输气管道课程设计
姓名：李轩昂
班级：油储1541
学号：201521054114
指导教师：任世杰
目录
前言------------------------------------------------------------------------------------------------- 4第一章设计概述---------------------------------------------------------------------------------- 5
1.1设计原则--------------------------------------------------------------------------------- 5
1.2 管道设计依据和规范----------------------------------------------------------------- 5
1.3长输气管道设计原始资料------------------------------------------------------------ 6
1.3.1天然气管道的设计输量 ------------------------------------------------------- 6
1.3.2气源特性 ------------------------------------------------------------------------- 6
1.3.3气源处理 ------------------------------------------------------------------------- 6
1.3.4管道设计参数 ------------------------------------------------------------------- 7
1.3.5基本经济参数 ------------------------------------------------------------------- 7第2章管道工艺计算---------------------------------------------------------------------------- 9
2.1天然气物性参数计算------------------------------------------------------------------ 9
2.1.1天然气的平均分子质量、平均密度和相对密度------------------------- 9
2.1.2天然气压缩因子的计算 ------------------------------------------------------- 9
2.1.3天然气粘度计算 -------------------------------------------------------------- 10
2.1.4定压摩尔比热 ----------------------------------------------------------------- 10
2.2输气管道水力计算------------------------------------------------------------------- 11
2.2.1雷诺数的计算 ----------------------------------------------------------------- 11
2.2.2管道内压力的推算 ----------------------------------------------------------- 12
2.2.3管道壁厚推算 ----------------------------------------------------------------- 12
2.3输气管道热力计算------------------------------------------------------------------- 12
2.3.1总传热系数 -------------------------------------------------------------------- 12
2.3.2天然气的平均地温 ----------------------------------------------------------- 13
2.3.3考虑气体的节流效应时输气管沿管长任意点的温度计算----------- 13
2.4管道工艺计算结果------------------------------------------------------------------- 14
2.4.1首站到分输站1 --------------------------------------------------------------- 14
2.4.2分输站1到分输站2 --------------------------------------------------------- 14
2.4.3分输点2到末点 -------------------------------------------------------------- 15
2.5输气方案的确定---------------------------------------------------------------------- 15
2.5.1管道及各站场投资 ----------------------------------------------------------- 15
2.5.2其他费用 ----------------------------------------------------------------------- 16
2.5.3方案经济比较分析 ----------------------------------------------------------- 16 第3章线路校核----------------------------------------------------------------------------- 18
3.1埋地管道校核------------------------------------------------------------------------- 18
3.1.1强度计算 ----------------------------------------------------------------------- 18
3.1.2弹性敷设计算 ----------------------------------------------------------------- 19 第4章储气调峰-------------------------------------------------------------------------------- 21
4.1用气概况------------------------------------------------------------------------------- 21
4.2调峰设计------------------------------------------------------------------------------- 21
4.2.1日调峰方式 -------------------------------------------------------------------- 21
4.2.2调峰储气量的确定 ----------------------------------------------------------- 21
4.3管道末端储气------------------------------------------------------------------------- 23 第五章结论-------------------------------------------------------------------------------------- 26 附录A -------------------------------------------------------------------------------------------- 27 附录B -------------------------------------------------------------------------------------------- 30 附录C -------------------------------------------------------------------------------------------- 31 附录D -------------------------------------------------------------------------------------------- 32
前言
未来几年内，全世界天然气消费年均增长率将保持3.9%，发展速度超过石油、煤炭等其他能源。在全球能源结构中，天然气消费占一次能源消费量的比例将从现在的23.8%上升至35%；2018年前后，天然气在全球能源结构中的份额将超过煤炭；2020年前后，将超过石油，成为第一能源。天然气的快速发展和重要地位，预计可保持相当长的时期。
石油天然气是优质能源，改革开放以来，特别是20世纪90年代以后，随着我国经济持续快速发展，油气需求一直以较快速度增长，直接推动了国内石油天然气行业的不断发展。同时受人均资源相对不足的约束，国内供需却不断扩大，石油天然气进口量攀升，保障石油安全的压力越来越大。天然气是存在于地下岩石储集层中以烃为主体的混合气体的统称。包括油田气、气田气、煤层气、泥火山气和生物生成气等。主要成分为甲烷，通常占85-95%；其次为乙烷、丙烷、丁烷等。它是优质燃料和化工原料。
目前，随着西气东输管线一线、二线，陕京天然气管线一线、二线，川气东送天燃气管道，榆济天然气管道，中亚天然气管道等一大批长距离天然气管道的建设预投产，国内各区域天燃气管道也陆续开工建设，中国将迎来一次天然气管道建设的高潮。而最近中石化正在谋建新粤浙煤制气管道，这也将是天然气管道建设行业新的里程碑。
本文阐述了干线输气管道设计的基本原理和一般方法，本文主要介绍了天然气的物性计算；输气管道的水力计算；储气能力计算；技术经济分析；管路布站方案计算；站场工艺设计计算；启动、一期、二期工况下的开机方案和相应的压降曲线；清管站的操作流程。
关键词：长输管道；物性计算；水力计算；管道设计；布站方案
第一章设计概述
1.1设计原则
（1）严格执行国家、行业的有关规范和标准，并参照有关国际先进的标准和规范；
（2）工程尽量采用先进的技术，努力吸取国内外的先进科技成果；
（3）工程设计本着一次规划，分期实施的原则，做到工程建设近、远期相结合，充分利用资金，节约投资；
（4）以气源为基础、市场为导向，处理好供给与利用之间的关系；
（5）优选工艺方案，达到先进适用、经济合理、适应性强；
（6）线路走向合理、贴近市场，尽量减少干线长度；
（7）管道设计要确保能长期安全、平稳的运行；
（8）适应线路的自然环境气候，确保生产运行安全可靠，能保护环境、防止污染、节约能源、少占土地。
1.2 管道设计依据和规范
《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003，中国计划出版社）
《油气集输与矿场加工》（冯叔初主编，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）
《干线输气管道实用工艺计算方法》（苗承武主编，石油工业出版社）《石油地面工程设计手册》（第五册（天然气长输管道工程设计）石油大学出版社）
《天然气管道输送技术》（黄春芳主编，中国石化出版社）
《天然气工程手册》（四川石油管理局编，石油工业出版社）
《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）
1.3长输气管道设计原始资料
1.3.1天然气管道的设计输量
某长距离输气干线全长1400km。全线共设两个分输站（分输量各占输量的10％，位于400km和700km处）。沿线地形起伏不大，海拔高度800m。设计能力：一期设计输量30×108Nm3/a，二期输量42×108Nm3/a，投产启输量为26×108Nm3/a。
1.3.2气源特性
气源压力8.0MPa，来气气体组分及组成如表1.1所示。
表1.1 天然气的组分
1.3.3气源处理
考虑用户的安全以及设备管线的防腐并结合我国天然气资源的实际情况而做出的现行国家标准《天然气》（GB17820-2012）,主要根据高位发热值、总硫、硫化氢和二氧化碳含量将天然气分为三类。一类和二类主要用作民用燃料和工业原料或燃料，三类气体主要作为工业用气。
天然气的技术指标应符合表 1.2的规定。
表1.2 天然气技术指标
由题目中所给数据知CO 2的摩尔百分含量为0.9%，小于一类和二类天然气技术指标中二氧化碳含量2.0%和3.0%，所以此项符合现行国家标准；
故此题目中天然气气源不需要处理。 1.3.4管道设计参数
(1)设计年输送天数：350天
(2)管道埋深处地温：夏季30℃，冬季9℃，年平均地温：12℃ (3)管道总传热系数取2.0w/（m 2
·k ）； (4)首站进站压力：8.0MPa （表压） (5)末站出站压力：4.0MPa （表压） (6)管线调峰能力为日输量的20％
(7)各站自用气系数为0.5%，末端最低压力4.0MPa ；
(8)每座压气站站内压降取0.2MPa ，其中压缩机入口段压降取0.15MPa ，出口段压降取0.05MPa 。
(9)压缩机(不包括首站压缩机)的压比推荐值为1.45
(10)压气站出站温度：考虑压缩机出口气体冷却，统一取50℃。 (11)全线均按一类地区考虑。 (12）压缩机的效率取85％。 (13）燃气轮机的效率取30％。 (14)天然气热值取34 MJ/m3。 1.3.5基本经济参数
(1)管道设计使用寿命：30年； (2)基准内部收益率：0.12；
(3)与管径成正比的敷设费用：1.21794元/mm.m ； (4)与管路单位重量成正比的敷设费用：960元/吨； (5)与管径和重量都无关的敷设费用：15元/ m ；
(6)与功率无关的每座压缩机站的投资：7
102 元；
(7)与功率成正比的压气站的投资费用：7200元/KW；
(8)压缩机备用系数：1.05；
(9)管路部分的年经营费用：100元/m.a；
(10)与功率无关的每座压缩机站的年经营费用：100000元/ a；
(11)压缩机单位功率的年经营费用：5000元/KW. a；
第2章管道工艺计算
2.1天然气物性参数计算
2.1.1天然气的平均分子质量、平均密度和相对密度 1．平均分子质量
i i M M y =∑（2.1）
式中 M ——平均分子量，kg/(Kmol)；
M i ——第i 组分的分子量，kg/(Kmol)； y i ——第i 组分的摩尔组成。 2．平均密度和相对密度
（1）平均密度
m i i y ρρ=∑（2.2）
式中ρm ——平均密度；
ρ——第i 组分的密度； y i ——第i 组分的摩尔组成。 （2）相对密度
Δ/m a ρρ=（2.3）
式中Δ——相对密度；
ρm ——平均密度；
ρa ——空气密度，取值1.293kg/m 3。
2.1.2天然气压缩因子的计算
（1）根据规范《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算》（GBT 11062-2014）方法考虑到气体的非理想性，在计算体积发热量、密度、相对密度及其他物性参数时，需要对气体体积进行修正。对体积非理想性的修正是通过压缩因子Z mix 来进行的。求解压缩因子可按下式：
(
)2211N mix i Z t p x =?=-??∑、（2.4）
求和因子，。 （2）平均压力P CP
223Z CP Q Z Q P P P P P ?
?
=+
? ?+?
?
（2.5） 式中P Q ——起点压力，MPa ；
P Z ——终点压力，MPa 。
2.1.3天然气粘度计算
（1）天然气动力粘度的计算公式
121212 i n
i n i n
g g g g g g g g μμμμμ∑++?+=
=∑++?+
（2.6） 式中μ——混合气体在0℃时的动力粘度；
g i ——混合气体中各组分的质量分数； μi ——混合气体中各组分在0℃时的动力粘度。 （2）混合气体中各组分的质量分数的换算公式
i i
i i i
y M g y M =
∑ （2.7）
式中y i ——第i 组分的摩尔质量；
M i ——第i 组分的分子量，kg/Kmol 。
2.1.4定压摩尔比热
天然气的摩尔定压热容近似按下式计算
11 1.124
22 5.08
1.9151013.190.092 6.2410g p m M P C T T T -?=+-?+
，（2.8）
式中C p ，m ——摩尔定压比热容，kJ/（kmol ·K ）；
T ——温度，K ；
M g ——平均相对分子质量，g/mol ； P ——压力，MPa 。
天然气主要物性参数计算结果如表2.1所示。
表2.1天然气主要物性参数表
2.2输气管道水力计算 2.2.1雷诺数的计算
44a Q
vD Q Re D D ρρρμπμπμ
?=
== （2.9） 式中 Re ——雷诺数；
ν——气体的流速，m/s ；
Δ——天然气对空气的相对密度，无量纲量； D ——输气管道的内径，m ； μ——天然气的动力粘度，N·s/m 2； ρ——气体的密度，kg/m 3；
ρa ——空气的密度，kg/m 3（在标准状况下ρa =1.206kg/m 3）； Q ——输气管道的体积流量，m 3/s 。 将ρa =1.206kg/m 3带入，得
1.536Q Re D μ
?
=
（2.10） 根据雷诺数可判断天然气流态：
Re ＜2000 层流 （2.11） 2000＜Re ＜4000 临界区 （2.12） Re ＞4000 紊流 （2.13） 工作区可按照下列两个雷诺数公式来判断：
8/7
1259.7/
Re D
?=（） (2.14) 1.5
2211/Re D
?=（
） (2.15) 式中 Δ——管壁内的当量粗糙度（绝对粗糙度的平均值），mm 。 （1）流态判断：a.1Re Re ＜ 流态为水力光滑区；
b.12Re Re Re ＜＜ 流态为混合摩擦区；
c.2Re Re ＞ 流态为阻力平方区；
（2）水力摩阻系数
a.层流区摩阻系数计算公式
64
λRe
=
（2.16） b ．临界过渡区摩阻系数计算公式
λ= 2.17）
c.紊流区摩阻系数计算公式
0.2
1582λ0.067Re D
?=+（）（2.18）
2.2.2管道内压力的推算
根据《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015），当输气管道线路上无高于或低于起点200m 以下的地段时，则不用考虑高差和地形起伏对输气管能力的影响。当不考虑输气管道的沿线相对高差影响时，气体的流量应按下式计算：
()0.5
225
121051v P P d
q Z TL λ??-?
?=?????
（2.19） 式中 q v ——气体（P 0=0.0101325MPa ，T=293K ）的流量，m 3/d ； P 1——输气管道计算段的起点压力（绝），MPa ； P 2——输气管道计算段的终点压力（绝），MPa ； λ——水力摩阻系数；
d ——输气管道内径，cm ； Z ——气体的压缩因子； Δ——气体的相对密度；
T ——输气管道内气体的平均温度，K ； L ——输气管道计算段的长度，km 。
2.2.3管道壁厚推算
t
2F PD
S ?σδ=
（2.20）
式中 δ——钢管计算壁厚，mm ；
P ——设计压力，MPa ； D ——钢管外径，mm ；
σs ——钢管标准规定的最小屈服强度，MPa ； φ——焊缝系数，取1.0； F ——强度设计系数，取0.8；
t ——温度折减系数；当温度小于120℃时，t 值应取1.0。
2.3输气管道热力计算 2.
3.1总传热系数
2
11
j j K δλα=+
（2.21）
式中K ——总传热系数，W/(m 3·k)；
δj ——绝缘层厚度，m ；
λj ——绝缘层的导热系数，W/(m·k)； ɑ2——外部放热系数，W/(m 2·k)。
2.3.2天然气的平均地温
（1）本工程年平均地温12℃，最优冷却温度（出站温度）Q t = 50℃； （2） 已知起点压力P 1，终点压力P 2，平均压力P cp ； （3）初步推测设定t cp ；
（4）由此可得定压摩尔热容C P ； （5）焦-汤系数计算如下：
)(1221
E T E c D cp
p i -=
（2.22） 式中 610.9810E =?；
5.12=E 。
（6）反算平均温度如下：
)]1(1
1[1)(aL Z Q i aL O Q O cp e aL
aL P P D aL e T T T T --------+=（2.23）
式中 t cp ——输气管中气体的平均温度，℃ ；
t H ——输气管计算段终点处气体的温度，℃；
l ——输气管长度，km 。
计算结果（T cp =22℃）与初步推测设定的值（t cp =20℃）基本接近，因此不需要重新设定。
2.3.3考虑气体的节流效应时输气管沿管长任意点的温度计算
()()00T 1Q Z
ax ax
Q i
P P T T T e D e aL
---=+---(2.24)
p
K D
a Mc π=
(2.25) 式中 a ——p
K D
a Mc π=
，K 为总传热系数，W/（m 2·K ）； M ——为质量流量，kg/s ； T ——管道的温度，K ；
T 0——管道周围介质的温度，K ； T Q ——起点温度，K ；
D i ——焦耳-汤姆逊效应系数； D ——输气管外直径，m ；
K ——输气管中气体至土壤的总传热系数，()2/W m K ?（根据有关实测数据计算）；
c p ——气体的比定压热容，()J /kg K ?；
q v ——气体（00.010*******P MPa
T K ==，）的流量，d m /3； 2.4管道工艺计算结果
本输气管道设计主要为末点地区某城市供气，沿途有2座城市需分输供气，管道沿线全长1400km ，首站（即气源处）到分输站1的设计输量为每年42亿立方米，分输站1到分输站2的设计输量为每年37.8亿立方米，分输站2到末点城市的设计输量为每年33.6亿立方米。本设计以年最大输量为准，以保证在之后可以稳定供气30年。 2.4.1首站到分输站1
设计管长为400km ；设计压力取：8MPa 、9MPa 、10MPa ；管道材料为X70钢，最小屈服强度为482MPa ；有内涂层绝对粗糙度取0.01mm ；共组合成3种方案。3种设计方案如表2.2所示。
表2.2 三种设计方案
2.4.2分输站1到分输站2
设计管长为300km ；设计压力取：6.9MPa 、8MPa 、9MPa ，管道材料为X70钢，最小屈服强度为482MPa ；有内涂层绝对粗糙度取0.01mm ；共组合成9种方案。9种设计方案如表2.3所示。
表2.3 第二段管的九种方案
2.4.3分输点2到末点
设计管长为700km；有四种方案，最小屈服强度为482MPa；有内涂层绝对粗糙度取0.01mm；设计方案如下所示。
1）分输点2出站压力为5.9Mpa，管径762mm，在距分输点2距离为350Km 处设压气站3，进站压力为4.26Mpa，出站压力为5.3MPa，管径762mm，站压比1.29；在距压气站3距离为350Km处设压气站4，进站压力为3.39Mpa，出站压力为6MPa，管径762mm，站压比1.83；压气站4距末站100Km，至末站时压力为5.59Mpa，管径762mm。
2）分输点2出站压力为7.2MPa，管径762mm，在距分输点2距离700Km 处设压气站3，进站压力为4.27Mpa，出站压力为6 MPa，管径762mm，站压比1.45；压气站3距末站100Km，至末站时压力为5.59Mpa，管径762mm。
3）分输点2出站压力为8.2MPa，经计算得：此压力可使天然气送至终点，终点压力为5.29Mpa,可满足题目要求。
4）分输点分输点2出站压力为8.4MPa，经计算得：此压力可使天然气送至终点，终点压力为5.59Mpa,可满足题目要求。
经校核后发现方案三和四为无效方案。
2.5输气方案的确定
本设计以方案的天然气长输管线建设投资费用和以后管道的维护管理费用的大小确定最佳输气方案。
2.5.1管道及各站场投资
天然气场长输管线投资主要由管道钢材费用，分输站和压气站站场费用。
管道钢材费用占天然气长输管线投资费用的较大比例。本设计中管道钢材类
型为X70钢，通过计算管道钢材耗量，然后乘以管道钢材价格（X70直缝埋弧焊钢管4500元/吨）就可以得到管道所需钢材投资费用。
另一主要部分为站场投资费用，该费用主要是站内设备建设投资费用，以及站内设备工作所需的功率费用。
2.5.2其他费用
（1）土地征用补偿及安置费
土地征用及其安置可由敷设公司相关人员与土地所有者进行协商，并对土地所有者进行相关补偿，此项费用按工程费用的比例估算。
（2）施工费用
施工费用包括管道敷设费、线路工程保险费、压力容器检验费及超限运输特殊措施费等。其中管道敷设费用占主要比例。此项费用可按照“石油建设工程其它费用规定”或参照类似工程统计资料按工程费用的百分比进行估算。
（3）内涂层费用
本次设计管道均设有内涂层，故必须考虑内涂层费用。
内涂层费用主要是计算内涂层面积，然后再乘以所用内涂层价格，便可得到内涂层总费用。
（4）经营费用
输气管道建设工程年经营费用是输气管道工程建成投产后维持其正常生产所必须花费的费用。
年经营费用主要包括：管道年维护和管理费用、站场年操作维护费用和人工费用。
2.5.3方案经济比较分析
本设计采用方案比较法对各种输气方案进行经济比较分析，确定最佳输气方案。
其中最优方案结果如下：
1）首站到分输点1
管线设计长度为400km，设计压力为8MPa，管径为864mm，壁厚为9.5mm，管道钢材为等级X70的螺旋埋弧焊钢管，最小屈服强度为482MPa，有涂层绝对粗糙度取0.01mm。
2）分输点1到分输点2
管线设计长度为300km，设计压力为6.9MPa，管径为813mm，壁厚为7.9mm，管道钢材为等级X70的螺旋埋弧焊钢管，最小屈服强度为482MPa，有涂层绝对粗糙度取0.01mm。
3）分输点2到压气站3
管线设计长度为350km，分输点2出站压力为5.9MPa，管径762mm，在压气站3，进站压力为4.26Mpa，出站压力为5.3MPa，管径762mm，站压比1.29；在压气站4，进站压力为3.39Mpa，出站压力为6MPa，管径762mm，站压比1.83；压气站4至末站时压力为5.59Mpa，管径762mm。管道钢材等级为X70的螺旋埋弧焊钢管，最小屈服强度为482MPa，有涂层绝对粗糙度取0.01mm。
此方案最终所需投资金额为31.75亿元。
第3章 线路校核
3.1埋地管道校核 3.1.1强度计算
（1）许用应力按下式计算：
s Ft φσσ=][ （3.1）
式中 [σ]——管道的许用应力，MPa ；
F ——强度设计系数，取0.6； ?——焊缝系数,取1.0；
t ——温度折减系数，当温度小于120℃时，t 取1.0； σs ——钢管的最低屈服强度，MPa 。
（2）埋地输气管道的直管段和轴向变形受限制的地上管段的轴向应力应按下列公式计算：
δσ2pd
h =
（3.2）
h a t t Ea μσσ+-=)(21 （3.3）
式中h σ——由内压引起的管道环向应力，MPa ；
a σ——由内压和温度变化引起的管道轴向应力，MPa ；
p ——管道设计内压力，MPa ； d ——管子内径，m ；
δ ——管子公称壁厚，m ；
μ ——泊松比，取0.3；
E ——钢材的弹性模量，MPa ；
α ——钢材的线膨胀系数，℃1-；
1t ——管道下沟回填时的温度，℃； 2t ——管道的工作温度，℃； 各单项应力校核与计算应满足下式：
（3.4） （3.5）
（3）当量应力校核
埋地管道必须进行当量应力校核，校核条件为：受约束热胀直管段，按最大剪应力强度理论计算的当量应力必须满足下式要求：
][σσ≤h ][σσ≤a
s a h e σσσσ9.0≤-= （3.6） 式中e σ——当量应力，MPa 。
轴向应力和当量应力校核结果如表3.1所示。
表3.1 各应力校核结果
经计算，轴向应力和当量应力校核成功。 3.1.2弹性敷设计算
采用弹性敷设时，应符合下列要求：
1.弹性弯曲的曲率半径不宜小于钢管外直径的1000倍，并应满足管道强度要求。
2.竖向下凹的弹性弯曲阶段，其曲率半径应满足管道强度条件和自重作用下的变形条件。曲率半径按下式计算：
)}
(2]{[221t t E pd
ED
R -++=
αδμσ（3.7）
式中R ——弾性曲线曲率半径，m ；
E ——钢材弹性模量，MPa ； I ——钢管截面惯性矩，m 4；
[σ]——轴向许用应力，MPa ；
p ——管道设计内压力，MPa ；
d ——管子内径，m ；
δ ——管子壁厚，m ；
α ——钢材的线膨胀系数，℃1-；
μ ——泊松比，取0.3；
1t ——管道下沟回填时的温度，℃； 2t ——管道的工作温度，℃；
q ——单位长度管子重力，N/m ；
θ——管子转角，rad 。
弹性敷设产生的弯曲应力：
R
D E 2s s b ±
=σ（3.8）
式中 D s ——钢管外径，mm ；
E s ——钢管弹性模量，取2.05×105MPa ；
R ——管段弹性敷设设计曲率半径，mm 。
曲率半径，及弯曲应力如下表3.2所示。
表3.2 弹性敷设计算
经检验，弹性敷设产生的弯曲应力校核成功。
一、天然气概况 1、天然气定义：从地下开采出来的可以燃烧的气体 2、天然气来源：气田气，油田气。 3、天然气组成：60%～90%为甲烷和乙烷，10%～40%的丙，丁，戊烷及重烃，在工标状态下只有甲、乙、丙、丁烷为气态，其余都为液态。 二、输气管道概况 1、输气管道分类：矿场集气管道，干线输气管道，城市配气管网 2、世界著名大型输气管道:前苏联乌连戈依——中央输气管道，全系统由6条输气干线组成，最著名的属亚马尔输气管道。该管道在苏联境内长4451km，建设了41座压缩机站和2座冷却站，经西西伯利亚地区穿越水域
945km，穿越河流700余处。 3、中沧线是中国第一次采用燃气轮机驱动离心压缩机输送油田伴生气的输气管线。 4、西气东输管线包括：青海涩北至甘肃兰州（2000年开工，02年竣工投产），重庆忠县至武汉（2000年开工），塔里木至上海（02年7开工，全长400多千米，管径1016mm，操作压力10MPa） 5、中国未来十年管网总体布局：两纵，两横，四枢纽(在北京，上海，信阳和武汉设立调度中心或分调度中心)，五气库（在北京，上海，大庆，山东，和南阳建立地下储气库） 6、管道防腐技术：从简单的人工除锈刷漆发展到外涂层与阴极保护和牺牲阳极相结合的联合保护。自1964年开始使用阴极保护到今天，所有的输气管道上都建有阴极保护站，单站保护长度可达50～80km. 输气管道的主要工艺设备包括压缩机组，阀门，计量设备和调压设备。 三、天然气的性质 1、天然气的分类 （1）按矿藏特点分：纯气藏天然气（在天然气开发过程中，不论何阶段流体在地层中均成气体，采出地面后可能有部分液体析出），凝析气藏天然气（矿藏流体在地层原始状态呈气态，但开采到一定阶段，随地层压力减小有部分烃类在地层中呈液态析出），油田伴生天然气（与原油共存，开采时与原油同时被采出，经油气分离得到的天然气） （2）按烃类组分关系分：干气（地层中呈气态，开采出后在管线设备中也不会有液态烃析出），湿气（地层中呈气态，在一般地面设备的温度、压力
天然气集输基本概念 一、天然气的组成 天然气是由烃类和非烃类组成的复杂混合物。大多数天然气的主要成分是气体烃类，此外还含有少量非烃类气体。天然气中的烃类基本上是烷烃，通常以甲烷为主，还有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷以及少量的己烷及其以上烃类(C6+)。在C6+中有时还含有极少量的环烷烃(如甲基环戊烷、环己烷)及芳香烃(如苯、甲苯)。天然气中的非烃类气体，一般为少量的N2、O2、H2、CO2、H2S及水蒸气，以及微量的惰性气体如He、Ar、Xe等。 天然气中的水蒸气一般呈饱和状态。天然气的组成并非固定不变，不仅不同地区气藏中采出的天然气组成差别很大，甚至同一气藏的不同生产井采出的天然气组成也会有所区别。 世界上也有少数的天然气中含有大量的非烃类气体，甚至其主要成分是非烃类气体。例如，我国河北省赵兰庄、加拿大艾伯塔省(Bearberry)及美国南得克萨斯气田的天然气中，H2S 含量可高达90％以上。我国广东省沙头圩气田天然气中CO2含量有的高达99．6％。美国北达科他州内松气田天然气中氮含量可高达97．4％，亚利桑那州平塔丘气田天然气中He 含量高达9．8％。 二、天然气集输的定义 《油气集输设计规范》(GB50350)定义，“油气集输”为“在油气田内，将油、气井采出的原油和天然气汇集、处理和输送的全过程”。这是广义的释义。本书所描述的天然气集输系统则是狭义的，只包括气田内部天然气的汇集，即只含气田内部的井场、集气站、增压站、阀室、清管站、集气总站和集输管网等由井口至处理厂(含净化厂，下同)之间的系统。 天然气集输在很多其他书籍中也常常被称为矿场集输天然气。 三、天然气集输系统的构成 1．集输管网 天然气集输管网是对气田或一定产气区域内，由气井井15到集气站的采气管道及由集气站、单井站到天然气处理厂之间的原料天然气输送管道所构成的网状管路系统的统称，是天然气地面生产过程中必不可少的生产设施。其结构形式与气井的分布状况、采用的集输工艺技术、气田所在地的地形地貌和交通条件、产气区与处理厂之间的相对位置关系等因素有关，但所有的集输管网都是密闭而统一的连续流动管路系统，其使用功能上是一致的。 2．集输站场 集输站场是为了满足天然气集输而定点设置的专用生产场所。按使用功能的不同，可分为井场、集气站(含单井站)、增压站、阀室、清管站和集气总站等。站场的种类、数量、布置以及站内的生产工艺流程和设备配置等，与天然气的气质条件、气井的分布状况和采用的集输工艺有关。 3．自动控制系统 由于集输系统生产场所高度分散而又同步运行，工作参数紧密相关，任何一个部位的工作异常都会对其他部分产生影响。天然气特有的物性、苛刻的集输工作条件又使整个生产过程面临很大的安全风险。因此，对生产安全和各生产过程问的工作协调一致性有很高的要求。 只有具备统一的、贯穿集输全过程的生产自动控制和信息传输系统，能够对各生产过程和它们之间的工作关系做全面的实时监控，才能保证集输生产在安全和各部分间协调一致的情况下运行，并提高生产管理工作的水平和减少生产操作人员。 对集输过程的监视、控制是在连续采集、传递、储存和加工处理各种生产数据的基础上进行的。适用于对分散进行而又彼此相关的工业生产过程做自动控制的监视控制和数据采集(SCA—DA)技术，已在天然气集输系统中得到了广泛应用。 4．其他辅助配套系统
一、基础资料 1 需业主提供的基础资料 开展输气管道工程设计前业主至少应提供下列资料，但不限于： 1.1 设计任务书或设计委托书； 1.2 资源与市场数据。 1.3 技术要求，至少应包括： 1）管道的起、终点、系统功能、建设水平、质量要求； 2）管输气体的来源及物性； 3）管道的任务输量、最小输量、最大输量； 4）管道沿线天然气的分输或注入要求； 5）管道用户用气特点及不均匀系数； 6）上游供气方不同年份供气量及供气压力； 7）不同年份用户用气量及用气压力需求； 8）工期要求。 1.4 管网规划及与拟建管道有关的已建的管道系统状况。 1.5 业主对工程管理的要求。 1.6 经济评价与概算资料 1）资金来源及贷款方式； 2）工程建设期及分年度投资比例； 3）类似工程投资及施工情况。 2 现场需要收集的外部接口资料 2.1 自然状况资料 1 管道沿线行政区划及地方志，沿线城市、乡镇发展规划。 2 管道沿线地形、地貌及植被分布情况； 3 管道沿线资源情况，包括：矿产、农业、林业、牧业、渔业、动植物、文物保护区分布等； 4 管道沿线重要设施分布，包括：军事设施、铁路枢纽、机场、码头、水库等的分布和发展计划； 5 管道沿线附近已建管线和构筑物的情况； 6 管道沿线重大项目的建设与规划； 7 基本气象资料。根据工程规模和建设水平的要求，气象资料宜为近10、20、30 年和50 年的统计数据。包括：全年平均气温、最冷月平均气温、极端最高温度、极端最低温度；管道埋深处最高、最低、和最冷月平均地温，标准冻土深度和最大冻土深度；降雨量（当地采用的降雨量计算公式，年和逐月的平均、最大、最小降雨量、最大强度降雨量、连续降雨最多的天数）、降雪量（初雪日、终雪日、连续降雪时间、最大积雪深度）、蒸发量，年平均日照、雷电日、沙尘暴天数，冰凌、冰雹强度；相对湿度；海拔高度；当地平均大气压；近年各月最大风速及各月风向、频率或全年的和夏季的风向频率玫瑰图、最大风速和风压值、静风出现的日期和持续时间、风暴和风沙出现的时间和状况。 8 沿线人文资料； 9 沿线水利设施、水利规划及水利部门的有关规定；
1 总则 1．0．1 为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策，统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量，制订本规范。 1．0. 2 本规范适用于陆上输气管道工程设计。 1．0．3 输气管道工程设计应遵照下列原则： 1 保护环境、节约能源、节约土地，处理好与铁路、公路、河流等的相互关系； 2 采用先进技术，努力吸收国内外新的科技成果； 3 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。 1．0．4 输气管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。 2 术语 2．O．1 管输气体 pipeline gas 通过管道输送的天然气和煤气。 2．O．2 输气管道工程 gas transmission pipeline project 用管道输送天然气和煤气的工程。一般包括输气管道、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。 2．O．3 输气站 gas transmission station 输气管道工程中各类工艺站场的总称．一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。
2．O．4 输气首站 gas transmission initial station 输气管道的起点站。一般具有分离，调压、计量、清管等功能。 2．O．5 输气末站 gas transmission terminal station 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。 2．O．6 气体接收站 gas receiving station 在输气管道沿线，为接收输气支线来气而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．7 气体分输站 gas distributing station 在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．8 压气站 compressor station 在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。 2．0．9 地下储气库 underground gas storage 利用地下的某种密闭空间储存天然气的地质构造。包括盐穴型、枯竭油气藏型、含水层型等。 2．O．10 注气站 gas injection station 将天然气注入地下储气库而设置的站。 2．O．11 采气站 gas withdraw station 将天然气从地下储气库采出而设置的站。 2．O．12 管道附件 pipe auxiliahes 指管件、法兰、阀门、清管器收发筒、汇管、组合件、绝缘法兰或绝缘接头等管道专用承压部件。
输气管道课程设计 姓名：李轩昂 班级：油储1541 学号：201521054114 指导教师：任世杰
目录 前言------------------------------------------------------------------------------------------------- 4第一章设计概述---------------------------------------------------------------------------------- 5 1.1设计原则--------------------------------------------------------------------------------- 5 1.2 管道设计依据和规范----------------------------------------------------------------- 5 1.3长输气管道设计原始资料------------------------------------------------------------ 6 1.3.1天然气管道的设计输量 ------------------------------------------------------- 6 1.3.2气源特性 ------------------------------------------------------------------------- 6 1.3.3气源处理 ------------------------------------------------------------------------- 6 1.3.4管道设计参数 ------------------------------------------------------------------- 7 1.3.5基本经济参数 ------------------------------------------------------------------- 7第2章管道工艺计算---------------------------------------------------------------------------- 9 2.1天然气物性参数计算------------------------------------------------------------------ 9 2.1.1天然气的平均分子质量、平均密度和相对密度------------------------- 9 2.1.2天然气压缩因子的计算 ------------------------------------------------------- 9 2.1.3天然气粘度计算 -------------------------------------------------------------- 10 2.1.4定压摩尔比热 ----------------------------------------------------------------- 10 2.2输气管道水力计算------------------------------------------------------------------- 11 2.2.1雷诺数的计算 ----------------------------------------------------------------- 11 2.2.2管道内压力的推算 ----------------------------------------------------------- 12 2.2.3管道壁厚推算 ----------------------------------------------------------------- 12 2.3输气管道热力计算------------------------------------------------------------------- 12 2.3.1总传热系数 -------------------------------------------------------------------- 12 2.3.2天然气的平均地温 ----------------------------------------------------------- 13 2.3.3考虑气体的节流效应时输气管沿管长任意点的温度计算----------- 13 2.4管道工艺计算结果------------------------------------------------------------------- 14 2.4.1首站到分输站1 --------------------------------------------------------------- 14 2.4.2分输站1到分输站2 --------------------------------------------------------- 14 2.4.3分输点2到末点 -------------------------------------------------------------- 15
输气管道工程设计规 范,gb50251-2015 篇一：输气管道设计规范GB50251-2003 1 总则 1．0．1 为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策，统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量，制订本规范。 1．0. 2 本规范适用于陆上输气管道工程设计。 1．0．3 输气管道工程设计应遵照下列原则： 1 保护环境、节约能源、节约土地，处理好与铁路、公路、河流等的相互关系； 2 采用先进技术，努力吸收国内外新的科技成果； 3 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。 1．0．4 输气管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。 2 术语 2．O．1 管输气体pipeline gas
通过管道输送的天然气和煤气。 2．O．2 输气管道工程gas transmission pipeline project 用管道输送天然气和煤气的工程。一般包括输气管道、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。 2．O．3 输气站gas transmission station 输气管道工程中各类工艺站场的总称．一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。 2．O．4 输气首站gas transmission initial station 输气管道的起点站。一般具有分离，调压、计量、清管等功能。 2．O．5 输气末站gas transmission terminal station 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。 2．O．6 气体接收站gas receiving station 在输气管道沿线，为接收输气支线来气而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．7 气体分输站gas distributing station 在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．8 压气站compressor station 在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。
天然气输气管道设计 1 管道材质及壁厚选择 壁厚 F D P S H H σδ2= H P —设计压力，MPa ； H D —管道的外径，mm ； S σ—所选钢材的最小屈服强度，MPa ； F —根据地区等级确定的设计系数； 2 管道轴向应力及稳定性验算 h l t t E μσασ+-=)(21 σ σ2Pd h = l σ—管道轴向应力，MPa ； E —钢材的弹性模量，为51006.2?MPa ； α—钢材的线性膨胀系数，取5102.1-?MPa ； 1t —管线安装温度，C 0； 2t —管线工作温度，C 0； μ—泊松比，取0.3；
h σ—管线的环向应力，MPa ； P —管道内压，MPa ； d —钢管内径，cm ； σ—钢管的公称壁厚，cm ； 应力满足如下条件： s l h σσσ9.0<- 敷设： 弯头的曲率半径大于等于4倍管外直径，并应满足清管器或检测仪器能顺利通过管道要求。 试压。
工艺说明，，， 1物理和热力性质（平均分子量，相对密度，平均密度，热值） 2压缩因子相关方程式。（Gopal 的相关方程式） 3定压摩尔比热（根据干线输气管道实用工艺计算方法） 4焦—汤系数（根据干线输气管道实用工艺计算方法） 二，水力计算 1雷诺数Re 2水力摩阻系数λ 三，输气管道内径 δ2-=H B D D
强度设计系数 地区等级 强度系数 一级地区 0.72 二级地区 0.6 三级地区 0.5 四级地区 0.4 2压力 （1）压缩机入口压力εH B P P = =设计压力/压比 （2）起点压力 211P P P P H δδ--= 1P δ—压缩机与干线输气管之间连接管线的压力损失，输气工作压力 为7.5~10MPa 时，1P δ≈0.05~0.07MPa 2P δ—天然气冷却系统的压力损失，按照“标准”取0.0588MPa （3）终点压力 32P P P B δ+= B P —压缩机入口压力；
输气管道工程设计规范 GB 50251-2003 ） 1、适用范围：本规范适用于陆上输气管道工程设计。 2、输气工艺： 1）输气管道的设计输送能力应按设计委托书或合同规定的年或日最大输气量计算，设 计年工作天数应按350d 计算（350d 是为冬夏平衡，同时最大输气量应以标态计算。）。 2）进入输气管道的气体必须除去机械杂质，且至少符合n级天然气标准（GB17820）。 3）当输气管道及其附件已按照国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》 SY0007和《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》SY/T0036的要求采取了防腐措施时， 不应再增加管壁的腐蚀裕量。 4）工艺设计应确定的参数有：输气总工艺流程；输气站的工艺参数和流程；输气站的数量和站间距；输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。 5）管道输气应合理利用气源压力。当采用增压输送时，应合理选择压气站的站压比和 站间距。当采用离心式压缩机增压输送时，站压比宜为~，站间距不宜小于100km。 6）具有配气功能的分输站的分输气体管线宜设置气体的限量、限压设施。 7）输气管道首站和气体接收站的进气管线应设置气质监测设施。 8）输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。 10）输气站应设置越站旁通。进出站管线必须设置截断阀。截断阀的位置应与工艺装置区保持一定距离，确保在紧急情况下便与接近和操作。截断阀应当具备手动操作的功能。 11）输气管道工艺设计应具被以下资料：管输气体的组成；气源数量、位置、供气量及可调范围；气源压力及可调范围，压力递减速度及上限压力延续时间；沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求，当要求利用管道储气调峰时，应具备用户的用气特性曲线和数据；沿线自然环境条件和管道埋设处地温。 12）输气管道的水力计算见本标准6?9页以及简化标准的附录。 13 ）输气管道安全泄放 （ 1 ）输气站应在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置泄压放空设施。 （2）输气站存在超压可能的受压设备和容器，应设置安全阀。安全阀泄放的气体可引入同级压力的放空管线。 （3）安全阀的定压（P o）应根据管道最大允许操作压力（P）确定，并应符合下列要求： a 当P W时，P o= P+; b 当v P W时，P o=； c 当P＞时，P o=。 （4）安全阀泄放管直径应按照下列要求计算：
输气管道工程设计规范 1 总则 2 术语 3 输气工艺 3.1一般规定 3.1.1 输气管道的设计输送能力应按设计委托书或合同规定的年或日最大输气量计量。当采用年输气量时，设计年工作天数应按350d计算。 3.1.2进入输气管道的气体应符合现行国家标准《天然气》GB17820中二类气的指标，并应符合下列规定： 1 应清除机械杂质； 2 露点应比输送条件下最低环境温度低5℃； 3 露点应低于最低环境温度； 4 气体中硫化氢含量不应大于20mg/m3； 5 二氧化碳含量不应大于3%。 3.1.3 输气管道的设计压力应根据气源条件、用户需求、管材质量及管道附近的安全因素，经技术经济比较后确定。 3.1.4 当输气管道及其附近已按现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448的要求采取了防腐措施时，不应再增加管壁的腐蚀裕量。 3.1.5 输气管道应设清管设施，清管设施与输气站合并建设。 3.1.6 当管道采用内壁减阻涂层时，应经技术经济比较确定。 3.2工艺设计 3.2.1工艺设计应根据气源条件、输送距离、输送量、用户的特点和要求以及与已建管网和地下储气库容量和分布的关系，对管道进行系统优化设计，经综合分析和技术经济对比后确定。 3.2.2 工艺设计应确定下列内容： 1 输气总工艺流程； 2 输气站的工艺参数和流程； 3 输气站的数量及站间距； 4 输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。
3.2.3 工艺设计中应合理利用气源压力。当采用增压输送时，应结合输量、管径、输送工艺、供电及运行管理因素，进行多方案技术经济必选，按经济和节能的原则合理选择压气站的站压比和确定站间距。 3.2.4 压气站特性和管道特性应匹配，并应满足工艺设计参数和运行工况变化的要求。再正常输气条件下，压缩机组应在高效区内工作。 3.2.5 具有分输或配气功能的输气站宜设置气体限量、限压设施。 3.2.6 当输气管道起源来自油气田天然气处理厂、地下储气库、煤制天然气工厂或煤层气处理厂时，输气管道接收站的进气管线上应设置气质监测设施。 3.2.7 输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。 3.2.8 输气站宜设置越站旁通。 3.2.9进、出输气站的输气管线必须设置截断阀，并应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定。 3.3 工艺设计与分析 3.3.1 输气管道工艺设计至少应具备下列资料： 1 管道气体的组成； 2 气源的数量、位置、供气量及其可变化范围； 3 气源的压力、温度及其变化范围； 4 沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求。当要求利用管道储气调峰时，应具备用户的用气特性曲线和数据； 5 沿线自然环境条件和管道埋设处地温。 3.3.2 输气管道水力计算应符合下列规定： 1 当输气管道纵断面的相对高差Δh ≤200m 且不考虑高差影响时，应按下式计算： 5.052221)(1051???????-=TL Z d P P q v λ （3.3.2—1） 式中：v q ——气体（P 0=0.101325MPa ，T=293K ）的流量（m 3/d ）； P 1——输气管道计算段的起点压力（绝）（MPa ）； P 2——输气管道计算段的终点压力（绝）（MPa ）； d ——输气管道内径（cm ）； λ——水力摩阻系数； Z ——气体的压缩因子； ?——气体的相对密度； T ——输气管道内气体的平均温度（K ）； L ——输气管道计算段的长度（km ）。 2 当考虑输气管道纵断面的相对高差影响时，应按下列公式计算： 5 .01152221)(21)1(1051??? ?????????????????++??+-=∑=-n i i i i v L h h L TL Z d h P P q αλα （3.3.2—2）
《天然气集输》课程综合复习题 一、填空题 1、商品天然气无规定的化学组成，但有一系列的具体技术指标要求，其主要技术指标有：、、和。 2、烃类气体在水中的溶解度随压力增加而，随温度升高而，且随着水中含气饱和度升高，温度对气体溶解度的影响。 3、从气井产出的物质，除天然气外一般含有液体和固体物质。液体物质包括和气田水。气田水又包含和。气田水分为或和两类。固体物质包括岩屑、、酸化处理后的残存物等。 4、影响天然气中含水蒸汽量主要因素有：、、和。 5、开发凝析气藏的方式包括、、油环凝析气藏开发，油环凝析气藏开发不但要考虑天然气和凝析油的采收率，而且还要考虑的采收率。 6、天然气的主要成分是及少量乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及以上烃类气体，并可能含有氮、氢、、及等非烃类气体及少量氦、氩等惰性气体。 7、气田集输系统的工作内容包括：收集天然气，并经过、、 、使天然气达到符合管输要求的条件，然后输往长距离输气管道。 8、采用X射线衍射法对水合物进行结构测定发现，气体水合物是由多个填充气体分子的 构成的晶体，晶体结构有三种类型：、、。气体分子填满腔室的程度取决于和，腔室内充满气体分子程度愈高、水合物愈稳定。腔室未被气体分子占据时，结构处于，称为；气体分子占有腔室后形成稳定结构，称。 9、甘醇再生除了常规的升温再生，还有、和。 10、按天然气中液烃含量的多少可将天然气分为和或和。 11、天然气集输管网从分布形式上看主要有三种：、和。 12、吸附剂的再生是为了除去，恢复吸附剂活性。吸附剂的再生过程就是
吸附剂的脱附过程。工业上常用的再生方法是，因为温度愈高，湿容量愈。通常是用作为再生气体，从进入。脱附完成后，需要进行才能转入吸附操作。 13、有水气藏按气水界面的高低不同可分为两类，当含气高度大于或等于产层厚度时为，当含气高度小于层厚时为。 14、蒸气压缩制冷装置主要由四部分组成：压缩机、冷凝器、和。蒸气压缩制冷分为一级制冷、、和混合冷剂制冷。混合冷剂组分的合理选择和较难确定。 15、天然气质量的一个重要指标就是沃贝数，它是与的比值。 16、气田集气站工艺流程分为单井集输流程和。按天然气分离时的温度条件，又可分为和低温分离工艺流程。低温分离集气站的功能有四个：；； ；。 17、开发凝析气藏的方式包括、、三种。其中是提高凝析油采收率的主要方法。 18、燃烧是一种同时有热和光发生的强烈氧化反应。燃烧必需具备三个条件：、 和。 19、为保证连续生产，分子筛吸附脱水流程中必须包括、和三道工序。原料气从入塔，再生气和冷吹气从入塔。 20、根据气流通过膨胀机叶轮时的流动方向，透平膨胀机可分为径流和两种形式。在径流式膨胀机中，气流由径向流入叶轮并由叶轮流道转变为轴向流出。膨胀机的气体流通部分由四部分组成：、、和。 二、判断题 1、低温分离可分离出天然气中的凝析油，使管输天然气的烃露点达到管输标准要求，防止凝析出液烃影响管输能力。造成低温的方法很多，有节流膨胀法、透平膨胀机制冷法、热分离机制冷法和外加冷源法，高压集气才能采用节流膨胀低温分离工艺。
中华人民共和国建设部公告 第407号 建设部关于发布国家标准《油气长输管道工程施工及验收规范》的公告 现批准《油气长输管道工程施工及验收规范》为国家标准，编号为：GB 50369—2006，自2006年5月1日起实施。其中，第4.1.1、4.2.1、10.1.4、1O.3.2、10.3.3(2、3、4)、 10.3.4、14.1.1、14.1.2、14.2.2条(款)为强制性条文，必须严格执行。 本规范由建设部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。 中华人民共和国建设部 前言 本规范是根据建设部建标[2002]85号《关于印发“二00一年至二O0二年度工程建设国家标准制订、修订计划”的通知》文件的要求，由中国石油天然气集团公司组织中国石油天然气管道局编制完成的。 本规范共分19章和3个附录，主要内容包括：总则，术语，施工准备，材料、管道附件验收，交接桩及测量放线，施工作业带清理及施工便道修筑，材料、防腐管的运输及保管，管沟开挖，布管及现场坡口加工，管口组对、焊接及验收，管道防腐和保温工程，管道下沟及回填，管道穿(跨)越工程及同沟敷设，管道清管、测径及试压，输气管道干燥，管道连头，管道附属工程，健康、安全与环境，工程交工验收等方面的规定。 在本规范的制定过程中，规范编制组总结了多年油气管道施工的经验，借鉴了国内已有国家标准及行业标准和国外发达工业国家的相关标准，并以各种方式广泛征求了国内有关单位、专家的意见，反复修改，最后经审查定稿。 本规范以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。 本规范由建设部负责管理和对强制性条文的解释，由中国石油天然气管道局负责具体技术内容解释。本规范在执行过程中，请各单位结合工程实践，认真总结经验，如发现需要修改或补充之处，请将意见和建议寄交中国石油天然气管道局质量安全环保部(地址：河北省廊坊市广阳道，邮编：065000)，以便今后修订时参考。 本规范主编单位、参编单位和主要起草人： 主编单位：中国石油天然气管道局 参编单位：中国石油集团工程技术研究院 主要起草人：魏国昌陈兵剑郑玉刚王炜续理 高泽涛马骅苏士峰陈连山钱明亮 胡孝江姚士洪葛业武李建军隋永莉 田永山杨燕徐梅李林田宝州 1 总则
油气输送管道穿越工程设计规范（GB50423-2007） 3.1 基础资料 3.1.1 穿越工程设计前，应取得所输介质物性资料及输送工艺参数。其要求应按现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253和《输气管道工程设计规范》GB 50251的规定执行。 3.1.2 穿越工程设计前，应根据有关部门对管道工程的环境影响评估报告、灾害性地质评估报告、地震安全评估报告及其他涉及工程的有关法律法规，合理地选定穿越位置。穿越有防洪要求的重要河段，应根据水务部门的防洪评价报告，选定穿越位置及穿越方案。 3.1.3 选定穿越位置后，应按照国家现行标准《长距离输油输气管道测量规范》SY/T 0055和《油气田及管道岩土工程勘察规范》SY/T 00 53，根据设计阶段的要求，取得下列测量和工程地质所需资料： 1 工程测量资料，包括1:200～1:2000，平面地形图(大、中型工程)与断面图； 2 工程地质报告，包括1:200～1:2000地质剖面图、柱状图、岩土力学指标、地震、水文地质及工程地质的结论意见。 3.1.4 应根据下列钻孔布置要求获取地质资料： 1 挖沟埋设穿越管段，应布置在穿越中线上。 2 水平定向钻、顶管或隧道敷设穿越管段，应交叉布置在穿越中线两侧各距15～50m处。在岩性变化多时，局部钻孔密度孔距可布置为20～30m。 3.1.5 根据现行国家标准《中国地震动参数区划图》GB 18306，位于地震动峰值加速度a≥0.19地区的大中型穿越工程，应查清下列四种情况，并取得量化指标： 1 有无断层及断层活动性质、一次性最大可能错动量。 2 地震时两岸或水床是否会出现开裂或错动。 3 地震时是否会发生基土液化。 4 地震时是否会引起两岸滑坡或深层滑动。 3.1.6 穿越管段应有防腐控制的设计资料。 3.2 材料 3.2.1 穿越工程用于输送油气的钢管，应符合现行国家标准《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第1部分：A级钢管》GB/T 97 11.1或《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分：B 级钢管》GB/T 9711.2的规定，并应根据所输介质、钢管直径、钢管壁厚、使用应力与设计使用温度等补充有关技术条件要求。对于管径小于DN300，设计压力小于6.4MPa的输油钢管或设计压力小于 4.0MP a的输气钢管，可采用符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/
输气管道设计过程 1）在确定输气管道计算流量时要考虑年平均输气不均衡性，确定输气管评估性通过能力利用系数H K ： 959.0=??=?πH P H K K K K 2）计算输气管评估性通过能力q : 857.43501017365108 2 =?=??=H K Q q 106m 3/d 8856.3350 106.1336510820=?=??=H K Q q 106m 3 /d 3）设定3个设计压力H P ：5.5，6.0，6.5 a MP ； 4）对每个设计压力H P 设定3个压比ε，一般压力比为1.26—1.5之间，我取压力比为：1.3、1.4、1.5； 5) 设定管径（711㎜）为例，与3个设计压力（H P ）和3个压比（ε）组成9个输气工艺方案；以下各项计算仅以其中的一个方案（H P =6a MP ，ε =1.3）作为示范，其余各方案的计算列入计算成果表（表1-3）。 6）设计管材的钢种等级为X60,其最小屈服强度σs =413 a MP ； 7）计算钢管的壁厚δ（初定地区等级为Ⅲ类，设计系数F=0.5）：
mm F D P s H H 1.113.105 .041327115.62→=???==σδ 8）确定输气管内径： mm D D H B 8.6881.1127112=?-=-=δ 9）根据设计压力H P =6a MP （即压缩机出口压力）和压比ε=1.3，计算压缩机入口压力B P ： a H B MP P P 62.43 .16===ε 10）确定输气管计算段的起点压力（即压气站出站压力）1P ： a H MP P P P P 90.50588.00412.05.6211=--=--=δδ （天然气在压气站出口端的工艺管线和设备中的压力损失定为0.1 a MP ，小于附录Ⅰ中所列的数值0.11a MP ） 11）确定输气管计算段的终点压力（即下一压气站进站压力）2P ： a B MP P P P 70.408.062.42=+=+=δ （天然气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定为0.08a MP ，小于附录Ⅰ中所列的数值0.10 a MP ） 12）计算输气管计算段的平均压力CP P ：
1总则 1. 0. 1为在输油管道工程设计中贯彻执行国家现行的有关方针政策，保证设计质量，提高设计水平，以使工程达到技术先进、经济合理、安全可靠及运行、管理、维护方便，制定本规范。 1.0.2本规范适用于陆上新建、扩建或改建的输送原油、成品油、液态液化石油气管道工程的设计。 1. 0. 3输油管道工程设计应在管道建设、营运经验和吸取国内外先进科技成果的基础上合理选择设计参数，优化设计。 1. 0. 4输油管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行的有关强制性标准的规定。 2术语 2. 0. 1输油管道工程oil pipeline project 用管道输送原油、成品油及液态液化石油气的建设工程。一 般包括输油管线、输油站及辅助设施等。 2.0.2管道系统pipeline system 各类型输油站、管线及输送烃类液体有关设施的统称。 2.0.3输油站oil transport station 输油管道工程中各类工艺站场的统称。 2.0. 4首站initial station 输油管道的起点站。 2. 0. 5末站terminal 输油管道的终点站。 2. 4. 6中间站intermediate station 在输油首站、末站之间设有各类站场的统称。 2. 0. 7中间热泵站intermediate heating and pumping station 在输油首站、末站之间设有加热、加压设施的输油站。
2. 0. 8中间泵站intermediate pumping station 在输油首站、末站之间只设有加压设施的输油站。 2.0.9中间加热站intermediate heating station 在输油首站、末站之间只设有加热设施的输油站。 2. 0. 10输人站input station 向管道输入油品的站。 2. 0. 11分输站off-take station 在输油管道沿线，为分输油品至用户而设置的站。 2. 0. 12减压站pressure reducing station 由于位差形成的管内压力大于管道设计压力或由于动压过大，超过下一站的允许进口压力而设置减压装置的站。 2. 0.13弹性弯曲elastic bending 管道在外力或自重作用下产生的弹性限度范围内的弯曲变形。 2.0.14顺序输送hatch transportation 多种油品用同一管道依次输送的方式。 2. 0.15翻越点turnatrer point 输油管道线路上可能导致后面管段内不满流(slack f low)的某高点。 2.0.16一站控制系统，ration control system 对全站工艺设备及辅助设施实行自动控制的系统。 2. 0. 17管件pipe fittings 弯头、弯管、三通、异径接头和管封头等管道上各种异形连接件的统称。 2. 0. 18管道附件pipe accessories 管件、法兰、阀门及其组合件，绝缘法兰、绝缘接头、清管器收发筒等管道专用部件的统称。 2. 0. 19最大许用操作压力maximum allowable operating pressure(MADP) 管道内的油品处于稳态(非瞬态)时的最大允许操作压力。其值应等于站间的位差、摩阻损失以及所需进站剩余压力之和。 2. 0. 20 U管道设计内压力pipeline internal design pressure 在相应的设计温度下，管道或管段的设计内压力不应小于管道在操作过程中管内
遂宁地区中低压天然气集输管道工程 （新桥～太和段） 施工组织设计 编制人： 审核人： 批准人： 四川凌众建设工程有限公司
目录 第一章工程概况 -----------------------------------------------------------------3 1.1工程简介 ---------------------------------------------------------------------3 1.2本次工程投标范围 -------------------------------------------------------------4 1.3.本公司及发包人发包专业工程，以及本公司及发包人供应的材料和设备的供应商之间的工作界面划分 -------------------------------------------------------------------------12 1.4主要经济技术指标 -------------------------------------------------------------12 第二章编制依据及施工规范 -------------------------------------------------------14 2.1编制依据 ----------------------------------------------------------------------14 2.2主要遵循法律、法规及标准、规范 ------------------------------------------------14 第三章施工组织部署 --------------------------------------------------------------16 3.1施工组织机构及管理职责
天然气输气管线工程设计方案 一、工程名称：天然气输气管线工程 二、工程地点：。 三、工程容： 本工程为至天然气输气管线工程，管线规格是φ57×3.5的20#无缝钢管（GB/T8163-2008），输送距离约为7000m. 管线沿途主要以埋地敷设为主。 四、工期要求： 整个工程在30天完成。 五、施工依据及验收规： 1、《凉水至护山天然气输气管线工程施工设计图》； 2、《输气管道工程设计规》GB50251-2003； 3、《城镇燃气设计规》GB50028-2006； 4、《油气长输管道工程施工及验收规》 GB 50369-2003； 5、《输送流体用无缝钢管》GB／Ｔ8163-2008； 6、《城镇燃气输配工程施工及验收规》CJJ33-2005； 7、《钢质管道外腐蚀控制规》 GB/T21447-2008； 8、《现场设备、工业管道焊接施工及验收规》GB50236-1998； 9、《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-2005； 10、《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》 SY/T0413-2002； 11、《油气输送用钢制弯管》 SY/T5257-2004
第二章施工方案 一、施工准备： 1、由项目责任人员与建设方以及设计方一道进行技术交底和现场踏勘，共同核对有关资料。 2、由项目责任人员及有关技术人员一道进行施工图的会审，并编制有关工艺及方案。 3、由项目责任人员对施工人员进行技术方案交底，发放施工资料，进行安全、技术培训。 4、根据现场施工需要,列出进场设备、仪器清单。技安员对进场设备和仪器进行检查，确保其完好性、安全性及有效性。经常进行设备保养和检修，使其始终处于良好的运行状态，满足施工要求。 5、加强钢管、阀门等原材料的供应管理，保证在各项工作需要时准时提供。 6、材料存放 6.1钢管、管道附件、防腐材料及其它设备材料应按产品说明书的要求妥善保管，存放过程中应注意检查，以防锈蚀、变形、老化或性能下降。 6.2焊材等材料应存放在库房中，其中焊条应存放在通风干燥的库房，焊条长期存放时的相对湿度不宜超过60%。钢管、管件、沥青等材料或设备可以分类露天存放，存放场地应平整、无石块，地面无积水。存放场地应保持1%～2%的坡度，并设有排水沟。易燃、易爆物品的库房应配备消防器材。 6.3防腐管应同向分层码垛堆放，堆放高度不宜超过3m，且应保证管子不失稳变形、不损坏防腐层。 7、原材料的检验、验收 7.1对施工用所有的材料进行验收，检查材料的外观或包装、合格证、