《油品储运技术及工艺流程》
管道输送技术及工艺
§1输油管概况和勘察设计 §1.1 输油管概况 管道运输是原油和成品油最主要的运输方式之一。 一、输油管有两类： 属于企业内部，如油田的油气集输管道，炼厂、油库内部的输油管等。 长距离输送原油、石油产品管道。
长距离输油管是一个独立的企业，有自己完整的组织机构，单独进行经济 核算。
高流量变化型建议采用晶闸管串级、液力偶合器等调速方式；低流量变化型 及全流量间歇型泵一般采用变频调速，但应具备低速到全速相互自动切换装 置；对于全流量变化型泵，当低流量运行时间较长时，以变频调速方式较合 适，如果高流量运行时间较长，则用串级调速或低效调速装置。
（２）选用调速装置应考虑泵的容量。对于100kW以上的大型输油泵，节能 效果显著，因此，在选择调速装置时应优先考虑高效装置。而对于100kW以 下的小容量泵，则首先考虑调速装置的初投资不宜过高。
（３）注意电机的调速范围。泵电机转速调节范围不宜太大，通常最低转速 不小于额定转速的50%，一般在70%～100%之间。因为当转速低于40%～ 50%时，泵自身效率明显下降，是不经济的。
此外，从技术性和经济性两方面考虑，还应注意调速装置的可靠性、维修性、 功率因数及高次谐波对电网的干扰，通过综合分析比较，选择最优方案。
末站：输油管的终点。本质上可认为是一大型转运油库。油品从此转输给用 油单位或者改换运输方式(例如改为海运)。末站突出的任务是解决管道运输与 用油单位或两种运输方式之间的输量不平衡问题，而给油品供给能量的任务 则大大减轻。故末站也有较多的油罐及相应的计量、化验和转输设施。
国外油气管道技术发展新动态 一、国外原油管道输送技术的发展趋势 目前，世界范围内的高粘、易凝原油管道长距离输送基本上仍是采用加热和
二、成品油管道输送技术
美国的成品油管道运输处于世界领先地位，其干线管道长度约占世界成品油 管道总长度的50%以上，其次是加拿大、西欧和苏联。国外的成品油管道是 面向消费中心和用户的多批次、多品种、多出口的商业管道，管道运行自动 化管理水平较高，已实现运行参数、泄漏检测、混油浓度监测、界面跟踪和 油品切割的自动控制，目前的主要发展趋势有以下几个：
首站：长距离输油管的起点，接受矿场、炼厂或转运站来油计量后输入干管。 由于接受来油与管道输油之间不可能是均匀和完全平衡的，首站除供给能量 外，还要有较大的油罐区（解决供给不平衡的问题）及相应的计量、油品化 验和油品预处理设施。
中间站：无论泵站、加热站或热泵站，仅给油流补充能量。设施比首、末站 简单。其它的如分输站、减压站等则更简单。
（５）完善的调峰技术。为保证可靠、安全、连续地向用户供气，发达国家 都采用金属储气罐和地下储气库进行调峰供气。目前，西方国家季节性调峰 主要采用孔隙型和盐穴型地下储气库，而日调峰和周调峰等短期调峰则多利 用管道末端储气及地下管束储气来实现。天然气储罐以高压球罐为主，国外 球罐最大几何容积已达5.55×104m3。
（４）提高管材韧性，增大壁厚，制管技术发展较快。国外输气管道普遍采 用X70级管材，X80级管材也已用于管道建设中。德国RuhrgasAG公司在其 Hessen至Werne输气管道上（φ1219mm）首次采用了X80级管材。据有关 文献介绍，用X80级管材可比X65级管材节省建设费用7%。目前，加拿大、 法国等国家的输气管道已采用了X80级管材，此外，日本和欧洲的钢管制造 商正在研制X100级管材。
目前，我国与美国、苏联、印尼等国的长输原油管道广泛采用加热输送工艺， 就工艺方法本身而言，我国与国外的水平相当，但在管道的运行管理和主要 输送设备的有效利用方面还存在着一定的差距。
１．加热炉应用技术现状 加热炉是热输原油管道的主要耗能设备，苏联主要使用直接式加热炉，美国
既使用直接式加热炉，也使用间接式加热炉。我国20世纪80年代后期开始大 量采用间接式加热炉，与国外相比，自动化程度不高，主要部件像换热器、 炉管等的耐腐蚀性差，热媒炉系统自动控制和调节系统的实际使用水平偏低， 余热回收装置普遍存在腐蚀、积灰、传热效率不高的问题，今后应从节能角 度出发，大力开展燃烧节能新技术、新设备的研究，尤其是新型高效燃烧器、 余热回收装置、燃油添加剂的研制。 ２．输油泵调速节能技术 据统计，我国输油泵运行效率比国外先进水平低10%～20%，有相当数量的 泵处于部分负荷下工作，工作流量远低于额定流量，而工作压力远高于额定 压力。传统上采用阀门节流，虽然在实际使用中很有效，但造成大量的能源 浪费，是一种不经济的运行方式。目前，国外大型输油泵普遍采用电机调速 控制，节电率可达40%，节能效果十分显著。而我国输油泵调速节能技术应 用范围较窄，主要存在以下几个问题： （１）应根据泵的不同运行规律（指泵的流量变化范围和在每种流量下运行 的时间）来选择调速装置。泵的运行规律一般可分为高流量变化型、低流量 变化型、全流量变化型和全流量间歇型四种。
（１）成品油管道正向着大口径、大流量、多批次方向发展，除输送成品油 外，还输送其他液体烃类化合物。制订输送计划非常饱满，如世界最大的成 品油管道系统——美国的科洛尼尔管道，复线建成后输量达到原设计的3倍， 双线可顺序输送不同牌号的成品油118种，一个顺序周期仅为5天。
（２）广泛采用管道优化运行管理软件系统，合理安排各批次油品交接时间， 在极短的时间内系统可自动生成调度计划，对管内油品的流动过程进行动态 图表分析，远程自动控制泵和阀门的启停，实现水击的超前保护。
对特定品质的原油而言，一种输油工艺只有在特定的环境下才有效。也就是 说，对于不同种类的原油和不同的地理环境，采用的输送工艺是不同的。尽 管目前世界各国的管道工业发展水平存在着差距，但评价一种输送工艺优劣 的标准应该是一致的，主要有以下几点：
（１）有效性。有显著的降粘、减阻效果或对某一类粘凝油有效。 （２）适应性。适用范围广，对油品性质、站间距、输量及输送环境有较高
首站：收集、计量、输送，组成：罐区、泵房、计量系统。 中间站（热泵）：加压、加热。 末站：转运、计量 首站：输油管起点输油站(称首站)其任务是收集原油或石油产品，经计量后向
下一站输送。 首站由油罐区、输油泵房和油品计量装置主要组成部分。有的为了加热油品
还设有加热系统。 输油泵从油罐汲取油品经加压(有的也经加热)、计量后输入干线管道。油品沿
现代管道运输始于十九世纪中叶。真正具有现代规模的长距离输油管则始于 第二次世界大战。战后随着石油工业的发展，管道建设进入了一个新阶段， 六十年代开始，输油管向着大管径、长距离方向发展，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。 随着我国海上油田和内陆新油田的开发，原油管道的建设进入了一个新的历 史时期，海上管道和全国的成品油输送管网也逐步发展和形成。 二、长距离输油管组成与各站作用 长距离输油管由输油站和线路两部分组成 (图1—1) ：（输油站、线路）
（３）目前，成品油顺序输送中混油界面的检测以超声波检测法为发展趋势， 特别是美国在这方面保持着技术领先地位。
三、天然气管道输送技术的发展 国外长输天然气管道发展比较早，从20世纪50年代，苏联就开始了长输天然ห้องสมุดไป่ตู้
气管道的建设，在80年代，苏联建设了6条超大型中央输气管道系统，全长近 20000km，管径1220～1420mm，是当今世界上最宏大的管道工程。经过半 个多世纪的发展，国外长输天然气管道无论在设计、施工、运营管理，还是 在管材、原动机、储库调峰技术都有了很大发展，特别是大口径、高压干线 输气管道的施工技术更处于领先地位，有许多好的经验和成熟技术可供借鉴。 当前，国外输气管道技术的发展主要有以下几个特点： （１）增大管径。国外干线天然气管道直径一般在1000mm以上，例如，苏 联通往欧洲的干线天然气管道直径为1420mm，著名的阿意输气管道直径为 1220mm，同时国外大口径管道的施工技术也非常成熟，而我国在这方面还 比较欠缺 （２）提高输气压力。目前，西欧和北美地区的天然气管道压力普遍都在 10MPa以上，像阿意输气管道最高出站压力达21MPa（穿越点处），挪威 Statepipe管道输气压力为13.5MPa，新近建成的联盟管道最大许用运行压力 为12MPa。 （３）广泛采用内涂层减阻技术，提高输送能力。国外输气管道采用内涂层 后一般能提高输气量6%～10%，同时还可有效地减少设备的磨损和清管次数， 延长管道的使用寿命。
管道向前流动，压力不断下降，需要在沿途设置中间输油泵站（中间站）继 续加压，将油品送到终点。为继续加热，则设置中间加热站。加热站与输油 泵站设在一起合建的，称热泵站。 输油管终点称末站，它可为属于长距离输油管的转运油库，也可是其它企业 的附属油库。 末站任务：接受来油和向用油单位供油，有较多的油罐与准确的计量系统。 为了满足沿线地区用油，可在中间输油站或中间阀室分出一部分油品，输往 它处。也可在中途接受附近矿区或炼厂来油，汇集于中间输油站或干管，输 往终点。 输油站其基本任务是供给油流一定的能量(压力能，如需要也供给热能)，按时， 按量、保质、安全、经济地将油品输送到终点。输油站的一切设施都为这根 本目标服务。由于各类输油站所处的位置不同，各自的作用也有所差异。
３．原油储罐的自动计量系统 目前，原油储罐的计量方法主要有两种，一种是基于体积的计量方法，另一
种是基于质量的计量方法。国外大多数石油公司基本采用体积计量方式，其 油罐自动计量系统由测量系统和计算机监控系统两部分组成，其中对罐内油 品平均温度的测量是决定计量精度的关键。而对于油气混输管道，目前国外 正在研究和开发多相流质量流量计，这种流量计可使工艺流程简化，不需要 进行油、气、水分离便能直接测量，取消了计量分离器和计量管汇，减少建 设和维护费用。
(1)、运输量大；能耗少，运费低； (2)、便于管理，易实现全面自动化，劳动生产率高； (3)、管道大部埋于地下，受地形地物限制小，能够缩短运输距离；（限制