施集散控制;5)形成大型供气系统;6向极地海洋延伸。 2. 液化天然气(LNG) liquefied natural gas 制备：液态储运即液化天然气(LNG)储运方式,利用经过净化天然气的压力经膨胀机制冷使其液化(若压力过低，需加压),制冷温度-80～-90℃,在LNG装置中使用液氮补充冷却,将其降至-163℃成为液化天然气,实现液态输送。
关键技术:预处理、液化及储存、液化天然气的气化、冷量回收及安全技术等。 LNG链:开采、液化、LNG运输、LNG接收与气化、外输管线、最终用户组成。
优势：1体积缩小620倍,便于运输; 2代替深海,地下长输管道省投资,降成本; 3超过3500km后船运占优势; 4有效回收边远、零散天然气; 5投资省,在等热能储气规模下LNG储罐与管道储存设施相比,占地少,工期短,受地质条件约束少;
物性:无毒,无色,无味液体;-163℃密度450~470;燃点650℃;爆炸限4.7％~15％
应用:1供城镇居民; 2远离气源且管线未到地方; 3城市燃气调峰; 4优质汽车燃料;5发电,特钢等提高质量; 6冷能发电,分离空气,制干冰等,间接冷冻食品,低温医疗等。 3. 压缩天然气(CNG)管束容器储运compressed natural gas
制备(新西兰): 20～25MPa压缩存储高压钢瓶中,降温至5℃,充入“管束”内径为152.4mm (高级钢管组成)容器中,在0.135 MPa释放,净储气量为210V/V～280V/V。
优势:与运距在1000km以上管道或LNG相比,具有竞争力;灵活性强，投资少；使不能管输天然气得到有效的利用,方便未铺设管道边远地区,补充城市管道供气不足。
不足: 1高压储存增加储气密度; 2建立专门高压加气站,配备多级压缩系统,投资大; 3器壁厚,自重增加,运费大; 4高压储罐制作,维护费用高; 5高压储气安全隐患多。
应用: 1清洁汽车燃料; 2气源; 3应急供气手段; 4气量不大，用户距气源较远情况。 4. 天然气水合物(natural gas hydrates)
物性: 雪花状晶体,笼型多面体结构,密度0.88~0.80g/cm3,含天然气164~220m3/m3。
制备：在3~5Mpa,2~6℃下,水与气充分接触逐渐生成水合物,经过三相分离及脱除游离水,制成干水合物,可在接近常压与-40℃下长期稳定储存。
性质：提高压力,温度也可提高,储存压力3~6Mpa,储运温度为0~8℃。减压或增温。 优点: 与LNG相比,生产,储运,装置与工艺简单，综合成本要比LNG低24％。 5. 吸附天然气(ANG)储存adsorbed natural gas
制备: 在储氢技术思路上开发,借助罐内活性吸附剂,利用巨大内表面和丰富微孔结构使天然气在较低压力下(3~4MPa)以较高密度(180V/V~240V/V)储于钢瓶中。 技术:优良性能吸附剂筛选与开发;吸附剂储存容器结构设计。
优点:单级压缩,储罐形状和用材选择余地大,质量轻,压力低,使用方便,安全可靠,ANG是最经济方法,总费用仅为CNG一半,吸附剂可重复使用。
难题: 1)高效专用吸附剂的投资大; 2)吸附剂性能影响实际储气量; 3)用后吸附性能下降; 4)自重增加; 5)储气过程中释放热量产生的高温存在安全隐患; 6)重组份的滞留。 二、几种运输方式的比较
1 管道输气是最主要方式，适应范围广，特别适用于长距离、大运量运输。
2 具备海运条件,运距很长,LNG优于管道。超过7000 km时,惟一经济运输方式。 3 LNG,CNG内陆运输是管道有益补充,主要适用于运量较小和分散供气的情况。 4天然气水合物NGH输送方式的技术不十分成熟，但具有发展前景 三、管输天然气储运系统
天然气储运系统是由气田集输管网、气体净化与加工装置、输气干线、输气支线以及各种用途的站场所组成。它是一个统一的、密闭的水动力系统。如下图所示。
4
天然气储运系统示意图
1－井场；2－集气站；3－天然气净化厂和压气站；4－到配气站的出口， 5、6－铁路和公路穿越；7－中间压气站；8－河流穿越；9－沟谷跨越；
10－地下储气库；11－阴极保护站；12－终点配气站
四、站场的种类与作用
1、 井场：设于气井附近，从气井出来的天然气，经节流调压后，在分离器中脱除游离水、凝析油及机械杂质，经过计量后送入集气管线；
2、集气站：将两口以上的气井来气从井口输送到集气站，在集气站内对各气井来天然气进行节流、分离、计量后集中输入集气管线。
3、压气站：分为矿场压气站、输气干线起点压气站和中间压气站。当气田开采后期（或低压气田）地层压力不能满足生产和输送要求时需设矿场压气站，将低压天然气增压至工艺要求的压力，然后输送到天然气处理厂或输气干线。天然气在输气干线中流动时，压力不断下降，需在输气干线沿途设置压气站，将气体增压到所需的压力。压气站设置在输气干线的起点则称为起点压气站，设置在输气干线的中间某一位置则称为中间压气站，中间压气站的多少视具体工艺参数情况而定。
4、天然气处理厂：当天然气中硫化氢、二氧化碳、凝析油等含量和含水量超过管输标准时，则需设置天然气处理厂进行脱硫化氢（二氧化碳）、脱凝析油、脱水使气体质量达到管输的标准。 5、调压计量站（配气站）：设于输气干线或输气支线的起点和终点，有时管线中间有用户也需设中间调压计量站，其任务是接收输气管线来气，进站进行除尘，分配气量、调压、计量后将气体直接送给用户，或通过城市配气系统送到用户。
6、集气管网和输气干线：在矿场内部，将各气井的天然气输送到集气站的输气管道叫做集气集网。从矿场将处理好的天然气输送到远处用户的输气管道叫输气干线。在输气干线经过铁路、公路、河流、沟谷时，有穿越和跨越工程。 7、清管站：为清除管内铁锈和水等污物以提高管线输送能力，常在集气干线和输气干线设置清管站，通常清管站与调压计量站设在一起便于管理。
8、阴极保护站：为防止和延缓埋地管线的电化学腐蚀，在输气干线上每隔一定距离设置一个阴极保护站。
§1.3 输气管道发展概况 一、输气管道的分类、组成及特点
管道输送是天然气的主要输送方式之一，从油气田井口到最终用户，历经矿场集气、净化、管道、压气站、配气站以及调压计量等形成了一个统一的密闭的输气系统。输气管道一般按其输送距离和经营方式及输送目的分为三类：一是属于油气田内部管理的矿场输气管道，通常称为矿场集气管线；二是隶属某管道输送公司的干线输气管道，通常称为长距离输气管道；三是由原城市煤气公司或其他燃气公司投资建设并经营管理的城市输气管道，通常称为城市输配管网。
1. 矿场输气管道
矿场输气管道由采气管线和集气管线组成。根据气田构造、规模及气井分布等可布置成直线或
5
树枝状、环状和放射状管网，其特点是：
（1）输送介质大多为未经净化或净化程度低的原料气。原料气中含硫、水、二氧化碳等杂质较高，腐蚀性大。
（2）输送距离短。一般只有几公里至几十公里，也有一些由油气田企业内部管理的输气管道直接输送到附近城市或化工厂等，如辽宁盘锦—沈阳新民输气管道，距离稍长一些，但一般中间没有增压站，也只有一百多公里。
（3）管径小。一般在DN100～DN300，由油气田企业内部管理的直接输送到附近城市或化工厂的输气管道，管径一般多用377mm、426mm或529mm。
（4）压力变化大。开采初期井口压力可能高达10MPa或者更高，随着地层压力的降低，到开采后期可能降到1.0MPa，甚至0.1～0.2MPa。
（5）集输系统流程复杂。包括矿场集输管网流程和矿场集输站场工艺流程。
2. 干线输气管道
干线输气管道主要由线路和输气站组成，线路包括沿线截断阀、阴极保护站，输气站包括清管站（《天然气输气管道工程设计规范》GB50251-94规定清管站应建在输气站内），其它还包括通信、自动监控、道路、水电供应、线路巡检维修和其它一些辅助设施和建筑，对于采用低温输送工艺的管道，还应有中间冷却站。
干线输气管道是连接矿场集气系统和城市门站（或配气站）的纽带，将经过矿场处理后的洁净的天然气送往城市。与矿场输气管道与城市配气管网相比，其具有输送距离长（从几百公里至几千公里）、管径大（一般在400mm以上，最大可达1420mm）、压力高（操作压力在4.0～10.0MPa）的特点，而且与其它输送方式或其它如油品等长距离输送管道相比，长距离输送天然气管道还具有如下特点：
（1）这是一个复杂的动力系统，运送量大，管道绝大部分埋设于地下，占地少，受地形地物及恶劣气候影响小，能够连续运行，再加上运送介质本身就是很好的动力源，可以靠消耗自身克服摩擦阻力将天然气运达目的地，所以是目前最有效、最大规模的运输系统，甚至是大量输送天然气的唯一有效办法。
（2）从采气、净化、长输到城市供气各个环节，形成了一个密闭系统，上下游之间紧密相连而又互相制约，一方面便于管理和易于实现远程集中监控，另一方面又存在着矿场天然气生产的相对稳定与城市用户用气的不均衡性之间的矛盾，作为中间环节的长输管道，要解决好这一矛盾，其设计和运行管理要比矿场和城市输气管道以及原油管道更复杂。
（3）市场经济决定了要建设一条长输天然气管道，要考虑一条管道为几家油气田服务，天然气的用户也要照顾沿线途经的城市、城镇或地区，以图取得最大的经济效益和良好的社会效益。由于中间有数个进气点和分气点的存在，再考虑中间进、分气量的波动性和不均衡性，对确定线路走向、管道设计和运行管理工作要求更高。
（4）同油田类似，气田的开发与开采也存在近期和远期的问题，近期产气量少而地层压力高，远期产气量多而地层压力低，与输油管道不同的是，在输气管道投产初期，可以在首站不设压缩机车间，而充分利用地层压力进行输送，对于远期提高输送量而地层压力低，是增设压气站还是建设复线或采用其他方案，在管道设计时要进行严格的技术经济论证，确定最优建设方案。
（5）不同于油品或普通工业用品，天然气输送管道虽然输送的也是燃料、能量或化工原料，但它最主要的是担负着向某一城市或某些城市和地区的居民供气，涉及国计民生和千家万户，甚至社会稳定的问题，一旦中断，将影响所涉及的这些城市或地区的人民的正常生活秩序和工业生产，因此必须保证安全、连续、可靠地供气。这要在设计和管理上采取特别有效的措施予以保证。
（6）天然气长输管道输送压力高，介质易燃易爆，与输油管道的安全性质完全不同，输气管道的损伤有可能引发爆裂或撕裂，这种事故会给周围居民和环境造成巨大破坏，而且难以短期修复。因此要求在管材的选用上要更慎重，管子质量把关更严格，尤其在管道施工全过程中，注意防止管子装卸碰伤和损坏绝缘层等，在焊接过程中防止产生裂纹，要更加细致地施工。从冶金、制管、勘察设计、施工和运行管理全过程中，建立完善的输气管道质量保证（QA）体系。
6
（7）长输管道要求有与之配套的通信、道路交通、水电供给等附属设施，在以电动机为原动机的压气站，电力供应必须保证万无一失，有线和无线通讯系统也是不可缺少的设施之一，是全线生产调度指挥的重要工具。随着天然气工业的迅猛发展，跨国、跨省跨地区的天然气输送管道正在建设或即将建设，这就要求如通讯卫星、微波技术以及局域网和广域网等这些更先进更完善的技术，应用到天然气长输管道的通信调度指挥系统和生产自动化的信息传输系统中来，确保管道连续、可靠和高效运行。
3. 城市输气管道
城市配气系统主要包括配气站、配气管网及支管、储气库和各类调压站所。它的任务就是从配气站（或称城市门站）开始，通过各级配气管网和气体调压所保质保量地直接向用户供气。
城市输气管道从城市门站开始，遍布整个城市和近郊，通常有树枝状和环状两种布置方式，以环状居多。其主要特点为：
（1）管径变化范围宽。小到居民进户的户内管为20mm，大到兼有储气功能的高压干环的1m以上。
（2）压力等级多。对于规模较大的城市，尤其是人口多、密度大的特大城市，配气管网多采用多级系统，这些管道按照《城镇燃气设计规范》（GB50028-93）根据压力高低分为五个等级：
高压 A级 0.8 （3）气体从高压力等级管网输入低压力等级管网必须经过调压，绝不允许不同压力等级的管道直接连通。 （4）城市配气管网的设计应遵照《城镇燃气设计规范》（GB50028-93）执行。 （5）如果城市或城镇敷设压力高于1.6MPa的燃气管道，称为超高压燃气管道，其设计应按照《输气管道工程设计规范》（GB50251-94）进行。 二、世界著名大型输气管道 （1）前苏联乌连戈依—中央输气管道系统。这是原苏联的两大天然气管道系统之一，堪称世界最大的天然气管道系统。全系统由6条输气干线组成，总长2万公里，管子直径为1020、1220和1420毫米。1981年开工建设,1985年投产,当年全系统输气量达到1800亿米3。其中最著名的干线之一当属亚马尔输气管道，是由前苏联出口到欧洲的德国、法国和意大利，全长9000公里，当时被称为“超大型”、“横贯大陆”的输气管道，直径1420毫米，工作压力7.5MPa，1982年10月动工，1984年4月投产，共用18个月完成，且当年达到满负荷运行，输气量320亿米3/年。该管线在原苏联境内4451公里，建设了41座压缩机站和两座冷却站，经西西伯利亚地区穿越水域945公里，穿越河流700余处，森林区2128公顷，以及永冻土区等，不论从施工难度，管口径之大，里程之长，压气站之多还是输气量，至今仍为输气管道之最。 （2）阿——意输气管道。这是一条跨国管道工程，又是一条跨洲际的管道，途径阿尔及利亚、突尼斯到达意大利。该管道是将位于阿尔及利亚萨哈拉大沙漠中的哈西迈勒（Hassi Rˊ Mel）大气田的天然气输至意大利北部的博洛尼亚（Bologna）。全长2506公里，管子直径分别采用500、1060和1220毫米，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，意大利半岛上3座。1976年开始动工建设，1983年初投产，年输气量125亿米3。该管道有两大突出特点：其一，这是第一条连接非洲与欧洲的洲际输气管道；第二，管道穿越地中海，创建了水深600米的海底管道，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（Trans-Mediteranean Gas Pipeline）”，开创了超常规深海管道铺设的先例，为深海管道铺设和向更深海域的管道铺设提供了宝贵的经验。 （3）横贯加拿大输气管道。总长8500公里，经过加拿大四个省，另又铺设一条复线，经北美大湖区向美国出口天然气。管线直径916毫米，操作压力6.9MPa，沿线设有46座压气站和两座移 7 动式压缩机组。该管线美国境内段1977年投产。整个系统实现了全盘自动化。 （4）美国东线输气管道。管径1022毫米，全长1337公里，操作压力9.88 MPa。1973年申请建设，直到1985年才建成投产，历时12年。 （5）加拿大阿恩莱斯输气管道。这也是世界著名的天然气管道之一，管径914毫米，全长3000公里，操作压力9.88 MPa。2000年10月建成投产。 （6）美、加合作阿拉斯加段输气管道。这条管道是一条对风险估计不足，而未能建成的管道，作为反面教材具有代表性。原名阿拉斯加公路管道，建设的目的是将阿拉斯加普鲁德霍湾的油气田，可采储量7360亿米3的天然气，经7728公里多条输气管道组合的管网输送到美国的中部和西部。原设计数据为管径1220毫米，输送压力8.66MPa，阿拉斯加段长度1176公里。1970年开始起步，经过5年的时间，研究将天然气的温度降至1.1～-17℃就可以用埋地管道，安全地通过永冻土和半永冻土地带输送。研究取得成功以后，1977年申请联邦政府获得批准，但最终并未建成。究其原因，除涉及美国能源政策、美国当时的经济状况、投资风险以及到美国本土的气价等问题外，也存在对于输送工艺不成熟的问题。该管道的建设流产，为以后其它管道的建设提供了经验教训。 三、我国输气管道发展简介 我国是最早使用管道输送天然气的国家之一。公元1600年左右，竹管输气已有很大发展，从“长竹剖开，去节、合缝、漆布，一头插入井底，其上曲接，以口紧对釜脐”的一井一管一锅的就地使用，到“一井口接数十竹者，并每竹中间复横嵌竹以接之”的分输，距离也从“周围砌灶”发展到“以竹筒引之百步千步”的长度，显示了我国古代劳动人民的智慧和管道建设水平。但是真正意义上的天然气长输管道在20世纪50年代以前还是空白。随着四川天然气的相继开采，输气管道建设也蓬勃兴起。自1963年在四川省建成了我国第一条大口径输气管道巴渝线（管径426毫米，全长55公里）之后又陆续建成了付纳线（φ720×8）、威成线（φ630×7）、泸威线（φ630×8）、卧渝线（φ426×6）等输气管道。1984年底建成四川南半环输气管网，干线总长3400公里。1987年底四川北半环东起渠县西至成都的输气管道投产，北干线全长330公里、管径720毫米，途径11个县市，全线设计量站、清管站、阴极保护站和截断阀室共18座，采用密闭正反输清管流程，计算机程控计算，大型电动球阀或气液联动操作，不停输程控清管，并具备事故自动截断功能，配套的通信工程为数字微波通信。至此，四川环形天然气输送管网初步形成。环状的输气干线和枝状集输管线组成的输送系统，将四川气田开发区域与各大城市连在一起，形成了一个四通八达、输配自如的输气管网系统。 到目前，全国的近2万公里输气管道中，1/3左右集中在四川省。此外，在各油气田也相继修建了一批输气管道。分布在大庆、辽河、吉林、华北、胜利、大港、中原、长庆、新疆等油气田的天然气和油田气输送管道，总长度超过5000公里，这些管线的技术水平与川内管线水平相近。其中，中沧线是我国第一次采用燃气轮机驱动离心压缩机输送油田伴生气的输气管道，全长362公里，管径426毫米，输送压力2.5MPa，横跨河南、山东、河北3省12个县市，全线设压气首站、末站和调压计量站各一座，中间清管站3座。濮阳—开封输气管道，在穿越黄河施工中，首次使用引进的水平定向钻，在黄河河底27米处回拖一次成功，穿越长度1380米。 进入20世纪90年代以后，尤其是西部大开发战略的实施，随着长庆油气田和新疆天然气的开发，我国的天然气长输管道建设进入了快速发展时期。海洋长输管道建设掀开了新篇章。1992年我国建成了全长48.5公里的锦州20-2气田至兴城的海底输气管道是我国第一条海底登陆管道。随后在南中国海莺歌海水域敷设了两条海底输气管道：一条是崖城13-1气田至香港；一条是崖城13-1气田至海南岛，其中至香港的管道全长778公里，管径711.2毫米（28英寸），壁厚17.12毫米，设计压力8.0MPa，材质X-65，由美国阿科公司负责设计和建造，1996年已投产该管道所经水域平均水深100米，深水段707米，是我国目前最长的海底输气管道，在世界居第二位。1993年7月建成了我国最长的（247.45公里）、亚洲口径最大（Ф630×7～Ф720×7）的黑龙江伊兰至哈尔滨人工煤气长输管道，最大工作压力2.16MPa，管道施工首次采用纤维素焊条打底，低氢型焊条填充盖帽的焊接新工艺，同时首次大规模使用了性能良好的环氧煤沥青进行防腐。1997年相继建设了陕京线（靖边至北京Ф660，920公里）、靖边至西安（Ф406，486公里）、靖边至银川（Ф406，303公里）和轮 8