中国西部管道应急抢修工艺技术

西部原油和成品油管道落差大、起伏多,在发生泄漏事故停输时存在高静压区管段抢修作业难的问题。对西部原油和成品油管道高静压区管段泄漏事故应急抢修技术进行了研究,对上坡段管道和下坡段管道分别进行了分析。为了在发生事故时及时、有效地控制事故危害,最大限度地减少油品损失和环境污染,提出了增加站内回流工艺的技术措施。

西部原油管道降凝剂工业性试验方案

西部原油干线管道(鄯善-兰州)是目前国内第一条以加降凝剂改性输送室内模拟实验和工艺计算为依据而进行设计的长输原油管道(以加热输送为前提)。文中在借鉴室内模拟实验的基础上,结合管道实际,分别考虑了试验输量(输入)、热油温度场的建立、停输、启停炉等各方面因素,制定了较为合理的工业性试验方案。主要包括进管原油的基本物性及其对降凝剂感受性的室内跟踪试验、常温输送现场物性测试、加热输送现场物性测试和降凝剂改性处理顺序输送工业性试验,为该试验的具体实施提供了依据。

电弧焊机在油气管道焊接领域的性能现状与发展需求——某管道公司的焊机定检和智能化改造分析

电弧焊机作为油气管道焊接施工的关键设备,其安全性、可靠性在焊接质量管理方面有着极其重要的意义。油气管道的焊接作业现场大部分位于野外,采用电弧焊方法进行焊接,其施工所需的焊接工艺种类较多,电弧焊机品种多。目前在用的绝大部分电弧焊机不具备焊接过程参数记录、采集和传输功能,不便于对焊接工序进行实时监控、管理和记录。为提高油气管道焊接质量的稳定性,便于对焊接过程的工艺参数进行实时监控和记录,满足焊接质量可追溯的需求。

西部成品油管道输油泵双端面机械密封的研发及应用

西部成品油管道苏尔寿泵配套的原8B1HH机械密封故障频发,为解决该机械密封不足,结合最新设计理念提出了双端面机械密封,在不改变原冲洗泄漏报警系统前提下,内密封失效后外密封发挥作用,确保输送介质无泄漏,提升机械密封可靠性。为此设计研发了8648VRS+SBXP双端面机械密封,并经工厂和工业性现场试验验证。此机械密封结构配合环仅参与旋转,消除了密封圈滑动补偿卡滞,波纹管和弹簧保持补偿环贴合追随,结构更合理、轴窜适应性更强;升级补偿环配合环材质为SiC及CARBON+DUPLEXS.S+ALLOYK-500,SBXP外密封配合环补偿环无需冲洗,干摩擦状态下长周期稳定运行,工业性现场试验数据预测密封寿命超过25000 h。该机械密封完全适合西部成品油管道运行工况,建议逐步推广应用以代替原8B1HH机械密封。

基于剩磁技术的管道应力解析方法研究

油气管道是国家重要的能源基础设施,管道的受力状态是影响管道安全运行的重要因素。对管道应力的有效检测可以预知管道破坏的风险。以铁磁性材料微观磁学理论为基础,建立应力与材料剩磁场之间的数学模型,分析了剩磁与应力之间的对应关系,对不同应力作用下铁磁性材料的剩磁效应进行了解析。通过有限元软件对应力与剩磁之间的关系进行了仿真分析。结果表明,应力与剩磁信号之间具有线性对应关系,铁磁性材料的磁滞回线随应力增大而偏移,在较低应力范围内,剩余磁场强度随应力增大而增大,之后随应力增大呈线性下降趋势,剩磁随应力的变化趋势存在一个反转点。通过对管道材料进行受力拉伸试验,验证了理论分析的正确性。

西部管道工程HSE一体化绩效管理应用研究

分析了我国管道工程项目HSE绩效管理存在问题,运用绩效管理理论,结合"PMT(业主)+PMC(监理)+EPC(施工总承包方)"一体化模式及西部管道工程,阐述了HSE一体化绩效管理体系的建立及应用情况。

西部管道工程HSE一体化组织管理应用研究

分析了我国管道工程项目HSE组织管理存在的问题,运用组织管理理论,提出了以业主为核心、EPC为主体、PMC为业主的延伸和细化的西部管道工程HSE一体化总体组织结构。

在役天然气管道改输氢气工艺安全探讨

利用管道输送氢气是较为经济的中长距离氢能储运模式。相比新建纯氢管道或天然气管道掺氢输送,利用在役天然气管道改输氢气具有灵活利用管道资产、促进氢能高效利用、完善能源替代等优点。近年来,国内外开展了新建氢气管道的实践运行,但尚未大规模开展在役天然气管道改输氢气的研究。基于氢气与天然气特性比对,梳理了在役天然气管道改输氢气的评价技术要点,开展了运行压力、介质流速、安全保障等方面的分析探讨。研究表明,现行国外标准规范通过限制环向应力改输氢气管道以进一步提高管道安全性,但可能降低管道的最高运行压力;在役天然气管道改输氢气后需关注:提高介质流速应重视杂质控制、站场插入式仪表涡激振动等问题;氢气泄漏后的潜在影响范围有所缩小,站场外部防火间距评价与调整还需开展系统论证;管道放空系统热辐射范围减小,放空系统的爆燃、爆轰风险应予以控制。研究成果为后续在役天然气管道改输氢气评价提供了借鉴。

光纤光栅技术在天然气管道安全监测中的研究进展

基于光纤光栅的管道安全监测技术具有本质安全和无电磁干扰等优点,适用于易燃易爆环境。文中介绍了光纤布拉格光栅(FBG)的技术现状,对不同安装方式的FBG传感器实现原理、主要参数及性能特点进行了对比分析,介绍了超弱光纤光栅传感阵列的技术优势和应用场景,提出了基于FBG传感的管道安全监测技术研究难点和发展方向,为构建天然气管道安全监测技术体系提供参考。

钠基膨润土防水毯对包裹埋地管道阴极保护的影响

针刺覆膜法钠基膨润土防水毯具有永久性的防水效果,可减少油气泄漏对环境造成的污染,常应用于穿越环境保护区的管道,但其对所包裹管道的阴极保护影响尚不明确。开展了不同包裹形式下防水毯对管道阴极保护影响的模拟试验,并进行实际应用与效果检测,根据检测结果,分析了防水毯对其包裹管道阴极保护屏蔽的关键影响因素。结果表明:防水毯面电阻率很高,为9.1×10^(5)Ω·m^(2),绝缘性强;防渗垫开口结构不存在阴极保护屏蔽,可为防水毯包裹埋地管道阴极保护提供参考。

基于平衡电磁的管道裂纹内检测技术研究与应用

为解决管道裂纹在线检测评价的难题,基于平衡电磁检测的技术原理,建立管道表面电磁场和裂纹仿真计算模型,设计研制了Φ1219 mm管道平衡电磁内检测系统,制作含裂纹标样管并开展了牵拉试验。仿真分析结果表明,管道裂纹引起的电磁场畸变会引起平衡电磁传感器中电压信号的幅值和相位变化,不同角度裂纹产生的信号相位规律不同。对于轴向裂纹,裂纹长度与电压信号峰谷间距正相关;对于环向裂纹,裂纹长度与检测到电压信号的探头数量和探头间距相关;感应电压信号幅值与裂纹角度、埋藏深度、裂纹深度等裂纹形态和位置相关,通过以上特征可以有效实现阈值内全角度裂纹的识别和量化。通过预制含裂纹标样管的牵拉试验和对比分析,验证了平衡电磁内检测系统在2 m/s的检测速度下有较好检测性能的结论,管体及环焊缝裂纹的检出率和量化精度基本满足预期性能指标要求,低速下阈值内裂纹检出率可达91.67%,可信度为90%的条件下,环焊缝裂纹长度量化精度在±10 mm以内、深度精度在±3 mm以内,研究结果可为管道环焊缝裂纹检测提供一个新的解决方案。

油气管道新型高速现场总线冗余技术研究及实现

目前各种现场总线,例如CAN、485、PROFIBUS、HART等,配合PLC/DCS组网广泛应用在各种仪表设备中。此类总线面向整体系统的冗余方案不全,其拓扑受到较大限制,通信可靠性受到较大制约。因此,设计一种更优异的高速现场总线网络,做到高实时性与高可靠性的统一,对于现场总线系统的发展有十分重要的意义。为适应油气管道信息化发展,本文在油气输送管道现场工业数据采集控制系统中,结合PHB总线独有的拓扑优势和实现方法,提出了面向整体系统的冗余设计方案。本方案既能最大化地发挥PHB高速总线的通信性能,又能提升整体系统的冗余能力,实现在总线为基础的整体系统上对国外总线产品的完美替代,有极大的经济效益和战略优势。

油气管道高速总线在智能仪表中的使用和实现

目前各种现场总线,例如CAN、485、PROFIBUS、HART等,均广泛应用在各种仪表设备中,配合PLC、DCS组网使用。此类总线仪表功能丰富、智能化水平较高,但是带宽较低、节点数少、布线冗余拓扑受到较大限制,通信可靠性受到较大制约。因此,设计一种更优异的仪表设备以确保现场总线网络的高实时性与高可靠性的统一,对于现场总线系统的发展具有重要意义。本文在油气输送管道现场工业数据采集控制系统中,提出了3种PHB总线仪表的可靠设计方案,该方案最大化地发挥PHB高速总线的通信性能,方便用户快速布网,实现SCADA系统的数据传输带宽升级和智能化、国产化,可替代国外总线产品,有极大的经济效益和战略优势。

油气管道高速总线网络设备模型研究与实现

针对目前油气管道现场层网络通信带宽低、时延差及组网复杂的现状,以及油气管道智能化管理的需求,在油气管道现场层网络中引入IEC 61158 Type 28宽带现场总线国际标准技术,以提高数据通信的带宽和实时性,并实现多业务数据融合通信。根据油气管道网络工程的实际应用,基于该宽带现场总线提出了一种新型的油气管道高速总线(PHB)标准技术,用于指导用户进行新型油气管道网络工程实施和业务部署。本文对PHB网络中的3种设备模型:主站、从站和代理,以及基于该设备模型的单环形和双环形总线网络模型等内容进行研究,并通过撬装平台验证了设备模型方案的可行性与可靠性。

油气管道无人值守站及区域化管理创新与实践

基于西北油气管廊带及西南山地管道区域内实施无人值守站模式及区域化管理创新,油气调控中心持续推进以“集中统一调度、分散分级控制”为原则的一体化调控体系建设,对各条管道的站场实施分级分类管理。通过对各配套支撑系统的需求分析、功能优化提升及可靠性改造,制订实施无人值守站规划建设目标和管理模式。在作业区-无人站(少人站)管理模式下,梳理了油气管网作业区中心场站、作业区附近站场、独立运行站场、液体管道少人值守站、天然气管道少人值守站、无人值守站六种运行模式。以西北油气管廊带典型空间模型为例,深入研究作业区中心站场(维修队)功能特征、定位及选址方式。在此基础上,提出连续模型(一元选址模型)、离散模型(多元选址模型)和专家咨询法三种选址方式,从而探索一种适应管道集中布置的油气管廊油气站场区域化管理新模式,并做优做强作业区,为实现“全国一张网”的运营管理提供了新思路、新办法。

成品油管道停输时段压力变化分析

针对多条成品油管道停输后出现管道压力降低的现象,讨论了油品温度和管道所处地形对停输管道压力的影响,同时结合西部成品油管道的现场数据展开分析。建立了考虑地形因素影响的成品油管道停输阶段温度压降计算模型,模拟了成品油管道停输阶段因打孔盗油和泄漏导致的管道压力变化,并与管道停输的温度压降进行对比分析。基于分析计算结果,制定了西部成品油管道的停输保压方案。

同沟敷设热油管道总传热系数计算方法

根据长输埋地热油管道的导热情况对同沟敷设管道传热过程进行简化假设,通过引入导热形状因子并利用牛顿迭代法编制计算机程序,在计算同沟敷设管道总传热系数过程中可以考虑土壤物性、并行敷设管道间距以及分别考虑原油管道和成品油管道的埋深与油温。根据乌鲁木齐至鄯善同沟敷设管道沿线不同的土质地貌划分单元段,采用分段法对该管道沿线总传热系数进行计算,据此得出更为切合实际的沿线温降。并以乌鲁木齐至鄯善管段实测数据以及SCADA系统的运行监控数据为依据验证该方法的准确性,同时与数值模拟结果进行对比。分析了同沟敷设热油管道不同敷设间距对总传热系数的影响。

同沟敷设中热油管道停输过程模拟分析

管内油流的传热与土壤中导热的耦合由管道内流体换热量和土壤中导热量的平衡关系建立联系。用分段法对鄯兰线停输温降进行数值计算,油品的物性参数及周围环境参数是根据实验数据、西部管道勘察设计数据以及历史资料来分段确定。数值计算结果表明,对于西部管道的土质环境及敷设方案,2月份停输72 h内无输送危险;沿线加热站布置合理,加热设施选配得当;同沟敷设间距为1.2 m时,成品油管道对原油管道停输温降的影响比较小。

管道环焊缝应力消减与评价方法

焊接完成后环焊缝区域产生残余应力,导致管道有效承载能力和安全裕度降低,选择有效的应力消减措施和评价手段对确保焊接管段服役安全有重要工程价值。将超声冲击应力消减技术和矫顽力法应力评价技术在带有环焊缝的X80焊接管段进行应用,对比焊缝区域消减前后显微组织、残余应力、力学性能变化。结果表明:消减前焊趾熔合线处显微组织为层带状分布,消减后晶粒变小,转变为交织分布,晶粒分布更加均匀;焊缝中心矫顽力普遍减小,残余应力由拉应力消减后转变为压应力,应力集中程度降低;力学性能尤其是冲击韧性提高了13%~21%,拉伸力学性能变化较小;经过超声冲击的服役管道环焊缝处应力水平显著降低;超声冲击和矫顽力法是油气管道环焊缝焊后应力消减及评价的有效手段。

天然气管道站场110kV变电站智能化改造

天然气管道智能化建设已经成为未来管道建设的发展趋势,管道运行单位的管理模式也在向“区域化管理”“集中监视管理”“智能巡检”等方向发展,但部分天然气管道站场110 kV变电站因投产时间较长,受制于当时的设计理念和设备性能,变电站内大部分电气设备和自动化系统需要进行智能化改造。为此,分析了已建变电站内主要电气设备和自动化系统的现状,结合国家电网公司智能化变电站的成熟方案和设备制造商的产品技术,研究了适应于天然气管道站场变电站的智能化改造技术,确定了经济、合理、安全的技术方案。在不对天然气管道站场的生产运行造成较大影响的前提下,增加自动化系统辅控功能、视频监控系统、主要电气设备的在线监测系统、结合轨道机器人智能巡检系统,可以满足天然气管道站场部分“一键顺控”“无人值守”的功能,极大降低运行人员的工作量,并对电气设备的故障进行提前诊断。