长输管道工程输气站场：清管装置的设置
长输管道试压、清洗、吹扫、干燥11
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。
长输天然气管线清管试压方案
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
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。
长输管道基础知识
03
通过收发清管器来清除管道 中的积液、粉尘杂质和异物。
03
长输天然气管道的总体布置
首站 阀 室 分输站 阀 室
阴极保 护站
增压站
阀 室
清管站
末站
用户
储气库
长输管网--首站工艺流程
长输管网--末站工艺流程
长输管网--分输站工艺流程
长输管网--清管站工艺流程
站址选择要求
满足系统工艺设计的要求， 所选位置总体上服从输气 干线的大走向。
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所选站址(含放空区)的占 地面积应使站内各建筑物 之间能留有符合防火规范 规定的安全间距。
站址选择要求
选择较有利的地形及 工程地质条件，应避 开易发生山洪、滑坡 等不良工程地质段及 其他不宜建站的地方。
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站址应尽量避开湿陷 性黄土分布地区，或 选在湿陷量较小的地 段。
工程、水文地质要求 地耐力不小于150kPa。
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站场常见的设备--清管收发设备
站场常见的设备--分离设备
发送过程
接受过程
a.收发球筒 ｂ.快开盲板 ｃ.排污排空阀 ｄ.ｅ.f.与管径等径球阀
ｇ排污池
站场常见的设备--计量设备
孔板流量计又称为差压式流量计，是由一次 检测件(节流件)和二次装置(差压变送器和流 量显示仪)组成。采用均压环、一体型结构。 涡轮流量计由涡轮和装于外部的检脉冲器构 成，液体流进涡轮，引起转子旋转，特定的 内径使转子转速直接与流量成比例。
地下水位较低，无侵 蚀性。
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站址选择要求 布站要求 输气管道的沿线有许多种站场设施，将这些设施合建能减少占 地，降低投资，并且方便管理。因此在可能的情况下宜尽量将这些 站场设施合建：
输气站场简介
三、输气站场的重要装置
1、过滤装置 功能是除去天然气中杂质、凝固物等固态杂质，以减少对设 备、仪表及管道的磨损、腐蚀与堵塞，并保证计量精度。 2、调压装置
门站的调压装置按门站出口压力需要可分为高中压或高高压
调压器，一般多采用自力式调压器，也有采用轴流式调压器。 3、计量装置 门站计量装置分为中压流量计量装置和次高压流量计量装置 。
（1）清管的作用 • 保护管道，使它免遭输送介质中有害成分的腐蚀，延长使 用寿命； • 改善管道内部的光洁度，减少摩阻，提高管道的输送效率； • 保证输送介质的纯度； • 对管道内壁和管道中的各种损伤和缺陷作诊断性检测的清 管。
• 清管器的工作原理是：清管器进入管道后，利用 皮碗裙边对管道的4％左右过盈量与管壁紧贴而达 到密封，其皮碗唇部与管壁紧密吻合，清管器由 其前后天然气的压差推动前进，同时把污物推出 管外。
5、线路截断阀室
在输气管线上间隔设置截断阀室，其功能是管 道检修或事故时截断气流。当输气管道发生事故时， 能迅速实现事故点两端有限范围内的自动紧急截断， 将事故限制在一段有限的区间内，在不全线放空的 情况下进行各种管道作业。 干线截断阀驱动方式有气液联动、电液联动、 电动、气动等驱动装置，尤其气液联动使用最为广 泛。各种驱动方式都配有手动机构以备驱动机动失 灵时使用。
（2）调压 • 分输去用户的天然气一般要求保持稳定的输出压 力，并规定其波动范围。站内调压设计应符合用 户对用气压力的要求并应满足生产运行和检修需 要。 • 调节装置目前多采用自力式压力调节阀或电动调 节阀，宜设备用回路。分输站调节装置宜设在分 离器及计量装置下游分输气和配气的管线上。 （3）计量 • 分输去用户的天然气需要计量，该部分内容同首 站。
按输气站场在输气管道中所处的位置分为：输气 首站、输气末站和中间站(中间站又分为压气站、气 体分输站、清管站等)3大类型及一些附属站场(如储 气库、阀室、阴极保护站等)。
国内外长输管道清管技术综述
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
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
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。
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长输管道工程输气站场：清管装置的设置”
讨论内容包括：
1、长输管道清管装置设置的原则是什么？
2、清管站设置间距一般为多少？
3、清管器的型式有哪些？
4、清管流程如何设置？
5、收发球筒布置安装有何要求？
6、清管作业操作程序和注意事项？
7、具体工程相关经验举例。
管道清管器收发装置布置原则
（1）通过清管器的阀门应选用直通式球阀和带导流孔的平板闸阀，不通过清管器的阀门宜
选用球阀和无导流孔平板闸阀；
（2）清管器收发筒的结构长度应能满足通过清管器或检测器的要求；
（3）清管器进站1km 以外和接收筒与干线闸门间应装置清管器通过指示器；清管器发送三
通应装设清管器通过指示器；
（4）清管器收发筒的安装高度宜在0.8～1.3m，最高不超过1.5m；
（5）清管器收发筒上的快速开关盲板，不应正对间距小于或等于60m的居住区或建（构）
筑物区；
（6）清管收发筒盲板下应设污油池。清管区内应设污油罐。清管作业的污油应集中收集处
理，不得随意排放；
（7）清管应采用密闭清管流程；
（8）天然气清管时的排放物中含有甲、乙类液体时，应引入分离设备，回收凝液，气体排
放至安全地区。
长输管道清管装置设置的原则：
对于原油、成品油、天然气等管道均需要设置清管装置。原油管道的清管更多是清理在生产
运营阶段原油析出的蜡质，而成品油和天然气由于介质较纯净，清管器往往是用作投产前期
的协助清管吹扫及运营后期的智能清管上面。
2、清管站设置间距：
清管站的设置国内没有规范可以依据，对于原油管道清管站的设置密度应该是最大的。一般
清管站都是与其它类型的站场合建。成品油管线全线设置的清管站相对较少，国内已建的某
管线600公里只在150公里处设置了1处清管站。
3、清管器的型式：
随着技术的进步清管器也渐渐告别其最原始的清管功能，渐渐的融入了智能检测等功能。对
于长输管线国内用筒式收发球筒还是很成熟的，但今年也在短距离小口径的管线上应用起了
清管阀，效果也不错。
4、清管流程的设置：
主流程直接进站，清管流程通过阀门切换在收发球后介质进站。
5、收发球筒布置安装要求：
要适合工人操作并具备安全性，在收发球筒上安装安全阀，快开盲板不能对着人活动区域。
6、清管作业操作程序和注意事项：
对于较大口径的清管器还要设置接收发送装置，以减少工人的劳动强度。
1、清管设施宜设置在输气站内；
2、清管工艺应采用不停气密闭清管工艺流程；
3、 清管器的通过指示器应安装在进出站的管段上，应按清管自动化操作的需要在站外管
道上安装指示器，并应将指示信号传至站内；
4、清管筒收发筒的结构应能满足通过清管器或栓测器的要求。清管器收发筒和快开盲板的
设计应符合国家现行标准《清管设备设计技术规定》SY/T0533和《快速开关盲板》SY/T0556
的规定；
5、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、构筑物区。
当受场地条件限制无法满足上述要求时，应采取相应安全措施；
6、清管作业清除的污物应进行收集处理，不得随意排放。