站内原油管道施工动火的安全管理

根据输油生产的连续性特点以及输送介质具有易凝、易燃、易爆的性质，站内原油管道施工动火必须严格遵循ＳＹ５８５９－９３《石油工业企业动火安全规程》。将站内原油管道施工动火归纳为三种类型，并对第一种类型的施工动火过程中可能会出现的问题进行了预测和分析，提出了防范措施，以保障施工安全。     

管道动火作业的隔离和扫线

随着时间的推移,输油管道将不同程度地出现防腐层老化现象,造成管道腐蚀穿孔跑油,因此在管道受腐蚀未穿孔之前,必须对管道进行大修,更换受腐蚀严重的管段。在更换管段时,先要对管道进行隔离,然后进行扫线,最后进行焊接动火作业。对长输管道干线及站内工艺管道的隔离、扫线和动火步骤进行了综述。     

油库区管道动火检修方法及措施

在油库内管道因改造、扩建需要对系统调整,或因腐蚀等原因对管道进行检修施焊是经常遇到的问题。油库工作者在长期的实践中总结了不少输油管道动火检修的方法和经验,可根据具体情况和所具备条件选用不同方法动火施焊。 全线清洗动火施焊     

站内管道动火作业快速安装式注氮装置

鉴于油气站场站内管道动火作业需要尽可能地节约作业时间,对比了站内管道动火作业中注氮、断管、焊接、无损检测等各工序耗时,发现注氮工序在时间上的可优化空间更大。在传统注氮方法中,阀门、注氮法兰等的拆卸及恢复安装工作量非常大,占用了大量动火作业时间。借鉴法兰垫片的安装形式,通过改变注氮装置内部结构及安装方式,研制了一种针对站内管道动火作业的快速安装式注氮装置。使用该装置注氮至少可以减少50%以上螺栓拆卸、安装的工作量,节约了注氮工序时间。现场应用表明,该装置有效解决了站内管道动火作业注氮装置安装不方便、耗时长,动火作业效率无法进一步提高的问题,可在石化行业的站内管道及设备动火施工中进行推广应用。(图3,表1,参20)     

天然气管道改线动火作业与置换投产

中沧输气管道因服役年限较长,部分管道发生严重腐蚀。通过天然气管道改线置换对部分管段进行换管和增加埋深改造,为不影响下游用户用气,工程采用一级动火作业。描述了动火作业的方案设计和操作步骤。从阀门和仪表的调试、氮气置换、故障预测与处理、天然气置换、严密性试验等方面介绍了置换投产过程。严重腐蚀管段经过改造,阀门内外漏现象得到改善,管道阴极保护率明显提高,可为同类工程施工提供参考。     

油气管道焊接动火作业中杂散电流的防范

油气管道焊接动火作业产生的电流较大,防护或操作不当极易引发火灾、爆炸事故。建立了油气管道电焊动火中管内杂散电流分布的理论模型,将管道划分为N个单元,利用节点电压法给出关于各节点电压的N阶三对角方程组,利用追赶法求解管/地电压分布和管内杂散电流值,并验证计算结果对所取空间步长的收敛性。利用该模型研究了油气管道电焊动火作业中管内杂散电流的主要影响因素,包括绝缘盲板的安装位置、管/地过渡电阻、焊接主回路接触电阻、管道接地保护的设置以及相连容器的位置等,并基于研究结论提出防范措施,可为油气管道焊接动火作业中杂散电流的防范提供指导。     

管道防腐层大修问题的探讨

针对东北输油管道防腐层检测和等级,分析了现有防腐层的状况。根据东北输油管道大修历程,总结出了防腐层大修段的选择,管道表面清理,管道补强及管道安全运行的经验和方法。提出防腐层大修材料应选择要适应现场条件,又要与管道寿命相适应,目前以聚乙烯胶为宜。     

成品油管道与原油管道设计的差异

随着国内市场经济的发展,成品油管道建设已经提上日程,其中兰州至成都输油管道工程(简称兰成管道)已投入设计。 原油管道的输量根据油田的产量和炼厂的加工能力确定,即以产定量。而成品油是以销定量,在管道设计前首先要调查、论证管道下游市场的需求情     

油气管道在线动火焊口返修焊接技术

新建输油气管道在投产过程中发现的各种焊接缺陷,需要在线动火进行焊口返修焊接。焊口返修处经过2次焊接和2次加热膨胀与收缩,易产生热裂纹和冷裂纹,或使返修焊缝内部留下较大的内应力,而诱发事故;因此对于钢级为L415、X60、X70、X80的管道,焊口返修前需进行焊前预热,当施焊环境温度低于0℃时,焊口返修后需采取保温缓冷措施。为了避免焊口割除重焊而增加工程成本和难度,应尽量提高首次返修合格率,为此给出了在线实施焊口返修的焊前准备、工艺规范、焊接参数和环境条件等要求。     

带油管道施工动火的安全措施

在带油管道上施工动火危险生较大，易引起火灾事故。在动火管段施工过程中，对动火管段要进行隔离和清扫。常用的隔离方法有封堵器封堵，冷冻法封堵和隔离物法封堵，其中冷冻法一般用于输送易凝介质管道上；对管道内易燃物的清除可采用位差空油，用水置换油，气体扫线和吸和排油等方法。     

靖边-上海输气管道的投产置换

对西气东输靖边-上海输气管道段投产置换设计方案中涉及的置换顺序的制定、隔离球的选用、注氮温度和注氮量的确定及天然气推进速度等问题进行了分析探讨,提出了清管段先干线、后支干线、边线路、边站场的置换次序,不加隔离球,5 m/s的置换速度以及注氮量测算等是合适可行的,指出了解决置换过程存在的诸多问题的方法.     

热油管道低输量运行的安全分析及评价

针对热油管道低输量运行时安全性下降的问题,采用故障树方法分析了低输量管道易发生不稳定运行的原因,并依此建立了低输量热油管道的安全检查表评价系统。通过对低输量管道的安全评价,了解管道运行的安全程度,找出安全隐患并进行整改,以保证管道的长期安全运行。     

热油管道安全输油温度的研究与计算

以实际生产数据为依据，建立了热油管道的数学模型，以预测一校正法和有限元法进行了联立求解，并在此基础上编制了模拟软件。应用该数学模型对夏季和冬季管道的输油温度进行了计算，确定了安全输送温度。     

LPG输配管道安全评价的不确定性方法

采用DOW／ICI蒙德法并结合随机抽样推测法，对苏州工业园区液化石油气管网进行了初期危险性分析和安全性评价，得到了全体指标值和总危险性评分值，在采取补偿措施后，再进行不确定危险度最终评价，得出苏州工业园区液化石油气管网评价结果为，管道部分危险亲属于“低”的范围，管桥部分危险度属于“中等”的范畴。     

长输热油管道水力和热力计算

对于长输热油管道的工艺计算，国内常采用的是平均温度法，并把全线的总传热系数Ｋ作为定值，其缺点是计算精度低，计算结果与工程实际往往存在较大差异。介绍了根据分段计算方法有理有据的长距离加热输油管道水力和热力计算的算法。该算法是将有关参数如所输油品的密度、粘度、热容、土壤的导热系数和总传热系数Ｋ作为变量，根据不同管段内的流态和油品物性，分别采用不同的计算公式，并且计入摩擦生势对油流轴向温降的影响。与前者     

热油管道站间摩阻的数值计算

通过分析有流型流态改变时热输原油管道的热力特性和流动特性,将各加热站间的管路划分区间,对各个区间分别采用了不同的摩阻特性公式,应用数值积分方法进行站间摩阻损失计算,并且采用二分法来确定流态转变的临界温度,编制了计算程序,进行了实例计算.     

热油管道首站或加热站加热负荷计算

热油管道的首站及中间站加热站常用加热炉或换热器加热原油,设计时若热负荷取值低或过高,会影响道道的正常运行,或增加工程投资,为此,介绍了一种热油管道首站或加热站加热负荷的计算方法,以合理确定管道首站和中间站的热负荷,这种计算方法可以减少常规计算方法复杂的计算过程,适用于实际管道设计。     

沉管技术在中沧输气管道保护中的应用

针对中沧输气管道濮阳段由于当地大量取土兴建砖瓦厂而造成管道外露的问题,提出了采取沉管方法对管道进行保护.介绍了沉管施工设计计算方法,沉管施工的具体步骤、技术要求和安全措施.     

输气管道囊式封堵需注意的问题

通过实例介绍了囊式封堵器在大口径燃气输送管道封堵作业中的施工步骤，在分析胶囊式封堵器特点的基础上，就燃气输送管道在封堵作业中的安全性，可靠性方面应注意的问题进行了讨论，提出了一种新的封堵工艺－－囊夹水封法。