什么是油气管道运输？
中国在1958修建了第一条从新疆克拉玛依油田到独山子炼油厂的原油管道。管道总长147km，管径150 mm，首条天然气管道建于1963年。管道从重庆市巴县九龙坡至巴南区，全长84.14km，直径400mm，简称巴渝线。1976年，中国修建了格尔木至拉萨成品油管道。管道起于青海省格尔木，止于西藏拉萨。它位于世界屋脊青藏高原。是目前海拔最高的成品油管道，全长1080km，直径150 mm，此后随着大庆、胜利、华北、中原、四川等油气田的开发，自西向东先后建成了原油管网、川渝天然气环网、钟吾、陕京、色宁兰等天然气管道和天然气管道系统。到2013年，我国建成的油气管道总长度已超过10×104km，初步形成了横跨东西、纵贯南北、覆盖全国、连接海外的油气管网格局。
一、油气管道的组成
油气管道的种类很多，分类方法也不同。根据长度和运行方式，油气管道可分为油田内部管道和油气长输管道。根据输送介质类型的不同，油气管道可分为原油管道、成品油管道、天然气管道和油气混合管道。根据管道所处位置的不同，油气管道可分为陆上管道和海底管道。下面主要介绍长输石油管道和长输天然气管道的组成。
1.长距离输油管道的组成
长距离输油管道由输油站、线路和辅助设施组成，如图7-21所示。
图7-21长输管道组成
1—井场；2-石油转运站；3-来自井场的输油管道；4—首站主要设施；5-调度中心；6-清管器配送区；7—首站锅炉房等辅助设施；8—微波通信塔；9—管线阀室；10-宿舍；11-中间站；12、13、14-铁路、河流穿越工程；15——最后一站；16-炼油厂；17-装卸栈桥；18-装卸港
输油站的主要功能是对油品进行加压和加热。根据所处位置的不同，输油站可分为首站、中间站和末站。管道始端的输油站称为首站，其任务是接收来自集输联合站、炼油厂生产车间或港口油轮的油，经计量、加压、加热后输入下一站(加热输送管道用)。首站一般有较多的储油设备、加压加热设备和完善的计量设施。
石油沿管道输送过程中，由于摩擦、散热、地形变化等原因，压力和温度会不断下降。当压力和温度下降到一定程度时，为了使油继续向前输送，需要设置中间输油站对油进行加压加热。独立加压的输油站称为中间泵站；独立加热的输油站称为中间加热站；加压加热的输油站称为热泵站。根据不同的功能，中间站通常设有加压加热设施、一定的储油设施、清管器收发设施等。中间站应提供过站流程。
末站是位于管道末端的输油站(油库)，其功能是接收管道来的油，储存油品或输送给用户。末站一般配备较多的储油设备、较精确的计量设施、输油设施和清管收发设施。
长距离输油管道的路由部分包括管道本身、管道沿线的阀室以及穿越河流、山谷等障碍物的构筑物。辅助设施包括通信、监控、阴极保护、清管器收发和沿线工人生活设施。
2.长距离输气管道的组成
天然气长输管道的组成与石油长输管道相似，包括首站、中间站、末站、干线管道和辅助设施，如图7-22所示。
第一输气管道站的主要功能是接收天然气处理厂来的来气，进行分离(干燥除尘)，调压计量，然后送至输气干线。与输油不同，由于采气井压力较高，天然气开采、处理、输送各个环节都是封闭的，为了充分利用气井压力，通常情况下，长输天然气管道首站不设置增压设备，可以利用气井余压输送到下一站。如陕京线首座增压站位于管道起点100km处。
图7-22天然气长输管道的组成
根据功能不同，输气管道中间站可分为接收站、分输站和压气站。接收站的作用是接收支线或沿线气源的来气；分输站的作用是向支线或沿线用户供气；压缩机站的功能是给气体加压。
输气管道末站的作用是接收管道来的气体，进行分离、调压和计量，然后送到用户配气站。如果末站直接向城市燃气输配管网供气，也可称为城门站。有条件的地区应在末站建设地下储气库，调节供气不平衡。
二、输油管道的特点及运行控制
(一)输油管道的特点
1.水力特性
油在管道中流动的过程中，其压力能逐渐减小，这就是通常所说的压降。压降主要包括管道沿线压降(传统上称为管道摩擦)、局部压降和潜在压差。
(1)管道沿线压降:主要是指油流经直管段时，油与管壁之间、油与油之间摩擦所消耗的压力能。可以通过达西公式计算:
式中，hL——管道沿线的阻力损失，m；
λ ——沿程摩擦阻力系数，无量纲，与流体流型有关；
G——重力加速度，m/S2；
V——油的运动速度，米/秒；
D——管道内径，m；
L——管道计算长度，m
(2)局部压降:指油品流经各种管件或阀门时所消耗的压力能。长输输油管道的压力能损失主要由管道沿线的阻力损失引起，局部阻力损失相对较小，一般不单独计算。而是根据管道沿线地形起伏情况的不同，取干线长度的1% ~ 2%作为管道沿线局部摩阻损失的附加长度，与管道沿线摩阻损失计算长度一并计算。通常，在平坦地形中，局部压降的附加长度为65438+沿线压降计算长度的0%；地形起伏大的地区取2%；其他地段的价值可以在1%到2%之间。
(3)潜在压差:是指管道沿线地形变化引起的管道内输油动水压力的增大或减小。某一管段的潜在压差只与管段终点和起点的海拔高度有关，与管段中间的地形变化无关。管段的潜在压差等于计算段终点与起点的高度差。
在管道输送过程中，消耗的压力能量由泵机组提供。因此，应沿管道设置一定的油泵站，以满足油流所消耗的压力能。泵站布置时，通常根据管道的工作参数，在管道的纵剖面上画出水力坡度线，初步确定泵站可能的布置位置，然后综合考虑管道的人文、地质、环境、交通、生活等因素，适当调整场地。
2.热工特性
输送“三高”油品的常用方法是加热输送，目的是提高油品温度，防止油流在管道内冻结；减少油品中石蜡和胶质的沉淀和管壁上的冷凝；降低原油粘度和管道压降。
管道中油流的温降与许多因素有关，如输量、环境温度、散热条件、油温等。热油管道沿线油流温度的变化规律可用舒霍夫温降公式计算，即:
其中g为管道的质量通过量，kg/s；
k——油流通过管壁向管道所在的周围环境的传热系数，w/(m2·℃)；
L——温度计算点到热力站出口的距离，m；
T0——管道周围介质的温度，℃;
TC——加热站出口油温，℃;
Tl——出口L处的油温，℃。
c指在平均运输温度下油的比热容，j/(kg·℃)。
D——管道的计算直径(对于无保温的管道，取钢管直径；对于有保温层的管道，取保温层内外径的平均值)，m。
实际上，加热输油管道的热能和压力能的供需是相互联系、相互影响的。随着热能供给的增加，输送温度升高，油品粘度降低，管道摩阻降低。增加压力供能，一方面吞吐量增加，温降减缓；另一方面，在较高的压力下，可以输送温度较低的流体。在这两种相互联系、相互影响的能源中，热能起着主导作用。因此，应综合考虑加热输油管道的热力和水力特性，根据热力特性计算整条管道所需的加热站数量，根据水力特性确定整条管道所需的泵站数量。然后，热力站和泵站应布置在管道的纵剖面上，并进行检查和调整。
(2)输油管道的运行控制
操作参数的调整和控制
输油管道在运行过程中，由于多种因素的影响，其运行工况会发生一定程度的变化。因此，在管道实际运行过程中，有时需要对参数进行调整和控制。
一般调节以输送量为对象，控制以泵站进、出口压力为对象。
调节排量的方法很多，如改变泵速、转动泵叶轮、拆卸多级离心泵的叶轮级、大小泵匹配、进出口节流等。
调压的目的是保证管道在运行过程中的稳定性，调压的对象是输油站的进出口压力。压力调节的常用措施是改变油泵机组的转速、节流和回流。
2.输油管道中的水锤及其控制
在输油管道系统正常运行期间，其流型是稳定的。但在实际生产过程中，需要启停泵，开关阀门，切换流程。所有这些操作都会使管道内流体的流速发生突变，从而引起管道内压力的突变，这就是所谓的水锤。
水锤的危害主要体现在两个方面:一是超压的危害，可能使管道系统的压力超过管道的承载能力，造成管道损坏；二是减压破坏可能使管道系统压力低于正常工作压力，导致管道失稳变形。当然，水锤产生的压力波也可能向上游或下游传播，对上游或下游泵站的特性产生一定的影响。因此，应采取有效措施控制水锤的危害。常用的方法主要有泄压保护、调节阀自动调节和泵组自动停机。
泄压保护是在管道内可能发生超压的位置安装一个专用的泄压阀。当因水锤发生超压时，打开泄压阀从管道中释放一定量的液体，以降低管道内的压力，避免水锤的危害。
调节阀自动调节保护是根据管道工作压力的变化自动调节阀门的开度，以满足保护管道系统的要求。调节阀的自动调节保护多与其他保护措施配合使用。
泵机组自动停机是指当泵站吸入压力过低，出口压力过高时，通过自动控制系统关闭一台或多台油泵，从而减少泵站的能量输出，降低泵站的输送能力，降低出口压力，提高入口压力。该方法主要用于串联泵机组泵站的保护。
第三，石油产品的顺序运输
成品油顺序输送是指不同类型的成品油按照一定的批次和顺序在管道中连续输送。由于输油品种的频繁变化，当两种油交替时，在接触界面上会产生一种混合油。造成混油的因素主要有两个:一是由于液体流速在管道横截面上沿径向分布不均匀，后面的油以楔形进入前面的油中；第二种是由于管道内液体的湍流扩散。
(一)混合油的检测
为了指导顺序输送管道的运行管理，有必要对交替过程中两种油品的混合情况进行检测。目前常用的混油浓度检测方法有密度法、超声波法和标记法。
密度法的原理是混合油的密度与各组分油的密度和浓度之间存在线性叠加关系。该方法是在管道沿线安装能自动连续测量油品密度的检测仪表，通过连续检测混油密度的变化来检测混油浓度的变化。
超声波法是基于声波在不同密度的油品中传播速度不同的特点。在室温下，油的密度越大，声波在油中传播越快。根据这一原理，混油浓度的超声波法是在管道沿线安装超声波检测仪器，通过连续测量声波通过管道的时间来确定管道内油流的密度，从而检测出混油的浓度。
标记法是将荧光物质、化学惰性气体等具有标记功能的物质溶解在与运输油品性质相似的有机溶剂中，制成标记溶液。使用时，在管道起点两种油品的初始接触区域加入少量标记溶液，标记溶液随油流流动并沿轴向扩散，沿管道检测油流中标记物质的浓度分布，从而确定混油段和混油界面。
(B)减少混合油量的措施
在油品顺序输送中，我们总想尽可能减少混油量，控制混油量的措施有很多。一是可以采取先进合理的技术措施减少混油量(例如简化工艺，增加交替油品的吞吐量，采用密闭输送工艺等。);其次，采取一些特殊措施减少混油量，如机械隔离法、液体隔离法等。
机械隔离法是在两种油品之间放置一定的机械设施，将两种油品隔离，以减少油品的混合。常用的隔离设施有橡胶隔离球和杯形隔离器。
液体隔离法是在两种交替的油之间注入隔离液，以减少油的混合量。常用作隔离液的物质有:与两种油性质相近的第三种油品、两种油的混合油、水或油的凝胶、其他化合物的凝胶等。其中凝胶隔离液具有良好的应用特性。
(3)混合油的处理方法
处理混油的方法主要有两种:一种是在保证油品质量标准要求的前提下，将混油分批混入纯油中出售或降解。例如，当顺序输送汽油和柴油时，汽油的混合油储罐可接收汽油浓度高的混合油段，柴油的混合油储罐可接收柴油浓度高的混合油段，两种混合油可小批量混合成汽油和柴油的纯油出售。这种方法适用于混油程度较轻，两端产品销量较大的情况。二是将混合油运输到最近的炼油厂进行加工。这种方法适用于混油程度重，或者终点混油纯销量小的情况。
四、燃气管道和城市燃气输配
天然气管道是在陆地上运输大量天然气的唯一手段。海上运输天然气的方法之一是将天然气的温度降低到-160℃成为液化天然气，然后装船运输。输送到目的地后，经过加热，由液态变为气态，恢复天然气的性能。另一种海上天然气运输方式仍是铺设海底输气管道。北海油田在大西洋生产的天然气通过1000km海底管道输送到英国和欧洲大陆。
天然气的主要成分是甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等碳氢化合物，还有少量的硫化氢、二氧化碳和水蒸气，有时气井中还有凝析油、水等液体。硫化氢和二氧化碳在进入管道之前必须在处理厂中去除。
天然气管道有以下特点:第一，输气管道是一个自始至终都有压力的连续密闭输送系统，不像输油系统，有时油会进入常压油罐；二是天然气管道更直接服务用户，直接供应家庭或工厂；第三，天然气密度小，静压头的影响小于输油管道。高差小于200m的静压头在设计时可以忽略，输气管道几乎不受坡度影响。第四，天然气是可压缩的，所以不存在运输突然停止造成的水锤问题；第五，天然气管道要比石油管道更注重安全；第六，天然气管道不同于城市燃气管道。气井的天然气压力高于城市燃气。天然气管道进入城市终端后，要减压到城市管网的压力，向城市供气。
一个完整的城市配气系统主要由以下几部分组成:
(1)配气站。配气站是城市配气系统的起点和总枢纽，其任务是接收干线输气管道的来气，然后进行必要的除尘、除臭等处理。根据用户需要，经计量调节后输入配气管网供用户使用。
(2)储气站。储气站的任务是储存天然气，以平衡城市用气的不平衡。站内主要设备是各种气罐。实践中，通常将配气站和储气站合建，统称储配站。
(3)调压站。调压站位于城市配气管网系统中不同压力等级的管道之间，或一些特殊用户之间，分为地上和地下两种。站内主要设备为调压器，其任务是根据用户的要求调节管网中天然气的压力，以满足用户的需求。
(4)配气管网。配气管网是将天然气输送和分配给用户的管道系统。按形状可分为树枝状配气管网和环状配气管网。前者适用于小城市或企业供气，其特点是每个用气点的燃气只能来自一个方向；环形配气管网可以从多个方向供气，当出现局部故障时，不会造成全部供气中断，可靠性高，但投资较大。