油气管道输送习题

天然气管道输送

第一章天然气输送概述

1、什么是天然气虚拟临界常数，在实际中有何应用？

2、根据热力学稳定判据，推导RK、SRK和PR状态方程的2个参数a、b的表达式。

3、按照压缩系数方程RK、SRK、PR和BWRS，编程计算不同压力和温度下的压缩系数，并说明它们的大致使用范围。

4、什么是气体的对比态原理，在实际中有何应用？

5、根据气体焓和熵的热力学关系，利用RK、SRK、PR状态方程分别推导实际气体焓和熵的计算公式。

6、根据表1-1和表1-2所提供的不同气田天然气组分，分别按照式1-95和1-102计算不同压力和温度下的气体焓和熵，并与按照图法得到的结果进行比较。

7、根据热力学关系，证明气体质量定压热容和质量定容热容满足式1-108。

8、根据气体热力学关系，证明气体焦耳-汤姆逊系数满足式1-119。

9、如何用RK、SRK、PR状态方程来计算气体的质量定压热容、质量定容热容和焦耳-汤姆逊系数？

10、什么是燃气的燃烧值？在实际生产中为什么采用低热值而不是高热值？

11、什么是燃气的爆炸极限？惰性气体含量对爆炸极限有何影响？

12、定性说明温度对液体和气体粘度的不同影响。

13、根据粘度计算方法，编程计算天然气在不同压力和温度下的粘度。

14、什么是气体的导热系数？给出计算实际气体导热系数的步骤并编程。

15、什么是天然气的水露点和烃露点？说明确定水露点和烃露点的几种方法。

16、如何根据平成常数列线图计算天然气的烃露点？

17、试说明气体流动连续方程1-159、运动方程1-161和能量方程1-163的物理意义和适用条件。

第二章输气管水力计算

1、在什么情况下，输气管的流量计算公式中可以忽略速度变化对流量的影响？

2、为什么管道沿线地形起伏、高差超过200m以上，要考虑地形对工艺参数Q或P 的影响？

3、公式2-53~2-62适用于何种流态？若管内实际流动偏离该液态，应如何处理？

4、为什么干线输气管道采用高压输气较为经济？

5、对于已建成的一条输气管道，若要增大输气量，其扩建工程可以采用哪些措施？

6、流量系数法能解决哪些复杂输气管道的设计计算？

7、用公式2-112、2-115、2-120、2-124计算的流量是整个输气管道的通过能力，这一说法是否正确？试说明用上述任意一个公式计算沿线既有分气工况又有进气工况时的步骤，并编写计算机程序。

8、试说明沿线有进、分气直线的环形输气管网如何设计？

9、如图所示，已知管道起点压力P Q = 4.0 MPa，重点压力P Z = 3.0 MPa，气体压缩系数Z=0.95，气体密度Δ = 0.6，气体温度T = 293K，求同径管管径D和节点压力P1、P2。

第三章输气管道热力计算

1、根据第二章所给的气体压力沿管道分布关系，由式3-10推导气体温度沿管道变化的计算公式。

2、若考虑气体质量定压热容和焦耳-汤姆逊系数随压力和温度变化，如何根据式3-10或3-12计算气体温度沿线变化？

3、在什么条件下，埋地输气管道中气体温度会低于地温？

4、试定性说明地温变化、土壤湿度变化如何影响埋地输气管道总传热系数？

5、在什么条件下，输气管道中会形成水合物？如何判断输气管道中形成水合物？

6、已知天然气组分如下表，试按照经验图解法、相平衡法和热力学统计学法计算压力为5 MPa和10 MPa时形成水合物的最高温度，计算温度为270K和300K时形成水合物的最低压力。

7、某天然气组分同上表，当气量为50×104 m3/d，压力为9 MPa、温度为40℃的天然气输入管径为φ159×9、管长为30km水平管道。试判断是否会形成水合物。管道不形成水合物的最低起点温度是多少？

第四章输气干线系统的设计与工况分析

1、什么情况下采用多台压缩机并联？根据压缩机并联原则，试写出两台相同压缩机恒定转速下并联后的特性方程？

2、输气管道最大通过能力受到哪些因素的影响？

3、讨论输气管道中间某站停运后，沿线各站压力、流量变化规律。

4、讨论输气管道某处分气或集气时，沿线各站压力、流量变化规律。

5、输气管道末段的作用是什么？如何设计末段的长度和管径？

6、对于地形起伏地区沿线有若干进、分气直线的输气管道，沿线压气站如何布置？

7、叙述用方案比较法优选输气管道设计方案的步骤。

8、试叙述用灰色关联分析法优选输气管道设计方案的思路，该方法与方案比较法

有什么区别？

9、已知天然气输气量80×106 m3/d，天然气相对密度Δ = 0.6，压气机入口处的绝对压力P1 = 5.8 MPa，入口温度T = 293K，压气站采用PCL-1002型离心式压缩机，两级压缩、两台年并联工作机组。压气机的额定转速n0 = 5100r/min，实际转速n = 4800r/min。对比条件下：气体进口状态下压缩技术为Z0 = 0.9、气体常数R0= 490J/（kg·K），进口温度T0 = 288K。用两种方式计算压气站的工况：压缩比ε、内功率N、轴功率N S、出站压力P2、出站温度T2和效率η。

（1）利用图4-1，用图解法计算；

（2）利用图4-1和公式4-15~4-21，建立压气站的特性后再计算，并与（1）题计算结果进行比较。

第五章输气战场工艺流程及主要设备

1、输气战场一般具有哪些基本功能？输气站的设计和布置应考虑哪些主要原则？

2、设计站的工艺流程应注意哪些主要问题？

3、试说明图6-6所示离心压缩机站启动和停运的操作过程。

4、试叙述图6-2和图6-4中各站主要工艺流程。

5、在首站，若需要将一部分天然气输送至用户，一部分天然气输送至长输管道，试设计并绘出其工艺流程图。

6、试说明旋风除尘器工作原理。设计旋风除尘器时应考虑哪些主要结构尺寸？

7、输气管道中所用平板阀和一般闸阀有何区别？球阀和平板阀各有什么特点？

8、试说明调节阀和安全阀各用于什么场合，并说明选择步骤。

9、试叙述天然气标准孔板、计量装置的适用范围和所适用的气流条件，编写一个用于流量计算的程序。

10、往复压缩机和离心压缩机各有什么特点？压缩机驱动设备有哪些？有何特点？

11、压缩机和驱动设备选用主要应考虑哪些因素？

12、试说明清管器的作用和清管器接收和发送过程。

第六章输气管道运行自动化

1、简述天然气管道自动调节系统对一个公益运行参数进行调节的原理和过程。

2、根据本书中所学的计算公式和计算方法，针对下述条件，推导出干线及进气支线首站出站压力调节设定值的计算公式：

（1）干线管径711.2mm，年输气量30亿m3，在距干线首站下游60km处有一条进气支线与干线汇合。

（2）支线管径500.8mm，年输气量5亿m3，无中间压气站，在支线首站下游50km 处与干线汇合。

（3）干线和进气支线汇合点下游60km处设置有压气站，要求在全线正常运行情况

下进站压力达到1.0 MPa。

3、简述某压气站一个工艺参数（如天然气压力）的自动监测原理和过程。

4、以某压气站的清管接收系统为例，简述SCADA系统对该系统进行清管器自动顺序接收的监控原理和过程；根据你掌握的知识，设计出清管接收的操作原则、自动顺序接收控制逻辑图及自控逻辑程序。

5、列举出一座年处理天然气约30亿m3的天然气脱硫处理厂所采用的自动调节系统；为该脱硫厂分布式控制系统（Distributed Control System，简称DCS）的配置提出自己的设想；阐述适用于多站场远程自动监控的SCADA与适用于工厂工业过程自动调节和监控DCS之间在系统构成、功能、运行特点和工作原理等方面的相同性和相异性。

6、假设某管起始于黑龙江，途径吉林、辽宁、天津、河北、山东、江苏、浙江等省市，终止于上海市，干线全长4000公里，年输气量200亿m3，有20条以上的有关城镇和工厂供气的分输管线，试提出SCADA系统配置和运营管理机构设计构想。

7、你认为在我们国家今后建立的自动化输气管道系统的经营管理中有实现天然气买、卖费用自动结算的可能吗？会遇到哪些问题？怎样解决？

8、以本章单站顺序（Station Sequence）自控操作中所假定的具有一只进气站电动球阀、两台并联运行的离心式压缩机和一只出站电动球阀的压气站为例，分别按全站顺序启动过程和全站顺序停运过程设计出从调度控制中心或站控系统发一个启动本站命令完成恩站自动顺序启动的全站顺序启动逻辑图和发一个停运本站命令完成全站自动顺序停运的本站顺序停运逻辑图（有关设备仪表编号、表示符号及信息存放地址分配等可以自行确定），并将这两套自控逻辑图编制成自控逻辑程序。

输油管道设计与管理

第一章输油管及其勘察和设计

1、管道运输与其他运输方式相比有何特点？目前国内外石油管道运输的现状和发展方向如何？我国在这方面的技术水平与国外相比还有何差距？

2、长输管道系统主要有哪几部分组成？管道输送有哪些特点？

3、大型长输管道建设要遵循哪些程序？

4、请说明可行性研究、初步设计和施工图设计间的区别和内容。

5、输油管道的勘察工作分哪三个阶段，各阶段的任务和侧重点有何不同？

6、输油管道的设计工作分哪三个阶段，各阶段的任务和侧重点有何不同？

7、勘察和设计是如何密切配合进行的？

8、输油管道的勘察选线一般应遵循哪些原则？

9、输油管道的初步设计文件包括哪几个部分，其中说明书包括哪些内容？

第二章等温输油管道工艺计算

1、等温输油管道有何特点？

2、计算管道摩阻的达西公式与列宾宗公式有何特点？

3、什么是动、静水压力？

4、请说明等温输油管道设计时泵站数圆整及布站的方法。

5、对泵站及管路工作情况校核主要应考虑哪些因素？

6、请说出等温输油管道常规设计的步骤。

7、等温输油管道中间某站停运后工况如何变化？

8、等温输油管道某处漏油后工况如何变化？

9、密闭输油管道输量发生变化时，怎样进行调节？

10、什么是翻越点，什么是计算长度？

11、拟建一条长690km，年输量为600万吨的轻质油管线。已知原始资料：

①管路埋深1.5m处的月平均低温：

②油品密度ρ20=867.5kg/m3

③油品的粘温特性：

④可选用的离心泵型号规格：

⑤首站进口压头取ΔH1=45m，站内摩阻取15m。

⑥管材选用16Mn钢，螺旋焊缝钢管。

⑦线路高程：

求：

1）合理选择泵型号和泵站的组合方式，并查相关资料作所选型号的泵在输此油品时特性数据的换算；

2）选取合适的管径，计算壁厚并取整，然后计算管道的承压能力和对应的允许最大出站压头；

3）取管道的当量绝对粗糙度e = 0.003 mm，计算所需的泵站数；

4）将计算的泵站数取大化整，然后提出三项经济可行的措施使输量保持不变，并对每种措施作相应的计算；

5）将计算的泵站数取小化整，分别计算所需副管的长度（管径与主管相同）、大一个等级的变径管长度、大两个等级的变径管长度，并进行管材耗量的比较；

6）按泵站数化小加副管的方案，分别求夏季高温时和冬季低温时泵机组的扬程，

然后作布站水力坡降线，并确定中间各站的布站范围；

7）设副管敷设在首站出口位置，求第一站间动水压头Hx的表达式，并检查全线动水压头和静水压头；

8）按泵站数化小加副管的方案，求管道系统的最大和最小输量及相应的电机的总输出功率。

第三章热油管道输送工艺计算

1、与等温输油管道相比，加热输油管道有什么特点？

2、在热油管道的设计中，为什么要先进行热力计算，后进行水力计算？

3、请说明舒霍夫公式的适用范围。

4、根据舒霍夫公式，讨论管径对沿线温度的影响。

5、在热油管道中，蜡的析出对沿线温度分布有何影响？

6、在舒霍夫公式中地温t0是指管道埋地设出的自然地温，还是在运行时的实际地温？

7、在热油管道设计过程中，加热站的进站温度和出站温度的取值应考虑哪些因素？

8、常见的热油管道水力计算有几种方法？比较这些方法的优、缺点。

9、在热油管道水力计算过程中，为什么要以加热站站间距作为计算单元？

10、请说明热油管道设计的基本步骤。

11、与等温输油管道相比，热油管道特性曲线有什么特点？

12、在热油管道输送过程中，在其他条件不变的情况下，随着输量的增加，沿程摩阻也随之增加吗？为什么？

13、在热油管道输送过程中，若发现输量少而摩阻反而增加时，应及时采取哪些措施？

14、在热油管道设计时，为什么要考虑反输工艺？

15、某热油管线φ720×9，全长350km，设有6个加热站。总传热系数K为1.5千卡/（m2·h·℃），如采用聚氨酯泡沫塑料保温，加多厚的保温层，全线只需2个加热站（设加热站进、出温度和输量不变）？

16、拟建一条长690km，年输量为600万吨的高粘原油管线。已知原始资料

（1）油品性质：

凝固点29℃，初馏点75℃，析蜡点41.3℃，比重δ204=0.8575，粘温特性：

37℃以上为牛顿流体。

（2）管径选用φ529×8，管材选用16Mn钢螺旋焊缝钢管，导热系数λg = 48 W/（m·k）。

（3）采用沥青玻璃布作为防腐绝缘层，厚度为6 mm，导热系数λf =0.15 W/（m·k）；

采用聚氨酯泡沫作为保温层，厚度为40 mm，导热系数取λb =0.045 W/（m·k）。

（4）选用DKS-750/550型输油泵（泵特性曲线见第三章11题），首站入口压头取ΔH1 = 40 m，热站摩阻h R= 10 m，泵站摩阻取h P = 20 m，热泵站摩阻取h RP= 25 m，允许最小进口压头取[ΔH]min = 4 m。

（5）终点站油罐高度h g = 6 m。

（6）管路埋深1.5m处，年平均地温13.5℃，夏季最高地温21.1℃，冬季最低地温5℃，土壤导热系数取λt = 1.5 W/（m·k）。

求：

（1）合理选取热站的进出口温度，计算所需的热站数。

（2）用平均温度法，按所选的热站进出口温度计算所需的泵站数。

（3）将计算所需的泵站数化小，分别就热站数化大和化小提出布站方案，并确定加热站的进出口温度和热负荷。

（4）将计算所需的泵站数化大，分别就热站数化大和化小提出布站方案，并确定加热站的进出口温度和热负荷。

（5）就不同的布站方案进行经济比较，从而确定较优方案（经济参数自拟）。

（6）求从5中选出的较优方案的最大输量。

（7）求较优方案分别对应夏季和冬季时的允许最小输量。

（8）求较优方案分别对应夏季和冬季时的最小运行输量。

第四章易凝、高粘原油输送

1、对比分析稠油与含蜡原油高粘的本质区别。

2、简要回答易凝高粘原油主要输送方法的基本原理及适用性。

3、对于规格为Φ377×7的输油管道，输送70℃热处理的某原油。原油20℃时密度为840 kg/m3，比热容为2.1 kJ/kg·K，输量为200m3/h，进入管线的油温问70℃，沿线总传热系数为6.046 kJ/m2·h·K。原油凝点为23℃，各油温下的流变方程如下表所列。沿线地温18℃，管道粗糙度为0.15 mm。

求：（1）油温从70℃降至25℃的输送距离；

（2）计算输送距离的压降（应考虑原油呈现不同流变性和不同流态，分段计算）。

第五章顺序输送

1、顺序输送油品时，油流的雷诺数大好还是小好，为什么？

2、在顺序输送时，层流产生的混油量大于紊流产生的混油量的主要原因是什么？

3、什么是扩散速度？什么是扩散率？

4、描述混油浓度在管路轴线方向随时间变化的微分方程是否适合不稳定流动？

5、一般认为影响混油量的主要因素有哪些？其他因素有哪些？

6、减少混油量的一般技术措施有哪些？

7、某管道φ159×7，管长713km，顺序输送汽油（A）和柴油（B）流速1m/s，已知νA = 0.8 × 10-6 m2/s，νB = 8 × 10-6 m2/s。若汽油（A）中允许混入柴油（B）的浓度为1%，柴油（B）中允许混入汽油（A）的浓度为0.5%，试计算当重点站油罐容积为50m3和2000m3两种情况下的切割浓度及确定混油的处理方法。

8、某成品油管道顺序输送汽、煤、柴三种油品，已知原始资料：

（1）油品性质：

（2）油品来源：

汽、煤、柴三种油品的总生产能力为100万吨/年的炼油厂，其中汽油20%，煤油30%，柴油50%。

（3）柴油纯度指标：

汽油在煤油中的允许浓度0.5%；

汽油在柴油中的允许浓度0.1%；

煤油在汽油中的允许浓度3%；

煤油在柴油中的允许浓度1%；

柴油在汽油中的允许浓度1%；

柴油在煤油中的允许浓度1%。

（4）油品价格：

汽油800元/吨，煤油700元/吨，柴油500元/吨。

（5）管路全长1000km，管径φ273×6。

（6）管路埋深0.8m处平均地温13.5℃，最低地温5℃。

求：

（1）确定一个循环中输送三种油品的顺序，并给出理由。

（2）一年中每种油品的输送天数。

（3）最优循环次数。

（4）首、末站所需的油罐容积。

（5）混油切割浓度。

（6）混油贬值损失。

提示：单位容积储罐的建设和经营费用以及投资效益系数自拟；每次循环的混油贬值损失A是末站储罐容积的函数亦即循环次数的函数；编程计算，循环次数N从1开始取值，直到总损失s Z最小。

第六章输油管道水击分析

1、液体中含有气泡时对水击播有何影响？

2、水击有什么危害，怎样减小水击的危害？

3、长输管道中产生的水击有何特点？

4、解释描述水击基本方程组的物理意义、

5、解释求解水击特征线方程的物理意义。

6、由特征线法求解水击方程时，其时间网格步长和距离步长应满足什么条件？

7、输油钢管直径φ100×4，输送比重为0.85的原油，输送量15 l/s，管长2000米，如果关死管路阀门的时间为2.2s，问水击压强为多少？若关死阀门的时间延长20s，问水击强度又是多少。

油气输送管道的运行特点及常见事故通用范本

内部编号：AN-QP-HT851 版本/ 修改状态：01 / 00 When Carrying Out Various Production T asks, We Should Constantly Improve Product Quality, Ensure Safe Production, Conduct Economic Accounting At The Same Time, And Win More Business Opportunities By Reducing Product Cost, So As T o Realize The Overall Management Of Safe Production. 编辑：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 油气输送管道的运行特点及常见事故 通用范本

油气输送管道的运行特点及常见事故通 用范本 使用指引：本安全管理文件可用于贯彻执行各项生产任务时，不断提高产品质量，保证安全生产，同时进行经济核算，通过降低产品成本来赢得更多商业机会，最终实现对安全生产工作全面管理。资料下载后可以进行自定义修改，可按照所需进行删减和使用。 1．油气输送管道的运行特点 长距离输油(气)管道是一个复杂的工程系统，它的安全运行与国民经济发展和城市居民生活用气息息相关。长距离输油(气)管道除了具有管径大、输送距离长、工作压力高、输油(气)量大和长年连续运行的特点外，还具有如下的特点： 长距离输油(气)管道除了少数跨越河流、铁路和公路的管段为架空敷设外，绝大部分管段为埋地敷设。管道埋地敷设的优点是受地形地物的限制小，管道不易遭受外部机械作用的损

油气管道技术现状与发展趋势

油气管道技术现状与发展趋势 王功礼王莉 中国石油天然气股份有限公司规划总院 摘要 近几十年来，中国长输管道技术不断发展，水平逐渐提高。特别是高凝含腊原油的加热输送、原油热处理及加剂综合处理工艺、天然气管道的设计和施工技术已达到或接近国际先进水平。文章简要论述了国内外在原油、成品油、天然气输送管道方面的技术现状及发展趋势，结合国内外管道技术发展的实际情况和未来趋势，提出了我国油气管道行业应加强对油气输送工艺、油气储存技术、油气管道完整性评价及配套技术、油气管道运行管理、管道信息管理系统、管道施工技术6 个方面的研究。 关键词 世界范围原油天然气成品油管道设计技术发展趋势分析评价 世界能源需求的扩大和发展加速了世界长距离油气管道的建设步伐。据统计，2003 年全球正在建设和规划建设的油气管道总长约7.6万km；今后15 年内世界管道的长度将以每年7%的增长率增长，其中天然气管道的建设将占据主导地位。未来世界将新增东北亚、东南亚、南美洲3 大输气管网。 原油管道技术现状及发展趋势 1世界原油管道技术现状 目前原油管道普遍采用密闭输送工艺，出现了冷热原油顺序输送、原油/成品油顺序输送工艺；对高凝、高黏原油采用热处理和加剂处理工艺。降凝剂和减阻剂种类多、效果好、应用普遍；采用环保、高效、节能型管道设备，泵效达85%以上；多采用直接式加热炉，炉效超过90%；运用高度自动化的计算机仿真系统模拟管道运行和事故工况，进行泄漏检测，优化管道的调度管理；对现役管道进行完整性评价及管理。 例如：美国的全美管道是目前世界上最先进的一条热输原油管道，全长2 715 km，管径760 mm，全线采用计算机监控和管理系统（SCSS）。在控制中心的调度人员通过计算机可实现管道流量、压力及泵、炉、阀等设备的自动控制，仿真系统软件可完成泄漏检测、定位、设备优化配置、运行模拟等功能。 2世界原油管道技术发展趋势 目前，世界各国尤其是盛产含蜡黏性原油的大国，都在大力进行长距离管道常温输送工艺的试验研究。随着含蜡高黏原油开采量的增加以及原油开采向深海发展，各国都特别重视含蜡高黏原油输送及流动保障技术研究。挪威、法国、英国、美国等石油工业发达国家在含蜡高黏原油流变性及其机理、管道蜡沉积预测等方面达到很高水平，并将带来应用技术的新突破。

关于油气输送管线干线钢管选用

关于油气输送管线干线钢管选用的若干问题油气输送管线干线钢管选用一般应考虑五个问题：1.钢管标准的选用2.钢管的化学成分要求3.钢管的机械力学性能4.钢管韧性要求5.制管技术要求。现就这几个问题简述如下，由于时间紧迫可能错漏短缺不少，仅供参考。 一.关于钢管标准 在油气输送用钢管标准的选用中，几乎在较大的产油国与发达国家都有自己的标准。我国油气输送用管道多采用美国API Spec 5L《管线管》的标准.国标《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第一部分A级钢管》（GB9711.1.97）及《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第二部分 B 级钢管》（GB9711.2-99）。由于API Spec 5L是一个通用的最基本的必须技术条件，考虑到各条管线的自然条件差别很大，因此管线的业主往往根据API Spec 5L指明的钢级化学成分和机械性能由购方和制管厂商定，再结合管线的具体情况，对选用的钢管提出一些补充技术规定，其要求比API Spec 5L高。此外，国际标准化组织ISO/TC67技术委员会也制定了管线管交货技术条件，即ISO3183-1 ISO3183-2 ISO3183-3 。这些标准是根据管线服役条件，将钢管分为A.B.C.三类，A类为符合API Spec 5L 的钢管，B类为有韧性要求和特殊无损检验的钢管，C类为输送酸性介质或有低温要求的钢管。 俄罗斯由于大部分地区气候严寒，管线服役条件苛刻，对钢管质量要求除部分内容参照API Spec 5L，如弯曲实验.超声检测等外，关键质量指标

要求较高，而且标准较多较细。 具体标准有：ГOCT20295-85《油气输送干线管道用钢制焊接钢管技术规范》.TY75-86《工作压力7.4MPa带外防腐层的直径530，720，1020，1220和1420MM直缝和螺旋缝电焊钢管技术条件》.TY1104-138100-357-02-96《工作压力7.4MPa带外防腐层螺旋缝电焊钢管技术条件》，TY14-3-1970-97《20号优质碳素钢制增强耐蚀性和抗低温的螺旋缝管电焊钢技术条件》，TY14-3P-04-94，〈北极地区输送石油天然气用直径530-1220MM直缝电焊管钢技术条件》TY322-8-21-96《直径820，920和1220MM直缝电焊管钢技术条件》等。 我国的钢管标准基本上是等效采用API Spec 5L的标准，但在针对各管线的具体情况提出的补充技术条件中比API Spec 5L要求高，也不比俄罗斯钢管质量要求底，如陕京线。涩-宁-兰线，兰-成-渝线，忠-武线，西气东输干线等。而且我国的钢卷板冶炼技术在X70级以内的强度等级均可满足技术要求，螺旋管的制管质量也可满足技术要求。当然，我国对螺旋管的焊缝残余应力消除上不如俄罗斯的整体热处理或焊缝热处理，也没有API Spec 5L提出的冷扩处理。我国只是在制管过程中用先成型后焊接的办法，保证焊接处切开后的弹复量小于1.5%D，从而减小焊缝残余的应力。 哈萨克斯坦的自然环境条件接近我国新疆地区，可以参照鄯乌线，西气东输线选管技术条件来制定钢管标准。 钢管的化学性能影响到钢管的强度,韧性,可焊接性,耐腐蚀性.过去采用增C(碳)的办法增加强度,但降低了韧性和可焊性.五十年代以后采

油气管道输送习题

天然气管道输送 第一章天然气输送概述 1、什么是天然气虚拟临界常数，在实际中有何应用？ 2、根据热力学稳定判据，推导RK、SRK和PR状态方程的2个参数a、b的表达式。 3、按照压缩系数方程RK、SRK、PR和BWRS，编程计算不同压力和温度下的压缩系数，并说明它们的大致使用范围。 4、什么是气体的对比态原理，在实际中有何应用？ 5、根据气体焓和熵的热力学关系，利用RK、SRK、PR状态方程分别推导实际气体焓和熵的计算公式。 6、根据表1-1和表1-2所提供的不同气田天然气组分，分别按照式1-95和1-102计算不同压力和温度下的气体焓和熵，并与按照图法得到的结果进行比较。 7、根据热力学关系，证明气体质量定压热容和质量定容热容满足式1-108。 8、根据气体热力学关系，证明气体焦耳-汤姆逊系数满足式1-119。 9、如何用RK、SRK、PR状态方程来计算气体的质量定压热容、质量定容热容和焦耳-汤姆逊系数？ 10、什么是燃气的燃烧值？在实际生产中为什么采用低热值而不是高热值？ 11、什么是燃气的爆炸极限？惰性气体含量对爆炸极限有何影响？ 12、定性说明温度对液体和气体粘度的不同影响。 13、根据粘度计算方法，编程计算天然气在不同压力和温度下的粘度。 14、什么是气体的导热系数？给出计算实际气体导热系数的步骤并编程。 15、什么是天然气的水露点和烃露点？说明确定水露点和烃露点的几种方法。 16、如何根据平成常数列线图计算天然气的烃露点？ 17、试说明气体流动连续方程1-159、运动方程1-161和能量方程1-163的物理意义和适用条件。 第二章输气管水力计算 1、在什么情况下，输气管的流量计算公式中可以忽略速度变化对流量的影响？ 2、为什么管道沿线地形起伏、高差超过200m以上，要考虑地形对工艺参数Q或P 的影响？ 3、公式2-53~2-62适用于何种流态？若管内实际流动偏离该液态，应如何处理？ 4、为什么干线输气管道采用高压输气较为经济？ 5、对于已建成的一条输气管道，若要增大输气量，其扩建工程可以采用哪些措施？ 6、流量系数法能解决哪些复杂输气管道的设计计算？

油气管道输送技术课程设计

目录 1 总论 (1) 1.1 设计依据及原则 (1) 1.1.1 设计依据 (1) 1.1.2 设计原则 (1) 1.2总体技术水平 (1) 2 设计参数 (2) 3 工艺计算 (3) 3.1 管道规格 (3) 3.1.1 天然气相对分子质量 (3) 3.1.2 天然气密度及相对密度 (3) 3.1.3 天然气运动黏度 (3) 3.2 管道内径的计算 (4) 3.3 确定管壁厚度 (4) 3.4 确定各管段管道外径及壁厚 (5) 3.5 末段长度和管径确定 (6) 3.5.1 假设末段长度, 内径d=1086.2mm (7) 3.5.2 计算各个参量 (7) 3.5.3 计算储气量 (8) 4 压缩机的位置及校核 (9) 4.1 压缩机站数 (9) 4.1.1 压缩机站的位置 (9) 4.1.2 压缩机站位置的校核 (10) 参考文献 (11)

多气源多用户输气管道工艺设计 1 总论 1.1 设计依据及原则 本设计主要根据设计任务书，查询相关的国家标准和规范，以布置合理的长距离输气干线。 1.1.1 设计依据 （1）国家的相关标准、行业的有关标准、规范； （2）相似管道的设计经验； （3）设计任务书。 1.1.2 设计原则 （1）严格执行现行国家、行业的有关标准、规范。 （2）采用先进、实用、可靠的新工艺、新技术、新设备、新材料，建立新的管理体制，保证工程项目的高水平、高效益，确保管道安全可靠，长期平稳运行。 （3）节约用地，不占或少占良田，合理布站，站线结合。站场的布置要与油区内各区块发展紧密结合。 （4）在保证管线通信可靠的基础上，进一步优化通信网络结构，降低工程投资。提高自控水平，实现主要安全性保护设施远程操作。 （5）以经济效益为中心，充分合理利用资金，减少风险投资，力争节约基建投资，提高经济效益。 1.2总体技术水平 （1）采用高压长距离全密闭输送工艺； （2）输气管线采用先进的SCADA系统，使各站场主生产系统达到有人监护、

油气输送管道穿越工程设计要求规范(GB50423-2015)

油气输送管道穿越工程设计规范（GB50423-2007） 3.1 基础资料 3.1.1 穿越工程设计前，应取得所输介质物性资料及输送工艺参数。其要求应按现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253和《输气管道工程设计规范》GB 50251的规定执行。 3.1.2 穿越工程设计前，应根据有关部门对管道工程的环境影响评估报告、灾害性地质评估报告、地震安全评估报告及其他涉及工程的有关法律法规，合理地选定穿越位置。穿越有防洪要求的重要河段，应根据水务部门的防洪评价报告，选定穿越位置及穿越方案。 3.1.3 选定穿越位置后，应按照国家现行标准《长距离输油输气管道测量规范》SY/T 0055和《油气田及管道岩土工程勘察规范》SY/T 00 53，根据设计阶段的要求，取得下列测量和工程地质所需资料： 1 工程测量资料，包括1:200～1:2000，平面地形图(大、中型工程)与断面图； 2 工程地质报告，包括1:200～1:2000地质剖面图、柱状图、岩土力学指标、地震、水文地质及工程地质的结论意见。 3.1.4 应根据下列钻孔布置要求获取地质资料： 1 挖沟埋设穿越管段，应布置在穿越中线上。 2 水平定向钻、顶管或隧道敷设穿越管段，应交叉布置在穿越中线两侧各距15～50m处。在岩性变化多时，局部钻孔密度孔距可布置为20～30m。 3.1.5 根据现行国家标准《中国地震动参数区划图》GB 18306，位于地震动峰值加速度a≥0.19地区的大中型穿越工程，应查清下列四种情况，并取得量化指标： 1 有无断层及断层活动性质、一次性最大可能错动量。 2 地震时两岸或水床是否会出现开裂或错动。 3 地震时是否会发生基土液化。 4 地震时是否会引起两岸滑坡或深层滑动。 3.1.6 穿越管段应有防腐控制的设计资料。 3.2 材料 3.2.1 穿越工程用于输送油气的钢管，应符合现行国家标准《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第1部分：A级钢管》GB/T 97 11.1或《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分：B 级钢管》GB/T 9711.2的规定，并应根据所输介质、钢管直径、钢管壁厚、使用应力与设计使用温度等补充有关技术条件要求。对于管径小于DN300，设计压力小于6.4MPa的输油钢管或设计压力小于 4.0MP a的输气钢管，可采用符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/

油气输送管道的运行特点及常见事故正式版

Through the reasonable organization of the production process, effective use of production resources to carry out production activities, to achieve the desired goal. 油气输送管道的运行特点及常见事故正式版

油气输送管道的运行特点及常见事故 正式版 下载提示：此安全管理资料适用于生产计划、生产组织以及生产控制环境中，通过合理组织生产过程，有效利用生产资源，经济合理地进行生产活动，以达到预期的生产目标和实现管理工作结果的把控。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 1．油气输送管道的运行特点 长距离输油(气)管道是一个复杂的工程系统，它的安全运行与国民经济发展和城市居民生活用气息息相关。长距离输油(气)管道除了具有管径大、输送距离长、工作压力高、输油(气)量大和长年连续运行的特点外，还具有如下的特点： 长距离输油(气)管道除了少数跨越河流、铁路和公路的管段为架空敷设外，绝大部分管段为埋地敷设。管道埋地敷设的优点是受地形地物的限制小，管道不易遭受外部机械作用的损坏，而且土壤能对加

热输送的管道起到较好的保温作用，使管道基本不受恶劣气候的影响。其缺点是管道一旦发生泄漏事故，不容易被发现。 长距离输油(气)管道的站间管路只有一条，没有备用管路，一处发生事故而导致输送中断，就要全线停输。采用加热输送的原油管道，如果停输时间过长，还有可能造成重大的凝管事故。 长距离输油(气)管道多在野外，处理线路上的事故时，大部分在远离基地的野外进行。抢修作业施工条件差，工作量大，机械化水平要求高，交通运输不便，因而管道事故抢修作业的难度很大。 长距离输油(气)管道的输送距离长，线路可能经过不同的地形和地质构造，地

我国油气长输管道技术的现状及发展

我国油气长输管道技术的现状及发展 油气管道的主要任务是对石油、天然气及其产品进行运输，是国家的重要基础设施，加强对油气管道技术的研究，促进油气管道的持续发展，对于保障经济持续增长、维护人民生活和谐稳定，有着十分重要的意义。 标签：油气长输管道;现状;发展 1.油气管道技术的现状 1.1 原油管道 改革开放以来，我国不断加大对原油管道的建设力度，经过几十年的发展，我国在原油管道技术方面取得了长足进步。目前，在原油管道，已经应用了诸多先进技术，包括SCADA系统、密闭输油技术、低输量加剂技术等，大大提高了原油运输效率，也减少了管道运输过程中的能源消耗。但就现阶段来说，我国在原油管道技术方面与国外发达国家有着明显差距，主要体现在高黏高凝原油管道技术、节能降耗技术、管道运行管理技术等方面[1]。基于此，接下来，必须进一步加强对原油管道技术的研究，有针对性地进行技术攻关，以进一步提高我国的原油管道技术水平，使我国油气管道技术与国际水平接轨。 1.2 天然气管道 目前，我国正在大力研究天然气运输管道技术，主要的研究内容包括：第一，地下储气库的建设。其目的在于确保天然气的安全稳定供给，维持天然气供需稳定，保障天然气调峰平稳;第二，建立长输管道系统。随着全球经济一体化进程的加快，世界范围内的能源贸易逐渐增加，洲际天然气管道、跨国天然气管道的数量越来越多，我国也积极加强了对网络化的输气系统的研究，并大力建设中俄天然气管道、中缅天然气管道、中哈天然气管道以及中巴天然气管道等国际长输天然气管道;第三，大管径、高压力管道。随着长输天然气管道的构建，大管径、高压力管道也得到越来越多的应用[2]。目前，天然气管道的干线，管径已经超过了1000毫米，管道运行压力也越来越高，输气压力高达10兆帕以上，国外的一些天然气管道，最高可达到20兆帕。西气东输工程已经基本建成，该管线全长为4210千米，管径1016毫米，设计压力为10兆帕，设计输送量为每年120×108立方米，该工程的建成，标志着我国天然气管道技术得到了长足发展。 1.3 成品油管道 现阶段，我国的成品油管道技术已经逐渐发展成熟，具有输送品种多、规模大的特征，可以对重质油品、液化石油气、石油化工产品、柴油、汽油、煤油等进行运输。 世界最大的成品油管道是科洛尼尔管道，其可以对118种牌号的成品油进行

油气输送管道与铁路交汇工程技术及规定(新版)

When the lives of employees or national property are endangered, production activities are stopped to rectify and eliminate dangerous factors. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 油气输送管道与铁路交汇工程技 术及规定(新版)

油气输送管道与铁路交汇工程技术及规定 (新版) 导语：生产有了安全保障，才能持续、稳定发展。生产活动中事故层出不穷，生产势必陷于混乱、甚至瘫痪状态。当生产与安全发生矛盾、危及职工生命或国家财产时，生产活动停下来整治、消除危险因素以后，生产形势会变得更好。"安全第一" 的提法，决非把安全摆到生产之上;忽视安全自然是一种错误。 第一章总则 第一条为统一油气输送管道（以下简称“管道”）与铁路相互交叉、并行工程的技术和管理要求，保障管道和铁路设施的安全，依据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》、《中华人民共和国铁路法》和《铁路安全管理条例》，制定本规定。 第二条本规定适用于管道与铁路相互交叉、并行的工程（以下统称“交汇工程”）。油、气田集输管道与铁路相互交叉、并行，其条件相近时可参照执行。 第三条管道与铁路交汇时应遵循以下原则： 1.安全第一、预防为主。交汇工程应确保铁路运输安全和管道运行安全，特别是高速铁路、城际铁路等旅客列车的运输安全。 2.后建服从先建，尽量减少对既有设施的改建。 3.综合考虑铁路和管道行业规划。

陆上油气输送管道建设项目安全审查要点(试行)

陆上油气输送管道建设项目安全审查要点 （试行） 1 适用范围 本要点适用于中华人民共和国境内主要遵循《输气管道工程设计规范》（GB50251）或《输油管道工程设计规范》（GB50253）等标准设计的新建、改建、扩建陆上油气输送管道（以下简称油气管道）建设项目的安全审查。 2 术语和定义 2.1 油气管道 油气管道是指输送符合有关标准质量要求的石油、天然气管道及管道附属设施，其中石油是指原油和成品油，天然气是指常规天然气、页岩气、煤层气和煤制气等。 不包括油气海底管道、城镇燃气管道、油气田集输管道和炼油、化工等企业厂区内管道。 2.2 安全设施 安全设施是指在油气管道输送过程中用于预防、控制、减少和消除事故所采用的设备、设施及其他技术措施的总称。包括但不限于附件中所列安全设施。 3 安全条件审查主要内容 3.1 评价范围 是否准确说明安全评价范围。是否说明与上下游衔接的工程界面与评价界面。如分期建设，要说明分期建设界面。改（扩）建工程要说明其与在役工程的界面与评价界面。 3.2 评价依据 审核评价报告所依据的法律、法规、规章、规范性文件、标准规范是否有效、准确，相关支持性文件是否有效。 3.3 评价程序 安全评价程序是否符合通用安全评价程序。 3.4 评价资质 3.4.1 建设单位 是否说明建设单位基本情况、经营范围和建设项目隶属关系等。 3.4.2 可行性研究报告编制单位 可行性研究报告编制单位是否具备油气管道建设项目可行性研究、设计的资质。

3.5建设项目概况 3.5.1基本概况 是否说明建设项目基本概况，无重大缺项、漏项和缺失，包括以下内容： a）建设项目名称、线路起止点、线路长度、站场和阀室的数量及类型、总投资等。 b）输送介质的组分和物性。 c）油气管道线路总体走向、沿线行政区域划分等。 d）输送工艺，设计压力、设计输量、管径、壁厚、管材等基本参数。 3.5.2 自然及社会环境 是否说明沿线地貌、气象、水文、地震及断裂带，以及沿线经济、交通道路等情况。 3.5.3 线路工程 是否说明线路走向、线路用管、管道敷设、阀室设置等油气管道线路工程情况。重点关注特殊地段油气管道路由选择和敷设方式，包括以下内容： a）阀室设置情况，包括阀室设置与地区等级划分（输气管道）、阀室所在地周边环境等。 b）油气管道敷设方式，包括与已有管道、高压输电线路、电气化铁路等并行或交叉情况及敷设方式。 c）油气管道沿线附近有相互影响的主要敏感区域分布情况及敷设方式，包括医院、学校、客运站、城镇规划区、工业园区、飞机场、海(河)港码头、军事禁区等。 d）油气管道河流大、中型穿(跨)越，山岭隧道穿越，公路(二级以上)穿（跨）越、铁路穿(跨)越情况。 e）油气管道沿线滑坡、崩塌、泥石流、盐渍土、湿陷性黄土、淤泥质软土、多年冻土、季节性冻土等主要不良地质段分布情况及敷设方式。 f）油气管道沿线山区、沟谷、沙漠、水网等特殊地段分布情况及敷设方式。 g）油气管道经过地震强震区及地震断裂带特别是全新世地震断裂带情况及敷设方式。 h）油气管道经过矿山采空区情况及敷设方式。 i）油气管道标识和伴行道路设置情况。 3.5.4 站场工程 是否说明站场工程基本情况，包括站场设置及等级划分、站场功能及工艺流程、站场区域位置和总平面布置、主要设备设施等。输气站场要说明放空系统设计及与周边设施间距。

油气管道穿越工程勘察技术

油气管道穿越工程勘察技术 周亮臣 近年来，我国油气管道建设面临着有史以来的最佳时期。继西气东输管道、西部原油管道相继投产之后，目前，兰州—郑州—长沙成品油管道正在紧锣密鼓地开展勘察工作。与此同时，又有两项宏伟工程将要面世， （二 1、穿越河段的选择 油气管道需要通过江河湖海（湾）时，从安全出发，大都采取穿越方式通过，很少采取跨越方式。西气东输在中卫通过黄河，采取跨越方式，曾经是当地一道风景线，日前听说要改用隧道穿越方式以确保安全。 穿越河段应选在河道顺直、河床及两岸均稳定的河段。宜避开下列河

段： （1）河道弯曲、经常改道的河段； （2）河床冲淤变幅大的河段； （3）岸坡区岩石松软、不良地质现象发育且对穿越工程稳定性有直接危害或潜在威胁的河段； 各布 2）钻探深度 对于沟埋敷设方式，应钻至河床最大冲刷深度以下3～5m。无冲刷深度资料时，应视河床地层条件而定。对于粉细砂土河床，钻探深度10～15m；对于中、粗、砾砂河床，钻探深度8～12m；对于卵（砾）石河床，钻探深度6～8m；对于基岩，应钻穿强风化层，当强风化层很厚时，最大深度以

10m为限。 对于定向钻穿越方式，钻探深度为设计深度以下3～5m。 对于顶管和盾构方式，钻探深度根据设计要求确定。 3、穿越方式的选择 （1）定向钻穿越 （不 层（粘性土、粉土、砂土等）。1998年12月，石油管道局承接苏丹输油管道尼罗河穿越，开创了岩石地层中采用定向钻的先河。穿越河段长达867m，全为岩石地层（砂岩），极限抗压强度近10MPa，经过多次失败的经验总结，历时4个月，终于穿越成功。近年来，在突破硬岩层方面又有重大突破，2005年5月5日，长吉线松花江穿越，在抗压强度达到100MPa的花岗岩

iSafe油气管道泄漏在线监测系统解决方案设计

iSafe油气管道泄漏在线监测系统解决方案 一、概述 1.1 国油气管道现状 中国油气管道建设一直以突飞猛进的速度增长。新中国成立伊始，中国油气管道几乎一片空白，2004年我国油气管道总长度还不到3万千米，但截至2015年4月，油气管道总长度已达近14万公里，油气管网是能源输送的大动脉。过去10年，我国油气管网建设加速推进，覆盖全国的油气管网初步形成，东北、西北、西南和海上四大油气通道战略布局基本完成。频发的事故与不断上升的伤亡数字，也成为伴随着中国油气管道行业高速发展的阴影。2000年，中原油田输气管道发生恶性爆炸事故，造成15人死亡、56人受伤；2002年，市天然气管道腐蚀穿孔，发生天然气泄漏爆炸，造成6人死亡、5人受伤；2004年，省市发生天然气管道爆炸，5人死亡、35人受伤；2006年，省仁寿县富加输气站进站管道发生爆炸，造成10人死亡、3人重伤、47人轻伤。2013年11月22日黄岛区，中石化输油储运公司潍坊分公司输油管线破裂后发生爆炸，造成62人遇难。多发的管道事故特别是一些重大的油气泄漏、火灾爆炸等恶性事故对人身安全、自然环境造成了巨大危害。 1.2 国家和政府的要求 自2013年底开展油气输送管道安全隐患专项排查整治以来，各地区、各有关部门和单位协同行动、共同努力，取得了积极进展，全国共排查出油气输送管道占压、安全距离不足、不满足安全要求交叉穿越等安全隐患近3万处。2014年9月，国务院安委会发布关于深入开展油气输送管道隐患整治攻坚战的通知，要求完善油气输送管道保护和安全运行等法律法规、标准规、安全生产监管体系和应急体系建设。

1.3 系统建设目标 管道的完整性和安全运营的重要性和必要性显得尤为突出。为确保管道安全运行，消除事故隐患，保护环境，迫切需要对油气管道建设可靠的泄漏监测系统。用音波法、负压波法、质量平衡法融合一起的管道泄漏监测系统对压力管道进行泄漏监测是目前最先进、最可靠的泄漏监测技术。iSafe管道泄漏监测系统采用音波法、负压波法、质量平衡法三种方法融合的管道泄漏监测技术，能准确迅速发现泄漏并确定油气管道泄漏位置。 二、技术方案 2.1 现有管道管理及技术手段分析 国外从20世纪70年代就开始对管道泄漏检测技术进行了研究。国管道泄漏技术的研究起步较晚，但发展很快。 目前，国现有的泄漏检测方法从最早的人工沿管路分段巡视检漏发展到较复杂的利用计算机软件和硬件相结合的方法；从陆地管道检测技术发展到海底检测。其中，根据测量分析的媒介不同可分为直接检测法与间接检测法。直接检测法指直接用测量装置对管线周围的介质进行测量，判断有无泄漏产生。主要有直接观察法，气体法，清管器法。间接检测法是根据泄漏引起的管道流量、压力等参数及声、光、电等方面变化进行泄漏检测。主要有水压、气压检测法，质量、体积平衡法，压力点分析法，负压波检测法、音波法等。随着世界各国管道建设的快速发展，管道泄漏监测技术也伴随发展几十年。从油气管道泄漏监测的历史来看，国外早期的监测技术手段大多采用压力点分析法，负压波检测法，光学检测法，声发射技术法，动态模拟法，统计检测法等方法。 目前的泄漏监测和定位手段是多学科多技术的集成，特别是随着传感器技术、模式识别技术、通信技术、信号处理技术和模糊逻辑、神经网络、专家系统等人工智能技术等发展，为泄漏检测定位方法带来了新的活力，可对诸如流量、压力、温度、密度、粘度等管道和流体信息进行采集和处理，通过建立数学模型或通过信号处理，或通过神经网络的模式分类、或通过模糊理论对检测区域或信

油气输送管道与铁路交汇工程技术及管理规定《国能油气﹝2015﹞392号》

油气输送管道与铁路交汇工程技术及管理规定 第一章总则 第一条为统一油气输送管道（以下简称“管道”）与铁路相互交叉、并行工程的技术和管理要求，保障管道和铁路设施的安全，依据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》、《中华人民共和国铁路法》和《铁路安全管理条例》，制定本规定。 第二条本规定适用于管道与铁路相互交叉、并行的工程（以下统称“交汇工程”）。油、气田集输管道与铁路相互交叉、并行，其条件相近时可参照执行。 第三条管道与铁路交汇时应遵循以下原则： 1. 安全第一、预防为主。交汇工程应确保铁路运输安全和管道运行安全，特别是高速铁路、城际铁路等旅客列车的运输安全。 2. 后建服从先建，尽量减少对既有设施的改建。 3. 综合考虑铁路和管道行业规划。 4. 保护环境，节约资源，经济合理。 5. 平等协商、互相支持。 第四条交汇工程除应执行本规定外，尚应符合国家相关法律、法规和强制性标准的规定。

第二章管道与铁路交叉 第五条管道与铁路交叉位置选择应符合下列规定： 1. 管道不应在既有铁路的无砟轨道路基地段穿越，特殊条件下穿越时应进行专项设计，满足路基沉降的限制指标。 2. 管道和铁路不应在旅客车站、编组站两端咽喉区范围内交叉，不应在牵引变电所、动车段（所）、机务段（所）、车辆段（所）围墙内交叉。 3. 管道和铁路不宜在其他铁路站场、道口等建筑物和设备处交叉，不宜在设计时速200公里及以上铁路及动车组走行线的有砟轨道路基地段、各类过渡段、铁路桥跨越河流主河道区段交叉。确需交叉时，管道和铁路设备应采取必要的防护措施。 4. 管道宜选择在铁路桥梁、预留管道涵洞等既有设施处穿越，尽量减少在路基地段直接穿越。 第六条管道与铁路交叉宜采用垂直交叉或大角度斜交，交叉角度不宜小于30°。 当铁路桥梁与管道交叉条件受限时，在采取安全措施的情况下交叉角度可小于30°。 当管道采用顶进套管、顶进防护涵穿越既有铁路路基时，交叉角度不宜小于45°。 第七条当管道穿越铁路有砟轨道路基地段时，可采用顶进套管、顶进防护涵、定向钻、隧道等方式。

2020年油气管道泄漏检测技术综述

( 安全论文 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 2020年油气管道泄漏检测技术 综述 Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.

2020年油气管道泄漏检测技术综述 摘要：简单说明了油气长输管道泄漏的原因和泄漏的危害，简单回顾了国内外油气长输管道泄漏检测技术发展的历史，详细介绍了热红外线成像、探地雷达、气体成像、传感器法、探测球法、半渗透检测管检漏法、GPS时间标签法、放射性示踪剂法、体积或质量平衡法、压力波法、小波变换法、相关分析法、状态估计法、系统辨识法、神经网络法、统计检漏法和水力坡降法等20多种管道泄漏检测技术方法，同时介绍了泄漏检测方法的诊断性能指标和综合性能指标，最后指出了现在存在的问题和发展的趋势。 关键词：油气；长输管道；泄漏；原因；检测方法；性能指标；问题；发展；趋势 油气长输管道发生泄漏的原因多种多样，但大致可以分为：(1)管道腐蚀：防护层老化、阴极保护失效,以及腐蚀性介质对管道外壁

造成的腐蚀和传输介质的腐蚀成分对管道内壁造成的腐蚀；(2)自然破坏：由于地震、滑坡等自然灾害以及气候变化使管道发生翘曲变形导致应力破坏；(3)第三方破坏：不法分子的盗窃破坏,施工人员违章操作,野蛮施工造成的破坏；(4)管道自身缺陷：包括管道焊接质量缺陷,管道连接部位密封不良,未设计管道伸缩节,材料等原因。油气管道泄漏不仅给生产、运营单位造成巨大的经济损失，而且会对环境造成破坏、严重影响沿线居民的身体健康和生命安全。 1检漏技术发展历史 国外从上个世纪70年代就开始对管道泄漏检测技术进行了研究。早在1976年德国学者R.Isermann和H.Siebert就提出以输入输出的流量和压力信号经过处理后进行互相关分析的泄漏检测方法；1979年ToslhioFukuda提出了一种基于压力梯度时间序列的管道泄漏检测方法；L.Billman和R.Isermann在1987年提出采用非线性模型的非线性状态观测器的检漏方法；A.Benkherouf在1988年提出了卡尔曼滤波器方法；1991年Kurmer等人开发了基于Sagnac光纤干涉仪原理的管道流体泄漏检测定位系统；1993年荷兰壳牌

油气管道输送

《天然气管道输送》 1、天然气从井口到用户经过五大环节：采气、净、输、储、供。三套管网：集气管网、输气干线、城市配气。集输管道系统、长输管道系统、配气管道系统是一个统一、密闭的水力系统。 2、输气管道发展趋势：大口径、高压力、网络化； 高强度、高韧性管材； 地下储气库储气和调峰； 数字化技术应用 采用高压富气输送； 3、长输管线工程设计程序分为规划、项目建议书、可行性研究、初步设计、施工图设计。线路勘察和测量：踏勘、初步勘察、详细勘察。 4、天然气气质指标：发热量、硫化氢含量、总硫含量、二氧化碳含量、水露点。水露点比最低环境温度低5℃。 5、由于输气管道沿线压力的变化，气体的密度也随之变化，压力高，密度大；压力低，密度小。因此消耗于克服上坡管道的能量损失无法被在下坡管道中的气体获得的位能补偿。（为什么地形起伏会对输气工艺参数有影响） 6、输气管道的效率系数E一般小于1。E越小，输气管道越脏，管内沉积物越多，流量越小。 7、输气管道水力计算计算段长度为两个压缩机站间的距离。倍增压缩机站，输气量增加41%。 8、在进行复杂输气管道计算时，可将其化为简单输气管道。两种方法：当量管法（只适用于平行管）、流量系数法。 （1）简单输气管道的流量系数计算公式为： （2）把副管与管道系统中其它管道连接起来的短管称为连通管，用其连通后输气管道系统的流量与连通前流量之比称为连通管的效率 9、输气管道的平均温度：输气管道温降曲线与沿线坐标所包的面积和某一温度与沿线坐标所包的面积相等时，称该温度为平均温度——T cp。T cp越高，输气能力越小。在进行管线设计时，应将夏季低温T0作为水力计算的依据。 10、天然气水合物形成条件：①天然气处于合适的温度和压力；②天然气必须处于或低于水汽的露点温度（天然气的水露点），出现“自由水”。 防止措施：①提高天然气流动温度；②降压；③添加抑制剂；④干燥脱水（根本方法） 11、离心式压缩机的特性曲线是指压缩机的压缩比ε、效率ηn、功率N、压头H、流量Q和转速n的关系曲线。 12、压缩机转速不变时，压缩比随流量的增加而减小；功率随流量的增大而

油气集输工艺标准技术现状与展望-第二章长距离输油管道输送工艺标准技术

第二章长距离输油管道输送工艺技术 1. 概述 长距离输油管道通常是指距离长、管径大、输量高的原油管道，输送压力高而且平稳。由输油站和管路两部分组成，输油站分为首站、若干中间加压站、若干中间加热站及末站，其任务是供给油流一定的压力能和热能，将原油安全、经济地输送给用户；管路上每隔一定距离设有为减少事故危害、便于抢修，可紧急关闭的若干截断阀室以及阴极保护站。 输送原油的粘度和凝固点比较低，可以采用不加热直接输送的方式，但是具有较高凝固点和粘度的原油，就需要经过加热后输送，或者经过改性，采用不加热的常温输送方式。北美国家的输油管道多是输送低凝点、低粘度原油，所以多为不加热输送。对于凝点和粘度较高的原油均采用加热输送（如美国全美管道和科林加管道）。随着原油流变性的研究，原油添加化学降凝剂后常温输送技术也应用于一些原油管道运行管理中。由于实际生产需要和常温输送的工艺优越性，促使此项技术日趋成熟。近20年来，我国有10多条原油管道试验研究了添加化学降凝剂输送技术，取得的技术成果和经济效益是十分明显的。 1.1 高凝点、高粘原油的输送 我国生产的原油多属高含蜡、高凝固点、高粘度原油，对于凝固点、粘度较高的原油来说，输送工艺可分为两种类型，一是加热输送，另一是常温输送。我们在加热输送高凝、高粘原油方面积累了丰富非经验，但加热输送有其弱点，一

是低输量受到热力条件的制约，二是一旦发生事故停输，必须立即抢修，及时恢复运行，否则，较长时间的停输会酿成凝管事故。 1.1.1 加热输送工艺 加热输送是指将原油加热后进入管道加压输送，通过提高原油输送温度降低其粘度，来减少管路摩阻损失。原油管道加热输送存在两方面的能量损失，散热损失和摩阻损失。热油向下站输送过程中，由于其温度高于管路周围的环境温度，存在径向温差，热油携带的热能将不断地往管外散失，因而使油流温度在向前输送过程中逐渐降低，引起轴向散热损失，油流温度下降，粘度上升，单位长度管路的压降逐渐增大。需要重视的是油流温度接近凝固点时，单位长度管路的压降会急剧上升，容易出现管道事故。我国原油大多具有粘度大、凝固点高的性质，加热输送工艺是国内原油管道常用的一种输送工艺。 还有两种不常用的加热方式，一是以阿拉斯加管道为代表，该各管线原油流速达3.13m/s,原油在高速下摩擦所产生的热能足以弥补沿程热损失，这种方式一般来说不经济，只能在特定场合下使用。另一种是利用电集肤效应加热，以印尼贝鲁克到米那斯管线为代表，长114km。 1.1.2 常温输送工艺 对于高含蜡原油管道输送，通常采用化学添加剂（降凝剂或流动改进剂、蜡晶抑制剂）、进行热处理、用轻烃馏份稀释原油、用水作成乳化液或形成水环等方式。

油气输送管道高后果区识别与评价释义

油气输送管道高后果区识别与评价释义 河南汇龙合金材料有限公司 2018年3月整理

高后果区是政府监管、社会关注的对象，也是企业管理的重点。国家安监总局等八部门联合印发《关于加强油气输送管道途经人员密集场所高后果区安全管理工作的通知》（安监总管三〔2017〕138号）要求，各管道企业按照管道完整性管理规范，全面开展人员密集型高后果区识别和风险评价工作，各有关部门要建立人员密集型高后果区更新机制。 1高后果区定义 《油气输送管道完整性管理规范》（GB32167―2015）将“高后果区”明确定义为“管道泄漏后可能对公众和环境造成较大不良影响的区域”，是指油气管道发生泄漏失效后，可能造成严重人员伤亡或者严重环境破坏的区域。 2高后果区识别 按照GB32167的规定，高后果区分为三级，严重程度由高到低依次为III级、II级、I级。 2.1输油管道高后果区 （1）管道中心线两侧各200m范围内，任意划分成长度2km并能包括最大聚居户数的若干段，四层及四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中、交通频繁、地下设施多的区段（III级高后果区） 该条款定义的III级高后果区为人口密集型高后果区。规定了管道中心线两侧的距离为200m，长度为包括最大聚居户数的2km，当满足“四层及四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中”的条件时，就可以识别为III级高后果区。其中，“普遍集中”应理解为不少于2栋。同时，因为定义该类型III 级高后果区是按照居民（建筑物）密度指数来划分的，对于管道穿越交通频繁和地下设施多的区域，可以不作为该类型III级高后果区进行识别。

（2）管道两侧各200m内有水源、河流、大中型水库（III级高后果区） 该条款定义的III级高后果区属于环境敏感型高后果区。规定了在管道两侧各200m范围内存在水源、河流和大中型水库时，就可以识别为III 级高后果区。同时需要注意，如果通过环境敏感性分析，虽然在管道某一侧200 m范围内存在敏感的受体（包括水源、河流和大中型水库），但是确定了管道发生泄漏后不可能进入附近的受体，可不作为高后果区进行管理，但需在高后果区识别过程中做好分析和说明。 在识别该类型高后果区时，不仅考虑管道两侧200m，还需要综合考虑GB32167中6.2.4“当输油管道附近地形起伏较大时，可依据地形地貌条件、地下管涵等判断泄漏油品可能的流动方向，对表1中c）、d）、e）、f）中的距离进行调整。” （3）管道中心线两侧各200m范围内任意划分2km长度并能包括最大聚居户数的若干地段，户数在100户以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、发展区以及不够四级地区条件的人口稠密区（II级高后果区） 该条款定义的II级高后果区属于人口密集型高后果区。规定了管道中心线两侧的距离为200m，长度为包括最大聚居户数的2km，除III级高后果区外，当满足居民（建筑物）密度指数超过125户/km2的条件时，就可以识别为II级高后果区。 （4）管道两侧各200m内有聚居户数在50户或以上的村庄、乡镇等（II级高后果区） 该条款定义的II级高后果区属于其他人口型高后果区。规定了居民（建筑物）密度指数超过62.5户/km2，而小于125户/km2的条件时，就可以识别为II级高后果区。该类型高后果区不仅仅是管道两侧200m，还需要综合考虑GB32167中6.2.4“当输油管道附近地形起伏较大时，可依据地形地貌条件、地下管涵等判断泄漏油品可能的流动方向，对表1中c）、d）、e）、f）中的距离进行调整”。 对于居民（建筑物）密度指数低于62.5户/km2的住宅区可不作为该条款的II级高后果区进行识别。

油气管道输送习题集

第一章天然气管道输送概述 1、什么是天然气虚拟临界常数，在实际中有何应用？ 2、根据热力学稳定判据，推导RK、SRK和PR状态方程的2个参数a、b的表达式。 3、按压缩系数方程RK、SRK、PR和BWRS，编程计算不同压力和温度下的压缩系数，并 说明它们的大致使用范围。 4、什么是气体的对比态原理，在实际中有何应用？ 5、根据气体焓和熵的热力学关系，利用RK、SRK、PR状态方程分别推导实际气体焓和熵 的计算公式。 6、根据表1-1和表1-2所提供的不同气田天然气组分，分别按式1-95和1-102计算不同压 力和温度下的气体焓和熵，并与按查图法得到的结果进行比较。 7、根据热力学关系，证明气体质量定压热容和质量定容热容满足式1-108。 8、根据气体热力学关系，证明气体焦耳—汤姆逊系数满足式1-119。 9、如何用RK、SRK、PR状态方程来计算气体的质量定压热容、质量定容热容和焦耳—汤 姆逊系数？ 10、什么是燃气的燃烧值？在实际生产中为什么采用低热值而不是高热值？ 11、什么是燃气的爆炸极限？惰性气体含量对爆炸极限有何影响？ 12、定性说明温度对液体和气体粘度的不同影响。 13、根据粘度计算方法，编程计算天然气在不同压力和温度下的粘度。 14、什么是气体导热系数？给出计算实际气体导热系数的步骤并编程。 15、什么是天然气的水露点和烃露点？说明确定水露点和烃露点的几种方法。 16、如何根据平衡常数列线图计算天然气的烃露点？ 17、试说明气体流动连续性方程1-159、运动方程1-161和能量方程1-163的物理意义和适用条件。 第二章输气管水力计算 1、在什么情况下，输气管的流量计算公式中可以忽略速度变化对流量的影响？ 2、为什么管路沿线地形起伏、高差超过200m以上，要考虑地形对工艺参数Q或P的影响？ 3、公式2-53~2-62适用于何种流态？若管内实际流动偏离该流态，应如何处理？ 4、为什么干线输气管道采用高压输气较为经济？ 5、对于已建成的一条输气管道，若要增大输量，其扩建工程可以采用哪些措施？ 6、流量系数法能解决哪些复杂输气管道的设计计算？ 7、用公式2-112、2-115、2-120、2-124计算的流量是整个输气管的通过能力，这一说法是 否正确？试说明用上述任意一个公式计算沿线既有分气工况又有进气工况的流量时的步骤，并编写计算机程序。 8、试说明沿线有进、分气支线的环形输气管如何设计？