中外长输管线_输管线钢管
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5)能耗与运费随管长、压力、输量变化。
与输油管道相比，天然气管道运费要高一些，图1—2给出了输送不同介质时不同距离的费用。从图中可以看出，超过4000km以上，液化天然气海运可能比陆上输气管道便宜。压力在l0—15MPa的陆上天然气管道称为高压天然气管道。据研究，年输量在100X108m3，采用高压输送可以节省成本。当运输距离为5000km、年输量在150×108-300xl08m3之间，采用高压输送比传统输送可节约 运输成本20％一35％。
我国的第一条长距离输气管道是1963年在四川建成的从巴县石油沟到重庆孙家湾配气站(巴—渝线)。从此至20世纪60年代中期，我国输气管道开始起步，但管径小(273—426mm)，距离短(几十千米)，压力低，输量小，管材、设备质量差，建设技术水平低，输送工艺简单。自20世纪60年代中后期以后，随着天然气生产规模的逐渐扩大，制造业的发展以及管道建设水平和工艺水平的提高，管道建设逐渐向大型化方向发展，并在区域内逐惭形成网络。1966年四川建成威远至成都的输气管道，1987年形成了以卧龙河和渠县脱硫厂为起点，成都为终点的南、北输气干线，管径达720mm。此外．在全国其他地区建成了华北油田至北京输气干线；大港油田到天津输气管道；中原油田至沧州输气管道；中原油田至开封输气管道；天津至开封输气管道；靖边至西安输气管道；靖边至银川输气管道；轮南至库尔勒输气管道；吐鲁番至乌鲁木齐输气管道。并且在中原油田至沧州输气管道上第一次采用燃气轮机驱动离心压缩机进行增压，输送压力为2．5MPa。特别是20世纪90年代以来，随着我国国民经济的高速发展，通过技术引进与消化，天然气管道向着高压力、大口径、长距离方向发展，并不断采用新设备、新材料、新工艺，管理向自动化方向发展。这一时期所建设的主要管道如下。(1)西气东输管道
西气东输管道2002年7月全线开工，2004年10月全线投产。管道西起新疆的轮南，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏以及浙江10个省市66个县至上海，主干线全长3856km，管径l0l6mm，设计输气压力l0MPa，管材为x70，其中壁厚14．6mm以下为螺旋焊缝钢管，壁厚17．5mm、2lmm和26．2mm为直缝钢管，设计年输量120×108m3。全线共设工艺站场35座，其中压缩机站10座(燃驱压缩机站6座，电驱压缩机站4座)、线路截断阀室137座。(2)陕京输气管道
陕京输气管道西起陕西省靖边的天然气净化厂首站，终至北京石景山区衙门口北京末站，途经陕西、山西、河北、北京3省l市22个县市，全长918．42km，其中干线853．23km，支干线65．19km，主干线管径660mm，管材为x60，采用螺旋焊缝钢管和部分直缝焊钢管，设计压力6．4MPa，设计年输量36×l08m3，是20世纪国内陆上距离最长和自动化控制水平最高的输气管道。(3)陕京二线输气管道
陕京二线输气管道西起陕西省榆林首站，经陕西、山西、河北和北京，止于北京市大兴区采育末站，全线总长851km，主干线管径l0l6mm，壁厚26．2mm，设计压力l0MPa，设计年输气量120X108m3，陕京二线管道主要供应北京市的工业及生活用天然气。(4)涩宁兰输气管道
涩宁兰输气管道起自青海省涩北气田，经过西宁市，终至甘肃省兰州市，是目前位于青藏高原上距离最长的天然气管道。2000年4月27日开工，l0月31日完成主体工程。2001年5月21日连通西宁，9月6日全线连通，为西宁市和兰州市工业和居民供气。管道全长953km，管径660mm，设计压力6．4MPa，年输气能力20×l08m3，采用x60螺旋焊缝钢管，煤焦油磁漆防腐和三层PE防腐。站间采用管道专用卫星通信系统(VSAT)，全线实现自动控制。(5)忠武输气管道
忠武输气管道自重庆市忠县至湖北省武汉市(即原名川汉管道)。由l条干线、3条支干线组成，线路总长1375．4km，线路途经重庆、四川、湖北3省(市)、15市、31县，设计年输量30×l08m3。干线全长718．9km，管径711．2mm，X60钢，采用聚乙烯三层复合结构和熔结环氧粉末分段防腐，设计压力6．3—7．0MPa。三条支线分别为荆州至襄樊、武汉至黄石、湖北潜江至湖南湘潭，长度分别为238．1km、77．9km和340．5km，管径分别为406．4mm、323．9mm和6lomm，设计压力6．3MPa，采用X52和x60钢材。共设工艺站场2l座，线路阀室39座，其中远传阀室(计算机控制终端RTU)5座。(6)川气东送管道
川气东送管道始于四川省达州市普光首站，止于上海末站，途经四川省、重庆市、湖北省、安徽省、江苏省、浙江省和上海市，线路总长2203km，是继西气东输管道后又一条贯穿我国东西部地区的管道大动脉。工程包括1条干线，4条支线和l条专线。干线全长1702km，管径1016mm，管材为X70，壁厚为2lmm到30．4mm。川维、南京、常州和苏州4条支线总长422km，达州专线8lkm。干线及各支线设计年输量为120×l08m3，达州专线设计年输量为30xl08m3。(7)西气东输二线输气管道
西气东翰二线西起新疆霍尔果斯口岸，南至广州，东达上海，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、湖北、江西、湖南、广东、广西、浙江、上海、江苏、安徽等14个省市，由1条主干线和8条支干线组成，全线长8794km，设计压力12MPa，设计年输量为300×108m3。干线长4945km，管径1219mm，一级地区壁厚18．4mm，采用x80管材；支干线全长3849km，采用X70管材。沿线设有3座储气库，分别为河南平顶山、湖北云应盐穴储气库和南昌麻丘水层储气库，总库容45X108m3，工作气量22X108m3，以及1座200×l04t／a的LNG调峰站。(8)南海崖13—1气田至香港输气管道
该管道从气田海上井口平台起至香港烂角咀上岸点止，全长778km，管径28in(711．2mm)，壁厚17．12mm，管材为x65，设计压力8MPa，年输气量为34．7xl08m3，输送介质为干气，所经海域共穿越10条海底电缆和3条航道，平均水深l00多米，其中深水段为707m。这条管道是我国目前最长的海底输气管道。
(9)东海平湖至上海输气管道
该管道是1999年投产的湿天然气管道，从乎湖油气田海上平台至南汇新港乡天然气处理厂，总长388．8km(其中海管长366．8k瓤)，管径355．5mm，壁厚11．1mm，管材x52，人口压力9MPa，海底管道可承受百年一遇的临界环境条件(包括台风、波浪力和海流力)，使用寿命在30年以上。2．国外榆气管道发展概况
世界第一条输气管道是1886年由美国建成的从宾西法利亚州的凯思到纽约州的布法罗，全长为140km，管径为200mm。现代输气管道的发展始于20世纪40年代末，田纳西天然气公司建设了一条从西部到东海岸的输气管道，全长为2035km，管径为609mm。下面给出了世界上几条天然气管道情况。(1)横贯加拿大输气管道(Trans—Canada Gas Pipeline，TCPL)该管道是加拿大自西向东的大型输气管道系统，全长8500km，管径500—l000mm，工作压力6．1—6．5MPa，年输气星达300×l08m3，沿线设有46座压缩机站和2座移动式压缩机组。管道由1个主体工程、4个系统以及一条经北美五大湖区向美国出口天然气的复线组成。主体工程自艾伯塔省(Alberta)和萨斯喀彻温省(Saskatchewan)的边界至魁北克省(Quebec)的蒙特利尔(Montrea1)，全长3600km。4个系统为自艾伯塔省边界至曼尼托巴省(Manitoba)温尼伯(winnipeg)的西部系统，自温尼伯至多伦多(Toronto)的安大略(Ontario)系统，自多伦多至蒙特利尔的蒙特利尔系统，自曼尼托巴省的埃默森(Emerson)经五大湖区的美国七个州，再进入加拿大，在多伦多附近与管道主体工程相连的五大湖系统。管道始建于1956年，1975年全部完工。美国境内段管线1977年投产。整个系统实现了全自动化，在多伦多设中心控制室，对整个管道和压缩机站进行遥控。
(2)艾伯塔输气管道系统(A1berta Gas Pipeline System)该管道系统总长7000多km，管径为800一1000 mm，压缩机站27座，总功率31×104kw，末段有4条平行管道组成。除在艾伯塔省内供气外，同时在东部边界向TCPL系统输气，在西部边界向西岸供气系统输气，将天然气输至不列颠哥伦比亚(British Columbia)的分配商及美国的苏马斯(Sumas)、华盛顿Washington)以便出口。在伊斯待波特(Eastport)、爱达荷(Idaho)处，通过与TCPL合资的莱斯布里奇(Lethbridge)—不列颠哥伦比亚(British Columbia)将天然气输至美国边界。
(3)美加联盟输气管道(Alliance Pipeline)该管道起自加拿大西部不列颠哥伦比亚省(British Columbia)的产气区，终至美国伊利诺斯州(Illinois)的芝加哥(Chicago)，干线全长2988km(加拿大境内1559km，美国境内1429km)，管径为914mm和l067mm。管材为X70，设计压力为12MPa，设计年输量为150×l08m3，全线共设压缩机站14座(加拿大境内和美国境内各7座)，计量站35个。该管道采用热值高达44．2×106J／m3的富气组分和压力高达12MPa富气输送工艺提高了管道输送效率。
(4)阿拉斯加公路输气管道(A1aska Highway Gas Pipeline)该管道系统建于1986年，全长7800多km，管径为914一1420mm，管材为X70，输气支线管径为863mm，管线长1240 km，设59座压缩机站，运行压力6．3—10MPa，年输气能力为248×108一330×108m3。该管线起于阿拉斯加北坡(Alaska North slope)的普拉德霍湾(Prudhoe Bay)气田，向南经阿拉斯加与加拿大育空(Yukon)的边界，并由此进入加拿大育空自治区(Yukon Territory)的哥伦比亚(Columbia)，在詹姆斯河(James River)镇分为东西两路。西到美国西海岸市场，终点靠近三藩市(san Francisco)；东到美国中西部、东海岸和南部市场，终点在路易斯安那(Louisiana)州的德威特(DeWitt)。该管线从北到南，中间又分东西两向，贯通了整个北美管网。
(5)美国湾流天然气管道(Gulfstream Gas Pipeline)该管道系统起自密西西比(Miiippi)和亚拉巴马(Alabama)港湾的天然气处理厂，穿越墨西哥湾(Gulf of Mexico)海底到达佛罗里达(Florida)西部。管道长约934．8km，年输量l16．8X108m3，采用X70管材。其中穿越墨西哥湾到达佛罗里达的管道长691.9km、管径914mm，陆地管道长260．7km、管径914—406mm。这是美国最大的穿越墨西哥湾的天然气管道。该管道在美国创造了5个第一：仅在亚拉巴马设置一座压缩机站，出口压力15MPa,是墨西哥湾最大的管道；是墨西哥湾最大的洲际管道；第一条到达拂罗里达的海底管道；第一条新建的向佛罗里达输送天然气的管道。(6)乌连戈价-中央输气管道系统
该输气系统是俄罗斯主要的输气系统之一，也是世界上最大的输气系统。全系统管道总长约2×104km，管径为1020mm、1220mm、1420mm，管材采用x70。1981年开始建设，1985年投产，当年全系统输气量达到1800xl08m3，供国内外用气。它由6条输气管道组成；
乌连戈依-乌日哥罗德输气管道系统：该管道系统是由俄罗斯出口到欧洲的德国、法国和意大利的输气管道。全长9000km(在俄罗斯境内全长4451km)，管径1420mm，工作压力7．5MPa。1982年l0月动工建设，1984年4月投产。管道在俄罗斯境内全长4451km，共建压缩机站41座，设有压缩机组134台，总装机功率为300xlo‘kw，年输气能力达320 ×10“m3。管道经西西伯利亚地区穿越大量的水域、河流、森林以及永冻土区等。为防止天
然气经增压以后温度升高影响水冻土融化，在永冻土区建有天然气冷却站4座。不论从施工
难度、管径大小、里程长度、压缩机站数量还是输气量多少来看，至今仍为输气管道之最。
乌连戈依—莫斯科输气管道系统：它是中央输气系统的北支，管道全长2976km，管径
1420M，工作压力7。5MPa，共建压缩机站16座。1980年开工建设，1981年5月投产。
管线穿过大型沟堑和山谷时采用跨越，穿过永冻土地带时采用堤坝式铺设。乌连戈依—诺沃普斯科夫输气管道系统：该管道全长334l km，管径1420mm，工作压
力7．5hoa，全线共设30座压缩机站，1981年动工，1983年投产。线路通过长达260 km 的沼泽地区，穿越河流域达300处，其中大型河流20处。
乌连戈依—被德罗夫斯克输气管道系统：该管道全长2731km，管径1420咖，压力
7．5顺。1981年开工建设，1982年4月投产。全线共建压缩机站24座。管道通过沼泽
区3g．4km，水淹地段376km，沿线共穿过水域、河流等984处，其中穿越大型河流 17处。
乌连戈依—中央(I线)和乌连戈依—中央(n线)系统。两条管道与乌连戈价乌日哥罗
德管道平行铺设，管长分别为3429km和3384km，各建压缩机站30座，将秋明地区的天然
气输往耶列茨地区。这两条输气管道均于1984年开工建设，1985年投产。(7)亚马尔—欧洲输气管道(Yamal—Eu朋pePlpeline)该输气系统是由6条平行铺设的输气管道组成的大型“管道走廊”，起于俄罗斯亚马尔
半岛(Y咖a1Peninsula)，途经俄罗斯、白俄罗斯、波兰等国，最后到达德国奥德河(Oder)边上的法兰克福(Frankfort)与西欧输气管网和荷兰南方天然气公司的输气管网相接。单
条管长4874km，管径1020—H20伽，设计压力7．4—8．3hD纳设34座压缩机站，干线
年输气能力为280X10‘一320xlo。m3。6条平行干线和支线总长达40232—48279km，总安
装功率5619MW，年总输气量为900×lo。m3。
(8)俄罗价土耳其输气管道(“蓝色气流”输气管道，BlM s比eam GasHpeliM)该管道系统是俄罗斯向土耳其输送天然气的第二条管道，管道全长1213bM，包括俄
境内陆上管道373km、黑海海底管道396km和土耳其境内陆上管道444hn。管径包括俄
罗斯陆上平原部分1420咖、山区部分1220咖、海底双线部分610删以及土耳其陆上
部分1220咖。管材采用09r 2c(俄罗斯管材)、x60和x65钢管。管道的年设计输气能
力为16×lo”m3，从2002年12月30日开始试送气。从2003年起．该管道每年向土耳其
供应天然气3．o×10”m3，2008年增加到6．o×lo。m3。该管道显著特点为：世界上最探 的水下输气管道，最深处达2150m；管道的工作压力最高达到25．1MPaE海底管道最高的外部静水压力超过22MPa；海底管道的壁厚达31．8咖；俄罗斯境内的管段是员复杂的陆上输气管段，断层活动非常活跃，有62bm管段通过地壳构造比较活跃、存在着塌方、土壤冲刷和山崩危险的高加索主峰山前地带，土耳其境内的线路条件也相当复杂，山区
个别地段的高差达500m；黑海海水较高的含盐量与溶解在水中的硫化氢(达12mg／L)对管道具有严重的腐蚀性。
(9)ZeePipe海底管道输气系统(zeePipe Sub阳rine GasPlpeline System)该管道系统将挪威的斯莱普内尔(Shpner)气田和特洛尔(Tr011)气田的天然气输到
欧洲大陆比利时的泽布勒赫(Z既bru8ge)和德国的埃姆登(Emden)等地。该系统是目前
世界上最长和管径最大的海底输气管道系统*Zeepipe工程共分三个阶段完工。第一期工程
(简称zeePipeI工程)于1993年lo月建成投产，年输气量为120×10“m5，包括：①从斯
莱普内尔平台至比利时泽布勒赫港海底输气管道，长8lokm，管径1016删，简称zeeplpe 管道；⑦从斯莱普内尔平台至16／ll—s平台的连接管道，长40km，管径762mm，这条管
道把Zeepipe管道和已建成的Sta皮ptpe管道连接起来；②从SIeipner平台至挪威岸上卡尔斯
托(Kar现o)气体处理厂的长224km，管径508伽的凝析泊输送管道。第二期工程(简称
ZeepipeH工程)于1997年10月完成，包括①特洛尔至海岸上的科勒斯尼斯(K011sn朗)天
然气处理厂海底管道(双线)，长64km，管径914删；⑧科勒斯尼斯至斯莱普内尔海底管
道，长300km，管径lol6咖，年输气量120×10“一130×10“m3，③科勒斯尼斯至16／11—
5平台海底管道，长304k飘，管径1016mm；④16／11—s平台至德国埃姆登港，长597km，管径1016删，年输气量180×lo“mI，该管道亦称Eur。pi9e管道。ZeePiPe系统第三期工程
主要是为了适应市场需要，在Ze如pe和EuNPiPe干管上增设压气站。(10)互联管道(Interconnec仍rGasPipeline)该管道系统是连接英国与欧洲大陆的第一条天然气出口管道，起自英国诺福克(Nor folk)的巴克顿(Bacton)，终至比利时泽布勒赫(ze2bru8ge)。管道全长235比，管径 10l 6咖，管材为期5，运行压力13．5MPa，是条双向输送管道，正输时，年输量为20 ×10”m3；反输时，年输量为8．5×lo”m3。该管道把英国的天然气管网与比利时、欧洲大
陆管网连接起来。
(11)阿意输气管道(Algeria—nalyGas PipeHne)该管道系统是从阿尔及利亚撒哈拉大沙漠(SaharaDese麓)中的哈西鲁迈勒(H：i R Mel)大气田至突尼斯的邦角半岛(CapeBon Peninsula)，穿越地中海，经西西里岛(S油l—
iaNand)直到意大利北部的博洛尼亚(B010gu)。全长2506km，管径分别为500M、1060伽和1220咖，管材为X60、x65和x70，操作压力7．5MPa，全线设有压缩机站12 座，其中阿尔及利亚境内4座，突尼斯境内3座，西西里岛2座，意大利半岛3座。管道
1976年开始建设，1983年初投产，年输气量125×lo。m3。为了提高输气能力，1993年，进行了长2355km从意大利延伸到斯格伐克的复线建设，其中水下170km。该管道是第一条
连接非洲与欧洲的洲际输气管道；旦管道穿越地中海，水深600m，是当时世界上海下最深的输气管道，因此通常更多地被称为“穿越地中海输气管道(T船ns—MedZ帜r阳neanGas P5p办M)”，开创了超常规深海管道敷设的先例。
(U)阿西输气管道(A1zeria—3Pa5nGas PiPeI；ne)该管道系统始于阿尔及利亚哈西鲁迈勒气田，途经摩洛哥，穿越直布罗陀海峡(G卜
braltar St船N，到达西班牙的塞维利亚(沁山a)。全长1434km，管径1220M，年设计输
气旦90×lo：一200×10‘m3。该管道系统于1995年末开始向西欧输气，通过该管道系统，阿尔及利亚的天然气可以从西部输往葡萄牙、法国、德国和其他国家。阿意和阿西两大输气系统分别在意大利和西班牙与欧洲输气管网连通，形成了当今世界
一个洲际输气管网。3．输气管道发展趋势
从当前国内外长距离天然气管道发展趋势来看，具有如下待点。(1)大口径、高压力、网络化
在其他条件相同的情况下，增加输气管道的管径，提高输气压力，可以降低管道的压
力损失，扩大站间距，增大输气量，降低输送成本。因此，在气源丰富的情况下，采用 大口径、高压力管道具有更好的效益。当前，随着天然气产量和消费市场的增大，天然 气管道业的不断发展，逐步形成了全国性的、地区性的、洲际性的庞大天然气管道网络
系统，这种系统由集输管网、输气干线、配气管网及地下储气库组成。将大旦气源和用
户连接起来，具有多气源、多通道特点，保证了输供气的可靠性和灵活性，是管道系统
发展趋势。
(2)采用高强度、高韧性管村
一方面，进行高压输送需要采用高强度的管道，这样可以减小钢管壁厚，减少焊接量，降低建设成本。另一方面，管道工作应力越大、管径和壁厚越大，对管道韧性要求也越高。
特别是输气管道发生破裂时，气体通过裂纹的膨胀作用给管壁增加了撕裂的能量，因此，一
般说来，输气管道对韧性要求比输油管道更高。(3)地下储气库储气和调峰
天然气生产和输送的均衡性与用户用气的不均衡性之间的矛盾需要对大型输气管道系统 采用调峰措施。地下储气库储存天然气具有容量大、投资省、见效快，安全可靠、不污染环 境、易于管理等特点，具有其他储气设施无可比拟的优势，是平衡天然气的供需，确保安全
乎稳供应的重要手段。(4)数字化技术应用
要实现天然气管道系统的数字化管理，首先必须要构建数字化管道。数字管道是管道的虚拟表示，能够汇集管道的自然和人文信息，可以对该虚拟体进行探查和互动。通过收集全
方位、多分辨率、三维空间的、覆盖于管道沿线及周边的大旦地理信息，并使用基于地理数
学模型的高级决策系统，对管道资源、环境、社会、经济等各个复杂系统信息进行数字整合并集成应用系统，在可视化条件下为技术人员和管理人员提供支持和服务。在此基础上利用
仿真技术、优化技术、故障诊断技术等实现对管道系统的数字化管理。图1—3列出了数字
化管理的主要内容。
1)管道基本数据库的构建。
为了形成集管线属性信息和空间信息于一体的数据库系统，井通过空间查询、搜索、定
位和分析，与其他系统连接起来，为管道的风险评价、调度抢险、改造扩建形成可视化的环
境，就必须采集管道沿线的地理信息、人文信息、管道基本参数(材质、焊缝形式、厂家、防腐措施等)等，并最终形成高精度的数字地图。
建立管道基本数据库的主要支撑技术有“遥感(R删比Sens吨，RS)、遥测(Data C011巴tion Sy破驯，删)、全球定位系统(捌obalPo办ion吨Sy就em，GPS)、地理信息系
统(Gt08raphjcInforn诅1ion System，GIS)等。4S(RS、DCS、GPS、GIS)技术是i屋过卫
星、航测等手段将信息传输到地面。Rs、Dcs的综合应用能够对被测对象做到定性、定量
分析；GPs则能够对被研究的对象做到定时、定位分析，它具有全球性、全天候、连续性
和实时性的导航、定位和定时功能，能够为各类用户提供精确的三维位置、三维速度和一维 时间的信息；瓤s是采用地理模型分析方法，适时提供多种空间的动态的地理信息，为地理
研究和地理决策服务而建立起来的计算机系统。基于郧系统的数据及信息的集成和共享，最终构建了处理管道信息的数字管道系统。2)管网运行参数的采集。
为了对天然气管道进行仿真调度、运行优化以及故障诊断等，需要实时采集管道中关键
节点的压力、流量和温度以及阀门开皮、压缩机运行参数、阴极保护电位等。管道数据采集
系统的性能将直接影响数字化管理的效果，而数据通信的及时同步性将决定数字化管理系统
是否能有效地工作。
运行参数是对管道运行状态的描述。目前，大多数新建管道都设有scADA系统，许多
老管线也在积极地建设5CADA系统，x皿系统主要由站控系统、调度控制中心以及通
信设备组成。站控系统主要由删、PLC、工控机以及各种变送器所组成。它对管道运行
参数进行实时采集和传输，站控系统通过实时通信设备将管道运行参数传输到调度控制中，lP。调度控制中心则对各站控系统的数据进行实时处理，并根据具体情况发布调控命令。同
时还将为使用这些数据提供用户界面和数据交换及分配等功能。
数字化管理的主要内容包括管网仿真技术、管网运行优化、故障诊断、管道完整性管理、管道腐蚀监测、检测等。(5)完整性管理及配套技术
管道在建设期间不可避免地会产生各种缺陷，管道在运行期间也会出现损伤和老化。因此，对管道进行必要的检测和完整性评价可以提高管道系统的可靠性。管道完整性管 理及配套技术内容包括：管道系统内外检测、评价技术，管道系统剩余强度、剩余寿命
评价技术，管道系统风险评估和风险管理技术，管道系统故障诊断技术，管道系统修补、抢险技术等。
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