长输管道工程输气站场：清管装置的设置

长输管道通球扫线、试压技术1综述我国石油工业正处于一个新的发展时期，中西部油气区新资源的发现，有必要建设大量新的重要管道。

因为管道作为输送手段，与其他输送方式相比有较大优点⑴输送成本低；⑵建造价格低，施工周期短；⑶占地面积小；⑷节省能源、人力；⑸安全性高；⑹公害小，几乎无污染。

管道由于其在能源传输上的优势地位，使它在国民经济及地方经济发展中起到越来越大的作用。

石油、天然气、成品油甚至煤都将更多地通过管道运输。

由于高压、大口径管道比低压小口径管道更经济，所以大口径长输管道已成为管道工业的发展趋势。

随着国家西部大开发战略的实施，长输管道工程必将有新的更快发展，这无疑给施工企业带来了良好的发展机遇。

如何把握机遇、占领市场是每个企业都在思考的问题，而优良的资质及业绩，过硬的管理、技术及装备水平应该是其中的基本着眼点。

长输管道施工完毕要经过一系列试验才能投入使用，这部分工作包括清管、试压、通球扫线、干燥，目的就是清扫管腔内的杂物，排除管线内的隐患和缺陷，取得较大的安全度。

为管道投产创造条件。

施工单位对此应该高度重视，必须编制可靠的技术措施、安全措施并认真执行，对出现的问题，依据设计要求及有关规范及时处理。

2 基本施工技术2.1 施工工序长输管道施工的一般工序如下：线路交桩--测量放线--开拓施工带--修施工便道--防腐管拉运--布管--管线组对--焊接--无损探伤--补口补伤--防腐检漏--开挖管沟--管道下沟--回填--地貌恢复--截断阀室安装--三桩埋设--分段吹扫清管--分段试压--连头碰死口--阴极保护--全线通球扫线--联合试运--投产从中可以看出试压、通球扫线、干燥与其他各工序的衔接关系管道是在下沟回填后进行分段清管和分段试压。

分段试压合格后，连接各管段的碰口焊缝只需进行100%射线探伤，可不再进行试压。

穿（跨）越大中型河流、铁路、二级以上公路、高速公路的管段应单独进行清管和试压。

如果设计有特别要求，管道投产前还要进行站间试压和站间清管，以及输气管道的干燥。

目录1工程概况 .............................................................................................. 错误!未定义书签。

2施工工序................................................................................................ 错误!未定义书签。

3准备工作................................................................................................ 错误!未定义书签。

4管段清管................................................................................................ 错误!未定义书签。

5管段试压................................................................................................ 错误!未定义书签。

6HSE措施............................................................................................... 错误!未定义书签。

1 工程概况本标段管线起点为S1, 终点为S39, 管道设计输气量4.35×108m³/a,管线全长约55.98公里, 全线设计压力为6.3Mpa, 线路用管采用螺旋焊缝埋弧焊钢管, 管材材质为L360, 管径Φ355.6mm, 管线壁厚分别为5.6mm、7.1mm。

输油管道清管作业标准化管理与探讨发布时间：2021-09-17T05:19:50.541Z 来源：《工程管理前沿》2021年14期作者：王傲珏[导读] 长距离多泵站及途经不同地质条件的输油管道，由于物性差异不同王傲珏国家管网集团北方管道有限责任公司锦州输油气分公司葫芦岛输油站，辽宁省葫芦岛市连山区125001摘要：长距离多泵站及途经不同地质条件的输油管道，由于物性差异不同，内外壁腐蚀程度不同、各站段介质温度不同、油品结蜡点不同，长期运行会造成管道内结蜡严重，从而导致管道运行成本和风险隐患增加。

为降低长输管道运行成本实现安全平稳运行，以及满足节能降耗和管道检测要求，则必须进行标准化清管通球作业，根据选型清管器，编制标准化清管作业方案和操作卡，并进行风险评估和做好应急措施确以保清管作业圆满完成。

关键词：输油管道;通球作业;标准化;节能降耗;1 概述苏嵯输油管道主要承担呼伦贝尔原油外输任务，全长近90 km，沿线设置多座截断阀室和一座加温加压站，根据各站属性设置了收发球装置。

管道采用加压加热输送的方式运行，设计压力6.3 MPa，设计管径为?219×5.6 mm，设计输量为100×104t/a。

近年来，由于塔木察格油田原油进入苏131作业区卸油点，混合进入苏嵯输油管道进行输送，导致管道介质结蜡点和介质凝点升高，管道在外输泵输出功率恒定状态下长期运行，外输量持续降低和外输泵出口压力持续升高，使运行成本明显增加。

同时，苏嵯输油管道所处地域气候条件恶劣，每年9月中旬至次年4月末，多降雪大风天气，冻土层达2.19 m，一旦发生管线穿孔或管线泄漏，恶劣环境将会成为应急抢修的最大阻碍。

苏嵯管线作为呼伦贝尔油田和塔木察格油田唯一的外输出口，管道温场的建立是确保原油平稳外输的重点工作。

因此，发送清管器，可以有效减少管道内壁的结蜡层、提高管道介质流速并减少温降。

2 通球原理通球的基本结构包含固定部分和走行部分。

国内外长输管道清管技术综述张妮;张华卓;李磊;马晓斌;马伟平【摘要】清管是管道建设和运行中的重要程序.国内管道清管问题是清管效果不理想,未制定专门清管技术标准.分别从清管器类型、清管器选型依据、清管质量控制、清管周期、清管器速度控制、清管器跟踪、清管器卡阻以及清管安全措施等方面,介绍了国外管道清管技术新进展,包括应用凝胶-机械式清管器,研发适用于长距离站间距的清管器,基于旁通阀调速机理的清管器实时控制等.此外还介绍了俄罗斯管道清管标准的先进理念,包括新建管道清管质量控制措施,原油管道基于输送能力下降紧急清管方法,专业化清管器跟踪服务商,以及划定清管作业安全区域等.借鉴国外清管技术的先进性,对于提高我国管道清管技术水平以及制定清管标准规范具有重要意义.【期刊名称】《全面腐蚀控制》【年(卷),期】2017(031)004【总页数】5页(P6-10)【关键词】管道;清管技术;清管器;选型;清管周期;调速;监听;卡堵【作者】张妮;张华卓;李磊;马晓斌;马伟平【作者单位】中国石油管道科技研究中心,河北廊坊 065000;中石油中亚天然气管道有限公司,北京 100007;中国石油天然气股份有限公司管道济南输油分公司,山东济南 250000;中国石油青海油田分公司管道输油处,青海格尔木 816000;中国石油管道科技研究中心,河北廊坊 065000【正文语种】中文【中图分类】TE8清管是管道建设和运行中的一项重要工作，对于保证管道安全、降低管道能耗具有重要意义。

国内管道清管主要问题是效果不理想，特别是大落差管道；清管器跟踪预测精度低，发生清管器卡阻等问题[1]。

目前国内尚未制定专门的清管技术标准，现行的行业标准SY/T 5922-2012《天然气管道运行规范》和SY/T 5536-2004《原油管道运行规程》侧重于制定清管方案和清管安全措施，缺少管道清管技术要求，不能完全指导管道清管作业。

本文介绍了国内外管道清管技术新进展，以及俄罗斯管道清管标准的先进理念。

输气管道工程设计规范GB 50251-2003）1、适用范围：本规范适用于陆上输气管道工程设计.2、输气工艺：1）输气管道的设计输送能力应按设计委托书或合同规定的年或日最大输气量计算，设计年工作天数应按350d计算(350d是为冬夏平衡,同时最大输气量应以标态计算.)。

2）进入输气管道的气体必须除去机械杂质,且至少符合Ⅱ级天然气标准（GB17820）。

3）当输气管道及其附件已按照国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007和《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》SY/T0036的要求采取了防腐措施时,不应再增加管壁的腐蚀裕量。

4）工艺设计应确定的参数有:输气总工艺流程；输气站的工艺参数和流程；输气站的数量和站间距;输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。

5）管道输气应合理利用气源压力。

当采用增压输送时，应合理选择压气站的站压比和站间距.当采用离心式压缩机增压输送时,站压比宜为1.2～1。

5,站间距不宜小于100km。

6）具有配气功能的分输站的分输气体管线宜设置气体的限量、限压设施。

7）输气管道首站和气体接收站的进气管线应设置气质监测设施.8)输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。

10）输气站应设置越站旁通。

进出站管线必须设置截断阀。

截断阀的位置应与工艺装置区保持一定距离，确保在紧急情况下便与接近和操作。

截断阀应当具备手动操作的功能。

11）输气管道工艺设计应具被以下资料:管输气体的组成;气源数量、位置、供气量及可调范围；气源压力及可调范围，压力递减速度及上限压力延续时间；沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求，当要求利用管道储气调峰时，应具备用户的用气特性曲线和数据；沿线自然环境条件和管道埋设处地温。

12）输气管道的水力计算见本标准6~9页以及简化标准的附录。

13）输气管道安全泄放（1)输气站应在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置泄压放空设施。

(2)输气站存在超压可能的受压设备和容器，应设置安全阀。

输气管道工程设计规范1 总则2 术语3 输气工艺3.1一般规定3.1.1 输气管道的设计输送能力应按设计委托书或合同规定的年或日最大输气量计量。

当采用年输气量时，设计年工作天数应按350d计算。

3.1.2进入输气管道的气体应符合现行国家标准《天然气》GB17820中二类气的指标，并应符合下列规定：1 应清除机械杂质；2 露点应比输送条件下最低环境温度低5℃；3 露点应低于最低环境温度；4 气体中硫化氢含量不应大于20mg/m3；5 二氧化碳含量不应大于3%。

3.1.3 输气管道的设计压力应根据气源条件、用户需求、管材质量及管道附近的安全因素，经技术经济比较后确定。

3.1.4 当输气管道及其附近已按现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448的要求采取了防腐措施时，不应再增加管壁的腐蚀裕量。

3.1.5 输气管道应设清管设施，清管设施与输气站合并建设。

3.1.6 当管道采用内壁减阻涂层时，应经技术经济比较确定。

3.2工艺设计3.2.1工艺设计应根据气源条件、输送距离、输送量、用户的特点和要求以及与已建管网和地下储气库容量和分布的关系，对管道进行系统优化设计，经综合分析和技术经济对比后确定。

3.2.2 工艺设计应确定下列内容：1 输气总工艺流程；2 输气站的工艺参数和流程；3 输气站的数量及站间距；4 输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。

3.2.3 工艺设计中应合理利用气源压力。

当采用增压输送时，应结合输量、管径、输送工艺、供电及运行管理因素，进行多方案技术经济必选，按经济和节能的原则合理选择压气站的站压比和确定站间距。

3.2.4 压气站特性和管道特性应匹配，并应满足工艺设计参数和运行工况变化的要求。

再正常输气条件下，压缩机组应在高效区内工作。

3.2.5 具有分输或配气功能的输气站宜设置气体限量、限压设施。

3.2.6 当输气管道起源来自油气田天然气处理厂、地下储气库、煤制天然气工厂或煤层气处理厂时，输气管道接收站的进气管线上应设置气质监测设施。

清管器收发筒设计规范分析【摘要】清管设施是海洋石油及陆地油田长输管道系统的常用清管设备，其所处位置往往是不同规范的分界处，以至于该设备的主体结构——清管器收发筒的设计表述各不相同，甚至有所矛盾，本文通过分析各规范的做法以及所用计算理论，结合示例计算分析，给出了该类装置设计的推荐做法。

【关键词】清管器收发筒管道压力容器壁厚计算＜b＞ 1 引言＜/b＞在海洋石油及陆地石油生产的长输管道系统中，清管设施是用于清管作业必不可少的设备，位于长输管道或者海管的两端，主要用于长输管道清管器的发送和接收。

在海洋石油生产中，清管设施安装在石油生产平台、FPSO或者陆地终端上，而在陆地油田的长输管道系统中，该设备一般安装在场站内。

清管设施的主体结构是清管器收发筒，其它部分包括管道、阀门、仪表、底座等附属设施。

长期以来陆上有关清管设施的设计没有详细的设计规范作指导，而海洋石油行业同样没有明确的相关规定。

而不同清管设施的设计差异主要表现在清管器收发筒的设计和制造上，目前，国内外清管设施的收发筒设计标准主要有两类：一类是压力管道设计规范，如ASME B31.3[1]、GB 50316[2]等，另一类是压力容器设计标准GB 150[3]、ASME BPVC VIII[4]，下面就清管设施的使用功能，对各种规范的设计理论进行分析，以便明确清管设施的设计方法。

＜b＞ 2 清管器收发筒的结构＜/b＞清管器收发筒的筒体结构通常包含四部分：入口段、过渡段、增大段和快开盲板（见图1）。

入口段的内径要求与外输管道的内径等同；增大段的内径通常比外输管道内径大2～4英寸，以便清管器的顺利装入和取出，增大段的长度一般根据清管器的尺寸来确定；过渡段用于连接入口段和增大段。

其它与收发筒相连接的接口和管道附件通常采用标准压力等级的三通和管座来完成，也可以采用开孔加补强的方式完成。

＜b＞ 3 清管器收发筒的设计分析＜/b＞3.1 我国规范中的规定在我国陆上油田中，无论输油管道规范GB 50253[5]还是输气管道规范GB 50251[6]均将清管设施定义为管道附件，而在工业管道规范GB 50316和GB/T 20801[7]中则没有任何有关清管设施的说明。

燃气输配（山东联盟）知到章节测试答案智慧树2023年最新山东建筑大学第一章测试1.天然气既是制取合成氨、炭黑、乙炔等化工产品的原料气,又是优质燃料气,是理想的城镇燃气气源。

参考答案:对2.容积膨胀系数是指温度变化引起的相对体积变化率。

参考答案:错3.液化石油气的杂质残液量要求在20℃条件下不大于5%。

（体积比）参考答案:错4.城镇燃气加臭剂溶解于水的程度不应大于2.5%（质量分数）。

参考答案:对5.加臭的标准是无毒燃气泄漏到空气中，达到爆炸下限的（）时，应能察觉。

参考答案:0.26.一般丁二烯在液化石油气中的含量不大于（）（分子成分）。

参考答案:0.027.人工煤气是以（）系产品为原料转化制得的可燃气体。

参考答案:煤或石油8.常规天然气有：参考答案:凝析气田气;气田气;石油伴生气9.人工燃气及天然气的主要杂质：参考答案:萘、硫化物、氨;焦油与灰尘;一氧化碳;二氧化碳10.燃气的加臭的要求：参考答案:加臭剂和燃气混合在一起后应具有特殊的臭味;加臭剂的燃烧产物不应对人体呼吸有害，并不应腐蚀或伤害与此燃烧产物经常接触的材料。

;加臭剂应有在空气中能察觉的加臭剂含量指标。

;加臭剂溶解于水的程度不应大于2.5%（质量分数）。

;加臭剂不应对人体、管道或与其接触的材料有害。

第二章测试1.年用气量是用来确定燃气气源、输气管网和燃气设备通过能力的依据。

参考答案:对2.居民生活和商业用户用气工况主要取决于居民生活习惯。

参考答案:对3.工业企业用气的月不均匀规律取决于生产工艺的性质和气候。

参考答案:错4.确定燃气小时计算流量的方法有两种，不均匀系数法和同时工作系数法，这两种方法适用范围相同。

参考答案:错5.居民用户日用气工况与（）因素无关。

参考答案:气候条件6.城镇燃气输配系统的管径及设备通过能力应按（）进行计算。

参考答案:计算月的小时最大流量7.季节性供需平衡方法：参考答案:地下储气;液态储存8.我国根据不同用户的用气特点，将天然气的利用分为四类，下列用户属于优先类的有参考答案:商业用户;汽车用户;居民用户9.城镇各类用户的用气情况是不均匀的，用气不均匀性一般分为：参考答案:小时不均匀性;日不均匀性;月不均匀性或季节不均匀性10.同时工作系数反应燃气用具集中使用的程度，它与（）等因素密切相关。

天然气输送管道安全管理规程Q／SY GD0062－2001l 范围本标准规定了天然气长距离输送管道工艺站场、干线、阀室及其放空、排污、清管等过程中的安全管理要求。

本标准适用于大然气输送管道的安全管理。

2 引用标准2.1 SY 5225一1994 石油天然气钻井、开发、储运防灾、防爆安全管理规定2.2 SYJ 43-89 油气田地面管线和设备涂色规定2.3 SY 7514－88 天然气2.4 质技监局锅发[1999]154号压力容器安全技术监察规程3 输气站安全菅理要求3.1 一般要求3.1.1 站场入口处应有醒目的进站安全规定，生产区与非生产区之间应设置明显的分界标志。

3.1.2 外来人员因工作需进入工艺场区，必须经站领导批准，留下火种，登记入站。

3.1.3 非生产所需的机动车辆不准进入工艺站场，生产作业车辆进入站内必须配戴防火帽，按规定的路线、指定的地点行驶和停放，变在规定时间内离开。

3.1.4 按《石油天然气钻井、开发储运防火防爆安全管理规定》标准配备消防器材和设施，并按国家有关部门最新的要求进行灭火器材品类的淘汰和更换，消防器材和消防设施必须保证完好，消防道路必须保持畅通，禁止占用消防通道或在道路上堆放物品。

3.1.5 生产区应平整、整洁，无易燃物堆积。

3.2 工艺站场3.2.l 工艺站场的各种设备应实行挂牌管理。

管网设备及其附属设施应处于壳好状态，无跑、冒、滴、漏现象。

管道及设备的着色应符合有关标准规定，管道表面应有气体流向标志。

3.2.2 工艺站场安装一定数量的固定式可燃气体报警器，且一年至少检验一次.3.2.3 站内安装的安全阀、压力表、温度计等仪器仪装应符合设计和生产要求，并按相应的规定年限进行校验.3.2.4 工艺站场安装的各种设备、仪器仪表，生产作业所使用的工器具必须符合防火防爆要求．3.2.5 工艺站场的工艺管网、设备、自动控制仪表及控制盘（柜〕须安装防感应雷避雷器和防静电接地设施，工艺站区及建筑物应安装防直击雷避雷设施，接地电阻位应小于10Ω。

天然气长输管线及场站的安全管理自然气高压长输管线是自然气系统工程的重要组成部分，主要任务是储存和输送自然气。

由于其全部是高压管线，同时传输距离长，地理环境简单，沿线站点多，危急系数大，从而加大了长输管线管理的难度。

同时，自然气易燃易爆，管线运行压力高，一旦发生事故，带来的将是全线的瘫痪以及重大的经济损失，并直接影响周边的公共平安和社会稳定。

加强自然气高压长输管线的运行管理，确保平安稳定运行至关重要，是否平安运行关系着化肥装置的稳定运行，加强自然气长输管线的运行管理意义重大而深远。

一、自然气长输管线及场站的基本状况和运行管理方法1、自然气长输管线的基本状况自然气长输管线经垫江县董家、砚台、汪家、包家、严家、白家、绿柏等7个乡，管线穿越长寿湖后经过长寿区飞龙乡，涪陵区永义、丛林、双河、百胜、世忠、黄旗等六乡，跨越长江后经江东办事处、天台乡，最终白涛乡王家坝终点站，全长79.68公里。

设计压力3.92Mpa，管线采纳Ф377×9、20号无缝钢管，额定输气量100万CM?/天，管线在起点卧龙河气田深垭口设首站，双河四周太平寺设中间站（长跨），八一六厂境内、王家坝设终点站，另在管线穿越长寿湖和跨越长江南北两岸分别建阀室四座，简称1#、2#、3#、4#站。

2、管道埋深：管道通过地段埋深（从管顶经地面）米水田≥0.8旱地≥0.6荒坡≥0.4穿越大路(管顶至路面)≥1.03、场站具体状况：1#站（深垭口首站）：自然气公司管理，共2人（值班）。

2#站（长寿湖站）：分南北2座阀室，设截断阀室，大管经放空阀，由于管线较长，主要为检修、通球等，起截断作用，共2人（值班）。

3#站（长江北站）：主要担负管线的清管作业，设有收球筒，清管器收发装置，可定期对管线进行清管，并设有大旁通和干线放空管，场站值班4人（值班）。

4#站（王家坝终点站）：主要担负自然气净化、调整、气水分别等作用，场站倒班人数12人（倒班）4、沿线地质，气象条件：主要地质条件：出露侏罗系砂、泥岩瓦层和三选系砂岩、石灰岩，所经地段、地形相对悬殊，工程地质变化较大。

修改码/版本：0/E文件编号：GDGS/ZY 72.01－02－2010 管道清管管理规定页 码：1/14中国石油管道公司2010-08-02发布 2010-08-15实施 1 目的为规范公司输油气管道的清管作业，制定本规定。

2 范围本规定适用于公司所属各输油气单位的清管作业管理。

3 术语3.1 首次清管本规定所称的首次清管是指新建管道投产运行后的第一次清管作业。

3.2 定期清管本规定所称的定期清管是指按一定的时间间隔，周期性的清管作业。

3.3 不定期清管本规定所称的不定期清管指清管作业时间间隔在三个月以上的清管作业。

4 职责4.1 生产处负责组织公司除东北地区输油气管道的首次和不定期清管作业方案的审查与批复。

4.2 沈阳调度中心4.2.1 负责组织实施公司东北输油管网（道）的定期清管作业；4.2.2 负责公司东北地区输油气管道首次和不定期清管方案的编制、审批与实施。

4.3 公司所属各输油气单位GDGS/ZY 72.01－02－2010 页码：2/14 4.3.1 负责组织实施所辖输油气管道的定期清管作业；4.3.2 负责编制所辖输油气管道首次和不定期清管作业方案，报公司生产处审批，东北地区输油气管道报沈阳调度中心审批。

5 管理内容5.1 一般规定5.1.1 为了提高管道的安全经济效能，公司所属输油气管道应进行定期和不定期的清管作业。

5.1.2 由于其它原因不宜进行清管作业的或清管作业可能影响管道运行安全的应延缓进行清管作业。

5.1.3 所属各输油气单位应根据所辖输油气管道的实际情况和输送油气介质的性质，确定科学合理的清管周期。

5.1.4 输油气管道清管使用的清管器应安装信号发讯装置。

5.1.5 清管过程中发生清管器丢、卡、堵现象时，应严格按公司《重大（突发）事件信息报送管理规定》及时上报公司，同时采取相应措施处理，不得将清管器长期留置在管道中。

5.1.6 在清管期间，应保持管道平稳运行，不宜停输或频繁操作，随时监控分析清管管段的运行参数及变化情况。