2025年油气储运专业题库及答案

2025年油气储运专业题库及答案1.简述天然气临界参数（临界温度、临界压力）对储运方式选择的影响。天然气临界温度是指气体能被液化的最高温度，临界压力是该温度下使气体液化所需的最低压力。当储运温度高于临界温度时，无论施加多大压力，天然气都无法液化，此时只能以气态储运（如长输管道）；若温度低于临界温度，通过加压可使其液化（如LNG储运）。实际中，LNG储存温度需低于-82.5℃（甲烷临界温度约-82.5℃），通过低温液化可显著缩小体积（约为气态的1/625），便于船运或罐储；而高压气态储运（CNG）则需控制温度高于临界温度，避免液化导致的相态变化对设备的冲击。2.输油管道设计中，如何通过水力计算确定管径与泵机组配置？水力计算需结合输量、油品物性（密度、粘度）、地形高差等参数。首先根据设计输量Q和经济流速v确定初始管径d（d=√(4Q/(πv))），经济流速一般取1.5-3m/s（轻质油取高值，重质油取低值）；其次计算沿程摩阻损失hf=λ(L/d)(v²/2g)，其中λ为摩阻系数（层流时λ=64/Re，湍流时用柯列布鲁克公式或简化的阿里特苏里公式）；再计算总压头H=hf+Δz（Δz为终点与起点高差），考虑局部摩阻（取沿程的10%-20%）后确定泵的总扬程；最后根据泵的特性曲线（流量-扬程关系）选择泵型及串联/并联组合，确保泵工作点在高效区（效率≥80%）。3.简述输气管道清管作业的主要目的及智能清管技术的核心优势。传统清管目的：①清除管内积液、固体杂质（如硫化亚铁、粉尘），降低摩阻，提高输气效率；②检测管道变形（如椭圆度）、腐蚀缺陷（如点蚀、裂纹）；③分隔不同气质的天然气（顺序输送时）。智能清管技术（如漏磁检测、超声波检测）的核心优势：①数据采集精度高（漏磁可检测≥2%壁厚减薄，超声波测厚误差≤0.1mm）；②定位误差小（通过里程轮+惯性导航，定位精度±0.5m）；③可提供三维缺陷图谱，结合大数据分析预测剩余寿命；④减少人工干预，降低清管器卡堵风险（内置压力传感器实时反馈）。4.某原油管道冬季运行时，发现输量较设计值下降15%，可能的原因及应对措施有哪些？可能原因：①原油粘度增大（冬季油温降低，高含蜡原油易出现凝点升高）；②加热站效率下降（加热炉燃料气压力不足、换热器结垢导致传热系数降低）；③管道温降过快（保温层破损、埋深不足导致散热增加）；④泵机组性能衰退（叶轮磨损、密封泄漏导致扬程降低）；⑤清管周期过长（管内结蜡厚度增加，流通面积减小）。应对措施：①提高加热炉出口油温（控制在凝点+10-15℃），或添加降凝剂（如乙烯-醋酸乙烯共聚物，可降低凝点5-10℃）；②清洗换热器管束（化学酸洗去除水垢），检查加热炉燃烧器（调整空燃比提高热效率）；③修补破损保温层（更换聚氨酯泡沫或气凝胶材料），对浅埋段增加覆土厚度（≥1.2m）；④对泵进行拆检，更换磨损叶轮，调整密封间隙；⑤缩短清管周期（由季度清管改为月度清管），使用强磁清管器清除管壁结蜡。5.计算：某输油管道内径500mm，输送密度850kg/m³、运动粘度30mm²/s的原油，流量为500m³/h，求20km管段的沿程摩阻损失（取g=9.81m/s²）。解：①计算流速v=Q/(πd²/4)=500/(3600×0.785×0.5²)=0.707m/s；②雷诺数Re=vd/ν=0.707×0.5/(30×10^-6)=11783（湍流，因Re＞2000）；③判断流态：11783介于2000-4000为过渡区，可近似用阿里特苏里公式λ=0.11(ε/d+68/Re)^0.25（假设管道绝对粗糙度ε=0.046mm，ε/d=0.046/500=9.2×10^-5），则λ=0.11×(9.2×10^-5+68/11783)^0.25≈0.11×(9.2×10^-5+0.00577)^0.25≈0.11×(0.00586)^0.25≈0.11×0.49≈0.0539；④沿程摩阻hf=λ(L/d)(v²/2g)=0.0539×(20000/0.5)×(0.707²)/(2×9.81)=0.0539×40000×0.5/19.62≈0.0539×40000×0.0255≈54.7m（油柱）。6.输气管道发生第三方破坏导致泄漏时，现场应急处置的关键步骤是什么？关键步骤：①立即切断泄漏点上下游阀门（如为干线，启动ESD系统关闭远控阀），停止输气；②设置警戒区（天然气爆炸极限5%-15%，警戒半径≥300m），禁止无关人员、车辆进入，关闭手机、对讲机等电子设备（防电火花）；③使用便携式激光气体检测仪（检测精度0.1%LEL）沿下风向检测浓度，确定扩散范围；④若泄漏量小且无着火，用带压堵漏工具（如注胶式堵漏夹具）密封；若泄漏量大或已着火，保持稳定燃烧（避免突然灭火导致可燃气体积聚），用消防水冷却周边设备（控制管壁温度＜300℃防变形）；⑤通知环保部门监测大气污染物（主要为CH4、CO），对受影响居民进行疏散（沿上风向转移）；⑥事后对泄漏点进行修复（更换受损管段，补焊需检测材质（如X70钢需预热至100℃以上），并做1.25倍设计压力的水压试验）。7.简述液化石油气（LPG）储罐设计中，防止超压的主要安全措施。①设置安全阀：起跳压力为1.05-1.1倍设计压力（LPG储罐设计压力一般1.77MPa，安全阀起跳压力1.86-1.95MPa），排放能力需大于最大进料量；②安装爆破片：与安全阀串联（爆破片在安全阀上游），防止介质腐蚀安全阀，爆破压力为1.1倍设计压力；③设置压力监测与联锁：现场压力表（精度1.6级）+远传压力变送器（4-20mA信号），当压力≥1.6MPa时报警，≥1.7MPa时联锁启动紧急泄放阀（向火炬系统排放）；④控制储存温度：LPG饱和蒸气压随温度升高而增大（20℃时约0.8MPa，50℃时约1.7MPa），储罐需设喷淋冷却系统（温度≥40℃时自动启动，喷水强度≥4L/(min·m²)）；⑤限制充装系数：LPG液态体积系数≤0.9（50℃时体积膨胀率约0.0025/℃，防止温度升高导致液相超装）。8.分析油气管道阴极保护系统失效的常见原因及检测方法。常见原因：①牺牲阳极消耗过快（土壤电阻率过低，如沼泽地电阻率＜10Ω·m，阳极电流输出过大）；②外加电流系统恒电位仪故障（整流器损坏、参比电极污染导致电位控制失效）；③绝缘接头/法兰失效（密封胶老化、跨接导线误接导致电流泄漏）；④管道防腐层破损（机械划伤、阴极剥离导致保护电流需求增大）；⑤杂散电流干扰（附近高压输电线路、地铁产生的干扰电流抵消保护电流）。检测方法：①电位检测：使用Cu/CuSO4参比电极测量管道-土壤电位（正常-0.85V～-1.2VCSE），采用“密间隔电位测试”（CIPS）沿管道每0.5m测一次，识别保护盲区；②电流检测：用管中电流法（PCM）测量保护电流分布，判断阳极输出是否均匀；③土壤电阻率测试：四极法测量阳极地床附近土壤电阻率（应＞50Ω·m以保证阳极寿命）；④防腐层检测：多频管中电流法（DCVG）定位破损点（破损处电位梯度＞200mV/m）；⑤杂散电流检测：使用杂散电流检测仪测量管地电位波动（波动＞0.5V需采取排流措施）。9.简述输油管道顺序输送时，混油段长度的影响因素及减少混油的措施。影响因素：①管径与流速（管径越大、流速越高，混油段越长）；②油品物性差异（密度差、粘度差越大，界面扩散越严重）；③管道走向（弯头、阀门越多，湍流混合加剧）；④输送顺序（先输高粘度油后输低粘度油，混油段较短；反之则长）。减少混油措施：①控制流速（轻质油与重质油顺序输送时，流速≤1.5m/s）；②采用隔离球（直径比管径大2%-3%的橡胶球，可减少混油段长度30%-50%）；③优化输送顺序（先输高粘度油，后输低粘度油；或交替输送相似油品）；④缩短管道长度（减少混油段累积）；⑤使用化学隔离液（如1%-2%浓度的表面活性剂溶液，降低界面张力）；⑥在线监测混油界面（通过密度计、光学界面检测仪实时定位，及时切换接收罐）。10.某站场天然气压缩机（往复式）运行时出现排气温度过高（＞150℃），可能的故障原因及处理方法？可能原因：①气阀泄漏（吸入阀或排出阀密封不严，高温气体回流）；②冷却系统故障（冷却水流量不足，水温＞35℃；冷却器结垢导致传热系数降低）；③压缩比过大（出口压力升高或入口压力降低，单级压缩比＞4）；④气缸润滑油不足（润滑不良导致摩擦生热）；⑤活塞环磨损（气体串漏至曲轴箱，压缩效率下降）。处理方法：①拆检气阀，更换磨损的阀片、弹簧（阀片与阀座密封面需研磨，泄漏量≤0.1m³/min）；②清洗冷却器管束（化学酸洗去除水垢，恢复水侧流速≥1m/s），检查水泵扬程（确保冷却水压力≥0.3MPa）；③调整出口压力（不超过设计值1.6MPa），或检查入口过滤器（清洗堵塞的滤芯，保证入口压力≥0.4MPa）；④检查润滑油泵（流量≥5L/min），调整油位（曲轴箱油位在视镜1/2-2/3处），更换粘度不符的润滑油（选用46压缩机油，闪点＞210℃）；⑤更换活塞环（开口间隙控制在0.2-0.4mm，侧间隙0.03-0.08mm），测量气缸磨损（圆度误差＞0.1mm需镗缸）。11.简述油气储运中静电的产生机理及防护措施。产生机理：①流动带电：油品在管道中流动时，与管壁摩擦（如柴油介电常数ε=2.2，易积累电荷），电荷分离形成双电层（管壁带负电，油流带正电）；②喷射带电：油品从喷嘴喷出时，液滴与空气摩擦（如加油枪流速＞4.5m/s时，带电密度＞20μC/m³）；③冲击带电：油品注入储罐时，液流冲击罐底或液面（飞溅的油滴与空气摩擦）；④过滤带电：通过过滤器时，纤维与油品摩擦（玻璃纤维过滤器带电密度可达1000μC/m³）。防护措施：①接地：设备、管道接地电阻≤10Ω（爆炸危险区≤4Ω），法兰间跨接（用6mm²铜导线，接触电阻≤0.03Ω）；②控制流速：轻质油（如汽油）在管径＜100mm时，流速≤4.5m/s；管径＞100mm时，流速≤3.5m/s（v²d≤0.64，d为管径m）；③添加抗静电剂（如烷基水杨酸铬，用量5-50ppm，可降低带电密度至5μC/m³以下）；④设置静电缓和器（在过滤器后安装，长度为管径的10-20倍，使电荷衰减（半衰期＜30s）；⑤使用导电材料：储罐内防冲击挡板用金属材质（避免塑料挡板绝缘导致电荷积累）；⑥作业前静置：储罐进油后静置30min（轻质油）或60min（重质油），待电荷自然消散。12.计算题：某LNG储罐容积16×10^4m³，储存温度-162℃，压力0.1MPa（绝压），求满罐时LNG的质量及完全气化后的天然气体积（标准状况：0℃，101.325kPa；LNG密度450kg/m³，甲烷含量98%，气化率1350m³（标况）/m³（LNG））。解：①LNG质量m=ρV=450×16×10^4=7.2×10^7kg=72000吨；②气化后体积V气=V×气化率=16×10^4×1350=2.16×10^8m³（标况）；③验证：甲烷摩尔体积在标况下为22.414m³/kmol，LNG中甲烷质量=72000×0.98=70560吨=7.056×10^7kg，甲烷物质的量n=7.056×10^7/16=4.41×10^6kmol，体积V=4.41×10^6×22.414≈9.88×10^7m³（与气化率计算的2.16×10^8m³差异因LNG含少量乙烷、丙烷等重烃，实际气化率取1350为行业经验值）。13.简述输气管道SCADA系统的主要功能及关键设备。主要功能：①数据采集（实时监测压力、温度、流量、阀门状态等，采样周期≤5s）；②远程控制（开关阀门、调节压缩机转速、启/停泵机组）；③报警与联锁（压力超上限（＞10MPa）、温度超上限（＞60℃）时声光报警，触发ESD联锁关阀）；④趋势分析（绘制压力-时间曲线、流量-时间曲线，预测管存变化）；⑤数据存储（历史数据保存≥1年，支持SQL数据库查询）；⑥仿真培训（通过动态模型模拟泄漏、堵塞等事故，培训操作人员）。关键设备：①RTU（远程终端单元）：安装在阀室、压气站，负责信号采集与执行控制（支持Modbus、Profibus协议）；②PLC（可编程逻辑控制器）：用于站场本地控制（如压缩机组保护逻辑）；③工业交换机：构建冗余环网（传输速率≥100Mbps，故障切换时间＜50ms）；④人机界面（HMI）：操作员工作站（双屏显示，支持多窗口监控）；⑤通信设备：卫星通信（备用）+光纤通信（主用，衰耗≤0.3dB/km）；⑥服务器：实时数据库服务器（存储频率1Hz）、历史数据库服务器（存储频率1min）。14.分析油气管道穿越河流时的主要风险及防护措施。主要风险：①冲刷破坏（河流冲刷导致管顶覆土减少，管道悬空；如黄河年均冲刷深度0.5-1m）；②第三方破坏（河道采砂、船舶抛锚撞击管道）；③腐蚀加剧（河水含氧量高，微生物（硫酸盐还原菌）活跃，腐蚀速率＞0.1mm/a）；④泄漏扩散（河流流速快，泄漏的油气随水流扩散，污染范围广）。防护措施：①设计阶段：选择河弯稳定段（避开主泓道），采用定向钻穿越（埋深≥河床以下6m），或盾构穿越（适用于大河流）；②施工阶段：管道外防腐层采用3PE（聚乙烯）+阴极保护（牺牲阳极间距≤30m），穿越段增设混凝