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1、1,制作人：刘信申 吴德彪报告人：刘信申指导教师：林莹,原油管道安全管理,2,主要内容,压力容器和管道失效的原因我国管道的安全情况输油管道的安全管理管道检测技术管道泄漏的检测与检测,3,爆炸,断裂,泄漏,过量变形,表面损伤、金属损失,材料性能退化,物理爆炸：物理原因（温度、内压）使应力超过强度,化学爆炸：异常化学反应使压力急剧增加超过强度,脆性断裂：应力腐蚀、氢致开裂、持久（蠕变）断裂、低温脆断,韧性断裂,疲劳断裂：应力疲劳、应变疲劳、高温疲劳、热疲劳、腐蚀疲劳、蠕变疲劳,密封泄漏：充装过量（冒顶）,腐蚀穿孔、穿透的裂纹或冶金、焊接缺陷（满足LBB条件）,过热、过载引起的鼓胀、屈曲、伸长、凹坑
2、（dent）,蠕变、亚稳定相的相变,电化学腐蚀：均匀腐蚀、点腐蚀、缝隙腐蚀、晶间腐蚀、沉积物下腐蚀、溶解氧腐蚀、碱腐蚀、硫化物腐蚀、氯化物腐蚀、硝酸盐腐蚀,冲蚀、气蚀,高温氧化腐蚀、金属尘化或灾难性渗碳腐蚀、环烷酸腐蚀,外来机械损伤：油气长输管线的主要失效模式之一,辐照损伤脆化,金相组织变化：珠光体球化、石墨化、S相析出长大、渗碳、渗氮、脱碳、回火脆化与敏化、应变时效,氢致损伤：氢腐蚀、氢脆（微裂纹）、堆焊层的氢致剥离,压力容器与管道主要失效模式,4,压力容器与管道主要失效原因,责任事故,设备事故,运行操作：违反操作规程、介质超标,管理：缺少现代安全管理体系、职工素质教育差,检测维修：严重损伤
3、未能被检测发现或缺少科学评价、不合理的维修工艺（尤其是停工状态的维修）,设计制造：设计缺陷、选材不当、用材错误、存在超标焊接或冶金缺陷、焊接或组装残余应力过大,外来损伤：外来机械损伤、地震、洪水、雷击、大风等,5,2 我国压力管道安全状况,缺陷普遍+隐患严重：先天不良，后天欠保养优生优育 工业管道 100%管道+6080%焊口 埋地管道 问题很多+状况不清起步很晚+科技投入：工业管道 安全技术管理无章可循 盲目保留 危险 不必要的返修、更换 埋地管道 基础更差,6,2 我国压力管道安全状况,事故触目惊心 2004年全国压力管道事故共16起（重大事故1起、严重事故13起，死亡23人，受伤63人）
4、。2002年7月山东省莘县液氨充装软管爆裂事故，导致13人死亡、48人重伤。2004年1月16日上海塘桥地区发生了上海首次大面积天然气泄漏事件，当晚有两千余户居民被疏散。,7,2 我国压力管道安全状况,事故原因分析：13起2000年发生的压力管道事故：设计安装不合理（3起，23%）元件质量不合格（5起，38.5%）维护操作不当（2起，15.4%）管道腐蚀泄漏（3起，23.1%）5起2000年压力管道严重事故：元件不合格（1起，20%）设计与制造不合格（2起，40%）腐蚀泄漏（2起，40%）。燃气管道发生泄漏较多，其造成的危害与损失较大。,8,2 我国压力管道安全状况,应对策略：按照有关法规标准
5、正确地进行压力管道安全检测，确保压力管道的安全运行。解决问题：压力管道的安全检测技术水平不高，法规与标准并完善。,9,3我国压力管道安全法规标准现状,特种设备安全监察条例：明确了压力管道及其元件的制造、维修、改造、检验检测的安全监督管理应按照条例的规定执行；压力管道的设计、安装、使用的安全监督管理办法由国务院另行制定。国务院令412号：明确了“压力管道的设计、安装、使用、检验单位和人员资格认定”行政许可主体6。国家质检总局：颁布了压力管道设计、安装、制造、安装、使用、检测等相关环节行政规范性文件,10,3我国压力管道安全法规标准现状,11,3我国压力管道安全法规标准现状3.1工业管道（GC类）
6、,工业管道=原化工部+中国石油+中国石化+电力系统+冶金系统等。原化工部：1995颁布了化工企业压力管道管理规定化生发（1995）968号和化工企业压力管道检验规程 化工企业压力管道管理规定：在压力管道的设计、使用与检验、使用登记管理等方面作了具体的规定，同时，还提出了压力管道的使用与登记办法。中国石化：1985年颁布了工业管道维护检修规程（SH01005-92）和工业管道技术管理制度，1992年又修订了工业管道技术管理制度。电力系统：1991年火力发电厂金属技术监督规程（SD107-91），对工作温度大于或等于450或工作压力大于5.88MPa的蒸汽管道和部件开展了监督检验；对设计、制造安装
7、单位进行了资格认可;对重要的主管子、管件均由原电力部定点厂家生产。冶金行业多为老企业，管理问题也较多。先后颁布了钢铁企业氧气管网的若干技术规定、氧气安全规程、氢气使用安全技术规程GB4962-85、工业企业煤气安全规程、氯气安全规程（GB11984-89）和冶金工业压力管道管理若干规定,12,3我国压力管道安全法规标准现状3.1工业管道（GC类）,1991年建设部、劳动部、公安部令(第10号)城市燃气安全管理规定、1997年12月建设部62号令城市燃气管理办法、各地政府基本上制订了燃气保护条例，主要是从政策方面作了规定，据调研，关于管道本身安全检测方面的规定不是很翔实。主要问题：维护与检验规程
8、存在几个方面缺陷：1所有规则均是1020年前所颁布，已不符合当今的生产实际，如，一些检验、分类方法已经过时；2而随着国家机构的改革与调整，执法主体发生了变化，所制订规则的实施效果难以保证；3由于当时评价技术水平所限，对工业管道检验发现问题的处理，并没有进行明确规定。,13,一、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,14,1.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,15,（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
9、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。,16,（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。,17,（3）全线联合试运,输油干管的清扫输油管道在站间试压和预热前，必须将管内杂物清扫干净，以免损坏站内设备和影响油品的输送。输油干管
10、多采用输水通球扫线和排出管内空气。输水通球过程中，要注意观察发球泵站的压力和压力变化，记录管道的输水量，用以判断球在管内的运行情况和运行位置。,18,（3）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。,19,（3）全线联合试运,管道预热对于加热输送高
11、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。,20,（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/m2K，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
12、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。,21,2.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,22,3.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,23,4.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,24,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、
13、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。,25,凝管事故的处理,管道出现凝管苗头，处于初凝阶段，可采取升温加压的方法顶挤。启动所有可以启动的泵站和加热站，在管道条件允许的最高压力和最高温度下，用升温加压的热油（或其它低粘、低凝液体，如水）顶挤和置换凝结冷油。当在最高允许顶挤压力下管道流量仍继续下降，应在管道下游若干位置顺序开孔泄流，提高管内油温，排除凝管事故。,26,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
14、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。,27,三、管线检测技术,管外涂层及覆盖层的检测管线内检测技术,28,1.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。,29,（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
15、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。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。,30,（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。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
16、跌落较大。,31,（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。,32,（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，
17、数据重现性最佳。,33,2.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。,34,四、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,35,1.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）
18、：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。,36,（1）直接观察法,这种方法最简单的是请有经验的工人或经过训练的动物巡查管线，通过看、嗅、听或其它方式来判断是否发生泄漏。近年来，美国OILTON公司开发出一种机载红外检漏技术，它是由直升机携带一个高精度的红外摄像机，沿管线飞行，通过分析管内输送介质与周围土壤之间的细微温差，来检查长输管线是否有泄漏发生。,37,（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
19、泄漏。,38,（3）实时模型法,其工作原理是通过模型计算得出上、下游压力、流量值，将其与实际测量值进行比较，从而判断出泄漏的方法。这个计算模型是由一组几个方程式所建立起来的一个精确的计算机管线的实时模型，它与实际的测量段管线同步执行。定时由模型计算出测量段管线中流体的压力、流量值；同时取管线上一组上、下游的压力、流量的实际测量值。这样，通过两者比较，即可准确地确定出管线泄漏的位置。能探测出较小的泄漏，还能准确定位。,39,（4）统计检漏法,由壳牌公司开发出来的一种不用管线的实时计算模型进行检漏的方法。是利用测量段管线中流量与压力之间的关系式。泄漏会影响流量与压力，也会影响管线中流量与压力的关系
20、。若能根据测量的管线出口及入口处的流量、压力测量值，连续计算其流量与压力之间的关系，则即可利用这个流量与压力之间关系的变化，应用序列概率比试验方法和模式识别技术，检测出来这种变化，确定是否有泄漏发生。,40,（4）统计检漏法,用最小二乘法，确定出泄漏的位置。这种方法较之质量（或体积）平衡法，可以有效地应用于管线的运行状况不断变化的动态；与实时模型法相比，在考虑到流体的动态特性时，又不需要进行大量的模拟试验与计算。因此，它是一种既能检测又能监测泄漏的费用低廉、使用简便的方法。,41,2.管线泄漏的监测系统,对管线的泄漏，在某一个时间所进行的测试，叫做检测（Inspection）；但若在相当长的一
21、段时间过程中，连续不断地实时进行检测，则称为监测（Monitoring）。既能监测管线泄漏，又能监控管线的运行状况的SCADA（Supervisory Control and Data Acquisition)系统，即监控和数据采集系统。,42,3.检漏系统的评估指标,定位精度：指测定出的泄漏点位置的精确度，它是以误差范围的大小来表征的。当发生不同等级的泄漏时，对泄漏点位置测定的误差范围大小，应作为评估指标。检测时间：是指管线自发生泄漏开始，到检测系统检测发现出泄漏所经历的时间的长短。检测细度：是指针对泄漏量大小的检测的精细程度。要求泄漏检测系统应具有将最小的泄漏量的泄漏点检测出来的能力。,43,3.检漏系统的评估指标,误报警率：误报警的次数在总的报警次数中所占的比例。适用范围：检测方法能够应用的范围大小，能否对不同的管线所处环境，不同的输送介质以及管线运行情况发生变化时均适用。可维修性：泄漏检测系统在规定的时间内，在规定的条件下，通过维护、修理，使系统保持原来规定的功能的能力。价值指数：它是用以反映检漏系统的功能与经济性的重要技术经济指标。通常是以功能评价系数F与总成本C的比值V来表达。,报告完毕,谢谢观看,本人水平有限,如有不足之处请大家批评指正,
