油气管道输送技术(txt+pdf+epub+mobi电子书下载)

作者：黄维和

出版社：石油工业出版社

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油气管道输送技术试读：

如果说石油天然气是国民经济的血液，管道则是国民经济的大动脉。管道已经成为世界五大运输方式之一。管道运输充分利用地下资源，具有独特的安全、环保、经济优势。中国目前70%的石油、99%的天然气通过管道运输，长输干线管道已达8万公里，海上油气管道近4000公里。预计2020年我国将拥有油气管网近20万公里。油气管道为构建国家能源战略通道，保障国家能源安全发挥了不可替代的作用。应该看到，我国管道工业方兴未艾，与欧美等发达国家相比，不论在输送介质，还是发展规模上，都仍处于大有可为的战略机遇期。

我国油气管道发展史，既是一部艰苦创业史，更是一部技术创新史。半个多世纪以来，管道工业经历了自力更生、艰苦创业，引进消化、提升水平，自主创新、跨越发展的多个阶段。近十年来，以西气东输管道工程，西部原油、成品油管道工程为代表一系列管道工程建设投产，成功解决了大口径、高压输气管道断裂控制、易凝高黏原油常温输送、成品油和天然气管网优化运行等技术难题，依靠自主创新，以原创与勇于实践的精神在最短的时间内将实验产品和工艺实现了工业化应用，并且跻身世界先进水平。

世界地缘政治格局演变，无不深深地打上能源的烙印。能源安全已成为中国经济安全的关键因素之一，直接关系到国家经济安全和人民生产生活。随着世界范围内油气合作扩大，管道已经成为油气合作共促发展的纽带。中国石油工业在“走出去”的进程中，管道建设与输油气工艺的先进性有力推动了油气合作规模快速发展的局面。油气管道建设与运营已经成为左右地缘政治格局的重要因素。

该书凝聚了作者从业30多年理论研究、工程实践与运营管理经验，系统提出了我国油气管道技术体系，包括油气输送技术、油气储存技术、工程建设技术、运行维护技术、科技装备国产化技术；在此基础上，分析和阐述了油气输送技术中包括油气管道断裂控制、原油管道输送、成品油管道调控和优化、天然气管网优化运行等方面最新研究和应用成果，以及新技术应用发展前景、长距离油气管道输送典型案例等。该书图文并茂，资料数据丰富，是我国管道输送行业一本重要著作，可为从事管道业务的领导、技术专家、工作人员和关心能源事业的学者、高等学校师生提供极其有意义的参考。在此，我谨对该书作者所作出的贡献表示祝贺！2012年11月于北京第1章概述

油气储运系统是连接油气生产、加工、分配、销售等环节的纽带，在国家经济建设中占有极其重要的地位。随着我国经济的快速发展，油气对外依存度不断提高，2011年我国油气对外依存度超过55%。为保证油气能源供应安全，油气储运设施建设进入新的大发展时期，使油气储运技术面临前所未有的机遇和挑战。本章概要介绍了我国油气管道工业的发展历程，概述了近年来我国油气管道行业取得的创新成果，分析了我国油气管道关键技术体系发展趋势与前景。1.1　我国油气管道工业发展

1859年，艾德温·德雷克（Edwin Drake）在美国宾夕法尼亚州西［1］北部打成了世界上第一口油井，开启了近代石油工业的大门。作为动力资源，石油受到了各国的普遍重视。1878年，台湾苗栗出磺坑打成亚洲第一口油井，开创了我国近代石油工业的历史。1942年，新疆独山子油矿敷设了长2.5km输送管道，这是我国第一条原油管道。1945年，因太平洋战争需要，美国人建成中印输油管道，全长约3218km，这是我国境内第一条成品油管道，同时也是当时世界上最长的油品输送管道。新中国成立前，我国仅四川地区修建了少量钢质输气管道，全长约27.7km。

新中国成立后，我国油气储运工业蹒跚起步。经过60年的发展，目前已在世界管道行业中占有一席之地，期间大致经历了自力更生（20世纪50年代至80年代初期）、引进消化（20世纪80年代中期至90年代末）、自主创新（21世纪初至今）三个发展阶段。1.1.1　自力更生，艰苦创业

新中国成立之初，百业待兴，西方对我国实施技术封锁。自力更生、艰苦创业成为当时我国社会与经济发展的唯一选择。东北、华北、西北、华东地区相继发现和开发了大型陆上油气田，石油工业迅速崛起，油气产量的大幅提升带动了管道行业的发展。

1958年，建成克拉玛依—独山子原油管道，全长147.2km，这是新中国第一条长距离原油管道，由此开创了新中国长输管道建设的历史。随着大庆油田的开发，1970年，为解决大庆原油外输问题，开始建设东北“八三”管道。虽然当时面临着缺乏管道施工经验、缺乏技术人员、缺乏材料及施工设备等诸多不利因素，仍然于5年内完成8条高含蜡原油管道的建设和投产，形成了国内第一个原油管网，连接抚顺、锦州、大连各炼油厂以及秦皇岛油港、大连新港。这是中国管道行业发展史上的重要里程碑。截至1980年，我国累计建设原油管道6557km。

1958年，首都机场敷设储油库至用油库管道，此后又在上海和广州机场敷设成品油管道。1976年，建成投产格尔木—拉萨成品油管道，全长1080km，这是新中国第一条长距离成品油管道。截至1980年，我国累计建设成品油管道1114km。

1963年，开始修建巴渝输气管道，由此拉开新中国天然气管道建设的序幕。至1979年，形成南半环天然气管网。截至1980年，我国累计建设天然气管道2792km。43

1975年，在上海陈山码头建成第一座5×10 m浮顶油罐。随后，在石化企业、油田、港口又相继建造数十座相同规格的浮顶油罐。1.1.2　引进消化，提升水平

党的十一届三中全会以来，我国石油工业书写了改革发展的辉煌篇章。在改革开放方针的指引下，通过引进和吸收国外先进科学技术和管理理念，加强国内外技术人员的互访、交流与合作，我国油气管道建设和管理水平进入快速提升阶段。

1986年建成投产的东黄复线原油管道是我国第一条中外联合设计的管道工程，也是我国首次实现密闭输送和自动化管理的长输管道。1996年，库鄯原油管道投产，这是当时国内自动化程度最高的原油管道，也是我国首次选用高强度X65钢管，采用高压力、大站间距、常温输送的长输原油管道。截至2000年，我国累计建设原油管道7697km。

1995年，抚顺—鲅鱼圈成品油管道投产，全长246km。此后，又建成克拉玛依—乌鲁木齐成品油管道，全长291km。截至2000年，我国累计建设成品油管道2143km。

1987年，四川建成北半环管道，并与川渝地区原有的南半环管道相接，形成我国第一个区域性天然气管网。1997年，陕京输气管道投产，成为我国天然气管道追赶世界先进水平的起点。截至2000年，我国累计建设天然气管道8764km。

1986年，通过引进国外整套技术，在秦皇岛首次建造2座10×4310m浮顶油罐。1.1.3　自主创新，跨越发展

进入21世纪以来，我国油气储运工业积极贯彻自主创新的发展战略，在管道设计、建设、运行、管理等领域取得了多项具有自主知识产权的核心成果，为推进我国管道事业跨越式发展提供了技术保障。同时，随着自身技术水平的不断提高，我国管道工业立足国内，开拓海外，大力推进能源战略通道建设，大大提高了我国油气管道工业的国际影响力。“十一五”期间，我国主要围绕进口哈萨克斯坦原油、俄罗斯原油、海上进口油和国内原油上产新建了大批管道。2005年，中哈原油管道建成投产，这是我国参与投资的首条跨国输油管道。2007年，西部原油管道建成投产，这是当时我国距离最长、压力最高、输量最大、自动化程度最高的原油管道之一。2010年，中俄原油管道建成投产，标志着中俄能源合作进入新阶段。截至“十一五”末，我4国原油管道总里程已达2.2×10km。

2002年，兰成渝成品油管道建成投产，全长1250km，这是我国第一条长距离、大口径、高压力、大落差、全线自动化管理的密闭顺序输送成品油管道。“十一五”期间，我国成品油管道得到了飞速发展。华北、长三角、东南沿海、沿江地区形成区域性成品油管网。兰成渝、兰郑长和西部管道共同组成我国“西油东送”的战略通道，实现西部资源与东部市场连接。截至“十一五”末，我国成品油管道总4里程已达到1.8×10km，初步形成了区域性成品油管网。

2004年，建成投产西气东输管道，干线全长3900km，管径831016mm，采用X70钢，设计压力10MPa，设计输量170×10m/a，是当时我国距离最长、管径最大、管材等级最高、设计压力最高、输气能力最大、自动化程度最高的管道。该管道也是国内自行设计、建设的第一个世界级天然气输运系统工程，标志着我国油气管道工程建设水平跨入世界先进行列。2011年，西气东输二线干线建成投产，全83长4800km，全部采用X80钢，管径1219mm，设计输量300×10m/a，西段设计压力12MPa。如此大规模采用X80钢，在世界管道行业尚属4首次。截至“十一五”末，我国天然气管道总里程已达4.5×10km，初步形成横跨东西、纵贯南北、覆盖全国的天然气骨干管网。

在大型储罐建设方面，依靠自主研发，储罐板材、设备、施工工艺已经完全取代国外进口。2003年，我国开始在镇海、岙山、黄岛、大连4个沿海地区建设第一批战略石油储备基地，标志着我国大型储罐建设迎来了重要发展期。2004年，又在仪征油库建成2座15×434310m双浮盘储罐，这是国内首次建造15×10m超大型外浮顶储罐，标志着我国在大型储罐建设方面已跻身国际先进行列。1.2　科技创新引领管道行业技术进步

在经济全球化的今天，面对以科技创新能力决定成败的国际竞争格局，我国油气储运工业紧紧把握新技术革命的良好机遇，依靠几十年来培养的人才与形成的工业基础，通过引进消化吸收再创新、集成创新及原始创新，在工程建设、输送与储存、运行维护、材料装备国产化等关键领域取得了重大技术突破，形成了多项具有自主知识产权的核心技术，加速推进了我国油气储运工业的现代化进程。

油气管道是一个技术密集型的行业，本书提出的油气管道技术体系包括工程建设、油气输送、油气储存、运行维护及材料装备国产化五大关键技术，如图1.2.1所示。图1.2.1　油气管道技术体系

油气输送关键技术保证油气介质的高效率输送，工程建设关键技术保证管道工程的高质量建设，运行维护关键技术保证油气管网的高水平运行，油气储存关键技术保证石油天然气储存能力，材料装备国产化关键技术保障材料装备的国产化水平。1.2.1　工程建设关键技术

1.2.1.1　工程设计方面

在工程设计方面，建立了“标准化、模块化、信息化”管道综合设计平台，完成了从传统设计到数字化设计的转变。通过数字化设计管理平台的创新，实现了长输管道设计项目的全过程信息化管理，实现了设计和管理方式的变革。

卫星遥感技术已广泛应用于我国油气管道工程的勘察设计，取代基于地形图和人工踏勘作业的传统选线方法，提高选线、定线的工作质量与效率；基于应变管道设计方法应用于滑坡、矿山沉陷、冻土等其他不良地质条件地区的管道工程设计，建立基于应变的设计准则，编制基于应变的设计导则，能够解决管道通过强震区和活动断裂带可能产生大应变的技术难题；通过对比分析国内外储罐设计规范，提出选用“变设计点法”罐壁强度计算方法取代之前国际通用的“一英尺法”，提高材料利用率。

1.2.1.2　工程施工方面

在工程施工方面，自主研发X80管线钢焊接工艺及配套施工技术，首次应用低氢型根焊工艺，突破了X80钢管采用纤维素焊条根焊易诱发延迟裂纹的技术瓶颈，保障了管道的安全性和可靠性；自主研发了管道全位置自动焊技术及外焊机、内焊机、坡口机、对口机等大型施工机具，管道现场环焊缝焊接实现从手工焊、半自动焊到全位置自动焊技术的跨越式发展，以自动焊接技术为核心的管道机械化施工技术43的广泛应用全面提升了施工效率与工程质量；掌握了16×10m低温LNG储罐的设计技术，打破了国外少数几家公司垄断的局面；以顶管法、盾构法、定向钻法为代表的管道非开挖穿越技术，克服了传统大开挖穿越施工妨碍交通、破坏环境、安全性差等缺点，成为复杂地形地质条件下管道穿越工程的主要技术手段。目前，我国管道非开挖穿越技术处于国际领先水平。钱塘江管道穿越工程穿越长度2308m，创造了当时定向钻穿越长度的世界纪录；西气东输黄河顶管工程创造了1259m单次顶管世界纪录；西气东输南京三江口盾构穿越破解了软硬交错地质穿越的世界性难题。针对山区、湿陷性黄土、沼泽、滩涂、水网等复杂地段的管道施工特点，创新性地提出了炮车运管、钢管轻轨牵引上山、沟下组焊等山地施工方法，以及浮筒运管、轻轨运管、桥上桥技术等水网施工方法，研制出配套施工机具，有效解决复杂地形地质条件下管道施工难题，为西气东输、涩宁兰、兰成渝、忠武等管道工程建设提供了技术保障。1.2.2　油气输送关键技术

运用管网系统优化方法，对管网系统进行模拟和优化，确保了管网正确布置和站场合理设置；揭示了易凝高黏原油复杂组成与其流变性的内在联系及规律，形成了新一代易凝高黏原油输送技术体系；掌握了高压输气管道断裂控制技术，保证了管输介质安全高效输送。

1.2.2.1　管道密闭顺序输送技术

20世纪90年代以后，我国长距离输油管道全部采用“泵到泵”密闭输送技术，解决了传统“罐到罐”或“旁接油罐”开式流程油气损耗大、上游剩余压能无法利用等问题，提高输油效率。随着成品油管网规模不断扩大，针对管网系统多油源、多分支、大分输、大注入的特点，开发了仿真模拟、运行优化、调度计划编制等应用软件和决策支持系统。综合应用密度测量法、超声波检测法等先进技术手段，实现混油界面跟踪与自动切割。针对我国地形复杂的特点，通过设置减压站、采用变径处理等方法，应用等强度设计与水击控制理论，有效解决大落差地段输油管道的建设与运行难题，成功保障了最大落差2253m的兰成渝成品油管道的安全平稳运行。

1.2.2.2　含蜡原油管道输送技术

我国所产原油大多为易凝高黏原油。此类原油含蜡量高，管道输送极为困难。经过近20年持续攻关，我国含蜡原油输送技术取得显著进步。系统认识易凝高黏原油宏观流变性与原油主要组分及微观结构的关系；创建原油宏观与微观结合的流变性综合表征体系；通过建立以黏性流动熵产为核心的管流模拟放大准则，解决了易凝高黏原油实验模拟结果无法直接应用于生产管道的世界性难题；研发出一整套降凝剂定制技术，可针对不同原油有效地改善其流动性，提高了管道运行的安全性与经济性；提出了基于可靠性的管道流动安全性评价方法。这些核心技术创新，促使原油管道加剂改性顺序输送、冷热油交替输送等多项关键技术取得重大突破，形成新一代易凝高黏原油管道输送技术体系，为西部管道、东北管网等原油管道的安全经济运行提供了科学指导，确立了我国含蜡原油管输技术的国际领先地位。

1.2.2.3　油品管道减阻增输技术

随着世界上能源需求的增长，原油及成品油管道输送量日益增加，利用化学减阻剂降低管道系统输送阻力、增大管道输量，可有效提高管道输送能力与效益。由于减阻剂生产工艺复杂，国际上只有少数公司掌握这项技术。2000年，中国石油成功开发出EP系列油品减阻剂，填补了国内空白，并成功应用于国内外多条原油及成品油管道，取得了良好的经济和社会效益。

1.2.2.4　天然气输送技术

研究确立我国大口径长距离输气管道采用高压输送、选用高钢级管材的技术路线，形成了高压输气管道断裂控制技术。首创可靠性评价直缝和螺旋缝管联合使用，在攻克了弹性单分子成膜、自循环分散催化以及在线雾化注入技术的基础上，天然气减阻剂在室内合成与评价、中试放大和现场应用方面取得了重大突破。天然气减阻技术已在长庆油田、兰银线、沧淄线等输气管道上开展现场应用试验，使管道在运行压力不变的情况下输送能力提升5%～10%。目前，我国高压输气管道断裂控制和管道天然气减阻剂研制技术处于世界领先水平。

1.2.2.5　工艺仿真优化技术

随着油气资源多元化以及储运系统规模不断扩大，利用计算机模拟技术开发配套工艺仿真平台，有助于作出及时、优化的油气调运决策。2010年，中国石油自主研发的大型天然气管网仿真软件RealPipe-Gas正式发布，标志我国大型天然气管网仿真软件产品实现国产化，实现了对天然气管网系统调运方案的决策支持与优化，通过对下游用户用量逐年预测和用气波动分析，成功解决了单气源、多用户输气管道调峰技术难题。

1.2.2.6　管网系统优化技术

综合考虑天然气管网“输送经济性、运行平稳性、供气可靠性”［2］三方面要求，引入多目标模糊综合评价方法，实现对大型天然气管网稳态运行及调峰方案优化。基于管网系统优化，制定基于“四大通道”油气管网发展战略，提出基于“西气东输、北气南下、海气登陆、就近外供”天然气管网建设格局，为“十一五”、“十二五”天然气与管道业务规划编制和全国天然气管网建设提供了有效的技术支持。1.2.3　油气储存关键技术

通过降凝技术手段，在原油降温过程中有效控制石蜡结晶生长空间和结晶形貌，抑制石蜡析出，降低析蜡点，实现含蜡原油的低温储存。利用已开采枯竭气藏，建立了枯竭气藏储气库技术体系。针对我国盐穴地质特点，创新形成了超薄多夹层盐穴储气库技术。利用节流降温和膨胀制冷原理，将常温天然气冷却至-162℃而使其成为低温液体，实现了天然气液化储存。

1.2.3.1　含蜡原油低温储存技术

发明了大型浮顶罐空间结构加热装置，解决了传统储罐停止供热后恢复操作时容易造成超压的技术难题，能够快速解凝、恢复作业，可实现含蜡原油常温储存。基于易凝高黏原油降凝剂改性技术，制定了特定的处理工艺，提高了原油改性效果静态稳定性，实现了易凝高黏原油低温、降温储存。夏季，实现了大庆原油常温储存；冬季，最低储存温度从42℃降低到37℃。

1.2.3.2　天然气液化储存技术

自主研发了大中型天然气液化技术，解决了工艺流程选择优化、冷剂配比原则确定等技术难题。自主开发了LNG接收站总体技术方案及工艺流程，开发了集工况预测和人员培训于一体的仿真应用软件，取代国外仿真培训系统，实现了LNG接收站工艺技术国产化，保障了江苏、大连LNG接收站的平稳运行。自主研发了国家一级工法“大型LNG低温储罐安装施工工法”，达到了国际先进水平。实现了9%Ni钢板国产化，第一次使用国产钢板制造LNG钢制内罐。LNG储存配套技术综合应用为提高我国LNG接收站建设运行水平、加快LNG供应自主化、合理开发海外资源、保证国家能源安全提供了重要的技术保障。

1.2.3.3　地下储气库储存技术

研制出大型多夹层盐层可视化造腔物理模拟系统；提出了双井循环造腔控制理论，形成了双井对流造腔控制技术，提高盐穴储气库造腔速度40%，有效降低了建库投资；形成了高温条件下的盐层造腔和稳定性控制方法，建库向1500～2000m深部盐层拓展。该技术使我国南方部分地区低品位复杂盐层具备建设地下储气库的技术条件，解决了中南地区盐层建库关键技术难题。建立了水淹枯竭油气藏型储气库建设及库群整体运行优化技术体系，形成了储气库井环空注氮气油套管保护技术。该技术处于国际先进水平，科学指导大港板桥和华北京58储气库群建设，为京津地区安全供气作出了重要贡献。1.2.4　运行维护关键技术

1.2.4.1　管网集中调控技术

数据采集与监控（SCADA）系统已经被广泛应用于油气管道运行全过程控制、模拟、分析、预测、计划、调度和优化，对管道及设备状态进行诊断并提出维修建议，实现了对管道运行过程的实时监控与动态优化。2006年，中国石油北京油气调控中心成立，中国石油所辖长输油气管道全部纳入北京油气调控中心集中管控。这是世界上调度运行管道最多、管道运送介质最全的长输油气管道调控中心之一，标志着我国油气管道集中调控能力和技术水平已跻身国际先进行列。

1.2.4.2　信息化管理技术

信息化建设是油气储运工业现代化管理的重要标志。“十一五”期间，中国石油管道信息化建设稳步推进，形成了以基础设施层、应用系统层、管理支持层为支柱的三层总体架构。建立了具有自主知识产权的管道生产管理系统（PPS）、管道工程建设管理系统（PCM）和管道完整性管理系统（PIS）。开发了管道企业资源计划系统（ERP），并通过与PPS系统紧密结合，从生产运行到经营管理的整个业务流程，实现了对管道、站场设备的一体化管理。此外，通过应用ERP系统，实现了复杂设备的精细化管理。

1.2.4.3　完整性管理技术

中国石油自2000年开始对管道完整性管理技术进行研究、应用和推广。编制了完整性管理体系文件，形成了管道风险评价、完整性评价等专项评价技术，建立了管道完整性管理数据库，建设了管道完整性管理平台。通过建立管道完整性管理系统，集成管道完整性管理技术，实现了管道完整性管理与管道日常业务的有机整合、数据的集中管理与共享，以及基于风险闭环管理。目前，完整性管理技术已经推广应用于中国石油所有管道。

1.2.4.4　检测评价技术

利用管道三轴高清漏磁检测信号识别技术，攻克了管道螺旋焊缝缺陷检测信号识别、评价与维修等难题，填补了三轴高清漏磁内检测螺旋焊缝缺陷信号识别与尺寸评定模型的空白。研发出基于压力波原理的管道泄漏检测技术，解决了泄漏信号的采集与分析、声波变送器的研发及油品顺序输送界面跟踪等技术难题，有效遏制了打孔盗油行为。研制了UGW-1导波检测设备，适用于穿越公路、河流、地下障碍物的“三穿”管道、站内管网缺陷的非开挖检测，提高了有效检测距离和检测灵敏度，提升了我国非开挖管道缺陷检测的技术水平。

1.2.4.5　地质灾害治理技术

建立了基于可靠性理论灾害概率计算模型、灾害与管道相互作用解析模型和数值模型，形成了管道滑坡崩塌灾害定量风险评价技术，开发了管道地质灾害风险管理系统，实现了地质灾害数据的信息化管理。形成了滑坡变形、崩塌变形、管道应力、管道与灾害相互作用的监测技术，提出预警预报阈值，保障了油气管道的安全平稳运行。1.2.5　材料装备国产化关键技术

根据我国地质特点和地震多发等实际情况，结合API对高钢级管材的性能要求，提出X70、X80钢采用针状铁素体型钢，确立了钢管的技术条件，提出了止裂韧性技术指标，提高了高钢级管材的生产与应用水平。通过与国内钢铁企业强强联合，成功研发出X70、X80钢级热轧卷板和宽厚板，掌握了高钢级、大口径、大壁厚螺旋焊管与直缝管的制管技术，成功应用于西气东输一线、二线管道工程建设，标志着我国管道用钢的冶炼与轧制技术已跻身国际先进行列。1.3　管道行业面临的挑战与展望

经过半个多世纪的发展，我国油气管道工业取得了辉煌的成就。目前，已初步形成“西油东送、北油南运、西气东输、北气南下、海气登陆”的油气管网布局，有力保障了国民经济发展对油气的需求。未来，我国经济在较长时间内仍将保持平稳快速发展，国内油气需求持续刚性增长，油气资源对外依存度逐步提高，加快推进“海上油气通道、西北油气通道、东北油气通道、西南油气通道”四大能源战略通道建设，对保障国家能源安全意义重大。预计到“十二五”末，我4国长输管道总里程将超过15×10km；到2030年，我国长输管道总里4程将超过30×10km。作为连接上下游产业的纽带和支撑国民经济发展的能源大动脉，长输管道担负着我国70%石油和99%天然气的输送任务，管道行业正处于大有可为的发展战略机遇期。

同时，随着油气管网规模不断扩大、管输系统日益复杂以及国际能源竞争日趋激烈，现有理念、技术和装备必须不断创新以应对产业发展所带来的新的、更大的挑战。结合油气管道行业特点及国内外技术发展趋势，提升管网运行水平，加大节能减排力度，推进管控一体化建设，推动核心技术及装备国产化进程，既是我国油气管道行业未来发展的方向，也是我国油气管道工业持续发展、再创辉煌的基础与保障。1.3.1　应用系统工程理论提升管网运行水平

随着石油天然气供给与需求的不断扩大，油气管道规模化、网络化趋势更加明显。在这种背景下，传统的基于单一或少数管道的运行管理方法难以满足实际生产需求。实现管网安全运行的全局最优化，成为提升我国管道建设、运行与管理水平的关键一环。需要引入系统工程理论，从系统层面解决区域间资源优化调配、供需平衡、管网配置、优化运行等问题。通过建立系统的可靠性评价和研发大型油气管网仿真与优化软件，更好地支持国内管网系统的规划、设计与调度运行。1.3.2　应用新材料新技术加大节能减排力度

随着世界范围内高含蜡原油开采比例的逐年上升，将会有更多地区、更多类型的含蜡原油面临改性的难题。基于纳米材料的特殊效应，可作为含蜡原油低温流动性的改性剂。目前，大庆原油经纳米材料改性剂处理后，低温流动性能得到很大提高，改性效果的稳定性（时效性）良好，大大延长了管道安全停输时间，为实现管道冷投、含蜡原［3］油的降温或常温输送提供了有力的技术手段。基于纳米材料的原油流动改性技术将成为今后原油管输技术的重要研究方向。同时，新材料、新工艺在成品油及天然气减阻方面也具有独特的优势，值得进一步研究，推动油气管道节能减排。1.3.3　集成信息与控制技术推进管控一体化建设

管控一体化着眼于企业的整体发展，能够实现资源规划、生产运行与过程控制三者间的统筹优化管理。油气管网管控一体化的目标，是通过深化企业信息化建设，优化资源配置，强化集中调控，实现人［4］流、资金流、物流、信息流的统一管理，逐步形成资源多元、供应稳定、调度灵活、输送安全经济的全国性油气管网系统。“十一五”期间，中国石油建成并应用了集中统一的管理平台、生产运行管理平台、办公管理平台和网络基础设施，实现了信息化建设从分散向集中的阶段性跨越。在此基础上，需要进一步深化信息系统集成应用，建立天然气与管道业务统一的信息业务标准、数据库及业务管理支撑平台。对管道ERP、生产管理、工程建设、完整性管理、油气销售五大信息系统进行有效整合，实现管道规划、项目前期、建设、运营管理全生命周期信息集成和利用，实现生产经营预算管理信息化，提升信息系统对业务决策支持能力，最终实现企业可控、高效、一体化管理。1.3.4　全力推动国产化进程

重大装备和核心技术国产化是国家综合实力的重要体现。我国在高钢级、大口径管道断裂控制技术和制造已经走在世界前列，但是随着油气管道工业的发展，更大规模的管道建设需要进一步研究X90、X100等更高等级的钢管，以提高单管的输送能力和输送效益。在国家能源局推动下，中国石油联合相关厂家在高压大口径球阀、20MW级电驱压缩机组和30MW级燃驱压缩机组三大关键设备国产化研制方面取得突破，今后仍需在产品系列化、可靠性和效率提高上开展进一步工作。中国石油还将针对大型输油泵机组、油气管道关键阀门、阀门执行机构、计量和非标准设备设立重大科技专项，开展科研攻关。此外，油气管道SCADA系统核心技术上仍掌握在欧美少数公司手中，需要集中力量攻关，取得突破。相关成果将打破国外垄断，对于提高我国管道行业的核心竞争力、开拓未来市场具有深远影响，对于保障国家能源安全、促进我国石油工业及装备制造业的持续快速发展具有重要意义。1.3.5　小结

近十多年来，我国管道行业在设计施工、运行及管理等方面均取得了显著成果。展望未来，油气管道行业正处于发展战略机遇期。提升管网运行水平，加大节能减排力度，推进管控一体化建设，全力推动核心技术和装备国产化进程，是我国油气储运工业再创辉煌的有力保障。随着“十二五”的管道建设跨越式发展，如何保障油气的安全高效清洁输送是迫在眉睫的难题，也是本书介绍的重点。参考文献［1］《中国油气管道》编写组．中国油气管道［M］．北京：石油工业出版社，2004:5-250．［2］郑志炜，吴长春．输气管道系统供气调峰技术进展［J］．科技导报，2011，29（12）：75-78．［3］张冬敏，阳明书，姜宝良，等．纳米技术在含蜡原油管道输送中的应用［J］．油气储运，2010，29（7）：487-488，504．［4］范玉顺．信息化管理战略与方法［M］．北京：清华大学出版社，2008:17-29．第2章油气输送管道的断裂控制［1］

随着油气管道的大量敷设和长期运行，管道事故时有发生。例如，1960年，美国TransWstern公司一条X56钢级762mm（30in）输气管线破裂，破裂长度达13km；1989年6月，在苏联乌拉尔山隧道附近由于对天然气输送管线维护不当造成天然气泄漏，随后引起大爆炸，烧毁两列铁路列车，死伤800多人，成为1989年震动世界的灾难［2］性事故。我国油气输送管线事故也曾多次发生。1974年，大铁复线漱江穿越段用气体试压时发生爆炸，爆裂长度达2km；铁岭—秦皇岛管线（巨流河跨越段）在水压试验时由于高点有气而发生爆裂；1971-1976年间，东北境内曾发生过3次油气管线破裂事故；四川石油管理局南干线在1971-1990年的20年内发生失效事故108起，每次［3］［4］事故停输处理时间均超过24h，全川经济损失约达1亿元［5］

。在近年来的油气管道建设和运营中，发生管道事故数十次。

管道断裂控制是确保管道运行安全的重要措施。由于钢管制造施工等各方面的原因，以及管道在长期服役过程中可能产生的缺陷及损伤，大大增加了裂纹萌生的可能性。油气输送管道一旦发生裂纹起裂，当裂纹以较高的速度进入母材时，这种快速扩展的裂纹就可能引发灾难性破坏，因此，要求母材必须具有足够的阻止裂纹快速扩展的能力。

当管线裂纹扩展速度低于管内介质的减压波速度时，裂尖压力将会逐渐降低，直至裂纹停止扩展；而当裂纹扩展速度高于管内介质的减压波速时，裂尖将持续保持高压状态，即不会发生止裂（除非遇到焊缝或更厚、更高韧性的钢管）。介质的减压波速度越快，管线越容易止裂。原油的减压波速度在1500m/s左右，而天然气的减压波速度［3］在380～440m/s左右。天然气管线与油管线断裂行为不同的主要原因就是介质减压波速度的差异。从能量的角度来看，裂纹扩展驱动力G和结构阻止裂纹扩展能力R的相对大小决定了管道中裂纹的扩展与止裂。

夏比冲击韧性CVN是一种传统的评价材料韧性的试验方法，虽然不能严格地对应于断裂力学参数，但由于它简便易行，且有大量的数据积累，因此在防止结构脆性破坏或延性裂纹扩展的评价上得到了广泛的应用。在天然气管线断裂研究中，人们一直在试图找到一个合适的CVN值，以使管道具有足够的防止起裂或阻止裂纹扩展的能力。

油气管道的断裂控制包括起裂控制（防止脆性断裂或弹塑性断裂）和止裂控制。对于输油管线主要是起裂控制，而对于输气管线既要考虑起裂控制，也要考虑止裂控制。关于起裂控制，主要是采用线弹性或弹塑性断裂力学方法来确定材料的起裂韧性指标。而对于延性断裂的止裂，属于多因素影响的动态断裂，多采用理论分析和实验研究相结合的方法来解决，同时还要进行大型实物试验验证。

20世纪70年代以来，国际上对管道延性断裂的止裂问题进行了［6］［7］［8］［9］［10］［11］［12］［13］［14］［15］［16］大量研究，通过理论分析、实验室试验和全尺寸爆破试验提出了钢管止裂韧性的bcd预测公式（如Battelle公式等），典型的公式形式为CVN=aσRt。H可见，止裂所需的韧性与管道的环向应力σ、管半径R、壁厚t等因H素有关（a、b、c、d为常数）。这些公式在管道止裂韧性预测中得到了广泛的应用。

研究表明，Battelle早期提出的双曲线法和止裂韧性预测模型及［17］公式对高韧性管材（CVN＞94J）已不再适用。针对已有止裂经验公式预测高压天然气管线止裂韧性值的不安全性，Wilkowski、Leis、Kanninen等人进行了有价值的工作。［18］

Wilkowski提出基于现有公式，根据CVN、标准缺口DWTT［17］和预裂纹DWTT能量的关系找出有效CVN的方法；Leis提出了在［19］［20］［21］原有公式基础上进行修正的方法；Kanninen等人考虑了裂纹扩展过程中气体逸出与管壁扩张之间的相互作用，提出输气管道纵向裂纹扩展问题的计算模型，进而将三维流体动力学有限差分算法同壳体有限元算法组合起来，发展了模拟该问题的计算程序PFRAC，并用裂纹尖端张开角CTOA（Crack Tip Opening Angle）作为对管道动态延性裂纹扩展和止裂的定量评价指标。2.1　常见的延性断裂控制模型2.1.1　Battelle双曲线模型及相关简化公式的局限性

20世纪70年代初，Battelle建立了输气管线止裂韧性预测的经验

［6］［7］［8］公式。它假设气体减压和管线上裂纹扩展是两个独立的过程，并可以用裂纹扩展速度将两者结合起来，由此建立了Battelle两步法——双曲线模型。该理论为人们分析试验结果提供了有益指导。

裂纹扩展速度（v）和压力（或环向应力）的关系为：

式中　v——裂纹扩展速度，m/s；

C——回填常数；

σ——管材流变应力，MPa；f

CVN——2/3尺寸的夏比冲击功，J；

p——管内压力，MPa；

p——止裂压力，MPa。a

通过对空气、氮气和甲烷气体减压行为的研究，Maxey得到气体局部压力与裂纹扩展速度有如下关系：

式中　p——减压后的压力水平，MPa；

p——开裂前管内压力，MPa；0

v——减压压力下的扩展速度，m/s；

v——起始状态下介质中的声速，m/s；a

γ——起始状态下气体比热容，J/（kg·℃）。

若按照式（2.1.1）计算的曲线高于按照式（2.1.2）计算的气体减压波速度曲线，则裂纹不会发生失稳扩展，如图2.1.1所示。两条曲线的切点就是止裂所需的最小韧性值。图2.1.1　由减压波和断裂曲线确定止裂所需的韧性值

气体减压为单相行为时（如纯甲烷气体），Battelle双曲线法预测的天然气管线止裂所需的韧性值：

式中　σ——管道环向应力，MPa；H

R——管半径，m；

t——管壁厚，m。

止裂应力：2

式中　A——CVN试样缺口下的净面积，m。c

随后，国际上其他研究机构通过大量实物试验得出的止裂韧性公［6，11，14，式都与Battelle公式有类似形式。典型止裂韧性预测公式有22，23］：

Battelle:

AISI:

英国天然气公司：

Mannesmann:

日本HLP：

CSM:

式中　D——钢管直径，m；

v——裂纹扩展的初始速度，m/s；0

d——埋深，m。

随着冶金技术水平提高，天然气管线使用钢管的强度和韧性水平迅速提高，管材性能也有较大的变化，管线设计压力有了很大的提高。按照原来的止裂预测模型计算的韧性值较高时（超过94J），预测结果往往偏于危险，见图2.1.2。这种情况下，应根据具体管道项目的管线设计参数对Battelle双曲线模型预测结果进行适当修正。2.1.2　几个止裂韧性预测修正模型和方法

2.1.2.1　Wilkoski的DWTT能量法

为解决已有公式预测高韧性管线钢止裂韧性的危险性，Wilkowski通过预制裂纹的DWTT和压制缺口的DWTT及夏比试验冲击功的关系来确定管材止裂韧性值，并于1977年提出以下关系式：图2.1.2　传统的止裂模型在预测高韧性时的偏差（a）Battelle简比模型；（b）AISI模型；（c）英国天然气公司模型；（d）CSM模型；（e）Mannesmann模型；（f）日本HLP模型

式中——单位面积的夏比冲击功；——单位面积的压制缺口的DWTT试验冲击功。

2000年，Wilkowski通过大量实物爆破试验数据统计分析，对式（2.1.11）进行了修正，增加了一个1.3的系数，修正后的公式如下：

2.1.2.2　日本HLP模型［16］

HLP模型由日本钢铁协会联合研究提出。为了避免高钢级管线钢管夏比冲击试验断口分离对止裂预测结果的影响，采用Gasdecom气体减压波曲线——DWTT能量双曲线模型，同时根据能量耗散原理，可以进行裂纹扩展和止裂长度的预测。夏比冲击能量CVN与DWTT断裂扩展能量D的关系为：p

2.1.2.3　CTOA模型［19，24］

裂纹尖端张开角（CTOA）定义如下：

式中　δ——裂纹尖端张开位移；t

Δa——裂纹扩展量。

CTOA的模型如图2.1.3所示。图2.1.3　CTOA模型

临界状态下，最大的延性裂纹扩展驱动力等于材料的延性裂纹扩展阻力，即（CTOA）=（CTOA）。CTOA判据是通过计算裂纹maxc扩展过程中每一时刻裂纹尖端的张开角大小，并与材料的临界裂纹嘴张开角进行比较来判断管道裂纹是继续扩展还是止裂，即若（CTOA）≥（CTOA），则裂纹扩展；若（CTOA）＜maxcmax（CTOA），则裂纹止裂。c（CTOA）是管道裂纹延性扩展中最大的裂纹尖端展角，可采max用经验公式或采用弹塑性有限元方法进行计算。（CTOA）的大小代c表材料止裂韧性，可以通过带缺口试样的试验测得。通过试验测得缺口深度分别为a=10mm和a=36mm的DWTT试样吸收能以及断口剪12切面积，就可以直接得到：

式中　E——DWTT试验中的裂纹剪切扩展能量；t

A——缺口下的净面积；

W——试样宽度；

σ——材料动态屈服应力。od

2.1.2.4　Leis修正

Leis在对大量全尺寸实物爆破试验数据统计分析的基础上，提出一个修正公式（中值）：

式中 CVN——94J以上管材的止裂所需夏比冲击韧性值；Arrest

CVN——用Battelle双曲线分析法得到的止裂所需夏比冲击韧BMI性值。

对韧性值低于94J的管材：

Leis提出，将指数值由2.04提高到2.1，可得到止裂韧性上限值。但是Leis修正方法在以下三种情况下不适用：（1）管道设计参数超出现有的实物试验数据库；（2）出现断口分离现象；（3）输送介质为富气。

2.1.2.5　存在断口分离时的修正

对于控轧钢特别是高强度管线钢，往往会出现断口分离现象。这类钢的CVN转变曲线会出现上升平台行为（RUS）。当材料有上升平台行为，且CVP/CV100>1.25（CVP为冲击转变曲线上平台能；CV100为开始出现100%剪切面积时的冲击能量，对应于较为严重断口分离）时，BMI双曲线法计算的止裂韧性预测值不能保证管线安全，可以考虑在预测值基础上乘以系数CVP/CV100，即

2.1.2.6　全尺寸实物气体爆破试验的修正

全尺寸实物气体爆破试验是最可靠和最有效地确定实际管道止裂冲击功的方法。它从试验段两端把钢管按照韧性由高到低排列，钢管由中间韧性低的钢管起裂扩展，最后在较高韧性的钢管上停止扩展。发生止裂的钢管韧性就是管道所需的止裂韧性。一般情况下，如果新建管道的设计参数超出了已有实物爆破试验数据库的范围，则需要进行新的实物验证试验；反之，则无需进行实物试验。2.2　气体组分对减压波曲线以及输气管道止裂的影［25,26］响2.2.1　单相流到两相流的减压波曲线特征

在输气管道延性断裂过程中，钢管所需的止裂韧性值对输送气体的成分是非常敏感的，尤其是重烃成分及其体积分数对止裂韧性预测结果影响非常大。

图2.2.1为天然气减压波曲线随压力和温度变化的分析示例。钢管破裂时内部的气体状态变化如图2.2.1（a）所示，从初期状态开始近似于“等熵”的变化。如果气体组分合适，这种“等熵线”一旦进入输气的两相领域，就会像图2.2.1（b）所示的那样，气体的一部分开始液化。如图2.2.1（c）所示，在相包络线上由于发生液化，声速也产生不连续变化，故图2.2.1（d）所示的天然气减压曲线中，等熵线跨越相包络线的压力水平存在着一个台阶。图2.2.1　天然气减压波曲线变化过程分析示例（a）等熵线；（b）液体摩尔数；（c）声速变化；（d）减压波速变化

管道输送气体进入气液两相区，延性断裂扩展的风险要高于单相的情况，止裂也更加困难。图2.2.2是不同情况下的减压波曲线特征。图2.2.2　从单相流到两相流的压力—减压波曲线

图2.2.2中的弧线是单相区和两相区的分界线，即相包络线。在相包络线以外是气相或液相，在相包络线以内为两相区。图中①②③为三条等熵线。①为气体单相的情况，②为从气相到气液两相，③为从液相到气液两相。

单相减压过程的气质包括空气、氮气、纯或接近于纯甲烷。由压力—减压波曲线可以看出，仅为气相时，气体压力与减压波速的关系为较为平滑的曲线。含有重烃组分的天然气减压波传播过程出现了由气相进入两相流的情况，如图2.2.2中②所示。流体中的声波在两相流边界处是不连续的，导致减压曲线出现“平台”，此时的减压波速要低于在全气相和全液相中的减压波波速。在两相流区，压力保持高值不变，且高于气相减压后的数值。两相减压不如单相减压迅速，压力较长时间保持在高位，增大了裂纹扩展风险。

由于减压波经过两相边界，声速降到很低，压力维持在饱和压力处，增大了裂纹扩展可能性。若饱和压力很高，则有助于裂纹扩展；相反，若饱和压力较低，在合理的温度范围内，饱和压力低于大气压，即减压波几乎在液相中传播，此时，减压波速将非常迅速。由此可见，从理论上定量描述减压波具有很重要的意义。

K. K. Botros等进行了减压波速测量试验，并与GasDecom模型进行了对比。该试验最高起始压力22MPa；最低起始温度为-25℃；实验采用的三种气质为贫气、中等富气和高富气，根据组分和起始压力温度不同，分为10种情况。图2.2.3中（b）富气含量较高，图（a）富气含量相对较少。从图中可以看出高富气进入气液两相区后的声速平台较高，即此时压力保持在更高的状态。图2.2.3　不同气体组分减压波曲线比较2.2.2　不同组分天然气的减压波曲线特性分析

目前还没有关于天然气成分分类的确切描述。一般情况下，是根据甲烷的摩尔分数的大小来判断对管道止裂韧性要求值高低的。但是，如图2.2.4所示，即使甲烷的摩尔分数一定，其他气体成分含量不同，两相区的大小也产生了较大差异。通过计算也证明了这种差异的存在。也就是说，甲烷摩尔分数的大小不能完全作为判断断裂破坏危险度的标准。

为了分析不同气体组分特别是重烃成分和含量对减压波曲线的影响，拟定了S1～S4共4种气体组分（具体成分见表2.2.1），其中甲烷和乙烷含量都一样，但是重烃成分含量越来越高。图2.2.4　设定甲烷摩尔分数为90%时两相区大小的差异（a）CH=90%，C=10%；（b）CH=90%，C=10%；（c）CH=90%，42434iC=10%；（d）CH=90%，nC=10%444

由表2.2.1和图2.2.5计算分析结果可见，随着气体组分中重烃含量的不断增加，气体减压波曲线出现的两相区平台位置不断上移。表2.2.1　拟定的S1～S4气体组分　（单位：%）

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