天然气长输管网Word文档格式.docx

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爆炸极限（上/下）（%）常压。

200C

11.7/2.0

9.5/2.1

10.0/1.6

8.5/1.8

液化石油气的闪点和爆炸极限远低于《建筑设计防火规范》GBJ16-1987第3.1.1条甲类生产厂房和第4.1.1甲类物品仓库火灾危险性特性指标中的液体闪点低于280C，气体爆炸下限小于10%的规定，故

液化石油气厂房属甲类生产站房，

液化石油气仓库属甲类物品仓库，

液化石油气站属甲类危险性企业。

液化石油气常温下液态液化石油气的密度为500-600kg/m3,比水轻，故用水不能扑灭液化石油气火灾，而只能对储罐和容器等进行喷水冷却。

在标准状态下气态液化石油气的密度为2.20--2.50kg/m3,约比空气重0。

7-0.9倍，当发生泄漏时，易积存在低洼地带。

常规液化石油气储瓶规格：

5kg/瓶、15kg/瓶、50kg/瓶.

1．3压缩天然气供应

1.3.1CNG简介

采用高压（200-250公斤/平方厘米）使天然气压缩，体积压缩比达300:

1,用车辆把压缩天然气输送到各用气点:

可以向汽车加气,也可以减压后管网输送供城市使用.

1.3.2CNG储运

目前国内CNG运输有高压管束瓶组和长管气瓶形式，多采用长管气瓶半挂车加牵引头的方式，最大的CNG集装箱（简称撬装车）运载能力是水容积18m3,折合标准状态约4540m3/车，全车满载吨位达18吨。

撬装车和高压管束储运压力：

20-25MPa，高压储气罐储气压力0.8-1.0MPa，居民用户供应压力3000KPa.，高压管束采用的气瓶材质为35CrMo钢。

1.3.3CNG加气站形式

分为一般（标准）加气站、加气母站、加气子站。

标准加气站每个站内均有进气、脱硫、压缩、脱水、储气、售气系统及相关的设备,各站从城市燃气管道或城市调压站上接气。

标准站只能在有天然气管网的城市才能建设。

母站建设特点与标准站相反。

将母站建设到有天然气的

城市或城市中压力较高的城郊，再将生产的压缩天然气通过拖车运到无天然气的城市或城区的子站，彻底摆脱城市无天然气和天然气管道敷设难、压力低的缺点。

但拖车行走路线受城市道路管理及其它因素影响也较大。

子母站的服务半径可达500Km。

1．4液化天然气供应

天然气的主要成分是甲烷，其临介温度为190.58K（-82℃），故在常温下无法采用加压的方法将其液化。

通常的液化天然气多储存在温度为112K（-161℃）、压力为0.1MPa左右的低温罐内，其液态密度为标准状态下甲烷的625倍，体积能量为汽油的72%，十分有利于输送和储存。

大量天然气的主要运输方式：

管道运输（陆上）、液化气船运（海运）。

如：

西气东输新疆库尔勒至上海全长4400多公里，管径D1016mm,最高输送压力10MPa,设计输送量120亿立方/年，约占我国目前天然气总产量的40%；

陕京二号线：

全长850多公里，管径D1016mm,最高输送压力10MPa,设计输送量120亿立方/年。

2．天然气长输管道的功能

天然气的采集、运输、配气过程：

矿场集输管道、长输管道和城市输配管道。

2．1天然气长输管道：

连接脱硫净化厂和城市门站之间的管道，根据用户的需求把经过净化处理的符合标准的天然气送到城市。

执行国标《输气管道设计规范》GB50251压力管道GA类。

2．2长输管道的7大功能：

计量功能：

交接过程中必须设置专门的计量装置；

增压功能：

输送过程中需设压缩机进行增压；

接收和分输功能：

截断功能：

分段设置截断阀，并在发生意外爆破事故时能自动关闭阀门，使管道在某一地进行检修或发生爆破时不至于造成更大范围的断气和放空损失；

调压功能：

为与下游城市管网接口，将干管压力调到一个相对稳定的出口压力；

清管功能：

定期清管，清除施工过程的杂质和长期运行后产生的铁锈，避免杂质进入压缩机、流量计、调压器等设备；

储气调峰功能：

利用长输管道末端压力的变化平衡天然气日均衡供应和城市峰值间的矛盾。

2．3长输管道的系统构成

长输管道包括：

管道本身（干线和支线），场站，通行调度自控系统。

管线:

主干管，特殊地段（如江河湖泊、铁路、高速公路等）穿跨越工程；

管道截断阀室；

阴极保护站；

线路护坡堡坎等构筑物。

站场：

首站、清管站、气体接收站、气体分输站、加压站、门站等。

通信系统：

承担全线的通信联络、行政和生产调度及提供自控检测系统的数据传输，对重要的输气干线设固定和移动两套系统。

2．4天然气管道的比较

管道名称

矿场集输管道

长距离输气管道

城市输配管道

输送介质

原料气可能含硫化氢等有毒气体

必须符合GB50251标准的净化气

必须GB50028标准，无臭味着应加臭

压力

根据地层压力而定，最高可超过10MPa，开采后期压力很低甚至降到常压

一般在4-10MPa之间

从4MPa至0.005MPa严格地分为7个压力等级

输送量

单根管道变化很大，一般在（1-50）×

104m3/d之间，集气总干管输量（50-100）×

104m3/d

一般年输气量在几十亿立方米。

大的可达100亿立方米以上

以城市大小而定，按整个管网系统的输配能力来衡量

输送距离

支线一般在几公里以内，干线稍长一些，可达几十至上百公里

多数在几百至几千公里，有些支线短的几十公里

以整个管网的总长度来衡量，根据城市规模确定。

材质

基本上都用无缝钢管

通常为高强度管道专用钢，以螺旋焊、直缝埋弧焊钢管居多

无缝、有缝都有。

0.4MPa以上以ERW管居多；

0.4MPa以下，PE管广泛使用。

管径

一般在100-300mm之间，总干管有400mm以上。

一般在500-1000mm之间，干线多在700mm以上

城市外坏都用700mm以上大口径，市内各种规格都有。

管道布置

支状、放射形布置，从单井集气、多井集气到集气总站集中

从脱硫净化厂输送到用气城市，多为单线

各种压力级制的管道都布置成环

主要功能

集气，把气田各单井的气收集起来送往脱硫净化厂

输气，沿途可接收分输气体

配气，把气体分配到各类用户

设计范

《气田集气工程设计规范》SY/T0010

《输气管道设计规范》GB50251

《城镇燃气设计规范》GB50028

3.长输管道工艺设计

3．1设计内容

3．1．1决定管道的输送能力和总工艺流程

根据输送能力和气源压力、用户要求压力来解决输送方式，考虑是否加压；

如有调峰要求则要按调峰量要求决定末端的储气能力。

3．1．2设计管径和压缩机站的站间距和压比

输送方案确定后，确定管径、壁厚及管材

1）稳定流水力计算与非稳定流水力计算

稳定流：

某一时间段内流入管道（起点）的流量和流出管道（终点）的流量是相等的、不随时间变化，起点和终点的压力是稳定的，且是等温过程（管内气体与外界没有热交换）。

长输管道各压缩机站间的流动，因各站的进出口参数是稳定的，管内气体的温度和低温也基本一致，近似为稳定流；

而长输管道末端（最后一座加压站到门站之间），由于城市用气的不均匀性使得出口的流量和压力都在不断地变化，考虑为非稳定流

稳定流理论公式：

G=

式中：

P1——燃气管道起点压力（绝压Pa）;

P2——燃气管道终点压力（绝压Pa）;

Z——压缩因子;

L——燃气管道计算长度（m）;

G——燃气管道质量流量（kg/s）;

D——管道内径（m）;

T----管内气体绝对温度K;

Rg-------管内气体常数J/（kg.K）;

ג----水力摩阻系数.

对于长输管道其流态都处在阻力平方区，

则ג=1/68.1Re0.0308

当输气管线沿线的相对高差小于等于200米且不考虑高差影响时，工程计算公式：

qv=11522Ed2.53[P12-P22/ZTLΔ0.961]0.51

式中：

qv-----气体（P0=0.101325MPa,T=293k）的流量（m3/d）

P1——燃气管道起点压力（绝压MPa）;

P2——燃气管道终点压力（绝压MPa）;

d——管道内径（cm）;

T----管内气体平均绝对温度K;

Δ---气体的相对密度；

E----输气管道的效率系数（当管道公称直径为DN300~800mm时，E为0.8~0.9；

当管道公称直径大于DN800mm时，E为0.91~0.94）；

当考虑输气管线沿线的相对高差时，工程计算公式：

qv=11522Ed2.53{P12-P22（1+αΔh）/ZTLΔ0.961[1+α/2L（Σ（hi+hi-1）Li]{0.51

式中：

α----系数（m-1）,α=2gΔ/RaZT;

Ra---空气的气体常数，在标准状况下，Ra=287.1m2/（s2.K）;

Δh----输气管线计算管段的终点对起点的标高差（m）;

hihi-1----各管段终点和对该管段起点的标高差（m）；

LI------各计算管段长度（km）.

3．1．3设计各种站场的布局、选址及站内流程

3．1．4选择工艺设备

3．1．5储气能力计算

1．长输管线应解决季节调峰和参与日、时调峰

　　城市天然气输配供应系统中的各类用户的用气量，会随气候条件、生产装置和规模、人们的日常生活习惯等因素发生变化。

这种用气波动以城市民用、供热锅炉和燃气电厂用气最为明显。

　　因此，在燃气输配系统的设计中应充分考虑各类用户用气波动这一因素，合理配置储气调峰设施，以保证连续、稳定向各类用户供气，满足变化的天然气用户用气的需求，更好地服务于用户。

　　目前已用气城市的时调峰均要求下游自行解决，上游（长输管线）不参与解决城市供气时调峰问题。

即使是我国目前陆上距离最长、管径最大、自动化程度最高的天然气输送管线——陕京线，也仅是参与了季节调峰，没有担负所供城市的日、时调峰气量。

京津地区为了解决城市供气的季节性平衡问题，在天津大港油田利用油田的油气层结构，建设地下储气库。

进行天然气加压反注采油储气，用于解决城市供气的季节调峰。

因此，目前实现天然气供应的城市只能通过建设大量的高压球罐来解决城市用气的日、时调峰。

季节调节只能依靠长输管线和利用缓冲用户来调节。

以城市最大供气月平均日用气100万米3为例，一般而言所需的日、时调峰气量为计算月平均日供气量的25～40％，即所需的调峰气量为25～40万米3，如来气压力小于等于1.6MPa时，城市可选择的较经济的调峰方式只能是高压球罐储气，投资（不含征地费）费用为1.2～2.0亿元，综合投资费用估计在1.8～3.2亿元左右。

从目前已建的天然气城市输配系统的投资来看，在投资费用当中，用于解决城市日、时调峰设施的投资额一般占总投资的25～40％。

而季节调峰问题，大多数城市受条件（资金、环境等）所限无法自行解决，因此在市场经济的形势下，如何依靠长输管线，合理处理好上下游的技术衔接，充分利用长输高压管线的能力，合理集中建设大型地下储气库，实现上、中、下游资源的合理配置，共同解决城市的供气压力和调峰是非常必要的，也是当前急需解决的问题。

2．长输管线参与城市日、时调峰的技术可行性

根据全国天然气输气管网的规划及建设计划，全国的天然气供应最终将形成区域化和网络化，需进行地下储气库的规划建设，长输干线不仅可以解决下游城市的季节性用气不均衡问题，而且为长输管线参与城市日、时调峰提供了可能。

　　随着天然气用量的增加铺设大直径高压天然气管道已成为必然，目前通过对传统的管道设计压力为7.5MPa和新设计压力10.0～14.0MPa的高压m3技术的评估表明：

对于每年输气量为15～30G/a，距离长度为5000～6000公里的管道用于两种设计方案，当输气量大于15Gm3/a时，采用高压管道技术是合理的，当输气量大于30Gm3/a时，用高压技术可比传统压力下输气费用节省30～35％。

　　目前，“西气东输”工程的天然气管线正是采用了这一高压输气技术，由此而提供给下游各城市的用气压力较传统压力管线大大提高。

因此，下游各城市的天然气配气已经向多级压力级制的配气系统发展，城市的天然气调峰技术已不仅仅是在传统压力下（小于等于1.6MPa）广泛应用的高压定容球罐储气方式，而是逐步向城市外围一级天然气输气管道（包括城市外围地下气库）参与调峰（压力大于4.0MPa）、液化天然气（LNG）调峰、城市二级天然气管道和高压球罐联合调峰的方式发展。

3．高压球罐储气

高压球罐储气在国内已有多年使用经验，储罐容积多为1000m3，2000m3和3000m3。

也有少量大容积球罐（西安、北京等地已有引进的10000m3球罐）。

目前球罐正向大容积方向发展，国外的大型燃气球罐容积已达5.55万m3。

大型球罐采用高强度钢材制做，板材屈服强度可达589-891MPa，从而使壁厚减小到40mm以下，不仅降低了钢材耗量，也避免整体热处理，便于施工。

目前，我国使用进口板材能生产的最大容积球罐为5000m3，10000m3球罐，最高工作压力分别为1.29MPa、1.01MPa。

球形贮气罐有效储气量按下式计算

　　式中　VB——有效储气量（Nm3）；

　　　　　VC——贮气罐的几何容积（Nm3）;

　　　　　P、P,——最高、最低使用绝对压力（MPa）；

　　　　　T、TB——使用温度及标准状态温度（k）；

　　　　　PB——标准状态的压力（MPa）。

4．长输管线末端储气

　　长输管线距离长、管径大、输送压力较高，管线具有一定的储气能力，长输管线中间设有加压站时，按最末一个加压站至城市配气站的管段计算其储气能力；

设有中间加压站的长输管线，可按全线计算其储气能力。

　　城市天然气输配系统往往利用大口径输气管线储存一定气量作为高峰负荷时增加用户气量之用，其储气能力为储气终了时与储气开始时输气管中存气量之差、一条已投产的输气干管的长度、容积、管线起点允许最高工作压力、终点允许最高工作压力、终点用户要求的最低供气压力及该管线正常输气量等都是已知的，末段起点的最高压力等于最后一个压气站出口的最高工作压力，末端终点的最低压力等与城市门站所要求的工期压力。

可按下列步骤计算其储气量：

（1）求储气压力

储气开始时，起、终点压力都为最低值，其平均压力计算;

储气终了时，起、终点压力都为最低值，其平均压力计算;

　　式中　P1min——储气开始时起点绝对压力（MPa）；

　　　　　P2min——储气开始时终点绝对压力（MPa）；

　　　　　P1max——储气终了时起点绝对压力（MPa）；

　　　　　P2max——储气终了时终点绝对压力（MPa）；

储气开始和结束时，近似为稳定流动，其流量公式为：

P12-P22=KLqv2

K=גZΔT/C2d5

储气开始时，P2min为已知，即城市门站供气压力，计算起点压力：

P1min=（P2min2+KLqv2）0.5;

储气终了时，P1max为已知，即起点最高压力，计算门站终点压力：

P2max=（P1max2-KLqv2）0.5;

（2）计算管线的容积

　　V=（Л/4）D2L

　　（3）储气量

　　式中Q。

——输气管线储气量（m3）;

　　　　　　　（20℃，101.3kPa）

　　　　V——输气管线容积（m3）；

　　　　To——293（K）；

　　　　Tm——天然气平均温度（K）;

　　　　Po——标准状态下的压力（101.3kPa）;

　　　　Z1、Z2——在Pm2、Pm2下的压缩因子;

　　　　Pm1——储气开始时的平均压力（106Pa）;

Pm2——储气终了时的平均压力（106Pa）;

4。

长输管道敷设

4.1线路选择

4．1．1原则

4．1．2宜避开不良工程地质地段或采取防护措施

4．2地区等级划分

按管道所在区段连续2公里长，管中心线两侧200米宽范围内，居民住户数量和种类划分为四个不同地区级别。

1）一级地区：

供人居住的建筑物内的户数在15户或以下的区段；

2）二级地区：

供人居住的建筑物内的户数在15户以上、100户以下的区段；

3）三级地区：

供人居住的建筑物内的户数在100户以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、发展区以及不够四级地区条件的人口稠密区；

4）四级地区：

系指四层或四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中、交通频繁、地下设施多的地区。

5．长输管道强度与材质

5．1管道强度计算

埋地管道的强度计算：

根据环向应力来计算和选取管道的壁厚，再用轴向应力与环向应力组合的当量应力不大于管道最低屈服强度的90%开进行强度校核。

埋地天然气管D小于1400mm,不验算在空管情况下因土壤压力而在管中产生的环向应力。

埋地管道壁厚公式：

δ=PD/2σsǿFז

δ------钢管计算壁厚（cm）;

P------设计压力（MPa）；

D------钢管外径（cm）;

σs-----钢管的最低屈服强度（MPa）；

F------设计系数，按下表选取；

ǿ-----焊缝系数

ז温度折减系数，当温度小120度时，取1.0。

不同地区等级的设计系数F

地区等级

设计系数

一级地区

0．72

二级地区

0．6

三级地区

0．5

四级地区

0．4

5．2强度校核

分完全约束：

内压泊桑应力

有出土端：

轴向应力

5．3长输管道材质选择

质量指标：

强度、韧性、可焊性

制造与选用标准：

《石油天然气工业输送钢管交货技术件》GB/T9711

《输送流体用无缝钢管》GB8163;

小口径的输气支管多采用无缝管（d426mm以下）或埋弧焊直缝管和螺旋缝焊管。

大口径的输气管道（d426mm以上）采用埋弧焊直缝管和螺旋缝焊管。

5．4管道防腐

5．4．1外壁防腐

1）选用耐腐蚀材料制管不锈钢、塑料

2）金属防腐镀锌、喷铝

3）涂层

油漆类：

油脂漆、醇酸树脂漆、酚醛树脂漆、硝基漆

有机化合物材料：

沥青、塑料、树脂

无机化合物材料：

玻璃、珐琅、水泥

4）电保护法

阴极保护外加电流、牺牲阳极

电蚀防止法派流保护

多采用外防腐层加阴极保护的联合保护措施

5．4．2内壁防腐

2）涂层塑料、树脂

3）在输送天然气中添加缓蚀剂