QSY%20JS0122-2012%20%20陕京输气管道站场工艺技术要求

QSY%20JS0122-2012%20%20陕京输气管道站场工艺技术要求
QSY%20JS0122-2012%20%20陕京输气管道站场工艺技术要求

Q/SY

中石油北京天然气管道有限公司发布

目 次

前言.............................................................................II

1 范围 (1)

2 规范性引用文件 (1)

3 术语和定义 (1)

4 技术要求 (1)

I

前 言

为了规范陕京输气管道天然气站场的工艺技术要求,特制定本标准。

本标准由中石油北京天然气管道有限公司标准化委员会提出并归口。

本标准由生产运行处负责起草。

本标准主要起草人:李国海、蒋方美、李安、毕治强、葛艾天、张旭东、董秀娟 II

陕京输气管道站场工艺技术要求

1 范围

本标准规定了陕京输气管道站场的工艺技术要求。

本标准适用于公司新建、改扩建的压气站、计量分输站、清管站,不包含储气库集注站、注采井组等。

2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本用于本标准。

GB50251-2003 输气管道工程设计规范

GDP-G-GP-IS-001-2009/B 输气管道计量导则

ISO 13623-2000 石油天然气工业—管道输送系统

IGE/TD/9 气体输配系统的实施建议规范

EN 12186 Gas supply systems - Gas pressure regulating

stations for transmission and distribution-

Functional requirements

3 术语和定义

3.1 枢纽站 Junction Station

在多条天然气管道汇集处设置的站场。

4 技术要求

4.1 站场设计考虑因素

站场工艺设计、安装应综合考虑站场的应用需求,并应进行针对性的分析研究,主要包括下述内容:

1)用户对天然气量的需求及变化范围,用户结构,工业用户特殊要求。

2)站场进、出口压力的变化范围和流量变化关系,下游管容及用户接收站距离。

3)供气的安全要求和站场的安全控制要求。

4)气质条件的变化影响,是否需要过滤,包括气体夹带的固体杂质、游离液体、酸性气体

含量变化、热值变化等。

1

5)是否需要气体减压,减压安全保护措施、加热措施要求。

6)是否需要计量,流量计量的分类及不确定度等级要求。

7)是否需要气体增压,动力选择要求。

8)是否需要进行噪声控制,场内及场界噪声控制要求。

9)是否需要排污,污物收集措施,当地环境保护要求。

10)站场控制模式、是否远程控制。

11)是否有人职守,维护管理要求。

4.2一般要求

4.2.1站场平面布置及工艺装置布置应充分考虑当地主导风向,安装应方便站内人员的逃

生、巡检及维检修。

4.2.2新建分输站设计不考虑站内人员住宿问题,不需要设置燃气加热炉的分输站原则上

不设自用气系统,不考虑备用发电机、取暖、做饭等用气,放空点火用气可依托下游低压气或移动液化气罐。压气站人员住宿建筑物距离工艺装置区间距不小于90米。

4.2.3首站、压气站、分输站、清管站等站场进、出口应设置独立的ESDV阀,ESDV阀关

闭能有效隔离管线与站场的天然气连通,站内所有设备及管线开口均需在其保护范围内,干线越站旁通阀不受站场ESDV阀保护。

4.2.4应避免或减少在站场ESD阀外侧(管线侧)进行检测、取源开口。

4.2.5阀室改建分输站供气项目,原建阀室上、下游两侧管线壁厚若按照50米加强壁厚设

计,新建分输站应距离阀室开口位置200米以上。若原建阀室上、下游两侧管线按照200米加强壁厚设计,新建分输站可在原阀室位置上扩建。

4.2.6新建分输站与分输阀室分建,在分输预留阀后串联安装1台ESD阀,直接纳入新建

分输站站控ESD系统及阀室RTU系统,降低新建分输站失效对干线安全运行的影响。

4.2.7在役分输站内扩建的新增用户分输设施原则上只进行流量控制,不设置压力监控系

统,由接气方进行压力控制。若需设置压力监控系统,按4.7条执行。

4.2.8干线压气站内新建或扩建的分输设施,原则上分输点设在压缩机入口前,分输设施

出站应设单向阀。

4.2.9分输站主工艺流程应按相同压力等级设计(进站ESD阀—出站ESD阀),设计压力同

上游管线保持一致,站内无压力超过设计压力可能时,不设计安全阀。

4.2.10压气站主工艺流程采用相同压力等级设计,鉴于压缩机出口温度影响,压缩机出口

至空冷器出口设备、管道及仪表等应提高一级设计压力等级。

4.2.11针对燃料气、排污等存在压力分界的单元,压力保护措施应尽量靠近压力分界点。2

站内存在压力分界点的区域应设置安全阀,有工艺气加热设备的管路应设置安全阀,安全阀进、出口均需设置手动球阀,出口手动球阀应设定为锁开。

4.2.12站场自用气在分离器后开口取气,禁止在干线上开口取气。

4.2.1316″及以上口径、且存在高差压开启的普通球阀应考虑设计旁通管路,旁通管线的

尺寸应不小于阀门口径的1/10,站内旁通管线通常采用双阀结构,主体管道侧采用球阀、分支回路侧采用可节流阀门。

4.2.14进、出站ESD阀应设旁通,旁通设计采用“球阀+节流阀+球阀”3阀结构,节流阀

及站内侧球阀为锁关状态。

4.2.15需要进行干线压力平衡的ESD阀门旁通的尺寸按不小于干线管径的1/3设计,旁通阀

组与放空阀组采用组合设计。

4.2.16与干线直接连接的任何阀门,均应采用全焊接式焊接连接阀门。站场内20″以上大

口径的阀门宜采用焊接连接阀门。与干线直接连接的小口径取源阀门均应采用双阀结构。

4.2.17旋风分离器不考虑备用,集中设置的过滤器、外输计量、压力监控系统应考虑1路

备用。外输计量、压力监控系统禁止设置旁通,分输站不设置越站旁通,接气站应设计旁通。

4.2.18与大口径管道相连接的小口径管线,管线直径比(d/D)≥0.3,且小口径管线口径

≥8″,均应采用三通管件;管线直径比(d/D)<0.3,且小口径管线口径<8″,均应采用凸台补强措施焊接,禁止采用承插焊连接方式直接开口。

4.2.19阀门等设备安装应考虑人员操作的方便性,执行机构操作部分应向外侧安装。

4.2.20压缩机应安装在厂房内,每座厂房安装机组数量不宜超过3台。

4.2.21接收天然气、外输天然气、天然气燃料消耗应设流量计量。

4.2.22压缩机组应设能耗单机计量。

4.3 管道系统配置

4.3.1分输站进站管线口径、分离器回路、计量回路、调压回路及出站管线的口径设置应

考虑用户供气能力、预留口的处理能力。

4.3.2给北京市供气的分输站设计规模应按照高月高日高峰小时供气量考虑,其他分输站

设计规模应按高月均日小时供气量考虑,同时考虑低月低日时的计量、调压能力。

4.3.3站内管道系统中未经过过滤的气体流速不应超过15m/s,经过过滤的气体流速不宜

超过20m/s,调压阀出口法兰处流速不应超过40m/s。

4.3.4设计有调压系统的分输用户,流量计与调压系统宜采用一对一串联安装的方式,流

量计安装在上游。超声波流量计与调压阀之间应设计有π型消噪器,消噪器封头端直管长度应>2D,π型消噪器设计安装应便于维检修人员通过。

4.3.5设计有调压系统的分输用户,采用一用一备回路的设计方案时,要求在流量计与调

3

压阀之间增加五阀组连通回路。

4.3.6设计有调压系统的分输用户,采用两用一备或多用一备回路设计方案时,流量计与

调压系统之间不需要设置连通阀组回路。

4.3.7未设计调压系统的分输用户,要求在出站ESD阀上游串联安装1台电动硬密封球型

调节阀,用于控制出站流量。

4.3.8调压阀后管路应按扩径、增加壁厚设计,减少噪音和振动。

4.3.9站内管线系统因温度和压力的变化会导致管道的膨胀和收缩,当其反复出现时,可

能使管道产生严重的疲劳破坏。压缩机进、出口管线布置及收发球系统应进行振动及热应力分析,减压分输站出口管线布置应进行振动、热应力及疲劳分析,工艺管线安装设计应有效消除振动或冻涨影响。

4.3.10支撑

1)应采用非锚固型的管道支撑,将管道的膨胀影响降至最低限度;

2)焊接支撑应采用全周型,减少局部焊接应力,不允许直接在承压管道上纵向焊

缝处焊接支撑;

3)支撑应考虑水压试验时的充水重量;

4)锚固支撑设置时应尽量避免应力,包括承受应力所附加的负荷和存在的反向力;

5)站内埋地汇管、管线应加装地下固定基础,除特殊要求外可不考虑锚固;

6)站外干线侧所有的支撑应考虑采取电绝缘措施,站内支撑要防止支撑的接触部

位和管道连接部位的腐蚀;

7)根据运行需要,部分管道支撑可设计为可拆装式。

4.3.11弹性敷设

在存在应力和冻涨可能性的部位,应根据应力分析结果采用弹性敷设管道,避免或减少管线应力。

4.3.12温度影响

1)由于环境条件和日照的变化,应考虑到温度变化对气体不流动的管段和备用回

路或旁路的影响;

2)应考虑由于系统快速降压所引起的温度变化影响。

4.3.13压气站宜设置站回流管路,用于机组的工况辅助调节,从站出口阀上游至进站阀下

游,回流阀要求采用平衡式轴流阀或硬密封耐磨调节球阀,回流阀及管路口径应根据工况变化计算决定。

4.3.14站场与管道之间、与用户管道和站场之间、与放空管之间应保持电气绝缘,通常加

装绝缘接头。绝缘接头应水平安装,应避免安装在管线最低点并应避免安装应力。进口绝缘接头安装在站ESDV阀外侧,国产绝缘接头宜安装在站ESDV阀内侧。绝缘接头内部应具备防电气击穿功能,同时再安装外部防雷击击穿设备。

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4.4 汇管

4.4.1回路≥3路或回路管道口径>8″时,应采用工厂定制拔制汇管。

4.4.2一用一备回路,且回路管道口径≤8″时,可采用管件现场组焊的形式。

4.4.3汇管截面积应不小于所有入口(或出口)管截面积总和的1.5倍。

4.4.4设计有3台或3台以上卧式过滤器回路的入口汇管应埋地,以保证过滤器作业空间

和逃生通道的畅通。仅设计有2台卧式过滤器的入口汇管是否埋地需结合过滤器作业空间和逃生通道的畅通情况进行设计。

4.4.5多回路连接、口径≥10″的调压阀出口汇管应埋地,以降低站场噪声和设备震动。

4.4.6汇管主工艺进出、口数量总和>8时,宜分别采用2根汇管,汇管连通应考虑气体

流动影响。

4.4.7汇管设计应考虑排污措施,埋地汇管宜采用顶部开口排污,地上汇管宜采用底部开

口排污。

4.5 天然气分离

4.5.1清管站、清管分输站应独立设置旋风分离器,用于收球作业分离气体中的游离液和

固体颗粒。

4.5.2首站、普通分输站、管线末站应只设置过滤分离器。

4.5.3压气站采用旋风分离器、过滤分离器直接串联设置方式。

4.5.4分离器压力等级为站场设计压力的1.05倍,分离器不设置安全阀。

4.5.5旋风分离器过滤器工况点的压损应小于0.05MPa。旋风分离器过滤效率为≥5μm固

体颗粒在设计工况点不低于99%,在设计工况点±15%范围内分离效率不小于97%。

4.5.6过滤器压损应小于0.015MPa。压缩机站过滤分离器粉尘过滤效率为5μm不低于99%,

液滴过滤效率为1μm不低于98%;分输站过滤分离器粉尘过滤效率为10μm不低于99%,液滴过滤效率为2μm不低于98%。

4.5.7卧式过滤器应采用带压力闭锁安全装置的快开盲板,快开盲板应满足开闭灵活、轻

便,密封可靠无泄漏的要求。

4.5.8针对单一用户、不需要集中加热的站场,过滤器宜与流量计、调压阀1对1串联安

装。

4.5.9针对单一用户、需要集中加热的站场和多用户站场,过滤器应集中独立设置,采用

多用一备形式设计。(见附录A 图A.1)

4.5.10分输站过滤器设计能力按开口尺寸供气能力计算,压气站过滤器设计能力按机组最

大排量和分输供气能力综合计算,同时考虑预留分输口的处理能力。

4.5.11过滤器接管尺寸≤6″,采用卧式过滤器或篮式过滤器;过滤器接管尺寸>6″,宜采

用卧式过滤器。

4.5.12管道首站、末站、枢纽站、压气站采用的卧式过滤器应设置集液包,中间分输站可

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不设集液包。

4.5.13不应采用上开盖、需高空作业的组合式过滤器。

4.5.14过滤器两端应设独立的差压检测。

4.5.15过滤器上或过滤器下游管段上应设置放空口、现场压力显示仪表,过滤分离器上应

设置注水口(或注氮口)。

4.5.16过滤器进气腔及排气腔底部均应设置排污口。

4.5.17过滤器材质应符合环境温度变化要求,要考虑低温环境下过滤器处于备用状态时对

环境的适应性,应按最低环境温度选择材质或考虑保温伴热措施。

4.5.18过滤器集液包应设置高压浮筒不锈钢磁翻转液位计,配套外置磁性液位开关,不设

置液位变送器。集液包、液位计、配套阀门及管路应加装伴热、保温措施。

4.5.19压气站设计的旋风分离器应设置物位检测仪表,仅为清管设置的旋风分离器可不设

置物位检测仪表。

4.6 天然气计量

4.6.1计量回路设置、流量计口径选择应综合考虑用户的用气发展,尽量减少计量回路,

针对贸易交接计量流量计口径不超过16″。

4.6.2所有贸易交接用流量计均按A级计量站要求配置,针对短期、临时小流量供气工况,

允许的计量不确定度应符合B级计量站要求。

4.6.310″及以上口径的流量计需设置在线校准工艺接口。在线校准工艺接口预留DN300

600# RF法兰接口阀门,阀门出口安装盲法兰,法兰上安装1个1/2″泄压阀。 4.6.410″及以上口径的流量计需设置在线比对工艺流程。比对流程管径与流量计等径设

计,比对流量计与被比对流量计要求采用同等规格、型号的流量计,要求任意被比对流量计可分别与比对流量计串联,比对阀应纳入锁定管理。

4.6.5比对回路流量计上、下游均应设置截断阀门,流量计在线校准工艺接口分别设在比

对回路流量计下游阀门的上、下游侧。

4.6.6计量系统不单独成撬,全部采用现场组装设计。

4.6.7高压天然气计量3″及以上口径流量计选用超声波流量计,小于 3″口径流量计选

用质量流量计;低压燃料气计量可选用涡轮流量计、质量流量计、旋进旋涡流量计。

4.6.8贸易计量用流量计1对1配套专用流量计算机,计量压力检测采用0.04级绝压变送

器,计量温度检测采用一体化温度变送器、耐振A级Pt100铂电阻。

4.6.9采用超声波流量计进行单向计量时,流量计直管段长度按上游5D+整流器+10D进行

设置,下游按5D(无串联调压阀)或10D(下游串联安装调压阀或有气体倒流可能的站场)设置。温度测量点在下游直管段上3D处。

4.6.10采用超声波流量计进行双向计量时,流量计直管段长度按上游5D+整流器+10D设置,

直管段长度按下游10D+整流器+5D设置。温度测量点在上游直管段上5D处。

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4.6.11上游5D直管段上安装1块现场指示压力表,压力变送器取源在流量计表体。

4.6.12整流器要求选用低噪声、不锈钢材质板式整流器,整流器中心应为开孔设计,整流

器安装采用法兰夹装方式。

4.6.13直管段内径、圆度、内壁粗糙度应符合相关计量标准要求,壁厚和材质应符合站场

设计压力、工况及环境温度要求。

4.6.14燃驱压缩机组应设单机燃料气计量,并上传至站控系统。非重点耗能设备燃料气计

量仅需要现场显示,但站场燃料气总量数据应上传至站控系统。

4.6.15流量计口径选择应考虑用户短期、中远期供气量的变化,若3年内气量均维持小流

量供气,应至少考虑1路临时小口径流量计,但现场安装位置应按远期设计预留。

4.6.16存在气体倒流可能的站场,应采用超声波流量计,实际供气量为正向流量减去反向

流量。双向计量站场正、反向流量单独计量。

4.7 天然气减压及分输流量控制

4.7.1若用户接气管线及站场的设计压力低于分输站的设计压力,分输站应设有压力/流量

监控系统,提供压力保护条件下的流量控制和流量限制条件下的压力控制。

4.7.2若用户接气管线及站场的设计压力与分输站的设计压力一致,分输站可不设压力监

控系统,应设有流量控制系统,提供压力保护条件下的流量控制。

4.7.3所有压力监控系统应支持日指定定量供气控制,支持自动用户压力/流量平衡控制,

通过站控系统支持调控中心远程设定控制。

4.7.4调压回路自动选择切换阀门应设在调压系统上游。

4.7.5调压阀后管线应进行包敷,以有效降低站场噪声,包敷管段上所有取源口应设置加

长管,加长管长度为150mm。

4.7.6调压系统的配置

1)压力监控系统压力保护分级

不设压力安全保护系统:

MOPu ≤ MIPd 或MOPu ≤ 100 mbar

设置一级压力安全保护系统:

MOPu > MIPd

设置两级压力安全保护系统:

MOPu - MOPd > 16 bar and MOPu > STPd

其中:

MOPu = 最大上游操作压力

MOPd = 最大下游操作压力

MIPd = 最大下游偶然压力

STPd = 下游强度测试压力

2)针对下游长输管道和城市管网用户供气,需要提供两级安全保护的站场,若具有稳

定外电保障,应采用“双安全紧急截断阀+电动调压阀”结构的调压系统。若不具有稳定外电保障,宜采用“双安全紧急截断阀+可控自力式调压阀”结构的调压系统。

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3)针对特定的工业用户供气,需要提供两级安全保护的站场,应采用“安全紧急截断

阀+自力式监控调压阀+电动调压阀”结构的调压系统。

4)针对小型用户、下游管容小(比如背靠背站场,对方设有减压系统)、需要提供两级

安全保护的站场,宜采用“双安全紧急截断阀+自力式调压阀”结构的调压系统。

5)对于需要提供一级安全保护的站场,应采用“安全紧急截断阀+调压阀”结构的调压

系统(调压阀类型参照2)~4)条)。

6)压力/流量监控系统应1对1配套独立的专用阀门控制器,用于单回路调压阀的压力

/流量控制,负责计算通过调压阀的流量,站控PLC提供备用压力控制。

7)针对不需要减压供气的用户,采用电动调节阀,仅进行流量控制,不设置阀门控制

器,由站控PLC系统负责控制。

4.7.7安全紧急截断阀要求具备现场超高压关断、远程紧急关断功能,任何情况关闭后要

打开必须经现场人工复位。整体要求具备不低于SIL2的安全完整性等级认证,采用故障关工作模式,关闭动作时间≤2秒,采用自力式或气动驱动方式。禁止利用超低压关断功能实现远程关断。

4.7.8安全紧急截断阀、自力式调压阀取源跟部阀应为不锈钢球阀,不得采用截止阀。引

压管为316SS不锈钢管,气源管直径不小于10 mm,压力感测管直径不小于12 mm。

4.7.9压力监控系统配套压力检测仪表,每个管段应设有压力表,调压阀上游设有1台压

力变送器、下游设有3台压力变送器(3选2)。

4.8 站场阀门设置要求

4.8.1站场截断用阀门应选择全通径、双活塞效应密封球阀,2″及以上球阀应选择固定球

球阀,阀门应提供具有阀座、阀杆二次密封系统和放空、排污装置。

4.8.2设有流量计在线校准接口的站场,比对流量计上游球阀、被比对流量计下游球阀、

回路比对阀应采用零泄漏阀门,阀座密封等级不低于Ⅴ级。

4.8.3站场放空阀、旁通节流阀宜采用旋塞阀、硬密封耐磨球阀,单流向旁通节流阀可采

用节流截止阀。

4.8.4站场排污阀门宜采用旋塞阀、阀套式排污阀。

4.8.5安全紧急截断阀采用平衡轴流结构、全通径翻板结构紧急截断阀。

4.8.6电动压力/流量控制调节阀采用平衡轴流结构、硬密封耐磨球型调节阀。

4.8.7流量控制调节阀采用硬密封耐磨球型调节阀,阀门口径与上游接管尺寸保持一致。

全开位置时阀门的流通能力不小于等口径缩径球阀;全关位置时阀门相当于截断球阀,阀座密封等级不低于Ⅴ级;中间位置时相当于调节阀。

4.8.8压缩机进、口截断阀按双阀设计,采用全通径球阀,靠近机组侧阀门为机组ESD阀,

站场侧阀门为维修隔断阀。机组入口ESD阀旁通阀为机组加载阀。

4.8.9站场工艺安装的安全阀采用先导式安全阀,设备自带安全阀根据应用要求选择。

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4.8.10站场止回阀应采用单弹簧结构轴流式止回阀。

4.9 执行机构设置要求

4.9.1站场ESD关断阀可采用气液联动、气动、电液联动执行机构,执行机构应符合SIL2

要求。执行机构由过程控制系统、SIS系统分别控制,ESD控制功能采用励磁方式,由站SIS系统控制;正常开、关功能由站BPCS系统控制,采用非励磁方式。

4.9.2ESD阀配套执行机构应具备储能设施,当失去外部动力时,储能设施能驱动阀门至

少进行1个开、关行程的操作;当ESD控制信号失能,阀门立即关闭。

4.9.3动力源为管道天然气时,且ESD阀门口径>6″,宜采用气液联动执行机构。

4.9.4动力源为压缩空气时,ESD阀门宜采用气动执行机构。

4.9.5动力源为电时,ESD阀门宜采用电液联动执行机构。

4.9.6针对不能中断供气的用户,ESD阀执行机构应具备10-20°阀位开度变化测试功能。

4.9.7分输站自动放空控制阀应设置电动执行机构,压气站自动放空控制阀应设置气动执

行机构或电液联动执行机构。

4.9.820″及以上口径的进口球阀应设置电动执行机构,18″及以上口径的国产球阀应设

置电动执行机构。

4.9.9回路切换控制阀门应设置电动执行机构,大口径阀门自动平衡压力用控制阀应设置

电动执行机构。

4.9.10调压阀执行机构参照4.7.6项执行。

4.9.11安全紧急截断阀执行机构应采用自力式或气动执行机构。

4.9.12站场开关型电动执行机构数量达到25台以上时,宜采用冗余总线控制方式。

4.9.13针对集中独立设置的过滤器区域,过滤器上游采用手动球阀、下游采用电动球阀。

4.9.14针对过滤器、流量计直接串联安装,无调压系统,过滤器上游采用手动球阀、流量

计下游阀门为电动球阀。若回路管径>8″,过滤器与流量计之间应加装手动球阀(见附录A 图A.2)。若回路管径≤8″,过滤器与流量计之间可不设阀门(见附录A 图

A.3)。

4.9.15针对过滤器、流量计、调压系统直接串联安装,采用1用1备回路设计的,过滤器

上游采用手动球阀、流量计与调压系统之间设置五阀组,回路连通阀和调压系统上游相邻阀门为手动球阀,流量计下游相邻阀门为电动球阀。若回路管径≤8″,过滤器与流量计之间可不设阀门(见附录A 图A.4)。若回路管径>8″,过滤器与流量计之间应加装手动球阀(见附录A 图A.5)。

4.9.16针对过滤器、流量计、调压系统直接串联安装,采用多用一备回路设计的,不设计

回路连通阀。过滤器上游采用电动球阀,调压系统下游相邻阀门为手动球阀。若回路管径≤8″,过滤器与流量计之间、流量计与调压系统之间可不设阀门(见附录A 图A.6.)。若回路管径>8,过滤器与流量计之间设置分隔手动球阀,流量计与调压系

9

统之间设置分隔电动球阀(见附录A 图A.7)。

4.9.17设计有流量计在线比对回路的站场,比对流量计上游相邻阀门应设电动执行机构。

比对连通阀为手动阀,但应设置阀位远传装置。

4.10 天然气泄放及安全保护

4.11.1所有站场均应设有放空系统,站内均应设有自动放空系统。

4.11.2进站ESD阀上游、出站ESD阀下游应设有手动放空管路,站内所有压力容器应设

有手动放空管路,站内过滤器回路、流量计回路(流量计下游)、调压回路(调压阀下游)应设有手动放空回路。同一管段内只设计1路放空管路。

4.11.3进站ESD阀下游、出站ESD阀上游应设有自动放空管路,可自动放空站内所有天

然气。自动放空回路的位置设计、放空阀口径设计应遵循15分钟内可将站内压力降至设计压力的1/2。

4.11.4燃料气回路入口应设有ESD阀,设置手动放空。

4.11.5站场工艺管道内天然气排放应集中至站放空系统排放,低压燃料气、单体设备、仪

表维检修(不含压力容器)放空可就地排放。

4.11.6集中放空回路均采用“球阀+放空阀+球阀”结构,自动放空回路出口端可根据需要

设置限流孔板。

4.11.7站内高、中、低压放空管应分别接至放空立管,应通过计算确定接口位置,有效避

免高压气放空时影响低压端放空或压力反串。

4.11.8放空阀及放空阀出口阀门和管线材质应满足放空时低温要求。

4.11.9手动放空阀组与放空管路系统压力分界点应设在手动放空阀组出口端,自动放空阀

组与放空管路系统压力分界点应设在限流孔板出口端。

4.11.10在压缩机组出口管路、管道加热器出口管路、自用气系统各压力分界点处应设置安

全阀或安全放散阀。

4.11 站场排污

4.11.1站场应设置排污系统,确保收球筒、分离器、过滤器、汇管等压力容器集中排污,

单一设备、仪表可就地排污。

4.11.2无液态烃析出的中间分输站、清管站只需设计排污池,排污池设有通风管及检查口。

4.11.3有液态烃析出的首站、末站应同时设计排污池和排污罐,分离器正常排液进入排污

罐,收球及过滤分离器湿式作业时排液应进入排污池。

4.11.4排污罐设计压力按1.6MPa设计,罐顶应设计安全阀和手动放空管路,罐侧设计磁翻

转液位计和磁性液位开关。

4.11.5排污罐入口应加装安全紧急截断阀,支持超高压自动关断和远程关断。

4.11.6所有排污均为手动操作,排污管路按双阀设计,球阀+排污阀,设备侧为球阀。

10

4.11.7设有排污罐的站场,站内排污管路压力分界点应设在排污罐入口安全紧急截断阀出

口端;只设计有排污池的站场,站内排污管路压力分界点应设在设备排污阀出口端。4.12 站场检测点设置

4.12.1站场入口应设置管线压力、站内压力和温度检测。管线压力检测点设在站外放空阀

组第一个球阀和放空阀之间或进站ESDV阀旁通阀组站外侧球阀和节流阀之间,设压力变送器和压力表并共用1个取样点。站内压力、温度检测点设在进站ESD阀站内侧主管线上,设压力变送器和压力表并共用1个取样点,设一体化温度变送器(带显示)。进站ESDV阀和进站阀分别设置的站场,在进站阀后再设置1台压力变送器,用于检测进站阀二侧压力。

4.12.2站内过滤分离器回路应设置就地压力检测仪表,过滤器两端应设有差压变送器,差

压变送器应配套双平衡阀五阀组,差压变送器配套显示表头,不再设置现场差压表。

4.12.3站内计量回路应设置压力、温度检测仪表。在上游第一段直管段(5D)中间位置设

置就地压力检测仪表,流量计表体设有压力检测口安装绝压变送器;在下游直管段3D处设置温度检测口,安装一体化温度变送器(带显示)。

4.12.4干线越站阀上、下游均应设计压力检测,压力检测点设在干线越站阀的旁通管路上。

4.12.5压力监控回路应设置压力检测仪表。在安全紧急截断阀上游设置就地压力检测仪表;

在紧急截断阀和调压阀之间设压力检测,设置压力变送器和压力表并共用1个取样点;调压阀下游5D以外设置压力检测点,分别设置3块压力变送器和1块压力表,压力表与其中1块压力变送器共用1个取样点。

4.12.6站场出口应设置管线压力、站内压力和温度检测。管线压力检测点设在站外放空阀

组第一个球阀和放空阀之间或出站ESDV阀旁通阀组站外侧球阀和节流阀之间,设压力变送器和压力表并共用1个取样点。站内压力、温度检测点设在出站ESDV阀站内侧主管线上,设置2块压力变送器和1块压力表,压力表与其中1块压力变送器共用1个取样点。设1台一体化温度变送器(带显示)。检测点均应设在地面上。 4.12.7气动或气液联动执行机构气源取气点设在站ESD阀内侧,每台阀设1 个取源点。

4.12.8若站场设有加热装置,加热装置下游管路上应设置现场压力检测仪表、一体化温度

变送器、现场温度检测仪表。

4.12.9当过滤、计量、调压直接连通或部分连通,中间未设置隔离球阀,连通段现场指示

压力仪表可共用。

4.12.10所有压力检测口、动力源取源口必须加装根部阀,阀后管阀件连接采用卡套连接。

分体安装压力检测仪表应在仪表入口直接加装仪表阀组。仪表取压根部阀及阀组均采用截止阀结构,气源取压根部阀采用球阀结构。

4.12.11站内压力检测点取源根部阀为法兰连接二阀组仪表阀,采用单阀安装,入口为1/2

″600# RF法兰(或1/2″900# RTJ)、出口为1/2″NPTF、放空口为1/4″NPTF。

11

4.12.12站外管线上压力检测点取源根部阀为双阀结构,底阀为焊接式仪表阀,入口为焊接

端、出口为1/2″NPTF,再直接串联安装1个二阀组仪表阀,入口为1/2″NPTM、出口为1/2″NPTF、放空口为1/4″NPTF。当站内采用焊接式仪表阀时,应采用双阀结构。

4.12.13站内温度检测仪表应配套温度计套管,套管采用锻件整体加工成型,禁止采用焊接

管材。若站场设计压力≥6.3MPa,采用不锈钢法兰连接锥型温度计套管,法兰与套管应采用全渗焊接工艺,工艺接口为1″600# RF(或1″900# RTJ)、温度计接口为1/2″NPTF。若站场设计压力<6.3MPa,可采用不锈钢螺纹连接锥型温度计套管,工艺接口为1/2″NPTM、温度计接口为1/2″NPTF。

4.12.14为防止共振,温度计套管设计时应减少其套管根部的应力集中。管径≥DN300,温

度计套管在管道中的实际插深为75~150 mm之间,插深超过150mm应进行应力计算分析,且温度计套管不允许沿管道直行排列安装。

4.12.15焊接式取源根部元件材质应与管道具有良好的可焊性,针对碳钢管道禁止采用不锈

钢材质根部元件(包括焊接式根部阀、焊接式下法兰)。

4.12.16非焊接连接的仪表管、阀件均应采用316SS材质。

4.12.17在线气体分析仪取样口应设置在能完全代表分输气样、气体流动稳定的位置,通常

设在调压系统上游气体总管线上。针对多气源混合的枢纽站,可设在出站总管线上。

4.12.18在线分析仪取样器应采用不锈钢插入式防液、热平衡、在线抽取取样探头,探头插

深应控制在管道1/2-1/3处,进气口距管壁应>100mm。针对GC、H2S分析仪,减压阀应设在进气口处。

4.12.19大口径球阀差压判断通过阀门上、下游安装的压力变送器进行检测,不单独设置差

压变送器。

4.12.20在管线上安装的清管指示器应为非接触原理,可检测到橡胶球、泡沫球、清管器、

智能清管器等通过,在线、移动式清管指示器均可。收球筒上可安装在线接触式原理的清管指示器。

4.13气体加热

4.13.1对于对于分输压降>1.5 MPa的站场应进行气体预加热处理分析,从不同季节工况、

水露点变化、下游管道材质、用户接气温度要求、设备运行状况等方面进行分析。

4.13.2按照气体加热负荷计算,确定加热器的类型、数量和容量。针对间断加热的站场通

常不考虑备用加热器或容量。当站场有稳定外电、单台加热器功率不超过200kW

时宜采用电加热器;针对大流量供气,宜采用间接式加热炉。

4.13.3针对部分调节控制设备,只需对指挥控制系统的气体进行加热。可以采用电加热带

加热或其它低热容量的加热方法。

12

4.13.4加热设备应具有加热温度自动保护及报警功能。

4.13.5对于出现任何故障而又要求连续运行的场合,一定要保证水源(水套炉)和电源的

备用。

4.13.6为了避免流量计或调节阀座里的非金属材料超过安全使用温度,应对加热源的最高

温度进行限制。采用测量调节阀出口气流温度的方法来进行加热温度控制。

4.13.7加热器通常设置在调节阀入口侧。若采用电加热器,直接安装在流量计和调压系统

之间,加热器出口管路上应设置安全阀;若采用加热炉,对于流量计与调压系统1

对1串联安装的回路,加热应设置在过滤器和流量计之间。

4.14气体增压

4.14.1压缩机驱动动力选择应进行综合分析,充分考虑运行安全、社会依托及综合经济分

析,全线首座压气站宜选用燃驱驱动。

4.14.2压缩机选型、配置应结合管线工艺分析,综合考虑运行安全、设计工况点、综合运

行成本。压缩机设计工况点应在高效区,应选用设备厂商已有成功应用业绩的主流

机型,同时考虑兼顾全线机组备品备件的通用性因素。

4.14.3压气站应设置备用机组。

4.14.4空冷器与机组1对1设置。

4.14.5压缩机组控制盘(UCP)应安装在压缩机厂房外非防爆区域,可以与中控室分开安

装设置。多机组并联运行压气站应设置机组负荷分配控制系统。

4.14.6燃驱压缩机组应预留余热利用接口。

4.14.7压缩机干气密封系统应不设置氮气辅助系统,必要时设密封气增压橇。密封用天然

气取气点应设在压缩机出口汇管上,取气点设置ESD截断阀,并在压缩机厂房外。

4.14.8燃驱压气站若采用单回路外电供电,当备用发电机组与外电切换时,机组辅助系统

应能保持机组正常运行。

4.14.9若机组需要设置辅助水冷却系统,冷却水应选用密闭式冷却循环方式。

4.14.10压缩机组管线应优先采用地上布置,在管路最低处设试压排水点。

4.14.11压缩机组防喘阀应选用快开型调节阀,调节阀要求采用平衡式轴流阀或硬密封耐磨

调节球阀。

4.14.12压气站选址应远离环境敏感点。

4.15压缩空气

4.1

5.1压缩机站应设置压缩空气系统,用于防爆电气设备的正压通风和为气动仪表提供动

13

力。

4.1

5.2压缩空气橇应设置备机,压缩空气系统应配置并联安装的2座空气储罐。每座空气

储罐容量应能满足15分钟干气密封、仪表用风和自洁式空气过滤器反吹的气量要

求。

4.1

5.3空气压缩机组配置应能满足单台压缩机运行及全部压缩机运行的工况需求。

4.1

5.4空气压缩机要求采用无油螺杆式压缩机,与干燥撬1对1橇装配置。

4.1

5.5压缩空气管路应采用不锈钢材质。

4.1

5.6压缩空气系统自成体系,机组具备自动启、停,自动切换功能,控制参数应能上传

至站控系统。

4.16收、发球筒

4.16.1管线收、发球筒设置应满足管线完整性管理测试需求。

4.16.2收、发球筒设计应符合相关的标准、并满足生产运行需求。

4.16.3收、发球筒应配套带压力自锁保护装置的快开盲板。

4.16.4收球筒盲板后应保持60米长安全距离,不满足时应加装防撞墙。

4.16.5收球筒盲板下放应设有集液池,集液池宽度不小于快开盲板的宽度,集液池上应加

装金属格栅板。

4.16.6收、发球筒区域应提供智能清管器操作和运送空间。

4.17嗓声控制

天然气站场压缩机组、压力监控系统等在运行过程中产生的噪声经过部件的传播会产生高声压的危害:

1)对站场周围居住的居民产生危害

2)对在设备周围的工作人员造成听力危害

4.17.1环境要求

在设计阶段应对噪声控制进行综合考虑,把噪声限制在周围居民所能接受的范围之内,场界、场内噪声等级符合国家、地方相关法规,以要求严格的数据为设计的基本依据。

4.17.2工作区噪声

为减少对暴露在噪声环境中工作人员的危害,除符合国家、地方、行业相关法规、要求外,应特别注意要符合公司的HSE相关要求。

4.17.3噪声消减措施

4.17.3.1听力防护

所有在现场的操作人员应避免由于噪声可能造成的听力危害。当噪声强度大于14

90dBA时,应当按听力防护区考虑。同时需注意噪声频率和人员处在噪声环境中的时间长、短。

4.17.3.2环境嗓声测量

应对建站地点进行背景噪声调查,检查是否符合要求。应测量背景噪声,为今后噪声控制和处理噪声问题提供基本依据。

1)噪声测定的具体步骤应包括下列要点:

z背景噪声强度的最小值(一般在夜间0-4点)和最大值;

z应使用标定合格的、满足有关标准要求的精密声压计;

z测定的方法及测得数据应作详细记录并应保存,供今后使用参考。

4.17.3.3噪声声源的鉴别

在采取降噪措施之前,应按照出现的噪声和噪声辐射测定出站内可能存在的噪声声源。除了声源外,噪声还可能会从其它位置产生辐射和反射出来。

1)在分输站中,调压阀是主要的噪声源之一。其频率通常在500—8000 赫兹。噪

声的能量是由输送的气体进行传播,主要通过地面上阀门、管线的管壁产生辐

射噪声。

2)在压气站中,压缩机组、动力驱动设备、空冷器等是主要的噪声源。包括旋转

设备转动、低频率的燃烧噪声、排气烟囱共振拌随着高频的抽风噪声、风扇转

动引起的空气扰动噪声。

3)控制室机柜、计算机设备风扇产生的低频噪声。

4.17.3.4噪声控制方法

应采用综合控制方法解决站场噪声问题。如果管道中的气流速度不超过本规范规定值时,则气流所产生的噪声是不会造成危害。

1)存在噪声放射的管线、汇管应尽可能埋地,减少噪声辐射;

2)采取多级减压调压阀实现亚音速控制,可有效减小调压阀产生的噪声,改变调

压阀后管道的直径和壁厚,改变其固有频率;

3)增加隔音罩,内加吸音材料可减少噪声,如:压缩机厂房、空冷器隔音罩;

4)若采用隔音墙,隔音墙安装应紧靠声源,可达到消声控制效果,否则与原声源

相比要占有很大的面积,且消噪效果不理想。

5)裸露管线表面包覆隔音层是有效降低噪声的简便办法,调压阀及其下游管道应

包覆隔音层,施工时应注意露出设备操作、维护端口。

6)机柜间与控制室做隔离设计,降低风扇噪声。

4.18 站场腐蚀控制

站场管线系统在输送干气时,对管子的内壁不会产生强烈的金属腐蚀或穿孔破坏。

管道的外腐蚀是由于有电解质情况下的电化学作用而引起的,但其腐蚀是可以控制

15

的,埋地钢管的外防腐大多数是采用绝缘层加阴极保护的方法。

4.18.1特殊要求

z应避免两种不同的金属材料相互接触,包括各种形式的电连通。

z禁止使用腐蚀电位比钢材正的其他材质做接地体(例如铜材、石墨等)。

z在埋地管道露出地面部位,应进行加强防护,可采用热收缩套、冷缠带等进行防护,宽度要求为500mm,其中地面以下300mm、地面以上200mm,露出

地面的部分应采取措施防止涂层紫外线老化。

4.18.2埋地管道和管件的外防腐涂层

z外防腐涂层应能对所有埋地管道和管件与外界环境之间提供良好的电气隔离(电气绝缘)。

z外防腐涂层务必与管表面粘着牢靠,而且在无阴极保护条件下应能获得满意的保护效果。

z对于形状复杂的构件,可以采用多种外涂层配合使用的防护措施。

4.18.2.1外防腐涂层的选材应考虑如下因素:

z材料在其预期使用寿命期间的绝缘性能。

z材料在其预期使用寿命期间与钢管的附着性能。

z材料在其预期使用寿命期间的机械防护性能。

z材料的使用温度。

z材料涂敷工艺是否对钢材性能或环境有不良影响。

z与已有或其它防护层的兼容性。

z施工条件。

z经济性及其它。

4.18.2.2管径超过200mm或管径小于200mm但该项目使用量累计超过100m的钢管外防腐

层宜首选工厂预制三层聚乙烯涂层。

4.18.2.3当采用现场进行防腐施工时可用:

1)无溶剂环氧涂层(供刷涂或喷涂);

2)无溶剂环氧涂层+聚乙(丙)烯冷缠带;

3)粘弹体+外护带

4.18.2.4外防腐涂层现场施工应满足相关规范和材料产品说明书的相关要求

4.18.2.5检验与修补

防腐管在使用前应进行检验,管子在下沟前要进行检漏和修补。修补材料和工艺应与外防腐层的相匹配,对已损坏的防护层要剥离干净,底层金属表面应认真清

理干净,然后再进行修补。

4.18.3地面管线及其构件防护

16

4.18.3.1裸露的金属结构

所有的裸露的金属结构均应进行防腐,对于没有保温要求的管线及构件,一般采用防腐涂料进行防腐。

z防腐前应对管线及构件进行表面处理,以去除表面上的所有疏松层,同时去除金属表面腐蚀物;采用喷砂除锈时,表面应达到sa2.5级,手工除锈应达到st3

级。

z施工时应控制大气条件,应遵循产品说明书规定的施工具体要求;

z涂料系统应具备防腐、防紫外线老化、防冻融老化、保持色泽等功能,一般由多层防护层组成,每一层最好使用不同颜色。

z面漆应选用氟碳漆,涂漆标准应附录B要求。

4.18.3.2防腐保温(隔音覆盖层)结构

对需要加保温和隔音复盖层的管道,要特别注意在管道防腐保温前应进行管体防腐,在安装金属保护壳时,要特别注意其紧固材料不得把不同的金属材料连在

一起,否则会产生腐蚀源,引起腐蚀。

1)当管道温度不大于70℃时,可外防腐层可以用:

z三层PE(最高时使.用温度70度)

z熔结环氧粉末涂层

z粘弹体加外护带涂层

2)当管道温度大于70℃时,建议采用管沟或地面铺设。不能避免采用埋地铺设时,

应选用耐150℃高温的外防腐层。

3)保温隔热(消音)材料应选用憎水型长纤维玻璃棉(纤维长度不小于150mm),

避免保温材料遇水后掉渣脱落后失效,同时可防止保温材料遇水后对金属的腐

蚀。

4)保温隔热材料的外侧应加装金属保护壳。

5)需要做保温、隔音处理的设备、管线主要包括:排污罐、分离器集液包及地面

以上排污管线,调压阀后管道,压缩机至空冷器之间高温管道等。

4.18.3.3管子支撑

由于管子支撑表面常常会引起管路腐蚀,管子与支撑的表面,应采取绝缘防护措施。

4.18.3.4临时性的防护措施

对金属相接触的又有相对运动的地方,可采用半固态蜡质油膜层来保护。

4.18.4阴极保护

为防止电化学腐蚀的发生,应对站内埋地管道施加阴极保护,阴极保护可以采用牺牲阳极或采用加外电流的办法进行保护。

17

天然气集输基本概念

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

天然气输气管道设计及管理

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

水平输气干线工艺设计(末端储气)

重庆科技学院 《管道输送工艺》 课程设计报告 学院:_ 石油与天然气工程学院_ 专业班级:油气储运工程 学生姓名:学号: 设计地点(单位)________ 石油科技大楼K704 _____ ___ __设计题目:______ _水平输气干线工艺设计(末端储气)____ _ ___ 完成日期:年月日 指导教师评语: ___________ ___________ _________________ __________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________ _____________________________________ __________ _ 成绩(五级记分制):______ __________ 指导教师(签字):________ ________

目录 摘要..................................................................... I 1 总论. (1) 1.1 设计依据及原则 (1) 1.1.1设计依据 (1) 1.1.2 设计原则 (1) 1.2 总体技术水平 (1) 2 工程概况 (3) 3 输气管道工艺计算 (4) 3.1 末端管道规格 (4) 3.1.1 天然气相对分子质量 (4) 3.1.2 天然气密度及相对密度 (4) 3.1.3 天然气运动粘度 (4) 3.2 管道内径的计算 (5) 3.3 确定管壁厚度 (5) 3.4 确定管道外径及壁厚 (6) 3.5末段长度和管径的确定原则 (7) 3.6 末段最大储气能力的计算 (8) 4 结论 (10) 参考文献 (11)

从陕京输气管道工程SCADA系统看油气管道SCADA系统设计

(16)历史数据的保存 用户必须在组态时设定需要保存的变量(包括运行模块中的中间变量)作为历史数据长期保存。其时间间隔可以在1~60min 之间。 (17)事件和报警的记录(黑匣子功能) 系统会自动记录系统中的报警信息和操作事件,每条报警信息包括报警信息发生和结束2条记录。每条记录内容包括当前值班操作人员,事件/报警描述,发生/结束时间。此记录任何人都无法修改,系统将无限制地记录下去,但可供随意查询,打印。 (18)Script 语言(这是本软件包的独到之处,它使本软件包的功能更加强大) 系统内置一种Script 语言,大部分组态元件均 支持一个Script 语言的程序段,每段程序代码不超 过4K 大小。同时系统提供一个全局性的程序段。该Script 语言支持的运算符及关键字如下: 算术运算:+、-、×、÷、=、(、)逻辑运算:!、&&、||、>、<、>=、<=、(、)、== 关键字:IF 、THEN 、EL SE 、ENDIF 函数:Sin 、Cos 、Tan 5.SH 采输气站场监控(组态)软件包主要技术指标 (1)屏幕刷新频率:1~10s (如果设置的屏幕刷 新速率太快,在系统进行后台操作时可能溢出,但并不影响使用)。 (2)历史记录时间间隔:1~60min 。 (3)数据采集周期:MODBUS 通信9600bps ;IO 卡:10ms ;ADAM5000:60ms ×I/O 卡数。 (4)数据报表时间间隔:1h 。 (5)数据报表起始时间:1~24点。 (6)没有2000年问题(工业微型计算机硬件必须没有2000年问题)。 (7)软件最大负荷300个数据点(每个现场信号即为1个点),同时也可以提供500~1000点的版本 (需要定制);最多300个组态元件;最多20幅组态画面;最多10个报表。 (收稿日期 1999-07-26 编辑 王瑞兰) 3姚伟,1956年生,高级工程师;1984年毕业于沈阳化工学院,长期从事油气管道的生产管理工作。地址:(100101)北京市朝阳区慧忠里甲118号。电话:(010)64916804。 从陕京输气管道工程SCADA 系统 看油气管道SCADA 系统设计 姚 伟3 祁国成 魏 巍 (北京天然气集输公司) 姚伟等.从陕京输气管道工程SCADA 系统看油气管道SCADA 系统设计.天然气工业,2000;20(3):86~89 摘 要 陕京输气管道是目前国内陆上第一条长距离、大口径的高压输气管线,它采用国际流行的SCADA 系统实现全线的监视、操作和管理。根据在陕京输气管道SCADA 系统设计、安装、调试和运行管理中的实践经验,从系统的安全性、先进性、可靠性、开放性等几个角度探讨了SCADA 系统的设计思想,同时指出了油气管道SCADA 系统建设中应注意的问题,从而对国内油气管道SCADA 系统的建设具有一定的指导意义。 主题词 陕甘宁地区 北京 输气管道 自动控制 系统 设计 分析 陕京输气管道SCADA 系统简介 陕京输气管道是我国目前陆上天然气输送距离最长、管径最大( 660)、沿线自然条件最为恶劣的一条管道。它是天然气东进的大动脉,担负着改善大气环境、气化京津地区的重任。干线西起陕西靖 ? 68?

输气工艺计算.

输气管道工艺计算 第一节 管内气体流动的基本方程 1.1气体管流基本方程 气体在管内流动时,沿着气体流动方向,压力下降,密度减少,流速不断增大,温度同时也在变化。在不稳定流动的情况下,这些变化更为复杂。描述气体管流状态的参数有四个:压力P 、密度ρ、流速v 和温度T 。为求解这些参数有四个基本方程:连续性方程、运动方程、能量方程和气体状态方程。 1、连续性方程 连续性方程的基础是质量守恒定律。科学实践证明,在运动速度低于光速的系统中,质量不能被创造也不能被消灭,无论经过什么运动形式,其总质量是不变的。气体在管内流动过程中,系统的质量保持守恒。 对于稳定流,常用的连续性方程为: 常数=vA ρ 或 222111A v A v ρρ= 2、运动方程 运动方程的基础是牛顿第二定律。也就是控制体内流体的动量改变等于作用该流体上所有力的冲量之和:即 ()τd N mv d i ∑= 式中:()mv d ——动量的改变量; τd N i ∑——流体方向上力的冲量 稳定流常用的运动方程为: 02 2 =+++ρλρρv D dx ds g dx dv v dx dP 3、能量方程 能量方程的基础是能量守恒定律。根据能量守恒定律,能量既不能被创造,也不能被消灭,而是从一种形式转变为另一种形式,在转换中能量的总量保持不变。对任何系统而言,各项能量之间的平衡关系一般可表示为: 进入系统的能量-离开系统的能量=系统储存能的变化。 稳定流常用的能量方程为:

dx dQ dx ds g dx dv v dx dp p h dx dT T h T p -=++???? ????+??? ???? 4、气体状态方程 ZRT PV = ZRT P ρ= 由连续性方程、运动方程、能量方程、气体状态方程组成的方程组可以用来求解管道中任一断面和任一时间的气体流动参数压力P 、密度ρ、流速v 和温度T 由于这是一组非线性偏微分方程一般情况下没有解析解,因而只能在一定条件下以简化、线性化和数值化的方法求得近似解。 1.2稳定流动的气体管流的基本方程 为了简化上述方程组,假设: (1) 气体在管道中的流动过程为等温流动,即温度不变,T 为常数。 (2) 气体在管道中作稳定流动,即在管道的任一截面上,气体的质量流量M 为一常数, 也就是说气体的质量流量不随时间和距离的改变而改变,常数==vA M ρ。 等温流动则认为温度T 已知,实际上是采用某个平均温度,这样就可以在方程组中除去能量方程,使求解简化;稳定流动则可从运动方程和连续性方程中舍去随时间改变的各项。 这样的假设和简化对输气管,特别是长距离输气管可以认为是基本相符的。 稳定流动的运动方程: 02 2 =+++ρλρρv D dx ds g dx dv v dx dP 两边乘以dx ,并用 22 dv ρ 代替 2vdv ρ 整理后得: 2 22 2dv gds v D dx dP ρρρλ++=- 或: 2 222dv gds v D dx dP ++=-λρ (2-1) 式中: P ——压力,Pa ; ρ——气体得密度,㎏/m3; λ ——水力摩阻系数;

天然气管道保护方案

张石高速公路与陕京天然气管道交叉资料与保护方案 张石高速公路石家庄段 XX合同段项目经理部 二〇〇六年六月十四日

目录 一、交叉点设计图纸 (1) 二、工程简介 (1) 三、交叉保护方案 (3) 1、管道现场情况 (3) 2、管道保护方案 (3) (1)107互通区内管道保护方案 (3) (2)拐角铺互通DK1+495.5处管道保护方案 (4) (3)拐角铺互通CK0+411处管道保护方案 (4) 3、施工注意事项 (4) 四、安全保护措施 (6) 五、交叉点涵洞的施工计划: (7)

张石高速与陕京管道交叉资料 一、交叉点设计图纸 基本情况:西气东输管道沿线路与张石高速公路多次交叉,在107互通内先后与A、E、C匝道、主线相交,其中与A匝道交点中心里程为AK0+250、设计交角114°。管道与C、E匝道和主线相交段采用整体保护,中心里程ZK14+735。保护长度398m。在拐角铺互通与C匝道相交与CK0+411,交角61.19°,D匝道相交与DK1+495.5,交角58.5°,管道顶距地面1.5m。详细设计见附图公路与西气东输交叉布置图。 二、工程简介 1、本工程为张家口至石家庄高速公路石家庄段,与管道相交位置是张石高速公路石家庄段XX合同段。 2、主要技术标准见表2-1。 表2-1主要技术指标表

3、张石高速公路业主为张石高速公路建管处,设在石家庄市灵寿县天圣圆。 4、施工单位是中铁十七局集团有限公司,项目部组织机构如下图: 合同段项目经理部组织机构图 5、张石高速公路XX合同段驻地监理单位为河北四方公路咨询有限公司,总监办为河北省交通建设监理咨询有限公司。驻地办主任,驻地组监理工程师为,总监办总监为,总监代表为,路基工程师为。主要负责人联系电话:

输气管道课程设计

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

天然气长输管道的知识

关于天然气长输管道知识普及 随着我国天然气勘探开发力度的加大以及人民群众日益提高的物质和环保需要,近年来天然气长输管道的发展十分迅速。随着管道的不断延伸,管道企业所担负的社会责任、政治责任和经济责任也越来越大。因此,对于天然气长输管道知识普及显得尤为重要。 一、线路工程 输气管道工程是指用管道输送天然气和煤气的工程,一般包括输气线路、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。 线路工程分为输气干线与输气支线。输气干线是由输气首站到输气末站间的主运行管线;输气支线是向输气干线输入或由输气干线输出管输气体的管线。 线路截断阀室属于线路工程的一部分,主要设备包括清管三通、线路截断球阀、上下游放空旁通流程、放空立管等,功能是在极端工况或线路检修时,对线路进行分段截断。阀室设置依据线路所通过的地区等级不同,进行不同间距设置。 阀室系统包括手动阀室和RTU阀室两大类。 二、工艺站场 输气站是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。 输气站是输气管道系统的重要组成部分,主要功能包括调压、过滤、计量、清管、增压和冷却等。其中调压的目的是保证输入、输出

的气体具有所需的压力和流量;过滤的目的是为了脱除天然气中固体杂质,避免增大输气阻力、磨损仪表设备、污染环境等;计量是气体销售、业务交接必不可少的,同时它也是对整个管道进行自动控制的依据;清管的目的在于清除输气管道内的杂物、积污,提高管道输送效率,减少摩阻损失和管道内壁腐蚀,延长管道使用寿命;增压的目的是为天然气提供一定的压能;而冷却是使由于增压升高的气体温度降低下来,保证气体的输送效率。根据输气站所处的位置不同,各自的作用也有所差异。 1、首站 首站就是输气管道的起点站。输气首站一般在气田附近。 2、末站 末站就是输气管道的终点站。气体通过末站,供应给用户。因此末站具有调压、过滤、计量、清管器接受等功能。此外,为了解决管道输送和用户用气不平衡问题,还设有调峰设施,如地下储气库、储气罐等。 3、清管站 清管站是具有清管器收发、天然气分离设备设施及清管作业功能的工艺站场。 4、压气站 压气站是在输气管道沿线,用压缩机对管输气体增压而设置的站。 5、分输站

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。 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。

《天然气集输》课程综合复习题含答案(适用于2015年6月考试)

《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。

陕京三线天然气管道全线贯通

陕京三线天然气管道全线贯通[日期:2011-01-05] [字体:大中小]

陕京三线天然气管道工程2010年12月31日全线贯通。管道设计年输气量150亿立方米,现已具备投产条件。2011年1月4日正式投产通气后,将成为继陕京一线、二线后向环渤海地区供应天然气的又一重要通道。 陕京三线天然气管道工程由中国石油天然气集团公司建设。管线全长896公里,西起陕西榆林首站,东至北京良乡分输站,途经陕西省、山西省、河北省与北京市。管道管径1016毫米,设计压力10兆帕,设计年输气量150亿立方米。 陕京三线联络着西气东输一线、二线管道,陕京一线、二线管道,冀宁线和永唐秦管道,是实现国家骨干管网之间天然气调配的重要通道。管道主要气源是长庆油田和土库曼斯坦、哈萨克斯坦等中亚地区,目标市场是首都北京和山东,并兼顾津、冀、晋、辽等省市的用气市场。陕京三线的建成投产,将为环渤海经济带提供优质清洁能源,有效缓解首都供气压力,优化能源结构,改善大气环境,提高人民生活质量。 1997年、2005年相继投产的陕京一线、二线一直以来承担着北京和华北地区天然气供应重任,年输气能力200亿立方米。近年来,随着华北地区经济的快速发展和居民生活水平的不断提高,天然气消费量迅猛增长。其中,北京天然气年需求量年均增长20%以上,仅靠陕京一线、二线已难以满足市场需求,特别是每年冬季用气高峰到来之际,“气荒”频现。 为确保今冬及今后北京及华北地区天然气供应安全,2009年5月26日,陕京三线工程动工建设。2010年12月10日,来自长庆油田的天然气通过陕京三线管道,到达河北安平输气站,榆林—安平段一次投产成功;12月20日,安平—永清段建成投产,标志着陕京三线与西气东输二线成功衔接,进入全国天然气管网联网输气。 中石油有关负责人介绍说,天然气管道运营之初气压较低,管输量较小,三年内逐步加压后才能形成稳定的年输送能力。陕京三线投入运营后,每天将新增2000万立方米的天然气输送能力,成为今冬北京用气高峰的有效补充。未来将形成陕京一线、二线、三线三条天然气干线向北京输气的格局,大幅提高环渤海地区的天然气保障能力。 (据新华社) 延伸阅读 陕京一线和陕京二线 陕京一线和陕京二线均起自陕西省靖边县,分别于1997年和2005年建成投产,终点分至北京市石景山区衙门口和大兴区采育镇,年输气能力200亿立方米。 目前,北京的天然气供应全部来自陕京管道。此系统由陕京一线、二线、三线、永唐秦管道、港清线(复线)、大港和华北储气库群以及配套管线等组成。 据统计,截至2010年12月31日,陕京管道已累计向京津等地输送天然气743.5亿立方米,相当于减少煤炭使用8816万吨,减少二氧化碳排放3.27亿吨。这一数据相当于减少北京到乌鲁木齐每天对开两辆电力客运火车不间断运行777年的二氧化碳排放量。

压气站、长输管道

压气站以压力能的形式给天然气提供输送动力的作业站。 分类 按压气站在管道沿线的位置分为起点压气站、中间压气站和终点充气站。起点压气站位于气田集气中心或处理厂附近,为天然气提供压力能,并有气体净化、气体混合、压力调节、气体计量、清管器发送等作业。中间压气站位于运输管道沿线上,主要是给在输送中消耗了压力能的天然气增压。终点充气站位于储气库内,主要是将输来的天然气加压后送入地下储气库。 设备 压气机组合而成的压气机组是压气站的主要设备。长输管道采用的压气机有往复式和离心式两种。前者具有压缩比(出口与进口的压力之比)高及可通过气缸顶部的余隙容积来改变排量的特点,适用于起点压气站和终点充气站。离心式压气机压缩比低,排量大,可在固定排量和可变压力下运行,适用于中间压气站。两种压气机均可用并联、串联或串联和并联兼用方式运行。需要高压缩比,小排量时多用串联;需要低压缩比,大排量时多用并联;压力和输量有较大变化时,可用串联和并联兼用方式运行。功率不同的压气机可以搭配设置,便于调节输量。往复式和离心式两种压气机也可在同一站上并联使用。 压气机的选择,除满足输量和压缩比要求,并有较宽的调节范围外,还要求具有可靠性高、耐久性好,并便于调速和易于自控等。在满足操作要求和运行可靠的前提下,尽量减少机组台数;功率为1000~5000马力的机组,有3~5台压气机,并有1台备用,大功率机组一般没有备用机。压气机用的原动机有燃气发动机、电动机和燃气轮机等多种(见管道动力机械)。

流程 压气站的流程由输气工艺、机组控制和辅助系统等三部分组成。输气工艺部分除净化、计量、增压等主要过程外,还包括越站旁通、清管器接收及发送、安全放空与紧急截断管道等。机组控制部分有启动、超压保护、防喘振循环管路等。辅助系统部分包括供给燃料气、自动控制、冷却、润滑等系统。图1 为中间压气站工艺流程图。此站配置有三台燃气轮机驱动的离心式压气机,其中机组2为备用,机组1、3可并联,当需要作串联使用时,则可由机组2与机组3或与机组1串联运行。并联流程是来自干线上一站的天然气,先在气体除尘区除去固体颗粒,再经机组3、1增压,经冷却后输往下一站;串联运行时,来自上站天然气先经除尘区除尘,再经机组3增压,增压后的天然气输至冷却区冷却,然后进入机组2再次增压,再冷却后进入干线输往下站。如果天然气不需要增压直接输往下站时,则可关闭除尘区前的进口阀,打开越站旁通管路,让天然气越站通过。 功能 压气站应具有启停原动机、开关阀门和报警等基本控制功能;并有防止喘振、消除噪声和防止天然气排出温度过高的设施。喘振是离心式压气机在气流速度过低时所发生的压力波动和机组振动,并产生很强噪声的现象,如在发生喘振时管道继续运行将会导致压气机过热和损坏。因此需在机组上安装喘振抑制阀和循环管路,以便在工况接近喘振边界时开启喘振抑制阀,让气体循环,防止喘振发生。气体压缩和减压都会造成很强的噪声,为了降低噪声,可在压气机出口管路上装设消声器,将汇管埋入地下,在管路上包覆隔声和吸声材料等,采用多级调压,控制气体通过站内管道的流速(小于30米/秒),可降低减压引起的噪声。压

输气管道工程改建方案

陕京三线天然气输气管道是继陕京一线、二线之后向环渤海地区供应天然气的又一重要通道,是国家天然气西气东输的组成部分。该管道可实现全国骨干管网之间天然气调配,确保安全供气。陕京三线输气管道工程西起陕西长庆气区榆林首站,东至北京昌平区西沙屯末站。管道自西向东以京、津、冀、鲁、晋、辽为供气目标。全长1004公里,总体上沿陕京二线路由敷设。施工时间2013年8月至2010年6月。陕京三线正定段总长公里,施工作业面宽24米,临时占地面积约907亩,无较大附着物,基本为农用地。经曲阳桥乡、北早现乡、正定镇、新安镇、南牛乡,由西向东穿过胡村、平安屯、平安村、雕桥、南岗村、下水屯、丰隆疃、戎家庄、上水屯、北贾村、秦家庄、西权城、吴兴、曹村、塔屯、拐角铺、西杨庄、东杨庄18个行政村。依据省市协调会议精神,为全力配合做好陕京三线输气管道工程,做好入场施工及前期工作,保证管网敷设顺利进行,特制定本方案。 管道敷设用地补偿政策依据 根据《土地法》、《市征收市区集体土地青苗和地上建筑物附着物补偿标准的通知》、市发改委《关于印发陕京三线输气管道工程建设用地及地上附着物补偿标准的通知》等有关法律、法规,凡在陕京三线正定段建设工程规划范围内工程建设用地、地面附着物清理及相关事项,按本方案执行。 工程施工单位:中国石油天然气管道局陕京三线管道工程三公司分部 组织机构设置及分工 陕京三线正定段的占地补偿工作在市发改委领导下,由正定县陕京三线输气管道工程协调领导小组统一组织安排和协调,领导小组办公室为日常办事机构。负责项目实施过程中落实市交派的工作任务和安排,负责管道敷设用地、附着物清理及补偿等工作,协调施工单位相关事宜。组长:县委常委、副县长周雪军。常务副组长:副县长王威。副组长:县政府办督查室主任张文才、县发改局局长文慧霞。领导小组成员:发改局、建设局、林业局、国土局、交通局、水务局、曲阳桥乡、北早现乡、正定镇、新安镇、南牛乡组成。领导小组办公室设在县发改局,办公室主任由文慧霞兼任,办公室设立账户、建立专帐。 曲阳桥乡、北早现乡、正定镇、新安镇、南牛乡都要成立以乡镇长为组长、主管乡镇长为副组长、相关村街参加的工作小组,作为本辖区工程占地、补偿工作的责任主体。主要职责是: 1、负责落实临时占地安置补偿方案,协调本辖区内的占地及按时进场施工工作。 2、负责工程建设用占地、青苗及地上地下附着物清点、核对工作,各类补偿费兑付必须及时、足额到位。 3、对施工期间影响浇灌、道路通行等事项提出方案,并予以解决,保证农户需要。 4、负责信访稳定工作,妥善安置农民生产生活,确保工程建设的顺利进行。 县交通局负责对县乡道路交叉施工方案的审核及施工进行全程监督。 国土、林业、水务、交通、电力、通信等部门是本系统、本行业所涉及工程工作的责任部门,负责管理本行业迁建、恢复项目的实施工作。 各村委会要主动做好施工临时占地单位和村民的工作,按程序、规定兑付补偿款。 四、工程建设占地、地上附着物补偿标准 地上附着物、补偿标准执行《市征收市区集体土地青苗和地上建筑物附着物补偿标准的通知》文件,土地地力恢复、复耕补偿执行《市发改委《关于印发陕京三线输气管道工程建设用地及地上附着物补偿标准的通知》文件中标准。 工作安排 工程建设占地测量、附着物测量清点及集中补偿工作的时间确定为2013年11月25日

输气工艺计算试题

输气工艺计算题 1、一段输气管道,平均压力是1.2MPa,平均温度是19℃,管道规格 是φ457 mm×7 mm,管道长度25km,管道的平均压缩系数为1,请计算 该段管道的管道容积? 已知:t=19℃,P=1.2MPa,D=(457-7×2)mm,L=25km 求:V=? 解:根据公式得: ①A=1/4×3.14×((457-7×2)×10-3)2=0.1541 m2 ②V= A L= 0.1541×25×103=3852.5 m3 答:该段管道的管道容积是3852.5 m3。 2、一段输气管道,天然气的平均压力是4.5MPa,平均温度是15℃, 管道规格是φ559 mm×9 mm,管道长度25.4km,大气压力按0.1 MPa, 天然气的平均压缩系数为1,请计算该段管道的储气量? 已知:t=15℃,P=4.5MPa,D=(559-9×2)mm,L=25.4km,t0=20℃, P0=0.1MPa 求:V0=? 解:根据公式得: ①A=1/4×3.14×((559-9×2)×10-3)2=0.2298 m2 ②V= A L= 0.2298×25.4×103=5836.9 m3 ③T0 =273.15+20=293.15 K T=273.15+15=288.15 K ④P0 V0/ T0 = P V/ T Z0=Z=1

⑤V0 = P V T0/ (P0 T) =(4.5+0.1)× 5836.9 × 293.15/(0.1×288.15) = 273156 m3 答:该段管道的储气量是273156 m3。 3、输气站到邻近阀室距离16.9 km,输气站起点压力是3.8MPa,阀室压力是3.5MPa,距输气站5 km处的输气管道发生泄漏,请问发生泄漏时泄漏点的压力是多少? 已知:。P1=3.8MPa,P2=3.5MPa,L=16.9km,X=5km。 求:P X=? 解:根据公式得: ①P X=( P12 -(P12– P22)X/L )1/2 ②P X=( 3.82 -(3.82–3.52)×5/16.9 )1/2 ③P X=3.72 MPa 答:发生泄漏时泄漏点的压力是3.72 MPa。 4、输气站到邻近阀室距离25.9 km,输气站起点压力是2.9MPa,阀室压力是2.5MPa,输气管道在压力2.69MPa处发生泄漏,请问发生泄漏时泄漏点距输气站的距离有多远? 已知: P1=2.9MPa,P2=2.5MPa,L=25.9km,P X =2.69MPa。 求:X =? 解:根据公式得: ①P X=( P12 -(P12– P22)X/L )1/2 ②2.69=( 2.92 -(2.92–2.52)X /25.9 )1/2

输气管道工程改建方案

输气管道工程改建方案 陕京三线天然气输气管道是继陕京一线、二线之后向环渤海地区供应天然气的又一重要通道, 是国家天然气西气东输的组成部分。该管道可实现全国骨干管网之间天然气调配, 确保安全供气。陕京三线输气管道工程西起陕西长庆气区榆林首站,东至北京XX区西沙屯末站。管道自西向东以京、津、冀、鲁、晋、辽为供气目标。全长1004 公里, 总体上沿陕京二线路由敷设。施工时间2013年8月至年6月。陕京三 线正定段总长25.2 公里, 施工作业面宽24米, 临时占地面积约907 亩, 无较大附着物, 基本为农用地。经曲阳桥乡、北早现乡、正定镇、新安 镇、南牛乡, 由西向东穿过胡村、平安屯、平安村、雕桥、南岗村、下 水屯、丰隆疃、戎家庄、上水屯、北贾村、秦家庄、西权城、吴兴、曹村、塔屯、拐角铺、西杨庄、东杨庄18 个行政村。依据省市协调会议精神,为全力配合做好陕京三线输气管道工程,做好入场施工及前期工作, 保证管网敷设顺利进行, 特制定本方案。 管道敷设用地补偿政策依据根据《土地法》、《市征收市区集体土地青苗和地上建筑物附着物补偿标准的通知》、市发改委《关于印发陕京三线输气管道工程(段)建设用地及地上附着物补偿标准的通知》等有关法律、法规, 凡在陕京三线正定段建设工程规划范围内工程建设用地、地面附着物清理及相关事项, 按本方案执行。 工程施工单位:中国石油天然气管道局陕京三线管道工程三公司分部 组织机构设置及分工 (一)陕京三线正定段的占地补偿工作在市发改委(能源办)领导下,由XX县陕京三线输气管道工程协调领导小组统一组织安排和协调, 领导小组办公室(以下简称陕京三线办)为日常办事机构。负责项目实

输气管道输气工艺设计规范

输气管道输气工艺设计规范 1.1 一般规定 1.1.1 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算,设计年工作天数应按350d计算。 1.1.2 进入输气管道的气体必须清除机械杂质;水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃;烃露点应低于最低环境温度;气体中硫化氢含量不应大于20mg/m3。 3. 1.3 输气管道的设计压力应根据气源条件、用户需要、管材质量及地区安全等因素经技术经济比较后确定。1.1.4 当输气管道及其附件已按国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY 0007和《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》SY/T 0036的要求采取了防腐措施时,不应再增加管壁的腐蚀裕量。

1.1.5 输气管道应设清管设施。有条件时宜采用管道内壁涂层。 1.2 工艺设计 1.2.1 工艺设计应根据气源条件、输送距离、输送量及用户的特点和要求,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。 1.2.2 工艺设计应确定下列主要内容: 1 输气总工艺流程。 2 输气站的工艺参数和流程。 3 输气站的数量和站间距。 4 输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。 1.2.1 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1.2~1.5,站间距不宜小于190km。

1.2.4 压气站特性和管道特性应协调,在正常输气条件下,压缩机组应在高效区内工作。压缩机组的数量、选型、联接方式,应在经济运行范围内,并满足工艺设计参数和运行工况变化的要求。 1.2.5 具有配气功能分输站的分输气体管线宜设置气体的限量、限压设施。 1.2.6 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。 1.2.7 输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。1.2,8 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于接近和操作。截断阀应当具备手动操作的功能。 1.3 工艺计算与分析

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