输气管道

输气管道（精选10篇）

输气管道 篇1

过滤器 (包括分离器) 等压力容器在油气管道项目中具有非常重要的作用, 其工艺接管、直径、液位等结构尺寸是否合理, 直接决定了能否达到原有设计分离效果。该项目共有立式旋风分离器1座, 卧式过滤分离器6台。现对立式旋风分离器V-8110和卧式过滤器F-8180A/B/C进行举例说明。

1 计算基础参数

1.1 旋风分离器Knock Out Drum (V-8110)

计算要求:

(1) 去除天然气中的100%液体和粒径大于8μm的固体颗粒。

(2) 设计输量为400 MMSCFD并考虑10%余量:

Turndown输量:120 MMSCFD;

清管输量:170~235 MMSCFD, 并考虑2 m/s时的16 m3/h的清管液体流量;

起始输量:30 MMSCFD;

(3) 入口参数见图1;

(4) 假设液体参数:

(1) 上游管道产生的液体为0.1 USG/MMSCFD;

(2) 清管操作时, 预计的液体流量为16 m3/h, LCL-LCH之间的缓冲容积按照10 min产生量考虑;

(3) LCH–LCL之间的液体要在10 min内, 通过排污阀的全部排出。

1.2 过滤分离器Pipeline Center Filter/Separator (F-8180A/B/C)

计算要求:

(1) 去除天然气中的100%液体、粒径大于8μm的固体颗粒和99%的0.5~8μm的固体颗粒, 100%的粒径大于3μm的固体颗粒和99%的0.5~3μm固体颗粒;

(2) 设计输量为200 MMSCFD, 并考虑10%的余量;

(3) 入口参数见图2。

(4) 假设液体参数:

(1) 上游管道产生的液体为0.1 USG/MMSCFD;

(2) LCH–LCL之间的液体要在5 min内, 通过排污阀的全部排出。

2 计算公式

2.1 蒸发气面积

式中:ρl———液体密度, kg/m3

ρg———气体密度, kg/m3

Vc———临界流速, m/s

最大允许的天然气流速为KVc。

K值是个不定系数, K值大小跟过滤原件是否采用金属丝网有很大关系, 过滤不同介质的推荐K值见表1[1]。

需要说明的是, 如果采用叶片式的过滤原件, 最大的推荐K值可以取3.3。同时, 这个值需要跟选定的厂家进行复核确认。必须注意的是, 虽然叶片式过滤器的K值可以大一些, 但是这仅仅保证对20μm以上液滴的分离效率。对于3~20μm的液滴分离, 丝网结构的分离效率会更好。

对于那些过滤没有蒸汽的卧式容器 (丝网型, 叶片型) 来说, 容器的最高点到液位高高报警点LSHH的最小间距是不得大于300 mm, 或0.2倍的容器内径。

2.2 液体断塞流容积

如果容器尺寸由断塞流来确定, 且为在稳定状态下模拟所得的计算或经验估算值 (例如:液滴尺寸=2×冒出体积) , 那么断塞流液体容积将作为NLL和LAH之间的数据予以采纳。

如果工程没有对液体断塞流给出特别规定, 那么建议最大供给 (天然气+液体) 流速下, 且液体100%充满管道下2~5s的流量作为初始估算值。

水击状态的操作性能是一种控制功能和工艺处理能力, 不仅仅是分离器体积的能力。其它水击缓冲方法可能比一个允许特别大的断塞流容积更经济。如果有地形水击时, 由静态计算得出的典型水击体积可能不够。如果是可以预期的水击, 那么建议要做包括线路管道和分离器在内的整体动态模拟计算, 以确定分离器的尺寸大小。假设动态模拟计算证明分离器水击处理效果是令人满意的, 通过上述分析研究可以发现, 分离器体积和液位设置可优化, 且二者可能与前面提到的NLL-LAH标准有所偏离。

2.3 两相流容器

低液位LAL和高液位LAH之间最小的报警泄放时间应遵循表2[2]。

LAL与LAH间的距离不少于300 mm。

除非设备内通常没有液体, 否则不允许低液位计连到液体出口管。

对立式容器来说, LALL液位要设在立式容器外形轮廓切线以上至少300 mm;而卧式容器时, LALL液位要设在容器底以上至少300 mm;但对洁净设备 (不会堵塞仪表管口) , 低液位计管口可选择放在底部。

若容器内可能有沙子, 那么LALL需考虑设得更高:400~500 mm, 同时容器内需配除沙设施。

当上述设置适当时, 低于LALL的泄放时间必须与关闭一个SDV或停一台泵的时间相一致。

2.4 液位点设置

液位计 (LG) 应设置高、低连接口, 这样才能读取到所有警报、紧急切断的液位。

(1) NLL:可控范围50%, 若分离器内有额外的容量具有液塞捕集功能的除外;

(2) LAL:最小可控范围10%;

(3) LAH:最大可控范围90%;

(4) LALL/LSLL:通常是1~2 min, 从LAL到LALL:立式容器至少200 mm, 卧式容器则至少100 mm;

(5) LAHH/LSHH:通常是1~2 min, 从LAH到LAHH:立式容器至少150 mm, 卧式容器则至少100 mm;

此滞留时间 (集液开始到集满外排的时间段) 只是一个典型的取值, 此值大小充分考虑了工作人员操作。

LALL/LAHH液位计的连接安装独立于其他仪表的连接, 并且不连到竖管上 (这种处理对其他类型的仪表也同样有效, 如压力表、温度表、计量仪表等) 。

上述液位设置方法同样适用于界面液位的设置。

图1中:φ为入口管径;D为容器直径。

h1:D<1200 mm时, h1=400 mm

D>1200 mm时, h1=600 mm;D>4000 mm时, h1=0.15D。

h2:对无焦化的设施等于100 mm, 对有焦化的设施等于150 mm。

h3:D>900 mm时, h3取后面两者的最大值:h3=0.5D或h3=450 mm+φ/2;D<900 mm时, h3=300+φ/2。

h4:取h4=1.5φ或h4=400+φ/2的最大值。

h5:液体的滞留时间通常为1~2 min并且至少150 mm。

h6:至少300 mm。

h7:液体的滞留时间通常为1~2 min并且至少150 mm。

h8:至少300 mm。需核对滞留时间是否与停一台泵或切断一个SDV阀的时间相兼容 (一致) 。

2.5 容器直径

如果容器内径小于800 mm, 可以采用钢管进行制造。容器内径小于1 000 mm, 可以采用法兰封头。

常见的立式过滤器长径比 (L/D) 在2~4之间, 而常见的卧式过滤的长径比 (L/D) 一般在2.5~5之间。

3 设备尺寸

3.1 容器接管和人孔等

人孔的数量决定于设备的内部结构, 内部组件应可以通过人孔拆卸。对于任何长度大于9 m的容器, 要求人孔数量不少于2个, 并处于容器的两侧, 为了有利于放空在条件允许的情况下也可以将人孔安装到顶部。

对于三相分离器, 进口管线管口的最小内径应等于进口管线的内径, 同时该直径还要满足相关的动量规定:

(1) 如果进口没有安装其他装备:

(2) 如果进口安装了半开管线:

(3) 如果进口安装了导向板:

式中:ρm———进口管线混合物的平均密度

Vm———进口管线混合物的流速

对于分离器的出口接口, 最小内径等于出口管线的内径, 同时该直径还要满足相关的动量规定:即

式中:ρg———气体密度

Vg———气体速度

液体出口管口的计算标准为:最大液体流速小于等于1 m/s, 且不小于2英寸。

对于可能介质含有沙子的容器, 应提高vortex breaker的高度以减小沙子被带到下游的可能性。

3.2 放空、排污及溢流接口

容器排污管口连接应遵循的原则是:

(1) 立式容器应从排污管口的低处开始接管;

(2) 对卧式容器和排污管伸入容器内的立式容器, 则从壳体上直接接管。

对长度大于6 m的卧式容器, 需要设置另外一个排污口, 且两排污口的最大间距为3 m。对配置了内件 (挡板) 的容器, 每个元件均需配排污接口。对有溢流接口的容器, 溢流口和接管尺寸要比入口/出口尺寸都大 (大于二者中较大的那个尺寸) 。

容器的放空和排污接口尺寸如表3。

3.3 辅助系统接口

辅助系统接口 (至少2”) 尺寸应按以下确定:

(1) 缓冲器和换热器 (可采用的) :2”;

(2) 对直径≥4.5 m的大型立式缓冲器, 需设2个2”的接口;

(3) 对长度>6 m以及有毒介质的卧式容器, 需设2个2”的接口;

(4) 如果容器配置了内件 (挡板) , 每个元件均需配2”的排污接口;

(5) 筒状容器:根据下面的筒身直径而定:

(1) D≤4:2”;

(2) 4<D≤5.5:3”;

(3) D>5.5:4”。

4 计算结果

4.1 V-8110计算过程及结果 (表4~表7)

Tag No.KO Drum (V-8110) ;Size:1400 mm (ID) ×4400 mm (T) 。

4.2 F-8110A/B/C计算结果过程及 (表8~表11)

Tag No.F-8180A/B/C;Size:1600 mm (ID) ×3200 mm (T) 。

参考文献

[1]API.Specification for oil and gas separators[S].API 12J, 1989.

[2]Sripoom.Process Sizing Criteria[M].ZGS-PRO-101, 2010 (Rev.0) .

输气管道 篇2

同志们：

大家上午好！

今天我们在这里共同举行天然气公司输气管道工程一标段开工仪式，借此机会，我代表对项目顺利开工建设表示热烈的祝贺，向奋战在项目一线的广大建设者致以诚挚的问候。

输气管道全长86公里，管径800毫米，压力为10兆帕，设计输量为每年40亿立方米，符合国家天然气有关产业政策和发展规划，对于优化能源结构、改善大气环境、促进节能减排都具有十分重要的意义。

我们将一如既往地支持企业发展，为企业提供优质、高效的服务，确保中项目建设的顺利实施。同时，我们也希望天然气公司及各参建单位扎实做好项目管理工作，高标准、严要求，安全施工，文明施工。

最后，预祝输气管道工程早日建成投产！

输气管道 篇3

近十年来，全国农村沼气池建设迅猛发展，就沼气好处而言，是肯定的，把农村妇女从烟熏火燎之中解放出来，对人畜粪便进行无害化处理，提高农村生产生活质量，保护生态环境和发展无公害农业起着促进性作用，以及改善全球变暧引发的自然灾害起到一定的缓冲作用，沼气工程促进了生态和经济两个系统的良性循环。但是用得好的则深受用户的欢迎，试水试压不合格的漏气池则让农户伤透脑筋，因为花那么多功夫和经济，为此，要采取可行、安全、方便和巧妙的方法对病池进行诊断和处理是非常必要的。

一、通过对输气管道及其辅助设施等的诊断，从而判断沼气池产气情况

1.看压力表气压大小，打开沼气灶看火力燃烧情况。

2.揭开蓄水圈上层盖板，平眼观察蓄水圈内是否有气泡冒出，若有气泡冒出，说明活动盖漏气。

3.观察出料口沼液颜色变化情况，发酵液呈灰色-偏稀，黄色-偏浓，黑色-偏酸，酱油色-正常，从而判断产气效果情况，。

4.观察出料口液面高度，液面过高，则沼液占据蓄气空间，影响沼气的蓄存量。

5.出料口发酵液面气泡个大并且多，说明产气效果好；如果气泡小而少或没有气泡，说明原料发酵不好或偏酸（碱）。

6.输气管和压力表漏气检查

⑴对输气管检查：把离池不远的集水瓶处总闸关掉，将接沼气灶软管取下，用嘴对着管口吹气，待指针上升后关掉软管接口处闸阀，待1-2分钟后，看气压表上指针是否下降，若下降说明两闸阀之间气道漏气。

⑵又作进一步检查，将压力表进气端附近闸阀关闭，用上述吹气方法检查，若指针上升后待1-2分钟下降，则说明此小段漏气，如果指针未下降则说明总闸到表端附近闸阀段漏气。

⑶另一种方法是用肥皂水涂在接头上检查，打开气管总阀，让管道充满气，在接头处涂上肥皂水，如有气泡，即为接头漏气，拧下接头盖检查是否套上气垫圈或未拧紧接头盖，通过这种检查可以取得很好的效果。

⑷若压力表进气端闸阀至集水瓶处总闸管段不漏气，就说明压力表进气端闸阀至炉子软管闸阀段漏气，这就拆下压力表进行漏气检查：用指腹将表上出气端口堵住，用嘴吹表上进气端口，待指针上升后，立即关掉表上开关，待2分钟后指针是否下降，下降即气压表漏气。如果表不漏气，则说明这之间其他接头漏气。

⑸用吹气密闭检查法逐一检查，并进行相关的处理，直到输气管和压力表道路不漏气为止，如果压力表指针仍然不上升，或沼气炉仍不能点燃火，说明池子漏气。

7.若输气管道正常的情况下，在沼液位置和沼液反应色正常的情况下，没有沼气，则说明蓄氣空间壁或密封台粉糊层漏气。

8.若输气管道正常的情况下，没有沼气，又发现料液下失到过梁下面，形成了池子和出料口间通气道，则说明池子漏水。

二、对诊断病况处理

（一）病池的处理

1.处理原则

放气揭活动盖，注意防火防爆防窒息，抽尽沼渣沼液，池子空气流通良好，清洁池子，有的放矢处理漏水漏气处。

2.具体做法

⑴开放总闸阀待放完余气后，彻底揭开活动盖（此时切忌打火抽烟，注意安全），用工具捞出发酵过后飘浮到活动盖下面的沼渣，用浑浆泵抽出沼液。

⑵待池子自然通风1至2天后，用水冲洗密封台上的黄泥和其他 污物，再拉好到池内的电灯或用手电筒照明（不能用打火机或其他明火做照明，以防起火爆炸），同时要一个成人在池口接应，另一个成人下池用水冲洗干净池壁污物。

⑶用突出点的辅助色（红色或黑色粗笔）标记好池拱上的漏气处，把准备好的水泥干浆用大母指摁在漏气孔上，随即连同密封台和蓄水圈壁刷准备好的乳胶漆与水泥的混和液2-3次（每隔30分钟刷一次），待24小时后，把头两天用水发软的死黄泥用手糊在密封台上，用硬薄纸板卷成筒状作工具，连同拱口下沿糊光滑均匀，然后将活动盖抬到糊好的黄泥上用粗重木棒砸紧盖，用干泥巴塞到活动盖周围大缝隙处，然后用扁木棒加压夯实，留2厘米浅沟，将细石粉水泥混合浆放到活动盖上面，均匀铺平3-5厘米厚，用泥掌抹平，再撒入干水泥灰抹平，随后用不漏水的薄膜放到蓄水圈内，另外用一张薄膜斜铺在蓄水圈墙壁上，在上面缓缓倒入细水（注意不要冲动蓄水圈内的湿混泥土），直到蓄水圈加5-8厘米深的水为止，以防湿浆与蓄水圈内墙壁脱浆漏气。

⑷若未发现漏气孔，即为过梁下面转角处封浆未满，或下料口与池子接口处未封满浆导致蜂花眼漏水，以至出料口沼液未封洞漏气。

⑸对处理好的池子，待24小时干浆后试水试压，待不漏水漏气后加粪产气，3至5天后放气试火。

（二）沼液偏酸调节

加已发酵的牛粪（或其他接种物），添加发酵剂，争对偏酸情况加入适量的草木灰或适量的澄清石灰水调节。

（三）沼液过高，抽出沼液，保持液位

每7天抽一次沼液，确保液面保持在起拱线面一致，保证足够的蓄气空间。

（四）输气管道及其辅助设施漏气的正确处理：

1.用吹气密闭（或肥皂水涂到接头处是否有气泡冒出）检查法检查出漏气段的维修：拧开接头处，检查是否有气垫，接头胶锣帽是否拧紧，一一检查拧紧。

2.漏气压力表的检修，拧开表上脱硫剂盖子，检查密封圈是否被脱硫剂细沙垫着，造成缝隙漏气，把细沙清理干净，拧紧盖子即可。

3.对所有管道接头处、压力表、闸阀、池子漏水漏气处理好的前提下，同时在加料产气正常的情况下，仍没有沼气导入炉子，则说明管壁有沙眼漏气，则拆下所有道气管处理：将所拆胶管圈起来放入深水中，用左手大拇指堵塞一端口，用嘴向另一端口吹气，看哪点漏气，一旦发现，则用先准备好小针插入漏气沙眼，然后去掉患处，加以处理即可。

现代输气管道站场供电方案探讨 篇4

1 输气管道站场的负荷特征

1.1 关于负荷等级的认识

现阶段我国现行规范有《东配电系统设计规范》、《输气管道工程设计规范》等, 根据这两个规范的的规定, 在输气管道站场中, 压力站使用点击驱动时, 其为一级负荷。使用燃机驱动时, 其压力的符合为二级;在输气管道站场各输气的分输站主要采用二级负荷;在站场内, 各负荷中的通信、自控、机组等的应急系统为一级负荷, 其中应急的照明的电力负荷也是一级负荷。

在输气管道站场, 压气站的生产是一个连续的过程。输气管道输送的天然气等气体具有强烈的易燃性和易爆性, 在站场中, 出现突发性的停电时, 会对站场中管道的输气压力和输气量造成严重的损失, 甚至会中断管道输气的工作, 从而出现严重的经济损失。停电情况下, 不仅仅会造成输气作业的中断, 还会给电驱压气站和燃驱压气站带来严重的影响, 致使其压缩机组停运, 因此在实际的操作过程中, 要根据输气管道本身的特性和重要意义, 来气其中的各设备的供电设置负荷等级以及相应的供电防范。但是需要特别注意的是, 在输气管道站场中, 管道首站的供电, 如果遇到突然的停电, 对输气管道上游的气田造成严重的影响。甚至还会出现由于输气管道上游气田的压力过大而需要暂时关闭气井。因此, 当压缩机站为首站时, 应该制定科学合理的供电方案, 以保证压缩机站的正常运行。

1.2 用电负荷的特征

从实际的经验中, 可以看出, 计算的负荷通常比较偏大, 实际运行中, 由于间歇性负荷比较多, 在实际的运行中, 负荷会出现很大程度的波动。而采用计算的方式, 得出的负荷是不正确的, 造成发电机组的较大容量和较低的发电机组的负荷率, 在发电机组持续工作时, 会出现严重烧机油的现象, 从而会使气缸内部集碳, 使发电机组的使用性下降, 较大的故障的出现, 会严重影响发电机组的使用寿命。才外, 在发电机组的实际运行中, 如果机组的负荷较小, 就会使武功补偿装置不能正常的运转, 从而出现发电机组的功率出现因数超标的现象。因此, 只有对现代输气管道的生产过程和相关技术进行掌握, 才能计算出正确的发电机组的负荷, 为配电方案的确定提供理论依据。

2 供电方案

通常情况下, 根据电网的及时情况以及用电的负荷性质, 输气站场一般采用双回外电线路供电;采用一路外电源加一路自备电源的供电方式以及无外电地区, 完全自主发电三种方式。

从对电网运行管理的角度分析, 采用外电源供电方式是完全自发电方式无法比拟的。采用外电源供电, 能够保证供配电系统的安全性和稳定性, 即使在架空线路出现问题时, 对外电源恢复供电的时间要远远小于发电机组出现故障的修复时间。事实证明, 电力网比单一发电机组供电更可靠。因此, 采用电力网是现阶段制定供电方案的首选。但是随着我国社会经济的发展, 在我国一些地区用电依旧紧张, 频繁出现限电和断电现象, 在一些偏远的地区, 输气管道站场位于乡村, 条件差, 没有可靠的双回路电源, 所以常采用在一路外电源的基础上在加上一路自备电源的供电方案。

在双电源供电厂, 通常都会采用单母线分段或者是内桥接线的方式;在正常运行条件下, 一路电源出现故障以后, 自行退出, 另一路电源提供站内圈闭的负荷用电。

在无电地区的输气站, 要满足日常的供电, 就需要采用多台发电机组进行供电, 对发动机要进行定期的保养和维修。除此之外, 还要对发电机组的可靠行和高自动化性能能进行分析, 接线的方式, 以满足发电机组之间的正常切换和并列运行为主。

在管道的建设中, 一般要根据输气工程下游分输的需要, 不断增加分输站和压缩机站, 因此供电方案应该考虑未来发展的可能性, 尽量减少浪费。

3 保安电源

在单电源供电的输气站中, 设置应急供电的保安电源是必须的。在外电与昂停电以后, 保安电源要提供自控、通信、应急照明等供电的负荷。发电机组为保安电源。

电气故障是没有办法在某一个确定的范围内部可以限制的, 而电力部门并不能确保供电的持续性, 即使出现供电中断的现象, 电力部门也不需要承担任何的责任。因此, 应急电源要和电网上的电气相分离, 保持自身的独立性。工作电源和应急电源之间要采取一定的措施, 避免其并列运行的现象出现, 防止工作电源系统出现故障。为了防止出现在对一个电源系统进行检修和故障检查的同时另一个电源又发生严重的故障, 为了防止这种现象的发生, 需要采用UPS (不间断电源) 作为应急电源, 以确保自控、通信、事故照明以及压缩机组的紧急停电等现象的出现。

4 总结

对于输气管道站场而言, 供电方案是否科学合理, 是决定了输气站场是否能够正常运行的关键。在对输气管道站场的供电系统进行设计时, 既要采用先进的科学技术和新工艺, 满足用户的需要, 又要节约投资, 和输气管道的生产管理模式相结合, 充分的考虑供电系统的安全性、可靠性、灵活性、实用性等, 此外还要做好输气管道站场的主要耗能设备的设计和运行优化, 有效的实现节能降耗。为站场供电提供有力的保障。

摘要：本文主要以我国某输气管道工程的供电设计为背景, 通过对输气管道站场负载实测, 讨论了现代输气管道供电方案, 并且提出了确定供电方案原则和注意的主要问题, 为我国现代输气管道站场供电方案的设计和实行提供宝贵的经验。

关键词：输气管道,站场,供电,方案

参考文献

[1]付寿刚, 刘建海, 等.高压储气井在压缩天然气供气站的应用[J].煤气与热气, 2004 (05) [1]付寿刚, 刘建海, 等.高压储气井在压缩天然气供气站的应用[J].煤气与热气, 2004 (05)

[2]黎云英, 输气管道站场总图特点以及主要做法[J].2008 (02) [2]黎云英, 输气管道站场总图特点以及主要做法[J].2008 (02)

[3]方东晓, 钱济人, 陈燕玲, 等.杭甬线输气管道站场设计优化[J].天然气与石油, 2008 (10) [3]方东晓, 钱济人, 陈燕玲, 等.杭甬线输气管道站场设计优化[J].天然气与石油, 2008 (10)

输气管道 篇5

录

1执行的技术规范、规程……………………………………………………2 2线路工程……………………………………………………………………3 3穿越

跨越工程……………………………………………………………5 3.1大中型河流穿越………………………………………………………5 3.2小型穿越………………………………………………………………6 3.3大中型河流跨越………………………………………………………7 3.4等级公路、铁路穿越…………………………………………………8 3.5图表（根据业主和设计要求调整）…………………………………9 4厂、站场、阀室详细勘察…………………………………………………9 5隧道工程……………………………………………………………………10 6伴行道路……………………………………………………………………12 7不良地质作用和地质灾害地段的勘察……………………………………14 8特殊性岩土段的线路勘察…………………………………………………14 附件：

附件一：输气管道工程岩土工程勘察报告（模板）附件二：穿（跨）越工程岩土工程勘察报告（模板）附件三：站场工程岩土工程勘察报告（模板）附件四：隧道工程岩土工程勘察报告（模板）

XXXXXXXXXXXX工程

岩土工程勘察统一技术规定 执行的技术规程、规范

岩土工程勘察应严格遵循国家现行勘察技术规范、规程。遵循的主要技术规范、规程：

1.1《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）（2009年版）； 1.2《岩土工程勘察安全规范》（GB50585-2010）；

1.3《油气田及管道岩土工程勘察规范》（GB50568-2010）； 1.4《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）；

1.5《油气输送管道穿越工程设计规范》（GB50423-2007）； 1.6《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）； 1.7《建筑桩基技术规范》（JGJ94-2008）； 1.8《建筑边坡工程技术规范》（GB50330-2002）； 1.9《建筑地基处理技术规范》（JGJ79-2002）； 1.10《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）；

1.11《油气输送管道线路工程抗震技术规范》（GB50470-2008）； 1.12《公路工程抗震设计规范》（JTJ004-89）； 1.13《堤防工程设计规范》（GB50286-98）； 1.14《水文调查规范》（SL196-97）；

1.15《铁路工程水文勘测设计规范》（TB10017-99）； 1.16《动力机器基础设计规范》（GB50040-96）； 1.17《冻土工程地质勘察规范》（GB50324-2001）； 1.18《软土地区工程地质勘察规范》（JGJ83-91）；

1.19《公路软土地基路堤设计与施工技术规范》（JTJ017-96）； 1.20《盐渍土地区建筑规范》（SY/T0317-97）； 1.21《膨胀土地区建筑技术规范》（GBJ112-87）； 1.22《湿陷性黄土地区建筑规范》（GB50025-2004）； 1.23《公路路基设计规范》（JTJ013-95）；

－1－

1.24《公路隧道设计规范》（JTGD70-2004）；

1.25《公路桥涵地基与基础设计规范》（JTGD63-2007）； 1.26《公路工程地质勘察规范》（JTJ-064-98）； 1.27《工程岩体试验方法标准》（GB/T50266-99）； 1.28《土工试验方法标准》（GB/T50123-1999）； 1.29《公路土工试验规程》（JTJ051-93）； 1.30《建筑工程地质钻探技术标准》（JGJ87-92）； 1.31《圆锥动力触探试验规程》（YS5219-2000）； 1.32《原状土取样技术标准》（JGJ89-92）； 1.33《工程岩体分级标准》（GB50218-94）； 1.34《岩土工程基本术语标准》（GB/T50279-98）； 1.35《岩土工程勘察制图标准》（SY/T0051-2003）；

1.36《油气管道岩土工程勘察质量评定要求》（SY/T6706-2007）； 1.37《油气管道工程勘察测绘内容及深度规定》（第一版）； 1.38《中国石油油气长输管道工程勘察测绘导则》（试行）； 1.39《浅层地震勘查技术规范》（DZ/T0170-1997）； 1.40《水利水电工程物探规程》（DL5010-92）； 1.41《铁路工程物探勘探规程》（TB10013-2004）； 1.42《油气输送管道工程测量规范》（GB50539-2009）； 1.43《油气田工程测量规范》（GB/T50537-2009）； 1.44《工程测量规范》（GB50026-2007）；

1.45 《房屋建筑和市政基础设施工程勘察文件编制深度规定》（2010年版）； 1.46其它有关规范、规程和规定等。线路工程

线路工程的岩土工程详细勘察除按照《油气田及管道岩土工程勘察规范》（GB50568-2010）的第4.2节的有关规定进行外，尚应满足如下要求：

2.1详细查明全线工程地质、水文地质条件。主要包括：自然地理，地质构造，岩土体的分布及特征，不良地质作用和环境灾害（如滑坡、崩塌、泥石流、高边坡、采空区、岩溶等）及特殊性岩土（如膨胀土、盐渍土、污染土、软土、风沙等）的位置、规模和发展趋势等，线路沿线分布断裂的性质和活动性等。

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不良地质作用和地质灾害和特殊岩土地段线路详细勘察按《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001，2009年版）和《油气田及管道岩土工程勘察规范》（GB50568-2010）的相关规定执行。

2.2勘探点布置：勘探点的布置要充分利用初步勘察成果资料，线路中线优化结果与初步勘察时线位一致的地段，详细勘察的勘探点只需在初步勘察的基础上进行加密；线路中线优化结果偏离初步勘察勘探点控制范围时应重新布置勘探点。

勘探点间距按照地貌单元和地层分布（岩土工程勘察等级）具体确定，应控制住线路地层的变化，且每个地貌单元有不少于2个勘探点，以探坑（井、槽）和钻孔为主；勘察等级为甲级间距200～300m；勘察等级为乙级间距为300～500m，勘察等级为丙级500～1000m。

2.3勘探深度：勘探点深度应达到管沟底面以下1m。当无法取得管底埋深资料时，平原地区中一般应大于3.0m；地形起伏较大的山区和丘陵区不小于4.0m。

若地层复杂时，勘探点深度应适当加深，当遇到厚度超过管道埋深的碎石土层，深度可予以减小；遇到稳定分布的基岩时，即可终止勘探。特殊地层，如膨胀土、软土等，勘探孔深度除应达到一般地段的勘探深度外，尚应探至膨胀土裂隙深度下或软土持力层以下。

2.4土壤腐蚀性判定：沿线土壤视电阻率测定的间距同勘探点的间距，一般为500～1000m，测试深度3.0m；对于土壤视电阻率值发生突变的地段或土壤视电阻率较低（＜50Ω·m）地段，应适当加密测点，判定沿线土壤对埋地钢质管道的腐蚀性。测量结果记录在线路纵断面图的相关位置上，并提供管道沿线视电阻率测试成果表。土壤对钢结构的腐蚀性评价采用综合评价，按照《油气田及管道岩土工程勘察规范》（GB50568-2010）附表A.0.1-2执行。

2.5线路岩土工程分段：采用实测地形图定点和GPS导航定位，综合考虑地层岩性、地下水位埋深和土壤腐蚀性等因素详细划分线路岩土工程分段，尤其对石方段、碎石土地段着重描述。线路分段应全面考虑线路岩土工程的条件，如地层分布、地下水埋深、土壤腐蚀性、不良地质现象等。同一段的土层厚度变化范围不得超过1.0m，地下水位变化范围不得超过1.5m。每一段应按地貌单元、岩土名称、颜色、状态、密实度、特征、厚度和丰水位、枯水位进行描述（如果勘察期间为枯水期时，丰水期的水位可现场进行调查分析提供，也可收集水文、气象部门提供的水位变幅进行估算）。对于岩土应描述成因、年代、名称、颜色、主要矿物结构、构造和风化程度，并进行土、石工程分

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级（土、石工程分级可参照《油气田及管道岩土工程勘察规范》（GB50568-2010）执行。并将上述内容（简要）分段标注于线路纵断面图《工程地质条件》栏内。线路勘探点位置应填写在平面示意图的相应位置上，应按顺序进行编号。勘探点的绘制大小为：外径3mm（例：⊙DZn，n为数字）。

2.6地下水：勘察期间对管道沿线的地下水位进行调查分析，对管道沿线地下水位高于管道埋深的地段，代表性地采取地下水试样（管线通过水塘地段，宜取地表水样），进行水质和侵蚀性分析，评价水对钢质管道和建筑材料的腐蚀性。

2.7取样及试验

黄土地区应分区段取样确定各区段黄土湿陷场地类别，判定湿陷等级。对较软弱的粘性土（淤泥）现场采用轻型圆锥动力触探（N10）进行测试。在高烈度区，采用静力触探或标准贯入试验对饱和砂土、粉土进行液化判别。勘探深度内遇到砂土，应采取扰动土样(约2kg)，测定其天然休止角(烘干、水下)。2.8图标（根据业主和设计要求调整）2.8.1线路工程地质平面图； 2.8.2线路工程地质剖面图；

2.8.3沿线土壤视电阻率测试和腐蚀性评价成果表； 2.8.4岩石、土、水样试验成果表等。穿越

跨越工程

3.1 大中型河流穿越

3.1.1 根据穿越方式和穿越处的工程地质条件和工程水文条件，运用综合勘探技术，查明穿越处的地层结构及其物理力学性质和工程水文参数。

3.1.2 详细勘察的勘探点数量和间距应按岩土工程勘察等级确定，并应符合下列规定：

a.勘探点布置在确定的穿越管道中线上〔不包括非开挖（定向钻、顶管、隧道）穿越方式〕。偏离中心线距离不大于3m；勘探点间距以能控制地层变化为原则，平原河流50～100m，山区河流应为30～50m。河流穿越勘探点总数不宜少于4个(两岸各1个，河床至少2个。针对不同的地层采取适宜的勘探测试手段及取样试验方法，以确定地层的物理力学性质。

b.非开挖穿越方式勘察按《油气田及管道岩土工程勘察规范》GB50568-2010)第4.3节进行布置勘探点，在穿越中线两侧（上、下游）15～20m处各布置一条勘探线，两

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条勘探线上勘探点交错布置，勘探点投影到中线上间距为30～100m，地基等级为一级取小值，三级取大值。

c.当采取顶管方案时，应于两岸沉井处布置勘探点3～5个。

d.当需要查明穿越地段有无异常埋置物(如管线、电缆、混凝土构筑物、古城遗址等)，可采用工程物探手段(例如：电法、金属管探测仪、地质雷达和地震CT等)进行探测。

3.1.3 详细勘察阶段的勘探点深度应按下列原则确定。

a.对于沟埋敷设方式，一般应钻至河床最大冲刷深度以下3～5m，无冲刷深度资料时，应视河床地质条件而定：对于粉细砂、粉土及粘性土河床，勘察深度为10～15m；对于中、粗、砾砂河床勘探深度为8～12m；对于卵(砾)石河床，勘探点深度6～8m；对于基岩应钻穿强风化层，当强风化层很厚时，最大深度以10m为限。以上勘探深度均自河床底面算起。

b.当设计采用顶管方式时，勘探点深度根据顶管要求确定，一般钻探点深度应钻至设计管底以下3.0m。

c.当采用定向钻穿越方式时，勘探点深度为设计管底深度以下3～5m。3.1.4 取试样和进行原位测试的勘探点数量，一般占勘探点总数1/2～2/3。3.1.5 取试样或进行原位测试部位的竖向间距，应按设计要求和岩土性质确定，一般每隔1～2m取样1件、或取得1个原位测试数据，每一主要土层的试样或原位测试数据不少于6个。

3.1.6 试验项目应根据穿越方式和岩土性质确定，按《油气田及管道岩土工程勘察规范》(GB50568-2010)第4.3条执行。

3.1.7 搜集和分析整理工程水文资料，大型河流按百年一遇，中型河流按五十年一遇搜集和分析整理，推求其相应流量、流速、水位。

3.1.8 根据钻探揭示的地质构成资料结合推求的水文参数确定冲刷深度，评价河床及岸坡稳定性，提出保证穿越管道安全的岩土工程建议。

3.1.9钻探完成后，采用泥浆压力注入水泥砂浆封孔。3.2 小型穿越

3.2.1 小型穿越工程岩土工程勘察工作应在确定的穿越断面两岸及河床布置勘探点(河床内勘探点不得少于2个)。勘探深度一般6.0m左右。遇饱和的粉细砂及软粘土适当加深，但最深以10.0m为限。一般只进行工程地质描述，不采取土样分析试验。小型河流(沟渠)在“平面示意图”上绘出钻孔位置，可与测量线路专业共同编制纵断面图，－5－

扼要填写地层岩性结论及敷设深度和管道穿越岩土工程措施建议。

3.2.2 小型河流按二十年一遇搜集和调查分析整理工程水文参数。3.3 大中型河流跨越

3.3.1 跨越工程勘察应进行下列工作： a.查明跨越河段的地形、地貌及地质构造类型。

b.查明管墩范围内的地层岩性、风化破碎程度、软弱夹层及其物理力学性质，对场地及基墩进行稳定性评价。

c.当抗震设防烈度等于或大于6度时应提供场地土类型、建筑场地类别。d.当跨越地段地震设防烈度等于或大于7度时，应查明管墩范围15m深度内有无液化土层，并按《油气田及管道岩土工程勘察规范》(GB50568-2010)4.4节的规定及附录B进行判别和确定场地的液化等级，同时应满足《油气输送管道线路工程抗震技术规范》(GB50470-2008)有关规定。

e.查明对管墩建筑有影响的不良地质现象的性质、特征和分布情况，并提出处理意见。

f.查明河水和地下水对混凝土的腐蚀性。

g.收集整理气象资料，尤其是大风等对跨越影响较大的气象资料。

h.跨越基墩在河床内时，搜集整理工程水文资料，推算流速、水位，进行一般冲刷计算，确定稳定层位，对有冰凌的河流还应搜集冰凌期及其冰凌情况。

3.3.2 勘探点数量按地基等级规定如下： 一、二级：每个管墩、风索锚墩、塔架锚墩2～4个，若持力层为基岩，应做原位测试以测定岩体强度、岩体弹性模量。

三级：每个管墩、风索锚墩、塔架锚墩1～2个(基岩区1个，其它地段2个，若遇卵石层1个钻探，1个进行超重型动力触探(N120)。

3.3.3 勘探点的深度按地基土的性质和基础类型确定：

a.对于天然地基，勘探深度为基础底面以下2.0b～3.0b(b为基础宽度)。

b.对于桩基勘探深度至桩尖持力层顶板以下3～5m。当在预计深度范围内有软弱下卧层时应予钻穿，并达到厚度不小于3.0m的密实土层。

c.在预定深度内遇见基岩时，应钻穿强风化层，当强风化层很厚时，最深以10m为限。

3.3.4 管墩地基土主要受力层内每隔1～2m取样1件，对桩基勘探深度范围内的

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每一主要土层，均应采取原状土样或进行原位测试(总数量不应小于6个)，并取地下水2套，进行地下水对混凝土腐蚀性评价。

3.3.5 各类地基需提供的物理力学指标，应按《油气田及管道岩土工程勘察规范》(GB50568-2010)第4.4节执行。

3.4 等级公路、铁路穿越 3.4.1沟埋（开挖）敷设穿越

公路、铁路沟埋（开挖）敷设穿越的岩土工程详细勘察应严格按照《油气田及管道岩土工程勘察规范》（GB50568-2010）的第4.3节的有关规定要求进行。需要强调以下几点：

a.当需要查明穿越地段有无异常埋置物（如管线、电缆、混凝土构筑物、古城遗址等），可采用工程物探手段（例如：电法、金属管探测仪、地质雷达和地震CT等）进行探测。

b.勘探线布置

勘探线布置在穿越轴线上（偏离中心线不应大于3m）。c.勘探点间距

公路、铁路路基边缘向外，勘探点间距为30～100m。每一处公路、铁路沟埋（开挖）敷设穿越勘探点布置不得少于4个（两侧路基边缘各1个）。

d.勘探点深度

勘探点深度一般为8～10m；对于厚度较大、分布稳定的卵（砾）石地层、基岩，勘探深度可适当减少，但不应小于5m。

3.4.2非开挖方式穿越

公路、铁路非开挖穿越的岩土工程详细勘察应严格按照《油气田及管道岩土工程勘察规范》（GB50568-2010）的第4.3节的有关规定要求进行。需要强调以下几点：

a.当需要查明穿越地段有无异常埋置物（如管线、电缆、混凝土构筑物、古城遗址等），可采用工程物探手段（例如：电法、金属管探测仪、地质雷达和地震CT等）进行探测。

b.勘探线布置

在穿越中线两侧15m 处各布置一条勘探线，两条勘探线上的勘探点交错布置。c.勘探点间距

公路、铁路路基边缘向外，勘探点间距为30～100m。每一处公路、铁路定向钻穿

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越勘探点布置不得少于4个（两侧路基边缘各1个）。

d.勘探点深度

勘探点深度为设计穿越深度以下3～5m。若无设计要求，以穿越断面最低点向下40m，在预定深度内为基岩则钻至微风化层10m。

e.钻探试验完成后，采用泥浆泵压力注入水泥砂浆封孔。3.5图表（根据业主和设计要求调整）3.5.1勘探点平面位置图； 3.5.2工程地质剖面图； 3.5.3其它必要图表。厂、站场、阀室详细勘察

4.1 执行《岩土工程勘察规范》(GB50021-2001)（2009年版），查明场地与地基的岩土性质、地下水埋藏条件、不良工程地质条件和地震效应，提供岩土物理力学参数和地基承载力，对地基和基础的设计方案提出建议，应对勘察范围内地下各种管道、光缆、电缆与地下构筑物探明。各站场勘探点间距和勘探深度根据岩土工程勘察等级确定，根据《岩土工程勘察规范》(GB50021-2001)（2009年版）中4.1.11～20条要求，一般情况下可按下列要求执行：

4.1.1勘探点布置和勘探孔深度应按《岩土工程勘察规范》(GB50021-2001)（2009年版）、《油气田及管道岩土工程勘察规范》（GB50568-2010）的第4.1.11条有关规定，勘探点间距一般为15～30m，无特殊要求建（构）筑物单体或建（构）筑物群按范围布置，重大设备基础应单独布置勘探点，重大的动力基础和高耸构筑物，勘探点不少于3个，对于压气站，考虑到压缩机振动与扰动大，勘探点间距宜取表4.1.11中之下限值。

4.1.2勘探点深度应满足《油气田及管道岩土工程勘察规范》（GB50568-2010）中第4.1.12条有关规定，厂（站）一般勘探点深度10～15m，控制性钻孔深度为15～30m，阀室钻孔深度一般为8～10m。

4.1.3 取样与试验：取试样和进行原位测试的勘探点数量，一般占勘探点总数的1/2～2/3。取试样或进行原位测试部位的竖向间距，根据岩土性质确定，每隔1～2m取样1件或取得1个原位测试数据。勘探深度内遇地下水采取地下水2件。当有压缩机等动力设备时，需在设备基础处进行孔内波速测试，提供地基动力特征参数。

4.1.4遇到地下水时，应停钻量测初见水位；钻探结束后(对于砂类土不少于30min；对粉土不少于1h；对于粘性土不少于24h)量测地下水位，水位允许误差为±1.0cm。

4.1.5地震效应：抗震设防烈度大于等于6度时应对饱和粉土、砂土，进行标准贯

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入或静力触探试验，以判定其地震液化的可能性。

4.1.6图表

a.勘探点平面位置图； b.工程地质剖面图；

c.工程地质柱状图（未画进剖面图）；

d.其它必要的图表（岩石试验成果表、水土分析成果表和原位测试成果）。隧道工程

5.1 本阶段主要任务：

5.1.1对隧道所在区域的地形、地貌、工程地质特征及水文地质条件做出正确评价。5.1.2根据控制围岩稳定的诸因素及地层弹性纵波的波速，分析确定隧道洞身的围岩类别，分析围岩的稳定性及洞口斜坡的稳定性。

5.1.3正确评价和预测隧道的工程地质、水文地质条件及其发展趋势，提供设计、施工所需定量指标，以及设计、施工应注意的问题

5.2 调查测绘：

5.2.1查明隧道通过地段的地形、地貌、地层、岩性、构造，岩质隧道应着重查明岩层层理，片理、节理等软弱结构面的产状及组合形式，断层、褶皱的性质、产状、破碎带宽度及破碎程度。

5.2.2查明隧道是否通过煤层、膨胀性岩土、有用矿体、高应力区及可能对隧道造成的偏压等。对含有这些不良条件的地段，应预测地层膨胀、高应力、偏压等对硐体的影响，并对有害气体或放射性物质做出评价。

5.2.3查明不良地质、特殊地质对隧道通过的影响，特别是对硐口位置边坡、仰坡的影响，提出工程措施的建议。

5.2.4查明隧道附近井、泉的分布情况，分析隧道地区的水文地质条件，判明地下水的类型、水质及补给来源，预测地下水的腐蚀性和硐体分段涌水量。宜避开岩溶、暗河地区。并充分估计隧道开挖引起地表塌陷及地表水漏失的问题，提出相应的工程措施建议。

5.2.5综合分析岩性、构造、地下水等有关工程地质测绘、勘探、测试成果，分段确定隧道围岩类别。

5.2.6在隧道硐口需要接长明硐的地段，应查明明硐基底的工程地质条件。5.3 物理勘探

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5.3.1应根据隧道所在地区的地形、地质条件选择适当的物探方法，对于岩质隧道可采用地震勘探，沿隧道轴线至少布置一条地震测线，测点间距以10～20m为宜，地质构造复杂地段应适当加密，两洞口应布置横测线，测点间距为5m；若洞口或洞身发现有溶洞或其他构造，破碎带应适当增加横测线和加密测点。

5.3.2用声波测定岩体的弹性纵波波速时，宜同时测定岩体弹性横波波速。除测定岩体波速外，还应测定岩石试件弹性波速。

5.3.3水下隧道物探，测线宜沿隧道轴线及两侧布设，一般不少于5条；横测线一般应顺水流方向布设，不宜少于3条。测点间距5～10m。

5.4 勘探与测试 5.4.1钻孔布置：

a.根据物探异常点，洞身低凹部位与探明构造带等不良地质现象综合考虑布置钻孔，以查明地层变化、裂隙发育程度、水文地质条件变化。

b.陆上钻孔通常布置在隧道两侧3～5m处，水下及岩溶地区隧道布置在隧道两侧15～20m处。勘探点间距应为200～400m，洞口附近覆盖层较厚时，应布置勘探点，勘探点数量不少于4个，水下勘探间距为50～100m（投影到中线距离）。

c.钻孔终孔后必须封填，水下及岩溶地区隧道钻孔应进行压力注浆（水泥砂浆）封孔。

5.4.2钻探深度应达到隧道底板高程以下3～5m，遇不良地质地层时，应适当加深。水下钻孔深度应达到设计隧道底板以下10～20m。

5.4.3钻探过程中遇到地下水时应查明水层的位置和厚度，并取样分析，判明对混凝土、钢材的腐蚀性。水文地质条件复杂的隧道，应分层进行压水或抽水试验，并分析隧道开挖后可能出现的涌水量，并提出防止涌水的措施。

5.4.4进行弹性波勘探，测定岩体、岩石试件的弹性波速度，判断岩体的完整性。5.4.5为了解隧道通过的岩土的物理力学性质。

a.取代表性样品进行试验，对膨胀性岩土应加做矿物含量分析及膨胀试验。b.进行岩体原位测试试验测试岩体强度、岩体弹性模量及地应力。

5.4.6岩石、土、水取样与试验、有毒气体、地温异常现场检测、波速测试、水文地质观测、试验等按照《油气田及管道岩土工程勘察规范》（GB50568-2010）之第4.5.6条执行。

5.4.7 工程水文参数、水下隧道的设计洪水率根据河流的工程等级划分：大型河流

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按百年一遇考虑；中型河流按50年一遇考虑；水文参数包括水位、流量、流速、冲刷深度等。

5.5 资料编制应提供下列资料： 5.5.1岩土工程勘察报告

5.5.2隧道工程地质平面图 1：500～1：1000 5.5.3隧道工程地质纵断面图 横1:500～1:5000，纵1:200～1:500 5.5.4隧道硐体工程地质横断面图 横1:200或1:500，纵1:50～1:100 5.5.5隧道硐口工程地质图 1:500 5.5.6隧道硐口工程地质纵断面图

横1:200～1：500，纵1:50～1：100 5.5.6隧道硐口工程地质横断面图

横1:200～1：500，纵1:50～1：100 5.5.7明硐边墙墙址工程地质纵断面图 横1:200～1:2000，纵1:50～1:500 5.5.8岩石质量指标(RQD)与深度关系图。

6伴行道路

6.1伴行道路的岩土工程详细勘察主要依据《公路工程地质勘察规范》（JTJ064-98）、《公路桥涵地基与基础设计规范》（JTGD63-2007）、《公路土工试验规程》（JTGE40-2007）、《公路软土地基路堤设计与施工技术规范》（JTJ017-96）、《公路路基设计规范》（JTGD30-2004）、《公路工程抗震设计规范》（JTJ004-89）和其它相关规范、规程有关规定执行。根据设计委托，对勘察范围和具体技术要求进行适当调整。下面着重强调几点：

6.1.1在充分收集既有资料的基础上，进行外业地质调绘。

6.1.2调查沿线的地形地貌、地层岩性、地质构造和地下水等特征，为路线方案提供足够的地质资料；

6.1.3重点查明路线沿线不良地质性质、分布、规模、发生与发展趋势、地下水特征，定性和定量的评价其对路线的影响，必要时应进行工程地质选线。须特别注意岩层的顺层（顺向坡）地段，应预测其在工程实施中产生工程危害的可能性。

6.1.4重点查明特殊岩土的分布范围、性质、埋深、厚度、地下水特征等，评价其对路线的影响，提出合适的工程处理措施。其中对粘性土、软土及其它特殊性岩土等应取原状样进行常规物理力学性质试验和湿陷性、膨胀性等试验，评价土层地基的工程适宜性。

6.1.5对桥涵工点应进行细致的地质调查，分析工程地质条件；对地质条件复杂的

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桥、涵应进行综合工程地质勘探。

6.1.6开挖边坡路段，当边坡高度大于10m时，应对边坡稳定性进行评价，特别是順层基岩边坡或第四系覆盖层厚度大于2m可能形成临空面的斜坡面的开挖边坡，应预测其发生工程滑坡的可能性。

6.1.7路基工程应分段描述评价，桥、涵应单独进行工程地质评价。

6.1.8路基横断面填绘要求：一般路基填方段可控制性填绘代表性横断面，挖方路段需进行每个横断面填绘。

6.1.9纵断面填绘要求：不良地质和特殊岩土路段需按地质图例填绘地质花纹。6.1.10平面图填绘要求：主要填绘沿线不良地质和特殊性岩土范围，并按要求填绘标注清楚；其它路段应填绘地层界线、时代和岩土代号。

6.1.11勘探工作应结合工程重点布设在不良地质、特殊性岩土地段和道路工程构造物位置。

6.1.12勘探点的数量、间距、深度，应能满足查明工程地质条件和施工图设计的需要。

伴行道路岩土工程勘察报告：

6.2每一条伴行道路单独编制岩土工程勘察报告。其内容主要包括但不限于： 6.2.1文字部分 拟建工程概况；

勘察目的、任务要求和依据的技术标准、道路设计标准； 勘察技术方法、勘察工作布置和完成的工作量及质量评述； 自然地理条件（包括地理位置与交通、气象、水文和植被等）；

工程地质条件（包括地质构造与地震、地形地貌、地层岩性、地下水等）； 不良地质现象及灾害地质评价（包括滑坡、崩塌、泥石流等）； 线路工程地质评价； 土石工程分级和承载力；

拟建公路沿线工程地质评价（包括边坡、路基等）； 桥涵工程地质评价；

天然建筑材料（包括石料、骨料、用水等）； 施工注意事项； 结论与建议

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6.2.2图表部分 工程地质平面图； 工程地质纵剖面图； 工程地质横剖面图； 工程地质柱状图；

其它必要的图表（岩土试验成果、水质分析、原位测试结果、桥涵工程地质说明表等）。不良地质作用和地质灾害地段的勘察

查明管道沿线不良地质地段的位置和物理力学性质，按《油气田及管道岩土工程勘察规范》(GB50568-2010)第5章执行。特殊性岩土段的线路勘察

特殊性岩土质的线路勘察可参照《油气田及管道岩土工程勘察规范》(GB50568-2010)第6条执行。

建立输气管道综合保护体系的探讨 篇6

关键词：山东管网,天然气管道,管道保护

2013年以来 ,国内接连发生 黄岛、高 雄等多起管道泄漏爆炸事故, 引起了全社会对管道安全生产工作的广泛关注。天然气管道作为国家的能源大动脉,它的安全运行,关乎国家经济发展、社会安定和人民群众生命财产安全。但令人遗憾的是,近年来管道占压、施工破坏等现象呈逐年上升趋势,给管道安全生产带来了极大的安全隐患。因此,结合当前的管道保护形势, 开展旨在提升管道保护效果的管理模式创新势在必行。

1 山东天然气管网管道保护现状

随着地方经济的发展和能源结构的调整, 近年来山东天然气管网的建设步伐不断加快, 管网结构不断完善。但在管网规模扩大的同时,管道保护的任务也随之进一步加重。

根据2013年底隐患排查统计,山东天然气管网共有管道占压、圈占、安全间距不足等各类隐患454处,其中不乏学校、医院、居民区等直接占压管道的高后果区大量存在。且随着山东省城市化进程的加快和农村基础设施的不断建设完善,工厂、道路、水利等工程建设方兴未艾, 潜在的管道占压隐患不断出现,管道保护工作所面临的形势异常严峻。

2 管道保护工作面临的挑战

2.1 运营里程逐年增加,管道保护专业人才短缺

作为最早进入山东市场的天然气管道运营企业,经过多年的发展,山东管网的天然气管道已遍布全省各个地市。随着一大批新建管道的陆续投产,在运管道总里程将进一步扩大, 由于管道新旧程度不一,气源多样化,工艺状况复杂,且大部分处于经济发达区域,管道保护的难度很大。

在经营业务高速增长的同时, 管道保护所需的专业人才却没有得到相应的补充。相反,受制于天然气行业高速发展的大形势和目前重管理、轻技术的人才成长体制, 管道保护人才一般在一个岗位上工作2到3年后就陆续走上管理岗位, 本职工作刚刚熟悉,正值建功立业之时,就被调走或者升职了,又在一定程度上加剧了管道保护人才短缺的困境。

2.2 管道保护机制不完善,技防水平较低

经过多年的发展, 目前山东管网形成了管道保护部、巡线队、属地巡线工“三级巡护”的管道管理模式, 这种管理模式一直以来在管道保护方面发挥了重要作用。但随着近年来管道占压隐患的不断增多,它无法实现全管段、全时段巡护的弊端开始显现,导致管道保护工作常以事后修复性保护为主, 强调对占压隐患治理和管道事故抢修等问题的事后反应速度,对于这类问题的预防性处置手段仍然十分有限。天然气行业属高危行业,在完善管理体制的同时,借助现代化的技防手段, 可以有效控制管道事故的发生。客观地讲,近年来,山东管网在管道安全技防方面也开展了大量的工作, 引进了GPS管道巡检系统,在关键场站和阀室安装了紧急关断系统,并先后于2011年和2012年对部分管道开展了管道内、外检测,一定程度上消除了安全隐患,避免了管道事故的发生。但是,管道内外检测、缺陷修复等工作依然没有实现制度化、标准化,完整性管理的程序文件依然没有建立, 当前各项工作的开展还呈现出一种略显松散、无序的状态, 不利于实现管道保护的常态化、完整化管理。

2.3 地方建设与管道安全运行之间存在无序冲突

建设初期, 管道经过的地方大多是远离城镇的农田,但随着地方经济的发展和城镇建设的加快,一些地方的建设规划忽略了对管道安全运行的影响。厂房、道路、工业基地及铁路、电力、水利等建设项目越来越多,甚至有些地方部门受经济利益的驱使,将已埋设管道的土地又批给其他企业使用, 致使地方建设规划与管道安全运行的矛盾日益突出[1]。特别是未作长远规划的地方基层单位的建设施工和小型企业、当地居民的突发性、临时性建设施工,更是随时威胁着管道安全。

2.4 政 府 和 企 业 之 间 没 有 建 立 顺畅 的 沟通 机 制 ,无法形成管道保护合力

长期以来, 地方政府和管道企业对管道安全生产的管理自成一体, 政府对管道设施保护实施监督管理,管道保护的具体工作则由企业自行完成。由于企业没有执法权,在处理管道保护问题时,只能采取教育、劝阻、宣传、发文等有限的保护手段,对破坏管道附属设施、直接占压管道的违法行为不能采取直接、有效的强制手段。而政府与企业之间、地方政府相关部门之间又没有建立起定期联系、互动联防的协调机制, 实际工作过程中还或多或少地存在政府部门间的职能交叉和监管空白, 政府和企业之间的工作难以做到无缝衔接, 无法形成强大的管道保护合力,从而导致管道隐患发现后难以及时治理,影响管道的正常生产。

2.5 部分政府和沿线群众管道保护的意识淡薄

由于对管道安全知识和相关法律法规认识不足,缺乏必要的管道运行风险常识,一些地方政府对管道被破坏和占压后果的严重性认识不足,导致《石油天然气管道保护法》的执行力度不强,当地方建设项目与管道保护相冲突时, 往往首先考虑的是地方经济利益,而将管道保护责任放在一边;沿线群众更是缺乏天然气管道安全意识,多认为管道埋于地下,地上的生产活动不会对管道产生任何影响, 从而在管道上方取土,在安全间距内建房,使得损坏和危及管道安全的现象频频出现, 从而直接导致了近年来越来越多管道占压事件的发生。

3 新时期做好管道保护工作的建议

为强化管道保护效果,切实保障安全生产,在深刻分析山东管网当前管道保护现状和面临的各种挑战的基础上,管道保护工作可以重点从人才培养、机制创新、规划报备、企地联防、普法宣传5个方面入手,着手建立天然气管道的综合保护体系。

3.1 重视管道人才培养,打造一流的管道保护队伍

以将山东管网建设成为“国内一流省级天然气管网”为战略目标,强化员工业务素质培养。将提升专业技术能力、工作协调能力和爱岗敬业能力作为管道人才培养的重点,按照“紧缺人才抓紧培养、重要人才重点培养、优秀人才优先培养”的原则,强化管理、专业和操作等各类人才的培训,打造一支“敢打硬仗、能打硬仗、善打硬仗”的管道保护人才队伍。

具体来讲, 就是要进一步完善管道人才培养机制,对每个关键岗位设置后备人才,采用岗位轮换、内部兼职、岗位辅导、岗位培训等方式合理发掘、培养后备人才队伍, 为管道保护事业提供可持续的发展动力[2]; 同时 , 要拓宽人 才培养渠 道 , 采取企业 内部交流、“请进来,走出去”学习调研、脱产培训、一线岗位技能训练等多种形式,充分整合利用各类资源,形成良性的人才培养格局, 为公司的持续发展培养“一精多专”的综合型管道保护人才。

3.2 创新管道保护机制,提高管道技防水平

针对当前天然气管道“三级巡护”模式存在的弊端,尝试开展管道保护机制创新。选定某段管道作为试点,与管道沿线各个乡(镇)、村庄及农户签订管道保护协议, 对帮助开展管道保护工作的农户按照次数及价值大小提供安全奖励, 对年内其所在辖区内管道完好无损的兑现一定的现金奖励, 在管道沿线营造出一种“人人重视管道保护、人人关心管道保护、人人参与管道保护”的良好社会氛围。另外,在占压隐患易发、破土施工较多的重点管段探索实施管道保护专业化运作方式, 将管道日常巡护及外部安全管理交由专业巡护公司, 原有巡线队负责对巡护公司的日常工作进行监督、检查和考核,使现有管理人员可以有更多的精力放在抓安全生产上[3]。

同时,针对山东管网管道逐年老化的现状,加快推进管道完整性管理体系建设, 从掌握管道建设和运行数据入手,开展管道巡护、管道检测、完整性评价、缺陷修复和应急抢险等方面的制度、标准和程序文件建设,并逐步引入PCM、DCVG、CIPS、智能漏磁检测、超声导波、碳纤维补强等技术,用系统化、制度化、标准化的管理理念和先进的检测修复技术保证管道的本质安全。

3.3 建 设 管 道 信 息 管 理 系 统 , 逐 步完善 地 方 规 划报备

根据《石油天然气管道保护法》“管道建设规划是由管道企业根据管道发展规划自行编制的, 管道建设规划经审核符合城乡规划后, 应当依法纳入城乡规划,城乡规划确定的管道设施用地,不得擅自改变用途”。这为合理化解管道建设用地和城乡规划用地之间的无序冲突提供了法律依据。因此,结合山东管网的实际,针对在运管道、新建管道逐步开展管道测绘,对管道中线坐标、埋深、线路带状地形图、交叉管道及附属设施等数据进行测量, 补充和收集完善管道数据, 建设基于完整性的数字化管道信息管理系统。同时,管道测绘完成后,将管道中线坐标、线路带状地形图等管道数据向各地市、区县及乡镇的规划和建设部门报送, 将其辖区内准确的管道走向信息纳入到地方建设规划中去, 避免在管道建设用地上出现新的规划项目[4]。

3.4 建立企地管道联防机制,形成管道保护合力

能否防止新的管道隐患继续产生, 保证已有管道隐患得到及时消除, 很关键的一点就是要看管道保护工作能否取得地方政府的理解与支持[5]。因此,可以从两个方面入手,探索建立企地管道联防机制,形成管道保护合力: 一是在管道沿线推动建立以地方政府为主导的管道保护联席会议制度。各地市安监、公安、经信委、国土、规划等部门和管道企业定期召开管道保护会议, 实现政府各部门及企业之间的信息共享, 协调处理管道保护过程中存在的重大问题,解决管道保护与地方经济建设之间的矛盾,促进政府与企业之间的协作配合。二是与管道沿线公安局、派出所建立警企管道保护联防体系。利用公安机关在处理第三方施工和管道占压等违法问题上强大的震慑力和执行力,切实保证《石油天然气管道保护法》相关条款能够落到实处,将管道保护工作推向良性发展的轨道。

3.5 开 展 管 道 保 护 普法 宣 传 , 营 造 全 民 保 护 管 道氛围

一是要在管道沿线开展《石油天然气管道保护法》宣传教育活动,充分利用广播电视、报纸等新闻媒体和张贴宣传标语、发放宣传材料、开设管道安全讲堂等形式多层次、全方位地普及管道安全常识,使沿线群众了解管道保护的重要性和管道事故后果的严重性,提高管道保护的自觉性;二是加强对管道附属设施的管理,进一步完善各类管道安全标识,在重点地区加密管道安全警示标志, 提醒沿线群众和施工单位注意管道设施安全; 三是建立管道信息联络员和举报奖励制度,在重点管段设置信息联络员,负责该管段的管道定点巡护和普法宣传等工作, 并在管道沿线对外公布举报电话,发动群众的力量,对危害管道安全的行为做到快速上报、及时处理,为管道保护再添一道坚固屏障。

4 结束语

输气管道 篇7

赤峰-辛安庄管道主干线全长约440km, 其中内蒙古境内115公里, 河北省境内242公里, 北京境内83公里, 管径为DN900mm, 设计压力为7.8MPa。全线共设站场4座:赤峰首站、南山咀清管站、兴洲分输清管站及辛安庄末站。沿线设置16座阀室。北京市密云设生活管理基地及调控中心1座。设计输气规模为1800×104m3/d, 其中一期分三年达产, 2010年达400×104m3/d, 2011年达800×104m3/d, 2012年达1200×104m3/d。由于进气压力只有2.0MPa, 到达北京六环要不小于4.0MPa。所以需要增压输送, 通过计算分析, 最后确定在首站一次增压后直接输送到北京六环管网。

2 提高输气管道效率措施

输气效率系数是输气管道的实际输气量与理论计算输气量的比值, 它表明了输气管道实际运行情况偏离理想计算情况的程度, 引进这个参数的目的就是为了评估设计计算条件和管道实际运行条件的差异, 只有尽可能详尽的考虑到它们之间的差异, 才能够保证天然气长输管道在服役期内, 管道的实际输气能力能够满足设计的最大任务输量[1,2]。所以, 设计中综合考虑管道运行中可能会出现的各种情况, 选取适当的输气效率系数, 对管道管道建设成本和运行成本 (输气能耗) 取得平衡, 有非常重要的作用。一般来讲, 设计中输气效率系数取值主要与压力、管径、管道内壁的粗糙度等因素有关[3]。

2.1 减阻内涂层提高输气效率

赤峰-辛安庄管道采用减阻内涂层技术, 本工程采用管道内涂层后主要有以下优点[4]:

2.1.1 降低管道粗糙度

采用内涂层可以把钢管绝对粗糙度约为从40—45μm降到10μm以内。

2.1.2 提高输气效率

由上表可知:设置管道内涂层后, 由于需要的出站压力的降低, 每年可以降低运行费用 (目前只计算了压缩机的用电) 约1800万元。

2.1.3 采用内涂层后, 可降低管道的设计压力, 减少的管材重量和管材费对比见下表2:

由此可见, 设置管道内涂层后, 可以节约钢材约9379吨。节约一次投资约为8522万元。同时, 由于降低了管道的工作压力, 非标设备的工作压力、设计压力都可以相应的降低, 进而降低分离器等非标设备的投资。

2.1.4 其他优点

降低设计压力, 由于本工程天然气含少量H2降低设计压力不但可以较少钢材投资、还可以降低H2分压, 更有利于管道的安全运行。除此之外其他优点还有:改善流动性、防止施工期间腐蚀、有助于管子内表面的目视检查、改善清管效果、减少环境污染、减少维修量、延长管道、阀门和管件的寿命、减少沉积物、提高气体纯度、有助于管道干燥加速投产等等。

2.2 提高压缩机动力效率来改善输气效率

提高压气站的效率最重要就是提高压缩机及其配套动力系统的效率, 在大唐国际天然气管路项目中, 采用的具体措施有:使用性能更先进的压缩机头、采用带变频手段的高压电机、采用变电机驱动的空冷器、采用可以调速的蒸汽轮机作为压缩机的主要驱动方式等等。

此外, 减少或优化站内的工艺路线, 减少增压后的处理环节, 压缩机前面采用压降更小的分离设备、采用压降更小的计量设备 (如超声波流量计) 等等都有助于提高压气站的效率。

3 结论与建议

由于天然气长输管道的输气效率的除了和管道的输气效率和压气站效率有关, 还和天然气的物理性质和天然气在管道中的流动状态有关, 所以我们常说的提高输气效率都指的是在设计输量下。提高天然气长输管道的效率, 不但可以节约工程建设的一次性投资, 还可以降低管道的运行成本, 在目前各行各业都提倡节能降耗的时候, 这还需要我们在管道设计和运行管理中继续分析研究。

参考文献

[1]张奕等.提高天然气长输管道输气效率的途径[J].油气田地面工程, 2010, 29 (6) :46-47

[2]王登荣等.依靠科技提高输气管道综合效率[J].内蒙古石油化工, 2002, 12 (11) :186-187

[3]王树立, 赵会军.输气管道设计与管理[M].化学工业出版社, 2006, 1

输气管道安全运行的必要性讨论 篇8

关键词：输气管道,安全运行,必要性,不足,改进措施

1 保障输气管道安全运行的必要性

从目前的运用现状来看, 输气管道主要输送的对象是天然气, 通过天然气的有效使用可以很好的满足化工行业的发展, 同时它作为一种价格低廉、绿色环保的燃料已经走进了千家万户。但是天然气自身具有较强的危险性, 一旦出现泄露等不良现象则会引发较大的安全事故。天然气主要的输送渠道是输气管道, 为了保障天然气能够被人们充分的利用, 必须保障输气管道的安全运行。受区域环境的影响, 输气管道在具体的实用及安装的过程中会受到工作环境及工作量的影响, 并且其自身的敷设范围比较大, 为了避免造成不必要的人员伤亡及财产损失, 全面的保障输气管道安全运行显得十分的必要, 需要相关的管理部门制定行之有效的措施来进行约束和引导, 以便于更好的发挥出输气管道的综合价值。

2 输气管道安全运行中存在的不足

首先, 管理工作不到位。部分地区违章搭建现象较为普遍, 致使部分管道设备被封闭在狭小的区间内, 极大的影响了输气管道日常的维修和检查;其次, 城市建设中的不规范。受城市化发展的影响, 大量的建设工程都在全面的进行中, 一些施工单位并未及时与相关部门沟通, 致使管道破坏现象频频出现。部分地区在进行旧城区改造的过程中, 施工人员无意识的破坏了输气管道的标识, 使得管道维修及检测工作的实效性得不到保障;第三, 输气管道施工中的不足。随着城市人口的上涨, 相关的管道工程也逐渐的增多, 在工程量持续加大的前提下, 部分地区的输气管道施工质量有所下降, 埋地的深度不达标、配套的指示标识表述不清等现象都会极大的影响后期安全运行的实现;第四, 使用不当造成的安全隐患。部分群众的安全意识不强, 没有意识到输气管道在遭到破坏之后会产生的后果, 在利益的驱使下部分用户私自破坏管道、随意掘取, 给输气管道的安全运行造成较大的影响。同时, 部分群众为了满足审美的需求, 将天然气管线“隐藏”起来, 没有及时的安装安全报警装置, 导致事故增多;第五, 客观环境的影响。如部分埋地较浅的输气管道在持续洪水等自然灾害的影响下失去了保护屏障, 长期的曝晒和雨水冲刷极易降低管道自身的安全性, 周边地区地震灾害的影响也会给管道自身带来不同程度的破坏。

3 保障输气管道安全运行的有效措施

输气管道的敷设大都通过埋地的方式来进行, 但是在城市化的建设下, 各地区的交通环境变得愈发的复杂, 并且各地区的地势形态各异, 极大的影响了输气管道的安全运行。因此, 需要基层的管理者做好以下几点:

3.1 做好输气管道的日常管理

首先, 充分利用当前的先进技术, 保障输气管道的完整性。定期的进行输气管道的检测与管理, 重视系统性的评估, 对于部分损害较轻的输气管道及时的进行修复, 提高检测人员的风险意识, 为输气管道的安全运行营造良好的氛围;其次, 重视输气管道的投入。合理的利用管道维修资金, 重视维修团队的人员配置, 可以通过多种方式进行融资, 通过区域化的管理提高管道维护工作的效率。严格的按照相关的规定开展日常的工作, 逐步的进行责任的落实;第三, 标记清晰, 为输气管道的安全管理提供相应的指引。在人流量较为密集的区域必须通过显眼的标识进行标注, 指示牌上的内容及管道走向都要做到一目了然;第四, 加快管道检修部门的信息化建设。充分的利用现有的信息技术进行日常的检修及管理, 可以更好的帮助管理者了解各区域输气管道的真是情况。在这些数据信息的支持下, 可以有效的保障输气管道的安全运行及使用年限的实现;第五, 建立和健全相应的管理制度, 在原有制度的基础上进行细化, 通过明确的奖惩制度来提高工作人员的安全意识及配合度, 将责任落实到具体的部门。

3.2 做好输气管道的保护

首先, 加强输气管道保护的宣传。可以通过新闻媒体、广播、报纸等多种途径强化群众的安全意识, 在进行城市规划的过程中, 积极的做好部门之间的沟通, 在保障输送管道安全性的前提下开展各项基础设施工程的建设。普及输气管道安全管理的法律文件, 通过各部门的配合保障输气管道的安全运行;其次, 开展应急演练与安全培训。输气管理处所属各作业区就如何应对管道事故和保护公众、自身安全对员工进行了培训, 开展了管道少量泄漏、天然气管道大量泄漏、天然气管道爆管等不同事故状况的实战演练, 为应对管道突发事故、将事故造成的影响降低到最小打下了基础;第三, 利用高新技术保护管道运行安全。可采用GPS长输管线巡检系统, 对巡检人员的巡视线路进行监视, 在管线维护人员发现新增隐患或遇到人身安全问题时实现实时报警, 提高了管道安全管理工作质量。

4 结语

针对当前输气管道维护及管理中的现状, 需要相关部门予以应有的重视, 充分的利用现有的技术和设备, 保障输气管道的安全运行。管道敷设及管理部门也要加强安全监管意识的提升, 为和谐社会的构建提供有力的支持。

参考文献

[1]胡涛, 王敏.天然气长输管道的安全隐患及对策分析[J].石油和化工设备, 2013 (04) .

输气管道干线末段储气调峰研究 篇9

一、管道储气的调峰原理

众所周知,输气管末段的门站处,天然气的供应量瞬息万变,其中在城市用气的问题上,将会出现每日、每月、每个季度的不均匀的用气规律。由于供气量的忽高忽低,即有了用气量的高峰段和低谷段。但是供气量和用气量的变化却不能等同起来,又有各自差异。调峰的关键就是在用户供给充足的条件下协调用气和供气的不均衡。下图给出了输气管末段用气量的变化曲线。

从图中我们可以看出,0:00-7:00 是用气低谷,平均小时供气量均大于用气量,此时段管道即可以用来储气,从而表现出的是系统压力逐步升高,甚至达到最高点。7:00-21:00 是用气高峰,平均小时供气量低于平均小时用气量,不够的气体由末段中积存的气体来弥补,表现出的是系统压力逐步下降,直至最低点。之后又开始了周而复始的循环,而末段的压力和流量也在随城市耗气量的多少而时刻变化着,使得管道运行处于动态变化中。我们可以利用在规划建设的诸多输气管道,在满足其输气要求的前提之下,适当增加管道的长度和直径,使得其具备一定的储气能力。我们可以将其分为两类,一个是利用分输站间的长输管线末段储气,另一个是利用敷设在城市的高压管道末段储气。长输管线的末端储气仅局限于管道的末段,而城市敷设的高压管线应用则更为广泛,利用高压管线末段储气是利用了末段管径小,承压能力强的特点,进而可以节省地下施工量和减少占地。既可以满足管道储气的功能,又可以用来储气,反而无需增加多余的费用,岂不为一举多得,经济方便。只是在应用储气作用时,还需要根据管网的敷设形式,长度和允许承压来确定,不得一概而论。

二、调峰量的确定

1. 实时调峰量

考虑到大多数居民、工业用户和商业性用户、饮食业在工作日和非工作日的用气量的差别很大,但是以周、月为周期的用气规律变化实为明显,从而可以根据周、月用气量来计算储气系数更为合理,可凭每月的用气量作为依据。

2. 季节调峰量

把以每个季节为周期的余气量加以储存,可以作为气体的补充气,用以在供小于求时使用,使之整体达到一种供需平衡的状态,这就是季节性调峰。而储气系数对于正确规划储气量是尤为重要的,若系数过小,无法起到调峰作用,系数过大,建设费用增加,资源不能合理利用。其中规划年份中的供大于求的月不均匀系数对储气系数的影响尤为关键,季节性调峰的容积系数的计算式为:

各参数的含义A:储气容积系数;ki:k>1的月不均匀系数;kj:k<1的月不均匀系数。利用给出的同级城市的月不均匀系数、该地区的用气特点和发展前景共同规划该地区的月不均匀系数。

3. 事故性调峰

实际供气过程中,极有可能会发生因为施工或者自然损坏导致的管道破裂、设备故障,使得正常输气无法进行,下游的供气量将会受到极大的影响。因此,要充分考虑输气过程中的事故性调峰,此时将需要进行输气系统的调配,减少大型企业的用气量来保障居民正常用气,方才度过事故阶段。

三、管道末段储气量的计算

1. 管线末段储气遵守原则

(1)用气高峰阶段时,输气管道末段应该能够全部释放积存的气体,用气低谷阶段时,末段能够积存所有多余的气体。而且管道的最大压力不得超过所用压缩机的最大承压,且在压缩机的允许功率范围内。(2)对于城市输气而言,最后一个门站的出站压力必须在压气站的工作压力范围之间,且充分考虑管道的承压能力。(3)输气管网末段的最终压力要符合城市配气要求,即要高于配气管网的最小允许压力。

2. 末段工况特征

(1)在管道调峰的储气过程中,末段管道的起点和终点的压力都处在增加的过程中。(2)在管道调峰的供气过程中,末段管道的起点和终点的压力都处在降低的过程中。(3)输气管道末段终点流量是变化的,但是起点流量和其它各段相同。

3. 末段储气量的计算

城市用气量是瞬时变化的,此时气体的压力、温度、流速、密度等物性都处在变化之中,即处在非稳态,利用稳态计算法,实验结果小于实测数据的10%,即采用稳定流态计算法就能满足储气要求,且结果十分可靠。

管道起点的最高压力为P1max,管道终点的最高压力计算式为:

管道的末段的平均压力为:

管道起点的最高压力P2min,计算起点的最低压力为:

注:储气开始时,终点最低压力应不低于配气站要求的最低供气压力;储气结束后,起点的最高压力应不超过最后一个压气站的最大出口压力或管路强度,则P2min,P1max均为已知。

末段储气能力的计算;

初始时的储气量:

终了的储气量:

管道末段的储气量:

各参数的含义:Ppjmax:末段管道平均最高压力;Ppjmin:末段管道平均最低压力;P1max:末段管道起点最高压力;P2max:末段管道终点最高压力;P1min:末段管道起点最低压力;P2min:末段管道终点最低压力;Z:天然气压缩系数;T:管道内气体平均温度;T0:工程标准状态温度;P0:工程标准状态压力;LZ:末段管道长度;D:管道内直径;Q:输气量稳定流量;λ:管道水力摩阻系数;Δ:天然气相对密度。由上式可以得出,管道储气量取决于管压、管径、管长和供气量的大小,我们可以通过这几个量对储气方案进行优化设计。要提高管道的储气能力,我们可以运用提高起始压力,增加管长,增大管径等方式。

结语

目前解决日不均衡供气最行之有效的方式就是管道的末端储气,我们应该着重分析影响储气能力的各种因素,对因素间的关系加以研究,方能选择出最合适的工艺参数和管道的结构,并进行优化设计调整。

由图我们可以得出管道的储气量是随用气量的变化而变化,然而变化趋势相反,且滞后于用气量的动态变化。储气能力与起终点压力的选择息息相关,由实践证明,起始端的压力越大越好,而重点的压力确是越小越好。

针对输气过程中的不稳定工况应该加以重视,其来自于供用气的不平衡和管路设备故障,对于整个管道的安全和动态平衡的影响甚大。为了针对不稳定工况提出事故自救方案和对策,我们应该分析并模拟各种可能出现的不稳定工况,对各参数变化加以量化,保障用气的均衡性。

参考文献

[1]高发连,成典旭.管道与地下储气库的天然气调峰技术[J].油气运,2006,25(12):32-34.

[2]陈永武,张鹏:城市燃气调峰与安全供用气,油气储运,2002,21(10)

[3]钟德鑫,苑莉钗.高压管道储气调峰在城市配气设计中的应用,油气储运,2003,22(2)

[4]黄葵等,瞬态模拟计算在城市燃气高压管道设计中的应用.煤气与热力,2004,24(2)

京平输气管道改线工程设计方案 篇10

天然气是一种优质、高效、清洁的能源和化工原料, 它的热值高, 燃烧后产生的有害物质少, 比煤炭、液化石油气或人工煤气更环保、安全和经济。随着城市发展和居民生活水平提高, 天然气的需求和利用方式越来越多, 天然气管道的敷设范围也越来越广, 在未来发展中会逐渐形成以气代油、以气发电和城市气化的天然气利用格局。为了迎合城市规划发展, 已建管道往往需重新规划路线, 因此需拿出改线方案来指导工程实践。

1 工程概况

京平输气管道, 从井坪分输站到北坪调压站, 管线长5 km, 管径为D159 mm, 壁厚5 mm, 20#碳钢无缝钢管, 3PE防腐层, 设计压力P为1.6 MPa, 年输气量Q为4 000×104m3。现因政府规划新修建公路和用地需求, 从分输站进入调压站西墙外的部分管道与拟建公路交叉穿越, 埋设深度不足 (现埋深1.5 m) , 影响管道安全运行, 管道走向如图1所示。为彻底消除安全隐患, 保障管道正常运行, 保证工业园区的用气, 现对该区域输气管道进行改线。

2 改线方案

根据现场勘查和测量, 拟建公路宽30 m, 左侧人行道距离管道4 m。预留管道管径为D159 mm×5 mm, 3PE防腐层, 预留管道与现有公路平行, 间距6.5 m, 管道向东方向延伸223 m, 再向北4 m, 穿过围墙, 与围墙间距1 m。拟建管道走向如图2所示, 管道由左侧 (距离拟建公路4 m处) 连接90°弯管, 向下挖深2.5 m, 经90°弯管变向, 穿越30 m公路 (外加钢筋混凝土套管) , 再经2个90°弯管, 成“U”型状与预留管道焊接连通, 进入围墙后, 经过2个90°弯管与现运行管道连通, 最后进入调压站。

3 改线用管

由于现运行管道采用20#碳钢无缝钢管, 运行不到6 a时间, 管道外防腐涂层为3PE, 防腐性能较好, 管道开挖后未见明显腐蚀, 在保证安全的前提条件下, 秉着节约成本、减少浪费、合理利用的原则。建议采用现运行管道 (旧管道) 与预留管道等径连通。

4 管道防腐

由于拟建管道采用现运行管道 (旧管道) , 管道不需重新做防腐层, 只对新购买的弯管、焊口及管道损伤处进行防腐。

4.1 弯管外防腐

由于弯管形状特殊, 在作业线上涂敷预制外防腐层时, 其工艺控制复杂、生产速度较慢;在施工和长途运输中易受到磕碰撞击, 要求外防腐层应具有良好的耐磨和抗冲击性能。参考文献[1]中各类防腐层的优缺点, 本工程弯管外防腐推荐选用施工方便灵活、防水性好、抗冲击性高、耐腐蚀性强带环氧底漆3层结构辐射交联聚乙烯热收缩套虾米状搭接包覆方式防腐[2]。

4.2 管道补口

焊口为管道外防腐层的薄弱环节, 为与改线管道外防腐层相容, 补口推荐采用带环氧底漆三层结构辐射交联聚乙烯热收缩套。

4.3 管道防腐层补伤

管道防腐层补伤采用辐射交联聚乙烯补伤片。对于直径不大于30 mm的损伤 (包括针孔) , 采用补伤片补伤;直径大于30 mm的损伤, 先用补伤片进行补伤, 然后在修补处包覆1条热收缩带, 包覆宽度应比补伤片的两边至少各大50 mm[2]。

4.4 管道阴极保护

阴极保护作为管道外防腐的补充手段, 为防腐层缺陷处的钢管外表面提供必要的补充保护[3]。由于井坪分输站-北坪调压站之间的管道未加阴极保护装置, 所以改线部分管道也不设置阴极保护。但建议在后期对整段管线进行阴极保护, 以延长管道的使用寿命。

5 公路穿越

为保障穿越段管道的安全运行, 需在穿越段加套管保护, 建议采用钢筋混凝土套管, 直径为DN300 mm。

6 管道焊接及焊口检查

拟建管道采用手工氩弧焊焊接施工。管道焊接完成后, 先进行外观质量检查, 检查合格后, 管道环焊缝进行100%X射线检测。焊缝质量达规范[4]中Ⅱ级焊缝标准, 不允许存在裂纹、外表面未熔合、烧穿等。

7 管道吹扫强度及严密性试验[5]

7.1 管道吹扫

井坪分输站-北坪调压站的5 km管道, 吹扫时采用清洁、干燥的压缩空气, 在排出口设白色油漆靶检查, 以5 min内靶上无铁锈及其他杂物颗粒为合格。

7.2 强度试验

试验介质为清洁、干燥的压缩空气, 试验压力不得高于设定压力的1.15倍, 即1.84 MPa。在试验时, 先缓慢升压至试验压力的50%, 即0.92 MPa, 检验有无泄漏;继续按试验压力的10%逐级升压, 每级稳压30min, 直至试验压力达1.84 MPa, 稳压4 h, 再将压力降至设计压力1.6 MPa, 以发泡剂检验无泄漏为合格。

7.3 严密性试验

试验介质为清洁、干燥的压缩空气, 试验压力为设定压力, 即1.6 MPa。在试验时, 先缓慢升压至试验压力的30%, 即0.48 MPa, 检验有无泄漏;继续升压至试验压力的50%, 即0.8 MPa, 检验有无泄漏;再按试验压力的10%逐级升压, 每级稳压30 min, 直至试验压力达1.6 MPa, 稳压24 h, 以发泡剂检验无泄漏为合格。

8 结语

a) 设计方案对该工程具有实际指导意义, 指导工程设备和材料的提前采购、人员、物资和资金的合理投入, 确保工程在施工过程中井然有序, 但该设计方案不用于全部改线工程;

b) 埋地管道虽有外防腐层的保护, 但在管道搬运、下管过程中难免会出现防腐层破损现象, 如果没有发现并及时修补, 在加上缺少阴极保护, 防腐层在缺陷处很容易造成局部腐蚀, 最后导致腐蚀穿孔泄漏, 建议对整条管道增加阴极保护装置。

摘要：介绍了一段输气管道的改线方案、改线用管、管道防腐及强度和严密性试验等, 以便指导工程实践, 也为其它类似工程提供参考方案。

关键词：输气管道,改线方案,管道防腐,强度和严密性试验

参考文献

[1]张玉志, 邵建, 陈洪源, 等.国内外管道外防腐层应用现状与发展趋势[J].油气储运, 2011, 30 (11) :845-847.

[2]中国石油集团工程技术研究院.GB/T 23257—2009埋地钢质管道聚乙烯防腐层[S].北京:中国标准出版社, 2009.

[3]俞蓉蓉, 蔡志章.地下金属管道的腐蚀与防护[M].北京:中国质检出版社, 1998:82-122.

[4]徐州东方工程检测有限公司.SY/T 4109—2013石油天然气钢质管道无损检测[S].北京:石油工业出版社, 2014.