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输气管道工艺计算
-09-27
输气管道工艺计算 
目录 
一、输气管道压力计算 
二、输气管道管存计算 
三、输气管道输差计算 
四、输气管道清管器相关计算 
一、输气管道压力计算
 1、输气管道压力分布 输气管道沿线压力是按抛物 线规律改变。靠近起点压力 降比较缓慢，距离起点越远，压力 降越快，在前3/4管段上，压力 损失约占二分之一，另二分之一消耗在后面 1/4管段。 3 / 4 L 1 / 2 Px  一、输气管道压力计算 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)； X L —— 管道计算段起点至沿线任意点长度(km)； —— 管道计算段实际长度(km)。  一、输气管道压力计算 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、输气管道管存计算式 1、管存 管存是指管道中实际储存天然气体积量，即管道储 气气体数量，是反应管道运行时压力、温度、季节、运 行配置和运行效率综合指标，是控制管道进出气体平 衡一个关键参数。 管存和管容（和管道长度、内径等相关）、压力、温 度及压缩因子参数相关。理论上，压缩因子参数和管道输 量、压气站配置、压气站出站温度及管道地温等原因相关。  二、输气管道管存计算式 2、管道管存计算式 式中: Q储 —— 管道储气量(Po=0.101325MPa, To=293.15K)，m?； V —— 管道容积，单位为立方米(m?)； T —— 气体平均温度，单位为开尔文(K)； P1m—— 管道计算段内气体最高平均压力(绝)，MPa； P2m—— 管道计算段内气体最低平均压力(绝)，MPa； Z1、Z2——对应P1m、P2m时气体压缩系数。  二、输气管道管存计算式 3、管道管存估算式 常见管径管容量(粗算) 管径(mm) 管容（m?/km） DN720×10 384 DN610×8 277 DN508×8 190 DN406×7 121 DN219×7 33  三、输气管道输差计算 1、输差 天然气输差是指管道输送差值。 产生输差原因关键有：设备泄漏、计量误差、生产 操作中放空和排污等。  三、输气管道输差计算 2、通常输气量差值计算式 Q差＝(V1+ Q1)-(Q2+ Q3 +Q4+ V2) 式中：Q差— Q1 — Q2 — Q3 — 某一时间输气管道内平衡输气量之差值； 同一时间内输入气量； 同一时间内输出气量； 同一时间内输气单位生产、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，管道计算段内储存气量； V2— 计算时间终了时，管道计算段内储存气量。  三、输气管道输差计算 3、相对输差计算式 式中： —— 相对输差(%)。 检验输气质量，通常不能高于3%  四、输气管道清管器相关计算 1、影响清管器速度原因 清管器运行速度应控制在12-18km/h，才能确保清管 器速度惯性能顺利经过三通处而不被卡堵。 影响清管器速度关键原因： 球前后压力差、球在管内摩擦阻力、管内径改变、 管内杂物阻力等。而球前后压力差和推球压力源 （气源量）相关：球摩擦阻力和球过盈量和管内壁粗 糙度相关；管内杂物和施工清管质量相关。  四、输气管道清管器相关计算 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 体平均压力(绝)(MPa)。  四、输气管道清管器相关计算 3、清管器运行速度估算公式 输气流量可计算下瞬时速度公式(实际操作中常见) 清管器运行速度关键取决于清 管器上游管段输气流量和管 道运行压力。式中 : Q —— 输气流量(Po=0.101325MPa,To=293.15K) 单位为立方米天天(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、输气管道清管器相关计算 输气流量不可计算下速度公式式中 : 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技术和方法。关键是依据气源条件及天然气组分，确定输气方法、步骤和运行方案；确定管材、管径、设备、沿线设站类型及站距等。 
　　早期天然气管道输送，全靠气井自然压力，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取压气机提供压力能，对所输送天然气质量也有严格要求。 
　　管道输送天然气质量标准  天然气关键成份是甲烷，其次为乙烷、丙烷、丁烷及其它重质烃类气体。另外，天然气还含有少许硫化氢、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。天然气在标准情况下容重为0.6780～0.7157千克/米3，比空气轻。在空气中含量为5.3％～15％(体积)时,遇明火会发生爆炸。被水蒸气饱和天然气，在一定压力和温度条件下，会生成外观象雪状结晶水合物。 
　　天然气中所带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。所以，天然气进入输气管道前必需进行气液分离，除去游离水、凝析液和固体杂质，和硫化氢和水。现在很多国家均制订了管道输送天然气质量标准，通常要求经过处理天然气中硫化氢含量小于 5.5毫克/米3(标准情况下)；天然气露点温度低于管道周围环境温度5～10℃。 
　　油田伴生气是在油田采油时从石油中分离出来气态碳氢化合物，其关键成份也是甲烷、乙烷、丙烷等烃类，但甲烷含量比天然气要少些，乙烷则多些。另外，油田伴生气还含有较多天然汽油成份，容重较天然气大，热值较天然气高。油田伴生气质量标准同天然气质量标准大致相同。 
　　输气步骤  来自气井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，压力逐步下降，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。输气管道系统步骤图所表示。 

3 输气工艺 
3 . 1 通常要求  
3 . 1 . 1  输气管道输气量受到气源供气波动、用户负荷改变、季节沮差及管道维修等原因影响，不可能整年满负荷运行。为确保输气管道年输送任务，要求输气管道输气能力必需有一定裕量。故本规范要求输气管道输气设计能力按每十二个月工作350d 计算。因为有设计委托书或协议中要求输气规模为日输气量，在工艺设计中，日输气量更能直接反应出输气管道输气能力和规模，故本条补充了日输气量作为输气管道设计输送能力指标。  
3 . 1 . 2  本规范要求管输气体质量标准，关键考虑了输送工艺、管枪安全、管道腐蚀及通常见户对气质使用要求。管输气体已成为一个关键能源和商品，第十五届世界煤气会议Al 天然气集气和调整分会汇报中指出：供气单位提供天然气必需符合一定质量标准，通常来说不需再行加工即可确保顺利输送、分配及通常见户用气要求。对影响天然气顺利输送、分配和使用杂质有：硫化氢、水、烃冷凝物及固体杂质等。  
　　水露点：输气管道中游离水是造成管道腐蚀关键原因，没有水就没有电化学腐蚀或其它形式腐蚀产生。依据四川石油设计院、四川石油局输气处相关《 低浓度硫化氢对钢材腐蚀研究》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腐蚀是难以产生。”管输气体脱水后还能提升管输效率。管愉气体水露点，世界多数国家是按不一样季节提出在最大可能操作压力下气体露点温度值（见表l ）。考虑到中国幅员广阔，气候差异较大，对气体水露点要求因地而异，故本规范只要求了气体水露点温度和最低输气温度最小差俏。 

　　烃露点：脱除管输气体中液态烃关键目标是提升管输效率、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要求（见表l ）。本规范依据中国具体情况要求了气体经露点。 
　　硫化氢含量：通常说，当脱除管输气体中游离水后，就没有腐蚀发生。但考虑到中国输气管道不是单纯把气体从起点输送到终点，沿线有大量民用和工业用户。所以，为确保用户安全和环境卫生，对脱水后管输气体硫化氢含量要求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要求，因为尚无适宜检验气体中杂质含量仪表。对固体杂质脱除只提出标准要求。 
3 . 1 . 3  在气源压力、施工技术水平及管材质量全部能满足情况下，高压输气通常比较经济。对于以气井井口压力为动力管道．应充足利用地层能量，尽可能提升管道起输压力。对用压缩机增压输气管道应经过优化设计，选择最优工艺参数：压力、管径、压比。管输压力确实定还应考虑现在中国制管水平、施工质量和竹道经过地域安全等原因。  
3 . 1 . 4  输气管道应做好防腐设计，以确保输气管道使用寿命，避免事故发生。管道防腐分为外防腐（即预防土壤、环境等对金属腐蚀）和内防腐（即预防所输送气体中有害介质对管子内壁金属腐蚀）。依据中国外实践经验制订国家现行《钢质管道及储罐防腐蚀控制工程设计规范》 SY 0007 和《 埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》 SY / T 0036 提出了预防管道外腐蚀有效措施，故本规范要求输气管道外防腐应按该两部规范相关要求实施。  
　　凡符合本规范第3 . 1 . 2 条要求气体通常不会对管子内壁金属产生腐蚀。当输送不符合上述要求气体时，应采取其它有效方法。如：降低气体水露点、注人缓蚀剂或内部涂层等方法，预防管子内壁腐蚀发生。因为工程造价、金属耗量等经济原因，辅气管道通常不许可采取增加腐蚀裕量方法来处理管壁内腐蚀问题。故本规范要求：管道采取防腐方法后，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，首先为进行必需清管，其次为正常生产时管道检测。管子内壁粗糙及管内存有污物是现在管输效率较低关键原因。鉴于现在中国制管、管道施工及生产管理情况有时达不到预期效果，为了消除施工中管道内存留污物及生产中凝析液体．所以，本规范提出对输气管道系统清管要求。  
　　输气管道内壁涂层效益是显著，不仅能够防腐蚀，而且能够大大提升管输效率，据相关资料报道可提升竹输效率约5%～8%或更大部分。但因现在中国管道内壁涂层应用还不十分广泛，故本规范只要求宜采取。 
3 . 2 工艺设计  
3 . 2 . 1  本条增加了系统优化设计要求．系统优化设计是将影响工艺方案多种设计参数、条件分别组合，组成多个工艺方案，经工艺计算和系统优化比较．最终确定推荐工艺方案过程，多年中国大型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。经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以后才能确定．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、进行技术经济比较过程．本条所列工艺设计应包含关键内容为输气管道工艺设计不可缺乏四个方面内容。  
3 . 2 . 3  本条所指气源是气田气或高压煤气等．充足利用气源压力是提升输气压力增加输气量方法之一，也是一项节能方法，并有显著经济效果。只要管道本身制造、安装工艺能够达成并符合技术经济优化条件，而气源压力也能较长时间确保，输气压力应尽可能提升。  
　　输气管道是否采取增压输送，取决于输气管道长度、输气量、管径大小选择等各方面条件进行综合分析和方案比较后确定。压气站站距，取决于压气站站压比选择．压气站站数取决于输气管道长度。本条所要求站压比和站距值是当确定采取增压愉气工艺并已确定采取离心压缩机时，对于站压比选择和站距确实定所提供推荐性数值范围。因为制管技术不停提升，新制管材料继续开发，制管成本可能下降，压缩机压比和功率和制造技术全部有可能提升，以后压气站站距设计可能伴随提升，所以条文中对站距未限制其上限值。 
3 . 2 . 4  本条要求压缩机选型应满足输气工艺设计参数和运行工况改变两个条件。也就是在输气工艺步骤要求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，其机组特征也能同管道特征相适应，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、配气站和末站压力，是由管道输气工艺设计所确定。上述各站输气压力和输气量应控制在许可范围内，不然将使管道系统输气失去平衡，故干线上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  为了确保进人管道气体质量符合第3 . 1 . 2 条要求要求，应对进入输气干线气体进行检测。  
3 . 2 . 7  输气管道壁厚是按输气压力和地域等级确定．输气压力可能出现两种情况，一是正常输气时所形成管段压力，二是变工况时管段压力．当某一压气站因停运而进行越站操作时，则停运压气站上游管段压力通常大于正常操作条件时压力．故本条要求管道系统强度设计，应满足运行工况改变要求。  3 . 2 . 8  压气站设干线越站旁通阀目标是为了在必需时进行越站操作。越站操作情况有三种：① 压气站本身发生意外事故；② 压气站压缩机和动力机需要定时检修；③ 干线输气工况发生改变（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。输气站进、出站管线装设截断阀，其目标为：① 站内设备检修需要停运；② 输气管道发生事故或输气站本身发生事故引发停运。因为输气站或干线、支线停运，则需和输气管道截断，故应装进出站截断阀。截断阀安装位置要求是参考美国《输气和配气管道系统》 ASME B3 1 . 8 和美国《 联邦管道安全法》 49CFR192要求。 
3 . 3 工艺计算和分析  
3 . 3 . 1  设计和计算所需关键基础资料和数据，应由管道建设单位依据工程建设条件和任务提出。条文中所列举各项资料是输气管道设计和计算必不可少。不含有这些资料和数据，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，全部是应含有资料，当要利用管道储气调峰时，动态模拟计算还需要用户用气特征曲线和数据。 
3 . 3 . 2  输气管道工艺计算采取输气管基础公式，是考虑到现代管道设计中计算技术发展，有条件进行复杂和更正确计算。该公式系按气体动力学理论并依据气体管路中流体运动方程、连续性方程和气体状态方程联立解导而得，其结果可由下列基础方程所表示：  

　　假定dh = O 作为水平管系，则上述表示式可用下列方程表示： 

　　再将上列方程经计算和简化，即得计算水平管基础公式以下： 

　　当输气管道沿线地形平坦，任意二点相对高差小于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，此时可采取水平管基础公式（l）计算。不过在输气压力较高时，即使相对高程小于20Om ，气柱造成压力也较大，如在6 . 4MPa 压力下，相对密度0 . 6 天然气200m 气柱造成压力达0 . 1 MPa 左右．为了说明公式（l）使用条件，条文中增加了“不考虑高差影响时”限制条件。 
当输气管道沿线地形起伏，任意二点相对高差大于200m 时对输量有影响，故应按下面式（2）计算．  
将长度为L 输气管视为由数段高差不一样且坡度为均匀向上或向下若于直管管段所组成。设各管段长度为L1、L2、L3… Ln．压力为PH、P1、P2、P3 …PK ，高程为hH、h1、h2 … hK 。如设起点高程为Hh=0 ，则各直线管段高差为△h1 = h1一hH，△h2= h2 一h1，△ h3=h3 –h2，… … 而△ h=hK - hH，经过上列基础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 ) ; 
　　λ—— 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 ― 计算管段起点和终点间高差（m ) ; 
　　α一系数（m-1）,α=2g△/ZRaT;  
        Ra一一空气气体常数，在标准状态下Ra=287 . 1 m2 / ( s2 · K ) ;   
　　n 一一输气管道计算管段内按沿线高差改变所划分计算段数； 
        hi、hi-1一一各划分管段终点和起点标高（m ) ;   
        Li一一各划分段长度（km ) ;   
　　C 一一计算常数，C =πTORa/4P0。  
式（2) ，分子中（l 十a △ h ）一项表示输气管终点和起点高差对流量影响；分母内 

　　一项，表示输气管沿线地形（沿线中间点高程）对流量影响。 
　　天然气在标准状态下，假设ρG= 0 . 7kg / m3, 100m 气柱相当压力为700Pa ，能够忽略不计。但在地形起伏、高差大于20Om 情况下，所造成输气量误差较大，则不能忽略。比如压力7 . 5MPa 、压缩因子为0. 87 时，ρ一60.3kg / m3 ，高差为1000m 时，即相对于0 . 603MPa 压力，这么压力就不能忽略。所以，通常在输气管线上出现有比管线起点高或低200m 点，就必需在输气管水力计算中考虑高差对地形影响。  
　　当各参数单位给予给定时，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公式。 
　　当输气管道中气体流态为阻力平方区时，依据现在中国冶金、制管、施工及生产管理等情况，工艺计算推荐采取附录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=Qφ/Q=λ/λφ 
式中    Qφ —— 气体实际流量；  
　　Q —— 气体计算流量； 
　　λ —— 运行后管子实测水力摩阻系数； 
        λφ —— 设计时采取水力摩阻系数。  
　　输气效率系数E 等于输气管道实际输气量和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程度。设计时选择E 值应考虑计算条件和管道实际运行条件差异，以确保运行一段时间后管道实际输气量能满足设计任务输量。美国通常取E = 0 . 9 ～ 0 . 96 。 
　　E 值大小关键和管道运行年限、管内清洁程度、管径大小、管壁粗糙情况等原因相关。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，大口径管道相正确粗糙度较小，故E 值较小口径管道为高。中国制管技术及安装焊接水平，和气体气质控制及输送工艺等和世界优异水平还有差距，运行条件和计算条件也不尽相符。本规范推荐当输气管道公称直径DN300 ～ DN800 时，E 值为0 . 8 ～ 0 . 9 ；大于DN800 时，E 值为0 . 91 ～ 0 . 94 。 
3 . 3 . 4  因为输气管道工程规模扩大，系统复杂性提升，供气范围增加，对供气可靠性要求提升。不稳定工况对安全、平稳供气影响很大，不稳定工况关键来自供用气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影响，必需模拟多种不稳定工况，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，方便分析管道供气和调峰能力、事故自救能力和应采取对策。  
　　对用气不均衡性动态计算，应提供一个波动周期内每小时用气量改变数据（或负荷系数）。通常以一周为一周期。假如是事故工况，关键是计算出管道能维持供气时间。时间长短随事故地点、事故性质而改变，故条文中对计算周期不作具体要求。 
3 . 3 . 5  现在计算软件较多，在使用前应经工程实践验证，以确保计算结果可靠性。  
3 . 4 输气管道安全泄放  
3 . 4 . 1  本条是参考美国国家标准《输气和配气管线系统》 ASMF B31 . 8 （以下简称ASME B31 . 8 ）第845 . 1 条要求。该条要求“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、用管子和管件制成容器和全部专用设备，若所接压缩机或气源，在其压力控制失灵或其它原因，可能使上述设施中压力超出其最大许可操作压力者，应装设合适泄压或限压装置”。  
3 . 4 . 2  本条是参考关国国家标准ASME B31 . 8 第846 . 21 条（C ) 款要求。该款要求“输气干线上应安装排放阀，方便在主阀门之间每段管线均能放空。为使管线放空而配置连接管尺寸和能力，应能在紧急情况下使管段立即放空”。  
3 . 4 . 3  设计压力通常是依据工艺条件需要最高操作压力所决定。受压设备和容器因为误操作、压力控制装置发生故障或火灾事故等原因，上述设备、容器内压可能超出设计压力。为了预防超压现象发生，通常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。  
　　假如经分析不存在超压可能，则可不设置。如全线为同一设计压力，又无压气站输气管道，除了在气源进气站场设置安全阀外，其它站场可不设置。当一个站场存在不一样设计压力管道及设备，为预防调压设备失效而引发低压系统超压，应在低压系统上游按不一样设计压力分别设置安全阀． 
　　输气站内，对泄压放空气体通常不采取就地排放，均引人相同压力放空管线并送到输气站以外放空竖管去放空。这种泄压放空方法对保护环境和防火安全全部有好处。 
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》 ASME B31 . 8 第843 . 441 条对压气站限压要求要求：“确保压气站管线和设备最大许可操作压力不得超出10 % ”。  
　　英国及欧洲标准《 天然气供气系统― 输配气调压站功效要求》 SB EN12l86 一 对压力控制要求以下表（表3 ): 

　　国际标准《 石油天然气工业一管道输送系统》 150 13623 ： ( E ）第6 . 3 . 2 . 2 条要求：“许可瞬变条件下偶然压力超出最大许可操作压力，但这种压力发生次数和连续时间要有限，而且不得超出最大许可操作压力10 % ”。 
　　管道系统投产前全部经过最少1 . 1 倍设计压力强度试验，本规范安全阀定压要求是安全，也是和国际标准相一致。 
3 . 4 . 5  输气站内安全泄放气体和放空气体通常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确实定，通常是以安全阀泄放压力10 ％作为背压进行计算。  
3 . 4 . 7  放空竖管高度是参考《 石油天然气工程设计防火规范》 GB 50185 制订。  
3 . 4 . 8  本条是依据《 石油天然气工程设计防火规范》 GB 50183 制订。  
3 . 4 . 9  本条对设置放空竖管所作要求关键是从安全角度考虑．放管竖管直径大小同泄放气量相关。泄放气引出管管径大小应依据安全阀泄放量和背压综合考虑确定。故本条要求放空竖管直径大于最大放空引出管直径。  
　　放空竖管顶端严禁装设弯管，原因是顶端向大气排出气体产生反向推力将对竖管底部产生巨大弯矩，有造成放空竖管倾倒可能，此种事故在生产现场数次发生过，故在本条文中特给予强调。 
　　气体放空时对竖管底部产生较大且不均匀反座力，在现场曾引发放空竖管振裂事故。为了预防这种反座力所引发振动，故对竖管和水平管间弯管部分和靠近弯管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和管道串联组成统一密闭输气系统，任何一个压气站工作参数发生改变全部会影响全线。所以，必需采取方法统一协调全系统各站输量和压力，如调整各站原动机转速，改变压气机工作特征和采取局部回流循环等，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  输气管道管径、壁厚、起点压力、压缩比（压气机出口和进口压力之比）和压气站间距等参数计算。参数间相互关系反应在输气量计算式上。对于大管径、高压输气管道输气量计算，通常见潘汉德公式： 
对于中小管道和矿场集气管道输气量计算，则多用威莫斯公式：  

以上两式中Q为工程标准情况下天然气体积流量；E为管道效率因数（新钢管采取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、平均压力下压缩系数；G为天然气相对于空气比重;CQW为公制单位计算常数(取0.0037477)。从以上两公式可知,管道输气量关键是由管径、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、起点压力和长度影响最大。如管径增大一倍时，输气量能够增加约6倍；压气站间距缩短二分之一时，输气量增加41％;一样提升输送压力和降低温度也能收到增大输气量效果。 
　　计划建设管道时，输气量通常是给定，可先依据经验选择压缩比及对应站间距离，按上述公式计算所需管径和压气机出口压力，并作出不一样方案，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  为提升天然气压力或补充天然气沿管道输送所消耗压力，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需要时，可暂不建站。长距离输气管道必需在沿线建设若干个中间压气站。中间压气站数目关键由输送距离和压缩比决定。站距关键由输气量确定，每个压气站全部要消耗一部分天然气作燃料,所以输气量逐站降低,从而使各站距也有所不一样。在确定站距时，应依据经过该站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地理、水源、电力、交通等条件。 
　　末端储气  利用输气管道末端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确实定有影响，所以也是输气工艺应考虑问题。输气管道末端和中间各段工作条件差异是：中间各段起终点流量基础相同，而末端起终点天然气流量和压力则随终点外输量改变而改变。气体外输量少时，多出天然气就积存在末端;外输量大于输气管前段输气量时,不足就由积存在末端中天然气来补充。末端天然气流量改变同时,其压力也随之改变,末端起终点压力许可改变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为末端气体绝对温度; Z1和Z2分别为储气开始平均压力p姈和储气终了平均压力p娦下压缩系数;Tb为标准温度(293K);V0为末端管道容积。 
　　计算输气管道时，通常先从末端开始，确定末端长度、储气量和管径，然后再计算其它管段。 
　　提升管道输送效率方法  输气管道经一段时间运行后，因为管内积垢、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好工况效率作为基准，进行管道效率校核。提升运行效率方法有：①在用气中心建立储气库，减小终点配气量对输气影响，确保输气管道常常按高效输气量输送，充足发挥管道输气能力；②选择排量、功率和压力有较宽调整范围压气机组，使之在输量改变时仍能有较高效率；③采取内壁涂层，降低管内粗糙度，减小压力能损失；④采取多种清管器清除管内锈屑和积液；⑤降低输送温度，提升输气压力，次序输送多个气体等。 
　　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。它体积只是气态 1/600，比重为 0.415～0.45。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铝、镍合金或不锈钢金属罐，也有用预应力钢筋混凝土建造。地上金属储罐均外包有聚氨脂泡沫塑料绝热层。 
　　在低温下长距离输送液化天然气管道还处于试验阶段。大宗液化天然气现在全部用液化气船运输。液化天然气由船上卸入储罐中，经加温气化后使用。通常见海水加温，这一换热过程可作为巨大工业冷源加以利用。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
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第一篇 输气工艺基础知识 第一篇 输气工艺基础知识 天然气是一个易燃易爆混合气体，其关键成份为甲烷。在进入长输管道输送之前，必需对天然气进 行脱水、脱硫等净化处理，以达成管输和下游用户需求。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、防腐等各专业设备和设施 检验、维护工作，以确保输气管道安全、平稳运行。本篇关键介绍天然气物性和净化、清管工艺、压缩 机、地下储气库和液化天然气（LNG）。 第一章 1. 天然气输送方法 天然气输送介绍 正常状态下天然气以气体状态存在于自然界中，对于气态物质而言，管道输送是最有效输送方法。 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。因为天然气广泛使用和开采地和 用户距离越来越远，有甚至要越洋过海才能将天然气送到用户，这么就给管道建造带来了极大困难。 20 世纪 70 年代以后，因为深冷技术发展，天然气液化输送得以实现，这就是把天然气在低温和一定压 力下变成液体，然后用特殊船舶或槽车进行运输。所以，到现在为止，大量天然气关键运输方法有 两种，即管道运输和液化气船（车）运输。 从运输地理环境分，天然气运输又可分为陆上运输和水路运输。陆上运输关键采取管道运输，这是 最大量、最普遍运输方法；另外，也采取压缩天然气槽罐车运输，这是少许、短距离运输。压缩天 然气并无严格定义，通常指高压天然气（最高压力达 25MPa） 。陆上运输还能够采取液化运输方法。 天然气水路运输关键指海路运输，有两种运输方法： （1） 液化气船运，这是长距离海路运输关键方法，如从中东、东南亚运输到欧洲、亚洲各地均用 此方法； （2） 海底管道， 这是海上气田和近海大陆架气田输送到陆上最关键方法， 如中国从崖-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。本书关键介绍天然气长输管道和城市输 配管网多种技术。 2. 天然气长距离管道输送 2.1 天然气长输管道概念和特点 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，天然气全部在密闭状态下输送，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和城市门站之间干线输气管道。它在中国压力管道分类中属 GA 类，它设计应遵照国家标准《输气管道工程设计规范》 （GB50251）。 天然气长输管道含有口径大、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Φ 1016mm，最高设计输送压力 10MPa，年设计输量 120 亿立方米，相当 于中国现在天然气总输量 40%左右。 2.2 天然气长输管道组成和功效 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。依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，经过分输站（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起点站，通常含有分离、调压、计量、清管等功效。它接收气田净化厂来气， 经过升压、计量后输往下一站。在气田开发早期，因为地层压力较高而输气量较小，地层压力足以输送至 下一站，所以，首站通常不设压缩机组。 输气过程中沿程压力会不停下降，为了提升输气量，必需在一定距离后设置中间压气站增压。输气末 站为输气管道终点站，通常含有分离、调压、计量、清管、配气等功效。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。为满足沿线地域用气，常在中间压气站或分输站引出支线分输，也可 以接收其它气田（或管道）进气。 天然气消耗在一天、30天或十二个月之内有很大不均衡性，尤其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几倍至十几倍。而干线输量应维持在其设计输量范围周围才能安全、 经济地运行。为了季节性调峰需要，常在大城市周围设有储气库，夏季天然气供给过剩时，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，形成一个统一供气系统。 2.3 天然气长输管道发展 国外天然气管道有近 120 年发展历史。二十世纪七、八十年代是全球输气管道建设高峰期，世界上 几条最著名输气管道几乎全部是这一时期建成。北美、俄罗斯、欧洲天然气管道已形成地域性、全国性 乃至跨国性大型供气系统。现在，全球输气管道总长度超出 140 万公里，其中直径 1 米以上管道超出 12 万公里。 1963 年，中国建成第一条现代输气管线—巴渝线。到 20 世纪 80 年代中期，中国输气管道关键分布在 川渝地域。 从上世纪末开始， 中国输气管道建设进入快速发展阶段， 多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关键管道。 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．天然气特点和组成 天然气物性 石油工业中称采自气田或凝析气田可燃气体为天然气，又称气田气；在油田中和石油一起开采出来 可燃气体称为石油伴生气。 含硫化氢天然气略带臭鸡蛋味，石油伴生气带汽油味。天然气通常无色，比空气轻，其相对密度一 般为 0.58～0.62,石油伴生气为 0.7～0.85。 天然气是一个易燃易爆混合性气体，和空气混合后，在空气中浓度达成 5％～15％时，碰到火源会发生 燃烧或爆炸。 天然气关键成份为烷烃气体，烷烃气体本身无毒，若含有硫化氢，则对人体有毒害性；如天然气未 完全燃烧，会产生一氧化碳等有毒气体。中国管道天然气经过净化处理后，含硫量已大大降低，符合国家 卫生环境保护标准，所以，中国管道天然气毒害性极小。 天然气是一个多组分混合气体，关键成份包含甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等，其中甲烷含量占绝对比 例。比如中国四川气田天然气甲烷含量通常不低于 90%，而陕甘宁气田则达 95%左右。另外，天然气中还含 有少许二氧化碳、硫化氢、氮气、水蒸气和微量氦、氖、氩等气体。在标准情况下，甲烷至丁烷以气 体状态存在，戊烷以上为液态。