天然气长输管道泄漏工况分析

材料，能在一定程度上提高管道的运行压力、输量、减小成本，保障安全[3]。由于天然气资源的分布情况与天然气使用密集区分布不均衡，天然气长输管道正在向国际化发展，其中亚太地区的天然气管道的发展较快，中国与中亚、缅甸、俄罗斯等国家都进行天然气管道合作，通过天然气管道将各国紧密联系起来。

2 天然气长输管道泄漏原因分析

2.1 阴保度较低或阴保失效

对于长输管道的阴极保护，当阳极区电源供应不顺畅，导致阳极区的电阻增大时，恒电位移的工作不稳定，使得管线运行的参数不稳定，影响阴保的效率[4]。当阴保的电位进一步降低，低于正常的最低保护电位之时，阴极保护作用失效，增大长输管线泄漏的可能性。

2.2 天然气管线腐蚀开孔

天然气管线受到的腐蚀作用，主要是由于管线金属在其环境之下受到各类的电化学和化学作用的影响而产生损坏。管线因腐蚀作用，而产生氧化反应，使得其失去原有的强度和韧度，从而原先致密的结构变得疏松，最终可能导致金属材质脱落产生孔洞，腐蚀较为严重的管线不能再承受原设计压力。腐蚀严重时，天然气管线压力仍按照设计压力进行输送，将会发生腐蚀穿孔，发生天然气管道泄漏现象。因大多数天然气管线多埋藏在地下，与外部土壤、杂散电流接触时，更易发生腐蚀。同时，因天然气中的某些腐蚀性的杂质，会使其内部也产生一定的腐蚀。腐蚀穿孔，为天然气安全运行埋下隐患。

2.3 焊缝接口处存在泄漏

天然气管线在运行时，随着运行年限的增加，在管线焊缝接口处，常因初期接口的不牢固，存在一定的天然气泄漏现象。在某些环形焊缝处，如存在某些未焊透、错边等缺陷，当受到外界压力或输气本身的压力作用时，缺陷极易扩展至临界值从而因失稳发生焊缝断裂。此类因管线老化造成的天然气泄漏在天然气总泄漏中占有较大的比重，在浪费能源的同时，也带来了较大的安全隐患。

2.4 管理机制不完善

天然气长输管线的安全生产和运行，需要定期的巡检来做保证。只有定期、有效的巡查，才能更早的发现问题，更好的解决问题。但在我国天然气管线运营过程中，天然气管理机制存在一些疏漏，管理体制的不完善，使得天然气泄漏问题得不到及时的发现，从而也很难较早的解决问题，造成较为严重的事故[5]。

2.5 人为因素的干扰

在天然气长输管线运行当中，因人为因素造成的管线泄漏也不占少数，此种因素主要分为两方面：一方面为某些不法分子对输气管线进行有意盗窃破坏，造成泄漏事故发生；另一方面为伴随城镇化进程的加快，部分城镇建筑物建造在天然气管线上，违章建筑物对埋地管线造成了较为严重的挤压，从而带来安全隐患。

3 长输管道泄漏的后果及预防措施

3.1 泄漏后果

泄露的发生对于天然气长输管线具有重要影响，当泄漏工况较轻时，对管线的安全运营尚未造成严重影响，此时泄漏带来的是能源的浪费和环境的污染。当泄漏工况较为严重时，在造成能源浪费的同时，也会带来极大的安全隐患，有可能引起管线爆炸等重大事故的发生，影响周围人员的生命财产安全。

气体泄漏扩散事故数据参照表见表1。

表1 气体泄漏扩散事故数据参照表

Table 1 Gas dispersion accident data reference table

泄漏种类空隙泄漏穿孔泄漏完全泄漏

泄漏间隙/mmd≥10d≥80d=D

泄漏方式连续泄漏连续泄漏瞬态泄漏

泄漏源的度/（kg·s-1）0.751.21.3×105

风速/（m·s-1）125125125

空隙泄漏属于较轻泄漏事故，但其发现较为困难，且如不及时进行发现处理，很容易造成事故危险加剧，带来较大伤害。因此，为较为清晰的了解空隙泄漏的浓度场分布情况，对空隙泄漏进行了工程软件模拟分析，结果如图1所示。

（a）泄漏1 s （b） 泄漏5 s

（c） 泄漏15 s （d） 泄漏50 s

图1 不同泄漏时间下的组分浓度分布图

Fig.1 Distribution of concentration of composition in different leakage time

由不同泄漏时间下的泄漏气体组分浓度分布图可知，在泄漏刚开始时，甲烷气体泄漏量很少，泄漏口附近的湍流作用较强，同时由于自然风从左侧吹来，湍流作用左侧强烈，此时表现为泄漏气体湍流发展，且向左侧扩散。随泄漏时间的增长，泄漏气体的分布逐渐趋于均匀，甲烷在空气中的浓度分布逐渐呈现一定的规律性，在泄漏15 s时已经表现出逐渐表现出一定的泄漏趋势。在泄漏时间达到50 s后，空间的总体甲烷浓度分布规律明显，呈现下侧浓度大、上侧浓度小的带状，且由于空气自然风的原因，泄漏气体带向下风向倾斜。

3.2 泄漏检测及定位

采用先进的检测手段较为及时的发现管道泄漏点，正确有效的预测出管道泄漏的具体位置以及泄漏量，对保障管道安全运行具有重要意义。当前泄漏检测的方法常用的主要分两类：一类为直接检测法，通过检测泄漏物质的浓度、气味等；另一类为间接检漏法，此种方法是基于泄漏时引起管道中流量、声音、压力等量的变化而发展来的。较为常用的为间接检测法，依据测定的物理量的不同，间接测漏法又分为基于物质平衡的检漏法、基于压力信号的检漏法和基于放射性的检漏法。在基于压力信号的检漏法中，又分压力梯度法和波敏法，其原理为检测泄漏时管道压力的变化速率（如图2、图3所示），通过精密的检测技术，确定泄漏事故发生的位置及泄漏量的大小。因我国管道一般在中间泵站不设置流量计，压力梯度法与波敏法在现实应用中具有较为广泛的应用价值。

图2 基于压力信号的检漏方法

Fig.2 Leak detection method based on the pressure signal

X—管道长度；X*—管道泄漏点；P1、P2—管道上游端两测点压力；P1、P2—管道下游端两测点压力

图3 泄漏对压力分布的影响

Fig.3 Leak impact of the pressure distribution

X—管道长度；X*—管道泄漏点；H—管道沿线压力；H0—管道上游压力；Hn—管道下游压力

3.3 及时的进行维抢修

天然气长输管道发生泄漏事故时，将会对人身财产带来威胁，因此泄漏事故一旦发生，就需立即采取措施，以阻止事故的扩大，尽量减小事故的损失概率。

在进行维抢修作业时，首先要进行抢修准备工作，包括划定警戒区域，对管道进行泄压排空处理，以及沿管道轴向、径向、下方开挖工作坑。然后针对不同的泄漏工况，采取不同的抢修方法，针对大面积腐蚀以及人为所造成的大面积断裂，采取换管法，对于内径较大腐蚀的管道修复，采用补块修复法，对于内径较小的管道，需要进行临时性紧急修复的，采用管卡修复法。在对管道修复完后，需要对管道进行试压、防腐以及回填的操作，以保证管道的安全生产[6]。

3.4 管道泄漏的预防

既然管道泄漏的危害如此严重，采取一定的预防措施则尤为重要，主要包括敷设防腐层、复合材料进行补强技术、阴极保护技术、防冲刷措施等。

敷设防腐层，选取优质的防腐层涂料，尽量选择环氧粉末、三层PE作为防腐层，同时加强表面处理工艺，综合考虑温度、湿度、灰尘等因素的影响，进行回填作业时采用细土回填。

复合材料补强技术，对于腐蚀部位要通过缠绕碳纤维复合材料来进行管道强度的修复，从而使得管线在运行的情况下要恢复原有的设计压力，达到较好的修复效果。

阴极保护技术，此项技术能较好的减小管线发生腐蚀泄漏的现象，其具体使用方法可分为牺牲阳极法、强制电流法以及排流保护法。在进行现场操作时，可针对具体的操作环境，对方法进行有针对性的选取。

防冲刷措施，管道内天然气流速过高会对管线造成冲刷磨损，也可能产生泄漏，从而要采取防冲刷措施。在管线弯头处要进行加厚处理，减小清管时粉末对此处的冲刷磨损。为防止管道内流速过快带来的扬尘磨损，需要合理确定管道的末端储气量。

4 结 论

随着长输天然气管道的增多和管道服役龄期的增长及油气行业管理模式和相关制度的不断完善，管道泄漏事故时有发生。一旦发生泄漏、扩散并遇到火源，则可能发生爆炸，给人们生命财产带来极大损失。因此，对天然气长输管道管道泄漏原因进行多角度、全方位分析，充分了解泄漏可能带来的后果，并且尽可能早的对泄漏工况进行维修处理，采取多种措施配合的方法来对天然气管线泄漏进行预防具有重要意义。

参考文献：

[1] 徐胜晗. 天然气管道运行中存在的问题及对策分析[J]. 中国石油和化工标准与质量， 2014（9）：228.

[2] 贾彦强， 邢晓龙， 蒋波沱，等. 国内天然气管道泄漏扩散研究进展[J]. 科技信息， 2013（7）：206-206.

[3] 邓宏平， 李渝昌， 周旭. 天然气长输管道防泄露研究[J]. 中国石油和化工标准与质量， 2014 （7）：67.

[4] 戴杰. 天然气长距离输送管道焊口的开裂泄露原因与防治[J]. 中国石油和化工标准与质量， 2011 （11）：290-290.

[5] 王守凤， 刘佳. 论天然气管道泄露的主要原因及消除方法[J]. 中国石油和化工标准与质量， 2013（14）：270.

[6] 阎钟山， 米莹， 高建华. 天然气长输管道泄漏的抢修与维护[J]. 天然气与石油， 2002， 20（2）：13-15.

推荐访问： 工况 泄漏 天然气 管道 分析