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《天然气管道输送》1、天然气从井口到用户经过五大环节：采气、净、输、储、供。三套管网：集气管网、输气干线、城市配气。集输管道系统、长输管道系统、配气管道系统是一个统一、密闭的水力系统。2、输气管道发展趋势：大口径、高压力、网络化；高强度、高韧性管材；地下储气库储气和调峰；数字化技术应用采用高压富气输送；3、长输管线工程设计程序分为规划、项目建议书、可行性研究、初步设计、施工图设计。线路勘察和测量：踏勘、初步勘察、详细勘察。4、天然气气质指标：发热量、硫化氢含量、总硫含量、二氧化碳含量、水露点。水露点比最低环境温度低5℃。5、由于输气管道沿线压力的变化，气体的密度也随之变化，压力高，密度大；压力低，密度小。因此消耗于克服上坡管道的能量损失无法被在下坡管道中的气体获得的位能补偿。（为什么地形起伏会对输气工艺参数有影响）6、输气管道的效率系数E一般小于1。E越小，输气管道越脏，管内沉积物越多，流量越小。7、输气管道水力计算计算段长度为两个压缩机站间的距离。倍增压缩机站，输气量增加41%。8、在进行复杂输气管道计算时，可将其化为简单输气管道。两种方法：当量管法（只适用于平行管）、流量系数法。（1）简单输气管道的流量系数计算公式为：（2）把副管与管道系统中其它管道连接起来的短管称为连通管，用其连通后输气管道系统的流量与连通前流量之比称为连通管的效率9、输气管道的平均温度：输气管道温降曲线与沿线坐标所包的面积和某一温度与沿线坐标所包的面积相等时，称该温度为平均温度——Tcp。Tcp越高，输气能力越小。在进行管线设计时，应将夏季低温T0作为水力计算的依据。10、天然气水合物形成条件：①天然气处于合适的温度和压力；②天然气必须处于或低于水汽的露点温度（天然气的水露点），出现“自由水”。防止措施：①提高天然气流动温度；②降压；③添加抑制剂；④干燥脱水（根本方法）11、离心式压缩机的特性曲线是指压缩机的压缩比ε、效率η𝑛、功率N、压头H、流量Q和转速n的关系曲线。12、压缩机转速不变时，压缩比随流量的增加而减小；功率随流量的增大而增大；压头随流量增加而减小。13、离心压缩机运行时会出现喘振和滞止现象。流量下降时，出现喘振；流量增加时，出现滞止（阻塞）。14、输气管道和压缩机站组成的输气系统是一个统一的水力系统。15、首站进站压力PZ1对输气量的影响最大；16、压缩机站数目越多，PZ对Q的影响越小，起点压缩机站进口压力对数量的影响随站数的增加而增加17、压缩机站越靠近起点，输气管道的流量越大：（因为）①压缩机站靠近起点，进口压力升高，体积排量减少，压缩比增加，输量增加；②站间管段平均压力升高，流速减小，气体沿管路流动时为克服摩擦阻力的能量消耗减少。18、中间站停运，停运后流量减小，停运站越靠近首站，流量减少越多；停运站前各站进出口压力均上升，停运站越靠近首站，压力上升越多；停运站后各站进出口压力均下降，停运站越靠近首站，压力下降越多；离停运站越远，上述变化越小。19、分气（漏气）时，分气点前管内流量增大，分气点后管内流量减小；分气量越大，上述变化越明显。分气（漏气）时，分气点前后的管内压力均下降；越靠近分气点，压力下降越明显。20、集气（进气）时，集气点前管内流量减小，集气点后管内流量增大；集气量越大，变化越明显。集气（进气）时，集气点前后的管内压力均上升；越靠近集气点，压力上升越明显。21、对于离心式压气站，常见工况调节措施有5种：①改变压缩机转速n；②压气站出口节流；③压气站进口节流；④进口导叶角度；⑤回流22、设计输气管道末段长度时，应：①末段起点压力（最后一个压缩机站的出口压力）不大于压缩机站最高工作压力，并在钢管强度允许范围内；②末段终点压力不小于城市配气管网最小允许压力；23、输气管道末段不仅有输气功能，还应具有储气功能，因此末段一般比其它站间管路长。24、输气管道5大技术经济参数：管径D、输送压力p、压缩比ε、压缩机站数n、管壁厚度δ。25、输气管的温度变化与输油管的区别在于输气管中由于存在节流效应，从而天然气的输送温度可能低于环境温度。26、压力平衡现象：输气管道停输时，管内压力不像输油管那样立即消失，而是仍处于压力状态，高压端气体逐渐流向低压端。起点压力pQ逐渐下降，低压端由于由高压气体流入，终点压力pZ逐渐上升，最终两端压力达到某个平均值pCP，即平均压力，这就是压力平衡现象。《输油管道设计》1、输油管道按输送距离和经营方式分为：企业内部和长距离输油按所输油品分为：原油和成品油2、输送轻质成品油或轻质低凝点原油的长输管道，沿线不需加热，油品从首站进入管道，经过一定距离后，管内油温会等于管道埋深处的低温，故称为等温输送。工艺计算不考虑管内油流和周围介质的热交换，只需根据泵站提供的压力能与管道所需压力能平衡的原则。3、泵站的工作特性就是泵站所输出的流量Q和压头H间的变化关系。即运行泵机组的联合工作特性。4、泵的工作特性：在恒定转速下，泵的扬程H与排量Q的变化关系。还应包括功率N与排量Q特性、效率η𝑛与排量Q特性。5、与输送清水时的额定工况相比，输送粘液时泵的扬程和排量都减小，泵的效率降低，轴功率增大。液体粘度越大，泵的允许汽蚀余量越大，吸入特性变差。液体蒸气压越高，允许汽蚀余量越低。6、压能损失分为两部分：①用于克服地形高差所需的位能；②克服油品沿管道流动过程中的摩擦及装机产生的能量损失转换成的液柱高度，即摩阻损失。7、管道的工作特性指管径、管长一定的管道，输送性质一定的某种油品时，管道压降H与流量Q的变化关系。数学关系式是：8、管道的水力坡降：单位长度管道的摩阻损失。表达式为：9、泵站-管道系统的工作点指在压力供需平衡条件下，管道流量Q与泵站进出站压力等参数之间的关系。10、三种输油方式；从罐到罐、旁接油罐、密闭输送（从泵到泵）。11、旁接油罐特点：①各泵进口压力均取决于本站旁接油罐的液面高度及油罐到泵的吸入管道摩阻；②各泵站的排量在短时间内可能不相等；③各泵站的进出口压力在短时间内相互没有直接影响。12、密闭输送特点：①各站的输油量必然相等；②各站的进出站压力相互直接影响。13、等温输送工艺计算：（1）计算温度：以管道埋深处全年平均地温为计算温度。（2）水力坡降线：表明了管道沿线的压力损失情况。任一点水力坡降线与纵断面线之间的垂直距离表示液体流至该点时管内的剩余压头（动水压力HZ）。（3）起点与翻越点之间的距离成为管道的计算长度14、校核动水压力，就是检查管道的剩余压力是否在管道操作压力的允许值范围内。原油及成品油管道的最低动水压力应高于0.2MPa，并在管道的强度范围内。15、静水压力指油流停止流动后，由地形高差产生的静液柱压力。16、中间站停运后，全线流量Q减小，停运站前各站压力升高，停运站后各站压力下降。17、中间站漏油后，全线压力P下降，漏油站前各站流量增加，漏油站后各站流量减小。18、改变管道工作特性——节流调节；19、在各个参数中，对温降影响较大的是总传热系数K和流量G。20、温度参数的确定考虑：①油品粘温和其他物理性质；②管道停输时间；③经济比较。加热温度不超过100℃。如原油为“先炉后泵”，则加热温度不高于初馏点。21、加热站进站油温取决于经济比较和运行安全的需要，凝点较高的含蜡原油进站温度略高于凝点。22、设计热油管道，至少应分别按其最低及最高的月平均温度计算温降及热负荷23、管道总传热系数K是油流与周围介质温差为1℃时，单位时间内通过管道单位传热表面所传递的热量。表示油流与周围介质散热的强弱24、管道散热的传递过程：①油流至管壁的放热；②保温层的热传导；③管外壁至周围土壤的热传导25、热油管道的摩阻计算特点：①单位长度摩阻不是定值；②摩阻损失按一个加热站间距计算26、热油管道泵站布置特点：①加热站间管道的水力坡降线是一条斜率不断增大的曲线。②加热站处水力坡降线的斜率会突变，因为进出站油温突变。27、顺序输送混油机理：①对流传递；②扩散传递。层流流态下（要求在高流速下运行），管道横截面上的流速分布不均匀是造成混油的主要原因（一般情况下不允许层流输送）。湍流时，扩散传递是主要混油原因。层流出现混油量大于紊流是因为出现楔形油头。28、减少混油措施：①采用密闭输送，并尽量简化中间站流程；②尽量不用副管；③尽量消除不满流；④确定输送次序时，尽量选择性质相近的油品互相接触；⑤两种油品交替时尽量加大输量；⑥尽量不要停输；⑦混油头和混油尾尽量收入大容量的纯净油品储罐中。29、由临界油温判断含蜡原油的流态变化；由反常点温度判断流型变化。30、“先泵后炉”常用于“旁接油罐”，“先炉后泵”常用于“从泵到泵”31、顺序输送的最优循环数考虑油罐的投资和运行管理费用、混油损失。影响混油的因素：流态、输送次序、初始混油、中间泵站及停输