天然气长输管道的知识
天然气长输管道识图ppt课件
熟悉长输管道工程施工工序
了解长输管道工程施工工序，融会贯通管道施工 流程，可以避免重复计算或漏算。
天然气长输管道识图
熟悉长输管道工程预算定额
要了解定额包括的章、节内容，定额子目的工作 内容，定额编制时的技术水平、工艺标准及所要使用 的定额子目与施工实际内容对应的程度，避免错套、 漏套定额。如焊接子目很多，首先清楚是沟上焊接还 是沟下焊接，是“二接一”还是“单根”，是半自动焊、手 工焊还是全自动焊，只有这样才能准确无误地使用定 额。预算定额的章节、子目很多，但是它也是在以往 的施工实践后编制的，如果是新工艺、新技术、定额 子目就不适应，应该考虑编制新的估价表。
1、长输管道安装的起点、终点，管线的距离是 多少公里等。
2、管道的直径、壁厚以及防腐的形式。防腐形 式采用何钟材料、防腐等级是普通、加强、特加强，
管材运输的距离是多少公里等。
天然气长输管道识图
3、管段焊接方式，是沟上焊还是沟下焊，是手 工焊、半自动焊、自动焊？焊条材质类型。
4、管道试验压力、工作压力是多少？是否通球 扫线、扫几变，是否需要气体干燥等 。
天然气长输管道识图
图例：２
Ｒh= 5DN X= 45°30’
Rs=40DN X= 13°25’
天然气长输管道识图
二、长输管道工程识图
长输管道工程主要包含以下几个方面：泵站、
线路、三穿跨越工程、线路附属工程等。泵站又分为 土建、工艺、给排水、电气、仪表、通信、油罐、金 属结构等多专业多门类内容，这里我们重点介绍线路 工程识图。
天然气长输管道识图
• 材料表：根据工程设计实际情况，列出所耗用的主要 材料及消耗材料，并分门别类单列出了材料的规格、 型号、材质及数量。
燃气的长距离输送系统
采用内外防腐涂层、阴极保护等措施 ，延长管道使用寿命，确保燃气输送 安全。
管道施工与验收
施工方法与技术要求
根据管道材料、地形、施工环境等因素，选择合适的施工方法和技术要求，确 保施工质量。
质量检测与验收
对管道进行严密性试验、压力试验等质量检测，确保管道符合设计要求和安全 标准，对不合格部分进行整改和修复。
应急处置与安全管理
应急处置
制定应急预案，及时处理管道泄漏、设备故障等突发情况。
安全管理
加强员工安全培训，确保操作规程的严格执行，降低安全风 险。
04 燃气长距离输送系统的优 化与发展
技术创新与设备升级
01
02
03
研发新型管道材料
采用高强度、耐腐蚀的复 合材料，提高管道的耐用 性和安全性。
优化管道设计
压力等级与管径选择
根据燃气性质、流量、输气距离等因素，确定合适的压力等级和管 径，以满足安全、经济和技术的要求。
管道附属设施
设计必要的管道附属设施，如阀门、补偿器、排水器等，以确保管 道的正常运行和安全。
管道材料与防腐
管道材料选择
根据输送气体的性质、压力等级、施 工条件等因素，选择合适的管道材料 ，如钢管、玻璃钢管等。
应用领域与实例
城市燃气供应
01
燃气长距离输送系统为城市居民提供稳定、可靠的天然气供应，
满足居民日常生活和工业生产需求。
天然气管道运输
02
通过长距离管道输送天然气，将天然气从产气区输送到消费区，
实现资源的优化配置。
天然气液化与储运
03
将天然气液化后通过长距离管道或液化天然气船进行运输，用
于能源贸易和调峰。
储存与调压设施用于调节燃气 流量和压力，保障燃气稳定供 应。
天然气输配系统基础知识培训教材
天然气输配系统基础知识培训教材第一节天然气输配系统的构成1、城市燃气的供应方式（1）管道天然气指通过长输管道把天然气引入到各个城市。
（2）液化天然气（缩写为LNG）指在一个大气压下，天然气被冷却至约-162℃时，可以由气态转变成液态，其体积约小为同量气态天然气体积的1/600，重量仅为同体积水的45%左右。
(3)压缩天然气（缩写为CNG）指把天然气加压到20—25Mpa的压力后以气态储存在容器中的方式。
它与管道天然气的组分相同。
图2-12、天然气管道输配系统的构成天然气从气井开采出来以后，经过矿场集输管道集中到净化厂，处理后，由长输管道输送至城市管网，供给工业和民用的用户。
由气井到用户，天然气都在密闭的状态下输送，形成一个输气系统。
长输管道是连接气田净化处理厂与城市之间的干线输气管道，它具有输气量大，压力高，运距长的特点。
城市燃气管道由门站，线路工程及其附属设施组成，根据用户情况和管线距离条件，输气管道设有调压站，计量站及阀室，通过分输站或计量站将天然气调压后输往城镇配气管网或直接输往用户。
接受站(门站)负责接受天然气输入城镇使用的燃气，进行计量、质量检测，按城镇供气的输配要求，控制与调节向城镇供应的天然气的流量与压力，必要时还需对天然气进行净化。
第二节城市燃气管网的分类及其选择1 根据用途分类1）长距离输气管线其干管及支管的末端连接城市或大型工业企业，作为该供应区的气源点。
2）城市燃气管道3）工业企业燃气管道2 根据敷设方式分类1）地下燃气管道一般在城市中常采用地下敷设。
2）架空燃气管道在管道通过障碍时，或在工厂区为了管理维修方便，采用架空敷设。
3 根据输气压力分类天然气管道之所以要根据输气压力来分级，是因为天然气管道的气密性与其他管道相比，有特别严格的要求，漏气可能导致火灾、爆炸、中毒或其他事故。
管道中的压力越高，管道接头脱开或管道本身出现裂缝的可能性和危险性也越大。
当管道内燃气的压力不同时，对管道材质、安装质量、检验标准和运行管理的要求也不同。
长输天然气管道压力等级划分
长输天然气管道压力等级划分一、简介长输天然气管道是指用于输送天然气的大型管道系统，由于输送的天然气需要在管道中保持一定的压力，以确保天然气能够顺利流动到目的地。
根据管道的设计和使用要求，长输天然气管道根据压力等级进行划分，以适应不同的输送需求。
二、低压管道（0.1-1.6 MPa）低压管道是指输送天然气时，管道内的压力在0.1-1.6 MPa的范围内的管道系统。
这种压力等级的管道主要用于城市燃气供应、工业燃料供应和小型天然气发电站等场所。
低压管道通常采用钢管、玻璃钢管或塑料管等材料制造，具有造价低、施工方便等特点。
三、中压管道（1.6-10 MPa）中压管道是指输送天然气时，管道内的压力在1.6-10 MPa的范围内的管道系统。
这种压力等级的管道主要用于城市燃气供应、工业燃料供应和天然气发电站等场所。
中压管道通常采用高强度钢管制造，具有耐压、抗震、耐腐蚀等特点。
在中压管道的设计和施工中，需要考虑到管道的安全性和可靠性。
四、高压管道（10-16 MPa）高压管道是指输送天然气时，管道内的压力在10-16 MPa的范围内的管道系统。
这种压力等级的管道主要用于大型城市燃气供应、工业燃料供应和天然气发电站等场所。
高压管道通常采用高强度钢管制造，并且在设计和施工中需要严格按照相关标准和规范进行，以确保管道的安全运行。
五、超高压管道（16-20 MPa）超高压管道是指输送天然气时，管道内的压力在16-20 MPa的范围内的管道系统。
这种压力等级的管道主要用于大型城市燃气供应、工业燃料供应和长距离天然气输送等场所。
超高压管道通常采用高强度钢管制造，并且在设计和施工中需要采用更加严格的标准和技术要求，以确保管道的安全可靠。
六、超超高压管道（大于20 MPa）超超高压管道是指输送天然气时，管道内的压力大于20 MPa的管道系统。
这种压力等级的管道主要用于特殊工业领域，如化工厂、石油炼厂等。
超超高压管道通常采用高强度合金钢管或复合材料制造，并且在设计和施工中需要采用特殊的技术和措施，以确保管道的安全性和可靠性。
石油、天然气长输管道危险有害因素辨识(精)
长输管道输送的介质一般是石油、天然气等易燃、有毒物质由于其输送距离较长，又往往需要穿越城乡等人员密集场所，一旦长输管道出现事故，无论是经济损失，还是社会影响，都是巨大的因此，正确辨识长输管道的危险、有害因素，是对其实施有效控制的先决条件。
1储运设备与设施危险有害因素1.1管子、管件危险有害因素目前，国内除公称直径较小（一般为DN150以润的输送管道采用无缝钢管外，其它都采用螺旋缝埋弧焊钢管这种钢管焊缝长度较长，焊缝产生缺陷的概率高捍缝受力情况复杂，内壁存在较大的拉应力；并且几何尺寸不稳定，装配、焊接后易形成错边、棱角等在运行过程中受压力、热应力等载荷作用，加上管道内部介质和外部土壤的腐蚀，将造成腐蚀或应力腐蚀、疲劳或腐蚀疲劳等失效弯头等管件受介质冲刷、热胀冷缩产生变形而可能产生事故隐患。
在运行过程中，管线内外部严重腐蚀；油温或气温突然变化，管线急剧膨胀或收缩；管线受外力压轧、打击等，都将造成事故。
1.2阀门、法兰、垫片及紧固件危险有害因素A ）材料、压力等级选用或使用错误。
B ）制造尺寸、精度等不能满足实际要求。
C）阀门密封失效。
D）自动控制等阀门的控制系统失灵，手动操作阀门的阀杆锈死或操作困难。
E）管道布置不合理，造成附加应力或出现振动。
F ）使用过程中阀门误动作、阀门限位开关失灵、阀门故障等，未按要求进行检验、维护等。
1.3输油泵、压缩机危险有害因素往复式输油泵具有效率高、使用前不需要加油、液体黏度对泵的工作性能影响不大等优点，但常造成液流波动，这种液流脉动作用在管道内形成一种不稳定流状态。
当系统开（关）阀门或停泵等操作时，这种不稳定液流在管道内产生压力波动，严重时形成水击，造成系统超压、管道及设备、设施损坏。
离心式输油泵具有操作简单、液流无波动、工作状况易于调节、易于自动化等优点。
但在泵入口处液体压力过低的情况下，会发生汽蚀现象，表现为泵体产生噪声和振动，严重时会使泵叶片遭受剥蚀”导致扬程下降，效率降低，设备基础螺栓松动及管道与设备连接处损坏。
长输管道基础知识
03
通过收发清管器来清除管道 中的积液、粉尘杂质和异物。
03
长输天然气管道的总体布置
首站 阀 室 分输站 阀 室
阴极保 护站
增压站
阀 室
清管站
末站
用户
储气库
长输管网--首站工艺流程
长输管网--末站工艺流程
长输管网--分输站工艺流程
长输管网--清管站工艺流程
站址选择要求
满足系统工艺设计的要求， 所选位置总体上服从输气 干线的大走向。
3
6
所选站址(含放空区)的占 地面积应使站内各建筑物 之间能留有符合防火规范 规定的安全间距。
站址选择要求
选择较有利的地形及 工程地质条件，应避 开易发生山洪、滑坡 等不良工程地质段及 其他不宜建站的地方。
1
2
站址应尽量避开湿陷 性黄土分布地区，或 选在湿陷量较小的地 段。
工程、水文地质要求 地耐力不小于150kPa。
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站场常见的设备--清管收发设备
站场常见的设备--分离设备
发送过程
接受过程
a.收发球筒 ｂ.快开盲板 ｃ.排污排空阀 ｄ.ｅ.f.与管径等径球阀
ｇ排污池
站场常见的设备--计量设备
孔板流量计又称为差压式流量计，是由一次 检测件(节流件)和二次装置(差压变送器和流 量显示仪)组成。采用均压环、一体型结构。 涡轮流量计由涡轮和装于外部的检脉冲器构 成，液体流进涡轮，引起转子旋转，特定的 内径使转子转速直接与流量成比例。
地下水位较低，无侵 蚀性。
3
4
站址选择要求 布站要求 输气管道的沿线有许多种站场设施，将这些设施合建能减少占 地，降低投资，并且方便管理。因此在可能的情况下宜尽量将这些 站场设施合建：
天然气长输管道知识PPT课件
现场勘察分为踏勘和详堪，本次是踏勘和详堪一并做，原业主所选路 线为45km，但这次选线大约36km。 走线的目的是为了对实施现场的经济、地理、地质、气候等客观条件 和环境进行调查，一般应至少了解以下内容：
1、施工现场是否达到招标文件规定的条件；
2、施工的地理位置和地形、地貌； 3、施工现场的地址、土质、地下水位、水文等情况； 4、施工现场的气候条件，如气温、湿度、风力等； 5、现场的环境，如交通、供水、供电、污水排放等； 6 、临时用地、临时设施搭建等，即工程施工过程中临时使用的工棚 、堆放材料的库房以及这些设施所占持方等。 另外，还应到当地规划局或政府部门取得用地规划图纸，避免选择的 线路有被征用的可能。
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天然气长输管道知识简要介绍
二、天然气主要站场
1、首站 首站就是输气管道的起点站。输气首站一般在气田 附近。
2、末站 末站就是输气管道的终点站。气体通过末站，供应 给用户。因此末站具有调压、过滤、计量、清管器接受 等功能。此外，为了解决管道输送和用户用气不平衡问 题，还设有调峰设施，如地下储气库、储气罐等。
天然气长输管道知识简要介绍
焦炉煤气，又称焦炉气。是指用几种烟煤配制成炼焦用煤，在炼
焦炉中经过高温干馏后，在产出焦炭和焦油产品的同时所产生的一种 可燃性气体，是炼焦工业的副产品。焦炉气是混合物，一般每吨干煤 可生产焦炉气300~350m3（标准状态）。其主要成分为氢气（55%~60%）
和甲烷（23%~27%），另外还含有少量的一氧化碳（5%~8%）、C2以上
含碳量少得钢材。
天然气长输管道知识简要介绍
城市天然气热值和杂质含量的要求 天然气发热量，总硫、硫化氢含量、水露点指标应符合现行国家标准〈天 然气〉GB17820的一类气或二类气的规定。
长输管道天然气水合物形成与防治
水合物不仅可能导致管道堵塞，也可造成分离设备和仪表的堵塞， 因此天然气输送过程中水合物的产生与预防是很重要的问题。
天然气长输管线水合物生成的预防
输气设备中由于天然气形成水合物而产生的危害是普遍的现 象，因此对其防治非常重要。
天然气水合物(Natural Gas Hydrates)也称水化物或简称水合物， 是在一定压力和温度条件下，天然气中某些气体组分与水形成的一种 复杂的但又不稳定的白色结晶固体，是一种类似于冰或雪的物质。密 度为0.88~0.90 g/cm3。其中可形成水合物的典型物质包括：CH4、 C3H6、C2H4、C2H6、CO2 和H2S 等。一般用M⋅nH2O 表示，M 为水 合物中的气体分子，n 为水分子数，如CH4⋅6H2O，CH4⋅7H2O， C2H6⋅7H2O 等。也有多种气体混合的水合物。
大量研究结果表明，水合物是由氢键连接的水分子结构形成笼形 结构，气体分子则在范德华力作用下，被包围在晶格中。至今，在 自然界已经发现了3 种水合物晶格结构：结构Ⅰ型、结构Ⅱ型、结 构H 型，晶格中含有无数大小不等的孔穴。在稳定的水合物中，一 些孔穴被气态化合物占据，称之为客体分子。只有分子尺寸和几何 形状适宜的气体才能进入孔穴。孔穴中可能仅含有一种气态化合物， 也可能含有不同化学种类的气体分子。在一稳定水合物中无需所有 孔穴均被填满，在Ⅰ型结构的晶格空穴中只能填充CH4、C2H6 小分 子烃类以及H2S等非烃分子；Ⅱ型结构中还可以容纳C3H8、C4H8等 较大的烃类气体分子；而H 型结构除了能容纳上述各种分子外，还 能容纳一般的原油分子i-C5。
降压控制
与管线加热技术原理相似，通过降低体系压力来控制水合物的生成。 有3 种极限情况：等温降压，压力十分缓慢地降低；等焓降压，压力迅 速降低，不发生热传递；等熵降压，压力通过理想膨胀机降低，不发生 热传递。实际的降压过程通常介于等温和绝热之间。
长输天然气管道安全保护距离及防护
长输天然气管道安全保护距离及防护1. 引言1.1 长输天然气管道安全保护距离及防护长输天然气管道是连接天然气生产地和消费地的重要通道，其安全运行对于保障能源供应和社会稳定至关重要。
在长输天然气管道的建设和运营过程中，安全保护距离及防护是至关重要的环节。
安全保护距离是指管道周围需要保持一定的安全距离，以防止外部因素对管道造成破坏或影响管道运行安全。
管道周边环境分析是确定安全保护距离的关键步骤，需要考虑到周边建筑、人口密集度、地质构造等因素。
根据不同环境条件确定合理的安全保护距离，制定相应的防护措施是确保管道安全运行的重要措施。
防护措施包括管道涂层防腐、安装防爆防火设备、建立安全警戒线等。
监测和应急处理措施也是长输天然气管道安全保护的重要组成部分。
通过实时监测管道运行情况，及时发现问题并采取应急措施，可以有效降低事故发生的可能性。
随着防护技术的不断发展，如智能感知技术、无人机巡检技术等的应用，能够进一步提高长输天然气管道的安全保护水平。
加强长输天然气管道安全保护的必要性已经日益凸显，未来的发展方向是不断完善管道安全管理制度，加大技术投入，提高防护技术水平，保障长输天然气管道的安全稳定运行。
只有通过多方合作，共同努力，才能确保长输天然气管道的安全可靠运行，实现能源供应的稳定和可持续发展。
2. 正文2.1 安全保护距离的重要性安全保护距离是指长输天然气管道周围应具备的一定范围内禁止建设、开采、生产和居住等活动的限制区域。
这个范围的确定对于防止管道发生事故、保障人员和财产安全具有至关重要的意义。
安全保护距离的设定可以有效减少管道周围的人口密集程度，减少火灾、爆炸等事故发生的可能性。
人口稀少的地区无疑会降低安全事故的发生率，更有利于应急救援工作的实施。
而且，安全保护距离还能避免管道与周边建筑物、设施等的相互干扰，减少地表活动对管道的影响，确保管道运行的稳定性和可靠性。
安全保护距离的设定有助于明确管道的权属范围和管线使用权，加强管理和监管。
液化天然气(LNG)长距离管道输送技术
液化天然气（LNG）长距离管道输送技术近年来液化天然气已经成为我国城市重要保障能源，需求量逐渐加大。
与其他能源相比，液化天然气的物理性质具有一定的特殊性，运输难度较高，尤其在长距离运输中，既要保障运输安全也要降低运输损耗。
课题基于我国液化天然气长距离运输技术现状展开研究，结合大量的实践工作经验，提出了液化天然气长途运输技术的完善发展策略。
标签：液化天然气;长距离运输;工艺技术近年来我国天然气能源供应技术日渐成熟，射虎经济发展对天然气能源的需求量也随之增加，受天然气开采特点以及天然气物理特性决定，天然气矿一般远离市区，需要经过较长距离的输送环节才可以进入市场。
由于气体运输难度较高，同时存在较多的泄漏可能，现阶段我国采用低温液化技术，将天然气液化进行运输的工艺。
该工艺有效杜绝气体运输中存在的种种弊端，让天然气的长途运输成为了可能，但也带来了新的问题。
为了保障液化天然气物理性质的稳定，对运输管线的抗保温以及抗低温性能有较高的要求，同时在长距离运输时，需要在适当的距离范围内建立冷却站，确保液态天然气运输过程中温度的稳定。
导致液态天然气运输工艺初期成本投入较高，设备工艺维护成本较大。
有必要进一步的研究完善。
一、液化天然气长输管道输送的优点（一）管道等运输设备建设成本低受天然气的气体特点决定，天然气在长途运输中对管线的密封性能、抗压性能有很高的要求，不仅需要管线承压较高以保障运输速率，同时气体运输对于管线的密封要求更高，同时天然气属于易燃易爆气体，一旦发生泄漏现象后果十分严重，同时对天然气管线的检测难度较高，上述问题在4000千米以上的长输管线中体现的优美明显，而液化石油天然气则十分适合长途运输，液化后的石油天然气，在温度稳定的情况下，对管线密封性要求不高，同时一旦发生泄漏时，液态天然气在接触到常温空气后会迅速气化，其形态转变是有明显的视觉特征，有助于快速寻遭到泄漏地点，及时补救。
同时在相同的管线参数下，液态天然气的综合运输效率更低。
天然气长输管道的知识..
天然气长输管道的知识天然气长输管道是连接天然气生产地和消费地的重要管道，是天然气能源输送的主要途径。
本文将介绍天然气长输管道的发展历程、建设和管理、安全生产以及未来趋势。
发展历程天然气长输管道的发展历程可以追溯到20世纪早期。
1960年代，欧洲的天然气需求快速增长，促使北非地区和苏联等国加速建设天然气长输管道，将天然气输往欧洲。
1970年代，中国也开始建设天然气长输管道，主要用于西气东输项目。
到了2000年代，随着亚太地区天然气需求的增长，俄罗斯和中亚地区的天然气长输管道建设规模也不断扩大。
建设和管理天然气长输管道建设需要充分考虑地质、地形、气候等自然条件，同时还需要考虑工程技术、经济成本等因素。
一般来说，天然气长输管道分为陆上、海上和深水三种类型。
陆上天然气长输管道主要建设在平原地区，最大的难点在于越过山脉和河流等自然阻碍。
海上天然气长输管道建设主要在陆架和大陆斜坡区域，需要考虑海洋环境对管道的影响。
深水天然气长输管道则需要应对更加复杂的地质、气候和环境等问题。
一旦天然气长输管道建设完成，其管理和维护同样非常重要。
有关部门需要制定相关管理规定和标准，定期对管道运行状况进行检查和评估，及时处理管道的故障和损坏问题，确保管道的安全运行。
安全生产天然气长输管道安全生产至关重要，一旦发生安全事故，将给人民生命财产造成严重损失。
天然气长输管道的安全事故主要分为三种类型：泄漏、爆炸和火灾。
为了避免这些安全事故，需要采取以下几项安全措施：1.加强管道设施的检查和维护，修补管道的损坏和缺陷；2.采取严格的施工和操作标准，保证管道建设和运行过程中的安全；3.控制管道内部的压力和温度，避免过载和过热状态的出现；4.建设管道应急救援体系，一旦发生事故能够及时处理并保障周边居民的生命财产安全。
未来趋势未来，随着天然气市场的不断发展和天然气需求的增长，国家将继续加大天然气长输管道的建设和投资。
同时，管道技术也将迎来革命性的变革，例如采用新型材料、新工艺等技术手段，提高天然气长输管道的安全性、效率和容量。
长输管道分类
长输管道分类长输管道是一种用于输送液体或气体的管道系统，常用于石油、天然气、水等资源的长距离运输。
根据其用途和材料的不同，长输管道可以分为石油管道、天然气管道和水管道等多种类型。
石油管道是将石油及其产品从生产地输送到加工厂或终端用户的管道系统。
石油管道的建设对于保障石油资源的供应和市场稳定具有重要意义。
石油管道通常由钢管制成，具有耐高压、耐腐蚀等特点。
在石油管道中，为了确保输送的安全和稳定，还需要设置压力调节站、流量计和阀门等设备。
天然气管道是将天然气从生产地输送到城市供气站或工业用户的管道系统。
天然气作为一种清洁能源，其输送具有高效、环保的特点。
天然气管道通常由钢管或塑料管制成，具有耐高压、耐腐蚀等特点。
为了确保天然气的安全输送，天然气管道还需要设置压力调节站、气体检测装置和阀门等设备。
水管道是将水资源从供水源地输送到城市或农田的管道系统。
水是人类生活和生产中不可或缺的重要资源，水管道的建设对于保障供水安全和推动农田灌溉具有重要意义。
水管道通常由钢管、铸铁管或塑料管等材料制成，具有耐压、耐腐蚀等特点。
为了确保供水的安全和稳定，水管道还需要设置净化设备、流量计和阀门等设备。
除了上述常见的长输管道类型外，根据不同的输送介质和用途，还可以有其他类型的管道，如化学品管道、食品管道等。
这些管道在材料选择、设计和施工中需要考虑到输送介质的特性和管道的安全性。
长输管道的建设和运营需要严格遵守相关的法律法规和标准，确保管道的安全可靠和环境友好。
在建设过程中，需要进行管道的线路规划、土地征用和施工等工作；在运营过程中，需要进行定期的巡检、维护和事故应急处理等工作。
同时，还需要进行管道的质量监控和技术改进，以提高管道的运输效率和安全性。
长输管道的建设和运营涉及多个领域，需要相关部门、企业和专业人员的共同努力。
在管道建设的过程中，还需要充分考虑环境保护和社会影响等因素，确保管道的可持续发展。
未来，随着科技的不断进步和能源需求的增长，长输管道将继续发挥重要作用，为社会经济的发展做出贡献。
天然气长输管道站场主要风险及管理措施
天然气长输管道站场主要风险及管理措施
天然气长输管道站场是天然气输送的重要节点，涉及到安全和环境风险的管理是非常
重要的。
主要风险可分为以下几个方面：
1. 爆炸风险：天然气是一种易燃易爆的气体，一旦泄漏或混合着火源，就会引发爆炸。
天然气长输管道站场存在压力容器和管道系统，其周围环境存在着许多潜在的火源，
如电器设备、动火作业等，所以管理爆炸风险是至关重要的。
管道站场需要建立严格的安
全管理制度，包括工作区域的隔离、易燃易爆物贮存和使用的管理、各类设备的维护和检
修等。
2. 漏气风险：长输管道站场存在管道泄漏的风险，可能是由于管道本身材料的老化、腐蚀、制造缺陷等原因导致。
漏气除可能引起爆炸外，还会对周围环境造成污染，给人身
和财产带来很大的损失。
管道站场需要实施严格的巡检制度，对管道进行定期检查，及时
发现并修复漏点。
还应建立漏气回报制度，鼓励员工积极上报漏点信息。
3. 火灾风险：天然气泄漏与火源相遇可能引起火灾，火灾会对周围环境和人员安全
带来严重威胁。
天然气管道站场应具备完善的火灾防护设施，包括消防器材的齐全、消防
通道和防火墙的设置等，以确保在火灾发生时能够及时控制和扑灭火势。
4. 环境风险：天然气由于其特殊性质，一旦泄漏就会对周围环境造成污染，特别是
对土壤和水源的污染影响较大。
管道站场需要建立环境管理制度，包括泄漏的应急处理程序、环境监测等，以减少环境风险。
天然气长输管道知识
可进行压降感测和压降速率关闭值的设定，在管道运行 发生事故，压降速率超过设定值时能可靠地进行干线截 断。待事故处理完后，人工复位。
第十六页，共47页。
天然气长输管道知识简要介绍
４、阀门 （２）站内球阀 进出清管器收发筒的40″球阀选用全 通径全焊接阀门，地面安装，其它性能同 线路截断阀。
南涧门站位置
公郎门站位置（该站为初步选址）
第二十五页，共47页。
天然气长输管道知识简要介绍 这次勘察过程中，以南涧门站为起点，沿着西河和南涧河走，定点打桩。打桩：为 第二步测量做准备。
第二十六页，共47页。
天然气长输管道知识简要介绍 南涧河为城市河道，水流量小，但均打了水泥基础。虽然施工的时候工程量大，但赔偿低。
第三十四页，共47页。
天然气长输管道知识简要介绍
下水道
凤凰山森林保护区
注意：天然气管线不能穿越保护区核心地带，不然需要国土规划局批准。
第三十五页，共47页。
天然气长输管道知识简要介绍
题外
第三十六页，共47页。
天然气长输管道知识简要介绍
需要做跨越
第三十七页，共47页。
天然气长输管道知识简要介绍
天然气长输管道知识简要介绍
5、完善的调峰技术。目前，西方国家季节性调峰主要采用孔隙型和盐穴型地下储气库。
6、广泛采用压缩机机械干气密封、磁性轴承和故障诊断等新技术，不仅可以延长轴承的使用 寿命，取消润滑油系统，降低压缩机的运行成本，而且可以从根本上提高机组的可靠性和完整性。
金坛地下储气库，是在地下1000多米的盐 层中
天然气长输管道知识
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石油天然气长输管道路由选择及施工技术简析
石油天然气长输管道路由选择及施工技术简析石油天然气长输管道是输送石油和天然气的重要通道，选择合适的路由和施工技术对于管道的安全和经济运行至关重要。
本文将就石油天然气长输管道路由选择及施工技术进行简要分析，以期对相关领域有所启发和帮助。
一、路由选择1.地理条件在选择石油天然气长输管道的路由时，首先要考虑地理条件。
地理条件包括地形、地貌、地质等因素，对于管道的铺设和施工都有重要影响。
一般来说，应优先选择地势平坦、地质稳定的区域作为管道的路由，以减少施工难度和管道运行中可能出现的问题。
2.环保要求在路由选择中，环保要求也是一个重要的考虑因素。
必须避免行经生态环境敏感区、饮用水水源地等区域，以降低对环境的影响，减少可能的环境风险。
3.社会影响除了地理和环保因素外，还需要考虑管道对当地社会的影响。
管道的路由选择应尽量避免影响当地居民的生活和农田的正常生产，同时也要尽量减少对历史文化遗址、重要建筑等文物的影响。
4.安全考虑在路由选择中，安全是放置管道的首要考虑因素。
应该避免穿越地震带、泥石流带、山洪灾害区等地质灾害高发区域，减少管道受到自然灾害的影响。
还需要考虑管道的安全缓冲区和应急预案等问题。
二、施工技术1.管道铺设在选择路由之后，管道的铺设是关键的一步。
一般来说，管道的铺设有两种方式：地面铺设和地下铺设。
地面铺设适用于平坦地区和没有特殊要求的区域，而地下铺设则适用于需要保护管道安全的地区，如山区、河流、湖泊等地质条件复杂的区域。
2.施工工艺在管道的施工过程中，需要采用一系列的工艺和设备来保证管道的质量和安全。
包括焊接工艺、涂层工艺、防腐工艺等，这些工艺都直接影响到管道的使用寿命和安全性。
3.水工建筑在一些特殊情况下，比如管道需要跨越江河湖泊等水域时，还需要进行水工建筑施工。
水工建筑包括桥梁、隧道、水下管道等工程，需要采用专门的施工技术和设备。
在管道施工过程中，安全管理是至关重要的。
必须严格遵守相关法律法规和标准，加强施工现场的安全教育和监督，确保施工过程中的安全和质量。
天然气长输管道知识资料
天然气长输管道知识简要介绍
大理到临沧地形图
大理到南涧管线图
天然气长输管道知识简要介绍
南涧县—公郎镇线路图
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天然气长输管道知识简要介绍
五、天然气长输管线的勘察、测量
施工管道
定桩
天然气长输管道知识简要介绍
一标段的首站为南涧门站（分输站），末站为公郎门站（未建，我
司选址）。以下图中定桩位置均可从软件中获得坐标等信息。
长距离天然气管道 勘察、测量简要介绍
大理到临沧管道一标段：南涧到公郎镇
天然气长输管道知识简要介绍
天然气（natural gas）又称油田气、石油气、石油伴生气。天然
气的化学组成及其理化特性因地而异，主要成分是甲烷，还含有少量 乙烷、丁烷、戊烷、二氧化碳、一氧化碳、硫化氢等。无硫化氢时为 无色无臭易燃易爆气体，密度多在0.6-0.8g/cm3，比空气 （1.293g/cm3）轻。通常将含甲烷高于90%的称为干气，含甲烷低于 90%的称为湿气。与空气的混合爆炸极限一般为5-15%。 天然气对比石油：在化学组成的特征上，天然气分子量小（小于 20），结构简单。石油的分子量大（75-275） ，结构也较复杂。天 然气基本是只含有极少量液态烃和水的单一气相；石油则可包容气、 液、固三相而以液相为表征的混合物。 粘度石油比天然气高几个数 量等级。
大理—南涧段为直径323.9*7.1*8970的碳钢管。
天然气长输管道知识简要介绍
3PE涂层的剥离强度≥80N/cm、压痕硬度≤0· 3mm。 三层PE聚乙烯防 腐作业技术是长距离 管道外防腐上常用工 艺，采用三层防腐介
质，从里到外分别是
熔结环氧粉末、PE胶 粘剂和聚乙烯，应用 热涂敷固化在钢管表 面，从而实现防腐的 目的。此防腐方法粘 接能力强，材料硬度
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关于天然气长输管道知识普及随着我国天然气勘探开发力度的加大以及人民群众日益提高的物质和环保需要，近年来天然气长输管道的发展十分迅速。
随着管道的不断延伸，管道企业所担负的社会责任、政治责任和经济责任也越来越大。
因此，对于天然气长输管道知识普及显得尤为重要。
一、线路工程输气管道工程是指用管道输送天然气和煤气的工程，一般包括输气线路、输气站、管道穿（跨）越及辅助生产设施等工程内容。
线路工程分为输气干线与输气支线。
输气干线是由输气首站到输气末站间的主运行管线；输气支线是向输气干线输入或由输气干线输出管输气体的管线。
线路截断阀室属于线路工程的一部分，主要设备包括清管三通、线路截断球阀、上下游放空旁通流程、放空立管等，功能是在极端工况或线路检修时，对线路进行分段截断。
阀室设置依据线路所通过的地区等级不同，进行不同间距设置。
阀室系统包括手动阀室和RTU阀室两大类。
二、工艺站场输气站是输气管道工程中各类工艺站场的总称。
一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。
输气站是输气管道系统的重要组成部分，主要功能包括调压、过滤、计量、清管、增压和冷却等。
其中调压的目的是保证输入、输出的气体具有所需的压力和流量；过滤的目的是为了脱除天然气中固体杂质，避免增大输气阻力、磨损仪表设备、污染环境等；计量是气体销售、业务交接必不可少的，同时它也是对整个管道进行自动控制的依据；清管的目的在于清除输气管道内的杂物、积污，提高管道输送效率，减少摩阻损失和管道内壁腐蚀，延长管道使用寿命；增压的目的是为天然气提供一定的压能；而冷却是使由于增压升高的气体温度降低下来，保证气体的输送效率。
根据输气站所处的位置不同，各自的作用也有所差异。
1、首站首站就是输气管道的起点站。
输气首站一般在气田附近。
2、末站末站就是输气管道的终点站。
气体通过末站，供应给用户。
因此末站具有调压、过滤、计量、清管器接受等功能。
此外，为了解决管道输送和用户用气不平衡问题，还设有调峰设施，如地下储气库、储气罐等。
3、清管站清管站是具有清管器收发、天然气分离设备设施及清管作业功能的工艺站场。
4、压气站压气站是在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。
5、分输站在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。
6、气体接收站在输气管道沿线，为接受输气支线来气而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。
三、自动控制系统随着电子计算机、仪表自动化技术、通信技术及信息技术的发展，目前已广泛采用“监控与数据采集系统（Supervisory Control And Data Acquisition,简称SCADA系统）”来完成对天然气管道输送的自动监控和自动保护，并已成为管道自动控制系统的基本模式。
正常情况下调度控制中心负责全线自动化控制和调度管理，在调度控制中心故障或发生战争、自然灾害等情况下后备控制中心接管全线SCADA系统监控。
管道SCADA系统对各站实施远距离的数据采集、监视控制、安全保护和统一调度管理。
调度控制中心可向各站控系统发出调度指令，由站控系统完成控制功能；调度控制中心通过通信系统实现资源共享、信息的实时采集和集中处理。
第一级为中心控制级：对全线进行远程监控，实行统一调度管理。
在正常情况下，由调度控制中心对全线进行监视和控制。
沿线各站控制无须人工干预，各工艺站场的SCS和RTU在调度控制中心的统一指挥下完成各自的监控工作。
第二级为站场控制级：在首站、各分输站、压气站、末站，通过站控SCS系统对站内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制及联锁保护。
在无人值守的清管站设置远程终端装置（RTU），对站内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制。
站场控制级控制权限由调度控制中心确定，经调度控制中心授权后，才允许操作人员通过SCS或RTU对各站进行授权范围内的操作。
当通信系统发生故障或系统检修时，用站控系统实现对各站的监视与控制。
第三级为就地控制级：就地控制系统对工艺单体或设备进行手/自动就地控制。
当进行设备检修或紧急切断时，可采用就地控制方式。
SCADA 系统配置及功能：1、调度控制中心配置硬件部分包括各类服务器和工作站等，软件部分包括操作系统软件、SCADA系统软件、数据库管理、报警和事件管理和专用软件包（收发球跟踪、模拟仿真软件及气体管理系统(GMS)软件等）。
主要功能包括：数据采集和处理；下达调度和操作命令；显示动态工艺流程；报警和事件管理；历史数据的采集、归档和趋势显示；报表生成和打印；标准组态用软件和用户生成的用软件的执行；时钟同步；具有对输气过程实时模拟及对操作人员进行培训的能力；压力和流量调节；输气过程优化；仪表和系统的故障诊断和分析；网络监视及管理；主备通信通道的自动切换；贸易结算管理；全线紧急关断；管线泄漏检测。
2、后备控制中心配置硬件部分包括各类服务器和工作站等，软件部分包括操作系统软件、SCADA系统软件、数据库管理、报警和事件管理和专用软件包（收发球跟踪、模拟仿真软件及气体管理系统(GMS)软件等）。
主要功能包括：数据采集和处理；下达调度和操作命令；显示动态工艺流程；报警和事件管理；历史数据的采集、归档和趋势显示；报表生成和打印；标准组态用软件和用户生成的用软件的执行；时钟同步；压力和流量调节；仪表和系统的故障诊断和分析；网络监视及管理；主备通信通道的自动切换；全线紧急关断；管线泄漏检测。
3、输气管理处监视终端管理处分别设置2个监视终端，只能实现数据监视，不能进行控制。
监视终端主要功能如下：动态工艺流程显示；报警和事件显示；历史数据的趋势显示；仪表的故障诊断和分析显示。
4、站控系统各站场均设置SCS，设置不同数量的工作站、站控系统PLC、ESD系统PLC。
站控系统完成以下主要功能：数据采集与传输功能、控制功能、显示功能、打印功能、ESD关断功能和数据管理等其它功能。
5、远控终端RTU全线设置远控线路截断阀室RTU，RTU可实现如下主要功能：数据采集和处理；逻辑控制；接收调度控制中心发送的指令；向调度控制中心发送带时间标签的实时数据；自诊断功能；故障报警。
6、流量计量和贸易管理1）贸易计量贸易交接流量计选用气体超声流量计或气体涡轮流量计，涡轮流量计的口径一般小于DN100。
气体超声流量计在5%Qmax~ Qmax之间（Qmax为流量计固有最大流量范围）保证测量准确度优于±0.5%。
气体涡轮流量计在20% qmax～qmax的范围内保证测量准确度优于±0.5%；气体涡轮流量计在qmin～20% qmax的范围内保证测量准确度优于±1%。
计量系统采用独立的流量计算机作为流量累加单元，并将数据传给SCS系统。
首站设置在线色谱、H2S和水露点分析仪，用于对天然气气质和参数进行检测。
其他计量站场设置在线色谱分析仪，用于对天然气气质和参数进行检测。
调度控制中心配置气体管理系统(GMS)，对现场天然气流量、温度、压力数据进行计算，并为贸易管理系统提供数据。
2）自用气计量站场安装站内自用气处理橇，自用气计量采用涡轮流量计。
站场自用气包括放空火炬点火用气、天然气发电机用气和生活用气。
7、气体管理系统(GMS)气体管理系统(GMS)为气量／能量贸易管理系统，可自动进行天然气交接、销售及输送的管理，为公司财务提供所需的数据，提供用户查询所需的数据，完成贸易结算所需的功能并将数据存档。
气体管理系统(GMS)软件结构分为以下几个部分：实时数据和历史数据库管理平台、管道运行计划、管理和财务信息系统、气体计量系统等。
8、模拟仿真系统为准确地评价管道的过去、解释管道当前发生的事件、预测管道的未来等任务。
川气东送管道采用实时模拟仿真软件，为操作、调度人员提供调度和操作参考，并可为操作员的培训提供平台，以保证输气管道安全、平稳、高效、经济运行。
模拟仿真软件根据管道的实际情况组态形成管道的模型。
根据需要计算所得出的结果，如管线的泄漏报警、天然气组份跟踪、各管段流量、管储气量、压力分布状态、清管器在管道中的位置等，由模拟仿真软件写入到SCADA的实时数据库中，并在操作员工作站上显示，作为操作员对管道运行调度的参考。
模拟仿真系统组成包括：实时瞬态、水力特征、气体组分跟踪、仪表分析、管充管理、管道效率、清管器跟踪、工艺预测、SCADA 培训等。
四、通讯系统通信系统是为长输管道的生产调度、行政管理、巡线抢修、生活后勤等提供多种通信业务，开通远程监控及会议电视等视频业务，同时为管道SCADA系统的数据传输提供可靠信道，为数字化管道提供通信支撑。
由于目前建设的长输管线工艺自动化程度高、维护人员少，要求通信系统技术先进，稳定可靠，传输质量高，尽量减少日常维护工作量，并能适应今后通信发展需求。
一般管道通信部分包括：光传输系统、电视监控系统及周界安防系统、会议电视系统、程控电话交换系统、局域网办公自动化（OA）系统、巡线抢修及应急通信系统和公网备用通信系统等七部分。
通信实现方式一般采用光纤通信、DDN公网通信、GPRS无线通信及卫星通信等。
五、供配电系统1、站场供配电压气站等电力负荷大的站场，建设110 kV 或35kV变电所来提供电力。
其它电力负荷较小的站场一般报装10 kV外电线路，由10 kV /0.4 kV变压器变压提供电能供给。
为确保输气生产的正常运行，选择自动化天然气发电机组作为应急自备电源电源。
外电断电的情况下，发电机组应为站内一、二级负荷提供电源。
天然气发电机组额定电压选择：交流380/220V，50Hz，3相，4线。
运行方式为市电与发电自动切换。
2、阀室系统供配电（1）RTU 阀室供电RTU 阀室供电主要有外部电源接入、太阳能电源系统和小容量燃气发电装置等三种方式。
根据RTU阀室所处地理位置，分别设置太阳能电源系统和小容量燃气发电装置，为RTU阀室内的自控、通信、防腐及照明提供电源。
采用太阳能电源供电阀室主要依据RTU阀室所在位置相近气象条件，确定当无光照日小于等于11天的平原地带及无阳光遮拦处采用太阳能电源。
阀室利用1000Ah阀控密封铅酸蓄电池作为备用电源，后备时间约为48小时，并通过SCADA系统实现远程监测和控制，所有告警信号通过公用报警接点传至SCADA系统。
外部电源供电的RTU阀室采用1回10kV高压外电源，站内建1座10/0.4kV变配电室，单台室内干式变压器，为满足一级用电负荷要求，配置保证在外电源失电的情况下采用冗余UPS不间断电源，不间断时间按3天考虑蓄电池配置。
同时，对电源装置具备就地和远方监控功能。
（2）手动阀室供电手动阀室电力需求主要是满足线路截断阀室执行机构电子控制单元，电力负荷很小，都是采用小型太阳能电池板配合密封铅酸蓄电池供电，在具备光照的情况下，太阳能电源对铅酸蓄电池进行浮充，由铅酸蓄电池保持执行机构电子控制单元正常工作电压。