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浅谈天然气长输管道分输站场设计在天然气长输管道的分输站场中，分输站场的设计是长输管道建设最重要的一部分，对于分输站场的设计系统，内容十分复杂，各种配置设计的方法也非常困难，需要投资耗费的资金非常大，本篇文章对天然气长输管道分输站场设计问题进行了探究。
标签：天然气；长输管道；分输站场；设计一、天然气长输管道传统布站方法的发展现状在传统的设计站场过程中，对设计进行制定标准时，通常采用年平均量计算方法来计算。
在这一计算过程中，很大程度上忽略了天然气需求量受季节变化的影响等因素。
同时对上游资源的分配问题也没有进行合理的设计，这会导致下游市场对于天然气的变化不能够很好地调节和适应，在这一过程中也会对经济效益产生很不利的影响，而且对于分配问题不能进行合理地处理。
二、天然气长输管道分输站场设计要点（一）平面布置的设计要点天然气站场按生产规模划分等级时，集气、输气工程任何生产规模的集气站、计量站、输气站（压气站除外）、清管站、配气站等定为五级站场，所以在进行平面设计时，必须严格按照本行业的相关规定进行合理的执行，并不断满足相关规范的要求，对于分输站场的设计要有严格的标准。
分输站场的内部要分为两大部分，一部分是生产区域，另一部分是辅助生产区域（办公区域）。
对于这两个部分要进行分开布置。
长输管道的分输大多包括输气首站，输气末站，分输站，清管站，压气站等等。
这些分输站场，它具有计量，调节压力，分离以及清管等功能，除了这些功能以外，压气站还可以增加压力的功能。
（二）分输站场的建筑物要具有良好的条件对于分输站场的建筑物建造过程中也要有严格的要求，为了更好地满足办公区域的采光要求，这样可以保证办公区域光照充足。
当办公区处在高处而生产区域处于低处时，这样可以采用靠山面水的设计方位进行设计，在靠近道路的一侧可以设计一个出入和进出的通道，对于这样的设计，它可以更好地满足防爆防火以及安全的各种要求，对于工作人员要对于建筑内部的结构进行一个详细的了解。
压力管道构成第一节压力管道的组成一、压力管道的范畴〔一〕概述压力管道由管子、管件、阀门、法兰、补偿器等压力管道元件以及安全爱护装置(安全附件)、附属设施等组成。
安全爱护装置包括紧急切断装置(紧急切断阀等);安全泄压装置(安全阀、爆破片等);测漏装置;测温测压装置(温度表、压力表)、静电接地装置、阻火器、液位测试装置(液位计)和泄漏气体安全报警装置(声、光报警)。
附属没施指阴极爱护装置、压气站、泵站、阀站、调压站、监控系统等。
不同用途的压力管道,如长输管道中的输油管道和输气管道、城镇燃气管道、热力管道、各种工业管道等,其组成各有特点,有时差别专门大。
〔二〕长输管道1、概述长输(油气)管道的输送距离长,常穿越多个行政区划,甚至国界;大多设有中途加压泵站;一样有穿跨过工程;绝大部分埋地敷设,管线常通过不良土壤区域(沙漠、沼泽、湿陷性黄土)以及丘陵、山区、平原;管线常需通过村庄、市郊居住区、厂矿、危险性仓库、自然爱护区等区域。
截止2004年底,我国的长输(油气)管道共有45777km,要紧集中在石油、石化、燃气系统中,按输送介质的不同分为输油管道、输气管道、油气混输管道,其中输油管道又分为原油和成品油两类。
输油管道和输气管道的敷设方式差不多相同,管道组成结构差不多相似。
2、输油管道输油管道分为原油管道与成品油管道。
原油管道是将油田生产的原油输送至炼厂、港口、铁路运转站的长距离输油管道,它由各类型输油站、管线及有关辅助设施构成。
原油管道分为等温输送与加热输送管道。
成品油管道是将炼油厂生产的油品送至各分输站、运转站或油库,向市场直截了当供应商品油。
由于成品油种类、牌号专门多,当它们流向相同时,常只敷设一条管道,连续地按一定顺序输送几种油品,称为成品油混输管道。
与原油管道类似,成品油管道也是由站场、线路和辅助设施组成,也具有分输功能,不同的是它起点或中途加油站场是与炼油厂相连接。
我国兰一成―渝成品油管道,全长1251km,在兰州至成都沿线设有8个分输站,沿途分输77×104t/a成品油。
学号密级兰州城市学院本科毕业论文浅述长输管道的风险因素与故障处理学院名称：培黎工程技术学院专业名称：油气储运学生姓名：孙万明指导教师：岳桂杰（教授）二○一二年八月BACHELOR'S DEGREE THESISOF LANZHOU CITY UNIVERSITYOn the long distance pipeline risk factorsand fault treatmentCollege : School of Belie Engineering & TechnologySubject : Oil gas storage and transportationName : Sun WanmingDirected by : Yue Guijie (Professor)August 2012摘要近年来，天然气作为一种清洁高效的能源，对国民经济的发展做出重要的贡献,其需求增长速度明显超过煤炭和石油。
在我国，天然气管道是天然气陆路运输的主要运输方式，由于管道运输容易发生事故，往往伴随发生爆炸及火灾，事故危险性和后果严重性比较大，对人民群众和环境造成重大影响。
由于天然气长输管道系统的危险复杂性，详细分析了天然气长输管道的各个基本组成，并对每一部分的工程风险进行分析，其风险包括：地震断裂带、洪水、采空塌陷、泥石流、水冲沟、腐蚀、潜埋和潜蚀、瓦斯爆炸和煤层自燃、第三方破坏、管道试压、施工缺陷，是管道安全运行的重大危险源。
针对天然气长输管道工程风险，本文根据对天然气性质和危险源分析来找出提高天然气长输管道安全的方法。
关键词：天然气管道，风险，风险策略ABSTRACTIn recent decades, natural gas as a clean and efficient energy, it makes an important contribution to the national economy and the demand growth significantly more than coal and oil. In China, natural gas, natural gas pipeline is the main mode of transport by land transport, as the pipeline prone to accidents, often accompanied by an explosion and fire. Accident risk and consequences of the seriousness of the relatively large masses of the people and the environment a significant impact.As long distance gas pipeline system complexity risk, a detailed analysis of the various long distance gas pipeline elements and each part of the project risk analysis. The project risks are mainly corrosion, earthquake fault zone, floods, mine subsidence, landslides, water gullies, corrosion, corrosion potential and the potential buried, gas explosions and combustion, third-party damage to pipeline pressure testing, construction defects. Of the Natural Gas Pipeline, "natural gas" sub-regional case study projects, and noted that each section of the main risks.Keywords: Natural Gas Pipeline; Risk; Risk Strategy目录第1章绪论 (1)1.1选题意义 (1)1.2国内外研究现状 (1)1.3论文的研究工作 (2)第2章长输管道的风险因素及分析 (3)2.1风险 (3)2.2输送介质的风险因素分析 (3)2.2.1 天然气的组成 (3)2.2.2 天然气危险性 (3)2.3 输气站场风险因素分析 (4)2.3.1 站场类型及设施 (4)2.3.2 主要危险源 (5)2.3.3 各类站场主要危害分析 (7)第3章天然气管道风险分析与风险对策 (10)3.1管道事故的主要因素 (10)3.2隐患排查与控制 (11)3.2.1火灾爆炸 (11)3.2.2 机械伤害 (12)3.2.3 中毒和窒息等 (12)3.2.4 容器爆炸 (13)3.2.5 触电 (13)3.2.6 坍塌 (13)3.2.7 高空坠落 (13)3.2.8 灼伤 (14)3.2.9 噪声伤害 (14)第4章危害因素识别与隐患控制在西气东输压气站的应用 (15)第5章结论 (17)参考文献 (18)第1章绪论1.1选题意义随着社会的发展，能源成为全球经济的基本支撑，是人类赖以生存的基础。
摘要：压气站是天然气长输管道的耗能大户，优化压气站用能对降低能耗及用能成本、实现“双碳”目标具有重要意义。
过收集甘肃省某天然气管道压气站能耗及生产运行参数，分析得出能耗最优、成本最优的输量区间及不同输量台阶下燃电驱压缩机组搭配启机方案，并通过实施压缩机优化运行、调整优化用电策略、定期清洗冷却塔及优化站场天然气放空等措施，降低压气站单耗、降低压气站运行成本。
关键词：压气站；燃电驱压缩机组；节能降耗；经济运行引言压气站作为天然气长输管道中的能量供给站，为天然气输送提供源源不断的动力。
优化压气站用能，是降低天然气管道管输成本的关键之一［１］。
本文选取甘肃省某天然气管道燃驱压缩机及电驱压缩机混合压气站（简称“某压气站”）作为典型，开展能耗优化分析及经济运行分析。
１用能现状压缩机是压气站的核心设备，某压气站有３台燃驱压缩机组，单机功率３１ＭＷ；４台电驱压缩机组，单机功率１８ＭＷ，能耗种类为天然气和电。
通过统计可知，某压气站压缩机组能耗占站场总能耗的９７％，因而对其用能进行优化可有效降低能耗及成本。
本文从天然气管道输量、温度、进出站压比、燃电驱压缩机组搭配启机方式、国家政策等方面对压气站能耗及成本的影响展开了分析。
２能耗及成本影响因素分析２．１ 燃电驱压缩机组能耗影响因素２．１．１ 天然气输量对单耗及成本的影响天然气输量是影响压缩机能耗的主要因素之一，输量越大，压缩机负荷越大，能耗也就越高［２］。
随输量增加，某压气站日单耗及成本总体呈增加趋势。
当输量在１．２亿～１．３亿ｍ３／ｄ时，单耗及成本均最小，随输量的增加基本持平，属于节能且经济的输送区间；在０．８亿～１．４亿ｍ３／ｄ时，单耗随输量的增加虽然稍有波动，但总体较小，属于相对节能的区间；在１．３亿～１．４亿ｍ３／ｄ时，单耗较低且增幅较缓。
因此，当天然气输量在１．２亿～１．４亿ｍ３／ｄ时属于较为经济的输送区间。
２．１．２ 温度对能耗的影响进站温度呈季节性变化，但某压气站综合能耗与温度无明显相关性。
关于压气站压气站以压力能的形式给天然气提供输送动力的作业站。
管道沿线分级压缩气站的位置Z分为启动压气站、中间压气站和终端加气站。
启动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，并具有天然气净化、天然气混合、调压、天然气计量、清管器输送、，中间压气站位于输送管道沿线，主要用于对输送过程中消耗压力能的天然气进行加压。
终端充气站位于储气库内，主要用于对输送的天然气加压，并将其输送至地下储气库。
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z，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。
压缩机的选型不仅要满足输送能力和压缩比的要求，调节范围宽，而且要求可靠性高、耐久性好、调速方便、自动控制方便。
在满足运行要求和可靠运行的前提下，尽量减少机组数量；1000~5000马力的机组有3~5台压缩机和一台备用。
通常，大功率机组没有备用压缩机。
压缩机的原动机有很多种，如燃气发动机、发动机和燃气轮机（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、防喘振辅助系统包括燃气供应、自动控制、冷却、润滑等系统。
图1为中间压气站工艺流程图。
该站配备有由燃气轮机驱动的三个离心压缩机，其中单元2是备用的，单元1和3可以并联连接。
浅谈西三线乌苏压气站玛纳斯压气站管道工程试压施工技术摘要：西气东输三线西段（二标段）乌苏压气站-玛纳斯压气站长输管道工程，由于管线距离较长及且易引起管道长距离造成落差而影响试压。
管道在该段试压存在一定难度，西三线西段在该段采用分段试压的施工技术进行施工，取得较好效果。
关键词：试压分段技术上水西气东输三线天然气管道工程西段（霍尔果斯—中卫）线路起自霍尔果斯首站，经新疆、甘肃、宁夏三省（区），终止于中卫联络站，管道总体走向是自西北向东南，与西气东输二线管道并行，线路全长2445 km，全线共设17座工艺站场、69座阀室。
第二标段乌苏压气站-玛纳斯压气站管道线路工程，起始于乌苏压气站出站围墙外2 m，沿线途径乌苏市、奎屯市、沙湾县、石河子市及玛纳斯县，共计包括11#-15#五座阀室，沿途穿越四棵树河、奎屯河、安集海河、金沟河、玛纳斯河及塔西河等大中型河流穿越，至玛纳斯压气站进站端围墙外2 m结束，总计线路长度182 km，设计输量300×108 m3/a，管径1219 mm，设计压力12 MPa，采用X80级钢管。
1 试压介质的选择水源和排水地点：根据水源和管道分段情况，现场考察取、排水地点，会同监理、水资源管理部门协商，选择适合管道水压试验的干渠、河水、地下水等。
注水前，对水源进行分析，发现部分地段主干渠水清洁，pH值为6.0～9.0，且对管道无有害影响，作为试压用水。
2 试压设备的选择承包商要提供足够的人工、设备、材料和服务，以便进行完整的水压试验，应包括：空气压缩机、注水加压设备、使用仪表、钢管和管件、辅助设备等。
在水压试验作业前2周，向试压检查员提交独立检测试验室做出的压力天平、温度和压力记录仪、流量计等校验证明，并且在试压作业前2周报送试压检查员，合格后使用。
3 试压段的划分由于管线距离较长，且造成落差较大，会影响管线试压，我们采用分段试压的施工技术。
3.1 试压分段划分原则⑴尽量减少分段数、连头数量及不参与试压焊口的数量。
天然气从油气田井口到终端用户全过程称为天然气供给链,这条供给链所涉及所有设施构成系统称为天然气供气系统。
一个完整天然气供气系统通常主要由油气田矿场集输管网、长距离输气管道或管网、城市输配气管网、天然气净化处理厂、储气库(地下储气库或地面储罐) 等几个子系统构成,在某些情况下还包括天然气非管道运输系统。
这些子系统既各有分工又相互连接成一个统一一体化系统,其总目标是尽可能保证按质、按量、按时向用户供气,同时做到平安、可靠、高效、经济运行,以获得最正确经济与社会效益。
如果将天然气勘探开发、储运与销售分别看成是天然气供气系统甚至整个天然气工业上、中、下游话,那么可以说,天然气供气系统或天然气工业是上、中、下游一体化,其中任何一个环节出现问题都将影响一个国家或地区天然气供气系统甚至整个天然气工业正常运行与开展。
由此可见,一个供气系统规划、建设与运行管理是一项巨大系统工程,必须对其上、中、下游各个环节统筹兼顾、统一规划、统一调度、统一管理,才能获得良好经济与社会效益。
天然气供气系统一个突出特点是用气量时间不均衡,由此产生了该系统固有一个关键问题———供气调峰,所谓供气调峰是指采取适当措施使天然气供气量与用气量随时保持动态平衡。
根据调峰周期长短,可以将调峰分为季调峰、日调峰、小时调峰等几种类型。
为了解决调峰问题并提高供气可靠性,现代大型天然气供气系统一般都设有地下储气库或其它设施作为调峰与应急供气手段。
天然气矿场集输管网输送介质是未经净化处理油气井产物,甚至有可能是直接从油井中产出油、气、水多相混合物。
天然气矿场集输管道(包括油气水混输管道) 具有输送距离短、管径小、在运行寿命期内压力变化大等特点。
长距离输气管道任务是将净化处理后天然气输送到城市门站或大型工业用户。
天然气城市输配管网任务是将来自长输管道或其它气源天然气输送、分配到每个用户。
大城市输配气管网规模可能相当大,以至于其建立工程量与投资可能会超过为它供气长输管道。
长输管道设计规范篇一：输气管道设计规范 GB50251-20031 总则1．0．1 为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策，统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量，制订本规范。
1．0. 2 本规范适用于陆上输气管道工程设计。
1．0．3 输气管道工程设计应遵照下列原则：1 保护环境、节约能源、节约土地，处理好与铁路、公路、河流等的相互关系；2 采用先进技术，努力吸收国内外新的科技成果；3 优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数。
1．0．4 输气管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。
2 术语2．O．1 管输气体 pipeline gas通过管道输送的天然气和煤气。
2．O．2 输气管道工程 gas transmission pipeline project用管道输送天然气和煤气的工程。
一般包括输气管道、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。
2．O．3 输气站 gas transmission station输气管道工程中各类工艺站场的总称．一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。
2．O．4 输气首站 gas transmission initial station输气管道的起点站。
一般具有分离，调压、计量、清管等功能。
2．O．5 输气末站 gas transmission terminal station输气管道的终点站。
一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。
2．O．6 气体接收站 gas receiving station在输气管道沿线，为接收输气支线来气而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。
2．O．7 气体分输站 gas distributing station在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。
2．O．8 压气站 pressor station在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。
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置分为起点压气站、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置，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。
此站配置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。
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。
一、国外原油管道输送技术的发展趋势 .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。
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：（１）有效性。
有显著的降粘、减阻效果或对某一类粘凝油有效。
（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。
（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。
（４）经济性。
能耗少，成本低，效益高。
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员通过计算机可实现管道流量、压力及泵、炉、阀等设备的自动控制，仿真系统软件可完成泄漏检测、定位、设备优化配置、运行模拟、培训模拟等功能。
目前，我国与美国、苏联、印尼等国的长输原油管道广泛采用加热输送工艺，就工艺方法本身而言，我国与国外的水平相当，但在管道的运行管理和主要输送设备的有效利用方面还存在着一定的差距。
１．加热炉应用技术现状, 加热炉是热输原油管道的主要耗能设备，苏联主要使用直接式加热炉，美国既使用直接式加热炉，也使用间接式加热炉。
我国20 世纪80 年代后期开始大量采用间接式加热炉，与国外相比，自动化程度不高，主要部件像换热器、炉管等的耐腐蚀性差，热媒炉系统自动控制和调节系统的实际使用水平偏低，余热回收装置普遍存在腐蚀、积灰、传热效率不高的问题，今后应从节能角度出发，大力开展燃烧节能新技术、新设备的研究，尤其是新型高效燃烧器、余热回收装置、燃油添加剂的研制。
２．输油泵调速节能技术据统计，我国输油泵运行效率比国外先进水平低10% ～20% ，有相当数量的泵处于部分负荷下工作，工作流量远低于额定流量，而工作压力远高于额定压力。
传统上采用阀门节流，虽然在实际使用中很有效，但造成大量的能源浪费，是一种不经济的运行方式。
目前，国外大型输油泵普遍采用电机调速控制，节电率可达40% ，节能效果十分显著。
而我国输油泵调速节能技术应用范围较窄，主要存在以下几个问题：（１）应根据泵的不同运行规律（指泵的流量变化范围和在每种流量下运行的时间）来选择调速装置。
泵的运行规律一般可分为高流量变化型、低流量变化型、全流量变化型和全流量间歇型四种。
高流量变化型建议采用晶闸管串级、液力偶合器等调速方式；低流量变化型及全流量间歇型泵一般采用变频调速，但应具备低速到全速相互自动切换装置；对于全流量变化型泵，当低流量运行时间较长时，以变频调速方式较合适，如果高流量运行时间较长，则用串级调速或低效调速装置。
（２）选用调速装置应考虑泵的容量。
对于100kW 以上的大型输油泵，节能效果显著，因此，在选择调速装置时应优先考虑高效装置。
而对于100kW 以下的小容量泵，则首先考虑调速装置的初投资不宜过高。
（３）注意电机的调速范围。
泵电机转速调节范围不宜太大，通常最低转速不小于额定转速的50% ，一般在70% ～100% 之间。
因为当转速低于40% ～50% 时，泵自身效率明显下降，是不经济的。
此外，从技术性和经济性两方面考虑，还应注意调速装置的可靠性、维修性、功率因数及高次谐波对电网的干扰，通过综合分析比较，选择最优方案。
３．原油储罐的自动计量系统* 目前，原油储罐的计量方法主要有两种，一种是基于体积的计量方法，另一种是基于质量的计量方法。
国外大多数石油公司基本采用体积计量方式，其油罐自动计量系统由测量系统和计算机监控系统两部分组成，其中对罐内油品平均温度的测量是决定计量精度的关键。
而对于油气混输管道，目前国外正在研究和开发多相流质量流量计，这种流量计可使工艺流程简化，不需要进行油、气、水分离便能直接测量，取消了计量分离器和计量管汇，减少建设和维护费用。
二、成品油管道输送技术美国的成品油管道运输处于世界领先地位，其干线管道长度约占世界成品油管道总长度的50% 以上，其次是加拿大、西欧和苏联。
