2025年油氣儲運專業(yè)題庫及答案1.簡述天然氣臨界參數(shù)（臨界溫度、臨界壓力）對儲運方式選擇的影響。天然氣臨界溫度是指氣體能被液化的最高溫度，臨界壓力是該溫度下使氣體液化所需的最低壓力。當儲運溫度高于臨界溫度時，無論施加多大壓力，天然氣都無法液化，此時只能以氣態(tài)儲運（如長輸管道）；若溫度低于臨界溫度，通過加壓可使其液化（如LNG儲運）。實際中，LNG儲存溫度需低于-82.5℃（甲烷臨界溫度約-82.5℃），通過低溫液化可顯著縮小體積（約為氣態(tài)的1/625），便于船運或罐儲；而高壓氣態(tài)儲運（CNG）則需控制溫度高于臨界溫度，避免液化導致的相態(tài)變化對設備的沖擊。2.輸油管道設計中，如何通過水力計算確定管徑與泵機組配置？水力計算需結合輸量、油品物性（密度、粘度）、地形高差等參數(shù)。首先根據(jù)設計輸量Q和經(jīng)濟流速v確定初始管徑d（d=√(4Q/(πv))），經(jīng)濟流速一般取1.5-3m/s（輕質油取高值，重質油取低值）；其次計算沿程摩阻損失hf=λ(L/d)(v2/2g)，其中λ為摩阻系數(shù)（層流時λ=64/Re，湍流時用柯列布魯克公式或簡化的阿里特蘇里公式）；再計算總壓頭H=hf+Δz（Δz為終點與起點高差），考慮局部摩阻（取沿程的10%-20%）后確定泵的總揚程；最后根據(jù)泵的特性曲線（流量-揚程關系）選擇泵型及串聯(lián)/并聯(lián)組合，確保泵工作點在高效區(qū)（效率≥80%）。3.簡述輸氣管道清管作業(yè)的主要目的及智能清管技術的核心優(yōu)勢。傳統(tǒng)清管目的：①清除管內(nèi)積液、固體雜質（如硫化亞鐵、粉塵），降低摩阻，提高輸氣效率；②檢測管道變形（如橢圓度）、腐蝕缺陷（如點蝕、裂紋）；③分隔不同氣質的天然氣（順序輸送時）。智能清管技術（如漏磁檢測、超聲波檢測）的核心優(yōu)勢：①數(shù)據(jù)采集精度高（漏磁可檢測≥2%壁厚減薄，超聲波測厚誤差≤0.1mm）；②定位誤差?。ㄍㄟ^里程輪+慣性導航，定位精度±0.5m）；③可提供三維缺陷圖譜，結合大數(shù)據(jù)分析預測剩余壽命；④減少人工干預，降低清管器卡堵風險（內(nèi)置壓力傳感器實時反饋）。4.某原油管道冬季運行時，發(fā)現(xiàn)輸量較設計值下降15%，可能的原因及應對措施有哪些？可能原因：①原油粘度增大（冬季油溫降低，高含蠟原油易出現(xiàn)凝點升高）；②加熱站效率下降（加熱爐燃料氣壓力不足、換熱器結垢導致傳熱系數(shù)降低）；③管道溫降過快（保溫層破損、埋深不足導致散熱增加）；④泵機組性能衰退（葉輪磨損、密封泄漏導致?lián)P程降低）；⑤清管周期過長（管內(nèi)結蠟厚度增加，流通面積減?。?。應對措施：①提高加熱爐出口油溫（控制在凝點+10-15℃），或添加降凝劑（如乙烯-醋酸乙烯共聚物，可降低凝點5-10℃）；②清洗換熱器管束（化學酸洗去除水垢），檢查加熱爐燃燒器（調整空燃比提高熱效率）；③修補破損保溫層（更換聚氨酯泡沫或氣凝膠材料），對淺埋段增加覆土厚度（≥1.2m）；④對泵進行拆檢，更換磨損葉輪，調整密封間隙；⑤縮短清管周期（由季度清管改為月度清管），使用強磁清管器清除管壁結蠟。5.計算：某輸油管道內(nèi)徑500mm，輸送密度850kg/m3、運動粘度30mm2/s的原油，流量為500m3/h，求20km管段的沿程摩阻損失（取g=9.81m/s2）。解：①計算流速v=Q/(πd2/4)=500/(3600×0.785×0.52)=0.707m/s；②雷諾數(shù)Re=vd/ν=0.707×0.5/(30×10^-6)=11783（湍流，因Re＞2000）；③判斷流態(tài)：11783介于2000-4000為過渡區(qū)，可近似用阿里特蘇里公式λ=0.11(ε/d+68/Re)^0.25（假設管道絕對粗糙度ε=0.046mm，ε/d=0.046/500=9.2×10^-5），則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.輸氣管道發(fā)生第三方破壞導致泄漏時，現(xiàn)場應急處置的關鍵步驟是什么？關鍵步驟：①立即切斷泄漏點上下游閥門（如為干線，啟動ESD系統(tǒng)關閉遠控閥），停止輸氣；②設置警戒區(qū)（天然氣爆炸極限5%-15%，警戒半徑≥300m），禁止無關人員、車輛進入，關閉手機、對講機等電子設備（防電火花）；③使用便攜式激光氣體檢測儀（檢測精度0.1%LEL）沿下風向檢測濃度，確定擴散范圍；④若泄漏量小且無著火，用帶壓堵漏工具（如注膠式堵漏夾具）密封；若泄漏量大或已著火，保持穩(wěn)定燃燒（避免突然滅火導致可燃氣體積聚），用消防水冷卻周邊設備（控制管壁溫度＜300℃防變形）；⑤通知環(huán)保部門監(jiān)測大氣污染物（主要為CH4、CO），對受影響居民進行疏散（沿上風向轉移）；⑥事后對泄漏點進行修復（更換受損管段，補焊需檢測材質（如X70鋼需預熱至100℃以上），并做1.25倍設計壓力的水壓試驗）。7.簡述液化石油氣（LPG）儲罐設計中，防止超壓的主要安全措施。①設置安全閥：起跳壓力為1.05-1.1倍設計壓力（LPG儲罐設計壓力一般1.77MPa，安全閥起跳壓力1.86-1.95MPa），排放能力需大于最大進料量；②安裝爆破片：與安全閥串聯(lián)（爆破片在安全閥上游），防止介質腐蝕安全閥，爆破壓力為1.1倍設計壓力；③設置壓力監(jiān)測與聯(lián)鎖：現(xiàn)場壓力表（精度1.6級）+遠傳壓力變送器（4-20mA信號），當壓力≥1.6MPa時報警，≥1.7MPa時聯(lián)鎖啟動緊急泄放閥（向火炬系統(tǒng)排放）；④控制儲存溫度：LPG飽和蒸氣壓隨溫度升高而增大（20℃時約0.8MPa，50℃時約1.7MPa），儲罐需設噴淋冷卻系統(tǒng)（溫度≥40℃時自動啟動，噴水強度≥4L/(min·m2)）；⑤限制充裝系數(shù)：LPG液態(tài)體積系數(shù)≤0.9（50℃時體積膨脹率約0.0025/℃，防止溫度升高導致液相超裝）。8.分析油氣管道陰極保護系統(tǒng)失效的常見原因及檢測方法。常見原因：①犧牲陽極消耗過快（土壤電阻率過低，如沼澤地電阻率＜10Ω·m，陽極電流輸出過大）；②外加電流系統(tǒng)恒電位儀故障（整流器損壞、參比電極污染導致電位控制失效）；③絕緣接頭/法蘭失效（密封膠老化、跨接導線誤接導致電流泄漏）；④管道防腐層破損（機械劃傷、陰極剝離導致保護電流需求增大）；⑤雜散電流干擾（附近高壓輸電線路、地鐵產(chǎn)生的干擾電流抵消保護電流）。檢測方法：①電位檢測：使用Cu/CuSO4參比電極測量管道-土壤電位（正常-0.85V～-1.2VCSE），采用“密間隔電位測試”（CIPS）沿管道每0.5m測一次，識別保護盲區(qū)；②電流檢測：用管中電流法（PCM）測量保護電流分布，判斷陽極輸出是否均勻；③土壤電阻率測試：四極法測量陽極地床附近土壤電阻率（應＞50Ω·m以保證陽極壽命）；④防腐層檢測：多頻管中電流法（DCVG）定位破損點（破損處電位梯度＞200mV/m）；⑤雜散電流檢測：使用雜散電流檢測儀測量管地電位波動（波動＞0.5V需采取排流措施）。9.簡述輸油管道順序輸送時，混油段長度的影響因素及減少混油的措施。影響因素：①管徑與流速（管徑越大、流速越高，混油段越長）；②油品物性差異（密度差、粘度差越大，界面擴散越嚴重）；③管道走向（彎頭、閥門越多，湍流混合加劇）；④輸送順序（先輸高粘度油后輸?shù)驼扯扔?，混油段較短；反之則長）。減少混油措施：①控制流速（輕質油與重質油順序輸送時，流速≤1.5m/s）；②采用隔離球（直徑比管徑大2%-3%的橡膠球，可減少混油段長度30%-50%）；③優(yōu)化輸送順序（先輸高粘度油，后輸?shù)驼扯扔?；或交替輸送相似油品）；④縮短管道長度（減少混油段累積）；⑤使用化學隔離液（如1%-2%濃度的表面活性劑溶液，降低界面張力）；⑥在線監(jiān)測混油界面（通過密度計、光學界面檢測儀實時定位，及時切換接收罐）。10.某站場天然氣壓縮機（往復式）運行時出現(xiàn)排氣溫度過高（＞150℃），可能的故障原因及處理方法？可能原因：①氣閥泄漏（吸入閥或排出閥密封不嚴，高溫氣體回流）；②冷卻系統(tǒng)故障（冷卻水流量不足，水溫＞35℃；冷卻器結垢導致傳熱系數(shù)降低）；③壓縮比過大（出口壓力升高或入口壓力降低，單級壓縮比＞4）；④氣缸潤滑油不足（潤滑不良導致摩擦生熱）；⑤活塞環(huán)磨損（氣體串漏至曲軸箱，壓縮效率下降）。處理方法：①拆檢氣閥，更換磨損的閥片、彈簧（閥片與閥座密封面需研磨，泄漏量≤0.1m3/min）；②清洗冷卻器管束（化學酸洗去除水垢，恢復水側流速≥1m/s），檢查水泵揚程（確保冷卻水壓力≥0.3MPa）；③調整出口壓力（不超過設計值1.6MPa），或檢查入口過濾器（清洗堵塞的濾芯，保證入口壓力≥0.4MPa）；④檢查潤滑油泵（流量≥5L/min），調整油位（曲軸箱油位在視鏡1/2-2/3處），更換粘度不符的潤滑油（選用46壓縮機油，閃點＞210℃）；⑤更換活塞環(huán)（開口間隙控制在0.2-0.4mm，側間隙0.03-0.08mm），測量氣缸磨損（圓度誤差＞0.1mm需鏜缸）。11.簡述油氣儲運中靜電的產(chǎn)生機理及防護措施。產(chǎn)生機理：①流動帶電：油品在管道中流動時，與管壁摩擦（如柴油介電常數(shù)ε=2.2，易積累電荷），電荷分離形成雙電層（管壁帶負電，油流帶正電）；②噴射帶電：油品從噴嘴噴出時，液滴與空氣摩擦（如加油槍流速＞4.5m/s時，帶電密度＞20μC/m3）；③沖擊帶電：油品注入儲罐時，液流沖擊罐底或液面（飛濺的油滴與空氣摩擦）；④過濾帶電：通過過濾器時，纖維與油品摩擦（玻璃纖維過濾器帶電密度可達1000μC/m3）。防護措施：①接地：設備、管道接地電阻≤10Ω（爆炸危險區(qū)≤4Ω），法蘭間跨接（用6mm2銅導線，接觸電阻≤0.03Ω）；②控制流速：輕質油（如汽油）在管徑＜100mm時，流速≤4.5m/s；管徑＞100mm時，流速≤3.5m/s（v2d≤0.64，d為管徑m）；③添加抗靜電劑（如烷基水楊酸鉻，用量5-50ppm，可降低帶電密度至5μC/m3以下）；④設置靜電緩和器（在過濾器后安裝，長度為管徑的10-20倍，使電荷衰減（半衰期＜30s）；⑤使用導電材料：儲罐內(nèi)防沖擊擋板用金屬材質（避免塑料擋板絕緣導致電荷積累）；⑥作業(yè)前靜置：儲罐進油后靜置30min（輕質油）或60min（重質油），待電荷自然消散。12.計算題：某LNG儲罐容積16×10^4m3，儲存溫度-162℃，壓力0.1MPa（絕壓），求滿罐時LNG的質量及完全氣化后的天然氣體積（標準狀況：0℃，101.325kPa；LNG密度450kg/m3，甲烷含量98%，氣化率1350m3（標況）/m3（LNG））。解：①LNG質量m=ρV=450×16×10^4=7.2×10^7kg=72000噸；②氣化后體積V氣=V×氣化率=16×10^4×1350=2.16×10^8m3（標況）；③驗證：甲烷摩爾體積在標況下為22.414m3/kmol，LNG中甲烷質量=72000×0.98=70560噸=7.056×10^7kg，甲烷物質的量n=7.056×10^7/16=4.41×10^6kmol，體積V=4.41×10^6×22.414≈9.88×10^7m3（與氣化率計算的2.16×10^8m3差異因LNG含少量乙烷、丙烷等重烴，實際氣化率取1350為行業(yè)經(jīng)驗值）。13.簡述輸氣管道SCADA系統(tǒng)的主要功能及關鍵設備。主要功能：①數(shù)據(jù)采集（實時監(jiān)測壓力、溫度、流量、閥門狀態(tài)等，采樣周期≤5s）；②遠程控制（開關閥門、調節(jié)壓縮機轉速、啟/停泵機組）；③報警與聯(lián)鎖（壓力超上限（＞10MPa）、溫度超上限（＞60℃）時聲光報警，觸發(fā)ESD聯(lián)鎖關閥）；④趨勢分析（繪制壓力-時間曲線、流量-時間曲線，預測管存變化）；⑤數(shù)據(jù)存儲（歷史數(shù)據(jù)保存≥1年，支持SQL數(shù)據(jù)庫查詢）；⑥仿真培訓（通過動態(tài)模型模擬泄漏、堵塞等事故，培訓操作人員）。關鍵設備：①RTU（遠程終端單元）：安裝在閥室、壓氣站，負責信號采集與執(zhí)行控制（支持Modbus、Profibus協(xié)議）；②PLC（可編程邏輯控制器）：用于站場本地控制（如壓縮機組保護邏輯）；③工業(yè)交換機：構建冗余環(huán)網(wǎng)（傳輸速率≥100Mbps，故障切換時間＜50ms）；④人機界面（HMI）：操作員工作站（雙屏顯示，支持多窗口監(jiān)控）；⑤通信設備：衛(wèi)星通信（備用）+光纖通信（主用，衰耗≤0.3dB/km）；⑥服務器：實時數(shù)據(jù)庫服務器（存儲頻率1Hz）、歷史數(shù)據(jù)庫服務器（存儲頻率1min）。14.分析油氣管道穿越河流時的主要風險及防護措施。主要風險：①沖刷破壞（河流沖刷導致管頂覆土減少，管道懸空；如黃河年均沖刷深度0.5-1m）；②第三方破壞（河道采砂、船舶拋錨撞擊管道）；③腐蝕加劇（河水含氧量高，微生物（硫酸鹽還原菌）活躍，腐蝕速率＞0.1mm/a）；④泄漏擴散（河流流速快，泄漏的油氣隨水流擴散，污染范圍廣）。防護措施：①設計階段：選擇河彎穩(wěn)定段（避開主泓道），采用定向鉆穿越（埋深≥河床以下6m），或盾構穿越（適用于大河流）；②施工階段：管道外防腐層采用3PE（聚乙烯）+陰極保護（犧牲陽極間距≤30m），穿越段增設混凝