较高设计系数管道高强度试压方案的设计与应用

为了提高管道输送效率,在西气东输三线西段一级地区的天然气管道上首次采用了0.8设计系数。按照设计要求,较高设计系数管道强度试压产生的环向应力应不小于100%SMYS,对于如此高的试压强度,国内尚无经验可循,为了保障高强度水压试验的顺利进行,参考国内外规范,并结合0.8设计系数管道的特点,编制了高强度水压试验方案并制定了试压流程,试压过程中首次采用p-V曲线、应力应变监测、智能变形检测等手段全方位监测试压过程中管道的膨胀变形情况。试验结果证明,试压方案科学合理。高强度水压试验的成功,为较高设计系数天然气管道的高强度水压试验积累了宝贵经验,为在一级地区推广采用0.8设计系数奠定了良好的实践基础。     

管道焊缝缺陷的定量安全评定与容限尺寸

目前,焊缝缺陷已经成为影响老管道运行的重大安全隐患。某一老龄管道环焊缝、螺旋焊缝存在错边及明显的表面缺陷,对其母材和焊缝分别进行拉伸和断裂韧性试验,基于试验数据,结合管道的基本参数和运行情况,采用失效评定图(FAD)技术对环焊缝、螺旋焊缝缺陷进行了一级和二级评定,定量分析管道缺陷处的安全裕度,通过迭代计算得到了焊缝处的容许表面裂纹尺寸,并对环焊缝、螺旋焊缝裂纹容限尺寸进行了定量研究。研究结果表明:一级评定会低估管道的承载能力,计算得到的裂纹容限尺寸小于二级;管道在4 MPa运行压力下,螺旋焊缝缺陷处安全裕度很小,危险性高于环焊缝缺陷,焊缝处的裂纹容限尺寸小于环焊缝;相比于裂纹长度,裂纹深度对评估结果的影响更大。通过研究,为管道缺陷验收提供了依据,为焊缝评价的科学化、合理化提供了参考。     

输气管道一级地区采用0.8设计系数的可行性

介绍了国外输气管道一级地区设计系数应用现状.分析了提高设计系数对天然气管道可靠性的影响,结果表明:尽管提高设计系数会导致管道失效概率和运行风险的提高,但仍在可接受的范围内.统计了西气东输二线用X80钢管性能情况,结果表明我国管材质量已经达到国际先进水平,为一级地区提高管道设计系数提供了前提条件.通过研究提出了0.8设计系数管材关键性能指标及质量控制要求.依托西气东输三线工程,加快开展0.8设计系数示范工程的建设及GB50251-2003《输气管道工程设计规范》的修订工作,为今后天然气管道采用0.8设计系数的全面工程化应用奠定基础.     

西气东输三线0.8设计系数试验管段试压的可靠性

西气东输三线西段一级地区的某段300 km天然气管道是中国首次采用0.8设计系数的管道,体现了中国管道设计建设水平。设计系数从0.72提高至0.8,管道壁厚减薄,为了保证管道安全运行,需要对管道进行高强度试压。提出一种基于可靠性的试压评价方法,采用蒙特卡罗技术进行可靠性分析,将现场实际和极限状态理论模型结合,对设计系数为0.8的试验管段进行实际静水压试验。基于可靠性的试压评价方法有利于保障试压的安全性和有效性。(图1,表3,参20)     

管径1422mm、X80管道的风险水平北大核心

为了研究管径增大对天然气管道安全可靠性的影响,分析管径1 422 mm、X80管道方案的可行性,基于管道风险评估理论,从止裂韧性、潜在危害影响范围、临界缺陷尺寸、刺穿抗力、失效概率、个体风险及运行风险等方面,对比分析了0.72设计系数下管径1 422 mm、X80管道与0.72和0.8设计系数下的1 219 mm、X80管道的风险水平。结果表明:在同等运行条件下,与设计系数为0.8和0.72、管径1 219 mm、X80管道相比,设计系数为0.72、管径1 422 mm、X80管道临界缺陷尺寸和刺穿抗力有所提高,外腐蚀和设备撞击引起的管道失效概率有所下降,潜在危害影响区域半径增大,对应的失效后果可能增加,总体风险水平相应提高,但相差不大。研究结果可为大输量管道方案优选提供决策依据,为管径1 422 mm、X80管道工程设计与建设提供技术支撑。     

管径1422mm、X80管道的风险水平

为了研究管径增大对天然气管道安全可靠性的影响,分析管径1 422 mm、X80管道方案的可行性,基于管道风险评估理论,从止裂韧性、潜在危害影响范围、临界缺陷尺寸、刺穿抗力、失效概率、个体风险及运行风险等方面,对比分析了0.72设计系数下管径1 422 mm、X80管道与0.72和0.8设计系数下的1 219 mm、X80管道的风险水平。结果表明:在同等运行条件下,与设计系数为0.8和0.72、管径1 219 mm、X80管道相比,设计系数为0.72、管径1 422 mm、X80管道临界缺陷尺寸和刺穿抗力有所提高,外腐蚀和设备撞击引起的管道失效概率有所下降,潜在危害影响区域半径增大,对应的失效后果可能增加,总体风险水平相应提高,但相差不大。研究结果可为大输量管道方案优选提供决策依据,为管径1 422 mm、X80管道工程设计与建设提供技术支撑。     

温度对0.8设计系数下油气管道强度试压过程的影响

提高管道设计系数给管道试压带来严峻的挑战.针对0.8设计系数管道试压安全性问题,通过数学公式的推导,建立弹塑性范围内油气管道试压过程中压力和管径随温度的变化关系,分析了设计系数和管内气体残存量对管道强度试压的影响,提出0.8设计系数下施工的注意事项,指出0.8设计系数下管道试压试验应严格控制管道温度的升高,防止管道扩径事故的发生.研究结论对0.8设计系数下的管道施工具有重要的指导意义.     

中俄东线天然气管道环焊缝断裂韧性设计

现场环焊缝的断裂韧性是保障管道环焊缝安全的重要因素,中国管道环焊缝的断裂韧性主要参照钢管管体焊缝的韧性指标,缺乏理论计算和技术支撑。基于断裂力学原理,采用英国标准BS7910-2013《金属结构裂纹验收评定方法指南》中基于适用性分析的工程临界评估方法,针对中俄东线天然气管道设计工况,通过环焊缝的应力水平和容许极限缺欠尺寸分析,计算得到能够保证焊缝不开裂的临界断裂韧性指标,并结合现行国内外相关标准的规定值,确定中俄东线天然气管道工程的环焊缝冲击功每组3个试样的平均吸收能应为50 J,单个试样的最小吸收能应为38 J。在保证管道环焊缝安全的前提下,降低了现场施工难度,并为今后类似工程环焊缝冲击功的确定提供了指导和借鉴。     

输油管道环焊缝超声波内检测信号识别

环焊缝开裂是埋地输油管道的主要失效形式之一,严重威胁管道的安全运营,准确识别和量化环焊缝缺陷,建立统一的内检测精度要求,是目前国内外管道内检测公司共同面临的难题之一。基于现有的轴向裂纹超声波内检测技术,研发适用于环焊缝平面型缺陷的内检测技术成为解决该难题的可行方法之一。通过研制超声波内检测器,并根据多次全尺寸管道牵引试验和实际管道的检测结果,建立了环焊缝缺陷超声波检测识别和尺寸量化模型,与漏磁内检测及现场环焊缝缺陷开挖结果进行对比,验证了该检测器的检测精度。结果表明:超声波内检测能够检测出漏磁内检测未发现的严重环焊缝平面型缺陷,但缺陷识别精度和尺寸量化模型需要更多的开挖验证数据进一步完善。该缺陷识别和量化模型的建立可为超声波内检测技术的应用与发展提供借鉴。     

基于DCNN的管道漏磁内检测环焊缝缺陷智能分类法

环焊缝缺陷是影响在役长输油气管道安全运行的重要因素，但环焊缝处漏磁内检测信号相对复杂，利用传统的人工分析方法不易实现缺陷的分类。在此，提出一种基于深度卷积神经网络（Deep Convolutional Neural Network,DCNN）的管道漏磁内检测环焊缝缺陷智能分类方法：将管道环焊缝漏磁内检测信号图像作为样本，并以环焊缝开挖后射线检测发现的缺陷类型为样本标签建立数据库，再利用深度卷积对抗生成网络（Deep Convolution Generative Adversarial Network,DCGAN）对数据集进行扩展增强；利用扩展增强后的数据集对残差网络进行改进与迭代训练，再使用训练后的残差网络对环焊缝漏磁内检测信号图像进行分类。实例应用结果表明：该方法可实现对环焊缝常见条形缺陷、圆形缺陷的识别分类，分类测试的准确率为83%～88%，对于圆形缺陷的召回率超过97%。新方法突破了人工分析环焊缝处漏磁内检测信号的局限，可为环焊缝缺陷智能分类提供参考。（图5，表6，参31）     

西三线0．8设计系数试验段管道试压问题

结合西三线0．8设计系数试验段的现场高试验压力要求,系统地对管道试压水平与存留缺陷关系、管道试压下的屈服变形判定条件、累积塑性应变量计算以及压力-容积控制方法中的p—V曲线等进行了分析,结果表明：高试验压力可以显著减少管道存留缺陷;管道试验压力和管材实际屈服强度为影响管道屈服的主要影响因素,试压管节的实际屈服强度若低于93％SYMS,则会发生屈服变形,升压至最高试验压力时,管节的累积塑性应变量与其实际强度有关;管道注满水后的含气率和管道中的低强度钢管对p—V曲线的形状影响较大。     

西气东输二线电驱压缩机组驱动方式比选

西气东输二线东段电驱站可采用的机组配置方式有3种:27MW高速直连变频电机方案(2+1配置)、27MW低速电机+齿轮箱方案(2+1配置)和18MW高速直连变频电机方案(3+1配置)。为了确定采用何种方式驱动压缩机组,结合西气东输二线管道特点和站场的实际运行情况,对3种配置方式的特性进行分析。通过对大功率变频器、防爆电机供货厂家的产品状况、设计水平、制造周期等综合能力分析对比,从技术和经济两个方面对电驱机组的几种驱动方式进行比选,最终确定在西气东输二线东段电驱站采用18MW高速直连变频的驱动方式。     

联盟管道阴极保护设计要点及其借鉴意义

联盟管道（Alliance Pipeline）阴极保护系统设计内容主要包括两个部分，即干线管道阴极保护和加压站阴保护。前者的设计依据是沿线土壤的电阻率及输电线路与管道交叉等参数，后者主要是加压站内深井阳极地床、整流器以及测试站等参数。介绍了这些参数的选取过程、确定方法和阴极保护系统的设计要点。对我国西气东输管道阴极保护系统有关设计参数与联盟管道阴极保护系统实际使用的参数进行了比较，结果表明，西气东输管道阴极保护选取的设计参数是合理的，认为联盟管道阴极保护系统的设计经验对指导我国长输管道的设计具有重要的借鉴意义。     

西气东输二线冰堵问题与处理

针对西气东输二线管道因站场卧式过滤分离器冰堵而无法正常运行的问题,对红柳站冰堵问题进行分析,结果表明：红柳站天然气进站温度过低、烟墩一红柳站间管段高程差较大以及管道输量的增加是冰堵发生的主要原因。详细阐述了更换过滤分离器滤芯、掺混西气东输一线高温天然气和注醇、烟墩站启动压缩机增压等处理冰堵问题的方法与措施,提出了西气东输二线预防和处理冰堵的相关建议。     

输气站场自控系统夜间无人值守功能的实现

基于西气东输管道系统的实际运行情况,给出了实现夜间无人值守功能所需的功能逻辑。根据西气东输站场自动化控制系统的构架,对现有系统程序进行编辑与修改,加入了流量计算机的故障报警逻辑、压力调节自动分输逻辑和流量调节自动分输逻辑,提出了实现夜间无人值守功能的自动化控制系统改造方法,包括:PLC逻辑设置、RCI文件修改、增加站控画面及数据库建点。西气东输分输站夜间无人值守功能的实现,在保证管道安全生产的同时,提高了自动控制水平和管理水平。     

中俄东线天然气管道工程DR设备校验方法

为了有效控制管道环焊缝的焊接质量,并满足智慧管道的建设需要,在中俄东线天然气管道工程中采用X射线数字成像(Digital Radiography,DR)检测设备进行环焊缝焊接质量的检测。管道DR设备主要由带X射线机的爬行器、探测器、计算机、检查软件、检测工装等组成,其可靠性直接关系到管道环焊缝的检测质量。目前国内外仅针对DR设备各个组成部分提出了相应的技术指标,尚无针对整套设备系统的校验方法及校验标准,故研究制定了中俄东线DR设备校验程序,主要校验内容除相关标准规定的探测器坏像素、基本空间分辨率、最小许可灰度幅值、对比度灵敏度外,还增加了DR设备成像均匀度、缺陷检出率及可靠性测试,为中俄东线天然气管道工程高质量建设提供了技术保障。     

靖边-延水关管段汛期水毁现象的防治措施

结合西气东输管道靖边-延水关管段汛期水毁的现场实际,分析了汛期间雨水冲沟、落水洞和局部塌陷等现象出现的原因,阐明了由此引起的对管道安全的影响和危害,并提出了相应的预防和防治措施.     

用技术创新建设世界一流管道工程

从理论上阐述了以技术创新理念建设大型管道工程的必要性，认为技术创新是促进经济增长和产业发展的有效手段，是提高企业经济效益的根本途径。以西气东输管道工程建设为例，进一步阐明了该大型管道建设在技术创新理念指导下，在管道自动焊接、高级钢材的选用、管道内涂技术、大型河流穿越等7个方面取得的突出成就。     

西气东输管道应用减阻内涂层的经济性分析

对西气东输管道工程应用减阻内涂层技术进行了理论分析，工艺计算和经济对比，结果表明，管道施加内涂层之后，可增加站间距，减少压气站数，减少清管次数，降低管道动力消耗，从而大大降低固定投资和运行费用，通过实际计算和经济性比较，论证了西气东输工程采用内涂层技术的合理性。     

西气东输管道压缩机组输送湿气实践分析

针对西气东输管道受上游气源气质的变化,管输天然气露点严重偏离设计值的问题,根据国内标准及国外对管输天然气质量的要求,对管输气质进行了分析。指出了所采取的降低管道积水、提高燃气轮机燃料气温度和干气密封气温度等相应的工程措施,虽可以保证压缩机输送高露点天然气,但也存在压缩机组连续运行时间短、较正常运行故障停机次数时显增多等弊病。并提出了相应的建议。