油氣儲運教學(xué) 原油及天然氣管道輸送PPT課件

1、1 按照所輸送油品的種類，輸油管道又可分為原油管道和成品油管道。長距離成品油管道一般采用多種油品在管道中“順序輸送”的方式運行。 按輸送過程中油品是否需要加熱，輸油管道還可分為常溫（等溫）輸送管道和加熱輸送管道。汽、煤、柴油等成品油及低凝點、低粘度輕質(zhì)原油的輸送一般不需加熱，但凝點及粘度較高的原油（常稱為“易凝高粘原油”）或重質(zhì)燃料油常需加熱輸送。 第1頁/共108頁2 5.1.2 長距離輸油管道的組成 長距離輸油管道由輸油站與線路兩大部分組成（見圖5-l）。輸油站的主要功能是給油品加壓、加熱。管道起點的輸油站稱首站，其任務(wù)是接收來自油田、煉油廠或港口的油品并經(jīng)計量后輸向下一站。 圖5-15-

2、1長距離原油管道概況 1-井場；2-轉(zhuǎn)油站；3-來自油田的輸油管；4-首站罐區(qū)和泵房；5-全線調(diào)度中心；6-清管器發(fā)放室；7-首站的鍋爐房、機修廠等輔助設(shè)施；8-微波通訊塔；9-線路閥室；10-管道維修人員住所；11-中輸油站；12-穿越鐵路；13-穿越河流的彎管；14-跨越工程；15-末站；16-煉廠；17-火車裝油棧橋；18-油輪裝油碼頭 第2頁/共108頁3 輸送過程中由于摩擦、地形高差等原因，油品壓力不斷下降，因此在長距離管道中途需要設(shè)置中間輸油泵站，給油品增壓。對于加熱輸送的管道，油品在輸送過程中溫度逐漸下降，需要有中間加熱站給油品升溫。輸油泵站與加熱站設(shè)在一起的稱熱泵站。 管道終點

3、的輸油站稱末站，其任務(wù)是接收管道來油，向煉油廠或鐵路、水路轉(zhuǎn)運。末站設(shè)有較多的油罐，以及用于油品交接的較準確的計量系統(tǒng)。 第3頁/共108頁4 長距離輸油管道的線路部分包括管道本身，沿線閥室，通過河流、公路、山谷的穿（跨）越構(gòu)筑物，陰極保護設(shè)施，通訊與自控線路等。 長距離輸油管道由鋼管焊接而成，一般采用埋地敷設(shè)。為防止土壤對鋼管的腐蝕，管外都包有防腐絕緣層，并采用電法保護措施。長距離輸油管道上每隔一定距離設(shè)有截斷閥室，大型穿（跨）越構(gòu)筑物兩端也有，其作用是一旦發(fā)生事故可以及時截斷管內(nèi)油品，防止事故擴大并便于搶修。通訊系統(tǒng)是長距離輸油管道的重要設(shè)施，用于全線生產(chǎn)調(diào)度及系統(tǒng)監(jiān)控信息的傳輸，通訊方式

4、包括微波、光纖與衛(wèi)星通訊等。 第4頁/共108頁5 除了管道運輸，原油和成品油的運輸方式還有鐵路、公路和水路運輸。與其它幾種運輸方式相比，管道運輸具有獨特的優(yōu)點： 管道運輸是原油和成品油和天然氣主要的運輸方式。與鐵路運輸、公路運輸、水運相比，管道運輸具有以下特點： （l）運輸量大。一條720mm管道年輸油量約 2107t，1220mm管道年輸油量約1108t，分別相當(dāng)于一條鐵路及兩條雙軌鐵路的年運輸量。 5.1.3 長距離輸油管道的特點 第5頁/共108頁6 （2 2）管道大部分埋設(shè)于地下，占地少，受地形地物的限制少，可以縮短運輸距離。 （3 3）密閉安全，能夠長期連續(xù)穩(wěn)定運行。輸油受惡劣氣候

5、的影響小，無噪音，油氣損耗小，對環(huán)境污染少。 （4 4）便于管理，易于實現(xiàn)遠程集中監(jiān)控。現(xiàn)代化管道運輸系統(tǒng)的自動化程度很高，勞動生產(chǎn)率高。 （5 5）能耗少，運費低。在美國，管道輸油的能耗約為鐵路運輸?shù)? 17 71 11212，是陸上運輸中輸油成本最低的。 第6頁/共108頁7 雖然管道運輸有很多優(yōu)點，但也有其局限性： (l)(l)主要適用于大于量、單向、定向運輸，不如車、船運輸靈活、多樣。 (2)在經(jīng)濟上，對一定直徑的管道，有一經(jīng)濟合理的輸送量范圍。以直徑1020mm的管道為例，其最佳輸油量為42106t/a1，輸量高于或低于此數(shù)值都使運輸成本上超過一定范圍甚至?xí)绊懙焦艿垒斔偷慕?jīng)濟合理性

6、。中外均有對油田產(chǎn)量估計過高造成所建管道直徑過大的例子，不僅增加了管道建設(shè)投資，而且由于管道利用率低、單位運輸成本高，嚴重影響輸油企業(yè)的經(jīng)濟效益。另一方面，每一個油田都存在開發(fā)初期、鼎盛時期和產(chǎn)量遞減期，因此，即使對于建設(shè)規(guī)模合理的原油管道，也存在輸量由小到大，持續(xù)一段時間后又下降的過程。此外，對于一定的輸油量，還有經(jīng)濟合理的最遠輸送距離的制約。 第7頁/共108頁8 (3)(3)有極限輸量的限制。對于已建成的管道，其最大輸量受泵的性能、管子強度的限制。對于加熱輸送管道，還存在小輸量的限制輸量減小時，管內(nèi)原油溫降加快，當(dāng)輸量小到一定程度時，油品進入下一個加熱站前溫度將降至安全極限以下。 與管道

7、運輸相比，海運更為經(jīng)濟，但受地理環(huán)境限制。公路運輸量小且運費高，一般用于少量油品的較短途運輸。鐵路運輸成本高于管輸，且罐車往往是空載返程，大量運油不經(jīng)濟。因鐵路總的運力有限使輸油量受到限制。 輸送方式 項目 管道 鐵路 水運 公路 燃料消耗比 1 2 0.5 8.5 成本/(元/tkm) 0.008 0.010 0.007 0.156 損耗率/% 0.200.30 0.71 0.45 0.45 表5-1 國內(nèi)四種方式運輸石油的撤料消燕、成本和揭耗率 第8頁/共108頁95.1.4 國內(nèi)外輸油管道簡介 管道運輸?shù)陌l(fā)展與能源工業(yè)，特別是石油工業(yè)的發(fā)展密切相關(guān)?，F(xiàn)代管道運輸始于1919世紀中葉。18

8、651865年在美國賓夕法尼亞州建成第一條原油管道，直徑50mm50mm，長近10km10km。2020世紀初管道運輸才有進一步發(fā)展，但真正具有現(xiàn)代規(guī)模的長距離輸油管道則始于第二次世界大戰(zhàn)。當(dāng)時，美國因戰(zhàn)爭需要，建設(shè)了兩條當(dāng)時管徑最大、距離最長的輸油管道。一條是原油管道，管徑為600mm600mm（24in24in），全長2158km2158km（1341mile1341mile），日回輸原油47700m347700m3（3030104bbl104bbl）；另一條是成品油管道，管徑500mm500mm（20in20in），包括支線全長2745km2745km（l 706milel 706mil

9、e），日輸成品油37360m337360m3（23.523.5104bbl104bbl）。 第9頁/共108頁10 戰(zhàn)后隨著石油工業(yè)的發(fā)展，管道建設(shè)進入了一個新階段，各產(chǎn)油國都建設(shè)了不少長距離輸油管道。6060年代開始，輸油管道向著大管徑、長距離方向發(fā)展，前蘇聯(lián)一東歐的“友誼”輸油管道和美國的橫貫阿拉斯加的輸油管道就是兩個典型代表。沙特阿拉伯的東一西原油管道和阿爾及利亞一突尼斯的原油管道都穿過了浩瀚的沙漠地區(qū)。隨著英國北海油田的開發(fā)，興建了一批海洋原油管道，最長的已達358km358km，在深100100多米的海底鋪設(shè)。這些管道的建設(shè)成功，標志著管道已可以通過極為復(fù)雜的地質(zhì)、地理條件與氣候惡劣

10、的地區(qū)。 與此同時，成品油管道也獲得迅速發(fā)展，成品油管道多建成地區(qū)性的管網(wǎng)系統(tǒng)，沿途多處收油和分油，采用密閉和順序輸送方式輸油。美國的科洛尼爾成品油管道系統(tǒng)就是世界上大型成品油管道系統(tǒng)的典型代表之一。 第10頁/共108頁11 （1 1）世界著名大型長輸管道 目前世界上比較著名的大型輸油管道的簡況如下： 前蘇聯(lián)“友誼”輸油管道 它是世界上距離最長，管徑最大的原油管道。從前蘇聯(lián)阿爾梅季耶夫斯克（第二巴庫）到達莫濟里后分為北，南兩線，北線進入波蘭和前民主德國，南線通向捷克和匈牙利。北、南線長度各為4412km4412km和5500km5500km，管徑分別為12201220、10201020、82

11、0820、720720、529529與 426mm426mm，年輸原油超過 1 1108t108t。管道工作壓力4.94.96.28MPa6.28MPa。全線密閉輸送，泵站采用自動化與遙控管理。管道分兩期建設(shè)，一期工程于19641964年建成，二期工程于19731973年完成。第11頁/共108頁12 美國阿拉斯加原油管道 它從美國阿拉斯加州北部的普拉德霍灣起縱貫阿拉斯加，通往該州南部的瓦爾迪茲港，是世界第一條伸入北極圈的輸油管道。管道全長1287km1287km，管徑1220mm1220mm，工作壓力 8.23MPa8.23MPa，設(shè)計輸油能力1 1108t108ta a。全線有 1212座

12、泵站和1 1座末站，第一期工程建成8 8座泵站。采用燃氣輪機帶離心泵。全線集中控制，有比較完善的抗地震和管道保護措施。管道于19771977年建成投產(chǎn)。 沙特東西原油管道 管道起自靠近東海岸的阿卜凱克，終于西海岸港口城市延布，橫貫沙特阿拉伯中部地區(qū)。管徑1220mm1220mm。全長1202km1202km，工作壓力5 588MPa88MPa，輸油能力1.371.37108t108ta a。全線 1111座泵站，使用燃氣輪機帶離心泵。管道全線集中控制。全部工程于198383198383年完成。 第12頁/共108頁13 美國西東原油管道 管道從西部圣巴巴拉到休斯敦。管徑762mm762mm，全

13、長2731km2731km，輸油能力 47700m3/d47700m3/d川。它加熱輸送高粘度原油，為世界最長的熱輸管道。全線共有2121座泵站及加熱站，其中6 6座用燃氣輪機帶離心泵，其余泵站用電動機帶離心系。管道于19881988年建成。 美國科洛尼爾成品油管道系統(tǒng) 該管道系統(tǒng)由墨西哥灣的休斯敦至新澤西州的林登。干管管徑為10201020、920920、820820、750mm750mm。截至 19791979年，干線總長4613km4613km，干線與支線的總長8413km8413km，有1010個供油點和281281個出油點，主要輸送汽油、柴油、2 2號燃料油等 100100多個品級和

14、牌號的油品，全系統(tǒng)的輸油能力為1.41.4108t108ta a。 第13頁/共108頁14 我國是最早使用管子輸送流體的國家。公元前的秦漢時代，已經(jīng)用打通了竹節(jié)的竹子連接起來輸送鹵水，隨后又用于輸送天然氣。但是直到解放，全國沒有建設(shè)一條長距離輸油管道。 19581958年建成的克拉瑪依一獨山子輸油管道，全長147km147km，管徑150mm150mm，是我國第一條長距離原油管道。6060年代后，隨著大慶、勝利、華北、中原等油田的開發(fā)，興建了貫穿東北、華北和華東的原油管道網(wǎng)，總長約5000km5000km。這個原油管道系統(tǒng)除了向沿線的各大煉廠供油外，還通過大連、秦皇島、黃島和儀征等水運港口向

15、南方各煉廠供油，并向國外出口。根據(jù)所輸原油的產(chǎn)地將主要管道列表如表5-25-2。 第14頁/共108頁15 管道參數(shù)管道參數(shù) 油田名稱油田名稱 管道名稱管道名稱 管段規(guī)格（mm） 長度(km) 大鐵雙線 720 5142 大（慶）秦（皇島）線 鐵秦 720 454 秦（皇島）（北）京線 529 344 鐵（嶺）撫（順）線 720 43 撫（順）鞍（山）線 426 131 大慶油田 鐵（嶺）大（連）線 720 460 遼河油田 盤（山）錦（西）線 426 126 東（營）黃（島）線 529 250 東（營）臨（沂）線 529 189 魯（山東）寧（南京）線 720 700 勝利油田 滄（州）臨（

16、沂）線 濮（陽）臨（沂）線 377 242 中原油田 中（濮陽）洛（陽）線 273 281 任丘油田 任（丘）（北）京線 529 120 大港油田 萬（家碼頭）周（李莊）線 325、426 402 南陽油田 魏（崗）荊（門）線 273、426 220 長慶油田 馬惠寧（夏）線 300 克拉瑪依 克烏（魯木齊）雙線 377 295 塔里木 庫（爾勒）鄯（善）線 格（爾木）拉（薩） 159 1078 成品油管道 蘭成渝輸油管道 表表5-2 我國主要管道分布表我國主要管道分布表 第15頁/共108頁16 5.2 5.2 輸油泵站與加熱站 輸油站（泵站、加熱站）是長距離輸油管道的兩大組成部分之一，它的

17、基本任務(wù)是給油流提供能量（壓能及熱能），或進行收油和轉(zhuǎn)油操作。輸油泵和加熱系統(tǒng)是輸油管道的主要耗能設(shè)備（我國原油長輸管道的油、電消耗約占輸油成本的50%）。 第16頁/共108頁17 5.2.1 輸油站的基本組成 輸油站包括生產(chǎn)區(qū)和生活區(qū)兩部分。生產(chǎn)區(qū)內(nèi)又分為主要作業(yè)區(qū)與輔助作業(yè)區(qū)。 輸油站的主要作業(yè)區(qū)包括： (1)(1)輸油泵房它是全站的核心，設(shè)有若干泵一原動機組及其輔助裝置。 (2)(2)加熱系統(tǒng)用于加熱管輸油品。為了站內(nèi)輸油管道伴熱的需要，還有熱水或蒸汽伴熱系統(tǒng)。 (3)(3)油罐區(qū)輸油管道的首、末站及中間站都需設(shè)置油罐。首、末站的油罐分別用于調(diào)節(jié)來油、收油（或轉(zhuǎn)運）與管道輸量的不均衡，

18、所需的罐容量較大。以“旁接油罐”方式運行的管道，其中間站設(shè)置旁接油罐，以平衡進出站的輸量差。密閉輸送管道獻中間站設(shè)置供水擊泄放用的小容量油罐。 第17頁/共108頁18 (4) (4)閥組間由管匯和閥門組成，用于改變輸油站的流程輸油管道上常用的閥門有截斷閥、單向閥、泄壓閥、減壓閥、調(diào)節(jié)閥與安全閥等。閥門的的驅(qū)動方式有手動、電動、氣動、液動、電- -液及氣- -液聯(lián)動。 (5)清管器收發(fā)裝置由清管器發(fā)放、接收筒及相應(yīng)的控制系統(tǒng)組成。清管器用于清除施工過程中遺留在管內(nèi)的機械雜質(zhì)等堆積物，以及清除輸油過程中沉積在管內(nèi)壁上的石蠟、油砂等沉積物。檢測管子變形和腐蝕狀況的內(nèi)檢測器也通過清管器收發(fā)裝置發(fā)送及

19、接收。 第18頁/共108頁19 (6)(6)計量間用于管輸油品的交接計量。計量系統(tǒng)由流量計、過濾器、溫度及壓力測量儀表、標定裝置和通向污油系統(tǒng)的排污管等組成。輸油管道上常用的是容積式流量計，例如原油管道上一般用腰輪流量計、刮板流量計，對粘度較小的油品多用渦輪流量計。 (7)(7)站控室輸油站的監(jiān)控中心，是站控系統(tǒng)與中央控制室聯(lián)系的樞紐。自控系統(tǒng)的遠程終端、可編程序控制器等主要控制設(shè)備都設(shè)于此。 (8)(8)油品預(yù)處理設(shè)施多設(shè)于首站，包括原油熱處理、添加化學(xué)劑等。 輔助作業(yè)區(qū)包括：供電系統(tǒng)、輸油管道的自控與生產(chǎn)調(diào)度及日常運行管理等所需的通信系統(tǒng)、供熱系統(tǒng)、供排水系統(tǒng)、消防系統(tǒng)、機修間、油品化驗

20、室、辦公室等。 第19頁/共108頁20 5.2.2輸油泵與原動機 輸油泵是輸油泵站的核心設(shè)備。由于輸油管道的特點，輸油泵應(yīng)滿足以下條件：排量大、揚程高、效率高、可長時間連續(xù)運行、便于檢修和自控。離心泵具有排量大、運行平穩(wěn)、易于維修等優(yōu)點，因而在長輸管道上得到廣泛應(yīng)用，但離心泵在輸送高粘油品時效率較低，因此在一些輸送高粘油品的管道上采用了螺桿泵。輸油泵的原動機主要有電動機，其次為柴油機和燃氣輪機。 第20頁/共108頁21 1 1、離心泵 輸油管道用的離心泵按用途可分為給油泵與輸油泵。給油泵是由罐區(qū)向輸油泵供油，以滿足其正壓進泵的要求，故給油泵揚程不高。在單臺輸油泵不能滿足管道揚程或輸量要求時

21、，可采用幾臺輸油泵串聯(lián)或并聯(lián)運行。離心泵的運行方式及泵機組數(shù)根據(jù)工藝計算確定。 第21頁/共108頁22 串聯(lián)用離心泵的排量大、揚程低、效率較高。密閉輸送管道在站間高差不大，泵的揚程主要用來克服沿程摩阻損失時，采用串聯(lián)泵較多。在多泵站密閉輸送的管道上，泵機組串聯(lián)工作時的調(diào)節(jié)靈活性較大。每個泵站上選用揚程不同的串聯(lián)泵，開泵方案變化后，泵站揚程變化，全線可供選擇的開泵方案很多，便于優(yōu)化運行。但站間高差很大、泵的壓頭主要用于克服高差時，離心泵宜并聯(lián)運行。并聯(lián)運行的離心泵站不一定采用型號相同的輸油泵，以提高調(diào)節(jié)的靈活性。 由于長輸管道上的輸油泵功率大，常年運行，因此，其效率高低對于管道的運行能耗影響很

22、大。國外長輸管道用輸油泵效率可達85%85%?？傮w上講，我國長輸管道用輸油泵的技術(shù)水平與國外差距較大，八十年代以來，為幾條管道技術(shù)改造或新建管道引進了國外的輸油泵。 第22頁/共108頁232 2、原動機 輸油泵的原動機主要有電動機、柴油機和燃氣輪機。使用何種原動機需根據(jù)泵的性能參數(shù)、原動機的特點、能源供應(yīng)情況、管道自控及調(diào)節(jié)方式等因素確定。第23頁/共108頁24（1 1）電動機 電動機在輸油管道上應(yīng)用最多。它比柴油機價廉、輕便、體積小、維護管理方便、工作平穩(wěn)、便于自控、防爆安全性好，但它依賴于龐大的輸配電系統(tǒng)。一個大型輸油泵站的電功率可達10000kW10000kW或更大。電驅(qū)動的另一個缺

23、點是輸油的可靠性受供電可靠性的影響，一旦停電會造成一站或多站停輸，甚至全線輸油中斷。 驅(qū)動輸油泵可采用同步或異步電動機。國外現(xiàn)代化輸油管道的泵機組大多露天設(shè)置，我國輸油管道上的泵機組一般都安裝在室內(nèi)。露天設(shè)置的電動機有兩種類型：開式的氣候防護型與全封閉型。泵機組在室內(nèi)安裝時必須采取防爆措施，一種是設(shè)隔爆墻，將輸油泵與電動機隔開，另一種是不設(shè)隔爆墻，采用防腐型或全封閉強制通風(fēng)型電動機。 第24頁/共108頁25（2 2）柴油機 在供電不能滿足要求的地區(qū)，可采用柴油機驅(qū)動離心泵，與電電動機相比，它的不足之處是體積大、噪音大、運行管理不方便、易損件多、維修工作量大、需解決燃料供應(yīng)問題等。近年來柴油機

24、燃用原油的技術(shù)發(fā)展較快，國外已有多條管道采用以原油為燃料的柴油機。但由于不同原油物性差異很大，用作柴油機燃料時需作一定的處理。 當(dāng)功率較大時，柴油機的體積、重量很大，故其主要適用于缺乏電源而機組功率不大的中、小型管道。缺乏電源時，大型管道上一般選用燃氣輪機。 第25頁/共108頁26 （3 3）燃氣輪機 燃氣輪機單位功率的重量和體積都比柴油機小得多，可以用多種油品與天然氣作燃料，運行安全可靠，便于自控，故在輸油管道上的應(yīng)用日益增多。其主要缺點是效率低，功率為2200kW2200kW的燃氣輪機的效率為25%25%左右。 目前管道上使用的燃氣輪機有航機改型及工業(yè)型兩種。美國阿拉斯加原油管道及198

25、0年建成的沙特阿拉伯東一西原油管道采用航機改型燃氣輪機，功率分別為9920kW和16900kW。其它一些國家的輸油管道上采用輕型工業(yè)燃氣輪機，功率在22005880kW。 第26頁/共108頁275.3 5.3 順序輸送 在同一管道內(nèi)，按一定順序連續(xù)地輸送幾種油品，這種輸送方式稱為順序輸送。輸送成品油的長距離管道一般都采用這種輸送方式。用同一條管道輸送幾種不同品質(zhì)的原油時，為了避免不同原油的摻混導(dǎo)致優(yōu)質(zhì)原油“降級”，或為了保證某些石油煉制產(chǎn)品的質(zhì)量，也會采用順序輸送。國外有些管道還實現(xiàn)原油與成品油及化工產(chǎn)品的順序輸送。 第27頁/共108頁28 在發(fā)達國家，管道順序輸送是成品油的主要運輸方式。

26、我國的管道順序輸送技術(shù)相對較落后，成品油主要靠鐵路、公路運輸，目前只有三條成品油順序輸送管道，它們是：格爾木一拉薩成品油管道，全長1080km，管徑159mm，輸送四個品種、五種規(guī)格的油品，1977年建成；撫順一營口魷魚圈成品油管道，全長236km，管徑355/377mm，輸送兩個品種、四種牌號的油品，設(shè)計年輸量240 104t/a，1995年建成；克拉瑪依至烏魯木齊管道，全長285km，管徑250mm，一期工程設(shè)計輸送 7 0 號、 9 0 號汽油和 0 號 、 - 1 0 號 柴 油 ， 輸 油 能 力96104t/a。隨著我國國民經(jīng)濟的發(fā)展和人民生活水平的提高，成品油用量將繼續(xù)增大，成品

27、油管道將有大的發(fā)展。 第28頁/共108頁29 5.3.1 順序輸送的特點 與輸送單一油品的管道相比，多種油品的順序輸送有以下特點： (1)(1)由于經(jīng)常周期性地變換輸油品種，所以與輸送單一油品的管道相比，順序輸送管道在起終點要建造較多的油罐，以調(diào)節(jié)供油、輸油與用油之間的不平衡。因此，對于短距離管道采用順序輸送在經(jīng)濟上不一定合理。 (2)(2)兩種油品交替時，在接觸界面處將產(chǎn)生一段混油。生產(chǎn)實踐表明，在紊流狀態(tài)下輸送時，混油量一般為管道總體積的0.50.51 1。因此，順序輸送管道需要有一套混油控制、跟蹤、檢測、切割、處理的措施和設(shè)備。第29頁/共108頁30 (3 (3）大型的油品順序輸送系

28、統(tǒng)往往是面向多個煉廠和多個用戶，管網(wǎng)多點輸人和輸出油品，油品品種多，批量大小不一。顯然，各種油品輸人輸出的量和時間將對管道的運行工況產(chǎn)生顯著影響。此外，雖然每種油品的批量越大，相對的混油損失越小，但此時首、末站或中間分輸點所需建造的油罐也越多，此外，面向市場的管道系統(tǒng)還應(yīng)盡量滿足客戶的要求。因此，多種油品的順序輸送系統(tǒng)對輸油計劃和調(diào)度的要求比輸送單一油品的管道復(fù)雜得多。 (4)由于油品的物理性質(zhì)（粘度、密度等）存在差異，當(dāng)兩種油品在管內(nèi)交替時，隨著油品在管內(nèi)運行距離的變化，管道的運行參數(shù)處于緩慢的變化中。而當(dāng)混油通過泵站時，泵站的特性（例如出站壓力）將在較短時間內(nèi)發(fā)生變化，從而導(dǎo)致泵站一管道系

29、統(tǒng)工作點的變化。再加上油品的多點輸人輸出，使得管道的運行參數(shù)處于不斷的變化中。要保證管道系統(tǒng)安全、高效、經(jīng)濟地運行，必須借助計算機系統(tǒng)進行仿真與監(jiān)控。 第30頁/共108頁315.3.2 5.3.2 順序輸送中的混油及其控制與處理1 1、混油及其影響因素 兩種油品在管內(nèi)交替時，產(chǎn)生混油的原因主要有兩個：一是管道橫截面上流速分布不均，使后行油品呈楔形進入前行油品中；二是管內(nèi)流體沿管道徑向、軸向的紊流擴散作用。 油品的輸送次序?qū)煊土坑杏绊憽Ｒ话愕囊?guī)律是：油品交替時，若粘度小的油品頂替粘度大的油品，其混油量要大于粘度大的油品頂替粘度小的油品。有數(shù)據(jù)表明，這一差值可達10%10%1515。這是由于粘

30、度大的油品流動時的粘性底層較厚，同時其與管壁的粘滯力也較大，這兩個因素都導(dǎo)致混油量加大。 第31頁/共108頁32 在輸油首站或中間輸入點，兩種油品交替時的流程切換將產(chǎn)生一定量的混油（稱初始混油）。初始混油量的大小取決于切換油罐的速度、泵吸人管道的布置和泵站排量。我國某159mm159mm管道的初始混油長度為200m200m300m300m。前蘇聯(lián)的古比雪夫一勃良斯克管道（管徑500mm500mm）的初始混油長度為600m600m。 輸送過程中，混油段通過中間泵站或分輸站時，由于站內(nèi)管道的存油、站內(nèi)管閥件的擾動以及過泵剪切等的影響，混油長度也會增加。因此，順序輸送管道應(yīng)采用密閉輸油方式運行，并

31、盡量簡化中間站流程。 管道停輸時，在地形起伏較大的管段，不同油品在密度差的作用下產(chǎn)生運移也將使混油量增加。 第32頁/共108頁332、混油段的跟蹤和檢測 混油段跟蹤和檢測的結(jié)果是順序輸送管道運行調(diào)度、混油切割和處理的重要依據(jù)。根據(jù)油品切換時間及運行時間、混油濃度分布公式、管道運行參數(shù)等，可以建立混油界面跟蹤的數(shù)學(xué)模型，并進行計算機仿真，但混油段中兩種油品的濃度一般需通過檢測儀器才能確定。 混油濃度檢測的方法有兩大類：物性指標檢測與外加標記物檢測。 第33頁/共108頁34 混油的密度與兩種油品的密度及它們的濃度間存在線性加和關(guān)系。因此，采用在線密度計，連續(xù)檢測管道中油品的密度，即可推斷混油的

32、濃度及其變化。聲波在液體中傳播的速度與液體的密度等性質(zhì)有關(guān)，例如，在常溫條件下，柴油中的聲速為137513751390m/s1390m/s，煤油中為132013201335m/s1335m/s，汽油中為117511751190m/s1190m/s。因此，基于聲學(xué)原理的儀器廣泛應(yīng)用于順序輸送中混油濃度的測量。 添加標記物的方法是在油品切換時，在油品的接觸區(qū)把少量記號物質(zhì)（熒光燃料、化學(xué)惰性氣體等）添加到油流中。記號物質(zhì)與油流一起流動并隨混油段擴散。通過檢測這些物質(zhì)的濃度分布，便可確定混油段及混油界面。 在不同原油順序輸送或原油-成品油順序輸送時，還可通過在線檢測原油中的某些特殊組分的含量（例如高

33、硫原油與低硫原油順序輸送時可檢測含硫量），實現(xiàn)混油界面檢測。 第34頁/共108頁353 3、減少混油量的措施 可以采取一些專門措施減少混油量，例如使用機械隔離器或液體隔離塞。 常用的機械隔離器有橡膠隔離球，以及皮碗型機械隔離器。隔離器（球）的直徑一般比管內(nèi)徑大1 12%2%，以便在隔離器與管壁間產(chǎn)生一定的密封作用。實際上，由于隔離器兩端存在壓差、管道變形等原因，隔離器前后油品的相互泄漏是不可避免的。對于一條具體的管道，影響隔離效果的因素有：球（皮碗）的過盈度及耐磨性、隔離器的數(shù)量及間距、油品種類、流速等。關(guān)于使用隔離器的效果，不同文獻的數(shù)據(jù)并不一致，有文獻認為，使用隔離球減少的混油量不超過3

34、0%30%40%40%。 第35頁/共108頁36 液體隔離塞是在交替的兩種油品間注入緩沖液，包括與這兩種油品性質(zhì)接近的第三種油品、這兩種油品的混油、凝膠體等。例如汽油與柴油交替時，可在兩者之間放人一段煤油或汽油與柴油的混合油，由于汽油和柴油中允許混人煤油的濃度比汽油中允許混人柴油或柴油中允許混人汽油的濃度大若干倍，從而使需處理的混油量減少。 第36頁/共108頁37 4、混油的接收及處理 順序輸送管道一般在管道終點接收混油?；煊吞幚淼姆椒òㄖ匦录庸?，降級使用，或者按一定比例回摻到純凈油品中。某一種油品中允許混人另一種油品的比例與這兩種油品物理化學(xué)性質(zhì)的差異，以及油品的質(zhì)量潛力有關(guān)。性質(zhì)越接

35、近，質(zhì)量潛力越大，則允許混人另一種油品的比例也越大。為了減少混油處理量，順序輸送管道中油品的排序有一定要求。例如，當(dāng)美國科洛尼爾管道輸送不同品質(zhì)的汽油、柴油、煤油、燃料油時，其一個輸送周期中油品的排序為：高級汽油- -普通汽油- -煤油- -燃料油- -柴油- -普通汽油- -高級汽油。第37頁/共108頁38 如果前后兩種油品的性質(zhì)比較接近，且兩種油品的儲罐容量都較大時，有可能將整個混油段分割為兩部分，前一部分進前行油品的油罐，后一部分進后行油品的油罐。這種處理方式操作最簡單。當(dāng)兩種油品的性質(zhì)差異較大，或質(zhì)量潛力有限等原因不能采取這種處理方法時，就要設(shè)置混油罐。混油段中前行油品含量較高的一部

36、分混油進前行油品的油罐，后行油品含量較高的一部分進后行油品的油罐，而混油段中間的那部分進混油罐。具體的切割方案要根據(jù)每種油品允許混人另一種油品的量確定?；煊凸拗械幕煊涂蛇\回?zé)拸S重新加工，或者就地建設(shè)小型常壓分餾裝置。 第38頁/共108頁395.3.3 原油成品油順序輸送 在運輸流向相同時，如果能夠?qū)崿F(xiàn)原油和成品油的順序輸送，則可更充分地利用管道的運力，節(jié)省建設(shè)投資（例如我國東北和西北地區(qū)均是原油和成品油的輸出地）。國外已有原油和成品油順序輸送的成功例子：加拿大貫山管道（TransMountain Pipe LineTransMountain Pipe Line），加拿大省際管道(Interp

37、rovincial Pipe Line)(Interprovincial Pipe Line)，法國的勒阿弗爾（Le Le HavreHavre）- -巴黎管道。 第39頁/共108頁40 加拿大貫山管道從埃得蒙頓到溫哥華，始建于19531953年，全長約1260km1260km，途徑洛磯山脈和海岸山脈（Coastal Coastal MountainMountain），有數(shù)百英里的管段處于大高差多起伏地帶。該管道系統(tǒng)從19931993年開始實現(xiàn)原油和成品油的順序輸送。所輸油品包括：航煤、汽油（無鉛汽油及優(yōu)質(zhì)無鉛汽油）、柴油（常規(guī)含硫、低硫及低溫柴油）、甲基叔丁基醚（MTBEMTBE）及原油（

38、輕質(zhì)低硫原油、輕質(zhì)含硫原油與重質(zhì)原油）。由不同成品油段組成的“列車”可長達350km350km，原油被置于成品油“列車”之間。 第40頁/共108頁41 加拿大省際管道系統(tǒng)將加拿大西部產(chǎn)油區(qū)所產(chǎn)石油輸送至加拿大東部和美國中西部地區(qū)的煉油中心和市場。該管道系統(tǒng)從埃得蒙頓到薩尼亞(Samia)(Samia)的管段實行了原油成品油及天然氣凝析液（NGL)NGL)的順序輸送。 由Trapil公司設(shè)計、施工與運營的勒阿弗爾巴黎管道長1200km，有26個泵站，34個分輸點。其輸送的油品包括原油、發(fā)動機燃料油、車用燃料油、柴油、民用燃料油、航煤和石腦油。 第41頁/共108頁42 原油與成品油的順序輸送除

39、了具有成品油順序輸送的特點和存在問題外，還有一些特殊的問題與難點，例如：原油中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)、蠟和機械雜質(zhì)在輸送過程中會粘附或沉積在管壁上，在成品油段到來之前，如何有效地清除這些污染物是必須解決的問題。再如，易凝高粘原油通常采用加熱輸送，而對成品油的加熱不僅浪費能源，還會對管道運行造成不利影響，因此易凝高粘原油與成品油順序輸送的難度更大。 第42頁/共108頁435.4長距離輸氣管道 長距離輸氣管道是油氣儲運工程的重要組成部分，其所處理的介質(zhì)是以天然氣為代表的各類燃氣。近幾十年來，隨著社會公眾的環(huán)保意識日益增強，天然氣這種清潔燃料在世界一次能源消費中的比例持續(xù)增長。據(jù)統(tǒng)計，1990年這個比例為2

40、2.5%，而1995年為23.2%，1997年為24%；1994年，全球天然氣消費量為21730億標準立方米，預(yù)計到2010年將達到31000億標準立方米。在某些天然氣資源豐富的國家這個比例更高，例如獨聯(lián)體國家1993年的天然氣消費量占其一次能源總消費量的45%。天然氣消費量的增長促進了全球范圍內(nèi)長距離輸氣管道及城市輸配氣管道的發(fā)展，目前全世界僅長距離輸氣管道的總長度就已超過140萬公里，遠遠超過長距離輸油管道（包括原油管道與成品油管道）的總長度。預(yù)計在21世紀我國及全世界的天然氣長輸管道還將有較大的發(fā)展。第43頁/共108頁44 1 1、天然氣儲運與銷售中涉及的某些基本概念（1 1）標準狀態(tài)

41、與標準體積 天然氣在通常的溫度、壓力條件下為氣態(tài)，具有很強的壓縮性，因而只有在指明溫度與壓力的前提下才能以體積來計量天然氣。在天然氣工業(yè)中，通常用天然氣在某種特定狀態(tài)下的體積作為計量單位，并稱這樣的狀態(tài)為標準狀態(tài)或基準狀態(tài)，而天然氣在標準狀態(tài)下的體積稱為標準體積。目前世界各國對天然氣標準狀態(tài)的規(guī)定還沒有達成一致。在我國的石油行業(yè)標準SYL 04-83SYL 04-83天然氣流量的標準孔板計量方法中，天然氣計量的標準狀態(tài)為：2020、1 1標準大氣壓（101325Pa101325Pa）。我國城市燃氣行業(yè)采用的標準狀態(tài)為：OO、1 1標準大氣壓。美國天然氣行業(yè)采用的標準狀態(tài)為：6060F F（約1

42、5.615.6）、1 1標準大氣壓。 5.4.1天然氣的儲運銷一體化系統(tǒng) 第44頁/共108頁45 （2）天然氣的壓縮因子 對于理想氣體，其絕對溫度T、絕對壓力P和比容v的關(guān)系可以用如下的狀態(tài)方程（也稱為PVT方程）來描述： 式中M為氣體的分子量，Rm為通用氣體常數(shù)。Rm的數(shù)值只取決于上式中各物理量的單位，而與氣體的化學(xué)組成無關(guān)。 第45頁/共108頁46 實際氣體只有在壓力足夠低、溫度足夠高，即氣體的密度足夠小的情況下，其PVT關(guān)系才可以用理想氣體狀態(tài)方程描述。例如在常溫低壓下，甲烷的PVT關(guān)系就比較接近理想氣體。然而，干線輸氣管道中的氣體壓力可高達幾兆帕甚至幾十兆帕，此時天然氣的PVT關(guān)系

43、與理想氣體有顯著差別。在工程上通常用天然氣的壓縮因子Z來反映真實氣體與理想氣體的這種差別。對真實氣體引人壓縮因子Z后，其狀態(tài)方程具有如下形式： 第46頁/共108頁47 實際上，Z Z表示在分子量、溫度與壓力均相同的條件下，真實氣體與理想氣體的比容之比。顯然，Z Z值的大小反映了真實氣體偏離理想氣體的程度。氣體的Z Z值越接近1 1，表示這種氣體越接近于理想氣體，反之則越偏離理想氣體。 第47頁/共108頁48 （3 3）天然氣的節(jié)流效應(yīng) 對于真實氣體，當(dāng)節(jié)流前的溫度不是太高時，節(jié)流不但導(dǎo)致其壓力下降，而且通常也導(dǎo)致溫度下降，這種現(xiàn)象稱為正節(jié)流效應(yīng)。然而，當(dāng)氣體節(jié)流前的溫度超過某個溫度界限（此

44、溫度界限稱為節(jié)流效應(yīng)的轉(zhuǎn)變溫度，它與氣體的組成有關(guān)）時，節(jié)流后壓力下降將導(dǎo)致溫度升高，這種現(xiàn)象稱為負節(jié)流效應(yīng)。節(jié)流引起的溫度變化值與壓力下降值之比稱為節(jié)流效應(yīng)系數(shù)。節(jié)流效應(yīng)又叫做焦耳一湯姆遜效應(yīng)，相應(yīng)地節(jié)流效應(yīng)系數(shù)稱為焦耳一湯姆遜效應(yīng)系數(shù)。第48頁/共108頁49 顯然，節(jié)流效應(yīng)系數(shù)的物理意義是氣體的單位壓降所引起的溫度變化值。對于正節(jié)流效應(yīng)，節(jié)流效應(yīng)系數(shù)為正；對于負節(jié)流效應(yīng)，節(jié)流效應(yīng)系數(shù)為負。可以根據(jù)熱力學(xué)關(guān)系式及真實氣體的狀態(tài)方程計算氣體的節(jié)流效應(yīng)系數(shù)。 氣體的節(jié)流效應(yīng)在工程上有廣泛的用途，利用正節(jié)流效應(yīng)獲得低溫是一種很普遍的方法。例如，通過節(jié)流閥對氣體節(jié)流或通過膨脹機使氣體降壓都是工程上

45、常用的氣體降溫方法。 值得一提的是：理想氣體不存在上述節(jié)流效應(yīng)，或者說其節(jié)流效應(yīng)系數(shù)等于0 0。 第49頁/共108頁50 （4 4）天然氣的含水量與露點 1 1）濕天然氣 在工程上，通常將含有水蒸氣的天然氣稱為濕天然氣。天然氣中的水分可能給其儲運和利用過程帶來以下幾方面的危害： (1)(1)析出的液態(tài)水與天然氣中的某些成分形成固態(tài)水合物，從而堵塞管道或設(shè)備； (2)(2)析出的液態(tài)水會加劇管內(nèi)壁的腐蝕，尤其是當(dāng)天然氣中含有硫化氫和二氧化碳時更為嚴重； (3)(3)如果析出的液態(tài)水太多，管道中可能會出現(xiàn)氣液兩相段塞流，這種情況在干線輸氣管道上是不允許出現(xiàn)的； (4)(4)水蒸氣將使?jié)裉烊粴獾臒?/p>

46、值降低。 因此，天然氣在進人干線輸氣管道之前都要經(jīng)過脫水。第50頁/共108頁512 2）天然氣的含水量 表示天然氣含水量多少的指標主要有：含水量、絕對濕度、相對濕度、水露點。 在濕天然氣中，標準單位體積（如1 1標準立方米）干氣所含的水蒸氣質(zhì)量稱為含水量，單位為kg/Nmkg/Nm3 3或g/Nmg/Nm3 3。一般來說，從氣田中采出的天然氣的含水量大約為6 68g/Nm8g/Nm3 3，而要求進人干線輸氣管道的天然氣的含水量不應(yīng)超過9696128mg/Nm128mg/Nm3 3。 第51頁/共108頁52 天然氣的絕對濕度是指單位體積濕天然氣中所含有的水蒸氣質(zhì)量，單位為kg/mkg/m3

47、3或g/mg/m3 3。天然氣的相對濕度是指其實際絕對濕度與同溫度下其達到水蒸氣飽和時的絕對濕度之比。對于給定溫度的濕天然氣，其水蒸氣飽和狀態(tài)是指這樣一種狀態(tài)：天然氣中的水蒸氣分壓剛好等于水在這一溫度下的飽和蒸氣壓。顯然，只有在達到水蒸氣飽和狀態(tài)時濕天然氣的相對濕度為1 1，在其它情況下相對濕度總是小于1 1。第52頁/共108頁53 3 3）天然氣的露點 天然氣的露點是控制天然氣儲運過程中不產(chǎn)生液態(tài)物質(zhì)的重要指標，它包括水露點與烴露點。在任一給定的壓力下，濕天然氣中的水蒸氣分壓等于某一溫度下水的飽和蒸氣壓時，這一溫度就稱為濕天然氣在給定壓力下的水露點。水露點是指天然氣在一定壓力下析出液態(tài)水時

48、的最高溫度，而烴露點是指天然氣在一定壓力下析出液態(tài)烴時的最高溫度。水露點反映了天然氣中的水蒸氣含量，而烴露點則反映了天然氣中重?zé)N組分的含量。天然氣中水蒸氣的含量越高，則在相同壓力下其水露點就越高；天然氣中的重?zé)N組分的含量越高，則在相同壓力下其烴露點就越高。第53頁/共108頁54 值得注意的是：水露點與烴露點是隨天然氣的壓力變化的，所以在提到天然氣的水露點與烴露點時，一定要指明是相對于什么壓力而言的。對于水蒸氣含量和重?zé)N組分含量一定的同一種天然氣，壓力越高，其水露點和烴露點也越高。 工程上通常采用控制水露點與烴露點的辦法防止在天然氣儲運和利用過程中析出液態(tài)水或液態(tài)烴。我國的國家標準輸氣管道工程

49、設(shè)計規(guī)范（GB 50251-94GB 50251-94）明確規(guī)定：管輸天然氣在最高輸送壓力下的水露點至少應(yīng)該比管道周圍的最低環(huán)境溫度低5 5 ，而烴露點不得高于最低環(huán)境溫度。第54頁/共108頁552 2、水合物的形成規(guī)律及其預(yù)防措施 （1 1）水合物的基本概念 水合物是天然氣中的某些組分與液態(tài)水在一定的溫度、壓力條件下所形成的一種外形象冰霜的物質(zhì)，其密度為0.880.880.90g/cm0.90g/cm3 3水合物的形成機理及條件與水結(jié)冰完全不同，即使溫度高達2929，只要天然氣的壓力足夠高，其仍然可以與水形成水合物。在天然氣儲運過程中，通常在產(chǎn)生劇烈焦耳一湯姆遜節(jié)流效應(yīng)的裝置處（例如調(diào)壓閥

50、）最容易形成水合物，故有時需要在節(jié)流裝置前對氣體加熱。第55頁/共108頁56 從微觀結(jié)構(gòu)上講，水合物是液態(tài)水與一些氣體組分借助于分子力而形成的一種稱為籠形包絡(luò)物的固態(tài)結(jié)構(gòu)。在這種結(jié)構(gòu)中，若干個水分子通過氫鍵形成由五面體或六面體構(gòu)成的籠孔，每個籠中可以容納一個氣體分子。天然氣水合物的籠形結(jié)構(gòu)有兩種類型。在第一種結(jié)構(gòu)中，每個水合物單元有2 2個小晶格和6 6個大晶格；而在第二種結(jié)構(gòu)中，每個水合物單元有1616個小晶格和8 8個大晶格。一般來說，甲烷、乙烷、二氧化碳和硫化氫可以形成第一種結(jié)構(gòu)的水合物，而丙烷、異丁烷可以形成第二種結(jié)構(gòu)的水合物。戊烷及分子量更大的烴類氣體分子因體積太大不能進入晶格，因

51、而不會形成水合物。第56頁/共108頁57 （2 2）形成水合物的條件 天然氣只有在滿足一定的溫度、壓力和水分條件時才可能形成水合物，了解這些條件對防止水合物生成以及消除已形成的水合物具有重要意義。 第57頁/共108頁58 對于可形成水合物的每一種氣體都存在一個形成水合物的臨界溫度，它是指這種氣體可形成水合物的最高溫度，當(dāng)溫度高于臨界溫度時，在任何壓力下也不可能使這種氣體與液態(tài)水形成水合物。表5-45-4列出了天然氣中各種組分的水合物臨界溫度。 表5-45-4形成水合物的臨界溫度 氣體名稱 甲烷 乙烷 丙烷異丁烷正丁烷二氧化碳硫化氫臨界溫度/4714.55.52.511029第58頁/共10

52、8頁59 水合物的形成、穩(wěn)定及分解過程實際上是一種多元氣固相平衡現(xiàn)象。在這個相平衡體系中，固相是水合物，氣相是與水合物中含有的氣體分子相對應(yīng)的氣體及水蒸氣。在一定的壓力下，要使某種氣態(tài)物質(zhì)與液態(tài)水形成穩(wěn)定的水合物，則水合物相平衡體系的溫度必須等于或低于該體系中與這一壓力對應(yīng)的該氣體的飽和溫度，通常將這個溫度稱為該氣體在給定壓力下的水合物形成溫度。由于水合物的形成溫度與氣體壓力的關(guān)系是單調(diào)上升的，天然氣的壓力越高，相應(yīng)的水合物形成溫度就越高，故低溫、高壓條件有利于天然氣水合物形成。綜上所述，形成天然氣水合物的必要條件是： 1 1）必須有液態(tài)水與天然氣接觸；第59頁/共108頁60 2 2）天然氣

53、中的水蒸氣分壓等于或然氣的溫度對應(yīng)的水的飽和蒸汽壓； 3 3）天然氣的溫度必須等于或低于其在給定壓力下的水合物形成溫度。 如果生成水合物的液態(tài)水是從天然氣中析出的，則說明天然氣中的水蒸氣分壓等于或高于其所處溫度下水的飽和蒸汽壓（系指液態(tài)水一水蒸氣體系中的飽和蒸汽壓）。由于在相同溫度下水一在水合物體系中的飽和蒸汽壓低于在液態(tài)水一水蒸氣體系中的飽和蒸汽壓，因此，只要天然氣中能析出液態(tài)水，就說明已經(jīng)自動滿足了上述條件2 2），或者說已經(jīng)滿足了生成水合物所要求的水分條件。第60頁/共108頁61 以上三個條件是形成水合物的內(nèi)因，此外還有一些加速水合物形成的外因，主要包括以下幾個方面： 1 1）高流速、

54、氣流擾動或壓力脈動； 2 2）出現(xiàn)小的水合物晶種； 3 3）天然氣中含有硫化氫和二氧化碳，因為這兩種酸性氣體比烴類氣體更容易溶于水。第61頁/共108頁62 值得指出的是：在干線輸氣管道的運行過程中，即使進人干線的天然氣的含水量不足以導(dǎo)致在管輸過程中形成水合物，但管道水壓試驗后沒有清掃干凈的殘留水也有可能導(dǎo)致水合物生成。這些殘留水一部分可以蒸發(fā)進人管道的干天然氣中去，另一部分仍然以液態(tài)形式積聚在管道中，因而有可能使得管道中滿足形成水合物的水分條件。為了避免這種情況發(fā)生，在輸氣管道投產(chǎn)過程中一定要對管道線路執(zhí)行嚴格的清掃和干燥程序，以徹底清除試壓后管道中殘留的積水。第62頁/共108頁63 （3

55、 3）防止水合物形成及消除水合物的方法 要防止水合物形成或消除已形成的水合物，所采取的措施自然應(yīng)該從破壞水合物形成的條件人手。以下介紹幾種常用的防止水合物生成的措施，其中有些措施也適用于消除已形成的水合物。 1 1）干燥脫水 它是防止水合物生成的最徹底、最有效的方法，在天然氣儲運系統(tǒng)中的應(yīng)用也最為廣泛，特別是干線輸氣管道幾乎必須采用這種方法。關(guān)于干燥脫水后進人輸氣管道的天然氣的含水量或水露點的具體指標，有關(guān)技術(shù)規(guī)范中已作出了明確規(guī)定。第63頁/共108頁64 2 2）添加水合物抑制劑 它既可以用于防止水合物生成，也可以用于消除已形成的水合物。這類措施的機理可解釋為：一方面，在水合物抑制（幾乎均

56、為液體）與液態(tài)水混合后可以降低水合物形成溫度，從而破壞形成水合物的溫度壓力條件；另一方面，水合物抑制劑可以吸附天然氣中的一部分水蒸氣，從而破壞形成水合物的水分條件。經(jīng)常采用的水合物抑制劑有甲醇（CH30HCH30H）、乙二醇（C C2 2H H6 6O O2 2）、二甘醇（C C4 4H H1010O O3 3）和三甘醇（C C6 6 H H1414 0 04 4）等，也有采用氯化鈣（CaClCaCl3 3）作為抑制劑的。第64頁/共108頁65 對于長距離干線輸氣管道，加水合物抑制劑的方法雖然可以發(fā)揮作用，但由于不能保證將水合物抑制劑輸送到水合物的可能形成區(qū)，因而其效果將因管線的具體情況而異

57、，在某些情況下可能達不到預(yù)期的效果。第65頁/共108頁66 3 3）加熱 這種方法的意圖是使天然氣的溫度提高到水合物形成溫度以上，從而破壞形成水合物的溫度壓力條件。它主要適合于在節(jié)流調(diào)壓裝置之前，因為天然氣經(jīng)過這些裝置后可能會產(chǎn)生很大幅度的溫降。對氣體加熱的方法一般不適合干線輸氣管道。但在某些特殊情況下，可以采用從管子外部進行局部加熱的辦法消除干線輸氣管道中的水合物堵塞。當(dāng)然，這樣做的前提條件是已經(jīng)知道管道中水合物堵塞段的具體位置。此外，對管子局部加熱的溫度不能太高，以免產(chǎn)生過大的熱應(yīng)力對管道造成損害。第66頁/共108頁67 4 4）清管 清管一方面可以清除管道中積聚的液態(tài)水，從而破壞形成

58、水合物的水分條件；另一方面可以清除管道中已經(jīng)形成的水合物，從而消除可以促使新的水合物形成的晶種。在應(yīng)用這種方法清除管道中已形成的水合物時要特別注意：隨著清管器的推移，積聚在清管器前面的水合物越來越多，以至于有可能將清管器卡住。為避免這種情況出現(xiàn)，在清管之前應(yīng)該慎重考慮。一般來說，如果管道中積聚的水合物很多，則不宜立即采取清管措施。除了以上幾類方法外，有時還可以采用降低天然氣壓力從而破壞水合物形成的溫度壓力條件的辦法來防止水合物形成或消除已形成的水合物。 第67頁/共108頁683 3、天然氣供氣系統(tǒng)的組成及特點 （1 1）天然氣的一體化供氣系統(tǒng) 據(jù)統(tǒng)計，19931993年全世界的天然氣總消費量

59、為2158321583億標準立方米，其中有2070020700億標準立方米是由管道運輸?shù)摹臍馓锏木谘b置開始，經(jīng)礦場集氣系統(tǒng)、氣體凈化系統(tǒng)、干線輸氣管道，再通過配氣管網(wǎng)到用戶，天然氣所經(jīng)過的所有這些環(huán)節(jié)構(gòu)成了一個統(tǒng)一的、一體化的儲運銷系統(tǒng)，同時它也是一個連續(xù)的、密閉的水力學(xué)系統(tǒng)，可以統(tǒng)稱為天然氣供氣系統(tǒng)。第68頁/共108頁69 天然氣的勘探開發(fā)、儲運和銷售利用三者構(gòu)成了上、中、下游一體化的天然氣工業(yè)，其中任何一個環(huán)節(jié)出現(xiàn)問題都將影響一個國家或地區(qū)的天然氣供氣系統(tǒng)甚至天然氣工業(yè)的正常運行和發(fā)展。因此，在建立一個國家或地區(qū)的天然氣供氣系統(tǒng)時，必須將上游的氣源建設(shè)、下游的用氣市場開發(fā)及中游的長距

60、離干線輸氣管道建設(shè)統(tǒng)籌起來考慮，否則就很可能造成巨大的經(jīng)濟損失，甚至?xí)a(chǎn)生不良的社會影響。例如： 第69頁/共108頁70 如果在氣源沒有充分保障的情況下就急于建設(shè)長距離干線輸氣管道及城市輸配氣系統(tǒng)，則難以保證干線輸氣管道和城市輸配氣系統(tǒng)在整個設(shè)計壽命期內(nèi)都能獲得充足的氣源，因而供氣系統(tǒng)的經(jīng)營者也就不能獲得預(yù)期的經(jīng)濟收益，而用戶也不能正常用氣。如果在對當(dāng)前和未來的天然氣市場缺乏了解的情況下就匆匆進行氣田和長距離輸氣管道的建設(shè)，則很可能在氣田和長輸管道建成后的相當(dāng)長時間內(nèi)，氣田的產(chǎn)量和長輸管道的輸量都達不到其設(shè)計能力，也會在不同程度上影響供氣系統(tǒng)的經(jīng)濟效益。天然氣供氣系統(tǒng)的一體化特征也體現(xiàn)在其運