L-CNG加气站低温高压管道的弯曲变形分析及补偿方法

天然气管道基础下沉造成弯曲变形的风险分析天然气管道在长期运行过程中，由于架空段会受到地质基础下沉的影响会造成弯曲变形的情况。

天然气管道如果发生严重的弯曲变形，会产生開裂失效的可能性，对天然气管道的运输造成安全隐患，甚至可能会发生天然气泄漏问题，不但会引发较大的火灾和爆炸事故，很可能会对周边的居民和操作人员造成致命危险。

另外如果天然气管道发生开裂，不但会对企业造成较大的经济损失，还会对社会造成严重影响。

因此有必要对基础下沉造成弯曲变形的管道进行测量，分析变形因素并提出合理的改进措施，提高天然气管道的运行效率。

标签：天然气管道;基础下沉;风险分析通过管道来运输天然气是一种比较安全的输送方式，但是由于各种人为因素、材料自身因素和自然环境的因素导致管道的失效时间比较短，所以往往会发生一些失效事故。

另外，天然气管道也会因为基础下沉而造成弯曲变形，导致管道出现损坏。

天然气本身就是一种易燃易爆品，一旦发生管道失效事故就会对人体和环境造成一定的危害性，虽然管道公司已经做出相关的维护措施，但是还是有一些意外因素出现，造成天然气管道失效。

另外，因为天然气管道比较长，每段所发生的风险都不会相同，所以就需要指定一种天然气管道进行风险分析，在进行风险分析之前一定要收集各种对天然气管道的影响因素。

1 风险分析风险评价技术最早开始于美国，随着该技术的不断发展和研究逐渐运用到化学工业和天然气管道输送等方面。

每个行业对于风险评价技术的运用都不会相同，所以对天然气长输管道定量风险评价技术应该借鉴其他行业的相关数据，来制定适合自己的风险评价技术。

在天然气管道运行的过程中往往会出现管道失效的情况，之所以出现管道失效主要分为三种情况其中包含：穿孔、泄漏、断裂等方面。

通过对国外的天然气管道失效数据可以发现在天然气事故中：断裂占1%-8%，穿孔占15%-35%，泄漏占40%-80%。

其中发现造成这些管道失效的原因就是由于管道受到基础下沉而发生的弯曲变形，因此，需要分析管道弯曲变形的原因，并提出改进措施可以有效提高管道的使用寿命。

工程技术科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald36DOI：10.16660/ki.1674-098X.2018.22.036解析LNG/L-CNG两种撬装加气站设计中的注意事项王云(新地能源工程技术有限公司 河北石家庄 050000)摘 要：在国民经济的不断发展下，汽车的数量越来越多，从近年来城市交通拥挤的情况就可以看出。

而汽车的运行需要能源的支持，在传统汽车燃料可利用率越来越低的情况下，天然气逐渐受到了人们的广泛重视与应用，并取得了显著的效果，为了满足更多人群对于天然气的使用需求，加气站的数量也随之增加。

而天然气具有易燃的特点，为了保障加气站的安全，需要相关人员精心的设计。

笔者主要针对LNG与L-CNG两种撬装加气站的特点及设计中需要注意的事项进行论述。

关键词：LNG L-CNG 撬装加气站 设计 注意事项中图分类号：U473.8 文献标识码：A 文章编号：1674-098X(2018)08(a)-0036-02在以往的汽车燃料燃烧中，利用的煤炭及石油能源等，属于一次性能源，将石油能源应用在汽车运行与消耗中，排出的尾气具有有毒物质，会威胁到人们的身体健康，造成大气污染等情况，而LNG与L-CNG属于天然气，其在使用的过程中，排放出的废物与其他能源消耗排放出的废弃物相比，具有节约能源、降低大气污染程度等特点，是一种新型环保的材质，有效的弥补了传统能源消耗带来的各种不足，缓解了我国能源危机问题，符合我国提出的可持续发展与生态平衡的理念。

1 LNG/L-CNG加气站概述1.1 LNG加气站该类加气站的运行需要一定数量设备的支持，而不同设备因使用的区域不同被划分为站内与站外设备。

LNG储罐等因在加气站内部区域使用被分为站内设备，而槽车因主要功能是运输被划分为站外设备。

储罐顾名思义就是对LNG进行储存的，潜液泵撬主要由潜液泵、增压气化器以及EAG汽化器等设备组成，LNG的卸车和加注都是在潜液泵的作用下完成的，在整个过程中，需要使用增加气化对压强进行调节，EAG气化器的功能是利用高温原理，降低放散气体的密度，对加强安全防护具有重要作用。

智库时代 ·233·智库论坛一、管道概况该压力管道级别划分为GC1级，于2007年6月开工建设，2008年1月7日完成竣工验收，投入使用至今。

设计及安装竣工验收等相关技术资料齐全，主管道规格φ426×10，分支管规格为φ219×8，设计压力4.0MPa，设计温度20℃。

管道起始于某长输管道调压末站，沿厂界围墙外埋地敷设，经升压站和雨水提升泵等区域后，在燃气机组侧面于管廊处出土，之后沿管廊架空敷设60多米左右，终于1#、3#燃机φ219×8支管出土端绝缘法兰，全长约850米。

管系采用20号无缝钢管，埋地管线采用挤出聚乙烯三层结构加强级外防腐（三层PE），阴保护采用镁合金牺牲阳极阴极保护。

二、管道变形情况管道应力分析需要提供管道变形准确的数据，检验中使用了水平仪和经纬仪对管道的弯曲变形进行测量，以管廊南侧第一个导向支架为基点（下沉位移为零）开始，往NG00主管出土端弯头焊缝方向每隔0.5米进行变形量测量，测量结果见下图：图1架空段弯曲部位变形图如上图所示，架空直管段弯曲变形最大部位为出土端弯头焊缝处，其与管廊第一个导向支架（基点或零位点）之间约17米管段受到了地基下沉的影响，其与管道垂直位移零位点（第一个导向支架）之间垂直位移达到-169mm，按《在用工业管道定期检验规程》的要求，发现严重的变形应进行应力分析。

三、管系建模及应力分析CAESAR II 是目前应用最普遍的管道应力分析软件，对于石油化工类管道通常采用美国机械工程师协会和美国国家标准协会制定的 ASME B31.3标准，埋地管的应力校核条件根据输送介质是气体参照规范 ASME B31.8《Gas Transportation and Distribution Piping Systems》，对于埋地管道的架空敷设部分，ASME B31.8等同于ASME B31.3标准。

因此， 本次应力分析选用ASME B31.8作为校核准则。

青岛汇森能源设备有限公司移动式(橇装式）LNG/LCNG/CNG汽车加气站介绍一．概述1．天然气燃料的优点以天然气代替汽油和柴油作为汽车燃料,可降低尾气污染物的排放，是解决城市大气污染的有效措施.压缩天然气（CNG）汽车在我国已有迅速发展。

LNG汽车技术在20世纪80年代,美国、加拿大、德国和法国等国开始研究，90年代初技术已趋成熟，并开始推广。

天然气（NG)是一种清洁、高效、优质能源,在世界各国得到广泛的利用。

液化天然气（LNG）是将天然气在—162℃常压下转成液态，其液化后的体积为常压下气态的1/600～625，小于压缩天然气(CNG）的体积；而CNG是将常温常压下的天然气压缩到20～25MPa后的高压天然气，其体积为常温常压下气态的1/200～250,是LNG体积的2。

5～3。

0倍。

因同容积LNG储罐装载天然气是CNG 的2。

5倍，大型LNG货车一次加气可连续行驶l000～1300 km,非常适合长距离运输。

公交车使用CNG和使用LNG的汽车的燃料系统各项指标的对比表如下：公交车分别使用汽油、压缩天然气和液化天然气时的主要数据表如下：2．L-CNG汽车加气站技术由于CNG具有体积较小、储存效率较高和运输较方便等优势；既可以将其作为民用、工业和城市燃气调峰，也可作为汽车燃料，即CNG汽车。

目前，我国CNG汽车在四川成都、重庆、郑州、北京、开封、济南等许多城市得到了迅猛发展,全国天然气汽车的拥有量已超10万辆。

但是对天然气气源和天然气管网的依赖性较强，必须建天然气管道或在有天然气管网的地点才能建CNG加气站等相应的基础设施。

LCNG汽车加气站是将低压（0～0.8MPa)、低温(—162℃～145℃）的LNG转变成常温、高压(20～25MPa）天然气的汽车加气站。

其主要设备包括：LNG储罐（钢瓶)、LNG低温高压泵、高压汽化器、CNG储气库(井、瓶组）、顺序控制盘、售气机、自控系统等。

该工艺是利用LNG低温高压泵将LNG增压到25.0MPa来完成低压变高压的过程。

LNG加气站和L-CNG加气站能源损耗原因分析易平【摘要】对LNG加气站、L-CNG加气站中的能源损耗原因进行总结和分析.【期刊名称】《煤气与热力》【年(卷),期】2015(035)012【总页数】3页(P67-69)【关键词】LNG加气站;L-CNG加气站;能源损耗;LNG储罐;LNG槽车【作者】易平【作者单位】成都华气厚普机电设备股份有限公司,四川成都610100【正文语种】中文【中图分类】U473.81 概述LNG 加气站和L－CNG 加气站数量近几年迅猛增长，但LNG 汽车由于发动机、燃气供气系统、钢瓶、安全设施存在一些问题和动力不足、经济性不好、节省燃油达不到30%等诸多因素需要提高和改进，因此导致LNG 汽车应用推广速度受到影响，致使加气站建好后日加气量少、设备运行困难、维护成本增加、排放量增加。

据统计，全国已投运的加气站中50%以上的LNG 和L－CNG 加气站日加气量小于等于3 t/d。

在加气站运营过程中，存在多种原因导致能源损耗，从而影响加气站的经济效益。

本文对能源损耗的原因进行总结和分析。

2 能源损耗的原因分析2.1 设备设计、安装问题在设计中，由于储罐与泵池之间的进液和回气管路布置不合理，导致管路弯头太多、管路太长、安装出现U 形弯，致使泵池在运行过程中回气不畅，使泵池中BOG压力高于储罐内气体压力，影响储罐液体顺利流入泵池。

设备运行时，会因潜液泵瞬时将泵池底部液体抽走而泵池进液不畅，导致潜液泵空载而报警停机。

此种设计、安装问题只能根据现场情况制定整改方案，通过整改管路才能从根本上解决问题。

在没有整改的情况下，为了确保设备正常运行和正常加气，加气站操作人员需要人为排放泵池中的气体来降低泵池压力，使储罐与泵池产生压差有利于LNG 顺利流入泵池，从而实现正常的启泵。

这是以增加加气站的能源损耗为代价换来的暂时正常加气。

因此，加气站加气间隔时间越长，排放时间就会越长，排放次数就会越多，加气站的损耗就会越大。

CNG加气站的输差分析及控制措施探讨褚春久发表时间：2020-12-08T10:39:17.403Z 来源：《基层建设》2020年第23期作者：褚春久[导读] 摘要：天然气的输差主要指的就是天然气在输送的过程当中其相对应的量值所产生出的差值。

华油天然气股份有限公司四川成都 610000摘要：天然气的输差主要指的就是天然气在输送的过程当中其相对应的量值所产生出的差值。

燃气的输差不仅会受到相关的设备、测量、环境、仪器仪表的型号以及管线段的影响，同时还极易因气体的温度和压力的改变等因素而产生浮动。

尽管现阶段检测技术的逐步完善与管理的水平的不断提高减小了误差的变化量，但仍无法彻底消误差。

关键词：CNG加气站；输差分析；控制措施一、GNG加气站分类CNG加气站的分类CNG力口气站按其获取原料天然气的途径和供应对象主要分为：CNG常规加气站、CNG加气母站和CNG加气子站。

CNG就是在加压站内将天然气加压至20～25MPa。

CNG常规加气站的气源采用城镇管道天然气，将城镇管道敷设至加气站，经计量、调压后，由压缩机增压至25.0MPa，存儲在站内固定储气设施内，进站天然气的计量以进站管道流量计计量为准。

CNG加气母站气源采用高压、次高压燃气管道天然气，将高压、次高压燃气管道敷设至加气母站，经计量、调压、脱硫、脱水等工序，保证气质符合车用气的标准后，经压缩机增压至后，通过加气柱给车载储气瓶组拖车充装CNG。

另外，可在加气母站周边建设加气子站，依托母站压缩机提供CNG，在加气子站内设置优先顺序控制盘、固定储气设施、加气机，为天然气汽车充装CNG。

加气母站负责为加气子站提供气源，是生产、销售为一体的综合场所，由于站内存在过滤、脱水、增压等气体预处理操作，动设备多，转运槽车工作压力高（20MPa），司机等人员进出站频繁，易出现设备管理、进出站管理、人员管理等方面的薄弱环节。

CNG加气子站气源由母站供应，通过车载储气瓶组从加气母站配送，兼作站内低压储气设施，经卸气柱计量、压缩机增压至25.0MPa 后，存储在固定储气设施内。

LNG加气站管道改造案例剖析一、案例背景某地区一家LNG加气站由于原有管道系统存在一些问题，例如老化、损坏、泄漏等，导致安全隐患和供气不稳定等情况，为了确保加气站的长期稳定运营和使用安全，必须对管道系统进行全面改造。

二、改造方案设计1. 管道系统现状评估对现有管道系统进行全面评估，包括管道材质、管道走向、管道连接、阀门及附件等情况进行详细的检查，确定管道存在的问题和改造的重点。

通过管道系统的实际情况，制定合理的改造方案。

2. 管道材质选择考虑到LNG加气站的特殊环境和需求，改造过程中需要选用高品质的管道材料，确保管道的稳定性和安全性。

常用的管道材质包括不锈钢、镍合金、碳钢等，根据实际情况选择最适合的材料。

3. 管道连接和焊接工艺在管道改造过程中，连接方式和焊接工艺是非常关键的环节。

一方面需要选择高品质的连接件和焊接材料，另一方面需要严格按照相关规范和标准进行焊接，确保焊接质量和管道连接的牢固性。

4. 安全阀门和附件安装为了确保LNG加气站的安全运营，改造过程中需要优化安全阀门和其他附加设备的布置和使用，确保管道系统在发生意外情况时能够及时安全地处理。

5. 管道系统标识和管理在改造完成后，对管道系统的标识和管理也是非常重要的。

为了方便日后的维护和管理，需要对改造后的管道系统进行详细的标识，并建立完善的管理制度。

三、改造过程实施1. 流程规范在实施管道改造的过程中，必须严格遵守相关的施工标准和规范，确保施工过程的安全和质量。

2. 施工监控对管道改造施工过程进行实时监控，包括材料采购、焊接质量、连接件安装等环节，确保施工过程中不出现质量问题。

3. 安全保障在管道改造的过程中，要加强安全意识和安全措施，严格执行相关的安全规定，确保施工过程中不出现安全事故。

四、改造效果评估1. 系统稳定性改造完成后，对管道系统的稳定性进行全面检测和评估，确保系统在运行中不出现漏气、泄露等问题。

2. 安全性能对管道系统的安全性能进行全面评估，包括压力测试、阀门性能测试等，确保系统能够在各种情况下保持稳定和安全。

L-CNG橇装式加气站技术方案及说明1、设备总体说明LCNG加气站是LNG液体通过低温高压柱塞泵加压到25MPa，高压LNG液体在高压空温式汽化器中直接汽化成25MPa的高压压缩天然气（简称“CNG”），由于高压空温式汽化器的传热形式，高压空温式汽化器后的CNG的温度一般低于环境温度5～10℃，对于冬季环境温度低于0℃的地区，应考虑将CNG经过水浴式复热器二次加热，符合温度要求的CNG高压压缩天然气经顺序控制盘充入储气瓶组，储气瓶组中的CNG经过三线双枪加气机将CNG 充入天然气汽车。

LCNG加气站主要由LNG储罐、增压汽化器、低温高压柱塞泵、高压空温式气化器、顺序控制盘、储气瓶组、CNG加气机、低压EAG加热器、管路部分、电气系统、控制仪表系统组成。

LCNG加气站可根据用户的要求采用橇装站的建站方式。

橇装式LCNG汽车加气站中，低温高压柱塞泵、高压空温式气化器、管路部分采用整体成橇，LNG低温储罐、增压汽化器、低压EAG加热器整体成橇，水浴式高压复热器（选装）、顺序控制盘、储气瓶组、CNG加气机根据用户要求现场安装；控制柜、PLC、工控机等控制装置安装在安全区域。

设备安装时，将储气瓶组、顺序控制盘、加气机安装到基础上，将控制柜（含PLC）、安装到控制室内，通过管道将各设备连接完成， LNG储罐撬体与低温高压柱塞泵撬体的连接管路可采用外保温或真空保温管道的形式。

LCNG加气站的设计、制造、选用材料应遵循下述标准：GB50156《汽车加油加气站设计与施工规范（2006版）》GB/T 20368《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》GB50028《城镇燃气设计规范》NFPA52《车辆燃料系统规范》（参考）GB/T14976 《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB50058《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50054《低压配电设计规范》GB50034《工业企业照明设计标准》GB18047《车用压缩天然气》GB3836.1《爆炸性气体环境用电器设备第1部分通用要求》GB3836.2《爆炸性气体环境用电器设备第2部分隔爆型“d”》低温储罐的设计、制造应符合下述标准：GB150 《钢制压力容器》TSG R0004-2009 《固定式压力容器安全技术监察规程》GB18442 《低温绝热压力容器》GB/T18443.1～5 《低温绝热压力容器试验方法》JB/T4780 《液化天然气罐式集装箱》（参照）HG20584 《钢制化工容器制造技术要求》GB986-88 《埋弧自动焊焊缝坡口的基本形式及尺寸》GB8923-88 《涂装前钢板表面锈蚀等级和除锈等级》JB4708 《钢制压力容器焊接工艺评定》JB4709 《钢制压力容器焊接工艺规程》JB4728 《压力容器用不锈钢锻件》JB/T4730 《承压设备无损检测》GB713 《压力容器用钢板》GB/T14976 《流体输送用不锈钢无缝钢管》JB/T9072 《固定式真空粉末绝热低温液体储槽》储气瓶的设计、制造应符合下述标准要求：JB4732-95 《钢制压力容器－分析设计标准》Q/SHJ20-2007 《大容积钢质无缝气瓶》GB/T19158 《站用压缩天然气钢瓶》《气瓶安全技术监察规程》（2000年版）1.1设计规模：该加气站设计规模为平均日销售CNG15000～20000Nm3（约合LNG液体为25～33m3），可满足1200车次/天CNG出租车或满足250车次/天CNG公交车的加气需求，根据CNG的加气量以及加气站日常运行的要求选定储罐为50m3，根据设备集成的需要LNG储罐选择卧式储罐；根据加气车辆的要求选择4台CNG三线双枪加气机。

L C N G加气站简介Work hard in everything, everything follows fate!L-CNG加气站简介我公司近期引进了一种新型的加气站;即近年才兴起的液化-压缩天然气加气站即L-CNG加气站..L-CNG加气站技术是一种全新的CNG加气站;有巨大的应用前景和可观的经济、社会效益..一、L-CNG加气站的特点L-CNG加气站将LNG经高压柱塞泵加压后气化向CNG汽车加气;并且比同样容量CNG加气站的投资和运行费用低..另外; L-CNG加气站还有以下优势：①不必敷设天然气管道;只需用LNG槽车来运载LNG..虽说槽车价格较高;但一辆槽车可同时为多个加气站服务;能节省费用;且随着L-CNG加气站规模的扩大;其追加费用会逐渐减少..②传统CNG加气站使用的压缩机、冷却装置、脱水以及脱硫装置等电力消耗很大;而L-CNG加气站仅低温泵耗费较少电能;其他费用很少..一般CNG压缩机功率为低温泵的5-15倍..这是因为在天然气液化厂已经用很多能量把天然气从气态变为液态;运到加气站后直接将液态增压;而液体是几乎不可压缩的;用高压柱塞泵把一定量的LNG加压到25MPa所需的能量消耗只有把相同量的气体压缩到25MPa时所需的能量消耗的1/6-1/8..③低温LNG储罐单位容积储存密度高;用地少..而普通CNG加气站却需体积巨大的高压天然气储罐..这点比CNG加气站优势更明显..二、L-CNG加气站的主要工作流程我公司新引进的L-CNG加气站的主要工作流程是将LNG运输至加气站并储存;通过LNG高压柱塞泵和LNG高压汽化器将LNG转化为CNG;为CNG槽车进行加气..L-CNG加气站的主要工作流程包括以下几点：（1）卸车流程：采用压力卸车自增压卸车;即将在卸车增压器中气化的LNG返回到槽车储罐;增加槽车储罐与加气站LNG储罐的压差实现卸车..（2）LNG增压流程：液体增压主要采用高压柱塞泵;通过高压柱塞泵把LNG加压到25MPa..高压柱塞泵开启后并不会直接运行;而是有一个预冷的过程;这个过程是将储罐内的LNG通过管道自流进高压柱塞泵;当高压柱塞泵内的温度达到-162℃时启动;对LNG液体进行增压..（3）气化加气流程：经过加压的LNG通过管道输送至高压空温气化器;气化成CNG;然后给CNG槽车加气..经过气化后的CNG成为温度达到-5℃的高压气体;为了防止冬季和雨天高压空温气化器出口温度低;容易使管道内结冰造成堵塞;损坏后续管道;通常在高压空温式汽化器的出口端串接一台高压水浴化气化器在必要时对管内介质进行加热;经复热后的CNG温度可达到5-10℃..三、结论：L-CNG加气站可以脱离天然气管网建设;为无管网地区发展天然气汽车创造了条件..其次L-CNG加气站不使用高压压缩机;代之以低温泵;运行费用大大降低;投资成本和占地面积也明显减小..最后L-CNG加气站以其高度灵活性;可作为现CNG加气站的备用气源;平时储备LNG;在CNG加气站气源中断或供气不足时发挥作用以确保供气的连续性..可以相信;LCNG加气站将会随着各种相关技术的成熟而不断出现..。

LNG及L-CNG加气站损耗产生机制和控制措施---------------陈飞行业常用技术术语和简称•LNG：液化天然气，95%以上组分为甲烷，低温、低压（或常压）液态保存；•BOG：LNG在系统中由于温度（上升）、压力（降低）等原因气化，形成的气相；•液相：LNG系统中LNG气液混合态中液体的部分；•气相：LNG系统中LNG气液混合态中气体的部分；•EAG：由于安全阀起跳等原因，减压气化释放出的LNG；•LNG加气机：为车辆加注低温液态LNG，计量加注量；•CNG加气机：为车辆加注高压气态CNG（压缩天然气），计量加注量；•LNG储罐：采用真空夹层保温，用于低温储存LNG；内罐设计为可以承受一定的工作压力；•质量流量计：常用于CNG加气机和除查特公司以外所有LNG加气机中，用于检测加注LNG液体或CNG气体的质量流量；•体积流量计：常用于测量气体的体积流量，需要根据温度和压力换算为标态的体积计量单位；查特公司特有的压差式体积流量计由于测量LNG液体的体积流量，再根据检测到的密度自动换算质量流量；•泵池：用于满足将LNG潜液泵浸没在LNG液体使用而特制的一种从LNG 储罐导入液体，并自动将其中产生的气体输送回储罐的装置；•L-CNG柱塞泵：导入LNG液体，通过柱塞推送，将高压LNG液体排送到高压气化器中气化，生成CNG；•CNG顺序控制盘：由于控制CNG储气瓶组高、中、低压气瓶充压前后顺序的装置；•PLC控制柜：远程控制系统中气动阀门、潜液泵和柱塞泵等设备；自动采集和处理LNG工艺系统中温度、压力、液位、工作频率和燃气浓度等参数；根据人工输入运行指令，自动实现运行指令；兼具设备运行工况安全控制、自动连锁、运行参数显示、报警控制值设定和控制逻辑选择等复杂功能；•SCADA系统：即上位机系统，配合PLC系统、其他智能设备和网络设备，组成的高一级（相对PLC）人机界面；具备运行数据库和潜在的高级运行分析和诊断功能，以及未来实现联网监控的能力。

液化天然气低温管道的应力分析
液化天然气低温管道的应力分析
摘要：随着城市的迅速发展，人民生活水平的不断提升，对能源利用要求也越来越高了。

于是，液化天然气在那些高压管线短时间内或最终无法敷设到城镇得到了迅速发展。

本文重点分析了液化天然气低温管道中的冷收缩量及产生的应力、简单分析常用的补偿方式、重点分析了方形补偿器的应用。

关键词：液化天然气；管道冷收缩；补偿器
中图分类号：tu996.7文献标识码： a 文章编号：
1、引言
液化天然气是在常压下将天然气冷却到-162℃形成的，其体积为气态的1/600～1/625，便于输送及储存。

液化天然气低温管道逐渐成为一种常见的管道了。

由于管道安装温度一般为20℃，而管道运行前需采用-196℃的液氮来预冷，因此考虑管道设计温度为
-196℃。

根据热胀冷缩的原理，输送液化天然气的管道在这么高的温差下，一定会产生较大的冷收缩量和应力，从而拉断管道或设备，造成天然气泄漏或引发天然气爆炸等事故。

因此，在生产过程中我们常采用管道自然弯曲所具有的柔性来消除由温差引起的管道应力，但为了确保管道运行安全，往往会人为的增设方形补偿器。

液化天然气管道安装完毕，投入运行后，常因温度变化较大而产生冷紧。

温度变化有两方面的因素，一方面是由于环境温度的变化，冬季和夏季的温差可达到30℃以上；另一方面是由于管道本身。

埋地天然气管道冻胀变形的数值分析与处理苏文献;邬晓敏【摘要】随着我国对天然气需求量的逐年增长,输气量大幅提高,管线压力不断提升,导致部分天然气门站或高压调压站的埋地管道出现了较严重的冻胀变形,造成了安全隐患.针对该现象,探究其产生原因.利用有限元软件对该现象进行数值仿真模拟,分析埋地燃气管道受冻胀影响的应力和位移分布情况,并提出一些相关技术性预防措施,如预热、置换土、绝热保温、冷能回收等措施,为已建和新建的天然气管道提供借鉴.【期刊名称】《能源研究与信息》【年(卷),期】2017(033)002【总页数】6页(P118-123)【关键词】埋地管线;冻胀变形;应力分析【作者】苏文献;邬晓敏【作者单位】上海理工大学能源与动力工程学院,上海 200093;上海理工大学能源与动力工程学院,上海 200093【正文语种】中文【中图分类】TU996随着我国经济发展方式的转变和产业结构的调整,以煤为主、石油为辅的能源消费模式对环境造成了严重污染,制约了经济的可持续发展.因此,作为清洁、优质、高效的能源,天然气在能源结构中地位不断提升,其产业在全球也进入了快速发展期,我国燃气管道也逐渐从点状、线状向网状演变[1].但因我国天然气资源分布不均,西气东输工程于2003年10月正式投产进行资源的跨区域调配.近年来,我国天然气消耗总量日益增长,输气量也随之提高,管道全线压力不断提升,由此也产生了一系列工程问题.上海天然气主干网工程某高压站已安全运行了几年,主要负责将上游高压输气管道送来的天然气进行过滤、计量、调压(降压)、加臭、输配至城市天然气管网中.但在2012年11月至2013年3月冬季期间该站部分管道发生了较严重的变形,埋管上方地基出现裂纹,管道脱离支座,产生了明显的上浮迹象,埋下了安全隐患.故该站在2013年3月底被迫停止运行.本文将针对该现象并结合实地考察,探究其原因,提出相关技术处理措施.作为上海天然气管网中的高压调压站,该站是衔接城市外围高压天然气管道,将进站压力为4.0 MPa天然气调压至1.6 MPa,再经次高压输配管道进入各中心城区和郊区部分天然气主干网的重要纽带.根据实地调查了解到,该站投产运行初期每逢冬季,冻胀现象已有所产生,但影响不大.然而,随着输气量大幅提高,分输压差进一步增大,节流效应越发显著,加之冬季天然气进站温度较平时低,造成其出站温度更低(该站实测最低出站温度达-7 ℃),致使管道长期在低温下运行,冻胀情况越来越严重.此外,该站所在区域地下水位较高,导致埋管周围产生较厚的冻层,管道随之被抬高,当冻土消融,因管道下方孔隙被土填充,管道无法完全复位,长此往复,管道上浮现象越发明显[2].该站管道冻胀的原因主要包含三方面.一是天然气经节流阀降压后,因其流速过快,时间短促,可忽略其与外界的热交换,近似看作绝热过程,可用节流的微分效应体现其温降效应,即式中:μJ为焦耳-汤姆逊系数,K·Pa-1;T为天然气温度,K;p为天然气绝对压力,Pa;h为天然气比焓,J·kg-1.由于天然气中主要成分是甲烷,故可粗略按甲烷的焓-压图进行计算.根据实测数据,节流前天然气压力p1=4.71 MPa,温度T1=283.25 K,查得此时比焓h1=0.693 MJ·kg-1.经节流降压后,天然气压力p2=1.42 MPa.因节流前后焓值相等,可查得节流后天然气温度T2=267.32 K.绝热节流平均系数计算式为本文中即当管道压力每下降1 MPa,气体温度降低约5 ℃.在同等工况下,节流系数会随着温度或压力的降低而增大.即在相同压降下,当压力一定,进站天然气温度越低或当温度一定,进站压力越低时,节流后温差越大[3-4],所以在冬季天然气温度降低尤为显著.二是与埋地天然气管道周围土壤冻胀敏感性和地下水位密切相关.三是输气量增大,导致管内流速增大,强化了管内对流传热,但因热阻主要集中于管壁、管土之间的传热,所以对冻胀贡献不大.2.1 基本假设当土壤冻结时,土、水和冰相互之间的微观作用非常复杂,无法从数值上准确模拟这一过程.故在建立管-土冻胀模型时,为计算方便并能反映出其主要特性,提出了基本假设:① 忽略土体表面外部载荷影响;② 土壤整体为均匀连续各向同性体;③ 忽略土壤与大气之间的辐射传热;④ 忽略土壤中水分迁移对温度场的影响;⑤ 只考虑冰水相变所导致的冻胀对土壤中应力分布的影响.2.2 有限元模型及其各参数确定根据站内天然气管道的真实情况,本文选取实测时冻胀位移最大的管道区域建立有限元模型.管材为Ф610×9.5的X52钢管,90°弯头直径R=1.5D(D为管道直径);埋地管道长25 000 mm,其中心距地面2 050 mm;外伸管道长2 300 mm,其中心距地面1 000 mm;土体尺寸为45 m×20 m×10 m.有限元模型网格剖视图如图1所示.管道和土壤主要物性参数如表1所示.因土壤中孔隙水与土壤颗粒表面的相互作用,使得土壤冻结温度低于0 ℃.本文中土壤相变区间为-0.3～-1.26 ℃.为更好地体现土壤的应力-应变情况和描述管道与土壤间相互作用,本文采用Drucker-Prager模型模拟土壤,管道与土壤间摩擦系数为0.4,模型主要参数如表2所示.管内壁温度取实测最低值-7 ℃,环境温度取0 ℃,土壤10 m深处为恒温层[5],温度为4.1 ℃,土壤表面与大气的换热系数为17.8 W·m-2·K-1.管外壁与土壤的换热系数α为1.58 W·m-2·K-1,计算式为式中:DN+1为埋地管道最外层直径,m;ht为埋地管道中心与地面的距离,m;λt为土壤导热系数,W·m-1·K-1.当ht/DN+1>2时,式(3)可简化为2.3 载荷和边界条件的确定根据现场实测,埋地管道所受内压为1.6 MPa,外伸管横截面所受管内正压等效端面拉应力为-24.49 MPa.沟埋式管表面所受的竖直土压σz为28.79 kPa,可根据马斯顿(M-S理论)基于散体极限平衡条件提出的公式[6]得出,即式中:q为填土表面所受均布载荷,kN·m-2;γ为回填土的容重,kN·m-3;B为沟槽宽度,m;φ为回填土与沟槽壁之间的摩擦角;c为回填土与沟槽壁之间的黏聚力,kPa;H 为埋地管道最外层距地表的深度,m;K为土压系数,其值可由公式K=tg2(45-φ/2)确定.土体模型尺寸较大,可以有效地降低土壤边界对管道的影响,使得模型更符合实际,土体边界约束条件为底面与四周固定约束,并对管道的直管部分进行轴向约束.3.1 温度场分析因忽略了冻结过程土壤中的水分迁移,且冻结过程长达数月,故可将其近似看作稳态传热过程.通过三维热实体单元Solid90对管-土模型进行热分析模拟计算,最终温度场分布结果如图2所示,并对埋地管道内表面至土体底部的温度随深度进行路径化处理,结果如图3所示.由图2、3可知,由于埋地深度在2 m左右,所以地表温度变化对冻胀的影响很小.管道内气体温度维持在-7 ℃,通过管壁向周围土壤传递热量,导致埋地管道周围一定范围内的土壤受低温影响,形成了局部低温区域.随着土壤深度的增加,管内及地表温度对土壤温度的影响逐渐减小.3.2 热-力耦合分析热分析求解结束后,将热与结构单元相互转换,从而进行静力分析.考虑到管道与土壤之间的相互摩擦,埋地管道外表面刚性目标面采用Targe170目标单元,土体为柔性接触面,采用Conta173接触单元,从而进行非线性接触分析.管道各方向及总位移云图如图4所示.对埋地管道直线段进行路径化处理,获得位移随距离的变化,结果如图5所示.图6、7分别为考虑和不考虑冻胀影响时管道的应力分布云图. 由图4、5可知,由于埋地弯管与直管处的冻胀差异性,埋地管道的横向变形主要集中于弯管处,而埋地管道的直管处主要为轴向变形和因冻胀导致向上抬起变形,竖直方向最大位移约为35 mm,而埋地管道的总位移随着管道距离的增大呈下降趋势.在管内压力和冻胀的共同作用下,由于埋地管道弯管处周围土壤的抗拔阻力无法完全固定,导致直管处的位移会向弯管处富集,使得埋地管道弯管处产生较严重的横向位移与弯曲变形,发生显著的应力集中现象,容易使弯管处发生破坏,这对管道损害极大,因予以预防.3.3 应力评定对上述管道最危险区域进行应力评定.应力评定路径上的薄膜应力为一次局部薄膜应力,其强度用1.5Sm进行限制,Sm为材料的许用应力强度.同时,路径上还存在弯曲应力,属于二次应力,它与一次局部薄膜应力强度之和用3Sm限制.这两个应力限制条件须同时满足,才能确保管道不发生失效.管道最大应力点的评定结果如表3所示.由表中可知,管道最大应力点集中在埋地道管弯管处,一次应力以局部薄膜应力为主,主要由平衡内压所致,因管内压力不大,管壁较厚,故不会发生强度破坏.二次应力为自限性应力,主要由协调冻胀变形所致,冻胀效果越显著,二次应力就越大.本文中,当燃气管道受内压和冻胀影响发生一定量的变形后,管道仍处于安全状态,不会出现强度问题.但当冻土消融后,管道可能无法完全复位,多次往复,管道水平位置升高,必将对该站的安全、平稳运行埋下隐患.4.1 预加热法预热法是目前国内外管道工程中解决冻胀最行之有效的方法,可以从根本上解决埋地管道冻胀问题.当天然气进站温度低于设定的警戒温度时,则需对其进行预热后再流经节流阀.预热装置可采用管壳式热交换器,热源可采用燃烧天然气的热水锅炉或蒸汽锅炉.4.2 置换土法将管道冻胀影响范围内的土壤置换成排水性较好、冻胀性小的卵石或沙土,并在沟槽内增设防水层,防止周围的水渗入其中.此外,在槽底部设有集水沟,将积水引入竖井,再使用抽水设备将水及时排出.对一些压降大的管段,亦可采用涵洞式,将管道与周围土层隔绝,从而避免土壤受管内低温影响产生冻胀.但是目前该方法国内外尚无明确规范可循.4.3 绝热保温措施法对节流后的埋地低温管道采取绝热保温措施.管道防腐层检漏合格后,可采用聚氨酯泡沫对管道和管汇进行绝热保温,并在保温层外做相应的防水防腐措施.4.4 冷能回收法使用透平膨胀机代替节流阀,从而对高压天然气进行降压,将中压低温天然气与冷媒乙二醇进行热交换,用以回收富余的天然气降压后产生的冷能,存储在蓄冷装置中,供应给站内办公楼制冷系统,最后将中压常温的天然气输配至城市中压天然气管网. 4.5 其他措施采取间歇输气方式或电伴热方法;采用符合相关标准,材料强度、韧性好的钢管;站内管道按照规定设置分段阀门;针对冻胀制定运行应急预案,通过严密观察、准确测量将数据记录在案,密切监测管道受冻胀的影响程度.图6 考虑冻胀影响时管道应力云图和最大应力剖视图Fig.6 Stress nephogram and cutaway view of the pipeline with the effect of frost heave图7 不考虑冻胀影响时管道应力云图Fig.7 Stress nephogram of the pipeline without the effect of frost heave5 结论对公称直径较大的天然气埋地管道进行设计时,应综合考虑管材性能和周围土壤物性,对易发生饱和的土壤类型应予以重点关注.对于经降压分输的埋地管道,在内压和冻胀作用下,即使土壤发生了一定程度的冻胀导致管道发生较大的变形,管道还是安全的.但仍应采取相关针对性的技术预防措施,避免埋地管道受冻胀影响所产生的积累性变形,造成安全隐患和破坏.表3 管道危险区域应力评定结果Tab.3 Results of stress evaluation in the dangerous zone of the pipeline对象应力分类应力强度σ/MPa许用应力限值[σ]/MPa应力强度评定结论不考虑冻胀时埋管弯头处一次局部薄膜应力64.832281.5Sm一次应力+二次应力67.884563Sm合格考虑冻胀时埋管弯头处一次局部薄膜应力52.462281.5Sm一次应力+二次应力336.904563Sm合格[1] 刘孝成,武义民.我国天然气发展前景及对中石油的影响[J].北京石油管理干部学院学报,2013,20(5):15-19.[2] 孙明烨,李永威,卢迎九,等.燃气管道上浮的原因与技术处理措施[J].煤气与热力,2007,27(11):5-7.[3] 董正远,肖荣鸽.计算天然气焦耳-汤姆逊系数的BWRS方法[J].油气储运,2007,26(1):18-22.[4] 陈功剑,宋峰彬,王丽丽,等.天然气调压器设计原理及影响因素分析[J].天然气与石油,2011,29(3):67-71.[5] LIU X Y,ZHAO J,SHI C,et al.Study on soil layer of constant temperature[J].Acta Energiae Solaris Sinica,2007,28(5):494-498.[6] 陈仲颐.土力学[M].北京:清华大学出版社,1994:234-235.信息国内首台40 MW高温超高压一次再热直接空冷机组投运4月16日,由东方汽轮机厂工业透平事业部推出的国内首台40 MW高温超高压一次再热单缸高转速直接空冷凝汽式汽轮机,在山西立恒钢铁有限公司自备电站通过168 h试运行考核,正式进入商业运营阶段.试运行期间,机组主辅机设备运行良好,各性能指标参数优良,达到了设计效果.该项目额定进汽参数为13.24 MPa/538 ℃/538 ℃,是为了进一步提高机组的经济性,降低中小型钢铁企业生产成本而推出的小型再热汽轮机.该项目可满足冶金、生物质发电、垃圾发电等领域广泛的市场需求,进一步推进了国家节能减排、绿色发展战略的实施.反应堆压力容器密封环实现国产化4月21日,中国通用机械工业协会和中国机械工业联合会重大装备办公室在浙江慈溪召开的“压水堆核电站反应堆压力容器密封环工业运行总结汇报暨国产化成果推广会”宣布：压水堆核电站反应堆压力容器密封环实现国产化,是我国核电装备国产化的又一重要突破.宁波天生公司自2007年以来致力于O形密封环和C形密封环的研发,对压力容器密封环的密封机理、材料和加工工艺等关键技术开展攻关和试验研究,先后完成了厂内密封环样件密封性能试验、模拟工程应用工况试验和压缩寿命试验；在制造厂家完成了13台压力容器水压试验；在8台核电机组进行了冷态试验和热态试验.经过严格的逐项试验考核和专家评审、鉴定,于2015年开始投入商业应用.目前,秦山一期,方家山1、2号机组在新的换料周期仍继续采用宁波天生公司国产密封环,机组运行稳定.首个国家能源革命战略发布4月25日,国家发展与改革委员会和国家能源局印发《能源生产和消费革命战略(2016—2030)》,明确到2020年,能源消费总量控制在50亿t标准煤以内,煤炭消费比重进一步降低,清洁能源成为能源增量主体,能源结构调整取得明显进展,非化石能源占比15%,单位国内生产总值二氧化碳排放比2015年下降18%.更远期的目标为,2021～2030年,能源消费总量控制在60亿t标准煤以内,新增能源需求主要依靠清洁能源满足,单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%～65%,二氧化碳排放到2030年左右达到峰值并争取尽早达峰.到2050年,能源消费总量基本稳定,非化石能源占比超过一半.这是我国首次对外发布国家能源革命战略.(王波)Numerical Analysis and Treatment of the Frost Heave Deformation for Buried Gas PipelinesSU Wenxian, WU Xiaomin(School of Energy and Power Engineering, University of Shanghai for Science and Technology, Shanghai 200093, China)Abstract：With the increasing demand of natural gas in our country, both the capacity and pressure of pipelines increased significantly, which caused the throttling effect after pressure regulation in the gas gate station.A thick layer of frozen soil formed around the buried pipelines. When the frozen soil melted, the pipelines failed to reset completely. The pipelineuplift phenomenon became more obvious,resulting in the potential safety trouble. The actual engineering case was analyzed to find out the reasons.Numerical simulation study on the process by finite element software was performed to analyze the stress and displacement distribution of a buried gas pipeline caused by frost heave.Some technical treatment measures were put forward to provide references for the design of new gas station.Keywords：buried pipeline; frost heave deformation; stress analysis文章编号：1008-8857(2017)02-0118-06DOI：10.13259/ki.eri.2017.02.011收稿日期：2015-01-04第一作者：苏文献(1967—),男,副教授. 研究方向:过程装备结构强度、单元设备开发、有限元分析.E-mail:****************中图分类号：TU 996文献标志码：A4.3 绝热保温措施法对节流后的埋地低温管道采取绝热保温措施.管道防腐层检漏合格后,可采用聚氨酯泡沫对管道和管汇进行绝热保温,并在保温层外做相应的防水防腐措施.4.4 冷能回收法使用透平膨胀机代替节流阀,从而对高压天然气进行降压,将中压低温天然气与冷媒乙二醇进行热交换,用以回收富余的天然气降压后产生的冷能,存储在蓄冷装置中,供应给站内办公楼制冷系统,最后将中压常温的天然气输配至城市中压天然气管网.4.5 其他措施采取间歇输气方式或电伴热方法;采用符合相关标准,材料强度、韧性好的钢管;站内管道按照规定设置分段阀门;针对冻胀制定运行应急预案,通过严密观察、准确测量将数据记录在案,密切监测管道受冻胀的影响程度.对公称直径较大的天然气埋地管道进行设计时,应综合考虑管材性能和周围土壤物性,对易发生饱和的土壤类型应予以重点关注.对于经降压分输的埋地管道,在内压和冻胀作用下,即使土壤发生了一定程度的冻胀导致管道发生较大的变形,管道还是安全的.但仍应采取相关针对性的技术预防措施,避免埋地管道受冻胀影响所产生的积累性变形,造成安全隐患和破坏.[1] 刘孝成,武义民.我国天然气发展前景及对中石油的影响[J].北京石油管理干部学院学报,2013,20(5):15-19.[2] 孙明烨,李永威,卢迎九,等.燃气管道上浮的原因与技术处理措施[J].煤气与热力,2007,27(11):5-7.[3] 董正远,肖荣鸽.计算天然气焦耳-汤姆逊系数的BWRS方法[J].油气储运,2007,26(1):18-22.[4] 陈功剑,宋峰彬,王丽丽,等.天然气调压器设计原理及影响因素分析[J].天然气与石油,2011,29(3):67-71.[5] LIU X Y,ZHAO J,SHI C,et al.Study on soil layer of constant temperature[J].Acta Energiae Solaris Sinica,2007,28(5):494-498.[6] 陈仲颐.土力学[M].北京:清华大学出版社,1994:234-235.信息4月16日,由东方汽轮机厂工业透平事业部推出的国内首台40 MW高温超高压一次再热单缸高转速直接空冷凝汽式汽轮机,在山西立恒钢铁有限公司自备电站通过168 h试运行考核,正式进入商业运营阶段.试运行期间,机组主辅机设备运行良好,各性能指标参数优良,达到了设计效果.该项目额定进汽参数为13.24 MPa/538 ℃/538 ℃,是为了进一步提高机组的经济性,降低中小型钢铁企业生产成本而推出的小型再热汽轮机.该项目可满足冶金、生物质发电、垃圾发电等领域广泛的市场需求,进一步推进了国家节能减排、绿色发展战略的实施.4月21日,中国通用机械工业协会和中国机械工业联合会重大装备办公室在浙江慈溪召开的“压水堆核电站反应堆压力容器密封环工业运行总结汇报暨国产化成果推广会”宣布：压水堆核电站反应堆压力容器密封环实现国产化,是我国核电装备国产化的又一重要突破.宁波天生公司自2007年以来致力于O形密封环和C形密封环的研发,对压力容器密封环的密封机理、材料和加工工艺等关键技术开展攻关和试验研究,先后完成了厂内密封环样件密封性能试验、模拟工程应用工况试验和压缩寿命试验；在制造厂家完成了13台压力容器水压试验；在8台核电机组进行了冷态试验和热态试验.经过严格的逐项试验考核和专家评审、鉴定,于2015年开始投入商业应用.目前,秦山一期,方家山1、2号机组在新的换料周期仍继续采用宁波天生公司国产密封环,机组运行稳定.4月25日,国家发展与改革委员会和国家能源局印发《能源生产和消费革命战略(2016—2030)》,明确到2020年,能源消费总量控制在50亿t标准煤以内,煤炭消费比重进一步降低,清洁能源成为能源增量主体,能源结构调整取得明显进展,非化石能源占比15%,单位国内生产总值二氧化碳排放比2015年下降18%.更远期的目标为,2021～2030年,能源消费总量控制在60亿t标准煤以内,新增能源需求主要依靠清洁能源满足,单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%～65%,二氧化碳排放到2030年左右达到峰值并争取尽早达峰.到2050年,能源消费总量基本稳定,非化石能源占比超过一半.这是我国首次对外发布国家能源革命战略.。

压缩天然气(CNG)供气站高压工艺管道的焊缝无损检测摘要：在压缩天然气（CNG）减压供气站工艺管线的施工中，站内一级调压器前超高压工艺管线的焊缝质量是核心控制点，采用多种无损检测探伤方法相结合来保证此类焊缝的质量是行之有效的措施。

关键词：压缩、管道、天然气、控制、检测1 引言工程上常用的管道焊缝质量检测方法有X（或γ）射线无损检测法（RT法）、超声波无损检测法（UT法）、磁粉无损检测法（MT法）以及化学无损检测法（PT 法）[1]，实际应用中常结合检测对象的特点、用途选用单一检测方法或几种检测方法组合进行检测，以免漏检。

压缩天然气减压供气站一级减压器前的高压工艺管道的设计压力大于22MPa，额定工作压力20MPa，其焊缝质量是站区工艺质量控制的核心，要保证焊接质量，选用的焊缝质量检测方法至关重要。

本文结合工程实践，阐述该高压管道焊缝无损检测方法。

2 压缩天然气高压管道检测北京市大兴区某压缩天然气减站一级调压器前高压管道的设计压力为24MPa，管材选用φ38×8高压锅炉用无缝钢管，钢号为20g，在此工艺管线的施工过程中，采用了多种无损检测探伤方法相结合来保证焊缝的质量，取得了满意的效果。

2.1 工艺管道的焊接工艺管道焊缝采用V型坡口对接焊的形式。

管道法兰均采用带颈对焊法兰，三通等管件均采用工厂锻制的成品。

焊缝采用氩弧焊打底，再用J422焊条多层盖面成型。

氩弧焊焊丝材质为H08Mn2Si，直径为2.5mm，焊接时电流为75-95安培，氩气流速为9-11L/Min；J422焊条直径为3.2mm，焊接电流为90-110安培。

严格执行各项焊接规程，要求每层焊面完成后，须认真打磨清理焊面后才能进行下一层焊面的操作。

2.2无损检测方法的选定RT法与UT法是工程中采用的主要焊缝检测方法，但对焊缝近表面或表面缺陷RT法与UT法都存在盲点，而MT法和PT法常作为控制焊缝近表面或表面质量的主要方法，PT法只对检测材料的开口式表面缺陷进行检测，而MT法适用于工件近表面或表面的缺陷检测，其检测的范围要多于PT法。

影响高压注气管柱变形的主要因素及计算方法
曲占庆;董长银;张琪
【期刊名称】《石油钻采工艺》
【年(卷),期】2000(022)001
【摘要】封隔器解封和管柱永久变形是混相驱油田高压注气过程中遇到的重要问题之一.高压注气作业过程中温度和压力的剧烈变化引起管柱伸缩或受力变化,其主要影响因素有:温度变化引起的温膨效应;压力变化引起的膨径、活塞和螺旋弯曲效应.在前人研究的基础上给出了复合管柱的各种计算模型.初始力是预防管柱损坏的可操作性重要因素,它和管柱各种受力及应力之间有密切关系,对此做了定量分析.研究结果对矿场作业具有一定指导意义.
【总页数】4页(P53-55,72)
【作者】曲占庆;董长银;张琪
【作者单位】石油大学,山东东营,257062;石油大学,山东东营,257062;石油大学,山东东营,257062
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.一种简易高压注气管柱的探讨与应用 [J], 娄兆彬
2.高压注气管柱的设计和强度校核研究 [J], 金业权;廖锐全;梅平
3.盐穴储气库注气排卤阶段管柱复杂情况处理方法 [J], 王成林;巴金红;郭凯;焦雨
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高压力天然气管道“改变管道走向”处理方式的选用摘要：全文对城市天然气管道中非直线段的施工方法“管道弹性敷设方式、热煨弯管、冷弯弯管”的特点进行了阐述，同时阐述了城市天然气管道工程中弯管和弯头在不同压力下的选用原则。

关键词：弹性敷设；热煨弯管；冷弯弯管；弯头。

引言：近年来随着城市的不断扩张、天然气用气量的不断增加，特别是一些北方城市实施了蓝天工程“煤改气”将城市原有供热系统进行了一次彻底的颠覆。

而城市原有供气格局将面临改造，为了满足城市扩张的配套需求同时满足城市居民对天然气的需求，提高城市天然气输配管网的输送能力，势在必行。

随着引入高压力级别的城市管网、管道系统，城市加快了天然气管道尤其是高压力大管径天然气管道的建设。

GB 50028—2006《城镇燃气设计规范》将燃气输配系统的压力级制分为7级，对于设计压力大于1.6MPa的天然气管道工程设计，引入了地区等级概念并规定了相应的强度设计系数，同时规定了管道附件的设计和选用要求。

用来改变管道走向的弯头、弯管作为重要的管道附件，其形式、材料、强度、加工方式以及敷设方式对管道工程的设计和施工有重要影响。

本人根据GB 50028—2006《城镇燃气设计规范》的要求和实际工程设计经验，对管道工程中弯头、弯管的选用进行阐述分析。

2 输送压力大于1.6MPa的天然气管道1）弹性敷设城市天然气管道敷设时是随着道路敷设的，然而道路并非一直是直线的，随着地形的变化，天然气管道有时需要改变走向，因此敷设管道时要相应地做竖向弯曲和平面弯曲，管道弹性敷设是改变走向的方法之一。

按照GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》要求，弹性敷设管道的曲率半径应满足管道强度要求，且不得小于钢管外直径的1000倍。

竖直面上弹性敷设管道的曲率半径应大于管道在自重作用下产生的挠度曲线的曲率半径，其曲率半径应满足式(1)。

式中ρ——管道弹性弯曲的曲率半径，mα——管道的转角，(°)D——管道的外径，cm管道按水平方向的弹性弯曲敷设时，管道组焊时依据设计要求形成的管道走向；管道按竖直方向的弹性弯曲敷设时，管道组焊时依据设计要求的管沟竖直曲面形成管道走向。