《浅谈天然气长输管道投产》

《浅谈天然气长输管道投产》（精选12篇）

1.《浅谈天然气长输管道投产》 篇一

关于天然气长输管道知识普及

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。

前两点由于受到气源生产负荷变化的可能性和变化幅度以及供气的安全可靠性和技术经济合理性要求的限制，不可能完全解决供需的不平衡问题。由于储气设施和储气方法的灵活性，利用各种储气设施是解决用气不均匀性的最有效的方法之一。气体储存根据储存方式分为：地下储存、储气罐储存、液态或固态储存以及储气管道末端储存等。

2.《浅谈天然气长输管道投产》 篇二

目前的技术操作下, 国外对于天然气的输送干燥问题上起步早, 发展快, 我国需要借鉴国外的先进技术对本国的天然气长输管道的干燥方法加以改进, 使得整个过程更加适宜。目前国外天然气长输管道常用的干燥方法主要包括干燥剂干燥法、真空干燥法、以及流动气体蒸发技术 (主要包括干空气干燥法、氮气干燥法等) 等。

1. 干燥剂干燥法。

常用的干燥剂为甲醇、乙二醇或三甘醇, 通过将干燥剂与水以任意比例混合, 降低管内中的流离水, 达到干燥的目的。然而在实际应用过程中, 由于乙二醇以及丙三醇的造价问题, 导致实际应用性大大降低, 通常将甲醇作为干燥剂的首选[1]。不知如此, 由于甲醇的干燥效率也是最快的, 因此甲醇常常得到极大的推崇, 尤其适用于小口径管道的干燥, 在国外常用的方法包括二球法、三球法, 对水的处理能力较强, 工作性能强大, 干燥剂利用率高。然而在实际操作过程中, 由于甲醇和天然气都属于易燃气体, 使得整个工作过程中安全问题十分严肃, 甲醇本身具有易燃易爆的特点, 自身又兼具剧毒, 使得对其的储存以及利用过程中的难度大幅度提升, 其具有很大的安全隐患。

2. 真空干燥法。

真空干燥主要是利用水的物理性质, 其沸点随着压力的降低而下降, 同时在超过一定范围时发生汽化现象。通过真空泵对管道内部进行抽气, 降低管道内气压, 使得管内壁的水能够迅速蒸发变成水蒸气, 进而将水蒸气抽离以实现干燥的目的。这种操作技术主要优点在于, 具有较高的可靠性。整体工作具有极强的可控性。其次这种操作下, 抽出的气体不对环境存在污染可以任意排放, 成本要求低, 安全可靠, 没有多余的废物产生, 进度容易控制。不过万事有一利必有一弊, 这种方法的技术要求偏高, 需要选择合适的真空泵, 准确掌握抽气的速度。由于在抽气过程中, 抽气过快将会带来热损失较大, 容易因此导致结冰的现象发生, 同理, 当抽气速度不够, 水的蒸发速度慢, 整体效率偏低, 消耗的能量也随之增大。使得这种方法不适宜与长距离下的小口径管道。这一方法适用于海底管道是一个十分有利的选择。其中主要影响这一方法的效率因素包括真空泵的选择、所处环境的温度等。

3. 流动气体蒸发法。

流动气体蒸发法主要依据流动的干燥气体与水接触后使水蒸发的原理。通过管道内的水的蒸发达到对管内进行干燥的目的。其中包括干空气、氮气、天然气等, 所以又可将流动气体蒸发法分为干空气干燥, 氮气干燥法以及天然气干燥法。其中氮气干燥法在实际应用中较为广泛常常与上述中干燥剂干燥法以及真空干燥法结合使用, 可以对最后干燥进行补充。其中主要得到应用的当属于干空气干燥法, 这种技术较之干燥剂干燥法的安全度高, 其次和真空干燥法相比技术要求低, 效率高。这种方法是通过将干燥的空气在低压状态下对管道进行吹扫, 利用露点空气对水的吸附能力达到干燥的目的[2]。当然这种方法由于不能达到完全干燥的目的, 还需要对其进行合理的判断分析, 通过对排出的气体进行水的检验, 当其中水的含量降低至相应的标准时即可认为干燥工作完成。由于这一方法还存在着很多一些温度的限制, 例如在水的蒸发会导致吸热, 进而将导致管内温度不足, 速率降低。因此这一方法还需要在相应的标准下进行。其中应该对管内水膜的厚度进行限制, 在验收过程中如果与标准值相差距离较远可以持续使用干空气在低压的环境下吹扫直至达到标准。在干燥合格后应及时对管内进行填充, 可以是氮气也可以是低压的干空气并进行密封处理, 防止干燥失效。

二、干空气干燥的优点

由于在上述比较中, 可以明显看出, 干空气干燥法具有更高的实用性。其主要具有的优点包括排出的气体可以任意排放不具有污染性, 没有安全隐患, 其适用范围较广, 不仅仅适用于陆地上的管道干燥工作也适用于海底的管道干燥, 其受到管径大小, 管的长短的影响较小, 干燥的成本低廉效率高, 因此干空气干燥法将得到良好的应用。

三、结语

对于天然气长输管的干燥工作还需要不断的改进, 更好的满足百姓的需求才是发展的根本。

摘要：本文简要介绍天然气长输管道干燥概况, 介绍几种常用的天然气长输管道干燥的方法, 并加以比较, 分析原理, 介绍方法, 并对整体进行分析对各种因素带来的影响做出分析, 提出注意事项。

关键词：输气管道,干燥技术,应用

参考文献

[1]刘炀, 焦永涛, 王波.世界天然气管道干燥技术进展[J].清洗世界, 2004, 20 (6) :19-23.

3.浅谈天然气长输管道完整性管理 篇三

关键词：天然气长输管道；完整性；管道管理；管道事故；风险评估 文献标识码：A

中图分类号：TE973 文章编号：1009-2374（2015）18-0151-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.18.076

由于天然气管道大部分都是埋于地下，穿越的区域地形复杂，气体的压力较大，气体中常含有CO2或者H2S等酸性气体，较为容易发生内腐蚀现象，而管道的日常监测难度较大，再加上不可意料的自然灾害的影响，管道一旦出现泄漏或者断裂，将会引起大火、爆炸或者中毒等事故，经济损失大，社会影响大。管道完整性管理可以有效地對管道的安全进行评价，从而减小管道安全事故的发生概率，确保管道安全运行。

1 天然气管道事故的原因

2006年1月，四川省某输气站因天然气管道泄漏酿成爆炸惨案，造成10人死亡、5人重伤、60人轻伤的重大事故，爆炸的管段长度近100m，造成管道泄漏的原因是管线螺旋焊缝腐蚀破坏；2007年4月北京海淀区地下天然气管道也因为泄漏致使井下作业的2名工人中毒死亡，泄漏的原因为管道内腐蚀造成管壁穿孔。有关权威机构对国内近年来106起天然气管道事故的调查研究表明，由人为的外来损伤引起的占66%，由气候或者地质等外来损伤造成的占10%，因焊接、施工、材料和安装等缺陷造成的占8.5%，因管理不当或者违规操作引起的占6.5%，因内外腐蚀和应力腐蚀等造成的占4%，因材料老化和其他原因造成的占5%。由此可知，上述几种因素都是造成天然气管道事故的主要原因。天然气在输送过程中由于周边环境变化无常，其完整性呈不断下降的趋势，当下降到一定程度时就会出现管道安全事故。

2 天然气管道完整性管理

2.1 管道的完整性管理概念

管道的完整性管理是指管道公司根据影响管道安全的因素的变化情况，对管道运营可能出现的风险进行识别并采取一定的风险评估方法进行技术评价，并制定相应的应急措施，使得风险处于可控状态。运用检验、监测等方式来获取管道完整性相关信息，对主要的威胁因素进一步进行检测，并评估管道的适应性，使得管道运营保持持续改进的状态，达到预防与减少管道事故的发生，确保管道运营的安全可靠。

2.2 管道完整性管理流程

天然气管道完整性管理的流程包括辨识潜在危害、收集管道数据、风险评价、管道完整性评价和采取的减缓和响应措施。

2.2.1 辨识潜在危害。国际管道委员会PRCI根据对天然气管道事故的发生原因进行分析，按照与时间无关、与时间有关和静态等划分依据将产生的原因分为9类：内腐蚀、外腐蚀、应力腐蚀、不正确操作、制造相关缺陷、设备、焊接或制造相关、天气原因或外界影响和第三方或机械损伤等，可以根据这些潜在的危害类别来辨识风险因素。

2.2.2 收集和分析管道的信息与数据。根据收集到的管道的相关数据和信息进行整理分类，并建立数据库。一般包括建设期数据、运行期数据、管道材料数据、检查数据等。

2.2.3 风险评估。根据收集到的管道相关数据，对可能使管道失效的风险和危险事件进行辨识，并采取一定的评估方法来判断事故发生的概率及严重程度。然后汇总各段管道得出的风险评估结果，并对数据进行分析，将最终结果进行排序，并针对风险等级较高部分管道采取相应的管道完整性管理的维护措施。风险评价方法主要有定性风险评价方法、半定量风险评价方法和定量风险评价方法。定性风险评价方法目前主要采用风险指数矩阵，按高、中高、中和低风险来分级，该方法较为粗略，但可以快速将风险排序。半定量风险评价方法是以风险指数为参照标准对风险进行评价方法，可以有效地解决在定量分析中数据缺乏的难题；定量风险评价方法也称PRA法，将失效后果及概率代入计算公式中求出管道的总风险数值。该方法较为复杂，需要大量的数据来支持。

2.2.4 完整性评价。完整性评价是管道完整性管理的核心流程。其主要内容包括管道本体、站场设施和储气库等完整性评价，评价的工作主要有管道的适用性评价、站场设施的故障诊断、防腐涂层的有效性评价、地质灾害和地震的评估等。完整性评价是个综合性较强的评价过程，根据辨别出来的危险因素来选用完整性评价方法。而完整性评价方法较多，目前运用较多的主要有直接评估、压力测试和管道内检测等完整性评价方法。直接评估一般包括对管道内腐蚀直接评估ICDA、管道外腐蚀直接评估ECDA和管道应力腐蚀直接评估SCCDA等，根据腐蚀的程度来判断其增长率，然后根据数据库的相关信息对其腐蚀的减缓措施及修复方法。压力测试就是管道安装检验的常规方法，主要是通过一定时间内的压力差来判断管道是否发生渗漏现象。管道内检测是利用先进的设备在管道中运行来监测和记录管道内的金属损失、缺陷或者变形等情况。检测管道内外腐蚀引起的金属损失方法主要有超声压缩波检测、横向磁通检测、标准分辨率漏磁检测、超声剪切波检测和高分辨率漏磁检测等，其中横向磁通检测和超声剪切波检测也可以用来检测管道应力腐蚀的裂纹。除此之外，还可以运用第三方和机械损坏的金属缺陷和管径测量方法。

2.2.5 管道应急响应和减缓措施。管道管理公司应根据完整性评价的结果，对腐蚀较为严重的部位采取修复或者减缓的措施以消除管道运行不安全隐患，从而消除对管道完整性影响较大的危险因素，确保管道运营的有效性与完整性。

3 完善我国天然气管道完整性管理的建议

近年来，我国的天然气管道建设进程加快，随着工业的不断发展，将来还需要铺设大量的天然气管道。而目前国际上先进的天然气管道管理方法就是管道完整性管理，做好管道完整性管理可以有效地降低管道安全事故的发生概率，确保管道系统的安全可靠。我国也先后颁布了相关的完整性管理标准，并着手对检测技术和评价方法进行深入的研究。但目前我国的管道完整性管理水平与国际上对比差距还较大，还需要对以下四个方面进行完善与提高：

一是对管道完整性管理的范围进行明确，结合国外先进的管理经验，加快构建我国管道完整性管理标准体系，包括技术标准体系和管理标准体系。加快对相关规范和标准进行建立，使得管道完整性管理变得有法可依。根据目前我国的不同地区、不同时期的管道情况制定对应的分阶段、分层次的完整性管理计划，严格按照计划进行完整性管理。

二是在新的管道设计阶段，应对管道的设计图纸进行安全评价、安全预评价和安全验收等控制，使得新管道的设计合理与可行。对于新建的大型管道工程，在已有的管道设计和管道安装工程验收等安全评价的前提条件下，对管道运行的相关数据进行收集，及时地对基线进行评价，严格按照经过审批的完整性管理计划进行管道管理，使得管道管理水平不断提高。

三是积极研究管道完整性评价软件技术和评价方法。借鉴国际标准对管道腐蚀程度划分、管道风险程度等级、管道安全事故的可接受水平、管道的维护与更换标准以及HCA地区的划分等进行确定，从而加快天然气管道完整性体系的建设进程和科研成果的应用。

四是多方面收集管道管理相关数据，主要包括管道腐蚀、管道修复和管道监测等数据，建立大型的数据库，并创建数据共享平台，为风险评价提供重要的数据。加强管道缺陷的自动预警能力，对管道的防腐工作以及相关设备实行动态管理，从而确保管道运行的安全性。

4 结语

综上所述，天然气管道的完整性管理就是运用切实有效的监测与评价方法来对管道的风险进行评价，从而采取有效的改善措施来维护管道系统的安全。完整性管理的过程是持续不断的综合管理。只有这样才能不断地提高管道管理水平，延长管道的服役期限，确保天然气管道运行的安全可靠。

参考文献

[1] 李鹤林.油气管道运行安全与完整性管理[J].石油科技论坛，2011，（1）.

[2] 董绍华.管道完整性技术与管理[M].北京：中国石化出版社，2007.

作者简介：段德虎（1962-），男，山西临汾人，山西省国新能源发展集团有限公司副高级工程师，研究方向：煤矿管理与天然气长输管道建设、运行与安全管理。

4.《浅谈天然气长输管道投产》 篇四

摘要：油气管道工程一直是非常复杂工程，近年来，世界油气工业迅猛的发展，油气管道越来越长，半径越来越大。由于油气管道的爆炸、起火等事件频发，油气管道相关的设施安全问题引起了世界各国的高度认识，管道安全出现问题将直接影响油气的运输。因此，本文分析天然气长输管道安全存在的风险，并根据这些风险提出相应的保护措施。

关键字：天然气；长输管道；安全风险

1、引言

2013年6月20日，山西朔州天然气长输管道出现爆炸，2013年7月2日，安徽芜湖天然气长输管道发生爆炸，2013年12月15日，山东省青岛市内的一处路口再度发生燃气泄漏事件，这也是继2013年11月22日黄岛中石化原油管道泄漏爆燃事故之后，又一起与油气管道泄漏相关的事件，总之，天然气长输管道爆炸事件屡见不鲜。

当前，中国对天然气气田进行了大规模的开发，高压和中压天然气长输管道纷纷投产运行，为了缓解大气污染，我国多数省份（市区）已经通天然气。油气管道工程一直是非常复杂工程，油气管道越来越长，半径越来越大，其安全可靠性已经引起我国政府的高度重视，“十二五”规划期间，我国已经建成10万公里的油气管道，并且形成了纵贯南北连接东西的长管道运输网络，我国已经长输管道安全出现问题不仅仅会影响天然气运输问题，还会带来一定的经济损失和意外的人身伤亡。

基于此背景，本文分析天然气长输管道安全存在的风险，并根据这些风险提出相应的保护措施，以期为全面协调和控制天然气长输管道安全平稳运行提供帮助。

2、天然气长输管道的安全风险分析

目前，天然气长输管道有半径逐渐增大，长度逐渐加长，要求压力更高，运输量逐渐增加的特点，天然气管道不仅仅包括管线，还包括通信设施以及防腐设施等等一系列的辅助设施，是一项非常复杂的工程。天然气管道中输送的天然气极容易爆炸极容易着火，所以长输管道一旦遇到爆炸和着火情况容易造成巨大的人员伤亡和经济的损失，这种影响是负面的。在天然气管道在改进的过程中，一定不能忽略管道的安全风险，目前，天然气长输管道的安全风险有：

（1）

盗窃引起天然气长输管道的破坏

天然气一种重要的能源，在经济利益的驱使下，很多不法分子偷窃天然气，天然气偷窃事件频发出现，这种偷窃事件给天然气长输管道到来了极大地破坏，多数偷气人员采用开孔的方式，如很多偷气人员将塑料软管插在开孔处偷气，直接安装在自家的炉灶上，这种方式很容易引起火灾或者爆炸，直接给天然气长输管道的安全埋下了隐患。

（2）自然灾害对天然气长输管道的破坏

天然长输管道遭到破坏的原因也有非人为性的，自然灾害也会对天然气长输管道的破坏造成破坏，如发生地震、发生泥石流、发生山体的滑坡等等，这些偶然性的自然灾害对天然气长输管道的破坏也非常大，直接会冲击管道，造成管道的破裂，天然气外泄，这种破坏也会带来巨大的经济损失和安全问题。

（3）设计、施工缺陷对天然气长输管道的破坏

天然气管道不同于暖气管道，其设计和施工要求非常的严格，比如天然气长输管道的承压能力等等，管道设计的不科学合理将给天然气运输带来影响，如运输过程的天然气泄漏，管道施工质量与天然气长输管道的后期安全问题有直接联系，如管道之间焊接问题等等，防腐层的质量问题（特别是老管道）等等，这些也会影响天然气长输管道的安全。

（4）第三方施工及非法占压对天然气长输管道的破坏

我国有相关法律规定，天然气管道的两旁不允许施工，如：“在管道专用隧道中心线两侧各一千米地域范围内，除本条第二款规定的情形外，禁止采石、采矿、爆破”，然而在正常的生活中，第三方施工单位将此法律置于不顾，在天然气管道两旁非法的施工，这些非常施工会给管道带来破坏。此外还有施工方还对管道进行非法的占压，如将其他设施安装在管道之上等等。

3、确保天然气长输管道安全运行的对策与建议

（1）加大《中华人民共和国石油天然气管道保护法》的宣传

将2010年

颁布的《中华人民共和国石油天然气管道保护法》在民众之间宣传，尽量为其普及相关的法律知识，让其了解损害天然气运输管道的严重后果，提高民众的天然气长输管道的安全防范意识，让其与政府一起保护天然气长输管道的安全。

（2）明确天然气长输管道安全责任的主体，责任到人

天然气管道运营是有法律规定的，不是任何人想运营就运营的，国家在承认天然气管道运营主体的时候，已经明确了天然气管道安全责任的主体，责任人首要的任务就是保障管道的安全运行，政府负责对此进行有效的监督，企业可以与政府建立联动机制，通过横向间的合作来保护天然气长输管道的安全。

（3）加强天然气长输管道法制建设

《中华人民共和国石油天然气管道保护法》里已经明确政府和相关部门、经营主体、民众之间的责任、权利、义务，并且严惩偷气盗气、破坏管道的不法分子，将管道安全问题放在天然气管理的首要位置。

（4）加强管道工程的设计与施工

在管道工程设计的初期就应该关注天然气长输管道的安全问题，首先在设计管道位置之前，首先要对安装管道的位置进行有效探测，对一些不利于安装管道的地区进行重点的标记，如极容易发生泥石流、山体滑坡的位置，管道的安装位置尽量避开这些位置，在施工阶段，应该注意管道安装过程中的细节问题，如焊接问题等等。此外施工后和运行期间还需要对管道进行定期的检查，及时发现安全隐患并进行消除。

（5）打击偷窃，强化安全生产

定期开展天然气长输管道的安全治理工作，将安全标记印在管道上，对偷气的违法行为进行严厉的打击，管道企业应该强化安全生产，完善安全预警机制，可以降低事故的安全风险降低的最小，并且可以加强对安全源的重点控制，将风险扼杀在摇篮中，此外，还可以对员工进行安全风险的教育和培训，提升员工风险防范的技能，还可以引进先进的安全预警的设备与技术。

（6）借鉴国外管道安全管理的先进经验

天然气长输管道的管理是一项复杂的工程和复杂的管理活动。其管理的内容包括：天然气长输管道的完整性管理、天然气长输管道的周边环境的管理、天然气长输管道防腐性的管理等等。近年来，我国在天然气长输管道安全方面的研究有了一定的突破，但是相比较国外关于天然气长输管道的研究还比较，并且处于起步的阶段，主要研究集中在天然气管道的检测技术与安全风险的评价方面。

因此，我们应该学些国外先进天然气长输管道的风险管理的经验与技术，并且结合我们自己国家天然气长输管道的实际状况，建立防范与保护的措施，从而降低天然气长输管道的安全事件的发生频率。

4、总结

经济的快速发展，以煤炭为主要能源的发展已经给环境带来影响，如雾霾天气的出现等等，需要寻去其他能源，对天然气能源的需求日益增加。天然气长输管道的管理是一项复杂的工程和复杂的管理活动。管理过程中的安全问题是最重要的问题，安全出现问题不仅仅会影响天然气运输问题，还会带来一定的经济损失和意外的人身伤亡。因此，本文就天然气长输管道安全存在的风险进行了有效的分析，并根据这些风险提出相应的保护措施，希望对天然气长输管道的安全管理有一定的帮助和借鉴。

参考文献：

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尹国耀，周文沛，杨文友.对库鄯输油管道建设水平的评价[J].石油规划设计，1998，(06)：115-118.[3]

姚晓军.燃气长输管道阴极保护防腐的技术管理浅析[J].中州煤炭，2005，(03)：106-109.[4]

梁立力.“长输管道密闭输送设计动态特性分析软件”通

[5]

5.《浅谈天然气长输管道投产》 篇五

天然气的开发利用，对人们的生活和工作产生了很大的积极影响，因它具有污染小、储量大，输送安全等特点，而逐渐取代传统的液化气、煤气等燃气。天然气管道施工技术必须定期革新和优化，随着材料的不断更新，固有的技术并没有办法在安全性等方面达到一个理想的效果。而质量控制还关系到人为因素、地区因素、自然因素等方面，要综合性的控制。本文主要对天然气管道施工技术以及质量控制进行一定的研究。

一、天然气管道施工技术

（一）钢管使用

现阶段的天然气管道施工针对不同环节，采用不同类型的技术，从根本上提高天然气管道的质量和性能。在本文中，主要以大唐国际的某一标段天然气管线施工为例，加以说明。该标段虽然仅有30多公里，却是地形多变，地质复杂：既有冲沟、河道、漫滩，又有山地、丘陵。地市平缓处，地下水位较高；山地区域则地形起伏较大。为此，在钢材和制管技术当中，管线用钢的种类会随着输送压力、输送量、管道用钢、管道安全等技术指标而发生变化。比如：钢材选用L450级钢；特殊的河流穿越段采用直缝管；其他部分使用螺旋焊管。同时在考虑地形、地质的影响，采用分段使用不同壁厚的管材，如山区段以11.3mm的壁厚为主，水网段因地势低而采用以16.2mm壁厚为主。这种因地制宜，分段用管的方式大大的降低了用钢量，节约了项目投入成本。

（二）管道防腐

管道防腐是天然气管道修建的必要指标。由于天然气管道大部分是修建在地下，极易与地下的各种物质发生反应。为此，加强天然气管道的防腐性是提高天然气管道安全性和延长使用寿命的重要措施。在该标段的防腐施工中，光管材料首先经过防腐企业的专业处理后才进入使用现场；预留管口位置，在焊接完成后采用外加聚乙烯热收缩套防腐材料进行防腐。当该管段通过焊接、喷砂除锈，涂刷粘结剂，热收缩套加热处理等工序完成后，对已完成的防腐部位进行局部剥离强度试验抽查检测；管道下沟后以电火花检漏仪检漏；管沟回填后，通过第三方专业检测人员地面检漏，发现漏点并及时补伤处理，确保其防腐质量。

（三）焊机技术

焊接技术作为天然气管道修建的一种重要保障，焊接质量在很大程度上决定了管线的制作质量。就现有的焊接技术来看，从第一天长输管线建设开始，国内管道现场焊接施工大致经历了手工电弧焊上向焊、手工电弧焊下向焊、半自动焊和自动焊四个发展过程。在该标段的施工中，就是通过以下技术措施，多方位综合考虑来提升管线焊接质量的。1、采用因地制宜的施工作业方式：水网段地势平缓，采用沟上作业，使用精度高的内对口器，多机组同时流水作业，提高效率，加快施工进度；山区段因空间狭小，采取沟下作业，使用外对口器简易方便，便于操作。2、技能精良的焊接人员，不仅要求取得焊接资格证书，而且需通过岗前专业考试取得上岗证，以此来保证并提升管线焊接质量。3、执行两种不同 的焊接工艺操作规程，即：常温焊接与低温焊机工艺规程，以适应当地多变的气候环境。4、按照有关规范和施工合同，完善施工程序和质量检查措施。管道建设中，为保障施工的高效率、高质量，应优先考虑熔化极气体保护自动焊工艺，并不断的研制管道新一代的自动焊设备。

二、天然气管道施工质量控制

（一）施工技术控制

对于一个施工项目，施工工序多，施工工艺也不尽相同，这就要求实现现场的施工人员要根据施工的具体情况，做好各个方面的技术准备。在本文列举的案例当中，为了保证管线施工质量，施工准备阶段：通过图纸审核、施工现场调查、技术交底工作，编制长输管线工序指导书；施工过程中，则通过顶管穿越、管沟开挖（水网段）、河流穿越等多个专项施工技术方案的编制，解决特殊地质地段的施工技术；加强管道原材料的质量检查，加强焊接质量控制，同时针对该标段地理位置处于风口位置，自然条件恶略，寒冷且风力穿透性极强的特性，在管道单体试压与分段试压的过程中，设置保温棚、保温棉被，火炉取暖；专人24小时值班等措施，确保试压工作的顺利进行，

（二）施工材料设备控制

在天然气管道修建的过程中，材料和设备是具体的执行者，它们不仅仅要具有较高的质量，同时还要进行妥善的处理和保存，尤其是材料，不同的材料对存储条件有着严格的要求。而大型和精密的机械设备，要定期进行检修，同时在每天都要做好应用记录，对发生的问题和一些不良现象进行分析，当天的问题尽量当天解决，避免对后续工作产生不利的影响。在该工程中监理、业主、施工单位、供货方一同对进场的材料进行验收，并对进场材料的具体情况做好开箱检验记录及设备检验记录，从根本上做到有据可查、有迹可循的要求。拒绝偷工减料、拒绝以次充好的事件发生。

（三）管道施工过程控制

天然气管道在施工过程中，除了施工单位自身的组织、技术措施的质量控制外，还需要对整个过程进行综合性的控制。做好工程施工的监督，保证工程各方尽职尽责的必要手段。本次天然气管道施工中，就集结了众多监督单位参与对施工过程的质量、安全、环境保护等方面的监督与控制，如北京水保监理、河北化工质检站、中国特检院、天津环保监理等。综合性的控制不仅仅要制定较好的施工方案和备案，同时还要提前对该地区进行详细的考察，对未来的投入使用进行了解。将每一个因素都考虑到，才能取得较为理想的成果。

（四）施工监测

天然气管道的施工质量，是一个非常不容易控制的环节。上述的措施，能够在内部和外部进行综合控制，将天然气管道施工质量提升到一个理想的水准。但是，天然气管道的施工质量，还需要施工监测的保障。目前的施工监测主要是通过以下几个方面来完成：第一、对施工过程进行全程监测，重点环节重点监测，减少问题，提高质量。比如，在管线试运行阶段，安全专人负责，密切关注各个阀室及场站的仪表动态，并记录变化情况，及时进行信息沟通；同时，还设计多种突发状况的应急处理方案，防患于未然；第二、施工监测要合理进行，远程监控和近距离监控要合理安排。该线路工程全线设置了3个站场，11个阀室（其中2个为RTU阀室），管线光缆的敷设不仅使线路维护人员可以在任意一个场站操作室通过计算机网络对全程管线进行远程监控，并形成380公里内的线路信息互通和报告，也为线路的检修工作提供了方便；第三、施工监测要随时记录和报告，并且根据处理预案和处理备案，有效解决问题；第四、施工监测要随着施工要求的变化而变化，单一的监测技术和监测方法，并没有办法取得最好的结果。比方说数字管道体系的形成可以为长输管线的施工提供诸多便捷，专家可以通过计算数据判断断层移动、错位、滑坡迹象、泥石流现象以及其它不良工程地质出现，这些可以起到对在建、在役管道的提早防范。

三、总结

本文对天然气管道施工技术及质量控制进行了阐述，从目前的总体情况来看，天然气管道的施工技术和质量控制，均达到了社会的标准和国家规定的标准。日后的工作重点在于，通过循序渐进的优化策略，进一步提高技术型措施，在质量上获得较大的改变。值得注意的是，我国各个地区的经济发展有所差异，天然气管道施工技术和质量控制，必须结合地方的实际因素，以及未来的发展程度进行。否则很难保证现有的成果满足未来的需求，一味的修建和返修不见得是最好的情况。

参考文献：

[1]王同有，聚乙烯天然气管道在高寒地区的应用与研究[D].吉林大学，2009.

[2]邹君杰，天然气管道施工过程中存在的问题和对策探讨[J].房地产导刊，，（5）：387-387 .

6.《浅谈天然气长输管道投产》 篇六

液化天然气工程属于非污染生态工程, 工程排放的污染物较少, 对环境的影响较小。但是, 长输管道建设会造成地表环境的变化, 在生态环境敏感地区尤为明显, 会对环境产生较大的影响。固其保护的重点应在于避免或降低对生态的破坏以及对已影响生态系统的恢复。从液化天然气工程长期运行的安全性和可靠性的角度出发, 需要分析破坏生态环境的因素, 并制定相应控制措施。液化天然气工程长输管道的建设对生态环境的影响主要有两个方面:一是建设期间的影响, 二是运营期间的影响。

2 建设期间的污染源及控制措施

2.1 大气污染防治

在长输管道建设施工作业中, 主要废气源是柴油机排放的烟气, 包括CO、CO2、NO、NO2和颗粒排放物等, 该类源一般具有间歇性、短期性和流动性的特点。可以采用封闭式曲轴柴油机, 实现有害气体重新引入进气系统再次燃烧, 或者在废气中喷洒尿素和氨水用于稀释有害气体。

其次, 由于管道在走向选择上充分依托当地现有交通道路, 单独修建便道或伴行公路较短, 因此运输车辆行驶引起的扬尘量对大气环境的影响很小。针对建设过程中产生的扬尘, 可采用洒水车定期对作业面和土堆洒水, 使其保持一定湿度, 降低作业过程中的粉尘散发量。

在施工作业中, 当风速过大时应停止施工作业, 并对堆存的沙粉等建筑材料采取遮盖措施。

2.2 水污染防治

长输管道建设过程中产生的废水主要为建设人员的生活污水和管道投产清管所排放的含铁锈等固体杂质的污水。

建设人员产生的生活污水极少, 随着线路敷设距离的变化, 一般分段收集后进行污染物过滤, 再排放到就近的可接纳水体, 具有影响范围小、时间短等特点, 不会对沿线的地下水资源和土壤产生破坏。

管道清管时, 用水量一般为充满整个管道容积的1.2倍, 其中的主要污染物为悬浮物、铁锈和泥砂, 经沉淀处理后, 可排入就近可接纳水体。为了避免水资源的浪费和减少排量, 对其进行重复利用, 水源重复利用率可达50%。

2.3 噪声污染防治

长输管道建设过程中产生的噪声主要为建设机械 (钻机、运输车辆、切割机、柴油发动机、混凝土翻斗车、搅拌机和震捣棒等) 发出的噪声, 其强度在88~120d B (A) 。

大多数施工工地离居民区较远, 不会对周围居民造成太大的影响。固需要根据具体情况, 合理安排施工时间, 提高操作水平, 减少对周围环境的影响。

在居民区附近施工时, 应严格执行当地政府噪声控制规定, 使用低噪音设备, 严格控制作业时间, 不在晚上10时至次日6时进行高噪声建设。并且夜间施工应向环保部门申请, 批准后才能根据规定建设。

2.4 固体废弃物处理

长输管道建设过程中废弃物主要来源于建设废料、弃土和生活垃圾。在作业现场设置定点的废料处和垃圾投放处, 除可回收的废弃物之外, 没有利用价值废弃物可进行焚化、填埋或者依托当地环保职能部门有偿清运。

2.5 管道工程水工保护

长输管道跨越地域范围广, 管道沿线山区、高原、平原等地貌类型多样, 还涉及大型河流、铁路、高速公路的穿跨越工程。管道建设使在自然状态下稳定、或相对稳定的地貌产生变化, 引发不稳定因素, 从而对管道安全构成威胁。在这过程中水工保护是一项大型的环境治理工程, 是保证管道附近地表或地基的防护工程, 防止由于洪水、重力作用、风蚀、地震及人为改变地貌的活动给管道造成的破坏。

3 运营期间的污染源及控制措施

3.1 大气污染防治

长输管道在运营过程中的大气污染源主要是管道泄漏产生的天然气和泄放状态排出的天然气, 这部分废气排放时间短、量较少, 对环境空气的影响极轻微, 按照《输气管道工程设计规范》的要求, 采用高点排空的方法即可。站场清管设施的接、发球装置、输气干线上均连接有泄放管道, 用于集中排放因误操作、故障或事故产生的间断放空气, 泄压放空的气体经泄放管道输送至放空竖管放空。

液化天然气管道设计时充分考虑地区等级因素, 对人口密集处提高管道强度设计系数, 在沿线设置阴极保护站和线路截断阀室, 以在降低腐蚀泄漏可能的同时可迅速判断气体泄漏, 达到加强管道安全性, 减少因泄漏或事故对环境造成的影响的目的。

3.2 水污染防治

长输管道投入运营后, 输气站场产生的废水量很少, 对周围的环境产生影响较小。根据《污水综合排放标准》的要求, 生产过程中管道系统产生的少量凝液或杂质排入站内已有排污系统, 经处理后满足环保要求, 可排出站外。场地冲洗水, 通过站内雨水排水管或排水沟排出站外。

3.3 噪声污染防治

长输管道在运营期间主要产生噪声的设备均在站场内。噪声源主要为新建工艺装置区管道、阀门噪声、紧急放空噪声等, 以上噪声能够满足《工业企业厂界噪声标准》中Ⅲ类区的要求。因此只需选择合理的管道流速, 将管道及其调节阀的噪声控制在较小的范围内。

3.4 固体废弃物处理

长输管道投入运营后, 固体废弃物主要为各站的生活垃圾。各站定员少, 垃圾排放量少, 站内生活垃圾只需定时检查、定时清理回收, 并拉运到环保部门指定地点进行处理即可, 不会造成环境污染。而清管作业时产生的少量的废物及废液不能直接排放到环境, 应将其排放到排污管内临时储存, 定期密闭装车拉运到指定地点进行处理, 才不会造成环境污染。

4 结论

综上所述, 液化天然气工程长输管道在建设期和运营期内均会产生不必要的污染, 集中体现在建设期间。为了避免不必要的污染, 需要从工程起初就做好环境保护的计划和设计, 首先控制污染源上做好工作, 然后对产生的污染物严格按照制定措施进行处置, 才能真正实现绿色工程。

摘要：本文主要分析了液化天然气工程长输管道建设可能会对环境造成的影响, 主要有两方面, 一是建设期间的影响, 二是运营期间的影响, 其中建设期间的影响为主要方面。经过分析分别从大气污染、水污染、噪音污染以及固体废弃物污染方面, 介绍了污染来源并制定了相应的污染控制措施, 以实现绿色工程。

关键词：长输管道,环境污染,污染控制措施

参考文献

[1]GB50369-2006, 油气长输管道工程施工及验收规范[S].2006

[2]SY/T6276-1997, 石油天然气工业健康、安全与环境管理体系[S].1997

[3]程金香等.输气管道工程环境影响的分析[J].水土保持学报, 2003 (6)

[4]李昌林等.长输管道工程环境影响评价特点浅析[J].油气田环境保护, 2012 (1) :44-49

7.《浅谈天然气长输管道投产》 篇七

关键词：天然气；管道；节能措施；设计

1. 天然气长输管道的节能降耗措施的重要意义

天然气是一种清洁廉价的优质能源，在世界各国的应用都在大幅度上涨。但是，天然气的分布地区大部分是在环境恶劣、交通不发达的地区，而它的使用地区主要是在城市和工业区，所以，天然气的运输成了一个棘手的问题。而长输管道的运用恰好保证了天然气从生产到运输这个环节的实现。

虽然，长输管道能够有效的运输天然气，但是，在运输过程中，也存在一些能源的消耗，经济性不好。长输管道对天然气的能耗体现在两个方面，分别是直接能耗和间接能耗。直接能耗是由压缩机组、管道阻力、设备阻力等引起的能源损耗。间接能耗是由天然气放空、泄露等引起的能量损耗。其中，直接能耗是不能避免的，它只能通过改进工艺，采用新设备、新技术等来降低。而间接能耗是能够避免的。由于降低天然气长输管道的能耗能有效的提高运输运输效率，降低运输成本，所以，在长输管道方面采用一些节能降耗措施是十分必要的。

2.天然气长输管道的节能降耗措施

2.1设计节能

（1）系统工艺设计的优化

在目前管道大发展阶段及以后的管道建设和运行中，很难有单一输气管道独立运行，基本形成区域管网系统。在新管线设计时，必须既满足新老管线系统安全可靠供气，又能达到新建系统投资最省，运营费用最低的效果。要实现上述功能，使系统构成最优化，必须將新老系统有机结合，构成一个完整的可以实现灵活调配的管网系统，进行工况模拟计算、分析，对管网系统构成方案进行优化，才能实现在充分利用已建设施的基础上，新建系统投资省、安全、环保和节能的目的。

（2）管道内涂层设计节能分析

天然气在输送过程中，要克服管道摩阻。影响摩阻的主要因素是管内壁粗糙度。在输送量和出口压力一定时，内壁粗糙度越大，输送压降越大。管道内涂层技术在可以有效防止管道内腐蚀发生的同时，也是提高输量的有效手段，尤其是对长输输气管道更显著。实际检测表明，内涂层能够使管道的输气量提高4%～8%。输气管道采用内涂层，可以使管道内表面光滑、降低粗糙度、减小水力摩阻系数，从而达到提高管道输气量；在相同输气量条件下，可以降低压缩机需用功率，既能减少机组建设的投资费用，又能减少投运后压缩机的能耗费用和维护费用。如果从经济性方面考虑，是否采取内涂层需要将管道全生命周期发生的费用合并计算。如果从节能减排方面考虑，采用内涂层后将扩大压气站的间距，减少压气站的数量和总装机功率，从而降低燃料动力消耗。

2.2管道运行节能

（1）管道运行优化

天然气管道的优化运行就是在管道系统物理参数已经确定的条件下，根据气源的供气情况和各用户的用气情况，对管道系统的运行参数进行优化，既能满足安全平稳输气和供气，也能使管道总的燃料动力费用最低。由于优化的目标函数是以管道总能耗或者总功率最低，所以对于长输管道来说，管道的优化运行是管道企业最大的节能技措。管道优化运行的影响因素较多。目前国内常用离线模拟软件TGNET、SPS进行优化运行分析。通过SCADA系统将实际能耗数据在线采集上来，与方案进行对比分析，及时调整运行方案。

（2）提高压缩机的运行效率

压气站的运行费用占管道总运营费用的50%左右，压缩机及其配套的原动机的能耗占压气站运营费用的70%以上，占长输管道能耗费用的96%左右。因此，提高压缩机组的效率将是降低输气能耗的重要措施。各类型机组在满负荷时，电驱机组的效率为70%～85%，燃驱机组的效率为25%～40%。虽然机组的效率均在正常范围内，但是效率相对低的压缩机组就有节能的空间。压缩机组在非满负荷的情况下，通过提高入口压力和调整压缩机余隙达到提高运行效率降低能耗的目的。

（3）减少天然气放空

天然气长输管道在运行过程中，由于各种原因需要进行天然气放空，如压缩机的启停放空、管线施工放空、站场设备的维检修放空以及紧急情况的应急放空等。在生产运行过程中，通过合理安排管道施工作业方案和优化压缩机的启停，减少放空的次数并尽可能降低放空压力，使放空量减少。

2.3应用先进的输气工艺

（1）高压输气

高压输气是当前国际天然气管道输送技术的发展趋势。高压输送使天然气密度增加，流速下降，可降低管道沿程摩擦损失，提高输送效率；同时，天然气密度增加将有利于提高气体的可压缩性，降低压缩能耗，提高压缩效率，减少增压站装机功率。

（2）富气输送

富气输送是指所输送的天然气富含乙烷、丙烷、丁烷等重组分（NGL）。由于富气的天然气密度高于常规天然气，可使其流速下降，从而降低管道沿途摩擦损失，提高输送效率；天然气密度增加，还可提高气体的可压缩性，降低压缩能耗，提高压缩效率；管道能耗下降，有利于减少装机功率，加大站间距。高压富气输送代表了当前天然气管道输送工艺的最高水平，不但进一步提高了管输效率，而且兼顾了节能环保。

2.4新能源利用

目前可以在长输管道站场应用的新能源有太阳能和地热能。利用太阳能发电可以替代天然气管道阀室中的TEG发电设备，可以减少TEG所带来的维护量、高维护成本和部分安全隐患，该节能技术尤其适用于边远地区不易引入外电的阀室

2.5防止天然气泄漏

天然气泄漏不仅会造成管道公司的直接经济损失，而且会污染环境，严重时甚至会危及人的生命安全。因此，防止天然气泄漏不仅是节能的要求，也是输气安全的需要。天然气泄漏包括输气设备泄漏和输气管道泄漏。输气设备泄漏主要是由于压缩机和阀门等设备无法做到绝对密封，或者法兰密封垫老化破损造成的。据计算，在5MPa的压力下，当存在1mm的当量不密封度时，一昼夜即可泄漏850～900kg天然气。因此，选择新的压缩机密封技术和密封性能好的阀门产品，可有效地减少泄漏损失。天然气长输管道在运行过程中由于受各种自然和人为因素的影响，导致出现泄漏。究其原因主要有：①防腐绝缘层裂化或者阴极保护度低（或失效）造成的管道腐蚀穿孔。②管道自身缺陷，包括环形焊缝存在未焊透、熔蚀、错边等缺陷。受到输气压力或其他外力在断面上所产生的应力作用，这些原始缺陷扩展到临界值时就会造成裂纹的失稳扩展进而使焊缝开裂，管道连接部位密封不良等。③人为因素的破坏，一方面是不法分子对输气管道的有意破坏，另一方面是由于操作不当或者工程机械的使用不当损坏输气管道。为了防止泄漏事故的发生，针对引发泄漏的主要原因，可以采取以下措施：①对管道的整体安全性进行评估，对存在缺陷的管段进行整改或更换。②按设计要求做好防腐涂层和阴极保护，并定期进行检测。③提高员工的技术水平，防止出现人为误操作。④设立管道线路的标志，加大对管道的维护管理力度，建立完善的巡线制度，杜绝出现人为破坏事故。⑤加强管道检测，使用高灵敏度的在线检测系统，以快速准确地检测泄漏点位置。

3.结语

总而言之，在天然气长输管道的设计及运行过程中，根据不同管道的具体特点，积极有效的开展各项节能措施，优化输送工艺，合理的选择设备，改善设备的节能性能，将会明显地提高长输管道输气效率和降低管道能耗，同时也能降低管道运输成本。

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.

8.《浅谈天然气长输管道投产》 篇八

关键词：封闭式地面火炬;安全设施设计

1 概述

为保证天然气长输管道站场的正常生产和紧急事故状态下的安全排放，一般设置高架火炬，用来收集和处理天然气。随着天然气长输管道的快速发展，高架火炬由于辐射热影响范围较大，征地范围大，造成的征地困难问题也越来越严重。为节约用地，同时考虑到环保、安全等方面的优势，国内已开始使用封闭式地面火炬作为天然气长输管道站场的排放处理装置。

2 国内外放空火炬的应用情况

2.1 高架火炬。高架放空火炬在国内天然气长输管道项目的站场中广泛应用，技术已非常成熟，其中包括已建的西气东输、川气东送等大型的输气管道工程，均使用高架放空火炬系统作为输气站场的点火放空措施。

2.2 地面火炬。上世纪70年代初，国外开始进行地面火炬的研究和开发，制造出多种地面火炬排放系统，主要分为大排量多级多燃烧器开放式地面火炬和封闭式地面火炬。全世界十几个大型乙烯项目、一些大型的炼油生产和天然气开采项目都采用了多级多燃烧器地面火炬，国内也有一些企业采用了开放式和封闭式地面火炬。

目前封闭式地面火炬在天然气长输管道站场放空中的应用较少，因此其安全设计尤为重要。

3 封闭式地面火炬的特点

封闭式地面火炬主要由地面燃烧炉、燃烧器组、防风墙以及点火系统等组成，可保证气体需要排放时能够及时、安全、可靠地放空燃烧，保证在运行过程中实现低噪音无烟燃烧。

封闭式地面火炬有以下特点：

①地面火炬采用自动分级燃烧控制系统，根据压力自动逐级打开燃烧器，以适应不同的排放流量，处理范围广。

②地面火炬及其附属流程占地面积小、检修方便，仅入口阀及总管需常规检查与检修，而该部分位于防风墙外;燃烧炉内的火炬头可以在装置的开停车期间进行检修。

③封闭式地面火炬炉壁内部衬有耐火耐高温的陶瓷纤维，减少向四周扩散的热辐射，防风墙外热辐射值≤1.58kW/m2，同时可以起到降噪效果。

④封闭式地面火炬及其附属流程对周边的防火间距要求比高架火炬小。

⑤最大限度地减少了对周围环境的空气污染、光污染和噪声污染。

4 事故状态下封闭式地面火炬可能存在的风险

①事故状态下长明灯熄灭，点火失败，造成大量可燃气体从地面火炬排出，与周围空气混合成易燃易爆混合物，在扩散过程中如遇到点火源，可能发生爆炸。

②分级燃烧时，二、三级燃烧支路阀门故障无法开启，放空天然气不能快速泄放，可能导致站场内憋压。

③由于天然气站场运行压力较高，放空时节流温降加大，可能析出液态烃，造成炉膛内燃烧温度过高。

④空气供应不足，可能导致天然气燃烧不完全，产生黑烟，造成环境污染。

⑤封闭式地面火炬与天然气站场的安全间距与高架火炬相比要小的多，由于距离站场较近，如站内工艺装置区发生泄漏，在特定气象条件下，地面火炬可能将其引燃而发生火灾甚至爆炸。

5 封闭式地面火炬的主要安全设施设计

针对天然气长输管道站场放空特点，建议进行以下安全设计：

①封闭式地面火炬的设计处理能力及处理范围。天然气长输管道站场内放空量及放空时间等工况多变，事故紧急放空时气量大、压力高，正常运行时站内设备检修放空气量小、压力小。封闭式地面火炬的设计处理能力考虑满足事故状态时峰值泄放量的排放要求，同时按照不同的放空气压力设置分级燃烧，一级放空设为常开，满足站内检修等放空气量小、压力低的排放要求，放空气量及放空压力增加时，陆续开启后续各级燃烧，满足排放需求。

②火炬系统采用独立的PLC控制系统

a长明灯控制。燃烧炉炉膛内设置若干长明灯，以确保任何气量的放空气通过燃烧器火嘴时都能实现燃烧，避免未燃烧的放空气与空气混合形成爆炸性环境。一般采自动控制点火方式控制长明灯燃料气阀、点火枪燃料气阀、点火器。为确保火炬的燃烧稳定，整个封闭式地面火炬在排放过程中必须保持长明灯常燃。在事故状态下，长明灯熄灭，在人工确认安全可控的前提下，可通过中控室内的强制点火按钮实现人工手动强制点火。

b火炬气排放阀控制。为了保证工艺装置泄放的气体在燃烧器组的烧嘴处满足最佳燃烧的压力条件，按照不同的放空压力，设置多级燃烧控制。每一级设置不同数量的燃烧器烧嘴，依据烧嘴的设计参数，通过PLC系统自动控制分级管路切断阀的开或关来调整放空气通过哪一级或哪些级投入燃烧，以使放空气得以充分燃烧。

c通风口控制进风量实现无烟燃烧。放空气在燃烧器火嘴处与空气充分混合，实现充分无烟燃烧，燃烧后的高温烟气在抜力的作用下通过燃烧炉顶部排出，燃烧器火嘴处形成局部负压，空气通过燃烧炉与防风墙之间的通风口进入燃烧炉，如此循环，实现放空气的完全无烟燃烧和排放。同时，在燃烧炉外围设置挡风墙，防止侧风直吹燃烧炉底部的燃烧器火嘴，确保燃烧火焰向燃烧炉中心集束，避免火焰偏斜。

③氮气吹扫。设置氮气瓶及氮气吹扫系统，用来对各级排放阀后管路进行氮气吹扫，以维持排放管道的微正压，防止空气倒流入放空管道。

④可燃气体检测报警装置。封闭式地面火炬燃烧炉下部及防风墙外围的附属流程工艺装置区设置多个可燃气体检测报警装置，各个报警装置互为备用，避免放空管路或阀门泄漏导致产生爆炸性气体环境。

⑤针对雷雨天气，封闭式地面火炬燃烧炉外壁为钢结构，炉体完全接地。

⑥阻火设计。燃烧炉炉膛内设若干长明灯，保证放空气在任何一级燃烧器火嘴处排放时均能实现燃烧，同时在各个长明灯的燃料气管线上设置阻火器，在常开的一级燃烧支路上设置阻火器，防止回火。

⑦防憋压设计。除一级燃烧支路之外，其余各级燃烧支路切断阀设置爆破片旁通，防止切断阀故障时放空系统憋压。

⑧封闭式火炬前设置分液罐，将由于节流温降产生的液态烃分出，防止炉膛内燃烧温度过高。

⑨封闭式地面火炬的配套电气、仪表均采用防爆设计。

⑩地面火炬周围设置各种指示、警示作业安全、逃生避难及风向等警示标志。

6 结语

封闭式地面火炬与高架火炬相比有较多优势，但在国内天然气长输管道站场的应用还没有普及，相关规范标准的制定比较滞后。因此，在封闭式地面火炬的设计中应充分考虑各种因素，参考国外相关标准及先进的设计经验进行安全设施设计，最大限度地确保封闭式地面火炬的安全、稳定运行。

参考文献：

9.长输天然气管道安全运行管理 篇九

天然气的应用随着工业化进程的前进而迅速发展，管道运输作为连接供需双方主要的运输方式，其覆盖面非常广大。因运输距离较长，路面情况较复杂，天然气的运送对于管道的要求较高，铺设、维护好长输管道对于天然气的运送具有重要意义。一旦运输管道出现问题，将会严重影响人们的生活、安全，给社会经济带来损失。管理好长输天然气管道的安全运行，对我们来说意义重大。

一、长输天然气管道运行现状

1. 长输天然气管道运输特点

长输天然气管道的运输是一个较为复杂的过程，它是由油气田集气管网、输气干线管网和城市配气管网三大管网构成一个统一的、密闭的、连续的输气系统，部分利用地层压力来进行运送，其输气管道的末端需具有较大的储气功能。

2. 我国长输天然气管道运行的情况

长输天然气管道一般指运输距离在25km以上的管道运输。目前，世界上大型天然气、输油管道总长度已超过200万公里，且每年都在递增。我国长输管道的总长度不足世界的1%，而油气储量却位居世界前列，比例的不协调在技术、安全性等方面加重了我国天然气长输管道运行的难度，这就要求我们加强对管道运行安全的管理。

二、长输天然气管道安全运行的重要意义

随着人们生活水平的不断提高，人们对于便捷、快速的天然气等其他能源的需求量也不断增多。天然气这类能源的易燃易爆特点决定了其应储存在远离大量人类生活的区域内。安全、迅速的将其运送非常重要，管道运输承载着天然气等能源运输的重要使命。长输管道是我国重要的基础设施之一，它对天然气的运送起着至关重要的作用。自然环境、外部条件的不断变化会给长输管道带来腐蚀、焊缝开裂、管道穿孔等老化、破损现象，这就使天然气的长输管道运行存在一定的危险性，如果不加强安全运行管理，一旦管道发生爆裂，将会严重污染环境，甚至带来人员伤亡造成一定的经济损失。因此，加强天然气长输管道的安全运行管理十分必要，它不仅有利于保护环境，节约能源，更有利于保障人类的人身财产安全，维护社会的安定。

三、长输天然气管道运行中存在的问题

1. 缺乏对天然气管道运送危险性的认识

采用长输管道对天然气运送是目前来说最经济实惠的运输方式，而人们却缺乏对其运送过程中存在的危险性的认识。天然气在管道运送过程中，常常要经过人口较密集的区域，往往要穿过民房、医院、工厂、田地等，而有些建筑物在施工或农民在耕田种地时，认为深埋在地下的天然气运输管道很结实坚固，不会因为一时的挤压或碰撞而被破坏，他们不了解长输天然气管道被破坏、天然气泄漏后的严重后果，所以不会考虑变更施工计划或耕种路线。这种意识上的麻痹大意是造成长输天然气管道安全问题的主要原因。

2. 自然环境的变化对长输天然气管道的破坏

由于天然气运输管道深埋在地下，铺设线路较长，在考虑经济因素、人力物力等综合因素的前提下，即便是灾害多发区，长输天然气管道也要穿过，这样自然环境的变化对其影响就较大。如一些处于地壳活动较频繁的地段带来的地震，暴雨引起的山洪、泥石流、山体滑坡等自然灾害的发生极易引起天然气运输管道的破损、护坡堡坎垮塌现象的发生。即便未发生较大的自然灾害，因长输天然气管道多采用直缝管、无缝管、螺旋缝管等钢制材料制成，即便埋于地下也避免不了受常年的风雨积雪侵蚀，管道也易遭腐蚀。

3. 私自窃取天然气或故意破坏对长输管道运输的影响

长输天然气管道的铺设距离较长，会经过多个地方。没有条件对各个地方实施实时监管，这就让一些人钻了空子。他们为了个人利益，在居住环境附近的长输管道隐蔽处开孔栽阀盗取天然气，在窃取后将其装入简易的装置中存放使用或变卖。由于他们不是专业人士，不懂专业技术，不能将开孔部分很好的进行修补，这就为以后的管道运输埋下了安全隐患。这样不仅损害了国家利益，更使自己和周围居住的人陷入了天然气泄露、爆炸等危险当中。

4. 他方施工对天然气管道运输的影响

在实际生活中，对长输天然气管道的铺设获得批准后，其他一些工程项目的铺设等也需要同时规划建设。这就形成了多条线路的相互交错，如各项目间的交叉穿越、近距离的平行分布或成品油管线与长输天然气管道的同沟铺设等。在施工时，就要求施工单位要综合考虑各个项目间的相互关系制定出不同的工程项目施工方案。而现实情况却是，因各个项目所属的施工单位、开工时间、工期长短、设计要求、安全标准等不尽相同，施工效果就会互相干扰。如为赶工期、节约成本以创造出更大的利益会出现不同建设项目间的安全距离不足、不同管线的外加电流相互干扰导致防腐层的保护失效等等。另外为缩减开支，在管线两侧5米内挖砂取土，在未反复核查地下管线时就采用大型机械进行快速挖掘或碾压都会对地下管线造成破坏，这些都在一定程度上影响制约着长输天然气管道的安全运行。

5. 违规建筑引起的长输天然气管道的安全隐患

一些个人或单位利用职务之便，在未履行一些法律手续的前提下，为自己谋求私利。他们不顾天然气运输管道的铺设，为了使自己获得最大效益，忽略长输天然气管道与其他建筑物的安全距离，肆意的在其上或附近搭建违规建筑。这些违章行为已严重影响长输天然气管道正常发挥其效用，为其带来巨大的安全隐患。

四、提高长输天然气管道安全运行的对策

1. 建立健全法律机制，为长输天然气管道安全运行提供有力保障

一个国家，一个民族建立健全的法律机制有利于保护国家公共财产不受损失，保护其公民的人身安全不受侵害。同样，对于长输天然气管道安全的运行，也应制定相应的法律法规。对于私自盗取天然气自用或变卖的行为人进行严厉的打击，并处以罚款。对于检举揭发从事该行为的人进行物质上和精神上的嘉奖，以鼓励所有人对该行为进行监督，确保法律履行的力度，改善天然气管道运行区的治安环境，进而形成有力的制约。

2. 提高对长输天然气管道风险的预测能力

加强对长输天然气管道风险的预测是保证天然气管道安全运行的重要基础，风险预测力提高，就会提高天然气运输过程中各个环节的可靠性，避免或减少事故的发生，减少人员伤亡及经济损失。长输天然气管道的常见事故主要有燃气泄漏、毒物扩散、火灾爆炸等，为了提高对长输天然气管道风险的预测能力，就要对管道进行可靠性分析研究、进行定量风险评价，其主要分为明确评价的对象及范围并对其做充分的了解，根据项目周边情况对其危险、有害因素进行辨识分析，选择确定正确、科学的风险评价方法，提出消除、减弱危险的建议并得出结论这几个主要步骤。定量风险评价可以分析影响管道失效的原因，制定恰当安全的维修计划，以减少损害。半定量分析则是根据事故损失后果和发生概率，通过计算形成一个相对的风险指标。而定量风险分析与评价是最权威、准确的风险评价法，其对于提高对长输天然气管道风险的预测能力具有重大作用。

3. 定期检查，及时维护

为了使长输天然气管道安全运行，定期的检查必不可少。这里的检查包括：安装前仔细检查安装的管道质量是否合格、管道有无破损。根据设计图纸的要求认真核对管道铺设的位置是否适宜，深度是否恰当；安装过程中，要认真检查技术人员的操作是否正确，一旦发现管道有损坏，要及时修复、更换；在安装后的使用过程中，要根据管道所处的地形地貌等自然环境的不同做定期的检查，要及时排查出天然气泄漏或毒物扩散等问题并做好相应的解决措施。对于管道的维护工作，要安排专业的技术人员进行维修，企业要不定期的对这些技术人员进行培训、考核，来确保他们具备过硬的技术，能及时处理突发状况，确保管道的安全运行。

4. 明确责任范围，加强监管力度

对于长输天然气管道安全运行的管理，要建立完整的应急机制，明确责任范围，将责任逐级分配到每个人身上，各级政府承担着对其安全的监督管理责任。管道生产运营企业与政府之间要形成良好的沟通，一旦发生重大的管道安全问题，互相协调配合解决问题，建立联防机制，逐步形成良性的安全责任监督管理机制。同时，要增强对长输天然气管道的监管力度。

5. 重视科技因素，提高管道自身质量

提高长输天然气管道的自身质量，增强其防腐能力，对于保证管道的安全运行具有深远的意义。提高管道的防腐能力主要有阴极保护、防腐涂层技术和聚乙烯管道材料的使用。科技的进步必然会带来一些新材料的出现，在环保节能、降低成本的基础上，将新鲜元素融入到以前的材料中，使其具有更高的耐碾压力、防破损力的功效。

6. 保障资源市场供应安全

对天然气资源的灵活分配调度，可以降低供气风险，缓解供气紧张，维护社会稳定与安全。另外，积极引入国外优质的天然气资源，增强我国储气能力，在保障居民用户有充足的天然气可以使用的同时，也可以平衡市场的供求平衡。

结语

经济的持续发展促进了能源市场的不断前进，天然气资源作为我国国民经济发展的重要资源之一，其安全运输十分重要。它的安全运行不仅可以保护人们的人身财产安全，维系社会的稳定，还可以为企业带来巨大的经济效益。因此，改善天然气运输管道自身的质量、提高对其风险预估能力、加强对其的管理监督力度等手段以保障对长输天然气运行安全的管理，势在必行。

参考文献

[1]张青勇,毕建伟,康超,吴志刚,周敏.长输天然气管道安全运行管理浅析[J].油气田地面工程.2010(10).

[2]刘达.天然气长输管道安全运行必要性及风险研究[J].化工管理.2016(11).

10.天然气长输管道事故影响范围研究 篇十

近年来不断发生的火灾爆炸事故震惊了国人,如2013年11月22日青岛输油管道爆炸事故;2014年8月1日高雄燃气爆炸事故;2015年8月12日天津特大火灾爆炸事故等。对于不断发展的石油天然气行业,因为天然气易燃易爆的性质,长输管道有大管径、高压力的特点,以及我国长输管道高后果区人口聚集的特点,一旦长输管道发生事故,将产生严重的后果。

目前国内普遍采用的输气管道事故潜在影响范围[1]存在四个缺陷:①照搬国外研究结果;②潜在影响半径计算公式适用于管径小于762 mm,压力小于6.8MPa的管道;③公式仅考虑了火灾事故,并没有考虑爆炸事故;④事故影响范围不能区分事故的影响程度。如今我国多条长输管道的直径都在1 000 mm以上,压力达到10 MPa,已经超越了潜在影响半径计算公式的适用范围,所以通过采用PHAST软件模拟大管径、高压力的天然气管道火灾爆炸事故以克服前三个缺陷。针对第四个缺陷,从人员伤亡程度和人员有无遮挡方面研究事故的影响范围,不仅能解决事故影响程度问题,还能紧密结合实际使研究结果更具实用价值。

1 天然气长输管道事故模型

天然气长输管道事故是由于管道发生泄漏,气体扩散遇到点火源发生火灾,或者气体扩散达到爆炸极限引起,所以天然气管道事故模型包括四个部分,分别是泄漏模型、扩散模型、火灾模型和爆炸模型。

1.1 模型的选择

天然气管道泄漏模型按照泄漏孔径大小分为小孔、大孔、断裂模型,根据天然气长输管道的特点,为使结果包括范围更广,选择断裂模型作为泄漏模型,计算公式参见《长输管线气体泄漏率的计算方法研究》[2]。对于扩散模型单独做分析,详见1.2节。天然气长输管道常见的火灾类型为喷射火,从PHAST软件的喷射火模型中选择精确度较高的固体香蕉模型作为火灾模型。由于TNT当量爆炸模型[3]研究更加成熟,应用广泛,便于定量分析人员伤亡、建构筑物损坏情况,所以选择TNT当量模型作为爆炸模型进行分析。

1.2 模型的修正

国内外学者对气体扩散进行了多年研究,但是大流量、低比重、高压力的天然气扩散模型的相关研究较少[4]。PHAST软件中的高斯烟团模型适合瞬时泄漏,并且被各国标准采用,所以选择高斯烟团模型研究长输管道天然气泄漏扩散。由于高斯烟团模型[5]适用于比重≥1的气体,没有考虑浮力、压力等因素,所以本文提出修正后的高斯烟团模型,使其更加适合天然气的扩散研究。

1.2.1 高斯烟团模型

式中:C(x,y,z,t)为任一点泄漏气体的平均浓度,kg/m3;m为气体泄漏总量,kg;σx为下风向气体扩散系数;σy为侧向扩散系数;σz为纵向扩散系数;u0为平均风速,m/s;t为泄漏时间,s;x为下风向距离,m;y为烟气的中心轴在直角水平方向上到任一点的距离,m;z为从地面到任一点的高度,m。

1.2.2 高斯烟团模型的修正

由于原有的高斯烟团模型没有考虑气体竖直方向上的力,所以需要对竖直高度z做修正。对单位体积气团进行受力分析,其受到向下的重力、向下的绕流阻力、向上的浮力,受力平衡式为:

则气体上浮速度为:

式中:Cd为绕流阻力系数;d0为气团直径,m;u为气团受力平衡时上浮的速度,m/s;ρm为空气密度,kg/m3;ρe为天然气密度,kg/m3;g为重力加速度,m/s2。

高压天然气输送管线发生泄漏后,会产生射流使得气体在孔口附近速度很大,喷射速度随着与孔口的距离增加而减小,这个速度与距离的关系表达[6]为:

式中:V为轴线上气体的流速,m/s;V0为出口处气体流速,m/s;d为泄漏口的直径,m。

对于受力平衡的气体,u即为V,将式(3)代入式(4),得到气体平衡时高度为:

式中:Zc为气体受力平衡时竖直方向的位移,m;对于上升的气体,在受力平衡前做加速运动,当受力平衡后做匀速运动,所以将气体竖直位移分段。对于加速段,速度V通过时间积分得到位移z,而匀速段位移z等于速度V与时间的乘积,所以竖直位移z表达式为:

将式(6)代入式(1),断裂模型中气体喷射至空中时,迅速扩散至受力平衡,所以对加速运动的时间积分做近似处理,得到修正的高斯烟团模型式为:

根据GB/T3840291《制定地方大气污染物排放标准的技术原则和方法》中的附录B:《环境大气质量预评价中有关参数和公式的选取原则》可以选取扩散系数,再将天然气爆炸浓度范围代入式(7),求出天然气泄漏扩散范围。

2 事故伤害准则

2.1 火灾伤害准则

火灾主要以热辐射的方式对人、建构筑物和自然环境造成破坏。国内普遍采用热通量准则判断喷射火的情况,所以选择热通量准则划分人员伤亡的标准。热通量准则是以热通量作为衡量目标,判断人和物是否被破坏的参数,当目标受到的热通量大于或等于引起目标破坏所需的临界热通量时,目标被破坏。热通量伤害准则[7]如表1所示。

根据表1选择37.5、25.0、4.0 k W/m2作为火灾影响结果的参考值,分别将其影响范围定义为死亡区、重伤区、轻伤区,12.5 k W/m2作为建构筑物损坏的最小值,通过模拟结果中的喷射火热辐射影响图表示。

2.2 爆炸伤害准则

蒸气云爆炸发生后,周围的空气因受到迅速的冲击而发生剧烈扰动,使其压力、温度、密度发生突变,扰动在空气中传播形成冲击波,冲击波阵面的超压造成周围环境的破坏。国内外机构学者提出了多种冲击波超压准则,此处选择美国机械工程师协会提出的经验数据[8],如表2冲击波超压准则所示。

人员在室内还是户外,对人员伤亡情况所产生的影响很大,所以将人员伤亡情况分为有遮蔽场所人员伤亡和无遮蔽场所人员伤亡。20 k Pa将造成大型建构筑物严重损坏,所以取20 k Pa为有遮蔽场所人员死亡超压阈值;10 k Pa为有遮蔽场所人员重伤超压阈值;7k Pa超压值会造成普通农户的砖墙倒塌,钢筋混凝土建筑墙壁裂缝,所以将其作为有遮蔽场所人员轻伤值。无遮蔽场所人员受到冲击波超压的阈值则按照表2中人员伤亡阈值确定。

模拟过程将冲击波超压的影响范围按照表2中超压阈值设置,通过爆炸影响范围图表示,每一种影响范围对应一种人员伤亡或者建构筑物损坏的情况,如冲击波超压为10 k Pa的影响范围便为无遮蔽场所人员死亡的范围。由于国家安全事故等级是按照人员伤亡的情况划分,所以表中按照人员死亡、重伤、轻伤划分等级更加结合实际。

3 事故模拟

挪威DNV公司开发的PHAST(Process Hazard Analysis Software Tool)[9]软件,有大量的危险物质数据库作支撑,应用范围较广,在安全评价与管理行业有很高的权威性。采用PHAST软件模拟天然气长输管道火灾爆炸场景,可以得到热辐射与距离的函数、冲击波超压与距离的函数,再结合事故伤害准则便可以得到事故的影响范围。

3.1 参数设置

3.1.1 管道参数

从最坏事故角度出发,选择国内即将铺设的最大天然气长输管道作为研究对象,管道直径为1 429 mm,壁厚27.5 mm,管道压力12 MPa,管道在距离起点1 km处发生断裂。由于管道断裂泄漏后,工作人员会及时关闭管道截断阀,所以选择截断阀之间的距离为泄漏管道的长度。根据《输气管道工程设计规范》[10]一级地区截断阀的间距设置不宜大于32 km,二级、三级、四级地区分别不宜大于24、16、8 km,所以选择最远距离将泄漏管道长度设置为32 km。

3.1.2 气质参数

参照国内某公司天然气长输管道的气质,设置模拟事故中天然气组分如表3所示。

3.1.3 环境参数

设置最不利的气象条件,风速为5 m/s,大气相对湿度0.95,大气稳定度设为不稳定B级,大气温度298 K,大气压力101 325 Pa。

3.1.4 过程情景设置

由于事故影响范围随着时间变化而变化,喷射火焰热辐射在60 s后趋于稳定[11],所以选择60 s时喷射火热辐射影响范围作为火灾影响范围。

将以上参数代入泄漏模型与扩散模型计算,得到气体泄漏速度近似值为1 000 m/s,气体上升的平衡高度为45 m,对比修正前的高斯烟团扩散模型,得到同一点,修正前气体浓度为修正后气体浓度的3倍。

事故发生在三维空间,喷射火热辐射与爆炸冲击波超压在竖直方向变化,最大值不在地面,正常情况下人的身高不超过2 m。根据高斯修正模型的计算,修正前气体浓度为修正后气体的3倍。此处近似的选择高度为6 m的水平面研究热辐射、冲击波超压影响情况,这样将热辐射和冲击波超压的影响范围简化为高度为6 m的二维平面。

3.2 模拟结果

3.2.1 泄漏扩散

气体泄漏后,气体浓度随着时间与距离的变化而变化,此动态过程需要浓度与距离的关系,所以仅给出浓度与距离关系图,对浓度与时间关系的不做描述。PHAST软件模拟过程取18.75 s时发生火灾爆炸,即模拟过程泄漏时间为18.75 s。此处给出18.75 s时,扩散气体中心线浓度与下风向的距离曲线如图1所示;扩散气体的俯视图如图2所示。

从图1中可以看出,泄漏气体中心线浓度随下风向的距离逐渐减小,当下风向距离小于5 m时浓度迅速减小,大于5m时浓度缓慢减小。5 m处浓度接近15%,37m处浓度接近5%,天然气的爆炸极限为5%~15%,所以此范围为爆炸点的范围。

从图2中可以看出气体扩散成椭圆状,下风向扩散范围大于横风向扩散范围,随着浓度的减小,扩散范围依次增大。

区域1—气体浓度百分比为21.84%~100%;区域2—气体浓度百分比为10.92%~21.84%;区域3—气体浓度百分比为4v39%~10.92%;区域4—气体浓度百分比为2.18%~4.39%

3.2.2 火灾

模拟发现天然气长输管道火灾事故主要以喷射火的方式影响周围环境,根据第2节中火灾伤害准则设置喷射火热辐射值,则模拟结果热辐射强度与下风向距离关系如图3所示,热辐射影响范围如图4所示。

从图3可以看出,喷射火热辐射在20 m范围内急速下降,热辐射强度下降为19.19 k W/m2,20~100 m热辐射强度缓慢下降为8.93 k W/m2,100 m以后趋于平缓。

由图4可以看出四种热辐射强度对应的四种区域,其影响面积类似于椭圆,并且随热辐射强度减小而逐渐增大。热辐射为37.5、5、12.5 k W/m2的影响面积缓慢增大,4 k W/m2影响面积最广。

根据美国联邦法案49 CFR Part 192[12],管径大于914 mm、管道压力大于6.8 MPa的高压大管径天然气管道,其事故影响距离接近300 m,本模型中事故产生的影响距离最大值为358.76 m,所以模拟结果合理。

注:图中死亡区、重伤区、建构筑物损坏区、轻伤区对应热辐射阈值见表4四种热辐射影响面积参数表。

3.2.3 爆炸

通过模拟发现管道泄漏后气团没有达到爆炸极限,不会立即发生爆炸,泄漏气体随着时间与距离的增加浓度降低。由于爆炸极限为5%~15%范围,气体泄漏会迅速与空气混合,并且浓度越低爆炸点距离泄漏点越远,影响范围与人口活动范围交叉越多,所以选择气体爆炸时浓度为5%,爆炸点为泄漏点下风向距离37 m处。模拟得到冲击波超压与距离的关系如图5所示,结合2.2节中爆炸伤害准则,得到爆炸冲击波影响范围如图6所示。

注:图中对应冲击波超压阈值见表2。

从图5中可以看出爆炸最大半径为50 m(爆炸点在37 m),超出爆炸半径,冲击波超压迅速下降,当下降到240 m,压力为9.9 k Pa时,冲击波超压开始缓慢下降。

从图6中可以看出冲击波超压随着压力减小,影响范围逐渐增大,影响面积类似于椭圆,五种冲击波超压影响面积参数如表5所示。

从图6和表5可以看出,有遮蔽死亡区影响面积类似于半长轴166.86 m、半短轴160.44 m的椭圆;有遮蔽重伤区(无遮蔽死亡区)影响面积类似于半长轴214.65m、半短轴210.32的椭圆;有遮蔽轻伤区影响面积类似于半长轴288.02 m、半短轴277.26的椭圆;无遮蔽重伤区影响面积类似于半长轴413.51 m、半短轴402.11的椭圆;无遮蔽轻伤区影响面积类似于半长轴481.21 m、半短轴468.32的椭圆,(由于影响范围较大,没有单独在图6中展示结果,但是从图5中可以看出结果)。

对比图4和图6、表4和表5可以看出,爆炸死亡区的距离为火灾死亡区距离的18倍,爆炸重伤区的距离为火灾重伤区距离的15倍,爆炸轻伤区的距离比火灾轻伤区距离长123 m。

4 结论

1)由于常用的气体扩散模型不适用于轻质气体,所以考虑天然气的受力情况对气体扩散的高斯模型进行修正可以克服此缺点,使研究结果更加符合客观实际。

2)基于事故伤害准则,从人员伤亡程度和人员有无遮蔽两个方面划分死亡区、重伤区、轻伤区的热辐射阈值、冲击波超压阈值,为区分事故后果、划分事故等级提供了依据,有助于制定针对性的应急救援措施。

3)选择国内最大天然气长输管道作为模拟对象,克服了潜在影响半径不适用于高压力、大管径管道的缺点。其次,根据人员身高确定事故影响的空间,使模拟结果更加接近实际情况。

4)PHAST软件通过热辐射影响范围图、冲击波超压影响范围图直观清晰的展示了管道事故的影响范围。模拟结果与国外研究机构的实验结果基本相符,证明取得的研究结果具有明显的工程实用价值。

参考文献

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11.《浅谈天然气长输管道投产》 篇十一

关键词：水工保护；长输管道；工程建设；治理措施

中图分类号：TE973 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）35-0055-02

根据国外统计表明，管道在运营期间造成损害的主要原因不再是管材、焊接、防腐以及其他结构缺陷，而是由外力引起的，如洪水灾害（简称“水害”）、地震、滑坡以及其他意外事故等。外力事故占总数的50%～60%，其中水害对管道安全的威胁属第一位。水害的发生不像其他事故那样，它具有一定的偶然性，每年汛期，洪水都会频繁发作，而且发作强度大小很难预料，因此带来的水害事故相应也很多，尤其是山区泄洪道少、水道狭窄，水害现象更为严重。因此，在复杂山区地段的管道设计务必要把水工保护作为设计内容的重要组成部分，针对不同地质条件下的管道建设采取切实有效的水工保护措施，保证管道的正常安全运行。

1 管道遭受水害的各种现象及原因

要对管道进行完善的水工保护措施，就必须掌握各种地形地貌及不同地质条件下的水害现象，对症下药，对于管道经过河流、冲沟、陡坎、陡坡等重点水害地段要加强防护，因地制宜，采取合理有效的水工保护措施。

1.1 陡坎、陡坡地段

管道经过山区、丘陵地区时，往往要在陡坎、陡坡地段敷设管道，管道以近乎与等高线垂直交叉的方式通过坡面。由于管道建设过程中坡面原来的地表植被和土层已被破坏，管沟中回填的是松散土体。当汛期到来时，管沟中的松散回填土会受坡面汇水冲刷流失，形成顺沟冲刷，使管道裸露。

1.2 山区横坡地段

管道在山区、丘陵地区，基本以平行于等高线的方式在山体的横坡上进行敷设。施工单位在扫线过程中，会因为工程扰动诱发上部边坡的地质灾害，如落石、滑坡等；同时，坡面的汇水也会对管沟内松散的回填土进行冲刷，造成回填土流失，管道裸露。作业面下部的边坡也可能因为工程扰动、承重等各种原因而出现滑坡、垮塌现象，产生次生灾害。

1.3 河流

依照水量情况，河流分为常年有水河流和季节性河流。对常年有水的河流，普遍比较重视，设计所需要的水文资料也较为齐全，管道设计埋深及水工保护设施的施工质量都有所保证，因此管道后期受到的水害危害较小。而对于季节性河流，由于枯水期和汛期河水流量差距很大，不同年份也会因为降水量的不同而变化较大，加之水文资料难以获取，管道在穿越此类河流时一般会选择在枯水期通过，水害的严重性往往被忽视，日后极易出现浮管裸露现象。

河流边的管道敷设主要有管道穿越河流敷设、顺河沟岸边敷设及顺河沟底敷设等情况。管道穿越河流敷设时，不可避免地会受到水流冲刷侵蚀的影响。水流的冲刷作用造成的危害主要有两种情况：一是河流河床冲刷下切，使原来埋设在河床下的管道裸露悬空，严重的可能扭曲、撕裂管道；二是随着水流的冲刷，河岸侵蚀垮塌后退，使穿越河流的两边爬升连接段裸露悬空。管道顺河沟岸边敷设水流的冲刷作用主要是河流沟岸的崩塌。河流汛期来水量不同，会使水流方向在某一时期、某一地段发生变化，这种变化就会造成河流顶冲点位置变化，进而使受水流顶冲作用的岸坡垮塌后退。同时长期受水流浸泡的河岸也会整体坍塌而使管道裸露。管道顺河沟底敷设一般是在河流的枯水期施工，当汛期来临时管沟内的回填土极易受到水流冲刷，造成回填土流失，引发漂管事故，严重危害管道

安全。

2 实际工程中常用的水工保护措施

长输管道的水工保护设计理念主要采取以防为主，防治结合，因地制宜，结合当地治理经验，采取适宜的水工措施，以保证通过管道安全运行，同时在已保护管道安全的前提下尽量采取植物综合措施。

2.1 合理选线

合理选线是避免水害最根本的方法。选线要满足管道施工要求，同时路线要合理，节约投资，方便日后的管理与巡视。对一些冲刷强烈、发展不稳定的河流、沟谷以及陡坎、陡坡段，能避开则避开，若受条件限制，确实无法避开时，一定不要在弯道处穿越河流或顺弯道凹岸敷设管道。

2.2 合理的管道埋深

合理的管道埋深既可以避免水流冲刷，造成管道裸露，又可以避免日后管道上动土破坏管道外防腐层及管道。管道穿越河流、冲沟时，应将管道埋设在设计冲刷线以下，并采取相应的水工保护措施。若管道埋深不足，只一味增加水工保护工程，则可能适得其反。

2.3 常用的水工保护措施

一般线路段的水工保护措施包括管沟回填土保持和地表水导水措施。管沟回填土保持措施主要指挡土墙、护坡、截水墙等，对于一般线路段陡坎、陡坡处应加设堡坎、护坡或挡土墙；地表导水措施指地表截水墙、截排水沟等。

管线穿越河流、沟渠时，均要对破坏的堤岸恢复原貌，并根据具体情况采取浆砌石护岸保护。对于有冲刷的河流除了保证管道深埋以外还要适当采取稳管措施，如加压重块、混凝土连续浇筑、稳管式截水墙或护底等。

主要设计范围如下：（1）支挡防护：挡土墙、堡坎、实体护面墙等措施；（2）坡面防护：护坡、截水墙、喷浆护面等措施；（3）冲刷防护：河道护岸、地下防冲墙、过水面、混凝土连续浇筑、压重块等措施。

具体工程措施简介：

2.3.1 挡土墙类、堡坎类、护岸、坡类一般适用于陡坎、陡坡、河流岸坡处，根据不同的工程地质类型和有无水环境采用不同的形式，根据实际地形挡土墙类、堡坎类、护岸、坡类也可以组合使用。

管道在横坡或纵坡敷设时，坡度陡于45°的石方段坡脚防护，坡度大于1∶1的道路两侧，地基土质较好的地段，采用浆砌石挡墙。在岸坡陡于45°的沟岸、坡脚，下部遭受水流冲刷的几率较小，洪水冲击力较弱的地段，采用草袋素土挡土墙。

当田坎低于0.8米时，对田坎进行夯实恢复地貌即可，当田坎大于0.8米、小于2.6米时，采用浆砌石堡坎对田坎进行恢复；当管道位于河沟道一级阶地上时，在易形成汇流的地方采用浆砌石堡坎恢复地坎。

2.3.2 截水墙类一般用于沿坡敷设段的管沟回填土保持，沟底纵坡大于5°的管沟内设置截水墙。主要分为草袋素土截水墙、浆砌石截水墙和混凝土截水墙，稳管式截水墙用于管道顺河沟敷设或顺河岸敷设地段管道冲刷和稳管防护。

土质地段采用草袋素土截水墙，碎石土、卵砾石和石方地段采用浆砌石截水墙，混凝土截水墙适用浆砌石施工困难的石方地区。碎石土、卵砾石、石方段管沟的冲刷和稳管防护采用浆砌石稳管式截水墙，对于浆砌石施工困难的石方段管沟冲刷和稳管防护采用混凝土稳管式截水墙。

2.3.3 稳管措施类主要是保护管道的稳定，护底措施类主要是保护管沟范围内回填土的稳定，针对不同地段的水工保护，二者可结合使用，也可单独使用，主要是针对河流、沟、渠穿越段的水工保护，最常用的几种主要是混凝土现浇、压重块稳管和地下防冲墙、浆砌石过水面等。

3 结语

长输管道在选线时，应尽量避开易受水害威胁的地段，从根本上消除隐患；必须采取水工保护措施的管段，应综合考虑，多项水工保护措施组合使用，并与水土保持相结合，最大限度地保护管道安全。

参考文献

[1] 李朝，陈向新.管道线路工程中的水工保护[J].油气

储运，1999，18（2）：37-40.

12.长输天然气管道内腐蚀分析与对策 篇十二

1 内腐蚀发生的原因分析

(1) 二氧化碳浓度的作用根据已发生的内腐蚀案例归纳统计结果显示, 随着长输管道的投入年限的不断增加, 因内腐蚀造成穿孔而引起管道泄漏或者断裂的比例不断增加。这主要是因为随着气田的开采的进展, 特别是到了中后期, 天然气中的H2S、CO2和水汽的含量越来越多, 浓度越来越大, 从而使得管道的内腐蚀加速。由于在干气管道中的H2S含量一般都非常低, 远远小于国家规定的含量, 由H2S和CO2共同存在时的腐蚀产物与温度、压力及含量的关系可知, H2S含量非常低的干气长输管道的内腐蚀主要以CO2为主, 对于H2S的影响基本不考虑。

(2) 水汽的作用根据腐蚀的机理可知, 水汽是发生内腐蚀的必要条件之一。如果天然气管道内壁出现内腐蚀, 那么在该处一般都会有水汽的存在。将天然气处理成干气后, 在长输管道中输送过程中, 一般较难析出游离水。但在某种温度和压力作用下, 天然气具有相当的饱和含水率。因此, 应严把进入管道的天然气的水汽含量关, 预防管道内壁的水分析出。

(3) 管道倾角大部分的长输天然气管道的气体流速<7m/s, 也就是属于层流性质。根据层流理论可知, 腐蚀液体大多数积聚在管道的底部, 一般出现在低洼地段, 特别是四季积水变化段, 而内腐蚀就是出现在这些部分。根据研究显示, 内腐蚀一般分布在管道侧面的八九点或者四五点的位置。因此, 在设计天然气管道时, 应根据设计的温度、流量和压力, 对内腐蚀进行直接评价, 推算出某段管道液体积聚的最大倾角, 然后应确保管道倾角小于该最大倾角。

2 内腐蚀的常规预防方法

(1) 管道内涂层管道内涂层是指在管道的内壁喷涂上一层涂料, 以达到降低摩擦阻力, 增加管壁的光滑度和提高防腐能力的目的。内涂层一般分为无机涂层和有机涂层两种。无机涂层一般有陶瓷类涂层和耐腐蚀金属涂层, 技术较为先进。而有机涂层因其工艺简单、成本较低、自动化和涂覆效率较高等特点被广泛运用。但是有机涂层的老化速度较快, 一般使用年限少于20年。由于管道内涂层在输气运行中容易老化脱落, 甚至会导致某些设备损毁, 比如涡轮叶片等。因此, 目前已趋于淘汰状态。

(2) 使用缓蚀剂缓蚀剂的使用依据是运用了成膜、吸附和电化学等理论, 认为缓蚀剂中所含的原子以化学键形式跟管壁金属结合形成一层保护膜, 可以有效地保护管道。由于缓蚀剂使用较为方便、见效快和成本低等特点, 发展前景较好。目前常用的缓蚀剂有低毒性咪唑啉类、极性基团 (含氧、氮、磷和硫等原子) 和非极性基团 (含碳和氯原子) 。其中低毒性咪唑啉类运用在酸性环境中的缓蚀效果较为明显。但是缓蚀剂本身对环境有一定的危害, 对天然气也有一定的影响。因此, 应根据具体情况对缓蚀剂进行选用。

3 内腐蚀的对策

首先, 应尽快完善我国天然气长输管道内腐蚀监测、调查、管理、评估和应急处理等机制, 对内腐蚀问题引起重视, 加强内腐蚀的维护和管理;其次, 应积极地学习国外的先进的内腐蚀标准化管理机制, 根据自身环境和国情, 研究出适合现状的内腐蚀管理办法与标准, 并落实到位;再次, 应成立专门的预防腐蚀机构, 对内腐蚀的情况进行收集和分析, 建立相关的防护数据库, 有效地保证天然气气质不受破坏。定期地对管线清理出来的固体和液体进行检验, 采取合理的评价方法对管道的风险系数较高的部位进行有效的处理。最后, 应加快天然气长输管道安全的立法的进程, 完善天然气管道内腐蚀的维护、运行、管理及评价办法, 完善内腐蚀减缓控制机制, 确保天然气管道安全。

4 结语

综上所述, 内腐蚀发生的原因是多方面的, 不仅包括水汽的作用、二氧化碳的浓度控制和管道倾角的设计等因素, 还包括腐蚀检测、防腐技术措施和防腐管理等环节。因此, 只有将防腐蚀的工作真正地落实到生产经营管理整个生命周期中, 才能将管道内腐蚀事故出现的概率降到最低。

摘要：内腐蚀是影响长输天然气管道安全的重要因素之一, 内腐蚀的隐蔽性较高, 危害性较大。本文从内腐蚀的类型出发, 对内腐蚀的发生原因进行详细的分析, 提出管道内涂层和使用缓蚀剂等常规预防方法和加强内腐蚀维护对策, 确保长输天然气管道安全运行。

关键词：长输天然气管道,内腐蚀,原因分析

参考文献

[1]常宏岗, 罗勤, 陈赓良, 等.天然气气质管理与能量计量[M].石油工业出版社, 2008.