输气管道工艺计算

/输气管道工艺计算2012－09—２７输气管道工艺计算

目录

一、输气管道压力的计算

二、输气管道管存的计算

三、输气管道输差的计算

四、输气管道清管器的相关计算

一、输气管道压力的计算

1、输气管道压力分布

输气管道沿线的压力是按抛物

线的规律变化的。靠近起点的压力

降比较缓慢，距离起点越远，压力

降越快，在前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的管段。

3

/

4

L

1

/

2

Px

一、输气管道压力的计算

２、管道沿线任意点气体压力计算式

式中：Px

-—

管道沿线任意点气体压力（绝）(MPa）;

P１

-—

管道计算段内起点气体压力（绝）（MPa）；

Ｐ２

——

管道计算段内终点气体压力（绝)（ＭPa）;

X

L

——

管道计算段起点至沿线任意点的长度(km）；

——

管道计算段的实际长度（km）。

一、输气管道压力的计算

3、输气管道平均压力

式中：Pm——管道内气体平均压力（绝)（MＰａ)；

P１-—管道计算段内起点气体压力(绝)（ＭPa）；

P２--管道计算段内终点气体压力（绝)（MPa）。

二、输气管道管存的计算式

1、管存

管存是指管道中实际储存的天然气体积量，即管道储

气的气体数量,是反映管道运行时压力、温度、季节、运

行配置以及运行效率的综合指标,是控制管道进出气体平

衡的一个重要参数.

管存与管容（与管道长度、内径等有关）、压力、温

度及压缩因子参数有关。理论上，压缩因子参数与管道输

量、压气站配置、压气站出站温度及管道地温等因素有关。

二、输气管道管存的计算式

２、管道管存的计算式

式中：

Q储

-—

管道的储气量（Po=0。1013２5ＭPa，

Tｏ=2９３．15K），m?;

V

——

管道容积，单位为立方米（m?）;

T

—-

气体的平均温度，单位为开尔文（K）；

P1ｍ——

管道计算段内气体的最高平均压力（绝),ＭPa；

P2ｍ——

管道计算段内气体的最低平均压力（绝）,ＭPa;

Ｚ1、Z2——对应P1m、P2m时的气体压缩系数。

二、输气管道管存的计算式

3、管道管存的估算式

常见管径的管容量(粗算）

管径(ｍｍ)

管容（m?／km）

DＮ7２0×1０

384

ＤN６10×8

２77

DN5０８×8

190

DＮ４0６×7

121

DN219×7

3３

三、输气管道输差的计算

1、输差

天然气输差是指管道输送的差值。

产生输差的原因主要有：设备泄漏、计量误差、生产

操作中的放空与排污等。

三、输气管道输差的计算

２、一般输气量差值计算式

Q差＝（V１＋

Q1）-（Q2＋

Q3

+Q4+

V2）

式中：Q差—

Q1

-

Ｑ2

-

Q３

—

某一时间输气管道内平衡输气量之差值；

同一时间内的输入气量；

同一时间内的输出气量;

同一时间内输气单位的生产、生活用气量,单

位为立方米（ｍ?）;Q4—

同一时间内放空气量；

V１-

计算时间开始时,管道计算段内的储存气量;

V2—

计算时间终了时，管道计算段内的储存气量.

三、输气管道输差的计算

3、相对输差计算式

式中：

——

相对输差（％）.

检验输气质量,一般不能高于３%

四、输气管道清管器的相关计算

1、影响清管器速度的因素

清管器的运行速度应控制在12-１8km/h，才能确保清管

器的速度惯性能顺利通过三通处而不被卡堵。

影响清管器速度的主要因素：

球前后的压力差、球在管内的摩擦阻力、管内径变化、

管内杂物的阻力等.而球前后的压力差与推球的压力源

（气源量）相关：球的摩擦阻力与球的过盈量和管内壁粗

糙度相关；管内杂物与施工清管的质量相关。

四、输气管道清管器的相关计算

2、清管器运行距离估算式

式中:L估

——

清管器运行距离,单位为（m),Po=0.101３25MPa,

To=29３。1５K；

Ｔ

-—

清管器后管段内气体平均温度(Ｋ)；

Q进

-—

发清管器后的累计进气量（m？);

d

—-

输气管内直径（ｍ);

P

——

推清管器压力，即某时刻清管器后管段内气

体的平均压力（绝）(MPａ).

四、输气管道清管器的相关计算

3、清管器的运行速度估算公式

输气流量可计算下的瞬时速度公式(实际操作中常用)

清管器运行速度主要取决于清

管器上游管段的输气流量和管

道运行压力.式中

：

Ｑ

——

输气流量(Po=0。10132５MPa，Ｔo=293.15Ｋ）

单位为立方米每天（m？/ｄ）；

F

——

管道内径横截面积，单位为平方米（㎡）；

p

——

清管器后平均压力，单位为兆帕（MＰa)；

v

——

清管器运行速度,单位为千米每小时（ｋm/h）。

四、输气管道清管器的相关计算

输气流量不可计算下的速度公式式中

:

Ｖ-—

清管器平均运行速度,单位为米每秒(ｍ／ｓ);

ｔ——

运行L距离的实际时间,单位为秒（s）。

谢谢！管道输气工艺

—

正文

实现天然气管道输送的技术和方法。主要是根据气源条件及天然气组分,确定输气方式、流程和运行方案；确定管材、管径、设备、沿线设站的类型及站距等。

ﻫ早期的天然气管道输送,全靠气井的自然压力，而且天然气在输送过程中不经过处理直接进入管道。现代天然气管道输送则普遍采用压气机提供压力能，对所输送的天然气的质量也有严格的要求。

管道输送天然气的质量标准

天然气的主要成分是甲烷,其次为乙烷、丙烷、丁烷及其他重质烃类气体。此外，天然气还含有少量硫化氢、二氧化碳、氢气和水蒸气等，还可能含有固体砂粒、凝析液和水等.天然气在标准状况下的容重为0。６780～0．7157公斤/米3,比空气轻.在空气中的含量为５.３%～１5％(体积)时，遇明火会发生爆炸.被水蒸气饱和的天然气，在一定的压力和温度条件下,会生成外观象雪状的结晶水合物。

天然气中所带的固体杂质会使管道断面缩小，甚至堵塞,使机件和仪表磨损。凝析液和水因其聚集而会增加输送的能耗,会腐蚀管道和仪表等.水合物结晶甚至能完全堵塞管道。硫化氢和二氧化碳等酸性气体遇水时会严重腐蚀金属设备。因此，天然气进入输气管道前必须进行气液分离，除去游离水、凝析液和固体杂质,以及硫化氢和水。目前许多国家均制定了管道输送天然气的质量标准,通常要求经过处理的天然气中硫化氢含量小于

5.5毫克／米3(标准状况下)；天然气露点温度低于管道周围环境温度５~10℃。

油田伴生气是在油田采油时从石油中分离出来的气态碳氢化合物,其主要成分也是甲烷、乙烷、丙烷等烃类,但甲烷的含量比天然气要少些，乙烷则多些.此外，油田伴生气还含有较多的天然汽油成分,容重较天然气大，热值较天然气高。油田伴生气的质量标准同天然气的质量标准大致相同。

输气流程

来自气井的天然气先在集气站进行加热、降压、分离，计量后进入天然气处理厂，脱除水、硫化氢、二氧化碳，然后进入压气站，除尘、增压、冷却，再输入输气管道.在沿线输送过程中，压力逐渐下降，经中间压气站增压,输至终点调压计量站和储气库，再输往配气管网。气田井口压力降低时,则需建矿场压气站增压。输气管道系统流程如图所示.

3

输气工艺

3

.

1

一般规定

3

.

１

。

1

输气管道的输气量受到气源供气波动、用户负荷变化、季节沮差及管道维修等因素的影响，不可能全年满负荷运行。为保证输气管道的年输送任务,要求输气管道的输气能力必须有一定的裕量。故本规范规定输气管道输气设计能力按每年工作3５0d

计算.由于有的设计委托书或合同中规定的输气规模为日输气量,在工艺设计中,日输气量更能直接反映出输气管道的输气能力和规模，故本条补充了日输气量作为输气管道的设计输送能力指标。

ﻫ３

．

1

.

2

本规范规定的管输气体质量标准，主要考虑了输送工艺、管枪安全、管道腐蚀及一般用户对气质的使用要求。管输气体已成为一种重要的能源和商品，第十五届世界煤气会议Al

天然气集气和调节分会的报告中指出：供气单位提供的天然气必须符合一定质量标准,一般来说不需再行加工即可保证顺利输送、分配及一般用户的用气要求。对影响天然气顺利输送、分配和使用的杂质有：硫化氢、水、烃冷凝物及固体杂质等。

水露点:输气管道中的游离水是造成管道腐蚀的主要原因，没有水就没有电化学腐蚀或其他形式的腐蚀产生。根据四川石油设计院、四川石油局输气处关于《

低浓度硫化氢对钢材腐蚀的研究》结果表明：“…

…

工业天然气经过硅胶脱水后对钢材无腐蚀，腐蚀试样仍保持原来金属光泽，腐蚀率几乎等于零，表明无水条件下钢材的腐蚀是难以产生的。”管输气体脱水后还能提高管输效率。管愉气体水露点，世界多数国家是按不同季节提出在最大可能操作压力下气体的露点温度值(见表l

）.考虑到我国幅员辽阔，气候差异较大，对气体水露点要求因地而异，故本规范只规定了气体水露点温度与最低输气温度的最小差俏。

ﻫ

ﻫ烃露点：脱除管输气体中液态烃的主要目的是提高管输效率、保障输气安全。世界多数国家对烃露点要求按水露点方法做出规定(见表l

）。本规范根据我国具体情况规定了气体的经露点。

ﻫ硫化氢含量:一般说,当脱除管输气体中的游离水后，就没有腐蚀发生.但考虑到我国输气管道不是单纯把气体从起点输送到终点，沿线有大量民用与工业用户。因此，为确保用户的安全和环境卫生,对脱水后的管输气体硫化氢含量规定应符合二类天然气含量标准（即硫化氢含量小于20mg

/

m3

，符合民用气标准),以满足多数用户要求。同时集中脱硫也较为经济。

本规范对管输气体中最高含尘量未作具恢规定,因为尚无合适的检验气体中杂质含量的仪表。对固体杂质脱除只提出原则要求.

ﻫ3

.

1

。

3

在气源压力、施工技术水平及管材质量都能满足的情况下,高压输气一般比较经济.对于以气井井口压力为动力的管道。应充分利用地层能量，尽可能提高管道起输压力。对用压缩机增压输气的管道应通过优化设计，选择最优的工艺参数：压力、管径、压比。管输压力的确定还应考虑目前我国制管水平、施工质量和竹道通过地区安全等因素。

ﻫ3

．

１

．

４

输气管道应做好防腐设计,以保证输气管道的使用寿命,避免事故发生。管道防腐分为外防腐(即防止土壤、环境等对金属的腐蚀）和内防腐(即防止所输送气体中的有害介质对管子内壁金属的腐蚀）。根据国内外实践经验制定的国家现行的《钢质管道及储罐防腐蚀控制工程设计规范》

SＹ

000７

和《

埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》

SY

/

T

0０3６

提出了防止管道外腐蚀的有效办法，故本规范规定输气管道外防腐应按该两部规范的有关规定执行.

凡符合本规范第3

。

1

。

２

条规定的气体一般不会对管子内壁金属产生腐蚀.当输送不符合上述规定的气体时,应采取其他有效的措施.如：降低气体的水露点、注人缓蚀剂或内部涂层等措施,防止管子的内壁腐蚀发生。由于工程造价、金属耗量等经济原因，辅气管道一般不允许采用增加腐蚀裕量的方法来解决管壁内腐蚀问题。故本规范规定：管道采取防腐措施后，确定管壁厚度时可不考虑腐蚀裕量。

ﻫ３

．

1

。

5

输气管道设锐清管设施,一方面为进行必要的清管，另一方面为正常生产时的管道检测。管子内壁粗糙及管内存有污物是目前管输效率较低的主要原因。鉴于目前国内制管、管道施工及生产管理状况有时达不到预期效果，为了消除施工中管道内存留的污物及生产中的凝析液体.因此,本规范提出对输气管道系统的清管要求。

输气管道内壁涂层效益是明显的，不但可以防腐蚀，而且可以大大提高管输效率,据有关资料报道可提高竹输效率约5％～８%或更大一些。但因目前国内管道内壁涂层应用还不十分广泛,故本规范只规定宜采用。

3

。

2

工艺设计

ﻫ3

。

２

．

１

本条增加了系统优化设计的要求．系统优化设计是将影响工艺方案的各种设计参数、条件分别组合,构成多个工艺方案,经工艺计算和系统优化比较．最终确定推荐工艺方案的过程,近年国内大型输气管道工程设计己广泛应用。

3

.

2

.

2

定方案首先是选择输气工艺，然后确定工艺参数。通过工艺计算和设备选型、管径初选从而进行技术经济比较,才能最终确定管径和输压。对是否需要增压输送也需在技术经济比较之后才能确定．优化设计就是选择输气工艺、选定管径、确定输压、选定压比、确定站距、进行技术经济比较的过程.本条所列工艺设计应包括的主要内容为输气管道工艺设计不可缺少的四个方面的内容.

３

。

2

。

3

本条所指的气源是气田气或高压煤气等．充分利用气源压力是提高输气压力增加输气量的方法之一，也是一项节能措施，并有显著的经济效果。只要管道本身的制造、安装工艺能够达到并符合技术经济优化条件，而气源的压力也能较长时间保证，输气压力应尽量提高.

输气管道是否采取增压输送,取决于输气管道长度、输气量、管径大小的选择等各方面的条件进行综合分析和方案比较后确定.压气站的站距，取决于压气站的站压比选择.压气站的站数取决于输气管道的长度.本条所规定的站压比和站距值是当确定采用增压愉气工艺并已确定采用离心压缩机时,对于站压比的选择和站距的确定所提供推荐性的数值范围。由于制管技术不断提高,新的制管材料继续开发，制管成本可能下降，压缩机的压比和功率以及制造技术均有可能提高,今后压气站的站距设计可能随着提高，因此条文中对站距未限制其上限值。

ﻫ3

.

2

.

4

本条规定压缩机选型应满足输气工艺设计参数和运行工况变化两个条件。也就是在输气工艺流程规定的范围内要求压缩机在串联、并联组合操作变更或越站输气时,其机组特性也能同管道特性相适应,并要求动力机也应在合理功效范围内工作.

ﻫ3

．

2

．

5

输气干线各分输站、配气站和末站的压力，是由管道输气工艺设计所确定的.上述各站的输气压力和输气量应控制在允许范围内，否则将使管道系统输气失去平衡，故干线上的各分输站和配气站对其分输量或配气量及其输压均需进行控制和限制.

ﻫ3

。

2

。

6

为了保证进人管道的气体质量符合第３

。

１

．

2

条的规定要求,应对进入输气干线的气体进行检测。

ﻫ３

。

2

。

7

输气管道的壁厚是按输气压力和地区等级确定的．输气压力可能出现两种情况,一是正常输气时所形成的管段压力，二是变工况时的管段压力．当某一压气站因停运而进行越站操作时,则停运压气站上游管段压力一般大于正常操作条件时的压力.故本条规定管道系统的强度设计，应满足运行工况变化的要求。

3

．

2

.

8

压气站设干线越站旁通阀的目的是为了在必要时进行越站操作.越站操作的情况有三种：①

压气站本身发生意外事故；②

压气站压缩机和动力机需要定期检修；③

干线输气工况发生变化(即干线输气量降低）。

清管站干线越站旁通管路是止常运行管路。输气站的进、出站管线装设截断阀，其目的为:①

站内设备检修需要停运；②

输气管道发生事故或输气站本身发生事故引起的停运。由于输气站或干线、支线停运，则需与输气管道截断,故应装进出站截断阀。截断阀的安装位置要求是参照美国《输气和配气管道系统》

ＡSＭＥ

B３

１

.

8

和美国《

联邦管道安全法》

49CFR192规定的。

3

。

3

工艺计算与分析

3

．

3

。

１

设计和计算所需的主要基础资料和数据,应由管道建设单位根据工程建设条件和任务提出。条文中所列举的各项资料是输气管道设计和计算必不可少的。不具备这些资料和数据,管道输气工艺设计便无法进行.

在有压气站的输气管道工艺计算中，沿线自然环境条件,如站场海拔高程、大气压、环境温度、沿线土壤传热系数等,都是应具备的资料,当要利用管道储气调峰时,动态模拟计算还需要用户的用气特性曲线和数据。

ﻫ3

。

3

。

2

输气管道工艺计算采用输气管基本公式,是考虑到现代管道设计中计算技术的发展，有条件进行复杂和更精确的计算。该公式系按气体动力学理论并根据气体管路中流体的运动方程、连续性方程和气体状态方程联立解导而得，其结果可由下列基本方程所表达:

假定dｈ

=

O

作为水平管系，则上述表达式可用下列方程表示：

ﻫ

ﻫ再将上列方程经计算和简化，即得计算水平管的基本公式如下:

当输气管道沿线地形平坦,任意二点的相对高差小于20０m

,

输气压力不高时,按水平管公式计算误差很小可忽略不计,此时可采用水平管基本公式(l）计算。但是在输气压力较高时，即使相对高程小于20Oｍ

，气柱造成的压力也较大,如在6

．

４MPａ

压力下,相对密度0

.

6

的天然气2０0ｍ

气柱造成的压力达0

.

１

MPa

左右.为了说明公式（ｌ）的使用条件，条文中增加了“不考虑高差影响时”的限制条件。

当输气管道沿线地形起伏，任意二点的相对高差大于200m

时对输量有影响，故应按下面式（2）计算。

ﻫ将长度为L

的输气管视为由数段高差不同且坡度为均匀向上或向下的若于直管管段所组成.设各管段的长度为L1、L2、L3…

Ln．压力为PH、P1、Ｐ2、P3

…ＰK

，高程为hＨ、h1、ｈ２

…

hK

.如设起点的高程为Hｈ＝0

，则各直线管段的高差为△ｈ1

=

ｈ１一hH，△h2＝

h2

一h1，△

h3=h3

–ｈ2，…

…

而△

h=hK

－

hＨ，通过上列基本方程进行运算和简化后则可得下列公式：

ﻫ上列（1)和（2）式中各参数符号的计量单位除说明者外，见表2

.

ﻫ式中

PＨ及PK

——

计算管段起点和终点压力(MPa

）

；

ｄ

-—

管道内径(ｃｍ

）

；

λ-—

水力摩阻系数；

Z

--

气体压缩因子；

ﻫ△

——

气体相对密度;

T

一气体温度（K

）

；

ﻫ△h

―

计算管段起点和终点间高差（ｍ

）

；

ﻫα一系数(m—1），α=2g△/ZRａT;

ﻫ

Ra一一空气的气体常数,在标准状态下Ra=２87

.

１

ｍ２

/

（

s2

·

K

)

;

n

一一输气管道计算管段内按沿线高差变化所划分的计算段数；

ﻫ

hi、hi—１一一各划分管段终点和起点的标高（ｍ

)

；

Ｌi一一各划分段长度（km

)

;

C

一一计算常数，C

=πTORa/4P０。

式(2）

,分子中(l

十a

△

h

）一项表示输气管终点与起点的高差对流量的影响;分母内

ﻫﻫ一项，表示输气管沿线地形(沿线中间点的高程）对流量的影响.

天然气在标准状态下，假设ρG=

0

.

7kg

/

ｍ3，

10０m

气柱相当压力为70０Pa

，可以忽略不计。但在地形起伏、高差大于２0Om

的情况下，所造成输气量误差较大，则不能忽略。例如压力7

。

5MＰa

、压缩因子为0.

８7

时，ρ一60.3ｋg

/

ｍ3

,高差为1００0ｍ

时，即相对于0

.

60３MPa

的压力,这样的压力就不能忽略。因此,凡是在输气管线上出现有比管线起点高或低200m

的点,就必须在输气管水力计算中考虑高差对地形的影响。

ﻫ当各参数单位予以给定时，可得C

值，见表2

。

ﻫ

ﻫ将3

．

3

.

2

一１

和３

．

3

.

2

一2

式按法定符号和法定计量单位进行转换则得本规范正文中所列的公式.

当输气管道中气体流态为阻力平方区时，根据目前我国冶金、制管、施工及生产管理等状况，工艺计算推荐采用附录A

给出公式（原为PanhａｎdｌeB

式）.

附录Ａ

公式中引入一个输气效率系数E

,其定义为:

ﻫ

Ｅ=Qφ/Q=λ/λφ

式中

Ｑφ

——

气体实际流量；

Q

——

气体计算流量；

λ

——

运行后管子实测水力摩阻系数；

ﻫ

λφ

——

设计时采取的水力摩阻系数.

ﻫ输气效率系数E

等于输气管道的实际输气量与理论计算输气量之比，表明管道实际运行情况偏离理想计算条件的程度。设计时选取E

值应考虑计算条件与管道实际运行条件的差异，以保证运行一段时间后管道实际输气量能满足设计任务输量。美国一般取Ｅ

=

0

．

9

～

0

。

9６

。

E

值大小主要与管道运行年限、管内清洁程度、管径大小、管壁粗糙情况等原因有关。若气质控制严格,管内无固、液杂质聚积，内壁光滑无腐蚀时E

值较高。当管壁粗糙度和清洁程度相同时,大口径管道相对的粗糙度较小,故E

值较小口径管道为高。我国制管技术及安装焊接水平,以及气体的气质控制及输送工艺等与世界先进水平尚有差距，运行条件与计算条件也不尽相符。本规范推荐当输气管道公称直径DN300

~

DN8００

时,E

值为0

.

8

～

０

．

9

；大于DN80０

时,E

值为0

.

91

～

0

.

94

。

3

.

3

.

4

由于输气管道工程规模扩大,系统复杂性提高,供气范围增加,对供气可靠性的要求提高.不稳定工况对安全、平稳供气影响很大，不稳定工况主要来自供用气的不均衡性和管道系统故障，如管线破裂漏气，压缩机组故障停运等.为了分析不稳定工况对供气可靠性的影响，必须模拟各种不稳定工况,对系统进行动态计算，计算出管道系统在不稳定工况条件下各节点工艺参数和储气量，以便分析管道的供气和调峰能力、事故自救能力和应采取的对策。

对用气不均衡性的动态计算,应提供一个波动周期内每小时用气量的变化数据（或负荷系数）。一般以一周为一周期。如果是事故工况，主要是计算出管道能维持供气的时间。时间长短随事故地点、事故性质而变化，故条文中对计算周期不作具体规定。

3

。

3

．

5

目前计算软件较多，在使用前应经工程实践验证，以保证计算结果的可靠性。

3

。

4

输气管道的安全泄放

ﻫ3

。

4

.

1

本条是参考美国国家标准《输气和配气管线系统》

ASMF

B31

.

8

（以下简称ASME

Ｂ3１

．

8

)第８45

.

1

条的规定.该条规定“凡干线、总管、配气系统、用户量气表和相接设施、压缩机站、管式气柜、用管子和管件制成的容器以及所有专用设备,若所接的压缩机或气源，在其压力控制失灵或其他原因,可能使上述设施中的压力超过其最大允许操作压力者,应装设适当的泄压或限压装置"。

ﻫ3

．

4

.

２

本条是参考关国国家标准ＡＳME

B31

。

８

第８46

．

2１

条(C

）

款的规定。该款规定“输气干线上应安装排放阀，以便位于主阀门之间的每段管线均能放空。为使管线放空而配置的连接管尺寸和能力，应能在紧急情况下使管段尽快放空"。

3

。

４

。

3

设计压力通常是根据工艺条件需要的最高操作压力所决定的。受压设备和容器由于误操作、压力控制装置发生故障或火灾事故等原因,上述设备、容器内压可能超过设计压力。为了防止超压现象发生，一般均应在承压设备和容器上或其连接管线上装设安全泄压装置。

如果经分析不存在超压可能，则可不设置。如全线为同一设计压力,又无压气站的输气管道，除了在气源进气的站场设置安全阀外，其余站场可不设置。当一个站场存在不同设计压力的管道及设备，为防止调压设备失效而引起低压系统超压，应在低压系统上游按不同设计压力分别设置安全阀．

ﻫ输气站内，对泄压放空气体一般不采取就地排放，均引人同等压力的放空管线并送到输气站以外的放空竖管去放空。这种泄压放空方式对保护环境和防火安全均有好处。

3

。

4

.

４

美国联邦强制性法规《

联邦管道安全法》

第１92

天然气部分第169

条和美国《

输气配气管道系统》

ASMＥ

B31

．

8

第843

.

4４1

条对压气站的限压要求规定：“保证压气站管线和设备的最大允许操作压力不得超过10

%

”。

英国及欧洲标准《

天然气供气系统―

输配气调压站功能要求》

SB

EN12l86

一2000

对压力控制的要求如下表（表３

）：

ﻫ

国际标准《

石油天然气工业一管道输送系统》

1５0

１３623

:2000

（

Ｅ

）第6

.

3

。

2

.

2

条规定：“允许瞬变条件下偶然压力超过最大允许操作压力,但这种压力发生的次数和持续的时间要有限,而且不得超过最大允许操作压力的1０

％

”.

管道系统投产前都经过至少１

。

1

倍设计压力的强度试验，本规范安全阀的定压要求是安全的,也是与国际标准相一致的。

ﻫ3

．

4

。

5

输气站内的安全泄放气体和放空气体一般均用管线引到站外放空竖管放空，或在竖管顶部燃烧后排入大气。对于排气引出管口径大小的确定，通常是以安全阀泄放压力的１0

％作为背压进行计算。

ﻫ3

.

4

。

7

放空竖管高度是参照《

石油天然气工程设计防火规范》

GＢ

50１８5

制定的.

ﻫ3

。

４

。

８

本条是根据《

石油天然气工程设计防火规范》

GB

50183

制定的。

3

.

4

.

９

本条对设置放空竖管所作的规定主要是从安全角度考虑.放管竖管直径大小同泄放气量有关。泄放气引出管管径大小应根据安全阀的泄放量和背压综合考虑确定。故本条规定放空竖管直径大于最大的放空引出管直径。

ﻫ放空竖管顶端严禁装设弯管，原因是顶端向大气排出的气体产生的反向推力将对竖管底部产生巨大的弯矩，有造成放空竖管倾倒的可能，此种事故在生产现场多次发生过，故在本条文中特予以强调。

气体放空时对竖管底部产生较大的且不均匀的反座力,在现场曾引发放空竖管振裂事故。为了防止这种反座力所引起的振动,故对竖管与水平管间的弯管部分和靠近弯管的一段水平管应进行锚固．ﻫ管道输气工艺输气管道沿线各压气站与管道串联构成统一的密闭输气系统，任何一个压气站工作参数发生改变都会影响全线。因此,必须采取措施统一协调全系统各站的输量和压力，如调节各站原动机的转速，改变压气机工作特性和采用局部回流循环等，以保持压气机出口压力处于定值，并保障管道、管件和设备处于安全运行状态。

ﻫ输气管道计算

输气管道的管径、壁厚、起点压力、压缩比（压气机出口与进口压力之比）和压气站间距等参数的计算.参数间的相互关系反映在输气量计算式上。对于大管径、高压输气管道的输气量计算，一般用潘汉德公式:

对于中小管道和矿场集气管道的输气量计算,则多用威莫斯公式：

以上两式中Ｑ为工程标准状况下天然气的体积流量;E为管道效率因数(新钢管采用0.９)；CＱ为公制单位计算常数（取0.01002）；Tb为标准温度(293K）;pb为标准压力（1.03３千克力/厘米2）；D为钢管内径;

p1及p2分别为计算段管道起、终点压力；L为计算段管道长度；Tf为管内天然气平均温度；Ｚ为管内天然气平均温度、平均压力下的压缩系数；G为天然气相对于空气的比重;CQＷ为公制单位计算常数（取0.003７4７7)。从以上两公式可知，管道的输气量主要是由管径、长度、温度、相对比重、起点和终点压力等参数决定，其中尤以管径、起点压力和长度的影响最大。如管径增大一倍时,输气量可以增加约６倍；压气站间距缩短一半时，输气量增加4１％；同样提高输送压力和降低温度也能收到增大输气量的效果。

计划建设管道时,输气量通常是给定的，可先根据经验选择压缩比及相应的站间距离，按上述公式计算所需的管径和压气机的出口压力,并作出不同方案，用以比较管材金属消耗量和所需功率,从而确定最优参数。

压气站设置

为提高天然气压力或补充天然气沿管道输送所消耗的压力，需要设置压气站。是否需要建设起点压气站,取决于气田压力,当气田压力能满足输气的需要时，可暂不建站。长距离输气管道必须在沿线建设若干个中间压气站。中间压气站的数目主要由输送距离和压缩比决定。站距主要由输气量确定，每个压气站都要消耗一部分天然气作燃料，因此输气量逐站减少,从而使各站距也有所不同.在确定站距时,应根据通过该站的实际输气量和进出口压力值,按输气量公式计算，还应综合考虑压气站址的地理、水源、电力、交通等条件。

末端储气

利用输气管道末端的工作特点作为临时储气手段。末端长度对管道管径及压气站站数的确定有影响，因此也是输气工艺应考虑的问题。输气管道末端与中间各段的工作条件的差别是：中间各段的起终点流量基本相同，而末端的起终点天然气流量和压力则随终点外输量的变化而变化.气体外输量少时，多余的天然气就积存在末端；外输量大于输气管前段的输气量时，不足就由积存在末端中的天然气来补充。末端天然气流量变化的同时,其压力也随之变化,末端起终点压力的允许变化幅度决定末端储气量值。此量值可用下式求得:式中V为末端储气量；T为末端气体的绝对温度；

Z1和Ｚ2分别为储气开始的平均压力ｐ姈和储气终了的平均压力ｐ娦下的压缩系数;Ｔb为标准温度（29３K）;Ｖ０为末端管道容积。

ﻫ计算输气管道时，一般先从末端开始，确定末端的长度、储气量和管径，然后再计算其他管段。

提高管道输送效率的措施

输气管道经一段时间运行后,由于管内积垢、积液和压气机磨损等,管道输送效率就会下降。为了测试管道输送效率，常以新投产时管道最佳工况的效率作为基准,进行管道效率校核。提高运行效率的措施有：①在用气中心建立储气库,减小终点配气量对输气的影响，保证输气管道经常按高效输气量输送，充分发挥管道的输气能力；②选择排量、功率和压力有较宽调节范围的压气机组,使之在输量变化时仍能有较高的效率；③采用内壁涂层，降低管内粗糙度，减小压力能损失；④采用各种清管器清除管内锈屑和积液；⑤降低输送温度,提高输气压力，顺序输送多种气体等.

天然气液化运输

天然气深冷到低于其沸点温度而成液态，称为液化天然气。它的体积只是气态的

1／600，比重为

0.415～0．45。液化天然气储罐有地上和地下两种。大型地上液化天然气储罐多用低温韧性好的铝、镍合金或不锈钢的金属罐，也有用预应力钢筋混凝土建造的。地上的金属储罐均外包有聚氨脂泡沫塑料的绝热层.

在低温下长距离输送液化天然气的管道还处于试验阶段。大宗的液化天然气目前都用液化气船运输。液化天然气由船上卸入储罐中，经加温气化后使用。通常用海水加温,这一换热过程可作为巨大的工业冷源加以利用。液化天然气经气化后，进入管道系统，输往配气中心供给用户。第一篇输气工艺基础知识２012-0７-０6第一篇

输气工艺基础知识

第一篇

输气工艺基础知识

天然气是一种易燃易爆的混合气体，其主要成分为甲烷。在进入长输管道输送之前，必须对天然气进

行脱水、脱硫等净化处理，以达到管输和下游用户的需求。在管道运行期间，需要进行清管、天然气加压、

储存等工作，并应做好工艺设备、仪表、自控、计量、电气、通讯、线路、防腐等各专业的设备和设施的

检查、维护工作，以确保输气管道安全、平稳运行。本篇主要介绍天然气的物性与净化、清管工艺、压缩

机、地下储气库以及液化天然气（ＬNG).

第一章

１.

天然气输送方式

天然气输送简介

正常状态下的天然气以气体状态存在于自然界中,对于气态物质而言，管道输送是最有效的输送方式.

自从天然气被开采利用以来,一直是利用管道从开采地输送到用户。由于天然气的广泛使用以及开采地与

用户距离越来越远，有的甚至要越洋过海才能将天然气送到用户，这样就给管道建造带来了极大的困难.

2０

世纪

７0

年代以后，由于深冷技术的发展,天然气的液化输送得以实现，这就是把天然气在低温和一定压

力下变成液体，然后用特殊的船舶或槽车进行运输。因此，到目前为止,大量的天然气的主要运输方式有

两种，即管道运输和液化气船（车）运输.

从运输的地理环境分,天然气运输又可分为陆上运输和水路运输。陆上运输主要采用管道运输,这是

最大量、最普遍的运输方式;此外，也采用压缩天然气槽罐车运输，这是少量的、短距离的运输。压缩天

然气并无严格的定义，通常指高压的天然气（最高压力达

25MPa）

。陆上运输还可以采用液化运输方式。

天然气水路运输主要指海路运输,有两种运输方式:

(1)

液化气船运，这是长距离海路运输的主要方式,如从中东、东南亚运送到欧洲、亚洲各地均用

此方式；

(２）

海底管道，

这是海上气田和近海大陆架气田输送到陆上的最主要方式,

如我国从崖-13

气田到香

港、从东海春晓气田到上海等。

天然气管道可分为矿场集输管道、长输管道和城市输配管网.本书主要介绍天然气长输管道和城市输

配管网的各种技术。

２。

天然气长距离管道输送

2.１

天然气长输管道的概念和特点

天然气从地层开采出来，经过矿场集输管道集中输送到净化厂处理后,由长输管道输送至城市管网，

供给工业用户或民用。由气井至用户,天然气都在密闭状态下输送,形成一个输送系统。

天然气长输管道是连接气田净化处理厂与城市门站之间的干线输气管道。它在我国压力管道分类中属

GA

类，它的设计应遵循国标《输气管道工程设计规范》

(GB50２51）。

天然气长输管道具有口径大、压力高、输气量大、运距长等特点。以西气东输管道为例，从新疆轮南

1

第一篇

输气工艺基础知识

至上海市，全长

4000

多公里，管径Φ

1０1６mm,最高设计输送压力

10MPa,年设计输量

120

亿立方米,相当

于我国目前天然气总输量的

40％左右.

2.2

天然气长输管道的组成和功能

输气管道工程由输气管道、输气站场、管道穿（跨）越及辅助生产设施组成。根据用户情况和管线距

离，输气管道设有压气站、分输站、计量站及清管站等,通过分输站（计量站)将天然气调压后输往城镇

配气管网或直接输往用户。

输气首站是输气管道的起点站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。它接受气田净化厂来气,

经过升压、计量后输往下一站.在气田开发初期,由于地层压力较高而输气量较小，地层压力足以输送至

下一站,因此,首站一般不设压缩机组。

输气过程中沿程压力会不断下降，为了提高输气量，必须在一定距离后设置中间压气站增压。输气末

站为输气管道的终点站，一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。输气末站将天然气计量、调压

后供给城市配气管网及大工业用户。为满足沿线地区用气，常在中间压气站或分输站引出支线分输,也可

以接受其它气田(或管道）的进气。

天然气的消耗在一天、一个月或一年之内有很大的不均衡性,特别是城市居民用气量更是如此，如北

京市日高峰用气量是低谷用气量的几倍至十几倍.而干线的输量应维持在其设计输量范围附近才能安全、

经济地运营。为了季节性调峰的需要，常在大城市附近设有储气库，夏季天然气供应过剩时，管道向储气

库注气，冬季用气高峰时，再采出用以调峰。长距离输气干线和一个或多个地下储气库及一系列输入、输

出支线,形成一个统一的供气系统.

2．３

天然气长输管道的发展

国外天然气管道有近

１20

年的发展历史。二十世纪七、八十年代是全球输气管道建设高峰期，世界上

几条最著名的输气管道几乎都是这一时期建成的。北美、俄罗斯、欧洲天然气管道已形成地区性、全国性

乃至跨国性大型供气系统。目前,全球输气管道总长度超过

14０

万公里，其中直径

1

米以上的管道超过

12

万公里。

1963

年，我国建成第一条现代输气管线—巴渝线。到

2０

世纪

80

年代中期，我国输气管道主要分布在

川渝地区。

从上世纪末开始，

我国输气管道建设进入快速发展阶段，

近年已建成陕京输气管道

（见图

1—1.1)、

涩北—西宁-兰州输气管道、西气东输管道、忠县-武汉输气管道、陕京二线输气管道等重要管道。

２

第一篇

输气工艺基础知识

进气

进气

朔州市

大同市

河北省

燕山石化

靖边站

榆林压气站

府谷压气站

朔州分输站

应县压气站

灵丘压气站

二站村阀室

琉璃河站

石景山站

北京市

天津市

永清站

通州站

小卞庄站

天津市

大港站

沧化、沧淄线

储气库

储气库

图1—１．1

陕京一线输气管道结构图

3

第一篇

输气工艺基础知识

第二章

1。天然气的特点与组成

天然气的物性

石油工业中称采自气田或凝析气田的可燃气体为天然气,又称气田气;在油田中与石油一起开采出来

的可燃气体称为石油伴生气。

含硫化氢的天然气略带臭鸡蛋味，石油伴生气带汽油味。天然气一般无色,比空气轻,其相对密度一

般为

0.58～0。6２,石油伴生气为

０.7~0。85。

天然气是一种易燃易爆混合性气体,与空气混合后,在空气中浓度达到

5％～15％时,遇到火源会发生

燃烧或爆炸。

天然气的主要成分为烷烃气体,烷烃气体本身无毒,若含有硫化氢,则对人体有毒害性；如天然气未

完全燃烧，会产生一氧化碳等有毒气体.我国管道天然气经过净化处理后,含硫量已大大降低,符合国家

卫生环保标准,因此,我国管道天然气的毒害性极小。

天然气是一种多组分的混合气体,主要成份包括甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等,其中甲烷含量占绝对比

例.例如我国四川气田天然气甲烷含量一般不低于

９0％，而陕甘宁气田则达

95％左右。此外,天然气中还含

有少量二氧化碳、硫化氢、氮气、水蒸气以及微量的氦、氖、氩等气体。在标准状况下，甲烷至丁烷以气

体状态存在，戊烷以上为液态。

2。天然气的热值

天然气作为燃料使用，热值是一项重要的经济指标。天然气的热值是指单位数量的天然气完全燃烧所

放出的热量。天然气主要组分烃类由炭和氢构成，氢在燃烧时生成水并被汽化,由液态变为气态，于是一

部分燃料热能消耗于水的汽化。消耗于水的汽化的热叫汽化热（或蒸汽潜热）

。将汽化热计算在内的热值叫

高热值(全热值）

,不计汽化的热值叫低热值（净热值）

。由于天然气燃烧的汽化热无法利用，工程上通常

使用低热值即净热值。

3.天然气的可燃性限和爆炸极限

可燃气体与空气混合（空气中的氧为助燃物质)

,遇到火源,可以发生燃烧或爆炸。

可燃气体与空气

的混合物,对于敞开系统，遇明火进行稳定燃烧。可燃气体与空气的混合物进行稳定燃烧时，其可燃气体

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，

称之可燃性界限，即可燃性限。

可燃气体与空气的混合物，在封闭系统中遇明火可以发生剧烈燃烧,即发

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，其可燃气在混合气体中的最低浓度

称为爆炸下限，最高浓度称为爆炸上限,爆炸下限与爆炸上限之间的可燃烧气体浓度范围，称为爆炸极限。

有的可燃气体的可燃性限与爆炸极限是一致的，有的可燃气体的爆炸限只是可燃性限内的更小浓度范围。

一般情况下,可将爆炸极限与可燃性限混用，即用可燃烧性限代替爆炸极限,这对于实际工作是适宜的,

有利于安全生产。

压力对于可燃烧气体的爆炸极限有很大影响,例如当压力低于

６665

帕时，天然气与空气的混合物，

4

第一篇

输气工艺基础知识

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％。随着压力的升高,爆炸极限急剧

上升，压力为

1．5×10

帕时,天然气的爆炸上限为

58%。

7

4。天然气输送过程中的节流效应

假如降低气体的压力而不释放气体的能量,而且气体是理想的,状态是绝热的，那么系统的总能量保

持不变.也就是说，状态变化属于等焓变化,气体的温度也保持不变。然而假如上述变化的气体是真实气

体,那么其容积变化将不同于理想气体的情况,其内能和温度将发生变化.如图

1—2.1

所示,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），产生强烈的涡流，使压力下降，这种现象称为节

流.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.图

１—2.１

绝热节流效应示意图

节流过程是不可逆过程，在过程中流体处于非平衡状态,没有确定的状态参数。但可以研究节流前流

体处于平衡状态的情况。例如离节流足够远的两个截面

１、2

处，那里的气体已为平衡状态：

压力

P1〉Ｐ２;比容

v1＜v２;流速

w1〈w2

节流以后,流速增大，但总的来说，动能变化不大，可近似认为节流前后气体的焓不变，即

ｈ1=

ｈ２

真实气体的焓不但与温度有关，也与压力有关。所以对于真实气体，节流以后压力下降，通常也造成

温度下降，这称为节流的正效应。当气体节流前的温度超过最大转变温度（约为临界温度的

4.85～6。２）

时,节流后压力下降,会造成温度上升,这称为节流负效应。节流效应又称为焦耳-汤姆逊效应。温度下降

的数值与压力下降数值的比值称为节流效应系数,又称焦耳-汤姆逊效应系数.

5

第一篇

输气工艺基础知识

第三章

１．天然气的输送要求

天然气的输送要求及天然气的净化

从地层中开采出来的天然气往往含有砂和混入的铁锈等固体杂质，以及水、水蒸气、

硫化物和二氧化

碳等有害物质。

砂、铁等尘粒随气流运动,磨损压缩机、管道和仪表的部件,甚至造成破坏。有时还会积

聚在某些部位,影响输气的正常进行.水积聚在管道低洼处，减少管道输气截面,增加输气阻力。水还能

在管内壁上形成一层水膜,遇酸性气体(H2Ｓ、CO２）

)等形成酸性水溶液,对管内壁形成腐蚀，是造成输气

管道破坏的重要原因之一。水在一定温度和压力条件下还能和天然气中的某些组分生成冰雪状水合物（如

ＣＨ4·6H2Ｏ

等),造成管道冰堵。

天然气中的硫化物分为无机的和有机的两种。无机的主要为硫化氢，有机的主要是二硫化碳（CS２)、

硫氧化碳(ＣOS）等.硫化氢及其燃烧产物二氧化硫（SO２）都具有强烈的刺鼻气味，对眼粘膜和呼吸道有破

坏作用。空气中硫化氢含量大于91０mｇ／m

(约0。０6%体积比）时，人呼吸1小时就会严重中毒.当空气中含有

０．05％体积比二氧化硫时,呼吸短时间就会有生命危险。硫化氢和二氧化硫还是一种腐蚀剂,尤其有水存在

时更是如此.含有硫化物的天然气作为化工原料,很容易造成催化剂中毒,使生产无法进行，生产的产品

质量也无法保证。另一方面，天然气中的硫化氢又是制造硫、硫酸、化肥的重要原料,不应让它混在天然

气中白白浪费掉。因此,天然气进入输气干线之前必须净化，除去尘粒、凝析液、水及其它有害组分。

目前，净化的指标和要求各国有所不同.北美地区输气管网大致要求为:每标准立方米气体，含水量

不超过

95～12５mg；硫化氢含量不超过

２.3～5．８mg；有机硫含量不超过25０ｍg;二氧化碳含量，视热值不

同而要求允许含量为

2～５％（体积比）

。西欧地区，如德国和法国要求较严，硫化氢含量不得超过

1．5~

2mg／m

；含水量,德国要求低于

8０ｍg/

m

，法国要求低于5８

ｍｇ/

m

。我国要求有机硫总含量不超过2００mg/

m

；硫化氢含量不得超过２０

mg/

m

；二氧化碳含量不得超过３％；水露点在最高操作压力下应比最低输送环

境温度低5℃。

上述要求都是对管道输气而言，从中可以看出:

(１）对硫化氢的限制远比生活用气的卫生标准高得多，

硫化氢含量大都在

１5~30

mg/

m

之间,我国生活用气卫生标准规定为

2０mg／ｍ

以下。管道输气标准这样高，

是为了保证管道、设备、和仪表不被腐蚀.

（２)供长输管道的天然气，其脱水深度以确保在输送过程中

水蒸气不致凝析和形成水合物为原则，所以天然气的露点应比管道输气的最低温度低

５～10℃。

3

3

3

３

3

３

3

３

２。天然气的净化

2。1

分离与除尘

天然气输送系统中的液体和固体杂质主要来自三方面：（1）采气时井下带来的凝析油、凝析水、岩屑

粉尘；(2）管道施工时留下的脏物和焊渣；（3)管内的锈屑和腐蚀产物。

输气管道中气体的含尘量一般为１～23

mg／

m

,除尘不好的可高达７～１0３

mｇ/

m

。粉尘中以氧化铁最

多，占９０%以上。天然气的含尘量，前苏联国家标准规定:生活用气含尘量为

１

mｇ／

m

，工业用气为

4～6

ｍｇ／

m

。但是，天然气压缩机的要求远比这些规定严格得多,一般是：含尘量小于0。2～0.5

mg/

ｍ

；含尘

６

3

３

3

3

３

第一篇

输气工艺基础知识

粒径小于1０~３0？m,有的要求含尘量小于0。05

mｇ/

ｍ

,最大粒径不超过5?ｍ。

为了减少粉尘和防止仪表、调压阀的指挥机构等因为堵塞失灵,常采用如下措施：

（1）脱出天然气中的水蒸气、氧、硫化物、二氧化碳等组分,减少管内腐蚀；

(2)采用管内壁防腐涂层保护管材；

(3）定期清管扫线；

(4）在允许的情况下，采用所能达到的最低流速输气，减少气流冲击腐蚀和携尘能力;

（5）在集气站、压气站、配气站、调压计量站等处安设分离器、除尘器和过滤器。脱出各类固（液）

体杂质.常用分离器与除尘器有重力式分离器、旋风式分离器、多管旋风分离器等。

2。2

天然气脱水

含水量较多的天然气在长距离的输送过程中，常常发生下列问题：

（1)水气与天然气的某些组分生成冰雪状的水合物，堵塞管道和仪表；

(2)凝结水积聚在管道的低洼部位,降低管道的输气能力，增加动力消耗；

（３)酸性气体,如

H２S、CO2

溶于水，造成内壁腐蚀。

因此,天然气长距离输送前必须有效地脱除其中的水分。所谓有效地脱除,就是在输送的最高压力和

最低温度下，天然气中的水分尚处于不饱和状态。相对湿度为6０%～７0％,或者是在输送压力下天然气的露

点比最低输送温度低5～10℃。

天然气中常用的脱水方式有三类:低温分离、固体干燥剂吸附和液体吸收。

（1）低温分离

高压的天然气经节流膨胀造成低温,让水分离出来。它一般适于高压气田，天然气降压后仍高于输气

压力，同时又使温度降低而不至产生水合物。例如加拿大恩克力克气田,先在井口节流使天然气压力从

235×１0

Pa(约2４0大气压)降至151×１0

Ｐａ（约15４大气压），经空气冷却器冷却至40℃(水合物形成温度

为32℃),此时约一半以上的水被冷凝分离出来,然后通过脱水塔用分子筛脱水达到管输要求。低温分离

的另一类是将压力较低的天然气加压后，冷却脱水。我国的一些油田还在冬季利用大气来冷却石油伴生气

达到脱水的目的。低温分离一般都作为辅助的脱水措施。因为它是依靠低温冷凝分离脱水,此时天然气仍

处于饱和状态。为防止冰堵，有的装置在低温分离的同时，还加入某种反应剂（如甲醇、乙二醇、二甘醇

等）吸收水分,进一步降低露点。

（２）固体干燥剂吸附脱水

一种气相（或液相）组分被固体表面吸住而在固体上浓聚的现象称为吸附。固体干燥剂吸附脱水就是

利用多孔性的干燥剂吸附天然气中的水蒸气。固体干燥剂很多，天然气工业上常用的有硅胶、活性氧化铝、

铝矾土和分子筛等。

硅胶主要成分为SiO2,颗粒状硅胶有坚硬的玻璃状的外表，分子式为SiO2？nH2O.硅胶对极性物质的选择

性很强，对天然气脱水很有利。在适当的条件下，可使气体露点达—60℃～—7０℃。但硅胶的吸附量和气体

的相对湿度的关系很大，相对湿度大时，吸附容量（占干基的百分比）也高，但遇液态水极易损坏,故近

7

5

５

３

第一篇

输气工艺基础知识

年来很少单独使用硅胶大量脱水，而多和其它干燥剂组成复式干燥剂，如由硅酸铝催化剂(保护剂）、硅酸

（主要干燥剂）和分子筛（再干燥剂）组成复式干燥剂吸附脱水。气流先通过硅层脱去饱和水，再通过分

子筛脱去微量水以达到要求的低露点.

活性氧化铝和铝矾土的主要成分都是三水氧化铝(Aｌ2O3？3H2Ｏ)，但后者是由铝矾土矿直接活化而成,

价格便宜,主要缺点是水容量较小.

近年来，分子筛用于天然气脱水有了很大的发展，尤其对天然气液化前的深度脱水，该法更有独到之

处，可使露点降到—98℃。分子筛是一种多孔的铝酸盐结晶，有天然的(如泡沸石），也有人工合成的。分

子筛的晶体结构中有大量空腔，这些空腔由规则而均匀的孔径为分子大小的通道相互联系着。这样,分子

筛就具有很大的内部比表面积（一般在600～1000ｍ

/ｇ),因而具有很大的吸附能力。一定型号的分子筛的

孔径（或窗口）都是一样的，只有那些比分子筛孔径小的分子才能进入分子筛的孔腔而被吸附,大分子被

排斥在空腔之外,从而达到大小分子分离的目的，故有分子筛之称。分子筛之所以成为一种十分有效的脱

水干燥剂,一是水的分子直径（3．２A，

２.７6A)比通常所用的分子筛的直径小；二是分子筛对强极性分子的水

具有比一般吸附的物理引力.分子筛的型号很多,用于天然气脱水以

4Ａ

型分子筛(孔径为

4.0

~4.7A)

较为适合，因为4A分子筛吸水容量较

3Ａ

高一些，价格又较

3A、５A

便宜,且具有一定的选择性,可排斥

C4H、C２Ｈ5

以外的烃类（两个碳原子以上的烃类和芳烃常导致吸附剂污染和结焦）,延长使用寿命.

各种固体干燥剂的吸附和再生过程基本上是一样的，都是基于随温度增加而吸水能力下降的原理，其

设备和工艺流程也基本相同.处理量小的可用两个吸附塔切换吸附和再生,处理量大的可用三个或四个吸

附塔。

各种固体干燥剂具有不同的特点和使用条件。硅胶吸附能力很好,但遇液态水极易破碎，处理量大时

又会很快失效，所以硅胶适于处理量小而含水量不大的情况。活性氧化铝是较好的干燥剂,但活性丧失较

快,特别是在酸性气体较多时容易变质，需要经常更换吸附剂，成本也就增高.分子筛是高效脱水剂，特

别是抗酸性分子筛,能适应含酸性气体较多的天然气的脱水。分子筛特别适合处理量大,而且要求露点降

低幅度大的情况,如天然气液化前的深度脱水。在处理量小，露点降低要求不多的情况下就失去了它的优

势.

(3）液体吸收法脱水

最早采用的液体脱水剂是甘油,随后是氯化钙水溶液，这两种脱水剂目前均已淘汰。从

1936

年二甘

醇用于天然气干燥,甘醇法就得到广泛应用。由于三甘醇特别有效,从

1949

年应用于脱水后，逐步占据

主导地位,至

1９６6

年已成为天然气脱水的工业标准。

目前,用于脱水的有二甘醇,三甘醇和四甘醇。甘

醇法脱水最初多使用二甘醇，由于再生温度受到限制,其贫液浓度为

95％左右，能使天然气露点温度降低约

２5~３0℃。5０

年代发展的三甘醇法，其贫液浓度可达

98～９9％，露点降低幅度通常可达

３3～４7℃。若再

生部分利用闪蒸罐的闪蒸气作为再生的汽提气，可使三甘醇贫液浓度高达

99.5～9９．8％，而露点降低幅度

可达

５5℃，甚至更高。三甘醇被普遍采用的原因是：

●三甘醇沸点为

288℃，比二甘醇高

3２。2℃，可以在较高温度下再生,故贫液浓度高，露点降低比二

8

２

第一篇

输气工艺基础知识

甘醇高

13~３0℃，所以效果好；

●蒸气压力低，在

27℃时，仅为二甘醇的

20％

，因而在吸收塔采用捕雾器后，损失甚微；

●热稳定性好，三甘醇的理论分解温度为

２0６.7℃，比二甘醇高得多；

●操作费用比二甘醇低。

四甘醇应用较少，但特别适用于温度很高的原料气。

用三甘醇对含硫天然气脱水时，三甘醇会吸收一些Ｈ2S，其富液将在重沸器引起腐蚀,

H2S与铁生成硫

化铁,使溶液呈黑色但对三甘醇的吸湿性能并无明显影响。天然气的酸气组分过高，必然会使三甘醇PH

值

（应在

7．5～8）下降。生成有机酸，对脱水不利.

液体吸收脱水和固体吸附法相比,主要优点是投资和操作费用都比较少，而且能连续操作。主要缺点

是溶液易受盐和腐蚀产物的污染而变质。

(4）脱水方法的选择原则

各种脱水方法都有特定的适用范围。选用哪种脱水工艺，首先要明确脱水目的和要求，过高的要求本

身就是一种浪费，最后要通过综合分析比较来确定。从降低露点来看,不少方法都能满足管道输气的要求。

对天然气液化的深度脱水,则以分子筛法为最优。

从投资、操作费用和对操作技术要求来看，液体吸收法-三甘醇法有突出优点.不但投资省，操作费

用低,操作技术也不复杂,而且检修容易，能连续运转，易于实现自动化.

选择脱水方法还要同集输流程的规划统一考虑。如果净化厂就在集气站附近，集气管道短，先脱硫后

脱水，对脱水要求就可以低些,符合管输要求即可，此时以三甘醇法为最优。如果大型净化厂距气源较远,

需要长距离输送含水、含硫天然气，尤其输送高含硫天然气时,为了避免含水含硫天然气对管道和设备的

腐蚀，须先深度脱水,则以抗酸分子筛法为最优.

２。３

脱硫和脱二氧化碳

天然气按含

H２S

多少可分为四类：

●无硫或微含硫天然气

H2S

和

CO2

含量符合管输要求，不需净化;

●低含硫天然气

H２Ｓ

含量约为

0.0０1～０。5％（体积）；

●中含硫天然气

H２S

含量约为

1～1。５%（体积）

２

含量约为

6~8％(体积）

；CＯ

;

●高含硫天然气

H２S

含量一般为

4~8％（体积).

随着天然气工业、化学工业的发展和环境污染问题提出新的更高要求,脱硫技术也不断取得新进展。

针对不同原料气提出的脱硫方法不下数十种,大致可分为四类：

（１）化学溶剂法

采用某种溶于水的溶剂和酸性气体(H2S，ＣＯ2）反应生成复合物,溶剂以化学结合

的方式吸住酸性组分―净化；当吸住了酸性组分的富液因温度上升和压力下降，复合物分解出酸性组分―

溶液再生.这类方法中，一乙醇胺获得了最广泛的应用,60

年代针对其缺点又发展了二乙醇胺法和二甘醇

胺法。

（2）物理溶剂法

它以有机溶剂为吸收剂,依靠物理吸附作用除去酸性组分。酸性组分分压越高，

9

第一篇

输气工艺基础知识

越易被溶剂吸收。溶剂再生可采用减压闪蒸、惰性气体汽提或者适当升温方法.

物理溶剂法的共同优点是吸收剂酸性负荷（单位体积的溶剂能吸收的酸性量)高,处理量大，循环量

小，有良好的经济效果，而且溶剂本身的稳定性好，损耗少，对碳钢腐蚀性小。主要缺点是对

C

４

以上的烃

类，尤其是芳烃的亲和力大,不仅影响净化气的热值，也影响硫磺回收装置的产品质量，因而一般要附设

处理装置。另一方面，大部分物理溶剂法使用的有机溶剂价格昂贵。60

年代中，物理溶剂法有了很大的发

展，特别是环丁砜法获得广泛应用。

（3）直接转化法

这类方法是使

H2S

直接转化为元素硫。它主要用于低含硫气体的净化，其中最为成

功的是蒽醌法和萘醌法(我国有蒽醌法脱硫厂）。

直接转化法的优点是溶液无毒，工艺过程简单,容易操作，净化度高，蒸汽耗量低，对设备的腐蚀性

小，基建投资和生产费用低,可选择性脱出

Ｈ２S。但这类方法的硫负荷低,一般在

1g/L

以下，需要较大的

再生设备，不宜用于处理量大及含酸性气体高的天然气。同时，生产的硫磺质量也比直接氧化法（克劳斯

法）的差。

(4)干式床层法

用固体物质固体床吸附或者和酸性组分反应而脱硫或脱二氧化碳。固体物质包括

天然泡沸石、分子筛、活性碳和海绵状氧化铁等。

1０

第一篇

输气工艺基础知识

第四章

１．水合物及形成条件

天然气的水合物

水合物又称水化物，是天然气中某些组分与水分在一定温度、压力条件下形成的白色晶体，外观类

似密致的冰雪，密度为

0。88~0．90

g

cm

.研究表明，水合物是一种笼形晶体包络物，水分子借氢键

结合形成笼形结晶,气体分子被包围在晶格中。水合物有两种结构,低分子的气体(如

CH

4

，

Ｃ

2

H

６

，

H

2

Ｓ

）的水合物为体心立方晶格，较大的气体分子（如

C

３

H

8

,

iC

4

H

1０

)则是类似于金刚

3

石的晶体结构.在水合物中,一个气体分子结合的水分子数是不恒定的,与气体分子的大小、性质以及

晶格孔室中被气体分子充满的程度等因素有关。当气体分子全部充满晶格的孔室时，天然气各组分的水

合物分子式可写为

CH

4

C

C

ｉC

？

６

H

２Ｏ

，

2

H

６?

6

Ｈ

2

O

,

３

H

8

?

17

Ｈ

2

O

，

４

Ｈ

10

？

１７

H

2

Ｏ

，

2

Ｓ

?

6

H

2

O

，

Ｈ

CO

2

?

6

H

2

O

.戊烷以上的烃类一般不形成水合物。形成水合物有三个条件：

●天然气中含有足够的水分;

●一定的温度与压力;

●气体处于脉动，紊流等强烈扰动之中，并有结晶中心存在。

这三个条件，前两者是内在的、主要的,后者是外部的，次要的。

２。输气管道中气体含水量的变化

根据第一章有关气体湿度的介绍，气体饱和时的含水量只是气体压力和温度的函数。输气管道的

压力、温度分布一定时，相应的饱和含水量也就完全确定.图

1-4－1

中曲线

abcｄ

为输气管道对应压力、

温度下的饱和含水量曲线.输气管道的前半部，压力下降不大，而温度急剧下降,饱和含水量也随之下

降，如

ac

段.在输气管道的后半部，温度下降平稳，接近周围介质温度,而压力则急剧下降,对应的

饱和含水量逐步上升，如

cｄ

段。以

c

点的饱和含水量最小，即

Wmin.如果进入输气管道的气体没有被

水饱和，含水量相当于

h

点，气体向前流动，含水量并不改变,由于温度下降，至

b

点而饱和，从

b

点至

ｃ

点,含水量逐渐减小，沿途有水析出，但

ｂc

段一直是饱和的，气体的水蒸气分压等于该温度下水

的饱和蒸气压,bc

段的气体露点也就是该段输气管道天然气的温度。由于水的析出,c

点以后含水量不

可能再增大，直至

e

点始终保持最小的含水量

Ｗｍin

从饱和变至不饱和，水蒸气分压逐步降低，气体的

露点则愈低于天然气温度。

形成水合物的第一个条件是混合气体中有足够的水分.也就是说,气体中的水蒸气分压要大于气体

-水合物中的水蒸气分压。实验数据表明:气体—水合物中的水蒸气分压小于气体-水中的水蒸气分压,

即水合物的蒸气压小于同样条件下的水的饱和蒸气压，如图

1—4。2

中，在温

t1

时,

ｐ

1

？

p

1

。如果气体

0

已被水饱和,即天然气的温度等于它的露点，则气体中水蒸气的分压已超过水合物的蒸气压，形成水合

物要求的水分条件已远远满足.如果气体中的水蒸气分压低于水合物的蒸气压，水合物不可能形成,即

使早已形成的水合物也会瓦解消失。从上面分析可知，在图

１－4.１

中的

bｃ

段,气体含有足够的水分，

具备形成水合物的条件.在

bc

段两端的很短范围内虽不饱和，但水蒸气分压仍可能大于水合物的蒸气

压，也具备水分足够的条件。欲使输气管不具备水分条件,则进入管道的气体的含水要远小于

c

点的含

11

第一篇

输气工艺基础知识

水量

Wｍin,如图

1—4。1

中

fg

所示。这也就是干线输送的气体的露点要低于周围介质最低温度

5℃以上

的原因之一。图

１－4。1

含水量变化原理图图

1-4。2

混合物中水的蒸气压

(１—气体-水;2-气体－水合物）

3．形成水合物的温度、压力条件

12

第一篇

输气工艺基础知识图

1-4。３

不同相密度气体形成水合物的条件图

1—4.４

水合物形成区图

１-4．3

是甲烷及不同相对密度的天然气形成水合物的平衡曲线.

曲线的左上方为水合物的存在区,

右下方为不存在区。由该平衡曲线可知，低温、高压易于形成水合物。当温度、压力处于曲线的右下方

时，也就破坏了水合物形成的温度、压力条件,水合物不可能形成,已形成的水合物在这样的条件下也

会分解消失。形成水合物的最高温度称为形成水合物的临界温度.高于此温度，在任何压力下也不可能

形成水合物.

４。输气管道内水合物可能形成的区域

根据天然气形成水合物的温度、

压力条件，

可以得到对应于输气管压力分布曲线

ＡB

的水合物形成

的温度曲线

MN（图

1－4．4）

。图上

CＤ

为输气管温度曲线.在

MN

曲线上

Mm

和

nN

两段，水合物的形成温

度低于输气管温度，该两段根本不可能形成水合物.ｍn

段水合物的形成温度高于输气管温度，温度、压

力条件完全满足,但水分条件是否满足尚待具体分析。如前所述，进入气管的气体若是不饱和的,气体

的露点为

J,它低于输气管温度。随着压力降低,露点也下降，至

K

点饱和.Km

段满足水分条件，不满

足温度、压力条件，不能形成水合物。m

点以后,气体的露点就是输气管的温度,水分、压力、温度三

个条件均已具备,水合物可能形成.例如,199８

年冬天，陕京输气管道在云彩岭发生了两次冰堵，在抢

峰岭发生了

1

次冰堵。f

点之后(相当于图

1—4。1

中的

c

点）

，气体由于水的析出而不饱和，始终保持最

小含水量

W

min

直至终点，露点从

ｆ

点开始也逐步下降,愈来愈低于输气管温度（至

H

点）

。以上分析

可得出结论，mf

段是具备水分、温度、压力的全部条件的，水合物可能形成.但该段中有某处形成水合

物之后，该处（例如

ｍ

点)的水蒸气分压将下降（见图

1—4。2)

，露点也下降至

ｍ1

点，由图

１—4-2

知道，

水蒸气分压和露点降低都不会很大.

随着气体温度的降低在

ｒ

点又重新饱和，

此处又形成第二个冰堵段,

露点又降至

ｒ1。同理，又可能形成第三?？以及多个冰堵段，直至

ｆ

点或者露点降至低于输气管温度之

后就不再可能形成水合物冰堵。以上的讨论可得出结论,水合物只能在

mf

段内的某些地段形成。

需要注意的是，在我国北部地区的冬季，即使管输天然气含水量很低，有时也会形成冰堵.主要

原因是管道施工后清扫和干燥不够，造成管道内遗留大量的水，在一定的压力和温度条件下形成冰堵。

例如,陕西省某县城市管网支线

200６

年

11

月投产，由于管道内存在大量遗留水,2０07

年

1

月即发生了

冰堵。

5。防止水合物形成的方法

防止水合物的形成不外乎破坏水合物形成的温度、压力和水分条件,使水合物失去存在的可能.

这类方法很多，主要有:

（１)加热

给气体或输气管上可能形成水合物的地段加热,使气体温度高于水合物形成的温度.该法在干线输

气管上是不宜采用的，因为它会降低管道的输气能力.在矿场集气站或城市配气站中,压降主要消耗在

节流上，节流前后,温度下降很多,加热就成了这些地方防止水合物形成的主要方法。

（2)降压

压力降低而温度不降,也可使水合物不致形成。很明显,这个方法主要用于暂时解除某些管线上形

成的冰堵.此时，将气体放空，压力急剧下降,已形成的水合物将会分解。干线输气管的最低温度可能

13

第一篇

输气工艺基础知识

接近

0℃,而相应的水合物形成压力范围在

1.0~1.5

ＭPａ,但输气管上最优输送压力在

5．０～7．0

MPａ,

使用降压的方法是无效的。

(3)添加抑制剂

在被水饱和的天然气中加入抑制剂，吸收部分水蒸气，并将其转移至抑制剂的水溶液中.天然气中

水蒸气分压低于水合物的蒸气压后，就不会形成水合物。经常采用的水合物抑制剂(又称防冻剂)有甲醇

CH

3

OH

的。

(4）干燥脱水

气体在长距离输送前脱水是防止水合物形成最彻底、最有效的方法，应用也最多。脱水后气体的露

点应低于输气温度

5～10℃，使气体在输送的压力、温度条件下，相对湿度保持在

60～70%即可。

、乙二醇

C

2

H

6

O

2

、二甘醇

C

４

Ｈ

10

Ｏ

３

、和三甘醇

C

6

Ｈ

１4

O

4

等,也有用氯化钙(

C

a

Cｌ

２

)

1４

第一篇

输气工艺基础知识

第五章

清管工艺

输气管道的输送效率和使用寿命很大程度上取决于管道内壁和内部的清洁状况。对气质和管道有害

的物质:如凝析油、水、硫分、机械杂质等,进入输气管道后引起管道内壁腐蚀,增大管壁粗糙度,大

量水和腐蚀产物的聚积还会局部堵塞和缩小管道的流通截面.在施工过程中，大气环境也会使无涂层的

管道生锈，并难免有一些焊渣、泥土、石块等有害物品遗落在管道内.管线水试压后,单纯利用管线高

差开口排水很难排尽。为解决以上问题,进行管道内部和内壁的清扫是十分必要的。因此，清管工艺一

直是管道施工和生产管理的重要工艺措施。清管的目的概括起来有以下四方面：

●清除管内积液和杂物（粉尘）

,减少摩阻损失，提高管道的输送效率；

●避免低洼处积水(因水的来回波动不仅因存在电解液加快电化学腐蚀，而且产生机械冲刷,使管

壁减薄，造成腐蚀破裂)；

●清除管壁上的沉积物、腐蚀产物,使其不存在附加的腐蚀电极，减少垢下腐蚀；

●进行管道内检测和隔离液体作业。

1．清管器的分类及特性

清管器从结构特征上可分为：清管球、皮碗清管器和泡沫清管器。

（１）清管球

清管球由氯丁橡胶制成，中空，壁厚

３0~5０

毫米，球上有一个可以密封的注水排气孔.为了保证

清管球的牢固可靠，用整体成形的方法制造。注水口的金属部分与橡胶的结合必须紧密，确保在橡胶受

力变形时不致脱离.注水孔有加压用的单向阀,用以控制注入球内的水量，调节清管球直径对管道内径

的过盈量。清管球的制造过盈量为

３%～１0％。

清管球的变形能力要好，能越过块状物体等障碍,能通过管道变形处，而且可以在管道内做任意方

向的转动。

由于清管球和管道的密封接触面较窄,

在越过直径大于密封接触带宽度的物体或支管三通时，

容易失密停滞。清管球的密封主要靠球体的过盈量，这就要求清管球注水时一定要把其中的空气排净，

保证注水口的严密性。否则，清管球进入压力管道后的过盈量就不能得到保证.

管道温度低于

０℃时，球内应灌注防止凝固的液体(如干醇)

，以防冻结.

清管球的主要用途是清除管道积液和分隔介质，清除块状物体的效果较差.

(２)皮碗清管器

皮碗清管器由一个钢性骨架和前后两节或多节皮碗构成。它在管内运行时，保持固定的方向,所以

能够携带各种检测仪器和装置。清管器的皮碗形状是决定清管器性能的一个重要因素,皮碗的形状必须

与各类清管器的用途相适应。

皮碗清管器由橡胶皮碗、

压板法兰、

导向器及发讯器护罩组成。

它是利用皮碗边裙对管道的

1%～4％

左右过盈量与管壁紧贴而达到密封,清管器由其前、后天然气的压差推动前进。

皮碗清管器密封性能良好，它不仅能推出管道内积液,而且推出固体杂质效果远比清管球好。

还有一种直板清管器,即用直板代替皮碗,其它均与皮碗清管器相同。皮碗和直板亦可组合使用，

清管效果非常好。如图

1-5。1

所示。

1５

第一篇

输气工艺基础知识图

1-5.１

组合式清管器

(3）泡沫清管器

泡沫清管器是表面有聚氨酯外壳的圆柱