天然气输送管道站场检查标准
天然气输送管道站场
目录
18.1组织机构与职责 (157)
18.2制度与资料………………………………………………………
157
18.3 HSE活动………………………………………………………
159
18.4设施 (160)
18.5设备 (166)
18.6生产作业…………………………………………………………
167
18.7检维修作业………………………………………………………
170
天然气输送管道站场
18.1 组织机构与职责
18.1.1 组织机构
天然气输送管道站场应成立HSE管理小组，站长任组长，分管安全副站长任副组长，成员包括大班人员、各运行班班长、仪表工、技师、技术人员等。
18.1.2 职责
HSE管理小组负责安全、环保、职业卫生、消防、应急等工作，具体职责如下：
a) 学习并贯彻落实国家和中国石化有关安全、环保、职业卫生、消防、应急等方面的法律、法规、标准、规范和制度；
b) 制定年度HSE工作计划、HSE管理目标和应急预案；
c) 落实各岗位HSE职责；
d) 定期召开HSE管理小组会议，检查HSE工作计划完成情况；对发现HSE管理工作中存在的重大问题，应及时研究处理；
e) 检查HSE管理制度、HSE作业指导书和各项技术措施的落实情况，发现违章指挥、违章作业、违反劳动纪律的现象应及时纠正；
f) 定期组织HSE检查，并做好记录；对发现的问题和隐患进行整改，不能整改的及时上报；
g) 组织对新入厂和转岗员工进行站级HSE教育；对员工进行经常性的HSE意识、知识和技能培训，开展岗位技术练兵和应急演练；
h) 负责对直接作业环节作业许可证的申请或审批，组织落实好各项防范措施；
i) 发生事故时，应按应急预案要求及时报告和处置；
j) 组织HSE考核，表彰奖励对HSE工作做出贡献的员工；
k) 建立健全干部值班制度，做到24小时干部带班。
18.1.3 要求
18.1.3.1 站长是HSE管理的第一责任人，对本单位HSE管理全面负责，并与上级签订年度HSE管理责任状。
18.1.3.2 全体员工应与站长签订年度HSE责任状。
18.1.3.3 关键装置、要害（重点）部位应实行干部联系（承包）制
度。
18.2 制度与资料
18.2.1 制度
天然气输送管道站场的制度应有但不限于以下内容：
a) HSE责任制；
b) HSE检查规定；
c) 隐患治理管理规定；
d) 教育培训管理规定；
e) 直接作业环节管理规定；
f) 消防管理规定；
g) 环境保护管理规定；
h) 职业卫生管理规定；
i) 应急管理规定；
j) 事故管理规定；
k) HSE考核管理规定；
l) 关键装置、要害（重点）部位安全管理规定；
m) 承包商安全管理规定；
n) 治安保卫管理规定；
o) 危险化学品管理规定；
p) 干部值班安全管理规定。
18.2.2基础资料
天然气输送管道站场应有但不限于以下内容：
a) HSE组织机构网络图；
b) 平面布置图、消防设施布置图、工艺流程图、逃生路线图；
c) 含火灾爆炸、管线泄漏、自然灾害、人身伤害、环境污染等内容的应急预案；
d) 安全设备和安全附件清单。
18.2.3 台帐
18.2.3.1 HSE台帐应有但不限于以下内容：
a) HSE组织；
b) HSE会议；
c) HSE检查；
d) 隐患治理；
e) HSE教育；
f) 作业许可证及重大作业；
g) 消防器材；
h) 环保设备、设施台帐；
i) 污染物排放、治理情况台帐；
j) 员工健康档案；
k) 劳动防护用品发放；
l) 应急演练；
m) 事故管理；
n) HSE考核。
18.2.3.2 检测记录应有但不限于以下内容：
a) 安全设备和安全附件；
b) 防雷防静电；
c) 仪器仪表；
d) 绝缘工（用）具；
e) 管道检测；
f) 环境监测；
g) 环保设备、设施运行情况记录；
h) 特种设备。
18.2.4 证书
18.2.4.1 天然气输送管道站场应持有国家有关政府部门颁发的公司级“安全生产许可证”（复印件）。
18.2.4.2天然气输送管道站场应持有按国家政府有关规定要求的有效证件（复印件）。
18.2.4.3 锅炉、压力容器、压力管道、站内机动车辆等特种设备应具有有效的注册使用登记证件。
18.2.4.4 人员资格证书应符合以下规定：
a) 站长、副站长、HSE监督员应持有“安全生产管理资格证”；
b) 特种作业人员应持有“特种作业操作资格证”；
c) 在含有硫化氢地区作业人员应持有“防硫化氢技术合格证”；
d) 炊事人员应持有健康合格证；
e) 员工应持有HSE上岗证。
18.3 HSE活动
18.3.1 HSE会议
18.3.1.1 天然气输送管道站场每月应至少召开1次HSE管理小组会议。
18.3.1.2 天然气输送管道站场每月应至少召开1次HSE全员会议。
18.3.1.3 班组每周应至少召开1次HSE会议。
18.3.2 HSE检查
18.3.2.1 天然气输送管道站场每周至少组织1次HSE检查。
18.3.2.2 班组每日应进行1次巡回检查（含HSE检查内容）。
18.3.3 教育培训
18.3.3.1 站长、副站长、HSE监督员取证后每年应参加HSE再教育培训，时间不少于16学时。
18.3.3.2 班组长每年应参加HSE再教育培训，时间不应少于24学时。18.3.3.3 新入站、转岗员工上岗前应接受HSE教育，时间不少于24学时。
18.3.3.4 对员工应进行日常HSE教育。
18.3.3.5 对外来施工人员进行施工前HSE教育。
18.3.4 危害识别
天然气输送管道站场全体员工应对所处环境、设施、设备和作业过程进行危害识别，对存在的风险进行登记、整改，不能整改的及时上报。
18.3.5 应急演练
天然气输送管道站场每季度应至少对火灾爆炸、管线泄漏各进行1次应急演练，并做好记录。
18.4 设施
18.4.1 布置
18.4.1.1 天然气站场区域安全防火间距应符合以下规定：
a) 天然气站（场）与居民居住房屋、村镇、公共福利设施、相邻厂矿企业、国家铁路线、35KV以上独立变电所的防火间距不小于30m；
b) 与工业企业铁路线、高速公路的防火间距不小于20m；
c) 与其他公路的防火间距不小于10m；
d) 与架空电力线路、架空通信线路的防火间距不小于1.5倍杆高；
e) 与爆炸作业场所（如采石场）的防火间距不小于300m。
18.4.1.2 站内安全平面布置应符合以下规定：
a) 天然气输送站内安全防火间距应符合表18.1的规定；
b) 工具房、办公室辅助生产设施与露天油气密闭设备及阀组的防火间距应不小于12 m；
c) 变电区、配电室与露天油气密闭设备及阀组（天然气工艺流程区）的防火间距应不小于10m。
d) 放空管排放口与明火或散发火花地点的防火间距不小于25m。
e) 阴极保护室、计量仪表间、值班室与天然气工艺流程区的防火间距应不小于5m。
f) 五级天然气站场值班休息室（宿舍、厨房、餐厅）距甲、乙类工艺设备、容器、厂房、汽车装卸设施不应小于22.5m；
g) 当值班休息室朝向甲、乙类工艺设备、容器、厂房、汽车装卸设施的墙壁为耐火等级不低于二级的防火墙时，防火间距可减小（储罐除外），但不应小于15m，并应方便人员在紧急情况下疏散。
18.4.1.3 站内排水沟、下水道、水封井无油污、无杂物，盖板齐全完整，新建站必须建立单独的雨水污水排水系统。
18.4.2 安全环保标志
18.4.2.1 标志的设置原则应符合以下规定：
a) 应设在所指目标物附近的醒目地方；
b) 应保证操作人员能识别出所指示的信息隶属于哪类对象物；
c) 应保证在昼夜均能清晰可辨、固定牢靠，安全标志牌的外形尺寸通常为40cm×50cm。
18.4.2.2 天然气站场应设置“禁止非工作人员入内”； “当心火灾”；“当心天然气爆炸”；“禁止乱动阀门”；“禁止用汽油擦物”；“必须穿戴防护用品”；“严禁烟火”；“侧身缓慢开关闸门”；“禁止酒后上岗”；“必须戴防火帽”；“保护环境，防治污染”；“环境保护是我国基本国策”等安全标志。
18.4.2.3 消防器材存放处应设置“禁止乱动消防器材”标志。
18.4.2.4 配电箱（盘）标有“当心触电”标志。
18.4.2.5 配电室警示牌齐全，安放位置正确，变压器设置“高压危险、禁止攀登”等标志。
18.4.2.6 化验室应设置“注意通风”标志， 危险化学试剂的储存室应
有相应的安全标志等。
18.4.2.7 维修工房应设置“当心弧光”等。
18.4.2.8 天然气输气站生产区域的明显位置应设置防火防爆、禁止烟火标志。
18.4.2.9 输气管道应设置以下安全标志：
a) 沿线设置里程桩、转角桩、交叉和警示牌等永久性标志；
b) 埋地管道与铁路、公路、河流和地下构筑物的交叉处两侧应设置标志桩（牌）；
c) 易遭到车辆碰撞和人畜破坏的管段应有警示牌；
d) 特殊地段设置转角桩/穿跨越桩/交叉桩/结构桩/设施桩/警示牌，跨越管段两侧应设立“禁止通行”标志；
e) 天然气输送管道应该在沿线设置宣传警示牌。
18.4.2.10 对关键设备装置、阀门等设施挂牌标识。
18.4.2.11 污染物排放口应按国家环保要求设立排放口标志。
18.4.3 天然气输气站流程区
18.4.3.1 生产区域严禁使用非防爆通信器材。
18.4.3.2 管线应采用地上或埋地敷设，不宜采用管沟敷设；管线穿越车行道时宜采用套管保护。
18.4.3.3 进出站管线应设置具备手动功能的截断阀。
18.4.3.4 分布在空旷沙漠地区的输气站，宜设置避雷设施，其接地电阻应不大于10Ω。
18.4.3.5 过滤分离设施的检查应符合以下规定：
a) 安全附件（压力表、安全阀、液位计、排污阀）齐全，定期检校验，在检定周期内使用；
b) 应定期根据运行状况检查、清洗、更换过滤网设施。
18.4.3.6 调压阀、计量仪表定期检校验，不泄露。设备、管汇无渗漏。干线及站场应根据集输流程分布情况，设置超压放空和压力高、低限报警设施。
18.4.3.7 清管设施的检查应符合以下规定：
a) 在进出站的管段、站外管道上应安装清管器的通过指示器，并应将指示信号传至站内；
b) 清管器收发筒上的快开盲板，不应正对距离小于或等于60m的居住区或建筑物区；当受场地限制无法满足上述要求时，应采取相应安全
措施；
c) 清管末站应设置清管排污回收设施。
18.4.3.8 排液回收装置设施的压力表、安全阀、液位计、排污阀等安全附件齐全，定期检测。
18.4.3.9 在操作间、计量间应安装可燃气体检测仪；天然气含硫地区应安装有毒气体检测报警仪。
18.4.3.10 阀门开关灵活，无泄漏现象。
18.4.3.11 站场管网、汇管及受压容器不得任意开孔接管。
18.4.3.12 站场工艺装置区、计量工作间的电气设备及照明安装符合防爆要求。
18.4.3.13 分离器、分水器及工艺管网低点要定期排放污水，并有具体的防冻（寒冷地区）、防火措施。
18.4.4 放空设施
放空设施应保持畅通，并应符合以下要求：
a) 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；
b) 输气干线上下游均应设置放空管，放空阀直径应与放空管线直径应相等；
c) 放空管线出口应设置在不致发生火灾危险和危害居民健康的地方，其高度应比附近建（构）筑物高出2m以上，且总高度不应小于
10m；
d) 严禁在放空竖管顶端装设弯管，放空竖管应有稳管加固措施；
e) 放空竖管底部弯管和相连接的水平放空引出管必须埋地，并必须用地锚固定；
f) 放空管线必须装设避雷针。
18.4.5 监测设施
天然气输送管道站场的计量间、阀组间、装置区、收发球间、装卸设施应安装可燃气体检测报警器，并应符合以下规定：
a) 可燃气体检测报警器的检测器的数量应满足被检测区域的要求。每个检测器的有效检测距离，在室内不宜大于7.5m，在室外不宜大于15m；
b) 可燃气体报警控制器应安装在有人值守的操作室或值班室；
c) 安装和使用的可燃气体检测报警器应有经国家指定机构认可的
计量器具制造认证、防爆性能认证和消防认证；
d) 检测器安装高度应根据可燃气体的密度而定，当气体密度大于
0.97kg/m3（标准状态下）时，安装高度距地面0.3～0.6m；；当气体密度小于或等于0.97kg/m3(标准状态下) 时，安装高度距屋顶0.5～1.0m 为宜；
e) 检测器和报警控制器应以受到最小振动的方式安装，并注意防水；
f) 可燃气体检测报警器应进行定期检查、维护，并做好检查记录；
g) 可燃气体检测报警器每年应至少校验1次；
h) 视频监视系统安装在泵房、阀室、装卸区，运行正常，摄像头无损坏；
i) 阴极保护设施应至少每季度检查1次；
j) 污染物排放口应按国家环保要求进行规范化整治，设立排放口标志，便于环境监测；
k) 环保自动在线监测仪器仪表工作正常。
18.4.6 电气设施
18.4.6.1电缆应符合以下规定：
a) 生产作业场所的配电电缆应无老化、破损和裸露现象，宜采用直埋；
b) 直埋电缆的埋设深度，一般地段应不小于0.8m，在耕种地段不宜小于1.2m，穿越道路要穿金属保护管,走向设标记牌；
c) 电缆与地上输油管道同架敷设时，应采用阻燃或耐火型电缆，且电缆与管道之间的净距应不小于0.2m。
18.4.6.2变压器应符合以下规定：
a) 变压器架设高度低于2.5m时要安装围栏，围栏高度不低于
1.5m；
b) 变压器台周围5m内不得有树木、油污、杂草及其它易燃物；
c) 应每月检查1次变压器油枕，油温、油位正常，无渗漏，油品检验合格。
18.4.6.3 配电室应符合以下规定：
a) 警示牌齐全，安放位置正确。
b) 禁止使用国家明令淘汰禁止使用的电气设备。
c) 有应急照明灯，连续供电时间不少于20min，每周试验1次。
d) 变配电间完好不漏雨，门窗外开；室内地坪应比室外地坪高出
0.6m。
e) 有防水和防小动物进入的设施（有防鼠板），电缆出入口封堵严密。
f) 每年在雷雨季节前进行高压试验和电路绝缘检查。
g) 配电柜周围应有绝缘垫，配电柜安装的指示仪表及电器元件完好，清洁。
h) 用电保护工具和用具配备齐全，用具6个月、工具1年检测1次。
i) 每半年对静电接地装置的接地电阻、消静电设备等测试1次。
18.4.6.4 发电机组应符合以下规定：
a) 发电机房完好不漏雨，通风良好，照明合理，有应急照明灯；
b) 发电机应每周试运1次，运行时间30min以上；
c) 联轴器保护罩完好；
d) 设备及电气线路符合安全规定并完好，自发电系统启动前与工业电网应可靠隔离；
e) 接地、继电保护等符合规定，保护接地连接牢固；
f) 仪表、工具防护用品符合规定、有效；
g) 发电机排烟口应安装阻火器；
h) 保持发电机三滤清洁；
i) 油、水品质适用于所用机组；
j) 电瓶处于备用状态。
18.4.7 防雷防静电设施
18.4.7.1 地上或管沟内敷设的天然气管道，在进出装置或设施处、爆炸危险场所的边界、管道泵及其过滤器、缓冲器、管道分支处以及直管段等每隔200-300m处部位应设防静电接地装置。
18.4.7.2 钢储罐防雷接地引下线不应少于2根，并沿建筑物四周均匀对称布置，间距不应大于30m。
18.4.7.3 高架原油罐的罐体必须设置2处以上防雷防静电接地装置，接地电阻值不大于10Ω。
18.4.7.4 压力储罐必须设防感应雷接地装置，冲击接地电阻不应大于30Ω。
18.4.7.5 罐车装卸场所、油气分离器，应设防静电专用接地线，专设
的静电接地体的对地电阻值不应大于100Ω，在山区等土壤电阻率较高的地区，其对地电阻值也不应大于1000Ω。当其它接地装置兼作静电接地时，其接地电阻值应根据该接地装置的要求确定。
18.4.7.6 防雷、防静电设施应齐全完好，每年雷雨季节来临之前应对防雷装置接地电阻测试1次。
18.4.7.7 电器设备应安装保护接地装置，接地电阻小于4Ω。
18.4.7.8 防雷接地、防静电接地、电气设备的工作接地、保护接地及信息系统的接地等，共用接地装置时，其接地电阻不应大于4Ω。
18.4.8 消防设施
18.4.8.1 计量间、化验室、维修工房、库房、办公室、会议室、食堂等场所应按危险等级和室内面积的需要配备相应的消防器材。
18.4.8.2 灭火器的存放应符合以下规定：
a) 灭火器应设置在位置明显、便于取用的地点，且不得影响安全疏散；
b) 手提式灭火器应安放在挂钩、托架或专用箱内，露天设置时应防雨、防尘、防潮；
c) 灭火器不得设置在超出其使用温度范围的地点。
18.4.8.3 消防器材的管理应符合以下规定：
a) 消防器材不应挪做它用，应保持完好，灭火器箱不得上锁；
b) 岗位人员对消防器材应做到会使用、维护，每月有专人至少检查1次并作好记录。
18.4.9 辅助设施
18.4.9.1 化验室的检查应符合以下规定：
a) 化验室应有强制通风设施，在操作期间，保证通风良好，排风扇灵活好用，化验室门应向外开启；
b) 化验室内电气线路应有漏电保护设施；
c) 化验室内应按规定存放和使用各种药品、易燃易爆物品，不准用塑料器具盛放汽油，化验室化验用溶剂油存放量不能超过当日使用量；
d) 化验室操作台、样桶清洗机、配电盘应铺设绝缘胶皮；
e) 根据化学试剂的种类、性能，配备个人防护用品、用具，分类存放，并有专人保管；
f) 每年应至少进行1次有毒有害气体检测，并保存记录。
g) 所使用的防爆电器设备和线路应符合防爆等级；
h) 化验时所排的污、残液应排到指定的排污池。
18.4.9.2 维修工房的检查应符合以下规定：
a) 维修工房内必须保持清洁卫生，无杂物，设备设施应摆放整齐，有安全操作空间；
b) 维修工房内各种电器设备外壳应有可靠的保护接地装置；
c) 设备的传动、运行、旋转部分应安装符合标准的安全防护装置；
d) 台钻、砂轮机等设备应铺设绝缘胶皮；
e) 维修工房内氧气瓶、乙炔瓶不得同时存放，使用间隔距离不小于5m，不准有油污和烟火，必须有专人负责；
f) 维修工房内不准停放自行车、摩托车等交通工具；
g) 移动工具、手持式电动工具等临时用电设施，应做到“一机一闸一保护”。
18.4.9.3 库房的检查应符合以下规定：
a) 场地干净整洁，排水畅通，无障碍物；
b) 油品应分类存放，标志明显，容器无渗漏；
c) 库房通风良好；
d) 电气设施必须防爆。
18.4.9.4 采暖通风和空气调节设施的检查应符合以下规定：
a) 输气站内有爆炸危险的场所，严禁使用明火采暖；
b) 输气站生产和辅助生产建筑物（计量仪表室、通风机房、化验室机电仪表修理间等）冬季室内采暖温度应满足要求（8-18℃）；
c) 严寒地区施工，必须有防冻措施,炎热季节施工，有防暑降温措施。
18.4.9.5 站内应建立生活污水、垃圾处置设施，保证污水、垃圾得到妥善处置。
18.4.10 生活设施
18.4.10.1 办公区应设置良好的通风、空调及照明设施；
18.4.10.2 饮食卫生的检查应符合以下规定：
a) 应为员工提供合理、多样、新鲜、清洁，并符合国家食品卫生标准的食品和饮料；
b) 应为员工提供符合国家卫生标准的饮用水；
c) 应建立厨房卫生管理制度；
d) 炊事员、管理员应执行食品卫生监督检查制度，预防食物中毒；
e) 炊事员、管理员应进行定期体检，持健康合格证上岗；
f) 炊事人员上岗应穿戴工作服并保持个人卫生；
g) 烹调用具、餐具应清洗干净并进行消毒；
h) 厨房内不准堆放杂物；生熟食品应分开储存；
i) 储藏室和厨房操作间应有良好的通风条件，有防蝇、防鼠措施；
j) 厨房操作间应保持排水畅通，污水应封闭排放，垃圾应定点存放。
18.4.10 职业卫生
18.4.10.1 办公区应设置良好的通风、照明或空调设施，室内应干净，整洁。
18.4.10.2 应配备医疗器械及药品或与当地医院签订医疗合同；
18.4.10.3 应按规定配发合格的劳动防护用品，对员工进行劳动防护用品使用的培训，员工上岗应按规定正确穿戴劳动防护用品。
18.4.10.4 每年组织员工健康体检，建立职业健康监护档案，对职业损伤较大的人员及时调整工作岗位。
18.4.11 环保设施
18.4.11.1 污染处理设施运行过程中各工艺参数必须达到设计标准；18.4.11.2 通过污染处理设施处理后污染物排放必须达到国家和地方排放标准；
18.4.11.3制订非正常工况条件下和事故状态下的污染物处置、处理和排放管理措施，配置能够满足非正常工况条件下处置、处理污染物的环境保护设施，严禁不经处理直接排放；
18.4.11.4保证环保设施完好率>95%，运转率>95%。
18.4.11.5清管作业应估算排污量，将清除的污物进行收集处理，不得随意排放。
18.4.11.6清管末站设置清管排污回收设施。
18.5 设备
18.5.1 过滤器、分离器、清管器、汇管等压力容器及压力管道
18.5.1.1 安装使用前应向当地政府主管部门进行登记，并取得《使用登记证》。登记标志应当置于该特种设备的显著位置。
18.5.1.2 对在用压力容器应当至少每月进行1次自行检查，并作出记录；进行自行检查和日常维护保养时发现异常情况的，应当及时处理。
18.5.1.3 安装、检验和修理应由政府主管部门批准的具有相应资格的单位和人员进行。18.5.1.4 应定期检验，安全阀一般每年至少校验1次，压力表每半年校验1次。
18.5.1.5 压力管道的检测应按以下检测周期进行：
a) 每年应至少进行一般检测1次；
b) 在新建管道投产3年内应进行全面检测，以后视管道运行安全状况每5年检测1次，最长不超过8年检测1次；
c) 对停用1年以上再启用的管道在使用前应进行全面检测；
d) 对多次发生事故、防腐层损坏严重、修理、修复和改造后、受自然灾害破坏以及投用超过15年的管道，全面检测周期应适当缩短。18.5.2 长输管道
18.5.2.1 对管道标志的检查应符合以下规定：
a) 输气管道沿线里程桩、转角装、交叉和警示牌等永久性标志是否齐全完好；
b) 阴极保护测试装可同里程桩结合设置；
c) 埋地管道与铁路、公路、河流和地下构筑物的交叉处两侧应设置标志装（牌），检查是否完好；
d) 易遭到车辆碰撞和人畜破坏的管段的警示牌是否完好，管道的保护措施是否有效。
18.5.2.2 干线阀室应保持通风良好，每月应至少进行1次检查验漏。18.5.2.3 阴极保护率达100% ，阴极保护送电率应不小于98％，录取通电点电位准确．应定期对管道外壁进行测试。
18.5.2.4 对积水管段要及时进行清管作业，排除管内污水、污物，进行管壁的测厚检查。
18.5.3 自控系统
18.5.3.1确保现场各检测仪表性能良好，设置准确。
18.5.3.2 配备专业人员负责维护自控系统。
18.5.3.3 可燃气体和易燃液体的引压、取源管路严禁引入控制室内。
18.5.4安全附件
18.5.4.1 安全阀每年应校验定压1次，校验后应加铅封。
18.5.4.2压力表安装后每半年应校验1次，校验后应加铅封。
18.5.4.3液位计显示清晰。
18.5.4.4呼吸阀、阻火器每年校验1次。
18.6 生产作业
18.6.1 一般规定
18.6.1.1 操作人员必须劳保穿戴整齐，做到持证上岗。
18.6.1.2 进厂（站）人员禁止携带烟火，含酒精类饮料；禁止携带非防爆通讯器材、电子设备进入防火防爆区域，进站人员严格执行进站登记。
18.6.1.3 严禁未经批准的各种机动车辆进入生产装置、罐区及易燃易爆区。
18.6.1.4 严禁堵塞消防通道及随意挪用或损坏消防设施。
18.6.1.5 在有毒气体场所作业时穿戴防毒面具和防护服。
18.6.1.6 严禁损坏厂内各类防爆设施。
18.6.1.7 严禁就地排放易燃、易爆物料及化学危险品。
18.6.1.8 生产作业杜绝违章指挥、违章操作、违反劳动纪律。
18.6.1.9 发现违章行为和隐患应及时整改，没有能力整改应及时上报。
18.6.1.10 严禁雷雨、暴风雨、沙暴等恶劣天气进行施工作业。
18.6.1.11 严寒地区施工，必须有防冻措施,炎热季节施工，有防暑降温措施。
18.6.1.12生产作业中加强设备和管线的管理，杜绝“跑、冒、滴、漏”现象，产生的污染物的排放必须达到国家和地方的排放标准，不得将装置排出的超标污染物不经处理直接排放或转移到其它地方，造成二次污染，严禁使用稀释的方法排放有害废物。
18.6.1.13控制和减少噪声污染，对产生噪声的设备和装置应当采取消音、隔音、防震等有效措施，使其达到地方标准。
18.6.2 天然气输送启运作业
18.6.2.1 启运前应进行现场流程检查：检查进出站管线阀门开、闭状态及阀门完好情况；检查作业现场及周边设备、管线、阀门无泄漏；检查确认外管道截断阀开关，检查自控仪表完好情况。
18.6.2.2 球阀操作时应平衡球阀前后两端压力，禁止在阀前后存在压差下强行操作。
18.6.2.3 对衔接高、低压系统的重要阀门，必须密切监视阀前、阀后压力表示值，严防该阀内漏串通、损坏低压系统的仪器仪表及其它意外事故的发生。
18.6.2.4 启运正常后，按规定进行巡检，测录取各种参数，填写报表。
18.6.3 天然气输送停运作业
18.6.3.1 正常停运应符合以下规定：
a) 接到上级停运指令，方能停运；
b) 停运前将停运信息通报至上下游单位，做好配合工作；
c) 停运后，检查进出站管线、阀门开、闭状态及阀门完好情况，检查作业现场及周围设备、管线、阀门无泄漏，检查确认外管道截断阀开关，检查自控仪表完好情况。对关键设备装置、阀门等设施挂牌标识；
d) 做好停运记录并向上级汇报。
18.6.3.2紧急停运应符合以下规定：
a) 出现意外紧急情况，在确认必须停运的前提下，方能紧急停运；
b) 紧急停运的同时向上级部门汇报，并通报上下游单位，做好配合；
c) 停运后，检查进出站管线、阀门开、闭状态及阀门完好情况，检查作业现场及周边设备、管线、阀门无泄漏，检查确认外管道截断阀开关，检查自控仪表完好情况。对关键设备装置、阀门等设施挂牌标识；
d) 做好停运记录，迅速查明紧急停运原因，采取措施处理，并向上级汇报。
18.6.4 清管作业
18.6.4.1 清管通球工作应有作业方案。
18.6.4.2 详细检查收发球设备、仪表，球筒应经严密性合格试验，快开盲板防松楔块完好。
18.6.4.3 清管作业时，严禁操作人员正对盲板操作。
18.6.4.4 开盲板前球筒内压力必须降到零,放空阀全开；关盲板后应及
时装好防松楔块。
18.6.4.5 天然气排放速度应不大于5m/s。
18.6.4.6 发球收球前，应确认快开盲板无泄漏、发球筒切断阀及自动阀门灵活好用。
18.6.4.7 清管作业放空与排污应符合以下规定：
a) 清管作业应估算排污量，将清除的污物进行收集处理，不得随意排放；
b) 对硫化物含量较高的天然气管道，打开收球筒前应对收球筒喷水湿式作业，防止硫化亚铁自燃；取球操作人员应配戴防硫化氢呼吸器。
18.6.5 凝析油储罐排放作业
18.6.5.1 排放前应检查校对液位计，确认液位高度。
18.6.5.2 排放时不准离人，应及时回收凝析油。
18.6.5.3 油罐车装油前应熄火，并应有静电接地装置。
18.6.5.4 装油期间不得擦车和发动车,放油管插入油罐底部放油。18.6.5.5 装车速度不应大于4.5m/s，并严禁放生溢罐现象。
18.6.5.6 同时装油的车辆不得超过两台，两车停放地面的水平高度差不得超过10cm。装油完毕静置2min以上，才能提出放油管。
18.6.5.7 油罐装好油后，严禁用明火烤发动机。
18.6.6 放空作业
18.6.6.1 若流程、管道超压或检修，应进行放空。
18.6.6.2 放空作业前检查放空基础的牢固情况、点火装置的完好情况。
18.6.6.2 放空的天然气应点火烧掉。
18.6.6.4 应有警戒人员负责放空安全。
18.6.7 天然气检测
18.6.7.1 进入输气管道的气体必须清除机械杂质。
18.6.7.2 水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃。
18.6.7.3 烃露点应低于最低环境温度。
18.6.7.4 气体中硫化氢含量不应大于20㎎/m3。
18.6.8 硫化氢防护
18.6.8.1 保证操作人员所在工作区域内硫化氢的浓度为安全临界值15mg/m3以下。
18.6.8.2 当在硫化氢含量超过安全临界值的污染区进行必要的作业时，应配戴防护用具，且至少应有两人同行，以便相互救助。
18.6.8.3 在硫化氢浓度超高或浓度不清的环境中作业．应配戴正压式空气呼吸器。
18.6.8.4 多人长时间在含硫环境中工作时应建立正压供气系统（压力范围0.5-0.7MPa）。
18.6.8.5 在可燃气体、有毒气体的扩散与积聚场所，应设置可燃气体、有毒气体检测报警器。可燃气体检测器的有效覆盖水平平面半径，室内宜为7.5m；室外宜为15m；有毒气体检测器与释放源的距离，室外不宜大于2m，室内不宜大于1m。
18.6.9 起重作业
起重作业应符合以下规定：
a) 使用单位应按照国家标准规定对起重机械进行日检、月检和年检；
b) 起重作业时必须明确指挥人员，指挥人员应佩戴明显的标志。起重指挥人员、起重工和起重机操作人员应持有国家政府颁发的、有效的《特种作业人员操作证》；
c) 当起重臂、吊钩或吊物下面有人，吊物上有人或浮置物时不得进行起重操作；
d) 起重机械及其臂架、吊具、辅具、钢丝绳、缆风绳和吊物不得靠近高低压输电线路。必须在输电线路近旁作业时，必须按规定保持足够的安全距离，不能满足时，应停电后在进行起重作业；
e) 在停工或休息时，不得将吊物、吊笼、吊具和吊索悬吊在空中；
f) 在起重机械工作时，不得对起重机械进行检查和维修。不得在有载荷的情况下调整起升、变副机构的制动器；
g) 下放吊物时，严禁自由下落（溜）。
18.7 检维修作业
18.7.1 管道巡护
18.7.1.1管道保护应由专业人员管理。
18.7.1.2 应定期进行分区域巡线，
18.7.1.3 雨季、风沙季节、冬季及其他灾害发生时加强巡线检查。
18.7.1.4 发现问题应及时处理，不能处理时及时上报。
18.7.1.5 穿越管段应在每年汛期过后加强检查。
18.7.1.6 管道架空部分及其附属设施的维护与保养必须根据其保养周期和内容进行，做到紧固、清洁、防腐和润滑。
18.7.1.7 跨越管段两端阀室内的截断阀应按4000h进行1次保养，截断阀的使用必须严格遵守操作规程。阀门或出现失灵现象，必须立即进行处理。
18.7.1.8 对跨越结构施行阴极保护的部位，应每季度进行1次保护电位测试，并做好记录和分析。
18.7.2 管道检测
18.7.2.1 站应制定定期检测计划，经上级主管部门批准后实施。站应建立完善检测档案。
18.7.2.2 油气管道分为一般检测（外观检测）内容包括管道损伤及变形、管道防腐层和绝热层、管道附件和安全装置、管道防护带和覆土、管道标志桩、锚固墩、测试桩、围栅、拉索、标志牌和电法保护系统。
18.7.2.3 全面检测内容包括一般检测的所有内容和管道测厚、土壤腐蚀性参数测试、杂散电流测试、管道监控系统检查及管内腐蚀介质测试。
18.7.2.4 油气管道在检测前应制定详细的检测方案，并认真组织实施。
18.7.3 管道外防腐
18.7.3.1 管道外防腐应实施防腐绝缘层和阴极保护双重保护措施。18.7.3.2 强制电流阴极保护电位，在施加阴极电流的情况下，测得管/地电位为-850mv或更低；当土壤或水中含有硫酸盐还原菌且硫酸根含量大于0.5%时为0.95V或更低。
18.7.3.3 管道出现以下条件之一者，应进行管道防腐绝缘层检测、检修：
a) 阴极保护站的恒电位仪输出电流较以注明显上升，保护段电位下降，保护距离递减；
b) 管道使用10年以上；
c) 管道的防腐层发生剥离等有明显的腐蚀和防腐层老化迹象；
d) 管道有穿孔泄漏现象产生。
18.7.3.4 暂时停用的天然气输送管道，未明确报废前，电法保护保持
天然气输送管道站场检查标准
天然气输送管道站场
目录 18.1组织机构与职责 (157) 18.2制度与资料……………………………………………………… 157 18.3 HSE活动……………………………………………………… 159 18.4设施 (160) 18.5设备 (166) 18.6生产作业………………………………………………………… 167 18.7检维修作业……………………………………………………… 170
天然气输送管道站场 18.1 组织机构与职责 18.1.1 组织机构 天然气输送管道站场应成立HSE管理小组，站长任组长，分管安全副站长任副组长，成员包括大班人员、各运行班班长、仪表工、技师、技术人员等。 18.1.2 职责 HSE管理小组负责安全、环保、职业卫生、消防、应急等工作，具体职责如下： a) 学习并贯彻落实国家和中国石化有关安全、环保、职业卫生、消防、应急等方面的法律、法规、标准、规范和制度； b) 制定年度HSE工作计划、HSE管理目标和应急预案； c) 落实各岗位HSE职责； d) 定期召开HSE管理小组会议，检查HSE工作计划完成情况；对发现HSE管理工作中存在的重大问题，应及时研究处理； e) 检查HSE管理制度、HSE作业指导书和各项技术措施的落实情况，发现违章指挥、违章作业、违反劳动纪律的现象应及时纠正； f) 定期组织HSE检查，并做好记录；对发现的问题和隐患进行整改，不能整改的及时上报； g) 组织对新入厂和转岗员工进行站级HSE教育；对员工进行经常性的HSE意识、知识和技能培训，开展岗位技术练兵和应急演练； h) 负责对直接作业环节作业许可证的申请或审批，组织落实好各项防范措施； i) 发生事故时，应按应急预案要求及时报告和处置； j) 组织HSE考核，表彰奖励对HSE工作做出贡献的员工； k) 建立健全干部值班制度，做到24小时干部带班。 18.1.3 要求 18.1.3.1 站长是HSE管理的第一责任人，对本单位HSE管理全面负责，并与上级签订年度HSE管理责任状。 18.1.3.2 全体员工应与站长签订年度HSE责任状。 18.1.3.3 关键装置、要害（重点）部位应实行干部联系（承包）制
天然气长输管道的知识
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
室内排水管道通球试验记录
表E4-6 编号： 工程名称 洞庭苑 试验日期 2014年5月 29 日 试验部位 室外埋地排水管道 材 质 pvc 规 格 DN150 依据标准及要求 《建筑给水排水及采暖工程质量验收规范》 GB50242-2002-5.2.5条 过程 情况 简述 1、 检查皮球及管径的大小，满足皮球直径为管径的2/3； 2、 将皮球从管道的末端放入； 3、 持续灌水至皮球冲出管口为止。 试验记录 管径（mm ） 球径（mm ） 球材质 投球部位 排出部位 通球试验记录 150 100 塑料皮球 一层检查口 地面污水井 通球率100% 试验结论 试验合格，所有程序符合要求，满足建筑给水、排水及采暖工程施工质量验收规范规定 参 加 人 员 签 字 监理（建设）单位 施工单位 中建三局总承包公司 技术负责人 质检员 施工员 本表由施工单位填写，建设单位、施工单位、城建档案馆各保存一份。
表E4-6 编号： 工程名称 洞庭苑 试验日期 2014年5月 29 日 试验部位 卫生间及厨房污水管 材 质 铸铁管 规 格 DN100 依据标准及要求 《建筑给水排水及采暖工程质量验收规范》 GB50242-2002-5.2.5条 过程 情况 简述 1、 检查皮球及管径的大小，满足皮球直径为管径的2/3； 2、 将皮球从管道的末端放入； 3、 持续灌水至皮球冲出管口为止。 试验记录 管径（mm ） 球径（mm ） 球材质 投球部位 排出部位 通球试验记录 100 75 塑料皮球 屋顶透气孔 地面污水井 通球率100% 试验结论 试验合格，所有程序符合要求，满足建筑给水、排水及采暖工程施工质量验收规范规定 参 加 人 员 签 字 监理（建设）单位 施工单位 中建三局总承包公司 技术负责人 质检员 施工员 本表由施工单位填写，建设单位、施工单位、城建档案馆各保存一份。
天然气输送管道安全管理规程QSYGD0062
天然气输送管道安全管理规程 Q／SY GD0062－2001 l 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。管道、设备等的法兰间应设跨接铜线。 3.2.6 工艺场区严禁拉设临时电气线路，严禁擅自拆接各种装置仪表，严禁擅自外接气源。 3.2.7 未经上级调度指令，站场工艺流程不得擅自改变. 3.2.8 工艺站场高于1．5m的作业点应设置操作平台,并设两通向的梯子，斜度小60度，并有扶手、拦杆。3.3 装置及其他 3.3.1 工艺站场区已报废或停用的工艺装置、设备应予拆除，不能拆除的必须与在用的工艺管线加盲板隔离。 3.3.2 站内天然气储罐、分离器和阀门等输气设备在冬季运行前应采取防冻措施。 3.3.3 工艺站场的电缆沟盖板应封严，并有排水措施。 3.3.4 天燃气的脱水、脱油操作，应严格执行操作规程，经脱水、脱油后的天然气应达到SY 7514的标准 规定。 3.3.5 工艺站场进行的改、扩建、维修以及更换孔板等作业时，应严格遵守“先卸压、后作业＂的操作程序，
天然气输送管道
天然气输送管道 1调整站间距(增加输气量):在主管线上增设副管 2天然气水合物:也称水化物.它是由碳氢化合物和水组成的一种复杂的,但又不稳定的白色结晶体,一般用M*nH2O表示。M-水合物中的气体分子，n-水分子数 3干线输气管道的工况调节措施：①改变压缩机转速②压气站出口节流③压气站进口节流调节④进口导叶角度调节⑤回流调节 4输气站（功能）：调压、净化、计量、清管、增压和冷却等。 5调压（目的）：保证输入、输出的气体具有所需的压力和流量 6净化（目的）：脱除天然气中固体杂质，以免增大输气阻力，磨损仪表设备，污染环境，毒害人体。 7计量（目的）：气体销售、业务交接的一部分，也是对整个管道系统进行自动控制的依据。 8清管（目的）：通过发送清管器以清除管内积液和污物或检测管道的损伤。 9增压（目的）：为天然气提供一定的压能 10冷却（目的）：将增压升高的气体温度降低下来，保证气体的输送要求。 11首站（功能）：调压、计量、除尘、发送清管器、气体组分分析，气体水露点和烃露点检测等。 12中间站（功能）：进行气体增压、冷却以及收发清管器。 13末站（功能）：调压、除尘、计量、清管器接收等功能 14首中末站（功能）（流程切换、自动检测与控制安全保护、污油储
存与阴极保护等功能 15输气站位置的确定：①各区及设备平面布置应满足工艺流程要求，尽量缩短管道长度，避免倒流，减少交叉。②分区布置，把功能相同的设备尽量布置在一个装置区。③输气站与周围环境以及各设备间在遵照有关规定，保证所要求的防火间距的前提下，布置应紧凑，同时也要保证消防、起重和运输车辆通行的道路和检修场地。④对于有压缩机的输气站，厂房内的压缩机一般成单排布置，若机组数量较多时，也可采用双排布置，以避免厂房过长而使巡回检查操作不便。⑤输气站除了有生产区外。还应设置维修间和行政办公室，它们通常单独或与仪表控制室合并在同一建筑物内。并应与压缩机房保持一定的距离，以减少噪声干扰。 16工艺流程图：为了直观表示气体在站内的具体流向，便于设计、操作和管理，需要将流动过程绘制成图形。主要反映了站的功能和介质流向，要求图形清晰易懂。 17压缩机的分类（工作原理）：容积型、动力型（速度型或透平型）和热力型。 18容积型压缩机（分类）：往复式压缩机和旋转式压缩机 19动力型压缩机（分类）：离心式压缩机和轴流式压缩机 20驱动设备：在干线输气管道上，用来驱动输气压缩机的原动机有燃气轮机、燃气发动机和少量电动机。 21输气压缩机的选型：①应考虑管道和压缩的工艺要求、经济条件等，确定压缩机组类型、型号和规格②要求压缩机操作灵活，可调节范围宽③应根据生产特点和现场条件等具体要求，考虑压缩机的使用
天然气管道输送危险有害因素辨识与分析(精)word版本
天然气管道一般采用埋地敷设的方式,部分地段靠近居民住宅区,输送的物质属于易燃、易爆、有毒介质,运行过程中因设计、制造、安装、管理、人为第三方损害、自然等因素会造成压力管道变形、破裂、泄露并导致发生火灾、爆炸或中毒事故,造成人员伤亡、财产损失。另外,检查维修时如操作不当或违章作业而存在高处坠落和物体打击的危险。主要危险危害因素如下: 1、工艺过程危险危害因素分析 天然气输送管线距离较长、输送压力较高、介质量大,且输送介质具有易燃、易爆危险性。在运行管理过程中,可能存在设计不合理、施工质量问题,或因腐蚀、疲劳等因素,容易造成管线、阀门、仪器仪表等设备设施及连接部位泄漏而引起火灾、爆炸事故。此外,由于气候原因会出现管道冻裂、腐蚀或应力腐蚀等。 1.1设计不合理 管道设计是确保工程安全的第一步,也是十分重要的一步。设计不合理主要有以下影响因素: (1工艺流程不合理; (2系统工艺计算不准确; (3管道强度计算不准确; (4管道、站场的位置选址不合理; (5材料选择、设备选型不合理; (6防腐设计不合理; (7管线布置、柔性考虑不周; (8结构设计不合理;
(9防雷防静电设计缺陷等。 1.2施工质量问题 (1管道施工队伍水平低、质量失控; (2强力组装; (3焊接缺陷; (4补口、补伤质量问题; (5管沟、管架质量问题; (6穿、跨越质量问题; (7检验控制问题; (8没有严格按施工标准设计; (9施工质量管理体系不健全。 1.3腐蚀失效 腐蚀有可能大面积减薄管道壁厚,导致过度变形或工作压力下爆破,也有可能导致管道穿孔,引发漏气事故。地上管线由于气候原因可能引起管道保护层破坏,造成管道点化学腐蚀、化学腐蚀、应力腐蚀等。 1.4疲劳失效 疲劳失效是管道设备等设施在交变应力作用下发生的破坏现象,输送管道如果经常开停车或变负荷,系统流动不稳定,跨越铁路、公路受到振动,引起管道内介质在管道内部产生压力波弹性振动,从而引起交变应力,交变应力导致管道、设备等设施疲劳失效。
油气管道输送
《天然气管道输送》 1、天然气从井口到用户经过五大环节：采气、净、输、储、供。三套管网：集气管网、输气干线、城市配气。集输管道系统、长输管道系统、配气管道系统是一个统一、密闭的水力系统。 2、输气管道发展趋势：大口径、高压力、网络化； 高强度、高韧性管材； 地下储气库储气和调峰； 数字化技术应用 采用高压富气输送； 3、长输管线工程设计程序分为规划、项目建议书、可行性研究、初步设计、施工图设计。线路勘察和测量：踏勘、初步勘察、详细勘察。 4、天然气气质指标：发热量、硫化氢含量、总硫含量、二氧化碳含量、水露点。水露点比最低环境温度低5℃。 5、由于输气管道沿线压力的变化，气体的密度也随之变化，压力高，密度大；压力低，密度小。因此消耗于克服上坡管道的能量损失无法被在下坡管道中的气体获得的位能补偿。（为什么地形起伏会对输气工艺参数有影响） 6、输气管道的效率系数E一般小于1。E越小，输气管道越脏，管内沉积物越多，流量越小。 7、输气管道水力计算计算段长度为两个压缩机站间的距离。倍增压缩机站，输气量增加41%。 8、在进行复杂输气管道计算时，可将其化为简单输气管道。两种方法：当量管法（只适用于平行管）、流量系数法。 （1）简单输气管道的流量系数计算公式为： （2）把副管与管道系统中其它管道连接起来的短管称为连通管，用其连通后输气管道系统的流量与连通前流量之比称为连通管的效率 9、输气管道的平均温度：输气管道温降曲线与沿线坐标所包的面积和某一温度与沿线坐标所包的面积相等时，称该温度为平均温度——T cp。T cp越高，输气能力越小。在进行管线设计时，应将夏季低温T0作为水力计算的依据。 10、天然气水合物形成条件：①天然气处于合适的温度和压力；②天然气必须处于或低于水汽的露点温度（天然气的水露点），出现“自由水”。 防止措施：①提高天然气流动温度；②降压；③添加抑制剂；④干燥脱水（根本方法） 11、离心式压缩机的特性曲线是指压缩机的压缩比ε、效率ηn、功率N、压头H、流量Q和转速n的关系曲线。 12、压缩机转速不变时，压缩比随流量的增加而减小；功率随流量的增大而
天然气管道输送技术
天然气输送方式：液化输送管道输送。 输气管线按输气任务不同一般分为：矿场集气支线、矿场集气干线、输气干线和配气管线四类。 输气站的主要功能：调压、净化、计量、清管、增压和冷却等。 天然气组成大致分为三类：烃类组分含硫组分和其他组分。 按照油气藏的特点，天然气可分为三类，气田气凝析气和油田伴生气。 按照天然气中烃类组分含量的多少，天然气可分为干气和湿气 按照含硫量分为洁气酸性天然气。 天然气含水量指天然气中水汽的含量。绝对湿度指单位数量天然气中所含水蒸气的质量。相对湿度指单位体积天然气的含水量与相同条件下饱和状态天然气的含水量的比值。 我国将天然气按硫和二氧化碳含量分为一二三类。一、二类气体主要用作民用燃料，三类气体主要用作工业原料和燃料。 防止水合物形成从而方面考虑：提高天然气的温度和减少天然气中水汽的含量。 解除水合物堵塞的措施：1降压2加热3注防冻剂。 所谓地势平坦地区输气管道，是指地势起伏高差ds小于200m的管道。 流态划分：Re〈2000，流态为层流；3000〈Re〈Re1，光滑区； Re1〈Re〈Re2，混合摩檫区；Re〉Re2，阻力平方区。 输气管道的效率系数E一般小于1，E越小，表明输气管道越脏，管内沉积物越多，流量也就越小。 复杂管按各断面流量可分为等量流和不等量流二种。 年平均输气不均衡系数的大小取决于用户用气不均衡的大小、是否有地下储气库和季节性缓冲用气单位等因素。 储气方法通常有：地下储气、液化储气、储气罐、输气管的末段储气、其他储气方法（溶解储气或固体储气） 提高输气管能力的措施铺副管倍增压气站。 在输气站内，把设备管件阀门等连接起来的输气管路系统称为输气站工艺流程。 阀门一般离操作面1.2m如需操作较多阀门时必须离操作面1.8m以上。 城市管网的调压器通常安设在气源厂、燃气压送站、分配站、储罐站、输配管网和用户处。自力式压力调节器由指挥器、调节阀、节流针阀及导压管组成。 调压器按原理分为直接作用式和间接作用式；按用途或使用对象分为区域调压器、专用调压器及用户调压器；按进口压力分为高高压、高中压、高低压调节器、中中压、中低压及低低压调节器；按结构分为浮筒式及薄膜式调压器，后者又分为重块薄膜式和弹簧薄膜式调压器。自力式压力调节器由指挥器、调节阀、节流针阀及导压管组成。 分离器的内部构件：进口旋转器、除沫板、旋流破碎器、雾沫脱除器。 清管设备主要包括：清管器收发装置、清管器、管道探测器以及清管器通过指示器。 清管器的种类有：清管球、皮碗清管器和清管刷等。 管道温度低于零摄氏度时，球内应灌低凝固点液体，以防冻结。 简答题 气站设置原则：1尽可能设置在交通、能源、燃料供应、给排水、电信、生活等条件方便的地方，并和当地区域发展规划协调一致，以节省建设投资，便于经营管理和职工生活。2站址选择的结果要保证该站具有较好的技术经济效果，场地的大小既要满足当地最低限度的需要，又要保证为将来发展提供可能。3站址应选地势开阔、平缓的地方，便于场地排水。4
天然气管道输送计量输差的控制
龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/0d7677368.html, 天然气管道输送计量输差的控制 作者：王佳赵志伟 来源：《中国化工贸易·下旬刊》2017年第02期 摘要：随着天然气在能源结构中的比例日益提高，天然气需求量不断增大，天然气在管 输过程中的计量准确性的重要性日益突出。管输过程中的输差会造成供需双方的测量差异，严重时会导致双方矛盾，产生经济纠纷。本文就天然气管输过程中的输差产生原因进行分析，并就此提出针对性的输差控制措施，供天然气输送单位参考。 关键词：天然气；输差；控制措施 天然气管道运输过程中的输差产生原因，从技术层面分析，可总结为输送过程中的泄漏、计量流程配置、气体组分、管存误差以及包括放空在内的其他因素导致的输送误差。天然气管道输差成因较为复杂，除技术原因外，还存在管理因素导致的计量输差，本文在研究过程中，仅对技术原因造成的计量输差进行分析，并提出相应的控制措施。 1 计量输差成因分析 1.1 系统泄漏输差 泄漏输差的成因既有锈蚀穿孔等客观因素，也有人为的打孔窃气因素。客观因素方面，由于天然气管道长期运行，导致管道内外锈蚀穿孔，或由于地震、火灾、雷电、降雨等自然灾害，导致管道密封失效引起泄漏，或管线本身架设过程中存在失误，导致天然气泄漏，此类因素均可导致一定的计量输差。人为因素方面，利益驱使下，人为打孔窃气更加具有隐蔽性和目的性，同时造成的输差更大，有调查表明，在部分地区的天然气管网输送过程中，由于人为原因造成的输差，比例约为1.5%-3%。另外，基于天然气本身无色无味的性质，泄漏后不易察觉，不易定位，因此在输差构成中，泄漏输差不可避免，只能尽量减小。 1.2 计量配置输差 天然气输送管道系统构成较为复杂，所涉及设备除管道外，还包括各类计量仪表、管道阀门、监测传感器等。输送过程中，计量仪器与系统的匹配程度决定了计量配置输差的大小。目前高精度的天然气流量计，最高可达0.5级，主要在管线的重要节点和大型管道上推广使用。管道输送最常用的流量计精度一般在0.5-1.0级，型式以孔板流量计、涡轮流量计和超声波流量计为主。考虑流量计精度的最大差值，供气方与销气方分别采用精度上下限，则由于流量计产生的输差可达±2%-±3%。 1.3 气体组分输差
天然气管道输送管线工艺设计
目录 1 绪论 (1) 1.1 研究课题的目的和意义 (1) 1.2 国内外研究现状 (2) 1.2.1 管道施工技术 (2) 1.2.2 管道无损检测 (4) 1.2.3 管道防腐技术 (5) 1.3 研究内容 (8) 1.4 本题目的设计步骤 (8) 1.5 本设计所采用的规范 (9) 2 天然气管道输送 (10) 2.1 管输天然气气质标准 (10) 2.2 天然气长输管线的基本定义 (10) 2.3 管输的主要输送工艺参数 (10) 2.4 天然气长输管线的技术发展现状和趋势 (11) 2.5 天然气长输管线的组成与功能 (12) 2.6 输气管道站场的分类 (13) 2.6.1 首站的主要功能 (14) 2.6.2 分输站的主要功能 (15) 2.6.3 清管站 (15) 2.7 天然气长输管线的工艺设计内容要求 (16) 2.8 站址选择要求 (17) 2.8.1 基本要求 (17) 2.8.2 布站要求 (17) 2.9 线路工程 (18) 2.9.1 线路选择的原则 (18) 2.9.2 沿线自然条件状况 (19) 2.9.3 沿线城镇情况 (19) 2.9.4 沿线地区等级划分 (19) 2.10 压缩机组选型 (20) 2.11 管道材质及壁厚选择 (20) 2.11.1 材质选择 (20) 2.11.2 钢管壁厚的确定 (21) 2.12 管道跨越工程 (21)
3.1 概述 (24) 3.2 水力摩阻系数 (25) 3.3 天然气在输气管计算段中的平均温度t cp (27) 3.4 压气站间距l和压气站数 (28) 3.4.1 压气站间距l (28) 3.4.2 末段长度的近似计算 (29) 3.4.3 压气站数 (30) 4 计算说明书 (32) 4.1 基本参数确定 (32) 4.2 计算末段储气长度 (34) 4.2.1 设定城市配气管网 (34) 4.2.2 确定输气管末段的几何容积、末段储气量、确定末段平均压力 (35) 4.2.3 确定储气阶段终了时末段的平均压力P cpB (36) 4.2.4 计算储气阶段终了时的Z B (36) 4.2.5 计算储气阶段终了时的B B (37) ?函数值 (37) 4.2.6 计算） （ε 4.2.7 计算储气阶段终了时末段的终点压力P2B (38) 4.2.8 计算储气阶段终了时末段的起点压力P1B (38) 4.2.9 校核末段长度l k (38) 4.3 计算压气站间距 (38) 4.3.1 计算输气管计算段中天然气的平均温度t cp (38) 4.3.2 计算天然气压缩系数 (39) 4.3.3 计算压气站间距l (40) 4.4 计算压气站数n c.s (41) 4.5 计算结果表 (41) 4.6 方案优选 (47) 4.6.1 末段长度l k大于L (47) 4.6.2 站间距l大于L (48) 4.7 选择压缩机型号 (48) 4.8 压缩机站的布置 (51) 4.9 输气管道系统中的流程图 (53) 4.9.1 长输管道系统全线的总流程图 (53) 4.9.2 长输管道系统全线的清管站流程图 (54) 5 结论 (56)
排水管道及配件安装检验批质量验收记录
排水管道及配件安装检验批质量验收记录
填写说明 一、填写依据 1 《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242-2002。 2 《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300-2013。 二、检验批划分 可按设计系统、楼层、施工段、单元划分。 三、GB50242-2002规范摘要 主控项目 5.2.1 隐蔽或埋地的排水管道在隐蔽前必须做灌水试验，其灌水高度应不低于底层卫生器具的上边缘或底层地面高度。 检验方法：满水15min水面下降后，再灌满观察5min，液面不降，管道及接口无渗漏为合格。 5.2.2 生活污水铸铁管道的坡度必须符合设计或本规范表5.2.2的规定。 5.2.3 生活污水塑料管道的坡度必须符合设计或本规范表5.2.3的规定。 5.2.4 排水塑料管必须按设计要求及位置装设伸缩节。如设计无要求时，伸缩节间距不得大于4m。 高层建筑中明设排水塑料管道应按设计要求设置阻火圈或防火套管。 检验方法：观察检查。 5.2.5 排水主立管及水平干管管道均应做通球试验，通球球径不小于排水管道管径的2/3，通球率必须达到100％。 检查方法：通球检查。 一般项目 5.2.6 在生活污水管道上设置的检查口或清扫口，当设计无要求时应符合下列规定： 1 在立管上应每隔一层设置一个检查口，但在最底层和有卫生器具的最高层必须设置。如为两层建筑时，可仅在底层设置立管检查口；如有乙字弯管时，则在该层乙字弯管的上部设置检查口。检查口中心高度距操作地面一般为1m，允许偏差 ±20mm；检查口的朝向应便于检修。暗装立管，在检查口处应安装检修门。 2 在连接2个及2个以上大便器或3个及3个以上卫生器具的污水横管上应设置清扫口。当污水管在楼板下悬吊敷设时，可将清扫口设在上一层楼地面上，污水管起点的清扫口与管道相垂直的墙面距离不得小于200mm；若污水管起点设置堵头代替清扫口时，与墙面距离不得小于400mm。 3 在转角小于135°的污水横管上，应设置检查口或清扫口。 4 污水横管的直线管段，应按设计要求的距离设置检查口或清扫口。 检验方法：观察和尺量检查。 5.2.7 埋在地下或地板下的排水管道的检查口，应设在检查井内。井底表面标高与检查口的法兰相平，井底表面应有5％坡度，坡向检查口。 检验方法：尺量检查。 5.2.8 金属排水管道上的吊钩或卡箍应固定在承重结构上。固定件间距：横管不大于2m；立管不大于3m。楼层高度小于或等于4m，立管可安装1个固定件。立管底部的弯管处应设支墩或采取固定措施。 检验方法：观察和尺量检查。 5.2.9 排水塑料管道支、吊架间距应符合表5.2.9的规定。
天然气管道输送
调整站间距(增加输气量):在主管线上增设副管天然气水合物:也称水化物.它是由碳氢化合物和水组成的一种复杂的,但又不稳定的白色结晶体,一般用M*nH2O表示。M-水合物中的气体分子，n-水分子数干线输气管道的工况调节措施：①改变压缩机转速②压气站出口节流③压气站进口节流调节④进口导叶角度调节⑤回流调节输气站（功能）：调压、净化、计量、清管、增压和冷却等。调压（目的）：保证输入、输出的气体具有所需的压力和流量净化（目的）：脱除天然气中固体杂质，以免增大输气阻力，磨损仪表设备，污染环境，毒害人体。计量（目的）：气体销售、业务交接的一部分，也是对整个管道系统进行自动控制的依据。清管（目的）：通过发送清管器以清除管内积液和污物或检测管道的损伤。增压（目的）：为天然气提供一定的压能冷却（目的）：将增压升高的气体温度降低下来，保证气体的输送要求。首站（功能）：调压、计量、除尘、发送清管器、气体组分分析，气体水露点和烃露点检测等。中间站（功能）：进行气体增压、冷却以及收发清管器。末站（功能）：调压、除尘、计量、清管器接收等功能首中末站（功能）（流程切换、自动检测与控制安全保护、污油储存与阴极保护等功能输气站位置的确定：①各区及设备平面布置应满足工艺流程要求，尽量缩短管道长度，避免倒流，减少交叉。②分区布置，把功能相同的设备尽量布置在一个装置区。③输气站与周围环境以及各设备间在遵照有关规定，保证所要求的防火间距的前提下，布置应紧凑，同时也要保证消防、起重和运输车辆通行的道路和检修场地。④对于有压缩机的输气站，厂房内的压缩机一般成单排布置，若机组数量较多时，也可采用双排布置，以避免厂房过长而使巡回检查操作不便。⑤输气站除了有生产区外。还应设置维修间和行政办公室，它们通常单独或与仪表控制室合并在同一建筑物内。并应与压缩机房保持一定的距离，以减少噪声干扰。 工艺流程图：为了直观表示气体在站内的具体流向，便于设计、操作和管理，需要将流动过程绘制成图形。主要反映了站的功能和介质流向，要求图形清晰易懂。压缩机的分类（工作原理）：容积型、动力型（速度型或透平型）和热力型。容积型压缩机（分类）：往复式压缩机和旋转式压缩机动力型压缩机（分类）：离心式压缩机和轴流式压缩机驱动设备：在干线输气管道上，用来驱动输气压缩机的原动机有燃气轮机、燃气发动机和少量电动机。输气压缩机的选型：①应考虑管道和压缩的工艺要求、经济条件等，确定压缩机组类型、型号和规格②要求压缩机操作灵活，可调节范围宽③应根据生产特点和现场条件等具体要求，考虑压缩机的使用性能和结构参数除尘设备：旋风除尘器、多管干式除尘器和过滤除尘器等孔板流量计的流量测量原理：当流体通过节流件（标准孔板）时，在节流件前后产生压差，即通过测量压差和压力、温度来计算流量的。流量计的种类：孔板流量计、气体涡轮流量计、气体超声波流量计、气体涡街流量计、气体旋进旋涡流量计、气体腰轮流量计
排水管通球试验记录
排水立（干）管通球试验记录 编号：05-07-001 单位工程名称浙江大学医学院附属儿童医院滨江 扩建一期工程 分部工程名称建筑给水、排水及采暖 分项工程名称排水管道及配件安装项目经理李成斌 施工执行标准 名称及编号 建筑给排水及采暖工程施工质量验收规范(GB50242-2002) 试验日期试验部位地下室卫生间 排水立(干)管编号管径 (mm) 通球球径 (mm) 试验结果 排水立(干)管 编号 管径 (mm) 通球球径 (mm) 试验结果 地下室卫生间 排水管WOL2 DN100 35~75 符合要求 排水立(干)管总数：1路通球试验数：1路通球率：100 % 备 注 将直径小于排水管2/3的皮球放入管口中，再到出墙观察，水球畅通排出，施工符合设计及规范要求。 验 收结论施工单位 项目专业质量检查员(签名)： 项目专业技术负责人(签名)： 年月日 专业监理工程师(签名)： (建设单位项目专业技术负责人) 年月日
中华人民共和国国家标准规范用表 （GB50242-2002） 排水管道通球试验记录报验申请表 工程名称：良渚·16街区编号：05-07-001 致：浙江宏大监理工程有限公司（监理单位） 我单位已完成了1#楼排水管道通球试验的自检工作，现报上该工程报验申请表，请予以审查和验收。 附件： 排水立（干）管通球试验记录编号：05-07-001 承包单位（章）_____________ 项目经理_____________ 日期2007、5、20 审查意见： 项目监理机构________________ 总/专业监理工程师________________ 日期________________
天然气管道输送存在的危险及其预防探析
天然气管道输送存在的危险及其预防探析 摘要：随着经济的发展和人类对环保的重视，各国对优质能源和化工原料的需求稳步增长，天然气的能源生产和消费结构中的地位日益提高。天然气管理输送在天然气运营中起到非常重要的作用，本文主要分析天然气管理输送中存在的危险及其预防措施。 关键词：天然气，管理输送，危险，预防中图分类号： F407.22 文献标识码：A 文章编号： 在输气站内，把设备、管件、阀门等连接起来的输气管路系统，称为输气站工艺流程（简称工艺流程）。工艺流程展示了输送气体的来龙去脉。将工艺流程绘制成图即为工艺流程图，它是工艺设计的依据。工艺流程图不按比例，不受总平面布置的约束，以表达清晰、易懂为主。流程图上应注明管道及设备编号，附有流程的操作说明、管道说明（管径、输送介质）、设备及主要阀门规格表。可行性研究及初步设计阶段，需绘制输气系统的原理流程图，反映输气系统操作、主要设备、阀件及管路间的联系[1] 。施工图设计时，需绘制工艺安装流程图，用以指导施工图设计及输气管道施工、投产及运行管理。它应反映站内整个工艺系统，包括输气及辅助 系统在内。工艺安装流程图上主要设施的方位，主要管线的走向与总平面布置大体一致。
1天然气管道输送的概念所谓天然气管输，就是使从气井开采出来的天然气经集气管网、常规处理和净化后进人输气干线，输送至较远的地区或用户。我们把这一产业链中的管道输送称为天然气管输。广义的管输还包括城市内分布的输送天然气至用户的管线。由此，采气井口外的集气支线及输气干线系统均属于管输范畴，而只承担净化功能的天然气净化不在其中。天然气长输一般是指净化厂与城市门站或直供用户之间的管线输送。天然气的管道输送是借助于管线系统这个劳动资料（劳动手段）,使劳动对象——天然气发生空间位置的变化，即从产 地运至用户，为用户提供使天然气的使用价值得以实现的使用价值。天然气的管道输送业是运输业。 近年来，在经济、环保、结构优化等多重因素的综合推动下，在天然气管道等基础设施建设速度不断加快、探明天然气资源连年高速增长的拉动下，我国天然气市场呈现出一片前所未有、欣欣向荣的景象：天然气消费区域逐渐扩大；消费领域越来越广；消费群体和用户数量连年递增；消费量每年呈两位数增长；引进天然气资源（包括国内资源和国外资源）、开发本地天然气市场正进入许多省市的发展规划。 2天然气管道输送存在的危险 我国能源的管理水平，与国际接轨，我国今后也将推广应用热值计量技术。天然气热值的测定方法有直接测定法和间接计算法两种，传统的间接计算法是先通过测定天然气中各组分的浓度，再计算混合
天然气管道输送危险有害因素辨识与分析
科技信息专题论述 天然气管道输送危险有害因素辨识与分析 延安市产品质量监督检验所刘小娜子长县计量测试所徐小军延安市质量协会李聪杰 ［摘要］天然气管道输送在建设项目竣工、试生产运行正常后，通过对建设项目的设施、设备、装置实际运行状况及管理状况的安全 评价，查找该建设项目投产后存在的危险、有害因素的种类和程度，提出合理可行的安全对策措施及建议，贯彻“安全第一，预防为主，综合治理”方针，为建设项目安全验收提供科学依据,对未达到安全目标的系统或单元提出安全补偿及补救措施，以利于提高建设 项目本质安全程度，满足安全生产要求。本论文仅对天然气管道输送过程中可能存在的危险有害因素进行辨识和分析。 ［关键词］天然气管道输送危险有害因素辨识和分析 天然气管道一般采用埋地敷设的方式，部分地段靠近居民住宅区， 输送的物质属于易燃、易爆、有毒介质，运行过程中因设计、制造、安装、管理、人为第三方损害、自然等因素会造成压力管道变形、破裂、泄露并 导致发生火灾、爆炸或中毒事故，造成人员伤亡、财产损失。另外，检查 维修时如操作不当或违章作业而存在高处坠落和物体打击的危险。主 要危险危害因素如下： 1、工艺过程危险危害因素分析 天然气输送管线距离较长、输送压力较高、介质量大，且输送介质 具有易燃、易爆危险性。在运行管理过程中，可能存在设计不合理、施 工质量问题，或因腐蚀、疲劳等因素，容易造成管线、阀门、仪器仪表等 设备设施及连接部位泄漏而引起火灾、爆炸事故。此外，由于气候原因 会出现管道冻裂、腐蚀或应力腐蚀等。 1.1 设计不合理 管道设计是确保工程安全的第一步，也是十分重要的一步。设计 不合理主要有以下影响因素： （1）工艺流程不合理； （2）系统工艺计算不准确； （3）管道强度计算不准确； （4）管道、站场的位置选址不合理； （5）材料选择、设备选型不合理； （6）防腐设计不合理； （7）管线布置、柔性考虑不周； （8）结构设计不合理； （9）防雷防静电设计缺陷等。 1.2 施工质量问题 （1）管道施工队伍水平低、质量失控； （2）强力组装； （3）焊接缺陷； （4）补口、补伤质量问题； （5）管沟、管架质量问题； （6）穿、跨越质量问题； （7）检验控制问题； （8）没有严格按施工标准设计； （9）施工质量管理体系不健全。 1.3 腐蚀失效 腐蚀有可能大面积减薄管道壁厚，导致过度变形或工作压力下爆 破，也有可能导致管道穿孔，引发漏气事故。地上管线由于气候原因 可能引起管道保护层破坏，造成管道点化学腐蚀、化学腐蚀、应力腐蚀 等。 1.4 疲劳失效 疲劳失效是管道设备等设施在交变应力作用下发生的破坏现 象， 输送管道如果经常开停车或变负荷，系统流动不稳定，跨越铁路、公路 受到振动，引起管道内介质在管道内部产生压力波弹性振动，从而引起交变应力，交变应力导致管道、设备等设施疲劳失效。 2、管道和设施危险危害因素分析 输送管道系统有管道、管件、阀门、法兰、紧固件等。系统中材料质 量好坏直接关系到系统运行的可靠性和安全性。设备设施故障是输送 管道主要危险有害因素之一。输气设备设施故障主要有：（1）管件的裂纹、破裂等； （2）阀门、法兰、垫片及紧固件的损坏； （3）防雷防静电设施失效； （4）安全附件故障。 3、输气站场设施危险危害因素分析 输气站场的主要功能是接收来气，对来气进行过滤、调压、计量后 送至用户管网。主要设备有截断阀、过滤器、调压器、流量计、清管器接 — 432 —
天然气管道输送技术的研究与创新
天然气管道输送技术的研究与创新 发表时间：2018-01-03T10:20:18.053Z 来源：《防护工程》2017年第25期作者：张豆 [导读] 目前，我国能源方面的问题变得非常的尖锐，已经成为影响社会和谐的重要因素。在我国大量的资源消耗里，天然气占据着非常重要的位置。 铜川市天然气有限公司陕西铜川 727031 摘要：当今社会在飞速的前进，各行各业也在不停的向前发展。天然气管道输送技术对于燃气企业来说至关重要，为了让企业获得更好的发展，有必要加大对此项技术的研发力度，推动企业的进步。笔者深入研究了天然气管道输送技术方面的问题，希望能够给业内人士以参考，为我国的天然气产业做出贡献。 关键词：天然气；管道输送技术；研究与创新 目前，我国能源方面的问题变得非常的尖锐，已经成为影响社会和谐的重要因素。在我国大量的资源消耗里，天然气占据着非常重要的位置。当今社会正在飞速的发展，天然气已经走进了千家万户，可以说人们的生活已经离不开天然气。现如今天然气设施得到了大规模的建设，为最大程度的满足群众需要，相关从业人员也应该对天然气管道输送技术格外的重视，因为此项技术不但可以有效地帮助企业节约成本，增加企业的经济效益，而且可以优化天然气能源运输与应用的一些缺陷。对于企业来说，研究并实施好天然气管道输送技术非常关键，且具有非常深远的意义。 1天然气管道输送技术的现状 第一，我们需要了解，天然气管道属于大规模的工程，需要大量的资金投入。因为建设面积方面的限制，此项工程容易被相当多的外界因素所困扰，这就使得燃气计量输差不容易进行控制。为了解决这些问题，有部分专业人士对此进行了细致的研究，将不同运输方式所需的成本进行了对比，发现了液化天然气长距离管道运输技术经济性最优，在对此项技术进行更为严谨的研究后发现，此项技术的可操作性也较高。此外，就算外界的温度比较低，液化天然气长距离管道运输技术依然可以顺利稳定的进行运输，效果非常令人满意。此项技术在很大程度上推动了我国低温液化天然气储罐技术的发展。 第二，天然气联合凝析液的混合运输技术也在很大程度上取得了大范围的应用。虽然此项技术相对而言较为复杂，但其能够非常精确的计算出燃气所受到的压力以及诸多其他方面的作用,但是因为应用此项技术会对管道造成腐蚀，因此一定要先做好合格的保护措施。 第三，天然气管道输送技术虽然已经使用，但经常受到各种外界因素的影响，例如说施工成本以及使用年限等等，管道在使用时，许多方面都受到了极大的限制。而目标函数计算法可以有效地解决这些问题，让管道构架更加的稳定安全，提高性价比，因此具有大范围的应用推广价值。 2.液化天然气输送技术 因为搭建天然气需要大量的资金，进行远距离运输的话很有可能被各种各样的外界因素所左右甚至导致泄露的情况出现，为了有效的杜绝这一现象，相关的专家将各类不一样的输送方式展开比对，经过严谨的实验与分析，确定了液化天然气长距离管道运输技术是切实可行的。 此项目的专家们根据它的相关流程，模拟出了其进行液化的模型，之后再通过相关的实验进行分析与研究，经过长期的努力，结合实验所获得的数据及相关参数，能够推断出液化天然气在低于正常温度的条件下进行运输时所需要的条件和技术，这项技术也直接推动了我国大型低温液化天然气储罐技术的前进速度，对于全社会来说有着非常重大的意义。 液化天然气技术最早是用于海上的天然气运输，结合输送时面临的压力以及温度等数据，能够精确的测算出液化天然气管道站相隔的距离。通常来讲，若是排除其他外界因素，我们能够用相应的方程来计算出两个冷泵站存在的能量，能使液化天然气在低温的环境下顺利进行运输。 3.天然气-凝析液混合输送技术 天然气-凝析液混合输送属于气液混合运输法，需要进行非常复杂的运算以及操作，相应的模型也不容易进行模拟，一般涵盖瞬态模拟以及稳态模拟两方面；工艺模型的确定可以有效地帮助相关的专业人士进行相应的测算，而模型的建立离不开工作人员灵活运用混合物流动能量方程的能力。为了能够有效的模拟出混输管道进行运转时所体现出的参数，就一定要选择水力-热力耦合算法，完成测算之后我们就能了解到天然气-凝析液混合输送所受到的压力以及其他外界因素会给输送带来怎样的影响，这在很大程度上给我国相关技术领域指明了前进的方向，让我国的天然气管道输送工程更加具有效率以及质量。因为凝析气输管道里面具有大量的二氧化碳等具有腐蚀性的元素，使管道的内壁能非常轻易的就被腐蚀掉，腐蚀性是此项技术的最大的缺陷，为了保护好管道，在进行输送的时候有必要做好充分的防腐蚀方面的工作。 4.天然气管网输送 因为天然气管道工程需要投入非常大量的资金，而且根据相关的规定，其使用年限必须满足非常严格的标准，所以有必要对其进行严格的把控，确保其质量能够令人满意。若要进行有效的把控，可以利用目标函数计算法，由此来对输气管道系统进行完善和改良，让工程能够更加科学合理的进行下去，提高工程的可靠与稳定性，节省工程所需的成本，让工程更加的切实可行，减少外界因素的干扰。 5.天然气管道技术的创新 5.1天然气管道泄露检测技术 现在全球许多国家都在大力度的研究天然气管道泄露检测方面的技术，此项技术对于天然气管道工程来说非常的关键，直接决定着天然气管道能否顺利的投入使用。此项技术主要是通过吸收甲烷来确定天然气是否出现泄露，其关键环节就是遥感系统，有专业的权威人士在经过严谨的科学实验之后得出结论，此技术要比传统方法节约非常多的成本，并且其工作效率要比传统方法高出一半以上。 5.2天然气管道运行仿真技术 当今社会在不停地进步，在线仿真技术得到了非常迅猛的发展，这项技术正在应用于非常多的行业里。将仿真技术与天然气管道运输进行结合的话，能够很好的提升管道运行的安全稳定，还可以有效的节省成本；此项计算机技术的使用可以有效的优化相应的管理模型，