长输管道事故类型

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1、长输管道事故类型长输管道概念长距离输气管线系统通常由集输管网、燃气净化设备、输气干线、压气站、分输阀室、分配站(终点调压计量站)、管理维修站、通讯与遥控设备、阴极保护站(或其他电保护装置)、及管路附件等组成。由气源点采集的燃气,经节流、分离出游离水、油和机械杂质等后,由集气管进入集气站。从集气站出来的燃气进入处理厂进一步净化后进入起点站,在起点站中除尘、凋压,计量后送入输气干线,如果燃气的起点压力较低,则应设置压气站升压。  长距高输气管线采用超高压力输气,输送的起点压力一般为1.0~2.5Mpa。通常每隔一段距离设置中间压气站,以便保持长输管线恒定的输气压

2、力。起点站管道系统  起点站的主要任务是保持输气压力平稳,对燃气压力进行调节,计量燃气的流量,除去燃气中的液滴与机械杂质。分输阀室  为保证长距离输送的介质的压力,设计会分段(一般为30KM/座)设置分输阀室,主要保证输送的压力和截止作用。分配站管道系统  燃气分配站(门站),设置于长输管线的终端,又称终点调压计量站,是城镇、工业区分管网的气源站,其主要任务是转输长输管线送来的燃气。燃气在站内进一步除尘,并将压力调至城市高压环网或用户所需的压力,计量加臭后,送入城镇,工业区的管网。如何消除长输管道的安全隐患  1、不了解长输管道的危害性  长输管道会从民房、

3、学校、工厂、农田里穿过,如此近距离的接触,危险性不言而喻。但由于对管道安全技术规范不了解,对输送介质的危害特性不清楚,对天然气泄漏可能导致的严重后果认识不足,很多人认为这么厚的钢制管道不会出事,也出不了大事。这种安全知识缺乏,以及思想上的轻视和行为上的麻痹大意,是导致沿线管道安全隐患的根本原因。  2、第三方施工  在管道申请获批后,当地政府可能会相应规划高速公路、成品油管线等工程建设,导致多个线性工程相互影响,表现为近距离平行布置、交叉穿越和油气管线同沟铺设。由于多个工程分属于不同的建设单位,现场建造施工又不可能同步进行,加上设计、施工、运行的安全标准不尽

4、相同等原因,引起安全距离不足、开挖造成管线损伤、施工机具材料对埋地管道的碾压、爆破,这些危害是造成输气管道安全隐患的主要原因。  3、水工保护  自然因素也是影响管道安全运行的重要原因。雨季、台风等自然因素引起的雨水冲刷会导致水保工程倒塌、管道埋深不足甚至管道裸露。此外,施工工序间隔时间过长,会导致保护措施相对滞后、施工质量不符合规范要求,成为影响水工保护失效的原因之一。  4、海管周围抛锚取砂  在管线保护区抛锚、停泊的现象时有发生,台风期间大量船舶在湾内避风时情况更为严重,同时还存在走锚损坏海管的危险;湾内潮差较大,低潮时船舶直接座在海管的风险较大;保护

5、区取砂、疏浚和倾倒疏浚物等都可能构成管道安全运营的隐患。  5、完整性管理对策① 策略性措施  提请福建省政府出台《福建省石油天然气管道设施保护办法》,为管道完整性管理提供法律依据;制定管道专项应急预案,报当地政府备案,以便在应急响应时能协调和利用当地各种资源;建立管道保护专业人员与地方巡线员相结合的工作模式。巡线员现场能解决的问题就地处理,不能解决的上报公司,公司无法独立解决的提请地方政府协调解决,确保及时解决发现的安全隐患;与管道沿线各村签订管道附属设施保护协议。① 技术性措施  组织设计、施工、运营单位,对管线进行实地全线安全隐患排查,主要检查设计是否

6、符合规范、施工单位是否按图施工、变更是否按程序进行,运营操作是否符合公司的模式化管理要求;对已完工段管道进行定位测绘,并报各地市规划局备案,减少和避免新项目对管线安全运营的影响。  不仅如此,福建LNG公司还在原设计的基础上,对一期工程全线增加了450个警示牌,管道标志总数达2700个,平均130m一个,增强了提示和警示效应,对预防和减少事故隐患起到重要作用。② 施工管理性措施  对管道沿线被损坏的附属设施按计划进行维护,有水保要求的区段进行了水土保护,植被恢复面积约24.5万m2;加强与福厦高速公路扩建单位的信息沟通,坚持做到事前核实图纸,事中现场测绘定位

7、并标识管道实际位置进行过程巡查,事后复检的管理办法,避免高速公路施工对管道造成影响;与中石化成品油管道业主(监理、施工单位)签订福建LNG天然气管道安全保护协议,管道保护人员及巡线员对施工进行全程监督,避免成品油管道施工对天然气输气管道造成影响。③ .海管安全管理专项措施  办理湄洲湾海底管道的海域使用权证书,确定合法使用权人的法律地位,便于保护公司的合法权益。将海管路由提交有关管理部门,提请及时更新海图,方便船舶识别湾内保护目标。按导助航的要求,在海管保护区域设置永久性航标及灯桩等导助航设施,方便船舶过往通行。在海管出入海处设专门的巡视员,掌握海管周围船舶

8、动态,发现危害管道的事件时及时请海事部门消除危害。加

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