2008年3月
石油存储与运输
目录
三、 储运工艺篇
二、 线路工程
四、 防腐技术篇
一、 概 述
1．石油、天然气 的运输方式
船运
两地由较深较宽阔的水域相隔，如深海油气田、国际间海上运输等，通常采用船运。
管输
管道运输是陆地及近海运输送流体的主要方式。
车运
包括火车油罐车和汽车油罐车，是管道运输的主要辅助手段。
2.管道输送的优势
（1）运输成本低
（2）占地少、投资小、建设快
（3）操作方便、运油量大，容易实现管理自动化
（4）对环境危害小，安全可靠
3.管道的分类
城乡生活管道
包括：自来水管道、排水管道、供暖管道、
燃气管道、电力通信管道等
特点：压力低、管径较小、成网状布置，管路复杂
工业厂矿管道
包括：工厂、矿山、油田、气田范围内输送
水、油、气、煤、矿石等原料的各种管道
特点：压力有高有低，管径大小不一，距离短，管路非常复杂
长输管道
包括：原油管道、成品油（汽油、煤油）管道、天然气管道、
液化气管道、煤气管道、矿（煤）浆管道等
特点：距离长，一般可达上百甚至几千千米；压力高，
最高耐压通常为4～10兆帕；管径大，多数管径为数百毫米，
目前的最大管径是米；输量高，输油管道多为每年输油数百或数千万吨，
最多超过一亿吨，天然气管道多为每年输气数十亿立方米，最大已达三百亿立方米。
4.输油泵和压缩机
油气管道应用的输油泵和压缩机主要分为往复式和离心式。
1 .往复式
往复式的工作原理与心脏类似，是利用工作室容积的周期性变化压缩流体，增大流体的压力能，推动流体沿管道运动。
活塞式往复机的原理是这样的：原动机带动活塞上下移动，当活塞向下移动时，工作室内压力下降，排出阀被关闭，吸入阀被打开，上游管道中的流体进入工作室，这个过程叫作吸入过程；当活塞返回向上移动时，工作室内流体被压缩，压力升高，吸入阀被关闭，排出阀被打开，高压流体进入下游管道，这个过程叫作排出过程。通过活塞的往复运动，完成流体的吸入过程和排出过程，达到对流体加压和使流体沿下游管道顺利输送的目的。
4.输油泵和压缩机
2.离心式
离心式的工作原理是进入叶轮的流体在叶片的作用下随叶轮高速旋转。由于离心力的作用，一方面使叶轮中心处流体的压力最低，可以连续从上游管道吸进低压流体；另一方面把流体高速甩向叶轮边缘和出口，使其压力、速度及温度都得到提高，然后再进入扩压管减速、压缩，流体的动能又变成压力能，最后向下游管道排出的是高压流体。
5.管道储运行业中的计算机技术
目前，国外广泛采用“监控与数据采集系统（Supervisory Control and Data Acquisition），简称（SCADA系统）”来完成对油气管道的自动监控和自动保护，并已成为管道自动控制系统的基本模式。一个完整的管道自控系统一般可分为三级控制：现场控制、站场控制和调度控制中心控制。
6.管道和储罐中的油、气计量
流量可分为体积流量、质量流量和能量流量
流量的测量方式分为两大类：直接测量和间接测量。
直接体积流量计是利用一个标准容积对被测流体连续计量，犹如不断旋转的量杯；
间接体积流量计是通过测量流体的相关参量，利用它们与体积之间的关系式计算出体积流量。
6.管道和储罐中的油、气计量
天然气流量主要采用孔板流量计计量。
通过测量安装在管路中的同心孔板两侧的差压间接测量体积流量。石油多用直接体积流量计计量，如腰轮流量计、椭圆齿轮流量计等。椭圆齿轮流量计的壳体内有一对互相啮合的椭圆齿轮，它们与壳体间分别形成半月形计量腔。在入口和出口的压差作用下，两个齿轮反方向旋转，不断将充满计量腔的流体排走，每旋转一圈就排走四个计量腔的流体。因此只要知道计量腔的容积和旋转次数，即可知道通过流量计的流体体积。
7.西气东输管道工程
西气东输管道横贯我国东西，始自新疆的轮南，止于上海的白鹤镇，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏、浙江、上海10个省市区66个县，干线全长4000千米，管径1016毫米，输气压力10兆帕，设计年输气量120亿立方米，是我国管道建设史上投资最多、距离最长、输量最大、压力最高的管道。
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三、 储运工艺篇
二、 线路工程
四、 防腐技术篇
一、 概 述
一.油气管道线路的选择
管道选线类似于公路、铁路选线，当确定了起输点（首站）、中间必经的控制点（有时没有）和用户（末站）之后，设计人员首先在不同比例尺的地形图、遥感图上选线，先把首站—控制点—末站连成一条折线（或直线），此线又称“航空线”。看这条线是否穿过大的山脉、沙漠、沼泽地，是否穿过城镇工矿，是否与江河、道路等反复交叉，然后调整这条线，避开以上因素。不同的避绕方法将形成不同的、复杂的折线（线路方案），经过测量、判断，推选出2～3条相对有明显优势的线路方案，作为图上选线的成果。
现场踏勘，沿图上选线的几条线路实地去行走，有路坐车，无路步行，详细了解、记录并收集自然、交通、人文等各种情况，结合现场对图上选的线路做出调整，这称为“优化”。得出优化后每条线的实际数据，如线路长度、爬山的高度、河流及公路等的穿跨越次数和难度等等，将踏勘情况综合写成报告。
按踏勘资料，从技术可行性、经济合理性做全面的比较，最终得出一条相对最有利的线路，报请主管部门批准，并依照该线路做设计。
二.管道施工安装步骤
☆测算管道的系统参数
管道从哪到哪，直径多大，管道需要多少压力，怎么给管道加压，怎么进行自动控制，怎么过河等。然后就按照工程师的图纸制造设备 。
☆建设管道线路
把钢管运到现场，一节一节地用电焊的方法焊接成长段 ，检查一下焊口金属中有没有缺陷 ，把焊口部位的防腐层也包上。把管子埋到沟里，进行“试压”－－把很长一段管子两头封（焊）起来，向管子里面灌满水并且用泵加压力，压力高于正常输送压力的10%～50%，管道在高压下经过4～24小时不漏水、不渗水才叫合格。 ☆建设管道站场
安装给管道加压的设备、清理管道的设备以及检测、控制仪器和仪表和计算机控制系统。
3.管道如何穿越河流
导流开挖穿越在河中水流量不太大的情况下，在正常河道的一侧另挖一条水道，把水引到水道中，然后筑一道围堰将原河床段穿越的区域围起来，使水淹不到穿越的区域，在围堰中开挖管沟（同时要不断地抽排四周渗来的地下水到围堰以外）、焊接管道，并将管道穿越过这段河道，管道封上头；然后拆除围堰，使河水回到原河道中，再用围堰的方法施工另一半河床，并把两段接上，完成穿越。
定向钻法 定向钻一般适合在细颗粒的土、砂和软的岩石组成的河床中实施穿越。定向钻是一种管道穿越河流的专用设备，它就像一台放倒了的钻机—不是垂直向地下钻，而是斜向钻入河床下部，在河底平着走一段，到对岸再翘起来，斜着钻到地面上来，形成一个曲线的孔，通过钻机拉动并转动钻杆上的切土刀，把这个孔一遍一遍地扩大，并始终用泥浆充满这个孔。在钻机的河对面地面上焊接一条长管段，当河底下孔扩得足够大了，钻杆连接上这个管段，把管道拖入孔内。
隧道穿越法 在河底建一条隧道，然后把管道敷设在隧道中。建隧道有两种方法：一种是人工在岩石中挖出一条隧道，即用人工打眼爆破的方法形成隧道；另一种是用盾构机全断面开挖，机械加自动控制形成隧道。隧道穿越法比较慢，造价高，只有用别的方法都不行的时候才用这种方法。
4.管道如何穿越公路和铁路
顶管法对于与管道交叉的公路、铁路，要在不影响地面交通的情况下，将管道敷设在公路、铁路的下方。一般采用顶管法。顶管施工的做法是：先在公路或铁路的两侧各挖一个长方形的坑，一端的大坑内放置顶管机，顶管机后面设一个承力后背（用枕木或混凝土做成），将钢套管或混凝土套管放到顶管机前面，顶管机把套管向路基下面顶进，边顶边挖套管内部的土，一节套管顶进去之后，再放入第二节套管，套管之间相互连接（钢套管焊接起来，混凝土套管采用承插式等接口）。这样一条连续的套管就被顶到了路基的下方。在路基的一侧，焊接好输送管道，将输送管道拖拉进套管内，完成穿越。
5.管道建设的关键工序——焊接与探伤
焊接一般采用管道专用的焊接材料，材料与钢管的性能匹配。管道焊接是多层薄焊，比如管子壁厚8毫米，要至少焊接4层，这样，焊上的金属内部组织比较细，每一层之间不可能有大的缺陷。每一层用的焊条、电流大小还有区别：焊第一层时是把对口留的缝焊上，要求焊条熔化得细一些；一定要小心、平稳；中间几层是把焊缝用铁水填满；最外层要保证平滑、美观。
探伤也叫“无损探伤”，就是检查一下焊接的焊缝中有没有缺陷。一般的缺陷有气孔、裂纹、加渣、未焊透等。常用的无损探伤方法有超声波探伤：用超声波穿透焊缝金属，检查在示波器上的波形，波形的不同形式表示有无缺陷、何种缺陷。另一种为“多通道自动超声波探伤”，就像给人做CT检查身体一样，可以分层、立体地反映缺陷的形态，并用计算机记录下来。第三种为“射线探伤”，用X射线或γ射线穿透焊缝金属，并用照相底片曝光，把影像做成照相底片，可以随时检查，就像给人检查身体照X光一样。管道的每一个焊缝都要经过无损探伤，无损探伤的资料都要保留存档。
6.验证管道质量的关键工序——压力试验
压力试验简称“试压”。管道是一种压力容器，内部
承受的压力是主要载荷。
为了检验管道的承压能力如何，要对管道的各个承
压部分进行试压，即在整个管道系统正常运行之前
用高于管道设计压力一定值的压力加在管道系统中
稳定（憋压）一段时间，检验有无泄露。如果管道
经过压力试验没有泄露，这条管道在正常运行压力
下（低于试压压力）就不会泄露，说明承压能力是
满足的。
输油、输气管道现场焊接之后，要进行分段“强度试压”和“严密性试压”，有时还进行站间整体试压。输油管道的强度试压压力为设计压力的倍；严密性试压压力为设计压力的倍。
在试压期间，管道内憋有很高的压力，万一突然泄露是有危险的，用水在管道中憋压叫水试压，漏一点水压力就下降了，危险程度比较小。
7.清除管道内杂物的高技术——清管
管道安装时
管子焊接之前要求把每一节管子内部的尘土、铁锈、焊接的焊渣和其他杂物清理干净。管子在野外焊接一段距离，晚上收工时要在管道两端焊上铁板，以免下雨的泥水流进去或动物钻进去。
压力试验前
方法是每段管道两端设“清管器收发桶”，管道的发球一端塞入清管器—几个橡胶皮碗串在一起组成，又叫“球”，堵满管道内径，给球的后部加压缩空气，推动球在管道内行走，至少走两遍，这样就把管道内的垃圾杂物扫到收球桶内，管道内就干净了。
管道运行时
管道沿途每隔约200千米就设置一座“清管站”，管道运行一段时间（比如半年或一年）之后还要进行清管作业。管道内可以定期通“智能清管器”。智能清管器内部有检测和遥控装置，检查管道的内壁和外壁的腐蚀情况，还可以检查出哪里变形了（椭圆、管子瘪了），并准确地指出存在这些问题的位置，这些数据都记入计算机内，可以依照这些数据对管道进行维护，保证管道安全运行。
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三、 储运工艺篇
二、 线路工程
四、 防腐技术篇
一、 概 述
最佳管道直径
管道直径是依据管道总费用或年当量费用最低的原则设计的，总费用等于投资总额和使用年限中所付出的总经营费用之和。
基础建设投资中有三种类型的投资：
第一种投资随管径的增大而增加 ，如管材用量、管材运输、组装焊接、防腐绝缘、建设施工等。第二种投资则相反，随管径的增加而减少。H还有一种投资与管径无关，是基本不变的投资，如勘察设计、土地征购、水电设施、通讯与道路等。
对于某一输量，总费用（投资总额与经营总费用之和）最低的管径叫做最佳管径。
依据大量计算结果及设计、运行实践，总结出输送不同油品时某一管径的经济流速和经济输量，给设计计算带来很大方便。各个国家情况不同，得出的经济流速也不同。电价低的国家，经济流速就高。我国目前对管径为300～700毫米的原油管道，设计时一般取流速为～米/秒；成品油管道流速取米/秒左右。
长输油气管道的运行工艺
在输油管道首端建有输油站（泵站），称为首站。站内油罐用于收集、储存石油和保证管线输油量的稳定，输油泵用来从油罐汲取石油并对其加压后输入管道。
管道沿线设立若干个间隔一定距离的输油站，叫做中间站，其作用是对油品补充加压，保证油品像接力赛跑那样一段接一段流过去。
处于管道终点的输油站是末站，其任务是接收和储备来油，并提供给用油单位。热油管道沿线还需要建设加热站。
长输油气管道的运行工艺
“通过油罐”方式。来油先进入油罐，再被输油泵从油罐中抽出、加压后输往下站，其特点是油品全部通过油罐。该方式可避免各种杂质和管道内空气直接进入输油泵，但是操作繁杂、轻质油品在油罐蒸发损耗大，故而只在施工扫线、投产初期、通球清蜡时及早期原油管道中应用。
“旁接油罐”方式。来油同时进入油罐和输油泵，经加压输入下站，只有少量油品进出油罐，调节输油量的变化，轻质油品的蒸发损耗明显减少。由于自动化水平要求不高，易于各站独立操作管理，因此我国的原油管道过去大都采用这种输送方式。
“密闭输送”方式。中间站不接入连通大气的油罐，来油直接进入输油泵，全线是一个密封管道输送系统。
缓冲油罐是否接入和怎样接入管线，输油管道又存在三种输送方式:
提高油气管道输量的方法
油气管道的输量也是限定的，若不采取有效措施而随意增输，管道压力必然增大，甚至超过管道耐压，其危险是可想而知的。如何不提高压力也能增加输量，方法如下：
降低流体黏度
管壁敷盖内涂层 （填平凹陷，增加光滑度）
抑制横向流动 （加入减阻剂有利于石油横向流动）
扩大管道通径（定期清洗管道）
中国原油大多需要先加热后输送
未经加工炼制的天然石油称为原油，是非常复杂的混合物，其组成决定了原油的物理性质，也直接影响着原油的管道输送过程。
原油是分子大小不同的各种烃类与胶质、沥青质的混合物，若高分子烃、胶质、沥青质含量较低，则它们在常温下都呈单分子状态溶解分散在液态烃中，固态烃是分散相，液态烃为连续相，原油整体呈现为液体，可以像水一样直接沿管道流动，即能够常温输送。中东原油就属于这种情况。
当这些高分子物质含量很高时，常温下只有少部分能溶解在液态烃中，而大部分呈固态析出，经过彼此搭接、缠绕和黏连，形成具有一定强度的海绵状骨架结构，将液态烃分割、包围并使其失去流动性，固态烃是连续相，液态烃是分散相，原油整体上“凝固”了。大部分中国原油含蜡（高分子烷烃）很高，常温下呈固态或非常黏稠而无法输送。
将多蜡原油加热后，原油分子的热运动能力增强，彼此间的相互约束能力减弱，一方面使液态烃变稀，能够溶解更多的蜡；另一方面使海绵状蜡结构松散、解体，并形成许多小颗粒蜡块分布在液态烃中。固态烃变成分散相，液态烃变成连续相，原油就可以沿管道流动了。
中国原油大多需要先加热后输送
热油管道的安全运行
温度变化： 冷油管道油温基本不变并近似等于地温，而热油管道油温高于地温且沿管线发生周期性变化：原油在加热站被加热到某一高温（出站油温）后流出，沿管道边流动边向周围土壤散热，油温逐渐下降，到下一个加热站时，油温降到最低。接着再加热再降温。
油管道停输：冷油管道停输后，原油的温度和黏度基本不变，能够顺利启动。热油管道停输后，停留在管道中的热油不断散热，油温逐渐下降。当停输时间较长时，大部分管段的油温降到接近甚至低于原油凝点。这时，原油非常黏甚至已经凝固，再启动所需要的泵压往往会超过管道耐压或允许泵压，必须及时进行事故处理。
输油量：冷油管道的油温与输油量无关，所需泵压或流动摩擦阻力总是随输油量的减少而减小，即管道运行总是稳定的。热油管道的油温随输油量的减少而降低（流动越慢、散热越多），因此，所需泵压不仅随输油量的减少而减小，还会因其他因素。
为防止堵管停输，热油管道输量不能太小，必须大于临界安全输量。油源不足时应实行正反输或提高加热站油温，确保管道油温正常。此外，热油管道的泵压要有一定的富余量，一旦发现泵压随输量减少而增加的反常现象，可以通过提高泵压使管道恢复稳定运行。
热油管道的安全运行
输送难以流动的原油
众所周知，只有液体和气体才能沿管道流动。如果原油在常温下呈固态、半固态或黏稠得像皮鞋油一样，那么只有采用特殊的方法才能输送。
方法可分为两大类：一类是把原油变稀使其容易流动；另一类是借助其他低黏液体，使原油沿管道滑动。
第一类：加热保温 油温越高，流动性越好；稀释混合 稠油中掺入稀油或轻油后，凝点和黏度肯定降低；热处理
第二类：降凝剂处理 ；乳化与悬浮 ；低黏液环
怎样沿一条管道顺序输送多种油品
相邻油品混合的原因很多，首先是管道截面上油速不同，管道中心油速大，管壁附近油速小，后一种油品会形成楔形油头插入前一种油品。其次是在浓度差、密度差作用下的分子扩散，通过油泵时造成的剧烈剪切混合，紊流状态下的无规则波动等。
减少混油的方法可分为两类：一类是在相邻油品间投放或形成隔离塞，随油品沿管道推进，使两边油品“不见面”；另一类是优化管道运行操作，减少油品混合机会，如采用密闭输送、防止中途停输、尽量提高油速、简化工艺流程及消除管内不满流等。
输油管线决不能急停
由于石油难以压缩和输油管道不易膨胀，因此冲击压力很大，容易引起重大事故：增压波可能会使正常压力较高的地方超压，憋破管道、损坏设备。而减压波可能会使正常压力较低的地方形成“负压”—压力低于大气压，会发生大口径管道被压瘪的危险，也可能会使压力低于油品的饱和蒸气压力，油品汽化，形成气泡空穴，使油柱分离。当分离油柱再汇合时，可能会产生更大的水击压力。
突然关闭管道阀门时，由于流体不能马上停止而压缩自身和冲撞管道，使管内压力急剧上升，还常可听到敲击金属的声响，人们把这种因流速突变而引起压力剧变（增压或减压）的现象叫“水击”。依据动能定理，流体动能的减少等于对外界做的功，而功又等于冲击压力与位移的乘积，因此，当流体容易压缩（如气体）或管壁容易膨胀（如橡皮管）时，冲击压力就很小，反之就极大。从能量观点看，流体动能的一部分形成摩擦热耗散掉，另一部分变成流体缩小和管壁胀大后的弹性势能。
缓慢关闭阀门是降低石油管道水击压力的根本方法，采用各种各样的自动控制技术（如泄压保护、水击超前保护等）也可避免水击的危害。
天然气会堵塞管道吗
天然气中不可避免地会含有水汽，故而天然气也存在类似的水露点。在温度等于或低于水露点的管壁上，水汽就会冷凝聚集成水。在不同的条件下，这些水会形成不同的固态沉积物，减小当量管径，增加流动摩擦阻力甚至堵塞管道。 沉积物有两类，一类是冰块，另一类是天然气水合物。当管壁温度既低于水露点又低于水的凝点时，冷凝水会结冰，形成冰塞。
防止天然气堵塞管道的四种途径：1、首先是脱水法或干燥法。 2、其次是化学抑制剂法。 3、再次是加热保温法。 4、最后是降压法。
城市用气量的平衡调节
最有效、最灵活的方法是建设各种形式的储气设施 ,储气设施的储气容积不是依据用气量大小而是依据其波动的大小设计的。
地上储气罐一般是钢制储气罐，储气量小，可分为低压储气罐和高压储气罐。低压储气罐依靠增加容积增大储量，已逐渐被淘汰。高压储气罐的容积固定，靠提高压力增大储量，具有筒形和球形两种结构。球形较优越，但制造难度大。
地下管束是一组或几组埋在地下的钢管。
输气管道末段是指从最后一个输气站的出口到城市配气站之间的管段，依据其平均压力计算储气量。
液化储存。
上述储存设施的储气量都较小，当需要储存大量天然气时，只有采用地下储气库。
天然气的地下储存
地下储气库由集气层、垫气层、气井和地面设施（如压缩机站、集输系统、气体处理及计量站）等基本部分构成，大多利用距消费市场不超过200千米的枯竭油气田、含水层、盐岩层、废弃矿井及洞穴建造。
含水层储气库是另一种大型储气库，建设这种储气库需具备两个基本的地质条件，一个是覆盖层—不透气的中部隆起的岩石盖层；另一个是储气层—多孔隙的渗透性良好的含水岩层。
利用水溶解地下盐层形成的空穴称为盐穴储气库。这种储气库容积较小、单位成本较高，但利用率高、注采容易。
如果居民采暖用气时间较长，用气量较大，那么会使城市天然气的季节用气量很不均衡。为满足用户要求和实现供需平衡，需要把夏季多余的燃气储存起来到冬季再用。国内外实践证明，地下储气库是解决这些问题的最好方式。
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三、 储运工艺篇
二、 线路工程
四、 防腐技术篇
一、 概 述
为什么埋地钢质管道会很快发生腐蚀穿孔
由于土壤中含有水，具有导电性，对金属的腐蚀过程经常以腐蚀速度较快的电化学方式进行，导电性越好的土壤腐蚀性也就越强。
大多数土壤中生存着各种微生物，土壤微生物的新陈代谢会参与或影响着腐蚀的进行。
电气化铁路、电解/电镀车间以及电焊机等在土壤中产生的杂散电流对地下金属结构更是具有较强的破坏性。
干旱的沙漠地区，尽管土壤中含水量非常低，但是由于沙漠土壤的透气性非常好（砂质土壤），且含盐量很高，所以也具有极强的腐蚀性。
防腐涂层结合阴极保护是埋地管道的最佳防腐方法
对于埋地管道，广泛采用的保护方法是施加防腐蚀涂层并附加阴极保护，这也是世界范围内所公认的最佳保护方法
通过给管道施加阴极电流，主动为腐蚀环境提供足够的电子，来阻止管道金属腐蚀（失去电子），这个过程叫做阴极极化。
确保腐蚀控制系统长期有效的措施
涂层完整和阴极保护系统正常运行是腐蚀控制长期有效的关键。
首先要针对具体的使用环境，正确选择适宜的涂层品种和涂层结构；
其次是产品的质量保证和良好的涂装施工；
此外通过定期检测涂层并对破损、剥离、脱落的涂层进行相应的修补或更新，也是维持涂层的完整性所不可缺少的。如果涂层整体性能下降，则要考虑防腐大修，更换新的涂层。
定期检测防腐涂层的性能和阴极保护系统的作用效果，发现问题及时采取相应的措施进行修补或更新，可以确保腐蚀控制系统的长期有效性。
管道通电可以起到防腐作用
给管道通阴极（负极）电流的过程也就是主动提供电子、防止管道腐蚀的过程，这种方法叫做阴极保护。
外加电流法和牺牲阳极法。
前者由外部直流电源供电，管道与电源的负极相连，除了电源设备、连接电缆外，还需要有辅助阳极构成保护回路，管道上每隔一定距离就要设置一个阴极保护站；
后者则是根据不同金属之间存在电位差的原理，选择比被保护金属更容易腐蚀的活泼金属材料与被保护金属构成腐蚀电池对，依靠活泼金属的腐蚀牺牲向被保护金属提供保护电流，一般牺牲阳极沿管道分组安装。
油气管道和储罐常用的防腐涂层
具有防腐蚀功能的涂层可分为：金属涂层（镀锌层、镀铝层、钢铁磷化层／氧化层）；有机涂层（油漆、橡胶和塑料）；无机涂层（玻璃、陶瓷、混凝土）；复合涂层（金属涂层+有机涂层、有机涂层+有机涂层、有机涂层+无机涂层）。
一般埋地管道采用有机涂层或有机复合涂层，而水下管道则通常要采用有机涂层与混凝土涂层复合
对埋地管道而言，一般只在外表面采用防腐涂层。目前用于埋地管道的防腐涂层主要有四大类：沥青类、薄膜环氧类、聚烯烃类以及复合涂层类。
沥青类涂层包括石油沥青和煤焦油瓷漆两种，该类涂层属于热塑性材料，热浇涂施工，一般采用玻璃布或玻璃纤维毡增强，涂层较厚（～7毫米），是埋地管道应用最早的涂层品种。
油气管道和储罐常用的防腐涂层
薄膜环氧类涂层是目前应用最为广泛的涂层类型，以环氧树脂为主要原材料，可单独用做管道防蚀涂层，也可作为底漆与聚烯烃复合使用。有粉末环氧和液态环氧两种形式。
金属储罐大都为地上罐，罐外表面用涂层除防腐性能外，还应具有良好的耐候性能。常用涂层有氯磺化聚乙烯、氯化橡胶、高氯乙烯、丙烯酸树脂、聚氨酯等
钢材表面处理是涂层质量的关键因素
涂保护涂层之前必须对金属表面进行处理，除去天然氧化皮、腐蚀产物、油脂以及热处理和加工过程中形成的氧化皮等，其目的是清洁基体表面，在表面制造一定的粗糙度，以使涂层和钢材表面牢固黏结
对钢材表面进行处理是整个涂层系统成败的关键，涂层系统的预期使用寿命在很大程度上取决于表面处理的彻底程度。
表面处理的一般程序包括:除油（脱脂），除锈 ,表面缺陷修整
油气管道的泄漏原因及检测方法
管道产生泄漏的原因是多方面的，主要可分为三大类：腐蚀穿孔、疲劳破裂和外力破坏。
检测方法：1、对于大的突发性管道泄漏事故如爆管、断裂等，由于管道突然失压，一般都能够及时发现，但是需要现场检查确定具体位置。2、对于小的泄漏，则需要采用泄漏探测技术。泄漏探测技术包括离线检测和在线监测两种。
离线检测是指定期或按要求沿管道进行的巡查，可步行检查、驾车巡视或乘专用飞机进行飞行检测。通过观察地表、仪器探测或红外成像技术等发现泄漏。 因为检测不是时时进行的，这种方法一般不能在泄漏发生后及时发现。
在线监测则是利用管道上专门安装的泄漏监测系统对管道进行动态监视，在泄漏的瞬间捕捉到泄漏信息，发出报警并通过计算机快速计算确定泄漏位置。
管道内部病情诊断技术
管道内检测是通过专门的发射装置将内检测器送入管道，借助流体驱动内检测器在管道内运行，运行过程中，内检测器上携带的众多传感器可记录很多管道信息，如凹陷（腐蚀或外伤引起）、裂纹等，内检测器在检测过程中所记录的有关管道信息的数据，经过处理和解释后可形成管道状况诊断报告。
内检测报告不仅可提供管道上缺陷的类型、数量、分布，而且可以区分缺陷是在管道的内表面还是外表面，通过地面标记系统，还可以给出各缺陷的地理位置。
非金属管道或不锈钢管道不能用作长输管道
承受高压的能力和经济的价格是管道选材所要考虑的主要问题
非金属材料用作管道有两类：各种工程塑料管和水泥管
塑料管耐腐蚀、价格低廉，但其强度和刚度都比金属材料低，承压能力也要低得多，一般只有零点几兆帕，即使铝塑、钢塑复合管的工作压力最高也就1～2兆帕，工程塑料管的另一个问题是直径较小。
水泥管由于承压能力较低、管与管之间的连接易于产生泄漏，而且也存在腐蚀问题（内部钢筋），因此更不适合做高压长输管道。
不锈钢的最大特点就是其合金元素含量比较高，由于含有大量的合金元素，所以其耐腐蚀性能大大优于碳素钢和低合金钢，但是其价格也远远高于碳素钢和低合金钢。
结束语
谢谢！
第八节 怎样沿一条管道顺序输送多种油品
当需要把多种油品从甲地（如炼油厂）运到乙地（如大城市）时，可以让各种油品沿同一条管道输送，这种一管多用的输油工艺称为顺序输送或交替输送，多应用于成品油管道。顺序输送始于19世纪末，目前国外已广泛采用，美国、法国、加拿大等国已把原油和成品油进行顺序输送，取得巨大的经济效益。而我国除少数军用成品油管线外，其他管线尚无应用。能否顺序输送的关键是能否保证油品质量和能否避免混油损失。往水杯中倒一滴墨汁，它会很快分散在水中，要是搅拌一下，即可瞬时混合均匀。可想而知，让相互能溶解的油品（如汽油和柴油）在管道中连续流动数百甚至数千千米，它们在界面处发生混合是不可避免的。 相邻油品混合的原因很多，首先是管道截面上油速不同，管道中心油速大，管壁附近油速小，后一种油品会形成楔形油头插入前一种油品。其次是在浓度差、密度差作用下的分子扩散，通过油泵时造成的剧烈剪切混合，紊流状态下的无规则波动等。减少混油的方法可分为两类：一类是在相邻油品间投放或形成隔离塞，随油品沿管道推进，使两边油品“不见面”；另一类是优化管道运行操作，减少油品混合机会，如采用密闭输送、防止中途停输、尽量提高油速、简化工艺流程及消除管内不满流等。
隔离塞可以是具有弹性的固体，也可以是完成隔离后易从油品中分离的液体。目前比较先进的是凝胶状隔离塞，它具有良好的密封性能和弹性形变能力，又能够从油品中沉淀分离出来。国外大多采用隔离塞，而国内尚未见应用。原苏联的一条原油长输管道投产时，在试压水与原油间插入凝胶状隔离塞，排出的水中不见油花，隔离效果非常明显。
产生的混油可以降级使用，也可以重新加工成合格油品或按一定比例回掺到纯净油品中。降级使用会降低经济效益，重新加工所需的投资大、工艺流程复杂，而回掺法既简单实用，又能增加经济收入。油品的出厂质量指标一般都有一定余量，掺入少量其他油品仍可满足产品的质量要求，这就是回掺法的实质。当安排油品的输送顺序时，通常使性质相近的油品相邻，从而允许掺入更大比例的混油，例如汽油或柴油允许掺入的煤油量，远大于汽油允许掺入的柴油量或柴油允许掺入的汽油量。我国格拉管线利用比例泵、喷嘴把混油直接掺进管道内的纯油中，在3000立方米的纯油中掺入3～6立方米的混油，油品质量仍合格。当纯油价格较高时，掺入混油不仅避免了混油损失，而且又增加了收入。
第十节 天然气会堵塞管道吗
通常只有固态或黏稠的半固态物质才可能堵塞管道，因此当天然气管道发生堵管现象时，必然是管道内形成了固态沉积物。 在寒冷的冬季，常可以看到玻璃窗内表面凝结许多水珠甚至向下流淌，而玻璃窗外面却没有，为什么呢？这是因为室内空气中水蒸气会在玻璃窗表面结露而室外水蒸气不会在玻璃窗表面结露的缘故。室内空气中水汽含量比室外高，使室内空气水露点高于室外空气水露点。由于玻璃表面温度低于室内空气水露点但高于室外空气水露点，因此只会在玻璃窗内表面结露而不会在外表面结露。 天然气中不可避免地会含有水汽，故而天然气也存在类似的水露点。在温度等于或低于水露点的管壁上，水汽就会冷凝聚集成水。在不同的条件下，这些水会形成不同的固态沉积物，减小当量管径，增加流动摩擦阻力甚至堵塞管道。 沉积物有两类，一类是冰块，另一类是天然气水合物。当管壁温度既低于水露点又低于水的凝点时，冷凝水会结冰，形成冰塞。 天然气分子被包围在十二面体的笼形晶格内 天然气水合物外观上是类似于碎冰或雪的白色结晶体，结构上是一种笼形包合物，可以是十二面体、十四面体或十六面体。水分子借氢键结合成笼形晶格，气体分子则在范德华力作用下被包围在晶格中。管道中形成水合物的条件是天然气温度既低于水露点又低于水合物形成温度并需存在晶种。通常在压力为3～5兆帕和温度为2～6摄氏度的条件下，水与天然气充分接触即可形成水合物。
如何防止天然气堵塞管道呢？一般有四种途径： 首先是脱水法或干燥法。天然气脱水后可使水露点降到管线温度以下，管壁上不会出现冷凝水，从根本上清除了冰塞和形成水合物的基础。我国规定一立方米天然气中水汽不超过125毫克或管道温度比水露点高5摄氏度以上。 其次是化学抑制剂法。加入甲醇、乙二醇等化学药品后，改变了水分子间的相互作用，降低了水合物形成温度，使水合物形成温度低于管线温度。这是常用的方法。 再次是加热保温法。使管线中的天然气温度高于生成水合物的温度。该方法不适于干线输气管道，因为加热升温会使天然气黏度增加。 最后是降压法。压力降低可使水合物形成温度降低。该方法常用于排除已形成的水合物。放空管道可使管道中水合物溶解。
第十一节 城市用气量的平衡调节
城市天然气用量在一年内是不均衡的，在一月内或一天内也是不均衡的，存在用气高峰和低谷。如何使输气管道的恒定供气满足城市用气变化的需要呢？最有效、最灵活的方法是建设各种形式的储气设施，用气量小于供气量时存入，反之取出。 储气设施的储气容积不是依据用气量大小而是依据其波动的大小设计的。用于调节一天内每小时用气量不均衡性的储气容积，应以每小时用气量为依据进行计算。图中折线是某城市小时用气量占全天用气量的百分比，直线是平均每小时用气量或管道每小时供气量占全天用气量的百分比（等于%）。晚上（b点至a点）用气量低于供气量，部分天然气被储存；白天（a点至b点）供气量低于用气量，由储气设施向城市补充供气。储气量占全天用气量的百分比等于直线上方或下方的阴影面积。这个比例与全天用气量的乘积即是调节小时用气量不均衡性的储气设施的储气容积。所有储气设施的理论储气量都采用类似方法计算。 依据用气量的波动大小计算储气容积 在不同情况下采用不同的储气设施和储气技术。地上储气罐一般是钢制储气罐，储气量小，可分为低压储气罐和高压储气罐。低压储气罐依靠增加容积增大储量，已逐渐被淘汰。高压储气罐的容积固定，靠提高压力增大储量，具有筒形和球形两种结构。球形较优越，但制造难度大。目前储气罐向大型化发展，国外已出现直径米、容积万立方米的大型球罐，国内已能制造1万立方米的球罐。 建造中的球型储气罐
球型储气罐
地下管束是一组或几组埋在地下的钢管。实质上是一种地下高压储气罐，不过因直径小，可以承受更高的压力，比地上高压储气罐经济。英国每个地下管束的容积约30万立方米，储气压力约兆帕。 输气管道末段是指从最后一个输气站的出口到城市配气站之间的管段，依据其平均压力计算储气量。当末端排气量减小时，多余气体储存起来。末端压力上升，管道末段平均压力增高。
液化储存。温度达到-162摄氏度时，甲烷在常压下就可转化为液态，成为液化天然气（LNG），其体积仅为气态天然气的1/600。低温储罐通常由内罐、外罐和中间填充的绝热材料构成。 上述储存设施的储气量都较小，当需要储存大量天然气时，只有采用地下储气库。
油气管道大多为钢管，如果不进行保护，埋在地下会很快发生腐蚀，即使在干燥的沙漠中也不例外。这是为什么呢？我们知道铁在自然界中以铁矿石的形式存在，通过冶炼才能成钢材，而冶炼过程使金属的能量增加，吸收了能量的金属是不稳定的。自然条件下，金属总是存在着自发回归低能稳定态的倾向—也就是与周围介质（通常为氧）反应形成低能态的化合物。在这个过程中，金属失去电子被氧化，也就是发生了腐蚀。因此可以将金属腐蚀理解为冶金的逆过程，这个过程将会破坏金属的组织，导致金属材料的强度降低。 既然自然条件下，金属材料都存在腐蚀（失去电子被氧化）的倾向，那么只要周围环境中存在氧化性物质比如氧，就必然会诱发金属的腐蚀。空气中含有氧，所以放在大气中的钢铁会发生腐蚀（生锈）；水中溶解有氧，土壤具有透气性而且含水，所以水和土壤都是腐蚀性介质。 事实上由于土壤中含有水，具有导电性，对金属的腐蚀过程经常以腐蚀速度较快的电化学方式进行，导电性越好的土壤腐蚀性也就越强。此外大多数土壤中生存着各种微生物，土壤微生物的新陈代谢会参与或影响着腐蚀的进行；而电气化铁路、电解/电镀车间以及电焊机等在土壤中产生的杂散电流对地下金属结构更是具有较强的破坏性。 由于土壤具有腐蚀性，所以如果不加保护，埋地钢质管道会发生腐蚀，随着腐蚀的进行，钢管的金相组织不断遭到破坏，强度逐渐降低直至穿孔、破裂，导致完全失效。 在干旱的沙漠地区，尽管土壤中含水量非常低，但是由于沙漠土壤的透气性非常好（砂质土壤），且含盐量很高，所以也具有极强的腐蚀性。土壤潮湿或少量降雨都会在短时间内造成钢质管道的腐蚀破坏。
钢质管道在土壤环境中的腐蚀是自发进行的，如果任其发展，最终将导致管道穿孔破裂，造成输送介质漏失、污染环境。对于油气管道，则还有可能引发火灾、爆炸等事故。因此为了埋地钢质管道能够长期安全运营，必须对其进行防腐蚀保护。 对于埋地管道，广泛采用的保护方法是施加防腐蚀涂层并附加阴极保护，这也是世界范围内所公认的最佳保护方法 所谓涂层是指用于物体表面，对被涂表面起到保护、装饰或特殊作用的材料。比如我们所熟知的油漆，用到金属、墙面、木器等物体表面就形成涂层。防腐蚀涂层的作用类似于医院传染病房医务人员所穿的隔离衣，也是在被保护物体（管道）表面施加具有保护作用的隔离层，将管道金属与腐蚀环境如土壤、水隔离，保护管道免遭腐蚀破坏。涂层是腐蚀控制的第一道防线，也是防止埋地钢管腐蚀的最基本的方法。 正如隔离衣不能彻底阻挡细菌、病毒的侵入，涂层对腐蚀介质的隔离作用也不是完全的：一方面埋地管道涂层材料本身或多或少具有透气性、透水性，而涂层本身也不可避免地存在针孔、漏点等；另一方面管道运输、装卸及施工会对涂层造成损伤，管道埋地后周围土壤环境作用、第三方破坏等都会导致涂层缺陷的发生与发展。腐蚀性介质仍有可能通过涂层孔隙或损伤部位进入涂层并到达管道金属表面，因此仅仅依靠涂层隔离并不能完全阻止管道的腐蚀。 为了防止管道腐蚀，还必须对管道施加阴极保护技术—通过给管道施加阴极电流，主动为腐蚀环境提供足够的电子，来阻止管道金属腐蚀（失去电子），这个过程叫做阴极极化。在这里，阴极保护的作用只是对涂层缺陷处的金属提供附加保护，因为如果没有涂层保护所建立的第一道防线，管道阴极保护所需要的电流将是非常巨大的，保护系统很难满足要求。因此说阴极保护是埋地管道腐蚀控制必不可少的第二道防线。 涂层的存在极大地降低了建立并维持管道阴极极化所需要的保护电流，使阴极保护用于长距离管道保护成为可能；而阴极保护则弥补了涂层中不可避免的缺陷，成为有效控制埋地（水下）管道腐蚀必不可少的保障。对于埋地（水下）管道的腐蚀控制而言，两者缺一不可。
涂层完整和阴极保护系统正常运行是腐蚀控制长期有效的关键
埋地或水下钢质管道的腐蚀实际上是环境中的氧从金属铁中夺去电子的过程，只要有消耗电子的氧存在，必然伴随着管道腐蚀的进行。 因为土壤具有透气性、含水性，大气中含有丰富的氧，水也可以溶解氧，因此环境中客观存在着诱发腐蚀的物质，也就是说环境中存在着从管道金属争夺电子的掠夺者。 如果我们主动为环境中的掠夺者源源不断地提供电子，那么掠夺者与管道金属争夺电子的趋势就会减缓，管道金属的腐蚀也就随之降低。如果提供的电子足够多，掠夺者就不再与管道金属争夺电子，管道的腐蚀就会停止。给管道通阴极（负极）电流的过程也就是主动提供电子、防止管道腐蚀的过程，这种方法叫做阴极保护。 有两种方法可实现阴极保护：外加电流法和牺牲阳极法。前者由外部直流电源供电，管道与电源的负极相连，除了电源设备、连接电缆外，还需要有辅助阳极构成保护回路，管道上每隔一定距离就要设置一个阴极保护站；后者则是根据不同金属之间存在电位差的原理，选择比被保护金属更容易腐蚀的活泼金属材料与被保护金属构成腐蚀电池对，依靠活泼金属的腐蚀牺牲向被保护金属提供保护电流，一般牺牲阳极沿管道分组安装。
管道产生泄漏的原因是多方面的，主要可分为三大类：腐蚀穿孔、疲劳破裂和外力破坏。 尽管采取腐蚀控制措施可以大幅度减缓腐蚀，但并不能绝对防止腐蚀。阴极保护不足时，管道腐蚀过程虽然会由于阴极保护而缓慢但不会停止；阴极保护被屏蔽时，则对管道腐蚀根本起不到抑制作用。阴极保护不足是指阴极保护系统所提供的保护电流不能满足管道保护要求；阴极保护屏蔽是指阴极保护电流在流动中受阻，不能到达预定位置。涂层上出现大面积破损、连续漏点或整体绝缘性能下降时，容易导致阴极保护不足，由于通过检测可以发现这类缺陷，一般可通过修复避免腐蚀事故。涂层与管体金属剥离时对阴极保护系统产生屏蔽作用，特别是采用绝缘性能较高的有机合成材料制作的涂层，但是现有的检测技术很难检测出涂层剥离来，因此容易产生腐蚀穿孔泄漏。 油气管道长期在高压条件下运行，管道金属的机械性能会逐渐衰变，管道焊缝本身存在的以及由于应力腐蚀产生的微小裂纹就会扩展，裂纹发展到一定程度，则酿成突发性的管道破裂事故，导致泄漏。对于输气管道来说管道破裂有可能造成灾难性的后果。
外力破坏主要包括天灾和人祸两方面。洪水、山体滑坡、泥石流以及地震等都有可能毁坏管道；人祸主要是指第三方破坏，包括各类建设项目的施工如筑路、开挖等所造成的无意破坏及打孔盗油、盗气等不法分子造成的蓄意破坏，目前已成为管道保护的主要威胁，有些地区甚至是第一位的破坏原因。
油气管道长期在高压条件下运行，管道金属的机械性能会逐渐衰变，管道焊缝本身存在的以及由于应力腐蚀产生的微小裂纹就会扩展，裂纹发展到一定程度，则酿成突发性的管道破裂事故，导致泄漏。对于输气管道来说管道破裂有可能造成灾难性的后果。 外力破坏主要包括天灾和人祸两方面。洪水、山体滑坡、泥石流以及地震等都有可能毁坏管道；人祸主要是指第三方破坏，包括各类建设项目的施工如筑路、开挖等所造成的无意破坏及打孔盗油、盗气等不法分子造成的蓄意破坏，目前已成为管道保护的主要威胁，有些地区甚至是第一位的破坏原因。 对于大的突发性管道泄漏事故如爆管、断裂等，由于管道突然失压，一般都能够及时发现，但是需要现场检查确定具体位置。而对于小的泄漏，则需要采用泄漏探测技术。泄漏探测技术包括离线检测和在线监测两种。 离线检测是指定期或按要求沿管道进行的巡查，可步行检查、驾车巡视或乘专用飞机进行飞行检测。通过观察地表、仪器探测或红外成像技术等发现泄漏。 因为检测不是时时进行的，这种方法一般不能在泄漏发生后及时发现。 在线监测则是利用管道上专门安装的泄漏监测系统对管道进行动态监视，在泄漏的瞬间捕捉到泄漏信息，发出报警并通过计算机快速计算确定泄漏位置。 油气管道泄漏不仅造成油气损失，而且污染环境，甚至有可能引发火灾、爆炸等事故，因此确保管道安全运行是非常重要的。
既然钢管在自然环境中容易腐蚀破坏，那么为什么不采用非金属管道或不锈钢管道呢？ 油气通过管道输送需要有一定的压力才能实现，管道越长，油气输送所需要的压力也就越高，长距离输送管道的压力一般在几兆帕到十几兆帕之间，因此管道必须有足够的承受压力的能力。此外，长距离输送管道的长度往往在数百甚至几千千米，而口径一般也要几百毫米，最大可达到1米以上，管道建设所用管材的数量是惊人的，管道材料的价格不能太高。因此承受高压的能力和经济的价格是管道选材所要考虑的主要问题。 非金属材料用作管道有两类：各种工程塑料管和水泥管。 塑料管耐腐蚀、价格低廉，但其强度和刚度都比金属材料低，承压能力也要低得多，一般只有零点几兆帕，即使铝塑、钢塑复合管的工作压力最高也就1～2兆帕，工程塑料管的另一个问题是直径较小。因此工程塑料管常用做中低压管道，如给排水、庭院燃气输送等，而不适合用做高压、大口径长输管道。 水泥管由于承压能力较低、管与管之间的连接易于产生泄漏，而且也存在腐蚀问题（内部钢筋），因此更不适合做高压长输管道。 不锈钢的最大特点就是其合金元素含量比较高，由于含有大量的合金元素，所以其耐腐蚀性能大大优于碳素钢和低合金钢，但是其价格也远远高于碳素钢和低合金钢。一般不锈钢的价格是碳素钢的4～5倍，高昂的价格使得不锈钢在管道行业的应用受到限制。 另一个关键问题是不锈钢只是因为表面形成了钝化膜而提高了耐蚀性和耐高温氧化性能，并不是在所有环境中都不腐蚀。在钝化膜遭到破坏或不能保持时，就会发生腐蚀，比如海水中的氯离子会破坏钝化膜的完整性，产生点腐蚀；当不锈钢结构表面存在微小差别时比如异物附着时，会在电解质作用下形成腐蚀微电池。因此不锈钢的耐腐蚀并不是绝对的。 而钢管虽然耐腐蚀性不好，但由于生产工艺简单、可承受较高的压力、来源广泛且价格便宜，又可以通过采用涂层和阴极保护等措施来控制腐蚀，所以广泛用于油气输送行业。一般小口径低压管道多采用普通碳钢管，而高压大口径管道则根据机械性能要求采用微合金高强度钢管。 当然，随着科学技术的发展，若能大大降低不锈钢管的价格或提高非金属管道的强度，将它们用作油气长输管道也是可能的。
