輸油管道設計壓力是10兆帕(油氣管道的安全隱患及其對策是什么？)

中國有那些輸油管線？越具體越好！

華北、中部地區原油管道

華北地區有大港油田、華北油田，都敷設有外輸原油管道，華北地區的煉化企業，有地處北京燕山的東方紅煉油廠和大港煉油廠、天津煉油廠、滄州煉油廠、石家莊煉油廠、保定煉油廠、內蒙古呼和浩特煉油廠。原油管道總長度1847.4公里。

華北地區最早修建的原油主干線是秦皇島至北京的秦京線，為北京東方紅煉廠供應原料油。秦京線1974年4月開工，1975年6月19日投產。管道全長324.6公里，年輸油能力600萬噸。穿越河流11處，鐵路14處，公路40處，跨越河流（永定河1574米）和水渠5處。由洛陽石化設計院（中國石化洛陽石化工程公司）設計，管道三公司和江漢油田建設公司施工。

大港至周李莊輸油管線1968年建設，這條管道是大港油田惟一的一條原油外輸線。起點多次發生變化。總長210.5公里，年輸能力500萬噸。

任丘至滄州原油管道，1976年元月1日開工，4月1日投產，全長109公里，年輸油能力500萬噸，1983年經過改造，年輸油能力770萬噸。以華北油田為源頭的原油管道，還有任滄復線；任滄新線，任京線（任丘至北京）、滄臨線（滄州至臨邑），河石線（河間至石家莊）、任保線（任丘至保定）、阿賽線（阿爾善至賽汗塔拉）。

中部地區油田，分布在湖北和河南兩省境內，有江漢油田、河南油田和中原油田，主要煉油企業有湖北荊門煉油廠和河南洛陽煉油廠。原油管道總長度1347.5公里。

江漢原油管道有潛荊線（潛江至荊門），1970年建成，全長90公里，年輸能力170萬噸。

河南原油管道有魏荊線（魏崗至荊門）和魏荊復線。

中原原油管道有濮臨線（濮陽至臨邑）、中洛線（濮陽至洛陽）及中洛復線。

另外，港口至煉廠原油管道總長度859.3公里。

東北地區原油管道

東北地區是原油生產的主要基地，有大慶油田、遼河油田和吉林油田，原油產量大約占全國總產量的53.5%，原油管道達3399.6公里。

大慶油田從1966年起，年產量達到1066.89萬噸以后，探明的石油資源并未全面開發。1970年7月，周恩來總理和李先念副總理，同余秋里、康世恩商議，決定提前動用大慶油田的后備資源，并決定集中資金修建大慶原油的外輸管道。1970年8月3日，東北管道建設領導小組開會正式籌備，命名為東北“八三工程”。

東北“八三工程”的起步，是從搶建大慶至撫順的慶撫線開始的，這條管道從黑龍江肇源縣茂興穿越嫩江后，向南經吉林省的松源、農安、長春、公主嶺、梨樹、四平，進入遼寧省的昌圖，經鐵嶺，終至煉廠較為集中的工業城市撫順。末站設在撫順康樂屯，以支線向撫順石油一廠、二廠、三廠供油。慶撫線全長596.8公里，其中直徑720毫米的管線558.6公里，1970年9月開工，1971年8月試運行，10月31日正式輸油。工程總投資2.93億元，年輸油能力2000萬噸。建設長距離、大口徑、輸送“三高”原油的管道，這在中國是第一次。

慶撫線建成以后，指揮部正式組建了勘察設計研究所（以后與管道局設計院合并為管道勘察設計研究院），施工隊伍也全部調入，正式編為管道工程一處、二處、、三處（以后更名為管道一、二、三公司）。此后的續建工程在形成了專業隊伍的情況下，改變了人民戰爭式的做法，1972年開工建設了鐵嶺至秦皇島管道，1973年10月開工建設了大慶至鐵嶺復線，1974年10年開工建設了鐵嶺至大連的管道。在此期間還建成了撫順至鞍山煉廠、石油二廠至遼寧電廠、丹東至朝鮮新義州、盤錦至錦西石油五廠等短距離管道。到1975年9月，5年中建設輸油管道8條，共2471公里，其中主要干線2181公里，形成了以鐵嶺站為樞紐，聯接大慶至撫順、大慶至秦皇島和大慶至大連的3條輸油大動脈，東北管網逐步形成。

東北“八三工程”，為中國管道建設探索出了符合中國國情的組織建設和管理模式，奠定了中國原油管道勘察設計、工程建設和運行管理中各項規范的基礎。

華東地區原油管網

華東地區主要油田為山東勝利油田，是繼大慶油田之后建成的第二大油田。勝利油田投入開發后，陸續建成了東營至辛店（1965年），臨邑至濟南（1972年）兩條管道，直接向齊魯和濟南的兩個煉廠輸油。1974年，東營至黃島管道建成后，原油開始從黃島油港下海轉運；1975年后，開工修建了山東至儀征、東營至臨邑的管道，開成了華東管道網，原油又可從工江儀征油港水路轉運。1978年建成河北滄州至臨邑、1979年建成河南濮陽至臨邑的管道，華東油田和中原油田的部分原油，也進入了華東原油管網。長江北岸的儀征輸油站（油庫）成為華東地區最大的原油轉運基地，除供應南京煉油廠用油外，通過儀征油港轉運長江沿岸各煉油廠。華東地區原油管道總長度2718.2公里。

華東原油管網是從修建臨邑至南京的魯寧線時開始籌劃的，后只修建至江蘇儀征，仍稱魯寧線；魯寧管道的建設，地跨山東、安徽、江蘇3省。這條管道建設中，指揮部提出了“管道為業，四海為家，艱苦為榮，野戰為樂”的響亮口號。魯寧線1975年10月20日正式開工。1978年7月建設投產，全長652.58公里，年輸能力2000萬噸，由管道勘察設計院設計，管道一、二、三公司施工。

東營至辛店（東辛線），1965年元月開工，12月完工投產。全長79.36公里，設計年輸油能力540萬噸，支線7.5公里。

臨邑至濟南（臨濟線），1973年建成投產，全長67.3公里，年輸油能力110萬噸，穿越大型河流3處（黃河、徒駭河、小清河），黃河穿越采用頂管方式施工。

臨邑復線，1991年建成投產。全長69.5公里，年輸油能力150萬噸。復線穿越大小河流41處，干線公路7處，鐵路3處，黃河穿越采用沖砂沉降法施工，臨齊線、臨濟復線由勝利油田設計院設計，勝利油田建設公司施工。

東營至黃島（東黃線），1973年建設，1974年7日投產，原長248.93公里，由勝利油田設計院設計，勝利油田建設公司施工。管道局接管后，1984年對全線進行了技術改造。管線全長245.32公里，年輸油能力1000萬噸。1986年7月，東黃復線建成后，東黃線隨即掃線停輸。1998年8月23日恢復輸油（東黃線輸勝利油，東黃復線改輸進口油），改造和恢復工程，由原管道勘察設計院設計，管道四公司和勝利輸油公司所屬管道安裝公司施工。

東黃復線，1985年開工，1986年7月17日投產。全長248.52公里，設計壓力6.5兆帕，年輸油能力2000萬噸。這是中國建設的第一條自動化輸油管道，由管道勘察設計院設計，自動化部分與國外公司聯合設計，管道二、三公司施工。

陸上成品油管道

中國最早的長距離的成品油管道是1973年開工修建的格接成品油管道，起自青海省格爾木市，終于西藏自治區拉薩市。1977年10月全部工程基本均完工。管道全長1080公里，年輸送能力25萬噸。

格拉成品油管道由中國人民解放軍總后勤部組織修建，由總后勤部青藏兵站部輸油管線團進行格拉線穿越長江源頭楚瑪爾河、沱沱河、通天河等108處河流，翻越昆侖山、唐古拉山等9座大山。有900多公里管道處于海拔4000米以上（最高處5200多米）的嚴寒地區，有560公里鋪設在常年凍土地帶。凍土層厚度從幾米到上百米，有冰椎、冰丘、爆炸克水鼓丘，還有厚層地下水，熱融滑塌等特殊不良地質現象。難題多，施工難度非常大。格拉線是國內首次采用的順序輸送工藝，順序輸送汽油、柴油、航空煤油和燈用煤油4個品種5種型號的油品。為青藏公路沿線加油站和拉薩供油，軍地兩用。

格拉線通油之后，不僅有利于邊防戰備，也為世界屋脊的西藏注入了生機，創造了經濟繁榮。可以說石油流向哪里，哪里的經濟生活就發生質的變化，從而確立了“石油經濟”的西藏的特殊地位。

距離較長的成品油管道還有1995年建成的撫順石化至營口鲅魚圈管道，全長246公里；1999年建成天津濱海國際機場和北京首都國際機場的管道，全長185公里；2000年10月22日開工建設的蘭州至成都至重慶的管道，全長1200多公里，目前正在建設中。

西北地區輸氣管道

靖邊至北京的陜京線，是國家的重點工程，也是早期西氣東輸的骨干工程，為目前國內建設水平最高的輸氣管道。

靖邊至北京的陜京線，是國內第一條長距離、大口徑和高度自動化的輸氣管道。1996年3月開工，1997年9月10日建成，全長918.42公里，設計壓力6.4兆帕，年輸氣能力不加壓13.2億立方米。投產后二期加壓站（榆林壓氣站）于1999年11月10日建成，年輸氣能力達到22億立方米。三期加壓（黃河西及應縣加壓站）于2000年11月15日建成，年輸氣能力達到33億立方米。

陜京干線起自陜西省靖邊縣長慶氣田天然氣凈化廠首站，終于北京石景山區衙門口北京末站，途經陜西、山西、河北、北京3省一市22個縣，并穿過3條地震帶，翻越呂梁山、恒山、太行山3座山脈，穿越無定河、禿尾河、窟野河、黃河、永定河5條大河。全線穿越河流230處、鐵路21處，大型公路131處。為了適應調峰需要，2000年1月6日建成大張坨地下貯氣庫和118.5公里配套管線工程，調峰能力為500萬立方米/日，年有效調峰量6億立方米。

陜京線各項工程采用了國際公認的先進標準。陜京線由管道設計院與國外公司合作設計，管道一、二、三公司，大慶、長慶、四川油建公司參加施工。

鄯烏線（鄯善至烏魯木齊），1995年9月26日開工，1996年9月30日完工，1997年3月10日正式供氣。全長301.6公里。穿越河流6處、鐵路6處、公路79處。

鄯烏線是國內自動化程度較高的輸氣管道。首次采用環氧粉末噴涂防腐。國內首次采用同溝敷設有通信光纜，長度310.78公里。

鄯烏線也是陸上首次按照國際慣例組織施工的大型項目。引入了監理制（監理范圍：從初步設計、施工圖設計、施工、試運、驗收及投運一年的全過程監理）和第三方質量監督制。工程采用了總承包方式，又稱“交鑰匙工程”，也是國際工程市場通用的做法。

新疆塔里木油田，有油藏也有氣藏。氣藏儲藏豐富，開發遠景大，1996年累計探明天然氣儲量305.23億立方米，1996年開始敷設輸氣管道。20世紀末，探明天然氣儲量已達5000多億立方米。已建輸氣管道有塔輪線、輪庫線，西氣東輸至上海的干線也從這里為起點。

塔中至輪南（塔輪線）。1995年7月1日開工，1996年8月16日竣工，全長302.15公里，塔輪線也是中國第一條沙漠氣線，與塔輪輸油管線和通信光纜同溝敷設。

其他地區輸氣管道

河南濮陽至滄州（中滄線）。1985年4月1日開工，1986年4月28日完工，8月7日向滄州化肥廠供氣。全長361.89公里，設計壓力5.1兆帕，年輸氣能力6億立方米。管道穿越鐵路4處、公路38處、河流92處。首站裝有引進的半人馬座T4500型燃氣輪機及兩臺離心式壓縮機和配套的附屬設備，是國內輸氣管道第一次采用壓氣設備。1999年19月20日更換新管，10月22日恢復運行。管道技術公司封堵作業處進行作業，原管道勘察設計院設計，管道二、三公司施工。

西北地區原油管道

西北地區是50年代初全國石油勘探的重點地區。1958年在甘肅蘭州建成了中國第一座引進的現代化煉油廠——蘭州煉油廠。1958年12月建成的克拉瑪依至獨山子原油管道，標志了中國長輸管道建設史的起點。西北地區原油管道總長4102.7公里。

花格線起于青海省西州境內的花土溝油砂山（油田集中處理），終于青海省格爾木市南郊，向格爾木煉油廠供油。1987年9月開工，1990年9月21日正式投產輸油，全長435.6公里，設計壓力6.27兆帕，年輸油能力100萬噸。由管道勘察設計院設計，管道一、三公司施工。1977年分兩期進行改擴建，輸油能力達到200萬噸。花格線采用的明線載波遠程控制自動化系統，在國內尚屬首次。花格線也是在高原地區敷設的第一條原油管道，管線最高點大烏斯山，海拔高度342米。

輪庫線（輪南至庫爾勒）是塔里木油田的第一條原油外輸管道，原油輪至庫爾勒后裝火車處運，1991年7月2日開工，1992年7月1日竣工投產。全長191.79公里，年輸能力100萬噸至300萬噸，管道勘察設計院設計，管道二公司施工。在設計施工中采用了多項新技術。例如，運用衛星遙感和衛星定位技術，優化了線路走向；自動化控制使用漢語進行操作，交互式圖象、圖形、語言綜合傳輸對生產單體進行監視管理；利用太陽能和風力發電，作為陰極保護電源等等。

塔輪線（塔中至輪南）是我國的第一條流動性沙漠管線，75％處于塔克拉瑪干大沙漠中。1995年7月1日開工，1996年8月16日竣工投產，年輸油能力100至600萬噸。塔輪線全線302.15公里，同溝敷設有輸氣管道和通信光纜。

庫爾勒至鄯善（庫鄯線），這條管道是國內首次采用高壓力、大站距方案，首次采用鋼級為X65的鋼管。1996年6月開工，1997年6月30日竣工投產。全長475公里，設計壓力8兆帕，設計年輸能力，一期500萬噸，二期1000萬噸，全線采用先進的管道自動化（PAS）系統，管道穿越河流、溝渠、鐵路公路33處，開都河寬736.4米，定向鉆穿越，原管道勘察設計院與意大利斯南普及堤公司聯合設計，管道一、二、三公司，管道電信公司，四川油建，中原油建，洛陽公司等單位共同施工。

馬惠寧線（馬嶺至惠安堡至中寧）全長164公里，年輸油能力350萬噸，1978年8月開工，1979年6月投產。跨越河流、洪溝44處，穿越河流34處，鐵路2處，公路41處，管道勘察設計院設計，管道三公司施工。

管道運輸是什么?

管道運輸是指什么？

同學你好，很高興為您解答！

管道運輸是指通過管道設施輸送氣體、液體、固體物資的運輸業務。

高頓祝您生活愉快！

什么是管道運輸？

天然氣

管道運輸具有什么特點一般運輸什么貨物

方便，安全。①運量大。不同于車、船等其他 運輸方式，輸油管道可以連續運行。一條管徑 為720毫米的管道就可以每年運送易凝高黏原 油2000多萬噸，一條管徑l200毫米的原油管道 年運輸量可達1億噸。②建設投資相對較小， 占地面積少，受地理條件限制少。占用土地少 。管道可以從河流、湖泊、鐵路、公路下部穿 過，也可以翻越高山，橫穿沙漠，一般不受地 形與坡度的限制，可以縮短運輸里程。③由于 埋于地下，基本不受氣候影響，可以長期穩定 運行。④管道輸送設備運行比較簡單，易于就 地自動化和進行集中遙控。先進的管道增壓站 已完全做到無人值守。由于節能和高度自動化 ，用人較少，使運輸費用大大降低。⑤沿線不 產生噪聲，有利于環境保護。⑥漏失污染少， 據近10年西歐石油管道統計漏失污染僅為輸送 量的4%

管道運輸的優缺點是什么？

靈活性差

管道運輸不如其他運輸方式(如汽車運輸)靈活，除承運的貨物比較單一外，它也不容隨便擴展管線。實現“門到門”的運輸服務，對一般用戶來說，管道運輸常常要與鐵路運輸或汽車運輸、水路運輸配合才能完成全程輸送。

專用型強

運輸對象受到限制，承運的貨物比較單一。只適合運輸諸如石油、天然氣、化學品、碎煤漿等氣體和液體貨物。

專營性強

管道運輸屬于專用運輸，其成產與運銷混為一體，不提供給其他發貨人使用。

固定投資大

為了進行連續輸送，還需要在各中間站建立儲存庫和加壓站，以促進管道運輸的暢通。

管道運輸的缺點和優點是什么？

(1)運量大(2)占地少(3)管道運輸建設周償短、費用低(4)管道運輸安全可靠、連續性強(5)管道運輸耗能少、成本低、效益好

靈活性差。管道運輸不如其他運輸方式(如汽車運輸)靈活，除承運的貨物比較單一外，它也不容隨便擴展管線。實現“門到門”的運輸服務，對一般用戶來說，管道運輸常常要與鐵路運輸或汽車運輸、水路運輸配合才能完成全程輸送。此外由于運輸量明顯不足時，運輸成本會顯著地增大。

管道運輸方式采用什么交通工具

在五大運輸方式中，管道運輸有著獨特的優勢。在建設上，與鐵路、公路、航空相比，投資要省得多。就石油的管道運輸與鐵路運輸相比，交通運輸協會的有關專家曾算過一筆賬：沿成品油主要流向建設一條長7000公里的管道，它所產生的社會綜合經濟效益，僅降低運輸成本、節省動力消耗、減少運輸中的 中石油與俄羅斯管道運輸公司簽署協議 損耗3項，每年就可以節約資金數10億元左右；而且對于具有易燃特性的石油運輸來說，管道運輸更有著安全、密閉等特點。 主要優點可大概概括為： (1)運量大。 (2)占地少。 (3)管道運輸建設周期短、費用低。 (4)管道運輸安全可靠、連續性強。 (5)管道運輸耗能少、成本低、效益好。

管道運輸到底是怎么操作的

管道是利用壓力傳輸流體，分正壓和負壓2種方式。

管道運輸分類都有什么 最好配圖片

運輸管道按輸送物品的不同分為：原油管道(運送原油)、成品油管道(輸送煤油、汽油、柴油、航空煤油、燃料油和液化石油氣)、天然氣管道(輸送天然氣和油田伴生氣)和固體料漿管道(如輸送煤炭料漿)。

什么是天然氣,天然氣是怎樣用管道運輸的?

天然氣：是自然界天然的一種燃燒氣體。采自于氣井，開采為氣態，氣態可通過管道輸送或氣態經過冷卻工藝后轉變成液態（LNG）或通過壓縮工藝轉變成壓縮天然氣（CNG）。用途一般作為燃料和化工原料。

樓主說的天然氣管道運輸：就是氣態天然氣加壓后再經過管道方式輸送。西氣東輸工程的設計壓力是10兆帕

輸氣管道的發展趨勢是什么?

輸氣管道指主要用于輸送天然氣，液化石油氣，人工煤氣的管道。在長距離運輸中，輸氣管道專指輸送天然氣介質，在城鎮中，輸氣管道指輸送天然氣，液化石油氣，人工煤氣等介質。

一、西北地區輸氣管道

靖邊至北京的陜京線，是國家的重點工程，也是早期西氣東輸的骨干工程，為國內建設水平最高的輸氣管道。

靖邊至北京的陜京線，是國內第一條長距離、大口徑和高度自動化的輸氣管道。1996年3月開工，1997年9月10日建成，全長918.42公里，設計壓力6.4兆帕，年輸氣能力不加壓13.2億立方米。投產后二期加壓站（榆林壓氣站）于1999年11月10日建成，年輸氣能力達到22億立方米。三期加壓(黃河西及應縣加壓站)于2000年11月15日建成，年輸氣能力達到33億立方米。

陜京干線起自陜西省靖邊縣長慶氣田天然氣凈化廠首站，終于北京石景山區衙門口北京末站，途經陜西、山西、河北、北京3省一市22個縣，并穿過3條地震帶，翻越呂梁山、恒山、太行山3座山脈，穿越無定河、禿尾河、窟野河、黃河、永定河5條大河。全線穿越河流230處、鐵路21處，大型公路131處。為了適應調峰需要，2000年1月6日建成大張坨地下貯氣庫和118.5公里配套管線工程，調峰能力為500萬立方米/日，年有效調峰量6億立方米。

陜京線各項工程采用了國際公認的先進標準。陜京線由管道設計院與國外公司合作設計，管道一、二、三公司，大慶、長慶、四川油建公司參加施工。

管道的管道前景

當流體的流量已知時，管徑的大小取決于允許的流速或允許的摩擦阻力(壓力降)。流速大時管徑小，但壓力降值增大。因此，流速大時可以節省管道基建投資，但泵和壓縮機等動力設備的運行能耗費用增大。此外，如果流速過大，還有可能帶來一些其他不利的因素。因此管徑應根據建設投資、運行費用和其他技術因素綜合考慮決定。

管子、管子聯接件、閥門和設備上的進出接管間的聯接方法，由流體的性質、壓力和溫度以及管子的材質、尺寸和安裝場所等因素決定，主要有螺紋聯接、法蘭聯接、承插聯接和焊接等四種方法。

螺紋聯接主要適用于小直徑管道。聯接時，一般要在螺紋聯接部分纏上氟塑料密封帶，或涂上厚漆、繞上麻絲等密封材料，以防止泄漏。在1.6兆帕以上壓力時，一般在管子端面加墊片密封。這種聯接方法簡單，可以拆卸重裝，但須在管道的適當地方安裝活接頭，以便于拆裝。

法蘭聯接適用的管道直徑范圍較大。聯接時根據流體的性質、壓力和溫度選用不同的法蘭和密封墊片，利用螺栓夾緊墊片保持密封，在需要經常拆裝的管段處和管道與設備相聯接的地方，大都采用法蘭聯接。

承插聯接主要用于鑄鐵管、混凝土管、陶土管及其聯接件之間的聯接，只適用于在低壓常溫條件下工作的給水、排水和煤氣管道。聯接時，一般在承插口的槽內先填入麻絲、棉線或石棉繩，然后再用石棉水泥或鉛等材料填實，還可在承插口內填入橡膠密封環，使其具有較好的柔性，容許管子有少量的移動。

焊接聯接的強度和密封性最好，適用于各種管道，省工省料，但拆卸時必須切斷管子和管子聯接件。

城市里的給水、排水、供熱、供煤氣的管道干線和長距離的輸油、氣管道大多敷設在地下，而工廠里的工藝管道為便于操作和維修，多敷設在地上。管道的通行、支承、坡度與排液排氣、補償、保溫與加熱、防腐與清洗、識別與涂漆和安全等，無論對于地上敷設還是地下敷設都是重要的問題。

地面上的管道應盡量避免與道路、鐵路和航道交叉。在不能避免交叉時，交叉處跨越的高度也應能使行人和車船安全通過。地下的管道一般沿道路敷設，各種管道之間保持適當的距離，以便安裝和維修；供熱管道的表面有保溫層，敷設在地溝或保護管內，應避免被土壓壞和使管子能膨脹移動。

管道可能承受許多種外力的作用，包括本身的重量、流體作用在管端的推力、風雪載荷、土壤壓力、熱脹冷縮引起的熱應力、振動載荷和地震災害等。為了保證管道的強度和剛度，必須設置各種支(吊)架，如活動支架、固定支架、導向支架和彈簧支架等。支架的設置根據管道的直徑、材質、管子壁厚和載荷等條件決定。固定支架用來分段控制管道的熱伸長，使膨脹節均勻工作；導向支架使管子僅作軸向移動，

為了排除凝結水，蒸汽和其他含水的氣體管道應有一定的坡度，一般不小于千分之二。對于利用重力流動的地下排水管道，坡度不小于千分之五。蒸汽或其他含水的氣體管道在最低點設置排水管或疏水閥，某些氣體管道還設有氣水分離器，以便及時排去水液，防止管內產生水擊和阻礙氣體流動。給水或其他液體管道在最高點設有排氣裝置，排除積存在管道內的空氣或其他氣體，以防止氣阻造成運行失常。

管道如不能自由地伸縮，就會產生巨大的附加應力。因此，在溫度變化較大的管道和需要有自由位移的常溫管道上，需要設置膨脹節，使管道的伸縮得到補償而消除附加應力的影響。

對于蒸汽管道、高溫管道、低溫管道以及有防燙、防凍要求的管道，需要用保溫材料包覆在管道外面，防止管內熱(冷)量的損失或產生凍結。對于某些高凝固點的液體管道，為防止液體太粘或凝固而影響輸送，還需要加熱和保溫。常用的保溫材料有水泥珍珠巖、玻璃棉、巖棉和石棉硅藻土等。

為防止土壤的侵蝕，地下金屬管道表面應涂防銹漆或焦油、瀝青等防腐涂料，或用浸漬瀝青的玻璃布和麻布等包覆。埋在腐蝕性較強的低電阻土壤中的管道須設置陰極保護裝置，防止腐蝕。地面上的鋼鐵管道為防止大氣腐蝕，多在表面上涂覆以各種防銹漆。

各種管道在使用前都應清洗干凈，某些管道還應定期清洗內部。為了清洗方便，在管道上設置有過濾器或吹洗清掃孔。在長距離輸送石油和天然氣的管道上，須用清掃器定期清除管內積存的污物，為此要設置專用的發送和接收清掃器的裝置。

當管道種類較多時，為了便于操作和維修，在管道表面上涂以規定顏色的油漆，以資識別。例如，蒸汽管道用紅色，壓縮空氣管道用淺藍色等。

為了保證管道安全運行和發生事故時及時制止事故擴大，除在管道上裝設檢測控制儀表和安全閥外，對某些重要管道還采取特殊安全措施，如在煤氣管道和長距離輸送石油和天然氣的管道上裝設事故泄壓閥或緊急截斷閥。它們在發生災害性事故時能自動及時地停止輸送，以減少災害損失。 1.壓力管道金屬材料的特點

壓力管道涉及各行各業，對它的基本要求是“安全與使用”，安全為了使用，使用必須安全，使用還涉及經濟問題，即投資省、使用年限長，這當然與很多因素有關。而材料是工程的基礎，首先要認識壓力管道金屬材料的特殊要求。壓力管道除承受載荷外，由于處在不同的環境、溫度和介質下工作，還承受著特殊的考驗。

（1）金屬材料在高溫下性能的變化

① 蠕變：鋼材在高溫下受外力作用時，隨著時間的延長，緩慢而連續產生塑性變形的現象，稱為蠕變。鋼材蠕變特征與溫度和應力有很大關系。溫度升高或應力增大，蠕變速度加快。例如，碳素鋼工作溫度超過300～350℃，合金鋼工作溫度超過300～400℃就會有蠕變。產生蠕變所需的應力低于試驗溫度鋼材的屈服強度。因此，對于高溫下長期工作的鍋爐、蒸汽管道、壓力容器所用鋼材應具有良好的抗蠕變性能，以防止因蠕變而產生大量變形導致結構破裂及造成爆炸等惡性事故。

② 球化和石墨化：在高溫作用下，碳鋼中的滲碳體由于獲得能量將發生遷移和聚集，形成晶粒粗大的滲碳體并夾雜于鐵素體中，其滲碳體會從片狀逐漸轉變成球狀，稱為球化。由于石墨強度極低，并以片狀出現，使材料強度大大降低，脆性增加，稱為材料的石墨化。碳鋼長期工作在425℃以上環境時，就會發生石墨化，在大于475℃更明顯。SH3059規定碳鋼最高使用溫度為425℃，GB150則規定碳鋼最高使用溫度為450℃。

③ 熱疲勞性能 鋼材如果長期冷熱交替工作，那么材料內部在溫差變化引起的熱應力作用下，會產生微小裂紋而不斷擴展，最后導致破裂。因此，在溫度起伏變化工作條件下的結構、管道應考慮鋼材的熱疲勞性能。

④ 材料的高溫氧化 金屬材料在高溫氧化性介質環境中（如煙道）會被氧化而產生氧化皮，容易脆落。碳鋼處于570℃的高溫氣體中易產生氧化皮而使金屬減薄。故燃氣、煙道等鋼管應限制在560℃下工作。

（2）金屬材料在低溫下的性能變化

當環境溫度低于該材料的臨界溫度時，材料沖擊韌性會急劇降低，這一臨界溫度稱為材料的脆性轉變溫度。常用低溫沖擊韌性（沖擊功）來衡量材料的低溫韌性，在低溫下工作的管道，必須注意其低溫沖擊韌性。

（3）管道在腐蝕環境下的性能變化

石油化工、船舶、海上石油平臺等管道介質，很多有腐蝕性，事實證明，金屬腐蝕的危害性十分普遍，而且也十分嚴重，腐蝕會造成直接或間接損失。例如，金屬的應力腐蝕、疲勞腐蝕和晶間腐蝕往往會造成災難性重大事故，金屬腐蝕會造成大量的金屬消耗，浪費大量資源。引起腐蝕的介質主要有以下幾種。

① 氯化物 氯化物對碳素鋼的腐蝕基本上是均勻腐蝕，并伴隨氫脆發生，對不銹鋼的腐蝕是點腐蝕或晶間腐蝕。防止措施可選擇適宜的材料，如采用碳鋼-不銹鋼復合管材。

② 硫化物原油中硫化物多達250多種，對金屬產生腐蝕的有硫化氫（H2S）、硫醇（R-SH）、硫醚（R-S-R）等。我國液化石油氣中H2S含量高，造成容器出現裂縫，有的投產87天即發生貫穿裂紋，事后經磁粉探傷，內表面環縫共有417條裂紋，球體外表面無裂紋，所以H2S含量高引起應力腐蝕應值得重視。日本焊接學會和高壓氣體安全協會規定：液化石油中H2S含量應控制在100×10-6以下，而我國液化石油氣中H2S含量平均為2392×10-6，高出日本20多倍。

③ 環烷酸 環烷酸是原油中帶來的有機物，當溫度超過220℃時，開始發生腐蝕，270～280℃時腐蝕達到最大；當溫度超過400℃，原油中的環烷酸已汽化完畢。316L（00Cr17Ni14Mo2）不銹鋼材料是抗環烷酸腐蝕的有效材料，常用于高溫環烷酸腐蝕環境。

2. 壓力管道金屬材料的選用

① 滿足操作條件的要求。首先應根據使用條件判斷該管道是否承受壓力，屬于哪一類壓力管道。不同類別的壓力管道因其重要性各異，發生事故帶來的危害程度不同，對材料的要求也不同。同時應考慮管道的使用環境和輸送的介質以及介質對管體的腐蝕程度。例如插入海底的鋼管樁，管體在浪濺區腐蝕速度為海底土中的6倍；潮差區腐蝕速度為海底土中的4倍。在選材及防腐蝕措施上應特別關注。

② 可加工性要求。材料應具有良好的加工性和焊接性。

③ 耐用又經濟的要求 壓力管道，首先應安全耐用和經濟。一臺設備、一批管道工程，在投資選材前，必要時進行可行性研究，即經濟技術分析，擬選用的材料可制定數個方案，進行經濟技術分析，有些材料初始投資略高，但是使用可靠，平時維修費用省；有的材料初始投資似乎省，但在運行中可靠性差，平時維修費用高，全壽命周期費用高。 早在1926年，美國石油學會（API）發布API-5L標準，最初只包括A25、A、B三種鋼級，以后又發布了數次，見表4。表4 API發布的管線鋼級

注：1972年API發布U80、U100標準，以后改為X80、X100。

2000年以前，全世界使用X70，大約在40%，X65、X60均在30%，小口徑成品油管線相當數量選用X52鋼級，且多為電阻焊直管（ERW鋼管）。

我國冶金行業在十余年來為發展管線鋼付出了極大的辛勞，目前正在全力攻關X70寬板，上海寶山鋼鐵公司、武漢鋼鐵公司等X70、X80化學成分、力學性能分別列于表5～表9。表5 武鋼X80卷板性能表6 X70級鋼管的力學性能表7 X70級鋼管彎曲性能檢測結果表8 X70級鋼管的夏比沖擊韌性表9 高強度輸送管的夏比沖擊韌性

我國在輸油管線上常用的管型有螺旋埋弧焊管（SSAW）、直縫埋弧焊管（LSAW）、電阻焊管（ERW）。直徑小于152mm時則選用無縫鋼管。

我國20世紀60年代末至70年代，螺旋焊管廠迅速發展，原油管線幾乎全部采用螺旋焊鋼管，“西氣東輸”管線的一類地區也選用螺旋焊鋼管。螺旋焊鋼管的缺點是內應力大、尺寸精度差，產生缺陷的概率高。據專家分析認為，應采用“兩條腿走路”的方針，一是對現有螺旋焊管廠積極進行技術改造，還是大有前途的；二是大力發展我國直縫埋弧焊管制管業。

ERW鋼管具有外表光潔、尺寸精度高、價格較低等特點，在國內外已廣泛應用。 我國的油氣資源大部分分布在東北和西北地區，而消費市場絕大部分在東南沿海和中南部的大中城市等人口密集地區，這種產銷市場的嚴重分離使油氣產品的輸送成為油氣資源開發和利用的最大障礙。管輸是突破這一障礙的最佳手段，與鐵路運輸相比，管道運輸是運量大、安全性更高、更經濟的油氣產品輸送方式，其建設投資為鐵路的一半，運輸成本更只有三分之一。因此，我國政府已將“加強輸油氣管道建設，形成管道運輸網”的發展戰略列入了“十五”發展規劃。根據有關方面的規劃，未來10年內，我國將建成14條油氣輸送管道，形成“兩縱、兩橫、四樞紐、五氣庫”，總長超過萬公里的油氣管輸格局。這預示著我國即將迎來油氣管道建設的高峰期。

我國正在建設和計劃將要建設的重點天然氣管道工程有：西氣東輸工程，全長4176公里，總投資1200億元，2000年9月正式開工建設，2004年全線貫通；澀寧蘭輸氣管道工程，全長950公里，已于2000年5月開工建設，已接近完工，天然氣已送到西寧；忠縣至武漢輸氣管道工程，全長760公里，前期準備工作已獲得重大進展，在建的11條隧道已有4條貫通；石家莊至涿州輸氣管道工程，全長202公里，已于2000年5月開工建設，已完工；石家莊至邯鄲輸氣管道工程，全長約160公里；陜西靖邊至北京輸氣工程復線；陜西靖邊至西安輸氣管道工程復線；陜甘寧至呼和浩特輸氣工程，全長497公里；海南島天然氣管道工程，全長約270公里；山東龍口至青島輸氣管道工程，全長約250公里；中俄輸氣管道工程，中國境內全長2000公里；廣東液化天然氣工程，招商引資工作已完成，計劃2005年建成。在建和將建的輸油管道有：蘭成渝成品油管道工程，全長1207公里，已于2000年5月開工建設；中俄輸油管道工程，中國境內長約700公里；中哈輸油管道工程，中國境內長800公里。此外，由廣東茂名至貴陽至昆明長達2000公里的成品油管線和鎮海至上海、南京的原油管線也即將開工建設。除主干線之外，大規模的城市輸氣管網建設也要同期配套進行。

面對如此巨大的市場，如此難得的發展機遇，對管道施工技術提出了新的挑戰。在同樣輸量的情況下，建設一條高壓大口徑管道比平行建幾條低壓小口徑管道更為經濟。例如一條輸送壓力為7.5MPa，直徑1 400mm的輸氣管道可代替3條壓力5.5MPa，直徑1 000mm的管道，但前者可節省投資35%，節省鋼材19%，因此，擴大管道的直徑已成為管道建設的科學技術進步的標志。在一定范圍內提高輸送壓力可以增加經濟效益。以直徑1 020mm的輸氣管道為例，操作壓力從5.5MPa提高到7.5MPa，輸氣能力提高41%，節約材料7%，投資降低23%。計算表明，如能把輸氣管的工作壓力從7.5MPa，進一步提高到10～12MPa，輸氣能力將進一步增加33～60%。美國橫貫阿拉斯加的輸氣管道壓力高達11.8MPa，輸油管道達到8.3MPa，是目前操作壓力最高的管道。

管徑的增加和輸送壓力的提高，均要求管材有較高的強度。在保證可焊性和沖擊韌性的前提下，管材的強度有了很大提高。由于管道敷設完全依靠焊接工藝來完成，因此焊接質量在很大程度上決定了工程質量，焊接是管道施工的關鍵環節。而管材、焊材、焊接工藝以及焊接設備等是影響焊接質量的關鍵因素。

我國在70年代初開始建設大口徑長輸管道，著名的“八三”管道會戰建設了大慶油田至鐵嶺、由鐵嶺至大連、由鐵嶺至秦皇島的輸油管道，解決了困擾大慶原油外輸問題。

該管道設計管徑φ720mm，鋼材選用16MnR，埋弧螺旋焊管，壁厚6～11mm。焊接工藝方案為：手工電弧焊方法，向上焊操作工藝；焊材選用J506、J507焊條，焊前烘烤400℃、1小時，φ3.2打底、φ4填充、蓋面；焊接電源采用旋轉直流弧焊機；坡口為60°V型，根部單面焊雙面成型。

東北“八三”會戰所建設的管道已運行了30年，至今仍在服役，證明當年的工藝方案正確，并且施工質量良好。

80年代初開始推廣手工向下焊工藝，同時研制開發了纖維素型和低氫型向下焊條。與傳統的向上焊工藝比較，向下焊具有速度快、質量好，節省焊材等突出優點，因此在管道環縫焊接中得到了廣泛的應用。

90年代初開始推廣自保護藥芯焊絲半自動手工焊，有效地克服了其他焊接工藝方法野外作業抗風能力差的缺點，同時也具有焊接效率高、質量好且穩定的特點，現成為管道環縫焊接的主要方式。

管道全位置自動焊的應用已探索多年，現已有了突破性進展，成功地用西氣東輸管道工程，其效率、質量更是其他焊接工藝所不能比的，這標志著我國油氣管道焊接技術已達到了較高水平。 2.1 管線鋼的發展歷史

早期的管線鋼一直采用C、Mn、Si型的普通碳素鋼，在冶金上側重于性能，對化學成分沒有嚴格的規定。自60年代開始，隨著輸油、氣管道輸送壓力和管徑的增大，開始采用低合金高強鋼（HSLA），主要以熱軋及正火狀態供貨。這類鋼的化學成分：C≤0.2%，合金元素≤3～5%。隨著管線鋼的進一步發展，到60年代末70年代初，美國石油組織在API 5LX和API 5LS標準中提出了微合金控軋鋼X56、X60、X65三種鋼。這種鋼突破了傳統鋼的觀念，碳含量為0.1-0.14%，在鋼中加入≤0.2%的Nb、V、Ti等合金元素，并通過控軋工藝使鋼的力學性能得到顯著改善。到1973年和1985年，API標準又相繼增加了X70和X80鋼，而后又開發了X100管線鋼，碳含量降到0.01-0.04%，碳當量相應地降到0.35以下，真正出現了現代意義上的多元微合金化控軋控冷鋼。

我國管線鋼的應用和起步較晚，過去已鋪設的油、氣管線大部分采用Q235和16Mn鋼。“六五”期間，我國開始按照API標準研制X60、X65管線鋼，并成功地與進口鋼管一起用于管線敷設。90年代初寶鋼、武鋼又相繼開發了高強高韌性的X70管線鋼，并在澀寧蘭管道工程上得到成功應用。

2.2 管線鋼的主要力學性能

管線鋼的主要力學性能為強度、韌性和環境介質下的力學性能。

鋼的抗拉強度和屈服強度是由鋼的化學成分和軋制工藝所決定的。輸氣管線選材時，應選用屈服強度較高的鋼種，以減少鋼的用量。但并非屈服強度越高越好。屈服強度太高會降低鋼的韌性。選鋼種時還應考慮鋼的屈服強度與抗拉強度的比例關系—屈強比，用以保證制管成型質量和焊接性能。

鋼在經反復拉伸壓縮后，力學性能會發生變化，強度降低，嚴重的降低15%，即包申格效應。在定購制管用鋼板時必須考慮這一因素。可采取在該級別鋼的最小屈服強度的基礎上提高40-50MPa。

鋼材的斷裂韌性與化學成分、合金元素、熱處理工藝、材料厚度和方向性有關。應盡可能降低鋼中C、S、P的含量，適當添加V、Nb、Ti、Ni等合金元素，采用控制軋制、控制冷卻等工藝，使鋼的純度提高，材質均勻，晶粒細化，可提高鋼韌性。采取方法多為降C增Mn。

管線鋼在含硫化氫的油、氣環境中，因腐蝕產生的氫侵入鋼內而產生氫致裂紋開裂。因此輸送酸性油、氣管線鋼應該具有低的含硫量，進行有效的非金屬夾雜物形態控制和減少顯微成份偏析。管線鋼的硬度值對HIC也有重要的影響，為防止鋼中氫致裂紋，一般認為應將硬度控制在HV265以下。

2.3 管線鋼的焊接性

隨著管線鋼碳當量的降低，焊接氫致裂紋敏感性降低，為避免產生裂紋所需的工藝措施減少，焊接熱影響區的性能損害程度降低。但由于焊接時管線鋼經歷著一系列復雜的非平衡的物理化學過程，因而可能在焊接區造成缺陷，或使接頭性能下降，主要是焊接裂紋問題和焊接熱影響區脆化問題。

管線鋼由于碳含量低，淬硬傾向減小，冷裂紋傾向降低。但隨著強度級別的提高，板厚的加大，仍然具有一定的冷裂紋傾向。在現場焊接時由于常采用纖維素焊條、自保護藥芯焊絲等含氫量高的焊材，線能量小，冷卻速度快，會增加冷裂紋的敏感性，需要采取必要的焊接措施，如焊前預熱等。

焊接熱影響區脆化往往是造成管線發生斷裂，誘發災難性事故的根源。出現局部脆化主要有兩個區域，即熱影響區粗晶區脆化，是由于過熱區的晶粒過分長大以及形成的不良組織引起的，多層焊時粗晶區再臨界脆化，即前焊道的粗晶區受后續焊道的兩相區的再次加熱引起的。這可以通過在鋼中加入一定量的Ti、Nb微合金化元素和控制焊后冷卻速度獲得合適的t8/5來改善韌性。

2.4 西氣東輸管道工程用鋼管

西氣東輸管道工程用鋼管為X70等級管線鋼，規格為Φ1 016mm×14.6～26.2mm，其中螺旋焊管約占80%，直縫埋弧焊管約占20%，管線鋼用量約170萬噸。

X70管線鋼除了含Nb、V、Ti外，還加入了少量的Ni、Cr、Cu和Mo，使鐵素體的形成推遲到更低的溫度，有利于形成針狀鐵素體和下貝氏體。因此X70管線鋼本質上是一種針狀鐵素體型的高強、高韌性管線鋼。鋼管的化學成分及力學性能見表1和表2。 現場焊接的特點

由于發現和開采的油氣田地處邊遠地區，地理、氣候、地質條件惡劣，社會依托條件較差，給施工帶來很多困難，尤其低溫帶來的麻煩最大。

現場焊接時，采用對口器進行管口組對。為了提高效率，一般是在對好的管口下放置基礎梁木或土堆，在對前一個對接口進行焊接的同時，開始下一個對接準備工作。這將產生較大的附加應力。同時由于鋼管熱脹冷縮的影響，在碰死口時最容易因附加應力而出問題。

現場焊接位置為管水平固定或傾斜固定對接，包括平焊、立焊、仰焊、橫焊等焊接位置。所以對焊工的操作技術提出了更高、更嚴的要求。

當今管道工業要求管道有較高的輸送壓力和較大的管線直徑并保證其安全運行。為適應管線鋼的高強化、高韌化、管徑的大型化和管壁的厚壁化出現了多種焊接方法、焊接材料和焊接工藝。

管道施工焊接方法

國外管道焊接施工經歷了手工焊和自動焊的發展歷程。手工焊主要為纖維素焊條下向焊和低氫焊條下向焊。在管道自動焊方面，有前蘇聯研制的管道閃光對焊機，其在前蘇聯時期累計焊接大口徑管道數萬公里。它的顯著特點就是效率高，對環境的適應能力很強。美國CRC公司研制的CRC多頭氣體保護管道自動焊接系統，由管端坡口機、內對口器與內焊機組合系統、外焊機三大部分組成。到目前為止，已在世界范圍內累計焊接管道長度超過34000km。法國、前蘇聯等其他國家也都研究應用了類似的管道內外自動焊技術，此種技術方向已成為當今世界大口徑管道自動焊技術主流。

我國鋼質管道環縫焊接技術經歷了幾次大的變革，70年代采用傳統焊接方法，低氫型焊條手工電弧焊上向焊技術，80年代推廣手工電弧焊下向焊技術，為纖維素焊條和低氫型焊條下向焊，90年代應用自保護藥芯焊絲半自動焊技術，到今天開始全面推廣全位置自動焊技術。

手工電弧焊包括纖維素焊條和低氫焊條的應用。手工電弧焊上向焊技術是我國以往管道施工中的主要焊接方法，其特點為管口組對間隙較大，焊接過程中采用息弧操作法完成，每層焊層厚度較大，焊接效率低。手工電弧焊下向焊是80年代從國外引進的焊接技術，其特點為管口組對間隙小，焊接過程中采用大電流、多層、快速焊的操作方法來完成，適合于流水作業，焊接效率較高。由于每層焊層厚度較薄，通過后面焊層對前面焊層的熱處理作用可提高環焊接頭的韌性。手工電弧焊方法靈活簡便、適應性強，其下向焊和上向焊兩種方法的有機結合及纖維素焊條良好的根焊適應性在很多場合下仍是自動焊方法所不能代替的。

自保護藥芯焊絲半自動焊技術是20世紀90年代開始應用到管道施工中的，主要用來填充和蓋面。其特點為熔敷效率高，全位置成形好，環境適應能力強，焊工易于掌握，是管道施工的一種重要焊接工藝方法。

隨著管道建設用鋼管強度等級的提高，管徑和壁厚的增大，在管道施工中逐漸開始應用自動焊技術。管道自動焊技術由于焊接效率高，勞動強度小，焊接過程受人為因素影響小等優勢，在大口徑、厚壁管道建設的應用中具有很大潛力。但我國的管道自動焊接技術正處于起步階段，根部自動焊問題尚未解決，管端坡口整形機等配套設施尚未成熟，這些都限制了自動焊技術的大規模應用。 長期管內的油泥、銹垢固化造成原管徑變小；

長期的管內淤泥沉淀產生硫化氫氣體造成環境污染并易引起燃爆；

廢水中的酸、堿物質易對管道壁產生腐蝕； 管道內的異物不定期的清除造成管道堵塞； 1、化學清洗：化學清洗管道是采用化學藥劑，對管道進行臨時的改造，用臨時管道和循環泵站從管道的兩頭進行循環化學清洗。該技術具有靈活性強，對管道形狀無要求，速度快，清洗徹底等特點。

2、高壓水清洗：采用50Mpa以上的高壓水射流，對管道內表面污垢進行高壓水射流剝離清洗。該技術主要用于短距離管道，并且管道直徑必須大于50cm以上。該技術具有速度快，成本低等特點。

3、PIG清管：PIG工業清管技術是依靠泵推動流體產生的推動力驅動PIG（清管器）在管內向前推動，將堆積在管線內的污垢排出管外，從而達到清洗的目的。該技術被廣泛用于各類工藝管道、油田輸油輸汽管道等清洗工程，特別是對于長距離輸送流體的管道清洗，具有其他技術無法替代的優勢。

油氣管道的安全隱患及其對策是什么？

正常情況下，油氣管道是非常安全的，不會發生大量油氣外泄事故。首先，設計的管壁鋼板的承壓能力遠遠高于管道內流體的壓力，流體只能乖乖地順著管道流動，不可能泄漏到管道外邊。其次是長輸油氣管道一般都繞過城鎮、廠礦、地面交通樞紐及其他人口稠密的地方，即使萬一發生油氣外流，也不會嚴重影響交通和危及人民群眾的生命財產安全。再次是所有長輸管道都埋在一米多深的地下，不容易受到地面車輛、自然環境及人為的損傷或破壞。難怪油田周圍的一些老百姓常常會納悶兒：看不到多少油罐車，油田生產那么多石油，是如何神不知鬼不覺地運走的呢？

俗話說，不怕一萬，就怕萬一。油氣管道在下述幾種情況下也可能會出現破裂、穿孔致使油氣外泄的事故。一是自然災害，如發生地震、洪水、滑坡、泥石流及地層下陷等，管道會受到巨大的外部沖擊力。二是管材老化及管道受到內腐蝕和外腐蝕，使管材變脆和管壁防腐不當之處生銹變薄，承壓能力降低。三是操作不當產生憋壓，局部流體受壓縮，其壓力可能會大于管壁耐壓。四是人為的有意或無意的破壞，主要是指個別不法分子在管道上打孔盜油竊氣以及各種建設施工對管道的不慎損傷。在管道上打孔盜油竊氣是最嚴重的安全隱患，因為不僅會使大量油氣外泄，而且很可能會引發火災、爆炸和人身傷亡事故。打孔時產生的火花和打孔處管壁溫度急劇升高，就是油氣燃燒的火種！此外，長輸管道內的壓力一般是4～10兆帕（相當于流體對一個小手指甲蓋兒大小的管壁內表面就有400～1000牛頓的壓力），巨大壓力使油氣像子彈一樣高速噴出，現場人員被燒傷、打傷的事件時有發生。可以這么說，在管道上打孔盜油竊氣就像從高壓線上引電一樣，是極其危險的，常常是浪費了國家資源，破壞了自然環境，并危及到個人的生命安全。

11.油氣管道的安全隱患及其對策01管體內壓力一般為4～10兆帕，油品從盜油口噴出時速度可達50～150米/秒，能夠像子彈一樣傷害人員或損壞設備及其他物品上述各種各樣的安全隱患，通過認真設計、精細施工、安全操作、嚴格檢修和監控，絕大部分可以防止或不產生較大危害。特別是隨著計算機技術的發展，現代化的“監控與數據采集系統（SCADA）”在油氣管道上得到越來越廣泛的應用，能夠對整條管線進行自動管理，油、氣庫或輸油、氣站可以無人值守，操作人員在控制中心通過監控系統就能及時觀察和了解管道的工作情況，并能精確控制設備的運行，一旦某處發生異常現象，如憋壓、漏油、泄氣、停泵等，可以馬上處理，避免或停止大量油氣的泄漏。有些管線設有專門的沿線巡查執法人員，成品油管道直接由軍隊參與保護，國務院還頒布了《管道保護條例》，嚴厲制裁破壞管道、打孔盜油竊氣的不法分子，確保長輸油氣管道的安全運行。

管道搶修

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