天然气长输管线设计方案3篇

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天然气长输管线设计方案篇1

1天然气长输管线的综合评价在设计选择上的应用

随着现在的天然气输送工程越来越广泛,在长输管线的设计方法上也是越来越多。但是,那么多的方案在选择上如何进行更加科学、合理的选择则是目前最关注的的问题之一。选择的结果,将直接影响到天然气的输送的重要问题。在众多的天然气长输管线运输的设计方案中,在很多方面的研究下,如果在采用设计方案中做出了非常正确的选择,那么对于天然气的运输工程来说也可以达到比较高的要求。并且,最佳的方案也可以促进使用效果。从根本上,也解决了很多重要的权重取值的问题。利用评价中的函数法于密切值法来达到有效改进综合评价的效果。评价方法研究的基础上,进行有效的改进。成功的引人最佳的综合评判,并且使用最终选出的方案进行设计。

2长输管线设计方案优选模型的建立与应用

对于这次的长输管线设计方案的评价,主要是结合评价系统进行选择。表现为:最合适的方案就属于目标层的设计,在参数层中主要是分为管道工艺和管道经济参数,参数中的不同指标,比如,管径大小、折合费等都属于管道工艺中的参数。如果在众多方案中要达到最适合的选择,就需要对各项的工艺、经济参数等作出仔细的分析。主要是因为在关系上各个指标都是比较复杂的。不过采用模糊评价进行权重分析,可以达到一定程度上的解决。主要是解决一下权重取值的问题,对于不同的分析指标参数如下:

2.1指标权重分析和管道设计参数的分析

在建设天然气的运输管道的过程中,在工程中占据份额比较大的就是管道和压缩机站的投资。所以,在和其他参数相比的同时管道和压缩机站的数量也会比较受关注。管道投资的金额,主要是看管道直径的大小来决定。管道建成后的费用高低,主要是看压缩机站的数量和工程建设的影响等因素来决定的。

2.2其他指标和经济技术参数的权重分析

其他经济参数的指标和总折算费用相比较来说,总折算费用占得比例比较多,也就在投资力度方面直接影响到管线建设的方面,所以就需要进行各个方面的综合评价和分析。

2.3根据不同的分析方法进行构建最合适的设计方案

在建设管线工程中,得出最佳的目标层,也就是最有设计方案的确定,根据得出了结果进行综合的评价,按照计算的公式最终计算出最佳的数值。然后,根据所得值得出最合适的方案。

3长输管线的设计方案,根据效用函数和密切值的方法进行选择

3.1针对天然气长输管线设计中效用函数的方法进行选择

什么是效用函数法,它的概念主要是讲目标值转换为效用值的一个过程。最后通过加权的形式构成一个新的函数。这个函数,是最后构建的一个目标。在区别上,就是效用函数不会直接去改变目标进行加权。天然气的长输管线设计方案上,主要围绕各项指标进行评价,压缩机站的数量、输送压力等都是工艺参数中的指标。除了工艺参数以外,就是经济参数指标。主要包括各项资费,管道投资、建站投资、年折合等。接下来就是根据不同的指标通过无量纲化的方式进行处理,结合工程的情况来通过正确的计算公式进行表明。如果要达到输送压力的优势,那么就要受到工艺参数的指标达到管道强度的约束。在水力方面,也需要进行约束才可以达到满足的条件。当然,输送的压力越高,不同的工艺参数指标就会越来越小。那么,在效用函数中则是函数值越大,设计的方法效果就会越好。(注:本文中的效用函数公式不会进行仔细的描述,具体可以参见相关的专业资料,以下函数效用公式的内容也是相同)

3.2关于天然气长输管线设计中密切值法的选择

说到密切值的思路,其实也比较明确:首先要找出方案中关于决策的最好和最不好,随之就要找出最能接近最好和最不好之间的决策点,达到最佳的方案效果。相比效用函数的指标体系来说,密切值法的指标体系和效用函数在设计的方案中应用的内容基本是相同的。但是,不同的就是密切值在定义上是密切值越小则方案越好,而效用函数则是相反。

3.3在长输管中的设计方案上选择兼容度

法来进行设计,对于不同的评价方案来说效果也有所不同兼容度的概念是指,于不同的评价方法相比在等级和相关系数中的加权平均值不一样。应用的方法上,采取了先计算天然气长输管中的工艺参数和经济参数的方案,然后,根据不同的评价方法来进行评价。得到了结果,有不同的,所以就再将兼容度的概念加人到其中的方法进行综合的评价。根据得出的兼容度值,来采用进行计算。最终的结果也就是天然气长输管线设计中的最佳方案和结果。

4结语

这次的论文主要是介绍了在选择天然气长输管线的设计上,应该选择什么样的方案和系统评价。其中,包括了很多不同的评价方法,比如密切值、效用函数法等。经过一层层细致的研究发现,在效果中,如果采用比较单一的评价方法和设计方案并不是最理想的。但是,如果采用了比较多的评价方法然后进行分析则会在长输管的工程设计方案中则会更加理想。所以,如果在选择最终的使用设计方案和系统评价时要做药具体的进行分析才可以达到最好的实用效果。通过以上的分析可以证明,在进行天然气的输送事业上选择一个正确的输管线方案是非常重要的。所以,在选择不同的设计方案上就要通过仔细的分析选择出最合适的方案。这样,才可以在工程中达到更加经济实用的效果。并且,还会在天然气运输渠道方面非常重要的作用。

作者：张大庆

天然气长输管线设计方案篇2

道路工程与在役油气管道工程同为城市繁荣发展的基础性线性工程，道路在建设过程中不可避免地会与在役油气管道工程存在位置冲突问题。当前，由于地方政府对油气管道的管控愈加严格，对油气管道的限制条件越来越多，油气管道迁改及管道连头工程投资大，且在役管道迁改会对下游用气用户造成一定影响，因此管道迁改难度越来越大，这就迫切需要对在役油气管道进行保护。对与道路交叉的在役天然气管道进行保护，一方面可减少道路施工对管道安全运行带来的影响，如堆土占压管道、机械碾压及管道上方公路地基处理时荷载超出管道承受能力；另一方面，对管道进行保护有利于道路建设的顺利进行。文章结合工程实例，对新建道路与在役天然气管道交叉时在役管道的保护设计方案进行研究分析。

1工程概况

某在役管道设计压力为4MPa，管径为D508mm，管道埋深约为1.2～1.5m，位于新建道路辅道下方，交叉长度约50m，如图1所示。根据道路设计单位提供的资料，道路辅道采用堆载预压方式进行处理，堆载预压填土高度为3m，道路等级按照Ⅰ级道路进行设计。由于地方政府及规划部门要求，管道无迁改路由，为防止道路施工对在役天然气管道运营安全造成影响，需要对在役天然气管道进行保护设计。为确保管道保护方案设计合理，对该段管道周边进行了地质勘察，地层资料如下：（1）填土（Q4ml）：灰褐色、杂色，湿，稍密—中密，主要由黏性土、砂土、砾石组成，局部为路基填料及水泥地坪面层，堆积年限小于10年。层厚1.8～2.0m，层底高程为-1.2～-0.7m，土石等级为Ⅱ级，普氏分类Ⅱ类。（2）淤泥（Q4mc）：灰黑色、灰褐色，流塑—软塑，土质均匀，稍有光泽，干强度中等，韧性中等。层厚18.0～18.2m，层底高程为-19.2～-18.9土石等级为Ⅰ级，普氏分类Ⅰ类。参照《建筑地基基础设计规范》（GB50007—2011）及《工程地质手册》（第五版）等有关规程规范，结合当地经验，场地岩土承载力特征值如表1所示。

2管道保护方案设计研究

管道保护设计方案应结合道路处理方式，并考虑道路在施工期及运营期所处的不同荷载工况来确定，确保在役管道在道路施工及运营期不受影响。

2.1管道保护设计方案—盖板涵保护

根据道路建设和在役管道基本情况，结合以往管道保护工程实践经验，选择较为常见的盖板涵保护设计方案，如图2所示。盖板涵保护包括涵台基础、涵台、台帽和上覆盖板。盖板涵跨径为3m，涵台边缘距离管道0.95m。

2.2盖板涵保护方案校核

根据以往类似工程管道保护实践，采取盖板涵保护方案原则上可行，但也应结合工程实际情况对道路堆载预压过程中、道路建设过程中以及运营过程中的不同工况进行必要的结构安全校核。（1）盖板涵上覆荷载选取。根据《公路路基设计规范》（JTGD30—2015）规定，应按施工期、营运期不同荷载工况分别验算地基安全性。其中，施工期的荷载应按计算需要及结构所处条件而定，营运期的荷载应包括路堤自重、路面的增重及行车荷载。公路施工期荷载。根据该工程实际工况，在完成管道保护措施后，进行公路软基的一般堆载预压，完成后再进行道路工程的施工。因此，公路施工期间的荷载分为堆载预压荷载和道路路面面层施工荷载两种工况，并应取两种工况下的不利荷载作为施工期荷载。第一，根据道路设计单位提供的堆载预压处理方案，该工程管道上方堆载预压的最大堆土高度为3m。堆载预压荷载为堆土自重荷载。可得，该工况下最大荷载取值为60kN/m2。第二，道路路面面层施工荷载包括路面施工人员和施工机具设备荷载。根据《公路路基设计规范》（JTGD30—2015）第4.1.4条，上述荷载应作为可变荷载组合加以考虑。经与道路施工单位核实，22t压路机施工时产生的最大激振力为400kN。考虑荷载在填土层中的应力扩散，单位面积荷载扩散计算方法参照《建筑地基基础设计规范》（GB50007—2011）中公式：Pz=b(PK-Pc)÷(b+2ztanθ)（1）式中：b为基础底边的宽度，m；Pc为基础底面处土的自重压力值，kPa；z为基础底面至软弱下卧层顶面的距离，m；θ为地基压力扩散线与垂直线的夹角，°。根据《公路桥涵设计通用规范》（JTGD60—2015）第4.3.4节要求，盖板上部汽车荷载引起的竖向土压力，车轮按其着地面积的边缘向下作30°角分布（扩散面积以最外边的扩散线为准）。经计算，该工况下荷载取值为D+L=60+80=140kN/m2。其中，自重荷载均按永久荷载考虑（即恒载D），荷载分项系数按1.3取值；车辆荷载为路面可变荷载（即活载L），荷载分项系数按1.5取值。公路运营期荷载。公路建成运营后，盖板上方的荷载包括1.5m的填土自重荷载、公路路面层（约0.5m）的自重荷载以及路面行车荷载。经计算，恒载D=42.5kN/m2。根据《公路桥涵设计通用规范》（JTGD60—2015），车辆荷载分布如图3所示，车辆荷载的主要取值标准如表2所示。根据前述施工设备荷载计算方法，同理可得，车辆荷载应考虑多个轮压下综合影响传递到盖板顶部的车辆荷载，计算取值为55kN/m2。道路运营期荷载为D+L=42.5+55=97.5kN/m2。荷载取值。根据对公路施工期和运营期荷载的分析，不同工况下荷载标准值取值如表3所示。（2）盖板涵保护校核计算结果。采取盖板涵保护设计方案，根据盖板涵在道路堆载于预压期和道路运营期的最不利工况，荷载取值为140kN/m2，经核算，盖板涵基础底地基承载力特征值fak≥90kPa。根据勘察资料，该地区淤泥质土地基承载力特征值为50kPa，不满足要求。因此，采用盖板涵保护管道设计方案时必须进行地基处理。2.3保护设计方案优化—桩基+盖板（1）保护设计方案优化。根据该地区同类型项目设计经验，考虑管道保护设计方案的经济性、施工可行性，采用深层水泥土搅拌桩对管道两侧淤泥质软土进行地基处理。管道两侧各设置2排搅拌桩，梅花状布置；同时取消盖板涵涵身设置，直接将钢筋混凝土盖板设置于复合地基上；同步优化盖板跨度，结合实际施工作业面需求，取单块盖板跨度为2m，两侧搭接长度均为1m，最终单块盖板长度为4m。水泥土搅拌桩桩径取500mm、桩间距取1m、单根设计桩长取15m，桩顶设置200mm厚级配碎石褥垫层。桩基与混凝土盖板保护设计如图4所示。

3结束语

在役管道与新建道路交叉，在地质情况为淤泥质软土的情况下，应结合工程地质条件，对采用的管道设计方案进行优化校核，同时应考虑新建道路的地基处理方式，分析道路在施工期和运营期可能承受的最大荷载，从经济性、安全性、方便施工等角度综合考虑，采取合适的管道保护设计方案。该工程通过核算，将盖板涵保护设计方案优化调整为桩基处理+混凝土盖板的保护方案，对类似的新建道路与在役天然气管道交叉保护设计方案具有借鉴意义。

作者：邓小涛 连大焕 曹林晓 单位：中国石油天然气管道工程有限公司珠海分公司

天然气长输管线设计方案篇3

1引言

在长输天然气管道外检测过程中，采用不开挖检测与开挖检测两种方式互相结合[1]，考虑到经济合理性，长输天然气管道检验过程中首优先选择的是不开挖检测方法，根据不开挖检测的结果再确定需开挖的防腐层破损点，开挖检测方式既可用于对间接检测方式进行验证和修正，也可单独用于对管道防腐层进行评价，但是开挖检测的成本与代价也是比较高的，所以精确判断长输天然气管道外防腐层破损点，并判断这些破损点的活跃程度，进而给使用单位提供确需开挖的防腐层破损点，在管道安全与经济性之间寻找到结合点。目前的管道防腐层检测技术与设备虽然多，但业内并还没有统一且高效的方法，怎样快速确定防腐层破损点大小并对破损点的进行精确定位，将危害性较大的破损点进行修补，确保土壤与管道之间能很好的绝缘性，提高阴极保护的效果，利用各种检验检测仪器的优缺点，扬长避短；通过对长输天然气管道外检测工作，比照已有的外防腐层安全质量状况分级评价标准，通过分析沿管道而不断变化的管地电位，进而来确定长输天然气管道防腐层的总体平均质量状况；对受检管道的阴极保护系统效果进行客观、准确的评价，判断管线阴极保护系统是否在有效保护范围内；综合考虑安全与经济因素后，有针对性的选择确实需进行开挖修复的管道防腐层破损点进行开挖修复，这也是业内持续研究并不断探索的课题[2]。

2确定长输天然气管道外检测综合评价系统技术方案

对比现有的几种检测技术的原理分析及优缺点，结合检验工作实际，以及综合考虑长输天然气管道安全运行与经济合理性，提出以下长输天然气管道外检测综合评价系统方案：

2.1确定管线位置

对长输天然气管道进行管道的走向与位置确定，根据设计或竣工资料进行验证。采用ACVG交流电位梯度法对长输天然气管道进行快速、准确定位，仪器使用DM检测仪。

2.2外防腐层安全质量状况测量

在用DM检测仪快速定位管线位置的同时，采用多频管中电流法即DM的变频选频功能来记录管道中管中电流，从而可以对长输天然气管道的外防腐层整体的质量状况进行判断。

2.3确定阴极保护系统效果，筛选出阴极保护差的管段

参考使用单位管线巡护人员日常记录中的管地（P/S）电位测试数值，利用CIPS检测仪测量管道的管地电位，而管道阴极保护系统效果则可通过断电电位来确定，断电电位也可以判断管道防腐层是否存在破损点；对于外防腐层安全质量比较差的管道还要使用CIPS来测试其开路电位与闭路电位的分布情况，来确定阴极保护系统效果；如果土壤电阻率比较高，为了有效消除IR降的影响，宜采用CIPS来测定管地电位，这要视现场情况来定，其目的是为了准确的天然气管道的阴极保护系统效果。

2.4确定防腐层破损点位置

通过对外防腐层安全质量状况与管道的阴极保护系统效果的分析基本可以确定受检管段哪些部位存在防腐层破损点，用DM设备确定电信号漏失较严重的管段，然后再综合运用DM的A字架和SL-2098精确定位管道外防腐层破损点，推断出防腐层缺陷处的基本破损状况，这样既充分利用了PCM能快速检测管道外防腐层绝缘特性的优点,又发挥了SL-2098检测仪精确定位缺陷位置的优势。

2.5确定防腐层破损点状况

在确定管道防腐层破损点的位置后，要利用DCVG技术来对每一个防腐层缺陷进行定性，确定破损点处是否有腐蚀状况发生，再利用DCVG确定缺陷中心位置，目的是为了测得的防腐层缺陷泄漏的电流情况，得出流经土壤造成的IR降，根据防腐层破损点处的IR%，定性判断确定缺陷的大小及严重程度，这将作为开挖修复的重要依据。

2.6开挖修复及验证

通过以上的工作，如果受检管道存在需要开挖修复的防腐层破损点，使用单位应对其进行开挖修复，并可利用开挖得出的数据对间接检测工作进行验证和修正，这样可以为以后更好的开展埋地管道的间接检测工作积累经验。通过对上述检验技术和仪器设备的综合运用，我们可以掌握长输天然气管道的走向和埋深、外防腐层的安全质量状况、阴极保护系统的效果、防腐层破损点的大小及位置及分布情况、防腐层破损点的活性，这样可以向使用单位建议选择确需进行开挖的防腐层破损点进行开挖，在管道安全运行与经济性之间找到了结合点，确保了长输天然气管道的安全运营，延长管道的使用寿命。下面将长输天然气管道外检测综合评价系统方案用图表方式表达如下（见图1）：

3小结

本文通过对现有的管道外防腐层检测技术及仪器的优缺点进行对比分析，结合多年来的检验工作实际以及综合考虑安全与经济因素后，提出了长输天然气管道外检测综合评价系统方案。提出的长输天然气管道外检测综合评价系统方案能够很好的符合长输管道定期检验要求，方案流程设置合理，检验数据可信度高，已在本省多地长输天然气管道定期检验项目中应用，工程应用效果良好，为长输天然气管道定期检验下结论提供了可靠保证。

参考文献

[1]TSGD7003-2010，压力管道定期检验规则—长输（油气）管道[S].2010.

[2]刘冰,何仁洋,张宏.埋地钢质管道外覆盖层组合检测技术[J].油气储运,2006,(3).

作者：程浩 赵涛 单位：安徽省特种设备检测院