输气管道是如何保证天然气较长时间和较长距离的运输？

利益相关：相关专业从业人员。论道首答
 
本问题的第一问歧义比较大，我个人理解，以为题主问的有两种意思：
A：输气管道怎么保持天然气的长时间段输送？
B：输气管道怎么保证管道长期运行？
 
由于提问A的意思涉及面过于广泛，偏重于气田开发和管道运营，以及外部气源的利用，一言半语不足于解释清楚，我忽略这层意思，不对这个问题的这层意思进行回答。

针对提问的意思B，可从工程技术来解释，这正好是我的专业。
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一、输气管道如何保证天然气较长时间的运输？
 
为了保证输气管道长期运行，首先，降低管道受到的土壤腐蚀。
 
输气管道所用的管材是碳钢，绝大部分钢管都是埋设在土壤中。土壤中的各种盐分伴随地下水及土壤中的氧，会对钢管产生严重的腐蚀。为了控制管道受到的土壤腐蚀，钢管都会在外表面涂覆涂料，隔绝钢管与土壤的接触。在工程勘察测量过程中，需要测定管道沿线的土壤理化性质（电阻率、盐分、细菌、含水、酸碱性等），确定土壤腐蚀性。根据土壤腐蚀性，选择钢管外防腐涂层。目前国内外常用的管道防腐层主要有煤焦油瓷漆、熔结环氧粉末、环氧粉末聚乙烯复合结构（简称三层PE）等，我国现在最为流行的外防腐涂层是3层PE。

在长输管道中，直段的钢管外3PE防腐涂层比较容易操作和施工，但站场内管道和线路弯头，3层PE涂覆的施工难度很大，一般这些管件多选择使用无溶剂液体环氧涂料或其他复合涂层结构。
 
防腐层使管道与腐蚀环境隔绝开，作为管道保护的第一道屏障，是管道防止外部腐蚀的主要手段。在管道运管布管和施工过程中，外防腐层容易收到意外的损伤破坏；另一方面随着时间延长，防腐层逐渐老化，防腐层性能不断下降，将引起管道腐蚀的加剧。因此必须采取阴极保护作为管道防腐层的补充手段，弥补防腐层缺陷对管道带来的腐蚀，延长管道的使用寿命。
 
阴极保护有强制电流和牺牲阳极两种保护方法。强制电流阴极保护是利用外部直流电源取得阴极极化电流，防止金属遭受腐蚀的方法。牺牲阳极阴极保护是采用比被保护金属电位更负的金属材料同被保护金属电连接，以消耗（即牺牲）电位较负的金属材料为代价，达到防止金属腐蚀的方法。输气管道在未投产前，一般会采取牺牲阳极带临时性保护管道；在投产后，再启动强制电流阴极保护。
 
强制电流阴极保护的致命弱点是特别容易被杂散电流干扰，如高压电力线、电气化铁路等都对强制电流阴极保护有强烈的干扰。杂散电流会干扰阴极保护系统的正常运行，造成管道的交流腐蚀，在管道设计时会尽可能避免与干扰源的长距离靠近。对无法绕避的、存在干扰影响的管段，就需要采取隔离、屏蔽、接地、隔直排流等方式排流缓解措施。
 
其次、提高管道对应力的耐受性。
 
在九十年代，我国长输管道设计压力多采用4.0MPa～6.3MPa，随着西气东输管道的建设，我国输气管道开始进入10.0MPa～12.0MPa的设计阶段。随着设计压力的提高，对输送介质的钢管要求也越来越高。在陕京一线设计时，国内钢管采用的最高钢级是L450，到西气东输一线，最高钢级提升到L485；到西气东输二线，最高钢级提高到了L555，目前正在规划的西气东输四线、五线，计划采用L625或者L690钢级。钢级的提升意味着提高钢管的屈服强度等力学性能。

现在主流的管线钢管都具有高强度、低包申格效应、高韧性和抗脆断、低碳量和良好焊接性、以及抗氢和抗硫等特性。
 
第三、对不良地质和灾害性地质的采取正确的处理措施
 
输气管道短则几十公里，长则几千公里，一路上需要途经各种地形地貌，翻山越岭的从气源将天然气输送到下游用户。管道不可避免的会遭遇各种不良地质和地质灾害。
 
常见的不良地质有：膨胀土、季节性冻土、湿陷性黄土、盐渍土、流沙、矿厂采空区、岩溶发育区、不稳定斜坡等；
 
常见的灾害性地质有：滑坡、泥石流、崩塌、河流的塌岸、地裂缝、地震断裂带等以及风蚀沙埋、强风区等气象灾害，还有人见人怕鬼见鬼愁的地震动。
 
对于遇到的不良地质，一般针对其地质特点，能绕避的就绕避，无法绕避的就采取工程措施进行处理。如季节性冻土，一般就是把管道埋到最大冻土深度以下就可以。湿陷性黄土、膨胀土等工程性能差的土体，简单粗暴点就把有害的土层全部换填，环保节约点就打粉尘桩或夯实，固定管沟的底部。反正这些工程措施，每一种都可以写一篇洋洋洒洒的论文，在此就不多饶舌了。
 
灾害性地质也是能绕避的就绕避，不能绕避的就暴力清除或者采取稳固措施，保证其不会对管道产生危险。如滑坡，体量小一点的滑坡体，直接清除掉；体量大的滑坡体，就要采用稳固措施，让它滑不下来就好。
 
地震动是不可避免的，在管道设计中，工程必须进行地震动评估。根据专业的地震专业人员的报告，套用《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB50470，一通噼里啪啦的计算之后，对钢管的柔性提出特殊要求，对管道的埋设提出特殊要求，基本就可以保证管道的安全了。
 
第四、从气源控制输送介质的气体组分，防止有害成分进入管道

输气管道并不是输送刚从气井井口出来的“天然气”。气井出来的气，需要经过除砂、脱烃（除掉C3及C3以上的烷烃）、脱硫、脱水等一系列工艺流程之后，达到满足《天然气》GB17820的气质要求之后，才能成为真正可以进入长输管道的天然气。

出于各种工况、沿途地温等综合要求，设计中并不会简单按照《天然气》中的要求接收天然气。在对钢管材质和设计温度等诸多因素综合评价之后，每条输气管道接收的天然气都会在水露点、烃露点、二氧化碳、总硫、氢气等物理性质提出比标准更严格的要求，确保不会因为输送的介质特性影响工程的使用寿命。
 
第五、设置SCADA系统，提高管道自动化控制水平

输气管道设置SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition)系统，实施远程数据采集、监视控制、安全保护和统一调度管理，提高输气管道的可靠性、安全性与经济效益。
 
第六、加强管道巡检和安全管理，确保管道的运行安全

这个没什么好说的，基本各行业的工程都差不多吧。

以上就是我个人对输气管道较长时间运行的一些理解。也还有一些其他原因，但是对管道使用寿命的作用并不算大，所以就不列入了。

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二、输气管道如何保证天然气较长距离的运输？
 
输气管道长距离运输，最最主要的是通过工艺分析，制订一个合适的运行方案。

天然气管道输送，是通过提高气体压力，利用上下游管道的压差，使输送介质顺压力方向一路流向终点。输送介质在运送过程中，会因为摩阻损失能量，压力逐渐降低，到一定距离之后，介质压力最终会等平于大气压，这时天然气就流不动了。这种事情，工程中是不会出现的，每当输气管道管内压力下降一定程度后，就要通过压缩机，再次提高气流压力，保证气流的顺畅。

如何设置压缩机，是一门大学问。搞懂了压缩机设置，输气管道的设计基本就小菜一碟了。在管道运营前期，输气量不大，在输气起点给气流一定的压力，它就能跑很远才产生足够的压降，这时压缩机的投运间隔距离较长；随运营时间加长，输气量也越来越大，一大股气跑管道，摩阻比一小股气跑要大很多，投运的压缩机也要随之增加。因此，如何根据逐年天然气的输送量，制订一个合适的压缩机配置方案，非常考验一个的经验和耐心。

其次，为了让天然气跑得更远一点，管道内会喷涂内减阻涂层。

内减阻涂层能降低管壁摩阻，是因为内涂层使得管道内壁更加光滑。管内壁粗糙度大致在30微米左右，喷涂内涂层后，管壁粗糙度可以降低到10微米以下。管壁粗糙度降低了，天然气输送过程中紊流减少，流动性变好，提高了管道的输送效率，也能降低压缩机的能耗。

对长距离输送天然气影响最大的因素就这两个吧。其他诸如穿跨越工程技术的进步，使长距离建设输气管道难度降低；周密的通信方案保证长距离信号的输送等等，都是保证输气管道长距离运输的辅助手段，对提高输送距离其实作用并不显著，我也就可以偷懒不在叙述了。

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