压气站长输管道.docx
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压气站长输管道
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。
8r&`1O,T）];O'N&u 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的前提下，尽量减少机组台数；功率为1000～5000马力的机组，有3～5台压气机，并有1台备用，大功率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，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。
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*q$D（H（O7l1@（w$j）T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40～65℃。
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。
#o;E/P,O*m'Y4K 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，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。
2R$@'\.O"d6}$T$} 1928年，苏联建成格罗兹内至图阿普赛焊接式钢制长输原油管道，揭开了现代管道工业发展的序幕。
至今，经过70多年的发展，世界管道工业，尤其是工业发达的欧美国家，无论是从制管、设计、施工，还是从输送工艺、管道自动控制、运行管理等方面都得到了长足的发展，油气管道在世界运输业中发挥着越来越重要的作用。
与此同时，与管道输送有关的各种新工艺、新技术、新材料、新设备和新产品层出不穷，特别是从20世纪60年代开始，管道工业进入了快速发展时期，各国的油气管道公司非常注重各种先进技术的研究与开发，很多管道在设计建设时就大量采用最新的一些研究成果。
高度自动化技术的应用，不仅保证了管道运行的安全可靠性，而且减少了操作人员，大大降低了运行费用，使企业处于较好的盈利水平。
本文归纳了国外原油、成品油和天然气管道的输送技术的主要发展趋势。
'e4O*N1l）R7A+v）T4u 一、国外原油管道输送技术的发展趋势.
目前，世界范围内的高粘、易凝原油管道长距离输送基本上仍是采用加热和稀释两种工艺。
针对现役管道输量逐年下降、稠油开采日益增多的现状，以提高管道运行安全性、节能降耗为目的的各种新技术、组合工艺的研究已成为热点，像物理场处理（磁处理、振动降粘）、水输（液环、悬浮、乳化）、器输（滑箱、膜袋）、充气降粘（充饱和气增加输量）、混输和顺序输送等等多种工艺的研究，有些已进入工业试验与短距离试输阶段。
总体上，国外原油管道的输送工艺正朝着多元化和新型化的方向发展。
对特定品质的原油而言，一种输油工艺只有在特定的环境下才有效。
也就是说，对于不同种类的原油和不同的地理环境，采用的输送工艺是不同的。
尽管目前世界各国的管道工业发展水平存在着差距，但评价一种输送工艺优劣的标准应该是一致的，主要有以下几点：
'f.B*C-R,A9R$p）H （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。
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}8]2A-[#j%B'I （３）简易性。
工艺设备简单，使用及维护简易，自动化程度高，易于实现集中控制与管理。
（４）经济性。
能耗少，成本低，效益高。
U）G0F"T$D.v'S 国外先进的原油管道普遍采用密闭输送工艺、高效加热炉和节能型输油泵；运用高度自动化的计算机仿真系统模拟管道运行和事故工况，进行泄漏检测，优化管道的调度管理；对现役管道定期进行安全检测和完整性评价。
例如，美国的全美管道就是世界上最先进的一条热输原油管道，全长2715km，管径760mm，全线采用计算机监控和管理系统（SCSS），在控制中心的调度人员通过计算机可实现管道流量、压力及泵、炉、阀等设备的自动控制，仿真系统软件可完成泄漏检测、定位、设备优化配置、运行模拟、培训模拟等功能。
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t 目前，我国与美国、苏联、印尼等国的长输原油管道广泛采用加热输送工艺，就工艺方法本身而言，我国与国外的水平相当，但在管道的运行管理和主要输送设备的有效利用方面还存在着一定的差距。
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x/o5a/Z6@8Y）@-u#R9F １．加热炉应用技术现状,'M5o/\）^9k/p'\（Q加热炉是热输原油管道的主要耗能设备，苏联主要使用直接式加热炉，美国既使用直接式加热炉，也使用间接式加热炉。
我国20世纪80年代后期开始大量采用间接式加热炉，与国外相比，自动化程度不高，主要部件像换热器、炉管等的耐腐蚀性差，热媒炉系统自动控制和调节系统的实际使用水平偏低，余热回收装置普遍存在腐蚀、积灰、传热效率不高的问题，今后应从节能角度出发，大力开展燃烧节能新技术、新设备的研究，尤其是新型高效燃烧器、余热回收装置、燃油添加剂的研制。
２．输油泵调速节能技术
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} 据统计，我国输油泵运行效率比国外先进水平低10%～20%，有相当数量的泵处于部分负荷下工作，工作流量远低于额定流量，而工作压力远高于额定压力。
传统上采用阀门节流，虽然在实际使用中很有效，但造成大量的能源浪费，是一种不经济的运行方式。
目前，国外大型输油泵普遍采用电机调速控制，节电率可达40%，节能效果十分显著。
而我国输油泵调速节能技术应用范围较窄，主要存在以下几个问题：
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A9_-k.T）N （１）应根据泵的不同运行规律（指泵的流量变化范围和在每种流量下运行的时间）来选择调速装置。
泵的运行规律一般可分为高流量变化型、低流量变化型、全流量变化型和全流量间歇型四种。
9L1n9u/Q'^4l6@/M3[ 高流量变化型建议采用晶闸管串级、液力偶合器等调速方式；低流量变化型及全流量间歇型泵一般采用变频调速，但应具备低速到全速相互自动切换装置；对于全流量变化型泵，当低流量运行时间较长时，以变频调速方式较合适，如果高流量运行时间较长，则用串级调速或低效调速装置。
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8 （２）选用调速装置应考虑泵的容量。
对于100kW以上的大型输油泵，节能效果显著，因此，在选择调速装置时应优先考虑高效装置。
而对于100kW以下的小容量泵，则首先考虑调速装置的初投资不宜过高。
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j+c4s;p*\ （３）注意电机的调速范围。
泵电机转速调节范围不宜太大，通常最低转速不小于额定转速的50%，一般在70%～100%之间。
因为当转速低于40%～50%时，泵自身效率明显下降，是不经济的。
O$B3y'x+}/l7L#X.Y 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。
#}9@#_;s'J;X%p 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。
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）E（W"b-W"_6Z6E8M 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：
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T （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。
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a%[,l-T7J（r （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。
9C1@/o*z+v%p+]*x"G7x,c n （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。
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x3| 三、天然气管道输送技术的发展
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s0m.c7j&v/N 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，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。
0R ]）p7}8w1m （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。
7E（y F（T'k/W1h （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。
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q（z6L （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。
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p#i （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。
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（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。
9E B+E3T*w"D+m4U,K1v 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。
6m4C-g#z（S&A １．天然气的热值计量技术）~%X!
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4m.T5z.r,[0t 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
$k.K/]0r1G/x8t（i;p$^ 美国天然气公用公司通常使用火焰电离检测技术（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3～7m/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，扩大了检测范围。
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"C/m ３．天然气管道减阻剂（DRA）的研究应用
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6p（D7h%@,h 美国Chevron石油技术公司（ChevronPetroleumTechnologyCo.）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
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F$U0N"V（v$u"X9h 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。
%q1f+F-A-d+Y（a四、管道运行仿真技术
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B'b 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４５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。
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` 五、ＧＩＳ技术在管道中的应用
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3y%{%v8q）p 随着管道工业自动化的发展，ＧＩＳ（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Ｉｎｔｅｒｇｒａｐｈ环境下开发的，关系数据库Ｉｎｆｏｒｍｉｘ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
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