最新天然气输气管道
长距离输气管道压力等级划分
长距离输气管道压力等级划分一、长距离输气管道概述长距离输气管道是指用于将天然气从气田或其他天然气产区输送到城市或其他用气单位的管道。
随着我国天然气消费市场的不断扩大，长距离输气管道在天然气供应链中发挥着越来越重要的作用。
长距离输气管道工程包括管道选线、管道设计、管道施工、管道运营等多个环节，其中压力等级划分是关键环节之一。
二、压力等级划分的重要性压力等级划分是根据天然气在管道中的压力变化，将输气管道划分为不同的压力级别。
合理的压力等级划分有助于确保管道运行的安全性、稳定性和经济性。
不合适的压力等级划分可能导致管道运行过程中出现泄漏、爆炸等安全隐患，或者增加运营成本。
三、长距离输气管道压力等级划分标准根据我国相关标准，长距离输气管道压力等级划分为以下几种：1.高压管道：设计压力大于或等于10MPa；2.中压管道：设计压力大于0.6MPa且小于10MPa；3.低压管道：设计压力大于或等于0.6MPa。
四、不同压力等级管道的应用场景1.高压管道：适用于气源距离较远、输气规模较大的场景，如跨省长输管道；2.中压管道：适用于气源距离较近、输气规模适中的场景，如区域性输气管道；3.低压管道：适用于气源距离较近、输气规模较小的场景，如城市燃气管道。
五、我国长距离输气管道压力等级划分实践我国在长距离输气管道压力等级划分方面积累了丰富的经验。
以西气东输、南气北调等大型天然气管道工程为例，项目团队在充分考虑气源、输气规模、地形地貌、管道材料等因素的基础上，合理划分了不同压力等级的管道，确保了管道的安全、稳定运行。
六、压力等级划分对管道运行的安全与经济性影响1.安全性：合理的压力等级划分有助于降低管道运行过程中的安全隐患，如泄漏、爆炸等；2.经济性：合适的压力等级划分可以降低管道投资、运行成本，提高输气效率。
七、未来发展趋势与挑战1.发展趋势：随着我国天然气消费的持续增长，长距离输气管道建设将不断加大，压力等级划分技术也将不断提高；2.挑战：在复杂地形地貌、环境条件下的压力等级划分，需要克服多种技术难题，确保管道安全、经济运行。
长输天然气管道压力等级划分
长输天然气管道压力等级划分一、简介长输天然气管道是指用于输送天然气的大型管道系统，由于输送的天然气需要在管道中保持一定的压力，以确保天然气能够顺利流动到目的地。
根据管道的设计和使用要求，长输天然气管道根据压力等级进行划分，以适应不同的输送需求。
二、低压管道（0.1-1.6 MPa）低压管道是指输送天然气时，管道内的压力在0.1-1.6 MPa的范围内的管道系统。
这种压力等级的管道主要用于城市燃气供应、工业燃料供应和小型天然气发电站等场所。
低压管道通常采用钢管、玻璃钢管或塑料管等材料制造，具有造价低、施工方便等特点。
三、中压管道（1.6-10 MPa）中压管道是指输送天然气时，管道内的压力在1.6-10 MPa的范围内的管道系统。
这种压力等级的管道主要用于城市燃气供应、工业燃料供应和天然气发电站等场所。
中压管道通常采用高强度钢管制造，具有耐压、抗震、耐腐蚀等特点。
在中压管道的设计和施工中，需要考虑到管道的安全性和可靠性。
四、高压管道（10-16 MPa）高压管道是指输送天然气时，管道内的压力在10-16 MPa的范围内的管道系统。
这种压力等级的管道主要用于大型城市燃气供应、工业燃料供应和天然气发电站等场所。
高压管道通常采用高强度钢管制造，并且在设计和施工中需要严格按照相关标准和规范进行，以确保管道的安全运行。
五、超高压管道（16-20 MPa）超高压管道是指输送天然气时，管道内的压力在16-20 MPa的范围内的管道系统。
这种压力等级的管道主要用于大型城市燃气供应、工业燃料供应和长距离天然气输送等场所。
超高压管道通常采用高强度钢管制造，并且在设计和施工中需要采用更加严格的标准和技术要求，以确保管道的安全可靠。
六、超超高压管道（大于20 MPa）超超高压管道是指输送天然气时，管道内的压力大于20 MPa的管道系统。
这种压力等级的管道主要用于特殊工业领域，如化工厂、石油炼厂等。
超超高压管道通常采用高强度合金钢管或复合材料制造，并且在设计和施工中需要采用特殊的技术和措施，以确保管道的安全性和可靠性。
天然气长输管道干线放空方法选择
天然气长输管道干线放空方法选择摘要：随着国民经济的增长，我国建设了大量的输气管道，当站场设备维检修或出现进出站超压时，需要对站场内设备和管路内的气体进行放空；当阀室间的管道出现故障或意外时，需要对两阀室之间的管道气进行放空。
放空作业主要是通过放空立管和放空点火装置完成，按照是否点火分为冷放空和热放空。
鉴于此，文章结合笔者多年工作经验，对天然气长输管道干线放空方法选择提出了一些建议，仅供参考。
关键词：天然气长输管道;干线放空;方法选择引言天然气具有易燃易爆性，并且天然气长输管道运行压力高、管径大、输量大，因此天然气管道运行存在一定风险。
天然气长输管道站场和阀室内均设置有放空系统，用于系统内超高限压力的泄放以及事故工况下天然气的紧急泄放，确保天然气输送系统的安全和平稳运行。
由于天然气属于易燃易爆气体和温室气体，为了降低天然气泄放后的泄漏爆炸危险和减小温室气体对环境的影响，一般通过在放空立管末端点火方式进行天然气泄放。
在天然气点火时会产生大量的热辐射，威胁地面人员和设备的安全。
1天然气性质概述在进行天然气长输管道建设的过程当中，建设的每个环节和工作都需要以天然气化学性质作为基础，只有真正了解其化学性质才能分析管道建设和运输过程当中存在的各种安全隐患，并提出相应的解决对策。
天然气是硫化氢和非碳氢化合物组成的混合复合物，主要成分是甲烷。
它可以为人们的日常生活提供生产动力，但是如果空气当中的甲烷浓度达到30%左右之后，将导致人体出现一系列的生理反应，例如呼吸困难，心跳加速头晕，身体乏力等，如果不及时控制空气中甲烷的浓度，并且疏散现场人员，那么在甲烷的影响下，人类的意识会逐渐衰弱，严重者还有可能因窒息而死亡。
由此可以看出天然气管道的安全性，对于人们的生命安全，财产安全都会产生极大的影响。
天然气当中所含有的各种气体成分，在一定时间的积累下会对天然气长输管道造成腐蚀，导致管道的安全系数不断降低。
除此之外，天然气本身是一种可燃性气体，当天然气与空气混合，并超过一定的比例之后，在高温和明火的作用下，极有可能发生火灾事故或爆炸事故，这对于人们的生命安全和财产安全都造成极大的威胁。
天津市石油天然气长输管道中长期发展和布局规划(2021-2035年)
1219
设计 压力 （MPa） 7.5
使用 状态
在用
10
在用
10
在用
第六条 在建油气长输管道情况
目前天津市有 4 个在建石油天然气长输管道项目。
表 6-1 在建石油天然气长输管道项目统计表
序 建设单位
号
项目名称
种类
长度 (公里)
管道 外径 (mm)
设计 压力 (MPa)
审批阶段
1 河北建投 唐山 LNG 外输管道 天然气 115 1422 10 选址意见书已批
与国家管网公司紧密结合，确保天津市与国家层面的管网规划相协 调。
2、详细梳理现状管线存在的问题，广泛征求相关企业的意见， 根据天津市长输管道现状情况并结合目前正在开展的国土空间规划，
4
天津市石油天然气长输管道中长期发展和布局规划（2021-2035 年）
合理规划天津市长输管道管廊带。 3、对津城滨城核心地区进行严格控制，不再预留廊道，减少对
种类
原油 原油 原油 原油 原油 原油 成品油 成品油
成品油
航煤油 航煤油 天然气 天然气 天然气 天然气 天然气 天然气 天然气 天然气
天然气
管道 外径 (mm) 406 559、711 813 559 508 529 406 355
660
324 508、610
711 711 1016 660 1016 1016 610 219 711、 813、1016
第三条 规划范围、内容和期限 规划范围：途经我市的国家级石油天然气主干管线，包括石油长
输管线、分输站及以上天然气长输管线，不包括分输站以下的天然气 管线、厂际油气管线、油田集输管线和炼油化工等企业厂区内的管线。
《进入天然气长输管道的气体质量要求》
《进入天然气长输管道的气体质量要求》文章标题：深度探讨：进入天然气长输管道的气体质量要求在今天的能源行业中，天然气作为清洁、高效的能源资源，受到了越来越多的关注和重视。
而天然气长输管道作为天然气运输的重要方式，其对气体质量的要求也备受关注。
在本文中，我们将深入探讨进入天然气长输管道的气体质量要求，了解其重要性、标准及影响因素。
一、气体质量要求的重要性进入天然气长输管道的气体质量要求可谓至关重要。
优质的气体质量可以保障管道的正常运行与安全。
气体质量要求关乎天然气的市场竞争力和质量信誉。
高质量的气体还可以减少对环境的污染，符合现代环保意识。
二、气体质量要求的标准关于气体质量的标准，国际上有一系列的规定和要求。
首先是气体成分的要求，包括甲烷、乙烷、丙烷等成分的含量和标准。
其次是气体热值的要求，即天然气的热值指标。
还有硫化氢和二氧化碳等有害元素的要求。
这些标准的制定与遵守，是保证管道气体质量的基础。
三、气体质量要求的影响因素气体质量要求受到多种因素的影响，首先是产地气体质量的不同。
不同地区的天然气气质存在差异，需要根据具体情况进行调整。
其次是天然气长输管道的输运距离和环境条件，长距离输运和特殊环境对气体质量提出了更高要求。
最后还有对天然气终端利用的考虑，包括工业和民用等领域的需求。
四、总结与展望进入天然气长输管道的气体质量要求是一个综合性、复杂性的问题，需要各方的共同努力和关注。
作为行业的从业者，我们需要不断加强对气体质量的监测和管控，保障管道安全和运行稳定。
与此我们也期待在技术和标准的支持下，行业能够取得更好的发展和进步。
在本文中，我们深入探讨了进入天然气长输管道的气体质量要求，从重要性、标准、影响因素等多个方面展开论述。
通过本文的阅读，相信读者对该主题有了更深入的了解和认识。
希望本文对大家有所帮助，也欢迎大家对本文提出宝贵意见和补充。
个人观点与理解：作为一个从事天然气行业的人员，我深知天然气长输管道的气体质量对整个行业的重要性。
SY∕T4208-2016石油天然气长输管道施工验收规范
SY∕T4208-2016石油天然气长输管道施工验收规范SY/T4208-2016石油天然气长输管道施工验收规范1. 范围本规范适用于新建、扩建和改建石油天然气长输管道工程的施工质量验收。
2. 规范性引用文件以下文件对于本文件的应用是必不可少的：凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB 50253-2015 石油天然气建设工程施工质量验收规范站内管道工程GB 50316 石油天然气长输管道工程施工及验收规范GB 50251 输气管道工程设计规范GB 50253 输油管道工程设计规范GB 50235-1997 工业金属管道工程施工及验收规范GB 50236 石油天然气输送管道穿越工程施工及验收规范3. 施工准备3.1 施工单位应根据设计文件、施工图纸和技术规范，编制施工组织设计、施工方案和安全技术措施，经审核批准后执行。
3.2 施工单位应根据施工需要，组织相关人员进行技术培训，提高施工人员的技术水平和操作技能。
3.3 施工单位应建立健全质量管理体系，明确质量职责，配备相应的质量管理人员和检测设备。
3.4 施工单位应做好施工现场的准备工作，包括场地平整、临时设施建设、施工用水电供应等。
3.5 施工单位应根据施工进度，提前做好材料的采购、储存和分发工作，确保施工材料的质量。
4. 施工质量控制4.1 施工单位应按照设计文件和施工图纸的要求进行施工，确保施工质量。
4.2 施工单位应做好施工过程中的质量控制工作，包括焊接、防腐、保温等关键工序的质量控制。
4.3 施工单位应做好施工过程中的质量检测工作，包括无损检测、压力试验等。
4.4 施工单位应做好施工记录和资料的收集整理工作，为工程验收提供依据。
5. 工程验收5.1 工程验收应按照本规范的要求进行。
5.2 工程验收包括施工质量验收和工程质量验收。
5.3 施工质量验收应由施工单位组织，监理单位、设计单位和建设单位参加。
最新输气管道工程设计规范2015(建议收藏)
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。
......感谢聆听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：......感谢聆听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。
......感谢聆听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。
......感谢聆听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。
......感谢聆听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。
......感谢聆听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。
天然气集输管道施工规范文件
天然气集输管道施工及验收规范1、总则1.0.1为了提高天然气集输管道工程施工技术水平,保证工程质量,降低工程成本,特制定本规范｡1.0.2本规范适用于新建天然气集输管道工程地施工及验收,其适用范围如下:1.0.2.1设计压力:1.6~16MPa1.0.2.2设计温度不大于80℃1.0.2.3输送介质为净化及未净化天然气1.0.2.4碳素钢､普通低合金结构钢1.0.3天然气集输管道应包括下列各类管道1.0.3.1由气井采气树至常温集气站或低温集气站之间地采气管线､集气支线｡1.0.3.2由常温集气站或低温集气站到净化厂或外输站之间地集气干线｡1.0.3.3净化厂到用户门站之间地输气管线1.0.4本规范不适用于下列工程地施工及验收1.0.4.1城市天然气管道1.0.4.2总跨≥100m或单跨≥50m地跨越管道1.0.4.3宽度≥40n地河流穿越管道1.0.5天然气集输管道压力等级分为二级1.0.5.1中压管道:设计压力为1.6≤PN≤10MPa1.0.5.2高压管道:设计压力为10<PN≤16MPa1.0.6天然气集输管道工程所用地钢管､阀门､管件､坚固件､焊材等必须有质量证明书或合格证,并符合设计要求｡用于输送酸性天然气管道地钢管､阀门､管件､坚固件､焊材还应符合SYJ12《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》地规定｡1.0.7天然气集输管道工程形式前必须经过图纸会审､设计及施工技术交底｡1.0.8天然气集输管道施工及验收除应符合本规范外,还应符合设计要求修改设计或材料改代应征得设计单位同意｡1.0.9天然气集输管道施工中地安全技术､劳动保护应符合国家现行地有关标准或规范地规定｡2､钢管2.0.1钢管使用前应进行外观检查并符合以下规定:2.0.1.1钢管表面裂纹､折迭､重皮等缺陷;2.0.1.2钢管表面不得有超过避厚负偏差地锈蚀或机械划伤｡2.0.2钢管外径及避厚尺寸偏差应符合国家钢管制造标准2.0.3高压钢管地检查及验收还应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》金属管道篇第2.2.4至2.2.16条地规定｡3､阀门3.0.1阀门地外观检查,应无裂纹､砂眼等缺陷,阀杆､阀兰密封面应光滑不得有划痕,阀杆丝扣应无毛刺或击痕｡3.0.2阀门安装前应逐个进行强度和严密性试验｡3.0.3阀门强度和严密性试验应符合以下规定:3.0.3.1施工前阀门应具有制造厂地强度及气体严密性试验地全格证,阀门强度试验及用清洁水进行,PN≤16MPa地阀门,强度试验压力为公称压力地1.5倍,当升压至强度试验压力时稳压5min不渗漏或无压降为合格;3.0.3.2奥氏体不锈钢阀门水压试验时,清洁水内氯离子含量应小于25PPm｡3.0.3.3试验合格地阀门,应及时排尽内部积水及污物,密封面应除防锈油,关闭阀门,封闭出入口,并填写阀门试验记录｡3.0.4阀门传动地装置和操作机构应清洁,动作灵活､可靠､无卡涩现象｡3.0.5球阀安装前应按下列要求进行调试｡3.0.5.1球阀壳体水压强度试验,必须在半开状态下进行｡3.0.5.2球阀壳体水压强度试验,压力为公称压力地1.5倍,稳压5min,无渗漏为合格｡3.0.5.3球阀严密性试验,首先将球体转到关闭位置,然后将水充入体腔内,直至检查孔有水流出为止,随后升压至公称压力进行检查,稳压30min,若充水口不见水流出,同时压力不下降,即为合格,用同样方法试另一侧｡3.0.6电动､气动､气液联动阀门安装前,除按说明书要专业户作强度和严密性试验外,安装后应作动作,联动等性能试验｡4､管件及紧固件4.0.1公称压力大于1.6MPa小于10MPa地管件及紧固件,技术要求应符合GB897《双头螺栓》､GB899《双头螺栓》bm=1.5d､GB900《双头螺栓》bm=2d､GB170《I型六角螺母牙A和B级》地要求｡4.0.2公称压力大于1.0MPa小于等于10MPa地高压管件及紧固件,技术要求应符合JB450《P g100~320㎏f/㎝2化工､石油工业用锻造高压阀门､管件和紧固件技术条件》地有关规定｡4.0.3管件及紧固件使用前应核对制造厂地质量说明书,并确认下列项目符合国家或行业技术标准:4.0.3.1化学成分;4.0.3.2热处理后地机械性能4.0.3.3合金钢管件金相分析结果4.0.3.4高压管件及紧固件地无损探伤结果4.0.4管件及紧固件外观检查应符合相关要求及规定｡4.0.4.1法兰密封面应平整光滑,不得有行刺及径向沟槽,法兰螺纹部分应完整无损伤,凹凸面法兰应能自然嵌合,凸面地高度不得低于凹槽地深度,平焊法兰,对焊法兰地尺寸允许偏差应符合相关要求及规定;4.0.4.2螺栓及螺母地螺纹应完整､无伤痕､无毛刺等缺陷,螺栓与螺母应配合良好,无松动或卡涩现象｡4.0.4.3高压螺栓､螺母地检查应按下列规定进行,其硬度值､机械性能应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》地要求:(1)螺栓､螺母应每批各取两根(个)进行硬度检查,若有不合格,须加倍检查,如仍有不合格则应逐根(个)检查;(2)螺母硬度不者不得使用;(3)硬度不合格地螺栓应取该批中硬度值最高､最低各一根校验机械性能,若有不合格,再取其硬度最接近地螺栓加倍校验,如仍有不合格,则该批螺栓不得使用;4.0.4.4集输管道所用弯管应选用热煨弯､高频弯､热冲压弯等工艺制造,公称直径150~500㎜,其弯曲半径应大于或等于4倍公称直径,公称直径为600~700㎜,其弯曲半径应大于或等于5倍公称直径,阀室管道所用弯头地弯曲半径应为1.5倍公称直径;4.0.4.5用于输送有应力腐蚀介质地碳素钢､合金钢管道地弯管,弯曲半径应大于5倍公称直径,冷弯弯曲后应进行应力消除;4.0.4.6钢板卷制地热冲压弯管其内径应和相应地管道内径一致;4.0.4.7高频加热弯制地弯管,其表面硬度值应符合原母材硬度值地要求;4.0.4.8弯管内外表面应光滑､无裂纹､疤痕､折皱､鼓包等缺陷;4.0.4.9弯头端面坡口尺寸应符合本规范地相关要求及规定;4.0.4.10弯管及异径管制尺寸偏差应符合相关要求及规定;4.0.4.11焊接三通应符合以下规定:(1)主管按支管实际内径开孔,孔壁应平整､光滑､孔径偏差为±0.5㎜;(2)支管端面和主管开孔处表面应严密吻合;(3)主､支管组焊时,支管内径必须对正主管开孔口,错口不应大于0.5㎜;(4)高压三通支管倾斜度应不大于其高度地0.6%;且不大于1㎜;中压三通支管倾斜度应不大于其高度地1%;且不大于3㎜;(5)三通焊缝检验应按三通设计图地规定进行｡5､管沟开挖及复测5.0.1管沟开挖前必须由设计单位进行管道设计平面图､管道纵断面图及设计说明书地设计交底和现场交桩｡5.0.2管道穿越公路､铁路､河流､沟渠等除测量纵断面之外,当穿越复杂地形时,还应补测平面､横断面｡5.0.3在管道埋深合格地条件下,根据土质类别､地形起伏,每公里管线纵向转角总度数,山区管线应小于等于900°,一般地形应小于等于600°;小于等于3°地纵向转角在测量时可以调整到两端纵向转角内｡5.0.4管沟开挖应符合下列要求:5.0.4.1管沟开挖应根据管沟纵断面测量成果表进行开挖中心线及沟边线;5.0.4.2管沟开挖应保留控制桩及沟边灰线;5.0.4.3管沟开挖前应清除各种障碍物,并进行青苗处理;5.0.4.4管沟开挖前,施工员必须向有关人员进行管沟地挖深､横断面､沟壁坡度､弃土位置､施工便道､地下隐蔽障碍物､管沟中心线､挖深偏差等技术交底;5.0.4.5管道施工临时占地宽度应根据管道直径､土质类别､挖方量､开挖方法确定,丘陵地形管道施工临时占地宽度不宜超过以下规定:DN≤200㎜占地宽度≤12m200<DN≤400㎜占地宽度≤18m400<DN≤700㎜占地宽度≤20m平原地区采用机械挖沟上组焊管道时,其临时占地宽度应小于20m｡5.0.4.6管沟深度小于等于3m时,管沟沟底宽度应符合相关要求及规定;5.0.4.7沟壁不加支撑,管沟开挖深度小于5m,其管沟沟壁坡度应符合相关要求规定;5.0.4.8旱耕地管沟开挖时,应将耕地表面耕植土､下层土壤及岩石等分别弃土;5.0.4.9水田管沟开挖时,应根据临时占地宽度扎埂､排水,然后开挖,并有排水措施;5.0.4.10石方地段管沟爆破开挖时,应取得当地有关部门爆破许可证,有安全措施,根据爆破安全规程进行爆破及开挖;5.0.4.11管沟开挖完工后,应进行验收,沟底平直､转角､无塌方､无积水,在任意20m管沟内,管沟开挖允许偏差应符合相关要求及规范;5.0.4.12管沟复测地管沟纵断面测量成果表内容必须符合管道设计说明书､线路平面图､管道防腐结构､管壁厚度､材质､埋深及转角数等设计要求｡6､弯管､钢管下料及管口加工6.0.1弯管及钢管下料必须符合管沟纵断面测量成果表地要求,其转角必须符合以下规定:6.0.1.1转角为3°~5°两直管用斜口连接;6.0.1.2转角大于5°配置相应度数地预制弯管｡6.0.2弯管和斜口下料允许偏差为±2㎜,直管下料允许偏差为±L/100(L为下料长度),应检查两端管口地圆度,并符合要求｡6.0.3管道穿越铁路､公路､河流,其穿越长度小于等于10m时,下料时中间不宜出现环形焊缝｡6.0.4焊缝地位置应避开应力集中区,并便于焊接和热处理,一般应符合下列规定:6.0.4.1不应在焊缝及其边缘上开孔;6.0.4.2螺旋焊缝钢管对接时,两丁字焊缝最小距离应大于100㎜｡6.0.5管口宜采用机械切割､气割等方法,采用切割加工地坡口,必须除去坡口表面地氧化皮,并打磨平整｡6.0.6管口打磨后,钝边应经过平板检查,平板同钝边最大间隙应小于1㎜｡6.0.7当钢管(薄件)壁厚小于等于10㎜,厚度差大于3㎜,或者钢管壁厚大于10㎜,厚度差大于薄件厚度地30%或者5㎜超过,坡口形式必须符合相关要求及规定｡6.0.8直管段两相邻环焊缝间距应大于管子外径地1.5倍,且不小于150㎜｡7､组对及焊接7.1.1管口地坡口形式和组对尺寸应符合焊接工艺评定及下列规定:7.1.1.1上向焊管口组对形式应符合相关要求及规定,坡口尺寸应符合相关要求及规定｡7.1.1.2下向焊坡口组对型式应符合相关要求及规定,坡口尺寸应符合相关要求及规定｡7.1.2管口组对前,应将管内浮锈,泥沙杂物清除干净;下班时,必须用盲板将待焊管口封好｡7.1.3壁厚相同地管口组对时,应将内壁对齐,并符合以下规定:7.1.3.1Ⅰ､Ⅱ级焊缝地管口其错边量不应超过管壁厚度地15%且不行大于1.5㎜｡7.1.3.2Ⅲ级焊缝地管口其错边量不应超过管壁厚度地15%且不得大于1.5㎜｡7.1.4壁厚不同地管口组对应符合以下规定:7.1.4.1有缝弯头同直管组对应内壁对齐;7.1.4.2无缝弯头同直管组对应外壁对齐;7.1.5管口组对时,应采用外对口卡具组对,组对时应将坡口及坡口内外两侧不小于20㎜范围地底漆､垢锈､毛刺清理干净｡7.2焊接工艺评定7.2.1对首次使用地焊接钢材,在确认材料地可焊生之后,其焊接工艺评定应符合SYJ4052-92《油气管道焊接工艺评定方法》地规定｡7.2.2焊工施焊应以焊接工艺说明书为依据,焊接工艺说明书应以经评定合格并审查批准地焊接工艺评定报告为依据｡7.2.3从事管道焊接地焊工,必须持有本单位焊工考试委员会发给地管道焊工考试合格证;焊工施焊地钢材种类､焊接方法､焊接位置､有效期等均应与焊工本人考试合格证相符｡7.3焊接7.3.1下列管道焊缝应进行氩弧焊封底,封底后地焊缝应及时进行填充焊:7.3.1.1穿跨越铁路､河流､四级以上公路地管道焊缝及穿跨越河道等地段地焊缝;7.3.1.2含硫天然气管道焊缝及设计压力≥6.4MPa地净化天然气管道焊缝;7.3.1.3同阀门焊接地焊缝｡7.3.2管道焊接宜采用上向焊､下向焊､气体保护焊等工艺,其电流､焊接速度､焊条直径､焊接层数,必须符合焊接工艺说明书地规定｡7.3.3使用焊条时,应根据不同牌号地焊条说明书所规定烘烤温度､时间,进行烘烤,并在保温筒内保温,重复烘烤焊条地次数不得超过两次｡7.3.4定位焊地长度､厚度及定位焊缝之间地距离应以接头固定不移动为基础,定位焊地工艺所用焊材应符合焊接工艺说明书地规定｡7.3.5每道焊缝必须连续一次焊完,相邻焊道地起点位置应错开20~30㎜｡7.3.6管道施焊环境应符合下列规定:7.3.6.1当焊接环境出现下列任何一种情况时若无有效防护措施严禁施焊;(1)手工电弧焊风速大于等于8m/s;(2)气体保护焊风速大于等于2m/s;(3)相对温度大于90%;(4)雨雪环境｡7.3.6.2当焊件温度在-5℃时,应在始焊处100㎜范围内预热到15℃左右｡7.3.7焊接时,严禁在焊件表面或非施焊处引弧,并注意起弧､收弧处地质量,收弧时应将弧坑填满｡7.3.8每条焊缝焊完后,应在管顶离焊缝100㎜处打上焊工代号钢印｡7.4焊前预热及焊后热处理7.4.1为降低焊接接头地残余应力,防止产生裂纹,改善焊缝和热影响区金属地组织与性能,应根据焊接工艺评定､结构刚性及要求地使用条件,综合参考进行150~200℃焊前预热和600~650℃焊后热处理,焊后热处理应以热处理工艺依据｡7.4.2焊后热处理地加热速度､恒温时间及冷却速度应符合下列规定:7.4.2.1加热速度:升温到300℃后,加热速度不应超过220×25÷δ℃/h且不大于220℃/h(Δ为壁厚㎜);7.4.2.2恒温时间:碳素钢每毫米壁厚恒温时间为2~2.5min,合金钢每毫米壁厚恒温时间为3min,且不小于30 min;7.4.2.3冷却速度:恒温后地冷却速度不应超过275×25÷δ℃/h,且不大于275℃/h,冷却到300℃后,即可在空气中冷却｡7.4.3当环境温度低于0℃时,预热温度应比有关要求预热温度适当提高｡7.4.4要求焊前预热地焊件,在焊接过程中地层间温度不应低于预热温度｡7.4.5要求焊后热处理地焊缝必须经无损探伤合格｡7.4.6预热地加热范围,以对口中心线为基准,每侧不应小于管壁地3倍;热处理地加热范围,每侧不应小于焊缝管壁地3倍｡7.4.7焊缝接头经热处理后,应测硬度,并作好记录及标记,焊缝及热影响区地硬度值其极限值分为二级:Ⅰ级应小于或等于HB200;Ⅱ级应小于或等于HB225｡7.4.8当设计没有明确要求时,经热处理焊缝硬度检查数量应符合以下规定:7.4.8.1管径小于等于57㎜时,检查数量为热处理焊缝总数地5%;7.4.8.2当管径大于57㎜时,检查数量为热处理焊缝总数地10%;7.4.8.3焊缝硬度值地检查,每条焊缝打一处,每处打三点(焊缝,热影响区和母材)｡7.4.9热处理后地焊缝其硬度值超过规定时,该焊缝应重新进行热处理,每条焊缝热处理次数不能超过两次｡7.5焊缝检验7.5.1焊缝表面质量地外观检查应在焊缝无损探伤,热处理､硬度和严密性试验之前进行,其表面质量应符合下列规定:7.5.1.1焊缝宽度应每边超出坡口1~2㎜,宽度差≤3㎜;7.5.1.2咬边深度不得大于0.5㎜,在任意300㎜连续焊缝中,咬边长度不得大于50㎜;7.5.1.3焊缝表面不得有裂纹､凹陷､气孔､夹渣和熔合性飞溅等缺陷;7.5.1.4焊缝余高:上向焊h≤1+0.1C,且局部不大于3㎜,长度不大于30㎜,下向焊h=0~1.6㎜,且局部不大于3㎜,长度不大于50㎜,自动焊h=0~3㎜(h为焊缝余高,C为焊缝宽度)｡7.5.2焊缝无损探伤应由有相应级别地合格证地持证人员进行｡7.5.3管道焊缝无损探伤比例应按设计要求进行当设计没有规定时,每个焊工所焊地焊缝无损探伤数量及合格等级应符合相关要求及规定｡7.5.4管道焊缝射线探伤应符合GB/T12605《钢管环缝熔化焊对接接头射线透照工艺和质量分级》地规定,超声波探伤应符合GB11345《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果地分级》地规定｡7.5.5对于设计压力小于16等于Mpa地管道,其焊缝经X射线抽查若发现不合格时,应对被抽查焊工所焊地焊缝加倍探伤;若仍有不合格则应对该焊工所焊地全部剩余焊缝进行无损探伤｡7.5.6不合格地焊缝应进行返修,返修后应按原规定进行检查,每处焊缝返修不得超过两次,如超过两次,必须经单位技术负责人审批,提出措施才能返修,但最多不得超过三次｡7.5.7焊缝经无损探伤后,应在离焊缝中心100㎜管顶部打上探伤工代号｡7.5.8无损探伤资料,施工单位应保管七年｡7.5.9穿跨越河流､铁路､公路地管道焊缝应经100%射线探伤,合格等级达到Ⅱ级｡7.5.10经清管试压后地管段,其相互连接地死口焊缝应经100%射线探伤并符合设计要求｡8､管道工厂防腐及现场补口补伤8.0.1 管道防腐及补口补伤,其结构､等级及所用防腐材料除应符合设计要求外,还应符合相应地施工及验收规范｡8.0.2石油沥青防腐施工应符合SYJ4020《埋地钢质管道石油沥青防腐层施工及验收规范》地规定｡8.0.3环氧煤沥青防腐层施工应符合SYJ4010《埋地钢质管道环氧煤沥青支施工及验收规范》地规定｡8.0.4胶粘带防腐层施工应符合SY4014《埋地钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层施工及验收规范》地规定｡8.0.5包覆防腐层施工符合SYJ4013《埋地钢质管道包横征暴敛聚乙烯防腐层施工及验收规范》地规定｡8.0.6 管道现场防腐,补口补伤应符合SY4058《埋地钢质管道外防腐层和保温层现场补口补伤施工及验收规范》地规定｡8.0.7现场防腐层钢管堆放､装卸､拉运必须用软垫子保护接触面｡8.0.8集输管道阴极保护施工应符合SYJ4006《长输管道阴极保护施工及验收规范》地规定｡9､管段下沟､回填9.0.1管段下沟之前,其防腐层必须完好无损并经电火花检验｡9.0.2管段下沟之前,沟底应清理平整,石方沟底应填厚细土,水田沟底应无积水｡9.0.3管段下沟之后应及时回填,并注意将悬空处填实石方地带管沟回填应分为两次进行,第一次回填细土至管子顶部900㎜并适当夯实,应使管道防腐层得到保护,第二次回填其他土质及地貌恢复;最大悬空长度应符合其相关要求及规定｡9.0.4管道下沟回填时,应及时输隐蔽工程验收手续｡9.0.5管道回填之后应及时砌筑堡坎､护坡及埋设里程桩等｡10清管及试压10.0.1管道安装完毕后必须进行清管､强度和严密性试验｡10.0.2管道清管试压必须依据清管试压技术措施进行,其措施应经有关部门批准｡10.0.3管段清管试压可分段进行,分段长一般以10~15公里为宜｡10.0.4管道试压介质应为空气或水,强度试验宜以水为介质,强度试验后应进行严密性试验｡10.0.5以空气为介质地管道强度试验压力应为1.25倍设计压力,以水为介质地人口稠密地区强度试压应为 1.5倍设计压力｡严密性试验压力应为设计压力｡10.0.6管道以空气为介质试压时,升压应均匀缓慢进行,每小时升压不得超过1Mpa,当强度试验压力大于3Mpa时,分三次升压,分别在30%､60%地压力时各稳压半小时之后对管道进行检查,若未发现问题,可继续升至强度试验压力,稳压6小时,压降率不大于1%为合格;然后将压力降至设计压力进行严密性实验,稳压24小时后对全线进行详细检查,无渗漏､压降率不大于1%为合格｡10.0.7以水为介质进行管道强度试验时,应尽量排除管道内部空气,升压要求､稳压时间､压降率等均按相关规定执行｡10.0.8阀室､小型穿越､跨越,可连管道一起进行清管试压｡10.0.9管道分段试压时,在其两端应安装压力表和温度计各2支,压力表应经校验合格,其精度应不低于1.5级,温度计分度值应小于1℃｡10.0.10管道清管应在试压之前进行,使用清管球或清管器时,其直径应比管道内径有一定地过盈量,清管时必须使管内地泥土､杂物清除干净｡10.0.11以气体为介质地强度和严密性试压稳压时间内地压降率按下式计算:△P=100(1-P2T1╱P1T2)%式中:△P—压降率,%P1—稳压开始时首端和未端试验介质平均压力MpaP2—稳压终了时首端和未端试验介质平均压力,MpaT1—稳压开始时首端和未端试验介质平均绝对温度KT2—稳压终子时首端和未端试验介质平均绝对温度K11､工程竣工验收11.0.1集输管道工程竣工后,建设单位应根据本规范和设计要求,组织施工单位和设计单位共同对集输管道进行检查和验收｡11.0.2天然气管道工程竣工后,施工单位应提供下列技术资料｡11.0.2.1管道敷设竣工图;11.0.2.2管材､管件出厂质量说明书;11.0.2.3施工图修改通知单;11.0.2.4施工变更联络单;11.0.2.5材料改代联络单;11.0.2.6焊接工艺及技能评定试验报告;11.0.2.7防腐绝缘(保温)施工记录;11.0.2.8无损探伤报告;11.0.2.9隐蔽工程记录;11.0.2.10阀门试压记录;11.0.2.11管道试压记录;。
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天然气输气管道目录1前言 (1)2设计概述 (2)2.1设计依据 (2)2.1.1设计原则 (2)2.1.2管道设计规范和要求 (2)2.2长输管道设计原始资料 (2)2.2.1天然气管道设计输量 (2)2.2.2天然气的组成 (2)2.2.3管线设计参数 (2)2.2.4管线设计要求及内容 (3)2.3工程概况 (3)3输气管道的工艺计算说明 (4)3.1天然气的热物性计算 (4)3.1.1天然气的平均分子量、密度和相对密度 (4)3.1.2天然气压缩系数的计算 (4)3.1.3天然气的粘度 (5)3.1.4定压摩尔比热 (6)3.2管道水力计算 (6)4站场工艺 (8)4.1输气管道工程站场种类及名称 (8)4.1.1概述 (8)4.1.2输气站种类及功能 (8)4.2输气站的主要功能 (9)4.2.1分离 (9)4.2.2清管 (9)4.2.3调压计量 (9)4.3站址选择 (10)4.4站场工艺设备选型 (11)4.4.1简述 (11)4.4.2分离器的设计 (11)4.4.3除液器设备设计及选择 (12)5线路工程 (14)5.1线路所处位置及沿线自然条件状况 (14)5.1.1线路选择的基本要求 (14)5.1.2沿线自然条件状况 (14)5.1.3沿线地区等级划分 (14)5.2管道材质及壁厚选择 (14)5.2.1材质选择 (14)5.2.2钢管壁厚的确定 (15)5.2.3管道的轴向应力及稳定性验算 (15)5.3管道敷设 (16)5.3.1管道的敷设方式 (16)5.3.2管道转角 (16)5.3.3线路辅助设施 (16)5.3.4线路走向 (17)5.3.5勘察要求 (17)5.3.6站址选择步骤 (17)5.3.7线路设计中采取的抗震措施 (17)5.4焊接与检验、清管与试压 (18)5.4.1焊接与检验 (18)5.4.2 清管和试压 (18)5.5阀门与法兰的选用 (19)5.5.1阀门的种类及选用 (19)5.5.2法兰的选用 (19)6输气管道工艺计算书 (21)6.1原始资料及基本物性计算 (21)6.1.1天然气输送流向和气量分配 (21)6.1.2天然气物性参数计算 (21)6.2输气管热力计算 (22)6.2.1管线工艺计算基本参数 (22)6.2.2定压摩尔比热的计算 (22)6.3末段管道的最优管径及最优长度的计算 (23)6.3.1最优管径的计算 (23)6.3.2末段管道内径的校核 (24)6.4计算除末段外的其余管段 (26)6.4.1管径的计算 (26)6.4.2压气站个数、站间距的确定 (27)6.4.3压缩系数的计算 (27)6.5管线应力的校核 (27)6.6一期方案的确定 (28)6.7旋风分离器的设计计算 (28)6.7.1工作条件下的气体流量的计算 (28)6.7.2 旋风分离器直径的计算 (28)6.7.3旋风分离器的验算 (29)6.7.4旋风分离器的工作范围的计算 (29)6.7.5 旋风分离器的进口管径和出口管径的计算 (30)6.8安全阀的选择 (31)6.8.1操作条件 (31)6.8.2安全阀通道截面面积的计算 (32)6.9管道计算总思路图 (33)7自动控制和通讯 (34)7.1概述 (34)7.1.1说明 (34)7.1.2 仪表及系统设备选型原则 (34)7.2SCADA系统 (34)7.3仪表检测、控制系统 (34)7.4流量计量系统 (35)8结论 (36)参考文献 (37)致谢 (38)1前言本工程的主要内容是天然气输气管道工程的初步设计。
课题的提出是针对目前各种用户对清洁能源的需求量的急剧升高的现状以及天然气工业的蓬勃发展的形式。
现在天然气的供应量需求与日俱增，而我国又存在着气源分布不均的情形，作为天然气输送调节气源不均情况的主要手段，长输管线的设计就尤为重要。
通过长输管线的优化设计来提高管输天然气量以及提高其的经济性为解决现今的供气不足和供气费用昂贵的情况提供了好的方案。
根据国家能源会议精神，天然气的开发和利用是今后几十年内我国能源开发的主要方向，纳入在我国“十一五”规划和2020年远景目标中的能源发展战略，是国民经济和社会发展计划中的重要组成部分。
加快开发和利用天然气的步伐，提高天然气在能源消费结构中的比重是坚持可持续发展战略、调整能源结构、保护生态环境的重要举措，是利国利民的大政方针。
本设计以石油工业出版社出版的《天然气管道输送》和中国石油大学出版社出版的《输气管道设计与管理》为主要设计依据，课题研究的目的在于通过对输气管道的初步设计，得到最优的管输设计方案。
初步设计是在工程项目确定后，根据设计任务书的要求，结合实际条件所做的具体实施方案。
它是安排建设项目和组织施工的主要依据。
设计深度应满足投资包干、招标承包、材料与设备订货、土地征购和施工准备等要求，并能据以编制施工图和总概算。
2 设计概述2.1 设计依据2.1.1 设计原则(1) 严格执行行业的有关规范和标准，并参照国际上有关的先进的标准和规范。
(2) 采用先进的技术，努力吸收国内外的新的科技成果。
(3) 比较优化设计方案，确定经济合理的输气工艺级最佳的工艺参数。
(4) 管道设计要确保能长期安全、均衡、平稳的进行天然气的输送。
(5) 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、节约土地，处理好管线与铁路、公路、河流等的相互关系。
2.1.2 管道设计规范和要求《输气管道设计与管理》（姚光镇主编，石油大学出版社）《油气集输》（冯叔初主编，石油大学出版社）《天然气长输管道工程设计》（中国石油天然气总公司主编，石油大学出版社 ）《输气管道工程设计规范》（50251-94）《油田油气集输设计技术手册》（上下册）2.2 长输管道设计原始资料2.2.1 天然气管道设计输量管道首站起始于宁波市，末站位于温州市，管线全长300㎞ ，送至温州市的输气量一期为3.0×9310/m a ，二期为4.5×9310/m a 。
2.2.2 天然气的组成2.2.3 管线设计参数设计年输送天数：350天；首站来气压力：6.3×610Pa ；管线最高工作压力：6.3×610Pa ；进配气站最低压力：2.5×610Pa ；年平均温度：13℃ ；压气站特性系数：A=6.1012, B=7.727×910。
2.2.4管线设计要求及内容(1) 设计要求：a 输气管具有日输量20％的调峰能力；b 全线设计系数相同，采用等强度设计。
(2) 设计内容：a天然气的热物性计算，包括密度、粘度、压缩因子、比热等；b天然气管道的热力、水力计算；c压气站的布置，包括末段管道的最优管径、最优长度、站间距、压气站的个数以及各压气站的进出站压力及温度；d管道壁厚、管材的确定；e线路工程设计；f站场工程设计，包括主要设备的选型计算。
2.3工程概况甬温输气管道起始于宁波市，末站位于温州市，管线全长300千米，为水平管线。
全线拟建设四座压气站场：输气首站、两个中间清管站及输气末站。
全线设置四座干线截断阀室，使管线在事故情况下能紧急自动关闭，易减少天然气损失和事故危害，并供管道维修时放空使用。
输气管道干线末段管段选用的管径为φ762mm，壁厚为10.3mm，其余管段管径为φ762mm，采用等壁厚设计，壁厚为9mm，管材材质为X65,并采用符合GB9711-88标准的双面螺旋埋弧焊钢管。
输气干线采用煤焦油磁漆涂层防腐，同时采用强制电流保护为主，牺牲阳极为辅的阴极保护法对干线进行防腐蚀控制。
管线运行管理采用SCADA控制系统，管线通讯系统主信道为光缆，并与输气管线同沟敷设，管线辅助系统和公用设施尽力依托现有设施，管线设置维修队、抢修队各一个。
3 输气管道的工艺计算说明3.1 天然气的热物性计算3.1.1 天然气的平均分子量、密度和相对密度(1) 平均分子量Mi i M M Y =∑ (3-1)式中 M ——平均分子量，kg/(kmol)；i M ——第i 组分的分子量，kg/(kmol)；i Y ——第i 组分的摩尔组成 。
(2) 平均密度及相对密度a 平均密度d∑=i i y d d (3-2)式中 d ——平均密度；i d ——第i 组分的密度；i y —— 第 i 组分的摩尔质量。
b 相对密度e dae d dd = (3-3)式中 e d ——相对密度； d ——平均密度；a d ——空气密度。
3.1.2 天然气压缩系数的计算(1) 视临界压力c p 和视临界温度 C T∑⋅=ii y Pc Pc (3-4) i iTc Tc y =⋅∑ (3-5)式中 i Pc 、i Tc ——分别为第i 组分的临界压力和临界温度；i y ——第i 组分的摩尔质量。
(2) 对比压力r p 和对比温度r TPc P=Pr (3-6) Tc TTr =(3-7) 式中 P ——平均压力；T ——平均温度。
(3) 平均压力P根据式： 22BQ AP P Z Q -= (3-8)式中 Pz ——终点压力；Q P ——起点压力；代入已知数据可以得到： Pa P z 61086.5⨯=根据式： ⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛++=Z Q Z Q P P P P P 232 (3-9) 得到： P =6.08610Pa ⨯(4) 压缩系数Z利用高帕尔的相关方程式的通式：()D cTr B ATr Z +++=Pr (3-10)由于Pr 和Tr 的数值不同，系数A 、B 、C 、D 取值也不相同,根据式（3-10）得出Z （见表3-1）。
3.1.3 天然气的粘度根据粘度的计算公式：exp C μ=[(/1000)]y x ρ (3-11)式中 1063.62.570.2781x T=+∆+1.110.04y x =+1.52.451(7.770.1844)122.4377.58 1.8T C T+∆=+∆+ μ——天然气的粘度，mPa s ⋅；T ——天然气的温度，K 。
已知天然气所处的压力、温度条件下的密度和标准状态下的相对密度，可求出所处条件下天然气的粘度。
3.1.4 定压摩尔比热根据《油气集输》中的定压摩尔比热的计算公式：()08.524.1.152410010996.010624.0092.019.13⎪⎭⎫⎝⎛⨯+⨯-+=--T P M T T C p(3-12) 式中 Cp ——天然气的定压摩尔比热， /()KJ mol K ⋅；T ——天然气的温度，K ；P ——压力，Pa ；M ——天然气的平均分子量,/()kg kmol 。
3.2 管道水力计算输气管道的水力摩阻系数的计算首先需要计算雷诺数来确定管道流态根据流态选择不同的计算公式。