天然气输气管道相关设计

PAGE29PAGEIII目录TOC\o"1-4"\h\u249701绪论 1147021.1研究课题的目的和意义 188071.2国内外研究现状 362711.3研究内容 7231321.4本题目的设计步骤 7170971.5本设计所采用的规范 7287082天然气管线 987322.1天然气长输管线的基本定义及输气站组成 9215792.2天然气长输管线的发展前景 9171252.3天然气长输管线的组成与功能 1239262.4输气站种类及功能 12108112.4.1输气站种类 12158922.4.2输气站的主要功能 13259492.5天然气长输管线的技术发展现状和趋势 14219422.6天然气长输管线的工艺设计内容要求 16261112.7站场工艺设计 1754662.8压缩机房设计说明 1866782.8.1压缩机台数的选择和安装 18310162.8.2压缩机厂房的型式 19253572.9线路走向选择原则 19254062.9.1线路选择的基本要求 19285442.9.2沿线自然条件状况 1943352.9.3沿线地区等级划分 20214882.9.4管道跨越工程 20264152.10管道材质及壁厚选择 22251122.10.1材质选择 22141092.10.2钢管壁厚的确定 22316772.11管道防腐 22256032.11.1管道防腐材料选用原则 22177142.11.2管道防腐涂层 22241422.12输气管道工程SCADA系统 23319863设计说明书 24172233.1概述 24104853.2水平地区输气管的计算 25121823.2.1基本计算公式 2540043.2.2公式中参数的确定及单位 257243.3水力摩阻系数 25249993.4天然气在输气管计算段中的平均温度tcp 2812083.5输气管末段长度lk 29253063.5.1输气管末段工况的特点 2983553.5.2满足昼夜“调峰要求”的末段长度 3051633.6压气站间距l和压气站数 33211453.6.1压气站间距l 33115723.6.2压气站数 34309474计算说明书 35275914.1基本参数确定 3561324.2计算末段储气长度 37124964.2.1计算末段中天然气的平均压缩性系数Zkcp 3719016计算对比压力 4123851计算对比温度 419294末段中天然气的平均压缩性系数 41216694.2.2校核储气阶段起始时的ZA 42139334.2.3确定输气管末段的几何容积VT、末段储气量Vap 44139334.2.4确定储气阶段终了时末段的平均压力PcpB 45216694.2.5校核储气阶段终了时的ZB 4668314.2.6计算储气阶段终了时的BB 46192454.2.7计算函数值 47173614.2.8计算储气阶段终了时末段的终点压力P2B 47178534.2.9计算储气阶段终了时末段的起点压力P1B 4876454.2.10校核末段长度lk 48224054.2.11增设副管的计算 4944574.3计算压气站间距 55267114.3.1计算输气管计算段中天然气的平均温度tcp 55271834.3.2计算天然气压缩系数 58213634.3.3计算压气站间距l 60307654.4计算压气站数nc.s 60104494.5计算结果表 61185494.6选择压缩机型号 6580104.7压缩机站的布置 70230984.8输气管道系统中的流程图 7423204.8.1长输管道系统全线的总流程图 7496945结论 7615462参考文献 7823108致谢 797354附录A 8032729附录B 856891附录C 8628821附录D 87西安石油大学本科毕业设计（论文）PAGE881绪论1.1研究课题的目的和意义天然气作为清洁的优质能源和化工原料，在支持国民经济可持续发展、改善人民生活和保护大气环境质量方面已开始发挥越来越重要的作用。随着陕京管线和西气东输等多条全国性天然气供气管道工程的相继建成投产，中国的天然气工业已步入快速发展的新阶段[1]。天然气输送与存储是天然气应用过程中的必不可少的重要环节，天然气输送与存储工程建设的技术水平、工程质量、建设投资、生产运行费用、生产中的安全和环境保护等，将直接关系到用气安全和用户的切身利益。由于天然气的不易存储特性，管道输送成为运输天然气的经济有效方法，它是天然气走向市场的重要环节，是沟通气田与天然气用户的重要纽带，也是促进气田开发，加速天然气消费利用的重要手段。世界范围内天然气管道发展迅速，目前世界上已建成天然气管道约150万千米以上。天然气管道已连接成地区性，全国性甚至国际性管网，构成了规模庞大的供气系统[2]。与液体输送方式不同，天然气具有密度小，体积大的特点，因而管道输送几乎成了天然气远距离输送的唯一方式。国内外已研究出在低温高压下气态输送或液态输送天然气的新的输送工艺，其输送能力比在一般温度和压力下输送时提高几倍到十几倍。我国的天然气资源大多在西部地区，而天然气消费市场主要在东部地区。为了把西部资源与东部市场结合起来，国家实施了“西气东输”工程。目前，国家投资负责的主干管网及门站全线顺利建成并成功运营，由地方投资负责的城市管网正在相继建设中。“西气东输”管道工程属于长距离输气管道工程。在建设前，有必要对这种长距离输气管道工程进行经济评价，为工程项目的可行性提供决策依据；在建成后，也有必要进行经济评价，为工程项目的验收提供科学依据。长距离输气管道的输量受输送压力、管径及壁厚、沿途所设压缩机站数等工艺参数的制约，当输送压力、管径确定后，可通过增设管道压缩机站的方法，提高管道输量，而要增加的管输量越多，管道中间增设的压缩机站越多，工程项目的投资和运营成本越高。当超过一定界限后，管输量的增量效益就会低于相应的投入增量，导致整个管道工程的经济效益下降。因此，长距离输气管道存在一个使管道的经济效益最大的最优输量。长距离输气管道的经济效益，受工艺条件、经济参数等的约束。输气管道建设以天然气市场为导向，管道的实际输气量决定于供气市场发育程度。管道建设要重视天然气市场的开拓，以避免由于市场发育不足，使管道在长时间内以低负荷运行，影响管道效益。例如阿吉—新民输气干线起始于辽宁铁岭阿吉分输站，末站位于辽宁沈阳新民东方红联络站，其中三道岗段设一分输站，三道岗分输站同时给沈燃气公司、沈东油公司供气，东方红联络站同时给秦沈支线、大沈支线供气，三道岗分输站同时为阿吉—新民输气干线的阴极保护站。管线途经辽宁省铁岭、法库、新民等3个行政区境内，管道全长为76km，其中Ⅰ级地区长度为45.02km，Ⅱ级地区长度为14.22km，Ⅲ级地区长度为16.76km。管道埋深为1.5～1.7m。钢管材质拟定选用L485，管道均不采用减阻内涂层，管道内壁绝对当量粗糙度取40μm。管道拟定外径分别为Φ813mm、Φ914mm、Φ1016mm。输送温度为0～15℃。管线途径的这些地区都是经济比较发达的地区，且用气量需求比较大，因此采用高压力、大管径以满足这些地区的需求，避免出现供不应求。我们在规划、设计输气管道时一方面要根据市场发育规律，考虑一定的输送量增长期而进行管道经济性的评价；另一方面要积极开拓天然气市场，使投产时即达到一定的输量，并且尽量通过加快用户项目配套建设，缩短市场增长期，以提高输气管道的经济效益。长距离输气管道，尤其是大口径高压力的长输管道往往跨省区甚至跨国界输送巨量的天然气，是能源运输的大动脉。它的组成大致可分为：管道本身（包括干线和支线）、站场以及通信调度自控系统三部分。管道部分除管道本身以外还有通过特殊地段如：江河湖泊、铁路、高速公路等穿（跨）越工程；管道截断阀室；阴极保护站及线路护坡、堡坎等构筑物。站场部分有首站、清管站、气体接收站、气体分输站、压气站、门站等。清管站通常与其它站合建，往往同时完成多种功能。中国天然气资源主要分布在塔里木、柴达木、鄂尔多斯、四川、松辽、渤海湾、东海和南海等八个盆地，其中塔里木、柴达木、鄂尔多斯、四川等四个盆地位于我国新疆、青海、宁夏、甘肃、内蒙古、陕西、四川和重庆等西部地区，其天然气资源量占总资源量的55%；东海和南海盆地位于东部和南部沿海地带，而我国天然气市场主要分布在东部经济比较发达的长江三角洲、环渤海和珠江三角洲等地区。从地域分布上看，资源和市场分别处于西部和东部地区，中间距离相隔数千公里，因此，为了满足市场的需求，需要建设更多的长距离输气管道[3]。长久以来管道工程的水工保护方案基本上都是以工程措施为主，大量的建筑材料（如石料、砂、白灰等）的应用和获取，不但给环境本身造成了一定的破坏，而且还造成了不少永久性的占地，增加了管线建设成本。“创造能源与环境的和谐统一”是管道建设的目标之一，采用新技术、新材料和新工艺，借鉴相关行业的成功经验，将种植草木的护坡成功地应用于本工程。管道内涂层是指将涂料喷涂在管道内表面，形成一层均匀薄层。天然气管道内涂层减阻技术的研究始于20世纪，大规模应用于长输天然气管道是在20世纪50年代。20世纪初期，人们已经认识到输水管道流动性能受管子内部表面状况的影响很大。为了改善流体的流动性能，在水管中应用了内涂层。在20世纪中期，内涂层开始应用在输油管道上，其目的是为了防止管壁结蜡而改善流动性能。此后，加拿大于1962年，意大利于1965年，英国于1966年，前苏联于1967年相继应用了大口径输气管道的内涂层技术。在过去的四十年中，内涂层已迅速的在世界范围内推广应用。目前在国外，管径在508mm及以上的输气管道基本上都应用了内涂层技术。对于建设中的输气管道，压气站的投产总是落后于线路部分的投资。对于合理的在建输气管道设备投产计划的论证应该在这一客观限制条件的范围内进行。在逐步分析建设中输气管道压气站的负荷时，要注意这样一个事实：在输气管道最初的发展阶段，投产的压气站的设计功率不可能全部被利用，因为系统的输量偏低、压气机的压缩比不高。由此可见，每座压气站的设备应该分阶段投产，而且，在每一阶段应该投入的工作机组数要视输气管道再改发展阶段的需要而定，需要多少台，就投入多少台，换句话说，如果建设中的压气机车间的部分设备已足以满足输气的要求，那么就应该将其投入运行，而不必等待该压气站所有的设备全部投产。分阶段投产增加了逐步建设中的输气管道的动力装备程度，并提高了其在起动运行阶段的输量[4]。输气管道系统是一个统一、密闭、连续的水力系统，其中一处工况的变化必然带来全线工况的变化。特别是随着天然气开发规模和使用规模的不断扩大，天然气管网系统也日趋庞大和复杂。一方面，使得人们更难于了解和掌握管道系统的运行规律，论证和提出合理的设计方案和运行方案的难度增大，难于分析和处理管道系统的事故工况；另一方面，由于管道系统的运行状况直接影响着天然气的产、供、销之间的关系。因此，必须对输气管道的运行进行优化管理，使输气管道将气体保质、保量、安全、经济的输送到终点，在满足气源和用户要求的前提下，带来巨大的经济效益和社会效益。输气管道经历了由小口径到大口径，由低压到高压，由手工焊到自动焊等一系列的技术革新。现在国外又出现了很多新技术，例如：复合加强型管线用管，灵巧清管器，配备有超声波计量设备的输气监测计量技术等。且人们对天然气的需求量在不断增长，所以有必要对输气管道进行深入的研究，进一步提高输量并使管道更加安全和智能的运行。1.2国内外研究现状目前，国外输气管道技术的发展主要有以下几个特点：(1)长运距、大口径和高压力是世界天然气管道发展的主流。目前陆上输气压力达到12MPa，海底输气最高压力为25MPa，最大口径为1420mm。(2)采用内涂层减阻技术，提高了输送能力，减少了设备的磨损和清管次数，延长了管道的使用寿命。美国Chevron石油技术公司（ChevronPetroleumTechnologyCo.）在墨西哥湾一条输气管道上进行了天然气减阻剂（DRA）的现场试验，结果表明，输量可提高10%~15%[5]。(3)采用高钢级钢管。近5年来，X70级油气输送钢管的生产和销售量占总量的80%~85%。目前世界上有十条输气管道采用了X80，敷设管道约500km。(4)完善的调峰技术。为了保证可靠、安全、连续地向用户供气，发达国家都采用金属储气罐和地下储气库进行调峰供气。目前，西方国家季节性调峰主要采用孔隙型和盐穴型地下储气库，而日调峰和周调峰等短期调峰则多利用管道末段储气及地下管束储气来实现。天然气储罐以高压球罐为主，国外球罐最大几何容积已达到5.55×104m3。(5)管道压缩机组采用回热循环燃气轮机提供动力，提高了压缩机组的功率、可靠性和完整性。著名的阿意输气管道对Messina压气站的燃气轮机组进行改造，采用回热联合循环系统后，每台燃气轮机的综合热效率由原来的36.5%提高到47.5%。(6)普遍采用以计算机为基础的SCADA系统，对管道运行的全过程进行动态监视、控制、模拟、分析、预测、计划调度和优化。代表当今世界水平的美加联盟（Alliance）输气管道，采用富气输送工艺，该管道起自加拿大阿尔伯达省，终止于美国芝加哥，干线长2990km，管径为914mm和1067mm。管材为X70，设计压力为12MPa，设计输量为136×108~170×108m3/a。全线共设压气站14座。其技术特点为，高热值（41.1×105J/m3）的富气组分和高压（12MPa）运行提高了管道输送效率；管道设计进行了压气站失效分析；采用了更高韧性的钢管，全线钢管韧性高于95J，特殊地段钢材韧性要达到280J；管道通信以卫星通信为主，市话后备；管道施工采用自动焊接。(7)输气管道建设向极地和海洋延伸。由于世界新开发的大气田很多分布在北极地区，如俄罗斯亚马尔半岛、美国普鲁德霍湾、欧洲北海等，这些气田促使管道向极地延伸，管道需通过永冻土地带。海上气田的开发以及长输管道通过海峡，促进了海底管道的建设。全世界铺设了近万千米的海底管道，如独联体、黑海、涅淮尔基海峡、意大利西西里海峡、直布罗陀海峡、墨西哥海峡、欧洲北海、中国南海等[6]。(8)建设地下储气库是安全稳定供气的主要手段。无论是天然气出口国家还是主要依赖进口天然气的一些西欧国家，对建造地下储气库都十分重视，将地下储气库作为调峰平衡天然气供需、确保安全稳定供气的必要手段。截止到1998年，全世界建成储气库605座，总库容5755×108m3，工作气量3077×108m3。工作气量相当于世界天然气消费量的11%，相当于民用及商业领域消费量的44%。2001年美国的储气库总工作气量约1200×108m3，预计到2010年储气能力将达到1700×108m3。我国大部分输气管道建于20世纪60~70年代，与国外发达国家和地区完善的供气管网相比有很大的差距，管道少，分布不均，未形成全国性管网；管径小，设计压力低，输量少，不能满足市场需求，目前国内主要的技术现状为：(1)采用的设计和建设标准与国际接轨。(2)采用卫星遥感技术GPS系统，优化管道线路走向。(3)采用国际上通用的TGNET、SPS、AutoCAD等软件，进行工艺计算，对于特殊工况可进行模拟分析和设计出图。(4)管材采用高强度高韧性管道钢。主要有X52、X60、X65和X70，国内有生产大口径螺旋缝埋弧焊钢管和直缝钢管的能力。(5)管理自动化、通信多种方式并用。运营管理采用SCADA系统进行数据采集、在线检测、监控，进行生产管理和电子商务贸易；通信采用微波、卫星和租用地方邮网方式，新建管道将与国际接轨，向光缆通信发展。(6)管道防腐。管道外防腐层主要采用煤焦油瓷漆、单层环氧粉末、双层环氧粉末聚乙烯防腐层（二层PE）和环氧粉末聚乙烯复合结构（三层PE）。管道内涂层主要采用液体环氧涂料。(7)天然气计量。我国早期建设的管道天然气计量大都采用孔板计量，而近年新建的几条输气管道采用超声波流量计。(8)主要工艺设备。目前国内输气管道输气站主要工艺阀门大都采用气动球阀，今后新建管道将以采用气—液联动球阀为主。国内在役输气管道采用的增压机组有离心式和往复式压缩机，驱动方式有燃驱和电驱，将来我国的长距离输气管道主流机型采用离心式，在有电源保证的条件下采用变频电机驱动为发展方向[7]。(9)管道施工。目前我国的管道建设引进了国际上通行的HSE管理技术，采用了第三方监理的机制；管道专业化施工企业整体水平达到国际水平，装备有先进的施工机具，如：大吨位吊管机、全自动焊机等；掌握了管道大型穿（跨）越工程的施工技术，如水平定向穿越技术、盾构穿越技术[8]。(10)优化运行。目前在役输气管道利用进口或国产软件进行在线或离线不同工况模拟，以确定既能满足供气需求，又使单位输气成本最低的运行操作方案。差距分析：我国大部分输气管管道建于20世纪60~70年代，与国外发达国家和地区完善的供气管网相比有很大的差距，如管道少、分布不均、未形成全国性管网、管径小、设计压力低、管输少、不能满足目前不断增加的市场需求等。目前，全世界已经建成了许多国际的、洲际的、和全国性的大型供气系统。大型供气系统是由若干条输气干线及多个集气管网、配气管网和多座地下储气库构成，具有多气源多通路供气的特点，可以保证供气的可靠性和灵活性，有利于管道系统的优化运行。大型供气系统的建设促进了管道技术的发展，在技术上取得了一系列重大突破。为了获取良好的技术经济指标，目前采取的有效做法是：加大管径、选用高强度管材、增大输送压力、施加内涂层、完善清管系统、提高管道监控系统和计算机网络管理系统的自动化水平、严格控制进入管道的天然气质量、提高动力装置机组功率和机组监控技术、采用不同的储气方式满足调峰需求。国外在天然气管网优化设计和优化运行方面有成熟的技术和应用业绩。在管道设计方面，对管径、壁厚、压缩机站数、位置、站间距、每座压缩机站的运行条件、最大允许工作压力等进行优化，以最大限度地降低管道建设投资和运行费用；在管道运行方面，对输配气方案进行优化，在国家计划、规定价格以及资源、用户、管网工艺技术等约束条件下，在一定的输气总量下，求得最大的经济与社会效益。国外对保证向消费地连续均衡供气的问题非常重视，强调天然气储运系统必须具备很大的储气能力。供气调峰的措施很多，但许多措施应用范围有限，有相当大的局限性。在各类天然气储气方式中，地下储气库是容量最大、功能最全、适应性最强、经济性最佳的储气设施。前苏联的统计资料表明，建地下储气库可使输气管道的投资节省20%~30%，压气站的压缩机功率减少15%，建地下储气库的费用只占输气管道费用的5%~7%。国外在管道内涂层方面已有成熟的技术与设备。天然气干线管道应用内涂层已有40多年的历史。管道内涂层的主要优点是降低管道内摩阻，增大管输量。试验表明，内表面粗糙度为45μm的钢管，当粗糙度降低90%时，管道摩阻系数降低33%。与光管相比，有内涂层的管道介质流速可增加6%~12%，天然气管道的输量最大可增加24%。在涂敷方法上，一般采用喷涂和挤涂工艺。但是否采用内涂层，起决定作用的是经济因素，根据使用经验，一些国家认为管径在508mm以上的中高压输气管道应用内涂层是合算的。天然气水合物（NaturalGasHydrates-NGH）技术的应用范围是天然气的大规模储备与运输、城市天然气供应调峰、输气管道NGH生成预测等。自1993年以来国际能源界已召开了4次大型国际会议，讨论其发展前景，美国和加拿大等国设立了国家级水合物研究中心，开展有关的基础研究和应用研究。目前水合物具有储气能力已基本定论。目前，我国天然气管道工艺设计还未形成以数据库为基础、工作站为中心、各专业计算机配套的集成网络系统设计环境。卫星定位和遥感技术在线路勘察上的应用也刚刚开始，还没有设计过大型复杂的输气管网。在大口径管道施工的组织管理、穿跨越工程、高难地质区段施工、大口径管道冷弯、管道试压、防腐层涂敷施工等方面，均缺少经验和技术。我国在大型天然气管道系统的运行管理和维护方面缺少经验。虽然可以进行高水平的自动化监控系统设计，但系统硬件和软件要依赖进口；对于在线泄漏检测、动态模拟、统计分析、质量控制、调度优化和环境保护等专用软件上还缺少使用经验，开发进程缓慢，已有的功能也没有完全发挥作用；在天然气管道内检测方面，既缺乏设备，又缺乏经验。我国天然气干线管道分布零散，没有联网，不能互相调配，缺乏可供调峰的储气设施。四川输气管道虽然形成了环网，但因管道建设时期的不同，管径变化大，进气点、出气点分散，优化运行难度大。我国目前用于大城市调峰型供气的地下储气库极少，缺乏建设大型地下储气库的经验。应尽快开展地下储气库的研究和资料收集工作，根据我国东部地区各大城市天然气的需求和利用的发展情况，确定各城市地下储气库的规模和库址，为天然气工业的发展打好基础。国内在管道内涂层技术方面尚处于起步阶段，虽取得了一些成果，制定了一些行业标准，但在技术水平和应用范围上，与国外先进水平相比还存在较大差距，特别是大口径天然气管道内涂层技术，还需要进行深入的探索与研究。国内已有一些研究单位在水合物的理论和应用基础方面进行了研究，但离实际应用还有很大距离。鉴于水合物技术的优越性和应用前景，应不断关注国外技术发展动态，适时开展研究[9]。在进行输气管道规划方案研究时，要从众多可能的输气方案（由不同输量、不同管径、不同压力等级、不同压比组配而成的各种方案）中，通过工艺计算和技术、经济测算，选出几个或几组经济较合理、工艺和技术上又较切实可行的较优方案，从而为以后的预可研、可研阶段的深化研究打下基础。天然气管道在今后的发展方向是：(1)长运距、大管径和高压力管道是当代世界天然气管道发展主流；(2)输气系统网络化；(3)建设地下储气库是安全稳定供气的主要手段；(4)高压力输气与高强度、超高强度管材的组合是新建管道发展的最主要趋势；(5)高压富气输送校核断裂控制；(6)多相混输模式。1.3研究内容本课题研究的是运用水平输气管道的基本公式进行输气管道的相关设计；运用所学知识，查阅相关文献及规范，确定输气管线的水力计算、热力计算及强度计算，从而选择该管径对应的壁厚、确定进出站的压力、压缩机站数目及布站、压缩机站所选压缩机的型号、功率及所需燃—压机组数目、管线的调峰能力与其它设备的选型与布置，并绘制全线流程图、首站流程图、分输站流程图等。1.4本题目的设计步骤采用水平输气管道的计算方法确定每一种方案的压气站间距，计算末段长度，确定压气站数，计算单站功率，选定压缩机型号和台数等。绘制全线流程图、首站流程图、分输站流程图。撰写设计说明书，计算说明书。1.5本设计所采用的规范①《压缩机与驱动机选用手册》②《石油天然气工程制图标准》③《全苏输气管道工艺设计标准》④《输气管道工程设计规范2天然气管线2.1天然气长输管线的基本定义及输气站组成天然气长输管线就是连接脱硫净化厂或LNG终端站与城市门站之间的管线，在我国压力管道分类中属国标A类，其设计应遵循规范《输气管道设计规范GB50251》。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分为：输气首站、输气末站和中间站（中间站又分为压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等）三大类型。按功能可分为：调压计量站、清管分离站、配气站和压气站等。2.2天然气长输管线的发展前景20世纪后期，世界科学技术突飞猛进，电子计算机的迅速发展和推广使用，新材料、新设备、新工艺的开发与更新换代，把世界油气管道工业推进到了人们喻之为“新的技术革命”的时代。由于天然气产地越来越远离主要消费中心，为了获得最佳输气效益，天然气长输管道呈现出了以下几种主要的发展趋势：(1)高压输送高压输送是当前国际天然气管道输送技术的发展趋势。目前天然气的高压输送的压力已达10至15MPa。高压输送时天然气的密度增加，流速减小，降低了管道的沿程摩阻，提高了输送效率；此外，天然气的密度增加，将提高气体可压缩性，降低压能损耗，提高了压缩效率；管道输送能量消耗下降，可减少压缩站装机功率，加大站距，降低投资；高压输送要求使用强度更高韧性更好的管线钢。高级钢减少了钢材消耗，降低了材料费用。(2)长运距天然气产量和贸易量的不断增加，采用超长管线输送天然气已被认为是最为经济的方法。近20几年来，欧美各国投入了大量资金建设一大批长距离、大口径输气管线。美国为了开发利用阿拉斯加的天然气资源，于1980~1986年建成了美国横贯阿拉斯加输气管线系统，该系统贯穿阿拉斯加和加拿大境内，向美国本土48个州输气，总长达7763km。苏联至1987年，输气管道的平均长度已近2000km，天然气的平均运距猛增：1990年是10年前的1.4倍，20年前的3倍，30年前的4.6倍。(3)大口径高压力建设大口径管道的经济性是十分明显的，增加管道直径可提高输送压力。第一，可以提高管道的输送能力。在其他如输送压力（7.5MPa）、温度（+40℃）相同条件下，管径越大，输气能力越高；在其它如管径（720mm）、温度（+40℃）等相同条件下，输送压力越高，输气能力越大。第二，可以大量节约投资和钢材消耗。一般来说，在输气量可以较准确预测的情况下，建一条高压大口径管线比平行建几条低压小管线更为经济。有人计算，一条914mm管道的输送量是304mm管道的17倍；一条输送压力为7.5MPa、管径为1420mm的输气管道可代替3条压力为5.5MPa、直径为1000mm的管道，但前者可节省投资35%，节省钢材19%。前苏联采用大口径多层壁管线输送秋明油田天然气，钢材耗量降低了23%~25%，净投资节省了15%~16%，全部费用节省了14%~15%。前苏联是大口径天然气长输管道最多的国家。俄罗斯天然气股份公司拥有的直径超过1m的长输管道占输气管道总长度的60%以上[10]。管道采用的最高输气压力，在一定程度上反应了一个国家输气管道的整体水平。目前世界陆上输气管道的最高设计压力为：美国10MPa，前苏联7.5MPa，英国7MPa，德国和意大利8MPa。海底输气管道的设计压力一般较高，如阿—意输气管道横穿西西里海峡段的设计压力为15MPa，而发生事故时压气站的出口压力可高达20.5MPa。我国四川气田万—卧输气管线的设计压力达到8.0MPa。(4)高压大口径输送管道采用内涂层减阻加拿大和德国所修建的大口径输气管道均在管道内壁喷涂环氧基涂层，以降低气体的输送摩阻。由于该内涂层的作用主要不是为了防腐，因此涂层厚度仅为几十微米。内涂层费用仅为FBE涂层的1/6~1/3。喷涂内涂层后可降低气体输送摩阻的7%~14%。(5)高度的自动化遥控当代输气管道的自动化管理和遥控水平相当高，并不断朝着更高的层次发展。自动化与通信系统发展速度之快，已使该系统设计水平的高低，常常被作为评价某一天然气储运工程现代化水平的依据。现代输气管道自动化管理多采用SCADA系统。在国内外输气管道设计中，SCADA系统已成为必不可少的选择，已成为管道系统管理和控制的标准化设施，压气站、计量站、调压站、清管站、阴极保护站等均由SCADA系统实行遥控。SCADA系统的主要发展趋势有：=1\*GB3①采用容量更大、存取速度更高的外存储器，以激光技术为基础的光盘将取代现有的磁盘和磁带；=2\*GB3②采用更逼真的三维彩色图形显示器，操作人员可以从显示器上观察到压气机组、控制网等工艺设备三维图像；=3\*GB3③开发功能更强大的SCADA系统软件和应用软件；=4\*GB3④采用人工智能和专家系统技术使SCADA系统智能化。(6)采用富气输送富气输送使压缩站所需功率下降；富气输送还省去进入管道前分离乙烷、丙烷、丁烷的花费和输送液化石油气到最终用户的费用。(7)提高钢级随着冶金技术，特别是铁水预处理、炉外精炼、控轧控冷等技术的发展，降低成本、高强度、高韧性管线钢技术已经成熟。一般情况下，钢管费用占整个管道投资的25%~30%。据欧洲钢管公司介绍，同样输气量下，材料由X70改为X80，可因壁厚减小降低材料成本7%左右。(8)输气干线网络化人们从长期的天然气开发和利用的经验教训中认识到，单条输气管道具有很大的局限性，在条件允许的情况下，将若干单条输气管道相互连通，形成管线网，则具有许多优越性，主要表现为：多气源供气，可提高供气的可靠性；有利于拓展天然气市场；有利于充分利用输气管道的能力，不会因某一气源的衰竭而出现无气可输的管道或管段；有利于提高输气调度的灵活性等。当今世界上已先后形成了一些国际的、洲际的、全国性的和地区性的大型输气管网。①前苏联统一供气系统前苏联统一供气系统是当今世界上规模最大的天然气输送管网。至1990年末，该系统有干线输气管道22.5万千米，连接着500多个气田，907座压气站（共3850台压气机组、总安装功率5000×104kW）、46座地下储气库（总储气能力为2832×108m3）、4500座配气站、6座天然气加工处理厂和约15000个城市和居民区。系统总输气能力（包括支线）超过10000×108m3/a；固定资产总值（不包括城市供气管网）约650亿卢布，占整个燃料部门固定资产总值的68%。②欧洲输气管网整个欧洲是当今世界上输气管道密度最大的地区。输气管道纵横交错，组成了一个从东（欧亚边境）到西（大西洋）、从南（西西里岛、直布罗陀海峡）到北（挪威北海）的输气管网群。如今，天然气可从欧洲任何一个角落输送到每一个消费区。③北美输气管网在北美洲，从加拿大到美国到墨西哥形成了庞大的输气管网系统。1993年，北美商品气产量为6796.8×108m3，天然气干线管道达到50多万千米，这些管网将北美的主要产气区（如加拿大西部、墨西哥湾的海上部分、陆地上的得克萨斯、路易斯安那及俄克拉何马州）与美国、加拿大和墨西哥的约8500万个天然气用户连接起来，并向这些用户供气。④北非—欧洲输气系统北非—欧洲输气系统包括阿尔及利亚至意大利和阿尔及利亚至西班牙两大输气管道工程。阿—意输气管道从阿尔及利亚通过突尼斯、穿越地中海而进入意大利的西西里岛，全长2500km，管径1220mm，设8座压气站。阿—西输气管道从阿尔及利亚穿越直布罗陀海峡后进入西班牙的塞维利亚，全长1434km，管径1220mm；该管道从塞维利亚一直延伸到葡萄牙、法国和德国[11]。2.3天然气长输管线的组成与功能长输管线的任务就是根据用户的需求把经净化处理的符合管输气质标准的天然气送到城市或大型工业用户，它必须具备：(1)计量功能。长输管道在交接气过程中必须设置专门的计量装置如：孔板流量计、超声波流量计或涡轮流量计进行计量。(2)增压功能。由于产地和用户之间距离的长短不等、气田原始压力高低不同，长输管道在输送过程中往往需压缩机进行增压。(3)接收和分输功能。大口径长距离输气管线往往经过沿线附近的多个气田分别供给许多城市使用，因此它中途要接收气田的来气和分输给各地的城市。(4)截断功能。为了使管线在某一地点发生损坏时不至于造成更大范围的断气和放空损失，应分段设置截断阀，它在发生意外爆破事故时能可靠关闭。(5)调压功能。与长输管道连接的下游管线通常会以较低的压力等级进行设计，比如城市管网，因此要把干管的压力调到一个相对稳定的出口压力。(6)清管功能。管道内不可避免地遗留有施工过程的留下的污物和长期运行后产生的铁锈、固体颗粒、积液等。压缩机、流量计、调压器这些设备是不允许气体内有杂质的，所以一般长输管道都要定期清管。(7)储气调峰功能。天然气的生产和运输过程通常是每天24小时内均衡供给的，但城市用气每小时都在变化，可以利用长输管线末段压力的变化，部分地缓冲这种均衡供气和不均匀用气之间的矛盾。长距离输气管道，尤其是大口径高压力的长输管道往往跨省区甚至跨国界输送巨量的天然气，是能源运输的大动脉。它的组成大致可分为：管道本身（包括干线和支线）、站场以及通信调度自控系统三部分。管道部分除管道本身以外还要通过特殊地段，如江河湖泊、铁路、高速公路等穿（跨）越工程；管道截断阀室；阴极保护站及线路护坡、堡坎等构筑物。站场部分有首站、清管站、气体接收站、气体分输站、压气站、门站等。清管站通常与其它站合建为一个站场，往往同时完成多种功能。通信系统承担全线的通信联络、行政、生产调度和提供自控监测系统的数据传输任务，目前重要的输气干线都有固定和移动两套通信系统，电线路。语音通信及应急通信主要采用光缆、卫星和租用地方的邮电线路；移动通信主要使用手机[12]。2.4输气站种类及功能2.4.1输气站种类(1)输气首站及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。主要流程是：①接受气体处理厂来气，经检测、分离、计量升压后输出；②发送清管器；③事故状况及维修等放空和排污。(2)输气末站及功能输气站终点又称末站，其任务是接收来气，通过计量、调压后将天然气分配给不同的用户。(3)输气中间站及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、气体分输站、清管分离站等几种类型。①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。②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功能。③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、配气等功能。④清管分离站清管分离站应尽量与其它的输送站场相结合，但当输气管道太长，又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80～100km间隔考虑设置。主要流程是接收来气经分离、调压、计量后去化肥厂及居民区；接收清管器；事故状况及维修等放空和排污[13]。2.4.2输气站的主要功能(1)分离为了保证进入输气管道气体的气质要求，在一些站场设置分离装置，分离其中携带的干粉尘，其除尘设备都采用旋风分离器、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。在设计分离器的通过量的台数时，应按分离器的最小处理能力来计算设计安排，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可满足站场的处理能力。(2)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壁腐蚀的主要因素。为此，应于管线投产前和运行过程中加以清除。①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、全通径阀门以及装卸工具、通过指示器等辅助设备。eq\o\ac(○,Ⅰ)收发筒其筒径直径一般比主管大1~2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需要，一般不应小于筒径的3~4倍；其接收筒长度应更长一些，因为它需要容纳不许进入排污管的大块清除物和先后连续发入管道的两个或更多的清管器，其长度一般不小于管径的4~6倍。eq\o\ac(○,Ⅱ)快速开关盲板快速开关盲板上应有防自松安全装置。②污物排放清管作业清除的污物应进行集中处理，不得随意排放。(3)调压计量①调压eq\o\ac(○,Ⅰ)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工、停工和检修的需要。eq\o\ac(○,Ⅱ)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。②计量eq\o\ac(○,Ⅰ)输入和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。eq\o\ac(○,Ⅱ)气体流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场的自耗气管线上。eq\o\ac(○,Ⅲ)测量天然气体积流量的流量计有压差式和容积式流量计两类。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。从上面的比较中我们可以用大口径、长距离、高压力、大输量来概括长输管道的特点，以将建成的西气东输工程为例：它从新疆轮南至东海边上海市全长3900多千米，管径1016mm，最高输送压力l0MPa，年设计输量120亿m3/a，约相当我国目前天然气总产量的40~50%，是名副其实的能源运输大动脉。建成后可解决沿线中东部地区5个省市大中城市的气化问题[14]。2.5天然气长输管线的技术发展现状和趋势由于天然气资源潜力巨大，在能源结构中的比重不断增加，因此天然气管输技术水平也得到迅速提高，各种新技术新材料广泛应用，使得超大输量、超长距离的天然气跨国输送得以实现。归纳起来管输技术的发展表现在以下几个方面:(1)管材及制管技术的发展当管径超过DN400mm以后，无缝钢管就不能满足要求，于是就出现螺旋焊缝、直缝焊接钢管。由于冶金技术的发展，大口径的直缝埋弧焊钢管得到普遍应用，原苏联己经制造了DN1420mm的管子。大口径管道的制造需要有高强度的钢材作基础，管线专用钢材应运而生。目前我国在管线用钢上大都采用美国API5L标准X系列管材，最高强度为X80。今后大口径高强度直缝埋弧焊钢管是管材及制管技术的发展方向。.(2)工艺设备制造技术的发展长输管线的主要工艺设备有增压、调压设备、流量计量设备及各种阀门等。随着综合机制技术的提高，目前这些设备也都进行了更新换代。最初在长输管线上使用的有往复式和离心式两种压缩机，由于燃气轮机技术的发展，单台容量小、笨重的活塞压缩机组已经被燃气轮机、离心式压缩机组代替。航空型燃气轮机体积小，便于和离心式压缩机匹配，可实现完全的自动控制，目前已成为长输管道的首选机型。这种机组的热效率有了很大提高，使用这种机型的效益更加明显。调压阀是输气管道上应用最多的稳压设备，长输管线上用的全为自力式调压阀。由于制造工艺水平的提高和结构的不断改进，现在使用的调压阀调压范围宽，能从几兆帕一次调压到零点几兆帕；结构也由原来的薄膜式发展到曲流式等多种型式。调压阀己经从原来单一的调节性能发展到压力检测、流量监控和安全保护等多种功能。流量计量己经由法兰改进为采用孔板阀。可以做到不停气更换孔板并且全部使用计算机进行流量计算，可远传实现全自动无人操作。为了克服孔板流量计计量精度受流量波动影响（流量小于设计值的30%时计量误差会增大，无法满足商业计量要求）、量程范围窄、精度低等缺点，目前已开发安装使用涡轮流量计和超声波流量计，它们量程范围宽、精度高（最高可达0.5级）而且很容易和计算机终端（RTU）相连实现自动控制。阀门的制造技术也有了很大的提高，原先在输气管上广泛使用的旧式截止阀和闸阀己被淘汰，开关和密封性能更好的平板闸阀和球阀广泛使用。输气干线上因为要通清管器全部采用球阀，多为气液联动球阀。在管线发生破裂时这种阀能由管道内压力的瞬间变化能及时关闭阀门，以防止事故扩大，起到安全保护作用。(3)先进的通信及自控系统目前的长输管线己经可以实现以计算机为中心的全自动无人操作和管理，调度监控中心可以对全线任何站点下达调控指令，这就是SCADA系统。它的功能是监控及运行调度管理。与此相适应管线通信系统大都采用光缆和卫星通信系统，通信系统不但要承担话音通信、行政生产调度管理还要给自控系统提供数据传输通道。原来我国邮电通信较落后，很多地方无法满足数据传输要求，因此长输管线都要自己建立专用通信系统，现在我国的通信质量已和发达国家没有多大区别，所以租用地方通信线路既可以减少首次投资，又方便与地方计算机信息网络连接，以求资源共享。(4)管道施工安装技术的发展长输管道本身的投资占整个工程总投资的50%以上，因此确保管道的焊接质量至关重要，以前都是手工焊，不但工作量大、工人工作条件艰苦而且也很难保证焊接质量。现在采用野外半自动焊和自动焊技术，不但焊接质量稳定而且能提高焊接功效，已在西气东输工程中使用。线路施工的另一个难点是障碍穿越。如穿越河流、铁路、高速公路等。原来穿越都是大开挖，尤其是大型河流水下管沟成型困难、管线就位不易而且施工周期长影响航运，施工质量也无法保证。铁路和公路车辆运行频繁，开挖施工更为困难。为了解决这一难题，上世纪80年代我国引进了定向钻技术，现已广泛使用。穿长江过黄河已不再成为难题。长输管线的一个特点是各站场规模、功能大体相同，采用模块化组撬技术，变现场安装为工厂预制。如站场的增压装置区、调压计量区、净化区分别在工厂组装成几个撬块用拖车拖到现场，用地脚螺栓固定就安装好了，大大提高了功效缩短了工期。(5)高新技术在管线勘测设计中的应用在线路的勘测上已广泛使用卫星定位系统、地理信息系统（GIS）和航天遥感技术，使选出的线路更合理，节约大量的时间和人力。目前管道设计工作基本上都在计算机上进行，使用各种软件包进行工艺设计计算，计算机绘图。通过计算机网络获得各种信息数据，就连与外单位的联络、发送各种设计工作文件也在个人电脑上就可完成。完全进入计算机信息网络时代[15]。2.6天然气长输管线的工艺设计内容要求天然气长输管线的工艺设计就是根据设计任务书给定的输送量和输送距离经工艺计算及多方案的技术经济比较寻找到一个最佳的方案。在设计前必须收集到足够的资料，这些资料包括：(1)气源情况即气源的地理位置、规模、组分、压力以及近期、远期规划，还需了解沿线附近石油天然气资源勘探情况。(2)沿线自然条件即地形地貌、交通条件、水电供应以及水文地质、工程地质、气象资料和沿线城市发展规划、工业发展布局。(3)沿线城市主要供气对象的气量、气质、压力及其波动范围的要求以及城市用气发展规划、有无补充气源或事故气源调峰手段等。以上资料的取得靠大量的调研和对线路走向的勘探，对不同的走向方案进行比较以选择最佳的路径。长输管线的工艺设计通常包括以下内容：(1)决定管线的输送能力和总工艺流程在决定管道输送能力时必须给今后发展留下足够的余地，同时还必须考虑管道维修、事故处理对输量的影响，同时也可以核算末段的储气能力。根据输送能力和起源压力，用户要求压力来解决输送方式即是否需要加压的问题。在输量和压气站间距都已确定的情况下由水力计算公式可知管径和输气压力平方差存在反比的函数关系，管径越大所需输气压力平方差越小。这样就需要我们在管径和输气压力平方差两者进行合理的选择并进行经济比较。加压输送要消耗大量能源并使整个系统经营管理复杂化，经营费用剧增，而为了降低输量增大管径所带来的线路造价也随之增加且管径增加受到制管能力的限制，因此要求两者之间进行详细的比较后才能决定。根据以往经验一般距离在500~600km以内可不加压输送。气源压力低的宜在首站加压。(2)决定管径和压气站的站间距和压比通过上面的输送方案比较后就可以决定管径和壁厚，选择管材，如果是加压输送还必须选择合理的压比和站间距。压比的选择和压缩方式有关，通常在长输管线上多选择离心式压缩机。在沙漠铺设的管线考虑到建站困难可适当加大压比来增大站间距。(3)决定各种站场的布局、选址及站内流程除压气站外沿线还有分输站、进气站、清管站等，分输站和进气站应尽量靠近用户和气源使支线最短。清管站的位置一般考虑要方便清管作业。尽可能把各种站合并建设，以节约投资和方便管理。在决定各站的工艺流程时，应尽量使流程简单以减小压力损失，确保安全输气并能及时地处理事故及进行变工况运行。(4)选择先进适用的工艺设备长输管线上的主要工艺设备有：除尘净化设备、调压计量设备、清管设备、增压设备以及气体冷却设备等[16]。2.7站场工艺设计(1)站址选择位置选择：所有站场位置必须服从管道的总走向，并考虑交通、水电供应、通信、生活便利。分输站（或接收站）要考虑支线长短，压气站和清管站具体站址可设在一定范围内以获便利。分输站（或接收站）要考虑支线长短，压气站和清管站具体站址可设在一定范围内，根据地形、地质条件前后有所调整。占地规模：在满足总图布置的前提下，还应考虑与其他周围建筑物保持足够的安全防火间距，并留有发展余地。地形条件：所选站址应地形开阔，地势平缓，有良好的放空排污条件，土石方工程量小。所选站址应具有良好的工程地质、水文地质条件，避开可能发生泥石流，滑坡等不良工程地质地段和其他不宜建站的地方。(2)所有站场的出口压力不应超过干线的设计压力，如果干线为非等压设计，则各站场的出口压力不应超过其下游管段的最高允许压力。①压气站的出口温度不允许超过下游管线最高允许温度。②最末一个压气站在最大流量下的出口压力应使管道末段压力高于城市门站所要求的最低压力。当一条管线因季节气候等因素引起需求气量波动时，管道压力随之变化，压气站的进出口参数也跟着变化。因此我们不但要确定压气站的额定工作参数，而且要确定压气站变工况运行时参数的变化范围。(3)根据输送工艺要求决定流程和布置①根据站场的功能按天然气流向决定站内流程和设备布置。应尽量缩短管道长度，避免倒流，减少交叉。②除正常运行要求的功能外，各种站场都应有越站旁通、安全泄放、排空检修、压力报警等功能。③站内管道管径的选择应使气体流速小于20m/s，整个站内管路的压力损失尽量控制在0.2MPa内。④各站的流程和布置都应留有适当的扩建余地，在改扩建时不影响原系统的运行，不需改变原管路的安装。=5\*GB3⑤压气站的流程应能适应机组停车、启动、调节的需要，并使整个过程操作简单可靠，不影响其他机组的运行。=6\*GB3⑥为减低压缩机叶片的磨损，压气站应设计为二级除尘流程，先进行多管旋风除尘再进行过滤。=7\*GB3⑦根据流程和功能分区块布置，把功能相同的设备布置在一起成为一个装置区，装置区之间的连接管线可埋地敷设以便于行车及消防道路布置。=8\*GB3⑧各种站场的仪表值班室通常布置在单独的建筑物内。⑨压缩机厂房的布置：压缩机在厂房内一般为单排布置，当台数太多（五台以上），单排布置使厂房太长，不便巡回检查和操作时，也可双排布置，中间留出足够的检修空间[7]。对大型机组可双层布置，一层为管道和辅助设备，二层为操作平台和仪表控制柜。2.8压缩机房设计说明2.8.1压缩机台数的选择和安装在决定压缩机台数时应考虑两个问题，一是备用系数，二是工况变化范围。一个压缩机站运行的机组越少，总功率越低，经营费用越省，但相应的备用系数越大，基建投资越高。因此，一般认为备用系数在20%~30%较为经济。天然气压缩机在场房内的布置安装，应根据机型、机组功率大小、外形尺寸、检修方式等综合考虑确定。相邻两台压缩机之间突出部分的净距离应能满足安放压缩机可拆卸的最大部件及检修场地的要求，或能满足更换整台压缩机时停放一台机组场地的要求，相邻压缩机的最小净距和距墙的净距不应小于1.5m。厂房的高度取决于压缩机本身和起吊设备的高度，必须保证起吊物最低点距固定部件留有500mm的距离。2.8.2压缩机厂房的型式本工程采用封闭式厂房，对机器设备的保护较好，但厂房的基建投资较高，故需有通风防暴设施。(1)厂房高度（2-1）式中—厂房高度，cm；—地基高度，cm；—设备基础到压缩机轴线的高度，cm；—压缩机或驱动机最大外壳半径，cm；—吊挂绳高度，cm；—主、副吊钩到吊车轨面的高度，cm。(2)厂房跨度应能满足检修的需要，考虑压缩机最大抽芯位置，再预留1.5m左右的操作位置。2.9线路走向选择原则2.9.1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，进行多方调查、分析比较，确定最佳的线路。(2)大中型河流穿（跨）越工程和压气站位置的选择，应服从线路总走向。线路局部走向应根据大中型穿跨越工程和压气站位置进行调整。(3)线路选择宜避开多年生经济作物区和重要的农田基本建设设施。(4)尽量利用现有的公路、铁路，少建新公路，方便运输。(5)线路应顺直、平缓，尽量减少与天然和人工障碍物的交叉。(6)线路必须避开重要的军事设施、易燃易爆仓库、飞机场、火车站、海（河）港码头以及国家重点文物保护单位和自然保护区等。2.9.2沿线自然条件状况(1)沿线工程地形、地貌、地质概况管道沿线地形较为平坦，相对高差小于200米。沿线地貌以平原为主，丘陵较少，平原、水面所占比例较大。(2)气候条件管线所经地区属温带季风气候，气候寒冷，四季分明，季风显著，雨量较少，降水集中，冬冷夏热。光照充足，气候温和是该地区的气候特征。2.9.3沿线地区等级划分地区等级划分按《输气管道工程设计规范》（GB50251）的规定，可划分为四个等级：(1)一级地区供人居住的建筑物内的数户在15户或以下的区段。(2)二级地区供人居住的建筑物内的数户在15户以上，100户以下的区段。(3)三级地区供人居住的建筑物内的数户在100户或以上的区段。(4)四级地区是指四层及四层以上楼房普遍集中、交通频繁、地下设施多的区域[16]。2.9.4管道跨越工程输气管线线路需要通过天然或人工障碍时，根据自然条件和经济技术比较，可选择穿越或跨越方式通过。一般来说，管道跨越工程投资大，施工较为复杂，工期长，维修工作量大，因此，管线应优先采用穿越方式通过。但是当遇到山谷性河流、峡谷，两岸陡峭、河漫滩窄小，河水流速大，河床稳定性差；平原性河流淤积物太厚、河床变化剧烈；或小型人工沟渠，铁路公路不适宜穿越通过的地段，可采用跨越方式通过。(1)跨越位置选择一般应遵循以下原则=1\*GB3①跨越点应选在河流的直线部分。因为在河流的直线部分，水流对河床及河岸冲刷较少；水流流向比较稳定，跨越工程的墩台基础受漂流物的撞击机会较少。=2\*GB3②跨越点应在河流与其支流汇合处的上游，避免将跨越设置在支流出口和推移质泥沙沉积带的不良地质区域。=3\*GB3③跨越点应选在河道宽度较小，远离上游坝闸及可能发生冰塞和筏运阻塞的地段。=4\*GB3④跨越点必须在河流历史上无变迁的地段。=5\*GB3⑤跨越工程的墩台基础应在岩层稳定，无风化、错动、破碎的地质良好地段。必须避开坡积层滑动或沉陷地区、洪积层分选不良及夹层地区、冲积层含有大量有机混合物的淤泥地区。=6\*GB3⑥跨越点附近不应有稠密的居民点。=7\*GB3⑦跨越点附近应有施工组装场地或有效方便的交通运输条件，以便施工和今后维修。(2)跨越结构形式的选择=1\*GB3①管道需跨越的小型河流、渠道、溪沟等其宽度在管道允许跨度范围之内时，应首先采用直管及支架结构。若宽度超出管道允许跨度范围但相差不大时，可首先来用"п"型钢架结构，充分利用管道自身承压。=2\*GB3②较小，河床较浅，河床工程地质状况较为良好，常年水位与洪水位相差较大的河流可优先采用吊架式管桥。吊架式管桥主要特点是输气管道成一多跨越连续梁，管道应力较小，并且能利用吊索来调整各跨的受力状况。=3\*GB3③跨越较小且常年水位变化不大的中型河流一般可选用托架、桁架或支架等几种跨越结构。托架结构有材料较省、构造简单等优点。托架结构充分利用输气管道截面刚度大的特点，由管道组成受压的托架上弦，用受拉性能良好的高强度钢丝绳作为托架的下弦。由于托架横断面成三角形，构成空腹梁体系，因此侧向变形较小。在下弦两端与管道连接处设置调整设施，可使其达到所要求的预期拱高。托架两端支架主要承受不大的垂直荷载，因此其基础较浅，对地基要求不高，适用范围较广。桁架结构主要用两片桁架斜交组成断面为正三角形的空腹梁空间体系，并且利用输气管道作为桁架上弦，其它杆件多选用角钢，下弦两端来用滑动支座，因此结构的整体刚度大，稳定性好。根据当地交通情况并可增设桥面系统。桁架腹杆为简单的钝三角体系。由此可见，桁架结构的刚度要比托架大，并且可以设置桥面系统。由于桁架侧向稳定性好，更适宜于山区常年风速较大的河流跨越。但桁架结构耗费材料较多，结构自重大，施工量大，一般不宜采用[17]。=4\*GB3④跨度较大的中型河流及某些大型河流其两岸基岩埋深较浅，河谷狭窄的可首先采用拱型跨越。管拱跨越结构有单管拱型及组合拱型两大类。管拱充分利用管道本身强度，用钢量一般较小。由于输气管道本身特点，管拱往往是无铰拱，因此刚度比有铰拱大。组合拱其主要特点是充分利用空间体系的组合截面的截面特性，同单管拱相比，用同样的管材来达到更大的跨度和刚度要求。管拱是三次超静定结构，且基础又受较大的水平推力，因此对地基要求较高。管拱施工时，要求有一个较为平整的施工场地，安装时多来用索道整体吊装，因此施工、安装技术要求高。=5\*GB3⑤大型河流、深谷等不易砌筑墩台基础，以及临时施工设施时可以选择柔性悬索管桥、悬缆管桥、悬缆管桥和斜拉索管桥等跨越结构。柔性悬索管桥是采用抛物线形主缆索悬挂于塔架上，并绕过塔顶在两岸锚固，输气管道用不等长的吊杆（吊索）挂于主缆索上，输气管道受力简单，适合于大口径管道的跨越。悬缆管桥的主要特点是输气管道与主缆索都呈抛物线形，采用等长的吊杆（吊索）。塔架下部为铰支座，当管桥因温差而引起膨胀收缩时。塔架能顺管桥方向自由摆动调节缆索的内力平衡。由于选用小矢高而增大缆索的水平拉力，因此相应提高了悬缆管桥结构的自振频率，在结构上可以取消复杂的抗风索而设置较为简单的防振索等消振装置。一般适合于中，小口径管道的大型跨越工程。悬缆管桥最明显特点是充分利用管道本身强度，使管道受拉压力，弯曲等综合应力。结构较前两种悬吊管桥简单，施工方便。在中小口径管道的大跨度跨越中，若采用高强度合金钢的管材时，可以应用。斜拉索管桥属于斜缆式吊桥范畴。斜拉索管桥的牵索为弹性几何体系，因而刚度大，自重小，结构轻巧，外观简洁大方，特别适宜于山区河流的跨越工程[18]。2.10管道材质及壁厚选择2.10.1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。根据输气管道的服役环境、输送介质、管径、输气管道工艺计算确定出管线的系统设计压力和首站出站温度等条件，从而确定工程中输气管道的钢管等级的采用符合《石油天然气输送管道用螺旋埋弧焊钢管》（GB9711-97）标准的X80等级螺旋双面埋弧钢管。2.10.2钢管壁厚的确定钢管壁厚按《输气管道工程设计规范》（GB50251-92）中规定计算：（2-2）式中—钢管计算壁厚，mm；PH—设计压力，MPa；DH—管道的外径，mm；—钢管的最小屈服强度，MPa；F—设计系数（由地区等级来确定，如表B1）。2.11管道防腐长输管道采用防腐涂层和电化学保护相结合的方式进行联合保护，可以减缓周围介质对管道的防腐，延长管道的使用寿命，保证管道长期安全运行。2.11.1管道防腐材料选用原则(1)防腐材料技术可行性与经济合理性统一。(2)立足国内技术和施工能力，注重施工的可能性。(3)根据沿线自然条件不同，因地制宜，选取适宜涂层。2.11.2管道防腐涂层(1)管道外壁防腐涂层埋地管道外壁涂层的种类很多，从50年代石油沥青发展到60年代的塑料胶粘带、热塑绝缘层、粉末融合绝缘层等塑料防腐材料。至今逐步形成了石油沥青、煤焦油瓷漆、聚烯烃、环氧树脂等高分子材料。(2)管道内壁涂层输气管道施加内壁涂层有很多的优点：①延长管道的服役时间；②减小摩阻，提高输气量；③减小压降，降低压缩机能耗和运行费用；④减少压缩机站的个数，节约投资；⑤减少清管次数，保证管道输送气体的质量等等。(3)管道阴极保护该工程全线采用外加电流阴极保护。全线共设一座阴极保护站，为三道岗分输站。(4)外加电流的阴极保护的构成及说明①阴极保护站设施：恒电位仪，电极，阳极地床，阳极电缆，阴极电缆和测试电缆。②绝缘法兰设置：在输气首站、清管站、分输站、输气末站管线进出口处加绝缘法兰，清管站、分输站做跨接电缆连接绝缘法兰两侧，以确保电位连续。③数据采集：恒电位仪设有自控输出信号，恒电位仪输出参数可与集中控制中心集中控制。而且，职能恒电位仪能自动定期打印保护电流，通电点电位。为了监测全线保护效果全线每公里设有一点为测试桩，定期游巡线员进行现场测试并做好记录。2.12输气管道工程SCADA系统随着经济的发展和对环境保护的重视，天然气作为一种优质能源被广泛地应用，也就促使天然气工业的迅速发展，尤其是天然气输送管道的发展。发达国家天然气管网已形成网络。中国天然气干线管输网络正在形成。天然气长输管道中输配气站场较多，且站场的地理位置较为分散，自然环境较差，交通不便。因此，为实现现代化科学管理，提高整个输气系统的可靠性，保证人身及设备的安全，平稳供气及保护环境，宜采用以工业计算机为核心的监视控制与数据采集系统即SCADA系统，完成对整个管网的监控。利用SCADA系统实时可靠的数据采集和远程控制能力，将生产过程的实时监控与信息系统紧密结合，实现自动快速的统计分析，优化运行，保证信息及时准确，为天然气贸易交接计量、输配控制、商业化的运营管理提供调度决策手段，实现管道低成本，高效益运行的目标。

3设计说明书3.1概述在进行输气管道规划方案研究时，要从众多可能的输气方案（由不同输量、不同管径、不同压力等级、不同压比组配而成的各种方案）中，通过工艺计算和技术经济测算，选出几个或几组较经济合理、工艺和技术上又较切实可行的较优方案，从而为以后的预可研、可研阶段的深化研究打下基础。一般说来，大型干线输气管道的工艺计算比较复杂：(1)在计算中要考虑的因素很多，诸如终点与起点的高差、沿线的地形、分气点和进气点的分布及分气量和进气量的大小、输气管道末段的储气功能等。(2)水力计算和热力计算互相牵制，因为通过上述两种计算所需求得的参数，正是在计算中应该是互为不可缺少的已知数，间距的求解必须要知道天然气在输气管计算段l中的平均温度tcp而为求得后者而进行热力计算时又必须要知道压气站间距，即计算段长度l。(3)输气管道的水力计算是按计算段进行的，在计算中必须考虑计算段终点与起点的高差及计算段沿线地形的影响，而未求出计算段长度（即压气站间距）l之前就无法知道计算段终点的位置，从而无法知道其与起点的高差，也无法知道计算段段内沿线完整的地形。以上仅列举了输气管道工艺计算复杂性的部分事例。当然，利用国内外已开发的有关软件，通过计算机可以迅速求得各种输气方案的参数。但在输气管规划方案研究阶段并不需要很精确的计算结果，而在实际上这也是不可能做到的，因为这需要有详尽的原始资料和原始数据，而这在规划研究阶段是不具备的。为进行输气方案工艺计算，至少要具备下列基本参数：年输量Q，108m3/a；天然气组分、相对密度Δ；线路走向和大致的长度L，km；如果规划中的输气管道沿途有较多的分气点，则还必须知道大致的分气点的距离和分气量，以便在计算中把分气的影响考虑进去。根据上述这些基本依据，就可着手进行各种输气方案的工艺计算。计算顺序概括如下：(1)对一种输量，设定几种管径、几个压力等级（如8.7、9.5、10MPa）、几个压比（根据俄罗斯的经验，在输气管道上一般采用的压比范围为：1.25～1.6），从而组成多种方案；(2)计算末段长度；(3)计算每一个方案的压气站间距；(4)确定压气站数；(5)计算单站功率；(6)初选燃—压机组型号，初定机组台数；(7)计算燃料气耗量；(8)计算耗钢量。在上述工艺计算基础上，经济部门根据有关的主要参数指标进行技术经济测算，算出每一种输气方案的基建投资、输气成本、管输费用、终点门站的燃气价格等经济指标，通过比较，选出几个或几组较优的输气方案。本论文所采用的输气管道工艺计算方法是适用于输气管道规划方案初步研究阶段，在考虑高差、沿线地形、储气功能等诸因素的前提下，采用水平地区输气管的基本公式，公式中某些参数根据国内外的实践经验和分析推测进行设定。利用这一工艺计算方法可求得几十个、上百个、甚至几百个输气方案的参数，从而进行经济技术评估，通过比较，选出几个或几组较优方案，为以后（预可研或可研阶段）的深化研究打下基础。在具备了足够的、所必需的原始资料和原始数据后，在上述工艺计算的基础上，就可进行较详细、深入、精确的计算。3.2水平地区输气管的计算3.2.1基本计算公式水平地区输气管道的基本计算公式，如采用国际单位制，由文献[2]第二章式（2-16）有如下形式：（