水煤浆的管道输送工程

水煤浆的管道输送工程（共8篇）（共8篇）

1.水煤浆的管道输送工程 篇一

对于加热输送工艺来说，加热原油所需要的燃料费用以及输油泵送原油时所需要的电力费用之和是评价该工艺的重要指标。在优化技术中，可采用“先炉后泵”的工艺流程，提高输油泵的运行效率，降低动力费用。对加热炉的结构进行改造有效地利用余热来提高热效率。在输油设备上采用热媒炉、热管加热炉以及节能型输油泵等这些高效设备，来减少油电方面的消耗和降低输油的成本。

所谓的改质就是将原油进行脱蜡、热裂化、脱沥青以及加氢裂化等一系列的炼制加工来改变原有的化学成分，改善其流动性，并且能够将轻馏分油的含量提高，加强油气长输管道的操作弹性。通过改质后生成的轻质油不仅使组分稀释，同时还能因为分子量的变小使蒸气压变大，增大管道的输送量。对于高含蜡原油来说，更加适合于脱蜡法，将原来的高含蜡原油与脱蜡后原油进行混合能够实现低温输送。由于这种方法需要安装一套加工的装置，成本花费上比较高，但是其前景还是比较被看好的。

加剂输送就是利用添加化学剂对原油的流动性进行有效地改善，在加剂输送中，对于长输管道来说，剪切对原油流动性的积累影响非常显著，利用对管道输送的剪切以及热力条件进行模拟以后，能够有效地掌握和控制获得添加剂的原油的流动性变化，其中我国的魏—荆输油管道就是采用加热加剂的方式来进行输送的。对于原油的凝点降低可以采用添加降凝剂，在原油进行改性以后，所含的析蜡温度保持不变，所以在输油管道运行温度降低的时候，便会有更多的胶质、蜡以及沥青质析出，将凝油或者其他的杂物一起粘附在输管道的内壁上，不仅降低了传热的系数，同时又减少了管道的输送截面，与低输量管道的运行的要求正好符合，对于原油的流速的提高以及散热的减少损失十分有利。相对于大输量的管道，流通面积的减少就会造成流动阻力的增加，需要进行定时清管。在工业运用的时候，含蜡原油对于降凝剂的选择非常的严格，在选择的时候可以通过对不同的两种或者是多种降凝剂进行复配，从而扩大它的使用范围，达到更好的降凝效果。同时还可以使用降粘剂、减阻剂、乳化剂以及稀释剂来对于原油的输送技术进行改善。

天然气饱和输送是针对于油田在较高压力下进行的油气分离，通过使天然气当中的一部分溶解在原油中，来降低原油中的粘度以及减少管输摩阻的一种方法，为了避免将天然气从原油中分离出来，在管道输送的过程中要将输油管道、设备的压力与分离压力相等或者高于分离压力。通过在实践中发现，在等温输送高粘原油的时候采用这种方法更加地有效。

轻质原油稀释的输送技术的主要原理就是按照稠油和轻质油的配比进行稀释输送，通过在原油加入适当的轻质油作为稀释剂，使原油的粘度降低下降，摩阻减小，流动性增加，从而可以达到降粘增输的目的，当稀释的比例和混合的温度在选择得当的时候就可以有效地提高输油量，达不到减阻增输的效果。目前该技术也已在我国输油管道中得到广泛的应用。对于油气管道的输送性能的技术还有很多，比如液体弹性波输送、低粘液环输送、旋流输送、磁性液体粘性减阻输送、避免振动减阻输送、仿生非光滑表面减阻输送以及物理场处理输送等等方法都为管道在清蜡、防垢以及减阻增输提供了更多的新工艺，对管道流体的输送以及控制，都是非常重要的。

对于我国目前油气管道的建设而言，还有很多地方需要进行改进，同时怎样才能使我国的输油技术达到一个更高的水平，对于油气工业来说也是一个巨大的挑战，不仅仅在设备上要进行优化，同时对于输送技术上还要进行不断地创新，从每一个细小的环节着手，加强我国油气工业的建设，推进经济和社会的向前发展。

2.水煤浆的管道输送工程 篇二

关键词：原油管道,输送性能,管道输送,原油

1 原油管道输送现状

20世纪70年代以来, 随着原油长输管道建设, 我国原油管道输送技术不断发展, 水平逐渐提高, 主要表现在:改造及新建管道采用密闭输送工艺;90年代后新建的管道, 均采用SCADA系统, 管道自动化控制管理系统与管道同步投产;高凝高黏含蜡原油输送、低输量运行的加热及加剂综合处理工艺达到世界领先水平;降凝剂、减阻剂性能达到国外同类产品水平;管输综合能耗逐年下降。近年来, 我国先后建成的日照—仪征原油管道、铁岭—秦皇岛原油管道已集中体现了我国长输管道所达到的技术水平。

尽管我国原油储运技术已发展的较为成熟, 但仍与国外国家在某些方面存在一定差距。例如“高凝点、高含蜡、高胶质沥青质”的“三高”原油管输研究还远未成熟;我国与国外国家在长输管道工艺方法上水平相当, 但在运行管理上以及输油设备的有效利用率上还存在着一定的差距。当前, 原油管道输送过程中主要存在的问题有以下几点:

1.1 输送过程中的油气损耗问题。

任何油品在输送过程中都会存在一定的油品挥发损耗问题, 在输送过程中, 原油成分中含有一定量的石蜡和沉淀物非常容易附在管道的内壁上, 造成原油成分的变化, 进而导致油品的损耗。

1.2 输送过程中因摩擦力导致的动能损失。

在管道输送过程中, 原油与管壁之间的相互摩擦, 会产生大量热量, 导致动能能量的损失。我国的原油多为“高凝点、高含蜡、高胶质沥青质”的“三高”原油, 当凝点的温度高于周围的环境温度时, 输送工作就变得很难实现。

1.3 高含蜡原油的结蜡问题。

管道输送过程中, 管道内壁上粘附的石蜡会随着时间的延长愈加明显, 就会生成结蜡, 如果不及时清除, 它的厚度会逐渐增大, 严重影响管道输送能力和效率。

2原油管道输送技术

当原油在管道中流动时, 由于其具有很强的粘性, 原油与管壁之间发生相对运动, 出现流动阻力, 这将造成动能能量的损失。因此, 原油本身的物理性质和管道内壁的光滑度就是决定输量的主要因素, 改善原油本身特性和原油管道的输送性能就能够实现减阻的目的。到目前为止, 我国原油管道普遍采用密闭输送工艺, 已可以实现原油/成品油顺序输送以及冷热油的顺序输送;对“三高”原油采用热处理和加剂的处理工艺。

2.1 加热输送工艺

对“高凝点、高含蜡、高胶质沥青质”的“三高”原油, 管道输送中一般采用加热输送的方式。这种方式可以充分提高原油的温度来降低油品的粘度和凝固点, 从而减小管道在输送时与管壁摩擦产生的摩擦阻力。要想有效地防止凝管事故的发生, 一般应将油品的输送温度保持在高于油品凝点3-5℃以上。在长输原油管道沿线可以设置加热站, 也可以利用管道地上和地下保温的方式来减小轴向温降, 避免因粘度增大造成管道摩擦阻力的增大。

2.2 加剂输送工艺

加剂输送的原理是:通过添加化学剂来有效改善原油的流动性。加剂输送所添加的溶剂有降凝剂、降粘剂、减阻剂、乳化剂以及稀释剂等, 目前对于长输管道来说使用最广泛的是降凝剂, 降凝剂又称为蜡晶改良剂或者倾点抑制剂, 降凝剂能有效的抑制蜡晶形成树枝结构, 从而降低原油凝固点, 保证原油在低温下也能高效运输。

稀释剂是轻质原油、馏分油以及天然气凝析液三者混合的混合体。实际应用中, 通常是在原油中加入适当轻质油作为稀释剂, 使原油的粘度降低下降, 流动性增加, 摩擦阻力减小, 进而达到降低粘度、增加输量的目的。

2.3 改质输送工艺

改质输送是通过将原油脱蜡、热裂化、脱沥青以及加氢裂化等一系列炼化加工的方法改变其原有的成分构成, 改善其流动性, 进而将轻馏分油的含量提高, 使长输管道在输送原油方面具有更强的操作弹性。这种方法需要安装一套专门的加工装置, 成本较高。

2.4 微波加热技术

使用微波处理可以打断原油中的化学成分, 降低这些成分的凝固点和屈服应力等, 进而降低原油粘度。通过微波处理的油品成分基本都已发生变化, 所以在低温状况下粘度不会反弹。在实际应用中应用也较为广泛。

3 结语

3.水煤浆的管道输送工程 篇三

关键词：农产品；水力输送；流量；荷重；能耗

中图分类号： TV131.2 文献标志码： A

文章编号：1002-1302（2015）03-0358-02

近年来，农产品运输业的健康发展受到越来越多的关注。改进和开发农产品新能源运输设备是现代农业产业运输链实现低碳环保的重要环节[1-3]。筒装农产品水力输送技术就是在此基础上提出的一种新型的农产品物流输送技术。该技术是以水作为载体，将农产品装盛并密封于圆筒状的管道车内，通过加压装置在封闭管道内推动管道车运动，以此来输送物料的一种新兴的输送方式[4-6]。该技术具有运行成本低、效率高、占地少、管道布置不受地形限制、无污染、安全可靠和不受天气影响等优点。能耗作为影响该技术推广应用的一项关键评价指标，其大小直接影响该技术的推广应用前景。筒装农产品管道水力输送技术中，影响该技术能耗的因素很多，其中主要有物料的重量、环状缝隙宽度、流量等。本研究首先通过试验获得大量试验数据，然后通过标准回归系数法对管道车运动过程中筒装农产品管道水力输送能耗的影响因素进行敏感性分析。筒装农产品装置结构示意图如图1所示。

1 试验数据的获得

1.1 试验装置

本试验装置[7-9]见图2。试验分管路径长100 mm，壁厚5 mm，总长44 m，管路有平直管段和弯管段组成。测试段沿程布置9个测点，试验采用控制变量法。

3 能耗影响因素研究

能耗作为筒装农产品管道水力输送技术的一个关键性指标，其高低直接影响着输送物料的动力能源，并进而影响到该技术的可行性。因此，对能耗的研究至关重要。利用试验数据，对影响筒装农产品管道水力输送能耗的因素作出敏感性分析，主要分析各因素对能耗的影响程度，以便对该技术进行改进，力求使该技术在消耗相同能量的情况下尽可能多地输送物料。本研究中的能耗包括水流自身摩擦消耗的能耗、水流与管道之间摩擦消耗的能耗和真正用于推动管道车运行时消耗的能耗。本研究主要考虑影响筒装农产品管道水力输送能耗的因素有：环状缝隙宽度（B）、荷重（G）、流量（Q）、单位能耗（ΔE）。

结合筒装农产品管道水力输送试验，对筒装农产品管道水力输送能耗的影响因素进行分析，结果表明B、G和Q均会对能耗产生影响，其影响程度Q>B>G，这为进一步研究和实际应用中优化运输条件提供了参考，以便确定最佳的运输模式。

[BT1+*2]4 结论

筒装农产品管道水力输送作为一种节能环保的水力输送方式，其技术是否可行取决于输送能耗的大小。本研究通过大量的试验数据，采用标准回归系数法对筒装农产品管道水力输送能耗的影响因素进行了敏感性分析，发现环状缝隙宽度B、荷载G和流量Q均会对筒装农产品管道水力输送能耗产生影响，其影响程度依次为Q>B>G。本研究对进一步优化筒装农产品管道水力输送技术参数提供了理论依据。

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[10]白新桂. 数据分析与试验优化设计[M]. 北京：清华大学出版社，1986.

4.天然气输送管道站场检查标准.. 篇四

目录

18.1组织机构与职责…………………………………………………157 18.2制度与资料………………………………………………………157 18.3 HSE活动 ………………………………………………………159 18.4设施………………………………………………………………160 18.5设备………………………………………………………………166 18.6生产作业…………………………………………………………167 18.7检维修作业………………………………………………………170 天然气输送管道站场

18.1 组织机构与职责 18.1.1 组织机构

天然气输送管道站场应成立HSE管理小组，站长任组长，分管安全副站长任副组长，成员包括大班人员、各运行班班长、仪表工、技师、技术人员等。18.1.2 职责

HSE管理小组负责安全、环保、职业卫生、消防、应急等工作，具体职责如下： a)学习并贯彻落实国家和中国石化有关安全、环保、职业卫生、消防、应急等方面的法律、法规、标准、规范和制度；

b)制定HSE工作计划、HSE管理目标和应急预案； c)落实各岗位HSE职责；

d)定期召开HSE管理小组会议，检查HSE工作计划完成情况；对发现HSE管理工作中存在的重大问题，应及时研究处理；

e)检查HSE管理制度、HSE作业指导书和各项技术措施的落实情况，发现违章指挥、违章作业、违反劳动纪律的现象应及时纠正；

f)定期组织HSE检查，并做好记录；对发现的问题和隐患进行整改，不能整改的及时上报；

g)组织对新入厂和转岗员工进行站级HSE教育；对员工进行经常性的HSE意识、知识和技能培训，开展岗位技术练兵和应急演练；

h)负责对直接作业环节作业许可证的申请或审批，组织落实好各项防范措施； i)发生事故时，应按应急预案要求及时报告和处置； j)组织HSE考核，表彰奖励对HSE工作做出贡献的员工； k)建立健全干部值班制度，做到24小时干部带班。18.1.3 要求

18.1.3.1 站长是HSE管理的第一责任人，对本单位HSE管理全面负责，并与上级签订HSE管理责任状。

18.1.3.2 全体员工应与站长签订HSE责任状。

18.1.3.3 关键装置、要害（重点）部位应实行干部联系（承包）制度。

18.2 制度与资料 18.2.1 制度

天然气输送管道站场的制度应有但不限于以下内容： a)HSE责任制； b)HSE检查规定； c)隐患治理管理规定； d)教育培训管理规定； e)直接作业环节管理规定； f)消防管理规定； g)环境保护管理规定； h)职业卫生管理规定； i)应急管理规定； j)事故管理规定； k)HSE考核管理规定；

l)关键装置、要害（重点）部位安全管理规定； m)承包商安全管理规定； n)治安保卫管理规定； o)危险化学品管理规定； p)干部值班安全管理规定。18.2.2基础资料

天然气输送管道站场应有但不限于以下内容： a)HSE组织机构网络图；

b)平面布置图、消防设施布置图、工艺流程图、逃生路线图；

c)含火灾爆炸、管线泄漏、自然灾害、人身伤害、环境污染等内容的应急预案； d)安全设备和安全附件清单。18.2.3 台帐

18.2.3.1 HSE台帐应有但不限于以下内容：

a)HSE组织； b)HSE会议； c)HSE检查； d)隐患治理； e)HSE教育；

f)作业许可证及重大作业； g)消防器材；

h)环保设备、设施台帐； i)污染物排放、治理情况台帐； j)员工健康档案； k)劳动防护用品发放； l)应急演练； m)事故管理； n)HSE考核。

18.2.3.2 检测记录应有但不限于以下内容：

a)安全设备和安全附件； b)防雷防静电； c)仪器仪表； d)绝缘工（用）具； e)管道检测； f)环境监测；

g)环保设备、设施运行情况记录； h)特种设备。18.2.4 证书

18.2.4.1 天然气输送管道站场应持有国家有关政府部门颁发的公司级“安全生产许可证”（复印件）。

18.2.4.2天然气输送管道站场应持有按国家政府有关规定要求的有效证件（复印件）。18.2.4.3 锅炉、压力容器、压力管道、站内机动车辆等特种设备应具有有效的注册使用登记证件。

18.2.4.4 人员资格证书应符合以下规定：

a)站长、副站长、HSE监督员应持有“安全生产管理资格证”； b)特种作业人员应持有“特种作业操作资格证”；

c)在含有硫化氢地区作业人员应持有“防硫化氢技术合格证”； d)炊事人员应持有健康合格证； e)员工应持有HSE上岗证。

18.3 HSE活动 18.3.1 HSE会议

18.3.1.1 天然气输送管道站场每月应至少召开1次HSE管理小组会议。18.3.1.2 天然气输送管道站场每月应至少召开1次HSE全员会议。18.3.1.3 班组每周应至少召开1次HSE会议。18.3.2 HSE检查

18.3.2.1 天然气输送管道站场每周至少组织1次HSE检查。18.3.2.2 班组每日应进行1次巡回检查（含HSE检查内容）。18.3.3 教育培训 18.3.3.1 站长、副站长、HSE监督员取证后每年应参加HSE再教育培训，时间不少于16学时。

18.3.3.2 班组长每年应参加HSE再教育培训，时间不应少于24学时。18.3.3.3 新入站、转岗员工上岗前应接受HSE教育，时间不少于24学时。18.3.3.4 对员工应进行日常HSE教育。18.3.3.5 对外来施工人员进行施工前HSE教育。18.3.4 危害识别

天然气输送管道站场全体员工应对所处环境、设施、设备和作业过程进行危害识别，对存在的风险进行登记、整改，不能整改的及时上报。18.3.5 应急演练

天然气输送管道站场每季度应至少对火灾爆炸、管线泄漏各进行1次应急演练，并做好记录。

18.4 设施 18.4.1 布置

18.4.1.1 天然气站场区域安全防火间距应符合以下规定：

a)天然气站（场）与居民居住房屋、村镇、公共福利设施、相邻厂矿企业、国家铁路线、35KV以上独立变电所的防火间距不小于30m；

b)与工业企业铁路线、高速公路的防火间距不小于20m； c)与其他公路的防火间距不小于10m；

d)与架空电力线路、架空通信线路的防火间距不小于1.5倍杆高； e)与爆炸作业场所（如采石场）的防火间距不小于300m。18.4.1.2 站内安全平面布置应符合以下规定：

a)天然气输送站内安全防火间距应符合表18.1的规定；

b)工具房、办公室辅助生产设施与露天油气密闭设备及阀组的防火间距应不小于12 m； c)变电区、配电室与露天油气密闭设备及阀组（天然气工艺流程区）的防火间距应不小于10m。

d)放空管排放口与明火或散发火花地点的防火间距不小于25m。

e)阴极保护室、计量仪表间、值班室与天然气工艺流程区的防火间距应不小于5m。f)五级天然气站场值班休息室（宿舍、厨房、餐厅）距甲、乙类工艺设备、容器、厂房、汽车装卸设施不应小于22.5m；

g)当值班休息室朝向甲、乙类工艺设备、容器、厂房、汽车装卸设施的墙壁为耐火等级不低于二级的防火墙时，防火间距可减小（储罐除外），但不应小于15m，并应方便人员在紧急情况下疏散。18.4.1.3 站内排水沟、下水道、水封井无油污、无杂物，盖板齐全完整，新建站必须建立单独的雨水污水排水系统。18.4.2 安全环保标志

18.4.2.1 标志的设置原则应符合以下规定：

a)应设在所指目标物附近的醒目地方；

b)应保证操作人员能识别出所指示的信息隶属于哪类对象物；

c)应保证在昼夜均能清晰可辨、固定牢靠，安全标志牌的外形尺寸通常为40cm×50cm。18.4.2.2 天然气站场应设置“禁止非工作人员入内”； “当心火灾”；“当心天然气爆炸”；“禁止乱动阀门”；“禁止用汽油擦物”；“必须穿戴防护用品”；“严禁烟火”；“侧身缓慢开关闸门”；“禁止酒后上岗”；“必须戴防火帽”；“保护环境，防治污染”；“环境保护是我国基本国策”等安全标志。

18.4.2.3 消防器材存放处应设置“禁止乱动消防器材”标志。18.4.2.4 配电箱（盘）标有“当心触电”标志。

18.4.2.5 配电室警示牌齐全，安放位置正确，变压器设置“高压危险、禁止攀登”等标志。18.4.2.6 化验室应设置“注意通风”标志，危险化学试剂的储存室应有相应的安全标志等。18.4.2.7 维修工房应设置“当心弧光”等。

18.4.2.8 天然气输气站生产区域的明显位置应设置防火防爆、禁止烟火标志。18.4.2.9 输气管道应设置以下安全标志：

a)沿线设置里程桩、转角桩、交叉和警示牌等永久性标志；

b)埋地管道与铁路、公路、河流和地下构筑物的交叉处两侧应设置标志桩（牌）； c)易遭到车辆碰撞和人畜破坏的管段应有警示牌；

d)特殊地段设置转角桩/穿跨越桩/交叉桩/结构桩/设施桩/警示牌，跨越管段两侧应设立“禁止通行”标志；

e)天然气输送管道应该在沿线设置宣传警示牌。18.4.2.10 对关键设备装置、阀门等设施挂牌标识。18.4.2.11 污染物排放口应按国家环保要求设立排放口标志。18.4.3 天然气输气站流程区

18.4.3.1 生产区域严禁使用非防爆通信器材。

18.4.3.2 管线应采用地上或埋地敷设，不宜采用管沟敷设；管线穿越车行道时宜采用套管保护。

18.4.3.3 进出站管线应设置具备手动功能的截断阀。

18.4.3.4 分布在空旷沙漠地区的输气站，宜设置避雷设施，其接地电阻应不大于10Ω。18.4.3.5 过滤分离设施的检查应符合以下规定：

a)安全附件（压力表、安全阀、液位计、排污阀）齐全，定期检校验，在检定周期内使用；

b)应定期根据运行状况检查、清洗、更换过滤网设施。

18.4.3.6 调压阀、计量仪表定期检校验，不泄露。设备、管汇无渗漏。干线及站场应根据集输流程分布情况，设置超压放空和压力高、低限报警设施。18.4.3.7 清管设施的检查应符合以下规定：

a)在进出站的管段、站外管道上应安装清管器的通过指示器，并应将指示信号传至站内；

b)清管器收发筒上的快开盲板，不应正对距离小于或等于60m的居住区或建筑物区；当受场地限制无法满足上述要求时，应采取相应安全措施；

c)清管末站应设置清管排污回收设施。

18.4.3.8 排液回收装置设施的压力表、安全阀、液位计、排污阀等安全附件齐全，定期检测。

18.4.3.9 在操作间、计量间应安装可燃气体检测仪；天然气含硫地区应安装有毒气体检测报警仪。

18.4.3.10 阀门开关灵活，无泄漏现象。

18.4.3.11 站场管网、汇管及受压容器不得任意开孔接管。

18.4.3.12 站场工艺装置区、计量工作间的电气设备及照明安装符合防爆要求。

18.4.3.13 分离器、分水器及工艺管网低点要定期排放污水，并有具体的防冻（寒冷地区）、防火措施。18.4.4 放空设施

放空设施应保持畅通，并应符合以下要求：

a)输气站应在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置泄压放空设施； b)输气干线上下游均应设置放空管，放空阀直径应与放空管线直径应相等； c)放空管线出口应设置在不致发生火灾危险和危害居民健康的地方，其高度应比附近建（构）筑物高出2m以上，且总高度不应小于10m；

d)严禁在放空竖管顶端装设弯管，放空竖管应有稳管加固措施；

e)放空竖管底部弯管和相连接的水平放空引出管必须埋地，并必须用地锚固定； f)放空管线必须装设避雷针。

18.4.5 监测设施

天然气输送管道站场的计量间、阀组间、装置区、收发球间、装卸设施应安装可燃气体检测报警器，并应符合以下规定：

a)可燃气体检测报警器的检测器的数量应满足被检测区域的要求。每个检测器的有效检测距离，在室内不宜大于7.5m，在室外不宜大于15m；

b)可燃气体报警控制器应安装在有人值守的操作室或值班室；

c)安装和使用的可燃气体检测报警器应有经国家指定机构认可的计量器具制造认证、防爆性能认证和消防认证；

d)检测器安装高度应根据可燃气体的密度而定，当气体密度大于0.97kg/m（标准状态下）时，安装高度距地面0.3～0.6m；；当气体密度小于或等于0.97kg/m(标准状态下)时，安装高度距屋顶0.5～1.0m为宜；

e)检测器和报警控制器应以受到最小振动的方式安装，并注意防水； f)可燃气体检测报警器应进行定期检查、维护，并做好检查记录； g)可燃气体检测报警器每年应至少校验1次；

h)视频监视系统安装在泵房、阀室、装卸区，运行正常，摄像头无损坏； i)阴极保护设施应至少每季度检查1次；

j)污染物排放口应按国家环保要求进行规范化整治，设立排放口标志，便于环境监测； k)环保自动在线监测仪器仪表工作正常。18.4.6 电气设施

18.4.6.1电缆应符合以下规定：

a)生产作业场所的配电电缆应无老化、破损和裸露现象，宜采用直埋；

b)直埋电缆的埋设深度，一般地段应不小于0.8m，在耕种地段不宜小于1.2m，穿越道路要穿金属保护管,走向设标记牌；

c)电缆与地上输油管道同架敷设时，应采用阻燃或耐火型电缆，且电缆与管道之间的净距应不小于0.2m。

18.4.6.2变压器应符合以下规定：

a)变压器架设高度低于2.5m时要安装围栏，围栏高度不低于1.5m； b)变压器台周围5m内不得有树木、油污、杂草及其它易燃物；

c)应每月检查1次变压器油枕，油温、油位正常，无渗漏，油品检验合格。18.4.6.3 配电室应符合以下规定：

a)警示牌齐全，安放位置正确。

b)禁止使用国家明令淘汰禁止使用的电气设备。

c)有应急照明灯，连续供电时间不少于20min，每周试验1次。d)变配电间完好不漏雨，门窗外开；室内地坪应比室外地坪高出0.6m。e)有防水和防小动物进入的设施（有防鼠板），电缆出入口封堵严密。f)每年在雷雨季节前进行高压试验和电路绝缘检查。

g)配电柜周围应有绝缘垫，配电柜安装的指示仪表及电器元件完好，清洁。h)用电保护工具和用具配备齐全，用具6个月、工具1年检测1次。i)每半年对静电接地装置的接地电阻、消静电设备等测试1次。18.4.6.4 发电机组应符合以下规定：

a)发电机房完好不漏雨，通风良好，照明合理，有应急照明灯；

33b)发电机应每周试运1次，运行时间30min以上； c)联轴器保护罩完好；

d)设备及电气线路符合安全规定并完好，自发电系统启动前与工业电网应可靠隔离； e)接地、继电保护等符合规定，保护接地连接牢固； f)仪表、工具防护用品符合规定、有效； g)发电机排烟口应安装阻火器； h)保持发电机三滤清洁； i)油、水品质适用于所用机组； j)电瓶处于备用状态。18.4.7 防雷防静电设施

18.4.7.1 地上或管沟内敷设的天然气管道，在进出装置或设施处、爆炸危险场所的边界、管道泵及其过滤器、缓冲器、管道分支处以及直管段等每隔200-300m处部位应设防静电接地装置。

18.4.7.2 钢储罐防雷接地引下线不应少于2根，并沿建筑物四周均匀对称布置，间距不应大于30m。

18.4.7.3 高架原油罐的罐体必须设置2处以上防雷防静电接地装置，接地电阻值不大于10Ω。

18.4.7.4 压力储罐必须设防感应雷接地装置，冲击接地电阻不应大于30Ω。

18.4.7.5 罐车装卸场所、油气分离器，应设防静电专用接地线，专设的静电接地体的对地电阻值不应大于100Ω，在山区等土壤电阻率较高的地区，其对地电阻值也不应大于1000Ω。当其它接地装置兼作静电接地时，其接地电阻值应根据该接地装置的要求确定。

18.4.7.6 防雷、防静电设施应齐全完好，每年雷雨季节来临之前应对防雷装置接地电阻测试1次。

18.4.7.7 电器设备应安装保护接地装置，接地电阻小于4Ω。

18.4.7.8 防雷接地、防静电接地、电气设备的工作接地、保护接地及信息系统的接地等，共用接地装置时，其接地电阻不应大于4Ω。18.4.8 消防设施

18.4.8.1 计量间、化验室、维修工房、库房、办公室、会议室、食堂等场所应按危险等级和室内面积的需要配备相应的消防器材。18.4.8.2 灭火器的存放应符合以下规定：

a)灭火器应设置在位置明显、便于取用的地点，且不得影响安全疏散；

b)手提式灭火器应安放在挂钩、托架或专用箱内，露天设置时应防雨、防尘、防潮； c)灭火器不得设置在超出其使用温度范围的地点。18.4.8.3 消防器材的管理应符合以下规定： a)消防器材不应挪做它用，应保持完好，灭火器箱不得上锁；

b)岗位人员对消防器材应做到会使用、维护，每月有专人至少检查1次并作好记录。18.4.9 辅助设施

18.4.9.1 化验室的检查应符合以下规定：

a)化验室应有强制通风设施，在操作期间，保证通风良好，排风扇灵活好用，化验室门应向外开启；

b)化验室内电气线路应有漏电保护设施；

c)化验室内应按规定存放和使用各种药品、易燃易爆物品，不准用塑料器具盛放汽油，化验室化验用溶剂油存放量不能超过当日使用量；

d)化验室操作台、样桶清洗机、配电盘应铺设绝缘胶皮；

e)根据化学试剂的种类、性能，配备个人防护用品、用具，分类存放，并有专人保管； f)每年应至少进行1次有毒有害气体检测，并保存记录。g)所使用的防爆电器设备和线路应符合防爆等级； h)化验时所排的污、残液应排到指定的排污池。18.4.9.2 维修工房的检查应符合以下规定：

a)维修工房内必须保持清洁卫生，无杂物，设备设施应摆放整齐，有安全操作空间； b)维修工房内各种电器设备外壳应有可靠的保护接地装置； c)设备的传动、运行、旋转部分应安装符合标准的安全防护装置； d)台钻、砂轮机等设备应铺设绝缘胶皮；

e)维修工房内氧气瓶、乙炔瓶不得同时存放，使用间隔距离不小于5m，不准有油污和烟火，必须有专人负责；

f)维修工房内不准停放自行车、摩托车等交通工具；

g)移动工具、手持式电动工具等临时用电设施，应做到“一机一闸一保护”。18.4.9.3 库房的检查应符合以下规定：

a)场地干净整洁，排水畅通，无障碍物； b)油品应分类存放，标志明显，容器无渗漏； c)库房通风良好； d)电气设施必须防爆。

18.4.9.4 采暖通风和空气调节设施的检查应符合以下规定：

a)输气站内有爆炸危险的场所，严禁使用明火采暖；

b)输气站生产和辅助生产建筑物（计量仪表室、通风机房、化验室机电仪表修理间等）冬季室内采暖温度应满足要求（8-18℃）；

c)严寒地区施工，必须有防冻措施,炎热季节施工，有防暑降温措施。18.4.9.5 站内应建立生活污水、垃圾处置设施，保证污水、垃圾得到妥善处置。18.4.10 生活设施

18.4.10.1办公区应设置良好的通风、空调及照明设施； 18.4.10.2饮食卫生的检查应符合以下规定：

a)应为员工提供合理、多样、新鲜、清洁，并符合国家食品卫生标准的食品和饮料； b)应为员工提供符合国家卫生标准的饮用水； c)应建立厨房卫生管理制度；

d)炊事员、管理员应执行食品卫生监督检查制度，预防食物中毒； e)炊事员、管理员应进行定期体检，持健康合格证上岗； f)炊事人员上岗应穿戴工作服并保持个人卫生； g)烹调用具、餐具应清洗干净并进行消毒； h)厨房内不准堆放杂物；生熟食品应分开储存；

i)储藏室和厨房操作间应有良好的通风条件，有防蝇、防鼠措施； j)厨房操作间应保持排水畅通，污水应封闭排放，垃圾应定点存放。18.4.10 职业卫生

18.4.10.1 办公区应设置良好的通风、照明或空调设施，室内应干净，整洁。18.4.10.2 应配备医疗器械及药品或与当地医院签订医疗合同；

18.4.10.3 应按规定配发合格的劳动防护用品，对员工进行劳动防护用品使用的培训，员工上岗应按规定正确穿戴劳动防护用品。

18.4.10.4 每年组织员工健康体检，建立职业健康监护档案，对职业损伤较大的人员及时调整工作岗位。18.4.11 环保设施

18.4.11.1 污染处理设施运行过程中各工艺参数必须达到设计标准；

18.4.11.2 通过污染处理设施处理后污染物排放必须达到国家和地方排放标准； 18.4.11.3制订非正常工况条件下和事故状态下的污染物处置、处理和排放管理措施，配置能够满足非正常工况条件下处置、处理污染物的环境保护设施，严禁不经处理直接排放； 18.4.11.4保证环保设施完好率>95%，运转率>95%。

18.4.11.5清管作业应估算排污量，将清除的污物进行收集处理，不得随意排放。18.4.11.6清管末站设置清管排污回收设施。

18.5 设备

18.5.1 过滤器、分离器、清管器、汇管等压力容器及压力管道

18.5.1.1 安装使用前应向当地政府主管部门进行登记，并取得《使用登记证》。登记标志应当置于该特种设备的显著位置。

18.5.1.2 对在用压力容器应当至少每月进行1次自行检查，并作出记录；进行自行检查和日常维护保养时发现异常情况的，应当及时处理。

18.5.1.3 安装、检验和修理应由政府主管部门批准的具有相应资格的单位和人员进行。18.5.1.4 应定期检验，安全阀一般每年至少校验1次，压力表每半年校验1次。18.5.1.5 压力管道的检测应按以下检测周期进行：

a)每年应至少进行一般检测1次；

b)在新建管道投产3年内应进行全面检测，以后视管道运行安全状况每5年检测1次，最长不超过8年检测1次；

c)对停用1年以上再启用的管道在使用前应进行全面检测；

d)对多次发生事故、防腐层损坏严重、修理、修复和改造后、受自然灾害破坏以及投用超过15年的管道，全面检测周期应适当缩短。18.5.2 长输管道

18.5.2.1 对管道标志的检查应符合以下规定：

a)输气管道沿线里程桩、转角装、交叉和警示牌等永久性标志是否齐全完好； b)阴极保护测试装可同里程桩结合设置；

c)埋地管道与铁路、公路、河流和地下构筑物的交叉处两侧应设置标志装（牌），检查是否完好；

d)易遭到车辆碰撞和人畜破坏的管段的警示牌是否完好，管道的保护措施是否有效。18.5.2.2 干线阀室应保持通风良好，每月应至少进行1次检查验漏。

18.5.2.3 阴极保护率达100%，阴极保护送电率应不小于98％，录取通电点电位准确．应定期对管道外壁进行测试。

18.5.2.4 对积水管段要及时进行清管作业，排除管内污水、污物，进行管壁的测厚检查。18.5.3 自控系统

18.5.3.1确保现场各检测仪表性能良好，设置准确。18.5.3.2 配备专业人员负责维护自控系统。

18.5.3.3 可燃气体和易燃液体的引压、取源管路严禁引入控制室内。18.5.4安全附件

18.5.4.1 安全阀每年应校验定压1次，校验后应加铅封。18.5.4.2压力表安装后每半年应校验1次，校验后应加铅封。18.5.4.3液位计显示清晰。

18.5.4.4呼吸阀、阻火器每年校验1次。

18.6 生产作业 18.6.1 一般规定

18.6.1.1 操作人员必须劳保穿戴整齐，做到持证上岗。18.6.1.2 进厂（站）人员禁止携带烟火，含酒精类饮料；禁止携带非防爆通讯器材、电子设备进入防火防爆区域，进站人员严格执行进站登记。

18.6.1.3 严禁未经批准的各种机动车辆进入生产装置、罐区及易燃易爆区。18.6.1.4 严禁堵塞消防通道及随意挪用或损坏消防设施。18.6.1.5 在有毒气体场所作业时穿戴防毒面具和防护服。18.6.1.6 严禁损坏厂内各类防爆设施。

18.6.1.7 严禁就地排放易燃、易爆物料及化学危险品。18.6.1.8 生产作业杜绝违章指挥、违章操作、违反劳动纪律。18.6.1.9 发现违章行为和隐患应及时整改，没有能力整改应及时上报。18.6.1.10 严禁雷雨、暴风雨、沙暴等恶劣天气进行施工作业。

18.6.1.11 严寒地区施工，必须有防冻措施,炎热季节施工，有防暑降温措施。

18.6.1.12生产作业中加强设备和管线的管理，杜绝“跑、冒、滴、漏”现象，产生的污染物的排放必须达到国家和地方的排放标准，不得将装置排出的超标污染物不经处理直接排放或转移到其它地方，造成二次污染，严禁使用稀释的方法排放有害废物。

18.6.1.13控制和减少噪声污染，对产生噪声的设备和装置应当采取消音、隔音、防震等有效措施，使其达到地方标准。18.6.2 天然气输送启运作业

18.6.2.1 启运前应进行现场流程检查：检查进出站管线阀门开、闭状态及阀门完好情况；检查作业现场及周边设备、管线、阀门无泄漏；检查确认外管道截断阀开关，检查自控仪表完好情况。

18.6.2.2 球阀操作时应平衡球阀前后两端压力，禁止在阀前后存在压差下强行操作。18.6.2.3 对衔接高、低压系统的重要阀门，必须密切监视阀前、阀后压力表示值，严防该阀内漏串通、损坏低压系统的仪器仪表及其它意外事故的发生。18.6.2.4 启运正常后，按规定进行巡检，测录取各种参数，填写报表。18.6.3 天然气输送停运作业 18.6.3.1 正常停运应符合以下规定：

a)接到上级停运指令，方能停运；

b)停运前将停运信息通报至上下游单位，做好配合工作；

c)停运后，检查进出站管线、阀门开、闭状态及阀门完好情况，检查作业现场及周围设备、管线、阀门无泄漏，检查确认外管道截断阀开关，检查自控仪表完好情况。对关键设备装置、阀门等设施挂牌标识；

d)做好停运记录并向上级汇报。18.6.3.2紧急停运应符合以下规定：

a)出现意外紧急情况，在确认必须停运的前提下，方能紧急停运； b)紧急停运的同时向上级部门汇报，并通报上下游单位，做好配合；

c)停运后，检查进出站管线、阀门开、闭状态及阀门完好情况，检查作业现场及周边设备、管线、阀门无泄漏，检查确认外管道截断阀开关，检查自控仪表完好情况。对关键设备装置、阀门等设施挂牌标识；

d)做好停运记录，迅速查明紧急停运原因，采取措施处理，并向上级汇报。18.6.4 清管作业

18.6.4.1 清管通球工作应有作业方案。

18.6.4.2 详细检查收发球设备、仪表，球筒应经严密性合格试验，快开盲板防松楔块完好。18.6.4.3 清管作业时，严禁操作人员正对盲板操作。

18.6.4.4 开盲板前球筒内压力必须降到零,放空阀全开；关盲板后应及时装好防松楔块。18.6.4.5 天然气排放速度应不大于5m/s。

18.6.4.6 发球收球前，应确认快开盲板无泄漏、发球筒切断阀及自动阀门灵活好用。18.6.4.7 清管作业放空与排污应符合以下规定：

a)清管作业应估算排污量，将清除的污物进行收集处理，不得随意排放；

b)对硫化物含量较高的天然气管道，打开收球筒前应对收球筒喷水湿式作业，防止硫化亚铁自燃；取球操作人员应配戴防硫化氢呼吸器。18.6.5 凝析油储罐排放作业

18.6.5.1 排放前应检查校对液位计，确认液位高度。18.6.5.2 排放时不准离人，应及时回收凝析油。18.6.5.3 油罐车装油前应熄火，并应有静电接地装置。

18.6.5.4 装油期间不得擦车和发动车,放油管插入油罐底部放油。18.6.5.5 装车速度不应大于4.5m/s，并严禁放生溢罐现象。

18.6.5.6 同时装油的车辆不得超过两台，两车停放地面的水平高度差不得超过10cm。装油完毕静置2min以上，才能提出放油管。18.6.5.7 油罐装好油后，严禁用明火烤发动机。18.6.6 放空作业

18.6.6.1 若流程、管道超压或检修，应进行放空。

18.6.6.2 放空作业前检查放空基础的牢固情况、点火装置的完好情况。18.6.6.2 放空的天然气应点火烧掉。18.6.6.4 应有警戒人员负责放空安全。18.6.7 天然气检测

18.6.7.1 进入输气管道的气体必须清除机械杂质。18.6.7.2 水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃。18.6.7.3 烃露点应低于最低环境温度。18.6.7.4 气体中硫化氢含量不应大于20㎎/m。18.6.8 硫化氢防护

18.6.8.1 保证操作人员所在工作区域内硫化氢的浓度为安全临界值15mg/m以下。18.6.8.2 当在硫化氢含量超过安全临界值的污染区进行必要的作业时，应配戴防护用具，且至少应有两人同行，以便相互救助。

18.6.8.3 在硫化氢浓度超高或浓度不清的环境中作业．应配戴正压式空气呼吸器。18.6.8.4 多人长时间在含硫环境中工作时应建立正压供气系统（压力范围0.5-0.7MPa）。18.6.8.5 在可燃气体、有毒气体的扩散与积聚场所，应设置可燃气体、有毒气体检测报警器。可燃气体检测器的有效覆盖水平平面半径，室内宜为7.5m；室外宜为15m；有毒气体检测器与释放源的距离，室外不宜大于2m，室内不宜大于1m。18.6.9 起重作业

起重作业应符合以下规定：

a)使用单位应按照国家标准规定对起重机械进行日检、月检和年检；

b)起重作业时必须明确指挥人员，指挥人员应佩戴明显的标志。起重指挥人员、起重工和起重机操作人员应持有国家政府颁发的、有效的《特种作业人员操作证》；

c)当起重臂、吊钩或吊物下面有人，吊物上有人或浮置物时不得进行起重操作； d)起重机械及其臂架、吊具、辅具、钢丝绳、缆风绳和吊物不得靠近高低压输电线路。必须在输电线路近旁作业时，必须按规定保持足够的安全距离，不能满足时，应停电后在进行起重作业；

e)在停工或休息时，不得将吊物、吊笼、吊具和吊索悬吊在空中；

f)在起重机械工作时，不得对起重机械进行检查和维修。不得在有载荷的情况下调整起升、变副机构的制动器；

g)下放吊物时，严禁自由下落（溜）。

18.7 检维修作业 18.7.1 管道巡护

18.7.1.1管道保护应由专业人员管理。18.7.1.2 应定期进行分区域巡线，18.7.1.3 雨季、风沙季节、冬季及其他灾害发生时加强巡线检查。18.7.1.4 发现问题应及时处理，不能处理时及时上报。18.7.1.5 穿越管段应在每年汛期过后加强检查。

18.7.1.6 管道架空部分及其附属设施的维护与保养必须根据其保养周期和内容进行，做到紧固、清洁、防腐和润滑。

18.7.1.7 跨越管段两端阀室内的截断阀应按4000h进行1次保养，截断阀的使用必须严格

33遵守操作规程。阀门或出现失灵现象，必须立即进行处理。

18.7.1.8 对跨越结构施行阴极保护的部位，应每季度进行1次保护电位测试，并做好记录和分析。18.7.2 管道检测

18.7.2.1 站应制定定期检测计划，经上级主管部门批准后实施。站应建立完善检测档案。18.7.2.2 油气管道分为一般检测（外观检测）内容包括管道损伤及变形、管道防腐层和绝热层、管道附件和安全装置、管道防护带和覆土、管道标志桩、锚固墩、测试桩、围栅、拉索、标志牌和电法保护系统。

18.7.2.3 全面检测内容包括一般检测的所有内容和管道测厚、土壤腐蚀性参数测试、杂散电流测试、管道监控系统检查及管内腐蚀介质测试。

18.7.2.4 油气管道在检测前应制定详细的检测方案，并认真组织实施。18.7.3 管道外防腐

18.7.3.1 管道外防腐应实施防腐绝缘层和阴极保护双重保护措施。

18.7.3.2 强制电流阴极保护电位，在施加阴极电流的情况下，测得管/地电位为-850mv或更低；当土壤或水中含有硫酸盐还原菌且硫酸根含量大于0.5%时为0.95V或更低。18.7.3.3 管道出现以下条件之一者，应进行管道防腐绝缘层检测、检修：

a)阴极保护站的恒电位仪输出电流较以注明显上升，保护段电位下降，保护距离递减； b)管道使用10年以上；

c)管道的防腐层发生剥离等有明显的腐蚀和防腐层老化迹象； d)管道有穿孔泄漏现象产生。

18.7.3.4 暂时停用的天然气输送管道，未明确报废前，电法保护保持连续投运应符合以下规定: a)保护率应为100%； b)运行率应大于98%； c)保护度应大于85%；

d)保护电位：一般地区为-0.85V或更负；当土壤或水中含有硫酸盐还原菌且硫酸根含量大于0.5%时为0.95V或更低。

18.7.3.5 每月应沿线测保护电位l-2次，每3-5年应组织1次管道腐蚀调查，并将检测资料及时整理、汇总、存档。

18.7.3.6 管道防腐设备、检测仪器、仪表、应实行专人专责制，必需定期检定、正确使用。18.7.4 动火作业

18.7.4.1 动火作业涉及临时用电时，应办理“临时用电作业许可证”。

18.7.4.2 动火作业前，针对作业内容进行危害识别，制定相应的作业程序及安全措施，并按程序审批。18.7.4.3 参加动火作业的特种作业人员应持证上岗。18.7.4.4 严格执行“三不动火”原则。18.7.4.5 动火作业票保存1年。18.7.5 临时用电作业

18.7.5.1 在正式运行的电源上所接的一切临时用电，应办理“临时用电作业许可证”。18.7.5.2 作业前，针对作业内容应进行危害识别，制定相应的作业程序及安全措施。18.7.5.3 “临时用电作业许可证”有效期限为1个作业周期。保存期为1年。18.7.6 高处作业

18.7.6.1 作业人员应系好安全带。

18.7.6.2 遇有不适宜高处作业的恶劣气象（如六级风以上、雷电、暴雨、大雾等）条件时，严禁露天高处作业。18.7.7 破土作业

18.7.7.1 作业前，针对作业内容，应进行危害识别，制定相应的作业程序及安全环保措施；作业人员劳保是上岗；

18.7.7.2 破土作业涉及到用火、临时用电、进入受限空间等作业时，应办理相应的作业许可证；

18.7.7.3 在作业过程中影响地上安全或地面活动影响地下施工安全时，应设围拦、警示牌、警示灯；

18.7.7.4 每1个施工点1个施工周期应办理1张作业许可证；“破土作业许可证”保存期为1年。

5.水煤浆的管道输送工程 篇五

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 185

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” 186 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。187

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（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。

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（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。

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（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。

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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”。

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（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；

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（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”。

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（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；（4）油品转输；（5）站内循环；（6）压力泄放；（7）油品计量交接；（8）流量计标定；（9）混油掺合。

必要时还应设反输流程。成品油末站还应设置油品界面检测系统。

3、输油末站站典型工艺流程图

单一油品末站典型工艺流程举例：图3-1-26为“管输”的流程，图3-1-27为“管输、带反输”的流程，图3-1-28为“装火车”的流程，图3-1-29为“装

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船”的流程。

多种油品末站工艺流程举例：图3-1-30为“管输、混油掺合”的流程，图3-1-31为“装火车、装汽车、混油掺合”的流程，图3-1-32“装船、混油掺合”的流程。

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三、工艺流程图的设计深度要求

输油管道的工艺流程设计在设计前期工作、初步设计与施工图设计阶段中，在满足设计输入文件各项内容要求的情况下，其绘制的深度也不同。设计前期阶段的工艺流程图为原理流程，初步确定主要设备及管径。初步设计阶段的工艺流程为工程性的，设备、管线的规格、数量必须确定。施工图设计阶段的工艺流程图，除主要工艺管线外，尚需绘制辅助系统的流程，设备与管线连接的相互位置应同安装图一致。

6.油气管道工程的论文 篇六

一、目前存在的问题

目前，因EPC项目部的管理涉及多部门、多单位，整体物资采购供应链较长，采购物资质量控制难度较大，一旦出现质量问题，相关部门往往容易互相推诿，不敢承担相关责任。虽然，油气管道工程已经初步建立了质量控制体系，但从目前采购物资质量执行情况来看，依然存在一些问题。一是设计技术标准未能及时更新，与最新的国家、行业标准有差异。二是关于设备的外协/外委产品监管缺失。三是直达现场的物资验收不及时，交接过程监管不到位。四是中转站抽样检验不规范，驻站监理监管不到位。五是区域配送、安装、运行单位较多，出现质量问题后，责权不清，过程监管不到位。

二、应对策略

采购物资的质量控制贯穿于设计选型、供应商确定、加工制造(驻厂监造)、出厂检验、干线运输(供货商仓库至中转站仓库)、到货验收、抽检、第三方复检、仓储保管、区域配送(中转站至施工现场)、安装调试、移交运行等各个环节。应做好标准确认工作，把好供货商选择关、合同签订关。合同签订后，要依据合同条款做好质量控制工作，质量控制的主要内容有原材料和外协件的质量控制、加工制造过程的质量控制、出厂检验质量控制、运输过程的质量控制、现场验收仓储保管质量控制等，在具体的工作实践中，大力推行多层次、多环节的质量控制，确保物资质量满足要求。

1.加强采购物资技术质量标准管理

设计部门是油气管道工程项目建设的龙头和源头单位，采购物资需求计划首先需要设计部门出具技术规格书和数据单、请购单等技术请购文件，然后采购部门根据采购需求计划和技术请购文件实施采购，因此，设计提供技术请购文件的准确性将直接影响最终采购物资的质量。近几年，油气管道工程项目实行了三化技术标准，设计部门提交的技术请购文件是依据三化技术规格书，针对每年国家、行业等技术质量标准陆续更新而三化标准还未更新的情况，EPC项目部成立专门的技术部，审核收集整理已经更新了的`技术质量标准和规范，形成了《管道工程建设标准和规范最新目录》，并及时与设计部门进行有效沟通，从而保证了采购物资执行最新的技术质量标准和规范，从技术源头上对采购物资质量进行了保证，为后续物资采购工作打下坚实基础。

2.加强采购物资供应商选商管理

随着科技的进步，新产品、新技术、新设备不断涌现，受知识结构、知识水平、知识更新速度的限制，加之市场运作、制度等还不够规范，假冒伪劣、以次充好的现象时有发生，因此，对产品质量的认识和把握的难度较大。采购物资供应商的选择工作是否科学规范将是物资质量能否保证的关键。油气管道工程物资种类繁多、数量巨大、涉及专业较多，采购困难相对较大。依据中石油集团公司、管道局采购物资管理办法，油气管道工程物资大致分为3类：集团公司已经集中定商定价的一级物资，管道局已经集中定商未定价或定商定价的二级物资，管道局未集中采购的物资。对于集团公司已经集中定商定价的一级或二级物资，采购部门依据集中采购结果，结合油气管道工程项目实际情况，综合对比推荐性价比最高的供货商;对于已定商未定价的二级物资，在确定的潜在供应商中，采取邀请招标或竞争性谈判方式进行采购，应综合考虑供货商的生产能力、供货业绩、供货及时性及售后服务保证等因素来确定中标供应商;对于未集中采购的物资，根据采购物资金额、复杂程度，依据国家招投标法和中石油集团公司、管道局物资采购程序要求，采取公开招标、邀请招标或竞价谈判、单一来源谈判等方式确定中标供应商。

3.规范采购合同签订和技术协议书签订工作

依据招标或谈判结果，要求中标供应商与设计人员签订技术协议书(包含规格型号、品牌、最新执行标准、具体详细的技术要求)，产品的名称、商标、铭牌、规格型号、压力等级、防爆等级等相关的信息必须严格按照产品执行的标准规范书写，并作为物资采购合同的附件，与物资采购合同具有同等法律效力。物资采购合同在签订时，必须在合同文本中明确执行标准、检验标准、检验方式、供货商需提供的单证和资料、质量保证期、售后服务承诺等信息，与技术协议书有效结合，共同生效。

4.加强采购物资生产过程质量控制

根据不同的采购物资，采取不同生产过程质量控制措施。

(1)对于油气管道工程技术要求相对较简单的物资，实行生产过程抽查抽检、出厂前第三方检验等方式，确保采购物资出厂合格。

(2)对于油气管道工程技术要求复杂的关键性物资，实施第三方驻厂监造，实施生产过程质量控制，并重点对外购原材料和外协件的质量进行控制，保证出厂物资质量。要求第三方监造单位按照监造大纲和实施细则派驻合格的现场监造人员，对原材料检验、下料、热处理、焊接、机加工、检验、包装等过程进行全程跟踪监督，确保每一个生产过程均按照规定的工艺流程和规定的操作要求进行，从而使整个生产过程受控，最终做到全程质量控制，保证物资生产质量满足要求。

5.加强采购物资运输过程质量控制

物资出厂前检验是否合格，在运输前做好各项防护措施，比如，防潮、防震和防压等。如果是海上运输或空运，应该严格遵守国家相关包装标准和运输的要求，防止运输过程中出现意外。应选择运输经验丰富的物流厂商，确保在整个运输过程中能够及时检查相关运输物资，确保物资完好运至交货地点。

6.加强采购物资到货验收和仓储质量控制

物资接收单位应该按照合同中约定的包装标准、交货方式、交货地点、交货时间、交货数量等信息对物资运输提前做好卸货准备，当物资到达物资中转站后，物资中转站相关人员应严格按照产品质量标准、检验标准、检验方式及业主、EPC项目部的《中转站管理办法》等进行验收入库、仓储保管、调拨出库。对于需要联合开箱验收的设备，需联合驻站监理和供货厂家进行开箱验收，对产品的外观包装、外观质量、数量、质证资料等方面进行组织验收并出具联合验收报告。对于规范中要求进行第三方复检的物资，需监理在场进行抽样送检，由国家权威的第三方检测机构进行复检并出具报告。对于验收合格入库的物资，由中转站负责仓储保管质量控制。物资中转站应该按照物资类别进行不同的仓储管理，定期进行检查，确保物资保管得当，避免因保管不力出现质量问题，影响油气管道工程建设质量。

7.加强供货商售后服务和施工单位施工质量控制

不同的物资应采取不同的使用方法或安装方式，施工单位应该在施工过程中严格按照产品使用说明书和图纸要求进行安装，不得随意根据经验进行安装。安装过程中，如果出现技术问题，供货厂商按照合同约定给予必要的技术指导，必要时到现场亲自安装，以便保证最终的物资安装质量，从而保证工程建设质量。

三、结语

7.天然气输送管道的节能降耗 篇七

一、天然气输送管道

天然气的输送方式分为管道输送和液化输送这两种, 而按照输气任务的不同输气管线大致又分为配气管线、输气干线、矿场集气干线、矿场集气支线四种。天然气不易存储的特性决定了管道输送已经成为天然气输送方式的最佳选择。在天然气输送管道高度发展的这个年代, 在当今这个世界上大约已经建造有150万km以上的天然气管道, 它们已经连接成地区性、全国性或国家性的管网, 并且构成的供气系统规模相当的庞大。运行天然气输送管道除了必须保证安全性和可靠性外, 还要注意大型输气系统运行中存在的大量的损耗和能耗问题。输气成本的高低, 其主要是被输气管道的能耗所影响的, 如果想要降低输气成本就需要依靠节能降耗。

二、节能降耗的几种方法

1. 输气管道的优化运行

输气管道的优化运行, 其指的是使输气管道在能耗最小情况下, 实现接收与交付的平衡, 进而高效能完成天然气的输送以及供应, 它除了可以确保输气量以外, 还能降低输送成本并且能够达到节能降耗的目的。而输气管道的优化运行方案, 其大致包含非稳态工况的最优控制、稳态最优工况确定、最优调度计划等等, 要实现这一目的就要借助相应的合理的且成熟的控制软件系统来对燃气管道系统进行有效的管理和监控。

2. 管道阻力的损失减少

一般来讲, 天然气管道输送过程中难免会产生输送压降这样的问题。管道输送在克服管线沿程的摩擦阻力上有相当一部分的输送能耗都被这样无谓的消耗掉了, 沿程的摩擦阻力的大小和流态都与燃气管道内壁的粗糙程度有关系。举例来说平湖油气田的海底天然气输送管道管径35.56cm且全长385km, 其管道内壁粗糙程度对输送压降的影响见表1。

天然气输送管道想要做到节能降耗, 就需要减小沿程摩擦阻力, 因此那就必须对燃气管道内壁的粗糙度用行之有效的方法来将其减小。针对这个问题, 最常用的方法就是, 对管内壁采用RP5L2标准 (美国石油学会制定的标准) 进行涂层。在完成了对管内壁进行涂层的情况下, 便可以在相同的压降、输送温度下提高燃气管道的输气量, 从而达到节能降耗的目的。按照相关研究数据表明这样就可以提高5%~8%的燃气管道的输气量。要降低站内、站外的输气压降还有其他的方法, 例如采用改进汇管设计、选用全开型阀门、采用超声波流量计等。

3. 压缩机组的效率提高

普通情况下作为输气管道系统重要组成部分之一的压气站, 都有设立在天然气输送管道上且压气站内为了压缩天然气以便提高压力继续输送还设有两个部分, 分别是天然气压缩机和原动机, 其中原动机需要与天然气压缩机进行配套。理由是在一般的情况下, 干线压气站装机功率在几万k W以上, 因此通过提高原动机和压缩机效率的方式也可以起到降低输气能耗的作用。

压缩机一般可以选用的包括两种, 分别是离心式的和往复式的, 其中离心式的压缩机在大型输气管道向大排量、高扬程的发展过程中逐渐取代了往复式的压缩机, 具体的优势见表2。

(2) 原动机分别有燃气轮机、柴油机、电动机, 它们的投资和效率见表3。

根据表中的相关数据可以得出结论, 即优先考虑电动机为原动机应该是在一些电价低并且电力供应充足的地区, 这不仅可以减少电机运行效率受工况变化的影响程度, 还可以使机组效率得到大大的提高。但由于压缩机所需要的功率较大, 而且许多压气站又离电网较远, 处于边缘地带, 因而燃气轮机安装功率应该达到并占比在压气站原动机总功率中70%以上, 燃气轮机在多年来的发展里都是重视热效率的提高, 这是因为效率低是燃气轮机主要的缺点。从最大功率12000k W效率18%~29%的不设热回收装置到输出功率26700k W总热效率45%~47%的联合热力循环系统, 经过长年累月的发展研究出在提高机组的效率同时也要改进机组的自控系统, 这样才能做到节能降耗。

4. 天然气的损失要减少

在计划维修或事故抢修的时候放空高压天然气, 可以有效地减少天然气在输送过程中的损失, 这不仅仅可以让输气效率得到提高, 还可以有效的避免其对安全和环境产生的负面影响。其具体的措施可采用移动压缩机, 并放空管段中的天然气输送到相邻的管段中去, 且要确保检修或抢修时系统的密闭性, 防止安全事故的发生。

结语

天然气的需求量会持续增长, 天然气输送管道建设也不会停步, 如果在设计阶段就能将节能降耗作为一个重要方面进行优化方案, 那对其长期发展必然发挥着重要作用。

参考文献

[1]余志峰, 张文伟, 张志宏等.我国天然气输送管道发展方向及相关技术问题[J].油气储运, 2012, 31 (5) :321-325.

8.研究市政雨污水管道工程的论文 篇八

一、存在的若干问题

1.1施工与设计不符

市政雨污水施工是一项极其重要的工作，在我公司施工改造过程中，发现市政雨污水管道与设计施工图纸存在偏差，这也是众多雨污管道质量问题中最常见的问题。在实际施工管道过程中，不合理的绕道避让，造成位置上偏差。有些原有施工单位，在铺设管道中，没有按照设计尺寸进行施工，导致强降雨管道无法及时清排雨水，造成积水。

1.2排水管件老化严重

在改造过程中，每当开挖出排水管道时，展现在眼前的是，材质老化严重，很多排水管杂物、泥土堵塞，管道严重塌陷，有些管道质量也令人堪忧，破损、漏洞，导致大量水资源的流失，对周围垫层、基础造成严重的冲毁。还有需要进行定期更换的压力阀门、钢制部件得不到更换，造成水的泄漏。

1.3施工技术、管理水平低，质量得不到保证

很多市政雨污水施工企业没有良好的施工团队，技术无法保证，只是简单的施工铺设，对于关键部位不能采取有效地处理措施，甚至有些施工单位没有施工许可证，不规范施工。在无法保证技术的前提下，施工管理团队混乱，造成一些非达标的管材流入施工现场，对后期的运行造成严重的影响。

1.4管道施工线路存在大量问题

市政雨污水排水管道施工线路对施工成本有着很大的影响，在施工中，排水管道长度直接控制着施工成本，我公司在改造过程中发现，有些企业为了获得更多的预算金额，故意加长施工管道，不仅没有节省管材，而且还造成排水的不利。市政雨污水排水管道作为市政最重要的组成部分，管道铺设，必须秉承最经济合理铺设原则，满足城市的需求。

1.5管道基础不均匀塌陷

施工发现，不均匀塌陷主要因为小面积积水积累导致管道基础发生塌陷。排水管道由于接口、缝隙等发生漏水等现象，时间积累造成基础松软，不均匀塌陷严重甚至可能导致管材破裂。不均匀塌陷也是市政管道施工中最主要的质量问题。

1.6边坡护坡保护不周

市政雨污水管道施工中，为了提高施工速度，加快施工进度，在需要土方夯实的地方，没有采取有效地措施，有地下水的冲刷的地方，没有做到降水措施，导致边坡被流水掏空，不利于施工管道的稳定。当受到外部荷载时，管道也容易造成不必要损害。

二、市政雨污水管道施工防治

2.1采购合格的排水管道

市政管道工程施工，毋庸置疑，管道是主要的组成部分，确保管道质量是整个施工的前提，进一步加强管材的`质量检测，杜绝劣质管材流入工程。我公司在排水管道的采购过程中，设定专人取材并负责后期管材质量。在采购的过程，严格审核生产厂商，选取优秀节能的排水管道。一般而言、对于好的管道，其外表光滑，声音清脆。我公司具有完善的管材采购制度，杜绝了采购人员与厂商进行利益交易。采购过程中，需要与各部门沟通，提供财务报表，在财务部确定后，才可正式进行采购。

2.2强化现场实际施工管理

做好现场实际施工管理需遵守施工规则，切实贯彻施工要领，对市政雨污水管道施工路线了如指掌，施工过程中，完全按照施工设计进行放线，严格执行施工规章制度，杜绝经验施工，另外，加强施工监督，一方面对施工人员予以严格要求，对非熟悉施工过程坚决抵制使用毫无经验者，一方面，加强施工过程监督，及时发现问题，及时纠正，避免返工现象。

2.3加强管道基础施工建设，确保基础的稳定性

基础作为管道工程施工最主要的一步，必须确保基础的坚实可靠。在施工过程中，首先进行地质水文勘测，选择施工方案，需要进行降水排水的地方，及时采取措施，需要更换土壤的，更换土壤，保证管道沟槽地基的稳定，同时，对铺设管道采取“砂包管”的方式，预防外力侵害，从而，间接提高了管道的使用寿命。对施工地下水位以下开挖时，还需进一步做好降水工作，强化施工槽底，结合实际情况对施工槽底进行处理。

2.4加强检查井，管道接头处理

检查井是对管道的实际情况进行实时监测的一个竖向孔洞，我公司在改造过程中也有发现检查井的不均匀沉降，导致管道接口处被撕裂、扭裂等现象，除此之外，一些检查井内部砌筑凌乱，砖块之间缝隙很大，砂浆饱满度严重不足，砖块质量不合格等现象。在施工过程中，我们一直遵守以下几点:按照设计规定的各项尺寸严格施工，选取合格的砖块，确保砂浆的饱满度，夯实检查井基层，并采用钢性混凝土现浇板作为检查井基础，防止不均匀沉降，对检查井壁进行防渗防水试验，保证检查井壁的密实性，防止因为外部水进入对管道破坏。检查井内管道采用管道中间破口，解决了接口连接断裂的因素，同时严格做好接口处的砂浆的饱满度，在接口处的砂浆，我们有更严格的要求，砂浆必须饱满，不能出现裂缝。接口处若用橡胶密封圈时，其应该严格控制质量，杜绝易老化，质量不合格的产品。

2.5确定合理的边坡系数

在施工过程中，结合实际土质情况，确定合理的边坡系数，防止边坡不稳定导致的塌方，而造成的管道被掩埋、损毁。除此之外，还需预留一定的施工空间，方便施工，坚决杜绝因为方便，赶工期而做出不合理的土方堆积，以免造成不必要的损失。在堆积土方时，提前查询当地气候环境，避免雨季，防止发生滑坡等。在管道回填时，选择合理的填运方式，避免不合理的填埋造成管道发生侧移。

2.6防止管道流水阻塞措施

管道铺设完成后，要对管道进行流水试验，确保流水畅通。分析原因，主要是由于在施工过程中残留有建筑垃圾，未能及时清理。一般主要解决措施为，在闭水试验后，按编号一一清理，并及时封盖检查井盖，防止发生意外事件。

三、结束语