管道運載工具原理及應用

1、 第6章 管道運載工具原理及應用6.1 管道運輸系統(tǒng)的發(fā)展及其特征6.1.1 管道運輸系統(tǒng)的發(fā)展過程 管道運輸是使用管道輸送流體貨物的一種運輸方式，所輸送的貨物主要是油品（原油和成品油）、天然氣（包括油田伴生氣）、煤漿及其他礦漿。管道運輸是隨石油開發(fā)而興趣，并隨著石油、天然氣等流體燃料需求量的增長而發(fā)展。目前，各國主要利用管道進行國內(nèi)和國際間的流體燃料運輸，有不少國家在國內(nèi)已建成油、氣管道網(wǎng)。大型國際管道已橫跨北美、北歐、東歐乃至跨越地中海連接歐非兩大陸。年輸送原油量億噸以上和天然氣百億立方米以上的管道相繼建成，對加速流體燃料運輸起著重要作用。近20年來，固體料漿管道的問世給大量運輸煤炭等開辟

2、了途徑，為管道運輸開創(chuàng)了新領域，管道運輸?shù)陌l(fā)展正方興未艾。 我國是最早使用管子輸送流體的國家。約在公元前200年，已經(jīng)出現(xiàn)用打通竹節(jié)的竹子連接起來輸送鹵水的管道。由于竹子可以就地取材，耐腐蝕，這項技術(shù)流傳至今。 現(xiàn)代管道運輸始于19世紀中葉。1859年8月在美國賓夕法尼亞州的泰特斯維爾打出第一口油井，開始了油溪地區(qū)的石油開發(fā)。開采出來的原油要經(jīng)泰特斯維爾河運到120km以外的匹茲堡煉油廠，運原油的船舶最多時達100艘。1861年修建了匹茲堡至科里的鐵路，但距油田仍有36km。自油田至鐵路車站或水運碼頭，每天要用近2 000輛馬車載運原油，不僅運費昂貴，而且還有發(fā)生火災的危險。為改變這種狀況，有

3、人提出采用管道輸送。 18631865年開始試用鑄鐵管修建輸油管道，因漏失量大而未能實際應用。1865年10月美國人S.V.錫克爾用管徑50 mm、長4.6 m搭焊的熟鐵管，修建了一條全長9.756m的管道，由美國賓夕法尼亞州皮特霍爾鋪至米勒油區(qū)鐵路車站。沿線設三臺泵，每小時輸送原油13m3。1880年和1893年相繼出現(xiàn)管徑100mm的成品油管道和天然氣管遭。1886年在俄國巴庫修建了一條管徑100 mm的原油管道。這是管道運輸?shù)膭?chuàng)始階段、管材、管子連接技術(shù)、增壓設備和施工專用機械等方面還存在許多問題有待解決。 1895年生產(chǎn)出質(zhì)地較好的鋼管。1911年輸氣管道的鋼管連接采用了乙炔焊焊接技術(shù)

4、。1928年用電弧焊代替了乙炔焊，并生產(chǎn)出無縫鋼管和高強度鋼管，使修建管道的耗鋼量顯著降低，至此管子及其連接技術(shù)得到初步解決。 最初，油、氣管道的增壓設備都是以蒸汽為動力直接驅(qū)動的，如蒸汽往復泵、臥式往復泵或壓氣機。19世紀90年代初，出現(xiàn)了內(nèi)燃機（如柴油機和燃氣機），逐漸取代了蒸汽機。1920年由電動機直接驅(qū)動的高轉(zhuǎn)速離心泵開始用于管道，縮小了設備的體積，提高了管道輸送效率。從此，柴油機、燃氣機和電動機因各具優(yōu)點一直并存應用于管道運輸。1949年開始用燃氣輪機驅(qū)動離心式壓氣機，管道運輸又多了一種可供選擇的動力機。 20世紀50年代石油開發(fā)迅速發(fā)展，各產(chǎn)油國開始大量興建油、氣管道。70年代以后

5、，管道運輸技術(shù)又有較大提高，大型管道相繼建成。1972年建成原蘇聯(lián)至東歐五國的友誼輸油管道，管徑為1 220 mm和820 mm，全系統(tǒng)總長9 739 km，年輸送原油1億t。1977年建成縱貫美國阿拉斯加州南北、穿過北極圈的原油管道，管徑1 200 mm，全長1 289km，設計年輸送原油1.2億t。中東國家的管道運輸也在迅速發(fā)展。隨著北海油田、氣田的開發(fā)，海洋管道逐漸由淺海走向深海，如從北海油田至英國的原油管道和北海油田至德國的天然氣管道都已建成投產(chǎn)。 我國1958年在新疆建成從克拉瑪依到獨山子的第一條原油管道，全長147 km。1963年在四川建成了第一條長距離的輸氣管道，將四川南部的天

6、然氣輸送到重慶市，總長54.7 km。截至2002年，我國已建成輸油、氣干線管道3.67萬km。 6.1.2 管道運輸?shù)奶匦?用車、船舶、飛機等運輸貨物，是驅(qū)動裝運貨物的運輸工具將貨物運往目的地；用管道運輸貨物，管道是靜止的，它通過輸送設備（如泵、壓縮機等）驅(qū)動貨物，使之通過管道流向目的地。因此，管道運輸具有以下特性。 1 管道運輸?shù)募夹g(shù)經(jīng)濟特征 （1）運量大 （2）占用土地少 （3）投資少，自動化水平高，運營費用低 （4）耗能低、損耗少，安全可靠，運輸費用低 2 管道運輸?shù)纳a(chǎn)組織、經(jīng)營管理特征 （1）生產(chǎn)與運輸一體化 （2）上門服務 （3）便于管理 （4）作業(yè)自動化（5）運營靈活性較差 6

7、.2 管道運輸系統(tǒng)的基本設施及其分類 6.2.1 管道運輸系統(tǒng)的基本設施 管道運輸系統(tǒng)與其運輸系統(tǒng)具有很大的差異性，其中最主要的差別在于：管道運輸系統(tǒng)中，運輸工具都是固定的，不需要憑借運輸工具的移動來完成運輸任務。因此，管道運輸系統(tǒng)所需的基本設施也異于其他運輸系統(tǒng)。 管道運輸系統(tǒng)的基本設施包括管道、儲存庫、壓力站（泵站）和控制中心。 6.2.2 運輸管道的分類 1 按輸送物品分類 運輸管道常按所輸送的物品不同而分為：原油管道、成品油管道、天然氣管道和固體料漿管道（前兩類常統(tǒng)稱為油品管道或輸油管道）。 （1）原油管道 （2）成品油管道 （3）天然氣管道 （4）固體料漿管道 2 按用途分類 運輸管

8、道按用途不同又可分為集輸管道、輸油（氣）管道和配油（氣）管道3種。 （1）集輸管道 集輸管道是指從油（氣）田井口裝置經(jīng)集油（氣）站到起點壓力站的管道。主要用于收集從地層中開采出來的未經(jīng)處理的原油（天然氣）。 （2）輸油（氣）管道 以輸氣管道為例，它是指從氣源的氣體處理廠或起點壓氣站到各大城市的配氣中心、大型用戶或儲氣庫的管道，以及氣源之間相互連通的管道，輸送經(jīng)過處理符合管道輸送質(zhì)量標準的天然氣，是整個輸氣系統(tǒng)的主體部分。 （3）配油（氣）管道 對于油品管道來說，它是指在煉油廠、油庫和用戶之間的管道；對于輸氣管道來說，是指從城市調(diào)壓計量站到用戶支線的管道，壓力低、分支多、管網(wǎng)稠密、管徑小，除大量

9、使用鋼管外，低壓配氣管道也可用塑料管或其他材質(zhì)的管道。 6.3 輸氣管道運輸?shù)慕M成及工作原理 我國是世界上最早使用管道輸送天然氣的國家之一。1600年左右，竹管輸氣已有很大發(fā)展。但第一條現(xiàn)代意義的管道卻是1963年在四川建成的、管徑426mm、長度55km的巴渝線。從全世界來看，18世紀以前主要是用木竹管道運輸，1880年首次出現(xiàn)蒸汽機驅(qū)動的壓氣機，19世紀90年代鋼管出現(xiàn)后，管道運輸進入工業(yè)性發(fā)展階段。到20世紀80年代，全世界的輸氣管道約近90萬千米。美國、西歐、加拿大及前蘇聯(lián)等國家均建成了規(guī)模較大的輸氣管網(wǎng)甚至跨過輸氣管道。6.3.1 輸氣管道的組成， 輸氣管道系統(tǒng)主要由礦場集氣網(wǎng)、干線

10、輸氣管道（網(wǎng)）、城市配氣管網(wǎng)以及與此相關(guān)的站、場等設備組成。這些設備從氣田的井口裝置開始，經(jīng)礦場集氣、凈化及干線輸送，再經(jīng)配氣網(wǎng)送到用戶，形成一個統(tǒng)一的、密閉的輸氣系統(tǒng)如圖。圖521 1.井口裝置；2.集氣支線；3.集氣站；4.集氣總站；5.集氣干線；6.氣體處理廠；7.壓縮機首站；8.輸氣干線9.截斷閥；10.壓縮機中間站；11.輸氣支線；12.穿(跨)越13.儲氣庫；14.城市配氣管閥；15.配氣站；16.壓縮機末站。輸氣管道管道系統(tǒng)示意圖 6.3.2 輸氣管道運輸設備及工作原理 1 礦場集氣 集氣過程從井口開始,經(jīng)分離、計量、調(diào)壓凈化和集中等一系列過程，到向干線輸送為止。集氣設備包括井場

11、、集氣管網(wǎng)、集氣站、天然氣處理廠、外輸總站等。 一般氣田的集氣有單井集氣和多井集氣兩種流程。單井集氣方式下的每一口井場除采氣樹外,還有一套獨立完整的節(jié)流)、調(diào)壓、分離、計量等工藝設施和儀表設備。多井集氣方式下,主要靠集氣站對氣體進行節(jié)流、調(diào)壓、分離、計量和預處理等工作,井場只有采氣樹；氣體經(jīng)初步減壓后送到集氣站。集氣站將氣體通過集氣管網(wǎng)集中于總站,外輸至凈化廠或干線。多井集氣處理的氣體質(zhì)量好,勞動生產(chǎn)率高,易于實現(xiàn)管理自動化；多用于氣田大規(guī)模開發(fā)階段。 2 輸氣站 又稱壓氣站。核心設備是壓氣機和壓氣機車間。任務是對氣體進行調(diào)壓、計量、凈化、加壓和冷卻,使氣體按要求沿著管道向前流動。由于長距離輸

12、氣需要不斷供給壓力能,故沿途每隔一定距離設置一座中間壓氣站,首站也是第一個壓氣站,當?shù)貙訅毫Υ笾量蓪怏w送到第二站時,首站也可不設壓縮機車間。第二站開始稱為壓氣站,最后一站即干線網(wǎng)的終點：城市配氣站。 3 干線輸氣 干線是指從礦場附近的輸氣首站開始到終點配氣站為止。由于輸氣管道輸送的介質(zhì)是可壓縮的,其輸量與流速、壓力有關(guān)。壓縮機站與管路是一個統(tǒng)一的動力系統(tǒng)。壓縮機的出站壓力就是該站所屬管路的起點壓力,終點壓力為下一個壓縮機站的進站壓力。一般地,輸氣管線可以有一個或多個壓縮機站。 4 城市配氣 城市配氣指從配氣站(即干線終點)開始,通過各級配氣管網(wǎng)和氣體調(diào)壓所按用戶要求直接向用戶供氣的過程。配氣

13、站是干線的終點,也是城市配氣的起點與樞紐。氣體在配氣站內(nèi)經(jīng)分離、調(diào)壓、計量和添味后輸入城市配入管網(wǎng)。城市配氣管網(wǎng)形式可分樹枝形和環(huán)形兩類,按壓力則可分高壓、次高壓、中壓和低壓四級。由于不同級別的管網(wǎng)上管道等設施的強度不同,上一級壓力的管網(wǎng)必須調(diào)壓后才能輸向下一級管網(wǎng)。城市一般均設有儲氣庫,可調(diào)節(jié)輸氣與供氣間的不平衡；例如,當輸氣量大于城市供氣量時,儲氣庫儲存氣體,否則輸出氣體。 5 增加輸氣管輸氣能力 輸氣管道在生產(chǎn)過程中常需要進行擴建或改造，目的在于提高輸氣能力并降低能耗。當輸氣管最高工作壓力達到管道強度所允許的最大值后，可用鋪設副管、倍增壓氣站兩種方法來提高輸氣能力。前者需要擴建原有壓氣站

14、、增加并聯(lián)機組；后者是通過在站間增建新的壓氣站、減少站間管路長度,從而獲得輸氣管通過能力的提高。一般地,一定直徑的輸氣管道有其合理輸量范圍,超過該范圍時,鋪設兩條管線比一條更經(jīng)濟有利。 6.4 輸油管道的組成、主要設備及工作原理 6.4.1 輸油管道的組成 長距離輸油管道由輸油站和管線兩大部分組成。輸送輕質(zhì)油或低凝點原油的管道不需加熱，油品經(jīng)一定距離后,管內(nèi)油溫等于管線埋深處的地溫,這種管道稱為等溫輸油管,它無須考慮管內(nèi)油流與周圍介質(zhì)的熱交換。對易凝、高粘油品,不能采用這種方法輸送,因為當油品粘度極高或其凝固點遠高于管路周圍環(huán)境溫度時,每公里管道的壓降將高達幾個甚至幾十個大氣壓,這種情況下,加

15、熱輸送是最有效的辦法。因此,熱油輸送管道不僅要考慮摩阻的損失,還要考慮散熱損失,輸送工藝更為復雜。 輸油管道的起點稱為首站,輸油管道沿途設有中間泵站,輸油管道末站接受輸油管道送來的全部油品,供給用戶或以其它方式轉(zhuǎn)運,故末站有較多的油罐和準確的計量裝置。 輸油站包括首站、末站、中間泵站等。 輸油管道的線路（即管線）部分包括：管道、沿線閥室、穿越江河、山谷等的設施和管道陰極防腐保護設施等。1.井場；2.輸油站；3.來自油田的輸油管；4.首站灌區(qū)和泵房；5.全線調(diào)度中心；6.清管器發(fā)放室； 7.首站鍋爐房；8.微波通訊塔； 9.線路閥室；10.維修人員住所；11.中間輸油站；12.穿越鐵路； 13.

16、穿越河流；14.穿越工程； 15.車站； 16.煉廠；17.火車裝油線橋；18.油輪碼頭。長距離輸油管道的組成 1 離心泵與輸油泵站 （1）離心泵 泵是一種將機械能(或其他能)轉(zhuǎn)化為液體能的水力機械,它也是國內(nèi)外輸油管線廣泛采用的原動力設備,是輸油管線的心臟。泵的種類較多,按工作原理,可將其分為葉片式泵(如離心泵、軸流泵等)、容積式泵(如齒輪泵、螺桿泵等)和其它類型泵(如射流泵、水錘泵等)三類。大型的輸油泵可采用多級離心泵串聯(lián)工作,每級的揚程可高達500600m。國內(nèi)鐵大線采用的KS型單級離心泵揚程達190m,排量達3000m3/h。離心泵的種類也很多,如按泵軸位置可分為臥式泵、立式泵；按葉輪

17、級數(shù)可分為單級泵和多級泵；按壓力可分為低壓泵和高壓泵；按用途可分為井用泵、電站用泵、化工用泵、油泵；等等。 離心泵通過離心力的作用完成介質(zhì)的輸送任務,其結(jié)構(gòu)如圖下所示。 1.吸入室；2.葉輪；3.排出量；4.擴壓舌；5.泵舌。離心泵基本構(gòu)造 （2）輸油泵站 輸油泵站的基本任務是供給油流一定的能量(壓力能或熱能),將油品輸送到終點站(末站)。輸油泵站包括生產(chǎn)區(qū)和生活區(qū)兩部分,生產(chǎn)區(qū)又可分為主要作業(yè)區(qū)和輔助作業(yè)區(qū)。主要作業(yè)區(qū)的設備或設施包括輸油泵房、總閥室、清管器收發(fā)裝置、計量間、油罐區(qū)、油品預處理裝置(多設于首站)、加熱爐或換熱器組等；輔助作業(yè)區(qū)包括供電系統(tǒng)、供熱系統(tǒng)、供水系統(tǒng)、排污與凈化系統(tǒng)、

18、車間與材料庫、機修間、調(diào)度及監(jiān)控中心、油品化驗室與微波通訊設備等。生活區(qū)指供泵站工作人員及家屬居住用的設施,新建管道時,一般采取在條件較好的地區(qū)集中建設家屬生活區(qū)的做法,輸油站一般只設單身宿舍。 2 輸油加熱爐 在原油輸送過程中對原油采用加熱輸送的目的是使原油溫度升高,防止輸送過程中原油在輸油管道中凝結(jié),減少結(jié)蠟,降低動能損耗。通常采用加熱爐為原油提供熱能。 加熱爐一般由四個部分組成,即輻射室(爐膛)、對流室、煙囪和燃燒設備；加熱方法有直接加熱和間接加熱兩種方式。1.燃燒器（火咀）；2.輻射室；3.對流室；4.煙囪直接加熱爐流程圖 6.5 固體料漿管道運輸設備的組成及工作過程 用管道輸送各種固

19、體物質(zhì)的基本措施是將待輸送固體物質(zhì)破碎為粉粒狀，再與適量的液體配置成可泵送的漿液,通過長輸管道輸送這些漿液到目的地后,再將固體與液體分離送給用戶。目前漿液管道主要用于輸送煤、鐵礦石、磷礦石、銅礦石、鋁釩士和石灰石等礦物,配制漿液的主要是水,還有少數(shù)采用燃料油或甲醇等液體作載體。目前世界上規(guī)模最大的煤漿管道是美國1971年建成的、長439km的黑邁薩煤漿管道。管徑有457mm和305mm兩種,年輸煤500萬噸。規(guī)模最大的礦漿管道是巴西的薩馬科鐵礦漿管道,全長400km。我國已在唐山建立了煤漿管道試驗中心。全長460km、年輸煤能力1200萬噸的山西平朔至天津的輸煤管道正在籌建中。 1 料漿制備系

20、統(tǒng) 煤漿制備過程包括洗煤、選煤、破碎、場內(nèi)運輸、漿化、儲存等環(huán)節(jié)。一般要采用淘選、浮選法對煤進行精選。從煤堆場用皮帶運輸機將煤輸送至儲倉后,經(jīng)振動篩粗選后進入球磨機進行初步破碎,再經(jīng)第二級振動篩篩分后進入第二級棒磨機摻水細磨,所得粗漿液進入儲漿槽,由提升泵送至安全篩篩分,最后進入稠漿儲罐。在進行管輸前,為保證顆粒級配和濃度符合質(zhì)量要求,可用試驗環(huán)管進行檢驗。黑邁薩管道的制漿流程 中間泵站的任務是為煤漿補充壓力能。停運時則提供清水沖洗管道。輸送煤漿的泵也可分容積式與離心式兩種,其特性差異與輸油泵大致相同。泵的選用要結(jié)合管徑、壁厚、輸量、泵站數(shù)等因素綜合考慮。 為了減少漿液對活塞泵缸體、活塞桿、密

21、封圈的的磨蝕,國外研制了一種油隔離泵,可避免漿液進入活塞缸內(nèi),活塞只對隔離油加壓并通過它將壓力傳給漿液。 2 中間泵站 3 后處理系統(tǒng) 煤漿的后處理系統(tǒng)包括脫水、儲存等部分。管輸煤漿可脫水儲存,也可直接儲存。脫水的關(guān)鍵是控制煤表面的水含量,一般應保證在7%11%。 影響脫水的因素主要有漿液溫度與細顆粒含量。 下圖描述了一般的煤漿脫水流程。漿液先進入受漿罐或儲存池,然后再用泵輸送到振動篩中區(qū)分為粗、細漿液。粗漿液進入離心脫水機,脫水后的煤?？芍苯虞斔徒o用戶,排出的廢液輸入濃縮池與細粒漿液一起,經(jīng)濃縮后再經(jīng)壓濾機壓濾脫水, 最后輸送給用戶。 6.6 管道輸油（氣）工藝 6.6.1 管道輸油工藝 管

22、道輸油工藝是指實現(xiàn)管道油品輸送的技術(shù)和方法，即根據(jù)油品性質(zhì)和輸量，確定輸送方法和流程、輸油站類型和位置，選擇鋼材和主要設備，制訂運行方案和輸量調(diào)節(jié)措施。 1 油品輸送方法 油品輸送方法根據(jù)油品性質(zhì)和管道所處的位置確定。輕質(zhì)成品油和低凝固點、低黏度的原油常采取等溫輸送方法，即煉油廠或油田采出的油品直接進入管道，其輸送溫度等于管道周圍的環(huán)境溫度。 （1）油品順序輸送方法 油品順序輸送是在一條管道中按一定順序連續(xù)輸送多種油品的管道輸油工藝。順序輸送的油品主要是汽油、煤油、柴油等輕質(zhì)油品類，以及液化石油氣類和重質(zhì)油晶類。同類油品中不同規(guī)格或不同牌號的油品，也可按批量順序輸送；不同油田、不同性質(zhì)的原油，

23、按照煉制要求也可以采取分批順序輸送。根據(jù)油品順序輸送的要求，不同的油品之間可以用隔離器或隔離液隔離的方法輸送，也可以用相鄰的不同油品直接接觸的方法輸送。這兩種方法都會產(chǎn)生混油現(xiàn)象。采用何種方法，由管道的起伏條件和允許混油量等而定。多種油品采用順序輸送與采用多條單一油晶管道輸送相比，具有明顯的經(jīng)濟效益，且產(chǎn)生的混油可以采取技術(shù)措施予以處理。因此，油品順序輸送已成為成品油長距離管道輸送的主要方式。 （2）易凝高黏油品輸送方法 易凝油品是指凝固點高于管道所處環(huán)境溫度的高含蠟量的原油和重油；高黏油品是指在溫度為500C的條件下其黏度值高達數(shù)沲的油品。這兩類油晶的輸送須采用降黏和減阻等管道輸油工藝。 易

24、凝高黏油品常采取降黏和減阻等方法輸送，目前主要有以下幾種方法。 加熱 高速流動 稀釋 改變蠟在油品中的結(jié)構(gòu)形態(tài) 用水分散易凝高黏油品或改變管壁附近的液流形態(tài) 一般采用水懸浮和乳化降黏兩種方法。水懸浮是將易凝油晶注入溫度遠低于凝固點的水中，形成凝油粒與水組成的懸浮液，輸送時摩阻僅略大于水。在終點將懸浮液加熱并添加破乳劑進行油、水分離，然后脫水。這種輸送方法正常運行的關(guān)鍵是保證懸浮液的穩(wěn)定。乳化降黏方法是將表面活性劑水溶液或濃度00502的堿性化合物加入高黏油中，在適當?shù)臏囟群图羟辛ψ饔孟拢纬伤托腿榛?，可顯著降低高黏原油的黏度。這種方法目前常用于高黏原油的輸送。 2 油品輸送流程 管道沿線

25、上下兩泵站之間的連接方式，可有開式流程和密閉流程兩種。 圖61 輸送流程示意圖 （1）開式流程 開式流程是指上站來油通過中間泵站的常壓油罐輸往下站的輸送流程。最初的開式流程（圖61（a），每個中間泵站有不少于兩個的油罐。上站來油先進入收油罐，再進人發(fā)油罐，使上站來油壓力泄為常壓，站內(nèi)油泵從發(fā)油罐抽油輸往下站。收發(fā)油罐可互相倒換使用，借此調(diào)節(jié)上下游泵站輸量的不平衡，并可用于計量各站的輸油量。目前，采用的開式流程（圖61（b）是上站來油直接進入油泵的進口匯管，與匯管旁接的常壓油罐僅用于緩沖上、下游泵站輸量的不均衡，根據(jù)旁接罐油面的升降來調(diào)節(jié)輸量，不作計量用。開式流程的各泵站只為站間管道提供壓力能，

26、不能調(diào)制各泵站的壓力。 20世紀40年代開始，隨著輸油自動化水平的提高和離心泵的廣泛采用，輸油管道逐漸改用密閉流程（圖61（c）。密閉流程是中間泵站不設油罐，上站來油直接進泵，沿管道全線的油品在密閉狀態(tài)下輸送。全線各泵站是相互串聯(lián)工作的水力系統(tǒng)，所以各站輸量相等。同開式流程相比，密閉流程的優(yōu)點是：避免油品在常壓油罐中的蒸發(fā)損耗；減少能量損失，站間的余壓可與下站進站壓力疊加；簡化了泵站流程；便于全線集中監(jiān)控；在所要求的輸量下，可統(tǒng)一調(diào)配全線運行的泵站數(shù)和泵機組和組合，以最經(jīng)濟的實現(xiàn)輸油目的。但密閉流程運行時，任何一個泵站或站間管道工作狀況的變化，都會使其他泵站和管段的輸量和壓力發(fā)生變化，這就要求

27、管道、泵機組、閥件、通信和監(jiān)控系統(tǒng)有更高的可靠性。 （2）密閉流程 3 泵站布置 油品在輸油首站加壓進入管道后，在流動中要克服摩擦阻力，能量不斷減少，長距離輸送油晶，必須建立中間加壓泵站。每個泵站供給油品的最大壓力能，受泵的管材性能和強度的限制。輸送距離愈長，所需的中間泵站愈多。沿線各中間泵站的位置，是在管道設；計時，用水力坡降線在管道縱斷面圖上作圖并初步選定，最后經(jīng)現(xiàn)場勘察確定的（圖62）?？v斷面圖的橫坐標是管道實長，縱坐標是管道沿線的高程。各泵站提供的壓力能按縱坐標的比例用液柱高度H表示在圖上。水力坡降線是斜率等于油品流過單位管長的壓力降（用液柱表示）的斜線。從線的頂點往下作水力坡降線，該

28、線沿油品的流向逐漸降低，表示油晶的壓力能不斷減少。 縱斷面線與水力坡降線之間的垂直距離，表示油流在該點所具有的壓力能，稱為動水壓力。對于開式流程，當動水壓力降低到等于旁接油罐的油面高度時，表明油流已不能再繼續(xù)前進，必須建立中間泵站為油品增壓。對于密閉流程，除了要求有一定的進站壓力外，各泵站提供的壓力能不一定等于油晶通過它與下一泵站之間的管道所需的能量；當前者大于后者時，剩余壓力可傳遞給下一泵站，所以每個中間泵站出口處油品的壓力能是它的進口處上站剩余壓力與本站提供的壓力之和。密閉流程在確定泵站位置時，靈活余地較大。 圖62 水力坡線作用法示例圖 在地形起伏較大的地區(qū)，輸油管道的末段通過高峰時，油

29、品自該高點至終點所得的位能可能大于為克服流動時的摩擦阻力所需的能量，這樣的高點稱為翻越點。油晶過翻越點后不僅可以自流，還會因位能有余而使流速加快，從而在管道中出現(xiàn)不滿流。不滿流不僅浪費能量，還會使水擊壓力增大；在順序輸送的管道上，則會導致混油量增大。為避免不滿流的危害，防止停輸時管內(nèi)油品的靜水壓力可能超過管道強度的容許時，在翻越點之后要采取措施增加摩阻，如在管道沿線高差很大的管段上設減壓站，并設置分隔靜水壓力的截斷閥等。 管道輸氣工藝是指實現(xiàn)天然氣管道輸送的技術(shù)和方法，即根據(jù)氣源條件及天然氣成分，確定輸氣方式、流程和運行方案；確定管材、管徑、設備、沿線設站的類型及站距等。 早期的天然氣管道輸送

30、，全靠氣井的自然壓力，而且天然氣在輸送過程中不經(jīng)過處理直接進入管道?，F(xiàn)代天然氣管道輸送則普遍采用壓氣機提供壓力能，對所輸送的天然氣的質(zhì)量也有嚴格的要求。 6.6.2 管道輸氣工藝 來自氣井的天然氣先在集氣站進行加熱、降壓、分離，計量后進人天然氣處理廠，脫除水、硫化氫、二氧化碳，然后進入壓氣站，除塵、增壓、冷卻，再輸入輸氣管道。在沿線輸送過程中，壓力逐漸下降，經(jīng)中間壓氣站增壓，輸至終點調(diào)壓計量站和儲氣庫，再送往配氣管網(wǎng)。氣田井口壓力降低時，則需建礦場壓氣站增壓。輸氣管道系統(tǒng)流程如圖63所示。 1 管道輸氣流程 圖63 輸氣管道系統(tǒng)流程圖 輸氣管道沿線各壓氣站與管道串聯(lián)構(gòu)成統(tǒng)一的密閉輸氣系統(tǒng)，任何

31、一個壓氣站工作參數(shù)發(fā)生改變都會影響全線。因此，必須采取措施統(tǒng)一協(xié)調(diào)全系統(tǒng)各站的輸量和壓力，如調(diào)節(jié)各站原動機的轉(zhuǎn)速，改變壓氣機工作特性和采用局部回流循環(huán)等，以保持壓氣機出口壓力處于定值，并保障管道、管件和設備處于安全運行狀態(tài)。 2 壓氣站設置 為提高天然氣壓力或補充天然氣沿管道輸送所消耗的壓力，需要設置壓氣站。是否需要建設起點壓氣站，取決于氣田壓力。當氣田壓力能滿足輸氣的需要時，可暫不建站。長距離輸氣管道必須在沿線建設若干個中間壓氣站。中間壓氣站的數(shù)目主要由輸送距離和壓縮比決定。站距主要由輸氣量確定，每個壓氣站都要消耗一部分天然氣作燃料，因此輸氣量逐站減少，從而使各站距也有所不同。在確定站距時，應根據(jù)通過該站的實際輸氣量和進出口壓力值，按輸氣量公式計算，還應綜合考慮壓氣站址的地理、水源、電力、交通等條件。 3 末端儲氣 利用輸氣管道末