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2015年安全工程師考試《安全生產(chǎn)技術(shù)》:管道監(jiān)控與通信
三、防腐絕緣與陰極保護
埋地輸油氣管道應設計有符合現(xiàn)行國家標準的防腐絕緣與陰極保護措施。
在輸油氣臂道選擇路由時,應避開有地下雜散電流干擾大的區(qū)域。電氣化鐵路與輸油氣管道平行時,應保持一定距離。管道因地下雜散電流干擾陰級保護時,應采取排流措施。輸油氣管道全線陰級保護電位應達到或低于-0.85 v(相對Cu/CuS04電極),但最低電位不超過-1.50v.管道的管理單位應定期檢測管道防腐絕緣與陰級保護情況。及時修補損壞的防腐層,調(diào)整陰級保護參數(shù)在最佳狀態(tài)。管道陰級保護電位達不到規(guī)定要求的,經(jīng)檢測確認防腐層發(fā)生老化時,應及時安排防腐層大修。
輸油氣站的進出站兩端管道,應采取防雷擊感應電流的措施,保護站內(nèi)設備和作業(yè)人員安全。防雷擊接地措施不應影響管道陰級保護效果。埋地輸油管道需要加保溫層時,在鋼管的表面應涂敷良好的防腐絕緣層。在保溫層外有良好的防水層。裸露或架空的管道應有良好的防腐絕緣層。帶保溫層的,應有良好的防水措施。大型跨越臂段的入土端與埋地管道之間要采取絕緣措施。對輸油氣站內(nèi)的油罐、埋地管道,應實施區(qū)域性陰級保護,且外表面涂刷顏色和標記應符合相應的標準規(guī)定。
四、管道監(jiān)控與通信
1.管道的監(jiān)控
輸油氣生產(chǎn)的重要工藝參數(shù)及狀態(tài),應連續(xù)檢測和記錄;復雜的油氣管道應設置計算機監(jiān)控與數(shù)據(jù)采集(SCADA)系統(tǒng),對輸油氣工藝過程、輸油氣設備及確保安全生產(chǎn)的壓力、溫度、流量、液位等參數(shù)設置聯(lián)鎖保護和聲光報警功能。SCADA系統(tǒng)配置應采用雙機熱備用運行方式,網(wǎng)絡采用冗余配置,且在一方出現(xiàn)故障時應能自動進行切換。重要場站的站控系統(tǒng)應采取安全可靠的冗余配置。
2.通信
用于調(diào)控中心與站控系統(tǒng)之間的數(shù)據(jù)傳輸通道、通信接口應采用兩種通信介質(zhì),雙通道互為備用運行。輸油氣站場與調(diào)控中心應設立專用的調(diào)度電話。調(diào)度電話應與社會常用的服務、救援電話系統(tǒng)聯(lián)網(wǎng)。
3.輔助系統(tǒng)
SCADA系統(tǒng)以及重要的儀表檢測控制回路應采用不間斷電源供電。在室內(nèi)重要電子設備總電源的輸入側(cè)、室內(nèi)通信電纜、模擬量儀表信號傳輸線和重要或貴重測量儀表信號線的輸入側(cè)應加裝電源防護器。
五、管道清管
管道清管應制定科學合理的清管周期,對于首次清管或較長時間沒有清管的管道,清管前應制定清管方案。對于結(jié)蠟嚴重的原油管道,應在清管前適當提高管道運行溫度和輸量,從管道的末站端開始逐段清管。
根據(jù)管道輸送介質(zhì)不同,控制清管器在管道中合理的運行速度,并做好相應的清管器跟蹤工作。發(fā)送清管器前,應檢查本站及下站的清管器通過指示器。清管器在管道內(nèi)運行時,應保持運行參數(shù)穩(wěn)定,及時分析清管器的運行情況,對異常情況應采取相應措施。無特殊情況,不宜在清管器運行中途停輸。進行收發(fā)清管器作業(yè)時,操作人員不應正面對盲板進行操作。從收球筒中取出清管器和排除筒內(nèi)污油、污物、殘液時,應考慮風向。
六、管道檢測
應按照國家有關(guān)規(guī)定對管道進行檢測,根據(jù)檢測結(jié)果和管道運行安全狀況以及有關(guān)標準規(guī)范規(guī)定,確定管道檢測周期。實施管道內(nèi)檢測的管道,收發(fā)球筒的尺寸在滿足相應技術(shù)規(guī)范的基礎上.還應滿足內(nèi)檢測器安全運行的技術(shù)要求。管道及其三通、彎頭、閥門、運行參數(shù)等應符合有關(guān)技術(shù)規(guī)范并滿足內(nèi)檢測器的通過要求。
發(fā)送管道內(nèi)檢測器前,應對管道進行清管和測徑。檢測器應攜帶定位跟蹤裝置。檢測器發(fā)送前應調(diào)試運轉(zhuǎn)正常,投運期間應進行跟蹤和設標。由于條件限制,無法實施內(nèi)檢測的管道,應采用其他方法進行管道的檢測。應結(jié)合管道檢測結(jié)果,對管道使用年限、壓力等級、泄漏歷史、陰極保護、涂層狀況、輸送介質(zhì)、環(huán)境因素的影響等進行綜合評價,確定管道修理方法和合理的工藝運行參數(shù)。對存在缺陷的部位應采取相應措施。
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