油气输送管道高后果区识别与评价释义
高后果区是政府监管、社会关注的对象，也是企业管理的重点。国家安监总局等八部门联合印发《关于加强油气输送管道途经人员密集场所高后果区安全管理工作的通知》（安监总管三〔2017〕 138号）要求，各管道企业按照管道完整性管理规范，全面开展人员密集型高后果区识别和风险评价工作，各有关部门要建立人员密集型高后果区更新机制。
1、高后果区定义
《油气输送管道完整性管理规范》（GB 32167―2015）将“高后果区”明确定义为“管道泄漏后可能对公众和环境造成较大不良影响的区域”，是指油气管道发生泄漏失效后，可能造成严重人员伤亡或者严重环境破坏的区域。
2、高后果区识别
按照GB 32167的规定，高后果区分为三级，严重程度由高到低依次为III级、II级、I级。
2.1输油管道高后果区
（1）管道中心线两侧各200m范围内，任意划分成长度2km并能包括最大聚居户数的若干段，四层及四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中、交通频繁、地下设施多的区段（III级高后果区）
该条款定义的III级高后果区为人口密集型高后果区。规定了管道中心线两侧的距离为200m，长度为包括最大聚居户数的2km，当满足“四层及四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中”的条件时，就可以识别为III级高后果区。其中，“普遍集中”应理解为不少于2栋。同时，因为定义该类型III级高后果区是按照居民（建筑物）密度指数来划分的，对于管道穿越交通频繁和地下设施多的区域，可以不作为该类型III级高后果区进行识别。
（2）管道两侧各200m内有水源、河流、大中型水库（III级高后果区）该条款定义的III级高后果区属于环境敏感型高后果区。规定了在管
道两侧各200m范围内存在水源、河流和大中型水库时，就可以识别为III 级高后果区。同时需要注意，如果通过环境敏感性分析，虽然在管道某一侧200m范围内存在敏感的受体（包括水源、河流和大中型水库），但是确定了管道发生泄漏后不可能进入附近的受体，可不作为高后果区进行管理，但需在高后果区识别过程中做好分析和说明。
在识别该类型高后果区时，不仅考虑管道两侧200m，还需要综合考虑GB 32167中6.2.4“当输油管道附近地形起伏较大时，可依据地形地貌条件、地下管涵等判断泄漏油品可能的流动方向，对表1中c）、d）、e）、f）中的距离进行调整。”
（3）管道中心线两侧各200m范围内任意划分2km长度并能包括最大聚居户数的若干地段，户数在100户以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、发展区以及不够四级地区条件的人口稠密区（II级高后果区）该条款定义的II级高后果区属于人口密集型高后果区。规定了管道中心线两侧的距离为200 m，长度为包括最大聚居户数的2km，除III级高后果区外，当满足居民（建筑物）密度指数超过125户/km2的条件时，就可以识别为II级高后果区。
（4）管道两侧各200m内有聚居户数在50户或以上的村庄、乡镇等（II 级高后果区）
该条款定义的II级高后果区属于其他人口型高后果区。规定了居民（建筑物）密度指数超过62.5户/km2，而小于125户/km2的条件时，就可以识别为II级高后果区。该类型高后果区不仅仅是管道两侧200m，还需要综合考虑GB 32167中6.2.4“当输油管道附近地形起伏较大时，可依据地形地貌条件、地下管涵等判断泄漏油品可能的流动方向，对表1中c）、d）、e）、f）中的距离进行调整”。
对于居民（建筑物）密度指数低于62.5户/km2的住宅区可不作为该条款的II级高后果区进行识别。
（5）管道两侧各200m内有湿地、森林、河口等国家自然保护区（II 级高后果区）
该条款定义的II级高后果区属于环境敏感型高后果区。列入国家自然保护区的湿地、森林和河口作为高后果区，但是其他湿地、森林和河口则可不列入该条款识别的高后果区。
识别该类型高后果区不局限于管道两侧各200m，还需要综合考虑GB 32167中6.2.4“当输油管道附近地形起伏较大时，可依据地形地貌条件、地下管涵等判断泄漏油品可能的流动方向，对表 1中c）、d）、e）、f）中的距离进行调整。”
（6）管道两侧各50m内有高速公路、国道、省道、铁路及易燃易爆场所等（I级高后果区）
该条款定义的I级高后果区属于交通设施型高后果区。输油管道将高速公路、国道、省道、铁路及易燃易爆场所作为I级高后果区进行识别主要考虑到成品油、原油的挥发性和持久性，距离较近的时候容易通过流淌蔓延到周边的区域，从而造成严重的后果。在管道两侧各50m内的交通频繁区域可以按照该条款识别为I级高后果区。
识别该类型高后果区不局限于管道两侧50m，还需要综合考虑GB 32167中6.2.4“当输油管道附近地形起伏较大时，可依据地形地貌条件、地下管涵等判断泄漏油品可能的流动方向，对表1中c）、d）、e）、f）中的距离进行调整”。
2.2输气管道高后果区
（1）管道经过四级地区，地区等级按照GB 50251中相关规定执行（III 级高后果区）
该条款定义的III级高后果区属于人口密集型高后果区。规定了满足“管道中心线两侧各200m范围内，任意划分成长度2 km并能包括最大聚居户数的若干段，四层及四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中、交通频繁、地下设施多的区段”的条件时，就可以识别为III级高后果区。
（2）管道经过的三级地区（II级高后果区）
该条款定义的II级高后果区属于人口密集型高后果区。满足“管道中心线两侧各200m范围内任意划分2km长度并能包括最大聚居户数的若干地
段，户数在100户以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、发展区以及不够四级地区条件的人口稠密区”的条件时，就可以识别为II级高后果区。
（3）除三、四级地区外，管道两侧各200m内有加油站、油库等易燃易爆场所（II级高后果区）
该条款定义的II级高后果区属于易燃易爆型高后果区。需要注意的是易燃易爆场所不仅包括加油站、油库，还包括储存其他易燃易爆物品的仓库。定义200m范围主要考虑管径为762mm以下输气管道发生着火爆炸后，爆炸的冲击波和着火的辐射热能引起次生灾害的范围一般不超过200m，对于大口径高压力的输气管道建议按照潜在影响半径来识别。
（4）如管径大于762mm，并且最大允许操作压力大于6.9MPa，其天然气管道潜在影响区域内有特定场所的区域，潜在影响半径按照式（1）计算（II级高后果区）
该条款定义的II级高后果区属于其他人口型高后果区。按照GB 32167中式（1）计算，当管径为762mm、最大允许操作压力为6.9MPa时，潜在影响半径约为200m。
在该类型高后果区识别过程中计算潜在影响半径时需要注意，按照GB 32167中6.2.5“当输气管道长期低于最大允许操作压力运行时，潜在影响半径宜按照最大操作压力计算”。
（5）如管径小于273mm，并且最大允许操作压力小于1.6MPa，其天然气管道潜在影响区域内有特定场所的区域，潜在影响半径按照式（1）计算（I级高后果区）
该条款定义的I级高后果区属于其他人口型高后果区。按照GB 32167中式（1）计算，当管径为273mm、最大允许操作压力为1.6MPa时，潜在影响半径约为35m。
在该类型高后果区识别的过程中计算潜在影响半径时需要注意，按照国标GB 32167中6.2.5“当输气管道长期低于最大允许操作压力运行时，潜在影响半径宜按照最大操作压力计算”。
（6）其他管道两侧各200m内有特定场所的区域（I级高后果区）
该条款定义的I级高后果区属于其他人口型高后果区。这里提到的其他输气管道，按照GB 32167中式（1）计算的潜在影响半径大多小于200m，但是为了提高标准的可操作性，且将差异性影响控制在一定的范围内，故都按照管道两侧200m内识别是否存在特定场所来判定。
2.3其他问题解析
（1）如何区分高后果区和高后果区管段？
高后果区是指管道泄漏后可能对公众和环境造成较大不良影响的区域；高后果区管段是高后果区范围内这段管道的长度。高后果区具有“面积”的概念，而高后果区管段是“长度”的概念（图1）。
图1 高后果区和高后果区管段示意图
（2）高后果区管段的长度如何确定？
按照GB 32167中6.1.2.2“识别高后果区时，高后果区边界设定为距离最近一栋建筑物外边缘200m”规定，简单来说对于人口密集型和其他人口型高后果区其高后果区管段的长度不应小于400m；但是环境敏感性和其他类型的高后果区管段的长度没有限制。这里还有一点需要注意，当两个高后果区管段相邻间距小于50m时，两个高后果区管段可合并为一个高后果区管段进行管理（图2）。
图2 高后果区管段长度划分和合并示意图
（3）采用GB 32167中的矩阵法进行高后果区风险评价时，如何确定伤亡人数？
矩阵中失效后果人员伤亡的确定，应该按照高后果区管段上某一点潜在影响范围内的最大总人数的1%，作为可能导致的死亡人数代入矩阵中衡量后果指标。
根据理论计算，管径1000mm、运行压力8MPa的天然气管道破裂爆炸影响分成3类区域：
1类区域：辐射热10kW/m2持续30s，致死半径210m；
2类区域：辐射热3kW/m2持续30s，灼伤半径710m；
3类区域：轻伤或受影响半径1000m。
2004年7月30日比利时首都布鲁塞尔南部某工业区的高压输气管道发生大爆炸。影响范围和致死情况基本与上述理论推算结果一致（图3）。
（4）为什么在输气管道高后果区识别中不考虑管道两侧各50m内有高速公路、国道、省道、铁路等对象？
这个条款在制定标准的时候存在一定争议，综合考虑到气体泄漏一般发生在空旷的区域，且道路上的车辆流动速度快，车辆本身对车内的人员安全具有一定的防护能力，致死的可能性相对较小。同时，输气管道与道路网交叉、并行比较多，全部识别出来作为高后果区管理，反而会淡化管理的重点，所以没有将高速公路、国道等作为输气管道的高后果区。
3、高后果区风险评价
对高后果区进行风险评价是GB32167强制条款，但并不是要求所有的
高后果区都要单独编制风险评价报告，有些开展综合管道风险评价的，覆盖了所有高后果区的，也是符合要求的。综合风险评价工作有时存在两个方面的问题：一是综合风险评价不能覆盖所有的高后果区，往往存在漏项，同时划分的管段比较零碎，不能区分单个高后果区的风险状况；二是综合风险评价采取的措施对于高后果区缺乏针对性，大都未提及具体的高后果区管理措施。基于此，对于人口密集型、环境敏感型和特定场所的高后果区应编制单独的风险评价报告，而其他一些高后果区如果风险评价和采取的针对性措施涵盖在综合风险评价报告中，那么可以用综合风险评价报告来替代。
对于人口密集型高后果区而言，编制的风险评价报告内容至少应包括但不限于：①详细的高后果区特征描述，如建构筑物的数量、用途、与管道的位置关系，活动人群的数量、类型，与周边其他管道、沟渠的位置关系，上下游阀室的类型和间距等。②高后果区采取防护措施的现状，如三桩一牌的数量和布置原则，巡护方式和频次，完整性评价情况（什么时候进行了管道内检测、管道外检测、工程适用性评价、管道本体存在什么类型的缺陷和维护维修情况），警企联防和管道宣传情况，应急预案和应急演练情况，社会依托情况，以及其他额外的防护措施。③采用GB32167附录E 中的矩阵法、半定量和定量风险评价方法开展风险评价工作，了解该段管道的风险状况，明确是否还需要采取其他进一步的风险控制措施，分析额外措施的经济可行性和合理性。④制定持续控制高后果区风险的措施，如再检测周期、巡护计划、维护维修、预警监测等。
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
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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
中国石油天然气股份有限公司 输气管道完整性管理体系 （第七分册） 管道地质灾害识别与评估技术 xxxx-xx-xx发布xxxx-xx-xx施行中国石油天然气股份有限公司 天然气与管道分公司
前言 《输气管道完整性管理体系》适用于中国石油天然气股份有限公司输气管道运营过程中的完整性管理。 石油天然气的管道运输是我国五大运输产业之一，对我国国民经济起着非常重要的作用，被誉为国民经济的动脉，随着国民经济的发展，国家对长输管道的依赖性逐渐提高，而管道对经济、环境和社会稳定的敏感度也越来越高，油气管道的安全问题已经是社会公众、政府和企业关注的焦点，政府对管道的监管力度也逐渐加大，因此对管道的运营者来说，管道的运行管理的核心是“安全和经济”。 由于当前中国石油所管理的油气管道多为上世纪70年代所建设和近年来新建管道，对老管道随着运行时间延长，管道事故时有发生，如何解决油气管道运行安全问题是当前解决老油气管道运行的首要问题。对新建管道，由于输送压力高，事故后果影响严重，如何保证管道在投入运行前期的事故多发期的运行安全，降低成本也是当前新建管道所面临的主要问题。 世界各国都在探索管道安全管理的模式，最终得出一致结论：管道完整性管理是最好的方式，近几年，管道完整性评价与完整性管理逐渐成为世界各大管道公司普遍采取的一项重要管理内容。管道的完整性评价与完整性管理是指管道公司通过对天然气管道运营中面临的安全因素的识别和评价，制定相应的安全风险控制对策，不断改善识别到的不利影响因素，从而将管道运营的安全风险水平控制在合理的、可接受的范围内，达到减少管道事故发生、经济合理地保证管道安全运行管理技术的目的。完整性评价与完整性管理的实质是，评价不断变化的管道系统的安全风险因素，并对相应的安全维护活动作出调整。世界各大管道公司采取的技术管理内容包括：管道风险管理，地质灾害与风险评估技术管理，管道安全运行的状态监测管理（腐蚀探头监测、管道气体泄露监测、超声探伤监测、气体成分监测、壁厚测量监测、粉尘组分监测、腐蚀性监测等），管道状况检测管理（智能内检测、防腐层检测，土壤腐蚀性检测等），结构损伤评估管理，土工与结构评估技术管理，腐蚀缺陷分析和评定技术管理，先进的管道维护技术管理等。 国外油气管道安全评价与完整性管理始于20世纪70年代的美国，至90年代初期，美国的许多油气管道都已应用了完整性评价与完整性管理技术来指导管道的维护工作。随后加拿大、墨西哥等国家也先后于90年代加入了管道风险管理技术的开发和应用行
中石化输油管道高后果 区识别规范 The manuscript was revised on the evening of 2021
输油管道高后果区识别规范 1范围 本规范规定了输油管道高后果区的判别方法，适用于输油管道高后果区识别和评价 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。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括堪误的内容）或修订版均不适用于本标准。然而，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。凡是不注明日期的文件，其最新版本适用于本标准。 GB 50251 输气管道工程设计规范 GB 50253-2003 输油管道工程设计规范 SY/T 6621 输气管道系统完整性管理 ASME Managing System Integrity of Gas Pipelines GB 50183-2004 石油天然气工程设计防火规范 GB50352-2005民用建筑设计通则 TSG D7003-2010 压力管道定期检验规则——长输（油气）管道 HJ/T338-2007饮用水水源保护区划分技术规范 3术语和定义 下列术语和定义适用于本标准。 高后果区（HCAs）high consequence areas 指如果管道发生泄漏会对人口健康、安全、环境、社会等造成很大破坏的区域。随着人口和环境资源的变化，高后果区的地理位置和范围也会随着改变。 特定场所identified site 特定场所包括医院、学校、幼儿园、养老院、监狱等人群难以疏散的公共建筑（公共建筑是指办公楼、商店、旅馆、影剧院、体育馆、展览馆、医院等），集贸市场、运动场、广场、娱乐休闲地、寺庙、紧急避难点等不定期人群聚集场所。 4输油管道高后果区识别准则 将管道高后果区划分为三类：人口密集区；基础设施区；环境敏感区。高后果区可以是上述三类中的一种，也可是任意两种或三种的组合。管道经过区域符合三类中的任何一条，即判定为高后果区。 人口密集区 A1管道两侧各200m经过城市、城镇、乡村、居民区（超过10户）。 A2管道两侧各200m有人口聚集的特定场所。 基础设施区 B1占压。 B2管道两侧各200m内有工厂、加油站、军事设施、机场、码头、仓库、文物保护单位的保护范围、水工构筑物、保护地等。
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、
油气管道完整性评价管理规定 1 目的 为了加强管道完整性评价管理工作，使管道完整性评价工作更加标准化、规范化，保证管道的安全性和完整性，制定本规定。 2 范围 本规定适用于公司及所属各单位管道完整性评价的管理。 3 术语和定义 3.1 内检测评价法 本规定所称内检测评价法内检测评价法是指采用管道内检测技术进行管道评价，通过内检测器在管道中通过而对管道本体内部和外部的腐蚀或损伤情况进行检测，查出管道本体可能存在的缺陷或安全隐患，建立管道完整的基础数据库，评价管道完整性的状况，并对管道的安全运行与维护提出建议。 3.2 外检测评价法 本规定所称外检测评价法是指利用外检测设备检测管道外防腐涂层缺陷，通过检测数据判断阴极保护的有效性，通过现场开挖直接检查方法判断管道外壁腐蚀情况并开展强度校核。通过该方法可为管道运营者提供管道外防腐层性能综合评价及修复建议，评价管道阴极保护有效性及阴极保护系统整改及交直流干扰管道保护方案建议等，提高埋地管道外腐蚀控制管理水平。 3.3 超声导波检测评价法 本规定所称超声导波检测评价法是指利用超声导波检测技术对站内埋地管道及线路局部特殊部位进行管道本体内、外腐蚀等缺陷检测评价，并进行现场直接开挖检查验证。
4 职责 4.1 管道处 4.1.1是管道完整性评价的归口管理部门； 4.1.2 负责制定公司管道完整性评价管理方面的计划、方案； 4.1.3 负责组织实施并监督、审核完整性评价工作的执行情况和质量; 4.1.4 负责提出管道完整性评价公司准入要求，并对委托服务单位进行考察、评价工作； 4.1.5 负责审批管道完整性评价项目、审核评价结果； 4.1.6 负责组织验收管道完整性评价项目。 4.2 规划计划处负责根据公司年度评价计划编制投资费用计划。 4.3 所属各单位 4.3.1 负责完整性评价工作的具体组织实施工作； 4.3.2 按计划向完整性评价方提供管道完整性评价所需要的管道数据和信息。 5 管理内容 5.1 管道完整性评价计划 5.1.1 完整性评价内容 5.1.1.1 对管道设备进行检测，评价检测结果。 5.1.1.2 评价故障类型及严重程度，分析确定管道的承载能力，即管道允许的最大操作压力。 5.1.1.3 根据缺陷的性质和严重程度，评价该管道能否继续使用及如何使用（例如能否降压使用，即降压使用后的剩余寿命有多长）并确定再次评价的周期。
高后果区识别及管理规定 1 目的 为了加强高后果区管道，预防环境地质灾害、管道第三方损坏和管道本体腐蚀导致管道失效在高后果区造成严重危害，制定本规定。 2 范围 适用于公司辖区内所有管道高后果区的管理。 3 术语和定义 3.1 潜在影响区域（Potential Impact Circle） 本规定所称潜在影响区域（Potential Impact Circle）是指当管段发生断裂或爆炸事故后，可能对周边居民导致财产损失及人员伤害的区域。气体管道可通过对潜在影响半径的计算得到HCAs的范围。 4 职责 4.1 管道处 4.1.1 是管道高后果区的归口管理部门； 4.1.2 负责制定全公司的HCAs 识别、分析计划并监督实施，汇总HCA 识别表，报天然气与管道分公司备案; 4.1.3负责对所辖管道进行HCAs 识别资料进行收集、汇总，并报送上级主管部门； 4.1.4 负责全线高后果区识别和评价的管理、指导工作；
4.1.5 负责制定和高后果区相关的标准制度、管理规范。 4.2 所属各单位 4.2.1 负责辖区内高后果区的识别、评价、管理等具体实施工作，建立高后果区统计台帐，收集各类相关信息，完成高后果区识别评价报告； 4.2.2 负责将高后果区台帐向管道处、地方政府部门提交备案； 4.2.3 负责编制管道保护宣传计划并定期对高后果区进行管道保护宣传； 4.2.4 负责对高后果区的线路巡护，遇国家重大节假日加大巡护力度； 4.2.5 负责高后果区内地面标识、通信光缆、管道保护设施等管道附属设施的维修维护； 4.2.6 负责掌握高后果区内管道设施分布、交通、人文、地理、社会环境等各种情况，熟悉管道维抢修方案。 5 管理内容 5.1 高后果区的识别：气体管道途经下述任何区域的管段均为高后果区。5.1.1 管道经过的第三类地区（地区等级划分规定见附录B）。 5.1.2 管道经过的第四类地区。 5.1.3 管道经过的第三类和第四类地区之外的地区： a) 潜在影响半径(计算方法见附录A)大于200m 且在潜在影响范围内包括 20 户或更多的供人类使用的建筑。对潜在影响半径大于200m 的地区的人口密度可以通过与半径为200m 以内的区域比例换算来识别，在此区域内的建筑物
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/
油气输送管道高后果区识别与评价释义 河南邦信防腐材料有限公司 2017年3月整理
高后果区是政府监管、社会关注的对象，也是企业管理的重点。国家安监总局等八部门联合印发《关于加强油气输送管道途经人员密集场所高后果区安全管理工作的通知》（安监总管三〔2017〕138号）要求，各管道企业按照管道完整性管理规范，全面开展人员密集型高后果区识别和风险评价工作，各有关部门要建立人员密集型高后果区更新机制。 1 高后果区定义 《油气输送管道完整性管理规范》（GB 32167―2015）将“高后果区”明确定义为“管道泄漏后可能对公众和环境造成较大不良影响的区域”，是指油气管道发生泄漏失效后，可能造成严重人员伤亡或者严重环境破坏的区域。 2 高后果区识别 按照GB 32167的规定，高后果区分为三级，严重程度由高到低依次为III级、II级、I级。 2.1 输油管道高后果区 （1）管道中心线两侧各200 m范围内，任意划分成长度2 km并能包括最大聚居户数的若干段，四层及四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中、交通频繁、地下设施多的区段（III级高后果区） 该条款定义的III级高后果区为人口密集型高后果区。规定了管道中心线两侧的距离为200 m，长度为包括最大聚居户数的2 km，当满足“四层及四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中”的条件时，就可以识别为III级高后果区。其中，“普遍集中”应理解为不少于2栋。同时，因为定义该类型III级高后果区是按照居民（建筑物）密度指数来划分的，对于管道穿越交通频繁和地下设施多的区域，可以不作为该类型III级高后果区进行识别。
（2）管道两侧各200 m内有水源、河流、大中型水库（III级高后果区） 该条款定义的III级高后果区属于环境敏感型高后果区。规定了在管道两侧各200 m范围内存在水源、河流和大中型水库时，就可以识别为III 级高后果区。同时需要注意，如果通过环境敏感性分析，虽然在管道某一侧200 m范围内存在敏感的受体（包括水源、河流和大中型水库），但是确定了管道发生泄漏后不可能进入附近的受体，可不作为高后果区进行管理，但需在高后果区识别过程中做好分析和说明。 在识别该类型高后果区时，不仅考虑管道两侧200 m，还需要综合考虑GB 32167中6.2.4“当输油管道附近地形起伏较大时，可依据地形地貌条件、地下管涵等判断泄漏油品可能的流动方向，对表1中 c）、d）、e）、f）中的距离进行调整。” （3）管道中心线两侧各200 m范围内任意划分2 km长度并能包括最大聚居户数的若干地段，户数在100户以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、发展区以及不够四级地区条件的人口稠密区（II级高后果区） 该条款定义的II级高后果区属于人口密集型高后果区。规定了管道中心线两侧的距离为200 m，长度为包括最大聚居户数的2 km，除III级高后果区外，当满足居民（建筑物）密度指数超过125户/km2的条件时，就可以识别为II级高后果区。 （4）管道两侧各200 m内有聚居户数在50户或以上的村庄、乡镇等（II级高后果区） 该条款定义的II级高后果区属于其他人口型高后果区。规定了居民（建筑物）密度指数超过62.5户/km2，而小于125户/km2的条件时，就可以识别为II级高后果区。该类型高后果区不仅仅是管道两侧200 m，还需要综合考虑GB 32167中6.2.4“当输油管道附近地形起伏较大时，可依据地形地貌条件、地下管涵等判断泄漏油品可能的流动方向，对表1中 c）、d）、e）、f）中的距离进行调整”。 对于居民（建筑物）密度指数低于62.5户/km2的住宅区可不作为该条款的II级高后果区进行识别。 （5）管道两侧各200 m内有湿地、森林、河口等国家自然保护区（II级高后果区）
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
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？
《陆上油气管道建设项目安全评价导则》 编制说明 标准编制组 《陆上油气管道建设项目安全评价导则》 编制说明 一、工作简况 1.任务来源： 根据《关于申报2018年安全生产标准计划项目的通知》（政法函〔2017〕77号文）的要求，由胜利油田检测评价研究有限公司、石油工业安全专业标准化技术委员会等等2个单位共同起草编制《陆上油气管道建设项目安全评价导则》，由胜利油田检测评价研究有限公司担任主编，进一步规范油气管道建设项目安全评价报告的编写。 2.主要工作过程（起草过程）： 2016年1月，由国家安全生产监督管理总局安全监管三司委托胜利油田检测评价研究有限公司、石油工业安全专业标准化技术委员会，编制《陆上油气输送管道建设项目安全评价报告编制导则》。编写组经过前期大量调研，现场考察，同时聘请管道业内资深专家进行指导，形成了《导则》初稿。石油工业安全专业标准化技术委员会先后组织中石化和中石油安全主管部门及所属的管道设计、施工、运行、评价、研究单位，召开了审查会议，对《导则》进行了修改。2017年3月15日，国家安全生产监督管理总局正式发布《陆上油气输送管道建设项目安全评价报告编制导则（试行）》（安监总厅管三[2017]27号文）。该《导则》目前作为本标准前期草案，已试行一年。 2017年12月至2018年12月期间，石油工业安全专业标准化技术委员会会同胜利油田检测评价研究有限公司成立了《导则》AQ标准编写组，并收集了实际应用反馈意见，根据多方的反馈意见进行细致修订，在原27号文件的基础上形成了《陆上油气管道建设项目安全评价导则》征求意见稿。 主要经历如下： （1）2017年12月-2018年1月，石油工业安全专业标准化技术委员会成立了《导则》编写组，制定工作计划。编写组开展了前期调研工作，收集了相关资料。于3月中旬完成了《导则》初稿。 （2）2018年4月，石油工业安全专业标准化技术委员会在烟台组织中石化安全主管部门及中石油管道设计单位、安全评价机构，召开了《导则》初审会议，并邀请原国家安监总局安全监管三司和有关专家对《导则》初稿进行了讨论，形成了修改意见。编写组对会议提出的审查意见逐条进行了研究分析，修改完善了《导则》，形成了送审稿。 （3）2018年5月，根据会议的修改意见，编写组聘请业内资深专家指导，进行了3次内部讨论，进行了修改完善。石油工业安全专业标准化技术委员会在北京组织编写组汇稿，最终形成了《导则》征求意见稿。 二、编制原则和主要内容说明 （一）编制原则 在本标准中针对陆上石油天然气长输管道建设项目的评价范围、评价内容、报告的编写格式，提出规范要求，明确安全评价的目的和内容，以及评价过程中依据的各种资料。 本标准在制定的过程中严格执行GB/T1.1的要求，对标准进行认真的策划和编排，确保标准层次清楚、逻辑严谨、条理通顺，便于操作。 （二）主要内容 本次征求意见稿的主要内容如下：
油气管道工程全生命周期风险评估及其对策参考文 本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
油气管道工程全生命周期风险评估及其 对策参考文本 使用指引：此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 摘要：目前，我国的油气管道的总里程数已经跃居世 界前列，本文通过对油气管道工程全生命周期风险的评估 及其对策的讨论，对全面推行全生命周期评估的必要性进 行评价，并且针对目前我国油气管道的施工情况，通过对 油气管道全生命周期进行阶段划分，建立一套完整的评价 体系，并且针对评价的结果提出可行性措施与建议，对于 我国未来油气管道的发展以及建设具有十分远大的现实意 义。 关键词：油气管道；生命周期；风险评估 1、引言 根据国际能源署的最新报道，在目前全世界进行节能
减排的大环境下，预计到2030年，油气的使用量将超过40亿吨，也将首次超过煤炭成为全球最大的能源来源，所以，对于油气管道的建设就会显得尤其重要。据报道，当油气管道一旦发生泄漏或者爆炸事故，会对周围半径200米范围内安全造成极大的威胁。除此之外，也会对下游城市以及工厂的供气造成巨大的影响，极大的危害社会安定。针对上诉情况，对油气管道进行全生命周期的风险评估具有极大的现实意义，对于能源业未来快速、安全、稳定发展也有重要的作用。 2、油气管道全生命周期各阶段的风险 油气管道在全生命周期中，会受到各种各样的威胁，除去可能遭受到的周围环境以及地质灾害带来的危害外，还会受到第三方的威胁，进行风险评估十分重要。 2.1设计阶段的风险 设计阶段的风险一般包括计算、模型、后期核对分析
安全管理编号：LX-FS-A95046 油气管道工程全生命周期风险评估 及其对策标准范本 In the daily work environment, plan the important work to be done in the future, and require the personnel to jointly abide by the corresponding procedures and code of conduct, so that the overall behavior or activity reaches the specified standard 编写：_________________________ 审批：_________________________ 时间：________年_____月_____日 A4打印/ 新修订/ 完整/ 内容可编辑
油气管道工程全生命周期风险评估 及其对策标准范本 使用说明：本安全管理资料适用于日常工作环境中对安全相关工作进行具有统筹性，导向性的规划，并要求相关人员共同遵守对应的办事规程与行动准则，使整体行为或活动达到或超越规定的标准。资料内容可按真实状况进行条款调整，套用时请仔细阅读。 摘要：目前，我国的油气管道的总里程数已经跃居世界前列，本文通过对油气管道工程全生命周期风险的评估及其对策的讨论，对全面推行全生命周期评估的必要性进行评价，并且针对目前我国油气管道的施工情况，通过对油气管道全生命周期进行阶段划分，建立一套完整的评价体系，并且针对评价的结果提出可行性措施与建议，对于我国未来油气管道的发展以及建设具有十分远大的现实意义。 关键词：油气管道；生命周期；风险评估 1、引言
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。