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1、 第6章 管道运载工具原理及应用6.1 管道运输系统的发展及其特征6.1.1 管道运输系统的发展过程 管道运输是使用管道输送流体货物的一种运输方式，所输送的货物主要是油品（原油和成品油）、天然气（包括油田伴生气）、煤浆及其他矿浆。管道运输是随石油开发而兴趣，并随着石油、天然气等流体燃料需求量的增长而发展。目前，各国主要利用管道进行国内和国际间的流体燃料运输，有不少国家在国内已建成油、气管道网。大型国际管道已横跨北美、北欧、东欧乃至跨越地中海连接欧非两大陆。年输送原油量亿吨以上和天然气百亿立方米以上的管道相继建成，对加速流体燃料运输起着重要作用。近20年来，固体料浆管道的问世给大量运输煤炭等开辟
2、了途径，为管道运输开创了新领域，管道运输的发展正方兴未艾。我国是最早使用管子输送流体的国家。约在公元前200年，已经出现用打通竹节的竹子连接起来输送卤水的管道。由于竹子可以就地取材，耐腐蚀，这项技术流传至今。现代管道运输始于19世纪中叶。1859年8月在美国宾夕法尼亚州的泰特斯维尔打出第一口油井，开始了油溪地区的石油开发。开采出来的原油要经泰特斯维尔河运到120km以外的匹兹堡炼油厂，运原油的船舶最多时达100艘。1861年修建了匹兹堡至科里的铁路，但距油田仍有36km。自油田至铁路车站或水运码头，每天要用近2 000辆马车载运原油，不仅运费昂贵，而且还有发生火灾的危险。为改变这种状况，有人提
3、出采用管道输送。18631865年开始试用铸铁管修建输油管道，因漏失量大而未能实际应用。1865年10月美国人S.V.锡克尔用管径50 mm、长4.6 m搭焊的熟铁管，修建了一条全长9.756m的管道，由美国宾夕法尼亚州皮特霍尔铺至米勒油区铁路车站。沿线设三台泵，每小时输送原油13m3。1880年和1893年相继出现管径100mm的成品油管道和天然气管遭。1886年在俄国巴库修建了一条管径100 mm的原油管道。这是管道运输的创始阶段、管材、管子连接技术、增压设备和施工专用机械等方面还存在许多问题有待解决。1895年生产出质地较好的钢管。1911年输气管道的钢管连接采用了乙炔焊焊接技术。192
4、8年用电弧焊代替了乙炔焊，并生产出无缝钢管和高强度钢管，使修建管道的耗钢量显著降低，至此管子及其连接技术得到初步解决。最初，油、气管道的增压设备都是以蒸汽为动力直接驱动的，如蒸汽往复泵、卧式往复泵或压气机。19世纪90年代初，出现了内燃机（如柴油机和燃气机），逐渐取代了蒸汽机。1920年由电动机直接驱动的高转速离心泵开始用于管道，缩小了设备的体积，提高了管道输送效率。从此，柴油机、燃气机和电动机因各具优点一直并存应用于管道运输。1949年开始用燃气轮机驱动离心式压气机，管道运输又多了一种可供选择的动力机。20世纪50年代石油开发迅速发展，各产油国开始大量兴建油、气管道。70年代以后，管道运输技
5、术又有较大提高，大型管道相继建成。1972年建成原苏联至东欧五国的友谊输油管道，管径为1 220 mm和820 mm，全系统总长9 739 km，年输送原油1亿t。1977年建成纵贯美国阿拉斯加州南北、穿过北极圈的原油管道，管径1 200 mm，全长1 289km，设计年输送原油1.2亿t。中东国家的管道运输也在迅速发展。随着北海油田、气田的开发，海洋管道逐渐由浅海走向深海，如从北海油田至英国的原油管道和北海油田至德国的天然气管道都已建成投产。我国1958年在新疆建成从克拉玛依到独山子的第一条原油管道，全长147 km。1963年在四川建成了第一条长距离的输气管道，将四川南部的天然气输送到重庆
6、市，总长54.7 km。截至2002年，我国已建成输油、气干线管道3.67万km。6.1.2 管道运输的特性 用车、船舶、飞机等运输货物，是驱动装运货物的运输工具将货物运往目的地；用管道运输货物，管道是静止的，它通过输送设备（如泵、压缩机等）驱动货物，使之通过管道流向目的地。因此，管道运输具有以下特性。1 管道运输的技术经济特征 （1）运量大（2）占用土地少 （3）投资少，自动化水平高，运营费用低 （4）耗能低、损耗少，安全可靠，运输费用低 2 管道运输的生产组织、经营管理特征 （1）生产与运输一体化（2）上门服务（3）便于管理 （4）作业自动化（5）运营灵活性较差 6.2 管道运输系统的基本
7、设施及其分类 6.2.1 管道运输系统的基本设施 管道运输系统与其运输系统具有很大的差异性，其中最主要的差别在于：管道运输系统中，运输工具都是固定的，不需要凭借运输工具的移动来完成运输任务。因此，管道运输系统所需的基本设施也异于其他运输系统。管道运输系统的基本设施包括管道、储存库、压力站（泵站）和控制中心。6.2.2 运输管道的分类 1 按输送物品分类 运输管道常按所输送的物品不同而分为：原油管道、成品油管道、天然气管道和固体料浆管道（前两类常统称为油品管道或输油管道）。（1）原油管道 （2）成品油管道 （3）天然气管道 （4）固体料浆管道 2 按用途分类 运输管道按用途不同又可分为集输管道、
8、输油（气）管道和配油（气）管道3种。（1）集输管道 集输管道是指从油（气）田井口装置经集油（气）站到起点压力站的管道。主要用于收集从地层中开采出来的未经处理的原油（天然气）。（2）输油（气）管道 以输气管道为例，它是指从气源的气体处理厂或起点压气站到各大城市的配气中心、大型用户或储气库的管道，以及气源之间相互连通的管道，输送经过处理符合管道输送质量标准的天然气，是整个输气系统的主体部分。（3）配油（气）管道 对于油品管道来说，它是指在炼油厂、油库和用户之间的管道；对于输气管道来说，是指从城市调压计量站到用户支线的管道，压力低、分支多、管网稠密、管径小，除大量使用钢管外，低压配气管道也可用塑料管
9、或其他材质的管道。6.3 输气管道运输的组成及工作原理 我国是世界上最早使用管道输送天然气的国家之一。1600年左右，竹管输气已有很大发展。但第一条现代意义的管道却是1963年在四川建成的、管径426mm、长度55km的巴渝线。从全世界来看，18世纪以前主要是用木竹管道运输，1880年首次出现蒸汽机驱动的压气机，19世纪90年代钢管出现后，管道运输进入工业性发展阶段。到20世纪80年代，全世界的输气管道约近90万千米。美国、西欧、加拿大及前苏联等国家均建成了规模较大的输气管网甚至跨过输气管道。6.3.1 输气管道的组成，输气管道系统主要由矿场集气网、干线输气管道（网）、城市配气管网以及与此相关
10、的站、场等设备组成。这些设备从气田的井口装置开始，经矿场集气、净化及干线输送，再经配气网送到用户，形成一个统一的、密闭的输气系统如图。图521 1.井口装置；2.集气支线；3.集气站；4.集气总站；5.集气干线；6.气体处理厂；7.压缩机首站；8.输气干线9.截断阀；10.压缩机中间站；11.输气支线；12.穿(跨)越13.储气库；14.城市配气管阀；15.配气站；16.压缩机末站。输气管道管道系统示意图 6.3.2 输气管道运输设备及工作原理 1 矿场集气 集气过程从井口开始,经分离、计量、调压净化和集中等一系列过程，到向干线输送为止。集气设备包括井场、集气管网、集气站、天然气处理厂、外输总
11、站等。一般气田的集气有单井集气和多井集气两种流程。单井集气方式下的每一口井场除采气树外,还有一套独立完整的节流)、调压、分离、计量等工艺设施和仪表设备。多井集气方式下,主要靠集气站对气体进行节流、调压、分离、计量和预处理等工作,井场只有采气树；气体经初步减压后送到集气站。集气站将气体通过集气管网集中于总站,外输至净化厂或干线。多井集气处理的气体质量好,劳动生产率高,易于实现管理自动化；多用于气田大规模开发阶段。2 输气站 又称压气站。核心设备是压气机和压气机车间。任务是对气体进行调压、计量、净化、加压和冷却,使气体按要求沿着管道向前流动。由于长距离输气需要不断供给压力能,故沿途每隔一定距离设置
12、一座中间压气站,首站也是第一个压气站,当地层压力大至可将气体送到第二站时,首站也可不设压缩机车间。第二站开始称为压气站,最后一站即干线网的终点：城市配气站。3 干线输气 干线是指从矿场附近的输气首站开始到终点配气站为止。由于输气管道输送的介质是可压缩的,其输量与流速、压力有关。压缩机站与管路是一个统一的动力系统。压缩机的出站压力就是该站所属管路的起点压力,终点压力为下一个压缩机站的进站压力。一般地,输气管线可以有一个或多个压缩机站。4 城市配气 城市配气指从配气站(即干线终点)开始,通过各级配气管网和气体调压所按用户要求直接向用户供气的过程。配气站是干线的终点,也是城市配气的起点与枢纽。气体在
13、配气站内经分离、调压、计量和添味后输入城市配入管网。城市配气管网形式可分树枝形和环形两类,按压力则可分高压、次高压、中压和低压四级。由于不同级别的管网上管道等设施的强度不同,上一级压力的管网必须调压后才能输向下一级管网。城市一般均设有储气库,可调节输气与供气间的不平衡；例如,当输气量大于城市供气量时,储气库储存气体,否则输出气体。5 增加输气管输气能力 输气管道在生产过程中常需要进行扩建或改造，目的在于提高输气能力并降低能耗。当输气管最高工作压力达到管道强度所允许的最大值后，可用铺设副管、倍增压气站两种方法来提高输气能力。前者需要扩建原有压气站、增加并联机组；后者是通过在站间增建新的压气站、减
14、少站间管路长度,从而获得输气管通过能力的提高。一般地,一定直径的输气管道有其合理输量范围,超过该范围时,铺设两条管线比一条更经济有利。6.4 输油管道的组成、主要设备及工作原理 6.4.1 输油管道的组成 长距离输油管道由输油站和管线两大部分组成。输送轻质油或低凝点原油的管道不需加热，油品经一定距离后,管内油温等于管线埋深处的地温,这种管道称为等温输油管,它无须考虑管内油流与周围介质的热交换。对易凝、高粘油品,不能采用这种方法输送,因为当油品粘度极高或其凝固点远高于管路周围环境温度时,每公里管道的压降将高达几个甚至几十个大气压,这种情况下,加热输送是最有效的办法。因此,热油输送管道不仅要考虑摩
15、阻的损失,还要考虑散热损失,输送工艺更为复杂。输油管道的起点称为首站,输油管道沿途设有中间泵站,输油管道末站接受输油管道送来的全部油品,供给用户或以其它方式转运,故末站有较多的油罐和准确的计量装置。输油站包括首站、末站、中间泵站等。输油管道的线路（即管线）部分包括：管道、沿线阀室、穿越江河、山谷等的设施和管道阴极防腐保护设施等。1.井场；2.输油站；3.来自油田的输油管；4.首站灌区和泵房；5.全线调度中心；6.清管器发放室；7.首站锅炉房；8.微波通讯塔；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.穿越工程；15.车站；16.炼厂；17.火车装油
16、线桥；18.油轮码头。长距离输油管道的组成 1 离心泵与输油泵站 （1）离心泵 泵是一种将机械能(或其他能)转化为液体能的水力机械,它也是国内外输油管线广泛采用的原动力设备,是输油管线的心脏。泵的种类较多,按工作原理,可将其分为叶片式泵(如离心泵、轴流泵等)、容积式泵(如齿轮泵、螺杆泵等)和其它类型泵(如射流泵、水锤泵等)三类。大型的输油泵可采用多级离心泵串联工作,每级的扬程可高达500600m。国内铁大线采用的KSKS型单级离心泵扬程达190m,排量达3000m3/h。离心泵的种类也很多,如按泵轴位置可分为卧式泵、立式泵；按叶轮级数可分为单级泵和多级泵；按压力可分为低压泵和高压泵；按用途可分
17、为井用泵、电站用泵、化工用泵、油泵；等等。离心泵通过离心力的作用完成介质的输送任务,其结构如图下所示。1.吸入室；2.叶轮；3.排出量；4.扩压舌；5.泵舌。离心泵基本构造 （2）输油泵站 输油泵站的基本任务是供给油流一定的能量(压力能或热能),将油品输送到终点站(末站)。输油泵站包括生产区和生活区两部分,生产区又可分为主要作业区和辅助作业区。主要作业区的设备或设施包括输油泵房、总阀室、清管器收发装置、计量间、油罐区、油品预处理装置(多设于首站)、加热炉或换热器组等；辅助作业区包括供电系统、供热系统、供水系统、排污与净化系统、车间与材料库、机修间、调度及监控中心、油品化验室与微波通讯设备等。生
18、活区指供泵站工作人员及家属居住用的设施,新建管道时,一般采取在条件较好的地区集中建设家属生活区的做法,输油站一般只设单身宿舍。2 输油加热炉 在原油输送过程中对原油采用加热输送的目的是使原油温度升高,防止输送过程中原油在输油管道中凝结,减少结蜡,降低动能损耗。通常采用加热炉为原油提供热能。加热炉一般由四个部分组成,即辐射室(炉膛)、对流室、烟囱和燃烧设备；加热方法有直接加热和间接加热两种方式。1.燃烧器（火咀）；2.辐射室；3.对流室；4.烟囱直接加热炉流程图 6.5 固体料浆管道运输设备的组成及工作过程 用管道输送各种固体物质的基本措施是将待输送固体物质破碎为粉粒状，再与适量的液体配置成可泵
19、送的浆液,通过长输管道输送这些浆液到目的地后,再将固体与液体分离送给用户。目前浆液管道主要用于输送煤、铁矿石、磷矿石、铜矿石、铝钒士和石灰石等矿物,配制浆液的主要是水,还有少数采用燃料油或甲醇等液体作载体。目前世界上规模最大的煤浆管道是美国1971年建成的、长439km的黑迈萨煤浆管道。管径有457mm和305mm两种,年输煤500万吨。规模最大的矿浆管道是巴西的萨马科铁矿浆管道,全长400km。我国已在唐山建立了煤浆管道试验中心。全长460km、年输煤能力1200万吨的山西平朔至天津的输煤管道正在筹建中。1 料浆制备系统 煤浆制备过程包括洗煤、选煤、破碎、场内运输、浆化、储存等环节。一般要采
20、用淘选、浮选法对煤进行精选。从煤堆场用皮带运输机将煤输送至储仓后,经振动筛粗选后进入球磨机进行初步破碎,再经第二级振动筛筛分后进入第二级棒磨机掺水细磨,所得粗浆液进入储浆槽,由提升泵送至安全筛筛分,最后进入稠浆储罐。在进行管输前,为保证颗粒级配和浓度符合质量要求,可用试验环管进行检验。黑迈萨管道的制浆流程 中间泵站的任务是为煤浆补充压力能。停运时则提供清水冲洗管道。输送煤浆的泵也可分容积式与离心式两种,其特性差异与输油泵大致相同。泵的选用要结合管径、壁厚、输量、泵站数等因素综合考虑。为了减少浆液对活塞泵缸体、活塞杆、密封圈的的磨蚀,国外研制了一种油隔离泵,可避免浆液进入活塞缸内,活塞只对隔离油
21、加压并通过它将压力传给浆液。2 中间泵站 3 后处理系统 煤浆的后处理系统包括脱水、储存等部分。管输煤浆可脱水储存,也可直接储存。脱水的关键是控制煤表面的水含量,一般应保证在7%11%。影响脱水的因素主要有浆液温度与细颗粒含量。下图描述了一般的煤浆脱水流程。浆液先进入受浆罐或储存池,然后再用泵输送到振动筛中区分为粗、细浆液。粗浆液进入离心脱水机,脱水后的煤粒可直接输送给用户,排出的废液输入浓缩池与细粒浆液一起,经浓缩后再经压滤机压滤脱水,最后输送给用户。6.6 管道输油（气）工艺 6.6.1 管道输油工艺 管道输油工艺是指实现管道油品输送的技术和方法，即根据油品性质和输量，确定输送方法和流程、
22、输油站类型和位置，选择钢材和主要设备，制订运行方案和输量调节措施。1 油品输送方法 油品输送方法根据油品性质和管道所处的位置确定。轻质成品油和低凝固点、低黏度的原油常采取等温输送方法，即炼油厂或油田采出的油品直接进入管道，其输送温度等于管道周围的环境温度。（1）油品顺序输送方法 油品顺序输送是在一条管道中按一定顺序连续输送多种油品的管道输油工艺。顺序输送的油品主要是汽油、煤油、柴油等轻质油品类，以及液化石油气类和重质油晶类。同类油品中不同规格或不同牌号的油品，也可按批量顺序输送；不同油田、不同性质的原油，按照炼制要求也可以采取分批顺序输送。根据油品顺序输送的要求，不同的油品之间可以用隔离器或隔
23、离液隔离的方法输送，也可以用相邻的不同油品直接接触的方法输送。这两种方法都会产生混油现象。采用何种方法，由管道的起伏条件和允许混油量等而定。多种油品采用顺序输送与采用多条单一油晶管道输送相比，具有明显的经济效益，且产生的混油可以采取技术措施予以处理。因此，油品顺序输送已成为成品油长距离管道输送的主要方式。（2）易凝高黏油品输送方法 易凝油品是指凝固点高于管道所处环境温度的高含蜡量的原油和重油；高黏油品是指在温度为500C的条件下其黏度值高达数沲的油品。这两类油晶的输送须采用降黏和减阻等管道输油工艺。易凝高黏油品常采取降黏和减阻等方法输送，目前主要有以下几种方法。加热 高速流动 稀释 改变蜡在油
24、品中的结构形态 用水分散易凝高黏油品或改变管壁附近的液流形态 一般采用水悬浮和乳化降黏两种方法。水悬浮是将易凝油晶注入温度远低于凝固点的水中，形成凝油粒与水组成的悬浮液，输送时摩阻仅略大于水。在终点将悬浮液加热并添加破乳剂进行油、水分离，然后脱水。这种输送方法正常运行的关键是保证悬浮液的稳定。乳化降黏方法是将表面活性剂水溶液或浓度00502的碱性化合物加入高黏油中，在适当的温度和剪切力作用下，形成水包油型乳化液，可显著降低高黏原油的黏度。这种方法目前常用于高黏原油的输送。2 油品输送流程 管道沿线上下两泵站之间的连接方式，可有开式流程和密闭流程两种。图61 输送流程示意图 （1）开式流程 开式
25、流程是指上站来油通过中间泵站的常压油罐输往下站的输送流程。最初的开式流程（图61（a），每个中间泵站有不少于两个的油罐。上站来油先进入收油罐，再进人发油罐，使上站来油压力泄为常压，站内油泵从发油罐抽油输往下站。收发油罐可互相倒换使用，借此调节上下游泵站输量的不平衡，并可用于计量各站的输油量。目前，采用的开式流程（图61（b）是上站来油直接进入油泵的进口汇管，与汇管旁接的常压油罐仅用于缓冲上、下游泵站输量的不均衡，根据旁接罐油面的升降来调节输量，不作计量用。开式流程的各泵站只为站间管道提供压力能，不能调制各泵站的压力。20世纪40年代开始，随着输油自动化水平的提高和离心泵的广泛采用，输油管道逐渐
26、改用密闭流程（图61（c）。密闭流程是中间泵站不设油罐，上站来油直接进泵，沿管道全线的油品在密闭状态下输送。全线各泵站是相互串联工作的水力系统，所以各站输量相等。同开式流程相比，密闭流程的优点是：避免油品在常压油罐中的蒸发损耗；减少能量损失，站间的余压可与下站进站压力叠加；简化了泵站流程；便于全线集中监控；在所要求的输量下，可统一调配全线运行的泵站数和泵机组和组合，以最经济的实现输油目的。但密闭流程运行时，任何一个泵站或站间管道工作状况的变化，都会使其他泵站和管段的输量和压力发生变化，这就要求管道、泵机组、阀件、通信和监控系统有更高的可靠性。（2）密闭流程 3 泵站布置 油品在输油首站加压进入
27、管道后，在流动中要克服摩擦阻力，能量不断减少，长距离输送油晶，必须建立中间加压泵站。每个泵站供给油品的最大压力能，受泵的管材性能和强度的限制。输送距离愈长，所需的中间泵站愈多。沿线各中间泵站的位置，是在管道设；计时，用水力坡降线在管道纵断面图上作图并初步选定，最后经现场勘察确定的（图62）。纵断面图的横坐标是管道实长，纵坐标是管道沿线的高程。各泵站提供的压力能按纵坐标的比例用液柱高度H表示在图上。水力坡降线是斜率等于油品流过单位管长的压力降（用液柱表示）的斜线。从线的顶点往下作水力坡降线，该线沿油品的流向逐渐降低，表示油晶的压力能不断减少。纵断面线与水力坡降线之间的垂直距离，表示油流在该点所具
28、有的压力能，称为动水压力。对于开式流程，当动水压力降低到等于旁接油罐的油面高度时，表明油流已不能再继续前进，必须建立中间泵站为油品增压。对于密闭流程，除了要求有一定的进站压力外，各泵站提供的压力能不一定等于油晶通过它与下一泵站之间的管道所需的能量；当前者大于后者时，剩余压力可传递给下一泵站，所以每个中间泵站出口处油品的压力能是它的进口处上站剩余压力与本站提供的压力之和。密闭流程在确定泵站位置时，灵活余地较大。图62 水力坡线作用法示例图 在地形起伏较大的地区，输油管道的末段通过高峰时，油品自该高点至终点所得的位能可能大于为克服流动时的摩擦阻力所需的能量，这样的高点称为翻越点。油晶过翻越点后不仅
29、可以自流，还会因位能有余而使流速加快，从而在管道中出现不满流。不满流不仅浪费能量，还会使水击压力增大；在顺序输送的管道上，则会导致混油量增大。为避免不满流的危害，防止停输时管内油品的静水压力可能超过管道强度的容许时，在翻越点之后要采取措施增加摩阻，如在管道沿线高差很大的管段上设减压站，并设置分隔静水压力的截断阀等。管道输气工艺是指实现天然气管道输送的技术和方法，即根据气源条件及天然气成分，确定输气方式、流程和运行方案；确定管材、管径、设备、沿线设站的类型及站距等。早期的天然气管道输送，全靠气井的自然压力，而且天然气在输送过程中不经过处理直接进入管道。现代天然气管道输送则普遍采用压气机提供压力能
30、，对所输送的天然气的质量也有严格的要求。6.6.2 管道输气工艺 来自气井的天然气先在集气站进行加热、降压、分离，计量后进人天然气处理厂，脱除水、硫化氢、二氧化碳，然后进入压气站，除尘、增压、冷却，再输入输气管道。在沿线输送过程中，压力逐渐下降，经中间压气站增压，输至终点调压计量站和储气库，再送往配气管网。气田井口压力降低时，则需建矿场压气站增压。输气管道系统流程如图63所示。1 管道输气流程 图63 输气管道系统流程图 输气管道沿线各压气站与管道串联构成统一的密闭输气系统，任何一个压气站工作参数发生改变都会影响全线。因此，必须采取措施统一协调全系统各站的输量和压力，如调节各站原动机的转速，改
31、变压气机工作特性和采用局部回流循环等，以保持压气机出口压力处于定值，并保障管道、管件和设备处于安全运行状态。2 压气站设置 为提高天然气压力或补充天然气沿管道输送所消耗的压力，需要设置压气站。是否需要建设起点压气站，取决于气田压力。当气田压力能满足输气的需要时，可暂不建站。长距离输气管道必须在沿线建设若干个中间压气站。中间压气站的数目主要由输送距离和压缩比决定。站距主要由输气量确定，每个压气站都要消耗一部分天然气作燃料，因此输气量逐站减少，从而使各站距也有所不同。在确定站距时，应根据通过该站的实际输气量和进出口压力值，按输气量公式计算，还应综合考虑压气站址的地理、水源、电力、交通等条件。3 末
32、端储气 利用输气管道末端的工作特点作为临时储气手段。末端长度对管道管径及压气站站数的确定有影响，因此也是输气工艺应考虑的问题。输气管道末端与中间各段的工作条件的差别是：中间各段的起终点流量基本相同，而末端的起终点天然气流量和压力则随终点外输量的变化而变化。气体外输量少时，多余的天然气就积存在末端；外输量大于输气管前段的输气量时，不足就由积存在末端中的天然气来补充。计算输气管道时，一般先从末端开始，确定末端的长度、储气量和管径，然后再计算其他管段。6.7.1 管道生产管理概述 6.7 管道生产管理 管道生产管理是指管道运行过程中利用技术手段对管道运输实行统一指挥和调度，以保证管道在最优化状态下长
33、期安全而平稳地运行，从而获得最佳经济效益的生产组织工作。它包括管道输送计划管理、管道输送技术管理、管道输送设备管理和管道线路管理，前两项又统称管道运行管理，是生产管理的中心。管道输送计划管理是指根据管道所承担的运输任务和管道设备状况编制合理的运行计划，以便有计划地运行生产。管道输送计划管理首先是编制管道输送的年度计划，根据年度计划安排管道输送的月计划、批次计划、周期计划等。然后，根据这些计划安排管道全线的运行计划，编制管道站、库的输入和输出计划，以及分输或配气计划。管道输送技术管理是指根据管道输送的货物特性，确定输送方式、工艺流程和管道运行的基本参数等，以实现管道生产最优化。管道输送技术管理的
34、内容包括随时检测管道运行状况参数，分析输送条件的变化，采取各种适当的控制和调节措施调整运行参数，以克分发挥输送设备的效能，尽可能地减少能耗。对输送过程中出现的技术问题，要随时予以解决或提出来研究。管道输送设备管理是指对管道站、库的设备进行维护和修理，以保证管道的正常运行。管理的内容主要包括：对设备状况进行分级，并进行登记；记录各种设备的运行状况；制定设备日常维修和大修计划；改造和更新陈旧、低效能的设备；维护在线设备。管道线路管理是指对管道线路进行管理，以防止线路受到自然灾害或其他因素的破坏管理内容主要包括：日常的巡线检查；线路构筑物和穿越、跨越工程设施的维修；管道防腐层的检漏和维修；管道的渗漏检查和维修；清管作业和管道沿线的放气、排液作业；管道线路设备的改造和更换；管道线路的抗震管理；管道紧急抢修工程的组织等。6.7.2 管道运行管理 管道运行管理的基本步骤 管道运行管理包括分析运行资料、编制运行计划和运行调度3个基本步骤。（1）分析运行资料（3）运行调度（2）编制运行计划