第一篇：天然气高压管道和站场的安全运行管理
天然气高压管道和站场的安全运行管理---文章作者：郑利平梁建杭 管胜强
摘要：介绍了广州地区高压管道系统的基本状况、安全运行管理中存在的问题，提出了安全运行管理的措施。
关键词：天然气高压管道；天然气站场；安全运行管理
Safe Operation Management of Natural Gas High-pressure Pipeline and
Station
ZHENG Li-ping1，LIANG Jian-hang1，GUAN Sheng-qiang2
(1.Guangzhou Gas Co.，Guangzhou 510060，China；2.Guangzhou Nansha Development Gas Co.，Ltd.，Guangzhou 511458，China)Abstract：The basic situation of natural gas high-pressure pipeline system in Guangzhou region and problems existing in the safe operation management are introduced，and some measures for the safe operation management are put forward.Key words：natural gas high-pressure pipeline；natural gas station；safe operation management 1 广州市天然气高压系统
广州市天然气利用工程外围高压管道设计压力分为2级，设计压力为5.0MPa的高压输气管道长度约85km，设计压力为1.6MPa的次高压输配气管道长度约27 km。全线设置线路截断阀室8座、直埋阀井1座、门站3座、调压站5座。高压管道外径为711mm，材质为X60；次高压管道外径为508mm，材质为X42。管道敷设地区除小部分山区线路按三级地区考虑外，其余均按四级地区设计。管道采用直缝双面埋弧焊钢管，管道外防腐采用3层挤压聚乙烯防腐层。2 安全运行管理中存在的问题
① 管道外部环境复杂带来安全隐患
随着广州地区经济快速发展和周边城市化迅猛推进，管道所经区域车流、人员活动及各类施工作业较频繁，且高压管道经过的城乡结合部建(构)筑物密集。这些复杂的外部环境存在着许多安全隐患。
② 施工遗留问题
通过管道探测设备探测沿线高压管道管位，我们发现某些标志桩、转角桩、警示桩等设置与探明的管道实际位置存在较大偏差，容易误导周边施工作业活动对管道造成损害。管道穿越重要水道的两岸无安全警示标志，不能起到警示、禁止管道周边的船只抛锚、挖取河沙、地质钻探等活动的作用。个别穿越河沟的管道有漂浮现象。在广源门站内的个别位置发生地基下沉，可能影响站场工艺装置安全。设计要求管顶距路面的距离≥1m，然而部分管道埋深明显不足，部分穿越道路的涵洞没有保护设施，周边一旦有道路、排水沟等施工，将对管道安全带来隐患。管道水工保护不完善，广州地区多暴雨，很容易导致管道受暴雨冲刷悬空、移位。
③ 工艺装置运行过程中的问题
自现场到控制室的数据通信传输偶有故障，影响数据实时采集效果和统计分析功能。受管道内清理不彻底、积尘较多的影响，试运行阶段吉山调压站调压器发生多次故障切断，影响正常平稳供气。
④ 违章占压管道及野蛮施工
通过日常巡检，我们已经发现刚才建好的高压管道上存在多处违章管道或侵占高压管道保护区域的现象。自投运以来，已发生多起哟与施工导致高压管道防腐层严重破损的事故。3 安全运行管理措施
① 严把施工质量关
前期工程建设以及后期运营管理是一项系统工程，参与的部门比较多，有招标、合同管理部门以及各单项工程实施监管部门、物资材料采购部门、运营维护部门等，为了提高效率、避免漏项，各责任部门的相互配合十分重要。在工程实施前，科学合理地规划项目前期各个环节的工作，尽可能留下充足的施工调试时间。做好分期施工项目的设计衔接，做到统一规划，远、近期良好结合，尽量减少在已建或已运行项目上实施施工作业。施工过程中严密监控管道的保护、回填处理、管道试压、清管干燥等关键工序的质量，对监理的旁站质量给予随机抽查考核，严格监督隐蔽工程的实施。
② 加强运营维护管理 a.建立各级安全责任制
建立健全安全管理体系，完善安全管理制度并将安全责任落实到人。首先，强调一线部门的安全生产管理责任，将总公司下达给运营分公司的安全责任管理目标在分公司内逐层分解至各部室，并将各项考核指标具体化并落实到每一个岗位。其次是强化操作人员的技能培训，提高操作水平，坚持执行学习制度，每位员工每月最少参加一次学习。第三是加大对安全生产工作的各项检查和考核的力度。
b.加强对燃气管道的日常巡检 复杂环境下的活动带有不可预见性并会对设施的安全构成威胁，有效的办法是加强日常巡检。通过巡检，及时发现可能对高压管道造成破坏的施工作业活动，及时进行交涉并制止违规活动，将问题解决在萌芽状态。对于施工过程中遗留的以及巡检过程发现的问题，加强协调，制定专项整改方案，尽快做好各项隐患消除工作。加强向管道沿线单位、群众告知有关管道的路由，加强天然气管道安全保护重要性、应急处理措施以及相关法规的宣传，增强群众对天然气管道保护的意识，充分发挥群众的力量，取得群防群治的效果。c.完善事故应急预案并实行定期演练制度
燃气供应系统的事故应急处理是所有燃气运营企业的共同课题，事故的应急处理机制及其相应的方案和制度是安全管理基础工作之一。自高压管道系统投产以来，高压管线分公司已经组织在两个门站分别开展了安全事故演练，演练暴露出了一些问题，如针对不同的事故情况未明确各岗位人员的职责及处理程序，演练时还没有做到人人有把握，处理速度不够快。因此事故应急预案有待完善和细化，演练有待加强。
d.重视生产数据管理
加强生产数据管理，有助于今后比对查询、分析设备故障原因、预测存在风险，为建立管道和站场安全评价系统提供数据库。基础数据包括：设备档案台账、管道施工记录、沿线地形地貌、流量和压力等生产运行参数、管道设施的巡检纪录等资料。
e.加强工艺系统的运行维护管理
制定标准化操作程序、标准化维护保养程序，逐步建立天然气管道、工艺设备的完整性管理体系。定期对站场设施及高压管道进行检测、分析、评价，对系统可能存在的风险做前瞻|生诊断并采取有效的措施加以防范。f.强化上下游安全生产协调
针对多个站场隔墙而建、高压管道并行敷设、设施各有所属、上下游系统工艺和设备状况各不相同的特点，建立合理的上下游协调机制，及时辨识、通报高压管道和站场区域的危险因素，建立事故应急的联合协作机制，开展事故应急方案联合演练。
g.完善应急抢修组织
下游几个燃气公司最初打算联合起来，依托上游大鹏公司的抢修中心，策划应急抢修工作，但目前未能达成一致意见。从广州地区的规划发展分析，广州市高压管道系统的规模可能达到目前的2～3倍，届时的管网覆盖面更广、站场更加分散。广州市煤气公司作为华南地区有较长历史的大型专业公司，应该考虑挖掘自己的专业技术力量，应对今后本地区天然气管网的抢险、维修业务。
第二篇：天然气管道运行中的安全管理
天然气管道运行过程中的安全管理
摘要：天然气管道运行过程中的不利因素越来越多，主要来自第三方的破坏和管道自身的质量问题。提高管道运行的安全性、加强安全管理要从多方面展开。
关键词：天然气管道 不安全因素 安全管理
引言
天然气是一种环保、方便、热能高的优质燃料。天然气在未来20到30年在世界范围内一次能源消费中占主要地位。近十年来，我国的天然气工业有了突飞猛进的发展，推进了全国能源结构和产业结构的调整，也改变了人们的生活方式，逐渐替代了以煤、石油为主要生产原料及能源的工业模式。在天然气管道建设飞速发展，天然气管网不断延伸的形势下，随之而来的对管网设施及输气安全构成的威胁因素也越来越多，保障城镇天燃气管道安全运行已成为天然气工业工作的重点。
1天然气管道运行过程中的不利因素 1.1第三方破坏因素
1.1.1 城市建设对管道安全的影响
城市建设的高速发展，各种基础设施建设、改造工程项目繁多，而施工项目承包者对天然气行业了解甚少，更不要提到在施工过程中竖立保护天气管道的意识。野蛮施工、强行违规作业的情况时有发生，施工现场安全人员缺位，管道警示标志被破坏，各种施工物料直接占压管道、挖掘作业中碰坏划伤管道，都给管道的安全运行留下了重大隐患。
1.1.2人们日常活动对管道的安全威胁
人民群众自觉保护城市天然气管道的责任感不强，没有充分意识到天然气的危险性，私自在管道上方乱搭乱建；一些民用车辆无视管道警示标示，在管线巡查便道上随意行驶；一些不法分子在利益驱动下，不顾自身安全，不顾触犯法律，铤而走险，偷取天然气。这些人为地有意识或无意识地破坏天然气管道的行为，给天然气管道在运行过程中增加了许多不确定的危险因素。1.1.3违章建筑对天然气管道不利的影响
天然气管道周围的违章建筑, 不仅影响了企业对管道的正常检查和维护, 而且会降低管道的安全系数，破坏管道受力平衡，一旦发生天然气泄漏, 极易导致火灾、爆炸和群体伤亡事故。1.2管道建设自身存在的缺陷对管道安全的不利影响
我国天然气工业发展的初期阶段，经验欠缺，施工质量不高。埋地管道主要采用钢管并进行管道外防腐，但埋地钢质天然气管道防腐层效果欠佳且缺乏相应的检测保养措施。经多年运行，管道老化问题严重，其安全可靠性无法确定，随管道运行年限的增加，管道腐蚀穿孔的几率也随之增大。更换新管道工程庞大，又将带来新一轮的问题。
我国现代化城市建设发展初期，由于欠缺经验，规划比较混乱，各种地下管线、地面管道和高压电线交错运行，风险大，存在诸多安全隐患。
1.2天然气管道对人民群众、环境、社会和企业自身的影响 1.2.1对人民群众的影响
单纯的天然气管道泄露会引起泄露范围内的人员感到不适甚至威胁生命。天然气的主要成分是甲烷，当空气中甲烷达到25%-30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、共济失调。若不及时远离，可致窒息死亡。皮肤接触液化的甲烷，可致冻伤。如果是在人口稠密的地区，影响程度大大增强。天然气泄露最为严重的后果是燃烧和爆炸。空气中天然气（甲烷）含量达到5％至15％时，遇火源就会发生爆炸。如果在天然气泄漏源附近存在火源，易发生燃烧和爆炸，给人民群众的生命和财产带来严重的损失。
天然气泄漏还将给环境带来一定的影响，地下管道泄露对周围的动植物，农田，生态环境都会造成一定程度的破坏；穿越河流的天然气管线，如泄露将污染周围水域，且清理工作十分困难；地上管道泄露，天然气直接扩散到大气或周围地面上，危险程度极高。1.2.2对管道企业的影响
国内外天然气管道破裂爆炸事故屡见不鲜，每个发生事故的管道企业都遭受巨大了的损失。首先处理安全事故的要花费大量财力和人力，成本极高；员工满意度和忠诚度降低，工作积极性削弱；人民群众对企业失去信心，造成社会范围内的不良影响，企业形象严重受损。2天然气管道的安全管理
天然气管道安全管理涉及社会的各个层面，因此，保证其安全运行需要大家的共同努力，管道企业应承担更大的社会责任。2.1实现安全管理的有效性首先要转变安全生产的观念
社会的发展和文明程度不断提高，人们对安全生产的认识也在不断提升，生产的目的从为企业制造最大化效益向关注人的生命安全和保护环境的重心转移。以人的健康和生命为代价换取效益的生产模式不再被认可，以人为本的理念和保护自然的生态环境成为当今社会的主流价值观。最大限度地减低安全事故的发生几率，保护生命财产的安全是安全管理工作的核心思想。
安全管理以相应规范制度为基础，建立人性化的安全管理模式，明确落实相关责任，目的是为了提高人的社会责任感，这样才能推进管道安全管理工作的有效进行。2.2影响天然气管道安全因素的对策办法
2.2.1对于第三方施工单位，要进行安全教育，建立第三方破坏防御体系，加强天然气管道建设规划工作。
天然气管道工程是一项社会范围内的基础工程，要求规划部门在编制市区发展规划时，充分考虑影响天然气管道的安全运行的影响因素，其位置排布不应在快车道下，防止因车速过快、车体过重对地下输气管道造成严重的冲击、损坏。2.2.3加强市政建设工程信息采集工作
天然气企业应与城市道路建设相关审批部门建立良好的信息沟通。输气管道大部分埋设于城市道路下方，市政道路开挖工程属经常性行为，天然气企业在第一时间取得施工信息，与施工单位做好施工开挖区间的沟通，能够在很大程度上避免天然气管道受第三方破坏。只搬出法律条文一味地生硬阻止并不能起到规范其施工行为的目的。要以对方的人身安全为出发点，与其良好地沟通，使违规施工人员意识到违规操作对自身安全的威胁和在社会范围内的恶劣影响，自觉地避免违规施工作业。为了防止施工单位无意识破坏天然气气管道的情况，则需要安排施工过程监控工种，在施工过程中做好对施工单位施工方法的引导和监督工作。2.2.4对人民群众要加强需安全教育
人民群众对于天然气的危险性有模糊的概念和规避危险的意识，但对天然气的相关知识不甚了解，企业有责任和义务对其进行宣传和教育，可以采取多种形式，逐步扩大影响范围，动员全民共同竖立保护天然气管道设施的意识。2.2.5加强管道建设承包商管理
对于管道建设承包商，要严格按照企业安全管理规范的统一要求执行企业制度标准，在对员工的培训和个人防护装配配备上等方面加强内部管理，把承包商当做自己的队伍管理，严格要求、严格考核。在明确双方安全责任的前提下，使承包商同样具有责任感、使命感。2.2.6管道占压建筑
管道违章建筑的大量存在, 不仅严重影响企业的安全生产, 而且直接威胁着社会安全, 应引起广泛的高度重视。管道违章建筑形成的原因错综复杂,存在许多历史遗留问题，清理整治难度非常大,需要政府、企业与建筑物业主的共同努力。2.2.7建立管道腐蚀泄漏巡检体系 2.2.8 建立管道防腐层运行记录
工程施工前，要对选用的管材设备等进行严格检测。工程验收通气前，对埋地钢质管道应采用检测技术手段对管道防腐层现状进行检测，天然气钢质管道投入运行后，根据管道投用年限制订并实施防腐层周期检测工作，对管道防腐层运行数据进行收集、分析。2.2.9逐步整改管道安全隐患 对天然气管道安全隐患进行整体排查，如管道被建筑物占压等，制定隐患档案，并在各根据隐患严重程度制定专项计划，安排专项资金逐步予以解决。
2.2.10建立专业天然气泄漏巡检队伍
管网腐蚀泄漏分级巡检：应设专职的巡线工岗位，为其配备可燃气体泄漏检测仪器。根据管道竣工年限、腐蚀泄漏抢修记录等管网基础技术信息，将管网腐蚀泄漏巡检工作分级，制定各级别管道的巡检方式，使巡检工在力所能及的基础上，有重点地执行日常管网腐蚀泄漏巡检工作，一旦发现腐蚀泄漏怀疑区域，则交由专业抢修队伍负责详查腐蚀泄漏点，并完成管网抢修工作。3.3从源头加强安全管理
企业员工一直以来处于被监督的地位，预防安全事故的行为一直很被动，提高安全管理的效率要启发员工的安全意识，提高员工素质，避免由于误操作给管道安全带来的威胁，培养员工发现隐患和风险的能力，对员工进行安全教育和相关培训，加强对员工技能的培养，制定操作规程，建立严格可行的管理体系和工作程序。
结论
社会的高度发展为天然气行业带来了无限机遇，同时也增加了天然气企业的社会责任。为保证天然气管道安全运行，避免对人民群众和企业自身造成不良影响，安全管理工作至关重要。
参考文献：
[1]张普云．城市煤气管网及设施安全隐患与治理对策[J]．煤气与热力，2007，27(12)：53—55 [2]李 军，张书堂，董学佳.城市燃气管道的安全管理[J]．煤气与热力, 2009 ,29（9）：B32—B33 [3]魏军甫．城市燃气管道泄漏的原因分析与对策[J]．煤气与热力，2004，24(2)：105—107
第三篇：天然气管道安全运行危害因素及防范措施最新
天然气管道安全运行危害因素及防范措施
侯世光
（营口港华燃气有限公司
营口
鲅鱼圈
115007）
摘要：分析了天然气管道安全运行的危害因素，从设计和施工方面提出了防范措施。
关键词：天然气管道；危害因素；防范措施
Risk Factors and Prevention Measures for Safety Operation of Natural Gas Pipeline
Abstract：The risk factors for safety operation of natural gas pipeline are analyzed，and some prevention measures are put forward in terms of design and construction.Key words：natural gas pipeline；risk factor；prevention measure
1、概述
近年来国内天然气产业大力发展，城镇气化率快速提高，不仅大中城市天然气已经普及，经济较为发达的县城、乡镇也已经敷设了大量的天然气管道，这些埋设在地下的天然气管道经常受到人为及其他原因的损坏。例如，2006年，湖北省黄冈市穿越长江的天然气管道发生破裂，导致城区约1万户家庭用气受到影响。2010年4月，武汉市三环线汉口姑嫂树立交桥处，某勘测单位钻探施工时，不慎将Φ711的天然气高压管道钻破，导致沿线逾60万户居民及周边工商用户用气受到影响。
根据国内较早使用天然气的四川地区的统计数据以及国外的研究成果，危害天然气管道安全、引起管道事故的因素很多，主要包括天然气自身的易燃易爆性、管道的腐蚀、设计与施工缺陷、二次建设工程的破坏或第三方破坏、自然灾害、材料及设备缺陷、错误操作等。上述危害因素可分为内因和外因，天然气的易燃易爆性是天然气管道发生事故的内因，但它是不可以改变的。其他因素则是天然气事故发生的外因，可以采取措施进行预防，将事故发生的概率降低到最小。按照造成事故的主体可分为自然灾害和人为灾害，如地震、滑坡等属于自然灾害，而管道的腐蚀、设计与施工缺陷、第三方破坏、材料及设备缺陷、错误操作等则属于人为灾害。随着国内天然气管道的逐年发展，很有必要分析管道的危害因素并采取相应的保护措施。本文从设计和施工的角度，对几种常见的危害因素及相应的措施进行分析。
2、设计因素及防范措施 2.1 管道选线不合理
管道的选线是设计中的先导性、基础性工作，不仅决定着工程造价，而且决定着管道的运行安全。如果设计中不注意管道所经地区的地质条件、地震情况、水文资料以及所经区域的发展规划，就可能使管道敷设在不稳定地层、地下采空区、泥石流滑坡地区、未来城市中心区等，均会导致管道运行时由于自然灾害和人为因素而发生管道事故。管道选线的基本指导原则应是保持管道敷设土层稳定可靠、减少人类活动对管道的影响这一安全第一原则。选线时应通过基础资料(如地质勘探资料、水文资料、未来规划等)，选定管道的平面位置，有必要时，还需要进行选线勘查(可行性研究阶段勘查)，探明地质构造、地层岩性、水文地质等概况，并判断可能产生的自然灾害及人为危害因素，采取相应的措施。如，管道上下坡段，为减少坡面侵蚀，应采用挡土墙(浆砌、灰土等)作为深层防冲措施(见图1)，同时采用土工合成材料(土工格室、植生带)作为浅层护面措施，防止坡面降雨的击溅侵蚀。对于坡脚，通常采用护坡或挡墙作为防止坡脚侵蚀的措施。穿越岩质河床，则采用混凝土连续浇注。对于鹅卵石河道，则采用淤土坝作为防冲切的深层保护措施(见图2)。沿河敷设的管道采用砌筑护坡或浆砌护岸(见图3)。若经过现状或规划的三、四级地区，则应采取增大管道壁厚、提高焊缝检验比例、管道上敷设混凝土盖板等措施防止人类活动对管道的影响(见图4)。如上述武汉市高压B管道被钻破事件，若管道之上敷设有混凝土盖板，既可有效防止此类事故发生，又可减少挖掘机等机械破坏。
2.2 管道壁厚、材料的选择计算有误
管道壁厚和材料选择主要根据GB 50251—2003《输气管道工程设计规范》或GB 50028—2006《城镇燃气设计规范》。管道强度计算校核时，对管道的受力分析不当，或地区等级分级不准造成强度设计系数取值错误，将使强度计算结果及管材(钢级)、壁厚的选用不恰当，弯管未考虑壁厚增大系数等。例如，管道强度设计系数是根据管道所经地区的建筑物密集程度及人类活动的影响程度或管道穿跨越公路等级、河流大小等情况进行地区分级选取的，如果管道沿线勘察资料不详或没有勘察资料，会造成地区分级不准确，强度设计系数选取不恰当。若这种失误导致管道壁厚计算值偏高，则会造成管道造价的无谓加大，造成浪费；若这种失误导致管道壁厚计算值偏低，将不能满足管道的安全性需求。
若管道应力分析、强度、刚度及稳定性、抗震校核失误，会造成管道在特定条件发生时变形、弯曲甚至断裂。如对当地的地震设防烈度、地震断层等参数调查不清，则会导致所选用的材料(钢级)不当，或弯管的曲率半径不符合要求，降低了对地震等灾害的抵御程度。当地震设防烈度较高时，应采用较低钢级的管道并加大壁厚，以增强钢管的延展性能，并采用弯曲半径为管道直径6倍的弯管。2.3 管道腐蚀
天然气管道相当大比例为钢质管道，钢质管道的腐蚀不可避免，腐蚀不仅造成每年大量的钢铁资源的腐蚀消耗，而且是在役天然气管道发生事故的主要因素之一。腐蚀既有可能大面积减薄管道的壁厚，又有可能导致管道穿孔，引发事故。埋地管道不仅受到土壤中化学物质的化学腐蚀，还有电化学腐蚀、细菌腐蚀和杂散电流腐蚀等。避免腐蚀造成危害的主要措施就是从设计、施工阶段做起，选用合适的防腐层，精心测量土壤腐蚀控制参数并设计安装阴极保护系统，同时在运行阶段还要做好定期的腐蚀检测工作，防患于未然。
3、施工因素及防范措施
3.1 施工单位的资质不全和经验不足
天然气管道属于易燃易爆的压力管道，施工企业必须具有国家或行业主管部门认定的施工资质，并严禁采用工程分包、资质挂靠等手段承揽工程。不具备资质的施工企业一般无天然气管道施工经验，无专用运输设备、焊接设备等机具，无相关的材料设备到场验收、保管制度和经验，无合格的焊接人员，甚至无专业的施工员，因此施工质量必定无法保证。因此，在天然气管道的建设过程中，必须按照国家相关规定对工程进行招投标，选择具有相应实力的施工企业承担施工任务。3.2 管道焊接存在缺陷
管道常见的焊接缺陷有裂纹、夹渣、未熔合、焊瘤、气孔和咬边等。管道一旦建成投产，一般情况下都是连续运行，管道中若存在焊接缺陷，不但难以发现，而且不容易修复，会给管道安全运行构成威胁。因此，应严格执行焊接操作规程，焊接前必须做焊接工艺评定并制定焊接工艺指导书，选用合格的焊工进行焊接操作，焊接完成后应按照规范和设计要求进行无损检验，无损检验人员必须由第三方担任，且检验费用必须由业主直接支付，以确保检验结果的公正可靠。3.3 防腐层补口与补伤
管道防腐层的补口与补伤是防止管道腐蚀危害的重要工序。在施工过程中由于各种原因造成钢管外表面的防腐涂层损坏要进行补伤，钢管的接头处应进行补口。补口与补伤材料选择不当、质量不良会影响管道耐腐蚀性能，从而引起管道的腐蚀。因此，管道补口、补伤完毕后必须进行外防腐层的电阻测试，合格后方允许回填。
3.4 管沟开挖及回填的质量不良
若管沟开挖深度或穿越深度不够，或管沟地基不稳定，当回填压实，特别是采用机械压实时，将造成管道向下弯曲变形。地下水位较高而管沟内未及时排水就敷设管道，会造成管道底部悬空；管底存在较大范围的流沙层且固沙措施不当，也会造成管道底部悬空。如果夯实不严，极易造成管道上拱变形。回填土的土质达不到规范要求时，其中的石块等可能刺伤防腐层。回填高度、夯实程度达不到技术标准要求时，会造成管道埋深不够、管沟地基不实等问题，导致管道受力不均匀和管道变形，容易带来安全隐患。3.5 管道穿跨越
管道往往不可避免地要穿跨越城镇道路、高速公路、国道(省道)、铁路(见图5)及江河或其他特殊设施。对于穿跨越管道，由于管道运行后难以再实施检修工作或检修工作难度大、费用高，因此管道穿跨越施工及措施的好坏直接影响着管道穿跨越的质量。穿跨越河流段的管道(见图6)，当河床受水流冲刷而使其覆土厚度逐渐减小，将可能造成管道悬空。对于通航河道，如果进行疏浚或船舶抛锚时，将对管道构成危害。如果管道配重(见图7)不足，将会造成管道的上浮而破坏。因此，应特别注意穿越深度及穿越层的稳定，同时应修建适当的标志物、护岸、护底、配重块等保护设施，使管道免于破坏。
4、结语
通过分析管道设计和施工不当可能对天然气管道产生的危害，并提出防范的措施，可以从源头上避免或减少事故的发生。此外，后续的管道运行维护也很重要，任何疏忽都有可能对天然气管道造成危害。因此，对天然气管道应进行全过程和全生命周期内管理和维护，最大程度地降低对天然气管道造成的危害，保证天然气管道安全平稳运行，促进天然气产业更好更快地发展。参考文献：
[1]彭知军.预防第三方施工对燃气管道及设施破坏的措施[J].煤气与热力，2010，30(6)：B23-B28.[2]虎继远，刘中兰，徐杰.燃气管道泄漏事故成因与防范对策[J].煤气与热力，2009，29(11)：B23-B26.[3]肖炜，邝月芳.埋地钢质天然气管道腐蚀控制检测与对策[J].煤气与热力，2010，30(8)：A34-A40.[4]杨罗，姚剑锋，吴小平.城市天然气高压管道设计的若干问题[J].煤气与热力，2007，27(11)：1-4.[5]于洋.城市燃气管道设计若干问题的探讨[J].煤气与热力，2007，27(11)：25-27.作者简介：
侯世光（1982-）男，计算机应用与维护专业，大专学历，助理工程师，主要从事燃气工程施工管理工作。
第四篇：天然气输送管道站场检查标准..
天然气输送管道站场
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。
表18.1 天然气输送站内安全防火间距 单位：m
第五篇：天然气管道运行模拟及仿真技术研究
天然气管道运行模拟及仿真技术研究
1011202045 蔡永军 科学计算选讲结课论文
为了预测天然气管道运行状态，制定合理的管输计划，更好的配置设备开机，天然气管道输送过程中需要进行工况模拟及仿真。实际工作中需要建立压缩机、阀门等设备的模型，确定管段的控制方程、气体的状态方程，针对给出的初始条件和边界条件，筛选确定天然气管网数学模型的离散方法与非线性方程组的求解算法寻找合理的非线性方程的求解算法，得到合理的数值解。
1天然气管道仿真数学模型 1.1管段的控制方程
对于管道中的任意管段，经过适当的简化可以用下列公式来描述： 连续性方程：
A运动方程：
(A)0
（1）tx()(.A)P2AAAgsin()A
（2）
txx2D能量方程：
((hPA22))(A.(hx22))tAPAgsin()Dk1(TTW)x（3）
式中：A——管道的横截面积，m2；
ρ——流体密度，kg/m3； t——时间，s； x——坐标，m； u——速度，m/s； P——压力，Pa； θ——管道倾角，rad； λ——水力摩阻系数； D——管道内径，m； T——流体温度，k；
k1——流体至管壁的换热系数； h——比焓；
Tw——管壁的温度，k。1.2 阀门控制方程
阀门控制方程如下：
MdwMup0MupPdw)Pdw0
（4）Cg(Ph1h2式中： Mup——阀门入口质量流量，kg/s；
Mdw——阀门入口质量流量，kg/s Cg——阀门系数；
Pup——阀的入口压力，Pa；
Pdw——阀的出口压力，Pa。1.3压缩机控制方程
简化后的压缩机控制方程如下
2a1(n2n)bn1()Qc1Q20n0MdwMupMfuel
m1TdwTupm式中：——压缩机压比；
m——多变压缩指数；
n——压缩机的实际转速，rpm； n0——压缩机的额定转速，rpm； a1, b1, c1——系数；
Q——给定状态下的体积流量，m3/s； 1.4 理想调节阀阀控制方程
理想调节阀控制方程如下：
5）
（MdwMup0Pdwc
（6）h1h22气体的状态方程
采用BWRS气体状态方程，如下：
PRT(B0RTA0C0D0E0d2)(bRTa)3234TTTT
（7）
3dc(a)62(12)exp(2)TT式中：P——系统压力，KPa；
T——系统温度，K；
ρ——混合气体密度，Kmol/m3；
R——气体常数，8.3143KJ/(Kmol.K)。
A0、B0、C0、D0、E0、a、b、c、d、α、γ为方程的是一个参数，根据（8）确定。
1/21/2A0xixjA0iA0i(1kij)i1nj1nnB0xiB0ii1n1/21/23C0xixjC0C(1k)i0iiji1nj1n1/21/24D0xixjD0iD0i(1kij)ni1j1nnEx1/21/250ixjE0iE0i(1kij)i1j1n3axia1/3ii13nbx1/3ibii13cnx1/3icii13dnx1/3idii1
3nxi1/3ii13nx1/3iii1式中：xi、xj——混合气体中i和j组分的摩尔分数；
kij——为i、j组分间的交互作用系数。3气体的焓方程
气体的焓方程如下：
hh0(B0RT2A4C05D0T206E0T3T4)12(2bRT3a4dT)215a(6a7dT)5
c2242T2(32)exp()]4 管道周边的热力模型
管道的有效土壤厚度采用等效圆筒法，传热半径由下式计算：8）9）
（（2H2H2R2R1R1((()1)1)0.（10）
DD式中：R2-R1——土壤厚度，m；
R1——从管道中心至土壤层的半径，m； H——至管道中心的实际埋深，m； D——管道直径，m。
管道和周围环境的瞬态热力模型计算式如下：
k(rTr)r/rCpTt
（11）
式中：k——周围环境导热系数；
r——传热半径； Tr——r处的气体温度； Cp——气体定压比热； Tt——t时刻的气体温度。
单位管长热流量由下式表示。通过该公式计算管壁在任意节点的温度。
2k2(TwT0)k1D(TTw)
（12）
ln((R2R1)/R1)式中：k2——管壁至土壤换热系数；
K1——流体至管壁换热系数； Tw——管壁温度； T0——R2处的温度； T——气体温度。水力摩阻系数计算式
管段控制方程涉及的水力摩阻系数λ采用F.Colebrook－White公式计算，该公式表达如下：
1/1.73852log10(2e/D18.574/(*Re))
（13）
式中，e/D——管道粗糙度和内径的无因次比；
Re——雷诺数。6控制方程的离散化
由管道控制方程与气体状态方程组成的非线性偏微分方程组，一般不能得出管流气体基本变量的解析解，因此有必要应用计算数学的方法求解偏微分方程组的数值解。本专题中选用中心隐式差分法对控制方程进行离散化。确定采用的基本变量为气体的密度（ρ）、速度（u）和温度（T）。6.1离散形式
引进变量φ，φ代表三个流动基本中的任意一个。在时间步长为Δx , 空间步长为Δt 的情况下，以空间i和时间网格点t采用中心隐式差分格式，则有以下离散形式：
对于基本流动变量：
1kkkk1ii1ii1
4基本流动变量对时间的一阶偏导数：
k1ikik1kt11ii2t
基本流动变量对空间的一阶偏导数：
1kki1i1k1ikix2x
基本流动变量对时间的二阶偏导数：
2(k1k2k1k2kk1k2i2kii)2(i12ki1i1)(i22i2t2i2)162t基本流动变量对空间的二阶偏导数：
2(k1k1k1i22ki1ki)2(ki22i1i)(k2k2k2i22i1i)x2162x基本流动变量对空间及时间的二阶偏导数：
22k2ki2xtkiki2i16xt
6.2 离散后的控制方程
离散后的控制方程如下： 离散后的连续性方程：
（14）
15）
16）
（17）（18）（19）
（（1kk1kk1k1kkk1k1kkikuuu1i1iii1i1iiiuii1i10
（20）2t2x离散后的运动方程：
1k1kkk1k1kkk1kk1kikuuuuPPPP1i1i1i1iiiii1iii12t2x1k12kk2k1k12kk2ik(u)(u)(u)(ui1i1iiii)1i（21）2x1kk1kk1kk1kuuuuiki1iii2(1)(i1i1i)02D44离散后的能量方程：
1k1k121kk21k1k1kkkikh-P(u)-(h-Pi1(ui1))1i1i1i1i1i1i1i1222t1k1k121kk2kkkh-Pii(ui)-(ihi-Pii(ui))222t1k131k3k1k1k1kkki1ui1hi1(ui1)(i1ui1hi1(ui1))222x1k131k3k1k1k1kkkiuihi(ui)(iuihi(ui))222xk1k1kk1k(Ti1TiTT1ii4Tw)0Dk1k1iik1（22）
6.3 初始条件与边界条件
初始条件指系统开始运行时的初始压力、流量或温度的分布状态。边界条件指某一管段起始节点和终止节点上的约束条件。主要包括：
(1)管段端点上的输油泵、压缩机或阀门等的出入口压力、流量、温度、转速、压比或开度设定值；
(2)气源对应节点的压力、流量或温度设定值；(3)分输点对应节点的压力、流量或温度设定值；(4)节点处压力、流量或温度的一致性；(5)节点处压力、流量或温度的范围控制值；(6)管道物理元件周围的温度场状况。7非线性方程组的求解算法
离散后的控制方程配合边界条件和初始条件才能封闭，封闭后形成了非线性方程组，对于该非线性方程组选取牛顿迭代法进行求解。
若采用C(x)xb的矩阵形式（其中C(x)为非线性方程组的系数矩阵），则x(x1,x2,x3,...,xn)T为需要求解的向量，b(b1,b2,b3,...,bn)T为等式右边的向量。
（1）牛顿拉普森迭代法 设迭代函数列F(F1,F2,F3,...,Fn)T
T
迭代变量x(x1,x2,x3,...,xn)
迭代增量x(x1,x2,x3,...,xn)
迭代函数FiTFi(x1,x2,x3,...,xn)
牛顿拉普森迭代公式如下：
xk1xkxk
（5.7-1）
对于迭代函数F，将求解非线性方程组问题转化成为寻根问题，也即要求下式成立：
F(F1,F2,F3,...,Fn)T0
（5.7-2）
对任意点x0和它的相邻点/邻域（x0+△x），通过泰勒展开式我们有：
FiFi(x0x)Fi(x0)xj(x2)i1,2,...,n
（5.7-3）
j1xj若采用矩阵形式，则有：
nF(x0x)F(x0)Jx(x2)
（5.7-4）
其中 J 为n×n的雅可比矩阵且Jij如果略去其中的高次项(x2Fi。xj)，并要求F(x0x)0。我们得出：
xJ1F
（5.7-5）
至此，可以按照牛顿拉普森迭代法的求解步骤进行计算。
（2）牛顿＋最速搜索迭代法
引入目标函数 f0.5FF，通过简单的数学运算，可以得到牛顿迭代沿着此目标函数的梯度方向f，始终可以发现一个数值α能使得目标函数的值下降，即：f式： xFJ(J1F)FF0。所以本专题研究采用如下迭代公xk1xkxk
（5.7-6）
该方法较牛顿拉普森方法具有收敛速度快，且全局收敛的特点。8仿真运行
8.1仿真运算的基本过程
仿真运行的基本过程如图1仿真运行所示。运行系统状态数据和不同视角构成单文档－多视的关系。
图中的兰色带箭头线条表示通过不同的视角和核心功能层接口，可以监视或编辑仿真系统的状态数据，并下达计算命令；粉色线条表示运算中仿真模拟器和数据模块进行数据交互；绿色线条表示初始化过程加载数据。
简单人机界面视角视角命令行视角表格视角仿真模拟器调度模块核心功能层接口计算状态数据数据模块监视或编辑状态数据编译模块加载系统及其初始参数运行系统状态数据编连文件
图1仿真运行过程
仿真运行基本过程如下：
(1)通过各个接口或视角，下达加载系统命令；(2)调度模块命令编译模块加载编连文件；
(3)如果需要，通过各个接口或视角，对系统参数进行进一步初始化；(4)通过各个接口或视角，下达一轮计算命令；
(5)仿真模拟器开始一轮计算，并输出结果到数据模块；调度模块通知相应接口和视角计算结束；
(6)相应接口或视角获取关心的数据；
(7)如果需要进行新一轮计算，相应接口和视角可以对部分参数进行重新设定，并下达新一轮计算命令，系统将回到第5步。
8.2仿真运算的实现结构
仿真运算由仿真模拟器作为核心模块来实现，两个直接的辅助模块是数据模块和编译模块。
这3个模块相互协同进行仿真运算，基本过程如图2所示。
仿真模拟器数据模块3输入参数基本输出参数其它输出参数665其它输出参数数值化计算72 加载方程组2 加载数据模型文件编连文件1 输出：方程组＋元件信息编译模块建统立的此联系组立输入参数预处理控制方程组4数值计算4446元件参数关系计算函数库外部边界方程组元件库元件参数关系计算函数库控制方程组外部边界方程组 图2仿真模拟器结构
(1)编译模块根据模型文件和元件库，建立编连文件，编连文件中包含仿真系统各个元件的信息；同时，根据通用、基本的控制方程组、元件参数关系计算函数库、外部边界方程组，编译模块将建立此系统的全部方程组，一并加入到编连文件中；
(2)在运算前的初始化过程中，编连文件中的参数数据将被加载到数据模块，方程组将被加载到仿真模拟器相应的方程组列表中，包括：控制方程组列表、外部边界方程组列表、元件参数关系计算函数库列表；
(3)每轮运算开始前，仿真模拟器的输入参数预处理模块需要对输入参数进行预处理，例如对部分参数进行离散化或拟合；
(4)开始运算后，仿真模拟器的数值计算模块根据处理好的输入参数和相关的方程组进行数值计算；
(5)数值计算模块计算出的是需要联立求解的基本输出参数；
(6)根据输入参数、基本输出参数、元件参数关系计算函数库，仿真模拟器同步对其它输出参数进行数值化计算；
(7)其它输出参数被输出到数据模块，此后可以通知调度模块前来获取相关数据并进行下一轮计算的参数输入了。9结论
通过建立天然气管道数学模型及求解算饭，在输入管道的基本参数后，可以根据输入的初始运行状态预测下一时刻的运行状态，从而为排定管输计划、优化运行工况提供决策依据。
鲁公网安备37028302000876号