毕业设计开题报告某长距离输气管道的工艺设计.docx

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毕业设计开题报告某长距离输气管道的工艺设计

题目：

某输气管道工艺设计

学生姓名

XXXX

学　号

0631254

教学院系

石油工程学院

专业年级

油气储运工程2006级

指导教师

Xxxx

职　称

教授　　

单　　位

油气储运研究所

天然气管道投产方案研究

（开题报告）

一、设计（论文）的选题意义及国内外研究现状

 1、设计目的及实质内容

1.1设计目的：

通过天然气管道投产方案的研究，掌握天然气长输管道预投产的基本方法和步骤，掌握其有关的信息检索的方法，以及很好的结合各门所学的知识的，全面、连贯地把所学的知识运用到实际设计中。

据题目给出的已知条件及设计要求，先掌握天然气管道投产的步骤以及各步骤的基本方法和适用范围。

再结合西气东输西段管道投产的实际情况，编制一套可行的投产方案，确保管道安全，平稳，连续，可靠，经济的供气。

1.2实质内容：

论文先对管道预投产中涉及到的试压，清管，干燥，置换进行理论研究，掌握各个环节的可以采用的方法以及适用范围。

并且为干燥和置换过程需要计算的一些参数提供可行的计算公式和方案。

再通过西气东输的具体情况，确定可行的试压，清管，干燥，置换的方案，计算出相关的工艺参数。

最后编制出一套完整的投产方案。

2、国内外研究现状:

2.1国外研究状况

国外长输天然气管道发展比较早，从20世纪50年代前苏联就开始长输天然气管道建设。

到80年代，他们已建成6条超大型中央输气管道系统，全长近2万公里，管径1220毫米～1420毫米，是当时世界上最宏大的管道工程。

经过半个多世纪的发展，国外长输天然气管道主要有以下六个特点：

　　一是增大管径。

国外干线天然气管道直径一般都在1000毫米以上，这些大口径管道的施工技术都比较成熟。

　　二是提高输气压力。

目前，西欧和北美地区的天然气管道压力普遍都在10兆帕以上，如阿意输气管道最高出站穿越点压力高达21兆帕；

三是广泛采用内涂层减阻技术，提高输送能力。

国外输气管道采用内涂层后，一般可提高输气量6%～10%，还可有效减少设备磨损和清管次数，延长管道使用寿命。

　　四是提高管材韧性，增大壁厚，制管技术发展较快。

国外输气管道普遍采用x70级管材，近年x80级管材已用于管道建设。

据有关文献介绍，用x80级管材可比x65级管材节省建设费用7%。

目前，加拿大、法国等国家的输气管道已采用x80级管材。

日本和欧洲的一些钢管制造商已经开始研制x100级管材。

　　五是完善的调峰技术。

为保证可靠、安全、连续向用户供气，发达国家都采用金属储气罐和地下储气库进行调峰供气。

目前，这些国家季节性调峰主要采用孔隙型和盐穴型地下储气库。

而日调峰和周调峰等短期调峰，则多利用管道末端储气及地下管束储气来实现。

天然气储罐以高压球罐为主，国外球罐最大几何容积已达5.55万立方米。

　　六是提高压缩机组功率，广泛采用回热循环燃气轮机，用燃气轮机提供动力或发电。

国外干线输气管道压缩机组普遍采用大功率机组。

如俄罗斯天然气公司压缩机站单套压缩机平均功率都在10千瓦以上，欧美国家也是如此。

此外，国外还广泛采用压缩机机械干密封、磁性轴承和故障诊断等新技术，不仅可以延长轴承使用寿命，取消润滑油系统，降低压缩机的运行成本，而且可以从根本上提高机组运行的可靠性和完整性。

2.2国内研究状况

近年来，由于国民经济的快速发展，对能源的需求，尤其是对天然气的需求日益增加；全面落实科学发展观，积极推进资源节约型和环境友好型社会建设，尤其是强调经济与环境的协调发展，宏观上对清洁能源的需求会越来越迫切；能源安全成为国家战略核心内容，也要求对天然气的发展实施更宏观、长期、协调的管理；天然气价格机制正在逐步向市场化方向趋近；天然气行业投资政策也正在进一步放开。

国际油价长期居高不下，进一步造成全球对清洁能源天然气的需求增长强劲，但中国在天然气利用方面远低于世界平均水平。

全球天然气占能源消费总量的24%，这一比重在我国只有3%，未来几年，我国天然气需求增长将快于煤炭和石油，天然气市场在全国范围内将得到发育。

预计到2010年，天然气在能源总需求构成中的比重约达6%。

为促进我国天然气工业的良性、快速发展，2005年12月23日，国家发改委下发了《关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》。

这次天然气价格调整，一是体现价值规律的要求，促进天然气资源开发利用。

二是促进天然气资源节约和合理使用，以及天然气工业可持续发展。

三是逐步引入市场竞争机制，创造公平竞争的市场环境。

四是兼顾投资者、经营者和消费者之间的利益，区别情况，稳步推进。

尽管国内天然气价格机制仍需完善，但总体上讲，目前国内以市场为导向的价格机制初步确立，允许企业自主调节的幅度加大。

在天然气市场整体环境趋于利好的形势下，输气管道的发展对天然气市场起着巨大的推动作用，天然气管道投产后市场消费量将以相当高的速度增长。

我国天然气资源主要集中在中西部地区，市场则相对集中在东部地区，因此必须建设长距离输气管道。

我国天然气管道经过40多年的发展，尤其是进入本世纪后，步入高速发展阶段。

涩宁兰、西气东输、忠武、陕京、冀宁等主干管道相继建成投产后，全国性天然气管网的主体框架已经形成。

我国天然气管网初具规模，西气东输和陕京一线、陕京二线组成横贯东西的全国性天然气骨干管道，区域性管网也基本形成。

华北地区依托陕京一线、二线构建管网和配套储气库，形成多气源供给，能够满足冬季高峰和应急需求；华东地区依托西气东输管道构建区域性管网；西南地区经过多年发展，已形成完善的环形管网，调配能力不断增强；中西部地区依靠长庆气区资源，形成以地方投资为主的管网。

伴随区域性管网的形成，跨地区的天然气销售变成现实，到去年年底，跨区域销售比例占总销售量的34%。

以及正在建设中的川气东输长输管线,将会对中国的管网进一步完善与优化,工程除供应川渝用气外，主要供应苏浙沪，兼顾鄂、皖、赣民用。

将使沿线地区每年减少二氧化碳排放上千万吨。

   管道建成投产，实现了资源与市场的连接，促进了下游市场的开发，将天然气资源转化为经济效益。

反过来，天然气市场的潜力又激励上游资源的勘探开发，带动了整个天然气产业链的发展。

在这种形式条件下，加快我国天然气管道建设，已成为拉动石油天然气行业发展，带动我国经济快速发展的重要方式。

二、主要技术路线及方案

1、主要设计资料及内容

1.1主要设计资料概况介绍：

1.1.1设计规模

设计输气规模：

47×108m3/a；

1.1.2气源压力及温度

首站天然气进站压力为8.0MPa（绝压）；

进站温度为45℃。

1.1.3计算工作天数

年工作天数取350d。

1.1.4设计地温

根据气象资料及工艺最不利情况，取全线-1.6m埋深处的平均地温20.5℃为设计地温。

1.1.5总传热系数

管道平均总传热系数取1.793W/m2·℃。

1.1.6管内壁粗糙度

管道内壁粗糙度取65μm，设内涂层时粗糙度取8μm。

1.1.7门站压力要求

末站压力不低于5MPa；分输站压力不低于5.5MPa；其它各站进站压力不低于4MPa。

1.1.8各分输清管站（含末站）分气量

此天然气管道工程设3个分输清管站，各分输站分气量见表1.2-1。

表1.2-1

序号

里程（km）

分气量（108m3）

1

120.0

12

2

633.3

15

3

1143.4

20

1.1.9气源组分及物性参数

本工程气源来自某气体净化厂出来的净化天然气，天然气组分和物性参数见表1.2-3和1.2-4

表1.2-3

Component

mol%

H2

0.025

N2

0.697

CO2

2.987

H20

0.006

C1

96.114

C2

0.148

C3

0.009

表1.2-4气源物性参数

总硫量（mg/m3）

<200

温度（℃）

45

压力MPa（a）

8.0

水露点（℃）

-15

1.1.10计算管道长度

此次设计天然气管道工程干线总长度约1143.4km，各管段长度见表1.2-4

表1.2-4各管段线路长度表

序号

线路划分

长度（km）

1

首站到1号站段

120.0

2

1号到2号站段

513.3

3

2号到3号站段

510.1

1.1.11沿途高程里程

沿途高程及里程见表1.2-5

表1.2-5干线站场高程及里程数据表

工艺站场

高程（m）

里程（km）

首站

402

0.0

2号站

454

120

3号站

100

633.3

6号站

77

1143.4

1.2设计的长输管道具有的功能：

1）接收高压管线发来的清管球；

2）接收低压管线发来的清管球；

3）向下游管线发送的清管球；

4）对管道中的天然气进行增压；

5）对去用户的天然气进行调压计量；

6）利用高压管道末端进行储气来保证用气高峰时的供应量；

7）考虑由于市场的发展,系统扩容的能力。

1.3管径的计算选取以及壁厚计算

1.3.1管径计算

由《天然气长输管道工程设计》第五册式4-3-10可得：

式中：

d1——管子内径，m；

u1——管内气体流速,m/s；

q——操作条件下的气体流量，m3/d；

qv——标准状况下（P0=0.101325MPa，T0=293K）的气体流量，m3/d；

P——操作条件下气体的绝对压力，MPa；

T——操作条件下气体的绝对温度，K；

T0——标准状况下气体的绝对温度，K；

Z——气体压缩系数，

对于干燥天然气：

式中：

Pm——输气管内气体平均压力，MPa（绝）。

1.3.2壁厚计算

由《输气管道工程设计规范》可得：

式中：

δ——管子计算壁厚，cm；

P——设计内压力，MPa；

D——管子外径，cm；

σs——管子的规定屈服强度最小值，MPa；

F——设计系数；

t——钢管的温度折减系数；

ψ——焊缝系数，按下列标准制造的钢管，ψ值取1.0。

1.4压缩的站的确定以及压缩机的选用

1.4.1在确定输气管道沿线所需的压缩机站站数时,要注意以下一些问题:

1）在输气管道的计算流量中要考虑年平均输气不均衡系数

Q=

式中Q——计算流量，

Q——年任务输量，

年平均输气不均衡系数

的大小取决于用户用气不均衡性的大小，有否地下储气为和季节性缓冲用气单位等因素；

2）气田的地层压力一般都比较高，为了充分利用地层的自然能量，通常可暂不建压缩机首站，依靠地层压力直接把天然气输送到下一个压缩机站；

3）如果输气管道沿线地形较为平坦，高差不超过200m，而输气管道沿线又无进气或分气支线时，则可按下列公式求出站间距L

L=

当输气管道沿线有分气或进气支线时，则应按下列公式布站

Q=

4）如果输气管道线路地形起伏，高差超过200m,则布站时必须考虑地形和高差的影响；

5）输气管道末段通常兼作调节昼夜用气不均衡性的储气容器，而且末段终点压力又比其前面各部间管段的终点压力低得多，因此末段的长度比其它各站间管段要长得多。

布站时，应求出末段长度，然后再求其它名站间长度。

此只是压缩机布站计算方法仅是从输气管道单方面来考虑的，但实际上输气管道与压缩机站是一个统一的水力系统，因此压缩机站的布置必须既要考虑到输气管道的特性，又要考虑到压缩机站的特性。

1.4.2压缩机的选取,不仅要考虑各种机型的特点,还要注意以下问题:

1）由于压缩机组与管道联合工作,二者相互影响和制约，因此，应考虑管道与压缩的工艺要求、经济条件等，确定压缩机组类型、型号和规格。

其工艺要求包括排量变化范围、进出口压力、排气温度等。

经济条件包括压缩机与管道匹配时的管材、管壁厚、压缩机站数、动力费用等；

2）由于压缩机组的负荷随投产年限、季节等的变化而变化。

因此要求压缩机组操作灵活，可调节范围宽；

3）应根据生产特点和现场条件等具体要求，考虑压缩机的使用性能和结构参数。

其中使用性能包括压缩机组的燃料或动力消耗、工作效率、运转率和检修周期以及操作维修难易程度等；而结构参数包括压缩机组的重量和空间尺寸，它将影响厂房结构规模，配管方案的投资费用等；

4）有利于实现自动控制，提高管道的动行管理水平；

5）还应考虑机组的使用寿命，制造水平以及供货情况。

1.5设备选择计算

1.5.1除尘分离设备的选择

天然气中的固体杂质不仅会增加管输阻力，影响设备、阀门和仪表的正常运转，使其磨损加速、使用寿命缩短，而且污染环境、有害于人体。

因此，在供给用户前，应除去悬浮于天然气中的固体杂质。

为此，在天然气输气中间加压站应设置除尘设备。

加压站场中的除尘设备，要求结构简单、可靠、分离效率高，不用须经常更换或清洗的部件，气流通过压降小等。

目前，加压站场中经常采用的除尘设备有：

旋风除尘器、多管除尘器、过滤除尘器等。

多管干式除尘器适用于气量大、压力较高、含尘粒度分布甚广的干天然气的除尘。

它的除尘效率达91%～95%左右，且稳定、操作弹性大、噪音小、存压外壳磨损小。

在实际处理量与设计有所差别或达不到净化要求时，可以调节多管干式除尘器内旋风子的个数或开、闭除尘器内旋风子，使之达到要求，这是多管干式除尘器的突出优越性。

它的缺点是当除尘粒径大部分小于5μm时，除尘效率急剧下降，分离精度没有过滤式分离器高。

过滤式分离器是使含尘气体通过过滤材料达到分离气体中粉尘的一种高效除尘设备。

除尘效率达91%～99%，除尘粒径最小可达１～5μm。

缺点是过滤元件需经常检查，运行费用比多管干式除尘器高。

1.5.2安全阀门的计算与选择

在计算和选择安全阀时，按下列步骤进行：

1）根据工艺设计确定安全阀的泄放压力；

2）根据工艺要求，确定所需要的最大泄放量；

3）计算安全阀通道截面积，计算公式如下：

式中：

A——安全阀通道截面积，cm2；

G——安全阀的最大泄放量，kg/h；

P1——安全阀在最大泄放量时的进口压力（绝），MPa；

K——流量系数，可取0.9~0.97，取K=0.9；

M——气体的分子量；

C——f（k）（查图）与气体的绝热指数k有关，对天然气k可取1.3，则C=255；

T1——安全阀进口处的绝对温度，K；

Z——气体压缩系数。

4）根据计算所得数据，选用等于或大于计算值的通道截面积的阀；

5）根据确定的安全阀的泄放压力，选用弹簧的定压范围，使安全阀的定压在所选弹簧的定压范围之内。

1.5.3调压及计量设计

1）输气站内调压、计量工艺设计应符合输气工艺设计要求，并应满足生产运行和检修的需要；

2）调压装备应设在气源来气压力不稳定，且需控制进站压力的管线上。

分输气及配气管线上以及需要对气体流量进行控制和调节的管段上，当计量装置之前安装有调压装置时，计量装置前的直管段设计应符合国家有关标准的规定；

3）在输气干线的进气、分输气，配气管线上以及站场自耗气管线上应设置气体计量装置。

1.5.4清管设计

1）清管设施宜设置在输气站内即长输管道的起点；

2）清管工艺应采用不停气密闭清管工艺流程；

3）清管器的通过指示器应安装在进出站的管段上，应按清管自动化操作的需要在站外管道上安装指示器，并应将指示信号传至站内；

4）时间清管器收发筒的结构应能满足通过清管器或检测器的要求。

清管器的收发简和快开肓板的设计应符合国家现行标准《清管设备设计技术规定》SY/T0533和《快速开关肓板》SY/T0556的规定；

5）清管器收发筒上的快开盲板，不应正对距离小于或等于60米的居住区或建（构）筑物区。

当条件限制无法满足上述要求时，应采取相应安全措施；

6）清管作业清楚的污物应进行收集处理，不得随意排放。

2、技术路线及方案比较

2.1线路的选择

2．1．1长输管道的设置应符合以下要求：

1）线路走向应根椐地形、工程地质、沿线主要进气、供气点的地理位置以及交通运输、动力等条件，经多方案对比后确定；

2）线路宜避开多年生经济作物区域和重要的农田基本建设设施；

3）大中型河流穿（跨）越工程和压气站位置的选择，应符合线路总走向。

局部走向应根据大、中型穿（跨）越工程和压气站位置进行调整；

4）线路必须避开重要的军事设施、易燃易爆仓库、国家重点文物保护区；

5）线路应避开城镇规划区、飞机场、铁路车站、海（河）港码头、国家级自然保护区等区域。

当受条件限制管道需要在上述区域通过时，必须征得主管部门同意，并采取安全保护措施；

6）除管道专用公路的隧道、桥梁外，线路严禁通过铁路路或公路的隧道、桥梁、铁路编组站、大型客运站和变电所。

2．1．2输气管道宜避开不良工程地质地段。

当避开确有困难时，对下述地段应选择合适的位置和方式通过：

1）对规模不大的滑坡，经处理后，能保证滑坡体稳定的地段，可选择适当部位以跨越方式或浅埋通过。

管道通过岩堆时，应对其稳定性做出判定，并受权取相应措施；

2）对沼泽或软土地段应根据其范围、土层厚度、地形、地下水位、取土等条件确定通过的地段；

3）管道宜避开泥石流地段，若不能避开时应根椐实际地形和地质条件选择合理的通过方式；

4）对深而窄的冲沟，宜采用跨越通过。

对冲沟浅而宽，沉积物较稳定的地段，宜采用埋设方式通过；

5）管道通过海滩、沙漠地段是，应对其稳定性进行推断，并采取相应的稳管防护措施；

6）在地震动峰值加速度等于或大于0.1g的地区，管道宜从断层位移较小和较窄的地区通过，并应采取必要的工程措施。

管道不宜敷设在由于发生地震而可能引起的滑坡、山崩、地陷、地裂、泥石流以及沙土液化等地段。

2.2确定长输管道总工艺流程

在决定管道输送能力时必须给今后发展留下足够的余地，同时还必须考虑管道维修、事故处理对输量的影响，同时可核算末端的储气能力。

根据输送能力和气源压力、用户要求压力来解决输送方式即是否需加压的问题。

在输量和压气站间距都已确定的情况下由水力计算公式可知管径和输气压力平方差存在反比的函数关系，管径越大所需输气压力平方差就越小。

这样就需要我们在管径和输气压力平方差两者进行合理的选择并进行经济的比较。

加压输送要消耗大量能源并使整个系统经营管理复杂化，经营费用剧增，而为了降低输压增大管径所带来的线路造价也随之增加且管径增加受到制管能力的限制，因此要求两者之间进行详细的比较后才能决定。

由于此设计的长输管道全长1701.4公里，因此需设置中间加压站,而压缩机站的选取布置应尽量和分气站共建,以节约建设投资和维护费用。

2.3工艺方案构成及技术—经济计算对比

依据选取的设计压力等级、管径及控制经济压比范围，结合可研报告进行输气工艺方案的组合。

通过工艺计算，得到了满足输气工艺要求的众多方案，每个方案都确定了自身的工艺参数，包括管径、压气站数、压缩机功率等。

通过分层次的技术分析和经济测算，淘汰明显不合理的多数方案，筛选出几个具有代表性和可比性的工艺方案进行比选，以便最终推荐出合理的工艺方案。

3、设计图的绘制

3.1设备平面布置图

1）工艺流程制定后应对工艺设备进行计算。

非标准设备：

分离器，清管器收、发筒，污水罐，储罐，过滤器，换热器等，经计算后提交设备专业设计。

2）汇气管的直径，一般应等于或大最大径向开口的2倍。

汇气管的排污口≧DN50。

输送含硫干气的汇气管应设注水口。

3）设备的布置应符合GB50183-93《原油和天然工程设计防火规范》的规定:

⑴设备的布置应尽量整齐美观，有多台相同设备（如分离器）应布置成一排，并留有足够的检修管道；

⑵清管收发筒直径一般应大于或等于管道直径的一至二级公称管径；

⑶多管干式除尘器应设注水口，一般采用DN25的开口。

排污口应≧DN80；

⑷清管器收发筒应设放空口，一般为DN50，接收筒排污口一般≧DN100,输送干气的接收筒应设注水口，注水口一般采用DN25。

接收筒筒体上凡≧DN50的开口均应加档条。

（放空除外）。

3.2工艺管道平面安装设计

3.2.1管道安装设计

1）长输管道系统中各种规格的管子，应根据不同压力及气质条件计算并选取各种规格管子的管径和壁厚；

2）管线安装一般应尽量水平布置，并应尽量减少转弯，以减少阻力降；

3）主要工艺、仪表及热力管线应尽量采取架空布置，必要时，部分管线可管沟或埋地敷设。

4）架空管线分高架敷设（管底标高≧2.2米）和低架敷设（管底标高＜2.2米）

5）管道与河流或其他需穿越的地方时应采用定向钻技术。

3.2.2阀门安装设计

长输管道系统常用的阀门有平板闸阀，截止阀，节流阀，球阀，清管阀，安全阀，紧急截断阀，调节阀，阀式孔板节流装置等；

1）平板闸阀：

用于在全开全关的管段，具有调节流量，压力的地方不能采用；

2）截止阀：

有节流截止放空阀，排污阀。

可用于全开全关及流量，压力调节不严格的地方及用于放空，排污；

3）节流阀：

有针型结构和笼套式结构，用于调节流量和节流调压。

有角式和直通式；

4）清管阀：

实际是三通球阀，可通过1.4DN的清管器，特别适于集气支线的清管用；

5）安全阀：

用于当管路、设备和容器内的介质压力超过规定值时，自动开启排除增高压力的介质，以保证管路、设备和容器的安全，防止事故发生；

6）调节阀：

用于自动调节天然气的压力或流量；

7）阀式孔板节流装置（俗称孔板阀）：

用于管道流体的流量计量。

分高级、普通、简易式。

高级式实现不停气更换孔板，普通式和简易式需设旁路。

3.2.3加压站工艺流程设计

为了提高长输管道的输送能力，在长输管道系统中间需设置压气站，有的压气站和地下储气库相连，在用气低峰是把管道气压进地下库而在高峰时抽取库气体增加输气量。

压气站除增压外，还有调压、计量、清管、气体除尘等功能。

此外，当压缩后的气体温度超过规范规定的温度时，还必须设气体冷却装置。

由于增压站有动力设备，它要比其他站场复杂得多，主要由气路系统和辅助系统构成。

主气路系统包括：

除尘净化装置、压缩机组、循环阀组、截断阀组、调压计量装置、气体冷却装置以及连接这些设备和装置的管道。

辅助系统包括：

密封油泵系统、润滑油系统、燃料气系统、启动气系统（燃气轮机）以及仪表控制系统。

此外，压气站的工艺流程还应遵循以下原则：

1）压缩机站的工艺流程必须适应输气管道全线的生产调度要求，能根据调度指令随时调节运行参数；

2）工艺流程应适应压缩机组启动、停车和调节的需要，使整个过程操作简单、可靠并减小或避免对其他机组的冲击；

3）能及时进行事故处理，当站内某机组或整个站发生故障时，能立即调整流程，实现紧急停车和启动备用机组；

4）合理利用设备，简化流程，达到管路短，操作阀门少，摩阻损耗低，在选择管径时流速应控制在20m/s以内，使全站压降不超过0.1Mpa；

5）压缩机站流程应考虑今后改进和扩建的需要，使新机组的安装、投产不影响原有系统的运行以及不改变原管路的安装。

4、说明书、计算书的编写

4.1设计指导思想及依据

①该项工程设计的目的意义;

②该项工程设计的国内外发展动向;

③该项工程设计的依据及原始数据。

4.2设计方案的论证

比较各方案的优、缺点,说明从多个设计方案中选出技术上可行、经济上合理的最佳方案,强调推荐方案的优势.

4.3工艺流程说明

为完成输送任务,提出两种以上的工艺流程,说明各自的优、缺点,本设计采用的流程，以及工艺流程图的流程说明。

4.4设计计算书

4.4.1手算:

①计算依据:

毕业设计任务书提供的原始数据;

②说明要求计算的主要参数;

③计算步骤及计算公式。

4.4.2电算:

①计算依据:

毕