然气管道

然气管道（通用12篇）

然气管道 篇1

摘要：在天然气管道输送过程中, 管道内、外壁会经常性发生腐蚀。并且, 在含液状况下, 还会致使涂层和缓蚀剂失去作用效果。本课题首先分析了天然气管道腐蚀机理, 进而对天然气管道腐蚀监测方法进行了探究。

关键词：天然气管道,腐蚀机理,监测方法

塔里木油田拥有国内最长且介质最复杂的天然气管网系统[1]。一旦天然气管道发生腐蚀, 则会对管道系统的可靠性与使用年限造成严重威胁。特别是基于天然气管道当中的穿孔, 既会引起油气泄漏, 又加大了维护难度, 进而造成了严重的经济损失。鉴于此, 本课题对“天然气管道腐蚀监测”进行分析与探究具有尤为深远的重要意义。

一、天然气管道腐蚀机理分析

在实施天然气管道腐蚀监测之前, 需充分了解天然气管道的腐蚀机理。下面笔者主要从埋地管道环境、基于管道内的游离水和高气相流速以及气体组成和温压三大方面对其腐蚀机理进行分析。

1. 埋地管道环境

土壤里所存在的硫化物会和金属的氢膜发生反应, 氢膜遭遇损耗, 进而使管道受到腐蚀。硫化物腐蚀主要是受到土壤自身的温度及酸碱度的控制, 并且当土壤温度在25摄氏度至30摄氏度之间、酸碱度在5至9之间, 其腐蚀程度最严重。

2. 基于管道内的游离水和高气相流速

基于天然气管道当中的饱和天然气, 受到压力降的作用, 则会有自由液相出现。但是, 因为高气液比所存在的客观实际, 使管道内流型主要呈现出了两种状态:其一位环状流;其二为层流。其中, 基于环状流, 液体是作为液膜的形式往管壁进行涂覆的, 气体对小液滴进行卷吸, 且运动向前。但在气液比比较低的状况下, 会有层流现象出现, 其特点为气相的运动发生于管道上部, 而液相的运动发生于下部。另外, 经研究表明:气体流速和腐蚀速率是成正比的, 这是因为在气体流速增加的情况下, 冲蚀能力也随着增加。

3. 气体组成和温压

首先, 在流管中, 流动介质的温度与压力的降低会让水蒸气在冷凝的状态下变成液态水, 液态水、二氧化碳及二氧化硫形成碳酸与亚硫酸等, 进而使得管道遭遇严重腐蚀。其次, 在温度升高的状态下, 会使酸和管道之间的反应速率加快, 同时也使土壤硫化物对管外壁的腐蚀速率加快。由此可见, 温度也可使管道遭遇严重腐蚀。最后, 随着压力的增大, 会让酸性物质的活性增强, 进而提升酸性物质和金属之间的反应能力, 最终致使管道腐蚀。

二、天然气管道腐蚀监测方法探究

在实施天然气管道腐蚀监测时, 需充分重视其监测方法, 其主要的监测方法有两种:其一是管道外腐蚀监测, 其二是管道内腐蚀监测。

1. 天然气管道腐蚀监测对象及运行现状调研

一方面, 需要确定和悬着管道监测及评价队伍, 其主要的监测对象有: (1) 管道监测评价、质量管理体系及施工安全等方面的资质认证。 (2) 设备在配置方面的状况。 (3) 基于管道监测评价中的业绩。

另一方面, 由于管道运行现状为基于检测设备的检测提供了帮助, 所以对其调研具有实质性意义, 其现状调研主要内容有: (1) 压力、温度以及流量等方面的运行参数[2]。 (2) 管内所存在的介质。 (3) 管道腐蚀的产物。 (4) 阴极的保护效果, 例如:自然电位分布及变化、绝缘法兰性能等。

2. 管道外腐蚀监测技术

对于天然气管道外腐蚀监测技术, 可归分为两种:其一是, 由管到地的电位测量;其二是, 管内电流测量。由管到地的电位测量技术主要有Person检测法与直流电压梯度法等。管内电流测量主要有电流梯度分布法与分段管内电流比较法等。整体分析, 两种方法均能够在非开挖状态下实施检测工序[3]。但是, 在检测过程中, 需要检测人员进行仔细测量与分析, 这样才可获取可靠且真实的检测数据。比如:在采用直流电压梯度法检测的情况下, 便需要了解管道的主要走向。

3. 管道内腐蚀监测技术

无论是国内还是国外, 普遍采用的关于天然气管道内腐蚀的监测方法主要有两种:其一是, 漏磁通法;其二是, 超声波检测法。

(1) 采用漏磁通法能够对天然气管道内、外腐蚀的缺陷进行检测, 但是在应用该方法时, 需要对其检测速度进行有效控制, 合理的检测速度能够使检测精度得到有效保证。此技术的测量精度和壁厚是成反比的, 且管道壁厚应该比12毫米小。

(2) 采用超声波检测法能够对存在缺陷的管道的壁厚进行测量, 在测量过程中主要是对脉冲发射时间间隔进行充分利用。在检测过程中, 需充分注意的是, 探头需依次接收由管内壁和管外壁的反射波, 进而再根据计算结果获得管壁厚度。此种检测方法对于管道材料与壁厚的敏感程度是非常低的, 且还可以对管道内外壁的腐蚀情况与变形情况进行有效辨识。

结语

通过本课题的分析与探究, 认识到在对天然气管道腐蚀状况进行监测时, 首先便需要充分了解天然气管道的腐蚀机理, 例如:埋地管道所处的环境、基于管道内的游离水和高气相流速、气体组成、温度以及压力等, 这一系列因素均会对天然气管道造成严重腐蚀。进而在对天然气管道进行腐蚀监测之前, 第一步需务实天然气管道腐蚀的监测对象, 并对运行现状进行调研。最后, 在管道外腐蚀监测与管道内腐蚀监测上加大力度, 使天然气管道腐蚀监测更具实效性与科学性, 进而为油气企业带来可观的经济效益, 并为油气企业的稳健发展奠定坚实的基础。

参考文献

[1]范开峰.王卫强.孙瑞.金春旭.黄玲.石海涛.万宇飞天然气管道腐蚀与防腐分析[J].当代化工, 2013, 05, 28.

[2]刘帮华.马春稳.王霞.黄雪萍.韩东兴.高亮天然气积液管道腐蚀监测方法研究[J].石油化工应用, 2011, 05, 25.

[3]赵景星.席光峰.韩伟.张皓长输天然气管道腐蚀检验与修复技术[J].石油化工安全环保技术, 2013, 08, 20.

然气管道 篇2

工程防腐施工方案

河北建设集团有限公司 2010年12月7日

一、工程概况

景县天然气综合利用一期工程，长输管线线路总长度约45km，管道管径Ф273，设计温度0℃-25℃，钢管材质为L360NB螺旋缝埋弧焊管为线路主管，热煨弯管、重要穿越处等特殊地段及站内管道采用L360NB直缝埋弧焊钢管。

二、编制依据

GB50251—2003 《输气管道工程设计规范》

SY0401—98 《输油输气管道线路工程施工及验收规范》 GB50028—93 《城镇燃气设计规范》

SY/T0015.1—98 《原油和天然气输送管道跨越工程设计规范》SY/T4079—1995 《石油天然气管道穿越工程施工及验收规范》 SY/T0019—97 《埋地钢质管道牺牲阳极保护设计规范》 SY6516—2001 《石油工业电焊焊接作业安全规程》 SY4052 《油气管道焊接工艺评定方法》 SY/T0061—92 SY/T0407—97

《埋地钢质管道外壁涂敷有机覆盖层技术规定》 《涂装前钢材表面预处理规范》

SY/T0413—2002 《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》 SY/T4109-2005 GB50235—97 GB50236—98

《石油天然气钢质管道无损检测》 《工业金属管道工程施工及验收规范》

《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》

SY/T4071－1993 《管道向下焊接工艺规程》 SY/T4103-2006 《钢制管道焊接及验收》 SY50369－2006 《长输管道线路工程施工及验收规范》

三、施工机械以及人员

机械：

拖拉机 1台

W-3.0/5型空压机、1台 柴油机 1台 喷砂罐 1个 烤 枪 3套 剥离器 2个 电火花检漏仪 1台 人 员：

司 机 1名 机械操作员 1名 喷砂除锈 2名 现场防腐操作 2名

四、管口防腐

1、采用喷砂除锈方法对管口露铁表面进行除锈，并达到规范要求的除锈等级。喷砂除锈用砂为标准粒径的石英砂，潮湿的石英砂需经过炒制或晾晒处理。按要求将管口两侧防腐涂层200mm范围内的油污、泥土及其它污物清理干净。

2、喷砂除锈时，喷枪与管道轴线基本垂直，喷枪匀速沿管道轴线往复移动。包覆收缩套前，用环行加热器对防腐管预留头部分进行烘烤加热，加热温度符合产品说明书的有关规定。

五、热缩带（套）补口补伤

施工工艺：补口准备---管口清理---管口预热—管口表面处理—加热、测温—热缩带安装—自检

1、补口准备 1.1热收缩套(带)边缘应平直，表面应平整、清洁、无气泡、疵点、裂口及分解、变色。周向收缩率不应小于15%；基材在200±2℃下经5min自由收缩后，其厚度及性能应符合规定：基材厚度应≥1.2mm，胶层厚度均应≥0.8mm。

1.2采用专用的石英砂作为喷砂除锈用材料。砂子颗粒应均匀，粒径在1～2mm，无泥土草棍等杂物。喷砂工作压力为0.4MPa～0.6MPa。

1.3除锈前应预热钢管。除锈等级应达到《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》GB/T8923标准规定。

1.4除锈后的钢管应在规定的时间内防腐，否则需要重新进行表面处理。

1.5加热用火焰枪热量充足，液化气钢瓶压力足够大。2管口清理

2.1将焊口及两侧涂层150mm范围内的油污、泥土等清理干净。2.2防腐层端部有翘边、生锈、开裂等缺陷时，应进行修口处理，一直切除到防腐层与钢管完全沾附处为止。防腐层端部坡角小于30°。

2.3将200mm宽，厚3mm的尼龙带捆绑于距涂层边缘150mm处，避免喷砂除锈时，损坏管子防腐层。

3管口预热

3.1当管口表面有水气（露水或霜）时，用火焰加热器进行加热以清除管道表面的水份，加热温度宜为30～40℃。

3.2加热完毕后，测量管子表面上下左右4个温度值，达到要求后，方可进行喷砂除锈。

4管口表面处理

4.1喷砂时喷枪应与管道轴线基本垂直，喷枪应匀速沿管道轴线往复移动。4.2喷砂时应将两侧涂层150mm范围内一并打磨起毛。4.3当金属表面呈现金属本色、没有黑色或红色斑点时，即可停枪检查。除锈质量应达到标准要求。

4.4喷砂时应注意安全防护，不得损伤补口区以外防腐层。4.5除锈完毕后应将焊口及焊口两侧涂层上的粉尘清除干净。管口表面处理与补口间隔时间不宜超过2h。如果有浮锈，应重新除锈。

5加热、测温

5.1点燃火焰枪，调好火焰长度和温度，以火焰不冒黑烟为宜。5.2管口加热时，在管道两侧两人对称进行，加热应均匀，特别是钢管底部与侧面的温度应一致。

5.3加热后用感温变色条或点温计测量管顶、管侧、管底4点温度，4点温度差不大于±5℃。或当把感温变色条的感温色区域贴在管道或涂层表明时，变色条若很快变色，就说明温度已达到要求，可安装热收缩套（带），否则应继续加热，直至符合预热温度要求。

6热收缩套（带）安装

6.1预热温度达到要求后，应迅速安装热收缩套（带）。其搭接满足厂家规定要求。

6.2调好火焰喷枪，对热收缩套（带）接头进行加热。首先对环向接缝加热，戴耐热手套挤压“水槽”将空气赶出，火焰应呈轴向摆动。然后沿管道环向快速摆动火焰，火焰就从中间向两端逐渐移动，一边收缩一边用轮碾压排挤空气，必要时用加热后的螺丝刀从热收缩片的端部插入，将气泡引出，特别是环向接缝处空气要排干净。

6.3在加热时火焰不可对准一点长时间喷烤，以免烧坏烤焦聚乙烯基层，防止发生碳化现象。

6.4待热收缩套（待）收缩完毕、全部紧紧贴合后，接缝有粘胶均匀溢出时，即可认为热收缩套（带）安装收缩完毕。

7补口检查验收 7.1补口处应光滑平整、无皱祈、鼓包，涂层两端坡角处与热收缩套（带）贴合紧密，不留空隙，表面不应有烧焦碳化现象。

7.2同向环向缝及固定片接缝均应被粘胶充满溢出。

7.3表面检查合格后，用火花检漏仪进行检漏，检漏电压按设计要求调节，如有针孔，可用补伤片修补并重新检漏，直到无漏点为合格。

六、质量保证体系

为了确保安装工程的质量达到“合格”等级特采取以下质量措施： 1认真贯彻“百年大计，质量第一”方针，严格按照和甲方所签定的合同中规定的有关质量规程、规范、标准、设计图及国内现行的有关质量标准为准。

2强化现场项目法施工中的质量保证和管理要求，建立以该项目中的总工为首的质量保证体系。严格执行公司有关质量管理标准和管理制度。

3加强组织领导，建立质量信息网络，现场项目部组织质量管理和创优领导小组，建立专职现场质量监理机构，包括施工管理人员在内、质量检查员和班组质量自检员在内的质量监督管理网络。

4在重点部位和关键项目上，设置质量控制点，在质量控制点上重点检查和监督，以确保整体工程质量。

5按甲方和有关要求，严格执行隐蔽工程验收制度和技术复核。对管沟的标高、坐标、进行技术复核。

6各单位工程中的分部工程，在开工前均应用书面技术交底书的要求，向施工班组技术交底。书面交底书中必须要有工程质量标准，要求具体化，签字手续齐全，分项工程完工后，按上要求验收。

7按照计量法及实验设备管理要求，加强对计量工作的管理，所有计量器具均应检定合格，方能进行使用，没有进行检定的计量器具不得使用。

8加强对该工程的原材料、半成品、设备的管理，所有进入现场的原材料、半成品、成品、设备等不合格设备材料，坚决不得用到工程上去。

9做好施工过程中的技术、质保材料的收集、汇编和整理，对质量记录、资料的完整性、有效性负责。同时甲方应明确有关各种质量记录规格、格式、分类，用编目、装订等要求，以便交竣工后的质量记录和整理移交。

10发生质量事故应本着公司有关规定和“三不放过”的原则进行处理，并报甲方共同研究处理。由于土建，调试运行等原因发生的质量事故应由甲方组织联合调查组进行调查处理，并应将报告发给乙方。

11工程完工后验收，我方在完成三级验收自评的基础上，甲方及时组织有关人员对分项、分部、单位工程进行验收和评定工作。交接验收、中间验收及单位工程验收记录条款内容必须经甲方认可。

七、安全保证体系

1加强组织领导，建立现场安全保证体系，在该项目部施工现场成立以项目经理为首的安全领导小组，定期召开安全工作会议，在现场执行领导干部安全值日制度。

2现场设专职安全员，各施工班组设班组安全员，健全建立现场安全保证体系，定期进行安全大检查，坚持各班组星期一的“安全日”活动，自觉接受甲方在安全，文明施工方面的监督、检查、指导。

3贯彻执行甲方，公司有关安全生产管理方面的规章制度，推行安全目标责任书，分解指标落实到班组，确保工程安全目标的实现。

4认真组织和学习各专业的安全操作规程，强调和落实各级各类人员安全生产责任制，建立以安全施工责任制为核心的安全施工管理制度。

5根据现场情况编制，组织实施现场安全技术措施计划，在现场临时用电方面，在条件许可情况下尽力推行三相五线制供电。

6根据现场施工情况，在埋地管道、电缆、光缆、地下文物等，采用危险点预控方案，编制预控措施计划，并组织实施。

7继续执行单位工程开工安全许可证制度，在安全保证前提下方可允许开始施工。

8施工前各专业，各工种的施工管理人员必须向施工同伴组进行书面安全技术交底。施工人员必须遵守各专业的安全操作规程，不得违章作业。9在按施工程序进行施工时，尽量减少立体交叉作业。必须进行交叉作业时，应采取相应的隔离和有力措施。

10加强现场安全检查，继续推行安全隐患整改通过单制度，执行安全否决权。

11对于甲方组织的安全施工大检查，安全工作会议，我方应及时派员参加并认真贯彻落实。

12做好现场文明施工，做到材料堆放整齐，道路畅通，现场施工作业整洁，废料垃圾的堆放。

13发生安全事故应及时上报，并按公司和甲方有关制度及时组织调查处理。14做好冬季施工的安全和消防工作。15防火措施

⑴在施工现场要做好消防措施，每个防火点要放置灭火器，并设专职的消防负责人。

⑵在电焊作业区，严禁放有易燃或爆炸物品，当高空作业时，在焊件下部需用铁板或石棉板，搭设安全保护棚，以防止焊接时由于金属熔滴落下，而引起火灾或烧伤其他人员。

天然气管道运行参数控制分析 篇3

关键词：天然气管输;运行参数;控制分析

1 概述

随着国内对天然气这种优质清洁能源和燃料需求量的不断增长，天然气在我国的能源消费结构中所占的比例也逐年增大。怎样提高天然气管道的经济效益和系统的安全性，并且实现管道的安全运行、节能减耗，成为了科学研究和管理运行的重大目标。随着SCADA系统在国内天然气长输管道中的应用，使得管道运行系统自动化水平得到了显著提高，本文就天然气管道运行参数控制进行了简述。

2 天然气管输系统介绍

在天然气长输管道系统中，由于管道内部存在摩擦阻力，克服沿途的高低起伏会损耗很多热量，各种形式的热损失会引起管道气体压力减小，从而使驱动气体输送的压力越来越低，最终导致天然气不能到达用气终端。为弥补天然气在管输过程中因为各种因素产生的压力损失，通常通过压缩机增压，每隔一定距离布置压气站，来维持天然气在管道中的流动，从而提高管道输送压力。

压缩机由于能够不断为输气管道提供输气动力，因而被称为输气管道系统的“心脏”，其技术性能和运行功率以及备用系数严重影响着输气系统的可用性、可靠性和经济性。在天然气输送系统中，主要采用离心式压缩机。

3 管道运行参数控制在西气东输二线站场的应用

根据西气东输二线西段的初步设计规划，霍尔果斯-中卫段干线设14座压气站、5座分输站和1座联络站，66座线路截断阀室。在红柳联络压气站、中卫联络压气站实现西气东输二线和西气东输一线互为安保供气。在中卫-靖边联络线的靖边联络站实现西气东输二线向西气东输一线和陕京二线保安供气。在这四个站分别设置保安供气的流量控制系统。

联络站保安供气流量控制系统为一用一备，每回路采用一台控制阀和一台流量计，可根据设定的流量进行一定的流量供气。这样既保证了在有计划的条件下该运行线自身系统的稳定运行，又达到了向接受保安供气线供气量的要求。

4 天然气管道运行参数控制

4.1 天然气管道运行参数控制概述

在影响天然气管输系统的安全性能和工艺性能的因素中，流量和压力是不可忽视的重要因素，同时也是需要调节与控制的主要方面。传统的天然气管输系统对天然气的流量和压力的调节，采用的是定性调节的方法，首先确定被调节对象的调节参数，然后通过控制“开”或“关”调节阀的方式来调节被调节对象。

随着管输系统自动化水平的提高，很多管输系统根据其运行环境，设置有自动调节控制系统，以此來调节管道的工艺运行参数，使天然气管输系统在允许工况范围内安全平稳地运行。自动调节系统主要由调节阀和与调节阀配套的电动、气动、电液联动或气液联动执行机构以及检测被调参数的仪表等组成。

4.2 管路调节控制

管输系统中进气线路与输气线路相连，构成错综复杂的输气网络，当出现一条或多条进气支线与输气干线连接的情况时，为保证支线与干线在进气点处压力平衡，同时输气干线和进气支线在希望的运输量下运行，需要对进气支线进入主干线的气压进行调节。常见的由于管路压力不平衡造成的问题包括：由于进气支线的气压过低致使支线内的天然气进入不了输气干线，由于进气支线的气压过高致使输气干线进气点的来气量下降。调节气压时，进气支线进入输气干线的气压调节系统一般设在支线的起始端。如果进气支线的起始端设有压气站，也要对支线流量进行调节，在流量一定的情况下，压力调节设定值由输气干线与进气支线汇合点处所需的平衡压力再加上克服支线段的摩阻损失所需压力之和来确定。

4.3 压缩机调节控制

在长输天然气管线系统中，压缩机作为输气干线的“心脏”，在整个管输系统运行过程中，有着举足轻重的作用。随着天然气管输系统运行环境的变化，管输系统中的压缩机的入口（或出口）气体的流量或压力会感知环境发生变化，所以需要在运行中对进入（或流出）压缩机的天然气的流量和压力进行调节控制，以保障压缩机的安全可靠运行。

4.3.1 离心式压缩机调节控制

离心式压缩机有以下几种调节方法：①通过改变压缩机转速进行调节;②通过控制压缩机出口流量进行调节;③对压缩机进行进口节流调节;④压缩机导向叶片调节方法;⑤旁路回流调节方法。

4.3.2 离心压缩机并联工作特性

压缩机作为天然气管输系统的非常重要的非管元件，经常以并联工作的形式发挥作用。压缩机并联工作的常见情况： ①管道的输送量非常大，一台压缩机难以单独的去完成输送任务，应该考虑选用几台压缩机并联供气;②用户的用气量的波动幅度比较大，并且波动频繁，这种情况下用两台压缩机并联供气，其中一台作为主工作机，另一台作为辅助工作机，根据用户的用气量大小来安排辅助工作机是否一起供气，用户的用气量大时同主机一起供气，用户用气量较小时，就可以停机。

5 结论

随着天然气作为典型的清洁能源在日常生活中的作用越来越大，其大量需求必然会产生大量供应和运输。为保证天然气管输系统的安全稳定运行，必须对天然气管输系统运行参数控制，即通过调节系统对管输压力和流量的控制，以最大限度地避免天然气运输过程中发生的不必要的事故。

参考文献：

[1]陶永华主编.新型PID控制及其应用（第2版）[M].北京：机械工业出版社，2002.

[2]高松竹.输气干线压缩机站运行优化研究[D].西南学院，2002.

[3]李长俊主编.天然气管道输送[M]，北京：石油工业出版社，2000.

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天然气管道防护技术解析 篇4

1.1 损耗种类分析

在这里, 天然气管道损耗主要指的就是管道由于一系列自然条件、自身性质、运输物质等因素引起的, 或者是他们之间的相互作用产生结果造成的对管道的损害。而根据管道破坏的原因和引起破坏的物质差异等因素的不同还可以将这种损耗进行进一步的分类。一种是由于自然条件或者是管道内的物质与管道的主体长时间的作用引起的, 从而使得管道的表面发生了一些变化, 例如生锈、管道壁厚度减少、表面变得凹凸不平等现象。第二种叫做电化损耗, 这种损耗是由于管道壁的周围产生了一些电量, 由于电量的变化或者电流的变动使得管道壁产生了变化或者是损耗, 也就是说主要发生损耗的原因是电流。此外, 还包括第三方破坏因素, 第三方破坏一般为人为的打孔盗气、铲车、挖沟机等的机械破坏, 对于管道的损坏也是非常严重。

1.2 损耗的影响因素分析

由于天然气管道的安装、质地等问题, 其面临的能够产生损耗的影响因素范围非常的广泛。不仅包括一些管道的使用材料、还与一些自然的条件、安装方法等问题有关。而不同的因素对损耗产生的影响也有很大的差异。下面简单的介绍两种影响因素。

1.2.1 大气

大气中能对管道产生损耗影响的物质较少, 主要有水和二氧化硫这两种物质。首先水是一种较为缓慢的损耗介质, 水的本身虽然没有强烈的腐蚀能力, 但是在自然条件下能够被分解成一些成分, 这些成分对管道具有一定的破坏力。同时水还能够对一些带有电能的物质进行溶解, 这样就会对管道产生一些电化损坏。二氧化硫是一种较强破坏力的物质, 它有着强酸性, 能够直接对物质进行损坏。而大气能够产生的破坏力不仅仅局限于其中的水和二氧化硫, 不同类型的大气也会对管道产生一定的破坏作用。

1.2.2 土质

在大部分的情况下, 天然气的管道都会由于一些条件和技术的限制被安装在土地中, 所以说土质情况一定会对管道产生一定程度的影响。土质中的许多因素都会对管道的保护与破坏产生一定的作用。包括土地本身的一些固有的数据参数、土地中生物的含有数量和种类以及最基本的土地常有温度等情况。具体来说, 土地是属于酸性还是碱性、土地中的电流量有多少、土地中的空气含量、土地中的水量、土地的基本温度都是需要考虑的因素。

1.2.3 第三方破坏

第三方破坏通常是由外界的不可控因素造成的, 其中主要以人为因素为主。第三方破坏一般为不可控, 并且存在较大的随机性。第三方破坏的力度一般情况下都比较大, 由于人为的一些原因, 造成了管道的损坏。例如常见的铲车挖掘以及挖沟机施工等造成管道的严重损坏。

2 保护措施

2.1 在管道外增加保护层

在这里保护层指的是在管道的外部增加一种物质, 这种物质的主要作用就是对管道进行防护。这里的防护主要指的就是要能够起到隔绝一些具有破坏力的物质, 例如周围的有破坏力的土地、有破坏力的大气等物质。这一层保护最主要防护的其实是管道周围的一些能够对管道起到化学影响的物质, 属于较为基本的防护手段。除了能够对这些物质进行隔绝之外, 这一层的防护还有另外一种作用, 那就是能够减少甚至完全的阻碍电量或者电流的产生。这就从很大程度上防止了电化损害的产生。要想使得防护层有以上的几种作用, 就要求这层防护的物质有几个必备的性质。首先, 就是要能够没有缝隙的、长时间的贴附在管道的外部, 不能够产生任何的缝隙或者空间, 因为一旦产生了空间其对应的保护效力就失去了意义。其次, 这种物质要是一种不能被周围的物质穿透的材质, 只有这样才能够达到与周围可能产生破坏力的物质隔绝的效果。再次, 这种物质还要一定的耐破坏力, 也就是说它要能够经得起周围物质所产生的破坏力, 否则的话一旦有物质对其进行破坏, 其就会发生损坏无法达到保护的效果。最后, 要求这种材料有适当的软度、能够进行适当的弯曲、能够缓冲一定的外界压力和碰撞力。这样才能在收到外界的一定震动或者冲击之下保持原状, 不受影响。

2.2 电极保护

电极保护这种方法是指通过一定的方法或者放置一些物质来将管道周围存在的一些电量、电流或者是有可能存在的、由于物质的分解形成的电流进行中和或者抵消。还有可能是通过这些方法, 使得管道的周围不可能出现存在电流或者电量的情况。一种是采用降低阳极的方法, 在管道的基本防护层外加安装一些介质或者物质, 对这些物质有电极的要求。这就是要求这些物质电极能够与管道产生一定的互补性, 这样就可以使得物质能够中和掉管道产生的电量, 这样就可以达到降低电流量的目的。另一种那就是不通过自身能够产生电流或者带电的物质, 而采取向管道输送其需要的电流和电量的方法来进行保护。这种方法采取的保护更为直接, 然而其对应的技术要求相对较高, 实施所需要成本也较大。

2.3 复合防护方法

这里的复合防护方法就是将上述的多种防护手段进行合理安排、共同使用。这样不仅可以更好的发挥每一种方法自身的优点, 还能起到一个互相弥补的作用。也就是说, 通过多种手段的共同作用, 可以使得防护的效果成倍的增加。然而, 这种防护方法对应的成本消耗也相对较大, 需要进行合理的安排和规划。

2.4 辅助防护方法

为了防止第三方破坏造成的管道损坏, 可以进行一定的辅助防护措施。由于天然气的管道一般安置于地下, 因此可以通过在管道上方安置防护钢板, 防止由于意外而造成的管道损坏。此外, 涵管保护也是比较常见的辅助管道防护措施。因此, 在防止第三方破坏的措施中, 可以通过采用钢板防护和涵管防护等两种防护措施。

3 结语

无论什么样的防护方法都不可能百分之一百的将管道的破坏率降低为零, 只能是从某种程度上, 减少其相对的破坏力。值得注意的是, 防护措施的增加同时也就意味着施工成本的增多, 所以要根据具体的条件、温度、土地等条件去合理的选择防护的方法和防护物质的材质, 只有了解了所有的条件, 找到适合的方式才能合理防护。

参考文献

[1]巢栗苹, 地下管道防护层缺陷检测技术研究与应用[J].全面腐蚀控制, 2008 (02) 9-12[1]巢栗苹, 地下管道防护层缺陷检测技术研究与应用[J].全面腐蚀控制, 2008 (02) 9-12

天然气管道施工论文 篇5

杨滩村跨定武高速立交特大桥位于宁夏回族自治区中卫市境内，全桥长7423.6米。该桥以门式墩形式在34#、92#墩两处上跨天然气管道，墩身高分别为22.7m、5.2m。盖梁截面尺寸为4m×3m(宽×高)。净跨度分别为19.4m、18m。天然气管道直径1.16m，埋深1.5m。本文以墩高、跨度大的34#门式墩盖梁施工为例，介绍贝雷支架法在门式墩盖梁施工中的应用技术。34#门式墩跨越天然气管道平面位置图如下。

二、总体施工方案

因受天然气管道影响，无法采用落地满堂支架方案，经项目部研究决定采用大钢管立柱+双层贝雷梁方案。该方案委托有资质单位验算，安全系数大于2，满足施工要求。总体方案为：在门式墩承台上搭设φ630×10mm钢管立柱，横向设置2排，纵向设置3排，间距2.5m，共5根立柱。钢管支柱间连接采用蝶形连接件和矩形连接件(内设置三角斜撑)，均采用[20b槽钢，连接件横联间距2.5m，与钢管支柱焊接采用□800×10×220mm，竖向间距3.5m设置。钢管立柱上部主横梁采用双榀H600型钢，型钢上纵向铺设双层贝雷梁，贝雷片间距0.45m，3个贝雷片通过标准支撑架连接成1组。贝雷梁上横向分配梁采用I40b工字钢，间距50cm。分配梁上纵向设置I12工字钢焊接的支撑架，上部铺设10×10cm方木，间距20cm。方木上铺设15mm厚的优质竹胶板充当底模，侧模则用大块定型钢模。钢管支架搭设见下图。

三、支架施工

(一)钢管立柱安装

采用φ630×10mm螺旋焊管作为支撑立柱，将上部支架及盖梁的荷载传到承台，然后传递给桩基础。为固定钢管立柱及增加受力面积，事先在承台施工时，预埋φ1000×20mm(直径×厚度)的`钢板，钢板底部焊接6根1m长Ф22螺纹钢筋，作为固定钢板用。根据盖梁底标高、模板厚度、方木高度、工字钢高度、贝雷梁高度、H型钢高度等计算出钢管长度并下料，并将切口打磨平整。用50T吊车将钢管按预定位置放好，用仪器检查，保证钢管的垂直度，然后用电焊与底部预埋钢板焊接牢固，并用8块220×100×10mm(长×宽×厚)钢板作为加劲板，对称焊接在钢管与钢板之间。

(二)柱间连接系安装

为加强钢管立柱整体稳固性，立柱间采用连接系将单个承台上的钢管立柱连接成整体。连接系均采用[20b槽钢，连接件横联间距2.5m，与钢管立柱焊接采用□800×220×10mm(长×宽×厚)钢板连接，竖向间距3.5m设置。连接系安装采用25T吊车吊装，工人在脚手架搭设的操作平台上进行连接系的焊接操作。

(三)H型钢主横梁安装

采用双榀H600型钢作为主横梁，用50T吊车将H型钢顺桥向放置在钢管立柱顶部的连接钢板上，并在H型钢两侧各焊一个三角钢板作为加劲板，防止H型钢移动和倾覆。

(四)贝雷梁安装

先在地面将贝雷片按设计片数拼装联结好，用50T吊车将贝雷梁依次吊装到主横梁H型钢上预定位置，贝雷梁间距0.45m，3个贝雷片通过标准支撑架连接成1组，并用自制U型卡将其与主横梁H型钢固定好。本盖梁支架设计采用双层贝雷梁作为盖梁的承重平台，为提高贝雷梁的整体受力效果，加强整体稳固性，用自制U型卡将上下两层贝雷梁连成整体，同时在靠近墩柱处的贝雷梁，用[10槽钢做背楞和Ф16对拉杆拉紧使之连成整体。

(五)分配梁及模板安装

分配梁采用I40b工字钢，顺桥向布置，间距0.5m，并用[20b槽钢将其焊接连成整体。分配梁上纵向设置I12工字钢焊接的支撑架，上部铺设10×10cm方木，间距20cm。方木上铺设15mm厚的优质竹胶板充当底模，同时设置好预拱度。侧模采用大块定型钢模，分节用螺栓连接。

四、支架预压

在贝雷梁上每隔2米标记一个点作为沉降观测点。34#现浇盖梁荷载总重为609.2吨，其中包括梁体重601.2t(减去墩顶范围梁体重量);各种施工荷载约8t(人工、机械荷载2t，模板重6t)。预压荷载=(梁重+施工荷载重)*1.2=(601.2+8)*1.2=731t。预压采用袋装土，按照施工总荷载的60%、100%、120%分三级加载，加载顺序按照水平分层、从两头往中间的顺序逐级堆载，每级加载完毕1h后进行变形观测。支架预压荷载全部加载完成后，按照4h、8h、12h、24h观测4次，当相邻两次观测累计变形量平均值之差小于1mm时，认为支架预压已达稳定;当加载完成后24小时仍不能达到要求，后续以每4h观测一次，直至变形量符合要求方可卸载。卸载按加载顺序反向进行，卸载时再次测量标高，得出塑性变形、弹性变形值。通过各级荷载下支架的变形值，消除塑性变形，测出弹性变形，绘制沉降量观测曲线，弹性变形曲线，从而根据确定立模标高。公式如下：Δ=Δ(e)+Δ(n)Δ=加载0%相对标高-100%相对标高Δ(e)=总变形-塑性变形Δ(n)=加载0%相对标高-卸载后相对标高立模标高=设计梁底标高+Δ(e)式中：Δ――支架总变形;Δ(e)、Δ(n)―――支架的弹性变形和塑性变形。

五、钢筋及预应力管道施工

钢筋在加工厂集中加工，按设计图将钢筋加工成半成品，用汽车运到现场。用25T吊车吊运至盖梁底模上绑扎安装。先绑扎底板钢筋，再绑扎腹板和顶板钢筋，安装侧模。钢筋保护层采用同标号混凝土垫块，以确保均匀可靠。预应力管道跟随钢筋之后及时安装固定，当盖梁钢筋与波纹管位置相碰时，可适当移动盖梁钢筋或进行适当弯折。预应力孔道定位网预先点焊成片，网格准确。安装时按50cm间距布置，与四周钢筋绑扎或点焊固定。

六、混凝土施工

门式墩盖梁为大体积混凝土工程，混凝土方量大，强度高，水泥用量多，为减少施工中混凝土膨胀、收缩不均，及温度应力等不利因素，应尽量缩短混凝土浇注时间及采取其它有效措施，保证混凝土浇注质量。混凝土由搅拌站集中拌制供应，采用混凝土罐车运到施工现场，用混凝土汽车泵运送至模内进行浇筑。

七、预应力施工

(一)预应力张拉

纵向预应力采用两端对称张拉，张拉控制采用应力与伸长量双向控制，应力控制为主，伸长值作为校核。张拉时，千斤顶张拉力作用线应与钢绞线的轴线重合。设计伸长量与实际伸长量之间误差应在±6%以内，在测定伸长量时应扣除因非弹性变形引起的伸长值。张拉程序：0→初应力→σk……………持荷5min→σk锚固张拉到初应力时，划线作测伸长值的标记。两端千斤顶的升降压、划线、测伸长值的测量等工作应同步进行。张拉同一截面的断丝率不得大于5‰，在任何情况下，不允许整根拉断。

(二)孔道压浆

张拉后24小时内对管道进行压浆。孔道压浆采用真空压浆工艺。先用真空泵使孔道内形成一定的气压差，再将水泥浆用压浆机压入孔内，使之填满预应力筋与孔道间的空隙，让预应力筋与混凝土牢固粘结为一整体。

(三)封锚

封锚前对锚槽进行凿毛处理，并利用焊在锚板上的钢筋与封锚钢筋绑扎在一起，以保证锚端混凝土与梁体混凝土连为一体，封锚后用聚胺脂进行防水处理，封锚混凝土标号不应低于梁段混凝土强度。八、支架拆除支架拆除顺序和搭设顺序相反。先搭的后拆，后搭的先拆。先从钢管支架顶端拆起。拆除顺序为：防护网→施工平台和爬梯→纵向支撑架→横向分配梁→纵向贝雷梁→钢管立柱。九、结束语杨滩村跨定武高速立交特大桥34#、92#门式墩，采用贝雷梁支架法现浇施工盖梁技术取得了成功，解决了跨天然气管道、大跨度门式墩的施工难题，提高了工效，加快了施工进度，简化了支撑体系，节省了大量的周转材料及人工，大大降低了工程成本，经济效益和社会效益显著，为以后跨越铁路、公路、河流的桥梁施工提供了宝贵经验。

参考文献：

[1]《高速铁路桥涵工程施工质量验收标准》(TB10752-)

[2]《高速铁路桥涵工程施工技术规程》(Q/CR9603-)

天然气管道现场焊接的质量控制 篇6

【关键词】天然气;管道;焊接;质量

随着社会技术不断进步，长输管道焊接技术也在逐步提高。从国内20世纪50年代第一条长输管道建设开始，长输管道焊接至今已有半个世纪，国内管道现场焊接施工大致经历了焊条电弧焊、半自动焊和全自动焊等发展过程。

１．长输管道现场焊接的特点

管道焊接作为管道施工的重要一环，其现场焊接的高效率和安全可靠性在每条管道的建设中都占着举足轻重的作用。

1.1地形地貌

施工单位没有能力选择理想的施工场地。发现和开采的油气田地处边远地区，地理、气候、地质条件恶劣，社会依托条件较差，给施工带来很多困难。一条长输管道可能会遇到多种地形，如珠海中山天然气管道工程，自南向北途经沼泽、山区、平原以及水网等，地形地貌对焊接有直接影响，所以要因地制宜，选择不同的焊接方法来满足工程的需要。

1.2人文、社会环境

在我国东部的人工密集地区，由于种种原因，施工不能连续进行，往往给现场焊接带来困难。珠海一中山天然气管道工程途经珠海、中山两市，经济发达、人门密集，由于外界因素干扰，造成现场焊接留头多，连头数量增加，质量难以保证，也使焊接成本上升。

1.3流动性施工

长输管道焊接一般采用流水线式施工。珠海一中山天然气管道工程采用打底焊、热焊、填充焊以及盖面焊流水线式作业，施工作业点随着施工进度而不断迁移，与工厂产品生产相比，增加了施工管理、质量管理、安全管理等方面的难度；另外，因受当地人文、地理条件的限制，珠中管道工程为保证施工进度，多次更换场地，来回倒运设备，加大了施工的流动性，对保证焊接质量相对增加了难度。

2.关于焊接材料的质量保证

2.1关于焊接材料的选用和使用

焊接材料的正确选用应该说是保证焊接质量的决定性因素，焊接材料的选择要注意的问题：一是认识上的问题，有些设计单位的图纸上标注“通过焊接工艺评定来选择焊接材料”这种认识是错误的，按JB4708的原理，工艺评定只保证焊接接头的力学性能，其他的一些性能如：接头的抗腐蚀性，高温性能等是通过钢材的研发单位，焊接材料的生产单位来保证；二是选择的焊接材料在所施焊的焊件上正确应用，即不用错焊接材料。

2.2 关于焊接材料使用的建议

近年来，随着国家有关的标准出台和各单位质量意识，水平的提高，各单位根据国家的有关要求和单位的实际情况制订了相应的措施，但时有发生用错焊条的事故发生，对于单一的容器类设备组焊因涉及到的焊材的种类不是太多，焊接材料的领用较容易控制；如对于装置材质种类比较多的情况，可考虑采用以下的措施：(1)制订焊接材料领用卡领取焊材(2)对于重要的设备管线(如高压天然气管道，易燃，易爆介质的合金管线)可考虑可按一定的比例，必要时100％进行光谱检验；(3)目前我国的焊接材料的色标及包装情况不是很好，国家在制订有关的焊接材料标准时可考虑借鉴日本焊条生产的经验，如日本神钢的焊条除顶端有色标外，侧面也有色标(二次色)，这样焊工在焊接时就不容易用错。

2.3关于焊工建议

焊工对于保证工程的焊接质量起着至关重要的作用，因此，焊工的技术水平高低可以反映一个企业的焊接水平的高低，但目前普遍存在的问题是焊工执行工艺卡不严格，甚至有些焊工见不到焊接工艺卡，焊工只凭自己的经验施焊，尤其是对一些要求严格控制焊接线能量的钢种，焊接质量得不到保证。

2.4关于焊工执行焊接工艺的建议

如：长输管线焊接下向焊作业的焊工执行工艺卡必须严格做到，在热焊过程中加固根部焊道，同时补充大量热量，使焊缝保持较高温度，防止产生应力裂纹，同时清除焊道和坡口间的残余焊渣，热焊和根焊焊接时间间隔小于5分钟，层间温度大于100度，如此就能夠较好的保证焊接质量。

3.焊接工作质量控制

焊接技术作为天然气管道最重要的、最关键的技术，从某种意义说，焊接质量的好坏就决定了管道建设的质量高低。怎么控制焊接现场质量呢?先了解焊接方法，焊接方法一般有：焊条电弧焊、埋弧焊、熔化极气体保护焊、钨极惰性气体保护焊、等离子弧焊、电阻焊和其他焊接。此工程采用焊条电弧焊(根焊)+自动保护药芯焊丝半自动焊(填充盖面)。对焊接材料的检验也是重要的环节，如在线路焊接中，根焊用E6010填充与盖面用E71T8-NI1J一定要重点检查，有的单位用次品充好，由于天气潮湿，焊条应该用保温桶烘干，潮湿的焊条会对焊口质量造成致命的打击。焊接前一定要清理管道，有时里面有积水，或者有其他杂物，使得管道无损检测无法做出正确判断。组对的时候严禁用强力组对，由于现在好的管工的缺失，使得压力管道在野外组队更加困难。在焊接过程中有的单位只用一名焊工施焊，这是绝对不可以的。管道焊接是2名焊工从两边同时焊接。焊接后的检查重点是6点位置的检查，因为6点位置作业空间相对较小，难度最大、技术要求最高，所以焊口质量问题很多出现在6点位置。焊后无损监理工作，主要是对施工单位已经进行外观检查评定合格的焊口，在提交焊接记录资料的情况下，进行100％焊缝外质量检查，并对外观质量检查合格后的焊口，开单由检测公司进行无损检测(100％RT)，并对无损检测过程进行监理，复查底片质量和焊缝内部质量。无损检测是焊口质量最重要的检测方法，一定要杜绝施工与检测单位私下接触才能保证焊口质量信息的准确度。

在焊接施工中，对接接头的质量比较容易得到保证，而对于一些角接接头，尤其是一些和主管连接的管嘴及小管的插焊接头的焊接质量不容易得到保证，对于前者首先应尽可能多的进行的预制，即这样的接头尽可能在地面等条件比较好的情况下焊接完毕，对于后者则应加强对操作人员执行工艺纪律的检查：即插焊接头组对时应留2-3mm的间隙，同时，接头至少焊接两遍，每遍的焊接起弧点应错开。

4.常见焊接缺陷、形成的原因及预防措施

4.1咬边缺陷

由于焊接参数选择不当，或操作方法不正确，在沿着焊道的母材部位烧熔形成的沟槽或凹陷。咬边不仅减弱了焊接接头强度，而且冈应力集巾容易引发裂纹。

形成原因：在最后盖面焊接时，由于操作不当，或焊接电流过大，电弧过长，在焊缝与母材交接处形成母材缺口或未填满的现象，易造成应力集中或母材强度降低。

预防措施：选择正确的焊接电流和焊接速度，电弧不能拉得太长，保持运条均匀。

4.2未熔合缺陷

焊接时，焊道与母材之间或焊道与焊道之问未完伞熔化。

形成原因：焊接速度快而焊接电流小，焊接热输入太低；电弧指向偏斜，坡口侧壁有锈垢及污物，层问清理不彻底，使得焊材与母材间未很好熔合。

预防措施：正确选择焊接工艺参数，焊接热输入，精心操作，加强层间的清理等，提高焊工操作技术水平。

4.3气孔缺陷

焊接时，熔池中的气体在凝同时未能逸出而残下（下转第26页）（上接第8页）来所形成的空穴。

形成原因：焊件表而和坡口处有油、锈、水分等污物存在，熔解在熔池的气体，在熔池冷却过程中，因气体熔解度急剧降低，来不及析出残留在同体金属内形成的。液态铁水有气体，气体没有逸出，在焊道形成后，在焊道中有空洞，就称气孔。

预防措施：加强焊前处理。焊前仔细清理焊件表面铁锈、油污、水分；按规定烘干焊条、焊剂。在天气湿度过大或下雨天，采取有效措施，防止气孔产生。

天然气管道施工建设中的焊接质量对整个工程的质量具有“举足轻重”的作用，需要工程建设者严格执行有关的“标准，规范”，同时，还需要施工单位不断总结施工经验，积累资料才能保证施工的顺利进行，也要求标准规范的编制部门不断收集有关的资料，保证标准，规范的规定“更趋于合理”。

【参考文献】

［１］刘勇.加强管线焊接质量控制的几点作法[M].中国海上油气(工程)，1997,(03).

天然气管道常用干燥工艺 篇7

1 天然气管道干燥技术的发展历程

国外由于天然气使用的时间较早, 在天然气管道干燥技术方面发展较早, 并且发展迅速, 现今已经形成诸多干燥工艺。应用于天然气长输管道的主要干燥工艺有:干燥剂法、流动气体蒸发法、真空法等

在天然气管道的发展早期, 人们对于在管道中的液态水或者是水蒸气危害认识不足, 在1990年以前铺设的天然气管道未进行干燥处理, 随着天然气需求量的增大, 要求更加安全的建设, 管径更大、压力更高、输送量更多的天然气管道, 使以往管道中存在的液态水或者是水蒸气对于天然气管道的影响问题逐渐得到了重视, 由此带动了天然气管道的干燥技术的发展。我国在天然气管道干燥技术发展方面起步较晚, 但也发展出了符合自身实际的天然气管道干燥技术。

2 天然气管道干燥方法介绍

2.1 干燥剂法

干燥剂法是通过使用干燥剂来对管道中的水或水蒸气进行清理, 通常使用的干燥剂是甲醇、乙二醇或三甘醇, 干燥剂通过和水进行混合来降低水的蒸气压, 在降低水的蒸气压的同时, 残存的干燥剂又对水合物进行抑制。在实际操作过程中, 通过使用天然气或氮气来推动2个清管器和清管器之间的干燥剂, 来进行管道的干燥作业, 这种方法在国外被称为两球法。在两球法成果的基础上, 开发出了三球法。三球法比两球法在干燥效果上、残留在管道内壁的液膜中干燥剂浓度上, 以及干燥剂损耗量等方面都有着明显优势。甲醇干燥效率高, 但易燃、易爆, 对储存运输要求较高, 安全风险大, 而乙二醇或三甘醇比甲醇的价格费用高。干燥剂法的特点是:干燥效率高、主要用于海底管道干燥, 成本高。这在一定程度上影响着干燥剂法的使用和发展。

2.2 天然气管道流动气体蒸发法

流动气体蒸发法是指在天然气管道内充入流动的干燥气体, 使管道内的水分活水蒸气蒸发后随空气排出。在流动干燥气体的选用上, 一般可以使用干燥的空气、氮气或天然气, 这种方法使用的成本相较于干燥剂法要低得多, 干燥速度快, 而且气体在使用后可以干燥重复使用。

2.2.1 干空气干燥法

干空气干燥法是在使用空气作为干燥气体时, 利用低露点空气对水分的吸附能力, 将水分吸收到空气中。在实验室状态下, 干燥空气法能够达到干燥的效果, 在实际使用中发现干空气干燥效率, 受管道内残留水、环境温度、最初空气的含水量、干空气流量等因素影响较大, 。干空气干燥法的特点是:成本低廉, 干燥时间短, 干燥效率高、适用范围广。是目前我国天然气长输管道使应用最多的干燥工艺。

2.2.2 氮气干燥法

氮气干燥法的原理和空气干燥法比较类似, 相比于干空气干燥法, 在干燥效率、干燥时间上都有着显著的优势, 但成本高昂, 且受到气源的制约, 主要应用于处理小范围的小管径、短距离的管道干燥。

2.2.3 使用天然气干燥法

此种方法是将干燥的低露点天然气充入天然气管道内, 将水分子吸附在天然气中带出管道, 虽然此种方法相较于其他方法应用的时间较早, 但因其干燥的时间极长导致效率低下, 干燥效果较差, 且生成水合物的可能性相当大, 不适用于低温高压管道的干燥。

2.3 天然气管道真空干燥法

天然气管道的真空干燥法是指通过使用真空泵来降低管道内的空气压力, 随着真空泵的不断抽取, 逐渐达到与管内温度相应的真空压力, 从而达到对天然气管道干燥的目的。特点是成本较低、干燥时间短、干燥效果具有显著优势, 适用于大口径管道干燥。

2.3.1 真空干燥法的原理

此种方法使用的原理是当空气的压强降低时, 水的沸点会随着空气压强的降低持续降低, 当空气压力低于某一值时, 管道内的水分就会沸腾而蒸发, 通常在应用此种方法时是通过使用真空泵抽吸管道内的空气, 随着空气压强的降低, 直到空气压强达到与管内环境温度对应的饱和水蒸气压时, 管道中的水就会自动蒸发而随着真空泵的持续抽取被排出, 从而达到干燥天然气管道的目的。此种方法在应用时一般分为3个阶段: (1) 通过真空泵的持续抽取使管道内的空气压强持续降低, 管内的压力迅速降至管内温度下的饱和蒸汽压。 (2) 随着真空泵的继续抽吸, 管道内的压力降低到饱和蒸汽压, 管道内的水分开始逐渐蒸发到空气中, 这一过程会一直持续到管道内的水分蒸发完毕, 随之管道内的空气被逐步抽出, 管道中的水分也被不断带出管道。 (3) 随着管道中的空气被几乎完全抽出, 管道中的水分被完全排除, 达到了要求的露点值, 就可以认为干燥完成。

2.3.2 影响真空干燥效果的因素

在真空干燥过程中, 影响干燥效果和干燥效率的因素主要是:真空泵和环境温度。真空泵功率的大小直接影响干燥的时间, 而环境温度的高低影响管内壁水分的蒸发。在对管道进行干燥作业时, 应先对管道内进行一次深度扫水作业, 以最大程度的降低管道中的水分含量, 从而有效加快干燥的速度。

结语

我国的长输管道干燥技术才起步不久, 在实际使用中, 还面临诸多问题有待解决和提高。随着天然气管道板块的深入发展和科学技术的进步, 未来将会有更加先进和科学的干燥技术被投入实际使用, 不断推动干燥技术的发展。

摘要：在天然气的远距离管道传输过程中, 须确保天然气管道内无水分, 避免因天然气中的酸性气体与水混合后, 对管道内壁的腐蚀, 进而对管道的使用寿命和安全造成影响。本文将会对国内外现今采用的天然气管道干燥技术进行分析对比和介绍, 并针对我国现今采用的干空气干燥法和真空干燥法的从其基本原理和优缺点进行阐述。

关键词：天然气管道,干燥

参考文献

高压天然气管道设计研究 篇8

1.1 天然气管道工程设计思想

工程建设中设计占据着关键位置, 要确保能够达到安全的要求去设计高压天然气管道, 保证工程造价的经济性以及工程实施的可行性。

1.2 天然气管道工程设计基本准则

设计天然气管道工程时需要遵循一定的基本原则, 确保天然气管道工程能够加快施工进度, 并且对该工程长时间发展的需求要充分考虑, 合理地投资天然气管道工程建设, 促进工程的社会效益以及经济效益得到全面的发展。

设计天然气工程时要选择合理的线路走向, 先进的管材, 保证管线能够安全可靠地运行, 同时方便管线的管理维护。

1.3 高压天然气管道设计要点

由于高压天然气管道多在城区外敷设, 管道安全运行的外部环境更加复杂, 为了维护公共安全, 设计中有必要进一步强化管道保护措施, 建立更加有效的管道安全体系。

从国内和国外的实践看, 造成管道事故的主要原因是:外力作用下的损坏, 管材、设备及焊接缺陷, 管道腐蚀, 操作失误及其它原因, 等。其中, 管道受第三方破坏近几年在燃气管道事故的比例高达40%, 在高压天然气管道设计中尤其值得注意。

高压天然气管道设计可从以下几个方面进行多重防护, 提高安全度:

a) 降低许用应力值, 强度设计系数取值不大于0.3, 增加管道壁厚, 以强度确保管道自身的安全;

b) 管道到建 (构) 筑物的安全距离严格遵循规范要求, 当发生事故时降低影响面;

c) 选择合适的管材, 提高防腐等级;

d) 增加管道覆土深度或采用定向钻等非开挖敷设方式, 或沿燃气管道上方设置加强钢筋混凝土板, 尽量避免管道受第三方破坏;

e) 采用先进的自控系统, 分段阀门采用远程自动控制;合理设置线路截断阀, 当管道发生事故时, 能通过控制线路截断阀的启闭, 从而把危害及损失降低到最低限度。

2 高压天然气管道的路线选择

2.1 划分地区等级

高压天然气管道在进行地区等级划分时应该遵循以下准则:

a) 顺着天然气中心管道两边相隔200 m的区域内, 将1.6 km长距离的路段进行随意划分, 同时要确保属于独立建筑的区域, 当成分级单元的地区;

b) 划分等级时应该通过了解天然气管道通过地区的沿线建筑物的密集程度确定, 同时要与相关规定互相符合;

c) 在划分地区等级时应该要为长远的发展进行考虑。

2.2 控制天然气管道间的安全距离

天然气管道的距离应该要参照相关规范的具体要求, 地区不相同的情况下, 建筑结构与天然气管道之间的水平距离应该如表1所示。

米

3 高压天然气管道的管材选择及壁厚计算

3.1 高压天然气管道的型号选择

目前, 高压天然气管道管基本采用直缝高频电阻焊 (HFW) 、螺旋缝埋弧焊 (SSAW) 、无缝的方法生产。

HFW钢管生产速度快、成本低, 也是常被选用的管线钢管之一。通常可提供规格直径为152 mm~660 mm (6 in~26 in) 。近年来, 由于严格的质量控制和检验, 钢管质量有了很大提高, 已广泛用于输气管道工程中。

无缝钢管通常使用规格直径至405 mm。无缝钢管价格较高, 一般比HFW钢管高15%~25%。钢管的壁厚偏差大, 表面质量较差。

SSAW钢管也是输气管道常用的管型。近年来, SSAW钢管生产的成型、焊接、冷扩径有了技术改进, 预精焊工艺把成型与焊接分离, 使成型对焊接的影响基本消除, 改善了焊接质量;SSAW钢管管端扩径, 使管端几何尺寸精度提高很多。

3.2 高压天然气管道壁厚计算

3.2.1 直管段强度计算及选择

根据《输气管道工程设计规范》 (GB50251-2003) 的规定, 钢管壁厚与设计压力、钢管外径、钢管的强度等级、强度设计系数及温度折减系数有关, 钢管壁厚按下式计算:

式 (1) 中, δ为钢管设计壁厚, mm;P为设计压力, 取6.3 MPa;D为钢管外径, 323.9 mm;σS为钢管的最小屈服强度;φ为钢管焊缝系数, 按《输气管道工程设计规范》选取1.0;F为强度设计系数, 根据《输气管道工程设计规范》 (GB50251-2003) 确定, 一级地区选用0.72, 二级地区选用0.6, 三级地区选用0.5;t为温度折减系数, 取1.0。

3.2.2 线路弯管壁厚选择

热煨弯管的管壁厚度按下式计算:

式 (2) 、 (3) 中, δb为弯管的管壁计算厚度, mm;δ为弯管所连接的直管段管壁计算厚度, mm;m为弯管壁厚增大系数;R为弯管的曲率半径, mm, R=6D;D为弯管的外直径, mm。

4 高压天然气管道的敷设

4.1 管道敷设原则

管道敷设遵循以下原则:

a) 尽量靠近或沿现有公路敷设, 以便于现场施工和后期运行管理;

b) 针对沿线不同的地形地貌以及不同的地质灾害进行水工保护和处理措施的设计;

c) 对沿线穿越黄土塌陷地形应采取保护措施;

d) 穿越管段两端地面, 应根据地基土层的稳定性和密实性采取措施, 防止塌陷;

e) 与地下管道、光缆及其它设施净距应满足相关规范要求。

4.2 管道敷设方法

一般地段管道敷设采用埋地弹性敷设方式进行。管道的埋设深度应符合相关规范要求, 同时结合管道所经地区最大冻土深度的极值及以往工程经验确定, 倘若天然气管道在施工过程中遇到公路以及河流等环境时, 则应该根据相关标准埋设管道。管道在穿越大型河流、高等级公路等一些特殊地段可以选择顶管以及定向钻等方式通过。管道在敷设时要重视处理管道的转角位置, 选择弹性敷设进行管道转角的处理, 如果施工受到现场的影响, 弹性敷设不能达到转角的相关规定, 那么应该根据具体情况选择冷弯弯管或者热煨弯管, 图1为处理管道转角位置具体方式。

5 天然气管道附属设施的设计

5.1 线路截断阀室

5.1.1 阀室设置原则

a) 阀室的设置应符合相关规定的要求, 在现场地形、地势条件不利于选址或征地困难的前提下阀室间距允许稍做调整;

b) 管道通过自然保护区、风景名胜区以及湿地保护区等环境敏感区和地震断裂带两端宜设置阀室;

c) 在河流、湖泊、水库等大型穿跨越和人口密集地区的管道两端宜设置阀室;

d) 在确定阀室位置时, 应同时兼顾考虑线路阴极保护站、泄漏检测要求、通信系统要求, 合理确定。

5.1.2 阀室间距规定

按照不同的地区等级, 截断阀最大间距应符合下列规定:

a) 以一级地区为主的管段不宜大于32 km;

b) 以二级地区为主的管段不大于24 km;

c) 以三级地区为主的管段不大于16 km;

d) 以四级地区为主的管段不大于8 km。

上述规定的阀门间距可以稍作调整, 使阀门安装在更容易接近的地方。

5.2 管道标志桩测试桩警示牌及特殊安全保护设施

里程桩:管道每千米设置1个, 可与阴极保护测试桩合用。

转角桩:在管道水平方向改变位置, 应设置转角桩, 转角桩上要标明管道里程、转角角度等。

穿跨越桩:当管道穿 (跨) 越大中型河流、铁路、Ⅲ级以上公路、水渠时, 应在两侧设置穿跨越桩, 穿跨越桩应标明管道名称、铁路、公路或河流的名称, 线路里程, 穿跨越长度, 有套管的应注明套管长度、规格和材质等。

交叉桩:凡是与地下管道、电 (光) 缆交叉的位置, 应设置交叉桩。交叉桩上应注明线路里程、交叉物名称、与交叉物的关系等。

结构桩:当管道外防腐层或管壁发生长距离变化时, 在变化位置处设置结构桩, 桩上要标明线路里程及变化前后的结构属性等。

设施桩:当管道上有特殊设施时应设置设施桩, 桩上要标明管道里程、设施的名称及规格。

警示牌:管道在以下地点设置警示牌:a) 易发生或已多次发生危及管道安全的行为的区域;b) 管道靠近人口集中居住区、工业建设地段等需加强管道安全保护的地方;c) 管道穿越公路、河流、铁路等处, 除设置警示牌标记外, 还应按交通部门相关规定设置警告标志。

6 管道防腐

高压天然气管道的防腐设计分为管道的外防腐以及阴极保护设计。

6.1 管道的外防腐层选择

目前国、内外高压天然气管道工程最为成熟和普遍采用的防腐层为3LPE结构和熔结环氧粉末类结构。其中环氧粉末类结构又分为单层熔结环氧粉末 (FBE) 和双层熔结环氧粉末 (DPS或DPS) 。

单层熔结环氧粉末涂层 (FBE) 最大的优点是与金属表面附着力大, 粘接性能、耐阴极剥离性能好;防腐层损伤较容易修复;使用寿命约40 a;并且抗土壤应力强, 能够适用于高盐、高碱、寒冷等大多数严酷的腐蚀环境;与阴极保护兼容, 具有“失效安全性”。FBE的主要缺点是涂层薄, 易被冲击破坏;吸水率较大, 耐湿热性能有限;对钢管表面除锈要求严格。

双层环氧粉末涂层 (DPS) 抗冲击性能优异、抗划伤性能卓越, 其设计寿命达到50 a。主要缺点是它的抗冲击性比聚乙烯三层复合结构差, 同时由于环氧涂料分子组成的原因, 不可避免地存在耐水性差的缺点。中国使用的时间较短, 目前主要应用在热煨弯管的防腐。

聚乙烯三层复合结构 (3LPE) 兼有环氧粉末优异的防腐性能、粘接性能、抗阴极剥离性能和聚乙烯优良的机械性能、绝缘性能及强抗渗透性, 是当今综合性能优异的常用涂层, 越来越多地用于侵蚀性地区、山区等条件苛刻地区。该防腐层的缺点是补口质量受施工机具及施工人员技术素质影响较大, 从而影响到整体防腐性能。常用防腐层对比见表2。

6.2 管道的阴极保护

管线的阴极保护方法通常有强制电流法和牺牲阳极法, 两种方法各有优缺点和应用范围。

6.2.1 牺牲阳极法

优点:不需要外部电源、对邻近金属构筑物无干扰或干扰很小、保护电流分布均匀、工程规模越小越经济等。缺点:保护年限短、且易失效, 不宜在高电阻率环境下使用、保护电流的大小不易调节等。适用范围:主要适合用在管道直径较小且有着较短距离的情况, 如城镇燃气管道。

6.2.2 强制电流法

优点:输出电流连续可调、保护范围大、不受环境电阻率的限制、保护装置寿命长、可靠性高、工程规模越大越经济等。缺点:需要外部电源、维护管理工作量较大, 且可能会对邻近金属构筑物造成干扰。适用范围:管径较大且距离较长的管道等, 如长输管道。

7 结语

居民的生活水平、社会发展以及城市建设在很大程度上受到天然气管网工程设计水平的影响。所以, 进行天然气工程的设计时应该以长时间安全稳定运行、设备以及材料的可靠性以及技术成熟等相关因素为前提条件。

天然气管道阀门技术探讨 篇9

1 阀门的性能要求

1.1 材料要求

天然气在脱硫之前含有大量的硫化氢, 而硫化氢具有强烈的腐蚀作用且有毒。它能与铁腐蚀反应生成硫化铁, 而形成一层层的脱落, 危害到元器件的使用。就算是经过脱硫处理的天然气也会有残留, 所以就需要保证阀门的材质, 能抗硫抗腐蚀。且由于天然气长输管道的压力等级和城市燃气管网的压力等级不同, 选用的阀门的材质也不相同。对于中压B级以下的管道, 推荐使用灰铸铁阀门, 这样的阀门防腐性能优越, 价格便宜且适合于铺设地下管网。对于次高压B级以下的管网, 推荐使用球墨铸铁阀门, 其防腐性能和铸造工工艺都比铸钢要优越, 且价格低。对于次高压A级及以上的管道则推荐使用铸钢阀门。

1.2 密封性能

由于天然气管道的特殊性, 不可能时时监控, 只能做定期的检查, 且天然气的可燃性要求必须做好严格的密封工作, 不然随时可能出现泄漏导致能源浪费, 更严重的会出现火灾、爆炸等安全事故。这就需要对阀门的泄漏量有严格的要求, 通常为了保证阀门的密封, 重要部位和埋地的阀门都采用阀体全焊式结构。对于密封副的要求是耐磨、耐腐蚀、自润性好且弹性佳。软密封阀门在额定压力的1.1倍压力下不能出现任何内泄漏, 硬密封在额定压力的1.1倍下, 内泄漏量不能超过规定值, 绝不能出现任何外泄漏。近年来阀门的密封材料随着高分子材料的发展而得到质量的提升, 如聚四氟乙烯、丁晴橡胶、特殊合成橡胶等。

1.3 阀门强度

天然气管道中出现的阀门一般是高压、大口径的。压力达到PN10.0Mpa, 直径到D N1000m m, 在生产施工中就需要考虑到实际的工作情况, 留出热胀冷缩的余量, 以及设备振动、地震等其他因素引起的阀门在管道上的压缩, 弯曲变形等, 所以必须保证阀门的强度可以承受此类变形。

1.4 易损件寿命

天然气管道一旦投入使用就不会允许随时停止, 且需要管道运行的时间越长越好, 一般主干线管道阀门使用寿命要求30年以上, 所以阀门的零部件设计尽量采用需要维护少甚至不需要维护的结构, 来保证运行的稳定。管道上的阀门就成为了长时间运营的薄弱环节, 特别是对于一些易损件如阀座等就提出了很高的要求。对于这些易损件应尽量选用质量好, 新材料的配件。

1.5 驱动装置

由于天然气管道一般情况下都是压力高口径大, 需要开关的时间快, 所以阀门必须要配有驱动装置通过大扭矩来实现这个过程。装置一般要求自动化, 可以在发生破裂泄漏情况下自动关闭保证损失的最小化, 实际采用的装置有电动、气动、气液联动和电液联动等。

1.6 便利操作管理

天然气管道在运行过程中会产生积蜡和污垢, 在清扫时就需保证清扫球和隔离球在经过阀门时没有卡壳、停止或者间歇等问题。阀门正常开启, 清扫球和隔离球能顺畅的通过。需要保证阀腔的介质可以排泄, 并可以通过这个排泄孔对阀门进行在线的密封检测。在阀门运转的过程中存在着很大的安全隐患, 管道阀门上必须安装闭锁装置, 保证管理员以外的人员不能随便开闭阀门。阀门的设计也必须考虑到防火, 以防出现火灾时阀门仍能正常密封。阀门需要在有无润滑油的情况下都能容易的开关, 容易进行结构相关的维修更换, 且必须装有紧急事故的关闭装置以防紧急情况的发生。

2 几种常用阀门的讨论

以下主要介绍在实际管道中使用较多的三种阀门的优点, 供选用时作为参考。

2.1 球阀

管道的球阀主要分为分体式、全焊式、顶装式。目前在国内的天然气管道中使用较多的就是分体式, 其密封圈为尼龙或者聚四氟乙烯等材料, 且注入密封脂达到二次密封的目的。球阀的设计特点可以保证其防火防静电, 有效的保护密封件, 也能形成金属与金属的密封。

对于压力级别高的管道上建议使用全焊接球阀。全焊接球阀在阀两端有与管道尺寸一致的短管直接与管道焊接, 减轻了球阀的重量减少了外泄漏。阀体材质采用锻钢能有效的防腐, 双活塞效应的阀座能更好的保证密封, 如果上游阀座损坏, 借助气体介质的压力仍然能保证下游密封有效, 密封尽量采用软硬密封组合, 不仅能增强密封性, 还具有防火功能, 出现着火, 软密封材料如聚四氟乙烯等被烧毁后还有不锈钢金属弹性环来实现硬密封。

2.2 旋塞阀

管道旋塞阀多用于长输天然气管道及场站控制系统的切断操作。由阀体、阀盖、阀杆、旋塞体、联轴平衡环、阀杆密封组件和安装件组成, 旋塞阀靠锥面密封, 密封的接触面大且还有油膜作为润滑和密封使得其密封性能可靠, 使用寿命长。

2.3 平板闸阀

平板闸阀的密封性能好, 扭矩小、流阻小、开关力相差不大, 不必采用防止异常升压的特殊机构。平板闸阀使用浮动阀座内镶尼龙、聚四氟乙烯等材料的密封圈, 闸板处于平板状。闸板运动的过程中, 由尼龙或聚四氟乙烯密封圈的弹性扩张与闸板紧密接触而达到密封的目的。阀门在关闭状态时, 管道介质的压力把闸板压向出口一侧, 阀座形成尼龙、聚四氟乙烯与金属之间, 金属对金属之间的双重密封。平板闸阀在防腐方面有种类繁多的涂层, 密封件的质量高, 适应于各种场合且性能可靠。由于这些优点使得它适合各种安装环境。

3 天然气管道阀门的发展方向

随着天然气管道的不断建设发展, 管道阀门也出现了不断的创新, 除了传统的管道阀门外, 许多新功能、新结构的阀门逐渐在建设中得到应用。管道阀门的不断发展完善中, 管道球阀由于其优势将成为管道阀门的首选;在天然气管道和场站控制中需要用旋塞阀来作为一种补充切断作用。而在高压力的管道、原油和成品油管道主要需要使用平板阀门。而在计量系统, 多支路的输送系统和频繁操作的系统中就需要用到强制密封阀门。随着新材料新工艺的应用, 阀门的设计制造也有了本质的提升, 阀门的设计更侧重于具体应用解决方案, 设计过程引入了计算机仿真模拟, 且设计的标准要求更高, 使得阀门不断的朝着细化方向发展, 适应更多的实际要求。

管道阀门作为天然气管道铺设中的关键部件, 其选用是否合理、使用过程是否安全可靠决定了整个天然气管道的质量。在实际的选用中应根据现场实际情况、潜在的各种影响因素综合分析, 以保证管道阀门的适应性。

参考文献

[1]李莲明, 洪鸿, 主编.天然气开发常用阀门手册, 石油工业出版社, 2011

天然气管道环境风险影响分析 篇10

根据《建设项目环境风险评价技术导则》 (HJ/T169-2004) [1]对环境风险评价的定义, 环境风险评价关注的是泄漏的有毒有害、易燃易爆物质或者事故中生成的有毒有害物对人身的伤亡和环境的影响, 而并非火灾或爆炸事故本身对人身或环境的影响。环境风险评价内容应关注在出现爆炸、着火和污染物意外排放 (释放) 后在大气、水体中进行稀释扩散形成污染的事件。

自20世纪80年代开始, 天然气就是世界上发展最快的燃料之一[2]。天然气属于甲类易燃危险品, 在输送、储存、使用等过程中, 有可能发生泄漏, 当泄漏数量较大、达到天然气在空气中的浓度极限或遇明火时就会引发火灾甚至爆炸[3], 给周围环境和生产、生活设施造成严重的破坏。因此, 城市天然气工程运行的可靠性直接影响该城市的经济发展。在天然气利用工程的规划、选址、施工和使用过程中, 必须注意天然气风险事故的环境影响和安全性。在环境影响评价工作中天然气管道环境风险预测的参数选择往往存在一定争议, 可能导致预测结果与实际影响范围存在很大差异。

1 天然气管道危害因素分析

1.1 天然气组分及理化性质

天然气是一种多组分的混合气体, 主要成分是甲烷, 另有少量的乙烷、丙烷和丁烷, 此外一般还含有少量硫化氢、二氧化碳、氮和水气, 以及微量的惰性气体, 如氦和氩等。在标准状况下, 天然气以气体状态存在, 无色无味, 易燃, 燃烧分解产物主要为一氧化碳、二氧化碳, 熔点为-182.5℃, 沸点为-161.5℃, 微溶于水, 溶于醇、乙醚。甲烷对人基本无毒, 但浓度过高时, 使空气中氧含量明显降低, 使人窒息。当空气中甲烷达25%~30%时, 可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速等不良反应, 若不及时脱离, 可致窒息死亡[4~5]。天然气发生火灾爆炸事故, 不完全燃烧会产生大量的一氧化碳, 严重条件下可导致人中毒死亡。空气中甲烷按25%计, 则甲烷的窒息浓度为179 250 mg/m3。一氧化碳半致死浓度 (LC50) 为2 050 mg/m3。

1.2 事故条件假定及风险类型

本文以某市天然气输气管道工程为例, 通过对天然气输气管道工程环境风险影响范围的预测与分析, 找出环境风险预测的影响因素和变化规律, 为完善环境风险预测、做好防范措施提供可行性建议。

事故假定: (1) 在管道某处泄漏的同时, 管道两端的关断装置立即启动, 泄漏管道可简化为一个固定容积的刚性容器, 忽略由于管道泄漏而引发的管道内部气体的宏观流动; (2) 最大释放体积按该段管线的最大容积计算; (3) 泄漏时间以10 min计; (4) 在进行后果模拟计算时, 把天然气视为单一甲烷气体, 不考虑其他组分对天然气性质的影响; (5) 管道发生开裂裂口为狭窄的长方形裂口, 断裂事故裂口尺寸最长约为管道直径的二分之一。

某市天然气输气管道采用φ630×10螺旋卷焊钢管, 设计压力2.5 MPa, 环境压力0.1 MPa, 平均输气温度15℃, 输送介质为净化天然气, 管线全长58 km, 管道截断阀门最大距离8 km。标况下, 天然气密度为0.717 kg/m3, 取断裂事故裂口尺寸长300 mm, 宽为10 mm, 根据上述参数及理想气体状态方程, 计算可知天然气管最大在线量为39.2 t。天然气输气管道潜在风险事故类型为泄漏引起的甲烷窒息和火灾导致的一氧化碳致死。

1.3 事故计算模式

天然气泄漏及火灾事故下污染物的扩散均采用多烟团模式计算[1], 计算模式如下。

式中C (x.y.o) ———下风向地面 (x, y) 坐标处的空气中污染物浓度/mg·m-3;

xo, yo, zo———烟团中心坐标;

Q———事故期间烟团的排放量;

σx、σy、σz———x、y、z方向的扩散参数/m。

常取σx=σy。

各个烟团对某个关心点t小时的浓度贡献, 按下式计算。

式中n为需要跟踪的烟团数, 可由下式确定:。式中, f为小于1的系数, 可根据计算要求确定。

1.4 气体泄漏速率

根据上述参数及《建设项目环境风险评价技术导则》 (HJ/T 169-2004) 中气体泄漏速率的计算公式。

式中QG———气体泄漏速度/kg·s-1;

P———容器压力/Pa;

Cd———气体泄漏系数;

当裂口形状为圆形时取1.00, 三角形时取0.95, 长方形时取0.90;

A———裂口面积/m2;

M———分子量;

R———气体常数/J· (mol·℃) -1;

TG———气体温度/℃;

Y———流出系数, 对于临界流Y=1.0。

天然气泄漏速率计算结果见表1。

2 泄漏环境风险分析

2.1 泄漏源强

根据泄漏速率, 管道内天然气56 min内可全部泄漏, 假设泄漏事故发生后10 min内得到控制, 天然气排放源强及排放参数见表2。

2.2 不同风速和稳定度下泄漏环境风险

分别预测静风小于0.5 m/s, 小风1.5 m/s和平均风速2.5 m/s的气象条件下, 当地稳定度D、F类, 自泄漏后10 min、13 min、16 min时刻甲烷在源点下风向的扩散情况, 预测结果见表3。

对上述预测结果进行分析可知, 泄漏事故下:

(1) 当出现小风1.5 m/s, 且稳定度为F类特殊气象情况时, 甲烷泄漏引起的窒息范围最大, 最大落地浓度最高超过致死浓度的2.5倍, 从近源点到约370 m范围内均在泄漏后的不同时刻超过窒息浓度。

(2) 其他气象条件下, 甲烷泄漏引起的窒息范围较小, 仅在泄漏10 min时刻出现均小于57 m的窒息范围。

(3) 重点分析小风1.5 m/s, 稳定度为F类特殊气象下甲烷的扩散分布情况, 甲烷窒息浓度在下风向的分布与扩散时间的关系见图1。

从图1可知, 源点下风向500 m范围内, 窒息范围呈圆环分布, 随时间的推迟, 泄漏后10~13 min圆环逐渐向外移动并扩大, 13~16 min圆环逐渐减小至消失。

3 火灾事故下一氧化碳的释放环境风险分析

3.1 火灾事故一氧化碳源强

事故条件下天然气泄漏速率为11.61 kg/s, 发生火灾时不完全燃烧, 一氧化碳的产生量约为天然气量的10%, 一氧化碳的排放源强为1.161 kg/s, 一氧化碳半致死浓度 (LC50) 为2 050 mg/m3。假设发生泄漏燃烧持续时间为10 min, 一氧化碳排放源强及排放参数见表4。

3.2 不同风速和稳定度下一氧化碳释放环境风险

分别预测静风小于0.5 m/s, 小风1.5 m/s和平均风速2.5 m/s的气象条件下, 当地稳定度D、F类, 自燃烧起火后10 min、15 min、20 min时刻一氧化碳扩散情况, 预测结果见表5。

通过对以上各预测结果的综合分析可知, 天然气泄漏燃烧后:

(1) 当出现小风1.5 m/s, 且稳定度为F类特殊气象情况时, 天然气泄漏燃烧引起的一氧化碳半致死浓度范围最大, 最大落地浓度最高超过半致死浓度的20倍, 从近源点到约340 m范围内的地面上均在燃烧后20 min内的不同时刻超过半致死浓度。

(2) 其他气象条件下, 仅在泄漏10 min时刻出现均小于250 m的半致死范围。

(3) 重点分析小风1.5 m/s, 稳定度为F类特殊气象下一氧化碳的扩散分布情况, 一氧化碳半致死浓度在下风向的分布与扩散时间的关系见图2。

由图2可知, 源点下风向500 m范围内, 半致死范围呈圆环分布, 随时间的推迟, 半致死圆环逐渐减小至消失。

4 不同源高下一氧化碳释放环境风险

因泄漏处的源高不是一个定值, 因此, 本文对某市年正常气象条件下 (平均风速2.5 m/s, 当地稳定度为D类) 源高不同时天然气泄漏燃烧产生的一氧化碳扩散情况进行了预测, 天然气非正常燃烧10 min后不同源高下一氧化碳的扩散情况见表6。

预测结果表明, 该气象条件下:

(1) 源高在5.5 m及以下时, 源点下风向均出现一定的半致死浓度范围;

(2) 源高越高窒息浓度范围越小, 源高为0.5 m时产生的半致死范围最大, 最大窒息浓度范围约119 m;

(3) 随着排放源高的增高, 半致死浓度范围从源点和119 m处逐渐向里缩减, 呈以源点为中心不断减小的圆环分布;

(4) 排放源高大于6.5 m时, 不会出现半致死浓度范围。

源高与最大落地浓度及扩散距离的关系见图3。

由图3可知, 年正常气象条件下, 天然气泄漏燃烧后10 min, 随着排放源高的增高, 一氧化碳最大落地浓度逐渐减小, 但在下风向的扩散距离不断增大, 源高在6.5 m及以上时, 不会再出现窒息浓度。

5 结论

天然气管道泄漏和火灾风险事故均会导致一定范围内的人员死亡, 其中天然气泄漏着火发生火灾事故的风险后果较大。天然气输气管道潜在风险事故类型主要为泄漏引起的甲烷窒息和火灾导致的一氧化碳致死。本文可得到如下结论:

(1) 其它条件参数一定时, 以出现小风1.5 m/s, 且稳定度为F类特殊气象情况时, 泄漏的气态污染物扩散引起的影响范围最大。因此, 预测污染物最大影响范围时可仅选取最不利的小风、F稳定度气象条件进行预测。

(2) 气态污染物扩散的危害范围以源点为中心呈向外扩散的圆环分布, 随时间的增加, 危害范围先变大, 到最大值后, 逐渐减小至消失。因此, 预测影响范围呈圆环分布时, 预测结果应表述为下风向最大影响范围的内径至外径范围内, 而非只表述为下风向最远距离内。

(3) 其它条件参数一定时, 事故影响范围随源高的增高而降低, 达到特定源高之后, 随源高的增加影响范围增加的幅度较小。因此, 进行风险预测时, 应选取最大影响范围时对应的源高作为环境风险预测的参数。

在天然气输气管道的运行和管理中, 应重点防范火灾事故, 避免一切可能引发火灾的火源。在设计管道选线时, 可根据风险预测结果, 合理选线, 减少事故造成的人员伤亡和对环境的破坏, 确保输气管道的安全运行和社会稳定。

参考文献

[1]国家环保总局.建设项目环境风险评价技术导则: (HJ/T169-2004) [M].北京:中国环境科学出版社, 2004.

[2]KESTEN D A.Clean fuel-LNG[J].Messer-SAIC, 2000, 5 (8) :27-28.

[3]王志昌.输气管道工程[M].北京:石油工业出版社, 1997.

[4]刘勇.Dangers and safeguards of LNG[J].天然气工业, 2004, 24 (7) :105-107.

[5]刘方文, 韩保新, 颜文.城市天然气工程环境风险评价[J].安全与环境学报, 2006, 6 (5) :91-95.

[6]刘群, 周锡河.陕京二线输气管道风险预评价[J].安全与环境学报, 2005, 5 (1) :97-100.

民用住宅天然气管道设计难点探讨 篇11

摘要：在城市化进程的不断加快下，城市天然气逐渐普及，越来越多的燃气管道工程接踵而至。本文主要探讨了民用居住小区天然气管道设计的难点，并且提出了加强管理的措施，希望可供相关从业者参考。

关键词：民用住宅；天然气管道；设计难点

前言：天然气作为一种清洁的能源，受到人们的广泛关注。天然气的主要成分是甲烷，是一种易燃易爆的气体，小区建筑的燃气管道作为公共设施，在实际中管道穿越居室等现象，增加了住户的不安全感，还侵犯了住户的私人空间，极易引起后续纠纷。

一、现代民用住宅建设的特点

随着生活水平的提高，人们对住宅的要求越来越挑剔，现代住宅建设越来越重视建筑立面造型，通过丰富、新颖的建筑形式，反映时代风貌和地区特色。而且，现代住宅的空间组织也丰富多样，多层、高层建筑数量增多，各种居住区组成梯级布置，形成了多层次生活空间。

但是住宅小区却面临着建设存有不足，矛盾客观存在。房产开发的工业化程度不高，很多建筑在设计未完善、手续未办好的情况下就已开工，致使施工中不断地更改设计，导致其它配套辅助工程难以适应。同时，用户的室内装修的日趋美化，又要求配套设施简洁集中，统一和谐。目前在小区建设中，由于一些体制的问题，住宅主体设计与其它专业设施、设备建设未能统一考虑。特别是燃气专业的特殊性，不容易被其它专业的设计人员所了解，经常是在主体建筑完工以后才考虑燃气设施的设计施工，从而影响总体建设的效果。针对现代城市住宅建设的这些主要特点，住宅小区燃气管道的设计应适应现代住宅建设发展的要求。

二、燃气管道设计中存在的问题分析

1、燃气管道设计中未考虑用户厨房的整体布局

在燃气入户设计的时候，设计人员通常会忽视厨房的整体布局，不能把燃气管道与其他设施作为一个整体进行布局，影响了厨房整体布局的美观，导致用户在使用过程中并不觉得方便，从而经常私自改装，造成燃气泄漏，事故不断。

2、管道材料缺乏长久抗腐性

目前国内的燃气管道大都采用的金属材料，因此对于埋在地下的燃气管道来说，被腐蚀在所难免。但是时间一长，就会因为管道破裂而发生燃气泄漏。由于管道深埋地下，定期翻修耗时耗力，不切实际，因此在设计时应考虑采用抗腐性强的材料，或分析金属腐蚀的原理，采取相应措施提高管道的抗腐性。这在后面会详细阐述。

3、用户缺乏必要的燃气知识

由于部分用户缺乏相关燃气方面的知识，在使用的过程会出现一些不当的操作，会对燃气管道造成破坏，从而引发事故。

三、住宅小区的天然气管道的设计

（一）室外燃气系统的布置

1、确定压力级制

及时确定管道系统压力级制，对燃气工程的投资建设、运行管理、供气安全等非常重要。现在常用的居民住宅小区调压方式有户内中—低压调压、楼栋中—低压调压和区域中—低压调压三种方式。

户内中—低压调压、楼栋中—低压调压的缺点比较明显，综合考虑风险评估和经济因素，建议选择以区域中—低压集中调压为主、楼栋中—低压集中调压为辅的调压方式，谨慎采用户内中—低压分户调压的方式。只要住宅小区与调压站统一规划，例如将调压站周围的环境附以假山、建筑小品等园林艺术，既可确保调压站的安全距离，又利于使调压站外观与环境协调统一或隐蔽。

2、室外燃气管线的布置

结合住宅小区用地十分紧张，并且，各专业管线在施工时未能统一协调，随意变动性较大，先后施工的管道往往被迫重叠等问题。如何在符合《城市工程管线综合规划规范》（GB50289—1998）和《城镇燃气设计规范》（GB50028—93）的要求下，查明管道周围的障碍物及地下各种设施的分布情况，充分利用有限的地下空间，使燃气管线在住宅小区地下空间中占有合理的位置，是设计中应该注意的问题。

一般燃气管布置在人行道或慢车道下，将其与给水管相邻，以充分利用《城镇燃气设计规范》（GB50028—93）中给水管与燃气管的净距可为0.5m的规定，节省地下空间。考虑给水管上安装阀门井及施工与检修，给水管与燃气管的中心间距可取1.5m。随着科学技术的发展，管道材料、施工质量及运行管理水平的提高，安全距离可以适当缩小。

（二）室内燃气系统的布置

1、燃气立管的布置

在进行室内燃气系统立管设计时，除必须遵守有关设计规范的要求以外，还应考虑其布置的最佳位置，做到既安全可靠，又不碍美观。但但暗设的燃气管道应符合 《城镇燃气设计规范》中的相关要求。

2、燃气表的设置

现在常用的住宅挂表方式主要有室外集中式挂表和室内分散式挂表等方式。室外集中式挂表是在住宅底层楼外靠近厨房的位置设置集中表箱。燃气引入管进入表箱后分别引支管与燃气表相连，各表后接用户支管形成管束引出表箱至各户所在楼层，并以适当高度进入厨房。集中表箱和配管往往影响建筑立面美观，而且对于冬季寒冷地区还需考虑表箱的保温，因为按《城镇燃气设计规范》（GB50028—93）的要求，家用燃气表工作环境温度应高于0°C。室内分散式挂表是将燃气表装在各户的非封闭房间内，一般安装在厨房。这种挂表方式若不作掩饰处理，会破坏厨房内墙面的完整性，影响装修效果。

针对挂表存在的问题，可做如下考虑，使其满足安全使用和建筑美观的要求。对室外集中式挂表可考虑在屋顶集中布置表箱，引入管直接去到屋顶入表箱，表后管由上而下分层铺设支管到户，各管道尽量铺设在墙槽、凹墙处、管井内，这样可减少对住宅建筑周围环境的破坏。对室内分散式挂表，可将燃气表设计于低位安装的方式，将表安装在灶下的橱柜内，但橱柜内-般通风较差，为使用安全，应设置有通风孔。也可考虑将燃气表设计在阳台上或是公共区域的管道井内，这样燃气表不在厨房内，不影响厨房的装修效果。

（三）室内燃气管线的布置

由于燃气的相对高危险性，使其安装要求较为严格，因此它是难以协调和影响室内装饰美观的管线之一。若布置不恰当往往使得其与墙面距离过大，造成死角空间，影响家居装修。《城镇燃气设计规范》（GB50028—93）中允许燃氣管道暗设，将室内管线作暗埋处理也是居室装修趋势。因此我们可以将室内管道尽量暗埋在墙面或地板内，或是将其暗设于吊顶或橱柜内，以减少明设管道的长度。管材应选用空调用铜管或燃气用铝塑复合管。

结束语：

总而言之，在民用住宅小区天然气管道的快速发展下，怎样保证燃气工程建设的质量，保证居民用气的安全，维护社会和谐稳定发展就成为天然气行业技术管理的重点。所以，我们必须在设计、施工、运行中防止安全隐患的存在，保证用户的安全、可靠的用气，促使燃气工程成为真正放心的工程。

参考文献：

[1]周燕秋，郑廷秀. 住宅小区中燃气管道暗埋施工问题的几点探讨[J]，黑龙江科技信息，2010

[2]李朝晖. 高层住宅燃气管道设计及施工技术探讨[J]，中国新技术新产品，2012年3期

[3]王岚峰，符明琴. 高层建筑燃气管道设计中的一些改进和尝试[J].应用能源技术，2012（02）

探讨天然气输气管道的优化 篇12

1 现阶段我国天然气输气管道的现状以及存在的问题

当前, 我国社会水平不断提高经济快速发展, 对能源的需求量也逐年攀升, 由于我国对煤炭资源和石油资源的不断开采, 直接导致了其存储量不足, 因此寻找新型无污染的替代能源是我国经济建设的紧迫任务。天然气相比传统的煤炭和氮氧化物更加环保, 其排放量分别占氮氧化物和煤炭的1/5和1/2, 是一种清洁的优质能源。我国天然气存储量相对较大, 但是地域分布不均匀, 主要集中在西部地区如:内蒙古、四川、新疆等地。因此如何优化天然气输送管道才能实现资源的合理利用这一现状是当前管道设计师需要解决的关键问题。我国天然气输气管道设计大多还运用传统的数学模型计算法, 根据天然气流动规律, 确定天然气在输气管道中的参数, 这种方法并不能精确有效的计算出天然气输气管道中的流动参数, 会造成资源浪费、增加运输成本、给国家带来不必要的经济损失。

2 开展天然气输气管道优化工作的重要性和必要性

优化天然气输气管道不仅可以降低运输成本、提高天然气管道运输的安全性, 还可以节约天然气资源, 避免造成不必要的浪费。例如:我国传统天然气输气管道中使用最多的就是压缩机装置, 它是为天然气流动提供动力的装置, 与此同时, 压缩机会大量消耗天然气输气管道中的气体, 平均占所运输天然气的3%—5%左右。因此国家要优化天然气输气管道, 降低压缩机的耗能指标, 提高资源的利用率, 有关数据显示, 优化后的天然气输气管道会比优化前的管道少消耗20%的能量。[2]可见, 大力开展天然气输气管道的优化工作是我国经济发展的首要任务, 对我国能源的可持续发展具有十分重要的意义。

3 加快优化我国天然气输气管道的有效措施

我国天然气输气管道成本主要有:天然气输气管道的施工成本、天然气输气管道的维修和优化成本、天然气输气管道的压缩机的使用、运行和维修成本等。随着我国对天然气能源的需求量逐步增多, 天然气输气管道运行的时间增长, 必然会导致天然气输气管道运行成本的增加。因此, 我国应该把优化天然气输气管道作为我国天然气事业的重中之重。合理的配置天然气资源, 设计师应该设计一个价格低廉、安全且输送量大的新型方案, 在过去已知的参数上, 对天然气输气管道的管径、管道的形状、尺寸、输送的压力、压缩机的运行、进出站的压力等参数进行合理优化, 与此同时我国还要转变传统的数学模型计算法, 与时俱进采用新型模型, 可以在天然气输气管中构建内流动状态, 即“在天然气管道输送天然气的过程中, 根据已知的流量、压力、含水量等参数, 对天然气管线内部的流动状态进行动态模拟, 通过模拟可以得到天然气在管道内流动规律, 从而更好的为管道的优化设计提供基础。”[3]从而提高天然气输气管道的使用期限和输送能力。根据天然气管道参数建立函数关系, 并且将内流动状态二者有机的结合起来, 提高天然气输气管道参数的精确性, 优化天然气输气管道, 使天然气运输管道的输量达到最大, 降低输气管道的内部消耗, 促进我国天然气事业的稳步发展。

4 结语

综上所述, 天然气作为一种清洁的绿色能源, 它的广泛使用, 可以减少对环境的污染。天然气输气管道的建设直接关系到我国的国家民生, 影响人们的日常生活。优化天然气输气管道, 不但可以节约我国天然气资源, 还可以安全可靠的完成天然气的输送。因此我国天然气输气管道的建设任重而道远, 还要很多的地方需要我们不断完善、不断借鉴, 将新型科技和模型运用到天然气输气管道建设工作中, 只有这样才能使我国天然气事业快速发展。总之, 优化天然气输气管道对我国经济的发展和天然气事业的发展具有十分重要的意义。

摘要：天然气是我国经济发展过程中必不可少的一种能源, 在人们日常生活中占有十分重要的地位, 对天然气工业的发展起重要作用。目前, 随着我国经济的快速发展, 我国天然气的产量和输出量逐年上升, 这就要求国家增大天然气输气管道的数量和规模, 不断优化天然气输气管道设备, 从根本上提高天然气输气管道的输送效率, 这不但是我国经济发展的必然要求, 也是建设能源大国的首要任务。因此本文从我国天然气输气管道的现状以及存在的问题入手, 提出几点有效的措施和建议, 从而优化天然气输气管道, 促进我国能源事业的发展。

关键词：天然气,输气管道,优化,措施

参考文献

[1]李长俊, 天然气管道输送[M].北京:石油工业出版社:2010:1-342.

[2]李方圆.川气东送管道工程优化运行技术研究[D].中国石油大学, 2009.