输气站场放空系统设计思路_晏伟

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SPS在输油管道压力自动控制系统的应用

SPS在输油管道压力自动控制系统的应用李欣泽;晏伟;刘建武【摘要】为研究输油管道压力自动控制系统中两种调节方式(节流调节、变速调节)的应用效果,结合肯尼亚1号线成品油管道,选用SPS软件,分别对出站控制阀节流调节和离心泵转速调节进行了模拟.得出结论:该管道在设计输量下,采用转速作为调节方式较节流调节更经济.通过对比两种调节方式下泵输出参数,分析出调速节能的原理在于提高了泵机组的能量利用率,使电机输出功率与泵扬程满足工况的要求即可,出站控制阈全开,避免了节流损失.【期刊名称】《管道技术与设备》【年(卷),期】2013(000)005【总页数】3页(P14-16)【关键词】输油管道;压力自动控制系统;调节阀;变速泵;SPS仿真软件;节能【作者】李欣泽;晏伟;刘建武【作者单位】胜利油田胜利勘察设计研究院,山东东营257026;胜利油田胜利勘察设计研究院,山东东营257026;胜利油田胜利勘察设计研究院,山东东营257026【正文语种】中文【中图分类】TE8压力自动控制系统用来控制输油泵的进泵压力高于泵允许的最低吸入压力，并保证出口压力在设定的范围内。

压力自动控制系统的参数调节可采用多种形式，如节流调节、泵转速调节及回流调节等，其中前两种较常用[1]。

SPS管道仿真软件能够对输油管道的节流调节和泵转速调节进行模拟仿真，但由于控制系统的模拟涉及多个学科，不仅需要具备管输工艺的知识，还需要了解计算机、自动化等方面的知识，国内在该领域的应用较少[2]。

SPS(Stoner Pipeline Simulator)是一款应用在单相流长输管道上的软件，自开发以来，经过不断的实践、修正，达到了较完善的阶段[3]。

SPS分为气体和液体2个模块，它既可以对管道系统的水力、热力工况进行仿真，又可以对管道系统的调节过程及结果进行仿真，是一款瞬态流体仿真应用软件。

兰成渝成品油管道、兰郑长成品油管道、西部原油管道等多条输油管道工艺计算均采用了SPS.文中结合肯尼亚1号线重建工程，对SPS离线仿真软件在出站控制阀节流调节和离心泵转速调节的应用情况进行研究。

TLNET和SPS在输油管道仿真中的应用

普通泵在不知道泵细节时，使用最广泛，不需要建立泵的特性曲线，也不用最小和最大速度去约束，只需
要输入绝热系数和机械负荷系数，再确定合理的设计极限不被超过即可。离心泵和往复泵则需要用压头曲线和效率曲线去建立泵的特性曲线（ＣＰＩＤ）。
２．２管道模型对于摩阻系数，ＴＬＮＥＴ采用Ｃｏｌｅｂｒｏｏｋ，而ＳＰＳ采
用了Ｃｏｌｅｂｒｏｏｋ、Ｎｉｋｕｒａｄｓ、Ｍｏｏｄｙ、Ｂａｃｋ．ｃａｌｃｕｌａｔｅ４种方
２０１４正
设备管道技术５
ＰｉｐｅｌｉｎｅＴｅｃｈｎｉｑｕｅａｎｄＥｑｕｉｐｍｅｎｔ
２０Ｉ１４Ｎｏ．１
第１期
ＴＬＮＥＴ和ＳＰＳ在输油管道仿真中的应用
软件分别进行了稳态模拟和动态模拟。结果表明：ＴＬＮＥＴ和ＳＰＳ稳态等温计算和动态计算的结果差别
很小，但在稳态换热计算存在一定差异。建议在管道规划、方案比选等前期阶段采用ＴＬＮＥＴ；而在管道设计、生产运行等后期阶段采用ＳＰＳ．
ＳＰＳ提供ＳＣＬ、ＳＣＬＰＲＯＰ、ＢＷＲＳ和ＴＡＢＬＥ４种
ＴＬＮＥＴ将泵分为普通泵（ＧｅｎｅｒｉｃＰｕｍｐ）、离心泵（ＣｅｎｔｒｉｆｕｇａｌＰｕｍｐ）和往复泵（ＲｅｃｉｐｒｏｃａｔｉｎｇＰｕｍｐ）。

元坝气田集输工程站场撬装设备采购模式及过程控制要点

１．２．采购流程
材料要求（如钢板晶粒度）、焊接工艺等问题考虑不完善，问题带到供货商详细设计和制造阶段，就会产
采购流程主要包括编制采购采购技术规格书、组生设计变更，造成设计周期延长、费用增加和交货期织技术交流、签订技术协议、商务招标、合同签订、延长的风险，因此需要从源头严格控制可能出现的变
２．１．采购技术规格书编制
采购技术规格书是元坝集输撬装设备实施采购单位组织，在业主、设计单位和潜在供应商之间进行
的技术纲领性文件，包含了设计单位对设备的工艺设的，是设计单位传递设计意图，制造商理解设计要求
计、制造、检验、运输等诸方面要求，是制造商开展的过程，同时也是供应商初选和采购技术规格书进一详细设计及制造的依据，需要供需双方共同确认，必步交流完善的一个过程。在交流过程中，制造商根据须从以下方面加强控制。
详细设计进行审核确认。此招标模式利用了制造商的
２．１．２．设计变更控制严格控制可能出现的设计变更。如果采购技术
设计资源，缩短了设计和制造周期，进度上可满足集规格书编制周期过短，设备的几何参数、设计条件、输站场工程建设工期的需要。
书内容要包括适用范围、相关文件、供货商要求、供技术规格书内容更全面实际，减少设计和制造之间出
货范围、通用条件、技术要求、检验与验收、铭牌、现的矛盾，但此过程要严格控制制造商技术条件负偏

元坝气田集输场站工艺管道堵塞原因分析及对策

元坝气田集输场站工艺管道堵塞原因分析及对策
庄园;曹纯;何春燕;曾力
【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》
【年(卷),期】2018(015)019
【摘要】元坝气田试采工程自投产试运行以来,各集输场站多次出现工艺管道堵塞情况,严重影响到了气田安全平稳生产.从高含硫气藏的特殊性出发,结合场站集输流程,分析了元坝气田场站工艺管道的堵塞现状,探讨了堵塞物形成原因,即主要有水合物、储层滞留液体、流程伴注液体、硫沉积等.为了从根源上减少堵塞物,有效降低地面集输管道的堵塞几率,通过加强垢物分析、定期冲砂作业、加注硫溶剂、加强排酸监测等4方面措施及对策,达到“防治结合”的目的.
【总页数】3页(P72-74)
【作者】庄园;曹纯;何春燕;曾力
【作者单位】中石化西南油气分公司采气二厂,四川阆中637400;中石化西南油气分公司勘探开发研究院,四川成都610041;中石化西南油气分公司勘探开发研究院,四川成都610041;中石化西南油气分公司采气二厂,四川阆中637400
【正文语种】中文
【中图分类】TE86
【相关文献】
1.天然气集输场站工艺管道腐蚀检测 [J], 王磊;刘斌
2.元坝气田产出水集输系统腐蚀特征及防护措施实践 [J], 青鹏;徐岭灵;黄元和;周
锋;崔小君;李怡;龚小平
3.元坝气田集输场站水套炉故障分析及对策探讨 [J], 李波;王彬;袁淋;何京蓉;马俊辉
4.元坝气田集输场站水套炉热效率分析及优化研究 [J], 李波;唐均;王彬;袁淋;高凯旭;何京蓉
5.元坝气田场站污水管道腐蚀机理及防腐对策研究 [J], 龚小平;曾力;陈曦;曹臻;柯玉彪;李怡
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长输天然气管道场站放空系统设计的思考

长输天然气管道场站放空系统设计的思考摘要：天然气是一种清洁、高效、低碳的能源，随着我国能源结构的调整，天然气的消费量逐年增加，长输天然气管道作为天然气运输的主要方式，也日益发展壮大。

长输天然气管道场站是管道系统中重要的组成部分，承担着调压、分输、计量、净化等功能，保证了管道系统的安全、稳定和高效运行。

场站放空系统是场站中必不可少的设施，在场站停产、检修、事故处理等情况下，可以将场站内的天然气排放到大气中，避免造成环境污染和安全隐患。

因此，优化长输天然气管道场站放空系统设计，对于提高场站的运行效率和安全性，具有重要的意义。

关键词：长输天然气；管道场站；放空系统设计1放空系统的概念和作用放空系统是指在长输天然气管道场站中，用于将管道内的天然气排出到大气中或回收利用的设备和管线的总称。

放空系统主要有以下几种作用：在管道系统发生故障或需要停止运行时，可以及时将管道内的压力降低，避免发生爆炸或泄漏等事故，保障人员和设备的安全。

在管道系统进行检修、更换或清洗等维护工作时，可以将管道内的天然气排出，消除火花或静电等引燃源，保证维护工作的顺利进行[1]。

在管道系统启动或停止运行时，可以调节管道内的压力和流量，保持管道系统的稳定运行。

在管道系统中设置阀门、仪表或其他设备时，可以将设备两端的天然气排出，减少设备更换或安装时的损耗。

2优化长输天然气管道场站放空系统设计的关键意义2.1减少天然气的损耗和浪费长输天然气管道场站在停产、检修、事故处理等情况下，需要将场站内的天然气排放到大气中，这不仅造成了能源的损耗和浪费，也影响了管道系统的经济效益。

因此，优化放空系统设计，可以有效地减少天然气的排放量，提高能源利用率。

优化放空系统设计的方法有以下几种：增加回收装置、增加旁路装置、增加调节装置。

2.2降低噪声和排放物对环境的影响长输天然气管道场站在排放天然气时，会产生较大的噪声和排放物，对周围环境和居民造成一定的影响。

因此，优化放空系统设计，可以有效地降低噪声和排放物的水平，保护环境和人体健康。

某天然气管道增压工程中站场自控系统及工艺系统的设计

某天然气管道增压工程中站场自控系统及工艺系统的设计拟新建塔榆增压站一座，设计规模53×108m3/a，并对塔榆首站、塔榆末站工艺装置区进行改扩建。

塔榆首站和塔榆末站为五级站场。

站场自控系统的设计是关键的设计内容之一。

塔榆增压站自控系统的设计，主要测控参数有：管线及设备的压力、温度就地指示及远传检测；主要设备及汇管集液包液位检测；过滤分离器差壓检测和远传等。

塔榆首站本次改造主要包括：在工艺装置区预留过滤分离器位置新增400× 104Nm3/d 过滤分离器一台，并将站内进气管线连通，实现所有过滤分离器并联运行，互为备用，方便操作，同时，在增压站未投用之前可实现中干线和34#‐塔榆首站管线接入天然气的临时过滤。

塔榆末站改建流程：将原进站总管延伸，并新增 3 台过滤分离器。

原调压区调压管路取消，原汇管 1 去调压区的 3 路分支管路以及去陕京二线管路直接与过滤分离器后新建总管连接，以实现所有过滤分离器并联安装（5 用 1 备）。

标签：天然气管道；增压站；工艺改造；系统设计；改建流程；规范随着大牛地气田被不断开发，外输天然气的气量在逐年增加，到2015年末需要通过塔榆管线外输的天然气量将达到53×108Nm3/a。

已建塔榆管线设计压力为 6.0MPa，管道公称直径为DN700，采用不增压输气工艺，输气规模为30×108Nm3/a，目前管道运行压力为4.5MPa左右。

为保证天然气顺利外输至榆济管线，拟充分利用已建塔榆管线，采用增压输送工艺，从而对管线的输气性能进行提高。

拟新建塔榆增压站一座，设计规模53×108Nm3/a，站内设进站清管、过滤分离、压缩、外输等装置以及相应配套设施。

并对塔榆首站、塔榆末站工艺装置区进行改扩建。

新建中干线越站至增压站管线和增压站与塔榆管线连接段管线。

塔榆首站具体的改造内容包括：新增过滤分离器一台，并与站内已有过滤分离器并联，使站内过滤分离器互为备用；塔榆末站的改造内容为：扩建工艺装置区，天然气处理能力从30×108Nm3/a 提高至53×108Nm3/a，并改造调压管路及新增计量设备。

气盾坝工程施工方案

气盾坝工程施工方案目录一、前言 (3)1.1 工程背景 (3)1.2 方案编制依据 (4)1.3 方案目标 (5)二、工程概况 (6)2.1 工程地点 (6)2.2 工程规模 (7)2.3 工程地质与水文条件 (7)2.4 工程施工特点及难点 (8)三、施工准备 (10)3.1 施工材料准备 (11)3.2 施工设备选择 (11)3.3 施工队伍组织 (13)3.4 施工现场布置 (14)3.5 施工安全措施 (15)四、气盾坝施工方法 (16)4.1 坝体施工 (17)4.1.1 坝基处理 (18)4.1.2 坝体填筑 (19)4.1.3 坝体压实 (22)4.2 气盾安装与调试 (24)4.3 气盾密封检查与试验 (25)4.4 气盾坝运行要求 (26)五、施工期监测与维护 (27)5.1 施工期监测内容 (28)5.2 施工期安全监测 (30)5.3 工程维护计划 (31)5.4 环境保护措施 (32)六、施工进度计划与资源配置 (33)6.1 施工进度安排 (35)6.2 人力资源配置 (35)6.3 材料供应计划 (35)6.4 设备调度与维护 (36)七、施工质量保证措施 (38)7.1 质量管理体系建立 (39)7.2 施工过程质量控制 (40)7.3 工程质量检测与验收 (41)7.4 质量问题和整改措施 (42)八、施工安全管理措施 (43)8.1 安全生产责任制落实 (44)8.2 安全教育培训与交底 (45)8.3 安全防护设施设置 (46)8.4 应急预案制定与演练 (48)九、风险评估与应对措施 (49)9.1 工程风险识别 (51)9.2 风险评估方法 (52)9.3 风险应对措施 (53)9.4 风险监控与报告 (55)一、前言气盾坝作为一种新型挡水结构，以其高效节能、施工精度高、环境影响小等优势，近年来受到越来越多的关注和采用。

本方案涉及某气盾坝工程的施工，旨在规范施工流程，确保工程质量，造就一座安全可靠、性能优良的 dams。

PNS、TGNET与SPS在气体长输管道中的应用对比

PNS、TGNET与SPS在气体长输管道中的应用对比王全德;王盼锋;郭建伟【摘要】国产化管网仿真软件PNS和国外仿真软件TGNET、SPS在油气仿真领域展现出巨大的应用价值,针对国内某气体长输管道,分别从3款软件的流体模型、建模过程和仿真结果(静、动态模拟)等方面的异同进行全方位对比,为管网仿真软件使用者给出应用选择的指导性意见.研究结果表明:①3款软件静、动态仿真结果偏差均符合输气管道工艺设计及计算要求;② 相较于TGNET只能在节点输入高程,SPS与PNS均可在管道中输入高程信息,因此其插值计算过程更精细,且SPS与PNS均有在线和离线仿真;③PNS更适合初学者使用,有助于快速理解仿真知识,TGNET则适用于沿线高差起伏小的小型管道,而SPS更适用于逻辑控制和操作工况复杂的大型管道.【期刊名称】《天然气技术与经济》【年(卷),期】2019(013)004【总页数】6页(P63-68)【关键词】PNS;TGNET;SPS;气体管道;静、动态模拟【作者】王全德;王盼锋;郭建伟【作者单位】西安石油大学,陕西西安 710065;西安石油大学,陕西西安 710065;中国石油西南油气田公司输气管理处,四川成都 610051【正文语种】中文0 引言目前，德国公司GL-GROUP 的SPS 和英国公司ESI的PIPELINE STUDIO（分为气态仿真TGNET 和液态仿真TLNET）在管网仿真软件领域知名度较高，而国产化仿真软件PNS（Pipeline Network Simulation）也在迅猛发展。

PNS管网仿真软件适用于任意结构和规模的管网，根据管网系统及设备的基本流动关系（质量、动量和能量守恒）建立管网模型，实现管网静、动态仿真，精确模拟管网系统水力、热力分布和动态变化过程，展示各单元及其内部流体及流动特征。

SPS 和PNS 软件均有在线和离线仿真两种模式，而TGNET只有离线仿真模拟［1-5］。

解密干气密封装置及控制系统

管理视野经验交流The Management Perspective解密干气密封装置及控制系统□特约撰稿人：中石化重庆天然气管道有限公司王磊中石化天然气分公司黄志天然气长输管道需要在沿途建立增压站，通过压缩机多级压缩，实现天然气长距离输送。

压缩机是天然气管道输送的“心脏”，压缩机轴端的干气密封（如图1)及控制系统是其最重要的部件之一，其运行的安全性和可靠性将关系到机组能否长周期稳定工作。

一旦机组因密封故障停机，将直接影响下游供气。

某增压站是全国第一个采用国产压缩机输送页岩气的站场，是全国第一个在国产压缩机使用国产干气密封及控制系统的站场，是国内使用国产压缩机压比最大的站场。

现以该项目为例，探讨国产干气密封装置及控制系统在天然气管线压缩机的应用。

该密封由串联式干气密封和后置的梳齿密封组合而成。

串联式干气密封相当于前后串联布置的两组单端面干气密封。

第一级干气密封为主密封，基本上承受全部的压差，以从机组出口端引出的工艺气体经过滤、调压后作为其工作气体。

第二级干气密封为辅助安全密封，通常情况在很低的压差下工作。

通过一级密封端面泄漏出少量的工艺气体，大部分通过火炬进行安全排放，只有极少部分通级密封即可迅速做出反应发挥密封作用，可避免一级密封失效时工艺气的大量外泄。

该密封为整体集装式结构，出厂前已精密地装配成一体，通过定位块板将动、静部分连接在一起，防止在运输过程中，零件之间因相互碰撞造成的损坏。

同时，安装时不需要分解，整体直接装人机组壳体内后取下定位板即可，便捷且轴向定位准确，从而避免因现场重新拆卸组装引起的装配精度下降以及环境中的粉尘等杂质对密封的影响，使用效果能够得到充分保证。

在已建成投用西气东输等多个项目的管线压缩机中，干气密封及控制系统均采用进口产品。

某国产干气密封公司承担了中石化某输气管道项目的压缩机干气密封及控制系统配套工作。

A图1干气密封结构干气密封解决方案针对该项目机组流量大、功率高、工况变化范围大、密封工作气体组分复杂多变、二级密封的工作环境较差、机组频繁启停、现场无氮气源、工艺介质气体易燃易爆等技术难题，逐一采取有针对性的解决方案。

放空管网工艺流程改造论证

放空管网工艺流程改造论证作者：顾磊李庆侯宗伦罗刚来源：《中国化工贸易·上旬刊》2019年第03期摘要：雷三增压集气站主要担负中坝气田雷三气藏的7口生产单井所产含硫天然气的汇集、油水分离、计量及天然气增压输送、地层水处理、输送、回注等任务，天然气通过压缩机进行增压输送至净化厂。

本文依据雷三增压集气站的生产资料，应用流体力学基础知识、流量的关系等进行了推导，并对雷三增压集气站的放空流程进行实例验证，以消除隐患、满足生产需要为前提，提出改造建议，为指导该站的后期生产提供一定的参考。

关键词：流程优化;风险;阻火器;放空背压雷三增压集气站是一具有集、输、增压功能为一体的集输气增压站。

该站天然气压缩机组于2001年投入运行，该站站内汇集的天然气为雷三气藏高含硫气，H2S含量为107～109g/m3，CO2含量为4～5%，工艺介质恶劣。

生产中产生的放空天然气必须充分燃烧，以防止人员中毒及环境污染事故发生。

1 雷三增压集气站的概况及开发现状雷三增压集气站自1982年3月28日建成投产。

在1982年至1999年由于进站压力高，且凝析油含量高，站内采用低温分离技术，因而在该阶段称为“低温集气站”。

随着开采时间的推移，气藏进入后期开发，地层压力和井口压力不断降低，无法再进行低温分离。

1999年进行技改，变为“常温集气站”。

在2000年新建天然气压缩机组并于2001年投入運行，因此改名为“雷三增压集气站”。

目前该站有两台ZTY440MH9×9（2000年安装）和一台DPC2803 MH9×9（2003年安装）天然气压缩机组，采用“两用一备”方式进行增压开采。

机组运行时日产天然气约15×104 m3（不增压开采时产气约10×104 m3/d）。

1.1 雷三增压集气站工艺流程该站主要设备流程：所有气井来气在经过一次重力分离后进行计量，汇集后进行二次重力分离，然后再经过滤分离进入增压机，增压后输送至净化厂。

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1.3 1.3.1
站外管道事故放空量确定考虑事故抢修时间
通常，输气站场还兼具线路截断阀室的功能，
1.2
站内管道紧急放空量计算
在川气东送管道站场等安全等级较高的站场设
在站外管道故障停输需要卸压检修时，站场要具有对站外管道进行卸压的功能。因为该放空流量与放空时间紧密相关，而放空时间又与管道的抢修时间紧密相关，因此严格来说，站外管道的放空流量宜与业主协商确定。举例来说，川气东送管道是目前国内第三大能源大动脉，其停输将会给沿线用户带来重大损失，从而造成较为严重的社会影响，因此其停输抢修时间应该严格控制。通常，根据工程经验，为了尽可能减少抢修时间，建议抢修时间控制在 72 h 之内，而抢修时间包含放空时间，因此设计中可以根据工程允许的放空时间及管道内的存气量来确定所需的放空能力，从而设计合理的放空系统。
1.1.2
火灾工况
对于天然气长输管道，因为输送的介质为干
气，正常运行过程中管道和设备内不会有液相产生，因此在火灾工况下均可按未湿润表面考虑。在上述分析的前提下，根据 SY/T 10043-2002 《泄压和减压系统指南》对于暴露于明火中的含有超临界流体、气体或蒸汽的容器的压力泄放阀的相关计算公式，可以计算出泄放量和泄放面积。其相关公式如下：
第 38 卷第 6 期
39
输气站场放空系统设计思路
晏伟１，２
（1.胜利油田胜利勘察设计研究院有限公司，山东东营 257026 ；2.中国石油大学（华东），山东青岛 266580）
摘
要：输气站场最重要的两个安全措施是紧急关断和紧急放空。文章结合川气东送管道输气站场放
空系统的设计实践，从输气站场放空量计算、放空背压确定、放空管径计算、放空火炬计算等方面，论述了输气站场放空系统的设计思路、优化原则、设计取值以及需要进一步探讨的问题。关键词：输气站场；放空系统；设计；探讨
此事实上无法实现。
因此，通常情况下业内都认为放空量大于
4 万 m3 /h 时应设置放空火炬点火排放而不是直
接排放。也就是说，如果输气站场设置放空立管，则放空量最大不宜超过 4 万 m /h ；若设置
3
2
放空背压确定背压即放空时放空阀出口的压力，安全阀开启
1.2.2
Gas Conditioning and processing 推荐公式
t= BV γ P ln 姨姨 ZT 姨姨 P 姨 C A 姨
1 2 d ν 0.5
—— 放空时间 /s ； t— —— 常数，取 0.09； B— —— 系统容积 /m3； V— —— 阀门泄放系数，取 0.85； Cd— —— 阀门泄放面积 /m2； Av— —— 气体密度； γ— —— 气体平均压缩因子； Z— —— 气体平均温度 /K ； T— —— 泄放初始压力 /kPa （绝）； P1— —— 泄放终了压力 /kPa （绝）。 P2—
GB 50183 -2006 第 4.0.8 条对放空竖管与站
场的安全距离规定是：
3 3
“放空管放空量等于或
3
小于 1.2 万 m /h 时，不应小于 10 m ；放空量大于 1.2 万 m /h 且等于或小于 4 万 m /h 时，不应小于 40 m 。” 该条款未对放空量超过 4 万 m3/h 的放空管作出规定；同时《天然气长输管道工程设计》一书对放空竖管和放空火炬的设置原则要求如下： “放空气体应经放空竖管排入大气。放空量小于
和紧急放空。放空系统的重要作用就是在需要放空的时候，使站场或长输管道压力尽快地泄放至安全范围，以防止事故的蔓延、扩大，并为抢修赢得时间。因此，在输气站场设计中，放空系统的设计尤为重要，在考虑经济性的同时，更重要的是系统的可靠性。笔者有幸参加了国家 “十一五 ” 重点建设工程川气东送管道工程的设计工作，并对该工程输气站场的放空系统进行了较为细致的设计和分析，本文结合该工程对输气站场放空系统的几大关键参数的选取和计算进行了简要的分析。通常，输气站场放空主要有以下几种情况：安全阀放空、站内管道紧急放空、站外管道事故放空、站内检修放空。
式中
—— 放空时间 /min ； t— —— 选择系数：理想孔 F = 1.0 ，直通闸阀 F— F = 1.6，普通闸阀 F = 1.8，涂润滑脂旋塞阀 F = 2.0。 —— 管道பைடு நூலகம்空初始压力 /MPa ； P— —— 管道内径 /mm ； D— —— 天然气相对密度； G— —— 截断阀的间距 /km ； L— —— 放空管内径 /mm 。 d— 仍然设某管道平均压力为 10 MPa ，管径为 DN
1.3.2
不考虑事故抢修时间
在一般工程设计中，因各业主实际维抢修能力
processing ” 一书中推荐的公式来计算。
不同以及长输管道用户重要性的不同，业主往往不
第 38 卷第 6 期
晏
伟：输气站场放空系统设计思路
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能明确给出具体的抢修和放空的允许时间。因此设计时可以依据 GB 50183-2006 《石油天然气工程设计防火规范》确定站外管道的放空量。
式中 W— —— 泄放量 /× 0.454 kg/h ； —— 气体分子质量； M— —— 阀前泄放压力 /× 6.896 kPa ，为阀门的 P1— 设定压力加上允许超压再加上大气压； —— 容器暴露于火中的面积 /× 0.092 9 m2； A ′— —— 容器壁的温度 /oR （兰氏温度， 1oR= Tw— 式中
1.2 万 m /h 的放空管可不点火排放，放空量为 1.2 万~ 4 万 m3/h 时，对放空的天然气宜点火燃烧。”
3
1 000 mm ，截断阀间距 32 km ，放空管径为 300 mm ，可算得放空时间为 150 min （即 2.5 h）。此时平均放空速度 Q = 251 × 104 ÷ 2 ÷ 2.5 = 50.2 万（ m3/h），此放空量若不点火放空将会有很大的安全隐患，且放空管流速远不止 0.5 马赫，因
1 放空量计算 1.1 安全阀放空量计算
计算安全阀时，应首先确定安全阀的泄放量。造成设备超压的原因主要有火灾、操作失误、动力故障三种，确定安全阀的泄放量时，应视工艺过程的具体情况确定，并按可能发生的危险情况中最大的一种来考虑，但不应机械地将各种不利情况叠加考虑。
放空火炬，则可以以火炬的最大放空能力作为站外管道的设计放空流量。
前泄压总管的压力与安全阀开启后介质流动所产生的流动阻力之和。根据 GB 50251-2003 《输气管道工程设计规范》第 3.4.5 条第 1、 2 款规定：放空时，必须确保任一安全阀的背压不大于该安全阀定压的 10%。值得注意的是，此条规范并未指明安全阀是普通弹簧安全阀还是先导式安全阀。实际上，根据《工艺管道安装设计手册》及美国石油学会标准
1.1.1
南》
容器出口关闭
根据 SY/T 10043 -2002 《卸压和减压系统指（ API 521 ）、 GB 150-1998 《钢制压力容器》
W = 0.140 6 姨MP1
姨A′ TT -T 姨
（
W 1 1.150 6 1
）1.25
40 A = F′A ′ 姨P1 C = 520 × T1 =
DN 1 000 mm ，截断阀间距 32 km：
则管内天然气在标准状况下的体积 V 为
1.3.3 1.3.3.1
放空时间估算笔者建议的计算方式
3
站外管道放空一般通过放空阀来控制放空量，尽可能使其不超过 4 万 m /h 左右。因此，可假设放空速度保持恒定，通过计算被放空管道内的天然气容积，再除以放空速度即可得到放空时间。例如：设某管道平均压力为 10 MPa ，管径为
1.8 × 摄氏度 + 491.67）；对于普通碳
钢，推荐为 593℃ （ 1 100 ℉ ），对于合金材料，应选用更合适的推荐的最大值； —— 在进口泄放压力下，气体的绝对温 T1— 度/ °R （兰氏温度）； —— 阀门的有效排放面积 /× 645.16 mm2； A— —— Cp/Cv，气体或蒸气的比热容； k— —— 气体的正常操作压力 /× 6.896 kPa ； Pn— —— 气体的正常操作温度 / oR ； Tn— —— 泄放系数，在计算泄放尺寸时取 0.975。 Kd—
doi:10.3969/j.issn.1001-2206.2012.06.010
0
引言输气站场最重要的两个安全措施是紧急关断
及《石油化工装置工艺管道安装设计手册》等有关容器超压放空的规范及手册的要求，当设备出口阀因误操作关闭，物料在设备内聚集有可能使设备超压时，安全阀的泄放量应为进入设备的物料总量。但对于输气管道来说，通常整个管路系统、站场均为同一个设计压力，提供压力源的压缩机出口设置了超压泄放阀，压缩机控制系统本身也严格对出口压力进行了控制和调节，即使输气站场容器出口关闭，也不会造成设备超压。因此在输气站场放空量确定过程中可视具体设计压力情况决定是否采用进入设备的物料总量。在川气东送管道输气站场设计中，因系统设计压力为 10 MPa ，压力容器设计压力为 10.5 MPa ，压缩机出口压力为 9.85 MPa ，且具有出口超压关断和卸压的措施，因此压力容器出口关闭不会造成设备超压，故设计中不采用此值作为站场放空量和安全阀选型的依据。