毕业论文-成都—青岛输气管道工程初步设计

本科毕业设计（论文）题目成都青岛输气管道工程初步设计学生姓名学号专业班级油气储运工程095班指导教师2013年6月17日成都青岛输气管道工程初步设计摘要本工程项目的主要内容是成都青岛输气管道的设计，设计要求任务输气量为220108M3/A，全长1894KM。本论文主要采用计算法确定输气方案，计算出在不同设计压力、管径、压比情况下的方案后，根据费用现值法比较确定最优方案。经过计算比较，确定全线确定最优方案为设计压力12MPA,压力比13，管壁外径1422MM,管材选用双面螺旋埋弧焊钢管，不用内涂层，管壁粗糙度取0001MM。建工艺站场11座（包括一座首站，一座末站），全线管路耗钢量1513368T,固定资产投资31024亿元。本工程主要采用的试算法能够比较好的解决此类工程项目问题，采用的费用现值法计算投资费用亦能很好的估算项目经济性，此设计对于输气长输管道工程项目的建设具有很好的指导作用。关键词长输管道；计算法；费用现值THEDESIGNOFTHEGASPIPELINEPROJECTFROMCHENGDUTOQINGDAOABSTRACTTHEMAINWORKOFTHISPROJECTISTHEDESIGNOFTHEGASPIPELINEPROJECTFROMCHENGDUTOQINGDAOTHEREQUIREDGASTRANSMISSIONCAPACITYANNUALLYIS220108M3/A,ANDTHEDISTANCEISOVERALL1849KMTHISTHESISMAINLYDETERMINESPLANSOFGASTRANSMISSIONBYADOPTINGTHETRIALCALCULATIONMETHODANDPROGRAMTOCALCULATEPLANSUNDERDIFFERENTDESIGNPRESSUREANDINSIDEDIAMETEROFPIPE,ANDTRYTOFINDTHEBESTPLANTHROUGHPRESENTVALUECOSTMETHODTHOUGHCALCULATIONANDCOMPARISONOFDIFFERENTPLANS,ITISDETERMINEDTHAT11PROCESSSTATIONSINCLUDINGAPRIMARYSTATION,ANENDSTATIONSHOULDBEBUILTONTHISCASE,THEDESIGNPRESSUREIS12MPA,PRESSURERATIOIS13,ANDTHEWALLDIAMETERIS1422MMTHEOVERALLGASTRANSMISSIONPIPELINEWILLCONSUMESTEELOF1513368T,ANDNEEDSINVESTMENTOF310241010YUANTHETRIALCALCULATIONMETHODADAPTEDINTHISTHESISCANEFFECTIVELYSOLVETHISKINDOFENGINEERINGPROJECT,ANDPRESENTVALUECOSTMETHODCANALSOESTIMATETHEECONOMICSOFDIFFERENTPLANSTHISTHESISHASAGUIDINGEFFECTONCONSTRUCTIONOFPROJECTOFLONGGASTRANSMISSIONPIPELINESKEYWORDSLONGGASTRANSMISSIONLINES；TRIALCALCULATIONMETHOD；PRESENTVALUECOST目录第1章引言1第2章设计概述221设计依据2211设计原则2212管道设计规范和手册222长输管道设计原始资料2221天然气管道的工程概况2222天然气的组成2223管线设计参数3224管线设计内容323本章小结3第3章线路工程设计说明431线路选择4311线路选择的基本要求4312成都青岛管线沿线自然条件状况4313沿线地区等级划分规定432管道敷设5321管道的敷设方式5322管道的转角6323管道材质及壁厚选择6324线路辅助设施733阀门与法兰的设置8331阀门选用要求8332阀门的种类8333法兰的选用934清管与试压9341清扫管线9342输气管道试压应符合以下规定9343试验介质9344试验压力9345严密性试验935本章小结9第4章站场工艺流程及设备设计说明1041输气管道工程站场种类及名称10411概述10412各站场功能及流程说明1042输气站的主要功能11421分离11422调压11423计量11424清管12425安全泄放1243站址选择12431基本要求12432工程地质、水文地质要求13433勘察要求13434站址选择步骤1344站场工艺设备选型13441多管分离器的设计13442压缩机组的选型及配置14443驱动机选择比较1545本章小结15第5章自动控制和通讯设计说明1651自动控制系统说明1652仪表及设备选型原则1653SCADA系统1654仪表检测和控制系统1655流量计量系统1756本章小结17第6章输气管道的工艺设计说明1861天然气的热物性计算18611天然气的平均分子量、密度和相对密度18612天然气压缩系数的计算18613天然气的粘度20614定压摩尔热容2062管道输气通过能力的换算2163管道水力计算2164输气管道的流量基本公式21641水平管道的流量基本公式21642地形起伏地区输气管的流量基本公式2265输气管任意一点的压力分布和平均压力24651压力分布24652平均压力2466输气管道的末段储气2467输气管热力计算25671管线沿途温度分布25672平均温度2568输气管壁厚计算2669压气站工艺计算27691压气站间距的计算27692压气站数目的计算27693压气站所需总功率的计算27694燃气轮机功率的换算28695燃压机组数目的计算28696压缩机实际消耗功率的计算28697热耗率的换算28698燃料气耗量的计算29699耗钢量的计算29610总费用现值29611本章小结31第7章输气管道工艺计算书3271天然气物性计算32711天然气平均分子量32M712相对密度32713视临界压力PC和视临界温度TC3272输气管道工艺计算32721根据年输量计算输气管评估通过能力32722设定压力等级32723设定压比32724设定管径33725设定管材的钢种等级33726计算钢管壁厚33727确定输气管内径33728根据设计压力及压比，计算压缩机入口压力33729确定输气管计算管段的起点压力337210确定输气管计算段的终点压力337211计算输气管计算段的平均压力347212设定输气管末端终点压力347213计算管段中天然气平均温度34CPT7214对比压力和对比温度357215压缩因子Z的计算357216水力摩阻系数的计算3573站场工艺计算35731末端调峰计算35732压气站间距37733压气站数3774经济性计算37741计算一个压气站所需的总功率37742选择燃气轮机，确定一个压气站所需的燃压机组数38743燃料气的消耗量39744输气管线的耗钢量39745总费用现值的计算4075布站调整4176管线应力校核4277分离器的设计计算43771基本参数的计算43772旋风子个数的计算44773所需分离器台数的计算44774核算旋风子的流速和压降44775分离器的进、出口直径的计算45776各站分离器的选择4578过滤除尘器的计算46781过滤除尘器的结构及工作原理46782过滤除尘器的设计4679截断阀计算46710本章小结47第8章结论48致谢49参考文献50附录A线路走向图51附录B线路途径地52附录C不设置内涂层时的27种工况54附录D27种工况对应的经济性55第1章引言自上世纪70年代以来，天然气凭借其高效、清洁、价格低廉、运输方便的特点在全世界范围内得到了大范围的使用。如今越来越多的国家提出改变能源结构，提出了以气代煤、以气代油的想法，如用天然气发电，用天然气作为汽车能源等。成都青岛输气管道工程响应时代号召，对推动我国天然气事业的发展起到了积极推动作用。此工程的建成，将为沿线城市提供更加便利的供气条件，有助于能源结构的调整和经济的发展，同时也有利于减少环境污染。本设计主要以GB502512003输气管道工程设计规范、天然气长输管道工程设计第五册以及干线输气管道实用工艺计算方法为依据，本课题先进行线路选择，然后根据干线输气管道实用工艺计算方法给出的计算方法初步确立了计算方案，再通过选择不同的设计压力、管径、压比确定不同的方案，最后通过费用现值法进行经济性比较选出最优方案，最后再根据相关规范校核实际情况壁厚、调整站间距等，确定初步设计方案。该设计方案是安排项目建设和组织施工的主要依据。通过对此次工程的初步设计，我们了解了天然气长输管道工程设计的基本步骤和基本方法，按照任务要求，依据相关规范，通过合理计算方法，最终确定设计方案，然而在实际工程中，还应有能满足投资包干、招标承包、材料与设备订货、土地征购和施工设备等要求的深度设计。天然气长输管道的设计工作，需要相关部门各施其职、协调管理，包括管道设计、管道建设、管道运营等，涉及自动控制系统、防腐工程、通讯系统、消防系统等，只有联系实际，综合考虑，参照相关规定以及实践经验，才能更好的完成设计任务。第2章设计概述21设计依据211设计原则（1）严格执行国家、行业的有关规范和标准，并参照有关国际上先进的标准及规范。（2）工程尽量采用先进技术，努力吸收国内外的新的科技成果。（3）工程设计本着一次规划，分期实施的原则，做到工程建设近、远期相结合，充分利用资金，节省投资。（4）优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数。212管道设计规范和手册输气管道工程设计规范（GB502512003）输气管道设计与管理（李玉星主编，石油大学出版社）天然气长输管道工程设计（中国石油天然气总公司主编，石油大学出版社）干线输气管道实用工艺计算方法石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分B级钢管（GB/T971121999）天然气工程手册（四川石油管理局编）22长输管道设计原始资料221天然气管道的工程概况成都青岛输气管线，西起成都市木兰镇，东至山东省青岛市大珠山。全长1894KM输气规模管线设计输气能力为220108M3/A，分输站设在郑州、济宁，距离起点位置分别为1174KM、1517KM，分输量均为60108M3/A。222天然气的组成表21天然气组成组分CH4C2H6CO2N2体积分数（）972180307223管线设计参数设计年输送天数350天输气管末段终点压力40MPA管道系统设计压力120MPA管道埋深处土壤温度夏季25，冬季0，年均8调峰能力为日输气量的10管壁粗糙度0001MM管道设计寿命30年224管线设计内容（1）根据工程量、穿跨越情况，在电子地图上完成线路的优选，确定路由和高程。（2）针对确定的线路，进行工艺计算，完成不同压力等级、不同管径的模拟计算，并进行经济性比较分析，确定最佳输气方案。（3）进行站场的工艺设计，完成各站场设备的选型计算，确定设备的型号和个数，并绘制首末站工艺流程图和分离器安装图。23本章小结本章简明阐述了该工程设计的概况、主要设计要求和设计参数，并指出了所依据的设计原则以及可参考的设计规范和手册，为后续设计做基础。第3章线路工程设计说明31线路选择311线路选择的基本要求（1）线路走向应结合地形、工程地质、沿线主要进、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1。（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1。（3）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）越工程和压气站的位置进行调整1。（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1。（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内通过时，必须征得主管部门同意，并采取安全保护措施1。（6）除了管道专用公路的隧道、桥梁外，线路严禁通过铁路或公路的隧道、桥梁、铁路编组站、大型客运站和变电所1。312成都青岛管线沿线自然条件状况（1）工程地形、地貌、地质概况沿线地区地形总体来说较为平坦，相对高差小于200米，沿线地貌以平原为主，但四川与陕西的交界处有秦岭，该处地势险要，相对高差大于200米。沿线大部分地段地下水位较低。（2）工程条件管道所经地区属于暖温带大陆性气候，降水稀少，空气干燥，气候四季分明，昼夜温差大，光照充足。且管道走向沿公路设置，施工方便，对农作物生长影响较小。313沿线地区等级划分规定输气管道通过的地区，应按沿线居民户数和（或）建筑物的密集程度，根据输气管道工程设计规范（GB502512003）的规定沿管道中心线两侧各200范围内，任意划分长度为2并能包括最大聚居户数MKM的若干地段，按划定地段内户数划分为四个等级1（1）一级地区户数在15户或以下的区段。（2）二级地区户数在15户以上、100户以下的区段。（3）三级地区户数在100户或以上的区段，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）四级地区系指四层及四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中、交通频繁、地下设施多的区域。32管道敷设321管道的敷设方式输气管道敷设的地形、地质、水文地质及气候条件不同的地区，其采用的敷设方式也不同。可供管道采用的敷设方式有以下几种形式1（1）地下敷设是长输管道采用的最广泛的一种形式，管子顶点位于地表以下有一定距离。（2）半地下敷设是管底处位于地面之下，而管顶处位于地面以上。（3）地上敷设（土堤埋设）是管道管底完全在地面以上。（4）管架敷设的管道是把管道架设在构筑于地面的支架上面。一般用于跨越人工或自然障碍物、开采矿区和永冻土地段。但输气管道应选择埋地方式敷设，特殊地段应采用土堤、地面等形式敷设。埋地管道的覆土层最小厚度应符合表31的规定表31最小覆土厚度（从管顶至地面）土壤类地区旱地水田岩石类一级060805二级060805三级080805四级080805322管道的转角根据天然气长输管道工程设计中规定2管道改向可采用弯头或弯角方式来实现，为满足清管器或检测仪器能顺利通过管道，万头的曲率半径应大于5。对于温差较大的管道应大于等于100。DNDN（1）现场冷弯弯管的最小曲率半径见表32。表32冷弯弯管最小曲率半径公称直径（DN）最小曲率半径（RMIN）300DN18350DN21400DN24450DN30（2）弯管上有环向焊缝时，弯制后应对焊缝进行X射线检查。（3）输气管道平面和竖向不宜同时发生转角。水平弹性敷设曲线与竖向弹性辐射曲线不宜重叠。（4）干线采用曲率半径为RR6D的弯头；冷弯管现场弯制，采用曲率半径为R1DN40。323管道材质及壁厚选择（1）材质选择优选管道用钢是保证工程质量、减少工程投资的重要环节。采用的钢管和钢材，应具有良好的韧性和焊接性能。根据输气管道工艺计算书确定的管线系统设计压力、管径、输送介质及首站出站温度等条件，确定本工程干线管道采用复合石油天然气输送管道用螺旋埋弧焊钢管（GB971188）标准的等级螺旋双面埋弧焊钢管。（2）水下穿越管线钢管壁厚按输气管道工程设计规范（GB5025192）中规定计算（计算所得的管道壁厚度应向上圆整至钢管的壁厚）FDPSH2式中钢管的计算壁厚，MM；设计压力，MPA；HP管道的外径，MM；HD所选钢材的最小屈服强度，MPA；F根据地区等级确定的设计系数。（3）管道轴向应力及稳定性验算管线壁厚设计计算只考虑了管线在内压作用下产生的环向应力，对于较大直径的管线或对于某些特殊管段的安全需要，还应核算轴向应力。轴向应力的相关计算公式HLTE21PDK式中管线的轴向应力，MPA；L钢材弹性模量，为MPA；E51062钢材的线性膨胀系数，取MPA；管线安装温度，；1T管线工作温度，；2泊松比，取03；管线的环向应力，MPA；H钢管内径，CM；D钢管的工程壁厚，CM。L埋地管线的当量应力可按最大剪应力破坏理论来计算和校核并满足以下条件SLH90324线路辅助设施（1）截断阀的设置1输气管道应设置线路截断阀。截断阀的位置选择在交通方便、地形开阔、地势较高的地方。截断阀最大的间距按照输气管道工程设计规范应符合下列规定以一级地区为主的管段不宜大于32；KM以二级地区为主的管段不宜大于24；以三级地区为主的管段不宜大于16；以四级地区为主的管段不宜大于8。KM上述规定的阀门间距可以稍作调整，使阀门安装在更容易接近的地方。（2）线路的标志1输气管道沿线应设置里程桩、转角桩、交叉和警示牌等永久性标志。里程桩应沿气流前进方向从管道起点至终点，每公里连续设置。阴极保护测试桩可同里程桩结合设置。在管道穿越铁路、等级公路、地下建筑物、河流、沟渠及较大冲沟、水工设施处，均应设置标志桩，在管道水平转角处均设置转角桩表示管道走向，便于巡线检测。33阀门与法兰的设置331阀门选用要求（1）应选用密封性能好，使用寿命长的阀门。在防火区域内关键部位使用的阀门还应考虑阀门的耐火性能。（2）在需要清管的管段，应选用能通过清管器的全通径阀门。332阀门的种类（1）闸阀4在管道中主要用于安装在需要全开全关的管段。具有调节流量的地方不能采用闸阀。在站场装置中通常采用敏感楔式单闸板闸阀4。（2）截止阀4主要用于全开全关属于截断的管段。但截止阀可用于流量调节要求不严格的地方，做一般节流控制操作之用。在站场中主要用于粗调节的控制阀门，对流体压力降要求严格的地方不宜采用截止阀4。（3）节流阀4又叫针形阀。主要用于调节流量和截流降压。在站场中通常采用角式节流阀4。（4）止回阀4用来防止管路介质倒流的一种阀门4。（5）球阀4同闸阀的功能相似，是用来作为截断管路介质用的阀门，不能作为调节流量用。球阀因其通径与管路相同，故在输气管线中普遍采用4。（6）安全阀4是一种安全保护用的阀门，当管路、设备和容器内的介质压力超过规定数值时，通过安全阀的自动开启，排出增高压力的介质，以保证管路、设备和容器等的安全运转，防止事故发生。333法兰的选用一般情况法兰可以铸造或模锻，根据操作条件和介质等可以选择法兰及法兰盖的公称压力、类型、密封面要求及其材料。34清管与试压341清扫管线（1）输气管道试压前应采用清管器进行清管，并不应少于两次。（2）清管扫线应设临时清管器收发设施和放空口，并不应使用站内设施。342输气管道试压应符合以下规定按输气管道工程设计规范（GB502512003）的102章节有关内容执行。（1）输气管道必须分段进行强度试验和整体严密性试验。（2）经试压合格的管段间互相连接的焊缝经射线照相检验合格后，可不再进行试压。（3）输气站和穿（跨）越大中型河流、铁路、二级以上公路、高速公路的管段，应单独进行试压。343试验介质（1）位于一、二级地区的管段可用气体或水做试验介质；（2）位于三、四级地区的管段及输气站内的工艺管道应采用水作试验介质。344试验压力（1）一级地区内的管段不应小于设计压力的11倍。（2）二级地区内的管段不应小于设计压力的125倍。（3）三级地区内的管段不应小于设计压力的14倍。345严密性试验输气管道严密性试验应在强度试验合格后进行，用气体作为试验介质，其试验压力应为设计压力并以稳压24H不泄漏为合格。35本章小结本章的主要内容是根据现场实际确定线路走向并依据管道敷设原则及线路所经地情况确定管道敷设方式，以及说明清管试压的操作规定和线路辅助设施的选用原则。第4章站场工艺流程及设备设计说明41输气管道工程站场种类及名称411概述输气站是输气管道工程中各类工艺站场的总称。按它们在输气管道中的位置可分为输气首站、输气末站和中间站三大类型。按功能又可分为调压计量站、清管分离站、配气站和压气站等。412各站场功能及流程说明（1）输气首站功能输气首站是设在输气管道起点的站场，一般具有分离、调压、计量、清管发送等功能。主要流程接收气体处理厂来气，经气质检测、分离、计量升压后输往末站，发送清管器，事故状况及维修等放空、排污。正常输气干线来气旋风分离器过滤分离器计量压缩机去中间站发送清管器首站发球筒清管器通过指示器下游管线（2）输气中间站功能它是设在输气管道首站和末站之间的站场，一般分为压气站、气体接收站、气体分离站、清管分离站等几种类型，各站情况如下压气站。它是设在输气管道沿线的站，用压缩机对管输气体增压。应该尽量使它与其它站场相结合。一般可按站间距110200KM布站。主要流程本工程采用的是离心式压缩机站，它的流程由输气工艺、机组控制和辅助系统三部分组成。输气工艺部分除净化、计量、增压等主要过程外，还包括越站旁通、清管器收发、安全放空和管路紧急截断等设施。机组控制部分有启动、超压保护、防喘振循环管路等。辅助系统包括燃料气供给、自动控制冷却、润滑等系统。气体接收站。它是在输气管道沿线，为接受输气支线来气而设计的站场。一般具有分离、调压、计量和清管器收发等的功能。气体分输站。它是在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站场。一般具有分离、调压、计量、清管器收发、配气等的功能。主要流程从干线上分输部分气体，经分离、调压、计量后供给用户，用旋风分离器对气体除尘。接收清管器，事故工况及维修等放空和排污。清管分离站。清管分离站应尽量于其他的输送站场相结合，无合适的站场可结合时，可根据具体情况设中间清管分离站。一般清管分离站可按80100KM间隔考虑设置。主要流程设有清管器接收和发送装置，正常工作时气走越站旁通，清管时经旋风分离器去下一站。越站旁通阀采用线路截断阀，使其有线路截断阀室的作用。（3）输气末站功能它是设在输气管道末段储气段起点的站场，一般具有分离、调压、计量、清官器接收及配气功能。正常输气上游来气旋风分离器过滤分离器计量压缩机下输到各门站接受清管器上游管线清管器通过指示器接球筒42输气站的主要功能421分离为了保证进入输气管道的气体的气质要求，在一些站场要设置分离装置，分离其中携带的干粉尘，其除尘设备多采用旋风分离器、多管除尘器、过滤除尘器等。大流量站场的气体除尘器可以经过汇管采取并联安装来满足处理要求。在设计分离器台数时，应按分离器的最小处理能力来设计计算安排，以保证当一台分离器检修时余下的分离器的最大处理能力仍能满足站场的处理要求。422调压（1）输入和输出支线与干线的连接点应保持稳定的输入和输出压力，并规定其波动范围以利于对支线和干线输送过程中的控制。输气首站内调压设计中应符合输气工艺设计要求并应满足开、停工和检修的需要。（2）调压装置应设置在气源来气压力不稳定且需要控制进站压力的管线上、分输器和配气管线上以及需要对气体流量进行控制和调节的计量装置之前的管段上。423计量（1）输入与输出干线的气体及站内自耗气必须计量。这些气量是交接业务和进行整个输气系统控制和调节的依据。（2）气体计量装置应设置在输气干线上、分输气干线上和配气管线上以及站内的自耗气管线上。（3）天然气体积流量计有压差式和容积式流量计两种，其中以压差式流量计为主，近年来随着输气管道自动化程度的不断提高在输气站场上已开始利用微机测定天然气流量。424清管输气管线在施工过程中积存下来的污物和管道投产运行时所积存下来的腐蚀产物，都是影响气质、降低输气能力，堵塞仪表、影响计量精度和加剧管线内部腐蚀的主要因素。为此，应于管线投产前和运行过程中加以清除。清管气体收发装置清管气体收发装置包括收发筒、工艺管线、全通径阀门、装卸工具以及指示器等辅助设备。（1）发球筒发球筒的筒直径一般比主管大12倍，以便清管器的放入和取出。其发送筒的长度应能满足最长清管器或监测器的要求，一般不应小于筒径的34倍；其接受筒的长度应更长些，因为它需要容纳进入排污管的大块清除物和先后法如管道的两个或更多的清管器，其长度一般不小于管径的46倍。（2）快速开关盲板快速开关盲板上应有防自松安全装置。（3）污物排放清管器作业排除的污物应集中处理，不得随意排放。425安全泄放输气站的各类站场必须设置安全设施。安全阀定压及泄压防空管直径应按以下要求计算（1）安全阀定压，安全阀定压应等于或小于受压设备和容器的设计压力。（2）安全泻放设施的设置要求A输气站应在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置泄压放空装置。根据输气管道站场的特点，放空管应能迅速放空输气干线两截断阀之间管段内的气体，放空管的直径通常取干线直径的1/31/2，而且放空阀应与放空管等径。B站内的受压设备和容器应按现行的安全规程的规定设置安全阀。安全阀泻放的气体可引入同级压力放空管线。43站址选择431基本要求（1）位置所给位置必须服从输气干线的大走向，并考虑交通、供电、给排水、电信、生活等条件；与附近工业企业、仓库、火车站及其他公用设施的安全距离必须符合现行原油天然气工程设计防火规范中的有关规定2。（2）占地面积所选站址应使站内各建筑物之间能留有符合防火安全规定的间距，必要适应考虑站场的发展余地。（3）地形条件选择的站址应地势开阔、平缓，以利于场地排水和放空位置选择，尽量减小平整场地的土石方工程量。432工程地质、水文地质要求（1）应避开易发山洪、滑坡等不良工程地质段以及其他不易建站的地方。（2）遇到湿陷性黄土分布地区，站址应尽量避开或选在湿陷量较小的地段。（3）地下水位较低，无腐蚀性。433勘察要求（1）站场地形图比例（1200）（1500）。（2）站场测量系统应与管线测量系统一致。（3）测量范围应具体考虑为总图布置方案留有余地（特殊地区建站可视现场的具体情况，确定测量范围和地形比例）。434站址选择步骤（1）先在总流向确定的范围内的地形图上（150000）或（110000）初选几处作为站址。（2）组织各有关专业的负责人（总图、水、电、土建、地质、测量）以及生产单位的负责人进行现场勘测。（3）站址确定以后应进行地质勘查和测量工作。44站场工艺设备选型441多管分离器的设计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作，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，应除去悬浮在天然气中的固体杂质。为此，在天然气输气站中应设置除尘设备。输气站场中的除尘设备，要求结构简单、可靠，分离效率高，不用经常更换或清洗部件，气流通过压降小等。目前，常用的除尘设备有旋风分离器、导叶式旋风分离器、过滤分离器等。本工程采用旋风分离器。多管除尘器是一种适用于输气站场的高效除尘设备，它适用于气量大，压力较高，含尘粒度分布广的干天然气的除尘。（1）多管除尘器的进出口管。除尘器的进出口管直径按公式2D117850UQD22式中D进口管直径，M；1D出口管直径，M；2进口管内的气体流速，M/S；1U出口管内的气体流速，M/S。2进出管的流速一般小点为好，这样有利于进气均匀分配，推荐进出口气体流速一般为1015M/S。（2）旋风子个数21QNVFF241312DND式中Q气体流量，M/S；3F1一个旋风子的轴向进气面积，M；2D旋风子外管内直径，M2D旋风子内管外直径，M；1N旋风子的导向叶片数，一般取8；旋风子轴向进气速度，M/S。1V442压缩机组的选型及配置（1）往复式压缩机5优点A具有较高的效率（90以上），流量压比变化范围大。B工况易于调节，流量变化对效率影响小。C机组对环境条件无特殊要求，可全天候运转。缺点A机组排气量小，装机功率在2200KW以下范围内适用。B机组体积大，活动部件多，结构复杂，辅助设备多，占地面积大，维护工作量大。（2）离心式压缩机5优点A排气量大，排气连续均匀，震动小。B结构紧凑，尺寸小，重量轻，占地面积小。C连续运行时间可达4000小时以上，易损件少，维护工作量小。D有较完善的自动监测、保护及调节装置，能适应较高的自动化要求。缺点A效率较低，对输气量及压力波动适应范围小，流量及压力波动对机组效率影响大。B一次性投资高，维修难度大，并要求工作人员有较高的技术素质及管理水平。综上所述，对输气量较大、压力变化不大的输气干线宜选用离心式压缩机。在特殊情况下，如输气干线首站（为气田集气末站，进气压力受气田影响，可能有较大的变化）、中途有气体输入的站，其进气压力可能受气田供气压力的影响），压力变化较大，或输气量较小时，也可选用往复式活塞压缩机。本工程选用离心式压缩机。443驱动机选择比较（1）采用燃气轮机或燃气发动机可就地取材，自成体系，从能源利用和节省投资方面都较为合理。（2）燃气发动机转速低，无法与离心式压缩机匹配，不能满足本工程需要。（3）燃气轮机功率大，转速高，易于离心式压缩机匹配，且易实现自动化，余热回收，节约能源，降低成本。45本章小结本章主要就站场内部工艺设计进行了说明，主要包括站址的选择、输气站的类型及其所对应的功能和流程、输气站场工艺设备的选型设计。第5章自动控制和通讯设计说明51自动控制系统说明输气管道工程自动控制系统采用计算机为核心的监控和数据采集SCADA（SUPERVISORYCONTROLANDDATAACQUISITION）系统。实现输气管道集中数据采集监控，SCADA系统设在调控中心控制室内，自动控制系统的任务是保证该输气管道安全、可靠、平稳、高效和经济的运行。52仪表及设备选型原则（1）尽量选用国产设备，关键设备应引进。（2）所选设备是经过实践考验证明了其的技术的先进性，并具有可靠性和稳定性。（3）现场仪表符合中华人民共和国爆炸危险场所电器安全规范。国外设备应在国内有支持和服务机构，保证使用配件的供应及后期技术服务。53SCADA系统为了保证控制系统的可靠性，同时最大限度的满足生产过程需要，便于生产管理和操作，全线采用SCADA系统。SCADA系统主要有调控控制中心计算机网络控制系统、通信系统、远程控制单元（站控系统或RTU）组成。采用调度控制中心控制级，站场控制级和就地控制级的三级控制方式。第一级为调度控制中心控制级即调度控制中心对全线进行远程控制，实行统一调度管理。第二级为站场控制级在首站、中间清管站、分输站和末站设置SCADA站控系统，对站内工艺参数及设备运行状态进行数据采集和监视控制。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。54仪表检测和控制系统温度检测、压力检测、压力控制及安全系统检测，分输站设置压力流量自动选择性调节系统对用户的压力或流量进行控制。正常情况下该系统为调节系统，以控制下游压力。当供气流量超过设定值时，根据管理需要，控制系统将自动切换为流量调节系统，对用户供气量进行限量控制，压力调节采用电动调节阀。流量检测与计量系统包括贸易计量、自用气计量及管道泄漏检测。55流量计量系统流量计量系统天然气计量是输气管道中不可缺少的重要环节，计量仪表的精度等级应符合相应的标准规范。首站流量计量属于贸易交接计量，其特点是流量波动大，计量精度要求高。目前，国内外天然气输气管道用于贸易交接计量的仪表主要有孔板流量计，气体涡轮流量计。本设计主要采用的是孔板流量计作为管道各站的计量仪表。56本章小结如今输气管道的控制几乎都实现了自动化，这使操作管理更加便捷、高效、准确。本章就管线的自动控制系统的选择进行了简要说明，主要包括仪表及系统设备选型的原则、SCADA系统的组成和不同级别的功能区别、仪表检测和控制系统、流量计量系统的选择。第6章输气管道的工艺设计说明61天然气的热物性计算611天然气的平均分子量、密度和相对密度（1）平均分子量（6IYM1）式中平均分子量；第I组分的分子量；IM第I组分的摩尔组成。IY（2）相对密度（6E/2）式中平均分子量；MME空气相对分子量，28966。612天然气压缩系数的计算（1）视临界压力和视临界温度CPCT（6IYP3）（6ICCT4）式中CIP、分别为第I组分的临界压力和临界温度；IT第I组分的摩尔质量。IY（2）对比压力和对比温度RPRT（6CRP5）（6CRT6）式中平均压力；P平均温度。T（3）平均压力CPP（6HBP7）（6211H8）（632PB9）（6321CP10）（4）压缩系数Z利用高帕尔的相关方程式的通式（6DCTBAPRR11）由于和的数值不同，系数、取值也不相同，根据式（6RPT11）得出Z值（见表61）。表格61压缩因子相关方程式PR范围TR范围相关方程式10512PR16643TR2211403647TR143851214PR05222TR0851100364TR104901420PR01391TR0298800007TR0996902122030PR00295TR0082500009TR09967续表61PR范围TR范围相关方程式10512PR13570TR1494246315TR470091214PR01717TR0323205869TR012291420PR00984TR0205300621TR0858012282030PR00211TR0052700127TR0954910512PR03278TR0475218223TR190361214PR02521TR0387116087TR166351420PR00284TR0062504714TR0001128542030PR00041TR0003900607TR07927613天然气的粘度根据粘度的计算公式61210EXPYC已知天然气所处的压力、温度条件下的密度和标准状态下的相对密度，可求出所处条件下的天然气的粘度式中TX61032785XY4TC8153712045天然气的粘度，MPAS；天然气的温度，K。T614定压摩尔热容根据干线输气管道实用工艺计算方法中的定压摩尔比热的计算公式，对甲烷含量在85以上的天然气，其平均定压比热可按下式确定613321CPPTAC式中天然气的定压摩尔比热，KJ/KGK；P1695；1A1838103；2196106（PCP01）；3天然气的平均压力，MPA；CPP天然气的平均温度，K。T62管道输气通过能力的换算根据输气干线设计规模Q来换算输气干线每日的通过能力为614350120Q式中干线输气管的评估性通过能力，106M3/D；Q输气管的任务输量，108M3/A；Q63管道水力计算6152038175BDE式中水力摩阻系数；DB输气管内径。64输气管道的流量基本公式641水平管道的流量基本公式假设管线全长为L，起点压力为PQ，终点压力为PZ所求得输气管流量关系式为即时20MH616TLZDCQ52式中输气管道在工程标准状态下的体积流量；Q管线的起点、终点压力；2,ZP天然气在管输条件（平均压力、平均温度）下的压缩因子；天然气的相对密度；内径；D水力摩阻系数；输气温度，K；T输气管计算段的长度；L我国取003848。0C12MSK/KG642地形起伏地区输气管的流量基本公式6172011QZIIIPASCTLL2GAZR由输气管道工程设计规范（GB2003）中提供的公式有（1）输气管道沿线的相对高差HDN800MM,E091094）。（2）当考虑输气管道沿线的相对高差（即）20MH61905122531096111VNIIIPAQDZTLHL2GAZRT式中气体（0101325MPA，29315）的流量，VQ0PK；3MD气体的绝对压力，MPA；12,内径，；DCM高差，；H水力摩阻系数；气体的压缩因子；Z气体的平均温度，；TK输气管道计算管段的长度，；LKM计算管段的长度，；I气体的相对密度；输气管道的效率系数E（DN300DN800MM，0809；DN800MM，E091094）。65输气管任意一点的压力分布和平均压力651压力分布62022XQZXPPL式中管道中任意一点的压力；X管道的总长度；L起终点的压力。,QZP652平均压力62123ZQP式中平均压力；P起终点的压力。,QZ66输气管道的末段储气末段开始储气时，末段起点和终点的压力都为最低值即和1MINP2IN6222MAXMAX1AX23PJPP式中最小的平均压力，MPA；MINPJ起点的最小压力,MPA；1IP末段的最小压力,MPA。2MIN末段储气结束时，末段的起点和终点的压力值都为最高值，即和1MAXP，则其平均压力为2MAXP6232MAXMAX1AX23PJPP式中最大的平均压力,MPA；MAXPJ起点的最大压力,MPA；1P末段的最小压力,MPA。2MAX储气能力为624204DVL6252MAXIN004PJPJSZPTDVL式中管道的最大储气量（调峰能力，）；S3M管道的几何体积，；0V3管道的长度，；L气体的压缩因子；Z管道的内径，。DM67输气管热力计算671管线沿途温度分布管线沿途的温度分布626001AXAXXQIQZTEDPE627PMKC式中TX任意一点的温度；DI焦耳汤姆逊效应系数。672平均温度62800011ALQALPJQIPETTE式中管道周围介质自然温度，；0TQ管道的起点温度，；K总传热系数，W/（M2）；D管道的外径，M；CP气体定压比热容，J/KG；气体的质量流量，KG/S；M管长，M。L不考虑焦耳汤姆逊效应的影响则有62900AXXQTE630001LPJ一般情况下焦耳汤姆逊效应系数对管道的温降系数为35。68输气管壁厚计算631FTDPSH2式中钢管的计算壁厚（MM）；PH设计压力（MPA）；DH钢管外径（MM）；钢管的最小屈服强度（MPA）；SF强度设计系数；焊缝系数；T温度折减系数。当温度小于120时，T值取10。69压气站工艺计算691压气站间距的计算632CPBZTQDL2125310692压气站数目的计算6331LLNK式中输气管末段长度，KM。KL693压气站所需总功率的计算634102GHN式中G质量流量，KG/S，按下式计算（635）RTPQ03624Q体积流率，即输气通过能力，M3/D；P0，是标2425KG/M10KG/C031PA31P准大气压的变形；T气体在压缩机入口处的温度，K；R气体常数，KM/KG63684R气体分子量，；KG/OLH多变能头，M，按下式计算63711KZRTKK比热比，取15；Z吸入条件下的天然气压缩性系数；压比；多变效率，取。80694燃气轮机功率的换算638EXINATISOSTIEFN式中燃气轮机在ISO条件下的额定功率；ISO现场实际环境温度修正系数；TF现场实际大气压力或实际海拔高度修正系数；A现场实际进气系统压力损失修正系数，取0985；IN现场实际排气系统压力损失修正系数，取0985。EXF695燃压机组数目的计算（639）SITECTNN0,696压缩机实际消耗功率的计算每台压缩机实际消耗的功率按下式计算（640）MECCOMPGH102式中H多变能头，M；机械损失，如果采用燃气轮机驱动；如果ECNKW10MECN采取电动机驱动。KW150MECN697热耗率的换算（641）EXINLISOSITECHR式中所选型号燃气轮机在ISO条件下的热耗率，；ISOHRHKJ/W现场实际环境温度修正系数；TC现场实际进气系统压力损失修正系数，取10098；IN现场实际排气系统压力损失修正系数，取1018。EXC698燃料气耗量的计算单位功率单位时间的燃料气耗量FQ（642）MINQHRSTE全站燃料气的年耗量按下式计算FQ643COMPTN,35024式中每台压缩机所消耗的实际功率，KW；COMPN燃压机组工作台数。TN,699耗钢量的计算单位长度钢管的理论质量可按下列公式计算（不计入焊缝加重）STG（644）024615DST式中单位长度钢管的理论重量，KG/M；STG钢管外径，MM；D钢管壁厚，MM。输气管线路部分的耗钢量（645）TLGTGSTS,式中L输气管全长，KM。610总费用现值（646）54321CCFNIIWIIIWIIWI1LADWDAA436210110NJJ2BNC10YTST3TIFP1,/TST42NJSTGDYT5TIFPCHTNC,/360411式中管段I的内径、壁厚，MMID,管段I的长度，KMIL管段I的外径，MM；WI管段I所用钢材密度；IW压气站J的消耗功率，KW；JNN全线压气站的总数；管道线路部分的初始投资，元；1C压气站的初始总投资，元；2管道设计寿命期内线路部分年维护费用现值，3管道设计寿命期内压气站的年维护管理费用现值，元；4C管道设计寿命期内压气站的年能耗费用现值，元；5与管径无关的敷设费用，3000元/KM0A与管径成正比的敷设费用，121794元/（MMKM）；1管材价格，7000元/T2管道外防腐层费用，90元/T3A管道附件费用系数，00874与功率无关的每座压气站的投资，元/座；0B7102压气站单位功率的投资，7200元/KW1线路的年维护费用系数，005；压气站的年维护费用系数，005；2Y管道的设计寿命期，30A压缩机原动机热功转换效率，036；1天然气的低发热值，33100DH3KJ/M复利现值计算系数；,/TIFPS资金的现值、将来值、基准折现率为10；ST计息期数，30A燃气价格，24元/GC3MX内涂层价格，30元/。2611本章小结本章就输气管道工艺计算进行了说明，包括天然气热物性计算、管道输气通过能力的换算、管道水力计算、输气管道的流量基本公式、输气管道任一点的压力分布和平均压力、输气管道末段储气、输气管热力计算、输气管壁厚计算、压气站工艺计算、总费用现值的计算。第7章输气管道工艺计算书71天然气物性计算711天然气平均分子量M71KG/MOL4621IY712相对密度（ME为空气的相对分子质量28966KG/MOL）725680E713视临界压力PC和视临界温度TC73PA10954YPCIC74K2IT72输气管道工艺计算721根据年输量计算输气管评估通过能力（1）成都郑州管线75/DM108623501321QQ（2）郑州济宁管线76/7463622（3）济宁青岛管线77/D1052830153623QQ式中Q为管道年输量，350为管道设计工作天数。722设定压力等级设定三个压力等级，分别为10MPA，11MPA，12MPA，下面以12MPA为例计算。723设定压比设定三个压比，分别为13，14，15，下面以13为例计算。724设定管径根据年输量设定三种管径DH分别为1219MM,1321MM,1422MM，下面以DH142