石油天然气管道安全运行

石油天然气管道安全运行、维护及 检测 工程第三方检测合同工程防雷检测合同植筋拉拔检测方案传感器技术课后答案检测机构通用要求培训 研讨 一、概述 管道输送石油天然气，具有高效、低耗、连续输送和自动化程度高等优势，成为当前物流的重要形式之一和国民经济和社会发展不可缺少的“生命线”。国家在“十一五”能源发展规划中提出石油天然气在国家能源消费的占比由现在的23.8%提高到25.8%，石油天然气管网从现有的5万公里增加到6万4千公里。但因其具有高能高压、易燃易爆、有毒有害、连续作业、链长面广、环境复杂等特点，决定了其安全管理的极其重要性。 （一）术语 （1）石油天然气管道 是指石油（包括原油、成品油）、天然气（含煤层气）管道及其附属设施（简称管道设施），包括油气田工艺管道（包括集输、储运、初加工和注气管道）和长输（输油、输气）管道。 （2）集输管道 是指采油（气）井场工艺管道、井口、计量站、接转站、联合站之间，以及联合站与首站之间的输油输气管道 （3）长输管道 是指产地、储存库、使用单位间用于商品介质的管道。 （4）管道完整性 是指管道始终处于完全可靠的服役状态。 管道完整性的内涵包括三个方面： 1．管道在物理和功能上是完整的； 2．管道始终处于受控状态； 3．管道运营商已经并将不断采取措施防止失效事故发生。 （5）管道的完整性管理 是指管道运营商持续地对管道潜在的风险因素进行识别和评价，并采取相应的风险控制对策，将管道运行的风险水平始终控制在合理和可接受的范围之内。 （二）石油天然气管道的安全问题 石油天然气管道目前存在的主要安全问题有： （1）管道破坏严重，极易酿成事故。如油气管线被施工、勘探破坏严重 （2）油气管线被违章占压。如在油气管线附近采石、取土、挖塘、修渠、堆物、修筑建筑物等。 （3）管道设计施工遗留的缺陷、损伤。 （4）管材或相关设备缺陷。 （5）管道腐蚀穿孔。 （6）运行误操作。 （7）自然灾害。 国家发改委在审议“十一五石油天然气管网规划时提出“提高管网技术水平”和“搞好管网保护和管理，依法保证管网安全生产和稳定运行”的要求。 我国油气管道要由原来的“距离安全型、强度安全型”提高到“本质安全型”。 （三）石油天然气管道安全相关的国家法律、行政法规和安全规程 《安全生产法》； 《石油天然气管道保护条例》； 《石油天然气管道安全监督与管理暂行规定》； 《特种设备安全监察条例》 《石油天然气安全规程》AQ2012-2007 《石油天然气管道安全规程》SY6186-2007 （四）石油天然气管道安全相关的技术 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 （1）设备材料： GB150：钢制压力容器 GB4981：工业用阀门的压力试验 GB5310：高压锅炉用无缝钢管 GB6479：化肥设备用高压无缝钢管 GB8163：输送流体用无缝钢管 GB9711：石油天然气工业输送钢管交货技术条件 GB12234：通用阀门 法兰和对焊连接钢制闸阀 GB12237：通用阀门 法兰和对焊连接钢制球阀 GB12241：安全阀 一般要求 GB12252：通用阀门 供货要求 SY/T5037：普通流体输送管道用螺旋缝埋弧焊钢管 SY/T5297：石油天然气输送管道用直缝电阻焊钢管 JB4726：压力容器用碳素钢和低合金钢锻件 （2）设计 GB50251：输气管道工程设计规范 GB50253：输油管道工程设计规范 SY/T0004：油田油气集输设计规范 SY/T0010：：气田集气工程设计规范 SY/T0011：气田天然气净化厂设计规范 SY/T0027：稠油集输及注蒸汽系统设计规范 SY/T0059：控制钢制设备焊缝硬度防止硫化物应力开裂技术规范 SY/T0599：天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求 （3）施工验收 GB50235：工业金属管道工程施工及验收规范 GB50236：现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范 SY/T0466：天然气集输管道施工及验收规范 SY/T0599：天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求 SY0402石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范 （4）运行 SY/T5922：天然气输送管道运行管理规范 SY/T6233：天然气管道试运投产规范 SY6320：陆上油气田油气集输安全规定 SY/T6383：长输天然气管道清管作业规程 二、《石油天然气安全规程》对管道安全的基本要求 （一）总则 （1）．一般管理要求 1．贯彻落实《中华人民共和国安全生产法》，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针。鼓励建立、实施、保持和持续改进与生产经营单位相适应的安全生产管理体系。 2．企业应依法达到安全生产条件，取得安全生产许可证；建立、健全、落实安全生产责任制，建立、健全安全生产管理机构，设置专、兼职安全生产管理人员。 3．按相应的规定要求进行安全生产检查，对发现的问题和隐患采取纠正措施，并限期整改。 4．进行全员安全生产教育和培训，普及安全生产法规和安全生产知识。进行专业技术、技能培训和应急培训；特种作业人员、高危险岗位、重要设备和设施的作业人员，应经过安全生产教育和技能培训，应符合《生产经营单位安全培训规定》。 5．编制安全生产发展规划和年度安全生产计划，按规定提取、使用满足安全生产需求的安全专项费用，改善安全生产条件。 6．新建、改建、扩建工程建设项目安全设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投产和使用。 7．在工程建设项目投标、签约时，建设单位应对承包商的资质和安全生产业绩进行审查，明确安全生产要求，在项目实施中对承包商的安全生产进行监督管理，符合石油工程技术服务承包商健康安全环境管理的基本要求。 8．工程建设项目工程设计、施工和工程监理应由具有相应资质的单位承担；承担石油天然气工程建设项目安全评价、认证、检测、检验的机构应当具备国家规定的资质条件，并对其做出的安全评价、认证、检测、检验的结果负责；建设单位应对其安全生产进行监督管理。 9．建立设备、物资采购的市场准入和验收制度，设备采购、工程监理和设备监造应符合国家建设工程监理规范的有关要求，保证本质安全。 10．石油天然气生产作业中的关键设施的设计、建造、采购、运行、维护和检查应按规定程序和制度执行，并充分考虑设施完整性的要求。 （2）风险管理 1．对作业活动和设施运行实施风险管理，并对承包商的活动、产品和服务所带来的风险和影响进行管理。 2．风险管理应满足以下要求： 　　1）全员参与风险管理； 　　2）对生产作业活动全过程进行危险因素辨识，对识别出来的危险因素依据法律法规和标准进行评估，划分风险等级； 　　3）按照风险等级采取相应的风险控制措施，风险控制应符合“合理实际并尽可能低” 的原则； 4）危险因素及风险控制措施应告知参与作业相关方及作业所有人员； 　　5）风险管理活动的过程应形成文件。 3．风险管理过程应包括危险因素辨识、风险评估、制定风险控制措施，其基本步骤包括： 　　1）划分作业活动； 　　2）辨识与作业活动有关的所有危险因素； 　　3）评价风险； 　　4）依据准则，确定出不可容许的风险； 　　5）制定和实施风险控制措施，将风险降至可容许程度； 　　6）评审。 4．设定风险管理目标和指标，制定风险管理的方案、计划或控制措施。 5． 对关键作业活动，建立风险控制程序或制度。 （3）硫化氢防护 1．在含硫化氢的油气田进行施工作业和油气生产前，所有生产作业人员包括现场监督人员应接受硫化氢防护的培训，培训应包括课堂培训和现场培训，由有资质的培训机构进行，培训时间应达到相应要求。应对临时人员和其他非定期派遣人员进行硫化氢防护知识的教育。 2．含硫化氢生产作业现场应安装硫化氢监测系统，进行硫化氢监测，符合以下要求： 1）含硫化氢作业环境应配备固定式和携带式硫化氢监测仪； 2）重点监测区应设置醒目的标志、硫化氢监测探头、报警器； 3）硫化氢监测仪报警值设定：阈限值为1级报警值；安全临界浓度为2级报警值；危险临界浓度为3级报警值； 4）硫化氢监测仪应定期校验，并进行检定。 3．含硫化氢环境中生产作业时应配备防护装备，符合以下要求： 1）在含硫化氢作业环境应配备正压式空气呼吸器及与其匹配的空气压缩机； 2）配备的硫化氢防护装置应落实人员管理，并处于备用状态； 3）进行检修和抢险作业时，应携带硫化氢监测仪和正压式空气呼吸器。 4． 含硫化氢环境中生产作业时，场地及设备的布置应考虑季节风向。在有可能形成硫化氢和二氧化硫聚集处应有良好的通风、明显清晰的硫化氢警示标志，使用防爆通风设备，并设置风向标、逃生通道及安全区。 5． 在含硫化氢环境中油气生产及气体处理作业使用的材料及设备，应与硫化氢条件相适应。 6． 含硫化氢环境中生产作业时应制定防硫化氢应急预案。 7． 含硫化氢油气生产和气体处理作业，应符合以下安全要求： 1）作业人员进入有泄漏的油气井站区、低凹区、污水区及其他硫化氢易于积聚的区域时，以及进入天然气净化厂的脱硫、再生、硫回收、排污放空区进行检修和抢险时，应携带正压式空气呼吸器； 2）应对天然气处理装置的腐蚀进行监测和控制，对可能的硫化氢泄漏进行检测，制定硫化氢防护措施。 （二）设计及建造 （1）管道线路 1．输油气管道路由的选择，应结合沿线城市、村镇、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿线地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，并考虑到施工和日后管道管理维护的方便，确定线路走向。 2．输油气管道不应通过城市水源地、飞机场、军事设施、车站、码头。因条件限制无法避开时，应采取保护措施并经国家有关部门批准。 3．输油气管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩和测试桩。 4．输油气管道采用地上敷设时，应在人员活动较多和易遭车辆、外来物撞击的地段，采取保护措施并设置明显的警示标志。 5．输油气管道应根据管道所经过地区的地形、人口稠密度及重要建构筑物等情况设置线路截断阀。必要时应设数据远传、控制及报警功能。   6．天然气管道线路截断阀的取样引压管应装根部截断阀。 7． 穿跨越设计应符合国家现行标准关于原油和天然气管道工程穿跨越设计的有关规定。 8． 输油气管道通过河流时，应根据河流的水文、地质、水势、地形、地貌、地震等自然条件及两岸的村镇、交通等现状，并要考虑管道的总体走向、管道管理维护的方便，选择合理的穿跨越位置及方式。 9．穿越河流管段在采用加配重块、石笼等方案施工时，应对防腐层有可靠的保护措施。 10．位于水库下游冲刷范围内的管道穿跨越工程防洪安全要求，应根据地形条件、水库容量等进行防洪设计。管道穿跨越工程上游20km冲刷范围内若需新建水库，水库建设单位应对管道穿跨越工程采取相应安全措施。 11．大型跨越管段有接地时穿跨越两端应采取绝缘措施。 12．管道水工保护： 1）应根据现场实际情况实施管道水工保护。管道水工保护形式应因地制宜、合理选用； 2）应定期对管道水工保护设施进行检查，并及时治理发现的问题。 13．埋地输油气管道应采取防腐绝缘与阴极保护措施。埋地输油管道需要加保温层时，在钢管的表面应涂敷良好的防腐绝缘层。在保温层外应有良好的防水层。 14． 裸露或架空的管道应有良好的防腐绝缘层。带保温层的，应有良好的防水措施。 15．输油气管道全线阴极保护电位应达到或低于-0.85V(相对Cu/CuSO4电极)，但最低电位不应过负。 16． 输油气管道应避开有地下杂散电流干扰大的区域。电气化铁路与输油气管道平行时，应保持一定距离。管道因地下杂散电流干扰阴极保护时，应采取排流措施。 （2）输油气站场 1．站场选址应考虑地形、地貌、工程和水文地质条件。 2．站场与相邻居民点、工矿企业和其他公用设施安全距离及站场内的平面布置，应符合国家现行标准关于输油、输气、管道工程设计的要求。 3．消防设施的设置 1）应根据其规模、油品性质、存储方式、储存温度、火灾危险性及所在区域外部协作条件等综合因素确定。 2）消防系统投运前应经当地消防主管部门验收合格。 3）站场内建(构)筑物应配置灭火器，其配置类型和数量应符合建筑灭火器配置的相关规定。 4）易燃、易爆场所应按规定设置可燃气体检测报警装置，并定期检定。 　　4．防雷、防静电 1）站场内建构筑物的防雷，应在调查地理、地质、土壤、气象、环境等条件和雷电活动规律及被保护物特点的基础上，制定防雷措施。 2）装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地。 3）设备应按规定进行接地，接地电阻应符合要求并定期检测。 4）工艺管网、设备、自动控制仪表系统应按标准安装防雷、防静电接地设施，并定期进行检查和检测。防雷接地装置接地电阻不应大于10Ω，仅做防感应雷接地时，接地电阻不应大于30Ω。每组专设的防静电接地装置的接地电阻不应大于100Ω。 　　5．安全保护设施 1）安全保护装置包括：压力温度调节系统；水击控制系统；泄压系统；消防和可燃气体监测系统；标志桩和锚固墩；电法防腐保护措施；自然灾害防护和安全保护措施。 2）对存在超压可能的承压设备，应设置安全阀。 3）进出天然气站场的天然气管道应设置截断阀，进站截断阀的上游和出站截断阀的下游应设置泄压放空设施。 4）每台压缩机组至少应设置下列安全保护： a．进出口压力超限保护； b．原动机转速超限保护； c．启动气和燃料气限流超压保护； d．振动及喘振超限保护； e．润滑保护系统； f．轴承位移超限保护； g．干气密封系统超限保护； h．机组温度保护。 5）含硫天然气站场应设硫化氢监测报警装置。 6．输气站压缩机房的每一操作层及其高出地面3m以上的操作平台(不包括单独的发动机平台)，应至少有两个安全出口通向地面。操作平台的任意点沿通道中心线与安全出口之间的最大距离不得大于25m。 7．输油气站的进出站两端管道，应采取防雷击感应电流的措施。防雷击接地措施不应影响管道阴极保护效果。 8．对输油气站内 的油罐、埋地管道，应实施区域性阴极保护。 （3）工艺参数监测 1．含硫天然气应划分干湿界限并在脱水后输送。 2．输油气生产的重要工艺参数及状态，应连续监测和记录；大型油气管道宜设置计算机监控与数据采集(SCADA)系统，对输油气工艺过程、输油气设备及确保安全生产的压力、温度、流量、液位等参数设置联锁保护和声光报警功能。 3．安全检测仪表和调节回路仪表信号应单独设置。 4．SCADA系统配置应采用双机热备用运行方式，网络采用冗余配置，且在一方出现故障时应能自动进行切换。 5．重要场站的站控系统应采取安全可靠的冗余配置。 （4）通信 1．用于调控中心与站控系统之间的数据传输通道、通信接口应采用两种通信介质，双通道互为备用运行。 2．输油气站场与调控中心应设立专用的调度电话。调度电话应与社会常用的服务、救援电话系统联网。 （5）辅助系统 1．SCADA系统以及重要的仪表检测控制回路应采用不间断电源供电。 2．在下列情况下应加装电涌防护器； 1）室内重要电子设备总电源的输入侧； 2）室内通信电缆、模拟量仪表信号传输线的输入侧； 3）重要或贵重测量仪表信号线的输入侧。 （6）材料 1．管道材料应符合设计文件规定。 2．主要材料设备经严格的资质审查后，以招投标方式确定。钢管生产企业应当通过国家规定的资质认证，并取得相应的石油天然气管道用的钢管生产许可证。严禁无证生产石油天然气管道用的钢管。 3．石油天然气管道用的钢管生产企业应具备完善的钢管生产、试验与检测条件，建立健全的质量保证体系。原材料必须按照规定进行检验。在生产过程中严格执行国家钢管生产技术标准。严格按照钢管检验标准进行试验和检验，合格后方可交付；同时出具质量检验报告和产品合格证书。 4．重要材料设备由具有相应资质的单位监制，业主派人配合监理驻厂跟踪检验。 5．易损材料派人押运，防止途中损坏。 6．所有材料设备使用前须经过检验，及时处理现场发现的问题。 7．含硫天然气管道材料的特殊要求： 1）符合《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》SY/T0599的规定； 2）所有材料不得用铸铁；除阀门外不宜使用铸钢件； 3）锻件应符合JB4726的规定，设计压力大于等于10MPa的管道用锻件不低于Ⅲ级； 4）湿含硫天然气螺栓硬度≤HB235 5）焊接前应作抗硫评定试验，当设计文件有特殊要求时，还应按照设计要求执行。 （7）海底管道设计及建造 1．海底管道路由选择 1）管道轴线应处于海底地形平坦且稳定的地段，应避免在海床起伏较大、受风浪直接袭击的岩礁区域内定线。若不可避免应采用有效防护措施。 2）应避开船舶抛锚区、海洋倾倒区、现有水下物体(如沉船、桩基、岩石等)、活动断层、软弱土层滑动区和沉积层的严重冲淤区。 3）定线时尽量避开正常航道和海产养殖、渔业捕捞频繁区域，当确实难于避让时，力求穿越航道和海产养殖、渔业捕捞区的管道最短，管道应埋至安全深度以下，防止航线船舶或渔船抛锚、拖网渔具等直接损伤海底管道。 4）应避开将来有可能的航遭开挖区域，如不可避免，则管道的埋深应满足航道开挖的要求。 5）预选路由时，应尽量避免与其他开发活动交叉。无法避免时，应详细 说明 关于失联党员情况说明岗位说明总经理岗位说明书会计岗位说明书行政主管岗位说明书 ，以便为路由协调及设计、施工提供依据。 2．对于海洋油田内部的管道系统，如平台和平台、平台和人工岛间的油（气）管道，与原有管道之间的水平距离应保证这类管道在铺设、安装(包括埋设)时不危及原有管道的安全，也不妨碍预定位置修井作业的正常进行，并有足够的安全距离。 3．新铺设的管道应避免与原有海底管道或电缆交叉，在不可避免的情况下，可按下述要求执行： 1）新铺设的管道与原有海底管遭、电缆交叉时，管道交叉部位的间距至少应保持30cm以上的净距； 2）管道如不能下埋时可在原有管道上用护垫覆盖，但管道上覆盖的护垫不能影响航行，且不能对原有管道产生不利影响。 4．海底管线铺设应符合下列要求： 1）管道铺设前，应编制海底管道安装程序、海底管道计算分析报告；确定定位技术要求和主要定位设备清单、确定管道支撑滚轮高度和张紧器压块位置、编制托管架气密试验方案；调试张紧器和A/R绞车系统。 2）管道铺设作业：应编制托管架角度、管道坡口和移船线路的设计文件，针对管线组对、焊接、无损检验、保温、防腐等作业，应编制管道安装程序、焊接程序和无损检验程序。 3）每道工序都应严格按批准的海底管道安装程序、安装技术规格书和有关计算分析报告的要求执行。 4）在浅水域采用浮体托管铺设管道时，应对浮体进行设计计算，并经发证检验机构认可。 5）对海底管道和立管系统应采取保护措施； a．海底管道应采取牺牲阳极等防腐与阴极保护措施； b．在海底管线登陆段附近建码头和围海造田等工程时，要保证管道的安全； c．立管的位置应避开靠船位置； d．立管宜配置在导管架平面内； e．立管外应加装套管对立管形成保护； f．立管上不应装设任何以管道或立管为支承用以承受其他外力为目的的附件。 　　5．登陆点位置的确定按以下要求执行： 1）登陆点应尽量选择在不受台风、波浪经常严重袭击的位置，要避开强流、冲刷地段，登陆点的岸滩应是稳定不变迁的岸段； 2）海底管道的登陆地点要选择坡度合适的岸滩，以保证管道在施工运行期的安全。 （三）管道试运、投产、验收和登记 （1）试运和投产 1．一般要求 1）对新建（或停运后再启用）的石油天然气管道，在投入运行前应当编制投产方案，经审查批准，并严格按投产方案组织投产。 2）投产前应对管道清管。 3）管道与设备投用前应进行强度试压和严密性试验。 4）投产前应按照设计文件和施工验收规范对管道、站场、自动化、供配电、通信、安全等系统及其他辅助工程进行投产条件检查。 5）投产前应对各单体设备进行试运。 6）全线整体联合试运前，各单体设备、分系统应调试合格。 2．管道投产的安全技术要求 1）原油管道应根据管道设备配置、管道原油的物性、管道沿线地温、管道敷设状况及社会依托情况确定投产方式。 2）高凝原油投产应采取防凝管的安全技术措施。 3）天然气管道投产的安全技术要求： a．管道投产进气前应进行干燥，干燥合格后的管道应采取防回潮措施。 b．应对管道内的空气用氮气或其他惰性气体进行置换，氮气或惰性气体段的长度应保证到达置换管线末端时空气与天然气不混合。 c．向管道内注氮时，进入管道的氮气温度不宜低于5℃。 d．置换过程中的混合气体应利用放空系统放空。并以放空口为中心设立隔离区并禁止烟火。 e．进行置换时，管道中氮气的排放应防止大量氮气聚集造成人员的窒息。管道中氮气量过大时应考虑提前多点排放。 3．海底管道联合调试： 1）应建立联合调试组织机构并明确管理职责。 2）应编制调试大纲或方案，明确主要调试内容；按调试大纲进行调试，记录调试的主要数据。 3）联合调试结束后，应编制遗留问题的解决方案，并落实遗留问题解决的责任单位和时间。 4）遗留问题不影响油气田投产，方可完成油气田设施的交付。 4．石油天然气管道投入使用前，使用单位应当核对其是否附有安全技术规范要求的设计文件、产品质量合格证明、安装及使用维修说明、监督检验证明等文件。并在投入使用前或者投入使用后30日内，向直辖市或者设区的市的特种设备安全监督管理部门登记和走向图备案。登记标志应当置于或者附着于显著位置。 5．石油天然气管道工程必须按照有关规定进行竣工验收，验收合格后方可交付使用。 6．竣工验收资料应当按档案管理规定归档。 （四）运行和使用 （1）石油天然气管道使用单位的安全管理职责 1．贯彻执行国家有关法律、法规和安全技术规程； 2．严格执行安全管理规章制度和技术操作规程，并在生产指挥系统的统一调度下组织生产。确保石油天然气管道安全运行； 3．参加设计审查、建造验收、试运、检验、修理、改造和报废等审查； 4．编制安全管理规章制度和定期检验计划； 5．事故防范、调查和处理； 6．编制安全生产发展规划和年度安全生产计划，按规定提取、使用满足安全生产需求的安全专项费用，改善安全生产条件； 7．安全技术培训。 （2）运行管理 1．工艺指标控制 1）应当根据输油（气）量的改变和季节变化，及时准确地调整管道运行的各项工艺参数。 2）站场设备不应超温、超压、超速、超负荷运行。 3）应定时记录设备的运转状况，定期分析输油泵机组、加热设备、储油罐等主要设备的运行状态。 2．巡回检查 1）石油天然气企业依照《石油、天然气管道保护条例》对所辖石油管道设专人定期对管道进行巡线检查，及时处理输油气管道沿线的异常情况，并依法保护管道。 2）应定期对截断阀进行巡检。天然气管道截断阀附设的放空管接地应定期检测。并作出记录。 3．维护保养 1）石油天然气企业对石油管道设备、设施应当至少每月进行一次自行检查和维护，使其处于完好状态。 2）进行自行检查和日常维护保养时发现异常情况的，应当及时处理。对发现的问题和隐患采取纠正措施，并限期整改。 4．避免或减轻因建设施工、自然灾害和人为破坏对管道安全运行造成的危害。 5．对封存或报废的石油管道应当采取相应的安全措施。 （3）事故预防、调查和处理 1．石油天然气企业应当制定石油管道事故应急措施和救援预案。对影响管道安全运行的重大隐患或发生管道破裂、断管等重大事故时，应当组织力量立即处理。发生污染事故时，在报当地经济行政主管部门的同时，还应当报当地环保部门，任何企业不得瞒报、迟报。 2．石油天然气企业应制定石油天然气储运防火防爆 管理制度 档案管理制度下载食品安全管理制度下载三类维修管理制度下载财务管理制度免费下载安全设施管理制度下载 ；使用电气设备应符合防火防爆安全技术要求；配备消防设施、器材；制定防火防爆应急预案。 3．每年的汛期前后，输油气管道的管理单位应对穿跨越河流管段进行安全检查，对不满足防洪要求的穿跨越河流管段应及时进行加固或敷设备用管段。汛期应及时了解输油气管道穿跨越河流上游洪水情况，采取防洪措施。上游水利、水库单位如有泄洪，应及时告知管道管理单位。 4．输油气站的进口处，应设置明显的安全警示牌及进站须知，并应对进入输油气站的外来人员告知安全注意事项及逃生路线等。安全出口和通往安全地带的通道，应保持畅通。 5．发生事故后，应立即采取有效措施组织救援，防止事故扩大，避免人员伤亡和减少财产损失，按规定及时报告，并按程序进行调查和处理。 1）引发特别重大事故，应当按国务院有关规定报告。国家主管部门会同有关部门对特别重大事故组织调查处理。 2）石油天然气管道引发人员伤亡事故，企业应当按各地政府有关规定报告。各地安全生产管理部门会同有关部门组织调查处理。 3）石油天然气管道发生凝管、爆管、断裂、火灾和爆炸等生产事故时，企业应当立即上报到当地经济行政主管部门； 6．发生生产事故后，应当按照分管权限组织事故调查组，及时认真进行事故调查，并写出事故调查报告。 7．石油天然气企业发生事故后，应当查清事故原因，依法对直接责任人员进行处理。 （4）定期检验 1．在线检验 1）使用单位应定期对石油天然气管道进行一般性检测。新建管道必须在一年内检测，以后视管道安全状况每一至三年检测一次。 2）使用单位应当对在用石油天然气管道的调节阀、减压阀、安全阀、高(低)压泄压阀等安全附件、安全保护装置、测量调控装置及有关附属仪器仪表进行定期校验、检修，并作出记录。 3）应定期检测管道防腐绝缘与阴极保护情况，及时修补损坏的防腐层，调整阴极保护参数。 4）管道阴极保护电位达不到规定要求的，经检测确认防腐层发生老化时，应及时安排防腐层大修 2．全面检验 1）石油天然气管道应当定期进行全面检测。新建石油天然气管道应当在投产后三年内进行检测，以后视管道运行安全状况确定检测周期，最多不超过八年。 2）使用单位应当按照安全技术规范的定期检验要求，在安全检验合格有效期届满前1个月向特种设备检验检测机构提出定期检验要求。未经定期检验或者检验不合格的不得继续使用。 （5）职业健康和劳动保护 1．企业应制定保护员工健康的制度和措施，对员工进行职业健康与劳动保护的培训教育。 2．应按要求对有害作业场所进行划分和监测；对接触职业病危害因素的员工应进行定期体检，建立职业健康监护档案。 3．不应安排年龄和健康条件不适合特定岗位能力要求的人员从事特定岗位工作。 4．应建立员工个人防护用品、防护用具的管理和使用制度。根据作业现场职业危害情况为员工配发个人防护用品以及提供防护用具，员工应按规定正确穿戴及使用个人防护用品和防护用具。 （6）培训 1．进行全员安全生产教育和培训，普及安全生产法规和安全生产知识。 2．进行专业技术、技能培训和应急培训。 3．特种作业人员、高危险岗位、重要设备和设施的作业人员，应经过安全生产教育和技能培训。 （7）管道维抢修 1．根据管道分布合理配备专职维抢修队伍，对管道沿线依托条件可行的，宜通过协议方式委托相应的管道维抢修专业队伍负责管道的维抢修工作。 2．合理储备管道抢修物资。管材储备数量不应少于同规格管道中最大一个穿、跨越段长度；对管道的阀门、法兰、弯头、堵漏工(卡)具等物资应视具体情况进行相应的储备。 3．应合理配备管道抢修车辆、设备、机具等装备，并定期进行维护保养。 4．管道维抢修过程应至少落实以下安全事项 5．维抢修现场应划分安全界限，设置警戒线、警示牌。进入作业场地的人员应穿戴劳动防护用品。与作业无关的人员不应进入警戒区。 6．对管道施焊前，应对焊点周围可燃气体的浓度进行测定，并制定防护措施。焊接操作期间，应对焊接点周围和可能出现的泄漏进行跟踪检查和监测。 7．用于管道带压封堵、开孔的机具和设备在使用前应认真检查，确保灵活好用。必要时，应提前进行模拟试验。 8．管道封堵作业时，管道内的介质压力应在封堵设备的允许压力之内。采用囊式封堵器进行封堵时，应避免产生负压封堵。 9．管道维抢修作业坑应能满足施工人员的操作和施工机具的安装及使用。作业坑与地面之间应有安全逃生通道，安全逃生通道应设置在动火点的上风向。 10．管道维抢修结束后，应及时恢复地貌，整理竣工资料并归档。 三．石油天然气管道的完整性管理 （一）管道完整性管理概述 （1）管道完整性管理的概念 1．管道完整性管理以保证管道的经济安全运行为核心目标，对影响管道完整性的各种潜在因素进行综合的、一体化的管理。是在事故发生前，就对管道进行检测和评估，预先制定修复维护计划，是有计划的修复和主动应对。使管道管理标准化、程序化、科学化、规范化。已成为当前最为认可的管道安全管理模式。 2．管道完整性管理的要求始终贯穿于管道设计、施工、运营、维护、检修的全过程，是一个连续的、循环进行的管道监控管理过程。 3．管道完整性管理不单是一门管理科学，他综合运用可靠性分析、风险评估、管道内外检测以及数据与信息管理等多项技术，对管道进行多元的动态管理。需要很多支持技术。 （2）管道完整性管理的目的 1．通过管道完整性管理识别和确认管道高风险因素，有针对性地制定风险控制计划，减少事故的发生。 2．通过管道完整性管理，对管道的薄弱环节进行检测评估和维修，保持管道状态的完好，能够整体延长管道的使用寿命。 3．如果管道出现了事故，通过管道完整性管理的专家决策系统和地理信息系统 （GIS）等技术平台，能够最快最有效地做出抢修决策和方案，使损失降到最低程度。 （3）管道完整性管理系统计划流程图 数据分析和整体化：维修数据，监察数据，事故分析，管子更新，和紧急措施等 管道和系统的属性 系统位置图 维修数据，监测数据，事故分析，管子更新，和紧急措施等 风险评估 -灾害的验证 -建立评估周期 -风险基础上作重点评估 -基础线评估计划的改动 防止和缓和灾难的措施以对风险的控制 风险评估 -识别灾害 -确当的评估 -风险基础上重点评估 -基础线评估计划 确定对高后果区的影响 进行实际的评估如在线智能检测器检测，并对检测结果进行分析验证等 根据管道的状况及风险进行 完整性管理 中心数据库   （二）管道完整性管理的主要内容   设计、建设、改进 数据信息管理 分析、评价 维护、维修 测试、检查 （1）管道完整性管理信息系统 管道完整性管理主要通过监测、检测、检验等各种方式，获取与专业管理相结合的管道完整性的信息，从而对可能使管道失效的主要危险因素进行检测、检验，据此对管道的适用性进行评估，最终达到持续改进、减少和预防管道事故发生、经济合理地保证管道安全运行的目的。 （2）管道安全检测与评估技术 1．管道检测是进行安全评价的基础和前提。通过对各条管线进行有计划的防腐性能及其它性能的检测，建立相应的数据库和预测模型，以便对管道进行经济合理的保护与维修。 2．安全评价主要包括腐蚀综合防护系统评价、管道的剩余强度评价、剩余寿命预测等。 管道完整性检测、评价的方法和指标 方法 适用的失效类型 主 要 方 法 指 标 在线检测 内外壁金属腐蚀 磁漏、超声波、涡流 管壁失重、厚度变化、点蚀等 应力腐蚀开裂 超声波、涡流法 裂纹长度、深度和形状 第三方破坏 量规、测厚等 管道截面变形、局部凹坑等 压力试验 依赖时间的失效 强度试验或泄漏试验 管道壁厚、裂纹的综合情况 制造及焊接缺陷 同上 管道本身及焊缝的原始缺陷 直接评价 管道外壁腐蚀 ECDA法 管道最大缺陷尺寸 管道内壁腐蚀 ICDA法 管道最大缺陷尺寸 （3）管道风险管理技术 1．风险管理技术的基本概念是风险评估，是一种基于数据资料、运行经验、直观认识的科学方法。通过将风险量化，便于进行分析、比较，为风险管理的科学决策提供可靠的依据，从而合理运用有限的人力、财力和物力等资源条件，采取最为合理的措施，达到最为有效地减少风险的目的。 2．风险评估是管道完整性管理的核心内容，也是管道现代安全管理的关键。通过定性、半定量或定量的风险评估，进行管段及站场的风险识别、排序，确定重大风险的性质并定位，寻求降低风险的措施，在有效分配资源的前提下，将风险降低到可以接受的水平。管道公司可以根据风险评估的结果，实施风险管理，其目的在于优化资源配置，使管道系统达到可以接受的风险水平。 3．完整性决策与维护系统最大的特点是风险评估作为一种分析工具贯穿应用于决策系统的始终。决策效果监测模块就是一个维护措施实施后重新评价系统风险的过程，也是管道完整性管理的重要组成部分。管道完整性管理体系决策流程如图。 计算失效概率 识别管道危险 管道分段 按法规和公司内部要求 制定可接受风险标准 评估各段风险 评估事故后果 选出风险不可接受管段 按风险高低排序 管道完整性维护决策系统流程 选择完整性评价方案 确定完整性评价的时间 依据结果确定响应策略 风险未降低至可接受水平以下 再次进行风险评价 策略实施 判断 进入下一周期 风险未降低至可接受水平以下 （4）完整性管理体系各部分的相互关系 管道完整性管理体系主要由管道完整性数据和信息管理系统、安全评价与检测以及管道的风险评估等三大部分构成。各个部分既互相联系，又相互区别，共同组成了管道完整性管理的有机整体。 数据及信息的管理处于完整性管理的关键地位，是保证完整性管理顺利进行的重要因素；风险评估是完整性管理的核心组成部分。通过对风险的识别与评估，并将这些风险信息或数据输入到管道完整性管理信息系统中，可以分析对管道完整性产生不利影响的因素或事件，以便采取措施保证管道的完整性；而管道的安全评价与检测是完整性管理数据获取的重要组成部分。 根据上述分析，可以用一个简单的示意图将管道完整性管理的三大部分的相互关系表示出来。 完整性 管理 完整性管理信息系统 风险 评价 安全检测 与评估     （三）管道完整性管理的实施 (1) 建立管道完整性管理信息系统 一套具有实际应用价值的完整性管理信息系统，它至少应该有以下内容： 1、数据模块 2、数据输入 3、后果严重区 4、线性参照 5、分段 6、数据可视化 7、查询 8、缺陷管理 9、完整性管理计划 10、风险评估 11、开挖表 12、防范、控制和决策支持 13、假设条件 14、报表 15、帮助和资料。 根据管道完整性管理体系的主要框架与内容设计的完整性管理信息系统的程序模块如图所示。 管道数据 失效事故数据 成本数据 检测数据 数据仓库 风险评价 安全评价 输出       维护管理   a) 数据库和数据处理程序模块，这是管道完整性管理系统的关键模块。它一般包括管道的基本信息数据如地理位置、地质状况、工作压力、管子材料、管道设计及施工数据等，还有相关的失效数据与信息、成本数据以及管道检测(如在线检测、间接检测、直接开挖)数据等，同时也对这些数据进行分析； b) 风险管理程序模块。它是管道完整性管理系统的核心组成部分，包括管道风险识别、定性、半定量与定量风险评估等内容； c) 安全评测程序模块。主要包括含腐蚀等缺陷管道的可靠性概率评价、剩余强度评估剩余寿命预测； d) 维护管理程序模块。主要分析选取维护措施，预防、控制、减缓风险。 e) 输出程序模块。通过该模块，形成一套强大的数据获取、规划和策略制定工具，节约维修与管理成本。 (2) 识别高后果区 高后果区是指管道泄漏会对人口、环境、商业航道造成很大影响的地区。还应该根据国家和地区的相关法律、法规及实际情况来确定。管道公司应该对高后果区进行定期评估，并要求对确定出来的高后果区非常熟悉。随着时间的推移，高后果区的地理位置可能会发生变化。 （3）数据采集 所需数据的类型取决于缺陷的类型和预期的失效模式。管道公司不仅要考虑可以预料的失效类型数据，还要考虑是否会出现以前在系统运行中没有遇到过的失效模式。 完整性管理的关键在于采集数据，第一步是识别管道完整性管理所需的数据来源。常见的数据来源有： 1．设计、材料、施工记录； 2．管道建设占地记录； 3．运行、维护、检测和修复记录； 4．用来确定高后果区管道的记录； 5．事故和风险报告。 （4）风险评估 1．管道风险定义 管道的风险是能够导致泄漏的事故或者状况发生的概率和泄漏后果的乘积。在进行风险评估和做决策时，要慎重并充分考虑这两方面的因素。 2．建立风险评估方法 建立风险评估程序时，管道公司应考虑才管道系统运行特点，确定那种方法最合适。风险评估的最终目的是对系统存在的风险进行识别和排序。还应该确定什么样的信息对评估是最有用的，以及如何用这些信息来提高风险评估的准确性和效果。 3．风险的确认和排序 一旦风险评估方法和过程有效，就有了对风险排序的必要信息。风险越高的管段，优先级越高，在决策时应首先考虑风险减缓措施。在决定采取什么措施降低风险时，要考虑什么样的管段风险最高，然后分析造成风险高的主要原因。 4．风险控制和减缓 得出有效的风险评估结论后，要求检测管道上最严重的风险，同时检测其他更有效的控制风险措施，并决定采取何种风险预防和减缓措施。风险控制和减缓过程包括以下几个步骤： 1) 识别降低管道系统失效概率，减小后果的风险控制方法； 2) 对这些方法进行系统的评估和比较，以确定对推荐项目的风险降低量化作用； 3) 选择和执行风险控制的最佳方法。 5．定期风险评估 应经常分析风险评估的过程和方法来保证过程的正确性，并保证结果与管道公司的完整性管理目标一致。管道公司在考虑何时重新评估风险时，要考虑： 1) 上次检测、试验、降低管道风险时修理的次数； 2) 上次检测、试验时发现的缺陷类型； 3) 管道等级下降的比例； 4) 管道失效最后可能出现的后果； 5) 已知管道信息的质量； 6) 最近发生泄漏并有共同特点的管段。 7) 运行参数变化。 6．建立可接受风险标准 对于风险分析和风险评估的结果，人们往往认为风险越小越好，实际上这是一个错误的概念。减少风险是要付出代价的，无论减少危险发生的概率还是采取防范措施使发生造成的损失降到最小，都要投入资金、技术和劳务。通常做法是将风险限定在一个合理的、可接受的水平上，根据影响风险的因素，经过优化，寻求最佳的投资方案。“风险与利益间要取得平衡”、“不要接受不必须的风险”、“接受合理的风险”，所有这些都是建立风险接受标准的原则。 7．完整性管理体系的变更与管理 一旦管道完整性程序建立起来了，管道操作人员应不断的进行监测和改进此程序。管道公司所做的管道变化以及其他人所做的对管道影响的变化将可能影响完整性项目以及采用的风险控制措施的顺序。为了确保计划的持续有效性，管道公司应该： ——在变更发生前或发生后不久识别出来； ——确保这些变更不会增加风险； ——修订管道完整性程序中影响的部分。 1）识别完整性程序的变更 为了保持管道完整性程序的现时性，管道公司应该能够识别由于管道可能的变化所影响管道完整性程序中的任何一个风险因素的变化，这些变化主要有： a．添加、删除或者改变管道设备； b．液体输送介质的改变、影响风险有限次序的运行条件的变化、所使用的任何泄漏控制、其他缓解措施变化； c．流速、运行压力等工况变化； d．重新启动停输很长时间或还未进行修复的设备或系统； e．现有程序的变化或增加新的程序； f．路权变化； g．法规、标准变化。 2）完整性管理体系的更新 一个变化可以影响一个或所有管道完整性管理体系。作为变更管理的一部分，管道公司应该评估的完整性管理问题主要有： a．潜在的影响或被影响区域是否改变； b．数据是否增加、删除、更新； c．变更是否影响了输入的数据或在风险评估中所做的假设； d．变更是否影响了检测、预防或减缓措施的计划； e．变更是否导致完整性管理体系需要重新修订； f．变更是否影响管道泵站、终端、输送设施的完整性程序； g．变更是否影响了任何效能指标或审核指标。 任何影响管道完整性管理体系的变化应存档。对受影响的管道完整性管理体系所做的修改应在修订中体现出来。 四．管道防腐 （一）涂层防腐蚀及其质量控制 腐蚀是影响海底和埋地油气管道寿命和可靠性的基本因素，在过去的50多年里，油气管道被涂覆了许多不同种类的涂层，如煤焦油瓷漆、石油沥青、聚烯烃缠带、两层挤涂聚乙烯涂层、单层或双层融结环氧粉末涂层、加强型三层或多层聚烯烃（聚乙烯或聚丙烯）涂层等。 高质量的防腐涂装材料是保证防腐涂层质量的基础。涂装材料必须是业主批准的生产厂商提供，在涂装材料使用之前，应检验其外观、包装和相关的质量 说明书 房屋状态说明书下载罗氏说明书下载焊机说明书下载罗氏说明书下载GGD说明书下载 。如对购进的涂料质量有怀疑，或出现涂层质量事故时，或施工技术条件有涂料检测要求时，还须抽样检查涂料产品的性能，以确保涂料质量符合施工要求。 （1）涂装材料包装及质量说明书的检验 1．涂装材料须有完好的包装，包装上应有完整、耐久的标志，表明产品的名称、执行标准、厂址、生产厂名、生产13期及保质期；涂装材料还须有出厂证明书、使用说明书。检验员要确认其牌号、品种和批号等．并做出纪录；涂料主剂、固化剂、稀释剂应配套。 2．商家应提供权威部门或业主指定检测部门出具的涂装材料质量检测报告。涂料的各项指标，如吸水率、附着率、冲击强度、硬度、阴极剥离等都应达到国家、企业有关标准的技术要求。 （2）涂料性能抽检 1．取样：取样方法可按照GB 3186《涂料产品的取样》及ISO 1572《磨碎试样的制备及其干物质含量测定》等标准进行。 2．涂料产品性能检验项目：包括涂料外观、颜色、透明度、涂料细度、粘度、闪点、表观密度、粒度分布、不挥发物及涂料贮存稳定性等。 3．涂料施工性能检验项目：包括涂料遮盖力、涂料使用量、流平性、干燥时间、打磨性、底层与面层的结合性等。 涂装环境控制 （3）涂装施工 1．涂装施工时，控制环境因素包括环境温度、相对湿度、风力及污染源等。 1）温度：涂料的干燥和固化受温度影响最大，在涂装时要严格控制环境温度，尤其是管材温度。 2）相对湿度：雨雪天不宜露天涂装施工，对一般涂料，大气相对湿度超过80％时也不可进行涂装施工。 3）风力及污染源：大风天气不宜露天施工。 2．涂装过程质量控制 1）管材表面处理质量控制 2）涂装准备工作控制 3）涂装操作控制 （4）保证措施 1）防腐涂装工艺规程， 2）各级人员应严格履行自己在质量体系中的职责。 3）掌握并严格执行涂装工艺规程，认真填写施工日志和自检记录， 4）接受检验员和工程监理的检查和监督。 （二）涂层防腐新技术 随着石油天然气工业的发展，油气管道需要在一些特殊的环境中应用，管道涂层系统也在进行技术革新，包括高效复合涂层系统（HPCC）、高强度钢粉末涂层低温涂敷技术和Thermotite稳流保证技术，已经过现场应用证实了其可靠性。 （1）高效复合涂层系统（HPCC） 高效复合涂层系统（HPCC）具有优良的对管道表面的粘接力、出色的固有剪切阻力特性、低温柔韧性、抗冲击、抗阴极剥离和非常低的渗透性。是全粉末涂覆的多组分涂层系统：内层为FBE（熔化粘结环氧树脂），外层是中密度聚乙烯涂层，中间层是化学改性的聚乙烯胶粘剂，起粘接作用。这种复合涂层三组分的所有材料都是通过静电粉末喷涂系统来涂覆的。中间的粘结层是胶粘剂和一定浓度FBE的混合物，这样，不管是在胶粘剂和底层的FBE之间，还是在胶粘剂和外层的聚乙烯涂层之间都没有毛刺，并具有界线分明的界面。胶粘剂和聚乙烯实际上是类似物质，能轻易混合在一起，因此涂层能够相互紧密相连，不会分层。即使有巨大的温差变化，HPCC的内部应力增长也很小。 （2）高强度钢粉末涂层低温涂敷技术 在寒冷的气候环境下，在高强度钢上涂覆的涂层必须能够经受低温的考验，并保持管道所需要的柔韧性。一般的做法，在涂覆FBE涂层之前，须将钢管预热到240℃。如此高的预热温度将会改变高强度钢的冶金性能，使金属变得更脆，钢材对寒冷气候的适应性就会降低。为了保持高强度钢的机械性能，在涂覆FBE涂层时，钢管的涂覆温度必须低于200℃。 Bredero Shaw公司开发了一种特别的涂覆HPCC的工艺，使涂覆温度可以降到180℃以下，应用于加拿大和美国的管道项目中取得了令人满意的结果。在施工现场卸载和装套管过程中，涂层没有任何损伤；在-45℃的低温弯曲下，没有损伤防腐层。 （3）Thermotite稳流保证技术 Thermotite技术是指由多层聚乙烯构成，底层通过融结环氧粉末与钢材基体相连。五层系统的结构为里面三层通过侧挤或压挤的方式进行涂覆，在涂覆外面的两层热绝缘层（聚丙烯泡沫层和外夹克层）之前，应对里面三层进行质量检测。在热绝缘生产线上，聚丙烯泡沫层和外夹克层应通过压挤的方式同时进行涂覆，这样可以确保泡沫中不包含空气。 与传统的聚丙烯泡沫结构相比，在Thermotite系统上的是用一种特殊的聚丙烯泡沫。这种泡沫具有很多优良的性能，如高融化强度、高抗蠕动性和高硬度，可应用在深达1500m的水下。若需要在更深的水下使用，则可应用多达七层的绝缘系统，同时在矩阵型固体聚乙烯中添加玻璃微粒，起加固作用，形成复合泡沫塑料，以提高多层聚丙烯系统抗水深和低温性能。 （三）外防腐层检测 （1）外防腐完整性直接检测方法 管道防腐层缺陷的在线检测是在管道不开挖的前提下采用专用设备在地面非接触性地对涂层综合性能如涂层老化及破损等缺陷进行检测、评价的过程。目前，国内对埋地管道外防腐完整性直接检测评价的方法有：直流电压梯度（DCVG）/密间隔电位（CIPS）测量法，管中电流测量法PCM，皮尔逊法等。其中，DCVG/CIPS测量技术是进行埋地管道外防腐完整性直接检测评价的唯一方法，也是其他方法无法替代的，而管中电流测量法PCM，皮尔逊法是无法适用DCVG/CIPS测量技术时的一种补充。三种检测方法的特点如下： DCVG/CIPS测量、PCM检测、皮尔逊法三种检测方法对比表 序 号 检测项目 DCVG/CIPS测量 PCM检测 皮尔逊法 1 阴极保护 用于评价阴极保护性能，确定阴极保护不足、过保护的管段，确定阴极保护系统的保护度。 无法评价 无法评价 2 防腐层 状况 间接用于防腐层质量总体评价 间接用于防腐层质量总体评价 无法评价 3 裸管区 评价裸管阳极区状况 无法检测 无法检测 4 缺 陷 定位缺陷，判断缺陷处管体腐蚀电流的流向，确定缺陷处管体的腐蚀状态，评估缺陷点的大小，确定缺陷修复的优先级。 用于定位防腐层缺陷点，但不能区分其大小和腐蚀状态。 用于定位防腐层缺陷点，但不能区分其大小和腐蚀状态。 5 杂散 电 流 判定杂散电流的干扰区域，确定杂散电流的流出点、流入点，评估杂散电流的干扰强度。在杂散电流或大地电流干扰的区域，通过安装智能数据记录器，经过对数据的处理与分析，可获得真实的阴极保护电位。 无法检测 无法检测 6 绝缘法兰状况 可以测量和评价绝缘法兰的绝缘特性。 可以测量和评价绝缘法兰的绝缘特性。 可以评价绝缘法兰的绝缘特性。   1．杂散电流与大地电流测量（管地电位测量） 管道阴极保护电位是判断管道保护是否成功的依据之一，管道阴极保护电位及其分布与涂层质量有密切关系。P/S检测法是采用万用表测试接地Cu/CuSO4电极与管道金属表面某点之间的电位，可判断涂层状况及阴极保护效果的有效性。在管道上测量埋地管道的管地电位沿管道的变化，在有阴极保护的管道上，测量时能得到两种管地电位，一是阴极保护系统电源开时的管地电位（Von电位）一是阴极保护电源瞬时关时的管地电位（VoFF电位）。 通过对全线管地电位的数据处理与变化趋势分析，可了解管道防腐层的总体质量状况；可判断防腐层的状况和阴极保护是否有效；确定管线阴极区、阳极区的分布及可能正在发生腐蚀的位置，评估阳极区的腐蚀状态；测定杂散电流分布情况，判定杂散电流干扰的区域及杂散电流干扰源。 由于该方法能在阴极保护系统运行状态下沿管线测试桩处测量管地电位，因此在现场无须开挖管道取得数据，可快速、简单，广泛应用于管道涂层及阴极保护的日常管理及监测，只需一人每天可完成任10-15km的检测任务。但由于测试桩通常每隔1km设置一个，所以这种方法不能对防腐层缺陷作出详细的评价。同时测试数据受多种因素制约，检测结果会产生一定偏差，且阴极保护屏蔽时检测不出准确结果，而被屏蔽的管道又易产生局部腐蚀或坑蚀。此外，此法不能确定防腐层缺陷大小及精确位置，不能对防腐层状况做连续的检验评价。 通过对管地电位的分析，可评价杂散电流或大地电流干扰的情况，判定杂散电流的干扰区域，确定杂散电流的流出点、流入点，评估杂散电流的干扰强度。在杂散电流或大地电流干扰的区域，通过安装智能数据记录器，经过对数据