天然气管道运行模拟及仿真技术研究

第一篇：天然气管道运行模拟及仿真技术研究

天然气管道运行模拟及仿真技术研究

1011202045 蔡永军 科学计算选讲结课论文

为了预测天然气管道运行状态，制定合理的管输计划，更好的配置设备开机，天然气管道输送过程中需要进行工况模拟及仿真。实际工作中需要建立压缩机、阀门等设备的模型，确定管段的控制方程、气体的状态方程，针对给出的初始条件和边界条件，筛选确定天然气管网数学模型的离散方法与非线性方程组的求解算法寻找合理的非线性方程的求解算法，得到合理的数值解。

1天然气管道仿真数学模型 1.1管段的控制方程

对于管道中的任意管段，经过适当的简化可以用下列公式来描述： 连续性方程：

A运动方程：

(A)0

（1）tx()(.A)P2AAAgsin()A

（2）

txx2D能量方程：

((hPA22))(A.(hx22))tAPAgsin()Dk1(TTW)x（3）

式中：A——管道的横截面积，m2；

ρ——流体密度，kg/m3； t——时间，s； x——坐标，m； u——速度，m/s； P——压力，Pa； θ——管道倾角，rad； λ——水力摩阻系数； D——管道内径，m； T——流体温度，k；

k1——流体至管壁的换热系数； h——比焓；

Tw——管壁的温度，k。1.2 阀门控制方程

阀门控制方程如下：

MdwMup0MupPdw)Pdw0

（4）Cg(Ph1h2式中： Mup——阀门入口质量流量，kg/s；

Mdw——阀门入口质量流量，kg/s Cg——阀门系数；

Pup——阀的入口压力，Pa；

Pdw——阀的出口压力，Pa。1.3压缩机控制方程

简化后的压缩机控制方程如下

2a1(n2n)bn1()Qc1Q20n0MdwMupMfuel

m1TdwTupm式中：——压缩机压比；

m——多变压缩指数；

n——压缩机的实际转速，rpm； n0——压缩机的额定转速，rpm； a1, b1, c1——系数；

Q——给定状态下的体积流量，m3/s； 1.4 理想调节阀阀控制方程

理想调节阀控制方程如下：

5）

（MdwMup0Pdwc

（6）h1h22气体的状态方程

采用BWRS气体状态方程，如下：

PRT(B0RTA0C0D0E0d2)(bRTa)3234TTTT

（7）

3dc(a)62(12)exp(2)TT式中：P——系统压力，KPa；

T——系统温度，K；

ρ——混合气体密度，Kmol/m3；

R——气体常数，8.3143KJ/(Kmol.K)。

A0、B0、C0、D0、E0、a、b、c、d、α、γ为方程的是一个参数，根据（8）确定。

1/21/2A0xixjA0iA0i(1kij)i1nj1nnB0xiB0ii1n1/21/23C0xixjC0C(1k)i0iiji1nj1n1/21/24D0xixjD0iD0i(1kij)ni1j1nnEx1/21/250ixjE0iE0i(1kij)i1j1n3axia1/3ii13nbx1/3ibii13cnx1/3icii13dnx1/3idii1

3nxi1/3ii13nx1/3iii1式中：xi、xj——混合气体中i和j组分的摩尔分数；

kij——为i、j组分间的交互作用系数。3气体的焓方程

气体的焓方程如下：

hh0(B0RT2A4C05D0T206E0T3T4)12(2bRT3a4dT)215a(6a7dT)5

c2242T2(32)exp()]4 管道周边的热力模型

管道的有效土壤厚度采用等效圆筒法，传热半径由下式计算：8）9）

（（2H2H2R2R1R1((()1)1)0.（10）

DD式中：R2-R1——土壤厚度，m；

R1——从管道中心至土壤层的半径，m； H——至管道中心的实际埋深，m； D——管道直径，m。

管道和周围环境的瞬态热力模型计算式如下：

k(rTr)r/rCpTt

（11）

式中：k——周围环境导热系数；

r——传热半径； Tr——r处的气体温度； Cp——气体定压比热； Tt——t时刻的气体温度。

单位管长热流量由下式表示。通过该公式计算管壁在任意节点的温度。

2k2(TwT0)k1D(TTw)

（12）

ln((R2R1)/R1)式中：k2——管壁至土壤换热系数；

K1——流体至管壁换热系数； Tw——管壁温度； T0——R2处的温度； T——气体温度。水力摩阻系数计算式

管段控制方程涉及的水力摩阻系数λ采用F.Colebrook－White公式计算，该公式表达如下：

1/1.73852log10(2e/D18.574/(*Re))

（13）

式中，e/D——管道粗糙度和内径的无因次比；

Re——雷诺数。6控制方程的离散化

由管道控制方程与气体状态方程组成的非线性偏微分方程组，一般不能得出管流气体基本变量的解析解，因此有必要应用计算数学的方法求解偏微分方程组的数值解。本专题中选用中心隐式差分法对控制方程进行离散化。确定采用的基本变量为气体的密度（ρ）、速度（u）和温度（T）。6.1离散形式

引进变量φ，φ代表三个流动基本中的任意一个。在时间步长为Δx , 空间步长为Δt 的情况下，以空间i和时间网格点t采用中心隐式差分格式，则有以下离散形式：

对于基本流动变量：

1kkkk1ii1ii1

4基本流动变量对时间的一阶偏导数：

k1ikik1kt11ii2t

基本流动变量对空间的一阶偏导数：

1kki1i1k1ikix2x

基本流动变量对时间的二阶偏导数：

2(k1k2k1k2kk1k2i2kii)2(i12ki1i1)(i22i2t2i2)162t基本流动变量对空间的二阶偏导数：

2(k1k1k1i22ki1ki)2(ki22i1i)(k2k2k2i22i1i)x2162x基本流动变量对空间及时间的二阶偏导数：

22k2ki2xtkiki2i16xt

6.2 离散后的控制方程

离散后的控制方程如下： 离散后的连续性方程：

（14）

15）

16）

（17）（18）（19）

（（1kk1kk1k1kkk1k1kkikuuu1i1iii1i1iiiuii1i10

（20）2t2x离散后的运动方程：

1k1kkk1k1kkk1kk1kikuuuuPPPP1i1i1i1iiiii1iii12t2x1k12kk2k1k12kk2ik(u)(u)(u)(ui1i1iiii)1i（21）2x1kk1kk1kk1kuuuuiki1iii2(1)(i1i1i)02D44离散后的能量方程：

1k1k121kk21k1k1kkkikh-P(u)-(h-Pi1(ui1))1i1i1i1i1i1i1i1222t1k1k121kk2kkkh-Pii(ui)-(ihi-Pii(ui))222t1k131k3k1k1k1kkki1ui1hi1(ui1)(i1ui1hi1(ui1))222x1k131k3k1k1k1kkkiuihi(ui)(iuihi(ui))222xk1k1kk1k(Ti1TiTT1ii4Tw)0Dk1k1iik1（22）

6.3 初始条件与边界条件

初始条件指系统开始运行时的初始压力、流量或温度的分布状态。边界条件指某一管段起始节点和终止节点上的约束条件。主要包括：

(1)管段端点上的输油泵、压缩机或阀门等的出入口压力、流量、温度、转速、压比或开度设定值；

(2)气源对应节点的压力、流量或温度设定值；(3)分输点对应节点的压力、流量或温度设定值；(4)节点处压力、流量或温度的一致性；(5)节点处压力、流量或温度的范围控制值；(6)管道物理元件周围的温度场状况。7非线性方程组的求解算法

离散后的控制方程配合边界条件和初始条件才能封闭，封闭后形成了非线性方程组，对于该非线性方程组选取牛顿迭代法进行求解。

若采用C(x)xb的矩阵形式（其中C(x)为非线性方程组的系数矩阵），则x(x1,x2,x3,...,xn)T为需要求解的向量，b(b1,b2,b3,...,bn)T为等式右边的向量。

（1）牛顿拉普森迭代法 设迭代函数列F(F1,F2,F3,...,Fn)T

T

迭代变量x(x1,x2,x3,...,xn)

迭代增量x(x1,x2,x3,...,xn)

迭代函数FiTFi(x1,x2,x3,...,xn)

牛顿拉普森迭代公式如下：

xk1xkxk

（5.7-1）

对于迭代函数F，将求解非线性方程组问题转化成为寻根问题，也即要求下式成立：

F(F1,F2,F3,...,Fn)T0

（5.7-2）

对任意点x0和它的相邻点/邻域（x0+△x），通过泰勒展开式我们有：

FiFi(x0x)Fi(x0)xj(x2)i1,2,...,n

（5.7-3）

j1xj若采用矩阵形式，则有：

nF(x0x)F(x0)Jx(x2)

（5.7-4）

其中 J 为n×n的雅可比矩阵且Jij如果略去其中的高次项(x2Fi。xj)，并要求F(x0x)0。我们得出：

xJ1F

（5.7-5）

至此，可以按照牛顿拉普森迭代法的求解步骤进行计算。

（2）牛顿＋最速搜索迭代法

引入目标函数 f0.5FF，通过简单的数学运算，可以得到牛顿迭代沿着此目标函数的梯度方向f，始终可以发现一个数值α能使得目标函数的值下降，即：f式： xFJ(J1F)FF0。所以本专题研究采用如下迭代公xk1xkxk

（5.7-6）

该方法较牛顿拉普森方法具有收敛速度快，且全局收敛的特点。8仿真运行

8.1仿真运算的基本过程

仿真运行的基本过程如图1仿真运行所示。运行系统状态数据和不同视角构成单文档－多视的关系。

图中的兰色带箭头线条表示通过不同的视角和核心功能层接口，可以监视或编辑仿真系统的状态数据，并下达计算命令；粉色线条表示运算中仿真模拟器和数据模块进行数据交互；绿色线条表示初始化过程加载数据。

简单人机界面视角视角命令行视角表格视角仿真模拟器调度模块核心功能层接口计算状态数据数据模块监视或编辑状态数据编译模块加载系统及其初始参数运行系统状态数据编连文件

图1仿真运行过程

仿真运行基本过程如下：

(1)通过各个接口或视角，下达加载系统命令；(2)调度模块命令编译模块加载编连文件；

(3)如果需要，通过各个接口或视角，对系统参数进行进一步初始化；(4)通过各个接口或视角，下达一轮计算命令；

(5)仿真模拟器开始一轮计算，并输出结果到数据模块；调度模块通知相应接口和视角计算结束；

(6)相应接口或视角获取关心的数据；

(7)如果需要进行新一轮计算，相应接口和视角可以对部分参数进行重新设定，并下达新一轮计算命令，系统将回到第5步。

8.2仿真运算的实现结构

仿真运算由仿真模拟器作为核心模块来实现，两个直接的辅助模块是数据模块和编译模块。

这3个模块相互协同进行仿真运算，基本过程如图2所示。

仿真模拟器数据模块3输入参数基本输出参数其它输出参数665其它输出参数数值化计算72 加载方程组2 加载数据模型文件编连文件1 输出：方程组＋元件信息编译模块建统立的此联系组立输入参数预处理控制方程组4数值计算4446元件参数关系计算函数库外部边界方程组元件库元件参数关系计算函数库控制方程组外部边界方程组 图2仿真模拟器结构

(1)编译模块根据模型文件和元件库，建立编连文件，编连文件中包含仿真系统各个元件的信息；同时，根据通用、基本的控制方程组、元件参数关系计算函数库、外部边界方程组，编译模块将建立此系统的全部方程组，一并加入到编连文件中；

(2)在运算前的初始化过程中，编连文件中的参数数据将被加载到数据模块，方程组将被加载到仿真模拟器相应的方程组列表中，包括：控制方程组列表、外部边界方程组列表、元件参数关系计算函数库列表；

(3)每轮运算开始前，仿真模拟器的输入参数预处理模块需要对输入参数进行预处理，例如对部分参数进行离散化或拟合；

(4)开始运算后，仿真模拟器的数值计算模块根据处理好的输入参数和相关的方程组进行数值计算；

(5)数值计算模块计算出的是需要联立求解的基本输出参数；

(6)根据输入参数、基本输出参数、元件参数关系计算函数库，仿真模拟器同步对其它输出参数进行数值化计算；

(7)其它输出参数被输出到数据模块，此后可以通知调度模块前来获取相关数据并进行下一轮计算的参数输入了。9结论

通过建立天然气管道数学模型及求解算饭，在输入管道的基本参数后，可以根据输入的初始运行状态预测下一时刻的运行状态，从而为排定管输计划、优化运行工况提供决策依据。

第二篇：天然气管道运行压力工艺参数

天然气管道运行压力工艺参数

高压管道运行压力：

A:2.5< P≤4.0MPa B: 1.6< P≤ 2.5MPa 次高压管道运行压力：A:0.8< P≤1.6MPa B: 0.4< P≤ 0.8MPa 中压管道运行压力：

A:0.2< P≤0.4MPa B: 0.01≤ P≤ 0.20MPa 低压管道运行压力：

P < 0.01MPa

天然气调压站（箱）现状运行压力工艺参数 次高压A调压站的进口压力：1.2～1.6MPa 次高压A调压站的出口压力：0.6～0.8MPa 次高压B调压站（箱）的进口压力：0.6～0.8MPa 次高压B调压站（箱）的出口压力：0.1～0.2MPa 中压B调压站（箱）的进口压力：0.1～0.2MPa 中压B调压站（箱）的出口压力：2100～2800Pa

XP—311A型可燃气体检测仪的使用：

零调节：先将转换开关由BATT转至（L）挡位置，待指针稳定，确认“0”如指针偏差于“0”时将“零”（ZERO）调节旋钮缓转，进行调节。调至“0”为止。（零调节须在L挡，必须在干净的空气中进行）

检测：1.先将转换开关转至（L）挡（0～10%LEL）或（H）挡（0～100%LEL）并将吸引关靠近所需要检测地点来测量。

2.感应到要测气体时，指针就会摆动，当指针稳定下来后，所指示的刻度便是气体的浓度。在检测气体时，先应转在（H）挡，如指针指示在10%LEL以下时，当即转换到（L）挡，以便读到更精确的数值。

3.XP—311A型具有报警功能，达到危险浓度（20%LEL）时则可以灯光及蜂鸣器鸣响告知。在使用时，如电池电量不足时，可以连续鸣响告知，故须更换电池。

4.检测完后，必须使仪器吸干净空气而使得指针回到“0”位置后方可关电源。

5.刻度是以三层计数形式从而可表示LEL、LPG、汽油之区别。LPG及汽油的指示是以体积浓度作为气体浓度从而可直接读出。

XP—314A型可燃气体检测仪的使用：

零调节：将转换开关置于“L”挡，在新鲜空气中，旋转“ZERO ADJ”钮调零。注意：应将转换开关置于“L”挡调零，放在“H”挡，无法调到准确的零点。检测：1.在调零稳定后，将转换开关置于“H”挡，用吸引管采气样进行检测，到指针稳定后，读取数值，如读值在10%（或30%）以下时，将转换开关改成“L”挡，以便读到更精确的数值。

2.当仪器用于检漏时要注意指示值将随着吸引管靠近泄漏点而增大，而离开泄漏点时则减小。如转换开关置于高浓度“H”挡不利于检漏时，应改放在“L”挡.

第三篇：天然气管道运行中的安全管理

天然气管道运行过程中的安全管理

摘要：天然气管道运行过程中的不利因素越来越多，主要来自第三方的破坏和管道自身的质量问题。提高管道运行的安全性、加强安全管理要从多方面展开。

关键词：天然气管道 不安全因素 安全管理

引言

天然气是一种环保、方便、热能高的优质燃料。天然气在未来20到30年在世界范围内一次能源消费中占主要地位。近十年来，我国的天然气工业有了突飞猛进的发展，推进了全国能源结构和产业结构的调整，也改变了人们的生活方式，逐渐替代了以煤、石油为主要生产原料及能源的工业模式。在天然气管道建设飞速发展，天然气管网不断延伸的形势下，随之而来的对管网设施及输气安全构成的威胁因素也越来越多，保障城镇天燃气管道安全运行已成为天然气工业工作的重点。

1天然气管道运行过程中的不利因素 1.1第三方破坏因素

1.1.1 城市建设对管道安全的影响

城市建设的高速发展，各种基础设施建设、改造工程项目繁多，而施工项目承包者对天然气行业了解甚少，更不要提到在施工过程中竖立保护天气管道的意识。野蛮施工、强行违规作业的情况时有发生，施工现场安全人员缺位，管道警示标志被破坏，各种施工物料直接占压管道、挖掘作业中碰坏划伤管道，都给管道的安全运行留下了重大隐患。

1.1.2人们日常活动对管道的安全威胁

人民群众自觉保护城市天然气管道的责任感不强，没有充分意识到天然气的危险性，私自在管道上方乱搭乱建；一些民用车辆无视管道警示标示，在管线巡查便道上随意行驶；一些不法分子在利益驱动下，不顾自身安全，不顾触犯法律，铤而走险，偷取天然气。这些人为地有意识或无意识地破坏天然气管道的行为，给天然气管道在运行过程中增加了许多不确定的危险因素。1.1.3违章建筑对天然气管道不利的影响

天然气管道周围的违章建筑, 不仅影响了企业对管道的正常检查和维护, 而且会降低管道的安全系数，破坏管道受力平衡，一旦发生天然气泄漏, 极易导致火灾、爆炸和群体伤亡事故。1.2管道建设自身存在的缺陷对管道安全的不利影响

我国天然气工业发展的初期阶段，经验欠缺，施工质量不高。埋地管道主要采用钢管并进行管道外防腐，但埋地钢质天然气管道防腐层效果欠佳且缺乏相应的检测保养措施。经多年运行，管道老化问题严重，其安全可靠性无法确定，随管道运行年限的增加，管道腐蚀穿孔的几率也随之增大。更换新管道工程庞大，又将带来新一轮的问题。

我国现代化城市建设发展初期，由于欠缺经验，规划比较混乱，各种地下管线、地面管道和高压电线交错运行，风险大，存在诸多安全隐患。

1.2天然气管道对人民群众、环境、社会和企业自身的影响 1.2.1对人民群众的影响

单纯的天然气管道泄露会引起泄露范围内的人员感到不适甚至威胁生命。天然气的主要成分是甲烷，当空气中甲烷达到25%-30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、共济失调。若不及时远离，可致窒息死亡。皮肤接触液化的甲烷，可致冻伤。如果是在人口稠密的地区，影响程度大大增强。天然气泄露最为严重的后果是燃烧和爆炸。空气中天然气（甲烷）含量达到5％至15％时，遇火源就会发生爆炸。如果在天然气泄漏源附近存在火源，易发生燃烧和爆炸，给人民群众的生命和财产带来严重的损失。

天然气泄漏还将给环境带来一定的影响，地下管道泄露对周围的动植物，农田，生态环境都会造成一定程度的破坏；穿越河流的天然气管线，如泄露将污染周围水域，且清理工作十分困难；地上管道泄露，天然气直接扩散到大气或周围地面上，危险程度极高。1.2.2对管道企业的影响

国内外天然气管道破裂爆炸事故屡见不鲜，每个发生事故的管道企业都遭受巨大了的损失。首先处理安全事故的要花费大量财力和人力，成本极高；员工满意度和忠诚度降低，工作积极性削弱；人民群众对企业失去信心，造成社会范围内的不良影响，企业形象严重受损。2天然气管道的安全管理

天然气管道安全管理涉及社会的各个层面，因此，保证其安全运行需要大家的共同努力，管道企业应承担更大的社会责任。2.1实现安全管理的有效性首先要转变安全生产的观念

社会的发展和文明程度不断提高，人们对安全生产的认识也在不断提升，生产的目的从为企业制造最大化效益向关注人的生命安全和保护环境的重心转移。以人的健康和生命为代价换取效益的生产模式不再被认可，以人为本的理念和保护自然的生态环境成为当今社会的主流价值观。最大限度地减低安全事故的发生几率，保护生命财产的安全是安全管理工作的核心思想。

安全管理以相应规范制度为基础，建立人性化的安全管理模式，明确落实相关责任，目的是为了提高人的社会责任感，这样才能推进管道安全管理工作的有效进行。2.2影响天然气管道安全因素的对策办法

2.2.1对于第三方施工单位，要进行安全教育，建立第三方破坏防御体系，加强天然气管道建设规划工作。

天然气管道工程是一项社会范围内的基础工程，要求规划部门在编制市区发展规划时，充分考虑影响天然气管道的安全运行的影响因素，其位置排布不应在快车道下，防止因车速过快、车体过重对地下输气管道造成严重的冲击、损坏。2.2.3加强市政建设工程信息采集工作

天然气企业应与城市道路建设相关审批部门建立良好的信息沟通。输气管道大部分埋设于城市道路下方，市政道路开挖工程属经常性行为，天然气企业在第一时间取得施工信息，与施工单位做好施工开挖区间的沟通，能够在很大程度上避免天然气管道受第三方破坏。只搬出法律条文一味地生硬阻止并不能起到规范其施工行为的目的。要以对方的人身安全为出发点，与其良好地沟通，使违规施工人员意识到违规操作对自身安全的威胁和在社会范围内的恶劣影响，自觉地避免违规施工作业。为了防止施工单位无意识破坏天然气气管道的情况，则需要安排施工过程监控工种，在施工过程中做好对施工单位施工方法的引导和监督工作。2.2.4对人民群众要加强需安全教育

人民群众对于天然气的危险性有模糊的概念和规避危险的意识，但对天然气的相关知识不甚了解，企业有责任和义务对其进行宣传和教育，可以采取多种形式，逐步扩大影响范围，动员全民共同竖立保护天然气管道设施的意识。2.2.5加强管道建设承包商管理

对于管道建设承包商，要严格按照企业安全管理规范的统一要求执行企业制度标准，在对员工的培训和个人防护装配配备上等方面加强内部管理，把承包商当做自己的队伍管理，严格要求、严格考核。在明确双方安全责任的前提下，使承包商同样具有责任感、使命感。2.2.6管道占压建筑

管道违章建筑的大量存在, 不仅严重影响企业的安全生产, 而且直接威胁着社会安全, 应引起广泛的高度重视。管道违章建筑形成的原因错综复杂,存在许多历史遗留问题，清理整治难度非常大,需要政府、企业与建筑物业主的共同努力。2.2.7建立管道腐蚀泄漏巡检体系 2.2.8 建立管道防腐层运行记录

工程施工前，要对选用的管材设备等进行严格检测。工程验收通气前，对埋地钢质管道应采用检测技术手段对管道防腐层现状进行检测，天然气钢质管道投入运行后，根据管道投用年限制订并实施防腐层周期检测工作，对管道防腐层运行数据进行收集、分析。2.2.9逐步整改管道安全隐患 对天然气管道安全隐患进行整体排查，如管道被建筑物占压等，制定隐患档案，并在各根据隐患严重程度制定专项计划，安排专项资金逐步予以解决。

2.2.10建立专业天然气泄漏巡检队伍

管网腐蚀泄漏分级巡检：应设专职的巡线工岗位，为其配备可燃气体泄漏检测仪器。根据管道竣工年限、腐蚀泄漏抢修记录等管网基础技术信息，将管网腐蚀泄漏巡检工作分级，制定各级别管道的巡检方式，使巡检工在力所能及的基础上，有重点地执行日常管网腐蚀泄漏巡检工作，一旦发现腐蚀泄漏怀疑区域，则交由专业抢修队伍负责详查腐蚀泄漏点，并完成管网抢修工作。3.3从源头加强安全管理

企业员工一直以来处于被监督的地位，预防安全事故的行为一直很被动，提高安全管理的效率要启发员工的安全意识，提高员工素质，避免由于误操作给管道安全带来的威胁，培养员工发现隐患和风险的能力，对员工进行安全教育和相关培训，加强对员工技能的培养，制定操作规程，建立严格可行的管理体系和工作程序。

结论

社会的高度发展为天然气行业带来了无限机遇，同时也增加了天然气企业的社会责任。为保证天然气管道安全运行，避免对人民群众和企业自身造成不良影响，安全管理工作至关重要。

参考文献：

[1]张普云．城市煤气管网及设施安全隐患与治理对策[J]．煤气与热力，2007，27(12)：53—55 [2]李 军，张书堂，董学佳.城市燃气管道的安全管理[J]．煤气与热力, 2009 ,29（9）：B32—B33 [3]魏军甫．城市燃气管道泄漏的原因分析与对策[J]．煤气与热力，2004，24(2)：105—107

第四篇：天然气管道安全运行危害因素及防范措施最新

天然气管道安全运行危害因素及防范措施

侯世光

（营口港华燃气有限公司

营口

鲅鱼圈

115007）

摘要：分析了天然气管道安全运行的危害因素，从设计和施工方面提出了防范措施。

关键词：天然气管道；危害因素；防范措施

Risk Factors and Prevention Measures for Safety Operation of Natural Gas Pipeline

Abstract：The risk factors for safety operation of natural gas pipeline are analyzed，and some prevention measures are put forward in terms of design and construction.Key words：natural gas pipeline；risk factor；prevention measure

1、概述

近年来国内天然气产业大力发展，城镇气化率快速提高，不仅大中城市天然气已经普及，经济较为发达的县城、乡镇也已经敷设了大量的天然气管道，这些埋设在地下的天然气管道经常受到人为及其他原因的损坏。例如，2006年，湖北省黄冈市穿越长江的天然气管道发生破裂，导致城区约1万户家庭用气受到影响。2010年4月，武汉市三环线汉口姑嫂树立交桥处，某勘测单位钻探施工时，不慎将Φ711的天然气高压管道钻破，导致沿线逾60万户居民及周边工商用户用气受到影响。

根据国内较早使用天然气的四川地区的统计数据以及国外的研究成果，危害天然气管道安全、引起管道事故的因素很多，主要包括天然气自身的易燃易爆性、管道的腐蚀、设计与施工缺陷、二次建设工程的破坏或第三方破坏、自然灾害、材料及设备缺陷、错误操作等。上述危害因素可分为内因和外因，天然气的易燃易爆性是天然气管道发生事故的内因，但它是不可以改变的。其他因素则是天然气事故发生的外因，可以采取措施进行预防，将事故发生的概率降低到最小。按照造成事故的主体可分为自然灾害和人为灾害，如地震、滑坡等属于自然灾害，而管道的腐蚀、设计与施工缺陷、第三方破坏、材料及设备缺陷、错误操作等则属于人为灾害。随着国内天然气管道的逐年发展，很有必要分析管道的危害因素并采取相应的保护措施。本文从设计和施工的角度，对几种常见的危害因素及相应的措施进行分析。

2、设计因素及防范措施 2.1 管道选线不合理

管道的选线是设计中的先导性、基础性工作，不仅决定着工程造价，而且决定着管道的运行安全。如果设计中不注意管道所经地区的地质条件、地震情况、水文资料以及所经区域的发展规划，就可能使管道敷设在不稳定地层、地下采空区、泥石流滑坡地区、未来城市中心区等，均会导致管道运行时由于自然灾害和人为因素而发生管道事故。管道选线的基本指导原则应是保持管道敷设土层稳定可靠、减少人类活动对管道的影响这一安全第一原则。选线时应通过基础资料(如地质勘探资料、水文资料、未来规划等)，选定管道的平面位置，有必要时，还需要进行选线勘查(可行性研究阶段勘查)，探明地质构造、地层岩性、水文地质等概况，并判断可能产生的自然灾害及人为危害因素，采取相应的措施。如，管道上下坡段，为减少坡面侵蚀，应采用挡土墙(浆砌、灰土等)作为深层防冲措施(见图1)，同时采用土工合成材料(土工格室、植生带)作为浅层护面措施，防止坡面降雨的击溅侵蚀。对于坡脚，通常采用护坡或挡墙作为防止坡脚侵蚀的措施。穿越岩质河床，则采用混凝土连续浇注。对于鹅卵石河道，则采用淤土坝作为防冲切的深层保护措施(见图2)。沿河敷设的管道采用砌筑护坡或浆砌护岸(见图3)。若经过现状或规划的三、四级地区，则应采取增大管道壁厚、提高焊缝检验比例、管道上敷设混凝土盖板等措施防止人类活动对管道的影响(见图4)。如上述武汉市高压B管道被钻破事件，若管道之上敷设有混凝土盖板，既可有效防止此类事故发生，又可减少挖掘机等机械破坏。

2.2 管道壁厚、材料的选择计算有误

管道壁厚和材料选择主要根据GB 50251—2003《输气管道工程设计规范》或GB 50028—2006《城镇燃气设计规范》。管道强度计算校核时，对管道的受力分析不当，或地区等级分级不准造成强度设计系数取值错误，将使强度计算结果及管材(钢级)、壁厚的选用不恰当，弯管未考虑壁厚增大系数等。例如，管道强度设计系数是根据管道所经地区的建筑物密集程度及人类活动的影响程度或管道穿跨越公路等级、河流大小等情况进行地区分级选取的，如果管道沿线勘察资料不详或没有勘察资料，会造成地区分级不准确，强度设计系数选取不恰当。若这种失误导致管道壁厚计算值偏高，则会造成管道造价的无谓加大，造成浪费；若这种失误导致管道壁厚计算值偏低，将不能满足管道的安全性需求。

若管道应力分析、强度、刚度及稳定性、抗震校核失误，会造成管道在特定条件发生时变形、弯曲甚至断裂。如对当地的地震设防烈度、地震断层等参数调查不清，则会导致所选用的材料(钢级)不当，或弯管的曲率半径不符合要求，降低了对地震等灾害的抵御程度。当地震设防烈度较高时，应采用较低钢级的管道并加大壁厚，以增强钢管的延展性能，并采用弯曲半径为管道直径6倍的弯管。2.3 管道腐蚀

天然气管道相当大比例为钢质管道，钢质管道的腐蚀不可避免，腐蚀不仅造成每年大量的钢铁资源的腐蚀消耗，而且是在役天然气管道发生事故的主要因素之一。腐蚀既有可能大面积减薄管道的壁厚，又有可能导致管道穿孔，引发事故。埋地管道不仅受到土壤中化学物质的化学腐蚀，还有电化学腐蚀、细菌腐蚀和杂散电流腐蚀等。避免腐蚀造成危害的主要措施就是从设计、施工阶段做起，选用合适的防腐层，精心测量土壤腐蚀控制参数并设计安装阴极保护系统，同时在运行阶段还要做好定期的腐蚀检测工作，防患于未然。

3、施工因素及防范措施

3.1 施工单位的资质不全和经验不足

天然气管道属于易燃易爆的压力管道，施工企业必须具有国家或行业主管部门认定的施工资质，并严禁采用工程分包、资质挂靠等手段承揽工程。不具备资质的施工企业一般无天然气管道施工经验，无专用运输设备、焊接设备等机具，无相关的材料设备到场验收、保管制度和经验，无合格的焊接人员，甚至无专业的施工员，因此施工质量必定无法保证。因此，在天然气管道的建设过程中，必须按照国家相关规定对工程进行招投标，选择具有相应实力的施工企业承担施工任务。3.2 管道焊接存在缺陷

管道常见的焊接缺陷有裂纹、夹渣、未熔合、焊瘤、气孔和咬边等。管道一旦建成投产，一般情况下都是连续运行，管道中若存在焊接缺陷，不但难以发现，而且不容易修复，会给管道安全运行构成威胁。因此，应严格执行焊接操作规程，焊接前必须做焊接工艺评定并制定焊接工艺指导书，选用合格的焊工进行焊接操作，焊接完成后应按照规范和设计要求进行无损检验，无损检验人员必须由第三方担任，且检验费用必须由业主直接支付，以确保检验结果的公正可靠。3.3 防腐层补口与补伤

管道防腐层的补口与补伤是防止管道腐蚀危害的重要工序。在施工过程中由于各种原因造成钢管外表面的防腐涂层损坏要进行补伤，钢管的接头处应进行补口。补口与补伤材料选择不当、质量不良会影响管道耐腐蚀性能，从而引起管道的腐蚀。因此，管道补口、补伤完毕后必须进行外防腐层的电阻测试，合格后方允许回填。

3.4 管沟开挖及回填的质量不良

若管沟开挖深度或穿越深度不够，或管沟地基不稳定，当回填压实，特别是采用机械压实时，将造成管道向下弯曲变形。地下水位较高而管沟内未及时排水就敷设管道，会造成管道底部悬空；管底存在较大范围的流沙层且固沙措施不当，也会造成管道底部悬空。如果夯实不严，极易造成管道上拱变形。回填土的土质达不到规范要求时，其中的石块等可能刺伤防腐层。回填高度、夯实程度达不到技术标准要求时，会造成管道埋深不够、管沟地基不实等问题，导致管道受力不均匀和管道变形，容易带来安全隐患。3.5 管道穿跨越

管道往往不可避免地要穿跨越城镇道路、高速公路、国道(省道)、铁路(见图5)及江河或其他特殊设施。对于穿跨越管道，由于管道运行后难以再实施检修工作或检修工作难度大、费用高，因此管道穿跨越施工及措施的好坏直接影响着管道穿跨越的质量。穿跨越河流段的管道(见图6)，当河床受水流冲刷而使其覆土厚度逐渐减小，将可能造成管道悬空。对于通航河道，如果进行疏浚或船舶抛锚时，将对管道构成危害。如果管道配重(见图7)不足，将会造成管道的上浮而破坏。因此，应特别注意穿越深度及穿越层的稳定，同时应修建适当的标志物、护岸、护底、配重块等保护设施，使管道免于破坏。

4、结语

通过分析管道设计和施工不当可能对天然气管道产生的危害，并提出防范的措施，可以从源头上避免或减少事故的发生。此外，后续的管道运行维护也很重要，任何疏忽都有可能对天然气管道造成危害。因此，对天然气管道应进行全过程和全生命周期内管理和维护，最大程度地降低对天然气管道造成的危害，保证天然气管道安全平稳运行，促进天然气产业更好更快地发展。参考文献：

[1]彭知军.预防第三方施工对燃气管道及设施破坏的措施[J].煤气与热力，2010，30(6)：B23-B28.[2]虎继远，刘中兰，徐杰.燃气管道泄漏事故成因与防范对策[J].煤气与热力，2009，29(11)：B23-B26.[3]肖炜，邝月芳.埋地钢质天然气管道腐蚀控制检测与对策[J].煤气与热力，2010，30(8)：A34-A40.[4]杨罗，姚剑锋，吴小平.城市天然气高压管道设计的若干问题[J].煤气与热力，2007，27(11)：1-4.[5]于洋.城市燃气管道设计若干问题的探讨[J].煤气与热力，2007，27(11)：25-27.作者简介：

侯世光（1982-）男，计算机应用与维护专业，大专学历，助理工程师，主要从事燃气工程施工管理工作。

第五篇：天然气高压管道和站场的安全运行管理

天然气高压管道和站场的安全运行管理---文章作者：郑利平梁建杭 管胜强

摘要：介绍了广州地区高压管道系统的基本状况、安全运行管理中存在的问题，提出了安全运行管理的措施。

关键词：天然气高压管道；天然气站场；安全运行管理

Safe Operation Management of Natural Gas High-pressure Pipeline and

Station

ZHENG Li-ping1，LIANG Jian-hang1，GUAN Sheng-qiang2

(1.Guangzhou Gas Co.，Guangzhou 510060，China；2.Guangzhou Nansha Development Gas Co.，Ltd.，Guangzhou 511458，China)Abstract：The basic situation of natural gas high-pressure pipeline system in Guangzhou region and problems existing in the safe operation management are introduced，and some measures for the safe operation management are put forward.Key words：natural gas high-pressure pipeline；natural gas station；safe operation management 1 广州市天然气高压系统

广州市天然气利用工程外围高压管道设计压力分为2级，设计压力为5.0MPa的高压输气管道长度约85km，设计压力为1.6MPa的次高压输配气管道长度约27 km。全线设置线路截断阀室8座、直埋阀井1座、门站3座、调压站5座。高压管道外径为711mm，材质为X60；次高压管道外径为508mm，材质为X42。管道敷设地区除小部分山区线路按三级地区考虑外，其余均按四级地区设计。管道采用直缝双面埋弧焊钢管，管道外防腐采用3层挤压聚乙烯防腐层。2 安全运行管理中存在的问题

① 管道外部环境复杂带来安全隐患

随着广州地区经济快速发展和周边城市化迅猛推进，管道所经区域车流、人员活动及各类施工作业较频繁，且高压管道经过的城乡结合部建(构)筑物密集。这些复杂的外部环境存在着许多安全隐患。

② 施工遗留问题

通过管道探测设备探测沿线高压管道管位，我们发现某些标志桩、转角桩、警示桩等设置与探明的管道实际位置存在较大偏差，容易误导周边施工作业活动对管道造成损害。管道穿越重要水道的两岸无安全警示标志，不能起到警示、禁止管道周边的船只抛锚、挖取河沙、地质钻探等活动的作用。个别穿越河沟的管道有漂浮现象。在广源门站内的个别位置发生地基下沉，可能影响站场工艺装置安全。设计要求管顶距路面的距离≥1m，然而部分管道埋深明显不足，部分穿越道路的涵洞没有保护设施，周边一旦有道路、排水沟等施工，将对管道安全带来隐患。管道水工保护不完善，广州地区多暴雨，很容易导致管道受暴雨冲刷悬空、移位。

③ 工艺装置运行过程中的问题

自现场到控制室的数据通信传输偶有故障，影响数据实时采集效果和统计分析功能。受管道内清理不彻底、积尘较多的影响，试运行阶段吉山调压站调压器发生多次故障切断，影响正常平稳供气。

④ 违章占压管道及野蛮施工

通过日常巡检，我们已经发现刚才建好的高压管道上存在多处违章管道或侵占高压管道保护区域的现象。自投运以来，已发生多起哟与施工导致高压管道防腐层严重破损的事故。3 安全运行管理措施

① 严把施工质量关

前期工程建设以及后期运营管理是一项系统工程，参与的部门比较多，有招标、合同管理部门以及各单项工程实施监管部门、物资材料采购部门、运营维护部门等，为了提高效率、避免漏项，各责任部门的相互配合十分重要。在工程实施前，科学合理地规划项目前期各个环节的工作，尽可能留下充足的施工调试时间。做好分期施工项目的设计衔接，做到统一规划，远、近期良好结合，尽量减少在已建或已运行项目上实施施工作业。施工过程中严密监控管道的保护、回填处理、管道试压、清管干燥等关键工序的质量，对监理的旁站质量给予随机抽查考核，严格监督隐蔽工程的实施。

② 加强运营维护管理 a.建立各级安全责任制

建立健全安全管理体系，完善安全管理制度并将安全责任落实到人。首先，强调一线部门的安全生产管理责任，将总公司下达给运营分公司的安全责任管理目标在分公司内逐层分解至各部室，并将各项考核指标具体化并落实到每一个岗位。其次是强化操作人员的技能培训，提高操作水平，坚持执行学习制度，每位员工每月最少参加一次学习。第三是加大对安全生产工作的各项检查和考核的力度。

b.加强对燃气管道的日常巡检 复杂环境下的活动带有不可预见性并会对设施的安全构成威胁，有效的办法是加强日常巡检。通过巡检，及时发现可能对高压管道造成破坏的施工作业活动，及时进行交涉并制止违规活动，将问题解决在萌芽状态。对于施工过程中遗留的以及巡检过程发现的问题，加强协调，制定专项整改方案，尽快做好各项隐患消除工作。加强向管道沿线单位、群众告知有关管道的路由，加强天然气管道安全保护重要性、应急处理措施以及相关法规的宣传，增强群众对天然气管道保护的意识，充分发挥群众的力量，取得群防群治的效果。c.完善事故应急预案并实行定期演练制度

燃气供应系统的事故应急处理是所有燃气运营企业的共同课题，事故的应急处理机制及其相应的方案和制度是安全管理基础工作之一。自高压管道系统投产以来，高压管线分公司已经组织在两个门站分别开展了安全事故演练，演练暴露出了一些问题，如针对不同的事故情况未明确各岗位人员的职责及处理程序，演练时还没有做到人人有把握，处理速度不够快。因此事故应急预案有待完善和细化，演练有待加强。

d.重视生产数据管理

加强生产数据管理，有助于今后比对查询、分析设备故障原因、预测存在风险，为建立管道和站场安全评价系统提供数据库。基础数据包括：设备档案台账、管道施工记录、沿线地形地貌、流量和压力等生产运行参数、管道设施的巡检纪录等资料。

e.加强工艺系统的运行维护管理

制定标准化操作程序、标准化维护保养程序，逐步建立天然气管道、工艺设备的完整性管理体系。定期对站场设施及高压管道进行检测、分析、评价，对系统可能存在的风险做前瞻|生诊断并采取有效的措施加以防范。f.强化上下游安全生产协调

针对多个站场隔墙而建、高压管道并行敷设、设施各有所属、上下游系统工艺和设备状况各不相同的特点，建立合理的上下游协调机制，及时辨识、通报高压管道和站场区域的危险因素，建立事故应急的联合协作机制，开展事故应急方案联合演练。

g.完善应急抢修组织

下游几个燃气公司最初打算联合起来，依托上游大鹏公司的抢修中心，策划应急抢修工作，但目前未能达成一致意见。从广州地区的规划发展分析，广州市高压管道系统的规模可能达到目前的2～3倍，届时的管网覆盖面更广、站场更加分散。广州市煤气公司作为华南地区有较长历史的大型专业公司，应该考虑挖掘自己的专业技术力量，应对今后本地区天然气管网的抢险、维修业务。