天然气法律法规及案例范文第1篇
一、基本情况
富加站位于四川省眉山市仁寿县富加镇马鞍村4组，是集过滤分离、调压、计量、配气等为一体的综合性输气站场。输气管理处两条干线威青线和威成线通过富加站，设计日输气量950×104m3/d，设计压力4.0MPa，其中威青线(管线直径Ф720mm)建成投产于1976年，威成线(管线直径Ф630mm)建成投产于1967年。事故前威青线的日输气量为50×104m3，运行压力为1.5～2.5MPa。事故发生时，该管段的日输气量为26×104m
3、压力1.07Mpa，气流方向为文宫至汪洋。
威青、威成线建成投产30多年来，由于城乡经济建设发展，该地区已由
一、二类地区上升为
三、四类地区，管道两侧5米范围内形成了大量违章建筑物等安全隐患。2005年该油气田分公司组织实施威成线
三、四类地区(钢铁一汪洋段)安全隐患整改和威青、威成线场站适应性大修改造。工程由某工程公司设计、某输气分公司承建、某监理公司负责监理。于2005年9月1日正式动工，原计划12月1 5日主体工程结束。因从意大利进口的球阀推迟到货(原计划2005年11月30日到货，实际到货时间为2006年1月10日)，变更计划为2006年1月19日进行威青线的碰口作业。
二、事故经过
1月19日7时30分，开始施工，18时30分施工完毕;
1月20日8时30分，组织从富加至文官方向置换空气;
1月20日l O时30分，完成置换空气作业，开始缓慢升压：
1月20日l 0时40分、11时40分，作业人员两次巡检无异常。 压力缓慢升至1.07MPa，恢复正常流程。
12时17分，富加站至文宫站方向距工艺装置区约60米处，因Ф720 输气管线泄漏的天然气携带硫化亚铁粉末从裂缝中喷射出来遇空气氧化自燃，引发泄漏天然气管外爆炸(第一爆炸)，因第一次爆炸后的猛烈燃烧，使管内天然气产生相对负压，造成部分高热空气迅速回流管内与天然气混合，引发第二次爆炸。当班工人立即向输气处调度室报告了事故情况，同时向富加镇政府和派出所报告;12时20分左右，富加站至汪洋站段方向距工艺装置区约63米处，又发生了与第二次爆炸机理相同的第三次爆炸。当第一次爆炸发生后，富加集输站值班宿舍内的员工和家属，在逃生过程中恰遇第三爆炸点爆炸，导致多入伤亡。
输气管理处在接到报告后，输气调度室立即通知文宫、汪洋两站紧急关断干线截断球阀并进行放空。13时11分，文宫站至汪洋站段放空完毕。13时30分，事故现场大火扑灭。17时40分，临近建构筑物余火被扑灭。
此次事故共造成10人死亡、3人重伤，损坏房屋21户计3040平方米，输气管道爆炸段长69.05米，直接经济损失995万元。
三、抢险救援
事故发生后，该油气田分公司、输气管理处立即启动应急预案，有关领导和人员先后赶到事故现场，与当地政府一道组织伤员救治、事故抢险和生产恢复工作。分公司7名领导，除留下2人在家组织生产经营等工作外，其余5名领导也全部赶到现场，分工负责组织事故处理的相关工作。集团公司、股份公司高度重视和关心事故的抢险、救援、善后处理和恢复生产、保障供气等工作，陈总、蒋总分别做出了重要指示和要求。21日凌晨，股份公司领导率工作组抵达事故现场，给事故抢险恢复、善后处理、事故调查等多方面工作给予了指导。
事故发生后，国务院、国家安监总局以及四川省委、省政府领导高度重视，有关领导分别做出了重要批示。国家安监总局监管一司周彬副司长于21日凌晨赶到事故现场，指导事故调查处理工作。同时四川省安监局组织有关部门人员和专家立即赶到富加镇，察看事故现场、看望伤员，布置抢险、恢复供气和善后处理工作，并成立了“1·20”事故调查组，开展事故调查工作。
事故发生后，该油气田分公司立即采取了多项措施：一是事故当天紧急调集有关方面的技术力量和工程力量，连夜开展富加站Ф630系统清理场地、技术检测和恢复生产工作，在不到一天的时间里，陆续地保障了民用气的供应和部分工业用户的供应。二是全力以赴抢救和医治受伤人员，积极配合地方政府开展受伤人员调查，建立了伤员档案，分公司专门从重庆市、成都市邀请了权威烧伤专家赴仁寿指导医疗抢救工作。三是积极组织善后处理，春节前就组织完成了对死亡人员家属、事故现场受损民房赔付工作，使事故受灾居民得到了妥善安置。四是事故发生后的第三天，对输气处领导班子及时进行了调整和充实，加强和保障了输气处领导班子的力量，确保了输气处员工队伍稳定和安全生产。五是积极做好威青线管线恢复工作，通过对5套复产方案的比选，选定了原位原管径换管的方案。2月7日，经过四川省安监局书面同意进入事故现场施工。
四、事故原因
事故调查组通过现场勘察、询问有关当事人及查阅大量资料，并按照国家、石油行业有关技术规范和标准，经过反复核实、研究、分析，认为富加站输气站天然气管道“1·20”特大爆炸事故的原因是：
(一)直接原因
Ф720管材螺旋焊缝存在缺陷，在一定内压作用下管道出现裂纹，导致天然气大量泄漏。泄漏点上方刚好有一颗白杨树(树干直径400毫米，约高17米，主根部径向展开直径1.8米左右)，由于根系发育使土质变得较为疏松，泄漏的天然气在根系发育的树兜下聚集，加之泄漏的天然气携带硫化亚铁粉末从裂缝中喷射出来遇空气氧化自燃，引发泄漏天然气爆炸(系管外爆炸)，同时造成管道撕裂。因第一次爆炸后的猛烈燃烧，使管内天然气产生相对负压，造成部分高热空气迅速回流管内与天然气混合，引发第二次爆炸，约3分钟后引发第三次爆炸(爆炸机理与第二次爆炸相同)。
(二)间接原因
l、管道运行时间长，管材疲劳受损。威远一青白江输气管线(威青线)建于1975年，1976年投产，由于管材生产和抬运布管时产生的缺陷以及当时检测技术手段落后等条件的限制，导致管线先天存在较大缺陷。加之该管道已建成投运30年，运行时间较长，且90年代流向调配、管输压力频繁变化，导致管道局部产生金属疲劳。
2、管道建设时期，防腐工艺落后。因为当时防腐绝缘材料及防腐绝缘手段、施工工艺的限制，管道未能得到有效保护，管道外层腐蚀严重。
3、管道内壁也受到腐蚀。该管道投产以来，曾在相当长时期内输送低含硫湿气，管线处于较强内腐蚀环境，导致管内发生腐蚀，伴有硫化亚铁粉末产生。
4、第一爆点上方白杨树根系发育使土质变得较为疏松，为天然气泄漏并在管外聚集爆炸提供了条件。同时管道附近还有其他根深植物。
5、富加输气站场及进、出管道两侧存在较多建构筑物，且场站周围建构筑物过密，以致逃生通道狭窄，人员不能及时安全撤离。
6、员工、家属和附近居民在逃生过程中恰遇第三爆炸点爆炸。
7、油气田分公司对基层单位的安全生产管理工作存在不足，特别是输气管理处对役龄较长的输气管线存在的安全隐患重视不够，管道巡查保护不力，对仁寿富加输气站周围建筑密集的问题未能及时发现并予以整改。
8、仁寿县人民政府没有充分认识到天然气管线周围民用建构筑物过多已经对管线的安全运行造成隐患，对小集镇规划、建设审批的指导和督促检查不力，仁寿县规划和建设局对小城镇建设管理工作重视不够，对有关规划和建设项目的审批把关不严，致使富加输气站周边民用建构筑物过多。
(三)管理原因
中油集团公司事故分析会经过认真分析认为，除报告分析的事故原因外，也暴露出管理上存在问题：
1、本次威青线大修工程投产方案采用天然气直接置换空气方式，严重违反了《天然气管道运行管理规范》SY/T5922—2004标准的规定，并且没有按规定在置换结束后对排放口排出气体进行检测。
2、施工组织方案不落实。虽然按照威青线施工组织方案成立了由输气管理处及运销部两级领导和技术人员组成的现场领导组、技术组、保镖组、后勤保障组等组织，但是在投产作业过程中，没有到现场对工程技术质量和安全环保检查把关。
3、西南油气田修建富加站值班宿舍时，未严格执行《石油天然气管道保护条例》及有关规范的规定，在管线、场站的安全距离内建房，并将场站逃生通道选择在管道上方。而且，违反有关规定允许员工家属住在场站值班宿舍。
4、管道巡护责任不落实，管理人员对巡线工执行管道巡护操作规程的情况监督检查不力，致使管道上方和管道附近深根植物长期存在，没有及时处置。
五、事故性质及责任追究
(一)事故性质
经过调查、分析，事故调查组认定：“1·20”天然气管道爆炸着火事故是一起特大责任事故。
(二)责任追究
根据四川省政府“1·20”事故调查组处理建议，经中油集团公司讨论决定，对该油气田分公司1 3人共计1 7人次提出了党纪和政纪处分建议。其中行政处分12人，3人给予行政撤职，3人给予行政降级，3人给予行政记大过，2人给予行政记过，1人给予行政警告;党纪处分5人，受到党内撤职3人，党内严重警告2人(其中2人同时给予行政降级处分)。上述受到处理的局级干部3人，处级干部4人，科级干部5人。
六、事故教训
(一)各级领导“安全第一”的意识还不强，科学发展观的树立还不牢固。
贯彻落实党中央、国务院和集团公司有关做好安全生产工作重要指示不够。在平时的工作中，讲发展的时候多一些，提倡加快节奏、完成任务的时候多一些，尽管也反复强调“安全第一”，但在衡量单位的发展时，在设计单位的考核指标时，往往还是看产量的多，看效益的多，对单位安全业绩和安全基础工作着眼相对较少，致使安全生产在各级领导的思想根源上还未引起真正重视。
(二)基层领导班子建设存在薄弱环节。
基层建设水平总体上发展不平衡，执行力在一些单位层层衰减，安全生产责任制不落实，有令不行、有禁不止的现象时有发生。
(三)一些基层单位领导对现场不熟悉，作风飘浮，心浮气躁。
把开会当落实，把文件当效果，用说代替做，用虚代替实，存在对一些工程项目摇控指挥、管理或技术人员不到现场等现象。
(四)员工队伍技术素质较差、工作责任心不强。
岗位“应知应会”掌握较差，“习惯性违章”行为时有发生，发现和处理问题的能力不能满足安全生产和快速发展的需要。
七、防范措施
(一)以提高执行力为重点，切实加强领导班子和干部队伍建设。
努力提高干部队伍的综合素质，加强能力建设，下大力气解决好该作为而不作为的问题，解决好不该作为而乱作为的问题;强化责任意识，建立责任体系和责任追究体系，大力加强干部队伍作风建设，大力倡导求真务实、埋头苦干，力戒心浮气躁，努力提高执行力。
(二)以强“三基”为重点，切实加强基层建设和员工队伍建设。
要针对目前基层建设工作中存在的薄弱环节，采取有力措施切实加强。对操作员工要抓好以增强责任心、提高执行力和操作技能为主要内容的基层队伍建设。要抓好专业培训基地的建设，进一步提高一线操作员工的专业知识和业务技能。要充分发挥思想政治工作的优势，不断创新方式方法，既坚持正面教育为主，又注意发挥纪律、制度的约束作用，推进基层建设上新水平。
(三)严格执行管道运行管理的标准规范。
在天然气管道运行管理方面，要把推荐性行业标准SY/T5922《天然气管道运行管理规范》当作强制性标准来执行，对所有停气碰头置换作业实行标准化和格式化管理，无论管径大小的置换作业必须使用氮气置换。加快基地建设步伐，对达不到安全要求的房屋、值班室及逃生通道进行全面排查，并组织认真整改。
(四)举一反三，查找问题，堵塞漏洞，严格隐患整改。
1、认真组织开展地面集输系统全面评估工作。从本质安全、隐患和违章占压、适应能力、操作规程和制度、安全风险评估等五个方面，对从气井井口至天然气销售门站的整个地面集输工程系统进行全面清理、分析和评估。对通过智能清管检测和常规检测中发现的本质安全隐患以及4646处现存管道违章占压隐患，按照“3年完成安全隐患整改”的要求完成管网安全隐患整改项目规划，并统一纳入管网调整改造规划，确保管线的本质安全运行。
2、积极推广以在役集输管线的检测与评价技术为代表的新技术，提高决策的科学性。2006年，除继续对天然气管线进行常规检测外，还应不断引入和采用管线智能检测技术、国外管道安全评估技术、场站及进出站工艺管线检测等技术，摸清管线及场站设施现状，指导管线运行与维修。
3、加强管线测绘，推进管线保护工作。要对现有集输气管线两侧各100米范围内的地形、地貌、建构筑物等进行测绘，摸清管线沿线现状，将管线及沿线两侧100米范围内的重要信息植入数据管理系统。同时，为地方规划提供以当地坐标系为基准的管道走向图纸，供地方规划、建设时考虑，以推进管道保护工作。
(五)加强管道安全保护工作的监督和管理。
各单位及所属防腐办公室和巡线工必须切实有效履行巡线职责，严格按照操作规程定时、定线、定点巡检。加强与地方政府之间的联系，建立警企及地企联建、联治、联防的天然气管道合作长效保护机制。
(六)狠抓安全环保基础工作，努力提升安全环保基础管理水平。
天然气法律法规及案例范文第2篇
1 天然气压力波动的原因
1.1 二化肥退气导致一化肥压缩机入口压力增加
外来天然气有三处用户, 其中一、二化肥天然气用量较大, 如果遇到二化肥因装置故障停车或降负荷时, 总管天然气压力会大幅上升, 导致一化肥压缩机入口压力急剧上升, 影响装置稳定运行, 在遇到二化肥降负荷时, 由于调度提前通知, 一化肥早做调整, 因此压力波动时对一化肥的稳定运行不会造成很大的冲击。
1.2 锅炉投气影响压力波动
宁夏石化公司一共有4台高压锅炉提供蒸汽, 其中1#、2#锅炉以煤为原料, 3#锅炉以天然气为原料并作为备用锅炉, 4#锅炉为煤气两用炉。正常情况下, 1#、2#、4#锅炉正常运行, 一旦遇到运行锅炉爆管等故障, 则会紧急启动3#备用锅炉, 使天然气压力大幅下降, 最终影响了一、二化肥装置的稳定运行。
1.3 气站故障或管线泄漏导致天然气压力下降
气站为提高天然气输送效率而设置增压机, 如遇到增压机故障或检修, 会使至厂区天然气总管压力大幅下降, 对装置造成很大影响。在遇到天然气输送管线泄漏或检修时也会导致天然气压力大幅波动。
1.4 一台气化炉跳车导致另一台气化炉入口压力高
一化肥合成氨造气系统一共有三台气化炉, 其中2#气化炉作为备用炉, 在正常情况下, 1#、3#气化炉运行, 当其中一台气化炉发生跳车时会导致其所投用的天然气瞬间全部退出, 从而使总管压力出现很大的上涨幅度, 影响另一台气化炉的正常运行。
1.5 由于长庆天然气输送管线部分民用, 中
午和傍晚用餐时间为天然气民用高峰期, 此时会造成天然气压力波动
2 天然气压力波动及成分改变对一化肥产生的影响
2.1 对气化炉氧/气比值的影响
部分氧化还原反应的目的的是制造含CO和H2浓度较高的工艺气, 在正常情况下CH4的厂控指标为0.5%~1.5%之间, 如果其值高于1.5%, 则说明氧/气比过低, 工艺气有效气成份低, 这部分未参与反应的CH4不但增加很大的能耗而且还影响后续工段的正常运行;如果CH4指标低于0.5%, 则说明氧化反应较充分, 可这样会在反应时放出大量的热, 从而使气化炉超温, 烧坏炉砖, 并可能导致气化炉鼓包泄漏。有效气成分下降, CO2成分增加。天然气入炉压力决定入炉流量的大小, 压力波动会直接造成氧/气比值发生变化, 天然气压力上升会导致比值下降, 造成工艺气CH4含量增大, 如果天然气压力下降, 则会直接导致比值上升, 这样将造成气化炉超温, 进而引起CO变换触媒超温, 造成事故。
2.2 对压缩机调压系统的影响
从外部来的天然气压力一般为2.0~3.0之间, 至装置区后通过两台压缩机 (4112K1/K2) 加压至9.0MPa以上分别为两台气化炉提供天然气, 增压机电机与压缩机转速比为4.3∶1, 转速调节器每点击一次, 电机转速将向上或向下调整3转。而压力急剧下降时, 由于压缩机提速机构不能及时满足提压要求会造成入炉天然气压力大幅下降并导致气化炉因天然气流量低联锁而停车;当天然气压力急剧上升时, 在降压缩机转速过程中会使入口压力越来越高, 此时压缩机自保护防喘振阀会自动逐渐打开, 使出口压力降至更低, 调整不及时会造成气化炉直接停车。
3 天然气成分不同对一化肥生产的影响
合成一部气化工号系统工作压力较高, 从界区来的天然气压力较低, 一般只有2.0MPa~3.0MPa, 而进气化炉的天然气压力需要保证在9.0MPa以上, 因此在天然气进气化炉之前设置了两台压缩机4112K1, 2用以提压以供气化炉使用, 压缩机的打压能力与气体介质的密度有关, 也即与气体的组份有关, 由于宁夏石化公司所用天然气由长宁气与涩宁兰气组成, 正常情况下, 二者为混合状态, 其CH4含量基本保持在94%~99%之间, 并且无规律波动, 由于压缩机压缩比较高, 对于密度较小的甲烷含量较少的长宁气来说, 压缩机出口压力会低一点, 相反对于对于密度较小的甲烷含量较多的涩宁兰气来说, 压缩机出口压力会高一点, 这就会直接影响气化炉入口天然气压力。因此解决这个问题的方法只能是保持总管有着较高而且比较稳定的压力。通过公司协调, 此压力基本上保持平稳势态, 为压缩机的平稳工作和后续工号的稳定压力提供了有力的保障。
4 处理对策
4.1 针对处理天然气压力上升
天然气入口压力上升较快, 比值小于0.7时, 立刻解除负荷控制器串级系统并切至自动状态, 减少天然气流量, 或降低压缩机转速, 控制比值在0.6~0.68, 比值稳定后投用负荷控制器。当天然气压力上升至3.5MPa, 转速降至2400rpm时用防喘振阀控制压缩机压力在9.4MPa~106MPa, 并确认现场防喘振阀与中控阀位一致, 确认一段压力小于6.7MPa, 防止压缩机一段安全阀起跳发生气化炉停车事故。
4.2 针对天然气压力下降
天然气压力下降快, 比值出现报警时, 立刻将负荷控制器切至手动操作, 降低氧气流量, 同时增加压缩机转速, 控制比值在0.6~0.68之间, 比值稳定后分别将氧气、天然气调节器切至自动, 在自动状态比较稳定后投用负荷控制器串级系统。当天然气入口压力低, 压缩机转速升至2950rpm, 天然气压力降至9.04MPa时, 申请系统降负荷。
4.3 针对长宁气与涩宁兰气切换
如果在外部条件改变需要在长宁气与涩宁兰气间切换时, 那么气化工段操作人员就要清楚切换后对天然气压缩机出口气压力的影响, 从而加强监护, 第一时间做出调整。由于长宁气密度小, 涩宁兰气密度高, 所以如果是在相同流量的情况下用长宁气时压缩机出口压力会小, 而在用涩宁兰气时压缩机出口压力较高。所以在两气切换时岗位要密切监护, 及时调整天然气压缩机的转速并监控氧气比和甲烷值, 防止过氧或比值联锁跳车。
5 结语
由于天然气压力波动给安全生产带来了隐患, 装置操作人员在各种特殊情况下处理手段也各不相同, 这无形中增大了事故发生率, 经过技术和岗位操作人员认真分析、讨论, 并结合实际操作经验编写出了一套针对不同情况下天然气压力上涨和下降的操作预案, 从而提高了操作人员的应急能力, 使其在处理各种情况时能够有效处理, 确保了装置的安全。
摘要：天然气压力波动及天然气成分改变对以天然气为原料的合成氨生产造成了很大影响, 本文通过原因分析, 确定各项影响因素, 并通过技术手段对问题进行解决。
关键词：天然气,成分,压力波动,分析,影响,应对措施
参考文献
[1] 宁夏石化公司.合成氨气化工段操作规程.
[2] 宁夏石化公司.合成氨气化工段相关学习资料.
天然气法律法规及案例范文第3篇
1 阴极保护技术的意义
(1) 增加天然气管道的使用寿命天然气的运输是依赖于地下管道的运输, 由于长时间接触土壤, 天然气很容易发生腐蚀。天然气阴极保护技术的应用能够有效增加天然气管道的使用寿命, 减少天然气管道的维修频率, 在天然气管道网大规模建设的基础上, 增加天然气的使用寿命相当于整个天然气工程前进了一大步。
(2) 降低经济损失在2003年10月的全国腐蚀大会上, 相关报告指出, 我国年腐蚀损失约为5000亿元, 全国约有数万公里的埋地管道, 如果对这些埋地管道保护不力, 那么仅仅是维修所花费的费用都将是一个天文数字, 这对于全国整个的天然气工程有着不小的影响。阴极保护技术能有效的防止管道的腐蚀, 增加了管道的使用时间, 可以降低因腐蚀所造成的经济损失。
(3) 降低安全隐患天然气是一种混合型易燃性气体, 埋在地下的天然气管道一旦遭受腐蚀而导致天然气的泄漏, 那么会给整个城市带来安全隐患, 虽然天然气管道是深埋地下的, 但是如果发生爆炸也会给城市的安全带来威胁, 轻则损坏管道上方的马路或者建筑, 重则造成人员伤亡, 而且许多天然气管道都是相通的, 一旦发生爆炸很可能会产生爆炸的连锁效应。
2 阴极保护技术的应用现状
我国阴极保护技术的应用始于1958年, 当时这种技术的应用并不广泛, 只是小规模的试点试验, 1970年的长输管道开始建设时, 阴极保护技术得到了普遍的认可, 并在长输管道的建设中应用了阴极保护技术, 只是受限于科技, 当时的阴极保护技术并不先进。如今阴极保护技术的应用现状主要表现在以下两个方面。
(1) 技术现状阴极保护技术的应用应当严格遵守阴极保护准则, 阴极保护准则是阴极保护核心的技术指标。GB/T21448-2008《埋地钢质管道阴极保护技术规范》明确了阴极保护准则的评判指标。虽然已经明确了阴极保护准则以及其评判指标, 并且阴极保护准则已经广泛应用于天然气管道阴极保护的建设与运行上, 但仍存在以下不足之处: (1) 动态直流干扰阴极保护。随着经济的发展, 我国天然气管道越来越容易受到动态直流的干扰, 这种直流干扰会导致管道的电位的波动, 在一定的时间内, 这种电位波动会导致管道电位偏离准则。对于这种情况, 我国现行的有关天然气管道阴极保护准则并没有明确的规定允许管道电位偏移准则的程度和时间。也就是说, 没有健全的准则去管理和指导动态直流干扰阴极保护系统地运行。在国内准则尚且不健全的基础上, 我们可以借鉴其他国家的相关准则, 例如澳大利亚AS 2832.2《金属的阴极保护第二部分:密集埋地结构》就给出了明确的规定[1]。 (2) 交流电干扰阴极保护。在交流电的干扰下, 被保护的天然气管道会处于“加速腐蚀-自然腐蚀-阻碍腐蚀”的周期性状态, 从而严重降低了阴极保护的作用, 使得被保护的天然气管道发生明显的腐蚀现象[2]。但至今在国内都没有出台相关的阴极保护准则。因此, 应该通过对交流电干扰阴极保护的研究, 来建立完善的阴极保护准则。
(2) 管理现状 (1) 国内管理现状。在国内, 管道的腐蚀控制一般采用覆盖层加阴极保护联合的措施, 管道阴极保护技术在国内的天然气行业中得到了广泛的应用。但是, 由于国内的阴极保护技术起步较晚, 在国内的阴极保护技术的管理现状也存在缺陷:a.油井间的管道有的未加阴极保护:我国幅员辽阔, 天然气开采地域较广, 在有的油田中, 天然气管道的防腐还没有应用阴极保护;b.中小型城市的天然气管道建设网大多未应用阴极保护:在目前国内城镇的天然气管道建设中, 也只有大城市的天然气管道干线上采用了阴极保护, 许多的中小城市还没有普及到;c.国内的阴极保护检测技术还比较落后, 由于实行阴极保护的时间比较晚, 在国内阴极保护检测技术才刚刚起步, 许多长输管道还在用人工测量单位, 这种落后的阴极保护检测技术已经不符合现行的标准。 (2) 国外管理现状。由于国外阴极保护技术起步较早, 其理念也要比国内更加创新。在国外的许多设计都要比国内先进, 在他们的思想中, 都会鼓励创新大胆的设计, 其思维模式也要更加没有束缚。国外在阴极保护技术方面不仅有先进的理念, 还不惜成本地引进在世界上顶级的设备和器材, 这就直接体现了国内外在研究阴极保护技术上的差距。除此之外, 国外的管理体制和国内的也不尽相同, 在国外的天然气管道建设中, 管道防腐工作并不是由管道的业主负责, 而是专业性、技术性更强的管道防腐公司负责, 所以在管道的防腐以及之后的维修上, 国内外都有着不小的差距。
3 结语
天然气管道阴极保护技术的应用是预防管道腐蚀的重要工作, 在天然气管道阴极保护技术应用的基础上, 天然气管道的防腐工作取得了长足的进步, 但仍存在不足之处, 和国外相比, 国内的天然气管道阴极保护技术的应用还任重道远。
摘要：本文通过阴极保护技术的作用, 深入了解了阴极保护技术在天然气管道中的意义, 旨在探讨当前天然气管道阴极保护技术应用中的不足, 推进天然气管道保护工程的发展。
关键词：天然气管道,阴极保护,应用
参考文献
[1] 贝克曼W V.阴极保护手册[M].化学工业出版社, 2012.
天然气法律法规及案例范文第4篇
1 试验与检测
(1) 检测仪器
主要运用680HVM仪器进行输气场站天然气泄漏检测, 在应用前要对仪器进行校准, 主要应用方法是在通过零气与低浓度标气校准, 为保证仪器校准准确还应进行零气与高浓度标气校准和零气与低、高浓度标气校准方法的应用。通过有效的方法应用降低仪器在检测过程中出现的误差。
(2) 试验方法
主要通过动态检测、静态检测两种检测形式, 以保证对设备泄漏率检测的准确性, 综合考虑风速、距离等外界影响因素。通过680HVM型碳氢化合物分析仪检测到的浓度, 应用F.E.M.S.软件进行计算, 将计算结果与检测数据对比, 主要通过误差对泄漏速率进行判断。静态试验主要是利用排水法对天然气泄漏进行收集, 再对释放出气体的速率进行记录, 用计量表对甲烷气体释放时间记载, 结合水量和整体排水之间进行计算, 得出释放速率。动态试验方法主要对某气田实际情况进行勘察, 根据实际条件利用袋子实验法对浓度进行测定, 并结合相关曲线法进行计算, 而出天然气泄漏速率。
(3) 检测情况
根据实际调查, 对某气矿输气管线的四个输气场站进行天然气检测, 主要包括以及几个方面:
法兰。包括连接法兰、球阀两边的法兰、闸阀两边的法兰和阀盖、孔板计量装置两边的法兰。
阀门:包括闸阀的阀心、针型阀的阀心。
加脂孔包括闸阀和球阀上的加脂孔。
接头:包括单纯的连接头、温度计上的接头、压力表上的接头以及针型阀两边的接头。
2 检测结果与总结分析
通过本次对某气矿的四个输气场站天然气的检测, 主要应用设备为680HVM型碳氢化合物分析仪, 对不同输气场天然气泄漏情况统计可知四个输气场站天气泄漏总量超过一万立方米, 即8000余元。
通过检测可知天然气易出现的泄漏位置为阀门的阀芯。在今后输气场站天然气检测中要加强对管线的检测质量, 并有针对性的对易出现泄漏位置进行检测, 若发现严重泄漏点应立即组织技术人员进行查看, 并采取有效措施进行控制, 避免出现事故发生。
基于本次检测实践调查来看, 在今后检测工作中注重监测, 合理安排监测人员进行统一监测, 加强对每一个工艺流程的管理。需要注意的是一旦场站设备有所调整或改变, 就应重新进行监测及数据获取, 避免因误差影响检测结果。专业监测技术人员要定期不定期的进行天然气设备观察和检测, 并将获取数据及时提供给技术部门, 包括天然气泄漏量、泄漏速率等信息。一旦输气场站中有天然气泄漏严重的位置如法兰、阀门等, 要对其泄漏原因进行准确判断, 并及时修复或更换新的设备, 避免天然气继续泄漏。
天然气泄漏情况的检测要严格按照规定标准进行, 根据不同设备的检测需求选择合理的检测设备和检测技术, 保证检测数据准确, 保证检测过程安全。在不同设备检测过程中要做好记录, 为以后检测提供参考, 对易出现天然气泄漏的位置定期进行查看和替换, 实现安全管理, 保障输气产站天然气环境安全。
3 结语
综上所述, 在输气场站天然气泄漏检测中, 运用680HVM型碳氢化合物分析仪进行检测, 能够准确对天然气泄漏量数据准确获取, 通过软件配合应用与计算得到精准数据。针对天然气泄漏的检测, 要注重对设备闸阀的检测, 包括闸阀法兰、阀盖等等, 避免出现检测遗漏。还需要注意的是在检测过程中要严格按照检测标准进行, 以保证检测数据与计算数据的准确性, 避免因检测不到位或数据不准确造成天然气泄漏事故。
摘要：输气场站天然气泄漏会对环境造成严重影响, 一旦管理不当还会造成更加事故发生。针对管输系统的天然气泄漏来看主要包括漏、外漏以及事故性泄漏三种形式, 为能够准确对天然气进行检测, 本文主要应用680HVM型碳氢化合物分析仪, 对输气场站设备进行针对性检测分析, 并获得准确数据。通过对数据获取和分析为安全管理提供可靠依据。
关键词：输气场站,天然气,泄漏,检测,试验
参考文献
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天然气法律法规及案例范文第5篇
1 天然气管道输送技术现状
1.1 国内天然气管道输送技术
我国天然气管道每年持续增长,并呈现出不断上升的趋势。据相关数据统计,我国每年建设的管道任务为7000公里。在十一五期间,我国单管年输量得到了很大程度的提升。然而,与国外国家相比,输送效率依然比较低。因此,在后期的天然气管道设计中,必须将提高输送效率作为重点工作来抓,力求实现质的飞跃。在西气东输工程中,成功建立了西一线、西二线、西三线。同时,积累了大量经验。从实际建设的情况来看,要进一步提高压力或者扩大口径尺寸,面临很大困难。主要是在钢管设计、制造、运行方面,存在很大难题。因此,为了实现以上目标,必须加大天然气管道技术的研究力度。只有这样,才能提高天然气管道的输送效率,最终保证天然气管道的快速发展。
1.2 天然气管道优化设计
在天然气管道优化中,要综合考虑多方面的因素。包括:管道管段的数量,管道材料的价格、馆内防腐材料的价格、敷设管道需要的费用、单位经营管理方面的费用、管道设计的费用、管道的耐温性、压气站的起始压力、压气站的数量、每个管道的流量,以及技术经济方面的参数。在约束条件下,利用最小的投入,建立优化设计模型。通常情况下,约束条件为:管道强度、管内气体流动、流量的平衡条件,以及管道的稳定性等。
1.2.1 最小优化模型
下面是参数优化费用最小化模型。如式(1)所示:
1.2.2 约束条件
在以上模型中,N-1代表管段数量。b0表示管材的价格与费用。单位(kg km)。b1代表敷设安装记忆防腐绝缘方面的费用。单位(元)。Li表示:i管道的管径与管长。其中,管径的单位为(m),管长的单位是(km)。Qi表示:第i-1与i节之间管段的流量。单位为(m3/d)。Pzi指的是:第i根管道的终点压力。Z、R分别是:气体、压缩常数。C'代表管径与壁厚之间的比值限制值。
在西气东输管线优化中,采用了总费用最小化管道优化模型。有一组模型能反应管道费用、压力,对实际使用的影响。同时,将管线费用的参数设计到最低。除此之外,与实际压缩机布置相比,应用模型设计压缩机后,差生的误差更小。所以,在西气东输工程中,采用管线优化设计模型后,具有很高的价值。
2 结论
通过以上分析与研究的基础上,可以得出这几个方面的理论。第一,世界天然气在发展的过程中,不是一帆风顺的。最早,发展的特点为:传输距离短、输送压力小、管道口径小等。随着天然管道的快速发展,具有输送距离长、输送压力大、输送条件复杂、管线错综复杂的特点。当前,国外国家在这方面的发展逐渐趋于成熟,我们应该积极借鉴。第二,建立天然气输送管线费用最小优化设计模型,要考虑多个方面的因素。包括各种管道的价格、仿佛绝缘材料的费用、管道敷设安装的费用、管道耐温性能、管壁厚度、压气站起始压力、压气站的数目、每个管段的流量,以及技术经济方面的系数。在西气东输中,已经证实了优化模型的合理性、科学性。因此,值得在以后的应用中大力推广。
3 结语
当前,天然气在国内的需求量不断扩大。同时,在科技力量的推动下,日益促进了天然气管道技术的发展。然而,与国外国家相比,我国在这方面还比较落后。鉴于此,本文结合实际工作经验,分析了天然气管道输送技术的现状。然后,在天然气管道优化中,提出了两种优化模型。最后,通过实例分析的办法,证实了优化模型的正确性、合理性。希望可以起到参考的作用。
摘要：天然气属于清洁、优质能源,具有环保的作用。随着社会、经济的快速发展,我国在天然气方面的需求量也不断增加。因此,在后续的工作中,必须采取针对性的办法,不断完善、优化天然气管道。当前,我国天然气管道技术得到了进一步发展,进而建立了管线费用最小的优化设计模型,并得到了普遍应用。其中,在西气东输二线管线优化中,创作了较高的价值,已经得到了证实。
关键词：天然气管道,输送技术,优化模型,设计
参考文献
[1] 郭岚.天然气管道输送技术及优化模型设计[J].化学工程与装备,2015,03:60-62.
天然气法律法规及案例范文第6篇
1管道安全事故发生原因
1.1外部因素
外部因素一般是指一些外在干扰以及第三方责任而引起的, 是输气管道发生安全事故的主要原因之一。
1.1.1自然原因
(1) 雷电
雷电会损坏管道的阴极保护设备, 并影响绝缘法兰的绝缘性能。由于金属管道本身具有良好的导电性, 雷电极易对长输管道造成破坏, 威胁其安全性。
(2) 地震
当地震强度达到7级或以上, 就能引发埋在地下的管道严重变形。
1.1.2人为因素
从1990年至今, 管道沿线修建违章建筑、在管道上打孔盗气等管道侵权的人为破坏事件频繁发生, 引起了管道安全的极大危害。
(1) 建筑违章修建
随着物质社会的发展, 违章建筑越来越多, 且具有分布非常不均匀、集中、难以清理的特点。违章建筑修建在天然气管道周围, 不仅会加大企业对管道检查维护的难度、影响管道内力分布, 当天然气发生泄漏时, 极易造成火灾和群体伤亡。
(2) 打孔盗气
近年来打孔盗气案件时有发生, 且作案频率上升。
1.2腐蚀
天然气陆地金属管道容易被腐蚀、腐蚀成为管道事故的主要方面。
1.2.1环境因素造成的腐蚀
环境因素目前总的来说可分为两类: (1) 大气环境造成的腐蚀[]。在潮湿的大气环境下, 存在空气中的酸性物质、氧气等相互混合, 与金属管道产生电化学反应造成腐蚀。 (2) 土壤腐蚀[]。长输系统主要是受到土壤腐蚀, 而集输系统相对而言, 大气腐蚀更为严重。
1.2.2输送介质的影响
当管道输送介质时, 由于介质与管道内壁长期接触, 不仅会因为一些化学反应腐蚀管道、降低材质性能, 而且介质还可能侵入管道内部, 减少管道的使用寿命。分析有关数据, 管道内输送介质产生的腐蚀由以下几点产生: (1) 有水蒸气的存在, 如果要发生腐蚀, 必须要有一定的水蒸气。管道内输送的天然气一般为干气, 但在低温高压的情况下, 天然气可能会达到露点, 具有水饱和性而形成小水滴。 (2) 一定的管道倾角, 这种类型在天然气管道腐蚀中是最常见的, 不过这种腐蚀需要在一些特定的地段才能发生, 如积水的低洼地区。 (3) CO2、H2S、含水量、细菌、盐类、溶解氧等, 此外输送介质中的因相颗粒也会对管道内壁形成一些冲击磨蚀。
1.3材料破损和施工问题
材料破损和施工问题也可能引起天然气管道事故。当输送管道的材料产生缺陷, 就会导致管材本身的质量下降, 从而具有不稳定因素。具体缺陷主要是管材变形、焊缝不稳、部分管段热处理工艺不当等。管道施工问题, 主要发生在施工过程中, 因为各种人为因素, 天然气管道出现刮伤及擦伤, 或不按照操作规范来执行, 而造成的损伤缺陷。
2输送管道事故应对方案
2.1减少腐蚀发生
管道输送离不开金属, 但输送天然气的过程中每时每刻都会有可能发生腐蚀, 从而对天然气输送系统带来很大的危害。 一方面既然腐蚀发生必须要有水汽存在, 那么在输送天然气之前, 一定要严格对天然气进行净化处理, 温度过低时, 还需进行必要的热处理, 控制好在输送过程中的露点温度。另一方面, 掌握好先进的防腐蚀技术, 重视腐蚀问题, 才能做到安全保量的输送天然气资源。
2.2形成完整性管理
在输送介质的过程中, 使管道一直处于安全可靠的工作状态, 不断的实施一系列措施来防止事故发生, 让整个输送系统始终处于紧密联系的状态[], 从而便于管理, 降低风险。
2.3提高施工质量
由于现在输送天然气的一系列特点, 就需要管道施工的技术水平更高, 从而施工难度更大。提高了施工的质量, 可以方便后期的输送, 也能减少事故的发生。为此, 需要不断完善和国产化施工装备和技术, 也应标准化并探索开发施工新技术。
3结语
由以上可知, 输气管道事故发生的可能影响因素有:外部因素、人为因素、腐蚀、施工和材料问题。学习好理论基础, 联系近几年来国内输气管道事故发生的原因和特点, 对数据进行分析整理, 建立好全国性的管道事故数据库[]。只有这样, 才能使天然气的输送更加稳定安全, 从而改善人民生活, 支持国内经济发展, 同时在保护环境方面也能发挥着重要的作用。
摘要：随着石油天然气事业的发展, 与之相关的事故数量也随之增多。通过调研国内外近年来大量天然气管道事故, 对其事故原因进行综合分析, 发现事故原因主要分为:外部干扰、腐蚀、材料失效和施工缺陷。通过总结大量的事故处理措施和目前应用于天然气管道的安全管理技术, 得出了包括减少腐蚀发生形成, 形成完整性管理, 提高施工质量等防止天然气管道事故发生的一系列有效措施, 从而提高我国天然气管道事故分析、应对处理的水平和能力。
关键词：天然气,管道,事故,原因,措施
参考文献
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