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油氣管道安全管理課件

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主要內(nèi)容
輸油管道的安全管理
輸氣管道的安全管理
管道檢測技術(shù)
管道泄漏的檢測與監(jiān)測

一、輸油管道的安全管理
管道投產(chǎn)的安全措施
管道運行安全管理
管道的安全保護措施
管道維護和搶修的安全措施

1. 管道投產(chǎn)的安全措施
準備工作
泵站和加熱站的試運投產(chǎn)
全線聯(lián)合試運 
（1）準備工作
        長輸管道的試運投產(chǎn)應在全線管道安裝、檢查合格，所有設備安裝調(diào)試完畢，通訊、測試系統(tǒng)安全可靠，聯(lián)絡暢通，電力等能源供應和油品產(chǎn)銷有保證的基礎上進行。投產(chǎn)試運前要做好以下準備工作：
組織準備-指揮機構(gòu)、工作人員
技術(shù)準備-制定投產(chǎn)方案、操作規(guī)程
物質(zhì)準備-燃料油、機具、水源等
搶修準備-隊伍、裝備等。
（2）泵站和加熱站的試運投產(chǎn)
站內(nèi)管道試壓：站內(nèi)高、低壓管道系統(tǒng)均要進行強度和嚴密性試壓。并應將管段試壓和站內(nèi)整體試壓分開，避免因閥門不嚴影響管道試壓穩(wěn)定要求。
各類設備的單體試運：泵機組、加熱爐、油罐、消防系統(tǒng)。
站內(nèi)聯(lián)合試運：聯(lián)合試運前，先進行各系統(tǒng)的試運。各系統(tǒng)試運完成后，進行全站聯(lián)合試運。
（3）全線聯(lián)合試運
輸油干管的清掃
輸油管道在站間試壓和預熱前，必須將管內(nèi)雜物清掃干凈，以免損壞站內(nèi)設備和影響油品的輸送。輸油干管多采用輸水通球掃線和排出管內(nèi)空氣。
輸水通球過程中，要注意觀察發(fā)球泵站的壓力和壓力變化，記錄管道的輸水量，用以判斷球在管內(nèi)的運行情況和運行位置。
（3）全線聯(lián)合試運
站間試壓
站間管道試壓用常溫水作介質(zhì)，管道試壓采用在一個或兩個站間管段靜止憋壓的方法。
試壓分強度性試壓和嚴密性試壓2個階段。嚴密性試壓取管道允許的最大工作壓力；強度性試壓取管道工作壓力的1.25倍。試壓壓力控制，均以泵站出站壓力為準，但要求管道最低點的壓力不得超過管道出廠的試驗壓力。對于地形起伏大的管道，站間試壓前必須進行分段試壓合格，確保處于高點位置管段的承壓能力符合設計要求。
（3）全線聯(lián)合試運
管道預熱
對于加熱輸送高粘度、高凝固點原油的管道，投油前需采用熱水預熱方式來提高管道周圍的環(huán)境溫度，使其滿足管道輸油的溫度條件 。
 熱水預熱方式有2種：短距離管道可采用單向預熱，長距離
管道可采用正、反輸交替輸熱水預熱。目前使用瀝青防腐的管道，熱水出站溫度最高不超過70℃，熱水排量根據(jù)供水和加熱爐的允許熱負荷確定。 
（3）全線聯(lián)合試運
熱油管道的投油
根據(jù)投產(chǎn)實踐經(jīng)驗，在預熱過程中，當前面兩、三個站間管段的總傳熱系數(shù)降至3.6W/m2·K，正輸水頭到達下游加熱站的最低溫度高于原油凝固點時，管道已具備了投油條件。投油時，一般要求投油排量大于預熱時輸水排量1倍左右。 
油品到達各站后，要嚴密觀察“油頭”溫度的變化，一旦發(fā)現(xiàn)油溫接近或低于原油凝固點，應通知上游泵站迅速采取升溫、升壓措施。 
2. 管道運行安全管理
主要工藝參數(shù)控制
嚴格執(zhí)行安全操作規(guī)程
輸油設備定期檢修與維護
做到管理規(guī)范和制度化

3. 管道的保護安全措施
自然地貌的保護 
穿、跨越管段的保護 
防腐系統(tǒng)保護
管道檢測與安全評價  
4. 管道維護和搶修的安全措施
建立管道維護搶修應急反應系統(tǒng)
制定切實可行的應急計劃預案
采用維護和搶修的新技術(shù)
在線帶壓焊接技術(shù)
注劑式帶壓密封技術(shù)
帶壓粘接修復技術(shù)
非開挖修復技術(shù)
凝管事故的處理 
 高凝固點原油在管道輸送過程中，有時因輸油流速大幅度低于正常運行參數(shù)，油品性質(zhì)突然變化（如改變熱處理或化學處理、輸送工藝的交替過程），正、反輸交替過程，停輸時間過長等原因，都可能造成凝管事故。凝管事故是管道最嚴重的惡性事故。 
凝管事故的處理
管道出現(xiàn)凝管苗頭，處于初凝階段，可采取升溫加壓的方法頂擠。啟動所有可以啟動的泵站和加熱站，在管道條件允許的最高壓力和最高溫度下，用升溫加壓的熱油（或其它低粘、低凝液體，如水）頂擠和置換凝結(jié)冷油。當在最高允許頂擠壓力下管道流量仍繼續(xù)下降，應在管道下游若干位置順序開孔泄流，提高管內(nèi)油溫，排除凝管事故。
凝管事故的處理
當管道開孔泄流后，管內(nèi)輸量仍繼續(xù)下降，管道將進入凝結(jié)階段。對這種情況，可采用在沿線干管上開孔，分段頂擠方法，排出管內(nèi)凝油。分段頂擠時，在開孔處接加壓泵（有時用水泥車）或風壓機。頂擠流體可用低凝固點的油品或其它介質(zhì)，如輕柴油、水或空氣等。

二、輸氣管道的安全管理
管道事故的主要原因
管道試運投產(chǎn)的安全措施
管道通球清管的安全措施
管道運行的安全措施  
1. 輸氣管道事故的主要原因
制管質(zhì)量不良：據(jù)資料統(tǒng)計，某部門10年中，因螺旋焊縫質(zhì)量差的爆管事故占爆管總數(shù)的82.5%  。
管道內(nèi)、外腐蝕引起天然氣泄漏、爆炸：由H2S引起的管道內(nèi)腐蝕事故占很大比例，在低洼積水處，特別在水浸線附近，會產(chǎn)生快速的坑點腐蝕，腐蝕速度達每年8～10mm。 
1. 輸氣管道事故的主要原因
違反安全操作規(guī)程：某輸氣站管道投產(chǎn)時，清管站內(nèi)收發(fā)球筒的防松楔塊未上緊，在氣流沖擊下逐漸松脫，高壓氣流使快速盲板飛出，造成人員傷亡。1986年12月，某管線清管時，因夜間能見度低，誤將排出的凝析油當做污水，輕烴在排污池中迅速揮發(fā)，彌漫站區(qū)內(nèi)，遇火源后起火爆炸，釀成重大火災，造成多人傷亡。 
1. 輸氣管道事故的主要原因
外界原因如洪水、滑坡、地震或附近施工等使管線遭到破壞：
中青輸氣線的涪江穿越段，1978年就因洪水猛烈而沖斷過。
中開輸氣管線1984年投產(chǎn)，黃河穿越段因河水沖刷使管道產(chǎn)生偏移，1986年引進定向鉆技術(shù)重新布設了新管道。

1. 輸氣管道事故的主要原因
 據(jù)統(tǒng)計，美國輸氣管道所發(fā)生的事故原因，即各類事故占事故總量的百分比如下：
管材金屬缺陷和工廠焊縫缺陷占18.6%；
施工及安裝不合格占4.1%；
違反操作規(guī)程和安全技術(shù)規(guī)程占48.8%；
管道內(nèi)外腐蝕占14.9%；
其它原因占13.6%。 
2.輸氣管道試運投產(chǎn)安全措施
投產(chǎn)中，管道的天然氣置換是最危險的階段，由于管道在施工中有可能遺留下石塊、焊渣、鐵銹等物，在氣流沖擊下與管壁相撞可能產(chǎn)生火花。此時管內(nèi)充滿了天然氣與空氣的混合物，若在爆炸極限范圍內(nèi)，就會爆炸起火。
置換過程及清掃管道放空時，大量天然氣排出管外，彌漫在放空口附近，容易著火爆炸。管道升壓及憋壓過程中，可能出現(xiàn)泄漏或爆管，使天然氣大量外泄等事故。 
2. 輸氣管道試運投產(chǎn)安全措施
天然氣置換過程中操作要平穩(wěn)，升壓要緩慢，一般應控制天然氣的進氣流速或清管球的運行速度不超過5m/s站內(nèi)管線置換時，起點壓力應控制在0.1 MPa左右。 
置換放空時，根據(jù)情況適當控制放空氣量，先由站內(nèi)低點排污，用氣體報警器測試排污點，若天然氣濃度超標時，改為高點放空點放空。
在放空口附近設檢測點，直至天然氣中含氧量小于2%時，才能結(jié)束置換。
2. 輸氣管道試運投產(chǎn)安全措施
輸氣管道投產(chǎn)時常將天然氣置換與通球清管結(jié)合進行，以減少混合氣體段。
沒有清管設施的管道和站內(nèi)管網(wǎng)常常采用放噴吹掃。用天然氣放噴吹掃時，應首先進行天然氣置換，置換完管內(nèi)空氣后，先關上放空閥，待放空區(qū)域的天然氣擴散開后再點火放噴。 
3. 通球清管的安全措施
通球操作開啟閥門要緩慢平穩(wěn)，進氣量要穩(wěn)定，待發(fā)球筒充壓建立起壓差后，再開發(fā)球閥。球速不要太快。特別是通球與置換管內(nèi)空氣同時進行時，球速不應超過5m/s。
放空排污的操作應平穩(wěn)，放空排污閥不能猛開猛關。要控制排放天然氣的流速在5m/s以內(nèi)，避免污水噴至排污池外。若排空天然氣含量大于其爆炸上限，放空的天然氣應點火燒掉。

3. 通球清管的安全措施
當清管球被卡時，常常增大進氣量，提高球前后的壓差來推球解卡。
進氣升壓應緩慢進行。防止上游管段超壓或因突然解堵后，球速過快引起管線、設備振動而造成破壞。 
4.管道運行的安全措施
嚴格控制管道輸送天然氣質(zhì)量 
應定期進行清管排除管內(nèi)的積水和污物
定期檢查管道的安全保護設施 
定期進行管道檢測，調(diào)查腐蝕程度。
要嚴格管道、設備受壓和泄壓保護設施的管理，防止因承壓能力超限引起的爆炸。 
三、管線檢測技術(shù)
管外涂層及覆蓋層的檢測
管線內(nèi)檢測技術(shù)

1.管外涂層及覆蓋層的檢測
涂層指的是為了管線外表面的防腐絕緣而在除銹后的鋼管外表上涂上的防腐涂層或瀝青防腐絕緣層；而覆蓋層指的是為了防止施工過程中對防腐絕緣層的機械損傷而外包的防護層（如混凝土或水泥砂漿層）。由于涂層及覆蓋層的損壞，將會帶來因管線外面周圍介質(zhì)（土壤或海水）而造成的腐蝕，故應定期進行檢測。

（1）電位差法
使用發(fā)射設備，將一個特殊頻率的近直流信號施加于管線上（埋地或海底裸置），若防腐絕緣涂層及覆蓋層出現(xiàn)破損時，則破損點周圍即會形成球形電場，于是通過兩根接地探針（A字架），即可測得地表面的電位差，從而精確地測定破損點，并可根據(jù)測量的電位差峰值，定性判斷出破損區(qū)域的大小。
采用這種方法時，可應用德國SEWERIN公司生產(chǎn)的FERRPHON管線檢測儀或英國雷迪公司生產(chǎn)的PCM-100管線電流測試儀配合專用的A字架（探針），進行測量。

（2）電流信號衰減法 
其原理是由電子發(fā)射設備將一個特殊的近直流信號施于被測的管線上，然后，接收設備即可通過感應線圈或高靈敏度的磁力儀，檢測出管線上這一特殊信號的電流強度。
若管線的涂層及覆蓋層無破損點，則信號的電流強度一般跌落很小，反之，若管線的涂層及覆蓋層老化或是有破損點時，則信號的電流強度一般均跌落較大。 
（2）電流信號衰減法
若將電流信號衰減法與電位差法結(jié)合使用，則不僅能判定破損點，而且能測定破損面積的大小。因為，若破損點的前后電流強度衰減大，且電位差的峰值大，則可判定破損面積較大。

（2）電流信號衰減法
應用電流信號衰減法時，英國雷迪公司生產(chǎn)的PCM-100型管線電流測試儀可以使用。
我國大慶油田采用電流信號衰減法與電位差法相結(jié)合的方法，曾測定過長188km的埋地輸油管線，檢測結(jié)果：測量出202處破損點，判斷準確率達到98％，表明這種方法是可行的。
檢測時，使用的PCM-100型管線電流測試儀，采用的信號是128Hz（頻率）電流信號，檢測數(shù)據(jù)分析表明，此頻率信號讀數(shù)最穩(wěn)定，數(shù)據(jù)重現(xiàn)性最佳。 
2. 管線內(nèi)檢測技術(shù)
管線腐蝕內(nèi)檢測器工業(yè)性應用的主要類型有：漏磁法、超聲波法、渦流法和彈性波法檢測器。
在長輸管線上被廣泛采用的是漏磁法檢測器和超聲波法檢測器，超聲波檢測器現(xiàn)已解決了液體耦合問題，可進行天然氣管線檢測。
兩種類型的檢測器現(xiàn)在都可以檢測管線的腐蝕缺陷和裂紋缺陷，相比而言，超聲波檢測器檢測費用高于漏磁檢測，漏磁法檢測器應用更要普遍一些。 
四、管道泄漏的檢測與監(jiān)測
管道泄漏的檢測方法
管線泄漏的監(jiān)測系統(tǒng)
檢漏系統(tǒng)的評估指標
1. 管道泄漏的檢測方法
直接法（基于硬件的檢測）：直接觀察法、檢漏電纜法、聲學方法、負壓波法、光纖檢漏法。
間接法（基于軟件的檢測方法）：質(zhì)量（或體積）平衡法、流量（或壓力）的突變法、實時模型法、統(tǒng)計檢漏法。
（1）直接觀察法
  這種方法最簡單的是請有經(jīng)驗的工人或經(jīng)過訓練的動物巡查管線，通過看、嗅、聽或其它方式來判斷是否發(fā)生泄漏。近年來，美國OILTON公司開發(fā)出一種機載紅外檢漏技術(shù)，它是由直升機攜帶一個高精度的紅外攝像機，沿管線飛行，通過分析管內(nèi)輸送介質(zhì)與周圍土壤之間的細微溫差，來檢查長輸管線是否有泄漏發(fā)生。
（2）檢漏電纜法 
它是通過專用的電纜來檢查泄漏的方法，一般用于檢查輸送液態(tài)烴類燃料的管線的泄漏。通常，電纜與管線平行鋪設，當泄漏的烴類物質(zhì)滲入電纜之后，將會引起電纜特性的變化，從而根據(jù)這些變化，來檢查出管線的泄漏。 
（3）實時模型法
其工作原理是通過模型計算得出上、下游壓力、流量值，將其與實際測量值進行比較，從而判斷出泄漏的方法。這個計算模型是由一組幾個方程式所建立起來的一個精確的計算機管線的實時模型，它與實際的測量段管線同步執(zhí)行。定時由模型計算出測量段管線中流體的壓力、流量值；同時取管線上一組上、下游的壓力、流量的實際測量值。這樣，通過兩者比較，即可準確地確定出管線泄漏的位置。
能探測出較小的泄漏，還能準確定位。 
（4）統(tǒng)計檢漏法
由殼牌公司開發(fā)出來的一種不用管線的實時計算模型進行檢漏的方法。
是利用測量段管線中流量與壓力之間的關系式。泄漏會影響流量與壓力，也會影響管線中流量與壓力的關系。
若能根據(jù)測量的管線出口及入口處的流量、壓力測量值，連續(xù)計算其流量與壓力之間的關系，則即可利用這個流量與壓力之間關系的變化，應用序列概率比試驗方法和模式識別技術(shù)，檢測出來這種變化，確定是否有泄漏發(fā)生。
（4）統(tǒng)計檢漏法
用最小二乘法，確定出泄漏的位置。這種方法較之質(zhì)量（或體積）平衡法，可以有效地應用于管線的運行狀況不斷變化的動態(tài)；
與實時模型法相比，在考慮到流體的動態(tài)特性時，又不需要進行大量的模擬試驗與計算。因此，它是一種既能檢測又能監(jiān)測泄漏的費用低廉、使用簡便的方法。
2. 管線泄漏的監(jiān)測系統(tǒng)
 對管線的泄漏，在某一個時間所進行的測試，叫做檢測（Inspection）；但若在相當長的一段時間過程中，連續(xù)不斷地實時進行檢測，則稱為監(jiān)測（Monitoring）。
既能監(jiān)測管線泄漏，又能監(jiān)控管線的運行狀況的SCADA（Supervisory Control and Data Acquisition)系統(tǒng)，即監(jiān)控和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)。 
3.檢漏系統(tǒng)的評估指標
定位精度：指測定出的泄漏點位置的精確度，它是以誤差范圍的大小來表征的。當發(fā)生不同等級的泄漏時，對泄漏點位置測定的誤差范圍大小，應作為評估指標。 
檢測時間：是指管線自發(fā)生泄漏開始，到檢測系統(tǒng)檢測發(fā)現(xiàn)出泄漏所經(jīng)歷的時間的長短。 
檢測細度：是指針對泄漏量大小的檢測的精細程度。要求泄漏檢測系統(tǒng)應具有將最小的泄漏量的泄漏點檢測出來的能力。

3.檢漏系統(tǒng)的評估指標
誤報警率：誤報警的次數(shù)在總的報警次數(shù)中所占的比例。 
適用范圍：檢測方法能夠應用的范圍大小，能否對不同的管線所處環(huán)境，不同的輸送介質(zhì)以及管線運行情況發(fā)生變化時均適用 。
可維修性：泄漏檢測系統(tǒng)在規(guī)定的時間內(nèi)，在規(guī)定的條件下，通過維護、修理，使系統(tǒng)保持原來規(guī)定的功能的能力。 
價值指數(shù)：它是用以反映檢漏系統(tǒng)的功能與經(jīng)濟性的重要技術(shù)經(jīng)濟指標。通常是以功能評價系數(shù)F與總成本C的比值V來表達 。

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