今天给各位分享输油管道的知识，其中也会对输油管道泄漏检测进行解释，如果能碰巧解决你现在面临的问题，别忘了关注本站，现在开始吧！

本文目录一览：

• 1、输油管道有哪几种类型？
• 2、什么是长距离输油管道？
• 3、输油管路为什么不放阀门
• 4、油气管道输送是什么？
• 5、输油管道有哪些？
• 6、世界最长的输油管道

输油管道有哪几种类型？

输油管道有原油管道和成品油管道两种。输送的油品不同，输送工艺也不尽相同。原油一般比重比较大，黏稠并易于凝固；而成品油又分汽油、煤油、柴油和燃料油以及液化石油气等。对于轻质成品油和凝固点、黏度比较低的原油一般采取等温输送方法，即将炼油厂出来的油或油田开采出的油直接输入管道运输，不进行加温。而对容易凝固的高黏度油品要采用加温稀释等方法输送。对于成品油的多种油品则采取顺序输送的工艺输送。

输油管道

什么是长距离输油管道？

输油管道可划分为两大类：一类是企业内部的输油管道，其长度一般较短，不是独立的经营系统；另一类是长距离输油管道，其管径—般较大，有各种辅助配套工程，是独立经营的系统，这类输油管道也称干线输油管道。目前长距离输油管道长度可达数千千米，原油管道最大直径达1220mm，长距离输油管道的流程见图6-22。

按照所输送介质的种类，输油管道又可分为原油管道和成品油管道。

与油品的铁路、公路、水路运输相比，管道运输具有独特的优点：

（1）运输量大。

（2）运费低、能耗少，且口径越大，单位运费越低。

图6-22　长距离输油管道的流程示意图

1—井场；2—输油站；3—来自油田的输油管；4—首站罐区和泵房；5—全线调度中心；6—清管器发放室；7—首站锅炉房；8—微波通信塔；9—线路阀室；10—维修人员住所；11—中间输油站；12—穿越铁路；13—穿越河流；14—跨越工程；15—车站；16—炼厂；17—火车装油栈桥；18—油轮码头

（3）输油管道一般埋在地下，比较安全可靠，且受气候、环境影响小，对环境污染小，其运输油品的损耗率比铁路、公路、水路运输都低。

（4）建设投资小，占地面积少。

虽然管道运输有很多优点，但也有其局限性：

（1）主要适用于大量、单向、定点运输，不如车、船运输灵活多样；（2）对一定直径的管道，有经济合理的输送量范围；（3）有极限输量的限制。

不同管径和压力下管道的输油量如表6-4所示，国外几种方式运输石油的能源消耗和成本比较如表6-5所示。

表6-4　不同管径和压力下管道的输油量

表6-5　国外几种方式运输石油的能源消耗和成本比较

输油管路为什么不放阀门

输油管路是需要安装阀门的。不过，用的阀门之中的安全阀门。同时，也是输油管路和阀门是配套使用的。输油管道主要由内部管道、管件、阀门组成，并与其它输油设备(包括加热炉、输油泵、油罐)连接。该系统决定了油品在站内可能流动的方向、输油站的性质个所能承担的任务。

油气管道输送是什么？

油气管道输送是伴随着石油工业的发展而产生的。早在1865年10月，美国修建了世界上的第一条输油管道。该管道直径为50mm，长约10km。1886年美国又建成了世界上第一条长距离输气管道。该管道从宾夕法尼亚州的凯恩到纽约州的布法罗，全长140km，管径为200mm。

我国于1958年建设了第一条从新疆克拉玛依油田到独山子炼油厂的原油输送管道。该管道全长147km，管径150mm。1963年又建设了第一条天然气输送管道。该管道从重庆巴县的九龙坡至巴南区，全长84.14km，管径400mm，简称巴渝线。1976年，我国建成了格拉成品油输送管道。该管道起于青海省的格尔木，止于西藏的拉萨，位于世界屋脊的青藏高原，是海拔最高的成品油管道，管道全长1080km，管径150mm。此后，随着大庆、胜利、华北、中原、四川等油气田的开发，兴建了贯穿东北、华北、华东地区的原油管道网，川渝天然气环网，忠武、陕京、涩宁兰等天然气管道以及西气东输天然气管道系统等。到2013年，我国已建成的油气管道总长度已超过10×104km，初步形成了横跨东西、纵贯南北、覆盖全国、连通海外的油气管网格局。

一、油气输送管道构成

油气输送管道的类型很多，分类方法不一。如按长度和经营方式分可将油气输送管道分为油田内部的管道和长距离油气输送管道。按被输送介质的类型不同，可将油气输送管道分为原油输送管道、成品油输送管道、天然气输送管道、油气混输管道等。按管道所处的位置不同，可将油气输送管道分为陆上输送管道和海底输送管道等。下面主要介绍长距离输油管道和长距离输气管道的构成。

1．长距离输油管道的构成

长距离输油管道由输油站、线路以及辅助配套设施等部分构成，如图7-21所示。

图7-21　长距离输油管道的构成

1—井场；2—转油站；3—来自井场的输油管；4—首站主要设施；5—调度中心；6—清管器发放区；7—首站锅炉房等辅助设施；8—微波通信塔；9—线路阀室；10—宿舍；11—中间站；12、13、14—穿越铁路、河流工程；15—末站；16—炼厂；17—装卸栈桥；18—装卸港口

输油站的主要功能就是给油品加压、加热。按所处的位置不同，输油站可分为首站、中间站和末站。管道起点的输油站称为首站，其任务是接收油田集输联合站、炼油厂生产车间或港口油轮等处的来油，经计量、加压、加热（对于加热输送管道）后输入下一站。首站一般具有较多的储油设备，加压、加热设备和完善的计量设施。

油品在沿管道的输送过程中，由于摩擦、散热、地形变化等原因，其压力和温度都会不断下降。当压力和温度降到一定程度时，为了使油品继续向前输送，就必须设置中间输油站，给油品增压、升温。单独增压的输油站称为中间泵站；单独升温的输油站称为中间加热站；既增压又升温的输油站称为热泵站。根据功能的不同，中间站通常设有加压、加热设施，一定的储油设施，清管器收发设施等。中间站应设有越站流程。

末站是位于管道终点的输油站（库），其作用是接收管道来油，储存油品或向用户转运。末站一般设有较多的储油设备，较准确的计量设施、转输油设施和清管器收发设施。

长距离输油管道的线路部分包括管道本身，沿线阀室，通过河流、山谷等障碍物的穿（跨）越构筑物等。辅助设施包括通信、监控、阴极保护、清管器收发及沿线工作人员生活设施等。

2．长距离输气管道的构成

长距离输气管道的构成与长距离输油管道类似，也包括首站、中间站、末站、干线管道以及辅助设施等部分，如图7-22所示。

输气管道首站的主要功能是接收天然气处理厂的来气，进行分离（干燥、除尘）、调压和计量后送入输气干线。与输油不同的是，由于采气井的压力都比较高，且天然气采出、处理、输送的各环节都是密闭的，为了充分利用气井压力，通常情况下，长距离输气管道的首站大多不设增压设备，可依靠气井余压输至下一站，如陕京线的第一个增压站就设在离管线起点100km处。

图7-22　长距离输气管道的构成

根据功能不同，输气管道的中间站可分为接收站、分输站和压气站等。接收站的功能是接收沿线支线或气源的来气；分输站的功能是向沿线的支线或用户供气；压气站的功能是给气体增压。

输气管道末站的功能是接收管道来气、分离、调压、计量后送入用户配气站。若末站直接向城市输配气管网供气，末站也可称为城市门站。在有条件的地区，末站应建设地下储气库，以调节供气的不平衡。

二、输油管道的特性及运行控制

（一）输油管道的特性

1．水力特性

油品在管道中流动的过程中，其压能逐渐降低，常称为压降。压降主要包括沿程压降（习惯上称为管道摩阻）、局部压降和位差压降。

（1）沿程压降：主要是油品流过直管段时，由于油品与管壁、油品与油品之间的摩擦所消耗的压能。可通过达西公式计算求得：

式中　hL——管道的沿程阻力损失，m；

λ——沿程摩擦阻力系数，无量纲，与流体的流态相关；

g——重力加速度，m/s2；

v——油品的运动速度，m/s；

d——管道的内直径，m；

L——管道的计算长度，m。

（2）局部压降：是指油品流过各种管件或阀件时所消耗的压能。长距离输油管道的压能损失以沿程阻力损失为主，局部阻力损失比较小，一般不单独计算，而是根据管道沿线的地形起伏情况不同，取干线长度的1%～2%作为沿线的局部摩擦阻力损失的附加长度，合并在管道沿程摩擦阻力损失的计算长度中一并计算。通常，在地形比较平坦的地段，取局部压降的附加长度为沿程压降计算长度的1%；在地形起伏比较大的地段取2%；其他地段可在1%～2%之间取值。

（3）位差压降：是指管道沿线地形变化引起的被输送油品在管道中动水压力的升高或降低。一定管段内的位差压降只与该管段的终点与起点的海拔高度有关，与管段的中间地形变化无关。管段的位差压降等于计算段终点与起点的海拔高度之差。

油品在管道输送的过程中，所消耗的压能是由泵机组提供的。为此，管道沿线应设置一定的输油泵站，以满足油流流动所消耗的压能。布置泵站时，通常是先根据管道的工作参数，在管道纵断面图上画水力坡降线，初步确定泵站的可能布置位置，再综合考虑管道走向的人文、地质、环境、交通、生活等情况对站址进行适当调整。

2．热力特性

输送“三高”油品的常用方法是加热输送，其目的是提高油品温度，避免油流在管道中凝固；减少油品中石蜡、胶质等的析出及在管壁的凝结；降低油品黏度，减小管道压降。

油流在管道内流动过程中的温降与输量、环境温度、散热条件、油温等诸多因素有关，加热输油管道中油流温度沿线的变化规律可用舒霍夫温降公式计算，即：

式中　G——管道的质量输量，kg/s；

K——油流通过管壁向管道铺设处周围环境的传热系数，W/（m2·℃）；

l——温度计算点离加热站出口的距离，m；

t0——管道周围介质的温度，℃；

tc——加热站的出站油温，℃；

tl——距出站l处的油温，℃。

C——平均输送温度下油品的比热容，J/（kg·℃），

D——管道的计算直径（对于无保温的管道，取钢管的直径；对于有保温层的管道，取保温层内外直径的平均值），m。

实际上，加热输油管道的热能和压能的供求是相互联系、相互影响的。增加热能的供应，输送温度升高，油品黏度降低，管道摩擦阻力减少。增加压能供应，一方面输量增加，温降变慢；另一方面，在较高的压力下，可以输送温度较低的流体。在这相互联系和影响的两种能量中，热能是起主导作用的。因此对加热输油管应综合考虑其热力特性和水力特性，按热力特性计算全线所需的加热站数，按水力特性确定全线所需的泵站数，然后在管道的纵断面图上进行加热站、泵站布置并进行校核和调整。

（二）输油管道的运行控制

1．运行参数的调节与控制

在输油管道的运行过程中，由于受到诸多因素的影响，其运行工况将发生一定程度的变化。因此在管道的实际运行过程中，有时需要对参数进行调节和控制。

调节一般以输送量作为对象，控制一般以泵站的进出站压力作为对象。

输送量调节的方法很多，常用的有改变泵的转速、车削泵叶轮、拆卸多级离心泵叶轮级数、大小泵匹配、进出口节流等。

压力调节的目的是保证管道运行过程中的稳定性，其调节的对象是输油站的进出站压力。压力调节的常用措施是改变输油泵机组的转速、节流和回流。

2．输油管道中的水击及其控制

输油管道系统正常运行过程中，其流态是稳定的。但在实际生产过程中，需要进行泵的启停、阀门的启闭、流程的切换等操作。这些操作都将会使管道中流体的流速发生突变，从而引起管内压力的突变，这种现象称为水击。

水击危害主要体现在两个方面：一是超压危害，可能使管道系统的压力超过管道的承压能力造成管道的破坏；二是减压损坏，可能使管道系统的压力低于正常工作压力，致使管道失稳变形。当然，水击产生的压力波也可能会向上游或下游传播，对上游或下游的泵站特性产生一定影响。因此，应采取有效措施对水击危害加以控制，常用的方法主要有泄压保护、调节阀自动调节、泵机组自动停运等保护措施。

泄压保护是在管道可能出现超压的位置，安装专用的泄压阀门，在出现水击超压时，打开泄压阀门从管道中泄放一定数量的液体，从而使管道内压力下降，避免水击危害。

调节阀自动调节保护是根据管道运行压力的变化自动对阀门的开启度进行调节，以满足保护管道系统的要求。调节阀自动调节保护大都与其他保护措施配合使用。

泵机组自动停运就是在泵站的吸入压力过低、出站压力过高时，通过自动控制系统停运一台或多台输油泵，以降低泵站的能量输出，减小泵站的输送量，使出站压力下降，进站压力升高。这种方法主要用于串联泵机组泵站的保护。

三、油品的顺序输送

油品顺序输送是指在一条管道内，按照一定的批量和次序，连续地输送不同种类的油品。由于经常性变换输油品种，所以在两种油品交替时，在接触界面处将产生一段混油。混油产生的因素主要有两个：一是由于在管道横截面上，液流沿径向流速分布不均匀，使后边的油品呈楔形进入前面的油品中；二是由于管道内液体的紊流扩散作用。

（一）混油的检测

为了指导顺序输送管道的运行管理，需要对两种油品交替过程中的混油情况进行检测。目前常用的混油浓度检测方法有密度法、超声波法、记号法等。

密度法是利用混合油品的密度与各组分油品的密度、浓度之间存在线性叠加关系的原理进行检测的。此法是在管道沿线安装能自动连续测量油品密度的检测仪表，通过连续检测混油密度的变化，检测混油浓度的变化。

超声波法是根据声波在不同密度油品中的传播速度不同的特性而进行检测的。在常温条件下，油品的密度越大，声波在油品中的传播速度就越快。混油浓度的超声波法就是根据这一原理，在管道沿线安装超声波检测仪表，通过连续测量声波通过管道的时间，确定管内油流的密度，从而检测混油的浓度。

记号法检测是先将荧光材料、化学惰性气体等具有标识功能的物质溶解在与输送油品性质相近的有机溶剂中，制成标识溶液。使用时，在管道起点两种油品的初始接触区加入少量的标识溶液，该标识溶液随油流一起流动，并沿轴向扩散，在管道沿线检测油流中标识物质的浓度分布，即可确定混油段和混油界面。

（二）减少混油量的措施

在油品的顺序输送中，我们总是希望尽量减少混油量，控制混油量的措施有很多，首先我们可以采用先进、合理的技术工艺措施来减少混油量（例如简化流程，加大交替油品的输量，采用密闭输送流程等）；其次是采取一些专门的措施来减少混油量，如机械隔离法和液体隔离法等。

机械隔离法是将一定的机械设施投放于两种油品中间，将两种油品隔离，以减少油品的混合。常用的隔离设施有橡胶隔离球和皮碗形隔离器等。

液体隔离法是在两种交替的油品之间注入隔离液，以减小混油量。常用作隔离液的物质有：与两种油品性质接近的第三种油品、两种油品的混合油、水或油的凝胶体、其他化合物的凝胶体等，其中凝胶体隔离液具有较好的应用特性。

（三）混油的处理方法

处理混油的方法主要有两种：一是在保证油品质量标准要求的前提下，分批将混油掺入纯净油中销售或降级使用。如在顺序输送汽油和柴油时，可把汽油浓度高的混油段接收在汽油混油储罐中，柴油浓度高的混油段接收在柴油混油储罐中，将两种混油分别小批量地掺入汽油和柴油的纯净油中销售。这种方法适用于混油程度较轻且终点两种油品的销售量都较大的情况。二是将混油就近输至炼油厂加工处理。这种方法适用于混油程度较重，或终点混合油品的纯净油销售量较小的情况。

四、输气管道及城市燃气输配

天然气管道是陆上输送大量天然气唯一的手段。海上运输天然气的方法之一是将天然气先降到-160℃成为液化天然气，然后装船运输，运到目的地以后加温又由液态转为气态，恢复天然气的性能。海上另一种天然气输送方法仍然是敷设海下输气管道。大西洋中的北海油田所产的天然气就是用1000km的海下管道输到英国和欧洲大陆的。

天然气的主要成分是甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和其他烃类，还有少量硫化氢、二氧化碳和水蒸气，有时气井中还带有冷凝液和水等液体。在进入管道前必须在处理场除去硫化氢和二氧化碳等。

天然气管道有以下几个特点：一是输气管道是个自始至终连续密闭带压的输送系统，不像输油系统有时油品进入常压油罐；二是天然气管道更直接为用户服务，直接供给家庭或工厂；三是天然气密度小，静压头影响小于油品管道，设计时高差小于200m静压头可忽略不计，输气管道几乎不受坡度影响；四是天然气是可压缩的，因此不存在突然停输产生的水击问题；五是天然气管道比输油管道更要重视安全；六是天然气管道与城市煤气管道不同，天然气来自气井起输的压力比城市煤气高，天然气管道进入城市总站以后要减压到城市管网压力才能向城市供气。

一个完整的城市配气系统主要由以下几部分组成：

（1）配气站。配气站是城市配气系统的起点和总枢纽，其任务是接受干线输气管的来气，然后对其进行必要的除尘、加臭等处理，根据用户的需求，经计量、调压后输入配气管网，供用户使用。

（2）储气站。储气站的任务是储存天然气，用来平衡城市用气的不均衡。其站内的主要设备是各种不同种类的储气罐。实际中，配气站和储气站通常合并建设，合称储配站。

（3）调压站。调压站设于城市配气管网系统中的不同压力级制的管道之间，或设于某些专门的用户之间，有地上式和地下式之分。站内的主要设备是调压器，其任务是按照用户的要求，对管网中的天然气进行调压，以满足用户的需求。

（4）配气管网。配气管网是输送和分配天然气到用户的管道系统。根据形状可分为树枝状配气管网和环状配气管网。前者适用于小型城市或企业内部供气，其特点是每个用气点的气体只可能来自一个方向；环状配气管网可由多个方向供气，局部故障时，不会造成全部供气中断，可靠性高，但投资较大。

输油管道有哪些？

原油和成品油的运输方式主要是管道输送，其次有铁路、公路和水运，它们有各自的特点及适用范围。管道运输具有独特的优点：(1)运输量大(表8-3)；(2)运费低、能耗少；(3)输油管道埋在地下，受气候影响小、安全可靠；(4)原油的损耗率低，对环境污染小；(5)建设投资少、占地面积小。管道输送适用于大量、单向、定点运输，但不如车、船输送灵活。

管道的输油量

一、管道分类及管材输油管道是油品收发、输转的主要设备。油、气田内部连接油、气井与计量站、联合站的集输管道以及炼油厂和油库的管道属于企业内部输油管道。这些管道一般较短，不形成独立的经营系统。将油田合格原油送至炼油厂、码头或铁路转运站的管道属于长距离输油管道，也称干线输油管道。这些管道管径较大，有各种辅助配套设备，是独立的经营系统，长度可达数千公里。目前最大的原油管道直径达1220mm。管道及其附件的正确选择、合理使用和调度、及时维修和养护，直接关系到系统的正常运行。

按输送的介质，管道可分为原油管道、天然气管道和成品油管道。

按设计压力，管道分为真空管道、低压管道、中压管道、高压管道和超高压管道。泵吸入口用真空管道；油库大多为低压管道；炼油厂反应塔出口管道大多为中压管道和高压管道，而油井出口管道大多为超高压管道。

按材质，管道分金属管道和非金属管道。金属管道规格多、强度高。油库管道主要是碳素钢管道和铸铁管道。在卸油码头及汽车收发油场所常用耐腐蚀、耐油的橡胶管。

无缝钢管没有接缝、强度高、规格多，在油库中应用最为广泛。输送腐蚀性强或高温介质时，可采用不锈钢、耐酸钢或者耐热钢无缝钢管。对缝焊接钢管用在小直径低压管道上；螺旋焊接钢管常用于低压大直径管道。钢管的规格一般用“φ外径×壁厚”表示。

普通铸铁管一般用灰口铸铁铸造，耐腐蚀性好，但质脆、不抗冲击，常用于给排水、消防和冷却水系统中。硅铁管常用于耐酸管道中，其规格以公称直径表示。

油库常用的胶管有耐油夹布胶管、耐油螺旋胶管及耐油钢丝胶管，这些胶管均由丁腈橡胶制成。耐油夹布胶管用于低压输油；耐油螺旋胶管可作压力输送和吸入管用；耐油钢丝胶管比螺旋胶管轻、耐压高。

管道的主要技术参数有公称直径、公称压力、试验压力和工作压力。

公称直径是为了设计、制造、安装和维修方便而规定的一种标准直径。公称直径的数值既不是管子的内径，也不是管子的外径，是与管子内径接近的整数。

公称压力是为了设计、制造和使用方便规定的一种名义压力。对管道及其附件进行强度和严密性试验所规定的压力称试验压力。工作压力是管道在设计流量下所承受的压力。

二、长距离输油管道长距离输油管道由输油站与线路两大部分组成，如图8-19所示。

图8-19　长距离管道输油示意图管道沿线需设泵站给油流加压，以克服流动阻力、提供沿管线坡度举升油流的能量。我国原油含蜡多、凝点高，管道上还设有加热站。每隔一定距离还要设中间截断阀，以便发生事故或检修时关断。沿线还有保护地下管道免遭腐蚀的阴极保护站。为了实现全线自动化集中控制，沿线要有通信线路或信号发射与接受设备等。

长输管道输量越大，管径越大，单位运费越低。当管径、管长、设备一定时，若达不到经济输送量，输送成本单价会随着输量的减少而增大。管径和输量一定时，输送距离越远，输送成本单价越高。当输送距离较大时，足够的输量才能使输送成本单价降到合理水平。

输油管道的起点输油站称首站，任务是接受、计量及储存原油，加压或加温后向下一站输送；沿途中间输油站向管路提供能量；输油管道的终点称末站，任务是接收来油和向用户输转。

输送方式有等温输送和加热输送。加热输送目的在于(1)提高油的温度来降低其粘度，减少摩阻损失；(2)保证油流温度高于其凝固点，防止冻结事故发生。

常用输油工艺有两种。(1)旁接油罐输油工艺中，油罐通过旁路连接到干线上，来油可进入泵站的输油泵，也能同时进入油罐。各管段输油量不等时，油罐起缓冲作用。各管段水力系统相对独立，站间干扰小，利于运行参数调节，且操作简单，无需高精度的自动调节系统。(2)从泵到泵输油称为密闭输油工艺。中间输油站不设缓冲油罐，上站来油直接进泵，为统一的水动力系统。这种工艺流程简单，可充分利用上站的余压，减少节流损失，可以基本消除中间站轻质油的蒸发损失。

三、管道附件管道附件包括各种阀门、过滤器、法兰、弯头、三通、大小头、管道补偿器、压力检测仪表及消气器等。其中阀门种类较多，已在上节单独介绍。

过滤器的作用是滤净输送油品中的机械杂质(如铁屑、泥渣等)，有效阻止杂质进入管道最低处和阀体内，防止阀门关不严甚至损坏阀体或阻塞管道，使油品能顺利通过。过滤器一般由滤网、网架和过滤器壳体组成，分轻油过滤器和粘油过滤器两种。过滤器常置于泵和流量计前，因为机械杂质进泵会加速泵的磨损，影响泵的正常工作；杂质进入流量计将影响其精度和寿命，甚至使其无法正常工作。金属丝滤网会增加流动阻力。过滤器的壳体底部有排污口。必须定期清洗过滤器，以防堵塞或静电积聚。

法兰常用于管道连接，设在检修时需要拆装的地方。也能连接其他仪表和设备，但使用过多会增加泄漏可能并降低管道的弹性。法兰由上、下法兰、垫片及螺栓螺母组成，各部件均为标准件。连接件必须有良好的密封性能，因此法兰上均加工有密封面。垫片是半塑性材料，受载能发生变形，密封微小不平整处，阻止流体泄漏。

弯头在管道安装中用量很大，分为无缝弯头、冲压焊接弯头和焊接弯头三种，其中弯曲半径等于1.5倍公称直径的无缝弯头最为常用。常根据公称直径、弯曲半径及公称压力选用弯头。

三通用于从主管上接出支管，因为在主管上开孔直接焊接支管会增加流动阻力。三通分为等径三通和不等径三通。

大小头主要用于变径管道上，又称变径管，有同心和偏心两种型式。泵的出入口管段大多采用同心大小头。

最常用的弹簧管压力表由弹簧管、齿轮传动机构、指示机构和外壳等几部分组成。应根据工艺过程对压力测量的要求、被测介质的性质、现场环境等，选择压力表的种类、型号、量程和精度。为保证弹性元件在安全范围内可靠工作，压力表量程必须留有足够余地。

四、管道连接及支架最常见的管道连接方法是法兰连接和焊接。法兰连接结合强度高、拆装方便，在石油化工管道中应用广泛。法兰不得埋入地下，不能装在楼板、墙壁或套管内。焊接是管道工程中最重要的连接方法。焊口强度高、严密、不需要配件、成本低。焊接用于无需拆卸的场合。

管道支座对管道起固定、导向和承托作用，分为固定支架和活动支架，活动支架又包括滑动支架、导向支架和吊架等。固定支架是为了均匀分配管道热膨胀量而设置的，适用于室内不保温管道。当温度变化引起管道膨胀收缩时,滑动支架允许管子滑动。低滑动支架适用于不保温管道；保温管道一般采用高滑动支架。导向支架可保证管道在支架上滑动时不偏离其轴线。

五、管道热应力及其补偿物体有热胀冷缩的性质，管道也不例外。如果温度变化时管道不受外界的限制，可以自由伸缩，管道中不会产生热应力。如果管道受到约束，温度变化时管道不能自由膨胀或冷缩，管道中将产生应力，称之为热应力。管道的工作温度高于安装温度时，热应力为压应力，反之为拉应力。管道设计要考虑有效消除这种热应力，否则可能会拉裂管道或支座，影响正常生产。消除管道热应力的唯一方法是消除约束，因为温差不可避免。完全消除约束不现实，但能用补偿器进行部分补偿。

温度变化时，弯曲管道自身会产生一定的弹性变形，不会产生较大的热应力和管道轴向推力，能有效防止管道及支架因受热而发生破坏。这种借管道自身的弹性变形来吸收热变形量的方法称为自然补偿法。其弯曲形状如图8-20所示。油库管道通常采用自体补偿。

图8-20　自然补偿器

管道的热膨胀量较大时，自然补偿有难度，常常采用人工补偿法。人工补偿器有Π形补偿器、波纹管补偿器及填料式补偿器等。Π形补偿器的补偿能力大、使用范围广、作用在固定支架上的轴向推力小、制造简单、使用维护方便，但其流体阻力较大，如图8-21所示。

图8-21　Π型补偿器

波纹管补偿器包括多个压制的波纹。其结构简单、严密、体积小，适于空间受限制处。

填料式补偿器由管体和滑动套筒组成，并用填料保持伸缩时的密封。它体积小、伸缩性好，但不够严密，要定期更换填料。当管道支座发生沉陷时，还有被卡住的危险。

近年来，金属软管作为补偿器在油库中得到了广泛应用。其补偿量大、占地面积小，在大管道中完全取代了Π形补偿器。目前在油罐进出油短管和浮码头管道上应用较多，可以消除油罐基础沉降的影响，防止因水位变化而造成的管线拉裂事故。

六、管道敷设管道敷设有地上管道敷设、管沟敷设和埋地敷设三种方式。

地上敷设是将管道放置在地面的管墩或管架上。其特点是直观、投资省、易检修、腐蚀小，但会妨碍库区美观与交通。

管沟敷设是将管道放在砖、水泥砌成的管沟里，沟内有管架、沟上盖有水泥板。管沟敷设美观、受热应力影响小，但腐蚀较大、维修保养不太方便，还易积聚水与油气，引起事故。

埋地敷设是将严格防腐处理过的管道埋入土壤中。埋地敷设可基本消除热应力的影响，腐蚀比管沟小，一般无需维修保养，但防腐要求高、费用高。一旦防腐层破坏，会产生电化学腐蚀。渗漏事故不易发现和弥补。

一般根据输送介质、环境与现场条件确定管道敷设形式。目前油库管道一般采用地上敷设，横穿库内道路时采用管沟敷设，长输管道大多埋地敷设。图8-22为正在敷设长输管道。

图8-22　长输管道敷设

油库内管道一般按一定方位整齐排列、横平竖直，尽可能避免交叉并保持一定间距。穿越墙壁时，应采取穿墙套管保护，使管道和墙壁互不影响。为了便于排净管道内的油品，管道应向泵房方向保持一定顺坡。输送易凝油品的管道应采取防凝措施，保温层外要有良好的防水层。

埋地输油管道的管顶距地面在耕种区不应小于0.8m，在其他地段不应小于0.5m。管道与铁路或道路平行时，其凸出部分距道路应大于3.5m，距道路肩应1m以上。管道穿越铁路或公路时，交角不宜小于60°，并应敷设在涵洞或套管内。套管的两端应伸出基边坡2m以上，路边有排水沟时，应伸出沟边1m以上。套管顶距铁路轨面不应小于0.8m，距公路路面不应小于0.6m。管道跨越行驶蒸汽机车和内燃机车的铁路时，轨面以上的净空高度不应小于5.5m。管道跨越公路时，路面以上的净空高度不应小于4.5m。管架立柱边缘距铁路不应小于3m，距公路不应小于1m。管道的穿越、跨越段上，不得装设阀门、波纹管或套筒补偿器、法兰、螺纹接头等附件。管道一般应采用焊接，特殊需要也可采用法兰连接。

七、管道的防腐、伴热与保温1.管道的防腐防腐是为了延长管道的寿命。管道敷设方式不同，防腐要求也不尽相同。

对于不需保温的地上管道，管道外壁除锈后涂两道红丹漆，再刷两三道醇酸磁漆即可。如需保温，加一层玻璃布或镀锌铁皮后，外面再刷两遍醇酸磁漆。管沟管道极易腐蚀，经除锈、红丹漆打底后，可刷环氧树脂漆。埋地管道应根据土壤的电阻率采用不同等级的防腐绝缘或阴极保护，也可采用牺牲阳极的电化学保护措施。埋地管道防腐过去常采用三油两布甚至四油三布(油指沥青，布指玻璃布)，由于工艺复杂、成本高，逐渐被聚乙烯防腐胶带代替。除锈后一道底漆，再扎内带和外带即可。

为了便于识别与管理，各种管道应按表8-4涂刷成不同的颜色。

油库工艺管道及设备刷漆规定

工艺管道储运设备介质名称颜色设备名称颜色轻油银白色保温油罐中灰色重油黑色不保温油罐银白色水深绿色机泵银白色蒸汽红色铸钢阀门橘黄色(手轮)消防泡沫混合液中红色铸铁阀门红色(手轮)2.管道的伴热对于粘度大、易凝结的油品(如润滑油、重油等)都需要加热输送。为了减少输送过程中的热损失，除进行管道保温外，有时还需逐段对管道予以伴热。

蒸汽伴热管道铺设应注意：(1)伴热蒸汽应从供汽主线上方引下，保持蒸汽压力稳定。(2)将伴热管和输油管紧贴在一起捆牢，外加保温层。(3)伴热管尾端应在低点通过疏水器以便排除冷凝水。(4)伴热尽量不要和输油管道扫线蒸汽共用汽源，以免扫线不严或忘记关阀使油品窜入伴热管，冻凝管道；必须合用时，扫线阀与油管之间必须装单向阀。(5)由于管内介质存在温差，伴热管应在适当距离设置补偿管。

3.管道的保温加热输送的油品管道需要保温，蒸汽管、水管也要保温。由里到外，管道保温层依次是防腐层、保温层、防潮层和保护层。防腐层是在管壁外涂刷一层沥青底漆或两遍红丹漆，以避免管道外壁的氧化腐蚀。保温层是用玻璃布、泡沫石棉或海泡石等导热性能低的材料，制成一定形状包于管子或设备外部，厚度视管径大小和介质温度而定。防潮层是用沥青玻璃布缠绕于保温层外面，防止雨雪浸入保温层。最外面是保护层，用0.5mm厚的镀锌铁皮或玻璃布缠绕、石棉水泥抹面。应防止人为损坏，延长保温层寿命。

世界最长的输油管道

世界最长的输油管道——前苏联—东欧的友谊输油管线。

起自前苏联的阿尔麦季耶夫斯克至匈牙利、捷克斯洛伐克、波兰和德国。为双线：一线长5500公里，管径1.05米，年输油能力5000万吨;二线长4412公里，管径1.22米，年输油能力7000万吨。世界海底最深的输油管道——北海斯塔特菲奥德—挪威输油管线。从挪威的北海海底油田斯塔特菲奥德到卑尔根西南的沙特拉，管径0.9米，埋深最深330米。世界钻深能力最大的钻机——前苏联乌拉尔重型机器厂生产的Y—15000型特深井钻机，被用于钻进世界上最深的“SG—3”号井，设计井深15000米。世界年度钻井总进尺最多的国家——美国。1982年钻井总进尺高达12442万米，1994年为4182.6万米。世界最深的井——1970年5月，前苏联在北极圈北250公里的科拉半岛扎波利亚内城西北部附近所钻的SG—3号井。该深井地处北纬69度以北的永冻土带，地层为坚实的结晶岩层，设计井深1.5万米，1987年井深超过1.2万米。世界最直的井——1982年8月1日，由Payne86号钻机在美国密西西比钻的一口井。该井钻至井深7210米，测量深度为6477米，最大井斜角为0.75度，平均井斜角0.22度(0度13分)。世界井眼最多的丛式井——美国加利福尼亚圣巴巴腊海峡的盖尔达平台，钻井96口，用以开发两套不同的油层。世界上钻时最长的钻头——Williams兄弟工程公司在加利福尼亚州，使用Hycalog钻头，钻时1516小时。世界最大的自升钻井平台——前苏联为芬兰劳马—雷波公司建造的一座自升式三角形平台，总重量1.5万吨，可在北极海区100米水深处钻井，最大钻井深度6500米。世界第一个加油站——1907年美国标准石油公司(加利福尼亚)在美国西部设立的加油站。