靖西天然气管道现状分析及其加固措施研究

第一篇：靖西天然气管道现状分析及其加固措施研究

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靖西天然气管道现状分析及其加固措施研究

靖西天然气管道现状分析及其加固措施研究

摘要：近年来我国天然气管道河流穿越工程发展较快，由此也带来了一些管道加固问题，结合靖西天然气管道河流穿越工程对现有管道加固工程存在的风险进行分析研究，为在建及拟建管道穿越河流风险评估提供科学依据。

关键词：管道；河流穿越；风险

中图分类号： U23 文献标识码： A

1前言

新中国成立后，天然气行业有了突飞猛进的发展。特别是“八五”以后，天然气探明储量快速增长，中国天然气产量趋势在天然气产业进入高速发展时期。

我国能源发展“十二五“规划提出：根据资源和市场条件，结合靖西系统以及陕西省输气管网的现状和远期发展情况，对所采用的工艺技术和工艺方案做到系统考虑、合理布局、灵活可靠、设计优化；根据陕西省天然气发展三十年规划以及市场预测，确定靖西输气管道三线工程建设方案；在充分合理利用资金的情况下，采用新工艺、新技术以提高整体经济效益；做到开发与节约并重，努力降低能源消耗。

2国内外天然气管道发展现状

我国长庆气区天然气资源丰富，总资源量达到10.79×1012m3，累计已探明的天然气储量为11800×108m3（含待批的储量3820.52×108m3），天然气储量基础雄厚。长庆气区确定向本工程靖边首站供气压力为4.0MPa，气质参数与原靖西二线相同。目前，随着“气化陕西”战略实施以来，市场的区域拓展，2011年新增安康、商洛、汉中等地区大部分区县的天然气供应，这些新开发市场未来几年需求旺盛。

靖西输气管道自北向南穿越的主要河流有红柳河、洛河和校场坪川等，穿越地段的地貌类型属于河谷地貌，位于毛乌素沙漠的南缘，风蚀严重，风沙移动显著，风沙侵袭严重，土地严重沙化。两岸河谷

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深切，岸坡高陡，两岸阶地高出河床约60m，呈典型的“U”字型河谷。这些河流多发源于黄土高原，除渭河外，一般上游多支流，呈树枝状，河床狭窄，多成峡谷，干流河段较开阔，河床比降大。

在国外，例如美国和俄罗斯均拥有先进的技术，其开采天然气的量远大于我们国家。

美国北部地区的天然气管线横贯加拿大输气系统，美国北部的大量产气区比如德克萨斯州、路易斯安娜州和墨西哥湾、加拿大西部与8000万多个天然气用户组合起来，组成一个巨大的官网。1954年在美国的墨西哥湾铺设了全世界第一条海底管道长约37000km，管道直径范围从52mm到1320mm不等。

俄罗斯最大的特征就是气温变化幅度大，冬天时极其寒冷，所以天然气管道穿越时考虑最多的就是隔热的问题。俄罗斯采用的是每间隔一段距离对管道进行绝热，而且该技术在俄罗斯也得到了广泛的应用并取得的良好的效果。从而保证有正负温度交替的天燃气输送管道的稳定性【4】。

3靖西天然气管道现阶段存在的问题

a．地质灾害

红柳河段主要为黄土丘陵地貌，主要由黄土梁构成，间或分布有黄土峁，由于冲沟的强烈侵蚀切割，梁峁周围沟谷密布，甚至两沟切穿梁峁形成破碎梁峁地形。以波状黄土梁为主，梁高沟深，沟壑交错，崾岘起伏，地形破碎，构成两沟夹一梁的特征。黄土斜坡地段主要工程地质问题是崩塌和滑坡，线路工程地质条件较复杂。管沟开挖易引起边坡的失稳，给施工和运营带来很大困难，需要采取工程处理措施确保工程安全。另外，地段交通不便，给施工机具进场及运作也将带来不便。

b．洪水冲蚀

洪水冲蚀事故的发生具有一定偶然性，每年汛期洪水都会频繁发作，而且发作强度大小很难准确预测。如2005年一场突如其来的暴雨降临西部某地区，洪水冲毁了一条输气管道120多米管堤，通讯光缆被冲出管沟，主管道大面积曝露。

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洪水冲蚀常见的事故类型有：①在穿越河流时，由于管道埋深不够，导致管道被洪水冲出而裸露，严重时会造成断管；②顺河岸铺设时，由于岸坡不稳定，特别是在弯道附近，凹岸受冲击，极易塌陷，造成管道悬空裸露；③陡坎、陡坡地段，管沟回填土比较松散，若不采取一些必要的措施，雨季地表水顺管沟形成集中冲刷，会使管道裸露。

c．管道断裂

管道在陕北地区穿越摆荡性河流铺设后，由于受到水力冲刷作用，河岸后退，造成原河岸弯起部位管道的外露、漂浮；另外，由于河床内基岩年久严重风化、剥落，受到水力冲刷作用，造成河床下切，管道在河床内埋深减小、外露甚至漂浮。

1999年洛河发生大洪水见图1，位于西部某天然气管道因洪水冲刷发生了断裂，停输了70h，造成严重经济损失。它采用了错误的方案见图2，合理的铺设管道穿越的方法是将管道依着河流的方向架设，不要轻易破坏河床和河道，给洪水腾出足够的流域位置（见图3）【1】。

图1断裂处管道位置以及河道的平面图

图2 过水面的水工保护设计方案（错误方案）

图3 过水面的水工保护设计方案（正确方案）

d.天然气管道河流穿越风险管理的局限性

⑴国内外现存的工程风险分析体系已经较为完善，工程技术也有了突破性发展，而天然气管道河流穿越工程的风险评估理论体系才刚

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刚起步，所以现在首先要解决的问题就是怎样才能很好的将其他工程风险评估理论与天然气管道河流穿越工程的风险评估理论结合起来。

⑵风险评估理论模型在各个领域研究的都不是很多，还有一些研究还是没有根据的，所以有待于将其理论更加系统化或者完善化。

4针对天然气管道所存在的问题提出应对措施

(1)管线沿线陕北地区发育有不同程度的滑坡和崩塌地质灾害，并且管道在施工建设过程中也有引发滑坡和崩塌地质灾害的可能性。沿线滑坡类型主要为黄土滑坡。崩塌也多发生在斜坡及沟谷地段，由于黄土斜坡坡度较大，沟谷深切，黄土抵抗雨水或洪水的冲蚀作用较弱，在雨水入渗、人工开挖等诱发因素的影响下，极易发生崩塌。对滑坡、崩塌等地质灾害以绕避为主，无法绕避的应采取相应的工程处理等措施，尽量缩短管道斜切斜坡长度，避免因施工引起的次生灾害。

(2)对于管道埋设至河床基岩以下大于0.5米的河流穿越宜采用现浇混凝土进行稳管；对于管道埋设在砂质和砂卵石河床的河流穿越，宜采用混凝土加重块、混凝土连续覆盖层进行稳管。河流两岸的护坡进行加固并做好截水、排水措施。在管线所处的坡顶均应加截水墙，防止坡顶、梁上的汇水顺流沿管沟汇流。

(3)防止管道断裂，尚应注意穿越河流段水工保护设计，选择合理的过水面的水工保护设计方案（如图3）。如果使混凝土防护桩搭在管段上面见图（4(a)），这样的方法在陕北地区不适用。如果河床基岩浅，将混凝土坝与基岩浇注成一体（见图4(b)）的方案是可行的。对顺直下切河段采用蓄淤固床坡，对弯道与湖湾用丁、潜坝优化组合和复式护坡进行整治。

（a）（挡水坝直接座落在管道上面）

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(b)（管道位于挡水坝上游）

图4挡水坝与管道之间位置的设计方案

(4)根据具体靖西红柳河管道河流穿越的情况，客观的制定靖西红柳河管道河流穿越风险评价理论，为管道完整性管理提供依据。

5结语

结合靖西天然气管道现状，研究分析其存在的问题，并相应提出相应的解决措施或途经，为我国天然气管道安全运营提供科学依据。

参考文献

国内输气管道典型事故分析—自然灾害影响.新闻报道,2009；

陈永武.“西气东输”展现中国管道工业辉煌[J].北京：天然气工业，2003，23(4)；

耿瑞伦.当今非开挖铺设管线技术的新进展[J].，2000（1）；

宋玉春.世界石油天然气管道建设再掀高潮[J].:中国石油和化工，2005；

魏忠林.关于对管道“三穿”顶管施工有关问题的探讨[J].法学研究，2010，(9)；

曹兴山，卿春和.西气东输管道工程中卫黄河穿越隧道场地工程地质条件评鉴[J].成都：工程 地质学报，2007，15（3）；

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第二篇：管道天然气安全事故案例分析

管道天然气安全事故案例分析

案例一：某用户家中通上了管道天然气，由于用的是低挂表，为了保持厨房的整体装潢效果，便将管道及灶具下方用木板进行了包封。一天做饭点火时，突然听到一声巨响，灶具下方的橱柜门被炸飞，并撞到其身上，用户知道发生了爆炸，便不顾疼痛，及时关闭了表前阀门，并跑出家门打电话报修。原因分析：

1、因该用户用木板将灶具下方的燃气管道包封起来，所以造成燃气泄露不容易被及时发现。

2、泄漏的燃气不能及时逸散，容易造成积聚，所以遇明火发生爆炸。注意事项：

1、严禁用户因装潢等原因私自包封燃气管道。

2、此用户在发生燃气泄漏爆炸事故时及时关闭表前阀门，切断气源，防止了天然气进一步的泄漏，使事故得到了有效控制。

案例二：2004年，长沙市发生用户使用热水器中毒死亡事故。死者妹夫约姐姐一家吃团圆饭，久等未见，电话手机均联系不上，赶赴姐姐家，见门紧闭，于是打110报警，强行打开房门，发现姐夫倒在厕所内，姐姐和儿子分别倒在床上，进入现场的公安和死者妹夫见证，打开房门后有一股焦糊味，该室门窗紧闭，厨房换气扇未开，卫生间、卧室门未关，与安装燃气热水器房间的过道连通。原因分析：

1、该用户私接热水器，而且没有安装排气烟道。

2、该用户门窗紧闭，三人连续使用热水器洗澡，由于没有保持空气流通，室内氧气不足，造成天然气不完全燃烧，产生含有一氧化碳的烟气。

3、用燃气时，室内厨房、洗浴间、卧室门均未关，有毒气体在室内流串。注意事项：

1、使用前应检查灶具连接状况，用户要使用正规厂家生产的热水器，而且热水器一定要接烟道。

2、严禁用户私接、乱改燃气设施。

3、严禁在卧室、厕所安装热水器等燃气设施。造成燃气泄漏主要原因：

1、点火不成功，气出来未燃烧。

2、使用时发生沸汤、沸水浇灭灶火或被风吹灭灶火。

3、关火后，阀门未关严。

4、由于燃气器具损坏造成的漏气。

5、管道腐蚀或阀门、接口损坏漏气。

6、连接灶具的胶管老化龟裂或两端松动漏气。

7、搬迁、装修等外力破坏造成的接口漏气。

8、其它原因造成的漏气。

第三篇：管道天然气安全事故案例分析与防范

管道天然气安全事故案例分析与防范

造成燃气泄漏主要原因：

1、点火不成功，气出来未燃烧。

2、使用时发生沸汤、沸水浇灭灶火或被风吹灭灶火。

3、关火后，阀门未关严。

4、由于燃气器具损坏造成的漏气。

5、管道腐蚀或阀门、接口损坏漏气。

6、连接灶具的胶管老化龟裂或两端松动漏气。

7、搬迁、装修等外力破坏造成的接口漏气。

8、其它原因造成的漏气。

燃气事故案例

一、鼠咬软管燃气泄漏造成燃气爆燃事故

2002年9月6日，凌晨7：00，东城某用户因燃气灶接软管过长，堕在厨柜底部，被老鼠咬断，造成天然气泄漏。用户在使用燃气灶时引发燃气爆炸，一人被烧伤。

二、私自违规安装热水器造成燃气爆炸事故2003年元月19日半夜1点左右。老城发生一起因用户违规私自安装热水器．将硬质铝塑管直接插入燃气接头(铝塑管应使用专用接头连接，由于铝塑营与燃气接头直径不一，形成环形缝隙，造成热水器燃气接头泄漏，引发燃气爆炸，造成一人烧伤，厨房、卫生间物品被严重损坏。

三、使用燃气设备时人员离岗，燃气软管被火焰烤化造成燃气泄漏，引发燃气爆炸事故。2002年12月26日晨：7：00左右，城区某校学生食堂因炊事员脱岗长达2小时，未及时发现燃气泄漏，炉膛内的火焰引发燃气发生爆炸，将厨房内的厨具、灯具、水管、电线、顶棚、土灶等不同程度损毁。

四、室内空气不流通，造成一氧化碳中毒死亡。

2001年春节，某县天燃气用户因天气寒冷，将通向室外的门窗紧闭，造成室内空气不流通。当时，母女俩在客厅烤火，看电视，其丈夫在浴室洗澡。燃气燃烧时所产生的废气和有毒气体(一氧化碳)，无法及时排出室外，造成该用户一家三口一氧化碳中毒死亡。

五、阀门未关严，造成燃气泄漏，引发燃气爆炸事故。2002年12月，某县某火锅店，因阀门未关严造成燃气泄漏，客人抽烟引爆泄漏的燃气，当场将4人烧伤。

六、浴室门窗紧闭，造成人员窒息死亡。

1997年元月23日，某矿一对老年夫妇在浴室内沐浴。因浴室门窗紧闭，新鲜空气不能进入浴室(浴室门的下方应留有2-5厘米的缝隙，或做成百页门，使新鲜空气能进入浴室内)。大量的水蒸气又不能及时排出室外，造成浴室内严重缺氧，该夫妇因此而窒息死亡。

七、违规私改，暗装燃气设施，引发燃气爆炸事故。

哈尔滨某用户居住在3楼，违规将私自改装的燃气管道暗装在墙壁内。由于私改的管道连接不符合技术要求，造成燃气泄漏。气体沿砂灰缝隙，孔洞、砖缝逸散至四楼墙壁电气开关盒内。凌晨5：30，四楼住户起夜打开电气开关，产生的电火花引爆逸散在墙壁内的燃气发生爆炸，将三、四楼半边房屋全部炸塌，三、四楼正在睡觉的五人在睡梦中全部丧生。

八、违章操作，引发燃气爆炸事故。

据外电报道：2001年11月，美国东部煤气公司维修人员严重违章操作，在充满煤气味的房间内打开电风扇。电源开关产生的电火花引爆室内泄漏的煤气，发生爆炸，瞬间将该栋房屋夷为平地，室内三人当场死亡。

第四篇：天然气管道冰堵成因分析和预防措施

天然气管道冰堵成因分析和预防措施

2016-06-07 09:58博思特 推荐214次

天然气,管道

近年来，西气东输管道二线、大-沈管道（大连-沈阳）、冀-宁管道（安平-青山）、秦-沈管道（秦皇岛-沈阳）、忠-武管道（忠县-武汉）等天然气管道均发生过冰堵问题，给管道的正常生产造成较大的影响。

一、冰堵成因及分类 冰堵成因

天然气管道冰堵一般发生在冬季，冰堵产生的根本原因是管道内部存在液态的或气态的水。液态水一般因管道投产前干燥不彻底而存留，温度较低时结冰，造成管道冰堵；气态水一般在一定含量、一定温度和压力下析出液态水，并在一定条件下生成天然气水合物，进而结成冰堵。前者一般发生在管道投产初期，并且，地形起伏较大、弯头及弯管较多的管段较易发生；后者一般在管道运行过程中，由于天然气中水含量过高而引起。天然气水合物是一种由水和甲烷、乙烷等小分子气体在一定条件下形成的固态结晶，外观像碎冰，点火即燃，又称“可燃冰”。其形成条件包括组分条件、热力条件和促生条件，其中，组分条件是存在硫化氢、二氧化碳及小分子烃类组成的气体分子和天然气在一定条件下析出的液态水；热力条件是具有足够高的压力和足够低的温度；促生条件是天然气在紊流状态下或有晶体微粒存在。2 冰堵类型

天然气管道主要包括干线管道和站场，两者均有可能发生冰堵。冰堵情景主要有4种。

投产干燥不彻底引起的冰堵

天然气管道在焊接完成后，为检验焊接质量、密封性和承压能力，需要对管道进行试压。目前，管道试压多采用水压试验。尽管试压完成后均要进行清扫及干燥处理，但是，在低洼处、弯头、弯管等特殊地段，管道内难免存有少量残留水，投产初期温度较低时易造成冰堵，影响站内阀门、调压装置等设备的正常运行，影响向下游用户分输供气。

大-沈管道在2011年底投产后，管道沿线营口、沈阳等分输站场及与其相连的秦-沈管道沿线盘锦、锦州等分输站场均多次发生冰堵现象，给管道正常运行造成较大影响。

干线管道清管作业引起的冰堵 管道运行初期，为进一步清除管道内残留的杂质和水分，需进行清管作业。在清管器运动过程中，由于前后压差的存在，清管球射流孔会产生节流效应，温度随之降低，天然气水露点较高时析出水分，并在一定条件下形成天然气水合物，进而造成冰堵，增加了清管作业的难度和风险。

2010年5月27日，西气东输管道二线清管作业时，张掖-永昌段及古浪压气站附近56#～59#阀室之间地势起伏大、地温变化快，多次发生冰堵。站场节流引起的冰堵

当天然气流经过滤分离器、调压橇、孔板流量计等装置时，会引起天然气节流，由于焦耳-汤姆森效应的存在，天然气温度随之降低，当天然气水露点较高时会析出水分，形成水合物，进而产生冰堵。若冰堵发生在过滤分离器，会造成滤芯堵塞，进而引发滤芯的变形和损坏；若发生在调压橇，会造成管内流通面积减小，甚至全部堵塞，进而影响向下游用户平稳供气；若发生在流量计处，会影响流量计的精准度；若发生在阀门引压管处，会引起控制单元无法准确检测信号，造成阀门误操作。2010年11月27日，涩-宁-兰天然气管道（涩北-西宁-兰州）兰州末站各分输支路均发生冰堵；2011年1月1日，西气东输管道二线黄陂站调压管路发生冰堵；2011年4月27日，西气东输管道二线红柳压气站卧式分离器发生冰堵。

输送露点较高气源引起的冰堵

我国忠-武管道、陕-京管道系统（陕西-北京）、冀-宁管道、永-唐-秦管道（永清-唐山-秦皇岛）等天然气管道在西气东输管道二线投产之前，由于气源水露点较低，运行较为平稳，很少出现冰堵现象。

西气东输管道二线投产后，由于这些管道的气源混有水露点较高的中亚天然气，沿线多数站场冰堵问题较为严重，给管道正常运行造成较大影响。

二、冰堵预防措施 1 严格控制气源质量 预防天然气冰堵最根本、有效的方法是降低天然气水露点，控制气源质量。天然气进入干线管道之前，先经处理厂干燥处理，常用的干燥方法有液体吸附法和固体吸附法2种。

液体吸附法是利用甘醇等具有良好亲水性的吸附剂进行脱水，以降低天然气水露点；固体吸附法是利用硅胶、活性炭、分子筛及氧化铝等具有较强吸附能力的吸附剂进行脱水，使天然气水露点达到相关要求。

我国典型管道对应气源的水露点：根据相关协议，中亚天然气管道（中亚-中国）气源水露点要求冬季在7.0MPa压力下不高于-7℃，根据GB/T22634-2008《天然气水含量与水露点之间的换算》附录E换算方法，折算其对应的水含量为67.3mg/m^3；

中缅天然气管道（缅甸-中国）气源水露点要求在10.0MPa压力下不高于-5℃，折算水含量为63.5mg/m^3；中俄东线天然气管道（黑河-上海）气源水露点要求冬季在4.0MPa压力下不高于-20℃，折算水含量为36.8mg/m^3；

西气东输管道一线气源水露点在6.0MPa压力下不高于-14℃，折算水含量为40.5mg/m^3；陕-京系统管道气源水露点在5.4MPa压力下不高于-13℃，折算水含量为51mg/m^3；川气东送管道（普光气田-上海）气源水露点在6.7MPa压力下不高于-15℃，折算水含量为40.1mg/m^3。再根据水含量折算各管道气源在不同压力条件下对应的水露点，具体见下表。由下表可以看出，中俄东线天然气管道气源水露点条件最好，中亚天然气管道气源质量最差。做好投产前的管道干燥

为清除管道水压试验产生的残留水，试压完毕后需进行干燥处理。常用的管道干燥方法包括干空气干燥法、真空干燥法及干燥剂干燥法。在实际工程中，常由于管道干线走向复杂、站场内部工艺管道规格较多、工期较紧等特点，选择多种方法共同完成管道干燥任务。

干空气干燥法包括通球法和干燥空气吹扫法2种施工方式。该方法具有干燥时间较短、工艺简单、成本较低、干燥材料来源较广等优点，是我国目前使用较为广泛的干燥方法。

真空干燥法利用真空泵对管道内气体进行抽吸，使管内气体压力降低，管道内壁上的水分沸腾汽化后被抽出。该方法具有可靠性较高、不会产生废弃物、符合站场HSE相关要求等优点，但是，成本相对较高。

干燥剂干燥法该方法通常采用甲醇、乙二醇或三甘醇等干燥剂与水以任意比例互溶，使水的蒸汽压大大降低，从而达到干燥管道的目的，部分残留在管道中的干燥剂同时又能够抑制天然气水合物的形成。

提高天然气温度为防止天然气水合物的形成，用加热炉对天然气加热或在调压橇、气液联动阀引压管等易堵管段安装电伴热带，使气体温度保持在水露点以上。目前，我国多数站场常采用该方法，效果较为明显。

化学抑制剂法为避免天然气水合物的产生，可向管道中注入一定量的化学抑制剂，改变水和烃分子之间的热力学平衡条件，达到保持天然气流动的目的。该方法也是一种常见的解堵方法。

其他方法为降低冰堵发生的概率，管道投产初期，可对站内调压橇、放空立管、阀门、过滤分离器、计量橇、排污罐等设备多次排污，将管道和设备内积液排出，并及时更换过滤分离器滤芯。若条件允许，也可适当提高分输支线管道运行压力，缩小分输调压橇前后压差，减少温度降低幅度，尽量避免冰堵发生。

三、冰堵治理方法

目前，管道干线和站场发生冰堵时，常用的解除冰堵方法有放空降压法、注醇法、对天然气加热法等。1 干线清管解堵

对于干线管道清管出现的冰堵问题，较为常用的方法是将冰堵段两端阀室阀门关闭，并适当放空降压，天然气水合物将随着压力的降低快速分解，从而达到解除冰堵的目的。也可配合使用蒸汽车向管道外壁喷射高温蒸汽，对冰堵管道进行充分加热，加速天然气水合物的分解。该方法在西气东输管道二线清管作业时得到使用。2 调压阀解堵

对于站场调压阀之后出现冰堵时，可注入适量甲醇等防冻剂，利用其良好的亲水性吸收天然气中的水分，降低水含量，进而降低天然气水露点而快速将水合物分解，达到解堵目的。该方法在大-沈管道投产初期被沿线多个站场采用。3 站内局部管段解堵

站场内局部管段出现冰堵时，可利用加热设备对天然气进行加热，提高天然气温度，使天然气水合物快速分解。加热设备一般有电加热器和水套炉2种，加热功率较小时常采用电加热器，加热功率较大时常采用水套炉。4 分输管路解堵

站场内分输管路冰堵时，可切换至备用管路，并在发生冰堵管段缠绕大功率电伴热带，对管道进行加热，使水合物快速分解。也可临时采用调压阀上游球阀节流的措施，减小调压阀前后压差来降低节流效应，达到解堵目的。5 压气站场解堵

对于联络压气站或分输压气站，站内发生冰堵时，可采用调节工艺流程，利用压缩机出口的高温天然气反吹冰堵段，加速水合物分解。西气东输管道二线红柳压气站出现冰堵时，利用掺混西气东输管道一线压缩机出口端高温气的方法对冰堵段管道进行解堵。分离器、排污管解堵

站内分离器、汇管排污管道出现冰堵时，可采用在线排污的方式解决冰堵问题，也可切换至备用分离器，待冰堵解除后恢复。7 引压管解堵

站内调压阀引压管或指挥器出现冰堵时，由于其管径较小，产生水合物不会太多，可采取较为简单有效的热水喷淋法，向引压管或指挥器上直接浇注开水。该方法较为简单易行，效果较为明显。

四、典型案例分析

近年来，我国西气东输管道二线、冀-宁管道、忠-武管道、中缅天然气管道境内段均有冰堵事故发生，针对不同的情景，选用了合适的解堵方法，均取得良好效果。1 西气东输管道二线干线清管冰堵

2009年12月，西气东输管道二线西段投产后，半年之内，沿线管道和站场发生约50处冰堵，对管道正常生产影响较大。

2010年5月26日，运行单位对西气东输管道二线进行清管作业，由于管道沿线甘肃段走向曲折、地形复杂、地温变化较大等各种原因，清管过程中张掖-永昌段及古浪压气站之后的56#～59#阀室之间多次发生冰堵，给清管作业造成了较大困扰。其主要原因：一是，管道沿线地势起伏较大，山丹压气站附近高程近2600m，之后约100km处降至1600m，随后又升高至2200m，地温变化较大；二是，由于清管器射流孔和泄流孔的存在，清管过程中会在清管器前后形成一定的节流效应，使得天然气温度降低形成天然气水合物，特别是清管器受阻时更为严重；三是，管道投产前干燥不彻底，管内含有液态水，清管期间在永昌压气站排出天然气水合物多达3.3m^3。运行单位采取了对冰堵段两端阀室放空降压、挖开管道用蒸汽吹扫冰堵处及搭建保温棚等多种解堵措施，才完成了本次清管任务。2 中缅天然气管道投产初期自用气橇冰堵

中缅天然气管道境内段投产初期，多数站场存在自用气橇冰堵问题，导致安全阀自动关闭和自动放空，特别是夜间温度较低时更为频繁，造成天然气放空浪费，并给正常生活用气造成了较大影响。其原因主要由于管道投产前干燥不彻底，管道内含有残留水。

2013年8月初投产期间，该管道保山站排出约30m^3的水，其余站场、阀室放空作业时，放空管也存在混有水柱的气体，说明该管道投产前的干燥不彻底。

2014年2月，瑞丽首站8.2MPa压力下水露点值介于-17～-13℃，能够满足相关协议气质标准，而下游禄丰分输站水露点明显升高，7.1MPa压力下水露点值介于-4.6～3.2℃，说明管道投产之后一段时间内，管道内仍存有液态水，导致下游管道内天然气水露点升高。

另外，自用气橇前后压力从约8.0MPa一次性降至0.4MPa，压降较大，按5℃/MPa计算，温度降低约38℃，也是产生冰堵的主要原因之一。

针对自用气橇冰堵的问题，投产初期，各站采用夜间停止用气、热水喷淋及增设电加热器等多种措施，后来通过协调自用气橇供货商对各站设备采取更换电阻丝、增大加热负荷的方式，彻底解决了冰堵问题。中亚管道气源露点较高对我国其他管道的影响

陕-京管道系统、冀-宁管道、永-唐-秦管道、忠-武管道等天然气管道在引进中亚气之前，天然气水露点一直较低，运行较为平稳。中亚天然气自2009年底引进我国并进入上述管道之后，2010年冬季气温较低时，沿线多数站场发生了较为严重的冰堵现象，给管道运行造成较大影响。

其主要原因为中亚天然气气质水露点较高。根据霍尔果斯首站水露点测量值，2010年冬季，霍尔果斯首站天然气水露点值为4～11℃，交气压力约为7.8MPa，水露点取平均值7.5℃时，折算水含量为164.5mg/m^3，远远高于相关协议规定值67.3mg/m^3。但是，冬季寒冷季节我国天然气正处于用气紧张状态，因此，无法大幅度压减进口气量。

中亚天然气管道天然气水露点合同规定值与实际测量值对比情况见下表。各站场冰堵事故初期，由于多数站场没有预防措施和处理经验，给正常生产造成较大影响。后来采取注醇法等临时措施，并在相关站场增设加热炉、电伴热带等加热设备，才较好地解决了冰堵问题。

五、建议

一是，严格控制进口天然气气质指标，加大对露点较高气的处罚力度。

随着我国对清洁能源需求的快速增长，进口天然气途经将进一步拓宽，对于今后的进口天然气管道，应充分吸取中亚天然气管道气源露点较高的教训，在前期技术谈判时，应对天然气水露点等气质指标进行严格控制，并在对应的商务条款中加大对露点较高气源的处罚力度，以确保我国天然气管网的安全平稳运行。

二是，严格控制管道水压试验后的干燥处理，最大限度地降低管内残留水。

我国近几年管道出现的冰堵事件，多数发生在管道投产初期，主要原因是管道水压试验后干燥不彻底。大-沈管道、中缅天然气管道境内段、西气东输管道二线西段投产初期均有发生。为防治和治理冰堵问题，多数站场增设加热炉、注醇装置等相应设施，不仅需要大量投资、增加运行成本，还需对设备进行运行、维护和保养，增加了运行人员的劳动强度和工作量。今后，新建的干线天然气管道进行干燥处理时，应加大监管力度，提高施工质量，最大程度减少管内残留水。

三是，充分考虑新建管道对管网系统的影响，并提出应对措施。

随着我国天然气管道行业的快速发展，国内基干管网基本形成并逐步完善，新建干线天然气管道应纳入对应的管网系统整体进行分析。充分借鉴西气东输管道二线露点较高气源对冀-宁管道、忠-武管道等造成的严重冰堵事故影响，新建管道投产和运行初期，应充分考虑因管道干燥不彻底引起的水露点偏高等相关问题对管网系统的影响，并提出相应的应对措施，确保管网系统的安全运行。(其他作者为赵永强，王小强，王志月，代运锋，原载《石油规划设计》)

第五篇：天然气长输管道安全现状及应对措施

天然气长输管道安全现状及应对措施

据统计数据表明，截至2013年，全球天然气长输管道总里程约300万公里，而我国的天然气管道总里程约为8.7万公里，占世界天然气管线总量的3.0%。预计到2015年全国天然气管道总里程将突破10万公里，届时，全国将形成一张网，天然气管道覆盖全国31个省份，95%以上的地级市均用上天然气。

面对如此密集的长输管网，任何一个小的失误或隐患，都可能导致我们前功尽弃，因此，保障燃气管线的安全平稳运行，已经成为我们每一个人的责任。

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

长输管线是一项投资巨大的民生工程，如果在施工质量得不到保证，对于我们将来的运行来说，势必带来很多问题，虽然我们可以依据合同，甚至法律去追究、去索赔，但是，作为天然气通道的长输管网却经不起“折腾”、经不起“修修补补”，因为天然气管网不仅是我们经济效益的重要保障，还是我们社会效益的支撑。

在调研过程中发现，一些天然气管线在投入运行很短的时间里就出现了水工保护设施损坏、管线周边出现塌陷、冲沟、甚至阀室沉降等现象，还有部分管线在施工期间没有解决好与当地群众之间的协调问题，发生多次当地群众强行阻止工作人员正常巡查的现象，致使管线周边的隐患长时间不能治理。这些问题和隐患的出现反映出我们在施工期间的监管不力，因此，隐患的源头治理工作必须引起我们的高度重

视，因此，政府和企业一定要严把施工质量关和设备进场质量关。

四、管道占压问题

我们从事的燃气行业既是高危行业，又是民生工程，占压管道不仅影响了管道的安全运行，困扰着燃气运营企业的正常生产和经营，而且对管道沿线人民生命、财产安全构成了严重威胁。对于长输管线保护范围内存在第三方单位或个人堆放建筑材料、施工垃圾，甚至修建住房、池塘，种植深根植被等占压问题，我们不能心存侥幸，更不能臵之不理，这就需要政府和企业坚决贯彻落实《中华人民共和国石油天然气管道保护法》的有关规定，与占压方进行沟通、协商，从体制、机制、法制等方面探寻一条天然气管道免受第三方占压的成功路子，有效解决管线保护范围内的占压问题，更好地为国民经济和社会发展服务。

五、管线周边施工问题

近年来，随着城镇化和工业化的不断加速，全国各地的基础建设正在如火如荼的进行着，在管线附近施工或交叉施工难以避免，如何保证燃气管网不被第三方施工作业破坏，就成为企业和政府管理着的关键课题。近期发生在青岛、大连等地的事故再一次证明，管理好第三方施工单位对于管道的正常运行是何等重要。笔者建议，各级政府要明确天然气管道的主管部门或机构，同时，企业要及时将管道的地理信

息到政府有关部门备案，政府在做城市规划时，要充分考虑交叉施工，并与管道所属单位共同做好对第三方施工单位的监督和管理，确保在第三方施工期间天然气管道的平稳运行。