3.7.输油管路的外伴热
伴热线操作规程
伴热线操作1．确定伴热温度和伴热介质对于重质油品间歇输送管线，伴热介质应比重油输送温度高20℃。
2．根据被伴热管线的输送方式，决定伴热线投用范围。
预先了解被伴热管线的输送介质，管径、起止点、是连续输送还是间断输送等情况。
⑴连续输油管线的伴热线操作。
罐区外部管线可不给伴热，罐区内部管线给伴热。
⑵间断输油管线的伴热线操作。
对于间断输油管线或罐区的一些支线伴热线应常开，但应根据气温的变化情况及时调节给汽量，对于这类管线，停输时每班要放压两次。
柴油管线一般只是冬季启用伴热线。
3．伴热线投用操作⑴伴热线在投用前要先卸掉疏水器，给汽吹扫伴热线清除管线内铁锈，然后将疏水器装好，并沿途检查是否有泄漏或疏水器内不通等问题。
⑵如果管线投用过程中发现泄漏点，需要进行更换垫片等维修作业时，在管线吹扫处理完毕后，应先停伴热，再拆卸管线。
漏点处理完毕后，重新投伴热。
⑶对于长距离多段伴热的重油线，投伴热时应先从靠近储罐的一段投起，再下一段伴热。
禁止先投中间一段，造成局部超温憋压。
4．日常检查要点⑴有无漏点。
检查伴热管有无漏点；阀门等静密封点有无泄漏。
⑵疏水器是否畅通。
除目测外，对于凝结水密闭回收系统的疏水器可用测量疏水器表面温度和打开旁路放空的方法判断。
⑶对于排大气的疏水器，要及时调节疏水器排水量，要求做到只排水不排汽。
5．伴热线的停用（1）冬季寒冷时节伴热线尽量不要短时停用，防止裸露在主管线保温外的疏水器和给汽阀上冻。
（2）重油线中间局部停伴热线时，主管线应保持输送状态，或有放压的途径。
防止局部凝线，造成前、后部管线憋压。
（3）跨越冬季长时间停用的伴热线，应用风将凝结水吹扫出。
（4）停用伴热时要先关闭给汽阀门，然后卸掉疏水器将管线内的余汽排净，尽量减少线内凝结水。
化工工艺管道的伴热
化工工艺管道的伴热摘要化工生产中，设备和管道的散热是供热系统中热量损失的重要组成部分。
绝热一词，就是对保温跟保冷两个词的一个统称，然而在实际的生产过程当中，人们为了防止相关的设备以及工艺管道可能会向周围的环境当中中释放或者吸收热量，于此同时，在冬季较寒冷的地区，为了防止管道和设备内的介质由于外界的低温环境而造成物理变化，因此绝热工程已经成为当前现代化工装置中不可缺少的一部分。
关键词：化工，管道，设备，伴热第1章工艺管道的伴热系统1.1工艺管道伴热的主要方式（1）内伴热管道伴热：载体伴热管道是被安装在工艺管道内部的，因此其热量可以全部释放于主管道内部。
（2）外伴热管道伴热：载体伴热管道是被安装在工艺管道外部的，因此其热量一部分可以释放到主管道内部，其余部分可以通过保温层释放到了周围的环境中。
如果伴热系统需要的传热量比较大，或者是工艺主管道对温度要求要有一定的温升值时，则需要多条管道共同来伴热，或者是采用传热系数更大的传热胶泥，填充在外伴热管与主管之间。
（3）夹套管道伴热：载体夹套伴热管，就是在工艺管道的外面再安装一套管道，就相当于内管和外管，内外管之间就形成一个换热空间，最终达到工艺要求的伴热效果。
（4）电伴热：电伴热带被缠绕在需要加热的工艺管道外部，其利用电阻体的发热用来补充工艺管道的热量损失。
1.2自调控伴热系统1.2.1 自调控伴热技术自调控伴热技术是新型的一种伴热方式，早在上世纪六十年代，日本就通过直接通电法来加热沥青管道，以达到提高它的流动性的目的。
这种新型的技术，操作起来不仅方便简单，而且运行维护的费用也相对比较低，不仅如此，它的操控性能也比较好，能在短时间内就将要求的伴热温度调整到温度参数范围内。
1.2.2自调控伴热原理自调控伴热的主要原理，是将电缆线和所需要伴热的管道捆绑在一起来达到伴热的目的，通常情况下自调控伴热电缆线是由两根平行的镀锌或者镀银的铜制电缆线构成，其外部是一层高分子半导体材料，最外层是由一种具有阻燃绝燃的护套构成的。
石油管道电伴热方案
石油管道电伴热方案
石油管道电伴热方案是一种结合石油管道物理传热特性和电磁传热特性的节能热力学方案，它利用电与石油管道内部物理流动过程相结合的原理，在不改变石油管道长度、管径、管材、波纹管及压力的情况下，采用电磁作用力来增加石油的传热性能，从而达到提高石油管道热效率的目的。
石油管道电伴热方案的具体实施流程如下：首先对要施工的石油管道地段进行详尽的现场调研，以判定施工方案的有效性；然后根据施工要求，分析当前石油管道热力学规律，并根据此判断出此方案进行施工；第三步，在石油管道供求站内外安装特殊电器，并连接电源，这些电气装置主要起到稳定加热以及控制伴热的作用；第四步，安装管道伴热电缆，并进行性能检测，确保伴热电缆性能符合要求；最后，安装伴热控制系统，调试联络器及控制器，使其能够精确完成伴热调节功能。
石油管道电伴热方案可以显著提高石油管道的传热效率，从而减少石油运热能耗，使石油管道热力学性能得到大幅改善，并且可以大大减少石油管道地段管线的建设成本。
原油管道伴热工艺热力分析
关键词 ：管道伴 热；热力分析；数值模拟 中 图分类号 ：Ｔ ８２３ Ｅ ３． 文献标志码 ：Ａ
文章编号 ：１ ０ ．６ ９２ １）１０ ３ ．４ ０ ２ １３ （０ ２０ ．０ ９０
Ｔｈ ｒ ｏ ｙ ａ ｉａ ａ ｙ ｉ ｆ ｕ ｅＯｉ Ｈｅ ｔ ｒ ｃ ｎ ｐ ｌ ｅＳ ｓｅ ｅｍ ｄ ｎ ｍ ｃ ｌ Ａｎ ｌ ｓｓｏ Ｃｒ ｄ ｌ ａ ａ ｉ ｇＰｉ ｅ ｉ ｙ ｔ ｍ Ｔ ｎ
２１ ０ ２年 第 ４ 卷 第 １ １ 期
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原油管道伴热工艺热力分析
便储运 的一种方法 。
叠 毒 ＝ ： 毒 伴 量 伴冒 黧 热 热＝ 管 管： ２
圃 匦
图 １ 三种伴热方式
原 油管道伴 热常用 的伴 热方法有 内伴 热管伴 热 、外 伴 热管伴热 、外套管伴热 、 电伴热 。外伴 热管伴 热因为
工艺 简单 、加 工方便，在 油 田中的应用最 广泛 。外伴 热
Ａｂ ｔ ａ ｔ Ａｃ ｏ ｄ ｎ ｏ ｍｅｈ ｄ ｆｃ ｕ ｅ ｏ ｌ ｅ ｔ ｒ ｃｎ ｉ ｅ ｉ ｅ ｈ ｎ ｒ ｙ ｅ ｕ ｌ ｒ ｍ ｎ ｌ ｓｓｍｏ ｅ ｆ ｒ ｄ ｉ ｈ ａ ａ ｉｇ ｐ ｐ ｌ ｅ ｓｒ ｃ ： ｃ ｒ ｉ ｇ ｔ ｔ ｏ ｓｏ ｒ ｄ ｉ ｈ ａ ａ ｉ ｇ ｐ ｐ ｌ ．ｔ ｅｅ ｅ ｇ ｑ ｉ ｂ ｉ ｔ ｎ ｉ ｕ ａ ａｙ ｉ ｄｌ ｏ ｃ ｅ ｏ ｌ ｅ ｔ ｒ ｃｎ ｉ ｅｉ ｕ ｔ ｎ ｓ ｓｅ ｉ ｅ ｔｂ ｉｈ ｄ ｙ ｔｍ ｓ ｌ ｅ ．Ｕｓｎ ｕ ｒ ａ ｉ ｌ ｔ ｎ ｏ ｈ ａ ａ ｉ ｇｐ ｐ ｌ ｅｓ ｓｅ ｔ ａｃ ｌｔ ｅｔ ｍｐ ｒ ｔ ｒ ｈ ｎ ｅｏ ｃ ｕ ｅｏ ｌ ｎ ｅ ｔ ｒ ｃ ｓ ａ ｓ ｉ ｇｎ ｍｅ ｃ ｌ ｍｕ ａ ｉ ｆ ｅ ｔ ｃｎ ｉｅ ｉ ｔ ｍ ｃ ｌｕ ａ ｅ ｈ ｉ ｓ ｏ ｒ ｔ ｎ ｙ ｏ ｔ ｅ ｅ ａ ｕ ｅｃ ａ ｇ ｆ ｒ ｄ ｉａ ｄｈ ａ ａ － ｔ
输油管道及伴热系统安全管理范文（二篇）
输油管道及伴热系统安全管理范文输油管道及伴热系统是工业生产过程中重要的能源供应设备，它们的安全管理至关重要。
为了确保输油管道及伴热系统的安全运行，必须采取一系列的安全管理措施，包括设备设施的维护和更新、人员管理以及应急处理等方面。
本文将从这些方面论述输油管道及伴热系统的安全管理，旨在提高其安全运行水平。
一、设备设施维护和更新输油管道及伴热系统的设备设施是其安全运行的基础，必须定期进行维护和更新。
首先，我们要建立完善的设备台账，对设备的使用情况、维修情况进行记录和跟踪，及时发现和解决设备问题。
其次，我们要定期进行维护保养工作，如定期检查管道、阀门、泵站等设备的工作状态，及时清理积水、杂物等，保证设备的正常运转。
另外，我们要根据设备使用寿命和技术更新情况，及时进行设施更新，以提高设备的安全性和效率。
二、人员管理人员是输油管道及伴热系统安全管理的重要环节，必须加强对相关人员的培训和管理。
首先，我们要对从业人员进行岗前培训，培养其对设备设施的使用和维护的意识。
其次，我们要建立健全的安全管理制度，明确人员的职责和权力，并进行严格的监督和考核，确保人员按照规定进行操作和维护。
此外，我们还要加强对人员的安全意识教育，定期组织安全应急演练和培训，提高人员应对突发事件的能力。
三、应急处理在输油管道及伴热系统的安全管理中，应急处理是非常重要的一环。
一旦发生事故或突发情况，必须能够迅速采取有效的应对措施，以防止事态进一步恶化。
首先，要建立健全的事故应急预案，明确应急处理流程和责任分工。
其次，要进行事前演练和培训，提高应急处理能力和快速反应能力。
另外，要定期进行设备设施的巡视和检测，及时发现和排除安全隐患。
综上所述，输油管道及伴热系统的安全管理需要从设备设施的维护和更新、人员管理以及应急处理等方面进行。
通过建立完善的设备维护和更新制度，加强人员的培训和管理，以及建立健全的应急处理机制，可以有效提高输油管道及伴热系统的安全运行水平，保障工业生产的顺利进行。
管道保温及室外管路蒸汽伴热说明
管道保温及室外管路蒸汽伴热说明由于本工程所处地理位置原因，为防止冬季管路结冻，采取了将管路进行保温的处理方式，且对室外管路采取蒸汽伴热的方式，全面避免管路中液体结冻。
现对管路保温及蒸汽伴热进行详细的施工说明。
1 管路保温说明1.1 主要设计依据《火力发电厂保温油漆设计技术规程》（DL/T 5072-1997）、国标图集《管道及设备保温》98T901、《火力发电厂保温材料技术条件》DL/T776－2001，同时参照与业主技术协议有关要求。
1.2 主要设计原则⑴、凡外表面温度高于50℃且需要减少散热损失的管道、设备及附件，予以保温。
⑵、要求防凝露、防冻或延迟介质冻结的管道,附件及设备，予以保温。
⑶、氧化空气管道仅在距地面或平台2.1m以下及离操作平台水平距离小于0.75m,可能危及人身安全的管段作防烫伤保温，保温结构外表面温度不超过50℃。
并应采取适当的加固措施，以防震落。
⑷、保温后保护层外表面温度在环境温度不高于27℃时不超过50℃；当环境温度高于27℃，可比环境温度高25℃。
1.3 保温设计说明1.3.1 主保温材料性能主保温材料分为两种：岩棉管壳、岩棉板（毡）。
选用原则如下：1.3.1.1 岩棉管壳：用于介质温度在350℃以下且管径小于Φ600mm的管道的保温。
岩棉管壳的技术性能如下：最高使用温度： 350℃容重： 120kg/m3导热系数方程:λ=0.037+6.81×10-5tm+2.999×10-7tm2W/m〃K1.3.1.2 岩棉板（毡）：用于350℃以下的管道及其异形件的保温。
岩棉板（毡）：凡介质温度在350℃下的设备、管径大于600mm的管道、烟道及其异形件采用岩棉板（毡）进行保温。
岩棉板的技术性能如下：最高使用温度： 350℃容重： 120kg/m3导热系数方程:λ=0.037+6.81×10-5tm+2.999×10-7tm2W/m〃K以上公式中tm指保温机构内外表面温度的平均值。
2021年中石化易燃、可燃液体防静电安全规定
2021年中石化易燃、可燃液体防静电安全规定第一条易燃、可燃液体防静电系指在易燃、可燃液体的装卸、输送、调和、采样、检尺、测温及设备清洗过程中防止产生静电和易燃、可燃液体储罐、铁路罐（槽）车、汽车罐（槽）车、鹤管、管线、人体等已有静电的消除。
不包括雷电、杂散电流的防护和固体、气体、粉尘的防静电。
第二条应消除以下静电引燃的条件1、有静电电荷的产生；2、有足以产生引燃性放电的静电电荷的积聚；3、有合适的火花间隙，使积聚的电荷以引燃的火花形式放电；4、在火花间隙中有可燃性液体的蒸汽—空气混合物。
第三条根据GB50160《石油化工企业设计防火规范》，对液化烃、可燃液体的火灾危险性分类列于表1中。
表1 液化烃、可燃液体的火灾危险性分析类别名称特征甲A液化烃15℃＞时的蒸汽压力0.1MPa的烃类液体及其他类似的液体B可燃液体除A类以外，闪点＜28℃乙A28℃≤闪点≤45℃B45℃＜闪点＜60℃丙A60℃≤闪点≤120℃B闪点＞120℃甲、乙类易燃、可燃液体进入储罐和槽车时，电阻率等于或小于108Ω·m者不受本规定约束。
第四条甲、乙类易燃、可燃液体进入储罐和槽车时，初流速不应大于1m/s。
当入口管浸没200mm后可逐步提高流速，但最高不应超过6m/s。
1、甲、乙类易燃、可燃液体含游离水、有机杂质以及两种以上油品混送时的初流速亦不应超过1m/s；2、甲、乙类易燃、可燃液体经过填加抗静电剂，或有专门静电消除器与静电报警仪同时具备的，流速可为6m/s；3、当液体输送管线上装有过滤器时，对甲、乙类易燃、可燃液体的输送，自过滤器至装料之间应有30s的缓和时间。
如满足不了缓和时间，可配置缓和器或采取其他防静电措施（见表2）；表2 进油管与所配缓和器（管）对照表进油管缓和器（管）尺寸（mm）流量（m3/h）流速（m/s）尺寸（mm）流速（m/s）管长（m）100802.83___.7141001605.662500.915100___.082501.3151002508.85 3000.9861501602.522500.9___03004.723500.8771504006.294500.709第五条储（罐）、槽（车）装入易燃、可燃液体时，应做到：1、严禁从储罐上部注入甲、乙类易燃、可燃液体；2、丙类油品的调和，其中有一个单体组分属于甲、乙类油品时，也不准用压缩空气进行调和；3、丙A类油品用压缩空气进行调和时，应控制风压不大于0.343MPa，油品调和温度应低于该油品闪点20℃。
第六节 输油管路的外伴热
ttu tz Rb R1 R2 Rg Rtu t qi 1 1 Rb R1 R2 Rg Rtu
2 2
2e d
二、蒸汽管路的热力计算 蒸汽管路单位长度上的热损失q（W / m) q tz t j
2 R －蒸汽至管路周围介质 全部热阻的总和， m ℃ / W。
R
1、管沟铺设的蒸汽管路
R R
b
R1 R2 Rg Rtu 1
Db Rb－蒸汽管保温层的热阻，Rb ln 2 b D 1 R1－蒸汽管保温层外表面向管沟内空气放热的热阻，R1 Db 2 R2－管沟内空气向管沟内表面放热的热阻，R2 1 Dg1 2
Dd Dd Fe 2 2 2
（1 ）K a
1
1 1 2 3
1
1－油品至管路内上壁的放热系数； －管壁和保温层的热阻总和； 2－保温层表面的外部放热系数； 3－保温层表面的辐射放热系数。
（2）K b
车用汽油：100万m3，
航
煤： 50万m3 ，
车用柴油：80万m3 ， 润 滑 油：5万m3 。 周转系数k=8，设计油罐的容积，画泵房流程图， 要求火车装卸，汽车装油。
三、根据最优经济条件确定保温层厚度 总费用 每年保温层投资费用 每年的热能消耗费用 F
D 4
2 b
D 2 aN hqb b
F－每米管长每年的总费用，元 / 年； N－抵偿率 a－保温层费用，元/ m 3； b－热能价格，元 / J； qb－单位管长热损失，W / m； h－每年运行时间，s。
浅谈石油化工管道伴热方式
浅谈石油化工管道伴热方式一、石油化工管道伴热方式的选用原则伴热方式的选用原则如下：（1）输送气体介质的露点高于环境温度需伴热的管道，宜选用伴管伴热；（2）液体介质凝固点低于40℃的管道、气体介质露点高于环境温度且低于40℃的管道及热敏性介质管道，宜采用热水伴管伴热；（3）输送介质的终端温度或环境温度接近或低于其凝固点的管道：（a）介质凝固点低于50℃时，宜选用伴管伴热；（b）介质凝固点为50。
100℃时，宜选用夹套管伴热；（c）介质凝固点高于100%时，应选用内管焊缝隐蔽型夹套管伴热。
管道上的阀门、法兰、过滤器等应为夹套型；（4）介质温度要求较低的工艺管道、输送介质温度或环境温度接近或低于其凝固点的管道，宜采用热水伴管伴热；（5）输送有毒介质且需夹套管伴热的管道，应选用内管焊缝外露型夹套管伴热；（6）经常处于重力自流或停滞状态的易凝介质管道，宜选用夹套管伴热或带导热胶泥的蒸汽伴管伴热。
二、石油化工管道伴热介质及伴热温度的选用石油化工管道伴热介质及伴热温度的选用原则：（1）管内介质温度在95—150℃之间的管道，应选用0.7—0.9MPa的蒸汽伴热。
（2）管内介质温度在95℃以下的管道，应选用0.3—0.6MPa的蒸汽作热源。
在伴热点集中地段，也可选用热水伴热。
（3）输送温度在150℃以上的管道，当0.9MPa蒸汽还不能满足工艺要求时，可选用热载体作为伴热介质。
（4）下列管道应采用伴管或夹套管伴热：（a）需从外部补偿管内介质热损失，以维持被输送介质温度的管道；（b）在输送过程中，由于热损失而产生凝液，并可能导致腐蚀或影响正常操作的气体管道；（c）在操作过程中，由于介质压力突然下降而自冷，可能冻结导致堵塞的管道；（d）在切换操作或停输期间，管内介质由于热损失造成温度下降，介质不能放净吹扫而可能凝固的管道；（e）在输送过程中，由于热损失可能析出结晶的管道；（f）输送介质由于热损失黏度增高，系统阻力增加，输送量下降，达不到工艺最小允许量的管道；（g）输送介质的凝固点等于或高于环境温度的管道。
影响大型油库低压管网伴热问题分析最终版
浅析影响大型油库低压管网伴热问题周加增 赵文波（管道沈阳输油气分公司 辽宁 铁岭 112001）摘要：通过计算**输油站原油油库低压管网伴热的效率，以及调查实际运行情况，浅析各因素对输油管道伴热和保温的影响、存在的问题，提出对易出现的问题提出一些解决办法。
关键词：原油油库 低压管网伴热 保温原油在管路储存、输送过程中，由于热量会逐渐散失、温度逐渐降低，温度降低，原油粘度会逐渐增大，甚至造成凝管，为了减小粘度、避免凝管,在输送这类介质时，必须采取升温、保温措施。
就是在输油管道附近加蒸汽伴管，以维持或加热原油达到一定的温度。
**站库区储油罐采用6排加热盘管蒸汽加热，储油罐外部使用岩棉、彩钢瓦保温；输油管道采用双管外伴热方式.，使用圆形保温结1：随着**站新建的大型油库顺利建成投产， **116万方立方米，为了给整13994米，伴热面积74724.5平方米，燃油4000吨原油。
下面是根据实际运行的数据、利用能源利用率能量平衡体系的入口从离锅炉出口汇管最近处的支撑段开始，体系的出口到锅炉回水汇管最近的支管段截至。
框图中Qggj —蒸汽或热水带入体系的能量，kJ/hQxsj —工艺管网及原油储油罐吸收的能量，kJ/hQssj —伴热系统损失的能量，包括散热损失、泄漏损失，kJ/h Qhsj —伴热系统回水的能量，kJ/h计算方法及公式：能量平衡关系式为：输入能量 = 输出能量即 ： ∑=n j Qggj 1 = ∑=n j Qxsj 1 + ∑=n j Qssj 1 + ∑=nj Qhsj 1定义：有效能量:体系内伴热系统传给工艺管网及原油罐的能量与伴热系统回水量之和损失能量 伴热系统的散热损失、泄漏损失供给能量 由蒸汽或热水带入体系的能量利用率计算公式：%100)'(')"(")'(111⨯--+∆-∆=∑∑∑===n i n j ni ioj ij Gj ioj ij Gj tj tj GojCj η （1）式中：n —体系内被伴热管段及储罐个数Goj —被伴热管线的原油流量，kg/h;不流动管线和储罐为原油质量，kg Cj —原油比热容，Kj/kg ·℃ 经验公式：)00081.0403.0(1000/1868.4t Cj +=ρ （2）t —原油温度，℃ ρ—原油原油密度，kg/m 3/2121T j t j t tj j t j t tj ）（或-=∆-=∆ ℃或℃/h (3) j t 1—未伴热时流动管段进口的原油温度或不流动管段及储油罐的起点原油温度 ℃j t 2—未伴热时流动管段进口的原油温度或不流动管段及储油罐的终点原油温度 ℃T —起点、终点温度测试间隔时间，h/'''''2121T j t j t tj j t j t tj ）（或-=∆-=∆℃或℃/h (4) j t 1—伴热时流动管段进口的原油温度或不流动管段及储油罐的起点原油温度 ℃ j t 2—伴热时流动管段进口的原油温度或不流动管段及储油罐的终点原油温度 ℃T —起点、终点温度测试间隔时间，hGj ” —伴热管线体系出口处蒸汽或热水的流量，kg/hij ” —伴热管线体系出口处蒸汽或热水的比焓，kg/hGj ’—伴热管线体系入口处蒸汽或热水的流量，kg/hij ’ —伴热管线体系入口处蒸汽或热水的比焓，kg/hioj —基准温度下水的比焓，kj/kg以上公式中用到的数据原油流量用超声波流量计测定，不流动管线和储油罐地原油按实际容积计算，蒸汽或热水流量用流量计测定、温度用玻璃管精密温度计测定，原油用热电偶测定其管线外表面温度，并求得两点温度差值，对不流动管线和储油罐测定单位时间的原油温降（升）。
浅析原油管输伴热技术
浅析原油管输伴热技术作者：孙海珊来源：《中国新技术新产品》2012年第12期摘要：简要介绍不同原油管输伴热技术的工作原理和特点，对其各自的适用性进行分析比较，根据企业不同需求合理选型，做到资源优化配置。
关键词：原油；管道输送；蒸汽伴热；自控温电伴热；集肤效应伴热中图分类号：TE83 文献标识码：A管道输送是原油集疏的主要方式。
对于凝固点、粘度较高的原油来说，输送工艺可分为两种类型，一是加热输送，另一是常温输送。
加热输送是指将原油加热后进入管道加压输送，通过提高原油输送温度降低其粘度，来减少管路摩阻损失。
我国原油大多具有粘度大、凝固点高的性质，加热输送工艺是国内原油管道常用的一种输送工艺。
还有两种不常用的加热方式，一是提高原油流速，利用原油在高速下摩擦所产生的热能弥补沿程热损失；另一种是利用电集肤效应加热。
而常温输送工艺是指利用热处理、添加化学药剂、添加减阻剂、稀释、热裂解、磁处理等方式，改善原油的低温流动性，达到常温输送的目的。
原油管道加热输送存在两方面的能量损失，散热损失和摩阻损失。
由于油流温度高于管路周围的环境温度，存在径向温差，热油携带的热能将不断地往管外散失，因而使其温度在向前输送过程中逐渐降低，引起轴向散热损失，油流温度下降，粘度上升，单位长度管路的压降逐渐增大，容易出现管道事故。
为此，需对输油管线进行保温伴热，通过伴热媒体散发一定的热量，以直接或间接的热交换补充被伴热管道的热损失，达到升温、保温或防冻的工作要求。
目前，天津港南疆石化小区各企业在原油管输中普遍运用的是加热输送技术，而热油向下站输送过程中主要采用蒸汽伴热和电伴热这两种维温方法。
1 蒸汽伴热为了防止由于温度低，高沸点、高凝固点油品在设备和管道中凝固，最常用的加热方法是用蒸汽加热。
其工作原理是通过蒸汽伴热管道散热以补充被保温管道的热损失。
常见蒸汽伴热系统包括：蒸汽锅炉、伴热管、凝结水管、减压阀、疏水阀、温度传感器、凝结水回收泵、蒸汽分配器、防冻自动排液阀、导热胶泥等组件，其安装形式见图1。
输油管道及伴热系统安全管理范文
输油管道及伴热系统安全管理范文输油管道及伴热系统是工业生产过程中重要的能源供应设备，它们的安全管理至关重要。
为了确保输油管道及伴热系统的安全运行，必须采取一系列的安全管理措施，包括设备设施的维护和更新、人员管理以及应急处理等方面。
本文将从这些方面论述输油管道及伴热系统的安全管理，旨在提高其安全运行水平。
一、设备设施维护和更新输油管道及伴热系统的设备设施是其安全运行的基础，必须定期进行维护和更新。
首先，我们要建立完善的设备台账，对设备的使用情况、维修情况进行记录和跟踪，及时发现和解决设备问题。
其次，我们要定期进行维护保养工作，如定期检查管道、阀门、泵站等设备的工作状态，及时清理积水、杂物等，保证设备的正常运转。
另外，我们要根据设备使用寿命和技术更新情况，及时进行设施更新，以提高设备的安全性和效率。
二、人员管理人员是输油管道及伴热系统安全管理的重要环节，必须加强对相关人员的培训和管理。
首先，我们要对从业人员进行岗前培训，培养其对设备设施的使用和维护的意识。
其次，我们要建立健全的安全管理制度，明确人员的职责和权力，并进行严格的监督和考核，确保人员按照规定进行操作和维护。
此外，我们还要加强对人员的安全意识教育，定期组织安全应急演练和培训，提高人员应对突发事件的能力。
三、应急处理在输油管道及伴热系统的安全管理中，应急处理是非常重要的一环。
一旦发生事故或突发情况，必须能够迅速采取有效的应对措施，以防止事态进一步恶化。
首先，要建立健全的事故应急预案，明确应急处理流程和责任分工。
其次，要进行事前演练和培训，提高应急处理能力和快速反应能力。
另外，要定期进行设备设施的巡视和检测，及时发现和排除安全隐患。
综上所述，输油管道及伴热系统的安全管理需要从设备设施的维护和更新、人员管理以及应急处理等方面进行。
通过建立完善的设备维护和更新制度，加强人员的培训和管理，以及建立健全的应急处理机制，可以有效提高输油管道及伴热系统的安全运行水平，保障工业生产的顺利进行。
输油管道及伴热系统安全管理
输油管道及伴热系统安全管理输油管道及伴热系统是石油和天然气行业中非常重要的设施，其安全管理至关重要。
本文将围绕输油管道及伴热系统的安全进行详细讨论。
一、管道安全管理1. 管道设计与建设在管道设计与建设阶段，需要充分考虑安全因素。
首先要进行全面的风险评估，确定各种可能的风险及其潜在影响。
其次，要依据法律法规和标准进行设计，并采用先进的技术和设备，确保管道的强度和稳定性。
另外，在建设过程中，要安装相应的设备，如防火系统、防漏系统等，以提高管道的安全性能。
2. 定期检测与维护管道的定期检测与维护是管道安全管理的重要环节。
首先要制定相应的检测计划，包括定期巡检、设备检测、定期维修和定期清洗等。
其次，要使用先进的检测技术，如超声波检测、磁粉检测等，及时发现管道的缺陷和隐患，并采取相应的措施进行修复和处理。
同时，要定期对设备进行维护和保养，确保其正常运行。
3. 安全培训与演练对相关人员进行安全培训和演练是保障管道安全的重要举措。
培训内容包括安全操作规程、应急处理措施、现场管理等。
演练可以通过模拟事故情景，让人员熟悉应对方法和手段，并提高应急处理能力。
培训和演练应定期进行，并记录培训和演练的情况，以便及时调整和完善安全管理措施。
4. 安全监测与预警通过安全监测系统对管道进行实时监测，及时发现管道的异常情况。
监测系统包括温度传感器、压力传感器、流量计等，可以监测管道的温度、压力和流量等参数，一旦出现异常情况，及时发出警报，以便采取措施避免事故的发生。
5. 应急预案和演练制定详细的应急预案，并定期进行演练，以应对可能发生的事故。
预案内容包括事故发生时的应急措施、应急救援组织机构、救援设备和物资等。
演练要真实、高效，模拟各种紧急情况，并提出相关问题，以评估应急预案的有效性和可行性。
二、伴热系统安全管理1. 设备选择与安装在伴热系统的设计与建设阶段，要选择符合国家标准和规范要求的设备，并正确安装。
设备选择要考虑系统的热负荷、耐压能力和耐腐蚀能力等因素。
输油管道及伴热系统安全范本（2篇）
输油管道及伴热系统安全范本一、引言输油管道及伴热系统是重要的基础设施，用于输送和加热各种液体和气体，具有重要的经济价值和社会意义。
为了确保输油管道及伴热系统的安全运行，本文将介绍一套安全范本，包括设计、施工、运维和应急管理等方面的要求。
二、设计要求1. 管道材料和设备选用符合国家标准的优质产品，并经过必要的验收和检测。
2. 管道系统应具备足够的强度和耐腐蚀能力，以应对各种外部和内部因素的影响。
3. 输油管道应具备足够的安全阀和泄压装置，以确保在异常情况下能够及时排放压力和液体。
4. 伴热系统应采用可靠的电加热设备，并设计合理的温控和保护系统，避免过热和过载现象。
5. 设计应考虑到环境因素和地质条件，确保管道系统在各种自然灾害和地质灾害中能够安全运行。
三、施工要求1. 施工前应进行充分的勘察和风险评估，确保施工地点的安全性和适宜性。
2. 施工过程中应按照设计要求进行，严格控制施工质量，并保证施工人员的安全。
3. 管道连接点和伴热装置的安装要符合相关标准和规范，确保接口的可靠性和密封性。
4. 施工完成后应进行全面的验收和测试，确保管道和伴热系统的性能和安全指标达到设计要求。
四、运维管理1. 管道和伴热系统的运行应建立健全的管理制度，明确责任和权限，并配备专业的运维团队。
2. 定期进行设备巡检和维护，及时处理设备故障和异常情况，保证系统的正常运行。
3. 管道表面和地下的防腐保温材料应定期检查和维护，确保其完好无损。
4. 运营期间，应加强对管道及伴热设备的监测和数据分析，及时发现并解决潜在的安全隐患。
5. 建立紧急救援预案，定期组织应急演练，提高应对突发情况的能力和反应速度。
五、应急管理1. 建立健全的应急管理机制，明确各方责任和职责，并制定详细的应急预案。
2. 配备应急设备和工具，以便在事故发生时能够快速反应和处置。
3. 建立应急通讯系统和报警机制，保持与相关部门和人员的及时沟通和信息交流。
4. 定期开展应急演练和培训，提高员工的应急处理能力和处置技能。
输油管道及伴热系统安全模版
输油管道及伴热系统安全模版一、概述本文档旨在为输油管道及伴热系统的安全管理提供指导。
通过建立安全模板，明确安全控制措施和应急响应程序，保障输油管道及伴热系统的正常运行和安全使用。
二、安全控制措施1. 设定安全目标和指标：根据国家安全要求和行业标准，制定管道输送油品的安全目标，并通过安全指标评估和监测来确保目标的实现。
2. 建立安全管理体系：依据ISO标准，建立输油管道及伴热系统的安全管理体系，包括安全职责、安全培训、安全检查等方面的要求。
3. 进行危险源辨识和风险评估：通过对输油管道及伴热系统的危险源进行辨识和风险评估，识别潜在的安全风险，并制定相应的安全控制措施。
4. 制定安全操作规程：制定详细的安全操作规程，明确输油管道及伴热系统的操作要求，包括设备操作、事故应急等方面的内容。
5. 定期检修和维护设备：建立定期检修和维护机制，对输油管道及伴热系统的设备进行定期检查、保养和维修，确保其运行的稳定性和安全性。
6. 强化安全培训和意识教育：通过定期组织安全培训和意识教育活动，提高员工的安全意识和应急能力，减少事故发生的可能性。
三、应急响应程序1. 建立应急机制：设立专门的应急管理部门，建立应急响应小组，明确成员职责和工作流程，确保在发生事故时能够迅速响应和处置。
2. 制定应急响应预案：根据不同类型的事故，制定相应的应急响应预案，包括事故发生时的应急处置措施、人员疏散和救援、事故调查和报告等内容。
3. 配备应急装备和器材：根据应急预案的要求，配备必要的应急装备和器材，包括灭火器、泄漏处理设备等，以便迅速处置事故并减少损失。
4. 进行应急演练：定期组织应急演练，模拟各类事故场景，检验应急预案的可行性和有效性，并及时改进完善。
5. 建立信息共享机制：与相关部门、企业及社区建立信息共享机制，及时获取和传递事故情报，加强合作配合，提高应急响应能力。
四、事故调查和报告1. 建立事故调查程序：制定事故调查程序，按照规定的流程和方法，进行事故的调查和分析，找出事故的原因和责任，并提出相应的改进措施。
输油管道及伴热系统安全管(三篇)
输油管道及伴热系统安全管一、设计不受留下隐患（1）阀门压力等级不足。
有一个电厂油泵工作压力2.5MPa，油燃烧器工作压力为1.6MPa。
据查供油系统有些阀门按油燃烧器工作压力选取，这是不妥当的，因为油系统阀门管道若出现爆漏可能引起火警，处理漏泄程序比较复杂，由于种种原因油系统压力有可能达到油泵最高压力。
我们认为油管道阀门耐压能力应高于泵出口最高压力且高于油燃烧器工作压力两个档次来选用。
例如油燃烧器工作压力1.6MPa，其供油管路及阀门耐压能力应为4.2MPa；若油罐下部的阀门工作压力为1.0MPa，不宜选用铸铁阀门，而应选用耐压能力为2.5MPa 的管道及钢阀门。
（2）没有设计伴热系统。
有一个电厂设计以重油作点火及稳燃用油。
但是在设计中没有考虑伴热系统，设计人员给出的解释是：重油在管道中流动怎么会凝固呢？但是正是这个设计院在其他电厂中又设计了重油伴热系统。
当地气温冬天也只有4~5℃，远低于重油凝点；再者由于种种原因重油管道总会有检修甚至突然停止运行的时候，不设伴热系统行吗？为此已建议电厂补装伴热系统。
（3）重油进入蒸汽管道。
有几个电厂多次发生燃油进入吹扫蒸汽系统的事故，造成蒸汽系统大面积污染，甚至排入江海，受到环保部门的处罚。
原因是燃油一蒸汽管路间的逆止阀不严密以及在油燃烧器吹扫管路上没有装逆止阀，一旦油喷嘴雾化器阻塞，就会引起燃油进入蒸汽管道中。
建议在每个油管路吹扫管、炉前每角蒸汽吹扫管以及每个油燃烧器吹扫管上都装设逆止阀。
逆止阀装前应打水压，逆止阀阀瓣动作应灵活，关闭应严密。
（4）加热器上没有装安全阀。
有一个电厂，重油加热器筒体上没有装设安全阀，当油系统阀门关闭，蒸汽系统阀门开启并加热，就会引起加热器严重超压，建议在加热器油侧加装安全阀。
二、施工质量不良引起火灾（1）管内杂物引起二次燃烧。
有几个电厂供油管道基建施工时或批量更换供油管路时没有采取有效的防杂物、铁屑、焊渣掉入管内的措施，工程完工后又未进行认真的吹扫，即把油燃烧器装上投入运行。
四 输油管路的外伴热资料
tz
ty
(ty
t j )
Ka Fa Kb Fb
Ka Fa Ke Fe Kc Fc
Ka Fa Kb Fb
Ke Fe Kc Fc
单位管长伴随管总蒸汽损失的热量：
qz
(t y
t j ) Ka Fa
Ke Fe
Ka Fa Ke Fe Kb Fb
(tz
t j )Kd Fd
四、求各接触面积和传热系数
l G(iz in ) qz
l－每段伴随管的长度，m； G－伴随管中的蒸汽质量流量，kg / s； iz－蒸汽的热焓，J / kg； in－冷凝水的热焓，J / kg； qz－单位长度伴随管的热损失，W / m。
第七节 蒸汽管路的计算
一、蒸汽管路的水力计算 根据管路中蒸汽的允许流速可以确定蒸汽管路的直径
放出的热量之和，也等于它吸收的热量qc qc qe qb
三、油管的热平衡 1、用于升高油品的热量
qy Gct 2、经接触面Fa向周围介质散失的热量qa
qa Ka Fa (ty t j ) 3、油品从气体空间吸收的热量
qb qy qa 如果油品只需保温，管内油温不变，qy 0，qb qa
二、管路保温层对减少热损失作用分析
1、地面保温管路
相同条件下保温管路与不保温管路热损失的比值a
a qb q
qb－管路有保温层单位管长的热损失；
q－管路无保温层单位管长的热损失。
qb
ttj
1 1 ln D 1 ln Db
1
1d 2 d 2b D 2Db
q
t t j
1 1 ln D 1
2
－保温层表面的辐射放热系数。
3
（2）Kb
燃油伴热操作规定
燃油系统伴热操作规定
一、系统介绍：
燃油系统伴热汽源分别为：#1机辅汽至燃油雾化母管供汽、#2机汽源更改为辅汽至空预器吹灰母管。
现在的供汽方式为#2机供燃油伴热系统，也就是#2炉空预器吹灰蒸汽母管至燃油伴热供汽一、二次门开启，#1机供燃油伴热系统备用。
#1油罐盘管伴热一、二次门开启，疏水门开启，#2油罐盘管伴热一、二次门开启，疏水门开启。
通过回油母管伴热手动门向供、回油母管伴热供汽。
二、规定如下：
1、正常投运伴热系统时有#2机供汽，当#2炉空预器吹灰
汽源有检修工作时，需要将汽源倒至#1机供汽。
带检修结束后再倒至#2机带。
2、环境温度低于5℃时投入燃油系统伴热。
3、通过调节油罐盘管伴热一次门控制#2油罐温度（最高
点）在25℃左右，最高不能超过35℃，超过40℃将给予通报考核。
通过调节油罐盘管伴热一次门控制#1油罐温度（最高点）在15℃左右。
4、通过调节回油母管伴热手动门控制炉前供回油温度
25℃左右，锅炉巡检每班检查并及时调整燃油管道伴热疏水门保持少量冒汽。
燃油泵房值班员每班要沿着燃油管道检查伴热疏水正常，避免冒汽量过大或者冻死现象
出现。
5、在《# 1、2机组主控报表》中增加炉前油温度抄表，监
视炉前油温度正常范围内，抄表时发现油温异常时及时安排调整。
2008-12-10
附图：燃油母管及伴热系统图。
管道伴热伴热系统的类型
管道伴热伴热系统的类型管道伴热伴热系统的类型伴热系统可分为两大类，电动和流体。
流体伴热系统利用高温下的加热介质将热量传递到管道。
流体通常包含在连接到被跟踪管道的管子或小管中。
如果蒸汽是伴热流体，冷凝水要么返回锅炉，要么倾倒。
如果使用有机传热流体，则将其返回热交换器进行再加热和再循环。
通常，伴热流体的加热可以通过工艺流的废热，化石燃料，蒸汽或电力的燃烧来提供。
电伴热系统将电能转换为热量，并将其传递到管道及其所含流体中。
目前使用的大多数商用电伴热系统都是电阻式，并采用放置在管道上的电缆形式。
当电流流过电阻元件时，产生的热量与电流的平方和元件对电流流动的电阻成比例。
其他专用的电伴热系统利用阻抗、感应和皮肤传导效应来产生和传递热量。
有效的蒸汽伴热蒸汽伴热是将蒸汽热应用于管道和容器，以保持所需的过程温度，防冻，粘度控制或获得流体内的温度控制点，以使其在过程中的化学相互作用。
蒸汽伴热通常通过运行与要加热的管道或容器直接接触的蒸汽管线来完成。
蒸汽伴热的需求蒸汽伴热的工作原理非常简单。
当管道中的产品温度高于其周围的空气时，热量将通过管道壁从产品传递到周围的空气。
这种热损失将导致产品的温度下降。
管道隔热将显著降低热量损失率，但不幸的是，没有隔热是100%有效的。
蒸汽是一种非常有效的热载体，其压力和温度之间具有固定的关系。
它可以长距离传输热量，并在恒定温度下释放热量。
为了弥补产品管道损失的热量，小口径蒸汽管道或示踪剂被连接到产品线上。
蒸汽产生的热量进入产品线并取代损失的热量。
传递的热量，以及产品温度，都可以通过简单的自作用控制系统轻松控制。
同样类型的控制也可用于冬季化应用，仅当环境温度低于预定水平时才允许蒸汽进入伴热线。
为了找到泄漏的部位，必须拆卸数百米管道的绝缘层。
费用是巨大的，也与脚手架有关。
因此，请记住这一点，并确保蒸汽伴热正确安装。
蒸汽伴热的类型夹套- 用于超关键应用，通常产品温度必须始终保持在较高温度。
使用蒸汽夹套还可以对管道进行快速预热。
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二、管路保温层对减少热损失作用分析 1、地面保温管路 相同条件下保温管路与不保温管路热损失的比值a qb a q qb－管路有保温层单位管长的热损失； q－管路无保温层单位管长的热损失。 qb
t t j
Db 1 1 D 1 1 ln ln 1d 2 d 2b D 2 Db
1 1 2 3
1
1－蒸汽至伴随管内壁的内部放热系数，因1很大，可忽略 1对K d的算方法计算。
（5）K e
1 b 1 b 2 3 2
1
－保温层内气体空间至保温层内壁的放热系数， 2 1 ，可查表； 2 b －保温层的热阻； b
二、气体空间的热平衡 1、单位长度上气体空间经接触面Fe至周围介质所放出的热量 qe K e Fe (te t j ) 2、自气体空间经单位长度的接触面Fb至油品的热量 qb K b Fb (t e t y ) 3、气体空间放出的总热量等于它向周围介质和管内油品 放出的热量之和，也等于它吸收的热量qc qc qe qb
D 2 4
2 2 D b
2、埋地保温管路 1 1 D 1 4h ln ln qb 1d 2 d 2tu D a Db 1 1 D 1 1 4h q ln ln ln 1d 2 d 2b D 2tu Db
三、根据最优经济条件确定保温层厚度 总费用 每年保温层投资费用 每年的热能消耗费用 F
五、根据限定的温降值决定保温层厚度 苏霍夫公式： t y1 t j KDb ln L ty2 t j Gc Db 1 1 1 R ln K 2b D Db 2 Db ln 2b
2
D
2b L t y1 t j Gc ln t y2 t j
第七节 输油管路的伴随加热 第六节
需要加热的管路：流量小、间歇输送不放空的粘油、 易凝油品。
Fa Fb
Fe
Fc
Fd
取一小段管路，在此小 段内近似认为油温、蒸 汽温度、 空气温度均一。根据热 平衡原理，可列以下方 程式：
一、蒸汽管的热平衡 1、单位长度上自蒸汽管经接触面Fd 至周围介质所放出的流量 qd K d Fd (t z t j ) 2、自蒸汽经单位长度的接触面Fc至气体空间放出的热量 qc K c Fc (t z te ) 3、蒸汽经单位长度的伴热管放出的总热量 q z qc q d
四、求各接触面积和传热系数 Dd Dd 0 2 sin ， 90 Dd Dd 2 2 2 360 Fa ( D 2 b )， Fb D 360 360 360 Fc d Fd (d 2 b ) 360 360 Dd Dd Fe 2 2 2
三、油管的热平衡 1、用于升高油品的热量 Q y Gct 2、经接触面Fa向周围介质散失的热量qa qa K a Fa (t y t j ) 3、油品从气体空间吸收的热量 qb q y qa 如果油品只需保温，管内油温不变，q y 0，qb qa
根据热平衡，不考虑油品的升温，得： qc qe qb qe qa K c Fc (t z te ) K e Fe (te t j ) K a Fa (t y t j ) K c Fc (t z te ) K e Fe (te t j ) K b Fb (te t y ) 消去te，得 伴热管中蒸汽的温度： K a Fa K a Fa K e Fe K a Fa K e Fe t z t y (t y t j ) K F K F K F K F c c b b c c b b 单位管长伴随管总蒸汽损失的热量： K a Fa K e Fe q z (t y t j ) (t z t j ) K d Fd K a Fa K e Fe K b Fb
2 2
（ 1 ）K a
1 1 2 3
1
1
1－油品至管路内上壁的放热系数； －管壁和保温层的热阻总和； 2－保温层表面的外部放热系数； 3－保温层表面的辐射放热系数。
（2）K b
1 1 1 1 2
－保温层内的气体空间至油管管壁的放热系数； 2 1－油管的内下壁至管内油品的放热系数。 （3）K c－蒸汽经伴随管至保温层内的气体空间的放热系数 要根据蒸汽温度查表。 （4）K d 1
2－保温层外壁对周围介质的外部放热系数； 3－保温层的外壁的辐射放热系数。
第八节 油罐及管路的保温 第七节
一、保温层的技术要求 1、低的导热系数，一般不大于0.14W / m ℃， 最大不超过0.233W / m ℃。 2、密度小，低于600kg / m 3； 3、耐热温度高； 4、耐振动； 5、抗压强度不小于0.3MPa； 6、含可燃物及水分极少； 7、吸水性低； 8、对金属无腐蚀作用； 9、化学稳定性好。
D 4
2 b
D 2 aN hqbb
F－每米管长每年的总费用，元 / 年； N－抵偿率 a－保温层费用，元 / m 3； b－热能价格，元 / J； qb－单位管长热损失，W / m； h－每年运行时间，s。
t tj qb D 1 1 ln b 2b D Db 2 F
b
四、根据限定的保温层表面温度确定保温层厚度 保温层表面温度不超过50℃，或按下式计算 86 tm t j
2
t j－管路周围介质温度，℃；
2－保温层表面至周围介质的放热系数。
确定保温层表面温度后，可计算保温层厚度： 2b 2Db t m t j (t t m ) Db ln D Db 2b t t m Db ln D 2 t m t j
q
t t j
1 1 D 1 ln 1d 2 d 2D
1 1 D 由于1和比 2和b 大的多， 和 ln 可忽略。 1d 2 d qb 1 a 2 D D 2 b D q ln 2b D D 2 b 单位管长上保温层体积V V
D 4
2 b
D aN
2
t t hb
j
Db 1 ln 2b D Db 2 1 dF 0 dDb
为求年费用F最小时的保温层厚度，令
1 2b bh 2b t t j 2 Db 2 Db dF Db aN 0 dDb 2 Db 2b ln D D b 2 bhb t t j b Db Db ln 2 D aN 2 Db D 2