天然气集输管线安全现状与风险分析本科毕业论文

重庆科技学院

毕业设计（论文）

题 目 天然气集输管线安全现状与风险分析

学生毕业设计（论文）原创性声明

本人以信誉声明：所呈交的毕业设计（论文）是在导师的指导下进行的设计（研究）工作及取得的成果，设计（论文）中引用他（她）人的文献、数据、图件、资料均已明确标注出，论文中的结论和结果为本人独立完成，不包含他人成果及为获得重庆科技学院或其它教育机构的学位或证书而使用其材料。

毕业设计（论文）作者（签字）：

年 月 日

重庆科技学院专科生毕业论文 摘要

摘 要

天然气具有安全、易燃烧、发热量大、燃烧率高、清洁无渣、利于环境保护等特点。在各种能源使用中，天然气所占的比例将越来越大，预计2015年将达到8%左右，2050年左右将达到51%，超过石油成为第一大能源。天然气的集输必须依靠管线来实现，因此对天然气集输管线的风险识别与防制是十分有意义的。

本文通过各种书籍期刊及网络对目前我国天然气集输管线的安全生产及运行情况进行了查阅，总结了目前天然气集输管线现状，腐蚀和第三方破坏相对严重。并且对集输管线的失效原因从各个方面分别进行了详细分析，主要原因有管线腐蚀破坏、堵塞、工艺与施工缺陷、设备与设施缺陷、人员失误与环境破坏。同时针对原因提出了安全对策措施，主要有风险识别、防腐及检测控制、自动化与SCADA应用。最后对天然气集输管线安全运行进了多方面的探讨，得出了一些提高天然气集输管线安全运行的建议。主要有国家政府部门与企业内部相协调，提供法律安全保障。企业加强天然气管线设计与建设安全管理，采用新型的管材、新型防腐工艺、先进检测技术与自动化管理和对整个集输管线进行完整性管理与评价。

关键词：天然气集输管线 现状 失效原因 安全对策措施 安全运行探讨

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目 录

摘 要 ········································································································· I 1 绪 论 ····································································································· 1

1.1本课题研究背景 ················································································ 1 1.2国内外现状概述 ················································································ 1 1.3本课题的研究的意义及成果 ································································· 2 2 天然气集输工程概述 ················································································· 3

2.1天然气概述 ······················································································ 3 2.2天然气集输管线概述 ·········································································· 4 2.3天然气集输生产工艺概述 ···································································· 5 2.3.1集输工艺概述 ················································································· 5 2.3.2集输工艺流程概述 ·········································································· 5 2.3.3天然气集输管线工艺设备概述 ··························································· 7 3 天然气集输管线安全生产管理现状 ······························································ 10

3.1安全生产管理概述 ············································································ 10 3.2国内外集输管线安全生产事故统计分析 ················································ 10 3.3我国天然气管线安全生产相关法律法规现状 ·········································· 12 3.4我国天然气管线安全生产运行现状 ······················································· 13 3.5天然气管线安全管理现状 ··································································· 14 3.6结论与建议 ····················································································· 15 4 天然气集输管线失效原因分析 ···································································· 16

4.1概述 ······························································································ 16 4.2管线直接破坏因素 ············································································ 16 4.3污垢及天然气水合物因素 ··································································· 18 4.4设计工艺与施工缺陷因素 ··································································· 19 4.5集输设备与设施因素 ········································································· 19 4.5.1管子、管件危险有害因素 ································································ 19 4.5.2阀门、法兰、垫片及紧固件危险有害因素 ··········································· 20 4.5.3泵与压缩机危险有害因素 ································································ 20 4.5.4加热炉危险有害因素 ······································································ 20 4.6电气设施危险有害因素 ······································································ 21 4.7安全附件因素 ·················································································· 21

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4.8人员及安全管理因素 ········································································· 21 4.9环境因素 ························································································ 22 5 天然气集输管线安全技术措施 ···································································· 23

5.1风险和风险评价 ··············································································· 23 5.2危害识别及分析方法 ········································································· 23 5.3防腐控制技术应用 ············································································ 25 5.4涂层防腐新技术 ··············································································· 27 5.5自动控制和SCADA系统应用 ····························································· 28 5.6管线检测技术应用 ············································································ 31 6 提高天然气集输管线安全运行探讨 ······························································ 35

6.1概述 ······························································································ 35 6.2国家和相关部门完善天然气管线保护法规和执法体系 ······························ 35 6.3天然气管线运营公司强化内部安全保卫工作 ·········································· 35 6.4加强天然气管线设计、建设安全管理···················································· 36 6.4.1完善设计 ······················································································ 36 6.4.2加强材料设备管理 ········································································· 36 6.4.3严把施工质量关············································································· 36 6.5对天然气管线运行进行完整性管理 ······················································· 37 6.5.1完整性管理定义············································································· 37 6.5.2完整性管理的目的 ········································································· 37 6.5.3管线完整性管理主要内容 ································································ 37 6.5.4完整性管理涉及的重要工作 ····························································· 37 6.5.5天然气管线完整性管理程序 ····························································· 38 7 结 论 ···································································································· 39 参考文献 ·································································································· 40 致 谢 ······································································································· 41

重庆科技学院专科生毕业论文 1绪论

1 绪 论

1.1本课题研究背景

随着中国长期高速的经济增长，对能源的需求量也在逐渐增大。天然气是安全、高效的清洁能源，加大天然气的使用，能够改善能源消费结构，缓解环境污染的压力。因此天然气在三大能源（煤炭，石油和天然气）消耗中所占比例越来越高。近年来，我国天然气需求快速增长，年均增速达11%~13%。据统计，2007年我国天然气消费量占一次能源消费比例为3.3%，2010年，比例为5%左右，预计2015年将达到8%左右。总而言之，为满足日益增长的能源需求，降低国家能源利用的风险，发展清洁能源，改善环境，提高国内能源企业的竞争力，必须采取多种途径，保障天然气资源充足供应。最佳的途径就是建设更多高效的天然气集输管线。

天然气集输管线由于具有易燃易爆、高能高压、有毒有害、连续作业、点多线长、环境复杂等特点，其发生的事故将对管道的正常运输、企业及居民的安全供气、人民群众的生命安全及生活环境造成重大影响。为此，天然气集输管线的安全问题备受社会的广泛关注。加强对天然气集输管线的危险性分析，找出其重大危险源，并采取相应的安全对策，是解决天然气集输管线安全问题的根本解决之道。

1.2国内外现状概述

据统计，2010年我国天然气需求突破1000亿立方米，而天然气产量则只有900~950亿立方米。预计到2020年，我国天然气需求量将超过2000亿立方米，缺口将达1000亿立方米。迅速增长的天然气需求对我国天然气供给产生巨大压力。因此，必须开始大力建设天然气管线。目前中国天然气管道总长只有3.5万公里，规划到2015年中国天然气管道总长度将接近10万公里，其中新建主干道和支干线的建设将达到2.5至3万公里，支线建设将达到3.5至4万公里。同时世界其他地方如俄罗斯，欧美，中东及中亚也都在紧锣密鼓建设新的天然气集输管线。

近几十年来，国外输气管道建设进入了高峰时期，各种新材料、新工艺、新设备、新技术的应用，使得天然气长输管道无论在设计、施工、运营管理方面，还是在管材、原动机、储库调峰技术方面都有了很大发展，特别是大口径、高压干线输气管道的施工和运营管理技术发展更加迅速。国外的天然气管道设计规划、建设投产、运行维护都具有完善的法律保障体系和管理制度。国外天然气管道输送技术发展特点主要表现为提高输气压力、采用高钢级管材、干线采用大口径管道、输气干线呈网络化发展、采用高压富气输送工艺、高度的自动化遥控和先进的通讯技术、采用先进快速的管道机械化施工技术和装备等。这些措施及技术对于提高天然气集输管线发挥了很大的作

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重庆科技学院专科生毕业论文 1绪论

用。

我国天然气管网建设的投资正在加大，初步形成完善的横跨东西、纵贯南北的全国天然气运输网络。区域性管网主要集中在环渤海和西南、华中、长三角地区。珠三角地区和东南沿海有少量分布。

我国大规模的管线建设，也存在着不少问题。具体存在的问题可以概括为以下几点：

①管输利用率。我国现有天然气管道管径小，压力低，运距短，输量不足。大部分的管道利用率低于50%，而国外输气利用率一般为70%以上。

②旧管道自动化水平低。四川气田是我国气管道比较集中的地区，目前只是在新建的北干线的个别站上实行了站控，其他均为手工控制，不能实现全线统一控制。

③管道能耗大、用人多、老化严重。全国天然气管道单位输气耗气量是国外水平的2倍左右。有相当数量的60年代建的气管道仍在使用，管道老化现象严重。

④管道新技术落后。从20世纪80年代以来，世界天然气管道建设向地理、气候条件恶劣区域发展。而我国特殊环境中（如深海、沼泽、山地等）管道施工技术方面落后。并且我国天然气管道分布零散，没有形成相互关联的网络，不能互相调配统一管理，管道利用率低。

⑤燃气管网敷设运行时间长，腐蚀严重；原设计管道管材、输配压力及接口形式不适合输送天然气；气源净化不达标，造成天然气中杂质堵塞管道，达不到设计能力；违章占压天然气管道现象严重。

⑥法律保障和安全生产管理制度不够完善，没有形成系统的安全生产与安全监管体系，导致建设与维护不统一协调[1][2]。

1.3本课题的研究的意义及成果

本课题的意义在于了解天然气集输管线安全现状并分析天然气集输管线存在的风险，进而对其进行危险危害因素辨识。针对风险提出相应的安全控制措施，最终总结出提高天然气集输管线安全的有效可靠措施。主要成果是通过对天然气集输管线的安全现状分析，发现了集输管线运行过程中存在的风险。对这些风险进行了详细的分类和危险有害因素辨识，使得问题更加具体的呈现。同时针对这些问题采取可行性较高的对策措施，最后对这些问题进行了比较详细的探讨，得出了一些提高天然气集输管线安全运行的方案。

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重庆科技学院专科生毕业论文 2天然气集输工程概述

2 天然气集输工程概述

2.1天然气概述

天然气指自然生成，在一定压力下蕴藏于地下岩层孔隙或裂缝中的混合气体，由低分子饱和烃为主的烃类气体与少量非烃类气体组成。

①天然气的主要组成

1)烷烃类：甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和戊烷、庚烷及以上更重烷烃； 2)不饱和烃：如乙烯、丙烯、丁烯；

3)环烷烃和芳烃：如环戊烷、环己烷、苯、甲苯、二甲苯等。

4)非烃类物质：如H2S、CO2、N2、H2、H2O、Hg及硫醇类、硫醚类、二硫化碳、氧硫化碳等；

5)稀有气体：如氦、氩等。 ②天然气的矿藏分类

1)纯气田天然气：主要成分是甲烷，占90%。经过钻探从地层中开采出来，经过净化后送到居民生活，商业和工业企业作原料或燃料用的公用性质燃气。

2)石油伴生气：开采石油的副产品，开采过程中，随着压力的降低，从液相中释放出的可燃气体，经过净化和生压后输送给城镇居民和工业企业作燃料或原料用。甲烷占80%，丙烷和丁烷等碳氢化合物占15%。

3)凝析气田气：从气井开采出来经凝析后以甲烷，乙烷为主的可燃气体，甲烷占70%，戊烷和戊烷以上的碳氢化合物占20%以上。

4)矿井气：从井下煤层抽出，可燃成分以甲烷为主的可燃气体。 ③天然气的基本性质

天然气具很多优点：安全，易燃烧，清洁无渣，发热量大，利于环境保护，燃烧率高等，基本性质有以下几种：

1)天然气是一种可燃烧的气体，在混合空气中，天然气的浓度只要达到5%~15%，遇到火种就会燃烧或爆炸。

2)天然气的相对密度为0.56~0.65，由于天然气的质量比空气小，若房间漏气，它必然凝聚于房间顶部。

3)天然气热值比较高，能达到35.58MJ/m³。 ④天然气的用途

1)燃气事业，特别是居民生活用气。（居民燃气约占20%左右，工业用气约占80%） 2)天然气发电。（天然气的发电效率高，无污染） 3)天然气的化工工业。（以天然气为原料可以生产合成氨、甲醇、乙炔、氢氰酸、

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甲烷氯化物、二硫化碳、炭黑等产品）

4)压缩天然气汽车和助动车[3]。（出租汽车，公交车）

2.2天然气集输管线概述

①集输管线发展史

早期集输管线是用竹管练成的，1600年左右，我国竹管输气已有很大发展。从全世界来看18世纪以前主要是用木、竹管道输送。19世纪90年代钢管以及蒸汽机驱动的压气机出现后，管道运输进入工业性发展阶段。我国第一条现代意义的输气管道是l963年在四川建成的管径426mm、长度55km的巴渝管线。到20世纪80年代，美国、西欧、加拿大及前苏联国家均建成了规模较大的输气管网甚至跨国输气管道。现在已经开始朝着大口径，高压，长距离输送的方向进行建设，采用X70，X80钢材建设管线。

②基本术语

石油天然气管道：是指石油（包括原油、成品油）、天然气管道及其附属设施（简称管道设施），包括油气田工艺管道（包括集输、储运、初加工和注气管道）和长输（输油、输气）管道。

长输管道：是指产地、储存库、使用单位间用于商品介质的管道。

集输管道：是指采油（气）井场工艺管道、井口、计量站、接转站、联合站之间，以及联合站与首站之间的输油输气管道。

本课题研究的天然气集输管线包含了集输管道部分和长输管道部分。

③集输管线系统

天然气集输管线系统主要由矿场集气管网、干线输气管道（网）、城市配气管网以及与此相关的站、场等设备组成。这些设备从气田的井口装置开始，经矿场集气、净化及干线输送，再经配气管网送到用户，形成一个统一的、密闭的输气系统。

图2.1天然气集输系统示意图

1井场，2集气站，3净化厂和压气站，4至配气站，5、6公路和铁路跨越，7中间压气站，8河流穿越，9沟谷跨越，10地下气库，11阴极保护站，12终点配气站

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2.3天然气集输生产工艺概述

2.3.1集输工艺概述

早期的天然气集输工艺非常简单，全靠气井的自然压力，而且天然气在输送过程中不经过处理直接进入管道。现代天然气管道输送则普遍采用压气机提供压力能，对所输送的天然气的质量也有严格的要求。这就要求有更为科学的集输工艺保障天然气集输过程中的安全运行。

根据天然气的矿藏分类不同，可以有不同的生产工艺，但大部分都是相同的。天然气从气井采出，经过管线输送并收集天然气，经过降压并进行分离除尘除液处理之后，再由集气支线、集气干线输送至天然气处理厂或长输管道首站。当天然气中含有H2S、H2O时，即需经过天然气处理厂进行脱硫、脱水处理，使天然气达到符合管输要求的条件，然后输往长输管道然后输至长输管道首站。

总的来说，天然气集输工艺主要是指实现天然气收集和管道输送的技术和方法，即根据气源条件及天然气成分，确定输气方式、流程和运行方案；确定管材、管径、设备、沿线设站的类型及站距等。

2.3.2集输工艺流程概述

集输工艺流程是表达天然气的流向和处理天然气的工艺方法。气田集输流程分为井场工艺流程和气田集气站工艺流程。对于一条集输输气管线，一般有首站、增压站、分输站、清管站、阀室和末站等不同类型的工艺站场。

①井场工艺流程：井场流程分为单井集气流程和多井集气流程。在这种流程里面，所有用来调节气井工作、分离气体中的杂质、计量气量和凝析油量、防止水合物形成等设备仪表，都直接布置安装在距离井口不远的地方。天然气自井中采出经过针型阀节流降压、水套加热炉加热，再经过二级节流降压后进入分离器，在分离器中分离游离水、凝析油和杂质，气体通过计量后进入集气干线。分理后的液体进入其他管系。

②集气站工艺流程

集气站流程，按其天然气分离时的温度条件，可分为常温分离工艺流程和低温分离工艺流程。

1）常温分离集气站的功能是收集气井的天然气；对收集的天然气在站内进行气液分离处理；对处理后的天然气进行压力控制，使之满足集气管线输压要求；计量。目前国内常见的两种常温分离流程有两种：一种是加热天然气防止生成水合物的流程；另一种是向天然气中注入抑制剂防止生成水合物的流程。

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图2.2加热防冻的井场装置原理流程图

1气井；2采气树针形阀；3加热炉；4气井产量调控节流阀；5加热炉；6气体输压调控节流阀

图2.3注抑制剂防冻的井场装置原理流程图

2）低温分离集气站流程：即分离器的操作温度在0℃以下，通常为-4~-20℃。天然气通过低温分离可回收更多的液烃。其功能和常温工艺差不多，但是多了对收集的天然气在站内进行低温分离并且回收液烃。

为了要取得分离器的低温操作条件，同时又要防止在大差压节流降压过程中天然气生成水合物，因此不能采用加热防冻法，而必须采用注抑制剂防冻法以防止生成水合物。

天然气在进入抑制剂注入器之前，先使其通过一个脱液分离器(因在高压条件下操作，又称高压分离器)，使存在于天然气中的游离水先行分离出去。为了使分离器的操作温度达到更低的程度，要使天然气在大差压节流降压前进行预冷。预冷的方法是将低温分离器顶部出来的低温天然气通过换热器，与分离器的进料天然气换热，使进料天然气的温度先行下降。

③首站工艺流程：首站的主要的任务是接受油气田来气，对天然气中所含的杂质和水进行分离，对天然气进行计量，发送清管站器及在事故状态下对输气干线中的天然气进行放空等。首站的工艺流程主要有正常流程、越站流程，工艺区主要有分离区、计量区、增压去、发球区等。

④分输站工艺流程：分输站的任务是进行天然气的分离、调压、计量，收发清管球，在事故状态下对输气干线进行放空，以及给各用户进行供气。其流程主要有正常流程、越站流程、收发球流程。

⑤清管站工艺流程：该站的功能就是收发清管球。天然气管道的清管作业有投产前清管和正常运行时的定期清管。投产前的清管的主要目的是清除管内杂质，主要包

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括施工期间的泥土、焊渣、水等。正常运行期间的清管是指管道运行一段时间后，由于气体内含有一定的杂质和积液积存在管线内，使管输效率下降，对管线造成腐蚀等，因此需要清管。

⑥阀室工艺流程：阀室是输气干线中工艺比较简单的设施，一般为无人值守，在输气干线约20~30km范围内应设置阀室。阀室的主要作用有两个，一是当管线上、下游发生事故时，管线内天然气压力会在短时间内发生很大的变化，快速截断阀可以根据预先设定的允许压降速率自动关断阀门，切断上、下游天然气，防止事态进一步扩大；二是在维修管线时切断上下游气源，放空上游或下游天然气，便于维修。

⑦末站工艺流程：在长输管道中，末站的任务是进行天然气分离除尘，接受清管装置，按压力、流量要求给用户供气。末站的工艺主要有气质分离、调压、计量和收球等工艺[4]。

2.3.3天然气集输管线工艺设备概述

在天然气的集输过程中，无论是来自油藏的伴生气还是来自气藏的非伴生气，一般都含有液体（液烃，水）和固体杂质（岩屑，泥沙等），同时还含有少量非烃物质类的混合气体。由于这些物质的存在和联合作用，会使输送设备和管道产生磨损、腐蚀、硫化氢应力开裂等破坏，严重时堵塞管道、仪表及影响设备，同时还会浪费大量的输送能量。因此，为了安全、经济、高效输送天然气，就必须在输送前将天然气将天然气中的杂质除掉。

常用工艺设备有过滤器、分离器、过滤分离器、脱硫塔，脱水塔以及为天然气输送提供能量的机泵，起到调节作用的阀门等。下面分类别进行概述。

①过滤设备

过滤设备有1）机械过滤器，如袋式过滤器，滤布式过滤器（MDEA过滤器和TEG过滤器）和过滤管式过滤器。2）分子吸附过滤器，主要是活性炭过滤器。3）液体聚集型过滤器，通常用于介质中含有很难去除的的液体（润滑油、氨），也用于去除非常细的液体或用于保护不能有液体存在的非常精密的仪表和设备。4）颗粒层过滤器，是以松散堆积的颗粒物料（石英砂，焦炭）作为滤料来净化含尘气体。

按照其结构形式主要有耙式颗粒层过滤器，旋风式颗粒层过滤器，塔式旋风颗粒层过滤器，沸腾颗粒层过滤器。

②分离设备

分离设备有1）重力分离器，按其外形可以分为立式重力分离器，卧式重力分离器和卧式双筒重力分离器，按其功能可以分为油气两相分离器和油气水三相分离器。结构简单，运用广泛。2）旋风分离器，它的分离能力比重力分离器的分离能力大很多，几乎是100倍的差距。因此旋风分离器是一种处理能力大，分离效率高，结构简单的分离设备，可以基本除去5μm以上的液滴。但是其分离效果对流速很敏感，一般要求

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处理负荷相对稳定，这就限制它在技术系统中的应用。3）过滤分离器，主要特点是在气流通道上加上了过滤元件。可以脱除100%直径大于2μm的液滴和99%直径小到0.5μm以上的液滴混合液。主要用在较为精密的仪表之前。

其次还有百叶窗分离器，多管干式除尘器，三相分离器等。 ③加热和热交换设备

加热设备将燃料燃烧或电流产生的热量传给被加热的介质使其温度升高。它常用来将天然气及其产物加热至工艺所需要的温度，以便进行输送，沉降，分离和粗加工。常用的加热设备有水套加热炉，电热带，圆筒形管式加热炉。

热交换设备即将介质热量进行传递交换。常见的交换设备有列管式换热器（包括浮头式，U形管式和固定管板式），套管式换热器，蛇形管式换热器，板式换热器（包括螺旋板式，波纹板式和板翅式），釜式重沸器以及三甘醇再生器。

④塔设备

塔是集输工程的重要设备之一，它使气液或液液之间相互紧密接触，达到相际间的传质及传热目的。同时也能达到除去杂质的目的。按压力分类可以分为加压塔，常压塔和减压塔；按单元分类可以分为精馏塔，吸收塔，解吸塔，萃取反应塔和干燥塔；按塔的内件结构可以分为板式塔和填料塔；按塔盘类型可以分为泡罩塔，浮阀塔，筛板塔和舌型塔等等。

集输工艺中常见的塔有四类。

1）脱水吸收塔，其目的是利用溶剂吸收天然气中的水分而达到脱水的目的。 2）脱硫吸收塔，其目的是利用溶剂吸收天然气中的H2S而达到脱硫的目的。 3）再生塔，其作用是将脱硫后的“富液”变成“贫液”，是脱硫溶剂循环。 4）稳定塔，将原油或凝析油中不稳定部分驱逐出来，使油品稳定，同时将这些驱逐出来的轻组分作为燃料继续使用。

⑤泵机组

集输工程中使用泵作为站场中工艺介质、污水等的流动提供动力及缓蚀剂、水合物抑制剂及其他化学剂进入天然气压力系统提供能量。

泵的分类比较复杂，集输中常见的泵有离心泵，往复泵，计量泵（柱塞式和液压隔膜式）和自力式注入泵。

⑥压缩机

压缩机的种类很多，按照工作原理可区分为两大类：容积式和速度式压缩机。在容积式压缩机中，气体的压力的提高是由于压缩机中气体的体积减小，是单位单位体积内气体的分子的密度增大而形成的。速度式中是气体的压力是由气体分子的速度转化而来。即先使气体分子得到一个很高的速度，然后在固定元件中使一部分速度能转换成气体的压力能。

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其中容积式可以分为往复式和活塞式压缩机，速度式可以分为轴流式，离心式，混流式压缩机。

⑦阀门

“阀”的定义是在流体系统中，用来控制流体的方向、压力、流量的装置。阀门是使配管和设备内的介质（液体、气体、粉末）流动或停止并能控制其流量的装置。它是用来改变通路断面和介质流动方向，具有导流、截止、节流、止回、分流或溢流卸压等功能。用于接通和截断管路中介质流动的阀门，其使用数量约占全部阀门总数的80％。

具体来讲，阀门有以下几种用途：

1)接通或截断管路中的介质。如闸阀、截止阀、球阀、旋塞阀、隔膜阀、蝶阀等。 2)调节、控制管路中介质的流量和压力。如节流阀、调节阀、减压阀、安全阀等。 3)改变管路中介质流动的方向。如分配阀、三通旋塞、三通或四通球阀等。 4)阻止管路中的介质倒流。如各种不同结构的止回阀、底阀等。 5)分离介质。如各种不同结构的蒸汽疏水阀、空气疏水阀等。 6)指示和调节液面高度。如液面指示器、液面调节器等。 7)其他特殊用途。如温度调节阀、过流保护紧急切断阀等。 ⑧仪器仪表

仪器仪表作用是显示天然气在集输运行中各种参数。依靠显示的参数，可以随时进行监控，做出正确的指示。常见的仪器仪表有压力表，流量计，温度计，运行及事故指示器，报警装置等。

⑨清管设备、阴极保护设备。

清管的作用主要是提高管道效率，测量和检查管道周围变形如凹凸变形，从内部检查管道金属的所有损伤，对新建管道在进行严密性试验后，清除积液和杂质。

清管设备有：清管球，皮碗清管器，智能清管器，磁通检测清管器，超声波检测清管器，摄像机检测清管器。

阴极保护就是利用外加的牺牲阳极或外加电流，消除管道在土壤中腐蚀原电池的阳极区，使管道成为其中的阴极区。常见的方法有外加电流法和牺牲阳极法。

阴极保护设备主要有电源设备，接地电池设备，参比电极设备等[5][6]。

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3 天然气集输管线安全生产管理现状

3.1安全生产管理概述

①安全生产概念

安全生产是指使生产过程在符合安全要求的物质条件和工作秩序下进行，以防止人身伤亡和设备事故及各种灾害的发生，保障劳动者的安全健康和生产作业的正常进行而采取的各种措施和活动。

②安全生产主要内容包括：

1)制定和贯彻劳动安全法规，加强安全管理，健全安全制度，坚持安全检查、环境监测，设备检验，及时排除不安全隐患。

2)对职工进行安全教育培训，保障安全操作。 3)采取各种安全技术措施，消除不安全因素。

4)不断改善安全装备和劳动条件，减轻劳动强度，保证劳逸结合等。 ③安全管理概念

安全管理是管理科学的一个重要分支，它是为实现安全目标而进行的有关决策、计划、组织和控制等方面的活动；主要运用现代安全管理原理、方法和手段，分析和研究各种不安全因素，从技术上、组织上和管理上采取有力的措施，解决和消除各种不安全因素，防止事故的发生。

3.2国内外集输管线安全生产事故统计分析

①欧洲天然气管道

2007年，EGIG（欧洲天然气事故数据组织）对其管辖维护的1970~2007年运行的输气管道进行事故调查，该次调查管线总暴露为3.15×106km/年，共发生事故1172次，平均事故发生率为0.37次/(103km/年)。EGIG管道系统长度虽逐年增加，但事故次数在减少，其中2003~2007年的事故发生率为0.14次/(103km/年 )，约是第一个5年(1970~1974年)管道事故数据的1/6。EGIG对不同典型时间段发生事故的频率进行了对比，如表3.1所示。

表3.1 1970-2007年间的管道主要事故率 时间 1970~2007 1970~2004 2003~2007 事故发生次数 1172 1123 88 管道系统总暴露/（km/年） 3.15×102.77×100.62×106 主要事故频率/（km/年） 0.37 0.40 0.14 6 6 10

重庆科技学院专科生毕业论文 3天然气集输管线安全生产管理现状 2007 14 0.13×106 0.11

该调查显示，管道失效率在逐年减少，但减少的速度逐年放缓。

管道事故中包含了众多因素，主要因素是第三方破坏(占总事故率的50％)、施工缺陷或材料缺陷(占总事故率的16％)、腐蚀(占事故率的15％)，如表3.2所示。

表3.2 管道事故主要因素分布

原因 第三方破坏 施工缺陷/材料缺陷 腐蚀 地面运动 误操作 其他原因 所占百分比% 49.6 16.5 15.4 7.3 4.6 6.7

第三方破坏具有潜在的严重事故后果(打孔和管道破裂)，主要受开挖、公共活动等因素影响，如表3.3所示。

表3.3 影响第三方破坏的次级因素 活动 开挖 地面活动 公共活动 农业 排放 其他 所占百分比% 38 9 9 9 8 27 该调查分析，早期建设受腐蚀影响比新建管道大，主要由于新建管道在管理和施工技术方面有所提高，管道的运行年龄不再是导致管道腐蚀的主要原因。第三方破坏所占比重越来越高了，这就需要在运行中加强管理。

②俄罗斯天然气管道

俄罗斯的干线输气管道总长度在1990年初达到207×103km。在1981~1990年10年间增加了83×103km，主要是若干条直径为1420mm的特大输气管道的建成，这期问共发生管道事故752起，平均事故率为0.4次／(103km/年)。

从1981年到1990年管道总长度增加，但事故数量基本是稳中有降，失效频率由1981年的0.71次／(103km/年)，逐年下降到1990年的0.26次／(103km/年)，特别是80年代后期下降比较明显，尤其是腐蚀和外部干扰引起的事故减少了。

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③美国天然气管道

在1970~1984年间，美国天然气长输及集输管道共发生5872次事故，年平均事故404次，事故率为0.74次／(103km/年)。在引起事故的原因中，外部干扰占53.5％，材料缺陷占16.9％， 腐蚀占16.6％，结构占5.6％，其他占7.4％。外部干扰、材料缺陷、腐蚀是造成天然气管道事故 的几个主要原因。

在1985~2000年的16年间，美国输气管道共发生1318起事故。在这1318起事故中，死亡63人，受伤235人，其中，1989~2000年因管道事故导致的伤亡人数是1985年以来的60％。引起管道事故的首要原因是第三方损害约占事故总数的27.6％；随后的4个主要原因分别为：内腐蚀占12.8％；外腐蚀占15.3％；误操作占7.0％；混杂原因占6.8％。同时，第三方损害和外腐蚀引起的事故呈下降趋势，而内腐蚀引起的事故呈上升趋势。

④国内天然气管道

由于我国管材生产技术、施工质量等条件的制约，以及输送介质具有高腐蚀性等原因，我国管道事故率比发达国家要高，近30年来的欧洲、前苏联、美国等输气管道事故率分别为0.42、0.46、0.60次／(103km/年)，总平均值大致为0.50次／(103km/年)。我国四川地区12条输气管每103km的年事故率平均为4.3次，我国东北和华北地区输油管道每103km的年事故率超过2.0次。

近年来，事故频率随着管道老化而增加。管材失效造成的事故主要发生在新管道上，而腐蚀造成的事故多发生在旧管道上。第三方、管材失效和腐蚀原因造成的事故占绝大多数，而腐蚀的80％是外壁腐蚀造成的。有阴极保护的管道腐蚀事故频率是无阴极保护管道的1/6。同时，管壁厚度随着管径增加而变厚，不易受外力影响，事故频率明显下降[7]。

3.3我国天然气管线安全生产相关法律法规现状

随着天然气的广泛使用，天然气整个产业链进入产业化升级阶段，天然气工业的安全生产因此也越来越受到重视。其中天然气集输管线安全生产管理显得尤为突出。国家和相关部委先后也相应的出台很多措施，依靠法律规范来保障天然气工业的发展和安全运行。这些法律规范主要体现在设备材料方面、设计规范方面、施工验收方面和运行方面。具体法律法规现状可以按照法律、法规、标准和企业规定来划分。

①法律：

1)《中华人民共和国安全生产法》（中华人民共和国主席令第70号） 2)《中华人民共和国消防法》（中华人民共和国主席令第6号） 3)《石油天然气管道保护法》（中华人民共和国主席令第30号） ②法规：

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1)《特种设备安全监察条例》（中华人民共和国国务院令第549号） 2)《安全生产许可证条例》（中华人民共和国国务院令第397号） 3)《建设工程安全生产管理条例》（中华人民共和国国务院令第393号） ③标准： 1)国家标准

a.《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004 b.《油气集输设计规范》GB50350-2005 c.《建筑设计防火规范》GB50016-2006

d.《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分：B级钢管》GB/9711.2-1999 e.《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447-2008 f.《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2008 g.《钢质管道聚乙烯防腐层》GB/T23257-2009 h.《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423-2007 2)行业标准：

a.《石油天然气安全规程》AQ2012-2007

b.《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007-1999 c.《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048 -2009 d.《油气田及管道仪表控制系统设计规范》SY/T0090-2006 e.《输油（气）埋地钢质管道抗震设计规范》SY/T0450-2004 f.《钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准》SY/T0414-2007

g.《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求》SY/T0599-2006

h.《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-2005

i.《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》SY5225-2005 j.《天然气管道运行规范》SY/T5922-2003 k.《石油天然气管道安全规程》SY6186-2007 l.《陆上油气田油气集输安全规程》SY6320-2008 m.《油气田集输管道施工技术规范》SY/T0422-2010 ④企业规定

不同企业按照自己实际生产运行的条件，制定了适合自己公司运行标准。

3.4我国天然气管线安全生产运行现状

①管输利用率。我国现有天然气管道管径小，压力低，运距短，输量不足。大部分的管道利用率低于50%。

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②旧管道自动化水平低。四川气田是我国气管道比较集中的地区，目前只是在新建的北干线的个别站上实行了站控，其他均为手工控制，不能实现全线统一控制。

③管道能耗大、用人多、老化严重。全国天然气管道单位输气耗气量是国外水平的2倍左右。有相当数量的60年代建的气管道仍在使用，管道老化现象严重。

④管道新技术落后。我国在特殊环境中（如深海、沼泽、山地等）管道施工技术方面落后。并且我国天然气管道分布零散，没有形成相互关联的网络，不能互相调配统一管理，管道利用率低。

⑤天然气管网敷设运行时间长，腐蚀严重。

⑥原设计管道管材、输配压力及接口形式不适合输送天然气。 ⑦气源净化不达标，造成天然气中杂质堵塞管道，达不到设计能力。 ⑧违章占压天然气管道现象严重[2]。

3.5天然气管线安全管理现状

①安全管理观念相对落后，安全意识不够强。

现行的安全管理在天然气集输单位中还没有得到足够的重视，没有真正处理好安全、生产、效益之间的关系，没有认识到安全管理也能出效益、创造利润，没有理解安全管理与企业之间可持续发展之间的关系。

②长期安全投入不足，安全科学技术水平落后。

设备老化，缺乏健全的安全生产投入常态机制，天然气泄漏事故频频，火灾事故多发，特大事故略有增加。

③安全科技人才相对缺乏，安全管理水平难以提高。

现场作业人员，特别是农村劳动力安全素质有待提高。用人单位、政府有关部门没有对他们进行相关安全知识和操作技能的培训。农民工的死亡比例占到60％；从新患职业病的人员来看，80％以上是农民工和短期合同工。另外某些天然气单位安全环保部门的人员没有经过专业的系统安全知识与技能培训。

④安全生产监管薄弱，职能转变和履行职责存在着差距。

主要是执法主体工作力度不够大，执法不严，惩处不理。责任不落实，措施不到位。一些管道建设单位以罚款取代停止整顿，结果经营单位隐患长期得不到纠正，有的最终酿成大祸，付出了血的代价。

⑤应急预案和应急救援体系还不够健全、完善，不能满足需要。

根据工业化国家的统计，具备了应急预案，事故损失可降低6％左右。企业制定了科学合理、可行的事故应急救援预案，并进行了必要的培训和经常演练；一旦出现事故，按应急预案和程序实施，就能减少事故损失。而目前很多天然气公司出于省事考虑，缩短或者取消各种演练，员工在紧急情况下不能按照应急预案处理紧急事务。

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有的单位甚至对天然气集输管线根本连一套可行的预案都没有，这不得不给我们敲响警钟。

3.6结论与建议

①总体来看，国外天然气管道失效的原因主要是外部影响、腐蚀、焊接和材料缺陷。外部影响是欧美国家管道失效的主要原因；腐蚀是加拿大和前苏联的主要原因。我国天然气管道失效的主要原因为腐蚀、外部影响和材料缺陷。

②管道从投产至终结其事故率一般遵循浴盆曲线，随着输气管道不断向高等级、大口径、 厚管壁方向发展，同时采用优良的防腐材料、先进的施工技术和质检标准、完整的管理体系和HSE管理体系，国内外管道事故都将会趋于减少。

③我国输气管道工业与发达国家还有一定的差距，必须从提高设计质量、加大施工管理力度和强化运行管理等方面着手。建立全国范围内的管道数据库，对“管道事故”需要有明确统一的定义，包括事故内容、分类等；对事故统计的内容也应分类明确说明，以此建立管道运行管理的基础数据。

④针对天然气集输和燃气管道事业，各单位必须加快安全生产立法，强化安全生产监管职能；加强预警提示机制，变被动管理为主动管理；加强安全管理和工程技术人员队伍建设，提高从业人员素质；保证安全生产投入，提高抗灾能力和安全技术资金投入比例；建立健全安全生产中介服务机构，提高安全生产技术服务水平。

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4 天然气集输管线失效原因分析

4.1概述

天然气管道的输送介质属于易燃、易爆物质，介质中含有的硫化氢、二氧化碳、游离水、粉尘等杂质，使敷设的管道处于内外腐蚀条件，加上环境、地质、气象和水文灾害、管材及设计缺陷、操作失误乃至人为破坏等因素，管道的安全受到众多因素的威胁。

因此可以说，集输管线失效的形式主要有管线及设备堵塞，使得管输效率降低甚至停输；管线泄露爆炸产生火灾，污染环境，直接停产。其影响是很大的，不仅造成巨大财产损失，而且可能危害到生态环境。所以必须对天然气集输管线进行系统的分析，找出失效的原因。

针对失效的形式，需要对失效原因进行合理的分类再分析。主要因素大致可以分为：管道直接破坏因素，污垢及天然气水合物因素，设计工艺与施工缺陷因素，集输设备与设施因素，安全附件因素，人员及安全管理因素，环境因素。

4.2管线直接破坏因素

①腐蚀破坏

腐蚀是指材料与其所处环境介质之间发生作用而引起材料变质、破坏和性能恶化的现象。

由于集输管线管线内部含有硫化氢、二氧化碳的酸性气体，它们在与水结合后就会产生酸，同时也在物理因素（应力，振动，压力）的结合下，对管线进行内腐蚀。另外，管线在大气自然环境下也会发生析氢析氧腐蚀，对管线进行外部腐蚀，使管线发生泄漏。主要表现为腐蚀穿孔，应力开裂等。

目前天然气集输管线及其附属设备主要都是金属制造，金属腐蚀占主要的部分。按照金属腐蚀分类，腐蚀可以分为：

1)按腐蚀机理：物理腐蚀，化学腐蚀，电化学腐蚀 2)腐蚀环境：介质腐蚀，海水腐蚀，土壤腐蚀

3)腐蚀破坏形态：均匀腐蚀（全面腐蚀），局部腐蚀（电偶腐蚀、孔蚀、选择性腐蚀、磨损腐蚀、缝隙腐蚀等），断裂腐蚀（应力腐蚀、疲劳腐蚀），氢腐蚀（氢鼓包、氢脆、脱碳渗碳），晶间腐蚀。

按照材料腐蚀分类，腐蚀可以分为

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金属材料黑色金属(钢、铸铁）有色金属(铝、铜等非铁基材料） 陶瓷 无机非金属材料水泥化学腐蚀（酸、碱） 玻璃(传统硅酸盐材料)耐火材料 化学腐蚀（紫外线、温度、塑料、橡胶、湿气、臭氧、射线辐射）有机高分子材料物理腐蚀（溶解、溶胀、渗纤维等透、环境应力开裂）化学腐蚀电化学腐蚀钢筋混凝土、玻璃钢、钢塑复合（庞大的材料体系）管等复合材料具有可设计性：通过基体和增强材料的选择、匹配、复合工艺等手段进行设计和控制，以最大限度满足使用性能要求和环境条件要求。

金属腐蚀主要是由于电化学腐蚀作用引起的，下面简单介绍电化学腐蚀。 在天然气集输管线中，各种腐蚀都存在。就起腐蚀机理来说，最大的腐蚀要数电化学腐蚀。金属的电化学腐蚀的产生，是由于金属与电解质溶液接触时所形成的腐蚀原电池的电极反应的结果。当金属与电解质接触时，表面上电极电位不相同的两个区域分别形成阴极区和阳极区：阳极部分将失去电子而发生溶解，阴极部分只起传递电子的作用而并不腐蚀。

金属的电化学腐蚀绝大多数是金属同水溶液相接触时发生的腐蚀过程。水溶液中除了其它离子外，总是存在H+和OH—离子。这两种离子含量的多少由溶液的pH值表示。金属在水溶液中的稳定性不但与它的电极电位有关，还与水溶液的pH值有关。

一个腐蚀电池必须包括:阴极、阳极、电解质溶液和电路四个不可分割的部分。腐蚀电池工作的三个环节：阴极过程，阳极过程和电子、离子的移动。

②韧性破坏

韧性破坏是指管道壁承受过高的应力，达到了器壁材料的强度极限，从而发生断裂破坏。在外力作用下引起变形和破坏的过程大致可以分为弹性变形阶段、塑性变形阶段和断裂阶段。这种破坏将直接导致管线断裂而失效，是非常危险的。

产生韧性破坏的原因：管道的韧性破坏只有在管壁整个界面上材料都处于屈服状态下才会发生。主要原因有管道超压运行，材料选型不合格，维护保养不当。

③脆性破坏

脆性破坏是指管道在破裂时没有显著的塑性变形，破裂时管壁的压力也远远小于材料的强度极限，有的甚至还低于材料的屈服极限。这种破裂与脆性材料的破裂很相似，故称为脆性破裂。由于这种破坏是在较低的应力状态下发生的，所以又叫低应力

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破坏。其特征是脆性破坏时，无明显外观变化和预兆，壁厚也无变薄。但是发生脆性断裂时，速度极快，高达1800m/s。

脆性破坏的原因主要有两个。一是温度的影响。钢管在低温下或一定温度范围内，它的冲击韧性将急剧下降。二是裂纹的影响。当管道或者设备元件产生裂纹，其尖端前缘产生很高的应力峰值，且应力状态也发生变化，变为三向拉伸应力。此时强度将大大的降低，裂纹缺陷尺寸达到一定值后，极易发生脆性断裂。

④疲劳破坏

疲劳破坏是指管壁在反复加压和泄压过程中受到的交变载荷的长期作用，没有经过明显的塑性变形而导致断裂的一种破坏形式。疲劳破坏是导致的断裂是突然发生的，因此具有很大的危险性。

其破坏特征是破坏时没有明显的塑性变形。一般是疲劳裂纹穿透管线发生泄漏失效。其破坏原因可以分为内部因素：管线中存在局部高应力（如接管，转角及其他几何形状不连续处，在焊缝附近以及缺陷处会应力集中）,其峰值应力会超过材料的屈服极限，随着载荷的周期性变化，该部位将会产生很大应力变化。外部因素：管线存在着反复交变载荷，这种形式是变化幅度较大的非对称循环载荷。

⑤蠕变破坏

金属材料在高温下，其组织会发生明显的变化，晶粒长大、珠光体和某些合金成分有球化或团絮状倾向，钢中碳化物还能析出石墨等，有时还能出现蠕变的晶间开裂或疏松微孔。

针对集输管线，有的阀门和压力容器承载温度高于某一限度时，及时应力低于屈服极限，容器材料也会发生缓慢的塑性变形。这种塑性变形经过长期积累，最终会导致破坏，这就是蠕变破坏[8][10]。

4.3污垢及天然气水合物因素

①主要是流体中含有泥沙固体，悬浮物，细菌及其代谢物等，它们都会导致管线严重结垢，从而堵塞管线或者管输效率降低。

②天然气水合物，在0℃以上的一定温度和有液相水存在的条件下，天然气中的某些组分和液态水形成一种白色结晶固体，外观类似于松散的冰，密度0.88~0.9g/cm3，称为天然气水合物。水合物的形成使输气管道和设备阻塞，使天然气集输管线失效。 水合物形成的条件：

1）天然气的含水量处于饱和状态。 2）压力和温度。当天然气处于足够高的压力和足够低的温度时，水合物才能形成。 3）流动条件突变。在满足上述以上两个条件时，水合物的形成还需要一些辅助条件。如天然气的波动，气体因流向的突变而产生搅动，以及晶种的存在等。

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4.4设计工艺与施工缺陷因素

①管线选线、站场的选址

管线的走向、长短和通过的难易程度对整条管线的投资、施工、运行安全都有很大的影响。设计中还应该注意站场选址及与建筑物的布局、消防配套设施等。

②工艺流程、材料及设备选型

工艺流程设置合理，设备选型恰当，系统运行就会平稳运行。然而设备选型是在水力、热力、压力等计算后得出来的，因此必须对工艺有相当高的要求。

③管线强度计算

在管线强度计算时，对管线的受力载荷分析不当，强度设计系数取值有误，将使计算结果及管材、壁厚的选用不当，这在运行过程中非常容易出现泄漏、爆炸等事故。

④焊接缺陷

集输管线焊缝处可以产生各种缺陷，常见的有裂纹、夹渣、未熔透、焊瘤、气孔和咬边等。

⑤防腐层补口、补伤质量问题

钢管在现场焊接连接以后，未防腐的焊接部位需要进行补口。在施工过程中，由于各种原因造成钢管内外表面的防腐层损坏，特别是外防腐层需要进行补伤。若补口补伤出现问题，将降低管线腐蚀性能。

⑥开挖回填质量问题

若管沟开挖深度或穿越深度不够，基础不实，回填压实时，将会造成管线向下弯曲变形。若是地下水位较高而未及时排水，会使底部悬空，容易造成拱形变形。土质不合理，可能刮伤防腐层。总的来说，回填高度、夯实程度。深埋深度，管沟基础不牢等都是应该注意的问题[9]。

4.5集输设备与设施因素

4.5.1管子、管件危险有害因素

目前，考虑到成本因素，国内输气管线大部分都采用螺旋缝埋弧焊钢管。这种钢管焊缝长度较长，焊缝产生缺陷的概率高捍缝受力情况复杂，内壁存在较大的拉应力；并且几何尺寸不稳定，装配、焊接后易形成错边、棱角等在运行过程中受压力、热应力等载荷作用，加上管道内部介质和外部土壤的腐蚀，将造成腐蚀或应力腐蚀、疲劳或腐蚀疲劳等失效弯头等管件受介质冲刷、热胀冷缩产生变形而可能产生事故隐患。 因此，在运行过程中，管线内外部严重腐蚀；油温或气温突然变化，管线急剧膨胀或收缩；管线受外力压轧、打击等，都将造成事故。

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4.5.2阀门、法兰、垫片及紧固件危险有害因素

①材料、压力等级选用或使用错误。 ②制造尺寸、精度等不能满足实际要求。 ③阀门密封失效。

④自动控制等阀门的控制系统失灵，手动操作阀门的阀杆锈死或操作困难。 ⑤管道布置不合理，造成附加应力或出现振动。

⑥使用过程中阀门误动作、阀门限位开关失灵、阀门故障等，未按要求进行检验、维护等。

4.5.3泵与压缩机危险有害因素

①往复式泵具有效率高、使用前不需要加油、液体黏度对泵的工作性能影响不大等优点，但常造成液流波动，这种液流脉动作用在管道内形成一种不稳定流状态。当系统开（关）阀门或停泵等操作时，这种不稳定液流在管道内产生压力波动，严重时形成水击，造成系统超压、管道及设备、设施损坏。

②离心式泵具有操作简单、液流无波动、工作状况易于调节、易于自动化等优点。但在泵入口处液体压力过低的情况下，会发生汽蚀现象，表现为泵体产生噪声和振动，严重时会使泵叶片遭受“剥蚀”，导致扬程下降，效率降低，设备基础螺栓松动及管道与设备连接处损坏。

③离心式压缩机效率低，而且偏离工作点越远，效率越低；当流量降至某一数值时会发生喘振现象。喘振发生时机组激烈振动，并伴随着异常的吼叫声，管道和仪表也随之振动。严重的喘振会破坏压缩机的密封系统，损坏止推轴承，叶轮有可能被打坏，造成严重的事故。

4.5.4加热炉危险有害因素

①加热炉结构设计不合理或存在制造缺陷，特别是对于各热胀冷缩部件的设计考虑不充分，或制造过程中被限制变形，在运行时可能造成开裂或损坏。

②加热管在加工制造时被损坏，或其与管板焊接存在缺陷，在压力载荷、热载荷或腐蚀条件下，焊缝及管道缺陷会扩展，直至开裂造成事故。

③加热炉停运时间较长时，低于露点温度时的水蒸气与积灰中的二氧化硫、三氧化硫等腐蚀管壁，缩短加热炉的使用寿命甚至管壁穿孔。

④加热炉都配有低压高能点火装置和自动熄火保护装置，这些联锁控制系统出现故障，极易引起事故。

⑤加热炉结构不合理、炉管偏流造成炉管局部过热，将炉管烧穿，引起大火。考试大论坛

⑥燃料油阀门关闭不严，炉膛内有油气，重新点炉时，未按规定程序进行通风吹

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扫，造成加热炉内油气爆炸起火。

⑦加热炉操作不当，或发生事故后判断失误，容易造成爆炸事故。

4.6电气设施危险有害因素

①危险区域分级不准确，防爆电气设施等级确定错误。

②电气设施防爆性能或等级达不到产品标准要求；电气设施虽然都符合要求，但系统连接后，可能整体防爆性能不能满足工况要求；对已具有防爆性能的电气设备、照明设备等进行改装、维护或修理后未经防爆性能检测就投入使用。

③电气设备发生短路、漏电或过负荷等故障时，将产生电弧、电火花、高热。 ④电动机使用、维护不良，会引起着火事故。主要原因有：电动机超负荷运行；在检修时，金属物体等杂物混入电动机或绝缘受损、绕组受潮，以及遇高压电将绝缘击穿等；电动机各接头处接触不良；三相电动机单相运行；电动机接地不良，电动机外壳可能带电，造成人员触电伤亡事故。

⑤电气线路短路、过载及接触电阻过大都会导致电火花及电弧的产生，从而引发火灾事故。主要原因有：导线接头不牢固、接触不良，导致发热，引燃导线的可燃物质及周围的可燃物质；电流超过额定电流值，温度升高，加速导线绝缘材料的老化，甚至损坏，从而造成短路产生火花或电弧；电气线路因意外情况导致两相相碰而发生短路，产生瞬间放电。

⑥防雷、防静电装置的位置、连接方法不正确；避雷、除静电装置故障；防雷、防静电装置质量差或维护不当。

4.7安全附件因素

①全阀、温度测量仪表、压力表、紧急切断装置等安全附件存在制造质量问题或出现故障失效。

②温度、压力、流量等控制系统硬件设备选型不当、质量存在问题或控制用软件不适合工艺要求，则有可能造成超压、超温、泄漏等事故。

4.8人员及安全管理因素

①违章作业

违章作业包括违章指挥、违章操作、操作错误等。主要表现为：1)违章动火；2)违章电操作；3)违章开关阀门；4)输送泵、压缩机组操作违章；5)检修、抢修操作违章；6)违章充装。

②安全管理不规范

主要包括：1)安全管理制度不完善；2)安全管理资料不详尽或资料遗失；3)安全

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重庆科技学院专科生毕业论文 4天然气集输管线失效原因分析

管理法规的宣传和执行不力；4)安全意识薄弱。

③定期检验困难

主要包括：1)检验困难；2)检验法规、标准不完善；3)检验设备、手段相对落后；4)安全状况评定难度大；5)检验人员缺乏经验。

④职业安全健康因素

主要包括噪声、高温、低温等。噪声环境中工作缺乏防护措施，可引起听觉疲劳，长期无防护地在强烈噪声环境中持续工作，听力损失逐渐加重，甚至不能恢复。在高温作业环境下，人体通过呼吸、出汗及体表血管的扩张向外散热。若人体产生热量大于散热量时，人体产生热蓄积，促使呼吸和心率加快，皮肤表面血管的血流量增加。在低温条件下，可以出现痛觉迟钝和嗜睡状态，人体长期处于低温环境，还会导致循环血量、白细胞、血小板减少、血糖降低、血管痉挛、营养障碍等。在低温高湿条件下，易引起风湿痛、神经炎以及肢体、面部外露部位的冻伤，影响人体四肢的操作灵活性。当作业人员接触到设备极低温度部位时，将造成严重的低温冻伤事故。

这些因素将通过对操作人员间接的对设备和管线造成影响，使得管线失效。

4.9环境因素

①自然环境危险有害因素

主要包括：1)地震；2)滑坡、崩塌；3)地面沉降；4)台风；5)雷电；6)低温；7)洪水。这些可以直接怕坏天然气管道的正常稳定状态，从而导致管线直接或者间接地出现损毁，断裂，泄露。

②社会环境危险有害因素

主要包括：1)无意破坏：在管道附近甚至管道上修建公路、房屋、建（构）筑物等设施，或进行开挖沟渠、打井等作业，造成严重占压埋地管道，增加管道的负荷，破坏了管道的恒压状态；2)有意破坏：盗、扒管道防腐层、仪器仪表、阀门或附属设施，在管道上开孔盗油、盗气，或者人为蓄意破坏管线设施等[11][12]。

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5 天然气集输管线安全技术措施

5.1风险和风险评价

风险是事故发生的可能性与事故造成的后果的严重程度的综合度量。可以用某一风险事件发生的可能性和严重性的乘积来表示：

危害风险度（R）=可能性（L）×严重性（S）

风险评价是指在危险源辨识的基础上，通过对所收集的大量的详细资料加以分析，估计和预测事故发生的可能性（概率）和事故造成损失严重程度，确定其危险性，并根据国家或行业规定的指标，衡量其风险水平，以便确定风险是否需要处理和处理的程度。风险评价大致可以分为以下两种。

①定性风险评价

定性风险评价方法是指对系统的危害因素全部按事件“不发生”或“发生”的分析程序，来定性评价系统危险。评价时不必建立精确地数学模型和计算方法，主要根据有关法规、规范及标准，依靠评价人员的实践经验及直观判断能力，依据风险分析过程的逻辑推理关系，来确定系统中各种危害事件的关系，以及对系统安全的影响程度等。 定性风险评价主要的特点是过程简单，容易理解和掌握，能够低成本、快速的得到答案，因而便于推广应用。定性评价的主观性较强，其结果容易受到参加评价人员的专业知识深度及经验多少的影响。

属于定性风险评价的方法有安全检查表、作业条件危险性评价、事故树分析、事件树分析等方法。

②定量风险评价

定量风险评价方法是根据大量实验结果和广泛的事故数据和资料统计分析，建立相关数学模型，对系统的风险进行定量计算。定量风险评价方法可分为伤害范围评价法、危险指数评价法和概率风险评价法[13]。

5.2危害识别及分析方法

①概述

危害是指可能造成人员伤害、职业病、财产损失、环境破坏的根源或状态。危害识别是指认识危害（危险源）存在并确定其特性的过程。这个过程主要判断设备故障或缺陷，人员失误，管理缺陷和客观条件因素。

②危害因素分类

根据国家标准GB/T13816—1992《生产过程危险和危害因素分类与代码》的规定，将生产过程中的危险、有害因素分类为6大类：

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1)物理性危险、危害因素。（如设备缺陷，防护缺陷，振动噪声危害，电磁辐射，灼伤冻伤，信号标识缺陷等）。

2)化学性危险、危害因素。（如易燃易爆物质，自然物质，有毒物质，腐蚀性物质等）。

3)生物性危险、危害因素。（致病微生物，传染病媒介物质，致害动植物等）。 4)心理、生理性危险、危害因素。（如负荷超限，从事禁忌作业，心理异常，感官辨识功能缺陷等）。

5)行为性危险、危害因素。（如指挥错误，操作错误，监护不到位，强令冒险作业等）。

6)其他危险、危害因素。（如作业空间受限，标识不清，工具不适合等）。 ③危害识别分析方法

常用的分析方法有作业危害分析法（JHA），安全检查表法（SCL），故障类型及影响分析法（FMEA）。

其他运用的方法还有预先危险分析法（PHA），事故树分析法（FTA），事件树分析法（ETA），危险与可操作性分析法（HAZOP），道化学公司火灾爆炸危险指数评价法（F&EI），蒙德火灾爆炸毒性危险指数评价法（ICI），安全决策法，危险度评价法等。

1)作业危害分析法（JHA）

作业危害分析法是一种系统分析工作过程中存在危害的方法，对现有的工作活动进行分解，对分解后的每一步骤进行危险类别、危险产生条件、事故后果等分析，设法消除危害。该方法不适合对设备、设施及管理的落实情况进行识别。

2)安全检查表法（SCL）

安全检查表法是按照人、机、环境、管理要素进行系统分析的基础上，编制的一份进行安全检查项目明细表。是一种能够直观、简介、定性地评估安全管理现状，发现和查明各种危险及隐患，进行全面系统事故分析的最基本得分析方法。

3)故障类型及影响分析法（FMEA）

故障类型及影响分析法是对系统或单元各个组成部分，按一定的顺序进行系统分析和考察，查出系统中各个子系统或者元件可能发生的各种故障类型，并分析它们对人员、任务或单元产品质量造成的影响，提出可能采取的提高可靠性及改进措施。适用于对装置和设备的分析。

4)预先危险分析法（PHA）

预先危险分析法是一种定性的分析法，主要用于还没有掌握掌握系统详细资料的阶段，分析、辨识可能出现或已经存在的危险源，并尽可能在实施之前找出预防、改正、补救措施，消除或控制危险源。

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5)危险与可操作性分析法（HAZOP）

危险与可操作性分析法是基于各个专业、具有不同知识背景的人员所组成的分析组，分析组各个成员进行积极的创新思维，对具体问题讨论，集思广益，可以识别更多的危险因素。该方法采用表格的分析形势，具有专家分析的特性，主要适用于连续性生产系统的安全分析与控制，是一种启发性、实用性的定性分析法。

6)事故树分析法（FTA）和事件树分析法（ETA）

事故树分析法是一种对事故演绎推理，找到防止事故的措施方法。事件树分析法是根据事故发展的前后顺序，从引发事故的事件开始，经过原因事件直到结果事件为

止，每一种事件都分为成功和失败两种结果，层层推进找出事故发生的原因为止[13][14]。

5.3防腐控制技术应用

①防腐控制概述

通过风险识别或危险有害因素的分析完成之后，要控制集输管线的安全运行，还必须采用安全技术措施进行针对性的处理。由于在集输管线中最常见的损害就是CO2腐蚀，H2S腐蚀，应力开裂腐蚀（SSC）及金属腐蚀。外腐蚀占多数，因此必须对其进行内、外腐蚀的防腐控制。常见腐蚀控制的方法有：

1)合理选材。如提高金属本身的热力学稳定性，采用耐蚀合金、易钝化的金属、金属渗镀层。

2)改变环境介质的腐蚀性。如从系统腐蚀介质中除去H+、溶解O2等去极化剂。 3)采用防腐层。如涂料、塑料、橡胶等有机材料覆盖层或玻璃、陶瓷等无机材料，隔绝金属与腐蚀介质的接触。

4)加入缓蚀剂。

5)电化学保护。包括阴极保护和阳极保护。

6)工艺控制。如除砂除杂、调节温度、压力、流速、流动状态、金属结构尺寸、增大腐蚀余量等措施。

②外壁防腐技术

1)选用耐腐蚀材料制管(如不锈钢，塑料，耐候钢等)。

耐候钢：耐腐蚀性能优于一般结构用钢的钢材称为耐候钢，一般含有磷、铜、镍、铬、钛等金属，使金属表面形成保护层，以提高耐腐蚀性。其低温冲击韧性也比一般的结构用钢好。标准为《焊接结构用耐候钢》（GB4172-84）。

2)金属防腐层（如镀锌，喷铝等）。

热喷铝（锌）复合涂层：这是一种与热浸锌防腐蚀效果相当的长效防腐蚀方法。具体做法是先对钢构件表面作喷砂除锈，使其表面露出金属光泽并打毛。再用乙炔-氧焰将不断送出的铝（锌）丝融化，并用压缩空气吹附到钢构件表面，以形成蜂窝状

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的铝（锌）喷涂层（厚度约80μm~100μm）。最后用环氧树脂或氯丁橡胶漆等涂料填充毛细孔，以形成复合涂层。

3)涂层保护。常见涂层有：

a.油漆类（如油脂漆、醇酸树脂漆、酚醛树脂漆、过氯乙烯漆，硝基漆）。 b.有机化合物（如沥青、塑料、树脂等）。 c.无机化合物（如玻璃、珐琅、水泥等）。 4)电法保护

a.阴极保护：阴极保护就是利用外加的牺牲阳极或外加电流，消除管道在土壤中腐蚀原电池的阳极区，使管道成为其中的阴极区。常见的方法有外加电流法和牺牲阳极法。

牺牲阳极法：在待保护的金属管道上连接一种电位更负的金属或合金，形成一个新的腐蚀原电池。接上的金属成为牺牲阳极，整个管道成为阴极受到保护。

外加电流法：将被保护的管道与直流电源的负极相连，把辅助阳极与电源的正极连接，使管道成为阴极。

b.电蚀防治法（排流保护）

杂散电流也可以引起管道的电解腐蚀，而且腐蚀强度和范围很大。但是，利用杂散电流，也可以对管道实施阴极保护。常用的排流保护有三种，即直流排流保护、极性排流保护和强制电流保护。

5)工艺控制（如防止残留水分腐蚀的结构，避免异种金属管道的连接，接触焊接应力，改善环境（如换土、埋地改架空敷设），回填管沟时特别注意直接和管道接触的土层的均匀性）。

③内壁防腐技术

1)选用耐腐蚀材料制管（如不锈钢，塑料衬里等）。 2)涂层保护（如塑料、树脂等）。 3)在输送天然气中添加缓蚀剂。

缓蚀剂传统定义是指凡在介质中添加少量能明显降低介质的侵蚀性，防止金属腐蚀的物质称之为缓蚀剂。根据美国ASTM标准，缓蚀剂是指一种以适当浓度和形式存在于环境（介质）中，即可以防止或减缓腐蚀的化学物质或复合物。其特点：添加量很低，在介质中浓度很低，阻止腐蚀的效果显著。

按缓蚀剂的化学性质分类

1）无机缓蚀剂（如铬酸盐、重铬酸盐、硝酸盐、亚硝酸盐、磷酸盐、聚磷酸盐、钼酸盐、硅酸盐、碳酸盐）。

2）有机缓蚀剂（如胺类、醛类、膦类、炔醇类、杂环化合物）。 按缓蚀剂在金属表面形成保护膜的机理特征分类

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1）氧化（膜）型缓蚀剂：通过与金属表面反应形成致密的、附着性好的氧化膜而阻滞金属腐蚀的一类物质叫氧化膜型缓蚀剂。

2）沉淀（膜）型缓蚀剂：与介质中腐蚀产物的离子反应并在金属表面生成具有一定保护作用的难溶化合物膜而阻滞金属腐蚀的一类物质叫沉淀膜型缓蚀剂。

3）吸附（膜）型缓蚀剂：能强烈吸附在金属表面形成吸附层而阻滞金属腐蚀的一类物质叫吸附膜型缓蚀剂[9][10][18]。

5.4涂层防腐新技术

随着天然气工业的发展，输气管道需要在一些特殊的环境中应用，管道涂层系统也在进行技术革新，包括高效复合涂层系统（HPCC）、高强度钢粉末涂层低温涂敷技术和Thermotite稳流保证技术，已经过现场应用证实了其可靠性。

①高效复合涂层系统（HPCC）

高效复合涂层系统（HPCC）具有优良的对管道表面的粘接力、出色的固有剪切阻力特性、低温柔韧性、抗冲击、抗阴极剥离和非常低的渗透性。是全粉末涂覆的多组分涂层系统：内层为FBE（熔化粘结环氧树脂），外层是中密度聚乙烯涂层，中间层是化学改性的聚乙烯胶粘剂，起粘接作用。这种复合涂层三组分的所有材料都是通过静电粉末喷涂系统来涂覆的。中间的粘结层是胶粘剂和一定浓度FBE的混合物，这样，不管是在胶粘剂和底层的FBE之间，还是在胶粘剂和外层的聚乙烯涂层之间都没有毛刺，并具有界线分明的界面。胶粘剂和聚乙烯实际上是类似物质，能轻易混合在一起，因此涂层能够相互紧密相连，不会分层。即使有巨大的温差变化，HPCC的内部应力增长也很小。

②高强度钢粉末涂层低温涂敷技术

在寒冷的气候环境下，在高强度钢上涂覆的涂层必须能够经受低温的考验，并保持管道所需要的柔韧性。一般的做法，在涂覆FBE涂层之前，须将钢管预热到240℃。如此高的预热温度将会改变高强度钢的冶金性能，使金属变得更脆，钢材对寒冷气候的适应性就会降低。为了保持高强度钢的机械性能，在涂覆FBE涂层时，钢管的涂覆温度必须低于200℃。

③Thermotite稳流保证技术

Thermotite技术是指由多层聚乙烯构成，底层通过融结环氧粉末与钢材基体相连。五层系统的结构为里面三层通过侧挤或压挤的方式进行涂覆，在涂覆外面的两层热绝缘层（聚丙烯泡沫层和外夹克层）之前，应对里面三层进行质量检测。在热绝缘生产线上，聚丙烯泡沫层和外夹克层应通过压挤的方式同时进行涂覆，这样可以确保泡沫中不包含空气。

与传统的聚丙烯泡沫结构相比，在Thermotite系统上的是用一种特殊的聚丙烯泡

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沫。这种泡沫具有很多优良的性能，如高融化强度、高抗蠕动性和高硬度，可应用在深达1500m的水下。若需要在更深的水下使用，则可应用多达七层的绝缘系统，同时在矩阵型固体聚乙烯中添加玻璃微粒，起加固作用，形成复合泡沫塑料，以提高多层聚丙烯系统抗水深和低温性能。

④总结

集输管线的防腐控制方法各有特点，在讨论各种防腐对策及采取措施时，应注重在不同环境下的施工条件，因地制宜选择防腐设备、材料，从技术、经济、管理诸多因素综合考虑。实践证明，管道防腐工程质量的优劣，不只是一项防腐技术的作用，而是各种防腐措施的综合结果[5][12]。

5.5自动控制和SCADA系统应用

①概述

天然气的矿场集输，长输管道，城市燃气等是一些分散又复杂的工业生产系统，它的工作条件苛刻，与地下储藏情况、用户的用气量、开发过程的安全环保密切相关。通过生产过程自动控制，使生产工艺参数保持在给定的范围之内，与各产地进行数据信息交换，使个系统间协调一致。当前以计算机为核心的综合控制管理系统（DSC）和数据采集监视控制系统（SCADA）已经广泛应用于天然气处理及管道工业。

目前国内普遍采用SCADA系统，而且接近同期国外生产过程自动的先进水平。川渝地区，长庆气田及塔里木气田的集输管线都先后采用了比较完整的综合性自动控制系统。长输净化天然气的陕京输气管道工程也采用了相应的技术实现全线的分散控制和集中管理，并应用了优化软件处理。

自动化水平较高的输气管道在有关站场一般均设置有自动调节系统，用来调节管道工艺运行参数，保证管道在设置的允许工况范围内安全平稳地运行。自动调节系统主要由调节闹与调节阀配套的电动、气动、电液联动或气液联动执行机构以及检测被调参数的仪表等组成。

②输气管道的系统自动调节过程

1)天然气管道调度控制中心的操作员从控制系统的人机界面（简称监控终端）上设置被调压力设定值。

2)调度控制中心主机系统模拟量数据库中对应于设置设定值的一个模拟量输出（Analog Output，简称 AO）点，将该设定值输出传送给站控系统（PLC,RTU）。

3)站控系统PLC（或RTU）中的PID（比例—积分—微分）自动调节程序将接收到的设定值与通过压力变送器检测到的压力现行值进行比较，再根据两数值之差（偏差）的大小和PID特性参数设置情况确定调节输出信号的大小。

4)站控系统PLC（或RTU）将调节信号（一般为4~20mA直流电流信号）通过模

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拟量输出,输出传送给压力调节系统的执行机构，该执行机构根据收到的调节信号大小决定压力调节阀的开度大小，从而进行开阀调节或关阀调节。

5)一旦压力调节设定值设置完成，上述第3和第4项将由站控PLC（或RTU）连续不断地执行，从而实现实时自动调节。

在管道自动化系统的控制权限设置为由站控系统控制的情况下，压力调节设定值只能由站控系统的操作员从站控系统的监控终端上设置，设定值直接进入站控PLC（或RTU）的PID调节程序。在控制权限设置为由调度控制中心控制的情况下，压力调节设定值只能由调度控制中心的操作员在调度控制中心的监控终端上设置。

在管道天然气管道不同站场的自动调节系统略有不同，主要有四种情况。 1)压气站进、出站压力及输气流量调节 2)进气支线进入主干线的气压调节 3)分输重线分输压力的自动调节

4)输气干线或分输支线未站气压的自动调节 ③SCADA系统应用

SCADA系统即监控和数据采集系统（Supervisory Control and Data Acquisition）。目前广泛用于电网、水网、输油气管网、智能建筑等领域，通过主机和以微处理器为基础的远程终端装置RTU、PLC(或其它输入/输出设备的通信收集数据，实现整个工业网络的监控，从而保证系统的安全运作及优化控制。

SCADA系统通常按三级设计。第一级：控制中心集中监视与控制；第二级：站控；第三级：就地手动控制。在一般情况下，使用第一级控制（站内无人值守），这是SCADA系统设计的目的控制级。当通信（如微波通信。光纤通信等）出现故障或控制中心主计算机发生故障时，可使用第二级控制，这是一种后备手段。当发生紧急事故或设备检修时，可使用第三级控制。

SCADA系统主要组成部分有：

1)远程终端设备(RTU)、主站计算机(包括硬件和软件)、操作人员数据显示和控制盘及有关的外围设备。

2)RTU是系统中的关键性装置，是对运行着的生产现场进行监控的最通用的设备，具有对现场工况进行最佳控制的能力，目前正朝着分散型智能方向发展。

3)SCADA系统已由集中控制、集中管理发展成集散控制、集中管理的方式。主机更多地用作数据采集与分析，常常不必以实时的方式运行。而由“智能”远程终端装置（RTU）配上先进的软件在现场进行集散式控制。

4)SCADA系统是不能够购买定型的，对任何一条管道都存在一个新开发的过程，包括它的硬件组成及软件系列[4][5]。

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图5.1传统的SCADA系统

SCADA系统的控制功能有多种，主要概述为： 1)监测流量、压力和温度 2)启／停泵 3)开、关调节阀 4)执行逻辑／顺序控制 5)泄漏检测及清管控制

6)一些较先进的SCADA系统还具有偶然事故分析；费用风险管理；流体质量-组分跟踪；合同监督，销售时机分析以及仪器校正等功能

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图5.2 新型SCADA系统图

5.6管线检测技术应用

①管道内检测

管道内检测技术是将各种无损检测设备加载到清管器上，将原来用作清扫的非智能设备改为有信息采集、处理、存储等功能的智能型管道缺陷检测器，达到检测管道缺陷的目的。管道缺陷的无损检测技术分为管道内电视摄像和“管道猪”智能检测两大类。

带自推进轴向摄像机的电视监控系统适用于多种生产管道和排污管道。该系统利用摄像技术对管道内壁和管内流体进行检测，可用于内径60~900mm管道的内部诊断以及上述管道网络的内部修复。

管道内智能检测器是目前发展最快、应用最广、最实用的管道内检测技术设备。由于其连续性和全面性，可完整地检验管道内、外腐蚀及焊缝缺陷，该技术是目前公认最佳检验方法。

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②管道外检测

管道防腐层缺陷的在线检测是在管道不开挖的前提下采用专用设备在地面非接触性地对涂层综合性能如涂层老化及破损等缺陷进行检测、评价的过程。

目前，国内对埋地管道外防腐完整性直接检测评价的方法有：直流电压梯度（DCVG）/密间隔电位（CIPS）测量法，管中电流测量法PCM，皮尔逊法等。其中，DCVG/CIPS测量技术是进行埋地管道外防腐完整性直接检测评价的唯一方法，也是其他方法无法替代的，而管中电流测量法PCM，皮尔逊法是无法适用DCVG/CIPS测量技术时的一种补充。

三种检测方法的特点如下：

表5.1 DCVG/CIPS测量、PCM检测、皮尔逊法三种检测方法对比表

序号 ① 检测项目 阴极保护 DCVG/CIPS测量 PCM检测 皮尔逊法 无法评价 用于评价阴极保护性能，确定阴极保护不足、无法评价 过保护的管段，确定阴极保护系统的保护度 ② 防腐层状况 间接用于防腐层质量总体评价 间接用于防腐层质量总无法评价 体评价 ③ ④ 裸管区 缺陷 评价裸管阳极区状况 无法检测 无法检测 定位缺陷，判断缺陷处管体腐蚀电流的流向，用于定位防腐层缺陷点，用于定位防腐层缺确定缺陷处管体的腐蚀状态，评估缺陷点的大但不能区分其大小和腐蚀陷点，但不能区分其小，确定缺陷修复的优先级 状态 大小和腐蚀状态 无法检测 ⑤ 杂散电流 判定杂散电流的干扰区域，确定杂散电流的无法检测 流出点、流入点，评估杂散电流的干扰强度。在杂散电流或大地电流干扰的区域，通过安装智能数据记录器，经过对数据的处理与分析，可获得真实的阴极保护电位 ⑥ 绝缘法兰状况 可以测量和评价绝缘法兰的绝缘特性 可以测量和评价绝缘法可以评价绝缘法兰兰的绝缘特性 的绝缘特性 ③清管技术

输气管线在生产过程中，不可避免地会从气田带进大量的凝析油和污水；输入管线内的脱硫净化气中饱和的水蒸气，由于温降在管道内也会凝析出大量的水形成积液。积液或污水的存在造成管道腐蚀和输气能力降低，危害很大。

为了保证输气管线正常生产的前提下，排除积液，提高输气能力和减轻管道腐蚀。必须采取清管技术处理。

清管作用：

1)清管以提高管道效率；

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2)测量和检查管道周围变形如凹凸变形； 3)从内部检查管道金属的所有损伤，如腐蚀等； 4)对新建管道在进行严密性试验后，清除积液和杂质。

清管设备有：清管球；皮碗清管器；智能清管器。磁通检测清管器；超声波检测清管器；摄像机检测清管器。

④漏磁检测技术（MFL）

在所有管道内检测技术中，漏磁检测技术历史最长。因其能够检测出管道内、外腐蚀产生的体积型缺陷，对检测环境要求低，可兼用于输油和输气管道，可间接判断涂层状况，其应用范围广泛。

漏磁检测的原理是：对管壁施加强的磁场用以检测钢管的金属损耗，由局部金属损耗引起的磁场扰动所形成的漏磁，用对漏磁通敏感的传感器加以探测。漏磁检测器的端部用了很多交错的传感器，从而能提供检测的周向覆盖。漏磁检测器对管道内流体不敏感，不论液体气体或气液两相均能检测。由于漏磁通量是一种相对低噪音过程，即使没有对数据采取任何形式的放大，异常信号在数据记录中也很明显，应用相对比较简单。

值得注意的是使用漏磁检测器对管道进行检测时需控制清管器的运行速度。漏磁通对对其运载工具的运行速度非常敏感，虽然目前使用的传感器替代传感器线圈降低了对速度的敏感性，但不能完全消除速度的影响。

漏磁检测技术不如超声波检测技术精度高，对缺陷准确高度的确定还需要依赖操作人员的经验。

⑤超声波检测技术（UT）

压电超声波检测技术原理类似于传统意义上的超声波检测。传感器通过液体耦合与管壁接触，从而测出管道缺陷。超声波检测对裂纹等平面型缺陷最为敏感，检测精度很高，是目前发现裂纹的最好检测方法。

超声检测器的优点是：伴随着高精度、显示出无特定的管壁厚度上限，检测精度几乎与壁厚无关。

但由于传感器晶体性脆，传感器元件在运行管道环境中易损坏，且传感器晶体需通过液体与管壁保持连续的耦合，对耦合剂清洁度要求较高，因此仅限于液体输送管道，这对气液双相流动的管道无疑是一个缺点。

⑥电磁声波传感检测技术（EMAT）

利用电磁声波传感检测技术（EMAT），超声波能在一种弹性导电介质中得到激励，而不需要机械接触或液体耦合。这种技术是利用电磁物理学原理以新的传感器替代了传统压电传感器，当电磁声波传感器在管壁上激发出超声波能时，波的传播采取以管壁内、外表面作为„波导器“的方式进行。当管壁是均匀的，波沿管壁传播只会受到衰

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减作用，当管壁上有异常出现时，在异常边界处的声阻抗的突变产生波的反射、折射和漫反射，接受到的波形就会发生明显的改变。

由于基于电磁声波传感器的超声波检测最重要的的特征是不需要液体耦合剂来确保其工作性能，因此该技术提供了输气管道超声波检测的可行性，是替代漏磁检测的有效方法[10][21]。

表5.2 漏磁检测与超声检测器的比较

漏磁检测 设备相对轻便，通过能力较强 性能不受管道介质的影响 对管道清洁读要求低 检测价格相对低廉 属于间接测量需要复杂的解释技术使其量化 由于磁饱和的要求对管道最大壁厚有限制 超声波检测 设备相对复杂，通过能力较漏磁检测差 必须使用耦合剂，多数只能在液体内运行 对管道清洁读要求较高 检测价格相对较高 可直接测量管道壁厚，由于直接、线性壁厚测量，可得到可靠的深度尺寸 对最大管壁厚度无上限要求，对最小壁厚有限制

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6 提高天然气集输管线安全运行探讨

6.1概述

天然气管线运输安全不仅是企业的事情，也是政府和全社会应该重视的事情。它不仅表现在经济方面，也表现在社会和政治方面。做好天然气管线安全工作，应树立“安全第一、预防为主”的理念，建立健全天然气管线保护长效机制。

在天然气管线前期工作中，应充分考虑管线沿线地质及社会环境等情况对管线安全的影响，加强管线项目的安全评价工作；管线项目初步设计应包含职业安全卫生专篇，安全设施应与管线主体工程保证“三同时”，即同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。

在管线施工建设过程中，推行QHSE管理体系和工程监理制度。对于钢管等重要设备，加强资质审查和驻厂监制制度。

在管线运行过程中，严格执行安全管理规章制度和技术操作规程，安全合理地组织生产。建立天然气管线应急预案，在发生紧急情况时将人员伤亡和财产损失等次生灾害降到最低，尽可能保证天然气供应，缩短抢修时间。具体的可以从以下几个方面探讨。

6.2国家和相关部门完善天然气管线保护法规和执法体系。

党中央、国务院主要领导应该关注天然气管线的运输安全。地方政府可以颁布实施保护天然气管线的地方性法规，提高天然气管线保护意识，消除地方保护倾向，营造浓厚的天然气管线保护氛围。

公安部、安监局，环保局等法制部门要加强合作，综合治理。要与地方政府紧密配合，完善天然气管线保护的执法体系。同时，督促地方政府更好地承担保护天然气管线的责任。特别是公安部门和地方政府可以深入开展安全生产专项整治活动。

6.3天然气管线运营公司强化内部安全保卫工作

管线运行公司应全力配合公安部门和地方政府深入开展安全生产专项整治，对破坏天然气管线生产设施的犯罪行为予以严厉打击。依靠各级政府部门采取多种方式解决历史占压问题，合作建立预防新发非法占压和违章挖沙取土等危及管线安全运行活动的机制。

同时，管线运行公司应强化内部安全检查和防卫工作。

①建立与政府、执法部门的紧密联系通报机制，加强天然气管线的巡护； ②采用高技术电子监控手段加强对管线和站场的安全保卫；

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③从制度、机构、投入、员工培训等方面完善企业内部安全防卫体系的建设； ④制定总体部署规划和详细安全应急预案。

6.4加强天然气管线设计、建设安全管理

6.4.1完善设计

①严格执行国家石油天然气行业的现行标准、规程、规范和管理规定。 ②线路走向安全可靠、经济合理，充分考虑施工和运行管理的可操作性。 ③对河流、公路等穿越段管线采用套管保护、重点设防。 ④管线防腐采用外涂层加阴极保护的联合防腐技术。

⑤为提高管线的安全运行可靠性，穿越河流段可增设气液联动紧急切断阀，实现压力急降自动关闭。

⑥结合管线沿线地质情况，增加管线埋深：旱田管顶覆土可增加至1.5m，水田管顶覆土可增加至2.0m。

⑦采用SCADA系统，对各输气站工艺参数实时监控，设置联销报警系统，实现科学化、自动化管理。

⑧做好工程地质勘察，尽量避开不良地质地段，采取合理有效的防静电和雷击措施，使自然灾害可能对管线造成的影响降到最低。

6.4.2加强材料设备管理

①组织行业内专家多方面论证，确定主要材料设备的规格、型号。

②主要材料设备经严格的资质审查后，以招投标方式确定，并派人配合监理驻厂跟踪检验，派专人押运，防止途中损坏。

③所有材料设备使用前须经过业主、监理组织的联合检验，及时处理现场发现的问题。

6.4.3严把施工质量关

①严格审查施工单位的各项施工组织方案，确保符合技术规范标准和工程实际。 ②对施工重点工序尤其是管线焊接严格管理。

1)组织监理对焊工进行资质审查并现场考核，合格后方可施焊。焊接过程严格按焊接工艺指导书要求进行。

2)清除坡口及两侧的水、锈、油、污，正式焊接前在试板上进行焊接规范调试。 3)用风速仪、干湿温度仪测量焊接现场的风速、温度和湿度，有不良影响立即采取有效保护措施。

③管线下沟时严禁损伤防腐层，采用电火花检漏仪和音频检测仪检查，发现漏点及时修补。

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④对穿越段焊口进行100％射线和100％超声波探伤。

⑤在严把施工质量的同时，坚持“安全第一，预防主为”的方针，采取多种有效的安全管理措施[20][22]。

6.5对天然气管线运行进行完整性管理

6.5.1完整性管理定义

①通过不断变化的管线因素，对天然气管线运营中面临的风险因素进行识别和技术评价，制定相应的风险控制对策，不断改善识别到的不利影响因素，从而将管线运营的风险水平控制在合理的、可接受的范围内。

②通过科学的设计、监测、检测、检验、检查等方式和各种技术的应用，获取与专业管理相结合的管线完整性信息，以可靠性为中心，对可能造成管线失效的威胁因素进行管线的完整性评价，最终达到持续改进、减少和预防管线事故的发生，经济合理地保证管线安全运行的目的。

6.5.2完整性管理的目的

①通过管道完整性管理识别和确认管道高风险因素，有针对性地制定风险控制计划，减少事故的发生。

②通过管道完整性管理，对管道的薄弱环节进行检测评估和维修，保持管道状态的完好，能够整体延长管道的使用寿命。

③如果管道出现了事故，通过管道完整性管理的专家决策系统和地理信息系统（GIS）等技术平台，能够最快最有效地做出抢修决策和方案，使损失降到最低程度。

6.5.3管线完整性管理主要内容

①含缺陷管线本体完整性管理(含缺陷管线剩余强度和缺陷管线剩余寿命预测)。 ②管线地质灾害与周边环境完整性管理。 ③防腐有效性完整性管理。

④输气管网生产运行各专业完整性管理。

6.5.4完整性管理涉及的重要工作：

①对天然气管线定期进行智能内检测，对所发现的缺陷进行评价和补强。 ②加强自然地质条件恶劣地段管线的安全防护，对管线途经地质条件恶劣地段每年进行实地勘测和调查，根据情况实施水工保护等防护措施，水保工程维护率达到100%，重点地段和典型水害全部实现一次根治。

③定期进行管线和站场设备的内外防腐检测，强化设备监测、评价和完好率管理。 ④对管网运行工况进行优化模拟和分析。开展水合物抑制、管线泄漏监测等专项

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课题研究[2][9][16]。

6.5.5天然气管线完整性管理程序

表6.1天然气管线完整性管理程序

序号 ① ② 内容 根据该规范识别影响完整性的潜在危险。 收集反映管段及其潜在危险特点的数据，以了解管道的状况、确定影响管道完整性的危险源位置，并了解事故事故对公众、环境和管道运行造成的后果。 ③ ④ 利用上一步所综合的数据和预计的后果来评价管道系统的风险，优先排序，确定需维护的管段。 基于风险评价的结果，可以选择并采取适当的方法进行管道完整性评价中的检测。可以通过内、外检测来获取有关数据，然后对管道做出完整性评价。 ⑤ 根据完整性评价结果制定相应计划。对在检测中发现的管道缺陷制定补措施并实施。应按照已经被接受的工业标准或做法进行修补作业。 ⑥ 对初步完整性评价之后的数据进行更新、综合和检查，使管道运行历数据库得到不断扩充和完善。依据已更新的数据再次进行风险评价，以确保分析过程反映的是管道的最新状况。 ⑦ ⑧ ⑨ 制定完整性管理方案。 对管理方案实施后的效果进行评价。 管道运营者在进行管道完整性管理过程中应建立并实施一种有效的与公司员工、公众、应急响应部门、当地政府及司法部门进行联络的方案，以使人们了解其完整性管理程序。 ⑩ 制定变化管理方案，对管道系统设计、运行、维护活动和所处环境变化引起的潜在危险进行风险评价，使风险评价针对的是当前运行状况下的管道系统。

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重庆科技学院专科生毕业论文 7结论

7 结 论

本文通过各种书籍期刊及网络对目前我国天然气集输管线的安全生产及运行情况进行了查阅，总结了目前天然气集输管线现状，并且对集输管线的失效原因进行了分析，同时针对原因提出了安全对策措施。最后对天然气集输管线安全运行进了多方面的探讨。本文得出了以下结论。

①天然气在各种能源分配使用中所占的比例将越来越大，2015年将达到8%左右。天然气管线的建设正向着采用新型无缝钢管、高压和超高压、大口径和长距离的输送方式上发展。

②天然气管道的输送介质属于易燃、易爆物质，介质中含有的硫化氢、二氧化碳、游离水、粉尘等杂质，使敷设的管道处于内外腐蚀条件，加上环境、地质、气象和水文灾害、管材及设计缺陷、附属设备缺陷、操作失误乃至人为破坏等因素，管道的安全受到众多因素的威胁。

③目前天然气管线管输利用率低，旧管道自动化水平低，管道能耗大、用人多、老化严重。一些气源净化不达标，造成天然气中杂质堵塞管道，达不到设计能力。天然气管网敷设运行时间长，腐蚀严重，原设计管道管材、输配压力及接口形式不适合输送天然气。

④集输管线中安全管理观念、安全科学技术与管理水平相对落后。安全投入不足，安全科技人才相对缺乏，使得安全生产监管薄弱，职能转变和履行职责存在着差距。应急预案和体系还不够健全完善。

⑤目前保障天然气集输管线的相关法律法规正在逐步完善，形成了立法与执法相统一，政府部门与企业内部相协调的法律安全保障。对天然气集输管线中的主要风险（腐蚀）采用了合理选材，改变环境介质的腐蚀性，采用防腐层，加入缓蚀剂，电化学保护和工艺控制等安全技术措施，对整个运行采用了SCADA系统以及其他自动化控制系统。

⑥针对管线安全运行探讨，可以完善天然气集输工艺设计，采用新型材料和工艺敷设，加强材料设备管理，严把施工质量关，杜绝“三违”现象，采用新的防腐控制技术、先进检测技术和完善的生产自动化管理，同时应该对天然气管线进行完整性管理与评价。

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重庆科技学院专科生毕业论文 参考文献

参考文献

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[22]中国石油天然气股份有限公司大庆油田有限责任公司等SY6186-2007石油天然气管道安全规程[S].北京：石油工业版社，2007.

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重庆科技学院专科生毕业论文 致谢

致 谢

终于写到了这一页，这是毕业设计结束的最后一页了，这是一个让人欣慰的时刻！本次毕业设计历时3个多月，写作中遇到了很多的困难，但在导师的指导下，通过自己的努力，逐步完善了这篇论文。这一收获来之不易，这离不开周围很多人的帮助。此时，我的心里充满了感激！

首先，要感陈美宝导师的悉心指导和谆谆教诲。在毕业设计期间，陈老师对我要求比较严格，要按时汇报工作进展，写作思路内容上要求独到和创新，逻辑组织结构要好。这些不仅使论文能够得以顺利完成，而且培养我认真、严谨的工作作风和踏实、诚实的生活态度。在此，对陈老师表示衷心的感谢和诚挚的敬意。您辛苦了！

其次，我要感谢我的父母。我之所以能顺利进入大学学习，并完成学业，这些都离不开父母的关爱和支持。我在学校所取得每一份收获和进步，都凝聚着父母的心血和汗水。在此，深深的对父母说一声：我爱你们，感谢你们。

最后，还要感谢重庆科技学院提供的良好的教学资源和学习环境。感谢我的同学和朋友对我在学习中和生活中的帮助与鼓励，让我走过了大学生涯。

能写下来的感激那么有限，只希望老师、家人、朋友都能体会到我感恩的心，我是如此平凡，却又如此幸运，谢谢你们。

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毕业设计（论文）原创性声明和使用授权说明

原创性声明

本人郑重承诺：所呈交的毕业设计（论文），是我个人在指导教师的指导下进行的研究工作及取得的成果。尽我所知，除文中特别加以标注和致谢的地方外，不包含其他人或组织已经发表或公布过的研究成果，也不包含我为获得 及其它教育机构的学位或学历而使用过的材料。对本研究提供过帮助和做出过贡献的个人或集体，均已在文中作了明确的说明并表示了谢意。

作 者 签 名： 日 期： 指导教师签名： 日 期：

使用授权说明

本人完全了解 大学关于收集、保存、使用毕业设计（论文）的规定，即：按照学校要求提交毕业设计（论文）的印刷本和电子版本；学校有权保存毕业设计（论文）的印刷本和电子版，并提供目录检索与阅览服务；学校可以采用影印、缩印、数字化或其它复制手段保存论文；在不以赢利为目的前提下，学校可以公布论文的部分或全部内容。

作者签名： 日 期：

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学位论文原创性声明

本人郑重声明：所呈交的论文是本人在导师的指导下独立进行研究所取得的研究成果。除了文中特别加以标注引用的内容外，本论文不包含任何其他个人或集体已经发表或撰写的成果作品。对本文的研究做出重要贡献的个人和集体，均已在文中以明确方式标明。本人完全意识到本声明的法律后果由本人承担。

作者签名： 日期： 年 月 日

学位论文版权使用授权书

本学位论文作者完全了解学校有关保留、使用学位论文的规定，同意学校保留并向国家有关部门或机构送交论文的复印件和电子版，允许论文被查阅和借阅。本人授权 大学可以将本学位论文的全部或部分内容编入有关数据库进行检索，可以采用影印、缩印或扫描等复制手段保存和汇编本学位论文。

涉密论文按学校规定处理。

作者签名： 日期： 年 月 日

导师签名： 日期： 年 月 日

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独 创 声 明

本人郑重声明：所呈交的毕业设计(论文)，是本人在指导老师的指导下，独立进行研究工作所取得的成果，成果不存在知识产权争议。尽我所知，除文中已经注明引用的内容外，本设计（论文）不含任何其他个人或集体已经发表或撰写过的作品成果。对本文的研究做出重要贡献的个人和集体均已在文中以明确方式标明。

本声明的法律后果由本人承担。

作者签名: 二〇一〇年九月二十日

毕业设计（论文）使用授权声明

本人完全了解**学院关于收集、保存、使用毕业设计（论文）的规定。 本人愿意按照学校要求提交学位论文的印刷本和电子版，同意学校保存学位论文的印刷本和电子版，或采用影印、数字化或其它复制手段保存设计（论文）；同意学校在不以营利为目的的前提下，建立目录检索与阅览服务系统，公布设计（论文）的部分或全部内容，允许他人依法合理使用。

（保密论文在解密后遵守此规定）

作者签名: 二〇一〇年九月二十日

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基本要求：写毕业论文主要目的是培养学生综合运用所学知识和技能，理论联系实际，独立分析，解决实际问题的能力，使学生得到从事本专业工作和进行相关的基本训练。毕业论文应反映出作者能够准确地掌握所学的专业基础知识，基本学会综合运用所学知识进行科学研究的方法，对所研究的题目有一定的心得体会，论文题目的范围不宜过宽，一般选择本学科某一重要问题的一个侧面。

毕业论文的基本教学要求是：

1、培养学生综合运用、巩固与扩展所学的基础理论和专业知识，培养学生独立分析、解决实际问题能力、培养学生处理数据和信息的能力。2、培养学生正确的理论联系实际的工作作风，严肃认真的科学态度。3、培养学生进行社会调查研究；文献资料收集、阅读和整理、使用；提出论点、综合论证、总结写作等基本技能。

毕业论文是毕业生总结性的独立作业，是学生运用在校学习的基本知识和基础理论，去分析、解决一两个实际问题的实践锻炼过程，也是学生在校学习期间学习成果的综合性总结，是整个教学活动中不可缺少的重要环节。撰写毕业论文对于培养学生初步的科学研究能力，提高其综合运用所学知识分析问题、解决问题能力有着重要意义。

毕业论文在进行编写的过程中，需要经过开题报告、论文编写、论文上交评定、论文答辩以及论文评分五个过程，其中开题报告是论文进行的最重要的一个过程，也是论文能否进行的一个重要指标。

撰写意义：1.撰写毕业论文是检验学生在校学习成果的重要措施，也是提高教学质量的重要环节。大学生在毕业前都必须完成毕业论文的撰写任务。申请学位必须提交相应的学位论文，经答辩通过后，方可取得学位。可以这么说，毕业论文是结束大学学习生活走向社会的一个中介和桥梁。毕业论文是大学生才华的第一次显露，是向祖国和人民所交的一份有份量的答卷，是投身社会主义现代化建设事业的报到书。一篇毕业论文虽然不能全面地反映出一个人的才华，也不一定能对社会直接带来巨大的效益，对专业产生开拓性的影响。但是，实践证明，撰写毕业论文是提高教学质量的重要环节，是保证出好人才的重要措施。

2.通过撰写毕业论文，提高写作水平是干部队伍“四化”建设的需要。党中央要求，为了适应现代化建设的需要，领导班子成员应当逐步实现“革命化、年轻化、知识化、专业化”。这个“四化”的要求，也包含了对干部写作能力和写作水平的要求。

3.提高大学生的写作水平是社会主义物质文明和精神文明建设的需

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要。在新的历史时期，无论是提高全族的科学文化水平，掌握现代科技知识和科学管理方法，还是培养社会主义新人，都要求我们的干部具有较高的写作能力。在经济建设中，作为领导人员和机关的办事人员，要写指示、通知、总结、调查报告等应用文；要写说明书、广告、解说词等说明文；还要写科学论文、经济评论等议论文。在当今信息社会中，信息对于加快经济发展速度，取得良好的经济效益发挥着愈来愈大的作用。写作是以语言文字为信号，是传达信息的方式。信息的来源、信息的收集、信息的储存、整理、传播等等都离不开写作。

论文种类：毕业论文是学术论文的一种形式，为了进一步探讨和掌握毕业论文的写作规律和特点，需要对毕业论文进行分类。由于毕业论文本身的内容和性质不同，研究领域、对象、方法、表现方式不同，因此，毕业论文就有不同的分类方法。

按内容性质和研究方法的不同可以把毕业论文分为理论性论文、实验性论文、描述性论文和设计性论文。后三种论文主要是理工科大学生可以选择的论文形式，这里不作介绍。文科大学生一般写的是理论性论文。理论性论文具体又可分成两种：一种是以纯粹的抽象理论为研究对象，研究方法是严密的理论推导和数学运算，有的也涉及实验与观测，用以验证论点的正确性。另一种是以对客观事物和现象的调查、考察所得观测资料以及有关文献资料数据为研究对象，研究方法是对有关资料进行分析、综合、概括、抽象，通过归纳、演绎、类比，提出某种新的理论和新的见解。

按议论的性质不同可以把毕业论文分为立论文和驳论文。立论性的毕业论文是指从正面阐述论证自己的观点和主张。一篇论文侧重于以立论为主，就属于立论性论文。立论文要求论点鲜明，论据充分，论证严密，以理和事实服人。驳论性毕业论文是指通过反驳别人的论点来树立自己的论点和主张。如果毕业论文侧重于以驳论为主，批驳某些错误的观点、见解、理论，就属于驳论性毕业论文。驳论文除按立论文对论点、论据、论证的要求以外，还要求针锋相对，据理力争。

按研究问题的大小不同可以把毕业论文分为宏观论文和微观论文。凡届国家全局性、带有普遍性并对局部工作有一定指导意义的论文，称为宏观论文。它研究的面比较宽广，具有较大范围的影响。反之，研究局部性、具体问题的论文，是微观论文。它对具体工作有指导意义，影响的面窄一些。

另外还有一种综合型的分类方法，即把毕业论文分为专题型、论辩型、综述型和综合型四大类：

1．专题型论文。这是分析前人研究成果的基础上，以直接论述的形

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式发表见解，从正面提出某学科中某一学术问题的一种论文。如本书第十二章例文中的《浅析领导者突出工作重点的方法与艺术》一文，从正面论述了突出重点的工作方法的意义、方法和原则，它表明了作者对突出工作重点方法的肯定和理解。2．论辩型论文。这是针对他人在某学科中某一学术问题的见解，凭借充分的论据，着重揭露其不足或错误之处，通过论辩形式来发表见解的一种论文。3．综述型论文。这是在归纳、总结前人或今人对某学科中某一学术问题已有研究成果的基础上，加以介绍或评论，从而发表自己见解的一种论文。4．综合型论文。这是一种将综述型和论辩型两种形式有机结合起来写成的一种论文。如《关于中国民族关系史上的几个问题》一文既介绍了研究民族关系史的现状，又提出了几个值得研究的问题。因此，它是一篇综合型的论文。

写作步骤：毕业论文是高等教育自学考试本科专业应考者完成本科阶段学业的最后一个环节，它是应考者的 总结 性独立作业，目的在于总结学习专业的成果，培养综合运用所学知识解决实际 问题 的能力。从文体而言，它也是对某一专业领域的现实问题或 理论 问题进行 科学 研究 探索的具有一定意义的论说文。完成毕业论文的撰写可以分两个步骤，即选择课题和研究课题。

首先是选择课题。选题是论文撰写成败的关键。因为，选题是毕业论文撰写的第一步，它实际上就是确定“写什么”的问题，亦即确定科学研究的方向。如果“写什么”不明确，“怎么写”就无从谈起。

教育部自学考试办公室有关对毕业论文选题的途径和要求是“为鼓励理论与工作实践结合，应考者可结合本单位或本人从事的工作提出论文题目，报主考学校审查同意后确立。也可由主考学校公布论文题目，由应考者选择。毕业论文的总体要求应与普通全日制高等学校相一致，做到通过论文写作和答辩考核，检验应考者综合运用专业知识的能力”。但不管考生是自己任意选择课题，还是在主考院校公布的指定课题中选择课题，都要坚持选择有科学价值和现实意义的、切实可行的课题。选好课题是毕业论文成功的一半。

第一、要坚持选择有科学价值和现实意义的课题。科学研究的目的是为了更好地认识世界、改造世界，以推动社会的不断进步和发展 。因此，毕业论文的选题，必须紧密结合社会主义物质文明和精神文明建设的需要，以促进科学事业发展和解决现实存在问题作为出发点和落脚点。选题要符合科学研究的正确方向，要具有新颖性，有创新、有理论价值和现实的指导意义或推动作用，一项毫无意义的研究，即使花很大的精力，表达

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再完善，也将没有丝毫价值。具体地说，考生可从以下三个方面来选题。首先，要从现实的弊端中选题，学习了专业知识，不能仅停留在书本上和理论上，还要下一番功夫，理论联系实际，用已掌握的专业知识，去寻找和解决工作实践中急待解决的问题。其次，要从寻找科学研究的空白处和边缘领域中选题，科学研究。还有许多没有被开垦的处女地，还有许多缺陷和空白，这些都需要填补。应考者应有独特的眼光和超前的意识去思索，去发现，去研究。最后，要从寻找前人研究的不足处和错误处选题，在前人已提出来的研究课题中，许多虽已有初步的研究成果，但随着社会的不断发展，还有待于丰富、完整和发展，这种补充性或纠正性的研究课题，也是有科学价值和现实指导意义的。

第二、要根据自己的能力选择切实可行的课题。毕业论文的写作是一种创造性劳动，不但要有考生个人的见解和主张，同时还需要具备一定的客观条件。由于考生个人的主观、客观条件都是各不相同的，因此在选题时，还应结合自己的特长、兴趣及所具备的客观条件来选题。具体地说，考生可从以下三个方面来综合考虑。首先，要有充足的资料来源。“巧妇难为无米之炊”，在缺少资料的情况下，是很难写出高质量的论文的。选择一个具有丰富资料来源的课题，对课题深入研究与开展很有帮助。其次，要有浓厚的研究兴趣，选择自己感兴趣的课题，可以激发自己研究的热情，调动自己的主动性和积极性，能够以专心、细心、恒心和耐心的积极心态去完成。最后，要能结合发挥自己的业务专长，每个考生无论能力水平高低，工作岗位如何，都有自己的业务专长，选择那些能结合自己工作、发挥自己业务专长的课题，对顺利完成课题的研究大有益处。

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致 谢

这次论文的完成，不止是我自己的努力，同时也有老师的指导，同学的帮助，以及那些无私奉献的前辈，正所谓你知道的越多的时候你才发现你知道的越少，通过这次论文，我想我成长了很多，不只是磨练了我的知识厚度，也使我更加确定了我今后的目标：为今后的计算机事业奋斗。在此我要感谢我的指导老师——***老师，感谢您的指导，才让我有了今天这篇论文，您不仅是我的论文导师，也是我人生的导师，谢谢您！我还要感谢我的同学，四年的相处，虽然我未必记得住每分每秒，但是我记得每一个有你们的精彩瞬间，我相信通过大学的历练，我们都已经长大，变成一个有担当，有能力的新时代青年，感谢你们的陪伴，感谢有你们，这篇论文也有你们的功劳，我想毕业不是我们的相处的结束，它是我们更好相处的开头，祝福你们！我也要感谢父母，这是他们给我的，所有的一切；感谢母校，尽管您不以我为荣，但我一直会以我是一名农大人为荣。

通过这次毕业设计，我学习了很多新知识，也对很多以前的东西有了更深的记忆与理解。漫漫求学路，过程很快乐。我要感谢信息与管理科学学院的老师，我从他们那里学到了许多珍贵的知识和做人处事的道理，以及科学严谨的学术态度，令我受益良多。同时还要感谢学院给了我一个可以认真学习，天天向上的学习环境和机会。

即将结束*大学习生活，我感谢****大学提供了一次在**大接受教育的机会，感谢院校老师的无私教导。感谢各位老师审阅我的论文。

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