天然气输气管道设计及管理
天然气长输管道项目建设中的质量管理对策分析
天然气长输管道项目建设中的质量管理对策分析摘要：石油和天然气在经济建设和发展中发挥着关键作用，是社会基础设施建设的重要组成部分。
在过去的工作中，人们关注的是天然气的开采和应用过程，对运输环节重视不够，导致长输油气管道出现了一系列的设计和质量问题。
随着观念的转变，人们逐渐开始意识到油气运输过程的重要性。
因此，必须明确长输油气管道在设计和质量方面存在的问题，采取正确的工程设计和质量管理策略，提高油气输送水平。
关键词：天然气；长输管道；项目建设；质量管理；对策导言：近年来，天然气已成为各行各业发展的重要资源。
随着天然气需求量的增加，天然气运输项目数量不断增加。
然而，在天然气长输管道工程建设中，由于工程内外因素的影响，会直接破坏天然气长输管道的施工质量，影响天然气安全。
因此，本文对长输天然气管道工程质量控制对策进行探讨，旨在明确天然气管道安装、焊接、设计等环节的质量管理要求，提高天然气管道工程建设水平。
1长输油气管道设计与质量问题分析1.1设计过程缺乏控制优秀的设计方案是长输管道工程的先决条件。
只有在工程施工前确定科学合理的设计方案，才能保证工程的顺利进行。
然而，在项目设计工作中，由于缺乏科学的控制机制，往往因此，设计方案存在一些问题。
这些问题一旦带到项目建设阶段，将对项目建设产生直接影响，造成工期延误或质量问题，造成严重的经济损失。
1.2质量管理不到位油气长输管道工程设计、施工必须严格执行质量管理体系和相关程序文件。
出现质量问题，造成严重的经济损失。
质量管理体系的作用是确保工程建设质量符合工程设计要求。
因此，在项目建设过程中必须全面贯彻执行，全员严格执行质量管理体系及相关程序。
然而，在大多数长输油气管道工程中，通常无法按照质量管理体系开展相关工作，导致质量管理体系不能充分发挥其关键作用。
1.3项目经理的实际权力是有限的在长输油气管道工程中，项目经理的职责一般采用项目管理制，由项目经理负责项目管理工作。
天然气输气管道设计与管理
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、压力下有液态烃析出），富气（丙烷级以上烃类含量大于100 ml/m3），贫气（丙烷级以上烃类含量小于100 ml/m3）（3）按硫化氢、二氧化碳含量分：酸性天然气（含有显著地以上成分，要经过处理才能达到管输商品天然气的标准的天然气），洁气（以上含量甚微，不需净化处理的天然气）2、工程标准状态：20℃（293.15K），1.01325×10^5Pa，这是中国计量气体体积流量采用的标准标准状态：0℃（273.15K），1.01325×10^5Pa3、理想气体状态方程：PV=nRTP——气体压力，PaV——m kg或n kmol气体体积，m^3n——气体千摩尔数，kmolR——气体常数，Kj/(kg·k)T——气体温度，k实际气体状态方程：PV=ZRTZ——压缩因子，在工标或是标态下认为Z=14、露点定义：在压力一定的情况下，逐渐降低气体温度，当天然气中水蒸气开始凝结时的温度。
天然气管道输送
天然气管道输送1 集输管道1．1天然气的预处理及气质要求从地层中开采出的天然气往往含有砂和混入的铁锈等固体杂质，以及水、硫化物和二氧化碳等有害物质。
固体杂质容易造成设备仪表损坏；水容易与硫化氢和二氧化碳形成酸性水溶液，腐蚀管道。
因此，天然气在进入干线之前，必须净化。
分离和除尘一般采用重力式和旋风式分离器；脱水方法有低温分离、干燥剂吸附和液体吸收三种；脱硫一般采用醇胺法和环丁砜法。
我国管输天然气的气质标准是：硫化氢含量不大于10mg/m3,气体的露点应比最低输气温度低5℃。
1．2天然气集输管道的功能和集输管网布局的原则气田内部集输系统是天然气集输配总系统的子系统，是整个系统的源头部分，它的主要功能是将各气井的天然气集输至集气站，然后在处理厂进行脱水、脱油、脱硫等预处理，最后计量调压后外输。
集输管网的布局主要是确定气田中各气井、处理厂和集气站等单元设施间的连接形式。
连接形式一般有三种：树枝状、放射状和环状。
管网布局是个复杂的系统工程，涉及很多因素：如气田地形地貌、地质构造、气体组成及特性和用户的不同需求等。
因此必须用系统工程的方法选择最优方案，首先确定最优网络布局，然后确定费用最小的管径组合。
2、干线管道2．1干线管道的系统构成和特点天然气长输管道系统是由输气站库、线路工程、通讯工程和监控系统等四个基本部分构成。
输气站库包括储气库、压气站、清管站、分输站、阴极保护站和调压计量站等。
压气站多采用以天然气为燃料的燃气轮机直接拖动压缩机为输送天然气增压；线路工程包括管道、防腐涂层、截断阀室、穿跨越工程和管道标志等；通讯工程包括通讯线路和站内交换系统，以传输调度指令和监控管道运行参数，保证管道安全和正常运行；监控系统包括调度中心、远传通道和监控终端三大部分，实现对管道运行工况的监测、数据采集和过程控制，是保证管道安全、平稳和优化运行的重要手段。
2．2干线管道的水力、热力分布和输气管沿线的压力是按抛物线规律变化的，靠近起点的管短压力降落比较缓慢，距离起点越远，压力降落越快，在前3/4的管段上，压力损失约占一半，另一半消耗在后面的1/4管段上。
输气管道工程设计规范
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3.2.2 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。
天然气管道设计与维护
天然气管道设计与维护第一章：介绍天然气作为一种清洁、高效、环保的能源，在全球能源结构中越来越重要。
天然气管道是天然气输送的一种重要方式，其设计与维护是保证天然气输送安全和高效的关键。
本文将介绍天然气管道设计与维护的相关知识。
第二章：天然气管道设计2.1 可行性研究在天然气管道的设计过程中，首先需要进行的是可行性研究。
可行性研究是指通过对天然气管道的路线、管径、输送能力等因素进行综合分析，确定天然气管道的实际可行性。
可行性研究需要考虑以下问题：（1）天然气管道的输送能力——根据天然气需求量以及天然气管道周边的经济发展情况，确定天然气管道的输送能力。
（2）天然气管道的路线——根据天然气资源的分布情况、环境因素、地形等情况，确定天然气管道的路线。
（3）天然气管道的管径——根据天然气管道的输送能力以及设计过程中的实际需要，确定天然气管道的管径。
2.2 设计标准天然气管道的设计需要符合国家标准和行业标准，具体需要遵循以下几个方面：（1）管道材料的选择——天然气管道需要选择耐高压、耐腐蚀、抗风险的材料，同时需要符合国家相关标准。
（2）管道设计的安全系数——在管道设计过程中，需要考虑管道的安全系数，以确保天然气输送的安全性。
2.3 设计方案天然气管道设计方案需要包括整个管道的设计方案，包括天然气输送的起始点、终点、中间路线等方案。
在设计过程中，需要综合考虑管道的安全因素、经济效益、环境保护等因素，确保管道的安全、可靠、经济、环保等。
第三章：天然气管道维护3.1 常规维护天然气管道的常规维护包括以下几个方面：（1）监测管道的堵塞情况，及时清理管道。
（2）对管道的表面进行清洗，去除管道表面的杂物。
（3）管道的防腐处理，确保管道不受腐蚀。
（4）检修管道的连接部分，确保连接不松动，并且可以在需要时进行更换。
3.2 应急维护天然气管道的应急维护包括以下几个方面：（1）定期检查管道的安全状况，发现异常情况及时响应。
（2）建立应急响应体系和应急预案，对可能出现的应急情况进行预防和应对。
天然气输送管道安全管理规程QSYGD0062
天然气输送管道安全管理规程Q／SY GD0062－2001l 范围本标准规定了天然气长距离输送管道工艺站场、干线、阀室及其放空、排污、清管等过程中的安全管理要求。
本标准适用于大然气输送管道的安全管理。
2 引用标准2.1 SY 5225一1994 石油天然气钻井、开发、储运防灾、防爆安全管理规定2.2 SYJ 43-89 油气田地面管线和设备涂色规定2.3 SY 7514－88 天然气2.4 质技监局锅发[1999]154号压力容器安全技术监察规程3 输气站安全菅理要求3.1 一般要求3.1.1 站场入口处应有醒目的进站安全规定，生产区与非生产区之间应设置明显的分界标志。
3.1.2 外来人员因工作需进入工艺场区，必须经站领导批准，留下火种，登记入站。
3.1.3 非生产所需的机动车辆不准进入工艺站场，生产作业车辆进入站内必须配戴防火帽，按规定的路线、指定的地点行驶和停放，变在规定时间内离开。
3.1.4 按《石油天然气钻井、开发储运防火防爆安全管理规定》标准配备消防器材和设施，并按国家有关部门最新的要求进行灭火器材品类的淘汰和更换，消防器材和消防设施必须保证完好，消防道路必须保持畅通，禁止占用消防通道或在道路上堆放物品。
3.1.5 生产区应平整、整洁，无易燃物堆积。
3.2 工艺站场3.2.l 工艺站场的各种设备应实行挂牌管理。
管网设备及其附属设施应处于壳好状态，无跑、冒、滴、漏现象。
管道及设备的着色应符合有关标准规定，管道表面应有气体流向标志。
3.2.2 工艺站场安装一定数量的固定式可燃气体报警器，且一年至少检验一次.3.2.3 站内安装的安全阀、压力表、温度计等仪器仪装应符合设计和生产要求，并按相应的规定年限进行校验.3.2.4 工艺站场安装的各种设备、仪器仪表，生产作业所使用的工器具必须符合防火防爆要求．3.2.5 工艺站场的工艺管网、设备、自动控制仪表及控制盘（柜〕须安装防感应雷避雷器和防静电接地设施，工艺站区及建筑物应安装防直击雷避雷设施，接地电阻位应小于10Ω。
天然气集输设计规范
站场设计
站场是集输系统中的关键节点，其设计应考虑工艺流程、 设备选型、安全环保和建筑结构等因素。
站场设计应遵循相关标准和规范，确保工艺流程合理、设 备选型正确、安全环保达标，同时满足建筑结构要求。
储气设施设计
01
集输系统流程应根据天然气来源 、市场需求、运输条件和环保要 求等因素进行选择，确保流程可 靠、高效和经济。
02
常见的集输系统流程包括单井集 输、多井集中集输和区域集输等 ，应根据实际情况进行选择和设 计。
管道设计
管道设计应考虑管道材质、管径、压力等级、防腐措施和管道走向等因素，确保 管道安全可靠、经济合理。
维护保养
制定天然气集输系统的维护保养计划，定期对管道、设备等进行保养，延长其使用寿命，确保系统安 全稳定运行。同时，应对维护保养过程进行记录和归档，以便后续追溯和管理。
05 案例分析
某地区天然气集输系统设计案例
01
案例概述
某地区天然气集输系统设计案例，涉及天然气的采集、运输和储存等环
节，旨在提高该地区天然气的供应效率和安全性。
设计规范的目的和意义
天然气集输设计规范是指导天然气集输系统设计、建设和运 营的重要标准，其目的是确保集输系统的安全、可靠和经济 性。
设计规范的意义在于统一和规范天然气集输系统的设计标准 ，提高系统的安全性能和可靠性，降低建设和运营成本，促 进天然气工业的可持续发展。
02 天然气集输系统设计
集输系统流程
02 03
设计要点
根据该地区的地质、气象和水文等条件，管道的线路和储气 设施；确保系统安全、环保、经济和可靠。
实施效果
输气管道设计与管理习题答案
《输气管道设计与管理》综合复习资料一、填空题1、天然气是易燃、易爆物质，在常压下空气中含有5%-15%体积浓度的天然气时，遇明火即可燃烧或爆炸。
172、输气系统从生产到使用各环节紧密相连，天然气从生产到使用大约有五个环节，采气、净气、输气、储气、供配气。
这五个环节有三套管网相连，即：矿场___ 集气管网、干线输气管网和城市配气网。
这三套管网形成一个统一、连续、密闭的输气系统。
73、管输天然气最主要的三项质量指标为：高发热值、硫化氢含量、水含量和总硫含量。
784、沿线地形激烈起伏对输气管输量有影响，当线路纵断面图与通过管路起点水平线所围面积为正时，其输量减小：面积为负时，输量增大。
这是由于气体密度沿管长变化所致。
1195、输气管内能否形成水合物主要取决于：(1)天然气是否有足够的含水量；(2)输气管中的压力、温度曲线是否落入水合物的形成区内。
密度大的天然气易形成水合物。
164&输气管内产生水合物堵塞事故时，采用降压方法最简便,可迅速使水合物分解，管路畅通。
1757、“输气管道工程设计规范(GB50251-2003) ”中规定：进入输气管道的气体必须清除机械杂质，水露业比输送条件下最低环境温度低5C；烃露点应低于最低环境温度，气体中的硫化氢含量不应对于20mg/m。
8、首站入口压力一定的多压气站输气干线，若某站停运，则停运站号愈小，输量下降愈多。
与正常运行相比，停运站上上升，停运站下游各站压力均下降，愈靠近停运站，压力变化幅度越小。
289-2939、为防止未经深度加工天然气输送管道中出现水化物，工业上常用甲醇和甘醇作为防冻剂。
852 2 10、当Q、D、P1max、P2min 一定时，输气管末段的最大长度为：L m a X=卩皿一，CQ此时管末段的储气能力为___________ 。
储气能力最大的末段长度为L max的___________ ■咅。
32811、在高压下，气体动力粘度随温度升高而降低，随气体密度的减小而J降12、对下图所示的两条简单管路，如果起点压力相同，在任一长度x处，线路1的各点流速小于线路2的流速，线路1的终点压力大于线路2的终点压力。
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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、压力下有液态烃析出），富气（丙烷级以上烃类含量大于100 ml/m3），贫气（丙烷级以上烃类含量小于100 ml/m3）（3）按硫化氢、二氧化碳含量分：酸性天然气（含有显著地以上成分，要经过处理才能达到管输商品天然气的标准的天然气），洁气（以上含量甚微，不需净化处理的天然气）2、工程标准状态：20℃（293.15K），1.01325×10^5Pa，这是中国计量气体体积流量采用的标准标准状态：0℃（273.15K），1.01325×10^5Pa3、理想气体状态方程：PV=nRTP——气体压力，PaV——m kg或n kmol气体体积，m^3n——气体千摩尔数，kmolR——气体常数，Kj/(kg·k)T——气体温度，k实际气体状态方程：PV=ZRTZ——压缩因子，在工标或是标态下认为Z=14、露点定义：在压力一定的情况下，逐渐降低气体温度，当天然气中水蒸气开始凝结时的温度。
（压强高，露点低；压强低，露点高）5、节流定义：当管道管径突然变小，引起能量损失而使压强降低的情况。
节流变化会引起温度变化，若温度随压强降低而降低，则为节流正效应又称冷却效应；若温度随压强降低而升高，则为节流负效应又称热效应。
6、天然气的燃烧性质：华白数：符号为Ws，单位为kJ/m3，华白数越大，天然气燃烧性能越好。
燃烧势：符号为CP无单位四、天然气的净化净化目的：去除其中的固体杂质、凝析液、水、酸性气体及其他有害物质。
净化意义：不但保证安全、稳定、高效的完成天然气的输送任务，而且变废为宝，使资源得到充分利用。
净化的工艺过程：除尘，脱水，脱硫，脱二氧化碳，酸气回收，尾气处理等过程1、除尘灰尘来源：地下粉屑，施工脏、焊渣，腐蚀产物灰尘危害：管道磨损，管道堵塞灰尘脱离器的原理：过滤，离心力，吸附，碰撞，粘滞，重力（1）重力式分离器：分为立式和卧室两类。
由分离，沉降，除雾，储存四部分组成。
（2）旋风分离器：又称离心式分离器（最常用），优点：处理能力大，分离效果好，可将大于5微米的尘粒基本去除。
（3）循环分离器（4）多管旋风分离器（5）过滤分离器2、脱水水的危害：内腐蚀，减小流通面积，生成水化物（1）低温分离法：利用节流效应，一般适用于高压气田，天然气降压后仍高于输送压力，同时又使输送温度得以降低，是经济合理的，但是由于低温分离后天然气中的水蒸气仍处于该温度下的饱和态，仍有可能在输气管道上某点析出，造成冰堵，因此，该方法不能直接用于长输管道，一般只用作辅助措施。
（2）溶剂吸收法：露点有一定的降低，最适合先脱硫后脱水。
甘醇类脱水剂主要包括二甘醇(DEG),三甘醇（TEG）和四甘醇（对于温度很高的原料气脱水特别有效）（3）固体吸附法：脱水效果最好，也是脱水的最后一道工序3、脱硫，二氧化碳硫的危害：有毒，内腐蚀，在成钢的轻质开裂（1）化学吸收法：以可逆反应为基础，以碱性溶剂为吸收剂，溶剂与原料气中的酸性组分发生化学反应而生成某种化合物，吸收了酸气的富液在升温和降低压力的条件下，化合物分解放出酸气使吸收剂再生。
（2）物理吸收法（3）干式床层法（使用最多）（4）氧化还原法脱硫方法的选择：①基本条件：原料气组成、压力、温度、气量②净化目的：要求的净化气净化度、压力、温度③内部因素：消耗指标、“三废”产生与处理、操作技术水平④经济因素：基建、设备投资与运营费用五、气体管流基本方程为了求得p 、ρ、v 、T ，必须有4个方程式，即连续性方程，运动方程，能量方程，气体状态方程1、 连续性方程ρAv=qm=常数上式表示管道任意截面的质量流量相等。
由于输气管道的压力降集中于后半部分，所以输气管道中若截面积相等，则末端速度大于起点速度。
2、 运动方程：实际上是压力梯度方程，总压力梯度由重力、摩擦力和动能压降梯度构成。
六、输气管道水力计算1、水平输气管道的体积流量基本公式（来自于连续方程）TL Z Q D P P C Z Q ∆-=*5220)(λC 0——常数，0.0384T ——夏季温度，Kλ——水力摩擦因数 △*——天然气对空气的相对密度（工标下）2、雷诺数定义：表征流体流动情况的无量纲数，以Re 表示。
Re=νυD3、局部摩阻干线输气管道一般处于阻力平方区，因此局部阻力对输气管道流量的影响较大，必须考虑由于阀门，弯头，三通，过滤器等引起的局部摩阻。
但实际生活中，通常不单独计算，而是使水力摩阻系数λ增加5%，作为对局部摩阻的考虑4、 输气管道压力分布与平均压力靠近起点的管段压力降比较缓慢，距离起点越远，压力降越快，在前3/4的管段上压力损失1/2，另一半压力损失在后1/4的管段上。
平均压力：当输气管道停输时，起点高压端的气体逐渐流向低压端，终点压力逐渐上升，最后整条管道的压力达到某一个平均值，该数值即为平均压力P cp 。
P cp =)(322P P P P ZQ Q Z ++ 设输气管道刚刚停输时，距离起点Xcp 处的压力等于最后的平均压力，则有，Pz 从0变化至P Q 时，Xcp 从0.55L 变化至0.5L 。
工程上近似取Xcp=0.5L,所以前0.5L 的管段可采用等强度管，采用不同壁厚的管子。
而输气管道后一半管路要安平均压力选择壁厚。
七、管道内涂层优点：1、增大输气量2、扩大增压站的间距，减少增压站的数目3、节约管材费用和施工费用4、防止内壁腐蚀，减少管道事故，保证输送天然气的高质量5、减少维护费用，清管频率明显下降6、有助于管道检测内涂层用涂料的性能要求1、良好的防腐蚀性能2、耐压性。
能承受水压试验和输送介质的压力，可承受压力的反复变化。
3、易于涂装。
在常温和常湿条件下，采用普通喷涂技术即可施工。
4、化学稳定性。
能耐压缩机润滑油、醇类、汽油等的腐蚀，在输送的天然气极可能产生的凝集物中呈化学中性。
5、良好的粘结性及耐弯曲性。
要求涂层附着力强，在管道储运、现场弯管、敷设和运行、清管过程中不脱落。
6、耐磨性和硬度。
应具有足够的硬度，能承受管道内沙粒、腐蚀物和清管器所造成的磨损。
7、耐热性。
考虑到管道的外腐蚀层（环氧粉末喷涂时的管壁温度在230℃左右），内涂层应能承受外敷的高温。
8、涂层光滑。
具有减阻作用的内涂层漆膜表面应光滑，摩阻因数要小。
美国气体协会认为环氧树脂涂料最适合于输气管道的内涂层。
八、输气管道热力计算1、天然气水合物及生成条件天然气水合物：由碳氢化合物和水组成的一种复杂的但又不稳定的白色结晶体。
生成条件：必须处于适当的温度和压力下，必须处于或低于水汽的露点出现“自由水”,有凝结核存在。
防止水合物生成的措施：①提高天然气流动温度（通常在配气站采用）；②降压——降低压力至给定温度时水合物的生成压力以下（用于干线输气管道）；③干燥——脱除天然气中的水分（根本办法）；④向气流中加入抑制剂（阻化剂）。
九、压气站与干线输气管道联合系统1、首站进站压力P z1对全线工况的影响①P z1增加，输气量增大，站数越多，对流量的影响越大②P z1增加，中间各站进、出站压力均提高，全线压降线抬高。
2、终点压力Pz对全线工况的影响①Pz升高，干线流量减小，但变化量非常小②Pz升高，沿线各压气站进、出站压力均升高，变化关系为△Pzx﹤△P Q x ﹤△Pz③Pz变化对P Q x，Pzx的影响，实际上只对最后一二个压气站有实际意义，对前面各站的影响很小，越靠近前面的站，P Q x，Pzx的变化越小，甚至可忽略不计。
④为提高末端管路的储气能力，可以适当提高终点压力Pz，而对干线输气影响不大。
中间压气站停输对全线工况的影响①中间压气站停输，全线输气量减小②停输站上游各进出站压力均增加，下游减小，且越靠近停输站压力变化越大，距离越远变化越小3、分集气对全线工况的影响⑴对于定期分气①分气点之前的管内流量比分气之前增大，分气点之后的管内流量比分气前减小②定期分气将造成全线压力下降，越接近分气点的地方，压力下降越多，距分气点越远，下降越少⑵对于定期集气①集气点之前的管道内流量比集气前减小，集气点之后的管内流量比集气前增大②定期集气将造成全线压力上升，越接近集气点，压力上升越多，距集气点越远压力上升越少4、末段储气末段储气和储气罐调节的日、时不均匀性⑴末段储气能力计算末段储气容积=末端管路内最高压力下的容积-最低压力下的容积)min 2(32min 2min 12min 1min P P P P P cp ++= )max 2(32max 2max 12max1max P P P P P cp ++= P cpmin ——末段管路平均最低压力，PaP cpmax ——末段管道平均最高压力，PaP 1min ——末段输气管道起点最低压力，PaP 2min ——末段输气管道终点最低压力，PaP 1max ——末段输气管道起点最高压力，PaP 2max ——末段输气管道终点最高压力，Pa其中，末段管路终点最低压力P 2min 不得小于配气站要求的最低供气压力，为已知值，但起点最低压力P 1min 为未知值；起点最高压力P 1max 不应超过最后一个压气站的出口压力或是管线的承压能力，所以为已知值，但终点最高压力P 2max 未知。