中俄东线X80钢级Φ1 422 mm管道工程设计关键技术应用

为了进一步提升国内油气输送管道建设水平,总结了中俄东线干线北段（黑河—长岭段）X80钢级Φ1 422 mm管道建设前期的一系列技术攻关以及在工程的设计、材料和施工等方面取得的技术突破和科研成果,包括管道的安全可靠性、管道敷设、高后果区识别及评价、管材和环焊缝的断裂韧性、自动焊应用及无损检测、管道下沟等九个方面的技术应用情况,为今后国内大直径管道设计及施工提供借鉴和指导。     

中俄东线天然气管道中方段与俄管道连接成功

<正>近日,随着中俄东线天然气管道工程北段(黑河到长岭)最后一个道口完成焊接,标志着中俄东线天然气管道工程中方境内段与俄罗斯西伯利亚管道连接成功。中俄东线天然气管道工程黑河至长岭段长728 km,为确保6万余条环焊缝万无一失,所有的线路段100%采用自动焊焊接。中俄东线天然气管道工程项目部工作人员表示,这道焊口完成后,再过一个月左右,施工人员将阀室和黑河首站连接好,黑河首站基本具备进气条件。截至目前,黑河首站     

高强钢管道环焊缝风险排查技术浅析

高强钢管道环焊缝失效后果严重,受到业界高度关注。国内部分管道企业开展了安全质量风险排查,取得了一些进展,消除了一部分安全隐患,但受限于检测、评价、修复等技术瓶颈以及对环焊缝失效机理的认知局限,管道环焊缝失效风险依然存在。以影响环焊缝失效的缺陷、应力、性能为出发点,对环焊缝缺陷的检测与识别、附加应力检测与载荷校核、焊缝力学性能等方面的技术现状与存在问题等展开深入分析与探讨,给出了造成环焊缝失效的主要原因,并提出开展下一步焊缝风险减缓工作的3方面建议,以期为高强钢管道环焊缝风险排查提供技术参考。     

基于个人风险分析的天然气管道安全距离研究

合理确定天然气管道安全距离,不仅可以减少和避免事故造成的人员和财产损失,而且可以为管线的合理设计及城市土地规划提供依据。通过分析天然气管道失效概率和失效后果,建立天然气管道个人风险计算模型。根据《危险化学品生产、储存装置个人可接受风险和社会可接受风险标准》所规定的个人风险可接受标准,划分了管道周边不同的风险区域,确定了新建及在役天然气管道的安全距离。以某段天然气管道为例,计算了个人风险和安全距离,为在役及新建天然气管道安全距离的确定提供参考。     

某天然气输送管道对接环焊缝泄漏失效分析

针对某天然气输送管道对接环焊缝泄漏失效,采用断口分析、微观形貌、能谱分析及力学性能测试等方法,系统分析研究了环焊缝的泄漏失效行为,讨论了失效机理。研究结果表明:根焊中残留的焊接药皮、焊接过程中产生的气孔和夹渣等焊接缺陷是引起失效的内在原因,管道沿线的边坡垮塌和地面产生的沉降加剧了根焊缺陷处的应力集中,是造成该环焊缝泄漏失效的外在原因。最后针对该类失效给出了相应的预防和控制措施。     

埋地天然气管道断裂故障诊断分析

埋地天然气管道在使用过程中环焊缝处由于各种原因容易产生裂纹,导致管道失效。对某天然气管道的开裂段取样,进行宏观形貌检查、微观断口分析及化学成分检测。结果表明,断裂管段材料中Cr含量较标准要求值偏低,且开裂位置存在未焊透缺陷是天然气管道开裂的主要原因。有限元分析结果表明,管道材料在应力载荷及腐蚀的共同作用下,管道环焊缝未焊透处将产生裂纹．该裂纹会随时间增加而不断扩展,最终导致管道失效。建议在管道的实际运行过程中,要加强监测并做好预警措施,避免因泄漏导致事故的发生。     

一种天然气输气管道腐蚀评价方法

这项研究的目的是为天然气输送开发一种原始的概率方法去做管道维护风险评估—主要可用于管道的腐蚀风险评价。该方法基于内部检测到的异常群体去对管道内部腐蚀做风险评估。利用一定缺陷深度和形状分布的族来自对运行中的钢管的重复内部检测。基于两次或多次检查之间的缺陷尺寸变化来确定径向增长率。未检测到的数量假设通过a确定不确定性的大小,管壁的金属损失通过基于a的断裂力学方法评估。在稳态条件下计算管道的气体压力分布和温度,特别要注意评估管道故障的概率,考虑到人口密度和道路交通等参数对周围地区造成的影响。所提出的新方法应用于高风险,高压力天然气输送管道区域,对流体输送的不同管道的风险通过失效概率进行计算[1],亦可对流体输送的不同管道的腐蚀概率进行计算,是很综合的一种管道腐蚀评价方法。。     

中俄东线天然气管道工程建设提速 黑河—长岭段开工

正2017年12月13日,随着中俄东线黑河—长岭段11个点段同时打火开焊,中俄东线天然气管道工程境内段全面加速建设。中俄东线天然气管道工程起于中国黑龙江省黑河市的中俄边境,途经9个省区市,全长约3 371 km,是我国目前直径最大、压力最高的长距离天然气输送管道。工程于2015年6月开工建设北段试验段,将分期建设北段(黑河—长岭)、中段(长岭—永清)和南段(永清—上海),预计2019年10月北段投产,2020年年底全线贯通。这一工程对带动我国钢铁冶炼、制管、装备     

高强度钢管道环焊缝隐患治理措施研究

针对国内管道建设过程中存在的很多问题,如建设过程中施工单位违规返修、检测单位对射线底片的漏评错评、监理单位监管缺失等,尤其是近年来突出的高强度钢管道环焊缝不能承受较大的外部载荷的问题,分析了高强度钢管道环焊缝与传统X65及以下钢级管道环焊缝失效特征的差异性,剖析了当前在役高强度钢管道焊接结构存在的问题,从系统工程的角度分析了高强钢管道焊接结构中焊缝与钢管管体抗拉强度匹配、变壁厚焊接结构应力集中、焊缝冲击韧性分散等方面存在的问题,并结合人力资源、配套资源和应用技术等因素提出了高强钢管道环焊缝隐患治理的建议,建立了高强度钢管道环焊缝关键风险控制的鱼骨图。     

长输天然气管道提高设计系数可行性探讨

"十四·五"期间,大口径、高钢级、高压力输气管道仍将处于快速发展阶段。随着X80管线钢管冶金技术、制管质量和施工技术提升,提高天然气管道设计系数符合技术发展需求。根据0.8设计系数在国外管道行业的应用情况,研究了提高设计系数对管材断裂韧性、管道风险等级及事故失效概率的影响,认为我国长输天然气管道具备应用0.8设计系数的工程基础和技术条件。为此,提出了管材、设计、施工和运行等方面配套措施和建议,包括进行100%管材最小屈服强度水压试验、监测钢管断裂韧性、施工过程预防机械损伤、实施完整性管理程序,以及定期评估管道腐蚀状况和承压能力等。研究成果对于新建天然气管道设计和在役管道安全运行具有指导意义。     

高钢级管道环焊缝承载能力全尺寸试验研究

针对含缺陷的X80管道环焊缝,利用全尺寸弯曲试验、力学性能测试和失效评估分析等方法对环焊缝缺陷失效的类型及其承载能力进行了研究和分析,结果表明：试验钢管环焊缝在轴向载荷作用下管道内表面的缺陷在弯曲及内压作用下扩展至管道外表面,从而引发管道泄漏。管道内表面缺陷的开裂方式为可控的延性裂纹扩展形式;钢管弯曲至环焊缝泄漏过程中,钢管母材最大轴向拉伸应变为1.06%,全尺寸试验结果与计算结果一致性较好,可以确定管道的拉伸应变为0.79%。     

高钢级管道环焊缝缺陷修复问题初探

近年来众多油气输送管道及沿线站场设施环焊缝失效事故表明,焊缝缺陷是引发管道失效的一个重要因素。通过分析8起典型的环焊缝失效案例,发现高钢级(X 70、X 80)管道发生失效的主要模式为断裂,而焊缝未熔合缺陷是高钢级管道环焊缝发生失效的主要原因。输送管道环焊缝开挖检测结果表明,环焊缝主要存在焊接缺陷和外观几何缺陷两种,多为叠加出现。通过现场调研发现,站场设施环焊缝存在对接材质不同、壁厚不等及对接结构多样等特点,其失效原因也更复杂。国内外环焊缝修复标准调研分析表明,国内尚无专门针对高钢级管道修复的行业标准,现有的关于环焊缝缺陷修复的企业标准之间存在较大矛盾和差异。最后,针对油气输送管道和站场设施环焊缝问题提出了应开展环焊缝缺陷修复技术可靠性验证试验、失效机理和失效控制措施等方面的研究,为解决工程现场问题奠定理论基础。     

企业看点

<正>中俄东线天然气管道工程黑河—长岭段全线贯通10月16日,中俄东线天然气管道工程北段,即黑河-长岭段实现全线贯通,标志着中俄天然气管道全面进入投产阶段。目前有关方面正在进行供气、注气前的各项调试工作,为12月1日正式接收俄罗斯天然气做好前期准备。第一年度计划引进50亿立方米俄天然气,黑龙江、吉林、辽宁、河北、天津、北京等地将直接受益。     

输气管道不同失效模式下的高后果区半径确定方法

失效管道的高后果区识别是管道完整性管理的重要内容之一,其主要目的是对管道运行的风险水平做出科学评价,并在此基础上采取有效的降低风险措施。管道失效后果严重度评价对管道完整性管理有着重要意义。从川渝输气管网的主要失效模式出发,建立了不同失效模式下输气管道的高后果区半径划分办法,并对部分检测管线进行了高后果区识别。此项研究工作对科学地制定管道维护方案具有重要的意义。     

本期导读

正研究探讨RESEARCH DISCUSSION对于石方地段不同期建设的近距离并行管道,后建管道采用爆破方式开挖管沟引起的爆破附加应力会造成已建并行管道环焊缝缺欠的进一步增长,增加已建管道环焊缝断裂失效的风险,威胁管道整体安全。为了评价漠大二线爆破施工对已建漠大线环焊缝缺欠的影响,"近距离爆破开挖管沟对已建并行管道     

地区等级升级后的天然气管道定量风险评价技术

随着我国经济社会建设的快速发展,部分在役天然气管道所通过的地区逐渐由过去人口稀少的一级、二级地区升级为人口密集的三级、四级地区,管道失效的风险大幅度增加,急需建立相应的定量风险评价技术以确定管道的实际风险水平。为此,提出了基于可靠性的天然气管道定量风险评价流程:首先采用基于可靠性的极限状态方法计算评价管段的失效概率、采用管道失效后果模型计算管道的失效风险,并依据计算结果对地区等级升级后的天然气管道进行定量风险评价;然后引入风险可接受准则,判定地区等级升级后天然气管道的个体风险水平和社会风险水平;进而有针对性地制订风险消减、防护措施。实际应用结果表明:该技术不仅可以实现天然气管道失效风险的定量计算和评价,而且还能够对不同风险消减、防护措施进行效果检查及对比,在保障天然气管道风险可接受的前提下,实现天然气管道风险控制管理技术性和经济性的最优化。     

穿越河流管道环焊缝裂纹缺陷安全性研究

穿越河流管道容易发生裸露悬空，管道的环焊缝是薄弱环节，极易发生断裂失效。为了保障穿越河流天然气长输管道环焊缝安全性，以某穿越河流输气管道悬跨段为研究对象，分析悬跨段管道所受复杂应力情况，建立管道局部悬跨段及管土相互作用的简化力学模型；基于非线性有限元法，创新性地使用连接器建立管土非线性耦合单元，建立穿越河流含裂纹缺陷管道环焊缝模型，得到悬跨管道的应力、应变等分布情况和以J积分为表征的裂纹驱动力，并结合BS 7910-2019《金属结构中缺陷可接受性评估方法指南》验证其准确性；在此基础上，考虑管道屈服强度、焊缝匹配系数、内压及土壤承载力参数，采用单因素敏感性分析法，识别各参数条件对管道J积分的影响规律，得到影响管道环焊缝裂纹起裂的关键因素。研究结果可为复杂应力作用下穿越河流管道环焊缝安全运行提供参考。     

天然气长输管道地区等级升级管理与风险评价

为了有效管理和控制地区等级升级后所引起的输气管道风险变化,有必要依据管道完整性管理的基本原则,结合输气管道地区等级变化条件,制订相应的管理流程,建立风险评价模型,并提出风险管控原则。为此,首先结合地区等级划分标准识别高后果区,分类管理地区等级升级后的管段。然后,评价地区等级升级后管段的风险水平:①引入模糊语言与其量化值修正EGIG统计的失效概率,得到适用于特定管段的总失效概率;②按最严重事故后果选取蒸气云爆炸模型进行计算,依据泄漏50%致死率估算出死亡人数作为后果等级评价标准;③依据失效概率与失效后果,利用风险矩阵评定风险等级。最后引入风险可接受准则,分析管道泄漏的个人风险与社会风险,判定管道地区等级升级后的风险可接受性。案例分析结果表明:①地区等级升级后天然气长输管道风险也随之增大;②对于升级后风险增大的管段,需根据风险管控原则决定是否采取安全措施。     

油气管道环焊缝缺陷适用性评价现状与展望

油气管道的环焊缝质量好坏与管道能否安全运行密切相关,近年来管道环焊缝问题日益突显,因此准确评价管道环焊缝缺陷的适用性对于保障管道安全运行具有重要的意义。为了给环焊缝缺陷安全评定提供参考,系统总结了现行的环焊缝缺陷适用性评价方法并归纳为6种类型,剖析了各类方法的原理、特点及适用性,从焊接缺陷、内外部载荷及材料性能等3个方面分析了目前环焊缝缺陷适用性评价过程中遇到的瓶颈问题,并针对高钢级管道环焊缝所暴露出的新问题,提出了环焊缝缺陷适用性评价的未来展望。研究结果表明:①环焊缝缺陷可分为体积型缺陷和平面型缺陷两大类;②对于体积型缺陷,主要考虑塑性失效模式,推荐采用修正的Miller方法 ;③对平面型缺陷,应同时考虑塑性失效和断裂失效模式,推荐采用BS 7910:2015标准中基于失效评估图(FAD)的方法,并根据可用材料参数及保守性选用通用失效评估曲线(FAC)或特定FAC。结论认为,该研究成果有助于保障管道的安全运行。     

浙江省天然气长输管道智能风险评价

油气长输管道具有距离长、压力高、口径大、易燃易爆等特点,且管道周边环境复杂,开展油气长输管道风险评价的难度较高,需要耗费大量的时间、人力和物力。为提高管道风险评价的科学性和准确性,提高工作效率,减少主观因素对油气管道风险评价的影响,以浙江省级天然气管道为例,将危害管道安全运行的因素主要分成腐蚀、制造与施工缺陷、第三方损坏和地质灾害四大类,共计59种属性数据。通过对肯特法进行优化和改进,建立基于59种管道失效数据和10种后果数据的半定量风险评价模型。利用自主开发的管道智能风险评价系统对浙江省天然气管道进行智能风险评价和系统分析,计算出各段管道的失效可能性和失效后果,其中第三方损坏和制造与施工缺陷是管道失效的主要因素。该研究对于油气长输管道的安全运行和风险管理具有借鉴意义。