天然气输气管道相关设计.doc

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1、目 录1 绪论11.1 研究课题的目的和意义11.2 国内外研究现状31.3 研究内容71.4 本题目的设计步骤71.5 本设计所采用的规范72 天然气管线92.1 天然气长输管线的基本定义及输气站组成92.2 天然气长输管线的发展前景92.3 天然气长输管线的组成与功能122.4 输气站种类及功能122.4.1 输气站种类122.4.2 输气站的主要功能132.5 天然气长输管线的技术发展现状和趋势142.6 天然气长输管线的工艺设计内容要求162.7 站场工艺设计172.8 压缩机房设计说明182.8.1 压缩机台数的选择和安装182.8.2 压缩机厂房的型式192.9 线路走向选择原则1

2、92.9.1 线路选择的基本要求192.9.2 沿线自然条件状况192.9.3 沿线地区等级划分202.9.4 管道跨越工程202.10 管道材质及壁厚选择222.10.1 材质选择222.10.2 钢管壁厚的确定222.11 管道防腐222.11.1 管道防腐材料选用原则222.11.2 管道防腐涂层222.12 输气管道工程SCADA系统233 设计说明书243.1 概述243.2 水平地区输气管的计算253.2.1 基本计算公式253.2.2 公式中参数的确定及单位253.3 水力摩阻系数253.4 天然气在输气管计算段中的平均温度tcp283.5 输气管末段长度lk293.5.1 输气

3、管末段工况的特点293.5.2 满足昼夜“调峰要求”的末段长度303.6 压气站间距l 和压气站数333.6.1 压气站间距l333.6.2 压气站数344 计算说明书354.1 基本参数确定354.2 计算末段储气长度374.2.1 计算末段中天然气的平均压缩性系数Zkcp374.2.1.2 计算对比压力414.2.1.3 计算对比温度414.2.1.4 末段中天然气的平均压缩性系数414.2.2 校核储气阶段起始时的ZA424.2.3 确定输气管末段的几何容积VT、末段储气量Vap444.2.4 确定储气阶段终了时末段的平均压力PcpB454.2.5 校核储气阶段终了时的ZB464.2.6

4、 计算储气阶段终了时的BB464.2.7 计算函数值474.2.8 计算储气阶段终了时末段的终点压力P2B474.2.9 计算储气阶段终了时末段的起点压力P1B484.2.10 校核末段长度lk484.2.11 增设副管的计算494.3 计算压气站间距554.3.1 计算输气管计算段中天然气的平均温度tcp554.3.2 计算天然气压缩系数584.3.3 计算压气站间距l604.4 计算压气站数nc.s604.5 计算结果表614.6 选择压缩机型号654.7 压缩机站的布置704.8 输气管道系统中的流程图744.8.1 长输管道系统全线的总流程图745 结论76参考文献78致谢79附录A8

5、0附录B85附录C86附录D87III西安石油大学本科毕业设计（论文）1 绪论1.1 研究课题的目的和意义天然气作为清洁的优质能源和化工原料，在支持国民经济可持续发展、改善人民生活和保护大气环境质量方面已开始发挥越来越重要的作用。随着陕京管线和西气东输等多条全国性天然气供气管道工程的相继建成投产，中国的天然气工业已步入快速发展的新阶段1。天然气输送与存储是天然气应用过程中的必不可少的重要环节，天然气输送与存储工程建设的技术水平、工程质量、建设投资、生产运行费用、生产中的安全和环境保护等，将直接关系到用气安全和用户的切身利益。由于天然气的不易存储特性，管道输送成为运输天然气的经济有效方法，它是天

6、然气走向市场的重要环节，是沟通气田与天然气用户的重要纽带，也是促进气田开发，加速天然气消费利用的重要手段。世界范围内天然气管道发展迅速，目前世界上已建成天然气管道约150万千米以上。天然气管道已连接成地区性，全国性甚至国际性管网，构成了规模庞大的供气系统2。与液体输送方式不同，天然气具有密度小，体积大的特点，因而管道输送几乎成了天然气远距离输送的唯一方式。国内外已研究出在低温高压下气态输送或液态输送天然气的新的输送工艺，其输送能力比在一般温度和压力下输送时提高几倍到十几倍。我国的天然气资源大多在西部地区，而天然气消费市场主要在东部地区。为了把西部资源与东部市场结合起来，国家实施了“西气东输”工

7、程。目前，国家投资负责的主干管网及门站全线顺利建成并成功运营，由地方投资负责的城市管网正在相继建设中。“西气东输”管道工程属于长距离输气管道工程。在建设前，有必要对这种长距离输气管道工程进行经济评价，为工程项目的可行性提供决策依据；在建成后，也有必要进行经济评价，为工程项目的验收提供科学依据。长距离输气管道的输量受输送压力、管径及壁厚、沿途所设压缩机站数等工艺参数的制约，当输送压力、管径确定后，可通过增设管道压缩机站的方法，提高管道输量，而要增加的管输量越多，管道中间增设的压缩机站越多，工程项目的投资和运营成本越高。当超过一定界限后，管输量的增量效益就会低于相应的投入增量，导致整个管道工程的经

8、济效益下降。因此，长距离输气管道存在一个使管道的经济效益最大的最优输量。长距离输气管道的经济效益，受工艺条件、经济参数等的约束。输气管道建设以天然气市场为导向，管道的实际输气量决定于供气市场发育程度。管道建设要重视天然气市场的开拓，以避免由于市场发育不足，使管道在长时间内以低负荷运行，影响管道效益。例如阿吉新民输气干线起始于辽宁铁岭阿吉分输站，末站位于辽宁沈阳新民东方红联络站，其中三道岗段设一分输站，三道岗分输站同时给沈燃气公司、沈东油公司供气，东方红联络站同时给秦沈支线、大沈支线供气，三道岗分输站同时为阿吉新民输气干线的阴极保护站。管线途经辽宁省铁岭、法库、新民等3个行政区境内，管道全长为7

9、6km，其中级地区长度为45.02km，级地区长度为14.22km，级地区长度为16.76km。管道埋深为1.51.7m。钢管材质拟定选用L485，管道均不采用减阻内涂层，管道内壁绝对当量粗糙度取40m。管道拟定外径分别为813mm、914mm、1016mm。输送温度为015。管线途径的这些地区都是经济比较发达的地区，且用气量需求比较大，因此采用高压力、大管径以满足这些地区的需求，避免出现供不应求。我们在规划、设计输气管道时一方面要根据市场发育规律，考虑一定的输送量增长期而进行管道经济性的评价；另一方面要积极开拓天然气市场，使投产时即达到一定的输量，并且尽量通过加快用户项目配套建设，缩短市场增

10、长期，以提高输气管道的经济效益。长距离输气管道，尤其是大口径高压力的长输管道往往跨省区甚至跨国界输送巨量的天然气，是能源运输的大动脉。它的组成大致可分为：管道本身（包括干线和支线）、站场以及通信调度自控系统三部分。管道部分除管道本身以外还有通过特殊地段如：江河湖泊、铁路、高速公路等穿（跨）越工程；管道截断阀室；阴极保护站及线路护坡、堡坎等构筑物。站场部分有首站、清管站、气体接收站、气体分输站、压气站、门站等。清管站通常与其它站合建，往往同时完成多种功能。中国天然气资源主要分布在塔里木、柴达木、鄂尔多斯、四川、松辽、渤海湾、东海和南海等八个盆地，其中塔里木、柴达木、鄂尔多斯、四川等四个盆地位于我

11、国新疆、青海、宁夏、甘肃、内蒙古、陕西、四川和重庆等西部地区，其天然气资源量占总资源量的55%；东海和南海盆地位于东部和南部沿海地带，而我国天然气市场主要分布在东部经济比较发达的长江三角洲、环渤海和珠江三角洲等地区。从地域分布上看，资源和市场分别处于西部和东部地区，中间距离相隔数千公里，因此，为了满足市场的需求，需要建设更多的长距离输气管道3。长久以来管道工程的水工保护方案基本上都是以工程措施为主，大量的建筑材料（如石料、砂、白灰等）的应用和获取，不但给环境本身造成了一定的破坏，而且还造成了不少永久性的占地，增加了管线建设成本。“创造能源与环境的和谐统一”是管道建设的目标之一，采用新技术、新材

12、料和新工艺，借鉴相关行业的成功经验，将种植草木的护坡成功地应用于本工程。管道内涂层是指将涂料喷涂在管道内表面，形成一层均匀薄层。天然气管道内涂层减阻技术的研究始于20世纪，大规模应用于长输天然气管道是在20世纪50年代。20世纪初期，人们已经认识到输水管道流动性能受管子内部表面状况的影响很大。为了改善流体的流动性能，在水管中应用了内涂层。在20世纪中期，内涂层开始应用在输油管道上，其目的是为了防止管壁结蜡而改善流动性能。此后，加拿大于1962年，意大利于1965年，英国于1966年，前苏联于1967年相继应用了大口径输气管道的内涂层技术。在过去的四十年中，内涂层已迅速的在世界范围内推广应用。目

13、前在国外，管径在508mm及以上的输气管道基本上都应用了内涂层技术。对于建设中的输气管道，压气站的投产总是落后于线路部分的投资。对于合理的在建输气管道设备投产计划的论证应该在这一客观限制条件的范围内进行。在逐步分析建设中输气管道压气站的负荷时，要注意这样一个事实：在输气管道最初的发展阶段，投产的压气站的设计功率不可能全部被利用，因为系统的输量偏低、压气机的压缩比不高。由此可见，每座压气站的设备应该分阶段投产，而且，在每一阶段应该投入的工作机组数要视输气管道再改发展阶段的需要而定，需要多少台，就投入多少台，换句话说，如果建设中的压气机车间的部分设备已足以满足输气的要求，那么就应该将其投入运行，而

14、不必等待该压气站所有的设备全部投产。分阶段投产增加了逐步建设中的输气管道的动力装备程度，并提高了其在起动运行阶段的输量4。输气管道系统是一个统一、密闭、连续的水力系统，其中一处工况的变化必然带来全线工况的变化。特别是随着天然气开发规模和使用规模的不断扩大，天然气管网系统也日趋庞大和复杂。一方面，使得人们更难于了解和掌握管道系统的运行规律，论证和提出合理的设计方案和运行方案的难度增大，难于分析和处理管道系统的事故工况；另一方面，由于管道系统的运行状况直接影响着天然气的产、供、销之间的关系。因此，必须对输气管道的运行进行优化管理，使输气管道将气体保质、保量、安全、经济的输送到终点，在满足气源和用户

15、要求的前提下，带来巨大的经济效益和社会效益。输气管道经历了由小口径到大口径，由低压到高压，由手工焊到自动焊等一系列的技术革新。现在国外又出现了很多新技术，例如：复合加强型管线用管，灵巧清管器，配备有超声波计量设备的输气监测计量技术等。且人们对天然气的需求量在不断增长，所以有必要对输气管道进行深入的研究，进一步提高输量并使管道更加安全和智能的运行。1.2 国内外研究现状目前，国外输气管道技术的发展主要有以下几个特点：(1) 长运距、大口径和高压力是世界天然气管道发展的主流。目前陆上输气压力达到12MPa，海底输气最高压力为25MPa，最大口径为1420mm。(2) 采用内涂层减阻技术，提高了输送

16、能力，减少了设备的磨损和清管次数，延长了管道的使用寿命。美国Chevron石油技术公司（Chevron Petroleum Technology Co.）在墨西哥湾一条输气管道上进行了天然气减阻剂（DRA）的现场试验，结果表明，输量可提高10%15%5。(3) 采用高钢级钢管。近5年来，X70级油气输送钢管的生产和销售量占总量的80%85%。目前世界上有十条输气管道采用了X80，敷设管道约500km。(4) 完善的调峰技术。为了保证可靠、安全、连续地向用户供气，发达国家都采用金属储气罐和地下储气库进行调峰供气。目前，西方国家季节性调峰主要采用孔隙型和盐穴型地下储气库，而日调峰和周调峰等短期调峰

17、则多利用管道末段储气及地下管束储气来实现。天然气储罐以高压球罐为主，国外球罐最大几何容积已达到5.55104 m3。(5) 管道压缩机组采用回热循环燃气轮机提供动力，提高了压缩机组的功率、可靠性和完整性。著名的阿意输气管道对Messina压气站的燃气轮机组进行改造，采用回热联合循环系统后，每台燃气轮机的综合热效率由原来的36.5%提高到47.5%。(6) 普遍采用以计算机为基础的SCADA系统，对管道运行的全过程进行动态监视、控制、模拟、分析、预测、计划调度和优化。代表当今世界水平的美加联盟（Alliance）输气管道，采用富气输送工艺，该管道起自加拿大阿尔伯达省，终止于美国芝加哥，干线长29

18、90km，管径为914mm和1067mm。管材为X70，设计压力为12MPa，设计输量为136108170108m3/a。全线共设压气站14座。其技术特点为，高热值（41.1105J/m3）的富气组分和高压（12MPa）运行提高了管道输送效率；管道设计进行了压气站失效分析；采用了更高韧性的钢管，全线钢管韧性高于95J，特殊地段钢材韧性要达到280J；管道通信以卫星通信为主，市话后备；管道施工采用自动焊接。(7) 输气管道建设向极地和海洋延伸。由于世界新开发的大气田很多分布在北极地区，如俄罗斯亚马尔半岛、美国普鲁德霍湾、欧洲北海等，这些气田促使管道向极地延伸，管道需通过永冻土地带。海上气田的开发

19、以及长输管道通过海峡，促进了海底管道的建设。全世界铺设了近万千米的海底管道，如独联体、黑海、涅淮尔基海峡、意大利西西里海峡、直布罗陀海峡、墨西哥海峡、欧洲北海、中国南海等6。(8) 建设地下储气库是安全稳定供气的主要手段。无论是天然气出口国家还是主要依赖进口天然气的一些西欧国家，对建造地下储气库都十分重视，将地下储气库作为调峰平衡天然气供需、确保安全稳定供气的必要手段。截止到1998年，全世界建成储气库605座，总库容5755108m3，工作气量3077108m3。工作气量相当于世界天然气消费量的11%，相当于民用及商业领域消费量的44%。2001年美国的储气库总工作气量约1200108m3，

20、预计到2010年储气能力将达到1700108m3。我国大部分输气管道建于20世纪6070年代，与国外发达国家和地区完善的供气管网相比有很大的差距，管道少，分布不均，未形成全国性管网；管径小，设计压力低，输量少，不能满足市场需求，目前国内主要的技术现状为：(1) 采用的设计和建设标准与国际接轨。(2) 采用卫星遥感技术GPS系统，优化管道线路走向。(3) 采用国际上通用的TGNET、SPS、AutoCAD等软件，进行工艺计算，对于特殊工况可进行模拟分析和设计出图。(4) 管材采用高强度高韧性管道钢。主要有X52、X60、X65和X70，国内有生产大口径螺旋缝埋弧焊钢管和直缝钢管的能力。(5) 管

21、理自动化、通信多种方式并用。运营管理采用SCADA系统进行数据采集、在线检测、监控，进行生产管理和电子商务贸易；通信采用微波、卫星和租用地方邮网方式，新建管道将与国际接轨，向光缆通信发展。(6) 管道防腐。管道外防腐层主要采用煤焦油瓷漆、单层环氧粉末、双层环氧粉末聚乙烯防腐层（二层PE）和环氧粉末聚乙烯复合结构（三层PE）。管道内涂层主要采用液体环氧涂料。(7) 天然气计量。我国早期建设的管道天然气计量大都采用孔板计量，而近年新建的几条输气管道采用超声波流量计。(8) 主要工艺设备。目前国内输气管道输气站主要工艺阀门大都采用气动球阀，今后新建管道将以采用气液联动球阀为主。国内在役输气管道采用的

22、增压机组有离心式和往复式压缩机，驱动方式有燃驱和电驱，将来我国的长距离输气管道主流机型采用离心式，在有电源保证的条件下采用变频电机驱动为发展方向7。(9) 管道施工。目前我国的管道建设引进了国际上通行的HSE管理技术，采用了第三方监理的机制；管道专业化施工企业整体水平达到国际水平，装备有先进的施工机具，如：大吨位吊管机、全自动焊机等；掌握了管道大型穿（跨）越工程的施工技术，如水平定向穿越技术、盾构穿越技术8。(10) 优化运行。目前在役输气管道利用进口或国产软件进行在线或离线不同工况模拟，以确定既能满足供气需求，又使单位输气成本最低的运行操作方案。差距分析：我国大部分输气管管道建于20世纪60

23、70年代，与国外发达国家和地区完善的供气管网相比有很大的差距，如管道少、分布不均、未形成全国性管网、管径小、设计压力低、管输少、不能满足目前不断增加的市场需求等。目前，全世界已经建成了许多国际的、洲际的、和全国性的大型供气系统。大型供气系统是由若干条输气干线及多个集气管网、配气管网和多座地下储气库构成，具有多气源多通路供气的特点，可以保证供气的可靠性和灵活性，有利于管道系统的优化运行。大型供气系统的建设促进了管道技术的发展，在技术上取得了一系列重大突破。为了获取良好的技术经济指标，目前采取的有效做法是：加大管径、选用高强度管材、增大输送压力、施加内涂层、完善清管系统、提高管道监控系统和计算机网

24、络管理系统的自动化水平、严格控制进入管道的天然气质量、提高动力装置机组功率和机组监控技术、采用不同的储气方式满足调峰需求。国外在天然气管网优化设计和优化运行方面有成熟的技术和应用业绩。在管道设计方面，对管径、壁厚、压缩机站数、位置、站间距、每座压缩机站的运行条件、最大允许工作压力等进行优化，以最大限度地降低管道建设投资和运行费用；在管道运行方面，对输配气方案进行优化，在国家计划、规定价格以及资源、用户、管网工艺技术等约束条件下，在一定的输气总量下，求得最大的经济与社会效益。国外对保证向消费地连续均衡供气的问题非常重视，强调天然气储运系统必须具备很大的储气能力。供气调峰的措施很多，但许多措施应用

25、范围有限，有相当大的局限性。在各类天然气储气方式中，地下储气库是容量最大、功能最全、适应性最强、经济性最佳的储气设施。前苏联的统计资料表明，建地下储气库可使输气管道的投资节省20%30%，压气站的压缩机功率减少15%，建地下储气库的费用只占输气管道费用的5%7%。国外在管道内涂层方面已有成熟的技术与设备。天然气干线管道应用内涂层已有40多年的历史。管道内涂层的主要优点是降低管道内摩阻，增大管输量。试验表明，内表面粗糙度为45m的钢管，当粗糙度降低90%时，管道摩阻系数降低33%。与光管相比，有内涂层的管道介质流速可增加6%12%，天然气管道的输量最大可增加24%。在涂敷方法上，一般采用喷涂和挤

26、涂工艺。但是否采用内涂层，起决定作用的是经济因素，根据使用经验，一些国家认为管径在508mm以上的中高压输气管道应用内涂层是合算的。天然气水合物（Natural Gas Hydrates-NGH）技术的应用范围是天然气的大规模储备与运输、城市天然气供应调峰、输气管道NGH生成预测等。自1993年以来国际能源界已召开了4次大型国际会议，讨论其发展前景，美国和加拿大等国设立了国家级水合物研究中心，开展有关的基础研究和应用研究。目前水合物具有储气能力已基本定论。目前，我国天然气管道工艺设计还未形成以数据库为基础、工作站为中心、各专业计算机配套的集成网络系统设计环境。卫星定位和遥感技术在线路勘察上的应

27、用也刚刚开始，还没有设计过大型复杂的输气管网。在大口径管道施工的组织管理、穿跨越工程、高难地质区段施工、大口径管道冷弯、管道试压、防腐层涂敷施工等方面，均缺少经验和技术。我国在大型天然气管道系统的运行管理和维护方面缺少经验。虽然可以进行高水平的自动化监控系统设计，但系统硬件和软件要依赖进口；对于在线泄漏检测、动态模拟、统计分析、质量控制、调度优化和环境保护等专用软件上还缺少使用经验，开发进程缓慢，已有的功能也没有完全发挥作用；在天然气管道内检测方面，既缺乏设备，又缺乏经验。我国天然气干线管道分布零散，没有联网，不能互相调配，缺乏可供调峰的储气设施。四川输气管道虽然形成了环网，但因管道建设时期的

28、不同，管径变化大，进气点、出气点分散，优化运行难度大。我国目前用于大城市调峰型供气的地下储气库极少，缺乏建设大型地下储气库的经验。应尽快开展地下储气库的研究和资料收集工作，根据我国东部地区各大城市天然气的需求和利用的发展情况，确定各城市地下储气库的规模和库址，为天然气工业的发展打好基础。国内在管道内涂层技术方面尚处于起步阶段，虽取得了一些成果，制定了一些行业标准，但在技术水平和应用范围上，与国外先进水平相比还存在较大差距，特别是大口径天然气管道内涂层技术，还需要进行深入的探索与研究。国内已有一些研究单位在水合物的理论和应用基础方面进行了研究，但离实际应用还有很大距离。鉴于水合物技术的优越性和应

29、用前景，应不断关注国外技术发展动态，适时开展研究9。在进行输气管道规划方案研究时，要从众多可能的输气方案（由不同输量、不同管径、不同压力等级、不同压比组配而成的各种方案）中，通过工艺计算和技术、经济测算，选出几个或几组经济较合理、工艺和技术上又较切实可行的较优方案，从而为以后的预可研、可研阶段的深化研究打下基础。天然气管道在今后的发展方向是：(1)长运距、大管径和高压力管道是当代世界天然气管道发展主流；(2)输气系统网络化；(3)建设地下储气库是安全稳定供气的主要手段；(4)高压力输气与高强度、超高强度管材的组合是新建管道发展的最主要趋势；(5)高压富气输送校核断裂控制；(6)多相混输模式。1

30、.3 研究内容本课题研究的是运用水平输气管道的基本公式进行输气管道的相关设计；运用所学知识，查阅相关文献及规范，确定输气管线的水力计算、热力计算及强度计算，从而选择该管径对应的壁厚、确定进出站的压力、压缩机站数目及布站、压缩机站所选压缩机的型号、功率及所需燃压机组数目、管线的调峰能力与其它设备的选型与布置，并绘制全线流程图、首站流程图、分输站流程图等。1.4 本题目的设计步骤采用水平输气管道的计算方法确定每一种方案的压气站间距，计算末段长度，确定压气站数，计算单站功率，选定压缩机型号和台数等。绘制全线流程图、首站流程图、分输站流程图。撰写设计说明书，计算说明书。1.5 本设计所采用的规范压缩机

31、与驱动机选用手册石油天然气工程制图标准全苏输气管道工艺设计标准输气管道工程设计规范2 天然气管线2.1 天然气长输管线的基本定义及输气站组成天然气长输管线就是连接脱硫净化厂或LNG终端站与城市门站之间的管线，在我国压力管道分类中属国标A类，其设计应遵循规范输气管道设计规范GB50251。输气站是输气管道工程中各类工艺站场的总称。按它们在输气管道中的位置分为：输气首站、输气末站和中间站（中间站又分为压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等）三大类型。按功能可分为：调压计量站、清管分离站、配气站和压气站等。2.2 天然气长输管线的发展前景20世纪后期，世界科学技术突飞猛进，电子计算机的迅速发展和推

32、广使用，新材料、新设备、新工艺的开发与更新换代，把世界油气管道工业推进到了人们喻之为“新的技术革命”的时代。由于天然气产地越来越远离主要消费中心，为了获得最佳输气效益，天然气长输管道呈现出了以下几种主要的发展趋势：(1) 高压输送高压输送是当前国际天然气管道输送技术的发展趋势。目前天然气的高压输送的压力已达10至15MPa。高压输送时天然气的密度增加，流速减小，降低了管道的沿程摩阻，提高了输送效率；此外，天然气的密度增加，将提高气体可压缩性，降低压能损耗，提高了压缩效率；管道输送能量消耗下降，可减少压缩站装机功率，加大站距，降低投资；高压输送要求使用强度更高韧性更好的管线钢。高级钢减少了钢材消

33、耗，降低了材料费用。 (2) 长运距天然气产量和贸易量的不断增加，采用超长管线输送天然气已被认为是最为经济的方法。近20几年来，欧美各国投入了大量资金建设一大批长距离、大口径输气管线。美国为了开发利用阿拉斯加的天然气资源，于19801986年建成了美国横贯阿拉斯加输气管线系统，该系统贯穿阿拉斯加和加拿大境内，向美国本土48个州输气，总长达7763km。苏联至1987年，输气管道的平均长度已近2000km，天然气的平均运距猛增：1990年是10年前的1.4倍，20年前的3倍，30年前的4.6倍。(3) 大口径高压力建设大口径管道的经济性是十分明显的，增加管道直径可提高输送压力。第一，可以提高管道

34、的输送能力。在其他如输送压力（7.5MPa）、温度（+40）相同条件下，管径越大，输气能力越高；在其它如管径（720mm）、温度（+40）等相同条件下，输送压力越高，输气能力越大。第二，可以大量节约投资和钢材消耗。一般来说，在输气量可以较准确预测的情况下，建一条高压大口径管线比平行建几条低压小管线更为经济。有人计算，一条914mm管道的输送量是304mm管道的17倍；一条输送压力为7.5MPa、管径为1420mm的输气管道可代替3条压力为5.5MPa、直径为1000mm的管道，但前者可节省投资35%，节省钢材19%。前苏联采用大口径多层壁管线输送秋明油田天然气，钢材耗量降低了23%25%，净投

35、资节省了15%16%，全部费用节省了14%15%。前苏联是大口径天然气长输管道最多的国家。俄罗斯天然气股份公司拥有的直径超过1m的长输管道占输气管道总长度的60%以上10。管道采用的最高输气压力，在一定程度上反应了一个国家输气管道的整体水平。目前世界陆上输气管道的最高设计压力为：美国10MPa，前苏联7.5MPa，英国7MPa，德国和意大利8MPa。海底输气管道的设计压力一般较高，如阿意输气管道横穿西西里海峡段的设计压力为15MPa，而发生事故时压气站的出口压力可高达20.5MPa。我国四川气田万卧输气管线的设计压力达到8.0MPa。(4) 高压大口径输送管道采用内涂层减阻加拿大和德国所修建的

36、大口径输气管道均在管道内壁喷涂环氧基涂层，以降低气体的输送摩阻。由于该内涂层的作用主要不是为了防腐，因此涂层厚度仅为几十微米。内涂层费用仅为FBE涂层的1/61/3。喷涂内涂层后可降低气体输送摩阻的7%14%。(5) 高度的自动化遥控当代输气管道的自动化管理和遥控水平相当高，并不断朝着更高的层次发展。自动化与通信系统发展速度之快，已使该系统设计水平的高低，常常被作为评价某一天然气储运工程现代化水平的依据。现代输气管道自动化管理多采用SCADA系统。在国内外输气管道设计中，SCADA系统已成为必不可少的选择，已成为管道系统管理和控制的标准化设施，压气站、计量站、调压站、清管站、阴极保护站等均由S

37、CADA系统实行遥控。SCADA系统的主要发展趋势有：采用容量更大、存取速度更高的外存储器，以激光技术为基础的光盘将取代现有的磁盘和磁带；采用更逼真的三维彩色图形显示器，操作人员可以从显示器上观察到压气机组、控制网等工艺设备三维图像；开发功能更强大的SCADA系统软件和应用软件；采用人工智能和专家系统技术使SCADA系统智能化。(6) 采用富气输送富气输送使压缩站所需功率下降；富气输送还省去进入管道前分离乙烷、丙烷、丁烷的花费和输送液化石油气到最终用户的费用。(7) 提高钢级随着冶金技术，特别是铁水预处理、炉外精炼、控轧控冷等技术的发展，降低成本、高强度、高韧性管线钢技术已经成熟。一般情况下，

38、钢管费用占整个管道投资的25%30%。据欧洲钢管公司介绍，同样输气量下，材料由X70改为X80，可因壁厚减小降低材料成本7%左右。(8) 输气干线网络化人们从长期的天然气开发和利用的经验教训中认识到，单条输气管道具有很大的局限性，在条件允许的情况下，将若干单条输气管道相互连通，形成管线网，则具有许多优越性，主要表现为：多气源供气，可提高供气的可靠性；有利于拓展天然气市场；有利于充分利用输气管道的能力，不会因某一气源的衰竭而出现无气可输的管道或管段；有利于提高输气调度的灵活性等。当今世界上已先后形成了一些国际的、洲际的、全国性的和地区性的大型输气管网。 前苏联统一供气系统前苏联统一供气系统是当今

39、世界上规模最大的天然气输送管网。至1990年末，该系统有干线输气管道22.5万千米，连接着500多个气田，907座压气站（共3850台压气机组、总安装功率5000104kW）、46座地下储气库（总储气能力为2832108m3）、4500座配气站、6座天然气加工处理厂和约15000个城市和居民区。系统总输气能力（包括支线）超过10000108m3/a；固定资产总值（不包括城市供气管网）约650亿卢布，占整个燃料部门固定资产总值的68%。 欧洲输气管网整个欧洲是当今世界上输气管道密度最大的地区。输气管道纵横交错，组成了一个从东（欧亚边境）到西（大西洋）、从南（西西里岛、直布罗陀海峡）到北（挪威北海

40、）的输气管网群。如今，天然气可从欧洲任何一个角落输送到每一个消费区。 北美输气管网在北美洲，从加拿大到美国到墨西哥形成了庞大的输气管网系统。1993年，北美商品气产量为6796.8108m3，天然气干线管道达到50多万千米，这些管网将北美的主要产气区（如加拿大西部、墨西哥湾的海上部分、陆地上的得克萨斯、路易斯安那及俄克拉何马州）与美国、加拿大和墨西哥的约8500万个天然气用户连接起来，并向这些用户供气。 北非欧洲输气系统北非欧洲输气系统包括阿尔及利亚至意大利和阿尔及利亚至西班牙两大输气管道工程。阿意输气管道从阿尔及利亚通过突尼斯、穿越地中海而进入意大利的西西里岛，全长2500km，管径1220

41、mm，设8座压气站。阿西输气管道从阿尔及利亚穿越直布罗陀海峡后进入西班牙的塞维利亚，全长1434km，管径1220mm；该管道从塞维利亚一直延伸到葡萄牙、法国和德国11。2.3 天然气长输管线的组成与功能长输管线的任务就是根据用户的需求把经净化处理的符合管输气质标准的天然气送到城市或大型工业用户，它必须具备：(1) 计量功能。长输管道在交接气过程中必须设置专门的计量装置如：孔板流量计、超声波流量计或涡轮流量计进行计量。(2) 增压功能。由于产地和用户之间距离的长短不等、气田原始压力高低不同，长输管道在输送过程中往往需压缩机进行增压。(3) 接收和分输功能。大口径长距离输气管线往往经过沿线附近的

42、多个气田分别供给许多城市使用，因此它中途要接收气田的来气和分输给各地的城市。(4) 截断功能。为了使管线在某一地点发生损坏时不至于造成更大范围的断气和放空损失，应分段设置截断阀，它在发生意外爆破事故时能可靠关闭。(5) 调压功能。与长输管道连接的下游管线通常会以较低的压力等级进行设计，比如城市管网，因此要把干管的压力调到一个相对稳定的出口压力。(6) 清管功能。管道内不可避免地遗留有施工过程的留下的污物和长期运行后产生的铁锈、固体颗粒、积液等。压缩机、流量计、调压器这些设备是不允许气体内有杂质的，所以一般长输管道都要定期清管。(7) 储气调峰功能。天然气的生产和运输过程通常是每天24小时内均衡

43、供给的，但城市用气每小时都在变化，可以利用长输管线末段压力的变化，部分地缓冲这种均衡供气和不均匀用气之间的矛盾。长距离输气管道，尤其是大口径高压力的长输管道往往跨省区甚至跨国界输送巨量的天然气，是能源运输的大动脉。它的组成大致可分为：管道本身（包括干线和支线）、站场以及通信调度自控系统三部分。管道部分除管道本身以外还要通过特殊地段，如江河湖泊、铁路、高速公路等穿（跨）越工程；管道截断阀室；阴极保护站及线路护坡、堡坎等构筑物。站场部分有首站、清管站、气体接收站、气体分输站、压气站、门站等。清管站通常与其它站合建为一个站场，往往同时完成多种功能。通信系统承担全线的通信联络、行政、生产调度和提供自控

44、监测系统的数据传输任务，目前重要的输气干线都有固定和移动两套通信系统，电线路。语音通信及应急通信主要采用光缆、卫星和租用地方的邮电线路；移动通信主要使用手机12。2.4 输气站种类及功能2.4.1 输气站种类(1) 输气首站及功能输气首站是设在输气管道起点的站场。一般具有分离、调压、计量、清管发送等功能。主要流程是：接受气体处理厂来气，经检测、分离、计量升压后输出；发送清管器；事故状况及维修等放空和排污。(2) 输气末站及功能输气站终点又称末站，其任务是接收来气，通过计量、调压后将天然气分配给不同的用户。(3) 输气中间站及功能它是设在输气管道首站和末站之间的站场。一般分为压气站、气体接收站、

45、气体分输站、清管分离站等几种类型。 压气站它是设在输气管道沿线的站，用压缩机对管输气体增压。 气体接收站它是在输气管道沿线，为接受输气支线来气而设计的站场。一般具有分离、调压、计量和清管器收发等功能。 气体分输站它是在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站场。一般具有分离、调压、计量、清管器收发、配气等功能。 清管分离站清管分离站应尽量与其它的输送站场相结合，但当输气管道太长，又无合适的站场可结合时，可根据具体情况设中间清管分离站。一般清管分离站可按80100km间隔考虑设置。主要流程是接收来气经分离、调压、计量后去化肥厂及居民区；接收清管器；事故状况及维修等放空和排污13。2.4.2 输气

46、站的主要功能(1) 分离为了保证进入输气管道气体的气质要求，在一些站场设置分离装置，分离其中携带的干粉尘，其除尘设备都采用旋风分离器、多管除尘器、过滤除尘器等。大流量站场的气体除尘器，可以经过汇管采取并联安装来满足处理要求。在设计分离器的通过量的台数时，应按分离器的最小处理能力来计算设计安排，以保证当一台分离器检修时余下的分离器的最大处理能力仍可满足站场的处理能力。(2) 清管输气管线在施工过程中积存下来的污物和管道投产运行时所积存下来的腐蚀产物，都是影响气质、降低输气能力、堵塞仪表、影响计量精度和加剧管线内壁腐蚀的主要因素。为此，应于管线投产前和运行过程中加以清除。 清管气体收发装置清管气体

47、收发装置包括收发筒、工艺管线、全通径阀门以及装卸工具、通过指示器等辅助设备。 收发筒其筒径直径一般比主管大12倍，以便清管器的放入和取出。其发送筒的长度应能满足最长清管器或监测器的需要，一般不应小于筒径的34倍；其接收筒长度应更长一些，因为它需要容纳不许进入排污管的大块清除物和先后连续发入管道的两个或更多的清管器，其长度一般不小于管径的46倍。 快速开关盲板快速开关盲板上应有防自松安全装置。 污物排放清管作业清除的污物应进行集中处理，不得随意排放。(3) 调压计量 调压输入和输出支线与干线的连接点应保持稳定的输入和输出压力，并规定其波动范围以利于对支线和干线输送过程的控制。输气首站内调压设计中应符合输气工艺设计要求并应满足开工、停工和检修的需要。调压装置