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《天然气与石油》2021,(2)
中国天然气长输管道系统站场的压力设计通常与线路管道一致,遵循GB 50251《输气管道工程设计规范》,规范规定了最大允许操作压力(MAOP)等于或小于设计压力(DP),但管道的最大操作压力(MOP)与MAOP之间的裕量,并未强制要求。多年来,国内长输管道系统一般在压气站压缩机出口MOP与DP之间留出0.15 MPa裕量,但裕量是否合理并未得到论证。通过研究国内外长输管道系统设计规范,找出限制MOP的依据主要是事故工况下瞬变压力的超压值应不大于MAOP的10%,利用SPS模拟分析事故工况,对DP为10 MPa的长输管道常规做法进行了验证。结合现场实际运行压力的波动情况,给出了合理确定MOP的建议,对保证长输管道系统的安全、经济运行具有重要意义。 相似文献
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山区长输管道陡坡地段的施工,主要在布管、窜管、稳管方面存在较大难度,需采取特殊措施才能保证安全高效施工。在西南成品油管道工程陡坡地段的施工中,采用了卷扬机牵引小炮车布管法和溜管布管法,有效地解决了陡坡地段施工的难题。与以往设置滚轮进行管道施工相比,既简单又经济可行,降低了施工难度,缩短了工期。文章介绍了这两种方法的具体实施过程及注意事项。 相似文献
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近年来中国长输管道实现跨越式发展,与此同时管道标准系统性、先进性以及对安全运行的支撑作用成为研究热点。加拿大是油气管道行业发达国家,在长输管道设计建设、安全运营以及法规标准方面有借鉴价值。分别从地区等级、设计压力/温度、应力载荷、壁厚计算和截断阀室等方面,开展中国与加拿大管道标准对标分析。加拿大管道标准先进性表现在规划发展区按照较高地区等级设计维护、附加载荷应力示例因素、输气管道温度设计原则、较高管道设计系数和阀室间距调整等。加拿大长输管道设计标准的先进理念有助于提高中国长输管道设计建设和运行管理水平。 相似文献
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针对目前对高含硫气液混输管道清管工况瞬态流动规律认识不足,导致管道设计压力与终端段塞流捕集器尺寸不好确定的问题,以某高含硫气田为例,采用数值模拟方法,研究了清管过程中管道起点压力、管道终端排液量等参数的变化规律,分析了管内气相流速与原料气气液比对清管工况的影响,进而提出了高含硫气液混输管道设计压力与终端段塞流捕集器尺寸的优化确定方法:①当管内气相流速介于2~6m/s时,清管中管道起点压力超压现象不明显,清管时宜将管内气相流速控制在此范围内;②当管内气相流速或气液比减小时,清管中管道起点压力峰值和终端排液量均将增大,但不同管道的增大幅度并不一致,管道越长、高程差越大,其增加幅度越大;③在设计阶段,应根据管道运行后期可能会遇到的低管内气相流速与低气液比工况参数来确定管道合理的设计压力与段塞流捕集器尺寸。该成果可为高含硫气液混输管道的优化设计与清管操作提供依据。 相似文献
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《石油机械》2020,(6):143-148
为了探究高陡边坡对输气管道安全性的影响,应用ANSYS有限元软件,考虑管道和土体之间相互作用的非线性,建立了高陡边坡处管土相互作用的三维有限元模型,分析了设计工况下管道的应力状态。通过计算发现,高陡边坡处管道的应力集中和最大纵向位移主要出现在下坡段弯管处,管道承受的最大Von Mises应力为189 MPa,最大纵向位移为3. 79 mm,椭圆度为1. 23%,均满足规范要求,高陡边坡处管道的通行方案可行。为了确定合理的管道通行方案,分析了坡高、管径、内压和壁厚对管道应力和变形的影响,分析结果表明:当坡高大于15 m时,应采取增加支墩、采用阶梯式下坡等方式,以减小重力载荷对下坡段弯管的直接作用;大口径管道更容易发生强度和稳定性失效破坏;当内压达到7. 5 MPa时,管道将发生强度失效,但未发生稳定性失效;随着壁厚增加,管道的应力和椭圆度均有所下降,但下降幅度并不大。研究结果可以为山区管道的设计和安全防护提供一定的技术支撑。 相似文献
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路宏 《中国海上油气(工程)》2001,(1)
绥中36—1油田的原油属重质高黏稠油,原油的物性,尤其是含水原油的黏度值对长输管道的输送作业影响很大,准确地选择含水原油的黏度值,即油水乳状液的黏度值,是确保海底管道正常有效工作的关键;同时长输管道的非正常工况,尤其是最小输量的确认及停输后再启动工况的研究,也是非常重要的。本文叙述设计中对上述问题的考虑及处理方法。 相似文献
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绥中36-1油田的原油属重质高黏稠油,原油的物性,尤其是含水原油的黏度值对长输管道的输送作业影响很大,准确地选择含水原油的黏度值,即油水乳状液的黏度值,是确保海底管道正常有效工作的关键;同时长输管道的非正常工况,尤其是最小输量的确认及停输后再启动工况的研究,也是非常重要的.本文叙述设计中对上述问题的考虑及处理方法. 相似文献
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《油气田地面工程》2020,(8)
目前国内在役的高压长输天然气管道站场工艺管线的主要敷设方式为混合式敷设。为了消除埋地工艺管线在运行过程中出现的沉降问题,提出管线全地上敷设方案。通过梳理应力分析要点和理论分析,搭建了节点应力分析模型,并对安装方案、支吊架设置、计算参数、计算工况进行合理选取。经过对可能存在较大应力的主管线与强烈振动的放空管线的应力和位移进行模拟计算,结果表明,站内管道最大应力和位移量均在允许范围内并满足规范要求。因此,高压长输天然气管道站场工艺管线全地上敷设方案是可行的。对比传统安装方案,全地上敷设方案在施工难度、防腐与阴极保护效果、巡检与维抢修方便性、工程造价方面均具有一定优势,对类似项目的设计具有一定的参考意义。 相似文献
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某长输管道山区段在试压排水后用清管器扫除残水的过程中,出现了大坡度段管道末端爆裂的事故。文章详细分析了该段管道的存水情况,对清管器在大坡度段高速运动对末端管道产生的冲击力进行了计算,结果表明清管器撞击管底液柱时产生的瞬时局部压力超过管道的抗拉强度,造成管道爆裂,并提出了解决方案。 相似文献
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为了防止湿天然气管道在停输过程中水合物的形成,有必要对管道的安全停输时间进行计算。湿天然气管道在停输过程中,管内介质与周围环境进行热交换,停输时间过长可能会导致水合物形成,造成再启动困难。采用多相流模拟软件对安全停输时间计算方法进行了研究,利用有限元方法分析停输时埋地管道及周围土壤温度变化情况,将天然气温度与水合物形成温度进行对比,计算湿天然气管道安全停输时间,并研究了不同输送工况下安全停输时间变化规律。一般说来,安全停输时间随着输量、起点温度、环境温度增加而延长。所以,准确计算湿天然气管道安全停输时间对于指导气田安全生产具有重要意义,可以为计划停输方案制定提供依据,防止事故停输工况下水合物的形成,提高输气管道操作安全性。 相似文献
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因其复杂性、多发性和较强的危害性,滑坡地质灾害是长输油气管道难以回避的重大安全风险之一。作为管道完整性管理的核心技术,管道应变监测和应变分析能够直观、定量地获得地埋工况条件下管体本身的即时应力应变数据,在及时发布承灾体(管道)变形预警的同时,还可以对致灾体(滑坡灾害)的治理过程进行指导和评价灾害治理的实际效果,从而给运营商带来明显的减灾效益。为此,以某天然气管道的受灾管段为例,进一步阐明了管道应变监测的应用方法和在治理中的实际效果,论证了管道应变监测及其分析技术的适用性和可靠性,为长输油气管道地质灾害防御提供了一个新的、有效的技术思路。 相似文献
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试压工况下盾构隧道内输气管道应力分析 总被引:1,自引:0,他引:1
目前输气管道的应力分析主要针对普通埋设管道,对隧道内的输气管道(尤其是在试压工况下)的应力分析还比较少,一般情况下管道试压压力大于运行压力。因此,有必要分析试压工况下穿越输气管道的应力分布情况。为此,采用CAESARⅡ建立了试压工况下XX竖井盾构隧道穿越管道的应力分析模型,得到了穿越管道的应力分布情况,确定了应力关键点,校核了管道强度,通过实例分析发现管道应力的最大值在管道的弯管处。一次应力、二次应力和管道自重引起的应力对比分析结果表明,在试压压力较高的情况下,内压是产生管道应力的主要因素,而温度、管道自重对管道应力的影响很小。最后建议:在穿越管道的设计中应进行试压工况下的应力分析,以便找出应力集中点,采取相应的工程措施,保证穿越管道的安全运行。 相似文献