长输管道检验方案

长输管道检验方案（精选8篇）

长输管道检验方案 篇1

长输管道完整性保护方案

一、目的及适用范围

（一）依据国家《石油天然气管道保护法》、省发改委《油气长输管道保护大检查方案》等文件，特制定本方案。本方案适用于公司及所属各场站管道、阀室的巡检、保护管理工作。

通过对管道设施的保护，保障管道设施的安全运行，最大限度地保护管道设施免受损坏。

（二）本方案所称管道设施，包括：

1、由****投资建设的输送管道

2、阴极保护测试桩

3、阀室

4、管道标识、标志桩（牌）

二、组织机构

为保证*******管道安全运行，成立管道保护工作领导组： 组 长： 副组长： 成 员：

领导组下设管道保护工作办公室，办公室设在安全技术科。

三、职责

（一）安全技术科

1、负责对所属各场站管辖范围内的管道巡护管理工作进行指导和监督检查；

2、负责管道巡护的信息管理、各类报表、技术档案的归档等工作；

3、负责组织管道巡线管理人员和管道巡线工的专业技术学习、培训；

4、负责线路管理信息、资料的收集；

5、负责协调管道沿线的管道巡护工作；

6、积极协调本辖区地方政府、安全生产监督部门共同做好管道巡线工作。

（二）生产调度科

1、负责贯彻执行国家及上级主管部门有关管道巡护的法规、政策和规定；

2、负责制定公司管道巡护管理的标准和规范；

3、负责制定本辖区管道线路的维修、维护方案，并组织实施；

4、执行国家和行业有关管道巡扩管理的法律法规、方针、政策、行业标准和管理规定。

（三）场站

1、负责贯彻落实公司管道巡护管理的规章制度、标准和规范；

2、负责组织对水工设施、管道三桩一牌等线路附属设施进行及时维护、维修；

3、负责开展管道线路的巡护管理工作，对管道线路安全负责；

4、执行公司管道巡护管理的规章制度、标准和规范；

5、掌握本辖区管道设施分布情况和沿线交通、社会、自然等情况，掌握本辖区管道维抢修方案和事故应急预案；

6、负责开展落实管道线路的巡查、阀室的看护和管理工作；

7、负责辖区内巡护员的管理和考核工作；

8、负责线路巡护数据的收集工作。

（四）巡护人员

1、执行公司管道巡护管理的规章制度、标准，对阀室和管道进行巡护；

2、按规定要求填写巡线记录，并按要求向所属场站及公司汇报；

3、及时了解本辖区管道线路、管段设施情况及周边地形、交通、水利、社会环境、地质灾害、自然灾害等情况；

4、发现管道故障和事故，及时汇报，并配合相关部门进行处理。

四、管道概况

五、影响或危及管道设施安全的行为

1、移动、拆除、损坏管道设施及为保护管道设施安全而设置的标志或标识；

2、在管道中心线两侧5米范围内，取土、挖塘、修渠、修建养殖水场、排放腐蚀性物质、堆放大宗物资，盖房、建温室、垒家畜棚圈、修筑其他建筑物构筑物或者种植深根植物；

3、在管道中心线两侧或者管道设施外各50米范围内，爆破和修筑大型建筑物、构筑物工程；

4、在埋地管道设施上方巡查便道上行驶机动车辆或者在地面管道设施架空管道设施上行走；

5、其他危害管道设施安全的行为。

六、管道保护工作目标和保障措施

（一）工作目标

1、管道新增违章占压为零；

2、管道直接机械损伤为零；

3、管道断裂，燃气泄漏、燃烧、爆炸事故率为零；

4、保证巡线人员安全，故率为零；

5、第一时间发现第三方施工，并及时向公司汇报率为100%（以第三方队伍进场或动土时间为起点）。

（二）保障措施

1、组织措施：对各种可能性事故造成的影响后果进行研判，做到早发现早汇报早处置，尽量减少或者减小事故发生的概率和出现事故后对环境和周围群众的影响；根据不同季节、时期，组织定期、不定期的场站和管线专项或全面安全大检查，将检查出的隐患按照五定五落实的要求，进行闭环管理，跟踪整改，确保将隐患消除下萌芽当中。

2、管理措施：建立健全《管道巡线管理制度》、《阀室巡检制度》；完善泄漏、火灾、重大危险源专项应急预案和应急处置措施，；重点防范第三方施工、人为破坏，坚决打击打孔盗气，并将此作为管道保护的高压线；保证里程桩、加密桩、转角桩、穿越桩、警示牌等各类管线地上标识齐全、完好：（1）确保巡线人员在巡线过程中清晰确定管线走向和位置，在管线周围出现地形变化、施工、占压等情况时能及时发现；（2）保证周围村民和施工人员能够在施工或建设前能及时发现施工地点是否存在燃气管线；（3）管线出现突发情况是，周围群众能够及时拨打调度电话向公司调度报警。

3、运行措施：保证阴极保护桩完好，减缓水土、杂散电流对管道的腐蚀；建设水土保护设施，在公路、铁路穿越处加设套管或管涵，保证在特殊地貌处的管线能够安全运营，防护管道变形、断裂等情况；定期对管线进行检查、检测，保证管道处于完好状态；在恶劣天气前、后及时对管线进行巡检，特别是大雨、大风过后对河道、水土保护设施进行检查，发现损毁及时上报并修复；建立调度监控系统，对管线及场站进行实时监控，在管线压力、流量等数据出现突变时，能够及时发现，并对场站下达指令进行应急处置；在场站和阀室设置紧急切断的气液联动阀，当出现突发事件时，能通过场站、调度中心对阀室和场站阀门进行远程控制，隔离出突发事件处的管线或场站。

4、经济措施：加强安全生产考核，对于及时发现重大安全隐患、破坏管道安全行为的场站和员工予以重奖。

5、群防群治：加大管道保护宣传保护力度，在管道沿线村庄进行管道保护宣传，加强沿线群众对管道保护法的认识，提高对管道安全的认识。鼓励沿线群众提供第三方施工、人为破坏、打孔盗气的信息并予以奖励。

6、培训考核：开展员工培训考核，不断提高员工的管道保护技能；提高员工的业务能力和素质。

7、纵横借鉴、博采众长：与有关单位部门、同行企业建立有效的沟通机制，抓住一切可以学习和借鉴的机会学习管道保护知识和国家的法律法规；积极创造和同行之间的技术交流，学习先进的管理理念和管道保护技能。

8、后勤保障：逐步建立完善的后勤保障体系，充分保证巡护人员合理的休息时间和人员补充，不断培养后备力量，优化组织结构。

9、车辆保障：制定严格的车辆管理制度，确保在线车辆车况良好，保养及时；机动车驾驶人员须持证上岗，严禁疲劳驾驶、超速行驶和无证驾驶；遵守交通规则。

10、服从管理：坚决服从上级公司及政府部门的日常管理，严格遵守各种管理规定，坚决履行管道巡护职责。

七、管道巡检、保护管理规定

（一）巡护内容和要求

1、严格执行《管道巡线管理制度》、《阀室巡检制度》，重点管段要徒步巡检。

2、线路巡查应包括如下内容：管道沿线地貌变化、管道沿线设施的完好性、沿线违章占压、安全保护范围内的违章施工、周边社会活动情况、阴极保护系统运行、三桩一牌等设施。

3、每天应将线路巡检、维护情况真实、准确地记录在《巡线记录》中。

4、各场站应合理安排巡检人员，确保对辖区内管道、阀室的巡护工作正常开展。

5、对人口稠密、施工活动频繁的地段实行徒步巡线，汛期雨后实行加密巡检，各场站根据具体情况确定频次与时间。

6、巡检人员应针对管道周边环境及其附属设施的风险点进行检查，对巡线过程中发现小的水毁、三桩倾倒和移位、违章占压、违章动土、违章施工以及其他影响管道安全行为现象，能独立处理的，应立即处理和制止，不能处理的立即上报公司，并加密该区段的巡检或进行现场监护。

7、巡护重点：

（1）检查管道有无移位、漂浮、裸露、外防腐层破损等现象；（2）检查管沟是否塌陷，管道所经区域内地形、地貌有无明显变化；

（3）检查水工保护设施有无塌陷、损毁、松动或人为破坏等现象。特别是雨后是否有水毁发生；

（4）检查地面标志的完好情况，对位移、倾倒、破损的地面标志进行维护维修；

（5）检查是否有大型车辆在管道上方行驶碾压，对违规人员进行制止、说服教育；

（6）检查是否有违反《中华人民共和国石油天然气管道保护法》的有关规定行为，有无危及管道安全运行的违章施工行为发生，对违规行为进行制止并立即上报。

8、各场站每年5 月（汛前）和每年10月中旬（汛后），结合汛前线路检查和汛后水毁调查工作的开展，对所辖管段进行全面巡检，徒步巡检重点地段。

9、阀室巡护重点要求

在阀室巡查中，重点加强泄漏、工艺状态、土建及设备支撑、锈蚀等情况巡查，在发现有任何泄漏时，及时上报公司处理。

10、汛期巡护管理要求

（1）每年汛期前一个月，各场站组织徒步巡线，对辖区内的风险点安全度汛进行检查，调整雨季三防预案；

（2）生产调度科、各场站应随时关注、发布天气预报信息，有针对性地做好雨季三防准备和部署，减少洪水、水土流失对管道造成的影响；

（3）各场站应确保水工保护施工在汛期到来前完成，根据内外条件变化及时完善修正有关应急预案，按公司要求对汛期险情实施适时抢险演练；

（4）每次降雨过后，各场站要对黄土塬、山区、河流穿越等重点管段实施加密巡线；

（5）站场应建立汛期24小时值班制度，如遇重大险情应立即上报，及时处理。

11、特殊巡线与要害部位的守护

（1）不良地质条件以及维护抢修条件较差的地段、煤矿采空区、河流的穿跨越、无人值守场站、阀室以及其他重要部位应加密巡线；（2）根据沿线外部环境和形势要求，随时对管道沿线要害部位进行特别巡线，临时加密巡线频次、增加巡线力量。

12、第三方施工部位的巡护要求

（1）对有施工征兆的点段进行加密巡线或监护；

（2）当发现在管道设施安全保护范围内有施工时，应积极与其接洽，告知施工单位管道设施情况，同时要求施工单位采取相应的保护措施和签订安全协议；

（3）对未经我方审批办理手续的第三方施工进行制止；（4）对已经审批同意的第三方施工进行现场监护，并检查是否符合管道保护方案。

13、管道巡护考核

（1）各场站负责人应随时抽查巡检情况及巡检记录，对巡检工作不到位的巡检人员进行考核，并与本人薪酬挂钩；

（2）安全、生产部门对各场站管道巡检工作进行定期或不定期抽查，对巡检工作不到位的场站进行安全绩效考核。

八、方案的修订

根据实际运行状况、生产工艺及管道周边环境的变化，本方案由安全技术科、生产调度科适时修订。

长输管道检验方案 篇2

1.1 计算通球参数

1.1.1 计算管道截面积

根据公式S=πr2计算出管道的截面积。

1.1.2 估算推球气流量

实际中, 一般根据球运行速度、推球平均压力、管道内径横截面对通球和测径所需的推球气流量作近似估算, 估算方法如式 (1) 所示[2,3]。

其中, Q为输气流量, km3/d;v为清管器运行平均速度, km/h;S为管道内径横截面积, m2;p为球后平均压力 (可用实验法得出) , MPa。

以Q为基础向上选择供气设备额定供气量, 并以此来安排压风机的排量。如果管道内污物、积液多, 高程差别大, 则应考虑安排储气罐。

1.2 管道通球段划分原则

管道通球、试压段划分所遵循的原则主要有以下几种:

(1) 根据《输油输气管道线路工程施工及验收规范》进行管道试压段划分标准原则上要求水试压段不宜超过35km, 空气试压段不宜超过18km。

(2) 根据水源及排水方便的原则划分管道试压段。试压段的上水端尽量靠近水源, 取排水方便, 排水端尽量选择在地势较低处, 便于管内污物及废水的排放。

(3) 根据地区类别进行管道试压段的划分, 管道试压段的两端尽量避开人口稠密区及有建筑的地方, 要考虑设备的进场难易, 尽量选择道路条件良好的地方。

1.3 选择清管器

清管器一般存在两种组装方式:带皮碗的和不带皮碗的。二者的区别是:带皮碗的清管器密封性好 (皮碗直径过盈量宜为管内径的5~8%) , 不易出现因摩擦严重而导致密封不严的现象, 更适于管内杂质多或试压段较长的管段清管施工, 而不带皮碗的清管器便于因出现卡球而进行的回推。进行清管、测径时可综合考虑试压段长度、沿线弯管弯头数量及分布等情况, 合理的选择清管器的组装方式。通常对于大口径长输管线一般采用4~8组式直板式清管器或直板、皮碗组合型清管器, 在清管器的基础上安装测径板, 测径板最好安装在清管器后侧第一块直板后, 以避免测径板在管线大角度转角处与管壁撞击。

1.4 清管、测径失败的处理

若有以下情况出现, 说明清管失败, 需紧急处理:

(1) 接收端空气排出量大, 但是清管器经较长时间后仍未到达末端, 可能是清管器安装不正确或清管器中途破损泄露, 应释放压力, 打开发射装置, 检查清管器是否已经发射, 若确认已经发射, 则需重新安装新的清管器, 然后再次开始清管。

(2) 清管器堵塞, 接收端没有空气排出或者空气排放量小, 说明管线段变形或者管线段内部铁锈、焊渣、泥土、碎石较多, 累计起来形成“泥柱”, 对球的阻力超过介质对球的推力。

此时, 应增加空气压力并把清管器推出或利用爆破吹扫法提高清管器两面瞬间压力差, 使清管器冲过“难点”;若仍不能把清管器推出, 可发射带有跟踪装置的清管器, 在发现堵塞点和管道变形点后对其进行切割处理, 取出清管器后分析卡球原因, 并作记录, 然后管线重新连头, 经无损检测合格并进行补口补伤后进行二次清管。

若发现清管器上安装的测径板有变形、凹坑或者明显的刮痕, 说明测径结果不能采用, 则要采取以下处理方法:

(1) 确立合适的背压, 降低清测器运行的速度以尽可能保证其运行平稳, 减少变形。

(2) 检查管线施工的所有记录, 找出变形点并进行修复, 然后再重新进行清测。

(3) 如果上述方法不可行, 可以通过检查清管器运行的流速和压力记录来估计可能的问题位置所在;然后再发射一个带有跟踪装置的清测器来认真地检查变形点;最后需要人工进行挖掘找出变形点并进行修复。

2 长输管道的试压方案

2.1 试压介质选择

根据《油气长输管道工程施工及验收规范》规定, 输油管道的试压介质应采用水, 位于一、二级地区的输气管段可采用气体或水做试压介质, 位于三、四级地区的输气管段应采用水做试压介质。在实际工作中, 长输管道的试压一般都采用清洁水作试验介质, 在水源不稳定处应考虑设置临时水箱。

2.2 管段试压的分段原则

管段分段原则在本文2.2节中有详细论述, 这里不再讨论。

2.3 对试压所用管件、阀门、仪表进行检查和校验

对试压所用的管件和阀门进行检查和校验, 其中阀门必须经过强度试验和密闭试验, 符合规范要求后方可使用。试压用压力表必须经过校验, 并在检测周期内。

2.4 管道注水

在注水前, 施工单位要进行最后检查, 确认:

(1) 所有管子和螺栓接头不漏水;

(2) 试验接管装配得当;

(3) 泵和压缩机工作状况良好;

(4) 按注水速度注水时, 水源供应充足;

(5) 注水作业时, 在试验管段的末端要备有排水和放气点;f.正确安装清管器。

在注水过程中, 应准确记录注水压力、注水体积等信息。

2.5 管道试压

全部管段都注满水后, 用试压泵 (或试压车) 按升压操作程序对第一段管道按标准要求进行升压, 首先, 要缓慢地增加试验压力。达到试压段最高点的最低试验压力的30%时, 检查漏水情况;继续增大压力至试验压力的60%, 检查漏水情况和系统的完整性;然后根据试压计划继续增大压力。当试验压力满足设计所规定的压力后, 停止加压, 以便管段内的压力自行平衡。当压力稳定后, 试验管段即开始4小时的强度试验。在稳压试验的前30分钟, 每5分钟记录一次压力天平的数值, 下个30分钟每10分钟记录一次压力天平的数值, 下一个小时每15分钟记录一次, 以后每30分钟记录一次。强度试压合格后将试压管段最高标高点的压力降到严密性试验压力, 严密性试验稳压24小时, 以压降不大于1%为合格。其他管段试压, 依次类推。

2.6 管道泄压和排水

试压经过检查验收通过后, 要按照规定安排泄压, 泄压的整个过程中要特别小心, 要缓慢地开关放水阀, 防止水击荷载损伤组装管道。

排水管道要有足够的强度和安全的支撑, 应在排水端固定排水管以免排水时摆动, 要特别注意防止在管段排水时憋压, 要排水时要安装排水缓冲设施, 防止冲蚀。

3 结束语

本文是结合笔者的工作实践和现行施工规范, 对长输管道的通球、测径和试压方案制定作了一个初步的探讨, 希望对长输管道工程的施工能够有所借鉴。

摘要：长输管道的施工质量直接影响着管道的竣工投产, 而要保障管道的施工质量, 就必须重视管道的通球、测径和试压方案的编制。方案编制的合理性会对管线投产、质量评定和竣工验收等造成重要影响。

关键词：长输管道,通球,测径,试压

参考文献

长输管道检验方案 篇3

【摘 要】在长输管道建设过程中时有发生投资额超初步设计概算的现象，本文通过分析项目投资超概的原因及应对方法，探索投资超概的预警方案，力争在项目实施的合理时间段调整概算，使项目最终达到合理利用投资，投资不超概算的目地。

【关键词】长输管道；概算；投资；预警

一、研究投资超概算背景和意义

长输管道项目初步设计是根据批准的可行性研究报告或设计任务书确定的设计原则、标准、方案和重大技术方案编制的初步设计文件。长输管道项目初步设计概算是在初步设计阶段对项目投资额度的概略计算，也是考核长输管道项目建设成本节约或超支的标准。

长输管道项目投资超初步设计概算有很多原因，而各类原因又有不同的爆发阶段，我们可以查找原因，制定有效的投资超概算预警制度，在投资超概未对项目质量、进度产生重大影响之前找到处理方法，从而合理调整概算，使长输管道工程项目顺利实施。

二、项目投资超概算原因及控制方法

1.投资超概算原因

（1）项目初步设计阶段设计缺乏合理性

部分项目存在初步设计阶段设计深度不够、外部建设条件不落实、建设内容缺项漏项、淡化项目方案优化等问题。由于在初步设计阶段考虑问题不成熟，致使在施工中出现大量设计变更，进而引发一系列的投资追加。设计人员没有严格按照可行性研究批准的文件推行限额设计，盲目追求高标准，不重视设计的经济效益，致使出现不同程度的浪费现象。

（2）部分设备材料受市场环境影响产生价格波动

在项目实施过程中，由于市场环境变化，导致部分设备材料价格上涨。在编制初步设计概算阶段都会考虑主要设备材料的价格波动，但在市场经济主导价格变动的今天，受外部环境影响，偶尔会产生超出预估价格波动范围的情况，从而导致实际完成投资超过概算批复投资。

（3）由于宏观政策变化引起的投资变化

这当中主要是由于建设用地及赔偿宏观政策变化，法定赔偿标准提高，导致投资超概算，同时也有法定消防配置要求提高，各类评价标准提高等因素。

（4）施工工期变化导致投资超概算

工期控制是项目建设“质量、工期、投资”三大控制目标之一。不能按原定的合理工期完成建设任务，不但项目不能按时投产、及时产生效益，而且将造成建设费用、贷款利息的增加，从而导致实际完成投资突破概算。

2.避免投资超概算的方法

（1）注重初步设计阶段工程造价的控制，切实把好源头关。

首先，设计人员在项目决策阶段，要十分重视各类政策文件、资料的收集工作，充分了解项目建议书或可行性研究报告的内容、水文、工程地质条件，实地勘察施工现场周围环境、地形、地貌，合理进行工艺设备选型、安排总图布置。

其次，要严格执行限额设计，即按照批准的可行性研究报告及投资估算，在保证质量、功能要求的前提下，控制初步设计概算，按照批准的初步设计概算，控制施工图设计。经济专业人员要从经济角度参与设计阶段全过程管理，为技术人员提供有关经济指标，提高设计深度，优化设计方案。

再次，建设单位应该给设计单位一个合理的设计周期，切勿赶工赶图，从时间上保证设计质量。

（2）加强施工过程管理，严格履行基本建设程序操作，执行有关法规。

首先，严格执行招、投标制度，择优选择施工队伍，编制合理施工方案，严格组织施工，减少管理层次，积极采用先进施工技术，提高施工效率。

其次，建立完善的施工（设计）变更管理程序，减少超初设批复范围施工，杜绝提高建设标准施工。如果确实需要变更，应做好工程量及造价对比分析，且经过设计单位同意方可，一旦变更后工程造价超过批准的设计概算，则需要由原概算审批部门审核，才可进行概算调整。

再次，针对隐蔽工程做好现场验收记录，工程结算时对隐蔽工程工程量计算把握难度大，例如钢筋混凝土工程、基础工程等，在工程验收后无法现场确定工程量，所以必须在施工过程中如实准确的进行现场验收记录，以方便竣工结算的开展。

最后，要加强监理、无损检测、質量监督等第三方监督机构的作用，强化监理制度。

三、项目投资超概算发生的时间节点

通过以上论述已经可以将投资超概算的原因分为人为因素和客观因素，当有效控制人为因素的同时，由于客观因素导致投资超概，我们应当制定有效的调整概算制度和预警机制：

1.合理预测项目投资超概算的时间节点

目前长输管道项目投资超概具体有四方面原因，（1）建设用地赔偿费用超概，按照国家有关规定征地工作应在项目实施开始阶段进行，即在开工之前签订建设用地赔偿合同时，就可明确具体超概金额。（2）主要设备材料费用超概，初步设计批复之后即可开展主要设备材料的采购，在招标签订合同后，项目实施阶段前期就可明确具体超概金额。（3）发生重大设计变更致使工程费用超概，这是在项目实施过程中发生的，不好提前确定发生时间，但可在变更发生时，通过变更预算确定超概费用。（4）工期延长致使投资超概，在项目主体工程完工前就可确定工期延误时间，从而计算出超概金额。

2.建立投资超概预警体系

目前长输管道工程项目如发生实际投资超概算等现象，往往是事情成为既定事实后，在竣工结算时再进行调概申请，使得原概算批准部门被动承认。不利于及时发现超概原因、金额以及集团公司总体投资计划的完成。这就需要建立投资超概预警系统，及时准确的反应项目投资超概的原因及金额，如按照时间节点制定概算预警机制，可及时有效的控制投资、调整概算，使得建设项目顺利实施。

参考文献：

[1]《管道工程建设项目管理》石油工业出版社.

[2]《大型石化工程建设项目群集成管理模式研究》机械工业出版社.

长输管道事故风险分析论文 篇4

摘要：长输管道的选线问题是长输管道建设中相当重要的一个部分，要想优化选线的方式，首先就需要对长输管道中容易发生的风险事故进行有效的分析，只有通过对输气管道中的风险进行明确的分析，才能在选线的过程中有针对性的进行选线，从而使长输管道的安全性能得到很好的控制，并且尽可能的在确保质量的情况下，降低资金的投入。本文通过对长输管道的事故风险进行分析，提出相应的选线方式，以期促进长输管道建设的进一步完善。

关键词：长输管道;事故分析;选线方法;构建

随着社会经济的不断发展，人们的生活水平日益提升，油气的使用在生活中也越来越广泛。但是由于我国的油气分布的不均，因此，要想满足人们日常生活对油气的需求，提高人们的生活质量，长输管道的建设就成了解决这一问题最有效的方法[1]。长输管道的建设能够使油气运输问题得到有效的解决，但是，在建设中，必须确保运行的安全性能，因为一旦在输送过程中发生开裂或者管道方面的其他问题，就会直接对环境，甚至人们的生命财产安全造成威胁，由此，就可以看出长输管道选线的重要性，下面就具体对长输管道的事故风险进行具体了解。

天然气长输管道的知识范文 篇5

随着我国天然气勘探开发力度的加大以及人民群众日益提高的物质和环保需要，近年来天然气长输管道的发展十分迅速。随着管道的不断延伸，管道企业所担负的社会责任、政治责任和经济责任也越来越大。因此，对于天然气长输管道知识普及显得尤为重要。

一、线路工程

输气管道工程是指用管道输送天然气和煤气的工程，一般包括输气线路、输气站、管道穿（跨）越及辅助生产设施等工程内容。

线路工程分为输气干线与输气支线。输气干线是由输气首站到输气末站间的主运行管线；输气支线是向输气干线输入或由输气干线输出管输气体的管线。

线路截断阀室属于线路工程的一部分，主要设备包括清管三通、线路截断球阀、上下游放空旁通流程、放空立管等，功能是在极端工况或线路检修时，对线路进行分段截断。阀室设置依据线路所通过的地区等级不同，进行不同间距设置。

阀室系统包括手动阀室和RTU阀室两大类。

二、工艺站场

输气站是输气管道工程中各类工艺站场的总称。一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。

输气站是输气管道系统的重要组成部分，主要功能包括调压、过滤、计量、清管、增压和冷却等。其中调压的目的是保证输入、输出 的气体具有所需的压力和流量；过滤的目的是为了脱除天然气中固体杂质，避免增大输气阻力、磨损仪表设备、污染环境等；计量是气体销售、业务交接必不可少的，同时它也是对整个管道进行自动控制的依据；清管的目的在于清除输气管道内的杂物、积污，提高管道输送效率，减少摩阻损失和管道内壁腐蚀，延长管道使用寿命；增压的目的是为天然气提供一定的压能；而冷却是使由于增压升高的气体温度降低下来，保证气体的输送效率。根据输气站所处的位置不同，各自的作用也有所差异。

1、首站

首站就是输气管道的起点站。输气首站一般在气田附近。

2、末站

末站就是输气管道的终点站。气体通过末站，供应给用户。因此末站具有调压、过滤、计量、清管器接受等功能。此外，为了解决管道输送和用户用气不平衡问题，还设有调峰设施，如地下储气库、储气罐等。

3、清管站

清管站是具有清管器收发、天然气分离设备设施及清管作业功能的工艺站场。

4、压气站

压气站是在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。

5、分输站

在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。

6、气体接收站

在输气管道沿线，为接受输气支线来气而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。

三、自动控制系统

随着电子计算机、仪表自动化技术、通信技术及信息技术的发展，目前已广泛采用“监控与数据采集系统（Supervisory Control And Data Acquisition,简称SCADA系统）”来完成对天然气管道输送的自动监控和自动保护，并已成为管道自动控制系统的基本模式。

正常情况下调度控制中心负责全线自动化控制和调度管理，在调度控制中心故障或发生战争、自然灾害等情况下后备控制中心接管全线SCADA系统监控。

管道SCADA系统对各站实施远距离的数据采集、监视控制、安全保护和统一调度管理。调度控制中心可向各站控系统发出调度指令，由站控系统完成控制功能；调度控制中心通过通信系统实现资源共享、信息的实时采集和集中处理。

第一级为中心控制级：对全线进行远程监控，实行统一调度管理。在正常情况下，由调度控制中心对全线进行监视和控制。沿线各站控制无须人工干预，各工艺站场的SCS和RTU在调度控制中心的统一指挥下完成各自的监控工作。

第二级为站场控制级：在首站、各分输站、压气站、末站，通过

站控SCS系统对站内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制及联锁保护。在无人值守的清管站设置远程终端装置（RTU），对站内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制。站场控制级控制权限由调度控制中心确定，经调度控制中心授权后，才允许操作人员通过SCS或RTU对各站进行授权范围内的操作。当通信系统发生故障或系统检修时，用站控系统实现对各站的监视与控制。

第三级为就地控制级：就地控制系统对工艺单体或设备进行手/自动就地控制。当进行设备检修或紧急切断时，可采用就地控制方式。

SCADA 系统配置及功能：

1、调度控制中心

配置硬件部分包括各类服务器和工作站等，软件部分包括操作系统软件、SCADA系统软件、数据库管理、报警和事件管理和专用软件包（收发球跟踪、模拟仿真软件及气体管理系统(GMS)软件等）。

主要功能包括：数据采集和处理；下达调度和操作命令；显示动态工艺流程；报警和事件管理；历史数据的采集、归档和趋势显示；报表生成和打印；标准组态用软件和用户生成的用软件的执行；时钟同步；具有对输气过程实时模拟及对操作人员进行培训的能力；压力和流量调节；输气过程优化；仪表和系统的故障诊断和分析；网络监视及管理；主备通信通道的自动切换；贸易结算管理；全线紧急关断；管线泄漏检测。

2、后备控制中心

配置硬件部分包括各类服务器和工作站等，软件部分包括操作系

统软件、SCADA系统软件、数据库管理、报警和事件管理和专用软件包（收发球跟踪、模拟仿真软件及气体管理系统(GMS)软件等）。

主要功能包括：数据采集和处理；下达调度和操作命令；显示动态工艺流程；报警和事件管理；历史数据的采集、归档和趋势显示；报表生成和打印；标准组态用软件和用户生成的用软件的执行；时钟同步；压力和流量调节；仪表和系统的故障诊断和分析；网络监视及管理；主备通信通道的自动切换；全线紧急关断；管线泄漏检测。

3、输气管理处监视终端

管理处分别设置2个监视终端，只能实现数据监视，不能进行控制。

监视终端主要功能如下：动态工艺流程显示；报警和事件显示；历史数据的趋势显示；仪表的故障诊断和分析显示。

4、站控系统

各站场均设置SCS，设置不同数量的工作站、站控系统PLC、ESD系统PLC。

站控系统完成以下主要功能：数据采集与传输功能、控制功能、显示功能、打印功能、ESD关断功能和数据管理等其它功能。

5、远控终端 RTU 全线设置远控线路截断阀室RTU，RTU可实现如下主要功能：数据采集和处理；逻辑控制；接收调度控制中心发送的指令；向调度控制中心发送带时间标签的实时数据；自诊断功能；故障报警。

6、流量计量和贸易管理

1）贸易计量

贸易交接流量计选用气体超声流量计或气体涡轮流量计，涡轮流量计的口径一般小于DN100。气体超声流量计在5%Qmax~ Qmax之间（Qmax为流量计固有最大流量范围）保证测量准确度优于±0.5%。气体涡轮流量计在20% qmax～qmax的范围内保证测量准确度优于±0.5%；气体涡轮流量计在qmin～20% qmax的范围内保证测量准确度优于±1%。计量系统采用独立的流量计算机作为流量累加单元，并将数据传给SCS系统。

首站设置在线色谱、H2S和水露点分析仪，用于对天然气气质和参数进行检测。

其他计量站场设置在线色谱分析仪，用于对天然气气质和参数进行检测。

调度控制中心配置气体管理系统(GMS)，对现场天然气流量、温度、压力数据进行计算，并为贸易管理系统提供数据。

2）自用气计量

站场安装站内自用气处理橇，自用气计量采用涡轮流量计。站场自用气包括放空火炬点火用气、天然气发电机用气和生活用气。

7、气体管理系统(GMS)气体管理系统(GMS)为气量／能量贸易管理系统，可自动进行天然气交接、销售及输送的管理，为公司财务提供所需的数据，提供用户查询所需的数据，完成贸易结算所需的功能并将数据存档。

气体管理系统(GMS)软件结构分为以下几个部分：实时数据和

历史数据库管理平台、管道运行计划、管理和财务信息系统、气体计量系统等。

8、模拟仿真系统

为准确地评价管道的过去、解释管道当前发生的事件、预测管道的未来等任务。川气东送管道采用实时模拟仿真软件，为操作、调度人员提供调度和操作参考，并可为操作员的培训提供平台，以保证输气管道安全、平稳、高效、经济运行。

模拟仿真软件根据管道的实际情况组态形成管道的模型。根据需要计算所得出的结果，如管线的泄漏报警、天然气组份跟踪、各管段流量、管储气量、压力分布状态、清管器在管道中的位置等，由模拟仿真软件写入到SCADA的实时数据库中，并在操作员工作站上显示，作为操作员对管道运行调度的参考。

模拟仿真系统组成包括：实时瞬态、水力特征、气体组分跟踪、仪表分析、管充管理、管道效率、清管器跟踪、工艺预测、SCADA培训等。

四、通讯系统

通信系统是为长输管道的生产调度、行政管理、巡线抢修、生活后勤等提供多种通信业务，开通远程监控及会议电视等视频业务，同时为管道SCADA系统的数据传输提供可靠信道，为数字化管道提供通信支撑。由于目前建设的长输管线工艺自动化程度高、维护人员少，要求通信系统技术先进，稳定可靠，传输质量高，尽量减少日常维护工作量，并能适应今后通信发展需求。

一般管道通信部分包括：光传输系统、电视监控系统及周界安防系统、会议电视系统、程控电话交换系统、局域网办公自动化（OA）系统、巡线抢修及应急通信系统和公网备用通信系统等七部分。

通信实现方式一般采用光纤通信、DDN公网通信、GPRS无线通信及卫星通信等。

五、供配电系统

1、站场供配电

压气站等电力负荷大的站场，建设110 kV 或35kV变电所来提供电力。其它电力负荷较小的站场一般报装10 kV外电线路，由10 kV /0.4 kV变压器变压提供电能供给。

为确保输气生产的正常运行，选择自动化天然气发电机组作为应急自备电源电源。外电断电的情况下，发电机组应为站内一、二级负荷提供电源。天然气发电机组额定电压选择：交流380/220V，50Hz，3相，4线。运行方式为市电与发电自动切换。

2、阀室系统供配电（1）RTU 阀室供电

RTU 阀室供电主要有外部电源接入、太阳能电源系统和小容量燃气发电装置等三种方式。

根据RTU阀室所处地理位置，分别设置太阳能电源系统和小容量燃气发电装置，为RTU阀室内的自控、通信、防腐及照明提供电源。采用太阳能电源供电阀室主要依据RTU阀室所在位置相近气象

条件，确定当无光照日小于等于11天的平原地带及无阳光遮拦处采用太阳能电源。阀室利用1000Ah阀控密封铅酸蓄电池作为备用电源，后备时间约为48小时，并通过SCADA系统实现远程监测和控制，所有告警信号通过公用报警接点传至SCADA系统。

外部电源供电的RTU阀室采用1回10kV高压外电源，站内建1座10/0.4kV变配电室，单台室内干式变压器，为满足一级用电负荷要求，配置保证在外电源失电的情况下采用冗余UPS不间断电源，不间断时间按3天考虑蓄电池配置。同时，对电源装置具备就地和远方监控功能。

（2）手动阀室供电

手动阀室电力需求主要是满足线路截断阀室执行机构电子控制单元，电力负荷很小，都是采用小型太阳能电池板配合密封铅酸蓄电池供电，在具备光照的情况下，太阳能电源对铅酸蓄电池进行浮充，由铅酸蓄电池保持执行机构电子控制单元正常工作电压。

六、管道防腐

1、线路管道防腐

（1）线路管道一般采用外防腐层与阴极保护相联合的保护措施。管线外防腐涂层采用三层PE，阴极保护采用强制电流阴极保护，沿线按保护距离要求设置阴极保护站。

阴保设计参数如下：

自然电位：-0.55V（相对饱和硫酸铜参比电极）

汇流点电位：-1.15V（相对饱和硫酸铜参比电极）

管线最小保护电位：-0.85 V（相对饱和硫酸铜参比电极）

管线保护电流密度：5μA/m2

设计寿命：30年

输气外防腐涂层：三层PE（2）外补口基本情况：

 一般管段三层PE 的补口和煨制弯头的补口选用无溶剂液体环氧涂料＋热收缩补口带。

 定向钻穿越段的加强级3 层PE 补口选用无溶剂液体环氧涂料+定向钻专用热收缩补口带。（3）线路管道内涂层

一般主干管线内表面采用双组份液体环氧涂料，干膜厚度≥65μm。

为了提高长输管道阴极保护系统的工作性能和对管道的有效保护，可采用独立的阴极保护监测系统，沿线在关键位置设置智能测试桩，在RTU阀室设置电位采集器。智能测试桩使用GPRS 通讯方式，采用长寿命电池供电，采用低功耗技术完成GPRS 通讯无线电位采集功能，自动GPRS 连线及数据发送。RTU 阀室电位采集器采用光缆进行数据发送。阴极保护监测中心设在主调控中心。

2、阀室工艺管道防腐

阀室流程与干线相连部分采用强制电流阴极保护；阀室放空系统设绝缘接头，采用牺牲阳极的阴极保护方式。

（1）地上天然气管线、放空管线、放空立管的外表面

底漆：环氧富锌底漆，2道，80～100m

中间漆：环氧云铁中间漆，1道，100m

面漆：丙烯酸聚氨酯面漆，2道，80～100m

总干膜厚度≥260m（2）埋地管线的外表面

底漆：环氧富锌底漆，2道，80～100m

面漆：无溶剂液体环氧涂料，1道，500m

总干膜厚度≥580m

3、站场工艺管道防腐

管道工艺站场，一般增压站场采用强制电流的阴极保护方式；其它站场采用牺牲阳极的阴极保护方式，进出站管道设绝缘接头。

（1）地上工艺管道的外表面 底漆：环氧富锌底漆，2道，80m 面漆：环氧硅氧烷面漆，1道，125m 总干膜厚度≥205m（2）埋地工艺管线的外表面 底漆：环氧富锌底漆，2道，80m 面漆：无溶剂液体环氧涂料，1道，500m 总干膜厚度≥580m

七、气体的储存

燃气用气量不断发生变化，有月不均匀性、日不均匀性和时不均匀性，但起源的供应量不可能完全按用气量的变化而随时改变，特别是长距离输气管道，为求得高效率和最好的经济效益，总希望在某一最佳输量下工作。这样，供气与用气经常发生不平衡。为了保证按用户的要求不间断的供气，必须考虑输气生产与使用的平衡问题。

解决用气和供气之间不平衡问题的途径有三：  改变气源的生产能力和设置机动气源；  利用缓冲用户发挥调度的作用；  利用各种储气设施。

天然气长输管道施工技术总结 篇6

尊敬的分公司领导，我项目部自今年9月20日正式开工以来，项目部各项工作目前除管道穿跨越工程、试压吹扫工作及地貌恢复工作尚未进行外，其余大部分工作都在有序进行中。现将安徽深燃长丰乡镇天然气管道输配系统工程工序及经验做一下小结，以供参考。

一、测量放线

本工程管道所经位置较偏僻且障碍较多，施工属野外作业，施工时为保证连续施工，必须提前扫除沿途障碍。施工作业带宽度一般由设计单位确定，既要保证施工方便，又要防止造成耕地浪费。故我方按照规定，作业带宽度一般以14-16米为宜，但穿跨越及沟渠埋深处，可考虑16-20米。

放线时应放出曲率半径满足设计的圆滑曲线，在地势起伏处及管道弹性敷设段还需打加密桩，用于指导布管,主线路与管道、光缆等隐蔽工程交叉时，应在交叉出做出明显标志。放线时，应放出施工作业带边界线和中心线三条线，并撒白灰标记。

二、防腐钢管的倒运与布管

管道倒运及布管时应保证不损坏防腐层，吊装时用专用钩夹钩吊管道两端管口，也可以用钢丝绳穿套胶管或用尼龙吊带，钢管堆放时应铺垫沙袋或软垫。布管时，如果地表坚硬或有石块，需对地表进行清理，不能将管道从拖拉机上直接滚下。管道之间应错开一个管口，方便管内清扫、坡口清理及起吊。吊装防腐钢管时，还需注意保护管口不受破坏，以免影响对口及焊接质量。

三、管道的组队及焊接

组对前，可使用自制清管器对进行管内清扫，管口清理使用电动钢丝刷及磨光机。组对时避免强力校正管道错口及保护防腐层，每日施工结束后应将焊好管段进行封口处理，避免杂物进入。管子组对使用挖机和外对口器进行，现场取土方便，可将管道用土推垫高50公分左右，方便继续组对焊接、无损检测和防腐补口等工作。对口时，坡口角度、钝边、对口间隙及错边量应达到设计要求，同时为保证通球扫线，所用弯头曲率半径应大于等于5倍公称直径。

管道焊接采用下向焊接方式，焊条打底，焊丝盖面。焊条采用E6010 3.2纤维素焊条，焊丝采用E7018 2.0焊丝。焊工必须经过专业培训，并通过考试合格后方可上岗。

四、无损检测

焊缝按照SY4056-93和SY4065-93标准执行，进行100%射线探伤和100%超声波探伤。外观检验合格的焊口，在焊缝上游距离焊缝60公分处用白色记号笔进行编号，编号方法为工程地区拼音首字母+施工单位拼音首字母+桩号+焊口序号，此方法标记清晰，有助于单位工程的划分，焊口数量的统计及里程桩的埋设。不合格的焊口应尽早安排返修，返修长度应大于5公分，当返修焊缝总长度大于周长的30%或焊缝表面及内部裂纹大于周长的8%或裂纹间距小于20公分或同一部位返修次数超过两次，应割去重焊。

五、管道防腐绝缘及补口补伤

钢管防腐绝缘层的质量直接关系到长输管道的安全运行及使用寿命，所以防腐绝缘须严格执行国家标准。钢管要有出厂合格证，到场时须对防腐成品管进行检查验收，并用电火花检测仪检查绝缘的可靠性。

防腐补口补伤时，除锈按设计要求须达到Sa2.5级，采用聚乙烯热收缩套补口方式。

六、管沟开挖

管沟开挖按设计蓝图及并结合现场实际情况进行，管沟边坡按地下水位及土壤类别 情况确定，要能保证不塌方。管沟开挖的深度按要求应达到1.8米。沟底焊接弯头、死口处为方便施工，沟底宽度应每边增加1米，深度增加0.6米。开挖管沟时不可两边堆土，应将机械设备不易同行的一侧作为堆土侧，堆土距离沟边不小于0.5米，以防止塌方和管子落入沟中。

七、管道敷设及管沟回填、标志桩埋设

管道下沟前，管道须进行电火花检测，管沟须进行清理积水和塌方，保证管道在沟内不悬空。管道下沟采用两台机械平稳起吊，吊点避开焊缝，吊具选用尼龙吊带，动作要正确平稳，防止沟上管道出现溜管伤人。一次起吊不要太长，防止管道自重引起的弯曲破坏防腐绝缘层。

管道回填之前，特别注意检查阴极保护测量桩，其引线必须焊接牢固。对于未完工作量如连头处、阳极保护综合测试处须提前做好预留。管沟回填土必须清洁无垃圾杂物，回填土上方留有30公分沉降余量。

为提高施工的连续性，管沟回填后就可以就行里程桩和标志桩的埋设。标志桩和里程桩可以合并，每一公里一个。转角大于5度的拐点须设置转角桩，穿跨越、固定支墩与管道电缆交叉处需设置标志桩。

八、穿跨越工程

本工程的穿跨越段管道壁厚由6.3毫米增至7.1毫米，穿跨越段在施工之前必须进行强度和严密性试验，并用高压电火花检测仪测试其绝缘层是否合格。

对于公路及铁路，一般采用顶管穿越法。对于较大河流，一般采用水平定向钻机穿越法。对于小河流，可进行筑坝、排水开挖穿越，特别是小型公路和少水无水的河流，尽量采用大开挖方式穿越，九、管道分段试压及通球

管道试压应根据水源、排水条件等因素确定试压段，试压前应进行压缩空气通球清管，清管球最好选用带电子装置的电子清管器。若球受阻，可以适当提高运行压力，但严禁超过管道运行压力，无法排除故障时，可降至常压，采用开天窗法处理卡球故障。

试压充水采用水压推球充水，这样可以避免在管线高点开孔安装放空阀而削弱管道强度。试压升压应分阶段进行。对于试压中发现的问题，应将压力泄放至常压方可进行抢修作业，在升压过程中不得进行管道检查，特别在卡球情况下应做好操作人员的安全防范。值得一提的是山区和丘陵地带的输气管线由于水源困难、管道存在静水压力等因素，可采用气压试验代替水压试验。

十、管道整体试压及干燥

分段试压的管道连通后，应进行整体试压和全线吹扫，全线吹扫的吹扫口应选择地势较高，人眼稀少的地方，并进行严密监护，吹扫口及放空管必须有可靠的接地装置，以防静电引起火灾。输气管道投产前，应用吸湿剂对管道进行干燥。

十一、地貌恢复

地貌恢复为长输管道的最后一道工序，一般采用机械配合人工进行沟渠、道路及管沟的恢复，对于地势低洼、河流或沟渠处，还应在雨季来临之前进行水工保护，防止天长日久，水流冲垮管沟，管道暴露在外受损害。

完成了以上工序，也就完成了整个工程的全部施工。在实际施工中，我们应根据现场实际情况，掌握运用当今长输管道设计及施工的最新标准规范，并注意长输管道建设经验的积累和应用，不断提高长输管道的建设施工水平，为公司的发展贡献出自己的一份薄力。

长输管道检验方案 篇7

天然气长输管道通信系统关系到长输管道的建设、维护及正常运行, 由此可见天然气长输管道通信系统的重要作用。为了确保数据信息传送的通畅和快速, 通信系统也采用了公网、光纤和卫星等先进的通信方式。下面就各个通信方式的有效性进行探讨。

2 天然气长输管道的通信特征

2.1 通讯网薄弱

天然气长输管道铺设过程中的环境条件一直是影响天然气长输管道通讯方案选择的一个重要因素。由于天然长输管道多穿越地形复杂、工作条件恶劣的环境和地区, 因此条件恶劣地区的通信网还比较薄弱, 极易受到环境因素的影响从而导致通讯网的中断和故障。

2.2 通讯设备要求较高

对于天然气长输管道的通信来说, 它是一项具有基础性意义的通信设备, 因此对通信设备的要求较为严格。我国在天然气长输管道通信方案的选择过程中, 天然气长输管道通信系统大多采用S C A D A数据, 对通信设备要求较高。

2.3 供电系统不稳定

天然气长输管道通信方案的选择应当以供电系统的稳定性为基础和出发点, 这是因为天然气长输管道通信是一项连续性强的技术。但是由于受到各种环境条件的影响, 我国大多输气场供电情况较差, 位置偏僻, 供电系统常出现异常, 供电系统的稳定性较差。

3 天然气长输管道卫星通信系统

3.1 天然气长输管道卫星通信系统

天然气长输管道卫星通信系统就是采用卫星通信作为天然气长输管道的主要通信手段, 为在天然气长输管道建设、投产和后期运行维护中为SCADA数据、生产调度、行政电话、传真、图像提供传输信道。

3.2 天然气长输管道卫星通信系统的优点

3.2.1 集中管理, 覆盖面广阔

天然气长输管道卫星通信系统具有较强的集中网管功能, 能够实现系统的统一调度和远程管理, 使得管理更加便捷和高效, 此外广阔的覆盖面也使得天然气长输管道卫星通信系统的限制性条件越来越少, 扩大了系统的应用范围, 提高了网络的安全系数, 实现了良好的系统管理。

3.2.2 影响因素少, 稳定系数强

天然气长输管道卫星通信系统具有较强的技术稳定性。首先, 随着我国航天技术和通信卫星技术的飞跃发展, 阻碍卫星通信技术发展的瓶颈已被打开, 技术稳定可靠, 成本更为合理[2]。其次, 天然气长输管道卫星通信系统信道大部分在外层空间, 不受多变气象以及人为因素的干扰, 稳定性较好。参与全线运行维护及管理的技术人员配置较少, 整体投资合理。

4 公网天然气长输管道通信系统

所谓公网天然气长输管道通信系统就是利用现有的公网通信网络, 组建专用的天然气长输管道通信系统。可采用SDH、P D H、D D N等通信方式, 同样可以完成长输管道通信系统的六大功能。这种通信系统具有见效快, 建设周期短的优势。但是, 该系统也存在着明显的缺点。首先, 对整个网络的维护和使用难以行成统一的调度和指挥, 不利于该系统发挥最大的效能, 尤其是在突发事故抢险抢修方面矛盾更加突出。其次, 在一些复杂地域, 架空或地埋光纤很难进入到现场, 施工相当困难。第三, 该系统一般是租用公网电路, 传输带宽受到一定的限制, 很难满足大容量的视频会议和工业监控图像的传输。第四, 天然气长输管道跨越多个省、市行政区域, 网络的建设、运行、管理具有较大的不确定性, 各部门使用的通信设备也不尽相同, 网络的稳定性较差。

5 专用光纤长输管道通信系统

5.1 专用光纤长输管道通信系统的功能

长输管道建设中, 在长输管道同沟敷一条或数条光缆, 并沿线使用G.652光纤建设若干个SDH/MSTP光传输通信站, 就构成了专用光纤长输管道通信系统。该系统可以为天然气长输管道提供以下功能:首先, 专用光纤长输管道通信系统能够为SCADA系统提供可靠的数据传输通道, 并且专用光纤长输管道通信系统能够为生产调度提供可靠的通信通道。其次, 专用光纤长输管道通信系统能够为例行巡检、抢险救灾提供通信保障, 为现场生产、自动操作、工业电视监控系统提供传输通道。除此之外, 专用光纤长输管道通信系统还能够为行政管理提供视频、音频和数据通信信道, 为信息化建设提供网络传输通道。

5.2 专用光纤长输管道通信系统的特点

专用光纤通信系统的干线网络的光传输设备, 一般选用同步数字STM-16等级。并且该系统最大的优势在于传输容量大, 可以满足目前及未来的发展需求。专用光纤通信系统也有以下缺点:

5.2.1 时效性较差, 施工速度缓慢

主观方面由于施工路途队伍分属不同部门, 施工经验、技术参差不齐, 设备、管理水平也存在不同差距;客观方面施工地形复杂多变, 并且施工天气也复杂多变, 影响着施工速度和质量。尤其是对于长距离管道建设, 配套措施因通信机房建设滞后而无法安装。

5.2.2 通信系统投资较大

通信系统投资量大是专用光纤长输管道通信系统的另一个缺点。专用光纤长输管道通信系统所使用的设备仪器较为先进, 原材料成本较高, 此外, 由于专用光纤长输管道通信系统建设的时效性较差, 施工速度缓慢, 这在一定程度上加重了劳动力费用的支出。因此, 系统建设的投资量较大。

5.2.3 该系统的稳定性也值得商榷

稳定性也是制约专用光纤长输管道通信系统建设的一个重要因素。对于专用光纤长输管道通信系统来说, 其稳定性没有经过严格的条件、环境实际检测, 因此, 稳定性较差, 不能确保该系统的安全、稳定运行。

5.2.4 系统抢修的困难性

专用光纤长输管道通信系统较为复杂, 且技术要求较高, 需要较为先进和专业的维修维护团队。因此, 一旦系统出现故障, 抢修较为困难。

6 通信方案的选择

任何一种通信方案的确立都需综合考虑当地的自然条件、设备技术性能、初期建设费用、长期维护管理等因素。根据天然气长输管道的实际情况, 综合考虑技术、经济、运行维护、故障抢修及今后发展等因素, 笔者认为应优先选择专用卫星通信为主、公网通信为辅的通信方案作为天然气长输管道主用通信方案。

我们在对天然气长输管道通信方案的选择过程中, 应该充分考虑天然气长输管道铺设过程中的自然环境和地质条件, 综合多种因素考虑, 从天然气长输管道通信系统的安全性和稳定性出发, 在充分借鉴多种通讯方案的基础上, 实现天然气长输管道通信方案选择的科学化和合理化。

摘要：天然气长输管道的通信系统是天然气长输管道建设的重要组成部分, 通信方案选择的正确与否关系到能否实现通信方案设计的目的、关系到工程投资的时效性、经济性、合理性和可靠性, 决定着整个通信系统质量。本文对几种不同长输管道通信系统优缺点的分析, 阐述了通信方案的选择依据, 并进一步提出了确定方案的优势, 希望对我国天然气长输管道通信方案的选择提供借鉴性的意义。

关键词：天然气,长输管道,通信方案,选择

参考文献

长输管道施工技术与对策探析 篇8

关键词：长输管道；施工技术；问题；对策

前 言

油田长管线作为一种石油气长途输送的技术，具有运输量大、成本低、安全性好、管理方便等优点，长输管线工程在各个领域的应用范围越来越广，在促进经济快速发展中作用越来越重要，但是由于长输管线工程又相比于其他工程项目建设周期更长、投资规模更大、整体性更强，因此油田长输管线的施工中的安全问题就更加重要了。本文便从长输管道材质的选择、地震活动断层对长输管道的影响、长输管道的止裂和断裂以及长输管道施工中的质量检验四个方面的内容进行了详细的叹息，详细的论述了长输管道施工中的常见问题与改善对策。

1 施工管道试压

管道施工的过程中进行严格的质量控制和检验的工作是很重要的，其中管道试压过程中的质量检验工作更是至关重要。根据我国相关规范的要求，试压的介质通常都采用液体，严密性的试压压力为设计时的压力，分段试压和整体试压为试压阶段的两道工序。进行试压时，管道的操作的压力一般为管材材料的最低屈服极限的0.72倍，由于试验的压力为设计压力的1.25倍左右，则强度试验的压力为管材最低屈服极限的0.9倍左右，但是实际上以管材最低屈服极限的0.9倍作为强度试验的压力是不够的，这样的压力水平最多只能排除管道中30%左右的缺陷，而且管材材料的供应厂家所供应的材料与理想中屈服极限的值肯定是有一点差距的，所以采用这种排除质量缺陷的方法是不完全合适的。根据现在比较流行的容积压力图的控制数据计算，将试验的压力和材料的屈服极限取相同的数值时，排除质量的缺陷的方法是较为合理的。这样就能够排除60%以上的质量缺陷，同时这种方法适用于各种类型的钢材。在试压的过程中，往往会出现前几次试压压力在较高的水平时会出现泄漏而后面的试验在较低的状态时就出现泄漏的现象，这是由于长输管道本身具有缺陷量大并且运输距离长的特点，而缺陷暴露时是有先后顺序的，试压时就会出现反复降压和升压的现象，缺陷处裂纹慢慢积累就会导致管材出现承压能力逆转的现象。所以，在对管道进行试压时采用低试验次数和高试验压力的方法是较为合理的。首先当管道缺陷总量少并且距离短时，应先分段进行强度试压，这样可以避免反复升压降压的次数过多。用整体严密性检查的方法替代整体强度试压的过程，在各个连接部位的死口出应进行射线探伤和超声波检测，这样可以更多的暴露质量缺陷，防止因反复升压降低损伤管道，还可以降低试压过程的费用和成本。

2 管道材质选择

长输管道在相同的输送压力和相同的管径尺寸的情况下，选用强度越高的钢材则施工时的刚才用量就会越少，这样便降低了管材施工以及运输的费用，从而降低了施工的成本。所以目前在国内外的长输管道工程中大多数施工企业都是选择高强度的钢材的，由于高强度钢材的轧制和冶金的过程的技术要求更高，因此这样的高强度的压力钢管在施工使用的过程中也是存在着一定的安全问题的。首先这种高强度钢材的质量控制的难度是很大的，施工的过程中稍有不慎管材的内部就会出现隐形的质量缺陷；另外，随着钢材强度的不断提高，管材的韧性并不能够同时得到相应的提高，所以这两中不利因素的叠加再加上长输管线在施工和运输的过程中难以避免的会出现损伤的现象，就导致了高强度的钢材管道施工时发生延性断裂的概率相应的提高了。根据以往施工經验显示，施工时采用X60以上强度的钢材的各级管道，在施工的过程中均有延性断裂的现象发生。鉴于长输管道输送的距离长和管径大的特点，就造成了管材内部运输施工过程造成损伤、内部出现缺陷以及出现焊缝出现漏检的概率大大增加，而本身管道的输送的途中就会布有人口较为密集的区域，而输送介质一般又都为有毒的物质或是易燃易爆的物质，这就对管道的安全性提出了更高的要求，施工稍有不慎，不仅仅施工会返工或者是停工，若输送的介质从管道内部漏出，还会危及到管道沿途的人们的人身安全。因此，在进行管道材质的选择时，应选择技术最为成熟的，安全性最佳的管道钢材，从目前的情况来看，进行长输管道施工时建议选择焊接工艺成熟，CNN值高的X60和X65级的钢管。

3 地质运动对长输管道的影响

由于长输管道的输送距离是很长的，因此长输管道的施工过程中必然会经过活动断层的地带，所以在长输管道施工前应进行严格的地质勘查的过程，同时还应结合过往项目工程的先进的抗震经验，对断层地带进行详细的研究和分析，对断层地带的施工结构制定出可靠且安全的抗震方案。近些年来，各个国家都在对穿越地震活动断层的长输管道工程进行相应的研究，并且在理论和解决措施上已经取得了一定的研究成果。应视断层区域不同的状况作出不同的分析。另外施工时采取一定的预防措施对于防止底层活动破坏管道也是有很重要的作用的，预防措施如对活动断层区域的应力变化以及管道位移进行即时的监测，这样就可以随时的掌握管道的安全状况和断层的活动情况，使管道处于可控的范围内，确保管道施工后投入使用的运行安全。

4 长输管道的止裂和断裂

断裂原因是一根管材在输送的过程中受到了损坏，首先裂纹会逐渐向两边延伸，一端碰到韧性较大的管子会止裂，另一端碰到厚壁三通后止裂。如果这个管道是实际施工的工程，则管道内的有毒介质和易燃易爆的介质会漏出到空气中，造成的灾难性后果也是极其严重的，因此在设计管道时还应考虑到对管道裂纹失稳扩展的控制。韧性断裂和脆性断裂是管道断裂的两种常见的形式，随着冶金技术的不断提高，并且高强度的钢材的韧性形貌转变的温度是要在零下40摄氏度以下的，因此在我国一般钢材都是不会发生脆性断裂的。但是如果当钢材CNN值降低时，钢材是可以发生韧性断裂的，由于韧性断裂的裂纹速度是要小于气体的减压波的速度的，所以裂纹应该是止裂的。但对于长输管道这种特殊的工程，裂纹尖端处输送介质在减压波的后面仍是具有一定的压力的，气体释放时，体积快速膨胀机会把能量传递给裂纹，而CNN值又在较低的情况下，裂纹就会继续扩展，裂纹的扩展速度同时也是随着压力的增加而加快的，伴随着管道直径的增加和环向应力的加大，韧性断裂失稳扩展的现象就会越来越明显了。所以当长输管道项目选择X65级以上的管材时，设置止裂的装置是很重要的，常见的止裂装置有间断插入高韧性低强度钢管和止裂环等，同时根据管道项目在不同的地区的级别，止裂装置的间距也应当进行更为的经济并且合理的设置。

参考文献

[1]茹慧灵.长输管道施工技术.石油工业出版社，2007

[2]赵杰.长输油气管道施工技术.石油工业，2009