压气站 以压力能的形式给天然气提供输送动力的作业站。
分类 按压气站在管道沿线的位臵分为起点压气站、中间压气站和终点充气站。起点压气站位于气田集气中心或处理厂附近，为天然气提供压力能，并有气体净化、气体混合、压力调节、气体计量、清管器发送等作业。中间压气站位于运输管道沿线上，主要是给在输送中消耗了压力能的天然气增压。终点充气站位于储气库内，主要是将输来的天然气加压后送入地下储气库。
设备 压气机组合而成的压气机组是压气站的主要设备。长输管道采用的压气机有往复式和离心式两种。前者具有压缩比（出口与进口的压力之比）高及可通过气缸顶部的余隙容积来改变排量的特点，适用于起点压气站和终点充气站。离心式压气机压缩比低，排量大，可在固定排量和可变压力下运行，适用于中间压气站。两种压气机均可用并联、串联或串联和并联兼用方式运行。需要高压缩比，小排量时多用串联；需要低压缩比，大排量时多用并联；压力和输量有较大变化时，可用串联和并联兼用方式运行。功率不同的压气机可以搭配设臵，便于调节输量。往复式和离心式两种压气机也可在同一站上并联使用。
压气机的选择，除满足输量和压缩比要求，并有较宽的调节范围外，还要求具有可靠性高、耐久性好，并便于调速和易于自控等。在满足操作要求和运行可靠的前提下，尽量减少机组台数；功率为1000～5000马力的机组，有3～5台压气机，并有1台备用，大功率机组一般没有备用机。压气机用的原动机有燃气发动机、电动机和燃气轮机等多种（见管道动力机械）。
流程 压气站的流程由输气工艺、机组控制和辅助系统等三部分组成。输气工艺部分除净化、计量、增压等主要过程外，还包括越站旁通、清管器接收及发送、安全放空与紧急截断管道等。机组控制部分有启动、超压保护、防喘振
循环管路等。辅助系统部分包括供给燃料气、自动控制、冷却、润滑等系统。图1 为中间压气站工艺流程图。此站配臵有三台燃气轮机驱动的离心式压气机，其中机组2为备用，机组1、3可并联，当需要作串联使用时，则可由机组2与机组3或与机组1串联运行。并联流程是来自干线上一站的天然气，先在气体除尘区除去固体颗粒，再经机组3、1增压，经冷却后输往下一站；串联运行时，来自上站天然气先经除尘区除尘，再经机组3增压，增压后的天然气输至冷却区冷却，然后进入机组2再次增压，再冷却后进入干线输往下站。如果天然气不需要增压直接输往下站时，则可关闭除尘区前的进口阀，打开越站旁通管路，让天然气越站通过。
功能 压气站应具有启停原动机、开关阀门和报警等基本控制功能；并有防止喘振、消除噪声和防止天然气排出温度过高的设施。喘振是离心式压气机在气流速度过低时所发生的压力波动和机组振动，并产生很强噪声的现象，如在发生喘振时管道继续运行将会导致压气机过热和损坏。因此需在机组上安装喘振抑制阀和循环管路，以便在工况接近喘振边界时开启喘振抑制阀，让气体循环，防止喘振发生。气体压缩和减压都会造成很强的噪声，为了降低噪声，可在压气机出口管路上装设消声器，将汇管埋入地下，在管路上包覆隔声和吸声材料等，采用多级调压，控制气体通过站内管道的流速（小于30米/秒），可降低减压引起的噪声。压气机出口排气温度较高，除进行冷却外，还需考虑管道的热膨胀和补偿。进入输气管道的温度应低于涂敷在管道外的绝缘层软化点，一般为40～65℃。压气机的冷却可用水冷或强制空气冷却。为减少压气站的能耗，除选用燃料耗用少的机组外，还应考虑热能的综合利用，如利用燃气发动机和燃气轮机的排气余热制冷，冷却出站的天然气和加热燃料气等。
长距离输气管道又叫干线输气管道，它是连接天然气产地与消费地的运输通道，所输送的介质一般是经过净化处理的、符合管输气质要求的商品天然气。长距离干线输气管道管径大、压力高，距离可达数千千米，大口径干线的年输气量高达数百亿立方米。长距离输气管道主要包括：输气管段、首站、压气站（也叫压缩机站）、中间气体接收站、中间气体分输站、末站、清管站、干线截断阀室等。实际上，一条输气管道的结构和流程取决于这条管道的具体情况，它不一定包括所有这些部分。
与输油管道相同，在管路沿线每隔一定距离也要设中间截断阀，以便发生事故或检修时关断。沿线还有保护地下管道免受腐蚀的阴极保护站等辅助设施。通常需要与长距离输气管道同步建设的另外两个子系统是通信系统与仪表自动化系统，这两个系统是构成管道运行SCADA系统的基础，其功能是对管道的运行过程进行实时监测、控制和远程操作，从而保证管道安全、可靠、高效、经济地运行。
国外油气管道技术近几年发展比较快，有许多新技术、新工艺、新材料、新设备被不断用于新管道的建设和老管道的改造，有效地降低了工程造价，提高了施工质量，保证了新建管道的顺利投产。由于国外管道建设时间比较长，安全隐患严重，因此，围绕节能降耗和安全运营，国外管道公司大力开展技术革新，对老管道定期进行检测和完整性评价，采用计算机系统优化运行管理。我们跟踪国外管道技术最新发展动态，旨在找出差距，明确方向，为我国油气管道下一步的科研立题提供参考和借鉴。
9 a3 _+ D% ]\2 v1 x( `0 N. H
1928 年，苏联建成格罗兹内至图阿普赛焊接式钢制长输原油管道，揭开了现代管道工业发展的序幕。至今，经过 70 多年的发展，世界管道工业，尤其是工业发达的欧美国家，无论是从制管、设计、施工，还是从输送工艺、管道自动控制、运行管理等方面都得到了长足的发展，油气管道在世界运输业中发挥着越来越重要的作用。与此同时，与管道输送有关的各种新工艺、新技术、新材料、新设备和新产品层出不穷，特别是从 20 世纪 60 年代开始，管道工业进入了快速发展时期，各国的油气管道公司非常注重各种先进技术的研究与开发，很多管道在设计建设时就大量采用最新的一些研究成果。高度自动化技术的应用，不仅保证了管道运行的安全可靠性，而且减少了操作人员，大大降低了运行费用，使企业处于较好的盈利水平。本文归纳了国外原油、成品油和天然气管道的输送技术的主要发展趋势。 0 m. ?% u' ~ E
一、国外原油管道输送技术的发展趋势 . ]/ J& F+ [$ U* p- Z5 B, B4 y % n: s\1 R. a3 @/ d
目前，世界范围内的高粘、易凝原油管道长距离输送基本上仍是采用加热和稀释两种工艺。针对现役管道输量逐年下降、稠油开采日益增多的现状，以提高管道运行安全性、节能降耗为目的的各种新技术、组合工艺的研究已成为热点，像物理场处理（磁处理、振动降粘）、水输（液环、悬浮、乳化）、器输（滑箱、膜袋）、充气降粘（充饱和气增加输量）、混输和顺序输送等等多种工艺的研究，有些已进入工业试验与短距离试输阶段。总体上，国外原油管道的输送工艺正朝着多元化和新型化的方向发展。 $ Y8 L7 {& r# V: @! g# n) H
0 [7 r\P- y+ k1 K
对特定品质的原油而言，一种输油工艺只有在特定的环境下才有效。也就是说，对于不同种类的原油和不同的地理环境，采用的输送工艺是不同的。尽管目前世界各国的管道工业发展水平存在着差距，但评价一种输送工艺优劣的标准应该是一致的，主要有以下几点： 0 |& H1 K8 z8 Z0 n
（１）有效性。有显著的降粘、减阻效果或对某一类粘凝油有效。 $ U) Z1 p* M( s: T! z/ O* u$ g* @ 1 w8 f ~3 D. X2 Y
（２）适应性。适用范围广，对油品性质、站间距、输量及输送环境有较高的适应性。 . O4 z& Z* B! F/ _( b
（３）简易性。工艺设备简单，使用及维护简易，自动化程度高，易于实现集中控制与管理。 1 `\S- J( i+ a: v O& e3 |$ D4 O 7 N. |0 J- X3 I8 g+ |$ T
（４）经济性。能耗少，成本低，效益高。 7 Y5 q$ }2 H7 e3 ~9 u& j4 U6 v
国外先进的原油管道普遍采用密闭输送工艺、高效加热炉和节能型输油泵；运用高度自动化的计算机仿真系统模拟管道运行和事故工况，进行泄漏检测，优化管道的调度管理；对现役管道定期进行安全检测和完整性评价。例如，美国的全美管道就是世界上最先进的一条热输原油管道，全长 2715km ，管径 760mm ，全线采用计算机监控和管理系统（ SCSS ），在控制中心的调度人