天然气集输站场及输配站施工相关规范和标准

第一篇：天然气集输站场及输配站施工相关规范和标准

天然气集输站场及输配站施工相关规范和标准

—城镇燃气输配工程施工及验收规范

张美

摘要 随着社会的进步和人类文明的发展，城市燃气管道已经成为人们生活必不可少的设施之一。天然气成为城市燃气的主要气源，形成了全国乃至跨国的供气网络。燃气管道的设计和施工很重要。我们在工作的过程中必须结合管道的运行情况，施工现场条件等多方面的因素综合考虑。既要有预见性又要符合现实情况，在满足各家各户要求的前提下使我们的设计更为合理和人性化。本文对城市燃气管道设计施工中的规范进行了分析。

关键词

城镇燃气

管道施工

安全

Abstract Along with social progress and development of human civilization, city gas pipeline has become one of the facilities of the people life.Natural gas has become the main source of city gas, the formation of a national and multinational supply network.Design and construction of gas pipeline is very important.We must combine the running situation of the pipeline in the work process, comprehensive consideration of the construction site conditions and so on.Have the foresight to accord with the reality, to meet the families meet the precondition of enable us to design more reasonable and humane.This paper has carried on the analysis to the design and construction of city gas pipeline in the specification.Key word Town gas Pipeline construction Safety 安全经验分享

1.1 基本情况

2008年4月23日，四川销售公司泸州公司小市加油站进行计量及安全检查时，发现93＃汽油地埋油罐出现渗漏，泸州公司接报告后，及时将渗漏油罐的剩余油品转出，停止该油罐作业。

4月30日，经四川销售公司批复，同意进行渗漏油罐隐患整改，即更换油罐。同时整改项目增加建隔油池、完善罐区附属设备、改造输油管线、更换配电柜、改造供配电线路、改造加油站营业室外防雨棚六项检维修项目。

6月12日泸州公司组织施工招标，确定四川省科锐盟钢结构工程有限公司负责工艺、电气线路安装项目，泸州市纳溪区第三建筑安装工程公司负责土建项目，两家施工单位分别签订了《工程施工合同》和《工程服务安全生产合同》。

6月21日，加油站停止营业，开始进行施工。

9月24日，负责土建项目三建司又委托泸州市建兴钢结构公司安装加油站营业室外防雨棚，当日完工，经检查未达到质量要求，三建司要求建兴公司返工整改，10月7日下午，建兴公司派出2名施工人员又对防雨棚重新进行加固整改。

1.2 事故经过

2008年10月7日14时10分左右，汪永才、曾敬兴开始在加油站站房一角用电钻打孔，泸州公司现场安全管理人员（小市加油站经理）陈英发现后，问其干什么，是否办理了《临时用电作业票》和《高处作业票》，得知未办理两票后，当即责令停止施工作业。此后，汪永才离开了加油站，曾敬兴离开了作业点，陈英确认他们停止了作业准备并离开了作业地点后，到加油站前面去找三建司现场管理人员对此事进行交涉，并向加油站管理科科长向剑涛电话汇报，此过程中，曾敬兴又私自回到作业点，擅自在站房一角打孔安装膨胀螺丝后，又走到站房另一端爬上操作台不慎触电。

14时35分，陈英听到其他人员呼叫，立即与施工方现场管理人员从加油站前面赶到出事地点，发现曾敬兴已经吊在施工作业用的操作平台上，随即关闭电源、拨打急救电话，将曾敬兴送往医院，经抢救无效，于15时死亡。

1.3 原因分析

①直接原因

施工人员不听阻止，违章蛮干实施防雨棚架加固作业，是导致事故发生的直接原因。施工人员曾敬兴使用电钻钻孔时，不慎将埋墙电源线绝缘层打破，并用金属膨胀螺丝固定防雨棚架，通过膨胀螺丝将电源线与棚架联通，导致整个棚架带电，此时，因曾敬兴穿的鞋绝缘，人体与地面未形成通电回路，才未发生触电。之后，曾敬兴又到站房另一端爬上操作台，当一只手接触防雨棚架，另一只手又接触到站房防雷网接地线时，形成通电回路，致使触电事故发生。②间接原因

施工人员曾敬兴不清楚站房外墙体内敷设有电源线，是导致事故发生的主要间接原因。事发当天，三建司委托建兴公司对站房雨棚进行加固时，未告知施工人员站房墙体内敷设有电源线，施工人员在不清楚墙体内敷设有电源线的情况下，又未办理《临时用电作业票》和《高处作业票》，且在泸州公司现场管理人员阻止后，又私自在站房外墙面钻孔，损坏了埋墙电源线绝缘层，使雨棚架带电，埋下了此次事故发生的隐患。

1.4 从中应吸取的教训

目前，我公司对加油站隐患整改和技术改造项目已全面铺开，施工安全问题也随之而来，从以上事故分析，我认为我们要做好以下几项工作：

一是按照“谁主管，谁负责”的安全管理原则和“直线、属地安全管理”的要求，针对施工安全管理，进一步明确施工过程中的安全管理责任。投资建设管理处为施工的责任部门，对全公司施工安全负责，派生的项目部具体负责本施工、检维修项目的安全管理；安全质量环保监察处为施工安全的监管部门，对施工、检维修项目的安全进行监督管理；施工、检维修项目所在单位为施工现场安全管理的责任单位，主管领导和分管领导对辖区内施工安全负责；油库负责人对油库施工、检维修项目施工现场安全负责；加油站现场经理对加油站施工、检维修项目施工现场安全负责。

二是严格落实施工过程中的HSE管理，在签定《施工工程合同》的同时，必须签定《施工安全合同》，明确甲乙双方的安全责任，两个合同不能相互代替。施工前制定了施工现场安全检查表。

三是在施工作业现场实施全面的风险管理。所有施工作业前都必须进行风险评价，根据风险制定HSE作业计划书，施工单位必须按照HSE作业计划书进行施工作业。

四是严格执行许可证制度，凡在油库、加油站动火、高空作业、动土、进入有限空间作业等，必须办理作业票。

五是加强施工现场的隐蔽线路、管路监理和监管。每一项施工项目、检维修项目和隐患整改项目，完工时必须完整地移交线路图、管路等档案资料；在动土、动墙作业前必须对照线路图进行作业。

六是加强施工现场的安全监管理。所有施工、检维修项目，投资建设管理处要抽调或委派人员实行现场不间断地巡查监管；同时安全质量环保监察处、施工检维修项目所在单位的安全总监和分管领导对施工现场的安全管理进行巡回督查、对危险作业进行现场检查指导。我国城市用气现状

众所周知，城市燃气是现代化城市能源建设中的一个重要组成部分，也是必不可少的能源基础设施。大型供气企业按照需用量和所需压力将燃气输送和分配到城市各类用户。城市各类用户的用气是不均匀的，随月、日、时而变化。通常冬季比夏季用气多，节假日比平日用气多，每日制备早、午、晚三餐时用气量多。生产用气受生产工艺要求和工作班制等的影响而波动。建筑物采暖用气量和季节有关并受采暖期间气温变化的影响。将各类用户的小时用气量叠加，即可得出全市小时最大用气量。城市燃气输配系统的各种设施，应能满足各类用户的小时最大用气量，并能适应其波动情况。我国城市燃气事业，经过50多年的努力，已经有了长足的发展。六十年代初，四川、东北、华北等地区先后开始部分供应天然气，随着石油工业的飞速发展，大中城市开始以液化石油气和开发重油制气为气源。七十年代由于液化石油气和天然气受资源和政策的限制仅略有发展，较多的还是建设以煤和石油产品为原料的煤气厂。八十年代，国内液化石油气的供应量逐步增加并做为优质民用燃料进入千家万户。九十年代，由于改革开放之后大量进口国外的液化石油气和国内天然气的开发利用使中国城市燃气事业进入了飞速发展的时期。

进入21世纪以后，中国的城市燃气事业依然是煤制气、液化石油气和天然气等多种气源并存。截止2000年底，全国665个城市人工煤气供应量为152亿m3，天然气年供应量为82亿m3，液化石油气供应量为850.7万吨，城市居民用气普及率达到84.1%，用气人1.76亿，其中有人工煤气约占23%，天然气约占13%，液化石油气约占63%。中国在由计划经济向市场经济的转变及加入世贸组织的过程中，能源价格将逐步向国际价格靠拢，同时也发生了各种能源、资源的相互替代关系。尤其是近十年来，液化石油气的大量进口和对燃气事业的发展起到了显著的推动作用。而煤制气则因其成本高、污染环境等原因导致了与国际上相同的衰落情况。天然气作为保护大气环境的最理想的燃料在得到快速发展的同时也为人们带来了全新的观念。

城市燃气由气源、输配和应用三部分组成，在天然气到来之前，燃气包括以煤或油为原料制取的人工煤气、液化石油气、天然气和矿井瓦斯等，服务对象主要是居民生活、商业和少量的工业用户。在天然气到采之后，天然气的供应系统则由天然气的开采与生产(上游)，长输管线(中游)和城镇供配气系统(下游)组成。为了保证天然气供、配气统的经济性和安全可靠性，供气量需有一定的经济规模，并应配置地下储气和其它调峰设施；服务对象则主要为工业和少量的居民生活和商业用气。在我国的北方采暖地区，则可发展天然气的采暖用户，但必须要有完善的季节调峰设施。天然气到来之后的城市供配气系统由于供气对象的变化与天然气到来之前有本质的区别，只有当工业用户达到一定的规模后，城镇的供配气系统才能有一定的经济性，气价也就成为项目成败的关键，因此，研究各种能源的替代关系就十分重要。天然气来到之后，不论上游、中游和下游都面临着降低成本、扩大用气范围和与先进国家技术接轨这三个问题。天然气采到之后，我国的城市燃气将发生质飞跃，在完成向城市清洁能源战略转移中大大向前迈进一步，对改善城市大气污染和生态环境起到良好的作用，技术上也将和国际逐步接轨。

当前，有多项技术经济问题在天然气—来到这际必须得到妥善的解决： 城市燃气行业多年来的全面亏损问题。亏损的主要原因是劳动生产率低下，这要靠深化改革和管理体制的转变来逐步解决。家庭用热耗气量增长缓慢。近十年来，虽然家用燃气热水器发展迅速，家用燃气已不限于炊事，但人均耗量增长缓慢。家用电器的迅速发展，已成为城市燃气民用户的主要竞争对象。为此，应积极发展除民用户以外的其它用气户，如工业、采暖、制冷、燃气汽车等。但和民用耗气相同，也必须考虑与其它替代能源的比价关系，而不是简单的靠提价来解决，如工业用户，必须考虑产品的利润和成本的关系，在用气范围扩大后，不能再靠政府补贴维持行业的发展。管理体制应有根本性的变化。在天然气来到之前，城市燃气通常以城市为独立经营单位，集气源、输配和应用为一体。在天然气到来之后，城市燃气属于整个天然气系统的下游部分，它与上、中游之间有密切的联系，经营方式通过合同等法律程序进行，上、中、下游之间属于商业关系，且应以下游的用户要求为主体。上、中游对下游有“照付不议”的要求。而下游对上、中供气的质量、压力和检测仪表等也有要求，偏离合同规定，应给以赔偿。季节调峰所需的地下气库不可能在每个城市兴建，应按用气区域进行规划建设，下游城市之间又必然会产生经营调度上的联系和管理体制上的变更。日调峰应由长输管线的储气量解决，其不足部分再由城市才艮据地下气库和长输管线储气的运行情况选择经济、合理的调峰方式，以保证整个天然气供气系统的优化，达到最经济的目的，把整个上、中、下游当作一个系统工程来考虑，不管上、中、下游如何分工，所有确保供气安全的设施建设费用均应打入成本，作为制定气价的依据。如气价高于用户利用其它替代能源的成本，则项目就不可行。

城市在天然气到来之后，将面临更多的问题。首先应有各类用户全年的综合用气特性图，无用气特性图，则供气方无法按计划供气(允许有一定偏差)，一切未使用的燃气均应按“照付不议”的原则付款。城市的用气范围扩大后，制定用气特性图就异常复杂，如采暖负荷，与室外空气温度的变化有关；工业用户，则与产品的销售量有关，其次，天然气系统为高压气源，城市的供配气系统应充分利用燃气的压力减少投资。对已有人工气供配气管网的城市，还存在燃气的转换问题，包括管道的更新、改造和换管等需要一大笔投资，且有一个逐步的过程，不能一下子全部解决。此外也必须计算这笔费用对燃气成本的影响。其三，我国目前用气人口中，液化石油气占用户数的60%以上，液化石油气供应机动灵活，勿需管道设施就能满足家庭用户的用气要求，如新建的城市天然气管网仅仅是替代民用液化石油气用户，则其经济性就值得研究。其四，城市燃气在以民用为主的时期，常以保本+税金+利润三部分构成，但执行过程中从未落到实处，使燃气行业长期处于亏损状态。在扩大供气范围的工业为主后，应按投资比例获得与上、中游相应的利润，这也是企业改革的目的。由于气价必须考虑与其它替代能源的关系(如民用与电价、工业与油介的关系等)，定价因素十分复杂，因此，必须以新的概念采全面考虑城市建设中的问题，并借鉴国外的经验。燃气场站

3.1一般规定

3.1.1 燃气场站施工前必须作出详尽的施工方案，并经有关部门审查通过后方可进行施工。3.1.2 燃气场站的消防、电气、采暖与卫生、通风与空气调节等配套工程的施工与验收应符合国家有关标准的要求。

3.1.3 燃气场站使用的压力容器必须符合国家有关规定，产品应有齐全的质量证明文件和产品监督检验证书（或安全性能检验证书）方可进行安装。

3.1.4 压力容器的安装应符合国家有关规定。安全阀检测仪表应按有关规定单独进行检定。阀门等设备、附件压力级别应符合设计要求。

3.1.5 站内各种设备、仪器、仪表的安装及验收应按产品说明书和有关规定进行。3.1.6 站内工艺管道施工及验收应按国家现行标准《石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范》执行，并应符合本规范第10章的规定。

3.1.7 设备基础的施工及验收应符合现行国家标准《混凝土工程施工质量验收规范》规定。3.1.8 储气设备的安装应按国家现行标准《球形储罐施工及验收规范》GB50094、《金属焊接结构湿气式气柜施工及验收规范》执行。

3.1.9 机械设备的安装及验收应按现行国家标准《机械设备安装工程施工及验收通用规范》执行。3.1.10 压缩机、风机、泵及起重设备的安装应按现行国家标准《压缩机、风机、泵安装工程施工及验收规范》及《起重设备安装工程施工及及验收规范》执行。

3.2储配站

3.2.1 储配站内的各种运转设备在安装前应进行润滑保养及检验。3.2.2 储配站各种设备及仪器仪表，应经单独检验合格后再安装。

3.3 调压设施

3.3.1 调压器、安全阀、过滤器、计量、检测仪表及其它设备，安装前应进行检查。3.3.2 调压站内所有非标准设备应按设计要求制造和检验，除设计另有规定外，应按制造厂说明书进行安装与调试。

3.3.3 调压站内管道安装应符合下列要求：

1.焊缝、法兰与螺纹等接口，均不得嵌入墙壁或基础中。管道穿墙或穿基础时，应设置在套管内。焊缝与套管一端的距离不应小于100 mm。

2.干燃气的站内管道应横平竖直；湿燃气的进出口管道应分别坡向室外，仪器仪表接管应坡向干管。

3.调压器的进出口箭头指示方向应与燃气流动方向一致。

4.调压器前后的直管段长度应按设计及制造厂技术要求施工。

2.3.4 调压器、安全阀、过滤器、仪表等设备的安装应在进出口管道吹扫、试压合格后进行，并应牢固平正，严禁强力连接。

3.4液化石油气气化站、混气站

3.4.1 设备及管道安装应符合下列要求：

1.贮罐和气化器等大型设备安装前，应对其混凝土基础的质量进行验收，合格后方可进行。

2.室内管道安装应在室内墙面喷浆和打混凝土地面以前进行。

3.与贮罐连接的第一对法兰、垫片和紧固件应符合有关规定。其余法兰垫片可采用高压耐油橡胶石棉垫密封。

4.管道及管道与设备之间的连接应采用焊接或法兰连接。焊接宜采用氩弧焊打底，分层施焊；焊接、法兰连接应符合本规范的规定。

5.管道安装时，坡度及方向应符合设计要求。6.管道及设备的焊接质量应符合下列要求：

1）所有焊缝应进行外观检查；管道对接焊缝内部质量应采用射线照相探伤，抽检个数为对接焊缝总数的25％，并应符合国家现行标准《压力容器无损检测》中的Ⅱ级质量要求；

2）管道与设备、阀门、仪表等连接的角焊缝应进行磁粉或液体渗透检验，抽检个数应为角焊缝总数的50％,并应符合国家现行标准《压力容器无损检测》中的Ⅱ级质量要求。3.4.2 试验及验收应符合下列要求： 1.贮罐的水压试验压力应为设计压力的1.25倍，安全阀、液位计不应参与试压。试验时压力缓慢上升，达到规定压力后保持半小时，无泄漏、无可见变形无异常声响为合格。

2.贮罐水压试验合格后，装上安全阀、液位计进行严密性试验。城市燃气管网安全运行存在的问题

对地下管网缺乏规范管理，增加了不安全因素近年来，随着城市规模的不断扩大和旧城区的改造，给燃气管道敷设带来了便利条件，给发展燃气管道用户提供了新的机遇。与此同时，由于城市管理的条块分割，对地下管线缺乏规范管理，少数建设单位不按规范施工，有些市民安全意识薄弱都给城市燃气管网运行增加了不少安全隐患。局部地区严重威胁着城市燃气管道的安全运行。

违章建筑严重影响了城市燃气管网及设施的安全运行城市燃气管网和设施上的违章建筑是埋设在城市中的严重安全隐患，少数居民乱搭乱建，有的占压在燃气管线上，有的将燃气调压设施封闭在违章建筑内，燃气抢修维修人员无法进行正常的维护保养工作，只要燃气管网及设施被损坏漏气，极有可能造成严重的燃气安全事故。造成燃气管网和设施上违章建筑的原因是多方面的，有历史的原因：如相关的城市管理法规不健全，过去城区地下管线施工没有完全纳入建设规划监管的范围，导致地下管线资料不全；有经济利益驱动的原因，有的单位为了小集体的利益，在未办理规划手续的情况下，擅自在燃气管道上及调压设施旁乱搭门面房，也有的单位和个人为扩大占地面积，私自在调压箱安全距离的空地内搭建扩建各种违章建筑。有的违章建筑内住人，有的违章建筑内开饭店、开茶楼，有的违章建筑内做厨房，一旦燃气管道被损坏，造成燃气大量泄漏，其后果难以预料。

道路和建筑施工损坏燃气管道，造成燃气泄漏安全事故随着城市建设步伐的加快，城市道路及旧城改造建筑施工频繁，再加上城区通信电缆、电力电网地改造给燃气管线安全运行带来了很大的安全隐患，燃气管线及设施被施工挖断及损伤的现象时常发生，屡见不鲜，少数施工单位不按规范施工，破坏了燃气管线隐瞒不报，也不通知燃气企业维修，仍将被损坏的燃气管线掩埋地下，给燃气管线运行留下了安全事故隐患。今年常德华油燃气公司管辖区域1—9月份由于道路施工等外界因素损坏燃气管线先后10余起，造成居民用户不能正常用气，商业用户不能正常经营，所幸没有造成人员伤亡事故。

燃气管道安装工程质量监管不到位，给燃气管线运行留下了安全隐患在燃气管道安装施工过程中，由于监理公司现场工程质量监理工程师、建设单位施工现场管理人员及施工单位现场质监员对燃气管线安装施工质量管理不到位，有的沟槽深度达不到要求，有的钢管在埋设过程中，将没有做好防腐处理的钢管，或将已被损伤防腐层的钢管直接埋设地下，使被损坏防腐层的钢管直接与土壤接触，加上南方土壤潮湿，从而加快了燃气管线的腐蚀，使原来可以使用20年到25年的管线只能用10年，甚至更短的时间，会因管线锈蚀穿孔而漏气，给燃气管线安全运行埋下了安全事故基因。

用户私自改装燃气管线，给燃气管线安全运行及用气安全造成隐蔽的危害随着城市经济的不断发展，城镇居民居住条件得到了很大改善，生活质量得到了普遍提高，城市大部分居民对房屋装修的要求也越来越讲究，按照燃气管线《GB50028城镇燃气设计规范》要求，应采用明装，不宜采用暗装，穿越卫生间不应有接头，外加装套管，但少数居民用户为了装修外表美观，私自改装户内燃气管线，将燃气管线密封在装饰墙内，有的甚至隐蔽在整体橱柜内，没有良好的通风条件，也没有安装燃气泄漏报警装置，给燃气管线安全运行和用户的用气安全造成长期隐蔽的危害。一旦燃气泄漏，将产生难以估量的后果。城市管网的安全运行对策

燃气的安全管理不仅是防止易燃、易爆气体漏泄所造成的事故，更重要的是应保证整个供、配气系统能不间断的供气，因此，在城市燃气项目实施的不同阶段，安全管理也有不同的内容。在工程的前期，必须结合当地的情况做好论证工作。在天然气的供应系统中，尤其对供气质量和“照付不议”的合同要求要做好论证工作，避免因燃气质量的波动和用气量测算不准所造成的供气不安全或经济上的损失。在工程的实施阶段，尤其要落实好各种调峰措施、确保设备质量以及施工和验收标准的贯彻。在投产、运行阶段，因燃气的易燃、易爆特性，必须在运行环节上有健全的安全保障体系。安全体系包含主动的和被动的两个部分。主动的措施立足于防止不安全因素的发生：被动的措施则立足于一旦发生事故，其影响面应控制在最小的范围之内。因此，安全管理体系应包括工程的质量管理和长期的运行管理两部分。工程质量管理应包括： 建立鼓励创新和公平竞争的设计招、投标制度。

建立严格的设计审核和监理制度。对施工队伍的资质、施工人员的考级和上岗要有严格的审批和监督制度。

改变行政干预过多，造成层层分包，通过偷工减料谋取利润的倾向。

坚决打击贪污、行贿、受贿、工程款挪用和浪费的腐败行为。

重视设计规范和各种法规、法令的建设等。

长期的运行管理是安全管理体系中极易疏忽而又十分重要的部分，应包括： 建立各级的安全责任制。对玩忽职守、发生事故的部门和责任人要依法追究责任(包括设计和施工中的责任)。加强对燃气管道的定期巡检，防止占压管道的违章建筑，防止附近施工项目对燃气管道的破坏(包括施工吊车等压裂管道)。加强职工的安全教育、健全规章制度和事故抢修预案。

加强对用户正确使用燃器具的安全宣传。

5经常对职能部门进行处理各类事故的培训。提高群众预报事故的意识(如草、木生长的异常状态等)等。

上述只是燃气安全管理中的一部分，面临我国天然气大发展和“入世”后的形势，从宏观角度，建立城市燃气安全体系是十分必要的，由于安全体系涉及的面十分广泛，在市场经济条件下，安全体系就是安全法律体系，因此，我们认为在燃气安全立法方面应实现跨越式发展，建议政府和人大就“燃气产业法”立法、规范我国各部门的职责，据此，再制定各部门的安全技术和安全管理法规。结束语

城市燃气管道的安全运行是一个庞大而复杂的系统工程，对城市燃气管道安全运行的管理，需要用法律的、行政的、经济的等多种方法和手段。这既要依靠市政府及其职能部门的高度重视，又要依靠全社会方方面面的关心和支持，最重要的是要依靠公司的领导和员工，本着对社会、企业、对自己高度负责的精神，兢兢业业地做好各项工作，确保城市燃气管道安全运行。因此我们要掌握城镇燃气输配工程施工及验收规范的内容，确保燃气管道的安全运行。

参考文献

[1]于洋．城市燃气管道设计若干问题的探讨[J]．煤气与热力，2007，（11）．

[2]冯青岩，刘建民．施工旁站在燃气管道运行管理的应用[J]．煤气与热力，2005，（10）．

[3]王蓉;城镇超高压天然气管道设计探讨[J];福建建设科技;2011年01期

[4]要建勋;何文海;新时期下燃气规划的新思路[J];科技信息;2009年07期

第二篇：天然气集输

《天然气集输》课程综合复习资料

一、填空题：

1、气体水合物是由多个填充气体分子的 构成的晶体，晶体结构有三种类型：、和，气体分子起到 的作用。

2、天然气在高压下的粘度不同于在低压下的粘度。在接近大气压时，天然气的粘度几乎与压力无关，随温度的升高而 ；在高压下，随压力的增加而，随温度的增加而。

3、气田集气站工艺流程分为 流程和 流程。按天然气分离时的温度条件，又可分为 工艺流程和 工艺流程。

4、燃烧是一种同时有热和光发生的强烈氧化反应。燃烧必需具备三个条件：一是 ；二是 ；三是。

5、天然气的含水量以单位体积天然气中所含水蒸汽量的多少来表示，有时也用天然气的 来表示，是指在一定压力条件下，天然气与液态水平衡时所对应的温度，此时天然气的含水量，一般要求其比输气管线可能达到的最低温度。

6、冷凝分离轻烃回收工艺中，根据冷凝温度的不同冷凝分离分为三种：、和。冷凝分离工艺主要由 和 两部分组成。是衡量冷凝分离效果好坏的指标。

7、为保证连续生产，分子筛吸附脱水流程中必须包括吸附、和 三道工序。原料气从 入塔，再生气和冷吹气从 入塔。

8、国内外现有的凝析气田处理站布站方式基本上分为 和 两种，其中 在国内的应用更为广泛。

9、冷凝分离轻烃回收工艺广泛应用于天然气的轻烃回收，其主要包括两方面： 和冷凝液的。

10、根据凝液回收目的的不同，冷凝温度不同，所采用的方法分为、和。用以描述回收装置从天然气内脱出凝液能力的指标为，指回收装置单位时间内 与 之比。

11、膜分离法是根据气体中各组分 实现组分气体的分离。高压原料气在膜的一侧吸附，通过薄膜扩散至低压侧。由高压侧经薄膜进人低压侧的气体称，而仍留在高压侧的气体为。

二、判断题:

1、当水分条件满足时，预测生成水合物的压力、温度条件可用图解法确定。其中相对密度法曲线右下方为水合物存在区，左上方为水合物不可能存在区。

2、对于相同类型（即硅铝比相同）的分子筛，即使形成分子筛的金属离子不同，分子筛的孔径相同。

3、对于已经遭受水侵、并有气井出水(或水淹)的气藏，应采用强排水采气的开采方式，减轻水侵向邻井区的漫延，延长未出水气井的无水采气期，从而达到提高采收率的目的。

4、国内外现有的凝析气田处理站布站方式基本上分为分散处理和集中处理两种。分散处理就是建设几个具有部分或全部相同功能的处理站，每个站处理若干口井的物流；集中处理是在油区内只建一个处理站，所有生产井的物流都进入这个站处理。其中集中处理的形式在国内的应用更为广泛。

5、凝析气田的开采，对于井口压力较高、井流物温度较低的情况，为使井口节流后或在输送过程中不至于产生水化物，往往采取井口加热节流的集气方式。这种集气方式加热与节流都在井口完成，根据井流物组成条件和工艺计算可以采取先加热后节流、先节流后加热甚至分几级节流加热。

6、凝析气田注气开采的目的就是保持地层的压力，目前可供选择的注气介质有干气、二氧化碳、氮气或氮气与天然气的混合物、水，其中回注干气是早期开发凝析气田保持压力开采所选用的方法，也是现今最有效，最经济的方法。

7、燃烧是一种同时有热和光发生的强烈氧化反应。燃烧必需具备两个条件：有可燃物质，以及能导致着火的火源。

8、为保证连续生产，吸附脱水工艺流程中必须包括吸附、再生和冷吹三道工序。原料气、再生气和冷吹气都是从塔底进入。

9．由于硫化氢含量高导致中毒者停止呼吸和心跳时，必须立即采取措施进行抢救，帮助中毒者恢复呼吸和心跳。否则，中毒者将会在短时间内死亡。中毒者也有可能自动恢复心跳和呼吸。

10．水露点是指在一定压力条件下，天然气与液态水平衡时所对应的温度。一般要求天然气水露点比输气管线可能达到的最低温度还低5～6℃。

三、问答题:

1、有水气藏的开发必须尽可能地控制气藏过早出水，特别是要避免出现不均匀的水窜、水侵，以防止水侵给气藏开发带来恶性危害。对于已经遭受水侵并有气井出水(或水淹)的气藏采用强排水采气的开采方式可以减轻水侵向邻井区的漫延，延长未出水气井的无水采气期，从而达到提高采收率的目的。请简述水浸的危害。

2、在天然气处理厂，天然气脱酸之后、深冷加工之前往往采用甘醇吸收脱水和分子筛吸附脱水的净化工艺，深度净化脱水后的天然气经过冷凝分离得到天然气凝析液，天然气凝析液经过稳定切割工艺可以形成所需要的产品。试问在醇胺法脱酸气、甘醇吸收脱水、分子筛吸附脱水、以及天然气凝析液稳定切割工艺中实现气体或液体组分分离的主要依据分别是什么？

3、开发凝析气藏的方式有衰竭式开发、保持压力开发和油环凝析气藏开发。衰竭方式开发的条件有哪些？

4、天然气水合物的生成条件是什么？采气管线产生水合物问题的原因是什么？可以采取哪些方法防止采气管线水合物的生成？

5、简述气藏的驱动方式。

6、凝液的稳定和切割时天然气加工的最后工序，若天然气浅冷，请画图说明凝液的稳定切割流程。

7、开发凝析气藏的方式包括衰竭式开发、保持压力开发、油环凝析气藏开发三种。其中保持压力开发是提高凝析油采收率的主要方法。从世界凝析气藏开发的实践来看，保持压力有哪几种情况？为了保持压力，目前可供选择的注入剂有哪几种？

8、天然气管输和深冷加工上游的脱水工艺如何选择？

9、含硫气田的集输管道和站场设备中存在着哪种危险的可燃物质，可以采取哪些措施以防止危险事故的发生？

《天然气集输》课程综合复习资料参考答案

一、填空题：

1、笼状晶格，I型、II型，H型，稳定晶格。

2、增大；增加，减小。

3、单井集输，多井集输。常温分离，低温分离。

4、有可燃物质 ； 有助燃物质 ； 有能导致着火的火源。

5、水露点； 最大；低5～6℃。

6、浅冷、中冷 和 深冷。制冷 和 分离。凝液回收率。

7、再生 和 冷吹。塔顶，塔底。

8、分散处理 和 集中处理 两种，集中处理。

9、制冷 和冷凝液的 分离。

10、浅冷、中冷 和 深冷。凝液回收率，凝液的摩尔量 与 原料气摩尔量 之比。

11、渗透速度的不同。渗透气，渗余气。

二、判断题:

1、错

2、错

3、对

4、对

5、对

6、对

7、错

8、错

9、错

10、对

三、问答题:

1、水侵对气藏开发带来的影响和危害主要有以下几点。

（1）水侵使得产层内由单相气体流动变为气水两相流动，各相渗透率都明显降低，特别是如果水体为润湿相，会吸附在孔隙和裂缝壁上，减小了气体的流动通道，将导致气井和气藏的产能和产量迅速降低。

（2）根据等值渗流阻力原理和微观渗流机理，在相同压差下流体流动将优先选择在高渗介质内发生，因此在裂缝型储集层内的水侵方式为沿裂缝窜人，在不均匀水窜的水侵方式下将出现“水锁”、“水封”等现象，改变了气藏连通关系，出现了水封死气区，因此不可避免地降低了气藏最终采收率。

（3）地层水不仅矿化度很高，而且具腐蚀性，一旦流入井内将对井下管串和地面集输管网带来破坏性腐蚀，产出地面则不易处理，对环境保护带来影响，因此水侵还将直接危害地面地下集输工艺，进一步增加气藏开采的工作量和开采成本。

2、醇胺法脱酸气是依据醇胺与天然气中的酸性气体发生可逆的化学反应而实现天然气中酸性气体的分离。

甘醇吸收脱水是依据气体组分在溶液内的溶解度不同而实现气体组分的分离，利用甘醇有很强的吸收特性从而实现天然气脱水。

分子筛吸附脱水是依据固体表面对临近气体分子吸附能力的不同而实现气体组分的分离，利用分子筛对水具有选择吸附、优选吸附和高效吸附的特性从而实现天然气脱水。

天然气加工工艺中天然气凝析液的稳定和切割是依据各组分挥发度不同而实现液体组分的分离，降低天然气凝析液的蒸气压并形成各种各样的产品。

3、衰竭方式开发的条件：

①原始地层压力高。如果产层的压力大大地高于初始凝析压力，在开发的第一阶段就可以考虑充分利用天然能量，采用衰竭方式开发。

②气藏面积小。有些凝析气藏虽然面积很大，但被断层分割为互不连通的小断块，即便凝析油含量高，但形不成注采系统，也可采用衰竭方式开发。

③ 凝析油含量少。凝析气藏的高沸点烃类含量少，凝析油的储量就比较小。如果凝析气藏主要含轻质、密度不大的凝析油，采用衰竭方式开发也可以获得较高的凝析油采收率，就可以不考虑保持压力。

④ 地质条件差。如：气层的渗透率低，吸收指数低，严重不均质，裂缝发育不均以及断层分割等。

⑤ 边水比较活跃。边水侵入可以使地层压力下降的速度减慢，也可以保证达到较高的凝析油采收率。

4、天然气水合物的生成条件：

（1）气体处于水蒸汽的过饱和状态或者有液态水，即气体和液态水共存；（2）一定的压力温度条件——高压、低温；

（3）气体处于紊流脉动状态，如：压力波动或流向突变产生搅动，或有晶种(固体腐蚀产物、水垢等)存在都会促进产生水合物。因此，在孔板、弯头、阀门、管线上计量气体温度的温度计井等处极易产生水合物。

采气管线气体通过控制阀或孔板时，气体压力降低，同时发生J-T效应，气体膨胀降温，使节流件下游易生成水合物而堵塞管线。

对于矿场采气管线，可以采用加热和注入水合物抑制剂的方法防止水合物的生成。

5、气藏的驱动方式主要是弹性气驱和弹性水驱两种。

弹性气驱：在气藏开发过程中，没有边、底水或边、底水不运动，或者水的运动速度大大落后于气体运动的速度，驱气的主要动力是被压缩气体自身的弹性膨胀能量，气藏的储气体积保持不变，地层压力表现为自然衰竭的过程。由于是单相流动，而且作为能量来源的气体又是开采对象，因而开采效率较高。

弹性水驱：如果水体和岩石弹性膨胀占据了一部分天然气储集空间，存在封闭的边水或底水，在开发过程中由于含水层的岩石和流体的弹性膨胀，储气空隙体积缩小，地层压力下降缓慢。

+

6、浅冷法得到C3凝液。如图所示，可生产丙烷、丁烷和天然汽油。按各种烃的挥发度递减顺序排列各塔，这是最常见的一种塔的排列方法——顺序流程。

7、从世界凝析气藏开发的实践来看，保持压力可分为以下四种情况：

①早期保持压力。地层压力与露点压力接近的凝析气藏，通常采用早期保持压力的方式。

②后期保持压力。即经过降压开发，使地层压力降到露点压力附近甚至以下后，再循环注气保持压力。

③全面保持压力。如果能够比较容易地获得注入气，通常是在达到经济极限之前，将整个气藏的压力保持在高于露点压力的水平上。

④部分保持压力。如果气藏本身自产的气不能满足注气量的要求，而购买气又不合算，则采取部分保持压力，即采出量大于注入量。部分保持压力可以使压力下降速度减缓，从而减少凝析油的损失。

为了保持压力，目前可供选择的注入剂有干气、二氧化碳、氮气或氮气与天然气的混合物和水。

8、三甘醇吸收脱水和分子筛吸附脱水是天然气工业上常用的两种脱水方法。两者相比：三甘醇吸收脱水，气体中残余含水量较大，露点较高，但可以满足天然气管输的要求；分子筛吸附脱水较为彻底，露点较低，可以满足深冷回收轻烃的要求，但费用较高。因此，天然气在长距离管输之前往往是采用三甘醇吸收脱水；而在深冷加工之前，气体先经三甘醇吸收脱水，除去大部分水，再用分子筛吸附深度脱水，这样，吸附塔的负荷减少，设备尺寸减小，能 4 耗降低，是一种非常可行的好办法。

9、含硫气田的集输管道和站场设备中，存在着不少因腐蚀而产生的硫化铁。如果设备或管道打开而不采取适当措施，干燥的硫化铁与空气接触，便能发生自燃，如果有天然气的存在，还有可能发生爆炸事故。预防硫化铁的自燃可采取以下措施：

① 在打开可能积聚有硫化铁的容器前，应喷水使硫化铁处于润湿状态； ② 定期清管和清洗设备，除去管道、设备内的硫化铁； 减缓或防止金属管道和设备的腐蚀，以减少或防止硫化铁的生成。

第三篇：天然气集输管道施工

天然气集输管道施工

及验收规范

1、总则

1.0.1为了提高天然气集输管道工程施工技术水平，保证工程质量，降低工程成本，特制定本规范。

1.0.2本规范适用于新建天然气集输管道工程的施工及验收，其适用范围如下：

1.0.2.1设计压力：1.6～16MPａ 1.0.2.2设计温度不大于80℃

1.0.2.3输送介质为净化及未净化天然气 1.0.2.4碳素钢、普通低合金结构钢 1.0.3天然气集输管道应包括下列各类管道

1.0.3.1由气井采气树至常温集气站或低温集气站之间的采气管线、集气支线。

1.0.3.2由常温集气站或低温集气站到净化厂或外输站之间的集气干线。

1.0.3.3净化厂到用户门站之间的输气管线 1.0.4本规范不适用于下列工程的施工及验收 1.0.4.1城市天然气管道

1.0.4.2总跨≥100ｍ或单跨≥50ｍ的跨越管道 1.0.4.3宽度≥40ｎ的河流穿越管道 1.0.5天然气集输管道压力等级分为二级 1.0.5.1中压管道：设计压力为1.6≤PN≤10MPａ 1.0.5.2高压管道：设计压力为10＜PN≤16MPａ

1.0.6天然气集输管道工程所用的钢管、阀门、管件、坚固件、焊材等必须有质量证明书或合格证，并符合设计要求。用于输送酸性天然气管道的钢管、阀门、管件、坚固件、焊材还应符合SYJ12《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》的规定。

1.0.7天然气集输管道工程形式前必须经过图纸会审、设计及施工技术交底。

1.0.8天然气集输管道施工及验收除应符合本规范外，还应符合设计要求修改设计或材料改代应征得设计单位同意。

1.0.9天然气集输管道施工中的安全技术、劳动保护应符合国家现行的有关标准或规范的规定。

2、钢管

2.0.1钢管使用前应进行外观检查并符合以下规定： 2.0.1.1钢管表面裂纹、折迭、重皮等缺陷；

2.0.1.2钢管表面不得有超过避厚负偏差的锈蚀或机械划伤。2.0.2钢管外径及避厚尺寸偏差应符合国家钢管制造标准 2.0.3高压钢管的检查及验收还应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》金属管道篇第2.2.4至2.2.16条的规定。

3、阀门

3.0.1阀门的外观检查，应无裂纹、砂眼等缺陷，阀杆、阀兰密封面应光滑不得有划痕，阀杆丝扣应无毛刺或击痕。3.0.2阀门安装前应逐个进行强度和严密性试验。3.0.3阀门强度和严密性试验应符合以下规定：

3.0.3.1施工前阀门应具有制造厂的强度及气体严密性试验的全格证，阀门强度试验及用清洁水进行，PN≤16MPａ的阀门，强度试验压力为公称压力的1.5倍，当升压至强度试验压力时稳压5ｍｉｎ不渗漏或无压降为合格；

3.0.3.2奥氏体不锈钢阀门水压试验时，清洁 水内氯离子含量应小于25PPｍ。

3.0.3.3试验合格的阀门，应及时排尽内部积水及污物，密封面应除防锈油，关闭阀门，封闭出入口，并填写阀门试验记录。

3.0.4阀门传动的装置和操作机构应清洁，动作灵活、可靠、无卡涩现象。

3.0.5球阀安装前应按下列要求进行调试。

3.0.5.1球阀壳体水压强度试验，必须在半开状态下进行。3.0.5.2球阀壳体水压强度试验，压力为公称压力的1.5倍，稳压5ｍｉｎ，无渗漏为合格。

3.0.5.3球阀严密性试验，首先将球体转到关闭位置，然后将水充入体腔内，直至检查孔有水流出为止，随后升压至公称压力进行检查，稳压30ｍｉｎ，若充水口不见水流出，同时压力不下降，即为合格，用同样方法试另一侧。

3.0.6电动、气动、气液联动阀门安装前，除按说明书要专业户作强度和严密性试验外，安装后应作动作，联动等性能试验。

4、管件及紧固件

4.0.1公称压力大于1.6MPａ小于10MPａ的管件及紧固件，技术要求应符合GB897《双头螺栓》、GB899《双头螺栓》ｂｍ＝1.5ｄ、GB900《双头螺栓》ｂｍ＝2ｄ、GB170《I型六角螺母牙A和B级》的要求。

4.0.2公称压力大于1.0MPａ小于等于10MPａ的高压管件及紧固件，技术要求应符合JB450《Pｇ100～320㎏ｆ／㎝2化工、石油工业用锻造高压阀门、管件和紧固件技术条件》的有关规定。

4.0.3管件及紧固件使用前应核对制造厂的质量说明书，并确认下列项目符合国家或行业技术标准：

4.0.3.1化学成分； 4.0.3.2热处理后的机械性能 4.0.3.3合金钢管件金相分析结果 4.0.3.4高压管件及紧固件的无损探伤结果

4.0.4管件及紧固件外观检查应符合相关要求及规定。4.0.4.1法兰密封面应平整光滑，不得有行刺及径向沟槽，法兰螺纹部分应完整无损伤，凹凸面法兰应能自然嵌合，凸面的高度不得低于凹槽的深度，平焊法兰，对焊法兰的尺寸允许偏差应符合相关要求及规定；

4.0.4.2螺栓及螺母的螺纹应完整、无伤痕、无毛刺等缺陷，螺栓与螺母应配合良好，无松动或卡涩现象。

4.0.4.3高压螺栓、螺母的检查应按下列规定进行，其硬度值、机械性能应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》的要求：

（1）螺栓、螺母应每批各取两根（个）进行硬度检查，若有不合格，须加倍检查，如仍有不合格则应逐根（个）检查；

（2）螺母硬度不者不得使用；

（3）硬度不合格的螺栓应取该批中硬度值最高、最低各一根校验机械性能，若有不合格，再取其硬度最接近的螺栓加倍校验，如仍有不合格，则该批螺栓不得使用；

4.0.4.4集输管道所用弯管应选用热煨弯、高频弯、热冲压弯等工艺制造，公称直径150～500㎜，其弯曲半径应大于或等于4倍公称直径，公称直径为600～700㎜，其弯曲半径应大于或等于5倍公称直径，阀室管道所用弯头的弯曲半径应为1.5倍公称直径；

4.0.4.5用于输送有应力腐蚀介质的碳素钢、合金钢管道的弯管，弯曲半径应大于5倍公称直径，冷弯弯曲后应进行应力消除；

4.0.4.6钢板卷制的热冲压弯管其内径应和相应的管道内径一致；

4.0.4.7高频加热弯制的弯管，其表面硬度值应符合原母材硬度值的要求；

4.0.4.8弯管内外表面应光滑、无裂纹、疤痕、折皱、鼓包等缺陷；

4.0.4.9弯头端面坡口尺寸应符合本规范的相关要求及规定； 4.0.4.10弯管及异径管制尺寸偏差应符合相关要求及规定； 4.0.4.11焊接三通应符合以下规定：（1）主管按支管实际内径开孔，孔壁应平整、光滑、孔径偏差为±0.5㎜；

（2）支管端面和主管开孔处表面应严密吻合；

（3）主、支管组焊时，支管内径必须对正主管开孔口，错口不应大于0.5㎜；

（4）高压三通支管倾斜度应不大于其高度的0.6%；且不大于1㎜；中压三通支管倾斜度应不大于其高度的1%；且不大于3㎜；

（5）三通焊缝检验应按三通设计图的规定进行。

5、管沟开挖及复测

5.0.1管沟开挖前必须由设计单位进行管道设计平面图、管道纵断面图及设计说明书的设计交底和现场交桩。

5.0.2管道穿越公路、铁路、河流、沟渠等除测量纵断面之外，当穿越复杂地形时，还应补测平面、横断面。

5.0.3在管道埋深合格的条件下，根据土质类别、地形起伏，每公里管线纵向转角总度数，山区管线应小于等于900°，一般地形应小于等于600°；小于等于3°的纵向转角在测量时可以调整到两端纵向转角内。

5.0.4管沟开挖应符合下列要求：

5.0.4.1管沟开挖应根据管沟纵断面测量成果表进行开挖中心线及沟边线；

5.0.4.2管沟开挖应保留控制桩及沟边灰线；

5.0.4.3管沟开挖前应清除各种障碍物，并进行青苗处理； 5.0.4.4管沟开挖前，施工员必须向有关人员进行管沟的挖深、横断面、沟壁坡度、弃土位置、施工便道、地下隐蔽障碍物、管沟中心线、挖深偏差等技术交底；

5.0.4.5管道施工临时占地宽度应根据管道直径、土质类别、挖方量、开挖方法确定，丘陵地形管道施工临时占地宽度不宜超过以下规定：

DN≤200㎜

占地宽度≤12ｍ 200＜DN≤400㎜

占地宽度≤18ｍ 400＜DN≤700㎜

占地宽度≤20ｍ

平原地区采用机械挖沟上组焊管道时，其临时占地宽度应小于20ｍ。

5.0.4.6管沟深度小于等于3ｍ时，管沟沟底宽度应符合相关要求及规定；

5.0.4.7沟壁不加支撑，管沟开挖深度小于5ｍ，其管沟沟壁坡度应符合相关要求规定；

5.0.4.8旱耕地管沟开挖时，应将耕地表面耕植土、下层土壤及岩石等分别弃土；

5.0.4.9水田管沟开挖时，应根据临时占地宽度扎埂、排水，然后开挖，并有排水措施；

5.0.4.10石方地段管沟爆破开挖时，应取得当地有关部门爆破许可证，有安全措施，根据爆破安全规程进行爆破及开挖；

5.0.4.11管沟开挖完工后，应进行验收，沟底平直、转角、无塌方、无积水，在任意20ｍ管沟内，管沟开挖允许偏差应符合相关要求及规范；

5.0.4.12管沟复测的管沟纵断面测量成果表内容必须符合管道设计说明书、线路平面图、管道防腐结构、管壁厚度、材质、埋深及转角数等设计要求。

6、弯管、钢管下料及管口加工

6.0.1弯管及钢管下料必须符合管沟纵断面测量成果表的要求，其转角必须符合以下规定：

6.0.1.1转角为3°～5°两直管用斜口连接； 6.0.1.2转角大于5°配置相应度数的预制弯管。

6.0.2弯管和斜口下料允许偏差为±2㎜，直管下料允许偏差为±L／100（L为下料长度），应检查两端管口的圆度，并符合要求。

6.0.3管道穿越铁路、公路、河流，其穿越长度小于等于10ｍ时，下料时中间不宜出现环形焊缝。

6.0.4焊缝的位置应避开应力集中区，并便于焊接和热处理，一般应符合下列规定：

6.0.4.1不应在焊缝及其边缘上开孔；

6.0.4.2螺旋焊缝钢管对接时，两丁字焊缝最小距离应大于100㎜。

6.0.5管口宜采用机械切割、气割等方法，采用切割加工的坡口，必须除去坡口表面的氧化皮，并打磨平整。

6.0.6管口打磨后，钝边应经过平板检查，平板同钝边最大间隙应小于1㎜。

6.0.7当钢管（薄件）壁厚小于等于10㎜，厚度差大于3㎜，或者钢管壁厚大于10㎜，厚度差大于薄件厚度的30%或者5㎜超过，坡口形式必须符合相关要求及规定。

6.0.8直管段两相邻环焊缝间距应大于管子外径的1.5倍，且不小于150㎜。

7、组对及焊接

7.1.1管口的坡口形式和组对尺寸应符合焊接工艺评定及下列规定：

7.1.1.1上向焊管口组对形式应符合相关要求及规定，坡口尺寸应符合相关要求及规定。

7.1.1.2下向焊坡口组对型式应符合相关要求及规定，坡口尺寸应符合相关要求及规定。

7.1.2管口组对前，应将管内浮锈，泥沙杂物清除干净；下班时，必须用盲板将待焊管口封好。

7.1.3壁厚相同的管口组对时，应将内壁对齐，并符合以下规定：

7.1.3.1Ⅰ、Ⅱ级焊缝的管口其错边量不应超过管壁厚度的15%且不行大于1.5㎜。

7.1.3.2Ⅲ级焊缝的管口其错边量不应超过管壁厚度的15%且不得大于1.5㎜。

7.1.4壁厚不同的管口组对应符合以下规定： 7.1.4.1有缝弯头同直管组对应内壁对齐； 7.1.4.2无缝弯头同直管组对应外壁对齐；

7.1.5管口组对时，应采用外对口卡具组对，组对时应将坡口及坡口内外两侧不小于20㎜范围的底漆、垢锈、毛刺清理干净。

7.2焊接工艺评定

7.2.1对首次使用的焊接钢材，在确认材料的可焊生之后，其焊接工艺评定应符合SYJ4052－92《油气管道焊接工艺评定方法》的规定。

7.2.2焊工施焊应以焊接工艺说明书为依据，焊接工艺说明书应以经评定合格并审查批准的焊接工艺评定报告为依据。

7.2.3从事管道焊接的焊工，必须持有本单位焊工考试委员会发给的管道焊工考试合格证；焊工施焊的钢材种类、焊接方法、焊接位置、有效期等均应与焊工本人考试合格证相符。

7.3焊接

7.3.1下列管道焊缝应进行氩弧焊封底，封底后的焊缝应及时进行填充焊：

7.3.1.1穿跨越铁路、河流、四级以上公路的管道焊缝及穿跨越河道等地段的焊缝；

7.3.1.2含硫天然气管道焊缝及设计压力≥6.4MPａ的净化天然气管道焊缝；

7.3.1.3同阀门焊接的焊缝。

7.3.2管道焊接宜采用上向焊、下向焊、气体保护焊等工艺，其电流、焊接速度、焊条直径、焊接层数，必须符合焊接工艺说明书的规定。

7.3.3使用焊条时，应根据不同牌号的焊条说明书所规定烘烤温度、时间，进行烘烤，并在保温筒内保温，重复烘烤焊条的次数不得超过两次。

7.3.4定位焊的长度、厚度及定位焊缝之间的距离应以接头固定不移动为基础，定位焊的工艺所用焊材应符合焊接工艺说明书的规定。

7.3.5每道焊缝必须连续一次焊完，相邻焊道的起点位置应错开20～30㎜。

7.3.6管道施焊环境应符合下列规定：

7.3.6.1当焊接环境出现下列任何一种情况时若无有效防护措施严禁施焊；

（1）手工电弧焊风速大于等于8ｍ／ｓ；（2）气体保护焊风速大于等于2ｍ／ｓ；（3）相对温度大于90%；（4）雨雪环境。

7.3.6.2当焊件温度在－5℃时，应在始焊处100㎜范围内预热到15℃左右。

7.3.7焊接时，严禁在焊件表面或非施焊处引弧，并注意起弧、收弧处的质量，收弧时应将弧坑填满。

7.3.8每条焊缝焊完后，应在管顶离焊缝100㎜处打上焊工代号钢印。

7.4焊前预热及焊后热处理

7.4.1为降低焊接接头的残余应力，防止产生裂纹，改善焊缝和热影响区金属的组织与性能，应根据焊接工艺评定、结构刚性及要求的使用条件，综合参考进行150～200℃焊前预热和600～650℃焊后热处理，焊后热处理应以热处理工艺依据。

7.4.2焊后热处理的加热速度、恒温时间及冷却速度应符合下列规定：

7.4.2.1加热速度：升温到300℃后，加热速度不应超过220×25÷δ℃／ｈ且不大于220℃／ｈ（Δ为壁厚㎜）；

7.4.2.2恒温时间：碳素钢每毫米壁厚恒温时间为2～2.5ｍｉｎ，合金钢每毫米壁厚恒温时间为3min，且不小于30 min；

7.4.2.3冷却速度：恒温后的冷却速度不应超过275×25÷δ℃／h，且不大于275℃／h，冷却到300℃后，即可在空气中冷却。

7.4.3当环境温度低于0℃时，预热温度应比有关要求预热温度适当提高。

7.4.4要求焊前预热的焊件，在焊接过程中的层间温度不应低于预热温度。

7.4.5要求焊后热处理的焊缝必须经无损探伤合格。7.4.6预热的加热范围，以对口中心线为基准，每侧不应小于管壁的3倍；热处理的加热范围，每侧不应小于焊缝管壁的3倍。

7.4.7焊缝接头经热处理后，应测硬度，并作好记录及标记，焊缝及热影响区的硬度值其极限值分为二级：Ⅰ级应小于或等于HB200；Ⅱ级应小于或等于HB225。

7.4.8当设计没有明确要求时，经热处理焊缝硬度检查数量应符合以下规定：

7.4.8.1管径小于等于57㎜时，检查数量为热处理焊缝总数的5%；

7.4.8.2当管径大于57㎜时，检查数量为热处理焊缝总数的10%；

7.4.8.3焊缝硬度值的检查，每条焊缝打一处，每处打三点(焊缝，热影响区和母材)。

7.4.9热处理后的焊缝其硬度值超过规定时，该焊缝应重新进行热处理，每条焊缝热处理次数不能超过两次。

7.5焊缝检验

7.5.1焊缝表面质量的外观检查应在焊缝无损探伤，热处理、硬度和严密性试验之前进行，其表面质量应符合下列规定：

7.5.1.1焊缝宽度应每边超出坡口1～2㎜，宽度差≤3㎜； 7.5.1.2咬边深度不得大于0.5㎜，在任意300㎜连续焊缝中，咬边长度不得大于50㎜；

7.5.1.3焊缝表面不得有裂纹、凹陷、气孔、夹渣和熔合性飞溅等缺陷；

7.5.1.4焊缝余高：上向焊h≤1+0.1C，且局部不大于3㎜，长度不大于30㎜，下向焊h=0～1.6㎜，且局部不大于3㎜，长度不大于50㎜，自动焊h=0～3㎜(h为焊缝余高，C为焊缝宽度)。

7.5.2焊缝无损探伤应由有相应级别的合格证的持证人员进行。

7.5.3管道焊缝无损探伤比例应按设计要求进行当设计没有规定时，每个焊工所焊的焊缝无损探伤数量及合格等级应符合相关要求及规定。

7.5.4管道焊缝射线探伤应符合GB／T12605《钢管环缝熔化焊对接接头射线透照工艺和质量分级》的规定，超声波探伤应符合GB11345《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果的分级》的规定。

7.5.5对于设计压力小于16等于Mpa的管道，其焊缝经X射线抽查若发现不合格时，应对被抽查焊工所焊的焊缝加倍探伤；若仍有不合格则应对该焊工所焊的全部剩余焊缝进行无损探伤。

7.5.6不合格的焊缝应进行返修，返修后应按原规定进行检查，每处焊缝返修不得超过两次，如超过两次，必须经单位技术负责人审批，提出措施才能返修，但最多不得超过三次。

7.5.7焊缝经无损探伤后，应在离焊缝中心100㎜管顶部打上探伤工代号。

7.5.8无损探伤资料，施工单位应保管七年。

7.5.9穿跨越河流、铁路、公路的管道焊缝应经100%射线探伤，合格等级达到Ⅱ级。

7.5.10经清管试压后的管段，其相互连接的死口焊缝应经100%射线探伤并符合设计要求。

8、管道工厂防腐及现场补口补伤

8.0.1 管道防腐及补口补伤，其结构、等级及所用防腐材料除应符合设计要求外，还应符合相应的施工及验收规范。

8.0.2石油沥青防腐施工应符合SYJ4020《埋地钢质管道石油沥青防腐层施工及验收规范》的规定。

8.0.3环氧煤沥青防腐层施工应符合SYJ4010《埋地钢质管道环氧煤沥青支施工及验收规范》的规定。

8.0.4胶粘带防腐层施工应符合SY4014《埋地钢质管道 聚乙烯胶粘带防腐层施工及验收规范》的规定。

8.0.5包覆防腐层施工 符合SYJ4013《埋地钢质管道包横征暴敛聚乙烯防腐层施工及验收规范》的规定。

8.0.6 管道现场防腐，补口补伤应符合SY4058《埋地钢质管道外防腐层和保温层现场补口补伤施工及验收规范》的规定。

8.0.7现场防腐层钢管堆放、装卸、拉运必须用软垫子保护接触面。

8.0.8集输管道阴极保护施工应符合SYJ4006《长输管道阴极保护施工及验收规范》的规定。

9、管段下沟、回填

9．0．1管段下沟之前，其防腐层必须完好无损并经电火花检验。

9.0.2管段下沟之前，沟底应清理平整，石方沟底应填厚细土，水田沟底应无积水。9.0.3管段下沟之后应及时回填，并注意将悬空处填实石方地带管沟回填应分为两次进行，第一次回填细土至管子顶部900㎜并适当夯实，应使管道防腐层得到保护，第二次回填其他土质及地貌恢复；最大悬空长度应符合其相关要求及规定。

9.0.4管道下沟回填时，应及时输隐蔽工程验收手续。9.0.5管道回填之后应及时砌筑堡坎、护坡及埋设里程桩等。

10清管及试压

10.0.1管道安装完毕后必须进行清管、强度和严密性试验。10.0.2管道清管试压必须依据清管试压技术措施进行，其措施应经有关部门批准。

10.0.3管段清管试压可分段进行，分段长一般以10～15公里为宜。

10.0.4管道试压介质应为空气或水，强度试验宜以水为介质，强度试验后应进行严密性试验。

10.0.5以空气为介质的管道强度试验压力应为1.25倍设计压力，以水为介质的人口稠密地区强度试压应为1.5倍设计压力。严密性试验压力应为设计压力。

10.0.6管道以空气为介质试压时，升压应均匀缓慢进行，每小时升压不得超过1Mpa，当强度试验压力大于3Mpa时，分三次升压，分别在30%、60%的压力时各稳压半小时之后对管道进行检查，若未发现问题，可继续升至强度试验压力，稳压6小时，压降率不大于1%为合格；然后将压力降至设计压力进行严密性实验，稳压24小时后对全线进行详细检查，无渗漏、压降率不大于1%为合格。

10.0.7以水为介质进行管道强度试验时，应尽量排除管道内部空气，升压要求、稳压时间、压降率等均按相关规定执行。

10.0.8阀室、小型穿越、跨越，可连管道一起进行清管试压。10.0.9管道分段试压时，在其两端应安装压力表和温度计各2支，压力表应经校验合格，其精度应不低于1.5级，温度计分度值应小于1℃。

10.0.10管道清管应在试压之前进行，使用清管球或清管器时，其直径应比管道内径有一定的过盈量，清管时必须使管内的泥土、杂物清除干净。

10.0.11以气体为介质的强度和严密性试压稳压时间内的压降率按下式计算：

△P=100(1-P2T1╱P1T2)% 式中：△P—压降率，% P1—稳压开始时首端和未端试验介质平均压力Mpa P2—稳压终了时首端和未端试验介质平均压力，Mpa T1—稳压开始时首端和未端试验介质平均绝对温度K T2—稳压终子时首端和未端试验介质平均绝对温度K

11、工程竣工验收

11.0.1集输管道工程竣工后，建设单位应根据本规范和设计要求，组织施工单位和设计单位共同对集输管道进行检查和验收。11.0.2天然气管道工程竣工后，施工单位应提供下列技术资料。

11.0.2.1管道敷设竣工图；

11.0.2.2管材、管件出厂质量说明书； 11.0.2.3施工图修改通知单； 11.0.2.4施工变更联络单； 11.0.2.5材料改代联络单；

11.0.2.6焊接工艺及技能评定试验报告； 11.0.2.7防腐绝缘(保温)施工记录； 11.0.2.8无损探伤报告； 11.0.2.9隐蔽工程记录； 11.0.2.10阀门试压记录； 11.0.2.11管道试压记录；

第四篇：国内外天然气集输技术现状

国内外天然气集输技术现状

摘要：天然气热效率高，环境效益好，发展利用天然气成为当今世界能源发展的潮流。本文重点论述了国内外天然气矿场集输现状，矿场集输管网现状，天然气脱水，脱烃，脱硫技术现状。并认为超音速脱水技术将成为天然气脱水技术的发展趋势。

关键词：国内外

矿场集输 集输管网 脱水 脱烃 脱硫

LNG 技术现状

近年来，随着我国天然气工业的快速发展，引进了许多国外的先进工艺和设备。天然气将是21世纪举足轻重的优质能源。随着天然气勘探、开发、储运和利用技术的进步以及对环境问题的日渐关注，世界各国竞相发展天然气工业已经成为当代进步的大潮流。目前已经知道的可以开采的天然气资源比石油资源丰富。世界天然气探明和未探明的资源量达到了400×1012m3，美国的产气量最大，5556× 108m3，占世界总产量 22.9%；俄罗斯探明的天然气的储量最大，储量为48.14× 1012m3，占世界总储量32.1%。在2020年世界产气量将达4.59× 1012m3。而我国已发现193个气田，探明的天然气地质储量为4.4937×1012m3，气层气有3.3727×1012m3，溶解气为1.121×1012m3。天然气可采储量达到2.570433×1012m，其中气层气占2.2002×1012m，溶解气占3702×108m3。天然气在我国的能源消费结构中比重稳步上升，1999年，陕京管线给北京提出年供气24×

1018m3，可以确保需求30年。

一． 天然气矿场集输现状

1．井场装置

我国气田在地理地貌条件、工矿和介质方面差别很大，有深层异常高压、高温、高产气田，有大面积分布的低渗低产气田，有高含、气田，有富含凝析油的深层凝析气田等，而且大多数主力气田位于我国中西部，地处沙漠戈壁，荒无人烟，环境条件十分恶劣，交通非常不便，而有的则位于人口稠密地区，位于广阔海洋，针对不同类型气田特点，形成了各种矿场集输主体工艺技术。

目前，矿场上采用的井场装置流程通常有两种类型，也是比较典型的流程，一种是加热天然气防止水合物形成的流程，另一种是向天然气注入抑制剂防止水合物形成的流程。

2．单井集输流程

我国目前采用的常温分离单井集输工艺流程有两种一种是三相分离，另一种是气液分离。

3．多井集输流程

常温分离单井集输工艺流程同常温单井类似。对于压力高，产量大，硫化氢和二氧化碳含量高以及凝析油含量高的天然气多采用低温分离流程。

二．矿场集输管网现状

集输管线热力条件的选择 根据中国多数油田生产“三高”原油（含蜡量高、凝固点高、粘度高）的具体情况,为使集输过程中油、气、水不凝，作到低粘度,安全输送，从油井井口至计量站或接转站间，一般采用加热集输。主要方法有：①井口设置水套加热炉，并在管线上配置加热炉，加热油气；②井口和出油管线用蒸汽或热水伴热；③从井口掺入热水或热油等。不加热集输是近几年发展起来的一项技术，能获得很好的技术经济效益。除油井产物有足够的温度或含水率，已具备不需加热的有利条件外，还应根据情况，选用以下技术措施：①周期性地从井口向出油管线、集油管线投橡胶球或化学剂球清蜡,同时,管线须深埋或进行保温；②选择一部分含水油井从井口加入化学剂，以便在管线内破乳、减摩阻、降

粘；③连续地从井口掺入常温水（可含少量化学剂）集输。在接转站以后，一般均需加热输送。

集输管线的路径选择要求：①根据井、站位置；②线路尽可能短而直，设置必要的穿跨越工程；③综合考虑沿线地形、地物以及同其他管线的关系；④满足工艺需要，并设置相应的清扫管线和处理事故的设施。

天然气产品具有不同于其他一般商品的特殊性，具体表现在管道输送是天然气陆上长距离运输和区域性配气的唯一方式；LNG 是跨洋运输的唯一形式，而且离岸前和到岸后，仍然全部依托管网；供需两波动的调节主要依靠井口产能、输气管道存量空间和储气库的容量空间；输气管存的气量依然是调节供需波动和应急预案的基本手段。这些特点表明天然气产品在运输、储存和销售等环节都必须依赖天然气管道，从而决定了天然气行业的经济特性。“十二五”规划提出，要优化能源开发布局，合理规划建设能源储备设施，完善石油储备体系，加强天然气和煤炭储备与调峰应急能力建设；加强能源输送通道建设，加快西北、东北、西南和海上进口油气战略通道建设，完成国内油气主干管网。统筹天然气进口管道，液化天然气接收站、跨区域骨干输气网和配气管网建设，初步形成天然气、煤层气、煤制气协调发展的供气格局。具体来说，今后五年，要建设中哈原油管道二期，中缅油气管道境内段、中亚天然气管道二期，以及西气东输三线、四线工程。输油气管道总长度达到15 万公里左右，加快储气库建设。目前，全国性管网已具雏形。目前已初步形成以西气东输、陕京输气系统（一线，二线）、忠武线、涩宁兰等干线管道，以冀宁线、淮武线等联络管道为主框架的全国性天然气管网雏形，除川渝、华北、长江三角洲等区域性管网比较完善外，其他区域性管网仍显薄弱。

三． 天然气脱水技术现状

目前，国外天然气脱水应用最多的方法是溶剂吸收法中的甘醇法。国内中石油股份公司内天然气集输系统采用的脱水设备主要有长庆油 田的三甘醇脱水净化系统；西南油气田分公司的J—T阀低温分离系统；大庆油田的透平膨胀机脱水系统；塔里木气田的分子筛脱水及低温分离脱水系统。目前存在的装置相对复杂、系统运行成本高、三甘醇的处理和再生难以解决及环境污染等问题。天然气脱水的几种主要方法

(1)低温冷凝脱水 该方法采用各种方法把高压天然气节流降压致冷，用低温分离法从天然气中回收凝析液。这种方法是国内气田中除三甘醇法外应用较多的天然气脱水工艺。长庆采气二厂、塔里木克拉等均采用该方法，它具有工艺简单、设备较少等优点，但也有耗能高、水露点高等缺点。

(2)J-T阀和透平膨胀机 J—T阀和透平膨胀机脱水属于低温冷凝方法脱水。对于高压天然气，冷却脱水是非常经济的。例如大庆油田目前采用很多透平膨胀机脱水，四川的卧龙河和中坝气田则使用了J—T阀脱水。

(3)三甘醇脱水 三甘醇脱水属于溶剂吸收法脱水，在天然气工业中得到了广泛的应用。这种脱水系统包括分离器、吸收塔和三甘醇再生系统。目前，国内的橇装三甘醇脱水系统多从国外引进。虽然性能很好，但是也存在很多问题。如一次性投资比较大；各种零配件和消耗品不易购买，而且价格昂贵；计量标准与我国现行标准不同；测量系统不适合我国的天然气性质等。(4)分子筛脱水

（5)超音速脱水 作为新型脱水技术的超音速脱水，国外主要是在壳牌石油公司支持下开展研究，包括计算机数值模拟、实验室研究和现场试验研究。基础 的

实验研究和数值模拟研究主要在荷兰的埃因霍恩科技大学等几所大学中进行；现场的试验研究正在荷兰(1998年)、尼 日利亚(2000年)和挪威(2002年)的天然气气田和海上平台进行主要验证系统长期稳定工作的能力，并在实际应用中进行不断的改进。所有的研究都取得了满意的结果。目前，这项技术已经进入商业应用状态。

四．天然气脱烃技术现状

（1）根据是否回收乙烷，轻烃回收装置可分为两大类：一类以回收C2+为目的；另一类以回收C3+为目的。目前国内油气田大部分轻烃回收装置主要以回收C3+，生产液化石油气等产品为设计目标。当前,国内外已开发成功的轻烃回收新技术有:轻油回流、涡流管、气波机、膜分离、变压吸附技术(PSA)、直接换热(DHX)技术等。这些新技术最主要的优势还是表现在节能降耗和提高轻烃收率两方面,它们代表了轻烃回收技术的发展方向。

（2）轻油回流：轻油回流是利用油的吸收作用,通过增加一台轻油回流泵将液化气塔后的部分轻油返注入蒸发器之前,提高液化率。这一方法增加了制冷系统的冷负荷,但与提高分离压力相比所需的能耗较低,对外冷法工艺不失为一种简单有效的方法。研究表明,轻油回流主要用于外冷浅冷工艺,且在较低压力下的经济效益比在较高压力下显著。

（3）涡流管技术：涡流管技术早在20世纪30年代国外就对其进行了研究,但直到80 年代才用于回收天然气中的轻烃。由于涡流管具有结构紧凑、体积小、重量轻、易加工、无运动部件、不需要吸收(附)剂、无需定期检修、成本低、安全可靠、可迅速开停车、易于调节和C3 +收率高等优点,故国外已将涡流管技术用于天然气轻烃回收,特别是对边远油气田具有其它方法难以取代的使用价值。天然气靠自身的压力通过涡流管时被分为冷、热流股,构成一个封闭的能量循环系统,可有效回收天然气中的液烃,脱除天然气中的水分,从而获得干燥的天然气。

（4）气波机技术：采用气波机技术可以回收天然气中的部分轻烃。大连理工大学已开发出了气波机脱水的成套技术。

（5）膜分离技术：近年在国外膜分离技术应用于气体分离有较大发展。用于气体分离的膜材料按材质大致分为多孔质膜和非多孔质膜,它们的渗透机理完全不同。多孔质膜分离是依靠各种气体分子渗透速度的不同达到分离目的；而非多孔质膜分离属溶解扩散机理,气体渗透过程分为三个阶段:气体分子溶解于膜表面；溶解的气体分子在膜内扩散、移动；气体分子从膜的另一侧解吸。目前轻烃回收包括其它气体分离上常用的是非多孔质膜。膜分离技术在轻烃回收和天然气脱水方面的应用具有很好的发展前景。据国外预测,气体分离膜将是21世纪产业的基础技术之一。

（6）PSA技术

（7）直接换热工艺 五．天然气脱硫技术

1、溶剂吸收法

（1）醇胺法

MDEA具有使用浓度高、酸气负荷大、腐蚀性弱、抗降解能力强、脱H2S选择性高、能耗低等优点，现已取代了MEA和DEA，应用相当普遍。a.MEDA法：普光气田的天然气为高含硫天然气，其中H2S含量为14．14％；CO2含量为8．63％。以MDEA溶液为溶剂，采用溶剂串级吸收工艺。b.砜胺法

迄今砜胺法仍是最有效的净化方法。但砜胺溶剂对重烃有很强的溶解能力。且不

易通过闪蒸而释出，故重烃含量较高的原料气不宜采用砜胺溶剂。

(2)配方型溶剂脱硫工艺

a位阻胺配方溶剂脱硫工艺

.Exxon公司开发的Flexsorb系列配方溶剂是目前唯一实现工业化的以空间位阻胺为基础的选择性脱硫溶剂。目前为止已开发Flexsorb SE、Flexsorb SE+、Flexsorb混合SE、Flexsorb PS和Flexsorb HP 5个系列，酸气处理量和传质速率高；溶剂负荷高，因而溶剂循环量较低；抗发泡、腐蚀和降解能力强。b.混合胺溶剂工艺

我国蜀南气矿荣县天然气净化厂通过在MDEA中添加一种空间位阻胺TBEE形成混合胺，可避免传统叔胺所具有的某些不足，新的混合胺剂与CO：的反应速率更低；对H2S的吸收速率极高，在CO：含量很高的原料气中选择脱除H2s非常有利。国外Bryan公司用MDEM DEA脱除高含C02天然气，将原来采用的DEA溶剂置换为MDEM DEA混合胺溶剂，用MDEM DEA混合胺净化的产品气中H2s和CO：浓度均可达到管输标准，在没有增加设备的基础上大大提高了装置的处理能力和效率。俄罗斯阿斯特拉罕气田天然气中H2S含量高达26％，20世纪90年代阿斯特拉罕天然气加工厂在采用的SNPA—DEA工艺的基础上将吸收剂由DEA改为DEA+MDEA混合溶液。c.活化MDEA d.UCARSOL系列工艺

e.Gas／Spec系列溶剂Dow化学公司生产的一系列的以Gas／Spec为牌号的专用配方溶剂Gas／Spec SS、Gas／Spec SS一

2、Gas／Spec CS溶剂具有选择性脱硫的能力，与MEA、DEA相比硫容量高，溶剂循环量低、能耗低、溶剂损耗低。

2、膜分离法美国一套采用上述串级流程的天然气处理装置先用Separex膜分离器把原料气中的H2S含量从20％降至3％；然后再以醇胺法处理，而酸气中的H2s浓度则达到71．6％。该工艺特别适合高含酸性组分的天然气的净化处理，具有广阔的发展前景。

3、其他脱硫方法

天然气的输送通常采用管道输送和LNG输送,凡管道能直达的地区,以管道输送为好，当管道难以直达或敷设管道不经济时,特别是跨洋运输天然气,则以液化天然气形式采用油轮运输较为经济。LNG应用领域广,每个方面均存在LNG储运问题。只有开展各方面的配套研究,才能起到天然气“西气东输”带动经济发展的目的。参考文献：［1］四川石油设计院

.国外液化天然气(LNG)工业技术

［2］刘丽，陈勇，康元熙等，天然气膜法脱水工业过程开发

［3］沈春红.夏道宏 国内外脱硫技术进展

［4］陈赓良 我国天然气净化工艺的现状与展望

第五篇：天然气长输管道施工技术总结

安徽深燃项目施工技术总结

尊敬的分公司领导，我项目部自今年9月20日正式开工以来，项目部各项工作目前除管道穿跨越工程、试压吹扫工作及地貌恢复工作尚未进行外，其余大部分工作都在有序进行中。现将安徽深燃长丰乡镇天然气管道输配系统工程工序及经验做一下小结，以供参考。

一、测量放线

本工程管道所经位置较偏僻且障碍较多，施工属野外作业，施工时为保证连续施工，必须提前扫除沿途障碍。施工作业带宽度一般由设计单位确定，既要保证施工方便，又要防止造成耕地浪费。故我方按照规定，作业带宽度一般以14-16米为宜，但穿跨越及沟渠埋深处，可考虑16-20米。

放线时应放出曲率半径满足设计的圆滑曲线，在地势起伏处及管道弹性敷设段还需打加密桩，用于指导布管,主线路与管道、光缆等隐蔽工程交叉时，应在交叉出做出明显标志。放线时，应放出施工作业带边界线和中心线三条线，并撒白灰标记。

二、防腐钢管的倒运与布管

管道倒运及布管时应保证不损坏防腐层，吊装时用专用钩夹钩吊管道两端管口，也可以用钢丝绳穿套胶管或用尼龙吊带，钢管堆放时应铺垫沙袋或软垫。布管时，如果地表坚硬或有石块，需对地表进行清理，不能将管道从拖拉机上直接滚下。管道之间应错开一个管口，方便管内清扫、坡口清理及起吊。吊装防腐钢管时，还需注意保护管口不受破坏，以免影响对口及焊接质量。

三、管道的组队及焊接

组对前，可使用自制清管器对进行管内清扫，管口清理使用电动钢丝刷及磨光机。组对时避免强力校正管道错口及保护防腐层，每日施工结束后应将焊好管段进行封口处理，避免杂物进入。管子组对使用挖机和外对口器进行，现场取土方便，可将管道用土推垫高50公分左右，方便继续组对焊接、无损检测和防腐补口等工作。对口时，坡口角度、钝边、对口间隙及错边量应达到设计要求，同时为保证通球扫线，所用弯头曲率半径应大于等于5倍公称直径。

管道焊接采用下向焊接方式，焊条打底，焊丝盖面。焊条采用E6010 3.2纤维素焊条，焊丝采用E7018 2.0焊丝。焊工必须经过专业培训，并通过考试合格后方可上岗。

四、无损检测

焊缝按照SY4056-93和SY4065-93标准执行，进行100%射线探伤和100%超声波探伤。外观检验合格的焊口，在焊缝上游距离焊缝60公分处用白色记号笔进行编号，编号方法为工程地区拼音首字母+施工单位拼音首字母+桩号+焊口序号，此方法标记清晰，有助于单位工程的划分，焊口数量的统计及里程桩的埋设。不合格的焊口应尽早安排返修，返修长度应大于5公分，当返修焊缝总长度大于周长的30%或焊缝表面及内部裂纹大于周长的8%或裂纹间距小于20公分或同一部位返修次数超过两次，应割去重焊。

五、管道防腐绝缘及补口补伤

钢管防腐绝缘层的质量直接关系到长输管道的安全运行及使用寿命，所以防腐绝缘须严格执行国家标准。钢管要有出厂合格证，到场时须对防腐成品管进行检查验收，并用电火花检测仪检查绝缘的可靠性。

防腐补口补伤时，除锈按设计要求须达到Sa2.5级，采用聚乙烯热收缩套补口方式。

六、管沟开挖

管沟开挖按设计蓝图及并结合现场实际情况进行，管沟边坡按地下水位及土壤类别 情况确定，要能保证不塌方。管沟开挖的深度按要求应达到1.8米。沟底焊接弯头、死口处为方便施工，沟底宽度应每边增加1米，深度增加0.6米。开挖管沟时不可两边堆土，应将机械设备不易同行的一侧作为堆土侧，堆土距离沟边不小于0.5米，以防止塌方和管子落入沟中。

七、管道敷设及管沟回填、标志桩埋设

管道下沟前，管道须进行电火花检测，管沟须进行清理积水和塌方，保证管道在沟内不悬空。管道下沟采用两台机械平稳起吊，吊点避开焊缝，吊具选用尼龙吊带，动作要正确平稳，防止沟上管道出现溜管伤人。一次起吊不要太长，防止管道自重引起的弯曲破坏防腐绝缘层。

管道回填之前，特别注意检查阴极保护测量桩，其引线必须焊接牢固。对于未完工作量如连头处、阳极保护综合测试处须提前做好预留。管沟回填土必须清洁无垃圾杂物，回填土上方留有30公分沉降余量。

为提高施工的连续性，管沟回填后就可以就行里程桩和标志桩的埋设。标志桩和里程桩可以合并，每一公里一个。转角大于5度的拐点须设置转角桩，穿跨越、固定支墩与管道电缆交叉处需设置标志桩。

八、穿跨越工程

本工程的穿跨越段管道壁厚由6.3毫米增至7.1毫米，穿跨越段在施工之前必须进行强度和严密性试验，并用高压电火花检测仪测试其绝缘层是否合格。

对于公路及铁路，一般采用顶管穿越法。对于较大河流，一般采用水平定向钻机穿越法。对于小河流，可进行筑坝、排水开挖穿越，特别是小型公路和少水无水的河流，尽量采用大开挖方式穿越，九、管道分段试压及通球

管道试压应根据水源、排水条件等因素确定试压段，试压前应进行压缩空气通球清管，清管球最好选用带电子装置的电子清管器。若球受阻，可以适当提高运行压力，但严禁超过管道运行压力，无法排除故障时，可降至常压，采用开天窗法处理卡球故障。

试压充水采用水压推球充水，这样可以避免在管线高点开孔安装放空阀而削弱管道强度。试压升压应分阶段进行。对于试压中发现的问题，应将压力泄放至常压方可进行抢修作业，在升压过程中不得进行管道检查，特别在卡球情况下应做好操作人员的安全防范。值得一提的是山区和丘陵地带的输气管线由于水源困难、管道存在静水压力等因素，可采用气压试验代替水压试验。

十、管道整体试压及干燥

分段试压的管道连通后，应进行整体试压和全线吹扫，全线吹扫的吹扫口应选择地势较高，人眼稀少的地方，并进行严密监护，吹扫口及放空管必须有可靠的接地装置，以防静电引起火灾。输气管道投产前，应用吸湿剂对管道进行干燥。

十一、地貌恢复

地貌恢复为长输管道的最后一道工序，一般采用机械配合人工进行沟渠、道路及管沟的恢复，对于地势低洼、河流或沟渠处，还应在雨季来临之前进行水工保护，防止天长日久，水流冲垮管沟，管道暴露在外受损害。

完成了以上工序，也就完成了整个工程的全部施工。在实际施工中，我们应根据现场实际情况，掌握运用当今长输管道设计及施工的最新标准规范，并注意长输管道建设经验的积累和应用，不断提高长输管道的建设施工水平，为公司的发展贡献出自己的一份薄力。

雷江林 2012年12月9日