城市高压管道储气能力分析

如何计算管道气存储能力例题：压力在2MPa-3MPa之间.管径为300,长度约15.6KM.如何计算管内的气量.1、管容=0.3*0.3*3.14/4*15.6*1000气量(标准立方米)=压力（bar）*管容（立方米）1MPa=10bar一般这样就可以了，再精确点就再除以一个压缩因子。

2、长输管线距离长、管径大、输送压力较高，管线具有一定的储气能力，长输管线中间设有加压站时，按最末一个加压站至城市配气站的管段计算其储气能力；设有中间加压站的长输管线，可按全线计算其储气能力。

城市天然气输配系统往往利用大口径输气管线储存一定气量作为高峰负荷时增加用户气量之用，其储气能力为储气终了时与储气开始时输气管中存气量之差、一条已投产的输气干管的长度、容积、管线起点允许最高工作压力、终点允许最高工作压力、终点用户要求的最低供气压力及该管线正常输气量等都是已知的，可按下列步骤计算其储气量：(1)根据压气站的最高工作压力或管线强度允许压力，确定储气终了时管线起点压力。

由起点压力和正常输气量按下式算出储气终了时的管线终点压力：式中Q——天然气通过能力(m3/d)；(20℃，101，3kPa)D——输气管内径(cm)；P1——输气管线的起点绝对压力(106Pa)；P2——输气管线的终点绝对压力(106Pa)；S——天然气相对密度；Tf——天然气平均绝对温度(K)；L——输气管线长度(km)；Z——天然气平均压缩因子。

(2)求储气开始时起点压力式中P1min——储气开始时起点绝对压力(106Pa)；P2min——储气开始时终点绝对压力(106Pa)；P1max——储气终了时起点绝对压力(106Pa)；P2max——储气终了时终点绝对压力(106Pa)；(3)计算管线的容积V=(Л/4)D2L(4)储气开始时的平均压力(5)储气终了时的平均压力(6)储气量式中Q。

——输气管线储气量(m3);(20℃，101.3kPa)V——输气管线容积(m3)；To——293(K)；Tm——天然气平均温度(K);Po——标准状态下的压力(101.3kPa);Z1、Z2——在Pm2、Pm2下的压缩因子;Pm1——储气终了时的平均压力(106Pa);Pm2——储气开始时的平均压力(106Pa)。

城市燃气中压供气输配系统压力级制的浅析【摘要】城市燃气系统是人们生活的重要基础保证，加强对燃气供气系统的管理非常重要。

本文将进行重点分析。

【关键词】燃气；现状；布线；中压供气；措施一、前言燃气系统中，中压供气具有很好的经济性，因此，要控制好中压供气系统压力级制，保证压力稳定运行，并加强供气管网的稳定性，为人们生活供气提供保证。

二、城市燃气技术的发展现状1、技术合理化、合法化建设已经比较先进，尤其是我国南方城市。

在推动技术合理化、合法化建设的道路上，我国主要从三方面开展工作。

首先，管理方面，我国成立了天然气技术标准化委员会对城市燃气技术加强控制。

其次，原则方面，我国明确要求采用国际准则，除非当地在天气、地理等因素上有一些特殊状况。

最后，使用方面，降低那些强制性的要求，为工作人员的创新提供便利。

2、城市燃气的输出和配送更加安全。

目前，我国城市燃气的输出和配送主要是通过中压进行配气，通过高压进行输气，管网建设设置了多个级别，这样一来，供应不充足甚至无法供应等问题就可以得到迅速的解决，使天然气的输出和配送更加经济、安全、准确。

例如，西气东输以及川气东输等工程就为南方城市的窘境开辟了一条光明的道路。

3、近年来，家用燃气越来越普遍，逐渐取代了之前的煤球等，形成了规模，家用燃具的设施也已经配备完整。

目前，我国城市燃气管道长度达到120000km，在南方，生产燃气灶具、调压设备的厂家越来越多，竞争也越来越激烈，这也促进了家用燃具质量的提高。

4、随着科技的快速发展，计算机得到广泛普及，现代经营管理理念越来越先进。

燃气企业跟上时代的脚步，在自身建设中使用了燃气生产经营系统等信息化系统，这就对改善燃气企业的经营管理奠定了基础。

5、我国大型球罐主要来源于国外，造成资源和成本的浪费，为改善这一状况，我们用国外的生产技术来设计规划，让国外的技术人员来调试装配，使我国迅速掌握大型球罐的生产方式。

例如，通过消化并吸收国外的生产技术，我国在广州成功建造了两座球罐。

城市高压天然气管道安全运行压力确定作者：何亮、程优良、叶年强摘要城市天然气管网的稳定供气事关国计民生，合适的管道运行压力对安全稳定供气至关重要。

城市高压天然气管道运行压力，建立在管道允许运行压力范围内，考虑调峰情况下，必须满足下游用户用气最低压力要求，同时在出现故障时，有足够的应急储气及启动应急供气的时间，保证下游用户用气不受影响。

本文以中山市域天然气管道（以下简称中山管道）为例，阐述了城市高压天然气管道运营公司如何考虑上游管道及下游用气、设备、应急供气能力等情况，对管道日常运行压力进行选择、管理和控制，满足城市天然气用户安全要求。

中山市域天然气管道（以下简称中山管道）设计压力为4.0MPa，实际运行最高压力不超过3.6MPa，下游用户最低运行压力为0.4MPa(除电厂用户以外)。

在上游发生故障停气时，启动LNG应急供气需要8小时准备，同时，在应急设备故障无法修复时，也可满足中山市下游用户一天用气需求。

在此原则下，综合考虑上游管道及下游用气、设备、应急供气能力等情况，管道日常运行压力选择在2.8-3.5MPa进行管理和控制，可满足中山市民用气安全要求。

同时，城市高压管道运行压力的选择还需要考虑自然灾害、高压管道设备故障等因素。

对运行压力选择的影响较大，管道调节作用有限，须与上下游建立联供联保机制，才能确保下游安全平稳用气。

关键词：天然气管道安全运行压力LNG 应急供气1 中山管道一期工程概况中山市域天然气利用项目一期工程于2006年全面开工建设，包括试验段工程、近期工程、中佛线工程、中江线工程。

2007年试验段投产，至2011年12月，一期工程顺利完工。

建成并投产高压管道约78公里，综合门站2座、高-中压调压站4座及分输站1座，主要向中心城区、火炬开发区、南朗、小榄、古镇、大涌等镇区及江门市供气，另外，采用高压直供的方式向下游客户的横栏调压站供气。

高压管道规格为D508×11.9、D508×9.5，设计压力4.0MPa，运行压力不超过3.6MPa。

化工中间体Chenmical Intermediate· · 42015年第12期前 言：随着能源结构的日益变迁，天然气将会跃升为新时期的重要能源支柱，天然气的用量呈现逐年上升的趋势。

具体结合城市的用气规律、上游供气的特征，确定日用气量和季节用气量以及所采用的储气调峰方式就显得尤为重要。

对于国内而言，用户和气源之间的连接方式是输气管道，用户用气量的瞬变性与管道储气性质紧密相关，因此利用管道储气，来缓解气田产量和居民用气量的不均衡的矛盾，是最合事宜的方式，可以减少储罐建设，降低建造成本。

一、管道储气的调峰原理众所周知，输气管末段的门站处，天然气的供应量瞬息万变，其中在城市用气的问题上，将会出现每日、每月、每个季度的不均匀的用气规律。

由于供气量的忽高忽低，即有了用气量的高峰段和低谷段。

但是供气量和用气量的变化却不能等同起来，又有各自差异。

调峰的关键就是在用户供给充足的条件下协调用气和供气的不均衡。

下图给出了输气管末段用气量的变化曲线。

从图中我们可以看出，0:00-7:00是用气低谷，平均小时供气量均大于用气量，此时段管道即可以用来储气，从而表现出的是系统压力逐步升高，甚至达到最高点。

7:00-21:00是用气高峰，平均小时供气量低于平均小时用气量，不够的气体由末段中积存的气体来弥补，表现出的是系统压力逐步下降，直至最低点。

之后又开始了周而复始的循环，而末段的压力和流量也在随城市耗气量的多少而时刻变化着，使得管道运行处于动态变化中。

我们可以利用在规划建设的诸多输气管道，在满足其输气要求的前提之下，适当增加管道的长度和直径，使得其具备一定的储气能力。

我们可以将其分为两类，一个是利用分输站间的长输管线末段储气，另一个是利用敷设在城市的高压管道末段储气。

长输管线的末端储气仅局限于管道的末段，而城市敷设的高压管线应用则更为广泛，利用高压管线末段储气是利用了末段管径小，承压能力强的特点，进而可以节省地下施工量和减少占地。

第３１卷第３期煤气与热力ＷＷＷ．ｗａｔｅｒｇａｓｈｅａｔ．ｃｏｍ・信息・我国首个高含碳气田长岭气田建成投产２０１０年１２月１５日，我国第一个高含碳气田——吉林油田公司长岭气田全面建成投产。

这个气田的建成投产，使吉林油田天然气年产量增加到１６×１０８ｍ３／ａ，与２００５年同比增长６倍，为中国石油开发同类资源提供宝贵经验。

长岭气田火山岩气藏为国内罕见的高含碳气田，勘探和开发技术研究被列入国家“９７３”和“８６３”项目。

长岭气田的全面投产，标志着我国第一个集天然气开采、二氧化碳分离、二氧化碳埋存和驱油提高采收率技术于一体的国家与中国石油重大科技示范工程的竣工。

标志着我国深层火山岩复杂气藏水平井开采技术、致密砂岩气藏水平井多段压裂增产技术、二氧化碳分离和防腐技术、二氧化碳埋存和驱油提高采收率等四项主导技术取得重大突破，为吉林油田加快天然气业务发展、建设千万吨级大油气田，以及实现吉林省委、省政府提出的“气化吉林”目标奠定坚实的资源基础。

长岭气田于２００５年末发现，工程建设分试采评价、处理站一期建设和二期建设三个阶段。

开发建设中，这个气田创新应用精细气藏描述、欠平衡水平井和欠平衡分支水平井等多项配套技术，创造了中国石油水平井压裂级数最多、单井压裂规模最大和单级压裂规模最大３项纪录。

这项工程刷新了中国石油天然气处理站建设工期纪录，所有工程均一次验收通过、一次投产成功。

目前，吉林油田已建成ｌ座天然气、二氧化碳净化站，９座集气脱水站，１０座输气站。

８００ｋｍ输气管网形成覆盖吉林油区、长春市、吉林市和白城市的天然气干线管网，可满足吉林油田内部及吉林省部分大中城市民用与工业用气需求。

（本刊通讯员供稿）・Ａ３４・城市燃气中压输配管网潜在储气能力计算作者：宋迪， 郭廷进， 解东来， 何奕霏， SONG Di， GUO Tingjin， XIE Donglai， HE Yifei 作者单位：宋迪,解东来,何奕霏,SONG Di,XIE Donglai,HE Yifei(华南理工大学化学与化工学院,广东,广州,510640)， 郭廷进,GUO Tingjin(济南港华燃气有限公司,山东,济南,250014)刊名：煤气与热力英文刊名：GAS & HEAT年，卷(期)：2011,31(3)本文链接：/Periodical_mqyrl201103007.aspx。

2018年11月形成真空状态；不断降低塔内压力时启动A3，通过再生H2对吸附剂整体分析；完成吸附塔再生以后，同时关闭A3和A7，开启A4，在高压塔内部由管线4外泄压力，经过冲压操作以后，保证压力平衡[4]。

2控制多晶硅生产中碳含量的手段目前，生产多晶硅工艺具体是利用改良西门子法。

氢气和炉内沉积载体发生的一系列还原反应一定程度增加了碳含量，快速富集了碳杂质，促使其凭借游离状态与还原硅棒沉积反应，一定程度对产品电学性质造成较大的影响，一定程度下，碳加快氧沉淀，若其浓度较大，必将产生一系列化学反应，形成碳化硅，引发晶格错位。

因此，必将采取一定手段控制碳含量。

2.1严控原料TCS 中的碳第一，严控冷氢化硅粉碳含量。

为了防止大量碳加入到有机硅烷生产的冷氢化炉反应，在对硅粉购买与生产操作中，应对硅粉含量严控，并抽象检查硅粉碳含量。

对于三氯氢硅来讲有机硅烷的沸点是重沸物，但沸点无较大差异，在精馏处理中对回流比例与回流量严格控制，实现除重目的，保证通过有机硅烷的方式除去碳。

第二，控制TCS 质量。

一般TCS 都是合成料外购，物料中包括很多金属与碳杂质。

应提高检测产品水平，认真评估功。

同时在成本统筹以及管控质量的前提下，精馏提纯TCS ，达到产品使用需求。

2.2认真做好扩散与控制结合有关的生产实践经验，运行还原炉的时间通常是120小时，石墨电极的碳扩散通常少于30CM 。

为了避免对评估产品质量造成影响，一般利用取棒以后分离碳头料的方法实施排除，同时有效回收石墨夹头。

经过研究说明，当还原炉内部温度提升到规定标准时发生碳与氢气的活化反应，形成CH 4。

石墨电极产生800℃的温度，在其表面形成不定型硅，随着温度的不断增加，晶体硅出现沉积现象，硅将覆盖石墨表面，进一步产生较少的CH 4，到甲烷逐步停止产生。

所以对石墨夹头回收应用，有利于对生成的甲烷严控。

3结语综合分析，有机碳含量以及H 2和CH 4含量是对多晶硅含碳量造成影响的关键因素，说明H 2和CH 4是多晶硅碳的重要来源，并且含量很低，一般不会影响产品质量。

如何计算管道气存储能力例题：压力在2MPa-3MPa之间.管径为300,长度约15.6KM.如何计算管内的气量.1、管容=0.3*0.3*3.14/4*15.6*1000气量(标准立方米)=压力（bar）*管容（立方米）1MPa=10bar一般这样就可以了，再精确点就再除以一个压缩因子。

2、长输管线距离长、管径大、输送压力较高，管线具有一定的储气能力，长输管线中间设有加压站时，按最末一个加压站至城市配气站的管段计算其储气能力；设有中间加压站的长输管线，可按全线计算其储气能力。

城市天然气输配系统往往利用大口径输气管线储存一定气量作为高峰负荷时增加用户气量之用，其储气能力为储气终了时与储气开始时输气管中存气量之差、一条已投产的输气干管的长度、容积、管线起点允许最高工作压力、终点允许最高工作压力、终点用户要求的最低供气压力及该管线正常输气量等都是已知的，可按下列步骤计算其储气量：(1)根据压气站的最高工作压力或管线强度允许压力，确定储气终了时管线起点压力。

由起点压力和正常输气量按下式算出储气终了时的管线终点压力：式中Q——天然气通过能力(m3/d)；(20℃，101，3kPa)D——输气管内径(cm)；P1——输气管线的起点绝对压力(106Pa)；P2——输气管线的终点绝对压力(106Pa)；S——天然气相对密度；Tf——天然气平均绝对温度(K)；L——输气管线长度(km)；Z——天然气平均压缩因子。

(2)求储气开始时起点压力式中P1min——储气开始时起点绝对压力(106Pa)；P2min——储气开始时终点绝对压力(106Pa)；P1max——储气终了时起点绝对压力(106Pa)；P2max——储气终了时终点绝对压力(106Pa)；(3)计算管线的容积V=(Л/4)D2L(4)储气开始时的平均压力(5)储气终了时的平均压力(6)储气量式中Q。

——输气管线储气量(m3);(20℃，101.3kPa)V——输气管线容积(m3)；To——293(K)；Tm——天然气平均温度(K);Po——标准状态下的压力(101.3kPa);Z1、Z2——在Pm2、Pm2下的压缩因子;Pm1——储气终了时的平均压力(106Pa);Pm2——储气开始时的平均压力(106Pa)。

城镇燃气高压管道设计中的规范问题摘要：近年来国内接连发生的数起油气管道事故，对人民生命财产安全构成了严重的危害，引起了社会和政府的广泛关注。

属于城市燃气输配系统的高压燃气管道压力等级高，输送介质易燃、易爆，由于供气需要而在城市中穿越，与城市用地存在一定矛盾。

本文首先概述高压燃气管网系统，总结管道布局的特点及控制要求；面对城市建设用地扩张与高压燃气管道之间的矛盾，提出管道规划原则和研究思路，通过比选确定保障城市安全和兼顾土地集约的最优路由方案；最后建议构建以“一张图”为基础的规划管理平台，通过加强风险评估、规划协调和规划审批，提高安全保障水平。

关键词：城镇燃气；高压管道；规划1引言近年来国内接连发生油气管道事故，造成了巨大的生命和财产损失，如2013年的“11.22”青岛输油管道爆炸事故，2014年的“8.1”台湾高雄燃气爆炸事件，2016年的“7.20”恩施管道爆炸事故，以及2017年的“7.2”贵州晴隆天然气管道燃烧爆炸事故和“7.4”松原燃气管道爆炸事故。

事故现场触目惊心，造成的影响难以估计，不禁使人深思事故背后的原因。

国内外油气管道事故统计结果显示，第三方破坏是主要因素之一，如挖掘破坏、盗油盗气等。

同时，由于城市大规模、高密度的开发，城市边界扩张导致油气管道进入人群聚集区，一方面加剧人为因素，提高了第三方破坏的概率，另一方面放大了管道事故的危害，人口密度越高的地区损失越大。

为强化城市运行安全保障，有效防范事故发生，2018年1月7日，中共中央办公厅、国务院办公厅印发了《关于推进城市安全发展的意见》。

其中在加强城市安全源头治理内容中，强调了“科学制定规划”：坚持安全发展理念，严密细致制定城市经济社会发展总体规划及城市规划、城市综合防灾减灾规划等专项规划，居民生活区、商业区、经济技术开发区、工业园区、港区以及其他功能区的空间布局要以安全为前提。

依据《城镇燃气设计规范》（GB 50028-2006），城镇中高压燃气管道是指城市门站后设计压力（表压）大于1.6MPa但不大于4.0MPa的室外燃气管道，是现行规范中允许进入城镇规划区的最高压力等级的管道。

简议城市燃气的储存调峰及其意义摘要：城市燃气供给对于城市发展具有重要意义，并且城市用气具有一定的不均衡性。

为了有效促进城市天然气的均衡使用，使燃气用户能够得到足够流量和正常压力的燃气供给，必须要采取有效的储存及调峰手段促进燃气输配系统的供需平衡。

本文对城市燃气储存调峰的方法及其意义进行了论述分析。

关键词：城市燃气；储存方法；调峰方法；意义低碳环保概念的不断深入，国家对环境保护日益重视，使得天然气等清洁能源的需求日益增加。

但是天然气用气具有季节、日和小时的不均衡性。

随着天然气消费量的增加，各地都出现了不同程度的调峰问题，因此必须加强储气调峰的分析。

一、城市燃气的储存方法分析城市燃气的储气设施依据储气压力不同，可以分为低压储气和高压储气，高压储气又可分为高压球罐储气、高压管束或高压管道储气和地下储气库储气。

对于燃气来讲，由于压力较高，为充分利用其压能，一般采用高压储气。

1、地下储存方法。

将燃气进行地下储存也是储存燃气的一种重要方式，地下储气库主要是利用一些天然形成的地质构造建成的，如一些枯竭的油气田和含水层等都可以成为燃气地下储存的重要形式。

与其他的储气方式相比，将燃气进行储存可以有效的减少建设所带来的成本，能够满足用户秋冬季节的过大使用气量的需求，还可以维持干线输气管道系统的稳定运行。

据相关资料显示，目前世界上建成的地下储气库已经超过六百座，总储气能力超过六千亿立方米，这对于城市的发展提供了坚实的基础。

2、天然气液化储存方法。

天然气液化储存采用低温常压的储存方法，将天然气冷冻至-162摄氏度以下，在其饱和蒸汽压接近于常压的情况下进行储存。

天然气由气态变成液态，体积缩小600倍左右。

采用天然气液化方法可以大大提高天然气的储存量、所以使用LNG是用来调节城市燃气季节高峰和事故气源的手段之一。

将大量天然气液化后储存于低温储罐中，在用气高峰时将LNG气化进行城市燃气调峰。

但是建设LNG低温储罐投资较大，而且LNG的日常运行管理及维修费用较高。

如何计算管道气存储能力例题：压力在2MPa-3MPa之间.管径为300,长度约15.6KM.如何计算管内的气量.1、管容=0.3*0.3*3.14/4*15.6*1000气量(标准立方米)=压力（bar）*管容（立方米）1MPa=10bar一般这样就可以了，再精确点就再除以一个压缩因子。

2、长输管线距离长、管径大、输送压力较高，管线具有一定的储气能力，长输管线中间设有加压站时，按最末一个加压站至城市配气站的管段计算其储气能力；设有中间加压站的长输管线，可按全线计算其储气能力。

城市天然气输配系统往往利用大口径输气管线储存一定气量作为高峰负荷时增加用户气量之用，其储气能力为储气终了时与储气开始时输气管中存气量之差、一条已投产的输气干管的长度、容积、管线起点允许最高工作压力、终点允许最高工作压力、终点用户要求的最低供气压力及该管线正常输气量等都是已知的，可按下列步骤计算其储气量：(1)根据压气站的最高工作压力或管线强度允许压力，确定储气终了时管线起点压力。

由起点压力和正常输气量按下式算出储气终了时的管线终点压力：式中Q——天然气通过能力(m3/d)；(20℃，101，3kPa)D——输气管内径(cm)；P1——输气管线的起点绝对压力(106Pa)；P2——输气管线的终点绝对压力(106Pa)；S——天然气相对密度；Tf——天然气平均绝对温度(K)；L——输气管线长度(km)；Z——天然气平均压缩因子。

(2)求储气开始时起点压力式中P1min——储气开始时起点绝对压力(106Pa)；P2min——储气开始时终点绝对压力(106Pa)；P1max——储气终了时起点绝对压力(106Pa)；P2max——储气终了时终点绝对压力(106Pa)；(3)计算管线的容积V=(Л/4)D2L(4)储气开始时的平均压力(5)储气终了时的平均压力(6)储气量式中Q。

——输气管线储气量(m3);(20℃，101.3kPa)V——输气管线容积(m3)；To——293(K)；Tm——天然气平均温度(K);Po——标准状态下的压力(101.3kPa);Z1、Z2——在Pm2、Pm2下的压缩因子;Pm1——储气终了时的平均压力(106Pa);Pm2——储气开始时的平均压力(106Pa)。