天然气站场常见泄漏原因分析与治理

天然气站场常见泄漏原因分析与治理第1页，共78页。学习提纲一、天然气站场常见泄漏原因分析与治理。二、新阀门养护技术在川气东送管道中的应用。第2页，共78页。【思路】首先对天然气站场设备和其连接形式进行回顾，在此基础上总结出四种天然气站场主要的泄漏形式，对每种泄漏的原因进行分析，并对每种泄漏提出相应的处理措施。（一）天然气站场常见泄漏原因分析与治理第3页，共78页。在整个集输系统中，天然气站场在整个输气工艺中占很大的比重，是非常重要的环节,其可靠性在很大程度上会影响整个管输系统的安全。天然气站场的设备多，流程复杂，密封点多，泄漏的概率大。站场天然气一旦泄漏，小则影响正常供气，大则造成爆炸、人员伤亡等恶性事故，造成巨大经济损失。一、前言第4页，共78页。近几年，天然气站场的泄漏、穿刺事件时有发生，严重影响了正常的供气。天然气站场的事故，除了违规操作，大多由于泄漏引起的，我们要给予足够的关注和重视。下面我们首先来了解一下常见的泄漏形式。第5页，共78页。天然气站场的设备主要有分离器(立式、卧式)，收、发球筒、阀门(包括：球阀、旋塞阀、闸阀等)、汇气管、管线(主要有正常外输管线、放空管、排污管等)。其它的如变送器(温度变送器、压力变送器等)、温度表、压力表等，这些设备和仪器、仪表之间的连接形式主要是法兰连接、焊接和螺纹连接。二、常见泄漏的种类第6页，共78页。在天然气站场，最常漏气的位置就是静密封点处，如法兰、螺纹接口处的，但管线穿孔泄漏也时有发生，主要是管线弯头处，特别是排污管线和放空管线的弯头处，在线路上最常见的泄漏是由第三方破坏和管道穿孔引起的。第7页，共78页。图为：川气东送梁平分输站全景第8页，共78页。法兰之间的泄漏管道泄漏螺纹泄漏阀门泄漏泄漏形式根据现场实际，常见的泄漏形式有以下几种：第9页，共78页。3.1法兰间泄漏

法兰连接是天然气管道和设备连接的主要形式，其泄漏也是天然气站场泄漏的最为主要的形式。法兰密封主要是依靠其连接的螺栓产生的预紧力,通过垫片达到足够的工作密封比压,来阻止天然气外漏。对于天然气管道，由于其输送介质具有腐蚀、高压以及输送过程中产生的振动等特点引起天然气管道法兰密封失效,造成泄漏。天然气站场法兰泄漏主要有以下六个方面的原因：三、常见泄漏的原因分析第10页，共78页。法兰连接是天然气管道和设备连接的主要形式第11页，共78页。(1)密封垫片压紧力不足、法兰结合面粗燥、安装密封垫出现偏装、螺栓松紧不一、两法兰中心线偏移。这种泄漏主要由于施工、安装质量引起的,主要发生在投产试压阶段；

(2)由于脉冲流、工艺设计不合理,减振措施不到位或外界因素造成管道振动,致使螺栓松动,造成泄漏；第12页，共78页。(3)管道变形或沉降造成泄漏；(4)螺栓由于热胀冷缩等原因造成的伸长及变形，在季节交替时的泄漏主要是由这种故障引起的；第13页，共78页。(5)密封垫片长期使用，产生塑性变形、回弹力下降以及垫片材料老化等造成泄漏,这种泄漏在老管线上比较常见；(6)天然气腐蚀，造成泄漏，这种情况比较少见,但由于垫片和法兰质量问题可能产生此种泄漏。第14页，共78页。对于法兰泄漏，首先通过降压和放空，采用重新拧紧螺栓的方法进行处理。对于采用这种方法处理效果不好的，根据生产情况分别采用以下的方式处理：（1）如果可以停输，则关闭泄漏处两边阀门，进行放空置换后更换新垫片，重新拧紧；（2）对于不可停输的，则要及时采用法兰堵漏技术进行处理。为了减少发生此种泄漏的几率，法兰垫片最好根据法兰结构使用缠绕式金属垫片、金属圆环垫片或金属八角垫片。法兰泄漏处理措施第15页，共78页。金属缠绕密封垫片分四种形式：基本型，用于榫槽式法兰的垫片；带内环，用于嵌入型凹凸面法兰的密封垫片；带外环，用于光滑式平焊法兰的垫片；带内外环，用于光滑式对焊法兰的密封垫片。金属石墨缠绕垫片具有良好的压缩回弹性，适用于温度、压力交变剧烈的密封部位，具有不渗透性能好，使用寿命长、免维护等优异特点。石墨金属缠绕垫片（带内外环）带内环金属缠绕式垫片带外环金属缠绕式垫片第16页，共78页。3.2管道泄漏3.2.1气孔、未焊透、裂纹等焊接缺陷引起的泄漏，随着焊接技术的发展和施工质量以及检测手段的提高，这种焊接缺陷逐渐减少。第17页，共78页。3.2.2腐蚀引起的泄漏天然气站场管道腐蚀的原因很多，常见的有：①周围介质引起的均匀腐蚀这种腐蚀造成的泄漏主要出现在老管线上，随着时间的推移，管线内外壁一层层的腐蚀而剥落，最后造成大面积的穿孔，最终造成管道泄漏事故的发生；第18页，共78页。②应力引起的腐蚀金属材料的应力腐蚀，是指在静拉伸应力和腐蚀介质的共同作用下，使应力集中处产生破坏。这种腐蚀危害性较大，一般在没有先兆的情况下，能够迅速扩展产生突然断裂，发生严重的泄漏事故；第19页，共78页。

③氧和水引起的腐蚀氧和水的存在是造成管道内部腐蚀的主要原因之一。钢管中的铁元素，它和与水和氧发生化学作用，最后生成三氧化二铁，并放出氢气，造成管道内部腐蚀。

减少水的措施：做好施工期的管理工作和投产时的清管工作。投产时，对管道进行干燥处理；做好运行期的脱水工作。第20页，共78页。④硫和细菌引起的腐蚀天然气中含有硫化氢等硫化物，在运输时和管道反应，生成硫化铁，并在管内活化剂(氧气)的作用下，产生腐蚀，其反应如下：第21页，共78页。管道中还有一种细菌存在，这种细菌叫硫酸盐还原菌，它一般附着于管线的内表面，利用硫酸盐类进行繁殖。管道硫酸盐的生成反应式如下：

硫酸盐在还原菌的作用下，生成腐蚀生成物四氧化三铁，反应如下：第22页，共78页。⑤氢引起的腐蚀目前，除去H2S的技术较高，但由于输送压力的提高，造成硫化氢的分压提高，从而使HIC(氢脆)更为突出。其产生的机理如下：

(1)天然气中所含的硫化氢遇水形成硫和氢的离子；第23页，共78页。(2)铁夺取H的正电荷，形成Fe2+以及H原子；(3)生成硫化铁；第24页，共78页。

H原子的体积很小,根据分压的大小向钢中扩散。H原子首先聚集于非金属夹杂物，气孔及偏析中。在存留处，H原子变成氢分子，体积增大20倍，体积增大的过程中，存留处压力急剧增大，如超过金属开裂应力时，造成裂纹扩展：如在内表面，形成鼓泡，在内侧则形成平行于金属表面的裂纹。第25页，共78页。⑥其他常见的还有原电池腐蚀、品界腐蚀等。

同时，H原子与钢中不稳定的碳化物起反应生成CH4，造成钢局部脱碳，CH4在缺陷或品界处聚集，产生大量的品界裂纹和鼓泡，使钢材变得松、脆，最后造成破毁。第26页，共78页。3.2.3冲刷引起的泄漏由于冲刷原因造成站场泄漏的事故较多，比较容易出现此类故障的部位是管道弯头，特别是流速较快的弯头处，造成这种泄漏主要有以下几个原因：第27页，共78页。①从加工角度来说，对于冲压成型和冷煨、热煨成型的弯头，弯曲半径最大的一侧存在着加工减薄量；②天然气流速较快，流经弯头时，对管壁产生较大的冲刷力，在冲刷力的作用下，管壁金属不断地被带走，壁厚逐渐变薄，最后造成泄漏；③调压阀的阀体也是容易被刺坏的地方。第28页，共78页。对于下游站场的弯头，由于上游的硫化铁铁粉等杂质跟随管线到达下游，这些杂质的存在，加速了磨损速度。天然气站场排污管线靠近排污池的弯头最容易穿孔，这也是因为排污管线排污频繁、气质脏，靠近排污池的气流速度非常快，造成磨损严重，因而造成穿孔泄漏。此种情况已经在国内多个站场都发生过，应给予重视。第29页，共78页。

①周期性清管，减少硫化铁铁粉；②根据下游用气量做好管道末端气量的储存，避免气流速度过快，导致管道里边扬尘，造成很大的磨损；③做好设计，弯头厚度要加厚。管道泄漏预防措施第30页，共78页。3.2.4振动引起的泄漏管道的振动使法兰的连接螺栓松动，垫片上的密封比压下降，振动还会使管道焊缝内缺陷扩展，最终导致严重的泄漏事故。

天然气管道振动的成因：第31页，共78页。①管线内压力脉动引起管道的振动气流的脉动是引起天然气管道振动的最主要的原因。长输天然气管道上常用压缩机给天然气加压，压缩机周期性地、间歇地进气和排气，结果引起管路内气流压力的脉动。当脉动气流在管线内传播碰到弯头、变径管、汇管以及盲板等，管道系统受到周期性的激振力，在激振力的作用下引起管道及其附属设备的振动。第32页，共78页。②压缩机的振动引起管线的振动当压缩机工作时，由于活塞组存在往复惯性力及力矩的不平衡、旋转惯性力及力矩的不平衡、连杆摆动惯性力的存在以及机器重心的周期性移动等各种复杂合力的作用，使压缩机工作时产生机械振动，从而引起和其相连的管道的振动。第33页，共78页。③风力引起的振动当裸露的管子在受到风力时，会产生卡曼涡流效应,引起管子的振动。所谓卡曼涡流是指当流体垂直于管子流动时，在管子的背面将产生有规则的涡流，因而出现交替的横向力，称为卡曼涡流。第34页，共78页。④共振引起管道剧烈振动当激振力的频率和管道以及设备的固有频率相同时，会引起管道和设备强烈的振动。如：卡曼涡流的频率、脉动流的频率以及压缩机的振动频率和管道的固有频率相同时，会产生共振，有可能引起管子和设备的破毁。第35页，共78页。管道减振可以通过以下途径来控制：①控制管流的压力脉动;②调整管系的结点，改变固有频率，减少振动，避免产生共振。管道振动预防措施第36页，共78页。3.3螺纹泄漏

目前，天然气站场常采用的API（API：AmericanPetroleumInstitute美国石油学会）锥管螺纹连接，锥管螺纹包括圆螺纹、偏梯形螺纹，其密封是由内、外螺纹啮合的紧密程度决定的。由于结构设计的原因，啮合螺纹间存在一定的间隙。圆螺纹主要在啮合螺纹齿顶和齿底形成螺旋形通道，偏梯形螺纹主要在啮合螺纹导向面间，以及螺纹齿顶和齿底之间存在螺旋形通道。由于泄漏通道的存在，严重影响了螺纹的密封性。第37页，共78页。圆螺纹齿顶和齿底之间的间隙为0.0762mm，偏梯形螺纹在齿导向面的间隙为0.025mm，远大于天然气分子直径。因此从本质上讲，API螺纹不具备密封能力,其密封性是通过使用螺纹脂坦的一些固体物质(如铜、铅、锌和石墨等)来堵塞这些通道来获得的，或通过表面处理(如镀铜、锌、锡等软金属)来减小间隙。要提高密封性能，必须有足够大的接触压力和足够小的螺纹间隙。温度变化时，螺纹连接部位可能发生应力松弛，也可能造成接触压力下降，使密封性能下降，振动也造成螺纹连接变松。第38页，共78页。

在名义尺寸下，管螺纹密封的泄漏跟使用的密封材料有直接关系。我国普遍使用铅油麻丝、聚四氟乙烯胶带密封。铅油麻丝等溶剂型填料在液态时能填满间隙，固化后溶剂挥发，导致收缩龟裂，而且耐化学性能差，很容易渗漏。聚四氟乙烯胶带不可能完全紧密填充，调整时容易断丝，易堵塞管路阀门，而且聚四氟乙烯和金属磨擦系数低，管螺纹很容易松动，密封效果也不是很好。第39页，共78页。天然气输气场站仪器仪表通常通过二阀组与输气管道采用螺纹连接方式第40页，共78页。为了减少螺纹连接泄漏，可采取以下措施：①建议采用具有弹性密封环结构的螺纹连接；②对于主干线连接的地方，采用焊接方式。螺纹泄漏预防措施第41页，共78页。3.4阀门泄漏阀门由于受到天然气的温度，压力、冲刷、振动腐蚀的影响，以及阀门生产制作中存在的缺陷，阀门在使用过程中不可避免的产生泄漏，常见的泄漏多发生在填料密封处、法兰连接处、焊接连接处、丝口连接处及阀体的薄弱部位上。第42页，共78页。(1)连接法兰及压盖法兰泄漏，这种泄漏一般通过在降压的情况下，通过拧紧螺栓得以解决；(2)焊缝泄漏：对于焊接体球阀，有可能存在焊接缺陷，出现泄漏，这种泄漏很少见；

第43页，共78页。(3)阀体泄漏：阀体的泄漏主要是由于阀门生产过程中的铸造缺陷所引起的，当然，天然气的腐蚀和冲刷造成阀体泄漏，这种泄漏常出现在调压阀上；(4)填料泄漏：阀门阀杆采用填料密封结构处所发生的泄漏，长时间使用填料老化、磨损、腐蚀等使其失效，通过更换填料或拧紧能够得以解决。第44页，共78页。(5)注脂嘴的泄漏；一般是由于单向阀失效造成的，存压力不高的情况下注入密封脂可得到解决。(6)排污嘴泄漏，一旦发现及时更换。

第45页，共78页。

天然气站场由于泄漏引起的事故时有发生，造成严重的后果，为了使天然气站场的泄漏得到有效的控制，减少泄漏，可以考虑从设计和管理两方面入手，才能取得较好的效果。四、处理措施第46页，共78页。4.1变法兰连接和螺纹连接为焊接，减少漏起点和静密封点。目前，新建管线的主要阀门都采用焊接形式，这当然要在阀门的质量有保证的情况下进行，对主干线相连的压力表、变送器以及干线截断阀的根部阀都应采用焊接。第47页，共78页。4.2冗余设计对排污管线和放空管线来说，最好采用双阀设计，用一阀保证密封，用另一阀用来截流。同时管线和弯头，尤其是弯头因该采取冗余设计。第48页，共78页。4.3加强日常巡检、维护和管理

(1)坚持两小时巡检制和点检制；

(2)巡检时对静密封点重点进行检查。中石化天然气川气东送管道分公司输气站的员工每两小时检查一次管线各处接缝处的气密情况，确保输气安全畅通。第49页，共78页。4.4站场建立可燃气体报警系统，一旦出现泄漏，可及时进行报警。4.5采用先进技术对站场设备和管线进行检查(1)采用无损检测和声发射技术对站场管道、分离器以及收发球筒进行全面检测；(2)对站场关键及薄弱的位置比如弯头、调压阀阀体等定期进行厚度测量，并进行跟踪，对减薄厉害处进行全面跟踪。第50页，共78页。4.6加强气质管理，减少管道腐蚀。4.7做好末端储气工作。避免下游流体速度过快，导致冲刷严重。4.8做好清管工作和分离过滤以及天然气的净化工作。第51页，共78页。上图为：中石油兰州输气分公司历时两个月对全线915.4公里复线进行6次管道清管作业，确保涩宁兰输气管道冬季安全运行。第52页，共78页。（二）阀门养护技术在川气东送管道中的应用第53页，共78页。【导读】根据国内天然气长输管道投产运行的经验,很多阀门在投产后出现不同程度的泄漏现象。为了保证安装的阀门在投产运行后稳定运行,防止发生阀门内漏、外漏等现象,川气东送管道在工程建设中引进阀门养护作业技术,在阀门安装、试压、试运行3个阶段进行有效的养护作业,确保了管线投产时所有阀门状态良好,一次试运行成功。阀门养护作业有效地延长了阀门的使用周期,对于保障管线的平稳运行,有效防范管道运行风险,具有十分重要的意义。第54页，共78页。川气东送管道工程西起川东北普光首站,东至上海末站,途经四川、重庆、湖北、安徽、江苏、浙江、上海等地,管道全长2061km,设计压力10MPa。川气东送管道工程主干线全长1700km,管径为1016mm；川维支线长158km,管径为559mm；达化支线长81km,管径508mm；南京支线122km,管径为813mm。管道沿线设输气站场25座,线路截断阀室92座。一、引言第55页，共78页。左图为：川气东送管道山区段陡坡运布管施工上图为：川气东送管道水网段青弋江飄管施工第56页，共78页。

根据国内天然气长输管道投产运行的经验,很多阀门在投产后出现不同程度的泄漏现象,影响了管道正常的安全运行。为保证安装的阀门在施工完成后可顺利投产并在投产运行后稳定运行,防止发生内漏、外漏等现象,需在投产前进行专门维护和保养。第57页，共78页。安装在长输管线各部位、各种规格的阀门,在保证管线安全运行中担负着极其重要的作用,尤其是承担着输送特殊介质职能的天然气长输管道,因阀门发生泄漏带来的安全生产隐患和更换阀门导致的经济损失都是巨大的。通过专家调研、分析西气东输一线和陕京二线等管道建设和投产过程中阀门泄漏的状况和原因,发现长输管线阀门的泄漏绝大部分发生在运行初始,其主要原因分析如下:二、阀门投产前维护保养的必要性第58页，共78页。(1)国内输油输气管线施工中,阀门的安装只能做到按设计图纸和规范要求,对阀门的工作原理、工艺用途、适用范围、防护保养措施及施工过程中所需注意的要求缺乏专业的了解。第59页，共78页。(2)长输管道工程距离长、管径大,线路及站场阀门数量大、种类多、供应厂家不一,各阀门厂家仅提供出厂质量合格的阀门到场及正常的质保维修,并不提供专业的投产前维护和保养服务。第60页，共78页。因此,为保证长输管线的安全运行和节省运行维护费用,在投产前对阀门进行专业维护和保养,弥补设计与施工规范无法涵盖的工作内容,保证投产阀门处于良好状态是十分必要的。第61页，共78页。

为了使投入运行的阀门达到既定要求,川气东送管道公司聘请美国JHU公司负责对工程项目中的球阀、旋塞阀自设备安装阶段起进行专业养护工作。新阀门的养护作业分为四部分进行:阀门开箱检查、阀门安装焊接阶段的养护作业、阀门压力测试时的监测和保养、试运投产时的养护作业。三、阀门养护现场主要作业程序第62页，共78页。1、阀门开箱检查

施工单位开箱后,阀门维护人员要对阀门的状况进行检查,检查阀门是否存在制造或运输过程中发生的缺陷,其中包括:所有运输包装是否符合合同要求,是否有破损、严重变形现象；端口是否有防污物和防潮气的木盖；焊接端和法兰端是否带有防腐保护层；阀门内密封座的缝隙是否有粘贴带；外观检测是否有明显损伤,是否有明显制造缺陷,阀体表面是否符合技术规格书要求。

第63页，共78页。在工地存放时不可转动阀门;目测检查阀门内部是否在全“开”位的状态,对于有疑点的(不在全开位)阀门应做密封圈的检查,如有特殊要求阀门无法在全“开”位的状态,必须处于全“关”位的状态。对生产厂家产品作出初步结论,如发现问题,按程序提供文字资料给业主现场代表和现场工程监理,请厂方确认。第64页，共78页。2、阀门安装焊接时的养护作业内容(1)在施工单位吊装过程中,进行监督和维护,提醒吊装单位采取措施保护阀门外涂层,防止将吊绳置于阀门传动机构上,吊绳和吊装链条不能挤压阀门外部配件及其延长杆。第65页，共78页。(2)阀门安装焊接前的作业。在施工单位焊接前或安装前,检查确认阀门处于“开”的位置,确认所有阀杆、注脂口接头没有任何涂料。第66页，共78页。(3)根据不同品牌和规格的阀门需要,注入滑润脂,保护好阀体及密封管路,对于球阀注脂压力不超过6000PSI,在注入过程中观察阀门内部阀座和球体之间的缝隙,当周围有滑润脂溢出时,停止注入,擦拭阀球内部涂抹的保护油脂,用滑润脂涂抹于密封圈与球体之间的缝隙并整平;对阀轴(杆)实施注脂作业时,阀轴(杆)内密封压力不得超过3000PSI;第67页，共78页。球阀的基本结构

第68页，共78页。(4)根据现场情况加固阀门端口,检查并保证阀门焊接端和法兰端无裂纹等明显缺陷;(5)安装埋地球阀时,检查球阀与地面上传动机构之间的操纵轴带外套(阀杆套);第69页，共78页。(6)对于焊接阀门,在焊接时监督阀门预热及焊接时务必在全“开”位置;阀门必须支撑在自己的底座上或不同的底座分别支撑,并在轴向可自由滑动;预热时离开焊点3英寸(1英寸=2.54