长距离输送管道场站典型输油工艺流程
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长距离输送管道场站典型输油工艺流程
一、工艺流程的设计原则及要求
（1）工艺流程设计应符合设计任务书及批准的有关文件的要求，并应符合现行国家及行业有关标准、规范及规程的要求。
（2）工艺流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采用新工艺、新设备、新材料，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的。
（3）工艺流程设计力求简洁、适用。尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。
（4）工艺流程的设计除满足正常输油的功能要求外，还应满足操作、维修、投产、试运的要求。当工程项目有分期建设需要时，还应能够适应工程分期建设的衔接要求。
（5）工艺流程图中，工艺区域编号及设备代号应符合《油气管道监控与数据采集系统通用技术规范》Q/SY 201的规定；所有的机泵、阀门等设备均应有独立的编号，重要阀门应有固定的编号。
二、各类站场的典型工艺流程
（一）输油首站
1．输油首站典型工艺流程说明
（1）对于需要加热输送的输油首站，加热设施应设在给油泵与外输泵之间，加热设施可采用直接加热炉，也可采用间接加热系统，由于加热方式的不同，工艺流程也不相同。为节约能源，加热系统应设冷热油掺合流程。
（2）对于加热输送的管道，根据我国输送油品的性质和管道在投产运行初期低输量的特点，在投产前试运期间，需要通过反输热水建立稳定的管道沿线温度场，为确保管道输油安全，必要时还应设置反输流程。
（3）为方便管道管理，必要时可设置计量流程，流量计应设在给油泵与外输泵之间，加热系统之后。流量计的标定可采用固定方式，也可采用移动方式。
（4）与油罐连接的进出油管线，可采用单管，在油罐区外设罐区阀组，油罐的操作阀门集中设置，这种安装方式，阀门在罐区外操作，阀门的动力电缆和控制电缆不进罐区，比较安全，但相对罐区管网管材量较大。也可以采用双管，操作阀门设在罐区内。
（5）倒罐流程可在管线停输和不停输两种情况下进行，后者流程较为复杂，需设专门的倒罐泵。为了简化流程，也可不设专门的倒罐流程，采用给油泵在停输的情况下进行倒罐。
（6）输油泵根据需要可采用串联、并联或串并结合的运行方式，由于输油泵运行方式的不同，管线的连接流程也不相同。
（7）当原油采用热处理输送时，为节约能源，热处理后的原油应采用急冷方式与冷油进行换热，再输油泵前设置冷、热油换热器。当采用加剂输送时，降凝剂应在油品加热前注入，减阻剂应在输油主泵后注入。
（8）管道出站应设高压泄压阀，泄压阀可接入油罐，也可直接接到油罐出口管线（给油泵入口管线）。
（9）对于顺序输送的管道首站，应设油品切换阀组，其阀门应为快速开启、关闭的阀门，开关的时间不宜超过10s。
2．输油首站工艺流程应具有的功能
（1）接收来油进罐；
（2）油品切换；
（3）加热/增压外输；
（4）站内循环；
（5）压力泄放；
（6）清管器发送。
必要时还应具有反输和交接计量流程。成品油首站出站端还应设置油品界面检测系统。
3．输油首站典型工艺流程图
输油管道首站输油工艺有油品的常温输送、加热输送、顺序输送等，由于输送工艺的不同，其流程也不相同。
常温输送首站典型工艺流程举例：图3-1-1为“泵串联运行、罐区单管”的流程，图3-1-2为“泵并联运行、罐区双管”的流程。
顺序输送首站典型工艺流程举例：图3-1-3为“泵并联运行、混油掺合”的流程，图3-1-4为“泵串联运行、混油掺合”的流程。
加热输送首站典型工艺流程举例：图3-1-5为“泵串联运行、直接加热炉”的流程，图3-1-6为“泵并联运行、热媒加热炉”的流程，图3-1-7为“直接加热炉、带反输”的流程，图3-1-8为“直接加热炉、带交接计量”的流程，图3-1-9为“直接加热炉、热处理”的流程。
（二）中间泵站
1．中间泵站典型工艺流程说明
（1）中间泵站的输油泵根据需要可采用并联或串联运行方式，采用输油泵并联运行时应设压力自动越站流程。
（2）管道清管流程根据需要可设清管器接收、发送设施，也可采用清管器自动越站方式。
2．中间泵站工艺流程应具有的功能
（1）增压外输；
（2）清管器接收、发送或越站；
（3）压力越站；
（4）全越站；
（5）压力泄放；
（6）泄压罐油品回注。
必要时还应设反输流程。
3．中间泵站典型工艺流程图
中间泵站根据输油泵的运行方式和清管功能的不同，工艺流程也不相同。
中间泵站典型工艺流程图举例：图3-1-10为“泵并联运行、清管器收发”的流程，图3-1-11为“泵串联运行、清管器越站”的流程。
（三）中间加热站
1．中间加热站典型工艺流程说明
（1）为节约能源加热系统应设冷热油掺合流程。
（2）为保证管道的安全运营，必要时还应设反输流程。
（3）中间加热站根据需要可设进站超压泄放流程，若采用泄压罐，还需设泄压罐油品回注流程。
2．中间加热站工艺流程应具有的功能
（1）加热外输；
（2）清管器接收、发送或越站；
（3）热力越站；
（4）全越站。
必要时还应设反输流程。
3．中间加热站典型工艺流程图
中间加热站根据加热方式及清管功能的不同，工艺流程也不相同。
中间加热站典型工艺流程图举例：图3-1-12为“直接加热炉、清管器越站”的流程，图3-1-13为“直接加热炉、反输”的流程，图3-1-14为“热媒加热炉、反输、清管器收发”的流程。
（四）中间热泵站
1．中间热泵站典型工艺流程说明
（1）为降低加热设备的设计压力，提高加热设备运行操作的安全性，热泵站应采用“先炉后泵”的流程，加热设备应设置在外输主泵前。为节约能源加热系统还应设冷热油掺合流程。
（2）为保证管道的安全运营，必要时还应设反输流程。
（3）中间泵站的输油泵根据需要可采用并联或串联运行方式，采用输油泵并联运行时应设压力自动越站流程。
（4）根据需要可设清管器收、发设施，也可采用清管器自动越站方式。
2．中间热泵站工艺流程应具有的功能
（1）加热/增压外输；
（2）清管器接收、发送或越站；
（3）压力/热力越站；
（4）全越站；
（5）压力泄放；
（6）泄压罐油品回注。
必要时还应设反输流程。
3．中间热泵站典型工艺流程图
中间热泵站根据输油泵的运行方式和清管功能及加热方式的不同，工艺流程也不相同。
中间热泵站典型工艺流程图举例：图3-1-15为“泵并联运行、热媒加热炉、清管器收发”的流程，图3-1-16为“泵串联运行、直接加热炉、清管器收发”的流程，图3-1-17为“泵串联运行、直接加热炉、带反输”的流程。
（五）中间分输站
中间分输站根据功能不同分为：分输泵站、干线分输计量站、支线分输计量站等。
1．中间分输站典型工艺流程说明
（1）中间分输泵站需设进、出站的超压泄放流程，因此还需设泄压罐油品回注流程；分输加热站根据需要设进站泄压流程，若采用泄压罐，还需设泄压罐油品回注流程。
（2）为保证管道的安全运营，必要时还应设反输流程。
2．中间分输站工艺流程应具有的功能
（1）加热/增压外输；
（2）调压、分输；
（3）计量、标定；
（4）清管器接收、发送或越站；
（5）压力/热力越站；
（6）全越站；
（7）压力泄放；
（8）泄压罐油品回注。
成品油分输站还应设置油品界面检测系统。
3．中间分输站典型工艺流程图
中间分输站典型工艺流程图举例：图3-1-18为“中间分输泵站（泵串联运行、清管器收发）典型工艺流程”，图3-1-19为“干线分输计量站典型工艺流程图”，图3-1-20为“支线分输计量站典型工艺流程图”。
（六）中间输入站
1．中间输入站典型工艺流程说明
中间输入站包括：输入站、输入泵站、输入加热站、干线输入站等。
（1）中间输入泵站需设进、出站的超压泄放流程，因此还需设泄压罐油品回注流程；输入加热站根据需要设进站泄压流程，若采用泄压罐，还需设泄压罐油品回注流程。
（2）输入站应设油品切换阀组，其阀门应为快速开启、关闭的阀门，开关的时间不宜超过10s
（3）为保证管道的安全运营，必要时还应设反输流程。
2．中间输入站工艺流程应具有的功能
（1）接收来油进罐；
（2）油品切换；
（3）加热/增压外输；
（4）调压输入；
（5）站内循环；
（6）压力泄放；
（7）泄压罐油品回注。
（8）清管器接收、发送或越站。
成品油输入站还应设置油品界面检测系统。
3．中间输入站典型工艺流程图
中间输入站典型工艺流程图举例：图3-1-21为“中间输入泵站（泵并联运行）典型工艺流程图”，图3-1-22为“中间输入泵站（泵串联运行）典型工艺流程”。
（七）中间减压站
中间减压站包括：减压站、减压分输站等。
1．中间减压站典型工艺流程说明
（1）为保证管道的运行产安全，减压站必须设进站和出站压力泄放系统。
（2）减压阀上下游应设置截断阀。减压阀应设两组以上，热备。
2．中间减压站工艺流程应具有的功能：
（1）减压/加热外输；
（2）压力泄放；
（3）清管器接收、发送；
（4）压力泄放；
（5）泄压罐油品回注。
3．中间减压站典型工艺流程图
中间减压分输站典型工艺流程图举例：3-1-23为“减压站工艺流程图（带分输）”，对于独的减压站，取消分输部分。
（八）中间清管站
中间清管站主要包括：清管站、清管分输站、清管输入站等。
1．中间清管站典型工艺流程说明
（1）单独的清管站操作阀门可采用手动阀门，若阀门的口径较大，操作不便，可对操作的阀门可采用电动阀门，阀门可采用临时移动电源。
（2）清管分输站根据需要，设进站的超压泄放流程，可采用泄压罐，也可采用泄入管道下游段，若采用泄压罐，还需设泄压罐油品回注流程。
2．中间清管站工艺流程应具有的功能
（1）越站外输；
（2）清管器接收、发送。
3．中间清管站典型工艺流程图
中间清管站典型工艺流程图举例：图3-1-24为“清管站典型工艺流程图”，图3-1-25为“清管分输站典型工艺流程图”。
（九）末站
1．输油末站典型工艺流程说明
输油末站根据输送油品的不同，主要分为单一油品末站和多种油末站。根据末站的外输功能不同，输油末站外输应包括：管道转输、油品装火车/汽车、装船等。
（1）对于装船、火车、汽车的流程部分根据规范要求，应在装车栈桥及装车台的规定部分设置便于操作的紧急切断阀。
（2）对于加热输送的输油管道，必要时还应设置反输流程。
（3）在进站压力允许的情况下，流程应做到接收上站来油后，不进油罐，可直接经计量后外输。
（4）输油末站和输油首站一样，油罐区的管线可采用单管或双管。倒罐流程根据需要可设独立的流程，也可不设。
（5）在有油品交接的管道末站，应设管道交接计量流程，流量计的标定应为在线标定，设固定式标准体积管及水标定系统。
（6）对于易凝原油的装船管线应设置为双线，并应具有管线循环功能。
2．输油末站工艺流程应具有的功能
根据末站的外输功能不同，输油末站外输应包括：管道转输、油品装火车/汽车、装船等。
（1）清管器接收；
（2）接收来油进罐；
（3）油品切换；
输油气管道管材等级选择 摘要在长距离输送油气管道工程中，钢管费用占工程设备材料的50％以上，因此合理地选用钢管的材质等级十分重要。分析设计输送压力、韧性要求、刚度和稳定性、腐蚀及经济性等因素对选用钢管材质等级的影响，拟建了管材等级选择模式，给出了不同输送压力下的管材等级选用表，举例分析了满足设计强度要求的壁厚选择，简要介绍了国内外的管型应用情况。 主题词管道管类选择输送压力 在80年代初期以前，我国长距离输送管道大多数使用非管道钢的钢管材料（简称管材），如Q225（原 A3）、16Mn及20号钢等。随着我国输油管道技术水平的提高，大部分管道使用了符合美国API标准或ISO 标准材质要求的钢管，这些钢管既有国外引进的，也有国产的，但使用等级均在×65以下。而国外输送管道工程则由80年代前使用×70级钢管发展到90年代使用×80 级钢管，并有向使用更高级管材（如×100）方展的趋势。 一、选用管材等级的影响因素 1、设计输送压力 埋地钢管在服役时由于受设计输送压力（内力）P的作用，在管壁上产生环向应力（σh）及轴向应力（σa），一般要求这些应力小于或等于管材允许使用应力。允许使用应力是依据管材等级，即钢管屈服极限（σs）来乘以设计系数（F）、焊缝系数（Φ）、温度系数（t）而定。管道壁厚是依据强度要求而确定的δ＝PD/2ΦFσs t或δ＝PD/2ΦFσs （1） 式中P——设计输送压力； δ——钢管选用壁厚； D——钢管外径； Φ——焊缝系数，选用目前国家标准《石油天然气工业输送钢管交货技术条件》（GB/T 9711.1～ 9711.3）的钢管，取1.0； F——设计技术，依GB 50251-94《输气管道工程设计规范》及GB 50253-94《输油管道工程设计规范》的规定选取； t——温度系数，当输送温度小于120℃时，取1.0。 由于（1）可以看出，在同一压力与直径下选用管材等级（用钢管屈服强度表示σs）越高，管子壁厚越小，管道工程总的管材用量将减少。 2、韧性要求 随着输送应力的提高及环境因素的影响，国内外多次发生管道断裂事故，因而从60年代以来对管材的韧性要求越来越高。根据文献【1】提出的要求，特别是对输送油气的管道，不允许有脆性断裂。按照文献【2】总结的国外对管材塑性断裂止裂的要求，冲击功CVN值是随着应力σh增加而增加，也随管径D增 大而增大。而CVN值同管材的化学组分、轧制方法与过程、微晶结构与细度等因素有关，过去提高管材 强度是靠提高碳（C）的含量实现的，这反而降低了CVN值，现在的微合金钢将碳（C）级硫（S）降到 很低含量，而增加锰（Mn）含量，如API标准中×80级管材允许碳（C）最大含量为0.18％，而锰（Mn）的最大含量增至1.8％。因此，现在的高强度等级管材也可以满足高韧性要求，如加拿大要求×80级管材 在-5℃时，母材CVN值为180J、焊缝的CVN值为36J，这有利于发展高压、大管径输送油气的需要。同 等级管材应适当增加选用壁厚，降低σh值，则CVN值也可以适当降低。 3、刚度与稳定的要求 钢管在运输、储藏、服役过程中，应有一定的刚度及变形稳定性的要求，这在GB 50251与GB 50253中均反映管材壁厚要求。虽然在一定的压力P与管径D条件下，选用高强度等级管材可以减薄壁厚，减少管材总用量，但太薄的壁厚有可能满足不了此要求。在GB 50253-94第5.6.1条中要求D／δ≤140，在 GB 50251-94第5.1.3条中，依照D的大小要求60≤D／δ≤140。两标准均规定管子在无内压状态时受外力作用管子水平径向变形量不得大于3％D。 在建立管材等级选用模式时，取式（2）可满足两个国家标准要求：60≤D／δ≤140 （2）
内部编号：AN-QP-HT465 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：__________________ 长距离输油(气)管道的安全运行通用范 本
长距离输油(气)管道的安全运行通用范 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。 管道生产有其自身的特点：管道线路长、站库多，运送介质易燃、易爆、易凝、输送压力高，并且要求连续运行。因此，管道生产需要先进可靠的设备和技术手段，对生产过程进行严格管理、精心的维护、准确的监控，确保输送油、气过程中安全平稳。 1．生产运行安全。调度人员根据输油量、输油所处季节，制定合理的输油运行方式。通过生产设施上的各类仪表，将系统压力、温度、流量参数和工艺流程、设备运行状态通过通讯讯道传到调度室显示或输入计算机，调度
石油炼化七种工艺流程 从原油到石油要经过多种工艺流程，不同的工艺流程会将同样的原料生产出不同的产品。 从原油到石油的基本途径一般为： ①将原油先按不同产品的沸点要求，分割成不同的直馏馏分油，然后按照产品的质量标准要求，除去这些馏分油中的非理想组分； ②通过化学反应转化，生成所需要的组分，进而得到一系列合格的石油产品。 石油炼化常用的工艺流程为常减压蒸馏、催化裂化、延迟焦化、加氢裂化、溶剂脱沥青、加氢精制、催化重整。 （一）常减压蒸馏 1.原料： 原油等。 2.产品： 2.石脑油、粗柴油（瓦斯油）、渣油、沥青、减一线。 3.基本概念： 常减压蒸馏是常压蒸馏和减压蒸馏的合称，基本属物理过程：原料油在蒸馏塔里按蒸发能力分成沸点范围不同的油品（称为馏分），这些油有的经调合、加添加剂后以产品形式出厂，相当大的部分是后续加工装置的原料。 常减压蒸馏是炼油厂石油加工的第一道工序，称为原油的一次加工，包括三个工序：a.原油的脱 盐、脱水；b.常压蒸馏；c.减压蒸馏。 4.生产工艺： 原油一般是带有盐份和水，能导致设备的腐蚀，因此原油在进入常减压之前首先进行脱盐脱水预处理，通常是加入破乳剂和水。 原油经过流量计、换热部分、沏馏塔形成两部分，一部分形成塔顶油，经过冷却器、流量计，最后进入罐区，这一部分是化工轻油（即所谓的石脑油）；一部分形成塔底油，再经过换热部分，进入常压炉、常压塔，形成三部分，一部分柴油，一部分蜡油，一部分塔底油；剩余的塔底油在经过减压炉，减压塔，进一步加工，生成减一线、蜡油、渣油和沥青。 各自的收率：石脑油（轻汽油或化工轻油）占1%左右，柴油占20%左右，蜡油占30%左右， 渣油和沥青约占42%左右，减一线约占5%左右。 常减压工序是不生产汽油产品的，其中蜡油和渣油进入催化裂化环节，生产汽油、柴油、煤油等成品油；石脑油直接出售由其他小企业生产溶剂油或者进入下一步的深加工，一般是催化重整生产溶剂油或提取萃类化合物；减一线可以直接进行调剂润滑油。 5.生产设备： 常减压装置是对原油进行一次加工的蒸馏装置，即将原油分馏成汽油、煤油、柴油、蜡油、渣油等组分的加工装置。原油蒸馏一般包括常压蒸馏和减压蒸馏两个部分。 a．常压蒸馏塔 所谓原油的常压蒸馏，即为原油在常压(或稍高于常压)下进行的蒸馏，所用的蒸馏设备叫做原油 常压精馏塔(或称常压塔)。 常压蒸馏剩下的重油组分分子量大、沸点高，且在高温下易分解，使馏出的产品变质并生产焦炭，破坏正常生产。因此，为了提取更多的轻质组分，往往通过降低蒸馏压力，使被蒸馏的原料油沸点范围降低。这一在减压下进行的蒸馏过程叫做减压蒸馏。
长距离输送管道场站典型输油工艺流程 一、工艺流程的设计原则及要求 （1）工艺流程设计应符合设计任务书及批准的有关文件的要求，并应符合现行国家及行业有关标准、规范及规程的要求。 （2）工艺流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采用新工艺、新设备、新材料，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的。 （3）工艺流程设计力求简洁、适用。尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。 （4）工艺流程的设计除满足正常输油的功能要求外，还应满足操作、维修、投产、试运的要求。当工程项目有分期建设需要时，还应能够适应工程分期建设的衔接要求。 （5）工艺流程图中，工艺区域编号及设备代号应符合《油气管道监控与数据采集系统通用技术规范》Q/SY 201的规定；所有的机泵、阀门等设备均应有独立的编号，重要阀门应有固定的编号。 二、各类站场的典型工艺流程 （一）输油首站 1．输油首站典型工艺流程说明 （1）对于需要加热输送的输油首站，加热设施应设在给油泵与外输泵之间，加热设施可采用直接加热炉，也可采用间接加热系统，由于加热方式的不同，工艺流程也不相同。为节约能源，加热系统应设冷热油掺合流程。 （2）对于加热输送的管道，根据我国输送油品的性质和管道在投产运行初期低输量的特点，在投产前试运期间，需要通过反输热水建立稳定的管道沿线温度场，为确保管道输油安全，必要时还应设置反输流程。 （3）为方便管道管理，必要时可设置计量流程，流量计应设在给油泵与外输泵之间，加热系统之后。流量计的标定可采用固定方式，也可采用移动方式。 （4）与油罐连接的进出油管线，可采用单管，在油罐区外设罐区阀组，油罐的操作阀门集中设置，这种安装方式，阀门在罐区外操作，阀门的动力电缆和
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
长距离输气管道工程概述 一、输气管道的分类及特点 1．输气管道的分类 输气管道分矿场输气管道、干线输气管道及城市输气管道。常称为内部集输管线、长距离输气管线和城市输配管网。天然气从气井中开采出来后，通过矿场集输——净化脱硫——长输管道输送到城市输配管网，供给用户。 矿场输气管道：输送未经处理的原料气。输送距离短、管径小、压力变化大。 干线输气管道：把经脱硫净化处理的天然气送到城市。输送距离长，管径大（400mm以上），压力高（4.0MPa以上），为天然气远距离输送的主要工具。 城市输气管道：为天然气的分配管网，它遍布整个城市和近郊，一般总是呈环形布置，且按压力严格区分。 2．输气管道的特点 长距离输气管道与压缩机站组成一个复杂的动力系统，由于其输送的气量大，常采用大口径、高压力的输送系统。其主要特点为： ⑴长输管道是天然气长距离连续运输系统，不需要常规的运输工具和设备，也不需要大量的建筑和占用大量的土地，可用自身运输的物质消耗克服其摩擦阻力就能迅速将天然气运到目的地，是最有效、最大规模的运输系统。 ⑵长输管道属于一个庞大而复杂系统的中间环节，必须协调好上下游间的关系，这使其设计及操作管理更为复杂。 ⑶长输管道输送量庞大，涉及国计民生及千家万户，必须充分保证能安全、连续、可靠地供气。 ⑷由于采气生产的均衡性和用户用气的波动性，要求管道有一定的储气能力，以适应用气量的变化。 ⑸长输管道投产初期可充分利用地层压力进行输送，根据气田压力的变化逐步建增压站，可节约投资和经营费用。 ⑹长输管道要求有与之配套的附属设施，尤其是通信和自控系统。 ⑺现代管道运输在国民经济中的地位日趋重要，利用冶金、机械制造、自动控制和施工安装等综合技术来提高运输效率已成为管输工艺研究的核心。
国内油气管道的安全运行(通 用版) Safety management refers to ensuring the smooth and effective progress of social and economic activities and production on the premise of ensuring social and personal safety. ( 安全管理) 单位：_______________________ 部门：_______________________ 日期：_______________________ 本文档文字可以自由修改
国内油气管道的安全运行(通用版) 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
精心整理长距离输送管道场站典型输油工艺流程 一、工艺流程的设计原则及要求 （1）工艺流程设计应符合设计任务书及批准的有关文件的要求，并应符合现行国家及行业有关标准、规范及规程的要求。 （2）工艺流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采用新工艺、新设备、新材料，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的。 （3）工艺流程设计力求简洁、适用。尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。 （4 （5 术规范》 1 （1 （2 必要时（3 （4 对罐区管网管材量较大。也可以采用双管，操作阀门设在罐区内。 （5）倒罐流程可在管线停输和不停输两种情况下进行，后者流程较为复杂，需设专门的倒罐泵。为了简化流程，也可不设专门的倒罐流程，采用给油泵在停输的情况下进行倒罐。 （6）输油泵根据需要可采用串联、并联或串并结合的运行方式，由于输油泵运行方式的不同，管线的连接流程也不相同。 （7）当原油采用热处理输送时，为节约能源，热处理后的原油应采用急冷方式与冷油进行换热，再输油泵前设置冷、热油换热器。当采用加剂输送时，降凝剂应在油品加热前注入，减阻剂应在输油主泵后注入。
精心整理 （8）管道出站应设高压泄压阀，泄压阀可接入油罐，也可直接接到油罐出口管线（给油泵入口管线）。 （9）对于顺序输送的管道首站，应设油品切换阀组，其阀门应为快速开启、关闭的阀门，开关的时间不宜超过10s。 2．输油首站工艺流程应具有的功能 （1）接收来油进罐； （2）油品切换； （3）加热/增压外输； （4 （5 （6 3 其 3-1-2 3-1-4 3-1-6 3-1-8
精心整理
一、填空题（60×0.5分：30分） 1.天然气是易燃、易爆物质，在常压下空气中含有 5%-15% 体积浓度的天然气时，遇明火即可燃烧或爆炸。 2.单位体积干天然气中所含水蒸汽的质量称含水量，它与天然气的压力、温度有关。当天然气被水饱和时，其温度也称为露点。 3. 管输天然气最主要的质量指标为：热值、 CO2 、 H2S 和含水量。 4. 沿线地形激烈起伏对输气管输量有影响，当线路纵断面图与通过管路起点水平线所围面积为正时，其输量减小；面积为负时，输量增大。这是由于气体密度沿管长变化所致。 5. 输气管内能否形成水合物主要取决于： (1) 压力和温度； (2) 足够的水分。密度大的天然气易形成水合物。 6. 输气管内产生水合物堵塞事故时，采用降压方法最简便，可迅速使水合物分解，管路畅通。 7. 为离心压气机配管时，常有出、入口相连的回流管路，其目的是避免压气机产生喘振 8. 首站入口压力一定的多压气站输气干线，若某站停运，则停运站号愈小，输量下降愈大。与正常运行相比，停运站上游各站压力均上升，停运站下游各站压力均下降，愈靠近停运站，压力变化幅度大。 9. 为防止未经深度加工天然气输送管道中出现水化物，工业上常用甲醇和乙二醇作为防冻剂。 10. 北美、西欧有关的管道标准已规定，20英寸以上的气管应加内涂层，长距离输气管内壁一般涂敷有机树脂涂层的主要优点有：减小内腐蚀、粗糙度下降。11. 工程上用压缩因子来表示真实气体与理想气体PVT特性之间的差别，该值偏离1愈远，表明气体的PVT性质偏离理想气体性质愈远。 12. 天然气的相对密度是指同一压力和温度下气体密度与干空气密度之比，无量纲。 13. 天然气工业中最常用的脱水方法有三种分别是：低温分离脱水、固体干燥剂吸附脱水和甘醇脱水。 14. 多压气站长距离输气管道中途泄漏气体时，漏点前的输量> 正常输量，进出站压力均< 正常进出站压力；漏点后的输量<正常输量，进出站压力均< 正常进出站压力；离漏点越近，压力变化值越大。 15. 在低压下（小于100atm），气体的粘度随着温度的增大而增大，气体的粘度随着气体分子量的增大而降低。 16. 由于在层流状态时，两种油品在管道内交替所形成的混油量比紊流时大得多，因而顺序输送管道运行时，一般应控制在紊流状态下运行。 17. 采用顺序输送时，在层流流态下，管道截面上流速分布的不均匀时造成混油的主要原因。 18. 石油运输包括水运、公路、铁路、管道等几种方式。输油管道由输油站和线路两部分组成。
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、
典型输油工艺流程 一、工艺流程的设计原则及要求 （1）工艺流程设计应符合设计任务书及批准的有关文件的要求，并应符合现行国家及行业有关标准、规范及规程的要求。 （2）工艺流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采用新工艺、新设备、新材料，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的。 （3）工艺流程设计力求简洁、适用。尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。 （4）工艺流程的设计除满足正常输油的功能要求外，还应满足操作、维修、投产、试运的要求。当工程项目有分期建设需要时，还应能够适应工程分期建设的衔接要求。 （5）工艺流程图中，工艺区域编号及设备代号应符合《油气管道监控与数据采集系统通用技术规范》Q/SY 201的规定；所有的机泵、阀门等设备均应有独立的编号，重要阀门应有固定的编号。 二、各类站场的典型工艺流程 （一）输油首站 1．输油首站典型工艺流程说明 （1）对于需要加热输送的输油首站，加热设施应设在给油泵与外输泵之间，加热设施可采用直接加热炉，也可采用间接加热系统，由于加热方式的不同，工艺流程也不相同。为节约能源，加热系统应设冷热油掺合流程。 （2）对于加热输送的管道，根据我国输送油品的性质和管道在投产运行初期低输量的特点，在投产前试运期间，需要通过反输热水建立稳定的管道沿线温度场，为确保管道输油安全，必要时还应设置反输流程。 （3）为方便管道管理，必要时可设置计量流程，流量计应设在给油泵与外输泵之间，加热系统之后。流量计的标定可采用固定方式，也可采用移动方式。 （4）与油罐连接的进出油管线，可采用单管，在油罐区外设罐区阀组，油罐的操作阀门集中设置，这种安装方式，阀门在罐区外操作，阀门的动力电缆和控制电缆不进罐区，比较安全，但相对罐区管网管材量较大。也可以采用双管，操作阀门设在罐区内。
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/
百度文库- 让每个人平等地提升自我 原油管道输送安全规定 1 范围 本标准规定了陆上原油管道输送的安全技术要求。 本标准适用于陆上原油管道输送投产及运行的全过程。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GBJ 74－84 石油库设计规范 GBJ 140－90 建筑灭火器配置设计规范 GB 50151－92 低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50183－93 原油和天然气工程设计防火规范 SY/T 0060－92 油田防静电接地设计规定 SY 0075－93 油罐区防火堤设计规范 SY 0031－95 石油工业用加热炉安全规程 SY 5858－93 石油企业工业动火安全规程 SY 5225－1994 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定 SY/T 5920－94 原油库运行管理规范 SY/T 5918－94 埋地钢质管道沥青防腐层大修理技术规定 石油天然气管道保护条例国务院1989年3月12日第33号令 3 输油站 一般安全规定 3.1.1输油管线和输油站的改、扩建工程应按GB 50183，防火防爆应按SY 5225。
3.1.2输油站生产区和生活区应隔开，并有明显的安全标志。 3.1.3输油站应建立，完善以下安全管理制度： a)三级安全教育制度； b)人员、机动车辆入站管理制度； c)外来施工人员安全管理制度； d)岗位责任制； e)领导干部安全承包责任制。 3.1.4不应用汽油、香蕉水和其它有机溶剂在岗位上擦洗设备、衣服和地面。载热物体上不应放 置易燃物。 3.1.5在油气区内应安装固定式可燃气体报警仪，并定期检查。 3.1.6油品化验室应有良好的通风设施。 3.1.7生产区内动火应按SY 5858。 试运与投产 试运、投产之前应制定试运投产方案，经上级主管部门批准后方可实施。 工艺流程启动、停运与切换 3.3.1输油工艺流程的运行和操作应按SY/T 5920。 3.3.2输油工艺的运行参数应控制在规定的范围之内。 3.3.3遇到有着火、爆炸、跑油等紧急情况，应及时采取措施，并加强上下站间的联系，同时由调度向上级汇报。 3.3.4旁接油罐流程运行时，要防止旁接油罐抽空或溢罐。 3.3.5实行正、反交替输送的管线，反输油温、流量和总输量应符合安全要求，避免发生凝管。 3.3.6输油站设有的高、低压泄压阀应长期使用，并按规定定期检验。
第三章输油站场及阀室 第一节典型输油站场工艺流程 一、工艺流程的设计原则及要求 （1）工艺流程设计应符合设计任务书及批准的有关文件的要求，并应符合现行国家及行业有关标准、规范及规程的要求。 （2）工艺流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采用新工艺、新设备、新材料，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的。 （3）工艺流程设计力求简洁、适用。尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。 （4）工艺流程的设计除满足正常输油的功能要求外，还应满足操作、维修、投产、试运的要求。当工程项目有分期建设需要时，还应能够适应工程分期建设的衔接要求。 （5）工艺流程图中，工艺区域编号及设备代号应符合《油气管道监控与数据采集系统通用技术规范》Q/SY 201的规定；所有的机泵、阀门等设备均应有独立的编号，重要阀门应有固定的编号。 二、各类站场的典型工艺流程 （一）输油首站 1．输油首站典型工艺流程说明 （1）对于需要加热输送的输油首站，加热设施应设在给油泵与外输泵之间，加热设施可采用直接加热炉，也可采用间接加热系统，由于加热方式的不同，工艺流程也不相同。为节约能源，加热系统应设冷热油掺合流程。 （2）对于加热输送的管道，根据我国输送油品的性质和管道在投产运行初期低输量的特点，在投产前试运期间，需要通过反输热水建立稳定的管道沿线温度场，为确保管道输油安全，必要时还应设置反输流程。 （3）为方便管道管理，必要时可设置计量流程，流量计应设在给油泵与外输泵之间，加热系统之后。流量计的标定可采用固定方式，也可采用移动方式。 （4）与油罐连接的进出油管线，可采用单管，在油罐区外设罐区阀组，油罐的操作阀门集中设置，这种安装方式，阀门在罐区外操作，阀门的动力电缆和控制电缆不进罐区，比
一种长输管线的管道阴极保护测试桩，包括桩体和基座，桩体构成测试桩的主体，基座设置在桩体底部并通过套压方式固定桩体，桩体内部设置中空的面板放置孔，在面板放置孔内设置绝缘接线面板，绝缘接线面板上设置有接线柱，穿线孔从桩体低端通入并直通到面板放置孔处，测试电缆经由穿线孔与绝缘接线面板上的接线柱相连接。测试桩能够在恶劣的环境中埋设并保护面板放置孔中的各元件正常工作，从而实现对测试桩下方对应铺设的在役管道进行实时监测，并基于管道沿线电位分布及变化的分析可以了解沿线干扰源分布及管道防腐层状况。
权利要求书 1、一种长输管线的管道阴极保护测试桩，包括桩体和基座，桩体构成测试桩的主体，基座设置在桩体的底部并套压固定桩体，其特征在于：桩体内部设置中空的面板放置孔，在面板放置孔内设置绝缘接线面板，绝缘接线面板上设置有接线柱，穿线孔从桩体底端通入并直通到面板放置孔处，测试电缆经由穿线孔与绝缘接线面板上的接线柱相连接。 2、根据权利要求1所述的长输管线的管道阴极保护测试桩，其特征在于：绝缘接线面板通过固定螺栓固定在面板放置孔中，固定螺栓与桩体相固定，固定螺栓和绝缘接线面板之间设置固定片。 3、根据权利要求1或2所述的长输管线的管道阴极保护测试桩，其特征在于：桩体外部对应面板放置孔的位置设置元件保护门，元件保护门通过元件保护门螺柱与桩体相连接并覆盖面板放置孔，元件保护门螺柱与桩体相固定。 4、根据权利要求3所述的长输管线的管道阴极保护测试桩，其特征在于：面板放置孔中还设置测试探头和控制中心，测试探头和控制中心分别与绝缘接线面板上的接线柱相连接。 5、根据权利要求4所述的长输管线的管道阴极保护测试桩，其特征在于：控制中心中包括测试管理组件、无线收发组件和电源组件。 6、根据权利要求5所述的长输管线的管道阴极保护测试桩，其特征在于：绝缘接线面板上的接线柱分为两组，每组三个；一组接线柱与测试电缆相连接，各接线柱通过测试电缆分别对应连接管道、试片和参比电极，另一组接线柱跨接两组不同的测试桩。
安全管理编号：YTO-FS-PD255 长距离输油(气)管道的安全运行通用版 In The Production, The Safety And Health Of Workers, The Production And Labor Process And The Various Measures T aken And All Activities Engaged In The Management, So That The Normal Production Activities. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards
长距离输油(气)管道的安全运行通用 版 使用提示：本安全管理文件可用于在生产中，对保障劳动者的安全健康和生产、劳动过程的正常进行而采取的各种措施和从事的一切活动实施管理，包含对生产、财物、环境的保护，最终使生产活动正常进行。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 管道生产有其自身的特点：管道线路长、站库多，运送介质易燃、易爆、易凝、输送压力高，并且要求连续运行。因此，管道生产需要先进可靠的设备和技术手段，对生产过程进行严格管理、精心的维护、准确的监控，确保输送油、气过程中安全平稳。 1．生产运行安全。调度人员根据输油量、输油所处季节，制定合理的输油运行方式。通过生产设施上的各类仪表，将系统压力、温度、流量参数和工艺流程、设备运行状态通过通讯讯道传到调度室显示或输入计算机，调度人员将运行工况分析、处理，下达调整或改变运行工况命令。若管理的是成品油顺序输送管道，还要进行品种批量和界面的跟踪。为了安全生产，要求各级调度人员熟悉站库设备流程，掌握运行状态，有丰富的经验和对故障敏感的判别和处理能力。要求全线操作人员掌握现代化设备的操作、维护、保养和事故处理能力。 早先建成的输油管道是旁接油罐的方式。现代化的长
输气管线运行特别规定(通用 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-0293
输气管线运行特别规定(通用版) XX到XXΦ325低压输气管线输送湿气，近来气体携带大量水份，冬季环境温度低、输量低，末端温度低，液体易在管线中析出，气压低液体不易被携带出，导致XX来气液量多，管线易堵塞，严重影响天然气管线安全运行。为了确保气管线安全运行，特制定以下管理规定： 1、XX调节好外输气压力，波动范围在0.15-0.27MPa，外输气温度在55℃以上，输气量以XX外输气表计量为准，每2小时向XX 收集来气压力、温度、气量。XX天然气洗涤器每2小时监控液位，调节洗涤器，及时排污。每天8:00计算全天出液量，并做好记录。当出液量波动较大超过±40%时，报采油厂调度室、开发管理科。 2、XX联监控气管线起点、进站压力、温度、流量。每2小时检
查进站天然气压力及站内压差、进站温度，检查记录进站50m3方天然气分离器液位，每天8：:0计算全天出液量，并及时进行分析对比。当进站压力出现0.03MPa波动或者来气温度低于2℃，出液量波动较大超过±40%时，集输大队通报XX，并报采油厂调度室、开发管理科。 3、XX联对海管登陆点裸露段、站内流程裸露段重新进行保温，做好外输压缩机润滑系统、工艺流程、仪表、配电、排污、伴热系统检查。 4、吊运大排量空压机至XX平台，配备必要的柴油，空压机操作人员两人住XX平台保运。管线恢复输送后，春节前，组织一次管线吹扫。出现异常时，随时准备起空压机扫线。 5、必要时，XX降低轮机发电用气量，提高海管输气量。 6、采油厂调度室组织督导流程管线的保温，协调各站生产运行。 7、运行情况发生变化时，开发管理科及时组织分析管线压力、流量变化原因。 8、出现异常后，集输大队、XX上报情况时，应进行必要的原因
长距离输油输气管道工程施工技术 1 、概述 长距离管道工程，包括线路工程和站库工程两部分。线路工程主要有管沟的开挖、管道的焊接和清管试压、穿跨越工程、管线下沟及管沟的回填和恢复地貌。站库工程主要有工艺管网、热力系统、动力系统、电气装置、站控系统等项目的安装调试和储罐设施的建造。 目前，我国已初步建立了管道工程施工与验收规范。在管道工程施工过程中，遵循由专业化施工队伍按工程设计和相关的标准、规范施工，由质量监理部门进行全过程的质量监理，是保证工程质量，创建优质工程的基本条件。 2 线路工程施工 线路工程具有施工点多，线路距离长的特点。管线总长度一般在数百公里以上，往往同时有数个专业化工程队，采用机械化作业，同时在几个地点施工。施工机械主要包括：推土机、挖掘机、吊管机、发电机、起重和运输车辆及其他专用的施工机具。 施工前，首先由设计部门向施工单位做技术交底和施工图会审；施工区域内的经济作物及构筑物，由业主会同施工单位，按照有关标准核定赔偿金额，并向拥有者进行经济补偿。 2.1 线路测量
线路测量是管道工程施工的初始工作，他建立在设计部门对管道沿线详细勘察后确定的管道线路走向的基础上。施工单位按照设计部门提供的施工图进行线路测量、定线、打百米桩和转角桩，全面的标记出管线走向情况。 施工时应注意以下问题：测量桩上标记准确、完整的管道走向资料数据；地势起伏地段和转角桩地段打加密桩；管道沿线遇到地下构筑物或其他隐蔽工程时做出标志；管道沿线不同区段，设计中采用不同管材规格、不同防腐绝缘等级的地方，在分界点上做出标志。 2.2 开挖管沟 管沟开挖前，先将施工区内障碍物清除干净，使施工机械可顺利通行。清障宽度一般按20米考虑，特殊区段可适当加宽。 管沟开挖按工程设计进行。石方段开挖可以采用爆破施工，同时采取相应的安全保护措施。开挖管沟的土石方堆放在管沟一侧，另一侧安排布管和施工操作。遇到构筑物或其他隐蔽工程时，应与其主管单位协商，制定可行的通过方案。 管沟开挖后，业主组织设计部门、质量监理和施工单位进行验收，不符合工程设计和施工规范的地段要及时整改。 2.3 管道的防腐与运输 为防止地下管道在土壤中的腐蚀，应对钢管做防腐处理。目前我国主要采用在钢管表层进行防腐绝缘和实施阴极保护措施相结合的
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。 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 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
第三章 输油站场及阀室 第一节 典型输油站场工艺流程 一、工艺流程的设计原则及要求 （1）工艺流程设计应符合设计任务书及批准的有关文件的要求，并应符合现行国家及行业有关标准、规范及规程的要求。 （2）工艺流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采用新工艺、新设备、新材料，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的。 （3）工艺流程设计力求简洁、适用。尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。 （4）工艺流程的设计除满足正常输油的功能要求外，还应满足操作、维修、投产、试运的要求。当工程项目有分期建设需要时，还应能够适应工程分期建设的衔接要求。 （5）工艺流程图中，工艺区域编号及设备代号应符合《油气管道监控与数据采集系统 通用技术规范》Q/SY 201的规定；所有的机泵、阀门等设备均应有独立的编号，重要阀门 应有固定的编号。 二、各类站场的典型工艺流程 （一）输油首站 1．输油首站典型工艺流程说明 （1）对于需要加热输送的输油首站，加热设施应设在给油泵与外输泵之间，加热设施可采用直接加热炉，也可采用间接加热系统，由于加热方式的不同，工艺流程也不相同。为节约能源，加热系统应设冷热油掺合流程。 （2）对于加热输送的管道，根据我国输送油品的性质和管道在投产运行初期低输量的特点，在投产前试运期间，需要通过反输热水建立稳定的管道沿线温度场，为确保管道输油安全，必要时还应设置反输流程。 （3）为方便管道管理，必要时可设置计量流程，流量计应设在给油泵与外输泵之间，加热系统之后。流量计的标定可采用固定方式，也可采用移动方式。 （4）与油罐连接的进出油管线，可采用单管，在油罐区外设罐区阀组，油罐的操作阀门集中设置，这种安装方式，阀门在罐区外操作，阀门的动力电缆和控制电缆不进罐区，比