天然气管道与原油管道并行敷设的安全间距

随着我国长输油气管道建设里程的不断增长,管道并行敷设的情况日渐增多,合理确定管道的并行敷设间距,不仅可以节约土地资源,而且可以确保管道的运行安全。以中贵天然气管道和兰成原油管道为例,分析了并行敷设管道安全间距的主要影响因素,包括:热油输送管道与常温输气管道间的热传导效应、带压封堵的操作空间、输气管道破裂失效、管道施工与维护等。考虑各种影响因素,结合中贵管道和兰成管道并行敷设段沿线地形特点,确定了3种情况下两条管道并行敷设的间距要求。针对因输气管道失效造成邻近敷设的输油管道的失效概率进行分析,论证了天然气管道与原油管道近距离并行敷设的可行性。     

含腐蚀缺陷高钢级输气管道的失效压力模型

随着中国不断增长的天然气需求量和天然气管道建设的稳步推进,急需对高钢级管线钢的剩余强度进行评价,其中建立失效压力模型是剩余强度评价中最重要的组成部分。以X100钢级管道为研究对象,使用ABAQUS有限元软件对两种体积型腐蚀缺陷进行有限元建模,利用全尺寸爆破试验数据对模型进行准确性验证。基于35组X100钢级不同尺寸钢管和不同几何缺陷模型的仿真模拟值,采用1stOpt拟合软件构建出X100钢级输气管道的失效压力预测模型,并对构建的拟合计算公式进行误差分析,结合真实爆破试验验证了失效压力模型的准确性。研究结果可为完善现有高钢级输气管道剩余强度评价方法提供参考。     

隧道内管道的敷设参数计算

介绍了忠县－武汉输气管道某段隧道内的管道敷设方式，分析了该输气管道低宫续梁式稳管，跨开及受压时轴向稳定和土堤埋设时压力管道的稳定等问题，计算了管道处于不同温度和内压情况下的单跨长度和受压杆临界长度，应根据隧道内管道的具体敷设方式，确定受力边界条件后再行计算，以制定安全，经济的敷设方案。     

裂纹倾角对管道表面裂纹断裂参数的影响北大核心

钢制输气管道在制造、安装或运行过程中不可避免地会产生表面裂纹缺陷,这些表面裂纹在外力和腐蚀作用下发生扩展造成管道破裂失效,将严重影响高压天然气管道的安全运行,因此,开展了表面裂纹倾角对断裂参数影响规律的研究。采用ANSYS有限元模拟软件,建立了内压作用下含不同表面裂纹的管道的有限元模型,分析了不同倾角表面裂纹的J积分变化规律。研究表明:裂纹尖端J积分值随裂纹倾角近似呈余弦函数规律变化,在相同边界条件下,表面裂纹与管道轴向平行时,J积分值最大,此时表面裂纹最易发生扩展;表面裂纹与管道轴向垂直时,J积分值最小,此时表面裂纹发生扩展的可能性较小。     

裂纹倾角对管道表面裂纹断裂参数的影响

钢制输气管道在制造、安装或运行过程中不可避免地会产生表面裂纹缺陷,这些表面裂纹在外力和腐蚀作用下发生扩展造成管道破裂失效,将严重影响高压天然气管道的安全运行,因此,开展了表面裂纹倾角对断裂参数影响规律的研究。采用ANSYS有限元模拟软件,建立了内压作用下含不同表面裂纹的管道的有限元模型,分析了不同倾角表面裂纹的J积分变化规律。研究表明:裂纹尖端J积分值随裂纹倾角近似呈余弦函数规律变化,在相同边界条件下,表面裂纹与管道轴向平行时,J积分值最大,此时表面裂纹最易发生扩展;表面裂纹与管道轴向垂直时,J积分值最小,此时表面裂纹发生扩展的可能性较小。     

成品油管道周边区域个人风险分析北大核心

为了对成品油管道周边区域个人风险水平进行量化计算,建立了成品油管道个人风险计算模型,并给出了计算流程。成品油管道个人风险计算模型设定了各类危害因素的管道基准失效频率,采用对基准失效频率修正的方法计算管道失效频率;根据管道泄漏孔尺寸,将管道泄漏类型分为微孔泄漏、中孔泄漏、管道破裂泄漏3类;对管道失效危害后果进行计算,主要包括泄漏速率、引燃概率、火灾热辐射、热辐射伤害。在管道失效频率和失效危害后果计算的基础上,计算得出管道周边区域个人风险,并明确其是否处于可接受水平。该模型计算个人风险需要依赖于管道失效数据库的事故统计,建议加强中国油气管道失效数据库建设。     

黄土地区穿河管道失效风险

黄土地区河流形成洪水的密度大,流速快,冲击力强,容易导致河床冲刷造成管道悬空。为了评价该地区洪水对油气管道穿河悬空段的影响,针对穿河管道悬空段的受力特点,建立了管道力学模型。在此基础上,根据信息熵理论建立了管道失效风险的计算与评价方法,并以马慧宁输油管道悬跨段为例,探讨了洪水作用下管道外径、壁厚、内压、悬跨长度及埋深5个参数的变化对管道失效风险的影响。分析结果表明:管道应变能熵随洪水流速的变化曲线能够反映管道稳定性的变化规律;管道失效风险系数对管道悬跨长度的变化最敏感,而管道内压及埋深对管道失效风险影响相对较小。基于此,建议在管道风险控制过程中降低管道的悬跨长度,从而有效降低管道的失效风险。     

成品油管道周边区域个人风险分析

为了对成品油管道周边区域个人风险水平进行量化计算,建立了成品油管道个人风险计算模型,并给出了计算流程。成品油管道个人风险计算模型设定了各类危害因素的管道基准失效频率,采用对基准失效频率修正的方法计算管道失效频率;根据管道泄漏孔尺寸,将管道泄漏类型分为微孔泄漏、中孔泄漏、管道破裂泄漏3类;对管道失效危害后果进行计算,主要包括泄漏速率、引燃概率、火灾热辐射、热辐射伤害。在管道失效频率和失效危害后果计算的基础上,计算得出管道周边区域个人风险,并明确其是否处于可接受水平。该模型计算个人风险需要依赖于管道失效数据库的事故统计,建议加强中国油气管道失效数据库建设。(图3,表5,参20)     

油气管道可接受风险准则研究

风险评估是管道完整性管理的基础和核心技术,而风险可接受判据是风险评估中必须解决的关键技术问题。按照风险的最低合理可行(ALARP)原则,结合中国油气管道实际,基于历史事故数据统计分析,提出了中国油气管道风险可接受准则。推荐个体风险可接受的临界值为10-6,可容忍的临界值为10-4;给出了社会风险可接受判据的F-N曲线模型,即死亡人数(N)和超越概率(F)关系曲线。建议加强油气管道失效信息数据库建设,做好历史失效事故数据的积累和统计,对管道风险评估具有重要意义。     

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。     

天然气输送管道风险评估技术研究

定量风险评价是天然气管道安全管理的有效方法。在对天然气长输管道风险识别的基础上,对事故率、事故后果进行了分析,提出了定量计算个人风险和社会风险的方法,并结合实例进行了计算和分析。     

油气管道选线和风险评价相关法规与方法

油气长输管道合理选线是保证管道安全运行的基础,也是降低管道事故概率及沿线事故影响区域人员风险的重要措施.梳理了国内外油气长输管道选线法规与方法,总结了控制安全距离和管道自身安全性的两种管道选线原则,论述了其在不同国家的应用情况.综述了油气长输管道选线方法与步骤的研究进展,在选线中需考虑的主要因素,管道风险分析的发展历程,以及风险评价方法和风险可接受标准的研究进展.建议制定基于风险的选线标准,开展多目标优化算法研究,确定可接受风险标准,完善管道事故数据库.     

基于主成分-聚类分析法的管道风险评价方法

为了更准确地开展油气管道风险评价，在论述主成分分析和聚类分析法基本原理的基础上，建立了基于主成分一聚类分析法的油气管道风险评价模型，并将此模型应用于我国某输气管道的风险评价。按照建立的风险评价流程，通过数值标准化和统计分析，降低了管道风险指标间的相关性和赋权主观性，提取了管道风险指标的3个主成分因子，然后结合指标间的相关性，最终给出了不同管段的风险分类和排序。基于主成分一聚类分析法的管道风险评价方法能够有效提高油气管道风险评价体系的可靠性和实用性，对于指导油气管道运营维护具有实际意义。（图2，表6，参6）     

输气管道投产置换速度控制

对某输气管道置换投产过程的数据进行了分析,提出了有内涂层输气管道投产置换时的天然气-氮气-空气推进速度的确定方法。根据预定的推进速度,确定不同置换长度时的注入点压力,达到适时调节与优化控制等方面研究,以达到安全置换的目的。     

四川输气南干线管网最优运行方式的确定

针对四川输气南干线两佛复线投产后输量增加所产生的一系列问题,分析了重庆总厂至纳溪段的管网组成和用户用气的特点.根据分析结果和运行方式的比较,对各管段不同工况下的运行方式进行了比选,确定了最优运行方式.最优运行方式可以最大限度地利用现有天然气储运设施的能力,提高管输效率并能有效地缓解管网运行中的矛盾,对即将建设的北二环管网的运行也具有借鉴意义.     

天然气管道泄漏射流火焰形貌研究

阐述了高压天然气管道失效泄漏时形成射流火焰过程.在相关基础理论分析的基础上,通过实例,根据自行编制的软件计算了天然气泄漏射流火焰的形貌及其基本参数,建立了火焰长度等基本参数与环境风速的关系,为天然气管道风险后果的分析提供了依据.     

二氧化碳输送管道关键技术研究现状

碳捕集与封存作为减少温室气体排放的重要手段成为全球研究热点，管道运输是该技术得以实施的关键环节。当CO2处于超临界或密相状态时，其具有液体的密度、气体的粘性和压缩性，对于管道运输是最有效率的。由于管输CO2的特殊性质，CO2输送管道与碳氢化合物输送管道存在不同；由于海洋环境的复杂性，CO2海上输送管道与陆地输送管道存在不同。系统总结了实现CO2管道输送需要解决的关键技术问题，着重介绍了CO2输送管道流动保障和延性断裂扩展领域的研究进展，指出CCS作为大规模减少温室气体排放的重要选项，开展与之相关的基础研究十分迫切。（图3，参44）     

海底油气管道全寿命周期风险评估模型

海底油气管道作为海上油气田生产系统的重要组成部分,其设计、施工、运行及弃置等各阶段均存在诸多风险。为了降低海底管道全寿命周期内各类风险,减少海底油气管道事故,围绕海底油气管道全寿命周期管理过程开展风险评估,建立了海底油气管道全寿命周期风险评估体系;根据海底油气管道的时间属性,将海底油气管道全寿命周期划分为6个寿命阶段;依据空间属性,采用递进细分原则,对海底油气管道进行分段,梳理不同阶段影响管道安全的制约因素,并对风险制约因素进行权重赋值,建立了管道失效可能性评分模型与失效后果评估模型,得出了风险值;根据风险值确定管道风险等级,再依据风险等级对危险管段实施管控,有效提升了管道全寿命周期内的风险控制水平,为海底油气管道全寿命风险管理提供了参考。     

油气管道风险管理技术现状及对策

介绍了国内外油气管道风险管理技术的研究现状、应用成果及最新的发展趋势,对比分析了国内外油气管道风险管理技术的差距,强调了油气管道风险管理的重要性,指出了油气管道风险技术的发展方向,为油气管道安全运行提供了技术支持.     

管道风险因素的主客观集成权重赋权方法

为了优化油气管道风险因素权重分配,提高管道风险评价结果的准确性,迫切需要一种适用于油气管道风险因素的赋权方法。通过对国内外油气管道事故进行统计,明确了油气管道的6类风险因素;建立了基于灰色关联理论与熵权理论相结合的权重赋值模型,确定油气管道风险因素的主观权重和客观权重,并基于偏差最小化理论建立了动态的风险因素集成权重模型。以某输油管道为例,选取4个有代表性的时间节点,求解6类管道风险因素的主观权重、客观权重及集成权重。结果表明:基于主客观集成权重的管道风险因素赋权方法能够有效计算各风险因素的权重,可应用于各类油气管道的风险评价中。