输油管道有哪些?

作者&投稿:盛芳 (若有异议请与网页底部的电邮联系)
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

华北、中部地区原油管道

华北地区有大港油田、华北油田,都敷设有外输原油管道,华北地区的炼化企业,有地处北京燕山的东方红炼油厂和大港炼油厂、天津炼油厂、沧州炼油厂、石家庄炼油厂、保定炼油厂、内蒙古呼和浩特炼油厂。原油管道总长度1847.4公里。

华北地区最早修建的原油主干线是秦皇岛至北京的秦京线,为北京东方红炼厂供应原料油。秦京线1974年4月开工,1975年6月19日投产。管道全长324.6公里,年输油能力600万吨。穿越河流11处,铁路14处,公路40处,跨越河流(永定河1574米)和水渠5处。由洛阳石化设计院(中国石化洛阳石化工程公司)设计,管道三公司和江汉油田建设公司施工。

大港至周李庄输油管线1968年建设,这条管道是大港油田惟一的一条原油外输线。起点多次发生变化。总长210.5公里,年输能力500万吨。

任丘至沧州原油管道,1976年元月1日开工,4月1日投产,全长109公里,年输油能力500万吨,1983年经过改造,年输油能力770万吨。以华北油田为源头的原油管道,还有任沧复线;任沧新线,任京线(任丘至北京)、沧临线(沧州至临邑),河石线(河间至石家庄)、任保线(任丘至保定)、阿赛线(阿尔善至赛汗塔拉)。

中部地区油田,分布在湖北和河南两省境内,有江汉油田、河南油田和中原油田,主要炼油企业有湖北荆门炼油厂和河南洛阳炼油厂。原油管道总长度1347.5公里。

江汉原油管道有潜荆线(潜江至荆门),1970年建成,全长90公里,年输能力170万吨。

河南原油管道有魏荆线(魏岗至荆门)和魏荆复线。

中原原油管道有濮临线(濮阳至临邑)、中洛线(濮阳至洛阳)及中洛复线。

另外,港口至炼厂原油管道总长度859.3公里。

东北地区原油管道

东北地区是原油生产的主要基地,有大庆油田、辽河油田和吉林油田,原油产量大约占全国总产量的53.5%,原油管道达3399.6公里。

大庆油田从1966年起,年产量达到1066.89万吨以后,探明的石油资源并未全面开发。1970年7月,周恩来总理和李先念副总理,同余秋里、康世恩商议,决定提前动用大庆油田的后备资源,并决定集中资金修建大庆原油的外输管道。1970年8月3日,东北管道建设领导小组开会正式筹备,命名为东北“八三工程”。

东北“八三工程”的起步,是从抢建大庆至抚顺的庆抚线开始的,这条管道从黑龙江肇源县茂兴穿越嫩江后,向南经吉林省的松源、农安、长春、公主岭、梨树、四平,进入辽宁省的昌图,经铁岭,终至炼厂较为集中的工业城市抚顺。末站设在抚顺康乐屯,以支线向抚顺石油一厂、二厂、三厂供油。庆抚线全长596.8公里,其中直径720毫米的管线558.6公里,1970年9月开工,1971年8月试运行,10月31日正式输油。工程总投资2.93亿元,年输油能力2000万吨。建设长距离、大口径、输送“三高”原油的管道,这在中国是第一次。

庆抚线建成以后,指挥部正式组建了勘察设计研究所(以后与管道局设计院合并为管道勘察设计研究院),施工队伍也全部调入,正式编为管道工程一处、二处、、三处(以后更名为管道一、二、三公司)。此后的续建工程在形成了专业队伍的情况下,改变了人民战争式的做法,1972年开工建设了铁岭至秦皇岛管道,1973年10月开工建设了大庆至铁岭复线,1974年10年开工建设了铁岭至大连的管道。在此期间还建成了抚顺至鞍山炼厂、石油二厂至辽宁电厂、丹东至朝鲜新义州、盘锦至锦西石油五厂等短距离管道。到1975年9月,5年中建设输油管道8条,共2471公里,其中主要干线2181公里,形成了以铁岭站为枢纽,联接大庆至抚顺、大庆至秦皇岛和大庆至大连的3条输油大动脉,东北管网逐步形成。

东北“八三工程”,为中国管道建设探索出了符合中国国情的组织建设和管理模式,奠定了中国原油管道勘察设计、工程建设和运行管理中各项规范的基础。

华东地区原油管网

华东地区主要油田为山东胜利油田,是继大庆油田之后建成的第二大油田。胜利油田投入开发后,陆续建成了东营至辛店(1965年),临邑至济南(1972年)两条管道,直接向齐鲁和济南的两个炼厂输油。1974年,东营至黄岛管道建成后,原油开始从黄岛油港下海转运;1975年后,开工修建了山东至仪征、东营至临邑的管道,开成了华东管道网,原油又可从工江仪征油港水路转运。1978年建成河北沧州至临邑、1979年建成河南濮阳至临邑的管道,华东油田和中原油田的部分原油,也进入了华东原油管网。长江北岸的仪征输油站(油库)成为华东地区最大的原油转运基地,除供应南京炼油厂用油外,通过仪征油港转运长江沿岸各炼油厂。华东地区原油管道总长度2718.2公里。

华东原油管网是从修建临邑至南京的鲁宁线时开始筹划的,后只修建至江苏仪征,仍称鲁宁线;鲁宁管道的建设,地跨山东、安徽、江苏3省。这条管道建设中,指挥部提出了“管道为业,四海为家,艰苦为荣,野战为乐”的响亮口号。鲁宁线1975年10月20日正式开工。1978年7月建设投产,全长652.58公里,年输能力2000万吨,由管道勘察设计院设计,管道一、二、三公司施工。

东营至辛店(东辛线),1965年元月开工,12月完工投产。全长79.36公里,设计年输油能力540万吨,支线7.5公里。

临邑至济南(临济线),1973年建成投产,全长67.3公里,年输油能力110万吨,穿越大型河流3处(黄河、徒骇河、小清河),黄河穿越采用顶管方式施工。

临邑复线,1991年建成投产。全长69.5公里,年输油能力150万吨。复线穿越大小河流41处,干线公路7处,铁路3处,黄河穿越采用冲砂沉降法施工,临齐线、临济复线由胜利油田设计院设计,胜利油田建设公司施工。

东营至黄岛(东黄线),1973年建设,1974年7日投产,原长248.93公里,由胜利油田设计院设计,胜利油田建设公司施工。管道局接管后,1984年对全线进行了技术改造。管线全长245.32公里,年输油能力1000万吨。1986年7月,东黄复线建成后,东黄线随即扫线停输。1998年8月23日恢复输油(东黄线输胜利油,东黄复线改输进口油),改造和恢复工程,由原管道勘察设计院设计,管道四公司和胜利输油公司所属管道安装公司施工。

东黄复线,1985年开工,1986年7月17日投产。全长248.52公里,设计压力6.5兆帕,年输油能力2000万吨。这是中国建设的第一条自动化输油管道,由管道勘察设计院设计,自动化部分与国外公司联合设计,管道二、三公司施工。

陆上成品油管道

中国最早的长距离的成品油管道是1973年开工修建的格接成品油管道,起自青海省格尔木市,终于西藏自治区拉萨市。1977年10月全部工程基本均完工。管道全长1080公里,年输送能力25万吨。

格拉成品油管道由中国人民解放军总后勤部组织修建,由总后勤部青藏兵站部输油管线团进行格拉线穿越长江源头楚玛尔河、沱沱河、通天河等108处河流,翻越昆仑山、唐古拉山等9座大山。有900多公里管道处于海拔4000米以上(最高处5200多米)的严寒地区,有560公里铺设在常年冻土地带。冻土层厚度从几米到上百米,有冰椎、冰丘、爆炸克水鼓丘,还有厚层地下水,热融滑塌等特殊不良地质现象。难题多,施工难度非常大。格拉线是国内首次采用的顺序输送工艺,顺序输送汽油、柴油、航空煤油和灯用煤油4个品种5种型号的油品。为青藏公路沿线加油站和拉萨供油,军地两用。

格拉线通油之后,不仅有利于边防战备,也为世界屋脊的西藏注入了生机,创造了经济繁荣。可以说石油流向哪里,哪里的经济生活就发生质的变化,从而确立了“石油经济”的西藏的特殊地位。

距离较长的成品油管道还有1995年建成的抚顺石化至营口鲅鱼圈管道,全长246公里;1999年建成天津滨海国际机场和北京首都国际机场的管道,全长185公里;2000年10月22日开工建设的兰州至成都至重庆的管道,全长1200多公里,目前正在建设中。

西北地区输气管道

靖边至北京的陕京线,是国家的重点工程,也是早期西气东输的骨干工程,为目前国内建设水平最高的输气管道。

靖边至北京的陕京线,是国内第一条长距离、大口径和高度自动化的输气管道。1996年3月开工,1997年9月10日建成,全长918.42公里,设计压力6.4兆帕,年输气能力不加压13.2亿立方米。投产后二期加压站(榆林压气站)于1999年11月10日建成,年输气能力达到22亿立方米。三期加压(黄河西及应县加压站)于2000年11月15日建成,年输气能力达到33亿立方米。

陕京干线起自陕西省靖边县长庆气田天然气净化厂首站,终于北京石景山区衙门口北京末站,途经陕西、山西、河北、北京3省一市22个县,并穿过3条地震带,翻越吕梁山、恒山、太行山3座山脉,穿越无定河、秃尾河、窟野河、黄河、永定河5条大河。全线穿越河流230处、铁路21处,大型公路131处。为了适应调峰需要,2000年1月6日建成大张坨地下贮气库和118.5公里配套管线工程,调峰能力为500万立方米/日,年有效调峰量6亿立方米。

陕京线各项工程采用了国际公认的先进标准。陕京线由管道设计院与国外公司合作设计,管道一、二、三公司,大庆、长庆、四川油建公司参加施工。

鄯乌线(鄯善至乌鲁木齐),1995年9月26日开工,1996年9月30日完工,1997年3月10日正式供气。全长301.6公里。穿越河流6处、铁路6处、公路79处。

鄯乌线是国内自动化程度较高的输气管道。首次采用环氧粉末喷涂防腐。国内首次采用同沟敷设有通信光缆,长度310.78公里。

鄯乌线也是陆上首次按照国际惯例组织施工的大型项目。引入了监理制(监理范围:从初步设计、施工图设计、施工、试运、验收及投运一年的全过程监理)和第三方质量监督制。工程采用了总承包方式,又称“交钥匙工程”,也是国际工程市场通用的做法。

新疆塔里木油田,有油藏也有气藏。气藏储藏丰富,开发远景大,1996年累计探明天然气储量305.23亿立方米,1996年开始敷设输气管道。20世纪末,探明天然气储量已达5000多亿立方米。已建输气管道有塔轮线、轮库线,西气东输至上海的干线也从这里为起点。

塔中至轮南(塔轮线)。1995年7月1日开工,1996年8月16日竣工,全长302.15公里,塔轮线也是中国第一条沙漠气线,与塔轮输油管线和通信光缆同沟敷设。

其他地区输气管道

河南濮阳至沧州(中沧线)。1985年4月1日开工,1986年4月28日完工,8月7日向沧州化肥厂供气。全长361.89公里,设计压力5.1兆帕,年输气能力6亿立方米。管道穿越铁路4处、公路38处、河流92处。首站装有引进的半人马座T4500型燃气轮机及两台离心式压缩机和配套的附属设备,是国内输气管道第一次采用压气设备。1999年19月20日更换新管,10月22日恢复运行。管道技术公司封堵作业处进行作业,原管道勘察设计院设计,管道二、三公司施工。

西北地区原油管道

西北地区是50年代初全国石油勘探的重点地区。1958年在甘肃兰州建成了中国第一座引进的现代化炼油厂——兰州炼油厂。1958年12月建成的克拉玛依至独山子原油管道,标志了中国长输管道建设史的起点。西北地区原油管道总长4102.7公里。

花格线起于青海省西州境内的花土沟油砂山(油田集中处理),终于青海省格尔木市南郊,向格尔木炼油厂供油。1987年9月开工,1990年9月21日正式投产输油,全长435.6公里,设计压力6.27兆帕,年输油能力100万吨。由管道勘察设计院设计,管道一、三公司施工。1977年分两期进行改扩建,输油能力达到200万吨。花格线采用的明线载波远程控制自动化系统,在国内尚属首次。花格线也是在高原地区敷设的第一条原油管道,管线最高点大乌斯山,海拔高度342米。

轮库线(轮南至库尔勒)是塔里木油田的第一条原油外输管道,原油轮至库尔勒后装火车处运,1991年7月2日开工,1992年7月1日竣工投产。全长191.79公里,年输能力100万吨至300万吨,管道勘察设计院设计,管道二公司施工。在设计施工中采用了多项新技术。例如,运用卫星遥感和卫星定位技术,优化了线路走向;自动化控制使用汉语进行操作,交互式图象、图形、语言综合传输对生产单体进行监视管理;利用太阳能和风力发电,作为阴极保护电源等等。

塔轮线(塔中至轮南)是我国的第一条流动性沙漠管线,75%处于塔克拉玛干大沙漠中。1995年7月1日开工,1996年8月16日竣工投产,年输油能力100至600万吨。塔轮线全线302.15公里,同沟敷设有输气管道和通信光缆。

库尔勒至鄯善(库鄯线),这条管道是国内首次采用高压力、大站距方案,首次采用钢级为X65的钢管。1996年6月开工,1997年6月30日竣工投产。全长475公里,设计压力8兆帕,设计年输能力,一期500万吨,二期1000万吨,全线采用先进的管道自动化(PAS)系统,管道穿越河流、沟渠、铁路公路33处,开都河宽736.4米,定向钻穿越,原管道勘察设计院与意大利斯南普及堤公司联合设计,管道一、二、三公司,管道电信公司,四川油建,中原油建,洛阳公司等单位共同施工。

马惠宁线(马岭至惠安堡至中宁)全长164公里,年输油能力350万吨,1978年8月开工,1979年6月投产。跨越河流、洪沟44处,穿越河流34处,铁路2处,公路41处,管道勘察设计院设计,管道三公司施工。

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。




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