三、防腐絕緣與陰極保護

　　埋地輸油氣管道應設計有符合現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(shí)，應避開(kāi)有地下雜散電流干擾大的區域。電氣化鐵路與輸油氣管道平行時(shí)，應保持一定距離。管道因地下雜散電流干擾陰級保護時(shí)，應采取排流措施。輸油氣管道全線(xiàn)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(guò)-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(shí)修補損壞的防腐層，調整陰級保護參數在最佳狀態(tài)。管道陰級保護電位達不到規定要求的，經(jīng)檢測確認防腐層發(fā)生老化時(shí)，應及時(shí)安排防腐層大修。

　　輸油氣站的進(jìn)出站兩端管道，應采取防雷擊感應電流的措施，保護站內設備和作業(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(shí)，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。對輸油氣站內的油罐、埋地管道，應實(shí)施區域性陰級保護，且外表面涂刷顏色和標記應符合相應的標準規定。

　　四、管道監控與通信

　　1．管道的監控

　　輸油氣生產(chǎn)的重要工藝參數及狀態(tài)，應連續檢測和記錄；復雜的油氣管道應設置計算機監控與數據采集（SCADA）系統，對輸油氣工藝過(guò)程、輸油氣設備及確保安全生產(chǎn)的壓力、溫度、流量、液位等參數設置聯(lián)鎖保護和聲光報警功能。SCADA系統配置應采用雙機熱備用運行方式，網(wǎng)絡(luò )采用冗余配置，且在一方出現故障時(shí)應能自動(dòng)進(jìn)行切換。重要場(chǎng)站的站控系統應采取安全可靠的冗余配置。

　　2．通信

　　用于調控中心與站控系統之間的數據傳輸通道、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(chǎng)與調控中心應設立專(zhuān)用的調度電話(huà)。調度電話(huà)應與社會(huì )常用的服務(wù)、救援電話(huà)系統聯(lián)網(wǎng)。

　　3．輔助系統

　　SCADA系統以及重要的儀表檢測控制回路應采用不間斷電源供電。在室內重要電子設備總電源的輸入側、室內通信電纜、模擬量?jì)x表信號傳輸線(xiàn)和重要或貴重測量?jì)x表信號線(xiàn)的輸入側應加裝電源防護器。

　　五、管道清管

　　管道清管應制定科學(xué)合理的清管周期，對于首次清管或較長(cháng)時(shí)間沒(méi)有清管的管道，清管前應制定清管方案。對于結蠟嚴重的原油管道，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(kāi)始逐段清管。

　　根據管道輸送介質(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(guò)指示器。清管器在管道內運行時(shí)，應保持運行參數穩定，及時(shí)分析清管器的運行情況，對異常情況應采取相應措施。無(wú)特殊情況，不宜在清管器運行中途停輸。進(jìn)行收發(fā)清管器作業(yè)時(shí)，操作人員不應正面對盲板進(jìn)行操作。從收球筒中取出清管器和排除筒內污油、污物、殘液時(shí)，應考慮風(fēng)向。

　　六、管道檢測

　　應按照國家有關(guān)規定對管道進(jìn)行檢測，根據檢測結果和管道運行安全狀況以及有關(guān)標準規范規定，確定管道檢測周期。實(shí)施管道內檢測的管道，收發(fā)球筒的尺寸在滿(mǎn)足相應技術(shù)規范的基礎上．還應滿(mǎn)足內檢測器安全運行的技術(shù)要求。管道及其三通、彎頭、閥門(mén)、運行參數等應符合有關(guān)技術(shù)規范并滿(mǎn)足內檢測器的通過(guò)要求。

　　發(fā)送管道內檢測器前，應對管道進(jìn)行清管和測徑。檢測器應攜帶定位跟蹤裝置。檢測器發(fā)送前應調試運轉正常，投運期間應進(jìn)行跟蹤和設標。由于條件限制，無(wú)法實(shí)施內檢測的管道，應采用其他方法進(jìn)行管道的檢測。應結合管道檢測結果，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(jìn)行綜合評價(jià)，確定管道修理方法和合理的工藝運行參數。對存在缺陷的部位應采取相應措施。

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