水平输气干线工艺设计(末端储气)
干线输气管道的工况分析与末段储气
最后一段（末段）管路
p2 Qn
An
p2 Zn
BnM Q 2(n1) 2
p2 Qn
pZ2
CnlnM Q 2(n1) 2
4
由于干线输气管为统一的水动力学系统，上述特性方程就组成了
（8-13）方程组。令yi=Bi+Cili，由方程组中的每一对方程中可解出
各站的进口压力与首站进口压力 pZ1的关系：
第一节 多个压气站与干线输气管的联合工作
干线输气管存在多个压气站，每个站都要消耗一部分气体， 整条管线的输气量是逐段下降的，但就任一压气站而言， 压气站的生产能力仍然等于随后一个站间的输气量。
假设：①输气管为水平管；②输气量不随时间而变，为稳 定流；③各站特性不同；④站间管路的D、L不同；⑤各站 燃气轮机用气量为来气量的某一固定百分比，即 M Q出 Q进 一定。
i2
（8-15）
5
同理可得任一站出口压力
p
Q
与首站进口压力
x
pZ1
的关系通式
x
p2 Qx
A1
A2
Ax
p2 Z1
[
Ai Ai1 Ax yi1M 2(i2) Bx M 2(x1) ]Q2 (8-16)
i2
对于最后一段输气管（x=n+1），由式（8-15）可得末段的 终点压力
n
pZ2
A1
A2
n
( i2
Ai ) C1
l1
ynM
2 ( n 1)
（8-20）
11
Q
An1
p2 Q1
pZ2
An1M 2 AM 2(n1) A M 2
y
An1 C l
yn M 2(n1)
输气管道干线末段储气调峰研究
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。
天然气管道输送管线的工艺设计分析
天然气管道输送管线的工艺设计分析摘要：随着我国天然气开发力度不断加大，天然气需求量及贸易量的不断增加，对天然气输气系统提出了更高的要求。
天然气输气系统由若干输气干线、集气管网等组成，加强对天然气输送管线的工艺设计，对于提升输送管线的效率、降低能耗、提高输气管线的安全性具有重要意义。
关键词：天然气；输送管线；工艺设计1 前言随着我国不断加大环境保护力度，天然气作为清洁能源，生产及需求量快速增加，相应的天然气贸易量也不断增加。
为满足消费市场需求，必须要建成区域性或全国性天然气供气网络。
天然气输送系统由多条主干线，多个集气管网组成、配气管网，以及各种地下储气库组成。
通过天然气输送网络，可以油气田与千家万户连通起来，保证了供气网络的灵活性，形成了多个气源，多个通道的供气系统。
在天然气管道输送过程中，加强对管道设计，对于提供输送效率、节约输送能量、保障网络安全具有重要意义。
2 天然气输送管道风险分析天然气输送管线距离较长、输送压力较高、介质量大，且输送介质具有易燃、易爆危险性。
在运行管理过程中，可能存在设计不合理、施工质量问题，或因腐蚀、疲劳等因素，容易造成管线、阀门、仪器仪表等设备设施及连接部位泄漏而引起火灾、爆炸事故。
此外，由于气候原因会出现管道冻裂、腐蚀或应力腐蚀等。
设计不合理管道设计是确保工程安全的第一步，也是十分重要的一步。
设计不合理主要有以下影响因素：（1）工艺流程不合理；（2）系统工艺计算不准确；（3）管道强度计算不准确；（4）管道、站场的位置选址不合理；（5）材料选择、设备选型不合理；（6）防腐设计不合理；（7）管线布置、柔性考虑不周；（8）结构设计不合理；（9）防雷防静电设计缺陷等。
施工质量问题（1）管道施工队伍水平低、质量失控；（2）强力组装；（3）焊接缺陷；（4）补口、补伤质量问题；（5）管沟、管架质量问题；（6）穿、跨越质量问题；（7）检验控制问题；（8）没有严格按施工标准设计；（9）施工质量管理体系不健全。
天然气长输管道储气升压平衡干燥工艺的应用
在管道待干燥段，无法按照工期连通时，在相邻具备条件的施工段进行先期干燥，然后封存升 压，在待干燥段贯通后进行平压吹扫以达到露点要求，如因各种因素的影响，储存压力干燥空气未 能使待干燥段达到露点要求，或密闭封存检验不达标时，可启动干燥设备进行短时间的补气干燥， 迅速解决问题。储气段的压力、长度可根据干燥设备的工作参数，待干燥段的长度，气候环境等综 合因素进行计算。
1
天然气长输管道储气升压平衡干燥工艺的应用
安治国 中国石油天然气管道局国内事业部，河北廊坊 065000 Domestic Division, China Petroleum Pipeline Bureau, Langfang, Hebei, 065000
摘要：在西二线东段天然气管道工程施工中，由于工期紧张导致某一段干燥不能按照常规工艺进行 施工。本文作者利用干燥空气的干燥原理，详细计算，采用分段干燥、两端储气升压进行通气干燥 的措施，不仅有效保证干燥质量，而且有效解决投产工期紧迫的问题。 主题词：干空气 干燥质量 储气升压 缩短工期 1、前言
管道内残余水被干空气干燥的过程是吸热过程，热源来自管道壁周围的大地。温度通过管壁传 导，水分子获得足够热量，转化为分子动能，在干燥气体内低压水汽的压力差值驱动下，进入干燥
2
空气。因此，干燥的速度和质量与干燥空气的露点、流量有很大的关系。 在西气东输二线管道工程中，管道干燥的验收标准时管内露点不低于-20℃，一般采用干燥空气
干燥注气 点
B
4.1.1 第一段(A-C) A--C 间距长度为 91.3Km，线路施工按照工期节点完成，具备干燥施工条件。干燥施工结束后，
输气站场及工艺设
▪ 5．安全泄放
▪ 分输站调压装置下游如果设计压力降低，则 应在出站设置安全泄放阀，目前多采用先导 式安全阀。先导式安全阀因其动作精度高， 排放能力大，能够在超过整定压力非常小的 范围内泄压排放，复位准确，密封可靠，工 作稳定性好的优点而得到广泛应用。
第四节 末站
▪ 一、功能 ▪ 末站是天然气管道的终点站，气体通过末站供应给用
第三节 分输站
▪ 一、功能
▪ 分输站是天然气管道的中间站，气体通过分输 站供给用户。通常，分输站具有分离、计量、 调压等功能。
▪ 1．接收上游站场来的天然气并向下游用户供 气
▪ 接收上游站场来的天然气，该部分内容同首站。 向下游站场输送经站内分离、计量、调压后的 天然气，出站应设高、低压报警装置，当出站 超压或下游管线发生事故时紧急截断。
▪ 分离效率：对于粒径不小于5μm的粉尘和液滴，分 离效率不小于99．8％；对于粒径为1～3μm的粉尘 和液滴，分离效率不小于98％。
▪ 过滤分离器具有多功能、处理量大、分离效率高、 弹性大、更换滤芯方便等特点。主要适用于长输管 线首站、分输站和城市门站，同时也适用于含固体 杂质和液滴的天然气的分离。
▪ 3．调压
▪ 分输去用户的天然气一般要求保持稳定的输出压力， 并规定其波动范围。站内调压设计应符合用户对用 气压力的要求并应满足生产运行和检修需要。
▪ 调节装置目前多采用自力式压力调节阀或电动调节 阀，宜设备用回路。分输站调节装置宜设在分离器 及计量装置下游分输气和配气的管线上。
▪ 4．计量
▪ 分输去用户的天然气需要计量，该部分内容同首站。
▪ 5．清管站
▪ 输气管道投产时需要通过清管器清除管道中 的积液、粉尘杂质和异物。清管站主要工艺 流程为：清管器接收、天然气除尘分离、清 管器发送并输往下游站场。
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。
输气站场及工艺设
▪ (7)寒冷地区的放空管宜设防护措施，保持管线畅通。 ▪ (8)放空竖管(或火炬)宜位于站场生产区最小频率风向的上风侧，
并宜布置在站场外地势较高处。
工艺流程图
干线切断阀的驱动方式
▪ 干线切断阀的驱动方式有电动、气动、电液联动 和气液联动等类型，各种驱动装置上往往同时配有 手动机构以备基本驱动机构失灵时使用。 电液联动机构是由电动机—油泵机组提供动力 的液压装置。动力机组一般与阀体分离。与电动机 构相比，它的优点是传动平稳，工作可靠和容易控 制。图3—2—20为一种简单的电液联动装置的控制 系统。阀门的拨叉滑块由两个油缸推动，阀门开关 用改变电动机转向或供油方向的办法实现。动力系 统的运转由阀的限位开关控制。系统中设有手摇泵， 供断电时使用。
▪ 为了直观表示气体在站内的具体流向，便于设计、 操作和管理，需要将流动过程绘制成图形，即工艺 流程图。工艺流程图可以不按实际比例绘制，主要 反映站的功能和介质流向，要求图形清晰易懂。图 中最好对管件和主要设备进行统一编号和说明。同 时，还应有流程操作说明以及主要设备规格表。
▪ 1. 无压缩机的输气站工艺流程 ▪ 图3-6为输气管道的首站工艺流程，
▪ 大流量站场的气体过滤分离器，可以经汇管采取并 联安装的方法来满足处理量要求。在设计分离器的 通过量和台数时，宜设置备用分离器。如果是热备 用，应保证当一台分离器检修时余下分离器的最大 处理能力仍可满足正常处理量要求。
▪ 3．计量
▪ 应计量输入和输出干线的气体及站内的耗气，这些气 量是交接业务和进行整个输气系统控制和调节的依据。
气干线。通常，首站具有分离、计量、清管器发送等 功能。 ▪ 1．接收并向下游站场输送从净化厂来的天然气 ▪ 首站接收上游净化厂来的天然气，为了保证生产安全， 通常进站应设高、低压报警装置，当上游来气超压或 管线事故时进站天然气应紧急截断。向下游站场输送 经站内分离、计量后的净化天然气，通常出站应设低 压报警装置，当下游管线事故时出站天然气应紧急截 断。 ▪ 首站宜根据需要设置越站旁通，以免因站内故障而中 断输气。
第九章输气管道工艺方案设计
2003年北京市高峰周用气流量与管道输气能力的差额
2000
储气库采气量（万方/ 日)
1500 1000 500 0
0 24 48 72 96 120 144 168
时间（小时）
储气库的采气量 用气缺口
预计2012-2013年冬季北京日最大用气量达6300×104m3
气体充装量/管存（Line-pack）：某时刻一个输气管段实际容纳的 气量，用标准体积表示。 最大气体充装量：在不超压前提下，末段可容纳的最大气量。在稳 态流动条件下，当末段起点压力等于MAOP时达到最大气体充装量。 最小气体充装量：为满足管道终点允许最低压力（对应于供气合同 规定的最低供气压力），末段应容纳的最小气量。在稳态流动条件 下，当终点压力等于最低允许压力时，末段达到最小气体充装量。 末段储气量（Inventory）：末段的实际管存与最小管存之差。 末段储气能力（Inventory capacity）：末段可达到的最F也叫强度设计系数，是描述输气管道线路强度设计裕 量的指标。管线所经地区的等级越高，其对管道安全的敏感性 就越高，因而要求管道强度的安全裕量越大。
地区等级
一级一类地区 一级二类地区 二级地区 三级地区 四级地区
设计系数F
0.8 0.72 0.6 0.5 0.4
强度安全原则：以美国为代表。要求按管道所经地区的安全敏感程度 确定其强度裕量，一般不考虑安全距离。根据该原则，在全线MAOP相 同的前提下，安全敏感性不同地区应采用不同的壁厚，以保证管道线 路及其周围环境安全。 《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）规定采用强度安全原则
二、地区等级与设计系数
第九章
输气管道工艺方案设计
§9.1 工艺方案设计的基本内容
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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)摘 要根据课程设计任务书中给出的工程概况和设计参数，通过查找相关规范和设计手册对水平输气干线末端储气进行工艺设计。
通过对末端管径的计算，综合国家标准管道选取规格，选择出了满足年输量为18.4亿标方的输气管道末端直径为φ660×9mm 。
又根据条件给出的km l z 200=，和前面选到的管径计算出了此种情况下末端最大储气量361046.2m ⨯，以及通过资料查得末段储气能力经验值取输气量的40%，即与条件中给出的输气量在理论上计算出的储气量36m 102.10⨯相比较，得出了设计储气量大于每日来气所需要的储气量，验证了本设计的正确性。
关键词：末端 管径 长度 储气量1 总论1.1 设计依据及原则本设计主要根据设计任务书，查询相关的国家标准和规范，以布置合理的长距离输气干线。
1.1.1设计依据（1）国家的相关标准、行业的有关标准、规范；（2）相似管道的设计经验；（3）设计任务书。
1.1.2 设计原则（1）严格执行现行国家、行业的有关标准、规范。
（2）采用先进、实用、可靠的新工艺、新技术、新设备、新材料，建立新的管理体制，保证工程项目的高水平、高效益，确保管道安全可靠，长期平稳运行。
（3）节约用地，不占或少占良田，合理布站，站线结合。
站场的布置要与油区内各区块发展紧密结合。
（4）在保证管线通信可靠的基础上，进一步优化通信网络结构，降低工程投资。
提高自控水平，实现主要安全性保护设施远程操作。
（5）以经济效益为中心，充分合理利用资金，减少风险投资，力争节约基建投资，提高经济效益。
1.2 总体技术水平（1）采用高压长距离全密闭输送工艺；（2）输气管线采用先进的SCADA系统，使各站场主生产系统达到有人监护、自动控制的管理水平。
既保证了正常工况时管道的平稳、高效运行，也保证了管道在异常工况时的超前保护，使故障损失降低到最小。
（3）采用电路传输容量大的光纤通信。
给全线实现SCADA数据传输带来可靠的传输通道，给以后实现视频传输、工业控制及多功能信息处理提供了可能。
（4）在线路截断阀室设置电动紧急切断球阀，在SCADA中心控制室根据检漏分析的结果，确定管道泄漏位置，并可及时关闭相应泄漏段的电动紧急切断球阀。
（5）站场配套自成系统。
（6）采用固化时间短、防腐性能优异的环氧粉末作为管道外防腐层。
2 工程概况拟建一条输气管线，全线起伏不大，输气管线未段距离为200公里，年输气量为18.4亿立方米。
采用末段储气，末段管道压力为终点配气站的最低压力P2min=1MPa，管材的最高工作压力P1min=6MPa。
管材的最高工作压力6MPa，其他参数如下：天然气相对密度Δ=0.58；平均压缩系数Z=0.905；平均温度t=42℃；管道的水力摩阻系数λ=0.0115。
3 输气管道工艺计算3.1 末端管道规格3.1.1 天然气相对分子质量 由气体的相对分子质量公式：(3-1)得出：M=16×94.31%+30×3.39%+44×0.67%+58×0.13%+58×0.11%+72×0.05%+72×0.04%+86×0.05%+34×0.03%+44×0.03%+28×0.00%+4×0.00%+2×1.19%+40×0.00% =16.69563.1.2 天然气密度及相对密度由天然气的密度公式得：0.694kg/m3.05516.6956/24===空天天M M ρ根据天然气的密度求相对密度：∆=ρρ天空=0.694/1.206=0.5755 3.1.3 天然气运动粘度（1）由各组分黏度计算天然气黏度：()()∑∑=iii ii ii M yM y μμ (3-2)按公式代入数据计算得动力黏度：μ=42.3515/4.0464=10.47MPa·s（2）计算天然气运动黏度:s mm /09.15694.047.102===ρμν 3.2 管道内径的计算由条件所给年输气量可计算每小时的输气量：h m q v /62.21904724350104.1838=⨯⨯=根据管道内径的计算公式：207.010038.0033.0207.04.11-∆=P q D v νρ (3-3) 式中 D ——管道内径，mm ； ρ——天然气密度，kg/m 3； ν——天然气运动黏度，mm 2/s ； v q ——体积流量，m 3/h ；100p ∆——100米管道压力降45kPa .代入数据计算管内径：mm D 45.5624562.21904709.15694.04.11207.038.0033.0207.0=⨯⨯⨯⨯=-3.3 确定管壁厚度输气管线的管径确定后，要根据其输送压力、管线材质等来设计壁厚。
油田油气集输和外输油、气管线可按下式计算： φσδF pds 2=(3-4)式中 p ——管线设计的工作压力，10MPa ；d ——管线内径，mm ；φ——焊缝系数：无缝钢管φ=1，缝管和螺旋焊缝钢管φ=1， 旋埋弧焊钢管φ=0.9；s σ——刚性屈服极限，MPa (查表3.1)； F ——设计系数（查表3.2）表3.1 常见钢管材质屈服极限这里选用直焊缝钢管φ=1； 选用APIS-SL X70，s σ=482MPa ； 且因为是长输气管线，故F=0.60。
将数据代入计算管道壁厚：mm 83.514826.0245.5626=⨯⨯⨯⨯=δ3.4 确定管道外径及壁厚根据国家标准选取合理管道规格,具体规格见表3.3。
根据以上计算结果，结合表3.3，选取管径为φ660×9mm。
3.5末段长度和管径的确定原则当设计一条新的干线输气管道时，工艺计算应该从末段开始，先确定末段的长度和管径，然后再进行其他各中间管段的计算。
输气管道末段的计算与其他各段的区别是：应该考虑末段既能输气，又能储气的特点，也就是说，在末段的计算中除了要考虑与整条输气管道一致的输气能力，还必须考虑储气能力，最理想的是使末段能代替为消除昼夜用气不均衡所需的全部容积的储气罐。
计算输气管道末段长度和直径时，应考虑以下三个条件:①当用气处于低峰时（夜间），输气管道末段应能积存全部多余的气体，如条件不允许，可考虑部分满足；当用气处于高峰时（白天），应能放出全部积存的气体。
②输气管道末段的起点压力，即最后一个压缩机站的出口压力不应高于压缩机站最大工作压力，并且应在钢管强度的允许范围之内。
③末段的终点压力不应低于城市配气管网的最小允许压力。
具体计算步骤如下：A.假设输气管道末段长度和管径；B.根据条件二确定储气终了时末段起点压力；根据条件三确定储气开始时末段终点压力；C.计算储气终了时末段终点压力，计算储气终了时末段平均压力；D.计算储气开始时末段起点压力，计算储气开始时末段平均压力；E.计算末段储气能力，与要求的末段储气能力比较，若互相接近，则所假设的末段长度和管径满足工艺要求；否则重新假设末段长度或管径，返回步骤B重新计算，直到末段长度和管径满足工艺要求，计算结束。
3.6 末段最大储气能力的计算故结合工程概况所给的末端长度km l z 200=以及选取的管径d=660mm 进行末端储气的计算。
其中， 520dC TZ C ∆=λ （3-5）式中 d ——管线内径，mm ；0C ——取0.03848； λ——水力摩阻系数；Z ——气体的压缩因子；Δ——气体的相对密度； T ——气体的平均温度，K .经计算得：1025466.003848.031558.0905.00115.0d52520=⨯⨯⨯⨯=∆=C TZ C λ 储气开始时，终点的最低压力不低于配气站要求的最低压力：22min 2min 1v Z q CL P P += (3-6)储气结束时，起点的最高压力不超过管材的最高压力：22max 1max 2v Z q CL P P -= (3-7)平均压力按公式3-8计算：)(3221221m P P P P P ++= (3-8)代入数值后：MPa q CL P P v Z 93.220000085.6010254101212222min 2min 1=⨯⨯+⨯=+=MPa q CL P P v Z m 33.520000085.6010254106212222max 1ax 2=⨯⨯-⨯=-= MPa P P P P P 12.2)1193.2193.2(32)(322min 2min 12min 2min 1pjmin =++=++= MPa P P P P P 67.5)33.5633.56(32)(322max2max 12max 2max 1pjmax=++=++= 末段输气管的储气能力按公式3-9：ZTP T P P L D V V V pj pj Z 00min max 2min max s )(4-=-=π (3-9)式中 min V ——储气开始时末段管道中的存气量，m 3；max V ——储气结束时末段管道中的存气量，m 3；V ——末段管道的几何体积，m 3；Z ——气体的压缩因子. 代入数据后：366200min max 2s 1046.2315905.010********10.122-67.520000066.014.3)(4m ZTP T P P L D V pj pj Z ⨯=⨯⨯⨯⨯⨯⨯⨯⨯=-=）（π 根据资料查得经验值，末段储气能力取输气量的40%，由于：363681046.2m 102.10%40350104.18m Q ⨯<⨯=⨯⨯=故末段管道的最大储气能力，能够满足要求，末段管径取φ660×9mm ，末端长度取200km 合理。