管道运输报告精选(九篇)

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第1篇：管道运输报告范文

    1.油气管道安全保护法律体系

    美国自1968年颁布《天然气油气管道安全法案》以来,相继出台多部法律法规,逐步完善了油气管道安全保护法律体系[6]:1968年,《天然气油气管道安全法案》授权交通部负责管理油气管道的设计、建设、运营、维修保养以及对油气溢漏事故的应急救护培训;1988年,《油气管道安全再授权法案》规定建立突发事件和溢漏事故的应急协作机制;1992年,《天然气油气管道安全法案》扩大交通部对油气管道的监察职权,要求对高密度人口居住区域的高敏感环境进行识别,对查找定位危险油气管道破裂技术的评估和使用进行了规定;1996年,《可靠的油气管道和安全伙伴关系法案》建立风险管理示范项目,建立最低安全标准和操作人员资格认证;2002年,《油气管道安全促进法案》规定加强联邦油气管道安全程序,国家监督油气管道运营商及进行油气管道安全的公众教育,规定油气管道运营商在高风险区域进行风险分析并执行一体化管理程序,要求在10年内对所有高风险油气管道区内的初期管道进行完好性评估,授权交通部为潜在的安全问题制定安全操作方法;2002年,《国土安全法案及国家保安总统令》授权国土安全部调动整个国家力量保护重要基础设施和关键资源,能源部确保国家能源安全,交通部和国土安全部在所有运输保安和基础设施保护问题上分工协作。此外,美国许多州也制定了相应的管道安全保护法律。

    加拿大先后制定了《能源管理法》、《石油和天然气操作法》、《环境评估法》、《陆上石油天然气管道条例》、《管道穿跨越条例》、《管道公司信息保护条例》等多部法律法规[3]。2004年6月,加拿大国会讨论通过了C7法令,规定国家能源委员会有权定期或不定期视察管道公司,有权对其进行警告和行政处罚。此外,拥有油气资源的省政府有权就油气资源勘探开发生产及管道运输等事宜立法。

    2.油气管道安全监管机构

    1)美国

    美国联邦政府有7个部门负责油气管道安全监管事务,彼此分工明确,形成了较健全的监管体系。

    (1)交通部(DOT)。该部门是美国联邦政府管理油气管道安全的主要机构,其下所设研究和特殊计划局负责监管全美运输行业,包括水路、陆路、空运和管道运输,为运输行业制定安全标准,DOT通过油气管道安全办公室(简称OPS)履行其监管油气管道安全职责。OPS负责制定油气管道的设计、建设、运行及维修最低安全标准,保障油气管道在安全、可靠、环保的状况下运营。OPS目前有143名职员,其中85名为检查员,OPS正申请将检查员增加至109名。OPS组织各种培训,要求新任命的州安全检查员在3年内完成所有的适用培训课程,使其熟知管道安全规则要求。按照法律授权,OPS有权对违反管道安全法律法规的管道公司进行警告、强制执行罚款处罚甚至可以进行刑事处罚。近年来,OPS对管道公司逐渐减少了罚款手段,更多地采用发警告信的方式,这使OPS与各管道公司可以更好地互相合作、有建设性地解决问题。OPS要求管道公司出具事故报告及有关安全状况的年度报告,要求公司对操作者进行资格审查和培训,制定溢漏事故责任制,要求对管道的暴露设施进行有效保护,对在高风险地区管道进行风险评估。OPS要求所有管道公司均参加一呼即通系统,规定在管道安全区附近开展的所有施工活动必须通过该系统事先与地下设施和管道业主联系,在未得到其许可前不得动工。此外,OPS还出版一些细则和手册,向公众宣传安全挖掘和管道保护信息。

    (2)能源部。该部门是美国油气战略主管部门,其下属的联邦能源监管委员会(简称FERC)是独立于政府主管油气工业部门之外的行业监管机构,主要负责审批和监管州际天然气管道项目。FERC由5名委员组成,他们均在征得参议院同意后由总统任命,任期5年。FERC现有550人负责油气监管工作,其中负责管道监管60人。委员会每月召开2次会议,每年向参、众两院汇报一次工作。

    (3)国家运输安全委员会(NTSB)。主要负责事故调查,确定事故发生时的条件和环境、可能的事故原因,提出预防同类事故的建议,并提交调查报告,为美国各州的事故调查提供帮助。尽管国家运输安全委员会无权对涉案各方的权利与责任做出司法决定,但其报告的权威性得到各方尊重,且所有的严重运输事故均由其负责调查,只有当事故涉及国际犯罪,司法部才可能接手。根据联邦法规第49篇第8章第800.3条,下列事故由美国国家运输安全委员会负责调查:所有的民用航空器,非军方、非情报部门的政府飞机或外国飞机发生的事故;与州政府协调后交由NTSB调查的公路运输事故,包括与公路交叉的铁路道口发生的事故;有人员死亡、造成严重财产损失或者涉及客运火车的铁路运输事故;有人员死亡、对环境造成重大危害或造成严重财产损失的油气管道事故;重大海损事故、涉及公共船只与非公共船只之间的水上事故或与海岸警卫队职能发生关联的事故。

    国土安全部。该部门下设的信息分析与基础设施保护局是重要基础设施安全保护工作的主管部门。信息分析与基础设施保护局下设重要基础设施保障办公室和国家基础设施保护中心,前者负责协调重要基础设施(包括油气管道)的安全保护工作;后者负责侦查、预防、打击针对重要基础设施发生的恶意行动,并采取应急救护措施。

    除了上述部门外,美国内务部矿物管理部负责管理大陆架上的油气管道安全,环境保护局负责管理油气溢漏、油气罐、处理厂,司法部负责对违反管道安全法的刑事和民事责任案件进行起诉。大部分州政府也设立了能源管理部门和油气管道监管机构。

    2)加拿大

    加拿大油气行业主管部门为自然资源部,主要负责制定国家总体能源战略和政策目标,并确保资源的合理开发利用和国内能源供应。自然资源部下设的国家能源委员会负责管理石油天然气工业,该委员会有9名委员,均由政府任命,任期7年,可连选连任,现有职员280名。委员会的主要职责是研究国家能源状况,提出有效利用能源的合理建议,审批油气管道设计、建设、运营、维护、废弃及事故调查工作。委员会规定管道公司必须达到其制定的安全运营目标,定期提交安全环保措施实施报告。委员会每3个月对各管道公司进行视察,每2年对其进行风险评估,对违反管道安全法律法规的管道公司可以进行警告、罚款,严重的可以责令公司停业整顿。加拿大各省均有分管能源事务的主管部门,并设有独立的油气管道监管机构。

    美国和加拿大除建立了比较健全的油气管道政府监管机构外,还有很多油气管道安全服务中介机构,在协同政府部门和各管道公司维护油气管道安全方面发挥着重要作用,如北美能源标准委员会、美国洲际天然气协会、美国气体协会、美国石油学会、石油管道学会、气体技术学会、国际管道研究学会等。这些中介机构均有自己的章程和专家,制定了许多油气管道安全运营标准,不仅为管道公司做好安全生产和运营提供了指导,也为政府制定法律提供了参考。

    3.油气管道风险管理机制

    基于法律要求,美国和加拿大政府均在油气管道公司中大力推行风险评估技术,对减少管道运营隐患、保障管道安全起到十分重要作用。美国交通部油气管道安全办公室制定了管道风险管理法规、标准及风险评估总体规划,将人口密集区、环境敏感区、商业航运水域作为高风险区管理范围,要求位于高风险区运营规模超过800km的油气管道公司必须制定风险评估方案,对油气管道定期进行动态评估。在评估基础上,对高风险区进行标注,并采取相应安全防范措施。为了保证风险评估的客观性,专门吸收政府部门、企业、行业协会、保安、安全以及信息自动化等方面的代表进行评估。风险评估的主要方法是将管道被攻击的可能性、面临的风险和威胁、管道薄弱性和目标吸引力4个方面内容作为风险变量,采用“五步分析法”进行风险评估,即:了解管道特点、评估威胁管道内容、分析管道薄弱性、评估风险、提出防范措施。经过“五步分析法”,将威胁等级、目标吸引力等级、隐患等级组成风险等级矩阵,确定管道的风险级别。最后,根据管道风险级别,采取相应措施降低安全风险。

    经过前一阶段的风险评估,美国目前已检查出超过2×104处薄弱环节和隐患,并正采取补救措施。加拿大国家能源委员会借鉴美国做法,也制定了适合该国油气管道风险评估的标准规范。

    4.油气管道企业内部安全保卫

    (1)制定安保计划,加强重点部位的防护。多数管道公司制定了完善的治安计划和应急预案,由安全处长负责督促落实;加强与政府主管部门的沟通和协调,实现信息共享;企业安全与人事部门密切配合,对重点要害部位员工的身份进行严格审查,并进行严格培训;对主控室及一些重要站场派员工值守。

    (2)完善物理防护措施,尽量降低被破坏的风险。美国和加拿大油气管道在建设时就兼顾防破坏、降低管道脆弱性的需要,多数管道埋在地下,同一管道一般埋设3~6根有一定间距的管道;管道主控室一般有2~3个,如美国跨国管道公司有2个主控室,一个主控室位于公司总部,另外一个备用主控室相距较远,可抵御洪水、飓风袭击,备有充足的食品,2~3min内即可启用;为防范汽车炸弹的袭击,重要站场周边一般围有坚固的水泥隔离墩。

    (3)广泛运用高科技手段,加强管道安全监控。美国和加拿大劳动力成本高,很少大量动用人力巡线,更多是运用高科技手段加强防护。多数管道公司采用直升机巡线,部分管道公司每2周用卫星对管道扫描一次。各管道公司普遍应用的高科技防护技术包括地理信息系统、监控和数据采集系统、智能清管器、压降等,如美国新泽西州一家管道公司正在研发运用声纳技术对管道运行情况进行监控。

    (4)广泛发动公众参与管道安全保护工作。管道企业公布举报电话,在管道沿线树立标志牌,向公众发放管道走向图,鼓励公众发现问题及时报告。

第2篇：管道运输报告范文

【关键词】石油管道；安装；技术

中图分类号： F407 文献标识码： A

石油管道建设在石油管道运输中占有非常重大的作用，是石油化工生产中必不可缺的环节，石油管道安装是一个比较复杂的工程，一旦出现问题后果都是不堪设想的，因此从石油管道的安装开始，一直到后期的正式运行，都必须要把石油化工管道的施工重视起来，保证安装工程的质量。

1、安装施工前的技术问题

在进行石油管道的铺设前，施工企业要结合管道施工的实际路况和环境进行考察，要设计精确详细的图纸，避免管道安装施工中出现问题，降低失误的发生几率，尽可能的减少安装管道的成本。

在石油管道的安装过程中，施工企业要对施工中的管道、元件以及其他各种材料的质量进行严格的审查，同时还要保证施工人员对图纸充分的熟悉，结合施工的情况对图纸进行详细的调整，尽可能保证安装管道的施工顺利完成。

2、一般要求

①安装管道前要仔细清理管道部件中的铁屑、砂土等杂物，对有特殊要求的管道要依照设计规定进行处理，之后达到标准之后才能进行安装。

②管道的位置、走向、坡度都要严格遵守设计的相关规定，管道的坡度可用支架的安装高度或金属垫板来进行调整。

③管道的法兰、焊缝以及阀门等连接件的设计要方便操作和维修，不能同墙壁紧贴在一起。

④当管道穿过墙壁或构筑物时，要用套管进行保护，避免管道被破坏。

⑤安装在管道上的仪表导压管、流量计、调节阀等需要同管道同时安装，要符合相关规定。

3、石油管道安装施工技术

目前我国的石油管道项目有两个主要内容组成，分别是铺设管线和管路，管道的铺设结构非常繁琐，因此对安装人员的技术水平有着极高的要求；在进行石油管道的安装时，要依照安装图纸严格进行，严格规范安装的步骤，尽最大的可能提高安装管道的质量。随着我国安装技术的逐渐进步，安装中常见的问题也在逐渐解决，保证石油运输的安全。

3.1管道制作

石油管道建设的材料就是管道，其安装质量的好坏同石油能否顺利运输有着直接的关系，所以必须要严格对建成管道技术进行检查，结合安装图纸、检查管道设计和质量等多个方面来判断管道是否符合运行要求，发现问题要及时采取补救措施；在检测完成之后，要制作质量报告单，交给上级部门进行审核和批复，只有通过之后才能进行管道的安装施工。

3.2焊接

在安装施工管道的工程中，对于焊接技术的要求很高，焊接技术同管道的质量有着直接关系，一旦管道的焊接出现问题，一方面会导致石油的泄漏，浪费石油资源，另一方面也会对环境造成一定破坏，所以对焊接技术人员的操作水平有着极高的要求，以此保证焊接质量，焊接技术主要体现在下面两个方面。

①规范焊接步骤：焊接人员的技术水平同焊接的质量有着直接的关系，所以在人员进行焊接的过程中，必须依照图纸来焊接管道，在焊接管道的过程中还要对完成的焊接点进行标注，方便相关技术人员对焊接完毕的管道进行质量检查；检查时要全面、仔细，尽最大的可能降低焊接中出现的误差，缩小安全事故的发生几率。

②焊接热处理：在焊接管道位置检验合格之后，在保证焊接质量的基础上，要对焊接的位置进行热处理，同时也要对热化后的焊接缝隙做标记，便于技术人员继续抽查；在通过多次抽查达到相关标准之后，相关技术人员要在鉴定报告书上签字。通过热处理能够检查管道是否组后密封，要严格保证管道和焊接质量，避免泄漏的问题出现。

3.3阀门安装

阀门在石油运输的过程中占有很重要的地位，据哟很强的操作性，所以在进行阀门的安装时要把阀门装于便于操作和维修的位置，同时手轮之间的距离要超过1分米，要保证阀门的安装具有操作便利性。在安装水平阀门时，要特别注意阀杆的方向，要保证阀杆处于向上的形态；有些大型阀门比较中，在安装时要从过起吊机器进行安装；在安装行明式阀杆时要考虑人能否顺利通过。

有些施工单位对阀门缺乏足够的了解，进而导致在安装石油管道时出现错用阀门的现象，如在高压石油管道中错用抵押阀门、单项阀门的方向没有注意等，这些问题都很容易导致石油运输事故的发生。所以施工企业必须要加强对员工的培训工作，保证每个人掌握娴熟的技术，降低安装阀门出现的失误。除此之外安装阀门也要进行等级，特别是单向阀门的方向。

3.4防腐技术

在顺利完成管道的焊接工作之后，要进行防腐处理，防腐处理的目的在于延长管道的使用寿命，当前比较常用的防腐材料为石油沥青和环氧煤沥青，其中石油沥青的加强要低于环氧煤沥青，但是在使用时会破坏环境，因此已经逐渐被环氧煤沥青所替代。当使用李强防毒材料作为防腐层时，在防腐层风干前不能进行其它施工，防止对防腐的效果产生影响。

在进行防腐层施工之前，要利用喷砂处理表面的锈渍，降低管道表面的粗糙程度，为了更好的起到除锈作用，在除锈一天之后要在管道表面涂装底漆，使用0.1mm的玻璃布包裹与管道表面，然后用面漆将遮蔽玻璃布的网眼，更好的提高防腐效果。防腐技术技能增强管道的施工质量、延长管道的使用时间，还能解决石油在运输中经常出现的渗漏现象，避免石油对环境造成污染。

总结：

通过上述分析能够看出，石油是促进我国发展的一项重要因素，因此石油管道的安装工作必须要重视起来，要充分结合安装的实际环境，严格依照图纸进行社工，施工人员要具备丰富的理论知识和实践能力，针对出现的问题采取最有效的解决措施；另外在施工的过程中还要加强对施工的监控力度，整体提高管道安装的安全性能。

参考文献：

[1]刘兴毅.石油管道安装施工质量控制[J].中国石油和化工标准与质量，2014，（01）：235+243.

第3篇：管道运输报告范文

关键词：天然气；生产储运安全；对策

管道运输相对于其他方式更方便，高效，成本也很低，所以被广泛运用。理所应当的运输石油、天然气，此外还因为石油，天然气属于易燃易爆类，甚至还会有毒性。因此要确保管道运输的安全性。但是近几年来管道运输却频频发生危险事故，使用时间过长会致使出现腐蚀、质量不过关等现象，就特别容易发生安全事故，引起火灾、严重还会出现爆炸，中毒等，严重危害周围群众健康，引起社会恐慌意识。另一方面造成的环境污染问题也是不可挽回的。在出现泄油，失火，爆炸等事故后，管道失效，应立即采取失效模式、在此基础上并对产生该事故的基础和原因进行客观，分析作出总结报告，进行分析和诊断，吸取教训防止类似事故的再次发生。国家方面也应该加强对管道运输的重视程度，制定严格的管道管理理念，以及具体实际化的各项指标，并不断改进完善，为社会安全还有经济效益作出贡献。怎样才能加强油气管道风险预控及安全管理措施？我认为在国家方面是需要得到正视的，具体列出每个条条框框，有了法律的这一方面的束缚，相信工作人员也会更加上心。坚持以安全为主，制定完善的法律体质制度，还有有完善的监督系统，以儆效尤等方案加强管道安全意识。建立“全员参与，分工合作，团结进步，注重细节，优质服务”的社会相貌，为促进以石油天然气为主的管道运输，安全及可持续发展做出贡献

1贯彻落实油气管道法制

我国相关法律设定的有《中华人民共和国安全生产法》、《石油天然气管道保护法》相继发出，依法贯彻以安全第一预防为主的管道运输观念，同时，让石油天然气管道安全服务更有规格化，公正公开，检测严格根据法律规定，避免暗度陈仓等现象的发生，面对不法分子，严格打压，避免有意破坏管道，打孔盗油等恶劣行为的发生。

2加强隐患排查，定期巡线管理

隐患排视，进行定期查询预防石油，天然气生产储运中的安全，定期排查是很关键的一步，但是因为我国的在这方面相对于其他国家，方式手段有些落后，一些设备和措施也有些低，所以导致了在这方面检测效率相对比较低，存在很多安全隐患。然而定期检测是不能忽视的，只有及时发现和消除事故隐患才能更有力度的保证管道的安全，为以后减少经济以及社会方面忧患。我国在这方面也是有可圈可点的公司，值得我们学习，他们严格根据法律标准，定期排查，频繁的加强巡线管理，开展管道标识治理工作，后期遇到天灾现象，造成了小规模的伤害，这和之前严格的排查，定期巡线管理有脱不了的关系哎，同时也有效预防，避免了恶意破坏管道的情况的发生。

3应急方案提前拟定

第4篇：管道运输报告范文

关键词：石油化工工程建设；管道工程焊接；质量监督管理和控制

在社会飞速发展的今天，石油越发成为社会主要的动力能源，无论是在日常的交通运输中，还是在工业生产机械的运转过程中。因此，政府对石油的重视程度也越来越高，越发的强调石油的运输和存放工艺。石油化工在运输过程中，多数是使用交通罐体运输方式，以及管道运输方式。政府也在整个管道工程建造过程中，强调材料的质量等从基础性方面强化整个工程质量，确保运输安全。然而由于石油在运输过程中，缺乏必要的监督和管理方式，极有可能因为一些极小的因素而引发大规模的泄漏、爆炸等危险性事故。因此，如何提高运输管道的质量，加强运输监督，是有关部门所必须要高度关注的问题。

1 工程质量监督控制

随着石油化工等能源的作用越来越重要，政府相关部门开始出台相关的政策和条例对其的使用、生产和运输等流通的方面进行法律方面的监督管理和维护。并且结合石油生产地的具体情况，针对石油化工工程建设中的管道工程进行质量监督的相关部门，逐渐在生产区域内建立监督管理站点进行监督管理，负责对整个区域的石油化工运输生产工程的监督和管理，尤其是针对产品质量进行高强度的检查，确保产品的质量，提高我国在石油化工产业的形象。

笔者经过对相关监督管理站点走访和调查了解知道，多年来监督站点从管道安装建设工程开始便开始进行监督管理，从图纸的设计安排开始着重强调和安排，规划整个生产和运输过程中所需要的管道的整体质量。其中，尤其是在材料的选择、购买和使用中，多数监督站点一直采取着跟随式监督管理，从而确保石油化工工程建设中管道工程的基础质量。而在整个安装过程中，尤为重视的是管道与管道之间的焊接。如果焊接中出现一点小问题，极容易导致整个石油在运输过程中石油发生泄漏等问题。

2 管道工程焊接质量的整体控制

2.1 管道工程焊接过程中审核整个设计资料

施工单位在进行施工过程前必须要根据吃透整个设计图纸，并且根据现行国家颁布的工程施工标准，提出能够实现圆满完成设计的管道连接方案。

另外在整个施工过程中，根据相关的质量监督管理制度，监督和督促施工人员认真负责的进行施工建设工作。

同时还要阵地施工人员的资格能力进行审核和检查，确保每个施工人员都拥有专门的资格证书，确保他们具有所需要的施工技术。

2.2 针对管道工程焊接过程中所使用材料的质量进行检查

管道工程焊接过程中所使用的材料主要有管材、管件以及一些螺栓和焊接等材料，这些材料质量的高低直接关系到整个工程质量。在针对设计中所涉及的材料进行购买时，必须要保证材料的质量经过国家相关部门的质量检验，并且拥有专门的材料质量保证书。另外，最关键的在于各种材料的规格与设计图纸上标注的数据完全吻合。

如果有些材料并不具备充分而完全的质量保证书，那就必须要在必要的时候对材料进行第二次审核检验，只有在第二次的审核检验中各项标准符合要求，材料才能用在整个施工工程建设中。

施工材料经过彻底的质量审核之后才能进入存储库中，才能在日后的生产过程中大量的使用。

2.3 施工工程焊接质量的检查和审核

整个施工单位在进行施工焊接之后，必须要保证他们的工程质量能够满足多种评定，并且要采用适合工程发展要求的焊接工艺。如果在施工现场中所采用的焊接工艺不能满足工程的需要，那就必须采用其他的焊接工艺来进行补充。在施工过程中针对一些材料质量差或者外部环境比较恶劣的管道焊接工作中，必须要采用十分贴切的焊接工艺来进行焊接，才能保证整个工程的质量。

上岗焊工的持证项目应满足实际安装需要，并应在合格有效期内。监检人员应不定期到施工现场核查焊工资格，检查焊接工艺纪律执行情况。

对焊缝表面质量按照GBJ236-82要求进行检查并作检验记录和施焊记录。焊缝表面质量的检查应在无损检测及耐压试验之前进行。

根据钢材的淬硬性件厚度及使用条件等综合考虑，如需进行焊前预热和焊后热处理者，应根据设计图样规定进行，并应提供施工记录和热处理曲线记录。

2.4 无损探伤检查

无损探伤所采用的方法、探伤比例应符合规范及设计图样的规定，当采用RT方法抽检时，应对每一焊工所焊焊缝按规定比例进行抽检，且每条管线上的抽检数量不得少于一个焊口。抽检位置应由安装单位检验员会同建设单位的检查员在现场共同选定应探伤的焊口，并记下焊口编号，这样可避免有的安装单位对进行探伤部位的焊口能按焊接工艺施焊：用手工钨极氢弧焊打底、手工电弧焊盖面，焊接质量较好，探伤合格比较高；对不探伤的焊口就不按工艺要求施焊，有的连坡口也不开，出现严重的未焊透、根部裂纹等缺陷，为管道在以后生产中的安全运行埋下了隐患。

探伤结束后，安装单位应及时在管道单纯图上准确标明编号、管道材质、规格、焊口位置、焊工代号、探伤焊口位置无损探伤方法等并及时将探伤报告及RT底片交监检人员审查。

焊缝如需返修，应严格执行返修审批手续及记好返修施焊记录，对复探资料和按规范要求扩探的RT底片及报告进行审查，并应在管道单位线图上准确地把返修及扩探焊口标明。

返修必须在热处理（如果有的话）及耐压试验之前进行。

3 管道工程建设结束后的检验

3.1 对于外观的检验。在焊接管道完成后，必须把焊缝表面清理干净，再进行严格的外观检验。所有在设计文件上要求焊缝系数等于1的焊缝或者超声波检验或规定进行100%射线照相检验的焊缝，它们的外观质量都必须高于Ⅱ级。设计文件中对于进行局部超声波检验或者射线检验的焊缝，它们的外观质量应大于Ⅲ级。

3.2 对管道焊缝的无损检测。对于管道焊缝的无损检测，主要有以下几个内容：焊缝表面的无损检测（磁粉和渗透检测）及检验焊缝内部质量的超声波或者射线照相检测。焊缝表面的无损检测是依据设计规定进行的，它们的检验数量、方式与质量都必须与设计文件和相关标准规定相符。

结束语

对石油、化工建设工程项目实行质量监督，对安装质量的提高、管道焊接质量的控制，确实起到了一定作用。在石油、化工系统，对建设工程项目的质量监督，由于起步较晚，目前尚处于宣传及加强监督力度方面，并要不断完善监督站自身的建设，使之能更好地为把好建设工程的安装质量关作出应有的贡献。

参考文献

[1]张瑾瑜.石油化工工程建设中管道工程焊接质量的控制[J].化工施工技术，1998（6）：35-36.

第5篇：管道运输报告范文

[关键词]管道内检测；缺陷定位；提高定位精度

中图分类号：TE973.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）45-0078-01

管道运输已成为继铁路、公路、水路、航空运输以后的第五大运输工具，是原油、天然气等其他介质的传输纽带。中国近几年对海上石油、天然气油田的开发，对管道运输的要求更加迫切。但是管道的老化、锈蚀、突发自然灾害及人为破坏等，都会造成管道破裂乃至泄漏，如不及时发现并加以制止，不仅造成能源浪费、经济损失、污染环境，而且会危及人身安全，甚至造成灾难事故[1]。

本文通过介绍缺陷定位的过程，给出了影响缺陷定位准确度的因素，并给出提高缺陷定位精度的方法，为管道平稳运行提供科学的依据。

1 缺陷在管道上的轴向定位

缺陷的轴向定位，即缺陷在管道上沿着油流方向的定位。缺陷轴向定位的过程如下：

（1）在实施管道内检测之前，检测单位安排检测人员到现场埋设地面标记，建议每1～2km埋设一个地面标记；或在有管道里程桩的位置进行埋设。地面标记可以是磁标记（永磁铁）也可以是智能定位盒，地面标记都必须埋设在被检测管道的正上方，埋设完成后，利用GPS定位仪对地面标记进行GPS定位，并记录该地面标记的实际位置、埋设深度、里程，经度、纬度等信息。

（2）完成现场内检测工作后，需要进行管道内检测数据判读，数据判读是管道内检测最重要的一个步骤，数据判读的是否准确是影响缺陷定位的重要因素，它决定了管道内检测报告的质量。数据判读的结果中会给出被检测管道全线缺陷的轴向位置，即与最近地面标记之间的距离。

（3）检测人员再次到达现场，根据检测数据中缺陷与最近地面标记的距离，同时利用探管仪、GPS定位仪，在管道正上方对该缺陷进行准确定位并用喷好颜色的木楔子做为标记，等待施工队对该缺陷位置进行开挖工作。

（4）开挖坑挖好以后，首先对防腐层进行剥离，必须见到管道环焊缝，因为每个环焊缝的与螺旋焊缝的交点不一样，这样就可以区分不同的环焊缝，并可以确定离缺陷最近的环焊缝。再根据检测数据中缺陷与最近环焊缝的距离，即可确定缺陷在管道上准确的轴向位置。

2 缺陷在管道上的周向定位

缺陷的轴向定位结束后，需要对缺陷进行周向定位，外部缺陷可以直接观察管道一周即可发现，但若是内部缺陷，看不见摸不着，就要对该缺陷进行周向定位。

检测数据中会给出全线管道缺陷的周向位置，即点钟。点钟的判别方法是：站在管道正上方，面冲油流方向，把管道截面想象成一个钟表，表盘正上方为12点钟，正右方为3点钟，正下方为6点钟，正左方为9点钟，以此类推，便可准确找到内部缺陷的位置。

3 缺陷定位需要注意的问题

（1）若地面标记为磁标记，埋设坑必须挖到管道正上方，即见到管道12点钟位置，再将磁标记放置在管道上，因为如果不将磁标记埋设在管道上，造成管体与磁标记之间的距离增大，，磁标记的磁信号不易被管道内检测器捕捉到，在数据判读过程中就无法识别出磁标记，进而无法给出在该磁标记附近缺陷的距离；若地面标记为智能定位盒，只需将智能定位盒埋设在地面以下，但要埋设在被检测管道的正上方，埋设坑不需见管道。

（2）GPS定位仪在使用过程中，一定要确保定位空间的空旷性，接收雷达上方不能有遮挡物，待数据稳定后再定位。信号干扰是最常见的影响GPS定位准确性的干扰源，检测人员要根据实际情况，在方便定位的前提下，尽量远离信号塔、高压线、光缆等干扰源，以保证GPS定位的准确度。

（3）GPS定位只能定位两点之间的直线距离，由于长输油气管道在敷设时并不是一条直线，而且有弯头的存在，若地面标记与缺陷之间有弯头等，就需要进行修正，若实际定位距离时1km，那么GPS定位需要小于1km，若弯头曲率半径较大，建议以弯头处为节点，分段进行定位，会缩小定位误差[2]。

4 结论

本文通过介绍了管道内检测缺陷轴向定位、周向定位的过程及管道内检测缺陷定位过程中的注意事项，提高了管道内检测缺陷定位的准确度，能够保证在少量开挖的基础上，对管道内检测缺陷进行开挖、维修，保障在役长输油气管道的安全运行，管道运营单位排忧解难。

参考文献

第6篇：管道运输报告范文

关键词：大口径pccp管 双胶圈接口 输水工程 施工技术

中图分类号：TU74 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2013）01（c）-0055-01

pccp管即预应力钢桶混凝土管，是一种新型给水工程材料。接口方式为双胶圈承插密封接口。该材料优点是造价低、耐腐蚀，水质有保证，安装方便快捷，最为值得注意的是双胶圈承插密封接口比其他方式更为严密，保证了他的耐高压性。xx市重点工程—xx市大水系水源工程主线工程采用DN3600和DN2400大口径pccp管，全段总长13.948 km。施工时，根据GB50268-2008《给水排水管道工程施工及验收规范》及厂家对大口径pccp管性能说明，制订了一些切实可行的技术要求指导现场安装，水压试验一次成功，收到良好效果。

1 施工技术要点

1.1 装卸及运输装卸pccp管道的起重机必须具有一定的裕度，严禁超负荷或在不稳定的工况下进行起吊装卸，起吊采用兜身吊带或专用的起吊工具，严禁采用穿心吊，起吊索具用柔性材料包裹，避免碰损

装卸过程始终保持轻装轻放原则，严禁溜放或用推土机等直接碰撞和推拉管子，不得抛、摔、滚、拖。管子起吊时，管中管下不准有人逗留。装车运输时采取必需的防止震动、碰撞、滑移措施，在车上设置支座或在枕木上固定木楔以稳定，并与车厢绑扎牢稳，避免出现超高、超宽、超重等情况。另外，在运输时对管子承插口要进行妥善的包扎保护，管子内外禁止装运其它物品。

1.2 现场检验到达现场的pccp管必须附有出厂证明书

凡标志技术条件不明、指标不符合标准规定或设计要求的管子不得使用。证书至少包括如下资料：（1）交付前钢材及钢丝的实验结果。（2）用于管道生产的水泥及骨料的实验结果。（3）每一钢筒试样检测结果。（4）管芯混凝土及保护层砂浆试验结果。（5）成品管三边承载试验及静水压力试验报告。（6）配件的焊接检测结果和砂浆、环氧树脂涂层或防腐涂层的证明材料。

1.3 管子在安装前须逐根进行外观检查

（1）检查pccp管尺寸公差，符合现行国家质量验收标准规定。（2）检查承插口有无碰损，如有缺陷且在规范允许范围内，使用前必须修补并经鉴定合格后方可使用。

pccp管安装采用的橡胶密封圈材质必须符合JC625-1996的规定。橡胶圈形状为“”形，使用前须逐个检查，肉眼可见的杂质及有碍使用和影响密封效果的缺陷。生产厂家必须提供橡胶圈满足规范要求的质量合格报告及对应用水无害的证明书。

1.4 安装管道基础验收合格后，进行管道安装

安装前要清刷承口和插口上的沙子、泥土松散涂层等杂物。清理胶圈上的粘结物，胶圈安装好后用手沿胶圈按压一遍以确保胶圈均匀的卡在管子的插口上。安装时管子两端不能碰撞槽壁，吊具应采取保护措施减少对管子内外皮及接口的损伤。管道安装自下游开始安装，承口朝向施工前进方向。把接口部位清理干净，使插口和承口对正，将插口插入承口内，两管纵向间隙为25 mm。

管道的安装采用吊车入法，在已安装稳固的管子内口上固定好后背钢梁拴住钢丝绳，在待拉入的管子承口处放好钢横梁，用钢丝绳和倒链连好绷紧对正。管道安装时，将刚吊下的管子插口与已安装好的管子的承口对中，使之正对。采用手扳葫芦内拉法将刚吊下的管子的插口缓慢而平稳地滑入前一根已安装管子的承口内就位，管口连接时作业人员事先往两管之间塞入挡块，控制两管之间的安装间隙在20～30 mm之间，同时也避免承插口环发生碰撞。特别注意管子顺直对口时使插口端和承口端保持平行，并使圆周间隙大致相等以期准确就位。倒链牵引时要均匀用力以保证管道不偏。每接一根管子将钢丝绳加长一节，安装数根管子后移动一次拴管位置。管道安装用吊车，DN3600采用200 t履带吊，DN2400在管道埋深6 m以下时采用100 t履带吊，在管道埋深6 m以上时采用150 t履带吊。

找平对正：对口达到设计要求后要测定管身的中心和高程。如有高低则用吊车调整，左右偏差用经纬仪测量，用撬棍调节达到要求后，管底用碎石级配塞实并做好包角。

施工时需特别注意以下几点。

（1）安装管时，管口和橡胶圈应清理干净，套在插口上的胶圈应平直、无扭曲，承插口胶圈涂刷油。

（2）顶、拉的着力点应在管子的重心上，通常在管子的1/2高度处。管子插入时要平行沟槽吊起，吊起时稍离沟槽即可。

（3）安装接口时，将管子平行沟槽吊起，以使插口橡胶圈准确地对入承口内，吊起时稍离开沟槽即可。顶拉速度应缓慢。

（4）安装后的管身底部应与基础均匀接触，防止产生应力集中现象，橡胶板等柔性材料以保护管子不受钢丝绳损坏。

（5）安装好的接口应环向间隙均匀一致（15 mm

（6）每个管道接口安装完毕，经自检合格后再继续安装下一根管子。

（7）当天施工完毕收工时将管口封好，防止杂物进入管内。

1.5 承插口打压本工程中所用pccp管其承插口采用双胶圈密封，管子对口完成后对每一处接口做水压试验

在插口的两道密封圈中间预留10 mm螺孔作试验接口，试水时拧下螺栓，将水压试水机与之连接注水加压。为防止管子在接口水压试验时产生位移，在相邻两管间用拉具拉紧。接口的试验压力值，根据相关规范规定取0.2 MPa，恒压5分钟检查接口无渗漏即合格。若发生压力下降或渗漏情况必须拆除重装并做到试压合格，要安装一根检查一根。

1.6 承插口灌浆管道接头打压合格后应对接头外部进行灌浆处理

在接口的外侧裹一层薄铁板作模并用细铁丝将两侧扎紧，上面留有灌浆口，在接口间隙内放一根铁丝以备灌浆时来回牵动，使砂浆密实。来回牵动铁丝使砂浆从另一侧冒出，再用干硬性混合物抹平灌浆带顶部的敞口，保证管底接口密实。第一次仅浇灌至灌浆带底部1/3处就进行回填，以便对整条灌浆带灌满砂浆时起支撑作用。

1.7 静水压试验管道安装后，为保证管网系统的可靠性，根据本工程实际情况进行全线水压试验

试验前管道土方回填高程必须达到胸腔以上，管线的镇墩与锚固结构等达到设计强度要求，接缝水泥砂浆强度不小于5 N/mm2后进行水压试验，以防止管线位移或变形。管道及附件安装完成，经检验合格后及时进行沟槽回填。

2 结语

在实际施工中，严格执行规范的同时还应认真按以上总结的技术要点进行，目前十几公里的大口径pccp管道已经一次试压成功并顺利投入使用，这说明这些技术要点在保证施工质量方面起到很重要的作用，收到良好效果。

参考文献

第7篇：管道运输报告范文

1.1引言目前世界上大型油气管道已超过200万公里,管道运输已成为重要的运输形式之一。因为在输送气体、液体等散装物品方面所具有的独特优势,管道运输业在经济建设中发挥着越来越重要的作用,己成为现代工业和国民经济的命脉。我国直到1957年在克拉玛依油田的开发中才诞生了第一条长距离输油管道,此后各油田相继修建了一批输油、输气管道,这些输油输气管网为各地的经济发展提供了有力的支持,促进了国民经济的腾飞。进入90年代后,我国的输油管道建设有了新的突破,并又相继建成了一批长输管道。到2000年底,我国己拥有原油和天然气长输管道21,000公里,年输量超过1亿吨。然而,我国油品输送管线相当一部分已经步入衰老期,油气管道泄漏事故时有发生。如果能够及时发现泄漏,确定泄漏点,就能有效减轻泄漏事故造成的危害。在我国的各次泄漏事故中,除了自然腐蚀穿孔泄漏和外部机械撞击等因素外,人为打孔破坏管道的事故还占相当大的比例,造成了巨大的经济损失和环境污染。因此,根据我国特点的管道泄漏检测和泄漏定位已成为研究热点。现有的管道泄漏检测与定位系统的定位精度不高,且对于慢开阀门造成的泄漏不敏感,常常漏报,很难有效地打击不法分子的犯罪活动。这就要求管道泄漏检测与定位系统具有更高的灵敏度和准确性。

1.2管道泄漏检测与定位系统的要求建立管道泄漏检与定位测系统,及时准确报告泄漏事故的范围和程度,可以最大限度地减少经济损失和环境污染,及避免更大危险的发生。对一种泄漏检测方法优劣或一个泄漏检测与定位系统性能的评价,应从以下几个方面加以考虑.

1.3 01.灵敏性:系统能检测出管道泄漏的大小范围,主要是多小的泄漏量能够发出正确的报警提示;2.定位精度:发生泄漏时,系统对泄漏点位置确定的误差范围;3.检测时间:从泄漏开始到系统检测出泄漏所需要的时间;4.有效性:是否能连续检测整条管道;5.准确性:能够准确地检测出泄漏,因操作失误和设备故障等因素发出误报警的比率是否较低;6.适应能力:是指泄漏检测方法能否对不同的管道坏境,不同的输送介质及管道发生变化时,是否具有通用性;7.可维护性:是指系统运行时对操作者有多大要求,即当系统发生故障时,能否简单快速地进行维修.性价比:是指系统建设、运行及维护的花费与系统所能提供性能的比值。对管道泄漏检测方法的研究已有几十年的历史。但由于检测的复杂性,如管道输送介质的多样性,管道所处的环境(如地上、管沟、埋地、海底)的多样性,以及泄漏形式的多样性(渗漏、穿孔、断裂等),使得目前还没有一种通用的方法解决管道泄漏检测问题。

第8篇：管道运输报告范文

(一)管道运输过程中产生的问题石油污染主要是石油泄漏造成的，由此引发的河水污染事件并不罕见。“俄石油产量的8%～10%是通过这种方式损失掉的，这种损失在1993年达2500万～3500万吨。1964—1990年，仅在秋明州的汉特—曼西地区就有上亿吨石油泄露;其中50%的泄漏是由于管道腐蚀造成的，30%是由管道质量低劣而引发的，该地区万吨以下的石油泄漏事件很多甚至不予记录。”［2］165西西伯利亚有些地区的石油管线在平均每百公里距离内要穿越数十条河流，河流污染情况极易发生，而救护工作如果不及时便会造成巨大经济损失和生态环境的破坏。1979年，位于鄂毕河河床的输油管道发生爆裂，救援工作所需的潜水服两天后到达，四天后专家组才制定出解决问题的技术方案，但最后却发现在事发现场附近并未设有管道阀门装置，救援工作效率低下导致对鄂毕河的一次严重污染。据秋明州官方统计，80年代初西西伯利亚石油开采量的1．5%左右“自然损失”了，除少量蒸发外，每年有270万～300万吨石油泄漏到湖泊、河流和土壤中，每年积雪融化后便可清楚地看到大量石油污染物［2］10。1988年统计数字显示，秋明地区由于输油管道问题导致上百万吨石油泄漏［3］69。由于石油泄漏等因素，80年代末90年代初新西伯利亚附近鄂毕河的酚类污染物超标120倍［3］67。几乎同期，萨莫托洛尔油田在年产7．8亿桶石油的同时，有数百万桶因泄漏而进入当地水系，石油污染连同其他形式的污染可能使鄂毕河成为俄受污染程度最重的河流［4］。东西伯利亚—太平洋石油管道建设过程中，管线的一部分计划经过贝加尔湖地区，距离水体仅800米左右。俄石油管道运输公司负责修建工作，但其安全记录并不令人满意。它在向联邦政府提交的报告中将自己的安全记录描述为“每千公里年均泄漏次数为0．04次”，但该数字被有关机构指为不实:因为在2004年和2005年两年中的泄漏事故即达23次之多，该公司管道运输的经营里程为5万多公里，每年每千公里平均泄漏次数应该在0．22～0．24次之间(1)。俄罗斯环保主义者认为这会对贝加尔湖的生态环境造成巨大的潜在威胁，于是联合其他官方及社会力量进行了大规模抗议，抗议活动迫使俄联邦政府将管线移至远离贝加尔湖25英里的地方。2007年10月，在俄联邦远东地区连接萨哈林的奥哈油田和阿穆尔共青城的石油管道发生泄漏事故，大约50吨石油从管道中漏出，造成了严重的局部污染。

(二)铁路运输中的环境污染隐患俄东部油田及炼油厂除通过管道运输外还利用西伯利亚大铁路实现外运，但在运输中出现事故并导致石油泄漏的危险也很大。2006年4月，在贝阿干线哈巴罗夫斯克边疆区境内发生一起八节油罐专列脱轨事故，导致不同程度泄漏并有两节油罐起火。由于生产和运输过程中处理不当，2006年秋在该边疆区境内的阿穆尔河段连续出现两起事故:10月发生了一次小规模的石油污染事件，大约400公斤(约三桶)石油在一支流与阿穆尔河交汇处进入水体;11月，俄联邦自然资源部官员宣布在哈巴罗夫斯克热电厂附近发生了另一起石油污染事件。2012年初，在阿穆尔河支流布列亚河附近还发生了较此更为严重的事故。这年1月末，距离西伯利亚大铁路与布列亚河交叉大约500米处(西伯利亚大铁路8033公里处)一列17节油罐运输专列脱轨并引发火灾，同时大约有850吨原油泄漏。通常，极度低温条件可以降低石油的流动性，而且1月份布列亚河的冰层厚度至少1米，这在相当大程度上可以阻滞泄漏石油进入水体，这些都是避免污染的有利条件。然而，由于几年前在布列亚河上游修建了一座水电站，导致河水温度上升，电站下游相当长距离的河水即便在冬季也不结冰或只结薄冰。当时卫星图像显示，这种没有冰层的河段十分接近石油泄漏地点。幸运的是，这次事故并没有酿成更大的生态灾难，但有关部门确实应该引以为鉴。布列亚河是阿穆尔河的支流，两者生态系统密切相联，前者“受难”后者必然“蒙羞”。

(三)石油生产的“外援”与环境保护俄联邦独立初期的经济危机和社会动荡使其难以更多顾及业已存在和潜在的环境问题，欧盟国家曾帮助其解决恶化的环境问题。90年代，欧盟通过“对独联体国家技术援助项目”(TACIS)向这些国家提供了总额为8．5亿欧元的技术援助用以解决环境及安全问题，其中俄联邦占相当大的比例。截至2009年，美国国际开发署在15年中向俄联邦提供了数百万美元援助用于环境保护和实现可持续发展。“联合国开发项目”还对西伯利亚的阿尔泰和白令海沿岸等21个地方项目进行了资助。在远东地区，萨哈林近海油气田的开发极大促进了地区社会经济的发展，大量外资的注入使得该地区基础设施不断升级，使其生产年限至少可到2035年［5］。萨哈林地区社会经济及环境的巨大变化是随着油气资源开发活动而出现的。由于该地区油气资源开发活动涉及美日等国，所以这里的环境问题也就不仅是一个地区性问题了。公路、油气管道、贮存设备、液化气厂以及在南萨哈林斯克的侨民居住区“美国村”和“草莓山”等多国合作的痕迹在岛上随处可见。尽管石油污染问题并没有因此销声匿迹，但较西西伯利亚油田开发时期对土地及河流的污染来说，其数量大大减少。这一方面是因为萨哈林油气资源大规模开发较晚，且具有多国合作的特点，能更多利用先进的生产技术和环保技术;另一方面是因为该地区的石油生产还受到国际绿色和平组织等国际组织的关注。不管是主动还是被动，以上因素从整体上使萨哈林地区的石油生产企业较西西伯利亚地区具有更高的环保意识。

二、对黑龙江省石油生产的启示

(一)以基本的生态环境意识指导生产在生产过程中，生产者如果有意识地对某个方面加以注意，那么他就能很容易在这个方面达到其既定目标。反之，若忽略某一方面而其意义又恰恰特别重要，那么生产者迟早会面对由此而引发的不良后果。在西西伯利亚石油资源开发中，由于对保护生态环境的认识程度不高而出现了许多问题。随着原有油田的“老龄化”以及国内外石油市场需求量的迅速攀升，增加石油产量是一种客观要求。这既要加强对原有油田的充分利用，更要大力勘探开发新油田。在这个过程中，如果没有对该地区生态环境状况的正确认识，开采活动恣意妄行，必然会对新开发地区脆弱的生态环境造成破坏。苏联在开发西西伯利亚石油资源过程中很大程度上是采取了一种粗放的经营方式，尽管凸显出许多问题，但由于当时主要油田均属于新建油田且生产发展相当迅速，于是，存在的“问题”与“成就”相比便在决策者的头脑中黯然失色了，结果酿成了因石油污染而引发的环境问题。黑龙江省在开发新油田的过程中也会遇到生态环境脆弱的地区，因此要充分保证石油开发企业以及石油工人具有较强的生态环保意识。从决策部门到一线石油工人都应该始终如一地保持这种意识。这是一个紧迫的任务，但又不能一蹴而就。石油企业在这方面的投入应该慷慨大方，作出专门预算并建立奖罚激励机制，以促使各级生产单位及个人生态环境意识的提高。上世纪60年代西西伯利亚成为国家石油产业中坚地区以来，这种地位一直保持着。目前，西西伯利亚石油储量位居世界第二，并且是世界最大的天然气蕴藏地。2004年世界银行报告显示，自然资源出口量占俄联邦出口总量的80%，单是油气出口创汇即占其GDP的20%。所以，“一旦西西伯利亚的石油生产衰落了，俄联邦的工业也将完结。”［6］笔者认为，倒不一定会出现“完结”的情况(因为东西伯利亚和远东萨哈林近海石油开发活动已进入了新阶段)，但其工业生产遭到重创却是必然结果。如石油资源开发生产过程漠视对生态环境的保护的话，石油生产之“所得”必为损坏环境之“所失”而抵消。80年代末，苏联16%的领土(约370万平方公里)被认为存在着“严重的”环境问题，而同比数字在1992年的俄联邦为15%(约250万平方公里)，在俄联邦有13个地区被认为存在着极为严峻的生态环境问题，其中就包括西西伯利亚地区［7］。西西伯利亚作为苏联及俄联邦最主要的石油生产基地，一直面临着严峻的环境污染问题。石油资源开发的任何一个环节都可能出现“跑、冒、滴、漏”的情况，处理不妥即会酿成程度不一、影响不同的污染。石油生产在某种意义上说是一个地区性污染产业，但也绝不能因噎废食，关键是考虑怎样将这个容易引发污染的产业科学地置于国家和地区的可持续发展战略之中，如何科学合理地认识“资源开发”与“生态环境保护”之间的关系。迅速增加的社会需求与我国能源生产的有限性及生态环境承载力之间形成了尖锐矛盾，应对能源生产所产生的环境问题已成为整个社会的一项艰巨任务。黑龙江省石油工业的发展历史与西西伯利亚石油资源开发的历史有很多相同之处，尽管我们目前在某些方面做得很好，可依然存在一些差强人意、仍须改进的地方，除了依靠科学技术和提高自身思想意识以外，还要虚心借鉴他国的经验教训。

(二)重视管道运输中的安全问题石油管道穿越各种地形，在各种情况下都应该保证管道运输的安全性，尤其是在穿越河流或接近河流、湖泊之处更须格外注意避免石油泄漏情况的发生。泄漏到河流中的石油不但直接破坏水质及水中生态环境，而且由于水体处于不同程度的运动状态，它可以携带污染物流到其他地方，从而使石油污染范围扩大。陆地石油管线泄漏事故时有发生，尽管其规模大小不等，在引起经济损失的同时都无一例外给生态环境造成直接损害。穿越河流是石油管道运输中不可避免的情况，黑龙江省的许多石油管线也是如此，比如新建的漠大线就穿越了额木尔河、河、呼玛河、塔河、嫩江等将近十条河流。近千公里的漠大线是在高寒地区修建的一条石油管线，面临着低温环境下的较为脆弱的生态环境，况且还要穿越众多大中型河流，一旦发生石油泄漏非常难于治理，应该多吸取西西伯利亚高寒地区管道泄漏事故的教训。另外，从整体上看，大庆油田所处地区土质含盐、碱程度较高，且多位于沼泽地带，加上降水集中，地下水水位相对其他地区高很多，这些因素都要求石油管道具有较高的防腐性。石油是一种宝贵的自然资源，但在生产和加工过程中产生泄漏等事件则会给我们赖以生存的社会环境造成巨大灾害。大庆—大连等输油管线是大庆石油外运的主要通道。这条管线始建于上世纪70年代初，其中大庆—嫩江南岸段穿越嫩江，这在大口径石油运输管道穿越大江大河工程建设方面积累了宝贵经验，但也必须时刻重视防泄漏的工作。同时，在大庆和林甸之间的土壤有盐渍化的表征，该地区的水体矿化度也较高，这对输油管道具有很大的腐蚀作用。2003年7月初，大庆—大连输油管线在沈阳附近发生泄漏事故，其主要原因是石油管线处于超期服役状态(管线老化)。2011年9月中旬，黑龙江省安达市升平镇拥护村有五六亩玉米田因石油泄漏引发火灾，使这块土地在相当长时期内无法进行农作物生产。此次污染事故是铺设在该玉米田地下的石油运输管道发生泄漏而引发的，大庆油田公司第八采油厂第二矿区认可了事故原因并做了善后处理工作［8］。作为最主要的石油运输方式，管道运输具有不可替代的作用，随着石油生产的扩大，运输管道的延伸是必然的。笔者认为，实际上保持石油运输管线安全运行的方法很普通，就是建立定期检查检修机制，重在狠抓落实。利用先进技术手段，分段包干、定期检修，防微杜渐，及时发现问题并解决问题。其中，要重点检查年代久远的石油管线，多投放人力、财力和物力，及时更换老旧管线。同时，在检查和检修之前必须制定各种预案，比如遇到管道腐蚀、接口不严、小规模渗漏以及大规模崩裂等的应对机制。

(三)重视铁路运输中的石油污染问题管道和油轮运输是目前最主要的石油运输方式，但陆上油田或炼油厂还有一种运输方式，即铁路运输。尽管铁路运量有限，但在相当长时期内它在陆上油田石油外运领域还会占有一席之地。哈巴罗夫斯克边疆区和阿穆尔州是俄联邦远东经济较发达地区，包括石油行业在内的各种工业企业数量比较多，其中从事与石油相关生产活动的大小企业有数十家，对于通过铁路运进原料和运出成品，有些企业的管理并不十分严格，易出现石油污染事件。如今，在俄联邦远东接近中俄两国界江地区铁路石油运输活动依然很多。同时，在黑龙江省沿江地区也有一些石油加工企业，它们在运进原料和运出成品过程中的安全问题必须时刻予以注意。由于石油生产及运输活动区域或紧邻两国界江，或与之近在咫尺，两国在铁路石油运输的各个环节都不能掉以轻心，界江污染问题极有可能转化为外交事件。一旦有污染事件发生，事发地方是直接受害者，而且地方政府和生产者要承担更多责任。因为涉及界江流域生态环境保护问题，所以还应该从政府层面、从国家和地方法规方面着眼来确定行之有效的约束管理机制，中俄双方加强黑龙江中下游河段的环境监测与防护工作实为必要之举。比较起来，尽管铁路运量少，但其便捷性和机动灵活性是管道运输不具备的。况且在新油田投产初期，其产量尚不能达到管道设计运量时，必须通过铁路等其他方式实现石油外运。黑龙江省内铁路线相对密集，主要方向都有干线作支撑、支线作辅助，不但可以通过哈大(庆)线、滨绥线等干线将石油及石油制品直接运抵本省各地区，而且还可以通过京哈线、哈大(连)线等国家铁路干线系统实现石油外运。总之，在目前的情况下，通过铁路实现石油外运依然是必要之举。铁路油罐车运输实际上和管道运输有很多类似之处，都要将石油置于密闭容器内，油罐就好比是管道运输中的一段，但与管道相比，对其检查、维修和保养要容易些，事故潜在诱因易于发现和修缮。如果按规程操作的话，铁路石油运输是可以实现零泄漏的。

(四)正确看待外部资金支持问题俄联邦石油开发过程中出现很多环境问题，该问题的缓解和解决是有外部资金支持的。这与我们的情况不同。欧洲国家十分关注前苏联及俄联邦的环境问题对自己的影响，尤其是切尔诺贝利核泄漏事件以后，它们对这个国家的环境问题更加关注。我国及黑龙江省在治理和预防石油污染方面尚没有如此大规模的外来资金支持，在开展这项工作时主要依靠我们自身的力量。我们可以利用世界各国普遍重视的包括防治石油污染在内的各类环境保护机制，争取做到以下两点:第一，采取积极主动态度加入治理石油污染的环保组织，尤其是那些地区间环保组织。对黑龙江省而言，主要是加强对俄合作，相互交流环境情报信息，预防黑龙江流域的石油污染。第二，我国应该参加环保方面的国际合作，尤其要关注那些陆上油田占优势的国家是如何防治陆上石油污染的。无论从上述哪个方面着手，增加政府在这方面的投入都是最基本的前提条件。应该时刻认识到，石油泄漏对环境造成的危害既有直接影响更有长期影响，有的危害甚至直到泄漏事故发生十几年或者几十年后才显现出来。也就是说，在没有“外援”的情况下，我们要主动地、心甘情愿地进行投入，这是有利于后世的一笔投入。事实将证明，这是符合科学发展观的先见之举。

三、结语

第9篇：管道运输报告范文

液氨属于易燃易爆、有毒有害的危险化学品，其运输和储存都有着严格的规范标准。氨气为无色、有特异刺激臭味的高毒物质，对皮肤、黏膜及眼睛有腐蚀性，轻者引起严重咳嗽、支气管痉挛，重者引起肺水肿、窒息或死亡，接触液氨可引起严重灼伤。铺设于地下1.5米深的液氨管道压力很大，正常输送过程中，其运行、监控都能够保证安全运行，但管道受重力压迫可能产生变形、断裂，受机械外力破坏可能产生管道破损，管道阀室等控制、检测检验附件受到破坏可能直接形成漏点。经核算，该液氨管道一旦发生泄漏，急剧膨胀气化产生的氨气若无法得到及时控制，平均风速下可能导致泄漏点周边500米范围内的人员、牲畜和家禽丧失生命。有关县（市）区政府和企业必须高度重视液氨长输管线的安全管理工作，以高度负责的态度重视维护液氨长输管道安全运行，坚决防止发生事故，确保管道沿线城镇群众的生命财产安全。

二、落实液氨长输管道安全管理措施

中国石油化工股份有限公司炼油分公司、化工股份有限公司作为液氨长输管道的供应、使用单位，要高度重视和加强液氨长输管道的安全管理工作。一要严格按照国家法律和相关国家标准规定，切实落实安全生产主体责任，强化安全管理、安全巡检、定期检验压力管道等制度落实。二要适当增加对液氨长输管道巡检的频次，保证机构落实、职责到人、检查到位，对排查到事故隐患和问题做到及时处理。三要及时发现和掌握管道沿线单位或个人进行施工作业的情况，认真宣传法律规定和安全知识，依照国家标准规定提出作业保护措施，指导、监护可能危及管道安全的施工活动。四要适当增加液氨长输管道沿线地标标识的设置密度，标注事故报告联系电话。五要进一步完善液氨泄露事故的应急救援预案，加强预案的演练，确保遇有液氨泄露事故能迅速反应，及时救援，最大限度降低损失。

三、坚决消除液氨管道相关事故隐患

有关县（市）区政府要组织沿线乡镇和有关部门，坚决彻底消除液氨管道的安全隐患。一是针对13条事故隐患逐一研究制定安全隐患整改方案，明确措施，明确时限，明确责任部门、单位和责任人，加大督导，确保及时彻底消除事故隐患。二是做好液氨长输管道沿线各村镇、企业单位和群众的政策宣传教育，安全知识教育，使广大群众知晓保护管道的意义、液氨泄漏的危害和事故状态的自我保护措施。三是主动配合两家液氨管道产权单位做好安全防护区域内施工、作业的安全措施落实及相关单位工作协调，切实保证管道安全、正常运行。

涉及有关县（市）区的事故隐患治理工作要在年3季度末前完成，并将落实情况向市政府和市安委会报告。

四、强化液氨管道运行安全保障机制