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山西培训教材

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管道北京山西分公司

前言１

第一篇天然气的基本性质２

第二篇天然气长输管道输送１３

第一节天然气的输送简介１３

第二节输气管道基本参数对输气量的影响１５

第三节输气管道的压力分布１８

第四节常用计算２０

第五节输气管道清管２３

第六节天然气的净化处理２９

第三篇常用输气设备３２

第一节旋流分离器３２

第二节调压器３５

第三节阀门３９

第四篇电气基础知识５４

第一节电路的基本概念５４

第二节常用仪器使用５８

第五篇天然气计量６６

第一节计量基础知识６６

第二节气体超声流量计６９

第三节涡轮流量计及流量计算机７１

第四节测量仪表７２

第六篇阴极保护７６

第一节金属腐蚀的定义与分类７６

第二节金属腐蚀与防护基本原理７７

第三节局部腐蚀７９

前言

本书针对山西分公司输气生产实际,结合输气站设备的使用调节编制此教材。

旨在通过对本教材的学习使输气工能够掌握天然气基本知识、日常运行工况调节，了解天然气管道输送常用设备的结构原理，从而达到基本的任职条件。

本教材作为输气工入门基础学习资料具有针对性和实用性。

编制过程中专业工程师付出了大量心血，由于时间紧任务重因此难免出现纰漏希望大家给与理解，并希望各位同仁提出宝贵意见和建议使本书能够得到不断的完善和改进。

第一篇天然气的基本性质

第一节天然气的定义

一、广义的天然气：

指地壳中一切天然生成的气体，包括油田气、气田气、泥火山气、煤层气和生物生成气等。

狭义的天然气：

指自然生成的，以饱和烃类为主的烃类气体以及少量的非烃类气体组成的混合气体，其主要成份为甲烷及少量乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及以上烃类气体，并可能含有氮、氢、二氧化碳、硫化氢及水蒸气等非烃类气体及少量氦、氩等惰性气体。

天然气的分类有以下几种方法：

二、按油气藏的特点分

⑴气田气在开采过程中没有或只有较少天然汽油凝析出来的天然气。

其特点：

该天然气在气藏中，烃类以单项存在，天然气中甲烷含量高（约80％一90%），而戊烷以上烃类组分含量很少，开采过程中一般没有凝析油同时采出。

⑵凝析气田气在开采过程中有较多天然汽油凝析出来的天然气。

其特点：

天然气戊烷以上烃类组分含量较多，在开采中没有较重组分的原油同时采出，只有凝析油同时采出。

⑶油田伴生气在开采过程中与液体石油一起开采出来的的天然气。

其特点：

天然气在气藏中，烃类以液相或气液两相共存，采油时与石油同时被采出，天然气中重烃组分较多。

三、按烃类组分来分

⑴干气戊烷以上烃类可凝结组分的含量低于100g/m3的天然气。

干气中甲烷含量一般在90％以上，乙烷、丙烷、丁烷的含量不多，戊烷以上烃类组分很少。

大部分气田气都是干气。

⑵湿气戊烷以上烃类可凝结组分的含量高于100g/m3的天然气。

湿气中甲烷含量一般在80％以下，戊烷以上烃类组分较高，开采时同时回收天然汽油。

一般情况下，油田气和部分凝析气田可能是湿气。

四、按含硫量分类

⑴酸性天然气含有较多的硫化氢和二氧化碳等酸性气体，需要进行净化处理才能达到管输标准的天然气。

一般将含硫量大于20mg／m3的天然气称为酸性天然气。

⑵洁气硫化氢和二氧化碳含量少，不需要进行净化处理就可以管输和利用的天然气。

五、天然气的组分

天然气是一种以饱和碳氢化合物为主要成分的混合气体，组分大致可以分为三大类型，即烃类组分，含硫组分和其他组分。

（1）、烃类组分

碳和氢两种元素组成的有机化合物，称之为碳氢化合物，简称为烃类化合物。

烃类化合物是天然气的主要成分，大多数天然气中烃类组分含量为６０％—８０％以上。

天然气中除甲烷组分外，还有，乙烷，丙烷，丁烷（正丁烷和异丁烷），它们在常温常压下都是气体。

有些天然气中乙烷，丙烷，丁烷的含量较多，而丙烷，丁烷可以经适当加压降温而液化，这就是通常所说的液化石油气（LPG），简称液化气。

液化气可以进行加工制成许多化工产品，是很宝贵的化工原料，同时也可以装入罐内，供给城市居民生活使用。

天然气中还含有一定量的戊烷（C5）己烷（C6）庚烷（C7）辛烷（C8）壬烷（C9）和葵烷（C10）等含量较多的烷烃，简称为碳五以上的组分，它们在常温常压下是液体，是天然汽油的主要成分。

在天然气开采中，上述组分凝析为液态而被回收，称之为凝析油，是一种天然气的汽油，可以用作汽车的燃料。

至于含碳量更多的烷烃，在天然气中的含量极少。

不饱和烃、烯烃及炔烃，在天然气中的含量很少，大多数天然气中不饱和烃的总含量小于1%。

有些天然气中含有少量的环戊烷和环己烷。

有些天然气中含有少量的芳香烃，其多数为苯，甲苯及二甲苯，上述组分，常常可以和凝析油一起从天然气中分离出来。

（2）、含硫组分

天然气中含硫组分，可以分为无机硫化物和有机硫化物两类，无机硫化物组分只有硫化氢，分子式为H2S。

硫化氢是一种比空气重，可燃，有毒，有臭鸡蛋气味的气体，硫化氢的水溶液叫氢硫酸，显酸性，故称硫化氢为酸性气体。

有水存在的情况下，硫化氢对金属有强烈的腐蚀作用，硫化氢还会使化工生产中的催化剂中毒而失去活性（催化能力减弱）。

因此天然气中含有硫化氢，必须经过脱硫处理，才能进行管输和利用。

由脱硫工艺可知，在进行天然气脱硫的同时，可以回收硫化氢，并将其转化成硫磺及进一步加工成硫化工产品。

（3）、其它组分

天然气中，除去烃类和含硫组分外，相对而言，较为多见的组分还有二氧化碳，氧和氮，氢，氦，氩以及水汽。

六、天然气的湿度和露点

天然气的绝对湿度。

是指单位体积天然气中所含水蒸气的质量，单位是g/m3。

在一定的温度和压力条件下，天然气的含水量达到某一最大值，就不能再增加水汽的含量，同时开始有水从天然气中凝析出来，此时的天然气含水量达到饱和，即天然气为水汽饱和。

天然气为水汽饱和时的绝对湿度。

称之为饱和绝对湿度，或简称饱和湿度。

饱和湿度是一定压力和温度条件下天然气的最大含水汽量。

天然气中的含水汽量超过此值后，就会有液态水析出。

在一定压力下，饱和绝对湿度对应的温度称为水的露点，简称为露点。

七、天然气的热值

单位体积天然气完全燃烧所放出的热量称为天然气的燃烧热值，简称天然气的热值。

天然气的热值分为高热值和低热值。

高热值（全热值）：

燃烧的反应热加上水蒸气冷凝的潜热称为天然气的高热值。

低热值（净热值）：

不包含水的冷凝在内的燃烧热，称为天然气的低热值。

实际上，在天然气燃烧时，由于烟筒内烟道气温度很高，燃烧产生的蒸气不能凝结，汽化潜热并无法利用，从高热值中减去实际上不能利用的汽化潜热就是低热值。

工程上通用的都是低热值。

八、天然气的可燃性极限及爆炸极限

可燃气体与空气混合（空气中的氧为助燃物质），遇到火源时，可以发生燃烧或爆炸。

爆炸是一种剧烈燃烧，与之相区别的是稳定燃烧。

可燃气体与空气的混合物，对于敞开系统，遇到明火可进行稳定燃烧。

可燃气体及空气的混合物进行稳定燃烧时，可燃气体在混合气体中的最低浓度称为可燃下限，最高浓度称为可燃上限，可燃上限与可燃下限之间的浓度范围，称之为可燃性界限，既可燃性限。

可燃气体与空气的混合物，在密闭系统中遇明火可以发生剧烈燃烧，系发生爆炸。

可燃气体与空气的混合物，在封闭系统中遇明火发生爆炸时，其可燃气体在混合气体中的最低浓度称之为爆炸下限，最高浓度称为爆炸上限，爆炸下限与爆炸上限之间的可燃气体浓度范围，称之为爆炸限。

可燃气体与空气的混合物，在密闭系统内遇明火发生剧烈爆炸，具有很大破坏力。

可燃气体发生剧烈燃烧时，即千分之一秒内，产生2000～3000℃的高温和高压，同时发生2000至3000米／秒的高速传播的燃烧波（既爆炸波），体积突然剧烈膨胀，同时发生巨大声响，因而称之为爆炸。

天然气是可燃气体，在输送及各种维护工作中，有可能与空气混合而遇明火发生爆炸事故，这是需要认真对待。

压力对可燃气体的爆炸限有很大影响，例如当压力低于6665Pa时，天然气与空气的混合物遇明火不会发生爆炸，而在常温常压下，天然气的爆炸限为5﹪～15﹪；随压力升高，爆炸限急剧上升，当压力为1.5×107Pa时，天然气的爆炸上限为58％。

九、气体密度

单位体积气体的质量称为密度。

天然气的体积和压力与温度有关，说明密度时就必须指明它的压力、温度状态。

例如空气在p=101325Pa,t=20℃时，密度ρ=1.206kg/m3；在p=101325Pa，t=0℃,密度ρ=1.293kg/m3。

如果不指明压力、温度状态，通常就是指标准状况下的参数。

1千摩尔气体的质量为M，容积为VM，所以气体密度又可写为

ρ=M/VM

如:

甲烷M=16.043kg/kmol,VM=22.3621m3/kmol，故得

ρ=16.043/22.3621

=0.7174kg/m3

1千摩尔气体的质量的值就是它的分子量，理想气体的千摩尔体积22.41m3

相对密度：

同温同压下气体的密度与干空气的密度比值称为气体相对密度。

△=ρ/ρ（空气密度）如：

甲烷标准状态下密度0.7174kg/m3空气密度1.293kg/m3故甲烷相对密度△=0.7174/1.293=0.554。

（相对密度是一个无量纲量没有单位）

天然气的相对密度一般为0.58-0.62，油田伴生气为0.7-0.85

空气的分子量为常数μ=28.966

十一、天然气的粘度

气体和液体一样，在运动时都表现出一种叫粘度或内摩擦的性质。

根据牛顿内摩擦定律，流体两层之间的摩擦力F与垂直于流体流动方向的速度梯度、接触面积成正比。

气体两层间相对运动时，气体的分子之间不仅具有与运动方向一致的相对移动而造成的内摩擦，而且由于气体分子无秩序的热运动，两层气体分子之间可以互相扩散和交换。

当流动速度快的气层分子跑到流速慢的一层里去时，这些具有较大动能的气体分子，将使较慢的气层产生加速作用，反之流动速度较慢的气层的分子跑到流速较快的气层里时，则对气层产生一种阻滞气层运动的作用，结果两层气体之间就产生了内摩擦。

温度升高，气体的无序热运动增强，其层之间的加速和阻滞作用跟着增加，内摩擦也就增加。

所以，气体粘度随着温度的升高而加大，与液体粘度随温度升高而降低不同。

随着压力升高，气体的性质逐渐接近液体，温度对粘度的影响，也越来越接近液体。

十二、天然气的气质标准

管输天然气的气质标准是对有害于管道和管道输送过程的天然气成分的限制。

气体中是否含有害成分及含量的多少，对管道、设备、仪表的工作状况、经济效益和使用寿命有重大影响。

它是管道输送工艺设计和生产管理基本内容的主要决定因素。

我国管输天然气的气质标准在《输气管道工程设计规范》（GB50251）中作了明确规定。

我国天然气国家标准（101.325kPa，20℃）

项目

一类

二类

三类

总硫（以硫计,mg/m3）

≤100

≤200

≤460

H2S（mg/m3）

≤6

≤20

≤460

CO2（体积%）

≤3.0

水露点（℃）

在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低5℃

高热值（MJ/m3）

＞31.4

十三、水合物对输气生产运行的影响

（一）、水合物的结构

在一定的温度和压力条件下，天然气中某些气体组分能和液态水形成水合物。

天然气水合物是白色结晶固体，外观类似松散的冰或致密的雪，密度为0.88-0.90g/cm3，称为水合物。

（二）、水合物的形成条件

1）主要条件

天然气水合物形成的主要条件是：

（1）气体处于水汽的饱和或过饱和状态并存在游离水；

（2）天然气处于适宜的温度和压力状态，即相当高的压力和相当低的温度。

2）次要条件

在具备上述条件时，水合物有时尚不能形成，还必须具有一些辅助条件，如压力的脉动，气体的高速流动，因流向突变产生的搅动，水合物晶种的存在及晶种停留的特定物理位置如弯头、孔板、阀门、粗糙的管壁等。

（三）、水合物的危害

水合物在输气干线或输气站某些管段（如弯头）、阀门、节流装置等处形成后天然气的流通面积减少，形成局部堵塞，其上游的压力增大，流量减小，下游的压力降低，因而影响了正常输气和平稳为用户供气。

同时，水合物若在节流孔板处形成，会影响计量天然气流量的准确性。

如果形成的水合物不及时排除，越来越多，堵塞越来越严重，以致于使上游天然气压力上升较大，引起不安全事故发生，造成设备损失及操作人员伤害。

水合物形成堵塞时，下游用户天然气流量会减少，以致影响用户的生产，危及用户的产品数量和质量。

为此，应重视天然气水合物形成的危害，积极采取措施防止水合物形成，当水合物已形成时，应及时排除它。

（四）、防止水合物形成的方法和解除水合物堵塞的措施

1、防止天然气水合物形成的基本方法

（1）对天然气进行加热，提高天然气的温度；

（2）对天然气脱水，减少天然气中的水汽含量。

2、解除输气管线内天然气水合物堵塞的措施有：

（1）加热解堵法—在已形成水合物的局部管段，利用热（热水、蒸汽等）加热天然气，提高气流温度，破坏天然气水合物的形成条件，使已形成的水合物分解并被气流带走，从而解除水合物在局部管段上的堵塞。

（2）降压解堵法—在已形成水合物的输气管段，用特设的支管，暂时将部分天然气放空，降低输气管压力，破坏天然气水合物的形成条件，即降低了形成水合物的温度，使已形成的水合物分解，从而解除水合物在管道的堵塞。

（3）注入防冻剂解堵法—即利用支管、压力表短节、放空管、注入缓蚀剂装置等，向输气管内注入防冻剂，例如甲醇等，让防冻剂大量吸收水分，降低水合物形成的平衡温度，以破坏水合物的形成条件，使之生成的水合物分解，从而解除水合物的堵塞。

甲醇是有毒物质，操作时应注意保护自身不受侵害。

注入防冻剂解堵后，管线内就有凝析水和防冻剂，这需要及时用排水设施将其排除管外。

除了以上方法外，还有机械清除法与非水合物形成气法等方法。

前者是依靠提高管道压力，通球或吹扫除去水合物，后者是通过在气相中加入非水合物形成气来干扰水合物的形成。

十四、天然气输送过程的节流效应

气体在流道中经过突然缩小的断面（如管道上的针形阀、孔板等）发生强烈的涡流，使气体压力下降，这种现象称为节流效应。

如果在节流过程中气体与外界没有热交换，就称为绝热节流。

节流效应又称为焦耳—汤姆逊效应。

在节流过程中，温度下降的数值与压力下降的数值的比值称为节流效应系数，又称为焦耳—汤姆逊效应系数。

节流效应系数的意义是：

下降单位压力时的温度变化值。

它随压力、温度而变。

在气田上，压力较高，天然气的节流效应系数一般为4~5℃／MPa。

干线输气管上，压力较低，一般为2.5~3.0℃／MPa。

十五、气体的“PVT”

理想气体是一种假想的气体，认为它的分子本身不占体积，分子之间没有吸引力。

根据物理学的实验研究和分子运动论的探讨，理想气体的状态方程式

R是每千克气体的气体常数，不同的气体由不同的数值；RM是每千摩尔气体的气体常数，对于各种气体有一个共同的数值，又称通用气体常数。

由于在标准状态下，各种气体的千摩尔容积理论上均相等，vM0=22.414m3/kmol,所以

=8.3143kJ/（kmol.K）

气体常数R与通用气体常数RM的关系为

式中M为千摩尔气体的质量，单位为kg/kmol，其数值等于气体的分子量。

R的单位KJ/（kg.K）

实际上没有一种气体完全符合理想气体状态方程，但在压力足够低，温度足够高，即密度足够小的情况下，如在常温度低压下，甲烷分子本身体积小，分子间距大，分子间引力小，因而其PVT特性接近理想气体的规律。

在输气干线中压力高达几个甚至几十个兆帕时，天然气与理想气体之间的性质差别较大，在工程上用压缩因子Z来表示真实气体与理想气体PVT特性的差别其状态方程写作

设理想气体的比容V1，在相同的压力和温度条件下

上式表明，压缩因子Z即真实气体与理想气体比容的比值，是表征两种气体特性质差异参数。

第二篇天然气长输管道输送

第一节天然气的输送简介

天然气从矿井中开采出来，需要送给用户，这就是天然气的输送。

按输送的方式可分为管道输送和非管道输送。

一、天然气长输管道的组成与功能

长输管线的任务就是根据用户的需求把经净化处理的符合管输气质标准的天然气送到城市或大型工业用户，它必须具备：

1、计量功能

2、增压功能

3、接收和分输功能

4、截断功能

5、调压功能

6、清管功能

7、储气调峰功能

它的组成大致可分为：

管道部分、站场及通信调度自控系统三部分。

管道部分除管道本身以外还有通过特殊地段如：

江河湖泊、铁路等穿越工程；管道截断阀室；阴极保护站及线路护坡等构筑物。

站场部分有首站、清管站、阴极保护站、气体分输站、增压站、门站等。

通信系统承担全线的通信联络、行政和生产调度和提供自控监测系统的数据传输任务，主要方式是光缆、卫星和租用地方邮电线路，移动通信主要使用手机。

二、天然气输送工艺流程的确定

所谓工艺流程，是为达到某种生产目标，将各种设备、仪器以及相应管线等按不同方案进行布置，这种布置方案就是工艺流程。

输气站的工艺流程，就是输气站的设备、管线、仪表等的布置方案，通过输气站的设备、仪表及相应的工艺流程，就可以完成输气站承担的各项生产任务。

三、天然气长输管道的特点及发展

特点：

输送量大、供气稳定、距离长、地域广、用户多；供应连续不断。

发展方向：

输气管道向着长距离、高输压、大管径、薄壁管、高度自动化遥控以及向高寒地区和海洋延伸等方向发展。

第二节输气管道基本参数对输气量的影响

水平输气管线流量基础公式是通过运动方程、气体状态方程、连续性方程、能量方程（伯努方程）推导得出。

在此不探讨公式的推导解析过程，只对公式中每一项对管输流量影响的物理意义做一个说明，以加深对天然气管道输送的认识。

式中Q—管道在工程标准状况下体积流量；

P1—管道计算段起点压力；

P2—管迫计算段终点压力；

D—管道的内径；

T—气体的绝对温度；

Z—天然气在管输条件下的压缩因子；

L—管道计算段的长度；

λ—管道的水力摩阻系数；

△—天然气的相对密度。

C的数值随各参数所用的单位而定，见下表：

参数的单位

单位的系统

C

压力P

长度L

管径D

流量Q

Pa（N/㎡）

m

m

m3/s

我国法定单位

0.03848

kgf/㎡

m

m

m3/s

千克·米·秒

0.377

kgf/㎝2

km

cm

m3/d

混合

103.10

kgf/㎝2

km

mm

mm3/d

混合

0.326×10-6

105Pa

km

mm

mm3/d

我国法定单位

0.332×10-6

一、直径对流量的影响

假设在流量公式中其他条件、参数不变的情况下，只考察管道直径对流量的影响。

d1-管1内径d2-管2内径Q1﹣在管径为d1情况下的流量Q2-在管径为d2情况下的流量

结论：

上式说明输气管道通过能力与管径的2.5次方成正比。

若直径增加一倍，

d2=2d1，则Q2=22.5Q1=5.66Q1

流量将是管径增加前的5.66倍。

由此可见，加大直径是增加输气管道流量的好办法。

也是输气管道向大口径发展的主要原因。

二、长度对流量的影响

假设在流量公式中其他条件、参数不变的情况下，只考察管道长度对流量的影响

L1-管1管道长度L2-管2管道长度Q1﹣在管长为L1情况下的流量Q2-在管长为L2情况下的流量

结论：

上式说明输气量与长度的0.5次方成反比。

若站间距缩小一倍，如在两个压气站增加一个压气站输气量能够提高41%。

三、输气温度对流量的影响

假设在流量公式中其他条件、参数不变的情况下，只考察管输天然气温度对流量的影响

T1-管1天然气温度T2-管2天然气温度Q1﹣在管输天然气为T1情况下的流量Q2-在管输天然气为T2情况下的流量

结论：

上式表明流量与输气的绝对温度的0.5次方成反比。

输气温度越低，输气能力越大。

目前国外已提出在-70℃左右输气的设想，认为在解决低温管材的基础上，经济上是可行的。

从50℃降到-70℃，流量可增加59%。

实际输气中，是否采取冷却措施；配套调压、除尘、阀门等设备适应性能否满足，必须经过论证试验。

四、起、终点压力对流量的影响

假设在流量公式中其他条件、参数不变的情况下，只考察管输天然气压力对流量的影响。

输气量与起、终点压力的平方差的0.5次方成正比，改变起点和终点压力都能影响流量但效果不同。

P1﹣起点压力P2﹣终点压力ΔP﹣起终点压差

如果增加P1和减少P2的数值ΔP相同时，则得：

两式两边相减得：

结论1：

由此可见，增加

比减少同样数值的

更有利于增加输气量。

压力平方差还可以写成

2－

2＝（

＋

）（

－

）＝（

＋

）ΔP

结论2：

该式说明，如果压差不变，同时提高起点、终点压力，也能增大输气量，此外更进一步说明高压输气比低压输气更有利。

因为高压下，气体的密度大，流速低，摩阻损失就小。

第三节输气管道的压力分布

一、沿线压力分布

B

A

设输气管AB，长为L，起、终点压力为

和

，其上一点M，压力为

，AM段长为x，输气管流量Q。

M

AM段

MB段

两段流量相等，得

整理得：

以上两式说明输气管道的压力平方

以x的关系为一次线，压力

与x的关系为抛物线，与等温输油管线是不同的。

结论：

管道靠近起点压力下降比较慢，据起点越远，压力下降越快。

在输气管道前3/4的管段上，压力损失约占一半，另一半消耗在后面的1/4管段上，因为随着压力下降，流速增大，单位长度的摩阻损失也增加。

这也说明高压输气节省能量，经济性好。

二、平均压力

输气管道停止输气时，管道压力并不像输油管道那样立即消失。

而是高压端的气体逐渐流向地压端，起点压力逐步下降，终点压力逐步上，最后全线达到某一压力值，即平均压力。

这就是输气管道的压力平衡现象。

根据管道平衡后质量守恒可得平均压力

利用平均压力可求输气是压缩因子Z以及输气管道中的储气量。

输气管道上距起点某一点x以后的地方，输气时压力虽然低于平均压力，但停气后，由于压力平衡，x以后的地方承受的压力不低于平均压力。

因此，x点以后的管道应按平均压力进行强度设计。

第四节常用计算

一、常用单位换算

■长度

1米（m）=10分米（dm）=100厘米（cm）=1000毫米（mm）

1英尺=12英寸1英寸=0.0254m=25.4mm

■体积

1立方米（m3）=1000升

1ACFH立方英尺（ft3）=0.0283立方米（m3）

■压力

1标准大气压=101.325KPa；

1MPa=1000KPa=1000000Pa=10bar

1Mpa=145PSI，1PSI=6.89Kpa

■温度

T（热力学温度，k）=273.15+t（摄氏温度，℃）

F（华氏温度，℉）=9t（摄氏温度，℃）/5+32

二、输差计算公式

输差是指商品天然气中间计量与交接计量之间的流量的差值，是管道运行中有漏失、损耗、计量误差等原因造成的。

题：

Q入10万，Q出3万，自用30，管存初=11万，管存终=12万

=（（100000+110000）-（30000+30+120000））/（100000+110000）*100%

=28.56%

式中Q入——总输入量，m3/天；

Q出——总输出量，m3