中国管道运输的发展与建设
姓名：高鑫权专业：交通运输学号：
20042026024
中国管道运输的发展与建设
【摘要】:介绍了中国液体、气体、海底管道运输的发展与建设状况和中国管道运输发展与建设中存在的问题, 描述了中国管道运输未来发展的态势, 提出了推动发展中国管道运输应采取的政策措施等建议。 关键词: 管道运输; 发展; 建设; 政策; 措施 1 中国管道运输发展与建设状况及主要问题 (1) 管道运输发展状况
至2003 年底, 我国油气管道累计长度45 865km , 管道长度居世界第六位其中, 原油管道15 915km , 天然气管道21 299 km , 成品油管道6 525 km , 海底管道2 126 km 。
原油管道我国目前已形成了东北、华东原油管网和西北区域性原油管网。东北原油管网连接了抚顺、锦州、锦西、大连各炼油厂和大连新港、秦皇岛油港, 华东原油管网联接了黄岛油港和仪征油港,东北和华东地区基本形成了以管道运输为主, 并与油港联运原油的格局。
20 世纪90 年代以来, 我国天然气管道得到快速发展, 天然气消费领域逐步扩大, 城市燃气、发电、工业燃料、化工用气大幅度增长。 2004 年投产的西气东输工程横贯中国西东, 放射型的支线覆盖中国许多大中城市, 并将于2005 年通过冀宁联络线与陕京二线连通, 构成我国南北天然气管道环网。忠武输气管道也将于2004 年底全线建成投产。到2005 年我国将初步形成西气东输、陕京二线、忠武线三条输气干线, 川渝、京津冀鲁晋、中部、中南、长江三角洲五个区域管网并存的供气格局。
长期以来我国成品油运输主要依靠铁路、公路和水路转运。 20 世纪80 年代前, 成品油运输铁路大约占70% , 公路占21% , 水路占8% , 管道运输\只占运量的1% 。成品油管道建设严重滞后于原油加工业发展和油品运输的需要。 90 年代后, 克乌线、兰成渝的建成投产和茂名—昆明成品油管道的开工建设, 标志着国内商业性长距离成品油管道的建设开始起步。
我国海底油气管道建设还不到20 年时间, 管道数量不多, 但技术上都达到了国际先进水平。1987 年, 引进国外铺管船, 可在40m 深水内铺设管径114～ 1 524 mm 的海底管道; 1994 年中国自行建造了第一艘大型起重铺管船, 可在150m 深水海域铺设管径114～ 1 219 mm 海底管道; 1994 年,中外合作铺设了南海崖13- 1 气田至香港全长778 km 海底管道, 水深最大为140 m , 其长度为世界第二, 亚洲第一。
我国还自行设计建成了山西省尖山矿区- 太原钢铁厂铁精粉矿浆管道, 管道全长102km , 管径229.7 mm , 精矿运量200×104 t/a, 矿浆重量浓度63%～65% , 以及长距离、大口径、高压力煤气管道。 （2）建设技术发展状况
经过多年的发展与努力, 我国油气长输管道已逐步缩短了与世界发达国家技术水平的差距。陆上管道工程建设, 设计与施工接近国际先进水平; 海上管道工程, 具备了自行设计和施工能力。至今, 中国油气管道已经在各种地质地貌复杂地区和各种特殊地理环境中成功地进行了敷设, 一些大型管道工程达到了同期世界先进水平。 2004 年投产的西气东输工程, 干线、支线总长4 254 km , 包括计量测试中心在内,平均用人0.115人/km; 甬沪宁管道平均用人0.137 人/km 。油气长输管道设计实现了计算机化和管道各种运行工况的预先模拟技术, 应用卫星遥感技术、数据成像技术、G IS 系统、GPS 系统结合工程物探进行管道选线和方案比较; 管输工艺过程控制广泛采用了SCADA 系统, 对工艺站场、油库区和管道全线进行统一调度、协调、监控和管理; 管道运行管理由各线单独控制分散性管理, 向集中控制管理方向发展; 输油工艺由开式流程发展到密闭输油流程, 并根据不同的输量条件结合中国具体情况发展了各种不同的输油方式; 施工技术及装备不断更新与现代化, 使长输管道的设计与建设能力达到了3 000 km /a 以上; 管道防腐技术可满足长输管道在不同地区、不同地质条件下的防腐特性与要求。 （3）主要问题
天然气工业发展缺少战略性研究, 没有建立起合理的运价体系我国已具备加快发展及建立自成系统可持续发展天然气市场的资源基础, 天然气在一次性能源消费结构中, 目前只占2.7% , 市场前景广阔, 潜力很大。但是, 天然气工程是一个系统工程, 建设大型的天然气管网必须同时要考虑资源、气田开发和下游用户, 上中下游协调发展。 要实现上中下游诸多环节的协调发展, 必须要解决天然气能源结构、消费结构, 天然气工业布局与输送方案, 国内外资源的合理配比, 市场价格体系和法规等问题。同时, 应从全球战略的角度看待我国天然气工业的发展, 引进外国气源, 保证我国经济发展能源需求。
我国尚未形成一套反映天然气管输实际的运价体系, 国内现行管道运价已与目前的宏观环境不相适应, 具体表现在: 老线价格长期偏低, 价格不能完全反映成本, 成本耗费得不到合理补偿; 政府计划定价难以灵活反映市场供需关系的变化; 运价无法反映管输的多样性; 用户价格结构不合理; 国家的统一定价在各地方不能完全落实执行。
成品油管道建设严重滞后于油品运输需要我国大批量成品油运输至今仍以铁路运输为主, 管道运输仅占全部运量的2%～ 3% 。目前中国各炼厂所生产的成品油成本远高于发达国家同类产品的成本, 这除与炼厂规模、工艺技术水平、管理水平有关外, 与运输方式落后有重要关系.各炼厂生产的成品油大部分靠铁路运输, 不仅运价高, 而且轻质馏分的挥发影响了成品油质量。 中国加入W TO 后逐步放开了国内成品油的贸易和分销业务, 国外大石油公司正加紧进入我国油品市场, 在成品油市场竞争上挑战极为严峻。为增强市场竞争力, 应尽快改变成品油运输方式的落后局面。
国外成品油管道正向着大口径、大流量、多批次方面发展, 广泛应用管道优化运行软件系统。 国内成品油管道无论从规模数量和顺序输送油品品种数量上差距都很大。
高粘易凝原油管道输送理论不成熟、能耗高我国是一个盛产高含蜡高粘易凝原油的大国,产量居世界第五位。 同时, 还有相当规模的重质稠油资源, 粘稠油年产量超过1×104 t。含蜡高粘易凝原油管道输送的一些理论问题至今未搞清, 研究成果的应用仍局限于在役管线的工艺改造, 设计和运行中的大部分问题仍靠工作经验来解决, 低温和常温输送问题目前仍处于实验研究阶段, 高能耗仍未从根本上得到改变。
我国东部主力油田现已过开采高峰期, 产量逐年递减, 致使管输量逐年下降。 为保证管道在低输量下输送的安全性, 需要增加加热站数量, 由此形成管输量不断下降、管输能耗不断增加的局面。 西部和海域地区原油产量稳步上升, 所产原油多为高粘易凝原油和重质稠油, 渤海已探明9×108 t、塔里木探明5×108 t 稠油整装油田, 而且还将继续加强重质稠油的勘探开发。粘稠原油的低能耗管道输送已是当前的一个重大课题, 而我国输送工艺研究若无新的重大突破的话, 管输能耗将会继续不断升高。
管道安全保障未形成系统有效的控制能力油气长输管道具有管径大、运距长、压力高和运量大的特点, 上接油气田, 下连城市与工矿企业,一旦系统发生事故, 不仅给管道系统本身造成严重后果, 而且会给社会和环境带来严重后果。
目前, 我国长输管线尚未建立地理信息系统,SCADA 系统的泄漏监测功能尚待开发; 对管线沿线地质灾害的实时监控、天然气微泄漏监控、管道裂纹缺陷检测技术还是空白; 不具备海底管道检测、维护与修复能力; 管线抗震设防方面还没有可对穿越活动断层埋地管线进行数值模拟、求得精确变形分析的软件, 管线穿越大位移活动断层, 尚无具体的构造措施; 管线的完整性评价与管理技术,国内成果还缺乏完整的体系结构和深入系统的基础研究, 适用标准和条件不统一, 还没有形成一个能与国际先进标准相接轨的完整体系; 对影响管道储运系统安全的主要因素理论研究、实验研究不系统, 缺乏持久连续的研究, 还难以做到通过现代方法对管道的安全进行有效控制和预防。
计量仪器仪表精度低我国除气质分析及标准孔板流量计已形成标准外, 其余流量计的制造、方法标准、以及计量系统尚未形成行业或国家标准。天然气大多数计量站的实际误差约为2%～ 3% , 与国外大型计量站的准确度相比存在约2 倍的误差。天然气现场流量计的实流校准和经济合理地控制现场流量测量的误差范围等是亟待解决的问题。
管道气液多相混输技术缺乏理论和方法海上和沙漠油田受环境条件限制, 需要简化集输流程, 增加油气混输距离。 我国还没有针对我国油气田条件和原油特点的多相流计算理论和方法,没有经过充分验证的多相流计算软件。
天然气储存基础设施和能力落后我国目前虽然拥有天然气干线管道21 299km , 但为保证管道平稳运行、事故发生时的应急供气能力却很弱, 天然气储存基础设施和能力落后。目前, 投入运行的储气库主要有, 大港油田利用枯竭凝析油藏建造的陕京管道配套的储气库, 以及西气东输管道正在江苏金坛利用采空的盐穴建设地下储气库。 我国在设计、建设和管理大型地下储气库方面还缺乏经验, 缺少系统的研究。 应追踪国外大型地下储气库新技术, 结合国内储气库库址布局地质条件和未来发展, 进行系统理论研究和工程探索, 保证天然气管网用气安全。
海底管道设计、施工、检修技术有待发展我国目前只具备百米内水深、常规环境下的海底管线设计能力, 管线施工只有两条铺管船, 铺设水深百米以内。 东海平湖输油管道断裂, 国内用一年多时间才完成修复。深海恶劣海况与复杂海底地貌及地质条件下的管道设计与建设施工技术, 深海海底管道的检测、维护、抢修技术, 需要通过适当引进关键技术与装备, 国内配套开发, 逐步国产化, 满足海上油气田开发需要。
输送煤浆管道有待发展煤炭是我国一次能源主体, 煤炭产量居世界第一位, 据预测, 2020 年中国煤炭需求量将达到20.5×108 t～ 29×108 t。 长期以来我国能源基地煤炭外运主要由铁路承担, 2002 年, 铁路运送的煤炭达8.19亿吨, 占全国煤炭总运量的75% 。未来煤炭产量的快速增加将对铁路运输的压力会越来越大, 铁路煤炭运输在未来相当长的时间内不易缓解。火力发电厂是我国煤炭的最大用户, 今后发电用煤量及其在煤炭消费中的比重都将继续增长和提高。 我国能源基地动力煤除供坑口电厂外, 主要供应京津唐、山东、华东、华南及中南各火电基地。根据发电用煤的煤源煤流, 适时发展煤浆管道, 分流铁路的煤炭运输, 减轻铁路运输的过重负担, 是一条可以考虑的途径。长距离高浓度煤浆输送管道国外已有成功的应用事例, 管道输送的优越性已得到证实。“六五”期间国家科委曾将输煤管道列为国家重点科技攻关项目, 建有先进的管道输煤试验中心, 进行了系统试验, 提出了煤浆管道工程设计所需的煤样物化特性、煤浆粒度级配、流变特性、淤积流速、摩擦损失、安全运行等数据。制造部门对制浆、泵送设备也进行了研制攻关, 为主要设备立足国内做了准备可以说, 现在我国已具备发展高浓度煤浆管道的基本条件。
2 中国管道运输未来发展 （1）原油管道
原油管道发展总的方向是: 以国内国外两种石油资源为基础, 以炼化企业的布局及加工量为导向, 进一步改造和完善现有系统, 适时新建部分原油管道; 充分利用现有管道的管输能力和设施, 进行必要调整改造, 使其向网络化方向发展, 以便多种资源能够通过管网系统联为一体, 做到互相补充、灵活调度。初步规划建设的管道有: 舟山大榭岛- 扬子石化、册子岛- 上海进口原油管道, 满洲里- 大庆输送俄罗斯进口原油管道, 哈萨克斯坦- 乌鲁木齐-兰州- 洛阳原油管道, 中宁- 兰州原油管道, 以及为满足输送进口原油需要, 进行东临复线、中洛线增输改造工程和鲁宁线技术改造工程。
(2）成品油管道
发展成品油管道, 将是今后输油管道建设的重点, 成品油管道发展总的方向是: 结合原油资源情况、炼油企业生产情况, 铁路、公路、水路运输方式经济性比较, 依据市场需求和按照产运销一体化的原则, 贯通炼厂、商业油库、转运站, 形成网络。从大趋势看, 在未来的几十年, 高速发展的成品油管道建设是由沿海、沿江各炼厂向内地延伸, 并逐步替代火车运输成品油。预计在2010 年前后新建设成品油管道13 000km 以上, 输送能力达到9300×104 t/a 以上。在东北- 华北、西北- 西南、西北- 华中、华东- 华中、华南- 西南、长江三角洲、珠江三角洲、鲁苏皖、浙闽沿海, 构建起成品油输送管道骨架, 中远期发展中短距离管道, 实现点、线连接, 点、点连接, 逐步成网。
(3) 天然气管道
天然气管道发展总的方向是: 利用国内国外两种资源, 建设跨区域天然气管道网络系统, 到2020 年新建包括进口周边国家天然气资源的跨国管道、陆上管道、海底管道在内的天然气管道2.5×104km , 完善各输气管线之间联络线建设和天然气输配系统, 在京津冀鲁晋、中南、长江三角洲、东北地区建设区域性地下储气库组。 至此, 我国天然气长输管道总长度将超过4.6×104 km , 形成以西气东输, 川气东输, 青海、长庆气东输, 海气登陆, 以及进口天然气为核心的跨越东北、京津冀鲁晋、长江三角洲、中南、中部、西北、西南、东南沿海各省、直辖市、自治区的跨区域管网系统, 形成资源多元化、供应网络化、纵横交错、调度灵活的供气格局。 3 发展中国管道运输应采取的政策措施
我国管道运输现已进入一个大发展时期, 由于管道运输具有的独特优势, 其在综合运输体系中的作用和地位将会进一步提升, 一些发展中的问题需要在国家层面上给予指导和扶持。
(1) 各种运输方式的发展须由国家综合交通部门进行统筹规划, 使各种运输方式各得其所, 促进综合运输体系的建立与协调发展。对管道运输应同铁路、港口、公路干线和主要内河航道的建设一样, 纳入整个交通运输的中长期规划和年度计划,进行宏观调控与协调。
(2) 对管道建设应施行基础设施建设的政策,如, 免交所得税、低息贷款、税前还贷等政策, 推动管道运输的发展。
(3) 发展天然气工业, 改善天然气市场结构,需要由国家制定相关政策, 确保天然气的投资和贸易渠道畅通, 形成适合天然气市场发展的产气方与消费方的合作形式。进一步放开天然气的利用范围和融资渠道, 促进污染领域以气代煤、以气代油, 扩大天然气市场应用范围。
(4) 制约我国天然气市场发展体制上的重要因素之一是, 城市天然气销售公司与天然气生产商的分离。 城市天然气销售公司压低城市门站价格,不允许天然气生产商向大用户直供, 或收取高额配气费, 制约了天然气市场的开发, 加大了天然气生产商的投资风险。现阶段政府应当给予三大石油公司天然气专营权, 允许直接进入终端消费领域, 尤其是对大用户的直供, 使天然气生产公司能够统筹考虑上中下游天然气项目的效益分配问题, 能够尽快回收发展天然气的投资。同时, 政府要加强监管,将天然气供应商的利润控制在合理的范围之内。
(5) 确立我国灵活且公正的天然气管输价格机制, 实行可中断用户和不可中断用户, 不同用户不同价格的定价方式。原油管道运输量是随着油田产量的变化而变化, 对原油运输价格的确定, 应从其运输特点出发, 根据实际成本确定合理的标准。
(6) 管道运输应同铁路、水运、航空一样, 由货主办理有关保险。 (7) 加强天然气利用技术研究和新技术应用,
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