输气管道课程设计

输气管道课程设计姓名：李轩昂班级：油储1541

学号：201521054114

指导教师：任世杰目录TOC\o"1-5"\h\z\o"CurrentDocument"前言 4第一章设计概述 5设计原则 51.2管道设计依据和规范 51.3长输气管道设计原始资料 61.3.1天然气管道的设计输量 6\o"CurrentDocument"1.3.2气源特性 6\o"CurrentDocument"1.3.3气源处理 61.3.4管道设计参数 71.3.5基本经济参数 7\o"CurrentDocument"第2章管道工艺计算 92.1天然气物性参数计算 9天然气的平均分子质量、平均密度和相对密度 92.1.2天然气压缩因子的计算 9天然气粘度计算 10定压摩尔比热 102.2输气管道水力计算 11雷诺数的计算 112.2.2管道内压力的推算 122.2.3管道壁厚推算 122.3输气管道热力计算 122.3.1总传热系数 122.3.2天然气的平均地温 132.3.3考虑气体的节流效应时输气管沿管长任意点的温度计算 132.4管道工艺计算结果 14\o"CurrentDocument"2.4.1首站到分输站1 14\o"CurrentDocument"2.4.2分输站1到分输站2 142.4.3分输点2到末点 152.5输气方案的确定 152.5.1管道及各站场投资 15\o"CurrentDocument"2.5.2其他费用 16\o"CurrentDocument"2.5.3方案经济比较分析 16\o"CurrentDocument"第3章线路校核 183.1埋地管道校核 18\o"CurrentDocument"3.1.1强度计算 18弹性敷设计算 19\o"CurrentDocument"第4章储气调峰 21用气概况 214.2调峰设计 214.2.1日调峰方式 214.2.2调峰储气量的确定 214.3管道末端储气 23\o"CurrentDocument"第五章结论 26\o"CurrentDocument"附录A 27\o"CurrentDocument"附录B 30\o"CurrentDocument"附录C 31\o"CurrentDocument"附录D 32前言未来几年内，全世界天然气消费年均增长率将保持3.9%，发展速度超过石油、煤炭等其他能源。在全球能源结构中，天然气消费占一次能源消费量的比例将从现在的23.8%上升至35%；2018年前后，天然气在全球能源结构中的份额将超过煤炭；2020年前后，将超过石油，成为第一能源。天然气的快速发展和重要地位，预计可保持相当长的时期。石油天然气是优质能源，改革开放以来，特别是20世纪90年代以后，随着我国经济持续快速发展，油气需求一直以较快速度增长，直接推动了国内石油天然气行业的不断发展。同时受人均资源相对不足的约束，国内供需却不断扩大，石油天然气进口量攀升，保障石油安全的压力越来越大。天然气是存在于地下岩石储集层中以烃为主体的混合气体的统称。包括油田气、气田气、煤层气、泥火山气和生物生成气等。主要成分为甲烷，通常占85-95%；其次为乙烷、丙烷、丁烷等。它是优质燃料和化工原料。目前，随着西气东输管线一线、二线，陕京天然气管线一线、二线，川气东送天燃气管道，榆济天然气管道，中亚天然气管道等一大批长距离天然气管道的建设预投产，国内各区域天燃气管道也陆续开工建设，中国将迎来一次天然气管道建设的高潮。而最近中石化正在谋建新粤浙煤制气管道，这也将是天然气管道建设行业新的里程碑。本文阐述了干线输气管道设计的基本原理和一般方法，本文主要介绍了天然气的物性计算；输气管道的水力计算；储气能力计算；技术经济分析；管路布站方案计算；站场工艺设计计算；启动、一期、二期工况下的开机方案和相应的压降曲线；清管站的操作流程。关键词：长输管道；物性计算；水力计算；管道设计；布站方案第一章设计概述设计原则（1）严格执行国家、行业的有关规范和标准，并参照有关国际先进的标准和规范；（2）工程尽量采用先进的技术，努力吸取国内外的先进科技成果；（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，节约投资；（4）以气源为基础、市场为导向，处理好供给与利用之间的关系；（5）优选工艺方案，达到先进适用、经济合理、适应性强；（6）线路走向合理、贴近市场，尽量减少干线长度；（7）管道设计要确保能长期安全、平稳的运行；（8）适应线路的自然环境气候，确保生产运行安全可靠，能保护环境、防止污染、节约能源、少占土地。管道设计依据和规范《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003,中国计划出版社）《油气集输与矿场加工》（冯叔初主编，中国石油大学出版社）《输气管道工程》（王志昌主编,石油工业出版社）《干线输气管道实用工艺计算方法》（苗承武主编,石油工业出版社）《石油地面工程设计手册》（第五册（天然气长输管道工程设计）石油大学出版社）《天然气管道输送技术》（黄春芳主编,中国石化出版社）《天然气工程手册》（四川石油管理局编,石油工业出版社）《输气管道设计与管理》（李玉星姚光镇主编,中国石油大学出版社）长输气管道设计原始资料1.3.1天然气管道的设计输量某长距离输气干线全长1400km。全线共设两个分输站(分输量各占输量的10%，位于400km和700km处)。沿线地形起伏不大，海拔高度800m。设计能力：一期设计输量30X108Nm3/a,二期输量42X108Nm3/a，投产启输量为26X108Nm3/a。1.3.2气源特性气源压力8.0MPa,来气气体组分及组成如表1.1所示。表1.1天然气的组分组分C1C2C3iC4nC4mol%9610.50.40.5组分iC5叫C6CO2N2mol%0.10.10.20.90.31.3.3气源处理考虑用户的安全以及设备管线的防腐并结合我国天然气资源的实际情况而做出的现行国家标准《天然气》(GB17820-2012)，主要根据高位发热值、总硫、硫化氢和二氧化碳含量将天然气分为三类。一类和二类主要用作民用燃料和工业原料或燃料，三类气体主要作为工业用气。天然气的技术指标应符合表1.2的规定。表1.2天然气技术指标项目一类二类三类咼位发热量a/(MJ/m3) 三36.031.431.4总硫(以硫计)a/(mg/m3) 三60200350硫化氢a/(mg/m3) 三620350二氧化碳y,% W2.03.0——水露点bc/£在交接点压力下，水露点应比输送条件下最低环境温度低5C本标准中气体体积的标准参比条件是101.325KPa,20°C；在输送条件下，当管道管顶埋地温度为0°C时，水露点应不咼于-5C；C.进入输气管道的天然气，水露点的压力应是最高输送压力。由题目中所给数据知CO2的摩尔百分含量为0.9%，小于一类和二类天然气技术指标中二氧化碳含量2.0%和3.0%，所以此项符合现行国家标准；故此题目中天然气气源不需要处理。管道设计参数设计年输送天数：350天管道埋深处地温：夏季30°C，冬季9°C,年平均地温：12°C管道总传热系数取2.0w/(m2・k)；首站进站压力：8.0MPa(表压)末站出站压力：4.0MPa(表压)管线调峰能力为日输量的20％各站自用气系数为0.5%，末端最低压力4.0MPa；每座压气站站内压降取0.2MPa，其中压缩机入口段压降取0.15MPa,出口段压降取0.05MPa。压缩机(不包括首站压缩机)的压比推荐值为1.45压气站出站温度：考虑压缩机出口气体冷却，统一取50°C。全线均按一类地区考虑。压缩机的效率取85％。燃气轮机的效率取30％。天然气热值取34MJ/m3。1.3.5基本经济参数管道设计使用寿命：30年；基准内部收益率：0.12；与管径成正比的敷设费用：1.21794元/mm.m；与管路单位重量成正比的敷设费用：960元/吨；与管径和重量都无关的敷设费用：15元/m；与功率无关的每座压缩机站的投资：2107元；

与功率成正比的压气站的投资费用：7200元/KW；压缩机备用系数：1.05；a；管路部分的年经营费用：100元/m.a；a；与功率无关的每座压缩机站的年经营费用：100000元/压缩机单位功率的年经营费用：5000元/KW.a；第2章管道工艺计算天然气物性参数计算天然气的平均分子质量、平均密度和相对密度1．平均分子质量M二工My(2.1)ii式中M 平均分子量，kg/(Kmol)；Mi——第i组分的分子量，kg/(Kmol)；y.——第i组分的摩尔组成。i2．平均密度和相对密度(1)平均密度P二工Py(2.2)mii式中p——平均密度；p——第i组分的密度；y.——第i组分的摩尔组成。i(2)相对密度A=p/p(2.3)ma式中A 相对密度；p——平均密度；1mpa 空气密度，取值1.293kg/m3。2.1.2天然气压缩因子的计算(1)根据规范《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算》(GBT11062-2014)方法考虑到气体的非理想性，在计算体积发热量、密度、相对密度及其他物性参数时，需要对气体体积进行修正。对体积非理想性的修正是通过压缩因子来进行的。求解压缩因子可按下式：Z (t、Z (t、mix2p)=1-2£忻1-i=12.4)式中\町 求和因子，。(2)平均压力PCpPCP PCP Z2—P+PZQ2.5)式中PQ——起点压力，MPa；PZ——终点压力，MPa。2.1.3天然气粘度计算(1)天然气动力粘度的计算公式―竺=勺+g2+…+S(2.6)工邑邑+邑+...+gni1 2 n式中卩混合气体在0°C时的动力粘度；gi——混合气体中各组分的质量分数；——混合气体中各组分在0C时的动力粘度。(2)混合气体中各组分的质量分数的换算公式g=yMi (2.7)i工yMii式中yi——第i组分的摩尔质量；Mi—i—第i组分的分子量，kg/Kmol。定压摩尔比热天然气的摩尔定压热容近似按下式计算1.915x10iiMP1.124C =13.19+0.092T-6.24x10-2T2+ g (2.8)p，m T5.08式中C——摩尔定压比热容，kJ/(kmol・K)；p，mT——温度，K；Mg——平均相对分子质量，g/mol；gP——压力，MPa。天然气主要物性参数计算结果如表2.1所示。表2.1天然气主要物性参数表物性参数平均分子量M(g/mol)平均密度卩半p/xg・m-3〃相对密度A视临界压力P(05Pa)C计算结果17.24236420.7718190.596946.479578物性参数视临界温度T(K)C压缩因子Z动力粘度耳(0-5P•s)a定压摩尔比Cp(kJ/kg•k)计算结果197.126660.85661.03116011.295640558

2.2输气管道水力计算雷诺数的计算Re_pvD=4Qp_4APaQ卩兀Dy 兀Dy式中Re——雷诺数；v 气体的流速，m/s；A——天然气对空气的相对密度，无量纲量；D——输气管道的内径，m；卩 天然气的动力粘度，N・s/m2；p 气体的密度，kg/m3；p 空气的密度，kg/m3（在标准状况下p=1.206kg/m3）；a aQ——输气管道的体积流量，m3/s。将Pa=1.206kg/m3带入，得a1.536QARe_Dy根据雷诺数可判断天然气流态：Re<2000 层流2000<Re<4000 临界区Re>4000 紊流工作区可按照下列两个雷诺数公式来判断：2ARe_59.7（一）/71DRe_11/（2A：2D式中A――管壁内的当量粗糙度（绝对粗糙度的平均值），mm。1）流态判断：a.Re<Re1Re<Re<Re12Re>Re2（2）水力摩阻系数a.层流区摩阻系数计算公式2.9)2.10)2.11)2.12)2.132.9)2.10)2.11)2.12)2.13)(2.14)5(2.15)2.16)2.17)流态为水力光滑区；流态为混合摩擦区；流态为阻力平方区64

Re九_0.0025$Reb临界过渡区摩阻系数计算公式158 2AA=0.067(1 + )0.2(2.18)ReD2.2.2管道内压力的推算根据《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015），当输气管道线路上无高于或低于起点200m以下的地段时，则不用考虑高差和地形起伏对输气管能力的影响。当不考虑输气管道的沿线相对高差影响时，气体的流量应按下式计算：q=1051v2.19)(P2-P2)d5q=1051v2.19)12九ZATL式中q——气体（Po=0.0101325MPa,T=293K）的流量，m3/d；v0P1——输气管道计算段的起点压力（绝）MPa；P2——输气管道计算段的终点压力（绝）MPa；九——水力摩阻系数；d 输气管道内径，cm；Z——气体的压缩因子；A——气体的相对密度；T——输气管道内气体的平均温度，K；L 输气管道计算段的长度，km。管道壁厚推算PD5= （2.20）2qpFtS式中8 钢管计算壁厚，mm；P——设计压力，MPa；D 钢管外径，mm；o 钢管标准规定的最小屈服强度，MPa；S申——焊缝系数，取1.0；F—强度设计系数，取0.8；t—温度折减系数；当温度小于120°C时，t值应取1.0。输气管道热力计算总传热系数2.21)15 12.21)=h+—K入aj2

式中K——总传热系数，W/(m3・k)；q——绝缘层厚度，m；九j——绝缘层的导热系数，W/(m・k)；a2——外部放热系数，W/(m2・k)。天然气的平均地温本工程年平均地温12°C，最优冷却温度(出站温度)t=50°C；Q已知起点压力P]，终点压力P2，平均压力P；12cp(3)初步推测设定tcp；cp由此可得定压摩尔热容CP；焦-汤系数计算如下：1ED二丄(么-E)(2.22)icT2 2pcp式中E二0.981；1E=1.5。2(6)反算平均温度如下：1-e-aL P-P 1T=T+(T—T) —DQz[1- (1-e-aL)](2.23)cpOQOaLiaLaL式中t——输气管中气体的平均温度，C；cptH——输气管计算段终点处气体的温度，°c；l——输气管长度，km。计算结果(T=22C)与初步推测设定的值(t=20C)基本接近，因此不cc需要重新设定。考虑气体的节流效应时输气管沿管长任意点的温度计算T=T+VT0QT=T+VT0Q—T)e—ax—D0i甘°—e—ax)(224)KDMe(2.25)式中a——a=空D，K为总传热系数，W/(m2.K)；McpM 为质量流量，kg/s；T——管道的温度，K；T0——管道周围介质的温度，K；Tq——起点温度，K；D.——焦耳-汤姆逊效应系数；iD 输气管外直径，m；K—输气管中气体至土壤的总传热系数，W/(m2•K)(根据有关实测数据计算)；c——气体的比定压热容，J/(kg-K)；p °q 气体(P二0.0101325MPa,T=293K)的流量，m3/d；v0管道工艺计算结果本输气管道设计主要为末点地区某城市供气，沿途有2座城市需分输供气，管道沿线全长1400km,首站(即气源处)到分输站1的设计输量为每年42亿立方米，分输站1到分输站2的设计输量为每年37.8亿立方米，分输站2到末点城市的设计输量为每年33.6亿立方米。本设计以年最大输量为准，以保证在之后可以稳定供气30年。2.4.1首站到分输站1设计管长为400km；设计压力取：8MPa、9MPa、10MPa；管道材料为X70钢，最小屈服强度为482MPa；有内涂层绝对粗糙度取0.01mm；共组合成3种方案。3种设计方案如表2.2所示。表2.2三种设计方案万案首站设计压力(MPa)站压比管径(mm)18-864291.158643101.2758642.4.2分输站1到分输站2设计管长为300km；设计压力取：6.9MPa、8MPa、9MPa，管道材料为X70钢，最小屈服强度为482MPa；有内涂层绝对粗糙度取0.01mm；共组合成9种方案。9种设计方案如表2.3所示。表2.3第二段管的九种方案万案进站压力分输站1设计压力(MPa)站压比管径(mm)16.94346.9-81326.943481.1881336.943491.3281348.0656.9-81358.0658-81368.06591.1481379.156.9-81389.158-81399.159-8132.4.3分输点2到末点设计管长为700km；有四种方案，最小屈服强度为482MPa；有内涂层绝对粗糙度取0.01mm；设计方案如下所示。1） 分输点2出站压力为5.9Mpa,管径762mm,在距分输点2距离为350Km处设压气站3,进站压力为4.26Mpa，出站压力为5.3MPa，管径762mm，站压比1.29；在距压气站3距离为350Km处设压气站4,进站压力为3.39Mpa，出站压力为6MPa，管径762mm,站压比1.83；压气站4距末站lOOKm，至末站时压力为5.59Mpa,管径762mm。2） 分输点2出站压力为7.2MPa，管径762mm，在距分输点2距离700Km处设压气站3,进站压力为4.27Mpa，出站压力为6MPa，管径762mm，站压比1.45；压气站3距末站lOOKm，至末站时压力为5.59Mpa,管径762mm。3） 分输点2出站压力为8.2MPa,经计算得：此压力可使天然气送至终点，终点压力为5.29Mpa，可满足题目要求。4） 分输点分输点2出站压力为8.4MPa，经计算得：此压力可使天然气送至终点，终点压力为5.59Mpa，可满足题目要求。经校核后发现方案三和四为无效方案。2.5输气方案的确定本设计以方案的天然气长输管线建设投资费用和以后管道的维护管理费用的大小确定最佳输气方案。2.5.1管道及各站场投资天然气场长输管线投资主要由管道钢材费用，分输站和压气站站场费用。管道钢材费用占天然气长输管线投资费用的较大比例。本设计中管道钢材类型为X70钢，通过计算管道钢材耗量，然后乘以管道钢材价格（X70直缝埋弧焊钢管4500元/吨）就可以得到管道所需钢材投资费用。另一主要部分为站场投资费用，该费用主要是站内设备建设投资费用，以及站内设备工作所需的功率费用。2.5.2其他费用（1）土地征用补偿及安置费土地征用及其安置可由敷设公司相关人员与土地所有者进行协商，并对土地所有者进行相关补偿，此项费用按工程费用的比例估算。（2）施工费用施工费用包括管道敷设费、线路工程保险费、压力容器检验费及超限运输特殊措施费等。其中管道敷设费用占主要比例。此项费用可按照“石油建设工程其它费用规定”或参照类似工程统计资料按工程费用的百分比进行估算。（3）内涂层费用本次设计管道均设有内涂层，故必须考虑内涂层费用。内涂层费用主要是计算内涂层面积，然后再乘以所用内涂层价格，便可得到内涂层总费用。（4）经营费用输气管道建设工程年经营费用是输气管道工程建成投产后维持其正常生产所必须花费的费用。年经营费用主要包括：管道年维护和管理费用、站场年操作维护费用和人工费用。2.5.3方案经济比较分析本设计采用方案比较法对各种输气方案进行经济比较分析，确定最佳输气方案。其中最优方案结果如下：1）首站到分输点1管线设计长度为400km,设计压力为8MPa,管径为864mm,壁厚为9.5mm，管道钢材为等级X70的螺旋埋弧焊钢管，最小屈服强度为482MPa，有涂层绝对粗糙度取0.01mm。2）分输点1到分输点2管线设计长度为300km，设计压力为6.9MPa，管径为813mm,壁厚为7.9mm，管道钢材为等级X70的螺旋埋弧焊钢管，最小屈服强度为482MPa，有涂层绝对粗糙度取0.01mm。3）分输点2到压气站3管线设计长度为350km，分输点2出站压力为5.9MPa，管径762mm，在压气站3,进站压力为4.26Mpa,出站压力为5.3MPa,管径762mm,站压比1.29；在压气站4,进站压力为3.39Mpa，出站压力为6MPa，管径762mm,站压比1.83；压气站4至末站时压力为5.59Mpa，管径762mm。管道钢材等级为X70的螺旋埋弧焊钢管，最小屈服强度为482MPa，有涂层绝对粗糙度取0.01mm。此方案最终所需投资金额为31.75亿元。第3章线路校核3.1埋地管道校核3.1.1强度计算（1） 许用应力按下式计算：[b]=Ft©bs式中[b]——管道的许用应力，MPa；F——强度设计系数，取0.6；©——焊缝系数，取1.0；t——温度折减系数，当温度小于120C时，t取1.0；os 钢管的最低屈服强度，MPa。（2） 埋地输气管道的直管段和轴向变形受限制的地上管段的轴向应力应按下列公式计算：3.1)h253.2)b=Ea（t-1）+Rba 1 2 h式中b——由内压引起的管道环向应力，MPa；h——由内压和温度变化引起的管道轴向应力，MPaL——管道设计内压力，MPa；——管子内径，m；——管子公称壁厚，m；——泊松比，取0.3；E——钢材的弹性模量，MPa；-钢材的线膨胀系数，。C-1；t——管道下沟回填时的温度，C；1t——管道的工作温度，C；2各单项应力校核与计算应满足下式：b<Q]hb<[b]a3.3)3.4)3.5)（3）当量应力校核埋地管道必须进行当量应力校核，校核条件为：受约束热胀直管段，按最大剪应力强度理论计算的当量应力必须满足下式要求：c=g-a<0.9c (3ehas式中c——当量应力，MPa。e轴向应力和当量应力校核结果如表3.1所示。表3.1各应力校核结果管段第一段管第二段管第三段管第四段管第五段管设计系数K0.80.80.80.80.8焊缝系数①11111最低屈服强度q(MPa)482482482482482设计内压力P(MPa)86.95.95.36钢管内经d(mm)845797.2749.2749.2749.2公称壁厚8(mm)9.57.96.46.46.4钢管安装时大气温度-(°C)1212121212管内输送介质的温度t2(C)2222222222钢管泊松比卩0.30.30.30.30.3由内压引起的管道环向应力(MPa)355.789348.144320.310310.215351.188由内压和温度变化引起的管道轴向应力(MPa)82.13779.84371.49368.46580.756许用应力[](MPa)385.6385.6385.6385.6385.6当量应力(MPa)273.653268.301248.817241.751270.4310.9q(MPa)433.8433.8433.8433.8433.8经计算，轴向应力和当量应力校核成功。弹性敷设计算采用弹性敷设时，应符合下列要求：弹性弯曲的曲率半径不宜小于钢管外直径的1000倍，并应满足管道强度要求。竖向下凹的弹性弯曲阶段，其曲率半径应满足管道强度条件和自重作用下的变形条件。曲率半径按下式计算：R= ED (3.7)2何十哙十肮(厂t2)}式中R——弾性曲线曲率半径，m；

E——钢材弹性模量，MPaI——钢管截面惯性矩，m4[b]——轴向许用应力，MPa；p——管道设计内压力，MPa；—管子内径，m；管子壁厚，m；—钢材的线膨胀系数，。C-1；—泊松比，取0.3；t1

t2

q-管道下沟回填时的温度，C；—管道的工作温度t1

t2

q0 管子转角，rad。弹性敷设产生的弯曲应力：EDED二±―s_s-2R（3.8）式中D 钢管外径，mm；smm。E——钢管弹性模量，取2.05xl05MPa；mm。R——管段弹性敷设设计曲率半径，曲率半径，及弯曲应力如下表3.2所示。表3.2弹性敷设计算第一段管第二段管第三段管第四段管第五段管弹性敷设的曲率半径(m)189.337179.039170.873172.013167.479弹性敷设产生的弯曲应力(MPa)440.127465.443457.093454.065466.356经检验，弹性敷设产生的弯曲应力校核成功。第4章储气调峰4.1用气概况本工程主要向末点地区某城市供气，沿途有两座城市需要分输供气。首站到分输站一400km,最大供气量为42xlO8Nm3/a；分输站一到分输站二300km,最大输气量为37.8x108Nm3/a；分输站二到末站最大供气量为33.6x108Nm3/a。调峰设计日调峰方式（1） 管道储气,高压燃气管束储气及长输干管末端储气,是平衡日不均匀用气和小时不均匀用气的有效办法。高压管束储气是将一组或几组钢管埋在地下对管内燃气加压,利用燃气的可压缩性进行储气。以高压的天然气作为气源,充分利用天然气的压力能,采用长输干管储气或城镇外环高压管道储气是最经济的一种方法,也是国内外最常用的种方法。（2） 储气罐储气储气罐,只能用来平衡日不均匀用气及小时不均匀用气。储气罐储气与其他储气方式相比,投资及运营费用都较大。本次设计,主要是考虑小时用气不均匀,而输气管道末段储气是最经济的短期调峰方式。调峰储气量的确定管道沿线各用户的用气不均匀系数如表4.1所示。表4.1用户供气系数时间上午下午1:000.351.6722:000.431.0363:000.50.764:000.531.0755:000.691.256:000.781.9567:001.172.2938:001.361.7789:001.131.07110:001.210.80512:001.5312:001.530.5531.750.405设每日气源供气量为100，每小时平均供气量为100/24=4.17m3，得表4.2。依据表4.1中已知参数可求得下表4.2表4.2储气容积计算表时间（小时）燃气供应量的累积值（％）用气量（％）燃气的存储（％）该日内累积值14.171.45951.45951.459528.341.79313.25265.0874312.512.0855.33767.1724416.682.21017.54779.1323520.852.877310.42510.425625.023.252613.677611.3424729.194.878918.556510.6335833.365.671224.22779.1323937.534.712128.93988.59021041.75.045733.98557.71451145.876.380140.36565.50441250.047.297547.66312.37691354.216.9722454.63534-0.425341458.384.3201258.95546-0.575461562.553.169262.124660.425341666.724.4827566.607410.112591770.895.212571.81991-0.929911875.068.1565279.97643-4.916431979.239.5618189.53824-10.30822083.47.4142696.9525-13.55252187.574.46607101.4186-13.84862291.743.35685104.7754-13.03542395.912.30601107.0814-11.171424100.081.68885108.7703-8.69028表4.2中的第二列为从计算开始时算起的燃气供应量累积值；第四列为从计算开始起的用气量累积值；第二列与第四列数值之差，即为该日末燃气的储存量。在第五列中找出最大值和最小值，这两个数值的绝对值相加为：11.3424%+13.8486%=25.19%，则所需储气容积占日用气量的25%。根据设计任务书要求，本次设计储气容积为日输量的20—25%。即最小储气容积为1920000m3。4.3管道末端储气1、管道末段储气体积计算P 「P2 +ClQ21min 2min ZP=*P2 -ClQ21、管道末段储气体积计算P 「P2 +ClQ21min 2min ZP=*P2 -ClQ22max 1max Z\o"CurrentDocument"厂九ZAT

C= *—C2D5O4.1)4.2)4.3)式中九——管道摩阻系数；D 管道直径，m；系数，取113699.4163气体相对密度；管道长度m；—管道起点最小压力，—管道起点最大压力，—管道终点最小压力，—管道终点最大压力，Co—

oA—*l—ZP1minP1maxP2minP2maxPa；Pa；Pa；Pa。(p3r管道平均最小压力，Pa；2ppjmaxp2P+ 2min1minp+p丿1min2min231p2 '——2max +/max丿Ppjmin4.4)'+—1maxp1max4.5)ppjminp——管道平均最大压力，Pa。pjmax4.6)兀D2p. -p. .4.6)V= pjmax pjmin —lS4pTZZ0V——管道最大储气能力，m3；ST——工程标准状况下的温度，取273K；0根据供气系数确定出储气容积，初选设计压力，反算处最优储气长度为lOOKm，再根据实际的压力和储气长度确定实际储气量。表4.3管道末段储气计算管道起点最小压力，Pa4000479.913管道起点最大压力，Pa6000000管道终点最小压力，Pa4000000管道终点最大压力，Pa5999680.03管道平均最小压力，Pa4000239.961管道平均最大压力，Pa6399705.65管道最大储气能力，m31151743.53基本满足所需储气容积。（3）清管设计1）清管设施宜设置在输气站内。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）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。清管器收发筒和快开盲板的设计应符合国家现行标准《清管设备技术规定》SY/T0533和《快速开关盲板》SY/T0566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60m的居住区或建筑物区。当受场地条件限制无法满足上述要求时，应采取相应安全措施。6） 清管作业清除的污物应进行收集处理，不得随意排放。7） 输气站放空竖管应设在围墙外，与站场及其他建（构）筑物的距离应符合GB50183的规定；8） 放空竖管设置应满足以下要求：放空竖管直径应满足最大放空量的要求；严禁在放空竖管顶端装设弯管；放空竖管底部弯管和相连接的水平放空引出管必须埋地；弯管前水平埋设的直管段必须进行锚固；放空竖管应有稳管加固措施。（4）压缩机组的布置及厂房设计原则1） 压缩机组应根据工作环境及对机组的要求，布置在露天或厂房内。在高寒地区或风沙地区宜采用全封闭式厂房，其他地区宜采用敞开式或半敞开式厂房2） 压缩机基础应按照现行国家标准《动力机器基础设计规范》（GB-50040）进行设计，并采取相应减振、隔振措施。3） 压缩机房的每一操作层及其高出地面3m以上的操作平台（不包括单独的发动机平台），应至少有两个安全出口及通向地面的梯子。操作平台上的任意点沿通道中心线与安全出口之间的最大距离不得大于25m。安全出口和通往安全地带的通道，必须畅通无阻。4） 压气站内的总压降不宜大于0.25MPa。5） 当压缩机出口气体温度高于下游设施、管道，以及管道敷设环境允许的最高操作温度或为提高气体输送效率时，应设置冷却器。6） 每一台离心式压缩机组均应设天然气流量计量装置，以便进行防喘振控制。7） 气体冷却方式宜采用空冷。气体通过冷却器的压力损失不宜大于0.07MPa。8） 压气站宜选用离心式压缩机。在站压比较高、输量较小时，可选用往复式压缩机。9） 同一压气站内的压缩机组，宜采用同一机型。离心式压缩机宜采用燃气轮机或变频调速电机，往复式压缩机宜采用燃气发动机。往复式压缩机出口与第一个截断阀之间应装设安全阀和放空阀；安全阀的泄放能力应不小于压缩机的最大排量。站内所有油气管均应采用钢管及钢质管件。机组的仪表、控制、取样、润滑油、离心式压缩机用密封气、燃料气等管道应采用不锈钢管及管件。站内管线安装设计应采用减小振动和热应力的措施.管线的连接方式除因安装需要采用螺纹或法兰连接外，均应采用焊接。管线穿越车行道时宜采用套管保护。第五章结论本输气管线全长1400km,—期设计输量30X108Nm3/a,二期输量42X108Nm3/a,投产启输量为26X1O8Nm3/a。首站到分输点1管线设计长度为400km,设计压力为8MPa,管径为864mm,壁厚为9.5mm,管道钢材为等级X70的螺旋埋弧焊钢管，最小屈服强度为482MPa,有涂层绝对粗糙度取0.01mm。分输点1到分输点2管线设计长度为300km,设计压力为6.9MPa,管径为813mm,壁厚为7.9mm,管道钢材为等级X70的螺旋埋弧焊钢管，最小屈服强度为482MPa,有涂层绝对粗糙度取0.01mm。分输点2到压气站3管线设计长度为350km，分输点2出站压力为5.9MPa，管径762mm，在压气站3,进站压力为4.26Mpa,出站压力为5.3MPa,管径762mm,站压比1.29；在压气站4,进站压力为3.39Mpa,出站压力为6MPa,管径762mm,站压比1.83