天然气管道.doc

河北石油职业技术学院2009级毕业设计
题目：输气站场日常生产的运行与管理
目 录

摘要
引言
第一章 天然气管道运行与维护要素
1.1运行要素
1.2维护要素
第二章 天然气管道系统的运行管理
2.1天然气管道系统的运行管理
2.1.1管道系统试运投产
2.1.2天然气管道系统的运行管理
2.2天然气管道的安全生产管理
2.2.1安全生产管理制度
2.2.2输气站场各岗位职责
第三章 天然气管道完整性管理
3.1.1管道完整性定义
3.1.2管道完整性管理的内涵:
3.1.3管道完整性管理的原则：
3.2天然气管道完整性管理的管理体系
3.2.2管理体系文件框架
3.3天然气管道风险评价
3.3.1管道危险因素与风险定义
3.3.2风险评价方法
第四章 天然气管道的腐蚀与防护
4.1天然气管道的腐蚀
4.1.1腐蚀的危害
4.1.2腐蚀的类型
4.2管道防腐蚀方法
4.2.1外壁防腐蚀层
4.2.2管道阴极保护
结束语
致谢

摘要 输气站场的设备是输气站安全平稳地完成正常输气活动的物质基础，同时它也是构成分公司企业生产力的基本要素。因此，加强输气站场的设备管理，合理地使用与维护设备，预防设备故障，保持设备良好的技术状态，对于输气站场完成正常的输气任务，保证整个输气工作的安全，乃至最终提高分公司的经济效益都有着非常重要的意义。

关键字 运行与管理 维护 完整性 腐蚀与防护

引言
随着社会的发展，能源成为全球经济的基本支撑，是人类赖以生存的基础,作为一种高效清洁的能源—天然气，其需求增长速度将明显超过煤炭和石油。截止到2010年，天然气在能源需求总量中所占比重将从1998年的3 %增加到6%，到2020年将进一步增至10%。在我国，天然气管道是天然气陆路运输的主要运输方式，其天然气运输周转量在我国天然气总周转量中占有绝对的领先地位。它的运输与供应的安全也是更重要的一个方面,因此输气站场的日常生产与管理也成了必不可少的一部分。
进入进入21世纪，随着涩宁兰线、西气东输、忠武线、陕京二线、冀宁联络线、淮武联络线、兰银联络线等相继投产和西气东输二线、川气东送管道的开工建设，标志着我国天然气管道建设已经进入了一个新的时期。截止到2010年，我国天然气管道总长将发展到4.4万公里，达到“西气东输、北气南下 、海气登陆、就近供应”的天然气供应目标,我国天然气管道发展开始步入快车道，将在中国经济发展的道路上发挥极其重要的能源保障作用,天然气管道由于具有易燃易爆、高能高压、有毒有害、连续作业、点多线长、环境复杂等特点，其发生的事故将对管道的正常运输、企业及居民的安全供气、人民群众的生命安全及生活环境造成重大影响,为此，天然气管道的安全问题备受社会的广泛关注, 要保证管道安全运行，首先要知道管道的运行状况，预知管道的薄弱区和事故隐患所在，通过维修和更换，最大限度的降低管道的运营风险,所以加强站场的日常生产的运行与管理已成了管输的重中之重。
第一章 天然气管道运行与维护要素
1.1运行要素
1.天然气供应服务合同。
2.供需要求。
3.设备容量。
4.管线的可用管存量。
5.燃料用量。
6.供应的天然气质量。
7.自动化程度。
8.系统可靠性。
通过使用压缩机和控制阀来确保输送的天然气体积尽可能有效、高效率地满足所有客户每日提出的所有交货要求，以实现气体管道运行。
1.2维护要素
“任何管道维护程序的首要目标是在确保公众安全并保持周围环境良好的前提下做到输送量最大化，同时能延长管道系统的使用寿命。”
维护作业有两种类型：常规维护和紧急抢险作业。常规维护是指不包括偶发事件的计划内活动，而紧急抢险作业通常有某种偶发事件如断裂或泄漏引起，经常涉及管段或管路的更换工作。在某种情况下，可能同时需要进行常规维护作业和紧急抢险作业。
维护作业包括：
1.管道路由用地（ROW）和环境保护措施。
2.管道路由用地和现场维护。
3.管道埋深维护。
4.航测、巡逻和泄漏探测。
5.管道路由的冲蚀控制和加固。
6.阴极保护的监测和维护。
7.管道完好性评估（腐蚀和结构）。
8.管道修理和改造。
9.管道侵犯评估。
10.设备（如阀门）运行测试和常规维护。
11.设备的标识、标志和标记。
12.美观和景观美化。
本质上不属于常规作业，但是为实施管道的常规维护而需要实施的维护作业包括：
1.挖沟和挖掘。
2.定位管道。
3.管道重新对准和改线。
4.外部管道或设备的跨越。
5.热分接和短管安装。
6.清管作业。
7.焊接，包括：
(1)焊接资格。
(2)维护和修理焊接（包括加压管道上的焊接。）
(3)切割。
8.安全管理，包括：
(1)事故安全工作条例。
(2)安全装置。
(3)安全工作审批制度。
(4)有限空间的进入。
(5)防火。
(6)材料和危险材料的搬运和处理。
(7)设备、车辆、工具的安全作业。
(8)个人防护设备。
(9)事故发生率的记录和报告。
9.记录保存管理。
10.培训。
管道内部维护的两个最常用程序是采用清管器进行清管和适当情况下的化学处理。虽然这两个程序在性质上和效果上都不同，但是它们经常一起使用，并作为一种有效、低成本、高效益的途径来控制重大的管道问题。了解了每种方法的作用会让我们更清楚地认识到如何结合两种方法来获得一种更有效、更综合、更全面的管道维护程序。
第二章 天然气管道系统的运行管理
2.1天然气管道系统的运行管理
2.1.1管道系统试运投产
新建或改扩建以及停运后再启用的天然气管道或站场，在投入运行前应当编制试投产方案，经生产主管部门审批后，严格按试运投产方案组织投产。
⑴投产前的准备
①由公司组织设计、施工、监理、现场运行及维修承包商、设备供货商和公司相关职能部门等人员组成试运投产领导小组，统一指挥和协调建设项目的试运投产工作，并对试运投产工作的质量、安全、消防以及环境保护负责。
②由质量安全环保处负责组织相关部门对工程建设项目，按《天然气集输管道施工及验收规范》（SY0466-1997）进行预验收，并达到预验收标准。
③由生产运行部门依据《天然气管道运行规范》（SY/T5922-2003）组织编制试运投产方案，并根据工程项目的大小、重要程度，报公司和中国石油天然气股份有限公司主管部门，经有关主管领导审批后组织实施，落实试运投产的组织机构和人力、物资及其他各项准备工作。
④各生产运行管理部门应在项目竣工投产前，健全生产管理组织机构
⑵试运投产
由试运投产领导小组按试运投产方案组织试运投产，投产程序为：
①站间干燥和清管扫线；
②注氮；
③置换；
④升压；
⑤SCADA系统联调；
⑥输气站（压气站）试运；
⑦投产。
试运投产已达到试运投产方案中的要求为合格，便可以进入正常生产运行。
2.1.2天然气管道系统的运行管理
⑴日常输气运行管理
生产运行处组织日常的输气运行管理工作，实现集中统一调度指挥管理。
①值班调度和站场运行人员严格按照生产运行方案组织生产，遵循安全、平稳、高效、经济运行的原则，实时监控管道运行状况，调控管道运行参数。
②做好提前预测，以便及时、准确调峰，满足用户日供气量、供气压力的需求。
③若对运行参数有质疑，值班调度人员有权要求系统维护人员及时检查维护，保证采集与传输数据的准确与完整。
④做好突发事故（如天气突变或其他原因造成供气的特殊要求）时的气量调节及运行工作。
⑤认真做好调度记录，编制《生产运行日报表》以及月度、年度运行分析报告。
⑥按照天然气销售等有关协议规定，向相关部门提交收、输、销数据。
⑦通过SCADA系统全面监视进出气点的气质，按照有关协议规定向市场销售等部门提交气质分析报告。若发现气质不符合标准时，协同市场销售部门根据有关协议进行合理处理。
⑵生产运行调度管理
①通过认真培训，严格选拔调度人员，做到持证上岗。调度人员应是经理论、模拟和实际生产培训，熟悉运行系统及其主要设备特性、操作规程，具有输气生产运行经验，经考试合格者。同时，调度员应具有诚信、敬业、遵章、守法的职业素养和强烈的服务意识。
②生产运行调度岗位，应配备相关的技术标准、管理规程，管道输送方案及其他生产管理基础资料。上岗调度员应掌握相关的技术标准、管理规程和管道运输方案，组织生产岗位人员执行标准、规范作业，按照管道输送方案安排、组织输气生产。
③调度员应严格执行公司生产运行销售协议的输配气量，经系统模拟分析，正确的指挥，灵活地调度协调各站、各系统输入输出，使“运、销、储”气量平衡，优化运行。
④值班调度人员严格按照调度管理规定进行日常调度工作。
⑤认真做好调度记录，编制《生产运行日报表》、周报以及月度、年度运行分析总结等相关记录。
⑶SCADA系统运行状态监控
各站、管理处的自控人员对站控系统进行监控；调控中心对全线SCADA系统进行监控。
⑷计量与贸易交接
⑴计量交接严格按照《计量交接管理规定》进行；
⑵经培训、考试，持有计量检定员和交接计量员以上证书的人员，才能进行计量系统设备操作、维护或检定工作。
⑶计量检定员和交接计量员应按照定期对计量系统进行正确的维护保养、检定，保证设备完好率达99%以上，系统计量偏差应小于1.5%。
⑸管输效率分析及提高措施
调控中心人员应定期或根据生产需要，对某个管段或整个管道进行管输效率分析，若管输效率降低，沿程压降增大，应查出原因，酌情采用以下措施处理：
⑴进行清管，清楚该处凝析液和粉尘；
⑵注入防冻剂，防止水化物生成。
⑹检漏.
⑴各维抢修队、各站场现场人员根据巡检规定，定期对管线及站场设施进行泄漏检查，及早发现管网漏气情况。
⑵调控中心调度按生产需要，对管道系统运行工况进行系统模拟，尽可能利用远程监控发现管道系统发生的重大泄漏。如管道泄漏，应按照《管道事故抢修方案》处理。
⑺生产运行中的QHSE管理
为保证安全生产，公司生产运行相关职能部门及各管理处以各类站、队为中心，组织做好日常的QHSE管理：
①认真贯彻执行国家经济贸易委员会令第17号《石油天然气管道安全监督与管理暂行规定》和中国石油天然气股份有限公司《“石油天然气管道安全监督与管理暂行规定”实施细则》以及国家相关的法规、规范。
②各管理处所辖站场、维抢修队应根据公司QHSE管理体系，编制相应QHSE实施计划，定期组织开展工艺、设备、安全环保综合检查考评活动，确保隐患整改工作的良性发展。
③各单位定期组织开展生产技术培训、岗位练兵、反事故演练和HSE知识技能培训；组织实施日常的安全生产、文明施工管理活动，实施对承包商现场作业过程的检查、监控和监护，发现问题及时处理。
④跨越管道两侧设置醒目的管道安全保护标志、警句和禁止人畜通过的安全保护措施。
⑤输气管道的维修、抢修动火作业严格执行有关工业动火安全管理规定。
⑥阀室保持干燥、通风良好、无积水、无杂志堆积，房顶不漏雨，墙壁及地面不渗水。
⑦远程控制阀室的截断阀关闭后，必须派人到现场，确认故障排除后，方可按生产调度程序重新开启。
⑧对管道、站场的一些特殊作业（如交叉作业、动火作业、进入有限空间作业、水下作业等）严格执行作也许可证制度，并制定相应的HSE预案。
⑨进行天然气手动放空操作时，必须缓慢开关，控制阀门开度，使天然气流速小于5m/s。
⑩排污作业必须2人以上操作，阀门应缓慢开关，禁止猛开猛关，并控制流体流速小于1m/s。
⑾清管器的发送、接收、过程监控、排污、弃渣处理及安全保障等工作必须严格按照清管作业指导书进行。
⑿清管现场必须配置便携式可燃气体报警器，随时监测作业现场的天然气浓度，禁止气体浓度在超过爆炸下限25%的条件下作业。
⒀打开、关闭盲板时，收发球筒压力必须放空到零，采用精密压力表来确认球筒内压力为零，且盲板前方及附近不得站人和放置工器具。
2.2天然气管道的安全生产管理
2.2.1安全生产管理制度
1.各级人员生产责任制度
（1）QHSE管理委员会职责
①公司在QHSE管理委员会的领导下开展工作，负责所辖区域的安全生产综合管理和监督工作。
②负责审定并上报本单位安全生产年度计划、年度总结报告、考核目标、各项安全管理制度和奖惩方案。
③贯彻安全生产方针、政策，执行安全生产法律法规，努力实现生产安全。
④制定安全生产方针、政策，执行安全生产法律法规，努力实现生产安全。
⑤定期召开安全工作会议，听取安全形势分析和汇报，检查安全生产情况，对重大安全问题提出意见，制定消除事故隐患的措施。
⑥定期（至少每季度一次）组织全面安全检查，落实整改措施。
⑦表彰奖励安全生产先进单位和个人，总结推广先进经验。
⑧负责组织调查一般事故，找出事故原因，提出科学的结论和采取必要的措施。
⑨配合上级部门组织的特大、重大事故调查。
（2）岗位员工QHSE职责
①严格执行安全规章制度及操作规程。
②熟练掌握安全操作技能和故障排除方法，及时发现和消除事故隐患，应及时报告。
③正确穿戴、使用安全防护用品，搞好本岗位安全防护装置及设施的维护保养工作。
④按时参加安全活动，提高安全生产意识。
2.安全技术通则
（1）岗位员工上班时必须保持良好的精神状态，严禁饮酒后上岗。
（2）上岗前准备充分，按规定穿戴好劳保护具，工作现场清洁、整齐。
（3）工艺场站、阀室区域内严禁携带火种或易燃易爆物品。
（4）严禁携带小孩或非生产人员进入站区。
（5）严格遵守劳动纪律，工作认真负责。服从领导，听从指挥。
（6）工作中严格执行安全技术规程和遵守安全规定，落实巡回检查制度，发现异常及时报告，并采取有效处理措施。
（7）在站区内或管道上动火，应严格执行动火审批手续。
（8）各岗位应按规定的数量、规格配备消防器材，定期检查，保证有效。
（9）所有岗位员工都会正确使用和保管消防器材，消防设备严禁挪作他用。
（10）由于工作需要，需要带易燃易爆气体、液体物品进入操作区工作时必须有专人监护。
（11）电气设备、线路的一切维修工作，必须由专业人员进行，其他人员一律禁止操作。
（12）不准使用非生产用用电设备。
（13）场站或场站周围安全距离内禁止堆放易燃物品，保持场站整洁。
（14）每年在雨季前要认真检查避雷设备，确保性能良好。
（15）在悬空3m以上高度作业时，必须系安全。带
（16）工作时必须精力集中，做好十防（防着火、防爆炸、防触电、防中毒、防破坏、防坠落、防灼烫、防窒息、防物打、防击伤），确保生产安全。
3.进站须知
（1）天然气管道、场站、阀室属易燃易爆场所，严禁一切无关人员入内。
（2）进站人员必须持通行证件，并经值班人员同意，登记后方可入内。
（3）严禁吸烟，严禁携带火种进入场站。
（4）严禁车辆进入站内，必须进入站内的特种工作车辆必须戴防火帽，并按指定的位置停放。
（5）站内人员包括外来人员必须按规定穿戴好老保护具，不准穿钉子鞋入内。
（6）站内严禁就地排放轻质油等易燃物。
（7）站内的消防器材不得挪作他用，并按照要求布置、摆放。
（8）外来检查、培训、考察、参观人员需进入站内的，必须事先办理有关手续，进行安全教育，按规定着装，由携带可燃气体检测仪的管理人员带领，在指定区域内活动、参观。
（9）进站人员必须听从指挥，未经允许，严禁动用站内设备、工器具。
（10）严禁在油气区内使用任何摄影器材、手机、传呼机等通讯工具。
（11）进入生产区要严肃认真，不准在现场打闹。
（12）施工作业人员进入生产区内施工作业，必须事先制定作业方案和安全措施，经管理单位批准，办理有关手续，劳保着装规定穿戴齐全方可进站。
4.人身安全十大禁令
（1）安全教育和岗位技术考核不合格者，严禁独立顶岗操作。
（2）不按规定着装或班前饮酒者，严禁进入生产岗位或施工现场。
（3）不戴好安全帽者，严禁进入检修、施工现场或交叉作业现场。
（4）未办理安全作业票及不系安全带者，严禁高空作业。
（5）未办理安全作业票，严禁进入容器、罐、电缆沟等有害、缺氧场所作业。
（6）未办理维修作业票，严禁拆卸停用的与系统相连通的管道、机镚等设备。
（7）未办理电气作业“三票”，严禁电气施工作业。
（8）未办理施工破土工作票，严禁破土施工。
（9）机动设备或受压容器的安全附件、防护装置不齐全好用，严禁启动使用。
（10）机动设备的转动部件，在运转中严禁擦洗或拆卸。
5.车辆安全禁令
（1）严禁超速行驶，酒后驾车。
（2）严禁无证驾驶和实习司机单独驾驶。
（3）严禁空挡放坡或采用直流供油。
（4）严禁人货混载、超限装载或驾驶室超员。
（5）严禁违反规定装运危险物品。
（6）严禁迫使、纵容驾驶员违章开车。
（7）严禁司机带病行驶或私自用车。
（8）严禁非机动车辆或行人在机动车临近时突然横穿马路。
（9）严禁吊车、叉车、电瓶车、翻斗车等工程车辆违章载人行驶或作业。
6.防火防爆十大禁令
（1）严禁在场内吸烟及携带火种和易燃、易爆、有毒、易腐蚀物品入场。
（2）严禁未按规定办理用火手续，在厂区内进行施工用火或生活用火。
（3）严禁穿易产生静电的服饰进入油气区工作。
（4）严禁穿带铁钉的鞋进入油气区及易燃易爆装置。
（5）严禁用汽油、易挥发溶剂擦洗设备、衣物、工具及地面等。
（6）严禁未经批准的各种机动车辆进入生产装置、罐区及易燃易爆区。
（7）严禁就地排放易燃易爆物料及化学危险品。
（8）严禁在油气区用黑色金属或易产生火花的工具敲打、撞击和作业。
（9）严禁堵塞消防通道及随意挪用或损坏消防设施。
（10）严禁破坏厂区各类防爆设施。
7.防止静电危害十条规定
（1）严格按照规定的流速输送易燃易爆介质，不准用压缩空气调和、搅拌。
（2）停止输送易燃易爆流体后，需按规定静止一定时间，方可进行检尺、测温、采样等作业。
（3）对易燃易爆流体储罐进行测温、采样，不准使用两种或两种以上材质的器具。
（4）混凝土地面、橡胶地板等导电性要符合规定。
（5）严禁穿易产生静电的服饰进入易燃易爆区，尤其不得在该区穿脱衣服或用化纤织物擦拭设备。
（6）容易产生化纤和粉体静电的装置，必须做好设备防静电接地。
（7）易燃易爆区和易产生化纤和粉体静电的装置，必须做好设备防静电接地。
（8）化纤和粉体物料的输送和包装，必须采取消除静电或泄出静电措施；易产生静电的装置设备必须设静电消除器。
（9）防静电措施和设备，要指定专人定期进行检查卡登记存档。
（10）新产品、设备、工艺和原材料的投用，必须对静电情况做出评价，并采取相应的消除静电措施。
8.清管作业安全管理制度
（1）进行收发清管器作业前，在作业现场周围、附近公路布置警戒，必要时禁止机动车辆通行。
（2）机动车辆一律停放在站外指定的安全地带并熄火。
（3）进行收发清管器作业时，必须使用防爆工具，阀门手轮手柄使用前应加黄油。
（4）作业现场必须配备足够的消防器材。
（5）清管作业完成后，对现场必须立即进行清理、检查，消除安全隐患。
9.输气站安全防火防爆制度
（1）天然气是易燃物质，扩散在空气中不易察觉，容易引起火灾，所以要加强场站设备和生产、生活用气管线的维护保养。所有管线、阀件都应固定劳靠、连接紧密、严密不漏，每周要进行一次安全验漏检查，发现问题及时处理和上报。
（2）定期对全站员工进行安全教育、防火防爆知识学习和岗位练兵。
（3）在输气管线和站场至各类建筑物的安全防火区内，禁止堆放易燃、易燃物品。
（4）在站区内或工艺管道、设备上动火，要严格执行动火审批手续。使用电源设备时，应符合防爆规定。
（5）一切消防工具、材料、设备要有专人维护保养，并放置在固定显眼的地方，保证随时可用，发生火灾应首先关闭气源，切断有影响的电源。
（6）对站场设备和输气管线，应定期检查内外腐蚀情况。
（7）输气管线和站场设备设施严禁超压运行。
（8）安全阀与压力表必须定期检查校验，保证准确灵敏。
10.输气站巡回检查制度
（1）上岗人员要按时手持工具，按巡回检查路线逐点、逐项进行检查。
（2）巡回检查时要做到四到：看到、听到、摸到、闻到。
（3）巡回检查时，发现问题要及时处理，不能处理的，要及时向上级汇报。
（4）做好巡回检查记录，详细记录问题发生的时间、地点、采取的措施和结果等内容。
11.输气站交接班制度
（1）交接班时，双方应根据岗位划分的点、线逐点、逐项交接，必须做到“七交”和“五不接”：
1)七交：
a)交运行方式；
b)交设备状况；
c)交运行参数、资料；
d)交输气工作联系情况；
e)交工具、用具及消防器材；
f)交岗位卫生；
g)交存在的问题和上级指示。
2)五不接：
a)生产情况不清不接；
b)运行参数、资料不清不接；
c)岗位卫生不好不接；
d)工具、用具、消防设施不全不接；
e)该处理的问题不处理不接。
（2）交接班时，发现的问题由交班者处理，不能解决的问题的要上报，并写入交接班记录。
（3）双方交接完毕签字后，交班人方可离岗。
12.安全生产动火规定
（1）维修抢修天然气管道或工艺设备需要动火时，按照规定，必须认真办理动火审批手续。
（2）动火单位要指定安全动火技术方案，逐级上报审批办理动火许可证。否则，严禁在天然气管道或工艺设备上动火。
（3）动火前要对动火现场进行安全动火检查，检测可燃气体浓度在安全范围内。动火现场应与其他设备尽可能隔离，严防可燃易爆性气体泄漏。
（4）氧气瓶与乙炔气瓶应保持安全距离。
（5）六级以上大风，严禁在室外动火。动火过程中如发现排空或可燃气体管道破裂，应立即停止动火，并迅速撤离动火现场。
（6）动火任务结束应清理现场，消除安全隐患。
（7）动火许可证由动火执行人随身携带备查。
2.2.2输气站场各岗位职责
1、 岗位职责
1） 站长岗位职责
a). 负责站场的全面工作，认真贯彻执行国家的法律、法规和分公司、管理处的各项规章制度，坚持原则，严格管理。
b). 严格执行分公司调度指令。
c). 处理好职工内部关系、上下级关系、与上下游关系以及与地方政府的关系。
d). 按照分公司经营目标和生产计划安排好本站的生产和维修计划，并监督执行，确保本站安全、平稳、高效输气。
e). 负责考核副站长及各岗位的工作情况，对各路工作分工负责，做到有布置、有检查、有考核。
f). 是本站的安全生产的第一责任人；建立健全安全管理网络和安全管理制度，杜绝违章作业，组织好每周的安全活动，确保全站安全运行。
g). 建立健全本站的各项规章制度和检查考核标准，形成一套完整的管理、约束、考核机制。
h). 根据生产管理和上下级对口管理的需要，配备相应的专（兼）职人员。
i). 每天了解并掌握本站的生产情况及设备运行情况。
j). 坚持思想政治工作，做到“两个文明”一起抓，建设一支思想、技术、作风过硬的队伍，树立良好的企业形象。
k). 负责搞好全站职工的文化生活和后勤工作，不断改善职工劳动生活条件。
l). 负责本站的治安保卫工作，落实治安措施，保证职工人身安全及设备不受破坏。
m). 负责本站环境卫生，搞好站容站貌，达到标准化站标准。
n). 完成上级安排的其它临时性工作。
2） 副站长岗位职责
a). 负责编制本站的生产计划、设备的维护保养方案，并负责实施，确保设备安全平稳运行。
b). 负责抓好生产技术管理、技术改造和职工技术培训、考核的安排，布置及检查工作。
c). 及时了解并掌握本站生产情况及设备运行情况。
d). 负责设备备品备件的管理工作，并按时提出物资需求计划。
e). 协助站长搞好安全文明生产、环境保护，消防治安管理的安排、布置和检查工作。
f). 协助站长搞好劳动管理和政治思想工作，杜绝违章、违纪、违法事件发生。
g). 协助站长处理好职工内部关系、上下级关系、与上下游的关系以及与地方政府的关系。
h). 完成上级及站长安排的其它临时性工作。
3） 输气运行岗位职责
a). 负责本站生产运行，按照相关技术标准、规章制度实施生产作业。
b). 负责运行岗位巡回检查，掌握生产动态，解决生产问题。
c）. 根据调度指令，执行切换工艺流程、设置工艺参数等工作，并及时汇报执行情况。
d). 在启停设备、流程切换时，必须填写操作票，按顺序执行流程切换、启停设备，并妥善保存操作票。
e). 对本站设备运行状态和参数进行监控，及时分析并处理生产中的各种问题。
f). 每天汇报生产运行动态，按时上报各种报表。
g). 做好书面和电子文档的收发工作，保证收件及时转交和处理，并做好日常文件的存档工作。
4） 工艺设备专业岗位职责
a). 负责各类工艺阀门、收发球筒、分离器、调压系统、给排水系统、消防工艺系统的日常维护、调整、专业技术资料等一系列常规管理工作。
b). 负责对本站内各类工艺设备日常操作维护工作的监督、检查、指导、培训。
c). 负责组织实施对本站各类工艺设备常规操作、维护、检查及专业技术资料的收集整理。
d). 及时掌握备品备件的损耗和库存情况，根据实际情况制订物资需求计划。
e). 按相应规程组织维护保养和定期维修，处理在维修过程中出现的技术问题。
f). 负责建立各类工艺设备台帐，维护、检修、调校和故障处理等管理记录的填写归档，各种工艺设备的操作规程、管理制度的编制完善，所有工艺设备及其相关空间的清洁卫生。
g). 完成本专业需要上报的各种报表和报告。
第三章 天然气管道完整性管理
3.1概述
3.1.1管道完整性（Pipeline Integrity）定义：
⑴管道始终处于安全可靠的工作状态；
⑵管道在物理和功能上是完整的，管道处于受控状态；
⑶管道运营商不断采取行动防止管道事故的发生。
管道完整性管理PIM（Pipeline Integrity Management）定义为：管道公司根据不断变化的管道因素，对天然气管道运营中面临的风险因素进行识别和技术评价，制定相应的风险控制对策，不断改善识别到的不利影响因素，从而将管道运营的风险水平控制在合理的、可接受的范围内，即建立以通过检测、检测、检验等各种方式，获得与专业管理结合的管道完整性的信息，对可能使管道失效的主要威胁因素进行检测、检验，据此对管道的适应性进行评估，最终达到持续改进、减少和预防管道事故发生，经济合理的保证管道安全运行的目的。
3.1.2管道完整性管理的内涵:
管道完整性管理是所有影响管道完整性的因素进行综合、一体化的管理，包括：
⑴拟定工作计划、工作流程和工作程序文件。
⑵进行风险分析和安全评价，了解事故发生的可能性和将导致后果，制定预防和应急措施。
⑶定期进行管道完整性检测与评价，了解管道可能发生的事故的原因和部位。
⑷采取失效威胁的措施。
⑸培训人员，不断提高人员素质。
3.1.3管道完整性管理的原则：
⑴在设计、建设和运行新管道系统时，应融入管道完整性管理的理念和做法。
⑵结合管道的特点，进行动态的完整管理。
⑶要建立负责进行管道完整性管理的机构和管理流程，配备必要的手段。
⑷要对所有的管道完整性管理相关的信息进行分析、整合。
⑸必须持续不断地对管道进行完整性管理。
⑹应当不断将各种新技术运用到管道完整性管理过程中去。
3.2天然气管道完整性管理的管理体系
管道完整性管理体系是指针对完整性管道的计划、实施、效能、质量、评审、培训、持续改进等内容，建立一套具有规定性、强制性、科学性的可执行、可操作、可遵循的管理文件和技术文件以及技术标准。
完整性管理体系分为管理体系和技术标准。其中管理体系分为管理手册、管理程序文件和管理作业文件，而技术体系分为技术标准、技术专利、技术成果等。见下图。

完整性管理体系结构图

3.2.1管理体系要素分类
按照管道完整性管理包含的内容，管道完整性管理的管理体系要素如图所示：

管道完整性管理的管理体系要素组织结构图

3.2.2管理体系文件框架
完整性管理需求
管理体系文件一般由7级文件组成，每一级文件的功能和着眼点不同，完整性管理体系文件框架如下图所示

完整性管理体系文件框架

3.3天然气管道风险评价
3.3.1管道危险因素与风险定义
管道的风险评价是指用系统分析方法来识别管道运行过程中潜在的危险、确定的发生事故的概率和事故的后果。在管道完整性管理中，风险分析和风险评价是进行完整性管理的必要步骤。它的目标是对管道完整性评估和事故减缓活动进行优先排序，评价事故减缓措施的效果，确定对已识别危险最有效的减缓措施。
⑴管道危险因素分类
国际管道研究委员会（PRCI）对输气管道事故数据进行了分析并划分成22个根本原因。按其性质和发展特点，可以划分为9项相关事故类型。应根据危害的时间因素和事故模式分组，正确进行风险评估、完整性评价，并制定合理的风险缓解措施。
①与时间有关的危害：外腐蚀、内腐蚀与应力腐蚀开裂。
②稳定因素：制管缺陷（管体焊缝缺陷、管体缺陷）、焊接/制造缺陷（管体环焊缝缺陷、制造焊缝缺陷、折皱弯头或壳曲、螺纹磨损/管道破裂/管接头损坏）、设备因素等。
③与时间无关的危害：第三方/机械损坏［甲方、乙方或第三方造成的损坏（瞬间/立即损坏）、以前损坏管道的滞后性失效、故意破坏］、误操作、雨天气有关的因素和外力因素（天气过冷、雷击、暴雨或洪水、土体移动）。
⑵风险定义
风险指在特定客观情形下，特定期间内，人们从事某项活动的实际结果与预期结果之变动。这里的变动主要是指不利方向的变动，所以简单的说风险是人们从事某项活动于其后果估计中的较为不利的一面，风险常备表示为事件发生的概率即其后果的函数:R=C}
式中:
R—风险;
P—事故发生的概率:
C—事故后果
该函数关系一般取为概率与后果的乘积:R=P×C
在天然气管道输气系统中也充满了来自自然，特别是人为的风险。为了深刻认识风险的本质和形成过程，我们必须知道以下几个概念间的区别与联系。
①危险(Hazard ):就是事物所处的一种能引发潜在事故的状态，有些文献上也称之为危险因素或风险因素，使损失的内在和间接原因。
②事故(Accidents ):是指造成生命损失的偶发事件，使事故链上的最终事故，回引起某些损失。有时也称之为危险事故或风险事故。所以事故是损失的直接和外在原因，是损失的媒介物。
③损失(Loss ):在风险管理中，损失指非故意的、非计划性的和非预期的经济、社会、环境等价值的减少，按其形态可分为直接损失和间接损失。另外损失有两个要素:损失承担者，也称风险主体，包括个人、组织、社会团体等;另一个是损失的物，也称风险形态，即损失的物质载体，包括人员伤亡、财产损失和环境破坏等。
④风险的形成过程:
通过对危险事故和损失的界定，我们不难看出这三者之间的关系和风险的形成过程。所以，风险的本质是指构成风险特征、影响风险产生、存在和发展的因素。危险、事故、损失，这些因素及其相互作用就构成了风险。

3.3.2风险评价方法
对风险进行评价可采取定量评价和定性评价两类方法。定量评价需要各类专业人员合作，一般过程复杂。定性评价主要通过人的主观判断进行评估，方法相对简单，适用于对各类风险进行评价‘例如，目前国际上比较流行的是利用“风险矩阵图”对风险进行定性评价，见表2.1。图中红色区域为高风险区，黄色区域为中风险区，无色区域为低风险。如果对某区域燃气管网评价出的风险程度出现在“风险矩阵图”的红色区域，那么这种风险是主要的风险，必须及时采取相应技术和(或)管理措施以降低该区域的风险程度，使风险程度至少要降到在黄色区域。
风险程度定量评价法是对已识别的与风险有关的因素赋值，用不同的方法作定量的评价。管道风险指数评价法是其中之一。该方法的就是将可能影响管道风险的各种环境条件、人的行为、预防措施等赋予不同的指数值，这些指数值来自于以往事故的统计资料和操作人员(专家)的经验，经过计算最终得出相对风险程度。该方法的最大优势是包含的信息量大，且考虑了一旦管道泄漏后对环境和周边人员的危害程度。

第四章 天然气管道的腐蚀与防护
4.1天然气管道的腐蚀
4.1.1腐蚀的危害
腐蚀破坏事例遍及各行各业。腐蚀是一种自然现象，几乎所有暴露在自然界的材料都会随着时间的流逝而变质。
腐蚀缩短了管道的使用寿命，降低了管道的输送能力，引起生产费用的增加和意外事故的发生。历年来，外腐蚀一直占事故原因的首位。
长距离地下输气管道的腐蚀，较之一般地下金属结构的腐蚀更具危害性。因为，长距离管线长达数百乃至上千公里，翻山越岭，穿河跨谷，敷设在变化十分复杂的环境中，遭受着腐蚀介质的侵袭，因此，可能发生腐蚀的范围很大，涉及的点、线、面广，事故突发率高，难以预测。一旦发生腐蚀穿孔事故，其直接，间接损失都是很大的。
长输管道大都在野外，置于地下1～2m深处，不易及时发现漏损。地下管道的维修需要进行大量的土方工程，比新建管线还要费工。尤其是在偏远山区或冬天道路积雪和春季化冻翻浆时，工程车辆不易进入线路附近，抢修管道的体力劳动很繁重，事故现场尚需严格的防火安全措施等。这都给管道维修造成困难。
长期，安全，平稳的运行是长输管道首要的任务，而腐蚀环境的危害是直接影响长输管道工作可靠性的重要因素。所以如何防止埋地管道的腐蚀损坏，长期以来就是管道工程中的一个重要环节。
4.1.2腐蚀的类型
输气管道由于所处环境和输送介质的不同，引起的腐蚀情况也不同。
按照腐蚀部位可分为：内壁腐蚀和外壁腐蚀。按照形态可分为：全面腐蚀和局部腐蚀。按照发生机理可分为：化学腐蚀和电化学腐蚀。
内壁腐蚀是介质中的水在管道内壁形成一层亲水膜并形成原电池所发生的电化学腐蚀，或者是其他有害介质直接与金属作用引起的化学腐蚀。天然气管道内壁一般同时存在着上述两种腐蚀过程。特别是在管道弯头、低洼积水处、气液交接面，电化学腐蚀异常激烈，管壁大面积腐蚀减薄或形成一系列腐蚀深坑及沟槽，这些就是管线易于起爆和穿孔的地点。
外壁腐蚀的情况比较复杂，须从管道所处的环境分析。架空管道易受大气腐蚀，土壤或水中的管道则易受土壤腐蚀、细菌和杂散电流腐蚀。
1大气腐蚀
暴露在大气中的管道金属表面，由于水和氧等的作用所产生的破坏称大气腐蚀。其原因是大气中含有水蒸气，它会在金属表面冷凝而形成水膜，这种水膜溶解了大气中的氧及二氧化碳等其他杂质，使得金属表面发生电化学腐蚀。在大气中腐蚀的金属并非浸没在大量的电解液中，所以腐蚀过程与金属完全浸没在电解液中不同，其特点是金属表面的液层很薄，阻力很小，空气中的氧可以不断地供给，所以阴极过程主要是氧的去极化作用。同时，由于金属表面的液层薄，金属变成离子的阳极过程进行得缓慢，离子浓度增加，氧容易通过水膜而促使阳极发生钝化，结果阳极过程受到一定阻碍，成为腐蚀过程的主要控制步骤。当金属表面的液层较厚，氧的进入受到阻碍，这时腐蚀主要主要阴极过程控制。
大气中金属的腐蚀行为和耐蚀性受大气条件、金属成分、表面形状、朝向、水滴的流动情况、工作条件等因素的影响而有很大的不同。影响大气腐蚀的自然因素除污染物外，主要是气候条件，在没有湿气的情况下，很多污染物几乎没有腐蚀效应，但相对湿度超过80％，腐蚀速度会迅速上升。故敷设在地沟或潮湿环境的架空管道表面极易腐蚀。
由于大气环境随着温度、湿度及污染情况等发生明显的变化，因而世界上各地的大气腐蚀速度有很大的差异。根据不同大气环境对金属腐蚀的影响，可将大气分成以下几类：工业大气、农村大气、城市大气、海洋大气和北极大气。