压气站、长输管道复习过程

1、压气站以压力能的形式给天然气提供输送动力的作业站。分类按压气站在管道沿线的位置分为 起点压气站、中间压气站和终点充气站。起点压 气站位于气田集气中心或处理厂附近， 为天然气提供压力能，并有气体净化、气 体混合、压力调节、气体计量、清管器发送 等作业。中间压气站位于运输管道沿 线上，主要是给在输送中消耗了压力能的天然气增压。 终点充气站位于储气库内， 主要是将输来的天然气加压后送入地下储气库 。设备压气机组合而成的压气机组是压气站的主要设备。长输管道采用的压气机有往复 式和离心式两种。前者具有压缩比（出口与进口的压力之比）高及可通过气缸顶 部的余隙容积来改变排量的特点，适用于起点压气站和终点充气

2、站。离心式压气 机压缩比低，排量大，可在固定排量和可变压力下运行，适用于中间压气站。两种压气机均可用并联、串联或串联和并联兼用方式运行。需要高压缩比，小排量 时多用串联；需要低压缩比，大排量时多用并联；压力和输量有较大变化时，可 用串联和并联兼用方式运行。功率不同的压气机可以搭配设置，便于调节输量。 往复式和离心式两种压气机也可在同一站上并联使用。压气机的选择，除满足输量和压缩比要求，并有较宽的调节范围外，还要求具 有可靠性高、耐久性好，并便于调速和易于自控等。在满足操作要求和运行可靠 精品文档的前提下，尽量减少机组台数； 功率为10005000马力的机组，有35台压气机，并有1台备用，大功率

3、机组一般没有备用机。压气机用的原动机有燃气发动机、电动机和燃气轮机等多种（见管道动力机械）。流程压气站的流程由输气工艺、机组控制和辅助系统 等三部分组成。输气工艺部分 除净化、计量、增压等主要过程外，还包括越站旁通、清管器接收及发送、安全 放空与紧急截断管道等。机组控制部分有启动、超压保护、防喘振循环管路等。辅助系统部分包括供给燃料气、自动控制、冷却、润滑等系统。图1为中间压气站工艺流程图。此站配置有三台燃气轮机驱动的离心式压气机，其中机组2为备用，机组1、3可并联，当需要作串联使用时，则可由机组 2与机组3或与 机组1串联运行。并联流程是来自干线上一站的天然气，先在气体除尘区除去 固体颗粒，

4、再经机组3、1增压，经冷却后输往下一站；串联运行时，来自上站 天然气先经除尘区除尘，再经机组 3增压，增压后的天然气输至冷却区冷却， 然后进入机组2再次增压，再冷却后进入干线输往下站。如果天然气不需要增 压直接输往下站时，则可关闭除尘区前的进口阀，打开越站旁通管路，让天然气 越站通过。功能压气站应具有启停原动机、开关阀门和报警 等基本控制功能；并有防止喘振、 消除噪声和防止天然气排出温度过高的设施。 喘振是离心式压气机在气流速度过 低时所发生的压力波动和机组振动，并产生很强噪声的现象，如在发生喘振时管 道继续运行将会导致压气机过热和损坏。因此需在机组上安装喘振抑制阀和循环管路，以便在工况接近喘

5、振边界时开启喘振抑制阀， 让气体循环，防止喘振发生。 气体压缩和减压都会造成很强的噪声， 为了降低噪声，可在压气机出口管路上装 设消声器，将汇管埋入地下，在管路上包覆隔声和吸声材料等，采用多级调压，控制气体通过站内管道的流速（小于 30米/秒），可降低减压引起的噪声。压 气机出口排气温度较高，除进行冷却外，还需考虑管道的热膨胀和补偿。 进入输 气管道的温度应低于涂敷在管道外的绝缘层软化点，一般为4065 C。压气机的冷却可用水冷或强制空气冷却。为减少压气站的能耗，除选用燃料耗用少的机 组外，还应考虑热能的综合利用，如利用燃气发动机和燃气轮机的排气余热制冷， 冷却出站的天然气和加热燃料气等。长距

6、离输气管道又叫干线输气管道，它是连接天然气产地与消费地的运输通道， 所输送的介质一般是经过净化处理的、 符合管输气质要求的商品天然气。 长距离 干线输气管道管径大、压力高，距离可达数千千米，大口径干线的年输气量高达 数百亿立方米。长距离输气管道主要包括：输气管段、首站、压气站（也叫压缩 机站）、中间气体接收站、中间气体分输站、末站、清管站、干线截断阀室等。实际上，一条输气管道的结构和流程取决于这条管道的具体情况，它不一定包括所有这些部分。与输油管道相同，在管路沿线每隔一定距离也要设 中间截断阀，以便发生事 故或检修时关断。沿线还有保护地下管道免受腐蚀的阴极保护站等辅助设施。通 常需要与长距离输

7、气管道同步建设的另外两个子系统是通信系统与仪表自动化 系统，这两个系统是构成管道运行 SCADA系统的基础，其功能是对管道的运行过程进行实时监测、控制和远程操作，从而保证管道安全、可靠、高效、经济地 运行。国外油气管道技术近几年发展比较快，有许多新技术、新工艺、新材料、新设 备被不断用于新管道的建设和老管道的改造， 有效地降低了工程造价， 提高了施 工质量，保证了新建管道的顺利投产。 由于国外管道建设时间比较长， 安全隐患 严重，因此，围绕节能降耗和安全运营，国外管道公司大力开展技术革新，对老 管道定期进行检测和完整性评价， 采用计算机系统优化运行管理。 我们跟踪国外 管道技术最新发展动态，

8、旨在找出差距， 明确方向， 为我国油气管道下一步的科 研立题提供参考和借鉴。1928 年，苏联建成格罗兹内至图阿普赛焊接式钢制长输原油管道，揭开 了现代管道工业发展的序幕。至今，经过 70 多年的发展，世界管道工业，尤 其是工业发达的欧美国家，无论是从制管、设计、施工，还是从输送工艺、管道 自动控制、 运行管理等方面都得到了长足的发展， 油气管道在世界运输业中发挥 着越来越重要的作用。与此同时，与管道输送有关的各种新工艺、新技术、新材 料、新设备和新产品层出不穷，特别是从 20 世纪 60 年代开始，管道工业进 入了快速发展时期，各国的油气管道公司非常注重各种先进技术的研究与开发， 很多管道在

9、设计建设时就大量采用最新的一些研究成果。高度自动化技术的应 用，不仅保证了管道运行的安全可靠性， 而且减少了操作人员， 大大降低了运行 费用，使企业处于较好的盈利水平。 本文归纳了国外原油、 成品油和天然气管道 的输送技术的主要发展趋势。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 和稀释两种工艺。 针对现役管道输量逐年下降、 稠油开采日益增多的现状， 以提 高管道运行安全性、节能降耗为目的的各种新技术、 组合工艺的研究已成为热点， 像物理场处理(磁处理、振动降粘)、水输(液环、悬浮、乳化)、器输(滑箱、 膜袋)、充气降粘(充饱和气增加

10、输量) 、混输和顺序输送等等多种工艺的研究， 有些已进入工业试验与短距离试输阶段。 总体上，国外原油管道的输送工艺正朝 着多元化和新型化的方向发展。 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 的适应性。(3) 简易性。工艺设备简单，使用及维护简易，自动化程度高

11、，易于实现集中控制与管理。(4) 经济性。能耗少，成本低，效益高。 国外先进的原油管道普遍采用密闭输送工艺、高效加热炉和节能型输油泵；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； 对现役管道定期进行安全检测和完整性评价。 例如，美国的 全美管道就是世界上最先进的一条热输原油管道，全长2715km ，管径760mm ，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、培训模拟等功能。目前，我国与美国、苏联、印尼等

12、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

13、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

14、量变化 型、全流量变化型和全流量间歇型四种。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

15、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。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

16、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。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：(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

17、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。(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 输天然气管道的建设， 在 80 年代

18、，苏联建设了 6 条超大型中央输气管道系统， 全长近20000km ，管径12201420mm ，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

19、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 Alliance 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。(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 Ruhrgas

20、AG 公司 在其Hessen至 Werne输气管道上(© 1219mm)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。(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

21、已达 5.55 X 104m3。(6) 提高压缩机组功率，广泛采用回热循环燃气轮机，用燃气轮机提供 动力或发电。国外 干 线输气 管 道压缩 机组普遍采 用大功 率，例如俄 罗斯 Gazprom 天然气公司压缩机站单套压缩机平均功率都在 10MW 以上，欧美国 家也是如此，像美国通用电器公司( GE )生产的 MS300 型回热循环式燃气 轮机额定功率为 10.5MW，LM2500 型功率为 22MW ，MS5000 型为24MW 。采用燃气轮机回热循环及联合循环系统收到了很好的节能效果，如著 名的阿意输气管道对 Messina 压气站的燃气轮机组进行改造， 采用回热联合循 环系统后，每台燃气

22、轮机的综合热效率由原来的 36.5% 上升到 47.5% 。国 外还广泛采用压缩机的机械干密封、 磁性轴承和故障诊断等新技术， 不仅可以延 长轴承的使用寿命， 取消润滑油系统， 降低压缩机的运行成本， 而且还可以从根 本上提高机组的可靠性和完整性。除上述特点外， 国外天然气管道在计量技术、 泄漏检测和储存技术等方面也 取得了一些新进展。1 .天然气的热值计量技术计量在天然气测试技术中占有极其重要的地位， 精确的计量不仅可以避免天 然气贸易中上、中、下游的诸多矛盾，而且可以提高管道的管理水平。国外天然 气计量技术经历了体积计量、 质量计量和热值计量三个发展阶段， 20 世纪 80 年代以后， 热

23、值计量技术的应用在西欧和北美日益普遍， 已成为当今天然气计量技术的发展方向。天然气热值计量是比体积和质量计量更为科学和公平的计量方 式，由于天然气成分比较稳定， 按热值计价可以体现优质优价， 国外普遍以热值 为计价依据。随着我国加入 WTO ，为提高我国能源的管理水平，与国际接轨， 我国今后也将推广应用热值计量技术。 天然气热值的测定方法有直接测定法和间 接计算法两种， 传统的间接计算法是先通过测定天然气中各组分的浓度， 再计算 混合气体的热值。 近几年， 天然气热值的直接测量技术发展较快， 特别是在自动 化、连续性、精确度等方面有了很大提高。2 红外辐射探测器美国天然气公用公司通常使用火焰电

24、离检测技术（ FID ）检查干线管道和 城市配气管网的泄漏， 这种技术非常有效。 但由于检测车行驶速度慢 （一般仅为 37m/h ），劳动强度大，费用高，直接影响检测结果。目前，美国天然气 研究所（ GRI ）正在进行以激光为基础的遥感检漏技术研究，该方法是利用红 外光谱（ IR ）吸收甲烷的特性来探测天然气的泄漏。 该遥感系统由红外光谱接 收器和车载式检测器组成，能在远距离对气体泄漏的热柱进行大面积快速扫描， 现场试验表明，检漏效率较之以前提高 50% 以上，且费用大幅度下降。此外， 加拿大、美国、俄罗斯等国家还在直升飞机上安装红外或激光遥感探测器进行气 体泄漏检测，大大缩短了巡检周期，扩大

25、了检测范围。3 天然气管道减阻剂（DRA ）的研究应用美国 Chevron 石油技术公司（ Chevron Petroleum Technology Co. ）在墨西哥湾一条输气管道上进行了天然气减阻剂（ DRA ）的现场试验。结果表明，输量可提高 10% 15% ，最高压力下降达 20% 。这种减阻剂的主 要化学成分是聚酰胺基， 通过注入系统， 定期地按一定浓度将减阻剂注入到天然 气管道中， 减阻剂可在管道的内表面形成一种光滑的保护膜， 这层薄膜能够显著 降低输送摩阻， 同时还有一定的防腐作用。 Chevron 研制的这种天然气管道减 阻剂在管内使用寿命是有限的， 经过一定的时间后， 薄膜会

26、自行脱落， 减阻效率 亦会随之降低，现场试验表明， DRA 的有效期可达 400h 。4天然气储存技术 从商业利益考虑，国外管道公司非常重视大型储气库垫底气最少化技术的研 究。目前，正在研究应用一种低挥发性且廉价的气体作为“工作气体”来充当储 气岩洞中的缓冲气垫。 其他受关注的储气技术还包括天然气注入、 抽取计量、 改 进监测和自动化以及盐洞气库中储气温度效应的信息。四、管道运行仿真技术管道计算机应用主要体现在管道测绘及地理信息系统、 管道操作优化管理模 型和天然气运销集成控制系统三个方面。 仿真技术在长输管道上的应用不仅 优化了管道的设计、运行管理，而且为管输企业带来巨大的经济效益。目前，国

27、 外长输管道仿真系统主要分为三种类型， 一是用于油气管道的优化设计、 方案优 选；二是运行操作人员的培训； 三是管道的在线运营管理。 如美国最大的天然气 管道公司之一的Williams管道公司， 采用计算机仿真培训系统在不影响 正常工作的情况下就可完成对一线工人的上岗培训， 大大缩短了培训时间， 节约 大量费用，比传统的培训方式效率提高50%。 世界著名的管道仿真系统软件公 司美国科学软件公司（SSI）研究开发的气体管道仿真软件TGNET和 液体管道仿真软件TLNET,已在世界上4 5条油气管道上应用。 这些仿真软 件可以对管道运行的瞬态水力状况进行模拟，其在线模拟系统由实时模型、预测 模型和

28、自动先行模拟等几个模拟软件组成。其中，实时模型是根据管道液（气） 体流动的连续性方程、动量方程、能量方程及状态方程建立的数学模型，编制实 时模拟应用程序，再根据管内流体的温度、压力、流量、密度及组分等参数完成 管道的泄漏检测与定位、超低压保护、批量及组分跟踪、热值跟踪等功能。而预 测模型可计算某一时刻管道的存储量、 管内批量油品的位置，预测喘振条件，检 测输差等。自动先行模拟软件是根据目前的实时模拟条件和设备的设定来确定将 来的运行条件有何变化，预测水击的产生，做到超前保护。管道在线仿真系统的 应用可有效地提高管道运行的安全性和经济性。五、GIS技术在管道中的应用随着管道工业自动化的发展，GI

29、S （地理信息系统）在长输管道中得到了 日益广泛的应用，它融合了管道原有的SCADA系统自动控制功能。像美国、 挪威、丹麦等国家的管道普遍使用GIS技术。目前，该技术已实现地理信息、 数据采集、传输、储存和作图统一作业，可为管道的勘测、设计、施工、投产运 行、管理监测、防腐等各阶段提供资料。例如，丹麦哥本哈根的HNG公司多年 来一直利用GIS技术对其所属的天然气管道及配气管网进行管理，可实现数据记录、设备查询、管道信息、泄漏记录、信息发送、智能扫描、配气优化、日常 管理等功能。HNG公司的GIS系统是在WindowsNT平台上运行，图形应用程序是在I ntergraph环境下开发的， 关系数据

30、库In form ix作为数据库，基本测绘图形的应用程序建立在MGE产品基础上，管道记录和查询的应用程序是以Pramme产品为基础。美国管道安全局正在建设 全国信息地理系统数据库，数据包括管道和设施位置的地理数据， 精度为152 米；管道基本参数数据库（运营商的名称、管道名称、尺寸、所输介质和状况、 数据来源等）。管道安全局就可以在可能发生 *、洪水和其它自然灾害的重点地 段，确定危险环境中管道的风险，标出敏感地区管道的位置，一旦发生事故，管 道安全局就能迅速从数据库中提取数据，向联邦或州管理机构提供详细的资料。六、现役管道的完整性评价与风险管理技术管道完整性评价的方法有可靠性分析、风险评估和

31、管道剩余寿命评价三种。 评价的最终目标就是预测管道的剩余寿命， 确定管道的维修和大修计划。 评价依 据是对管道各种缺陷的检测结果。 国外主要是组合采用智能清管器 （漏磁清管器、 超声波清管器、 几何清管器等等） ，这些清管器可以对管道内表面的各种缺陷的 位置、大小进行比较精确的检测。 国外一些公司采取定期利用智能清管器进行管 道内检测，如英国天然气公司（EG）对管道内检测的周期是2年10年。国 外一些公司认为， 采用智能清管器对管道的完整性评价并进行修理是经济的， 如 加拿大的NOVA公司对管道的各种修理和检测费用进行了对比，发现使用内检测后，虽然花费了一些费用， 但使管道的维修更具有规划性，

32、 避免了盲目修理和 更换管道，总体上节约了大量的修理费用。七、管道泄漏检测新技术 , 传统的管道泄漏检测技术普遍存在误报警率高、定位不准、安装和维修费用高等缺点，难以在实际生产中推广应用。最近， 壳牌公司研究开发的ATMOSPipe管道泄漏监测系统取得了很大进展。该 系统利用模式识别技术，根据管道进、出口的流量和压力，使用优化序列分析法(SPRT)，连续计算泄漏的统计概率。当检测到存在泄漏时，ATMOSP ipe就自动计算出泄漏的位置和泄漏量。该系统较之传统的检漏方法具有以下 优点：(1)适应性强。可适用于气体或液体管道，对管道长度、直径、所处地理环境、运行状态等均没有限制。(2) 误报率低，识别功能强。可自动区分管道泄漏与分流时的正常运行变化，自动适应和识别管道在线仪表失灵或数据通讯错误。(