天然气长输管网

1．天然气的输送形式

1．1管道输送

1.1.1根据用途分类

1)．长距离输气管线

2)．城市燃气管道

(a) 分配管道

(b)用户引入管

(c)室内燃气管道

3)．工业企业燃气管道

(a)工厂引入管与厂区燃气管道

(b)车间燃气管道

(c)炉前燃气管道

1.1.

2. 根据敷设方式分类

1)．地下燃气管道

2)．架空燃气管道

1.1.3. 根据输气压力分类

《压力容器压力管道设计单位资格许可与管理规则》对长输管道GA类级别划分为；

1）符合下列条件之一的长输管道为GA1级

（1）输送有毒、可燃、易爆气体介质，设计压力P＞1.6MPa的管道；

（2）输送有毒、可燃、易爆液体，输送距离（指产地、储存库、用户间的用于输送商品介质管道的直接距离）≥200km且管道公称直径D≥300mm的管道；

（3）输送浆体介质，输送距离≥50km且管道公称直径D≥150mm的管道。

2）符合下列条件之一的长输管道为GA2级

（1）输送有毒、可燃、易燃气体介质，设计压力p≤1.6MPa的管道；

（2）GA1（2）范围以外的管道；

（3）GA1（3）范围以外的管道；

《压力容器压力管道设计单位资格许可与管理规则》对公管道GB类级别划分为

1、燃气管道GB1；

2、热力管道GB2。

城镇燃气管线压力分级：

．低压燃气管道：P≤0．01MPa；

．中压B燃气管道：0．01MPa

．中压A燃气管道：0．2MPa

．次高压B燃气管道：0．4MPa

．次高压A燃气管道：0．8MPa

高压A燃气管道：2.5MPa

1.1.4城市燃气管网及其选择．

A. 城市燃气输配系统的构成

1)．低压、中压以及高压等不同压力等级的燃气管网。

2)．城市燃气分配站或压气站、各种类型的调压站或调压装置。

3)．储配站。

4)．监控与调度中心。

5)．维护管理中心。

B. 城市管网系统

城市输配系统的主要部分是燃气管网，根据所采用的管网压力级制不同可分为：

1．一级系统：

2．两级系统：

3．三级系统：

4．多级系统：

1．2瓶装供应

液化石油气和二甲醚的典型供应形式，对管道所不能辐射到的地区的有利补充。

液化石油气的主要成分的闪点和爆炸极限

液化石油气的闪点和爆炸极限远低于《建筑设计防火规范》GBJ16-1987第3.1.1条甲类生产厂房和第4.1.1甲类物品仓库火灾危险性特性指标中的液体闪点低于280C，气体爆炸下限小于10%的规定，故

液化石油气厂房属甲类生产站房，

液化石油气仓库属甲类物品仓库，

液化石油气站属甲类危险性企业。

液化石油气常温下液态液化石油气的密度为500-600kg/m3,比水轻，故用水不能扑灭液化石油气火灾，而只能对储罐和容器等进行喷水冷却。

在标准状态下气态液化石油气的密度为2.20--2.50kg/m3,约比空气重0。7-0.9倍，当发生泄漏时，易积存在低洼地带。

常规液化石油气储瓶规格：5kg/瓶、15kg/瓶、50kg/瓶. 1．3压缩天然气供应

1.3.1 CNG简介

采用高压（200-250公斤/平方厘米）使天然气压缩，体

积压缩比达300:1,用车辆把压缩天然气输送到各用气点:可以向汽车加气,也可以减压后管网输送供城市使用.

1.3.2 CNG储运

目前国内CNG运输有高压管束瓶组和长管气瓶形式，多采用长管气瓶半挂车加牵引头的方式，最大的CNG集装箱（简称撬装车）运载能力是水容积18m3,折合标准状态约4540m3/车，全车满载吨位达18吨。

撬装车和高压管束储运压力：20-25MPa，高压储气罐储气压力0.8-1.0MPa，居民用户供应压力3000KPa.，高压管束采用的气瓶材质为35CrMo钢。

1.3.3 CNG加气站形式

分为一般（标准）加气站、加气母站、加气子站。标准加气站每个站内均有进气、脱硫、压缩、脱水、储气、售气系统及相关的设备,各站从城市燃气管道或城市调压站上接气。标准站只能在有天然气管网的城市才能建设。

母站建设特点与标准站相反。将母站建设到有天然气的城市或城市中压力较高的城郊，再将生产的压缩天然气通过拖车运到无天然气的城市或城区的子站，彻底摆脱城市无天然气和天然气管道敷设难、压力低的缺点。但拖车行走路线受城市道路管理及其它因素影响也较大。子母站的服务

半径可达500Km。

1．4液化天然气供应

天然气的主要成分是甲烷，其临介温度为190.58K （-82℃），故在常温下无法采用加压的方法将其液化。通常的液化天然气多储存在温度为112K（-161℃）、压力为0.1MPa左右的低温罐内，其液态密度为标准状态下甲烷的625倍，体积能量为汽油的72%，十分有利于输送和储存。

大量天然气的主要运输方式：管道运输（陆上）、液化气船运（海运）。

如：西气东输新疆库尔勒至上海全长4400多公里，管径D1016mm, 最高输送压力10MPa, 设计输送量120亿立方/年，约占我国目前天然气总产量的40%；

陕京二号线：全长850多公里，管径D1016mm, 最高输送压力10MPa, 设计输送量120亿立方/年。

2．天然气长输管道的功能

天然气的采集、运输、配气过程：矿场集输管道、长输管道和城市输配管道。

2．1 天然气长输管道：连接脱硫净化厂和城市门站之间的管道，根据用户的需求把经过净化处理的符合标准的天然气送到城市。

执行国标《输气管道设计规范》GB50251 压力管道GA 类。

2．2 长输管道的7大功能：

计量功能：交接过程中必须设置专门的计量装置；

增压功能：输送过程中需设压缩机进行增压；

接收和分输功能：

截断功能：分段设置截断阀，并在发生意外爆破事故时能自动关闭阀门，使管道在某一地进行检修或发生爆破时不至于造成更大范围的断气和放空损失；

调压功能：为与下游城市管网接口，将干管压力调到一个相对稳定的出口压力；

清管功能：定期清管，清除施工过程的杂质和长期运行后产生的铁锈，避免杂质进入压缩机、流量计、调压器等设备；储气调峰功能：利用长输管道末端压力的变化平衡天然气日均衡供应和城市峰值间的矛盾。

2．3 长输管道的系统构成

1. 输气首站 2。输气干线 3。气体分输站

4。城市门站（末站） 5。气体处理厂 6。气体接收站

7。加压站 8。截断法井 9。清管站

10。穿跨越河流 11。输气支线 12。进气支线

长输管道包括：管道本身（干线和支线），场站，通行调度自控系统。

管线: 主干管，特殊地段（如江河湖泊、铁路、高速公路等）穿跨越工程；管道截断阀室；阴极保护站；线路护坡堡坎等构筑物。

站场：首站、清管站、气体接收站、气体分输站、加压站、门站等。

通信系统：承担全线的通信联络、行政和生产调度及提供自控检测系统的数据传输，对重要的输气干线设固定和移动两

套系统。

2．4天然气管道的比较

3.长输管道工艺设计

3．1 设计内容

3．1．1 决定管道的输送能力和总工艺流程

根据输送能力和气源压力、用户要求压力来解决输送方式，考虑是否加压；如有调峰要求则要按调峰量要求决定末端的储气能力。

3．1．2 设计管径和压缩机站的站间距和压比

输送方案确定后，确定管径、壁厚及管材

1）稳定流水力计算与非稳定流水力计算

稳定流：某一时间段内流入管道（起点）的流量和流出管道（终点）的流量是相等的、不随时间变化，起点和终点的压力是稳定的，且是等温过程（管内气体与外界没有热交换）。如：长输管道各压缩机站间的流动，因各站的进出口参数是稳定的，管内气体的温度和低温也基本一致，近似为稳定流；而长输管道末端（最后一座加压站到门站之间），由于城市用气的不均匀性使得出口的流量和压力都在不断地变化，考虑为非稳定流

稳定流理论公式：

G=π

4式中：（P —P ）D5

λZR g TL

2

1

2

2

0.5

P1——燃气管道起点压力（绝压Pa）;

P2——燃气管道终点压力（绝压Pa）;

Z——压缩因子;

L——燃气管道计算长度（m）;

G——燃气管道质量流量（kg/s）;

D——管道内径（m）;

T----管内气体绝对温度 K;

R g-------管内气体常数 J/(kg.K);

ג----水力摩阻系数.

对于长输管道其流态都处在阻力平方区，

则ג =1/68.1Re0.0308

当输气管线沿线的相对高差小于等于200米且不考虑高差影响时，工程计算公式：

q v=11522Ed2.53[P12-P22/ZTLΔ0.961]0.51

式中：q v-----气体（P0=0.101325MPa,T=293k）的流量（m3/d）P1——燃气管道起点压力（绝压MPa）;

P2——燃气管道终点压力（绝压MPa）;

Z——压缩因子;

L——燃气管道计算长度（m）;

d——管道内径（cm）;

T----管内气体平均绝对温度 K;

Δ---气体的相对密度；

E----输气管道的效率系数（当管道公称直径为DN300~800mm时，E为0.8~0.9；当管道公称直径大于DN800mm时，E为0.91~0.94）；

当考虑输气管线沿线的相对高差时，工程计算公式：

q v=11522Ed2.53{P12-P22(1+αΔh)/ZTLΔ0.961[1+α/2L(Σ(h i+h i-1) L i]{0.51

式中：α----系数（m-1）, α=2gΔ/R a ZT;

R a---空气的气体常数，在标准状况下，R a=287.1m2/(s2.K);

Δh----输气管线计算管段的终点对起点的标高差（m）;

h i h i-1----各管段终点和对该管段起点的标高差（m）；

L I------各计算管段长度（km）.

3．1．3 设计各种站场的布局、选址及站内流程

3．1．4 选择工艺设备

3．1．5 储气能力计算

1．长输管线应解决季节调峰和参与日、时调峰

城市天然气输配供应系统中的各类用户的用气量，会随气候条件、生产装置和规模、人们的日常生活习惯等因素发生变化。这种用气波动以城市民用、供热锅炉和燃气电厂用气最为明显。

因此，在燃气输配系统的设计中应充分考虑各类用户用气波动这一因素，合理配置储气调峰设施，以保证连续、稳定向各类用户供气，满足变化的天然气用户用气的需求，更好地服务于用户。

目前已用气城市的时调峰均要求下游自行解决，上游(长输管线)不参与解决城市供气时调峰问题。即使是我国目前陆上距离最长、管径最大、自动化程度最高的天然气输送管线——陕京线，也仅是参与了季节调峰，没有担负所供城市的日、时调峰气量。京津地区为了解决城市供气的季节性平衡问题，在天津大港油田利用油田的油气层结构，建设地下储气库。进行天然气加压反注采油储气，用于解决城市供气的季节调峰。

因此，目前实现天然气供应的城市只能通过建设大量的高压球罐来解决城市用气的日、时调峰。季节调节只能依靠长输管线和利用缓

冲用户来调节。

以城市最大供气月平均日用气100万米3为例，一般而言所需的日、时调峰气量为计算月平均日供气量的25～40％，即所需的调峰气量为25～40万米3，如来气压力小于等于1.6MPa时，城市可选择的较经济的调峰方式只能是高压球罐储气，投资(不含征地费)费用为1.2～2.0亿元，综合投资费用估计在1.8～3.2亿元左右。从目前已建的天然气城市输配系统的投资来看，在投资费用当中，用于解决城市日、时调峰设施的投资额一般占总投资的25～40％。而季节调峰问题，大多数城市受条件(资金、环境等)所限无法自行解决，因此在市场经济的形势下，如何依靠长输管线，合理处理好上下游的技术衔接，充分利用长输高压管线的能力，合理集中建设大型地下储气库，实现上、中、下游资源的合理配置，共同解决城市的供气压力和调峰是非常必要的，也是当前急需解决的问题。

2．长输管线参与城市日、时调峰的技术可行性

根据全国天然气输气管网的规划及建设计划，全国的天然气供应最终将形成区域化和网络化，需进行地下储气库的规划建设，长输干线不仅可以解决下游城市的季节性用气不均衡问题，而且为长输管线参与城市日、时调峰提供了可能。

随着天然气用量的增加铺设大直径高压天然气管道已成为必然，目前通过对传统的管道设计压力为7.5MPa和新设计压力10.0～14.0 MPa的高压m3技术的评估表明：对于每年输气量为15～30G/a，距离长度为5000～6000公里的管道用于两种设计方案，当输气量大于15 Gm3/a时，采用高压管道技术是合理的，当输气量大于30Gm3/a时，用高压技术可比传统压力下输气费用节省30～35％。

目前，“西气东输”工程的天然气管线正是采用了这一高压输气技术，由此而提供给下游各城市的用气压力较传统压力管线大大提高。因此，下游各城市的天然气配气已经向多级压力级制的配气系统发展，城市的天然气调峰技术已不仅仅是在传统压力下(小于等于1.6MPa)广泛应用的高压定容球罐储气方式，而是逐步向城市外围一级天然气输气管道(包括城市外围地下气库)参与调峰(压力大于4.0 MPa)、液化天然气(LNG)调峰、城市二级天然气管道和高压球罐联合调峰的方式发展。

3．高压球罐储气

高压球罐储气在国内已有多年使用经验，储罐容积多为1000m3，2000m3和3000m3。也有少量大容积球罐（西安、北京等地已有引进的10000m3球罐）。目前球罐正向大容积方向发展，国外的大型燃气球罐容积已达5.55万m3。大型球罐采用高强度钢材制做，板材屈服强度可达589-891MPa，从而使壁厚减小到40mm以下，不仅降低了钢材耗量，也避免整体热处理，便于施工。目前，我国使用进口板材能

生产的最大容积球罐为5000m3，10000m3球罐，最高工作压力分别为1.29MPa、1.01MPa。

球形贮气罐有效储气量按下式计算

式中V B——有效储气量(Nm3)；

V C——贮气罐的几何容积(Nm3);

P、P,——最高、最低使用绝对压力(MPa)；

T、T B——使用温度及标准状态温度(k)；

P B——标准状态的压力(MPa)。

4．长输管线末端储气

长输管线距离长、管径大、输送压力较高，管线具有一定的储气能力，长输管线中间设有加压站时，按最末一个加压站至城市配气站的管段计算其储气能力；设有中间加压站的长输管线，可按全线计算其储气能力。

城市天然气输配系统往往利用大口径输气管线储存一定气量作为高峰负荷时增加用户气量之用，其储气能力为储气终了时与储气开始时输气管中存气量之差、一条已投产的输气干管的长度、容积、管线起点允许最高工作压力、终点允许最高工作压力、终点用户要求的最低供气压力及该管线正常输气量等都是已知的，末段起点的最高压力等于最后一个压气站出口的最高工作压力，末端终点的最低压力等与城市门站所要求的工期压力。可按下列步骤计算其储气量：

(1)求储气压力

储气开始时，起、终点压力都为最低值，其平均压力计算;

储气终了时，起、终点压力都为最低值，其平均压力计算;

式中P1min——储气开始时起点绝对压力(MPa)；

P2min——储气开始时终点绝对压力(MPa)；

P1max——储气终了时起点绝对压力(MPa)；

P2max——储气终了时终点绝对压力(MPa)；

储气开始和结束时，近似为稳定流动，其流量公式为：

P12-P22=KLq v2

K= גZΔT /C2d5

储气开始时，P2min为已知，即城市门站供气压力，计算起点压力：P1min=（P2min2+KL q v2）0.5;

储气终了时，P1max为已知，即起点最高压力，计算门站终点压力：P2max =（P1max 2-KL q v2）0.5;

(2)计算管线的容积

V=(Л/4)D2L

(3)储气量

式中Q。——输气管线储气量(m3);

(20℃，101.3kPa)

V——输气管线容积(m3)；

T o——293(K)；

T m——天然气平均温度(K);

P o——标准状态下的压力(101.3kPa); Z1、Z2——在P m2、P m2下的压缩因子; P m1——储气开始时的平均压力(106Pa); P m2——储气终了时的平均压力(106Pa);

4。长输管道敷设

4.1 线路选择

4．1．1 原则

4．1．2 宜避开不良工程地质地段或采取防护措施

4．2 地区等级划分

按管道所在区段连续2公里长，管中心线两侧200米宽范围内，居民住户数量和种类划分为四个不同地区级别。

1）一级地区：供人居住的建筑物内的户数在15户或以下的区段；2）二级地区：供人居住的建筑物内的户数在15户以上、100户以下的区段；

3）三级地区：供人居住的建筑物内的户数在100户以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、发展区以及不够四级地区条件的人口稠密区；

4）四级地区：系指四层或四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中、交通频繁、地下设施多的地区。

天然气长输管道安全管理

天然气输气管道安全管理 一、加强对管线周边群众安全宣传教育 目前，天然气管线几乎都要途经城市、乡村等人口密集地区，另外，燃气管道的建设时间短，当地群众对于燃气管道的重要性和危险性认知有限，很难避免在管道周边人为破坏管道附属设施甚至管线本身，因此，加强对管线周边群众的宣传工作显得十分重要。另外，在天然气长输管线周边，存在诸如标志桩丢失或人为损坏、管线周边取土、焚烧秸秆的现象,一旦发生燃气泄露，将造成极大的安全事故。对此，要加大对沿线群众燃气安全知识的宣传力度，采用张贴燃气事故案例画册、发放燃气知识手册等形式多样的群众性安全宣传活动，让群众知道天然气事故的危害性和保护燃气管线的重要性。 二、加强专业知识学习，努力提高自身安全素质 任何一起事故的发生都是由若干个安全隐患积累起来的，这就要求我们要认真、严肃地对待任何一个安全隐患，发现隐患，要及时整改。安全管理是一个系统工程，不仅仅要知其然，更要知其所以然。这就要求我们的安全管理人员要不断提高自身的燃气安全知识，加强管理和专业知识的学习。安全管理人员不仅要知道什么是隐患，还要知道为什么是隐患，更要知道怎么去发现和处理隐患。

管线标志桩不仅能够指明管道的路由方向，更能对其他单位和个人进行提醒和警示作用，能够更好的保护我们的长输管网，然而有些单位的标志桩没有严格按照相关技术规范进行制作，而且许多标志桩的埋设也与技术规范不符，甚至偏离管道中心线5米以上，标志桩上却写明了“管线周边5米范围严禁取土”的提示，对我们每一个天然气管理者来说都是极大地讽刺。 三、创新管理方法，及时整改安全隐患 隐患排查治理工作是贯彻落实“安全第一、预防为主”的重要举措，是做好事前预防的首要任务。天然气长输管线虽然有巡线人员进行隐患排查，各单位也进行不间断抽查，确实发现了不少问题和隐患，同时也感受到了巡线工作的艰辛，巡线作业人员是安全保障第一线，各单位要对巡线作业人员给予更多的人文和物质关怀，让他们感受到企业这个大家庭的温暖，进而能够更加踏实认真负责地履行安全保障第一线的任务。 此外，在隐患整改方面要做到“及时处理”，如果对于问题和隐患心存侥幸、臵之不理，久而久之，对我们的长输管线就会形成严重威胁。对于查出的问题和隐患，我们需要建立一支专门的隐患治理机构，形成“发现隐患、治理隐患”的双重体系，让隐患真正的得到及时快速处理。 四、加强施工现场监管，保证工程质量

我国天然气输送管道介绍

一、已建成管道介绍 （一）西气东输一线工程 西气东输一线工程与2002年7月正式开工，2004年10月1日全线建成投产。西气东输工程是“十五”期间国家安排建设的特大型基础设施，总投资预计超过1400亿元，其主要任务是将新疆塔里木盆地的天然气送往豫皖江浙沪地区，沿线经过新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏、上海、浙江十个省市区。线路全长约4200公里，投资规模1400多亿元，该管道直径1016毫米，设计压力为10兆帕，年设计输量120亿立方米，最终输气能力200亿立方米。 （二）西气东输二线工程 西气东输二线工程西起新疆霍尔果斯口岸，南至广州，东达上海，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、安徽、湖北、湖南、江西、广西、广东、浙江、江苏和上海等14个省市区，干线全长4859千米，加上若干条支线，管道总长度（主干线和八条支干线）超过9102公里。西气东输二线配套建设3座地下储气库，其中一座为湖北云应盐穴储气库，另两座分别为河南平顶山、南昌麻丘水层储气库。工程设计输气能力300亿立方米/年，总投资约1420亿元，西段于2009年12月31日16时建成投产。 （三）川气东送工程 2007年4月9日，国务院正式核准川气东送工程。根据核准方案，艰涩四川普光到上海的川气东送管道，管道全场1702公里，总投资约为627亿元人民币。川气东送包括条主干线、1条支干线和3条支线，其中，主干线从四川普光-上海，全长1647千米，途径重庆市、湖北省、安徽省、浙江省、江苏省。此外，支干线从湖北省宜昌市，到河南濮阳市；三条支线中一条其余四川省天

生分输站，至于达州末站；一条起于重庆市的梁平县，止于重庆市的长寿区；一条起于安徽省宣城，止于江苏南京。 （四）陕京一二线工程 陕京一线工程1996年5月开始建设，全长910公里，横跨陕西、山西、河北及京津地区，是中国当时路上输送距离最长、途径地区地理条件最为复杂、自动化程度最高的天然气输送管道，被称为陕京一线。途径榆林、石家庄、安平、济南、淄博、北京、唐山、秦皇岛、沧州。起点为陕西靖边，终点为北京石景山的衙门口。2005年，全长935公里的陕京管道第二条大动脉——陕京二线也正式投产，陕京二线输气管道西起陕西省靖边县，途经陕西省、内蒙古自治区、山西省、河北省，东达北京市大兴区采育镇。管线经过毛乌素沙漠东南边缘、晋陕黄土高原、吕梁山、太行山脉和华北平原，全线总长935.4公里，设计年输气量120亿立方米。 （五）陕京三线 西起陕西榆林首站，东至北京良乡分输站，全长约896公里， 管道管径1016毫米，设计压力10兆帕，设计年输量150亿立方米/年，2010年12月31日，陕京三线天然气管道全线贯通。 （六）涩宁兰输气管线工程 从青海省柴达木盆地的涩北气田到西宁、兰州的天然气长输管道工程，是国家实施西部大开发的重点工程。涩宁兰输气管道西起青海柴达木盆地涩北1号气田，经青海省西宁到达兰州，全长953公里，管道设计年输气量为20亿立方米。沿线经过青海、甘肃两省14个县市。管线在青海境内占868公里，管径660毫米，全程共建设9座厂站，中间建设清管站4座，分输站3座，线路截断阀36座。这些建筑工程大部分都在青海境内。

天然气长输管道工程建设及设计技术分析

天然气长输管道工程建立及设计技术分析我们应当看到我国的天然气市场依然具备有十分巨大的开展潜力，对此我们应当加强相关的创新活动，并积极学习国外的先进经验，以促使我国的长输管道工程建立能够取得实质性的开展与进步。 伴随着我国整体经济水平的快速开展，城市化的开展进程也日益推进，在此过程中对于天然气长输管道的建立需求也日益凸显。为了保障天然气长输管道的建立质量，促使天然气能源能够得以平安、顺利的运输，就长输管道的设计技术展开相关的研究工作便具有十分重要的作用与价值，应当引起人们的重视与思考。据此下文中将主要针对这一技术目前所存在的主要现状问题展开具体的分析与探讨，并就其技术的未来开展予以了展望分析。伴随着世界经济的持续高速开展，人们对于能源的需求量与日俱增但是与此同时生态环境问题也日益严重，因此开发相关的优质清洁能源已经迫在眉睫。自上世纪70年代初至今，天然气长输管道取得了极为迅猛的开展，相应的天然气长输技术能力同时也得到了极大的提升。而我国在这一方面的技术开展，那么是自上世纪90年代起步，经历了20多年的开展，现阶段我国的天然气长输技术也取得了较大的开展进步。在此方面尤其以我国所实施的“西气东输”工程为代表，这一工程的施工建立一方面为我国的天然气长输管道技术带来了新的开展机遇;另一方面也存在巨大的技术挑战。因此掌握目前世界天然气长输管道工程建立领域内容的先进技术水平以及相应的开展趋势，对于做好高质量水平的“西气东输”工程建立是大有裨益的。 目前我国的天然气长输管道工程建立以“西气东输”工程为最高水准。“西气东输”工程西起我国塔里木盆底轮南，东至上海。

全程应用自动化控制，供气范围覆盖了我国的华中、华东以及长江三角洲地区。工程管线全长，管道设计输送量。以“西气东输”工程为例现就我国当前的天然气管道技术水平展开具体的分析。目前我国天然气长输长输管道在设计与建立中所采用的标准已同国际接轨，在对管线的路径走向方面采取了3S技术予以了优化;在日常的管理过程当中实现了自动化的自主运行，能够通过系统实施数据的收集、在线测量、控制;在所应用的工艺设备方面，当前国内所普遍采用的大多是气动球阀，输气管道所普遍应用的增压机组主要包括离心式与往复压缩式;对于管道的施工建立，我国现已引进了国际通用的管理技术，并采取了第三方监理措施，目前的管道施工已经到达了国际先进水准。 2.1高压力输气及高强度管材组合 高压气管道即为处于压力值处于。依据相关的研究结果说明，在天然气年输送量超过亿立方米时，应用高压输气方式能够极大的降低了天然气的输送本钱。在输送距离超过km、输送量在20亿立方米左右时，应用高压力输送方式相较于一般的传统方式能够有效降低约30%左右的本钱。应用高压输气能够显著降低管道径直，还可借助于高强度的管道材料研发及实际运用能够有效降低运输管道的壁管厚度，从而促使管道的重量值得以降低，同时还能够有效降低管道的焊接时间，进而促使建立本钱也可显著下降。利用应用型管材相较于、其所能够降低的本钱支出约大于%以上，管道的整体建立本钱也可降低10%以上。 2.2高压富气输送技术与断裂控制 此项技术即为在天然气的运输过程当中应用高压气体促使天然气能够始终维持在一定的临界值上，从而确保重组分不发生液态析

我国长输天然气管道现状及发展趋势分析

我国长输天然气管道现状及发展趋势分析 天然气是一种清洁、高效、多用途的能源资源，具有重要的经济和社会意义。随着我 国经济的不断发展和城乡能源需求的增长，对天然气的需求也逐渐增加。而长输天然气管 道是连接产地和消费地的重要基础设施，对天然气资源的开发、利用和传输具有至关重要 的作用。对我国长输天然气管道的现状及发展趋势进行分析具有十分重要的现实意义。 一、我国长输天然气管道现状 目前，我国长输天然气管道已初步形成了以西气东输、中亚天然气管道、中国-缅甸 天然气管道等为代表的管网体系。西气东输工程是中国天然气长输管道最大的工程，它将 西部地区的丰富天然气资源输送至东部地区，填补了东部地区天然气资源不足的空白，满 足了东部地区经济社会发展对天然气的需求，起到了重要的战略作用。中亚天然气管道是 连接中国与中亚国家的重要管道，为我国引进了大量的天然气资源，弥补了国内天然气资 源不足的缺口。而中国-缅甸天然气管道是中国首条跨国天然气管道，拉近了中国与东南 亚国家的能源合作关系，促进了地区经济的发展。 尽管我国长输天然气管道取得了一定的发展成就，但在国际上依然处于初级阶段，管 道规模不够大、经营模式不够多样化等问题依然存在。由于国家沿线发展速度不均、天然 气消费量总量较大，管道运力还不足以满足需要，导致了一些地方天然气资源利用率不高，甚至出现了天然气滞销的情况。 二、发展趋势分析 1. 增加国内长输管道建设投资力度 未来，我国将继续增加国内长输管道的建设投资力度，加快管道建设，满足天然气资 源的长期供给需求。目前，我国已经制定了《天然气管道网规划》，强调加快天然气管道 网建设，提升管道规模和运力，加快推进西气东输、中亚天然气管道等工程。建设新的长 输天然气管道，将有利于提高天然气资源的开采和利用率，保障国内能源供应安全，促进 天然气资源的合理有效利用。 2. 推进天然气管道与其他管道的联网 未来，我国还将加快推进天然气管道与其他管道的联网，形成多种能源管道的互联互通。以促进天然气与石油、液化天然气等多种能源的互补利用，优化国内资源配置格局。 加快天然气与电力、城市燃气等能源的互联互通，实现能源互联互通和多能源输配，提高 能源利用效率，降低能源生产和消费的成本。 3. 加快推进天然气管道跨国合作

我国长输天然气管道现状及发展趋势分析

我国长输天然气管道现状及发展趋势分析 我国长输天然气管道是连接天然气生产地与消费地的重要能源输送通道，对于保障能源安全和促进经济发展具有重要意义。本文将分析我国长输天然气管道的现状以及未来的发展趋势。 一、现状分析 1. 建设情况：我国长输天然气管道建设起步较晚，但近年来发展迅速。目前，我国已建成长输天然气管道超过4万公里，形成了由西气东输、中俄东线、西部干线等组成的管网体系。 2. 运营情况：我国长输天然气管道的日输气能力达到2.1亿立方米，已实现了对各个地区的全覆盖。管道的安全运行、供应稳定等方面表现良好。 3. 发展成果：长输天然气管道的建设和运营取得了一系列成果，优化了我国能源结构，提高了能源利用效率，推动了我国经济的发展。 二、发展趋势分析 1. 建设规模扩大：随着我国经济的快速发展和城市化进程的加快，对能源的需求将不断增加，长输天然气管道将面临建设规模扩大的需求。 2. 区域联网：目前我国的管网系统还存在一些地区之间的断档和孤立情况，未来将加强区域联网，实现各个地区的互联互通。 3. 技术创新：天然气勘探、开采、运输技术的不断创新将推动长输管道的发展。利用LNG技术将液化天然气输送到遥远地区，减少管道建设的难度和成本。 4. 多元化供应：未来我国长输天然气管道的供应将更加多元化，包括国内生产的天然气、进口的液化天然气等多种来源，以降低能源安全的风险。 5. 环保要求增加：随着环保意识的提高，未来长输天然气管道的建设和运营将更加注重环境保护，并采取更加环保的技术手段，减少对自然环境的影响。 我国长输天然气管道已经取得了显著的发展成果，但仍面临一些挑战。未来，随着我国经济的发展和能源需求的增加，长输天然气管道将继续扩大建设规模，加强区域联网，推动技术创新，多元化供应，并提高环境保护意识。这些发展趋势将为我国能源安全提供更加可靠的保障，促进经济的可持续发展。

天然气长输管线安全隐患及对策

天然气长输管线安全隐患及对策 天然气长输管线的安全隐患主要由以下几个方面构成： 1. 管线泄漏：天然气管线的泄漏可能由管线本身的损坏、腐蚀、漏接、焊缝等问题引起，也可能由施工、施工后的维护不完善、管道外部因素破坏等引起。管线泄漏会导致天然气泄露，产生爆炸和火灾的危险。 2. 第三方破坏：长输管线通常穿越人口密集地区、农田、河流、山区等复杂地形，容易受到建筑工程或土地开发活动的破坏。挖掘工作时无意中对管线进行了破坏，或者恶意破坏管道。这些破坏行为可能会导致管道泄露。 3. 自然灾害：天然气长输管线往往穿越地震、山体滑坡、洪涝等自然灾害频发的地区，这些自然灾害会对管线的安全带来威胁。地震可能导致管线破裂，山体滑坡可能使管线受到巨大冲击，洪涝可能导致管线被淹水或冲毁。 对于天然气长输管线的安全隐患，需要采取以下对策来提高管线的安全性： 1. 管线设计和建设阶段应考虑地震、山体滑坡、洪涝等自然灾害的风险，选择合适的管线材料和结构，以提高管线的抗震、抗滑和抗洪能力。 2. 加强对天然气管线的定期巡检和监测，及时发现并排除管线的泄漏隐患。可以使用无损检测技术，如超声波、磁粉检测等，对管线进行定期检测，及时发现管线的裂纹、腐蚀等问题。 3. 制定严格的施工规范和安全管理制度，确保管线的施工质量。严格执行管线的防腐、绝缘等措施，避免腐蚀和电化学腐蚀的产生。 4. 加强对管道周边环境的管理，避免管道遭到第三方破坏。对于管道沿线的建设和土地开发活动，应进行严格监控，并采取必要的保护措施。 5. 建立健全的应急预案和监测系统，及时响应管线事故。应急预案包括事故报告、群众疏散等应急措施，监测系统包括泄漏检测和地震监测等技术手段。 天然气长输管线的安全隐患是一个复杂而严峻的问题，需要政府、企业和相关部门共同努力，采取有效的对策，确保天然气长输管线的安全运行，保护人民生命财产的安全。

天然气输气管线工程施工方案(长输管线)

xx-xx天然气输气管线工程施工方案 编制： 审核： 批准： xx公司 20xx年8月6日

目录 1.工程概况 (2) 2.编制依据 (2) 3.施工工期计划 (3) 4.人员配备 (4) 5.施工方法 (5) 5.1一般地段管道施工方法 (5) 5.2水田段管线施工方法 (32) 5.3小型河流沟渠施工方法 (20) 5.4鱼塘穿越施工方法 (22) 5.5人口密集地段管道施工方法 (25) 5.6陡峭地形管线施工方法 (30) 5.7高压线附近施工方法 (33) 5.8公路大开挖穿越方法 (38) 5.9公路、铁路顶管穿越方法 (41) 5.10弯管弯制方法 (48) 5.11穿越地下管道、光（电）缆施工方法 (50) 5.12管道补口、补伤施工方法 (53) 5.13阴极保护施工方法 (55) 5.14石方段爆破施工方法 (57) 5.15清管、测径、试压方法 (64) 5.16阀室土建、工艺施工方法 (76) 5.17水工保护施工方法 (88) 5.18雨季施工措施 (90) 5.19防腐管安全及防腐层保护措施 (91) 5.20管线下沟施工技术措施 (93) 6.项目质量、职业健康安全与环境（QHSE）管理 (95) 6.1项目QHSE方针 (93) 6.2项目QHSE目标 (93) 6.3项目组织机构 (93) 6.4质量责任 (94) 6.8质量检测及控制程序 (97) 6.7质量保证措施 (103) 6.9保护生态环境及农田水利设施措施 (108) 6.10管道焊接一次合格率保证措施 (112) 6.11台风预案 (115) 6.12水土保持措施 (116)

我国长输天然气管道现状及发展趋势分析

我国长输天然气管道现状及发展趋势分析 随着我国经济的快速发展和城市化进程加快，对能源的需求也在不断增加。天然气作为清洁、高效的能源资源，受到了政府和市场的青睐，成为我国能源结构调整的重要组成部分。长输天然气管道是天然气能源运输的重要方式之一，其现状和发展趋势对我国能源安全和经济发展具有重要意义。本文将对我国长输天然气管道的现状及发展趋势进行分析。 一、现状分析 1. 管道规模 国家能源局数据显示，截至2021年底，我国累计建设的长输天然气管道超过9.7万公里，形成了由西向东、南北并行的天然气主干管网。西气东输、中亚国际管道等国家重大战略天然气管道工程已经建成，为我国天然气资源的输送提供了重要的保障。 2. 运输能力 截至2021年，我国长输天然气管道的年输送能力已经达到3000亿立方米，能够保障我国多数地区的天然气需求。未来，随着我国天然气需求的不断增加，管道输送能力也将得到进一步提升。 3. 技术水平 我国长输天然气管道的建设和运行依靠先进的技术装备和管理体系，具备了较高的安全可靠性。国内企业在长输天然气管道的建设和运行中积累了丰富的经验，形成了一批具有国际竞争力的技术团队。 4. 区域覆盖 目前，我国长输天然气管道已经实现了对全国大部分地区的覆盖，特别是东部沿海城市和经济发达地区已经形成了较为完善的天然气管道网络。这为我国的能源供应和能源结构调整提供了有力支撑。 二、发展趋势分析 1. 加强东西部天然气输送通道建设 随着西部地区天然气资源的开发利用不断加强，西气东输、西气北输等天然气管道工程将继续加强建设，形成更加完善的东西部天然气输送通道。东北亚天然气管道、中国-缅甸天然气管道等国际天然气管道项目也将加快建设，实现我国天然气资源的跨境输送。

天然气长输管道建设情况及输气技术研究

天然气长输管道建设情况及输气技术研究 文章介绍了国内外天然气长输管道的建设情况，阐述了我国天然气长输管道建设发展趋势、储运设施及调控能力的多元化。通过国内外先进技术的对比，针对我国天然气长输管道在建设过程中存在问题，给出相应的解决方案，仅供参考。 标签：国内外;长输管道;建设情况;输气技术 1 天然气长输管道发展趋势 目前，国内外天然气长输管道的建设均经历了几十年的历史，纵观全世界，欧美一些国家天然气管网建设已经相当完备，长距离输送较我国领先，据不完全统计，这些国家的长距离输送管道长度已超过115×104km。我国正在加速推进中俄东线、陕京、四线、西气三线、中正一线等线路主干管网建设、完善储运设施和调控能力，管网建设正逐步形成多元化、灵活化及全球化的供应体系。 1.1 国外天然气长输管道发展趋势 当前，国际天然气贸易中仍然以管道气为主，其管道行业发展迅速，在运行模式、监管模式上欧洲一些国家虽然整体市场化发展趋势，但英国、法国和德国等国家其政府监管力度还是较强。法国采取集中式监管，德国则凸显区域性特征。2019年，中俄东线天然气管道重大项目建成投产，管线全长3371km，年运输量380亿方，覆盖中国东线整个行政区域，中国近一半人口受益，在保障国家能源安全方面发挥了重要作用。 1.2 国内天然气长输管道发展趋势 随着生活水平的提高，汽车的普及，特别是环境压力，使得燃气在我国能源需求比例中持续攀升。2018年，我国人均天然气需求量从110.8立方米猛增到169.7立方米。伴随燃气需求的增长，作为燃气的重要运输方式，管道的作用越来越突出。我国长输燃气管道总里程已超过13万公里，西北、东北、西南、海上四大燃气进口战略通道不断完善。我国在“十三五”规划管道设施建设方面规划目标是，2018-2020年我国其中新增天然气管道4万千米，陆上管道输气能力达到650亿立方米。目前，我国已建成由跨境管线、主干线与区域联络线、省内城际管线、城市配气网与大工业直供管线构建的全国性天然气管网，已初步形成“横跨东西、纵贯南北、联通境外”的格局。 2 长输管道输气技术的发展方向 2.1 长输管道输气技术要符合国家标准 天然气长输管道在设计中，由于天然气本身对人体是有伤害的，所以其运输设备管道必须采用安全防护措施。除了在建筑时留有安装维修用的孔洞及起吊设

天然气长输管道定义标准

天然气长输管道定义标准 天然气长输管道是指用于将天然气从供应地输送到需要地的管道系统。它是天然气输送的重要组成部分，具有高传输能力、高安全性和高可靠性的特点。为了确保天然气长输管道的设计、建设和运营达到标准化和规范化，国际上制定了一系列的标准和规范。 1. 物理及功能要求： 天然气长输管道的设计和建设需要满足一系列的物理和功能要求。例如，管道需要具有足够的强度和耐压能力，以承受高压下的天然气的输送。此外，管道还需要满足耐腐蚀、抗环境应力开裂和良好的密封性能要求。 2. 总体设计要求： 天然气长输管道的总体设计需要满足以下要求：管道的布置合理，便于施工和维护；管道的线路选择合理，通过地形、地质等因素的考虑，确保天然气的可靠输送；管道的安全系数满足设计标准。 3. 材料要求： 天然气长输管道的材料要求非常严格。常用的管道材料包括碳钢、镀锌钢管、合金钢管等。这些材料需要满足一系列的要求，例如材料的强度、韧性、耐腐蚀性等，以确保管道在高压和恶劣环境下的安全运营。 4. 焊接和连接技术要求： 天然气长输管道的焊接和连接技术也需要符合标准化要求。例

如，焊接需使用合格的焊工和合格的焊接材料，确保焊接质量。管道的连接需要使用专用的连接件，确保连接的密封性和可靠性。 5. 安全与环保要求： 天然气长输管道的设计、建设和运营需要满足相关的安全与环保要求。例如，管道需要设置适当的安全阀和附属设备，以保证管道在超压和其他突发状况下的安全运行。此外，管道需要采取措施减少对环境的影响，例如防止泄漏和控制管道的运动干涉周围的生态环境。 天然气长输管道是国家能源战略的关键基础设施，其设计、建设和运营需要严格按照相关标准和规范进行。以上所述是关于天然气长输管道定义标准的参考内容，其中涵盖了物理及功能要求、总体设计要求、材料要求、焊接和连接技术要求以及安全与环保要求。这些要求的实施可以确保天然气长输管道的安全、可靠和高效运行。

长输天然气管道安全运行管理

长输天然气管道安全运转管理 引言 天然气的应用随着工业化进程的前进而快速发展，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备重要意义。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转，对我们来说意义重大。 一、长输天然气管道运转现状 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比较复杂的过程，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 的末端需具备较大的储气功能。 2.我国长输天然气管道运转的情况 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 道运转的难度，这就要求我们加强对管道运转安全的管理。 二、长输天然气管道安全运转的重要意义

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、快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转存在一定的危险性，如果不加强安全运转管理，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转管理十分必要，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、长输天然气管道运转中存在的不足 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当中存在的危险性的认识。天然气在管道运送过程当中，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。

天然气的长输管道安全管理

天然气的长输管道安全管理 随着天然气在国内的快速发展及广泛应用，天然气在我国一次性能源消费比重已达到5％，走进了千家万户，在国民经济中占有重要的地位。由于长输管道覆盖的地理空间跨度大，生产时效性很强，要求连续运行，确保安全至关重要，而且强调各生产环节的分工与协作，同时追求整个系统的有效运转，因此要求集中统一管理。调度控制中心作为全线生产运行的控制管理核心，不再是单一的负责气量的调配和人员的协调，还需进行设备运行状况的实时监测、大型设施的远程操作和生产状况的动态分析，提高对突发事件快速准确地处理能力。伴随管网的复杂化和压缩机等大型能耗设施的增多，通过模拟优化管网输送方案，建立功能完善的调度管理体系，保证长输管网安全可靠运行，确保企业效益的最大化。 一、天然气长输管道的特点 长输管道是天然气长距离连续运输所依附的系统，其不需要常规的运输工具和设备，即可迅速、有效、大规模的将天然气运输到目的地，天然气长输管道输配系统已由单气源、单管不加压的输送方式演变为多气源、多管、多个加压站输送，生产运行工艺更加复杂。天然气的产供销是由采气、净化、输气和供气等环节组成的，长输管道作为这个系统的中间环节，必须协调好上下游的关系，因此操作管理更为复

杂，而且担负一城市或地区的供气任务，涉及国计民生和千家万户，一旦发生事故将造成很大的经济损失和社会影响，因此必须保证其安全平稳、连续可靠运行。 二、天然气长输管道企业的运营模式 天然气长输管道企业管网管理主要是围绕从气源、净化厂经过输配管网、城市燃气管网最终到用户的生产链而进行的。由于目前产气企业和供气企业、长输管网及城市燃气管网大都分开管理。天然气长输企业的管网管理运行主要是由生产调度管理、管网管理和办公管理组成。管网管理主要是实现输配气管网的信息管理，即管网的新建、维护和改造，以及供气用户的管理；办公管理主要是针对公司经营、财务、人事等管理。而生产调度管理作为企业管理的一部分，在天然气长输管道运行企业中有着非常重要的作用，在此我们主要探讨天然气长输管道的调度运行管理。 三、天然气调度管理作用及要求 天然气生产调度工作就是根据阶段性的生产特点，在组织实施过程中按照企业的销售计划，随时掌握上下游用户的动态变化，集中控制关键和主要环节，协调平衡上、中、下游资源，达到衔接一致，保证管道安全平稳运行，满足下游用户的用气需求。 为了达到调度的组织、指挥、控制、协调作用，天然气调度必须全面地、动态地、及时地掌握生产运行各方面情况，

天然气长输管道隐患及保护措施

天然气长输管道隐患及保护措施 摘要：天然气长输管道是保障天然气安全运输和使用的关键设施，也是目前大多数国家所采取的天然气主要运输方式之一，对于我国而言，天然气保持良好的运输周转量必须使用到长输管道。截至2020年，我国天然气的能源需求量占全部能源需求的总量已经增长到10%左右，所以这也意味着天然气长输管道的安全和可靠性必然会受到社会各界的共同关注，为了实现天然气长输管道的稳定运行，必须科学研判天然气长输管道存在的隐患风险，并采取有效的措施，针对不同的风险类型加强施工建设质量和管理质量，以最大限度降低天然气长输管道的使用风险。 关键词：天然气;能源资源;长输管道 引言 天然气管道的安全生产运行对天然气管道企业、地方经济发展和社会和谐稳定具有重大意义。分析了天然气管道的失效原因，并在总结前人经验的基础上，综述了相应的风险管理措施，以保证天然气管道输送任务能够安全高效地完成，提高经济社会效率。 1天然气长输管道隐患类型分析 1.1管道自身导致的隐患 在进行天然气长输管道施工建设的过程中，如果施工单位缺乏安全意识和责任意识，贪图眼前利益，就会在施工建设时选择低于市场价格，质量存在缺陷的施工材料。另外，有些施工单位技术水平有限，导致施工技术或者施工质量难以达标，这些问题都会导致管道出现质量问题，比如防腐层损坏、绝缘件脱落、材料使用寿命低等情况，进而使管道由于自身质量问题带来安全隐患。 1.2自然灾害对管道造成的破坏.

天然气管道往往翻山越岭，遍布范围较广，面临恶劣天气是普遍现象，比如地质灾害、气候问题等等，我国南方地区时常会面临地震、海啸、泥石流；而我国北方地区则经常会遇到煤矿采空区、山体滑坡、洪水冲击等问题，在这些自然灾害的影响下，管道也极容易受到损害，从而缩短管道的正常使用寿命，甚至出现管道破裂，天然气泄漏等等安全事故，这些客观因素的影响，也会给社会和国家带来严重的经济损失及安全隐患。 1.3外部干扰 外部干扰一般指的是由外在原因或由第三方责任而引发的管道事故，它是造成管道事故的首要原因，约占事故总数的49.7%，约占江西省天然气管道事故的事故38.5%。第三方施工一般定位为外部单位在管道中心线左右各5m范围内进行的各种施工作业，这种交叉施工不仅严重影响到长输管道的运行安全，也增添了长输管道施工的风险。 2天然气长输管道隐患的保护措施 2.1加强管道腐蚀管控 高后果区管道要加强管道腐蚀管控，定期进行内外检测及管道阴极保护电位测试，制定相应的工作实施计划。定期检测高后果区内管道阴极保护电位是否正常，通过对管道沿线测试、通电点（汇流点）电位测试、自然电位测试，检查是否存在杂散电流干扰。根据测试数据，对线路保护状况进行分析。对存在的异常情况及时采取有效措施保证管道阴极保护系统正常运行，确保管道本质安全。制定年度维修计划时，优先考虑对高后果区段管道防腐层漏点、杂散电流干扰、管道本体缺陷等异常点进行整改处理。 2.2加强施工过程管控 施工质量是关系到管道能否安全、平稳投产和运行以及减少事故发生的关键，也是能显著降低后续维护费用的环节。施工过程中要遵守国家、行业有关施工规范，还要特别做好下列工作：施工过程中严格执行规范，严防出现不合格焊口、黑口；焊口防腐修补时严格按照工艺要求进行操作，保证补口质量，杜绝出现焊

天然气长输管道输差分析及控制措施

天然气长输管道输差分析及控制措施 摘要：2020—2030年是实现“双碳”目标能源消费及碳总量达峰的第一阶段，而天然气具有低碳、高效、灵活等优点，作为我国能源转型期中最重要的低碳化 石燃料，该能源还将保持较高的需求增长速度，具有广阔的发展前景。目前，我 国天然气对外依存度约为44%，进口天然气输送主要采用管道进行。在管道沿线 设置了大量的流量计对介质进行计量，但是天然气介质具有很强的压缩性，在进 行输送的过程中会出现输差问题，输差问题的出现会引发计量争端，产生贸易纠纷。因此，对管道输差进行全面的控制十分关键。 关键词：天然气长输管道；输差；控制措施 1天然气输差产生的原因 1.1温度的影响 在天然气输送期间，由于管道过长，并且天然气从本质上来说就是气体，因 此在输送天然气过程中，温度环境的变化，对天然气输送的效率产生一定的影响。温度就是一个比较重要的参数。因此，相关工作人员在对天然气展开输送工作过 程中，因为途中经过的地区比较复杂，如果子沟管段，各个地区的温差较大，在 此背景下，从而引发管道中的压力发生变化，进一步影响到输送的质量与效率。 1.2输送设备老化 相关工作人员在对天然气进行输送过程中，无法避免的就是输送设备存在老 化的问题，从而出现输差的问题。基于此，相关工作人员需要全面维修输送的设备，防止设备老化问题的出现，当他们发现该问题发生时，需要对设备的零部件 予以及时更换，设备老化就是一种运输天然气过程中比较重要的因素，随着设备 老化问题的出现，进一步地影响天然气运输的质量及效率，与此同时还会为运输 造成一定的损失。 1.3计量仪器误差

科学合理的选择计量用各仪器仪表，满足计量需要，但因各仪器仪表的误差存在，使得计量误差不可避免。以西二三线为例，上游中亚计量站设置有16路大口径流量计，进行天然气计量。下游霍尔果斯首站也设有16路流量计，用以提供计量对比数据。两站毗邻，管线距离较短，环境温度及工况基本一致。但每天输差仍旧在0.2%左右。这与计量所用的温变，压变，以及色谱组分数据的误差产生相关。而下游用户，受到自然环境与气源的影响，尤其在受温度压力以及气体组分变化等因素的影响下，必然会产生输送误差。尤其在未安装在线色谱的地区，固定组分的置入，影响天然气的压缩比计算，因此产生的流量误差会进一步加大。 1.4脉动流引发的误差 气流主要通过节流的装置，流动性质需要保持稳定的、亚音速的，又或者只是随着时间变化而变化的，不适用与脉动流的流量测量。现阶段，对于气田孔板的计量装置来说，主要安装在压缩机设备之后一百米内的外输管线上，重复形式压缩机的平稳运转、气体液体混合输入导致的液勇、冬季间歇井/解堵井频繁开关等，都能够在外输计量的管线中存在比较复杂的脉动流。然而真空流量计主要就是以平稳的流速参数作为根据，当存在一定的脉动流时，需要把在孔板位置产生正常的差压之外的额外差压，基于此，逐渐增大其差压的输出值会，从而存在流量正误差，根据有关文献指出，脉动流所引发的误差数值最大可以达到20%～30%。 2天然气长输管道输差控制的措施 2.1强化计量设备管理 为了对管道输差问题进行全面控制，首先需要强化计量设备的管理工作，在计量仪表选型、安装以及维护使用的各个环节需要采取合理的措施。首先，在进行管道设计的过程中，需要对管道的输送要求进行全面的分析，根据输送要求对仪表进行合理的选型，使得流量处于计量装置最佳计量范围内，如果管道内介质流量存在一定的波动，则可以安装2种型号的仪表，分别是量程相对较大的仪表和量程相对较小的仪表，在管道介质输送量相对较小时，使用量程相对较小的仪

我国石油天然气长输管线安全管理现状及存在问题分析

我国石油天然气长输管线安全管理现状及存在问题分析 摘要：油气能源开发在我国社会经济发展中占据重要位置。一直以来石油天然 气长输管线在油气输送方面发挥的作用都是不容忽视的，受到自然环境、管道质 量等多方面影响，长输管线安全管理面临极大挑战。文章结合长输管线安全管理 问题，探讨相应的管理措施。 关键词：天然气；长输管线；管线安全；安全管理 引言 当前，我国石油天然气的开采力度不断变大，石油天然气的储运建设规模也 在随之扩增。因为天然气运输具有长距离、运输量大等有点，长输管线输气方法 具有方式简单、不需要专门的运输设备以及交通工具等优点，因此能够高效持续 的运输天然气，但是一旦长输战场或管线发现问题，必定会对国家财产以及人们 的生命安全产生严重影响，为此必须要做好其安全管理建设工作。 1我国石油天然气长输管线安全管理现状 所谓天然气高压长输管线，一般是指其进行运输的距离需要在25km以上运 输天然气的管道线路。就当前的状态分析，世界上大型的天然气，或者输油管道 的总长度已经超过了200万公里，并且每一年都在不断的增加。而我国当前天然 气高压长输管线的总长度占据世界地1%，甚至更低；但是石油以及天然气的储 量却位于世界前列，因此比例的不协调，导致我国天然气高压长输管线在运行中 技术以及安全性方面的难度有所加重。所以现阶段我国需要加强对于天然气高压 长输管线安全运行管理的重视力度。 2我国油气长输管线监管存在的主要问题 2.1管线保护和监管概念模糊 管线单位是长输管线运行的直接受益者，是生产经营主体单位，对管线维护、改造、管理和更新理应负主要责任。政府是长输管线监管的主体，通过制定相关 措施，督促管线企业主体责任的落实，对存在的违法违规行为开展相应的处理。 但是，目前的法律法规中，还存在“管线保护工作部门”的称呼，仍然认为管线保 护主力军是由人民政府主管，而不是企业负责、政府监管的体制。这类政府部门 应该更改为“管线监管部门”，而不是“管线保护部门”，再理清权责后方可更好的 实现管线监管。 2.2油气资源自身的稀缺 石油能源伴随着地壳活动以及板块移动而形成，形成过程复杂而漫长，并且 不可替代。油气资源对于我国经济社会发展的推动有着极为重要的意义，同时， 其自身的稀缺性又给我们敲响了警钟。工业革命后，油气资源的开采技术得到了 有效的提升，但是，其自身的总储量却随着人类的不断消耗而极速下滑。我国是 一个能源大国，虽然油气资源的总储量在世界排名中相对靠前，但是，人均油气 资源拥有量很低，对于油气资源的利用水平也有待提高，很多开采技术相对原始，在相当程度上造成了浪费。伴随着我国经济社会的发展，汽车保有量的不断攀升，对于油气资源的消耗更是达到一个全新的高度，汽车年耗油量更是达到了日本及 美国这些汽车大国的两倍以上，如此严峻的现实环境，迫使我国不得不在油气资 源管理以及有效利用上投入更多的精力。 2.3管道规划不合理 近些年来，随着城市化的快速推进，一些原来比较偏僻的城郊地区已经逐渐 发展成为城区或者开发区，这导致一部分油气管道直接处于人员比较密集的区域，

天然气长输管道的知识

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

天然气长输管网

天然气长输管网

1．天然气的输送形式 1．1管道输送 1.1.1根据用途分类 1)．长距离输气管线 2)．城市燃气管道 (a) 分配管道 (b)用户引入管 (c)室内燃气管道 3)．工业企业燃气管道 (a)工厂引入管与厂区燃气管道 (b)车间燃气管道 (c)炉前燃气管道 1.1. 2. 根据敷设方式分类 1)．地下燃气管道 2)．架空燃气管道 1.1.3. 根据输气压力分类 《压力容器压力管道设计单位资格许可与管理规则》对长输管道GA类级别划分为； 1）符合下列条件之一的长输管道为GA1级 （1）输送有毒、可燃、易爆气体介质，设计压力P＞1.6MPa的管道；

（2）输送有毒、可燃、易爆液体，输送距离（指产地、储存库、用户间的用于输送商品介质管道的直接距离）≥200km且管道公称直径D≥300mm的管道； （3）输送浆体介质，输送距离≥50km且管道公称直径D≥150mm的管道。 2）符合下列条件之一的长输管道为GA2级 （1）输送有毒、可燃、易燃气体介质，设计压力p≤1.6MPa的管道； （2）GA1（2）范围以外的管道； （3）GA1（3）范围以外的管道； 《压力容器压力管道设计单位资格许可与管理规则》对公管道GB类级别划分为 1、燃气管道GB1； 2、热力管道GB2。 城镇燃气管线压力分级： ．低压燃气管道：P≤0．01MPa； ．中压B燃气管道：0．01MPa

天然气长输管道的知识普及

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。 1、手动阀室 手动阀室实现超压、低压、压降速率检测自动关断及阀室内工艺过程参数的就地指示，主要就地测控参数是：管线温度显示，紧急关断阀前、后压力显示。 2、RTU阀室

RTU系统实现阀室内工艺过程的远程数据采集、监控、管理和对可燃气体泄漏进行监测报警。 RTU 系统主要功能： 1）数据采集与传输功能：采集阀室内工艺运行参数，将其传输至控制中心系统。 2）控制功能：执行控制中心下发的指令；整个阀室的启动、停止控制；线路气液联动阀门远控及就地手动控制。 3）其它功能：自诊断自恢复；经通信接口与第三方的系统或智能设备交换信息。 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。