关键词：
管道线路（精选九篇）
管道线路 篇1
国外长距离输气管道发展较早, 前苏联早在20世纪50年代就开始了长距离输气管道的建设。到了80年代已建成6条超大型输气管道系统, 全长近20000公里, 管道直径1220毫米~1420毫米, 在当时已是世界上最宏大的管道工程。今日, 随着经济与科技的高速发展, 长输气管道技术更加成熟, 我国的西气东输一二线均已贯通, 西三线也将于2014全线贯穿通气。天然气输气管道发展到今天, 共有以下几大特点:
1.1 大管径
国外主要干线天然气输气管道直径一般都在1000mm以上, 并且这些大口径管道的施工技术都已经非常成熟。
1.2 高压输送
高压输送一方面降低了输送能耗和钢材的消耗, 另一方面同时也降低了压缩天然气的能耗。目前, 北美和欧洲地区的天然气管道压力普遍都在10Mpa以上, 例如:北美联盟管道最大运行压力为12Mpa, 挪威Statepipe管线输气压力为13.5Mpa, 阿意输气管道最高出站穿越点压力高达21 Mpa。
1.3 内涂层减阻技术
目前, 国外较成熟的输气管道均采用内涂层技术。输气管道经过内涂层后, 一般可提高输气量5%~12%, 同时有效降低设备磨损和清管次数, 延长管道使用寿命。
1.4 外涂防腐技术
无论是埋地管道还是架空管道, 均会受到不同程度的腐蚀, 目前较为成熟的技术为通过对管道外壁涂覆防腐涂层, 来增强管道的耐腐蚀性能。
1.5 高韧性管材
目前发达国家的输气管道普遍采用X70级管材, 最近几年X80级管材也开始用于管道建设。据相关资料介绍, X80级管材可比X 70级管材节省建设费用7%左右。目前, 美国、加拿大、法国等国家的输气管道已采用X80级管材。欧洲和日本的一些钢管制造商已经开始研制X100级管材。
1.6 完善的调峰技术
为了保证安全可靠、高效连续的向用户供气, 发达的欧美国家均已采用储气罐和地下储气库进行调峰供气。这些国家针对季节性调峰主要采用的有盐穴型和孔隙型两类地下储气库。对于较短期的日调峰和周调峰, 则靠管道末端储气及地下管束储气来实现。储气罐以高压球罐为主, 目前国外球罐最大几何容积已经达到5.55万立方米。
1.7 较高的压缩机组功率
目前国际上通过提高压缩机组的功率, 普遍使用回热循环燃气轮机, 并靠其提供动力或发电。国外干线输气管道压缩机组均采用大功率机组。例如欧美国家的压缩机站单套压缩机平均功率都在10千瓦以上, 俄罗斯的天然气公司也是如此。同时, 国外还大量采用压缩机磁性轴承、机械干密封和故障诊断等新技术, 既延长了轴承的使用寿命, 取消润滑油系统, 减少了压缩机的运行成本, 又从根本上提高了压缩机组运行的可靠性和完整性。
2 现代输气管道管材选择
(1) 目前西方绝大部分国家所建设的天然气管道管径为1220mm, 针对这类管径的钢管, 应尽量使用较长的钢管, 以减少管道在现场的焊接和检验工作量, 提高工作效率, 另外在高压输气的工艺下, 1220mm以下管径在一般情况下已经可以满足天然气输量的要求, 同时也更加节省钢材的消耗。
(2) 天然气高压输送是当前国际管道输送技术的发展趋势, 目前天然气高压输送的压力已达10~20MPa。其优势显著:通过高压输送可以使天然气的密度增加, 流速下降, 同时降低了管道内壁沿程的摩擦损失, 进而提高了输送效率;天然气密度增加将有效提高其可压缩性能, 减少压缩能耗, 提高压缩效率;管道能耗下降, 有效降低了压缩站装机功率, 加大站与站间距, 降低成本;高钢级减少了钢材消耗, 降低材料费用。但高压输送对钢材的要求也更高:要求使用强度更高、韧性更好管线钢。
(3) 根据美国工业统计资料, 1990年由于腐蚀造成的直接损失将近10亿美元。据此看出, 管道防腐是管道工程的重中之重。腐蚀是指金属由于受到周围介质的化学、电化学作用下而产生的一种破坏现象。通常根据管道被腐蚀部位分为内壁腐蚀和外壁腐蚀;根据腐蚀形态分为全面和局部腐蚀;根据腐蚀机理分为化学和电化学腐蚀等。
内壁腐蚀指因输送介质的作用而对金属管道产生的腐蚀。主要有水腐蚀和介质腐蚀。水腐蚀顾名思义, 指输送介质中的游离水在管壁上生成亲水膜, 形成原电池而发生电化学腐蚀。介质腐蚀指除水以外的其他有害杂质 (如硫化氢、二氧化碳等) 直接与管道金属作用而产生的化学腐蚀。一般情况下, 长距离输气管道的内壁同时存在这两种腐蚀, 特别是在管道弯头、低洼积水处和气液交界面等地方。因为这些地方电化学腐蚀异常强烈, 致使管壁或是大面积变薄或是形成腐蚀深坑。输气管道的内腐蚀穿孔多数是由这些深坑造成的。
外壁腐蚀主要由管道所处的外部环境决定。架空管道主要受大气腐蚀;水环境或土壤中的管道, 则容易受到细菌腐蚀、土壤腐蚀和杂散电流腐蚀等。
针对环境对金属的腐蚀强度以及特殊机理, 对输气管道线路管材提出了更高的耐腐蚀性能。同时配合内壁涂层、外壁涂层 (或包扎层) 加阴极保护等防腐措施, 可有效的延长管道的使用年限。其中, 管道内外壁的涂层防腐指的是用涂料均匀致密地涂敷在经过除锈处理的管道表面上, 从而达到与各种腐蚀性介质隔绝的作用, 是管道防腐中最重要最基本的方法之一。另外内壁由于采用特殊涂层, 有效的降低了天然气与管道内壁的摩擦, 不仅提高了输气效率, 更减少了设备的磨损和清管次数;阴极保护技术是指将被保护金属极化成阴极来防止金属腐蚀的方法。
(4) 有效止裂是高强度钢制天然气管道的设计的另一关键。这种管道的设计不仅要按许用应力法计算管道的强度外, 而且还需要采用断裂力学方法来进行管道的止裂设计, 并且对于管道施工在预热、对口、内外焊、补口以及超声波探伤等方面也提出了较高的要求。管道工程施工组焊要求管材有良好的可焊性与较小的冷裂纹敏感系数, 可焊性与材质碳当量有关, 随着当今冶炼技术的提高, 无论是低碳钢还是高强度微合金钢, 均能有效控制碳当量, 使其达到良好的可焊性要求。目前高强度等级钢管相比较低强度钢管, 需要增加施工措施, 当管材等级高于×65级时, 低温地区组焊均要求预热和保温, 防止冷裂纹。
(5) 基于经济因素的考虑, 针对管材选用的就经济性E, 涉及管径D、管道长度L、管材等级σs、钢管型式M、钢管壁厚δ及施工组焊费用Cw, 可用E=f (L, D, δ, σs, M, Cw) 表达, 式中除了管道的固定值L、D外, M与Cw为可变因素, 决定因素是互为相关的壁厚δ与钢管允许屈服强度σs。钢管允许屈服强度高, 壁厚小, 其经济性好, 但考虑到其他的影响因素控制, σs不能无限提高。
参考文献
GIS管道线路优化设计平台论文 篇2
[摘要]近年来，GIS已经渗透到很多行业中，并取得骄人的业绩。“GIS线路优化设计”这一研究课题就是专门针对此方面开展的研究工作。它的应用主要是GIS结合线路设计、测量的一次改革。本文对GIS线路优化设计平台作了相关介绍。
【关键词】GIS：RS：GPS;航空摄影测量;数字高程模型;数据矢量化
O引言
CIS(Ceography Information System，地理信息系统)，是融合计算机图形和数据库于一体，用来存储和处理空间信息的高新技术，它把地理位置和相关属性有机地结合起来，根据用户的需要将空间信息及其属性信息准确真实、图文并茂地输出给用户，满足城市建设、企业管理、居民生活对空间信息的要求，借助其独有的空间分析功能和可视化表达功能，进行各种辅助决策。
近年来，随着GIS的发展，它已经渗透到很多行业中，并取得骄人业绩。我院也逐渐开始重视GIS技术的开发与研究。今年的技术课题“CIS线路优化设计”就是专门针对此方面的开展的研究工作。它的应用主要CIS结合线路设计、测量的一次改革。本文对CIS线路优化平台的初步设想进行论述。
1总体策划
1.1 GIS线路优化设计平台基本功能
GIS线路优化设计平台的基本功能主要是针对线路选线、定线来设计的。
1.1.1基础数据库的建立
资料的获得：设计选线初期，通常要搜集一些地图资料，主要从国家或当地测绘部门获得。初期这些资料的情况直接影响到后期选线的效率，建议选取较新的资料。
数据库的建立：这一过程主要是进行图纸的扫描矢量化、拼接、坐标校正、剪切等工作。最终导入GIS平台，实现浏览、缩放、旋转等基本功能。
需要注意的是初期资料的年代新旧问题，通常比较年代较老的地形图资料不能真实反应线路的实际情况，需要实际踏勘，但资料成本较低。如果能够获得较新的遥感航测资料，那我们就可以减少现场踏勘工作，但成本较高。另外，可以从Google Earth上获取一些资料。
1.1.2自动选线功能
自动选线功能是此平台的最主要的部分。此功能的开发需要线路设计、测量、专业编程3个专业的人员共同协助完成。自动选线功能主要是根据设计人员在图上选取的两个点，可以自动绘出线路的走向。由于前期资料的新旧，可能初次绘出的线路不符合设计的要求，例如：有可能出现线路穿居民区、或是线路穿过一些重点保护区等现象。因此，我们还会设计相关的辅助功能，可以通过人工修改，将线路上主要的地物展绘到电子地图上，然后再重新绘出线路走向。这个过程需要反复进行，直到符合设计人员要求。
1.1.3线路选线的细化、优化功能
经过上面的自动选线，基本的线路的走向可以确立，但是在好多细节还不能满足设计要求，例如线路出现小于900转角，线路的穿越角度不能保证垂直等等。所以考虑这方面的需要，我们会设计出细化、优化的功能。通过菜单功能，来实现线路的局部改变，直至符合规范。下面用一个例子来说明线路优化话的效果。例如，某公路穿越，初次选线后走向如下(图1)：公路穿线路走向
图1线路优化前
图1自动选线后穿越公路的位置不合适，经过优化后，图2已经满足要求。这只是一个小例子，线路需要优化的地方还很多，这些都需要设计人员提出宝贵意见。
1.1.4三维浏览功能
根据选好的线路，可以利用三维浏览的工具，来给大家展示沿线路的走势。但是浏览效果的好坏，一定程度上取决于前期资料的完备情况。利用较好的数字高程模型(DEM)与正射影像图叠加，能够很好的满足三维浏览的要求。如果DEM或是影像图不完备，那么会使浏览的效果打折扣。
1.2 GIS线路优化设计平台基本流程
图3流程图
2方案实施
2.1课曩硬件与相关专业人才需求情况
此课题需要大量的硬件与软件。软件重要包括：SuperMap的桌面化软件与组件化工具、AutoCAD软件，vc++与VB编程软件等。硬件主要包括：台式机、打印机、扫描仪等人才需要包括：GIS专业人员、线路设计人员、测绘专业人员、编程人员。
2.2方案实施计期方案实施分以下几个部分：
1)方案前期准备阶段：人才、设备的引进。时间计划的制定：
2)方案的启动阶段：制定课题的主要功能，与预计完成后的效果;
3)课题开发阶段：各专业人员共同协助，攻克难题。开发出基本功能;
4)试运行与调试阶段：通过一些数据，进一步调试课题的功能，以满足设计需要;
5)后期管理阶段：基本已实现课题的功能，需要进一步在实践中找出不足之处，并对之调试。最终封装课题主程序，基本完成开发工作。
3结论
CIS技术已经活跃在众多行业，技术改革迫在眉睫，项目在实施的各个阶段会遇到各种难题，在各专业人员的精诚合作下，将攻克各个难题。
参考文献
管道线路 篇3
一、完整性管理的内涵
1、管道完整性管理（Pipeline Integrity Management，简写为“PIM”）其通常定义为：管道公司根据不断变化的管道因素，对管道运营中面临的风险因素进行识别和技术评价，制定相应的风险控制对策，不断改善识别到的不利影响因素，从而将管道运营的风险水平控制在合理的、可接受的范围内，通过监测、检测、检验等方法法进行管道适应性的评估同时持续改进管道完整性和威胁管道失效的因素，以此来防止发生管道事故。这是一个综合、循环、一体化的过程，在管道从规划设计到报废的整个寿命周期中起到了重要作用。
2、作为一种综合的、一体化的管理，管道完整性管理（PIM）需要对一切影响管道完整性因素进行分析和评价，因此需要定期对管道进行风险评估，通过定期检测与评价管道完整性的方式进行管道事故多发原因、部位的分析，从而对事故发生的可能性以及会导致的后果等情况了解，同时采取修复或减轻失效威胁的措施、继续针对性的改善，通过培训、不断调高管道管理人员素质。
二、管道完整性管理应用及必要性
20世纪80年代初，我国机械工业部、化学工业部以及20个单位进行了《压力容器缺陷评定规范》的研究和编制，1998年是我国油气管道的安全评价与完整性管理的开端。
1、采用完整性管理的必要性
确保管道运行安全是保障我国能源供应体系稳定的前提，整个管道寿命周期与其完整性的管理密切联系。管道完整性管理可以通过确保管道物理上和功能上的完整性从而使管道的工作状态始终安全可靠;通过管道完整性管理能够准确控制管道所处状态;管理人员可以通过对完整性的分析得出针对性措施，从而预防管道事故发生。作为一个连续不断更新的过程，管道功能上的失效是管道完整性管理失效的严重后果，管道系统的设计、建设和运行等方面需要融合管道完整性管理的理念、做法。想要实现动态的、完整的管道管理，首先要保证管道完整性管理机构的建立健全、制定标准化流程，其次分析整合所有与管道完整性管理有关的信息从而来保证管道完整性管理的时间持续性和数据完整性，最后还要不断利用各种新技术来实现动态的完整性管理。
2、管道线路规划设计
近几年中国油气管道业务发展迅速，新增管道数量很多，设计阶段是决定管道安全运行的重要因素，如果隐患在设计阶段就已形成，将影响整个管道建设、运行的管理水平，因此我国在建立健全运输管道相关的设计标准和法律法规的基础上，将管道完整性管理的方法引入到管道线路规划设计中以优化管道的线路设计，在源头上预防事故的发生，从而保证管道后期的运行安全，确保管道线路规划的合理性。
3、管道线路的风险
根据一些管道事故统计分析，可以得出造成管道失效的原因主要有材料缺陷、机械损伤、腐蚀、焊缝缺陷、外力破坏等，为了更精确的了解各个风险因素对管道安全的影响，可以通过分析计算各种事故风险出现的可能性与该事故的发生会产生的后果，得出失效概率，根据失效概率的大小对应的事故因素进行风险排序，从而对管道的线路风险进行科学的预防。
4、管道线路运行的检测
检测技术包括多项内容：外检测、内检测、壁厚测量、站场及设施的无损检测等。管道线路运行状态是管道正常工作的关键，管道完整性管理能够实现管道线路运行的实时监控，所以通过管道完整性管理来推动管道线路正常运行具有重要意义。
5、实现管道安全运行
油气管道是在一定压力、温度条件下实现流体介质输送的系统，要保证管道在可变环境中长期稳定运行，需要克服各种各样的困难。首先，针对长输油气管道，我国颁布了一些宏观管理条例，对企业应当履行的管道安全运行义务，长输管道的材料、设计、建造、使用管理、定期检验等作了详细规定，管道企业应制定安全管理操作规程并督促员工切实遵守，规范操作。其次，随着管道完整性管理理念的不断深化，对管道运行期间的环境条件监测和数据采集提出了更高的要求。另外，管道维护也是很重要的方面，管道维护决策过程就是风险评价、完整性维护决策和实施效果监测3个环节不断循环的过程，循环的意义在于使管道的维护决策更科学、更合理，使管道的安全状况得到持续改善。
三、我国油气管道完整性发展
1、我国油气管道完整性的现状
我国在油气管道完整性管理技术的开发研究方面比发达国家晚了近20年，随着管道完整性管理理念的全面引入，在一些长输管道的实践应用中取得了较好的效果，但与国外的差距仍然存在。我们不可照搬照抄国外的技术，应结合我国国情、根据不同的管道运行工况做出创新。我国油气管道建设正处于高峰期，管道完整性管理技术在我国油气管道领域的推广应用，是一个不断适应、不断完善的渐进过程。
2、我国油气管道完整性需要完善的问题
（1）我国油气管道事故率在世界水平来说是比较高的，并且我国油气运输基础设施应急管理机制方面存在的诸多问题。迄今为止，国家尚没有权威机构就实施全国油气管网连通存在的问题进行论证协调，以至于许多影响管网联通的问题未得到解决，所以在这种情况下，国家需要制定可行性的发展规划，将目前的一个部门、一个项目、一个地区规划统筹起来，对全国的油气管道进行总体的监管和调控，要加强支线和联络线的监管，实现真正的全国联网。
（2）风险评价指标是对管道风险状况摸底，是实施整个管道完整性管理的先决条件，我国目前为止尚未建立管道风险评价指标。管道风险控制是利用风险评价结果标对风险评价指标，对已识别到的危险部位、危害因素进行预防性维护，从而减少油气管道突发性事故，据此制定的决策方法具有较好的全局性和前瞻性。此外，建立油气管道内检测基础数据库对管道的有效管理和消除隐患存在重要意义。同时应建立管道地质灾害与评价系统，进一步完善完整性管理的数据应用。
（3）目前油气管道各类应急救援力量比较分散，不协调，事故应急预案的启动、运作缺乏相应的运行机制，不能在第一时间内形成有力的救援系统，没有形成有效的综合体系，我国的油气管道应急管理还仅仅停留在企业管理和技术保障的层面，这需要政府层面统一协调，实现中央、省、市、县的分层管理。油气管道安全是市政公益性、事业性的工作，需要国家法规强力监管企业、政府，政府主导、社会参与、企业为主体，逐渐形成一个社会化、开放性、系统集成的巨大系统，从而才能应对油气管道的突发事件，保证管道安全运输。
结语：
实现完整化管理我们还有大量的工作需要做。我国的油气管道运营要全面学习和借鉴国际管道完整性管理的理念，学习其管理方法，加强管道完整性管理的标准、法规、操作规程与国际接轨。学习国际先进做法，细化完整性管理各方面的工作，进一步加强信息技术与完整性管理的结合，加快数据信息的传递，提高工作效率。
参考文献：
[1]黄志潜.管道完整性及其管理[J].焊管，2004，27（3）：1-8.
[2]戴联双，于智博，贾光明等.基于管道完整性管理的风险评价技术研究[J].工业安全与环保，2014，40（6）：54-57.
[3]韩彦文.管道完整性管理在管道线路中的重要性[J].中国石油和化工标准与质量，2014，34（8）：221，224.
管道线路 篇4
石油天然气工业伴随工业化进程的加快发展迅速, 作为国民经济的生命线工程之一, 管道的运营安全不仅在国家能源安全的保障方面具有巨大的现实意义, 而且能够维护社会的稳定。作为一种能够保证管道安全运行的手段, 管道完整性管理在现代管道运输业盛行的背景下逐渐走入人们的视线。可以说完整性管理在新建管道从设计到运营的整个生命周期中所起的作用都是不可替代的, 作为一种先进的管理管道安全的方式, 管道的完整性管理可以未雨绸缪, 进而使管道的安全运营得到保障, 因此完整性管理的理念和方法能够提高管道线路设计水平从而使管道运营安全得到确保, 在管道运营的整个生命周期中占据着重要的地位。
2 管道完整性管理
2.1 完整性管理的内涵
2.1.1 概念
Pipeline Integrity Management, 中文写做“管道完整性管理”, 简写为“PIM”。其通常定义为:为了保证管道的安全运行、防止管道事故的发生, 管道运营企业基于变化无穷的管道因素进行管道运营所面临的潜在风险的识别和评价, 并通过相应的风险控制手段的使用来控制管道运营的风险水平, 进而将管道运营风险控制于合理、可接受的范围内[1], 通过监测、检测、检验等方法法进行管道适应性的评估同时持续改进管道完整性和威胁管道失效的因素, 以此来防止发生管道事故。其是一个综合、循环的过程, 在管道从规划设计到报废的整个寿命周期中起到了重要作用。
然而作为一种综合的、一体化的管理, 管道完整性管理 (PIM) 需要进行一切影响管道完整性因素的分析和评价, 因此定期进行风险评估从而对事故发生的可能性以及其会导致的后果等情况进行了解, 通过定期检测与评价管道的完整性的方式进行管道事故多发的原因、部位分析, 同时针对性的改善, 并不断培训管道管理人员。
2.1.2 原则及意义
作为一个不断更新的连续过程, 管道的失效是管道完整性管理失效的严重后果, 同时管道失效的时间依赖度很强, 由此可见对管道持续不断的风险分析、检测以及完整性评价等的重要性。
因此其原则如下[3]:
(1) 管道系统的设计、建设和运行等方面融合管道完整性管理的理念、做法;
(2) 在了解管道特点的情况下, 动态的完整性的管理管道;
(3) 管道完整性管理机构的建立健全以及标准化流程的制定;
(4) 分析整合所有与管道完整性管理有关的信息;
(5) 保证管道完整性管理的时间持续性;
(6) 不断利用各种新技术来进行管道的完整性管理。
而管道完整性管理的意义则如下:
(1) 使管道的工作状态始终安全可靠;
(2) 确保管道物理上和功能上的完整性, 能够准确控制管道所处状态;
(3) 运行商持续采取针对性措施预防管道事故发生;
(4) 整个管道寿命周期过程密切联系其完整性管理。
2.2 管道完整性管理应用
20世纪70年代是国外油气管道安全评价与完整性管理的开端, 其来源是美国在油气管道的维护工作采用了安全评价与完整性管理技术作为指导手段。其后加拿大、墨西哥等国也先后在90年代开始开发和应用管道风险管理技术。
20世纪80年代, 欧洲管道工业发达国家和管道公司, 在管道风险评价标准制定和完善的基础上, 对各种故障因素的全概率模型进行研究并建立了油气管道风险评价的信息数据库。90年代初, 油气管道的完整性管理由英国油气管网公司提出并实践, 通过完整管理办法和工程框架文件的制定充分了解管道风险的属性, 从而让维护人员能够及时进行突发事件的处理。
现今各国都纷纷建立起自己的管道完整性管理及其评价[2], 20世纪80年代初, 我国机械工业部、化学工业部以及20个单位进行了《压力容器缺陷评定规范》的研究和编制, 从而形成了CV-DA-1984规范。1998年是我国油气管道的安全评价与完整性管理的开端。我国石油管道公司管道科技研究中心在完整性数据库的APDM模型确立的基础上建立了缺陷评价系统, 从而有机结合了管道数据与管道地理信息系统, 并初步应用于兰成渝管道风险评价管理, 促进了管道完整性管理研究。
综上所述, 无论是国外还是国内的实践研究都说明管道完整性管理能降低管道维护费用, 并可最大限度延长管道寿命。
3 管道完整性管理在管道线路中的应用
3.1 管道线路规划设计
运输管道安全管理的特点有: (1) 地域广、 (2) 操作压力高、 (3) 介质危险性高、 (4) 连续生产运行等, 整个系统在某一环节出现问题时都会被影响[9]。我国天然气、石油等的管道运输由于西气东输等福利工程的推动愈来愈多, 然而滑坡、塌方等自然灾害和第三方破坏对管道的影响也时有发生, 因此我国在建立健全运输管道相关的法律法规的基础上, 将管道完整性管理方法引入管道线路规划设计中优化管道的线路设计, 从而保证管道后期的运行安全, 确保管道线路规划的合理性。
3.2 检测管道线路运行
作为管道完整性管理的重要环节, 管道线路检测的水平与完整性评价的准确度息息相关。检测技术的内容有多项检测内容, 即: (1) 外检测、 (2) 内检测、 (3) 壁厚测量、 (4) 站场及设施的无损检测等。管道线路运行状态是管道正常工作的关键, 管道完整性管理能够实现管道线路运行的实时监控, 所以通过管道完整性管理来推动管道线路正常运行具有重要意义。
3.3 评估管道线路的风险和事故
1986年, 英国CEGB修改R6标准后从两方面分析和评定了管道安全[1], 这两方面如下:一是基于J积分理论结合材料应变硬化效应建立了失效评定曲线的三种选择方法;二是在改革裂纹延性稳定扩展处理方法的基础上给定了缺陷评定三种类型的分析方法。由此可见国外对管道安全的重视, 以及管道完整性管理在管道线路风险和事故的重要作用。管道线路需要系统的风险和完整性评价, 在风险评价工作优化的基础上, 将高后果区划分、风险评价两个方面联系起来, 详细表述管道可能产生的风险等, 有针对性的对各项风险进行分层次、科学合理的安排以及维护等工作。
3.4 管道线路维修
国外的机械修复已经达到较好的修复效果和效率, 能够在保证修复质量的基础上减少劳动强度, 而且其操作使用方法较为简便, 可靠性也较高, 适用性较强。而管道完整性管理能够较为及时准确的指导管道线路的维修机械运作, 从而进行管道线路的维修。20世纪70-80年代我国建成的老管道线路是现今修复的主要范围, 而修复中具有很多困难, 如: (1) 沟内作业、 (2) 开挖面积小、 (3) 管体质量差等, 大型配套修复设备对管道修复所起作用较小, 其自动修复能力相对较低。而管道完整性管理能够实现管道线路维修的实时监控, 对管道的大修期或维修期能够实施监控并研究出适合于管道修复方面的标准。
4 管道完整性管理的重要性
4.1 在管道线路事故检测中的重要性
结合美国、西欧、前苏联等国家管道事故统计分析, 可以得出管道事故的主要原因如下: (1) 腐蚀、 (2) 第三方损伤、 (3) 误操作、 (4) 施工及材料损伤。而由于管道线路的伤亡率一般都较大, 依据美国重大事故的统计可知陆地管道的伤亡率比海洋输气管道小, 而输油管道事故的人员伤亡率小于天然气管道, 而在造成人员伤亡的原因中, 第三方损伤位居第一, 而第二位则是设备故障、误操作。以上两种原因关联于管道管理, 因此可见管道完整性管理在管道线路事故检测中的重要性。
4.2 在管道线路安全运行中的重要性
基于我国的现实情况, 安全在各项工作中的位置都是第一位的, 然而由于种种原因管道线路运行的情况较为严峻。管道安全运行必须解决的首要问题就是对新建管道本质安全的保证以及存在各种缺陷的老管道的安全合理的使用。因此为了使管道的安全运行得到保障, 必须不断对新建和在役管道的整体的管理进行提高, 而完整性管理的重要性正是体现在这一点。
4.3 在管道线路维修中的重要性
基于保证管道线路的修复质量而使劳动强度减少, 从而提高管道线路维修的可靠性和适用性。而管道完整性管理在及时准确的指导管道线路的维修机械运作以及进行管道线路的维修具有一定的现实意义, 而现行的大型配套修复设备对管道修复所起作用较小, 其自动修复能力相对较低。由于管道完整性管理能够实现管道线路维修的实时监控, 因此在管道线路的维修方面具有重要意义。
5 结束语
迄今为止, 随着世界石油工业迅速发展, 管道工业也得到带动, 为其注入了新鲜的血液。管道运输对我国国民经济的作用十分重要, 其特点是所经地域广阔、复杂的服役环境, 而且其具有较大的破坏性, 管道事故将导致经济损失和人员的伤亡等。我国多数管道已经进入事故多发期, 具有很大的潜在危险性, 而管道完整性管理能够实现管道线路的实时监控, 在管道线路的整个生命周期中具有重要意义, 能够实现管道的维修、检测、安全运行。
摘要：人们日常生活中石油、天然气等能源已成为国计民生中举足轻重的主要能源, 而管道也由于其经济安全的特点成为运输石油、天然气的首选方式。管道完整性管理能够防范于未然, 占据着管道运营整个生命周期的重要地位。管道完整性管理不仅可以使管道线路得到实时监控, 而且可以使管道维修、检测、安全运行得到保障, 从而使管道的安全运营得到保障。
关键词：管道线路,完整性管理,重要性
参考文献
[1]王蕾, 李帆.燃气输配管网完整性管理的探讨[J].煤气与热力, 2006, 26 (9) :16-19
[2]罗自治, 何仁洋.城市燃气管道完整性管理研究[J].煤气与热力, 2009, 29 (11) :B18-B22
通信管道与线路的设计及规划 篇5
城市地下通信管道应按照“统一规划、统一建设、统一管理、资源共享、有偿使用”的原则纳入统一管理。城市通信网络地下通道建设是一项建设周期长、要求质量高、投资较大的工程项目, 对这样的建设工程做好总体规划, 可以使地下管道布局更加合理, 进一步提高经济效益, 加快建设速度。
城市地下通信管道与公用设施关系密切, 施工过程受到天然气、电力、热力、给排水等管道的影响, 因此地下通信管道建设应纳入城市总体建设规划, 特别是城市道路、桥梁新建或改造, 都要给通信管道预留位置。通信单位要与城市规划建设部门保持联系, 认真了解城市建设现状、近期建设计划和中长期建设规划, 认真了解工业区、商业区、办公区、住宅区、绿化休闲娱乐区等区域的具体规划, 认真了解拟规划建设管道路由的地下地上建筑情况、土质情况和地下水位情况、冰冻层深度等, 在掌握各方面情况的基础上才能做好地下通信管道建设规划, 满足城市发展与建设的需要。
2 通信管道的设计
2.1 通信管道的路由勘察
一般情况下, 在现有的道路中建筑地下管道, 总可能会出现多种复杂的情况, 故在路由择定过程中, 应深入做好技术、经济比较工作。比如: (1) 管道宜建于线路集中和城市规划不允许建设架空线路的路由上, 选择地上及地下障碍最少、施工方便的道路建设管道, 尽量避免沿铁路、河流等用户不多的地带敷设。 (2) 通信管道在通过有高压输电缆危险影响的平行接近地区, 或电气化铁路干扰影响的地区时, 应考虑在路由上尽量避开;路由实在避不开时, 应考虑采取有效的防护或屏蔽措施, 以保护通信设施不受伤害。 (3) 应远离电蚀和化学腐蚀地带。 (4) 避免在路面狭窄的道路中建管道。在交通繁忙的街道铺设管道时应考虑在施工过程中, 有临时疏通行人及车辆的可能。
2.2 通信管道的定线和测量
管道定线, 就是按照市政规划部门批准的路由, 定出管道中心位置、人孔和手孔设置地点, 然后进行测量, 以便绘制平面图和剖面图。管道测量, 分为平面测量、弯管道测量和高程测量。
2.2.1 平面测量。
测量时, 对管道一侧的街道, 距管道中心线2m以内和人、手孔周围3m以内的地上地下建筑物, 如电车、电力等杆路、树木、邮筒、消火栓、给、排水管等地下管线、检查井和各种地下电缆, 防空洞等, 均应详细测绘。
2.2.2 弯管道测量。
如果由于街道弯曲或障碍物的限制不得已而采用弯管道时, 必须测定弯管道的中心线。测量方法, 可以用经纬仪测量。
2.2.3 高程测量。
高程测量也叫水准测量。它的基本任务是测量地面两点间的高度差 (也叫高差) , 以便推算各点的高程, 据以确定管道的埋深位置, 画出管道剖面图, 作为施工依据。
高程有相对高程和绝对高程之分。从平均海面算起的高程, 叫做绝对高程。我国现在是以黄海平均海面作为绝对高程的起点, 叫做水准零点。但在局部地区, 也可以假定一个水准点作为高程的起点, 这种假定水准点起算的高程, 叫做相对高程。地面各点高程的差数叫做高度差。在管道工程中, 一般采用相对高程进行高程测量。绝对高程也有时采用。采用绝对高程测量时, 必须向市政规划部门索取沿管道路由附近的水准点标高数值, 以这个水准点标高数值为基础, 引至管道路由上, 进行管道高程测量。如果管道路由上没有水准点或距水准点很远, 则可在管道路由的始点, 找出一个永久性建筑物的台阶等, 作为测量基点, 并假定它的标高为30m或50m, 然后据这个标高进行管道高程测量。
各种仪器调整准备好后, 进行管道高程测量。应先在管道沿线上每隔400—500m测定出一临时水准点, 作为核对高程和施工时地沟抄平之用, 以保证施工质量。在测量中, 测点距离一般以60—80m为宜, 可视气候条件考虑增减。
2.3 通信管道管型的应用
做好管道容量的规划设计, 除了需要掌握用户预测及线缆规划等情况外, 采用何种管材、何种管型也是决定管道容量的主要因素。
2.3.1 管道容量的估算。
用户通信管道的容量规划应按满足用户终期发展的线缆容量一次敷设视为原则, 并按段落分析需求, 分别计算管道容量。
2.3.2 常用管材及管型种类。
目前常用的管道材料可按材质、结构加以分类。按材质划分, 主要有水泥管、塑料管和钢管三大类。其中新品的推出主要集中在塑料管上, 主要有硬聚氯乙烯 (PVC-U) 、高密度聚乙烯 (HDPE) 及硅芯管等。按管材结构划分, 主要有单孔管和双孔管两大类, 其中单孔管主要有直壁管和波纹管两种。随着近年光通信技术的广泛应用, 铜缆敷设已逐年减少。因此, 多孔管先后推出了蜂窝型、梅花型及栅格型, 同时多孔的分割也从等份分割转向按客户具体需求定制的不等份分割。
3 结语
今后, 伴随城市的开发建设, 通信行业各运营上也需要相应地建设自己的通信管道。如果各运营商单独建设, 势必造成建设资金和社会资源的浪费, 同时还会带来城市道路管网段面紧张和管网交叉矛盾等问题。总之, 地下通信管道建设应统一规划、分步实施, 与城市道路建设同步进行, 与各通信单位联合建设, 这样既符合缆线逐步入地的要求, 又能使投资最经济、施工最方便。
摘要：通信管道是通信网络中布放通信光 (电) 缆的通道, 是通信网络基础设施的重要组成部分, 是现代化城市主要的公用地下管网之一。通信管道建设要有长远规划, 且应纳入城市建设计划, 争取与城市建设同步进行。
油气输送管道线路工程施工技术 篇6
1 管道线路走向选择原则
路由走向根据地形、工程地质、沿线供气点的地理位置以及交通运输等条件经多方案比选后确定。线路力求顺直、平缓, 以缩短线路长度, 并尽量减少与天然和人工障碍物交叉。重视市场意识, 尽量考虑到管道沿线大的用户, 以获得最大的经济效益。尽量靠近或沿现有公路敷设, 以便于施工和管理。河流大、中型穿越位置的选择, 应符合线路总体走向。线路局部走向应根据河流大、中型穿越位置进行调整。宜避开多年生经济作物区域和重要的农田基础建设设施。线路应尽量避开重要的军事设施、易燃易爆仓库、国家重点保护单位的安全保护区。把保证管道的安全施工和安全运行放在首位, 尽量绕避滑坡、崩塌、泥石流等不良地质区。结合所经地区鱼塘虾池、水利工程规划及城镇、工矿企业、铁路和公路的规划和发展, 尽量避免管道线路与之发生矛盾。
2 管道敷设原则与技术要求
管道敷设主要分为一般地段管道敷设与特殊地段管道敷设, 本文重点论述一般地段管道敷设技术要求。管道敷设必须满足《输气管道工程设计规范》 (GB50251-2004) 的要求。全线采用沟埋敷设, 采用弹性敷设、现场冷弯、热煨弯管三种型式来满足管道变向安装要求。在满足最小埋深要求的前提下, 管道纵向曲线尽可能少设弯管。
管道全部采用埋设方式敷设。管道的埋设深度根据《输气管道工程设计规范》 (GB50251-2003) 的有关条款规定, 并考虑到当地最大冻土深度影响, 管道全线均为鱼塘、虾池和盐场, 管顶覆土厚度不小于2.0m。管道的水平和竖向转变, 可根据具体情况分别采用弹性敷设、冷弯弯管和热煨弯管来处理。在地质条件和地形允许的情况下, 要优先选用弹性敷设的方式。在管道平面和纵向发生变化, 并且无条件采用弹性敷设时可采用冷弯弯管。应尽量避免采用热煨弯管。采用弹性敷设时, 弹性弯曲的曲率半径Re≥1000D (D为管道外直径) , 对于竖向下凹的弹性弯曲管段其曲率半径还应满足在管道自重作用下的变形条件。
3 管道穿跨越施工技术
管道穿跨越包括管道穿跨越河流、公路等自然和人工建 (构) 筑障碍物, 执行《油气输送管道穿越工程设计规范》 (GB50423-2007) 。以河流穿越为例。
1) 当采用定向钻穿越河流时, 对于河流大中型穿越, 穿越的入土、出土点距河岸或大堤脚外≥80m, 以满足河流管理部门规定和定向钻穿越所需长度。对于其他穿越, 也应留出一定距离。定向钻穿越的入土角应选为8~18°, 出土角应选为4~12°, 定向钻穿越段的曲率半径R≥1500D。定向钻穿越入土点距曲线起点的最小直管段应≥20m, 管道位于设计洪水冲刷线以下的最小埋深不小于6m, 并应满足河流管理部门规定。
2) 穿越小河、渠道的管沟开挖, 要选择好施工季节, 并应在管道组装焊接做好充分准备之后再开挖。管沟的开挖深度应保证管道的设计埋深, 当水流不可中断时, 应采取有效的导水措施。穿越完成后, 应按照有关要求对河道、渠道进行恢复。在穿越河流沟渠时, 根据地质水文条件、穿越长度采取聚丙烯环保型管道浮力平衡压袋稳管措施。
4 线路附属设施技术要求
线路附属设施主要包括管道标志桩、警示带、警示牌。以管道标志桩来说, 主要包括:里程桩、转角桩、穿跨越桩、交叉桩、结构桩。
5 管道焊接技术与检查
5.1 管道焊接方式
要考虑到工程的沿线地形、地貌和沿途气候等外界环境因素, 同时也要考虑工程的管道直径、壁厚和材质等因素, 一般采用半自动焊和手工下向焊两种主要焊接方式, 即易于采用半自动焊的地段优先采用半自动焊, 其它地段采用手工下向焊。
5.2 焊接材料
管道焊接所用焊材一般根据焊缝金属与母材“等强匹配”的原则来选用, 焊材的性能应分别符合AWSA5.1《碳钢用手工电弧焊焊条》、AWSA5.5《低合金钢用手工电弧焊焊条》和AWSA5.29《低合金钢用药芯焊丝》的性能要求。
5.3 管道焊缝检验方式及要求
依照《输气管道工程设计规范》 (GB50251-2003) 的有关要求以及结合工程的实际情况, 管道环焊缝检验方式推荐采用100%的X射线照相检验, 河流大中型穿越、等级公路等特殊地段管道采用100%X射线检验和100%超声波检验。执行《石油天然气钢制管道无损检测》 (SY/T4109-2005) 标准, X射线检验和超声波检验均Ⅱ级为合格。
6 管道试压
6.1 管道试压总体要求
试压是管道工程中关键环节之一, 按照《输气管道工程设计规范》、《油气输送管道穿越工程设计规范》的规定, 管道应进行分段试压, 河流大中型穿越管段、Ⅱ级以上公路穿越段都应进行单独试压。
6.2 试压介质
按照《输气管道工程设计规范》的规定, 一、二级地区采用水或空气;三、四级地区采用水作介质试压。
6.3 试验压力及要求
按照《输气管道工程设计规范》的规定, 输气管道必须进行分段强度试压和整体性严密试压。按照地区类别的划分, 如采用清洁水作为试压介质时, 三级地区强度试验压力为管道设计压力的1.4倍;整体严密性试验压力为管道的设计压力。穿跨越管道单独试验压力段的强度试验压力为管道设计压力的1.5倍。管道强度试压稳压时间不得小于4h, 严密性试压稳压时间不得小于24h。
7 管道干燥与置换
管道干燥的方法采用干燥空气法。管道干燥时, 在管道末端配置水露点分析仪, 干燥后排出气体水露点值应连续4h比管道输送条件下最低环境温度至少低5℃、变化幅度不大于3℃为合格。投产时, 在管道内宜采用气顶气方式, 中间加注氮气, 不设隔离清管器, 用天然气顶氮气, 氮气顶空气的方式进行置换, 达到投产条件。
油气输送管道线路施工技术要求高, 应本着高标准、高质量、高效率的总原则, 打造优质工程、示范工程、绿色工程, 服务国家能源、经济建设。
摘要：随着经济的飞速发展, 石油天然气的需求日益增加, 预计在未来1015年内, 石油天然气的需求量将增加1倍。作为石油和天然气的一种经济、安全、不间断的长距离输送工具, 油气输送管道线路工程施工技术是施工中必须确保的关键技术。
管道线路 篇7
通信光缆工程是通信传输线路的重要组成部分, 光缆工程主要以架空光缆和管道光缆两种形式实现。为了保证通信过程中信号传输更顺畅、更准确, 必须在通信工程设计标准下, 处理好施工和质量检查中的关键技术。
通信管道光缆工程施工的关键技术
1 通信管道沟设计和管道敷设的标准和施工关键技术
城市通信管沟的设计一般是依托人行道或者马路来进行的, 设计与施工受城市规划的影响很大, 施工准备中要进行反复的实验和仿真实施。国务院办公厅【2014】27号文指出, 城市地下管线建设项目中, 应当严格规范建设行为, 严格落实施工图设计文件审查施工许可、工程质量安全监督与监理等制度。
通信管道光缆施工中, 路面开挖按测量划线开挖, 管道中心线偏差不得大于100mm。管道沟回填, 回填前应清洗管内各种杂物, 应先回埴100mm厚的细土或砂子。回填土应分层夯实, 并高于地面100mm。管道敷设包括子管敷设、塑料管敷设或者钢管敷设。塑料管敷设前应夯实并垫砂10cm。组群管间缝隙宜为10-15mm, 接续管头必须错开, 每隔2-3米可设衬垫物的支撑, 以保管群形状统一。子管采用红、蓝、白、绿、黄五色子管进行, 光缆管道中子管规格型号为φ25/30。子管伸出管口余长为20~40㎝, 余长子管整齐, 所放子管用梅花堵头固定。为了子管的使用和维护, 空余子管用管塞封堵。
2提高光缆进局和成端技术, 保障光缆接续质量
光纤是通信工程中的重要信息传输媒介, 决定通信信号是否能流畅且准确的传输。如何处理光缆敷设中的施工技术, 施工和质量检查都是重点重要环节。
进局光缆布放路由、预留和电缆线把在MDF上的位置必须符合符合设计要求。为了后期维护, 进线口、盘留、拐弯点 (前、后) 、成端应绑扎并挂标志牌。光缆引入交接箱绑扎整齐, 安装位置、高度、防潮措施等符合设计要求, 箱体必须牢固、安全、可靠, 箱体的垂直偏差应≤3mm, 地线必须单独设置, 其接地电阻≤10Ω。分线设备的安装方式、地点与型号符合设计要求。光缆接续后应保证电缆的标称对数全部合格, 非充气型热缩套管的拉链导轨置于接头下方, 套管平整, 无折皱, 无烧焦。光缆加强芯在接头盒内固定牢固, 金属构件在接头处应成电气断开状态。
通信管道光缆工程质量检查的关键技术
1加强人手井砌筑工艺的质量检查
人手井砌筑的质量是通信传输的重要基础, 但是施工工序隐蔽。人手井主要分单页井、双页井和三页井三种。墙体设计厚度为24㎝, 外壁抹面检查要求抹面到底。坑底的长与宽一般比人孔基础四周各大出40~50㎝, 便于墙体外壁抹面到底和做井的基础。
不同的质量控制点采取不同的质量检查方式, 比如人孔开挖采取巡视的方式, 目测并丈量, 在人孔定位处, 根据该人孔类型开挖, 放坡挖坑, 应留有一定的余度, 以利墙壁内外粉刷。重要工序采用旁站监理, 人孔基础浇筑中, 浇基础前应清理孔内杂物, 挖好积水缸安装坑。基础表面应从四方向积水缸泛水。人孔上复安装中, 采用巡检和旁站相结合的方式, 上复底面应平整、光滑、不露筋、无蜂窝, 上复与墙体搭接应用1:2.5的水泥砂浆抹八字角。人孔回填土检查和人孔上复安都是采用目测检查方式, 靠近人孔壁四周的回填土内, 不应有直径大于100mm的砾石、碎砖等坚硬物。人孔坑每回土300mm, 应严格夯实。人孔坑的回填土严禁高出人孔口圈的高程。
2 提高光缆敷设质量
光缆的敷设是城市通信管道光缆线路施工中最为关键的施工步骤, 决定这通信过程中信号的稳定性。主要涉及光缆敷设、光缆接续等施工程序。
光缆敷设的质量检查主要采用巡检和旁站的质量检查方式开展, 敷设过程中应按设计要求的A、B短敷设光缆, 敷设光缆时, 严禁弯折、扭曲光缆, 一次牵引长度不得超过1000m。子管内径为光缆外径的1.5倍, 多根子管的等效总外径宜小于塑料管孔内径的85%。塑料子管在手孔内应在PVC管外露10cm。
施工工序中, 钢管引上及封堵一般引上钢管为ф115无缝钢管, 能敷设五色子管, 高, 固定好后喷移动标志, 管道有防火泥、空子管有子管塞。光缆接头、预留及绑扎, 接头两端应做预留, 预留光缆应盘放在邻杆上捆扎整齐, 采用挂钩或盘架固定。光缆端口标识, 每根电杆两端以及接头盒两端都需要按照A、B方向挂标识牌和做保护。进线孔封堵, 光缆敷设完成后, 进线孔需用防火泥封堵。
总结语
管道线路 篇8
1 焊接方式
根据本段线路地形特点, 采用手工焊和半自动焊两种方式。普通地段采用沟上组焊、半自动焊接方式 ;地形起伏相对较大处采用手工电弧焊 ;沟底碰死口、所有根焊采用手工电弧焊 ;返修焊接部位, 采用手工电弧焊。
2 焊接材料
本工程选用低氢型焊条, 氩弧焊打底。各施工单位可根据自己本单位具体情况选择符合要求的焊条及焊材。
3 管道焊接
(1) 本工程管口组对应使用内对口器 ;并应在根焊完成后方可拆卸和移动对口器。移动对口器时, 管子应保持平衡。
(2) 管口组队的坡口型式应符合焊接工艺规程的规定。当焊接工艺规程无规定时, 应符合GB50369之要求。
(3) 施焊时不应在坡口以外的管壁上引弧。
4 焊缝检验
(1) 检测规定1管道焊接、修补或返修完成后应及时进行外观检查, 检查前应清除表面熔渣、飞溅和其它污物。焊缝外观应达到《钢制管道焊接及验收》SY/T4103和《油气长输管道工程施工及验收规范》GB50369规定的验收标准。外观检查不合格的焊缝不得进行无损检测。2对于探伤不合格的焊口应按要求进行返修, 焊接缺陷的清除和返修应符合SY/T4103之规定, 返修处应重新用原先使用的探伤方法或射线照相检验方法进行检验, 探伤及射线照相检验执行《石油天然气钢制管道无损检测》SY/T4109。返修后应按SY/T4109进行渗透检查。3用X射线检测时, 应采用不低于爱可发 (AGFA) C7型胶片 ;用γ源检测时, 应采用不低于爱可发C4型胶片, 胶片宽度不小于80mm。
(2) 合格级别1外观检查质量应符合SY/T 4103第6.4条的规定。2射线检测应按SY/T 4109, II级为合格。借鉴国内其它管道工程施工经验, 并结合本工程实际情况, 对《石油天然气钢制管道无损检测》SY/T 4109第十四章内容, 做如下修改 :a. 内咬边的质量分级引入黑度因素。内咬边黑度小于或等于相邻较薄母材黑度时, 长度不计, 可评为I级 ;黑度大于相邻较薄母材黑度时, 按SY/T 4109-2005标准第14.2.7条执行。为控制内咬边的深度, 应制作不同壁厚不同透照条件下的内咬边标准底片, 在实际检测中可使用沟槽对比试块进行比较, 不计长度的内咬边深度应控制在0.5mm以内。b. 烧穿在影像黑度小于相邻较薄母材黑度, 均评为II级 ;在影像黑度大于或等于母材, 长度不超过6mm, 评为II级 ;在影像黑度大于或等于母材, 长度不超过13mm, 评为III级。超过III级, 评为IV级。为控制烧穿的深度, 应制作不同壁厚不同透照条件下的烧穿标准底片, 在实际检测中可使用沟槽对比试块进行比较。c. 对于圆形缺陷点数可允许放宽, 参照《承压设备无损检测》JB4730.2的规定执行。3渗透检测应按SY/T 4109执行。
5 应关注的问题
(1) 在补伤和补口环节, 焊缝及损坏面积较大区域应采用喷砂除锈, 并将邻近涂层打毛活化, 喷砂达不到之处和局部小面积的划伤, 可用动力工具清理。
(2) 工艺管道焊接中所使用的任何钢种、焊接材料和焊接方法都应进行焊接工艺评定。并根据合格的焊接工艺评定编制焊接作业指导书 ;奥氏体不锈钢焊接接头焊后应进行酸洗和钝化处理, 酸洗时液体中氯离子含量不得超过50mg/L ;焊前预热及焊后热处理要求应在焊接工艺文件中规定, 并应经焊接工艺评定验证 ;埋地镀锌钢管需要焊接时, 焊接完成之后按埋地不保温管线防腐要求对焊接部位进行防腐处理 ;输送天然气介质的管道和设备的排污管线上的切断阀采用螺纹连接时, 阀门连接之后要求进行密封焊, 密封焊温度以不破换阀门密封面为原则。
(3) 管道焊缝的检查等级应按现行国家标准《工业金属管道工程施工质量验收规范》GB 50184-2011的规定划分 ;管道焊缝要求进行100%外观检查, 外观质量须符合《现场设备、工业管道焊接工程施工质量验收规范》GB 50683-2011中表8.1.2-1和表8.1.2-2中相关规定 ;焊缝外观检查合格后方可对其进行无损检测, 可采用射线检测或超声波检测, 焊缝检测数量按GB 50184-2011中相关规定执行。管道最终的连头段对接焊缝应进行100% 的射线检测 ;不能进行超声波或射线检测的焊缝, 应进行渗透或磁粉检测 ;焊缝质量合格标准不应低于国家现行标准《承压设备无损检测》中规定的评定等级。
摘要：本工程中所用碳钢、合金钢、不锈钢管道焊接工艺评定应符合现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》GB50236-2011之规定, 并根据合格的焊接工艺评定编制焊接作业指导书。
关键词：天然气管道,焊接,焊缝检验,规范
参考文献
[1]沈茂丁.管道线路岩溶勘察工作重点及方法[J].油气储运, 2014, (02) .
[2]吴平.《输气 (油) 管道线路纵断面设计系统》统计及报表的程序设计[J].天然气与石油, 2005, (01) .
管道线路 篇9
1 系统的设计
1.1 技术方案
天然气管道线路管理系统是基于Google E a r t h平台开发管网初步数字化展示系统。Google Earth是一款Google公司开发的虚拟地球仪软件, 它把卫星照片、航空照相和GIS布置在一个地球的三维模型上。利用接口技术以Google Earth作为背景地图, 将企业管线数据、地形数据叠加其上, 同时展示, 实现直观、方便的管理功能, 一词实现管道初步数字化展示。
1.2 系统架构
系统结构如图1整个系统采用三层架构实现, 其中影像数据可利用Google公司免费提供的影像及DEM (数字高程模型) 数据, 使用互联网访问Google公司的服务器。管线数据和基础地形图数据由管线竣工资料、相关部门应急抢险、管道保护等资料提供, 利用局域网三层架构方式进行访问, 实现企业功能的定制应用。
数据层:数据层主要为系统提供数据服务, 包括GE免费的影像数据和企业的专题GIS数据。
服务层:服务层提供客户层和数据层的交互工作, 向数据层提交客户层的数据访问请求, 并将数据层返回的数据通知客户层。
客户层:为用户提供直观的三维地理信息系统, 使用户身临其境般的访问虚拟管道模型。
1.3 系统研究内容
(1) Google Earth平台插件功能开发, 包括漫游, 放大, 缩小, 图层管理, 量算, 全屏, 地图加载, 查询定位以及三维飞行功能;
(2) 1:5万矢量地形图制作及入库, 将管网管线以15公里一张制作成电子图册;
(3) 管段信息以及多媒体信息的完善入库, 竣工资料断面图数据处理。将施工阶段各管段的立体断面图矢量化, 并将管线的断面图放在数据库中和管线建立一一对应的关系;
(4) 焊口基础信息以及多媒体信息的完善入库, 将竣工资料中每道焊口的信息诸如:施工单位、管道材质、焊接人等信息以数据库的形式保存;
(5) 抢险分布信息以及多媒体信息的完善入库, 将管道周围可以利用的抢险队伍的联系人、联系电话等以数据库的形式保存, 应急指挥中心通过系统可以选择就近的抢险队伍, 发出求救信息;
(6) 抢险物资信息及多媒体的完善入库, 将管道周围可以利用的挖掘机、吊车、管材、卡具、焊接材料等位置、联系人、联系电话以数据库的形式保存, 方面查询最近的物资购置、调拨地点;
(7) 应急单位信息以及多媒体信息的完善入库, 将管道沿线设计的医院、消防支队、人民政府、油区办等位置、联系人、联系电话以数据库的形式保存。
2 系统的实现
系统完成以后, 系统界面如图2所示, 系统主要功能如下:
(1) 地图浏览:提供丰富的地图浏览模式, 可以实现平面浏览和三维浏览, 并放大、缩小、漫游等基本的地图查看功能。
(2) 信息查看:用户可根据查询条件进行地名、管线、阀室、站场、焊口、穿越、抢险、应急、水工保护等信息查询, 快速定位和浏览。信息包括场站阀室坐标及其一些相关的多媒体资料。
(3) 1:50000地图的分层、矢量图叠加和地图切块, 将1:50000地图的GPS巡检信息系统进行切块, 并分县或地市进行出图, 以方便到地方政府和规划设计部门进行备案, 确保新建项目避开济南天然气管道管理处所辖管道, 预防管道占压的出现, 危害山东管网安全。
(4) 断面图矢量化, 收集山东管网的管道竣工资料155本, 利用MicroStation-V8完成山东管网1445幅竣工断面图的扫描和数据采集工作。并将管线的断面图放在数据库中和管线建立一一对应的关系, 这样就可以在系统中查询并调用管线的断面图。
(5) 焊口信息查看:系统提供焊口信息的录入接口, 包括焊口位置、焊接材料、施工人员、钢管/关键、焊接环境、焊口返修、焊口补口、无损检测等相关信息, 将信息存入数据库, 和焊口位置建立一一对应关系, 方便查看。
3 技术创新
通过运用Google API (应用程序编程接口) 技术, 自动生成KML文件, 结合巡检数据, 方便了管理人员对数据进行查询统计, 并且在管线系统上直观展示, 生产人员、应急管理人员通过此系统清楚的掌握管线周围的地形地貌, 并且从空间多角度全方位地、直观地对管线进行浏览、分析, 规划;为管理者提供有关管线的各种具有真实感的场景信息, 并可以以第一人称的身份进入现场, 感受到与实地观察相似的体验感;为管道的管理、施工、安全运行提供直观明了的科学依据。
摘要：近几年来, 山东天然气管网在数字管道信息化建设方面先后建立了SCADA系统、生产管理信息系统、工业电视监控系统、GPS巡检信息系统等, 在生产运营管理中发挥了重要的作用。但目前还没有系统能够对管道周边地理地貌、管道埋设、穿跨越、应急抢险线路等情况进行可视化展示, 尤其是管道建设初期的各穿越点管道断面图, 只能在档案室查询, 这就致使在管线的规划、施工、维护过程中没有有效的信息支持。该系统利用完善的山东天然气管网1:5万地形图, 并在此基础上, 进行管道断面图矢量化, 同时实现管道周边地理地貌等直观展示, 并将管史管道、GPS数据校准, 应急管理、线路培训与考核纳入其中, 共同组建一个系统化, 功能化的管道管理信息系统, 为天然气长输管道的管理、施工、安全运行提供直观明了的科学依据。
关键词：管道,线路,管理,系统
参考文献
