干扰防护是否合规、可行。
e）给排水系统设计是否可行，工业污水、雨水排放系统是否可行，油品储罐区事故状态下的排放措施是否可行。
f）通风系统是否可行。
g）建（构）筑物的抗震、耐火保护是否合规、可行，针对液化土等不良地质是否对地基等采取有效措施。
3.8.5 安全管理
建设项目安全管理的合规性，包括建设项目投产运行后安全管理机构和安全管理人员设置、安全防护用品配备、油气管道沿线维(抢)修机构设置、机具和人员配备、社会维(抢)修力量依托、应急救援、安全设施设置等情况。
3.9 评价结论
评价报告的评价结论是否严谨、明确。评价结论应包括：
a）可行性研究单位是否具备相应设计资质。
b）建设项目选用的工艺技术是否合规、可行，油气管道路由、站场选址和平面布置是否合规、可行，建设项目中采用的新工艺、新技术、新材料或者使用的新设备是否可行。
c）是否辨识出项目的主要危险、有害因素，提出的安全对策措施和建议是否满足预防、控制、减少和消除风险的需要，对可能发生的事件事故是否提出针对性的应急预案编制要求。
d）是否给出明确的建设项目安全评价综合结论。
3.10 与建设单位交换意见情况
如存在建设单位对评价单位提出意见或措施未采纳的情况，是否有合理理由。
3.11 附件和附图
审查报告附件、图纸的合规性、完整性。一般包括：
a）工艺系统流程图、典型站场及阀室流程图、输油管道纵断面图、典型站场平面布置图、装置防爆区域划分图以及安全评价过程制作的图表。
b）建设项目现阶段应收集的文件、资料。
3.12 安全条件评审不通过的判定
有下列情形之一的，安全条件评审不予通过：
a）评价依据的主要法律法规、标准规范分别有5个及以上引用错误的，或总计达到10个以上的。
b）安全评价报告存在重大缺陷、漏项、缺失的，包括建设项目主要危险、有害因素辨识和评价不全或者不准确的。
c）建设项目与周边场所、设施的距离或者拟建场址自然条件不符合有关安全生产法律、法规和国家标准规定的。
d）主要技术、工艺不符合有关安全生产法律、法规、规章和国家标准规定的。
e）采用了国内首次使用的新工艺、新技术、新材料或者使用新设备，未经过省部级单位组织的安全可靠性论证或未经过工程实践验证的。
f）对安全设施设计提出的对策与建议不符合法律、法规、规章和国家标准规定
的。
g）提供虚假文件、资料的。
h）专家组三分之一及以上不通过安全条件审查的。
4 安全设施设计审查主要内容
4.1 设计依据
安全设施设计依据的法律、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。安全设施设计文件是否完整齐全，编制是否符合要求。
4.2 设计资质
安全设施设计单位是否具备油气管道建设项目设计资质。
4.3 建设项目概况
4.3.1 基本概况
是否说明建设单位基本情况，说明建设项目基本情况、输送介质和输送工艺，包括线路长度、线路总体走向、输送介质、设计压力、设计输量、管径、壁厚、管材、设计温度、总投资等。
4.3.2 工程和设计界面
安全设施设计工程范围是否与安全评价范围一致，是否说明与上下游衔接的工程界面和设计界面。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设计界面。
4.3.3 输送介质
是否说明输送介质的组分或物性。
4.3.4 输送工艺
是否说明建设项目的输送工艺。
4.3.5 线路工程
是否对油气管道路由、自然条件和社会人文条件、地形地貌、地质条件、地震及断裂带等情况进行说明。主要包括以下内容：
a）管线走向方案是否合理，是否说明沿线规划及人口密集区域等情况。
b）是否说明阀室设置情况。
c）是否说明沿线自然条件和社会人文条件，地区等级划分（输气管道）是否符合有关标准规范要求。是否说明油气管道沿线地形地貌、地质条件及地质灾害分布、水文地质、气象条件、地震及断裂带情况。
d）是否说明油气管道敷设、标识、伴行路等情况。
4.3.6 站场工程
是否说明站场设置、工艺流程及主要工艺设备情况，是否符合有关标准规范要求。
4.3.7 公用工程
是否说明建设项目自控、通信、供配电、给排水等配套工程情况。
4.3.8 建设项目外部依托条件
是否说明建设项目外部依托条件。
4.3.9 建设项目所在地的周边情况
是否说明站场所在地周边情况。
4.4 建设项目危险、有害因素分析
与安全评价报告对照，是否对初步设计中新发现的危险、有害因素，以及建设项目重大变更后的危险、有害因素进行分析。如无新危险、有害因素，该部分可简化。
是否识别影响油气管道系统安全的危险、有害因素和评价油气管道系统失效后的后果。
4.5 设计采取的安全防护措施
4.5.1 管道
油气管道线路工程是否合规、可行。主要包括以下内容：
a）是否说明油气管道本体的安全防护措施，包括强度设计系数、用管选择、主要技术条件、壁厚计算与强度稳定性校核、焊接检验、清管测径试压、干燥方案（输气管道）等。
b）是否说明油气管道敷设方式、埋深、边坡等。
c）是否说明油气管道通过人口密集区、规划区等敏感区域的情况，填写《建设项目与人口密集区、城镇规划区等关系表》，说明采取的措施及评价结论。
d）是否说明沿线地质灾害情况及采取的主要安全防护措施，地质灾害评价有关结论和要求是否作为设计依据。对于可能存在洪水隐患的站场和阀室，说明防洪设计及防洪措施。
e）是否说明油气管道与已有管道（含油气管道、市政管道等）并行与交叉采取的安全措施，是否符合法律法规标准规范。
f）是否说明油气管道与高压输电线路、电气化铁路等并行与交叉采取的安全措施。
g）是否说明油气管道通过采矿区情况。
h）是否开展油气管道高后果区识别工作。
i）是否说明油气管道伴行道路、标识、安全警示及其他安全措施。
4.5.2 穿（跨）越
是否选取典型河流穿（跨）越工程、山岭隧道穿越工程、公路（二级以上）穿（跨）越、铁路穿（跨）越工程说明设计方案，采取的安全措施是否合规、可行。
4.5.3 工艺系统
工艺方案是否合规、可行，工艺系统是否采取必要的安全防护措施，如输油管道预防凝管、水击、高点拉空、泄漏等措施，输气管道紧急截断、安全泄压和放空等措施。站场、阀室放空系统是否合规、可行。
4.5.4 站场区域和总平面布置
站场区域和总平面布置是否合规、可行。主要包括以下内容：
a）站场与界外设施的主要间距是否合规，输气管道站场放空管与周边设施间距是否合规。
b）站场总平面及竖向布置是否合规。
c）站内主要设施防护间距是否合规。
d）站场消防道路、安全疏散通道及出口设置是否合规、可行。
4.5.5 设备及管道
设备及管道设计、选型是否符合国家法规及标准要求。
4.5.6 防腐及阴极保护
是否根据区域特点和建设项目特点，采用可行的油气管道防腐保温与阴极保护设计。交直流干扰防护安全措施是否可行。
4.5.7 电气
电气安全措施是否合规。主要包括以下内容：
a）站场、阀室电源配置是否合规、可行，是否配置可行的应急或备用电源。
b）站场、阀室用电负荷计算是否合规。对消防、通信、控制、仪表、建构物应急照明等重要负荷是否有安全可靠的供电措施。
c）站场、阀室爆炸危险区域划分是否合规。
d）站场、阀室主要电气设备选型，变电站（所）的继电保护及电气监控系统配置等是否合规、可行。
e）电气设备防爆、防火、防腐措施是否合规、可行。
f）防雷、防静电措施是否合规、可行。
4.5.8 自控仪表及火灾报警
自控仪表及火灾报警系统是否合规、可行。主要包括以下内容：
a）自动控制系统是否合规、可行，重点说明紧急停车系统（ESD）、连锁保护系统、消防控制系统、油气管道泄漏检测系统的设置情况。
b）可燃及有毒气体检测和报警设施、火灾报警等设施的设置是否合规、可行。
c）仪表防雷、接地、防爆、防护、保温伴热及配管配线的安全措施是否合规、可行。
4.5.9 通信
通信系统是否安全可靠。是否采用成熟可靠的通信系统，主要说明主、备用通信系统设置方案、安防系统设置情况、防雷及接地、光缆保护等的情况。如有反恐要求的站场，应满足相关规定、规范要求。
4.5.10 建（构）物
是否填写站场建构筑物特征一览表，防火、抗震等是否合规。是否对液化土、湿陷性黄土、盐渍土、膨胀岩土、厚填土、淤泥、溶洞等不良地质土层的地基处理采取安全措施。
4.5.11 供热
是否说明站场供热设施或外接热源情况，说明供热系统自身的防火、防爆措施。
4.5.12 给排水
是否说明设置消防水系统站场的供水方案，说明事故状态下总排污量的处理措施。
4.5.14 维抢修
维抢修机构设置、资源配置是否可行。
4.5.15 其他防护措施
根据建设项目特点，是否采取其他安全防护措施，如防洪、防台风等。
4.5.16 安全管理
安全管理机构和安全管理人员配置是否符合法律法规要求。
4.6 《安全评价报告》意见采纳情况
对于《安全评价报告》提出的安全对策和建议的采纳情况，未采纳或部分采纳的，是否有合理的理由。
4.7 结论
安全设施设计结论是否准确、可信。
4.8 附件和附图
审查报告附件、图纸的合规性、完整性。一般包括：
a）是否配置主要安全设施。
b）线路走向示意图，站场区域位置图，工艺系统流程图，典型站场、阀室流程图，输油管道纵断面图，典型站场平面布置图，装置防爆区域划分图，火焰、可燃气体检测仪及报警点位置分布图，大型穿（跨）越平面图、纵断面图等。
c）建设项目现阶段应收集的文件、资料。
4.9 安全设施设计评审不通过的判定
有下列情形之一的，安全设施设计评审不予通过：
a）引用的法律法规、标准规范分别有5个及以上引用错误的，或总计达到10个以上的。
b）安全设施设计存在重大缺陷、漏项、缺失的，包括建设项目主要安全防护措施不全或存在重大安全风险的；
c）未按照有关安全生产的法律、法规、规章和国家标准规定进行设计的。
d）对未采纳建设项目安全评价报告中的安全对策和建议，未作充分说明的。
e）未委托具备相应资质的设计单位进行安全设施设计的。
f）提供虚假文件、资料的。
g）专家组三分之一及以上不通过安全设施设计审查的。
5 附件
主要安全设施一览表。
附件
主要安全设施一览表
注：安全设施包括但不限于主要安全设施一览表中的内容。
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
油气管道泄漏检测技术综述 摘要： 石油是维持我国经济高速发展的战略性资源，石油管道则是是保障能源供给、关系国计民生的基础性设施。管道运输具有平稳连续，安全性好，运输量大，质量易保证，物料损失小以及占地少，运赞低等特点，已经成为石油运输的首选方式,但是随着管道的广泛应用、运行时间的延长,由于各种原因导致的管道泄漏也逐渐增多，不仅造成资源的浪费和环境污染,而且有火灾爆炸的危险，对周围居民的生产生活带来较大的威胁。因此，建立管道泄漏检测系统,及时准确地报告事故的范围和程度,可以最大限度地减少经济损失和环境污染，防止事故的发生。本文主要总结国内外近几十年来发展起来的管道泄漏检测和定位的主要方法,原理及优缺点。 关键词： 管道泄漏事故检测定位原理 正文： 1、事故案例 （1）、事故经过 2008年3月14日凌晨3时30分左右， 4名协勤人员在回兴镇兴科一路巡逻时，发现郑伟集资楼17# “小精点发廊”门市附近有较浓的天然气异味，在隔壁经营夜宵店的王祥金，就去敲门告知该户可能有天然气泄漏，当该门市人员开灯时随即发生爆炸。 （2）、事故原因 直接原因 临街PE（d110）燃气管线被拉裂，导致天然气泄漏，泄漏天然气通过地下疏松回填土层窜入室内，形成爆炸性混合气体，遇开关电器产生的火花引起爆炸。 间接原因 A、管线回填未对地基进行处理或采取防沉降措施，回填土层在雨水的浸润作用下产生沉降。 B、管线在外部载荷应力叠加作用下，对管线热熔焊缝产生一定影响，导致管线拉裂。 C、对管线走向不明，巡管不到位。 泄漏是输油管道运行的主要故障。目前，国内外出现多种输油管线泄漏检测及定位方法，其中包括：生物方法、硬件方法和软件方法。本文主要介绍硬件方法和软件方法，生物方法
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
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、
关注油气管道安全管理(标准 版) Safety management is an important part of enterprise production management. The object is the state management and control of all people, objects and environments in production. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0659
关注油气管道安全管理(标准版) 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）加强油气管道巡护，对部分因运行日久造成腐蚀老化等现象的老旧管道进行了更新改造，提高了管道自动化控制水平和安全运行系数。 在促进行业发展上，有关中央企业不但在安全管理方面利用种种措施、手段，提高本企业安全管理能力，而且在国家法律法规建设方面，也积极参与法规标准的起草工作，将平时安全管理的成功
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/
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？
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
油气管道腐蚀在线实时监测系统 摘要：近些年，管道泄漏事故频繁发生，不仅损失油气和污染环境，还有可能带来重大的人身伤亡。为保障管道安全运行和将泄漏事故造成的危害减少到最小，需要研究泄漏检测技术以获得更高的泄漏检测灵敏度和更准确的泄漏点定位精度。文章对在线腐蚀监测技术方法进行介绍与分析，结合油气管道的特点，提出油气管道腐蚀在线实时监测系统的构建与实施，为油气管道腐蚀防护控制提供参考。 关键词：腐蚀在线腐蚀监测技术腐蚀监测系统 油气管道运输中管道损坏导致的泄漏事故不仅浪费了石油和天然气，还造成了由于维修所带来的材料和人力上的浪费、停工停产造成的损失，甚至还可能因腐蚀引起火灾。特别是天然气管道腐蚀引起的爆炸，威胁人身安全，污染环境，后果极其有严重。因此，作好管道腐蚀监测工作有很重要。引起油气管道的内外腐蚀的因素包括：输送介质的水、硫化氢、二氧化碳、无机盐的含量，输送介质的流动和冲刷，输送的压力和介质温度，土壤的含盐量、含水量和温度等等，这些因素造成油气管道存在多种腐蚀现象，如均匀腐蚀、点蚀、应力作用下的局部腐蚀（应力腐蚀开裂、氢损伤、磨损腐蚀）等。 一、油气管道腐蚀机理 油气管道，特别是长输管道所选用的管材常为碳钢或合金钢，一般情况下，管道腐蚀是一种电化学腐蚀过程，在电解质中，作为阳极的金属溶解，同时放出电子，而这些电子又被阴极过程所吸收，这样导致金属不断溶解。电化学腐蚀过程如下： 阳极反应：Fe–2e→Fe2+（氧化反应） 阴极反应：H++e→H或2H2O+O2+4e→4OH- （还原反应） 电子的定向转移，产生腐蚀电流，加速了金属的溶解，因此对腐蚀的监测主要是根据金属腐蚀情况、电位、电流及电阻的变化等因素推导计算出金属腐蚀的速率等参数，从而直观的显示出金属的保护状态。 二、国内外腐蚀在线监测技术研究现状 目前主要测量方法有：现场挂片法、电阻法、电化学法及电感法。 1.现场挂片法 将一定材质和规格的试片，暴露在腐蚀环境中某个特定的时间周后对试片的质量变化进行测量和计算，并对试片表面进行检查的一种方法。腐蚀试片法是腐
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。
( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 国内油气管道的安全运行(新编 版) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process
国内油气管道的安全运行(新编版) 管道运输(Pipelinetransport)是用管道作为运输工具的一种长距离输送液体和气体物资的输方式，是一种专门由生产地向市场输送石油、煤和化学产品的运输方式，是统一运输网中干线运输的特殊组成部分。管道运输是我国五大运输方式之一，对国家经济建设、社会稳定有着重要的影响。截至2010年底，我国已建油气管道总长度约8.5×104km，其中天然气管道4.5×104km，原油管道2.2×104km，成品油管道1.8×104km，承担着我国70%的原油、99%的天然气的运输任务，形成了横接东西、纵贯南北、遍布全国的油气干线管网。管道输送的产品具有高压、易燃、易爆等特点，传输介质具有社会公共属性和危害特质，管道是否安全关系到广大人民群众生命财产安全和生态环境保护。保障管道安全运营是管道企业管理的重中之重。 一、国内油气管道现状
中国管道工业发展至今已经有50多年的历史，经历了三次建设高峰期。特别是在第三次管道建设高峰中，随着西气东输、陕京二线、冀宁联络线、甬沪宁原油管道、茂昆成品油管道、兰成渝成品油管道、西部原油及成品油管道等大型管道工程的建设投产，中国油气管道工业得到了极大发展。截至2007年底，中国国内已建油气管道的总长度约6万千米，其中原油管道1.7万千米，成品油管道1.2万千米，天然气管道3.1万千米。中国已逐渐形成了跨区域的油气管网供应格局。 原油管道形成了以长江三角洲、珠江三角洲、环渤海、沿长江、东北及西北地区为主的原油加工基地的布局，原油管道运输也随之迅速发展。东北、华北、华东和中南地区初步形成了东部输油管网；西北各油田内部管网相对完善，外输管道初具规模。其中，中国石油所属原油管道有：阿独管道、轮库管道、库鄯管道、西部原油管道、马惠宁管道、任京管道、秦京管道、石燕管道、铁秦管道、铁大管道、庆铁管道、长吉管道、铁抚管道、中朝管道、新大管道、克独乌管道。
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。
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
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。
燃油系统单元 1.1 编制说明 燃油系统单元对燃油系统的油泵房、油区、油泵、输、供油管线（道）、阀其他等进行检查评价。 1.2 编制依据 1.《火力发电厂设计技术规程》（DL5000-2000） 2.《火力发电企业生产安全设施配置》（DL/T1123-2009） 3.《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50229-2006） 4.《石油库设计规范》（GB50074-2002） 5.《电力设备典型消防规程》（DL5027-1993） 6.《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997） 7.《交流电气装置的接地》（DL/T621-1997） 1.3 安全检查表 （蓝色为强制性条款） 表1-1 燃油罐区安全检查表 序号 检查内容检查依据检查情况检查结果 1 油区出入口应装设建筑物标志 牌；入口醒目位置应装设“未经 许可不得入内”、“禁止烟火”、 “禁止带火种”、“禁止使用无线 通信”、“禁止穿带钉鞋”、“禁止 穿化纤服装”禁止标志牌，“防火 重点部位”文字标志牌，油区出 入制度和带有“火种箱”标示的 火种箱。 《火力发电企业生产 安全设施配置》 （DL/T1123-2009） 第5.15.1.1条 2 厂内划定油区的周围应设置高度 不低于2.5m的非燃烧材料的实体 围墙，围墙外应醒目标注“油库 《火力发电企业生产 安全设施配置》 （DL/T1123-2009）
序号 检查内容检查依据检查情况检查结果 重地30m内严禁烟火”字样，根 据实际情况也可标注“严禁烟火” 字样。 第5.15.1.3条 3 油区内照明灯具、开关等一切电 气设施应为防爆型。 《火力发电企业生产 安全设施配置》 （DL/T1123-2009） 第5.115.条 4 地上油罐组应设防火堤，防火堤 的设置应符合下列规定： 1 防火堤应采用非燃烧材料建 造，并应能承受所容纳油品的静 压力且不应泄漏。 2 立式油罐防火堤的计算高度应 保证堤内有效容积需要。防火堤 的实高应比计算高度高出0.2m。 防火堤的实高不应低于1m（以防 火堤内侧设计地坪计），且不宜高 于2.2m（以防火堤外侧道路路面 计）。卧式油罐的防火堤实高不应 低于0.5m（以防火堤内侧设计地 坪计）。如采用土质防火堤，堤顶 宽度不应小于0.5m。 3 严禁在防火堤上开洞。管道穿 越防火堤处应采用非燃烧材料严 密填实。在雨水沟穿越防火堤处， 应采取排水阻油措施。 4 油罐组防火堤的人行踏步不应 少于两处，且应处于不同的方位 上。 《石油库设计规范》 第6.0.6条 5 石油库的油罐应采用钢制油罐。《石油库设计规范》第6.0.2条 6 立式油罐的进油管，应从油罐下 部接入；如确需从上部接入时， 甲、乙、丙A类油品的进油管应延 伸到油罐的底部。卧式油罐的进 油管从上部接入时，甲、乙、丙A 类油品的进油管应延伸到油罐底 部。 《石油库设计规范》第 6.0.11条 7 油罐附件的设置应符合下列规 定： 1 油罐应装设进出油接合管、排 《石油库设计规范》第 6.0.12条
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。
《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
第二章长距离输油管道输送工艺技术 1. 概述 长距离输油管道通常是指距离长、管径大、输量高的原油管道，输送压力高而且平稳。由输油站和管路两部分组成，输油站分为首站、若干中间加压站、若干中间加热站及末站，其任务是供给油流一定的压力能和热能，将原油安全、经济地输送给用户；管路上每隔一定距离设有为减少事故危害、便于抢修，可紧急关闭的若干截断阀室以及阴极保护站。 输送原油的粘度和凝固点比较低，可以采用不加热直接输送的方式，但是具有较高凝固点和粘度的原油，就需要经过加热后输送，或者经过改性，采用不加热的常温输送方式。北美国家的输油管道多是输送低凝点、低粘度原油，所以多为不加热输送。对于凝点和粘度较高的原油均采用加热输送（如美国全美管道和科林加管道）。随着原油流变性的研究，原油添加化学降凝剂后常温输送技术也应用于一些原油管道运行管理中。由于实际生产需要和常温输送的工艺优越性，促使此项技术日趋成熟。近20年来，我国有10多条原油管道试验研究了添加化学降凝剂输送技术，取得的技术成果和经济效益是十分明显的。 1.1 高凝点、高粘原油的输送 我国生产的原油多属高含蜡、高凝固点、高粘度原油，对于凝固点、粘度较高的原油来说，输送工艺可分为两种类型，一是加热输送，另一是常温输送。我们在加热输送高凝、高粘原油方面积累了丰富非经验，但加热输送有其弱点，一
是低输量受到热力条件的制约，二是一旦发生事故停输，必须立即抢修，及时恢复运行，否则，较长时间的停输会酿成凝管事故。 1.1.1 加热输送工艺 加热输送是指将原油加热后进入管道加压输送，通过提高原油输送温度降低其粘度，来减少管路摩阻损失。原油管道加热输送存在两方面的能量损失，散热损失和摩阻损失。热油向下站输送过程中，由于其温度高于管路周围的环境温度，存在径向温差，热油携带的热能将不断地往管外散失，因而使油流温度在向前输送过程中逐渐降低，引起轴向散热损失，油流温度下降，粘度上升，单位长度管路的压降逐渐增大。需要重视的是油流温度接近凝固点时，单位长度管路的压降会急剧上升，容易出现管道事故。我国原油大多具有粘度大、凝固点高的性质，加热输送工艺是国内原油管道常用的一种输送工艺。 还有两种不常用的加热方式，一是以阿拉斯加管道为代表，该各管线原油流速达3.13m/s,原油在高速下摩擦所产生的热能足以弥补沿程热损失，这种方式一般来说不经济，只能在特定场合下使用。另一种是利用电集肤效应加热，以印尼贝鲁克到米那斯管线为代表，长114km。 1.1.2 常温输送工艺 对于高含蜡原油管道输送，通常采用化学添加剂（降凝剂或流动改进剂、蜡晶抑制剂）、进行热处理、用轻烃馏份稀释原油、用水作成乳化液或形成水环等方式。
iSafe油气管道泄漏在线监测系统解决方案 一、概述 1.1 国油气管道现状 中国油气管道建设一直以突飞猛进的速度增长。新中国成立伊始，中国油气管道几乎一片空白，2004年我国油气管道总长度还不到3万千米，但截至2015年4月，油气管道总长度已达近14万公里，油气管网是能源输送的大动脉。过去10年，我国油气管网建设加速推进，覆盖全国的油气管网初步形成，东北、西北、西南和海上四大油气通道战略布局基本完成。频发的事故与不断上升的伤亡数字，也成为伴随着中国油气管道行业高速发展的阴影。2000年，中原油田输气管道发生恶性爆炸事故，造成15人死亡、56人受伤；2002年，市天然气管道腐蚀穿孔，发生天然气泄漏爆炸，造成6人死亡、5人受伤；2004年，省市发生天然气管道爆炸，5人死亡、35人受伤；2006年，省仁寿县富加输气站进站管道发生爆炸，造成10人死亡、3人重伤、47人轻伤。2013年11月22日黄岛区，中石化输油储运公司潍坊分公司输油管线破裂后发生爆炸，造成62人遇难。多发的管道事故特别是一些重大的油气泄漏、火灾爆炸等恶性事故对人身安全、自然环境造成了巨大危害。 1.2 国家和政府的要求 自2013年底开展油气输送管道安全隐患专项排查整治以来，各地区、各有关部门和单位协同行动、共同努力，取得了积极进展，全国共排查出油气输送管道占压、安全距离不足、不满足安全要求交叉穿越等安全隐患近3万处。2014年9月，国务院安委会发布关于深入开展油气输送管道隐患整治攻坚战的通知，要求完善油气输送管道保护和安全运行等法律法规、标准规、安全生产监管体系和应急体系建设。
1.3 系统建设目标 管道的完整性和安全运营的重要性和必要性显得尤为突出。为确保管道安全运行，消除事故隐患，保护环境，迫切需要对油气管道建设可靠的泄漏监测系统。用音波法、负压波法、质量平衡法融合一起的管道泄漏监测系统对压力管道进行泄漏监测是目前最先进、最可靠的泄漏监测技术。iSafe管道泄漏监测系统采用音波法、负压波法、质量平衡法三种方法融合的管道泄漏监测技术，能准确迅速发现泄漏并确定油气管道泄漏位置。 二、技术方案 2.1 现有管道管理及技术手段分析 国外从20世纪70年代就开始对管道泄漏检测技术进行了研究。国管道泄漏技术的研究起步较晚，但发展很快。 目前，国现有的泄漏检测方法从最早的人工沿管路分段巡视检漏发展到较复杂的利用计算机软件和硬件相结合的方法；从陆地管道检测技术发展到海底检测。其中，根据测量分析的媒介不同可分为直接检测法与间接检测法。直接检测法指直接用测量装置对管线周围的介质进行测量，判断有无泄漏产生。主要有直接观察法，气体法，清管器法。间接检测法是根据泄漏引起的管道流量、压力等参数及声、光、电等方面变化进行泄漏检测。主要有水压、气压检测法，质量、体积平衡法，压力点分析法，负压波检测法、音波法等。随着世界各国管道建设的快速发展，管道泄漏监测技术也伴随发展几十年。从油气管道泄漏监测的历史来看，国外早期的监测技术手段大多采用压力点分析法，负压波检测法，光学检测法，声发射技术法，动态模拟法，统计检测法等方法。 目前的泄漏监测和定位手段是多学科多技术的集成，特别是随着传感器技术、模式识别技术、通信技术、信号处理技术和模糊逻辑、神经网络、专家系统等人工智能技术等发展，为泄漏检测定位方法带来了新的活力，可对诸如流量、压力、温度、密度、粘度等管道和流体信息进行采集和处理，通过建立数学模型或通过信号处理，或通过神经网络的模式分类、或通过模糊理论对检测区域或信