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（3）全线联合试运
热油管道的投油 • 根据投产实践经验，在预热过程中，当前面两、
三个站间管段的总传热系数降至3.6W/m2·K，正 输水头到达下游加热站的最低温度高于原油凝固 点时，管道已具备了投油条件。投油时，一般要 求投油排量大于预热时输水排量1倍左右。 • 油品到达各站后，要严密观察“油头”温度的变化 ，一旦发现油温接近或低于原油凝固点，应通知 上游泵站迅速采取升温、升压措施。
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2. 管线内检测技术
• 管线腐蚀内检测器工业性应用的主要类型有：漏 磁法、超声波法、涡流法和弹性波法检测器。
• 在长输管线上被广泛采用的是漏磁法检测器和超 声波法检测器，超声波检测器现已解决了液体耦 合问题，可进行天然气管线检测。
• 两种类型的检测器现在都可以检测管线的腐蚀缺 陷和裂纹缺陷，相比而言，超声波检测器检测费 用高于漏磁检测，漏磁法检测器应用更要普遍一 些。
• 放空排污的操作应平稳，放空排污阀不能猛开 猛关。要控制排放天然气的流速在5m/s以内， 避免污水喷至排污池外。若排空天然气含量大 于其爆炸上限，放空的天然气应点火烧掉。
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3. 通球清管的安全措施
• 当清管球被卡时，常常增大进气量，提 高球前后的压差来推球解卡。
• 进气升压应缓慢进行。防止上游管段超 压或因突然解堵后，球速过快引起管线、 设备振动而造成破坏。
• 采用这种方法时，可应用德国SEWERIN公司生 产的FERRPHON管线检测仪或英国雷迪公司生 产的PCM-100管线电流测试仪配合专用的A字架 （探针），进行测量。
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（2）电流信号衰减法
• 其原理是由电子发射设备将一个特殊的近 直流信号施于被测的管线上，然后，接收 设备即可通过感应线圈或高灵敏度的磁力 仪，检测出管线上这一特殊信号的电流强 度。
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2. 管道运行安全管理
• 主要工艺参数控制 • 严格执行安全操作规程 • 输油设备定期检修与维护 • 做到管理规范和制度化
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3. 管道的保护安全措施
• 自然地貌的保护 • 穿、跨越管段的保护 • 防腐系统保护 • 管道检测与安全评价
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4. 管道维护和抢修的安全措施
• 建立管道维护抢修应急反应系统 • 制定切实可行的应急计划预案 • 采用维护和抢修的新技术
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4.管道运行的安全措施
• 严格控制管道输送天然气质量 • 应定期进行清管排除管内的积水和污物 • 定期检查管道的安全保护设施 • 定期进行管道检测，调查腐蚀程度。 • 要严格管道、设备受压和泄压保护设施的
管理，防止因承压能力超限引起的爆炸。
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三、管线检测技术
• 管外涂层及覆盖层的检测 • 管线内检测技术
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（2）检漏电缆法
它是通过专用的电缆来检查泄漏的方法， 一般用于检查输送液态烃类燃料的管线的泄 漏。通常，电缆与管线平行铺设，当泄漏的 烃类物质渗入电缆之后，将会引起电缆特性 的变化，从而根据这些变化，来检查出管线 的泄漏。
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主要内容
• 输油管道的安全管理 • 输气管道的安全管理 • 管道检测技术 • 管道泄漏的检测与监测
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一、输油管道的安全管理
• 管道投产的安全措施 • 管道运行安全管理 • 管道的安全保护措施 • 管道维护和抢修的安全措施
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1. 管道投产的安全措施
• 准备工作 • 泵站和加热站的试运投产 • 全线联合试运
站间试压
• 站间管道试压用常温水作介质，管道试压采用在 一个或两个站间管段静止憋压的方法。
• 试压分强度性试压和严密性试压2个阶段。严密 性试压取管道允许的最大工作压力；强度性试压 取管道工作压力的1.25倍。试压压力控制，均以 泵站出站压力为准，但要求管道最低点的压力不 得超过管道出厂的试验压力。对于地形起伏大的 管道，站间试压前必须进行分段试压合格，确保 处于高点位置管段的承压能力符合设计要求。
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四、管道泄漏的检测与监测
• 管道泄漏的检测方法 • 管线泄漏的监测系统 • 检漏系统的评估指标
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1. 管道泄漏的检测方法
• 直接法（基于硬件的检测）：直接 观察法、检漏电缆法、声学方法、 负压波法、光纤检漏法。
• 间接法（基于软件的检测方法）： 质量（或体积）平衡法、流量（或 压力）的突变法、实时模型法、统 计检漏法。
• 置换过程及清扫管道放空时，大量天然气排出管 外，弥漫在放空口附近，容易着火爆炸。管道升 压及憋压过程中，可能出现泄漏或爆管，使天然 气大量外泄等事故。
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2. 输气管道试运投产安全措施
• 天然气置换过程中操作要平稳，升压要缓 慢，一般应控制天然气的进气流速或清管 球的运行速度不超过5m/s站内管线置换时 ，起点压力应控制在0.1 MPa左右。
• 若管线的涂层及覆盖层无破损点，则信号 的电流强度一般跌落很小，反之，若管线 的涂层及覆盖层老化或是有破损点时，则 信号的电流强度一般均跌落较大。
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（2）电流信号衰减法
若将电流信号衰减法与电位差法结合使 用，则不仅能判定破损点，而且能测定破损 面积的大小。因为，若破损点的前后电流强 度衰减大，且电位差的峰值大，则可判定破 损面积较大。
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（1）电位差法
• 使用发射设备，将一个特殊频率的近直流信号施 加于管线上（埋地或海底裸置），若防腐绝缘涂 层及覆盖层出现破损时，则破损点周围即会形成 球形电场，于是通过两根接地探针（A字架）， 即可测得地表面的电位差，从而精确地测定破损 点，并可根据测量的电位差峰值，定性判断出破 损区域的大小。
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1. 输气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 等使管线遭到破坏：
中青输气线的涪江穿越段，1978年就因洪水猛 烈而冲断过。
中开输气管线1984年投产，黄河穿越段因河水 冲刷使管道产生偏移，1986年引进定向钻技术 重新布设了新管道。
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1. 输气管道事故的主要原因
• 管道事故的主要原因 • 管道试运投产的安全措施 • 管道通球清管的安全措施 • 管道运行的安全措施
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1. 输气管道事故的主要原因
• 制管质量不良：据资料统计，某部门10年 中，因螺旋焊缝质量差的爆管事故占爆管 总数的82.5% 。
• 管道内、外腐蚀引起天然气泄漏、爆炸： 由H2S引起的管道内腐蚀事故占很大比例 ，在低洼积水处，特别在水浸线附近，会 产生快速的坑点腐蚀，腐蚀速度达每年8～ 10mm。
在线带压焊接技术 注剂式带压密封技术 带压粘接修复技术 非开挖修复技术
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凝管事故的处理
高凝固点原油在管道输送过程中，有时因 输油流速大幅度低于正常运行参数，油品性 质突然变化（如改变热处理或化学处理、输 送工艺的交替过程），正、反输交替过程， 停输时间过长等原因，都可能造成凝管事故。 凝管事故是管道最严重的恶性事故。
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（3）全线联合试运
管道预热
• 对于加热输送高粘度、高凝固点原油的管道，投 油前需采用热水预热方式来提高管道周围的环境 温度，使其满足管道输油的温度条件 。
• 热水预热方式有2种：短距离管道可采用单向预 热，长距离
• 管道可采用正、反输交替输热水预热。目前使用 沥青防腐的管道，热水出站温度最高不超过70℃， 热水排量根据供水和加热炉的允许热负荷确定。
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凝管事故的处理
• 当管道开孔泄流后，管内输量仍继续下降， 管道将进入凝结阶段。对这种情况，可采 用在沿线干管上开孔，分段顶挤方法，排 出管内凝油。分段顶挤时，在开孔处接加 压泵（有时用水泥车）或风压机。顶挤流 体可用低凝固点的油品或其它介质，如轻 柴油、水或空气等。
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二、输气管道的安全管理
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（2）电流信号衰减法
• 应用电流信号衰减法时，英国雷迪公司生产的 PCM-100型管线电流测试仪可以使用。
• 我国大庆油田采用电流信号衰减法与电位差法相 结合的方法，曾测定过长188km的埋地输油管线 ，检测结果：测量出202处破损点，判断准确率 达到98％，表明这种方法是可行的。
• 检测时，使用的PCM-100型管线电流测试仪，采 用的信号是128Hz（频率）电流信号，检测数据 分析表明，此频率信号读数最稳定，数据重现性 最佳。
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1.管外涂层及覆盖层的检测
涂层指的是为了管线外表面的防腐绝缘 而在除锈后的钢管外表上涂上的防腐涂层或 沥青防腐绝缘层；而覆盖层指的是为了防止 施工过程中对防腐绝缘层的机械损伤而外包 的防护层（如混凝土或水泥砂浆层）。由于 涂层及覆盖层的损坏，将会带来因管线外面 周围介质（土壤或海水）而造成的腐蚀，故 应定期进行检测。
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（2）泵站和加热站的试运投产
• 站内管道试压：站内高、低压管道系统均 要进行强度和严密性试压。并应将管段试 压和站内整体试压分开，避免因阀门不严 影响管道试压稳定要求。
• 各类设备的单体试运：泵机组、加热炉、 油罐、消防系统。
• 站内联合试运：联合试运前，先进行各系 统的试运。各系统试运完成后，进行全站 联合试运。
据统计，美国输气管道所发生的事故原因， 即各类事故占事故总量的百分比如下：
管材金属缺陷和工厂焊缝缺陷占18.6%； 施工及安装不合格占4.1%； 违反操作规程和安全技术规程占48.8%； 管道内外腐蚀占14.9%； 其它原因占13.6%。
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2.输气管道试运投产安全措施
• 投产中，管道的天然气置换是最危险的阶段，由 于管道在施工中有可能遗留下石块、焊渣、铁锈 等物，在气流冲击下与管壁相撞可能产生火花。 此时管内充满了天然气与空气的混合物，若在爆 炸极限范围内，就会爆炸起火。
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（1）准备工作
长输管道的试运投产应在全线管道安装、 检查合格，所有设备安装调试完毕，通讯、 测试系统安全可靠，联络畅通，电力等能 源供应和油品产销有保证的基础上进行。 投产试运前要做好以下准备工作：
组织准备-指挥机构、工作人员 技术准备-制定投产方案、操作规程 物质准备-燃料油、机具、水源等 抢修准备-队伍、装备等。