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1、输气管道工艺计算2012-09-27 输气管道工艺计算 目录一、输气管道压力的计算二、输气管道管存的计算三、输气管道输差的计算四、输气管道清管器的相关计算 一、输气管道压力的计算1、输气管道压力分布输气管道沿线的压力是按抛物线的规律变化的。靠近起点的压力降比较缓慢，距离起点越远，压力降越快，在前3/4的管段上，压力损失约占一半，另一半消耗在后面的1/4的管段。3/4L1/2Px 一、输气管道压力的计算2、管道沿线任意点气体压力计算式式中：Px管道沿线任意点气体压力(绝)(MPa)；P1管道计算段内起点气体压力(绝)(MPa)；P2管道计算段内终点气体压力(绝)(MPa)；XL管道计算段起点至沿
2、线任意点的长度(km)；管道计算段的实际长度(km)。 一、输气管道压力的计算3、输气管道平均压力式中：Pm管道内气体平均压力(绝)(MPa)；P1管道计算段内起点气体压力(绝)(MPa)；P2管道计算段内终点气体压力(绝)(MPa)。 二、输气管道管存的计算式1、管存管存是指管道中实际储存的天然气体积量，即管道储气的气体数量，是反映管道运行时压力、温度、季节、运行配置以及运行效率的综合指标，是控制管道进出气体平衡的一个重要参数。管存与管容（与管道长度、内径等有关）、压力、温度及压缩因子参数有关。理论上，压缩因子参数与管道输量、压气站配置、压气站出站温度及管道地温等因素有关。 二、输气管道管存
3、的计算式2、管道管存的计算式式中:Q储管道的储气量(Po=0.101325MPa,To=293.15K)，m?；V管道容积，单位为立方米(m?)；T气体的平均温度，单位为开尔文(K)；P1m管道计算段内气体的最高平均压力(绝)，MPa；P2m管道计算段内气体的最低平均压力(绝)，MPa；Z1、Z2对应P1m、P2m时的气体压缩系数。 二、输气管道管存的计算式3、管道管存的估算式常见管径的管容量(粗算)管径(mm)管容（m?/km）DN72010384DN6108277DN5088190DN4067121DN219733 三、输气管道输差的计算1、输差天然气输差是指管道输送的差值。产生输差的原因
4、主要有：设备泄漏、计量误差、生产操作中的放空与排污等。 三、输气管道输差的计算2、一般输气量差值计算式Q差(V1+Q1)-(Q2+Q3+Q4+V2)式中：Q差Q1Q2Q3某一时间输气管道内平衡输气量之差值；同一时间内的输入气量；同一时间内的输出气量；同一时间内输气单位的生产、生活用气量，单位为立方米(m?)；Q4同一时间内放空气量；V1计算时间开始时，管道计算段内的储存气量；V2计算时间终了时，管道计算段内的储存气量。 三、输气管道输差的计算3、相对输差计算式式中：相对输差(%)。检验输气质量，一般不能高于3% 四、输气管道清管器的相关计算1、影响清管器速度的因素清管器的运行速度应控制在12-
5、18km/h，才能确保清管器的速度惯性能顺利通过三通处而不被卡堵。影响清管器速度的主要因素：球前后的压力差、球在管内的摩擦阻力、管内径变化、管内杂物的阻力等。而球前后的压力差与推球的压力源（气源量）相关：球的摩擦阻力与球的过盈量和管内壁粗糙度相关；管内杂物与施工清管的质量相关。 四、输气管道清管器的相关计算2、清管器运行距离估算式式中：L估清管器运行距离，单位为(m)，Po=0.101325MPa,To=293.15K；T清管器后管段内气体平均温度(K)；Q进发清管器后的累计进气量(m?)；d输气管内直径(m)；P推清管器压力，即某时刻清管器后管段内气体的平均压力(绝)(MPa)。 四、输气管
6、道清管器的相关计算3、清管器的运行速度估算公式输气流量可计算下的瞬时速度公式(实际操作中常用)清管器运行速度主要取决于清管器上游管段的输气流量和管道运行压力。式中:Q输气流量(Po=0.101325MPa,To=293.15K)单位为立方米每天(m?/d);F管道内径横截面积，单位为平方米();p清管器后平均压力，单位为兆帕(MPa);v清管器运行速度，单位为千米每小时(km/h)。 四、输气管道清管器的相关计算输气流量不可计算下的速度公式式中:V清管器平均运行速度，单位为米每秒(m/s);t运行L距离的实际时间，单位为秒(s)。 谢谢！管道输气工艺-正文实现天然气管道输送的技术和方法。主要是
7、根据气源条件及天然气组分，确定输气方式、流程和运行方案；确定管材、管径、设备、沿线设站的类型及站距等。早期的天然气管道输送，全靠气井的自然压力，而且天然气在输送过程中不经过处理直接进入管道。现代天然气管道输送则普遍采用压气机提供压力能，对所输送的天然气的质量也有严格的要求。管道输送天然气的质量标准天然气的主要成分是甲烷，其次为乙烷、丙烷、丁烷及其他重质烃类气体。此外，天然气还含有少量硫化氢、二氧化碳、氢气和水蒸气等，还可能含有固体砂粒、凝析液和水等。天然气在标准状况下的容重为0.67800.7157公斤/米3，比空气轻。在空气中的含量为5.315(体积)时,遇明火会发生爆炸。被水蒸气饱和的天然
8、气，在一定的压力和温度条件下，会生成外观象雪状的结晶水合物。天然气中所带的固体杂质会使管道断面缩小，甚至堵塞，使机件和仪表磨损。凝析液和水因其聚集而会增加输送的能耗，会腐蚀管道和仪表等。水合物结晶甚至能完全堵塞管道。硫化氢和二氧化碳等酸性气体遇水时会严重腐蚀金属设备。因此，天然气进入输气管道前必须进行气液分离，除去游离水、凝析液和固体杂质，以及硫化氢和水。目前许多国家均制定了管道输送天然气的质量标准，通常要求经过处理的天然气中硫化氢含量小于5.5毫克/米3(标准状况下)；天然气露点温度低于管道周围环境温度510。油田伴生气是在油田采油时从石油中分离出来的气态碳氢化合物，其主要成分也是甲烷、乙烷
9、、丙烷等烃类，但甲烷的含量比天然气要少些，乙烷则多些。此外，油田伴生气还含有较多的天然汽油成分，容重较天然气大，热值较天然气高。油田伴生气的质量标准同天然气的质量标准大致相同。输气流程来自气井的天然气先在集气站进行加热、降压、分离，计量后进入天然气处理厂，脱除水、硫化氢、二氧化碳，然后进入压气站,除尘、增压、冷却,再输入输气管道。在沿线输送过程中，压力逐渐下降，经中间压气站增压，输至终点调压计量站和储气库，再输往配气管网。气田井口压力降低时，则需建矿场压气站增压。输气管道系统流程如图所示。3输气工艺3.1一般规定3.1.1输气管道的输气量受到气源供气波动、用户负荷变化、季节沮差及管道维修等因素
10、的影响，不可能全年满负荷运行。为保证输气管道的年输送任务，要求输气管道的输气能力必须有一定的裕量。故本规范规定输气管道输气设计能力按每年工作350d计算。由于有的设计委托书或合同中规定的输气规模为日输气量，在工艺设计中，日输气量更能直接反映出输气管道的输气能力和规模，故本条补充了日输气量作为输气管道的设计输送能力指标。3.1.2本规范规定的管输气体质量标准，主要考虑了输送工艺、管枪安全、管道腐蚀及一般用户对气质的使用要求。管输气体已成为一种重要的能源和商品，第十五届世界煤气会议Al天然气集气和调节分会的报告中指出：供气单位提供的天然气必须符合一定质量标准，一般来说不需再行加工即可保证顺利输送、
11、分配及一般用户的用气要求。对影响天然气顺利输送、分配和使用的杂质有：硫化氢、水、烃冷凝物及固体杂质等。水露点：输气管道中的游离水是造成管道腐蚀的主要原因，没有水就没有电化学腐蚀或其他形式的腐蚀产生。根据四川石油设计院、四川石油局输气处关于低浓度硫化氢对钢材腐蚀的研究结果表明：“工业天然气经过硅胶脱水后对钢材无腐蚀，腐蚀试样仍保持原来金属光泽，腐蚀率几乎等于零，表明无水条件下钢材的腐蚀是难以产生的。”管输气体脱水后还能提高管输效率。管愉气体水露点，世界多数国家是按不同季节提出在最大可能操作压力下气体的露点温度值（见表l）。考虑到我国幅员辽阔，气候差异较大，对气体水露点要求因地而异，故本规范只规定
12、了气体水露点温度与最低输气温度的最小差俏。 烃露点：脱除管输气体中液态烃的主要目的是提高管输效率、保障输气安全。世界多数国家对烃露点要求按水露点方法做出规定（见表l）。本规范根据我国具体情况规定了气体的经露点。硫化氢含量：一般说，当脱除管输气体中的游离水后，就没有腐蚀发生。但考虑到我国输气管道不是单纯把气体从起点输送到终点，沿线有大量民用与工业用户。因此，为确保用户的安全和环境卫生，对脱水后的管输气体硫化氢含量规定应符合二类天然气含量标准（即硫化氢含量小于20mg/m3，符合民用气标准），以满足多数用户要求。同时集中脱硫也较为经济。本规范对管输气体中最高含尘量未作具恢规定，因为尚无合适的检验气
13、体中杂质含量的仪表。对固体杂质脱除只提出原则要求。3.1.3在气源压力、施工技术水平及管材质量都能满足的情况下，高压输气一般比较经济。对于以气井井口压力为动力的管道应充分利用地层能量，尽可能提高管道起输压力。对用压缩机增压输气的管道应通过优化设计，选择最优的工艺参数：压力、管径、压比。管输压力的确定还应考虑目前我国制管水平、施工质量和竹道通过地区安全等因素。3.1.4输气管道应做好防腐设计，以保证输气管道的使用寿命，避免事故发生。管道防腐分为外防腐（即防止土壤、环境等对金属的腐蚀）和内防腐（即防止所输送气体中的有害介质对管子内壁金属的腐蚀）。根据国内外实践经验制定的国家现行的钢质管道及储罐防腐
14、蚀控制工程设计规范SY0007和埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范SY/T0036提出了防止管道外腐蚀的有效办法，故本规范规定输气管道外防腐应按该两部规范的有关规定执行。凡符合本规范第3.1.2条规定的气体一般不会对管子内壁金属产生腐蚀。当输送不符合上述规定的气体时，应采取其他有效的措施。如：降低气体的水露点、注人缓蚀剂或内部涂层等措施，防止管子的内壁腐蚀发生。由于工程造价、金属耗量等经济原因，辅气管道一般不允许采用增加腐蚀裕量的方法来解决管壁内腐蚀问题。故本规范规定：管道采取防腐措施后，确定管壁厚度时可不考虑腐蚀裕量。3.1.5输气管道设锐清管设施，一方面为进行必要的清管，另一方面为正常生
15、产时的管道检测。管子内壁粗糙及管内存有污物是目前管输效率较低的主要原因。鉴于目前国内制管、管道施工及生产管理状况有时达不到预期效果，为了消除施工中管道内存留的污物及生产中的凝析液体因此，本规范提出对输气管道系统的清管要求。输气管道内壁涂层效益是明显的，不但可以防腐蚀，而且可以大大提高管输效率，据有关资料报道可提高竹输效率约5%8%或更大一些。但因目前国内管道内壁涂层应用还不十分广泛，故本规范只规定宜采用。3.2工艺设计3.2.1本条增加了系统优化设计的要求系统优化设计是将影响工艺方案的各种设计参数、条件分别组合，构成多个工艺方案，经工艺计算和系统优化比较最终确定推荐工艺方案的过程，近年国内大型
16、输气管道工程设计己广泛应用。3.2.2定方案首先是选择输气工艺，然后确定工艺参数。通过工艺计算和设备选型、管径初选从而进行技术经济比较，才能最终确定管径和输压。对是否需要增压输送也需在技术经济比较之后才能确定优化设计就是选择输气工艺、选定管径、确定输压、选定压比、确定站距、进行技术经济比较的过程本条所列工艺设计应包括的主要内容为输气管道工艺设计不可缺少的四个方面的内容。3.2.3本条所指的气源是气田气或高压煤气等充分利用气源压力是提高输气压力增加输气量的方法之一，也是一项节能措施，并有显著的经济效果。只要管道本身的制造、安装工艺能够达到并符合技术经济优化条件，而气源的压力也能较长时间保证，输气
17、压力应尽量提高。输气管道是否采取增压输送，取决于输气管道长度、输气量、管径大小的选择等各方面的条件进行综合分析和方案比较后确定。压气站的站距，取决于压气站的站压比选择压气站的站数取决于输气管道的长度。本条所规定的站压比和站距值是当确定采用增压愉气工艺并已确定采用离心压缩机时，对于站压比的选择和站距的确定所提供推荐性的数值范围。由于制管技术不断提高，新的制管材料继续开发，制管成本可能下降，压缩机的压比和功率以及制造技术均有可能提高，今后压气站的站距设计可能随着提高，因此条文中对站距未限制其上限值。3.2.4本条规定压缩机选型应满足输气工艺设计参数和运行工况变化两个条件。也就是在输气工艺流程规定的
18、范围内要求压缩机在串联、并联组合操作变更或越站输气时，其机组特性也能同管道特性相适应，并要求动力机也应在合理功效范围内工作。3.2.5输气干线各分输站、配气站和末站的压力，是由管道输气工艺设计所确定的。上述各站的输气压力和输气量应控制在允许范围内，否则将使管道系统输气失去平衡，故干线上的各分输站和配气站对其分输量或配气量及其输压均需进行控制和限制。3.2.6为了保证进人管道的气体质量符合第3.1.2条的规定要求，应对进入输气干线的气体进行检测。3.2.7输气管道的壁厚是按输气压力和地区等级确定的输气压力可能出现两种情况，一是正常输气时所形成的管段压力，二是变工况时的管段压力当某一压气站因停运而
19、进行越站操作时，则停运压气站上游管段压力一般大于正常操作条件时的压力故本条规定管道系统的强度设计，应满足运行工况变化的要求。3.2.8压气站设干线越站旁通阀的目的是为了在必要时进行越站操作。越站操作的情况有三种：压气站本身发生意外事故；压气站压缩机和动力机需要定期检修；干线输气工况发生变化（即干线输气量降低）。清管站干线越站旁通管路是止常运行管路。输气站的进、出站管线装设截断阀，其目的为：站内设备检修需要停运；输气管道发生事故或输气站本身发生事故引起的停运。由于输气站或干线、支线停运，则需与输气管道截断，故应装进出站截断阀。截断阀的安装位置要求是参照美国输气和配气管道系统ASMEB31.8和美
20、国联邦管道安全法49CFR192规定的。3.3工艺计算与分析3.3.1设计和计算所需的主要基础资料和数据，应由管道建设单位根据工程建设条件和任务提出。条文中所列举的各项资料是输气管道设计和计算必不可少的。不具备这些资料和数据，管道输气工艺设计便无法进行。在有压气站的输气管道工艺计算中，沿线自然环境条件，如站场海拔高程、大气压、环境温度、沿线土壤传热系数等，都是应具备的资料，当要利用管道储气调峰时，动态模拟计算还需要用户的用气特性曲线和数据。3.3.2输气管道工艺计算采用输气管基本公式，是考虑到现代管道设计中计算技术的发展，有条件进行复杂和更精确的计算。该公式系按气体动力学理论并根据气体管路中流
21、体的运动方程、连续性方程和气体状态方程联立解导而得，其结果可由下列基本方程所表达：假定dh=O作为水平管系，则上述表达式可用下列方程表示：再将上列方程经计算和简化，即得计算水平管的基本公式如下：当输气管道沿线地形平坦，任意二点的相对高差小于200m,输气压力不高时，按水平管公式计算误差很小可忽略不计，此时可采用水平管基本公式（l）计算。但是在输气压力较高时，即使相对高程小于20Om，气柱造成的压力也较大，如在6.4MPa压力下，相对密度0.6的天然气200m气柱造成的压力达0.1MPa左右为了说明公式（l）的使用条件，条文中增加了“不考虑高差影响时”的限制条件。当输气管道沿线地形起伏，任意二点
22、的相对高差大于200m时对输量有影响，故应按下面式（2）计算将长度为L的输气管视为由数段高差不同且坡度为均匀向上或向下的若于直管管段所组成。设各管段的长度为L1、L2、L3Ln压力为PH、P1、P2、P3PK，高程为hH、h1、h2hK。如设起点的高程为Hh=0，则各直线管段的高差为h1=h1一hH，h2=h2一h1，h3=h3h2，而h=hK-hH，通过上列基本方程进行运算和简化后则可得下列公式：上列（1）和（2）式中各参数符号的计量单位除说明者外，见表2。式中PH及PK计算管段起点和终点压力（MPa);d管道内径（cm);水力摩阻系数；Z气体压缩因子；气体相对密度；T一气体温度（K);h计
23、算管段起点和终点间高差（m);一系数（m-1）,=2g/ZRaT;Ra一一空气的气体常数，在标准状态下Ra=287.1m2/(s2K);n一一输气管道计算管段内按沿线高差变化所划分的计算段数；hi、hi-1一一各划分管段终点和起点的标高（m);Li一一各划分段长度（km);C一一计算常数，C=TORa/4P0。式（2)，分子中（l十ah）一项表示输气管终点与起点的高差对流量的影响；分母内一项，表示输气管沿线地形（沿线中间点的高程）对流量的影响。天然气在标准状态下，假设G=0.7kg/m3,100m气柱相当压力为700Pa，可以忽略不计。但在地形起伏、高差大于20Om的情况下，所造成输气量误差较
24、大，则不能忽略。例如压力7.5MPa、压缩因子为0.87时，一60.3kg/m3，高差为1000m时，即相对于0.603MPa的压力，这样的压力就不能忽略。因此，凡是在输气管线上出现有比管线起点高或低200m的点，就必须在输气管水力计算中考虑高差对地形的影响。当各参数单位予以给定时，可得C值，见表2。将3.3.2一1和3.3.2一2式按法定符号和法定计量单位进行转换则得本规范正文中所列的公式。当输气管道中气体流态为阻力平方区时，根据目前我国冶金、制管、施工及生产管理等状况，工艺计算推荐采用附录A给出公式（原为PanhandleB式）。附录A公式中引入一个输气效率系数E，其定义为：E=Q/Q=/
25、式中Q气体实际流量；Q气体计算流量；运行后管子实测水力摩阻系数；设计时采取的水力摩阻系数。输气效率系数E等于输气管道的实际输气量与理论计算输气量之比，表明管道实际运行情况偏离理想计算条件的程度。设计时选取E值应考虑计算条件与管道实际运行条件的差异，以保证运行一段时间后管道实际输气量能满足设计任务输量。美国一般取E=0.90.96。E值大小主要与管道运行年限、管内清洁程度、管径大小、管壁粗糙情况等原因有关。若气质控制严格，管内无固、液杂质聚积，内壁光滑无腐蚀时E值较高。当管壁粗糙度和清洁程度相同时，大口径管道相对的粗糙度较小，故E值较小口径管道为高。我国制管技术及安装焊接水平，以及气体的气质控制
26、及输送工艺等与世界先进水平尚有差距，运行条件与计算条件也不尽相符。本规范推荐当输气管道公称直径DN300DN800时，E值为0.80.9；大于DN800时，E值为0.910.94。3.3.4由于输气管道工程规模扩大，系统复杂性提高，供气范围增加，对供气可靠性的要求提高。不稳定工况对安全、平稳供气影响很大，不稳定工况主要来自供用气的不均衡性和管道系统故障，如管线破裂漏气，压缩机组故障停运等。为了分析不稳定工况对供气可靠性的影响，必须模拟各种不稳定工况，对系统进行动态计算，计算出管道系统在不稳定工况条件下各节点工艺参数和储气量，以便分析管道的供气和调峰能力、事故自救能力和应采取的对策。对用气不均衡
27、性的动态计算，应提供一个波动周期内每小时用气量的变化数据（或负荷系数）。一般以一周为一周期。如果是事故工况，主要是计算出管道能维持供气的时间。时间长短随事故地点、事故性质而变化，故条文中对计算周期不作具体规定。3.3.5目前计算软件较多，在使用前应经工程实践验证，以保证计算结果的可靠性。3.4输气管道的安全泄放3.4.1本条是参考美国国家标准输气和配气管线系统ASMFB31.8（以下简称ASMEB31.8）第845.1条的规定。该条规定“凡干线、总管、配气系统、用户量气表和相接设施、压缩机站、管式气柜、用管子和管件制成的容器以及所有专用设备，若所接的压缩机或气源，在其压力控制失灵或其他原因，可
28、能使上述设施中的压力超过其最大允许操作压力者，应装设适当的泄压或限压装置”。3.4.2本条是参考关国国家标准ASMEB31.8第846.21条（C)款的规定。该款规定“输气干线上应安装排放阀，以便位于主阀门之间的每段管线均能放空。为使管线放空而配置的连接管尺寸和能力，应能在紧急情况下使管段尽快放空”。3.4.3设计压力通常是根据工艺条件需要的最高操作压力所决定的。受压设备和容器由于误操作、压力控制装置发生故障或火灾事故等原因，上述设备、容器内压可能超过设计压力。为了防止超压现象发生，一般均应在承压设备和容器上或其连接管线上装设安全泄压装置。如果经分析不存在超压可能，则可不设置。如全线为同一设计
29、压力，又无压气站的输气管道，除了在气源进气的站场设置安全阀外，其余站场可不设置。当一个站场存在不同设计压力的管道及设备，为防止调压设备失效而引起低压系统超压，应在低压系统上游按不同设计压力分别设置安全阀输气站内，对泄压放空气体一般不采取就地排放，均引人同等压力的放空管线并送到输气站以外的放空竖管去放空。这种泄压放空方式对保护环境和防火安全均有好处。3.4.4美国联邦强制性法规联邦管道安全法第192天然气部分第169条和美国输气配气管道系统ASMEB31.8第843.441条对压气站的限压要求规定：“保证压气站管线和设备的最大允许操作压力不得超过10%”。英国及欧洲标准天然气供气系统输配气调压站
30、功能要求SBEN12l86一2000对压力控制的要求如下表（表3):国际标准石油天然气工业一管道输送系统15013623：2000(E）第6.3.2.2条规定：“允许瞬变条件下偶然压力超过最大允许操作压力，但这种压力发生的次数和持续的时间要有限，而且不得超过最大允许操作压力的10%”。管道系统投产前都经过至少1.1倍设计压力的强度试验，本规范安全阀的定压要求是安全的，也是与国际标准相一致的。3.4.5输气站内的安全泄放气体和放空气体一般均用管线引到站外放空竖管放空，或在竖管顶部燃烧后排入大气。对于排气引出管口径大小的确定，通常是以安全阀泄放压力的10作为背压进行计算。3.4.7放空竖管高度是参
31、照石油天然气工程设计防火规范GB50185制定的。3.4.8本条是根据石油天然气工程设计防火规范GB50183制定的。3.4.9本条对设置放空竖管所作的规定主要是从安全角度考虑放管竖管直径大小同泄放气量有关。泄放气引出管管径大小应根据安全阀的泄放量和背压综合考虑确定。故本条规定放空竖管直径大于最大的放空引出管直径。放空竖管顶端严禁装设弯管，原因是顶端向大气排出的气体产生的反向推力将对竖管底部产生巨大的弯矩，有造成放空竖管倾倒的可能，此种事故在生产现场多次发生过，故在本条文中特予以强调。气体放空时对竖管底部产生较大的且不均匀的反座力，在现场曾引发放空竖管振裂事故。为了防止这种反座力所引起的振动，
32、故对竖管与水平管间的弯管部分和靠近弯管的一段水平管应进行锚固 管道输气工艺 输气管道沿线各压气站与管道串联构成统一的密闭输气系统，任何一个压气站工作参数发生改变都会影响全线。因此，必须采取措施统一协调全系统各站的输量和压力，如调节各站原动机的转速，改变压气机工作特性和采用局部回流循环等，以保持压气机出口压力处于定值，并保障管道、管件和设备处于安全运行状态。输气管道计算输气管道的管径、壁厚、起点压力、压缩比（压气机出口与进口压力之比）和压气站间距等参数的计算。参数间的相互关系反映在输气量计算式上。对于大管径、高压输气管道的输气量计算，一般用潘汉德公式：对于中小管道和矿场集气管道的输气量计算，则多
33、用威莫斯公式： 以上两式中Q为工程标准状况下天然气的体积流量；E为管道效率因数（新钢管采用0.9）;CQ为公制单位计算常数(取0.01002)；Tb为标准温度(293K)；pb为标准压力(1.033千克力/厘米2)；D为钢管内径;p1及p2分别为计算段管道起、终点压力；L为计算段管道长度;Tf为管内天然气平均温度;Z为管内天然气平均温度、平均压力下的压缩系数；G为天然气相对于空气的比重;CQW为公制单位计算常数(取0.0037477)。从以上两公式可知,管道的输气量主要是由管径、长度、温度、相对比重、起点和终点压力等参数决定，其中尤以管径、起点压力和长度的影响最大。如管径增大一倍时，输气量可以
34、增加约6倍；压气站间距缩短一半时，输气量增加41;同样提高输送压力和降低温度也能收到增大输气量的效果。计划建设管道时，输气量通常是给定的，可先根据经验选择压缩比及相应的站间距离，按上述公式计算所需的管径和压气机的出口压力，并作出不同方案，用以比较管材金属消耗量和所需功率，从而确定最优参数。压气站设置为提高天然气压力或补充天然气沿管道输送所消耗的压力，需要设置压气站。是否需要建设起点压气站，取决于气田压力，当气田压力能满足输气的需要时，可暂不建站。长距离输气管道必须在沿线建设若干个中间压气站。中间压气站的数目主要由输送距离和压缩比决定。站距主要由输气量确定，每个压气站都要消耗一部分天然气作燃料,
35、因此输气量逐站减少,从而使各站距也有所不同。在确定站距时，应根据通过该站的实际输气量和进出口压力值,按输气量公式计算,还应综合考虑压气站址的地理、水源、电力、交通等条件。末端储气利用输气管道末端的工作特点作为临时储气手段。末端长度对管道管径及压气站站数的确定有影响，因此也是输气工艺应考虑的问题。输气管道末端与中间各段的工作条件的差别是：中间各段的起终点流量基本相同，而末端的起终点天然气流量和压力则随终点外输量的变化而变化。气体外输量少时，多余的天然气就积存在末端;外输量大于输气管前段的输气量时,不足就由积存在末端中的天然气来补充。末端天然气流量变化的同时,其压力也随之变化,末端起终点压力的允许
36、变化幅度决定末端储气量值。此量值可用下式求得： 式中V为末端储气量；T为末端气体的绝对温度;Z1和Z2分别为储气开始的平均压力p姈和储气终了的平均压力p娦下的压缩系数;Tb为标准温度(293K);V0为末端管道容积。计算输气管道时，一般先从末端开始，确定末端的长度、储气量和管径，然后再计算其他管段。提高管道输送效率的措施输气管道经一段时间运行后，由于管内积垢、积液和压气机磨损等，管道输送效率就会下降。为了测试管道输送效率，常以新投产时管道最佳工况的效率作为基准，进行管道效率校核。提高运行效率的措施有：在用气中心建立储气库，减小终点配气量对输气的影响，保证输气管道经常按高效输气量输送，充分发挥管
37、道的输气能力；选择排量、功率和压力有较宽调节范围的压气机组，使之在输量变化时仍能有较高的效率；采用内壁涂层，降低管内粗糙度，减小压力能损失；采用各种清管器清除管内锈屑和积液；降低输送温度，提高输气压力，顺序输送多种气体等。天然气液化运输天然气深冷到低于其沸点温度而成液态，称为液化天然气。它的体积只是气态的1/600，比重为0.4150.45。液化天然气储罐有地上和地下两种。大型地上液化天然气储罐多用低温韧性好的铝、镍合金或不锈钢的金属罐，也有用预应力钢筋混凝土建造的。地上的金属储罐均外包有聚氨脂泡沫塑料的绝热层。在低温下长距离输送液化天然气的管道还处于试验阶段。大宗的液化天然气目前都用液化气船
38、运输。液化天然气由船上卸入储罐中，经加温气化后使用。通常用海水加温，这一换热过程可作为巨大的工业冷源加以利用。液化天然气经气化后，进入管道系统，输往配气中心供给用户。第一篇输气工艺基础知识2012-07-06 第一篇输气工艺基础知识第一篇输气工艺基础知识天然气是一种易燃易爆的混合气体，其主要成分为甲烷。在进入长输管道输送之前，必须对天然气进行脱水、脱硫等净化处理，以达到管输和下游用户的需求。在管道运行期间，需要进行清管、天然气加压、储存等工作，并应做好工艺设备、仪表、自控、计量、电气、通讯、线路、防腐等各专业的设备和设施的检查、维护工作，以确保输气管道安全、平稳运行。本篇主要介绍天然气的物性与
39、净化、清管工艺、压缩机、地下储气库以及液化天然气（LNG）。第一章1.天然气输送方式天然气输送简介正常状态下的天然气以气体状态存在于自然界中，对于气态物质而言，管道输送是最有效的输送方式。自从天然气被开采利用以来，一直是利用管道从开采地输送到用户。由于天然气的广泛使用以及开采地与用户距离越来越远，有的甚至要越洋过海才能将天然气送到用户，这样就给管道建造带来了极大的困难。20世纪70年代以后，由于深冷技术的发展，天然气的液化输送得以实现，这就是把天然气在低温和一定压力下变成液体，然后用特殊的船舶或槽车进行运输。因此，到目前为止，大量的天然气的主要运输方式有两种，即管道运输和液化气船（车）运输。从
40、运输的地理环境分，天然气运输又可分为陆上运输和水路运输。陆上运输主要采用管道运输，这是最大量、最普遍的运输方式；此外，也采用压缩天然气槽罐车运输，这是少量的、短距离的运输。压缩天然气并无严格的定义，通常指高压的天然气（最高压力达25MPa）。陆上运输还可以采用液化运输方式。天然气水路运输主要指海路运输，有两种运输方式：（1）液化气船运，这是长距离海路运输的主要方式，如从中东、东南亚运送到欧洲、亚洲各地均用此方式；（2）海底管道，这是海上气田和近海大陆架气田输送到陆上的最主要方式，如我国从崖-13气田到香港、从东海春晓气田到上海等。天然气管道可分为矿场集输管道、长输管道和城市输配管网。本书主要介
41、绍天然气长输管道和城市输配管网的各种技术。2.天然气长距离管道输送2.1天然气长输管道的概念和特点天然气从地层开采出来，经过矿场集输管道集中输送到净化厂处理后，由长输管道输送至城市管网，供给工业用户或民用。由气井至用户，天然气都在密闭状态下输送，形成一个输送系统。天然气长输管道是连接气田净化处理厂与城市门站之间的干线输气管道。它在我国压力管道分类中属GA类，它的设计应遵循国标输气管道工程设计规范（GB50251）。天然气长输管道具有口径大、压力高、输气量大、运距长等特点。以西气东输管道为例，从新疆轮南1 第一篇输气工艺基础知识至上海市，全长4000多公里，管径1016mm，最高设计输送压力10
42、MPa，年设计输量120亿立方米，相当于我国目前天然气总输量的40%左右。2.2天然气长输管道的组成和功能输气管道工程由输气管道、输气站场、管道穿（跨）越及辅助生产设施组成。根据用户情况和管线距离，输气管道设有压气站、分输站、计量站及清管站等，通过分输站（计量站）将天然气调压后输往城镇配气管网或直接输往用户。输气首站是输气管道的起点站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。它接受气田净化厂来气，经过升压、计量后输往下一站。在气田开发初期，由于地层压力较高而输气量较小，地层压力足以输送至下一站，因此，首站一般不设压缩机组。输气过程中沿程压力会不断下降，为了提高输气量，必须在一定距离后设置中间压气
43、站增压。输气末站为输气管道的终点站，一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。输气末站将天然气计量、调压后供给城市配气管网及大工业用户。为满足沿线地区用气，常在中间压气站或分输站引出支线分输，也可以接受其它气田（或管道）的进气。天然气的消耗在一天、一个月或一年之内有很大的不均衡性，特别是城市居民用气量更是如此，如北京市日高峰用气量是低谷用气量的几倍至十几倍。而干线的输量应维持在其设计输量范围附近才能安全、经济地运营。为了季节性调峰的需要，常在大城市附近设有储气库，夏季天然气供应过剩时，管道向储气库注气，冬季用气高峰时，再采出用以调峰。长距离输气干线和一个或多个地下储气库及一系列输入、输出支线
44、，形成一个统一的供气系统。2.3天然气长输管道的发展国外天然气管道有近120年的发展历史。二十世纪七、八十年代是全球输气管道建设高峰期，世界上几条最著名的输气管道几乎都是这一时期建成的。北美、俄罗斯、欧洲天然气管道已形成地区性、全国性乃至跨国性大型供气系统。目前，全球输气管道总长度超过140万公里，其中直径1米以上的管道超过12万公里。1963年，我国建成第一条现代输气管线巴渝线。到20世纪80年代中期，我国输气管道主要分布在川渝地区。从上世纪末开始，我国输气管道建设进入快速发展阶段，近年已建成陕京输气管道（见图1-1.1）、涩北西宁兰州输气管道、西气东输管道、忠县武汉输气管道、陕京二线输气管道等重要管道。2 第一篇输气工艺基础知识进气进气朔州市大同市河北省燕山石化靖边站榆林压气站府谷压气站朔州分输站应县压气站灵丘压气站二站村阀室琉璃河站石景山站北京市天津市永清站通州站小卞庄站天津市大港站沧化、沧淄线储气库储气库图1-1.1陕京一线输气管道结构图3 第一篇输气工艺基础知识第二章1天然气的特点与组成天然气的物性石油工业中称采自气田或凝析气田的可燃气体为天然气，又称气田气；在油田中与石油一起开采出来的可燃气体称为石油伴生气。含硫化氢的天然气略带臭鸡蛋味，石油伴
