油气管道输送技术课程设计多气源多用户输气管道工艺设计.doc

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1、目录1 总论11.1 设计依据及原则11.1.1 设计依据11.1.2 设计原则11.2总体技术水平12 设计参数23 工艺计算33.1 管道规格33.1.1 天然气相对分子质量33.1.2 天然气密度及相对密度33.1.3 天然气运动黏度33.2 管道内径的计算43.3 确定管壁厚度43.4 确定各管段管道外径及壁厚63.5 末段长度和管径确定63.5.1 假设末段长度, 内径d=1086.2mm73.5.2 计算各个参量73.5.3 计算储气量84 压缩机的位置及校核94.1 压缩机站数94.1.1 压缩机站的位置94.1.2 压缩机站位置的校核10参考文献11多气源多用户输气管道工艺设计

2、1 总论1.1 设计依据及原则 本设计主要根据设计任务书，查询相关的国家标准和规范，以布置合理的长距离输气干线。 1.1.1 设计依据（1）国家的相关标准、行业的有关标准、规范；（2）相似管道的设计经验；（3）设计任务书。 1.1.2 设计原则 （1）严格执行现行国家、行业的有关标准、规范。 （2）采用先进、实用、可靠的新工艺、新技术、新设备、新材料，建立新的管理体制，保证工程项目的高水平、高效益，确保管道安全可靠，长期平稳运行。 （3）节约用地，不占或少占良田，合理布站，站线结合。站场的布置要与油区内各区块发展紧密结合。 （4）在保证管线通信可靠的基础上，进一步优化通信网络结构，降低工程投资

3、。提高自控水平，实现主要安全性保护设施远程操作。 （5）以经济效益为中心，充分合理利用资金，减少风险投资，力争节约基建投资，提高经济效益。1.2总体技术水平 （1）采用高压长距离全密闭输送工艺； （2） 输气管线采用先进的SCADA系统，使各站场主生产系统达到有人监护、自动控制的管理水平。既保证了正常工况时管道的平稳、高效运行，也保证了管道在异常工况时的超前保护，使故障损失降低到最小。 （3）采用电路传输容量大的光纤通信。给全线实现SCADA数据传输带来可靠的传输通道，给以后实现视频传输、工业控制及多功能信息处理提供了可能。 （4）在线路截断阀室设置电动紧急切断球阀，在SCADA中心控制室根据

4、检漏分析的结果，确定管道泄漏位置，并可及时关闭相应泄漏段的电动紧急切断球阀。 （5）站场配套自成系统。 （6）采用固化时间短、防腐性能优异的环氧粉末作为管道外防腐层。2 设计参数1、 所输天然气的组分见下表：组成Mol%组成Mol%甲烷94.31己烷0.05乙烷3.39硫化氢0.03丙烷0.67二氧化碳0.03异丁烷0.13氮0.00正丁烷0.11氦0.00异戊烷0.05氢1.19正戊烷0.04氩0.002、天然气的温度为27，管道长度为4250km，任务输量（起点流量）为：115亿方/年，起点气源压力为8MPa；设计压力10MPa。3、管道沿线各节点的进、分气量，气源压力或支线用户所需的最低

5、压力见附表一，进、分气点之间的距离见附表二。附表一：管道沿线各节点的进、分气量进分气支线12345678910进分气量（万m3/d）320450-82-125-168-279-230-280-260-140气源压力或支线用户所需的最低压力（MPa）7.24.82.52.51.64.72.52.51.64.7附表二：进、分气点之间的距离管段号1234567891011管段长度（km）308225128998136172701281101581556管段输气量（万m3/d）328636064056397438493661338231522872261224724、 管道终点要求的最低进站压力为2.

6、5 MPa。3 工艺计算3.1 管道规格 3.1.1 天然气相对分子质量 由气体的相对分子质量公式：得出：M=1694.31%+303.39%+440.67%+580.13%+580.11%+720.05%+720.04%+860.05%+340.03%+440.03%+280.00%+40.00%+21.19%+400.00%=16.6956 3.1.2 天然气密度及相对密度由公式得： =16.6956/24.055=0.694kg/m3相对密度： =0.694/1.206=0.5755 3.1.3 天然气运动黏度 （1）由各组分黏度计算天然气黏度：代入数据得： 所以按公式计算得动力黏度:=

7、42.3515/4.0464=10.47MPas （2）计算天然气运动黏度: 3.2 管道内径的计算 根据公式：式中 D管道内径，mm； 天然气密度，kg/m3； 天然气运动黏度，mm2/s； 体积流量，m3/h； 100米管道压力降45kPa；代入数据计算1号管段内径：同理可得其他管段内径：3.3 确定管壁厚度输气管线的管径确定后，要根据其输送压力、管线材质等来设计壁厚。油田油气集输和外输油、气管线可按下式计算：式中 p管线设计的工作压力，10MPa； d管线内径，mm；焊缝系数：无缝钢管=1，缝管和螺旋焊缝钢管=1， 旋埋弧焊钢管=0.9； 刚性屈服极限，MPa(查表1)；钢管材质优质碳素

8、钢碳素钢A3F低合金钢16MnAPIS-SL1020X52X60X65X70，Mpa205245235353358413448482 F设计系数（查表2）。 表1工作环境管线野外地区居住区，油气田站内部、穿跨越铁路公路小河渠（常年枯水面宽20m）输油管线0.720.60输气管线0.600.50表 2 这里选用直焊缝钢管=1； 选用APIS-SL X70 =482MPa； 因为是长输气管线F=0.72。将数据代入计算1号管段管道壁厚： 同理可得其他管段管道壁厚：3.4 确定各管段管道外径及壁厚根据国家标准选取合理管道规格,具体规格见表3。 管道编号管道外径/mm管道壁厚/mm管道内径/mm112

9、1917.511842121917.511843132119.11282.84132117.512865132117.512866132117.512867121917.511848121917.511849111815.91086.210111815.91086.211111815.91086.2 表33.5 末段长度和管径确定 当设计一条新的干线输气管道时，工艺计算应该从末段开始，先确定末段的长度和管径，然后再进行其他各中间管段的计算。 输气管道末段的计算与其他各段的区别是：应该考虑末段既能输气，又能储气的特点，也就是说，在末段的计算中除了要考虑与整条输气管道一致的输气能力，还必须考虑储气

10、能力，最理想的是使末段能代替为消除昼夜用气不均衡所需的全部容积的储气罐。 计算输气管道末段长度和直径时，应考虑以下三个条件: 当用气处于低峰时（夜间），输气管道末段应能积存全部多余的气体，如条件不允许，可考虑部分满足；当用气处于高峰时（白天），应能放出全部积存的气体。 输气管道末段的起点压力，即最后一个压缩机站的出口压力不应高于压缩机站最大工作压力，并且应在钢管强度的允许范围之内。 末段的终点压力不应低于城市配气管网的最小允许压力。 具体计算步骤如下： A.假设输气管道末段长度和管径； B.根据条件二确定储气终了时末段起点压力；根据条件三确定储气开始时末段重点压力； C.计算储气终了时末段终点

11、压力，计算储气终了时末段平均压力； D.计算储气开始时末段起点压力，计算储气开始时末段平均压力； E.计算末段储气能力，与要求的末段储气能力比较，若互相接近，则所假设的末段长度和管径满足工艺要求；否则重新假设末段长度或管径，返回步骤B重新计算，直到末段长度和管径满足工艺要求，计算结束。 3.5.1 假设末段长度, 内径d=1086.2mm根据资料查得经验值，末段储气能力为输气量的25%30%，故可计算得末段储气能力为。通过假设的数据求出末段输气管的储气能力，当接近要求的末段储气能力的时候，假设成立。若不符合要求则重新假设。 3.5.2 计算各个参量.压缩因子公式：式中 P设计压力，10MPa求

12、得： Z=0.85.前苏联天然气研究所近期公式： 将d=0.1035.2，e=0.03代入得=0.00952.可求参数C：式中 水利摩阻系数； Z压缩因子； 天然气相对密度； T天然气输送温度，K； ； D管道内径，mm。代入数据计算得出：C=0.0084 3.5.3 计算储气量 储气开始时，终点的最低压力2MPa应不低于配气站要求的最低供气压力： 其中2.5MPa，C=0.0084，,Q= ,代入公式得:=3.58MPa储气结束时，起点最高压力应不超过最后一个压气站或管路的强度： 其中=10MPa，代入公式得:=9.67MPa 储气开始时的平均压力： 其中=3.58MPa，2.5MPa，代入

13、公式得：3.07MPa. 储气结束时的平均压力： 其中=10MPa，=9.67MPa，代入公式得：9.84MPa. 末段输气管的储气能力为： 式中 一储气开始时末段管道中的存气量，M；储气结束时末段管道中的存气量，M； 工程标准状况下的温度，=293K； 工程标准状况下的压力，=101325Pa； 压缩因子；代入数据得： 通过假设的管道长度和管径计算得到的储气量接近于要求的储气量，故假设成立。 综上，末段长度为100Km，管径选取用111815.9的管径。4 压缩机的位置及校核4.1 压缩机站数 对于平均站间距的计算： 式中 C的计算式中内径取管线平均内径1184mm，流量Q也取管线平均流量3

14、356.55万m3/d。计算得：C=0.0105 l=488km 压缩机站数：式中 L输气管全长； lz末段管路长度； l平均站间距。代入数据计算得：n=10 4.1.1 压缩机站的位置 设压缩机的压比为1.4，对首站位置进行计算： 计算结果得出首站的位置l=180km。同理计算其余压气站的位置为： 对于末站压缩机压缩比的确定，根据公式： 计算得到进站压力为8.1MPa，故压缩比：式中 p1进站压力，MPa； p2出站压力，MPa。计算得压缩比为：1.24，实际所选压缩机的压缩比为1.3。 4.1.2 压缩机站位置的校核通过计算管段7和10末段压力，对压缩机位置是否正确进行校核。 1.管段7：

15、C=0.0053，Q=3382万m3/d，末段距离3站的距离l=128km。 通过公式：计算得p=9.2MPa7.14MPa,所以压缩机的位置在压力降范围内。 2.管段10：C=0.0084，Q=2612万m3/d，末段距离4站的距离l=360km。计算得：P=8.9MPa7.14MPa，不在压缩机压力降范围内。 3.采取措施：增大5站的进站压力，故缩短5站的距离。经计算后得：5站距离4站的距离为370km，进站压力9MPa，5站的压缩比为1.11。相应的6、7站的距离相对变长，分别为740km、714km。综上，压缩机的位置及压缩比见表4。压缩机站编号首站2站3站4站5站6站7站末站压缩机所在管段号13368111111压缩机间距离或距起点位置180km746km746km456km198km370km740km714km压缩比1.41.41.41.41.41.111.41.3 表4参考文献1张其敏，孟江.油气管道输送技术M.中国石化出版社.2010年7月.第一版.2姚光镇.输气管道设计与管理M.3油气管道设计规范.4GB_50251-2003输气管道工程设计规范.5GB-T 9711.1-1997石油天然气工业输送用钢管交货技术条件A级钢管.