油气储运第五章

null5 原油及天然气 管道输送 5 原油及天然气 管道输送 5.1 输油管道的分类及组成 5.1.1 输油管道的分类 5.1 输油管道的分类及组成 5.1.1 输油管道的分类 按照长度和经营方式，输油管道可划分为两大类：一类是企业内部的输油管道，例如油田内部连接油井与计量站、联合站的集输管道，炼油厂及油库内部的管道等，其长度一般较短，不是独立的经营系统。另一类是长距离输油管道（简称长输管道），例如将油田的原油输送至炼油厂、码头或铁路转运站的管道，其管径一般较大，有各种辅助配套工程，是独立经营的企业。这类输油管道也称干线输油管道。长距离输油管道长度可达数千公里，管道直径一般为200～1220mm。 null 按照所输送油品的种类，输油管道又可分为原油管道和成品油管道。长距离成品油管道一般采用多种油品在管道中“顺序输送”的方式运行。 按输送过程中油品是否需要加热，输油管道还可分为常温（等温）输送管道和加热输送管道。汽、煤、柴油等成品油及低凝点、低粘度轻质原油的输送一般不需加热，但凝点及粘度较高的原油（常称为“易凝高粘原油”）或重质燃料油常需加热输送。 null 5.1.2 长距离输油管道的组成 长距离输油管道由输油站与线路两大部分组成（见图5-l）。输油站的主要功能是给油品加压、加热。管道起点的输油站称首站，其任务是接收来自油田、炼油厂或港口的油品并经计量后输向下一站。 图5-1长距离原油管道概况 1-井场；2-转油站；3-来自油田的输油管；4-首站罐区和泵房；5-全线调度中心；6-清管器发放室；7-首站的锅炉房、机修厂等辅助设施；8-微波通讯塔；9-线路阀室；10-管道维修人员住所；11-中输油站；12-穿越铁路；13-穿越河流的弯管；14-跨越工程；15-末站；16-炼厂；17-火车装油栈桥；18-油轮装油码头 null 输送过程中由于摩擦、地形高差等原因，油品压力不断下降，因此在长距离管道中途需要设置中间输油泵站，给油品增压。对于加热输送的管道，油品在输送过程中温度逐渐下降，需要有中间加热站给油品升温。输油泵站与加热站设在一起的称热泵站。 管道终点的输油站称末站，其任务是接收管道来油，向炼油厂或铁路、水路转运。末站设有较多的油罐，以及用于油品交接的较准确的计量系统。 null 长距离输油管道的线路部分包括管道本身，沿线阀室，通过河流、公路、山谷的穿（跨）越构筑物，阴极保护设施，通讯与自控线路等。 长距离输油管道由钢管焊接而成，一般采用埋地敷设。为防止土壤对钢管的腐蚀，管外都包有防腐绝缘层，并采用电法保护措施。长距离输油管道上每隔一定距离设有截断阀室，大型穿（跨）越构筑物两端也有，其作用是一旦发生事故可以及时截断管内油品，防止事故扩大并便于抢修。通讯系统是长距离输油管道的重要设施，用于全线生产调度及系统监控信息的传输，通讯方式包括微波、光纤与卫星通讯等。 null 除了管道运输，原油和成品油的运输方式还有铁路、公路和水路运输。与其它几种运输方式相比，管道运输具有独特的优点： 管道运输是原油和成品油和天然气主要的运输方式。与铁路运输、公路运输、水运相比，管道运输具有以下特点： （l）运输量大。一条φ720mm管道年输油量约 2×107t，φ1220mm管道年输油量约1×108t，分别相当于一条铁路及两条双轨铁路的年运输量。 5.1.3 长距离输油管道的特点 null （2）管道大部分埋设于地下，占地少，受地形地物的限制少，可以缩短运输距离。 （3）密闭安全，能够长期连续稳定运行。输油受恶劣气候的影响小，无噪音，油气损耗小，对环境污染少。 （4）便于管理，易于实现远程集中监控。现代化管道运输系统的自动化程度很高，劳动生产率高。 （5）能耗少，运费低。在美国，管道输油的能耗约为铁路运输的1／7～1／12，是陆上运输中输油成本最低的。 null 虽然管道运输有很多优点，但也有其局限性： (l)主要适用于大于量、单向、定向运输，不如车、船运输灵活、多样。 (2)在经济上，对一定直径的管道，有一经济合理的输送量范围。以直径1020mm的管道为例，其最佳输油量为42×106t/a[1]，输量高于或低于此数值都使运输成本上超过一定范围甚至会影响到管道输送的经济合理性。中外均有对油田产量估计过高造成所建管道直径过大的例子，不仅增加了管道建设投资，而且由于管道利用率低、单位运输成本高，严重影响输油企业的经济效益。另一方面，每一个油田都存在开发初期、鼎盛时期和产量递减期，因此，即使对于建设规模合理的原油管道，也存在输量由小到大，持续一段时间后又下降的过程。此外，对于一定的输油量，还有经济合理的最远输送距离的制约。 null (3)有极限输量的限制。对于已建成的管道，其最大输量受泵的性能、管子强度的限制。对于加热输送管道，还存在小输量的限制—输量减小时，管内原油温降加快，当输量小到一定程度时，油品进入下一个加热站前温度将降至安全极限以下。 与管道运输相比，海运更为经济，但受地理环境限制。公路运输量小且运费高，一般用于少量油品的较短途运输。铁路运输成本高于管输，且罐车往往是空载返程，大量运油不经济。因铁路总的运力有限使输油量受到限制。 表5-1 国内四种方式运输石油的撤料消燕、成本和揭耗率 null5.1.4 国内外输油管道简介 管道运输的发展与能源工业，特别是石油工业的发展密切相关。现代管道运输始于19世纪中叶。1865年在美国宾夕法尼亚州建成第一条原油管道，直径50mm，长近10km。20世纪初管道运输才有进一步发展，但真正具有现代规模的长距离输油管道则始于第二次世界大战。当时，美国因战争需要，建设了两条当时管径最大、距离最长的输油管道。一条是原油管道，管径为600mm（24in），全长2158km（1341mile），日回输原油47700m3（30×104bbl）；另一条是成品油管道，管径500mm（20in），包括支线全长2745km（l 706mile），日输成品油37360m3（23.5×104bbl）。 null 战后随着石油工业的发展，管道建设进入了一个新阶段，各产油国都建设了不少长距离输油管道。60年代开始，输油管道向着大管径、长距离方向发展，前苏联一东欧的“友谊”输油管道和美国的横贯阿拉斯加的输油管道就是两个典型代表。沙特阿拉伯的东一西原油管道和阿尔及利亚一突尼斯的原油管道都穿过了浩瀚的沙漠地区。随着英国北海油田的开发，兴建了一批海洋原油管道，最长的已达358km，在深100多米的海底铺设。这些管道的建设成功，标志着管道已可以通过极为复杂的地质、地理条件与气候恶劣的地区。 与此同时，成品油管道也获得迅速发展，成品油管道多建成地区性的管网系统，沿途多处收油和分油，采用密闭和顺序输送方式输油。美国的科洛尼尔成品油管道系统就是世界上大型成品油管道系统的典型代表之一。 null （1）世界著名大型长输管道 目前世界上比较著名的大型输油管道的简况如下： ①前苏联“友谊”输油管道 它是世界上距离最长，管径最大的原油管道。从前苏联阿尔梅季耶夫斯克（第二巴库）到达莫济里后分为北，南两线，北线进入波兰和前民主德国，南线通向捷克和匈牙利。北、南线长度各为4412km和5500km，管径分别为1220、1020、820、720、529与 426mm，年输原油超过 1×108t。管道工作压力4.9～6.28MPa。全线密闭输送，泵站采用自动化与遥控管理。管道分两期建设，一期工程于1964年建成，二期工程于1973年完成。 null ②美国阿拉斯加原油管道 它从美国阿拉斯加州北部的普拉德霍湾起纵贯阿拉斯加，通往该州南部的瓦尔迪兹港，是世界第一条伸入北极圈的输油管道。管道全长1287km，管径1220mm，工作压力 8.23MPa，设计输油能力1×108t／a。全线有 12座泵站和1座末站，第一期工程建成8座泵站。采用燃气轮机带离心泵。全线集中控制，有比较完善的抗地震和管道保护措施。管道于1977年建成投产。 ③沙特东—西原油管道 管道起自靠近东海岸的阿卜凯克，终于西海岸港口城市延布，横贯沙特阿拉伯中部地区。管径1220mm。全长1202km，工作压力5．88MPa，输油能力1.37×108t／a。全线 11座泵站，使用燃气轮机带离心泵。管道全线集中控制。全部工程于198383年完成。 null ④美国西—东原油管道 管道从西部圣巴巴拉到休斯敦。管径762mm，全长2731km，输油能力 47700m3/d川。它加热输送高粘度原油，为世界最长的热输管道。全线共有21座泵站及加热站，其中6座用燃气轮机带离心泵，其余泵站用电动机带离心系。管道于1988年建成。 ⑤美国科洛尼尔成品油管道系统 该管道系统由墨西哥湾的休斯敦至新泽西州的林登。干管管径为1020、920、820、750mm。截至 1979年，干线总长4613km，干线与支线的总长8413km，有10个供油点和281个出油点，主要输送汽油、柴油、2号燃料油等 100多个品级和牌号的油品，全系统的输油能力为1.4×108t／a。 null 我国是最早使用管子输送流体的国家。公元前的秦汉时代，已经用打通了竹节的竹子连接起来输送卤水，随后又用于输送天然气。但是直到解放，全国没有建设一条长距离输油管道。 1958年建成的克拉玛依一独山子输油管道，全长147km，管径150mm，是我国第一条长距离原油管道。60年代后，随着大庆、胜利、华北、中原等油田的开发，兴建了贯穿东北、华北和华东的原油管道网，总长约5000km。这个原油管道系统除了向沿线的各大炼厂供油外，还通过大连、秦皇岛、黄岛和仪征等水运港口向南方各炼厂供油，并向国外出口。根据所输原油的产地将主要管道列表如表5-2。 null表5-2 我国主要管道分布表 null 5.2 输油泵站与加热站 输油站（泵站、加热站）是长距离输油管道的两大组成部分之一，它的基本任务是给油流提供能量（压能及热能），或进行收油和转油操作。输油泵和加热系统是输油管道的主要耗能设备（我国原油长输管道的油、电消耗约占输油成本的50%）。 null 5.2.1 输油站的基本组成 输油站包括生产区和生活区两部分。生产区内又分为主要作业区与辅助作业区。 输油站的主要作业区包括： (1)输油泵房它是全站的核心，设有若干泵一原动机组及其辅助装置。 (2)加热系统用于加热管输油品。为了站内输油管道伴热的需要，还有热水或蒸汽伴热系统。 (3)油罐区输油管道的首、末站及中间站都需设置油罐。首、末站的油罐分别用于调节来油、收油（或转运）与管道输量的不均衡，所需的罐容量较大。以“旁接油罐”方式运行的管道，其中间站设置旁接油罐，以平衡进出站的输量差。密闭输送管道献中间站设置供水击泄放用的小容量油罐。 (4)阀组间由管汇和阀门组成，用于改变输油站的流程输油管道上常用的阀门有截断阀、单向阀、泄压阀、减压阀、调节阀与安全阀等。阀门的的驱动方式有手动、电动、气动、液动、电-液及气-液联动。 (5)清管器收发装置由清管器发放、接收筒及相应的控制系统组成。清管器用于清除施工过程中遗留在管内的机械杂质等堆积物，以及清除输油过程中沉积在管内壁上的石蜡、油砂等沉积物。检测管子变形和腐蚀状况的内检测器也通过清管器收发装置发送及接收。 (4)阀组间由管汇和阀门组成，用于改变输油站的流程输油管道上常用的阀门有截断阀、单向阀、泄压阀、减压阀、调节阀与安全阀等。阀门的的驱动方式有手动、电动、气动、液动、电-液及气-液联动。 (5)清管器收发装置由清管器发放、接收筒及相应的控制系统组成。清管器用于清除施工过程中遗留在管内的机械杂质等堆积物，以及清除输油过程中沉积在管内壁上的石蜡、油砂等沉积物。检测管子变形和腐蚀状况的内检测器也通过清管器收发装置发送及接收。 null (6)计量间用于管输油品的交接计量。计量系统由流量计、过滤器、温度及压力测量仪表、标定装置和通向污油系统的排污管等组成。输油管道上常用的是容积式流量计，例如原油管道上一般用腰轮流量计、刮板流量计，对粘度较小的油品多用涡轮流量计。 (7)站控室输油站的监控中心，是站控系统与中央控制室联系的枢纽。自控系统的远程终端、可编程序控制器等主要控制设备都设于此。 (8)油品预处理设施多设于首站，包括原油热处理、添加化学剂等。 辅助作业区包括：供电系统、输油管道的自控与生产调度及日常运行管理等所需的通信系统、供热系统、供／排水系统、消防系统、机修间、油品化验室、办公室等。 null 5.2.2输油泵与原动机 输油泵是输油泵站的核心设备。由于输油管道的特点，输油泵应满足以下条件：排量大、扬程高、效率高、可长时间连续运行、便于检修和自控。离心泵具有排量大、运行平稳、易于维修等优点，因而在长输管道上得到广泛应用，但离心泵在输送高粘油品时效率较低，因此在一些输送高粘油品的管道上采用了螺杆泵。输油泵的原动机主要有电动机，其次为柴油机和燃气轮机。 null 1、离心泵 输油管道用的离心泵按用途可分为给油泵与输油泵。给油泵是由罐区向输油泵供油，以满足其正压进泵的要求，故给油泵扬程不高。在单台输油泵不能满足管道扬程或输量要求时，可采用几台输油泵串联或并联运行。离心泵的运行方式及泵机组数根据工艺计算确定。 null 串联用离心泵的排量大、扬程低、效率较高。密闭输送管道在站间高差不大，泵的扬程主要用来克服沿程摩阻损失时，采用串联泵较多。在多泵站密闭输送的管道上，泵机组串联工作时的调节灵活性较大。每个泵站上选用扬程不同的串联泵，开泵变化后，泵站扬程变化，全线可供选择的开泵方案很多，便于优化运行。但站间高差很大、泵的压头主要用于克服高差时，离心泵宜并联运行。并联运行的离心泵站不一定采用型号相同的输油泵，以提高调节的灵活性。 由于长输管道上的输油泵功率大，常年运行，因此，其效率高低对于管道的运行能耗影响很大。国外长输管道用输油泵效率可达85%。总体上讲，我国长输管道用输油泵的技术水平与国外差距较大，八十年代以来，为几条管道技术改造或新建管道引进了国外的输油泵。 null2、原动机 输油泵的原动机主要有电动机、柴油机和燃气轮机。使用何种原动机需根据泵的性能参数、原动机的特点、能源供应情况、管道自控及调节方式等因素确定。 null（1）电动机 电动机在输油管道上应用最多。它比柴油机价廉、轻便、体积小、维护管理方便、工作平稳、便于自控、防爆安全性好，但它依赖于庞大的输配电系统。一个大型输油泵站的电功率可达10000kW或更大。电驱动的另一个缺点是输油的可靠性受供电可靠性的影响，一旦停电会造成一站或多站停输，甚至全线输油中断。 驱动输油泵可采用同步或异步电动机。国外现代化输油管道的泵机组大多露天设置，我国输油管道上的泵机组一般都安装在室内。露天设置的电动机有两种类型：开式的气候防护型与全封闭型。泵机组在室内安装时必须采取防爆措施，一种是设隔爆墙，将输油泵与电动机隔开，另一种是不设隔爆墙，采用防腐型或全封闭强制通风型电动机。 null（2）柴油机 在供电不能满足要求的地区，可采用柴油机驱动离心泵，与电电动机相比，它的不足之处是体积大、噪音大、运行管理不方便、易损件多、维修工作量大、需解决燃料供应问等。近年来柴油机燃用原油的技术发展较快，国外已有多条管道采用以原油为燃料的柴油机。但由于不同原油物性差异很大，用作柴油机燃料时需作一定的处理。 当功率较大时，柴油机的体积、重量很大，故其主要适用于缺乏电源而机组功率不大的中、小型管道。缺乏电源时，大型管道上一般选用燃气轮机。 null （3）燃气轮机 燃气轮机单位功率的重量和体积都比柴油机小得多，可以用多种油品与天然气作燃料，运行安全可靠，便于自控，故在输油管道上的应用日益增多。其主要缺点是效率低，功率为2200kW的燃气轮机的效率为25%左右。 目前管道上使用的燃气轮机有航机改型及工业型两种。美国阿拉斯加原油管道及1980年建成的沙特阿拉伯东一西原油管道采用航机改型燃气轮机，功率分别为9920kW和16900kW。其它一些国家的输油管道上采用轻型工业燃气轮机，功率在2200～5880kW。 null5.3 顺序输送 在同一管道内，按一定顺序连续地输送几种油品，这种输送方式称为顺序输送。输送成品油的长距离管道一般都采用这种输送方式。用同一条管道输送几种不同品质的原油时，为了避免不同原油的掺混导致优质原油“降级”，或为了保证某些石油炼制产品的质量，也会采用顺序输送。国外有些管道还实现原油与成品油及化工产品的顺序输送。 null 在发达国家，管道顺序输送是成品油的主要运输方式。我国的管道顺序输送技术相对较落后，成品油主要靠铁路、公路运输，目前只有三条成品油顺序输送管道，它们是：格尔木一拉萨成品油管道，全长1080km，管径159mm，输送四个品种、五种规格的油品，1977年建成；抚顺一营口鱿鱼圈成品油管道，全长236km，管径355/377mm，输送两个品种、四种牌号的油品，设计年输量240× 104t/a，1995年建成；克拉玛依至乌鲁木齐管道，全长285km，管径250mm，一期工程设计输送70号、90号汽油和0号、-10号柴油，输油能力96×104t/a。随着我国国民经济的发展和人民生活水平的提高，成品油用量将继续增大，成品油管道将有大的发展。 null 5.3.1 顺序输送的特点 与输送单一油品的管道相比，多种油品的顺序输送有以下特点： (1)由于经常周期性地变换输油品种，所以与输送单一油品的管道相比，顺序输送管道在起终点要建造较多的油罐，以调节供油、输油与用油之间的不平衡。因此，对于短距离管道采用顺序输送在经济上不一定合理。 (2)两种油品交替时，在接触界面处将产生一段混油。生产实践表明，在紊流状态下输送时，混油量一般为管道总体积的0.5％～1％。因此，顺序输送管道需要有一套混油控制、跟踪、检测、切割、处理的措施和设备。null (3）大型的油品顺序输送系统往往是面向多个炼厂和多个用户，管网多点输人和输出油品，油品品种多，批量大小不一。显然，各种油品输人／输出的量和时间将对管道的运行工况产生显著影响。此外，虽然每种油品的批量越大，相对的混油损失越小，但此时首、末站或中间分输点所需建造的油罐也越多，此外，面向市场的管道系统还应尽量满足客户的要求。因此，多种油品的顺序输送系统对输油计划和调度的要求比输送单一油品的管道复杂得多。 (4)由于油品的物理性质（粘度、密度等）存在差异，当两种油品在管内交替时，随着油品在管内运行距离的变化，管道的运行参数处于缓慢的变化中。而当混油通过泵站时，泵站的特性（例如出站压力）将在较短时间内发生变化，从而导致泵站一管道系统工作点的变化。再加上油品的多点输人输出，使得管道的运行参数处于不断的变化中。要保证管道系统安全、高效、经济地运行，必须借助计算机系统进行仿真与监控。 null5.3.2 顺序输送中的混油及其控制与处理 1、混油及其影响因素 两种油品在管内交替时，产生混油的原因主要有两个：一是管道横截面上流速分布不均，使后行油品呈楔形进入前行油品中；二是管内流体沿管道径向、轴向的紊流扩散作用。 油品的输送次序对混油量有影响。一般的规律是：油品交替时，若粘度小的油品顶替粘度大的油品，其混油量要大于粘度大的油品顶替粘度小的油品。有数据表明，这一差值可达10%～15％。这是由于粘度大的油品流动时的粘性底层较厚，同时其与管壁的粘滞力也较大，这两个因素都导致混油量加大。 null 在输油首站或中间输入点，两种油品交替时的流程切换将产生一定量的混油（称初始混油）。初始混油量的大小取决于切换油罐的速度、泵吸人管道的布置和泵站排量。我国某159mm管道的初始混油长度为200m～300m。前苏联的古比雪夫一勃良斯克管道（管径500mm）的初始混油长度为600m。 输送过程中，混油段通过中间泵站或分输站时，由于站内管道的存油、站内管阀件的扰动以及过泵剪切等的影响，混油长度也会增加。因此，顺序输送管道应采用密闭输油方式运行，并尽量简化中间站流程。 管道停输时，在地形起伏较大的管段，不同油品在密度差的作用下产生运移也将使混油量增加。 null2、混油段的跟踪和检测 混油段跟踪和检测的结果是顺序输送管道运行调度、混油切割和处理的重要依据。根据油品切换时间及运行时间、混油浓度分布、管道运行参数等，可以建立混油界面跟踪的数学模型，并进行计算机仿真，但混油段中两种油品的浓度一般需通过检测仪器才能确定。 混油浓度检测的有两大类：物性指标检测与外加标记物检测。 null 混油的密度与两种油品的密度及它们的浓度间存在线性加和关系。因此，采用在线密度计，连续检测管道中油品的密度，即可推断混油的浓度及其变化。声波在液体中传播的速度与液体的密度等性质有关，例如，在常温条件下，柴油中的声速为1375～1390m/s，煤油中为1320～1335m/s，汽油中为1175～1190m/s。因此，基于声学原理的仪器广泛应用于顺序输送中混油浓度的测量。 添加标记物的方法是在油品切换时，在油品的接触区把少量记号物质（荧光燃料、化学惰性气体等）添加到油流中。记号物质与油流一起流动并随混油段扩散。通过检测这些物质的浓度分布，便可确定混油段及混油界面。 在不同原油顺序输送或原油-成品油顺序输送时，还可通过在线检测原油中的某些特殊组分的含量（例如高硫原油与低硫原油顺序输送时可检测含硫量），实现混油界面检测。 null3、减少混油量的措施 可以采取一些专门措施减少混油量，例如使用机械隔离器或液体隔离塞。 常用的机械隔离器有橡胶隔离球，以及皮碗型机械隔离器。隔离器（球）的直径一般比管内径大1％～2%，以便在隔离器与管壁间产生一定的密封作用。实际上，由于隔离器两端存在压差、管道变形等原因，隔离器前后油品的相互泄漏是不可避免的。对于一条具体的管道，影响隔离效果的因素有：球（皮碗）的过盈度及耐磨性、隔离器的数量及间距、油品种类、流速等。关于使用隔离器的效果，不同文献的数据并不一致，有文献认为，使用隔离球减少的混油量不超过30%～40%。 null 液体隔离塞是在交替的两种油品间注入缓冲液，包括与这两种油品性质接近的第三种油品、这两种油品的混油、凝胶体等。例如汽油与柴油交替时，可在两者之间放人一段煤油或汽油与柴油的混合油，由于汽油和柴油中允许混人煤油的浓度比汽油中允许混人柴油或柴油中允许混人汽油的浓度大若干倍，从而使需处理的混油量减少。 null 4、混油的接收及处理 顺序输送管道一般在管道终点接收混油。混油处理的方法包括重新加工，降级使用，或者按一定比例回掺到纯净油品中。某一种油品中允许混人另一种油品的比例与这两种油品物理化学性质的差异，以及油品的质量潜力有关。性质越接近，质量潜力越大，则允许混人另一种油品的比例也越大。为了减少混油处理量，顺序输送管道中油品的排序有一定要求。例如，当美国科洛尼尔管道输送不同品质的汽油、柴油、煤油、燃料油时，其一个输送周期中油品的排序为：高级汽油-普通汽油-煤油-燃料油-柴油-普通汽油-高级汽油。 null 如果前后两种油品的性质比较接近，且两种油品的储罐容量都较大时，有可能将整个混油段分割为两部分，前一部分进前行油品的油罐，后一部分进后行油品的油罐。这种处理方式操作最简单。当两种油品的性质差异较大，或质量潜力有限等原因不能采取这种处理方法时，就要设置混油罐。混油段中前行油品含量较高的一部分混油进前行油品的油罐，后行油品含量较高的一部分进后行油品的油罐，而混油段中间的那部分进混油罐。具体的切割方案要根据每种油品允许混人另一种油品的量确定。混油罐中的混油可运回炼厂重新加工，或者就地建设小型常压分馏装置。 null5.3.3 原油－成品油顺序输送 在运输流向相同时，如果能够实现原油和成品油的顺序输送，则可更充分地利用管道的运力，节省建设投资（例如我国东北和西北地区均是原油和成品油的输出地）。国外已有原油和成品油顺序输送的成功例子：加拿大贯山管道（TransMountain Pipe Line），加拿大省际管道(Interprovincial Pipe Line)，法国的勒阿弗尔（Le Havre）-巴黎管道。 null 加拿大贯山管道从埃得蒙顿到温哥华，始建于1953年，全长约1260km，途径洛矶山脉和海岸山脉（Coastal Mountain），有数百英里的管段处于大高差多起伏地带。该管道系统从1993年开始实现原油和成品油的顺序输送。所输油品包括：航煤、汽油（无铅汽油及优质无铅汽油）、柴油（常规含硫、低硫及低温柴油）、甲基叔丁基醚（MTBE）及原油（轻质低硫原油、轻质含硫原油与重质原油）。由不同成品油段组成的“列车”可长达350km，原油被置于成品油“列车”之间。 null 加拿大省际管道系统将加拿大西部产油区所产石油输送至加拿大东部和美国中西部地区的炼油中心和市场。该管道系统从埃得蒙顿到萨尼亚(Samia)的管段实行了原油－成品油及天然气凝析液（NGL)的顺序输送。 由Trapil公司设计、施工与运营的勒阿弗尔－巴黎管道长1200km，有26个泵站，34个分输点。其输送的油品包括原油、发动机燃料油、车用燃料油、柴油、民用燃料油、航煤和石脑油。 null 原油与成品油的顺序输送除了具有成品油顺序输送的特点和存在问题外，还有一些特殊的问题与难点，例如：原油中胶质、沥青质、蜡和机械杂质在输送过程中会粘附或沉积在管壁上，在成品油段到来之前，如何有效地清除这些污染物是必须解决的问题。再如，易凝高粘原油通常采用加热输送，而对成品油的加热不仅浪费能源，还会对管道运行造成不利影响，因此易凝高粘原油与成品油顺序输送的难度更大。 5.4长距离输气管道 5.4长距离输气管道 长距离输气管道是油气储运工程的重要组成部分，其所处理的介质是以天然气为代表的各类燃气。近几十年来，随着社会公众的环保意识日益增强，天然气这种清洁燃料在世界一次能源消费中的比例持续增长。据统计，1990年这个比例为22.5%，而1995年为23.2%，1997年为24%；1994年，全球天然气消费量为21730亿立方米，预计到2010年将达到31000亿标准立方米。在某些天然气资源丰富的国家这个比例更高，例如独联体国家1993年的天然气消费量占其一次能源总消费量的45%。天然气消费量的增长促进了全球范围内长距离输气管道及城市输配气管道的发展，目前全世界仅长距离输气管道的总长度就已超过140万公里，远远超过长距离输油管道（包括原油管道与成品油管道）的总长度。预计在21世纪我国及全世界的天然气长输管道还将有较大的发展。 null 1、天然气储运与销售中涉及的某些基本概念 （1）标准状态与标准体积 天然气在通常的温度、压力条件下为气态，具有很强的压缩性，因而只有在指明温度与压力的前提下才能以体积来计量天然气。在天然气工业中，通常用天然气在某种特定状态下的体积作为计量单位，并称这样的状态为标准状态或基准状态，而天然气在标准状态下的体积称为标准体积。目前世界各国对天然气标准状态的规定还没有达成一致。在我国的石油行业标准SYL 04-83《天然气流量的标准孔板计量方法》中，天然气计量的标准状态为：20℃、1标准大气压（101325Pa）。我国城市燃气行业采用的标准状态为：O℃、1标准大气压。美国天然气行业采用的标准状态为：60°F（约15.6℃）、1标准大气压。 5.4.1天然气的储运销一体化系统 null （2）天然气的压缩因子 对于理想气体，其绝对温度T、绝对压力P和比容v的关系可以用如下的状态方程（也称为PVT方程）来描述： 式中M为气体的分子量，Rm为通用气体常数。Rm的数值只取决于上式中各物理量的单位，而与气体的化学组成无关。 null 实际气体只有在压力足够低、温度足够高，即气体的密度足够小的情况下，其PVT关系才可以用理想气体状态方程描述。例如在常温低压下，甲烷的PVT关系就比较接近理想气体。然而，干线输气管道中的气体压力可高达几兆帕甚至几十兆帕，此时天然气的PVT关系与理想气体有显著差别。在工程上通常用天然气的压缩因子Z来反映真实气体与理想气体的这种差别。对真实气体引人压缩因子Z后，其状态方程具有如下形式： null 实际上，Z表示在分子量、温度与压力均相同的条件下，真实气体与理想气体的比容之比。显然，Z值的大小反映了真实气体偏离理想气体的程度。气体的Z值越接近1，表示这种气体越接近于理想气体，反之则越偏离理想气体。 null （3）天然气的节流效应 对于真实气体，当节流前的温度不是太高时，节流不但导致其压力下降，而且通常也导致温度下降，这种现象称为正节流效应。然而，当气体节流前的温度超过某个温度界限（此温度界限称为节流效应的转变温度，它与气体的组成有关）时，节流后压力下降将导致温度升高，这种现象称为负节流效应。节流引起的温度变化值与压力下降值之比称为节流效应系数。节流效应又叫做焦耳一汤姆逊效应，相应地节流效应系数称为焦耳一汤姆逊效应系数。null 显然，节流效应系数的物理意义是气体的单位压降所引起的温度变化值。对于正节流效应，节流效应系数为正；对于负节流效应，节流效应系数为负。可以根据热力学关系式及真实气体的状态方程计算气体的节流效应系数。 气体的节流效应在工程上有广泛的用途，利用正节流效应获得低温是一种很普遍的方法。例如，通过节流阀对气体节流或通过膨胀机使气体降压都是工程上常用的气体降温方法。 值得一提的是：理想气体不存在上述节流效应，或者说其节流效应系数等于0。 null （4）天然气的含水量与露点 1）湿天然气 在工程上，通常将含有水蒸气的天然气称为湿天然气。天然气中的水分可能给其储运和利用过程带来以下几方面的危害： (1)析出的液态水与天然气中的某些成分形成固态水合物，从而堵塞管道或设备； (2)析出的液态水会加剧管内壁的腐蚀，尤其是当天然气中含有硫化氢和二氧化碳时更为严重； (3)如果析出的液态水太多，管道中可能会出现气液两相段塞流，这种情况在干线输气管道上是不允许出现的； (4)水蒸气将使湿天然气的热值降低。 因此，天然气在进人干线输气管道之前都要经过脱水。null2）天然气的含水量 表示天然气含水量多少的指标主要有：含水量、绝对湿度、相对湿度、水露点。 在湿天然气中，标准单位体积（如1标准立方米）干气所含的水蒸气质量称为含水量，单位为kg/Nm3或g/Nm3。一般来说，从气田中采出的天然气的含水量大约为6～8g/Nm3，而要求进人干线输气管道的天然气的含水量不应超过96～128mg/Nm3。 null 天然气的绝对湿度是指单位体积湿天然气中所含有的水蒸气质量，单位为kg/m3或g/m3。天然气的相对湿度是指其实际绝对湿度与同温度下其达到水蒸气饱和时的绝对湿度之比。对于给定温度的湿天然气，其水蒸气饱和状态是指这样一种状态：天然气中的水蒸气分压刚好等于水在这一温度下的饱和蒸气压。显然，只有在达到水蒸气饱和状态时湿天然气的相对湿度为1，在其它情况下相对湿度总是小于1。 null 3）天然气的露点 天然气的露点是控制天然气储运过程中不产生液态物质的重要指标，它包括水露点与烃露点。在任一给定的压力下，湿天然气中的水蒸气分压等于某一温度下水的饱和蒸气压时，这一温度就称为湿天然气在给定压力下的水露点。水露点是指天然气在一定压力下析出液态水时的最高温度，而烃露点是指天然气在一定压力下析出液态烃时的最高温度。水露点反映了天然气中的水蒸气含量，而烃露点则反映了天然气中重烃组分的含量。天然气中水蒸气的含量越高，则在相同压力下其水露点就越高；天然气中的重烃组分的含量越高，则在相同压力下其烃露点就越高。null 值得注意的是：水露点与烃露点是随天然气的压力变化的，所以在提到天然气的水露点与烃露点时，一定要指明是相对于什么压力而言的。对于水蒸气含量和重烃组分含量一定的同一种天然气，压力越高，其水露点和烃露点也越高。 工程上通常采用控制水露点与烃露点的办法防止在天然气储运和利用过程中析出液态水或液态烃。我国的国家标准《输气管道工程设计规范》（GB 50251-94）明确规定：管输天然气在最高输送压力下的水露点至少应该比管道周围的最低环境温度低5 ℃，而烃露点不得高于最低环境温度。 null2、水合物的形成规律及其预防措施 （1）水合物的基本概念 水合物是天然气中的某些组分与液态水在一定的温度、压力条件下所形成的一种外形象冰霜的物质，其密度为0.88～0.90g/cm3水合物的形成机理及条件与水结冰完全不同，即使温度高达29℃，只要天然气的压力足够高，其仍然可以与水形成水合物。在天然气储运过程中，通常在产生剧烈焦耳一汤姆逊节流效应的装置处（例如调压阀）最容易形成水合物，故有时需要在节流装置前对气体加热。 null 从微观结构上讲，水合物是液态水与一些气体组分借助于分子力而形成的一种称为笼形包络物的固态结构。在这种结构中，若干个水分子通过氢键形成由五面体或六面体构成的笼孔，每个笼中可以容纳一个气体分子。天然气水合物的笼形结构有两种类型。在第一种结构中，每个水合物单元有2个小晶格和6个大晶格；而在第二种结构中，每个水合物单元有16个小晶格和8个大晶格。一般来说，甲烷、乙烷、二氧化碳和硫化氢可以形成第一种结构的水合物，而丙烷、异丁烷可以形成第二种结构的水合物。戊烷及分子量更大的烃类气体分子因体积太大不能进入晶格，因而不会形成水合物。 null （2）形成水合物的条件 天然气只有在满足一定的温度、压力和水分条件时才可能形成水合物，了解这些条件对防止水合物生成以及消除已形成的水合物具有重要意义。 null 对于可形成水合物的每一种气体都存在一个形成水合物的临界温度，它是指这种气体可形成水合物的最高温度，当温度高于临界温度时，在任何压力下也不可能使这种气体与液态水形成水合物。表5-4列出了天然气中各种组分的水合物临界温度。 表5-4形成水合物的临界温度 null 水合物的形成、稳定及分解过程实际上是一种多元气固相平衡现象。在这个相平衡体系中，固相是水合物，气相是与水合物中含有的气体分子相对应的气体及水蒸气。在一定的压力下，要使某种气态物质与液态水形成稳定的水合物，则水合物相平衡体系的温度必须等于或低于该体系中与这一压力对应的该气体的饱和温度，通常将这个温度称为该气体在给定压力下的水合物形成温度。由于水合物的形成温度与气体压力的关系是单调上升的，天然气的压力越高，相应的水合物形成温度就越高，故低温、高压条件有利于天然气水合物形成。综上所述，形成天然气水合物的必要条件是： 1）必须有液态水与天然气接触； null 2）天然气中的水蒸气分压等于或然气的温度对应的水的饱和蒸汽压； 3）天然气的温度必须等于或低于其在给定压力下的水合物形成温度。 如果生成水合物的液态水是从天然气中析出的，则说明天然气中的水蒸气分压等于或高于其所处温度下水的饱和蒸汽压（系指液态水一水蒸气体系中的饱和蒸汽压）。由于在相同温度下水一在水合物体系中的饱和蒸汽压低于在液态水一水蒸气体系中的饱和蒸汽压，因此，只要天然气中能析出液态水，就说明已经自动满足了上述条件2），或者说已经满足了生成水合物所要求的水分条件。null 以上三个条件是形成水合物的内因，此外还 有一些加速水合物形成的外因，主要包括以下几 个方面： 1）高流速、气流扰动或压力脉动； 2）出现小的水合物晶种； 3）天然气中含有硫化氢和二氧化碳，因为这 两种酸性气体比烃类气体更容易溶于水。null 值得指出的是：在干线输气管道的运行过程中， 即使进人干线的天然气的含水量不足以导致在管输过 程中形成水合物，但管道水压试验后没有清扫干净的 残留水也有可能导致水合物生成。这些残留水一部分 可以蒸发进人管道的干天然气中去，另一部分仍然以 液态形式积聚在管道中，因而有可能使得管道中满足 形成水合物的水分条件。为了避免这种情况发生，在 输气管道投产过程中一定要对管道线路执行严格的清 扫和干燥程序，以彻底清除试压后管道中残留的积水。 （3）防止水合物形成及消除水合物的方法 要防止水合物形成或消除已形成的水合物，所采取的措施自然应该从破坏水合物形成的条件人手。以下介绍几种常用的防止水合物生成的措施，其中有些措施也适用于消除已形成的水合物。 1）干燥脱水 它是防止水合物生成的最彻底、最有效的方法，在天然气储运系统中的应用也最为广泛，特别是干线输气管道几乎必须采用这种方法。关于干燥脱水后进人输气管道的天然气的含水量或水露点的具体指标，有关技术规范中已作出了明确规定。 （3）防止水合物形成及消除水合物的方法 要防止水合物形成或消除已形成的水合物，所采取的措施自然应该从破坏水合物形成的条件人手。以下介绍几种常用的防止水合物生成的措施，其中有些措施也适用于消除已形成的水合物。 1）干燥脱水 它是防止水合物生成的最彻底、最有效的方法，在天然气储运系统中的应用也最为广泛，特别是干线输气管道几乎必须采用这种方法。关于干燥脱水后进人输气管道的天然气的含水量或水露点的具体指标，有关技术规范中已作出了明确规定。 null 2）添加水合物抑制剂 它既可以用于防止水合物生成，也可以用于消除 已形成的水合物。这类措施的机理可解释为：一方面 ，在水合物抑制（几乎均为液体）与液态水混合后可 以降低水合物形成温度，从而破坏形成水合物的温度 压力条件；另一方面，水合物抑制剂可以吸附天然气 中的一部分水蒸气，从而破坏形成水合物的水分条件 。经常采用的水合物抑制剂有甲醇（CH30H）、乙二 醇（C2H6O2）、二甘醇（C4H10O3）和三甘醇（C6 H14 04 ）等，也有采用氯化钙（CaCl3）作为抑制剂的。null 对于长距离干线输气管道，加水合物 抑制剂的方法虽然可以发挥作用，但由于 不能保证将水合物抑制剂输送到水合物的 可能形成区，因而其效果将因管线的具体 情况而异，在某些情况下可能达不到预期 的效果。 null 3）加热 这种方法的意图是使天然气的温度提高到水合 物形成温度以上，从而破坏形成水合物的温度压力 条件。它主要适合于在节流调压装置之前，因为天 然气经过这些装置后可能会产生很大幅度的温降。 对气体加热的方法一般不适合干线输气管道。但在 某些特殊情况下，可以采用从管子外部进行局部加 热的办法消除干线输气管道中的水合物堵塞。当然 ，这样做的前提条件是已经知道管道中水合物堵塞 段的具体位置。此外，对管子局部加热的温度不能 太高，以免产生过大的热应力对管道造成损害。 null 4）清管 清管一方面可以清除管道中积聚的液态水，从而破 坏形成水合物的水分条件；另一方面可以清除管道中已 经形成的水合物，从而消除可以促使新的水合物形成的 晶种。在应用这种方法清除管道中已形成的水合物时要 特别注意：随着清管器的推移，积聚在清管器前面的水 合物越来越多，以至于有可能将清管器卡住。为避免这 种情况出现，在清管之前应该慎重考虑。一般来说，如 果管道中积聚的水合物很多，则不宜立即采取清管措施 。除了以上几类方法外，有时还可以采用降低天然气压 力从而破坏水合物形成的温度压力条件的办法来防止水 合物形成或消除已形成的水合物。 null3、天然气供气系统的组成及特点 （1）天然气的一体化供气系统 据统计，1993年全世界的天然气总消费量为21583 亿标准立方米，其中有20700亿标准立方米是由管道运 输的。从气田的井口装置开始，经矿场集气系统、气 体净化系统、干线输气管道，再通过配气管网到用户 ，天然气所经过的所有这些环节构成了一个统一的、 一体化的储运销系统，同时它也是一个连续的、密闭 的水力学系统，可以统称为天然气供气系统。null 天然气的勘探开发、储运和销售利用三者构成了上、中、下游一体化的天然气工业，其中任何一个环节出现问题都将影响一个国家或地区的天然气供气系统甚至天然气工业的正常运行和发展。因此，在建立一个国家或地区的天然气供气系统时，必须将上游的气源建设、下游的用气市场开发及中游的长距离干线输气管道建设统筹起来考虑，否则就很可能造成巨大的经济损失，甚至会产生不良的社会影响。例如： null 如果在气源没有充分保障的情况下就急于建设长距离干线输气管道及城市输配气系统，则难以保证干线输气管道和城市输配气系统在整个设计寿命期内都能获得充足的气源，因而供气系统的经营者也就不能获得预期的经济收益，而用户也不能正常用气。如果在对当前和未来的天然气市场缺乏了解的情况下就匆匆进行气田和长距离输气管道的建设，则很可能在气田和长输管道建成后的相当长时间内，气田的产量和长输管道的输量都达不到其设计能力，也会在不同程度上影响供气系统的经济效益。天然气供气系统的一体化特征也体现在其运行的安全性与可靠性方面。例如：null 如果干线输气管道上某处发生断裂事故，则其上游的气田要关井停产，而下游的城市供气也将受到影响，其影响程度的大小取决于管道断裂的位置、抢修能力及是否设有地下储气库或其它补充气源。为了提高供气的可靠性并适应用气量随时间的波动，现代天然气供气系统一般都设有储气库或其它设施作为应急与调峰手段。总之，一个供气系统的规划、建设及运行管理是一项巨大的系统工程，必须对其上、中、下游的各个环节统筹兼顾、统一规划、统一调度、统一管理才能获得良好的经济效益与社会效益。 null 虽然除了管道运输方式外，还可以用专用轮船或槽车运输液化天然气（LNG），也可以用车辆运输瓶装的压缩天然气（CNG），但这两种运输方式具有相当大的局限性，只有在特定的条件下才具有经济性。null （2）天然气供气系统的组成 一个完整的天然气供气系统通常由油气田矿场集输管网、天然气净化处理厂、长距离干线输气管道或管网、城市输配气管网、储气库（地下储气库或地面储罐）等几个子系统构成，这些子系统既各有分工又相互连接成一个统一的一体化系统。整个供气·系统的总目标是保证按质、按量、按时地向用户供气，同时做到安全、可靠、高效、经济地运行，以获得最佳的经济与社会效益。 null 根据油气田的构造规模和形状，天然气矿场集输管网可布置成直线型、环型与放射型，它所输送的介质是未经净化处理的原料气，甚至有可能是直接从油井中产出的油、气、水的多相混合物。天然气矿场集输管线（包括油气水混输管线）具有输送距离短、管径小、在运行寿命期内压力变化大等特点。关于天然气矿场集输管网的详细情况可参看本书第二章。null 长距离干线输气管道的任务是把经脱硫净化处理的天然气输送到城市门站（即干线输气管道与城市输配气管网的连接点）或大型工业用户。这类管线是天然气远距离运输的主要工具，其主要特点是距离长（一般从几百公里到几千公里）、管径大（一般在400mm以上）、输送压力高（一般高于4MPa）、输量大、单根管线的投资大。干线输气管道一般设有一个或多个压气站。有些干线输气管道在投产初期不设压气站，这是因为干线输气管道是与其上游的气田同步建设的，而气田投产初期的井口压力较高，单靠井口压力就可以将天然气输送到目的地；null 另一方面，由于下游的天然气消费市场往往是逐渐发展起来的，干线输气管道投产初期的实际输量可能低于其最终的设计输量，在这种情况下，可能在投产初期不必设压气站，但随着天然气消费市场的发展，需要逐渐在干线管道上增设压气站。我国的陕西至北京输气管道的一期工程就没有建压气站，随着北京市及周边地区用气量的增加，其二期工程建设了一个压气站，紧接着三期工程又将增加两个压气站。null4、天然气供气系统的发展概况 （1）国内概况 1963年，我国建成了第一条天然气长输管线—巴渝线（从重庆巴县石油沟气田巴9井至重庆孙家湾）。从20世纪60年代中后期到八十年代末，四川、重庆地区的输气管道建设经历了一个较快的发展阶段。此期间以1966年底威成线（威远至成都）的建成及1989年北干线投产为标志，在四川、重庆地区建成了一批较大口径的输气干线及连接城市和大型化工厂的输气支线，并形成了以卧龙河和渠县脱硫净化厂为起点、成都为终点的南、北两大干线，这两大干线构成了四川、重庆地区的环形干线输气管道，整个环的总长度达到1400多公里。南干线和北干线上目前都没有设压气站，因而输气工艺比较简单。目前四川、重庆境内的干线输气管道总长度已接近3000公里，每年的总输气量达60多亿标准立方米。这些管线的直径为325～720mm不等，最大允许操作压力为2.5～6.4MPa不等。 null 从20世纪80年代开始，除四川、重庆外，我国其它一些地区也相继建成了一些长输天然气管线，主要有：华北至北京输气管线（两条）、大港至天津输气管线、中沧线（淮阳至沧州）、中开线（蹼阳至开封）、天沧线（天津至沧州）、陕京线（靖边至北京）、靖西线（靖边至西安）、靖银线（靖边至银川）、轮库线（轮南至库尔勒）、吐乌线（吐鲁番至乌鲁木奇）等。此外，我国在二十世纪九十年代还建成了两条长距离海底输气管道。一条是南海崖13-1气田至香港输气管线，它由美国Arco公司负责设计和建造，设计压力为8Map，管径为28英寸，长度为797多公里，年输量为34亿标准立方米。这条管线已于1996年初顺利投产，其长度在世界上现有的海底输气管道中排名第二，仅次于丹麦在北海铺设的Zee pipe海底输气管道。我国的另一条海底输气管道是1999年投产的东海平湖凝析气田至上海的湿天然气管线，其长度为380多公里。null 近年来，随着国内许多大中城市的天然气需求量逐年增加，我国显著加大了天然气工业的发展力度，除了要加速国内天然气资源的勘探开发外，还正在考虑从前苏联引进天然气。预计在二十一世纪初的一个相当长的时期内，我国输气管道建设将经历一个高潮期。目前，国家有关部门已经初步拟定了我国干线输气管网的总体规划方案，并明确了“西气东输”的战略构想。按照这一规划，即将开始建设或正在抓紧时间进行前期工作的输气管线包括：涩北至兰州、忠县至武汉、塔里木至上海、俄罗斯的伊尔库茨克至中国东部地区的输气管线等。待这个规划实现后，我国将形成一个全国性的、与国外输气管线相连通的大规模干线输气管网。null （2）国外概况 1886年，美国建成了世界上第一条工业规模的长距离输气管线，该管线从宾西法尼亚州的凯恩到纽约州的布法罗，全长为140公里，管径为200mm。但是直到二十