发布时间：2024-01-25 14:43:55
序言：写作是分享个人见解和探索未知领域的桥梁，我们为您精选了8篇的管道运输特点样本，期待这些样本能够为您提供丰富的参考和启发，请尽情阅读。
关键词：液化天然气；运输；特点
中图分类号：F407.22 文献标识码：A 文章编号：
一、液化天然气运输方式及其贸易现状
随着各国的传统能源的日趋枯竭，天然气能源被广泛认可。天然气是清洁、高效、环保、方便的能源，逐渐被广泛应用在工业、农业、民用住宅燃烧用气等多个领域，对于提升经济发展和提高环境质量中起着日趋重要的作用。天然气经预处理，即脱除重质烃、硫化物、二氧化碳和水分等杂质后，在常压下被冷却到一 162℃ 即液化成 LNG，通常采用丙烷预冷的混合制冷剂液化技术。由于液化天然气液化的成本不断降低以及在运输、储存及调峰方面具有独特的优越性，液化天然气工业发展态势迅猛，就 2000 年 LNG 的海上贸易量为 9998 万吨，折合成天然气为 1369. 6 亿立方米 ，较 1990 年增长了近 100% 。液化天然气产业链是一个资金庞大、技术密集的完整链系，包括天然气的开采、液化、储存、运输和装卸、液化天然气再气化、销售等环节，产业链中任何一个环节的断裂都将导致其他主要环节的连锁反应。其中，液化天然气的安全运输是液化天然气产业链中重要环节，起到承上启下的纽带作用。目前，液化天然气的主要有管道、罐车和船舶三种方式，对液化天然气运输方式的特点及其存在的技术难点进行比较分析研究，将有利于推动液化气产业健康稳步的发展，推进优质环保能源的广泛应用，为经济发展作出应有的贡献。
二、液化天然气的管道运输特点分析
1、液化天然气长距离管道输送的可行性。管道低温输送的技术问题一直是液化天然气长距离管道输送的难题，但是，伴随低温材料和新工艺技术的发展，液化天然气长距离管道输送在理论和技术上是可行的。液化天然气是一种液体产品，在进行长距离管道输送过程中，其输送工艺比较类似于原油加热输送，管道沿线必须建有液化天然气加压泵站和冷却站等主要设施。当饱和液化天然气液体在管道中流动，由于管道沿线外界温度存在差异，一旦液化天然气受热，部分液态的天然气将被气化，在管道内形成两相流动，不仅增大了沿线输送阻力，而且很容易产生气体段堵塞流动的现象，严重影响管道的输送能力和安全运行，所以在液态天然气输送中必须实现液体的单向流动，防止温度差异导致的液体气化。目前，防止液化天然气气化的主要方法是采用密相输送工艺，即将管道的操作压力控制在临界冷凝压力之上，管道内流体温度控制在临界冷凝温度之下，使得管道运行工况位于液相密相区。同时，为降低因流动摩擦和过泵剪切引起的液化天然气温度升高，在管道运输途中建立天然气加压站和冷却站主要辅助设施，不断提升液化天然气运输效率。
2、液化天然气管道输送初期投资成本较高。由于液化天然气的管道输送要求在“密相区”运行，温度较低，必须采用性能良好的低温隔热材料，而目前好的隔热材料价格比较高，同时还需要建立天然气加压站和冷却站等使得液化天然气输送管道的初期投资成本较高。但是，与输气管道相比较，由于液化天然气的体积是其气态时体积的 1/600，输送相同体积的天然气，液化天然气输送管径要小得多，可以节省管材的费用。伴随液化天然气贸易总量的不断增加，液化天然气输送和管理的综合成本将会不断下降。
3、液化天然气管道输送技术趋于成熟。在管材的选择方面:管道材质的选择是实现安全高效运输液态天然气的关键。由于要实现管道在低温“密相区”工况下运行，管材必须选用性能良好的低温隔热材料，通常液化天然气管材都选用 9% 和 3. 5%的镍钢。同时，还要考虑到管道焊接中的惰性气体保护焊以及管道内涂层减损技术的运用等方面。
在低温输送工艺方面:低温输送工艺是实现高效运输液态天然气的重要环节。在正式批量管道输送液化天然气前，需要对管道实施预冷，将温度从环境温度冷却到工作温度，为使管道保冷层和周围土壤降温，需要蒸发掉一定量的液化天然气，且经过相当长的时间才能达到热稳定工况。在液化天然气管道停输期间，由于周围环境热量的作用，管内液化天然气温度升高而达到饱和状态，甚至进一步气化而使管内压力急剧升高，因此要在进出站处设置安全阀和放空罐，以便将管道压力控制在安全范围内。
三、液化天然气的公路运输特点分析
1、液化天然气公路运输供应链初步完善。液化天然气供应链是指从液化天然气液化到供应全过程，主要包括天然气液化、液化天然气储存和运输、液化天然气再气化等重要环节。
（1）天然气液化。根据液化的目的，将天然气液化站分为基本负荷型和调峰型两种。基本负荷型液化站的任务是将天然气以液态形式运输到消费地，完成对天然气预处理、液化、储存等重要工作，其特点是全年连续运行且产量比较均衡。调峰型液化站的任务是为天然气供气系统提供一种储气调峰方式，起到削峰填谷的作用。调峰型液化站的建立，有针对性的解决了民用天然气量冬多夏少、输气管网发生故障等情况导致的供气不平衡方面的问题。
(2)液化天然气储存。储存液化天然气通常采用低温常压方式，储存温度在一 161℃ 以下，压力一般不超过 0. 03 MPa。液化天然气储罐有单容(封闭)罐、双容(封闭)罐以及全容(封闭)罐 3 种类型，目前运用比较广泛的是单容(封闭) 罐和全容(封闭)罐，单容(封闭) 罐主要构造特点是有一个带一次液体密封的敞顶式内置储罐，一个带一次蒸气密封的碳钢外置储罐，和一个用于二次液体密封的陶制围堤组成。全容(封闭)罐主要构造特点是由一个带一次液体密封的敞顶式内储罐和混凝土外置储罐组成。，外置储罐提供一次蒸气密封和二次液体密封，即便万一发生泄漏，外置储罐能够保持液体不外泄，并可以控制蒸气的释放。
(3)液化天然气运输及供气。公路运输采用的主要设备是低温液化天然气罐车，目前，我国已成功研制了液化天然气低温运输设备。液化天然气储罐有立式和卧式两种结构，主要采用堆积绝热和真空粉末绝热两种绝热方式，储罐容积分别为 30 立方米、100 立方米、150 立方米等。液化天然气罐车运输费用一般包括天然气罐车成本折旧、驾驶员工资、燃料费用等，通常按照单位里程费用进行估计。液化天然气供气通常采用设置供气站，特别适用于用气量大，又缺乏天然气源的地区。
2、液化天然气储存技术特点。
(1)支撑技术。LNG 槽车贮罐的支撑主要有两种类型:支脚( 有不锈钢支脚和玻璃钢支脚两种)支撑和链条支撑两种，这两种支撑方式已在大型低温贮槽中广泛应用。但对于 LNG 槽车必须考虑到运输过程中的冲击、振动及冷补偿等因素，要设计更为先进的组合支撑结构。
(2)绝热技术。低温储罐绝热结构直接决定了容器的性能。低温贮槽多以真空粉末绝热为主，但在 LNG 槽车中已开始使用高真空多层绝热，其绝热空间仅30 ～35 m m，为真空粉末绝热1/10 左右，而且绝热效果好。绝热材料采用一种新型复合多层材料，价格低廉，工艺性好;并采用一种加热充气置换新工艺，一般只需10 天即可完成抽真空。
(3)安全技术。在液化天然气储运中，其安全性非常重要，应从储罐的布局、蒸气压的控制、储罐及管路的惰化与钝化、分层的消除、储罐与罐车的预冷等环节上进行控制，并在流程与结构的没计中完善。
(4)流程技术。因液化天然气是一种易燃易爆的低温液体，工艺流程中除了设置有充液、排液、压力液面检测等功能之外，还应当配备紧急截止阀、安全阀、放空阀、阻火器等设备。
四、结语
伴随液化天然气贸易的不断增大，无论通过那种方式进行运输，安全高效率的运输是非常重要，要不断革新技术上的系列问题，高度重视对各种类型储存容器研发，加强对 LNG 用配套仪表的研发、LNG 应用终端的开发研究，不断提高 LNG 的应用领域，更好为经济建设服务。
污染问题和远距离输油管道建设：
1废气污染问题
石油储藏带来的废气原因有两个：一是由于温度和大大气压的变化，导致油气膨胀，从油罐中自行排出；二是油罐收发过程中，因为气体空间的变化而导致部分油气被排出罐外。石油在运输装卸过程中，也会产生油气挥发，所以这些废气会直接进入大气，污染了环境，加大了安全生产或工作的难度。石油的蒸发损耗数量是十分惊人的，它所具备的易燃易爆特性也是十分可怕的，无论是在石油储藏、运输过程中带来的废气污染，还是石油使用过程中带来的废气污染，都需要受到重视，必须加速治理这些问题，减少废气所带来的环境危害。
2废水污染问题
石油储运带来的废水，主要产生于以下几个方面：油罐进行检查维修时，需要使用蒸汽或清水进行油罐内外部的清洗工作，清洗后的水含有大量石油成分；石油在进入油罐时，大都会含有水分，在油罐内存放后，静置分离，脱除水分，脱除的水分就是石油废水；油气挥发聚集，因此在初期的雨水中会含有少量的油气，这些雨水在地面形成石油废水；在一些油轮中，卸下的压舱水也含有石油成分，这些废水被直接排入海洋、河流中。
3规避措施
建立健全的石油储运模式，制定国家石油储运有关政策、法规和标准；因地制宜地研究每个储运系统的实行方法，保证我国石油储运工作的规范和有序进行。加快石油储存、运输等关键技术的研究，比如高黏易凝原油管输技术、高强度管材和大型储油罐技术的研究，使得我国石油管输和储藏技术达到先进水平；综合预防和治理石油储运过程中带来的污染问题，成立专门的污染问题应对小组，致力于石油储运环境污染的研究和治理。
4远距离输油管道建设
【关键词】 油气储运油气管道防腐技术
石油和天然气作为目前的主要使用能源,在我国的经济发展和人民生活中起着重要的作用。但是,由于我国的资源地区分布和经济发展不匹配。中西部地区经济不发达,对资源的需求不大,却储藏着我国较大的油气储量。而东部沿海地区,因为经济发展较快对资源的需求量很大。这中资源分布不均衡就客观上要求,石油和天然气储藏和运输。但是由于石油和天然气的本身特点和管道运输运距长、压力大等特点,这对油气储管道的防腐技术提出了很高的要求。研究我国目前使用的主要油气储运管道防腐技术,分析其利弊,通过理论研究和经验总结,提出改善之处,对我国的能源安全具有重要的意义。
1 管道储运油气特点及危害
1.1 管道运输油气的特点
在我国,管道储运油气是使用范围比较广、效果比较好的一种油气运输方式。这种油气储运方式的特点为运距长、管径大、压力高,对运输过程中管道的安全性要求非常高。
1.2 油气本身的危险性
石油和天然气是管道储运的主要介质,这两者均属于重点监管危险化学品,是易燃易爆物质。在GB50183--2004《石油天然气工程设计防火规范》的火灾危害分类中,天然气属于甲B类。一旦在储运过程中泄漏,遇到火源非常容易发生火灾爆炸事故。除了具有易燃易爆特性外,石油和成品油也具有易挥发的特点。泄露的油蒸汽在管道通过区域弥漫、扩散,或者达到一定数量后在低洼处聚集,将非常容易引发燃烧和爆炸。
其次,油品蒸汽具有很强的毒副作用,一旦通过呼吸道进入人体,会给人的身体健康带来极大的威胁。另外,油品本身具有遇热膨胀性和静电荷聚集性,这也容易埋下安全隐患。
1.3 油气泄露会造成极大的资源浪费
石油和天然气都是不可再生资源。在储运过程中,一旦由于管道腐蚀造成油气泄露,尤其是在运输过程中的泄露,由于管线长、运距长,埋藏深等原因不易发现,泄露后又不易回收,容易造成较大的资源浪费。同时,一般管线因埋藏在地面以下,一旦泄露会给土地和水资源带来较大的污染,甚至会影响部分地区的饮用水安全,给人民的身体健康带来威胁。2010年4月20日,发生在墨西哥湾的漏油事故,导致至少2,500平方公里的海水被石油覆盖着。此次事故还极大地影响了当地的渔业和旅游业,并对生物的多样性和墨西哥湾周围环境的平衡带来了巨大的影响。
2 管道防腐技术的发展和现状
2.1 管道防腐层在我国的发展
目前,广泛使用的防止或降低活埋地钢质管道腐蚀程度的主要手段是防腐层加阴极保护。在某种程度上,防腐层质量决定着管道的寿命年限。如同国外,我国管道防腐层的应用亦从沥青类防腐层开始,20世纪50年代的第一条克独长输管道,70年代的东北输油管道等都是采用石油沥青防腐层;70年代后期至80年代,我国采用国外防腐层的新技术,胶带、夹克、环氧粉末等防腐材料相继投入使用;80年代至90年代中期各种防腐层在我国蓬勃发展,百花齐放;90年代后期,熔结环氧粉末(FBE)和三层聚乙烯(三层PE)两种防腐层渐成主流,但当时世界最新的双层环氧应用较少。[1]
目前,我国防腐技术渐趋成熟,一些技术参数已达国外先进水平,国内外长输管道的防腐层材料主要为熔结环氧粉末、三层聚乙烯和少量的煤焦油瓷漆;油田内部主要集输管道的防腐层材料多为熔结环氧粉末、三层聚乙烯,非主要管道的防腐层材料仍然为石油沥青类;城市供水、供气管道的防腐层材料则一般多采用环氧煤沥青和胶带。
2.2 防腐层在国外的发展
国外最初防腐层材料使用煤焦油沥青及改性的煤焦油瓷漆。这些材料在管道运行温度上升的时常发生氧化反应,挥发一部分馏分,导致脆变、剥离,使阴极保护电流增大。20世纪40至70年代,各种防腐层材料层出不穷,石蜡、石油沥青、胶带、夹克陆续面试,胶带防腐层一度占据主导地位。但这种材料在腐蚀性较强的土壤中经常剥离,对阴极保护电流产生屏蔽,导致应力腐蚀开裂。到60年代,双层挤塑聚乙烯结构防腐层问世,取代了煤焦油沥青作为防腐材料的主导地位。但多变的管道运行条件,使双层挤塑聚乙烯防腐层也慢慢出现易损坏、易剥离、屏蔽阴极保护电流等缺陷。70年代阿拉斯加管道投产,熔结环氧粉末防腐层应用时代开启。90年代,熔结环氧粉末和三层聚乙烯逐渐替代煤焦油瓷漆,成为管道防腐层的主导材料。熔结环氧粉末防腐层有着机械性能和防腐性能强、附着力强、与阴极保护相融等特点,成为世界管道工程的防腐首选。到1996年,三层聚乙烯防腐层的使用量跃升至第二位。[2]
目前,国外的防腐层发展趋势是改进三层结构,在双层熔结环氧粉末结构上下功夫。在熔结环氧粉末防腐层表面采用液态的聚氨酯或改性的环氧树脂,防止管道在吊装、敷设、定向钻穿越道路及河流等工序中发生毁损。1993年美国统计的各种防腐层按面积计算所占比例为:熔结环氧粉末为29.12%,挤塑聚乙烯为39.27%,煤焦油瓷漆为15.94%,沥青瓷漆为0.37%,煤焦油环氧为0.8%。
2.3 目前防腐技术存在的不足
熔结环氧粉末、三层聚乙烯现在世界范围内应用较为广泛,通过实践证明也具有良好的防腐效果。但是,这两种防腐材料仍有很多不足。例如,熔结环氧粉末抗冲击性能较差,机械强度不理想。一旦遇到地震、火山爆发甚至是冲击力稍微大点的建筑施工情况,很容易出现管道的破裂或中断。而三层聚乙烯不但成本较高,在弯头等异型管件和管道处补口难度较高,补伤处防腐性能远远低于管体的防腐层,焊缝处容易出现各种问题,降低了防腐效果。
3 加强管道防腐的处理方法
3.1 加大全程管理力度
油气储运设施建设前期,严格执行安全设计审查。国家安全生产监督管理总局的规定,油气储运工程在设计阶段,必须通过政府安监部门的安全设施设计审查,以查找设计中存在的不安全因素,落实安全对策措施,提高油气管道工程的本质安全。其次,加大施工过程中的安全监控力度,确保安全设施与主体工程同时施工和使用。最后,在工程竣工验收时,仍要组织安全、环保、职业卫生设施等方面的验收。
3.2 严把施工质量,提高对细节的把控
施工质量是影响油气管道安全运行的关键,是提高油气管道本质安全的保障。在油气管道建设过程中,要高度重视施工过程的各个环节,加强管道设备装卸、运输时的保护,严控焊接质量,铺设过程中注意避免管道防腐层破损和管道外壁的机械损伤。
投入使用前,必须通过工程质量验收。对油气管道工程的调查结果显示,工程主体设施的施工质量一般较好,但往往由于赶进度、要效益而忽视管道配套工程及防护设施的质量。所以在把关施工质量时,除了关注主体设施外,对细节的把握也尤为重要。
3.3 健全安全管理制度,加大管道保护力度
2010年10月1日,《中华人民共和国石油天然气管道保护法》开始实施。这项法规不仅给石油天然气行业的管道保护工作提供了法律依据,更为严厉打击不法分子打孔盗油、非法占压、违法施工提供了坚强厚盾。[3]管道运行管理单位要广泛开展管道保护相关方面的学习和宣传工作,强化与当地政府的紧密联系,严打非法盗油,严惩违法施工,确保油气管道安全平稳运行。
目前,人为破坏是国内长输管道泄漏、火灾、爆炸事故的主要原因。所以建立健全管道安全运行机制成为当务之急,这就要求企业对外与政府、社会加强沟通,与公安系统加强合作,增加管理巡逻队伍巡逻的频次,雇用管道途经地的群众,加大巡逻看护力度。对内做好企业文化、安全管理制度、设备管理等方面的更新完善。最后还要建立专业、系统性管理机构,对所有影响管道安全性因素进行综合、系统分析,拟定工作计划,制定预防和应急方案;加强泄漏监测技术和安全预警技术的应用,以便及时发现事故减免损失。
3.4 加强人员管理,规范操作流程
目前,国内油气管道数量和里程不断增加,已形成相互交织的油气管网。所以,在输油生产过程中,一次错误操作,很可能造成储油罐及上下游管道或泵站发生连锁反应,酿成严重后果。因此,要确保每一次操作准确无误,这就企业强化制度管理,规范操作流程,加强员工日常安全教育培训,让职工养成良好的安全操作习惯,自觉主动地按章办事,减少错误机率。
3.5 加强管道安全的巡检和定期保养
油气运输管道一般使用年限较长,这就要求相关部分不仅仅要关注新建管道,更要关注使用中的管道。加强使用中管道的巡检和定期保养,防患于未然。有条件的单位,要分区域分年次,建立管道建设、使用、保养档案,随时监控管道使用,做到早发现、早修复。
4 结语
油气储运管道的防腐技术,通过国际范围内的多年摸索,已经取得了较大的进步。目前我国的运输管道使用的防腐技术,大部分已经达到国际水平,有一些甚至领先。虽然在油气运输管道的防腐方面还存在一定的问题,但是通过加强管理、提高技术水平等方式一定会取得更好的成绩。为保障我国的能源安全做出更多更大的贡献。
参考文献:
[1]张旭,魏子昂.浅谈油气储运中管道的防腐问题[J].中国石油和化工标准与质量,2011(10).
关键词：输油管道 安装技术 施工特点
近些年，随着我国经济的快速发展，石油管道建设在石油管道运输中发挥着越来越重要的作用。石油管道安装技术非常复杂，从石油管道安装前期测量到后期的正式投入运行，中间一系列的安装程序必须严格按照安装标准进行操作，才能提高管道安装的质量，才能提高石油管道运输的安全性，减少石油泄漏对环境的污染。
一、输油管道施工中常遇到的问题
石油管道安装工程是一项要求严格的工程项目，是保证石油安全运输和经营的载体和条件，保障了石油企业的经济效益和人们的身心健康。
1.管道开沟回填
现阶段，我国石油管道工程建设项目逐渐增多。这些管道建设项目普遍存在管道开挖和回填的问题。管道回填过程中的问题主要表现在以下两个方面：第一，管道回填时，利用大型机械设备压实松散泥土时，由于压力过大，导致地下石油管道发生变形的情况。第二，由于在高水位地区施工时，忽视了排水管道的设置，导致管道底部无撑点或回填时土质结构松散，管道易发生拱起的问题。
2.腐蚀问题
由于石油加工长附近的环境污染较重，土壤中含有大量的碱性物质，具有较强的腐蚀性。石油管道在使用一段时间后，会出现不同程度的腐蚀情况。在对管道腐蚀部分进行修补时忽视了防腐层表面进行处理，严重影响了石油管道的质量。对防腐层进行修补时，防腐层和石油层表面的接触面处理不恰当，使其不符合石油管道的施工标准。
3.施工前技术问题
石油管道铺设前，施工单位应根据石油管道的施工路况、环境进行勘察，设计精密的图纸，规避施工中的各种问题，减少工程建设中的失误，达到降低石油管道安装成本的目的。石油管道安装过程中，施工部门应对施工用料、管道、元件等施工材料认真核查。工程监管部门应加强对石油工程的监察，对施工图纸进行审查，保证石油管道的质量。同时，加强施工人员和工程师对施工图纸的熟悉，根据施工的实际情况，即使对图纸进行调整，保证石油管道建设的顺利进行。
二、输油管道的安装技术要求及施工特点
现阶段，我国的石油管道项目主要由于铺设管线和管路两方面构成。石油管道的铺设结构非常复杂，对施工人员技术是一个非常大的考验。因此，进行石油管道的安装时，必须严格按照安装图纸进行安装，规范安装流程，提高石油管道的质量。随着石油管道安装技术的不断提高，传统的安装模式中的安装问题逐渐得到有效解决，提高了管道运输的安全性。
1.阀门安装技术
石油管道的阀门在石油运输中起着非常重要的作用，其具有较强的操作性。因此，安装石油阀门时，可将其安装于便于操作、维修的地方，且各手轮间的距离应大于100毫米，保证阀门操作的便利性。对阀门进行水平安装时，应注意阀杆的安装方向，始终保持阀杆向上的状态。由于大型阀门过重，安装时具有一定的难度，可以适当利用各种起吊机器，保证大型阀杆的顺利安装。在行明式阀杆的安装时，应充分地考虑员工的通行问题。
由于施工单位缺乏对阀门几门知识的了解，导致石油管道安装过程中，经常出现阀门错用的现象。例如：抵押阀门错用于高压石油管道中，忽视单项阀门的按章方向等，容易造成极大的石油运输事故。因此，施工单位应加强对施工人员的培训，丰富其专业知识，减少阀门安装中的失误。同时，对石油管道上的阀门进行详细登记，尤其是单向阀门的运转方向，确保阀门的正常使用。
2.管道制作技术
管道是石油管道建设的基础，管道的安装技术直接影响着石油运输的质量。因此，应加强对建成管道技术的检测，根据图纸检查管道设计、管道质量是否符合实际运行的需求。及时补救施工中的失误，检测完后，填写管道建设质量报告单，上报项目检测部门进行审批、复核。通过审批后，再进行全程管道建设。
3.阀门安装技术
石油管道的阀门在石油运输中起着非常重要的作用，其具有较强的操作性。因此，安装石油阀门时，可将其安装于便于操作、维修的地方，且各手轮间的距离应大于100毫米，保证阀门操作的便利性。对阀门进行水平安装时，应注意阀杆的安装方向，始终保持阀杆向上的状态。由于大型阀门过重，安装时具有一定的难度，可以适当利用各种起吊机器，保证大型阀杆的顺利安装。在行明式阀杆的安装时，应充分地考虑员工的通行问题。
4.防腐技术
在石油管道焊接良好前提下，对管道进行防腐处理，达到延长管道使用寿命的目的。现阶段，石油沥青和环氧煤沥青是最常用的管道防腐材料。石油沥青防腐材料价格较便宜，但其在使用过程中会对环境造成污染，而逐渐被环氧煤沥青防腐材料所取代。采用沥青防毒材料作为石油管道的防腐层时，在该防腐层自然风干之前，停止其他工程的施工，降低对防腐效果的影响。防腐层施工前，通过喷砂对石油管道的表面的锈渍进行处理，降低表面的粗糙度。为了达到除锈的效果，喷除锈一天后，可均匀地在管道表面涂装底漆。采用纯厚度0.1毫米的玻璃布平整地缠绕于管道外层，再用面漆将遮蔽玻璃布的网眼，达到防腐的效果。随着防腐技术在石油管道中的应用，一方面，可以提高管道的施工质量，延长管道的使用寿命；另一方面，可以有效解决石油运输中的泄漏问题，从而有效降低石油泄漏对环境的污染。
5.工程施工变更
石油管道施工过程中应尽量避免石油施工中的施工变更问题。然而，在实际施工过程中，受到质地条件、施工环境等因素的影响，往往会出现工程施工变更问题。因此，施工单位采取有效措施，对管道设计、施工等及时进行调整，掌握工程变更的原因。通过工程技术人员进行讨论后，施工单位召集施工人员对新的施工方案进行讲解，明确新的施工方向。不仅可以及时调整石油管道新的施工方向，还能保证管道施工的速度，提高施工人员的工作效率。
三、结束语
总而言之，现阶段石油能源成为促进我国经济发展的重要因素。石油管道在安装过程中，经常会遇到因环境，过程地点、材料要求、工程要求等复杂性、系统性的制约和影响，因此，石油管道安装过程中，应充分考虑到安装的环境，严格按照安装图纸，提高管道安装的质量。同时，也要提高焊接人员的素质水平，定期对其进行知识和技术的考核严把安装上的技术难关，及时解决施工中出现的焊接、阀门等方面的问题，提高其安全性能。
参考文献
【关键词】油气管道；焊接；工艺技术；质量；控制
当今世界，随着经济社会的发展和科学技术的发展，我国化学工业等也出现了空前的发展，作为化工技术之一的油气管道焊接技术也得到了迅速的发展，这就为油气事业发展奠定了坚实的基础，尤其是在我国，由于地区发展的差异性，导致了目前存在油气的分布地区和消费市场出现不均衡的现象，油气矿藏主要在北方地区，而主要的消费市场却是在南部人口相对密集的地区，这就给石油的运输事业造成了很大的挑战。对于运输方式的选择，具有经济、能大量运输且安全的管道运输成了运输方式的首选，而在油气的管道运输时焊接工艺技术也显得尤其重要，据此，中石化综合考虑各方面因素后选择了比较科学合理的油气管道焊接工艺技术及质量控制方法。
一.油气管道焊接工艺技术
1.1油气管道现场焊接施工的特点
目前由于基于环境、油气藏储等特点的综合考虑，油气的开采地点条件都是比较恶劣的，气候条件恶劣、油气所在周围的地理状况不尽人意等。同时，为了提高工作效率，经常在现场采用的是口器进行管口组对，这样的技术对施工的难度增大了很多。而且，许多输送用的管道都存在热胀冷缩的自然现象，这些问题的存在都给油气管道现场焊接施工技术带来了很大的挑战。
2.2、油气管道施工焊接工艺
中石化从建立以来，尝试了很多种油气管道焊接工艺。这些尝试的油气管道焊接工艺一开始主要是以手工焊接为主，它主要包括低氢型焊条手工电弧焊向上焊技术、纤维素焊条和低氢型焊条下向焊技术，这些技术都有其各自的特点。通过随着我国管道焊接工艺的改进和革新而不断地尝试，目前，中石化管道焊接的技术主要是以STT半自动焊接技术为主，同时，使用较多的还有手工下向焊、全自动下向焊和组合焊等多种焊接方法。下面，我们分别对这几种焊接技术进行简单介绍。首先，STT半自动焊接技术，这是一种以CO2为保护气体焊接的技术之一，主要通过控制电流和电压，使熔滴过渡更加容易成型，从而使焊接过程更容易、稳定，也正是其相对简便、容易的优点使得这个技术成为中石化的主要应用技术。其次，手工下向焊接技术，这种焊接方法是通过手动来控制的焊接工艺，根据它焊接的顺序，可以把油气输送管的不同焊接部位称为根焊道、热焊道、填充焊道以及盖帽焊道，这个焊道的间隔时间要求大于6分钟，为了使输送管道的外形更加好看，同时减少表面的粗糙度，这种焊接技术通常应用的是来回摆动的焊接手法。然后，全自动下向焊技术，这个技术主要是通过利用电弧来使相连接部位的焊丝和钢管熔化，从而达到焊接的目的，在这个过程中，不需要人为的进行工具的输送，主要通过自动化的装置来达到这个目的，全自动下向焊接技术目前的应用也是比较广的，因为它的焊接效率比较高、而且其工艺的技术要求相对于其他工艺也较低。最后，组合焊接技术，这是一种融合多种焊接工艺来完成一个管道焊接的焊接技术，这种技术可以集几乎所有焊接技术的优点于一身，但是，相对而言，其工艺的技术要求就比较高，对焊接的条件要求也比较高。总之，各种焊接技术都有其各自的优点，需要采用何种焊接技术，还要根据具体情况综合考虑。
二.油气管道焊接工艺的质量控制
油气管道焊接工艺成功的关键主要还在于其对质量的控制，正所谓质量是所有焊接工艺投入使用的保障，深谙这一道理，中石化在油气管道焊接工艺的质量控制上也采取了相应的措施。
首先，无规矩不成方圆，中石化建立了相对比较完善的油气管道焊接工艺技术的管理制度和施工的操作标准。这些要求和标准的设计是根据具体情况不断在实践中进行总结和改进而得到的相对完善的。同时，相应的规章对所有的工作人员也提出的行为规范的要求，在操作的时候，工作人员必须严格遵守这些。其次，在正式开始施工之前要将所有的准备活动做充分，比如，检查焊接口，并且保证其处于50毫米内的清洁范围；对焊接需要预先加热的材料进行预热处理；还有，对焊接工艺开始需要用到的所有的材料进行检查，材料的型号必须符合质量可靠保障的要求。其次，在油气管道的焊接过程中，工作人员的操作必须严格遵守之前所指定的操作要求，做到细致认真，尽量将操作失误率降低到零，尤其是在焊接过程中对于电流的控制，不能过大也不能过小，否则都会对焊接的成功与否造成很大的影响。另外，在油气管道焊接工艺结束以后，还要对焊接的组队间隙进行检查，着重要检查的就是焊接的间隙大小是否符合要求，间隙过大过小都会影响到焊接工艺的质量，这个缝隙的大小一般要求在1.5毫米以内。
三.总结
基于目前油气需求量的增加及其运输的特殊要求，经济、安全、输送量较大的管道输送技术已成为油气输送的首选运输方式，而在这个运输方式中油气输送管道的焊接工艺发挥着极其重要的作用。中石化也深知管道焊接的重要性，所采用的管道焊接工艺技术都是目前国内运用比较广泛，技术含量比较高的技术，比如组合焊，手工下向焊等焊接技术。同时，为了保证油气管道焊接技术的质量，中石化也做出了比较合理的管理措施，通过制定总体的管理制度，科学地从焊接施工前、焊接施工过程中、焊接施工结束后对焊接施工进行了相应的管理。当然，目前无论是中石化还是全国，对于油气管道焊接工艺技术及其质量控制的方面距离国际水平还有一点的距离，但是，相信在不久的将来，我们一定能走到国际领先水平。
参考文献：
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[2]常小芳. 管道焊接工艺技术及质量控制措施探讨[J]. 电子制作，2015，07：220-221.
[3]姬玉媛. 高压天然气管道焊接工艺选择及质量控制[J]. 油气田地面工程，2015，01：62-63.
关键字：大口径管道；特点；稳定性
中图分类号：TE973 文献标识码：A 文章编号：
随着技术的进步和石油化工产业的发展，国内石油化工装置的规模逐步增大，单套炼油装置
的产能已达到千万吨级规模，乙烯装置的产能也达到了百万吨级规模。石油化工装置的大型化带来了连接设备的管道直径不断扩大，如10 Mt／a常减压蒸馏装置的减压转油线直径达DN4 000，1 Mt／a乙烯装置的裂解气总管直径达到DN3 000，做好大口径管道的稳定性设计是保证装置长周期安全运行的条件之一，因此做好大口径管道设计是实现石化装置大型化必须研究的课题之一，文章结合西气东输管道对低压大口径管道的稳定性设计进行了阐述。
西气东输管道通过三山一塬(吕梁山、太行山、太岳山、黄土高原)、五越一网(中卫黄河跨越、延水关黄河穿越、郑州黄河穿越、淮河穿越、长江穿越、江南水网)是本工程所通过的具代表性的难段和难点。西气东输管道干线共设工艺站场35座,线路截断阀室137座,其中压气站10座(燃驱压气站6座、电驱压气站4座)。
1大口径管道的设计建设特点
结合西气东输管道工程建设的体会,对于口径大于DN700 mm的管道设计、建设一般应遵循管道建设与地形有机结合、局部地形服从管道建设要求的思路,具体有以下特点和要求。
1、1 管径大、单位长度的管道建设费用高
对于西气东输工程DN1 000 mm的管道建设,由于管径大、管材耗量大、施工工艺要求高,其单位长度的管道综合造价高,一般可能达到400~700万元/km(具体费用与管道经过地区的地形、工程地质条件、管道壁厚、特殊地点的处理要求有关)。因此,在线路走向的确定中需要进行认真的优化比选,以方便施工、保证管道安全、节省工程投资。
1.2 管径大、单管重量大,管道运输、布管需要采用机械化完成
对于西气东输口径为DN1 000 mm的管道,其单根钢管的重量达到413~715 t,若采用以往常用的小型机具、特殊地段人工抬管等方式无法满足管道运输、布管的要求,故必须采用大型机具完成。在采用机械完成管道运输、布管的前提下,管道施工对运输道路、施工作业带的宽度、坡度等提出了新的要求。
1.3 管道组焊方式先进、作业带较宽
大口径管道的焊接一般采用半自动、自动焊两种方式。
焊接机组一般分为小机组、大机组两种;管道组焊方式分为沟下组焊、沟上组焊两种形式。各种组焊方式对施工作业带的要求各不相同,一般情况如下:
a)半自动焊接一般适用于地形起伏较大、施工条件较差,或全自动施工机具不足情况;半自动焊可以采用沟下焊接、沟上焊接两种方式。
施工机具(包括焊接机组的所有机组)的最大爬坡能力为250的长斜坡。
当采用沟下焊时,其施工作业带要求的最小宽度为12~15 m;当采用沟上焊时,其施工作业带要求的最小宽度为28 m。
沟下焊接比沟上焊接的效率低,不需要多台大型吊管机进行连续下管,但管沟开挖需要提前完成。
b)全自动焊接一般应用在平原地区,其管道施工的效率高,但对施工机具的配置要求也较高。全自动焊接应采用沟上组焊,施工作业带的宽度要求为28 m。
1.4 局部地形服从管道建设需要,减少弯头、弯管的使用
大口径管道运输、布管、施工都必须采用机械化作业,从满足管道施工的具体需要出发,必须树立管道建设与地形有机结合、局部地形服从管道建设需要的指导思想。
a)对于平原、地形起伏较小地区的管道建设,其自然地形一般都可以满足管道施工机具通行的需要,故地形与管道施工的矛盾并不突出,弯头、弯管的使用数量较少。
b)在地形起伏较大地区的上、下地段,自然地形的坡度可能存在大于管道施工机具通行要求的情况,一般需要分以下两种方式进行处理:
(a)对上、下坡段,按照施工机具通行的要求坡度进行放坡处理,以满足施工机具连续通行的需要,其放坡处理的宽度按照施工作业带的宽度要求确定。
(b)部分上、下坡段进行局部削方处理后,采用特殊方式进行局部困难段的施工,不再考虑施工机具的连续通行。局部削方的宽度一般按照特殊施工方式的需要确定。
(c)在地形破碎、频繁起伏地区,为了满足施工机具连续通行施工的需要,对沿线的陡坎、陡坡全部进行放坡、削方处理,其削方处理形成的坡度满足施工机具通行的需要,削方扫线的宽度按照施工作业带的宽度要求确定。同时在征得环保、水保部门同意后,采取相应的工程处理措施。
c)地形复杂地区弯头、弯管的使用数量较大。除了水平转角的热煨弯头使用外,若不考虑大口径管道施工的特点,只参照自然地形,按照常规设计必然带来弯头、弯管用量大的问题;若考虑管道施工特点,结合施工作业带的形成而考虑弯头、弯管使用时,其实际需要量将大幅度地减少。
1.5 管道施工、运行管理对道路的要求高
大口径管道的运输、施工,以及管道建成后的运行管理对管道沿线的道路条件提出了较高的要求。对于管道沿线交通情况差、无公路地段,需要建设管道伴行道路以满足管道建设和运行管理的要求。管道的伴行道路建设应结合管道建设、运行管理的需要综合考虑确定。伴行道路的建设一般分为以下两种方式:
1.5.1 远离管道的伴行道路
对于大段无公路或道路路况较差的地段,管道运输十分困难,从现有公路至管道沿线堆管场之间的道路,需要进行新建、整修、扩建处理。
这种伴行道路主要用于管道建设中的管道及大型机具运输,同时今后管道的运行管理也可以进行选择性利用。从满足管道集中运输、今后管道维护的需要考虑其建设标准,一般可参照四级公路标准,结合管道运输对转弯半径、纵向坡度的要求确定。
伴行公路距离管道中线较远处建设时,其道路一般作为现有道路与施工作业带的沟通道路使用,与管道施工作业带不发生交叉干扰,与管道建设没有明显的矛盾,这种道路由于管道建设使用完成后一般都缺乏进行常年的维护管理,后期运行使用困难矛盾突出。
1.5.2 与管道并行的伴行道路
对于与管道并行的伴行道路建设主要是为无公路、特殊困难地段的管道施工提供条件,同时方便这些困难地段的运行管理。这种伴行道路在很大程度上具有施工便道的特点。
当伴行道路临近管道建设时,伴行道路走向与管道交叉频繁,由于伴行公路建设标准与管道施工作业带走向及允许坡度差异大,相互干扰、影响的矛盾十分突出,需要协调处理。
2管道失稳的理论公式
对于圆柱形壳体，利用弹性理论可推导出应变和位移的关系，得到力和力矩与挠度关系的一组方程式。Strum利用图力系建立了承受外部压缩力的圆柱形壳体的失稳特性，同时还建立了平衡方程式，最后得出圆柱壳失稳的四个基本微分方程。针对横向均匀受压、横向和轴向均匀受压、轴向受压推导出如下理论公式。
2．1 仅横向均匀受压
根据端部简支的边界条件得出：
Pcr=KE（t/DO）3 (1)
K=K1+K2(D0/t)2 (2)
2．2仅轴向受压
根据端部简支的边界条件得：Pcr =0．06Et/r
2．3横向和轴向均匀受压
根据端部简支的边界条件得：Pcr=KE（t/DO）3
2．4静载荷引起的应力
双简支梁简图见图3，则简支梁中最大弯矩为：Mmax=qL2/8
抗弯模量：ω=π（R03Ri4/R0）/4
考虑管道上其它载荷，则当在热载荷的作用下σ应取工作状态下的压应力。
2．5判别标准
由于实际情况下管子存在椭圆度或其它缺陷，一般地管道的纵向应力应小于临界纵向应力，
才能保证管道的运行安全，所以取一定的安全系数，按标准GBl50--1998钢制压力容器规定取安全系数M=3，则σ≤σcr/3
3加强圈的设计
加强所需惯性矩按以下步骤确定：
(1)根据圆筒的外压计算，D0，Ls和t为已知，选定加强圈材料与载面尺寸，并计算主横截面面积As和加强圈与简体的综合惯性矩Is。
(2)用下式计算B值B= Pcr D0/(t+As/LS)
(3)查B值与设计温度关系图，找到按式A=1.5B/E计算出的B值，找到B值与该设计温度下材
料曲线的交点，并从该交点垂直移动至图的底部，读出A值。
(4)按下式计算加强圈与圆筒组合段所需惯性矩。
I=D20Ls(t+AS/LS)A/10.9
(5)Is应大于或等于I，否则须另选一具有较大惯性矩的加强圈，重复上述步骤，直到Is大于I
为止。
结语
随着我国经济技术的高速发展，我国的石油化工产业也有了大步的发展，要实现油气的安全运送就必须做好低压大口径管道的稳定性设计。
参考文献：
关键词：特殊地形；管道施工；影响
随着管道建设的不断进步，施工技术已经从原本的三脚架吊管、人工挖沟等方法演变为吊管机、挖沟机等先进设备，极大的提高了管道施工的效率。而在一些特殊地形条件中进行管道施工时，经常会受到外界环境的影响，降低了管道施工的质量，因此必须要提出在特殊地形中施工的科学的施工技术，针对具体问题采取有效的解决方案，提高施工的质量。
1.沙漠地区
在油气管道施工的过程中，不能避免的会在沙漠地区进行，而且距离也比较长，对于沙漠地区中的管道施工问题主要分为以下三点。
首先，沙漠中的风沙会对施工中的设备造成一定的损伤，导致汽缸、活塞涨圈出现极大的磨损。所以，要适当的在施工设备上安装空气净化器，并经常性的进行检修。
其次，沙漠地区地基的承载能力比较差，在使用大型机械吊管入沟时会造成管沟的塌陷，对施工安全造成一定的隐患。所以要采用施工时要采用双侧沉管下沟的方式，其优点在于一方面能够预防施工安全问题的出现，另一方面还能达到设计的标准深度。
最后，沙漠地区的抗剪强度比较小，地质条件比较复杂，在运输的过程中比较困难。所以在沙漠地区进行管道施工时，运输的车辆必须要保证轮胎的宽度，最好为四轮驱动的高架车辆。目前我国在沙漠进行管道施工时都是出租车辆来进行管道的运输，一次只能运输一根，运输费用也比较高；还有一种方法就是采用宽履带设备牵引托管爬犁运输管道，这种方法的运输效率比较低。综上所述，必须要依照实际情况，使用成本低、体积小、操作灵活的运输车。
由于沙漠地区的地基比较松散，在开挖之后很容易出现坍塌的问题，可以采用装设压实装置的导链式挖沟机械，先压实地基然后再继续拧开挖，保证沟壁的整齐，开挖的深度为2米，宽度为3米。
2.山区岩石地段
山区岩石地区都是体积较大的岩石，因此必须要进行管沟回填细土，而我国面对这个问题时，对于无回填细土的岩石区域，先筛分细土，如果不能筛分细土就从别处进行运输；岩石粉碎机的效率较低，最好的岩石粉碎机出料10毫米时生产能力才能达到35m3/h，而实际施工的要求要得到300m3/h。而国外对于这个问题通常会去当地的细土处理厂购入细土，但有时会因为距离较远，导致运输的效率较低。
所以对于山区岩石地段的管道施工，必须要应用具有岩石破碎功能的管沟细土回填机，这种回填机的体积比较小、工作效率高、操作简单，另外爬坡的能力也比较高，能够在一些施工范围较小的地区继续拧岩石破碎和管沟回填工作。
3.山区管道
山区管道在施工的过程中由于其施工条件恶劣，附近人烟稀少，容易发生是工程车辆溜坡的情况，尽管拉下刹车和放置枕木能环境这一情况，可是对于一些坡度较大的山区这两种方法并不能起到较好的防治工程车辆溜坡的情况。针对这一问题，需要在山区管道施工的过程中保证工程车辆的安全，其中的重要技术就是可折叠式液压防漏车装置，然后在工程车辆停稳的时候放在车辆的轮胎处，这样能有效的防止过程车辆溜坡，也能保证施工过程中的安全性。
我国在对石方工程机械的研究上并不深入，和一些先进国家相比还存在着一定的差距，需要进一步完善这一技术。在我国山区管道施工设备的研制上需要充分借鉴国外的先进经验，不断提高我国自动化技术水平，这样才能让我过综合机械的可靠性和技术性上都有明显的进步。在国外的一些先进设备中，具有代表性的主要有德国的岩石挖沟机、美国的筛分破碎铲斗、意大利的自行式管沟稀土回填机等。从国外的这些设备中可以看出，在山区地段专用的施工机械能极大程度上提高山区管道的施工效率，也能保证施工过程中的安全，另外其中的岩石粉碎、细土回填等功能也能减轻工作人员的工作负担。
4.沼泽和冻土融化地区
沼泽地段的地形特点有其自身的特殊性，施工机械在进出场和转场上都存在一定的难度，致使管材运输困难，管沟难以成型。所以在对沼泽地区的管道施工中，我们会依据现场的实际情况挖明沟排水，作业带晾晒，正常组队焊接，沉管下沟，来保证施工的有序进行，系统的施工方法还有待于进一步总结。
在冻土融合区域，一些大型机械设备的进入会致使地面返浆，进而给管道施工和管道设备运输转场造成了不同程度的影响、在此区域进行施工时，一般在进入段会采用沙石、木板来设置伴行路，来实现施工设备的强行开入，一旦车辆遇到问题沉陷则利用其它车辆将其推拉而出，车辆则可以继续前进，但从这一过程也可以看到，这种施工方法受客观条件影响较大，容易频繁出现突发事故，工作效率自然也没有保障，会导致施工成本的增加。
拉管法：在沼泽中打通一条航道，然后把用混凝土做保护层的长管放在岸上，拉管时配上浮筒，在船上开展焊接施工；然后拉入沟中拆除浮筒，这时管道就会降到沟底。但是这种方法的缺点在于成本较高、施工效率比较低。
推管法：建造一个管道下水甲板，也可以建筑一个安装好设备的图平台，在平台上进行管道的各类施工作业，然后把管道固定在浮筒上，锚固在地上的绞车上，最后从平台上推出。推管法的特点在于不需要交通河道，施工不会受天气的影响，另外焊接的质量也比较高。
5.总结
综上所述，在特殊地形条件中进行管道施工时存在很多问题，因此必须要创新施工的技术，以特殊地形为基础，汲取国外相关的先进技术，不断研究出更多适用于特殊地形施工的设备；同时也要提高施工人员的专业技能和个人素质，尽最大的可能提高在特殊地形中管道施工的质量，保证油气运输工作的顺利开展。
参考文献：
[1]江勇，张宝强，陈娟，张国权.特殊地形地貌对管道施工的影响[J].管道技术与设备，2011，（03）：40-41.
本文主要就输油气管道的具体功能和工作特点进行分析，对输油气管道自动化系统中一些比常见的问题和气管道维护管理工作中存在的重难点进行探讨，以期提高输油管道自动化系统整体的工作效率。
关键词：
输油气管道；自动化系统；维护与管理
确保石油的安全运输是现代石油行业高度关注的话题，其中最为常见的运输形式是油轮运输，油轮运输范围虽然比较广泛，但是运输的成本却非常高，而且运送量也比较有限，对油轮的各项功能也有着非常严格的要求。而管气道运输与液化资源运输相比就有了明显的优势，在管气道运输中，主要是采用铺设高性能的管道系统，构建出一个将产油地作为运营中心，可随时向保需求地区传输原油的网络结构，不但可以加大石油运输量，还能让弹性运输方案得以顺利实施，提高石油运输的安全性，在现代石油运输业中得到广泛运用。
1输油管气道自动化系统概述
在我国，输油气管道系统是一种非常重要运油方式，其即要面临海量的原油运转问题，还必需对各炼油厂炼油炼油的计划和原油库存量进行全面的考虑，因此，需要输油气管道自动化系统拥有强大集成化功能。（1）石油运输企业应该提前依据原油的产量对管气道的运输量进行合理的编制，根据行业内部对库存的要求，运用智能化的决策系统对管气道的输油量进行实时的监控。（2）输油管气道不但要运输原油，还面要随着石油工业各类产品的运输任务，因此，就需要每一段管气道须对多中产品进行运输，且把产品的输安全送到指定地点，这个任务目标对于管气道的需求与铁路系统非常相似，都被称之为均单向性运输模式。（3）如果管气道运输产品的过程，具体任务下达的不够明确或下达的任务时发生误差，很容易致使用各种各样的石油产品出现混合，严重者还有可能会引起爆炸，给石油企业带来了巨大的经济损失，因此，输油气管道自动化系统的任务是一项非常艰巨的任务。（4）根据地理环境和气候环境的差异，应该在路段不同的输油管气道中对已经设定的输送泵功率进行调节，以此来控制管气道的输送速度，并且根据各类石油产品的需求差异，给予石油产品适当的降温和加热处理，防止石油产品发生冷凝堵塞或者因为温度过高而发生爆炸[1]。
2维护管理中的常见问题
2.1管道的性能问题输油管道本身的可靠性与稳定性是确保输油系统实现自动化的基础前提，但就目前而言大部分的输油管气道的性能都还无法达到标准的要求，导致这情况主要原因包括以下几个方面：（1）就制造方面而言，输油管气道经常要经过极寒、酷热以及高腐蚀下等昨杂多变的地下环境，这一情况要求制造出来的管气道必须能够适应各类残酷的工作条件和环境，这一点对专项研究和制造成本来说都是一个很大的挑战。（2）性能不一样的管气道其保养的方案存在很大的差异，这一点大幅度的增加了管道的保养向维修难度，因此，造成很多管道由于保养与维护不当，在运行时发生泄漏、环境污染及产品变质等情况，严重还可能会引起安全事故。
2.2操作管理方面的问题近年来，虽然大部分的输油管道系统都已经实现了自动化控制与管理，但有一些非常重要的核心环节，还是需要人工操作才能实现，这些操作就是最容易发生问题的环节，如操作人员出现操作失误，致使输油管道计量失去准确性与真实性，管道发生憋压、储油罐冒顶等问题。此外，操作人员的预判出现错误、排工作运输设计的不合理及安装操作不正确等原因，都会对输油管气道正常运输造成影响。
2.3系统升级问题在我国，大多数输油管气道都已投入运行了很多年，虽然当前在一定程度上受到了市场竞争压力的影响，许多石油企业都管道系统中的一部分管道网络和核心控制元件系统进行了更新，但是系统集成低、设备老化以及自动化水过低等现象依然普遍存在，如果石油运输企业不能大幅度的升级和换代输油管道自动化系统，就极有可能会致使输油管道系统失效或者失稳。
3输油管气道自动化系统的维护和管理对策
3.1完善设备构造，制定科学的维护方案（1）针对当前输油管道自动化系统的普遍老化现象，石油运输企业应该对系统的各项功能进行及时的评估，并对自动化系统的核心设备进行及时升级和更新，对现代化新型的自动化管控设备进行合理运用，这样一来不仅能够确保管气道自动化系统的运输效率，提升自动化管理的水平，还能减少管道系统发生故障机率[2]。（2）对原来的维护模式进行合理的改善，定期对管气道本身和控制系统进行适当的故障排查，延长管道系统的使用年限，以早发现、早预防及早处理为基本原则，确保管气道自动化系统可以稳定安全的运行。（3）加大资金和人力的投入进行设备研发与设备改造，推动新型输油管道自动化系统的研发和运用。
3.2一体化自动化管护系统的构建传统输油管道系统管理针对的是的石油运输过程，并不重视上游企业和炼油产的关系。但随着物流运输和库存管理地位的日益突显，输油管气道自动化系统必须要对两者进行充分的的考虑，根据上、下游石油企业拟定的生产规划，制定出科学的输油计划，将管气道运输具备的优势充分的发挥出来，确保管气道运输的价值得到最大限度的发挥。此外，石油企业还应该对各方的资源优势进行充分利用，确保各方优势资源之间的互补，进而获取最有效的信息数据，为输油管道系统运行决策和管理提供科学依据。
3.3完善责任与维护管理机制（1）对各个部门的职能与责任进行明确，采用专业水平较高的管理团队，建设出一支分工明确，功能齐全的专业管理队伍，根据输油管气道的具体运营情况，制定出科学、合理的运输方案，并且对管气道动输的整个过程进行合理的撑控。（2）科学的进行维护和管理，采用内部与外包维护相结合的管理模式，输油管气道网络的线路一般都比较长，会分布在多个国家与地区，因此，石油企需要对当地的维护资源进行合理的利用，以便遇到突发的运输状况时，在最短的时间对管气道进行维护管理。（3）提高管气道自动化系统维护与管理的规范化和标准化，构建科学的监督与考核机制，对责任划分和验收机制进行合理的运用，全局掌控管气道维护管理过程中的各个细节，从根本上提升输油管气道自动化系统的管理效率。
4结束语
总之，输油气管道的自动化系统在现代输油气管道运输过程中有着至关重要的作用，因此，石油企业必须对输油管气道的自动化系统进行科学的管理和维护，针对输油管气道自动化系统中一些比较常见的问题，采取正确的处理措施，以提高管气道自动化系统的运行效率，确保自动化系统能够安全、稳定的运行。
参考文献
[1]宋小鸥.油气管道自动化系统架构调研[J].化工管理，2015，12（18）：140.
