【天然气干线管网设计21000字（论文）】

天然气干线管网设计目录TOC\o"1-3"\h\u261251绪论 绪论1.1研究课题的目的和意义近年来，化工原料、一种清洁的优质能源天然气，使用量持续增长，特别是液化天然气的使用。天然气价值仍然是很高的，LNG工厂的产能大，导致单位液化天然气成本降低，制冷和液化工艺是液化天然气项目的关键要素，技术进步降低了液化和再气化、储存、运输液化天然气的成本，这些主要利用在正在建设或正在规划中的液化天然气项目。天然气的密度比空气的小，组分含量中没有一氧化碳，含有少量的硫等其他有害物质，所以天然气是相对较安全的燃气之一，如果发生事故泄漏，便会向着空气上方扩散，不会大量聚集达到爆炸极限，相比于其他我们所常用的燃气来说还是比较安全的。燃烧时产生二氧化碳较少，符合我国环保低碳的要求，对于可持续发展具有重要意义。与其他燃气相比，同比热值价格相差不大，但是天然气杂质较少，对灶具伤害较低，有利于用户减少维修费用的支出，变相的提高了人们的生活质量。天然气是洁净燃气，供应稳定，能够改善空气质量，因而能为该地区经济发展提供新的动力，带动经济繁荣及改善环境[1]。管道运输具有运输成本低、安全性高、一次性投资少、环保等特有优点,尤其是适合长距离运输易燃、易爆的石油、天然气等。近几十年来,世界各国对能源的需求量急剧增加，各国经济也在稳步持续增长中，所以全球油气管道的建设数量以及速度都在持续增长,建设规模和建设水平都有很大程度的提高。在我国，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[2]。与此同时，天然气的输送和储存技术是天然气工程中不可或缺的一个环节，天然气输送和储存工程建设的工程投资、质量、工程建设的技术水平、后续投产运行的费用、运行过程中的安全问题，环境保护等等，都与用气安全和我们自身的利益息息相关，考虑到天然气的压缩性能，储存起来比较困难，所以天然气管道输送技术是属于最经济、最有效的方法，它可以连接上有气田和下游用户，起到一个输送纽带的作用，能够刺激下游用户天然气的使用，同时促进了上有天然气的开发。迄今为止，天然气管道已连接成国际性、全国性或地区性管网，构成了规模庞大的供气系统[3]。1.2国内外研究现状1.2.1国外研究现状上世纪七十至八十年代是全球输气管道建设的高峰时期，输气管道技术在这一时期得到了飞快的发展和提升，世界上几条著名的大型输气管道几乎都是在这一时期建成的，如：横贯地中海的阿—意输气管道、美加合建的阿拉斯加公路输气系统、前苏联乌连戈伊—中央输气系统等。近些年来，随着电子计算机技术的迅速发展和推广应用，新材料、新工艺、新设备、新技术的开发利用与更新换代，国外长输天然气管道无论是在设计、施工、运营管理，还是在管材、原动机、储库调峰技术方面都有了很大发展，特别是大口径、高压干线输气管道的施工、运营管理技术发展更加迅速[4]。欧洲基本形成以地下储气库为主，气田调峰、小型LNG调峰、双向管道调峰、管道容量调峰和区域平衡调峰等多种方式共存的调峰模式。为了保证供气的稳定性及调峰需求，欧洲许多国家在建设天然气管道的同时，建设了诸多地下储气库。目前，欧洲约有110座在运行的储气库，主要分布于德国、法国、意大利、英国、荷兰等国，库容总量约为800×108m³，共有33家储气系统运营商[4]。天然气输送主要呈网络化发展，形成大型的输气系统，世界上先后形成了一些洲际的、国际性的大型输气管网，如：阿—意输气管道：它是指由阿尔及利亚至意大利输气管道的简称，此输气管道全长2506公里，年输气量125亿立方米，其建设投资达35亿美元，于1983年建成投产。它是第一条连接了非洲与欧洲的洲际输气管道；同时，它穿越地中海，创建了水深600米的海底管道，到目前为止仍是世界上海下最深的管道[5]。此条管道的成功敷设，为以后海底管道的敷设提供了经验基础，极大的推动了海底管道建设的发展。阿拉斯加天然气输气管道系统：原名阿拉斯加公路管道，为了将阿拉斯加北部普鲁德霍湾的天然气资源输送至美国本土的中西部，但是这条管道所经之处有一部分冻土地区，导致这条管道并没有全部建成，只是建成了引进加拿大天然气通向美国中部，西部的管道[5]，虽然该条管道系统并没有全部完成，但是这套天然气输送系统，是当时天然气管道规划中最大的系统，管道系统中的东部支线，贯穿了加拿大和美国，总长1973公里，管径106毫米，操作压力达到9.88兆帕，是当时操作压力最高的输气管道之一[5]，为后来天然气管道系统的建设提供了大量的经验。前苏联的统一供气系统，向东西欧地区供气，是当今世界上规模最大的天然气输送管网，全长22.5万Km[6]。在输气管道防腐蚀方面，除了在加强阴极保护的有效性之外，同时采用有良好的化学稳定性、耐低温、耐水、耐老化、电绝缘性良好且较容易修补的材料作为保护层。随着科学的发展，复合材料和多层复合结构的防腐层也在被研究，这中结构能够明显的改善防腐的效果，极大的提高了抗阴极剥离能力和黏着力。有些输气管道进行内涂层处理，增大输气能力的同时还能防腐蚀。随着长输管道自动化技术和通讯系统研究的不断深入，目前在管道输送方面已达到了一个新的阶段即全线和区域集中控制阶段。在现代输气管道的设计中，SCADA系统必不可少，它已然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、阴极保护站等设施均由SCADA系统实施遥控[15]。而基于云计算的SCADA系统采用新的调度算法，可以在许多计算机中实现历史数据备份，并使用原始备份副本处理实时数据。因此，新的应用框架和新的调度算法可以提供更好，更高的可靠性，提高系统的资源利用率。在除了在技术设备等方面之外，国际上普遍采用的是招标承包方式组织施工，同时，建设单位聘请具有权威性的管道设计公司对施工单位进行工程监督，这样的管理体制更加有效的保证了施工的质量。在施工过程中，国外基本上实现了机械化和流水作业，比如：野外自动焊技术，水平定向钻穿越技术、模块化组装技术等。总而言之，世界输气管道的发展已然达到了工艺设计先进、设备仪表的高效工作、运行管理过程基本自动化、施工过程机械化。1.2.2国内研究现状相对于世界上其他国家来说，我国是世界上最早生产天然气的国家之一，同时也是最早使用管道输送天然气的国家（竹木桶管道），秦汉时期，就有使用竹木览输送卤水的史料记载，而到了明清时期，这种竹木览连接成为较长的输气管道用来输送天然气。这些都是最原始的输气管道，而真正意义上现代输气管道在五十年代之前都是空白的[7]。在我国长输管道建设的初期，我们没有什么经验还有自己的规范可遵循，唯一有的就是书本中介绍的前苏联的做法，在根据这些，我们总结了经验并且跟世界各国的输气管道设计规范和标准做了对比之后，编制出了属于我们国家自己的输气管道设计规范，这是我国输气管道技术在逐步走向成熟的标志。在管道防腐蚀方面，我国的技术只是人工除锈刷漆，相对来说非常简单，经过长时间的发展，有了现在的外壁涂层与阴极保护，进一步又有了阴极保护与牺牲阳极相结合的联合保护，并且通过对不同土壤性质对于管道的腐蚀程度的调查，做出更加合理的防腐蚀设计。从现场对运行十几年的管道进行挖坑测试来看，我们实行的防腐技术是十分有效的。比如，我国第一条长输管道巴渝线，采用石油沥青作为外壁防腐绝缘层，通过玻璃布作中间平面层的多图层结构形式。随着时代科技的发展与进步，新材料、新设备不断的研发与使用，在不断地总结前人的经验的基础上，我们在长输气体管道方面也取得了很大的进展，这表示我国管道输气技术正在飞速发展。如表1-1为我国主要输气管道气源、运行压力、输送距离、管径等数据。表1-1我国主要输气管道概括管道名称气源长度（千米）压力（兆帕）输气量（亿每立方米/年）管径（毫米）中卫一贵阳联络线中缅线1636101501016中缅天然气管道起点缅甸若开邦皎漂港近海天然气2520101201016中俄东线天然气管道伊尔库茨克州科维克金气田5000.3123801422中亚天然气管道ABC线土库曼斯坦和乌兹别克斯坦10000550中亚天然气管道D线土库曼斯坦复兴气田1000300大唐阜新煤制天然气外输线内蒙古东部褐煤为原料制出的天然气3346.340800/550/450/400陕京天然气管道一线陕西省靖边县长庆气田918.426.413.2（不加压）22（二期加压）33（四期加压）660二线陕西省靖边县西气东输靖边压气站935.05101201016三线长庆油田，以及土库曼斯坦、哈萨克斯坦等896101501016四线土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦进口天然气，大唐国际内蒙古克什克腾旗煤制天然气1098102501219西气东输工程一线塔里木气田390010120——1701016二线土库曼斯坦、哈萨克（加国内补充）4918103001219三线中亚土库曼坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦，新疆煤制天然气737812—103001219/1016四线新疆乌恰3123124001422冀宁联络线西气东输、陕京二线900101101016/711川气东送工程川东北普光首站2170101201016忠武输气管线工程四川盆地天然气资源1347.36.430711秦皇岛-沈阳天然气管道工程华北管网（陕京线）转供的西部天然气47510801016大连-沈阳天然气管道工程大连LNG站进口的卡塔尔LNG4231084711涩宁兰管线青海气田和兰银线河口反输9296.420660长呼天然气管道长庆气田4856.4—2.060457—159淮武输气管线工程西气东输、忠武线4576.3156101.3研究内容本次设计过程中运用课本所学知识，查阅相关规范、文献，运用平坦地区输气管道基本知识进行相关设计。其中涉及到的大致内容有：天然气物性基本计算、最优管径的计算选取，壁厚的计算圆整以及选取，然后可以进行布站，计算天然气进出站的压力，从而选取压缩机进行压缩机的串并联布置，管线的校核以及管线储存能力的计算是天然气管道建设中必不可少的部分，最后进行简单的工程投资估算。绘制全线流程图、首站平面图、分输站以及分数清管站流程图。工程概况：甬台温管道是浙江省天然气干线管网在继杭湖线、杭甬线、杭嘉线之后启动的另一条输气主干线，其主力气源为LNG，供气目标市场是温州、台州两地区，同时兼顾了宁波的宁海、象山两地，其中温州是其重点供气市场。甬台温管道起点宁波三山首站、终点为温州龙湾末站，途径宁波、台州、温州三市，线路总长度303.4km。1.4研究依据GB50251-2015《输气管道工程设计规范》SY/T0003-2012《石油天然气工程制图标准》GB50350-2015《油气集输设计规范》GB50423-2013《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50459-2009《油气输送管道跨越工程设计规范》除了相关规范和标准之外，还有任务书中所给的各项参数1.5设计原则（1）符合国家法律法规和指标规定。（2）保证工程设计安全可靠，积极采用世界领先技术。（3）尽量减少工程投资，节约能耗，使工程建成后高效运行。（4）在总体设计时，要求考虑全面，远近结合，以近期为主。2线路工程2.1线路走向原则管道线路选择应该按照安全、经济、方便的原则进行，同时可以进行优化，一方面要满足建设单位对工程的要求，另一方面要把工程造价和运营过程中的各种维护费用控制在最低限度。管道线路走向选择原则如下：选择管线敷设地区时应该符合我国的各项法律法规以及其他现行的相关规定，比如线路的走向应该避开军事禁区、各种大型客运站、码头海港、城市规划区、文物古迹、名胜、自然保护区等。与我国国家和地方经济发展规划、环境保护的要求相一致。线路应该根据两点间直线段最短来取，这样能够有效的缩短长度；尽可能利用现有的地形条件，避免穿跨越等大型工程，这样不仅可以降低建设的难度还可以节约建设投资。线路应该尽可能的利用现有的铁路、公路等交通设施，方便施工运输，同时应该充分利用现有的通信、电力、水源、生活等社会依托条件，有利于管道的施工、运行管理维护以及工作人员的生活。对于高烈度地震区、地质断层带、沼泽、滑坡、泥石流等不良工程地区和施工难度较大的地区我们应该尽最大可能避开，以防不必要的安全事故发生导致人力物力的损失。线路的走向过程中要与周边建筑区保持一定的安全距离。比如大型城镇、经济开发区、重要厂矿等地区。线路的选择要有利于天然气的生产和市场发展。2.2沿线地区等级划分《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015）中相关规定规定，按照沿线居民用户数和（或）建筑额的密集程度，沿管线中心线两侧各200m范围内，任意划分成长度为2km包括最大聚居户数的若干地段，按划定地段内的户数应划分为四个等级。在乡村人口聚集的村庄、大院及住宅楼，应以每一独立户作为一个供人居住的建筑物计算，地区等级应按下列原则划分：一级一类地区：不经常有人活动及无永久性人员居住的区段。一级二类地区：供人居住的建筑物内的数户在15户或以下的区段。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。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。四级地区是指四层及四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中、交通频繁、地下设施多的区域。另：在一、二级地区内的学校、医院以及其他公共场所等人群聚集的地方，应按三级地区选取设计系数[8]。输气管道的强度设计系数应符合表2-1的规定。表2-1输气管道的强度设计系数地区等级强度设计系数F一级一类地区0.8一级二类地区0.72二级地区0.6三级地区0.5四级地区0.4注：一级一类地区的线路管道采用0.8或0.72强度设计系数穿越道路的管段以及输气站和阀室内的管道的强度设计系数，要符合表2-2中的要求。表2-2穿越道路的管段以及输气站和阀室内管道的强度设计系数管段或管道地区等级一二三四一类二类强度设计系数有套管穿越三、四级公路的管道0.720.720.60.50.4无套管穿越三、四级公路的管道0.60.60.50.50.4穿越一、二级公路、高速公路、铁路的管道0.60.60.60.50.4输气站内管道及截断阀室内管道0.50.50.50.50.42.3管道敷设2.3.1管道敷设管道敷设分为好几种情况，一般情况下常用的也就埋地敷设和架空敷设，对于输气管道来说一般采用埋地敷设，毕竟埋地敷设不会影响到人类地面活动，还可以保护管线。对于埋地管道来说，覆土层最小厚度要符合表2-3中的要求（GB50251）。表2-3埋地管道覆土层最小厚度（单位：米）地区等级土壤类岩石类旱地水田一级0.60.80.5二级0.80.80.5三级0.80.80.5四级0.80.80.5注：1、对于需要平整的地区应该按照平整后的标高计算。覆土层厚度从管顶算起。季节性冻土地区埋设在最大冰冻线以下。旱地和水田轮种的地区或者现有旱地规划需要改为水田的地区按照水田确定埋深。穿越鱼塘或沟渠的管线，埋设在淤泥层以下不小于1米。在不能满足要求的覆土层厚度或者外载荷过大、外部作业可能危及管道之处需要采取保护措施。输气管管沟要符合GB50251-2015《输气管道工程设计规范》相关要求。保证施工的顺利进行。2.3.2管道选材油气管道选材的一般原则：主要有四大原则，使用性能原则、工艺性能原则、安全性能原则、经济性原则。使用性能原则：考虑到管线的工作条件，可能失效的原因，对其工作条件以及失效形式进行全面分分析，然后确定其使用性能。工艺性能原则：工艺性主要指管材的加工过程的难易程度，它直接影响到管线的工作状态，效率等，所以好的工艺性能是必须考虑的。安全性能原则：油气类的运输往往是非常危险的，因为其介质是易燃易爆物品，甚至有些是具有毒性的，一旦发生安全事故，后果往往都是非常严重的。所以安全性能可以说是首位重要的。经济性能原则：除了考虑以上几点，还得考虑选材的经济性。管材的选择并不是仅仅依靠莫一项特定的条件选择出来的，而是根据各项性能数据综合考虑并且符合国家相关标准选择的结果。本工程选取的是L450螺旋缝埋弧焊钢管，其相关数据见附录。2.4管道穿、跨越工程管道穿越是指管线通过人工或天然障碍物（河流、公路、铁路等）的时候，在障碍物下方敷设管道的方法。穿越点的选择应该考虑线路的走向，穿跨越方案的主要影响因素还是取决于施工场地的不同，穿越点的选取应该符合以下要求：河道顺且直、河低平坦、水流平缓、河床地质构造单一。穿越点间距大型桥梁的距离应大于100米，距中、小型桥梁的距离应大于80米。此外，穿越河流的管道应垂直于主槽轴线，特殊情况斜交时不应小于60度[9]。管道跨越是指管线通过人工或天然障碍物（河流、峡谷等）的时候，在障碍物的上方敷设管道的方法。一般情况下，优先考虑输送管线穿越障碍物，但是有些地形不适用于管线穿越，可以采取管线跨越的方式。管道跨越结构形式的选择一般取决于管道的工艺条件和跨越点的自然条件综合分析。通常情况下，大型跨越跨度超过120米，一半多选用悬索式、斜拉索式、悬缆式跨越；中型跨越跨度为50~120米，大多选用桁架式、托架式、拱式跨越；小型跨越跨度小于50米，大多选用“Π”型、支架型、拱式跨越[10]。穿越道路的管段以及输气站和阀室内的管道的强度设计系数，见上文表2-2。2.5管道其他主要工程2.5.1线路截断阀室截断阀室可以说是输气干线的重要安全保障之一，在检修或者在事故发生的时候截断气流，截断阀室起到了至关重要的作用。有气液联动、电液联动、气动、电动等驱动方式驱动的阀室，其中我国应用最广泛的属于气液联动驱动。截断阀室应该选择地势较高、交通方便、地形开阔的地段建立。截断阀室虽然尤为重要，但是长期处在备而不用的状态，所以对它的质量以及可靠性都有着严格的要求：在密封性方面要做到不泄露也就是零泄露。如果截断阀漏气，会有大量气体露出造成损失，而且还有可能形成爆炸气体发生安全隐患，应用较为广泛的自控系统也会发生失灵和误操作的情况。大扭矩驱动装置保证了可靠性。在正常运输的情况下截断阀一直处于全开状态，往往会面临一些紧急发生的事故，为了保证能够在短时间起到作用，就需要大的扭矩来驱动，所以就需要大扭矩驱动来保证装置的可靠性。阀室安装的位置相对比较灵活，地上地下可以考虑当地的地质条件等因素综合考虑，但是对于埋地阀室要求质量要好，不会有经常性的检修，这样可以使管道嵌固在周围土壤中，有良好的受力。放空管的设置是必不可少的。放空管直径要考虑1.5~2h内能够将管线内气体完全放空来确定，在符合防火安全规范设计引出距离。阀室的设计应该考虑额能够满足无人值守的要求。2.5.2管道焊接与检验在管线的焊接以及后续的焊接检验中都要符合相关国家法律法规。焊管之间对接焊时，制管焊缝错开并且间距应不小于100毫米。管线连头口处的焊缝预留在地形比较好的直管段上，不强力组对。焊件的预热和焊后处理应该符合下列要求：需要根据管道材料的性能、厚度、焊接条件、施工现场等诸多因素，通过焊接工艺评定来确定。当焊接的材料要求预热条件种类不同时，选择要求较高的材料进行考虑。当焊接材料的厚度不相同时，应力消除应该以较厚的一方确定。当两种材料不相同并且有消除应力的需求的时候，要进行材料应力的消除，应力消除的时候应该考虑两种材料的相关要求，以要求较高的应力消除温度为准。在预热的过程中以及焊后热处理要保证材料的均匀受热，在焊接和应力消除的过程中保持相关要求的温度。焊接质量的检测要符合以下要求：取不小于标准要求的最小屈服值的20%为管道操作环向应力，对焊接接头进行无损检测，或者进行管道切割破坏性试验（完工的焊接接头）。目视检查焊接接头的外观、形状、尺寸合格之后进行无损检测。无损检测要符合《油气长输管道工程施工及验收规范》（GB50369-2014）、《石油天然气钢制管道无损检测》（SY/T4109-2013）等相关规范和标准。2.5.3管道清管与试压清扫管道要符合下列要求：输气管道相关要求规定在进行清管次数大于两次的情况下可以进行试压。在清扫的过程中一般不会使用站内的设施，通常情况下都是设立临时清管器收发装置。输气管道的试压应符合下列要求：强度试验和严密性试验时输气管道试压之前必不可少的环节，试压管段按照前文地区等级并结合地形分段，强度试验采用压力-体积图法进行检测。在进行强度试验时，一、二级地区内的线路管段试验压力以不小于设计压力的1.25倍为准；三级和四级地区内的管段试验压力不小于设计压力的1.5倍。严密性试验一般是在强度试验之后进行，两实验使用的介质都是一致的，可以是气体，液体。输气站的严密性试验介质要求与管段不尽相同，一般采用空气或者其他不易燃、无毒的气体；试验压力为设计压力，稳定24小时不泄露为合格。2.5.4管道干燥管道的干燥可以说是投产之前的最后一道工艺，一般采用站间之间进行段落性干燥，先进行多次吸附使用吸水性泡沫清管塞，再进行吹扫、真空蒸发、注入甘醇类吸湿剂等多种方法进行管线干燥（也可以多种方法组合使用）。管道干燥验收要符合下列要求：环境保护是干燥方法的选取时要注意的首选因素，要做到环境保护。采用干燥气体吹扫时，在管道末端配置水露点分析仪，干燥后排出气体的水露点连续4小时比输送条件最低环境温度至少低5℃，变化幅度不大于3℃，并且应注意注入管道的干燥气体的温度不低于5℃，不大于防腐层的耐受温度。在使用真空法时，选用的真空表的精度不小于1级，干燥后气体的水露点连续4小时低于-20℃。使用甘醇类吸湿剂进行管道干燥时，干燥后排出甘醇含水量的质量百分数小于20%。在管线干燥结束之后，投产使用之前要进行管道气体置换,对于置换出来的混合气体要集中排放。放置气体检测仪，对管道末端对排放气体进行检测，其中在置换空气的时候天然气推动惰性气体，惰性气体推动空气，惰性气体为隔离段，则要求惰性气体的长度能够保证到达管线末端的时候天然气不会与空气发生混合。末端检测仪测得含氧量不大于2%。在置换过程中，管内气体流速不宜大于5m/s。管道干燥结束之后如果管线不会立即投产使用，需要使用干燥氮气置换管内气体，并保持管内压力为0.12~0.15兆帕的状态下密封封存。3管道防腐3.1管道外防腐天然气长输管道大多为埋地管道，埋地管道防腐是主要目的。站场之外埋地管道的外防腐层有：沥青防腐层、环氧粉末类防腐层（单、双层环氧）、抗压聚乙烯类防腐层（二、三层聚乙烯）、三层PP、冷缠带防腐层（聚乙烯粘胶带）、无溶剂双组分（环氧、聚氨酯）涂料类防腐层等等。一般情况下，大口径、长输管道或者重要管道采用三层抗压聚乙烯防腐层或者双层环氧粉末防腐层。它们具备以下性能：与金属有良好的黏结性。有良好的电绝缘性、防水性、化学性质稳定。有足够的机械强度和韧性、耐热、抗低温脆性。有良好的耐阴极剥离性能，抗微生物腐蚀，对环境无毒。破损后易修复，价廉且易于施工。防腐层在选择种类的时候要全面考虑，比如环境（气候、地下水位、土壤电阻率等）；管道的运行温度；涂层进行涂敷、运输、后续储存、施工时的环境温度；管道的沿线地方的交通等地理位置；费用的经济合理性等等一系列因素。具体选则应按照相关标准具体情况具体对待。3.2管道内防腐管道腐蚀不仅仅存在于管道外部，管道内部也存在管道的腐蚀，国外普遍采用对管道进行内涂层来防止管道内腐蚀，相对来说，涂层技术成本低、使用也比较方便，并且对于油气井的生产影响较小，所以在防腐蚀的过程中应用比较广泛。钢管的内防腐有着种类繁多的材料，质量上也是由好到坏有差别。常用的有基料有环氧型、环氧酚醛型、聚氨酯等，常用底漆涂料都是具有钝化性的填料（如铁红类、铬黄类等），中间层材料大多数是能够提高渗透能力的（如鳞片、玻璃微珠等）。在实验室常规检验指标认可之后，涂层的验收可以采取以下三种指标：外观，没有流淌、皱纹、起泡、鱼眼等缺陷。厚度，一般情况下不少于250微米，对于湿态防腐，厚度不应该小于400微米。检测。常用的是电火花击穿检测或者电阻检测进行漏点检测。近年来随着科技的发展，钛纳米聚合物涂料体系经过独特工艺提取的纳米钛粉，大大的提高了普通涂料的耐磨、耐腐蚀的性能。采用塑料管穿插法、软管翻转法、预成型二次固化法等工艺，使得腐蚀严重的旧管道恢复正常工作，经济效益非常可观。3.3管道阴极保护管道阴极保护是指将直流电源的负极用金属导线和管道连接起来，将电源正极连接到选定的辅助阳极上，从而达到目的——保护管线。阴极保护法主要分为两种类型，一是外加电流的阴极保护，二是牺牲阳极法。两种方法各有各自的优缺点，具体选择还得根据现场条件综合进行选择。两种方法的优缺点见下表表3-1阴极保护法的优缺点方法优点缺点外加电流法单站保护范围大，管线越长相对投资比例越小驱动电位高，能够灵活的控制阴极保护电流输量不受土壤电阻率的限制，在相对恶劣的条件下也可以使用作为长期的阴极保护，使用的阳极材料为难溶性材料一次性投资费用高需要连接外部电源对邻近的地下金属物干扰大维护管理相对复杂牺牲阳极法保护电流的利用率高，不会过保护适用对象在无电源地区和小规模分散地区施工技术简单，对周围地区几乎无影响安装维修费用低，经济性高防腐、接地兼顾驱动电位低，保护电流调节困难使用范围受土壤电阻率的限制，不适用于大口径裸管或防腐层质量不佳的管道在杂散电流强的地区，会失去保护作用投产调试工作相对复杂对于埋地管道的阴极保护，相关法律法规中规定阴极保护准则：通电情况下产生的最小负电位值较自然电位负偏移至少300毫安通电情况下测得构筑物相对饱和度和铜-硫酸铜参比电极间的负极电位至少为0.85V当中断保护电流时，测得极化衰减。在电流中断的瞬间，会立即形成一个电位值，以此值为测定极化衰减的基准读数。测得阴极极化电位差至少为100毫伏构筑物相对于土壤的的负电位应该和之前建立的E-lgI曲线的初始电位一致所有的电位均为从土壤电解质流向构筑物总言而之管道防腐层（有机覆盖层）与阴极保护单独作用的情况不是很理想，反而是联合保护的效果更加的好，我国主要是根据埋地管道以及金属防腐经验总结形成了以有机覆盖层为主，阴极保护为辅的保护方法。管道阴极保护的前提是覆盖层完整、具有优良的性质，在联合保护过程中它可以降低电流密度，缩短阴极极化的时间，改善电流分布，扩大保护范围。当覆盖层起初受到损伤的时候，因为损伤较小，阴极保护还能起到作用，但是随着损伤扩大，电流密度会增大，从而导致阴极保护形同虚设，失去保护作用。但是当覆盖层持续损伤，几乎不起作用时，阴极保护反而发挥巨大作用，开始保护管道。这种联合保护的方式，大大提高了防腐效果。4工艺计算书4.1输气工艺参数甬-台-温输气管道起始于宁波市，终于温州市，干线全场303.4千米。本工程管道2010年建成投产，投产当年启输气量为21.96×108m3/a，最终输气量47.82×108m3/a。季节性调峰气量按20%考虑，本工程计算输气量为57.4×108m3/a。本工程气源为进口LNG，天然气组成见表4-1。表4-1进口液化天然气（LNG）组份表组分名称C1C2C3iC4nC4iC5含量%（摩尔）91.464.742.590.570.540.01密度：0.802kg/m3(气态，0℃)；天然气低发热值：36.96MJ/Nm3。气源压力及温度天然气来自增压站（增压站已单独立项研究），来气压力6.3MPa，进站温度20℃。基础设计参数选取气体标准状态为压力0.101325MPa、温度20℃。年工作天数取350天。设计地温取平均地温13℃。管道平均总传热系数取1.75W/m2.℃。根据《温州天然气主输干管工程可行性研究报告》：城市门站压力2.5MPa，电厂压力4.0MPa。4.2天然气基本物性参数计算天然气平均分子质量：M=y式中：M——气体平均相对分子质量，kg/kmol；yi——i组分的摩尔分数；Mi——i组分的相对分子质量，kg/kmol。天然气平均密度计算：ρ=y在0℃，101.325KPa状态下可由公式（4-3）计算ρ（4-3）式中：ρ——天然气平均密度，kg/m3；yi——i组分的摩尔分数；ρi——i组分的密度，kg/m3相对密度的计算：∆=ρ式中：∆——天然气相对密度；ρ——天然气平均密度，kg/m3；ρa——空气密度，kg/m3。（在101.325kPa，273.15K时，ρa=1.293kg/m3；在101.325kPa，293.15K时，ρa=1.206kg/m3）天然气压缩系数的计算：根据美国加利福尼亚天然气协会（CNGA）公式：Z=（4-5）式中：P——气体压力（绝），MPa；T——气体温度，K；Δ——气体的相对密度注：此公式适用于Δ=0.55~0.70，P=0~6.89MPa，T=272.2~333.3K的天然气天然气定压摩尔比热（由《油气集输》中定压摩尔比热计算公式）：C（4-6）式中：CpT——天然气温度，K；P——天然气压力，Pa；M——天然气平均相对分子质量。气体平均温度计算（考虑焦—汤效应），有毕设指导书中公式：t（4-7）a（4-8）式中：t0tHKC——总传热系数，W/（m2·℃L——计算段长度，m；q——天然气输气能力，106m3/d;Δ——天然气相对密度；cpDH天然气粘度计算：根据天然气所处压力、温度条件下的密度和标准状态下的相对密度Δ，可按照下列公式计算天然气粘度μ（4-9）x（4-10）y（4-11）C=（4-12）式中：T——天然气温度，K；Δ——天然气标准状态下相对密度；ρ——天然气密度，kg/m3;μ——天然气动力粘度，mPa·s。本工程中天然气密度为0.802kg/m3(气态，0℃)，所以以上七项计算经原始数据带入后得出如下结果，如表4-2表4-2天然气相关物性计算表平均相对分子质量相对密度天然气压缩系数定压摩尔比热KJ/（mol·K）气体平均计算温度，℃天然气动力粘度mPa·s17.9670.6200.8643.45130.0104044.3管径的选取及壁厚的计算《天然气管道输送》一书中指出我国输气管道经济流速一般为7~12m/s,根据《建筑燃气设计手册中》可以知道燃气输配管网中经济流速为6m/s,结合二者流速，我们本工程计算中取7m/s,由公式Q=（4-13）式中：Q——管线输气量，m3/s;D——管道直径，m；V——经济流速，m/s；P——天然气管线工作压力，KPa；本工程计算量为Q=57.4×108m3/a=1.64×107m3/d=189.814m3/s代入上式4-9得D≈740.29mm根据毕设指导书附录国内部分钢管尺寸规格螺旋缝埋弧焊钢管中选取三种管径，分别为：D1=660,D2=711,D3=726。由壁厚公式：

δ（4-14）式中：δ——钢管计算壁厚，mm；P——设计压力，MPa；δsφ——焊缝系数，本工程采用的是L450螺旋缝埋弧焊钢管，取1；F——设计系数，按照表2-1选取，本工程取0.72；t——温度折减系数，（温度小于120℃时，取1.0）。所以δ1=6.41mm；δ2表4-3所选三种管径规格（单位：mm）管外径660711726壁厚6.47.07.5内径647.2697746.64.3.1水力计算输气管雷诺数计算公式为：R（4-15）式中：Q——天然气流量，m3/s；Δ——天然气相对密度；d——管道内径，m；μ——天然气动力粘度，Pa·s。根据雷诺数可以判断流态：Re<2000,流态为层流；Re>3000,流态为紊流。紊流又分为三个区：光滑区3000<Re<Re1混合摩擦区Re1<Re<Re2阻力平方区Re>Re2R（4-16）R（4-17）式中：k——管壁的绝对当量粗糙度，mm计算所得各管径雷诺数如下表4-4各管径雷诺数管径（mm）ReRe2647.226855874.492024908.7469724937047.312263064.12746.623342898.162508878.73由上表可知，Re<Re2，所以三种管径天然气均处在阻力平方区，故由威莫斯（Weymouth）公式：λ（4-18）计算得到λ1=0.0109；λ2=0.0106；λ3=0.01044.3.2最优管径的初选取任务书中所给水力计算公式：Q=11522E（4-19）式中：Q——气体流量（m3/d）(P0=0.101325MPa，T=293K)；P1——输气管道计算的起点压力（绝·MPa）；P2——输气管道计算的终点压力（绝·MPa）；d——输气管道内直径（cm）；Δ—气体相对密度；T—气体平均温度；L—输气管道计算段的长度（km）；Z—气体的压缩系数；E—输气管道的效率系数（当管道公称直径大于DN800mm时，E为0.91-0.94）。将起点压力6.3MPa，终点压力2.5MPa，流量1.64×107m3/d，E=1.0以及其他上文得出的数据代入上式可得到如表4-5结果表4-5压气站距离及压气站数管径（mm）647.2697746.6站间距（Km）136.12196.93275.86站数n322注：因为末站输送天然气设计压力为6.3MPa，所以初定末站为压气站，上表中压气站的个数包含末站。建设一条输气管道所需要的基本投资H可以分为压缩机站投资HZ和管道投资HG，随着管径和压力的增加，管道投资会逐渐增加，但是压缩机站的投资则会减少，故会存在一个最小值。年折合费用S=EH+C（4-20）其中C为操作经营费用，主要来源于压缩机站对于天然气的消耗，E为额定投资回收系数，其计算公式为：E=（4-21）式中：i——基本投资收益率t——投资回收期，a；假设压缩机站的投资为1000万元，管段的基本投资如下表表4-6线路管道投资指标（万元/千米）管径（mm）647.2697746.6投资（万元/千米）75.583.4891.0经计算三种管径对应的结果如下表表4-7管线投资预算管径（mm）647.2697746.6年折合费用（万元）36304.825532.725834.0注：以上数据均仅仅体现了趋势，并非真实价格。经比较，初定最优管径应该为φ697×7.0，全线布置两座压气站，初定压气站间距为151.7千米。则进站压力由公式4-19得出PZ=3.73MPa。4.3.3管线应力校核管线在运行过程中不单单只受到内压作用下的环向应力，管道实际受压是比较复杂的，在本工程设计中考虑到了环向应力，但是并没有轴向应力进行校核计算，下面我们对管线进心轴向应力的校核计算，其关系式为：σ（4-22）σ（4-23）式中：σLE——弹性模量，为2.06×105MPa;α——线性膨胀系数；取1.22×10-5/℃μ——泊松比，取0.3；σℎP——管线设计压力，MPa；δ——管线的公称壁厚，mm；T1——管道回填时的温度，取20℃；T2——管道工作时的温度，℃；d——管道内径，mm。代入数据得σL=111.399MPa，σ规范中规定受约束热胀直管段，轴向应力校核应该按照最大剪应力强度理论计算当量应力σe=σ4.4管线调峰能力的计算随着天然气的不断发展和深入人们的生活，天然气用户变得越来越多元化，这就导致了城市燃气的用气量在不断的变化，并且有着月不均匀性、日不均匀性、还有时不均匀性等特性。但是气源的输送是不能随时改变的，所以，对于长输管道来说，为解决用气与供气之间的不平衡性，需要进行调峰计算。天然气从末站出站压力为6.3MPa，城市门站最低压力要求2.5MPa，流量按照本工程的计算流量为Q=57.4×108m3/a=1.64×107m3/d=189.814m3/s。由公式4-25可计算最大储气量A=（4-24）V（4-25）式中：VSmaxC0——常数，取0.0384；T0P0λ——水力摩阻系数；T——天然气输送温度。代入数据可得出A=5.62×10-9，VSmax≈5.67末端最优长度：L（4-26）代入数据得到L对站间距做出调整为116.84Km，进站压力为4.4MPa取管径为φ746.6×7.5进行计算得A=5.8×10-9，VSmax≈9.47×105m3，此时末端最优管径为管线最终确定使用φ746.6×7.5的L450螺旋缝埋弧焊钢管，全线布置一座压气站，为距首战195.65千米处以及末站，压气站进口压力为3.9MPa。经计算，末端储气能力最优距离为107.75千米，最大储气能力为本工程日输量的5.8%。5输气站场5.1站场设置输气站场是天然气管道输送系统不可或缺的一部分，主要功能包括调压、计量、净化、清管等等，根据输气站位置的不同，一般具有不同的功能。5.1.1站场的分类首站首站作为输气管道的起点站，一般情况下靠近气田附近，接受的净化天然气一般来自矿场或者其他气源，来气压力较高时，可以不用建设压缩机。其主要工艺流程有：分离、计量，然后输往下游，此外还有清管器发送、气体组分的分析等功能。分输站分输站为了更加便利的输送给用户天然气，选址建立的时候主要考虑那些用户比较集中的地段，节约成本。其主要工艺流程有：分离、调压、计量，然后分输至用户，一般与清管站联合建立。压气站压气站，被我们叫做输气管道的接力站，给天然气增压从而提高天然气的输送能力是主要的能力，主要流程有:分离、增压、输送至下游。阀室管道在运行过程中，或多或少会发生一些我们所难以预测的突发事件，这就需要我们对管道进行维护修理，这时候就需要截断阀室，通过截断阀可以缩短放空时间、减少防空损失，减少管道事故危害的后果。其主要功能有:干线截断，两端放空。末站末站是输气管道的终点站，其主要是接收上游天然气，然后传输至终点用户（城市门站或者工业用户）。其主要流程为：分离、调压、计量、输往用户。此外末站也具有清管器接收功能。阴极保护站对于第三章中提到的防腐措施中有一种为阴极保护，我国采用的是绝缘层与阴极保护相结合的保护方法，但是对距离有限的外加电流的阴极保护来说，覆盖区域一定，所以每隔一定的距离要设置一座阴极保护站保证阴极保护的覆盖性。5.1.2输气站布置原则输气站场的位置由工艺要求和管道压力的计算共同决定，要服从输气干线的大走向，除此之外我们还应该考虑以下问题：尽可能的设置在交通、给排水、供电、通信、生活等条件便利的地方，这样不仅可以节省投资，在后期运营过程中能够方便经营管理以及职工的生活等。当输气站与工业企业、车站等其他公共设施相邻时，其建设安全距离应该符合GB50183-2015《石油天然气工程设计防火规范》中相关规定。战场内建筑物也要符合防火安全规范，同时也要考虑站场的发展余地，统筹规划。站址选择应该考虑地势开阔、平缓的地区，这样有助于场地排水，尽可能的减少平整场地土石方的工程量，以达到节约投资的目的。站址的选择应该符合工程地质以及水文地质的要求。避免山洪易发地、滑坡、沼泽以及可能浸水的不良工程地段。地下水位较低，土壤的腐蚀性较低（无腐蚀性最好），最小地耐压力不小于150kPa。分输站的设置主要要考虑靠近用户集中的地理位置。要重视站场对于周围环境的影响，主要为三废的治理，进行环境保护，维护生态平衡，做到可持续发展。5.2站场工艺5.2.1分离、过滤天然气管道输送中存在着管道阻力，而在实际输送的过程中往往会遇到管道阻力增加导致输送难度的增加，主要是天然气中含有的固体颗粒降低气质，增加阻力，另一方面这些固体颗粒还会使得设备、阀门在运输过程中磨损量增加，使用寿命大打折扣，此外还会影响环境。因此，一般在站场中要设置分离装置，分离气体中携带的粉尘、杂质以及可能出现的液体，大多采用过滤分离器（分输站一般采用旋风分离器或者多管干式除尘器）。过滤分离器具有多功能、处理量大、弹性大等特点，机构上是由过滤原件组合形成，并不是单一的。通常包含两段：过滤段、除雾段（分离段），能够同时除去粉尘、液体、固体等多种杂质。在处理过程中对于分离的效率要求：对于粒径不小于5微米的粉尘和液滴，分离效率不应该小于99.8%；对于粒径在1~3微米之间的粉尘和液滴，分离效率不应该低于98%。5.2.2计量气体计量装置一般设置在过滤分离器下游的进气管线、配气管线、分输气管线以及站场的自用气管线。站场管道的气体流速一般不应该超过20m/s，保证噪声和震动等方面达到标准要求。常用的流量计有：差压式流量计它主要是根据气体流经节流部件的时候在其前后产生的压差来测量气体流量的大小。应用较为广泛，其主要特点有：结构简单、牢固、性能稳定可靠、使用寿命长、成本低。应用范围广，全部单相流体（包括气、液、蒸汽等），部分两相流（如气液两相流）也可以应用。测量的准确度属于中等水平，计量的范围较窄，现场安装条件要求比较高。容积式流量计它通过测量元件的转动传递给计数器，可以直接显示出流经流体的总量，在全部的流量计中属于最准确的一类。其主要特点有：计量准确度高（一般误差为±0.5%）。计量范围宽。应用范围较窄，结构复杂、体积大、价格昂贵，安全性较差。涡轮式流量计当被测流体通过传感器时，在流体的作用下，叶轮受到力的作用开始旋转，转速与管道平均流速成正比。其主要特点有：计量准确度高（气体一般误差为±1%~5%），重复性好，范围度宽。结构轻巧紧凑，安装、维护便利，流通能力强。流体物性对于流量计的影响较大，对于介质的清洁度要求高。超声式流量计通过流体对超声脉冲的作用来检测流量，为新型流量计的主要品种之一，其主要特点有：适用于测量脏污流、混相流等。要求检测件内没有障碍物，无易损毁零部件，不会堵塞。适合大流量管道，检测件维修更换方便，无需断流。5.2.3安全泄放站内受压设备和容器设置安全阀应该按照GB50251-2003《输气管道工程设计规范》中相关规定设置，主要需注意以下几点安全阀的定压应该不大于受压设备的和容器的设计压力。站内的高、低放空管应该分别设置，并且直接与放空总管或者火炬直接联通。对于不同压力的的可燃气体在接入同一排放系统的时候要确保不同压力的防空点能够同时安全排放。对于可燃气体的放空要符合环境保护和防火安全的相关要求，有害物质的排放应符合有关污染物排放标准的规定。寒冷地区在放空时应该设立防护措施，保持管线的畅通。放空管的布置应该在站场的最小频率风向的上分侧，并且在站场的地势较高处。5.3站场常用设备5.3.1旋风分离器旋风分离器气体进口管线与筒体的连接线成切线方向，气流出口管线在顶部与中心管相连。气流进入分离器之后作圆周运动，利用气体与固体颗粒在做圆周运动时产生的离心力不同的原理将气体与粉尘分离（圆周运动所产生的离心力远大于重力）。综合来看，旋风分离器具有分离效率高、处理能力大、结构简单等一系列优点。影响分离器效率的因素主要有以下几点：气体进口速度（15~25m/s）。通过离心力公式我们可以知道圆周运动产生的离心力与线速度的平方成正比关系，所以进口速度对于分离效率影响很大，气体流速过低，产生的离心力不够，但是速度过大反而会破坏分离系统的压力平衡，涡流的形成，会导致分离效率降低。气体和粉尘的密度差。根据其工作原理可以知道，气体和粉尘之间密度差越大，分离效率越高。旋转半径。离心力公式中离心力的产生不仅仅与线速度有关，跟做圆周运动的半径同样存在着关系，但是反比关系，半径越大，离心力越小，所以分离器的旋转半径一般不会超过0.5m。5.3.2压缩机压缩机是输气管线中必不可少的设备，其中应用较为广泛的是离心式压缩机和往复式压缩机，两者各有优缺点，离心式压缩机适用于大排量，低压比的情况，而往复式压缩机恰与其相反。本工程采取离心式压缩机。它主要由叶轮、扩压器、吸气室、蜗壳等部件组成。其工作原理是气体由吸入式吸入，通过叶轮旋转做功，增加气体压力、流速，然后通过扩压器将动能转化为压能，从而达到增压的目的。本工程中工程计算流量为Q=57.4×108m3/a=1.64×107m3/d=189.814m3/s，对于选定的CDP416离心式压缩机[13]大致参数如下表5-1：表5-1CDP416离心压缩机运行参数序号参数参数变化范围1进口压力，MPa3~62出口压力，MPa<6.43进口温度，℃<354流量，×104m3/d345~6805压缩机转速，r/min9333~133336变速电机转速，r/min2390~3600经由上文计算进出站压力可知压缩机组进行并联可以满足输量要求，压缩机台数n由下列公式计算得出：n（5-1）式中：q——压缩机流量，取680×104m3/d所以

n考虑经济因素，结合本工程季节性调峰输量要求，所以压气站以及末站设置四台压缩机并联，其中一台为备用压缩机各个分输站根据流量要求布置知压缩机数目见表6-3，考虑到各分输站流量较小，上述压缩机不适用，我们可以选用PLC800型离心压缩机，其各项参数见表5-2表5-2PLC800离心压缩机运行参数序号参数参数变化范围1进口压力，MPa0.5~82出口压力，MPa<163进口温度，℃<404流量，×104m3/d14.4~1085压缩机转速，r/min3000~8000表5-2分输站压缩机数目分输站流量压缩机数宁海清管分输站4000×104m3/a2临海分输站17452×104m3/a2黄岩清管分输站63866×104m3/a3乐清分输站11400×104m3/a2注：其中各站均有一座备用压缩机，压缩机组为并联。6天然气管道的自动监控和其他6.1自动调节系统输气管道的发展不论是国外还是在国内，在近几十年的发展过程中逐渐的走向自动化，通过自动控制系统来调节管道工艺参数，自动调节系统通过调度控制中心设置设定值，然后传输给各个站控系统，进而由站控系统自控程序进行运行数据与其对比，从而达到调节的目的。自动控制系统主要有以下优点：通过调度中心可以实时检测到各处的数据，具有良好的实时性。能够检同时测到各个分散的站点，以及环境比较恶劣的地区，提高了运行效率。自动监控可以解放劳动力，减少运营成本，同时也提高了管线运行的安全性。目前我国输气管道的自动调节主要还是靠SCADA系统实现，比如陕-京线天然气管道；西气东输天然气气管道等等，可以说SCADA系统是长输油气管道的标准配置。6.2安全卫生、环境保护天然气管道生产过程中发生事故，给我们带来的危害有：如果发生爆炸等事故，造成周边建筑物的损坏，对生产人员，周围人员生命造成威胁，对于周边的环境也会造成很大程度的破坏。天然气本身损失所带来的经济损失以及对周边造成经济损失。甲烷等气体会对臭氧层造成严重程度的破坏，可以说破坏臭氧层能力极强，如果发生事故，大量天然气泄露到空气中，由于密度较小，往高处扩散，这无疑会对臭氧层造成严重破坏，导致环境问题进一步恶化。咋们石油行业属于高危行业，所以说安全作业是我们的重中之重，安全永远是第一位的。天然气管道输送运行安全管理的核心理念便是：在保证管道系统安全的前提下，可靠、高效率的运行。这一理念从管道的规划设计开始，一直到施工结束，再到投产运行过程中始终贯穿。对于管道输送来说，自然灾害不可避免，管道的敷设需要面对各种地质条件，我们不可能遇到的全部都是良好的地质条件，我们要尽可能的去降低自然灾害引发管道安全事故的可能性。能够对管道造成危害的自然灾害主要有地震、泥石流、滑坡、洪水、冻土、雷电等等。所以在管道设计的时候我就要考虑这些因素，尽可能的避开这类地质条件，如果实在无法避免，我们可以采取其他措施加强管道的安全性能，做到安全生产第一。管道系统自身可能会出现的一系列事故，我们要做到预防为主，比如，在设计之初，管材的选用时，在符合相关标准的前提下采用强度更高的材料，设置安全阀等等，在管道发生超压等安全事故时能够及时泄压或者紧急截断管流，减小事故带来的损失。天然气属于可燃气体，发生事故之后可能会造成持续燃烧等事故，所以我们在设计管线的时候要符合安全防火规范，保证足够的安全防火距离，当然，消防设施是必不可少的，可以采取固定式消防设施与移动式消防设施结合并用的方式设立，尽量达到能够最高效率的工作。除此之外，安全隐患就是我们自己了，没有一个人是完美无缺的，在运营管理的过程中，我们不可避免地会犯错，可能导致的结果不尽相同，但是哪怕时一个小小的错误，都有可能带来致命的后果，所以提高员工自身安全意识，约束自身规范就显得十分重要了。首先要有完善的运行生产安全操作规范，通过严格执行安全操作规范来降低我们犯错率。其次，还要有安全生产培训制度，通过培训，从思想上提高安全规范操作的意识，从而不断提高自己新的技能等等。虽然是预防为主，但是我们不能不考虑事故发生之后可能带来的后果，我们要尽可能全面的考虑事故发生之后可能导致的结果，并且做出相应的应急预案，以备不时之需。应急预案主要要求有：方案周全，能够适应各种可能出现的情况；具有很强的针对性；应急方案可靠、有效，可操作性较强。天然气在运行管理维护过程中，部分天然气可能含有有毒物质，不能随意排放，放空过程中要符合国家卫生标准、符合国家保护环境的想关法律法规，维护生态环境的平衡。6.3SCADA系统SCADA全称为“SurpervisoryControlandDataAcquigtion”翻译为中文大致意思为监控与数据采集。他的功能有诸多项：设备控制、数据采集、调节、报警等等。计算机技术的快速提升使得SCADA系统具有良好的稳定性以及较高的实时性，非常的灵活，对于那些站点分散、气候条件恶劣的场地，人工不能及时监控的过来，但是此系统可以实时监控，适应性非常的强。SCADA系统主要由四部分构成：调度控制中心：是数据采集管理以及调度操作的控制中心，通常为了安全起见，会设置两个调度中心，以便于紧急情况之下不会使得系统不会发生瘫痪。站控系统：俗称SCS，对战场内的设备等管线进行实时监控。RTU系统：意思是远程控制终端，使得整个系统的适应性大大加强，实现无人值守，大大解放了劳动力。自动化仪表和执行机构：其中仪表包括了压力、流量、物位、温度等等，设备包括压缩机、泵、阀门等等。在本工程设计中采用SCADA系统对管线投产运行管理，实现劳动力的解放，使得管线的运行更加安全、高效，平稳、可靠的运行，减少不必要的维修等其他方面的次数，使得管线运行更加经济。7经济性分析7.1投资估算7.1.1基础数据本工程建设期1年，生产期20年，计算期21年。（1）材料费项目水价按1.8元/m³计算，站场其他材料费按2000元/km计。（2）燃料费主要为站场用气。用气量为0.8×104m3/年，用气价格为1.37元/m3。（3）动力费年耗电量为6.35×104kWh/年，电价按0.57元/KWh计算。（4）输气损耗输气损耗率为0.8%，天然气价格为1.37元/m³。（5）生产工人工资设计定员为42人。年工资按3.5万元/人.年。（6）职工福利费按生产工人工资的14%计算。（7）折旧费按平均年限法计算,折旧年限20年，残值为0。（8）维护修理费按折旧费的30%计算。（9）通信线路租赁费项目没有租赁通信线路，为0万元/年。（10）其他费用按生产工人工资及职工福利费之和的3倍计算。（11）财务费用生产期利息计入财务费用。（12）摊销该工程投资无形资产按10年，递延资产按5年摊