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油气管道清管作业控制

发布时间:2019-12-18 17:11

一、清管作业的安全区域
国内研究者针对天然气管道清管过程中的风险,包括清管器卡堵和串气、盲板操作风险、阀门泄漏、硫化物自燃、天然气爆炸和环境污染等,提出了应对措施。针对清管作业安全措施,国内标准为原则性规定,例如GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》规定管道在清管施工前,应编制施工方案,制定安全措施,并充分考虑施工人员及附近公众与设施的安全。清管作业应统一指挥,并配备必要的交通工具、通信及医疗救护设备。
俄罗斯标准OP-16.01-60.30.00-KTH-2004规定应考虑高速运行的清管器及附件设施的危险性,以及清管器附件从管道中飞出的可能性,其覆盖范围是清管器沿运行方向60°夹角覆盖范围,原油和天然气管道清管作业危险区域为从管道轴线至两侧25m范围;俄罗斯标准CП111-34-19%《天然气管道清管和试压》规定天然气管道清管作业时,所有人员、车辆、机械和设备应位于保护区范围之外,管径1420mm的埋地天然气管道清管作业保护区为管道轴线至两侧25m范围。两项俄罗斯标准规定相同,从字面意义理解,不锈钢弯头管道清管参数测试应进行远控,具有借鉴意义。
二、清管器跟踪定位
天然气管道清管过程中对清管器跟踪定位,掌握清管器到达管道沿线站场的时间,可以确定清管站收球流程的切换时间。目前缺乏适用于长输天然气管道清管过程模拟的成熟软件技术,主要依靠定点监听和人员经验判断,可能导致丢球、或者收球工艺流程切换不及时以及导致污物进人站内管道的事故。
针对清管器跟踪监测,SY/T5922-2012《天然气管道运行规范》规定天然气管道在线路阀室、穿跨越点设置清管器监听点。国内清管器跟踪定点监听的做法是,在清管管段全部阀室设置监听点,此外至少设置2个监听坑,原则是第一个设置在发球站场出站500~1000m处,第二个设置在收球站场进站前1000~2000m处,在隧道、穿越点设置临时监听坑。在监听点利用木改锥接触管壁进行监听,传递清管器位置信息。
俄罗斯标准OP-16.01-60.30.00-KTH-2004规定清管器跟踪由配备低频声学定位仪的专业承包商负责,监测点的数量与管段长度相关(2km以内,l支;2~12km,2支;12~24km,3支;24~40km,4支)。接受清管器发送信号的监测点设置在管道轴线上方,间距不超过1km,此外,以下位置也应设置监测点,包括线路截断阀;干线管道与不小于70%干线管道直径的支线管道的节点;与水平方向夹角45°的干线管道弯管处。俄罗斯标准重视清管器跟踪,由专业承包商负责,监测点设置位置、间距等要求相对国内标准更为严格细致,还要求在管道支线节点、弯管处设置监测点,具有借鉴意义。
随着清管器技术的发展,清管适用于不锈钢管件管道全生命周期各个阶段,涵盖新建管道、运行管道和管道报废等,清管功能除管道内介质隔离、清扫、干燥以外,还包括管道腐蚀、变形、裂纹缺陷的监测和评价等。国外管道清管新技术包括应用凝胶(溶剂)一机械隔离式清管器,研发适用于长距离站间距、多功能、高可靠性的清管器,研发旁通阀调速装置控制清管器的实时速度。国外管道清管技术标准的先进性表现在新建管道清管质量控制措施,在役原油管道基于输送能力下降的紧急清管方法,专业化清管器跟踪定位服务商,以及划定清管作业安全区域等。