中俄天然气管道东线对目标市场的影响分析

中俄天然气管道东线的目标市场为我国东北、环渤海、长三角地区,由于各地区经济发展程度、资源禀赋、产业结构、区域位置不同,天然气发展程度差距较大。东北地区气源单一,气化进程较慢;环渤海地区气源多元,区域发展不平衡,季节性需求差距大;长三角地区气源多元,市场发展领先,价格承受能力较高。中俄天然气管道东线投产后对不同地区影响将有所不同,主要表现在:改变了东北地区的供应格局,拉低了环渤海地区资源供应成本,增加了长三角地区的气源竞争程度。对这些地区的影响存在共同点:提高了资源保障能力,增加了气源供应通道,推动了气化进程,增加了夏季资源富余程度。为了有效降低不利影响,应控制海外LNG资源采购成本,提前做好夏季富余资源流向处理方案,推进基础设施互联互通。

徐六泾深槽稳定性对中俄东线天然气管道长江盾构隧道的影响分析

在长江口徐六泾节点河段修建中俄东线天然气管道工程长江盾构隧道,其河床演变规律、尤其是徐六泾深槽的稳定性是工程设计关注点之一。采用实测资料分析结合物理模型试验的方法研究了徐六泾深槽的稳定性及其对长江盾构隧道的影响。结果表明:徐六泾节点河段基本具备建设过江隧道的宏观河势条件,2001~2018年河段总体呈冲刷且以冲槽为主;徐六泾深槽存在进一步冲刷下切并向下游发展的趋势,且河床具备形成相当规模局部冲刷坑的条件,需从工程设计及运行维护等方面予以考虑;隧道设计最深点隧顶高程按-60.2 m控制基本合理。

冻融作用对中俄东线天然气管道工程过境段边坡影响

中俄东线天然气输送工程是目前国内输气量最大的跨国输气管道,确保该段工程的安全平稳运行,对保障天然气供需双方的经济利益具有重要意义。通过对中俄东线天然气管道工程过境段边坡的现场监测,监测了过境段边坡1年内的坡体温度与位移变化,然后结合数值模拟手段,分析了冻融作用对边坡稳定性的影响,得到结果:过境段边坡表面1.5 m深度以内的土体容易受冻融作用影响,过境段边坡在经历首次冻融循环作用后坡面位移最大可达30 mm;边坡安全系数随着冻融循环次数的增加不断减小至一个稳定值,过境段边坡安全系数最大值为2.96,最小值为2.5。研究结果可为中俄东线天然气管道工程过境段边坡安全运行维护工作及工程服役性能研究提供参考。

中俄天然气合作及东线、西线及远东天然气管道建设

中俄能源合作是两国全面战略协作伙伴关系持续发展的重要内容。中俄油气互利合作将提升中国陆路能源安全,并助推俄罗斯东部资源开发。2019年底即将开通的中俄东部天然气管道对中国生态文明建设和居民"煤改气"改善能源消费结构、东北振兴将产生深远影响,也将极大影响中俄关系的发展。

节能环保型无溶剂环氧减阻内涂层技术——以中俄东线天然气管道工程黑河—长岭段为例

天然气管道涂敷内减阻涂层可以减小涡流区、降低湍流程度、提高输送效率、降低压气站能耗及运行费用。目前国内的涂层以溶剂型涂料为主,溶剂型涂料含有大量挥发的有机溶剂(VOC),不但会对人体健康产生危害,而且还有可能对自然环境造成污染;而无溶剂涂料不含VOC,各项机械性能和耐化学介质性能都明显优于前者。为了克服无溶剂环氧脆性大、抗弯曲性能差、涂料黏度过高及施工难度大等缺点,从涂料改性和改进喷涂工艺参数两个方面进行了研究,并在中俄东线天然气管道工程试验段开展了验证试验。研究结果表明:①固化剂对涂层的抗弯曲性能影响较大,较之于改性酚醛胺和脂肪族多元胺固化剂,聚酰胺类对增强涂层的抗弯曲性能效果显著;②环氧树脂分子结构的支链越短、分子量越小,黏度越低;③涂层生产宜采用常温下黏度小于10 Pa·s的树脂原料,并添加适量的稀释剂;④涂层生产过程中钢管内壁粗糙度宜控制在30~50μm,喷涂温度控制在50~70℃,喷涂压力需大于5 MPa,涂层厚度控制在65~160μm,可更好的保证涂层满足工程需求;⑤在中俄东线天然气管道工程中,应用无溶剂环氧减阻内涂层的节能效果显著。结论认为,该研究成果解决了无溶剂环氧涂料的施工以及涂层性能较差的问题,可以为无溶剂环氧减阻内涂层的应用提供技术支持。

中俄东线天然气管道黑河首站计量系统管汇偏流分析

中俄东线天然气管道是目前国内输气量最大的跨国输气管道,黑河首站是该管道在我国境内的首座站场,设有跨国天然气贸易计量比对设施。该设施含有多路计量支路,各计量支路的流量分配不均,有可能影响计量结果的可靠性与准确性。为了避免黑河首站计量系统管汇的偏流问题,采用有限元的方法,对该计量系统进行了流场分析和模拟。研究结果表明:①基于有限元模拟进行计量系统管汇安装方案设计,较之于工程上通过各支路沿程摩阻平衡来避免偏流的设计方法,提升了设计的精细度和可信度;②黑河首站在设计工况下,“同侧进出”安装形式能更有效地避免计量系统管汇偏流现象,刷新了多支路管汇常采用“异侧进出”安装形式避免偏流的认知经验;③不同备用支路选择会对偏流效果产生影响,黑河首站“同侧进出”的安装形式中,第1、2支路备用时,偏流量最小;④基于分析结果确定了黑河首站计量系统的安装形式及推荐运行方案。结论认为,该研究成果有助于确保黑河首站比对计量系统的准确性、保障供需双方的经济利益,还可以为其他跨国天然气贸易计量比对系统管汇偏流问题的解决提供借鉴。

中俄东线天然气管道天然气质量分析与计量技术

天然气质量涉及在输送和使用过程中与安全卫生、环境保护以及经济利益相关指标的要求,而天然气计量则直接与购销双方天然气气量结算的金额有关。因此,天然气的质量分析和流量计量在天然气工业中具有重要的作用和意义。在跨国管道天然气贸易交接中,购销双方除了关注天然气价格以外,还会重点围绕天然气质量分析和流量计量开展技术谈判。为此,分析了中俄东线天然气管道技术谈判过程中所关注的天然气质量分析与流量计量技术问题,并从采用的方法标准、气质检测项目及其指标、流量计和辅助设施配置及其指标、取样口设置、在线分析仪器配置和分析及计量结果溯源性等关键技术方面进行了归纳和总结。研究结果表明:①明确了天然气质量分析与流量计量采标原则,使得在确定计量协议中的具体技术内容时有标可依;②确定了天然气质量分析中涉及的检测项目及其指标、取样口的设置、在线分析设备的配置、分析结果溯源性和保证措施,确保了其结果的准确性与可靠性;③确定了计量系统指标要求、计量管路布置、流量计量溯源性和保证措施,确保了天然气流量计量结果的准确性与可靠性。结论认为,该研究成果可以为未来我国跨国管道天然气计量站及国内大型天然气贸易交接计量站的建设和管理提供经验和借鉴。

跨国天然气管道与中国选项——中亚各国及蒙古国博弈管道过境国分析

中国-中亚天然气管道的建设和运营加快了中俄东线天然气管道的实施和建设。围绕着中俄西线天然气管道路由的选择,中亚各国为争取中国市场及争夺天然气管道过境本国展开博弈。俄罗斯改变其最初方案,在哈萨克斯坦和蒙古国争夺过境本国方案的博弈中,俄罗斯基于自身利益的综合考量,选择过境蒙古国。哈萨克斯坦与土库曼斯坦两国寻求利益共同点,提出奥卡雷姆-阿拉山口天然气管道方案,在为中国天然气市场提供新气源的同时,该方案也为其他在建、规划或运营中的管线带来新变数。在较广阔的地缘政治背景下分析国际能源合作,为规划未来跨境天然气管道的中国解决方案和选择提供参考。

国内外超大输量天然气管道建设综述

简要介绍了国内外超大输量天然气管道的建设情况,分析了提高天然气管道输量的两种途径,即提高输送压力和增大管道直径。重点介绍了俄罗斯的巴甫年科沃-乌恰(Bovanenkovo-Ukhta)管道和北溪管道(Nord Stream pipeline),巴甫年科沃—乌恰管道是大管径超大输量的代表性管道,北溪管道是高压输送的超大输量代表性管道,分析了这两个管道项目的概况、技术要求、项目建设及运行情况等。最后介绍了我国目前在建的超大输量天然气管道——中俄东线天然气管道的前期研发概况、技术条件制定、中俄东线管材的试制与评价标准修订及项目建设情况,旨在使读者了解该领域的最新进展。

针对中俄东线高钢级大口径输气管道自动焊的设计提升

中俄东线天然气管道首次选用外径1422 mm、输送压力12 MPa、X80钢级的设计参数组合,并且首次全面采用自动焊施工。为了提高自动焊的焊接效率、保证焊接质量,从管道线路选线、管道敷设、材料及焊接等方面对设计方法和技术进行了改进与提升,重点针对管道路由选择、管道转向、管道穿越障碍物、线路用管技术条件、不等壁厚焊接坡口和管道可靠性校核等方面开展了相关技术研究。研究结果表明:①在线路选线原则上尽可能地保持线路走向顺直,坡度控制在12°以下;②在管道转向设计中,在空间允许范围内尽可能地使用大角度弹性敷设代替冷弯管和热煨弯管;③在穿越等级公路时,优先采用了新式盖板涵代替传统套管;④在管材方面,加强钢管不圆度等参数控制;⑤在焊接方面,采用新型不等壁厚内孔锥形焊接坡口;⑥在管道整体安全性方面,进行线路可靠性评价。结论认为,上述设计提升措施有效地提高了自动焊的施工效率和焊缝质量,使管道线路段的可靠性能够满足规范中的目标可靠度要求,在中俄东线的自动焊现场实施过程中取得了显著成效,可以为自动焊在后续工程中的全面应用提供技术支撑。

中俄东线大口径输气管道的投产气体运移规律及注氮量优化

中俄东线天然气管道是外径1 422 mm超大口径天然气管道在国内的首次应用,投产采用氮气作隔离、后续天然气置换的方式。为了进一步明确中俄东线天然气管道在投产过程中各气体的运移规律以及确定合理的注氮量,采用计算数值模拟的方法,建立了基于外径1 422 mm管道的组分输运模型,进行了基于投产实测数据的模型可靠性验证,分析了不同管径、不同初始氮气封存管容比、不同置换速度条件下的气体运移规律,得到了理论最优注氮管容比值。研究结果表明:①天然气置换时,重力因素不可忽略,与小口径管道天然气沿着管道中心线"锥进"不同,中俄东线天然气沿着管段的顶部突进;②天然气置换速度是影响气体运移规律的主要因素,置换速度越快,纯氮气管容比值越大,最终将趋于一个极大值,投产时应适当提高天然气置换速度;③在氮气封存压力为0.02 MPa的条件下,5 m/s、7 m/s、9m/s、15 m/s、30 m/s的天然气置换速度对应的理论最优注氮管容比值分别为7.60%、5.00%、4.50%、4.00%、4.00%。结论认为,该研究成果可为大口径天然气管道的安全、经济投产提供借鉴。

中俄东线天然气管道长江盾构隧道管片接头抗弯性能

油气管道水下盾构隧道处于高水压、大埋深的特殊环境,其管片接头的力学性能与常规盾构隧道差异较大。以中俄东线天然气管道长江盾构隧道工程为例,基于有限元软件ABAQUS建立了管片接头三维精细化模型,对接头变形特征、螺栓应力应变以及抗弯刚度变化进行分析,重点研究了接头抗弯性能变化的整体力学响应特性。结果表明:在管片接头压弯状态下,依据接头竖向位移、张开量以及螺栓应力应变情况,接头的受力状态可分为接缝缓慢张开、接缝张开螺栓受力以及接头失稳螺栓屈服3个阶段;在接缝缓慢张开阶段,轴力约束越强,螺栓开始分担压弯作用的时机越迟;接头张开量对于轴力大小有较强敏感性,随轴力增加,张开量增长速率的“减缓段”占接头压弯过程比例逐渐减小;对于大埋深、高水压的小断面盾构隧道,管片接头分别在正、负弯矩的作用下,其变形特征对比不明显,但同等轴力水平下正弯矩对接头螺栓变形的影响较大。中俄东线天然气管道长江盾构隧道接头的抗弯性能集中体现了油气管道盾构隧道接头受力特征,可为盾构隧道管片结构设计提供参考。(图9,表1,参22)

中俄东线天然气管道智能化关键技术创新与思考

中俄东线天然气管道是中国第三代长距离、大输量天然气管道标志性工程,是全球单体规模最大的输气管道,在中国乃至世界管道建设史上创下了多项新纪录。以该管道为试点,打造了中国首个智能管道样板工程。系统阐释了智能管道与智慧管网的基本内涵与关键技术,梳理了支撑管道"全数字化移交、全智能化运营、全生命周期管理"的关键技术及阶段性成果,为持续推进中国管道智能化建设、助力打造智慧互联大管网提供了重要指引。同时,从认识与技术等层面,就管道智能化的技术本质、管道数字基建、管道瓶颈技术攻关、管网智慧大脑等问题,给出了进一步思考与建议。(图1,参23)

中俄东线天然气管道工程前期工作关键点及创新成果

中俄东线天然气管道工程是“一带一路”倡议下中俄两国深化合作的成功典范,作为跨境输气管道的代表性项目,前期工作特征与经验具有重要的参考借鉴价值。阐述了中俄东线天然气管道工程项目的背景与意义,梳理了其商业谈判、预可行性研究、可行性研究、项目申请报告编制及核准等前期工作,介绍了针对中俄东线天然气管道工程复杂技术经济工况的专题研究过程,总结了中俄东线天然气管道工程前期工作的创新成果。研究表明:中俄东线天然气管道工程这类大型跨境能源管道项目,其前期工作涉及外交、商业、技术、经济等多层次问题,需要投入更多的人力、研究资源及更充裕的时间,以保障项目的顺利实施。

外径1422 mm、X80高钢级输气管道的消磁技术

油气管道组对焊接过程中,管端管口处经常存在着剩磁,当剩磁较大时易发生磁偏吹,有可能影响焊接施工进度和焊接质量。中俄东线天然气管道工程首次采用外径1 422 mm大口径、X80高钢级管道,现有的消磁方法和消磁设备对其适用性难以确定。为此,通过分析管道剩磁产生的机理,探讨了不同消磁技术的原理和优缺点,选取直流消磁技术开展现场试验,分析了国内外典型直流消磁设备的消磁能力,进而开展了磁感应强度对焊接影响、经验判断方法和空间分布规律试验。研究结果表明:①现有的直流消磁设备消磁能力差异较大,试验所选用的A型号直流消磁设备针对外径1 422 mm、X80管道最大消磁能力可达490 mT,并且具有电压补偿功能,消磁能力和稳定性较高,而其余设备的消磁能力则相对较弱,难以满足大口径、高钢级输气管道强磁力情况下的现场消磁需求;②直流焊机以及永磁铁等消磁方法的消磁能力较弱,可以作为在施工现场没有专用消磁设备时的一种备选消磁法,仅适用于磁感应强度较低、局部开展消磁的情况;③为了确保焊接质量,实际作业过程中,当管口剩磁小于5 mT时方可进行焊接作业,此时剩磁对焊接影响可忽略;④剩磁在管端轴向和周向上分布不均匀,现场消磁时需局部调整。结论认为,该研究成果可以为大口径、高钢级输气管道消磁及焊接作业提供支撑。

中俄东线天然气管道工程管理与技术创新

中俄东线天然气管道工程是重要的民生工程,是发展新时代中俄全面战略协作伙伴关系的重要成果,对于保障国家能源安全、优化能源消费结构、助力地区经济发展意义重大。中俄东线天然气管道工程的综合设计指标以及信息化、智能化水平全球领先,代表了当前油气管道建设运营的最高水平。管道建设过程中,面对冬季最低气温-40℃、夏季大面积沼泽湿地、社会依托差、有效工期紧等重重挑战,大力实施管理创新与技术革新,一方面,借助"互联网+"等手段,优化完善管理模式与运作机制,发挥党建引领作用,实现工期、质量、安全、环保、投资的全面受控;另一方面,以智能化为抓手,创新搭建"智能工地",打造"智能管道样板工程",实现核心技术与关键装备提档升级、全面国产化,有力保障了中俄东线天然气管道工程高质量建成、高水平投产。通过总结经验、梳理成果,为今后油气管道工程建设提供参考与指导。

中俄东线天然气管道黑河—长岭段环焊缝焊接工艺

针对中俄东线天然气管道北段(黑河—长岭段)高钢级、大口径、高压力、大输量、环境温度低等特点,介绍了其环焊缝焊接工艺。从L555M钢管的焊接性、环焊接头性能指标、环焊工艺及质量管控等方面,总结了管径1422 mm的L555M天然气管道的焊接施工特点,阐述了环焊接头强度、韧性、硬度、塑性等指标要求的意义及试验检验方法,分析了焊接方法、焊接材料、焊接坡口等工艺参数的选择原则和实际应用,说明了坡口尺寸与组对精度、预热温度与道间温度、无损检测技术对焊接质量控制的影响。上述成果作为工程建设的经验性总结,可为后续油气管道工程建设的焊接施工管理提供经验。(图3,表4,参20)

中俄东线天然气管道环焊缝断裂韧性设计

现场环焊缝的断裂韧性是保障管道环焊缝安全的重要因素,中国管道环焊缝的断裂韧性主要参照钢管管体焊缝的韧性指标,缺乏理论计算和技术支撑。基于断裂力学原理,采用英国标准BS7910-2013《金属结构裂纹验收评定方法指南》中基于适用性分析的工程临界评估方法,针对中俄东线天然气管道设计工况,通过环焊缝的应力水平和容许极限缺欠尺寸分析,计算得到能够保证焊缝不开裂的临界断裂韧性指标,并结合现行国内外相关标准的规定值,确定中俄东线天然气管道工程的环焊缝冲击功每组3个试样的平均吸收能应为50 J,单个试样的最小吸收能应为38 J。在保证管道环焊缝安全的前提下,降低了现场施工难度,并为今后类似工程环焊缝冲击功的确定提供了指导和借鉴。

X80钢级1422mm大口径管道断裂控制技术

在中俄东线天然气管道工程中采用高钢级(X80钢级)、大口径(外径为1 422 mm)的管道进行高压输送(压力为12MPa)可以有效增加天然气输送量,满足我国能源战略的需要。然而随着钢级、输送压力、管径及设计系数的不断提高,管道的延性断裂成为断裂的主要方式,止裂控制便成为研究的重点。为此,对止裂韧性计算的主要方法 Battelle双曲线(BTC)方法以及断裂阻力曲线和减压波曲线进行了深入研究,明确了BTC方法的原理及其适用范围,同时分析了BTC方法应用于高强度、高韧性管线钢时所存在的问题,给出了目前国际上针对BTC计算结果常用的修正方法。回顾了俄罗斯Bovanenkovo-Ukhta外径为1 422 mm X80管道断裂的控制方案,针对中俄东线管道的设计参数,对BTC计算结果进行了修正,进而制订出符合中俄东线天然气管道安全要求的止裂韧性值(245 J)。

中俄东线天然气管道跨国计量站配置及运行现状

中俄东线天然气管道作为一条大规模跨国输气管道,其贸易计量站的技术与管理水平,将直接影响中俄双方的经济利益。中俄东线天然气贸易计量由3套计量系统组成,其中主计量系统与核查计量系统安装在俄罗斯布拉格维申斯克计量站,比对计量系统安装在中国黑河计量站,俄罗斯两套计量系统的运行参数均实时传输至黑河计量站,使其能够对境内外3套计量系统进行全方位监控,通过对比3套系统的计量结果,最终确定贸易结算气量。根据中俄两国签订的《天然气计量协议》中对气体质量参数的规定,在两国计量站均配置了气质分析设备,且俄罗斯计量站所有气质分析设备的检测结果均实时传输至黑河计量站。通过对黑河计量站实行智慧化建设,不但降低了计量站站控系统调试对计量系统的影响,而且实现了远程诊断及流程切换的智能化。基于计量站运行现状,提出如下建议:①在运行过程中增加对自动化逻辑的测试,并联合自动化专业公司对系统的使用情况进行试验测试,以达到简化控制逻辑、提高系统稳定性的目的;②加大对技术人员的培训与考核,以提高计量站的运行管理水平。