天然气管道内检测

天然气管道内检测（通用8篇）

篇1：天然气管道内检测

4施工技术要求

施工验收标准

1）《石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范》GB50540-2009

2）《石油天然气钢制管道无损检测》SY/T4109-2005

3）《油气田地面管线和设备涂色标准》SYJ0043-2006

4)《压力管道安全技术监察规程—工业管道》TSG D0001-2009

5)《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-1997

6)《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236-98

7)《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-2005

8）《承压设备无损检测》JB/T4730-2005

4.4管道工程施工验收

1）工艺管道的施工及验收按现行国家规范《石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范》GB50540的有关规定进行施工及验收；公用工程管道的施工及验收按现行国家规范《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235的有关规定进行施工及验收。

2）管道的焊接应按现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236的有关规定执行。

3）工艺管道的无损检测应按现行标准《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109的规定进行，超出SY/T4109适用范围的其他钢种的焊缝应按国家现行标准《承压设备无损检测》JB/T4730.1～4730.6的要求进行无损检测及等级评定。公用工程管道的无损检测应按现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236的要求进行无损检测及等级评定。

篇2：天然气管道内检测

1、管道的无损检测技术及特点

埋地管道元件

压力管道由各种元件安装而成，包括管子、管道、法兰、阀门、膨胀节、波纹管、密封元件及特种元件，材质分为金属和非金属两大类。

钢管

埋地管道用管材包括无缝钢管和焊接钢管。无缝钢管采用液浸法或接触法超声波检测，主要发现纵向缺陷。液浸法使用线聚焦或点聚焦滩头，接触法使用与钢管表面吻合良好的斜探头或聚焦斜探头。所有类型的金属管材都可采用涡流方法来检测它们的表面和近表面缺陷。焊接管又分螺旋和直缝焊接钢管，焊缝采用100%射线检测，通常采用X射线实时成像检测技术。

锻制管件

锻制管件主要包括法兰、三通、变径管、管道承插座、滩头、弯管和封头等，其制造应符合GB/T19326-2003等标准的有关规定。通常采用超声波方法来检测锻件中的危害性冶金缺陷。一般采用纵波直探头对加工过程中的实心锻件进行检测，采用横波斜探头对内外径之比<80%的环形或筒形锻件进行周向检测。

钢棒材

钢棒材主要用于锻件和螺栓的制造。对于直径>50mm的钢螺栓件，需要采用超声来检测螺栓杆内存在的冶金缺陷。超声检测采用单晶或双晶直探头的纵波检测方法。

非金属附件

管道附件的非金属镶装件、填料和密封垫应根据管道输送的介质，进行相应的介质耐腐蚀性和耐温等检测。

埋地管道安装过程

管道安装过程中的焊接施工是管道建设中最主要的环节之一。随着目前油气输送管道纲级、口径、壁厚和输送压力的增高，管道焊接施工难度加大，对管道对接环焊缝的无损检测技术要求也更严格。通常执行的行业标准是SY/T 4109—2005和SY/T0327—2003，是按照管线工作压力、通过的区段或环境，要求采用一定比例的超声波检测和X射线检测。对于穿越地段，要求对接环焊缝必须进行100%超声波检测和X射线检测。目前对管道自动焊主要采用相控阵或多通道超声波检测。

在线埋地管道

对在线埋地管道进行检测的主要目的是评价管道本体的结构完整性，检测内容包括位置走向勘测、腐蚀评价、泄漏检测和缺陷检测技术四大方面。根据其特点，检测技术又可分为内检测和外检测两大类。内检测技术主要采用管道内部爬行器和智能管道机器人;外检测技术根据是否需要与管体直接接触，分为开挖检测和非开挖检测技术。

非开挖检测技术

1. 管道内部机器人检测技术[next]

管道内部机器人(即管道机器人)在管道检测中得到较为广泛的运用。目前，美国、英国、法国和德国等已开发出了管道机器人样机，并在检测中得到成功应用。管道机器人是一种可在管道内行走的机器，可以携带一种或多种传感器，在操作人员的远端控制下进行一系列检测作业。一个完整的管道检测机器人包括移动载体、视觉系统、信号传诵系统、动力系统和控制系统等，

管道机器人的主要工作方式为在视觉、位姿等传感器的引导下，对管道环境进行识别，接近检测目标，利用超声波、漏磁通和涡流传感器等进行信息检测和识别，自动完成检测任务。其核心组成为管道环境识别系统(视觉系统)和移动载体。目前国外的管道机器人不仅能够进行管道检测，还具有管道维护与维修等功能，是综合的管道检测维修系统。

2.漏磁通检测技术

漏磁通检测(MFL)主要用于检测管道的腐蚀缺陷，提供管道上所有缺陷和管件的里程、距最近参考点的距离、周向位置、距上下游环焊缝的位置，缺陷的深度和轴向长度等信息。目前，它被广泛地应用在长输管道、炼油厂管网、城市管网和海底管线的检测。由于漏磁信号和缺陷之间是非线形关系，管壁的受损情况需通过检测信号间推断出来，其检测精确相对于超声波检测法较低，适用于最小腐蚀深度为20%—30%壁厚的腐蚀状况检测。该方法要求传感器与管壁紧密接触，由于焊缝等因素的影响，管壁凸凹不平，使接触要求有时难以难道。同时由于在测量前必须将管壁磁化，因此漏磁通法仅适合薄管壁。但是保佑于其价格低廉，检测精度能满足我国大部分地区的要求，目前在我国使用较多。

3.涡流检测技术

涡流检测技术主要用于检测管壁内表面的裂纹、腐蚀减薄和点腐蚀等，是目前应用较为广泛的管道无损检测技术，分为常规、投射式和远场涡流检测。常规涡流检测受集肤效应的影响，只适合于检测管道表面或近表面缺陷;透射式涡流检测和远场涡流检测灵敏度。远场涡流法具有便于自动化检测、检测速度快、适合表面检测、适用范围广、安全方便以及消耗物品少等特点，在发达国家得到广泛的重视。由于温度和探头的提离效应、裂纹深度以及传感器的运动速度等均对涡流检测信号有一定的影响，而且由于远场涡流很难由检测信号直接确定缺陷种类，因此要考虑影响压力管道涡流检测信号的各种因素，才能取得较好的检测效果。

4.超声波检测技术

超声波检测技术相对于漏磁通法而言，具有直接和定量化的特点，其数据损失可由相关的软件补偿，所以有较高的精度。但由于受超声波波长的限制，对薄壁管，同时对关内的介质要求较高。当缺陷不规则时候，将出现多次反射回波，从而对信号的识别和缺陷信号的识别能力。由于超声波的传导必须依靠液体介质，且容易被蜡吸收，所以超声波检测技术对含蜡高的油管线存在检测局限。由于从发射器到管壁之间需要均相液体作为声波传播媒介，所以用于天然气管道时，需要在一个液体段(通常为凝胶)的两端运行两个常规清管器，超声波检测器放入液体段中运行。日本钢管株式会社(NKK)研制的超声波检测清管器能再现管道壁厚和管道内壁表面的图象，探测焊缝腐蚀，检测腐蚀深度为管壁厚度10%。该公司研制的轮式干耦合超声波检测器(用于天然气管线)不需要耦合剂，检测效果良好，目前正在开发可用于长距离天然气管道的检测器。

直接接触管道本体的外部检测技术

对埋地管道的外部检测，一般首先采用不开挖检测技术对管道本体的腐蚀状况进行快速测评，或采用在线泄露检测技术对管道的泄露状况进行诊断和评价。对于腐蚀严重或者发生泄露的部位，还需要进行开挖，以发现管道本体裂纹和腐蚀等缺陷。

1.常规无损检测管道开挖后，使用最多的仍为常规超声、磁粉和渗透检测技术。但近年来也有一些无损检测新技术应用于管道本体的检测。

2.超声导波检测埋地管道的开挖检测需要很大的工程量和较长的时间，但有时不开挖会使指定检测的部位与实际腐蚀最严重的部位可能存在一定的误差，开挖点并不一定是存在腐蚀缺陷或泄露的部位，因此埋地管道的检测需要一种通过一个开挖点能够对两边较长范围内的管道进行精确定位检测的技术。近年来，人们利用某些特定频率的超声波可以在线状材料中长距离传播而衰减较小的特点，开发出了专用于埋地或带保温层管道腐蚀的超声导波检测仪器。

篇3：天然气管道内检测

1 管道概况

靖西二线起于靖边压气站,终于泾河分输站,全长约476.3km,管径Ф610mm,壁厚8~10mm,设计压力6.3MPa,已投产运行11年。本次内检测分三个检测段,依次对这三个检测段进行检测,黄陵压气站至泾河分输站段属于其中一个检测段,全长约159km,本文主要记录了此段管道清管作业的完成情况。

2 输气管道清管工艺流程

2.1 清管器发射工艺流程

()确认阀、、、、关闭,打开阀、;

(2)确认发球筒压力为零,打开发球筒盲板;

(3)检查清管器是否完好,将清管器放入发球筒,待接收机能接收到正常信号后关闭盲板,关闭阀8;

(4)依次打开阀4、3、1,关闭阀2、6发球;

(5)确认清管器发出后,打开阀2,关闭阀4、3、1;

(6)打开阀8使发球筒放空泄压后关闭。

2.2 清管器收球工艺流程

本次清管作业采用“一次收球”法,操作步骤如下:

(1)打开阀3,使收球筒压力与主管线压力平衡后,打开阀4、1,关闭阀3、2;

(2)确认清管器发出后,通知监听人员;

(3)确认清管器进入收球筒后,打开阀2,关闭阀1、4;

(4)打开阀9,待收球筒压力降至1.0MPa后关闭;

(5)打开阀10、11进行排污;

(6)确认收球筒压力为0后,关闭阀10、11。打开阀12注水,对收球筒注水15分钟后关闭阀12,打开阀10、11进行排污,确认收球筒内压力为0后,打开阀9,再开快开盲板取出清管器,拆下发射机,断开电池连板,对污物进行称重,清洗收球筒;

(7)关闭快开盲板、阀10、11、9。

2.3 内检测工艺操作

本次内检测作业采用“二次收球”法,操作步骤如下:

(1)打开阀3,使收球筒压力与主管线压力平衡,打开阀4、1,关闭阀3;

(2)由内检测公司专业人员利用跟踪仪接收机确认检测器通过收球筒与进站管道之间三通后,缓慢调节阀2关度,将阀2前后压差控制在0.12MPa左右,保证检测器缓慢、顺利进入收球筒;

(3)全开阀2,依次关闭阀1、4;

(4)打开阀9放空,待压力降至1.0MPa时关闭;

(5)打开阀10、11排污;

(6)确认收球筒压力为0后,关闭阀10、11;

(7)拆卸收球筒上压力表将注氮装置与压力表口相连接,打开注氮装置向收球筒内缓慢注入氮气,打开注水阀12,在注水阀注水口处对排出气体进行检测,当检测到排出气体中CH4含量低于爆炸下限的25%(25%LEL)且O2含量低于2%后关闭阀12,拆除注氮装置,恢复收球筒上压力表连接;

(8)打开阀12向收球筒内注水,注水15分钟后关闭2。打开阀10、11排污。排污结束且确认收球筒内压力为0后,打开阀9,再开快开盲板取出检测器,对污物进行称重,清洗检测器和收球筒;

(9)清洗保养后关闭快开盲板、阀10、11、9。

3 清管及内检测作业

为了保证内检测质量,在进行管道内检测前共进行了16次清管作业,随后进行了2次内检测作业,具体如表1:

管道清管作业达到了内检测前清洁度的标准,降低了内检测作业卡堵的风险,提高了管道内检测作业中电子几何变形检测和漏磁检测数据的精确度,为内检测下一步数据分析工作提供了可靠的保证,确保了内检测作业安全顺利进行。

参考文献

篇4：天然气管道内检测

关键词：长输天然气管道；工业园；施工；特殊性；规划协调

中图分类号：TE973 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2012）29-0156-02

近几年，江西省的管道天然气事业以蓬勃的姿态，实现了跨越式的发展。承接“川气东送”的优质气源，相继实现了对九江、南昌、景德镇等环鄱阳湖经济圈重要城市的管道天然气供应。在这一系列的建设中，长输管道穿越厂矿集中、地面建（构）筑物密集的工业园区的情况越来越多，而此类超高压（压力≥4.0MPa）、易燃易爆、占地面积有强制要求的管道穿越将对工业园的安全、管理以及规划、建设与发展都产生较大影响。本文将以江西省为例，对穿越工业园区的长输天然气管道施工问题进行讨论。

1 工业园区的特殊性

①陶瓷、化工、冶炼等资源性企业为主，对天然气的需求很大。江西是浙、粤、闽等经济发达地区的后方腹地，更连接皖、鄂、湘三省交界，更兼鄱阳湖天然水域，地理位置突出。从沿海内迁的厂矿企业很多都选择落户江西，以致近几年江西的经济增速不断加快，能源使用量也是越来越大，特别是工业能源的用量已经是制约其发展的主要瓶颈。而天然气可以作为很多工业的原料气以及能源气，且比煤炭更加清洁环保。现在江西全省完成燃气置换的企业，特别是化学制造、重金属冶炼等行业完成焦炉煤气置换天然气的还处于少数，未来的天然气需求发展空间还很大。

②工业园内厂区林立，且并无专属的燃气通道，管道选线路由限制多、可选择性小。工业园区一般位于城市的边缘郊区，占地一般都是成百上千亩，但是园区内厂矿四下分布，并无闲散的土地可专门用于敷设天然气管道，且园区内地下障碍物集聚，给排水、光通讯以及厂某些矿专用的埋地管道已经占用了园区内的有限的可用公共土地资源。这些地上地下的建（构）筑物和管道，使得工业园区内的管道敷设不同于一般意义上的长输天然气敷设，在我们建设的时候可以利用的土地资源很少，无形中增加了设计选线的难度和施工作业的可操作性。

③由于场站、放空区、管道的压力等级和安全间距等国标规范性要求，故与周边厂区的间距具有辐射性、强制性。根据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》明文规定，在我国天然气管道线路中心线两侧各5 m地域范围内，禁止取土、采石、建房以及修建其他建筑物、构筑物。同时，根据《石油天然气工程设计规范》，在增加管道的壁厚以强度保证管道和管道周围建（构）筑物的安全的前提下，保证放空区距离建（构）筑物60 m的安全间距。这些法律法规和设计施工规范让我们在设计施工中能够有法可依，有章可循。但是在工业园区这样厂区规划紧凑、建（构）筑物相对密集的地段，要保证规定安全间距的辐射性、强制性是我们设计施工中的一个大问题，需要与园区规划等相关单位做好沟通协调，保证与厂矿的距离、合理规划线路走向。

④工业园区人员集中、重车碾压以及第三方施工频繁、天然气管道一旦破坏，危害甚大。多年来的管道建设和使用经验已经证明，在实际中并不存在绝对安全可靠的管道，不论设计时多么谨慎，施工时多么规范，维护时多么仔细，总是有管道破坏的事情发生。引起天然气管道破坏，造成安全事故的原因多种多样，而工业园是人员相对集中，施工相对频繁的特殊地带，其对管道的破坏主要表现在以下几种形式：

第一，园区主要通行重型车辆，重达几十吨的车辆对于埋地管道的碾压是一个重要的安全隐患。

第二，园区厂矿林立，可燃烧火源多、易燃易爆材料集中，如果发生燃气泄漏很容易引起火灾。

第三，园区建设施工多，破土多，且由于大多数的建筑施工人员对天然气管道的认识不到位，安全意识不高，很容易就挖到管道，造成第三方破坏，引起事故。

2 工业园内天然气管道施工需要注意的问题

2.1 做好管道自身安全防护，做好多重防护措施

天然气管道建设中的安全防护有两个指导思想：一是控制管道自身的安全性，要求严格控制管道及其构件的强度和严密性，通过对强度的控制来确保管线系统的安全，从而对周围建（构）筑物提供安全保证。二是控制安全间距，通过控制与周围建（构）筑物的足够的距离，被动的提供安全保证。

根据我们实践的经验来看，保证与周围建（构）筑物足够的安全间距是较难控制的，且随着建设速度的加快，已建成的管道在新的规划中也很难保证有足够的安全间距。因此，控制管道自身安全通过选用高等级钢材、加厚防腐等级、选用先进施工工艺、控制埋设深度、加强管道巡检等手段，从主动的方面去加强安全防护。在保证自身安全防护的前提下，在条件允许的情况下，控制与周围建（构）筑物的足够的距离，采取多种措施以最大限度的保障管道安全。

2.2 合理规划线路走向，符合园区总体规划要求

管道建设必须遵循节约用地和经济合理的原则。工业园区大部分的土地都为厂区的围墙所包围。可用的土地较少，同时考虑安全间距，可选的线路走向就更少，因此合理规划就尤为重要。

①要结合工业园内管道经过地区的建（构）筑物密集程度、地下管道线缆走向、技术标准、施工难度、地区等级等因素， 进行多种线路方案的研究与比选，对各个方案做出正确分析和评价后，从中选出一个较优的具有科学性的方案。

②为了保证管道从建设到将来整个运行期间的安全，在常规设计基础上，应对管道所经过的重点地区如穿越主干道、毗邻燃烧明火的厂矿、有大量木材可燃物的家具加工厂等作灾害风险评估，在评估基础上再对管道设计进行改进。这项工作会有助于通过考虑管道风险来优化设计，从而在不降低管道安全性的条件下制定较经济合理的方案。

③根据《管道保护法》的规定，管道建设选线设计方案应符合城乡规划，经当地城乡规划主管部门审核通过的管道选线方案，将依法纳入当地城乡规划中，管道建设用地在规划实施中应予以控制预留。这项规定较好的解决了我们管道建设与园区规划发展的矛盾。在设计阶段就要与园区规划紧密结合，把管道建设纳入园区整体规划内考虑，尽量减少对园区规划、建设以及土地利用率的影响，同时保证我们管道建设的用地的合法性、经济型。

④为更好节约用地，天然气管道路由可尽量避开园区中心地段及重点发展地段，尽量选择沿园区道路绿化带、距离厂房有一定距离的厂区围墙外以及园区规划的边缘地带等相对合理的线路走向。

2.3 协调规划好与供水、电力、通讯管道及规划道路等

的交叉穿越

在园区施工中经常会碰到与供水、电力、通讯管道等基础设施交叉或并行敷设的情况。这些行业管理部门都有各自行业的发展规划及特殊的安全要求。我们再设计和施工中要注意协调规划好此类交叉穿越，在满足国家技术规范的强制性要求的同时，尽量避免特殊位置上的冲突，减少使用中的相互影响。

园区内的供水，通讯管道较多，一般也是埋地敷设，且走向路由也多集中于道路绿化带下。因此，在满足必要的净距要求前提下，还要从保护管道、方便施工及维护等方面考虑，合理安排管道的地下空间位置。对于安全间距无法满足的，要加设足够的隔断保护措施。

工业园区内一般都是10 kV及更高的电力井架，故在交叉穿越时，尽量避免位置过近，如无法满足安全间距要求则要做好排流保护措施。

管道与园区道路交叉穿越时，要注意结合规划，了解将来的道路规划，提前预埋套管。在特殊地段穿越时，可考虑采用顶管或小型定先钻的方式。特别是对于重车碾压较多的地段，既要增加埋深，又要增强套管级别，做到双重保险。

3 其它需要注意的问题

3.1 加强与园区规划的沟通衔接

天然气管道建设是一个城市发展建设必不可少的环节，大部分的城市总体规划还没有把天然气管道建设纳入基础设施的规划中，但是其重要性越来越凸显，这就需要我们主动去沟通，去衔接。通过增强沟通，减少分歧，早接触，早解决。比如，城市规划与我们的设计院采用不同的坐标系或高程系，导致定位不准确的问题，就可以通过加强沟通，在第一时间换算为统一的西安85坐标或94高程系。还有穿越园区规划但为建设道路时，涉及到管道埋深的问题，通过加强沟通，可以采用预埋足够长度的套管、埋深至规划道路标高以下等方式解决。

3.2 加强与园区内下游对接城市燃气的沟通衔接

与园区内下游城市燃气的对接，是我们长输天然气实现供气销售的最后一环。由于园区特殊的地域性，双方可以有更多的方面实行沟通衔接。比如可以建设简化流程占地更少的合建站，管道施工时也可以相互结合参考线路走向，对共同交叉穿越地下障碍物的管段做统一的布置及保护，对园区内的管道走向布置做合理的规划，尽量缩短通过园区的长度，避免重复建设等等，通过这些沟通衔接达到节省投资和资源最大化利用的作用。

3.3 采用多气源、多供气方式的手段加强供气保障

工业园区的用气具有用量大、用气量稳定、停气损失大等特点。因此在建设阶段就要把保障天然气稳定供应纳入规划。现阶段，江西的多气源、多供应保障已初具规模，“川气东送”的优质气源，已经为赣鄱大地点燃了绿色工业崛起之火，“西气东输二线”承接的来之西亚的天然气也在赣南燃起了星星之火，位于湖口县长江江畔的LNG的建设也将为江西工业的发展注入新的力量源泉；CNG子母站和LNG接受撬块等供气方式也是除管道气之外保障天然气供应的有效手段。

4 结 语

天然气引入工业园区的实施对于城市能源结构调整、环境保护、绿色工业崛起等带来了的发展机遇。但由于长输管道在工业园这一类特殊地段施工并不多见，所以在法规和技术规范、管道选线与安全、管材和设备选用、施工工艺技术、政府监管配合等方面都对我们提出了一系列新的挑战，这些都需要不断深入地研究和探索。

参考文献：

篇5：天然气管道阀门管道更换方案

为做好天然气管道球阀更换工作，确保更换工作能够安全有序开展，做到统一指挥、协调置换过程中各种问题，明确分工，责任到人，特制定天然气置换方案。

一、成立天然气置换工作领导小组 组长：*** 副组长：*** 组员：********* 组长职责：负责天然气置换工作全面指导、监督。

副组长职责：负责天然气置换工作总体安排、协调，保障天然气置换工作安全进行。组员职责：

*****职责：负责氧化锌11#放散口处50米范围内进行检查，设置警戒线及时制止无关人员、车辆等流动明火现象。

*****：负责南大餐厅2#放散口处50米范围内进行检查，设置警戒线及时制止无关人员、车辆等流动明火现象。

*********：负责关闭、开启10#、11#、12#阀门；断开、连接11#阀门，检测天然气浓度。

******：负责关闭、开启1#、2#、4#阀门，确认3#阀门处于关闭状态；断开、连接2#阀门，检测天然气浓度。

*******：负责关闭、开启5#、7#阀门；观察18#压力表指示。

********：负责开启、关闭13#、14#、16#、17#阀门，并负责氮气置换天然气过程中开启15#阀门；天然气置换氮气过程中开启13#阀门。*****：负责更换9#阀门。

二、管线基本情况

该趟管线管道全长1200m，管径DN150mm。管道起点为澡堂东中裕总表，地埋至110kv站内，经过精炼厂调压柜，在制氧厂西路口广告牌处分为两路，一路至直炼厂熔炼工段南16#球阀处，一路至氧化锌桥头12#阀门处。

三、施工前工作准备及安全注意事项

（一）前一天下午16：00点需完成以下准备工作：

1.测试15#氮气置换开启阀门是否能够正常使用。

2.检测前需准备施工材料：5瓶肥皂水、2台测漏仪、梅花扳3套、开口扳3套、活扳22”3个、各法兰固定螺丝、警戒线或者红绳、常用工具等准备到位。

3.开始前用肥皂水确认各法兰连接处无泄漏。

4.检测人员需提前一天对测漏仪进行渗漏实验，打火机在熄火状态下进行泄漏实验，确保测漏仪处于完好状态。管网班对检测人员进行测漏仪使用操作培训。

5.检查更换阀门管道是否有良好接地，如没有重新打好接地线，确保接地电阻值在4Ω及以下。提前检查法兰及阀门的金属跨接线是否完好，阻值应不大于0.03Ω。

6.完成检测方案编制及审批，完成天然气检测示意图绘制和准备测绘部位测点示意图绘制。

7.和生产部、设备部沟通告知置换工作需要时间，确定第二天检测开始的确切时间。

8.组织所有参与工作人员展开动员会，明确任务分工进行安全技术交底。

9.管网班提前检查所需断开连接的法兰螺栓是否锈蚀严重，对锈蚀严重的螺栓，提前进行逐一更换，更换过程中确保不漏气。

10.参与2#、9#、11#阀门相关工作人员，工作时不得携带手机，由下方人员进行沟通。

（二）施工当天8:00前必须将全部材料拉到位，人员到各自工作地点听候指挥。

（三）置换工作开始前，对参加置换作业人员进行方案交底，参加作业人员必须佩戴安全帽、口罩，登高作业系安全带。

（四）置换工作必须由副组长统一发令指挥，工作人员通信设备保持畅通。

（五）所有参加置换工作人员必须服从副组长的指令，严格按照置换作业方案进行操作，有疑问的应于作业前提出。

（六）作业区域严格遵守作业规章制度，禁止携带火种、无关人员和车辆进入现场。

（七）提前将警戒线准备到位，置换现场应设醒目的安全警示牌或拉警示带形成警戒区域。

（八）开启阀门要缓慢，严禁猛开猛关。

（九）置换后天然气浓度检测必须使用两台测漏仪检测，由2人进行确认，核实浓度为0后，方可更换阀门。

四、置换方法

由于本管道敷设在生产厂区，环境较为复杂，行人车辆较多，在保证置换安全可靠，提高置换作业的安全系数的前提下，本次置换采用氮气置换法。

五、氮气置换天然气步骤：

（一）第一步：首先通知中裕公司关闭其调压柜内进出口阀门。

（二）第二步：关闭中裕公司至股份公司总阀门1#、2#、3#，关闭氧化锌桥头桥架上12#阀门，关闭直炼13#阀门，各点负责人确认关闭到位后经副组长许可后方可进行下一步工作。

（三）第三步：关闭大餐厅进气口4#阀门、关闭110kV站内精炼厂调压柜内5#、7#阀门、关闭底Ⅰ调压站进口10#阀门、关闭氧化锌进气口11#阀门、关闭14#（平时处于关闭状态，当天再次确认）阀门、关闭直炼厂增压机房进气口16#阀门、关闭直炼电解车间进气口17#阀门。

（四）观察精炼厂调压柜内进气口压力表（18#）指示为零时，断开2#阀门北侧法兰，作为放散口一；断开11#阀门法兰连接处（阀门后侧），作为放散口二。

（五）断开后开始逐渐打开直炼厂广告牌处15#氮气置换阀门，冲入氮气开始置换。

（六）当2#、11#放散口检测天然气浓度为0时，关闭15#氮气置换阀。

（七）通知管网班更换9#阀门。

（八）在9#阀门更换完毕后，确认阀门处于全开状态，重新通氮气进行置换，检测浓度为0后方关闭15#氮气冲入阀门，进行天然气置换氮气工作。

六、天然气置换氮气步骤

（一）在管网班更换完毕，人员全部撤离现场后方可开始天然气置换氮气工作。

（二）将直炼厂13#阀门逐渐打开至1/2处。

（三）在2#、11#阀门放散口处检测浓度达到100%，关闭13#阀门，停止天然气置换工作。

（四）连接2#、11#阀门法兰螺栓。连接完毕后，恢复2#、13#至打开状态。

（五）通知中裕公司打开调压柜内进出口阀门，逐步打开1#阀门，用肥皂水再对2#、11#连接部位进行渗漏检测。

（六）无漏气后，逐步打开4#、5#、7#、10#、11#、12#、16#、17#阀门正常供气。

七、应急处理及及验收工作

（一）如阀门关闭不严出现严重漏气现象，向领导小组汇报后立即关闭北加气站供气总阀。

（二）对所有动过的连接部位进行肥皂水实验，肥皂水测试无起泡现象时方可离开现场。

篇6：天然气管道巡查制度

1、目的

为规范管道安全巡查人员的行为，以及巡查发现管道周围存在的不安全行

为及事故隐患能及时有效的得到处理，按照巡线工作 “早发现、早沟通、早预防”的原则，确保公司的天然气管道安全运行，特制定本制度。

2、范围

适用于***********天然气有限责任公司的天然气管线、附属设施及阀室的安全巡查管理。

3、职责

3.1 健康安全环保部负责本制度的编写和修订,并对管道安全巡查的执行情况进行检查监督和考核,不定期的进行管道安全巡查和管道安全大检查，牵头组织公司力量解决管道安全问题。

3.2 生产运行部是管道安全巡查的直接实施部门,负责管道的日常安全巡查工作和对管道安全巡查人员的管理,对危害管道安全的行为有现场制止、报告及采取防范措施的职责。对管道附近的施工负责安排人员进行现场监护管理。

3.3 工程技术部负责审批外单位穿跨越管道和影响管道安全的施工技术方案，提供、现场确定管线位置、埋深等技术参数，配合生产运行部搞好管道的施工监督管理工作。

3.4专职管道安全巡查人员负责管道的日常巡查，发放宣传资料，制止可能危害管道安全的施工，记录并报告现场发现的问题；根据工作安排进行现场监护。

4、工作程序

4.1 管道安全巡查的频率

专职管道安全巡查人员每天至少一次进行管道的安全巡查工作,站场每天一 次抽查,生产运行部每周组织一次线路安全巡查；公司由健康安全环保部牵头、每月组织一次线路巡查和检查工作。4.2 安全巡查人员的巡查报告

4.2.1站场应对巡查人员进行正规化管理。专职管道安全巡查人员在起点站开始巡查时，必须在起始点向站长或站场巡查人员报告，报告内容包括开始巡查的时间、预计到达目的地时间或特殊区段的碰头汇报时间等。

4.2.2巡查人员到终点站，应提交当天的巡查记录（见附录一：管道安全巡查检查记录表），报告巡查发现的问题，获取站长的指示。生产运行部应考虑设立巡查人员巡查记录的提交收集地点，定期收集巡查人员的巡查记录，检查其记录情况并指导其改进。4.3 现场巡查 4.3.1巡查准备。所有进行管道安全巡查人员的人员在进行管道安全巡查时，必须根据天气状况先穿戴好劳保用品，背上背包,携带《石油天然气管道保护条例》、通讯工具、记录表格和圆珠笔等。

4.3.2在管线巡查过程中应做好危害识别，注意道路交通安全，乘坐车辆应系好安全带，并做好防毒蛇、防中暑、防跌倒等预防措施。在下大暴雨时和发山洪时，应停止危险区域巡查工作，等大雨过后，应立即组织线路检查。4.3.3生产运行部在雨季应增加巡查人员和加强巡查的密度。4.4 重点线路巡查

4.4.1 生产运行部应建立重点检查区域台帐(附录二:管道重点巡查区段统计和巡查人员安排表)，发放给相关人员进行重点管理，并上报到健康安全环保部留存。重点检查区域应确定专职巡查人员和站场负责人员，重点检查区域包括埋深较浅的稻田、鱼塘和蕉林区、河流穿越区、人员稠密区和施工活动频繁区等，这些地区交通不方便，有可能受到耕作、清塘和其他施工损坏管道。

4.4.2专职管道安全巡查人员和站场巡查人员应非常清楚自己巡查线路的重点巡查区域，巡线时应坚持重点巡查和徒步检查，并将重点巡查区域的巡查情况填写在巡查记录上。

4.4.3 对已经发现的在管道附近100米外的施工纳入重点巡查区域。对于可能交叉通过管道或在管道中心线5米范围内的施工应提前告知健康安全环保部和工程技术部，以便采取对应措施。

4.4.4 站场每周至少一次对重点巡查区域进行检查。

4.4.5 生产运行部应对“管道重点巡查区段统计和巡查人员安排表”每月更新一次并报告到健康安全环保部及时更新。4.5 外界施工活动预防管理

4.5.1预防性协调与沟通。巡查人员在进行线路巡查，发现在管道100米外有施工时，就应询问施工人员其施工是否可能扩展到管道保护范围，如果可能，应告知管道保护法规的要求，获取联络人员的联系电话，确定进一步协调解决的方式和步骤，并将此情况报告生产运行部。施工活动距离管道间距不同,其管理措施及相关要求可见下表:

施工活动距离管道间距与管理措施要求 施工活动距离 管理措施 其他要求 距管道中心线 安排专人，现场1.如果有动火作业必须健康安全环保部＜5米 全天安全监护 同意批准。

2.动土作业应确定管道、光缆位置走向、埋深等基础数据，必须人工开挖不允许机械开挖。

3.审批施工方案，签定安全生产协议。

距管道中心线 专职巡查人员每1.不允许爆破作业 5米—50米 天查看，报告其2.在管道周围应建立隔离区域，设置警戒施工进度 标识

距管道中心线 询问施工人员其告知管道保护法规的要求，获取联络人员50米－100米 施工进度及可能的联系电话, 报告生产运行部 的扩展范围

4.5.2危害告知。生产运行部应派人到现场提前了解情况，做好如下工作： 1)讲清楚天然气管道的潜在危害、后果及法律责任 2)发放《石油天然气管道保护条例》 3)告知我方管道保护的要求

4)交换相互的联系方式和联系人员

4.5.3 方案审批。对于穿跨越管道的施工或在管道中心线5米范围内的施工，应要求施工单位编制细致可行的施工技术方案，得到工程技术部的审批认可。4.5.4 签定安全生产协议。对于穿跨越管道的施工或在管道中心线5米范围内的施工，由健康安全环保部与对方签定“安全生产协议”，确定施工时间，并告知生产运行部。如有可能时应要求施工单位缴纳安全生产保证金。

4.5.5 施工过程管理。生产运行部应加强管道周围施工活动的监督管理。

4.5.5.1安排监护人员。施工单位在管道附件的施工时，由生产运行部安排监护人员进行监督，必要时工程技术部派人配合；对于有重要影响的施工如动火作业，健康安全环保部也应安排人员进行现场安全管理。对于公司没有同意的施工应坚决制止。

4.5.5.2 施工进度报告。巡查人员或现场监护人员应向施工单位了解施工进展，每天报告施工单位的进度情况及对管道的潜在影响，并在日报上反映报告，以便于公司相关部门制定措施。

4.6巡查发现问题的处理及报告 4.6.1 危害行为报告。巡查人员或公司任何人员发现有危害管道安全的行为时，都应立即进行制止，并报告生产运行部。同时巡查人员应向危害活动的实施人员发放“《石油天然气管道保护条例》宣传手册”，讲清其危害后果，劝阻其停止危害活动。巡查人员在上报前应了解：

1)施工单位名称 2)施工内容

3)负责人员姓名 4)联系电话

5)危害实施情况

4.6.2对于巡查人员劝阻不能制止其危害活动时，应报告生产运行部值班调度，值班调度应安排站场管理人员赶往现场查看情况，并收集、获取现场的危害活动证据，制止其危害行为。

4.6.3 当站场管理人员也不能制止其危害活动时，由生产运行部负责人报告健康安全环保部，由健康安全环保部牵头，协调公司资源进行处理。

4.6.4 对于可能造成管道破裂泄露的严重违法行为，应立即报警“110”进行处理

4.7 巡查记录

4.7.1巡查人员对管道巡查发现的问题，应在当天填写在“管道安全巡查检查记录表”上，生产运行部应在每天的日报中反映报告。

4.7.2 巡查人员应定期整理“安全巡查记录”,生产运行部应进行检查其填写的严谨性和真实性。

4.8 教育培训 生产运行部每月应组织一次专职管道安全巡查人员的安全学习和业务培训，包括公司规章制度、线路危害识别和风险预防、记录填写等方面的内容，提高巡线人员的安全意识、巡查技能和责任心，确保巡线工作能做到“早发现、早沟通、早预防”。培训活动应建立记录。

4.9 考核

4.9.1生产运行部每月至少一次对巡查人员的工作态度及职责履行情况进行检查。

4.9.2生产运行部应对外聘的管道安全巡查人员进行监督考核，根据本制度的要求制订细致的考核办法。对于巡查工作不细致和不按要求的时间、地点巡查，或巡查发现的问题不及时报告，以及发现的问题不进行劝阻、推委职责的，应进行经济考核。

4.9.3对于已造成管道损坏事实、存在严重问题的管道安全巡查人员，应报告综合管理部给予辞退。记录

5.1 管道安全巡查检查记录表

5.2管道重点巡查区段统计和巡查人员安排表附录

附录一 管道安全巡查检查记录表

篇7：天然气管道施工合同

甲方：定西中石油昆仑燃气有限公司 乙方：甲方：靖远县金地燃气有限公司

本着平等互利的原则，按国家《劳动法》《经济合同法》等相关的法律法规，经甲乙双方共同协商，达成市政居民燃气管道土石方平场工程承包合同，协议如下：

一、工程承包内容：土方开挖、运输、回填、弃土、场地平整、清淤除表、恢复原貌等全部工程内容，（土方开挖约30公里，宽40公分，深1.3米）

二、工程地点：定西市安定区

三、安全：在施工过程中，一切安全事故由乙方自行负责。（地埋光缆、高压线路、自来水及下水管道）

四、工程技术要求：乙方按设计图纸和现行施工规范规定及公司（甲方）的技术要求施工，安全施工交底，进行组织施工。土方运输过程中的一切费用由乙方自行负责。

五、乙方应认真按照标准规范和要求施工，随时接受燃气公司及工程监理的检查和检验，工程质量达不到约定的标准部分，经甲方发现，应要求乙方重新施工，因乙方原因达不到约定标准，由乙方承担重新施工费用，工期不予顺延。

六、工程量的计算：以施工图纸挖方工程量计算（挖方综合单价以包括土方开挖、运输、回填、弃土、场地平整、清淤除表、恢复原貌等全部内容）。施工中发生工程量增减工程时，经公司确认后调整合同价格，签订补充协议。

七、价格：本工程采用以挖方工程量为计算基础的综合单价包干（挖方综合单价包括土方开挖、运输、展铺警示带、细土过筛、回填震压、恢复原貌等全部内容）综合人民币150元/米。

八、施工中由地方因素影响的由甲方负责协调。

九、文明施工：符合市容市貌，文明施工要求标准，违反相关规定，后果由乙方自行负责。

十、工期：以90个工作日完成全部承包的工程（因乙方原因，工期每耽误一天，甲方将对承包方处以1万元的罚款）若发生人力不可抗拒的自然因素或特殊原因，工期可以延期，但应由甲方签证。若因甲方的原因造成停工，其停工损失按有关规定计算，由甲方负责承担一切经济损失。

十一、付款方式：乙方接到甲方进场的书面通知即进行施工，每一标段工程竣工通过验收后，甲方付给乙方此标段工程90%的工程款（双方完成工程结算后7日内支付）。三个月内甲方付清乙方的余款。

十二、结账方式：乙方以机械油料费和工人工资表方式向甲方结算。

十三、保证金：在双方签订合同时，乙方交10000元保证金给甲方，工程验收合格后退还（无息）。

十四、违约责任：在执行合同过程中，如有单方违约，应由违约方承担未违约方的一切经济损失，另由违约方支付违约金人民币10000元给未违约方。如有争议按《国家劳动法》和《经济合同法》执行。

十五、本合同一式四份，甲乙双方各执两份，甲乙双方签字即生效，付清工程款后自动失效。（以票据为准）

甲方：

乙方：

甲方代表：

乙方代表：

篇8：天然气管道设计寿命及检测

天然气管道是目前在陆地上大批量地输送天然气的唯一途径。据国家“十二五”规划来看, 我国天然气消费量将在2015年占到了总能源消费的9%, 达到2300亿立方米。天然气管道随着时间的推移已经逐步向“老龄化”发展, 进入到了管道事故频繁发生的阶段, 对于周围的自然环境和天然气管道的正常运行都会造成较为严重地影响。因此, 天然气管道使用寿命优化就显得尤为必要。

二、天然气输送压力管道设计使用寿命

1. 关于使用年限和设计寿命的规范定义

《城镇燃气技术规范》GB50494-2009中定义设计使用年限:设计规定的管道、结构或构件等不需要大修即可按其预定目的使用的时间。《石油天然气工业管道输送系统》GB/T24259-2009中定义设计寿命:设计预计使用年限。

2. GA类压力管道

(1) 长输管道

《输气管道工程设计规范》GB50251-2003管道计算壁厚:

计算壁厚按照钢管标准规格向上选取钢管公称壁厚, 不考虑壁厚附加量。输气管道输送商品天然气, 规范认为金属管道内壁一般不会发生腐蚀, 只考虑管道外部腐蚀, 目前长输管道采用外防腐加阴极保护的方式控制管道外部腐蚀速率, 根据《埋地钢制管道阴极保护技术规范》GB/T21448-2008中的解释, 在电解质中金属材料腐蚀速率是由材料的电位确定的, 通常腐蚀速率随着电位的负向偏移而下降, 阴极保护系统最低保护电位准则为腐蚀速率小于0.01mm/a, 因此长输管道设计寿命一般超过25年。

(2) 气田集输管道

根据《油气集输管道组成件选用标准》SY/T0071-2010中的要求, 金属材料选用耐腐蚀材料, 介质对金属管道腐蚀速率分级为:

可分为下列四类:

1) 年腐蚀速率不超过0.05 mm的材料为充分耐腐蚀材料:

2) 年腐蚀速率为0.05-0.lmm的材料为耐腐蚀材料:

3) 年腐蚀速率超过0.1-0.5m m的材料为尚耐腐蚀材料:

4) 年腐蚀速率超过0.5m m的材料为不耐腐蚀材料。

根据酸性介质浓度, 管道腐蚀裕量取1-6mm, 非酸性介质不考虑腐蚀裕量。一般管道腐蚀速率0.01-0.2mm/a, 根据净化厂、处理厂设备和管线使用年限及气田开发方案, 采气管道设计寿命不小于10年, 集气管道设计寿命不小于15年。

3. GB类压力管道

《城镇燃气技术规范》GB50494-2009中要求燃气管道的设计使用年限不应小于30年。《城镇燃气设计规范》GB50028-2006管道计算壁厚:

计算壁厚按照钢管标准规格向上选取钢管公称壁厚, 根据城镇燃气规范要求, 不考虑壁厚附加量, 规范中明确对钢管标准允许的壁厚负公差, 在确定强度设计系数时给予了适当的考虑并加了裕量, 计算中不与考虑。城镇燃气管道F (设计系数) 较输气管道 (GA类) 提高一个等级, 最小计算壁厚较输气管道要求严格。《城镇燃气设计规范》GB50028-2006规范管道计算壁厚裕量较大, 钢质管道在腐蚀控制良好的条件下寿命可超过30年。

4. GC类压力管道

《天然气净化厂设计规范》SY/T0011-2007中规定管道强度设计要求按照GB50136的要求进行计算。《工业金属管道设计规范》GB50136承受内压直管的厚度计算应符合下列规定

《天然气净化厂设计规范》SY/T0011-2007规定碳钢和低合金钢非酸性条件下腐蚀裕量取1.5mm, 酸性条件下腐蚀裕量取3mm。根据《石油化工管道设计器材选用通则》SH 3059-2012, 管道设计寿命宜为15年。《石油化工钢制压力容器》SH 3074-2007中对石油化工设备使用寿命要求如下:一般容器、换热器壳体及管箱, 不少于10年, 塔反应器等主要设备, 不少于15年。石油化工管道设计和工业金属管道强度计算都等同与ASME B31.3《工艺管道》计算方法, 所以天然气净化厂和处理厂厂内管道设计使用年限不小于15年。

三、提高天然气管道使用年限措施

1. 应用耐蚀材料

天然气管道采用等抗腐蚀能力强的材料进行制造, 往往能够使得天然气管道的使用年限大大延长, 还能够天然气管道更加耐腐蚀。在腐蚀过程中, 天然气管道表面会出现一层防腐蚀的钝化膜, 以此来提高天然气管道使用年限。

2. 加强宣传教育

天然气管道是关系到我国社会发展、国民经济的重要设施, 其安全程度直接关系到广大人民群众的生命安全和国家财产安全, 极为重要, 不容忽视。各地务必要基于《石油天然气管道保护法》的相关规定, 天然气管道要设置醒目的永久性警示标志, 加强宣传教育, 要让广大群众参与到天然气管道安全的维护工作中来, 这样既能够杜绝安全事故发生, 又能够优化天然气管道使用寿命。

3. 通过内检测对管道剩余寿命进行合理评价

管道检测的主要目的是准确检测出管道上的异常点, 为管道的维护提供科学的依据。国外从20世纪60年代起就发展这项技术, 通过内检测能够对管道剩余寿命进行合理评价, 我国近些年在油管道检测上已有很大的突破, 但在天然气管道检测设备上应用较少。产内腐蚀检测设备首次应用于天然气管线是在2003年9月14日, 由中油管道技术公司新研制的直径660毫米长输管道内腐蚀高精度检测器成功完成了陕京天然气管线 (靖边-榆林) 100.6公里的检测任务。它彻底打破外国企业长期垄断我国气天然气管道检测市场的局面, 为天然气管道检测设备国产化打下了坚实的基础。天然气管道内检测技术主要有测径检测技术、泄漏检测技术、漏磁通过检测技术 (MFL) 、压电超声波检测技术、电磁波传感检测技术 (EMAT) 等, 应该结合现场的具体情况来适当选择相应的天然气管道内检测技术。

4. 防止第三方伤害

天然气管道管理单位应该定期巡线, 对于那些第三方无意破坏 (如违章占压等) , 应该做好解释工作, 消除隐患。对于那些三方有意破坏 (如人为盗气等) , 应该联系当地公安部门进行严打, 确保天然气管道的安全运行。对采取移动、切割、打孔、砸撬、拆卸等手段损坏管道或者盗窃、哄抢管道输送、泄漏、排放的天然气的行为, 进行严厉打击。

结语

综上所述, 优化天然气管道使用寿命对于天然气管道的可持续性发展至关重要, 直接关系到广大人民群众的生命安全和国家财产安全, 值得深入探讨。

摘要：天然气管道随着时间的推移已经逐步向“老龄化”发展, 进入到了管道事故频繁发生的阶段, 对于周围的自然环境和天然气管道的正常运行都会造成较为严重地影响。因此, 天然气管道使用寿命优化就显得尤为必要。本文首先阐述了天然气输送压力管道设计使用寿命, 其次, 深入探讨了天然气管道使用寿命优化措施, 具有一定的参考价值。

关键词：天然气管道,使用寿命,优化措施

参考文献

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