天然气管道安全操作

天然气管道安全操作（13篇）

1.天然气管道安全操作 篇一

管道天然气安全使用注意事项

1、不同气源的灶具不能混用。液化气灶具只能用液化石油气，不能用天然气，否则您将无法做饭。同样，天然气也只能用天然气专用灶。但可与管道液化石油气空混气的灶具通用。用户应选购当地主管部门推荐产品合格的燃气热水器和取暖器。

2、严禁私拆私改和随意安装燃气用具。用户如需改装灶具或安装、维修管道设施,要由管道燃气公司专业技术人员实施，严禁私改乱装。

3、无架灶具应安放在耐火灶台上，灶台高度应在600700毫米，并安装在避风的地方。灶与灶之间距离不小于500毫米，灶具不应直接安装在气表之下，距气表水平间距不应小于300毫米，气表距地面为1.6米左右。连接灶具的软管，应在灶面下自然下垂，且保持10厘米以上的距离，以免被火烤焦。

4、注意经常检查胶管有无松动、脱落、龟裂老化现象。

5、教育儿童不要玩弄天然气灶具开关、管道阀门。

6、使用管道天然气的用户，首次点火时，要适当调节灶具风门，使火焰稳定透明、蓝色清晰，呈现最佳燃烧状态。在电子打火无效时，可采用火种引燃，并尽量减少空放．一定要“火等气＇,坚决不能“气等火＇。

7、使用天然气器具时，人不要远离，以免沸汤溢出将火扑灭或被风吹灭，造成跑气。如遇突然停气，请关好灶具开关后，再离开。注意厨房通风，保持室内空气新鲜。

8、发现漏气怎么办：（1）打开窗通风；（2）不要开关电器（如排风扇、油烟机、电冰箱、按门铃等），以免产生火花；（3）立即报渤海燃气有限公司，电话：5642467。

9、常用检查漏气方法：（1）闻味漏气有臭味；（2）用肥皂水涮后，观察有无气泡产生；（3）在不用气时，查看表字有无走动。

10、天然气表为什么报警：（1）提示天然气欠量，准备购买；（2）提示电池欠压，更换电池。

11、外出前或用完后，应对燃气灶具开关、表截断阀进行仔细检查，并关闭计量表后阀。如长期外出，应将天然气计量表前后阀关闭。

12、强排式热水器必须安装烟道后方可使用，无论在什么季节使用热水器，厨房都必须开窗或打开排风扇，保持室内空气新鲜，且连续使用时间不要过长。

13、严禁将城市燃气管道当作负重支架或者电器设备的接地导线。

14、严禁在天然气管道上，晾晒衣物。

15、燃气器具在使用前一定要认真阅读《使用说明书》，学会正确使用。

16、灶具卫什么会出现红火：（1）灶具风门没有调节好；（2）新管道或灶具内有一定的杂质。

17、天然气器具周围不准堆放易燃易爆、有腐蚀性的物品。

18、厨房内严禁存在第二火源，比如煤球炉、液化气炉等。保持灶具清洁,使用后用干布擦拭干净,污迹不易去掉时,可用中性洗涤剂清洗擦干。

19、用户在装修、装饰房间时，不准覆盖，占压管道，严禁将管道包在装饰物内。

20、根据国家燃气管道安装设计规范，电源开关、电插头、电线距离天然气管道的水平或垂直净距离应不小于150mm。

2.天然气管道安全操作 篇二

1.1 管道设备质量差

由于某些单位在施工的过程中受到利益的驱使, 在管道选用上会采购一些质量不达标的产品, 这些设备在一段时间内就会出现质量问题, 例如漏气现象, 这样不仅会给天然气传输带来困难, 造成严重浪费, 同时还会埋下安全隐患, 既影响人民群众的人身安全, 又对天然公司带来巨大的经济损失。

1.2 天然气管道的腐蚀问题

输送天然气的管道几乎都是钢制管道, 这些管道有的直接暴露在空气中, 有的埋在地底下, 随着服役时间的增长, 都不可避免会发生腐蚀, 腐蚀也是导致天然气管道存在安全风险的一个重要原因。不同的土质对管道的腐蚀程度不一样, 土壤是一种非常特殊的电解质, 土壤属于多相体系, 由固、液、气三种形态的物质组成, 其含水性和透气性为管道材料发生电化学腐蚀提供了必要的环境。

1.3 焊接问题导致安全问题

天然气管道很多情况下都是焊接进行连接, 焊接质量直接关系到管道安全, 在施工过程中, 我们需要加强对焊接的监管, 对焊接不到位、不精准、工艺不到位的进行处罚, 但是一些客观条件限制了焊接质量, 如果不能有效监管焊接, 那将会给管道建设埋下安全隐患。

2 保护天然气管道的应对措施

2.1 提高对管道材料的质量监督

管道质量的好坏直接关系到天然气管道的安全, 在对选用管道质量的时候一定要对其进行全方位的分析, 例如计算管道强度, 载荷分布、设计强度、管道的材料和管壁的厚度等等各方面。在施工前, 需要相应的监管人员对其进行严格监督, 严格按照相应的要求进行监管, 并对各种材料进行质量评估, 防止施工单位采用劣质材料进行施工。另外, 检测人员可以借助专业的检测仪器, 按照检测标准, 对所有管道逐一检测, 保证所有管道符合要求。

2.2 天然气管道腐蚀的防护措施

2.2.1 涂层防护

防腐材料被广泛应用在天然气管道防腐蚀控制中, 通过涂在表层的防腐材料可以把土壤与管道进行隔离, 有效地避免发生化学反应, 进而达到防腐蚀的目的, 同时防腐材料的应用还可以为附加阴极保护的实施提供必要的绝缘条件。目前在天然气管道防腐材料中应用比较广泛的就是三层聚乙烯/聚丙烯涂层和环氧粉末涂层等。其中, 三层聚乙烯/聚丙烯涂层属于复合涂层。复合涂层就是把单一涂层的滑雪粘剂通过屋里形式叠合在一起, 形成综合性比较浅的多层防腐系统, 三层涂层系统分为聚烯烃外护层、粘结剂中间层和环氧粉末底层, 具有良好的粘结性、抗阴极剥离性、机械性能、防蚀性能、抗渗透性和绝缘性能, 因此可以广泛应用于环境恶劣且防腐蚀性要求高的地方。三层涂层有着自己很强的优势, 但是也才存在一些缺点, 例如工艺复杂、在涂有该材料的管道上进行焊接, 容易出现空鼓, 这就会出现安全隐患。

2.2.2 阴极保护

阴极保护在我国有着很长的发展历史, 这种保护方式通常作为一种比较常见附加保护方式。通常情况下在涂有保护层的管道在运输及装配的过程中会出现涂层破损的现象, 导致破损的金属和土壤接触进而发生腐蚀, 对这些破裂处不进行补救的话, 就会出现很大的安全隐患, 采取阴极保护模式, 可以更好地对管道金属处进行防腐蚀保护, 阴极保护不会干扰管道附近的地下金属构筑物, 并且具有施工简单, 安装工作量小等优点, 同时能防止杂散电流对天然气管道的干扰。

2.2.3 缓蚀剂防护

缓蚀剂防护有着自己的优势, 投资少、操作简单、使用方便和见效快, 其发展前景非常好。缓蚀剂利用自身极性基团的吸附作用, 吸附于管道金属的表面。通过这个性质可以更好地把金属表面与土壤进行分离, 能够改变金属表面的性质和电荷状态, 增加腐蚀反应的灵活性, 降低了腐蚀速度, 同时, 缓蚀剂上的非极性基团能够更好地形成一层水性保护膜, 通过这侧膜可以形成一层疏水性保护膜, 减少或者延缓腐蚀的发生, 降低其腐蚀速度, 起到保护管道的目的。

2.3 提高焊接施工质量

焊接对管道的影响非常大, 这就要求焊接工作人员各司其职, 严格按照规定和工作要求来进行工作。焊工应该按照规定的工艺和流程来进行, 对于不符合规定和有问题的管道要及时停工, 并及时上报给上级相关部门, 待查明原因后在进行焊接。提高焊接人员的职业道德素质, 培训焊接工人的基本技能, 同时还要加大对焊接环节的监督, 对不合格的产品要给与相应的处分, 对能够出色完成任务的工人, 要给与相应的奖励, 通过奖惩在源头上控制质量, 保障管道焊接的安全性, 提高天然气公司的效益。

3 结论

天然气作为我国重要的能够, 再生产和生活中发挥着重要作用, 天然气管道的建设具有很强的高投入、高风险, 天然气管道对天然气的运输有着非常重要的作用, 但是我国天然气管道技术和发达国家相比还有一定的差距, 如果在安全性方面没做好各项保障, 那么就会降低天然气的运输效率, 威胁到周围群众的安全, 破坏周围的环境, 因此, 我们应该不断改进防护措施, 降低安全风险, 确保天然气管道的安全性和可靠性。

摘要：随着天然气的普及, 相应的管道建设也正在大力建设。本文通过对天然气管道存在的安全风险进行分析, 提出了一些相应的保护措施, 希望可以降低管道的安全风险, 能够更好地保证天然气的运输。

关键词：天然气管道,安全风险,保护措施

参考文献

[1]史革章.关于天然气管道安全管理存在问题及应对策略[J].科技与企业, 2012 (3) :11.

[2]尚建东.浅谈天然气管道安全运行问题及策略[J].现代经济信息, 2012 (3) :277.

[3]王刚, 李会影, 刘振兴.油气管道的腐蚀与防护[J].黑龙江科技信息, 2010 (5) :48-294.

3.天然气管道安全操作 篇三

关键词：石油；天然气；管道；安全；管理；效益；

中图分类号：TE88 文献标识码：A 文章编号：1674-3520（2015）-06-00-01

一、我国石油天然气长输管道的现状

（一）设计、施工缺陷导致的安全隐患。管道设计不合理导致管道的承压能力偏低，天然气长输管道的设计要求一般较为严格，要求承压能力较大，设计的不合理会导致天然气运输过程中发生漏气事故。此外，天然气管道施工也是需要重视的一个环节，其施工质量的好坏也将影响到后续运行中的安全问题。如施工质量不合格导致对管道的损坏，焊接质量不能符合工程要求，管道防腐层被破坏等都会留下安全隐患，导致管道事故的发生。

（二）偷盗天然气。由于天然气是一种重要的能源资源，且短时间内不可再生，而且还具有很大的经济效益。因此，在经济利益想驱使下，很多人打起了偷盗天然气的主意，偷盗事件经常发生，且屡禁不止。偷盗天然气给管道安全带来巨大的隐患，特别是在管道上开孔盗气危害最大。一方面给国家带来极大的损失，另一方面也留下了严重的安全隐患。

（三）非法占压。根据国家法律规定，在天然气输气管道两侧施工是有限制的，如“在管道专用隧道中心线两侧各一千米地域范围内，除本条第二款规定的情形外，禁止采石、采矿、爆破”，但是在现实中，却有施工单位不顾国家法律的规定，违法在输气管道限制区域内施工，给管道造成破坏。对管道进行占压也会给管道造成损伤，如在架空的管道上面行走、放置重物等都会损害输气管道。

（四）自然灾害对长输管道的破坏。长输天然气管道由于距离较长，经常的地区较多，其地质情况也各不相同。因此，经过自然地质灾害严重的地区也在所难免，如地震、滑坡、泥石流的多发区，一旦发生地质灾害就可能导致天然气管道受损，发生安全事故。

二、石油天然气长输管道的安全管理措施

（一）设计上。在输气管道建设初期，就应当加强对其安全管理。首先应对管道经过的地形地质情况进行考察，并评估其对输气管道安全的影响，加强管道的安全评价工作；其次管道设计应充分考虑输气的承压能力和自然灾害对它的影响；最后在输气管道运行过程中，要经常对其安全检查维护。

（二）施工上。施工作业中结合每一个工程实际，从技术、管理、组织、工艺操作、经济等方面进行全面分析，力求技术的可行性，经济合理，有利于提高工程质量，降低工程成本。要推进管道工程施工的顺利进程，须在保证施工质量为前提的条件下，根据工程结构特点、环境与地质条件，从组织、技术、经济等方面综合考虑，经过定性分析评价，编制出一套科学、合理的施工方案，从而提高整个工程的工作质量与经济和社会效益。

各工程建设单位特别是从事房屋、道路、桥梁、园林绿化等工程施工时，要充分考虑对管道安全的影响。新建或改扩建项目，如涉及管道安全，应邀请安全监管部门和管道运营企业参加项目审查。要加强对涉及管道安全的各项作业行为的管理。

要按照國家规定和上级管理部门的要求，切实做好管道保护工作，发现有危及管道安全的行为要及时进行制止，遇有突发事故时要迅速启动事故应急预案，积极参与事故抢险救援工作。严格管网报建制度，加强天然气管道标志、警示标识的设置，加强和完善管道巡查制度，对危及天然气管道安全的施工作业行为要及时发现、及时报告、及时纠正。

（三）管道完整性的应用。为了保证管道的安全运行、防止管道事故的发生，管道运营企业基于变化无穷的管道因素进行管道运营所面临的潜在风险的识别和评价，并通过相应的风险控制手段的使用来控制管道运营的风险水平，进而将管道运营风险控制于合理、可接受的范围内，通过监测、检测、检验等方法法进行管道适应性的评估同时持续改进管道完整性和威胁管道失效的因素，以此来防止发生管道事故。

（四）强化管理。天然气长输管道的完整性管理是指对管道的各种安全隐患进行一体化的、综合的、完整的管理。我国在天然气长输管道的风险评估、适用性评价、安全检测上已取得了一定的进展，我们的管理应该我国天然气长输管道的具体特点，借鉴发达国家的天然气长输管道管理经验，建立和完善我国天然气长输管道完整性管理标准体系。应将天然气长输管道运营企业的完整性管理行为进行规范和统一，在相应的规范性文件中纳入油气管道完整性管理。

（五）加强宣传。依法保护天然气长输管道及其设施离不开各地人民群众的理解和支持。各地和天然气管道输送企业要集中时间和人员，充分利用各种途径，采取多种方法和手段，深入到管道沿线的单位和村庄进行宣传教育，大力宣贯《安全生产法》、《石油天然气管道保护法》以及国家的方针、政策，提高全社会特别是管道沿线单位和群众保护管道安全的责任意识，提高维护输气管道安全的自觉性，让社会各界和广大群众充分认识保护天然气管道安全的重要性及违法违规行为应承担的法律责任。要制定和完善举报奖励办法，发布通告和公布举报电话，充分调动群众参与专项行动的积极性，努力营造群众参与监督、全社会广泛支持的保护天然气管道安全的良好社会氛围。

（六）专项整治。各地要按照规范要求，会同天然气管道输送企业，对管道沿线隐患进行认真排查，对发现的问题和漏洞，要逐一登记在册，明确整改要求和期限，对一时不能解决的工作难点，要及时研究制定保障安全措施。对重大的安全隐患要进行挂牌督办，确保按时完成各阶段整治任务。

对于工程建设而言，管理是必不可少的，其中油气管道的建设更是如此，这就需要我们提起足够的的重视，从设计、施工、管理、检查、宣传等方面综合治理，及时发现问题解决问题，强化应对措施，不断的保障油气管道的安全管理。

参考文献：

[1]丁春建.石油天然气长运输管道的泄漏检测以及定位技术研究[J].城市建设理论研究（电子版），2014，（28）：2989-2989.

[2]张青勇，毕建伟，康超等.长输天然气管道安全运行管理浅析[J].油气田地面工程，2010，29（10）：77-78.

[3]冯新宇.GIS在油气长输管道安全管理中的应用[C].//第七届ArcGIS暨ERDAS中国用户大会论文集.2006：770-775.

4.天然气管道安全操作 篇四

一、工作目标

统筹安全与速度、质量、效益的关系，督促各项目单位严格落实安全生产主体责任，通过石油天然气管道安全大排查大整治专项行动，全面落实安全措施，防微杜渐，从根源上消除安全隐患，建立健全安全生产长效机制，切实维护社会持续和谐稳定。

二、排查对象

在建和运行的石油天然气管道（城市燃气管道除外）。

三、排查内容

（一）在建管道重点排查内容

1.石油天然气管道项目核准、建设是否符合规范。

2.业主及施工单位是否制订安全生产管理制度和构建完善的安全生产管理体系，安全生产责任制落实情况。

3.业主及施工单位是否制订应对台风、暴雨、高温、冰冻等恶劣天气的安全生产方案和应对各类事故的应急预案、应急小组建设情况。事故应急预案是否报政府主管部门备案。4.石油天然气管道建设相关工作人员接受安全教育、安全生产培训的情况。

5.施工现场安全措施落实情况，安全设备、设施配备及运行情况，特种工作人员持证上岗情况。

6.施工现场危险生化物品、易燃易爆物品的存贮、管理和使用情况。

7.建设过程中是否存在擅自改变施工设计、简化工序流程、随意压缩工期“抢进度”情况。

8.石油天然气管道建设项目周边环境安全情况。

（二）运行管道重点排查内容

1.县政府、相关部门履行管道保护职责情况，是否有专门部门主管，并建设有一支专门的石油天然气管道运行安全检查小组。

2.石油天然气管道安全大排查大整治专项行动工作方案、记录及相关台账建设情况。3.石油天然气管道运营商是否建成一支专门的安全生产管理队伍，是否设立安全生产管理工作制度。

4.石油天然气管道运营商安全管理制度落实情况。

5.运行管道附近是否存在《中华人民共和国石油天然气管道保护法》明文禁止的威胁管道运行安全的安全隐患及隐患排查整治情况。

四、实施步骤及安排

（一）企业自查（7月1日至7月10日）项目业主、施工单位和管道企业根据通知要求全面开展石油天然气管道安全大排查大整治专项行动，及时发现隐患，落实整改措施，并将企业自查报告于7月10日前报管道保护主管部门，即县能源办公室。

（二）部门检查（7月11日至7月31日）

县发改局、县能源办协同县安监局、县公安局等相关部门，对我县在建和运行的管道安全情况进行全面检查和督查；对乡镇、街道开展大排查大整治专项行动情况进行督查，督促企业和相关部门、单位落实安全措施，消除隐患。

（三）迎接督查（8月1日至31日）

管道相关企业和各乡镇、街道要建立和完善石油天然气管道安全工作台账，认真准备接受省联合督查组对我县在建和运行管道安全情况开展督查。

（四）巩固提高（9月1日至10月底）

认真总结前段时间工作成果，结合省联合督查组督查意见，按照既定目标，进行对照检查、查漏补缺，进一步健全完善相关工作机制，推进安全工作制度化、常态化。

五、工作要求

（一）提高思想认识，快速开展行动。各有关部门、单位和管道企业要认真汲取近段时间发生的几起安全生产事故教训，高度重视本次石油天然气管道安全大排查大整治专项行动，客服麻痹侥幸心理，时刻保持头脑清醒，做到警钟长鸣。要迅速做出部署，按照安全生产法律法规及《石油天然气管道保护法》的相关要求，研究制定切实可行的工作方案，全面彻底地开展安全隐患排查整治活动，确保安全重大事故零发生、安全责任零缺位、隐患排查零漏洞、违法违规零容忍。

（二）明确部门职责，切实加强合作。县发改局要切实履行好牵头职责，及时会同各有关职能部门做好石油天然气管道安全大排查、大整治专项行动的指导、协调、检查工作，特别是要做好安全隐患排查治理工作，确保排查不留盲点、不留死角、不走过场；县公安局要大力排查危害管道运行安全的不法行为，及时处理采用移动、切割、打孔、砸撬、拆卸等手段损坏管道或者盗窃、哄抢管道输送、泄漏、排放的石油天然气以及其它危害管道设施安全的案件；县安监局要抓好管道外部安全隐患排查工作，监督检查石油天然气管道保护工作方面的法律法规、方针政策执行情况，查处不作为、慢作为、乱作为行为，并视情节对直接负责的主管人员和其他直接责任人员依法给予处分。各乡镇、街道要积极配合有关部门开展大排查大整治活动，坚决杜绝各类重大安全生产事故的发生。

5.天然气管道安全操作 篇五

纵观当前天然气管道施工现状来看，管道常常会受到腐蚀，再加之外部环境的`影响，使得管道遭到严重破坏。天然气的管道敷设路线长，且涉及的范围相对较广，该种管道都是埋设在地下，由于受到外部环境的影响，受到化学物质与内外力等的威胁，致使管道被严重腐蚀，进而容易引发管道泄漏问题。例如，西气东输是我国的重要天然气工程，该工程涉及范围广，跨越了多个省份，管道线路长达8000多里，若长时间运行，线路中一个关键点出现瑕疵或缺陷，就会引发管道质量问题。与此同时，受到外部环境的影响，导致管道受到地上、地下等多种物质的威胁与侵蚀，管道容易被破坏，且会出现管道老化问题[2]。

2.2管道施工环境较为复杂

天然气管道属于隐蔽性工程，开展该工程时，由于受到外部自然条件与社会环境等的影响，使得施工工作开展面临着诸多的挑战[3]。地貌、地形等因素的变化，会为施工带来诸多困难，再加之城市地下管道系统中还涉及到给排水管道、石油管道等，开展天然气管道施工时，必须将其他管道避开，始终秉持着严谨、认真的态度来开展施工，改道时，需要考虑的因素很多，由于施工者的疏忽，常常发生处理不科学、考虑不全等安全隐患，导致管道重要位置安全系数低，最终容易发生燃气泄漏现象，引发爆炸或火灾事故。

2.3安全监管机制相对缺失

6.压力容器及压力管道安全操作规程 篇六

1.保证新购置的压力容器具有办证所必须的归档资料。

2.确保压力容器的修理、改造、安装时，承担单位的资格应符合相关规定。3.压力容器操作人员必须经过安全监察机构进行安全技术和岗位操作培训，经考核合格后才能持证上岗。

4.熟悉本岗位压力容器的技术特性、系统结构、工艺流程、工艺指标、可能发生的事故和应采取的措施。做到“四懂三会 ”，即懂原理、懂性能、懂结构、懂用途；会使用、会维修、会排除故障。

5.严格按照操作规程进行操作，严禁超温、超压运行。

6.压力容器发生下列异常现象之一时，操作员应立即采取急停，查明原因，采取有效的处理措施并及时向生产主管、生产经理和EHS相关人员报告： a)压力容器工作压力、介质温度或壁温超出允许用值；采取措施仍不能得到有效控制。

b)压力容器的主要受压元件发生裂缝、变形、泄漏等缺陷。c)安全附件失效。

d)接管、紧固件损坏，难以保证安全运行。e)发生火灾直接威胁到压力容器安全运行。f)过量充装。

g)压力容器的压力失去控制，采取措施仍不能得到有效控制。h)压力容器与压力管道发生严重振动，危及安全运行。

7.正常开机前机组及容器需检查主电源是否正常，是否均在可送电或可联动，安全附件、装置是否符合要求，机组容器管道接头、阀门有否泄漏。检查机组控制中心内各数据是否有报警或预警显示，如有报警必须在故障修复后才能按复位键。

8.机组及容器开启后检查微电脑控制中心的显示检查冷凝器系统进出口温度和压力，压缩机排气温度。检查蒸发器或冷凝器传热管是否有脏堵或结垢的迹象。工作中应严格控制工艺条件，观察监测仪表或装置，附件，严防容器超温、超压运行，做好机组运行记录。

9.机组及容器工作中，应定时、定点进行巡回检查（每4小时至少一次）。对安全阀、压力表、测温仪表、紧急切断装置及其它安全装置应保持齐全、灵敏、可靠。相关巡检，定检、调试的记录应齐全，并做好归档工作。

二、压力容器专职(或兼职)管理人员岗位责任制度

1.工作中认真贯彻执行国家和上级有关部门关于设备管理和压力容器安全的规定，加强法制观念，自觉按章办事。

2.负责编制压力容器选购计划，参加验收检查，安装质量验收及试车等工作。3.参与编制本企业压力容器使用管理规章制度，协助工艺生产部门制定生产操作规程。

4.做好压力容器使用的注册登记、建卡、建档及技术资料整理、归档和有关统计报表统计上报工作。

5.编制压力容器的检验、维修、保养等计划，并具体落实实施，检查或参与安全附件的校验工作。

6.及时做好压力容器使用登记变更工作。

7.做好压力容器使用管理定期检查工作，并认真填写检查记录。

8.参加压力容器事故的调查、分析并配合EHS人员及时做好设备事故的统计上报工作。

三、压力容器操作工岗位责任制度

根据本公司压力容器使用的实际情况，操作工岗位职责主要包括以下内容： 1.根据国家相应法律规定，必须持证上岗。

2.严格执行各项规章制度，精心操作，确保压力容器的安全运行。

3.认真做好压力容器、辅机及安全附件的维护保养工作，以确保设备的安全运转。4.认真及时填写压力容器日常运行记录表，字迹端正清晰，内容真实。5.对任何有害压力容器安全运行的违章指挥，应拒绝执行。并及时报告上级领导或锅炉安全监察机构。

6.努力学习业务技术知识，不断提高操作技术水平。

7.发现压力容器有异常现象危及安全时，应采取紧急停机措施并及时报告有关负责人。

四、压力容器设备维护保养制度

压力容器维护保养的周期、内容和要求如下：（具体操作方法请先阅读其使用说明书）

1.压力容器的定期检验分为外部检验，内外检查和耐压试验三种。

2.内外检验：安全状况等级为1、2级，每六年至少一次；安全等级为3级，每三年至少一次。

3.耐压试验：每六年至少进行一次耐压试验。

4.安全阀必须每年校验一次；新购进的安全阀应经校验后才能使用。5.压力表至少每半年校验一次；新购进的压力表应经校验后才能使用。经检验后的压力表应有合格证铅封；必须是经计量部门批准的单位和人员进行检验。6.低压容器的压力表精度不低于2.5级，中压以上容器不低于1.5级。7.压力表盘直径不得小于100毫米，表盘刻度极限值应为容器最高工作压力的1.5-3倍，最好2倍。装设位置应便于操作人员观察，且避免受高温高，冻结级震动的影响。

五、压力容器巡回检查制度

压力容器操作工每班完成正常操作外还应完成以下巡回检查内容： 1.压力容器的压力、温度是否正常？ 2.空压机是否正常？

3.冷干机工作状况以及风机运转是否正常？ 4.排风机运转是否正常？

5.排污和管道有无渗漏等异常情况？ 6.各类仪表及自控装置是否正常？

7.压力容器本体受压部件有无渗漏、变形等异常情况？ 8．吸干机是否按要求开机，工作是否正常？ 9．各过滤器和油水分离器排水阀是否正常工作？ 10．室外储气罐的压力及排水阀是否正常？

11.发现问题及时进行处理，不能单独完成的或者不能立即完成的工作应寻求帮助或报告值班主管或请示生产经理，并记录详细情况备案。

六、压力容器工作场所清洁卫生制度

1.压力容器设备、环境应做到清洁、明亮，工具、备品备件应做到摆放整齐。2.压力容器设备、内外环境卫生区的责任区域，做到每班定时清扫整理。3.废水、废油及其它固废按规定处理。

七、压力容器故障及常见事故应急处理措施 1.超压的应急处理方法与步骤：

（1）压力容器操作人员根据具体操作方案,操作相应阀门及排放装置,将压力降到允许范围内；

（2）立即通知设备管理部门查明原因，消除隐患；

（3）超压情况可能会影响相关设备安全使用，应立即继续降压、直至停车；（4）检查超压所涉及的受压元件、安全附件是否正常；（5）修理或更换受损部件；

（6）详细记录超压情况，受损部件的修理、更换情况。2.超温的应急处理方法与步骤

（1）压力容器操作人员根据具体操作方案,立即操作相应阀门,喷淋装置将温度降到允许范围内；（2）立即通知设备管理部门查明原因，消除隐患；

（3）超温情况可能会影响相关设备安全使用，应立即继续降温、降压、直至停车；

（4）检查超温所涉及的受压元件、安全附件的外观、变形等安全状况；（5）修理或更换受损部件；

（6）详细记录超温情况，受损部件的修理、更换情况。3.异常声响的应急处理方法与步骤

（1）压力容器操作人员立即观察设备压力、温度等运行参数是否正常；（2）立即通知设备管理部门查明原因；（3）原因不明应立即降压、直至停车；

（4）检查异常响声所涉及的受压元件、安全附件的外观、变形等安全状况；（5）修理或更换受损部件；

（6）详细记录超温情况，受损部件的修理、更换情况。4.异常变形的应急处理方法与步骤

（1）压力容器操作人员根据具体应急预案,操作相应阀门,立即降压停车；（2）通知设备管理部门查明原因；（3）对变形部位进行检查；（4）修理或更换变形受损部件；

（5）详细记录超压情况，受损部件的修理、更换情况。5.泄露的应急处理方法与步骤

（1）压力容器操作人员根据具体应急预案,操作相应阀门,立即降压停车；（2）通知应急人员救援队伍、设备管理部门；

（3）撤离现场无关人员，如有人员受伤应立即通报120急救电话，救助伤员；（4）切断受影响电源,做好消防和防毒准备，防止泄漏的易燃易暴介质爆炸；（5）封闭泄漏现场、将泄漏设备与周围相连系统断开；（6）堵塞泄漏部位，将设备内介质倒入备用容器；（7）通知当地特种设备安全监察机构、检验机构；（8）查明泄漏原因，修理、更换受损部件；

（9）详细记录泄漏情况，受损部件的修理、更换情况；

（10）应注意泄漏物质对环境的影响，妥善处理或者排放，重大泄漏应及时向公众公布，必要时作好疏散工作。6.异常震动的应急处理方法与步骤

(1)压力容器操作人员根据具体应急预案,确认振动源，并予以消除；(2)有可能造成设备损伤的，应停车检测。

八、压力容器的事故处理

1.对事故隐患应及时采取措施进行整改，重大事故隐患应以书面形式报告生产经理和EHS专员。

2.发生特大事故、重大事故和严重事故后必须立即报告上级主管部门和质量技术监督行政部门。3.事故报告应包括以下内容：

a)事故发生单位名称、联系人、联系电话； b)事故发生地点、时间（年、月、日、时、分）； c)事故设备名称； d)事故类别以及事故概况； e)人员伤亡、经济损失。

4.必须实事求是地向事故调查组提供有设备及事故的情况，如实回答事故调查组的询问，并对所提供情况的真实性负责。

5.按有关规定及时如实向上级报告事故，并协助做好事故调查和善后处理工作。6.事故发生部门应认真总结经验教训，做到事故发生原因不查清楚不放过、有关人员没有接受教育不放过、没有采取措施不放过、以防止事故的再次发生。

九、压力容器技术档案管理制度 设备技术档案是正确使用压力容器的主要依据。它可以使压力容器管理和操作人员全面掌握压力容器历史的和当前的安全技术状况，了解压力容器运行规律，防止压力容器事故的发生，每台压力容器均应按有关规定建立档案。

压力容器的技术档案应包括容器的原始技术资料、安全装置技术资料和容器检修使用情况记录资料和使用登记资料等。

（一）、压力容器的原始技术资料

容器设计资料：设计总图；主要受压零部件图；设计或使用说明书等； 容器制造安装资料：产品制造竣工图纸；产品合格证和质量证明书；产品监督检验证书；安装验收资料。

（二）、安全装置技术资料

1.安全装置技术说明书 2.安全装置检验或更换记录资料

（三）、容器使用情况记录资料

1.容器运行情况记录

2.容器检验和修理记录，压力容器定期检验报告。

（四）、压力容器使用登记资料

1.压力容器注册登记表 2.压力容器使用证

十、压力管道安全操作规程

1.压力管道在使用前做好一切准备工作，落实各项安全措施。

2.凡操作压力管道的人员必须熟知所操作压力管道的性能和有关安全知识。非本岗人员严禁操作。值班人员应严格按照规定认真做好运行记录和交接班记录，交接班应将设备及运行的安全情况进行交底。交接班时要检查管道是否完好。3.压力管道本体上的安全附件应齐全，并且是灵敏可靠，计量仪表应经检验合格在有效期内。

4.压力管道在运行过程中，要时刻观察运行状态，随时做好运行记录。注意压力、温度是否在允许范围内，是否存在介质泄漏现象，设备的本体是否有肉眼可见的变形等，发现异常情况立即采取措施并报告（压力表、安全阀等要定期手动排放一次，并做出记录）。常规检查项目如下： 4.1各项工艺指标参数、运行情况和系统平稳情况； 4.2管道接头、阀门及管件密封情况； 4.3保温层、防腐层是否完好； 4.4管道振动情况；

4.5管道支吊架的紧固、腐蚀和支撑以及基础完好情况； 4.6.管道之间以及管道与相邻构件的连接情况； 4.7阀门等操作机构是否灵敏、有效；

4.8安全阀、压力表、爆破片等安全保护装置的运行、完好情况； 4.9静电接地、抗腐蚀阴阳极保护装置完好情况； 4.10其它缺陷或异常等。

5.在每次停气又重新供气时，应检查管道及连接的分气缸、阀门等是否完好。送气时，供气阀门应逐渐开大到正常，压力不得超过规定压力。

6.停空压机前应先停吸干机：短时间停气，只需按停机器即可；长时间停气，需在按停吸干机后，将吸干机进出阀门关闭，开启旁通，并开启泄压阀将罐体压力释放至零。之后再进行空压机停机操作。

7.检修管道时应关闭水气阀门，泄压降温后再作业。作业中人员要避开阀门、管口等，防止烫伤等伤害。

参考文件 :

TSG R0004-2009 《固定式压力容器安全技术监察规程》

《锅炉压力容器使用登记管理办法》 《特种设备事故报告和调查处理规定》 《特种设备安全监察条例》 《浙江省安全生产条例》

《浙江省特种设备安全管理条例》

记录表单：

7.天然气管道安全操作 篇七

源, 在能源种类中占据着重要的地位, 且当前对天然气最经济、最合理的运输方式就是管道运输, 由于天然气具有易燃、易爆的特性, 加强运输管道的安全是非常有必要的, 通过研究和分析我国天然气管道运输中存在的问题对于加强我国天然气管道运输的安全性具有十分重要的意义。

1 天然气管道运输中存在的不安全因素

1.1 天然气管道的腐蚀

当前, 管道通常采用埋地敷设的方式来进行敷设, 管道采用螺旋缝管、无缝

管及直缝管等钢结构管材。由于在管道的运行当中, 防腐绝缘层老化, 使防腐绝缘层失去了绝缘的功能, 就容易使我们的管道被腐蚀, 逐渐的从表面开始腐烂到钢管里面, 机会使得钢管与水、盐溶液等接触, 就会让钢管发生破坏, 甚至是会出现洞口, 进而导致了天然气的泄露。

1.2 天然气管道焊缝开裂

当前我们在环形焊缝的技术上依然存在着诸如熔蚀、未焊透、错边等待缺陷

这些都是由于技术原因造成的, 正是由于这些缺陷的存在就使得我们的管道在焊缝方面还存在有很多的薄弱环节, 而这些薄弱的环节就很容易导致管道开裂的问题, 这就要求我们努力提高焊接技术, 以最大限度的降低由这些原因造成的天然气泄漏发生的几率。

1.3 违章现象严重, 施工不规范

考虑到实际的因素, 管道通过的地方一般都是大多远离城镇的荒芜地段, 但随着现代社会建设脚步的加快和经济建设的飞速发展, 一些地方在城镇的规划建设中就忽视了对管道安全运行的影响。我们的一些地方政府在管道运行方面的知识储备严重不足, 不能充分的认识到破坏管道和占压后果的严重性, 对很多违章占压管线的行为管理措施不到位;另一方面, 我们的一些施工单位在动工之前没有征得管道运营方面的审核和统一, 就擅自的动用机械铲、机械锤, 野蛮施工, 对运输管道造成了严重的破坏。

1.4 打孔盗油、盗气

近几年来, 由于受到利益的趋势, 一些不法分子采用移动、切割、打孔、拆卸等方式对管道进行损害并疯狂的盗窃哄抢管道输送、泄露、排放的石油与天然气, 严重的危害到了天然气管道的运营安全, 给管道运输带来了极大的安全隐患。

1.5 天然气管道的安全监管体制及法制不健全

目前我国在制定天然气管道安全管理方面还很不成熟, 还存在有很多不合理

和不完备的地方, 甚至和某些法律条文存有冲突, 与相关的法律法规连接不紧密, 在很多的方面还存有漏洞, 因此, 当前加强和完善相关的法律法规的政策法规已经是刻不容缓的事情了。

2 针对天然气管道运输中存在的不安全因素的相对措施

首先, 我们一定要在坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的总体方针

指导下加强在天然气管道的安全运输管理工作。

2.1 预防天然气管道腐蚀

针对天然气管道易腐蚀的原理和特点, 我们要从以下几个方面进行考虑:一是首先要预防管道内壁的腐蚀, 严禁不达标的天然气的输送, 确保天然气的质量是延长天然气的使用寿命的最主要的手段, 管道内壁要涂刷以二道环氧树脂为主的涂料, 这对于预防内壁发生腐蚀将会起到重要的作用。其次, 要注意做好管道外壁的防腐措施, 应采用聚乙烯胶带等新型防腐用料进行防腐, 它具有防腐性能好, 操作简单成本低廉且快速安全的特点。要努力提高焊接技术水平, 大胆采用新工艺, 减少环形焊接的缺陷, 努力降低因为技术因素导致管道发生泄漏的几率。

2.2 进一步加强完善性管理

完善性管理具有以下几个优点:一是完善性管理的工作目的就是为了实现防患于未然的目的, 运用完整的信息数据展开实时动态的管理模式。二是完善性管理的模式, 能最大限度的确保我国石油天然气管道的运输安全, 且能有效降低运用成本, 降低危险出现的几率, 也能对迅速的提高经济效益和对加强环境的保护方面起到重要的作用。

2.3 加大对输送管道的安全管理工作, 强化执法力度

要努力完善管道安全相关的政策和法律法规, 加大检查执法力度, 坚决打击

违章占压管道用地的行为, 加大打击和执法的力度, 对于危害到管道安全的事件要从严处理, 将管道的安全管理工作纳入到管理的范畴之中去, 要建立健全科学合理的事前管理机制, 加大对管道的安全管理责任, 认真督促我们的相关人员切实履行好对天然气的安全管理工作的职责, 并建立有效的管理和督查机制, 严格落实下去, 责任到人, 对违反规定的, 给予严肃处理。

2.4 加强隐患排查, 定期巡视

天然气管道的特点决定了它存有很大的安全隐患, 如果不定期的对这些管道进行排查, 就很有可能会酿成隐患的发生。定期检测是及时发现和消除事故隐患、有效保障管道能够安全运行的主要措施。

2.5 加强内部管理, 完善应急预案

由于管道发生事故的时候情况一般都非常的紧急, 这就要求我们在平日的管理过程当中就要加强对自身的内部管理, 要完善应急预案, 管道企业要围绕着完善的组织、制度、责任、监督、体系以及资金等方面建立健全岗位责任制, 加强对管理人员和职工的安全技能培训, 努力提高管理者的管理水平和相关人员的操作技能, 提高抢先应急的能力, 加大资金和科技投入, 提高技术装备水平, 重视新技术、新工艺等方面的应用。

2.6 加强对管道的保护宣传力度

我们的管道企业的工作人员应积极配合当地政府大力开展群众性的宣传教育活动, 使我们的广大人民群众提高对管道设施安全的法制意识和安全性, 加大对管道的保护工作, 同时我们还必须加强自身的对管道的检查检测能力, 要能够及时的发现和整改安全隐患, 相信通过我们自身的努力再加上全社会的共同关注和大力配合, 天然气管道一定能够实现平稳安全的运行。

3 结语

对天然气管道运输的安全管理问题, 我们应该坚持理论结合实际, 针对在运行过程中存在的具体问题, 制定出具体的解决方案, 提高我们的科学技术水平, 完善相关的经济政策, 树立并引导正确的舆论, 建立科学的完整性管理模式, 能够及时的发现并解决问题, 动员全面参与, 用全社会的力量确保天然气管道工业的安全发展和可持续发展。

摘要：随着社会的进步和经济的飞速发展, 天然气的应用也越来越广泛, 在石油天然气管道运输取得迅速发展的同时, 随之而来的因管道老化、腐蚀等原因产生的破裂、爆炸、起火等事件也是日益频繁, 因此加强天然气管道运输的安全问题就显得迫在眉睫了。

关键词：石油,天然气,老化,安全

参考文献

[1]陈雪峰.天然气管道完整性管理探讨[J].科技创新与应用, 2012, 14[1]陈雪峰.天然气管道完整性管理探讨[J].科技创新与应用, 2012, 14

[2]潘家华.我国天然气管道工业发展前景预测[J].油气储运, 2011, 08[2]潘家华.我国天然气管道工业发展前景预测[J].油气储运, 2011, 08

8.天然气管道安全操作 篇八

关键词：封闭式地面火炬;安全设施设计

1 概述

为保证天然气长输管道站场的正常生产和紧急事故状态下的安全排放，一般设置高架火炬，用来收集和处理天然气。随着天然气长输管道的快速发展，高架火炬由于辐射热影响范围较大，征地范围大，造成的征地困难问题也越来越严重。为节约用地，同时考虑到环保、安全等方面的优势，国内已开始使用封闭式地面火炬作为天然气长输管道站场的排放处理装置。

2 国内外放空火炬的应用情况

2.1 高架火炬。高架放空火炬在国内天然气长输管道项目的站场中广泛应用，技术已非常成熟，其中包括已建的西气东输、川气东送等大型的输气管道工程，均使用高架放空火炬系统作为输气站场的点火放空措施。

2.2 地面火炬。上世纪70年代初，国外开始进行地面火炬的研究和开发，制造出多种地面火炬排放系统，主要分为大排量多级多燃烧器开放式地面火炬和封闭式地面火炬。全世界十几个大型乙烯项目、一些大型的炼油生产和天然气开采项目都采用了多级多燃烧器地面火炬，国内也有一些企业采用了开放式和封闭式地面火炬。

目前封闭式地面火炬在天然气长输管道站场放空中的应用较少，因此其安全设计尤为重要。

3 封闭式地面火炬的特点

封闭式地面火炬主要由地面燃烧炉、燃烧器组、防风墙以及点火系统等组成，可保证气体需要排放时能够及时、安全、可靠地放空燃烧，保证在运行过程中实现低噪音无烟燃烧。

封闭式地面火炬有以下特点：

①地面火炬采用自动分级燃烧控制系统，根据压力自动逐级打开燃烧器，以适应不同的排放流量，处理范围广。

②地面火炬及其附属流程占地面积小、检修方便，仅入口阀及总管需常规检查与检修，而该部分位于防风墙外;燃烧炉内的火炬头可以在装置的开停车期间进行检修。

③封闭式地面火炬炉壁内部衬有耐火耐高温的陶瓷纤维，减少向四周扩散的热辐射，防风墙外热辐射值≤1.58kW/m2，同时可以起到降噪效果。

④封闭式地面火炬及其附属流程对周边的防火间距要求比高架火炬小。

⑤最大限度地减少了对周围环境的空气污染、光污染和噪声污染。

4 事故状态下封闭式地面火炬可能存在的风险

①事故状态下长明灯熄灭，点火失败，造成大量可燃气体从地面火炬排出，与周围空气混合成易燃易爆混合物，在扩散过程中如遇到点火源，可能发生爆炸。

②分级燃烧时，二、三级燃烧支路阀门故障无法开启，放空天然气不能快速泄放，可能导致站场内憋压。

③由于天然气站场运行压力较高，放空时节流温降加大，可能析出液态烃，造成炉膛内燃烧温度过高。

④空气供应不足，可能导致天然气燃烧不完全，产生黑烟，造成环境污染。

⑤封闭式地面火炬与天然气站场的安全间距与高架火炬相比要小的多，由于距离站场较近，如站内工艺装置区发生泄漏，在特定气象条件下，地面火炬可能将其引燃而发生火灾甚至爆炸。

5 封闭式地面火炬的主要安全设施设计

针对天然气长输管道站场放空特点，建议进行以下安全设计：

①封闭式地面火炬的设计处理能力及处理范围。天然气长输管道站场内放空量及放空时间等工况多变，事故紧急放空时气量大、压力高，正常运行时站内设备检修放空气量小、压力小。封闭式地面火炬的设计处理能力考虑满足事故状态时峰值泄放量的排放要求，同时按照不同的放空气压力设置分级燃烧，一级放空设为常开，满足站内检修等放空气量小、压力低的排放要求，放空气量及放空压力增加时，陆续开启后续各级燃烧，满足排放需求。

②火炬系统采用独立的PLC控制系统

a长明灯控制。燃烧炉炉膛内设置若干长明灯，以确保任何气量的放空气通过燃烧器火嘴时都能实现燃烧，避免未燃烧的放空气与空气混合形成爆炸性环境。一般采自动控制点火方式控制长明灯燃料气阀、点火枪燃料气阀、点火器。为确保火炬的燃烧稳定，整个封闭式地面火炬在排放过程中必须保持长明灯常燃。在事故状态下，长明灯熄灭，在人工确认安全可控的前提下，可通过中控室内的强制点火按钮实现人工手动强制点火。

b火炬气排放阀控制。为了保证工艺装置泄放的气体在燃烧器组的烧嘴处满足最佳燃烧的压力条件，按照不同的放空压力，设置多级燃烧控制。每一级设置不同数量的燃烧器烧嘴，依据烧嘴的设计参数，通过PLC系统自动控制分级管路切断阀的开或关来调整放空气通过哪一级或哪些级投入燃烧，以使放空气得以充分燃烧。

c通风口控制进风量实现无烟燃烧。放空气在燃烧器火嘴处与空气充分混合，实现充分无烟燃烧，燃烧后的高温烟气在抜力的作用下通过燃烧炉顶部排出，燃烧器火嘴处形成局部负压，空气通过燃烧炉与防风墙之间的通风口进入燃烧炉，如此循环，实现放空气的完全无烟燃烧和排放。同时，在燃烧炉外围设置挡风墙，防止侧风直吹燃烧炉底部的燃烧器火嘴，确保燃烧火焰向燃烧炉中心集束，避免火焰偏斜。

③氮气吹扫。设置氮气瓶及氮气吹扫系统，用来对各级排放阀后管路进行氮气吹扫，以维持排放管道的微正压，防止空气倒流入放空管道。

④可燃气体检测报警装置。封闭式地面火炬燃烧炉下部及防风墙外围的附属流程工艺装置区设置多个可燃气体检测报警装置，各个报警装置互为备用，避免放空管路或阀门泄漏导致产生爆炸性气体环境。

⑤针对雷雨天气，封闭式地面火炬燃烧炉外壁为钢结构，炉体完全接地。

⑥阻火设计。燃烧炉炉膛内设若干长明灯，保证放空气在任何一级燃烧器火嘴处排放时均能实现燃烧，同时在各个长明灯的燃料气管线上设置阻火器，在常开的一级燃烧支路上设置阻火器，防止回火。

⑦防憋压设计。除一级燃烧支路之外，其余各级燃烧支路切断阀设置爆破片旁通，防止切断阀故障时放空系统憋压。

⑧封闭式火炬前设置分液罐，将由于节流温降产生的液态烃分出，防止炉膛内燃烧温度过高。

⑨封闭式地面火炬的配套电气、仪表均采用防爆设计。

⑩地面火炬周围设置各种指示、警示作业安全、逃生避难及风向等警示标志。

6 结语

封闭式地面火炬与高架火炬相比有较多优势，但在国内天然气长输管道站场的应用还没有普及，相关规范标准的制定比较滞后。因此，在封闭式地面火炬的设计中应充分考虑各种因素，参考国外相关标准及先进的设计经验进行安全设施设计，最大限度地确保封闭式地面火炬的安全、稳定运行。

参考文献：

9.天然气管道施工合同 篇九

甲方：定西中石油昆仑燃气有限公司 乙方：甲方：靖远县金地燃气有限公司

本着平等互利的原则，按国家《劳动法》《经济合同法》等相关的法律法规，经甲乙双方共同协商，达成市政居民燃气管道土石方平场工程承包合同，协议如下：

一、工程承包内容：土方开挖、运输、回填、弃土、场地平整、清淤除表、恢复原貌等全部工程内容，（土方开挖约30公里，宽40公分，深1.3米）

二、工程地点：定西市安定区

三、安全：在施工过程中，一切安全事故由乙方自行负责。（地埋光缆、高压线路、自来水及下水管道）

四、工程技术要求：乙方按设计图纸和现行施工规范规定及公司（甲方）的技术要求施工，安全施工交底，进行组织施工。土方运输过程中的一切费用由乙方自行负责。

五、乙方应认真按照标准规范和要求施工，随时接受燃气公司及工程监理的检查和检验，工程质量达不到约定的标准部分，经甲方发现，应要求乙方重新施工，因乙方原因达不到约定标准，由乙方承担重新施工费用，工期不予顺延。

六、工程量的计算：以施工图纸挖方工程量计算（挖方综合单价以包括土方开挖、运输、回填、弃土、场地平整、清淤除表、恢复原貌等全部内容）。施工中发生工程量增减工程时，经公司确认后调整合同价格，签订补充协议。

七、价格：本工程采用以挖方工程量为计算基础的综合单价包干（挖方综合单价包括土方开挖、运输、展铺警示带、细土过筛、回填震压、恢复原貌等全部内容）综合人民币150元/米。

八、施工中由地方因素影响的由甲方负责协调。

九、文明施工：符合市容市貌，文明施工要求标准，违反相关规定，后果由乙方自行负责。

十、工期：以90个工作日完成全部承包的工程（因乙方原因，工期每耽误一天，甲方将对承包方处以1万元的罚款）若发生人力不可抗拒的自然因素或特殊原因，工期可以延期，但应由甲方签证。若因甲方的原因造成停工，其停工损失按有关规定计算，由甲方负责承担一切经济损失。

十一、付款方式：乙方接到甲方进场的书面通知即进行施工，每一标段工程竣工通过验收后，甲方付给乙方此标段工程90%的工程款（双方完成工程结算后7日内支付）。三个月内甲方付清乙方的余款。

十二、结账方式：乙方以机械油料费和工人工资表方式向甲方结算。

十三、保证金：在双方签订合同时，乙方交10000元保证金给甲方，工程验收合格后退还（无息）。

十四、违约责任：在执行合同过程中，如有单方违约，应由违约方承担未违约方的一切经济损失，另由违约方支付违约金人民币10000元给未违约方。如有争议按《国家劳动法》和《经济合同法》执行。

十五、本合同一式四份，甲乙双方各执两份，甲乙双方签字即生效，付清工程款后自动失效。（以票据为准）

甲方：

乙方：

甲方代表：

乙方代表：

10.天然气管道事故应急预案 篇十

近年来，随着经济高速地增长和人们对生活质量、生态环境要求的日益提升，天然气这一具有优质、洁净和环保等特点的重要能源在我国得到了更为广阔的应用。特别是西气东输、川气东送以及引进俄罗斯天然气等世纪工程陆续的建设，使得天然气市场迅猛扩张。在享受着天然气为人们带来的极大便利时，我们也不得不面对因天然气泄漏造成的许多燃烧、爆炸事故。特别是公用高压天然气管道发生泄漏甚至燃烧、爆炸时，将极大威胁到事故点周围的生命财产安全。对事故的及时发现和正确处理，是最大限度减少损失的关键所在。

对事故现场情况和输气场站仪表的正确判断，可以在第一时间发现、报告天然气管道的泄漏、燃烧、爆炸事故，为救援抢险赢得宝贵时间。

一、事故现场人员通过以下方法判断是天然气泄漏、燃烧、爆炸事故后，应立即拨打天然气公司抢险电话或火警电话119。

1、天然气泄漏判断：高压管道泄漏处有明显泄露气体的气流声，也可能会有泥土飞溅现象发生，城市民用管道天然气中添加了臭味剂，泄漏处还会有浓重天然气味道。

2、天然气燃烧判断：高压天然气管道一般是埋地铺设，燃烧火焰是从地表往上进行扩散，而且伴随有明显的气流声。

3、天然气爆炸判断：爆炸发生后，在爆炸点附近还会有大量的泄漏现象发生。

二、输气场工作人员通过对仪表的监测判断出发生天然气泄漏、燃烧、爆炸事故后，应立即报告公司领导，并采取降压、关阀、泄压等应急措施。

1、如果是进站前的管线发生严重泄漏、燃烧、爆炸事故，会使进站压力迅速下降，进站气量大减。

2、如果是出站后的管线发生严重泄漏、燃烧、爆炸事故，会使出站压力迅速下降，而出站气量大增。

得到天然气管道事故报警或报告后，天然气公司会立即启动应急预案，派出抢险队伍，并采取相应应急措施：

1、立即将事故报告上级主管领导、各级政府和各政府职能部门。

2、抢险人员迅速到达泄漏现场，正确分析判断事故发生的位置，用最快的办法切断事故管段上下的截断阀，并对事故管段的余气进行泄压放空，必要时可以采取火炬放空方式。

3、事故现场抢险人员同时配合、协调救护人员和消防官兵做好事故地点的抢救受伤人员、指导疏散群众、维护正常秩序的工作，并不间断对泄漏区域进行定点和不定点的天然气浓度检测，及时掌握泄漏浓度和扩散范围，恰当设置安全警戒范围，禁止无关人员进入。

4、在危险区域还要通知电力或附近企业立即断电，消除可能产生的其他火源，并不准敲打金属、使用通讯或能产生火花的工具，禁绝一切烟火。

5、当已经起火，天然气泄漏还没有得到控制时，切勿盲目将火全部扑灭，否则，火灭后天然气泄漏出来继续与空气混合，遇火源一旦发生爆炸，后果将不堪设想。正确的扑火方法是：先扑灭外围的可燃物大火，切断火势蔓延的途径，控制燃烧范围，等到天然气泄漏得到控制时，再将火完全扑灭。

6、在抢修队伍领导的指挥下，按照制定的抢修方案和安全措施，在确保安全的前提下开始进行管道抢修。

11.天然气管道安全操作 篇十一

【关键词】天然气管道；完整性；管理；危险因素

引言

天然气作为清洁高效的燃料，是人们日常生活中必不可少的能源。由于天然气具有质量轻、燃烧率高、清洁环保等优点，所以广泛运用于工业燃料、工艺生产、天然气化工工业、城市燃气尤其是居民生活的方面上。可以说，人们的生活离不开天然气。天然气资源主要分布于我国的十个大型盆地，天然气资源总量预测可达四十至六十多万亿立方米。要想有效的利用这么大量的天然气资源，就需要通过有效途径来运送天然气。常用的运输方式有公路、铁路、水路等，但是由于天然气本身的性质比较特殊，且运送路途较长，所以管道运输是天然气运输最好的方式。

一、天然气的成分与性质

天然气的种类很多，有气田气、油田伴生气、凝析气田气、煤矿矿井气。气田气是从气井中开采出来的纯天然气；油田伴生气是随着石油被一起开采出来的；含有是有轻质馏分的天然气叫做凝析气田气；而煤矿矿井气则是从矿井下面的煤层中抽取出来的。

虽然天然气的种类很多，但性质是基本相同的。天然气是一种无色气体，质量比空气要轻。它是一种气体混合物，其主要成分为甲烷。除了甲烷之外，天然气中还含有少量的烷烃、二氧化碳、氢、氮、硫化氢、水等。不同种类的天然气区别在于各种成分的比例不同，含有硫化氢的天然气会带有臭鸡蛋味；油田气则带有着汽油味道。

天然气是一种易燃易爆的气体，且含有硫化氢的天然气对人们的身体会有毒害。即使是无毒的天然气，在不完全燃烧的情况下会产生一氧化碳这种有毒气体。所以在使用和运送天然气时需要特别注意。

二、天然气运输过程中的危险因素

天然气在运输过程中主要的危险因素为爆炸、火灾，而引起爆炸和火灾的原因多为密闭管道发生故障而泄漏天然气。泄漏的天然气一旦遇到明火则很容易引发爆炸和火灾事故。天然气管道会出现故障的原因如下：

（一）管道设计失误

在设计天然气运输管道的时候，需要注意的问题很多。如果出现管道的强度不够、管架的跨度太大、管道材料选择不当、管道柔性不足、管道整体结构设计不合理等问题，都会导致管道的设计不合格。按照不合格的方案去建设天然气管道，存在着很大的安全隐患。所以天然气管道设计人员在工作时一定要谨慎认真、在进行仔细的实地考察的前提下，设计一套完善的天然气运输管道系统。

（二）施工质量不达标

有了谨慎完善的天然气运输管道运输方案，还需要质量过关的施工来把方案变为现实。施工的质量直接关系到管道的使用寿命以及天然气的运输安全。如果在施工的过程中出现操作失误或者是违规操作，天然气运输管道的安全性就得不到保障。所以天然气运输管道的施工人员首先应该具备良好的职业素养，谨慎认真的进行施工工作。

（三）管道老化失效

任何事物都有着一定的使用寿命，天然气运输管道也是一样。在管道铺设的时候，难免会对管道进行打孔和焊接等操作。天然气运输管道使用时间久了之后，这些部位会出现裂纹，并且裂纹会随着时间的推移而扩展。所以对于天然气管道的使用年限，相关管理人员需要牢记并及时维护。

（四）管道遭受腐蚀

天然气管道在使用过程中会受到一定的腐蚀，腐蚀的原因大致为水合物腐蚀、杂散电流干扰腐蚀、土壤腐蚀、应力腐蚀几种。水合物腐蚀是由于未脱水的天然气在进入干线运输管道时，析出的液态水会加剧管道的腐蚀。如果天然气中还包含有硫化氢或者二氧化碳的话，这种腐蚀会更加严重。杂散电流干扰腐蚀是指来自直流接地系统的直流杂散电流给管道带来的腐蚀。管道是钢制的，直流杂散电流会对其造局部腐蚀，最终形成管道穿孔。管道是埋在土壤中的，土壤中的盐分、水分会对管道造成一定的腐蚀。应力腐蚀则是指由于在拉应力和特定的介质共同作用下，金属以及金属合金发生腐蚀开裂。由于这种腐蚀开裂是突发性的，所以很容易引发爆炸火灾等事故。

（五）人为破坏

冬季的时候由于天气严寒，部分不法分子会在天然气运输管道上打孔盗气。这种行为不但损害了国家和人民的利益，给天然气运输管道带来的损害也是十分严重的。不但给天然气管道维修带来了麻烦，更会导致使用天然气的生产企业瘫痪，这种损失是不可估量的。

三、天然气管道完整性管理

由上文可以看出，天然气管道的安全运行十分重要。随着天然气使用的普及、天然气管道的迅速发展，天然气管道的完整性受到了业界的广泛关注。不管是新建的天然气管道还是已经使用多年的天然气管道，都需要建立起管道完整性管理体系。

天然气管道完整性是指天然气管道一直处于安全可靠的服役状态，这包括管道物理和功能的完整、管道一直处于受控状态，运营商积极对管道进行检修维护。天然气管道的完整性管理就是要保障天然气管道的完整性，需要对所有影响管道完整性的因素进行管理。

天然气管道完整性管理是一个综合的一体化的管理体系，首先需要建立起一个完整的管道机构，制定工作计划及流程。在确定了计划可行之后还需要进行风险分析，从而保证管道的安全运营。由于天然气管道的风险因素很多，且很多因素都不稳定，所以风险分析不但十分必要且十分重要。铺设管道时需要从原材料的选取开始严格把关，杜绝施工失误以及违规，力求把人为原因的风险降到最低。对于以及投入使用的管道，需要定期的检查以及维护。除此之外对管道进行完整性评价也是十分必要的，完整性评价可以衡量完整性管理的效果，改善其中的不足。对于天然气管道完整性管理的相关工作人员，相关部门需要对其开展培训工作，不断提高工作人员的职业素养，完善专业知识以及普及新科技。让工作人员的职业素养一直保持在较高的水平上。

总结

天然气在人们的日常生活中扮演着十分重要的角色，所以天然气的运输安全十分重要。由于天然气易燃易爆的特点，在天然气的使用和运输中要十分注意安全性。天然气主要通过管道运输，所以对于天然气管道的完整性管理十分有必要。但是我国的天然气管道完整性管理尚且处于发展阶段，需要相关专家和从业人员的不断努力。从点滴做起，确保天然气管道始终安全可靠，保证管道的安全运行。

参考文献

[1]郑津洋，马夏康，尹谢平.长输管道安全.化学工业出版社，2004

[2]严大凡，张劲军.石油与天然气工程学：油气储运工程.中国石化出版社，2003

[3]王显政.安全评价.煤炭工业出版社，2004

作者简介

12.天然气管道安全操作 篇十二

近年来,国内外很多学者开展了天然气管道安全距离的研究,但大多从管道失效后果影响范围方面进行考虑[1,2],缺乏事故失效概率分析,并未从个人风险角度对管道安全距离进行确定,这主要是因为国内缺少统一的天然气管道个人风险可接受标准。2014年4月22日国家安全监管总局发布了《危险化学品生产、储存装置个人可接受风险标准和社会可接受风险标准》,对天然气管道个人风险的可接受标准进行了明确规定[3]。基于个人风险分析确定天然气管道安全距离的方法,不仅要评价可能事故场景的后果,还要分析事故发生的概率,比基于失效后果确定管道安全距离的方法更加全面,结果也更加准确。本文在基于个人风险分析的基础上,给出了运用量化风险评价对新建及在役天然气管道安全距离进行确定的过程。以某段天然气管道为例,确定了不同人口密度场所与天然气管道的安全距离,可为安全规划及防护措施的制定提供依据。

1 计算模型

1.1 失效概率分析

引起天然气管道失效的风险因素可以分为以下几类[4]:

1)外部干扰,包括地表开挖等;

2)制造缺陷,包括管体制造过程中的缺陷等;

3)腐蚀,包括内腐蚀、外腐蚀等;

4)地层移动,包括泥石流、崩塌等;

5)其他,包括设计误差、雷电等。

管道的失效概率f是风险因素i和失效模式j的函数,有以下关系式[5]:

式中:fgi为风险因素i(i=1,2,3,4,5分别对应外部干扰,制造缺陷,腐蚀,地层移动,其他)的基础失效概率;ftj,为失效模式修正因子,是对风险因素i、失效模式j(j=1,2,3分别对应小泄漏、大泄漏和破裂)的相对失效概率;fa为风险因素i的失效概率修正因子。

其中,fgi,fti根据历史失效数据库统计得到,是根据管道的实际风险情况与失效数据库中管道情况对比得到的修正系数。

1.2 失效后果计算

高压天然气管道发生泄漏后,对周边的人员安全会造成巨大的威胁,天然气从管道内泄漏出来,其失效后果类型与泄漏速率、点燃时间、泄漏点环境等因素有关。管道发生泄漏时,若泄漏天然气立即遇到点火源,往往引发喷射火。如果泄漏天然气在扩散过程中未被立即点燃,且受空间的限制会造成天然气的不断积累而形成蒸气云团,此时遇到点火源,会引发蒸气云爆炸。研究表明:管道泄漏后,喷射火灾的热辐射作用和爆炸的破坏作用是管道周边人和建筑物的主要危害来源[6]。

1.2.1 泄漏速率[7]

天然气管道泄漏后,泄漏口处气体的泄漏速率取决于气体流动是属于亚音速流动还是音速流动,当式(2)成立时,气体流动属于亚音速流动

当式(3)成立时,气体流动属于音速流动

式中:Pa为大气压力,pa;Pc为泄漏口处压力,pa;γ为气体比热比。

气体呈音速流动时,泄漏口处泄漏速率由式(4)计算

式中:Qs为天然气泄漏速率,kg/s;α为气体泄漏系数;P2为管道内上游压力,pa;T2为管道内上游温度,T;M为天然气分子质量,kg/mol;R为理想气体常数,J/(mol·K);Z为气体压缩因子;Ah为泄漏孔面积,m2。

随着管道内压力下降,气体会由音速流动变为亚音速流动,泄漏口处泄漏速率的计算公式为

1.2.2 天然气扩散

如果天然气管道发生小孔泄漏,天然气的泄漏为连续点源稳定泄漏,往往采用高斯烟羽模型

其中c(x,y,z)为给定地点(x,y,z)处天然气浓度,kg/m3;Qs为天然气泄漏速率,kg/s;σy,σz分别为横风向和垂直风向的扩散参数;μ为风速,m/s;x,y,z分别为下风向、横风向和离地面的距离,m。

如果天然气管道发生破裂,则天然气的泄漏往往为瞬态泄漏,这种情况往往采用高斯烟囱模型来描述瞬时泄漏气体的扩散[8]

式中:c(x,y,z,t)为给定地点(x,y,z)处,给定时间t时天然气浓度,kg/m3;σx为下风向的扩散参数。

1.2.3 喷射火

喷射火是天然气管道失效后果分析中最常见且形式较为复杂的一种火灾现象,喷射火对周边人员的伤害主要来自其强烈的热辐射。为了简化喷射火热辐射的计算过程,API RP521把喷射火看成由一系列位于喷射中心线上的点源组成,同时假设这些点源集中在泄漏源处,则距离泄漏源r处热辐射强度为[9]

式中:I为喷射火热辐射,W/m2;η为热辐射系数;ε为大气透射率;Hc为天然气燃烧热,J/kg;r为火焰中心距目标的距离,m。

1.2.4 蒸气云爆炸

如果天然气泄漏后,发生延迟点燃,在一定条件下(达到爆炸极限,存在受限空间)有可能引发蒸气云爆炸。蒸气云爆炸对人员的危害主要来自爆炸产生的冲击波。蒸气云爆炸的严重程度通常采用TNT当量法来计算[10]

式中:ΔP为爆炸超压,pa;r为爆炸中心距目标的距离,m;md为爆炸极限范围内天然气质量,kg;Hc为天然气燃烧热,J/kg;QTNT为标准TNT爆炸源的爆炸热,一般取4.52×103KJ/kg

1.3 死亡概率的计算

人员死亡概率作为天然气管道失效后果伤害载荷的函数,可以通过概率变量的线性化概率函数获得[11]

式中:Pd为死亡概率;s为积分变量;Pr为概率变量,描述具体伤害载荷(如压力、热辐射等)与受体伤害情况(比如死亡或受伤)的剂量——反应关系,如式(11)[11]

式中:a和b是反映具体伤害荷载和受体对伤害荷载感受性的经验常数,D是给定暴露时间下伤害荷载的剂量。

导致人员死亡的热辐射概率变量Pr表示为[10]

式中:t为人员暴露在火灾热辐射中的时间;I为受影响点处热辐射值。

导致人员死亡的超压概率变量Pr表示为[10]

式中:ΔP为受影响点处超压值。

1.4 个人风险的计算

个人风险是因各种潜在事故造成区域内某一固定位置内未采取任何保护措施的人员死亡的概率,通常用年死亡概率表示。对于区域内的任一危险源,其在区域内某一地理坐标处(x,y)产生的个人风险都可由式(14)计算[12]:

式中:f为管道失效概率;PM为气象条件概率;Pi为点火概率;Pd为人员死亡概率。

1.5 安全距离的确定

国家安全监管总局在对发达国家土地安全规划、安全距离确定方法进行广泛调研和分析的基础上,结合我国国情,于2014年4月22日提出《危险化学品生产、储存装置个人可接受风险标准和社会可接受风险标准》[3],其中包含新建管道及在役管道的风险个人可接受标准,见表1。

根据表1天然气管道个人风险可接受标准,可以将新建及在役天然气管道划分为四个风险区域Z1、Z2、Z3、Z4,如图1、图2所示。

2 应用实例

假设某天然气管道直径720 mm,压力6 MPa,为满足城市供气需求,计划在该在役管道附近新建一条天然气管道。选取其中穿越城市开发区的一段管道(长度约1.7 km)进行个人风险分析,确定在役及新建天然气管道与周边不同密度人群的安全距离。

利用式(1)计算得出此段天然气管道的失效概率,见表2。

注:运用式(1)计算失效概率时,国内缺乏天然气管道失效概率fgi、ftj的相关数据,本次计算中采用EGIG发布的欧洲天然气管道事故数据[4],失效概率修正因子fa根据管道的实际风险情况与EGIG失效数据库中管道情况对比得到。

结合失效后果的计算结果,得到天然气管道失效后距管道不同距离处个人风险变化曲线,如图3所示:

通过图3可以看出:对于在役管道,当个人风险值为3×10-5,10-5和3×10-6时,与天然气管道的最大距离分别为1 18,180和240 m,也就是说Z1、Z2、Z3、Z4区域的分界线为118,180和240m。

图4为在役管道个人风险曲线图,3×10-5个人风险等值线内不存在人员密集场所,说明Z1区域内个人风险属于可接受水平;1×10-5到3×10-5个人风险等值线内有低人员密度场所(人数<30人),但没有居住类高密度场所或公众聚集类高密度场所(30人≤人数<100人),说明Z2区域内个人风险也属于可接受水平;3×10-6到1×10-5个人风险等值线内允许有居住类高密度场所或公众聚集类高密度场所(30人≤人数<100人),但不允许存在学校、医院等高敏感区域或特殊高密度区域(人数≥100人),根据现有实地调研情况,该区域目前没有居住类高密度场所或公众聚集类高密度场所(30人≤人数<100人),也没有重要目标和特殊高密度场所如学校、医院、幼儿园、养老院等,因此Z3区域个人风险也是可以接受的。

目前为节约土地,新规划管道往往与原有管道并行,共用一个管廊带,但在原有管道位置规划的新建管道往往并不能满足风险可接受标准,这主要是由于新建管道个人风险可接受标准较之在役管道更为严格。通过图3可以看出,对于新建管道,当个人风险值为10-5,3×10-6和3×10-7时,与天然气管道的最大距离分别为180、240和302 m,也就是说Z1、Z2、Z3、Z4区域的分界线为180、240和302 m。

图5为在原管道管廊带新建管道的个人风险曲线图,与图4相比,新建管道风险区域要更大,如果在原先管道位置新建管道,Z1区域内会存在低密度人员场所(10-5个人风险等值线超过人员低密度场所边缘,为62 m左右),说明Z1区域是风险不可接受的;Z2区域及Z3区域内没有居住类高密度场所、公众聚集类高密度场所及高敏感场所等,Z2区域及Z3区域内个人风险也是可以接受的。通过对新建管道各风险区域内风险可接受性进行分析可以得出:如果在原管廊带规划新建管道,应该考虑到目前Z1区域内的风险是不可接受的,对新建管道的位置进行调整,应在现有在役管道下方62 m的地方规划。

3结论

1)给出了基于个人风险分析确定天然气管道安全距离的过程,并进行了实际应用,得到了在役及新建天然气管道周边不同人口密度场所的安全距离,可以为新建管道的规划及在役管道安全防护措施的制定提供依据。

2)目前,国内天然气管道安全距离的确定多从管道失效后果影响范围方面进行考虑,缺乏从个人风险分析角度确定天然气管道安全距离的研究,该方法是对天然气管道安全距离研究的有益补充。

参考文献

[1]王大庆,王晓黎.长距离输气管道周围安全距离的研究[J].石油工程建设,2007,33(6).5-7.

[2]Spyros Sklavounos,Fotis Rigas.Estimation of safety distances in the vicinity of fuel gas pipelines[J].Journal of Loss Prevention in the Process Industries,2006(19):24-21.

[3]国家安全监管总局.《危险化学品生产、储存装置个人可接受风险标准和社会可接受风险标准》(试行)[M].北京:国家安全监管总局,2014.

[4]EGIG Gas Pipeline Incidents Data Group.Gas incidents incidents 8th report 1970-2010[R].2010.

[5]张华兵,冯庆善,郑洪龙,等.油气长输管道定量风险评价[J].中国安全科学学报,2008,18(3):161-165.

[6]Jo,Y.D,Ahn,B.J..Analysis of hazard areas associated with high pressure natural-gas pipelines[J].J.Loss Prevention,2002,15:179-188.

[7]Yang Zhao,Li Xihong,Lai Jianbo.Analysis on the diffusion hazards of dynamic leakage of gas pipeline[J].Reliability Engineering and System Safety,2007,(92):47-53.

[8]王小完,马骥,骆正山.基于天然气管线泄漏蒸汽云爆炸危害分析[J].灾害学,2013,28(3):16-19.

[9]American Petroleum Institute.Guide for pressure-relieving and depressing systems[S].3rd ed.Washington,C:API Publication,1990.

[10]Lei Ma,Liang Cheng,Manchun Li.Quantitative risk analysis of urban natural gas pipeline networks using geographical information systems[J].Journal of Loss Prevention in the Process Industries,2013(26):1183-1192

[11]Lei Ma,Yongshu Li,Lei Liang,et al.A novel method of quantitative risk assessment based on grid difference of pipeline sections[J].Safety Science,2013,(59):219-226

13.原油天然气管道管理办法 篇十三

文件编号：QG/HBYT344-2012

修改次数：0 发行版本：C

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本办法规定了公司所属油气集输管道、内部油气输送管道、商品油气输送管道管理，及商品油气输送管道完整性管理等。

本办法适用于公司油气管道运行管理部门、单位。2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本办法的引用而成为本办法的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本办法，然而，鼓励根据本办法达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件中，其最新版本适用于本办法。

GB 17820《天然气》

SY/T 5536《原油管道运行规程》 SY/T 5922《天然气管道运行管理规范》 SY/T 7513《出矿原油技术条件》 《石油天然气管道保护法》 3 术语及定义 本程序采用下列定义

中国石油华北油田公司2012-06-27发布

2012-06-27实施

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3.1 油气集输管道：指公司管理的从单井到计量站、转油站、联合站的输油管道和单井到集气站、处理站的输气管道。

3.2 内部油气输送管道：指公司管理的联合站（气处理站）之间的输油输气管道。

3.3 商品油气输送管道：指公司管理的与用户直接交接的输油管道，与长输天然气管道及主要用户相关联的输气管道。输油管道主要有岔转站至华北石化交接站、任二联（任一联）至华北石化交接站、阿一联至赛汉末站；输气管道主要有永北东线、永北复线、苏大输气线、河石输气线、34#阀室至北部门站输气线、34#阀室至西部门站输气线、34#阀室至河间门站输气线、37#阀室至苏桥站双向输气线。

3.4 油气集输与处理生产管理：是指油气井产出的油、气、水，经计量站（集气站）、接转站（输气站）、联合站（气处理站）至外输合格原油（天然气）全过程的生产运行管理。

3.5 管道完整性管理：管道管理者为保证管道的完整性而进行的一系列管理活动。具体指管道管理者针对管道不断变化的因素，对管道运营中面临的风险因素进行识别和评价，不断改善识别到的不利影响因素，采取各种风险减缓措施，将风险控制在合理、可接受的范围内，最终达到持续改进、减少和预防管道事故发生，经济合理地保证管道安全运行的目的。

3.6 油气管道运行管理单位：主要指油气生产单位、华港燃气集团等单位。4 职责

4.1 运销部是商品油气输送管道的归口管理部门。4.1.1 负责商品油气输送管道完整性管理的推广指导。

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4.1.2 负责商品油气输送管道运行技术管理。

4.2 基建工程部是油气集输管道和内部油气输送管道的归口管理部门。4.2.1 负责公司所属油气管道，包括油气集输管道、内部油气输送管道和商品油气输送管道设施新建项目、改造项目建设的管理。4.2.2 负责油气集输管道和内部油气输送管道的运行技术管理

4.3 生产运行处负责公司生产应急保障系统的统一组织、调度、指挥；负责应急抢险队伍的协调与组织。

4.4 规划计划处负责油气管道设施新建项目、改造项目、管道完整性管理推广项目的前期工作与投资的计划下达。

4.5 质量安全环保处负责原油、天然气对外贸易和内部计量交接计量器具的检定、计量人员培训、发证；参与原油、天然气计量交接纠纷处理。负责油气管道危害因素辨识与风险评价的实施、负责油气管道的安全管理。4.6 油田保卫部（社会治安综合治理办公室）负责对预防和清理油气管道违章占压建筑工作的监督、检查、考核和指导。

4.7 各油气管道运行管理单位负责油气管道生产管理、管道完整性管理推广的具体实施。5 管理内容 5.1 油气管道投产

5.1.1 商品油气输送管道投产由公司成立的项目部或运销部组织实施。5.1.2 油气集输管道和内部油气输送管道投产分厂级和公司级项目。厂级项目由油气生产单位组织实施；公司级项目由公司成立的项目部或基建工程部组织实施。

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5.1.3 原油管道投产准备：

a）管道投产要针对管道自身特点编制好投产方案，投产方案根据项目性质分别由主管部门审定。

b）成立投产机构，统一领导和协调全线的试运投产工作，并按设计图纸和有关验收规范进行预验收。

c）生产管理组织机构健全，岗位人员培训合格，特殊工种操作人员应取得相关部门颁发的操作证书。

d）制定好各岗位生产管理制度、操作规程以及编制生产报表。e）做好投产前协议的签订工作，如交接协议、供电协议等，落实满足投产需要的油源。

f）对重新启用的原油管道应进行管道腐蚀状况调查和剩余强度评价。g）全线的清管和整体试压应在管线投油前进行，投产前应对全线进行线路巡查，检查管道沿线标志及伴行公路情况，要对管线全线设备状态及管道阴极保护系统运行情况进行检查。

h）要做好干线清扫工作，清管采用机械式清管器，可采用空气或清水做清扫介质，站间的清管次数不应少于三次，清管污物不应进入管网系统，污物的排放处理应符合环保要求。

原油管道投产依照SY/T5536《原油管道运行规程》执行。5.1.4 天然气管道投产准备

a）前期准备工作可参考原油管道投产准备前四项条款。

b）投产前要进行工程预验收，管线在投入使用前应进行干燥，干燥宜在严密性试验结束之后进行，干燥后保证管线末端管内气体在最高输送压力

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下的水露点比最低环境温度低5℃。

c）输气站试运应在站内工艺管线试压合格后进行，先进行单体试运，再进行整体试运，系统需连续平稳运行72h为合格。

d）管线内的空气置换应在强度试压、严密性试验、吹扫清管、干燥合格后进行；置换管线内空气应采用氮气或其他无腐蚀、无毒害性的惰性气体作为隔离介质，置换过程中管道内气流速度不应大于5m/s，当置换管线末端放空管口气体含氧量不大于2%时即可认为置换合格。

天然气管道投产依照SY/T5922《天然气管道运行规范》执行。5.2 油气管道运行管理

5.2.1 运销部负责商品油气输送管道运行参数技术指导。

5.2.2 基建工程部负责油气集输管道、内部油气输送管道的运行技术管理和参数报表收集分析工作。

5.2.3 各油气管道运行管理单位具体组织日常生产运行，按油气输送计划编制管道运行方案，保持各站工况的协调，保证输送任务的完成。定时收集各站运行参数，了解运行情况。及时对管道运行进行分析，并对存在问题提出调整措施。填报日常运行报表，定期向上级主管部门汇报管道运行情况，接受指导和指示。

5.2.4 进入内部油气输送管道和商品油气输送管道的原油要符合SY/T 7513《出矿原油技术条件》、天然气要符合GB 17820《天然气》标准。5.2.5 油气管道清管

5.2.5.1 各油气管道运行管理单位负责清管方案的编制工作。

5.2.5.2 运销部负责组织商品油气输送管道清管方案的审定。

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5.2.5.3 基建工程部负责组织油气集输管道和内部油气输送管道清管方案的审定。

5.2.5.4 各油气管道运行管理单位负责按审定的清管方案进行管道清管和管理工作。

5.3 油气管道保护和日常维护

5.3.1 各油气管道运行管理单位负责对所辖油气管道进行日常管理和维护。5.3.2 油气管道保护执行《石油天然气管道保护法》。

5.3.3 各油气管道运行管理单位组织专业人员管理，定期进行巡检，雨季或其他灾害发生时要加强巡线检查。

5.3.4 各油气管道运行管理单位要定期对穿越管段稳管状态、裸露、悬空、移位及受流水冲刷、剥蚀情况进行检查，出现问题及时恢复，保证油气管道运行安全，管道沿线的标志桩、测试桩、里程桩应齐全完整；定期检查站场绝缘、阴极电位、沿线保护电位，定期检查管道的防腐绝缘层状况，对达不到要求的应及时进行修复。

5.3.5 管道清理占压依照QG/HBYT 292-2009 《输油气管道违章占压建筑物管理办法》执行。

5.4 油气管道设施建设项目管理

5.4.1 油气管道设施建设项目包括油气集输管道、内部油气输送管道、商品油气输送管道设施的新建和改造。

5.4.2 各油气管道运行管理单位负责所辖油气管道设施新建和改造项目可行性研究报告建设方案的编制。

5.4.3 规划计划处负责组织油气管道设施建设项目可行性研究报告的审查

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和立项批复。

5.4.4 基建工程部负责组织油气管道设施建设项目的方案审查。运销部负责组织商品油气管道设施建设项目的技术方案审查。

5.4.5 油气管道设施新建和改造项目分厂级和公司级管理，厂级项目由油气生产单位组织实施，公司级项目由公司项目部或基建工程部组织实施。5.5 管道应急管理 5.5.1 应急方案编制

5.5.1.1 运销部负责《原油长输管道突发事件专项应急预案》、《天然气长输管道突发事件专项应急预案》的编制及修订工作。

5.5.1.2 各油气管道运行管理单位负责各自辖区管道的应急预案编制工作。5.5.2 应急演练依照QG/HBYT 077-2008 《应急管理程序》执行。5.5.3 应急处理由公司应急办公室或油气管道运行管理单位负责组织实施。5.6 计量交接协议及纠纷

5.6.1 运销部负责公司级计量交接协议的签订。

5.6.2 各油气管道运行管理单位组织签订厂级及厂级以下计量交接协议。5.6.3 运销部负责组织厂级（含厂级）以上商品油气计量交接纠纷的调查、协调、处理。

5.6.4 各油气管道运行管理单位组织厂级以下油气计量交接纠纷的调查、协调、处理。

5.7 管道完整性管理

5.7.1 运销部负责组织商品油气输送管道完整性管理推广和实施。5.7.2 基建工程部负责组织油气集输管道和内部油气输送管道完整性管理

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推广和实施。

5.7.3 各油气管道运行管理单位负责管道完整性管理的具体实施。5.7.4 管道完整性管理内容

管道完整性管理的核心内容包括数据采集与整合、高后果区识别、危害识别与风险评价、完整性评价、维修与维护、效能评价等6个环节。相关文件

6.1 QG/HBYT 077-2008 《应急管理程序》

6.2 QG/HBYT 292-2009 《输油气管道违章占压建筑物管理办法》

编写部门：运销部 基建工程部

编 写 人：赵学岭 刘福贵 钱剑星 刘义敏

审 核 人：王立清 李惠杰 审 批 人：黄