天然气长输管道的知识范文.doc
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1、关于天然气长输管道知识普及随着我国天然气勘探开发力度的加大以及人民群众日益提高的物质和环保需要,近年来天然气长输管道的发展十分迅速。随着管道的不断延伸,管道企业所担负的社会责任、政治责任和经济责任也越来越大。因此,对于天然气长输管道知识普及显得尤为重要。一、线路工程输气管道工程是指用管道输送天然气和煤气的工程,一般包括输气线路、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。线路工程分为输气干线与输气支线。输气干线是由输气首站到输气末站间的主运行管线;输气支线是向输气干线输入或由输气干线输出管输气体的管线。线路截断阀室属于线路工程的一部分,主要设备包括清管三通、线路截断球阀、上下游放空旁通流程
2、、放空立管等,功能是在极端工况或线路检修时,对线路进行分段截断。阀室设置依据线路所通过的地区等级不同,进行不同间距设置。阀室系统包括手动阀室和RTU阀室两大类。二、工艺站场输气站是输气管道工程中各类工艺站场的总称。一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。输气站是输气管道系统的重要组成部分,主要功能包括调压、过滤、计量、清管、增压和冷却等。其中调压的目的是保证输入、输出的气体具有所需的压力和流量;过滤的目的是为了脱除天然气中固体杂质,避免增大输气阻力、磨损仪表设备、污染环境等;计量是气体销售、业务交接必不可少的,同时它也是对整个管道进行自动控制的依据;清管的目的
3、在于清除输气管道内的杂物、积污,提高管道输送效率,减少摩阻损失和管道内壁腐蚀,延长管道使用寿命;增压的目的是为天然气提供一定的压能;而冷却是使由于增压升高的气体温度降低下来,保证气体的输送效率。根据输气站所处的位置不同,各自的作用也有所差异。1、首站首站就是输气管道的起点站。输气首站一般在气田附近。2、末站末站就是输气管道的终点站。气体通过末站,供应给用户。因此末站具有调压、过滤、计量、清管器接受等功能。此外,为了解决管道输送和用户用气不平衡问题,还设有调峰设施,如地下储气库、储气罐等。3、清管站清管站是具有清管器收发、天然气分离设备设施及清管作业功能的工艺站场。4、压气站压气站是在输气管道沿
4、线,用压缩机对管输气体增压而设置的站。5、分输站在输气管道沿线,为分输气体至用户而设置的站,一般具有分离、调压、计量、清管等功能。6、气体接收站在输气管道沿线,为接受输气支线来气而设置的站,一般具有分离、调压、计量、清管等功能。三、自动控制系统随着电子计算机、仪表自动化技术、通信技术及信息技术的发展,目前已广泛采用“监控与数据采集系统(Supervisory Control And Data Acquisition,简称SCADA系统)”来完成对天然气管道输送的自动监控和自动保护,并已成为管道自动控制系统的基本模式。正常情况下调度控制中心负责全线自动化控制和调度管理,在调度控制中心故障或发生战
5、争、自然灾害等情况下后备控制中心接管全线SCADA系统监控。管道SCADA系统对各站实施远距离的数据采集、监视控制、安全保护和统一调度管理。调度控制中心可向各站控系统发出调度指令,由站控系统完成控制功能;调度控制中心通过通信系统实现资源共享、信息的实时采集和集中处理。第一级为中心控制级:对全线进行远程监控,实行统一调度管理。在正常情况下,由调度控制中心对全线进行监视和控制。沿线各站控制无须人工干预,各工艺站场的SCS和RTU在调度控制中心的统一指挥下完成各自的监控工作。第二级为站场控制级:在首站、各分输站、压气站、末站,通过站控SCS系统对站内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制及联锁
6、保护。在无人值守的清管站设置远程终端装置(RTU),对站内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制。站场控制级控制权限由调度控制中心确定,经调度控制中心授权后,才允许操作人员通过SCS或RTU对各站进行授权范围内的操作。当通信系统发生故障或系统检修时,用站控系统实现对各站的监视与控制。第三级为就地控制级:就地控制系统对工艺单体或设备进行手/自动就地控制。当进行设备检修或紧急切断时,可采用就地控制方式。SCADA 系统配置及功能:1、调度控制中心配置硬件部分包括各类服务器和工作站等,软件部分包括操作系统软件、SCADA系统软件、数据库管理、报警和事件管理和专用软件包(收发球跟踪、模拟仿真软件
7、及气体管理系统 (GMS)软件等)。主要功能包括:数据采集和处理;下达调度和操作命令;显示动态工艺流程;报警和事件管理;历史数据的采集、归档和趋势显示;报表生成和打印;标准组态用软件和用户生成的用软件的执行;时钟同步;具有对输气过程实时模拟及对操作人员进行培训的能力;压力和流量调节;输气过程优化;仪表和系统的故障诊断和分析;网络监视及管理;主备通信通道的自动切换;贸易结算管理;全线紧急关断;管线泄漏检测。2、后备控制中心配置硬件部分包括各类服务器和工作站等,软件部分包括操作系统软件、SCADA系统软件、数据库管理、报警和事件管理和专用软件包(收发球跟踪、模拟仿真软件及气体管理系统 (GMS)软
8、件等)。主要功能包括:数据采集和处理;下达调度和操作命令;显示动态工艺流程;报警和事件管理;历史数据的采集、归档和趋势显示;报表生成和打印;标准组态用软件和用户生成的用软件的执行;时钟同步;压力和流量调节;仪表和系统的故障诊断和分析;网络监视及管理;主备通信通道的自动切换;全线紧急关断;管线泄漏检测。3、输气管理处监视终端管理处分别设置2个监视终端,只能实现数据监视,不能进行控制。监视终端主要功能如下:动态工艺流程显示;报警和事件显示;历史数据的趋势显示;仪表的故障诊断和分析显示。4、站控系统各站场均设置SCS,设置不同数量的工作站、站控系统PLC、ESD系统PLC。站控系统完成以下主要功能:
9、数据采集与传输功能、控制功能、显示功能、打印功能、ESD关断功能和数据管理等其它功能。5、远控终端 RTU全线设置远控线路截断阀室RTU,RTU可实现如下主要功能:数据采集和处理;逻辑控制;接收调度控制中心发送的指令;向调度控制中心发送带时间标签的实时数据;自诊断功能;故障报警。6、流量计量和贸易管理1)贸易计量贸易交接流量计选用气体超声流量计或气体涡轮流量计,涡轮流量计的口径一般小于DN100。气体超声流量计在5%Qmax Qmax之间(Qmax为流量计固有最大流量范围)保证测量准确度优于0.5%。气体涡轮流量计在20% qmaxqmax的范围内保证测量准确度优于0.5%;气体涡轮流量计在q
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