油气管网智能感知体系

油气管网运行管理的数字化转型和智能化运行需要感知体系提供数据作为支撑。阐述了智能感知的定义和油气管网感知体系的历程,分析了油气管网在供给侧(源)、输运侧(网)、存储侧(储)和需求侧(荷)4个环节的感知需求,从油气量、工艺量、环境量、状态量、行为量、空间量等6个方面介绍了油气管网感知的信息类型,在此基础上论述了油气管网智能感知体系的内涵和架构。最后,从提升感知能力、实现全产业链感知、增强智能化水平等方面提出了油气管网感知体系的发展建议。

液态可塑钢在油气管道修复领域的应用及展望

随着油气管道的使用和老化,管道裂缝、腐蚀等问题逐渐显现。为了减少事故的发生,并延长管道使用寿命,液态可塑钢作为一种新型管道修复材料被越来越广泛地应用于油气管道的修复工作中。介绍了液态可塑钢在油气管道修复领域的特性、制备工艺、应用案例以及修复效果验证,并探讨了其未来的发展前景。

水下穿越管道悬空段三级安全评价

水下穿越管道由于河床的不平整以及水流冲击、掏蚀作用,易产生裸露、悬空等现象,悬空管段在水流作用下跨度逐渐增大,会威胁管道运营安全.为探究水流冲击作用下悬空管段的受力特性和失效行为,根据管道破坏形式,对管道进行静力学分析和动力学分析,提出了含悬空段穿越管道的分级安全评价方法:首先,根据管道悬空段受力特性和应力状态,进行“静载荷工况下的静强度安全评价”(1级);其次,根据悬空管道的固有振动频率与水流的涡旋发放频率的关系,进行“动载荷工况下的共振安全评价”(2级);最后,根据管道的环境工况和载荷作用,分析管道交变应力的周期性变化过程,求解管道的疲劳损伤和疲劳寿命,进行“动载荷工况下的疲劳强度安全评价”(3级),从而提出水下穿越管道悬空段的三级安全评价方法.同时,提出了不满足安全评价的稳管措施,结合算例给出具体求解计算流程,为水下穿越管道悬空段的安全评价提供了一定的理论参考.

基于X射线衍射的在役全尺寸管道应力测试方法

为验证X射线衍射法对于野外在役管道应力测试的适用性,首先重复测试铁粉、钢块、钢条和钢管的残余应力,分别验证X射线应力测试的可重复性。然后通过对比测试圆周域内9点的应力,分析测试点位置对应力测试结果的影响。再通过对比3个月前后的应力测试结果,观察测试时间间隔对应力测试的影响。最后分别采用等强度梁、静压全尺寸管道、悬臂弯曲的全尺寸管道开展加载试验,验证X射线应力测试的精度范围。试验结果表明,X射线重复性测试的最大差值为15.6 MPa。微小位置偏差对应力测试的影响范围在±30 MPa以内。3个月前后应力测试的最大差异值为30.7 MPa。等强度梁试验中,随着载荷增加,应力增量的理论计算值和X射线测试值的斜率几乎相同,应力增量最大偏差仅7.1 MPa。全尺寸管道静压试验中,X射线应力测试值与应变片环向应力测试值的最大差值为9.4 MPa。全尺寸管道弯曲试验中,X射线应力测试值与应变片轴向应力测试值的最大差值为17.9 MPa。以上试验结果表明,X射线衍射法应力测试的可重复性、可再现性和精度均可以满足在役油气管道应力测试的要求。

西气东输管道工程陕西岭湾村滑坡变形特征及成因机制分析

以西气东输管道余家坪镇岭湾村一处正在变形的黄土滑坡为研究对象,基于现场勘察、InSAR、GNSS监测和深部位移监测等,分析滑坡2017—2022年的变形特征及滑坡成因机制。研究表明:滑坡地下水位已达坡脚,滑坡前缘形成多处“土溜”,滑坡地表垂直潜蚀裂缝发育,后缘可见贯通的裂缝,滑坡内管道周边裂缝发育;InSAR数据显示滑坡一直缓慢变形,年变形量2.0~4.0 cm;GNSS变形及裂缝变形显示,2020年8月至今地表变形速率增大,变形明显,变形量在4~10 cm;深部变形监测数据变化量在0.05~1.36 mm,变化很小;降雨及土体含水率数据分析表明滑坡在暴雨后发生位移变形。综合分析监测数据表明,岭湾村滑坡属于降雨诱发的浅层滑坡;区域内的自然强降雨、人类工程经济活动作为滑坡的诱发因素,对滑坡的发生及发展作用明显。结合管道应变监测数据,目前西气东输管道遭受滑坡灾害的风险可控。

长输管道地磁杂散电流干扰机理探讨

直流杂散电流干扰引起管道阴极保护电位异常波动,导致管道阴极保护欠保护或者过保护,增大外腐蚀风险。通过对管道阴极保护电位长期监测数据波动规律分析、频谱分析以及干扰源调查分析,找出电位异常波动原因及干扰机理。生产实践发现,东北某长输管道k1~k205段约200 km管道自投产以来管道阴极保护电位波动剧烈,监测期间管道阴极保护通电电位最正达9 V_(CSE),最负达-14 V_(CSE),远远超出正常的阴极保护电位水平。研究表明:该段管道直流杂散电流干扰具有长程(200 km)、低频直流特性(0.0001~0.001Hz)和全天候干扰的规律,分析该杂散电流干扰为地磁干扰;建议对k1~k205段管道采用恒电流阴极保护,并加密埋设腐蚀试片或者腐蚀监测探针,长期监测腐蚀速率,评价地磁干扰的影响程度。

互联网+技术在长输油气管道巡护中应用

近年来,随着地方经济的高速发展,管道面临的安全形势越来越严峻,各种事故层出不穷。世界各国对管道事故的管理和管道安全运行的要求越来越高,许多国家和组织都建立了管道事故管理系统。由于我国幅员辽阔,地理环境复杂,空间变化跨度较大,所以油气施工运输中管道施工安装大都于野外开展,管道施工安装长期暴露于各种自然条件之下,影响了管道的质量,除此以外,施工人员的专业素养也在一定程度对管道的施工和安装产生的影响,所以,为解决施工及安装存在的问题,石油企业必须优化油气管道施工工艺,强化巡检工作质量,促进油气企业的发展进步。

天然气管道施工常见安全问题及防控措施

文中分析了加强天然气管道施工安全管理的重要性,包括提高施工过程的安全性和管道的质量。在深入分析了天然气管道施工中常见的安全问题,如安全措施、用电安全和施工材料管理等方面后,提出了一系列防控措施,包括加强安全意识培训、增加安全预算、强化现场安全管理以及建立有效的应急管理措施。这些措施的目标是提升天然气管道施工水平,确保项目的高质量完成,从而进一步保障了天然气管道施工的安全性和可持续性。

7 500 m3 C型独立LNG液舱壁厚计算方法研究

海上浮式装置运输是目前LNG的主要运输方式,其中C型独立液舱是浮式装置上重要的LNG储存设备。若液舱壁厚过小,一旦发生强度失效导致储液泄漏,将造成严重的后果。而LNG独立液舱通常采用价格较贵的9%镍钢材质,壁厚过大将会造成成本增加。因此,C型独立LNG液舱的结构强度和壁厚计算的准确性对于实际工程具有重要的影响。结合7 500 m3C型独立LNG液舱研究,对筒体和封头壁厚计算方法进行简要介绍和分析。

油气管道环焊缝新型修复技术研究

为了寻求适应高钢级油气管道环焊缝缺陷的新型修复方法,克服传统修复技术的局限性,提出了电弧增材制造技术用于油气管道环焊缝修复的可行性。首先,对激光熔覆、冷喷涂、电弧增材制造3种新型修复技术进行对比分析后,采用电弧增材制造技术进行实验研究;其次,在X80管道环焊缝处沿轴线截取22 mm厚的试样,并在环焊缝处设计坡口角度为60°,坡口深度为11 mm的缺陷,采用电弧增材制造冷金属过渡工艺、ER50-6焊丝进行修复实验;最后,对修复试样进行力学实验测试,并对实验数据和断口形貌进行分析。实验结果表明,电弧增材制造修复后试件抗拉强度最高达639 MPa,强度与管体基材匹配。研究结果表明,电弧增材制造技术用于X80油气管道环焊缝缺陷的修复是可行的,具有沉积效率高、成本低、力学性能能满足修复要求的特点,对于高钢油气管道环焊缝缺陷修复的可行性和经济性具有重要的现实意义。

防腐材料检测实验室设备智能化管理实践

在科技迅速发展和检验检测行业管理更加严格与规范的双重形势下,设备的智能化管理取代人工管理已成必然。以某防腐材料检验检测实验室为例,通过开发实验室信息管理平台设备管理模块,基于设备“二维码”,对现有设备进行了电子化与智能化的管理改进,解决人工管理中存在的信息化程度低、出错率高、时效性差等问题,并对未来检验检测实验室设备的智能化管理进行了展望。

管输原油交接计量影响因素及对策研究

管输原油交接计量关系到原油贸易的交易成本及盈亏问题,本文旨在针对管输原油交接计量的影响因素及对策进行深入剖析,以期为我国能源企业在这一业务领域的开展提供有益的参考。在这个研究背景下,需要更深入地理解管输原油交接计量的复杂性和重要性。只有通过深入研究,找到合适的对策和解决方案,才能更好地应对计量误差带来的潜在风险。

油气管道控制逻辑评测相关技术进展及应用现状

PLC(Programmable Logic Controller,可编程逻辑控制器)控制逻辑对于油气管道安全运行至关重要,目前现役油气管道的控制逻辑有时无法与当前工艺条件达到高效匹配,同时一键启停输、自动分输等先进的控制逻辑尚未在油气管道行业全面应用。在文献及现场调研的基础上,分析了半实物仿真技术、控制逻辑测试的研究进展以及目前管道控制逻辑存在的问题,以油气管道工艺与控制系统耦合仿真为研究思路,利用油气管道工艺仿真系统与PLC实物控制系统开展耦合仿真,对油气管道在典型工况下的控制逻辑响应进行评测,为管道控制逻辑与实际工况的适应性测试与优化提供平台。结合半实物仿真技术特点,提出了油气管道工艺与控制系统半实物仿真技术研究的着力点和攻关建议,以期对国内该方面的研究有所帮助。

长输管道环焊缝的射线数字成像检测技术应用

文中分析了长输油气射线数字成像检测的3种技术类型,及其在油气管道环焊缝检测方面的优缺点和发展趋势。开展了在役输油管道动火作业中射线数字成像检测技术(DR)的现场应用试验,初步验证了在役管道环焊缝DR检测的技术可行性和对缺陷检测的较高灵敏度。结合中俄东线输气管道建设,进行了传统射线胶片照相检测技术(RT)和DR检测技术工程应用效果的对比试验,试验结果表明现阶段RT检测胶片数字化技术能够较好地解决存量胶片检测影像资料的数字化存储和管理,而DR技术在缺陷检测数字成像方面呈现出较高的对比度,但目前DR检测效果不稳定。DR检测技术在长输管道工程的大规模应用推广,需进一步完善DR设备校验等方面的技术管理体系。

管道熔结环氧粉末涂料质量控制研究

针对管道熔结环氧粉末涂料关键性能指标,如,热特性、密度、粒径分布、挥发分、胶化时间、固化时间、附着力、耐冲击性、抗弯曲性能等,对比分析了ISO、加拿大、中国等相关标准。指出了各项性能指标的具体意义,并从粉末涂料配方及生产工艺方面分析了影响这些性能指标的因素,提出了相应的质量控制措施,建议粉末涂料生产厂家应通过合理的配方设计以及改善加工工艺来控制管道熔结环氧粉末涂料的质量,进而提高管道涂层的整体质量。

长输管道打孔盗油气监检测技术现状及展望

目前,长输油气管道面临着严重的打孔盗油气风险,给管道企业带来严重安全隐患、重大经济损失以及恶劣社会影响。综述了国内已有的打孔盗油气监检测技术,研究了管道泄漏监测系统、管道光纤预警系统、内检测技术以及外检测技术的监检测打孔盗油作业的技术原理及在生产应用中存在的不足,并对视频监控系统、无人机巡护以及基于管道电位分析识别焊接类打孔盗油等技术应用前景进行了研究。

基于应变的高钢级管道环焊缝适用性评价

现行管道设计标准大多遵循传统的基于应力的设计准则,当管材出现屈服和应变强化时,基于应力的设计准则便不再适用。为了有效开展基于应变的高钢级管道环焊缝适用性评价,需要解决驱动力的应变表征和失效准则确定两个关键问题。通过对含环焊缝根部裂纹的高钢级管道进行有限元分析,得到基于应变的裂纹扩展驱动力,研究了缺陷尺寸、强度匹配及压力等因素对环焊缝应变能力的影响;对比分析了两种管道环焊缝断裂失效准则并明确其适用性。分析结果表明:缺陷尺寸不仅影响裂纹扩展阻力,而且影响裂纹扩展的驱动力,裂纹深度较长度对基于应变裂纹驱动力的影响更为明显;高匹配焊接的环焊缝具备更强的应变能力,承载能力也相应增强;错边和变壁厚等根部不连续会削弱环焊缝的承载能力;基于裂纹失稳扩展失效准则评价的是极限应变能力,对环焊缝的断裂韧度要求很高,建议选择基于断裂韧度准则的评价方法。所得结论可为高钢级管道环焊缝应变能力评估提供技术参考。

基于工业互联网构架的油气管网能源管控系统的开发与应用

通过对能源管控及碳排放相关政策的分析,结合工业互联网及数字孪生技术,开发油气管网能源管控系统,实现能源数据自动采集、智能控制、智能分析及预判,达到能源管控数字化及智能化的目标。

海底高压输油管道泄漏事故后果研究

为探究海底高压输油管道油品泄漏后在水体中的扩散规律,对水深为20 m的管道,建立二维泄漏扩散模型,采用流体体积法,模拟不同运行工况下的海底输油管道泄漏扩散过程。对比分析运行压力、水流速度以及泄漏孔位置对油品扩散范围的影响,结果表明:运行压力<3 MPa的输油管道正上方发生小孔泄漏时,溢油到达水体表面的时间随管道运行压力的上升而缩短;如果管道运行压力>3 MPa,随着管道运行压力的上升,油品到达水体表面所需的时间基本不再变化;不同管道运行压力下的输油管道侧方发生小孔泄漏时,泄漏油品到达水体表面所需时间相近,均为30~34 s,且泄漏后的相同时间内管道运行压力越大,油品向下游的迁移距离越远。本研究对海底高压管道泄漏的应急抢险具有一定指导意义。

天然气管道用户自动分输精细化管理关键技术分析

天然气管网远程用户多达上千个,均由调控中心进行远程日指定控制,每年调控中心和站场面对高达百万次的日指定控制相关操作。伴随管网规模扩大,系统复杂度的增加,不断提升天然气用户分输控制的自动化水平迫在眉睫。本文将介绍可编程逻辑控制器AB PLC和物联网网关在天然气管道用户自动分输项目中提升自动化水平的应用情况,并对涉及到的关键技术进行分析。