天然气长输管道的知识.docx

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天然气长输管道的知识

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、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（SupervisoryControlAndDataAcquisition,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：

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%qmax～qmax的范围内保证测量准确度优于±0.5%；气体涡轮流量计在qmin～20%qmax的范围内保证测量准确度优于±1%。

计量系统采用独立的流量计算机作为流量累加单元，并将数据传给SCS系统。

首站设置在线色谱、H2S和水露点分析仪，用于对天然气气质和参数进行检测。

其他计量站场设置在线色谱分析仪，用于对天然气气质和参数进行检测。

调度控制中心配置气体管理系统（GMS），对现场天然气流量、温度、压力数据进行计算，并为贸易管理系统提供数据。

2）自用气计量

站场安装站内自用气处理橇，自用气计量采用涡轮流量计。

站场自用气包括放空火炬点火用气、天然气发电机用气和生活用气。

7、气体管理系统（GMS）

气体管理系统（GMS）为气量／能量贸易管理系统，可自动进行天然气交接、销售及输送的管理，为公司财务提供所需的数据，提供用户查询所需的数据，完成贸易结算所需的功能并将数据存档。

气体管理系统（GMS）软件结构分为以下几个部分：

实时数据和历史数据库管理平台、管道运行计划、管理和财务信息系统、气体计量系统等。

8、模拟仿真系统

为准确地评价管道的过去、解释管道当前发生的事件、预测管道的未来等任务。

川气东送管道采用实时模拟仿真软件，为操作、调度人员提供调度和操作参考，并可为操作员的培训提供平台，以保证输气管道安全、平稳、高效、经济运行。

模拟仿真软件根据管道的实际情况组态形成管道的模型。

根据需要计算所得出的结果，如管线的泄漏报警、天然气组份跟踪、各管段流量、管储气量、压力分布状态、清管器在管道中的位置等，由模拟仿真软件写入到SCADA的实时数据库中，并在操作员工作站上显示，作为操作员对管道运行调度的参考。

模拟仿真系统组成包括：

实时瞬态、水力特征、气体组分跟踪、仪表分析、管充管理、管道效率、清管器跟踪、工艺预测、SCADA培训等。

四、通讯系统

通信系统是为长输管道的生产调度、行政管理、巡线抢修、生活后勤等提供多种通信业务，开通远程监控及会议电视等视频业务，同时为管道SCADA系统的数据传输提供可靠信道，为数字化管道提供通信支撑。

由于目前建设的长输管线工艺自动化程度高、维护人员少，要求通信系统技术先进，稳定可靠，传输质量高，尽量减少日常维护工作量，并能适应今后通信发展需求。

一般管道通信部分包括：

光传输系统、电视监控系统及周界安防系统、会议电视系统、程控电话交换系统、局域网办公自动化（OA）系统、巡线抢修及应急通信系统和公网备用通信系统等七部分。

通信实现方式一般采用光纤通信、DDN公网通信、GPRS无线通信及卫星通信等。

五、供配电系统

1、站场供配电

压气站等电力负荷大的站场，建设110kV或35kV变电所来提供电力。

其它电力负荷较小的站场一般报装10kV外电线路，由10kV/0.4kV变压器变压提供电能供给。

为确保输气生产的正常运行，选择自动化天然气发电机组作为应急自备电源电源。

外电断电的情况下，发电机组应为站内一、二级负荷提供电源。

天然气发电机组额定电压选择：

交流380/220V，50Hz，3相，4线。

运行方式为市电与发电自动切换。

2、阀室系统供配电

（1）RTU阀室供电

RTU阀室供电主要有外部电源接入、太阳能电源系统和小容量燃气发电装置等三种方式。

根据RTU阀室所处地理位置，分别设置太阳能电源系统和小容量燃气发电装置，为RTU阀室内的自控、通信、防腐及照明提供电源。

采用太阳能电源供电阀室主要依据RTU阀室所在位置相近气象条件，确定当无光照日小于等于11天的平原地带及无阳光遮拦处采用太阳能电源。

阀室利用1000Ah阀控密封铅酸蓄电池作为备用电源，后备时间约为48小时，并通过SCADA系统实现远程监测和控制，所有告警信号通过公用报警接点传至SCADA系统。

外部电源供电的RTU阀室采用1回10kV高压外电源，站内建1座10/0.4kV变配电室，单台室内干式变压器，为满足一级用电负荷要求，配置保证在外电源失电的情况下采用冗余UPS不间断电源，不间断时间按3天考虑蓄电池配置。

同时，对电源装置具备就地和远方监控功能。

（2）手动阀室供电

手动阀室电力需求主要是满足线路截断阀室执行机构电子控制单元，电力负荷很小，都是采用小型太阳能电池板配合密封铅酸蓄电池供电，在具备光照的情况下，太阳能电源对铅酸蓄电池进行浮充，由铅酸蓄电池保持执行机构电子控制单元正常工作电压。

六、管道防腐

1、线路管道防腐

（1）线路管道一般采用外防腐层与阴极保护相联合的保护措施。

管线外防腐涂层采用三层PE，阴极保护采用强制电流阴极保护，沿线按保护距离要求设置阴极保护站。

阴保设计参数如下：

自然电位：

-0.55V（相对饱和硫酸铜参比电极）

汇流点电位：

-1.15V（相对饱和硫酸铜参比电极）

管线最小保护电位：

-0.85V（相对饱和硫酸铜参比电极）

管线保护电流密度：

5μA/m2

设计寿命：

30年

输气外防腐涂层：

三层PE

（2）外补口基本情况：

Ø一般管段三层PE的补口和煨制弯头的补口选用无溶剂液体环氧涂料＋热收缩补口带。

Ø定向钻穿越段的加强级3层PE补口选用无溶剂液体环氧涂料+定向钻专用热收缩补口带。

（3）线路管道内涂层

一般主干管线内表面采用双组份液体环氧涂料，干膜厚度≥65μm。

为了提高长输管道阴极保护系统的工作性能和对管道的有效保护，可采用独立的阴极保护监测系统，沿线在关键位置设置智能测试桩，在RTU阀室设置电位采集器。

智能测试桩使用GPRS通讯方式，采用长寿命电池供电，采用低功耗技术完成GPRS通讯无线电位采集功能，自动GPRS连线及数据发送。

RTU阀室电位采集器采用光缆进行数据发送。

阴极保护监测中心设在主调控中心。

2、阀室工艺管道防腐

阀室流程与干线相连部分采用强制电流阴极保护；阀室放空系统设绝缘接头，采用牺牲阳极的阴极保护方式。

（1）地上天然气管线、放空管线、放空立管的外表面

底漆：

环氧富锌底漆，2道，80～100m

中间漆：

环氧云铁中间漆，1道，100m

面漆：

丙烯酸聚氨酯面漆，2道，80～100m

总干膜厚度≥260m

（2）埋地管线的外表面

底漆：

环氧富锌底漆，2道，80～100m

面漆：

无溶剂液体环氧涂料，1道，500m

总干膜厚度≥580m

3、站场工艺管道防腐

管道工艺站场，一般增压站场采用强制电流的阴极保护方式；其它站场采用牺牲阳极的阴极保护方式，进出站管道设绝缘接头。

（1）地上工艺管道的外表面

底漆：

环氧富锌底漆，2道，80m

面漆：

环氧硅氧烷面漆，1道，125m

总干膜厚度≥205m

（2）埋地工艺管线的外表面

底漆：

环氧富锌底漆，2道，80m

面漆：

无溶剂液体环氧涂料，1道，500m

总干膜厚度≥580m

七、气体的储存

燃气用气量不断发生变化，有月不均匀性、日不均匀性和时不均匀性，但起源的供应量不可能完全按用气量的变化而随时改变，特别是长距离输气管道，为求得高效率和最好的经济效益，总希望在某一最佳输量下工作。

这样，供气与用气经常发生不平衡。

为了保证按用户的要求不间断的供气，必须考虑输气生产与使用的平衡问题。

解决用气和供气之间不平衡问题的途径有三：

Ø改变气源的生产能力和设置机动气源；

Ø利用缓冲用户发挥调度的作用；

Ø利用各种储气设施。

前两点由于受到气源生产负荷变化的可能性和变化幅度以及供气的安全可靠性和技术经济合理性要求的限制，不可能完全解决供需的不平衡问题。

由于储气设施和储气方法的灵活性，利用各种储气设施是解决用气不均匀性的最有效的方法之一。

气体储存根据储存方式分为：

地下储存、储气罐储存、液态或固态储存以及储气管道末端储存等。