长输管道安全技术

长输管道安全技术2015年3月第1章前言1、兰州输油气分公司生产、管道和安全三个业务区块包括哪些具体业务？1.1生产业务油品计量及运销（标定）、生产调度、工艺技术及工艺设备管理、站内管道、电气专业管理（ups、35kv/10kv市电，柴发机、转供电、变压器、春秋检、倒闸操作）、仪表自动化管理（春秋检、SCADA系统、PLC机柜、上位机、各类仪表）、安全仪表系统、通讯及信息化专业管理、工业电视监视系统、能源与节能减排工作、输油生产的质量管理（外输及分输油品质量）、业务范围内的承包商QHSE管理（罐大修、泵大修、兰成渝增输）、设备的完整性管理（锁定管理、油水管理、巡检管理、定人定机、特种设备、设备的缺陷及隐患管理、更新改造及大修等）、作业指导书。1.2管道业务管道完整性管理（信息的完整、业务的完整）、管道高后果区识别、管道风险评价、第三方施工管理、业务范围内的承包商QHSE管理、防洪防汛、地质灾害及水工损毁整治、防打孔盗油及恐怖袭击、要害部位及布控点、管道巡护、管道巡护工及巡护中队工作安排及考核、管道清管及内检测、管道外检测、绝缘法兰维护、阴保机管理、管道阴极保护电位测试、自然电位测试、阳极床维护保养及接地电阻测试、管道标识及三桩管理、管道河流穿跨越段、隧道、斜井等特殊地段的保护、管道保护法的宣传、综合应急预案及现场处置专项预案、更新改造大修改线等。1.3安全业务体系运行及体系内审、管理评审、安全生产大检查、职业健康管理（员工健康监护、劳动防护用品及应急装备管理、作业场所职业卫生检测）、安全生产管理（安委会、进站 安全管理 企业安全管理考核细则加油站安全管理机构环境和安全管理程序安全管理考核细则外来器械及植入物管理 、安全标识、危险化学品、要害部位及重大危险源、特种设备、安全活动、安全生产责任制、消防安全、交通安全）、环境保护管理（输油气生产环境保护、工程施工环境保护、绿色基层站队建设）、健康安全环境风险评价与控制、事故隐患排查、管理与整治、承包商QHSE管理、作业许可管理、建设项目健康安全环境保护三同时、变更管理、应急预案演练、事故管理、HSE培训、HSE信息系统等。2兰州输油气分公司所辖兰成线各站场工艺流程及主要设备？（以临洮、陇西为例）2.1临洮泵站工艺流程：正输流程、全越战流程、清管器接受流程、清管器发送流程、停输再启动流程、进站泄压流程、出站泄压流程、原油加热流程（预留）、燃油供应流程、油品回注流程。主要设备：输油主泵、调节阀、ESD阀、过滤器、泄压阀、泄压罐、污油罐、燃油罐、过滤器、锅炉、超声波流量计、收发球筒等。 2.2陇西减压热站工艺流程：正输流程、热力越战流程、清管器接受流程、清管器发送流程、进站泄压流程、原油加热流程、燃油供应流程、油品回注流程。主要设备：减压阀、ESD阀、过滤器、泄压阀、泄压罐、污油罐、燃油罐、过滤器、锅炉、加热炉、燃油齿轮泵、超声波流量计、收发球筒等。第2章油气管道安全管理2.1油气管道事故分析2.2输油管道运行的安全2.1油气管道事故分析2.1.1输油输气管道的特点及安全管理的重要性1输油管道的特点及安全管理重要性输油管道沿线建有首站(起点站)、中间站和末站。首、末站的位置依管道特点而不同。如原油管道，首站一般位于油田，末站一般为港口、炼厂等。首站的任务是收集原油，经计量后输往下站。末站的任务是接收来油和向用油单位供油。根据管道的操作特点不同，可把长输管道分为：常温输油管道、加热输油管道和顺序输送管道。1.常温输油管道沿线不设加热装置，油品温度近似等于管道的环境温度。2.加热输油管道主要输送高粘度、高凝点的油品和原油。3.顺序输送适用于多种不同性质的油品沿同一条管道分批输送。2.1油气管道事故分析2.1.1输油输气管道的特点及安全管理的重要性1输油管道的特点及安全管理重要性长输管道的输油工艺流程主要有2种：旁接油罐流程和泵到泵密闭输送流程。泵-泵密闭工艺流程与旁接油罐流程的主要区别是取消了中间站的旁接油罐，全线密闭相连，成为一个统一的水力系统，克服了旁按油罐流程的缺点。但采用这种流程，当管道输送能力突然变化时(如中间泵站突然停电、停泵等)，产生的水击压力波会以100m／s左右的速度沿管道传播，造成管内液体的压力波动。2.1油气管道事故分析2.1.1输油输气管道的特点及安全管理的重要性1输油管道的特点及安全管理重要性1）长距离输油管道是国家重要的能源运输动脉。2）在长输管道的建设、管理过程中，事故导致泄漏、火灾、爆炸等事故，给国家和企业造成重大的经济损失和环境污染。3）分析长距离输油管道的事故原因，了解长距离输油管道的安全特点，加强管理，防止和消除事故的隐患，是各输油企业的一项重要任务。2.1油气管道事故分析2.1.1输油输气管道的特点及安全管理的重要性1输油管道的特点及安全管理重要性2.1油气管道事故分析2.1.2输油管道事故分析常见故障：1984年8月13日铁秦线大石河管道断裂事故铁秦线穿越大石河，由于地方年年从河道下游取沙，汛期水库放水使上游沙石流失，河床逐渐降低。为了保护管道，1980年管线运营管理单位在西岸主河道管段上部压220m石笼，东岸采用水工护堤保护。1984年8月9~10日，秦皇岛管辖区普降暴雨，使石河水库蓄水猛增，超过安全极限水位，在三次放水之后，最终还是发生管道断裂，近3000t原油冲入大海，造成重大环境污染。2.1油气管道事故分析2.1.2输油管道事故分析这次事故的 经验 班主任工作经验交流宣传工作经验交流材料优秀班主任经验交流小学课改经验典型材料房地产总经理管理经验 教训是：设计施工阶段要充分考虑管线穿越河道的汛期冲刷强度及下游存在的挖沙取土情况，要保证管道穿越段的埋深并完善管线的水工保护设施。管道营运单位在汛期要与地方水利部门加强联系沟通，同时加强管线穿跨段的巡线工作，及时发现和处理险情。事故发生后要立即关断上游的线路截断阀，以尽量减少油品损失及对环境的污染。2.1油气管道事故分析2.1.2输油管道事故分析2.1.4管道安全的影响因素2.1油气管道事故分析管道空间及属性数据2.1油气管道事故分析课后作业： 1.输油站场安全管理主要设备有哪些？ 2.影响管道安全运营的因素有哪些？2.2输油管道运行的安全有关 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 ：SY/T5737-2004《原油管道输送安全规程》SY/T6652-2006《成品油管道输送安全规程》SY/T5537-2000《原油管道运行技术规范》SY/T6148-1995《输油管线清管作业规程》SY/T5536-92《原油加热输送管道试运投产规范》2.2输油管道运行的安全2.2.1输油管道投产的安全措施长输管道施工完成后，要经过设备，流程试运转,全线投产启动过程，才能投入正常生产运行。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2.2输油管道运行的安全1准备工作2.2.1输油管道投产的安全措施2.2输油管道运行的安全1)组织准备a.全线要建立坚强、统一的指挥机构，确保各项工作能逐级落实，一抓到底。b.配备好各岗位的工作人员。岗位人员必须经过培训，考试合格，才能正式上岗。2.2.1输油管道投产的安全措施2.2输油管道运行的安全1准备工作2)技术准备a.制定投产方案。其中包括各项投产准备工作的具体 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 和要求，投产程序安排，事故设想及抢修措施。投产过程有关参数的计算(预热时间、温度、水量、投油时温度、压力计算等)。b.编制下发各种操作规程、规章制度。如输油调度条例、各岗位操作规程等。c.其它有关工作。如绘制工艺流程图、巡回检查路线图、各种记录、报表等。2.2.1输油管道投产的安全措施2.2输油管道运行的安全1准备工作3)物质准备a.要切实保证油品供销工作。特别是加热输送的原油管道，首站准备一定数量的油品，末站要有中转或外运措施。b.备齐备足各岗位必须的工具、用具、备用物品和备用零部件。c.准备足够的用于加热炉的燃料油和车用汽油及投产用车辆。d.安排好投产人员的食宿、医疗卫生保障条件。e.准备好投产用水源及排放场地、措施。2.2.1输油管道投产的安全措施2.2输油管道运行的安全1准备工作4)抢修准备抢修队伍就位。配备必要的抢修装备和抢修手段，以应付可能出现的故障和事故。2.2.1输油管道投产的安全措施5.2输油管道运行的安全1准备工作2.2.1输油管道投产的安全措施2.2输油管道运行的安全2泵站和加热站的试运投产2.2.1输油管道投产的安全措施2.2输油管道运行的安全2泵站和加热站的试运投产站内高、低压管道系统整体试压前，应使用水或压缩空气将管内杂物清扫干净。不具备清扫条件时，Φ529mm以上直径的管道应在安全条件下进入清扫、检查。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。1）站内管道试压2.2.1输油管道投产的安全措施2.2输油管道运行的安全2泵站和加热站的试运投产2）各类设备的单体试运①输油泵机组试运：电机和主泵按要求进行解体检查合格后，泵机组经72h连续试运，其流量、轴功率、各部分温升、振动、串动等性能都不超过允许偏差值。②加热炉和锅炉的烘炉及试烧：根据加热炉设计中给出的升、降温曲线和具体要求，按顺序进行。保证炉体各部分缓慢升温，热应力连续均匀变化。加热炉燃烧系统、输温控制系统的调节、保护措施动作灵活，安全可靠。2.2.1输油管道投产的安全措施2.2输油管道运行的安全2泵站和加热站的试运投产③油罐试水：包括按规定进行油罐装水后的严密性和强度试压，沉降试验，油罐各部件齐全、完整、合格。计量罐进行标定并制备计量表。④消防系统齐全可靠。⑤变配电系统的试运行。⑥管道自动控制系统的调试运行。2）各类设备的单体试运2.2.1输油管道投产的安全措施2.2输油管道运行的安全2泵站和加热站的试运投产3)站内联合试运在管道试压和各类单机试运完成后，还需进行站内联合试运。联合试运前，先进行各系统的试运。如原油工艺系统，冷却水系统，供电系统，通讯系统，压缩空气系统，自动控制和自动保护系统等。各系统试运完成后，进行全站联合试运。按正常的输油要求进行站内循环，倒换各种流程，观察站内各种工艺流程和设备运行是否正常，是否符合生产要求，同时对泵站操作人员进行生产演练和预想事故演练，从而为全线联合试运创造条件。2.2.1输油管道投产的安全措施2.2输油管道运行的安全2泵站和加热站的试运投产2.2.1输油管道投产的安全措施2.2输油管道运行的安全3全线联合试运1)输油干线的清扫输水通球扫线前，需做好如下准备：①水源设在首站附近，并设有备用水源。一般情况下首站都会专门设置水罐，以备水联运使用，扫线过程可以使用输油泵进行输水通球。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。输油干线多采用输水通球扫线（水联运）。2.2输油管道运行的安全②站间通球扫线时，为防止泥砂、杂物进入站内损坏阀门和设备，应在进站前切口排污。排污口周围要作好排水措施，防止冲坏周围农田和民用设施。清扫完后再重新接口。③为防止清管球卡堵，水联运之前各站场及管道干线各段都经过了压缩空气吹扫，清除管道内大量杂物，在中间站要适时进行收发球作业。④扫线使用的清管球一般为厚壁中空的橡胶球体，胶球外径一般比管内径大1～3％。使用时，清管球要充满水，使球成为弹性的实体，在管内具有一定的顶挤能力。2.2输油管道运行的安全1)输油干管的清扫（续）输水通球过程中，要注意观察发球泵站的压力变化，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。清扫管道时，清管球在管内卡球是投产过程中较易发生的问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 。卡球往往发生在施工过程中管道受外力破坏变形较大的位置，或被管内遗留的长木杆、钢筋等在半径较小的弯头处把球顶住。在气候寒冷的东北地区，也曾发生管内存水冰封将球堵住的事故。2.2输油管道运行的安全1)输油干管的清扫（续）2)站间管道试压站间管道试压用常温水作介质，不能用热水，避免因热水降温收缩引起管道压力下降。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。对于热油管道，还应结合热水预热，按各站最大工作压力，进行24h的热水憋压输送。2.2输油管道运行的安全3)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。热水预热前，主要做好以下难备：①首、末站准备足够容量的油罐，用来储存或接收热水。储罐的总容量，一般应相当于1.5～2个站间管段的总水量。②输油管道的回填、固定工作全部完成，并符合要求。避免预热时管道产生过大热变形事故。③充分做好排水准备，避免高温水损坏农田和污染环境。2.2输油管道运行的安全热水预热方式有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，在可能的情况下，应尽量增大管道的供热负荷，缩短预热时间。2.2输油管道运行的安全3)管道预热（续）管道预热过程中，应注意以下几个问题：①防止加热炉炉管偏流和汽化。②防止热油管道产生过大的热变形。③采用正、反输交替预热时,每次正输或反输，总输水量应不少于最长站间管道存水的1.5倍左右，避免管内存有冷水段。2.2输油管道运行的安全3)管道预热（续）4)热油管道的投油随着热水输送量的增加，热水携带的热量会使土壤建立起一定的温度场。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。2.2输油管道运行的安全投油时，一般要求投油排量大于预热时输水排量1倍左右。排量越大，在出站温度相同的情况下，管内油温越高，有利于安全投油。而且，排量越大，管道产生的混油量也越小。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。除因极持殊情况外，投油过程中，在土壤温度达到稳定之前，管道不允许停输。2.2输油管道运行的安全4)热油管道的投油（续）对管道线路的保护工作主要是指对自然地貌的保护。自然地貌保护主要是对管道地面设施及地面一定范围内的水土状况进行检查、维护，使处于一定的埋地深度的管道能保持一定的均压状态和稳定的温度场，从而达到保护管道的目的。2.2输油管道运行的安全2.2.2输油管道生产运行的安全措施1线路维护主要工作有：①线路标志、标识为便于发现和寻找埋地管道的准确位置，满足维护管理、阴极保护性能测试的需要及防止其他施工对管道的破坏，在管道沿线设置永久性的地面标志，标志的内容至少应写明位置、用途、注意事项及危险警示等。2.2输油管道运行的安全2.2.2输油管道生产运行的安全措施1线路维护（续）②一般地段的保护管道两侧应留有一定宽度的防护带。在管道中心线两侧各5m范围内，严禁取土、挖塘、修渠、修建养殖水场，排放腐蚀性物质，堆放大宗物资，以及采石、盖房、建温室、垒家畜棚圈、修筑其他建筑物、构筑物或者种植深根植物。对于管道干线的防护带，在管道中心线两侧的宽度规定不少于10m，河流穿越上、下游防护带各为100m；在管道中心线两侧或者管道设施场区外各50m范围内，严禁爆破、开山和修筑大型建筑（构）物。2.2输油管道运行的安全2.2.2输油管道生产运行的安全措施1线路维护（续）③穿、跨越管段的保护热油管道的河流跨越管段，管外壁一般都设有防腐保温层，为了防止保温层和防腐层受到破坏，应禁止行人沿管道行走。河流穿越部分的管道需采用加强级绝缘，增加管道的防腐能力。对于河流穿越部分，特别要注意管道的埋设和河床冲刷情况。管道穿跨越河流时，在水底敷设或顺桥平铺，或单独架设栈桥，并在岸两端设置阀室，以便控制。如果河水流速高，河床冲刷严重，应在管道外侧使用套管内灌混凝土的方法或用石笼加重，增加管道的稳定性，防止管道在水流作用下而悬空。2.2输油管道运行的安全2.2.2输油管道生产运行的安全措施1线路维护（续）④特殊地区线路保护在水文、地质情况恶劣地区铺设的管道更需加强维护。管道经过冲刷时容易被洪水冲出甚至裸露、破裂，这给管道带来三种危害：一是裸露管道的防腐层易老化，缩短了防腐层的使用寿命；二是破坏了管道埋深处的压力约束，易使管道在热力的作用下拱起或弯曲；三是长距离悬空容易使管道失稳而断裂，造成严重安全事故。除了设计、施工中采取有效的防护方案外，运行中要加强检查和维护，特别在汛期更要加大巡线力度。2.2输油管道运行的安全2.2.2输油管道生产运行的安全措施1线路维护（续）⑤线路巡护加强巡查检查工作，做到及时检查，及时加固薄弱环节。对防腐层质量和管道热应力变形情况，也可用挖坑的方法进行检查。a.巡线检查时发现薄弱环节及隐患，应及时进行维护。b.在巡线作业时，应对线路标志、标识进行检查。c.积极配合当地政府向管道沿线群众进行有关管道安全保护的宣传教育。配合公安机关做好管道及其附属设施的安全保卫工作。2.2输油管道运行的安全2.2.2输油管道生产运行的安全措施1线路维护（续）2管道系统设备的安全1）输油泵机组①严格按操作规程启、停输油泵。②切换输油泵时，应采用先启动，后停运的操作方式。启泵前先降低运行泵的排量。③应保持输油泵机组的监测，报警等保护系统完好，及时检测并记录泵机组主要运行数据。④设备检修后重新投入使用时必须按规定进行验收，合格后才能投运。2.2输油管道运行的安全2.2.2输油管道生产运行的安全措施2）加热炉①严格按操作规程启动、停运及运行加热炉。②直接加热的加热炉运行中，要防止炉管中油流的流速过低或偏流现象。③运行中按时对炉体，附件和辅助系统进行检查。④定期对加热炉的炉管进行检测、维修。⑤定期清灰，并力求减少清灰过程中对环境的污染。⑥加强对备用加热炉的管理。2.2输油管道运行的安全2管道系统设备的安全2.2.2输油管道生产运行的安全措施3）油罐在严格按照有关的安全设计、运行规范建设油罐和运行操作的基础上，需要注意的主要问题有：①防止油罐“冒顶”事故。②防止油罐发生瘪罐、胀裂。③防止浮顶油罐的浮顶沉没。④防止静电、雷击引发油罐火灾爆炸事故。⑤防止油罐腐蚀。⑥信号报警、联锁。2.2输油管道运行的安全2管道系统设备的安全2.2.2输油管道生产运行的安全措施3输油管道系统安全运行管理在长距离输油管道的安全生产管理过程中，须注意：①输油管道的生产调度管理运行中应注意以下问题：a.严格执行管道设备的各种操作规程及安全规定。b.根据管道实际条件，判定与修改管道设备的运行参数的临界值，以保证运行安全。c.定期分析管道运行参数，对存在问题提出整改措施。d.根据所输油品性质、输量等，确定经济合理的运行参数、运行方案，以保证管道安全并使输油成本最低。2.2输油管道运行的安全2.2.2输油管道生产运行的安全措施②输油管道运行安全管理为了防止火灾爆炸事故，在严格执行各项安全生产的规章制度时，在提高员工安全生产意识方面须注意：a.各岗位、各生产调度系统的工作人员必须经过专门培训，获得该岗位作业合格证书方可上岗。b.外来人员必须经过安全培训后方可进入生产区。c.各项安全制度、安全规程必须有落实、有检查。d.加强承包商QHSE管理工作。e.各输油生产单位都要建立、健全群众性义务消防组织。2.2输油管道运行的安全3输油管道系统安全运行管理2.2.2输油管道生产运行的安全措施③员工的模拟操作培训从20世纪80年代起国外开始出现管道操作的仿真培训系统，现在仿真培训已经成为许多管道公司员工培训的主要手段。仿真培训教学系统是建立在计算机网络系统上的离线仿真模拟系统。具有直观、生动、安全，易于更新和维护的优点。2.2输油管道运行的安全3输油管道系统安全运行管理2.2.2输油管道生产运行的安全措施4运行输油管道的清管 准备工作。根据运行参数分析，计算管道的当量直径、结蜡量，确定清管周期，安排清管实施时间，判定清管方案。 选择清管器。 清管前对系统进行检查。 执行清管作业流程。包括操作流程，步骤，清管器跟踪，污物处理等。 根据清管作业安全管理规程，操作人员和抢修人员在指定位置待命，准备执行应急抢修预案。2.2输油管道运行的安全2.2.2输油管道生产运行的安全措施清管作业的主要内容①清管器类型有橡胶或塑料制作的球体、炮弹形清管器（有的清管器上带钢刷），机械式带刮蜡器的清管器，皮碗形和直板形清管器等。②清管器收、发装置一般在输油站上设有清管器发送、接收装置，用以发和接收清管器。2.2输油管道运行的安全4运行输油管道的清管2.2.2输油管道生产运行的安全措施清管器与收、发装置与原油管道相比，成品油管道的清管工作有其不同的特点。目的不同清除物不同清除物数量不同使用的清管器不同清除物处理不同2.2输油管道运行的安全4运行输油管道的清管2.2.2输油管道生产运行的安全措施成品油管道的清管的特点①首次清管时清管器应携带跟踪系统。②清管前截断阀门应保持在全开状态。③保持清管运行参数稳定，及时分析清管器运行情况。④若清管器卡在中途，应及时判定卡阻的位置。⑤首次采用机械清管器时，应确认管道的变形程度、管件情况等，才能保证清管器顺利通过。⑥若管道有支线，应在预计清管器通过分支接点前后的一段时间内安排支线暂时停输。当确认清管器已经通过支线接点后，再恢复支线的输油。2.2输油管道运行的安全4运行输油管道的清管2.2.2输油管道生产运行的安全措施输油管道清管的安全（1）对结蜡严重的管线，要分次逐步清管，或从末站间开始清管，防止管线内蜡堵而卡死清管器在管道中。（2）对不定期清管的含蜡原油管道，最好在清管前3～5天提高运行油温和增大输量，利用较高流速的热油冲刷掉管壁沉积的部分凝油层，可降低清管作业时堵塞的可能。2.2输油管道运行的安全4运行输油管道的清管2.2.2输油管道生产运行的安全措施含蜡原油管道清管应注意的问题（1）清管时间选择应避开油品批次交替时间，因为清管器在混油段附近低速运行增加混油。输送质量要求严格的油料，如输航空煤油时不能清管，以避免油料被污染。清管最好是选择在输送价值较低的油品，没有混油段的站间进行。（2）清管器的选择，采用皮碗形和直板形清管器比较彻底地清除管道内的铁锈等沉积物。（3）应有专门处理带油的铁锈、污油的设施。2.2输油管道运行的安全4运行输油管道的清管2.2.2输油管道生产运行的安全措施成品油管道清管应注意的问题2.2.3输油管道的水击防护与泄漏监测1输油管道中的水击（1）概念水击是指液体流速改变引起的压力瞬变过程，其实际上是一种能量转换。任何原因引起的流速变化，都将产生水击，或是增压、或是减压。流速的突然下降所产生的水击对输油管道特别危险。2.2输油管道运行的安全1输油管道中的水击（2）特点1）对长距离输油管道的水击要考虑水击波传递过程中的阻尼现象。2）中间泵站突然停输是长输管路中产生水击的主要原因，其对上游站和下游站的影响各不同，对上游站传递的是增压波，对下游站是减压波。2.2.3输油管道的水击防护与泄漏监测2.2输油管道运行的安全1输油管道中的水击（3）控制控制水击的目的是避免管道超压（超高压或超低压）；减轻管道运行参数的波动，维持管道的平稳运行。用于控制水击过程的装置和措施很多，根据其作用原理可分为两类：①从改变流速变化过程的角度考虑。②使用各种压力保护设备，防止管道超过允许工作压力。2.2.3输油管道的水击防护与泄漏监测2.2输油管道运行的安全1）调节阀控制管道系统中的调节阀是一种阻力可变的节流元件。通过改变阀门的开度，可以改变管道系统的工作特性，从而实现调节流量，改变压力的目的。2）压力保护控制采用密闭输送流程的管道，除采用调节阀控制泵站进、出口压力外，还使用压力保护装置，用于防止管道超压。泄压阀：泄压阀系统作用是当管道系统产生扰动时，在超压点把部分甚至全部液体泄放到常压罐中，以减轻瞬变压力波动，防止瞬变压力造成的危害。泄压系统一般由三部分组成：泄压阀、泄压罐和连接管道（还有流量开关）。2.2输油管道运行的安全回流保护：回流保护措施主要用于单泵或并联泵站进站压力超低限的保护。由于进、出站压差大，对于泵站进站压力变化范围小、自控水平比较低的管道，回流可以迅速调整进站压力，维持离心泵正常运行。泵机组顺序自动停运：是建立在泵站逻辑控制基础上的一种保护措施。该措施主要用于泵站吸入压力超低，或出站压力超高的保护。停运泵机组是人为造成的扰动。这样，降低了泵站提供的能量，减少了泵站的通过能力，使出站压力下降，进站压力上升。这种措施主要用于采用串联泵机组的泵站。2.2输油管道运行的安全回流超前保护：瞬变过程的超前保护是建立在高度自动化基础上的一项保护技术。当管道发生严重扰动时，为了防止在压力波传递过程中造成管道压力超限破坏，由扰动源通过通信系统迅速向上、下游泵站发出信号，让上、下游泵站产生一个与传来的压力波相反的扰动，两波相遇后抵消，不至于对管道形成威胁性压力。对于泵站之间管道上某些特殊位置（稳定运行时，动水压力接近管道允许强度限或动水压力最低的位置），超前保护可防止其超压。2.2输油管道运行的安全2输油管道的泄漏监测技术管道泄漏监测主要有两个目的：一是防止泄漏对人及环境造成危害和污染，二是防止管道输送油品的泄漏损失。泄漏检测技术具有以下功能：（1）能够准确可靠地发现并判定泄漏事故；（2）具有较高的检漏精度和准确检测的定位功能。（3）反应速度快，误报率低；（4）对不同的泄漏形式适用性强。2.2输油管道运行的安全2.2.3输油管道的水击防护与泄漏监测目前比较实用的管道泄漏监测技术大致可分为直接检测法和间接检测法。（一）检漏方法1.观察巡视法。2.检漏电缆法。3.光纤检漏法。4.实时模型法。5.负压波法。6.压力点分析法（PPA）7.压力梯度法。8.流量平衡法。9.管内检测法。2.2输油管道运行的安全2输油管道的泄漏监测技术2.2.3输油管道的水击防护与泄漏监测（二）泄漏检测方法的选择2.2输油管道运行的安全由此上表可见，单一泄漏监测方法都有一定局限性，很难完全满足实际需要，所以在应用中，要考虑各种检漏方法的特点，采用多种检测方法配合使用，组成可靠性和经济性综合效果最佳的泄漏监测系统。2.2输油管道运行的安全2输油管道的泄漏监测技术2.2.3输油管道的水击防护与泄漏监测输油管道事故，主要有管道穿孔、破裂、蜡堵、凝管和伴随上述事故可能出现的跑油及火灾等。由于长输管道具有高压、易燃、易爆、站多线长、连续运行的特点，因此，一旦出现事故，必须立即组织进行抢修处理。2.2输油管道运行的安全2.2.4输油管道维修和抢修的安全措施1管道穿孔管道穿孔事故一般有腐蚀穿孔、砂眼孔、缝隙孔和裂缝孔等。常用的处理措施有：（1）管道降压后，先用木楔把孔堵死，然后带油外焊加强板，或在漏点处贴压内衬耐油胶垫的钢板，用卡具在管道上卡紧，然后进行补焊。（2）当漏油量较大，漏油处有一定压力显示时，一般需采用专用的抢修器材，如胶囊式封堵器。2.2输油管道运行的安全2.2.4输油管道维修和抢修的安全措施（1）对小裂缝，可用带引流口的引流封堵器；（2）对管道不规则的裂缝，可用由内衬耐油橡胶垫和薄钢板构成的“多项丝”封堵器进行封绪。（3）对需要更换管段，更换阀门，裂缝比较大的管道事故，可使用DN型管道封堵器进行封堵，截断油流，进行作业。2.2输油管道运行的安全2管道破裂2.2.4输油管道维修和抢修的安全措施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。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。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。2.2输油管道运行的安全3凝管事故的处理2.2.4输油管道维修和抢修的安全措施课后作业： 1.一条300km，DN400mm的热油管道有五座热油泵站，试述管线投产试运的安全措施。 2.2009年3月11日，四川省煤团地质局137地质队在位于涪城区龙门镇清霞村2组进行成绵乐铁路客运专线涪江3号特大桥地质勘测钻探时，将埋于地下1.8米深、直径45厘米的兰成渝输油管道钻破，造成柴油泄漏。在现场如何应对此次事故，避免火灾的发生，防止人员的伤亡？如何进行管道的抢修处理？