天然气管道材质 【范文十篇】
天然气管道材质
天然气管道的质量与安全要如何管理
改革开放以来，我国国民经济保持持续高速发展的势头，对能源的需求也逐年增加，天然气管道工业的大发展对调整我国能源结构、改善环境污染、进一步推动国民经济的发展有重要意义。随着西气东输项目的实施，我国地方性天然气管道建设方兴未艾，作为我国天然气运输的主要手段一一天然气长输管道，相当于人体的重要血管，如何保证“血管”高效可靠安全运行是至关重要的，也将是今后一段时期内天然气管道经营企业面临的重要课题。
输气管道安全的重要性
天然气输气管道具有管径大、运距长、压力高和输量大的特点，包括管线、站场、通信、防腐设施等附属系统，是巨大而复杂的工程。而输送的介质是易燃、易爆、易挥发的气体，一旦因各种原因造成管道泄漏、破坏，则可能引发火灾、爆炸事故，造成生命、财产的巨大损失，同时给公共卫生和环境保护带来较长时间的负面影响。
近年来国内外天然气管道着火、爆炸事故时有发生。最近投产仅13天的中缅天然气昆明东支线管道，在23日晚发生泄露事故。
浅析天然气管道安全事故原因
我国管道的事故率略高于经济发达国家。据分析，管线投产初期设计、施工、管材、设备等诸方面的不足均暴露出来，这一时期约为2年左右，可称为管道幼年期，易发生事故。另一事故率较高的时期为老龄期的管线。
引发天然气管道事故的原因主要表现为以下几个方面：
1.管道设计施工遗留的缺陷、损伤。
2.管材或相关设备缺陷。
3.管道运行期间第三方破坏。
4.管道腐蚀穿孔。
5.自然灾害。
6.运行中误操作。
天然气管道安全质量管理措施
针对新建管道易引发事故的因素，我公司在建设安邯天然气输气管道过程中，从材料设备、设计、监理、施工等环节加强管理，规范运作，严格贯彻执行HSE管理体系，以确保工程建设的质量和安全。对老龄期的管线则应加强维护和降压运行。
(一)完善设计
1.严格执行国家石油天然气行业的现行标准、规程、规范和管理规定。
2.线路走向安全可靠、经济合理，充分考虑施工和运行管理的可操作性。
3.对河流、公路等穿越段管线采用套管保护、重点设防。
4.管道防腐采用外涂层加阴极保护的联合防腐技术。
5.为提高管线的安全运行可靠性，在漳河南增设气液联动紧急切断阀，实现压力急降自动关闭。
6.结合管道沿线地质情况，增加管道埋深：旱田管顶覆土由1.2m增加至1.5m，水田管顶覆土由1.5m增加至2.0m。
7.采用SCADA系统，对各输气站工艺参数实时监控，设置联销报警系统，实现科学化、自动化管理。
8.做好工程地质勘察，尽量避开不良地质地段，采取合理有效的防静电和雷击措施，使自然灾害可能对管线造成的影响降到最低。
(二)加强材料设备管理
1.组织行业内专家多方面论证，确定主要材料设备的规格、型号。
2.主要材料设备经严格的资质审查后，以招投标方式确定。
3.重要材料设备业主派人配合监理驻厂跟踪检验。
4.重要材料业主派人押运，防止途中损坏。
5.所有材料设备使用前须经过业主、监理组织的联合检验，及时处理现场发现的问题。
(三)严把施工质量关
1.严格审查施工单位的各项施工组织方案，确保符合技术规范标准和工程实际。
2.对施工重点工序尤其是管道焊接严格管理。
(1)组织监理对焊工进行资质审查并现场考核，合格后方可施焊。
(2)清除坡口及两侧的水、锈、油、污，正式焊接前在试板上进行焊接规范调试。
(3)用风速仪、干湿温度仪测量焊接现场的风速、温度和湿度，有不良影响立即采取有效保护措施。
(4)焊接过程严格按焊接工艺指导书要求进行。
(5)通过采取一系列措施，安邯线焊接质量优良，全线焊口射线探伤和超声波探伤一次合格率分别达到98.4%和95.3%。
3.管道下沟时严禁损伤防腐层，采用电火花检漏仪和音频检测仪检查，发现漏点及时修补。
4.对穿越段焊口作100%射线和100%超声波探伤。穿越漳河时，对弹性曲线段设加密桩，开挖中和开挖后，业主、监理复核管沟中心位置、沟宽及沟底标高，确保埋深达到设计要求。
5.在严把施工质量的同时，我们坚持“安全第一，预防主为”的方针，采取多种有效的安全管理措施，安邯线实现了全线无事故、无人身伤害的安全施工目标。
为预防事故发生、保障安全生产，我国先后出台了《石油天然气管道保护条例》、《石油及天然气管道安全监督管理规定》等法规，对油气管道的安全监督管理作出了明确的规定。我们相信，在政府的政策支持下，采取一系列行之有效的措施，比如全面实施HSE管理体系、切实提高管道检测水平、加大对管道破坏的打击力度、实施管道风险评估等措施，一定能把发生事故的可能性降到最低，达到控制或消除事故隐患的目标。
感谢您的阅读，更多资讯尽在液市网
范文二：天然气的性质
分享到： QQ空间 新浪微博 开心网 人人网
一、天然气的性质
(一) 基本特性
1. 天然气的视分子量
因为天然气是多种物质的混合物，因此不像纯净物那样有相对分子质量。在O℃(273.15K)，一个大气压(101.325kPa)下，1mol天然气的体积为22.4L，1mol天然气的质量即为天然气的摩尔质量。天然气的摩尔质量的数值视为天然气的相
对分子质量，叫作天然气的视分子量。
式中M——天然气的视分子量；
yi——天然气各组分的体积组成；
Mi——天然气各组分的分子量。
上式说明，天然气的视分子量，随着其组分的变化和各组分组成的变化而变化。由于天然气的最主要成分是甲烷，而且其体积组成为90%左右，所以天然气
的视分子量约为17。
例如，某天然气的组成为：甲烷97%，乙烷1.5%，丙烷、丁烷、戊烷均为
0.5%，求天然气的视分子量。
解：M=16×97%+30×1.5%+44×0.5%+58×0.5%+72×0.5%=16.84
所以，该天然气的视分子量为16.84。
2. 密度和相对密度
密度是单位体积物质的质量。其公式为
式中ρ——天然气的密度，kg/m3；
m——天然气的质量，kg；
V——天然气的体积，m。
由于在0℃(273.15K)，一个大气压(101.325kPa)下，1mol天然气的体积为
22.4L，而气体的摩尔质量在数值上等于其视分子量。因此 3
由于天然气的体积随压力、温度的变化而改变，故天然气的密度也随压力、
温度的变化而改变。因此引入相对密度的概念。
天然气的相对密度，是指在同温同压条件下，天然气密度与空气密度的比值。
式中G——天然气的相对密度；
ρ——天然气的密度，kg/m3；
ρa——同温同压下空气的密度，kg/m3。
通常所说的天然气的相对密度，是指压力为101.325kPa、温度为0℃(273.15K)条件下时，即标准状态下的相对密度。天然气比空气轻，其相对密度
一般小于1，通常在O.5～0.7之间。
3. 临界状态
使天然气液化的最高温度称为天然气的临界温度；在临界温度下使气体液化的最低压力称为天然气的临界压力。临界温度、临界压力统称为临界参数。这些
参数对应的状态叫临界状态。
4. 湿度和露点
天然气的绝对湿度，是指单位体积天然气中所含水蒸气的质量，单位是g/m3。
在一定的温度和压力条件下，天然气的含水量达到某一最大值，就不能再增加水汽的含量，同时开始有水从天然气中凝析出来，此时的天然气含水量达到饱
和，即天然气为水汽饱和。
天然气为水汽饱和时的绝对湿度，称之为饱和绝对湿度，或简称饱和湿度。饱和湿度是一定压力和温度条件下天然气的最大含水汽量。天然气中的含水汽量
超过此值后，就会有液态水析出。
在相同压力和相同温度下，气体的绝对湿度和饱和绝对湿度的比值称为相对
在一定压力下，饱和绝对湿度对应的温度称为水的露点，简称为露点。
二、热力学性质
1. 天然气的热值
天然气的热值是单位质量的天然气完全燃烧后发出的热量。其国际单位为
天然气的热值分为高热值和低热值。
高热值(全热值)
燃烧的反应热加上水蒸气冷凝的潜热称为天然气的高热
低热值(净热值)
不包含水的冷凝在内的燃烧热，称为天然气的低热值。
2. 爆炸极限
天然气是一种可燃烧的气体，当它与空气混合达到一定的比例时，可以发生爆炸。可能发生爆炸的天然气最低浓度称为爆炸下限，最高浓度叫作爆炸上限。上下限之间的范围称为天然气的爆炸极限。根据天然气各组分含量不同，天然气
的爆炸极限为4%～15%。
黏度是表示流体流动时分子间因相对运动而产生的阻力大小的物理量。黏度大的流体流动困难，.黏度小的流体易于流动，实质上，黏度表征流体内部有相对运动时，相互间的摩擦力，即相互障碍运动的力，内摩擦力也叫作黏滞力。流
体的黏滞力可用牛顿内摩擦定律计算。
式中F——两层流体间的内摩擦力，N；
η——流体的动力黏度，Pa·s或N·s/m；
d——两层流体间的距离，m；
A——两层流体间的接触面积，m2；
v一两层流体间的相对运动速度，m/s。
工程上经常使用运动黏度，因为运动黏度在计算中比较方便，它是动力黏度
与密度的比值，即 2
式中μ——流体的运动黏度，m/s。
动力黏度又称为绝对黏度，运动黏度又称为相对黏度。天然气的黏度，与其组分相对分子量、组成、温度及压力有关。在低压条件下，压力变化对气体黏度影响不明显，温度升高气体黏度增大。在高压条件下，压力增加气体黏度增大，在压力不变时随温度升高分子运动速度增大，使分子间接合条件恶化，气体黏度降低。天然气的最主要成分是甲烷，一般情况下天然气中甲烷含量可达95%以上，
故可以用甲烷的黏度代替天然气的黏度。
范文三：管道煤气和天然气、液化气的区别
1. 天然气：
是一种毋需提炼的天然气种，无色、无味（输送中加入特殊臭味以便泄露时可及时察觉），无毒且无腐蚀性，主要成分为甲烷（CH4）。天然气比空气轻，泄漏时会漂浮于空中，比液化的石油气容易扩散，安全性比其他燃气更好。燃烧值为大卡，气压为2.0Kpa±0.3。由于它燃烧时仅排出少量的二氧化碳和极微量的一氧化碳和碳氢化合物、氮氧化合物，因此是一种清洁能源，国家的大部分地区将它逐渐取代其他燃气，深圳市从2006年开始置换，至今全市已大面积使用天然气（盐田部分地区未置换）。
2. 液化石油气：
液化石油气是石油开采、裂解、炼制得到的副产品。主要成分是：丙烷(C3H8)、丙烯（C3H6）、丁烷（C4H10）、丁烯（C4H8）和丁二烯（C4H6）。无毒、无味（运送中加入特殊的臭味以让泄漏时可察觉），它具有麻醉及窒息性，过多的液化石油气充满密闭的空间，会令人有刺激感，呼吸困难、呕吐、头痛、晕眩等不适，甚至发生窒息意外。液化石油气比空气重，一旦泄漏便会沉积在地面或低洼地区。是一种易燃、易爆的气体，而燃烧时会产生大量的一氧化碳废气。燃烧值为2大卡，气压为2.8kpa±0.5。
3.人工煤气：
人工煤气根据制气原料和制气的方法分为三种①干馏气（隔绝空气的情况下对煤加热而获得）；②气化煤气（对煤进行气化而产生）；③油制气（重油热裂解和催化裂解而获的制气）。其主要成分为甲烷（CH4）、氢气（H2）、一氧化碳（CO）；燃烧值：大卡/标准立方米，气压为1.0kpa。 4. 空气混合气：
液化石油气与空气的混合气，理论比例为1：1，主要成分是丙烷、丁烷。空气混合气具有一般燃气的共同特点外，还具有热值高、无毒洁净等优点，燃烧值：8500大卡。
以上是我国目前大多数城市所使用的、常见的燃气种类。
如果你家里用的是钢瓶，那一定是液化气， 如果你家里用的是从管道里来的气，就一定是 煤气或天燃气
天然气和煤气都是气体燃料，为什么天然气转换后，原有的煤气灶具和器具却不能直接用了？
据了解，天然气和人工煤气是两种不同性质的燃气，其热值、火焰传播速度、供气压力、组成等均有较大差异。天然气一般是干气，成份以甲烷为主，基本不含杂质，热值高、火焰传播速度慢、输送压力高。而人工生产的煤气是多种气体的混合物，含有水份、集油和灰尘、氨萘、硫化氢等杂质，输送压力较低。
从燃烧特征讲，天然气与煤气不具备互换性，因而燃气向天然气转换的时候，必须对原有煤气灶具、器具、计量表、输配管网进行更换或改造。其中人工煤气
燃具应该改造或更新为天然气燃具，家用灶具通过更换喷嘴、火孔盖改制成天然气灶具。家用热水器通过更换喷嘴（主火、长明火等）燃烧器改制成天然气热水器。 成本低多了. 再说其后果，如果煤气灶用天然气的话，可能会发生泄漏甚至爆炸危险哦。
范文四：天然气输气管道
一、天然气输气管道
1、输气管道概念
将天然气（包括油田生产的伴生气）从开采地或处理厂输送到城市配气中心或工业企业用户的管道，又称输气管道。利用天然气管道输送天然气，是陆地上大量输送天然气的唯一方式。在世界管道总长中，天然气管道约占一半。
中国是最早用木竹管道输送天然气的国家。由于木竹管道制作简单，又能耐腐蚀和便于就地取材,因而从古代直到中华人民共和国成立以前,在中国浅气层低压天然气集输中起过巨大作用。中国的现代天然气管道工业，多集中在天然气主要产地四川省。1963年建成了第一条巴渝输气管道，管径为426毫米,全长54.7公里。到1983年已建成从川东经重庆、泸州、威远至成都、德阳等地，沟通全省的输气管网，管径426～720毫米，全长2200多公里，设有集配气站178座，年输量50～60亿立方米。此外在大庆、胜利、华北等油田，建有向石油化工厂输送伴生气的管道。世界输气管道也经历了与中国相似的发展过程。18世纪以前，管道也是竹木管，18世纪后期用铸铁管，19世纪90年代开始采用钢管。
随着现代科学和工程技术的发展，以及世界对天然气需求量的日益增加，促使管道朝着大口径、高压力方向发展，出现了规模巨大的管网系统。如苏联的中亚细亚－中央区输气管道系统，由4条输气管道组成，全长94000多公里，年输量650亿立方米；加拿大的管网系统年输量达300亿立方米。60年代开始，在天然气进出口国之间，相继建造了许多跨国管道，到1977年共有20多个国家建有跨国管道。如由苏联经捷克斯洛伐克、奥地利、民主德国到联邦德国的1780公里的输气管道；由奥地利到意大利长774公里的管道;70年代末期施工的由阿尔及利亚经突尼斯、地中海和突尼斯海峡到意大利的全长2500公里的管道等。
2、输气管道的结构
输气管道是由单根管子逐根连接组装起来的。现代的集气管道和输气管道是由钢管经电焊连接而成。钢管有无缝管、螺旋缝管、直缝管多种，无缝管适用于管径为529毫米以下的管道,螺旋缝管和直缝管适用于大口径管道。集输管道的管子横断面结构，复杂的为内涂层-钢管-外绝缘层－保温（保冷）层；简单的则只有钢管和外绝缘层，而内壁涂层及保温（保冷）层均视输气工艺再加确定。
钢管是管道的主要材料。天然气输送钢管是板（带）经过深加工而形
成的较特殊的冶金产品。管道钢的组织形态，由于工艺技术的差别，各厂商生产的管道钢存在一定的差异。20世纪60年代，一般采用X52钢级，70年代采用X60、X65钢级，80-90年代以X70钢为主。近年来外国一些国家输气管道开始采用X80钢。随着管道钢研究的不断发展，加拿大等国已铺设了X100和X120管道钢的试验段。我国在冀宁联络线管道工程中，首次把X80级管道钢用于7.71km的试验段。长达4843km的西气东输二线干线管道全部采用了直径为1219mm的X80钢级管道钢，将输气压力提高到12Mpa。一般来说，X80钢为铁素体和贝氏体双相组织，X100管道钢为贝氏体组织，X120管道钢为超低碳贝氏体和马氏体。对于天然气管道的管材来说，强度、韧性和可焊性是三项最基本的质量控制指标。
3、输气管道的特点
1）输气管道系统是个连续密闭输送系统。
2）从输送、储存到用户使用，天然气均处于带压状态。
3）由于输送的天然气比重小，静压头影响远小于液体,设计时高差小
于200米时，静压头可忽略不计，线路几乎不受纵向地形限制。
4）不存在液体管道水击危害。
5）发生事故时危害性大，波及范围广。管道一旦破裂，释放能量大，
撕裂长度较长，排出的天然气遇有明火，还易酿成火灾。
4、天然气管道输送系统
天然气管道输送系统由管道输气站和线路系统两部分组成。线路系统
包括管道、沿线阀室、穿跨越建筑物（见管道穿越工程和管道跨越工程）、阴极保护站（见管道防腐）、管道通信系统、调度和自动监控系统（见管道监控）等。
天然气输送管道可按其用途分集气管道、输气管道、配气管道等三种。
①集气管道：从气田井口装置经集气站到气体处理厂或起点压气站的管道，主要用于收集从地层中开采出来未经处理的天然气。气井压力很高，,管径为50～150毫米。②输气管道:从气源的气体处理厂或起点压气站到各大城市的配气中心、大型用户或储气库的管道，以及气源之间相互连通的管道，输送经过处理符合管道输送质量标准的天然气（见管道输气工艺），是整个输气系统的主体部分。输气管道的管径比集气管道和配气管道管径大，目前最大的输气管道管径为1420毫米。天然气依靠起点压气站和沿线压气站加压输送，管道全长可达数千公里。③配气管道：从城市调压计量站到用户支线的管道，压力低、分支多，管网稠密，管径小，除大量使用钢管外，低压配气管道也可用塑料管或其他材质的管道。
长输天然气管道的总体结构与流程图
二、中国天然气输气管道铺设情况
三、有关规范 GB《输气管道工程设计规范》
GB《油气集输设计规范》
QSY 30-2002 《天然气长输管道气质要求》
SY0466-97《天然气集输管道施工及验收规范》
TSGR《压力容器压力管道设计许可规则》
四、中国输气管道工程技术现状
随着中国在冶金、制管、通信、自控仪表等方面的技术进步，使管道
工程技术水平有了很大提高。输气管道建设已有了一套可遵循的标准、规范，技术上具备了建造高压、大口径、现代化输气管线的能力。
1、输气管道设计
西气东输工程建设为管道线路数字化遥感技术与管道数字仿真技术在
输气管道设计中的应用起到了推动作用。
输气管道工程是长距离的线形工程体系，工程的勘察、设计、施工以
及后期的管理运营涉及的点多、线长。涉及地质灾害类型众多，但管道线路勘察、设计存在着工期短、旧地图的地理信息与现实不符、工程受季节限制大等问题，需要用各种手段查明这些因素和灾害类型，降低管道工程投资成本与风险。
在地形图的基础上应用遥感图像可对复杂地质地貌段线路的方案比选
提供更为全面、客观、准确的补充信息，在地形图缺失的地区和其他参考信息不能全面反映管道工程的具体线路环境，应用遥感图像可以全面掌握线路工程环境，进而展开选线。
利用数学方法对管道运行工况进行详细计算。采用计算机仿真技术，模拟管道的瞬态变化规律，提供合理的设计方案或运行方案。
2、输气管道施工
1）管道全位置自动焊
国内管道焊接技术随着油气长输管道技术事业的发展得到了迅速提高。20世纪70年代及以前采用传统的手工焊；80年代初，采用手工下向焊工艺，并逐步推广到大部分施工企业；到了90年代初，则采用了半自动焊设备和工艺。“九五”末期开始进行管道自动焊（填充、盖面焊）的引进、研制、试验和培训工作。
在西气东输工程中，采用了全位置自动焊焊接技术。其焊接方式是：内焊机根焊+外焊机热焊、填充、盖面焊。全位置自动焊焊接技术是利用内焊机根焊工艺性能好、焊接速度快的特点进行根焊焊道的焊接。利用外焊机焊接效率高的特点进行填充和盖面焊道焊接，管端焊接接头采用复合坡口形式，焊缝机械性能好、节省填充金属、焊接热影响区小、变形小、应力小、焊接效率高。
管道全位置自动焊是管子固定不动，焊接小车绕管子转动来实现管子的全位置（平、立、仰）焊接，焊接过程由机械和微机来控制，受人为的影响因素较小。所以管道全位置自动焊具有焊缝质量好、焊接效率高等优点。
2）河流穿跨越技术
随输气管道工程不断扩展，管道穿越河流工程遍及全中国，如：嘉陵江、沱江、岷江、黄浦江、钱塘江、松花江、淮河及长江、黄河等。
20世纪80年代前穿越大、中型河流以大开挖施工方法为主。大开挖穿越方法简单，适应各种地质条件。但土石方工程量大，对地表生态环境破坏严重，因河床演变管道安全性较低，施工受限条件多，施工方案、技术措施及费用受施工期河流量影响较大。随着科技发展，新型管道施工机具的出现，非开挖穿越因其施工简便、速度快、质量好、对环境影响小等优点已被越来越多地用在各种河流的穿越上，特别是大、中型河流。
目前常用的非开挖穿越方法有：定向钻、隧道、顶管、盾构等。其中定向钻已穿越300多条河流。穿越总长达150km以上。
受水文地质、河床工程地质等条件限制的河流也可采用跨越技术跨越河流。采用的管道跨越河流结构形式主要有：单管拱结构、多跨连续梁结构、桁架式结构、悬挂式结构、斜拉索管桥结构、大跨度非对称混合斜拉
索管桥结构等。各种跨越结构形式的采用是根据管径大小、河流宽窄及自然条件等情况而定。
3、管道保护
1）3PE防腐层
三层PE聚乙烯防腐作业技术是90年代来在长距离管道外防腐上兴起的一种新工艺，采用三层防腐介质，从里到外分别是熔结环氧粉末、PE胶粘剂和聚乙烯，应用热涂敷固化在钢管表面，从而实现防腐的目的。此防腐方法粘接能力强，材料硬度高，防腐性能好。
2）第三方施工“六步法”
①联合现场勘查
②审查施工方案
③签订安全协议
④缴纳安全抵押金
⑤“点对点”全程监护
⑥联合现场验收
3）阴极保护、站内阴保护系统、管道检测设备
埋地管道腐蚀预防方法：选用耐腐蚀材料、在输送或储存介质中加入缓蚀剂抑制内壁腐蚀、采用内、外壁防腐涂层、采用阴极保护。
五、国外天然气管道输送技术的发展趋势
1、增大管径。国外干线天然气管道直径一般在1000毫米以上。例如前苏联通往欧洲的天然气管道干线直径为1420毫米，著名的阿意输气管道直径为1220毫米。
2、提高输气压力。目前，西欧和北美地区的天然气管道压力普遍都在 10MPa以上。像阿意输气管道最高出站压力达21MPa，西气东输一线压力为10MPa，二线西段达到了12MPa。
3、广泛采用内涂层减阻技术，提高输送能力。国外输气管道采用内涂层后一般能提高输气量6％至10％，同时还可有效减少设备的磨损和清管次数，延长管线使用寿命。
4、提高管材韧性，增大壁厚。国外制管技术发展较快，输气管道普遍采用 X70 级管材，X80级管材也已用于管道建设中。用X80级管材可比 X65 级管材节省建设费用7％。
5、完善的调峰技术。目前，西方国家季节性调峰主要采用孔隙型和盐穴型地下储气库。
6、广泛采用压缩机机械干气密封、磁性轴承和故障诊断等新技术，不仅可以延长轴承的使用寿命，取消润滑油系统，降低压缩机的运行成本，
而且可以从根本上提高机组的可靠性和完整性。
范文五：天然气管道补口材料选择及施工
（山东省天然气管道有限责任公司，济南济兖路279号，250117）
要：天然气管道防腐补口是天然气管道工程建设中的重要环节，它直接影响着管道铺设与运输气体的使用寿命。因为在建设中地势概貌等自然条件在不同的区域有很大的差别，所以管道防腐补口材料的选择以及施工方法是很关键的。本文着重讲述了目前国内采用的三种不同管道防腐补口材料以及其在现场施工中的方法。
关键词：天然气管道补口；管道补口材料选择及施工
天然气能源在我国的市场前景非常广阔，西气东输工程的启动进一步说明天然气能源在人们的生活上占有很重要的地位。但其管道建设在人力、物力和财力方面消耗也是巨大的，如何在速度上、质量上建设好天然气管道，是我们管道建设工程中急待解决的问题。结合现场施工，我就淄博——莱芜管道建设工程中的关键环节之一：管道补口材料选择和施工方法结合实际操作中的技术经验谈谈管道材质的选择以及选择补口材料到补口材料的施工。
2. 选择管道补口材料
在管道建设过程中我们使用的有直管、冷弯弯管和热煨弯管。针对直管、冷弯弯管和热煨弯管所处的铺设或架设位置不同以及管道组对和焊接方式的不同，我们选择不同的材料补口，下面有三种不同的补口材料，其特点如下：[1]
⑴FRP热收缩防腐包覆片特点
FRP热收缩防腐包覆片是一种专门为钢质管道防腐补口设计研制的热缩型包覆片。它由辐射交联聚烯烃基材和特种密封热熔胶涂层复合而成，它具有抵抗土壤应力、抗静水压力、抗阴极剥离、抗化学腐蚀和霉菌侵蚀等优良性能。FRP系列热缩包覆片包含3个品种：FRPG—通用型热缩包覆片（G系列）、FRPH —管道在高温或需要加热运行的热缩包覆（H系列）、FRPL—管道在常温或低温运行的热缩包覆片（L系列），对于采用热收缩带对钢管进行全管道防腐处理的钢管焊口防腐补口，应选用和热收缩带同一品种的热缩型包覆片。 ⑵FRD热收缩带特点
FRD热收缩带为埋地钢质管道全面防腐而设计制造的热缩型防腐带材，主要用于全管道缠绕热缩包覆防腐处理，也可用于管道防腐层破损修复。它是由辐射交联聚烯烃基材和特种密封热熔胶复合而成。FRD系列热缩带包含3个品种，它们分别和热缩型包覆片的三个系列相对应：FRDG - 通用型热收缩带（G系列）、FRDH - 管道在高温或需要加热运行的热收缩带（H系列）、FRDL - 管道在常温或低温运行的热收缩带（L系列）
⑶FRT热收缩套特点
FRT是为管道焊口处的防腐和保温管道的补口处而设计的热收缩套,它是由辐射交联聚烯烃基材和特种密封热熔胶复合而成,具有优异的耐磨损、耐腐蚀、抗冲击及良好的抗紫外
线和光老化性能。FRT热收缩套在加热收缩时，基材在径向收缩的同时，内部复合胶层熔化，紧紧地包覆在补口处，与基材一起在管道外形成了一个牢固的防腐体。
3. 不同管道补口材料的施工[2][3]
管道防腐补口是埋地钢制管道防腐工程的重要环节，补口质量是决定管道防腐成败的关键。传统的补口材料为热收缩套（片），在施工过程中，对管体预热温度和热收缩套（片）的加热温度要求严格，管体预热温度不够或热收缩套（片）加热不够，热溶胶未熔融都将大大影响粘结性能，从而容易造成热收缩套（片）内外表面起皱、失粘，导致粘结密封不良，热收缩套（片）温度过高又将使外层聚乙烯焦化，破坏补口的完整性，而且要保证热收缩套（片）的均匀收缩，对操作人员的技术素质要求较高，此外，热收缩套（片）在施工中还必须有加热装置。所以对FRP热收缩防腐包覆片、FRD热收缩带、FRT热收缩套不同的补口材料的要求不同。
3.1 管道补口条件
管道补口前的准备工作是非常严格的，要在管道组对和焊接后进行，并且需要对补口区域进行除绣。主要有以下几个要求：
①补口应在管道环焊缝经外观检查，无损探伤检查合格后进行。
②主管道的补口采用环氧树脂加辐射交联聚乙烯热收缩带进行。
③补口区域钢管表面在补口前必须除锈，表面除锈质量应达到《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》（GB/T8923-88）规定的Sa2.5级或St2.3级，并清除其表面粉尘和油污。
④除锈合格后，用加热装置将要补口的钢管预热到70℃,除去潮气和结晶水，然后刷环氧树脂防腐涂料两遍，才可以趁热进行下一步工作。
3.2补口材料的施工方法
根据标准规定以及结合现场操作主要介绍三种补口材料的施工。
3.2.1 FRP热收缩防腐包覆片施工
针对施工现场要求FRP系列在不同程度上满足了用户的需求.但是它的补口施工也是一个很关键的环节。在施工中，它适合于直埋于地下的管道。在管道组对后进行热收缩防腐补口。在使用时加热收缩，复合片在径向均匀收缩，同时密封热熔胶层熔化，均匀包覆填充在管道表面，与原管道防腐层形成连续、紧密的防腐体系。它的施工方法为：
3.2.1.1预处理管道：
①用钢丝刷或研磨机除去管道补口处表面的铁锈、污垢和焊接溅点。将补口两侧管道护层约150mm上的泥土、灰尘、水分去掉，如果有油污可用非油溶剂擦去。
②如果管道护层断口边缘成直角时，用小刀或其它工具削成30度的斜坡。
用丙烷喷枪或液化石油气喷枪火焰预热裸露的管道及两侧护层到60±5度左右，用干净擦布去表面烟尘。
涂刷环氧底漆
将预先按配比称量好的YH-16无溶剂环氧底漆与固化剂搅拌均匀，用板刷在钢管表面快速均匀涂装一层厚度约为180微米厚的漆膜，大约15分钟后，漆膜表面基本干燥固化。
安装热缩包覆套
① 用喷枪火焰将热缩包覆套的前端缓慢加热到能和管道表面充分贴紧的程度，用手或滚子压住。
②将热缩包覆套沿管道表面包卷，使之与管道两端的防腐层相互搭接部分不小于100mm。
安装密封固定片
①将密封固定片的胶层面适当加热后，对准接缝位置贴好。
②用喷枪火焰加热固定片，使固定片下的包覆套里的热熔胶充分熔化。在加热过程中经常用手或滚子压住直到完全贴住。
收缩包覆套
①从中部沿周向用喷枪火焰加热管道焊缝位置的热缩包覆套使其收缩，待收缩完成后用手进行按压使之贴紧。
②继续向热缩包覆套的另一端加热收缩。主页加热要均匀，逐步向前移动，防止出现气泡和皱褶。
③收缩过程中如出现鼓包，可用手或滚子按压推平。再用同样的方法对热缩包覆套的另一端加热收缩。
④ 整个热缩包覆套收缩完以后，两端应有热熔胶溢出，表面应比较平整光滑。
FRD热收缩带的施工方法
FRD热收缩带在施工时，首先刷好涂料，除去热缩套上的包装薄膜，将其移至焊口位置，两端与管道预制涂层搭接宽度不小于100mm，将热缩带一端中心加热软化对准焊口中心线，将其压粘在钢管表面，使其粘牢，将热缩带另一端环向360?挤出后，再加热另一端，使其全部收缩，收缩完毕后，要带上手套，检查整个收缩是否有气泡，对有气泡的地方还应加热收缩，使之最后完成。加热开始时，注意对自由端隔热，防止自由端提前热收缩、胶溶化，影响其收缩均衡及外观。在管道预热时温度要达到45°C以上，用机器或手工缠绕在处理过的管道上，保证搭接宽度不小于25mm，均匀加热带材，带材在径向方向均匀收缩，同时热熔胶熔化、填充和包覆在管道上，形成牢固连续的管道外防腐层，为钢质管道提供长期、有效的保护。
3.4 热缩圆套(FRT)施工方法
在现场施工过程中，FRT热缩圆套的施工工序有以下几个步骤：
3.4.1 准备施工用具
用FRT热缩圆套进行管道防腐补口要配备专用喷嘴的丙烷喷枪或液化石油气喷枪、铲刀、剪刀、钢丝刷或研磨机，棉纱等。
3.4.2 管道焊接后装入热缩圆套
在钢管焊接前先将与钢管尺寸相对应型号的热缩圆套套入钢管一侧，推至对焊接作业没有妨碍处为止（通常离焊缝一米左右），必须注意先不要取下用于包装的塑料膜、防粘纸，以防污染物进入热缩圆套内。
3.4.3钢管表面处理
待钢管被焊接好后，对防腐段进行表面处理。用钢丝刷或研磨机将焊缝的凸出部分、焊渣等打磨光滑，除去待防腐段锈层，用棉纱擦拭干净，做到表面无水、无油污等残留杂质。
3.4.4 预热钢管和涂环氧漆
3.4.5使用配有专用喷嘴的丙烷喷枪或液化石油气喷枪将钢管待防腐段预热至60±5℃，用棉纱擦去表面烟尘。
3.4.6将预先按配比称量好的无溶剂环氧组分A与B搅拌均匀，用刷子在钢管表面快速均匀的涂刷180um厚的漆膜，以火焰迅速烤一遍消除可能有的气泡，大约15分钟后漆膜表面基本固化。如图1所示。
在这里特别强调热缩圆套加热方法
①除去热缩圆套上的塑料保护薄膜，将其移至焊口位置，两端与钢管防腐层的搭接应不小于50mm，并用木楔等物支撑热缩圆套，使其与管道位于同心位置。如图2所示。
②从中间开始，沿热缩圆套中部圆周用喷枪均匀加热，确保不要局部过热。如图3所示。
③待中间收缩完毕后，取下木楔。用喷枪向一端逐步均匀的加热，使其收缩平展，排除空气，接合严密，防止出现气泡和褶皱。一端收缩完毕，再向另一端加热。如图4所示。
④热缩圆套收缩大体完成后，再用微火全面、均匀的加热。施工完毕后热缩套表面平整，端部有热熔胶溢出。如图5所示。
天然气管道补口技术随着科技的发展，将会更加完善。因为在这三种管道补口材料使用过程中都要用加热的方式来控制它的防腐效果。这对一些恶劣的环境下加热带来了很大的麻烦。在不断的探索中管道补口材料在不久的将会研制、开发出不用加热，能够直接用适合不同温度下条件下的热收缩套（带）。使天然气管道工程在任何不同的条件下都能够顺利进行，使管道的防腐性能提高，使我们的天然气管输工程高速度、高效率的完成。
参考文献：
1、钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准
石油工业出版社SY/T
0414-98 国家石油和化学工业局
2、埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准
石油工业出版社 SY/T
国家经济贸易委员会
3、钢质管道焊接及验收 石油工业出版社
中国石油天然气总公司
Natural gas pipeline′s anticorrosion choice and
construction
Zhang Hongxian
(Shandong Natural Gas Pipeline Co., Ltd., JiYan Road No. 279 in Jinan,
Postcode, 250117)
The natural gas pipeline’s anticorrosion is an important part in the pipeline engineering construction, which influences directly the service life of the pipeline lay and transportation. Because there are different natural conditions for different areas, such as the general of the terrain, etc. In construction, so natural gas pipeline’s anticorrosion material choice and construction’s method are important. This text emphasizes three different anticorrosion materials and their constructions methods in scene.
Keywords: natural gas pipeline’ the material of natural gas pipeline’s anticorrosion choice and construction
作者简介： 张宏显（1979年2月－） 男，出生河南濮阳，助理工程师，现任山东省天然
气管道有限责任公司工程师。
范文六：【摘要】在我国石油资源、煤炭资源日趋紧张的形势下，天然气资源的出现极大地缓解了我国的能源压力，给我国电力领域、工业领域注入了新的活力，也使得民用燃料开始向洁净能源转变。管道作为一种主要的石油、天然气运输设施，具有高效、低耗等特点。其安装状况直接影响着天然气的运输安全，也影响着人们的生产和生活安全。同时，由于天然气管道多属于长输管道，本身具有易燃易爆的缺陷，在连续作业中，由于受环境等多方面因素的影响，管道极易遭受破坏，会酿成巨大事故。因此，为了保证天然气管道的运输安全，必须要加强对管道的维护和管理。本文主要分析了天然气管道管理与维护的必要性，提出了具体的建议。 　　【关键词】天然气管道；管理；维护；建议 　　一、天然气管道事故发生原因探微 　　（一）天然气管道事故发生的原因分析。实践证明，做好天然气的管道管理工作是非常重要也是非常必要的。能够有效预防事故的发生。当前，天然气管道事故的发生主要由以下三方面原因造成。首先，天然气管道管理受不可抗力的影响。地质条件、自然灾害等都会给天然气管道管理增加难度，而且这种灾害往往具有不可抗性，当灾害发生时，会给管道带来重大影响。其次，管道材料的特性决定了天然气管道的腐蚀。由于天然气管道是钢材料制成的，这种材料本身存在腐蚀性。在经过长时间的使用后，发生腐蚀在所难免。再次，人为因素也会造成管道的使用风险。比如前期安装时不注重质量控制，焊接等不严格等，都会埋下管道安全隐患。同时，人为破坏也是造成天然气管道事故的重要因素，比如在一些工程施工中，往往会碰到天然气管道，部分施工人员不做好前期的勘察工作，导致施工时误伤管道，还有一些施工单位进行违章建设，破坏了管道。一些不法人员为了谋取私利，盗用和破坏管道，不但会影响管道的正常使用，甚至会引发管道事故，会造成极其恶劣的社会影响，对居民的人身安全和财产等构成重大威胁。 　　二、天然气管道管理措施 　　加强天然气管道管理有着十分重要的意义，为了预防天然气管道火灾或爆炸事故的发生，避免天然气泄露，要加强对管道材料的把关，要选择最好的施工材料。同时，在施工中要严格控制施工质量，还要控制火源。为了一进步提高天然气管道的管理水平，需要做好以下几方面的工作： 　　（一）在天然气管道管理中引入风险评价技术。引入风险评估，能够及早发现天然气管道的问题，便于及时采取有针对性的措施。通常来说，管道存在管道本身材质缺陷、施工缺陷、人为破坏等诸多危险因素，引入风险评估技术，可以及时识别这些危险要素。可以提前采取故障树方法和风险矩阵法等定性风险方法，对天然气管道风险进行评估。 　　（二）在天然气管道管理中引入风险检测技术。风险检测技术是建立在风险评价的基础上的，在对管道进行风险评估后，如果评估有风险存在，就要进行相应的风险检测，只有坚持评估和检测的统一性，才能有效降低管道运行的风险。一般情况下，采用内部检测和外部检测相结合的检测方法，在内部检测时，通常对管道的腐蚀程度进行重点检测，采用管道腐蚀缺陷检测技术，同时也对管道裂纹等进行检测，常用的检测工具有电磁声能检测器和超声检测器。当内部检测无法进行时，就要采用外部检测，包括外防腐层的检测技术和射线等无损检测方法。 　　（三）制定风险管理计划，建立应急预案。天然气管道的运行中存在安全隐患，要想预防这些安全隐患，必须制定风险管理计划，并建立相应的应急预案。当安全隐患和事故出现时，可以第一时间启动应急预案。这样就可以有效降低事故的风险，可以最大程度保护人民群众的生命财产。可以将事故的危害降到最低、而完善的天然气管道风险预案应该包括发生事故时人员的操作规划，具体操作方式，以及相应设备及器材的处理等。要建立一个较为完善的紧急疏散方案和救援方案。 　　（四）实施统一的自动化管理。由于我国当前的天然气管道大多属于长输管道，管理起来难度较大，采用现代信息技术实现集中统一管理，不但能够提高管理效率，还能够节省人力物力投入。因此，应该建立一个自动调度控制中心，对全管道实施集中的电子化管理。对管道的现场数据进行采集，并进行自动化传输，调度中心对管道全线的运行进行监控，当管道某一环节出现问题时，相应数据就会被反馈到调度中心。就可以适时地对管道进行监督，保证管道的正常运行。 　　三、天燃气管道维护措施 　　（一）制定严格的日常维护计划，并落到实处。天然气管道的维护工作重于泰山，它是保证天然气管道安全的重要手段。因此，必须要高度重视日常维护。首先，要制定维护制度。维护制度中要对维护人员的操作行为、维护时间等进行详细的规定。要保证一个月至少一次的维护和检查，并要求相关人员做好维护记录，对管道的运行状态做出科学评估。如果维护人员没有按照要求进行维护货做好相关的记录工作，要根据制度进行相应的奖惩。其次，要完善维护方式。为了让管道维护有据可循，要建立维护档案。让维护人员做好表格登记、记录登记、运行登记、检查报告等，这些维护档案的存在，是天然气管道维修的重要资料，要严格保管，避免遗失。 　　（二）要坚持一发现便治理，消灭隐患。天然气管道维护是一项非常艰巨的工程，天然气管道在长期的运行中，必然会发生老化等现象。如果维护中维护人员发现管道有老化，并发生漏气现象，要及时通知负责人员，并要进行管道更换，不能放之任之。此外，要加强防腐维护。在维护中要对管道表面进行防腐涂层处理，避免腐蚀造成的管道损坏。可以采用多种性能好的防腐材料。 　　结语 　　综上所述，管道作为世界各国天然气的运输渠道，近些年来爆发了多起管道爆炸和泄露时间，极大地破坏了社会稳定。我国天然气管道起步晚，天然气管道运行中，由于不重视管理和维护，每年都会发生一些管道事故，这些事故的出现造成了恶劣的社会影响，也造成了巨大的人员伤亡和财产损失。因此，必须要加强管道管理和维护，防患于未然，提高天然气管道运输的安全性。 　　参考文献 　　[1]辛彪，李知韦.天然气长输管道安全管理初探[J].商业文化（下半月），2011年08期 　　[2]世科.天然气管道运行中易出现的问题分析[J].中国石油和化工标准与质量，2011年08期 　　[3]高晓芳，胡海，郑亮锋.天然气输气管道管理和维护[J].中国石油和化工标准与质量，2012年05期
范文七：浅析天然气管道节能降耗
【摘要】天然气长输管道在输送天然气的同时也消耗了大量能源，因此降低其能耗有着十分重要的意义。本文在简要说明天然气长输管道直接能耗和分析间接能耗的基础上，主要提出了通过采用内涂层技术和高压输送、富气输送等先进输气工艺以降低直接能耗；通过减少天然气放空、防止天然气泄漏等措施以降低间接能耗等建议。
【关键词】天然气长输管道间接能耗
天然气作为一种绿色而又价格低廉的优质能源，被世界上很多国家青睐。而天然气作为一种可再生的资源，其产地多处于交通不便，且环境不适于人类生活的地区，但是城市居民对天然气的大量的需求，使得天然气的生产到运输这个环节的实现有着很大的困难。长输管道的大量应用，使得这个环节的困难的迎刃而解。
长输管道对天然气的运输，有着一些不利之处，比如对能源的消耗。在运输天然气的过程中，由于是长输管道，所以在运输过程中的直接能耗和间接能耗必然很大。直接能耗，顾名思义，即是，压缩机组、管道运输材质等在工作的过程中因为物理原理和摩擦等，直接造成的能源损耗。直接能耗虽然不可以完全避免，但是可以通过一些技术来减少的，比如通过对运输工艺的改进，对管道结构设备的更新等手段。而间接能耗则是在运输的过程中产生的一些比如天然气的泄漏等损耗，这些损耗可以通过技术手段的提高和先进的结构设备来完全避免掉。减免运输过程中的能耗，对提高运输效率
范文八：天然气管道为何需要电伴热进行伴热及电伴热按安装事项
因为气候原因，在冬季会导致管道内的湿燃气结露结冰，这不仅影响管道的输送能力，还存在很大的安全隐患。燃气管道本身是不具备发热能力的，单纯的保温不能解决以上问题。要解决湿燃气的结露结冰问题，就需要对架空的燃气管道或埋地的煤气管道做伴热及保温处理。而电伴热技术，做为目前伴热保温市场上最为经济理箱的管道保温技术。它突破了以往蒸汽，热水伴热的安装格局，不仅适用与高空管路伴热，同时也可以埋地铺设，它无需温控装置，只需将电热带熬付在管道上，一端接上电源即可自控温控，进行工作，无需安排专人管理，在安装细节上，除了以上自动温控，无需专业电气的人都会安装，同时，它可以根据现场复杂的管线，能满足客户操作费用低，热效率高，维修费用低，无需专人管理、温度适中及自动温控等方面的要求。
1.瑞侃电伴热在燃气安装和如何安装和需注意的事项
燃气管道电伴热的正确选型
根据不同燃气管道的环境及精确维持温度及当地的最低的温度，及温控方式的不同，有两种不同的电热带，分别有：
A自调控电伴热带由自身ptc的特性，它能根据环境的温度与管内介质的温度，发热功率产生变化，它可以自动控制在一定的范围内，燃气管道防冻一般选择0-65℃这种曲线的低温自控温电热带，它比较适用于管道不长，段数比较多，无需精确控温的情要求，可以使用此类电热带产品。它可以根据要求随意剪切，安装维护比较方便。电伴热越来越多的应用在燃气管道上，是电伴热在燃气管道应用中最热的电伴热产品。
B、恒功率电热带通电后以恒定的功率发热，并不随环境温度的改变而变化，所以必须温控器控制。它是较自控温电热带热稳定性能好（自限温电热带安全性能比较好），可使用与气候温度比较低，精确控温的情况下，它可以剪切，可以使用与分段，长度不长的管道，与自控温电热带一样。但是串联的恒功率电热带可以用在长输管线进行伴热，最长可以做到1500多米一根，只需一个电源点控制。这种适合于大型电伴热工程，例如西气东输。
2、电热带的配件
电伴热系统主要由电源盒、电伴热线、二通、三通等构件组成。其中电热带是发热部件
电热带的安装及注意事项：
1、 玻璃纤维压敏胶带或铝胶带每隔约50Cm处将电伴热带固定于管道上。
2、平敷时尽可能将电伴热带附在管道的下45度侧方。
3、在线路的第一供电点和尾端各预留1m长的电伴热带。
4、按设计图[缠绕系数]布线（系数为整数应平敷以利减少接点）。
5、一切散热体（如支架、阀门、法兰等）应按设计图请求预留所需电伴热带长度，将此段电伴热带缠绕于散热主体上并固定。
2.*散热体应有设计所需电伴热带的长度。
*自调控电伴热带（BTV/QTV型号）可相互堆叠或穿插。
*缠绕办法应尽可能使散热体必要时随时可撤除停止维修或改换而不损坏电伴热带或影响其它线路*在运用二通或三通配件处，电伴热带各端应预留40cm长度。
二）螺旋缠绕
如缠绕系数为1.4，即5m管道需求布7m的电伴热带，施工时先将7m长的电伴热带两端固定于一段长度为5m的管道上，然后将松驰的电伴热带缠绕在管道上，并加以固定。
三）多根电伴热带施工法
1、设计图指明缠绕系数为（n=1，2…）普通用于大口径管道上
2、办法如下：
*电伴热带由管道线路一端起布线至尾端再回头至起点，道路等于系数。（但留意最大运用长度） *电伴热带由管道线路一端至尾端轮番依次布线次数等于系数。
*后备系统，关键管道作后备应急用。所以每一线路都应当作独立线路装置，
① 计算参数
a. 气源状况
气源种类：液化石油气混空气，液化石油气的体积分数为40%
气源露点：-13℃
气体密度：1.84kg/m3[3]
b. 外界环境
室外极端最低温度：-34℃
管道外径：76mm
管道长度：80m
管道保温层外径：136mm
管道保温材料选用聚氨酯发泡，参照热力管道保温经验值，保温层厚度选30mm。
③ 伴热计算
a. 电伴热线耗热量的计算
Ф=Ф1+Ф2=qmcp(t2-t1)+Klq
式中Ф——电热带的耗热量，W
Ф1——燃气升温的耗热量，W
Ф2——被电热带加热管道的散热量，W
qm——燃气的质量流量，kg/s
cp——燃气的比定压热容，J/(kg·K)
t2——燃气的终端温度，℃
t1——燃气的始端温度，℃
K——补偿系数，一般取1.3～1.5
l——被电热带加热管道的长度，m
q——被电热带加热管道的单位长度的散热量，W/m
景县天然气综合利用一期
工程防腐施工方案
河北建设集团有限公司
一、工程概况
景县天然气综合利用一期工程，长输管线线路总长度约45km，管道管径Ф273，设计温度0℃-25℃，钢管材质为L360NB螺旋缝埋弧焊管为线路主管，热煨弯管、重要穿越处等特殊地段及站内管道采用L360NB直缝埋弧焊钢管。
二、编制依据
《输气管道工程设计规范》
SY0401—98
《输油输气管道线路工程施工及验收规范》 GB50028—93
《城镇燃气设计规范》
《原油和天然气输送管道跨越工程设计规范》SY/T
《石油天然气管道穿越工程施工及验收规范》 SY/T0019—97
《埋地钢质管道牺牲阳极保护设计规范》 SY
《石油工业电焊焊接作业安全规程》
《油气管道焊接工艺评定方法》
SY/T0061—92
SY/T0407—97 《埋地钢质管道外壁涂敷有机覆盖层技术规定》 《涂装前钢材表面预处理规范》
SY/T 《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》 SY/T
GB50235—97
GB50236—98 《石油天然气钢质管道无损检测》 《工业金属管道工程施工及验收规范》 《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》 SY/T
《管道向下焊接工艺规程》
《钢制管道焊接及验收》
《长输管道线路工程施工及验收规范》
三、施工机械以及人员
W-3.0/5型空压机、
电火花检漏仪
机械操作员
现场防腐操作
四、管口防腐
1、采用喷砂除锈方法对管口露铁表面进行除锈，并达到规范要求的除锈等级。喷砂除锈用砂为标准粒径的石英砂，潮湿的石英砂需经过炒制或晾晒处理。按要求将管口两侧防腐涂层200mm范围内的油污、泥土及其它污物清理干净。
2、喷砂除锈时，喷枪与管道轴线基本垂直，喷枪匀速沿管道轴线往复移动。包覆收缩套前，用环行加热器对防腐管预留头部分进行烘烤加热，加热温度符合产品说明书的有关规定。
五、热缩带（套）补口补伤
施工工艺：补口准备---管口清理---管口预热—管口表面处理—加热、测温—热缩带安装—自检
1、补口准备
1.1热收缩套(带)边缘应平直，表面应平整、清洁、无气泡、疵点、裂口及分解、变色。周向收缩率不应小于15%；基材在200±2℃下经5min自由收缩后，其厚度及性能应符合规定：基材厚度应≥1.2mm，胶层厚度均应≥0.8mm。
1.2采用专用的石英砂作为喷砂除锈用材料。砂子颗粒应均匀，粒径在1～2mm，无泥土草棍等杂物。喷砂工作压力为0.4MPa～0.6MPa。
1.3除锈前应预热钢管。除锈等级应达到《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》GB/T8923标准规定。
1.4除锈后的钢管应在规定的时间内防腐，否则需要重新进行表面处理。
1.5加热用火焰枪热量充足，液化气钢瓶压力足够大。
2.1将焊口及两侧涂层150mm范围内的油污、泥土等清理干净。
2.2防腐层端部有翘边、生锈、开裂等缺陷时，应进行修口处理，一直切除到防腐层与钢管完全沾附处为止。防腐层端部坡角小于30°。
2.3将200mm宽，厚3mm的尼龙带捆绑于距涂层边缘150mm处，避免喷砂除锈时，损坏管子防腐层。
3.1当管口表面有水气（露水或霜）时，用火焰加热器进行加热以清除管道表面的水份，加热温度宜为30～40℃。
3.2加热完毕后，测量管子表面上下左右4个温度值，达到要求后，方可进行喷砂除锈。
4管口表面处理
4.1喷砂时喷枪应与管道轴线基本垂直，喷枪应匀速沿管道轴线往复移动。
4.2喷砂时应将两侧涂层150mm范围内一并打磨起毛。
4.3当金属表面呈现金属本色、没有黑色或红色斑点时，即可停枪检查。除锈质量应达到标准要求。
4.4喷砂时应注意安全防护，不得损伤补口区以外防腐层。
4.5除锈完毕后应将焊口及焊口两侧涂层上的粉尘清除干净。管口表面处理与补口间隔时间不宜超过2h。如果有浮锈，应重新除锈。
5加热、测温
5.1点燃火焰枪，调好火焰长度和温度，以火焰不冒黑烟为宜。
5.2管口加热时，在管道两侧两人对称进行，加热应均匀，特别是钢管底部与侧面的温度应一致。
5.3加热后用感温变色条或点温计测量管顶、管侧、管底4点温度，4点温度差不大于±5℃。或当把感温变色条的感温色区域贴在管道或涂层表明时，变色条若很快变色，就说明温度已达到要求，可安装热收缩套（带），否则应继续加热，直至符合预热温度要求。
6热收缩套（带）安装
6.1预热温度达到要求后，应迅速安装热收缩套（带）。其搭接满足厂家规定要求。
6.2调好火焰喷枪，对热收缩套（带）接头进行加热。首先对环向接缝加热，戴耐热手套挤压“水槽”将空气赶出，火焰应呈轴向摆动。然后沿管道环向快速摆动火焰，火焰就从中间向两端逐渐移动，一边收缩一边用轮碾压排挤空气，必要时用加热后的螺丝刀从热收缩片的端部插入，将气泡引出，特别是环向接缝处空气要排干净。
6.3在加热时火焰不可对准一点长时间喷烤，以免烧坏烤焦聚乙烯基层，防止发生碳化现象。
6.4待热收缩套（待）收缩完毕、全部紧紧贴合后，接缝有粘胶均匀溢出时，即可认为热收缩套（带）安装收缩完毕。
7补口检查验收
7.1补口处应光滑平整、无皱祈、鼓包，涂层两端坡角处与热收缩套（带）贴合紧密，不留空隙，表面不应有烧焦碳化现象。
7.2同向环向缝及固定片接缝均应被粘胶充满溢出。
7.3表面检查合格后，用火花检漏仪进行检漏，检漏电压按设计要求调节，如有针孔，可用补伤片修补并重新检漏，直到无漏点为合格。
六、质量保证体系
为了确保安装工程的质量达到“合格”等级特采取以下质量措施：
1认真贯彻“百年大计，质量第一”方针，严格按照和甲方所签定的合同中规定的有关质量规程、规范、标准、设计图及国内现行的有关质量标准为准。
2强化现场项目法施工中的质量保证和管理要求，建立以该项目中的总工为首的质量保证体系。严格执行公司有关质量管理标准和管理制度。
3加强组织领导，建立质量信息网络，现场项目部组织质量管理和创优领导小组，建立专职现场质量监理机构，包括施工管理人员在内、质量检查员和班组质量自检员在内的质量监督管理网络。
4在重点部位和关键项目上，设置质量控制点，在质量控制点上重点检查和监督，以确保整体工程质量 。
5按甲方和有关要求，严格执行隐蔽工程验收制度和技术复核。对管沟的标高、坐标、进行技术复核。
6各单位工程中的分部工程，在开工前均应用书面技术交底书的要求，向施工班组技术交底。书面交底书中必须要有工程质量标准，要求具体化，签字手续齐全，分项工程完工后，按上要求验收。
7按照计量法及实验设备管理要求，加强对计量工作的管理，所有计量器具均应检定合格，方能进行使用，没有进行检定的计量器具不得使用。
8加强对该工程的原材料、半成品、设备的管理，所有进入现场的原材料、半成品、成品、设备等不合格设备材料，坚决不得用到工程上去。
9做好施工过程中的技术、质保材料的收集、汇编和整理，对质量记录、资
料的完整性、有效性负责。同时甲方应明确有关各种质量记录规格、格式、分类，用编目、装订等要求，以便交竣工后的质量记录和整理移交。
10发生质量事故应本着公司有关规定和“三不放过”的原则进行处理，并报甲方共同研究处理。由于土建，调试运行等原因发生的质量事故应由甲方组织联合调查组进行调查处理，并应将报告发给乙方。
11工程完工后验收，我方在完成三级验收自评的基础上，甲方及时组织有关人员对分项、分部、单位工程进行验收和评定工作。交接验收、中间验收及单位工程验收记录条款内容必须经甲方认可。
七、安全保证体系
1加强组织领导，建立现场安全保证体系，在该项目部施工现场成立以项目经理为首的安全领导小组，定期召开安全工作会议，在现场执行领导干部安全值日制度。
2现场设专职安全员，各施工班组设班组安全员，健全建立现场安全保证体系，定期进行安全大检查，坚持各班组星期一的“安全日”活动，自觉接受甲方在安全，文明施工方面的监督、检查、指导。
3贯彻执行甲方，公司有关安全生产管理方面的规章制度，推行安全目标责任书，分解指标落实到班组，确保工程安全目标的实现。
4认真组织和学习各专业的安全操作规程，强调和落实各级各类人员安全生产责任制，建立以安全施工责任制为核心的安全施工管理制度。
5根据现场情况编制，组织实施现场安全技术措施计划，在现场临时用电方面，在条件许可情况下尽力推行三相五线制供电。
6根据现场施工情况，在埋地管道、电缆、光缆、地下文物等，采用危险点预控方案，编制预控措施计划，并组织实施。
7继续执行单位工程开工安全许可证制度，在安全保证前提下方可允许开始施工。
8施工前各专业，各工种的施工管理人员必须向施工同伴组进行书面安全技术交底。施工人员必须遵守各专业的安全操作规程，不得违章作业。
9在按施工程序进行施工时，尽量减少立体交叉作业。必须进行交叉作业时，应采取相应的隔离和有力措施。
10加强现场安全检查，继续推行安全隐患整改通过单制度，执行安全否决权。
11对于甲方组织的安全施工大检查，安全工作会议，我方应及时派员参加并认真贯彻落实。
12做好现场文明施工，做到材料堆放整齐，道路畅通，现场施工作业整洁，废料垃圾的堆放。
13发生安全事故应及时上报，并按公司和甲方有关制度及时组织调查处理。 14做好冬季施工的安全和消防工作。
15防火措施
⑴在施工现场要做好消防措施，每个防火点要放置灭火器，并设专职的消防负责人。
⑵在电焊作业区，严禁放有易燃或爆炸物品，当高空作业时，在焊件下部需用铁板或石棉板，搭设安全保护棚，以防止焊接时由于金属熔滴落下，而引起火灾或烧伤其他人员。
⑶现场的易燃、易爆物品应远离火源，并防置一定的灭火器。
⑷乙炔瓶、氧气瓶放置要有一定的安全距离。
天然气管道的管理与维护
【摘要】在我国石油资源、煤炭资源日趋紧张的形势下，天然气资源的出现极大地缓解了我国的能源压力，给我国电力领域、工业领域注入了新的活力，也使得民用燃料开始向洁净能源转变。管道作为一种主要的石油、天然气运输设施，具有高效、低耗等特点。其安装状况直接影响着天然气的运输安全，也影响着人们的生产和生活安全。同时，由于天然气管道多属于长输管道，本身具有易燃易爆的缺陷，在连续作业中，由于受环境等多方面因素的影响，管道极易遭受破坏，会酿成巨大事故。因此，为了保证天然气管道的运输安全，必须要加强对管道的维护和管理。本文主要分析了天然气管道管理与维护的必要性，提出了具体的建议。
【关键词】天然气管道；管理；维护；建议
一、天然气管道事故发生原因探微
（一）天然气管道事故发生的原因分析。实践证明，做好天然气的管道管理工作是非常重要也是非常必要的。能够有效预防事故的发生。当前，天然气管道事故的发生主要由以下三方面原因造成。首先，天然气管道管理受不可抗力的影响。地质条件、自然灾害等都会给天然气管道管理增加难度，而且这种灾害往往具有不可抗性，当灾害发生时，会给管道带来重大影响。其次，管道材料的特性决定了天然气管道的腐蚀。由于天然气管道是钢材料制成的，这种材料本身存在腐蚀性。在经过长时间的使用后，发生腐蚀在所难免。再次，人为因素也会造成管道的使用风险。比如前期安装时不注重质量控制，焊接等不严格等，都会埋下管道安全隐患。同时，人为破坏也是造成天然气管道事故的重要因素，比如在一些工程施工中，往往会碰到天然气管道，部分施工人员不做好前期的勘察工作，导致施工时误伤管道，还有一些施工单位进行违章建设，破坏了管道。一些不法人员为了谋取私利，盗用和破坏管道，不但会影响管道的正常使用，甚至会引发管道事故，会造成极其恶劣的社会影响，对居民的人身安全和财产等构成重大威胁。
二、天然气管道管理措施
加强天然气管道管理有着十分重要的意义，为了预防天然气管道火灾或爆炸事故的发生，避免天然气泄露，要加强对管道材料的把关，要选择最好的施工材料。同时，在施工中要严格控制施工质量，还要控制火源。为了一进步提高天然气管道的管理水平，需要做好以下几方面的工作：
（一）在天然气管道管理中引入风险评价技术。引入风险评估，能够及早发现天然气管道的问题，便于及时采取有针对性的措施。通常来说，管道存在管道本身材质缺陷、施工缺陷、人为破坏等诸多危险因素，引入风险评估技术，可以及时识别这些危险要素。可以提前采取故障树方法和风险矩阵法等定性风险方法，对天然气管道风险进行评估。