输气管道事故调查分析

输气管道事故调查分析（共8篇）

输气管道事故调查分析 篇1

1.管道爆炸着火

2006年，一天然气管道突然发生爆炸着火，几秒钟后在距离第一次爆炸点不远处紧接着发生第二次爆炸。随后又发生了第三次爆炸。当第一次和第二次爆炸发生后，天然气站值班宿舍内的职工和家属，在逃生过程中遇第三爆炸点爆炸，导致多人伤亡。此次事故共造成多人死亡和重伤、几十人轻伤，输气管道爆炸段长几十米，直接经济损失近千万元。

这次事故的原因主要表现在以下几个方面：

一是未严格执行《石油天然气管道保护条例》，违反了条例及有关规范的规定，在管线、场站的安全距离内建房，并由于周边违章建筑物限制而将场站逃生通道选择在管道上方，导致第一次和第二次爆炸发生后，住在建筑物内的人员在逃生过程中遇第三爆炸点爆炸，这是导致人员发生重大伤亡的重要原因。

二是对安全隐患整改力度不够。由于管道系统设施老化，并且由于早期建设的技术水平，钢材质量、管道制作技术、焊接质量以及长期腐蚀等问题，使管道本身存在安全隐患。虽然开始加大了投入进行隐患整改，但还有大量隐患没有得到及时整改，这主要与我们对安全隐患整改工作重视不够有很大关系。

三是管道巡护责任不落实，管道巡护质量差。管道第一爆点附近有深根植物的存在，说明管道巡护工作存在严重工作质量问题，在该站工作了十几年的巡线工没有发现和处理这些隐患植物；管理部门领导和防腐技术干部对巡线工执行管道巡护操作规程的情况监督检查不力，致使这些隐患植物长期存在。

四是施工组织方案不落实。虽然按照管道停气连头置换施工组织方案成立了由运营单位两级领导和技术人员组成的现场领导组、技术组、安全组、后勤保障组等组织，实施这样的投产作业，部分管理人员也应到现场进行指导监督，但是在投产作业过程中，没有到现场切实履行职责，没有对工程技术质量和安全环保检查把关。这说明各级领导对投产工作重视不够，思想麻痹，最终造成了施工组织不落实，管理不到位。

五是本工程投产方案没有采用氮气置换方式，不符合《天然气管道运行管理规范》(SY/T 5922—2004)标准的要求。按照多年来的习惯，该运营单位一直采用天然气直接置换空气的置换方式。由于仅考虑了以前的置换方式成本较低、施工时间较短，同时，认为新标准只是一个推荐标准，而非强制标准，因此，分公司对新标准的宣贯不力，对新标准的执行没有提出明确要求，导致未严格执行《天然气管道运行管理规范》(SY/T 5922—2004)标准，上级有关机构在方案审查中也未明确纠正，致使该方案没有采用氮气进行空气置换。

2.天然气处理厂爆炸

某气田天然气处理厂投产初期，该处理厂低温分离器发生爆炸，爆炸裂片击穿干气聚结器，引起连锁爆炸后发生火灾事故共造成2人死亡，处理厂脱水脱烃装置低温分离器损坏，周围部分管线电缆照明设备受损，直接经济损失近千万元。影响气气田正常生产5天。

事故直接原因：由于焊接缺陷，导致低温分离器在正常操作条件下，开裂泄漏后发生物理爆炸。间接原因：制造厂管理松懈，焊接工艺不完善，制造工艺不成熟，造成焊接中产生裂纹及其他焊接缺陷，导致筒节冷卷和热校圆过程中材料的脆化程度加剧，探伤检测和审核等过程把关不严，造成低温分离器存在较多的质量问题；设计选材不当，在材料选用上对低温分离器复材和基材两种材料制造工艺了解不够，导致制造过程中基材产生一定程度的脆化；监检把关不严，某锅炉压力容器检验所未按《压力容器产品质量监督检验规则》要求，对新型材料的焊接工艺评定进行确认，但发放了压力容器产品安全性能监督检验证书；监造质量把关不严，监理单位未认真履行职责，对制造缺陷没有及时发现和督促制造厂对缺陷及时处理。

3.天然气爆喷泄漏

(1)事故情况

某天然气管道收球筒旁通球阀改造时。因打开收球筒放空阀无法降压，判断下游分离器区域有阀门内漏的可能性，因此将排污管线与分离器相通的一旋塞阀打开约I圈多，通过密闭排污放空系统进行降压放空。但采取此措施后仍无法降压，作业人员判断为清管装置的进气球阀内漏，无法进行整改作业，因此汇报调度后终止了整改作业。在倒回正常生产流程过程中，作业人员未关闭分离器相通的旋塞阀，造成生产排污管道与正常生产流程相通、排污管道与四通连接处脱落，形成天然气泄漏。经启动应急预案，有组织地撤离站场附近群众千余人，同时由于部分群众自我保护意识增强，自发撤离，共约万余人。

(2)原因分析

① 设计单位未对建设单位提供的设计委托和大修建议方案进行严格的计算和校核，导致设计缺陷。根据制造厂家提供的《螺纹连接玻璃钢管线系统安装说明书》，输送不同介质的玻璃钢管道，其管材壁厚和管配件技术要求不一样，用于输气及气液混输的玻璃钢管等级应为其设计压力的1.5倍。但设计单位未对玻璃钢管压力等级安全系数正确选取，造成管材及管配件选型不当，与实际工况不符，不能满足现场工艺技术要求，最终导致该管道在7.56MPa生产压力下发生断裂，天然气泄漏，这是事故发生的重要原因。事故调查还发现设计文件中没有正确引用玻璃钢管道的相关标准、规范，只引用了一供货商制定的《安装说明书》，没有针对玻璃钢管的特点提出明确的施工技术要求，特别是对防止玻璃钢管道因冲击、振动发生破碎的特点必须加设止推座的关键技术措施，未在施工技术要求中予以说明，也未对玻璃钢管埋设、回填提出明确的技术要求。设计人员未到现场对施工进行指导，仅在设计文件中提出可由施工单位根据现场实际对设计做出调整。

② 在该站排污系统大修改造施工过程中，未经甲方和设计单位认可，施工单位擅自将设计采用的三通改为四通，改变了管件的受力方向；在施工过程中，又存在着强力组对、黏接强度不够等现象，导致在四通处局部应力集中，造成DNl00排污管道与四通连接处脱落，发生排污管线断裂、引发天然气泄漏事故。

③ 运营单位对项目设计审查把关不严；在项目实施中，对施工过程的监督力度不够。作业人员疏忽大意，未及时关闭进分离器的旋塞阀，导致管道断裂后天然气持续泄漏。由于地企应急预案结合不够紧密，未形成统一的应急联动机制，在撤出过程中，扩大了居民撤出区域；同时由于多渠道上报事故信息，其报送及传递口径、方法的不一致，加之事件突发，通讯不畅，致使事故信息在层层报送中不够准确及时，导致该次事故影响扩大。

4.清管站着火

1986年，一天然气管道进行通球清管作业，由于思想不重视，安全措施不落实，当第一次通球球卡于某站出站三通处后，又临时决定当天采用重倒发球流程，进行管线憋压的方法发球，球被冲进干线。次日凌晨下一清管站放空阀准备接球，开放空阀后看到放空阀喷出液体污物后，便立即关闭放空管。随后，打开排污阀排放污物，因夜间能见度低，误将排除凝析油当作污水，5min后两个排污池灌满，大量油气弥漫站内，被距排污池不足1米处的小茶炉明火引燃，造成火灾，烧死5人，烧伤6人，数台机动车被烧毁。

事故原因及教训：

① 对通球清管作业认识不足，油田来气中含有大量轻烃，没有进行气质分析，制订的清管方案不完善，没有预见排污中有液态烃。

② 设计不完善、不合理。一是污池设在生产区收发装置前面；二是生产区距离其他生活设施防火间距不符合防火规定；三是排污池敞口，无放空立管引出及处置措施。

③ 对于管道清管、动火等风险较高的作业，运行和作业单位要合理安排作业时间，尽量避免夜间作业。

④ 应实时监测进入管道的天然气气质是否符合国家标准，特别是硫化氢、轻烃、水分、二氧化碳的含量等。

输气管道事故调查分析 篇2

输气管道的泄漏事故常发生在天然气流动的过程中, 流动过程中的天然气温度会随着压力的变化而不断改变, 若温度变化较大, 尤其是达到天然气露点温度以下, 则有可能造成埋深较大的管道处出现积水。严重者会出现水合物造成管道堵塞。综上所述, 研究长距离输气管道事故的诊断检测技术, 对保证输气管线安全运输、及时排除产生的故障等起了至关重要的作用。同时输气管线的安全运输对节约能源、增加经济效益、保护环境、保护人员安全等也存在重要的意义。

本文对以上叙述中提到的常出现的事故原因进行分析, 同时提出采取相应应对措施。详细内容如下。

1 长距离输气管道发生事故原因分析及相应对策措施

1.1 一般故障及对策措施

长距离输气管道中天然气通常为高压输送, 输送过程中高压天然气的温度会随天然气压力的变化而发生变化, 若输送过场中温度变化过大, 达到天然气露点温度以下, 则管道中天然气会变成水合物, 这种变化有可能造成埋深较大的管道处出现积水。积水的存在, 在温度较低条件下会造成管道冰堵的危险。从而引起管道破裂, 发生泄漏事故。若管道内长期积累的沉积物不能及时疏散, 会变成腐蚀物而影响天然气运送的畅通。严重者会造成管道腐蚀, 引起管道穿孔等危险。

综上所述, 及时清扫管道对防止以上事故的发生存在很重要的作用。管道的定期清扫, 可通过设置清管装置 (即气源处设置发球装置, 下游设置收球装置) 、制定严格的清管方案以及对岩土管线进行定期清理的方法来实现。同时清理管道过程中要采用合理方式方法, 否则清理不当, 不仅管道得不到畅通, 反而让管道堵塞更严重。

1.2 气压站故障及对策措施

在长距离输气管道中, 出现故障最为频繁的地方就是气压站。天然气压缩机是气压站中的主要设备。由于长距离输气过程中, 长时间的超负荷的运行, 致使天然气压缩机连续工作时间过长, 容易出现故障。基于目前技术水平有限, 气压站在监控系统、检查记录方面均缺乏设施以及完备的动态资料信息, 因此不能全面的预见压缩机故障的发生。这种事实的存在, 不仅增加了天然气压缩机的故障率, 而且使资源造成浪费[1]。

因此, 为了保障气压站顺利有效的运行, 降低故障率, 在气压站中需建立完善的故障诊断系统和监控系统。

1.3 常遇故障及对策措施

长距离输气管道的铺设方式大多为埋地敷设, 也有少部分穿越公路、河流、铁路时采用架空敷设方式。埋地敷设管道虽然能够避免地形地物及外界机械作用的破坏影响, 以及防止冬天冻害、自然条件的干扰。但是也存在以下不足:一、发生泄漏事故时管道检测较困难, 不利于及时发现和检修。二、长距离输气管道因输送距离长, 途径管道设备较多, 而且一般是单向单管传输, 当其中某处出现故障时, 整个线路就得停运, 不仅造成很大损失, 而且容易诱发事故再次发生。

敷设在野外的输气管道距离比较长, 因此出现故障时, 需要抢修的时间较长。若输气管道穿越环境的条件较差, 检修设备难以运输到事故现场, 因此机械化水平无法利用, 从而造成施工作业的客观危险因素较多。管道输送线路上, 当出现自然地层断裂, 陡坡输送、沼泽盐碱地及沙漠河流的等地形, 易造成管壁腐蚀、破裂、泄露等现象发生。在这些自然条件较差的环境下, 往往会给故障的诊断检修带来较大困难[2]。因此, 为降低这些因素引起事故发生的概率, 需要提高诊断技术, 把故障消除于发生之前, 避免人力物力的消耗。常用的事故诊断技术有以下几种。

2 长距离输气管道事故的诊断技术

长距离输气管道事故诊断的方法始于上世纪八十年代初。该事故诊断方法是通过自动控制理论、现代分析方法、数据采集技术、信号处理等技术的综合应用, 同时结合流体流动学研究。两种结合构成相对完整的事故诊断技术, 该技术能够把故障进行检测和定位。当前国际上应用较多的故障诊断方法有以下几种。

2.1 采用系统信号处理的诊断方法

所谓信号处理诊断法是通过对输气管道线路的故障特征提取和故障信息处理, 应用各种频谱分析、自适应信号处理及时间序列特征提取方法。该方法有较强的适应性, 不需要准确对象模型。该方法分为以下几种:即基于主元分析的故障诊断方法、基于信息匹配的诊断方法、基于小波变换的诊断方法、基于信息融合的诊断方法以及基于输出信号处理的诊断方法。

2.2 采用计算机监控系统的诊断方法

在计算机的输气管道SCADA系统中的实时模型软件中设计检测故障的程序。其中检测诊断的方法有两种:一种是根据计算机精确计算的管道流量、压力与计算机SCADA系统中的流量、压力值相比较, 从而得出管道上是否出现故障;另一种是根据在一定的时间内管道内的存气量以及流进流出管线的流量相比较, 来判定是否出现故障。这种检测软件主要是以管道内瞬间的模拟量为基础, 实现检测故障点、判断故障的大小以及报警等功能[3]。计算机软件系统的精确度是与监测点数量的多少相关的。

2.3 飞行检测诊断

这种方法主要在美国应用的较广, 通过在直升飞机上装上故障检测装置, 沿着管道的线路进行检测。直升飞机通过红外线的摄像装置, 沿管线记录管道周围存在的地热辐射, 之后采用光谱分析把沿管线的故障位置显示出来。飞行检测方法效率高, 检测的范围广, 故障发现率高, 能检测任何位置任何地方的管道故障。但也存在成本高、消耗大等不足[4]。

3 结语

长距离管道输气也称作干线输气, 是自输气站到配气站的一个过程。其中包含很多设备, 例如管道、天然气压缩机等。设备会因人为或自然因素出现故障, 或者出现老化等现象。对于长距离输气管道中, 由于管道、设备利用不完善等造成其中故障。应在长距离输气管道系统事故诊断中, 结合不同的智能技术, 例如:通过SCADA系统与检测系统融合, 以软件方法为主, 硬件方法为辅的方法把长距离管道输气系统事故诊断技术提高。诊断技术的提高, 对长距离输气管道的安全运行、对人员及社会的生命财产安全、对环境的保护、对能源的节约起到了至关重要的作用。因此我们应重视对长距离输气管道系统事故诊断技术的研究。

参考文献

[1]王迈编译.国外油气管道事故分析[J].世界石油工业, 2009, 3 (12) :45-52

输气管道事故调查分析 篇3

【关键词】天然气输气管道；泄漏事故；热辐射；风险应对措施

1.引言

确保天然气输气管道安全稳定运行是人们的不断追求。但在实际工作中，由于管道安装质量控制不到位、技术人员水平较低、管道的巡视管理工作没有落实，可能导致输气管道泄漏事故发生，带来较大危害。为应对这些问题发生，今后应该采取风险应对措施，实现对泄漏事故的有效预防，尽量降低危害，确保天然气输气管道安全及可靠运行。

2.天然气输气管道泄漏事故热辐射危害风险

天然气输气管道一旦发生泄漏事故，其热辐射可能会带来较大的危害，对周围的人和建筑物带来较大负面影响，这也是实际工作中必须采取有效措施处理和应对的。

2.1爆炸火球的危害风险。一旦管道发生泄漏，其所产生的爆炸火球带来的危害是多方面的，热辐射不仅影响周围环境，而且爆炸火球会对周围带来较大伤害。

（1）热辐射产生及传播。发生爆炸时会产生巨大火球，并且爆炸火球具有足够的尺寸，接收到强烈热辐射时，周围的人和建筑物会受到伤害，甚至导致人员死亡。研究表明，火球大小和持续时间存在以下关系：D=aWb，t=xWy，式中D代表火球直径，m；W代表爆炸消耗的燃料质量，kg；t代表爆炸火球持续的时间，s；a、b、x、y代表经验常数，该公式为热辐射产生及传播的研究提供指导。

（2）爆炸火球伤害距离。可燃气云形成的爆炸火球燃烧可认为是瞬态燃烧，采用热剂量准则来衡量爆炸火球热伤害效应。计算分析得知，知道爆炸火球温度、临界热剂量之后，可以计算出爆炸火球的危害范围，包括一度烧伤、二度烧伤、死亡、引燃木材的临界热剂量。

2.2射流火焰的危害风险。射流火焰的产生会带来较大的危害，给周围建筑物和人员带来风险。

（1）射流火焰辐射热的计算。主要内容为有风条件下的火焰长度、火焰倾斜角、火焰椎体抬升高度、火焰椎体长度、热辐射，通过计算得出他们之间的关系，也为预防和减少射流火焰所带来的危害提供指导。

（2）射流火焰热伤害距离计算。首先是对人员的伤害。热辐射会严重灼伤人体，通常采用裸露皮肤伤害准则，计算公式为：热辐射剂量=暴露时间×热辐射强度。其次是对建筑物的伤害。对建筑物的伤害采用热通量准则，与建筑材料和热辐射有关。

2.3热辐射伤害范围计算。爆炸热辐射伤害范围与气体泄漏率、风速等因素有关。

（1）爆炸火球的伤害分析。通过建立模型分析得知，爆炸火球的伤害与泄漏孔直径、初始压力、泄漏孔位置、泄漏孔距离起始点距离相关。

（2）射流火焰的伤害分析。计算分析得知，射流火焰伤害距离与风速、泄漏孔直径、初始压力、泄漏孔位置相关，为尽量降低射流火焰所带来的危害，应该从这些方面入手，采取有效的应对措施。

3.天然气输气管道泄漏事故热辐射危害风险应对措施

为尽量降低热辐射带来的危害，实现对风险的有效控制，根据实际情况，笔者认为今后应该采取以下改进和完善对策。

3.1采取风险防范措施。为减少和预防管道泄漏事故发生，首先就得采取有效的防范措施，实现对热辐射危害的有效预防。在天然气管道施工中，要严格遵循施工规范要求，按照《建设项目环境风险评价技术导则》的规定，做好天然气输气管道选址工作，就建筑安全、危险化学品贮运安全、工艺技术设计安全、自动控制设计安全、电气电讯安全采取相应的方法措施，设立消防及火灾报警系统、紧急救援站，建立有毒气体防护站等，通过该做好上述设计和施工，确保天然气输气管道安全。另外，在天然气管道施工期、运营期也要采取有效的防范措施，根据工程前期设计、施工期、运营期三个不同阶段，分别提出风险管理要求，按照不同阶段的风险有针对性的采取预防措施，实现对各类风险的有效预防和控制。另外，就不同时期的安全防范措施，也要按照预防、减缓、恢复三个层次提出要求，增强风险防范效果，尽量预防和减少管道泄漏所带来的危害，确保天然气输气管道安全运营。

3.2建立应急预案。应急预案对降低管道泄漏事故具有积极作用，是天然气管道施工和运营期间所必须重视的问题。向环境排放污染物的企事业单位，处置危险废物的企事业单位，可能突发环境事件的企事业单位，生产、贮存、收集、运输、使用危险品的企事业单位，为实现对各类事故的有效防范，应该编制环境应急预案，更好处理和应对危险事件，降低设备运营风险。同时还要组织评估小组评估本单位编制的环境应急预案，根据评估结果，对应急预案进行修改和完善，并向当地环境保护主管部门备案。为取得更好的效果，提高应急预案的科学性与合理性，环境影响评价中，应该对天然气管线工程事故应急预案进行概括性描述，从而对可能发生的安全事故有更为全面的了解，为编制预案，有效防范管道泄漏事故创造良好条件。应急预案建立时，应该从事故应急预案制定原则、应急预案主要内容等方面入手，完善相关规定，并提出原则性要求，为编制应急预案提供参考，提高预案的科学性与合理性，从而更好指导实际工作。一旦发生泄漏事故时，能明确相关部门和工作人员的具体要求，立即采取相应措施，及时处理和应对存在的威胁，降低安全事故所带来的危害。

3.3提高管道铺设质量。在天然气管道铺设时，应该做好设计工作，提高管道质量，加强管道铺设全过程的质量控制。做好对沿线地质情况的调查分析工作，采取有效的预防措施，实现对管道破裂、裂缝等安全事故的预防。同时还要提高施工人员素质，把握每个技术要点，促进工程建设质量提高，确保天然气管道更好运营和工作。

3.4重视先进技术应用。重视计算机等现代信息技术的应用，建立天然气管道事故数据库，统计天然气管道泄漏事故的发生概率、形成原因、影响范围等，为风险评价和风险预防提供技术支撑。加强技术研究和科技攻关力度，提高科研人员素质，加大科研经费投入，尽快开发适用于埋地天然气管道泄漏、爆炸等事故的预测模型，使管道泄漏事故的预测与实际情况更加符合，提前预防安全事故，降低可能带来的危害，有效保障爆炸管道运营的安全。

4.结束语

天然气输气管道泄漏事故一旦发生，其带来的热辐射危害影响较大，对人员和建筑物会造成严重影响。实际工作中应该采取应对措施，避免泄漏事故发生，尽量降低热辐射带来的危害，确保天然气输气管道安全可靠运行。

参考文献

[1]刘民，曹政勋.长输天然气管道危险有害因素辨识与应对[J].内蒙古石油化工，2014（4），51-47

[2]刘富君，凌张伟，孔帅.天然气管道泄漏扩散实时计算与燃爆危害预测研究[J].压力容器，2010（10），21-29

输气管道工程设计条件 篇4

开展输气管道工程设计前业主至少应提供下列资料，但不限于： 1.1 设计任务书或设计委托书； 1.2 资源与市场数据。

1.3 技术要求，至少应包括：

1）管道的起、终点、系统功能、建设水平、质量要求； 2）管输气体的来源及物性；

3）管道的任务输量、最小输量、最大输量； 4）管道沿线天然气的分输或注入要求； 5）管道用户用气特点及不均匀系数；

6）上游供气方不同年份供气量及供气压力； 7）不同年份用户用气量及用气压力需求； 8）工期要求。

1.4 管网规划及与拟建管道有关的已建的管道系统状况。1.5 业主对工程管理的要求。1.6 经济评价与概算资料 1）资金来源及贷款方式；

2）工程建设期及分年度投资比例； 3）类似工程投资及施工情况。2 现场需要收集的外部接口资料 2.1 自然状况资料 管道沿线行政区划及地方志，沿线城市、乡镇发展规划。2 管道沿线地形、地貌及植被分布情况； 管道沿线资源情况，包括：矿产、农业、林业、牧业、渔业、动植物、文物保护区分布等； 管道沿线重要设施分布，包括：军事设施、铁路枢纽、机场、码头、水库等的分布和发展计划； 管道沿线附近已建管线和构筑物的情况； 6 管道沿线重大项目的建设与规划； 基本气象资料。根据工程规模和建设水平的要求，气象资料宜为近10、20、30 年和50 年的统计数据。包括： 全年平均气温、最冷月平均气温、极端最高温度、极端最低温度；管道埋深处最高、最低、和最冷月平均地温，标准冻土深度和最大冻土深度；降雨量（当地采用的降雨量计算公式，年和逐月的平均、最大、最小降雨量、最大强度降雨量、连续降雨最多的天数）、降雪量（初雪日、终雪日、连续降雪时间、最大积雪深度）、蒸发量，年平均日照、雷电日、沙尘暴天数，冰凌、冰雹强度；相对湿度；海拔高度；当地平均大气压；近年各月最大风速及各月风向、频率或全年的和夏季的风向频率玫瑰图、最大风速和风压值、静风出现的日期和持续时间、风暴和风沙出现的时间和状况。8 沿线人文资料； 沿线水利设施、水利规划及水利部门的有关规定； 10 沿线工程地质及水文地质资料，包括：沿线地质、地貌区域划分图，地质构造的成因及年代；

沿线地震动峰值加速度、大型活动断裂带分布图；沿线土壤含水率、电阻率及土壤腐蚀性；地表水：

江、河、湖的位置及最高、最低和平均水位，最高洪水位（洪水频率按有关设计规范）洪水起始时间及持续时间。结冰的初、终日期，水质分析资料，水利工程的现状及规划；地下水：地下水位、水温、水质、单井出水量；穿跨越河流的河床地质及水文资料（正常、洪水和枯水期的河流水位、水深、水面宽度、流速、河床最大冲刷深度、河流冻结期、开化期）。2.2 沿线依托条件 现有设施情况，包括：管道沿线可依托的油气田设施、站场； 2 交通现状，包括：

1）公路：与线路、站场邻近公路的距离、公路等级、路面宽度、路面结构； 2）铁路：最近车站名称、距离；

3）水上运输：设备、材料运输可依托的码头，河道通航能力。3 供电状况，包括：

1）沿线电网分布电力网络近、远期规划、地理接线图； 2）可利用作为电源的上级变电所(发电厂)现状；

3）电网系统最大、最小运行方式下的短路阻抗(或短路容量)，以及近、远期发展规划；

4）电压等级、电压质量； 5）上级变电所保护方式；

6）电力主管部门对相关站场用电方案的建议和要求，包括：电力部门对大电机的起动意见；电力部门对通信调度的要求；上级变电所出线间隔、出线位置；对进出线间隔的管理与分工要求；上级变电所相位；外电线路路由条件、敷设要求；电源线路进站的方位及与输气站的距离；电价及收费办法；计量要求及表计装设要求。4 沿线通信条件

1）管道沿线现有的通信公网和专网分布、规模、覆盖范围、容量、方向和路由、局站布置、维护系统及通信质量；输气站接入公网和有线电视方式；

2）管道沿线通信网的规划，通信主管部门对本管线通信方案的建议和要求，需要相互协调的项目或事项。输气站所在地市政工程依托条件 1）进、出站道路与接口条件；

2）城市供热管网分布与供热能力，热源的方位、距离、连接坐标、管径、压力； 3）城镇给水管网：输气站要与之连接的城镇给水管网的连接坐标、管径、水压、供水量及其供水条件。

4）城镇排水管网分布，允许污水排放量、排放接入口坐标、管径等。5）当地消防依托力量与协作的可能性情况； 6 所在地已有的防洪设施及对防洪的要求； 7 当地政府对环境保护的要求

1）废气、污水及固体废物排、放标准； 2）水体保护要求；

3）噪声现状及当地防护要求； 4）绿化要求；

5）建筑风格的要求。物资集散地建筑材料供应情况； 9 施工机具、设备维修能力。2.3 相关图纸 根据管线不同情况分别收集1：1000000～1：50000 地形图和遥感图； 2 沿线城镇规划图； 区域位置地形图（1:5000 或1:10000）； 建设用地地形图（1:500 或1:1000 或1:2000）。2.3 经济资料 工程所在地区的建筑、安装工程计价定额及费用定额；当地工程造价信息；价格指数和有关

人工、材料、机械台班及辅材调整系数； 2 永久性征地及临时用地补偿标准； 3 民房拆迁费标准； 4 经济作物赔偿费标准； 5 经济林木赔偿费标准； 6 恢复植被费标准； 水土流失补偿费标准； 8 路产补偿及占用费标准； 9 穿越铁路赔偿费标准； 10 防洪及河道管理费标准； 11 防风固沙费标准； 12 城市建设配套费标准； 建设项目水资源论证费标准； 14 高可靠性供电费标准； 15 水土保持设施补偿费标准； 工业与民用水、电、气、油价格等； 17 其它地方性行政收费项目及收费标准。3 由工艺专业提供的基础资料 3.1 资源与市场资料 国家和股份公司所做的天然气近期与远期规划、天然气分配流向及市场情况； 2 天然气资源：与管道相关气源气田的可采储量、逐年产能、天然气调配规划； 3 天然气目标市场消费现状，需求预测数据； 国民经济发展水平指标（如GDP 增长率）、能源化工产业发展规划。3.2 管道系统相关资料 输送工艺系统参数，包括：设计压力、设计温度、输送能力、近期输送量、远期输送量、起

输量、设计输量、用户分输量及分输要求的压力等； 2 天然气组分； 天然气物性，包括：低发热值、高发热值、密度、相对密度、水露点等； 管道系统结构，包括：管道长度、管型、管道材质、管道壁厚、输气站位置、沿线里程、高程等； 管道内壁粗糙度取值，管道的输气余量取值； 6 管道埋深； 管线分期建设或扩建的计划；各阶段用户分输量；各输量下进出站温度和压力等； 8 保温材料的导热系数； 总传热系数或土壤种类及导热系数； 10 管道系统流程框图； 11 各输气站工艺流程图； 12 阀室工艺流程图； 输气工艺系统对配套设施建设水平要求； 管道系统水平要求，安全系统要求、项目实施计划、组织机构及定员。二 开展输气管道工程设计应具备的条件

输气管道工程设计承包商应依据设计委托书或合同要求开展设计工作。1 可行性研究阶段应具备的条件和应完成的评估 1.1 可行性研究阶段应具备的条件 可行性研究报告编制委托书或委托合同； 预可研设计或方案设计（如果已完成了该设计时）； 3 资金来源或融资渠道。

1.2 可行性研究阶段应完成的评估报告

业主应委托具有相关资质的评估机构完成专项评估报告的编制与报批，包括： 1 环境影响评价报告； 水土保持方案预评价报告； 3 地质灾害危险性预评价报告； 4 工程场地地震安全性评价报告； 地震安全性和管道沿线主要断裂活动性评价报告； 6 职业病危害预评价； 7 安全预评价报告； 8 矿产压覆评价报告； 9 防洪评价报告。

以上评估报告，应由业主委托有相应资质的单位完成，在评估报告编制和评审过程中，可行性研究报告的编制单位应按设计合同要求进行配合并参加审查会。2 可行性研究阶段应取得的相关意向性协议

设计承包商应配合业主取得以下意向协议或相关批复文件，当业主有委托时也可由设计单位完成：

2.1 线路路由意向性协议包括： 当地政府部门及相关路由管理部门对管道路由和外电送电线路路由的批复文件。在可行性研究阶段应取得县级政府部门的路由批复意见及通过障碍物的初步意见。2 管道穿越公路、铁路、大中型河流的通道意向性协议； 3 管道穿越文物区的通过协议； 4 管道通过自然保护区的协议； 管道通过湿地、水源地、极旱荒漠区等生态保护区的通过协议； 6 管道穿越矿区的通过协议； 2.2 用地意向协议包括： 管道沿线临时用地意向协议； 输气站、阀室、阴极保护站及其它管道附属设施选址及永久用地审批意见； 2.3 其它协议或意向包括： 输气站、阀室、阴极保护站及其它管道配套设施供电、供水、供气意向。2 在工程项目初步设计阶段，业主应提供重要交叉跨越的相关协议书。3 与市政污水排放系统的接口意向。3 可行性研究阶段应完成的其它工作 3.1 可行性研究报告的报批

可行性研究设计承包商应按设计委托书或合同书要求完成可行性研究报告的编制，并配合业主完成可行性研究报告的审批。3.2 项目申请报告的编制 合同中业主有要求时，可行性研究报告审批后，按国家发展和改革委员会第19 号令《企业投资项目核准暂行办法》的规定，可行性研究设计承包商应完成项目申请报告的编制。

3.3 项目申请报告的报批

输气管道事故调查分析 篇5

第一部分 安哥拉输气管道市场的投资环境研究

第一章 安哥拉宏观经济发展相关指标预测

第一节 安哥拉政局稳定性及治安环境点评

一、安哥拉政局沿革及其未来的政局稳定性点评

二、安哥拉政府效率点评

三、安哥拉社会治安条件点评

四、安哥拉对中国企业的整体态度点评

第二节 安哥拉重点宏观经济指标研究

一、安哥拉GDP历史指标及现状综述

二、安哥拉经济结构历史指标及现状综述

三、安哥拉人均GDP历史指标及现状综述

四、安哥拉汇率波动历史指标及现状综述

第三节 安哥拉基础设施建设配套的状况

一、安哥拉公路建设状况及相关指标

二、安哥拉铁路建设状况及相关指标

三、安哥拉港口建设状况及相关指标

四、安哥拉机场及航空建设状况及相关指标

五、安哥拉水、电、油、气的配套建设状况及相关指标

六、安哥拉通信与互联网建设的状况及相关指标

七、其他

第四节 影响安哥拉经济发展的主要因素

第五节 2017-2020年安哥拉宏观经济发展相关指标预测

一、2017-2020年安哥拉GDP预测方案

二、2017-2020年安哥拉经济结构展望

三、2017-2020年安哥拉人均GDP展望

四、2017-2020年安哥拉汇率波动态势展望

１

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五、2017-2020年安哥拉基础设施建设态势展望

第二章 安哥拉输气管道市场相关法律法规研究

第一节 安哥拉输气管道国际贸易的相关法律法规

一、安哥拉输气管道的进出口贸易政策

二、安哥拉输气管道市场的关税水平点评

第二节 安哥拉输气管道税收的相关法律法规

一、安哥拉财政税收政策的重点内容

二、安哥拉与输气管道市场相关的重点税种及税率汇总

第三节 安哥拉输气管道金融外汇监管的相关法律法规

一、安哥拉金融政策的重点内容

二、安哥拉外汇监管政策的重点内容

三、安哥拉投资利润汇出的管道对比研究

第四节 安哥拉输气管道投资的相关法律法规

一、安哥拉对外商直接投资的相关法律法规及重点内容

二、安哥拉对外商获得土地的相关法律法规

三、安哥拉对外商投资的鼓励或优惠政策的重点内容

第五节 安哥拉输气管道市场准入及认证的相关法律法规 第六节 其他

第三章 安哥拉劳动力市场相关指标预测

第一节 安哥拉劳动力市场相关历史指标

一、安哥拉人口总量历史指标及现状综述

二、安哥拉人口结构历史指标及现状综述

三、安哥拉医疗卫生条件及疫情防控的相关内容

四、2017-2020年安哥拉人口总量及结构的预测方案

第二节 安哥拉的风俗禁忌与宗教信仰研究

一、安哥拉的风俗禁忌

二、安哥拉的宗教信仰

第三节 安哥拉劳动力市场员工技能情况点评

２

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一、安哥拉劳动力市场普遍的受教育程度研究

二、安哥拉劳动力市场技工能力情况点评

第四节 安哥拉劳动力市场工会力量强弱程度判断

一、安哥拉工会的发展状况综述

二、安哥拉工会组织的罢工状况研究

三、安哥拉劳动力市场工会力量的强弱程度判断

第五节 安哥拉劳动法相关重点内容点评

一、安哥拉劳动法重点内容研究

二、安哥拉劳动力市场员工招聘的相关法律法规

三、安哥拉对员工最低工资水平的规定及具体内容

四、安哥拉对外籍员工入境的签证时间及获得的难易度判断

五、安哥拉对外籍员工数量比例等相关规定

第四章 安哥拉输气管道市场投资环境的优劣势点评

第一节 安哥拉输气管道市场的投资环境的优劣势点评

一、安哥拉投资环境的优势点评

二、安哥拉投资环境的劣势点评

第二节 安哥拉输气管道市场的投资环境的总评及启示

一、安哥拉投资环境的总评

二、安哥拉投资环境对中国企业的启示

第二部分 安哥拉输气管道市场供需预测方案

第五章 安哥拉输气管道市场供需指标预测方案

第一节 安哥拉输气管道市场供需状况综述

一、安哥拉输气管道市场供给指标及重点厂商

二、安哥拉输气管道市场需求指标及需求特征

三、安哥拉输气管道市场重点经销商汇总

第二节 影响安哥拉输气管道市场发展的主要因素 第三节 影响安哥拉输气管道市场供需预测的思路与方法 第四节 安哥拉输气管道市场态势展望与相关指标预测

３

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一、2017-2020年安哥拉输气管道供需指标预测方案

二、2017-2020年安哥拉输气管道市场供需平衡展望

第六章 中国对安哥拉输气管道进出口态势展望

第一节 安哥拉输气管道市场进出口态势研究

一、安哥拉输气管道的进出口状况

二、安哥拉输气管道市场的进出口特征研究

第二节 中国对安哥拉输气管道出口的历史指标综述

一、中国输气管道出口总量指标及产品结构特征

二、中国输气管道出口重点目标国结构

三、中国输气管道出口安哥拉的总量指标及产品结构

第三节 中国输气管道出口安哥拉市场的态势展望

一、中国输气管道产品的优劣势

二、2017-2020年中国输气管道出口安哥拉的态势展望

第七章 安哥拉输气管道重点关联行业发展态势展望

第一节 安哥拉天然气行业发展相关态势展望

一、安哥拉天然气分布状况

二、安哥拉天然气产量指标

三、安哥拉主要油气公司状况

四、2017-2020年安哥拉天然气行业发展态势展望

第二节 安哥拉天然气化工行业发展相关态势展望

一、安哥拉天然气处理厂相关指标

二、安哥拉天然气产品相关指标

三、2017-2020年安哥拉天然气化工行业发展态势展望

第三节 其他行业

第八章 安哥拉输气管道市场竞争格局展望

第一节 2017-2020年安哥拉输气管道市场周期展望

一、安哥拉本土输气管道市场的生命周期判断

二、安哥拉输气管道市场未来增长性判断

４

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中恒远策—海外版电子商务平台 第二节 安哥拉输气管道市场竞争主体综述

一、安哥拉本土输气管道企业及其相关指标

二、中国在安哥拉的输气管道企业及其相关指标

三、其他国家在安哥拉的输气管道企业及其相关指标

第三节 安哥拉输气管道市场各类竞争主体的SWOT点评

一、安哥拉本土输气管道企业的SWOT点评

二、中国在安哥拉的输气管道企业的SWOT点评

三、其他国家在安哥拉的输气管道企业的SWOT点评

第四节 影响安哥拉输气管道市场竞争格局变动的主要因素 第五节 2017-2020年安哥拉输气管道市场竞争格局展望

一、2017-2020年安哥拉输气管道市场竞争格局展望

二、2017-2020年中国企业在安哥拉输气管道市场的竞争力展望

第三部分 中国企业投资安哥拉输气管道市场的经营建议

第九章 安哥拉输气管道市场机会与风险展望

第一节 2017-2020年安哥拉输气管道市场机会展望

一、2017-2020年安哥拉输气管道市场需求增长的机会展望

二、2017-2020年安哥拉输气管道重量级区域市场的机会展望

三、2017-2020年安哥拉输气管道市场辐射的机会展望

四、其他

第二节 2017-2020年安哥拉输气管道市场系统性风险展望

一、安哥拉输气管道市场波动的风险

二、安哥拉关税等相关政策变动风险

三、强势竞争对手带来的竞争风险

四、汇率波动风险

五、人民币升值的风险

六、关联行业不配套的风险

七、利润汇出等相关金融风险

八、劳动力成本提高的风险

５

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九、其他

第三节 2017-2020年安哥拉输气管道市场非系统性风险展望

一、产品定位不当的风险

二、投资回收周期较长的风险

三、跨国人才储备不足及经营管理磨合的风险

四、与当地政府、劳工关系处理不当的风险

五、当地化经营进展缓慢的风险

六、其他

第十章 安哥拉输气管道市场的经营与投资建议

第一节 2017-2020年是否适合开拓安哥拉输气管道市场的判断

一、从市场准入门槛的角度进行判断

二、从当地输气管道市场需求的角度进行判断

三、从市场竞争程度的角度进行判断

四、从生产要素成本的角度进行判断

五、从市场进入时机的角度进行判断

六、从地理区位的角度进行判断

七、是否适合开拓安哥拉输气管道市场的结论

第二节 2017-2020年在安哥拉输气管道市场进行直接投资的建议

一、投资区域选择的建议

二、投资方式选择的建议

三、经营销售渠道的建议

四、与安哥拉地方政府公关争取优惠政策的建议

五、处理跨国人才储备及当地化经营的建议

六、正确处理当地劳资关系的建议

七、利润转移路径选择的建议

６

输气管道事故调查分析 篇6

（二）一、判断题（共 15 道试题，共 75 分。）

1.在工程上，一般根据水露点判断管线内的含水量是否达到形成水合物的条件。管线内形成水合物后可采取减压方法可迅速使水合物分解，管路畅通。A.错误 B.正确 正确答案：

2.如果管路中有分气，则分气点之前的流量上升，分气点之后的流量下下降，越靠近分气点变化幅度越大。A.错误 B.正确 正确答案：

3.早期天然气利用率极低，特别是油田气更低，绝大部分气体都放空烧掉，主要原因是由于当时没有先进的天然气存储措施。A.错误 B.正确 正确答案：

4.在相同条件下，分子量小的气体分子的粘度越小。A.错误 B.正确 正确答案：

5.输气管压降曲线为支线形状，输气管上游段单位管长的压力降与下游单位管长压降相等。A.错误 B.正确 正确答案：

6.在输气管道上管内壁涂敷有机树脂涂层只起到减阻增输作用作用。A.错误 B.正确 正确答案：

7.多压气站长距离输气管道中途泄漏时，泄漏点前的输量小于正常输量，进出站压力均高于正常进出站压力。A.错误 B.正确 正确答案：

8.从输气首站至管线的终点配气站，中间设有若干压气站，同时一般输气管上每100～2000km设有截断阀室。

A.错误 B.正确 正确答案：

9.天然气和空气混合，当天然气浓度在一定范围内时，遇明火就会发生燃烧和爆炸。天然气产生爆炸的浓度范围为50%左右。A.错误 B.正确 正确答案：

10.管路部分堵塞，堵塞点之前的各进、出站压力均下降，堵塞点之后的各进、出站压力均上升，越靠近堵塞点，进出站压力的变化幅度越大。A.错误 B.正确 正确答案：

11.如果天然气后续进入液化天然气厂，采用的脱水方法可以用TEG方式。A.错误 B.正确 正确答案：

12.地下储气或液化储气适用于调节季节用气的不均衡，而用储气罐储气则适用于调节昼夜或几天内的用气不平衡问题。A.错误 B.正确 正确答案：

13.如果管路中途集气，则集气点之前的流量上升，集气点之后的流量下降。A.错误 B.正确 正确答案：

14.对于干线输气管道，如果管道直径增大一倍，则输气量增大到原来的六倍，管长减少一倍，则输气量提高50%。A.错误 B.正确 正确答案：

15.某站停运，停运站之前的各进、出站压力均上升，停运站之后的各进、出站压力均下降。A.错误 B.正确 正确答案：

《输气管道设计与管理》2016年秋学期在线作业

（二）二、多选题（共 5 道试题，共 25 分。）

1.影响管输效率的因素有（）。A.管线变形、结蜡

B.天然气凝液、水分积累 C.管材

D.输量不足 正确答案：

2.输气管末段的工作特点包括（）。A.末段流量是变化的 B.末段流量稳定

C.气体在末段管线中属于不稳定流动 D.气体在末段管线中属于稳定流动 正确答案：

3.在进行压气站的布置时需要考虑的问题有（）。A.为充分利用地层能量可以省去首站 B.注意末段储气的要求 C.使运行压力接近管线承压

D.对于初期流量较小的管线，应分期建造压气站 正确答案：

4.输气管计算中，平均压力的应用包括（）。A.用来计算压缩因子的数值 B.计算输气管的压降 C.计算输气管的储气量 D.确定输气管线壁厚 正确答案：

5.进行输气管热力计算的目的是（）。A.计算管线的储气能力 B.热应力和绝缘层选材 C.求气体的压缩因子

预防输气管道水化物的措施分析 篇7

关键词：输气管道,天然气水化物,预防措施

1 天然气水化物的概述

天然气水化物是水和烃类气体的结晶体, 其外表和松散的冰、致密的雪有些相似, 是一

种笼形晶状包络物, 呈白色。水化物的密度为0.88~0.90g/cm3。一般情况下, C1~C4的烃类可以形成水化物, C5以上的烃类不会形成水化物。水化物不是一种稳定的化合物, 当水化物的形成条件和存在条件遭到破坏, 水化物就会很快分解为水和烃。水化物在输气管道中生成时, 使井口压力降低从而影响产量, 对井下压力计下井测压造成阻碍, 当井口或是地面管道产生水化物时, 会造成下游压力降低, 妨碍输气管道的正常运行, 甚至致使输气管道堵塞, 导致停气, 从而降低了管道的运行效率, 限制了管道的安全运行。由于油田具有面积大、地面条件恶劣、井口数量多等特点, 井口至集气站一般采用放射状管网, 且采用多井高压集气, 所以在输气管道中极其容易生成水化物, 造成管道冻堵, 再加上采出的天然气含有二氧化碳和硫化氢两种呈酸性的气体, 酸性气体一般比烃类更容易溶于水, 在较高温度条件下, 对水化物的形成速度加快, 并且对输气管道有一定的腐蚀性, 导致管壁越来越薄, 耐压程度也随之降低, 因此, 水化物的形成是输气管道正常运行过程中的重大难题。

2 天然气水化物的形成条件

输气管道内的水化物的生成一般是通过外和内因相互作用形成的。外因指的是外在的温度和压力, 温度越低, 压力越高, 水化物就越容易形成;内因指的是天然气中存在大量的游离水, 是天然气形成水化物的根本原因。也就是说, 水化物的形成主要取决于压力、温度等因素, 天然气的游离水以及低温高压是水化物形成的必要条件。

气流停滞区也是水化物形成的重要因素。在气流的方向和流速改变的区域, 如弯头、阀门、及其它局部阻力大的地方, 因压力的方向的突变, 尤其是节流阀、分离器入口、及压缩机出口等处气流停滞的区域, 由于气体温度的迅速下降, 会促使水化物形成。水化物形成的临界温度 (见附表1) 是水化物可能存在的最高温度, 若高于此温度, 就不会形成水化物。

根据文献数据, 采用曲线拟合方式获得了部分公式, 如下:

生成水化物的极限压力:

天然气在输气管道中的压力:

天然气的饱和含水量:

天然气在输气管道中的温度与管长的关系式:

水的水蒸气饱和压力:

水化物的水蒸汽饱和压力:

生成水化物的水蒸耗量:

式中:A、B——与天然气温度有关的系数;

AΙp, BΙpCdDΙp——与天然气密度和温度有关的系数;

D—管径, mm;

d—天然气相对密度;

K—传热系数, KW/ (㎡·K) ;

L—计算点距管道起点的距离, km;

pg、1p—天然气绝对压力、绝对极限压力, MPa

pgigi—管道起点天然气绝对压力, MPa;

—水、水化物的蒸汽饱和压力, Pa;

qh——天然气流量, m3/d;

tg、tgi、tI—天然气温度、管道起点天然气温度、土壤温度, ℃

Vhdd—生成水化物的量, m3/d;

W、Ws—天然气中水蒸汽量、饱和含水量, g/m3;

Wh——生成水化物的水蒸耗量;g/m3

3 天然气水化物的预防和处理措施

天然气水化物形成的主要预防措施有以下几点:

(1) 尽量减少在施工或试压时在输气管道中残留的水, 在输气管道的试压之后, 增加对输气管道的清理次数, 在输气管道投入使用时, 对输气管道进行水露点测试, 对弯头、阀门等重点地段进行重点清理。

(2) 在施工过程中运行的输气管道, 要定期加入抑制剂, 比如乙二醇和甲醇等, 或提高天然气的流动温度, 尤其是在重点地段。另外, 也要注意季节, 在冬季适当增加抑制剂的加入次数, 从而有效的抑制天然气水化物的产生。

(3) 在输气管道的设计及施工过程中, 要避免过多的输气管道中弯道的使用, 或者尽量的降低管道的弯曲程度, 减小局部摩擦的阻力, 从而减小水化物产生的机率。

天然气水化物在输气管道中是逐渐形成的, 即便产生, 也不会立刻就对全部管道造成阻塞, 所以, 对天然气水化物的处理措施对输气管道的正常运行至关重要, 若没有对天然气水化物及时得当的处理, 就会造成管道堵塞, 甚至是管道破裂。

(1) 在放空管道等处注入防冻剂, 比如注入甲醇, 不仅可以预防水化物的生成, 也可以有效的降低水化物形成的平衡温度, 分解已生成水化物。

(2) 在输气管道已经形成水化物堵塞时, 可以把部分气体经过放空管线进行放空, 迅速的降低压力, 也就是说降低了水化物的形成温度, 当管壁温度高于水化物的温度时, 已形成的水化物就会迅速分解并从管壁脱落被气流带出。

(3) 对已关阀的下游各站间的输气管道段进行现场检查分析, 看是否存在异常压差, 对存在异常压差的管道上方加热, 一般是通过传导和辐射进行管道加热, 提高地表温度场。

4 结语

天然气水化物的生成是输气管道正常运行中的一大难题, 对水化物应该采取预防为主、防治为辅的办法, 细致深入的研究水化物的预防措施和治理措施, 以有效减少天然气的水含量, 提高天然气的质量。在施工过程中, 对输气管道段进行定期的清管, 预防水化物的形成;一旦水化物形成, 应尽快实施降压和升温措施, 以有效的分解水化物, 把水化物的预防和治理结合起来, 来确保输气管道的安全运行, 有效的提高输气管道的运行效率和质量。

参考文献

[1]王宜建, 马健.涩宁兰输气管道工程进度控制[J].油气储运.2010.20.08

[2]牛吉录.编制西气东输管道工程施工企业规范势在必行[J].油气储运.2001.20.08

[3]胡茂宏, 鞠朋朋, 孙旭.深水气田水化物的防止和补救措施简介[J].科协论坛:下半月.2011.9.12-13

输气管道事故调查分析 篇8

【摘要】本文主要是针对长输天然气管道输气效率进行研究，分析影响长输天然气管道输气效率的而影响因素，提出在满足输气需求的条件下，如何提高管输效率、降低工程投资以及运行能耗的有效途径。

【关键词】天然气；长输管道；输气效率；因素 0.引言

近年来，随着我国国民紧急的迅速发展，城市和城镇建设步伐逐渐加快，为了改善生态环境并实现国民经济的可持续发展，天然气的需求量日益增长，天然气在一次能源中所占的比例逐渐增大。但我国天然气储量较少，无法满足国内用户需求，部分天然气量需通过境外进口，目前我国天然气供应主要包括国产天然气、进口天然气、长贸LNG液化气，现货LNG液化气四部分，其中通过长输天然气管道输送国产天然气和进口天然气为我国主要的天然气供应途径，截止2015年低，天然气管网共有45条天然气管道，总里程4.08万公里，站场451座（其中压气站81座），阀室1539座，压缩机259台，用户718个，10做储气库群、3座LNG接收站，已建成较为典型的长输天然气管道包括中亚天然气管道、中缅天然气管道、西气东输管道、西部管道等，已形成形成了西气东输、北气南送、海气登陆的供气格局。因此如何提高天然气输送效率将成为促进我国经济发展及提高节能环保效率的重要因素。1.影响天然气管道输气效率的主要因素

长输天然气管道通过向管道内的天然气提供一定的压力实现，随着天然气输送距离的增加，管内天然气压力逐渐降低，需要通过建设压气站对天然气继续增压，实现天然气向下游继续输送。通过研究证明天然气输送温度、管道高程、管道内壁粗糙、管径大小等因素都会对天然气管输效率造成影响。1.1管径对管输效率的影响

采用大口径管线不仅可以降低投资和输气成本，还可以提高输气气量，其他条件相同的情况下，输气量与直径的2.6次方成正比，若直径增大1倍，输气量为原来的6.1倍。由此可以看出，加大直径是增加输气量的主要办法，这也是输气管道向大口径方向发展的主要原因。美国1964年的输气管道最大口径为910mm，1969年发展到1220mm，大口径长输管道已逐渐趋势化。

1.2高程对管输效率的影响

在天然气管道在敷设过程中，可能经过高海拔或低海拔区域。由于高程原因，使从高程较低处向高程较高处输送天然时产生一定程度的压降，造成输气效率下降。通过公式可知高程差越大，输气量越小。

0.5

 PQ2PZ21aSD5 QCnaZTL1 SiSi1Li2Li1 公式中  S

——终点与起点的高程差

Q ——管道输气量 1.3温度对管输效率的影响

温度对管输效率的影响分为工艺气温度和环境温度两方面。工艺气温度方面，高温会导致气体的可压缩性降低，增加同样输量下的压缩功，致使机组能耗增加；而且较高温度的工艺气会造成管输过程中的沿程磨阻增加，从而能耗增加，降低管输效率。通过前期研究证明，若气源来气温度能有一定程度的降低会使管道全线受益。环境温度方面，在高温条件下，会



使管道负荷增大，设备效率下降，影响管输效率，另外较高的环境温度也会造成压气站部分设备易出现报警、故障、停机等问题，对管道效率产生影响。1.4管道内壁粗糙度对管输效率的影响

通过涂敷内壁内涂层、清管作业已降低管道内壁粗糙度，提高管输效率。1955年，美国Termessee输气公司首次把内涂层用在输气管上，以后得到了逐渐推广。事件表明：输气管采用内涂层后，输气量可以提高5%-10%，对于小管径输气管甚至可提高25%。管壁粗糙度可降低90%，达到5-10μm左右，输气量提高1%就可抵偿内涂层的费用。2.提高天然气长输管道输气效率的有效途径 2.1向大口径、高压力方向发展

根据以往数据，运行压力为8-10Mpa、直径为1220mm的输气管道，其运行输气单耗要比压力为6.6Mpa、直径为914mm的管道下降约24%，其输耗比增加了31.8%，输气效率得到较大幅度提升，从目前的发展现状和趋势来看，高压力、高强度的管道是发展主流，压力越大、管径越大，输量越高，越节省成本；当运输距离达到5 000 km时，高压输气成本会更低。高压输气可以减少管道设计时所耗费的成本，通过合理的设计、建设，使高压气管道更具实用性。此外，高压气管道的新型材料正在进一步开发当中，利用高钢级管材外部包敷一层玻璃钢和合成树脂，可以进一步提高输送能力，降低成本，提高供气的安全性和可靠性，增强管道的强度。2.2降低工艺气温度

可通过干式空冷器降低工艺气温度。已中亚天然气管道为例，中亚管道首站借助发电机富裕的负荷，采用空冷器对压缩后气体降温，并借助冬季地温低的特点，将低温天然气输送至下一站站，使第二站的进站温度较往年平均降低约5.9℃，机组效率提升7.2%，使全线节约自耗气约2.5万方/日。2.3降低管道内壁粗糙程度

天然气在管道输送过程中，在管道内壁存在较大的摩擦力，这样就会造成天然气在运输过程中产生输损，为提高管输效率，可在管道内壁敷设减阻内涂层，减阻内涂层的主要作用就是能够提高流动效率，减少流体与管道内壁的摩擦；内涂管道和裸管道的质量流量比与摩阻系数的平方根成反比，在管道的输入量一定的时候，内涂管道的压损与裸管道的压损相比要明显降低，能够有效的提高输气效率；内涂层用于改进流动特性时，典型的内涂层厚度为17μm；用于防腐时，典型的内涂层厚度为400μm。北美、西欧有关的管道标准已规定，20 in（1 in=2.54cm）以上的气管应加内涂层。3.结语