原油管道输送安全规定SY57371995
原油管道输送安全规定SY57371995
【颁布单位】中国石油天然气总公司
【颁布日期】951118
【实施日期】960515
【失效日期】
【内容分类】综合
【名称】原油管道输送安全规定
【标准号】ＳＹ5737－1995
【章名】全文
原油管道输送安全规定
1 范畴
本标准规定了陆上原油管道输送的安全技术要求。
本标准适用于陆上原油管道输送投产及运行的全过程。
2 引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示
版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GBJ 74－84 石油库设计规范
GBJ 140－90 建筑灭火器配置设计规范
GB 50151－92 低倍数泡沫灭火系统设计规范
GB 50183－93 原油和天然气工程设计防火规范
SY/T 0060－92 油田防静电接地设计规定
SY 0075－93 油罐区防火堤设计规范
SY 0031－95 石油工业用加热炉安全规程
SY 5858－93 石油企业工业动火安全规程
SY 5225－1994 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产治理规定
SY/T 5920－94 原油库运行治理规范
SY/T 5918－94 埋地钢质管道沥青防腐层大修理技术规定
石油天然气管道爱护条例国务院1989年3月12日第33号令
3 输油站
3.1一样安全规定
3.1.1输油管线和输油站的改、扩建工程应按GB 50183，防火防爆应按SY 5225。
3.1.2输油站生产区和生活区应隔开，并有明显的安全标志。
3.1.3输油站应建立，完善以下安全治理制度：
a)三级安全教育制度；
b)人员、机动车辆入站治理制度；
c)外来施工人员安全治理制度；
d)岗位责任制；
e)领导干部安全承包责任制。
3.1.4不应用汽油、香蕉水和其它有机溶剂在岗位上擦洗设备、衣服和地面。载热物体上不应放置易燃物。
3.1.5在油气区内应安装固定式可燃气体报警仪，并定期检查。
3.1.6油品化验室应有良好的通风设施。
3.1.7生产区内动火应按SY 5858。
3.2试运与投产
试运、投产之前应制定试运投产方案，经上级主管部门批准后方可实施。
3.3工艺流程启动、停运与切换
3.3.1输油工艺流程的运行和操作应按SY/T 5920。
3.3.2输油工艺的运行参数应操纵在规定的范畴之内。
3.3.3遇到有着火、爆炸、跑油等紧急情形，应及时采取措施，并加强上下站间的联系，同时由调度向上级汇报。
3.3.4旁接油罐流程运行时，要防止旁接油罐抽空或溢罐。
3.3.5实行正、反交替输送的管线，反输油温、流量和总输量应符合安全要求，幸免发生凝管。
3.3.6输油站设有的高、低压泄压阀应长期使用，并按规定定期检验。
3.3.7对较长时刻内不投入运行的管线和阀门，为防止管线和阀门憋压、冻凝，应进行扫线或定时“活动”管线和阀门。
3.3.8在倒流程时，操纵显示外表应灵敏准确，不应在无爱护和无指示的情形下进行操作。
3.3.9在输油站与上级调度通信中断时，站调度应主动与上下站进行联系，坚持原运行流程生产，紧密监视运行参数的变化，发觉专门应采取应急措施。若上下站失去联系，应严密监
视本站的进、出站压力和旁接油罐的液位，并采取措施，防止憋压和溢罐事故。
4 输油机泵
4.1机泵操作遵守事项
4.1.1操作人员在启泵前，应按操作规程做好各项预备工作。
4.1.2盘车、启停泵应有人监护。
4.1.3操作人员应严格执行调度命令，在调整运行参数时要加强岗位之间的联系，防止憋压和抽空。
4.2正常运行的安全检查与监护
操作人员应按照规定对运行和备用机泵逐台、逐项、逐点地检查，发觉咨询题及时处理，并做好有关记录。
4.3输油泵检修注意事项
4.3.1应切断电动机的电源，并在相应的开关柜上挂“严禁合闸”警示牌。
4.3.2应切断进出口电动阀的电源，阀门处于关闭状态，手柄放到空档位置，并加以固定。
5 加热炉
5.1一样安全要求
加热炉的使用、治理、检验和报废应按SY0031。
5.2开炉前检查
5.2.1炉体各部件，如人孔、看火孔、防爆门、调风器和紧急放空阀，应齐全完好。
5.2.2加热炉宜具备燃烧器灭火，超温报警、燃料油高、低压报警等安全爱护装置。
5.2.3原油、燃油、热媒系统应畅通无阻。
5.2.4新炉投用按3.2
5.2.5热媒炉添加热媒时应对所加的热媒进行脱水，确保质量合格。
5.2.6各种外表、自动调剂及爱护装置应齐全完好。
5.3启、停炉安全要求
5.3.1操作人员应执行输油调度命令，并按操作规程的启停步骤操作。
5.3.2点炉时应加强岗位之间的联系，紧密凝视各系统运行状况，按规定的工艺参数进行调剂。
5.3.3当燃料油系统采纳其它燃料置换时，为幸免因操作波动发生突然灭火，应加强检查监护，合理调整，直到燃烧完全正常。
5.4运行中检查与监护
5.4.1应认真进行日常巡检，注意各工艺参数及运行变化情形，及时调整操作，并做好记录。
5.4.2出炉温度及进出口压差不应高于设计规定值。
5.4.3井联炉管的原油出炉温差不应大于规定值，幸免偏流。
5.4.4火焰不应舔炉管。
5.4.5发觉突然大火，应赶忙关闭火嘴的燃料油阀门，并查找灭火缘故，排除故障，重新点炉前应按规定进行炉膛吹扫。
5.5紧急停炉
因事故状态需要紧急停炉时，不同型式的加热炉应按各自的操作规程执行。
5.6炉管漏油、破裂的处理
发觉加热炉漏油时，应及时改变输油运行方式，并采取下列措施：
a)关闭燃料油阀；
b)关闭事故炉管进、出口阀；
c)打开紧急放空阀；
d)进行炉管扫线；
e)切断风机电源，关闭火嘴一、二次风门；
f)用蒸汽或灭火器进行灭火。
6 储油罐
6.1储油罐的投产
6.1.1油罐峻工后，应通过安全、消防等有关部门验收合格方能交工投产。
6.1.2操作人员应熟悉罐区工艺流程及各阀门的用途。
6.2储油罐的安全附件
6.2.1拱顶油罐安全附件（包括呼吸、安全阀、阻火器、透光孔、抗震软连接、冷却喷淋和消防泡沫管线、空气泡沫产生器）和浮顶油罐安全附件（包括中央排水管、冷却喷淋和消防泡沫管线、空气泡沫产生器）均应齐全、性能良好。
6.2.2对油罐各附件应定期检查，发觉咨询题赶忙整改。
6.3防雷防静电设施
6.3.1油罐防雷设施应按GBJ 74，防静电接地应按SY/T 0060。
6.3.2油罐的防雷防静电设施（包括避雷针、消雷器、防雷防静电接地、浮船和挡油板的防静电软连接）应每季检查一次。春秋季各测一次接地电阻，电阻值不应大于设计要求。
6.3.3量油尺的重锤应采纳铜金属，检尺口应设有色金属衬套。
6.4储油罐区防火堤与消防道路
6.4.1油罐或油罐区的防火堤按SY 0075。
6.4.2罐区消防道路应保持畅通。
6.5油罐运行检查
6.5.1为防止油罐溢流和抽瘪，宜按规定的安全高度操纵液面。
6.5.2油罐的量油孔、透光孔应经常盖好。
6.5.3运行油罐宜每2h上罐检查一次。
6.5.4上罐应遵守：
a)夜间上罐采纳防爆电筒；
b)一次上罐人数不应超过5人；
c)遇有雷雨或5级以上大风时，不应上罐；
d)不应穿带钉子的鞋上罐。
6.5.5油罐放水时应设专人负责。
6.5.6储油罐宜保持规定的温度。
6.5.7呼吸阀冬季每月至少检查两次，阻火器每季至少检查一次。
6.5.8油罐顶部应保持无积雪、积水和油污。
6.6油罐检修
6.6.1油罐检修时应制定检修方案。方案中要有明确的安全措施，并报请有关部门审批同意。
6.6.2油罐区动火应按SY 5858。
7 装卸原油栈桥
7.1一样安全规定
区”，在栈桥要紧进出口处，应设置醒目的“严禁烟火”标志。
7.1.2接送槽车的机车头不宜进入“严禁烟火区”。接送槽车时，机车头应按规定拖挂隔离车。
7.1.3栈桥“严禁烟火区”内不应存放易燃品，应保持道路畅通，夜间装卸油品时应有足够的照明，机车进出站信号应保持完好。
7.1.4装卸原油时，任何机动车辆不应进入栈桥“严禁烟火区”内。
7.1.5雷雨及5级以上大风天气应暂缓装卸。
7.1.6栈桥所有电气设备应符合防爆规定。电气设备修理以及更换灯泡等不应带电作业。在栈桥和槽车内应使用防爆电筒。
7.2防静电设备的连接、接地和检测
7.2.1栈桥每根道轨连接处和鹤管法兰处应用金属跨过连接，每200m应设接地点一个。
7.2.2装卸油鹤管应采纳内有铜丝的专用胶管，以便导走静电。防静电设施应按SY/T0060。
7.2.3接地点的接地电阻应每季测定一次，电阻值不应大于10欧。
7.2.4栈桥在装卸油时，不应用高压蒸汽在油槽车和栈桥上吹扫、清除油污、防止产生静电引起火灾。
7.3装油前的检查
7.3.1鹤管应经常保持安全位置。道轨内应无任何障碍物。
7.3.2装卸前应对槽车顶盖、铁梯、踏板、车盖垫圈、底部阀门进行检查，确认合格后才能装油.
7.4装油操作
装油操作按SY/T 5920。
7.5栈桥消防道路和消防设施
栈桥消防道路和消防设施按GB 50183。
8 阀门
8.1电动阀的检查与操作
8.1.1油杯的润滑应符合要求。
8.1.2电动阀的限位开关、阀门及零部件应齐全完好。
8.1.3电动阀的操作应按操作规程进行。
8.2液压球阀和平板闸阀的安全操作。
液压球和平板阀操作时应全开或全关（不含调剂阀）。手动阀开完后，应将手轮返回半圈至一圈。
9 输油干线
9.1干线的检查与爱护
9.1.1输油管道（包括地下管道、河流、铁道、公路的穿跨过段及线路阀室）应按国务院《石油天然气管道爱护条例》的要求执行。
9.1.2重点穿跨过管段应设守卫人员。
9.1.3管道的巡视检查包括下列内容：
a)在管道安全防护带内有无挖沟、取土、开山采石、采矿及盖房、建打谷场、饲养场、猪圈及温床等其它构筑物；
b)在管道安全防护带内有无种植果树（林）及其它根深作物，打桩，堆放石头或砖头及其它阻碍管道巡线和管道爱护的物质；
c)在管道附属工程、设施（如各类挡土墙、过水路面、护坡等）及线路阀室上有无拆石、拆砖、破坏门窗、任意损坏管道标桩和告示牌等；
d)在管道中心线两侧各500m范畴内有无进行爆破作业及大型工程设施的规划；
e)管道沿线有无露管。
9.1.4穿跨过管段巡视与检查内容：
a)巡视检查穿越管段及其附属设施的完好情形，发觉损坏应及时复原，无力复原的应及时向上级汇报；
b)对重大的穿越河流管段，洪水期间应定期观测水位，收集流量、流速等数据，并随时通报汛情；
c)定期检查和监测管道埋深、露管、穿越管道爱护工程的稳固性及河道变迁等情形；
d)跨过管段两侧应设立“禁止通行”标志，阻止行人直截了当在管道上部通行；
e)定期检查跨过管道支撑、固定墩、吊架、拉索和钢质套管腐蚀等情形；
f)在水下穿越管道安全防护带内有无设置码头、抛锚、炸鱼、挖泥、淘沙、拣石及疏通加深等作业。
9.1.5输油干线宜定期进行内检测。
9.1.6当检查发觉管道漏油、人为破坏或其它威逼管道安全的事件时，应爱护好现场，及时采取处理措施，并向上级汇报。对穿跨过大型河流发生漏油事故应及时通报有关部门。
9.2干线清管
9.2.1对管道清管应制定科学合理的清管周期。
9.2.2长期不清管的管道，清管前应制定方案，并报上级主管部门批准后实施。
9.2.3清管时应严格执行清管操作规程。
9.3防止管道凝管
9.3.1输油管道的输油量和进站温度不得低于规定的最低输量和最低进站温度。
9.3.2管道在打算检修需停输时，停输的时刻不得超过输油承诺的停输时刻。
9.3.3输量小、油温低的管道，在运行中发觉管线初凝预兆，应赶忙调整运行参数，防止凝管。
9.3.4关于发生初凝的管段，应赶忙采取升压、升温措施，在事故站间承诺的最大出站压力和最高出站温度下连续顶挤。如不见效，则进一步制定顶挤或顶替措施，报上级有关部门批准后执行。
9.3.5采纳热处理、化学降凝剂处理等降温输送的热油管道，需要变换输油工艺时，应按有关工艺规定执行，并尽量坚持管道输送过程平稳过渡。
9.4管线修理与抢修
9.4.1管沟开挖
9.4.1.1开挖管沟时，应按SY/T 5918—94中9.4.1.1执行。
9.4.1.2在狭窄通道或交通便道边缘挖土方时，应设围栏和安全警告标志，夜间应设红灯示警。
9.4.1.3在挖掘地区内发觉有事先未预料到的和不可辨认的设施或物体时，应赶忙停止作业，并报告上级有关部门处理。
9.4.1.4挖土中发觉土壤有可能坍塌，有大型石块滑动或裂缝危险时，作业人员应赶忙撤离，采取安全措施后再进行施工。
9.4.1.5在铁塔、电杆、铁道、地下埋设物，通信和电力线路下或其它建筑物邻近作业时，应事先查阅管道技术档案，与有关部门联系，采取安全措施后方可施工。
9.4.2管线防腐涂层修补
9.4.2.1沥青类防腐涂料在熬制及浇涂时，应戴口罩和穿劳动服，以防烫伤中毒。熬制操作时，
作业人员应站在上风侧。
9.4.2.2其它防腐涂层修补过程中也应依照涂料的不同性质而采取相应的安全保持措施，确保作业人员的安全。
9.4.3管线抢修
9.4.3.1管线抢修机具、设备应齐全，处于随时可启用的完好状态。
9.4.3.2输油企业应设专职抢修队，并定期进行技术培训。
9.4.3.3在事故现场，应制定爱护措施，防止闲杂人员进入事故区，做好守卫并制定防火措施。
9.4.3.4现场动火应由现场领导审查安全措施，并签发动火票。
9.4.3.5在不停输管线上进行抢修作业前，应查明事故点所在站段的管线的高程、管道动态压力和流速及管道壁厚。
9.4.3.6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显现的泄漏进行跟踪检查和监测。
9.4.3.7关于突发性管线断裂事故，应赶忙采取减少管线原油外泄和防止干线凝管的应急措施。
10 外表爱护和修理
10.1外表爱护调试
10.1.1工作前应了解工艺及设备的运行状态
10.1.2拆装一次外表或元件时，应切断被测介质通路和外表动力源。现场操作应有人监护，防止管螺纹或焊缝的断裂。
10.1.3监控系统或调剂系统中外表参数整定前，应使外表与受监控设备脱离。
10.2易燃易爆场所的外表修理
10.2.1不应带电进行外表开盖检修或调整。
10.2.2外表爱护时应使用防爆工具。
10.3仪器外表导线、电源、电缆检查。
10.3.1外表盘（台、箱）以及接线盒等应有接地和密封。
10.3.2外表及辅助设备所用熔断丝应符合技术要求。
10.3.3信号导压管和导线应有端子号，电缆应挂牌。电源装置铭牌应齐全鲜亮。
10.4监控、联锁和报警系统外表
10.4.1用于监控、联锁的报警系统外表及开关等不应随意拆除或短接。
10.4.2报警外表的试验、复位、消音、经历以及音调区不等功能应完好。
10.4.3外表系统所属电磁阀、安全阀、调剂阀及调速装置等外表执行器应定期校验和定位。
11 消防设施
11.1活动式消防器具的配备
11.1.1输油泵站及其它易燃易爆场所应配备手提式或推车式灭火机。
11.1.2消防器具的配备标准按GBJ 140，低倍数泡沫灭火系统按GB 50151。
11.2固定消防泵房
11.2.1消防泵房值班人员要熟练把握本岗位所有设备的性能、灭火流程、灭火作战方案，并定期进行演练。
11.2.2消防泵房应24h有人值班，不应擅离职守。
11.2.3消防泵房通信应畅通，消防泵应能随时启动。
11.2.4消防水泵每班盘车一次，开泵排水循环每周一次，每次运行许多于30min，并有记
录。
11.2.5每班对消防管线阀门、消防栓箱进行检查，发觉咨询题要及时处理。
11.2.6每年5~6月份对油罐消防水系统试喷一次，2~3年试泡沫一次。
11.3消防水罐（池）的治理与泡沫液的储存
11.3.1消防水罐（池）要求：
a) 消防水罐（池）为灭火专用设施，任何单位和个人不应擅自动用。
b)消防水罐（池）应经常保持最高水位，水罐（池）内应保持清洁；
c)消防水罐（池）所处位置应设立标志，并保持完好。
11.3.2泡沫液的储存
a)泡沫液不应露天放置，储存环境的温度为：植物性蛋白泡沫液0~40度，动物性蛋白
泡沫液和氟蛋白泡沫液为-5~40度。
b)泡沫液储存量应能满足一次灭火所需的泡沫液量与充满管道的泡沫混合液中所含泡沫液量之和；
c)泡沫液罐储存的泡沫液使用后应及时补充；
d)泡沫液应每月检查一次发泡情形，每年应对泡沫液进行一次全面化验检查，不合格的应及时更换。
11.4油罐着火后的灭火与冷却
11.4.1油罐着火时，应在统一指挥下进行灭火，并加强火场的戒备保卫。
11.4.2消防泵房值班人员接到火警后，应迅速倒换流程，在3min内启动冷却水泵和泡沫泵。
11.4.3消防泵启泵后，冷却水应赶忙输送到着火油罐和需要冷却的邻近油罐。泡沫混合液
在启泵后5min之内要输送到着火罐。
11.4.4接到报警后，站库自备消防车应在5min内到达着火现场。
11.4.5依照罐位，估算可能喷溅和沸溢的时刻，主动采取安全措施，防止伤亡事故发生。
11.4.6油罐火灾扑灭后应采取以下措施：
a) 连续不间断对罐壁进行冷却，直到把罐温度降低到起火前的温度为止；
b)连续供应一定数量的泡沫液，以增加泡沫覆盖厚度，防止原油复燃；
c)加强现场监护，防止再次引起燃烧。
11.4.7着火油罐及邻罐的冷却：
a)冷却油罐的水应喷射在罐壁的上部；
b)冷却水应连续不断，要平均冷却罐壁，防止罐壁冷却不匀而变形损坏；
c)不应将冷却水射入油罐内。
12 科学实验及新技术推广安全治理
12.1新技术经反复模拟试验确认安全、可行后，方可申请在输油生产管道和设备上进行试验。
12.2试验前，试验单位应向上级提交试验申请报告和试验过程中的安全保证措施方案，经批准后才能进行。
12.3试验时，应明确新技术试验负责人，在统一领导和指挥下进行。
12.4试验和操作人员应了解试验的全过程、试验设备的性能及原理、安全操作注意事项及应急措施。
12.5试验终止后应及时通知输油生产单位，复原正常输油程序。
原油管道输送安全规定sy5737-1995.doc
【时效性】有效 【颁布单位】中国石油天然气总公司 【颁布日期】951118 【实施日期】960515 【失效日期】 【内容分类】综合 【名称】原油管道输送安全规定 【标准号】ＳＹ5737－1995 【章名】全文 原油管道输送安全规定
1 范围 本标准规定了陆上原油管道输送的安全技术要求。 本标准适用于陆上原油管道输送投产及运行的全过程。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示 版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GBJ 74－84 石油库设计规范 GBJ 140－90 建筑灭火器配置设计规范 GB 50151－92 低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50183－93 原油和天然气工程设计防火规范 SY/T 0060－92 油田防静电接地设计规定 SY 0075－93 油罐区防火堤设计规范 SY 0031－95 石油工业用加热炉安全规程 SY 5858－93 石油企业工业动火安全规程 SY 5225－1994 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定 SY/T 5920－94 原油库运行管理规范 SY/T 5918－94 埋地钢质管道沥青防腐层大修理技术规定 石油天然气管道保护条例国务院1989年3月12日第33号令 3 输油站 3.1一般安全规定 3.1.1输油管线和输油站的改、扩建工程应按GB 50183，防火防爆应按SY 5225。 3.1.2输油站生产区和生活区应隔开，并有明显的安全标志。 3.1.3输油站应建立，完善以下安全管理制度：
最新原油管道输送基础知识
原油管道输送基础知识 1、原油管道输送简介 1.1我国原油管道输送的基本运作程序原油是我国的战略物资，是国家的经济命脉。我国原油物资隶属国家所有，国家经贸委下属的中国石油天然气集团公司及中国石油化工集团公司行使国家赋予的石油勘探、开发权利。作为中游业务的原油管道运输， 其作用是将原油由油田的集输厂通过管道长距离输送至炼厂、码头等。目前我国绝大多数长距离原油管道由中国石油天然气集团公司下属的中国石油天然气管道局及中国石油化工集团公司下属的管道储运公司管理，国家依据国民经济的总体发展需要制定宏观的年原油生产计划，集团公司根据各油田的产量及下游企业—炼厂及化工厂的情况制定年度、季度及月度管道输油计划，管道企业依据计划与原油承接方—炼厂及化工厂等签定供货合同并制定输油方案组织输送。随着市场经济的逐步深入，石油的运作逐步向市场运作机制靠拢，原油的产、供、销等也会相应发生变化，管道企业在完成国家任务的同时也可承担其它原油输送业务，以满足国内原油输送市场的需要，原油管道输送将会更加市场化。 1.2 管道输油原理 管道输油是将原油（或油品）加压、加热通过输油管道由某地（一般是油田）输送至另一地（一般是炼厂、码头等）。加压的目的是为原油提供动能，以克服沿线地理位差及管道沿线的压力损失；加热是针对“含蜡高、凝点高、粘度大” 的“三高” 原油而采取的措施，目的是使管道中原油的温度始终保持在凝点以上或更高的温度以使原油顺利流动。实现原油的长距离输送必须有输油站及线路两大部分。输油站中包括输油泵机组、加热设备、计量化验、通讯设备、储油罐等，而线路部分包括管道本身、沿线阀室、穿（跨）越、阴极保护设施及沿线通讯线路、自控线路、简易公路等。 1.3 输油站的分类输油站有两种分类方法，按输油站所处位置分，有首站、中间站及末站。首站一般在油田，作用是收集油田来油，经计量、加压、加热向下游输送。一般原油输送管道距离较长，首站一次加压加热后不能到达终点，所以需在中间设若干个接力站—中间站，以便继续输送。输油管道的终点称为末站，它的任务是接收来油，经计量后交给用油企业或转运；按输油站的作用分有热泵站、泵站及热站。所谓热泵站是指给原油既加压又加热，泵站只加压不加热，热站只加热不加压。 1.4 热泵站的组成由于我国原油主要是“三高”原油，输送时既需加压又需加热，所 以我国原油输送管道的输油站大多为热泵站，热泵站中主要设备有：输油泵及配用电机、加热炉、换热器、储油罐、计量设施等。泵站和热站的输油设备要少一些。 2、输油泵 2.1 泵的概念及作用 泵是能输送液体并提高液体压力的机器，在原油输送管道中，泵是输油的心脏设备，它提供原油以压力能，使原油顺利输送至终点。 2.2 泵的分类泵可分为三种类型：
俄罗斯原油管道运输系统
俄罗斯原油管道运输系统 （1）波罗的海管道运输系统（BTC）。 20世纪90年代初，独立后的波罗的海三国对过境的俄罗斯石油制定了高昂的运费，俄为此每年损失数亿美元。为降低对爱沙尼亚、立陶宛和拉脱维亚等输送管线的依赖，俄从1997年正式开始建设波罗的海管道运输系统。管道东起雅罗斯拉夫尔，西到波罗的海边的普里摩尔斯克港，长709千米，将俄罗斯季曼—伯朝拉地区、西西伯利亚、乌拉尔和伏尔加河沿岸等地区生产的石油运至列宁格勒州的普里摩尔斯克港，然后再用油轮运至欧洲主要的石油贸易和加工中心。2006年4月工程全部竣工，石油年输送规模将达到6500万吨的最大设计量。俄罗斯能源界人士认为，该管道运输系统有助于维护俄的经济和战略利益。它的建成使俄可以主要通过本国港口出口石油，这不仅节省了俄石油出口的过境费用，还减轻了石油出口对相关国家过境服务的依赖性。该系统的运营商是国有的俄罗斯石油管道运输公司。（2）友谊管道系统。 俄罗斯原油向欧洲出口主要是通过友谊管道系统。1959年，苏联、捷克斯洛伐克、匈牙利、波兰、民主德国等经互会成员签署了共同建设友谊管道的协议，并于1964年建成该管道。其主干线从俄罗斯中部伏尔加河沿岸的萨马拉州开始向西延伸，途经八个州，最终从布良斯克州进入白俄罗斯。主干线在白俄罗斯的莫济廖夫市形成北部和南部支线，北部支线从白俄罗斯延伸至波兰和德国，南部支线从白
俄罗斯经乌克兰延伸至斯洛伐克、捷克和匈牙利，管道单线长度近8900千米。此外，该输油管道从俄罗斯布良斯克州的乌涅恰市还分出一条经过白俄罗斯通往立陶宛和拉脱维亚的支线。 近年来随着俄罗斯石油产量的增加，友谊管道的运输量也在不断增加，2001年为7640万吨，2003年为9780万吨，2004年为11670万吨。通过友谊输油管道，德国每天进口约50万桶石油，约占其日石油消费量的20%；波兰每天进口约53万桶；捷克每天进口约10万桶，约占其日石油消费量的一半；斯洛伐克和匈牙利每天进口分别约为7.6万桶和13.5万桶。 此次俄白油气纷争使俄罗斯更加深刻地意识到推进石油出口线路多元化的重要性。俄工业和能源部长赫里斯坚科指出，这一争端将迫使俄方采取包括加大通过波罗的海管道系统的石油出口量在内的一系列措施，以逐步取代通过白俄罗斯领土对欧洲的石油出口。（3）萨马拉—新罗西斯克管道。 该管道主要是将萨马拉方向来的石油通过国内管网输至俄罗斯在黑海的主要港口新罗西斯克，然后装船经黑海和土耳其海峡外运。（4）里海财团管道。 里海财团（CPC）由俄罗斯、哈萨克斯坦、阿曼政府和一个由石油生产商组成的财团共同成立。该管道2001年底开始运行，连接哈萨克斯坦的田吉兹油田和俄罗斯的新罗西斯克港，通过黑海出口俄罗斯和哈萨克斯坦的原油。管道长1580千米，年输油能力2800万吨，
原油管道输送安全规定
百度文库- 让每个人平等地提升自我 原油管道输送安全规定 1 范围 本标准规定了陆上原油管道输送的安全技术要求。 本标准适用于陆上原油管道输送投产及运行的全过程。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GBJ 74－84 石油库设计规范 GBJ 140－90 建筑灭火器配置设计规范 GB 50151－92 低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50183－93 原油和天然气工程设计防火规范 SY/T 0060－92 油田防静电接地设计规定 SY 0075－93 油罐区防火堤设计规范 SY 0031－95 石油工业用加热炉安全规程 SY 5858－93 石油企业工业动火安全规程 SY 5225－1994 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定 SY/T 5920－94 原油库运行管理规范 SY/T 5918－94 埋地钢质管道沥青防腐层大修理技术规定 石油天然气管道保护条例国务院1989年3月12日第33号令 3 输油站 一般安全规定 3.1.1输油管线和输油站的改、扩建工程应按GB 50183，防火防爆应按SY 5225。
3.1.2输油站生产区和生活区应隔开，并有明显的安全标志。 3.1.3输油站应建立，完善以下安全管理制度： a)三级安全教育制度； b)人员、机动车辆入站管理制度； c)外来施工人员安全管理制度； d)岗位责任制； e)领导干部安全承包责任制。 3.1.4不应用汽油、香蕉水和其它有机溶剂在岗位上擦洗设备、衣服和地面。载热物体上不应放 置易燃物。 3.1.5在油气区内应安装固定式可燃气体报警仪，并定期检查。 3.1.6油品化验室应有良好的通风设施。 3.1.7生产区内动火应按SY 5858。 试运与投产 试运、投产之前应制定试运投产方案，经上级主管部门批准后方可实施。 工艺流程启动、停运与切换 3.3.1输油工艺流程的运行和操作应按SY/T 5920。 3.3.2输油工艺的运行参数应控制在规定的范围之内。 3.3.3遇到有着火、爆炸、跑油等紧急情况，应及时采取措施，并加强上下站间的联系，同时由调度向上级汇报。 3.3.4旁接油罐流程运行时，要防止旁接油罐抽空或溢罐。 3.3.5实行正、反交替输送的管线，反输油温、流量和总输量应符合安全要求，避免发生凝管。 3.3.6输油站设有的高、低压泄压阀应长期使用，并按规定定期检验。
原油管道输送安全规定.DOC
原油管道输送安全规定.DOC 本标准规定了陆上原油管道输送的安全技术要求。 本标准适用于陆上原油管道输送投产及运行的全过程。2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。G BJ74－84 石油库设计规范 GBJ140－90 建筑灭火器配置设计规范 GB50151－92 低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB50183－93 原油和天然气工程设计防火规范 SY/T 0060－92 油田防静电接地设计规定 SY 0075－93 油罐区防火堤设计规范 SY 0031－95 石油工业用加热炉安全规程 SY5858－93 石油企业工业动火安全规程 SY5225－1994 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定 SY/T5920－94 原油库运行管理规范 SY/T5918－94 埋地钢质管道沥青防腐层大修理技术规定石油天然气管道保护条例国务院1989年3月12日第33号令3 输油站 3、1一般安全规定 3、1、1输油管线和输油站的改、扩建工程应按GB50183，防火防爆应按SY5225。 3、1、2输油站生产区和生活区应隔开，并有明显的安全标志。 3、1、3输油站应建立，完善以下安全管理制度： a)三级安全教育制度； b)人员、机动车辆入站管理制度； c)外来施工人员安全管理制度； d)岗位责任制； e)领导干部安全承包责任制。 3、1、4不应用汽油、香蕉水和其它有机溶剂在岗位上擦洗设备、衣服和地面。载热物体上不应放置易燃物。 3、1、5在油气区内应安装固定式可燃气体报警仪，并定期检查。 3、1、6油品化验室应有良好的通风设施。 3、1、7生产区内动火应按SY5858。 3、2试运与投产试运、投产之前应制定试运投产方案，经上级主管部门批准后方可实施。 3、3工艺流程启动、停运与切换 3、3、1输油工艺流程的运行和操作应按SY/T5920。
原油管道输送安全规定SY57371995
原油管道输送安全规定SY57371995 【颁布单位】中国石油天然气总公司 【颁布日期】951118 【实施日期】960515 【失效日期】 【内容分类】综合 【名称】原油管道输送安全规定 【标准号】ＳＹ5737－1995 【章名】全文 原油管道输送安全规定
1 范畴 本标准规定了陆上原油管道输送的安全技术要求。 本标准适用于陆上原油管道输送投产及运行的全过程。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示 版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GBJ 74－84 石油库设计规范 GBJ 140－90 建筑灭火器配置设计规范 GB 50151－92 低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50183－93 原油和天然气工程设计防火规范 SY/T 0060－92 油田防静电接地设计规定 SY 0075－93 油罐区防火堤设计规范 SY 0031－95 石油工业用加热炉安全规程 SY 5858－93 石油企业工业动火安全规程 SY 5225－1994 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产治理规定 SY/T 5920－94 原油库运行治理规范 SY/T 5918－94 埋地钢质管道沥青防腐层大修理技术规定 石油天然气管道爱护条例国务院1989年3月12日第33号令 3 输油站 3.1一样安全规定 3.1.1输油管线和输油站的改、扩建工程应按GB 50183，防火防爆应按SY 5225。 3.1.2输油站生产区和生活区应隔开，并有明显的安全标志。 3.1.3输油站应建立，完善以下安全治理制度：
成品油管道输送安全规程
成品油管道输送安全规程(SY/T6652-2006) 2007-1-1 起执行 目次 前言 1 范围 2 规范性引用文件 3 安全通则 4 输储油设备 5 油品输送 6 混油处理 7 输油管道 8 消防设施 前言 本标准是依据我国在役成品油管道安全生产的实际经验，并参考国外发达国家的相关标准制定而成。本标准旨在规范成品油管道日常生产运行过程中的安全管理，减少事故发生。 本标准由石油工业安全专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司管道分公司。 本标准主要起草人：闫啸、朱建平、张彦敏。 成品油管道输送安全规程 1 范围 本标准规定了成品油管道输送的安全技术要求。 本标准适用于输送汽油、煤油、柴油的成品油管道。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB 50074 石油库设计规范 GB 50151 低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50183 石油天然气工程设计防火规范 GB 50196 高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50253 输油管道工程设计规范 GBJ 140 建筑灭火器配置设计规范 SY/T 0075 油罐区防火堤设计规范 SY/T 5737 原油管道输送安全规程 SY/T 5858 石油工业动火作业安全规程 SY 5984 油(气)田容器、管道和装卸设施接地装置安全检查规定 SY/T 6470 输油气管道通用阀门操作、维护、检修规程 SY 6503 可燃气体检测报警器使用规范 SY/T 6529 原油库固定式消防系统运行规范 3 安全通则
原油管道输送方式及工艺流程
原油管道输送方式及工艺流程 一、组成 长距离输油管道由输油站和线路组成； 输油站就是给油流一定的能量（压力能和热力能），按所处位置分首站、中间站、末站； 中间站按任务不同分加热站、加压站、热泵站（加压、加热）； 首站：输油管道起点的输油站，任务是接受（计量、储存）原油，经加压、加热向下一站输送； 输油管道终点的输油站称末站，接受来油和把油品输给用油单位，配有储罐、计量、化验及运转设施。 二、输送工艺 1、“旁接油罐”式输送工艺： 上站来油可进入泵站的输油泵也可同时进入油罐的输送工艺，油罐通过旁路连接到干线上，当本站与上下站的输量不平衡时，油罐起缓冲作用 特点； a 各管段输量可不等，油罐起缓冲作用； b 各管段单独成一水力系统，有利于运行调节和减少站间的相互影响； c 与“从泵到泵”相比，不需较高的自动调节系统，操作简单。 2、“从泵到泵” 输送工艺： 为密闭输送工艺，中间站不设缓冲罐，上站来油全部直接进泵
特点： a 可基本消除中间站的蒸发损耗； b整个管道成一个统一的水力系统，充分利用上站余压，减少节流，但各站要有可靠的自动调节和保护装置； c工艺流程简单。 三、输油站的基本组成 1、主生产区 （1）油泵房（输油泵机组、润滑、冷却、污油回收等系统）；（2）加热系统（加热炉和换热器）； （3）总阀室（控制和切换流程）； （4）清管器收发室； （5）计量间（流量计及标定装置）； （6）油罐区； （7）站控室； （8）油品预处理设施（热处理、添加剂、脱水等）。 2、辅助生产区 （1）供电系统（变、配、发电）； （2）供热系统（锅炉房、燃料油系统、热力管网等）； （3）给排水系统（水源、循环水、软化水、消防水等）； （4）供风系统（仪表风、扫线用风）； （5）阴极保护设施； （6）消防及警卫、机修化验、库房、办公后勤设施等。
原油管道输送安全规程
原油管道输送安全规程 1 范围 2 规范性引用文件 3 安全通则 4 运行 5 输油机泵 6 加热炉 7 储油罐 8 装卸原油栈桥 9 输油管道 10 仪表安全管理 11 电气安全管理 12 消防管理 13 科学实验及新技术推广安全管理 前言 本标准是对SY5737-1995《原油管道输送安全规定》的修订。为了适应原油管道技术进步，对SY5737-1995的部分条款进行了修改，并增加“电气安全管理”、“原油管道检测”等内容。 本标准由石油工业安全专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司管道分公司、中国石油化工股份有限公司管道储运分公司。
本标准主要起草人：闫啸、刘志红、刘洪、李金亮、姜玉梅、李明凯、柳绿、赵久长。 本标准所代替标准的历次版本发布情况为： SY5737-1995。 1 范围 本标准规定了陆上原油管道输送的安全技术要求。 本标准适用于陆上原油管道输送投产及运行的全过程。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB50074 石油库设计规范 GB50151 低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB50183 原油和天然气工程设计防火规范 GBJ140 建筑灭火器配置设计规范 SY0031 石油工业用加热炉安全规程 SY/T0075 油罐区防火堤设计规范 SY/T5536 原油管道运行规程 SY/T5858 石油工业动火作业安全规程 SY/T5918 埋地钢质管道外防腐层修复技术规范
原油管道输送安全规程样本
原油管道输送安全规程 .、八、- 刖言 本标准是对SY5737-1995《原油管道输送安全规定》的修订。为了适应原 油管道技术进步,对SY5737-1995的部分条款进行了修改,并增加”电气安全管理”、”原油管道检测”等内容。 本标准由石油工业安全专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司管道分公司、中国石油化工股份有限公司管道储运分公司。 本标准主要起草人：闫啸、刘志红、刘洪、李金亮、姜玉梅、李明凯、柳绿、赵久长。 本标准所代替标准的历次版本发布情况为： ——SY5737-1995 1范围 本标准规定了陆上原油管道输送的安全技术要求。 本标准适用于陆上原油管道输送投产及运行的全过程。 2规范性引用文件
下列文件中的条款经过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB50074石油库设计规范 GB50151低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB50183原油和天然气工程设计防火规范 GBJ140建筑灭火器配置设计规范 SY0031石油工业用加热炉安全规程 SY/T0075油罐区防火堤设计规范 SY/T5536原油管道运行规程 SY/T5858石油工业动火作业安全规程 SY/T5918埋地钢质管道外防腐层修复技术规范 SY/T5920原油库运行管理规范 SY5984油（气）田容器、管道和装卸设施接地装置安全检查规定
SY6186石油天然气管道安全规程 SY/T6306易燃、可燃液体常压储罐的内外灭火 SY6503可燃气体检测报警器使用规范 SY/T6529原油库固定式消防系统运行规范 DL408电业安全工作规程 石油天然气管道保护条例国务院8月2日第313号令 石油天然气管道安全监督与管理暂行规定国家经贸委04月24日第17号令 3安全通则 3.1输油管道和输油站的新建、改建、扩建工程应执行GB50183的规 3.2输油站生产区和生活区应隔开，并有明显的安全标志。在防爆区不应使用非防爆器具和非防爆通信工具。 3.3输油站应至少制定执行以下安全管理制度； a）安全教育制度； b）人员、机动车辆入站安全管理制度； c）外来施工人员安全管理制度；
我国原油管道输送技术现状及发展趋势
我国原油管道输送技术现状及发展趋势 陈 欢,杜艳玲 (中国石油塔里木油田公司,新疆库尔勒 841000) 摘 要:近几十年来,中国长输管道技术不断发展,水平逐渐提高。特别是高凝含蜡原油的加热输送、原油热处理及加剂综合处理工艺已达到或接近国际先进水平。文章简要论述了我国在原油管道输送方面的技术现状及发展趋势,分析了国内管道输送技术与国外的差距。 关键词:管道;含蜡原油;技术现状;发展趋势 中图分类号:T E83-1 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)16—0109—02 石油长输管道已有120多年的发展历史,目前世界管道总长度已达200多万公里.近十几年来,管道工业发展迅速,新工艺新技术不断出现,正在向数字化管道发展。 1 国内原油管道技术现状 20世纪70年代以来,随着原油长输管道建设,我国原油管道技术不断发展,水平逐渐提高,主要表现在:改造及新建管道采用密闭输油工艺;高凝高黏含蜡原油输送、低输量运行的加热及加剂综合处理工艺达到世界领先水平;降凝剂、减阻剂性能达到国外同类产品水平;管输综合能耗逐年下降,从1995年的556kJ /(t km )降到目前的437kJ /(t km );大落差地段输油成功;管道用管等级达到X 65;自行设计、制造的长输管道输油用高效泵效率可达84%;原油直接式加热炉效率达91%;90年代后新建的管道,均采用SCADA 系统,管道自动化控制系统与管道同步投产。 近年先后建成的东营—黄岛复线、库尔勒—鄯善原油管道和铁岭—大连、铁岭—秦皇岛等管道的技术改造集中体现了我国长输管道已达到的技术水平。库尔勒—鄯善输油管道工程由管道设计院与意大利斯南普及提公司合作设计。管道全长475km,管径为610mm,设计输量为500×104～1000×104t /a 。管道采用加降凝剂不加热输送。首站设置了在线原油倾点和黏度检测装置,可根据检测结果调整加剂输送参数,确保管道安全。管道经过高差达1665m 的觉罗塔格山地,通过设置减压站解决了大落差地段对管道运行可能造成的危害。 目前原油管道普遍采用密闭输送工艺,出现了冷热原油顺序输送、原油/成品油顺序输送工艺;对高凝、高黏原油采用热处理和加剂处理工艺。降凝剂和减阻剂种类多、效果好、应用普遍;采用环保、高效、节能型管道设备,泵效达5%以上;多采用直接 式加热炉,炉效超过90%;运用高度自动化的计算机 仿真系统模拟管道运行和事故工况,进行泄漏检测,优化管道的调度管理;对现役管道进行完整性评价及管理。 国内原油输送工艺技术发展现状大致可分为:1.1 在原油中添加化学添加剂输送 在原油中掺入化学添加剂,主要目的是为了减阻、降凝,对于掺水输送的管道,主要起表面活性剂的作用。不同的原油加入不同品种的化学添加剂。表面活性剂注入掺水输送管道可减少掺入水量,提高输油效率;在多蜡易凝原油中掺入一定量的降凝剂,可降低原油的凝固点,加大站间距。 目前,减阻剂的品种规格已很多,使用范围已比较广泛,减阻效果一般在38%左右,管线增输能力有的达50%。降凝剂是降低原油凝固点和屈服应力的添加剂。这些化学药剂使管线的增输能力和减阻效果虽较好,但价格较高,常年注入的结果造成原油输送成本较高,而且大多还存在环保问题较难解决。1.2 稠油输送工艺的发展 由于世界上一些国家在致力于稠油资源的开发利用,因此近年来国外针对稠油输送系统工艺的弱点,重视革新输油工艺,其研究探索工作相当活跃,除加热输送方式外,主要是采取稠油乳化输送、稀释输送、重油改质等方式,其他输送方式的一些试验研究已取得成果并有新进展。随着稠油资源的大量开发应用,研究和采用各种物理和化学方法,是输送方式新型化的主要方面。多种输送工艺将随着试验研究的成功不断投入工业性应用,使输油工艺进一步多样化。 1.3 原油低输量输送技术 原油管线低输量情况在各产油国普遍存在。因为管线是按油田高产期外输量设计的,所以在油田开采初期和后期必然存在不满输现象。管线不得不 109 2012年第16期 内蒙古石油化工 收稿日期5作者简介陈欢(6),男(汉族)。湖北武穴人,本科。主要从事长输管道完整性管理及原油储运站库管理工作。 8:2012-0-21 :198-
6原油管道输送汇总
原油管道输送 1、原油管道输送简介 1.1 我国原油管道输送的基本运作程序 原油是我国的战略物资，是国家的经济命脉。我国原油物资隶属国家所有，国家经贸委下属的中国石油天然气集团公司及中国石油化工集团公司行使国家赋予的石油勘探、开发权利。作为中游业务的原油管道运输，其作用是将原油由油田的集输厂通过管道长距离输送至炼厂、码头等。目前我国绝大多数长距离原油管道由中国石油天然气集团公司下属的中国石油天然气管道局及中国石油化工集团公司下属的管道储运公司管理，国家依据国民经济的总体发展需要制定宏观的年原油生产计划，集团公司根据各油田的产量及下游企业—炼厂及化工厂的情况制定年度、季度及月度管道输油计划，管道企业依据计划与原油承接方—炼厂及化工厂等签定供货合同并制定输油方案组织输送。随着市场经济的逐步深入，石油的运作逐步向市场运作机制靠拢，原油的产、供、销等也会相应发生变化，管道企业在完成国家任务的同时也可承担其它原油输送业务，以满足国内原油输送市场的需要，原油管道输送将会更加市场化。 1.2 管道输油原理 管道输油是将原油（或油品）加压、加热通过输油管道由某地（一般是油田）输送至另一地（一般是炼厂、码头等）。加压的目的是为原油提供动能，以克服沿线地理位差及管道沿线的压力损失；加热是针对“含蜡高、凝点高、粘度大”的“三高”原油而采取的措施，目的是使管道中原油的温度始终保持在凝点以上或更高的温度以使原油顺利流动。实现原油的长距离输送必须有输油站及线路两大部分。输油站中包括输油泵机组、加热设备、计量化验、通讯设备、储油罐等，而线路部分包括管道本身、沿线阀室、穿（跨）越、阴极保护设施及沿线通讯线路、自控线路、简易公路等。 1.3 输油站的分类 输油站有两种分类方法，按输油站所处位置分，有首站、中间站及末站。首站一般在油田，作用是收集油田来油，经计量、加压、加热向下游输送。一般原油输送管道距离较长，首站一次加压加热后不能到达终点，所以需在中间设若干个接力站—中间站，以便继续输送。输油管道的终点称为末站，它的任务是接收来油，经计量后交给用油企业或转运；按输油站的作用分有热泵站、泵站及热站。所谓热泵站是指给原油既加压又加热，泵站只加压不加热，热站只加热不加压。 1.4 热泵站的组成 由于我国原油主要是“三高”原油，输送时既需加压又需加热，所以我国原油输送管道的输油站大多为热泵站，热泵站中主要设备有：输油泵及配用电机、加热炉、换热器、储油罐、计量设施等。泵站和热站的输油设备要少一些。 2、输油泵 2.1 泵的概念及作用
(安全生产)原油管道输送安全规定
原油管道输送安全规定 1 范围 本标准规定了陆上原油管道输送的安全技术要求。 本标准适用于陆上原油管道输送投产及运行的全过程。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GBJ 74－84 石油库设计规范 GBJ 140－90 建筑灭火器配置设计规范 GB 50151－92 低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50183－93 原油和天然气工程设计防火规范 SY/T 0060－92 油田防静电接地设计规定 SY 0075－93 油罐区防火堤设计规范 SY 0031－95 石油工业用加热炉安全规程 SY 5858－93 石油企业工业动火安全规程 SY 5225－1994 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定 SY/T 5920－94 原油库运行管理规范 SY/T 5918－94 埋地钢质管道沥青防腐层大修理技术规定 石油天然气管道保护条例国务院1989年3月12日第33号令 3 输油站 3.1一般安全规定
3.1.1输油管线和输油站的改、扩建工程应按GB 50183，防火防爆应按SY 5225。 3.1.2输油站生产区和生活区应隔开，并有明显的安全标志。 3.1.3输油站应建立，完善以下安全管理制度： a)三级安全教育制度； b)人员、机动车辆入站管理制度； c)外来施工人员安全管理制度； d)岗位责任制； e)领导干部安全承包责任制。 3.1.4不应用汽油、香蕉水和其它有机溶剂在岗位上擦洗设备、衣服和地面。载热物体上不应放 置易燃物。 3.1.5在油气区内应安装固定式可燃气体报警仪，并定期检查。 3.1.6油品化验室应有良好的通风设施。 3.1.7生产区内动火应按SY 5858。 3.2试运与投产 试运、投产之前应制定试运投产方案，经上级主管部门批准后方可实施。 3.3工艺流程启动、停运与切换 3.3.1输油工艺流程的运行和操作应按SY/T 5920。 3.3.2输油工艺的运行参数应控制在规定的范围之内。 3.3.3遇到有着火、爆炸、跑油等紧急情况，应及时采取措施，并加强上下站间的联系，同时由调度向上级汇报。 3.3.4旁接油罐流程运行时，要防止旁接油罐抽空或溢罐。 3.3.5实行正、反交替输送的管线，反输油温、流量和总输量应符合安全要求，避免发生凝管。 3.3.6输油站设有的高、低压泄压阀应长期使用，并按规定定期检验。
原油长输管道安全输送的防护技术探析
原油长输管道安全输送的防护技术探析 从改革开放至今，社会经济飞速发展，因此需求不断提高。基于这一背景，国内石油能源需求量持续上涨。而长输油气管道作为一项重要的公共基础设施，与社会稳定以及能源安全密切相关，其安全性已成为影响关键影响因素。为推动石油行业发展进程，确保原油运输安全性，应高效运用长输管道安全输送防护技术，利用一系列有效对策提高安全运行效率。 1 原油运输现状 目前，原油运输方式包括铁路运输、公路运输、水路运输、空中运输以及管道运输。其中优势最大的是管道运输，消耗的能源最少，具有最强安全性，可运输最多原油。近年来原油长输管道技术不断优化升级，诸多处理技术提升至先进水平。而在日常运行时，容易腐蚀运输管道，引发局部厚度降低等现象，逐渐导致原油泄漏，从而阻碍原油顺利运输，甚至诱发重大安全事故，比如爆炸事故等。在原油长输管道输送过程中，为确保运输安全，一定要了解与掌握管道每一项管道运输规律，从而应用合适的方法和措施預防事故。 2 原油长输管道安全输送防护技术 2.1 加强防腐技术 根据原油化学性质来看，其中存在含硫量这一概念，即在原油之中，可能存在硫化物，也可能存在单质硫分，而其百分数便是含硫量。通常而言，原油内含硫量在1%以下，但是仍然会影响本来性质，在一定程度上腐蚀运输管线，更为严重的是威胁人们的健康。因此，以原有长输管道为对象，在管理安全输送防护技术的过程中，第一步应该加强防腐技术。 一般而言，以原油长输管道为对象，在防腐处理过程中，运用阴极保护技术。通过利用该技术开展防腐工作，应该具有各项必要条件。首先，金属表面得到相应保护，在其附近一定要具有导电介质，唯有
浅谈原油管道储运的安全管理方法和事故预防措施
浅谈原油管道储运的安全管理方法和事故预防措施 摘要：原油管道储运是一个危险性极大的行业，其管道的腐蚀情况会随着使用 时间长短发生变化，使用时间越长腐蚀越严重。因此，要加强原油管道储运的安 全管理，制定完善可行的事故预防措施，才能保证原油管道储运的正常安全运行。鉴于此，本分通过分析原油管道储运存在的问题，提出了若干安全管理方法和事 故预防措施，供大家参考。 关键词：原油管道储运；安全管理方法事故预防措施 我国在上世纪末成为了油气净进口国，哈萨克斯坦至中国的原油管线成为了我国实 质意义上的第一条跨国输油管线，每年将大量的原油通过将近一千公里的输油管线输送到我国。管道是目前被广泛应用的输油方式，也是最主要的渠道。但由于受种种因素影响,比如腐 蚀现象、自然灾害、人为破坏等，出现了日益严重的原油管道储运安全问题，我们要切实做 好原油管道储运的安全管理方法和事故预防措施，才能保证我国原油行业的健康有序发展。 一、原油管道储运存在的安全隐患问题 （一）原油管道设计不合理 原油管道的设计方案尤为关键，要综合考虑其长短、走向、以及所在区域的地质状 况等因素，对其做出正确的评估。在原油管道设计阶段，由于对其沿线地质勘查不清，造成 错误的环境评估或者不确切的受力分析，导致原油管道出现弯曲变形的状况，产生了严重的 安全隐患。另外，铺设原油管道所需材料必须要保证高标准，内外表面不可有离层或者裂缝[1]。对于那些忍性差、强度低以及可焊性差的材料，在安装过程中，往往会产生夹渣、气孔、裂纹、未熔透等现象，这无疑会给原油管道储运带来重大的安全隐患。 （二）原油管道储运监管体制不完善 目前，原油管道储运安全管理制度存在着严重的问题，监管体制不完善，相关政策 法律不健全，相关部门应该加快相关领域的法治进程。比如原油保护法第五条规定，相关地 区政府部门要依法保护管道建设工作。而第四条规定，国务院能源相关部门要对原油管道建 设工程依法进行保护。这些存在着很多交叉的规定，导致管理职能紊乱。另外，经常会出现 对同一地段重复检查的现象，造成了资源浪费，增加了国家和企业的负担。 （三）原油管道的腐蚀现象 原油管道的管材主要是使用直缝管、螺旋缝管以及无缝管。这些管材一般会铺设在 水中或埋在地下，有的则长期暴露在空气中，随着时间的加长，难免会受到不同程度的腐蚀。另外，储运的原油往往含有腐蚀性介质，严重的腐蚀了管道，由于大部分管道长期埋在地下，不易维护，给原油管道储运工作带来很大的困难和挑战[2]。 (四)人为破坏 由于不法分子受石油本身巨大价值的诱惑，导致那些治安混乱区域盗油的现象时有 发生。而且很多不法的盗油团伙往往会采用打孔盗油的方式进行作案。必然会破坏管道防腐层，降低其强度，不仅导致大量的原油泄漏，还很有可能会造成大规模火灾。 二、完善原油管道储运的安全管理方法和事故预防措施 （一）加强执法力度，为其提供强有力的政策支持 要定期的组织原油管道沿线的政府机关开展安全管理会议，将各单位和部门的安全 管理工作协调好，以确保原油管道管理制度的认真执行，以及管道设施得到有效的保护。加 强对监督检查、整顿治理，严肃处理那些严重危害原油管道储运的违法行为。同时要积极总 结工作经验，并根据各地区不同的实际情况，制定科学合理有效的管理措施和制度，加强原 油管道储运的安全管理方法和事故预防措施，对相关工作负责人进行严格的监管，将管理工 作落到实处[3]。对于那些因玩忽职守、缺乏职业道德精神，而造成严重后果的管理人员，必 须要严肃处理，并依法追究其法律责任和刑事责任。 （二）强化完整性的管理模式 全世界最为先进的管理模式就是完整性的管理模式，它是以完整的数据资料为载体，以一种动态式的形式开展管理工作，来达到预防事故发生的目的。完整性的管理模式是保证
原油管道输送管理制度
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本标准规定了陆上原油管道输送的安全技术要求。 本标准适用于陆上原油管道输送投产及运行的全过程。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GBJ 74－84 石油库设计规范 GBJ 140－90 建筑灭火器配置设计规范 GB 50151－92 低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50183－93 原油和天然气工程设计防火规范 SY/T 0060－92 油田防静电接地设计规定 SY 0075－93 油罐区防火堤设计规范 SY 0031－95 石油工业用加热炉安全规程 SY 5858－93 石油企业工业动火安全规程 SY 5225－1994 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定 SY/T 5920－94 原油库运行管理规范 SY/T 5918－94 埋地钢质管道沥青防腐层大修理技术规定 石油天然气管道保护条例国务院1989年3月12日第33号令
3.1一般安全规定 3.1.1输油管线和输油站的改、扩建工程应按GB 50183，防火防爆应按SY 5225。 3.1.2输油站生产区和生活区应隔开，并有明显的安全标志。 3.1.3输油站应建立，完善以下安全管理制度： a)三级安全教育制度； b)人员、机动车辆入站管理制度； c)外来施工人员安全管理制度； d)岗位责任制； e)领导干部安全承包责任制。 3.1.4不应用汽油、香蕉水和其它有机溶剂在岗位上擦洗设备、衣服和地面。载热物体上不应放 置易燃物。 3.1.5在油气区内应安装固定式可燃气体报警仪，并定期检查。 3.1.6油品化验室应有良好的通风设施。 3.1.7生产区内动火应按SY 5858。 3.2试运与投产 试运、投产之前应制定试运投产方案，经上级主管部门批准后方可实施。 3.3工艺流程启动、停运与切换
油气管道输送安全管理规定
油气管道输送安全管理规定 油气管道输送系指利用管道将原油、成品油、半成品油、天然气、石油液化气、压缩天然气等（以下简称“油气”）在陆地输送的过程。 第一章一般规定 第一条油气管道工程的勘察设计者、供应商、承包商应具有与所承揽油气管道勘察设计、供应和工程施工相适应的合法资质。 第二条管道工程的勘察设计者、供应商、承包商应实行安全、环境与健康（HSE）管理，具有良好的HSE业绩。 第三条在油气管道工程勘察设计、供应、施工过程中，应严格执行国家和集团公司有关安全生产的方针、政策、法律、法规、设计规范及技术标准。 第四条管道工程项目中的职业安全卫生设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用。 第二章安全管理 第五条组织机构 从事陆地油气输送的直属企业应设置安全管理机构，配置与管理内容相适应的人力和装备，逐级建立安全管理网络，完善各级安全生产责任制。 第六条安全机构职责 1、负责贯彻落实国家和集团公司关于陆上油气管道作业的有关法规、规范、标准及规章制度；负责制定本企业安全管理年度工作计划； 2、负责陆上油气管道工程建设项目安全设施“三同时”的监督和油气管道作业人员劳动防护、职业安全卫生工作的归口管理； 3、负责制订、修订企业职业安全卫生管理制度和安全技术规程；编制职工安全教育培训计划，并组织实施； 4、负责制定安全措施和隐患整改计划，深入现场监督检查，落实整改。 5、主持制定安全应急计划，并建立完善应急指挥和救助系统； 6、负责油气管道事故的调查、处理、上报和统计工作； 7、负责锅炉、压力容器等关键设备的安全监督管理工作； 8、负责安全考核评比工作，开展安全科技成果交流，推进安全科技进步，积极组织各种安全活动，协调有关问题。 第七条油气管道输送企业应建立实施HSE管理体系，并有效运行。 第三章运行管理
长输原油管道风险识别及风险管控
长输原油管道风险识别及风险管控 发表时间：2018-09-10T11:00:55.030Z 来源：《基层建设》2018年第20期作者：李延辉[导读] 摘要：安全对输油企业尤其重要，而要保证并切实的做到每天每月每年的安全平稳的高效输油，唯一的金钥匙就是全方位的搞好输油企业的安全管理。山东联合能源管道输送有限公司山东省烟台市 264000摘要：安全对输油企业尤其重要，而要保证并切实的做到每天每月每年的安全平稳的高效输油，唯一的金钥匙就是全方位的搞好输油企业的安全管理。而十分关键的是必须做好风险识别和管控。本文在阐述长输原油管道存在的风险的基础上，对长输原油管道的安全管理、事故预防进行了论述。 关键词：长输原油管道；安全管理；风险因素；风险控制方法；事故预防 1长输原油管道安全管理的意义安全对输油企业尤其重要，因为输油企业是高风险企业，输油企业所属输油泵站是易燃易爆场所。因此在连续不断的输油生产中，只有确保安全生产，才能做到高效平稳输油，顺利完成每个年度输油生产指标，使企业获得可观的经济效。总结输油企业多年来的输油生产实践，反复并始终在证明这样一个结论：即“安全是输油企业的生命”，而输油企业的自身特点决定着这样的事实：“安全就是输油企业的效益。”试想输油企业若发生管线爆管跑油，着火爆炸，储罐冒顶跑油停电甩机，或反输，输油企业何谈效益呢！因此为保证输油企业的健康发展，为国家的经济建设作出更大的贡献，充分发挥我国能源大动脉的作用，创造出可观的经济效益，决定着输油生产必须安全。而要保证并切实的做到每天每月每年的安全平稳的高效输油，唯一的金钥匙就是全方位的搞好输油企业的安全管理。而十分关键的是必须做好风险识别和管控。 2 风险识别 2.1 风险的定义风险是指在给定情况下和特定时间内，可能发生的结果之间的差异。风险要具备两个条件：一是不确定性；二是产生损失后果。长输管道施工风险产生的主要损失是工期延误、成本上升、质量下滑和出现安全事故。 2.2 风险识别风险识别是风险管理的基础，是指以某一种方式，对风险事件和过程的目标实施进行系统的分类，其结果是建立风险列表。我长输管道的风险主要是输油作业风险和设备设施带来的风险。 2.2.1 作业活动风险我长输原油管道的作业活动风险主要包括起输油泵作业、停输油泵作业、启给油泵作业、停给油泵作业、管线发球作业、到流程作业、储罐巡检作业、机泵机组盘车作业、外管道巡护作业、外管道检测作业、外管道第三方施工作业、阀室检查作业、油化验作业、采样分析作业、检尺测温作业、动火作业、高处作业、动土作业、起重作业、盲板抽堵作业、进入受限空间作业、阀门检修作业等作业中存在的风险。 2.2.1设备设施风险我长输原油管道设备设施风险主要包括原油储罐、输油泵、给油泵、工艺管线、过滤器、防爆电动阀门、手动阀门、止回阀、气动调节阀、高压泄压阀、电气设备、起重机械、仪表、消防系统等设备设施存在的风险。 3 安全风险评价目前管道风险分析已经实现了由安全管理向风险管理的过渡，由定性风险分析向定量风险分析的转化，并逐步规范化。管道风险评估常用的方法有故障树分析法（FTA）、失效模式与效应分析法（FMEA）、海恩里希风险分析法（HRA）、指数法（Index Method）、模糊影响图等。这些方法对于识别和计算管道系统的一种失效模式的风险值是有效和成熟的。但是目前我国对在役管道安全确认和完整性维护都希望得到每一管段的总风险值，以便于选择急需维护的管段，进一步对维护方案进行选择。为此，现提出运用神经网络系统的BP算法模拟管段总风险值的历史情况，以便根据各种失效模式的风险值，预测各管段的总风险状况。该方法是根据学校样本，经过训练建立知识库的。只要测得预测目标的特征参数并输入其系统，就能快速得到预测结果，有效提高工作效率。 4长输原油管道安全事故的预防及相关对策研究重视并提高我长输管道安全管理人员素质。我长输原油管道要确保原油输送平稳、安全，首先需加强各岗位输油安全培训，不断提高各岗位安全管理人员的个人和业务素质，增强我长输原油管道的安全防范意识，充实安全人员理论知识，丰富相关岗位安全管理经验，从而有效提高其对长输原油管道相关安全隐患的识别。细化我长输原油管道各岗位安全管理，构筑安全生产监管防线。工作中，要在广大干部职工中树立“安全工作永远是长输原油管道企业的薄弱环节”的思想，建立全方位的HSE管理体系，将安全管理关口前移，做好事前预控工作。管理过程中，通过加强风险辨识和风险评估，分析各类长输原油管道事件的发生规律，努力将各类安全隐患问题控制在萌芽状态。为有效控制长输原油管道安全风险，应不断提高其的设计、安装等相关水平。长输原油管道设计阶段就要提高相应标准者水平，为长输原油管道投产后避免安全隐患打下扎实基础；另外，施工过程中要严格执行SH3501-2011的规范，确保管道系统无泄漏或泄漏量在允许范围内才可验收投产。重视管道输油的日常巡查工作，对管道输油进行定期巡查，发现问题及时通知管理人员。管理人员也要对管道输油的安全状况进行全面检查。对存在的安全隐患要及时研究和分析，根据具体情况采取相应的安全控制措施，预防安全事故的发生。管理人员还要定期或不定期对管道输油的安全状况进行巡查，提高安全隐患识别技术，采取措施预防可能出现的事故，确保管道输油的安全。建立管道输油安全事故应急制度。在整个管道输油过程中，管理部门要重视风险管理理论的运用，对可能出现的隐患进行预测和管理，提前做好安全隐患识别，做好重大安全事故的预测预报和防治工作，对其中可能出现的隐患及时预测和评价，并采取措施进行控制。同时建立完善的应急救援制度，制定应急预案，一旦发生事故，立即采取措施处理，将出现的事故可能带来的影响降到最低，为管道输油的安全顺利运行提供保障。结语