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  • 中俄东线|国内外超大输量天然气管道建设一览

    2019/11/29 3:22:30

    1概述
    当前,国际社会对以天然气为代表的清洁能源的需求不断增加,需要输送的天然气流量越来越大,天然气长输管道的单管输量要求也越来越大。以我国为例,早期天然气管道的输气量为10亿m3/a,陕京一线增大到33亿m3/a,西气东输一线大幅提高到170亿m3/a,西气东输二线的输量提高到300亿m3/a,这已经是世界上大输量管道的上限。正在建设中的中俄东线天然气管道最大设计输气量则达到了380亿m3/a,属于超大输量管道。随着设计输量的增大,管道的直径、壁厚和钢级也迅速提高,我国几条代表性天然气长输管道的主要参数见表1。
    表1我国代表性天然气长输管道的主要参数
    2 提高天然气管道输量的途径
    提高天然气管道输量的途径一是提高输送压力,二是增大管径。由GB50251—2015《输气管道工程设计规范》给出的计算公式可知,输气管道的流量与压力是一次方的关系,而与管径是2.5次方的关系。因此,增大管径比提高压力的增输效果更明显。对于300亿m3/a以上的超大输量天然气管道,仅靠单一途径难以实现,需要采取综合措施,既采用大直径钢管,还要采用12MPa或更高输送压力,才能实现超大输量的天然气输送。


    目前国际上建设大输量天然气管道有两种不同的技术路线。第一种是大管径路线,在俄罗斯和伊朗,大量采用Φ1420mm的管径并且多管并行敷设,但输送压力较低,一般不超过10MPa。其代表性的项目是俄罗斯亚马尔半岛气田外输管道——巴甫年科沃—乌恰天然气管道和中俄东线俄罗斯段的西伯利亚力量管道。另一种则是高压路线,当管径达到1219mm以后,不再增大管径,而是依靠提高输送压力来提高输气量,其代表性项目有北溪管道以及北美地区已建和拟建的管道。


    在我国,由于引进国外天然气价格较高并将长期居高不下,提高输气压力造成自耗气成本的增加对长输管道的效益有重大影响,采用Φ1219mm以上管径的方案可能在比选时占优。通过大量技术经济性分析,得出如下结论:X80钢级Φ1422mm管道的经济输量范围为280~380亿m3/a;在输量大于245亿m3/a时,Φ1422mm方案综合成本低,经济性好;在相同设计输量下,Φ1422mm/12MPa方案的综合能耗较Φ1219mm/12MPa方案降低50%。设计输量为380亿m3/a的中俄东线天然气管道采用了Φ1422mm/12MPa这一经济效益最佳的方案。


    3大管径超大输量的代表性管道


    巴甫年科沃—乌恰(Bovanenkovo-Ukhta)管道[3]是大管径超大输量的代表性管道。俄罗斯西北部的亚马尔半岛拥有极为丰富的天然气资源。俄罗斯天然气工业股份公司(Gazprom)正在亚马尔打造一个全新的天然气生产中心,使其在发展天然气工业方面发挥重要作用。巴甫年科沃斯科耶气田是亚马尔目前最大的天然气生产气田。巴甫年科沃—乌恰天然气管道旨在将亚马尔半岛的天然气输送到俄罗斯统一的天然气供应系统。


    3.1巴甫年科沃—乌恰管道概况


    巴甫年科沃—乌恰管道长度为1106km,包括2条Φ1420mm管道,并行敷设,设计压力11.8MPa,在俄罗斯首次采用类似于X80的K65钢级。单管设计输量为580亿m3/a,两条管道总设计输量1150亿m3/a。管道全线有四分之三的管段穿越永冻土地区,为保护环境,防止冻土融化和保证管道稳定运行,采取低温输送措施,在某些压气站压缩机出口设置冷却装置,确保出站温度不高于-2℃;对于穿越永冻土区的管道设置200mm厚保温层。干线管道外防腐采用3层PE,补口采用热收缩套,内涂减阻涂层。


    3.2巴甫年科沃—乌恰管道用管的技术要求


    为了实现单管输量达到580亿m3/a的目标,巴甫年科沃—乌恰管道采取了一系列技术措施。除了采用Φ1420mm的最大管径外,还采用了11.8MPa的输送压力,而此前俄罗斯输气管道国家标准的最高压力为9.8MPa。为此,俄罗斯天然气工业公司理事会于2008年7月1日批准了《巴甫年科沃—乌恰天然气长输管道用钢管技术要求》,据此制定了ТУ4-156-82—2009《工作压力为11.8MPa天然气干线长输管道用的管径1420mm、强度等级为K65的直缝电焊钢管技术规范》,作为钢管研发、制造和验收的依据。其中规定钢管的壁厚为23.0mm、27.7mm、33.4mm,要求钢管在-20℃的DWTT剪切面积平均值≥85%,这对于板材和管材的试制显然是极为困难的。


    3.2.1前期研发


    根据项目技术规范,日本、韩国和德国、俄罗斯的钢铁公司试制了三种厚度的K65管线钢板材,欧洲钢管公司、日本和俄罗斯的钢管厂试制了该管道所用的K65钢级Φ1420mm钢管(见表2),钢管的典型化学成分见表3。俄罗斯的伏尔加钢管厂也曾采用钢板试制了壁厚27.7mm的K65钢级Φ1420mm螺旋钢管,但未获应用。因此,该管道全部采用的是直缝埋弧焊管。


    表2巴甫年科沃—乌恰管道用钢管和钢板供货商及壁厚


    表3巴甫年科沃—乌恰管道用钢管的典型化学成分
    由俄罗斯天然气科学研究院主导,对试制的钢管进行了大量的试验研究。包括工厂试验、水压试验和全尺寸爆破试验。其中的工厂试验对管材金属的化学成分、金相组织、力学性能及焊接性能进行了综合评估,并进行了单管的全尺寸水压试验。


    3.2.2全尺寸爆破试验


    高压、大管径和低温环境使得巴甫年科沃—乌恰管道首先面临着断裂控制方案制定的难题。其中的关键问题是延性断裂扩展的控制,由于其工况均为世界天然气管道参数的极限值,无法通过计算方法获得延性断裂的止裂韧性,只能通过全尺寸爆破试验确定。为了确定管道的止裂韧性要求,在俄罗斯车里雅宾斯克市的试验场进行了17次全尺寸气体爆破试验。试验次数如此之多,主要是俄方对各厂家提供的多种壁厚的钢管都进行了测试,除了希望获得止裂韧性要求之外,还要了解不同厂家多种壁厚管线钢的全尺寸断裂行为,研究包括断口分离在内的管线钢组织对断裂行为的影响。如果只是要得出止裂韧性,只需对最小壁厚的钢管进行爆破试验即可。


    在俄方的试验方案设计中,试验段由中间一根起裂管、两侧各三根试验管和外侧各一段70m长储气管段组成。主要采集的数据包括裂纹长度、裂纹扩展速度等。由于不是采用天然气而是采用空气进行爆破试验,采用了不高于-20℃的试验温度,以及相当于1.25~1.5倍工作压力的试验压力,以期抵消采用空气作为试验介质的影响,从而获得较为保守的试验数据。其中一次成功止裂的情况如图1所示,典型试验数据见表4。


    图1巴甫年科沃—乌恰管道项目一次成功止裂的爆破试验
    表4巴甫年科沃—乌恰管道全尺寸爆破试验的典型数据
    3.2.3最终确定的主要力学性能
    根据试验结果及数据分析,证实了所建立的对小批试制钢管的技术要求的有效性,从而制定了钢管的最终技术规范要求,从2010年12月1日开始生效。该规范要求钢管在-40℃的夏比冲击韧性≥250J/cm2,相当于10mm×10mm全尺寸夏比冲击能量为200J。对脆性断裂控制的要求是-20℃的DWTT剪切面积平均值≥85%。这些指标无疑是代表了当代超大输量天然气管道的最高水平。主要力学性能要求详见表5。其相应的引用检验、试验标准均采用俄罗斯GOST标准体系的相关标准。


    表5K65级钢管主要力学性能要求




    3.3项目建设及运行情况


    由于俄罗斯的宽厚板和制管厂能力不足,因此该项目的板材及管材均不能完全实现国产化,对日本新日铁、住友金属、JFE和德国欧洲钢管公司和俄罗斯钢管厂试制的钢管进行了产品测试。有三家来自俄罗斯的厂家成功通过测试,分别是伊诺尔斯克钢管厂、维克萨钢铁厂和伏尔加钢管厂。还对维克萨钢铁厂、伊诺尔斯克钢管厂、住友金属和新日铁公司生产的K65级Φ1420mm钢管的61个环焊缝焊接接头进行了焊接工艺评定。包括5种自动焊、6种组合、8种手工焊和12种补焊工艺。检测了20个品牌的新焊接材料,对1780个试样进行了力学试验,包括197个静态拉伸、394个静态弯曲、1126个冲击和60个硬度试验。确定了对环焊缝的力学性能要求,见表6。


    表6K65级钢管环焊缝主要力学性能要求


    该管道的建设始于2008年,冬季施工,永冻土地区的管道开挖主要采用大型机械,必要时采取松土措施。管道焊接采用全自动焊,辅以手工焊进行修补作业。全自动焊机适用的最大地面坡度为18°,下沟采用8~15台90t吊管机,巴甫年科沃—乌恰管道项目冬季施工现场如图2所示。


    第一条管道的干线和首批压气站于2012年投产,其余的压气站于2013年至2014年间建成。第二条管道建设于2012年启动,2017年正式投产,管道投产以来运行正常。


    图2巴甫年科沃—乌恰管道项目冬季施工现场照片

    早在项目建设前期,俄罗斯天然气工业股份公司就尽量减少对环境的影响。压缩站的位置离人口中心相当远,管道敷设完成后进行土地复垦,保护野生鹿的自由迁徙路线。为了避免冻土融化,管道的天然气温度保持在-2℃以下。此外,还定期对设施进行服役环境和岩土技术监测。环境监测情况表明,冻土地区保持稳定,未发生冻土融化。


    该项目是大管径超大输量天然气管道建设的成功案例,为我国随后建设的中俄天然气东线管道提供了许多宝贵的经验。


    4高压输送超大输量的代表性管道


    北溪管道(NordStreampipeline)[9]是采用高压输送方式的超大输量代表性管道。


    4.1北溪管道概况


    北溪1号天然气管道(NordStreampipeline)是一条横跨波罗的海的海底天然气管道,沿途最大水深为210m。这条管道的起点是俄罗斯的维堡(Vyborg),绕过所有过境国,将俄罗斯的天然气直接输送到德国格赖夫斯瓦尔德(Greifswald)附近的卢布明,确保俄罗斯对欧洲天然气供应的高可靠性。


    北溪1号管道项目包含两条平行的海底管道,还包括两条海底管道系统的陆上部分:到德国境内格赖夫斯瓦尔德接气约0.5km的管道,以及到俄罗斯维堡压气站清管器收发装置出口约1.5km的管道。第一条管道于2011年5月开始敷设,2011年11月8日正式投入使用。第二条管道于2011年至2012年间敷设,2012年10月8日正式投入使用。单条管道的长度为1222km,每条管道的输气能力为275亿m3/a,两条管道的输气能力为550亿m3/a,是目前世界上长度最长、输量最大的海底管道。


    北溪2号天然气管道项目是北溪1号管道的后续计划。2015年,俄罗斯提出在北溪1号管道的基础上,修建第二条通往德国的输气管道,命名为北溪2号。拟建的北溪2号是一条新的从俄罗斯穿过波罗的海通往欧洲的天然气出口管道。其进入波罗的海的入口将是列宁格勒地区的乌斯特—卢加地区,然后横跨波罗的海,其在德国的出口点也将在靠近北溪1号管道出口点的Greifswald区域,长达1200多千米。北溪2号管道原计划将于2019年底前投入使用,由于美国的阻挠,该项目的实施有所停滞。


    北溪2号管道的设计总输量也是550亿m3/a。因此,北溪1号管道和北溪2号管道总设计能力为1100亿m3/a。这是世界上最大的海底管道项目。


    北溪管道是一个跨国项目,这条管道是按照其领海和/或专属经济区所经过的每个国家的国际公约和国家法律建造的。在敷设管道之前,对靠近北溪航道的波罗的海地区进行了全面的研究。这条管道设计得尽可能直,并根据重要的航道、环境敏感区和其他特殊地区进行了调整。


    4.2北溪1号管道的特点和钢管技术规范


    北溪1号管道的特点是一泵到底的高压输送方式。在此之前,世界上还没有建造过一条不使用压气站就能输送上千千米的天然气管道。为了实现全长1222km的海底管道中间不设压气站,达到一泵到底的目的,管道入海前在俄罗斯侧压气站的出口加压到22MPa,通过上千千米的长距离输送,随着与俄罗斯海岸距离的增加,管内压力逐渐降低,在德国着陆点的出口压力下降到10.6MPa。


    考虑到海底天然气管道的监控是利用特殊的内检测工具进行的。这条管道的设计要保证内检测工具从俄罗斯到德国的海底管道内畅通无阻。为此,整条管线内径设计为保持在1153mm不变,误差仅为1mm。公称外径为1220mm(48in),随着管内气压的下降,壁厚逐渐减小,管道外径也逐渐降低。这条管道设计为前300km管段承受22MPa的工作压力,后500km承受20MPa的工作压力,最后一段承受17MPa的工作压力。上述三段管道的壁厚逐渐降低,占全长三分之一的首段壁厚为34.6mm,第二个三分之一长度的中段壁厚为30.9mm,第三个三分之一长度的末段壁厚为26.8mm,某些特殊地段的最大壁厚达到41.0mm。这种分段变壁厚设计有助于在不影响质量的情况下降低管道的建设成本。


    北溪1号管道用485IFD直缝埋弧焊管的基本技术要求是挪威船级社的DNV规范,包括断裂控制(F)和高精度尺寸要求(D),钢级为L485(相当于APISPEC5LX70)。北溪管道公司对钢管提出的要求项目还包括无损检测(NDT)和综合大直径(约1220mm)、大壁厚和恒定内径等项目的几何尺寸要求。这些性能要求不仅彼此不相同,而且还互相影响。管道工程师为了保证可焊性,要求碳当量(CE)要低,但同时又要求高强度和低屈强比。对韧性的要求也是如此,例如要求-30℃时V形缺口夏比冲击功(CVN)不低于50J,同时又要求85%的落锤撕裂(DWT)剪切面积,这二者也是强烈地互相影响的。考虑波罗的海海水造成的外腐蚀,还必须补充进行一些腐蚀试验。
    对于钢管的化学成分,在挪威船级社DNVOS-F101规范(2000年版)严格要求的基础上加严,化学元素的偏差压缩到最小范围,北溪1号管道钢管的化学成分及偏差范围要求见表7。


    表7北溪1号管道钢管的化学成分及偏差范围要求
    DNVOS-F101通常要求对外焊道和焊道根部多达8个缺口位置进行韧性试验。本项目的技术要求增加内焊缝的缺口位置(见图3)。对生产后头100个炉批的钢管,必须进行这些位置的CVN试验,如果-30℃温度下的冲击韧性试验结果全部满足50J/40J的要求,则不再要求进行额外的试验。


    图3北溪管道项目夏比冲击试样的缺口位置要求
    这些要求中最大的挑战还是钢管的几何尺寸精度。首次生产这样大数量的Φ1220mm钢管,最大椭圆度的要求值不大于5.0mm,钢管直线度要求也比DNVOS-F101提高了50%。


    外防腐采用高密度聚乙烯(HDPE)3层防腐涂层。涂层厚度增加到4.2mm(底层厚度150μm),为了增强高密度聚乙烯涂层与水泥加重层的黏接力,设计采用熔结聚乙烯粉末在聚乙烯层上部喷涂增粗涂层,高密度聚乙烯3层涂层的结构及实物照片如图4所示。


    图4高密度聚乙烯3层涂层结构及实物照片
    环氧减阻内涂层的执行标准为APIRP5L2。内涂层的干膜厚度要求为90~150μm,涂层表面粗糙度规定Rz≤5μm,内涂层管端预留的不涂层长度为30±10mm。只有高固体含量的涂料获得本项目的认可,因为其形成的环氧减阻涂层的粗糙度较低,并且挥发性有机物(VOC)含量较少,有利于HSE管理。


    4.3北溪1号管道项目钢管的生产


    由于俄罗斯的高钢级管线钢和大直径管线钢管生产能力不足,北溪1号管道用钢管的大部分由欧洲钢管公司生产,俄罗斯和日本厂家也生产了一小部分,俄罗斯厂家的占比为25%。北溪1号管道项目钢管各生产厂商占比见表8。


    表8北溪1号管道项目钢管各生产厂商占比


    欧洲钢管公司和住友金属都是世界著名的钢管生产厂家。俄罗斯的维克萨和OMK的加入促进了俄罗斯大直径钢管的国产化,为此后的巴甫年科沃—乌恰管道和西伯利亚力量管道钢管的国产化打下了基础。


    4.4管道运行和环境保护情况


    为了尽量减少对环境的影响,在鲱鱼产卵季节和候鸟在该地区停留期间工程建设暂停。科考船行驶了4万多千米,研究海底及其沉淀物,寻找弹药和文物。专家们仔细分析了海水成分和海洋动植物。作为许可程序的一部分,连同申请文件一起提交给波罗的海国家当局的环境影响评估中对所获得的数据进行了处理和总结。北溪管道的建设符合最严格的环境标准,没有破坏波罗的海的生态系统。


    据合众国际社2012年5月23日发自莫斯科的报道,北溪1号项目第一条管道于2011年11月8日正式投产半年以后,已达其最大运营能力,管道运行情况良好。


    5中俄东线天然气管道


    国家主席习近平和俄罗斯总统普京2014年5月21日在上海共同见证中俄两国政府《中俄东线天然气合作项目备忘录》、中国石油天然气集团公司(CNPC)和俄罗斯天然气工业股份公司《中俄东线供气购销合同》的签署。根据双方商定,从2019年12月20日起,俄罗斯开始通过西伯利亚力量天然气管道向中国供气,输气量逐年增长,最终达到380亿m3/a,累计30年。


    中俄东线天然气管道工程包括俄境内西伯利亚力量管道(Power of Siberia gas pipeline)和中俄东线天然气管道工程中方境内段(即黑河—上海),共计7000多千米。


    5.1西伯利亚力量管道


    西伯利亚力量管道长3968km,Φ1420mm,工作压力9.8MPa,输气能力380亿m3/a。2014年9月,俄罗斯天然气工业股份公司开始建设西伯利亚力量管道。这条管道途经沼泽、山区、地震活跃区、永久冻土区和环境条件恶劣的多岩石地区。西伯利亚力量路线沿线的绝对最低气温从库哈共和国(雅库特)的-62℃到阿穆尔河地区的-41℃不等。


    尽管该管道位于俄罗斯东部地区,远离俄罗斯国内的钢铁厂和制管厂,但俄罗斯仍然坚持国产化的方针,该管道建设中使用的所有钢管都是在俄罗斯生产的。


    西伯利亚力量管道没有继续采用巴甫年科沃—乌恰管道项目应用的K65钢级、11.8MPa压力的技术路线,而是退回到K60钢级、9.8MPa压力的保守路线。很大程度上可能与俄罗斯钢铁工业K65钢级板材的产能不足有关。


    5.2中俄东线天然气管道


    中俄东线天然气管道是我国正在建设的第一条输气量380亿m3/a的超大输量天然气管道,与正在建设的西伯利亚力量管道相连接,将来自俄罗斯东西伯利亚的伊尔库茨克州科维克金气田和雅库特共和国恰扬金气田的天然气输送到我国。中俄东线天然气管道从黑河市中俄边境进入我国,末站位于上海市,途经9个省份,拟新建管道3171km,并行利用已建管道1700多千米。其中黑河—长岭段的管径为1422mm,设计压力12MPa,设计输量380亿m3/a。中方境内段新建管线按北、中、南三段分别核准(分别为黑河—长岭、长岭—永清、永清—上海)分期建设。其中黑河—长岭段干线长715km,是整个中俄东线工程中技术要求最高,施工难度最大,施工条件最艰苦的线路工程。工程计划2019年底黑龙江和吉林段投产,2020年全线建成投产,将实现俄罗斯天然气资源与我国东北、京津冀和长三角等重点天然气市场相连,并与现有区域输气管网互联互通,向东北、环渤海、长三角地区稳定供应清洁优质的天然气资源,每年可减少CO2、SO2等排放量16000多万t。管道走向如图5所示。


    图5中俄东线天然气管道全线走向图

    该管道以“全数字化移交、全智能化运营、全生命周期管理”为理念,通过“移动端+云计算+大数据”的体系架构,集成项目全生命周期数据,实现管道从建设期到运营期的数字化、网络化、智能化管理。这条管道的建设将推进我国油气管道建设由数字化向智慧化转变,成为我国首条智能管道的样板工程。


    5.2.1前期研发概况


    2012年7月,中国石油天然气股份公司设立了“第三代大输量天然气管道工程关键技术研究”重大科技专项,针对X80钢级Φ1422mm管线钢管应用技术展开系统研究,为今后超大输量天然气管道工程建设做好技术支撑和储备。现在看来,该重大专项的实施是非常必要和及时的。在课题牵头单位西部管道公司的精心组织下,经过五年攻关,成功开发了X80钢级Φ1422mm直缝/螺旋埋弧焊管和管件以及现场焊接和施工技术,并成功进行了两次爆破试验,准确预测并验证了止裂韧性。特别是厚壁钢管和弯管、管件的成功开发,攻克了大壁厚钢管和弯管、管件的低温止裂难题,为中俄东线天然气管道的建设奠定了坚实的基础,保证了中俄东线天然气管道的开工建设。


    5.2.2技术条件制定


    虽然中俄东线的气体组分中的重烃成分不高,但管道压力高、直径大,仍然需要进行止裂韧性计算和修正,并通过全尺寸爆破试验进行延性断裂止裂韧性的验证。采用GASDECOM软件和BTC双曲线模型计算出止裂韧性要求,并对多种修正方法,包括我国开发的TGRC-2在内的结果进行了对比分析,初步确定了延性断裂止裂韧性的要求。采用课题试制的螺旋/直缝埋弧焊管进行了两次爆破试验,最终确定了一级地区壁厚21.4mm钢管的止裂韧性要求为三个试样平均值≥245J,单个试样值≥185J。


    与巴甫年科沃—乌恰管道项目止裂韧性的确定过程相比,我们是采用天然气作为介质,爆破前的试验管段内的工况与中俄东线管道保持一致,不仅大大降低了结果的不确定性,而且试验次数也大大减少。


    针对中俄东线站场裸露部分的站场管、弯管、管件等的脆性断裂控制要求,中国石油天然气股份公司又设立了中俄东线站场低温环境(-45℃)用X80钢级Φ1422mm钢管、感应加热弯管、管件研究与现场焊接技术研究专题,确定了站场低温环境(-45℃)用的钢管、感应加热弯管、管件的脆性断裂控制指标,解决了长期以来困扰我国管道界的一个难题。同时,根据研发结果制定了本项目系列管材标准。


    5.2.3中俄东线管材的试制与评价标准修订


    中俄东线所用的管材、管件等均按严格规定的程序进行了小批量试制、第三方检测与评价以及专家会议鉴定。只有通过鉴定的厂家才能进入招标采购程序,避免不合格材料进入项目。通过小批量试制和环焊缝工艺评定后,又对相关标准进行了修订,以便据此进行批量生产。


    5.2.4螺旋焊管在本项目的应用


    欧美地区所建的超大输量天然气管道均采用直缝埋弧焊管。螺旋焊管能否在超大输量天然气管道中应用是一个有待解决的问题。中俄东线黑河—长岭段的设计压力为12MPa,钢级为X80,一级地区Φ1422mm钢管的壁厚为21.4mm,这样的壁厚对于直缝埋弧焊管不是问题,但对于螺旋焊管则是严峻挑战。最突出的问题是如何满足DWTT剪切面积的要求。我国拥有大量的热轧卷板机组和强力螺旋焊管机组,为X80钢级21.4mm厚卷板和螺旋焊管的研发提供了强有力的装备保证。满足DWTT剪切面积的要求需要在卷板轧制时采用大压缩比和低温卷取。在精轧机入口厚度受限的情况下,我国的技术人员创造性地挖掘了粗轧机组的能力,实现了大压缩比轧制;同时充分发挥卷取机的能力,实现了低温卷取,获得了满意的DWTT性能。批量生产的X80钢级Φ1422mm×21.4mm螺旋焊管的DWTT性能十分理想,剪切面积率几乎达到百分之百,X80钢级Φ1422mm螺旋钢管的成功开发并已大批量用于中俄东线管道,是该项目的特色之一,填补了螺旋焊管在超大输量天然气管道上应用的空白。


    5.2.5项目建设情况


    中俄东线全部管材都实现国产化,各钢铁、制管企业全力生产优质钢管,保证工程进度。管道环焊缝采用全自动焊接工艺和相控阵超声波自动检测,改变过去以自保护药芯焊丝半自动焊为主的状况,提高了环焊缝焊接质量。目前管道北段建设进展顺利,计划2019年10月北段(黑河—长岭)具备投产条件,2020年底全线建成投产。


    6结束语


    随着对清洁能源需求的急剧增长,天然气管道的设计输送能力越来越大,出现了输量超过300亿m3/a的超大输量天然气管道。本研究简要介绍了国内外超大输量天然气管道的建设情况,旨在使读者了解该领域的最新进展。
    来源于能源情报


    文本标签:中俄东线,长输管道,天然气,金沙检测

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