油气管道输送

《天然气管道输送》

1、天然气从井口到用户经过五大环节：采气、净、输、储、供。三套管网：集气管网、输气干线、城市配气。集输管道系统、长输管道系统、配气管道系统是一个统一、密闭的水力系统。

2、输气管道发展趋势：大口径、高压力、网络化；

高强度、高韧性管材；

地下储气库储气和调峰；

数字化技术应用

采用高压富气输送；

3、长输管线工程设计程序分为规划、项目建议书、可行性研究、初步设计、施工图设计。线路勘察和测量：踏勘、初步勘察、详细勘察。

4、天然气气质指标：发热量、硫化氢含量、总硫含量、二氧化碳含量、水露点。水露点比最低环境温度低5℃。

5、由于输气管道沿线压力的变化，气体的密度也随之变化，压力高，密度大；压力低，密度小。因此消耗于克服上坡管道的能量损失无法被在下坡管道中的气体获得的位能补偿。（为什么地形起伏会对输气工艺参数有影响）

6、输气管道的效率系数E一般小于1。E越小，输气管道越脏，管内沉积物越多，流量越小。

7、输气管道水力计算计算段长度为两个压缩机站间的距离。倍增压缩机站，输气量增加41%。

8、在进行复杂输气管道计算时，可将其化为简单输气管道。两种方法：当量管法（只适用于平行管）、流量系数法。

（1）简单输气管道的流量系数计算公式为：

（2）把副管与管道系统中其它管道连接起来的短管称为连通管，用其连通后输气管道系统的流量与连通前流量之比称为连通管的效率

9、输气管道的平均温度：输气管道温降曲线与沿线坐标所包的面积和某一温度与沿线坐标所包的面积相等时，称该温度为平均温度——T cp。T cp越高，输气能力越小。在进行管线设计时，应将夏季低温T0作为水力计算的依据。

10、天然气水合物形成条件：①天然气处于合适的温度和压力；②天然气必须处于或低于水汽的露点温度（天然气的水露点），出现“自由水”。

防止措施：①提高天然气流动温度；②降压；③添加抑制剂；④干燥脱水（根本方法）

11、离心式压缩机的特性曲线是指压缩机的压缩比ε、效率ηn、功率N、压头H、流量Q和转速n的关系曲线。

12、压缩机转速不变时，压缩比随流量的增加而减小；功率随流量的增大而

增大；压头随流量增加而减小。

13、离心压缩机运行时会出现喘振和滞止现象。流量下降时，出现喘振；流量增加时，出现滞止（阻塞）。

14、输气管道和压缩机站组成的输气系统是一个统一的水力系统。

15、首站进站压力P Z1对输气量的影响最大；

16、压缩机站数目越多，P Z对Q的影响越小，起点压缩机站进口压力对数量的影响随站数的增加而增加

17、压缩机站越靠近起点，输气管道的流量越大：（因为）

①压缩机站靠近起点，进口压力升高，体积排量减少，压缩比增加，输量增加；

②站间管段平均压力升高，流速减小，气体沿管路流动时为克服摩擦阻力的能量消耗减少。

18、中间站停运，停运后流量减小，停运站越靠近首站，流量减少越多；停运站前各站进出口压力均上升，停运站越靠近首站，压力上升越多；

停运站后各站进出口压力均下降，停运站越靠近首站，压力下降越多；

离停运站越远，上述变化越小。

19、分气（漏气）时，分气点前管内流量增大，分气点后管内流量减小；分气量越大，上述变化越明显。

分气（漏气）时，分气点前后的管内压力均下降；越靠近分气点，压力下降越明显。

20、集气（进气）时，集气点前管内流量减小，集气点后管内流量增大；集气量越大，变化越明显。

集气（进气）时，集气点前后的管内压力均上升；越靠近集气点，压力上升越明显。

21、对于离心式压气站，常见工况调节措施有5种：①改变压缩机转速n；

②压气站出口节流；③压气站进口节流；④进口导叶角度；⑤回流

22、设计输气管道末段长度时，应：

①末段起点压力（最后一个压缩机站的出口压力）不大于压缩机站最高工作压力，并在钢管强度允许范围内；

②末段终点压力不小于城市配气管网最小允许压力；

23、输气管道末段不仅有输气功能，还应具有储气功能，因此末段一般比其它站间管路长。

24、输气管道5大技术经济参数：管径D、输送压力p、压缩比ε、压缩机站数n、管壁厚度δ。

25、输气管的温度变化与输油管的区别在于输气管中由于存在节流效应，从而天然气的输送温度可能低于环境温度。

26、压力平衡现象：输气管道停输时，管内压力不像输油管那样立即消失，而是仍处于压力状态，高压端气体逐渐流向低压端。起点压力p Q逐渐下降，低压端由于由高压气体流入，终点压力p Z逐渐上升，最终两端压力达到某个平均值p CP，即平均压力，这就是压力平衡现象。

《输油管道设计》

1、输油管道按输送距离和经营方式分为：企业内部和长距离输油

按所输油品分为：原油和成品油

2、输送轻质成品油或轻质低凝点原油的长输管道，沿线不需加热，油品从首站进入管道，经过一定距离后，管内油温会等于管道埋深处的低温，故称为等温输送。工艺计算不考虑管内油流和周围介质的热交换，只需根据泵站提供的压力能与管道所需压力能平衡的原则。

3、泵站的工作特性就是泵站所输出的流量Q和压头H间的变化关系。即运行泵机组的联合工作特性。

4、泵的工作特性：在恒定转速下，泵的扬程H与排量Q的变化关系。还应包括功率N与排量Q特性、效率ηn与排量Q特性。

5、与输送清水时的额定工况相比，输送粘液时泵的扬程和排量都减小，泵的效率降低，轴功率增大。液体粘度越大，泵的允许汽蚀余量越大，吸入特性变差。液体蒸气压越高，允许汽蚀余量越低。

6、压能损失分为两部分：①用于克服地形高差所需的位能；②克服油品沿管道流动过程中的摩擦及装机产生的能量损失转换成的液柱高度，即摩阻损失。

7、管道的工作特性指管径、管长一定的管道，输送性质一定的某种油品时，管道压降H与流量Q的变化关系。数学关系式是：

8、管道的水力坡降：单位长度管道的摩阻损失。表达式为：

9、泵站-管道系统的工作点指在压力供需平衡条件下，管道流量Q与泵站进出站压力等参数之间的关系。

10、三种输油方式；从罐到罐、旁接油罐、密闭输送（从泵到泵）。

11、旁接油罐特点：①各泵进口压力均取决于本站旁接油罐的液面高度及油罐到泵的吸入管道摩阻；②各泵站的排量在短时间内可能不相等；③各泵站的进出口压力在短时间内相互没有直接影响。

12、密闭输送特点：①各站的输油量必然相等；②各站的进出站压力相互直接影响。

13、等温输送工艺计算：

（1）计算温度：以管道埋深处全年平均地温为计算温度。

（2）水力坡降线：表明了管道沿线的压力损失情况。任一点水力坡降线与纵断面线之间的垂直距离表示液体流至该点时管内的剩余压头（动水压力H Z）。

（3）起点与翻越点之间的距离成为管道的计算长度

14、校核动水压力，就是检查管道的剩余压力是否在管道操作压力的允许值范围内。原油及成品油管道的最低动水压力应高于0.2MPa，并在管道的强度范围内。

15、静水压力指油流停止流动后，由地形高差产生的静液柱压力。

16、中间站停运后，全线流量Q减小，停运站前各站压力升高，停运站后各站压力下降。

17、中间站漏油后，全线压力P下降，漏油站前各站流量增加，漏油站后各站流量减小。

18、改变管道工作特性——节流调节；

19、在各个参数中，对温降影响较大的是总传热系数K和流量G。

20、温度参数的确定考虑：①油品粘温和其他物理性质；②管道停输时间；

③经济比较。加热温度不超过100℃。如原油为“先炉后泵”，则加热温度不高于初馏点。

21、加热站进站油温取决于经济比较和运行安全的需要，凝点较高的含蜡原油进站温度略高于凝点。

22、设计热油管道，至少应分别按其最低及最高的月平均温度计算温降及热负荷

23、管道总传热系数K是油流与周围介质温差为1℃时，单位时间内通过管道单位传热表面所传递的热量。表示油流与周围介质散热的强弱

24、管道散热的传递过程：①油流至管壁的放热；②保温层的热传导；③管外壁至周围土壤的热传导

25、热油管道的摩阻计算特点：①单位长度摩阻不是定值；②摩阻损失按一个加热站间距计算

26、热油管道泵站布置特点：①加热站间管道的水力坡降线是一条斜率不断增大的曲线。②加热站处水力坡降线的斜率会突变，因为进出站油温突变。

27、顺序输送混油机理：①对流传递；②扩散传递。

层流流态下（要求在高流速下运行），管道横截面上的流速分布不均匀是造成混油的主要原因（一般情况下不允许层流输送）。

湍流时，扩散传递是主要混油原因。

层流出现混油量大于紊流是因为出现楔形油头。

28、减少混油措施：①采用密闭输送，并尽量简化中间站流程；②尽量不用副管；③尽量消除不满流；④确定输送次序时，尽量选择性质相近的油品互相接

触；⑤两种油品交替时尽量加大输量；⑥尽量不要停输；⑦混油头和混油尾尽量收入大容量的纯净油品储罐中。

29、由临界油温判断含蜡原油的流态变化；由反常点温度判断流型变化。

30、“先泵后炉”常用于“旁接油罐”，“先炉后泵”常用于“从泵到泵”

31、顺序输送的最优循环数考虑油罐的投资和运行管理费用、混油损失。影响混油的因素：流态、输送次序、初始混油、中间泵站及停输

油气输送管道的运行特点及常见事故通用范本

内部编号：AN-QP-HT851 版本/ 修改状态：01 / 00 When Carrying Out Various Production T asks, We Should Constantly Improve Product Quality, Ensure Safe Production, Conduct Economic Accounting At The Same Time, And Win More Business Opportunities By Reducing Product Cost, So As T o Realize The Overall Management Of Safe Production. 编辑：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 油气输送管道的运行特点及常见事故 通用范本

油气输送管道的运行特点及常见事故通 用范本 使用指引：本安全管理文件可用于贯彻执行各项生产任务时，不断提高产品质量，保证安全生产，同时进行经济核算，通过降低产品成本来赢得更多商业机会，最终实现对安全生产工作全面管理。资料下载后可以进行自定义修改，可按照所需进行删减和使用。 1．油气输送管道的运行特点 长距离输油(气)管道是一个复杂的工程系统，它的安全运行与国民经济发展和城市居民生活用气息息相关。长距离输油(气)管道除了具有管径大、输送距离长、工作压力高、输油(气)量大和长年连续运行的特点外，还具有如下的特点： 长距离输油(气)管道除了少数跨越河流、铁路和公路的管段为架空敷设外，绝大部分管段为埋地敷设。管道埋地敷设的优点是受地形地物的限制小，管道不易遭受外部机械作用的损

长输油气管道安全运行管理浅析(2020年)

( 安全论文 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 长输油气管道安全运行管理浅 析(2020年) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.

长输油气管道安全运行管理浅析(2020年) 摘要：随着经济的持续快速发展和能源市场需求的显著增长，我国油气管道建设增速迅猛。如何保障动辄穿越几千公里，蔓延中国大地的长输油气管道的安全，已成为越来越突出的问题。本文就如何加强长输油气管道安全运行管理进行了深入的探讨。 关键词：长输油气管道；安全运行；管理 1．引言 在工业现代化发展的今天。人们对石油、天然气及其产品的需求日益增多，而油、气产地与消费中心位置的不一致性，常常需要采用长距离的管道运输。从偏僻的矿区到繁华的都市；油、气管道翻山越岭、穿树跨谷，敷设在变化十分复杂的环境中，遁受着各种腐蚀介质的侵袭，一旦发生危险，那么后果不堪设想。因此，加强长输油气管道安全运行管理极为重要，本文就此进行探讨。

2．长输油气管道安全运行管理的必要性 随着中国国民经济的持续快速发展和能源市场需求的显著增长，我国油气管道建设增速迅猛。自1959年中国第一条长输油气管道--新疆克拉玛依油田至独山子炼油厂原油外输管道投产以来，50年间中国长距离输油输气管道建设取得了长足进展。截至2009年，中国国内已建油气管道的总长度达6万千米，其中原油管道1.7万公里，成品油1.4万公里，天然气3.1万公里，并初步形成了跨区域的油气管网供应格局。 长输油气管道作为国家重要的基础设施和公用设施，关系到国家能源安全和社会稳定。目前中国油气管道建设已进入第四个高峰期。而油气管道具有易燃、易爆和毒性等特点，管道的安全运行非常重要。油气管道长期服役后，会因外部干扰、腐蚀、管材和施工质量等原因发生失效事故，导致火灾、爆炸、中毒事件的发生，造成重大经济损失、人员伤亡和环境污染。 我国不少管线已运行多年，特别是集输管线时间更长一些，在用管道中有约60％服役时间超过20年，东部管网服役运行已30多

关于油气输送管线干线钢管选用

关于油气输送管线干线钢管选用的若干问题油气输送管线干线钢管选用一般应考虑五个问题：1.钢管标准的选用2.钢管的化学成分要求3.钢管的机械力学性能4.钢管韧性要求5.制管技术要求。现就这几个问题简述如下，由于时间紧迫可能错漏短缺不少，仅供参考。 一.关于钢管标准 在油气输送用钢管标准的选用中，几乎在较大的产油国与发达国家都有自己的标准。我国油气输送用管道多采用美国API Spec 5L《管线管》的标准.国标《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第一部分A级钢管》（GB9711.1.97）及《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第二部分 B 级钢管》（GB9711.2-99）。由于API Spec 5L是一个通用的最基本的必须技术条件，考虑到各条管线的自然条件差别很大，因此管线的业主往往根据API Spec 5L指明的钢级化学成分和机械性能由购方和制管厂商定，再结合管线的具体情况，对选用的钢管提出一些补充技术规定，其要求比API Spec 5L高。此外，国际标准化组织ISO/TC67技术委员会也制定了管线管交货技术条件，即ISO3183-1 ISO3183-2 ISO3183-3 。这些标准是根据管线服役条件，将钢管分为A.B.C.三类，A类为符合API Spec 5L 的钢管，B类为有韧性要求和特殊无损检验的钢管，C类为输送酸性介质或有低温要求的钢管。 俄罗斯由于大部分地区气候严寒，管线服役条件苛刻，对钢管质量要求除部分内容参照API Spec 5L，如弯曲实验.超声检测等外，关键质量指标

要求较高，而且标准较多较细。 具体标准有：ГOCT20295-85《油气输送干线管道用钢制焊接钢管技术规范》.TY75-86《工作压力7.4MPa带外防腐层的直径530，720，1020，1220和1420MM直缝和螺旋缝电焊钢管技术条件》.TY1104-138100-357-02-96《工作压力7.4MPa带外防腐层螺旋缝电焊钢管技术条件》，TY14-3-1970-97《20号优质碳素钢制增强耐蚀性和抗低温的螺旋缝管电焊钢技术条件》，TY14-3P-04-94，〈北极地区输送石油天然气用直径530-1220MM直缝电焊管钢技术条件》TY322-8-21-96《直径820，920和1220MM直缝电焊管钢技术条件》等。 我国的钢管标准基本上是等效采用API Spec 5L的标准，但在针对各管线的具体情况提出的补充技术条件中比API Spec 5L要求高，也不比俄罗斯钢管质量要求底，如陕京线。涩-宁-兰线，兰-成-渝线，忠-武线，西气东输干线等。而且我国的钢卷板冶炼技术在X70级以内的强度等级均可满足技术要求，螺旋管的制管质量也可满足技术要求。当然，我国对螺旋管的焊缝残余应力消除上不如俄罗斯的整体热处理或焊缝热处理，也没有API Spec 5L提出的冷扩处理。我国只是在制管过程中用先成型后焊接的办法，保证焊接处切开后的弹复量小于1.5%D，从而减小焊缝残余的应力。 哈萨克斯坦的自然环境条件接近我国新疆地区，可以参照鄯乌线，西气东输线选管技术条件来制定钢管标准。 钢管的化学性能影响到钢管的强度,韧性,可焊接性,耐腐蚀性.过去采用增C(碳)的办法增加强度,但降低了韧性和可焊性.五十年代以后采

油气管道输送习题

天然气管道输送 第一章天然气输送概述 1、什么是天然气虚拟临界常数，在实际中有何应用？ 2、根据热力学稳定判据，推导RK、SRK和PR状态方程的2个参数a、b的表达式。 3、按照压缩系数方程RK、SRK、PR和BWRS，编程计算不同压力和温度下的压缩系数，并说明它们的大致使用范围。 4、什么是气体的对比态原理，在实际中有何应用？ 5、根据气体焓和熵的热力学关系，利用RK、SRK、PR状态方程分别推导实际气体焓和熵的计算公式。 6、根据表1-1和表1-2所提供的不同气田天然气组分，分别按照式1-95和1-102计算不同压力和温度下的气体焓和熵，并与按照图法得到的结果进行比较。 7、根据热力学关系，证明气体质量定压热容和质量定容热容满足式1-108。 8、根据气体热力学关系，证明气体焦耳-汤姆逊系数满足式1-119。 9、如何用RK、SRK、PR状态方程来计算气体的质量定压热容、质量定容热容和焦耳-汤姆逊系数？ 10、什么是燃气的燃烧值？在实际生产中为什么采用低热值而不是高热值？ 11、什么是燃气的爆炸极限？惰性气体含量对爆炸极限有何影响？ 12、定性说明温度对液体和气体粘度的不同影响。 13、根据粘度计算方法，编程计算天然气在不同压力和温度下的粘度。 14、什么是气体的导热系数？给出计算实际气体导热系数的步骤并编程。 15、什么是天然气的水露点和烃露点？说明确定水露点和烃露点的几种方法。 16、如何根据平成常数列线图计算天然气的烃露点？ 17、试说明气体流动连续方程1-159、运动方程1-161和能量方程1-163的物理意义和适用条件。 第二章输气管水力计算 1、在什么情况下，输气管的流量计算公式中可以忽略速度变化对流量的影响？ 2、为什么管道沿线地形起伏、高差超过200m以上，要考虑地形对工艺参数Q或P 的影响？ 3、公式2-53~2-62适用于何种流态？若管内实际流动偏离该液态，应如何处理？ 4、为什么干线输气管道采用高压输气较为经济？ 5、对于已建成的一条输气管道，若要增大输气量，其扩建工程可以采用哪些措施？ 6、流量系数法能解决哪些复杂输气管道的设计计算？

油气管道输送技术课程设计

目录 1 总论 (1) 1.1 设计依据及原则 (1) 1.1.1 设计依据 (1) 1.1.2 设计原则 (1) 1.2总体技术水平 (1) 2 设计参数 (2) 3 工艺计算 (3) 3.1 管道规格 (3) 3.1.1 天然气相对分子质量 (3) 3.1.2 天然气密度及相对密度 (3) 3.1.3 天然气运动黏度 (3) 3.2 管道内径的计算 (4) 3.3 确定管壁厚度 (4) 3.4 确定各管段管道外径及壁厚 (5) 3.5 末段长度和管径确定 (6) 3.5.1 假设末段长度, 内径d=1086.2mm (7) 3.5.2 计算各个参量 (7) 3.5.3 计算储气量 (8) 4 压缩机的位置及校核 (9) 4.1 压缩机站数 (9) 4.1.1 压缩机站的位置 (9) 4.1.2 压缩机站位置的校核 (10) 参考文献 (11)

多气源多用户输气管道工艺设计 1 总论 1.1 设计依据及原则 本设计主要根据设计任务书，查询相关的国家标准和规范，以布置合理的长距离输气干线。 1.1.1 设计依据 （1）国家的相关标准、行业的有关标准、规范； （2）相似管道的设计经验； （3）设计任务书。 1.1.2 设计原则 （1）严格执行现行国家、行业的有关标准、规范。 （2）采用先进、实用、可靠的新工艺、新技术、新设备、新材料，建立新的管理体制，保证工程项目的高水平、高效益，确保管道安全可靠，长期平稳运行。 （3）节约用地，不占或少占良田，合理布站，站线结合。站场的布置要与油区内各区块发展紧密结合。 （4）在保证管线通信可靠的基础上，进一步优化通信网络结构，降低工程投资。提高自控水平，实现主要安全性保护设施远程操作。 （5）以经济效益为中心，充分合理利用资金，减少风险投资，力争节约基建投资，提高经济效益。 1.2总体技术水平 （1）采用高压长距离全密闭输送工艺； （2）输气管线采用先进的SCADA系统，使各站场主生产系统达到有人监护、

油气输送管道穿越工程设计要求规范(GB50423-2015)

油气输送管道穿越工程设计规范（GB50423-2007） 3.1 基础资料 3.1.1 穿越工程设计前，应取得所输介质物性资料及输送工艺参数。其要求应按现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253和《输气管道工程设计规范》GB 50251的规定执行。 3.1.2 穿越工程设计前，应根据有关部门对管道工程的环境影响评估报告、灾害性地质评估报告、地震安全评估报告及其他涉及工程的有关法律法规，合理地选定穿越位置。穿越有防洪要求的重要河段，应根据水务部门的防洪评价报告，选定穿越位置及穿越方案。 3.1.3 选定穿越位置后，应按照国家现行标准《长距离输油输气管道测量规范》SY/T 0055和《油气田及管道岩土工程勘察规范》SY/T 00 53，根据设计阶段的要求，取得下列测量和工程地质所需资料： 1 工程测量资料，包括1:200～1:2000，平面地形图(大、中型工程)与断面图； 2 工程地质报告，包括1:200～1:2000地质剖面图、柱状图、岩土力学指标、地震、水文地质及工程地质的结论意见。 3.1.4 应根据下列钻孔布置要求获取地质资料： 1 挖沟埋设穿越管段，应布置在穿越中线上。 2 水平定向钻、顶管或隧道敷设穿越管段，应交叉布置在穿越中线两侧各距15～50m处。在岩性变化多时，局部钻孔密度孔距可布置为20～30m。 3.1.5 根据现行国家标准《中国地震动参数区划图》GB 18306，位于地震动峰值加速度a≥0.19地区的大中型穿越工程，应查清下列四种情况，并取得量化指标： 1 有无断层及断层活动性质、一次性最大可能错动量。 2 地震时两岸或水床是否会出现开裂或错动。 3 地震时是否会发生基土液化。 4 地震时是否会引起两岸滑坡或深层滑动。 3.1.6 穿越管段应有防腐控制的设计资料。 3.2 材料 3.2.1 穿越工程用于输送油气的钢管，应符合现行国家标准《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第1部分：A级钢管》GB/T 97 11.1或《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分：B 级钢管》GB/T 9711.2的规定，并应根据所输介质、钢管直径、钢管壁厚、使用应力与设计使用温度等补充有关技术条件要求。对于管径小于DN300，设计压力小于6.4MPa的输油钢管或设计压力小于 4.0MP a的输气钢管，可采用符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/

浅谈油气长输管道施工中的应急管理要点

浅谈油气长输管道施工中的应急管理要点 发表时间：2019-12-31T14:11:29.983Z 来源：《防护工程》2019年17期作者：张晓丽[导读] 制定整改措施，并应跟踪督查整改情况。并根据应急演练评估报告对相关应急预案的改进建议，由编制部门按程序对预案进行修改完善。 中石化石油工程建设有限公司 摘要：分析长输管道施工中的风险及可能造成的事故，结合施工单位特点，提出相应的应急管理要点，以加强应急管理，提高对突发事故的应急反应、现场处置和应急救援速度，增强综合处置突发事故的能力。关键词：长输管道；风险识别；应急管理；演练油气管道是石油、石化企业的主要生产工艺设施，其输送的介质是易燃、易爆物质。长距离输油输气工程往往具有工期紧、质量要求高、管道施工的条件复杂、作业环境恶劣、高风险作业多的特点，易发生各类安全生产事故，因此要在长输管道建设过程中,加强安全环保风险识别意识,根据风险识别及评估及控制措施，加强应急管理，提高对突发事故的应急反应、现场处置和应急救援速度，增强综合处置突发事故的能力，有效地开展自救和互救，预防和控制次生灾害的发生，最大限度地减少事故造成或可能造成的人员伤害、财产损失、环境破坏和社会影响。 1长输管道施工风险识别 图1 长输管道施工工艺流程 对以上施工工艺流程采用JSA分析方法得出可能发生以下几类风险度较高的事故：1.1触电。在运布管环节吊杆刮碰输电线路触电伤人、使用焊接设备时“一机一闸一保护”落实不到位，电源线直接敷设在金属构件上；开关箱箱体内没有设置保护接地和工作接地端子排，箱体与箱门跨接线没有与PE端子排做电气连接；过路电缆无保护措施；焊接设备电源线、二次线接线不规范，用电设备接地不规范；对停用的开关箱未及时断电、上锁等均有可能造成触电事故。 1.2起重伤害。未按要求编制吊装方案，在运布管等吊装作业中吊物坠落、超重、碰撞造成人员伤害、设备损坏，起吊前未进行试吊，吊物超载，吊物捆绑不牢、吊索超过安全符合等均有可能造成起重伤害事故。 1.3火灾爆炸。动火作业长期服役的管道由于腐蚀穿孔、设备的更新和管网的调整或其他因素，往往需要对停输或不停输状态下的输送管道实施动火作业，若动火措施不当，会引发各种火灾爆炸事故，造成人员伤亡和经济损失。 1.4坍塌。不按技术要求放坡，进入坑洞、管沟作业未落实防坍塌措施，未按技术要求顶管均有可能造成坍塌事故。在发生这些事故时，提高对突发事故的应急反应、现场处置和应急救援速度，增强综合处置突发事故的能力，有效地开展自救和互救，预防和控制次生灾害的发生，可以最大程度地减少事故造成或可能造成的人身伤害、财产损失、环境破坏以及社会影响。2应急管理要点 2.1建立完善的应急管理体系 建立完善的应急管理组织体系，健全应急管理制度和组织机构、职责，层层落实应急管理责任。设立应急管理办公室，做为统筹应急管理工作的组织机构，各科室（部门）明确专（兼）职应急管理人员，履行信息汇总、值守应急、综合协调等职能，在应急管理工作中各司其职，发挥运转枢纽作用。加快突发事件信息报告、预测预警、应急响应、应急处置及调查评估等机制建设。建立各类风险识别、评估、分级等管理制度，落实风险防范和控制措施，对风险实行动态管理和监控，重大风险隐患要进行实时监控。 2.2制定完善的应急预案 合理、有效的应急预案可以提高事故中处理工作的效率，减少伤亡与财产损失，所以应加强应急预案的合理性、科学性及人员对预案的掌握情况。长输管道施工项目要做好应急预案（现场处置方案）编制、管理工作，根据实际情况制订和完善应急预案，明确各类突发事件的防范和处置程序。构建覆盖石油工程建设单位各个方面、各个层级的预案体系，做好各级预案的衔接工作。强化预案编制质量，增强预案的可操作性、针对性以及科学性。加强对预案的动态管理，明确应急预案修订、备案、评审、升级与更新制度，同时必须组织相关技术、安全、设备、生产等人员制定有针对性的现场处置方案。 2.3 加强应急演练、评估 经常性地开展应急预案演练，不断提高实战能力。 2.3.1做好演练准备工作

油气输送管道的运行特点及常见事故正式版

Through the reasonable organization of the production process, effective use of production resources to carry out production activities, to achieve the desired goal. 油气输送管道的运行特点及常见事故正式版

油气输送管道的运行特点及常见事故 正式版 下载提示：此安全管理资料适用于生产计划、生产组织以及生产控制环境中，通过合理组织生产过程，有效利用生产资源，经济合理地进行生产活动，以达到预期的生产目标和实现管理工作结果的把控。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 1．油气输送管道的运行特点 长距离输油(气)管道是一个复杂的工程系统，它的安全运行与国民经济发展和城市居民生活用气息息相关。长距离输油(气)管道除了具有管径大、输送距离长、工作压力高、输油(气)量大和长年连续运行的特点外，还具有如下的特点： 长距离输油(气)管道除了少数跨越河流、铁路和公路的管段为架空敷设外，绝大部分管段为埋地敷设。管道埋地敷设的优点是受地形地物的限制小，管道不易遭受外部机械作用的损坏，而且土壤能对加

热输送的管道起到较好的保温作用，使管道基本不受恶劣气候的影响。其缺点是管道一旦发生泄漏事故，不容易被发现。 长距离输油(气)管道的站间管路只有一条，没有备用管路，一处发生事故而导致输送中断，就要全线停输。采用加热输送的原油管道，如果停输时间过长，还有可能造成重大的凝管事故。 长距离输油(气)管道多在野外，处理线路上的事故时，大部分在远离基地的野外进行。抢修作业施工条件差，工作量大，机械化水平要求高，交通运输不便，因而管道事故抢修作业的难度很大。 长距离输油(气)管道的输送距离长，线路可能经过不同的地形和地质构造，地

浅谈油气长输管道杂散电流干扰评价与防护

浅谈油气长输管道杂散电流干扰评价与防护 论文简述了油气长输管道阴极保护系统的各项控制要点，分别阐述了交流干扰和直流干扰对检测效果的影响及相应的防护措施，旨在通过分析交直流干扰的形式与危害性，找出有效的抗干扰检测与评价手段，为保障油气长输管道稳定运行提供参考。 【Abstract】The paper briefly describes the control points of cathodic protection system for long distance oil and gas pipeline，separately expounds the influence of AC interference and DC interference on the detection effect and the corresponding protective measures. The purpose of analyzing the form and harmfulness of AC-DC interference is to find out effective anti-interference detection and evaluation means，and provide reference for ensuring the stable operation of long-distance oil and gas pipeline. 标签：阴极保护；油气长输管道；杂散电流 1 引言 油气长输管道是油气供应系统的重要基础设施。在油气长输管道服役过程中，难免会受到各种环境因素的影响而影响其运行，其中高压输电线路以及现代化电气设备产生的杂散电流干扰对管道外防腐层的破坏不断加重，严重影响到油气管道安全运行，给企业造成重大损失。阴极保护系统是油气管道运输安全性和稳定性的重要保障，而交直流干扰对阴极保护的影响是油气管道安全运行的主要隐患之一，因此，阴极保护系统抗干扰检测的评价与防护是当前油气管道安全保护的重要内容之一，对保障油气管道阴极保护系统稳定运行具有重要意义。 2 陰极保护系统的控制要点 在油气长输管道运行过程中，管道会与土壤中的腐蚀介质发生电化学反应，从而造成电化学腐蚀，需要对管道采取电化学保护，工程中经常采用阴极保护的方式对管道进行保护。阴极保护系统运行维护时，保护电位是判断其正常运行与否的关键指标，保护电位应满足《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T 21448-2008的相关规定。在实际运行过程中，阴极保护电位受到多种因素的影响与制约，比如管道沿线土壤电阻率，土壤理化性质，土壤微生物、杂散电流等。其中，杂散电流干扰是影响阴极保护电位最常见也是最严重的因素之一，杂散电流干扰会引起阴极保护电位的波动，从而破坏阴极保护系统。因此控制杂散电流干扰是保证阴极保护正常运行的关键要点[1]。 3 交流干扰检测评价与保护措施 3.1 交流干扰检测评价

油气管道技术现状与发展趋势

油气管道技术现状与发展趋势 王功礼王莉 中国石油天然气股份有限公司规划总院 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。特别是高凝含腊原油的加热输送、原油热处理及加剂综合处理工艺、天然气管道的设计和施工技术已达到或接近国际先进水平。文章简要论述了国内外在原油、成品油、天然气输送管道方面的技术现状及发展趋势，结合国内外管道技术发展的实际情况和未来趋势，提出了我国油气管道行业应加强对油气输送工艺、油气储存技术、油气管道完整性评价及配套技术、油气管道运行管理、管道信息管理系统、管道施工技术6 个方面的研究。 关键词 世界范围原油天然气成品油管道设计技术发展趋势分析评价 世界能源需求的扩大和发展加速了世界长距离油气管道的建设步伐。据统计，2003 年全球正在建设和规划建设的油气管道总长约7.6万km；今后15 年内世界管道的长度将以每年7%的增长率增长，其中天然气管道的建设将占据主导地位。未来世界将新增东北亚、东南亚、南美洲3 大输气管网。 原油管道技术现状及发展趋势 1世界原油管道技术现状 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85%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。 例如：美国的全美管道是目前世界上最先进的一条热输原油管道，全长2 715 km，管径760 mm，全线采用计算机监控和管理系统（SCSS）。在控制中心的调度人员通过计算机可实现管道流量、压力及泵、炉、阀等设备的自动控制，仿真系统软件可完成泄漏检测、定位、设备优化配置、运行模拟等功能。 2世界原油管道技术发展趋势 目前，世界各国尤其是盛产含蜡黏性原油的大国，都在大力进行长距离管道常温输送工艺的试验研究。随着含蜡高黏原油开采量的增加以及原油开采向深海发展，各国都特别重视含蜡高黏原油输送及流动保障技术研究。挪威、法国、英国、美国等石油工业发达国家在含蜡高黏原油流变性及其机理、管道蜡沉积预测等方面达到很高水平，并将带来应用技术的新突破。

油气输送管道与铁路交汇工程技术及规定(新版)

When the lives of employees or national property are endangered, production activities are stopped to rectify and eliminate dangerous factors. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 油气输送管道与铁路交汇工程技 术及规定(新版)

油气输送管道与铁路交汇工程技术及规定 (新版) 导语：生产有了安全保障，才能持续、稳定发展。生产活动中事故层出不穷，生产势必陷于混乱、甚至瘫痪状态。当生产与安全发生矛盾、危及职工生命或国家财产时，生产活动停下来整治、消除危险因素以后，生产形势会变得更好。"安全第一" 的提法，决非把安全摆到生产之上;忽视安全自然是一种错误。 第一章总则 第一条为统一油气输送管道（以下简称“管道”）与铁路相互交叉、并行工程的技术和管理要求，保障管道和铁路设施的安全，依据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》、《中华人民共和国铁路法》和《铁路安全管理条例》，制定本规定。 第二条本规定适用于管道与铁路相互交叉、并行的工程（以下统称“交汇工程”）。油、气田集输管道与铁路相互交叉、并行，其条件相近时可参照执行。 第三条管道与铁路交汇时应遵循以下原则： 1.安全第一、预防为主。交汇工程应确保铁路运输安全和管道运行安全，特别是高速铁路、城际铁路等旅客列车的运输安全。 2.后建服从先建，尽量减少对既有设施的改建。 3.综合考虑铁路和管道行业规划。

陆上油气输送管道建设项目安全审查要点(试行)

陆上油气输送管道建设项目安全审查要点 （试行） 1 适用范围 本要点适用于中华人民共和国境内主要遵循《输气管道工程设计规范》（GB50251）或《输油管道工程设计规范》（GB50253）等标准设计的新建、改建、扩建陆上油气输送管道（以下简称油气管道）建设项目的安全审查。 2 术语和定义 2.1 油气管道 油气管道是指输送符合有关标准质量要求的石油、天然气管道及管道附属设施，其中石油是指原油和成品油，天然气是指常规天然气、页岩气、煤层气和煤制气等。 不包括油气海底管道、城镇燃气管道、油气田集输管道和炼油、化工等企业厂区内管道。 2.2 安全设施 安全设施是指在油气管道输送过程中用于预防、控制、减少和消除事故所采用的设备、设施及其他技术措施的总称。包括但不限于附件中所列安全设施。 3 安全条件审查主要内容 3.1 评价范围 是否准确说明安全评价范围。是否说明与上下游衔接的工程界面与评价界面。如分期建设，要说明分期建设界面。改（扩）建工程要说明其与在役工程的界面与评价界面。 3.2 评价依据 审核评价报告所依据的法律、法规、规章、规范性文件、标准规范是否有效、准确，相关支持性文件是否有效。 3.3 评价程序 安全评价程序是否符合通用安全评价程序。 3.4 评价资质 3.4.1 建设单位 是否说明建设单位基本情况、经营范围和建设项目隶属关系等。 3.4.2 可行性研究报告编制单位 可行性研究报告编制单位是否具备油气管道建设项目可行性研究、设计的资质。

3.5建设项目概况 3.5.1基本概况 是否说明建设项目基本概况，无重大缺项、漏项和缺失，包括以下内容： a）建设项目名称、线路起止点、线路长度、站场和阀室的数量及类型、总投资等。 b）输送介质的组分和物性。 c）油气管道线路总体走向、沿线行政区域划分等。 d）输送工艺，设计压力、设计输量、管径、壁厚、管材等基本参数。 3.5.2 自然及社会环境 是否说明沿线地貌、气象、水文、地震及断裂带，以及沿线经济、交通道路等情况。 3.5.3 线路工程 是否说明线路走向、线路用管、管道敷设、阀室设置等油气管道线路工程情况。重点关注特殊地段油气管道路由选择和敷设方式，包括以下内容： a）阀室设置情况，包括阀室设置与地区等级划分（输气管道）、阀室所在地周边环境等。 b）油气管道敷设方式，包括与已有管道、高压输电线路、电气化铁路等并行或交叉情况及敷设方式。 c）油气管道沿线附近有相互影响的主要敏感区域分布情况及敷设方式，包括医院、学校、客运站、城镇规划区、工业园区、飞机场、海(河)港码头、军事禁区等。 d）油气管道河流大、中型穿(跨)越，山岭隧道穿越，公路(二级以上)穿（跨）越、铁路穿(跨)越情况。 e）油气管道沿线滑坡、崩塌、泥石流、盐渍土、湿陷性黄土、淤泥质软土、多年冻土、季节性冻土等主要不良地质段分布情况及敷设方式。 f）油气管道沿线山区、沟谷、沙漠、水网等特殊地段分布情况及敷设方式。 g）油气管道经过地震强震区及地震断裂带特别是全新世地震断裂带情况及敷设方式。 h）油气管道经过矿山采空区情况及敷设方式。 i）油气管道标识和伴行道路设置情况。 3.5.4 站场工程 是否说明站场工程基本情况，包括站场设置及等级划分、站场功能及工艺流程、站场区域位置和总平面布置、主要设备设施等。输气站场要说明放空系统设计及与周边设施间距。

浅谈油气长输管道的施工安全管理 王秋元

浅谈油气长输管道的施工安全管理王秋元 发表时间：2019-05-06T11:49:01.723Z 来源：《建筑模拟》2019年第8期作者：王秋元 [导读] 随着科技水平的不断提高，我国油气储运行业蓬勃发展。 王秋元 华油工建公司河北任丘 062552 摘要：为了保证油气的安全稳定输送，加强长输管道的建设质量就显得尤为重要，但是在目前油气长输管道施工过程中，由于其存在很多的问题，严重的影响了施工的安全，所以加强风险管控的效果成为了油气长输管道施工中的重点内容。 关键词：油气；长输管道；施工安全管理 引言 随着科技水平的不断提高，我国油气储运行业蓬勃发展。通常油气传输的路程都比较长，故而为了最大限度的保障运维作业的安全稳定性，确保施工作业人员的生命财产安全，应当深入探究运维技术，并加大安全管理力度，促进行业的快速发展。 1长输油气管道工程建设中存在的安全问题 首先，建设过程中的环境因素给管道施工不同程度的造成了安全方面的影响，由于管道大部分建在户外，途径地形复杂，有平原、丘陵、浅滩、菏泽、山地、甚至跨海等，在建设管道之前没有对施工地形有一个全面的勘察，盲目的建设使得管道在建设过程中出现施工难度加大，导致安全风险提高，同时也为后期使用埋下安全隐患；其次对使用材料的选型准备工作不够严谨，监管不力，使工程质量大打折扣；同时在管线喷砂除锈过程中设备老化，临时用电管理不严格，人身防护措施不到位，导致人身伤害；钢管石油沥青加强级防腐过程中发生人员烧伤烫伤及中毒；管段运输过程中，运输设备不符合安全要求，吊装作业不办理特种作业票，不能严格按照吊装作业程序施工，发生人员手扶中重物，存在安全风险；道路运输时，驾驶人员对运输路线上的行人地形等不能进行准确的危害识别及判断，发生交通事故；钢管管段预制、无缝钢管安装、管件安装过程中由于采用电弧焊焊接易导致触电事故，在管线组对过程中易发生人员挤伤碰伤；机械或人工管沟开挖回填、埋地管道的交叉穿越过程中，存在机械伤害、土石方塌方、掩埋、破坏其他管线导致泄露、环境污染等；管道压缩空气吹扫、管道水压试验过程中发生爆炸、人身伤害；管道与系统连头过程中发生污染物泄露导致环境污染，空间受限导致人员伤害等；管道预热过程中由于热胀冷作发生管线蠕动，焊口撕裂，污染物泄露，造成环境污染。 2油气长输管道的施工安全管理措施 2.1合理的控制技术风险 施工技术是确保管道工程施工质量的重要因素，因此在施工中，要加强技术风险控制的效果，加强技术使用的标准性和规范性。具体做法为：一是对不同施工技术存在的风险开展有效的规避和控制工作。在对施工现场环境进行全面的分析和研究后，科学合理的规划施工方案，增强技术使用的有效性。二是做好技术交底工作。由于现今社会发展速度的加快，很多施工技术逐渐被推广和应用，在使用这些新型施工技术时，一定要根据工程的实际情况，合理的控制施工内容，降低风险的发生。三是在使用一些不成熟施工技术的时候，一定要安排专业人员进行从旁指导，增强技术应用的合理性，以此有效的强化施工的整体质量。 2.2拟定安全行为标准，促进沟通 根据相关数据调查结果显示，不安全行为的产生有其内在机理，从施工作业人员的角度来说，不安全行为的具体表现主要包括自身对外界环境及信息的感知、判断和执行。至于管道运维作业行为安全标准规范的拟定和沟通，通常会在每月初进行，由管道企业现场安全工程师统一组织视频会议，且各承包单位的基层班组长、上月有不安全行为记录的基层员工和安全管理人员都要参与，共同分析不安全行为的具体原因，并制定当月的作业计划，商讨不安全行为控制标准，之后再生成以月度为单位的安全行为清单，将清单在各项安全培训和职业素质教育中进行公布，确保全体人员深入了解清单的具体内容。 另外安全行为标准拟定和磋商，重点在于强化基层作业人员和班组成员的安全责任意识，为具体工作提供参考标准和依据，以便其严格遵守规范，减小不安全行为的发生。 2.3安全行为进行系统巡查和干预 在拟定安全行为标准规范后的每个月下旬，管道企业及承包单位的管理决策层，要深入施工作业现场，开展安全行为观察和干预工作。基于管道运维作业具有点位分化数量点、场所分散、工程时间跨度小的特征，管道企业应合理应用现代通讯设备，解决安全行为监督管理落实不到位的问题。除了要进行日常检查和突击抽查外，各级安全管理人员要通过视频进行远程巡视，对不安全行为实行在线监督，针对同一个项目，建立微信资源交互群，通过文本信息、图片、视频等交流方式，进行安全管理指导。对于行为安全管理工作来说，行为安全观察与干预能够起到至关重要的作用。管道运维作业企业可以结合实际业务需求，综合评估资源储备，构建监管管理层安全观察与干预数据采集通道，为后续工作的开展创造有利条件。 2.4加大风险监控的力度 ①对已经辨识的风险进行跟踪。定期对施工情况展开详细的勘察工作，并对风险监测清单中的内容执行实时的观察，降低风险发生的概率，如果风险已经发生，则需立即执行风险应对计划；对于实施应对措施效果不明显的环节，应该启动风险应急预案或者采取紧急措施。②加大施工中新风险的识别力度。定期对施工各环节的情况开展检查工作，识别其中是否有新风险项目产生。对于已经产生的风险要进行合理的判断，从而制定有效的解决措施。③对施工中已经制定的相应风险管控内容进行重新的审查，并对其中存在的问题予以有效的完善，以此强化管控的效果，并为后期的风险管理提供依据。④费用偏差分析。该方式主要是对施工过程中资金的使用情况以及施工时间进行准确的计算，且通过与原计划的对比找出其中出现的偏差，从而制定合理的改善措施，在确保施工质量的基础上，降低成本的消耗，缩短施工时间。费用偏差分析主要考察的有费用偏差、进度偏差、费用执行指标、进度执行指标这四个。通过该方面的查验，一方面可以对风险管理的内容进行优化和完善，从而提升风险管控的能力和水平；另一方面还可以在风险管理工作中，加强新风险识别的效率，以此完善动态管理系统的构建。 2.5油气长输管道风险评价方法和标准 对油气长输管道进行风险评价是工作人员需要日常进行的长期性工作，它主要是说在油气长输管道的运输过程中要对其运行维护工作

油气输送管道与铁路交汇工程技术及管理规定《国能油气﹝2015﹞392号》

油气输送管道与铁路交汇工程技术及管理规定 第一章总则 第一条为统一油气输送管道（以下简称“管道”）与铁路相互交叉、并行工程的技术和管理要求，保障管道和铁路设施的安全，依据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》、《中华人民共和国铁路法》和《铁路安全管理条例》，制定本规定。 第二条本规定适用于管道与铁路相互交叉、并行的工程（以下统称“交汇工程”）。油、气田集输管道与铁路相互交叉、并行，其条件相近时可参照执行。 第三条管道与铁路交汇时应遵循以下原则： 1. 安全第一、预防为主。交汇工程应确保铁路运输安全和管道运行安全，特别是高速铁路、城际铁路等旅客列车的运输安全。 2. 后建服从先建，尽量减少对既有设施的改建。 3. 综合考虑铁路和管道行业规划。 4. 保护环境，节约资源，经济合理。 5. 平等协商、互相支持。 第四条交汇工程除应执行本规定外，尚应符合国家相关法律、法规和强制性标准的规定。

第二章管道与铁路交叉 第五条管道与铁路交叉位置选择应符合下列规定： 1. 管道不应在既有铁路的无砟轨道路基地段穿越，特殊条件下穿越时应进行专项设计，满足路基沉降的限制指标。 2. 管道和铁路不应在旅客车站、编组站两端咽喉区范围内交叉，不应在牵引变电所、动车段（所）、机务段（所）、车辆段（所）围墙内交叉。 3. 管道和铁路不宜在其他铁路站场、道口等建筑物和设备处交叉，不宜在设计时速200公里及以上铁路及动车组走行线的有砟轨道路基地段、各类过渡段、铁路桥跨越河流主河道区段交叉。确需交叉时，管道和铁路设备应采取必要的防护措施。 4. 管道宜选择在铁路桥梁、预留管道涵洞等既有设施处穿越，尽量减少在路基地段直接穿越。 第六条管道与铁路交叉宜采用垂直交叉或大角度斜交，交叉角度不宜小于30°。 当铁路桥梁与管道交叉条件受限时，在采取安全措施的情况下交叉角度可小于30°。 当管道采用顶进套管、顶进防护涵穿越既有铁路路基时，交叉角度不宜小于45°。 第七条当管道穿越铁路有砟轨道路基地段时，可采用顶进套管、顶进防护涵、定向钻、隧道等方式。

石油天然气长输管道用地管理浅析

石油天然气长输管道用地管理浅析 摘要：油气长输管道及其设施的建设、使用和维护都要依附于土地，以临时、永久或其他方式占用土地。油气长输管道的高速发展带来了管道项目用地的日趋紧张，主要表现在“征地”困难和阻工现象不断发生，还包括管道建设与城乡规划、管道施工与环境保护、管道安全与土地利用、管道与其他工程相遇等一系列矛盾。这些矛盾在管道项目建设中成为制约工程进展最显著的因素，进而用地管理就成为油气长输管道项目管理的重要内容。 关键词：长输管道用地管理 一、油气长输管道项目用地管理的必要性 油气长输管道项目需要单独的用地管理，主要是因为其用地具有特殊性和用地的取得非常困难。大量的管道工程实践表明，与项目用地相关的问题是除气候外阻碍管道工程进展最主要的因素，而产生这些问题的根源主要在于下述两个方面。 1.油气长输管道项目用地的特殊性 油气长输管道项目由线路、站场、阀室、施工与维修道路（伴行路）等主要工程以及电力系统、通信系统、自动控制系统等管道附属设施组成，线路长，跨度大，涉及的用地类别广泛，用地性质也多种多样。 2.油气长输管道项目用地获取较难 管道通行用地的特殊性和油气长输管道用地的取得缺乏相应的法律支持，是实践中导致“征地”难和不断阻工的直接原因。此外，以下因素也使得长输管道项目用地的获取更加困难和复杂。 2.1同其他建设项目一样，长输管道项目也会遭遇“征地”问题，如征地补偿标准问题、拆迁问题、耕地占补平衡问题、项目沿线水土保持和生态环境保护问题等等。社会对被“征地”方的利益是否得到保护非常关注，土地权利人自身对此也非常敏感，补偿标准常常成为用地冲突的直接诱因。 2.2油气长输管道项目具有公益性和商业性双重属性，它既是国家基础能源设施又是企业的生产经营设施。管道公益性通常要求管道企业在很短的工期内完成项目，管道企业不得不边施工边获取用地；管道商业性又使得管道企业以划拨方式获得用地的合理性受到质疑，并在用地补偿标准的谈判中处于劣势。 2.3在审批制度下，各地方政府执行国家发改委的立项决定，油气长输管道项目只需出具立项批复就能办理地方规划、土地、林业、环保等许可。实行企业投资项目核准制后，国家发改委先听取地方政府的意见，油气长输管道项目需要先获得地方规划、用地预审、环境评价等有效支持文件。长输管道项目一般要经过多个不同的行政区域，因此项目核准的周期通常很长，项目用地的获取也是一个长期过程。 2.4油气长输管道项目用地没有纳入土地利用总体规划，管道建设经常与地方土地利用规划发生冲突，管道企业不得不通过听证来获取用地或者改线，这就意味着管道企业需要承担更多的成本。 2.5在各地方的征地补偿标准中，大多没有油气长输管道项目用地的补偿标准，只能通过土地评估机构估价或者管道企业与地方政府的谈判来确定，最终以地方政府文件的形式执行。但土地权利人对这种补偿标准的认可程度并不高，他们并不关心用地的方式和补偿标准是否合法，而是期望得到更高的补偿数额，更

油气管道输送

《天然气管道输送》 1、天然气从井口到用户经过五大环节：采气、净、输、储、供。三套管网：集气管网、输气干线、城市配气。集输管道系统、长输管道系统、配气管道系统是一个统一、密闭的水力系统。 2、输气管道发展趋势：大口径、高压力、网络化； 高强度、高韧性管材； 地下储气库储气和调峰； 数字化技术应用 采用高压富气输送； 3、长输管线工程设计程序分为规划、项目建议书、可行性研究、初步设计、施工图设计。线路勘察和测量：踏勘、初步勘察、详细勘察。 4、天然气气质指标：发热量、硫化氢含量、总硫含量、二氧化碳含量、水露点。水露点比最低环境温度低5℃。 5、由于输气管道沿线压力的变化，气体的密度也随之变化，压力高，密度大；压力低，密度小。因此消耗于克服上坡管道的能量损失无法被在下坡管道中的气体获得的位能补偿。（为什么地形起伏会对输气工艺参数有影响） 6、输气管道的效率系数E一般小于1。E越小，输气管道越脏，管内沉积物越多，流量越小。 7、输气管道水力计算计算段长度为两个压缩机站间的距离。倍增压缩机站，输气量增加41%。 8、在进行复杂输气管道计算时，可将其化为简单输气管道。两种方法：当量管法（只适用于平行管）、流量系数法。 （1）简单输气管道的流量系数计算公式为： （2）把副管与管道系统中其它管道连接起来的短管称为连通管，用其连通后输气管道系统的流量与连通前流量之比称为连通管的效率 9、输气管道的平均温度：输气管道温降曲线与沿线坐标所包的面积和某一温度与沿线坐标所包的面积相等时，称该温度为平均温度——T cp。T cp越高，输气能力越小。在进行管线设计时，应将夏季低温T0作为水力计算的依据。 10、天然气水合物形成条件：①天然气处于合适的温度和压力；②天然气必须处于或低于水汽的露点温度（天然气的水露点），出现“自由水”。 防止措施：①提高天然气流动温度；②降压；③添加抑制剂；④干燥脱水（根本方法） 11、离心式压缩机的特性曲线是指压缩机的压缩比ε、效率ηn、功率N、压头H、流量Q和转速n的关系曲线。 12、压缩机转速不变时，压缩比随流量的增加而减小；功率随流量的增大而