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油气管道输送是什么?

归档日期:07-30       文本归类:固定输油管线      文章编辑:爱尚语录

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  油气管道输送是伴随着石油工业的发展而产生的。早在1865年10月,美国修建了世界上的第一条输油管道。该管道直径为50mm,长约10km。1886年美国又建成了世界上第一条长距离输气管道。该管道从宾夕法尼亚州的凯恩到纽约州的布法罗,全长140km,管径为200mm。

  我国于1958年建设了第一条从新疆克拉玛依油田到独山子炼油厂的原油输送管道。该管道全长147km,管径150mm。1963年又建设了第一条天然气输送管道。该管道从重庆巴县的九龙坡至巴南区,全长84.14km,管径400mm,简称巴渝线年,我国建成了格拉成品油输送管道。该管道起于青海省的格尔木,止于西藏的拉萨,位于世界屋脊的青藏高原,是海拔最高的成品油管道,管道全长1080km,管径150mm。此后,随着大庆、胜利、华北、中原、四川等油气田的开发,兴建了贯穿东北、华北、华东地区的原油管道网,川渝天然气环网,忠武、陕京、涩宁兰等天然气管道以及西气东输天然气管道系统等。到2013年,我国已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、连通海外的油气管网格局。

  油气输送管道的类型很多,分类方法不一。如按长度和经营方式分可将油气输送管道分为油田内部的管道和长距离油气输送管道。按被输送介质的类型不同,可将油气输送管道分为原油输送管道、成品油输送管道、天然气输送管道、油气混输管道等。按管道所处的位置不同,可将油气输送管道分为陆上输送管道和海底输送管道等。下面主要介绍长距离输油管道和长距离输气管道的构成。

  长距离输油管道由输油站、线路以及辅助配套设施等部分构成,如图7-21所示。

  1—井场;2—转油站;3—来自井场的输油管;4—首站主要设施;5—调度中心;6—清管器发放区;7—首站锅炉房等辅助设施;8—微波通信塔;9—线—穿越铁路、河流工程;15—末站;16—炼厂;17—装卸栈桥;18—装卸港口

  输油站的主要功能就是给油品加压、加热。按所处的位置不同,输油站可分为首站、中间站和末站。管道起点的输油站称为首站,其任务是接收油田集输联合站、炼油厂生产车间或港口油轮等处的来油,经计量、加压、加热(对于加热输送管道)后输入下一站。首站一般具有较多的储油设备,加压、加热设备和完善的计量设施。

  油品在沿管道的输送过程中,由于摩擦、散热、地形变化等原因,其压力和温度都会不断下降。当压力和温度降到一定程度时,为了使油品继续向前输送,就必须设置中间输油站,给油品增压、升温。单独增压的输油站称为中间泵站;单独升温的输油站称为中间加热站;既增压又升温的输油站称为热泵站。根据功能的不同,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。中间站应设有越站流程。

  末站是位于管道终点的输油站(库),其作用是接收管道来油,储存油品或向用户转运。末站一般设有较多的储油设备,较准确的计量设施、转输油设施和清管器收发设施。

  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、山谷等障碍物的穿(跨)越构筑物等。辅助设施包括通信、监控、阴极保护、清管器收发及沿线工作人员生活设施等。

  长距离输气管道的构成与长距离输油管道类似,也包括首站、中间站、末站、干线管道以及辅助设施等部分,如图7-22所示。

  输气管道首站的主要功能是接收天然气处理厂的来气,进行分离(干燥、除尘)、调压和计量后送入输气干线。与输油不同的是,由于采气井的压力都比较高,且天然气采出、处理、输送的各环节都是密闭的,为了充分利用气井压力,通常情况下,长距离输气管道的首站大多不设增压设备,可依靠气井余压输至下一站,如陕京线的第一个增压站就设在离管线长距离输气管道的构成

  根据功能不同,输气管道的中间站可分为接收站、分输站和压气站等。接收站的功能是接收沿线支线或气源的来气;分输站的功能是向沿线的支线或用户供气;压气站的功能是给气体增压。

  (2)局部压降:是指油品流过各种管件或阀件时所消耗的压能。长距离输油管道的压能损失以沿程阻力损失为主,局部阻力损失比较小,一般不单独计算,而是根据管道沿线的地形起伏情况不同,取干线%作为沿线的局部摩擦阻力损失的附加长度,合并在管道沿程摩擦阻力损失的计算长度中一并计算。通常,在地形比较平坦的地段,取局部压降的附加长度为沿程压降计算长度的1%;在地形起伏比较大的地段取2%;其他地段可在1%~2%之间取值。

  油品在管道输送的过程中,所消耗的压能是由泵机组提供的。为此,管道沿线应设置一定的输油泵站,以满足油流流动所消耗的压能。布置泵站时,通常是先根据管道的工作参数,在管道纵断面图上画水力坡降线,初步确定泵站的可能布置位置,再综合考虑管道走向的人文、地质、环境、交通、生活等情况对站址进行适当调整。

  实际上,加热输油管道的热能和压能的供求是相互联系、相互影响的。增加热能的供应,输送温度升高,油品黏度降低,管道摩擦阻力减少。增加压能供应,一方面输量增加,温降变慢;另一方面,在较高的压力下,可以输送温度较低的流体。在这相互联系和影响的两种能量中,热能是起主导作用的。因此对加热输油管应综合考虑其热力特性和水力特性,按热力特性计算全线所需的加热站数,按水力特性确定全线所需的泵站数,然后在管道的纵断面图上进行加热站、泵站布置并进行校核和调整。

  水击危害主要体现在两个方面:一是超压危害,可能使管道系统的压力超过管道的承压能力造成管道的破坏;二是减压损坏,可能使管道系统的压力低于正常工作压力,致使管道失稳变形。当然,水击产生的压力波也可能会向上游或下游传播,对上游或下游的泵站特性产生一定影响。因此,应采取有效措施对水击危害加以控制,常用的方法主要有泄压保护、调节阀自动调节、泵机组自动停运等保护措施。

  油品顺序输送是指在一条管道内,按照一定的批量和次序,连续地输送不同种类的油品。由于经常性变换输油品种,所以在两种油品交替时,在接触界面处将产生一段混油。混油产生的因素主要有两个:一是由于在管道横截面上,液流沿径向流速分布不均匀,使后边的油品呈楔形进入前面的油品中;二是由于管道内液体的紊流扩散作用。

  处理混油的方法主要有两种:一是在保证油品质量标准要求的前提下,分批将混油掺入纯净油中销售或降级使用。如在顺序输送汽油和柴油时,可把汽油浓度高的混油段接收在汽油混油储罐中,柴油浓度高的混油段接收在柴油混油储罐中,将两种混油分别小批量地掺入汽油和柴油的纯净油中销售。这种方法适用于混油程度较轻且终点两种油品的销售量都较大的情况。二是将混油就近输至炼油厂加工处理。这种方法适用于混油程度较重,或终点混合油品的纯净油销售量较小的情况。

  天然气管道是陆上输送大量天然气唯一的手段。海上运输天然气的方法之一是将天然气先降到-160℃成为液化天然气,然后装船运输,运到目的地以后加温又由液态转为气态,恢复天然气的性能。海上另一种天然气输送方法仍然是敷设海下输气管道。大西洋中的北海油田所产的天然气就是用1000km的海下管道输到英国和欧洲大陆的。

  天然气管道有以下几个特点:一是输气管道是个自始至终连续密闭带压的输送系统,不像输油系统有时油品进入常压油罐;二是天然气管道更直接为用户服务,直接供给家庭或工厂;三是天然气密度小,静压头影响小于油品管道,设计时高差小于200m静压头可忽略不计,输气管道几乎不受坡度影响;四是天然气是可压缩的,因此不存在突然停输产生的水击问题;五是天然气管道比输油管道更要重视安全;六是天然气管道与城市煤气管道不同,天然气来自气井起输的压力比城市煤气高,天然气管道进入城市总站以后要减压到城市管网压力才能向城市供气。

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