编订：__________________
单位：__________________
时间：__________________
油气长输管道风险分析及管道保护措施(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level.
Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-7758-76 油气长输管道风险分析及管道保护
措施(正式)
使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。
摘要：分析油气长输管道危险性和风险，采用风险矩阵方法分析管道失效可能性和失效后果。结合管道完整性管理要求、管道保护存在的主要问题，提出管道保护改进措施。
关键词：油气长输管道；完整性管理；风险；管道保护
Risk Analysis and Protection Measures of Long-distance Oil and Gas Transmission Pipelines
Abstract：Dangers and risks of long-distance oil and gas transmission pipelines are analyzed．The failure possibility and consequences of the pipelines are analyzed by
the risk matrix method．The improvement measures for pipeline protection are put forward combined with the pipeline integrity management requirements and the main problems of pipeline protection．
Keywords：long-distance oil and gas transmission pipelines；integrity management；risk；pipeline protection
1 概述
20xx年11月22日10：25，位于山东省青岛经济技术开发区的中国石油化工股份有限公司管道储运分公司东黄输油管道泄漏原油进入市政排水暗渠，在暗渠的密闭空间内油气积聚遇火花发生爆炸，造成62人死亡，136人受伤，直接经济损失75172×10的4次方(原多次方位置应该标在右上位置，但word格式不支持)元。惨痛的事故之后，相关部门在全国范围内开展了油气输送管道安全专项排查整治。截至20xx年5
月底，全国有陆上油气管道966条，总里程近12×10的4次方(原多次方位置应该标在右上位置，但word 格式不支持)km，共排查出隐患29436处(平均每10km 就有2.5处隐患)，其中被占压有11972处，安全距离不足有9171处，交叉穿越有8293处，整改率只有12.6％。从排查整治结果来看，国内油气长输管道整体呈现隐患多、整改难度大等特点，安全形势十分严峻。
由于油气长输管道多为借地埋设(无租地合同)，点多线长，环境复杂，在役油气长输管道由于自身历史、技术、建设和运营等诸多因素影响，加之沿线城镇化高速发展，建设活动对输气管道的侵扰活动频繁，管道隐患逐年增加。
加强油气长输管道风险分析，采取有针对性而有效的预防管理和整治措施，对于保障能源安全、公共安全和环境安全具有重大意义。
2 油气长输管道危险性分析
①物质和工艺危险陛
油气长输管道由于其输送的介质(油品、天然气)具有易燃易爆、高能高压、易扩散、有毒有害，以及输送工艺连续作业、点多线长、环境复杂等特点而具有较大的危险性。
②设备设施危险性
油气长输管道系统是由管道、增压站、分输站、阀门、仪表等设施组成。系统中材料质量、焊接和安装质量、机械设备、电气设施、仪器仪表性能的好坏，直接关系到系统运行的可靠性和安全性。
③环境危险性
环境危险性主要有：地震、崩塌、滑坡、泥石流、地面沉降、地面塌陷等地质灾害影响[1]
；暴雨、雷电、台风和沙尘暴等气象灾害影响[1] ；杂散电流(直流和交流)、工业“三废”(废气、废水、废渣)污染、深根植物、酸雨等环境影响[1] ；在管道保护范围内修建公路、房屋、建(构)筑物等设施，进行开挖沟渠、挖砂、生产、打井等人为活动作业影响；恐怖活动的有意破坏影响。
④油气长输管道事故统计和管理分析
各个国家很重视油气管道事故的统计分析工作，包括对事故进行统计、分类、原因分析、泄漏的影响、事故率及其变化趋势等。欧洲天然气工业技术协会(European Gas Industry Technology Association，EGITA)建立“欧洲天然气数据库”，收集了欧洲9个大型天然气公司1970年以来的历史数据(见表1)。美国运输部的管道安全办公室(the Office of Pipeline Safety，OPS)正在开发一种地理信息系统(Geographic Information System，GIS)数据库，GIS数据库包括管道和设施的地理位置、管道属性的数据文档(运营商姓名、管道名称、管径、所输介质及状态)、数据收集情况等内容。GIS技术正迅速成为用于设施管理、寿命周期监测、风险分析、应对突发事故、确保协调管理、改进运营效率的有效手段。利用GIS数据库部署人力，检查可能发生地震、洪水和其他灾害的重点地段，标出事故后果影响重大的油气管道所在位置。一旦发生事故，可以迅速从数据库提取数据，向管理机
构提供详细资料。GIS不仅有助于减少发生泄漏的可能性，有助于事故发生后的迅速抢险，而且已成为管道操作人员的日常工具。
从表l可以看出，欧洲输气管道事故的主要原因是第三方破坏，约占事故总数的49.6％；其次是施工缺陷和材料缺陷，所占比例为16.5％；第三是腐蚀，占总数的15.4％，地面运动、误操作和其他原因分居第4～6位。前三项事故原因不仅是造成欧洲输气管道事故的主要原因(80％以上)，而且也是世界管道工业中事故率最高的三大因素。
目前，各个国家对油气管道建设和运行的全过程采用系统的安全法规和标准进行安全管理和监督。以美国在工程标准方面为例，为防止管道损伤，确保公众安全，美国国家标准ANSI／ASME B31《压力管道标准及管件标准系列》中，B31．4《液体烃和其他液体管道输送系统》、831．8《输气和配气管道系统》，对
输油、输气管道从设计、管子和管件材料及制造、管道系统施工、设备安装、管道验收、操作与维修、腐蚀控制等内容，均提出了明确的技术要求。
总体来看，各个国家正在不断完善其油气管道的安全生产管理法规、标准，并采取强有力的第三方监管，以保障安全管理的持续改进。
3 管道风险分析
管道风险分析目前比较成熟的方法是美国肯特(W．Kent Muhlbauer)的管道风险指数评分法[2] 。它比较容易掌握，易于工程应用与推广，对油气输送管道系统的各部分可以进行快速风险评价和排序，也可以作为风险控制和风险管理的依据。
肯特指数评分法指出，引起管道发生事故的原因有第三方破坏、腐蚀、设计和错误四大类，对这四类因素按一定的规则进行评分，然后相加得到表征失效可能性的失效因素总评分；再结合管输介质的危险性和环境影响评出事故后果严重程度的分值。由此得到相对风险值，相对风险值越大，表明风险越大。
整体解决方案系列防雷技术措施（标准、完整、实用、可修改）
编号：FS-QG-84932 防雷技术措施 Lightning protection measures 说明：为明确各负责人职责，充分调用工作积极性，使人员队伍与目标管理科学化、制度化、规范化，特此制定 防雷建筑物分类 建筑物按其火灾和爆炸的危险性、人身伤亡的危险性、政治经济价值分为三类。第一类防雷建筑物指制造、使用或贮存炸药、火药、起爆药、火工品等大量危险物质，遇电火花会引起爆炸，从而造成巨大破坏或人身伤亡的建筑物;第二类防雷建筑物指对国家政治或国民经济有重要意义的建筑物以及制造，使用和贮存爆炸危险物质，但电火花不易引起爆炸，或不致造成巨大破坏和人身伤亡的建筑物;第三类防雷建筑物指需要防雷的除第一类、第二类防雷建筑物以外需要防雷的建筑物。不同类别的建筑物有不同的防雷要求。 2.直击雷防护 对于第一类防雷建筑物、第二类防雷建筑物、第三类防雷建筑物的易受雷击部位，遭受雷击后果比较严重的设施或
堆料，高压架空电力线路、发电厂和变电站等.应采取防直击雷的措施。 装设避雷针、避雷线、避雷网、避雷带是直击雷防护的主要措施。避雷针分独立避雷针和附设避雷针。独立避雷针不应设在人经常通行的地方。避雷针的保护范围按滚球法计算。 3.二次放电防护 为了防止二次放电，不论是空气中或地下，都必须保证接闪器、引下线、接地装置与邻近导体之间有足够的安全距离。在任何情况下，第一类防雷建筑物防止二次放电的最小距离不得小于3m，第二类防雷建筑物防止二次放电的最小距离不得小于2m.不能满足间距要求时应予跨接。 4.感应雷防护 有爆炸和火灾危脸的建筑物、重要的电力设施应考虑感应雷防护。为了防止静电感应雷的危险，应将建筑物内不带电的金属装备、金属结构连成整体并予以接地。为了防止电磁感应雷的危险，应将平行管道、相距不到100mm的管道用金属线跨接起来。
( 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
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
精心整理淮安市西安路南延工程穿越西气东输天然气 （武墩—金湖线）管道保护工程施工方案 施工单位：淮安市市政建设工程有限公司 西安路南延工程项目部 淮安市西安路南延工程穿越西气东输天然气 一、编制依据： （一） (二) （三） （四） （五） （六）（CJJ1-2008）； （七）（GB50069-2002)。 （八） （九） 二、工程概况： 本段工程位于淮安清浦区以及正在建设的江苏淮安工业园区境内，规划的西安路南延（宁连一级公路-通海大道段）为南北向的一条城市主干道，道路规划红线宽度40m，路线全长9.502km。本标段工程实施桩号为K0+000-K4+120。 现场地势总体上较为平坦，交通便利。施工现场内考虑新建施工便道。 三、具体部位及工程设计情况
西安路南延一标段工程穿越天然气管道一次。 (一)、道路与天然气管道交叉，交叉位置桩号为K1+000,交叉角度为：1530，设计采用钢筋砼盖板涵保护管道穿越，盖板涵净空2.6*5m。 （二）、雨水管道与天然气管道交叉位置桩号为K1+000，交叉角度为1530，穿越设计采用大开挖或拖拉管施工。经实地勘察，你采用开挖施工安管的方法。 四、施工工期及安排 待施工方案审批后，开工，计划工期 五、施工组织机构： 组长：孙家胜 之百。 七、施工方案 施工前，必须与天然气公司进行沟通，利用探管仪确定天然气管道的准确位置。在用探管仪探测后，采用人工开挖的方法将管道和光缆的位置进行确认（必须亲眼见到、确认管道和光缆，放置标识并现场拍照）。管道和光缆位置确定后用警示带或木桩铁丝网圈定警示区域，设置临时施工警示牌。要对参加施工的人员进行安全、质量教育，坚持持证上岗。项目部组织施工人员认真学习“市政道路施工技术安全
第七章安全、环保及文明施工控制方法及措施 第一节安全施工控制方法与措施 一、安全监理依据： 工程建设单位与承包单位的施工合同，监理合同 《中华人民共和国安全生产法》、《建设工程安全生产管理条例》，国家建设行政主管部门和江苏省、苏州市颁发的现行有关政策法律法规 建设部《关于落实建设工程安全生产监理责任的若干意见》以及《危险性较大的分部分项工程安全管理办法》 《建设工程预防高处坠落事故若干规定》 承包单位组织设计、安全管理措施 二、安全施工监控方法 （1）事前控制 ①分部分项工程施工前，专业监理工程师负责检查承包商是否执行安全技术措施、施工组织设计所规定的安全施工的要求，并将检查结果记入《监理日志》。 ②专业监理工程师发现，承包商未落实安全措施及施工要求的，填写《监理工程师通知单》，通知承包商暂缓施工，并报告业主。 ③专业监理工程师应督促总承包商管好分承包商的安全设施，检查分承包商的施工情况，发现问题及时处理。 （2）事中控制 专业监理工程师以人、机、料、法、环境五方面去发现影响施工安全的不利因素，发现事故苗头及时填写《监理工程师通知单》送交承包商，并对承包商的整改工作进行跟踪检查，结果记入《监理日志》。 （3）事后控制 ①发生一般工程事故时，由专业监理工程师及时与施工方联系，协调处理。 ②发生重大安全事故应按建设部《工程建设重大事故报告和调查程序》执行。 三.安全控制的主要内容 总监理工程师对工程项目的安全监理工作负责，并根据工程项目特点，明确安全监理内容、工作程序和制度措施。并在监理实施细则内制定安全监理的具体措施。 （1）施工准备阶段安全监理的主要工作： 1)建设单位与施工承包单位监理单位共同签订工程项目施工安全协议书，确定各方安全 责任。 2)建立审查施工单位安全资质与安全措施的制度。 3)审查专业分包和劳务分包单位资质。 4)审查电工、焊工等特种作业人员资格，督促施工企业雇佣具备安全生产基础知识的一 线操作人员。 5)促施工承包单位建立、健全施工现场安全生产保证体系；督促施工承包单位检查各分 包企业的安全生产制度。 6)审核施工承包单位编制的施工组织设计、安全技术措施、高危作业安全施工及应急抢 险方案。 7)督促施工承包单位做好逐级安全交底工作。 （2）施工过程中安全监理的主要工作: 1)监督施工承包单位按照工程建设强制性标准和专项安全施工方案组织施工，制止违规 施工作业。
Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 接地保护及防雷保护安全技术措 施(标准版)
接地保护及防雷保护安全技术措施(标准版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 1)接地保护 当施工现场设有专供施工用的低压侧为380／220V中性点直接接地的变压器时，其低压侧应采用保护导体和中性导体分离接地系统(补『_S系统)(图15—1)或电源系统接地，保护导体就地接地系统(TT系统)(图15—2)。但由同一电源供电的低压系统，不宜同时采用上述两种系统。 图15—1TN-S系统图15—2TT系统 2)防雷保护 ①位于山区或多雷地区的变电所、配电所应装设独立避雷针；高压架空线路及变压器高压侧应装设避雷器或放电间隙。 ②施工现场和临时生活区的高度在‰及以上的井字架、脚手架二正在施工的建筑物以及塔式起重机、机具、烟囱、水塔等设施，均应设防雷保护。 ③高度在20m及以上的大钢模板，就位后应及时与建筑物质接地
线连接。 XX设计有限公司 Your Name Design Co., Ltd.
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。
南昌至樟树高速公路改扩建工程A4标段 西气东输管道保护 专项施工方案 中铁二十三局集团第一工程有限公司 昌樟高速公路改扩建项目A4标项目经理部 2014年6月9日
目录 一、编制依据 (1) 二、工程概况 (1) 三、地物情况 (1) 四、天然气管道保护方案 (3) 4.1 管线探明 (3) 4.2 开挖基础沟槽 (3) 4.3 天然气管保护方法 (3) 五、安全保障措施 (5) 5.1 天然气管线保护管理措施 (5) 5.2 管线保护及协调措施 (6) 六、应急预案 (7) 6.1 领导小组职责 (7) 6.2 报告处理程序 (8) 6.3 工具、设备、器材清单 (9)
西气东输管道保护专项施工方案 一、编制依据 1、《樟树枢纽LK1+338西气东输管道涵洞变更设计》； 2、业主、监理单位及中石油西气东输管道公司对天然气管道保护的有关要求； 3、我部现场实际调研情况； 4、中华人民共和国石油天然气管道保护法。 二、工程概况 LK1+338盖板涵设计跨径为1-4×3m，西气东输管道（φ1.2m）从下穿越，与路线交角为90°，涵身基础为分离式基础。 三、地物情况 我部路基施工范围内存在与西气东输天然气管道交叉路段，见图3-1天然气管道平
图3-1 天然气管道平面布置示意图 图3-2 天然气管道实际地物图 我部施工受天然气管道影响的管道参数如表3-1所示。 表3-1 施工范围内天然气管道参数表 西气东输天然气管道位于LK1+338处，属昌傅镇，直径D=1200mm，该管道下穿樟树枢纽LK1+338处拼宽的低填浅挖路基，管道采用顶管法穿过原昌金高速公路，拼宽部分管道采用盖板涵保护。此处原地面标高为54.3～54.9m，改建后的设计路面标高为55.2m，该处路基施工需要先开挖再换填，施工过程中最低标高为53.6m，管道顶标高51.925m。
安全与环境保护措施 第一节安全管理及安全措施 一、安全组织和管理 项目部成立以项目经理为首的安全生产领导小组，设置安全质量部，配专职安全管理干部，从组织上、制度上、防范措施上做到规范施工、安全操作。 安全管理网络由项目经理牵头负责，由总工程师、财务主管分管共抓。项目经理具体进行安全措施的制订落实；总工程师分管工程部、安质部，从技术方案角度来落实安全生产措施；财务主管分管财务部，主要负责安全生产措施的预结算和资金筹集、安排。建立专职安全员和分包安全员责任制度，并由他们抓好班组长和兼职安全员的工作，将安全生产落实到人，保证项目的顺利实施。。 加强安全宣传教育，使各级领导和广大施工人员充分意识到安全的重要性，从而牢固树立“安全第一，预防为主”的思想。 通过安全检查增强广大职工的安全意识，并及时发现施工中存在的安全隐患，及时有效的予以解决。 实行安全风险抵押金制度，把安全纳入承包内容，逐级落实安全岗位责任制，明确分工。 建立安全台帐，设专人管理，对施工现场、生活区等场所加强安全管理。 二、爆炸物品及施爆工程的管理及对周边环境的安全保护 爆破器材应储存在炸药库房中，并应远离施工现场500m以外。炸药库采用石砌或砖砌建筑，周围用铁丝网隔拦。炸药库房要保持干燥、通风，相对湿度不大于65％，温度保持在18～30℃之间。仓库设必要的灭火器材、避雷装置。由专人负责看守炸药库。炸药、雷管必须分开储存，炸药整齐、牢固地摆放在木板上，堆高不大于2m，宽度不得超过2m，堆与堆之间留1.3m通道，炸药堆与墙壁之
间留0.5m距离。 1、领用、使用、退库制度 （1）爆破材料的领用，爆破员必须持有爆破专职技术人员签认的爆破材料领用单方可领取爆破材料，否则不予发料。 （2）可能互相发生反应的爆破材料不能同一人拿运，二人拿运距离不少于50米。 （3）从事爆破作业的爆破员，对每次爆破作业剩余材料要退库，不准私藏、累积、乱丢，违返者处予经济罚款50元和追究领导责任。 （4）处理拒爆、盲炮的爆破材料，应在爆破专职技术人员指挥下就地销毁，不准退库，不准重新使用，并由爆破器材库负责人做好销毁记录。 （5）领到工地的爆破材料，要指派专人看守。 2、爆破工程的安全管理 加强现场管理，搞好工程的保卫、防盗、搞好永久工程和临时工程安全，防止发生安全事故，在每一个工程项目中制订安全生产的组织措施，并制订严密的安全生产规程，留有足够的安全生产费用，购置足量安全生产保护设备和应急器件，保证施工生产现场的紧急事故处理的开支。 3、对周边环境的安全保护 在爆破施工中加强环境保护管理，促使安全生产，随时清除施工场地不必要的障碍物，设备、材料及各类存储物品安全堆放，做到井井有条。 三、高空、水下、运输、机械操作的安全管理 为杜绝重大事故和人身伤亡事故的发生，把一般事故减少到最低限度，确保施工的顺利进展，特制订安全措施如下： 1、建立安全保证体系，项目部和各施工队均设专职安全员，专职安全员属质检部，在项目经理的领导下，履行保证安全的一切工作。 2、利用各种宣传工具，采用多种教育形式，使职工树立安全施工意识，不断强化安全观念，使安全管理与教育制度化、经常化。
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）
接地与防雷安全技术措施 1) 备的金属外壳必须与保护零线连接。保护零线应由工作接地线、配电室(总配电箱)电源侧零线或总漏电保护器电源侧零线处引出(图16—1)。 图16一l专用变压器供电时TN—S接零保护系统示意 1-工作接地 2-PE线重复接地 3-电气设备金属外壳 (正常不带电的外露可导电部分)Ll、L2、D一相线N-工作零线 PE-保护零线 DK-总电源隔离开关 RCD-总漏电保护器 (兼有短路、过载、漏电保护功能的漏电断路器)T-变压器 2) 当施工现场与外电线路共用同一供电系统时，电气设备的接地、接零保护应与原系统保持一致。不得一部分设备做保护接零，另一部分设备做保护接地。 采用TN系统做保护接零时，工作零线(N线)必须通过总漏电保护器，保护零线(PE线)必须由电源进线零线重复接地处或总漏电保护器电源侧零线处，引出形成局部TN—S接零保护系统(图16—2)。 3) 在TN接零保护系统中，通过总漏电保护器的工作零线与保护零线之间不得再做电气连接。 4) 在TN接零保护系统中，PE零线应单独敷设。重复接地线必须与PE线相连接，严禁与N线相连接。 5) 使用一次侧由50V以上电压的接零保护系统供电，二次侧为
50V及以下电压的安全隔离变压器时，二次侧不得接地，并应将二次线路用绝缘管保护或采用橡皮护套软线。当采用普通隔离变压器时，其二次侧一端应接地，且变压器正常不带电的外露可导电部分应与一次回路保护零线相连接。以上变压器尚应采取防直接接触带电体的保护措施。 T一变压器 图16—2三相四线供电时局部TN—S接零保护系统保护零线引出示意 1-NPE线重复接地2-PE线重复接地L1、L2、L3一相线 N-工作零线PE一保护零线 DK-总电源隔离开关 RCD-总漏电保护器(兼有短路、过载、漏电保护功能的漏电断路器) 6) 施工现场的临时用电电力系统严禁利用大地做相线或零线。 7) 接地装置的设置应考虑土壤干燥或冻结等季节变化的影响，并应符合表16—5的规定，接地电阻值在四季中均应符合JGJ46—2005规范中第5．3节的要求。但防雷装置的冲击接地电阻值只考虑在雷雨季节中土壤干燥状态的影响。 表16—5接地装置的季节系数y值
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
《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：
淮安市西安路南延工程穿越西气东输天然气（武墩—金湖线）管道保护工程施工方案 施工单位：淮安市市政建设工程有限公司 西安路南延工程项目部
淮安市西安路南延工程穿越西气东输天然气 （武墩—金湖线）管道保护工程施工方案 一、编制依据： （一）《输油输气管道线路工程施工及验收规范》SY0401-98; (二) 《天然气集输管道施工及验收规范》SY0466-97; （三）《石油天然气钢质管道无损检查》SY4109/T-2005; （四）《石油天然气管道穿越施工及验收规范》SY/T4079-95; （五）《淮安市西安路南延、通甫路南延（园区段）工程施工图设计》; （六）《城镇道路工程施工与质量验收规范》（CJJ1-2008）； （七）《给水排水工程构筑物结构设计规范》（GB 50069-2002)。 （八）《中国石油西气东输第三方施工管理作业指导书》 （九）《中华人民共和国石油天然气管道保护法》 二、工程概况： 本段工程位于淮安清浦区以及正在建设的江苏淮安工业园区境内，规划的西安路南延（宁连一级公路-通海大道段）为南北向的一条城市主干道，道路规划红线宽度40m，路线全长9.502km。本标段工程实施桩号为K0+000-K4+120。 现场地势总体上较为平坦，交通便利。施工现场内考虑新建施工便道。 三、具体部位及工程设计情况
西安路南延一标段工程穿越天然气管道一次。 (一)、道路与天然气管道交叉，交叉位置桩号为K1+000,交叉角度为：1530，设计采用钢筋砼盖板涵保护管道穿越，盖板涵净空2.6*5m。 （二）、雨水管道与天然气管道交叉位置桩号为K1+000，交叉角度为1530，穿越设计采用大开挖或拖拉管施工。经实地勘察，你采用开挖施工安管的方法。 四、施工工期及安排 待施工方案审批后，开工，计划工期30日历天。 五、施工组织机构： 为确保天然气管道安全，淮安市市政建设工程有限公司高度重视，专门成立了相应的组织机构，负责西安路南延工程天然气管道安全保护管理工作，同时要求相关施工单位成立组织机构，确保天然气管道安全万无一失。 组长：孙家胜 副组长：赵见飞、缪伟国、董金虎 成员：周士军、朱国军、王志刚 六、质量目标： 达到国家和建设部现行的工程质量验收标准，单位工程一次验收合格率达百分之百。 七、施工方案 施工前，必须与天然气公司进行沟通，利用探管仪确定天然气管
第一章工程基本概况第一节工程概况大安市小型水库除险加固工程（小新米水库、平安水库）小新米水库：位于大安市两家子。坝体全长2900m，土坝加高整形，土坝上游砼铰接板块护坡，泄水闸拆除重建。 平安水库：位于大安市平安镇，坝体全长1649m，土坝加高整形，土坝上游砼铰接板块护坡，泄水闸拆除重建。 一、小新米水库 （1）桩号0+000m-2+900m，小新米水库挡水建筑物为主坝，坝长2900m，设计坝顶宽4m，设计迎背水坡均为1:2.5，迎水侧采用砼铰接板块护坡，板块规格为0.5mx0.5mx0.15m（长x 宽x 高），板块下设无纺布。护坡底角设现浇砼脚槽，规格为0.5mx0.3m（高x 宽），砼等级强度C20、F200。（2）小新米水库泄水建筑物为一座泄水闸，在桩号1+240，泄水闸为拆除重建工程。有进口段、闸室段、消力池段和海曼段等组成。进口段为钢筋砼U 型槽，地板采用40cm厚钢筋砼，地板净宽5~4m，地板高程132.20m，长4.38m。闸室段由闸底板、闸墩、闸架等组成。出口段连接段由消力池及海漫组成。消力池为钢筋砼U 型槽结构，海漫采用砼铰接板块护底，海漫长14m ，护底宽15m。 工作闸门采用PZM 型铸铁闸门，规格为1.4mx1.5m（高x 宽）2 扇。 二、平安水库 （1）桩号0+000m~1+649m，平安水库挡水建筑物为主坝，坝长1649m，设计坝顶宽6m，设计迎背水坡均为1:2.5，迎水侧采用砼铰接板块护坡，板块规格为0.5mx0.5mx0.15m（长x 宽x 高），板块下设无纺布。护坡底角设现浇砼脚槽，规格为0.5mx0.3m（高x 宽），砼等级强度C20、F200。（2）平安水库泄水建筑物为一座泄水闸，在桩号1+175，泄水闸为拆除重建工程。有进口段、闸室段、消力池段和海曼段等组成。进口段为钢筋砼U 型槽，地板采用40cm厚钢筋砼，,底板净宽5~4m，底板高程133.19m，长3.72m。闸室段由闸底板、闸墩、闸架等组成。出口段连接段由消力池及海漫组成。消力池为钢筋砼U 型槽结构，海漫采用砼铰接板块护底，海漫长9m 护底宽12.9m。 工作闸门采用PZM 型铸铁闸门，规格为1.5mx1.5m（高x 宽）2 扇第二节施工条件 一、交通条件：利用堤顶公路与交通公路连接。场内交通可根据施工需要，利于运输，结合对外交通道路与各施工现场、附属企业、生活管理区相连。可以满足施工交通要求。 二、施工用电：项目区内有电源的利用现在电源；无电源的配备柴油发电机组供电。 三、施工用水：生活用水可由村屯取水，施工用水可在施工场地内打井抽
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
10kV架空配电线路防雷措施 目前10kV架空配电线路上，现在都已广泛地应用了绝缘导线。可以说，配电网架空导线的绝缘化，已是一项成熟的技术。 但是，绝缘导线在应用过程中，也出现了一些新的问题。其中，最为突出的问题，是遭受雷击时，容易发生断线事故。据有关资料的统计，南昌经开区2008至2009年两年内，一个30平方公里的供电区域内，雷击断线事故与雷击跳闸事故约为35次，直接损失电量约为30万千瓦时，严重降低了供电可靠性，给社会带来了不良的效果。这两年里雷击断线事故率占76.2%。 以上一些统计资料表明：雷击断线事故，是应用绝缘导线中最突出的一个严重问题，这引起我们的广泛注意，并积极开展对等试验研究工作，并找到许多有效的防范措施。 一、雷击断线与跳闸机理 1 电弧放电规律 （1）配电网雷电过电压闪络，亦即大气压或高于大气压中大电流放电，为电弧放电形式。 （2）雷电过电压闪络时，瞬间电弧电流很大、但时间很短。 （3）当雷电过电压闪络，特别是在两相或三相（不一定是在同一电杆上）之间闪络而形成金属性短路通道，引起数千安培工频续流，电弧能量将骤增。 2 架空绝缘导线断线 当雷击架空绝缘线路产生巨大雷电过电压，当它超过导线绝缘层的耐压水平时（一般大于139KV）就会沿导线寻找电场最薄弱点将导线的绝缘层击穿（通常在绝缘子两端30公分范围内），形成针孔大小的击穿点，然后对绝缘子沿面放电形成闪络，最后工频电弧向绝缘子根部的金属发展后形成金属性短路通道，工频电弧固定在一点燃烧后熔断导线。 3 架空裸导线的断线率低但跳闸事故频繁 当雷击架空裸导线产生巨大雷电过电压时，就会沿导线寻找电场最薄弱点的绝缘子沿面放电形成闪络，最后工频电弧向绝缘子根部的金属发展后形成金属性短路通道，引发线路跳闸事故。由于接续的工频短路电流电弧在电磁力的作用下沿着导线向背离电源方向移动，一般不会烧断导线。 二、灭弧方法 1 使电弧的弧根拉长熄灭 2 断路器跳闸灭弧 3 使过电压能量释放 三、防止雷击断线与跳闸事故的思路