输气管道毕业设计

库车——兰州输气管道工艺设计摘要随着人们生活的日益提升，环境的污染问题日益严重，天然气作为清洁能源成为社会发展的必不可少的动力，由于我国的天然气的产地和用气密集地分布不均匀，需要通过长输管道进行天然气的输送，本设计为库车-兰州输气管道工艺设计，库车-兰州输气管道全长为2314KM，首先以其中一种设计方案为例，进行详细的近似计算，得出各种数据和费用现值，然后进行方案的比选，通过计算36种方案的经济费用，从而选出最优方案，通过计算得知最优方案为管径为914mm，设计压力为12MPa，压比为1.5，有内涂层。壁厚根据等强度原则进行设计。得出最优方案后对最优方案进行调整，根据高差里程等数据对站间距进行调整，重新对布置各压气站，最后布置全线的压气站。绘制了首站平面布置图、首站工艺流程图、清管器安装图和中间站工艺流程图各一张。关键词：输气管线；工艺计算；布站方案；费用现值法Kuche-LanzhougaspipelineprocessdesignAbstractWithrisingofthepeople'slife,theenvironmentpollutionproblemisincreasinglyserious,naturalgasasacleanenergybecomeanessentialdrivingforceofthedevelopmentofthesociety.Becausetheoriginofnaturalgasandgasdensitydistributionofourcountryisnotuniform,weneedthelongpipelineofnaturalgas.Idesignthedesignofkuche-lanzhougaspipelineprocess.Thelengthofkuche-lanzhougaspipelineis2314km.Firstofallinmydesign,forexample,thoughapproximatecalculationindetail,itisconcludedthatavarietyofdatasandthecost,thenIschemecomparison,throughthecalculationofeconomiccostsof36kindsofsolutions,Iselecttheoptimalscheme,Ihavecalculatedthattheoptimalschemeforthepipediameteris914mm,thedesignpressureis12mpa,pressureratiois1.5,withinternalcoating.Wallthicknessinaccordancewiththeprincipleofequalstrengthdesign.AfterIconcludedtheoptimalsolution,Iadjusttheoptimalscheme.Accordingtothemileagedataandelevationdifference，Iadjustthedistanceofstation,anddecorateeachcompressorstation,finallydecorateallcompressorstations.Drawtheplanlayoutfigureoftheinitialstation，theprocessflowingoftheinitialstation，theinstallationfigureofthepiggingdeviceandthepipelineconstructionfigure。Keywords：Gaspipeline；Processcalculation；Stationlayoutprogram；Thepresentvaluecoastmethed目录27942第1章引言 1HYPERLINK第2章库车—兰州输气管道工艺设计说明书 265022.1工程概况 250482.1.1线路概况 2101792.1.2站场概况 3253322.2设计概述 3238022.2.1设计原则 3119792.2.2设计依据及规范 3171802.2.3原始数据 387932.2.4经济评价参数 4159452.3天然气的热物性计算 5122142.3.1天然气基本参数的计算 5301202.3.2天然气压缩系数的计算 6270252.3.3天然气定压比热 6161962.3.4天然气焦汤系数Di 7250432.3.5输气管总传热系数Kcp 7100792.4输气管线的热力计算 7180532.4.1天然气出站温度tH 7295392.4.2周围介质温度t0 72012.4.3平均温度tcp 8173512.5输气管线的水力计算 89412.5.1输气管线通过性能力计算 825692.5.2水力摩阻系数的计算 9170822.6设计方案确定及设计思路 1070522.6.1.设计方案确定 1055922.6.2设计思路 10123812.7工艺计算说明 10157442.7.1输气管道末段的处理 10218052.7.2输气管线平均站间距的确定 1075982.7.3站场布置及调整 10198372.7.4设计方案汇总 1185072.8最优方案的选择 11280812.8.1燃料气费用 11287592.8.2各站场人员编制 1293612.8.3各站场投资 12236812.8.4其他资金公式 13126222.8.5费用现值 13245462.8.6最优设计方案 14168302.9管线应力校核 1444342.10阴极保护计算 15278862.11各输气量下的运行方案和运行参数 1646312.12主要设备选型 20156612.13站场工艺设计 20164322.13.1各站工艺流程 20162252.13.2辅助站场布置 2113073第3章库车兰州输气管道工艺设计计算书 2398333.1方案计算过程与最优方案 23150023.1.1天然气物理性质计算 23289553.1.2输气管道末段计算 2421693.1.3输气管线平均站间距计算 26266873.1.4设计方案的调整 28187023.2最优方案的相关计算 528843.2.1确定压气站数目并布站 52194263.2.2主要设备选型 55270513.2.3不同输气量的运行方案和运行参数计算 57208043.2.4调峰能力计算 6794833.2.5确定管材及强度校核 68250093.2.6管道防腐与阴极保护计算 68第4章15553结论 693510致谢 7029912参考文献 7128707附录 74HYPERLINK附录1 74HYPERLINK附录2 78引言长输管道的设计为库车到兰州的长输管道设计，长输管道设计建筑环境与能源应用专业的一个方面，通过长输管道的设计，可以对工程的设计过程有了大概的了解，并且对理论知识进行了巩固，加深对输气过程的认识，在设计过程中，通过对各种软件的运用，加强了对输气设计的认识，锻炼了本科生的能力，为以后的学习和工作打下了很好的基础，毕业设计是对建筑环境与能源应用专业的学生的一次总结，通过毕业设计，本科生对大学中所学的知识进行总结。设计内容主要包括:熟悉各种规范和计算方法，利用GoogleEarth软件选择合适的输气路线，天然气的热物性计算，输气管道的热力计算，输气管道的末端计算，输气管道的平均站间距计算，输气管道的方案的经济计算，输气管道最优方案的调整，各种设备的选型，壁厚的等强度设计，管线应力的校核，阴极保护计算，通过编程和Excel来确定各数据，用AUTOCAD绘制首站工艺流程图、首站平面布置图、清管器安装图和中间站工艺流程图，翻译外文文献，撰写设计说明书。在老师和同学们的帮助下，顺利的完成了毕业设计，感谢老师的认真，全面的指导，如有疏漏之处，希望老师能批评，指正。第2章库车-兰州输气管道工艺设计说明书2.1工程概况2.1.1线路概况管线最大年输气量为150×108m3/d。管线全长23140km。输气管道干线末段，通过提高起点压力来满足储气要求，选用管段的管径为914mm，管材钢种等级为X70钢。管线运行管理采用SCADA控制系统，管线通讯系统主信道为光缆，并与输气管线同沟敷设，管线辅助系统和公用设施尽力依托现有设施，管线设置维修队、抢修队各一个。库车-兰州的输气管道起点位于库车县的郊区，长输管道途经罗布胡，在罗布湖的旁边穿过，经过对线路的调整，可以不穿越轮台县，管线沿着公路布置，在新疆地势平坦，高程差几乎都在200m之内，经过线路调整，长输管线没有穿越田地，在旁边穿过，路过其维克村庄，途经团结村，规避了人口密集区和田地，在巴音郭楞蒙古自治州路过，沿着公路布线，在人口稀疏区经过，塔什店镇，南托乎热克，三角地，莫和苏木村，焉耆回族自治县，和硕县，托克逊县，吐鲁番地区，鄯善县，线路从此开始进入低谷地区，高程差变化比较大，哈密地区，线路开始进入山区，高程差变化波动开始剧烈，瓜州县，双塔水库，酒泉市，高台县，临泽县，张掖市，永昌县，武威市，兰州市线路在兰州市的郊区结束，分输站布置在远离人口密集区。具体线路图：2.1.2站场概况根据输气的要求布置压气站，本着与注入分输站尽量合并的原则，兼顾均匀布站的方针。采用最优方案为：全线设置18个压气站，注入站1座，分输站1座且与#18压气站合并，清管站分别与沿途各压气站合并，另设末站1座。其中，首站与压气站合并，采用压缩机串联三级压缩来升压，全线采用PGT25型号燃气轮机对离心式压缩机进行驱动，压气站内的压缩机采用为1用1备。2.2设计概述2.2.1设计原则（1）严格按照行业的规范、标准进行设计，并参照国际先进的标准、规范；（2）工程尽可能采用先进的技术，努力采用国内外的先进成果；（3）工程设计本着一次规划，分期实施的原则。确保经济合理的应用。（4）比较优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数，确保运行的可靠性。2.2.2设计依据及规范《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003，中国计划出版社）《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）《输气管道工程》（王志昌主编，石油工业出版社）《石油天然气工程设计防火规范》《SY/T00032003石油天然气工程制图标准》《油气管道设计与施工》（黄春芳等编著，中国石化出版社）2.2.3原始数据库车-兰州输气管道起于新疆库车县，末站位于兰州郊区，管线全长2314km，设计输气能力150×108m3/a。（1）天然气组分见表2-1：表2-1天然气组分组分CH4C2C3iC4nC4iC5N2Mol%95.79210.570.540.010.09（2）设计输气能力为，各年生产负荷如表2-2所示：表2-2各年生产负荷表年份1～34567～20生产负荷(%)0406080100（3）工艺计算基本参数：设计年输送天数350天基准温度20℃基准压力0.101325MPa；管道埋深处地温：夏季20℃，冬季2℃，年平均地温：11℃；首站进站压力4.0MPa（表压）；末站出站压力4MPa（表压），设计工作压力12MPa。调峰能力为日输气量的20%。在距离首站50公里处有一进气点，进气量为35×108Nm3/a。在距离末站210km处有一分输站，分输气量为45×108Nm3/a。2.2.4经济评价参数（1）线路和站场工程投资指标如表2-3所示：表2-3工程投资指标表线路投资（元/千米）站场投资（万元/座）管外径(英寸)投资首站分输站、清管站、末站压气站6520701130060010008757953150070012001010186142000800150012120016625009002000141317363300010002500161628812350011003000181830294400012003500202054951450013004000222248463500014004500242505593550015005000262694040600016005500283164272650017006000323893878700018006500364996746750019007000406961324800020007500（2）燃气价格：1.5元/m3，电力价格:0.6元/度，输气损耗：0.3%。

（3）流动资金按扩大指标估算法估算,30%为自有资金，70%为工商银行贷款，贷款利率取5％。

（4）普通职工工资按每人每年6万元计算，干部工资按每人每年10万元计算，职工福利费按工资总额的14%计算。（5）输气管理处投资按20000万元计算。（6）固定资产形成率为85％，综合折旧率取7.14％(综合折旧年限为14年)，残值为0。（7）修理费按折旧费的20%计算；输气成本中其它费用按工资总额与职工福利费之和的２倍计算。（8）水电设施、道路、通讯设施等费用已包含在线路投资和输气站投资中，之和的不必另外计算。（9）管道建设期为3年，第一年和第二年投资分别按总投资的30％、50％、20%计算，固定资产投资方向调节税税率为0。固定资产投资的30%为自有资金，70%为建设银行贷款，贷款利率为6.5%。（10）营业税的税率3%，城市维护建设税按营业税7%计算，教育附加费为营业税的3%，企业所得税税率25%。（11）行业基准收益率为12%。2.3天然气的热物性计算2.3.1天然气基本参数的计算（1）平均摩尔质量 （2-1）式中：——平均摩尔质量，g/mol；——各组分的摩尔质量，g/mol；——各组分的摩尔百分比。可得：（2）相对密度 （2-2）式中：——天然气的相对密度；——天然气平均密度，kg/Nm3；——空气密度，取。可得：（3）低发热值 （2-3）式中：——天然气的低发热值，kJ/Nm3；——各组分的低发热值，kJ/Nm3；——各组分的摩尔百分比。可得：2.3.2天然气压缩系数的计算按经验公式进行近似计算： （2-4）上式中为各计算管段的平均压力，MPa： （2-5）式中：——各计算段的起点压力，MPa；——各计算段的终点压力，MPa。2.3.3天然气定压比热 （2-6）式中：CP——天然气的定压摩尔比热，KJ/(mol/K)；——天然气平均温度，K；,,——系数；；；。2.3.4天然气焦汤系数Di根据《干线输气管道实用工艺计算方法》焦—汤系数的计算公式，CH4含量85%以上的天然气，其焦—汤系数平均值可按下式确定： （2-7）式中：Di——天然气焦汤系数，℃/MPa；Cp——天然气定压比热，kJ/(kg·K)；Tcp——各计算段平均温度，K；E1，E2——系数；E1=0.98×106；E2=1.5。2.3.5输气管总传热系数Kcp对于地下输气管，其总传热系数Kcp与许多因素有关：土壤导热系数、管径、管道埋深、输气管通过地区的风速等，如无输气管沿线的土壤性质和湿度资料，取Kcp为定值。本设计中，取Kcp=1.75W/（m2·℃）。2.4输气管线的热力计算2.4.1天然气出站温度tH天然气经压缩后必须用空冷器进行冷却，压气站出口天然气温度tH应为经空冷器冷却后的温度。压气站出口的天然气温度可设定为：tH=10.4+2+（10~15），℃本设计中设定tH为22.7℃2.4.2周围介质温度t0周围介质温度t0为输气管轴线埋深处的土壤温度，输气工艺方案设计时取年平均地温值，即t0=11℃。2.4.3平均温度tcp根据天然气的出站温度tH﹑输气管沿线年平均地温t0，由式（2-8）计算输气管计算段中的平均温度tcp： （2-8） （2-9）式中：——年平均地温，℃；——计算段起点的天然气温度，℃；——计算段起点压力（绝），MPa；——计算段终点压力（绝），MPa；——计算段中气体的平均压力，MPa；——计算段长度，km；——平均焦—汤系数，℃/MPa；——输气管外径，m；Δ——天然气相对密度；——天然气定压比热，kJ/(kg·K)；——总传热系数，W/(m2·℃)；——输气管通过能力，106m3/d。2.5输气管线的水力计算2.5.1输气管线通过性能力计算 （2-10）式中：q──工程标准状况下输气管的评估性通过能力，106Nm3/d;Q──年输气量，108Nm3/a；本设计中，取365×KH=350。2.5.2水力摩阻系数的计算工程实践中，通常采用混合摩擦区的λ公式，即既考虑雷诺数Re的影响，又要考虑管壁粗糙度的影响。俄罗斯设计标准规定采用以下公式： （2-11）式中：Re——雷诺数；K——管壁粗糙度，（本设计中，有内涂层时取K=0.005mm；无内涂层时取K=0.05mm）；——内径mm。上述公式在阻力平方区，由于 （2-12）故 （2-13）其中，公式的单位是mm。按俄罗斯标准，在实际计算水力摩阻系数时，还应考虑局部摩阻（阀件﹑管件﹑穿跨越等）和有无清管装置，故输气管基本公式中的λ应按下式计算： （2-14）式中：1.05——考虑输气管段上阀件，管件，穿跨越等局部摩阻的修正系数；E——水力效率系数，如输气管上有清管装置，取E=0.95；如无清管装置，应取E=0.92。2.6设计方案确定及设计思路2.6.1.设计方案确定设计压力为10MPa，12MPa，三种管径DH=1067mm，DH=1016mm和DH=916mm；设定三个压比ɛ=1.3，ɛ=1.4和ɛ=1.5；取管壁粗糙度K=0.005mm（有内涂）和K=0.05mm（无内涂）共组合成36种方案。2.6.2设计思路（1）根据满足调峰能力来确定末段长度，当调峰能力不满足要求时，可以提高末段起点压力P1max；（2）根据输气量，确定平均站间距，由后往前布站；（3）考虑进、分气的影响，确定布站方案；（4）利用费用现值法优选设计方案。进行工艺设计计算，得出各方案的布站情况以及相关数据统计于附表1中。2.7工艺计算说明对于各种方案，费用现值最小方案即为最优方案。以最优方案为例进行工艺计算的说明：2.7.1输气管道末段的处理长输管线中，需要末段作为调峰储气。为满足调峰的要求，可采用增大管径或提高末段起点压力的方法。通过提高末段起点的压力P1max来满足调峰要求，即各设计方案全线管径一致，末段长度确定后，通过编程求出各方案的末段起点压力P1max。距末站210km处有分输站，考虑到末段不跨越分气点，将最后一个压气站和分输站合并后，计算出满足调峰要求的末段起点压力为：P1max=12.87MPa。2.7.2输气管线平均站间距的确定各中间压气站，保持压缩机出口的压力为PH=12MPa，由压比及相关压损关系算出输气管线计算段的起终点压力分别为11.86MPa和8.33MPa，求出计算段的参数，，和q，然后由求出平均站间距，计算段相关参数见表2-4：表2-4最优方案平均站间距相关参数起点压力P1/MPa终点压力P2/MPa水力摩阻系数λ计算段平均温度Tcp/K压缩系数Z平均站间距L/km11.868.330.008287.30.8141372.7.3站场布置及调整确定末段的长度以及平均站间距后，从后往前布置压气站，考虑与进气点和分气点合并来调整站，并站后均分站间距，使中间压气站出口压力保持为12MPa，核算各站的压比，在1.2～1.6范围认为合理。最优方案中，末段的长度为210km，由后往前依次布置压气站，考虑与进气点合并，推算出所需的首站出站压力。2.7.4设计方案汇总对各设计方案做相应处理，得出调整后各设计方案的布置情况及相关数据记录见于附表1，附表2和附表3中。2.8最优方案的选择2.8.1燃料气费用燃料气费用的计算，首先根据输气能力与压比等参数进行燃气轮机的选型，在确定燃压机组型号后计算出各压气站的燃料气年耗量。本设计中分别计算不同输气量下首站、中间压气站和最末压气站的燃料气耗量，然后再乘以每立方米的气价（1.5元/m3）得出各输气量下的燃料气费用。方案中选取燃气轮机型号DR61P型燃气轮机。由上述计算公式得P=12MPa下各不同输气量下的燃料气费用见表2-5，2-6和2-7：表2-5DH=914mm各方案各输气量下的燃料气费用方案与费用负荷DH=914mmK=0.05mmK=0.005mm1.31.41.51.31.41.540%28704306933194918982201412094760%55456593006172636673389134047080%100930107926112341667467082273655100%200851214772223559132824140935146574表2-6DH=1016mm各方案各输气量下的燃料气费用方案与费用负荷DH=1016mmK=0.05mmK=0.005mm1.31.41.51.31.41.540%17153189172139312032124751715360%33140365484133223246241023314080%603156651775224423084386660315100%1200271323691496968419387293120027表2-7DH=1067mm各方案各输气量下的燃料气费用方案与费用负荷DH=1067mmK=0.05mmK=0.005mm1.31.41.51.31.41.540%136071443116924919896981031060%26289278813269717771187371991980%478455074459509323443410136253100%952121009811184236436467861721432.8.2各站场人员编制首站(一般与压气站、清管站合并）：70人，其中10人为领导干部，60人，压气站：35人，其中7人为领导干部，28人为普通职工，注入站、分输站、清管站：10人，其中3人为领导干部，7人为普通职工，末站（城市门站）：15人，其中5人为领导干部，10人为普通职工（注：站址合并时在原站人员编制上增加5人）。2.8.3各站场投资输气干线中，各站场固定投资只与设计任务输量有关，与管道外径关系不大。本设计中，取首站投资为7500万元，分输站、注入站、清管站和末站投资为1900万元，中间压气站投资为7000万元。2.8.4其他资金公式固定资产投资=（输气管理处投资+站场投资+线路投资）/0.9固定资产总投资=固定资产投资+建设期借款利息+固定资产方向调节税固定资产原值=固定资产总投资固定资产形成率年折旧费=固定资产原值综合折旧率经营成本=燃料气费用+工资及福利+其他费用+修理费+输气损耗费流动资金=设计输量的年经营成本2.8.5费用现值费用现值的计算见式（2-15）： （2-15）式中：It——第t年的全部投资；Ct——第t年的经营成本；Sv——计算期末回收的固定资产值；W——计算期末回收的流动资金；N——计算期，N=20；ic——行业基准收益率，12%。由上述计算公式求得各方案的费用现值，见表2-8，2-9和2-10中。表2-8DH=914mm下各方案费用现值表方案参数DH=914mmK=0.05mmK=0.005mm1.31.41.51.31.41.5PC（万元）26900582665257.52662136.82283504.62273194.42271813.34表2-9DH=1016mm下各方案费用现值表方案参数DH=1016mmK=0.05mmK=0.005mm1.31.41.51.31.41.5PC（万元）2766415.792738566.2774750.925095682476415.12484433.4表2-10DH=1067mm下各方案费用现值表方案参数1067mmK=0.05K=0.0051.31.41.51.31.41.5PC（万元）2766099.342735314.2772863.62551853.325315322533352.992.8.6最优设计方案由费用现值法进行经济评价，PC最小值即为最优方案。综上，最优设计方案为P=12MPa，DH=914mm，，K=0.005mm（有内涂）。设计输气量下全线站场布置及相关参数如图2-1所示：进气35×108m3/a4.111.8611.1128.39128.39129.3912.86来气1371372101首站#1#2#3#18分输45×108m3/a图2-1最优方案100%输气量沿线站场布置及相关参数图说明：全线离心式压缩机驱动方式为燃气轮机驱动，燃气轮机型号为PGT25型号；首站采用三级串联压缩来升压。2.9管线应力校核管线壁厚设计的计算公式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者是某些特殊的安全需要，还应该核算轴向应力。轴向应力的相关公式： （2-16） （2-17）式中：——管线的轴向应力，Mpa;——钢材弹性模量。取Mpa；——钢材的线性膨胀系数，取；——管线安装温度，℃；——管线工作温度，℃；——泊松比，取0.3；——管线的环向应力，Mpa;——钢材内径，cm；——钢材的公称壁厚，cm。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：对于同一种规格的钢管，只需要对最小的壁厚进行稳定性校核即可，并且整条管线有两种壁厚，校核结果如下：表2-11等强度壁厚轴向应力校核表壁厚/mm校核结果16330.755.289391.725325.461合格2.10阴极保护计算衰减系数a的计算见式（2-18）： （2-18）单位长度管道纵向电阻的计算见式（2-15）： （2-19）单位长度上电流从土壤流入金属管道的过渡电阻见式（2-16）： （2-20）式中：——单位长度管道纵向电阻，；——单位长度上电流从土壤流入金属管道的过渡电阻，；——钢管电阻率，取；——单位面积的防腐层过渡电阻，取。无限长管道计算见式（2-17）： （2-21）长度超出一个阴极保护站范围的按有限长管道计算，见式（2-18）： （2-22）式中：——阴极保护站单侧最长保护距离，m；——最大保护电位,V；——最小保护电位,V。本设计中阴极保护站与沿途各压气站合建，除压气站#18后的末段按无限长管道计算，其余各压气站间站间按有限长管道计算。2.11各输气量下的运行方案和运行参数全线压缩机驱动为型号为PGT25型燃气轮机a.100%输气量下，全线压缩机全部投入运行，各运行参数按满输量考虑；绘制站场运行方案及运行参数如图2-2：4.111.8611.1128.39128.39129.3912.864来气501371372101首站#1#2#3#18末站图2-2100%输气量下各站运行方案及运行参数b.80%输气量下，全线压缩机开启，保持各站出站压力为设计压力12MPa，根据输气量及站间距计算出所需压比；绘制站场运行方案及运行参数如图2-3：4.111.8611.39129.5129.51210.1912.864来气501371372101首站#1#2#3#18末站图2-380%输气量下各站运行方案及运行参数c.60%输气量下，满足末段调峰能力下，开机方案为：首站和压气站#3,、5、7、9、11、13、15、18启动，其他压气站停运，绘制站场运行方案及运行参数如图2-4：4.111.868.3128.84128.48128.6612.864来气3252612882101首站#3#5#7#18末站图2-460%输气量下各站运行方案及运行参数d.40%输气量下，开机方案为：仅启动首站#5,9，13,18，其他各站场均停运。绘制站场运行方案及运行参数如图2-5：4.111.867.99128.12128.6128.4812.864来气5862101首站#5#9#13#18末站图2-540%输气量下各站运行方案及运行参数在输气过程中，为了实现输送任务，需要对压缩机流量进行调节时，可采用以下方法：=1\*GB3①进气管装导向片；=2\*GB3②改变转速；=3\*GB3③排气管节流；=4\*GB3④进气管节流。2.12主要设备选型（1）燃气轮机的选型压气站所需总功率： （2-23）式中：G——质量流量，kg/s；按下式计算：q——体积流量，m3/d；P0——标准大气压，取P0=1.033×104kg/m2；T——气体在压缩机入口处的温度，取T=294K；R——气体常数，kg·m/（kg·K)； （2-24）——通用气体常数，取；——气体分子量，；H——多变能量头，kg·m/kg，按下式计算： （2-25）k——比热比，近似计算中对输气管条件下的天然气取k=1.4～1.6，该设计中取k=1.5；Z——吸入条件下的天然气压缩性系数；ɛ——压比；——多变效率，取。选取燃气轮机型号为PGT25型号，保证全线压气站型号一致，首站燃压机组配置为5用1备（首站需三级串联升压），其余燃压机组配置为1用1备。（2）分离器的设计旋风分离器是利用旋转的含尘气体所产生的离心力，将粉尘从气流中分离出来的一种干式气—固分离装置，对于捕集5~10微米以上的粉尘效率较高。1.旋风分离器的直径旋风分离器的筒体直径可以参考《天然气工程手册》中的公式来求取，公式如下： （2-26）式中：D——旋风分离器的筒体直径，m；Q——工作条件下的气体流量，m3/s；——阻力系数，一般取；——工作条件下的气体密度，kg/m3；——水力损失（即旋风分离器的压降），kg/m2。实验证明值在55~180米范围内，旋风分离器的净化程度不低于95%，若小于55米，气体净化程度降低，当大于180米时净化程度不稳定，但分离器的压力将增大。一般先取计算分离器直径。在分离除尘过程中，分离设备设置为3台旋风分离器。2.由已求出的直径D取整，并选取分离器直径后，再作如下演算计算分离器进出口管径 （2-27）式中：d——分离器进口或出口管径，m；——工作条件下的气体流量，m/s——气体在进口管或出口管中的流速，m/s；一般进口流速取15m/s，出口流速取10m/s。分离器相关参数绘制表格如表2-12：表2-12分离器参数计算表台数标况流量（Nm3/s）工作条件流量（m3/s）分离器筒径（m）进口管径（m）出口管径（m）366.140.8270.80.270.32（3）阀门种类及选用由规范及各种阀门的用途，站内选用的阀门类型如下：1.球阀：球阀是用来截断管路介质用的阀门，不能用于调节流量。球阀因其通径与管路相同，故在输气管线中普遍采用；2.紧急切断阀：主要用于各站场的越站旁通流程；3.止回阀：凡不允许管路中介质倒流的场合大都需要安装止回阀，如离心式压缩机出气口等；4.安全阀：安全阀在受压的管道和容器上起保护作用，输气站中主要使用弹簧式安全阀；5.节流阀：节流阀也叫针型阀，主要用于调节流量和截流降压，在站场内主要采用角式节流阀；6.阀套式排污阀：用于清管器收球装置的排污过程。2.13站场工艺设计2.13.1各站工艺流程（1）首站流程说明a.正常工作流程：气田来气——旋风子多管分离器——燃压机组（两级压缩）——计量调压——去长输干线b.清管流程：库车首站清管器发球筒——清管器通过指示器——清管三通——下游长输管线（2）末站（与城市门站合建）流程说明a.正常工作流程：上游来气——旋风子多管分离器——稳压计量——给各类用户配气；b.清管流程：上游来气——清管三通——清管器通过指示器——末站清管器收球筒（3）分输站流程说明a.正常工作流程：上游来气——旋风子多管分离器——燃压机组——计量——向用户配气——去下游干线b.清管流程：1.上游来气——清管三通——清管器通过指示器——分输站清管器收球筒2.清管器发球筒——清管三通——清管器通过指示器——去下游干线c.越战流程：上游来气——清管三通——越战电动阀——清管三通——去下游干线2.13.2辅助站场布置（1）清管站建设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。库车-兰州输气管线全长2314km,清管站建设间距取80～120km。清管设备布置时尽量考虑与沿途站场合并，站间距过长时考虑单独设置清管站。本设计中，最优方案清管站布置为：清管设备与沿途站场合并。（2）干线截断阀室建设根据《输气管道工程设计规范》的规定，截断阀位置应该选择在交通方便、地形开阔、地势较高的地方。不同等级地区截断阀的设置间距不同，截断阀最大间距应符合下列规定：一级地区为主的管段不宜大于32km；二级地区为主的管段不大于24km；三级地区为主的管段不大于16km；四级地区为主的管段不大于8km。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。库车-兰州输气管道所处地区等级为一级地区。则需要建设的截断阀室为座。库车兰州输气管道工艺设计计算书3.1方案计算过程与最优方案3.1.1天然气物理性质计算1.天然气的组成数据（见表3-1）表3-1天然气的组成数据组分CH4C2C3iC4nC4iC5N2Mol%95.79210.570.540.010.092.天然气每种组分的基本物性参数（见表3-2）表3-2天然气各组分基本物性参数表组分摩尔百分数(%)摩尔质量（g/mol）燃气低热（kJ/Nm3）密度（kg/Nm3）CH495.7916.0430359060.7174C2230.0700643971.353C3144.0970932442.0102iC40.5758.12401228572.6912nC40.5458.12401236492.703iC50.01724386N20.0928.0134——1.2504计算结果为：天然气的平均分子量；密度；；相对密度：；燃气低热值输气管道末段的处理计算管线的全长2314K米长，设定压力PH=12MPa，自取设计方案DH=1016mm，ɛ=1.5，K=0.05mm（无内涂）为例进行计算，以此为准进行比较，全线地区等级为一级地区，设计钢种预选为等级为X70钢，因此F=0.72，计算步骤如下：3.1.2输气管道末段计算管线全长2314km，在2104km处有一分输站，分输气量为45×，为了使设计合理，分输站的位置在末段以前，预选末段长度为=210KM,分输后输气能力，每日输气×106m3/d,调峰能力为日输气量的20%。由于不同级别的管径影响，可以通过改变末段的最高起点压力P1max来满足调峰要求。储气能力的计算：（1）计算输气末段的压缩因子和平均温度：设计压力PH=12MPa下,P1max=11.8MPa，P2min=4MPa，可以近似认为Z1=Z2=Z，且T1=T2=Tcp1）计算燃气末段然气的压缩系数的平均值：2）计算末段水力摩阻系数：E——水力效率系数，有清管装置，E=0.95；无清管装置，E=0.923）计算末段天然气平均温度：初定℃，末段长度；计算末端，，；其中（）其中——计算段起点天然气的温度，其中=17.572℃此计算结果与初定相差较大，重新带入按上述过程计算得=17.618计算结果相近取天然气的平均温度为17.618（2）试算设计压力，能否满足调峰要求：1）储气开始阶段：2）储气结束阶段：3）末段输气管的储气能力为：不满足调峰，可以通过提高P1max来满足调峰由求末段起点压力的程序计算得：P1max=11.81MPa。3.1.3输气管线平均站间距计算1）计算输气管评估性通过能力：×106m3/d2）计算钢管的壁厚δ（初定地区等级为Ⅰ类，设计系数F=0.72）：，向上圆整为20mm3）确定输气管道内径：4）计算压缩机的入口压力PB：5）计算压气站出站压力P1：其中在压气站出口端的工艺管线和设备中的压力损失为0.14MPa6）计算计算段的终点压力P2：在压气站进口端的一级除尘装置和连接管线中的压力损失为0.19MPa7）计算输气管计算段的平均压力Pcp：8）计算水力摩阻系数：9）按近似公式计算天然气的平均压缩系数：10）计算输气管中天然气平均温度：初定℃，；计算，，；（其中取）终上，计算结果()与所设值（）基本接近，无需重新计算。11）计算压气站间距l：（其他各方案计算段平均站间距及相关热力计算由所编制程序求得）3.1.4设计方案的调整确定末端及平均站间距长度后，由后往前进行布站（距首站50km处有进气点），考虑尽量将压气站与注入站合并，并站后均分各站间距，调站后保证输气干线上各压气站出口压力为设计压力PH=12MPa，重新核算压比，保证各站压比在范围1.2~1.6间。通过调站后压比计算出离首站最近压气站的进口压力，倒推出满足输气量要求的首站出站压力。若倒推出的首站出站压力大于12MPa，则考虑保证首站出口压力为设计压力PH=12MPa，计算下一压气站的进口压力，从而得出该站的压比。首站采用两机串联来提压，最后一个压气站根据调峰需要的P1max来采取提压措施。对于示例方案，从后往前布14个压气站后，压气站#1距进气点100km，不能考虑并站。核算各压气站的压比：设计压力PH=12MPa，各站间出站压力为P1=11.86MPa，l=150km时，Tcp=287.1K，Z=0.8141）压气站#1~#13，进口压力为8.206-0.19=8.016MPa，出口压力为12MPa，压比2）压气站#14，进口压力为8.016MPa，出口压力为11.81MPa，压比进气站：气站的压力为=3）首站：首站至进气站压力为P2=10.7MPa，推算首站出站压力，l=50km，，运行程序得：Tcp=286.1K，Z=0.814即首站需提压到11.4MPa，首站进站压力为4.19MPa，采用两级串并联，压比调整后布站方案见表3-3：表3-3方案DH=1016mm，ɛ=1.5，K=0.05布站情况站场距起点里程/km站间距/km管径/mm备注首站01016×20与压气站合并进气站50501016×20#11541041016×20与清管站合并#23041501016×20与清管站合并#34541501016×20与清管站合并#46041501016×20与清管站合并#57541501016×20与清管站合并#69041501016×20与清管站合并#710541501016×20与清管站合并#812041501016×20与清管站合并#913541501016×20与清管站合并站场距起点里程/km站间距/km管径/mm备注#1015041501016×20与清管站合并#1116541501016×20与清管站合并#1218041501016×20与清管站合并#1319541501016×20与清管站合并#1421041501016×20与分输站、清管站合并末站23142101016×20与城市门站合并3.1.5燃压机组的选型与燃料气耗量的计算（1）燃压机组的选型：压气站#1～#14所需总功率（单站计算功率）：1）按天然气组分计算天然气平均分子量：2）计算气体常数：3）将体积流量换算成质量流量4）计算在压缩机入口条件下天然气的压缩性系数（压缩机入口压力）：5）计算多变能量头（取k=1.5）：6）计算一个压气站所需的总功率（取多变功率）：根据压气站单站计算功率，初选DR61P型燃气轮机，该机在ISO条件下的额定功率：7）计算实际工作条件下该型号燃气轮机的可用功率：实际工作条件及有关修正系数如下：环境温度，10℃Ft=1；站址海拔高度选取最大为2700m，Fa=0.73；进气系统压力损失修正系数近似取Fin=0.985；排气系统压力损失修正系数近似取Fex=0.995；可用功率：8）确定压气站所需燃-压机组数：即中间压气站需设DR61P型燃气轮机驱动的燃-压机组2用1备。全线尽量采用同一型号的燃压机组。9）确定每台压缩机所需的实际功率：功率利用率：DR61P型号燃气轮机ISO条件下额定热耗率换算成实际工作条件下的热耗率：10）燃料气耗量（单位功率，单位时间的燃料气耗量）：所输天然气低热值（2）各站燃料气耗量的计算：1）压气站#1~#14燃料气耗量：2）首站燃料气耗量：首站压力需由4.19MPa提到11.4MPa，压缩机两级串并联：压比首站质量流量：首站为两级串联压缩：m3/a3）满足末段储气的最后一个压气站燃料气耗量：压气站压力由8.016MPa提到11.81MPa，压比质量流量（为分输后的质量流量，其中）：（以上为100%输气量下的燃料气年耗量计算过程，各年生产负荷下的燃料气年耗量计算同理可求得。）3.1.6费用现值计算（1）燃料气费用计算：选定压缩机型号后（该算例中燃气轮机型号为DR61P），先确定各输气量下全线的运行方案和运行参数，由相应压比和输气能力计算出离心压缩机的实际功率，然后计算求得各燃压机组的年耗气量，乘以燃气价格即可求得燃料气费用。各输气量下燃料气费用见如下各表（注：进出口压力单位为MPa，,质量流量单位为106m3/d，耗气量单位为m3，燃料气费用单位为万元）：各年生产负荷下燃料气费用见如下各表：表3-4100%输量下燃料气费用表站数100%压比进口压力出口压力体积流量耗气量首站两级串联ε=1.644.1911.442.86137788930.9#11.4978.0161252.8662686085.3#21.4978.0161252.8662686085.3#31.4978.0161252.8662686085.3#41.4978.0161252.8662686085.3#51.4978.0161252.8662686085.3#61.4978.0161252.8662686085.3#71.4978.0161252.8662686085.3#81.4978.0161252.8662686085.3#91.4978.0161252.8662686085.3#101.4978.0161252.8662686085.3#111.4978.0161252.8662686085.3#121.4978.0161252.8662686085.3#131.4978.0161252.8662686085.3#141.4738.01611.814045268835.4总耗气997976875.2燃料气费用1496965313表3-580%输量下燃料气费用表站数80%压比进口压力出口压力质量流量耗气量首站两级串联ɛ=1.584.1910.534.29110413059.9#11.279.441244.2929589737.86#21.279.441244.2929589737.86#31.279.441244.2929589737.86#41.279.441244.2929589737.86#51.279.441244.2929589737.86#61.279.441244.2929589737.86#71.279.441244.2929589737.86#81.279.441244.2929589737.86#91.279.441244.2929589737.86#101.279.441244.2929589737.86#111.279.441244.2929589737.86#121.279.441244.2929589737.86#131.279.441244.2929589737.86#141.069.4410.0131.435328859.1总耗气500408511.2燃料气费用750612766表3-660%输量下燃料气费用表站数60%压比进口压力出口压力质量流量耗气量首站两级串联ɛ=1.674.1911.6725.786150801.92#11.1610.351235.714531390.41#21.1610.351235.714531390.41#31.1610.351235.714531390.41#41.1610.351235.714531390.41#51.1610.351235.714531390.41#61.1610.351235.714531390.41#71.1610.351235.714531390.41#81.1610.351235.714531390.41#91.1610.351235.714531390.41#101.1610.351235.714531390.41#111.1610.351235.714531390.41#121.1610.351235.714531390.41#131.1610.351235.714531390.41#14总耗气275058877.3燃料气费用412588315.9表3-740%输量下燃料气费用表站数40%压比进口压力出口压力质量流量耗气量首站两级串联ɛ=1.674.1911.717.1457746928.15#11.0911.011227.146508936.23#21.0911.011227.146508936.23#31.0911.011227.146508936.23#41.0911.011227.146508936.23#51.0911.011227.146508936.23#61.0911.011227.146508936.23#71.0911.011227.146508936.23#81.0911.011227.146508936.23#91.0911.011227.146508936.23#101.0911.011227.146508936.23#111.0911.011227.146508936.23#121.0911.011227.146508936.23#131.0911.011227.146508936.23#14总耗气142363099.1燃料气费用213544648.7表3-8各年生产负荷下燃料气费用表负荷燃料气费用40%60%80%100%S（万元）213554125975061149696（2）工资及福利初步确定各站职工编制如下表3-9所示：表3-9各站职工编制表首站末站压气站（#1——#13）压气站（#14）注入站清管站分输站各站人数701540455各清管站与沿途各站场合并分输站与#14压气站合并领导人数105771普通工人601033384站数111311总人数：70×1﹢15×1﹢40×13+45×1+5=655(人)其中领导干部：10﹢5+7×13+1=107（人），普通员工：655-107=548（人）则职工工资总和为：107×10﹢548×6=4358（万元）职工福利总和为：4358×14%=610.12（万元）故职工工资及福利总和为：4358+610.12=4968.12（万元）（3）其他费用其它费用=职工工资及福利总和×2=4968.12×2=9936.24（万元）（4）固定资产投资输气管理处投资=20000万元干线站站投资=8000×1+2000×17+7500×15=154500（万元）线路投资=6961324×10-4×2314=1610850.4（万元）固定资产投资=（输气管理处投资+干线站场投资+线路投资）/0.9=（20000+154500+1610850.4）/0.9=2100412（万元）（5）固定资产原值建设期借款利息（分三年计算）：t=1，建设期借款利息=固定资产投资×70%×30%/2×6.5%=2100412×70%×30%/2×6.5%=14335.3（万元）t=2，建设期借款利息=（第2年初贷款本息累计额+固定资产投资×70%×50%/2）×6.5%=（2100412×70%×30%+14335.3+2100412×70%×50%/2）×6.5%=53494.6（万元）t=3，建设期借款利息=（第3年初贷款本息累计额+固定资产投资×70%×20%/2）×6.5%=（2100412×70%×30%+14335.3+2100412×70%×50%+53494.6+2100412×70%×20%/2）×6.5%=90420.8（万元）建设期借款总利息=14335.3+53494.6+90420.8=158250.7（万元）固定资产总投资=固定资产投资+建设期借款利息+固定资产方向调节税（固定资产投资方向调节税率为0）=2100412+158250.7+0=2258662.7（万元）固定资产原值=固定资产总投资固定资产形成率=2258662.7×0.85=1919863.3（万元）（6）年折旧费年折旧费=固定资产原值综合折旧率=1919863.3×7.14%=137078.24（万元）（7）修理费年修理费=年折旧费×20%=137078.24×20%=27415.6（万元）（8）输气损耗输气损耗费用计算，输气损耗费(为燃气价格），各生产负荷下输气损耗见表3-10：表3-10各生产负荷下输气损耗费用表生产负荷40%60%80%100%输气损耗费（万元）27000405005400067500（9）经营成本经营成本=燃料气费用+工资及福利+其他费用+修理费+损耗费各年经营成本见表3-11：表3-11方案DH=1016mm，ɛ=1.5，K=0.05mm各年经营成本表年数1234567~20经营成本（万元）00090675124079171381259516（10）流动资金流动资金=C6×30%=259516×30%=77855（万元）（11）投资建设期投资：N=1：I1=固定资产总投资×30%=2100412×30%=630123.6（万元）N=2：I2=固定资产总投资×50%=2100412×50%=1050206（万元）N=3：I3=固定资产总投资×20%=2100412×20%=4200824（万元）生产期第一年投资：N=4：I4=流动资金总投=77855（万元）以后各年投资均为0（12）费用现值费用现值计算见：式中：It──第t年的全部投资；Ct──第t年的经营成本；Sv──计算期末回收的固定资产值（此处为0）；W──计算期末回收的流动资金；N──计算期，N=20；ic──行业基准收益率，12%。方案DH=1016mm，ɛ=1.5，K=0.05mm的费用现值见表3-12：表3-12方案DH=1016mm，ɛ=1.5，K=0.05mm的费用现值表tItCtSvW1630123.6000705738.43221050206.000001317378.406342008240005901855.2614778559067500265185.21775012407900218669.59376017138100338275.70567025951600573707.19618025951600642552.05979025951600719658.306810025951600806017.303611025951600902739.3801120259516001011068.106130259516001132396.278140259516001268283.832150259516001420477.892tItCtSvW160259516001590935.239170259516001781847.467180259516001995669.163190259516002235149.4632002595160778551752355.25故费用现值为（万元）同上依次计算出各方案费用现值，分别统计于表3-13，3-14和3-15中。表3-13P=12MPa，DH=1016mm各方案费用现值表各方1016mm案费用K=0.05K=0.005（万元）1.31.41.51.31.41.5输气管理处投资200002000020000200002000020000站场投资225200174700154500144400114100104000线路投资1610850.41610850.41610850.41610850.41610850.41610850.4固定资产投资2183588.72124176.92100412.22088529.882052882.82041000.47固定资产原值1995890.21941585.41919863.51909002.571876419.61865558.73年折旧费142506.56138629.21137078.25136302.784133976.36133200.893修理费28501.31327725.84027415.65127260.556826795.27326640.1786损耗费40%27000