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石油自然氣油氣儲運安全技術(shù)

　一、管道線路

　　1.管道線路的布置及水工保護

　　輸油氣管道路由的選擇，應結(jié)合沿線城市、村鎮(zhèn)、工礦企業(yè)、交通、電力、水利等建設(shè)的現(xiàn)狀與規(guī)劃，以及沿線地區(qū)的地形、地貌、地質(zhì)、水文、氣象、地震等自然條件，并考慮到施工和日后管道治理維護的方便，確定線路公道走向。輸油氣管道不得通過城市水源地、飛機場、軍事設(shè)施、車站、碼頭。因條件限制無法避開時，應采取必要的保護措施并經(jīng)國家有關(guān)部分批準。輸油氣管道治理單位應設(shè)專人定期對管道進行巡線檢查．及時處理輸油氣管道沿線的異常情況。

　　埋地輸油氣管道與地面建(構(gòu))筑物的最小間距應符合GB 50251和GB 50253規(guī)定。

　　埋地輸油氣管道與高壓輸電線平行或交叉敷設(shè)時，其安全間距應符合GB 50061和GB 50253規(guī)定；與高壓輸電線鐵塔避雷接地體安全間隔不應小于20 m．因條件限制無法滿足要求時，應對管道采取相應的防霄保護措施，且防雷保護措施不應影響管道的陰級保護效果和管道的維修；與高壓輸電線交叉敷設(shè)時，距輸電線20 m范圍內(nèi)不應設(shè)置閥室及可能發(fā)生油氣泄露的裝置。

　　埋地輸油氣管道與通訊電纜平行敷設(shè)時，其安全間距不宜小于10 m；特殊地帶達不到要求的，應采取相應的保護措施；交叉時，二者凈空間距應不小于0．5 m。且后建工程應從先建工程下方穿過。

　　埋地輸油氣管道與其他管道平行敷設(shè)時，其安全間距不宜小于10 m；特殊地帶達不到要求的，應采取相應的保護措施，且應保持兩管道間有足夠的維修、搶修間距；交叉時，二者凈空間距應不小于O．5 m，且后建工程應從先建工程下方穿過。

　　輸油氣管道沿線應設(shè)置里程樁、轉(zhuǎn)角樁、標志樁。里程樁宜設(shè)置在管道的整數(shù)里程處，每公里一個．且與陰極保護測試樁適用。輸油氣管道采用地上敷設(shè)時，應在職員活動較多和易遭車輛、外來物撞擊的地段，采取保護措施并設(shè)置明顯的警示標志。

　　根據(jù)現(xiàn)場實際情況實施管道水工保護。管道水工保護形式應因地制宜、公道選用；定期對管道水工保護設(shè)施進行檢查，發(fā)現(xiàn)題目應及時采取相應措施。

　　2. 線路截斷閥

　　輸油、氣管道應設(shè)置線路截斷閥，自然氣管道截斷閥附設(shè)的放空管接地應定期檢測。定期對截斷閥進行巡檢。有條件的管道宜設(shè)數(shù)據(jù)遠傳、控制及報警功能。自然氣管道線路截斷閥的取樣引壓管應裝根部截斷閥。

　　3.管道穿跨越

　　輸油氣管道通過河流時，應根據(jù)河流的水文、地質(zhì)、水勢、地形、地貌、地震等自然條件，及兩岸的村鎮(zhèn)、交通等現(xiàn)狀，并考慮到管道的總體走向、日后管道治理維護的方便，選擇公道的穿跨越位置。考慮到輸油氣管道的安全性，管道通過河流、公路、鐵路時宜采用穿越方式。

　　輸油氣管道跨越河流的防洪安全要求，應根據(jù)跨越工程的等級、規(guī)模及當?shù)氐乃臍庀筚Y料等，，公道選擇設(shè)計洪水頻率。位于水庫下游20 km范圍內(nèi)的管道穿跨越工程防洪安全要求，應根據(jù)地形條件、水庫容量等進行防洪設(shè)計。管道穿跨越工程上游20 km范圍內(nèi)若需新建水庫，水庫建設(shè)單位應對管道穿跨越工程采取相應安全措施。輸油氣管道穿跨越河流、公路、鐵路的鋼管、結(jié)構(gòu)、材料應符合國家現(xiàn)行的原油和自然氣輸送管道穿跨越工程設(shè)計規(guī)范的有關(guān)規(guī)定。管道跨越河流的鋼管、塔架、構(gòu)件、纜索應選擇耐大氣環(huán)境腐蝕、耐紫外線、耐天氣老化的材料做好防腐。管道治理單位應根據(jù)防腐材料老化情況．制定跨越河流管道的維修計劃和措施。管道穿越河流時與橋梁、碼頭應有足夠的間距。穿越河流管段的埋深應在沖洗層以下，并留有充足的安全余量。采用挖溝埋設(shè)的管道，應根據(jù)工程等級與沖洗情況的要求確定其埋深。穿越河流管段防漂管的配重塊、石籠在施工時．應對防腐層有可拄的保護措施。每年的汛期前后，輸油氣管道的治理單位應對穿跨越河流管段進行安全檢查，對不滿足防洪要求的穿跨越河流管段應及時進行加固或敷設(shè)備用管段，對穿跨越河流臂段采用石籠保護時，石籠不應直接壓在管道上方，宜排布在距穿越臂段下游10m左右的位置。

　　管道穿公路、鐵路的位置，應避開公路或鐵路站場、有職守道口、隧道．并應在管道穿公路、鐵路的位置設(shè)立警示標志。輸油氣管道穿越公路、鐵路應盡量垂直交叉．因條件限制無法垂直交叉時，最小夾角不小于30°，并避開巖石和低洼地帶。

　　輸油氣管道穿跨越河流上游如有水庫，管道治理企業(yè)應與水利、水庫單位取得聯(lián)系，了解洪水情況．采取防洪措施。水利、水庫單位應將泄洪計劃至少提前兩天告知管道治理企業(yè)，且應避免大量泄洪沖垮管道。

　　二、輸油氣站場

　　1．一般規(guī)定

　　輸油氣站的進口處，應設(shè)置明顯的安全警示牌及進站須知。對進人輸油氣站的外來職員應進行安全留意事項及逃生路線等應急知識的教育培訓。石油自然氣站場總平面布置．應根據(jù)其生產(chǎn)工藝特點、火災危險性等級功能要求，結(jié)合地形、風向等條件。經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比較確定。石油自然氣站場內(nèi)的鍋爐房、35kv及以上的變(配)電所、加熱爐、水套爐等有明火或散發(fā)火花的地點，宜布置在站場或油氣生產(chǎn)區(qū)邊沿。石油自然氣站場總平面布置應符合下列規(guī)定：

　　(1)可能散發(fā)可燃氣體的場所和設(shè)施，宜布置在職員集中場所及明火或散發(fā)火花地點的全年最小頻率風向的上風側(cè)。

　　(2)甲、乙類液體儲罐，宜布置在站場地勢較低處，當受條件限制或有特殊工藝要求時，可布置在地勢較高處，但應采取有效的防止液體流散的措施。

　　(3)當站場采用門路式豎向設(shè)計時，門路間應有防止泄漏可燃液體漫流的措施。

　　(4)自然氣凝液，甲、乙類油品儲罐組，不宜緊靠排洪溝布置。

　　2 輸油站

　　(1)輸油站的選址。應滿足管道工程線路走向的需要，滿足工藝設(shè)計的要求；應符合國家現(xiàn)行的安全防火、環(huán)境保護、產(chǎn)業(yè)衛(wèi)生等法律法規(guī)的規(guī)定；應滿足居民點、工礦企業(yè)、鐵路、公路等的相關(guān)要求。

　　應貫徹節(jié)約用地的基本國策，公道利用土地，不占或少占良田、耕地，努力擴大土地利用率，貫徹保護環(huán)境和水士保持等相關(guān)法律法規(guī)。

　　站場址應選定在地勢平緩、開闊、避開人工填土、地震斷裂帶，具有良好的地形、地貌、工程和水文地質(zhì)條件并且交通連接便捷、供電、供水、排水及職工生活社會依托均較方便的地方。

　　站場選址應避開低洼易積水和江河的干涸滯洪區(qū)以及有內(nèi)澇威脅的地段；在山區(qū)，應避開山洪及泥石流對站場造成威脅的地段，應避開窩風地段；在山地、丘陵地區(qū)采用開山填溝營造人工場地時，應避開山洪流經(jīng)的溝谷，防止回填土石方塌方、流失，確保站場地基的穩(wěn)定；應避開洪水、湖水或浪涌威脅的地帶。

　　(2)輸油站場的消防。石油自然氣站場消防設(shè)施的設(shè)置，應根據(jù)其規(guī)模、油品性質(zhì)，存儲方式、儲存溫度及所在區(qū)域消防站布局及外部協(xié)作條件等綜合因索確定。油罐區(qū)應有完備的消防系統(tǒng)或消防設(shè)備；罐區(qū)場地夜間應進行照明，照明應符合安全技術(shù)標準和消防標準。應按要求配備可燃氣體檢測儀和消防器材；站場消防設(shè)施應定期進行試運行和維護。

　　(3)輸油站的防雷、防靜電。站場內(nèi)建筑物、構(gòu)筑物的防雷分類及防雷措施，應接GB 50057的有關(guān)規(guī)定執(zhí)行；裝置內(nèi)露天布置的塔、容器等，當頂板厚度即是或大于4 mm時，可不設(shè)避雷針保護，但應設(shè)防雷接地。設(shè)備應按規(guī)定進行接地，接地電阻應符合要求并定期檢測；工藝管網(wǎng)、設(shè)備、自動控制儀表系統(tǒng)應按標準安裝防雷、防靜電接地設(shè)施，并定期進行檢查和檢測。

　　(4)輸油站場工藝設(shè)備安全要求。工藝管道與設(shè)備投用前應進行強度試壓和嚴密性試驗，管線設(shè)備、閥件應嚴密無泄漏；設(shè)備運行不應超溫、超壓、超速、超負荷運行，主要設(shè)備應有安全保護裝置；輸油泵機組應有安全自動保護裝置，并明確操縱控制參數(shù)；定期對原油加熱爐爐體、爐管進行檢測，間接加熱爐還應定期檢測熱媒性能，加熱爐應有相應措施，減少對環(huán)境造成污染的裝置與措施；儲油罐的安裝、位置和間距應該符合設(shè)計標準；對調(diào)節(jié)閥、減壓閥、安全閥、高(低)壓泄壓閥等主要閥門應按相應運行和維護規(guī)程進行操縱和維護，并按規(guī)定定期校驗；管道的自動化運行應滿足工藝控制和管道設(shè)備的保護要求；應定時記錄設(shè)備的運轉(zhuǎn)狀況，定期分析輸油泵機組、加熱設(shè)備、儲油罐等主要設(shè)備的運行狀態(tài)，并進行評價；臂網(wǎng)和鋼質(zhì)設(shè)備應采取防腐保護措施；根據(jù)運行壓力對管道和設(shè)備配置安全泄放裝置，并定期進行校驗；定期測試壓力調(diào)節(jié)器、限壓安全切斷閥、線路減壓閥和安全泄放閥設(shè)定參數(shù)；定期對自動化儀表進行檢測和校驗。

　　3輸氣站

　　(1)輸氣站的選址。輸氣站應選擇在地勢平緩、開闊，且避開山洪、滑坡、地震斷裂帶等不良工程地質(zhì)地段；站的區(qū)域布置、總平面布置應符合GB 50183和GB 50251的規(guī)定，并滿足輸送工藝的要求。

　　(2)輸氣站場設(shè)備。進、出站端應設(shè)置截斷閥，且壓氣站的截斷閥應有自動切斷功能，進站真?zhèn)�截斷閥前應設(shè)泄壓放空閥；壓縮機房的每一操縱層及其高出地面3 m以上的操縱平臺(不包括單獨的發(fā)動機平臺)，應至少有兩個安全出口及通向地面的梯子，操縱平臺的任意點沿通道中心線與安全出口之間的最大間隔不得大于25 m，安全出口和通往安全地帶的通道，應暢通無阻；工藝管道投用前應進行強度試壓和嚴密性試驗；輸氣站宜設(shè)置清管設(shè)施，并采用不停輸密閉清管流程；含硫自然氣管道，清管器收筒應設(shè)水噴淋裝置，收清管器作業(yè)時應先減壓后向收筒注水；站內(nèi)管道應采用地上或地下敷設(shè)，不宜采用管溝敷設(shè)；清管作業(yè)清除的液體和污物應進行收集處理，不應隨意排放。

　　(3)輸氣站場的消防。自然氣壓縮機廠房的設(shè)置應符合GB 50183和GB 50251的規(guī)定；氣體壓縮機廠房和其他建筑面積大于即是150 m2的可能產(chǎn)生可燃氣體的火災危險性廠房內(nèi)，應設(shè)可燃氣體檢測報警裝置；站場內(nèi)建(構(gòu))筑物應配置滅火器，其配置類型和數(shù)目符合GB 50140；站內(nèi)不應使用明火作業(yè)和取熱，確須明火作業(yè)應制定相應事故預案并按規(guī)定辦理動火審批手續(xù)。

　　(4)輸氣站場的防雷、防靜電。輸氣站場內(nèi)建(構(gòu))筑物的防雷分類及防雷措施符合GB 50057；工藝裝置內(nèi)露天布置的塔、容器等，當頂板厚度即是或大于4 mm時，可不設(shè)避雷針保護，但應設(shè)防雷接地；可燃氣體、自然氣凝液的鋼罐應設(shè)防雷接地；防雷接地裝置沖擊接地電阻不應大于10 Ω,僅做防感應雷接地時，沖擊接地電阻不應大于30Ω；對爆炸、火災危險場所內(nèi)可能產(chǎn)生靜電的設(shè)備和管道，均應采取防靜電措施；每組專設(shè)的防靜電接地裝置的接地電阻不宜大于100Ω。

　　(5)泄壓保護設(shè)施。對存在超壓可能的承壓設(shè)備和容器，應設(shè)置安全閥；安全閥、調(diào)壓閥、ESD系統(tǒng)等安全保護設(shè)施及報警裝置應完好使用，并應定期進行檢測和調(diào)試；安全閥的定壓應小于或即是承壓管道、設(shè)備、容器的設(shè)計壓力；壓縮機組的安全保護應符合GB 50251的有關(guān)規(guī)定。

　　三、防腐盡緣與陰極保護

　　埋地輸油氣管道應設(shè)計有符合現(xiàn)行國家標準的防腐盡緣與陰極保護措施。

　　在輸油氣臂道選擇路由時，應避開有地下雜散電流干擾大的區(qū)域。電氣化鐵路與輸油氣管道平行時，應保持一定間隔。管道因地下雜散電流干擾陰級保護時，應采取排流措施。輸油氣管道全線陰級保護電位應達到或低于-0．85 v(相對Cu／CuS04電極)，但最低電位不超過-1．50v。管道的治理單位應定期檢測管道防腐盡緣與陰級保護情況。及時修補損壞的防腐層，調(diào)整陰級保護參數(shù)在最佳狀態(tài)。管道陰級保護電位達不到規(guī)定要求的，經(jīng)檢測確認防腐層發(fā)生老化時，應及時安排防腐層大修。

　　輸油氣站的進出站兩端管道，應采取防雷擊感應電流的措施，保護站內(nèi)設(shè)備和作業(yè)職員安全。防雷擊接地措施不應影響管道陰級保護效果。埋地輸油管道需要加保溫層時，在鋼管的表面應涂敷良好的防腐盡緣層。在保溫層外有良好的防水層。裸露或排擠的管道應有良好的防腐盡緣層。帶保溫層的，應有良好的防水措施。大型跨越臂段的進土端與埋地管道之間要采取盡緣措施。對輸油氣站內(nèi)的油罐、埋地管道，應實施區(qū)域性陰級保護，且外表面涂刷顏色和標記應符合相應的標準規(guī)定。

　　四、管道監(jiān)控與通訊

　　1．管道的監(jiān)控

　　輸油氣生產(chǎn)的重要工藝參數(shù)及狀態(tài)，應連續(xù)檢測和記錄；復雜的油氣管道應設(shè)置計算機監(jiān)控與數(shù)據(jù)采集（SCADA）系統(tǒng)，對輸油氣工藝過程、輸油氣設(shè)備及確保安全生產(chǎn)的壓力、溫度、流量、液位等參數(shù)設(shè)置聯(lián)鎖保護和聲光報警功能。SCADA系統(tǒng)配置應采用雙機熱備用運行方式，網(wǎng)絡(luò)采用冗余配置，且在一方出現(xiàn)故障時應能自動進行切換。重要場站的站控系統(tǒng)應采取安全可靠的冗余配置。

　　2．通訊

　　用于調(diào)控中心與站控系統(tǒng)之間的數(shù)據(jù)傳輸通道、通訊接口應采用兩種通訊介質(zhì)，雙通道互為備用運行。輸油氣站場與調(diào)控中心應設(shè)立專用的調(diào)度電話。調(diào)度電話應與社會常用的服務(wù)、救援電話系統(tǒng)聯(lián)網(wǎng)。

　　3輔助系統(tǒng)

　　SCADA系統(tǒng)以及重要的儀表檢測控制回路應采用不中斷電源供電。在室內(nèi)重要電子設(shè)備總電源的輸進側(cè)、室內(nèi)通訊電纜、模擬量儀表信號傳輸線和重要或珍貴丈量儀表信號線的輸進側(cè)應加裝電源防護器。

　　五、管道清管

　　管道清管應制定科學公道的清管周期，對于首次清管或較長時間沒有清管的管道，清管前應制定清管方案。對于結(jié)蠟嚴重的原油管道，應在清管前適當進步管道運行溫度和輸量，從管道的末站端開始逐段清管。

　　根據(jù)管道輸送介質(zhì)不同，控制清管器在管道中公道的運行速度，并做好相應的清管器跟蹤工作。發(fā)送清管器前，應檢查本站及下站的清管器通過指示器。清管器在管道內(nèi)運行時，應保持運行參數(shù)穩(wěn)定，及時分析清管器的運行情況，對異常情況應采取相應措施。無特殊情況，不宜在清管器運行中途停輸。進行收發(fā)清管器作業(yè)時，操縱職員不應正面對盲板進行操縱。從收球筒中取出清管器和排除筒內(nèi)污油、污物、殘液時，應考慮風向。

　　六、管道檢測

　　應按照國家有關(guān)規(guī)定對管道進行檢測，根據(jù)檢測結(jié)果和管道運行安全狀況以及有關(guān)標準規(guī)范規(guī)定，確定管道檢測周期。實施管道內(nèi)檢測的管道，收發(fā)球筒的尺寸在滿足相應技術(shù)規(guī)范的基礎(chǔ)上．還應滿足內(nèi)檢測器安全運行的技術(shù)要求。管道及其三通、彎頭、閥門、運行參數(shù)等應符合有關(guān)技術(shù)規(guī)范并滿足內(nèi)檢測器的通過要求。

　　發(fā)送管道內(nèi)檢測器前，應對管道進行清管和測徑。檢測器應攜帶定位跟蹤裝置。檢測器發(fā)送前應調(diào)試運轉(zhuǎn)正常，投運期間應進行跟蹤和設(shè)標。由于條件限制，無法實施內(nèi)檢測的管道，應采用其他方法進行管道的檢測。應結(jié)合管道檢測結(jié)果，對管道使用年限、壓力等級、泄漏歷史、陰極保護、涂層狀況、輸送介質(zhì)、環(huán)境因素的影響等進行綜合評價，確定管道修理方法和公道的工藝運行參數(shù)。對存在缺陷的部位應采取相應措施。

　　七、管道維搶修

　　根據(jù)管道分布，公道配備專職維搶修隊伍，并定期進行技術(shù)培訓。對管道沿線依托條件可行的，宜通過協(xié)議方式委托相應的管道維搶修專業(yè)隊伍負責管道的維搶修工作。公道儲備管道搶修物資。管材儲備數(shù)目不應少于同規(guī)格管道中最大一個穿、跨越段長度；對管道的閥門、法蘭、彎頭、堵漏工(卡)具等物資應視具體情況進行相應的儲備。應公道配備管道搶修車輛、設(shè)備、機具等裝備，并定期進行維護保養(yǎng)。

　　管道維搶修現(xiàn)場應采取保護措施，劃分安全界限，設(shè)置警戒線、警示牌。進進作業(yè)場地的職員應穿著勞動防護用品。與作業(yè)無關(guān)的職員不應進進警戒區(qū)內(nèi)。在管道上實施焊接前，應對焊點四周可燃氣體的濃度進行測定，并制定防護措施。焊接操縱期間，應對焊接點四周和可能出現(xiàn)的泄漏進行跟蹤檢查和監(jiān)測。

　　用于管道帶壓封堵、開孔的機具和設(shè)備在使用前應認真檢查，確保靈活好用。必要時，應挺前進行模擬試驗。進行管道封堵作業(yè)時，管道內(nèi)的介質(zhì)壓力應在封堵設(shè)備的答應壓力之內(nèi)。采用囊式封堵器進行封堵時，應避免產(chǎn)生負壓封堵。

　　管道維搶修作業(yè)坑應保證施工職員的操縱和施工機具的安裝及使用。作業(yè)坑與地面之間應有安全逃生通道，安全逃生通道應設(shè)置在動火點的上風向。

　　管道維搶修結(jié)束后，應及時對施工現(xiàn)場進行清理，使之符合環(huán)境保護要求。及時整理竣工資料并回檔。

　　八、海底管道

　　1.海底管道路由選擇

　　管道軸線應處于海底地形平坦且穩(wěn)定的地段，應避免在海床起伏較大、受風浪直接襲擊的巖礁區(qū)域內(nèi)定線；避開船舶拋錨區(qū)、海洋傾倒區(qū)、現(xiàn)有水下物體(如沉船、樁基、巖石等)、活動斷層、軟弱土層滑動區(qū)和沉積層的嚴重沖搬區(qū)；盡量避開正常航道和海產(chǎn)養(yǎng)殖、漁業(yè)捕撈頻繁區(qū)域，當確實難于避讓時，力求穿越航道和海產(chǎn)養(yǎng)殖、漁業(yè)捕撈區(qū)的管道最短，管道應埋至安全深度以下，防止航線船舶或漁船拋錨、拖網(wǎng)漁具等直接損傷海底管道；避開將來有可能的航道開挖區(qū)域，如不可避免，則管道的埋深應滿足航道開挖的要求。

　　對于海上油田內(nèi)部的管道系統(tǒng)，如平臺和平臺、平臺和人工島間的油(氣)管道，與原有管道之間的水平間隔應保證這類管道在展設(shè)、安裝(包括埋設(shè))時不危及原有管道的安全，也不妨礙預定位置修井作業(yè)的正常進行，并有足夠的安全間隔。

　　新展設(shè)的管道應盡量避免與原有海底管道或電纜交叉。在不可避免的情況下，新展設(shè)的管道與原有海底管道、電纜交叉時，管道交叉部位的間距至少應保持30 cm以上的凈距；管道如不能下埋時可在原有管道上用護墊覆蓋，但管道上覆蓋的護墊不能影響航行，且不能對原有管道產(chǎn)生不利影響。

　　登陸點位置要選擇在不受臺風、波浪經(jīng)常嚴重襲擊的位置，要避開強流、沖洗地段，登陸點的岸灘應是穩(wěn)定不變遷的岸段；同時要選擇坡度合適的岸灘，以保證管道在施工運行期的安全。

　　2．海底管線的展設(shè)

　　海底管道展設(shè)前應編制海底管道安裝程序、編制海底管道計算分析報告、確定定位技術(shù)要求和主要定位設(shè)備清單、確定管道支撐滾輪高度和張緊器壓塊位置、編制把臂架氣密試驗方案；張緊器和A，R絞車的系統(tǒng)要經(jīng)過調(diào)試。

　　管道展設(shè)作業(yè)時要按照托管架角度、管道坡口和移船線路的設(shè)計文件，針對管線組對、焊接、無損檢驗、保溫、防腐等作業(yè)，編制管道安裝程序、焊接程序和無損檢驗程序。每道工序都應嚴格按批準的海底管道安裝程序、安裝技術(shù)規(guī)格書和有關(guān)計算分析報告的要求執(zhí)行。

　　3．海底管道的監(jiān)測、檢測和評估

　　應建立海底管道檢測與監(jiān)控的制度，并遵守執(zhí)行。通過檢測與監(jiān)控來保證管道系統(tǒng)運行的安全運行的安全性與可靠性。一旦發(fā)生影響管道系統(tǒng)安全、可靠性、強度和穩(wěn)定性的事故應進行特殊檢測。對于改變原設(shè)計參數(shù)、延長使用壽命、出現(xiàn)缺陷和損傷的海底管道應進行評估。

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收錄時間:2011年03月03日 18:07:32 來源:安全管理網(wǎng) 作者:

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