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2021年12期 40  封面   

税碧垣1,薛鲁宁1,杨玉锋1,马云宾1,邱苗苗2,赵博鑫2

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当前管道系统最大的安全风险和事故来源很大程度上可归结为埋地管道感知能力的不足。为此,提出一种管道地下空间敷设方式,即在现有检测、监测感知技术的基础上,实现埋地管道的直接观察、监测及接触。基于全方位数据采集和智能监控技术,从根本上提升管道线路重点地段感知能力,从而大幅提升管道线路安全水平。参考市政雨污水管道与城市综合管廊敷设方式,提出采用钢筋混凝土半预制U 形管涵加盖板的地下空间构造方式,管道采用凹形水泥管座或金属支架支撑安装在管涵底部,同时增加地下空间内智能化的视频监控、光纤感知、可燃气体感知、管体缺陷(应力)外检测等固定或可移动感知技术。初步分析了管道地下空间敷设的风险影响因素,保守估计总体风险可降低34%以上。对管道地下空间敷设开展经济性分析,预计地下空间敷设管段建设费用增加7.5%~25%,运行维护与事故损失费用可降低30%以上。建议管道行业进一步开展相关可行性论证及工程试验。(图5,参22)

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李秋扬1,赵明华1,张斌1,温文1,王乐乐1,张雪琴1,陈林2

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油气管道作为全球运输油气资源的主要方式之一,其规划建设的发展趋势主要受到油气资源开发和国家地区能源政策的影响。通过定量、定性两种信息挖掘途径,梳理2020 年全球能源消费结构及管道建设发展情况,分析全球在役油气管道运行现状,预测在新形势下全球主要地区油气管道建设及发展趋势。未来,全球油气管道建设将主要受经济、政治、环境3 个因素影响,预测未来几年全球油气管道建设总体趋于平稳:受国际环境影响,跨国管道建设进度变数较大,预计能够如期建成投产的跨国管道较少;各国管道建设主要取决于国家经济发展形势,受全球新冠肺炎疫情形势下经济低迷及“碳达峰、碳中和”指引下能源转型的双重影响,预计亚太地区仍将是未来全球进行本土管道建设的主要地区,欧美国家地区将探索新建或改建天然气掺氢输送管道。(图5,表3,参31)

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吕杨1,柴德民2,李晓宇1,张富强1,刘罗茜1,张瀚文1,黄启玉1

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凝油粘壁现象常会对地面集输管道的安全流动保障造成影响。目前凝油粘壁的研究方法与粘附作用机理尚不明确,为此系统调研了国内外原油界面特性与粘附作用的研究进展,对现阶段较为成熟的粘附作用理论与模型进行了梳理与对比,讨论了原油界面特性与粘附作用的影响因素,并总结了当下较为适用的界面特性实验设备与测试分析方法,特别就目前较为新颖的分子动力学模拟在原油界面特性与粘附的研究展开了探讨。最后给出开展原油管壁粘附作用机理研究的几点思考与启示,这将对进一步揭示低温集输凝油粘壁机理具有指导意义。(图2,表3,参95)

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帅健1,王伟1,2,梅苑1,金国清1

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为满足数据时代的发展要求,对2000—2020 年国内外关于管道完整性管理的相关文献进行了聚类、共现、突现分析,构建了管道完整性管理的知识图谱,以此梳理不同时期管道完整性管理的研究特征,并预测该领域的研究趋势。结果发现:中国管道完整性管理研究广度逐步扩大,研究层次逐步加深,处于国际领先地位。国内外的关键词聚类形成时间较为接近,但研究主题差异较大。近年涌现的突现词表明中国管道完整性管理研究趋势将集中在风险评估、安全及高后果区等方面;国际管道完整性管理领域未来的发展方向主要集中在模拟、力学以及失效可能性等方面。研究成果可为未来管道完整性研究发展方向提供一定的指导意见。(图6,表5,参30)

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杨宝龙1,任武1,高海康1,张新建1,穆云婷2

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由于国家测绘地理信息的保密管理要求,长输管道坐标数据共享一直以来是困扰管道运营单位信息化应用的难题;同时,2013 年《石油石化行业国家秘密范围的规定》的发布,使行业对于管道坐标数据的定密问题也产生了较大的争议。为此,通过对近期相关信息安全案例分析,并对国家、行业相关政策加以深入解读,明确了管道坐标数据的定秘问题。针对目前长输管道坐标数据应用中的难点和业务需求,结合国家自然资源部的相关政策与技术,构建了基于GCJ02 保密坐标系的技术方案,并从安全保密意识、地图数据及服务、业务应用3 个方面提出了管理对策,以满足国家监管要求和管道运营企业深化应用的迫切需求。(图2,表1,参27)

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曹建树1,姬保平2,纪卫克1

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随着X80 管道的大规模应用,长输油气管道长期服役的安全性备受关注。为解决管道内表面裂纹缺陷的检测问题,针对具有非接触、高精度特点的激光超声无损检测方法开展试验研究,并将其应用于X80 管道内表面裂纹缺陷检测。通过试验测量获取了X80 管道试样无裂纹区域和有裂纹区域的激光超声信号以及激光超声B 扫描检测与成像,分析了裂纹缺陷对激光超声信号的影响。结果表明:激光超声B 扫描可以有效检测出管道内表面裂纹缺陷并精准定位,具有在管道无损检测领域推广应用的价值。(图9,参21)

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徐广丽1,2,占霖勇1,汪冉1,蔡亮学1,2

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管道缺陷与检测信号之间的精确关联是超声内检测回波信号分析的关键,而检测时声电信号在发射、传播、接收过程中的敏感性为关联的精确度带来极大挑战,通过数值模拟分析PZT(Lead Zirconate Titanate)正压电效应是研究检测信号特征的有效途径。采用COMSOL 软件建立探头的有限元分析模型,从探头阵列声场模拟结果中提取回波数据作为模型的初始激励载荷进行模拟,并利用超声内检测实验结果对比验证了有限元模型的准确性。结果表明:表面回波与一次底面回波最大峰值之比的模拟结果与实测数据误差为1.36%,可见新建模型精度较高;内壁面缺陷深度对PZT 电信号频谱图中二峰幅值有显著影响,二者之间可建立有效关联;基于电信号模拟结果,在回波时域图中提取表面回波最大波谷点、一次底面回波的最大波峰点为特征点,则管道壁厚检测结果的最大误差仅为3.95%。研究结果可为超声内检测器国产化提供参考。(图11,表4,参22)

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沈光霁1,刘凯峰1,詹一为2,何流2

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随着国家基础建设的飞速发展,电力、交通及能源等公共走廊日趋增多,埋地管道的交流干扰腐蚀问题备受关注。目前,固态去耦合器排流技术在油气管道交流干扰防护中得到广泛应用。但由于缺乏对固态去耦合器排流技术的深入研究,国内外相关行业尚未出台相关使用标准,现场检测人员缺乏有效的检测方法和评价指标可供参考。结合多年现场检测工作经验,总结并明确了交流干扰电压、交流排流电流、交流阻抗、直流泄漏电流、接地电阻等固态去耦合器排流技术的评价指标,提出对应的检测方法及参数要求,能够有效地检测并评价固态去耦合器交流排流及直流隔离等性能。研究成果可有效指导现场检测人员开展埋地管道固态去耦合器排流工作,对提升油气管道的检测与评价具有重要的指导意义。(图1,表1,参19)

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玄文博1,王婷2,戴联双3,王富祥1

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油气管道类裂纹缺陷尤其是内表面的类裂纹缺陷是导致管道失效的主要因素,但由于现有内检测技术的局限性,类裂纹缺陷成为了管道内检测研究的难点。基于电磁涡流技术,选取不同缺陷深度下的管道本体及环焊缝处类裂纹,通过自主搭建的高速自动涡流检测试验装置开展了不同类型的类裂纹涡流内检测试验,分析了类裂纹缺陷的涡流信号特征,验证了电磁涡流技术用于类裂纹缺陷内检测的可行性。试验结果表明:在较高的检测速度下,通过缺陷阻抗信号可以区分油气管道不同位置的类裂纹缺陷,且随着缺陷深度增大,信号特征越明显;随着缺陷提离值增大,信号特征逐渐减弱;缺陷信号信噪比水平较高,可以满足准确识别类裂纹缺陷的要求。(图10,表1,参22)

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董建宇1,陈家庆1,姬宜朋1,王春升2,尚超2,张明2

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为了探究油包水型乳化液在电场破乳过程中分散相水颗粒粒径的实际分布情况,并依据粒径变化规律得出最优电场参数,基于自主设计研制的管式紧凑型多流道高压电场破乳器,使用G600型聚焦光束反射测量仪和高频/高压脉冲交流电源,搭建了一套高压电场破乳动态测试评价系统。在验证评价系统有效性的基础上,系统开展了电场强度、频率、占空比及含水率对管式紧凑型高压电场破乳器破乳性能影响的测试评价研究。结果表明:对于所配制30%含水率的白油乳化液,破乳最优电场参数组合为场强1.2 kV/cm、频率1 500 Hz、占空比45%。相继变更白油乳化液的含水率为20%和40%,得到最优电场强度分别为1.65 kV/cm、1.05 kV/cm,最优频率分别为2 000 Hz、1 500 Hz,表明随着乳化液含水率增加,破乳所需最优电场强度逐渐降低,最优频率也呈减小趋势。自主研发的高压电场破乳测试评价系统和评价方法,能够准确有效地表征乳化液中分散相粒径分布的变化规律。(图17,表2,参22)

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马晨波,刘向东,刘人玮,曹杨,黄喆

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三相分离器是海上油气田开发中一种重要的油气水分离设备,合理设定分离器压力尤为关键。选取A、B 两个海上平台的三相分离器为研究对象,采用K-Spice 软件搭建符合现场运行情况的工艺动态仿真模型。对分离器气相出口管道堵塞、气相出口管道调节阀故障卡住两种情况下分离器内压力的变化进行了模拟,并与国内外行业标准推荐的压力设定值进行了对比。结果表明:常用的高高压力关断设定值偏低,分离器可能因气相出口调节阀故障卡住导致油田停产,且在气相出口堵塞情况下可能存在分离器一级保护措施(关断阀关闭)与二级保护措施(安全阀泄压)相互不独立的问题。提出一种新的压力设定方法:根据气相出口管道调节阀故障卡住时分离器内的压力波动值,确定高高压力关断设定值的最小值;根据气相出口堵塞情况下分离器的压力变化,确定安全阀设定压力的最小值。三相分离器压力设定新方法,可避免分离器调节阀故障卡住带来的“生产关断”问题,同时可确保分离器的一级保护与二级保护相互独立。(图7,表4,参24)

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赵赏鑫

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自动焊接技术已广泛应用于大口径、高钢级长输油气管道工程建设,但目前缺乏成熟的自动焊施工技术体系。根据自动焊施工特点,结合长输管道自动焊施工实践经验,以发挥自动焊施工工效、保证施工质量为中心,从设计、管材、焊接、无损检测、施工组织等方面提出了自动焊施工的技术准备要点,剖析了焊接人员、技术储备及信息化焊接质量管理现状,并提出了合理化的应对措施,以期为今后管道工程推广自动焊施工方法、提高焊接效率、发挥技术优势提供参考。(参25)

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刁宇1,刘朝阳2,孙勇1,李秋娟2,游泽彬1,马宁3

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为深入推进油气管道的区域化管理模式,评估典型压气站场现有保护措施是否足够,提高典型站场的风险管控能力,在全面开展危险与可操作性分析(HAZOP)的基础上,进一步采用保护层分析方法(LOPA),通过计算残余风险发生的频率,对站场安全仪表系统(SIS)功能回路的安全完整性等级(SIL)进行评估。以中俄东线某压气站压缩机入口流量低风险点为例开展LOPA 分析,结果表明:该风险点在不考虑压缩机组本体保护的前提下,仅环境影响能够满足风险可容许标准,人员伤亡、经济损失、声誉影响均不满足风险可接受标准,“压缩机轴振动、轴位移等高高联锁自停保护”需满足SIL2 等级要求,降险能力不能低于464。开展LOPA 分析可有效解决HAZOP 分析中残余风险不能定量化的不足,评估现有保护层能否使风险降低至风险可容忍标准,以期为相关天然气压气站开展SIL 定级提供经验借鉴,同时对目前油气管道行业在LOPA 分析、SIL 定级过程中存在的不足给出管理建议。(图3,表5,参19)

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熊毅1,高萍1,2,赵潇1,3,赵立康1

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为了对天然气长输管道泄漏应急抢修过程的风险进行有效评价,基于层次分析法(Analytic Hierarchy Process,AHP)提出动态AHP 风险评价模型。将风险指标分为5 类,并对各类风险指标的风险隶属度更新算法进行了说明;通过对天然气管道泄漏事故应急抢修过程的风险进行分析,建立了应急抢险过程动态AHP 风险评价指标体系,并对各二级指标进行了归类。以川气东送天然气管道某次泄漏事故为案例,利用动态AHP 风险评价模型对应急抢修整体施工过程的风险动态演变进行了分析,结果表明:应急抢修过程中风险指标的变化可以引起AHP 底层指标隶属度的变化及各层指标权重的变化,进而引起整个应急抢修过程的风险变化。该模型可对天然气管道泄漏应急抢修过程的风险进行动态评价,研究成果可为天然气管道泄漏应急抢修过程提供支撑。(图6,表4,参20)

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崔巍1,杨亮亮1,夏荣1,孙家庆2,樊晓伟3

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“一带一路”建设对中国国际能源合作起到了积极推动作用,结合“一带一路”合作实践对海上天然气运输通道进行安全评价,具有重要的理论及实践价值。考虑到“一带一路”建设实践、天然气国家级合作及新冠疫情对国际天然气供应格局的影响,将“一带一路”五通指数、天然气国家级协议及新冠疫情应用于评价模型指标的构建,采用PP-RAGA-K-means 算法进行求解,对中国海上天然气通道安全性进行研究。结果表明:“一带一路”因素对中国海上天然气通道安全存在正面影响,位于“一带一路”沿线且国力强盛的国家海上天然气通道更安全。研究结果为中国开展国际合作以及相关部门制定海上天然气运输安全保障措施提供了科学依据。(图7,表3,参32)

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