探究天然气管道带压封堵作业风险识别及控制

探究天然气管道带压封堵作业风险识别及控制

赵青根1陈雪晶2

1.佛山市华禅能燃气设计有限公司佛山528300

2.佛山市顺德区港华燃气有限公司佛山528300

摘要：输气管线微小泄漏时有发生，全部采用降压、截断、换管的维修方法不切实际。带压堵漏技术可实现不停输封堵泄漏点，具有安全经济、快速高效的特点。基于此，本文阐述了天然气管道带压封堵作业风险识别及控制。

关键词：天然气管道；带压封堵作业；风险识别；控制

引言：管道带压堵漏技术是一种在压力管道发生流体介质泄漏事故的情况下，采用一定的设备、材料及工具并按照一定的作业程序和方法，不停输且迅速封堵泄漏部位的特种抢修技术。具有安全经济、适应性强、快速高效的特点，在石油天然气、化工、化肥、发电、冶金等众多领域应用广泛。

1、带压封堵技术概述

管道带压封堵技术是一种安全、经济、快速高效的在役管道维抢修特种技术。它能在不间断管道介质输送的情况下完成对管道的更换、移位、换阀及增加支线的作业，也可以在管道发生泄漏时对事故管道进行快速、安全地抢修，恢复管道的运行。

2、带压封堵技术发展现状

我国的管道不停输封堵业务在借鉴国外技术的基础上，通过科研攻关，实现了多项技术工艺的自主创新，封堵设备日趋完善，封堵能力、规格、种类不断提高，业务范围也不断扩大，封堵口径从25毫米到1020毫米多种管径，封堵压力最高达10兆帕。不停输带压封堵技术安全可靠，无污染，既不影响管线的正常输送，又能保证安全、高效、环保地完成新旧管线的连接工作。

3、带压封堵工艺概述

3.1工艺介绍

带压封堵是在不影响管道运营状态下，采用不停输封堵设备，先将改线段两端分别用旁通管接通，以旁通线输送介质，然后封堵主管线，主管线可进行任意改造施工作业，待新管段与主管线连头后，解除封堵，切换至新管段正常输送，最后将旁通撤除。

3.2封堵施工工艺

对高压天然气管道采用带压不停输方式进行封堵连头，工艺简图如下：

4、作业风险分析及控制措施

4.1管件的带压焊接作业

在帶压焊接过程中，最大的风险是出现焊接缺陷，严重时甚至出现管道熔透，引发天然气泄漏。主要原因和控制措施为：管道运行压力过大，超过允许带压施焊的屈力。控制措施：计算最大允许带压施焊压力，在焊接作业前确认当前运行压力，必要时可进行工艺调整，使运行压力低于允许带压施焊的压力。国管内气流速度过大。因为流动的气体将带走较多热量，若流速过大，容易造成焊接缺陷。控制措施：根据规范，管件焊接气体流速不应大于10m/s。焊接点位千管道壁厚减薄点。封堵三通旁通三通及平衡短节的定位完成后，应在焊接前进行壁厚测试，并做周向及轴向测试记录。围焊接T艺问题，可能是焊接电流过大、施焊速度过慢等。焊接前进行焊接T艺评价，编制评价报告，制定合适的焊接技术规程，焊接过程中严格按照报告控制相关技术参数。

4.2带压开孔作业

天然气泄漏，主要是管件、夹板阀、开孔机的气密性不好。控制措施：开孔机安装完毕后，必须先对管件，夹板阀、开孔机做整体试压，试验压力宜等于管道运行压力，最高不应超过管道运行压力的1.1倍。由开孔机放空阀处注人氮气，确认各个连接处、焊口没有泄漏时方可进行开孔。刀具被卡，主要是因为刀具扭矩不足。控制措施；调整开孔机系统压力，防止刀具因为扭矩不够而产生卡刀。如果解决不了，应当在封堵点后方重新焊按管件，进行带压开孔作业。鞍形板脱落，给日后的清管作业带来困难，易造成清管器卡堵。控制措施：开孔前检查中心钻上的U型卡，确保U型卡转动灵活。若鞍形板脱落，使用强力磁铁安装在开孔机上，进行打捞。

4.3封堵作业

封堵作业是保证后续动火连头作业安全进行的关键工序，主要风险是封堵不严密，天然气泄漏到作业管段中。主要原因可能是封堵头未达到指定位置或者封堵头尺寸不适合。控制措施；首先检查作业管段是否有支线，如果有则确认支线阀是否存在内漏；如果依然内漏，必须将封堵头取出检查原因，解决问题后再进行封堵作业。同时需要注意封堵作业时的运行情况，气体流速过大将影响封堵作业，流速不应大于5m/s。

4.4割管连头作业

割管连头作业中主要风险是火灾。因为燃烧需要可燃物、助燃物、点火源三个要素，因此隔绝天然气，即控制可燃物，同时控制点火源，可以降低火灾风险。结合割管连头作业，控制措施为；在割管作业前，确认封堵管段内天然气已放空，并进行氯气置換，经气体检测合格（可燃气体含量低于10%LEE）；在割管作业时，应采用机械方法，不能使用电动爬管机，并在断管期间采用冷水喷淋的方式冷却切口，防止切割时产生火花：在割管连头前，必须清理管道内壁的残留天然气等可燃物，用滑石粉与黄油一定比例制作成胶泥，打成黄油墙，然后用可燃气体检测仪器测量，达到焊接条件，方可动火焊接。围动火作业期间，加强动火现场管理，做好安全警戒，使用防爆工器具，同时现场配备适量褙防器材。

4.5下塞堵作业

下塞堵阶段，主要风险是塞堵密封不严，主要原因是塞堵尺寸不合适，或者密封胶圈损坏。控制措施：首先将塞堵提出，检查确认塞堵的尺寸，并重新计算封堵尺寸，再进行塞堵。如澩仍然巒封不严，将塞堵重新提起，更換胶圈后重新下塞堵。

5、天然气管道天带压封堵作业风险应急管理措施

5.1风险消除阶段

风险消除阶段主要是减少管道存在的风险对人员造成的伤害，通过持续的行动减轻或消除潜在的风险。与其他的阶段相比，风险消除阶段是一个长期的过程，涉及大量的人员参与其中。通过对天然气管道进行有害因素分析、辨识和风险评价，使得能够有效的控制危险的发生，降低频发率。

5.2应急准备计划阶段

天然气管道准备计划阶段包括四个不断演化的过程：有评价、计划、准备、评估。应急准备计划阶段首先要看天然气管道灾害的类型，然后对其风险评估，最后确定需要应急的水平。根据相关规定及制度认定危险源。在计划过程中要识别现有的预案与天然气管道应急反应要求之间的差距，通过实施改进、修补措施完善应急准备计划，不断缩小差距。

结束语

综上所述，天然管道带压封堵作业是处理管道泄漏、管道改线等的有效手段，已广泛应用于国内天然气管道的维抢修作业中。它也是一项高风险作业，稍有疏忽可能造成严重的安全事故。因此应该提前辨识风险，加以合理措施管控，保证作业的安全性和可靠性，使这项技术在天然气管道维抢修作业中发挥应有的作用，为长输管道的安全运行提供有力的保障。

参考文献

[1]杨芦荻.天然气管道带压封堵作业风险识别及控制[J].化工管理，2017

[2]马川红.天然气管道带压开孔封堵技术[J].城市建设理论研究，2013

[3]李静.李苗.天然气长输管道应急封堵技术研究[J].管道技术与设备，2012