天然气输送管道事故分析与防范

基于国内天然气输送管道西气东输、海气登陆、就近供应的现状,统计了2018年天然气事故,针对发生频率最高的输送管道事故,从事发省份、事发月份以及事发原因等方面进行初步分析,从完善各建设部门联合规划与信息共享机制、制定管道巡线方案和员工培训制度、提高天然气输送管道防腐检测能力以及规范天然气管道建设中承包商的HSE管理等角度提出防范措施,为预警预防国内天然气输送管道事故提供参考。     

探究天然气管道的完整性管理

近年来随着我国能源结构的不断调节,天然气能源作为新型的能源,逐渐的被人们所接受并利用。其较煤炭先比较具有价格低廉、无污染等优势,所以被受关注的程度越来越高。但是,随着我国天然气使用范围的不断扩大,天然气管道的大量铺设和运行时间的延长,由于管道完整性问题造成的事故也时有发生。从而导致了火灾、爆炸等。为国家造成了巨大的经济损失以及环境污染等。所以天然气管道的完整性管理对于减少事故的发生有着重要的现实意义。     

天然气管路导气球阀失效分析

目的分析西部某气田天然气管路球阀发生开裂泄漏事故的原因。方法对球阀的化学成分、断口、金相组织等进行检测分析。结果球阀裂纹起源于阀体内表面,裂纹沿晶界扩展,晶界未发现贫铬现象,不存在晶间腐蚀;阀体材料存在沿晶铸造缺陷和枝晶露头,水淬激冷过程中形成沿晶微裂纹,承压状态下裂纹沿晶扩展;球阀螺纹根部最薄且应力集中,裂纹由内向外扩展,最终沿螺纹根部环向断裂,断口形貌为沿晶断裂。结论导气球阀失效原因是螺纹根部存在应力集中和铸造阀体存在缺陷。在两者共同作用下,导致阀体承压状态下沿晶脆性断裂。     

油气管道事故统计分析与安全运行对策

近40年国内外油气长输管道事故统计分析结果表明:外部影响、腐蚀、材料缺陷等是油气管道发生失效的主要原因.提出了基于我国国情的油气管道安全保障措施:建立健全法规、制定管道完整性管理计划、加强有关科研及应用等.     

天然气管道风险影响因素及对策

天然气主要成分是甲烷,易燃易爆,其爆炸极限为5%～14%,密度＜0.75 kg/m3,比空气的密度小[1].     

天然气管道风险分析及应急管理

为了有效控制天然气管道的风险,需建立全面、综合的管道应急管理。本文根据天然气管道风险的特点,分别从工艺站场、输气管道、自然灾害、第三方破坏四个方面对天然气管道风险进行了分析,并从应急管理过程的风险消除、应急准备计划、应急反应、恢复四个阶段提出了天然气管道应急管理的具体内容。该研究对控制天然气管道事故的风险、保障天然气管道的正常运行具有重要的意义。     

天然气管道企业基层HSE管理研究

1994年9月,荷英壳牌石油公司颁布了HSE管理体系,首次提出了基层HSE管理的HSECASE概念,即在每个项目开始前,针对该项目进行风险辨识和评估,制定相应的风险消减和控制措施,并将这些措施落实到具体岗位,从而达到最     

我国城市天然气管道事故统计及分析

对2003年3月至2008年1月间我国城市天然气管道事故进行了初步统计,分析事故原因并提出了促进城市天然气安全的对策.     

高压天然气管道危险区域预测模型

介绍了ASME B31.8S-2001(天然气管道完整性管理)中采用的危险区域预测模型,该模型由火灾模型、气体释放速率模型和热强度阈值3部分组成,它表明了高压天然气管道断裂后,危险区域与管线直径、运行压力的关系.     

混合氢管道的腐蚀失效分析

针对原油劣质化导致蜡油加氢处理装置原料中硫、氮、氯等腐蚀性杂质含量增加,装置腐蚀风险增大等情况,通过分析加氢处理装置混合氢管道的腐蚀状况,试验测定了管道所处的环境中介质的腐蚀性杂质的类型和含量,分析了管道材料的化学成分,进行了管道材料的金相组织分析,以及腐蚀穿孔部位材料的电子显微分析和微区EDX分析,对管道内部的流体流动状态进行了模拟计算,确定了混合氢管道三通的腐蚀失效原因,提出了防止管道腐蚀失效的技术措施。     

天然气管道风险辨识与治理

结合工作实际,首先对油气田的天然气管道类型进行了分类、分级,找出了管理的重点和难点;对管道的运行管理现状进行分析和评价,找出了存在的主要问题及薄弱环节,针对占压、外部腐蚀、内部腐蚀、穿孔、跨河流、全面检测、在线检测等突出问题,结合所在单位长期以来的相关做法展开叙述;从几个方面提出防范治理措施。     

天然气长输管道建设项目中对承包商的HSE管理

从选择承包商、签订施工合同,到对承包商施工现场的监督、竣工验收等方面,对榆林-济南天然气管道工程项目中承包商的全过程HSE管理进行了探讨。     

浅谈天然气管道修复补强

对管道泄漏类型进行分类,分别制定了治理措施和补强方案。结合川气东送天然气管道的实际案例,验证了管道修复补强的效果。     

高压输气管道小孔与大孔泄漏模型的比较分析

分析了计算输气管道泄漏率的大孔模型和小孔模型的特点和差异,研究了两个模型的适用范围,得出在工程计算中应以泄漏孔的孔径与管径的比值(d/D)大小作为模型应用的条件,即:当d/D≤0.2时,使用小孔泄漏模型计算泄漏率简单、准确;当d/D>0.2时,则采用大孔泄漏模型.     

某油气集输管线腐蚀失效分析

目的掌握管道腐蚀机理,有针对性地提出防腐方案。方法现场进行腐蚀管段截取和介质取样,采用腐蚀失效管段管材分析、腐蚀介质成分分析和腐蚀产物分析的试验方法,室内开展管道腐蚀失效原因检测和分析。结果失效管段内表面存在不均匀的沉积物,且部分位置发生了剥离脱落,存在裂缝。管道管材性能满足20#钢的性能指标要求。输送介质矿化度高,Cl-和SO42-含量高。腐蚀产物主要成分是几种Fe的氧化物和氢氧化物,如Fe(OH)2、Fe2O3和Fe O(OH)等,也含有部分氯化物和硫化物。结论管道在介质中主要腐蚀类型为腐蚀产物引起的闭塞腐蚀,介质内含有H2S,在含水条件下管道发生了O2和H2S腐蚀,最终使管壁减薄失效。     

起伏地形清管过程中管内流动状态研究

目的以中原丘陵地带某天然气管道清管过程为依据,针对起伏地形清管过程中的管内流动状态变化,明确天然气清管过程中的管内流型变化,并根据积液量提出清管时间。方法通过OLGA软件揭示清管过程中管内流动参数的变化过程,并提出相应的清管周期。结果清管器在上行过程中会导致入口处的压力和温度略有增大,而越过高点时,速度迅速增大,引起入口压力和温度迅速下降,当达到最低点时,清管器前积液量达到最大值。同时出口处出液速率与清管器运行时间呈幂指数增大,通过积分可得出总出液量为333m~3,与实际结果相吻合。对于天然气管线来说,对管内积液量影响最大的因素为气相流速,其次为起伏角度,最后为液相流速。结论由于清管后天然气稳定运行60天后管内积液量达到最大值,因此建议在20天积液量为100 m~3时进行清管,同时设计末端容器体积裕量为1.2。