石油天然气管线

石油天然气管线（通用5篇）

石油天然气管线 篇1

天然气脱水方法有冷却法、吸收法和吸附法等, 三甘醇脱水法属于吸收法, 以三甘醇作为吸收剂, 具有热稳定性好、吸湿性高、容易再生等优点。另外, 采用常规二级转化法回收硫磺, 再配以加氢还原吸收尾气处理和酸性水汽提的工艺技术路线。工艺装置主要包括脱硫、脱水、硫磺回收、尾气处理、硫磺成型和酸性水汽提装置。该系统酸性负荷大、工艺节点多、材质包含多种碳钢和多种不锈钢及复合管材。高酸性介质在管道中流动和滞留, 易引起钢材的均匀腐蚀、局部腐蚀和冲刷腐蚀, 并面临硫化物应力腐蚀开裂和氢致开裂风险, 腐蚀监测及控制不当易导致管线腐蚀穿孔、刺漏, 甚至破裂。天然气管线的腐蚀监测和控制对保证生产的安全高效运行具有重要意义。净化系统在线腐蚀监测方面, 目前还未形成完整的腐蚀监测体系和腐蚀管理数据库。因此根据各工艺流程管线的服役特点设置腐蚀监测点, 给出相适应的监测方法十分必要。

1 常用腐蚀监测技术适应性分析

腐蚀监测技术是在线测试腐蚀速率的重要手段, 腐蚀监测数据是金属管道腐蚀控制的根据。目前, 国内外常见的腐蚀监测手段有以下几种。

(1) 挂片失重法是测量金属腐蚀最可靠的方法之一。其优点是:适用于任何工作环境;较真实地反映了材质的腐蚀速度, 可直接用来预测特定部件的使用寿命, 还可用于校正其余监测方法的腐蚀数据。不足之处在于:不能获得瞬时腐蚀速率, 不能反映工艺参数变化对腐蚀的即时影响。

(2) 线性极化法 (LPR) 是目前最常用的金属腐蚀快速测试方法之一。优点在于:响应速度快, 可测定瞬时腐蚀速度。不足之处在于不适用于气相环境。因而在大量工艺环节涉及的气相腐蚀环境中不宜采用。

(3) 电阻法测量的是金属元件的横截面积因腐蚀减少所引起的电阻变化。其优点在于可用于气相及液相、导电及不导电的介质中连续进行测量。不足之处在于:只适应于均匀腐蚀, 否则不容易解释测量结果, 且只能测定累计腐蚀量, 腐蚀产物导电则将产生测量误差。在脱硫工艺环节腐蚀介质中伴有氯离子的点蚀, 电阻法也不适应于局部腐蚀的监测。

(4) 电感测量法是以测量金属损失为基础, 测试元件质量发生变化引起电感的变化, 电感信号经放大后输出质量损失信息。其优点在于:通过元件灵敏度的选择, 可以较快地测定出腐蚀速度的变化;可用于在气相及液相、导电及不导电的介质中连续进行测量。不足之处在于:不适合测定瞬时腐蚀速度和局部腐蚀, 探头表面腐蚀产物的电磁性将产生测量误差。

(5) 超声波测厚法可以对运转中的设备反复进行测量, 但是难以获得足够的灵敏度来跟踪记录腐蚀速度的变化。该方法不损伤管线, 随时监测壁厚, 并能进行逐点测量。不足之处在于:受仪器灵敏度的限制, 两次检测时间间隔短、金属壁厚变化不大时分辨率差;高温部位检测较困难, 准确性差。

(6) 氢监测法测量的是腐蚀环境中氢原子在钢中的渗透量。根据监测的氢压与时间的关系, 来确定腐蚀环境中电化学反应的剧烈程度, 不能直接计算得到腐蚀速率。

(7) 离子含量分析法通过定期分析生产过程中的铁离子含量, 可以定性地确定设备的腐蚀变化情况。此法适合于纯CO2腐蚀、Cl-腐蚀的生产系统。对于含H2S气体的生产系统, 由于腐蚀产物Fe S呈固体沉积, 因此取水样分析时, 其结果也存在较大偏差。

(8) 电化学噪声技术是通过对超声波的反射变化, 监测金属是否存在裂纹、空洞等的技术。电化学噪声技术的最大特点是自然、真实地反映金属表面状态, 是一种原位无损的监测技术。该技术有助于研究局部腐蚀、表面膜的动态特征等, 可以监测均匀腐蚀、孔蚀、裂蚀、应力腐蚀开裂等腐蚀, 并且能够判断金属腐蚀的类型。国际上电化学噪声技术已经成熟, 但价格昂贵。

(9) 管道全周向监测方法 (FSM) 也称为“电指纹法”。通过在给定范围内进行相应次数的电位测量, 对局部进行监测和定位。FSM是一种非插入式的监测方法, 通过一段与管道材质完全一致的测试短管与工艺管道焊接或法兰连接在一起, 其寿命与管道的设计寿命匹配, 在管道的运行过程中不需要更换测试电极。但成本非常高。

2 腐蚀监测结果

脱硫、脱水、硫磺回收、尾气处理、硫磺成型和酸性水汽提装置等单元, 均以金属管或双金属复合管作为输送介质的通道。为节约投资, 装置采用同一种腐蚀监测方法——电感探针监测, 同时在各监测点设置了失重挂片监测。现场腐蚀监测结果表明, 通过分析在线探针腐蚀监测数据, 可找出工艺管线腐蚀的薄弱环境, 为净化系统腐蚀控制技术措施的优化提供基础数据。而在一些弯头、大小头、三通和阀门附近, 介质流场变化, 电感探针和失重挂片的安装难于实施, 且难以真实反映管道在圆周方向和轴向的腐蚀状况。对此类可能发生严重腐蚀的区域, 应采用全周向监测方法 (FSM) 或全周向柔性超声波定点测厚监测方法。但FSM监测价格更高, 故推荐使用柔性超声波定点测厚监测方法, 避免多人次间歇测量造成的测量误差。

3 结论及建议

(1) 建议采用适应性较强的单一在线腐蚀监测方法进行天然气管线腐蚀监测, 并使用失重挂片法校正所用监测方法的腐蚀数据。

(2) 从腐蚀挂片和探针监测结果来看, 第二级硫冷凝器酸性气入口管线, 急冷水泵出口管线, 酸性水汽提塔顶和东西区高空放空总管为腐蚀薄弱环节;其他监测单元腐蚀速率都很低。

(3) 现场应用结果表明, 电感探针监测和失重挂片监测是管线监测的良好手段, 能够满足高含硫天然气管线各个工艺节点的服役工况, 且其投资相对较低, 便于现场应用。电感探针腐蚀监测结果与失重挂片腐蚀速率基本一致, 监测数据可信。

参考文献

[1]张远德.天然气集输脱水脱硫工艺研究及发展方向[J].油气田地面工程, 2011, 30 (11)

[2]陈昌介.高含硫天然气净化技术现状及研究方向[J].天然气工业, 2013, 33 (1)

石油天然气管线 篇2

4原油、C5及C5以上成品油管道与铁路平行敷设时，输油管道应敷设在距离铁路用地范围边线3m以外。

5液态液化石油气管道与铁路平行敷设时，输油管道中心线与国家铁路干线、支线中心线之间的距离分别不应小于25m

天然气长输管线施工技术 篇3

随着天然气大量应用, 运输正在成为天然气公司关注的一个问题, 长输管道运输由于其身的安全性, 正在成为天然气运输的主要形式, 在长输管道施工方面只有不断提高其技术, 不断规范各项规章制度, 提高施工和管理能力, 增强自身的竞争力。

1 天然气长输管线施工技术要点

1.1 原材料的采购

长输管道所需的各项材料及配件一定要严格按照国家规定的要求进行采购, 对招标企业要进行严格管理, 必须具备相应的商检报告和产品质量合格书, 对于购进的相关材料和设备, 必须保障材料的质量, 明确双方责任。出现材料和设计与原计划不一致的情况, 应进行隔离、做好标记、以书面的形式向监督管理部门进行反映, 确保相关材料和设备能够符合长输管线的要求, 保证工程的顺利进行。

1.2 水土保持的管理

水土流失对长输管道的破坏比较严重, 特别是在一些水土易流失的地区, 为了避免地表植被被破坏, 可以采取比较先进的隧道穿越技术, 减少河道和堤岸的破坏, 这样虽然延长了工期, 增加了成本, 但是却能避免因水土流失所带来的损失。当前一些大型天然气公司已经把先进的技术应用到水土易流失的地区。在对地貌方面要进行给位严格的管理, 坚持恢复原貌的基本原则, 不造成生境裂痕, 坚持减少水土流失的隐患, 同时还要让土地使用者满意的原则, 得到相关部门的批复核准。

1.3 提高专业人员的基本素质

专业人员的素质直接决定着天然气长输管道的质量, 这就需要加强相关专职人员的技能, 加强对相关人员技能培训, 保障其能够胜任工作岗位, 能够应急现场安全生产, 能够对突发事件进行恰当的处理, 对预案工作能够进行比较完善的前期操作和检查, 强化对应急方案的完善, 加强对相关物资和技术的保障, 不断提高技术人员的基本技能和综合素质, 提高管理人员的管理素质, 确保在施工和遇险时能够实现自救, 及时疏散相关人员, 减少事故, 保障天然气长输管道安全。

1.4 穿越工程施工

长输管道有着自己的特点, 由于其路线长, 难免会经过河流、水网、沟壑等一些特殊地形, 同时还会穿越铁路、公路、地下管网及地下线路等。随着长输管道技术的进步, 穿越这些障碍物已经形成了一整套完善的方法。但是决定长输管道寿命的主要因素有焊接技术、防腐技术和穿越技术, 在不同的地段有着不同的穿越技术, 作为施工单位要做到技术上能够满足工程项目的基本要求, 同时还要经济合理。在穿越形式中套管穿越是利用千斤挺并辅助一些宁浆润滑剂进行操作, 这种穿越主要用于通航或者水位比较高的一些大江大河, 这种穿越能够解决一些困难, 定向穿越主要是利用钻机进行钻孔, 盾构穿越是利用盾构机开挖水下隧道后, 再进行隧道内管道安装的穿越施工方法, 无论是哪种方法都需要施工单位进行更为合理的操作, 保障安全可靠, 为天然气长输管线施工奠定基础。

1.5 管道防腐施工

防腐材料被广泛应用在天然气管道防腐蚀控制中, 通过涂在表层的防腐材料可以把土壤与管道进行隔离, 有效地避免发生化学反应, 进而达到防腐蚀的目的, 同时防腐材料的应用还可以为附加阴极保护的实施提供必要的绝缘条件。目前在天然气管道防腐材料中应用比较广泛的就是三层聚乙烯/聚丙烯涂层和环氧粉末涂层等。三层涂层系统分为聚烯烃外护层、粘结剂中间层和环氧粉末底层, 具有良好的粘结性、抗阴极剥离性、机械性能、防蚀性能、抗渗透性和绝缘性能, 因此可以广泛应用于环境恶劣且防腐蚀性要求高的地方。三层涂层有着自己很强的优势, 但是也才存在一些缺点, 例如工艺复杂、在涂有该材料的管道上进行焊接, 容易出现空鼓, 这就会出现安全隐患。缓蚀剂防护有着自己的优势, 投资少、操作简单、使用方便和见效快, 其发展前景非常好。缓蚀剂利用自身极性基团的吸附作用, 吸附于管道金属的表面。通过这个性质可以更好地把金属表面与土壤进行分离, 能够改变金属表面的性质和电荷状态, 增加腐蚀反应的灵活性, 降低了腐蚀速度, 同时, 缓蚀剂上的非极性基团能够更好地形成一层水性保护膜, 通过这侧膜可以形成一层疏水性保护膜, 减少或者延缓腐蚀的发生, 降低其腐蚀速度, 起到保护管道的目的。

1.6 管道焊接技术的提高

焊接对管道的影响非常大, 这就要求焊接工作人员各司其职, 严格按照规定和工作要求来进行工作。焊工应该按照规定的工艺和流程来进行, 对于不符合规定和有问题的管道要及时停工, 并及时上报给上级相关部门, 待查明原因后在进行焊接。提高焊接人员的职业道德素质, 培训焊接工人的基本技能, 同时还要加大对焊接环节的监督, 对不合格的产品要给与相应的处分, 对能够出色完成任务的工人, 要给与相应的奖励, 通过奖惩在源头上控制质量, 保障管道焊接的安全性, 保证天然气长输管线施工正常进行。

参考文献

[1]陈世利.埋地管道防腐层缺陷检测与评价技术研究[D].天津大学, 2003.

[2]李彬.阴极保护下埋地管道涂层及腐蚀与防护态势评价方法研究[D].西南石油学院, 2004.

石油天然气管线 篇4

在天然气的运送中, 输送管质量的高低和性能的好坏以及直接关系到管线的腐蚀开裂程度, 因此, 输送管必须具有极高的抗腐蚀和抗开裂的能力。此外, 管线的维护也十分重要。工作人员要经常对输送管线进行检修, 不轻易放过发现的细微裂纹, 这种裂纹虽不能迅速裂变, 但会埋下隐患, 如果能够将其驱动力控制在合理的范围内, 就能有效降低其潜在的破坏能力, 从而预防各种事故的发生。

1管道应力腐蚀开裂的主要影响因素

所谓管道应力腐蚀开裂, 是指管线钢在一定的压力和腐蚀环境下所产生的开裂现象, 通常缩写为SCC。在天然气的运输过程中, 管线钢应力腐蚀开裂现象的产生是以下几种因素同时作用的结果。一是特定的腐蚀环境。这种环境通常指的是管道内外涂料保护层的脱落以及土壤、水质中碳酸、硝酸等腐蚀性元素的存在。这是影响输送管道腐蚀开裂最主要最直接原因。二是拉应力。拉应力主要是指在操作过程中产生的热应力、参与应力和工作应力等, 会对天然气管道产生破坏影响, 主要表现在拉应力的存在会导致管道应力产生集中现象从而造成材料钝化膜的破坏。三是管道本身的性能特质, 这主要与管道用材的质量性质、制材工艺以及其表面的清洁度等有直接联系, 如果输送管道是选用一般甚至是劣质的钢材制成, 且制作工艺粗糙, 没有做好表面的清洁工作, 管道就容易发生腐蚀、进而发生开裂。相反, 如果选材优良、制作精湛的钢材且做到表面清洁, 那么天然气输送管道的腐蚀破裂几率就会大大降低。

管线钢应力腐蚀开裂的产生, 输送管道的是在以上三种因素共同影响作用下而产生, 并不是由于某一个单纯的因素所导致。这几种因素相互关联, 也相互制约, 其中每两个因素的结合都会导致输送管道的腐蚀或开裂, 同样, 每削弱或消除一个因素, 相应地就会有另一个因素破坏力的减弱。一般而言, 在天然气的输送过程中, 往往是先有腐蚀现象, 最后才因腐蚀而发生开裂。所以, 解决的主要方案和途径就是先从造成管道腐蚀的原因入手, 防止腐蚀现象的出现, 这样才能有效防止管道的破裂。

2 p H值对管道应力腐蚀开裂的影响

除了上文所分析的特定的腐蚀环境、拉应力和管道本身性能外, p H值也对管线钢应力腐蚀开裂有一定的影响, 也应当引起足够的重视。

不同的p H值对管道腐蚀开裂情况的影响是不同的。国外的一系列相关文献、报告等资料显示, 以拉应力为主导因素的管道腐蚀开裂的现象多是在p H值为中性的条件下产生的, 这种情况下的腐蚀程度及开裂裂纹主要是由穿透钢晶粒所致。此外, 对于高p H值和低p H值的拉应力作用也有不同的研究, 对前者的研究较为久远, 已有几十年的历程。而对于低p H值的研究时间则相对较短, 在此则不再赘述。研究表明, 在高p H值条件下, 温度是影响管道腐蚀开裂的主要因素, 温度越高, 应力腐蚀开裂产生的可能性就越大。另外, 高p H值与中性p H值的管道应力腐蚀开裂发生在不同的压气站范围内, 高p H值的SCC常在压气站下游20km以内, 而中性p H值的SCC则多发生在压气站30km。在输送管道或土壤中加入一定的抑制剂可以有效组织高p H值下管道应力腐蚀开裂的问题的出现。而对于中性p H值下如何去防止管道的腐蚀开裂, 各国的研究尚处于空白阶段, 这就需要专业人员的不断努力和探索。

3预防管线钢应力腐蚀开裂的思考

了解了管道应力腐蚀开裂的原因后, 就要对症下药, 对可能出现的不好情况进行有效地预防。这种预防主要从以下几个方面着手:

3.1管道设计预防。在进行天然气输送管道设计时, 要充分考虑防腐涂层、裂纹监测等方面的情况。同时还要综合考虑其他方面。涂料的保护作用决定了涂料的选用对于输气管道的重要意义, 那些抗腐蚀性能力强的涂料无疑是最佳的选择。具体来说, 对于管道涂料的采用有三方面的要求。一是要具有极强的隔离能力, 也就是说它能够有效地将管道的钢材表面与容易引起腐蚀的环境隔开, 降低腐蚀现象的发生率。二是在进行管道涂料涂刷时要减少不必要的拉应力在管道表面的停留时间, 以免因增加拉应力而造成管道的腐蚀开裂。三是进行电极保护设置, 这主要是针对管道保护层发生脱落或受到其他损坏的情况而言的, 在这些情况发生时可以通过电流对管道进行阴极保护。

3.2加强天然气气质检测。天然气气质对输送管道具有或多或少的腐蚀作用, 所以在输送前, 要对天然气气质进行检测, 以保证管道在自身的抗腐蚀范围内输送天然气。H2S浓度的高低直接影响到天然气对输气管道是否具有腐蚀性, 所以天然气的气质检测要求设计生产专门的检测仪器进行监测, 否则将不能有效地监测和控制H2S的浓度。对于那些不得不通过该管道输送的、H2S浓度高的天然气, 则要在运输前假如一定量的缓蚀剂, 以减少其对输送管道造成的伤害, 将管道腐蚀开裂的可能性降到最低。

3.3提高管道选材要求。天然气输送管道的选用, 要充分全面考虑各种可能影响到管道腐蚀开裂的因素。实践证明, P、Mn两种合金的应用, 能提高管道的抗腐蚀力, 从而降低其腐蚀开裂现象发生的概率。此外, 在管道的焊缝处进行退火处理也能避免腐蚀开裂问题的出现。总之, 要严格选材要求, 避免出现更多的问题。

结束语

对于管线钢应力腐蚀开裂问题的研究, 与国外相比, 我国还存在着一定的差距。因此, 我国管道研究人员应在本国具体实际的基础上, 学习借鉴国外的研究方式、关注收集其研究成果, 不断在钢材结构成分、防腐保护层以及其它方面进行探索, 努力研究出新的成果, 为我国天然气管线钢应力的腐蚀开裂问题的解决提供更多更好的建议和方式。此外, 一线的管道工作人员也应注意观察实际情况, 并能在自己所积累的专业知识和多年实践经验的基础上对管道腐蚀开裂问题的研究提出建设性意见, 以帮助研究人员进行探索研究。

摘要：在天然气石油等的输送过程中, 往往会发生管道的腐蚀开裂问题, 然而同时, 随着能源需求量的不断增大, 高压力长距离的输送方式正在被广泛采用, 这也就对管道的抗腐抗裂能力提出了更高的要求。本文以天然气输送管线钢应力腐蚀开裂的主要影响因素为切入点, 从管道设计、天然气气质检测以及管材的选用三个方面分别进行分析, 提出了相对应的解决措施, 希望能对天然气输送过程中, 管道的腐蚀开裂问题的解决提供有意义的借鉴和参考。

关键词：天然气输送,管道腐蚀开裂,拉应力

参考文献

[1]孙志宇, 谢丽华, 蒲春生.国外输气管线止裂韧性预测的研究进展[J].国外油田工程, 2005 (8) .

[2]冯耀荣, 庄传晶, 李鹤林, 马宝钿, 杜百平, 金志浩.不同温度下两种管材应力应变特性的研究[J].油气储运, 2000 (12) .

天然气长输管线施工技术 篇5

1) 施工前需进行三方图纸会审, 由设计单位作技术交底和现场交桩。

交底和交桩都要做好记录。

2) 清理作业带。

因为长距离输送管线属野外作业, 有的地方甚至是荒山野岭、海滩沼泽。要保证连续施工, 必须扫除沿途障碍, 首先按施工图纸找准桩号 (桩号由勘探设计部门确定) , 桩号确定后, 一般用推土机按照确定的桩号推出一条便道, 即称之为作业带。作业带一般宽14～18 m为宜, 太窄施工不便, 太宽造成耕地浪费。

3) 管线放线。

施工单位根据施工图进行放线, 打百米桩。所放的管线要撒白灰线, 所打的百米桩标桩上应注明桩号、里程、高程;转角桩上还要注明角度、外矢矩及切线长。在地形地势起伏地段, 从起伏两端最低点开始至最高点间, 以及管道转角弧度内都要适当加桩, 以指导管沟的正确开挖。当管道穿越地下构筑物或其他隐蔽工程时, 在交叉范围两端, 所放管线应作出明显的标志。

2 管沟开挖

首先按施工图纸要求进行, 具体要求如下:管沟边坡应根据土壤类别和物理力学性质确定, 以保证不塌方、不偏帮;开挖沟时不可两边抛土, 应将施工方便的一边让出留作管道组装使用。土堆距沟边不小于0.5 m, 使管沟保持顺直, 方便通行。

3 管线防腐绝缘

钢管要有出厂合格证, 并对钢管进行防腐绝缘前验收检查。要认真除锈, 管道除锈合格后才能进行防腐绝缘工作。防腐绝缘后, 应使用高压电火花检漏仪检查绝缘的可靠性, 绝缘合格的管道才能验收和使用。完成防腐绝缘的管道, 均须用高压电火花检漏仪进行检查, 尽量减少在野外修补的麻烦。

4 绝缘钢管的运输

绝缘钢管在运输装卸和堆放时, 都要注意保护绝缘层不被损害。每层钢管间须垫放软垫, 最低层要用道木加软垫保护。吊装时可以使用专用的钩夹将它们塞在管子两端管口内, 通过钩夹上的钢丝绳进行吊装。此外, 也可在钢丝绳上套以胶管, 使钢丝绳不直接硬接触绝缘钢管。吊装时还须注意保护绝缘层结构和管口, 严禁摔、碰、撬等损伤绝缘层的操作方法。

5 管道的组装焊接

所选用的焊条其金属性能和化学成分应与母材相匹配, 焊缝强度要高于或等于母材。组装前应对管子进行专门清扫。组装时避免强力校正管道错口并注意保护绝缘层。已焊接好的管段, 下班前应用临时盲板封堵管子两端, 以防杂物进入管内。

6 管道敷设

①下沟前需将沟内塌土、石块、积水等清除。②管道下沟, 可采用机械吊装或采用自制龙门架吊装。起吊必须用专用吊具, 动作要正确平稳。③在山区作业, 机动车无法进入时, 只能用人力车等土办法搬运及敷设。

7 穿跨越工程

大中型的穿跨越, 应选择管壁增厚及长度较长的钢管, 尽量减少焊口。穿跨越管段在穿越之前必须进行强度和严密性试验, 并用高压电火花检漏仪测试其绝缘层是否合格。对公路、铁路、较大河流, 一般采用顶管穿越法。对于较深且有船只通行的比较大的河流, 可采用水底拖管穿越法。对于小河流, 可进行筑坝、排水开挖穿越。

8 管沟回填

管沟回填土之前, 应由施工单位及建设单位代表, 对管线进行检查。管道在沟内不得有悬空现象, 沟内积水必须清除。用高压电火花检漏仪再次检查管线的绝缘层。要特别注意检查阴极保护测量桩, 其引线必须焊接牢固。在管线周围及管顶300 mm之内的回填土, 必须是清洁无垃圾杂物的软土, 回填土上方留有300 mm沉降余量。特别注意不要让石块、碎砖砸伤管子表面的绝缘。

9 无损探伤

焊缝按照SY4065-93进行100%超声波探伤和部分射线探伤。射线探伤比率为一级地区5%、二级地区10%、三级地区15%、四级地区30%、穿跨越管道100%, 无法强度试验的碰头焊口100%。检查合格的焊缝, 在介质气流方向上游距焊缝100 mm处打上施焊焊工钢印代号。对于不合格的焊缝进行质量分析, 确定处理措施, 其修补长度应大于50 mm。对存在下列情况之一者应割去重焊:①同一部位补修、返修累计次数超过2次;②需返修的焊缝总长度超过周长的30%;③焊缝表面及内在裂纹长度大于焊口周长的8%或裂纹间距小于200 mm。在补口过程中热缩套出现裂纹、防腐好钢管在运输中出现防腐层碰伤, 均应进行补伤处理。补伤一般采用补伤片修补, 将补伤片贴到损伤部位用喷灯加热即可。

10 管线连通试压吹扫

管线连通试压吹扫进行分段试压和分段通球扫线, 随后对整个管线进行连通, 再作连通试压和全线吹扫。全线吹扫也是施工中的一个重要环节, 管线的吹扫口应选择在地势较高, 人烟稀少的地方。实在找不到理想的吹扫地时, 应采取有效防范措施, 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。

11 埋设标志桩

为了使管道长期安全运行, 防止农民在耕地时或其他工程施工中误伤管道, 沿管线要埋设标志桩, 直线段标志桩每隔100 m埋一个, 转角处每个转角位置埋设一个。地貌恢复是整个工程施工中的最后一道工序。恢复地貌一般用人工进行管沟平整, 沟坎完善, 力求把在施工中开挖的管沟全部恢复原貌, 以防止雨季雨水冲垮管沟, 将管道暴露在外。至此, 完成了天然气管道全部施工程序。

参考文献

[1]李智慧, 王吉峰.室内燃气管道的设计与施工[J].广东化工, 2007 (6) .

[2]张旭东.浅谈庭院天然气管道的安装和验收[J].新疆化工, 2003 (4) .