某输气管道工程工艺设计课程设计

****输气管道工程工艺设计二○○九年十一月目录TOC\o"1-3"\h\uHYPERLINK\l_Toc70030前言 3HYPERLINK\l_Toc156790.1课程研究的目的 3HYPERLINK\l_Toc109190.2天然气的重要作用 3HYPERLINK\l_Toc200030.3天然气管道的发展 4HYPERLINK\l_Toc127421设计依据 5HYPERLINK\l_Toc105012线路工程设计 5HYPERLINK\l_Toc305952.1选线原则 5HYPERLINK\l_Toc243912.2水力计算及管径选择 6HYPERLINK\l_Toc77932.2.1设计参数 6HYPERLINK\l_Toc279062.3.2计算公式 7HYPERLINK\l_Toc201732.3.3管径方案优化 8HYPERLINK\l_Toc112342.3.4输气工艺计算 8HYPERLINK\l_Toc31862.4线路用管及管件 9HYPERLINK\l_Toc178642.4.1管材选择 9HYPERLINK\l_Toc3562.4.2管道强度计算 10HYPERLINK\l_Toc280722.5管道强度和稳定性校核 12HYPERLINK\l_Toc24942.5.1当量应力校核 12HYPERLINK\l_Toc62132.5.2管道的许用应力校核 13HYPERLINK\l_Toc297052.5.3稳定性校核 13HYPERLINK\l_Toc316553输气站工程设计 13HYPERLINK\l_Toc167033.1输气站设置原则 13HYPERLINK\l_Toc50053.2调压及计量设计 14HYPERLINK\l_Toc189623.3清管设计 14HYPERLINK\l_Toc66963.4压缩机组的布置及厂房设计原则 14HYPERLINK\l_Toc69513.5压气站工艺及辅助系统 15HYPERLINK\l_Toc81543.6压缩机组的选型及配置 16HYPERLINK\l_Toc103383.7压缩机组的安全保护 17HYPERLINK\l_Toc4703.8站内管线 18HYPERLINK\l_Toc142113.9压缩机组工艺参数 18HYPERLINK\l_Toc160803.9.1站内增压比计算 18HYPERLINK\l_Toc93683.9.2离心式压缩机轴功率计算 18HYPERLINK\l_Toc251223.10功率备用方案与机组备用方案比较 19HYPERLINK\l_Toc304833.11运行可靠性比较 20HYPERLINK\l_Toc166463.12操作灵活性比较 20HYPERLINK\l_Toc134473.13流量需变化时燃压机组配置比较 20HYPERLINK\l_Toc253174管道调峰能力设计 21HYPERLINK\l_Toc16255综合方案 22HYPERLINK\l_Toc298916谢辞 220前言0.1课程研究的目的管道输送天然气不论从经济还是安全上考虑都是最佳的选择，在进行天然气的管道运输时既要保证运输效率还要从经济上考虑。因此在进行输送天然气时要对所输送的天然气性质进行分析，然后在根据相关的性质，沿线的自然条件、以及经过地方的地貌、人文因素等综合考虑，设计出合适管道。*****输气管道工程(以下简称****管道)西起陕西省北部靖边县,东至首都北京。管道从西向东横跨陕西、山西、河北、北京三省一市共22个县、市、区。0.2天然气的重要作用天然气作为重要的能源和化工中的重要原料，涉及到工业、农业、国防和人民生活的各个领域，在发展国民经济和我国四个现代化中具有举足轻重的重要作用。天然气热值很高，每立方米高达33×106J，不含灰分，容易燃烧完全，不污染环境，运输方便，价格低廉，是理想的工业及民用燃料。用在发电方面可使火力发电站的投资比燃煤减少20%，而且管理方便，易于实现自动化，发电成本大大下降。用在炼铁上，可使焦比下降15%以上，获得更好的经济效益。在民用方面，煤炉热效率一般只有20%～50%，而一个构造良好的天然气炉灶热效率可达60%以上，而且方便、卫生，很受居民的欢迎。天然气的主要成分是甲烷及少量的乙烷、丙烷、丁烷等。甲烷除了用作燃料外，还可以直接用于生产二氧化碳、卤化甲烷、炭黑等；经裂解得到乙炔，从乙炔出发可以生产塑料、化学纤维、合成橡胶及许多有机合成产品的中间体；甲烷经转化生成一氧化碳和氢气，可以生产甲醇、合成氨及尿素，是制造化肥的理想原料。乙烷、丙烷、丁烷也是重要的化工原料，经裂解后可以得到乙烯、丙烯和丁烯，也可以生成合成橡胶、合成纤维、塑料及其他一系列产品。天然气中还含有少量的硫化氢、二氧化碳、氮、氦等，也是极有用途的原料。硫化氢可以用来生产硫磺，硫酸和硫铵，二氧化碳可以制成干冰。0.3天然气管道的发展我国天然气的发展具有较长的历史，然而现在可以称得上天然气长输管道的数量确屈指可数，近来随着陕甘宁等大气田的开发和发展，为我国的天然气的大发展提供了良好的机会。例如陕甘宁气田等至北京和西安等的长输管道的建设必将谱写我国的天然气管道发展的新篇章。随着我国天然气的主要用途从工业原料向民用燃料的转变，长输天然气管道的主要用户从工矿企业变为了重要城市。而城市用气中民用燃气占有很大的比例，由于其用气的不均匀性，给管道的工艺设计提出了新的挑战。我国是最早采用管道输送的国家。我国的第一条长距离输气管道是1963年在四川建成的从巴县石油沟到重庆孙家湾配气站。从20世纪60年代中期，我国输气管道开始起步，但管径较小（273～426mm），距离短，压力低，输量小，管材、设备质量差，建设技术水平低，输送工艺简单。自20世纪60年代中后期以后，随着天然气生产规模的逐渐扩大，制造业的发展以及管道建设水平和工艺水平的提高，管道建设逐渐向大型化方向发展，并在区域内逐渐形成网络。1966年四川建成威远至成都的输气管道，1987年形成了以卧龙河和渠县脱硫厂为起点，成都为终点的南、北输气干线，管径达720mm。此外，在全国其他地区建成了华北油田至北京的输气干线；大港油田到天津的输气干线；中原油田至沧州输气管道；轮南至库尔勒输气管道；吐鲁番至乌鲁木齐的输气管道。特别是20世纪90年代以来，随着我国经济的高速发展，通过技术引进与消化，天然气管道向着大管径、高压力、长距离方向发展，并不断采用新设备、新材料、新工艺，管道向自动化发展。这一时期所建设的管道有。***管道****输气管道****二线输气管道***输气管道***输气管道**东送管道**东输二线输气管道***崖13-1气田至***输气管道***湖至***输气管道从世界范围来看，18世纪以前天然气是依靠气井压力利用木竹管道短距离输送，18世纪后期开始使用铸铁管道，1880年首次采用蒸汽驱动的压气机，19世纪90年代钢管出现以后，管道建设进入了工业性的发展阶段，随着现代科学技术的发展，以及世界对天然气需求的增长，输气管道有了很大的发展。据统计，1974年全世界的输气管道约740000km，其中美国423000km，前苏联90000km，西欧共同市场84000km。到1980年全世界拥有输气管道上升到860000km。出现了一些规模巨大的输气管网和跨国输气管道。1设计依据《国际石油经济》《泵与压缩机》《课程设计任务书》《天然气管道输送》《输气管道工程设计规范》（GB5O251-2003）《石油天然气工程总图设计规范》（SY/T0048-2000）2线路工程设计2.1选线原则根据现行国家标准《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）的有关规定，结合本工程管道所经地区的地形、环境、工程地质条件，交通、人文、经济的发展状况等诸方面因素，本工程线路选择遵循如下原则：线路走向选择应充分考虑施工时可能对自然环境、生态造成的破坏。线路走向力求顺直、平缓，以缩短线路长度，节约钢材、投资和维护费用。线路应尽量靠近和利用现有公路，以方便运输、施工和生产维护管理。选择有利地形，尽量避开施工难度较大和不良工程地质段，以方便施工，减少线路构筑物工程量，确保管道长期安全可靠运行。大、中型穿跨越点位置的选择应服从线路走向，在符合线路总体走向的前提下，局部走向应服从穿跨越点的需要。线路选择尽量避开城镇和工矿企业。必须通过时，应考虑所经城镇和工矿企业的发展和规划。线路走向应与所经地区的城建、农田、水利、交通及矿产资源等工程规划协调一致。线路走向应尽量避免通过人口稠密、人类活动频繁地区，在保证管道安全的同时，确保管道周围地区的安全。线路走向选择尽量避开果林、树林及经济作物区，少占良田好地。2.2水力计算及管径选择2.2.1设计参数（1）管道计算长度840km（2）气质参数天然气组分及物性参数见表2.2-1： 表2.2-1天然气组分序号组分分子式摩尔组分1CH40.95949442C4H60.00907553C4H80.00136774H2S0.00000225CO20.0386H2O0.00006227总计1（3）供气参数年输量Q：15亿m3/年；首站天然气进气压力：4.0MPa；进站温度：40℃；管道埋深处的平均地温为：夏季：15℃；冬季：5℃；管道总传热系数取5.0w/（m2·k）；管道理论年工作天数：350d；2.3.2计算公式 （1）流量计算 本工程燃气管道不考虑高差影响，故采用GB50231-2003《输气管道工程设计规范》中公式（3.3.2-1）进行工艺计算。式中：—气体（P0=0.101325MPa，T=293K）的流量（m3/d）P1—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）；d—输气管道内径（cm）；—水力摩擦系数；Z—压缩因子；—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）； （2）水力摩阻系数 水力摩阻系数采用下列公式进行计算： 式中： lg－常用对数；λ－水力摩阻系数； K－钢管内壁等效绝对粗糙度（m）； d－管内径（m）； Re－雷诺数。2.3.3管径方案优化管径的大小对工程投资影响较大，通过工艺计算进行管径优化，选择最佳的管径方案，以节约工程投资。计算结果见表2.3-3。表2.3-3：管输能力计算表参数管径起点压力（MPa）终点压力（MPa）计算长度（km）管输能力（×108m3//a）Φ5086.21.684010Φ6106.21.684016Φ7626.21.684028从以上计算得知：Φ508的管径偏小，管输能力不能满足高峰小时流量供气要求。Φ762管径的管输能力过于富裕，投资高，不合理。Φ610管径的管输能力能满足输气规模要求，又为后期发展留有一定余地，故本设计推荐选择Φ660的管径，既满足所需管输能力要求又能合理控制投资，是较好的管径方案。2.3.4输气工艺计算当管道规格为Φ610时，对线路输气系统计算其终点压力。工艺计算结果见表2.3-4表2.3-4输气干线工艺计算表管段起点陕甘宁气田管段终点北京城市门站起点压力（MPaa）6.2设计压力（MPaa）6.4管段流量（m3//a）15×108终点压力（MPaa）1.62.4线路用管及管件2.4.1管材选择目前广泛用于输送天然气的钢管类型有无缝钢管、直焊缝钢管和螺旋焊缝钢管。输气管道所用钢管的选择，应根据使用压力、温度、输送介质、使用地区及制管工艺等因素，经技术经济比较后确定。（1）无缝钢管无缝钢管的制管标准较多，用于输送天然气的无缝钢管主要有《石油天然气工业输送钢管交货技术条件》GB/T9711、《输送流体用无缝钢管》GB/T8163、《高压锅炉用无缝钢管》GB5310、《化肥设备用高压无缝钢管》GB6479等。国内生产无缝钢管的规格热轧可至Φ406mm，Φ406mm以上均为热扩（热扩径轧制）。（2）螺旋缝埋弧焊钢管螺旋缝埋弧焊钢管（SAWH）焊缝与钢管轴线形成一螺旋角（一般约为45°），其焊缝及韧性相当薄弱的焊缝热影响区避开了主应力方向，焊缝受力情况好。其缺点为焊缝长，产生缺陷的概率大，受焊缝约束一般不用于冷弯。目前国内螺旋缝焊钢管生产通过在设备和技术上的不断更新和改造，规模已大上台阶，其产品质量已达到国际先进水平，螺旋缝埋弧焊钢管已广泛的使用在净化气长输管道及城镇燃气管道上。目前国内生产螺旋缝埋弧焊钢管的规格为Φ273～Φ2400。（3）直缝高频电阻焊钢管（ERW）ERW焊管的生产方法是将热轧卷板经连续辊式成型机成型后，在高频电流集肤效应和邻近效应基础上，利用高频电流或感生高频电流所产生的电阻热将管坯对接边缘加热熔化，在挤压辊的作用下而熔合的工艺过程。其特点为热量高度集中、热影响区范围较小、焊接温度梯度大、易产生硬化相和较大的焊接应力、成本低。目前有许多新型的技术已应用于ERW焊管的生产过程中，使ERW焊管的制管工艺日趋完善，产品质量大幅提高，已在净化气输气管道和城镇燃气管道中广泛使用。国内生产ERW焊管的规格为Φ114.3～Φ355.6。（4）直缝双面埋弧焊钢管（UOE）UOE焊管是单张钢板在边缘预弯后，经U成型、O成型、内焊、外焊、冷成型等工艺而成。其特点为成型精度高、错边量小、残余应力小。焊接时焊缝处于水平位置，焊接稳定、质量可靠性较高（在所有焊管中，质量最好）。目前国内生产UOE焊管的规格为Φ508～Φ1118，国外进口UOE焊管的规格为Φ406.4～Φ1118。由于价格较高，在国内广泛的使用于铁路穿越、公路穿越、河流穿越等特殊地段及制作线路弯管。从性价比分析，选择直缝双面埋弧焊钢管（UOE）较为理想，故本工程采用X70材质的直缝双面埋弧焊钢管（UOE）。2.4.2管道强度计算（1）强度计算公式本工程高压燃气管道所经地区等级以二级、三级地区为主，管线设计压力为6.4MPa，从安全的角度出发，按照高等级地区做设计，故强度设计系数统一按四级地区考虑，取0.4，采用GB50251-2003《输气管道工程设计规范》中5.1.2的公式计算管线壁厚。式中：δ－钢管计算壁厚，mm；P－设计内压力，MPa；D－钢管外径，mm； σS－钢管的最小屈服强度；F－强度设计系数，0.4；φ－焊缝系数，0..8；t－温度折减系数。当当温度小于120℃时，t值取1.0。（2）钢管壁厚选用通过计算，并综合合考虑钢管最最小公称壁厚厚、稳定性、抗抗震性、供货货条件、货源源组织及无损损检测等因素素，线路用钢钢管壁厚的计计算值与选用用值见表2.4-1。表2.4-1壁厚计算值值与选用值表表钢管直径（mm）材质计算厚度（mm）选用厚度（mm）Φ610X708.89.5Φ610X708.810.3Φ610X708.811.1本工程高压燃气管管道采用管件件的制作应符符合国家现行行标准《钢板板制对焊管件件》GB／T134001、GB124459、《钢制对对焊管件》SY／T0510的规定。经经各方面校核核可得9.5mm完全满足要要求，为节约约成本，可选选用此壁厚。2.4.3线路路用弯头根据地形、地质条条件，采用弹弹性弯曲和工工厂预制热煨煨弯头两种形形式，以满足足管道在平面面和竖面上的的变向要求。（1）弹性敷设在地形条件允许的的地区管道尽尽可能采用弹弹性敷设。弹性敷设管道与相相邻的反向弹弹性弯曲管段段及弹性弯曲曲管段和人工工弯管之间，应应采用直管段段连接；直管管段长度不应应小于管子外外径，且不应应小于500mm。弹性敷设管道的曲曲率半径应满满足管道强度度要求，且不不得小于1000D；垂直面上上弹性敷设管管道的曲率半半径还应大于于管子自重作作用下产生扰扰度曲线的曲曲率半径，其其曲率半径计计算公式如下下：式中：R—管道道弹性弯曲曲曲率半径（m）；D—管道的外直直径（cm）；—管道的转角，（）。弯头和弯弯管不得使用用褶皱弯或虾虾米弯。管子子对接偏差不不得大于3。（2）弯头和弯管的管管壁厚度当不能满足弹性敷敷设的条件时时，采用热煨煨弯管适应管管道转向。为便于下料和清管管球（器）通通过，热煨弯弯管的曲率半半径采用R=5DN。弯头材质质应与线路管管材完全一致致。弯头强度计算公式式为：式中：b弯头或弯管管的管壁计算算厚度（mm）；δ弯头头或弯管所连连接的直管段段管壁计算厚厚度（mm）；m弯头或弯管管的管壁厚度度增大系数；；R弯头或弯管管的曲率半径径（mm）；D弯头或弯管管的外直径（mm）。此外，弯头在加工工过程中，其其外弧部位会会因拉伸而减减薄，根据国国内厂家制作作经验，减薄薄量约为7%～8%，为保证热热煨弯头的壁壁厚达到设计计壁厚要求，考考虑了10%的减薄量。2.5管道强度度和稳定性校校核2.5.1当量量应力校核对于埋地管道必须须进行当量应应力校核。校校核条件为：：受约束热胀胀直管段，按按最大剪切应应力强度理论论计算的当量量应力必须满满足下式要求求:式中：σe－当量应力，MPPa；σh－管内压引起的环环向应力，，MPa；其中：P－设计压力，MPPa；d－钢管内径，mmm；δ－管子壁厚，mmmσ1－内压和温度引起起的轴向应力力，σ1＝μσh＋Eα（t1－t2），MPa；其中：μ－泊桑比，μ＝00.3；E－管材弹性模量，E＝2.0×1105MPPa；α－管材线膨胀系数数，α＝1.2×110－5mm//mm·℃；t1－管道下沟回填时时温度（℃）t2－管道的工作温度度（℃）σs－管子规定的最小小屈服强度，MPa；经过强度校核计算算，本工程高高压输气管道道用管均满足足强度要求。2.5.2管道道的许用应力力校核管道的许用应力必必须满足下式式要求：σ1＜[σ]σh＜[σ]其中：管材的许用用应力[σ]＝σs×F经过对不同地区等等级的管道进进行应力计算算和校核，本本工程高压输输气管道均满满足强度要求求。2.5.3稳定定性校核本工程所选用的钢钢管壁厚均满满足GB502251－2003《输气管道道工程设计规规范》对管道道最小壁厚要要求，且直径径与厚度比远远小于140，不会出现现管道在正常常运输、铺设设、埋管情况况下出现圆截截面失稳问题题。计算得：符合设计计要求。3输气站工程设计（本工程输气站首首站工艺流程程见附图3-1；输气站末末站工艺流程程见附图3-2）3.1输气站设置置原则3.1.1输气站站的设置应符符合线路走向向和输气工艺艺设计的要求求，各类输气气站宜联合建建设。3.1.2输气站站位置选择应应符合下列要要求：1地势平缓、开阔。2供电、给水排水、生生活及交通方方便。3应避开山洪、滑坡坡等不良工程程地质地段及及其他不宜设设站的地方。4与附近工业、企业业、仓库、铁铁路车站及其其他公用设施施的安全距离离应符合现行行国家标准《石石油天然气工工程设计防火火规范》GB501183的有关规定定。3.1.3输气站站内平面布置置、防火安全全、场内道路路交通及与外外界公路的连连接应符合国国家现行标准准《石油天然然气工程设计计防火规范》GB501183、《建筑设设计防火规范范》GB500016、《石油天天然气工程总总图设计规范范》SY／T0048的有关规定定。3.2调压及计量量设计3.2.1输气站站内调压、计计量工艺设计计应符合输气气工艺设计要要求，并应满满足生产运行行和检修需要要。3.2.2调压装装置应设置在在气源来气压压力不稳定、且且需控制进站站压力的管线线上。分输气气及配气管线线上以及需要要对气体流量量进行控制和和调节的管段段上，当计量量装置之前安安装有调压装装置时，计量量装置前的直直管段设计应应符合国家有有关标准的规规定。3.2.3在输气气干线的进气气、分输气、配配气管线上以以及站场自耗耗气管线上应应设置气体计计量装置。3.3清管设计3.3.1清管设设施宜设置在在输气站内。3.3.2清管工工艺应采用不不停气密闭清清管工艺流程程。3.3.3清管器器的通过指示示器应安装在在进出站的管管段上，应按按清管自动化化操作的需要要在站外管道道上安装指示示器，并应将将指示信号传传至站内。3.3.4清管器器收发筒的结结构应能满足足通过清管器器或检测器的的要求。清管管器收发筒和和快开盲板的的设计应符合合国家现行标标准《清管设设备设计技术术规定》SY／T0533和《快速开开关盲板》SY／T0556的规定。3.3.5清管器器收发筒上的的快开盲板，不不应正对距离离小于或等于于60m的居住区或或建(构)筑物区。当当受场地条件件限制无法满满足上述要求求时，应采取取相应安全措措施。3.3.6清管作作业清除的污污物应进行收收集处理，不不得随意排放放。3.4压缩机组的的布置及厂房房设计原则3.4.1压缩机机组应根据工工作环境及对对机组的要求求，布置在露露天或厂房内内。在高寒地地区或风沙地地区宜采用全全封闭式厂房房，其他地区区宜采用敞开开式或半敞开开式厂房。3.4.2厂房内内压缩机及其其辅助设备的的布置，应根根据机型、机机组功率、外外型尺寸、检检修方式等因因素按单层或或双层布置，并并应符合下列列要求：1两台压缩机组的突突出部分间距距及压缩机组组与墙的间距距，应满足操操作、检修的的场地和通道道要求；2压缩机组的布置应应便于管线的的安装；3压缩机基础应按照照现行国家标标准《动力机机器基础设计计规范》GB500040进行设计，并并采取相应的的减振、隔振振措施。3.4.3压气站站内建(构)筑物的防火火、防爆和噪噪声控制应按按国家现行标标准的有关规规定进行设计计。3.4.4压缩机机房的每一操操作层及其高高出地面3m以上的操作作平台(不包括单独独的发动机平平台)，应至少有有两个安全出出口及通向地地面的梯子。操操作平台上的的任意点沿通通道中心线与与安全出口之之间的最大距距离不得大于于25m。安全出口口和通往安全全地带的通道道。必须畅通通无阻。3.4.5压缩机机房的建筑平平面、空间布布置应满足工工艺流程、设设备布置、设设备安装和维维修的要求。3.4.6压缩机机房内，应视视压缩机检修修的需要配置置供检修用的的固定起重设设备。当压缩缩机组布置在在露天、敞开开式厂房内或或机组自带起起吊设备时，可可不设固定起起重设备，但但应设置移动动式起重设备备的吊装场地地和行驶通道道。3.5压气站工艺艺及辅助系统统一、压气站工艺流流程设计应根根据输气系统统工艺要求，满满足气体的除除尘、分液、增增压、冷却、越越站、试运作作业和机组的的启动、停机机、正常操作作及安全保护护等要求。在在压气站的天天然气进口段段应设置分离离过滤设备，处处理后天然气气应符合压缩缩机组对气质质的技术要求求。二、压气站内的总总压降不宜大大于0.25MMPa。三、当压缩机出口口气体温度高高于下游设施施、管道，以以及管道敷设设环境允许的的最高操作温温度。四、每一台离心式式压缩机组均均应设天然气气流量计量装装置，以便进进行防喘振控控制。五、燃机燃料气系系统应符合下下列要求：1燃料气管线应从压压缩机进口截截断阀前的总总管中接出，并并应装设减压压和对单台机机组的计量设设备。2燃料气管线在进入入压缩机厂房房前及每台燃燃机前应装设设截断阀。3燃料气应满足燃机机对气质的要要求。六、离心式压缩机机组的油系统统应符合下列列要求：1润滑油、伺服油系系统，均应由由主油箱供油油，且应分别别自成系统。2机组润滑油系统的的动力应由主主润滑油泵、辅辅助润滑油泵泵和紧急润滑滑油泵构成。当当润滑油泵采采用气动马达达时，冲动气气马达的气体体气质应符合合设备制造厂厂的要求。辅辅助油泵的出出油管应设单单向阀。七、采用注油润滑滑的往复式压压缩机各级出出口均应设分分液设备，以以防止润滑油油进入输气管管道。八、冷却系统应符符合下列要求求：1气体冷却方式宜采采用空冷。气气体通过冷却却器的压力损损失不宜大于于0.07MMPa。2往复式压缩机和燃燃气发动机气气缸壁冷却水水，宜采用密密闭循环冷却却。3冷却系统的布置应应考虑与相邻邻散热设施的的关系，避免免相互干扰。九、燃气轮机的启启动宜采用电电(液)马达或气动动马达。当采采用气动马达达时，驱动气气马达的气体体气质及气体体参数应符合合设备制造厂厂的要求。十、压缩机站设置置压缩空气系系统时，所提提供的压缩空空气应满足离离心式压缩机机、电机正压压通风、站内内仪表用风及及其他设施等等对气质、压压力的不同要要求。十一、以燃气为动动力的压缩机机组应设置空空气进气过滤滤系统，过滤滤后的气质应应符合设备制制造厂的要求求。十二、以燃气为动动力的压缩机机组的废气排排放口应高于于新鲜空气进进气系统的进进气口，宜位位于进气口当当地最小风频频上风向，废废气排放口与与新鲜空气进进气口应保持持足够的距离离，避免废气气重新吸入进进气口。3.6压缩机组的的选型及配置置一、压缩机组的选选型和台数，应应根据压气站站的总流量、总总压比、出站站压力、气质质等参数，结结合机组备用用方式，进行行技术经济比比较后确定。二、压气站宜选用用离心式压缩缩机。在站压压比较高、输输量较小时，可可选用往复式式压缩机。三、同一压气站内内的压缩机组组，宜采用同同一机型。四、压缩机的原动动机选型，应应结合当地能能源供给情况况及环境条件件，进行技术术经济比较后后确定。离心心式压缩机宜宜采用燃气轮轮机或变频调调速电机，往往复式压缩机机宜采用燃气气发动机。五、驱动设备所需需的功率应与与压缩机相匹匹配。驱动设设备的现场功功率应有适当当裕量，能满满足不同季节节环境温度、不不同海拔高度度条件下的工工况需求，能能克服由于运运行年限增长长等原因可能能引起的功率率下降。压缩缩机的轴功率率可按附录G公式计算。六、压缩机的原动动机为变频调调速电机时，电电动机的供配配电设计应符符合现行国家家标准《通用用用电设备配配电设计规范范》GB500055的规定。变变频系统谐波波对公用电网网电能质量的的影响应符合合现行国家标标准《电能质质量公用电网网谐波》GB／T145449的规定。变变频系统输入入电机的谐波波应符合现行行国家标准《电电能质量公用用电网谐波》GB／T145449的规定，否否则应当选用用专用变频电电机。3.7压缩机组的的安全保护一、往复式压缩机机出口与第一一个截断阀之之间应装设安安全阀和放空空阀；安全阀阀的泄放能力力应不小于压压缩机的最大大排量。二、每台压缩机组组应设置下列列安全保护装装置：1压缩机气体进口应应设置压力高高限、低限报报警和低限越越限停机装置置。2压缩机气体出口应应设置压力高高限、低限报报警和高限越越限停机装置置。3压缩机的原动机((除电动机外)应设置转速速高限报警和和超限停机装装置。4启动气和燃料气管管线应设置限限流及超压保保护设施。燃燃料气管线应应设置停机或或故障时的自自动切断气源源及排空设施施。5压缩机组油系统应应有报警和停停机装置。6压缩机组应设置振振动监控装置置及振动高限限报警、超限限自动停机装装置。7压缩机组应设置轴轴承温度及燃燃气轮机透平平进口气体温温度监控装置置、温度高限限报警、超限限自动停机装装置。8离心式压缩机应设设置喘振检测测及控制设施施。9压缩机组的冷却系系统应设置振振动检测及超超限自动停车车装置。10压缩机组应设轴位位移检测、报报警及超限自自动停机装置置。11压缩机的干气密封封系统应有泄泄放超限报警警装置。三、事故紧急停机机时，压缩机机进、出口阀阀应自动关闭闭，防喘振阀阀应开启，压压缩机及其配配管应泄压。3.8站内管线一、站内所有油气气管均应采用用钢管及钢质质管件。钢管管材料应符合合本规范第5.2节的有关规规定。二、机组的仪表、控控制、取样、润润滑油、离心心式压缩机用用密封气、燃燃料气等管道道应采用不锈锈钢管及管件件。三、钢管强度及稳稳定计算。四、站内管线安装装设计应采用用减小振动和和热应力的措措施。压缩机机进、出口的的配管对压缩缩机连接法兰兰所产生的应应力应小于压压缩机技术条条件的允许值值。五、管线的连接方方式除因安装装需要采用螺螺纹或法兰连连接外，均应应采用焊接。六、管线应采用地地上或埋地敷敷设，不宜采采用管沟敷设设。七、管线穿越车行行道时宜采用用套管保护。八、从站内分离设设备至压缩机机入口的管段段应进行内壁壁清洗。3.9压缩机组工工艺参数3.9.1站内增增压比计算式中ε——增压比；p1——出站压力；p2——进站压力。由工程要求参数可可以计算得到到：ε=1.55。3.9.2离心式式压缩机轴功功率计算式中N——压缩机轴功率(kkW)；Ti——压缩机进口气体温温度(K)；R——气体常数(kg··m／kg·K)；Z——气体平均压缩因子子；ε——压比；η——压缩机效率率；qg——天然气流量(kgg／s)；K——气体比热比(K==cp/cvv,cp为定压比热热，cv为定容比热)。本工程输气量较大大，根据《输输气管道工程程设计规范》（GB5O251-2003）和《泵与压缩机》推荐采用双压缩机并联工艺进行，采用变频调速电机通过增速齿轮箱驱动离心压缩机机组的压气站。3.10功率备用用方案与机组组备用方案比比较压气站单站装机功功率（P0）为式中：Pw——现现场单台压缩缩机所需功率率，MW；P0——ISO条件下的燃燃机功率，MW；n——台数；α——负荷系数；；K1——高程系数；K2——大气温度系数。单机在线功率备用用方案装机功功率为（n=1）：开二备一方案：开一备一方案：3个方案的装机功率率比为1.5∶1.65∶2.2。一般可认认为燃气轮机机的价格以单单位功率价格格表示，所以以燃气轮机投投资比例为1∶1.1∶1.46。另外，单单机站占地面面积小，管线线及阀门投资资少，仪表设设备也比较节节省。3.11运行可靠靠性比较现代大功率航改型型燃气轮机的的发动机的原原型均是为大大型客机设计计，普遍采用用较好的材料料和较保守的的安全系数。在在航机陆用的的设计过程中中又加大了安安全系数，因因此大功率航航改型高效机机组的安全系系数要高于小小功率机组。在设计输量下，功功率备用方案案中大机组是是在67%负荷下工作作，其可靠性性要大于在88%负荷下工作作的中小功率率机组。燃气气轮机的维修修频繁程度与与其工作负荷荷率有关，当当负荷系数接接近100%至105%时维修工作作量急剧增加加。根据可靠靠性理论，运运行机组越多多，发生故障障的概率越大大。3.12操作灵活活性比较在功率备用方案中中除首站采用用并联流程（机机组备用），其其余压气站均均是串联连接接。最后一座座压气站设的的一台离线备备用机组也是是串联连接；；该备用机组组是为了预防防前一站燃压压机组突然失失效而设的。运运行中除末站站备用的一台台机组外，其其余备用功率率均处于热备备用状态，故故称在线功率率备用。假设设某一站发生生故障停机，以以后的几站就就可利用备用用功率提速增增压。对于开一备一流程程，设计负荷荷为88%，则达到额额定100%负荷时的功功率为1/0.888=1.114Pw，很明显增增输的潜力是是功率备用方方案大。机组组备用方案中中，备用机组组是处于离线线状态，所以以切换到备用用机组之前需需先有一个暖暖机过程。3.13流量需变变化时燃压机机组配置比较较燃压机组功率（pp）与站间距距（L）、流量（Q）及管内径径（d）变化的近近似关系为：：如果只改变（Q、L、d）3个参数中之之一，其它条条件维持不变变，则可推导导出下列关系系式：（1）改变站间距L，Q、d维持不变改变流量Q，L、d维持不变（3）改变管内径d，L、Q维持不变式中：P1——变化前现场所需功功率，MW；P2——变化后现场所需功功率，MW。从以上公式可见，对对输送功率影影响最大的是是内径，其次次是流量，最最后是站间距距。4管道调峰能力设计计采用长输天然气管管道末段储气气解决城市供供气的部分调调峰是世界上上常用且较为为经济合理的的方式。根据据北京市年平平均日小时用用气不均匀系系数和北京市市（见表4-0）各规划期期内的年用气气量计算的城城市需要的年年平均日调峰峰气量见表4-1。表4-0北北京市正常日日小时用气不不均匀系数表表时间系数时间系数时间系数1:00aam0.2859:00am1.0245:00ppm1.1602:00am0.36010:00am1.1046:00pm1.