输气管道基础工艺计算.docx

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输气管道基础工艺计算

输气管道工艺计算

-09-27

输气管道工艺计算 

目录 

一、输气管道压力计算 

二、输气管道管存计算 

三、输气管道输差计算 

四、输气管道清管器有关计算 

一、输气管道压力计算

 1、输气管道压力分布 输气管道沿线压力是按抛物 线规律变化。

接近起点压力 降比较缓慢，距离起点越远，压力 降越快，在前3/4管段上，压力 损失约占一半，另一半消耗在背面 1/4管段。

 3 / 4 L 1 / 2 Px 一、输气管道压力计算 2、管道沿线任意点气体压力计算式 式中：

Px —— 管道沿线任意点气体压力（绝）（MPa）； P1 —— 管道计算段内起点气体压力（绝）（MPa）； P2 —— 管道计算段内终点气体压力（绝）（MPa）； X L —— 管道计算段起点至沿线任意点长度（km）； —— 管道计算段实际长度（km）。

 一、输气管道压力计算 3、输气管道平均压力 式中：

Pm——管道内气体平均压力（绝）（MPa）； P1——管道计算段内起点气体压力（绝）（MPa）； P2——管道计算段内终点气体压力（绝）（MPa）。

 二、输气管道管存计算式 1、管存 管存是指管道中实际储存天然气体积量，即管道储 气气体数量，是反映管道运营时压力、温度、季节、运 行配备以及运营效率综合指标，是控制管道进出气体平 衡一种重要参数。

 管存与管容（与管道长度、内径等关于）、压力、温 度及压缩因子参数关于。

理论上，压缩因子参数与管道输 量、压气站配备、压气站出站温度及管道地温等因素关于。

 二、输气管道管存计算式 2、管道管存计算式 式中:

 Q储 —— 管道储气量（Po=0.101325MPa, To=293.15K），m?

； V —— 管道容积，单位为立方米（m?

）； T —— 气体平均温度，单位为开尔文（K）； P1m—— 管道计算段内气体最高平均压力（绝），MPa； P2m—— 管道计算段内气体最低平均压力（绝），MPa； Z1、Z2——相应P1m、P2m时气体压缩系数。

 二、输气管道管存计算式 3、管道管存估算式 常用管径管容量（粗算） 管径（mm） 管容（m?

/km） DN720×10 384 DN610×8 277 DN508×8 190 DN406×7 121 DN219×7 33 三、输气管道输差计算 1、输差 天然气输差是指管道输送差值。

 产生输差因素重要有：

设备泄漏、计量误差、生产 操作中放空与排污等。

 三、输气管道输差计算 2、普通输气量差值计算式 Q差＝（V1+ Q1）-（Q2+ Q3 +Q4+ V2） 式中：

Q差— Q1 — Q2 — Q3 — 某一时间输气管道内平衡输气量之差值； 同一时间内输入气量； 同一时间内输出气量； 同一时间内输气单位生产、生活用气量，单 位为立方米（m?

）；Q4— 同一时间内放空气量； V1— 计算时间开始时，管道计算段内储存气量； V2— 计算时间终了时，管道计算段内储存气量。

 三、输气管道输差计算 3、相对输差计算式 式中：

 —— 相对输差（%）。

 检查输气质量，普通不能高于3% 四、输气管道清管器有关计算 1、影响清管器速度因素 清管器运营速度应控制在12-18km/h，才干保证清管 器速度惯性能顺利通过三通处而不被卡堵。

 影响清管器速度重要因素：

 球先后压力差、球在管内摩擦阻力、管内径变化、 管内杂物阻力等。

而球先后压力差与推球压力源 （气源量）有关：

球摩擦阻力与球过盈量和管内壁粗 糙度有关；管内杂物与施工清管质量有关。

 四、输气管道清管器有关计算 2、清管器运营距离估算式 式中：

L估 —— 清管器运营距离，单位为（m），Po=0.101325MPa, To=293.15K； T —— 清管器后管段内气体平均温度（K）； Q进 —— 发清管器后合计进气量（m?

）； d —— 输气管内直径（m）； P —— 推清管器压力，即某时刻清管器后管段内气 体平均压力（绝）（MPa）。

 四、输气管道清管器有关计算 3、清管器运营速度估算公式 输气流量可计算下瞬时速度公式（实际操作中惯用） 清管器运营速度重要取决于清 管器上游管段输气流量和管 道运营压力。

式中 :

 Q —— 输气流量（Po=0.101325MPa,To=293.15K） 单位为立方米每天（m?

/d）; F —— 管道内径横截面积，单位为平方米（㎡）; p —— 清管器后平均压力，单位为兆帕（MPa）; v —— 清管器运营速度，单位为千米每小时（km/h）。

 四、输气管道清管器有关计算 输气流量不可计算下速度公式式中 :

 V—— 清管器平均运营速度，单位为米每秒（m/s）; t—— 运营L距离实际时间，单位为秒（s）。

 谢谢！

管道输气工艺 - 正文  

  实现天然气管道输送技术和办法。

重要是依照气源条件及天然气组分，拟定输气方式、流程和运营方案；拟定管材、管径、设备、沿线设站类型及站距等。

　　初期天然气管道输送，全靠气井自然压力，并且天然气在输送过程中不通过解决直接进入管道。

当代天然气管道输送则普遍采用压气机提供压力能，对所输送天然气质量也有严格规定。

　　管道输送天然气质量原则  天然气重要成分是甲烷，另一方面为乙烷、丙烷、丁烷及其她重质烃类气体。

此外，天然气还具有少量硫化氢、二氧化碳、氢气和水蒸气等，还也许具有固体砂粒、凝析液和水等。

天然气在原则状况下容重为0.6780～0.7157公斤/米3，比空气轻。

在空气中含量为5.3％～15％（体积）时,遇明火会发生爆炸。

被水蒸气饱和天然气，在一定压力和温度条件下，会生成外观象雪状结晶水合物。

　　天然气中所带固体杂质会使管道断面缩小，甚至堵塞，使机件和仪表磨损。

凝析液和水因其汇集而会增长输送能耗，会腐蚀管道和仪表等。

水合物结晶甚至能完全堵塞管道。

硫化氢和二氧化碳等酸性气体遇水时会严重腐蚀金属设备。

因而，天然气进入输气管道前必要进行气液分离，除去游离水、凝析液和固体杂质，以及硫化氢和水。

当前许多国家均制定了管道输送天然气质量原则，普通规定通过解决天然气中硫化氢含量不大于 5.5毫克/米3（原则状况下）；天然气露点温度低于管道周边环境温度5～10℃。

　　油田伴气愤是在油田采油时从石油中分离出来气态碳氢化合物，其重要成分也是甲烷、乙烷、丙烷等烃类，但甲烷含量比天然气要少些，乙烷则多些。

此外，油田伴气愤还具有较多天然汽油成分，容重较天然气大，热值较天然气高。

油田伴气愤质量原则同天然气质量原则大体相似。

　　输气流程  来自气井天然气先在集气站进行加热、降压、分离，计量后进入天然气解决厂，脱除水、硫化氢、二氧化碳，然后进入压气站,除尘、增压、冷却,再输入输气管道。

在沿线输送过程中，压力逐渐下降，经中间压气站增压，输至终点调压计量站和储气库，再输往配气管网。

气田井口压力减少时，则需建矿场压气站增压。

输气管道系统流程如图所示。

3 输气工艺 

3 . 1 普通规定  

3 . 1 . 1  输气管道输气量受到气源供气波动、顾客负荷变化、季节沮差及管道维修等因素影响，不也许全年满负荷运营。

为保证输气管道年输送任务，规定输气管道输气能力必要有一定裕量。

故本规范规定输气管道输气设计能力按每年工作350d 计算。

由于有设计委托书或合同中规定输气规模为日输气量，在工艺设计中，日输气量更能直接反映出输气管道输气能力和规模，故本条补充了日输气量作为输气管道设计输送能力指标。

3 . 1 . 2  本规范规定管输气体质量原则，重要考虑了输送工艺、管枪安全、管道腐蚀及普通顾客对气质使用规定。

管输气体已成为一种重要能源和商品，第十五届世界煤气会议Al 天然气集气和调节分会报告中指出：

供气单位提供天然气必要符合一定质量原则，普通来说不需再行加工即可保证顺利输送、分派及普通顾客用气规定。

对影响天然气顺利输送、分派和使用杂质有：

硫化氢、水、烃冷凝物及固体杂质等。

　　水露点：

输气管道中游离水是导致管道腐蚀重要因素，没有水就没有电化学腐蚀或其她形式腐蚀产生。

依照四川石油设计院、四川石油局输气处关于《 低浓度硫化氢对钢材腐蚀研究》成果表白：

“… … 工业天然气通过硅胶脱水后对钢材无腐蚀，腐蚀试样仍保持本来金属光泽，腐蚀率几乎等于零，表白无水条件下钢材腐蚀是难以产生。

”管输气体脱水后还能提高管输效率。

管愉气体水露点，世界多数国家是按不同季节提出在最大也许操作压力下气体露点温度值（见表l ）。

考虑到国内幅员辽阔，气候差别较大，对气体水露点规定因地而异，故本规范只规定了气体水露点温度与最低输气温度最小差俏。

　　烃露点：

脱除管输气体中液态烃重要目是提高管输效率、保障输气安全。

世界多数国家对烃露点规定按水露点办法做出规定（见表l ）。

本规范依照国内详细状况规定了气体经露点。

　　硫化氢含量：

普通说，当脱除管输气体中游离水后，就没有腐蚀发生。

但考虑到国内输气管道不是单纯把气体从起点输送到终点，沿线有大量民用与工业顾客。

因而，为保证顾客安全和环境卫生，对脱水后管输气体硫化氢含量规定应符合二类天然气含量原则（即硫化氢含量不大于20mg / m3 ，符合民用气原则），以满足多数顾客规定。

同步集中脱硫也较为经济。

　　本规范对管输气体中最高含尘量未作具恢规定，由于尚无适当检查气体中杂质含量仪表。

对固体杂质脱除只提出原则规定。

3 . 1 . 3  在气源压力、施工技术水平及管材质量都能满足状况下，高压输气普通比较经济。

对于以气井井口压力为动力管道．应充分运用地层能量，尽量提高管道起输压力。

对用压缩机增压输气管道应通过优化设计，选取最优工艺参数：

压力、管径、压比。

管输压力拟定还应考虑当前国内制管水平、施工质量和竹道通过地区安全等因素。

3 . 1 . 4  输气管道应做好防腐设计，以保证输气管道使用寿命，避免事故发生。

管道防腐分为外防腐（即防止土壤、环境等对金属腐蚀）和内防腐（即防止所输送气体中有害介质对管子内壁金属腐蚀）。

依照国内外实践经验制定国家现行《钢质管道及储罐防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 提出了防止管道外腐蚀有效办法，故本规范规定输气管道外防腐应按该两部规范关于规定执行。

　　凡符合本规范第3 . 1 . 2 条规定气体普通不会对管子内壁金属产生腐蚀。

当输送不符合上述规定气体时，应采用其她有效办法。

如：

减少气体水露点、注人缓蚀剂或内部涂层等办法，防止管子内壁腐蚀发生。

由于工程造价、金属耗量等经济因素，辅气管道普通不容许采用增长腐蚀裕量办法来解决管壁内腐蚀问题。

故本规范规定：

管道采用防腐办法后，拟定管壁厚度时可不考虑腐蚀裕量。

3 . 1 . 5  输气管道设锐清管设施，一方面为进行必要清管，另一方面为正常生产时管道检测。

管子内壁粗糙及管内存有污物是当前管输效率较低重要因素。

鉴于当前国内制管、管道施工及生产管理状况有时达不到预期效果，为了消除施工中管道内存留污物及生产中凝析液体．因而，本规范提出对输气管道系统清管规定。

　　输气管道内壁涂层效益是明显，不但可以防腐蚀，并且可以大大提高管输效率，据关于资料报道可提高竹输效率约5%～8%或更大某些。

但因当前国内管道内壁涂层应用还不十分广泛，故本规范只规定宜采用。

3 . 2 工艺设计  

3 . 2 . 1  本条增长了系统优化设计规定．系统优化设计是将影响工艺方案各种设计参数、条件分别组合，构成各种工艺方案，经工艺计算和系统优化比较．最后拟定推荐工艺方案过程，近年国内大型输气管道工程设计己广泛应用。

3 . 2 . 2  定方案一方面是选取输气工艺，然后拟定工艺参数。

通过工艺计算和设备选型、管径初选从而进行技术经济比较，才干最后拟定管径和输压。

对与否需要增压输送也需在技术经济比较之后才干拟定．优化设计就是选取输气工艺、选定管径、拟定输压、选定压比、拟定站距、进行技术经济比较过程．本条所列工艺设计应涉及重要内容为输气管道工艺设计不可缺少四个方面内容。

3 . 2 . 3  本条所指气源是气田气或高压煤气等．充分运用气源压力是提高输气压力增长输气量办法之一，也是一项节能办法，并有明显经济效果。

只要管道自身制造、安装工艺可以达到并符合技术经济优化条件，而气源压力也能较长时间保证，输气压力应尽量提高。

　　输气管道与否采用增压输送，取决于输气管道长度、输气量、管径大小选取等各方面条件进行综合分析和方案比较后拟定。

压气站站距，取决于压气站站压比选取．压气站站数取决于输气管道长度。

本条所规定站压比和站距值是当拟定采用增压愉气工艺并已拟定采用离心压缩机时，对于站压比选取和站距拟定所提供推荐性数值范畴。

由于制管技术不断提高，新制管材料继续开发，制管成本也许下降，压缩机压比和功率以及制造技术均有也许提高，此后压气站站距设计也许随着提高，因而条文中对站距未限制其上限值。

3 . 2 . 4  本条规定压缩机选型应满足输气工艺设计参数和运营工况变化两个条件。

也就是在输气工艺流程规定范畴内规定压缩机在串联、并联组合操作变更或越站输气时，其机组特性也能同管道特性相适应，并规定动力机也应在合理功能范畴内工作。

3 . 2 . 5  输气干线各分输站、配气站和末站压力，是由管道输气工艺设计所拟定。

上述各站输气压力和输气量应控制在容许范畴内，否则将使管道系统输气失去平衡，故干线上各分输站和配气站对其分输量或配气量及其输压均需进行控制和限制。

3 . 2 . 6  为了保证进人管道气体质量符合第3 . 1 . 2 条规定规定，应对进入输气干线气体进行检测。

3 . 2 . 7  输气管道壁厚是按输气压力和地区级别拟定．输气压力也许浮现两种状况，一是正常输气时所形成管段压力，二是变工况时管段压力．当某一压气站因停运而进行越站操作时，则停运压气站上游管段压力普通不不大于正常操作条件时压力．故本条规定管道系统强度设计，应满足运营工况变化规定。

  3 . 2 . 8  压气站设干线越站旁通阀目是为了在必要时进行越站操作。

越站操作状况有三种：

① 压气站自身发生意外事故；② 压气站压缩机和动力机需要定期检修；③ 干线输气工况发生变化（即干线输气量减少）。

　　清管站干线越站旁通管路是止常运营管路。

输气站进、出站管线装设截断阀，其目为：

① 站内设备检修需要停运；② 输气管道发生事故或输气站自身发生事故引起停运。

由于输气站或干线、支线停运，则需与输气管道截断，故应装进出站截断阀。

截断阀安装位置规定是参照美国《输气和配气管道系统》 ASME B3 1 . 8 和美国《 联邦管道安全法》 49CFR192规定。

3 . 3 工艺计算与分析  

3 . 3 . 1  设计和计算所需重要基本资料和数据，应由管道建设单位依照工程建设条件和任务提出。

条文中所列举各项资料是输气管道设计和计算必不可少。

不具备这些资料和数据，管道输气工艺设计便无法进行。

　　在有压气站输气管道工艺计算中，沿线自然环境条件，如站场海拔高程、大气压、环境温度、沿线土壤传热系数等，都是应具备资料，当要运用管道储气调峰时，动态模仿计算还需要顾客用气特性曲线和数据。

3 . 3 . 2  输气管道工艺计算采用输气管基本公式，是考虑到当代管道设计中计算技术发展，有条件进行复杂和更精准计算。

该公式系按气体动力学理论并依照气体管路中流体运动方程、持续性方程和气体状态方程联立解导而得，其成果可由下列基本方程所表达：

　　假定dh = O 作为水平管系，则上述表达式可用下列方程表达：

　　再将上列方程经计算和简化，即得计算水平管基本公式如下：

　　当输气管道沿线地形平坦，任意二点相对高差不大于200m , 输气压力不高时，按水平管公式计算误差很小可忽视不计，此时可采用水平管基本公式（l）计算。

但是在输气压力较高时，虽然相对高程不大于20Om ，气柱导致压力也较大，如在6 . 4MPa 压力下，相对密度0 . 6 天然气200m 气柱导致压力达0 . 1 MPa 左右．为了阐明公式（l）使用条件，条文中增长了“不考虑高差影响时”限制条件。

当输气管道沿线地形起伏，任意二点相对高差不不大于200m 时对输量有影响，故应按下面式

（2）计算．  

将长度为L 输气管视为由数段高差不同且坡度为均匀向上或向下若于直管管段所构成。

设各管段长度为L1、L2、L3… Ln．压力为PH、P1、P2、P3 …PK ，高程为hH、h1、h2 … hK 。

如设起点高程为Hh=0 ，则各直线管段高差为△h1 = h1一hH，△h2= h2 一h1，△ h3=h3 –h2，… … 而△ h=hK - hH，通过上列基本方程进行运算和简化后则可得下列公式：

　　上列

（1）和

（2）式中各参数符号计量单位除阐明者外，见表2 。

式中     PH及PK —— 计算管段起点和终点压力（MPa ） ;   

　　d —— 管道内径（cm ） ; 

　　λ—— 水力摩阻系数； 

　　Z —— 气体压缩因子； 

　　△ —— 气体相对密度； 

　　T 一气体温度（K ） ; 

　　△h ― 计算管段起点和终点间高差（m ） ; 

　　α一系数（m-1）,α=2g△/ZRaT;  

        Ra一一空气气体常数，在原则状态下Ra=287 . 1 m2 / （ s2 · K ） ;   

　　n 一一输气管道计算管段内按沿线高差变化所划分计算段数； 

        hi、hi-1一一各划分管段终点和起点标高（m ） ;   

        Li一一各划分段长度（km ） ;   

　　C 一一计算常数，C =πTORa/4P0。

式

（2） ，分子中（l 十a △ h ）一项表达输气管终点与起点高差对流量影响；分母内 

　　一项，表达输气管沿线地形（沿线中间点高程）对流量影响。

　　天然气在原则状态下，假设ρG= 0 . 7kg / m3, 100m 气柱相称压力为700Pa ，可以忽视不计。

但在地形起伏、高差不不大于20Om 状况下，所导致输气量误差较大，则不能忽视。

例如压力7 . 5MPa 、压缩因子为0. 87 时，ρ一60.3kg / m3 ，高差为1000m 时，即相对于0 . 603MPa 压力，这样压力就不能忽视。

因而，凡是在输气管线上出既有比管线起点高或低200m 点，就必要在输气管水力计算中考虑高差对地形影响。

　　当各参数单位予以给定期，可得C 值，见表2 。

　　将3 . 3 . 2 一1 和3 . 3 . 2 一2 式按法定符号和法定计量单位进行转换则得本规范正文中所列公式。

　　当输气管道中气体流态为阻力平方区时，依照当前国内冶金、制管、施工及生产管理等状况，工艺计算推荐采用附录A 给出公式（原为PanhandleB 式）。

附录A 公式中引入一种输气效率系数E ，其定义为：

                              E=Qφ/Q=λ/λφ 

式中    Qφ —— 气体实际流量；  

　　Q —— 气体计算流量； 

　　λ —— 运营后管子实测水力摩阻系数； 

        λφ —— 设计时采用水力摩阻系数。

　　输气效率系数E 等于输气管道实际输气量与理论计算输气量之比，表白管道实际运营状况偏离抱负计算条件限度。

设计时选用E 值应考虑计算条件与管道实际运营条件差别，以保证运营一段时间后管道实际输气量能满足设计任务输量。

美国普通取E = 0 . 9 ～ 0 . 96 。

　　E 值大小重要与管道运营年限、管内清洁限度、管径大小、管壁粗糙状况等因素关于。

若气质控制严格，管内无固、液杂质聚积，内壁光滑无腐蚀时E 值较高。

当管壁粗糙度和清洁限度相似时，大口径管道相对粗糙度较小，故E 值较小口径管道为高。

国内制管技术及安装焊接水平，以及气体气质控制及输送工艺等与世界先进水平尚有差距，运营条件与计算条件也不尽相符。

本规范推荐当输气管道公称直径DN300 ～ DN800 时，E 值为0 . 8 ～ 0 . 9 ；不不大于DN800 时，E 值为0 . 91 ～ 0 . 94 。

3 . 3 . 4  由于输气管道工程规模扩大，系统复杂性提高，供气范畴增长，对供气可靠性规定提高。

不稳定工况对安全、平稳供气影响很大，不稳定工况重要来自供用气不均衡性和管道系统故障，如管线破裂漏气，压缩机组故障停运等。

为了分析不稳定工况对供气可靠性影响，必要模仿各种不稳定工况，对系统进行动态计算，计算出管道系统在不稳定工况条件下各节点工艺参数和储气量，以便分析管道供气和调峰能力、事故自救能力和应采用对策。

　　对用气不均衡性动态计算，应提供一种波动周期内每小时用气量变化数据（或负荷系数）。

普通以一周为一周期。

如果是事故工况，重要是计算出管道能维持供气时间。

时间长短随事故地点、事故性质而变化，故条文中对计算周期不作详细规定。

3 . 3 . 5  当前计算软件较多，在使用前应经工程实践验证，以保证计算成果可靠性。

3 . 4 输气管道安全泄放  

3 . 4 . 1  本条是参照美国国标《输气和配气管线系统》 ASMF B31 . 8 （如下简称ASME B31 . 8 ）第845 . 1 条规定。

该条规定“凡干线、总管、配气系统、顾客量气表和相接设施、压缩机站、管式气柜、用管子和管件制成容器以及所有专用设备，若所接压缩机或气源，在其压力控制失灵或其她因素，也许使上述设施中压力超过其最大容许操作压力者，应装设恰当泄压或限压装置”。

3 . 4 . 2  本条是参照关国国标ASME B31 . 8 第846 . 21 条（C ） 款规定。

该款规定“输气干线上应安装排放阀，以便位于主阀门之间每段管线均能放空。

为使管线放空而配备连接管尺寸和能力，应能在紧急状况下使管段尽快放空”。

3 . 4 . 3  设计压力普通是依照工艺条件需要最高操作压力所决定。

受压设备和容器由于误操作、压力控制装置发生故障或火灾事故等因素，上述设备、容器内压也许超过设计压力。

为了防止超压现象发生，普通均应在承压设备和容器上或其连接管线上装设安全泄压装置。

　　如果经分析不存在超压也许，则可不设立。

如全线为同一设计压力，又无压气站输气管道，除了在气源进气站场设立安全阀外，别的站场可不设立。

当一种站场存在不同设计压力管道及设备，为防止调压设备失效而引起低压系统超压，应在低压系统上游按不同设计压力分别设立安全阀． 

　　输气站内，对泄压放空气体普通不采用就地排放，均引人同等压力放空管线并送到输气站以外放空竖管去放空。

这种泄压放空方式对保护环境和防火安全均有好处。

3 . 4 . 4  美国联邦强制性法规《 联邦管道安全法》 第192 天然气某些第169 条和美国《 输气配气管道系统》 ASME B31 . 8 第843 . 441 条对压气站限压规定规定：

“保证压气站管线和设备最大容许操作压力不得超过10 % ”。

　　英国及欧洲原则《 天然气供气系统― 输配气调压站功能规定》 SB EN12l86 一 对压力控制规定如下表（表3 ）:

　　国际原则《 石油天然气工业一管道输送系统》 150 13623 ：

 （ E ）第6 . 3 . 2 . 2 条规定：

“容许瞬变条件下偶尔压力超过最大容许操作压力，但这种压力发生次数和持续时间要有限，并且不得超过最大容许操作压力10 % ”。

　　管道系统投产前都通过至少1 . 1 倍设计压力强度实验，本规范安全阀定压规定是安全，也是与国际原则相一致。

3 . 4 . 5  输气站内安全泄放气体和放空气体普通均用管线引到站外放空竖管放空，或在竖管顶部燃烧后排入大气。

对于排气引出管口径大小拟定，普通是以安全阀泄放压力10 ％作为背压进行计算。

3 .