长输管道应用范文（精选12篇）

长输管道应用 第1篇

1长输天然气管道泄漏事故后果评价方法

1.1评价方法

层次分析-模糊综合评价法是长输天然气管道泄漏事故后果评价的一种主要方法[1]。在天然气的输送过程中, 是否会出现泄漏的现象无法被提前预知, 因此具有很大程度的偶然性。导致事故发生的原因多种多样。

根据对大量天然气泄漏情况的综合, 发现导致其出现的原因多数为环境以及人为等各方面原因的综合。针对上述特点, 在对事故后果进行评价的过程中, 存在相应的疏忽不可避免。对此, 利用层次分析-模糊综合评价法能够使评价结果更加准确, 就目前的情况看, 这一方法已经得到了各领域人员的认可。

1.2指标体系

在对指标体系进行确定的过程中, 一定要保证其能够涵盖有关事故评价过程的多方面因素, 传统的指标体系往往以事故的波及面积为主, 但就目前的情况看, 上述指标无法全面的代表整个事故的后果。

针对这一点, 在当前的指标体系中, 还需要加入由事故所造成的经济方面的损失以及处理与维修所带来的时间的浪费等一系列数据, 这样才能够使指标体系更加全面。

1.3综合模糊评价过程

在综合模糊评价过程中, 需要将长输天然气管道泄漏事故的后果进行等级划分, 划分标准为事故的严重程度。从程度较轻到灾难性事故, 长输天然气管道泄漏事故可以被划分为5级, 其严重程度根据级别的增高而增高[2]。总的来说, 综合模糊评价过程如下:

首先, 需要建立相应的等级评价矩阵。矩阵中包括种种不同因素, 为保证评价结果的准确性, 需要在综合评价的前提下, 逐一的针对单因素进行判断, 并建立相应的隶属函数矩阵[3]。

通过将上述两种矩阵的综合以及对比, 便能够最终得出较具可信度的等级。

矩阵公式为:B1=W1·R1。

2长输天然气管道泄漏事故后果评价方法应用

某城市长输天然气管道出现了泄漏问题, 该城市处于地震等自然事故多发区域, 地震发生时对天然气的长输管道造成了破坏, 继而导致了泄漏问题的发生。在对其进行评价的过程中, 工作人员首先对管道的直径及其型号与长度等进行了判断, 并最终得出了有关该管道的一系列数据, 为评价过程提供了基础性的保证。

在测量完成之后, 工作人员利用上述数据在相关软件的基础上实现了模拟过程。模拟结果中体现了包括喷射火焰长度以及波及距离等各方面因素。

将上述数值代入到评价矩阵中发现, 发现这一其后果的严重程度为三级, 通过上述过程, 最终完成了整个后果评价。

同时, 共组人员又对评价结果的准确性进行了分析, 结论为该结果具有较高的可信度。

3需要注意的问题

在长输天然气管道泄漏问题出现时, 利用上述评价方法实现对其严重程度的评价能够取得较好的效果。在层次分析-迷糊综合评价法在对事故的严重程度进行评价的过程中, 能够充分考虑各方面的影响因素, 填补了传统评价方法中存在的一系列漏洞, 使得评价结果的准确性以及可信度均得到了提高, 属于事故评价方法中较具应用优势的一种, 对此, 在事故放生时, 有关人员可以利用这一方法实现整个分析过程[4]。

但需要注意的是, 为保证这一方法的应用效果, 还必须注意以下问题:在评价过程中, 全面考虑各项指标能够使评价结果的准确性得到提高, 但受客观条件的限制, 这一目的无法实现, 对此, 工作人员一定要根据事故的实际情况对各项指标进行筛选, 并保留最具影响力的指标, 这样即能够保证评价结果的准确性, 又能够提高评价过程的简便性, 因此较具应用优势。

4结论

综上, 长输天然气管道具有管径大、压力高的特点, 因此在对天然气进行运输的过程中, 一旦受外界影响过大, 很容易出现泄漏事故。对后果进行评价可以采用层次分析-模糊综合评价法来实现, 评价过程中要根据实际情况对各项指标进行综合考虑, 这对于评价结果准确性的保证具有重要价值。

摘要：本文主要从长输天然气管道泄漏事故的后果评价方法及其应用两个阶段对主题进行了阐述, 并根据实践经验对评价方法的应用效果以及需要注意的问题进行了总结, 目的在于使长输天然气管道泄漏事故能够被更好的解决, 从而在最大程度的保证其安全性的基础上, 为天然气领域以及居民良好生存环境的保证带来更大的价值。

关键词：长输天然气,管道泄漏事故,后果评价方法,应用

参考文献

[1]杜曼, 赵东风, 孟亦飞.长输天然气管道泄漏事故后果评价方法与应用[J].油气储运, 2012, 05:340~344+408.

[2]张建忠, 杨鹏, 王彦良, 康宁, 吕伟.天然气管道泄漏火灾爆炸事故危害评价[A].宁夏回族自治区科学技术协会.青年人才与石化产业创新发展——第七届宁夏青年科学家论坛论文集[C].宁夏回族自治区科学技术协会、宁夏回族自治区青年联合会, 2011:4.

[3]张华兵.基于失效库的在役天然气长输管道定量风险评价技术研究[D].中国地质大学 (北京) , 2013.

长输管道应用 第2篇

【关键词】天然气管道 带压封堵 封堵器 旁通 放空

由于长输天然气管道涉及的地域广，周边环境复杂，加之随着经济建设的发展，在管道周围不断有新的社区、铁路、公路、电缆等规划建设，给管线安全运行带来巨大的威胁，往往采取管道改线的方式消除安全隐患，为了不影响下游众多工业及民用正常用气，在施工中管道确保正常运行。不停气带压封堵技术原理

不停气带压封堵技术采用筒式封堵器来对管线进行封堵，用双封堵导流，运行介质临时走旁通管线，把原有管线与新管线连接后，介质再转输入新管线，整个施工过程保证了管线输送的连续性。

适用范围

该技术主要适用于带压管线在不停输介质、不降低压力保证正常运行的情况下，管道的更换、移位、更换阀门及增加支线的作业，也可以在管道发生泄漏时对事故管道进行快速、安全地抢修，恢复管道的运行。

3.2 管线不停输开孔封堵工艺概述

3.2.1？开旁路孔

管道开旁路孔目的在于管道在不停产带压的情况下加接旁路、三通等施工工艺，首先在管道焊接法兰短节，然后在法兰上面按照压力等级合适的闸阀，要求阀门同心、通径；就绪后将阀门完全打开，连接开孔钻机进行开孔，开孔完毕后，将刀具提至连箱，同时将切割下的管材套料带出，关闭阀门，拆下钻机进行旁支的连接。

3.2.2？管线封堵

该工艺主要用于带压输送管线的维修、抢险、更换，以及站区的改造等。根据现场的不同情况，该工艺可以分为三种形式：单封、双封双堵、四封四堵。

单封：适用于站内改造，如：加设阀门和仪表、抢险、更换管段。利用站内阀门组提供的便利施工条件，通过单堵的形式达到双封的效果。降低施工的价格和难度（施工过程中只需封堵一处）。

双封双堵：适用于短距离的管线改造，如：加设旁路管线、加设管线的主控阀门等（施工过程中需要封堵两处）。管线被封死后，介质暂时有临时旁管线通过。此时便可以封死的管段进行作业。

四封四堵就是在两个相隔较远的地方分别进行双封双堵，利用原有的管线做旁通管线，施工过程中需要封堵四处，适用于长距离的管线改造。

3.3 封堵方案的确定

（1）根据新管线更换距离长度，选择适合的封堵方式。

（2）封堵施工方法及措施必须遵照《油气长输管道工程施工及验收规范》（gb50369-2006）和《钢制管道封堵技术规程 第一部分：塞式、筒式封堵》st/t6150.1-2003要求实施。

具体应用举例

4.1 天然气长输管线长距离更换管线

长距离更换管线利用更换段作为旁通管线需要封堵4个点，具体施工程序是：

（1）在1、2、3、4个号点管线外壁焊接特制三通件。

（2）用密封割刀切割1、2、3、4号点原管线，并把切掉段取出；连接旁通

一、旁通二。

（3）1、2、3、4号点封堵，气从上游段走旁通一→更换段→旁通二→下游段正常供气。

（4）封堵段1号至2号，3号至4号分别接放空阀钻孔放空。

（5）切割封堵段新旧管线在连接点连接；1号、4号封堵点解封，气走新更换管线。

f.拆除旁通

一、旁通二；把1号、4号封堵点割掉的管线下入管线内，并固定；用法兰封住1号、4号封堵点特制三通上部法兰口，并做好防腐处理。

4.2 天然气长输管线短距离更换管线

短距离更换管线需要2个封堵点，把更换段切割掉，换上新管线。

施工安全性分析

封堵器是经过管线壁厚测量仪测试后确定的点，焊接三通时，不会出现电弧烧穿管线漏气的问题；切割管线时，切割速度平稳，密闭切割，有氮气保护，不会引起着火现象；管线上三通焊接完后，进行水压试验，合格后才进行切割管线，施工过程中不会出现天然气泄露；平板闸阀是安装在特制三通上口法兰上，该阀门承压能力高，开关灵活，密封性能高，出现任何问题都可以用该阀门控制；封堵器是在外力的作用下实现封堵的，封堵效果可称为刚性封堵，外力不变封堵器始终起作用。

结论

不停气带压封堵技术在长输天然气管道上的应用，解决了由于施工改造停气带来的下游用户停产、停气带了的社会负面影响，在保证经济稳定发展的前提了，保证了管道安全平稳的运行，该技术的应用为长输天然气管道的管理单位提供了福音。

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长输管道应用 第3篇

摘要：与其它适用于天然气长输管道自动控制环节的设备相比，现代化的PLC系统拥有了小型化、集成高、性能强、可行高效等獨特长处，也正由于此其已经被广泛运用到当代的天然气运输项目当中。本文首先阐述了PLC系统的性能与特征，并且根据PLC系统在天然气长输管道中的应用实况，提出一系列有针对性、科学性的应用分析结论，期望能对往后的PLC系统的开发研究工作有所帮助。

关键词：PLC系统 天然气长输系统 应用分析

当代天然气长输管道均选择应用以现代化的计算机技术为重要核心的控制管理系统，并借此先进化的管道管理系统来实现天然气长输项目所需的数据收集、过程监管、操作管理、强化过程、结果分析等一系列步骤，从而在根本上提升当代天然气长输管道的运输效率与应用效益。所谓的PLC系统即是指可编程控制设备，其能够借助可靠性高的存储器来完成一系列指定的运算过程、时间控制、顺序管理以及流量统计等工序，所以就目前我国天然气长输管道的开发应用情况而言，其已逐渐融入到该天然气开发项目的自动控制环节当中。而本文为了探讨PLC系统在天然气长输管道中的应用实况，首先对PLC系统的性能以及特征进行了深入的分析，而后再依据上述结果，逐步对其的应用实况进行研究。

1 PLC系统的基本概况

1.1 PLC系统的性能分析 众所周知，当前我国天然气长输管道的技术核心是现代化、先进化的PLC系统，其是一种按照管道所要求的自动控制复杂性，严格符合设备系统参数设置规定当中的要求——即IEC61508不少于SIL2等级的自动化系统，同时其能够实时地将天然气长输管道系统当中的运作情况进行监视、管理、控制、调节等步骤，在一定程度上促进了天然气管道的自动化、信息化发展。正常情况下，对于天然气长输管道系统而言，燃气公司会设置一座调控中心，并且会在该调控中心的首末站与分输站的位置区域配置相应的PLC系统，并且其会通过远控式的线路截断阀室来安装必要且高效的终端设备，由此可见先进有效的PLC系统一般是借助恰当的软件设备来完成针对于整个系统的监控分析功能。一般地，天然气控制中心能够借助PLC系统对运输过程中的管道线路实况实施监控、分析、管理，与此同时其还会把所研究得出的数据结论及时有效地反馈到系统调控中心，以便于天然气长输管道系统的操作员快速落实后续的分析监视控制工作。而天然气长输管道项目的调控中心也会借助网络数据链的优势特点，行之有效地把各个管道站控系统连接在一起，从而为后续的统一化管理天然气长输管道运作实况提供可靠的技术条件，其不但能够在最大程度上简化天然气长输管道控制系统的组织结构，而且还能够提升该系统的自动控制效率。例如若天然气长输管道中的一段线路出现天然气泄漏现象，那么此时和该管道线路相邻的自动控制设备就应当及时地感知到天然气长输管道当中所出现的运作异常情况，并把其自身所监控得出的数据信息反馈给天然气长输管道的站控系统，而且当上述站控系统的PLC系统接收到反馈下来的数据信息时，其应当在最短的时间内对这部分数据信息进行合理化的计算与分析，有针对性、高效率地对管道故障等级进行评估，而后该系统再根本分析结果与故障等级情况提出一系列可行的方案策略，并且在必要时可以借助远程控制特点，有效地对该部分管道的电动阀实时截断密封程序，避免让整个天然气长输管道运作项目损失无法预计的经济效益。

1.2 PLC系统的结构分析 一般地，天然气长输管道所应用的PLC系统基本上是通过PLC控制系统、调压站以及计量站三结构要素而形成的，而其中PLC系统所包含的PLC控制系统是支撑系统正常运作的关键构成要素，在一定程度上而言其性能越是稳定、可行、高效，越能够决定当前的天然气长输管道PLC系统的功能是否多样化、运作过程是否可靠有效。正常情况下，天然气长输管道应用的PLC系统大多选择AB公司研发的Controiloix系列的相关产品或者选择施耐德公司研发的Quantum系列的相关产品， 而且上述所提及的CPU软件具备着较高的服务性能，不但可以完成处理器的热备冗余工序，还可以拥有比较强的接口兼容功能，为往后天然气长输管道PLC系统的正常运行提供了强而有力的条件基础。PLC系统借助外接性的设施设备，能够有效地开展各种各样的逻辑运算以及自动控制工序，这就犹如天然气长输管道中站控系统的主要控制中枢，而各个调压站则是PLC系统的监视、管理、控制对象，其的运作目标关键是在于通过PLC系统来科学、有效、快速地控制管理天然气长输管道运输管网的压力。按照天然气长输管道调压过程中管道网出现的压力大小，能够把PLC系统调压站划分为几种类别：中低压类型、中中压类型以及高中压类型等，并且和变电站相类似，天然气长输管道所经过的不同调压站的调压性能以及形式均会不太一样，比如居民区域附近的天然气长输管道就需求可行性强、效率高、合理化的调压站。由此可见，PLC系统是天然气长输管道系统的主要控制部分，其唯有和系统内部的调压站统一步伐、相互促进，方可以保证整个天然气系统处于安全、高效、良好、可行的环境下运作，方可以保证该系统能够有效实时地满足当地群众的生活所需。

2 PLC系统在天然气长输管道中的应用分析

正常情况下，PLC系统在天然气长输管道当中的应用工程主要是借助站控系统来得以完成的，比如我国燃气公司为了能够把国内西部区域的天然气资源输送到城镇上的居民区域以及工业区域，就要投入大量的工程成本来建设长距离的输送管道线路，可是这些管道线路一般是要建设在人烟稀少的区域上，为此当燃气公司要进行一些天然气长输管道的维修维护工作时所要面临的困难以及阻扰也是非常巨大的。因为这时燃气公司不仅要采集、分析当前天然气运输管道的实际分布情况，而且还要依据管道分布实况来选择一个较为合适合理的位置来建设高效的输送管线站控系统，从而借此系统来对管道运输情况进行监控。一般地，天然气长输管道的站控系统是通过监控计算机、PLC系统、测量设备与网络通信器来构成的，当中PLC系统主要是用于采集、整理、分析数据信息的，且借助MODBUS软件来和天然气长输管道系统内部的其余设施设备取得联系。与此同时，PLC系统也可以把相关的天然气运输数据与资料实时地反馈给系统调度中心，而后还能够依据调度中心所反馈回来的指令进行一系列自动化的操作行为。如果天然气长输管道系统内部的站控系统出现暂时性的故障问题，导致系统计算机丧失其的监控功能，在一定时间内难以正常有效地收集获取信息资料，那么这时候PLC系统也仍然能够独立地落实好天然气长输管道系统所需的数据收集与分析、远程调控等一系列操作程序，从而让天然气运输项目得以继续，让系统能够在稳定、高效、科学、合理化的环境下继续运作。

实践证明，PLC系统在一定程度上对天然气长输管道的正常运作起到了至关重要的调控作用，与此同时其仍然能够借助远程调控的功能来对天然气长输管道系统当中所可能发生的突发故障作出实时、有效地反应，也由此可见该PLC系统的广泛应用确实能够有效地提升天然气长输管道系统的科学性、高效性、有效性以及稳定性，在根本上保障了管道线路所到达区域的居民的日常生活需求。

参考文献：

[1]李克，李振林，宫敬，刘海强.天然气管道小泄漏高空激光检测试验[J].中国石油大学学报（自然科学版），2010（01）.

[2]张春燕，杜磊，文昊昱，牟华.天然气长输管道和站场防腐涂层[J].中国涂料，2010（02）.

[3]张晓烨，郭东，马丽娜.SCADA系统在天然气长输管线中的应用[J].化工管理，2014（18）.

长输管道应用 第4篇

1管道内检测技术的产生与发展

管道内检测技术最早产生于20世纪60年代的美国, 漏磁通无损检测技术的成功运用开启了管道内检测技术的先河, 该技术有效支持了油气长输管道的内部检测, 在此基础上各种内检测技术逐步发展起来, 经过不断地探索与实践, 发挥着重要作用。

管道内检测技术主要依托于智能检测器。现阶段, 使用最多的当属超声波检测器、漏磁检测器等。其检测的优势体现在:实现了连续性检测, 拓展了检测范围, 能够实现对细微环节的检测。

2管道内检测的技术特征

2.1测径技术

天然气长输管道在内力、外力的双重作用下, 局部地区难免发生几何变形, 利用测径技术通过检测管道内直径的变化, 能够锁定变形部位, 利用机械设备以及磁力感应原理能够具体检测得出管道内径的几何变化、管道的椭圆度、凹陷位置等。

2.2漏磁检测技术

同其他内检测技术相比, 漏磁检测技术最早被应用, 已经相对成熟, 能够用来检测长输管道由于腐蚀导致的变形、凹陷等现象。漏磁检技术适用范围较广, 对检测环境没有特殊要求, 适用于输油或输气管道, 具有相对较大的适用范围, 而且检测程序也简单易操作。

此技术在实际运用过程中, 需要管壁处于彻底磁性饱和状态, 通常来说, 管壁厚度会影响检测准确度, 二者成反比, 管壁越厚, 检测精准度则将下降, 最佳的管壁厚度要在12 mm以下。

2.3泄漏检测技术

现阶段, 主要依靠两种方法进行管道泄漏检测, 其一为压差法, 其二为声波辐射法。

压差法主要依靠测压仪器设备, 检测前要向管道内注入一定量的液体, 泄漏处就会形成最低压力区, 把泄漏检测设备安装在泄漏处进行深入检测。

声波辐射法则是围绕声波展开的泄漏检测, 因为天然气管道出现泄漏故障时, 泄露处会出现声波, 通常达到20~40 Hz, 利用具有一定频率的电子设备来收集该声波, 再在标记系统的配合下能够准确定位管道的具体泄漏位置。

2.4压电超声波检测技术

此检测技术的检测原理同超声波检测大致相同, 但又存在微妙区别。在管道内液体的耦合作用下, 传感器贴在管道侧壁上, 对应监测管道存在的问题。此检测技术有自身的敏感性, 最适合管壁表面的裂痕、缝隙等的检测, 而且能够更为高效、精准地检测出问题, 属于现阶段较为科学、有效的检测技术。

压电超声波检测技术也存在自身的弱点, 体现在:传感器相对脆弱, 晶体可能被损坏, 随着传感器在长输管道中的运行, 其配置元件也可能受损, 同时, 其晶体要凭借液体和长输管道的侧壁进行耦合, 晶体由于自身脆弱, 需要耦合剂处于清洁状态。因此, 该检测技术对管道要求较多, 同时只能用在液体管道的检测中。

2.5电磁波传感检测技术

为了解决超声波检测技术中存在的问题, 检测技术又获得了进一步发展, 经过专业人士研究发现, 在弹性导电介质内部, 超声波将被有效激励, 只需为超声波营造一个导电环境, 就能避免传感器同液体间的耦合, 在此科学原理带动下, 电磁波传感检测技术发展起来, 该技术是以电磁物理学原理为基础, 将一种新型传感器应用其中, 该传感器有效克服了传统传感器的弱点和缺陷。

当长输管道有超声波出现时, 在电磁波传感器的作用下, 波的传播方式发生变化, 如果管道壁没有任何瑕疵问题, 处于均匀平滑状态, 波的传递会逐渐减弱, 然而, 一旦管道侧壁有漏洞、凸凹、破损等问题, 在其附近, 声阻抗将发生骤变, 对应发生漫反射现象, 对应的波形也发生显著的变化。此技术同超声波检测技术相比具有一定的进步性, 减少了检测过程中液体耦合的麻烦, 将其运用在天然气长输管道检测中具有十分重要的意义。

上面所介绍的各种内检测技术各自具有自身的优势和弱点, 众多技术相比, 较为成熟的技术为漏磁检测技术、超声波检测技术。然而, 实际检测过程中, 超声波检测技术需要利用检测器, 使得实际的检测受到限制, 因此, 漏磁检测技术依然被广泛应用。

3漏磁检测技术的原理与应用

3.1内检测技术原理

管道内检测技术的基本原理为:把无损检测装置安装于管道清管器, 这样清管器的功能得到了优化与更新, 不再局限于传统的清扫功能, 而是朝着信息采集、分析、处理、储存等智能化功能方向发展, 演变升级为一种智能化管道检测设备, 发挥对管道内部问题的检测功能。

漏磁检测技术的实际应用原理为:在霍尔效应的支持下, 在管道中添加磁场, 达到磁饱和水准。如果管道的质地均匀、无瑕疵, 感应线应该在管道内部, 同管道表层保持平行。如果管道内部出现了破损、瑕疵等问题时, 管道表面不再均匀, 对应的感应线的位置与形状等都将有所变化。其中一些感应线将自动避开管道破损部位, 从而管道表层将出现漏磁场, 此时再引入传感器发挥探测功能, 就能及时检测出管道中存在的问题, 并对故障位置给出准确定位。

3.2内检测技术的应用

漏磁检测技术应用于陕西天然气靖西一线管道靖边至化子坪段、富县至黄陵段管道的内检测, 实际检测前先对待测管道进行清管作业, 使其达到检测标准要求, 再开展变形及漏磁检测。

漏磁检测技术对检测器运行速度有着特殊要求, 过快或过慢的速度都可能影响检测精准度, 为了保证检测质量, 在内检测期间, 气体的运行速度控制在3 m/s。

经检测, 靖边至化子坪段, 共发现1329处金属蚀失群, 其中所发现最深蚀失量为58%;富县至黄陵段管道, 共发现232处金属蚀失群, 其中所发现最深蚀失量为64%。

针对内检测的结果, 我公司委托中国石油集团石油管工程技术研究院对靖西一线内检测确定的靖边-化子坪段143+6#上游桩155.78 m (编号:1#) 处、富县-黄陵段1639#-1646#桩之间 (编号:2#) 的含缺陷管段进行缺陷分析, 得出以下结论:

(1) 缺陷分析结果表明, 靖西一线靖边-化子坪段1#-1、1#-2、1#-3和1#-4缺陷为内表面缺陷, 1#-1、1#-3和1#-4缺陷为钢板扎制过程中产生的压痕缺陷, 1#-2为钢板扎制过程中产生的青线缺陷;富县-黄陵段2#-1和2#-2为外表面缺陷, 属于弯管制造过程中产生的麻面缺陷。

(2) 射线检测与超声测厚表明, 2#弯管的壁厚异常点处为分层缺陷。

(3) 超声测厚、金相和内腐蚀状况分析结果表明, 1#和2#管段内壁腐蚀轻微。

(4) 理化性能检测结果表明, 靖边-化子坪段钢管理化性能符合GB/T9711.1-1997《石油天然气工业输送钢管交货技术条件-第1部分:A级钢管》的性能要求, 富县-黄陵段钢管理化性能符合GB/T5257-2012《油气输送用感应加热弯头》的性能要求。

(5) 依据标准API579-2007《缺陷适用性评价》, 靖边-化子坪段的沟槽状缺陷、富县-黄陵段的局部金属损失缺陷和壁厚异常点对应的分层缺陷在最大运行压力6 MPa条件下可接受。

4总结

管内检测技术是一种经实验、实践研究得出的科学检测技术, 内检测技术通常运用于管道内部, 能够发挥连续性检测功能, 从而达到深入检测的目的, 确保及时发现管道内部存在的问题, 以便及时采取措施解决问题, 为燃气管道的安全运行创造良好内部环境。

参考文献

[1]刘海峰, 胡剑, 杨俊.国内油气长输管道检测技术的现状与发展趋势[J].天然气工业, 2004, 11:147~150+28.

[2]赵景星, 席光峰, 韩伟, 张皓.长输天然气管道腐蚀检验与修复技术[J].石油化工安全环保技术, 2013, 04:47~49+1.

长输管道三同时的报告 第5篇

吉林浩源燃气有限公司长输管道是由吉林油田甲醇厂至城市门站，是松原市天然气利用工程的一部分，承担由气源厂至城区的输气任务。建设时间2003年3月12日至2003年10月，管道Ф325×6钢管，材质Q235-B,全长6.18KM，埋深不小于1.8m,坡度不小于0.003，管道最低点设置凝水缸。

一、相关资质

该工程由中国市政工程华北设计研究院设计，由吉林吉化华强建设有限公司、吉林市安顺燃气管道工程有限公司施工，吉林江城工程监理有限公司监理。2002年5月29日，建设部门对我公司资质进行了审查，同意我公司在松原市开发建设天然气利用工程项目，并出具正式文件批复。（附：相关资质）

二、设计依据

设计文件依据《城镇燃气输配与应用工程施工及验收规范》（DB22/110-96）；《城镇燃气输配施工及验收规范》CJJ33-89；《工业金属管道工程及验收规范》《现场容器焊接工艺评定》JB3964；《锅炉压力容器焊工考试规则》《钢熔化焊射线照相及评级标准》GB3323-87；《石油天然气管道穿越工程序施工及验收规范》SY/T407P-95；《建筑采暖卫生与煤 气工程质量检验评定标准》GBJ302-88；《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》SY/T4013-95；《钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级》GB3323-87；《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-97等标准。（附：设计文件）

三、施工组织

该工程进行了严密的施工组织,落实了相关技术安全措施，开工前对参与施工的全体人员进行技术培训，焊工必须持有相关资质证书才能上岗，必须按照操作规程、质量标准进行施工。（附：合格焊工登记表、证书复印件；管沟开挖及回填检查记录；阀门、管件实验记录；管道焊接工作记录、钢管产品质量证明书、无损探伤报告）

四、竣工验收

该工程施工完毕后，按照相关标准严格进行了检验检测，符合标准后投入运行，门站及长输管道投入专项安全资金238.51万元。（附：管道吹扫记录，管道试压记录，射线探伤报告，防腐层电火花测试记录，交工验收证书，消防验收，长输管道及门站安全专项投资一览表）。

五、规划依据及占地费用

该工程取得规划部门批准（建设工程规划许可证 编号 松开 GZ03005），并且松原开发区规划建设局就我公司的《天然气利用工程初步设计方案》组织专家进行了会审并予以批复（松开建发【2003】7号。涉及长输管道临时用地问 题，我公司对农民进行了相应补偿，共计152343.49元（见附件）。该补偿行为即符合当时有关管道临时占地政策，也符合现在《吉林省人民政府关于加快推进“气化吉林”工程等油气管道项目建设的若干意见》中“油气管道项目的场站、阀室用地为永久征地，线路工程用地为临时征地，要严格依照用地性质确定征收土地补偿费用标准”等相关要求。

五、安全运行

该管道在2003年10月投入运行，为保证管道安全，我们在门站设立了调压及紧急关断系统、数据采集与监视控制系统（SCADA）、火灾及可燃气体检测报警排放系统、管道截断阀、调压器后端泄压保护系统，以及防爆电气设备和防雷防静电设施。成立了专门的巡线队伍和维修抢险队伍，确保管道安全运行。10年时间内，该管道圆满完成了对城区的天然气输送任务，尤其是2013年经受住了5.8级地震考验及克服了冬季天然气供应紧缺的困难局面，确保了我市居民春节期间的用气需求。目前，我们正在与中国特检院管道部等有关单位进行接洽，准备开展管道检测。

六、“三同时”法律依据

该长输管道建设于2003年3月，我公司严格按照安全生产法的要求认真落实了“三同时”的相关要求。但是《非煤矿矿山建设项目安全设施设计审查与竣工验收办法》是2005年2月1日后才开始施行的。该《验收办法》属于政府 行政许可范畴，以此《验收办法》许可已经投入运行的老项目，是否符合国家相关的行政许可规定，请政府相关部门予以明确书面答复。

吉林浩源燃气有限公司

长输管道应用 第6篇

摘 要：为了适应经济和造价管理市场化需要，充分发挥油气输送管道施工企业的价格和技术优势，突破传统以定额为基础的静态管理模式，推行招投标计价方法应用很有必要。文章介绍了工程量清单计价模式在长输管道工程应用中的优越性，结合工作实际着重就工程量清单计价模式在管道建设项目工程招投标应用提出了几点想法。

关键词：管道；清单计价；定额；招投标

1 工程量清单计价模式的基本概念

工程量清单计价模式是由建设产品的买方和卖方在建设市场上根据供求情况、信息状况进行自由竞价，从而最终签订工程合同价格的一种市场定价方式。

2 长输管道建设项目中在实行工程量清单招投标的优越性

长输管道工程是一种线性工程，该工程具有清晰的工序、一定的工程量以及分项工程的计量性较好的特点，因此非常适合使用工程量清单计价模式。

2.1 充分发挥企业自身优势，以市场竞争形成价格。管道施工企业根据自身施工技术、施工设备、企业成本等因素对某一长输管道工程进行科学测算报价，通过对单位工程成本、利润进行分析，统筹考虑、精心选择施工方案，合理确定人工、材料、施工机械等施工要素的投入与配置，对施工人本成本、机械台班等进行有效合理核算，根据市场竞争机制，对价格进行最优比选和定价。

2.2 有利于规范建设市场秩序，充分体现“公开、公平、公正”的原则，管道建设项目在初步设计批复以后，线路的长度和站场的主要工程量都已基本确定，地质条件及复杂地段的勘察工作已经全部完成，采用工程量清单计价模式可以消除因编制清单基础工程量不统一而引起在报价上的误差，业主及评标委员会还可以从单位工程组价、工作内容等对投标人的报价水平、合理性进行综合评估；基于管道工程的规范化，工程量清单各单项的工作内容的表述基本都已确定，投标单位可以把更多的精力放在对管道市场材料价格、机械台班等因素的分析和施工管理中去，改变投标单位盲目哄抬价格行为，规范管道建设管理的市场行为，保证招投标过程“公开、公平、公正”。

3 工程量清单计价在管道建设项目招投标中的几点思考

推行工程量清单计价方式是市场经济发展的需要，长输管道建设项目也不例外，如何在清单计价模式招投标中综合考虑业主和投标单位关注的重点，保证招投标整个过程的公开公平公正，本人结合工作实际提出以下几点想法：

3.1 做好清单计价模式和成本控制的辩证关系。通过对管线施工过程工程量的分析，工程量清单计价就可以确定下来，在保证管线施工工程质量的同时，尽量降低施工过程中的各种消耗，严格控制工程成本的支出，使整个管线的施工产生最大的经济效益。一是强化管线施工工程量清单计价意识，始终把效益摆在首位，做好工程成本管理工作，保证成本目标的实现；二是建立管线施工责任成本管理体制，抓好PTM+监理+承包商管理模式的成本控制，强化项目经理部在各个项目的资金、收入、成本开支、利润等日常管理。

3.2 编制长输管道工程量清单计价。建设单位在编制招标文件的同时，已经将工程量清单附在其中；之前建设单位造价管理部门已经根据《建设工程工程量清单计价规范》统一的项目编码、项目名称、计量单位和工程量计算规则，招标单位或具有相应资质的中介机构根据拟招标项目初步设计说明书、施工规范和工程量等，编制好相应的工程量清单，经过造价部门审查后，作为招标文件的一部分，投标单位根据招标文件中的设计文件、技术要求、工程情况、报价明细资料，编制施工组织设计，结合管道施工市场价格、企业定额，考虑企业的管理成本和利润，并结合当前市场的主要材料设备价格如钢材、焊条焊丝、阀门等，及建设行政及地方主管部门发布的消耗量定额和各种施工、经济风险因素等，进行综合报价。

3.3 把好严格控制工程量清单的质量关。工程量清单编制的精确性直接影响到项目造价的准确性，清单编制完成后，要对清单工程量进行复核，认真寻找清单中存在的漏项、错项及特征描述不准确的地方，避免使投标人在投标报价时难把握并给以后的工程结算和价格调整留下了纠纷的隐患。考虑到管道建设项目土石方比较大，地质条件比较复杂等因素，在条件允许的情况下，建议组织清单编制工作人员到现场进行勘探，结合当地的实际情况，修正图纸上的石方以及土方工程量，充分考虑到土方以及石方的实际情况，以修正之后的工程量报价为基础。

3.4 投标人在编制工程量清单计价时，投标单位需结合工程实际、市场实际和企业实际，充分考虑各种风险后，采用恰当策略进行报价，确定合理的人工、机械、材料价格和相关费用。

据不完全统计，人工费用和机械台班费用支出约占长输管道施工成本的25%～35%，且随市场价格波动而不断变化。对人工单价和机械台班单价在整个管线施工期间作出切合实际的预测，是投标报价的一个重要環节，通过对用工数量和质量方面进行控制，提高管线施工工人的技术水平和机组的组织管理水平，充分利用现有机械设备，力求提高主要机械的利用率，综合考虑对人工和机械台班投标报价。材料费用开支约占整个施工成本的 60%～65%， 是投标报价费用的重中之重。各分项报价中的材料用量坚持按定额确定材料消耗量，管材价格要考虑钢材价格波动因素影响，进行合理综合报价，对相关特殊设备、新型材料进行市场行情调研，在保证业主要求及质量的前提下，货比三家，择优选购。

3.5 工程量变更及计价。在结算过程中，会遇到很多设计变更签证，在变更签证管理中，往往是变更单经过承包商、项目代表、业主、监理等项目相关方签字后确认签署后，施工单位方可组织实施相关工作内容，待变更工程完成后，项目相关方验收、核实签署工程量签证单，这种“先干后算”的变更管理模式，施工前期及过程中很难判断变更发生的费用，可能导致整个项目投资出现偏差。建议在招标文件中加强对签证的管理，对变更进行详细分类，在签变更时，要求监理对其内容进行核实，是否在报价单中，并对其变更预算进行复核，告知业主，业主根据实际情况，再决定是否签订相应的变更签证单，避免发生大量的签证，给最后的结算工作带来不便。

4 结语

长输管道应用 第7篇

药芯焊丝课广泛的适用于各种具有空间位置结构的焊接, 其具有很好的连续性有利于进行自动化生产, 因此在工业生产领域获得了快速的发展。药芯焊丝外观基本上和普通焊丝一样, 但内装的焊剂芯包含稳弧剂、造渣剂、脱氧剂和铁合金等物质, 它可以充分的发挥保护熔滴和熔池不受氧化氮化, 辅助焊缝成型以及稳定电弧、脱氧脱硫并渗入合金元素等一系列有益作用。

药芯焊丝在长输管道焊接工艺中具有下列特点:

(1) 焊丝熔敷速度很快, 生产效率相对比较高, 在长输管道焊接中可进行连续的自动化和动化生产。

(2) 焊接质量好, 焊缝外形美观。由于焊丝中药芯的成分一定程度上改变了纯C O2电弧气氛的一系列的物理、化学变化, 并飞溅的颗粒特别细, 很容易清除干净。

(3) 综合生产成本低。在长输管道焊接中, 药芯焊丝有效利用率高, 焊接中的电流密度相对手弧焊来说要大的多, 焊丝熔化相当的快, 熔化时间短, 生产率高达手弧焊的几倍。在焊接的全过程中不但可以节省填充金属的使用量, 而且还可以可以提高长输管道中的焊接速度。因此药芯焊丝其综合生产成本比起手工电弧焊接要低一半。

(4) 药芯焊丝焊接的接头力学性能较好。半自动焊焊层有很多的薄层, 它们之间有一定的联系即前一层首先对需要焊接结构起到预热作用, 后一层对前一层的冷却速度起到一定的延缓作用, 这可以很大程度上对减少了焊接的缺陷, 进而也就提高了焊接接头的力学性能。

(5) 互补性好。根焊一般先采用纤维素焊条进行打底, 这样可以减少结构被烧穿的可能性, 根焊成型相当好, 提高了焊接的合格率和构件的生产率, 弥补半自动焊不能进行根焊的缺点。

2 药芯焊丝半自动焊接工艺的应用

本文以西气东输的长输气管道为例介绍药芯焊丝的应用。

2.1 药芯焊丝半自动焊接的设备

对于大流水焊接机组, 采用多功能焊接电源配LN-23P送丝机;因为焊接接过程中比较稳定可靠;对于山地、陡坡等爬行设备不能达到的地方, 一般采用逆变多功能焊接电源配轻便型送丝机, 因为它具有质量轻、性能稳定等优点。

2.2 药芯焊丝半自动焊接材料的选用

西气东输长输管道的根焊焊材一般采进口的FOX CEL E6010纤维素焊条。填充焊及盖面层焊接均采用低氢型自保护药芯焊丝。

2.3 药芯焊丝半自动焊接方法

纤维素型手工下向焊打底+自保护药芯焊丝半自动焊填充、盖面焊。

2.4 药芯焊丝半自动焊接准备

焊接前应先清除坡口内、外壁上的杂物和氧化皮, 之后对其进行预热, 预热温度为100~200度, 且要保证管口的受热比较均匀。如果在冬季施工时应在基本温度再增加20~30度, 以保证施焊时所需温度。

2.5 药芯焊丝半自动焊接工艺参数的设定

在药芯焊丝半自动焊接工艺中, 有7个主要工艺参数, 分别是电弧电压、电流、送丝速度、焊丝角度、焊接速度、推力电流和焊丝的杆伸长度。只有所以参数完全匹配时, 才能实现比较稳定的焊接过程, 才能实现小飞溅、焊缝成型好、生产效率高的优越性。在焊接中电弧电压一般控制在18~22V之间。过高过低都会影响焊接的质量;推力电流在焊接中起着很大作用, 当推力电流较小时, 虽然飞溅小, 但电弧较软, 适合于小电流下手焊操作, 当推力电流较大大, 不但飞溅稍大, 而且电弧也较硬, 适用于全位置焊接。焊丝的杆伸长度应适当。如果杆伸长度越长, 则电弧电压越低;杆伸长度越短, 则电弧电压越高, 当杆伸长度越短时, 焊丝钢皮电阻热就会增大, 便会导致送丝在导电嘴受阻, 减缓了送丝速度, 如果杆伸太长, 电弧电压就会随之降低, 常会出现焊丝爆断。因此焊丝的杆伸长度应严格的控制, 保焊接的质量达到规范要求。

3 结束语

药芯焊丝半自动焊与焊条电弧焊联合使用, 不仅可以互相弥补各自的缺点, 提高焊接的速度和焊接的质量, 而且还可以降低总生产成本。根焊时应采用纤维素焊条电弧焊, 填充焊、层面焊接利用药芯焊丝半自动焊的焊接工艺, 非常实用于管道的焊接, 特别是产输管道, 在我国已经被广泛的应用, 在今后的相当长的时间内仍将会作为我国长输管道焊接的一种最主要的方法。

参考文献

[1]王宝.焊接电弧物理与焊条工艺性设计[M].北京:机械工业出版社, 2006.[1]王宝.焊接电弧物理与焊条工艺性设计[M].北京:机械工业出版社, 2006.

[2]杨林.王勇等.药芯焊丝CO2气体保护焊熔滴过渡现象的观察与分析[J].焊接学报, 2006.[2]杨林.王勇等.药芯焊丝CO2气体保护焊熔滴过渡现象的观察与分析[J].焊接学报, 2006.

[3]李桓.曹文山, 陈邦固等.气保护药芯焊丝熔滴过渡的形式及特点[J].焊接学报, 20007.[3]李桓.曹文山, 陈邦固等.气保护药芯焊丝熔滴过渡的形式及特点[J].焊接学报, 20007.

天然气长输管道监控系统应用研究 第8篇

具有点多、线长、面广、自然环境复杂、管理难度大的特点。

1.1 站场值班人员相对较少, 部分关键数据未引入控制系统, 给生产管理带来不便, 如:可燃气报警器报警信息, 关键机泵运行状态等。

1.2 阀室均为无人值守, 缺少摄像及周界报警系统, 虽每日都有现场巡检, 但无法及时发现入侵事件的发生。

1.3 阀室管道运行参数、切断阀状态及报警信息、可燃气报警信息、阴保参数、爆管检测信息等信息无法上传至生产指挥系统。

1.4 未建设长输管道监控中心, 仅东官、平房、双合、昂昂溪站场生产数据通过卫星通讯上传至分公司, 无法形成完整长输管网的实时数据监控, 不利于长输管道区域性管理。

2 长输管道监控系统应用

通过采用站控集成技术、阀室远程维护系统将站场、阀室关键数据引入数据采集系统, 解决了现场设备多和数据引入困难的问题, 采用GPRS无线传输、卫星通讯、光缆通讯, 实现了生产数据和长输管道监控中心数据的紧密链接。长输管道监控系统主要由现场传感器、站场监控系统、视频监控系统、视频会议系统、周界报警系统、GPRS无线终端、长输管道监控中心组成。

2.1 系统硬件组成

2.1.1 站控系统

将关键生产数据引入原有站控系统, 利用原有上传数据通道将站场运行参数引入长输管道监控中心。

2.1.2 阀室远维系统

每个需远传数据的阀室为一个阀室子站, 阀室子站远传系统结构主要包括检测仪表、数据采集层、数据传输层, 详细结构如图3所示。

检测仪表层:包括阀控制器、关阀信号、太阳能控制器、视频设备、电位检测等;

数据采集层:包括数据采集和视频采集两部分, 数据主要采集阀控制器、太阳能控制器、IO模块等设备的数据, 视频主要采集现场两个摄像头的视频信号;

数据传输层:通过网络交换机和无线通信模块 (光通信模块) 与数据中心结点组建专用的数据传输通道, 该通道可同时进行数据和视频的传输。

由于设备安装到阀室现场工艺区范围内, 所有相关设备需安装到防爆箱体中, 需安装到防爆箱中的设备包括:远程通讯单元、太阳能控制器、IO模块、通信设备、继电器、防雷器等相关配套设备。太阳能电池板和通信天线安装在室外。考虑到中国东北地区冬天的极端低温天气 (-45℃左右) , 参考了其它管道阀室的建设经验, 决定在阀室房屋外 (围墙内) 建设小型地下室来解决抗低温的问题, 把户外机柜、远传设备、蓄电池组的安装在地下室内。安装示意图如图4所示:

2.2 监控软件系统

监控软件系统应用Visual c++.net开发, 使用的数据库为Oracle, 软件工作平台为Windows XP, 监控软件的主要模块有:

2.2.1 流程图模块

可以显示整个或部分长输管道地理信息, 显示站场和阀室流程和信息。

2.2.2 实时参数显示模块

显示整个长输管道站场和阀室的实时参数。

2.2.3 实时曲线显示模块

可以任意选择站场和阀室的实时曲线, 可以是1个参数的, 也可以是多个参数的组合曲线, 能实现各实时曲线任意放大机时间轴移动等功能。

2.2.4 历史曲线实现模块

记录的历史数据曲线是由按要求保存时间间隔的历史数据构成。

2.2.5 报表模块

主要按照要求的时间间隔取数据库中的数据, 并以报表格式显示所有参数。在用户报表中, 可实现日、月、年参数报表。

2.2.6 事件和报警模块

可以根据实际需要, 确定需报警的信息点, 以及分组/分类报警信息, 设置报警级别。报警信息可通过实时报警窗口显示、通过历史告警窗口查询, 还可通过手机短消息形式实时发送给相关管理及维护人员。

2.2.7 应急资源管理模块

提供应急信息查询、事故模拟推演、应急救援与辅助决策、灾情汇报与协同指挥等功能。

3 结论与认识

3.1 目前长输管道控制系统使用国内外公司的产品, 部分系统本地无售后服务, 给日常维护和故障处理带来不便, 一旦系统出现紧急故障, 将影响整个管网的平稳供气。建议今后选择具有本地服务能力的控制系统供应商的产品。

3.2 部分控制系统未考虑今后系统的扩充, 控制系统软件点数不足, 影响今后新增数据的引入。建议控制系统选择点数较多的软件版本。

3.3 新建长输管道应配套敷设光缆, 同时实现站场、阀室数据上传。

3.4 通过采用站控集成技术、阀室远程维护系统、GRPS无线传输技术, 将原本分散的站场、阀室等长输管网运行数据集中至长输管道监控中心, 实现整个长输管网的实时监控, 保证了长输管道的安全运行, 从而达到提升企业管理水平, 增加效益、降低成本的目的。

参考文献

长输管道应用 第9篇

1 SCADA系统概述

近十几年, 在油气管道中发展最快的是管道的自动化与监控技术。目前国外已普遍采用SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) 系统, 即数据采集与监视控制系统, 对管道进行集中控制。先进的SCADA系统中的检查项, 在进行计算前能确定出数据的有效性;该系统中的预测模型能分析出可能发生的运行状况及处理方案, 可以自动检测管道泄漏并确定泄漏位置、工程模拟、培训模拟;另外, 在管道上安装有地震监视预报系统, 可估计发生地震时的震级和地点, 帮助操作人员对地震灾害做出反应。

传统意义上讲, SCADA系统是指三个组成部分:传输数据并接收命令的远程终端接口单元 (RTU) 、远程通信网络和SCADA主机。随着其他软件应用程序的不断添加, 人们将这些软件通常也称为SCADA系统的组成部分, 但是从严格意义上来说, 它们并不是SCADA系统的一部分。这里我们将采用更加狭义的定义来避免混淆[2]。

SCADA系统是一种基于计算机的监控功能的集散控制系统, 它将一系列处于不同地理位置的现场运行数据统一收集并通过通信线路传输到控制 (调度) 中心, 通过计算机显示屏显示出来, 控制中心的作业员可以监控这些数据并且可以向远距离位置发出反馈的信号来回应接收到的数据。

2 SCADA系统的构成

RTU的监视和控制功能是通过处理器来实现的。处理器最初只有8位和16位, 但是在最近几年已达到32位。现今, 处理器的设计均基于标准总线模式, 当然也有些设计采用的是专门为RTU而设计的结构。有些处理器设计成包含RTU所有功能的一块单板。一些制造商也提供带有可选模块的灵活结构, 这样用户可以根据具体特定的远程应用要求来特别定制RTU处理器。RTU有只读存储器 (ROM) 和随机访问存储器 (RAM) 两种。ROM中的程序和数据通过处理器来读取, 它内部存有“固化程序’, 固化程序在出厂前就已输入, 它可永久保存, 不需要电池备用, 在发生停电时程序和数据不会丢失, 所以ROM用来储存可执行的系统程序和所有已设定的参数[3]。

2.1 SCADA系统的主机

主机是SCADA系统的核心。计算机系统采用的是“洋葱模型”, 其中作业系统是中心部分, 其他应用程序分层环绕这个中心。所有作业系统实际上提供的是相同的服务。过去, SCADA系统领域最常用的两种作业系统是Unix和VMS, Unix作业系统时至今日还在继续使用。Microsoft Windows作业系统由于在运行Windows软件应用程序方面的强大实力, 现在正逐渐成为常用的平台。

作业系统管理着计算机系统中所有的低级资源。可以说作业系统必须实时、多用户和多任务处理。Unix和Windows NT (带有专用的实时附件) 作业系统都能满足这些标准的规定。现在, SCADA系统的主机中已经不常采用专有的作业系统了。SCADA系统的主机的基本功能包括实时数据采集、数据管理、报警、监管命令、显示、报告、系统配置和维护。

2.2 站控集散系统 (DCS)

对于比较复杂的生产现场, 常规RTU提供的控制系统是无法满足要求的。如一些泵站或压气站就需要带有PLC的站控制系统甚至是更复杂的集散控制系统 (DCS) , 在这种既有SCADA系统又有复杂控制系统的大系统中, 就需要建立复杂控制系统和SCADA系统之间的通信。这种通信通常有两种方式。

第一种方式是采用S C A D A协议, 还需要站控制系统中的一个协议转换程序。协议转换程序通过专用的DCS模块经编程后产生, 这种程序能够理解SCADA协议或SCADA供应商提供的专用RTU。这种方法的优点是无需在SCADA系统的主机上进行专门编程, 并且能够包括与其他RTU连接的多点通信线路上的远程站场。

第二种方式是采用DCS协议, 用于远程位置与主机的通信。这将需要建立与站场和主机的额外协议驱动程序的专用通信链路。虽然DCS协议通常不是SCAD系统应用的最佳选择, 但是它们适用于SCADA系统, 而且许多SCADA系统厂家可以很容易地提供与最常用的DCS系统对接的软件。

通过上述两种方式中的一种, 一旦建立复杂控制系统和SCADA系统间的通信连接, 那么从SCAD系统的主机的角度来看, 站控制系统就是一种RTU。

2.3 可编程逻辑控制器 (PLC)

可以采用可编程逻辑控制器作为RTU。较之传统的RTU具有多种优势。PLC编程非常灵活, 具有无限制的扩展能力并提供全作业员界面。但是PLC的成本与通常的RTU相比较高, 而且还要考虑与主机的通信间题。

大多数P L C具有采用专有协议 (如MODBUS) 进行通信的通信模块。在这种情况下, 必须在SCADA系统的主机处提供匹配的协议驱动程序, 要实现多点通信, 则取决于该协议驱动程序。

有些PLC具有可专门提供主机远程通信的可编程模块, 通过将这些模块编程, 可以实现与SCADA协议的通信, 一些这样的远程就可以与其他RTU在多点通信链路上实现共存。

2.4 流量计算机

流量计算机通过对流体的所有参数 (流量差值、压力、温度等) 同时进行扫描、平均和计算分析后, 得到更加准确的流量计量值, 所以它提供给SCADA系统的主机的计量值相对比较准确。在小型计量站, 流量计算机除了监控和记录流量信息外还能作为RTU使用。

3 SCADA系统在油气长管道输送中的应用

对于液体管道, SCADA系统包括管道模拟、储罐管理、泄漏检测、批量跟踪和容量统计、收益核算、开具账单和客户报告等。对于气体管道则包括管道模拟、管存量和燃料管理、实时输气监测计量、数据验证、气体统计核算、客户报告和管输量预测等。

摘要：国外管道SCADA系统的功能还在不断地改进、发展, 传输信息量不断增多。传输速率不断提高, 发展的核心是模拟和人工智能。运行软件和应用软件正向着更加专业化的方向发展。本文主要分析SCADA系统在油气长输管道输送中的应用。

关键词：SCADA系统,油气,长输管道

参考文献

[1]雷小凡, 李睿, 王秀全.SCADA系统在长输原油管道上的应用[J].自动化与仪表, 2012.05:25-26[1]雷小凡, 李睿, 王秀全.SCADA系统在长输原油管道上的应用[J].自动化与仪表, 2012.05:25-26

[2]温建.原油长输管道SCADA系统维护内容及要点浅析[J].化工自动化及仪表, 2011.10:120-122[2]温建.原油长输管道SCADA系统维护内容及要点浅析[J].化工自动化及仪表, 2011.10:120-122

泥水平衡顶管在长输管道中的应用 第10篇

榆林—济南输气管道工程经过山东省聊城市茌平县, 地势平坦, 为典型的黄河中下游平原地貌。地层以第四系冲洪淤积成因粉质粘土组成, 12米以上为粉质粘土、粉土或粘土。地下水位较高, 距地面0.5m-2m。管道穿越一、二级公路大部分采用非开挖顶进钢套管方式, 套管为D914×14.3, 材质为L320螺旋缝埋弧焊钢管。如采用传统的开放式人工挖进顶管方式, 需提前1-2周进行降水, 且道路中间部分降水效果不好, 增加工期和工程投资。为此, 现场选用泥水平衡方式顶管施工。

2 工作原理

以泥水压力来抵抗开挖面的土压力和水压力以保持开挖面的稳定, 同时, 控制开挖面变形和地基沉降;在开挖面形成弱透水性泥膜, 保持泥水压力有效作用于开挖面。

在开挖面, 随着加压后的泥水不断渗入土体, 泥水中的砂土颗粒填入土体孔隙中, 可形成渗透系数非常小的泥膜 (膨润土悬浮液支撑时形成一滤饼层) 。而且, 由于泥膜形成后减小了开挖面的压力损失, 泥水压力可有效地作用于开挖面, 从而可防止开挖面的变形和崩塌, 并确保开挖面的稳定。

土体一经盾构机开挖, 其原有的应力即被释放, 并将产生向应力释放面的变形。此时, 为控制地基沉降, 保持开挖面稳定, 必须向开挖面施加一个相当于释放应力大小的力。泥水式盾构机中由泥水压力来抵消开挖面的释放应力。在决定泥水压力时主要要考虑开挖面的水压力、土压力以及预留压力。

在泥水式盾构机中支护开挖面的液体同时又作为运输介质。开挖工具开挖的土料在开挖室中与支护液混合。然后, 开挖土料与悬浮液的混合物被泵送到地面。在地面的筛分场中支护液与土料分离。随后, 如需要, 添加新的膨润土, 再将此液体泵回隧洞开挖面。

3 主要技术措施

3.1 施工准备

施工前做下列工作:

(1) 办理公路部门的施工许可证, 编制可行的施工方案。

(2) 完成施工现场三通一平工作。

(3) 施工机具设备摆放到位, 完成技术交底工作。

3.2 开挖操作坑及加固

发送坑的尺寸和坑深应根椐施工机具、施工方法和管线深度而定。一般按如下方法计算:

(1) 底宽

底宽=D1+S

式中:D1为套管外径, 本工程0.9m, 取1m

S:两侧操作宽度, 本工程取3m

故工作坑底部宽度为:4m

(2) 长度

L=LI+L2+L3+IA+L5 (m)

式中:L1为工具管长度 (m) , 取1m

L2:管节长度 (m) , 本工程取11m

L3:出土工作间长度 (m) , 本工程取1.5m

L4:液压油缸长度 (m) , 本工程取1.2m

L5:后背所占工作井长度, 包括横木、立铁、横铁取0.8m

所以计算工作井长度1m+11m+1.5m+1.2m+0.8m=15.5m, 取16m。

接收坑尺寸为4m×2m×4m (长×宽×深)

由于地下水位较高, 为防止塌方, 同时保证后背推力, 在发送坑两侧边用钢板进行围护, φ89×4钢管支撑在两侧钢板之间, 支护高度为距离坑底2m;后背挡板采用δ=20mm钢板和φ76×6钢管排组成, 尺寸为2.5×3m, 坑底用石子 (3-5cm) 厚30cm做坑底垫层, 垫层上等距离 (约250mm) 放置标准枕木, 枕木上铺δ=20mm厚钢板, 保证施工精度。

3.3 安装调试设备

钢板上安装工字钢 (10#) 作为导向架, 用水准仪找平, 两轨道高程误差±10mm, 轨道工字钢与底层钢板焊接。将主机吊入轨道, 将电力电缆、信号电缆和油路连接, 进行设备电力系统、自控系统和泥水处理系统进行调试。一切正常后, 即可进入预备顶管阶段。

3.4 顶进作业

使机头刀盘贴住前方土体, 调节好送水压力, 然后打开机内止水阀, 转动刀盘, 关闭机内旁道, 待流量达到额定值的80%时即可开始顶进。

顶进时按以下程序进行:安装顶铁→开油泵使千斤顶伸出活塞→千斤顶伸出活塞额定长度后开阀门回油→下管。

第一节套管顶进方向的准确性是整个顶管施工的关键。第一节套管的入土点和安装角度应准确。顶进过程必须勤测量、勤微调, 纠偏角度应保持在10'~20'不得大于0.5°。

第一节套管顶完后及时与第二节套管组对焊接, 重复上述步骤进行顶进。

4 关键环节控制要点

4.1 顶进方向控制

在饱和土或淤泥土中顶进长距离钢套管时, 由于机头较重, 钢套管弹性变形容易导致机头下沉, 造成顶进下偏。施工中一是要求钢套管与机头连接必须牢固, 套管与套管焊接采用双人对头焊, 尽可能减少停机时间;同时必须勤测量、勤微调, 及时纠偏。

4.2 泥浆压力控制

粉土饱和土流动性强, 稳定性差, 当泥浆压力小于土体压力和水头压力时, 容易导致挖掘面失稳, 严重时地面下沉;而当泥浆压力大于土体压力和水头压力时, 容易导致泥浆冒顶。为此必须随时观察泥浆舱工作压力、土体压力和水头压力, 保持压力平衡或泥浆压力略大于土体压力和水头压力, 在挖掘面形成良好的泥皮护壁。

5 结语

通过该工程实例证明泥水平衡法顶管比传统的人工开挖法施工风险小、效率高, 目前, 该施工技术在市政工程中提到广泛应用, 施工中遇到的问题均可以得到很好控制和解决。在长输管道饱和性软土中顶管中应加以推广应用。

摘要：介绍了泥水平衡顶管的主要技术措施, 针对关键环节控制点提出了控制措施, 以期在长输管道顶管中加以推广应用。

关键词：泥水平衡,顶管,长输管道,应用

参考文献

长输管道工程项目竣工文件管理 第11篇

1长输管道工程项目竣工文件管理存在的主要问题

1．1文件编制不及时，如施工记录填写不及时，业主代表和监理人员审核签字不及时，有扎堆填写的现象。

1．2文件签批不严谨，有越级签字、代签字现象。如一般操作人员代替质检员签字、监理员代替监理工程师签字等。

1．3文件编制不规范。一是填写不规范，栏目签署不完整或随意涂改；二是书写介质不当，有用纯蓝墨水、圆珠笔甚至铅笔书写；三是版式不统一，有的用A4纸张，有的用16K纸张，主要反映在外来的材料检验报告上；四是竣工图编制不规范，如破损严重、划改不当、修改过多等。

1．4文件收集不完整。个别单位现场原始文件未定期收集、集中管理，或因保管不善等，造成原始文件丢失或损坏；个别单位资料多人管理，由于分工不明，造成资料缺项、漏项。

2存在问题的主要原因

2．1单位重视程度不够。部分参建单位存在“重建设、轻档案”的思想。对竣工文件管理缺乏足够的重视，随意指定人员负责，缺少必要的投入，过程中也很少过问。

2．2专业人员业务素质不高、责任心不强：近年来，国内长输管道工程建设项目较多，档案管理专业人员缺口较大；临时指定人员多为兼职，缺乏专业基础，加之责任心不强，规范学习不到位、执行不严格等现象多有存在。

2．3建设、监理单位监管不到位，对参建单位监督、检查、指导力度不够。

3改进工作的几项措施

鉴于长输管道工程建设工期紧、专业多、空间跨度大、技术要求高以及参建单位多、管理水平参差不齐，笔者认为。做好竣工文件管理应重点抓好以下工作：

3．1未雨绸缪，提前做好基工作。工程开工前，建设单位要根据项目特点和建设要求，提前收集、整理国家和企业档案管理有关法律法规和规范，制定、完善符合项目实际的各项规章制度和检查、考核、奖惩办法，把竣工文件管理列入合同管理和项目综合考评。

3．2健全网络，确保工作责任落实。项目开工后，要尽快建立权责分明的竣工文件管理组织机构和工作网络。把工作责任和目标细化分解，明确项目部、分部和参建单位各层面以及相关责任人的工作职责和要求，做到机构健全、目标明确、任务清晰、责任到人。

3．3全面深入，加强规范宣贯培训。一是建设单位抓好制度、规范宣贯。适时组织集中培训和上岗考试；二是参建单位要进一步分解工作责任和目标，把任务落实到班组和个人，并有针对性地进行业务培训和工作交底，保证各环节的工作质量。

3．4强化管理，抓好过程质量控制。由于诸多原因限制，参建单位竣工文件管理水平参差不齐的局面一时难有较大改观。为此，建设单位要大力强化管理、服务职能，加大工作检查、指导力度，以强有力的过程控制弥补存在的不足。重点要抓好“五检一服务”，“五检”即施工单位自检、监理月检、分部季检、项目部抽检和专项检查，“一服务”即深入、持续开展业务指导。

一是施工单位自检。施工单位每月组织对当月的竣工文件管理工作进行自检自纠，发现问题和漏项及时整改、补充。填写(竣工文件管理自检表)并报监理单位备案。

二是监理月检。监理单位每月对监理标段内各参建单位的竣工文件管理工作进行全面检查，填写《竣工文件管理检查表》(以下简称《检查表》)、撰写《竣工文件管理月度工作报告》(以下简称《工作报告》)并报项目分部。

三是分部季检。项目分部根据监理单位《检查表》和《工作报告》，每季度对分部内各参建单位(包括监理单位)的竣工文件管理工作进行全面检查，填写《检查表》、撰写分部《工作报告》报项目部主管部门。

四是项目部抽检。项目部主管部门根据分部《检查表》、《工作报告》及工作实际，不定期组织抽检。检查分部和参建单位竣工文件管理具体工作情况和分部、监理单位管理、服务工作开展情况。

五是项目部专项检查，项目部主管部门每年至少组织两次专项检查，检查内容同抽检。

“五检”情况要列为项目部各级工程例会的汇报项目，在检查后的第一次例会上进行通报；项目部抽检及专项检查情况要进行全线书面通报。

六是深入、持续开展业务指导。要建立健全业务指导服务体系，充分利用培训、会议、检查、现场调研、内部交流和信息网络等先进载体，指导参建单位开展工作。要改进工作方式方法，在检查中指导、在指导中检查，深入探讨、互为补充，相互促进、共同提高。不断推动长输管道工程项目竣工文件管理工作迈上新台阶。

长输管道应用 第12篇

1 各类管道内腐蚀无损检测技术分析

随着检测技术的进步, 国内外在油气管线内腐蚀检测方面应用了一些新技术, 有的技术逐步走向成熟, 在实际应用中发挥越来越重要作用。相关技术主要有:电磁超声检测技术、涡流内检测技术、超声导波检测技术、CCTV摄像和工业内窥镜检测技术、漏磁检测技术。电磁超声检测技术属于在线检测技术, 具有非接触、无需耦合剂、不受材料形状及表面粗糙度限制以及容易激发各种超声波形等优点, 在高温、腐蚀和高速运转的热钢板在线检测应用较多, 但在管道内检测设备成型少。涡流内检测技术依托内穿式涡流探伤仪进行, 仪器需要和管道爬行机器人结合进行, 应用于小直径管材表面缺陷检测, 目前研究成果少, 在线检测受到一定制约。超声导波技术, 可以在一个测试点对一条管道长距离范围100%检测, 但不能对缺陷进行定性, 对可疑部位仍需其他检测方法做出最终评价。CCTV摄像和工业内窥镜技术对管道内检测情况分析的精度取决于图像的质量及图像分析软件对缺陷的识别能力, 当管道内成像条件较差时, 图像质量会大受影响, 由此造成的检测误差会大大增加。

为了实现在线检测, 降低检测成本, 相对准确的定位缺陷, 采用合适的检测手段尤为重要。综合分析, 目前来看, 管内腐蚀检测首推漏磁检测技术。该技术具有以下特点一是能够在线检测, 不需要管道停运;二是性价比较高, 传感器与计算机结合适合组成自动检测系统, 设备自动化程度高, 可实现快速检测, 且检测费用较低;三是可同时检测管道内外部缺陷;四是适用性强, 不需要耦合剂。该技术同其它检测方法相比具有性价比高、可靠性强、在线检测能力强等优点, 对管道在线内检测而言优势明显。在实际应用中, 漏磁检测也存在一些缺点:一是对大面积缺陷检测能力强, 但对厚壁管材的内部缺陷检测灵敏度较弱;二是缺陷的量化理论有待进一步的研究, 缺陷的形状特征和检测的信号特征不存在一一对应关系[1]。

2 漏磁检测技术原理及设备构成

2.1 漏磁检测技术基本原理

漏磁检测技术是建立在铁磁性材料高磁导率这一特性上的。材料在外加磁场作用下被磁化, 当材料中无缺陷时, 磁力线绝大部分通过材料。当材料表面出现裂纹或腐蚀坑点等缺陷时, 磁力线发生弯曲, 并且有一部分磁力线泄漏出材料表面, 形成缺陷表面局部区域的漏磁场。漏磁信号随缺陷几何形状的不同而变化, 采用霍尔器件组织的磁敏传感器检测电路来检测漏磁场变化, 根据测得的漏磁信号可判别缺陷情况[2]。具体原理如图1所示。

2.2 管道漏磁检测系统组成

管道漏磁检测系统由漏磁在线内检测装置、里程标定装置和数据分析处理系统组成。其中, 最为复杂和关键的部件为内检测器。在线内检测器为了适应长输管道结构特点, 通常采用节状结构, 节与节之问采用万向节连接。并在动力节上安装比管道内径稍大的橡胶碗, 利用它阻塞管道介质流动产生推力, 进而带动整个装置前进。管道漏磁内检测器结构见图2。

内检测装置是以管道输送介质为行进动力, 通过该装置在管道内运动获取缺陷信息, 对管道进行在线无损检测。主要由牵引节、测量节、信号记录节和电池节组成[3]。牵引节主要依托动力皮碗产生运行动力;测量节由磁化装置和霍尔探头传感器组成。含永磁铁和钢刷的磁化装置主要功能是对管壁进行磁化, 霍尔探头主要是通过测量漏磁通完成缺陷检测;信号记录节是测量的核心部件, 主要由数据处理计算机实现部件控制和数据测量;电池节主要来给设备供电。附带的里程轮与记录节链接, 确定检测器在管道内相对位置, 与管外里程标定装置完成缺陷精确定位。

里程标定装置包括行走轮记录装置、管外标记标定和时间同步标定装置组成。数据分析系统主要是由数据分析处理软件组成, 生成最终的检测结果。

3 管内漏磁检测技术国内外发展现状

目前, 国际上漏磁检测技术研究工作走在前列的有美国、英国、德国、加拿大等。美国的GE、PII, 英国的British Gas、德国的Pipctronix等公司开发的漏磁检测装置技术相对成熟, 应用较广泛。美国PII公司是当前世界上最大的管道检测设备制造商和检测服务提供商, 能够提供数十种型号的漏磁型、超声型等检测器对管径从3英寸到80英寸的各种油气、水、化学品管道进行检测[4]。

近年来, 国内对管道漏磁检测技术研究越来越重视。相关基础研究正在开展, 其中清华大学、上海交通大学、天津大学等相关研究及实验走在了前列。2001年, 上海交通大学在国家863资助下开展了海洋油气管道缺陷检测研究工作, 在电磁超声非接触传感器研究上取得了一定成果。2002年, 天津大学和深圳巨涛机械设备公司研制了油气管道腐蚀缺陷中清晰度漏磁检测器样机。2005年, 中油管道检测技术有限公司联合清华大学开发研制成功了我国第一套用于直径1016毫米油气管道的腐蚀缺陷高清晰度管道漏磁检测器, 填补了我国油气管道高清晰检测技术领域的空白[5]。2013年, 中国石油天然气管道局检测公司研发出国内第一套直径为711 mm的三轴高清漏磁检测器, 后来在西南油气田管道检测中投入应用。这些装置与国外检测设备相比有一定差距, 主要是在软件设计上, 还没有系统建立起信号与缺陷特征参数一一相对应的关系。

4 结束语

管内漏磁检测技术属于在线检测技术, 为在用管道企业节约检测成本, 目前相关研究开展较多, 设备实践运用相对成熟。但管道内检相关缺陷分析技术一直没有停滞, 研究主要集中研究缺陷因素对漏磁检测信号的影响、检测信号的特征提取等方面。未来, 检测系统将朝着智能化、专家化、网络化的方向发展, 必将为管道内检技术不断发展提供强大技术支持。

摘要：目前《在用工业管道定期检验规程》要求只对管线进行抽检, 常规超声检测等技术手段覆盖面有限, 无法实现管体缺陷检测的全覆盖, 形成检测盲区。因此, 管道内检测完整性评价技术越来越得到企业用户的重视。漏磁检测作为一种无损检测手段, 对管道表面整体腐蚀具有较好的检测能力, 得到越来越广泛的应用。

关键词：长输管道,漏磁检测,无损检测

参考文献

[1]何敏, 柴孟阳.三种电磁无损检测方法综述[J].测试技术, 2012, 31 (03) :1-4.

[2]杨理践, 王玉梅等.智能化管道检测装置的研究[J].无损检测, 2002, 24 (03) :100-102.

[3]李莺莺.油气管道在线内检测技术若干关键问题研究[D].2006 (06) .

[4]黄辉, 何仁洋, 熊昌胜, 张智.漏磁检测技术在管道检测中的应用及影响因素分析[J].管道技术与设备, 2010 (03) :17-19.