输油气管道动火管理规范
输油气管道动火管理规范
?目次
?范围
?本标准规定了输油气管道动火作业的要求。
?本标准适用于油气管道及其设施的动火作业。
?规范性引用文件
?SY/T6150-1995
?《输油气管道不停输机械封堵作业技术规程》
?SY/T6065-94
?《管道干线囊式封堵技术规定》
?动火
?动火是指在油气站库、干线及在储存过油气等易燃易爆介质的容器和生产场所内，使用各种直接或间接明火的施工作业。
?动火级别划分
?一级动火
?二级动火
?三级动火
?一级动火
?在273(包括273毫米)毫米以上管径的输油气管道干线和输油气站场油气管道上的动火。
?在500立方米以上运行原油罐及其附件上的动火。
?二级动火
?在273毫米以下管径的油气管道干线和输油气站场油气管道上的动火。
?在输油、气管道外壁进行的焊接动火
?输油气站内设备及管道上采取置换或清洗、吹扫等措施动火。
?在500立方米以下运行原油罐及其附件上的动火
?油品装卸栈桥、装卸台上的动火
?成品油罐区防火堤以内非油气管线及设备上的动火
?三级动火
?在曾盛装过油、气及其它易燃易爆介质的容器上的动火。
?对输油、气管道针孔漏点进行的正压补漏
?输油（气）站等生产区域内非油气工艺系统的动火。
?输油（气）站等生产区域内除一、二级动火外的其他动火。
?技术要求
?正常情况下，在带压油气管道上焊接, 应提前降低管道内介质压力
在运行的原油管道干线上焊接时，焊接处管内压力应小于此段管道允许工作压力的0.5倍；
在运行的输气干线管道上焊接时，焊接处管内压力应小于此处管道允许工作压力的0.4倍。
?技术要求
管道允许带压施焊的压力
P=2σ(t-c)F
D
式中：
P－管道允许带压施焊的压力，MPa
σ－管材的最小屈服极限，MPa
t－焊接处管道实际壁厚，mm
c—因焊接引起的壁厚修正量，mm（通常取2.4mm）
D－管道外径，mm
F－安全系数（原油、成品油管道取0.6，天然气、煤气管道取0.5）
?技术要求
?对油气管道进行切割时不应采用明火, 且切割管段处的管内压力应降为零。
?不应在运行的成品油、天然气储罐和压力容器上进行动火作业。
?技术要求
?对输油气站场非运行的设备及容器动火前，应进行置换或清洗、吹扫等措施，并进行可燃气体检测。
?对与动火部位相连的存有油气等易燃物的容器、管段，要进行可靠的隔离、封堵或拆除处
理。
?需动火施工的容器、管段及室内、沟坑内的可燃气体浓度应低于爆炸下限的25％；
?技术要求
?动火作业前，应按方案要求做好所有施工设备、机具的检查和试运, 关键配件应有备用.
?对新的设备和压力容器在安装前应进行现场试压。
?对油气管道实施封堵作业时，应执行SY/T6150-1995和SY/T6065-94。
?动火作业坑除满足施工作业要求外, 应分别有上、下通道，通道坡度应小于50度。
如对管道进行封堵, 封堵作业坑与动火作业坑之间应有不小于1米的间隔墙。
?技术要求
?动火现场的电器设施、工器具应符合防火防爆要求，
?动火施工现场20米范围内应做到无易燃物, 施工、消防及疏散通道应畅通。
?施工现场如遇有5级（含5级）以上大风不应进行动火作业。特殊情况需动火时，应进行围隔并控制火花飞溅。
?方案审批
?凡进行有计划的动火作业，生产单位应提出动火申请，编制动火作业方案，并按动火级别报上级部门审批后组织实施。
?作业前，生产单位和施工单位填写工业动火票，由生产技术、安全（消防）等部门负责人及方案审批负责人签发。
?经审批后的动火方案和签发的动火票，不得随意更改。
?动火方案及动火票编制内容见附录A、附录B。
?动火方案由各生产单位的主管领导组织本单位生产、技术、安全（消防）等部门人员以及设计、施工单位的人员进行编制，并经本单位主管领导审查签字后，以文件形式报上级审批
?方案的审批
?一级动火作业方案的审批由股份公司地区公司（分公司或子公司）技术负责人组织有关部门技术人员进行讨论审查，审查意见经主管领导审核签字后，以文件形式批复给动火生产单位。
?二级动火作业方案由地区公司（分公司或子公司）的二级厂、处（公司）技术负责人组织有关部门技术人员进行讨论审查，经主管领导审核批准并将方案报地区公司生产和安全部门备案后实施。
?三级动火作业方案由厂、处（公司）所属输油气站(大队)负责人审查批准，将方案报厂、处（公司）生产和安全部门备案后实施。
?动火方案、批复文件及动火票由各级生产安全、技术部门、动火生产单位存档
?方案审批
?特殊情况下的抢修动火，由单位主管生产的领导组织有关生产技术、安全部门的人员视现场情况确定，并及时电话上报上级运行调度、生产技术及安全部门，施工结束后，按动火级别将动火情况等文字资料报生产、安全技术部门备案。
?动火前生产单位应与施工单位应签定施工期间的安全作业合同，明确职责和责任。
施工单位应按管理体系要求制定出详细的施工作业指导书，并按照指导书的内容进行操作。
?严禁越级审批动火方案。
?现场组织
?施工单位应根据动火方案和有关法规编制作业指导书。
?动火作业前，按照动火作业方案及批复意见，生产应组织有关人员对现场动火的各项准备工作和保障措施的落实情况逐项进行核查，未达到要求不得开工。
?实施动火作业时，动火审批单位的主管领导或技术负责人及生产、安全部门管理人员应到动火现场，进行指挥协调或监督。
?现场组织
动火人资格与职责
?动火人员应经过培训，具备相应的资质等级，持证上岗；
?按动火票上签署的任务、地点、时间作业；
?动火前应确认安全措施是否符合要求；
?按规定摆放动火设备；
?熟悉应急预案，掌握应急处理方法。
?现场组织
监护人资格与职责
?监护人应经过专业培训并具有较强的责任心；有一定的生产实践经验、了解生产工艺过程和方案实施过程；能正确处理异常情况和熟练使用消防器材及其他救护用具。
?在施工过程中，施工单位及生产单位未按动火方案措施执行，或安全设施不落实，消防设施不到位，监护人有权责令整改或暂不进行作业。
?监护人要配戴明显的标志，并配备专用安全检测仪器，坚守岗位。
?监护人应熟悉应急预案，并能指挥处理异常情况。
?现场组织
?动火票是动火现场操作依据，不得涂改、代签，要妥善保管。一张动火票只限一处使用。
?动火施工现场设明显的标志，并设定范围。与动火施工无关的人员不准进入现场，
非施工车辆应远离现场；
?动火作业现场应按动火方案规定的数量、地点及型号，配备消防车和消防器材；
?工作人员按规定穿戴劳保用品。
?动火作业完工后，监护人员应对现场进行检查，确认无火险隐患后方可撤离。
?现场组织
禁止以下动火
?无动火作业方案和动火票动火；
?无监护人动火；
?安全措施不落实动火；
?特殊情况下动火方案有重大变动且没有经过批准的动火；
?与动火方案和动火票内容不符的动火
?动火方案
工程概况
?工程概括。
?动火原因、地点、部位及时间。
?主要内容及工作量。
?动火级别。
组织机构及职责
?动火施工组织机构及负责人。
?管理单位的职责和责任。
?动火、施工单位各自的职责和责任。
?动火方案
生产安排
?动火期间输油气生产的安排。
?动火部位及区域内的生产设施的生产情况。
?动火可能对输油气生产的影响及有关数据分析。
?动火方案
动火施工
?施工准备。
?施工程序及预计作业工时。
?焊接及安装工艺。
?施工机具、设备、备件及所需材料。
?施工现场安排。
?动火方案
?施工附图
? 1 施工场地平面图及相关尺寸；
? 2 封堵作业点、动火作业点部位祥图；
? 3 工艺流程图；
? 4 机械设备、消防车辆及消防器材摆放位置及施工消防道路简图；
? 5 站外管道干线动火，应有站间（包括动火部位）干线纵断面图。
?动火方案
?保障措施
?动火作业的防护技术措施，注明应配备的消防设施、器材及数量。
?动火作业的事故预想及应急措施。
?质量保证措施。
?人员健康保证措施。
?现场环境保护措施。
?动火方案
?基础工作
?验收标准。
?动火记录与竣工资料
申请动火单位
动火施工单位
动火级别动火时间
动火地点
动火部位
动火原因
动火部位内生产介质及数据分析
动火作业组织机构
主要安全措施及应急防范措施
动火申请单位负责人签字年月日动火施工单位负责人签字年月日生产技术负责人签字年月日质量安全环保负责人签字年月日现场施工作业总指挥签字年月日
长输油气管道中存在的安全隐患及防范措施1
197 https://www.360docs.net/doc/0d10662498.html, 中国化工贸易网 长输油气管道中存在的安全隐患及防范措施 曾宪伟1 王 涛1 郝卫军1 陈 鹏2 （1.中石化管道储运有限公司襄阳输油处，湖北襄阳 441002；2.中石化管道储运有限公司武汉输油处，湖北武汉 430077） 摘 要：长输油气管道途经地区多，沿途地形地貌变化多样，地质条件复杂多变，而且一经投产，就会长时间运行，管道沿线自然环境、社会环境会随着时间推移而发生变化，管道本身及其附属设施也会老化，产生诸多安全隐患，威胁管道运行。本文就长输管道存在的安全问题进行分析，并对这些问题所采取的对策进行了深入的探讨。 关键词：长输管道 安全防范 油气盗窃 一、长输油气管道安全隐患 （1）油气盗窃对管道运行造成严重破坏。 在巨大利益驱使下，在长输管道上打孔盗油的现象频繁发生，全国范围内所有长输管道无一幸免。打孔盗油不仅给输油企业造成巨大的经济损失，造成管道停运，而且在盗油的过程中由于石油的易燃易爆的物理特性，引起火灾及爆炸的现象也时有发生。盗油过程中如果引起石油泄露，甚至会导致周围群众哄抢，造成严重的社会影响。 （2）自然灾害对长输油气管道的破坏 我国地震断裂带、煤矿采空区、易发生山体滑坡的山区等自然地质灾害严重的地区众多，长输管道途经这些地区时，易受地震、泥石流、塌陷和洪水冲击等自然灾害破坏，长期以来，管线爆管、悬空、露管、护坡堡坎垮塌等事故频繁发生。 （3）运行中的误操作及管道自身缺陷 管道材质、施工、运行的缺陷导致管道本质安全隐患，主要表现为自身的材料缺陷和施工质量不合格，如管道母材质量不合格、焊接技术原因等；如防腐层破损等（老管道尤为突出）；管道运行过程中的操作失误，如管道阴极保护失效、输油管道误操作造成水击破坏等。 （4）对长输油气管道的非法占压及周围施工 《石油天然气管道保护条例》中对长输油气管道与周围建构筑物安全距离的做出了明确规定，在长输管道建设各阶段应参考当地政府的建设规划，以避免多个工程间相互交叉影响。管道周围施工会引起安全距离不足、管线损伤、施工机具材料对埋地管道碾压以及爆破等安全隐患。同时在管道两侧5 m以内，搭建违章建筑，挖砂取土等也会对管道造成安全隐患。 二、输油管道安全隐患防范措施 （1）国家完善油气管道保护法规框架和执法体系 2001年，国家频布了《石油天然气管道保护条例》，该条例的颁布使得油气管道安全保护有法可依的问题得到了初步解决。广泛深入地依法治管是当务之急。但《条例》的行政执法机构缺位日显突出，应加快《条例》的修订工作，增强条例的可操作性。 建议地方政府颁布实施保护长输管道的地方性法规，提高油气管道保护意识，消除地方保护倾向，营造浓厚的油气管道保护氛围。目前辽宁省、甘肃省已颁布实施了相应的法规，在保护长输油气管道方面起到了重要的作用。 公安部等法制部门强有力的综合治理和保护为管道安全铸造了法制后盾。建议公安部门建立专司石油石化的公安机构，与地方政府紧密配合，完善油气管道保护的执法体系。同时，督促地方政府更好地承担保护油气管道的责任。 （2）防范打孔盗油 ① 完善立法、建立反打孔盗油长效机制 。管道作为输送石油能源的重要工具，发展迅速，仅凭《石油天然气管道保护条例》已无法适应管道发展的趋势，国家应出台保护长输管道的专项法律法规。 在总结反打孔盗油经验的基础上，结合各地实际情况，实行企警联合保护管道，并将其做为一项长效机制保留、完善、坚持下去。 ② 增加科技投入。在长输管道上安装声学检测防盗系统和智能防盗防腐技术两种反盗油防范预警机制，实现网络化监控，在各输油气站配备管道检漏仪器。 ③ 强化夏、秋两季的管道检漏和巡线工作。夏季多雨土地比较松软，特别是麦收秋种季节，随着农民翻地耕耘给盗油分子创造了在管道上安装阀门盗油的最好时机，另一季节是秋收后，因为农闲时期土地庄稼不用管理也不经常 到田间地头查看庄稼长势，不仅为盗油分子提供了条件也为管道埋下了隐患，这个时期也是打孔盗油高峰期，是为入冬后盗油打基础。严把这两个季节关，不给盗油分子安装阀门的机会，可以减少打孔盗油的发生。 ④ 要继续深化管道违法占压和打孔盗油专项整治，重点整治违法占压管道安全监控措施的落实，以及向地方政府的报告和备案的落实，全面掌握违法占压管道和存在事故隐患管道的治理情况，切实保护好油气管道的安全。 （3）加强对长输管道水工保护设施、穿跨越段的维护管理 最大限度地减少人为因素和自然灾害对长输管道的破坏。加强对诸如管道沿线多发地质灾害区域的灾害监测与治理；强化管道交叉施工现场管理，加大管道保护力度；强化线路巡检，严格监控平原水网地带鱼塘机械清淤、修建沟渠等威胁管道安全现象，严看死守机械清淤的危险地段；全面推行管道完整性管理，着力做好管道沿线风险识别和高后果区，建立和完善企地联防的管道保护机制，提高应急抢险能力。 （4）加强长输油气管道防腐技术 输送油、气的钢质管道大都处于复杂的土壤环境中，所输送的介质也都有腐蚀性，因此，管道内壁和外壁均可能遭到腐蚀，一旦管道被腐蚀穿孔，就会造成油、气漏失，不仅使运输中断，而且会污染环境，并可能引起火灾，造成危害。可采用阴极保护技术防止油气长输管道腐蚀的腐蚀损坏，这是管道工程中的一个重要环节。阴极保护是通过阴极电流使金属阴极极化实现，通常采用牺牲阳极或外加电流的方法。系统的检测主要通过密间隔测量管道阴极保护的数据来准确分析判定管道的阴极保护状态。 （5）提高长输油气管道设计质量 一条管道能否长期安全运行，特别是一旦发生事故使其造成的后果和影响最小，设计工作是非常重要的一个环节。站场的设计在符合规范和标准的情况下，要尽可能方便运行和维修。输油气站场的位置选择必须严格按防火设计规范的要求考虑与周围建筑、城市、村庄、公路等的安全防火距离，应避免选在低洼处。站场设备、设施的选择要可靠并考虑合理的备用。要按有关规范设计必要的安全防火设施。通讯、自动化系统的设计要可靠。管道设计要合理选择路由、工作压力、防腐形式， 针对所输气质条件等因素合理选择管材，特别是经过人口稠密区及活动断裂、滑坡、失陷性黄土、泥石流等地质灾害多发区等特殊地段时必须采取针对性的保护措施，线路截断阀选择要可靠确保需要时及时关闭，要根据下游调峰需求和保安气量统筹考虑设计合理的储气设施，避免因事故造成中断下游供气。另外，要给予设计工作充分的时间保证，设计方案要反复论证，取其最优，以避免因抢时间造成的设计缺陷。 三．结论 总之，做好长输管道安全防范工作愈加重要，通过不断完善法律法规，加强对公众的安全教育，提高企业自身的安全管理能力，一定可以保障长输管道的平稳安全运行。 参考文献： [1]柳庆新.石油天然气管道安全管理存在问题及对策分析[J ].中国石油和化工标准与质量，2007，（05）. [2]李文波，苏国胜.国外长输管道安全管理与技术综述[J].安全、健康和环境，2005，（01）. [3]金玮.天然气管道安全管理的初探[J].华北国土资源，2009，（03）.
输油气管道管材等级选择
输油气管道管材等级选择 摘要在长距离输送油气管道工程中，钢管费用占工程设备材料的50％以上，因此合理地选用钢管的材质等级十分重要。分析设计输送压力、韧性要求、刚度和稳定性、腐蚀及经济性等因素对选用钢管材质等级的影响，拟建了管材等级选择模式，给出了不同输送压力下的管材等级选用表，举例分析了满足设计强度要求的壁厚选择，简要介绍了国内外的管型应用情况。 主题词管道管类选择输送压力 在80年代初期以前，我国长距离输送管道大多数使用非管道钢的钢管材料（简称管材），如Q225（原 A3）、16Mn及20号钢等。随着我国输油管道技术水平的提高，大部分管道使用了符合美国API标准或ISO 标准材质要求的钢管，这些钢管既有国外引进的，也有国产的，但使用等级均在×65以下。而国外输送管道工程则由80年代前使用×70级钢管发展到90年代使用×80 级钢管，并有向使用更高级管材（如×100）方展的趋势。 一、选用管材等级的影响因素 1、设计输送压力 埋地钢管在服役时由于受设计输送压力（内力）P的作用，在管壁上产生环向应力（σh）及轴向应力（σa），一般要求这些应力小于或等于管材允许使用应力。允许使用应力是依据管材等级，即钢管屈服极限（σs）来乘以设计系数（F）、焊缝系数（Φ）、温度系数（t）而定。管道壁厚是依据强度要求而确定的δ＝PD/2ΦFσs t或δ＝PD/2ΦFσs （1） 式中P——设计输送压力； δ——钢管选用壁厚； D——钢管外径； Φ——焊缝系数，选用目前国家标准《石油天然气工业输送钢管交货技术条件》（GB/T 9711.1～ 9711.3）的钢管，取1.0； F——设计技术，依GB 50251-94《输气管道工程设计规范》及GB 50253-94《输油管道工程设计规范》的规定选取； t——温度系数，当输送温度小于120℃时，取1.0。 由于（1）可以看出，在同一压力与直径下选用管材等级（用钢管屈服强度表示σs）越高，管子壁厚越小，管道工程总的管材用量将减少。 2、韧性要求 随着输送应力的提高及环境因素的影响，国内外多次发生管道断裂事故，因而从60年代以来对管材的韧性要求越来越高。根据文献【1】提出的要求，特别是对输送油气的管道，不允许有脆性断裂。按照文献【2】总结的国外对管材塑性断裂止裂的要求，冲击功CVN值是随着应力σh增加而增加，也随管径D增 大而增大。而CVN值同管材的化学组分、轧制方法与过程、微晶结构与细度等因素有关，过去提高管材 强度是靠提高碳（C）的含量实现的，这反而降低了CVN值，现在的微合金钢将碳（C）级硫（S）降到 很低含量，而增加锰（Mn）含量，如API标准中×80级管材允许碳（C）最大含量为0.18％，而锰（Mn）的最大含量增至1.8％。因此，现在的高强度等级管材也可以满足高韧性要求，如加拿大要求×80级管材 在-5℃时，母材CVN值为180J、焊缝的CVN值为36J，这有利于发展高压、大管径输送油气的需要。同 等级管材应适当增加选用壁厚，降低σh值，则CVN值也可以适当降低。 3、刚度与稳定的要求 钢管在运输、储藏、服役过程中，应有一定的刚度及变形稳定性的要求，这在GB 50251与GB 50253中均反映管材壁厚要求。虽然在一定的压力P与管径D条件下，选用高强度等级管材可以减薄壁厚，减少管材总用量，但太薄的壁厚有可能满足不了此要求。在GB 50253-94第5.6.1条中要求D／δ≤140，在 GB 50251-94第5.1.3条中，依照D的大小要求60≤D／δ≤140。两标准均规定管子在无内压状态时受外力作用管子水平径向变形量不得大于3％D。 在建立管材等级选用模式时，取式（2）可满足两个国家标准要求：60≤D／δ≤140 （2）
输油气管道动火管理规范
输油气管道动火管理规范 ?目次 ?范围 ?本标准规定了输油气管道动火作业的要求。 ?本标准适用于油气管道及其设施的动火作业。 ?规范性引用文件 ?SY/T6150-1995 ?《输油气管道不停输机械封堵作业技术规程》 ?SY/T6065-94 ?《管道干线囊式封堵技术规定》 ?动火 ?动火是指在油气站库、干线及在储存过油气等易燃易爆介质的容器和生产场所内，使用各种直接或间接明火的施工作业。 ?动火级别划分 ?一级动火 ?二级动火 ?三级动火 ?一级动火 ?在273(包括273毫米)毫米以上管径的输油气管道干线和输油气站场油气管道上的动火。 ?在500立方米以上运行原油罐及其附件上的动火。 ?二级动火 ?在273毫米以下管径的油气管道干线和输油气站场油气管道上的动火。 ?在输油、气管道外壁进行的焊接动火 ?输油气站内设备及管道上采取置换或清洗、吹扫等措施动火。 ?在500立方米以下运行原油罐及其附件上的动火 ?油品装卸栈桥、装卸台上的动火 ?成品油罐区防火堤以内非油气管线及设备上的动火 ?三级动火 ?在曾盛装过油、气及其它易燃易爆介质的容器上的动火。 ?对输油、气管道针孔漏点进行的正压补漏 ?输油（气）站等生产区域内非油气工艺系统的动火。 ?输油（气）站等生产区域内除一、二级动火外的其他动火。 ?技术要求 ?正常情况下，在带压油气管道上焊接, 应提前降低管道内介质压力 在运行的原油管道干线上焊接时，焊接处管内压力应小于此段管道允许工作压力的0.5倍； 在运行的输气干线管道上焊接时，焊接处管内压力应小于此处管道允许工作压力的0.4倍。 ?技术要求 管道允许带压施焊的压力
长输油气管道安全运行管理浅析(2020年)
( 安全论文 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 长输油气管道安全运行管理浅 析(2020年) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.
长输油气管道安全运行管理浅析(2020年) 摘要：随着经济的持续快速发展和能源市场需求的显著增长，我国油气管道建设增速迅猛。如何保障动辄穿越几千公里，蔓延中国大地的长输油气管道的安全，已成为越来越突出的问题。本文就如何加强长输油气管道安全运行管理进行了深入的探讨。 关键词：长输油气管道；安全运行；管理 1．引言 在工业现代化发展的今天。人们对石油、天然气及其产品的需求日益增多，而油、气产地与消费中心位置的不一致性，常常需要采用长距离的管道运输。从偏僻的矿区到繁华的都市；油、气管道翻山越岭、穿树跨谷，敷设在变化十分复杂的环境中，遁受着各种腐蚀介质的侵袭，一旦发生危险，那么后果不堪设想。因此，加强长输油气管道安全运行管理极为重要，本文就此进行探讨。
2．长输油气管道安全运行管理的必要性 随着中国国民经济的持续快速发展和能源市场需求的显著增长，我国油气管道建设增速迅猛。自1959年中国第一条长输油气管道--新疆克拉玛依油田至独山子炼油厂原油外输管道投产以来，50年间中国长距离输油输气管道建设取得了长足进展。截至2009年，中国国内已建油气管道的总长度达6万千米，其中原油管道1.7万公里，成品油1.4万公里，天然气3.1万公里，并初步形成了跨区域的油气管网供应格局。 长输油气管道作为国家重要的基础设施和公用设施，关系到国家能源安全和社会稳定。目前中国油气管道建设已进入第四个高峰期。而油气管道具有易燃、易爆和毒性等特点，管道的安全运行非常重要。油气管道长期服役后，会因外部干扰、腐蚀、管材和施工质量等原因发生失效事故，导致火灾、爆炸、中毒事件的发生，造成重大经济损失、人员伤亡和环境污染。 我国不少管线已运行多年，特别是集输管线时间更长一些，在用管道中有约60％服役时间超过20年，东部管网服役运行已30多
常用输油输气管道铺设方式
安全管理编号：LX-FS-A49534 常用输油输气管道铺设方式 In the daily work environment, plan the important work to be done in the future, and require the personnel to jointly abide by the corresponding procedures and code of conduct, so that the overall behavior or activity reaches the specified standard 编写：_________________________ 审批：_________________________ 时间：________年_____月_____日 A4打印/ 新修订/ 完整/ 内容可编辑
常用输油输气管道铺设方式 使用说明：本安全管理资料适用于日常工作环境中对安全相关工作进行具有统筹性，导向性的规划，并要求相关人员共同遵守对应的办事规程与行动准则，使整体行为或活动达到或超越规定的标准。资料内容可按真实状况进行条款调整，套用时请仔细阅读。 油气管道铺设方式通常采用架空、管沟及直埋铺设。根据铺设方式不同，所采用的保温及外防护层材料亦不同。 1．直埋铺设 当温度小于100℃时，钢管除锈后，涂刷管道防腐涂料。 保温材料多用硬质聚氨酯泡沫塑料，保温层厚度一般为30～40mm，防护层用高密度聚乙烯夹克。 当温度大于100℃时，通常在钢管及聚氨酯泡沫塑料之间架一层硅制品(如微孔硅酸钙)，但这也仅适用于短距离及站场内部管道。
长距离输油(气)管道的安全运行通用范本
内部编号：AN-QP-HT465 版本/ 修改状态：01 / 00 When Carrying Out Various Production T asks, We Should Constantly Improve Product Quality, Ensure Safe Production, Conduct Economic Accounting At The Same Time, And Win More Business Opportunities By Reducing Product Cost, So As T o Realize The Overall Management Of Safe Production. 编辑：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 长距离输油(气)管道的安全运行通用范 本
长距离输油(气)管道的安全运行通用范 本 使用指引：本安全管理文件可用于贯彻执行各项生产任务时，不断提高产品质量，保证安全生产，同时进行经济核算，通过降低产品成本来赢得更多商业机会，最终实现对安全生产工作全面管理。资料下载后可以进行自定义修改，可按照所需进行删减和使用。 管道生产有其自身的特点：管道线路长、站库多，运送介质易燃、易爆、易凝、输送压力高，并且要求连续运行。因此，管道生产需要先进可靠的设备和技术手段，对生产过程进行严格管理、精心的维护、准确的监控，确保输送油、气过程中安全平稳。 1．生产运行安全。调度人员根据输油量、输油所处季节，制定合理的输油运行方式。通过生产设施上的各类仪表，将系统压力、温度、流量参数和工艺流程、设备运行状态通过通讯讯道传到调度室显示或输入计算机，调度
长输管道工程建设简述
一、油气长输管道定义 长输管道系指产地、储存库、使用单位之间用于输送商品介质的管道，具体讲就是跨越地、市输送或跨越省、自治区、直辖市输送商品介质的长距离管道（一般长度大于50km）。对于油气长输管道，这个介质指的就是石油天然气。 油气长输管道设计压力一般大于6.3MPa，国家主干油气管网一般设计压力在10MPa，浙江省天然气省级管网设计压力为6.3MPa。二、油气长输管道工程建设内容 油气长输管道工程主要由站场、线路及辅助工程设施组成。 （1.）站场输油管道和输气管道基本相同，站场均可分为首站、末站和中间站场。 （2.）线路线路部分主要包括管道、阀室、阴极保护设施等。 油气长输管道由钢管焊接而成，除跨越段外全线一般都埋地敷设。为防止土壤对钢管的腐蚀，管外包有防腐绝缘层，并采用外加电流阴极保护措施。管道上每隔一定距离设有截断阀门，进出站处及大型穿跨越构筑物两端也有，一旦发生事故可以关闭阀门，及时截断管内介质流动，防止事故扩大，便于抢修。 管线在穿越一些大中型河流、交通干线（国道、高速公路、铁路等）常采用定向钻、隧道、顶管等施工方式，以避免对河流水体、堤坝、交通等造成不利影响。 （3.）辅助工程设施输油管道工程的配套辅助设施主要有通讯系统、水电供应系统、维修中心等。
（4.）控制系统长输管道一般线路较长，沿线经过的地形复杂，为保证整个输油、气管道安全、可靠、平稳、高效、经济地运行，该类工程均设有调度控制中心，并采用以工业控制计算机为核心的监控与数据采集系统，即ＳＣＡＤＡ系统，对全线各个站场、关键设备进行远距离数据采集、传输和记录、处理。ＳＣＡＤＡ系统的控制通常分为三级，即全线中心控制、站场控制及就地控制，对管道运行进行监控、统一调度和控制，具有报警、联锁保护、紧急关断等安全保护功能。 三、油气长输管道工程特点 油气长输管道工程的主要特点是线路长，沿线自然地理环境复杂，沿途可能要翻越山岭，穿越大河巨川、沼泽地带，或是沙漠地区、永冻土地带，如西气东输二线工程沿线既有土石山区、戈壁荒漠，又有黄土丘陵沟壑，一些区段生态环境极其脆弱。另外，长输管道沿线可能会跨越多个地区，可能的社会影响因素很多，例如我国的中东部地区人口密集，施工对当地人员生活可能会有一定影响。路由及站场选址与所经地区的城乡建设、水利规划、能源供应等问题密切相关，须取得所经地区的规划、土地等部门的许可。 四、油气长输管道工程施工内容 油气长输管道的施工一般包括开工前期准备、工程施工，以及试运、投产和交工。长输管道施工程序一般包括以下内容： （1.）测量放线、扫线
GB50369-2006油气长输管道工程施工及验收规范
中华人民共和国建设部公告 第407号 建设部关于发布国家标准《油气长输管道工程施工及验收规范》的公告 现批准《油气长输管道工程施工及验收规范》为国家标准，编号为：GB 50369—2006，自2006年5月1日起实施。其中，第4.1.1、4.2.1、10.1.4、1O.3.2、10.3.3(2、3、4)、 10.3.4、14.1.1、14.1.2、14.2.2条(款)为强制性条文，必须严格执行。 本规范由建设部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。 中华人民共和国建设部 前言 本规范是根据建设部建标[2002]85号《关于印发“二00一年至二O0二年度工程建设国家标准制订、修订计划”的通知》文件的要求，由中国石油天然气集团公司组织中国石油天然气管道局编制完成的。 本规范共分19章和3个附录，主要内容包括：总则，术语，施工准备，材料、管道附件验收，交接桩及测量放线，施工作业带清理及施工便道修筑，材料、防腐管的运输及保管，管沟开挖，布管及现场坡口加工，管口组对、焊接及验收，管道防腐和保温工程，管道下沟及回填，管道穿(跨)越工程及同沟敷设，管道清管、测径及试压，输气管道干燥，管道连头，管道附属工程，健康、安全与环境，工程交工验收等方面的规定。 在本规范的制定过程中，规范编制组总结了多年油气管道施工的经验，借鉴了国内已有国家标准及行业标准和国外发达工业国家的相关标准，并以各种方式广泛征求了国内有关单位、专家的意见，反复修改，最后经审查定稿。 本规范以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。 本规范由建设部负责管理和对强制性条文的解释，由中国石油天然气管道局负责具体技术内容解释。本规范在执行过程中，请各单位结合工程实践，认真总结经验，如发现需要修改或补充之处，请将意见和建议寄交中国石油天然气管道局质量安全环保部(地址：河北省廊坊市广阳道，邮编：065000)，以便今后修订时参考。 本规范主编单位、参编单位和主要起草人： 主编单位：中国石油天然气管道局 参编单位：中国石油集团工程技术研究院 主要起草人：魏国昌陈兵剑郑玉刚王炜续理 高泽涛马骅苏士峰陈连山钱明亮 胡孝江姚士洪葛业武李建军隋永莉 田永山杨燕徐梅李林田宝州 1 总则
管道输油气企业设备管理与维修体制的探讨
管道输油气企业设备管理与维修体制的探讨 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
管道输油气企业设备管理与维修体制的探讨概述 随着管道运输事业的迅速发展，输油气企业的设备管理与维修体制，作为企业管理的重要内容，已成为企业领导共同关心的问题。那么探讨、学习、借鉴国外先进设备管理制度，规范建立符合输油气企业特点的设备管理与维修体制，是有效保证输油气生产安全运行的重要课题。本文就管道输油气企业的设备管理与维修体制进行探讨。 国外发达国家的设备管理与维修体制简介 国外发达国家的设备管理与维修体制，对我们的设备管理与维修体制的规范与完善有一定的指导和借鉴意义。下面分别介绍主要发达国家在设备管理与维修体制方面的基本状况和基本管理方法。 前苏联在设备管理与维修体制方面，采用的是计划预修制度，其全称为：统一计划预防维修制度。制定依据是机械设备的磨损规律理论。具体实施根据设备的运行时间划分维修等级（如：大修、中修、小修等）。维修组织机构采取运行与维修分开。我国机械工业的设备管理与维修体制采用的就是前苏联的管理体制。 美国设备管理与维修体制采用的是预防维修和生产维修的管理体制。预防维修体制基本上是以检查为基础的维修体制，其出发点改变过去的事后维修的维修做法，减少故障和停机损失。生产维修体制由四种具体维修方式构成：一是维修预防，它提倡在制造阶段就认真考虑设备的可靠性和维修性。二是事后维修，它主要思想是设备出现故障再修，不坏不
修。三是改善维修，主要是利用先进技术，对设备进行改造，改变设备某些缺陷和先天不足，以提高设备的先进性和可靠性。四是预防维修，它主要以检查为基础进行的维修，并包括两个方面：定期维修和预知维修。 英国采用的是设备综合工程学理论，进行设备管理与维修。它强调对设备一生的设置费和维持费做综合权衡，以寿命周期最经济为目标进行综合管理，并把设备的可靠性和维修性贯穿到设计、制造和使用全过程。在管理方面强调：技术是基础、管理是手段、经济是目的。 瑞典目前对设备管理维修采用的是以状态监测为基础的预防维修体制。维修组织机构以社会化专业公司为主。 法国设备管理与维修体制采用多样化：主要以预防维修为主，结合定期维修、状态维修的灵活体制。维修机构企业内部自行维修，强调维修工人的综合技能。 日本目前采用的是全员生产维修体制。它是以设备综合效率为目标，以设备时间、空间全系统为载体，以全体成员参与为基础的设备维修保养体制。日本这一维修体制在我国有些企业已经进行试用，并取得一定成果。 输油气企业设备管理与维修体制现状及合理性 通过对输油气企业设备管理与维修体制的实际调查和分析，目前设备管理与维修体制有以下三种模式：第一种是专业化维修体制。即基层分公司各输油气站的运行人员负责设备的运行、检查、操作和日常的维护保养，专业化维修队负责生产系统各类设备的大中型维修。专业化维修队
常用输油输气管道铺设方式
编订：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 常用输油输气管道铺设方 式 Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-3589-94 常用输油输气管道铺设方式 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 油气管道铺设方式通常采用架空、管沟及直埋铺设。根据铺设方式不同，所采用的保温及外防护层材料亦不同。 1．直埋铺设 当温度小于100℃时，钢管除锈后，涂刷管道防腐涂料。 保温材料多用硬质聚氨酯泡沫塑料，保温层厚度一般为30～40mm，防护层用高密度聚乙烯夹克。 当温度大于100℃时，通常在钢管及聚氨酯泡沫塑料之间架一层硅制品(如微孔硅酸钙)，但这也仅适用于短距离及站场内部管道。 2．管沟铺设 广泛用于站内管道或跨越管段。 钢管除锈后涂刷防锈涂料，保温材料常采用水泥
珍珠岩、微孔硅酸钙、复合硅酸铝及岩棉或矿渣棉制品等。再经捆扎固定后加外防护层。外防护层常采用沥青油毡玻璃布、沥青玻璃布或环氧煤沥青玻璃布结构。 3．架空铺设 架空铺设仅适用于站场管道。 钢管除锈后涂刷防锈涂料，保温材料常采用密度较小的岩棉制品、矿渣棉制品、复合硅酸盐材料及制品等。外防护采用镀锌铁皮、铝合金板，近年来铝箔玻璃钢也被广泛应用。 当输送高黏度介质时(原油、重油)、根据工艺要求，采用保温加伴热结构，即在保温层与钢管之间布置蒸汽或热水伴热管，或采用电热带。 对保温材料的要求如下： ①传热系数不大于0．12W／(m·K)； ②密度不大于400 kg／m3； ③硬度聚氨酯泡沫塑料压缩强度不应小于0．29 MPa；
长输油气管道的建设与安全参考文本
长输油气管道的建设与安 全参考文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
长输油气管道的建设与安全参考文本使用指引：此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 现阶段，我国油气管道正处在大规模建设时期，方兴 未艾。继兰成渝成品油管道、西气东输天然气管道等相继 建成投产后，现又有西气东输二线、中缅原油管道等项目 正在建设中。不久的将来，我国的输油气管道会交织成 网，从而带动我国经济的进一步发展。如何保证如此大规 模的油气管网安全提到了议事日程上。建设工程本身安全 可靠是安全运行的根基，保证建设工程的安全可靠成为关 键的环节。长输管道要穿越各种地质状况不同的地段，因 地质灾害造成的油气管道断裂事故时有发生。本文就如何 尽量确保油气管道的安全可靠进行探讨。 1 优选线路 地质条件的好坏与管道安全密切相关，必须十分重视
线路路由的选择工作。管道建设之初，必须投入精干的技术力量进行选线工作。首先利用航空影像、航天遥感图片进行初步比选，制定几个方案，到现场重点踏勘，调查落实。经过认真比选，找到相对安全、适宜管道敷设的较佳位置，避开危险地段。设计工作要做细、做实，一切方案都要以实际的基础资料为依据。 2 山区管道建设的新思路 在山区进行管道建设时，翻山越岭不可避免。对于低矮山区且地质条件稳定时，管道直上山坡或横越山坡是允许的。当山体陡峭且地质灾害频发时，管道就不宜直上直下山坡。切忌顺等高线横过山坡，否则，一旦发生滑坡、泥石流等灾害时，管道被冲断的可能性相当大。 近些年，某些大型项目如兰成渝输油管道在通过山区时，采用管道设计新思路——隧道方式。采用隧道方式的优点是：可以避开极为复杂的高陡边坡、地质灾害地段；
我国油气长输管道工程论文
我国油气长输管道工程论文 1.1油气长输管道的基本结构 油气长输管道的基本组成过程中，主要有输油站站场和线路两个环节组成的，对于输油长输管道的工艺站场而言，主要有输油首站和输油中间热站，同时也存在输油泵站和输油热泵站几个部分，输油站也即是一种压气站，在气体加压的过程中，通过冷却计量以及净化调压的过程中，并实现压气机车间和压气机的正常工作。 1.2油气长输管道的施工特点 油气长输管道施工过程中，往往需要结合长输管道的相关设计要求，并在施工规范的要求下，做好规范性的施工，在焊接试压以及防腐下沟的施工作业中，实现一次性的投产成功。对于我国的油气长输管道工程的发展而言，主要是一种线程性的工程，不仅仅存在相对较长的施工线路和较长的施工工期，同时也有着相对较快的作业速度和相对较多的野外作业，施工过程中，不可避免的存在相对较难的后勤保障工作。这种常数管道施工沿线的过程中，往往存在复杂多样的地形地貌，工作人员实际的施工环境相对来说有着一定的复杂性，这就不免为施工的进行带来了相对较多的麻烦，这些问题的存在，在某种程度上同样也为油气长输管道的施工带来了较大的风险，严重制约着油气长输管道施工工程的建设和发展。
一般而言，现代化油气长输管道工程的建设发展，不可避免的也存在各种各样的风险，这种风险的存在同样也是多方面的，具体有以下几个方面的体现： 2.1施工风险 长输管道工程施工发展中，施工风险在辨别的过程中，主要是将施工过程中存在的相关风险问题有效解决，并在油气长输管道工程的施工管理中，做好存在风险的主要辨别。就其实质性而言，当前油气长输管道工程的施工过程中，缺乏风险的识别，不可避免的对油气长输管道工程的施工带来一定的影响，在对风险因素确定以及风险源头分析的过程中，缺乏综合性的分析。 2.2技术风险 长输管道工程的主要是施工中，技术风险的存在，不仅仅是在关键环节施工过程中有着相对落后的施工工艺，进而对整个油气长输管道施工的质量产生一定的影响。同时在对新技术使用的过程中，缺乏技术的科学验证，以至于施工过程中难以从根本上掌握相关的新技术，以至于施工中的技术应用不符合实际工程情况，并将长输管道的施工风险显著增加。最后在施工中不成熟施工技术的应用，不仅仅加
管道输油气企业设备管理与维修体制的探讨
管道输油气企业设备管理与维修体制的探讨概述随着管道运输事业的迅速发展，输油气企业的设备管理与维修体制, 作为企业管理的重要内容，已成为企业领导共同关心的问题。那么探讨、学习、借鉴国外先进设备管理制度，规范建立符合输油气企业特点的设备管理与维修体制，是有效保证输油气生产安全运行的重要课题。本文就管道输油气企业的设备管理与维修体制进行探讨。 国外发达国家的设备管理与维修体制简介国外发达国家的设备管理与维修体制，对我们的设备管理与维修体制的规范与完善有一定的指导和借鉴意义。下面分别介绍主要发达国家在设备管理与维修体制方面的基本状况和基本管理方法。 前苏联在设备管理与维修体制方面，采用的是计划预修制度，其全称为：统一计划预防维修制度。制定依据是机械设备的磨损规律理论。具体实施根据设备的运行时间划分维修等级（如：大修、中修、小修等）。维修组织机构采取运行与维修分开。我国机械工业的设备管理与维修体制采用的就是前苏联的管理体制。 美国设备管理与维修体制采用的是预防维修和生产维修的管理体制。 预防维修体制基本上是以检查为基础的维修体制，其出发点改变过去的事后维修的维修做法，减少故障和停机损失。生产维修体制由 四种具体维修方式构成：一是维修预防，它提倡在制造阶段就认真考虑设备的可靠性和维修性。二是事后维修，它主要思想是设备出现故障再修，不坏不修。三是改善维修，主要是利用先进技术，对设备进行改造，改变设备某些缺陷和先天不足，以提高设备的先进性和可靠性。四是预防维修，它主要以检查为基础进行的维修，并包括两个方面：定期维修和预知维修。 英国采用的是设备综合工程学理论，进行设备管理与维修。它强调对设备一生的设置费和维持费做综合权衡，以寿命周期最经济为目标进行综合管理，并把设备的可靠性和维修性贯穿到设计、制造和使用全过程。在管理方面强调：技术是基础、管理是手段、经济是目的。 瑞典目前对设备管理维修采用的是以状态监测为基础的预防维修体制。维修组织机构以社会化专业公司为主。
长输油气管道的建设与安全
编号：SY-AQ-06672 ( 安全管理) 单位：_____________________ 审批：_____________________ 日期：_____________________ WORD文档/ A4打印/ 可编辑 长输油气管道的建设与安全Construction and safety of long distance oil and gas pipeline
长输油气管道的建设与安全 导语：进行安全管理的目的是预防、消灭事故，防止或消除事故伤害，保护劳动者的安全与健康。在安全管理的四项主要内容中，虽然都是为了达到安全管理的目的，但是对生产因素状态的控制，与安全管理目的关系更直接，显得更为突出。 现阶段，我国油气管道正处在大规模建设时期，方兴未艾。继兰成渝成品油管道、西气东输天然气管道等相继建成投产后，现又有西气东输二线、中缅原油管道等项目正在建设中。不久的将来，我国的输油气管道会交织成网，从而带动我国经济的进一步发展。如何保证如此大规模的油气管网安全提到了议事日程上。建设工程本身安全可靠是安全运行的根基，保证建设工程的安全可靠成为关键的环节。长输管道要穿越各种地质状况不同的地段，因地质灾害造成的油气管道断裂事故时有发生。本文就如何尽量确保油气管道的安全可靠进行探讨。 1优选线路 地质条件的好坏与管道安全密切相关，必须十分重视线路路由的选择工作。管道建设之初，必须投入精干的技术力量进行选线工作。首先利用航空影像、航天遥感图片进行初步比选，制定几个方
案，到现场重点踏勘，调查落实。经过认真比选，找到相对安全、适宜管道敷设的较佳位置，避开危险地段。设计工作要做细、做实，一切方案都要以实际的基础资料为依据。 2山区管道建设的新思路 在山区进行管道建设时，翻山越岭不可避免。对于低矮山区且地质条件稳定时，管道直上山坡或横越山坡是允许的。当山体陡峭且地质灾害频发时，管道就不宜直上直下山坡。切忌顺等高线横过山坡，否则，一旦发生滑坡、泥石流等灾害时，管道被冲断的可能性相当大。 近些年，某些大型项目如兰成渝输油管道在通过山区时，采用管道设计新思路——隧道方式。采用隧道方式的优点是：可以避开极为复杂的高陡边坡、地质灾害地段；可以缩短线路的长度，降低造价；管道落差减小，可降低泵站的扬程，管道压力相应降低，从而减小管道壁厚，节约管材；减少地面土石层和植被的破坏，有利于环境和水土保持。 对于管道穿越山区河流，由于河流基底多为岩石，根据实际情
长距离输油(气)管道的安全运行通用版
安全管理编号：YTO-FS-PD255 长距离输油(气)管道的安全运行通用版 In The Production, The Safety And Health Of Workers, The Production And Labor Process And The Various Measures T aken And All Activities Engaged In The Management, So That The Normal Production Activities. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards
长距离输油(气)管道的安全运行通用 版 使用提示：本安全管理文件可用于在生产中，对保障劳动者的安全健康和生产、劳动过程的正常进行而采取的各种措施和从事的一切活动实施管理，包含对生产、财物、环境的保护，最终使生产活动正常进行。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 管道生产有其自身的特点：管道线路长、站库多，运送介质易燃、易爆、易凝、输送压力高，并且要求连续运行。因此，管道生产需要先进可靠的设备和技术手段，对生产过程进行严格管理、精心的维护、准确的监控，确保输送油、气过程中安全平稳。 1．生产运行安全。调度人员根据输油量、输油所处季节，制定合理的输油运行方式。通过生产设施上的各类仪表，将系统压力、温度、流量参数和工艺流程、设备运行状态通过通讯讯道传到调度室显示或输入计算机，调度人员将运行工况分析、处理，下达调整或改变运行工况命令。若管理的是成品油顺序输送管道，还要进行品种批量和界面的跟踪。为了安全生产，要求各级调度人员熟悉站库设备流程，掌握运行状态，有丰富的经验和对故障敏感的判别和处理能力。要求全线操作人员掌握现代化设备的操作、维护、保养和事故处理能力。 早先建成的输油管道是旁接油罐的方式。现代化的长
输油输气管道突发事件应急预案_1.doc
LOGO 输油输气管道突发事件应急预案
1 总则 1.1 编制目的 为有效防范和处置市区、油区输油输气管道突发事件，协调油地双方应急行动，最大限度地减少人员伤亡和财产损失，制定本预案。 1.2 编制依据 依据《中华人民共和国突发事件应对法》、《中华人民共和国石油天然气管道保护法》、《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国消防法》、《河北省人民政府突发公共事件总体应急预案》等法律法规和规范性文件。 1.3 事件分级 按事件的可控性、严重程度和影响范围，参照《中国石油天然气集团公司油气长输管道突发事件专项应急预案》的相关规定，将油气输送管道事件分为特别重大事件（Ⅰ级）、重大事件（Ⅱ级）、较大事件（Ⅲ级）和一般事件（Ⅳ级）。 1.3.1 特别重大事件（Ⅰ级）：造成生产区域内设施严重破坏，油气输送主线路中断输送72小时以上；可能造成10人以上死亡，或50人以上受伤；对社会安
全、环境造成重大影响，需要紧急疏散1000人以上；造成1000万元以上直接经济损失。 1.3.2 重大事件（Ⅱ级）：造成生产区域内设施严重破坏，油气输送主线路中断输送8小时以上；可能造成3～9人死亡，或10～19人受伤；对社会安全、环境造成重大影响，需要紧急疏散500～1000人以上；造成500～1000万元以上直接经济损失。 1.3.3 较大事件（Ⅲ级）：造成生产区域内设施严重破坏，油气输送主线路中断输送8小时以内；可能造成1～2人死亡，或10人以下受伤；对社会安全、环境造成较大影响，不需要紧急疏散人员；造成500万元以下直接经济损失。。 1.3.4 一般事件（Ⅳ级）：由油气输送管道所在的生产单位根据实际情况确定。 1.4 适用范围 本预案适用于任丘市行政区域（含油区）内油气输送活动过程中，由于自然、人为、技术或设备等因素引发油气输送管道的火灾、爆炸、泄漏、重大环境污染等事件的应急救援工作。 1.5 工作原则
长输油气管道十大穿跨越方式
长输油气管道十大穿跨越方式 目前，我国长输油气管道里程已近11万公里，所经地形复杂多样，有西北荒漠、有东南水网、有东北原始森林、有西南喀斯特地貌。在一般地形条件下，长输油气管道采取管沟开挖埋地敷设方式，对于山川、河流、高速、铁路等特殊地段，需要采取穿越或跨越的敷设方式。目前长输油气管道常见穿越方式有大开挖、定向钻、钻爆隧道、盾构隧道、顶管、夯管等6种方式，常见跨越方式有桁架跨越、拱桥跨越、悬索跨越、斜拉锁跨越等4种方式。本文介绍各种穿跨越方式的原理、优缺点、适用性以及国内典型案例，以加深读者对大型油气管道建设过程的认识。 一、大开挖穿越 大开挖穿越在长输油气管道建设过程中最为常用，原理是利用挖掘机对公路或者河流进行开挖，然后将管道埋地敷设，管道埋深为路基或河流冲刷线以下2米。其优点是施工简单、成本较低，缺点是施工期间妨碍交通、破坏环境、安全性差等。该敷设方式主要适用于季节性河流穿越或者三级以下公路穿越。以西气东输天然气管道为例，沿线公路穿越约300次，单次开挖长度约30米；中型河流穿越约40次，单次开挖长度约500米；小型河流或沟渠穿越达1500次，单次开挖长度约80米，且主要集中在东部地区的水网地带。 二、定向钻穿越
定向钻穿越是按照设计的轨迹，采用定向钻技术先钻一个导向孔，随后在钻杆端部接较大直径的扩孔钻头和较小直径的待敷设管道进行扩孔和管道回拖，深度一般在河流冲刷线以下16米。其优点是施工质量好，工期较短，社会环境影响较小，施工时间不受季节的限制；其缺点是受地层影响较大，不能穿越卵石层和硬质岩层，较大管径管道长距离穿越存在一定的风险。该穿越方式主要适用于粘土、粉土等成孔条件好的地层，黄河、长江等大型河流穿越多选用该穿越方式。目前，定向钻穿越项目管径最大的是西气东输二线南昌—上海支干线赣江定向钻穿越工程，管径1219毫米，穿越长度为1351米；穿越最长的项目是江都－如东天然气管道长江定向钻穿越工程，穿越长度为3302米，管径为711毫米。 三、钻爆隧道穿越 钻爆隧道穿越是采用人工钻眼爆破的方法，在水下的岩石层开凿出一条通过水域的隧道，然后在隧道中敷设管道。其优点为施工期间不影响通航，可一隧多用，工程费用较低，穿越长度不受限制，无需专门机械，可选择的施工队伍较多等；其缺点为施工周期较长，施工条件差，施工风险性较高等。一般适用于基岩埋藏较浅、透水性差、地质构造简单、完整性较好的河床和山体。西气东输二线天然气管道中卫黄河穿越采用“下坡段＋水平段＋上坡段”的水下钻爆隧道穿越方式，总穿越长度为1198米，其中：下坡段长310米，倾