天然气长输管网(DOC)
高压天然气长输管网内天然气的相平衡计算
高压天然气长输管网内天然气的相平衡计算鲍玲玲;刘杰【摘要】天然气各组分含量是评价天然气品质和污染程度的重要参数.目前,天然气各组分含量一般通过气相色谱仪来测定,在没有条件进行色谱测量的情况下,可以采用天然气相平衡计算方法来预测长输管网天然气各组分变化情况.建立了长距离、高压天然气输送管网内气体相平衡数学模型,并给出了相应计算方法.用该模型和求解方法对西气东输管网内进行了相平衡模拟计算,并与实测结果进行了比较.结果表明:预测结果与实测结果基本吻合,所建立的数学模型和计算方法可靠,能够较精确地预测长输管网内天然气的各组分含量、水力参数、物性参数、相平衡参数等.【期刊名称】《石油工程建设》【年(卷),期】2017(043)004【总页数】5页(P19-23)【关键词】相平衡;物性参数;天然气长输管网;组分含量;发热量;环保品质【作者】鲍玲玲;刘杰【作者单位】中国建筑科学研究院建研科技股份有限公司,北京100013;中国石油天然气勘探开发公司,北京100034【正文语种】中文天然气组分中甲烷（CH4）含量占90%以上，烯烃类物质（碳2以上碳氢化合物）含量约9%，还有微量的气态水（H2O）和硫化氢（H2S）。
天然气燃烧后产生有害气体，如一氧化碳、二氧化碳、硫化氢、氧化硫等。
长期以来天然气采用体积计量，即不管天然气组分如何、发热量和品质是高或低，均是相等价格，这是不合理的。
天然气进行能量计量是科学可取的，应通过天然气各组分含量来评价天然气品质的好坏、发热量的高低和燃烧后的污染程度，即甲烷含量越高、重烃含量越低、硫化氢和二氧化碳含量越低，则天然气品质越好，发热量越高，污染越小。
因此采用天然气各组分含量来评价天然气品质好坏、发热量高低和污染程轻重则更为科学合理。
天然气各组分含量一般通过专用气相色谱仪进行测定，气相色谱仪利用色谱柱先将混合物分离，然后利用测量仪依次测量已分离出来的组分。
但是，许多输气管网没有条件进行色谱测量，因此研究天然气管道各组分含量和物性参数随管道长度、流速、时间等因素变化规律则十分必要[1]。
长输管道基础知识
03
通过收发清管器来清除管道 中的积液、粉尘杂质和异物。
03
长输天然气管道的总体布置
首站 阀 室 分输站 阀 室
阴极保 护站
增压站
阀 室
清管站
末站
用户
储气库
长输管网--首站工艺流程
长输管网--末站工艺流程
长输管网--分输站工艺流程
长输管网--清管站工艺流程
站址选择要求
满足系统工艺设计的要求， 所选位置总体上服从输气 干线的大走向。
3
6
所选站址(含放空区)的占 地面积应使站内各建筑物 之间能留有符合防火规范 规定的安全间距。
站址选择要求
选择较有利的地形及 工程地质条件，应避 开易发生山洪、滑坡 等不良工程地质段及 其他不宜建站的地方。
1
2
站址应尽量避开湿陷 性黄土分布地区，或 选在湿陷量较小的地 段。
工程、水文地质要求 地耐力不小于150kPa。
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站场常见的设备--清管收发设备
站场常见的设备--分离设备
发送过程
接受过程
a.收发球筒 ｂ.快开盲板 ｃ.排污排空阀 ｄ.ｅ.f.与管径等径球阀
ｇ排污池
站场常见的设备--计量设备
孔板流量计又称为差压式流量计，是由一次 检测件(节流件)和二次装置(差压变送器和流 量显示仪)组成。采用均压环、一体型结构。 涡轮流量计由涡轮和装于外部的检脉冲器构 成，液体流进涡轮，引起转子旋转，特定的 内径使转子转速直接与流量成比例。
地下水位较低，无侵 蚀性。
3
4
站址选择要求 布站要求 输气管道的沿线有许多种站场设施，将这些设施合建能减少占 地，降低投资，并且方便管理。因此在可能的情况下宜尽量将这些 站场设施合建：
第二部分 天然气输配系统的构成
第二部分天然气输配系统的构成第一章天然气的输送管道输送是天然气的主要输送方式之一，从油气井口到最终用户，历经矿场集气、净化、压气站、配气站以及调压计量等，形成了一个统一密闭的输气系统。
输气管道一般按其输送距离和经营方式及输送目的分为三类：一是属于油气田内部管理的矿场管道，通常称为矿场集气管线；二是隶属某管道输送公司的干线输气管道，通常称为长距离输气管道；三是由原城市煤气公司或其他燃气公司投资建设并经营管理的城市输气管道，通常称为城市输配管网。
图2.1.1 天然气的输送系统长输管道的构成一般包括输气干管、首站、中间气体分输站、干线截断阀室、中间气体接收站、清管站、障碍（江河、铁路、水利工程等）的穿跨越、末站（或称城市门站）、城市储配站及压气站。
与管道输送系统同步建设的另外两个组成部分是通信系统和仪表自动化系统。
输气干线首站主要是对进入干线的气体质量进行检测控制并计量，同时具有分离、调压和清管球发送功能。
输气管道中间分输站（或进气）站起功能和首站差不多，主要是给沿线城镇供气（或接收其他支线与气源来气）。
增压站是为提高输气压力而设的中间接力站，它由动力设备和辅助系统组成，它的设置远比其他站场复杂。
输气管道末站通常和城市门站合建，除具一般站场的分离、调压和计量功能外，还要给各类用户配气。
为防止大用户用气的过度波动而影响整个系统的稳定，有时装有限流装置。
干线截断阀室是为了及时进行事故抢修、检修而设。
根据线路所在地区类别，每隔一定的距离设置。
第二章城镇燃气输配系统城镇燃气输配系统有两种基本方式：一种是管道输配系统；一种是液化石油气瓶装系统。
管道输配系统一般由接受站(或门站)、输配管网、储气设施、调压设施以及运行管理设施和监控系统等共同组成。
如图2.2.1所示。
图2.2.1 燃气输配系统示意图一、接受站接受站(门站)负责接受气源厂、矿(包括煤制气厂、天然气、矿井气及有余气可供应用的工厂等)输入城镇使用的燃气，进行计量、质量检测，按城镇供气的输配要求，控制与调节向城镇供应的燃气流量与压力，必要时还需对燃气进行净化。
中国主要天然气长输管线情况
（九）冀宁联络线 （十）涩宁兰管线 （十一）长-呼天然气管道 （十二）忠武输气管线工程 （十三）淮武输气管线工程 （十四）中国-中亚天然气管道 （十五）中缅油气管道 （十六）中卫—贵阳联络线 （十七）海峡西岸经济区天然气管网工程
1. 西气东输一线工程
新疆轮南
上海白鹤镇
• 全长 / 管径 / 压力 : 4200km / 1016mm / 10MPa • 工期 : 2002.7 – 2004.10 • 年设计输量 : 120亿㎥/年 170亿㎥/年(2009) • 气源 ： 新疆塔里木盆地
• 途经 : 辽宁省 • 所属公司 : 中石油 • 特点 ：LNG进口海气
8. 大唐阜新煤制天然气外输管道
• 全长 / 管径 / 压力 : 334km/ 800,550, 450,400mm / 6.3MPa • 工期 : 2010.3 – 2013. • 年设计输量 : 40亿㎥/年 • 气源 : 内蒙古东部褐煤为原料制出的天然气
334
0 450/40
6.3
2010.3 – 2013.
0
年设计 输量
170亿 ㎥/年 (2009)
300亿 ㎥/年
300亿 ㎥/年
气源 新疆塔里木盆地
土库曼斯坦、哈萨 克 ＋ 国内补充 新增土库曼斯坦、 乌慈别克斯坦、哈 萨克＋国内
途经
新疆、甘肃、宁夏、 陕西、山西、河南、 安徽、江苏、上海、 浙江十个省市区 新疆、甘肃、宁夏、 陕西、河南、湖北、 江西、湖南、广东、 广西等14个省区市 新疆、甘肃、宁夏、 陕西、河南、湖北、 湖南、江西、福建、 广东等10个省区
120亿 ㎥/年
303亿 ㎥/年
80亿 ㎥/年
川东北普光首站
四川、重庆、湖北、 江西、安徽、江苏、 浙江、上海 6省2市
天然气集输管网优化概述
天然气集输管网优化概述摘要：由于各行各业对于天然气的需求正在不断增长，其天然气集输则作为中国天然气行业的重要组成部分起到极为关键的作用。
而根据目前情况便可看出，国内天然气的运输方式则主要依靠管道，所以对于集输管网的需求来说便极为庞大。
因此，为了能够有效确保输气系统的安全性和可靠性，则必须不断对其进行优化和改进。
基于以上理论，本文便从实践出发通过有效探讨天然气集输系统的优化措施以促进国内天然气集输业的发展。
关键词：长输管道；天然气系统；集输管网；1.天然气集输管网概述对于我国现有的集输方式来说，其主要为多级集输工艺。
而集输管网可分为放射集输、枝状集输、环状集输管网等不同集输方式。
其中，放射式集输管网需要按有关规定，将多口气井按有关规定划分为一批，每一批为独立一组，通过集中气管道，统一纳入集气站，然后通过分支、主干进入终端；由于分支式集输网络主要运行过程是以一条主干干线穿越整个气田然后将其输送至集气站为主；因此环形集输网络运行便需要指在合适的地点，通过管道将各管道连接到一个集气站。
而对于目前天然气集输网络优化来说，其拓扑结构则是目前急需解决的相关重点。
因此在实际的管网设计中，应该按照最优原则，对管网进行合理的布置，并确定最佳的网络拓扑结构。
2.天然气集输管网的优化思路2.1拓扑结构的优化在天然气集输管网工程当中，各类拓扑结构应有机结合，将管网应根据具体情况进行优化整合处理。
另外还需对星形管网、树形管网以及其他形式管网综合利用。
同时，应当根据实际情况优化天然气集输结构，降低集输管网成本，达到调节效率的目的。
由于我国各地区地貌特征差异较大，因此则十分有必要根据工作区的实际情况充分利用各种构筑物所存在优势，按照“扬长避短”的原则，最大限度地发挥集输管网的经济效益。
在运营过程当中，为了能够有效实现环形管网的优化，则必须将干线和支线进行合理布置，并将其有效连接到不同的气站当中。
由于此类环形结构能够极大限度地保证管道内的压力平衡，因此则必须令其达到压力稳定并发挥其本身效果。
天然气长输管网
1．天然气的输送形式1．1管道输送1.1.1根据用途分类1)．长距离输气管线2)．城市燃气管道(a) 分配管道(b)用户引入管(c)室内燃气管道3)．工业企业燃气管道(a)工厂引入管与厂区燃气管道(b)车间燃气管道(c)炉前燃气管道1.1.2. 根据敷设方式分类1)．地下燃气管道2)．架空燃气管道1.1.3. 根据输气压力分类《压力容器压力管道设计单位资格许可与管理规则》对长输管道GA类级别划分为；1）符合下列条件之一的长输管道为GA1级（1）输送有毒、可燃、易爆气体介质，设计压力P＞1.6MPa的管道；（2）输送有毒、可燃、易爆液体，输送距离（指产地、储存库、用户间的用于输送商品介质管道的直接距离）≥200km且管道公称直径D≥300mm的管道；（3）输送浆体介质，输送距离≥50km且管道公称直径D≥150mm的管道。
2）符合下列条件之一的长输管道为GA2级（1）输送有毒、可燃、易燃气体介质，设计压力p≤1.6MPa的管道；（2）GA1（2）范围以外的管道；（3）GA1（3）范围以外的管道；《压力容器压力管道设计单位资格许可与管理规则》对公管道GB类级别划分为1、燃气管道GB1；2、热力管道GB2。
城镇燃气管线压力分级：．低压燃气管道：P≤0．01MPa；．中压B燃气管道：0．01MPa<P≤0．2MPa；．中压A燃气管道：0．2MPa<P≤0．4MPa；．次高压B燃气管道：0．4MPa<P≤0．8MPa：．次高压A燃气管道：0．8MPa<P≤1．6MPa．.. 高压B燃气管道：1.6MPa<P≤2.5MPa：高压A燃气管道：2.5MPa<P≤4.0MPa．1.1.4城市燃气管网及其选择．A. 城市燃气输配系统的构成1)．低压、中压以及高压等不同压力等级的燃气管网。
2)．城市燃气分配站或压气站、各种类型的调压站或调压装置。
3)．储配站。
4)．监控与调度中心。
燃气输配燃气输配管网
图1-1 P-V图 C ——临界点 左（MCG）液态 右（NCG）气态 中间气液共存态
图1-2 P-T图 液—气平衡曲线 左：液态 右：气态 曲线——气液共存态 曲线顶点——临界点 临界温度越高，越易液化———液化石油气 临界温度越低，越难液化———天然气
四、实际气体状态方程
PV zRT
z——压缩因子（P、T） 范德瓦斯方程
我国天然气资源丰富：中、西部及近海地区
已建成：陕西→北京 新疆→上海（西气东输，西部大开发的标志性工程）
2002年开工，2004年8月全线完工，全长4000km
九省一市 d=1016mm，P=10MPa 120亿m3/年，投资1200亿元
在建： 1.俄气南供 2.进口液化天然气（LNG） 东南亚、澳大利亚→广州 3.近海天然气 （1）南海气田→海南、广州、香港 （2）东海气田→上海、浙江 （3）渤海气田→天津、山东 4.煤层气开发：中东部
有很强的聚合作用，阻止气化 （4）C2（乙烷、乙烯）：小于6%
由于液化石油是按C3、C4比例组成 （5）残液（C5及C5以上）：小于2%，常温下不能气化
3.城市燃气的加臭
臭味强度分为5级 2级——臭味一般（报警线、安全浓度线） 对CO，浓度在0.02%时，加臭可察觉 对天然气，泄漏量达1%， 加臭可察觉 常用 四氢噻吩（THT） 三、城市燃气的选择
常压降温加变热为：液C4态以，下其气体化积缩（小液至化吸气收石体法油的气天1/）2然50气，（便C于1、运C2）
输；气态低发热C5值~C最11气高石化，油92伴.1（生~1汽气21油.4）MJ/N·m2，折成液态
为45~46.分1M馏J/kCg11~C16气化 （煤油）
分类
液化石C1油5~C气18（气C化3、C（4）柴油）
天然气输气管线工程施工方案(长输管线)
xx-xx天然气输气管线工程施工方案编制：审核：批准：xx公司20xx年8月6日目录1.工程概况 (2)2.编制依据 (2)3.施工工期计划 (3)4.人员配备 (4)5.施工方法 (5)5.1一般地段管道施工方法 (5)5.2水田段管线施工方法 (32)5.3小型河流沟渠施工方法 (20)5.4鱼塘穿越施工方法 (22)5.5人口密集地段管道施工方法 (25)5.6陡峭地形管线施工方法 (30)5.7高压线附近施工方法 (33)5.8公路大开挖穿越方法 (38)5.9公路、铁路顶管穿越方法 (41)5.10弯管弯制方法 (48)5.11穿越地下管道、光（电）缆施工方法 (50)5.12管道补口、补伤施工方法 (53)5.13阴极保护施工方法 (55)5.14石方段爆破施工方法 (57)5.15清管、测径、试压方法 (64)5.16阀室土建、工艺施工方法 (76)5.17水工保护施工方法 (88)5.18雨季施工措施 (90)5.19防腐管安全及防腐层保护措施 (91)5.20管线下沟施工技术措施 (93)6.项目质量、职业健康安全与环境（QHSE）管理 (95)6.1项目QHSE方针 (93)6.2项目QHSE目标 (93)6.3项目组织机构 (93)6.4质量责任 (94)6.8质量检测及控制程序 (97)6.7质量保证措施 (103)6.9保护生态环境及农田水利设施措施 (108)6.10管道焊接一次合格率保证措施 (112)6.11台风预案 (115)6.12水土保持措施 (116)1.工程概况工程名称：xx省天然气管网xx～xx输气管线线路第八标段建设规模：本工程为xx～xx输气管线线路第八标段：工程内容主要包括线路工程48.1Km以及xx分输站及配套工程。
工程线路共分为两段。
第一段：xx~xx，第二段：xx~xx湖湖口。
第一段xx~xx起点为xx市xx首站，终点为xx分输站。
管线全长48.1km，管径采用Ø508mm，管线途径区域基本为丘陵、低山地貌，全线村庄比较密集，与本工程交叉的的道路（铁路、高速公路、高等级公路）较多，全线主要依托国道108和xx~济南的双瑞线。
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1．天然气的输送形式1．1管道输送1.1.1根据用途分类1)．长距离输气管线2)．城市燃气管道(a) 分配管道(b)用户引入管(c)室内燃气管道3)．工业企业燃气管道(a)工厂引入管与厂区燃气管道(b)车间燃气管道(c)炉前燃气管道1.1.2. 根据敷设方式分类1)．地下燃气管道2)．架空燃气管道1.1.3. 根据输气压力分类《压力容器压力管道设计单位资格许可与管理规则》对长输管道GA类级别划分为；1）符合下列条件之一的长输管道为GA1级（1）输送有毒、可燃、易爆气体介质，设计压力P＞1.6MPa的管道；（2）输送有毒、可燃、易爆液体，输送距离（指产地、储存库、用户间的用于输送商品介质管道的直接距离）≥200km且管道公称直径D≥300mm的管道；（3）输送浆体介质，输送距离≥50km且管道公称直径D≥150mm的管道。
2）符合下列条件之一的长输管道为GA2级（1）输送有毒、可燃、易燃气体介质，设计压力p≤1.6MPa的管道；（2）GA1（2）范围以外的管道；（3）GA1（3）范围以外的管道；《压力容器压力管道设计单位资格许可与管理规则》对公管道GB类级别划分为1、燃气管道GB1；2、热力管道GB2。
城镇燃气管线压力分级：．低压燃气管道：P≤0．01MPa；．中压B燃气管道：0．01MPa<P≤0．2MPa；．中压A燃气管道：0．2MPa<P≤0．4MPa；．次高压B燃气管道：0．4MPa<P≤0．8MPa：．次高压A燃气管道：0．8MPa<P≤1．6MPa．.. 高压B燃气管道：1.6MPa<P≤2.5MPa：高压A燃气管道：2.5MPa<P≤4.0MPa．1.1.4城市燃气管网及其选择．A. 城市燃气输配系统的构成1)．低压、中压以及高压等不同压力等级的燃气管网。
2)．城市燃气分配站或压气站、各种类型的调压站或调压装置。
3)．储配站。
4)．监控与调度中心。
5)．维护管理中心。
B. 城市管网系统城市输配系统的主要部分是燃气管网，根据所采用的管网压力级制不同可分为：1．一级系统：2．两级系统：3．三级系统：4．多级系统：1．2瓶装供应液化石油气和二甲醚的典型供应形式，对管道所不能辐射到的地区的有利补充。
液化石油气的主要成分的闪点和爆炸极限液化石油气的闪点和爆炸极限远低于《建筑设计防火规范》GBJ16-1987第3.1.1条甲类生产厂房和第4.1.1甲类物品仓库火灾危险性特性指标中的液体闪点低于280C，气体爆炸下限小于10%的规定，故液化石油气厂房属甲类生产站房，液化石油气仓库属甲类物品仓库，液化石油气站属甲类危险性企业。
液化石油气常温下液态液化石油气的密度为500-600kg/m3,比水轻，故用水不能扑灭液化石油气火灾，而只能对储罐和容器等进行喷水冷却。
在标准状态下气态液化石油气的密度为2.20--2.50kg/m3,约比空气重0。
7-0.9倍，当发生泄漏时，易积存在低洼地带。
常规液化石油气储瓶规格：5kg/瓶、15kg/瓶、50kg/瓶. 1．3压缩天然气供应1.3.1 CNG简介采用高压（200-250公斤/平方厘米）使天然气压缩，体积压缩比达300:1,用车辆把压缩天然气输送到各用气点:可以向汽车加气,也可以减压后管网输送供城市使用.1.3.2 CNG储运目前国内CNG运输有高压管束瓶组和长管气瓶形式，多采用长管气瓶半挂车加牵引头的方式，最大的CNG集装箱（简称撬装车）运载能力是水容积18m3,折合标准状态约4540m3/车，全车满载吨位达18吨。
撬装车和高压管束储运压力：20-25MPa，高压储气罐储气压力0.8-1.0MPa，居民用户供应压力3000KPa.，高压管束采用的气瓶材质为35CrMo钢。
1.3.3 CNG加气站形式分为一般（标准）加气站、加气母站、加气子站。
标准加气站每个站内均有进气、脱硫、压缩、脱水、储气、售气系统及相关的设备,各站从城市燃气管道或城市调压站上接气。
标准站只能在有天然气管网的城市才能建设。
母站建设特点与标准站相反。
将母站建设到有天然气的城市或城市中压力较高的城郊，再将生产的压缩天然气通过拖车运到无天然气的城市或城区的子站，彻底摆脱城市无天然气和天然气管道敷设难、压力低的缺点。
但拖车行走路线受城市道路管理及其它因素影响也较大。
子母站的服务半径可达500Km。
1．4液化天然气供应天然气的主要成分是甲烷，其临介温度为190.58K （-82℃），故在常温下无法采用加压的方法将其液化。
通常的液化天然气多储存在温度为112K（-161℃）、压力为0.1MPa左右的低温罐内，其液态密度为标准状态下甲烷的625倍，体积能量为汽油的72%，十分有利于输送和储存。
大量天然气的主要运输方式：管道运输（陆上）、液化气船运（海运）。
如：西气东输新疆库尔勒至上海全长4400多公里，管径D1016mm, 最高输送压力10MPa, 设计输送量120亿立方/年，约占我国目前天然气总产量的40%；陕京二号线：全长850多公里，管径D1016mm, 最高输送压力10MPa, 设计输送量120亿立方/年。
2．天然气长输管道的功能天然气的采集、运输、配气过程：矿场集输管道、长输管道和城市输配管道。
2．1 天然气长输管道：连接脱硫净化厂和城市门站之间的管道，根据用户的需求把经过净化处理的符合标准的天然气送到城市。
执行国标《输气管道设计规范》GB50251 压力管道GA 类。
2．2 长输管道的7大功能：计量功能：交接过程中必须设置专门的计量装置；增压功能：输送过程中需设压缩机进行增压；接收和分输功能：截断功能：分段设置截断阀，并在发生意外爆破事故时能自动关闭阀门，使管道在某一地进行检修或发生爆破时不至于造成更大范围的断气和放空损失；调压功能：为与下游城市管网接口，将干管压力调到一个相对稳定的出口压力；清管功能：定期清管，清除施工过程的杂质和长期运行后产生的铁锈，避免杂质进入压缩机、流量计、调压器等设备；储气调峰功能：利用长输管道末端压力的变化平衡天然气日均衡供应和城市峰值间的矛盾。
2．3 长输管道的系统构成1. 输气首站 2。
输气干线 3。
气体分输站4。
城市门站（末站） 5。
气体处理厂 6。
气体接收站7。
加压站 8。
截断法井 9。
清管站10。
穿跨越河流 11。
输气支线 12。
进气支线长输管道包括：管道本身（干线和支线），场站，通行调度自控系统。
管线: 主干管，特殊地段（如江河湖泊、铁路、高速公路等）穿跨越工程；管道截断阀室；阴极保护站；线路护坡堡坎等构筑物。
站场：首站、清管站、气体接收站、气体分输站、加压站、门站等。
通信系统：承担全线的通信联络、行政和生产调度及提供自控检测系统的数据传输，对重要的输气干线设固定和移动两套系统。
2．4天然气管道的比较3.长输管道工艺设计3．1 设计内容3．1．1 决定管道的输送能力和总工艺流程根据输送能力和气源压力、用户要求压力来解决输送方式，考虑是否加压；如有调峰要求则要按调峰量要求决定末端的储气能力。
3．1．2 设计管径和压缩机站的站间距和压比输送方案确定后，确定管径、壁厚及管材1）稳定流水力计算与非稳定流水力计算稳定流：某一时间段内流入管道（起点）的流量和流出管道（终点）的流量是相等的、不随时间变化，起点和终点的压力是稳定的，且是等温过程（管内气体与外界没有热交换）。
如：长输管道各压缩机站间的流动，因各站的进出口参数是稳定的，管内气体的温度和低温也基本一致，近似为稳定流；而长输管道末端（最后一座加压站到门站之间），由于城市用气的不均匀性使得出口的流量和压力都在不断地变化，考虑为非稳定流稳定流理论公式：G=π4式中：（P —P ）D5λZR g TL21220.5P1——燃气管道起点压力（绝压Pa）;P2——燃气管道终点压力（绝压Pa）;Z——压缩因子;L——燃气管道计算长度（m）;G——燃气管道质量流量（kg/s）;D——管道内径（m）;T----管内气体绝对温度 K;R g-------管内气体常数 J/(kg.K);ג----水力摩阻系数.对于长输管道其流态都处在阻力平方区，则ג =1/68.1Re0.0308米不考虑高差影022当输气管线沿线的相对高差小于等于：工程计算公式，响时q v=11522Ed2.53[P12-P22/ZTLΔ0.961]0.51式中：q v-----气体（P0=0.101325MPa,T=293k）的流量（m3/d）P1——燃气管道起点压力（绝压MPa）;P2——燃气管道终点压力（绝压MPa）;Z——压缩因子;L——燃气管道计算长度（m）;d——管道内径（cm）;T----管内气体平均绝对温度 K;Δ---气体的相对密度；E----输气管道的效率系数（当管道公称直径为DN300~800mm时，E为0.8~0.9；当管道公称直径大于DN800mm时，E为0.91~0.94）；：工程计算公式，考虑输气管线沿线的相对高差时q v=11522Ed2.53{P12-P22(1+αΔh)/ZTLΔ0.961[1+α/2L(Σ(h i+h i-1)L i]{0.51式中：α----系数（m-1）, α=2gΔ/R a ZT;R a---空气的气体常数，在标准状况下，R a=287.1m2/(s2.K);Δh----输气管线计算管段的终点对起点的标高差（m）;h i h i-1----各管段终点和对该管段起点的标高差（m）；L I------各计算管段长度（km）.3．1．3 设计各种站场的布局、选址及站内流程3．1．4 选择工艺设备3．1．5 储气能力计算1．长输管线应解决季节调峰和参与日、时调峰城市天然气输配供应系统中的各类用户的用气量，会随气候条件、生产装置和规模、人们的日常生活习惯等因素发生变化。
这种用气波动以城市民用、供热锅炉和燃气电厂用气最为明显。
因此，在燃气输配系统的设计中应充分考虑各类用户用气波动这一因素，合理配置储气调峰设施，以保证连续、稳定向各类用户供气，满足变化的天然气用户用气的需求，更好地服务于用户。
目前已用气城市的时调峰均要求下游自行解决，上游(长输管线)不参与解决城市供气时调峰问题。
即使是我国目前陆上距离最长、管径最大、自动化程度最高的天然气输送管线——陕京线，也仅是参与了季节调峰，没有担负所供城市的日、时调峰气量。
京津地区为了解决城市供气的季节性平衡问题，在天津大港油田利用油田的油气层结构，建设地下储气库。
进行天然气加压反注采油储气，用于解决城市供气的季节调峰。
因此，目前实现天然气供应的城市只能通过建设大量的高压球罐来解决城市用气的日、时调峰。
季节调节只能依靠长输管线和利用缓冲用户来调节。
以城市最大供气月平均日用气100万米3为例，一般而言所需的日、时调峰气量为计算月平均日供气量的25～40％，即所需的调峰气量为25～40万米3，如来气压力小于等于1.6MPa时，城市可选择的较经济的调峰方式只能是高压球罐储气，投资(不含征地费)费用为1.2～2.0亿元，综合投资费用估计在1.8～3.2亿元左右。