輸油管道設計與管理教案(電子版)(培訓版)

《油品儲運技術及工藝流程》管道輸送技術及工藝2021/5/91§1輸油管概況和勘察設計§1.1輸油管概況管道運輸是原油和成品油最主要的運輸方式之一。一、輸油管有兩類：屬于企業(yè)內(nèi)部，如油田的油氣集輸管道，煉廠、油庫內(nèi)部的輸油管等。長距離輸送原油、石油產(chǎn)品管道。長距離輸油管是一個獨立的企業(yè)，有自己完整的組織機構，單獨進行經(jīng)濟核算。長距離輸油管輸送距離可達數(shù)百公里乃至數(shù)千公里；管徑多數(shù)為200～1000毫米，超過1米；輸油量從每年數(shù)百萬到幾千萬噸，甚至超過一億噸。其起點和終點分別與其它石油企業(yè)相連。管道運輸不同于車、船等其它運輸方式：作為流體貨物載體的管道本身靜止不動，貨物——流體在壓力驅(qū)動下沿管道向前運行，形成了特有的優(yōu)點：其優(yōu)點：(1)、運輸量大；能耗少，運費低；(2)、便于管理，易實現(xiàn)全面自動化，勞動生產(chǎn)率高；(3)、管道大部埋于地下，受地形地物限制小，能夠縮短運輸距離；（限制小，短距化：直線優(yōu)化）(4)、安全密閉，基本上不受惡劣氣候的影響，能長期穩(wěn)定安全運行。2021/5/92其缺點：1、只適于定點，量大的流體貨物的單向運輸，2、不如車、船等運輸方式靈活，運送貨物種類多樣。3、一次性投資較大，具有戰(zhàn)略風險。管道運輸?shù)陌l(fā)展與能源工業(yè)，特別是國民經(jīng)濟及石油工業(yè)的發(fā)展密切相關。現(xiàn)代管道運輸始于十九世紀中葉。真正具有現(xiàn)代規(guī)模的長距離輸油管則始于第二次世界大戰(zhàn)。戰(zhàn)后隨著石油工業(yè)的發(fā)展，管道建設進入了一個新階段，六十年代開始，輸油管向著大管徑、長距離方向發(fā)展，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。隨著我國海上油田和內(nèi)陸新油田的開發(fā)，原油管道的建設進入了一個新的歷史時期，海上管道和全國的成品油輸送管網(wǎng)也逐步發(fā)展和形成。二、長距離輸油管組成與各站作用長距離輸油管由輸油站和線路兩部分組成(圖1—1)：（輸油站、線路）2021/5/932021/5/94首站：收集、計量、輸送，組成：罐區(qū)、泵房、計量系統(tǒng)。中間站（熱泵）：加壓、加熱。末站：轉(zhuǎn)運、計量首站：輸油管起點輸油站(稱首站)其任務是收集原油或石油產(chǎn)品，經(jīng)計量后向下一站輸送。首站由油罐區(qū)、輸油泵房和油品計量裝置主要組成部分。有的為了加熱油品還設有加熱系統(tǒng)。輸油泵從油罐汲取油品經(jīng)加壓(有的也經(jīng)加熱)、計量后輸入干線管道。油品沿管道向前流動，壓力不斷下降，需要在沿途設置中間輸油泵站（中間站）繼續(xù)加壓，將油品送到終點。為繼續(xù)加熱，則設置中間加熱站。加熱站與輸油泵站設在一起合建的，稱熱泵站。輸油管終點稱末站，它可為屬于長距離輸油管的轉(zhuǎn)運油庫，也可是其它企業(yè)的附屬油庫。末站任務：接受來油和向用油單位供油，有較多的油罐與準確的計量系統(tǒng)。為了滿足沿線地區(qū)用油，可在中間輸油站或中間閥室分出一部分油品，輸往它處。也可在中途接受附近礦區(qū)或煉廠來油，匯集于中間輸油站或干管，輸往終點。輸油站其基本任務是供給油流一定的能量(壓力能，如需要也供給熱能)，按時，按量、保質(zhì)、安全、經(jīng)濟地將油品輸送到終點。輸油站的一切設施都為這根本目標服務。由于各類輸油站所處的位置不同，各自的作用也有所差異。2021/5/95首站：長距離輸油管的起點，接受礦場、煉廠或轉(zhuǎn)運站來油計量后輸入干管。由于接受來油與管道輸油之間不可能是均勻和完全平衡的，首站除供給能量外，還要有較大的油罐區(qū)（解決供給不平衡的問題）及相應的計量、油品化驗和油品預處理設施。中間站：無論泵站、加熱站或熱泵站，僅給油流補充能量。設施比首、末站簡單。其它的如分輸站、減壓站等則更簡單。末站：輸油管的終點。本質(zhì)上可認為是一大型轉(zhuǎn)運油庫。油品從此轉(zhuǎn)輸給用油單位或者改換運輸方式(例如改為海運)。末站突出的任務是解決管道運輸與用油單位或兩種運輸方式之間的輸量不平衡問題，而給油品供給能量的任務則大大減輕。故末站也有較多的油罐及相應的計量、化驗和轉(zhuǎn)輸設施。國外油氣管道技術發(fā)展新動態(tài)一、國外原油管道輸送技術的發(fā)展趨勢目前，世界范圍內(nèi)的高粘、易凝原油管道長距離輸送基本上仍是采用加熱和稀釋兩種工藝。針對現(xiàn)役管道輸量逐年下降、稠油開采日益增多的現(xiàn)狀，以提高管道運行安全性、節(jié)能降耗為目的的各種新技術、組合工藝的研究已成為熱點，像物理場處理（磁處理、振動降粘）、水輸（液環(huán)、懸浮、乳化）、器輸（滑箱、膜袋）、充氣降粘（充飽和氣增加輸量）、混輸和順序輸送等等多種工藝的研究，有些已進入工業(yè)試驗與短距離試輸階段?？傮w上，國外原油管道的輸送工藝正朝著多元化和新型化的方向發(fā)展。2021/5/96對特定品質(zhì)的原油而言，一種輸油工藝只有在特定的環(huán)境下才有效。也就是說，對于不同種類的原油和不同的地理環(huán)境，采用的輸送工藝是不同的。盡管目前世界各國的管道工業(yè)發(fā)展水平存在著差距，但評價一種輸送工藝優(yōu)劣的標準應該是一致的，主要有以下幾點：（１）有效性。有顯著的降粘、減阻效果或?qū)δ骋活愓衬陀行?。（２）適應性。適用范圍廣，對油品性質(zhì)、站間距、輸量及輸送環(huán)境有較高的適應性。（３）簡易性。工藝設備簡單，使用及維護簡易，自動化程度高，易于實現(xiàn)集中控制與管理。（４）經(jīng)濟性。能耗少，成本低，效益高。國外先進的原油管道普遍采用密閉輸送工藝、高效加熱爐和節(jié)能型輸油泵；運用高度自動化的計算機仿真系統(tǒng)模擬管道運行和事故工況，進行泄漏檢測，優(yōu)化管道的調(diào)度管理；對現(xiàn)役管道定期進行安全檢測和完整性評價。例如，美國的全美管道就是世界上最先進的一條熱輸原油管道，全長2715km，管徑760mm，全線采用計算機監(jiān)控和管理系統(tǒng)（SCSS），在控制中心的調(diào)度人員通過計算機可實現(xiàn)管道流量、壓力及泵、爐、閥等設備的自動控制，仿真系統(tǒng)軟件可完成泄漏檢測、定位、設備優(yōu)化配置、運行模擬、培訓模擬等功能2021/5/97目前，我國與美國、蘇聯(lián)、印尼等國的長輸原油管道廣泛采用加熱輸送工藝，就工藝方法本身而言，我國與國外的水平相當，但在管道的運行管理和主要輸送設備的有效利用方面還存在著一定的差距。１．加熱爐應用技術現(xiàn)狀加熱爐是熱輸原油管道的主要耗能設備，蘇聯(lián)主要使用直接式加熱爐，美國既使用直接式加熱爐，也使用間接式加熱爐。我國20世紀80年代后期開始大量采用間接式加熱爐，與國外相比，自動化程度不高，主要部件像換熱器、爐管等的耐腐蝕性差，熱媒爐系統(tǒng)自動控制和調(diào)節(jié)系統(tǒng)的實際使用水平偏低，余熱回收裝置普遍存在腐蝕、積灰、傳熱效率不高的問題，今后應從節(jié)能角度出發(fā)，大力開展燃燒節(jié)能新技術、新設備的研究，尤其是新型高效燃燒器、余熱回收裝置、燃油添加劑的研制。２．輸油泵調(diào)速節(jié)能技術據(jù)統(tǒng)計，我國輸油泵運行效率比國外先進水平低10%～20%，有相當數(shù)量的泵處于部分負荷下工作，工作流量遠低于額定流量，而工作壓力遠高于額定壓力。傳統(tǒng)上采用閥門節(jié)流，雖然在實際使用中很有效，但造成大量的能源浪費，是一種不經(jīng)濟的運行方式。目前，國外大型輸油泵普遍采用電機調(diào)速控制，節(jié)電率可達40%，節(jié)能效果十分顯著。而我國輸油泵調(diào)速節(jié)能技術應用范圍較窄，主要存在以下幾個問題：（１）應根據(jù)泵的不同運行規(guī)律（指泵的流量變化范圍和在每種流量下運行的時間）來選擇調(diào)速裝置。泵的運行規(guī)律一般可分為高流量變化型、低流量變化型、全流量變化型和全流量間歇型四種。2021/5/98高流量變化型建議采用晶閘管串級、液力偶合器等調(diào)速方式；低流量變化型及全流量間歇型泵一般采用變頻調(diào)速，但應具備低速到全速相互自動切換裝置；對于全流量變化型泵，當?shù)土髁窟\行時間較長時，以變頻調(diào)速方式較合適，如果高流量運行時間較長，則用串級調(diào)速或低效調(diào)速裝置。（２）選用調(diào)速裝置應考慮泵的容量。對于100kW以上的大型輸油泵，節(jié)能效果顯著，因此，在選擇調(diào)速裝置時應優(yōu)先考慮高效裝置。而對于100kW以下的小容量泵，則首先考慮調(diào)速裝置的初投資不宜過高。（３）注意電機的調(diào)速范圍。泵電機轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)范圍不宜太大，通常最低轉(zhuǎn)速不小于額定轉(zhuǎn)速的50%，一般在70%～100%之間。因為當轉(zhuǎn)速低于40%～50%時，泵自身效率明顯下降，是不經(jīng)濟的。此外，從技術性和經(jīng)濟性兩方面考慮，還應注意調(diào)速裝置的可靠性、維修性、功率因數(shù)及高次諧波對電網(wǎng)的干擾，通過綜合分析比較，選擇最優(yōu)方案。３．原油儲罐的自動計量系統(tǒng)目前，原油儲罐的計量方法主要有兩種，一種是基于體積的計量方法，另一種是基于質(zhì)量的計量方法。國外大多數(shù)石油公司基本采用體積計量方式，其油罐自動計量系統(tǒng)由測量系統(tǒng)和計算機監(jiān)控系統(tǒng)兩部分組成，其中對罐內(nèi)油品平均溫度的測量是決定計量精度的關鍵。而對于油氣混輸管道，目前國外正在研究和開發(fā)多相流質(zhì)量流量計，這種流量計可使工藝流程簡化，不需要進行油、氣、水分離便能直接測量，取消了計量分離器和計量管匯，減少建設和維護費用。2021/5/99二、成品油管道輸送技術美國的成品油管道運輸處于世界領先地位，其干線管道長度約占世界成品油管道總長度的50%以上，其次是加拿大、西歐和蘇聯(lián)。國外的成品油管道是面向消費中心和用戶的多批次、多品種、多出口的商業(yè)管道，管道運行自動化管理水平較高，已實現(xiàn)運行參數(shù)、泄漏檢測、混油濃度監(jiān)測、界面跟蹤和油品切割的自動控制，目前的主要發(fā)展趨勢有以下幾個：（１）成品油管道正向著大口徑、大流量、多批次方向發(fā)展，除輸送成品油外，還輸送其他液體烴類化合物。制訂輸送計劃非常飽滿，如世界最大的成品油管道系統(tǒng)——美國的科洛尼爾管道，復線建成后輸量達到原設計的3倍，雙線可順序輸送不同牌號的成品油118種，一個順序周期僅為5天。（２）廣泛采用管道優(yōu)化運行管理軟件系統(tǒng)，合理安排各批次油品交接時間，在極短的時間內(nèi)系統(tǒng)可自動生成調(diào)度計劃，對管內(nèi)油品的流動過程進行動態(tài)圖表分析，遠程自動控制泵和閥門的啟停，實現(xiàn)水擊的超前保護。（３）目前，成品油順序輸送中混油界面的檢測以超聲波檢測法為發(fā)展趨勢，特別是美國在這方面保持著技術領先地位。2021/5/910三、天然氣管道輸送技術的發(fā)展國外長輸天然氣管道發(fā)展比較早，從20世紀50年代，蘇聯(lián)就開始了長輸天然氣管道的建設，在80年代，蘇聯(lián)建設了6條超大型中央輸氣管道系統(tǒng)，全長近20000km，管徑1220～1420mm，是當今世界上最宏大的管道工程。經(jīng)過半個多世紀的發(fā)展，國外長輸天然氣管道無論在設計、施工、運營管理，還是在管材、原動機、儲庫調(diào)峰技術都有了很大發(fā)展，特別是大口徑、高壓干線輸氣管道的施工技術更處于領先地位，有許多好的經(jīng)驗和成熟技術可供借鑒。當前，國外輸氣管道技術的發(fā)展主要有以下幾個特點：（１）增大管徑。國外干線天然氣管道直徑一般在1000mm以上，例如，蘇聯(lián)通往歐洲的干線天然氣管道直徑為1420mm，著名的阿意輸氣管道直徑為1220mm，同時國外大口徑管道的施工技術也非常成熟，而我國在這方面還比較欠缺（２）提高輸氣壓力。目前，西歐和北美地區(qū)的天然氣管道壓力普遍都在10MPa以上，像阿意輸氣管道最高出站壓力達21MPa（穿越點處），挪威Statepipe管道輸氣壓力為13.5MPa，新近建成的聯(lián)盟管道最大許用運行壓力為12MPa。（３）廣泛采用內(nèi)涂層減阻技術，提高輸送能力。國外輸氣管道采用內(nèi)涂層后一般能提高輸氣量6%～10%，同時還可有效地減少設備的磨損和清管次數(shù)，延長管道的使用壽命。2021/5/911（４）提高管材韌性，增大壁厚，制管技術發(fā)展較快。國外輸氣管道普遍采用X70級管材，X80級管材也已用于管道建設中。德國RuhrgasAG公司在其Hessen至Werne輸氣管道上（φ1219mm）首次采用了X80級管材。據(jù)有關文獻介紹，用X80級管材可比X65級管材節(jié)省建設費用7%。目前，加拿大、法國等國家的輸氣管道已采用了X80級管材，此外，日本和歐洲的鋼管制造商正在研制X100級管材。（５）完善的調(diào)峰技術。為保證可靠、安全、連續(xù)地向用戶供氣，發(fā)達國家都采用金屬儲氣罐和地下儲氣庫進行調(diào)峰供氣。目前，西方國家季節(jié)性調(diào)峰主要采用孔隙型和鹽穴型地下儲氣庫，而日調(diào)峰和周調(diào)峰等短期調(diào)峰則多利用管道末端儲氣及地下管束儲氣來實現(xiàn)。天然氣儲罐以高壓球罐為主，國外球罐最大幾何容積已達5.55×104m3。（６）提高壓縮機組功率，廣泛采用回熱循環(huán)燃氣輪機，用燃氣輪機提供動力或發(fā)電。國外干線輸氣管道壓縮機組普遍采用大功率，例如俄羅斯Gazprom天然氣公司壓縮機站單套壓縮機平均功率都在10MW以上，歐美國家也是如此，像美國通用電器公司（GE）生產(chǎn)的MS300型回熱循環(huán)式燃氣輪機額定功率為10.5MW，LM2500型功率為22MW，MS5000型為24MW。采用燃氣輪機回熱循環(huán)及聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)收到了很好的節(jié)能效果，如著名的阿意輸氣管道對Messina壓氣站的燃氣輪機組進行改造，采用回熱聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)后，每臺燃氣輪機的綜合熱效率由原來的36.5%上升到47.5%。國外還廣泛采用壓縮機的機械干密封、磁性軸承和故障診斷等新技術，不僅可以延長軸承的使用壽命，取消潤滑油系統(tǒng)，降低壓縮機的運行成本，而且還可以從根本上提高機組的可靠性和完整性。除上述特點外，國外天然氣管道在計量技術、泄漏檢測和儲存技術等方面也取得了一些新進展。2021/5/912１．天然氣的熱值計量技術計量在天然氣測試技術中占有極其重要的地位，精確的計量不僅可以避免天然氣貿(mào)易中上、中、下游的諸多矛盾，而且可以提高管道的管理水平。國外天然氣計量技術經(jīng)歷了體積計量、質(zhì)量計量和熱值計量三個發(fā)展階段，20世紀80年代以后，熱值計量技術的應用在西歐和北美日益普遍，已成為當今天然氣計量技術的發(fā)展方向。天然氣熱值計量是比體積和質(zhì)量計量更為科學和公平的計量方式，由于天然氣成分比較穩(wěn)定，按熱值計價可以體現(xiàn)優(yōu)質(zhì)優(yōu)價，國外普遍以熱值為計價依據(jù)。隨著我國加入WTO，為提高我國能源的管理水平，與國際接軌，我國今后也將推廣應用熱值計量技術。天然氣熱值的測定方法有直接測定法和間接計算法兩種，傳統(tǒng)的間接計算法是先通過測定天然氣中各組分的濃度，再計算混合氣體的熱值。近幾年，天然氣熱值的直接測量技術發(fā)展較快，特別是在自動化、連續(xù)性、精確度等方面有了很大提高。２．紅外輻射探測器美國天然氣公用公司通常使用火焰電離檢測技術（木釘）檢查干線管道和城市配氣管網(wǎng)的泄漏，這種技術非常有效。但由于檢測車行駛速度慢（一般僅為3～7m/h），勞動強度大，費用高，直接影響檢測結果。目前，美國天然氣研究所（GRI）正在進行以激光為基礎的遙感檢漏技術研究，該方法是利用紅外光譜（IR）吸收甲烷的特性來探測天然氣的泄漏。該遙感系統(tǒng)由紅外光譜接收器和車載式檢測器組成，能在遠距離對氣體泄漏的熱柱進行大面積快速掃描，現(xiàn)場試驗表明，檢漏效率較之以前提高50%以上，且費用大幅度下降。2021/5/913此外，加拿大、美國、俄羅斯等國家還在直升飛機上安裝紅外或激光遙感探測器進行氣體泄漏檢測，大大縮短了巡檢周期，擴大了檢測范圍３．天然氣管道減阻劑（DRA）的研究應用美國山形袖章石油技術公司（山形袖章石油技術Company公司）在墨西哥灣一條輸氣管道上進行了天然氣減阻劑（

DRA

）的現(xiàn)場試驗。結果表明，輸量可提高

10%

～

15%

，最高壓力下降達

20%

。這種減阻劑的主要化學成分是聚酰胺基，通過注入系統(tǒng)，定期地按一定濃度將減阻劑注入到天然氣管道中，減阻劑可在管道的內(nèi)表面形成一種光滑的保護膜，這層薄膜能夠顯著降低輸送摩阻，同時還有一定的防腐作用。

Chevron

研制的這種天然氣管道減阻劑在管內(nèi)使用壽命是有限的，經(jīng)過一定的時間后，薄膜會自行脫落，減阻效率亦會隨之降低，現(xiàn)場試驗表明，

DRA

的有效期可達

400h

。４．天然氣儲存技術從商業(yè)利益考慮，國外管道公司非常重視大型儲氣庫墊底氣最少化技術的研究。目前，正在研究應用一種低揮發(fā)性且廉價的氣體作為“工作氣體”來充當儲氣巖洞中的緩沖氣墊。其他受關注的儲氣技術還包括天然氣注入、抽取計量、改進監(jiān)測和自動化以及鹽洞氣庫中儲氣溫度效應的信息。2021/5/914四、管道運行仿真技術管道計算機應用主要體現(xiàn)在管道測繪及地理信息系統(tǒng)、管道操作優(yōu)化管理模型和天然氣運銷集成控制系統(tǒng)三個方面。仿真技術在長輸管道上的應用不僅優(yōu)化了管道的設計、運行管理，而且為管輸企業(yè)帶來巨大的經(jīng)濟效益。目前，國外長輸管道仿真系統(tǒng)主要分為三種類型，一是用于油氣管道的優(yōu)化設計、方案優(yōu)選；二是運行操作人員的培訓；三是管道的在線運營管理。如美國最大的天然氣管道公司之一的Ｗilliams管道公司，采用計算機仿真培訓系統(tǒng)在不影響正常工作的情況下就可完成對一線工人的上崗培訓，大大縮短了培訓時間，節(jié)約大量費用，比傳統(tǒng)的培訓方式效率提高50％。世界著名的管道仿真系統(tǒng)軟件公司――美國科學軟件公司（SSI）研究開發(fā)的氣體管道仿真軟件TGNET和液體管道仿真軟件TLNET，已在世界上４５條油氣管道上應用。這些仿真軟件可以對管道運行的瞬態(tài)水力狀況進行模擬，其在線模擬系統(tǒng)由實時模型、預測模型和自動先行模擬等幾個模擬軟件組成。其中，實時模型是根據(jù)管道液（氣）體流動的連續(xù)性方程、動量方程、能量方程及狀態(tài)方程建立的數(shù)學模型，編制實時模擬應用程序，再根據(jù)管內(nèi)流體的溫度、壓力、流量、密度及組分等參數(shù)完成管道的泄漏檢測與定位、超低壓保護、批量及組分跟蹤、熱值跟蹤等功能。而預測模型可計算某一時刻管道的存儲量、管內(nèi)批量油品的位置，預測喘振條件，檢測輸差等。自動先行模擬軟件是根據(jù)目前的實時模擬條件和設備的設定來確定將來的運行條件有何變化，預測水擊的產(chǎn)生，做到超前保護。管道在線仿真系統(tǒng)的應用可有效地提高管道運行的安全性和經(jīng)濟性。2021/5/915五、GIS技術在管道中的應用隨著管道工業(yè)自動化的發(fā)展，GIS（地理信息系統(tǒng)）在長輸管道中得到了日益廣泛的應用，它融合了管道原有的SCADA系統(tǒng)自動控制功能。像美國、挪威、丹麥等國家的管道普遍使用GIS技術。目前，該技術已實現(xiàn)地理信息、數(shù)據(jù)采集、傳輸、儲存和作圖統(tǒng)一作業(yè)，可為管道的勘測、設計、施工、投產(chǎn)運行、管理監(jiān)測、防腐等各階段提供資料。例如，丹麥哥本哈根的HNG公司多年來一直利用GIS技術對其所屬的天然氣管道及配氣管網(wǎng)進行管理，可實現(xiàn)數(shù)據(jù)記錄、設備查詢、管道信息、泄漏記錄、信息發(fā)送、智能掃描、配氣優(yōu)化、日常管理等功能。HNG公司的GIS系統(tǒng)是在WindosNT平臺上運行，圖形應用程序是在Intergraph環(huán)境下開發(fā)的，關系數(shù)據(jù)庫Informix作為數(shù)據(jù)庫，基本測繪圖形的應用程序建立在MGE產(chǎn)品基礎上，管道記錄和查詢的應用程序是以Ｐramme產(chǎn)品為基礎。美國管道安全局正在建設全國信息地理系統(tǒng)數(shù)據(jù)庫，數(shù)據(jù)包括管道和設施位置的地理數(shù)據(jù)，精度為152米；管道基本參數(shù)數(shù)據(jù)庫（運營商的名稱、管道名稱、尺寸、所輸介質(zhì)和狀況、數(shù)據(jù)來源等）。管道安全局就可以在可能發(fā)生地震、洪水和其它自然災害的重點地段，確定危險環(huán)境中管道的風險，標出敏感地區(qū)管道的位置，一旦發(fā)生事故，管道安全局就能迅速從數(shù)據(jù)庫中提取數(shù)據(jù)，向聯(lián)邦或州管理機構提供詳細的資料。2021/5/916六、現(xiàn)役管道的完整性評價與風險管理技術管道完整性評價的方法有可靠性分析、風險評估和管道剩余壽命評價三種。評價的最終目標就是預測管道的剩余壽命，確定管道的維修和大修計劃。評價依據(jù)是對管道各種缺陷的檢測結果。國外主要是組合采用智能清管器（漏磁清管器、超聲波清管器、幾何清管器等等），這些清管器可以對管道內(nèi)表面的各種缺陷的位置、大小進行比較精確的檢測。國外一些公司采取定期利用智能清管器進行管道內(nèi)檢測，如英國天然氣公司（BG）對管道內(nèi)檢測的周期是２年～１０年。國外一些公司認為，采用智能清管器對管道的完整性評價并進行修理是經(jīng)濟的，如加拿大的NOVA公司對管道的各種修理和檢測費用進行了對比，發(fā)現(xiàn)使用內(nèi)檢測后，雖然花費了一些費用，但使管道的維修更具有規(guī)劃性，避免了盲目修理和更換管道，總體上節(jié)約了大量的修理費用。2021/5/917七、管道泄漏檢測新技術傳統(tǒng)的管道泄漏檢測技術普遍存在誤報警率高、定位不準、安裝和維修費用高等缺點，難以在實際生產(chǎn)中推廣應用。最近，殼牌公司研究開發(fā)的ATMOSPIPE管道泄漏監(jiān)測系統(tǒng)取得了很大進展。該系統(tǒng)利用模式識別技術，根據(jù)管道進、出口的流量和壓力，使用優(yōu)化序列分析法（SPRT），連續(xù)計算泄漏的統(tǒng)計概率。當檢測到存在泄漏時，ATMOSPIPE就自動計算出泄漏的位置和泄漏量。該系統(tǒng)較之傳統(tǒng)的檢漏方法具有以下優(yōu)點：（１）適應性強?？蛇m用于氣體或液體管道，對管道長度、直徑、所處地理環(huán)境、運行狀態(tài)等均沒有限制。（２）誤報率低，識別功能強?？勺詣訁^(qū)分管道泄漏與分流時的正常運行變化，自動適應和識別管道在線儀表失靈或數(shù)據(jù)通訊錯誤。（３）可靠性高，經(jīng)濟效益好?？蓹z測到正常流量５‰的泄漏，系統(tǒng)所用測量儀表少，易于操作和維護，運行成本低。（４）要求的基本信息少。一般只要求管道的長度、直徑，儀表安裝的位置、精度，流量和壓力的額定范圍等。目前，ATMOSPIPE已廣泛應用于世界各地的原油、成品油、天然氣管道上，管徑從101.6毫米到1219.2毫米不等，最短的管道３公里，最長的達1250公里。實踐證明，在正常運行條件下，該系統(tǒng)的誤報警率低，且維修費用少，成效顯著，是目前世界上公認的最優(yōu)秀的自動泄漏監(jiān)測系統(tǒng)。2021/5/918八、國外沼澤地管道施工技術和組織管理我國缺乏沼澤地施工的機具和技術，而國外經(jīng)驗豐富并且技術設備先進。美國、加拿大等國管道施工公司自有部分施工設備，當現(xiàn)有設備不足時，除新購外，普遍向租賃公司租用。如美國CRC-平的公司就是一家著名的跨國管道施工及設備出租公司。對施工公司而言，租用設備可節(jié)約大量資金，提高資金利用率，避免設備閑置。除租用設備外，施工公司在施工過程中還常常雇用一些獨立于承包商之外的專業(yè)施工隊伍穿插服務，如焊接專業(yè)隊、穿跨越施工隊、試壓專業(yè)隊、防腐專業(yè)隊等。這些專業(yè)隊自己都擁有精良的設備，不需承包商額外提供設備。這樣，可以將一些較難干的工程，如“三穿工程”、“碰死口”等交給專業(yè)隊伍施工，施工公司在設備、人員緊張時，仍然能夠有效地保證施工進度和質(zhì)量，更加靈活、及時。前蘇聯(lián)、美國、英國、加拿大、日本等國先后研制成功了先進的沼澤地施工機具。這些設備具有大功率、低接地比壓、重量輕、底盤高、防水性能好等特點。除采用挖掘機開挖管溝外，前蘇聯(lián)還采用爆破法開挖管溝，根據(jù)溝寬度和深度，將適宜的炸藥埋入事先鉆好的孔中，引爆炸藥可在沼澤中開出一條Ｔ形的管溝。沼澤地冬季敷設管子時，一般在管道外層涂敷混凝土保護層，然后下溝，待夏季冰層融化后，依靠管道自重下沉。夏季在充滿水的沼澤上敷設管道時，最好采用浮筒漂運管子。2021/5/919九、高度智能化的清管檢測器美國氣體研究所（GRI）試驗用帶有超聲波傳感器的清管器可檢測到涂層的剝離，同時也可用于裂紋的檢測。新的清管器技術可檢測直徑508～1219毫米的管道，而且清管器可穿過狹窄的管道彎頭，并以不阻礙氣體流動的速度前進。國外最新研制的“可收縮清管器”，可通過直徑比管道小的閥門，檢測到管道的凹坑和鑿痕?？傊?，密切跟蹤、研究國外管道技術發(fā)展的最新動態(tài)，盡快消化吸收先進技術并在我國管道上推廣應用，對提高我國油氣管道的整體技術水平和經(jīng)濟效益具有十分重要的意義。2021/5/920

當代管道輸油技術的現(xiàn)狀與發(fā)展趨勢石油長輸管道已有120多年的發(fā)展歷史，目前世界管道總長度已達200多萬公里，近十幾年來，管道工業(yè)發(fā)展迅速，新工藝新技術不斷出現(xiàn)，正在向數(shù)字化管道發(fā)展。

1、輸油工藝技術發(fā)展現(xiàn)狀在輸油工藝方面，目前基本上采用密閉輸油，在此基礎上，再根據(jù)所輸不同原油的性質(zhì)和當?shù)貤l件，采用不同的輸油方式如加熱、熱處理降凝、加輕油稀釋、摻水、添加化學劑、振動篩處理、磁化處理及順序輸送等。尤其是成品油輸送工藝國外已很成熟，能夠在同一條管線輸送上百種油品，大批量輸送。

1.在原油中添加化學添加劑輸送在原油中摻入化學添加劑，主要目的是為了減阻、降凝，對于摻水輸送的管道主要起表面活性劑的作用。不同的原油加入不同品種的化學添加劑。表面活性劑注入摻水輸送管道可減少摻入水量，提高輸油效率；在多蠟易凝原油中摻入一定量的降凝劑，可降低原油的凝固點，加大站間距。

目前，減阻劑的品種規(guī)格已很多，使用范圍已比較廣泛，操作程序得到簡化，現(xiàn)可采用計算機技術，根據(jù)原油和管道的有關資料快速確定減阻劑的規(guī)格和用量。美國橫貫阿拉斯加原油管道首次采用高分子聚合物減阻劑，使管線輸量從16.8萬噸/天，增加到20.8萬噸/天。目前，減阻劑的應用已遍及印度、中東、近東等陸上和海底管線上。減阻效果一般在38%左右，管線增輸能力有的達50%。另外國外注入設備已經(jīng)定型化。降凝劑是降低原油凝固點和屈服應力的添加劑。國外對降凝劑的研究工作取得了很大成效。如澳大利亞的杰克－穆尼－布里斯班管線，全長1100公里，管徑為300毫米，1984年使用降凝劑后，全線實現(xiàn)不加熱輸送，較長時間停輸不凍管2021/5/9212.稠油輸送工藝的發(fā)展由于世界上一些國家在致力于稠油資源的開發(fā)利用，因此近年來國外針對稠油輸送系統(tǒng)工藝的弱點，重視革新輸油工藝，其研究探索工作相當活躍，除加熱輸送方式外，其他輸送方式的一些實驗研究已取得成果并有新進展，主要是采取稠油乳化輸送、稀釋輸送、重油改質(zhì)等方式。隨著稠油資源的大量開發(fā)應用，一些生物化學輸油新工藝必將發(fā)展起來。研究和采用各種物理和化學方法，尤其是化學方法，是輸送方式新型化的主要方面。多種輸送工藝將隨著試驗研究的成功不斷投入工業(yè)性應用，使輸油工藝進一步多樣化。3.原油低輸量輸送技術原油管線低輸量情況在各產(chǎn)油國普遍存在。因為管線是按油田高產(chǎn)期外輸量設計的，所以在油田開采初期和后期必然存在不滿輸現(xiàn)象。管線不得不采用正反輸，能耗驚人。面對這種現(xiàn)狀，就必須考慮采用新的輸油工藝，使其適應輸油條件變化，而常溫輸油工藝是解決低輸量的關鍵?！こ剌斔?常溫輸送一般指原油在環(huán)境溫度下輸送，管線沿途不進行加熱。目前這一技術國內(nèi)外研究都很活躍。各種形式的常溫輸送工藝都在進一步的研究中，文獻報道和專利也不斷地增加。2021/5/922油氣序輸:所謂油氣序輸是指原油和天然氣在同一管道上按順序輸送，油氣流在管路中以單相流的形式存在。隨著近海的內(nèi)地油田的大量開發(fā)，在油田外輸油氣量小且油氣走向一致的情況下可以用一條管道輸送，這樣就節(jié)省了一條管線的投資。同時也解決了油氣量不足的問題。在油氣量都不足時可用天然氣或空氣置換出油，從而實現(xiàn)間歇輸送。據(jù)資料，由挪威國力技術研究所設計的油氣集輸合一管道已鋪設在挪威中部海面的特伊挪油田。它在沿線設立了儲油和儲氣設施，用泵將原油和天然氣交替輸入管道，這樣就節(jié)省了一條管線的投資，降低了油氣集輸費用。4．原油與原油或其他油品的順序輸送不同原油間的順序輸送在很多國家，輸油管道是作為公共運輸工具使用的。面對多個貨主和不同物性的原油，順序輸送是輸油管道的常規(guī)操作。例如，加拿大Enbridge公司采用這種輸送方式已有近50年的歷史，其2000年運營的16條管道（總長13200公里）中，有13條管道（總長11100公里）實行原油的順序輸送，所輸原油包括重質(zhì)原油（稠油）、中質(zhì)原油、輕質(zhì)原油和天然氣凝液（NGL）共46個品種。在同一時間，該公司所屬的管道中有多達300多個不同批次的原油、成品油和天然氣凝液。2021/5/923原油與成品油的順序輸送 加拿大貫山管道自1993年以來一直實行原油、成品油順序輸送，這是目前世界上實行原油、成品油順序輸送的主要管道。貫山管道從埃得蒙頓到溫哥華，管徑24英寸，全長約1260公里，有11個泵站，途徑洛基山脈和海岸山脈，有數(shù)百英里的管段處于大高差多起伏地帶。該管道輸送的油品包括：航煤、汽油、柴油、甲基叔丁基醚及原油。同一時間在管內(nèi)可有30~50個批次的油品，每一批次油品的量約為2000~60000立方米。1998年~1999年，該管道所輸油品種類及比例如下：輕質(zhì)原油52%，重質(zhì)原油2%，汽油23%，餾分油18%，MTBE5%。含蠟原油與成品油的順序輸送上述幾條管道中與成品油順序輸送的原油，大多為輕質(zhì)原油，也包括稠油，但沒有含蠟原油。眾所周知，含蠟原油輸送管道存在管壁蠟沉積（俗稱結蠟）的問題，故實行含蠟原油、成品油順序輸送，將面臨蠟沉積物對成品油污染的問題。成品油對蠟沉積物有溶解作用，不同成品油對蠟沉積物的溶解能力不同。同時，管流的沖刷作用也使得蠟沉積物脫離管壁進入油流中。根據(jù)試驗結果及理論分析，若實行含蠟原油與成品油的順序輸送，應仿照法國LeHavre-Paris管道的做法，即在原油批次即將結束時，投放清管器或采取其他措施清除管壁上的蠟沉積物，否則蠟沉積物將造成大量成品油污染。2021/5/9242、管道自動化發(fā)展狀況監(jiān)控與數(shù)據(jù)采集SCADA（管理的控制和數(shù)據(jù)獲得）系統(tǒng)作為一項高新技術已廣泛應用于管道運輸行業(yè)，成為當今管道自動化控制系統(tǒng)的基本模式。高集成度、易于使用的系統(tǒng)的安裝和使用大大提高了規(guī)劃能力，增加了利潤，降低了成本和損耗，提高了管道輸送現(xiàn)代化和全員工作效率。近年來，隨著SCADA技術的發(fā)展，早期安裝實施的自動化系統(tǒng)在設備和功能上已不能滿足管線自動化的要求，許多管線都對舊的SCADA系統(tǒng)進行了更新改造。由于發(fā)達國家管線的泵站大多數(shù)為無人值守泵站，因此，在許多SCADA系統(tǒng)中，主控中心多具有遙測、遙信、遙控、遙調(diào)功能。站控端RTU（遠程終端設備）通過局域網(wǎng)或廣域網(wǎng)與主控中心和其他計算機進行通信。已由集中控制、集中管理逐步發(fā)展成為集散控制、集中管理的方式。發(fā)展更新后的SCADA系統(tǒng)的主要功能為：對全線系統(tǒng)和泵站的主要參數(shù)采集監(jiān)控；動態(tài)顯示各站運行參數(shù)、狀態(tài)、趨勢圖、工藝流程和報警情況等；對各被控站進行遙控，控制機泵啟、停和閥門開、關；運行、報警、歷史數(shù)據(jù)的存儲和記錄；運行報表、事故狀態(tài)報告的打印；運行數(shù)據(jù)的分析，方案的模擬預測和優(yōu)化；系統(tǒng)的模擬培訓；管線動態(tài)泄漏探測，瞬時模擬的報告，清管器跟蹤管理；系統(tǒng)組態(tài)、擴展，等等。2021/5/925隨著計算機網(wǎng)絡和通信技術的進一步發(fā)展，新的SCADA系統(tǒng)將提供更加開放的系統(tǒng)結構，向著智能化、網(wǎng)絡化的更高層次發(fā)展。SCADA系統(tǒng)未來的發(fā)展是朝著聲音控制識別，提高數(shù)據(jù)處理能力，更快的時鐘速度，更大的內(nèi)存方向發(fā)展，應用軟件的功能也將在現(xiàn)有的基礎上更加完善，多媒體技術將被越來越多的應用，以提高系統(tǒng)操作的可視性和安全性。3、輸油管道通信技術發(fā)展管道通信系統(tǒng)是管道系統(tǒng)調(diào)度管理和SCADA系統(tǒng)的重要信息通道。由于輸油管道距離長、分布廣、沿途通信基礎條件差，數(shù)據(jù)傳輸流向變化大、通信業(yè)務容量小、稀路由，要求質(zhì)量高、可靠性、實時性強的特點，并且目前的輸油管道對通信業(yè)務需求有語言、數(shù)據(jù)和圖象，這就對管道通信提出了更高的要求。從20世紀50年代開始，專用租用電話和微波通信一直是管道工業(yè)發(fā)達的國家如美國、加拿大、前蘇聯(lián)等長輸管道的主干線通道。20世紀70年代出現(xiàn)了光纖通信，80年代，衛(wèi)星通信開始步入管道通信領域，尤其近年來VSAT技術在國外管道衛(wèi)星通信上發(fā)展很快。2021/5/9261.數(shù)字微波通信數(shù)字微波通信起步早，發(fā)展快，具有傳輸速度高、通信容量大、傳輸頻帶寬、比較穩(wěn)定的特點，所以目前仍是輸油管道通信的主要方式之一。但由于微波通信屬地面無線通信手段，易受地形條件限制，系統(tǒng)安裝費用和操作費用高，所以近些年來發(fā)展速度減慢。

2.光纖通信20世紀70年代發(fā)展迅速。光纖通信系統(tǒng)的優(yōu)點在于傳輸頻帶寬、速度高、無干擾、控制功能強、耗能低、安全保密性好、施工維護方便、具有系統(tǒng)專業(yè)性、可與管道同溝敷設等，因此已成為長輸管道最佳通信手段之一。更適用于分布距離短、用戶密度大的管道。3.衛(wèi)星通信衛(wèi)星通信屬空中無線通信，它具有覆蓋面積廣、通信質(zhì)量高、不受地形因素制約、設備體積小、投資少、建設周期短、較易擴容等優(yōu)點，80年代中期開始躋身于長輸管道通信。特別是近幾年VSAT衛(wèi)星通信發(fā)展較快，以其小型化、開通調(diào)試、運行維護費用低、經(jīng)濟實用的優(yōu)勢，將成為長輸管道的主要通信手段。4.蜂窩無線電話系統(tǒng)這是以太陽能作能源的蜂窩無線電話系統(tǒng)。其小口徑終端（VSAT）是一種體積小、造價低的衛(wèi)星地面站，它提供了數(shù)字通信的新方法，非常適合于分布廣、稀路由的情況，具有利用率高、可靠性高和費用低的特點。2021/5/9274、高鋼級管線鋼技術發(fā)展應用國際管道輸送技術正在朝著長運距、大口徑、高壓力方向發(fā)展，高壓輸送要求使用強度更高、韌性更好的管線鋼，高鋼級減少鋼材消耗，降低材料費用。因此高壓輸送采用高鋼級鋼管呈強勁的發(fā)展趨勢。20世紀60年代一般采用X52鋼級，70年代普遍采用X60～X65鋼級，近年來以X70為主。據(jù)歐洲鋼管公司1997年～1999年的供貨記錄表明，用于天然氣輸送的焊管，85%是X70鋼級。1985年，德國Mnamn鋼鐵公司成功研制了X80管線鋼及直縫焊管，并鋪設了3.2公里的實驗管道，1993年，德國用X80鋼材鋪設了魯爾天然氣管道。1994年，加拿大IPSCO鋼鐵公司開始生產(chǎn)X80管線鋼和螺旋焊管，1996年，Stelco鋼鐵公司和Welland也研制成功X80管線鋼和螺旋鋼管。至1997年，加拿大新星公司已用X80鋪設了205公里的管道，大部分用螺旋焊管。日本和歐洲已試制出X90和X100鋼材，并在研究更高鋼級的管線鋼。加拿大和德國在高壓輸送高鋼級輸送管道技術方面在國際上居于領先地位。2021/5/9285、原油庫區(qū)消防技術1．國外原油庫區(qū)消防技術國外的大型儲罐出現(xiàn)的較早，泡沫消防系統(tǒng)研究也比較早。由于液下噴射泡沫滅火系統(tǒng)不適應浮頂油罐的結構特點，對撲救浮頂油罐的火災不適用，而傳統(tǒng)的液上泡沫滅火系統(tǒng)是將泡沫產(chǎn)生器安裝在油罐罐壁的上方，在撲救油罐高液位密封艙火災時，泡沫利用率高，效果較好。但在撲救油罐低液位密封艙火災時，從罐壁上方噴射的泡沫容易受到風和火災時上升氣流的影響，不能準確的將泡沫送到密封艙內(nèi)，因而泡沫利用率很低，滅火效果不好，在撲救油罐低液位密封艙火災時存在一定的局限性，而且在火災嚴重時若泡沫產(chǎn)生器損壞根本發(fā)揮不了作用。為此人們一直在努力尋找一種可以不受各種條件影響，能迅速撲救浮頂油罐火災的辦法，經(jīng)過了多年的實踐和探索，比較成功的是懸鏈泡沫滅火系統(tǒng)及柔性連接泡沫滅火系統(tǒng)，獲得了美國全國消防協(xié)會的認可，國外的一些規(guī)范和標準中也逐漸引入并推薦。2.可撓性鋼管泡沫滅火系統(tǒng)目前國際上出現(xiàn)了不少新技術，較典型的是可撓性鋼管系統(tǒng)。80年初，可撓性鋼管系統(tǒng)在國外開始使用于油罐中央排水和油罐泡沫滅火管道的柔性連接，并以其固有的優(yōu)點在國外石油和石化行業(yè)中迅速推廣應用。目前可撓性鋼管泡沫滅火系統(tǒng)已廣泛地應用于世界各大油庫，據(jù)介紹，國外的聯(lián)合的精煉廠、Mobil石油公司、外殼、Arco、Exxon、BP、Caltex等公司，在煉油廠及石油公司的油庫項目中均已安裝此系統(tǒng)。2021/5/9296、走向數(shù)字化管道數(shù)字管道是應用遙感、數(shù)據(jù)收集系統(tǒng)、全球定位系統(tǒng)、地理信息系統(tǒng)、業(yè)務管理信息系統(tǒng)、計算機網(wǎng)絡和多媒體技術、現(xiàn)代通信等高科技手段，對管道資源、環(huán)境、社會、經(jīng)濟等各個復雜系統(tǒng)的數(shù)字化、數(shù)字整合、仿真等信息集成的應用系統(tǒng)，并在可視化的條件下提供決策支持和服務。數(shù)字管道包含了管道勘察設計系統(tǒng)、管道建設項目管理系統(tǒng)、管道運營管理系統(tǒng)三個組成部分。其核心是管道信息數(shù)據(jù)庫。管道勘察設計系統(tǒng)包含了地質(zhì)勘測子系統(tǒng)、線路設計子系統(tǒng)、陰保設計子系統(tǒng)、工藝設計子系統(tǒng)、土建設計子系統(tǒng)、總圖設計子系統(tǒng)等等，而各子系統(tǒng)所產(chǎn)生的信息包括管道周邊人文、地理、氣象、水文、地質(zhì)、勘測、遙感信息，各專業(yè)二維、三維設計圖紙、文件，以及設備材料信息等，這些信息組成了設計信息數(shù)據(jù)庫。管道建設項目管理系統(tǒng)包括設計管理、施工管理、物資管理、進度費用管理、文控管理、HSE管理。管道運營管理系統(tǒng)是一個多個系統(tǒng)集成起來的復合系統(tǒng)，其中包括了前兩個階段產(chǎn)生的“竣工系統(tǒng)”，也包括了SCADA子系統(tǒng)、銷售子系統(tǒng)、管道資源管理子系統(tǒng)。數(shù)字管道系統(tǒng)要實現(xiàn)這些系統(tǒng)間的數(shù)據(jù)交換和共享，同時還要保證各子系統(tǒng)的信息安全。不遠的將來，數(shù)字管道的建成將極大地提高勘察設計水平；實現(xiàn)科學、規(guī)范的項目施工管理標準和信息化的項目管理手段，為建設安全、優(yōu)質(zhì)、高效的管道工程提供保證；實現(xiàn)科學、規(guī)范的管道運營管理標準，通過可視技術，實現(xiàn)獲取管道資源、環(huán)境、社會、經(jīng)濟等信息，提高管道運行管理水平、安全生產(chǎn)水平，更進一步地為管道運營提供決策支持和服務；通過數(shù)字管道技術的運用，減少對環(huán)境的破壞、人員健康的危害及事故安全隱患，建設綠色管道，造福社會。實現(xiàn)管道數(shù)字化、信息化是我國管道建設可持續(xù)發(fā)展的必由之路。2021/5/930我國油氣管道技術現(xiàn)狀自1959年建成新疆克拉瑪依至獨山子輸油管道以來，隨著大慶、勝利、四川、華北、中原、青海、塔里木和吐哈等油氣田的相繼開發(fā)建設，中國逐漸形成了由北到南、自西向東的油氣輸送管網(wǎng)。在多年的管道建設實踐中，管道設計、施工和運行管理技術得到了很大發(fā)展，原油常溫輸送、原油減阻降凝輸送、自動控制、高強度管道鋼應用、管道防腐保溫、儲氣庫調(diào)峰、管道流水施工作業(yè)、大型河流定向鉆穿越等技術都得到了廣泛應用，并取得了較好的效果。目前建設的西氣東輸管道工程是國內(nèi)輸送壓力最高、選用鋼材強度最高、口徑最大的輸氣管道，采用了內(nèi)涂減阻、盾構穿越大型河流和鹽穴儲氣庫等多項先進技術，使我國的管道設計和施工技術又上了一個新臺階。1.含蠟原油加劑改性輸送技術添加降凝劑改性輸送是目前含蠟原油節(jié)能、安全輸送的發(fā)展方向。20世紀80年代以來，對含蠟原油添加降凝劑改性輸送技術的研究取得了一系列的進展，在國內(nèi)現(xiàn)有的魯寧線、馬惠寧線等10條輸油管道上采用了添加降凝劑改性輸送技術，取得了顯著的經(jīng)濟效益。目前，中國石油天然氣集團公司(CNPC)在該技術領域處于國際前列。先后研制出鈰、GY、BEM等系列降凝劑，加劑輸送設計新管道，加劑原油剪切和熱力效應定量模擬技術。2021/5/9312.落差地段輸油管道的運行控制技術我國西部地區(qū)地形復雜，所修建的長距離輸油管道要穿越崇山峻嶺。如庫鄯輸油管道在113km的范圍內(nèi)，落差高達l660m，是世界上少見的具有U形特征的大落差管道，國際上大落差管道大多是高點后一瀉而下，沒有U形起伏帶來的困難。蘭成渝成品油管道也存在類似的大落差地段。如果不加以控制，大落差管道可能出現(xiàn)不滿流現(xiàn)象，給運行控制造成困難。結合庫鄯輸油管道，研究了大落差管道不滿流段兩相流動的水力瞬變特性，建立了管道水擊事故超前控制的數(shù)學模型，提出了大落差管道水擊事故超前控制及動態(tài)模型控制的方法，填補了國內(nèi)空白。3.管道自動化控制技術近年來，我國油氣管道的自動化控制水平有了顯著提高。東北原油管網(wǎng)通過近幾年的改造，由先單站、再單線、繼而實現(xiàn)了整個管網(wǎng)的自動化控制。陜京輸氣管道采用了以SCADA系統(tǒng)為主的站場控制系統(tǒng)(ACS)，實現(xiàn)了對19座計量站、清管站以及干線截斷閥室的實時監(jiān)控及數(shù)據(jù)采集。4.管道內(nèi)檢測技術我國從80年代開始管道檢測技術與設備的研究和應用，先后從國外引進了不同規(guī)格的管道腐蝕檢測設備。經(jīng)過十幾年的引進、消化吸收和國產(chǎn)化研制，國內(nèi)現(xiàn)有管道腐蝕檢測器已能滿足273～720mm各種口徑管道的檢測需求，其中自行研制的377mm腐蝕內(nèi)檢測器，1998年研制成功并投入使用，目前已獲國家專利。截止目前，已對20多條共計6612km的油氣管道進行了內(nèi)檢測。2021/5/932

5.儲氣庫調(diào)峰技術我國首次大規(guī)模采用儲氣庫調(diào)峰是在陜甘寧氣田至北京的輸氣管道工程上，為了解決北京市季節(jié)用氣的不均衡性，保證向北京市穩(wěn)定供氣而修建了大港油田大張坨地下儲氣庫。2001年，又建成了大港板876儲氣庫，設計調(diào)峰能力為180萬m3／d，正在建設的板中北高點儲氣庫，設計調(diào)峰能力為300萬立方米／d。3座儲氣庫的調(diào)峰能力達到980萬立方米／d。6.定向鉆穿越技術1985年，中國石油天然氣管道局從美國里丁貝茨建設公司引進了1套RB-5型水平定向鉆機，該鉆機是當時世界上最大的定向鉆機，適用于長輸油氣管道穿越大中型河流。該鉆機自1986年4月投入使用以來，已完成36條河流共計29587m的河流穿越工作。近年來，很多單位又陸續(xù)引進了大小配套的多臺定向鉆機，大大提高了長輸管道河流定向穿越的能力。7.管道機械化施工作業(yè)技術采用機械化流水作業(yè)施工工藝是提高管道組裝焊接速度和質(zhì)量的行之有效的辦法。我國管道施工作業(yè)隊伍在手工和半自動下向焊施工技術上形成了適合我國國情的標準化施工作業(yè)工藝。與氣體保護焊、全自動焊、擠壓電阻焊相比，具有使用輔助設備少、故障率低的優(yōu)點，一個40人的機械化流水作業(yè)線平均每天可以組焊直徑660mm的管道700m(約有60個接頭)，已達到了國外先進工業(yè)化國家的組焊水平。2021/5/933中國陸上主要輸油、氣管道概況華北、中部地區(qū)原油管道華北地區(qū)有大港油田、華北油田，都敷設有外輸原油管道，華北地區(qū)的煉化企業(yè)，有地處北京燕山的東方紅煉油廠和大港煉油廠、天津煉油廠、滄州煉油廠、石家莊煉油廠、保定煉油廠、內(nèi)蒙古呼和浩特煉油廠。原油管道總長度1847.4公里。華北地區(qū)最早修建的原油主干線是秦皇島至北京的秦京線，為北京東方紅煉廠供應原料油。秦京線1974年4月開工，1975年6月19日投產(chǎn)。管道全長324.6公里，年輸油能力600萬噸。穿越河流11處，鐵路14處，公路40處，跨越河流(永定河1574米)和水渠5處。由洛陽石化設計院(中國石化洛陽石化工程公司)設計，管道三公司和江漢油田建設公司施工。大港至周李莊輸油管線1968年建設，這條管道是大港油田惟一的一條原油外輸線。起點多次發(fā)生變化?？傞L210.5公里，年輸能力500萬噸。任丘至滄州原油管道，1976年元月1日開工，4月1日投產(chǎn)，全長109公里，年輸油能力500萬噸，1983年經(jīng)過改造，年輸油能力770萬噸。以華北油田為源頭的原油管道，還有任滄復線；任滄新線，任京線(任丘至北京)、滄臨線(滄州至臨邑)，河石線(河間至石家莊)、任保線(任丘至保定)、阿賽線(阿爾善至賽汗塔拉)。2021/5/934中部地區(qū)油田，分布在湖北和河南兩省境內(nèi)，有江漢油田、河南油田和中原油田，主要煉油企業(yè)有湖北荊門煉油廠和河南洛陽煉油廠。原油管道總長度1347.5公里。江漢原油管道有潛荊線(潛江至荊門)，1970年建成，全長90公里，年輸能力170萬噸。河南原油管道有魏荊線(魏崗至荊門)和魏荊復線。中原原油管道有濮臨線(濮陽至臨邑)、中洛線(濮陽至洛陽)及中洛復線。另外，港口至煉廠原油管道總長度859.3公里。東北地區(qū)原油管道東北地區(qū)是原油生產(chǎn)的主要基地，有大慶油田、遼河油田和吉林油田，原油產(chǎn)量大約占全國總產(chǎn)量的53.5%,原油管道達3399.6公里。大慶油田從1966年起，年產(chǎn)量達到1066.89萬噸以后，探明的石油資源并未全面開發(fā)。1970年7月，周恩來總理和李先念副總理，同余秋里、康世恩商議，決定提前動用大慶油田的后備資源，并決定集中資金修建大慶原油的外輸管道。1970年8月3日，東北管道建設領導小組開會正式籌備，命名為東北“八三工程”。2021/5/935東北“八三工程”的起步，是從搶建大慶至撫順的慶撫線開始的，這條管道從黑龍江肇源縣茂興穿越嫩江后，向南經(jīng)吉林省的松源、農(nóng)安、長春、公主嶺、梨樹、四平，進入遼寧省的昌圖，經(jīng)鐵嶺，終至煉廠較為集中的工業(yè)城市撫順。末站設在撫順康樂屯，以支線向撫順石油一廠、二廠、三廠供油。慶撫線全長596.8公里，其中直徑720毫米的管線558.6公里，1970年9月開工，1971年8月試運行，10月31日正式輸油。工程總投資2.93億元，年輸油能力2000萬噸。建設長距離、大口徑、輸送“三高”原油的管道，這在中國是第一次。慶撫線建成以后，指揮部正式組建了勘察設計研究所(以后與管道局設計院合并為管道勘察設計研究院)，施工隊伍也全部調(diào)入，正式編為管道工程一處、二處、、三處(以后更名為管道一、二、三公司)。此后的續(xù)建工程在形成了專業(yè)隊伍的情況下，改變了人民戰(zhàn)爭式的做法，1972年開工建設了鐵嶺至秦皇島管道，1973年10月開工建設了大慶至鐵嶺復線，1974年10年開工建設了鐵嶺至大連的管道。在此期間還建成了撫順至鞍山煉廠、石油二廠至遼寧電廠、丹東至朝鮮新義州、盤錦至錦西石油五廠等短距離管道。到1975年9月，5年中建設輸油管道8條，共2471公里，其中主要干線2181公里，形成了以鐵嶺站為樞紐，聯(lián)接大慶至撫順、大慶至秦皇島和大慶至大連的3條輸油大動脈，東北管網(wǎng)逐步形成。東北“八三工程”，為中國管道建設探索出了符合中國國情的組織建設和管理模式，奠定了中國原油管道勘察設計、工程建設和運行管理中各項規(guī)范的基礎。2021/5/936華東地區(qū)原油管網(wǎng)華東地區(qū)主要油田為山東勝利油田，是繼大慶油田之后建成的第二大油田。勝利油田投入開發(fā)后，陸續(xù)建成了東營至辛店（1965年），臨邑至濟南（1972年）兩條管道，直接向齊魯和濟南的兩個煉廠輸油。1974年，東營至黃島管道建成后，原油開始從黃島油港下海轉(zhuǎn)運；1975年后，開工修建了山東至儀征、東營至臨邑的管道，開成了華東管道網(wǎng)，原油又可從工江儀征油港水路轉(zhuǎn)運。1978年建成河北滄州至臨邑、1979年建成河南濮陽至臨邑的管道，華東油田和中原油田的部分原油，也進入了華東原油管網(wǎng)。長江北岸的儀征輸油站（油庫）成為華東地區(qū)最大的原油轉(zhuǎn)運基地，除供應南京煉油廠用油外，通過儀征油港轉(zhuǎn)運長江沿岸各煉油廠。華東地區(qū)原油管道總長度2718.2公里。華東原油管網(wǎng)是從修建臨邑至南京的魯寧線時開始籌劃的，后只修建至江蘇儀征，仍稱魯寧線；魯寧管道的建設，地跨山東、安徽、江蘇3省。這條管道建設中，指揮部提出了“管道為業(yè)，四海為家，艱苦為榮，野戰(zhàn)為樂”的響亮口號。魯寧線1975年10月20日正式開工。1978年7月建設投產(chǎn)，全長652.58公里，年輸能力2000萬噸，由管道勘察設計院設計，管道一、二、三公司施工。2021/5/937東營至辛店(東辛線)，1965年元月開工，12月完工投產(chǎn)。全長79.36公里，設計年輸油能力540萬噸，支線7.5公里。臨邑至濟南(臨濟線)，1973年建成投產(chǎn)，全長67.3公里，年輸油能力110萬噸，穿越大型河流3處(黃河、徒駭河、小清河)，黃河穿越采用頂管方式施工。臨邑復線，1991年建成投產(chǎn)。全長69.5公里，年輸油能力150萬噸。復線穿越大小河流41處，干線公路7處，鐵路3處，黃河穿越采用沖砂沉降法施工，臨齊線、臨濟復線由勝利油田設計院設計，勝利油田建設公司施工。東營至黃島(東黃線)，1973年建設，1974年7日投產(chǎn)，原長248.93公里，由勝利油田設計院設計，勝利油田建設公司施工。管道局接管后，1984年對全線進行了技術改造。管線全長245.32公里，年輸油能力1000萬噸。1986年7月，東黃復線建成后，東黃線隨即掃線停輸。1998年8月23日恢復輸油(東黃線輸勝利油，東黃復線改輸進口油)，改造和恢復工程，由原管道勘察設計院設計，管道四公司和勝利輸油公司所屬管道安裝公司施工。東黃復線，1985年開工，1986年7月17日投產(chǎn)。全長248.52公里，設計壓力6.5兆帕，年輸油能力2000萬噸。這是中國建設的第一條自動化輸油管道，由管道勘察設計院設計，自動化部分與國外公司聯(lián)合設計，管道二、三公司施工。2021/5/938陸上成品油管道中國最早的長距離的成品油管道是1973年開工修建的格接成品油管道，起自青海省格爾木市，終于西藏自治區(qū)拉薩市。1977年10月全部工程基本均完工。管道全長1080公里，年輸送能力25萬噸。格拉成品油管道由中國人民解放軍總后勤部組織修建，由總后勤部青藏兵站部輸油管線團進行格拉線穿越長江源頭楚瑪爾河、沱沱河、通天河等108處河流，翻越昆侖山、唐古拉山等9座大山。有900多公里管道處于海拔4000米以上（最高處5200多米）的嚴寒地區(qū)，有560公里鋪設在常年凍土地帶。凍土層厚度從幾米到上百米，有冰椎、冰丘、爆炸克水鼓丘，還有厚層地下水，熱融滑塌等特殊不良地質(zhì)現(xiàn)象。難題多，施工難度非常大。格拉線是國內(nèi)首次采用的順序輸送工藝，順序輸送汽油、柴油、航空煤油和燈用煤油4個品種5種型號的油品。為青藏公路沿線加油站和拉薩供油，軍地兩用。格拉線通油之后，不僅有利于邊防戰(zhàn)備，也為世界屋脊的西藏注入了生機，創(chuàng)造了經(jīng)濟繁榮。可以說石油流向哪里，哪里的經(jīng)濟生活就發(fā)生質(zhì)的變化，從而確立了“石油經(jīng)濟”的西藏的特殊地位。距離較長的成品油管道還有1995年建成的撫順石化至營口鲅魚圈管道，全長246公里；1999年建成天津濱海國際機場和北京首都國際機場的管道，全長185公里；2000年10月22日開工建設的蘭州至成都至重慶的管道，全長1200多公里，目前正在建設中。2021/5/939西北地區(qū)輸氣管道靖邊至北京的陜京線，是國家的重點工程，也是早期西氣東輸?shù)墓歉晒こ?，為目前國?nèi)建設水平最高的輸氣管道。靖邊至北京的陜京線，是國內(nèi)第一條長距離、大口徑和高度自動化的輸氣管道。1996年3月開工，1997年9月10日建成，全長918.42公里，設計壓力6.4兆帕，年輸氣能力不加壓13.2億立方米。投產(chǎn)后二期加壓站（榆林壓氣站）于1999年11月10日建成，年輸氣能力達到22億立方米。三期加壓(黃河西及應縣加壓站)于2000年11月15日建成，年輸氣能力達到33億立方米。陜京干線起自陜西省靖邊縣長慶氣田天然氣凈化廠首站，終于北京石景山區(qū)衙門口北京末站，途經(jīng)陜西、山西、河北、北京3省一市22個縣，并穿過3條地震帶，翻越呂梁山、恒山、太行山3座山脈，穿越無定河、禿尾河、窟野河、黃河、永定河5條大河。全線穿越河流230處、鐵路21處，大型公路131處。為了適應調(diào)峰需要，2000年1月6日建成大張坨地下貯氣庫和118.5公里配套管線工程，調(diào)峰能力為500萬立方米/日，年有效調(diào)峰量6億立方米。陜京線各項工程采用了國際公認的先進標準。陜京線由管道設計院與國外公司合作設計，管道一、二、三公司，大慶、長慶、四川油建公司參加施工。2021/5/940鄯烏線(鄯善至烏魯木齊)，1995年9月26日開工，1996年9月30日完工，1997年3月10日正式供氣。全長301.6公里。穿越河流6處、鐵路6處、公路79處。鄯烏線是國內(nèi)自動化程度較高的輸氣管道。首次采用環(huán)氧粉末噴涂防腐。國內(nèi)首次采用同溝敷設有通信光纜，長度310.78公里。鄯烏線也是陸上首次按照國際慣例組織施工的大型項目。引入了監(jiān)理制(監(jiān)理范圍：從初步設計、施工圖設計、施工、試運、驗收及投運一年的全過程監(jiān)理)和第三方質(zhì)量監(jiān)督制。工程采用了總承包方式，又稱“交鑰匙工程”，也是國際工程市場通用的做法。新疆塔里木油田，有油藏也有氣藏。氣藏儲藏豐富，開發(fā)遠景大，1996年累計探明天然氣儲量305.23億立方米，1996年開始敷設輸氣管道。20世紀末，探明天然氣儲量已達5000多億立方米。已建輸氣管道有塔輪線、輪庫線，西氣東輸至上海的干線也從這里為起點。塔中至輪南(塔輪線)。1995年7月1日開工，1996年8月16日竣工，全長302.15公里，塔輪線也是中國第一條沙漠氣線，與塔輪輸油管線和通信光纜同溝敷設。2021/5/941其他地區(qū)輸氣管道河南濮陽至滄州(中滄線)。1985年4月1日開工，1986年4月28日完工，8月7日向滄州化肥廠供氣。全長361.89公里，設計壓力5.1兆帕，年輸氣能力6億立方米。管道穿越鐵路4處、公路38處、河流92處。首站裝有引進的半人馬座T4500型燃氣輪機及兩臺離心式壓縮機和配套的附屬設備，是國內(nèi)輸氣管道第一次采用壓氣設備。1999年19月20日更換新管，10月22日恢復運行。管道技術公司封堵作業(yè)處進行作業(yè)，原管道勘察設計院設計，管道二、三公司施工。西北地區(qū)原油管道西北地區(qū)是50年代初全國石油勘探的重點地區(qū)。1958年在甘肅蘭州建成了中國第一座引進的現(xiàn)代化煉油廠——蘭州煉油廠。1958年12月建成的克拉瑪依至獨山子原油管道，標志了中國長輸管道建設史的起點。西北地區(qū)原油管道總長4102.7公里2021/5/942花格線起于青海省西州境內(nèi)的花土溝油砂山(油田集中處理)，終于青海省格爾木市南郊，向格爾木煉油廠供油。1987年9月開工，1990年9月21日正式投產(chǎn)輸油，全長435.6公里，設計壓力6.27兆帕，年輸油能力100萬噸。由管道勘察設計院設計，管道一、三公司施工。1977年分兩期進行改擴建，輸油能力達到200萬噸?；ǜ窬€采用的明線載波遠程控制自動化系統(tǒng)，在國內(nèi)尚屬首次。花格線也是在高原地區(qū)敷設的第一條原油管道，管線最高點大烏斯山，海拔高度342米。輪庫線（輪南至庫爾勒）是塔里木油田的第一條原油外輸管道，原油輪至庫爾勒后裝火車處運，1991年7月2日開工，1992年7月1日竣工投產(chǎn)。全長191.79公里，年輸能力100萬噸至300萬噸，管道勘察設計院設計，管道二公司施工。在設計施工中采用了多項新技術。例如，運用衛(wèi)星遙感和衛(wèi)星定位技術，優(yōu)化了線路走向；自動化控制使用漢語進行操作，交互式圖象、圖形、語言綜合傳輸對生產(chǎn)單體進行監(jiān)視管理；利用太陽能和風力發(fā)電，作為陰極保護電源等等。塔輪線(塔中至輪南)是我國的第一條流動性沙漠管線，75％處于塔克拉瑪干大沙漠中。1995年7月1日開工，1996年8月16日竣工投產(chǎn)，年輸油能力100至600萬噸。塔輪線全線302.15公里，同溝敷設有輸氣管道和通信光纜。2021/5/943庫爾勒至鄯善(庫鄯線)，這條管道是國內(nèi)首次采用高壓力、大站距方案，首次采用鋼級為X65的鋼管。1996年6月開工，1997年6月30日竣工投產(chǎn)。全長475公里，設計壓力8兆帕，設計年輸能力，一期500萬噸，二期1000萬噸，全線采用先進的管道自動化(舞步)系統(tǒng)，管道穿越河流、溝渠、鐵路公路33處，開都河寬736.4米，定向鉆穿越，原管道勘察設計院與意大利斯南普及堤公司聯(lián)合設計，管道一、二、三公司，管道電信公司，四川油建，中原油建，洛陽公司等單位共同施工。馬惠寧線(馬嶺至惠安堡至中寧)全長164公里，年輸油能力350萬噸，1978年8月開工，1979年6月投產(chǎn)。跨越河流、洪溝44處，穿越河流34處，鐵路2處，公路41處，管道勘察設計院設計，管道三公司施工。海洋石油管道的前景多年來，由于受資金、技術等諸多因素的制約，我國對海洋石油、天然氣的開發(fā)、勘探和生產(chǎn)受到了限制。而與之配套服務的我國海洋石油管材業(yè)的發(fā)展，同樣受到影響。到目前為止，我國海洋石油用管的絕大部分仍然依賴進口。1995年，天管公司投產(chǎn)后，所產(chǎn)石油套管先后在渤海油田、南海西部、東部等海上油田使用，所產(chǎn)管線管開始用于鋪設海底管線。但是，與海洋石油、天然氣生產(chǎn)的迅猛發(fā)展相比，我國海洋石油管的生產(chǎn)仍顯滯后。這說明，我國海洋石油管，市場潛力巨大，亟待開發(fā)。2021/5/944我國的海洋石油、天然氣儲量非常豐富。20世紀末，中國海洋石油總公司在渤海海域探明了儲量極大的油氣資源，先是蓬萊19-3油田，接著，一個個大油田浮出了海面。目前，中國海油已在渤海海域、東海海域、南海西部海域建成了3個大氣田，并已向遼寧、天津、上海、香港、海南島供氣40多億立方米。尤其是崖13-1氣田，探明儲量900億立方米，每年向香港供氣30億立方米。目前在建的東方氣田探明的儲量更大，建成投產(chǎn)后，天然氣產(chǎn)量相當可觀。由于海洋石油、天然氣的勘探、生產(chǎn)受地理環(huán)境、運輸、作業(yè)條件的局限，其所需石油管除有陸上石油用管的技術要求外，還附加了更嚴格的技術條件。目前我國海洋石油行業(yè)執(zhí)行的鋼管制造及檢驗執(zhí)行標準主要是：美國石油學會《石油套管規(guī)范》、《管線管規(guī)范》，即APISpec5L標準；中國船級社《海底管道系統(tǒng)規(guī)范》，即CCS1992和《中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準》。從海洋石油管的具體采購和使用情況看，比陸地石油管要求更嚴格，主要表現(xiàn)在：對外觀加工尺寸、精度要求更嚴格；對管材的抗腐蝕性能，除抗硫化氫腐蝕外，還要抗海水、海域環(huán)境的腐蝕；對套管的氣密性要求嚴格，在套管的螺紋上，一般使用偏梯螺紋和特殊螺紋接頭套管。按照中油公司灘海管道系統(tǒng)技術規(guī)范和海油公司海洋用管的技術規(guī)范要求，在海洋石油用管的訂貨合同上，需明確提出附加技術條件。交貨時還需第三方進行檢驗認證。據(jù)天管銷售部門負責人介紹，海洋用管線管對管材內(nèi)在質(zhì)量的穩(wěn)定性，特別是對碳當量的控制及管端加工精度的技術要求，明顯高于陸地油田。只有如此，才能保證海底管線的焊接質(zhì)量，避免發(fā)生泄漏。2021/5/945目前，國內(nèi)海洋石油管供貨量較大的天管公司的主要產(chǎn)品是：石油套管、海底管線管和海上鉆井平臺使用的滑導管。上述產(chǎn)品已在渤海油田、上海平湖油田、南海東部、西部油田及勝利、大港的海上油田使用，供貨量約占海油總需求量的10％。從當前我國海洋石油用管的總體情況看，技術標準高于陸上，用量少于陸上。但隨著我國國力的不斷增強和海洋石油工業(yè)的迅速發(fā)展，海洋石油管用量將大量增加。作為國內(nèi)石油管生產(chǎn)企業(yè)，應積極做好技術和新產(chǎn)品儲備，以自己的實力，進軍海洋石油管市場。§1.2輸油管的勘察設計工作概述長距離輸油管建設的規(guī)模大，投資多，往往是國家的重點工程。大型長距離輸油管道的建設，對國民經(jīng)濟發(fā)展有重大影響。而其本身從勘察設計、施工，直到投產(chǎn)后的長期安全穩(wěn)定運行都很復雜，必須慎重對待。是否建設輸油管和在什么地區(qū)建設何種輸油管，須在國民經(jīng)濟發(fā)展計劃指導下，按經(jīng)濟發(fā)展的戰(zhàn)略布局，在可行性研究的基礎上需要解決的問題?？辈煸O計的任務則是將國民經(jīng)濟發(fā)展計劃確定的項目具體規(guī)劃出來，做出正確的設計。2021/5/946進行基本建設必須嚴格遵守國家規(guī)定的基本建設程序，它是保證工程順利進行和確保投資綜合效益的重要條件。大型長距離輸油管建設要認真遵守以下程序；

(1)根據(jù)資源條件和國民經(jīng)濟長期規(guī)劃，地區(qū)規(guī)劃、行業(yè)規(guī)劃的要求，對擬建的輸油管進行可行性研究，并在可行性研究的基礎上編制和審定設計任務書。(2)根據(jù)批準的設計任務書，按初步設計(或擴大初步設計)．施工圖兩個階段進行設計。初步設計必須有概算，施工圖設計必須有預算。(3)工程完畢，必須進行竣工驗收，做出竣工報告(包括竣工圖)和竣工決算。好的設計必須是符合國家的方針政策，切合實際情況，技術先進，經(jīng)濟合理，安全適用的設計?？辈旌驮O計要按一定程序進行?？辈旆譃樘た薄⒊醪皆O計勘察(初測)，施工圖勘察(定測)三階段。設計分建設前期的可行性研究(方案設計)、初步設計(或擴大初步設計)、施工圖設計?？辈炫c設計兩者必須密切配合進行。2021/5/947§1.3選線原則選線是輸油管勘察設計中的重要工作。線路的走向、長短和通過的難易程度，對整個輸油管工程的材料消耗、投資和施工都有很大影響。為選擇一條合理的線路一般要遵守下列原則：

(1)線路盡可能取直，坡度小，施工條件好，長度一般以不超過航空直線的5%為宜；

(2)通過山谷、公路，鐵路、江河、湖泊，沼澤地、居民區(qū)的大型穿(跨)越工程要盡可能少。如一定需要，則選那些工程量小，技術上可能而又安全，施工方便的地點；

(3)盡可能避開不良地質(zhì)條件地段，強地震區(qū)和影響其它礦藏開采的地區(qū)；

(4)不占或少占耕地，不破壞或盡量少拆遷已有的建筑物和民房，并要有利于改土造田，發(fā)展農(nóng)業(yè)；

(5)有利于安全，線路與鐵路干線，城鎮(zhèn)，工礦企業(yè)等建(構)筑物應保持一定距離；

(6)為便于施工；物資供應，動力供應和投產(chǎn)后管道的維修與巡線，管線應盡量靠近和利用現(xiàn)有公路和電網(wǎng)，以少建專用公路和電力線路；

(7)綜合考慮通過地區(qū)的開發(fā)、油氣供應和對地方工農(nóng)業(yè)的支援；

(8)盡量不經(jīng)過低洼易積水地帶、鹽堿地及其它對管路腐蝕性強的地區(qū)；

(9)注意生態(tài)平衡、三廢治理和生態(tài)保護。2021/5/948大型穿(跨)越地點和輸油站址的確定是選線中最重要的工作之