2025 年大学油气储运工程(管道运输)试题及答案

2025年大学油气储运工程(管道运输)试题及答案一、单项选择题（共20题，每题1分，总计20分。每题只有1个正确答案）依据《输油管道工程设计标准》GB50253-2023，长距离输送常温轻质成品油管道，在设计输量区间内流态多处于水力混合摩擦区，其沿程摩阻系数计算应优先采用（）A.列宾宗光滑区公式B.柯列勃洛克公式C.海曾-威廉公式D.曼宁公式长距离输气管道运行压力为8MPa时，不含抑制剂的纯甲烷体系形成水合物的平衡温度区间为（）A.4-6℃

B.8-10℃

C.12-14℃

D.16-18℃

3.汽油与柴油顺序输送过程中，允许切入前行汽油储罐的混油中柴油质量分数上限为（）A.0.5%

B.1.0%

C.2.0%

D.5.0%

4.依据《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》GB/T23257-2023，管径1016mm的长输管道采用普通级三层聚乙烯（3PE）外防腐结构时，防腐层最小设计厚度为（）

A.2.0mmB.2.5mmC.3.0mmD.3.7mm依据2024年发布的《天然气管道掺氢输送技术规范》，在役X70钢级、设计压力10MPa的高钢级输气管道，不开展材质适应性改造的前提下，最大允许掺氢体积分数为（）A.5%

B.10%

C.15%

D.20%

6.长距离含蜡热油管道投产预热过程中，采用“冷管直接投油”方式适用的条件是（）A.原油凝点低于管道埋深处最低地温5℃以上B.管道总长度小于50kmC.管道沿线年平均气温高于15℃D.原油析蜡点低于0℃长输天然气管道压气站采用离心式压缩机组时，单站设计压比的合理取值区间为（）A.1.0-1.2

B.1.2-1.6

C.2.0-2.5

D.2.5-3.0

8.高清晰度漏磁内检测器对管道本体金属损失缺陷的深度检测精度为（）A.管道公称壁厚的±5%

B.管道公称壁厚的±10%

C.管道公称直径的±0.5%

D.管道公称直径的±1%

9.我国油气管道SCADA系统采用四级调度架构，自下而上的层级顺序为（）A.现场控制层、站控层、区域调度层、国家管网调度中心层B.站控层、现场控制层、区域调度层、国家管网调度中心层C.现场控制层、区域调度层、站控层、国家管网调度中心层D.站控层、区域调度层、现场控制层、国家管网调度中心层含蜡原油管道管壁蜡沉积速率的核心影响因素是（）A.管道内壁粗糙度B.管壁温度与原油析蜡点的差值C.原油中胶质含量D.管道敷设高程差LNG接收站卸料管道正式预冷作业终段采用的预冷介质为（）A.液氮B.低温氮气C.LNGD.气态天然气依据《输气管道工程设计规范》GB50251-2023，四级地区输气管道的强度试验压力应为设计压力的（）

A.1.1倍B.1.25倍C.1.4倍D.1.5倍埋地钢质管道采用强制电流阴极保护时，相对于饱和硫酸铜参比电极（CSE）的有效保护电位区间为（）A.-0.55V~-0.85VB.-0.85V~-1.15VC.-1.15V~-1.5VD.-1.5V~-2.0V长输成品油管道存在翻越点时，翻越点后易出现不满流工况，以下可有效消除不满流的措施是（）A.加大翻越点上游站场的出站输量B.在翻越点下游适当位置设置节流装置，提高管段背压C.在翻越点位置设置泄压阀D.增大翻越点上游管段的管径油气管道水击超前保护系统的核心触发逻辑是（）A.当检测到管道运行压力超过设计压力10%时，立即触发全线紧急停输

B.基于实时采集的压力、流量变化率预判水击传播路径，提前调整泵机组、阀门状态C.当站场进、出站压力超过联锁值时，自动关闭站场进出站阀门D.管道末端设置超压泄放阀，及时泄放超压介质管道完整性管理采用PDCA循环模式，其核心闭环流程为（）A.数据采集→风险评价→检测评价→维修维护→效能评估B.风险评价→数据采集→检测评价→维修维护→效能评估C.数据采集→检测评价→风险评价→效能评估→维修维护D.风险评价→检测评价→数据采集→维修维护→效能评估埋地热油管道停输后，管内原油温降过程的三个阶段按先后顺序为（）A.纯导热阶段、自然对流与导热并存阶段、自然对流传热阶段B.自然对流传热阶段、自然对流与导热并存阶段、纯导热阶段C.自然对流与导热并存阶段、自然对流传热阶段、纯导热阶段D.自然对流传热阶段、纯导热阶段、自然对流与导热并存阶段以下腐蚀类型中，不属于埋地钢质管道外腐蚀常见类型的是（）A.土壤电化学腐蚀B.杂散电流腐蚀C.微生物腐蚀D.高温硫腐蚀输气管道运行中，当管道沿线地温降低时，若保持输量和压气站出站压力不变，管道末端的进站压力将（）A.升高B.降低C.保持不变D.先升高后降低高含硫天然气管道元素硫沉积最易发生的位置是（）A.压气站出口高温高压管段B.调压阀后节流降温降压管段C.管道中间段埋深最大的位置D.压气站入口过滤分离装置前二、多项选择题（共10题，每题2分，总计20分。每题有2-4个正确答案，多选、少选、错选均不得分）

1.长距离含蜡热油管道运行中，以下属于典型非稳态工况的有（）A.管道投产预热过程B.输量阶跃式调整过程C.管道停输再启动过程D.稳定输量下的常温运行过程长距离输气管道系统的储气调峰方式包括（）A.管道末段储气B.枯竭油气藏型地下储气库C.LNG接收站储罐储气D.城市高压管网管束储气普通级三层聚乙烯（3PE）防腐层的结构组成包括（）A.熔结环氧粉末底层B.共聚物胶粘剂中间层C.聚乙烯外层D.环氧煤沥青封闭层目前油气管道常用的内检测技术包括（）A.高清晰度漏磁检测B.超声波壁厚检测C.几何变形检测D.惯性测绘（IMU）检测成品油顺序输送过程中，可有效降低混油量的措施有（）A.合理安排油品输送顺序，减少黏度差较大的油品相邻输送B.在混油界面处放置机械隔离清管器C.尽量提高管道运行输量，保持管内流态为紊流粗糙区D.减少管道沿线变径、盲段、弯头的数量油气管道风险评价中常用的定量/半定量评价方法有（）A.肯特评分法B.故障树分析法C.事件树分析法D.基于数值模拟的失效概率计算法长输天然气管道水合物堵塞的常规防治措施有（）A.对管输天然气进行深度脱水，控制水露点低于管内最低温度5℃以上B.在站场设置加热装置，提高管输天然气温度C.在易堵管段预留注醇口，堵塞发生时加注甲醇等热力学抑制剂D.降低管道运行压力，提升天然气流动速度钢材氢脆现象对在役掺氢天然气管道的危害表现包括（）A.钢材塑性、韧性下降，脆断风险升高B.疲劳裂纹扩展速率加快，管道疲劳寿命缩短C.焊接接头部位裂纹敏感性增强，易引发焊接缺陷扩展D.钢材屈服强度大幅下降，管道承压能力降低智慧管道建设的核心技术模块包括（）A.基于光纤传感的管道沿线第三方破坏预警系统B.映射管道全生命周期状态的数字孪生平台C.融合多源检测数据的智能评价系统D.覆盖全管网的SCADA远程调控系统山区敷设油气管道常用的水工保护措施有（）A.边坡浆砌石护坡B.坡脚挡土墙C.坡面截排水沟D.穿越河流段的混凝土压重块三、判断题（共10题，每题1分，总计10分。正确打“√”，错误打“×”）长距离含蜡原油管道运行输量越低，管内原油停留时间越长，管壁温降越大，蜡沉积速率越快。（）输气管道某中间压气站因故障停运1台压缩机组时，停运点上游管段压力会快速下降，下游管段压力会快速上升。（）埋地钢质管道阴极保护运行中，当保护电位负于-1.15V（相对于CSE）时，管道表面会析出氢气，易引发防腐层阴极剥离。（）成品油顺序输送过程中，相邻输送的两种油品黏度差越大，管段内形成的混油段长度越短。（）高清晰度漏磁内检测器可同时实现管道金属损失缺陷和几何凹陷缺陷的高精度检测，无需单独开展几何检测。（）热油管道停输温降过程中，当管内原油温度接近凝点时，传热方式以纯导热为主，温降速率明显减慢。（）天然气中掺入氢气会缩小天然气的爆炸极限范围，降低管道输送过程中的燃爆风险。（）管道完整性管理是覆盖管道设计、施工、运行、报废全生命周期的管理模式，核心是基于风险的提前防控。（）输油管道水击压力波在管内原油中的传播速度约为1000-1200m/s，在天然气中的传播速度约为300-400m/s。（）输气管道末段储气是利用末段管段的压力变化实现储气，用气低峰时提高末段压力储存气体，用气高峰时降低压力释放气体。（）四、名词解释（共5题，每题3分，总计15分）热油管道翻越点顺序输送混油界面阴极保护有效保护距离输气管道末段储气管道数字孪生体五、简答题（共3题，每题5分，总计15分）简述长距离含蜡原油管道实现安全经济运行的核心工艺调控措施。简述在役长输油气管道开展内检测作业的主要流程及关键注意事项。简述“双碳”目标下我国油气管道运输领域的核心技术发展方向。六、计算题（共1题，总计12分。计算结果保留2位小数，相关参数按给定取值计算）某平原地区埋地敷设的0号成品油管道，管道规格为Φ508×7mm（外径508mm，壁厚7mm），内壁绝对当量粗糙度为0.05mm，设计年输量为800万吨（管道年运行时长按350天计算），输送的0号柴油20℃下密度为840kg/m³，运动黏度为4.5mm²/s，管道全长120km，沿线地形平坦，总高程差为首站出站地面高程45m，末站进站地面高程52m，管道沿程局部摩阻按沿程摩阻的3%计取，末站要求进站余压不低于0.2MPa，重力加速度取9.81m/s²。请计算：

（1）设计输量下管道的总摩阻损失（折算为压力值，单位MPa）；（5分）（2）若首站采用额定扬程200m（柴油工况下）、效率85%的离心式输油泵，泵机组串联运行，需配置的输油泵台数（含1台备用泵）；（4分）

（3）单台输油泵在额定工况下运行的轴功率（单位kW）。（3分）七、案例分析题（共1题，总计8分）2025年1月，某省级天然气管网在冬季保供高峰期出现工况异常：该管网某压气站与下游分输站之间的20km管段（管径Φ813×10mm，X70钢，设计压力10MPa，2015年投产），在日输量保持1200万m³的工况下，管段压差较2023年、2024年同期升高0.4MPa，管道输差较正常值增大0.3%，且管段沿线光纤预警系统近1周内3次报警，显示管段保护范围内有重型机械施工活动；气象数据显示该区域当月平均气温较常年偏低7℃，上游来气水露点检测值为-8℃，管段埋深处地温为4℃；保供期间该管段下游新增150万m³/日的工业用户供气负荷，调度部门3天内三次提升管段输量。请结合油气储运专业知识回答以下问题：

（1）分析该管段运行压差异常升高的可能原因；（3分）（2）针对该异常工况，提出从风险排查到现场处置的核心流程；（3分）（3）提出该管网后续冬季保供期间的针对性风险防控措施。（2分）参考答案一、单项选择题1.B2.B3.B4.C5.B6.A7.B8.B9.A10.B11.C12.D13.B14.B15.B16.A17.B18.D19.B20.B二、多项选择题1.ABC2.ABCD3.ABC4.ABCD5.ABCD6.ABCD7.ABC8.ABC9.ABCD10.ABCD三、判断题1.√2.×3.√4.×5.×6.√7.×8.√9.√10.√四、名词解释热油管道翻越点：指热油管道纵断面高程线上，在特定输量与热力条件下，管内原油流动剩余压力恰好为零的位置点；翻越点后管内原油可依靠重力自流至下一站，若设计或运行未考虑该点影响，易在翻越点下游形成不满流工况，增大蒸发损耗与水击风险。顺序输送混油界面：指成品油顺序输送过程中，两种相邻油品接触形成的油品性质过渡段，混油段内油品的密度、黏度、组分等参数沿流动方向连续变化，需通过密度计、界面检测仪等设备跟踪定位，指导混油切割作业。阴极保护有效保护距离：指埋地钢质管道施加阴极保护时，保护电流从辅助阳极流至管道表面，使管地电位满足有效保护电位区间（-0.85V~-1.15VCSE）的管段最大长度；超出该距离后，管道因保护电位不足存在腐蚀风险，需增设阴极保护站。输气管道末段储气：指利用长输管道最后一个压气站与城市门站之间的管段容积作为储气设施，用气低峰时通过提高末段运行压力储存多余天然气，用气高峰时降低末段压力释放储存气体的调峰方式，具有无需额外建设储气设施、调度灵活的特点，是城市日用气调峰的重要手段。管道数字孪生体：指通过融合管道设计、施工、运行、检测全生命周期多源数据，在虚拟空间构建的与实体管道几何参数、材质属性、运行状态、周边环境完全映射的数字化模型，可实时模拟管道水力、热力、应力状态，实现风险智能识别、工况预判与调度方案优化，是智慧管道的核心支撑载体。五、简答题含蜡原油管道安全经济运行的核心调控措施包括：①输量调控：避免管道长期低于临界输量运行，防止因流速过低导致温降过快、蜡沉积速率升高，必要时通过正反输工艺保障管内介质温度；②热力调控：结合原油凝点、析蜡点参数，在保证进站油温高于原油凝点3~5℃的前提下，合理降低加热站出站温度，定期修复破损保温层，减少燃料消耗；③清管作业：根据管壁蜡沉积监测数据（通常蜡沉积厚度超过管径1%时）确定清管周期，选用合适的清管器清除管壁结蜡，降低沿程摩阻；④泵组优化：根据输量变化调整泵机组组合，采用变频调速技术使泵机组运行在高效区间，减少电力消耗；⑤参数监测：实时监测沿程压力、温度、输量参数，及时识别蜡堵、泄漏等异常工况，保障运行安全。管道内检测作业的核心流程与注意事项包括：①作业前准备：提前开展清管作业，清除管内积液、杂质、结蜡，验证管道通径满足检测器通行要求，核查管道弯头、阀门、变径等关键构件参数，确认检测器通过性，制定跟踪方案与应急处置预案；②检测器投放：在首站收发球筒内安装经校准的检测器，确认探头、里程轮、数据存储单元工作正常后，按操作规程投球，控制发球过程压力波动不超过0.2MPa；③过程跟踪：在沿线阀室、穿跨越点设置跟踪点，实时记录检测器运行位置与速度，将检测器速度控制在1~2m/s范围内，若出现卡堵、停滞等异常，及时通过调整压力、发送清管器助推等方式处置；④检测器接收：在末站提前做好接收准备，检测器到站后及时取出，导出检测数据，校验数据完整性与有效性；⑤数据分析：对检测数据进行分析，识别管道金属损失、变形、焊缝缺陷等风险点，形成检测报告并提出维修建议。作业过程需注意避免超压运行，对高后果区段安排专人值守，防止卡堵、泄放等引发安全事故。“双碳”目标下管道运输领域的技术发展方向包括：①节能降碳技术升级：推广高效离心式泵/压缩机、变频调速、余热回收利用等技术，优化管网运行调度方案，降低管输单位能耗，减少能源消耗产生的碳排放；②低碳介质输送技术攻关：加快在役天然气管道掺氢输送的材质适应性、安全防护技术研究，布局纯氢管道、二氧化碳输送管道技术标准与工程示范，支撑新能源跨区域消纳与碳封存产业发展；③