成都—青岛输气管道工程初步设计 65页

本科毕业设计（论文）题目：成都—青岛输气管道工程初步设计学生姓名：学号：专业班级：油气储运工程09-5班指导教师：2013年6月17日\n中国石油大学（华东）本科毕业设计成都—青岛输气管道工程初步设计摘要本工程项目的主要内容是成都——青岛输气管道的设计，设计要求任务输气量为220×108m3/a，全长1894km。本论文主要采用计算法确定输气方案，计算出在不同设计压力、管径、压比情况下的方案后，根据费用现值法比较确定最优方案。经过计算比较，确定全线确定最优方案为设计压力12MPa,压力比1.3，管壁外径1422mm,管材选用双面螺旋埋弧焊钢管，不用内涂层，管壁粗糙度取0.001mm。建工艺站场11座（包括一座首站，一座末站），全线管路耗钢量1513.368t,固定资产投资310.24亿元。本工程主要采用的试算法能够比较好的解决此类工程项目问题，采用的费用现值法计算投资费用亦能很好的估算项目经济性，此设计对于输气长输管道工程项目的建设具有很好的指导作用。关键词：长输管道；计算法；费用现值\n中国石油大学（华东）本科毕业设计ThedesignofthegaspipelineprojectfromChengdutoQingdaoAbstractThemainworkofthisprojectisthedesignofthegaspipelineprojectfromChengdutoQingdao.Therequiredgastransmissioncapacityannuallyis220×108m3/a,andthedistanceisoverall1849km.Thisthesismainlydeterminesplansofgastransmissionbyadoptingthetrialcalculationmethodandprogramtocalculateplansunderdifferentdesignpressureandinsidediameterofpipe,andtrytofindthebestplanthroughPresentValueCostmethod.Thoughcalculationandcomparisonofdifferentplans,itisdeterminedthat11processstations(includingaprimarystation,anendstation)shouldbebuilt.Onthiscase,thedesignpressureis12MPa,pressureratiois1.3,andthewalldiameteris1422mm.Theoverallgastransmissionpipelinewillconsumesteelof1513.368t,andneedsinvestmentof3.1024×1010yuan.Thetrialcalculationmethodadaptedinthisthesiscaneffectivelysolvethiskindofengineeringproject,andPresentValueCostmethodcanalsoestimatetheeconomicsofdifferentplans.Thisthesishasaguidingeffectonconstructionofprojectoflonggastransmissionpipelines.Keywords:Longgastransmissionlines；trialcalculationmethod；Present value cost\n中国石油大学（华东）本科毕业设计目录第1章引言1第2章设计概述22.1设计依据22.1.1设计原则22.1.2管道设计规范和手册22.2长输管道设计原始资料22.2.1天然气管道的工程概况22.2.2天然气的组成22.2.3管线设计参数32.2.4管线设计内容32.3本章小结3第3章线路工程设计说明43.1线路选择43.1.1线路选择的基本要求43.1.2成都——青岛管线沿线自然条件状况43.1.3沿线地区等级划分规定43.2管道敷设53.2.1管道的敷设方式53.2.2管道的转角63.2.3管道材质及壁厚选择63.2.4线路辅助设施73.3阀门与法兰的设置83.3.1阀门选用要求83.3.2阀门的种类83.3.3法兰的选用93.4清管与试压93.4.1清扫管线9\n中国石油大学（华东）本科毕业设计3.4.2输气管道试压应符合以下规定93.4.3试验介质93.4.4试验压力93.4.5严密性试验93.5本章小结9第4章站场工艺流程及设备设计说明104.1输气管道工程站场种类及名称104.1.1概述104.1.2各站场功能及流程说明104.2输气站的主要功能114.2.1分离114.2.2调压114.2.3计量114.2.4清管124.2.5安全泄放124.3站址选择124.3.1基本要求124.3.2工程地质、水文地质要求134.3.3勘察要求134.3.4站址选择步骤134.4站场工艺设备选型134.4.1多管分离器的设计134.4.2压缩机组的选型及配置144.4.3驱动机选择比较154.5本章小结15第5章自动控制和通讯设计说明165.1自动控制系统说明165.2仪表及设备选型原则165.3SCADA系统165.4仪表检测和控制系统16\n中国石油大学（华东）本科毕业设计5.5流量计量系统175.6本章小结17第6章输气管道的工艺设计说明186.1天然气的热物性计算186.1.1天然气的平均分子量、密度和相对密度186.1.2天然气压缩系数的计算186.1.3天然气的粘度206.1.4定压摩尔热容206.2管道输气通过能力的换算216.3管道水力计算216.4输气管道的流量基本公式216.4.1水平管道的流量基本公式216.4.2地形起伏地区输气管的流量基本公式226.5输气管任意一点的压力分布和平均压力246.5.1压力分布246.5.2平均压力246.6输气管道的末段储气246.7输气管热力计算256.7.1管线沿途温度分布256.7.2平均温度256.8输气管壁厚计算266.9压气站工艺计算276.9.1压气站间距的计算276.9.2压气站数目的计算276.9.3压气站所需总功率的计算276.9.4燃气轮机功率的换算286.9.5燃—压机组数目的计算286.9.6压缩机实际消耗功率的计算286.9.7热耗率的换算286.9.8燃料气耗量的计算29\n中国石油大学（华东）本科毕业设计6.9.9耗钢量的计算296.10总费用现值296.11本章小结31第7章输气管道工艺计算书327.1天然气物性计算327.1.1天然气平均分子量327.1.2相对密度327.1.3视临界压力PC和视临界温度TC327.2输气管道工艺计算327.2.1根据年输量计算输气管评估通过能力327.2.2设定压力等级327.2.3设定压比327.2.4设定管径337.2.5设定管材的钢种等级337.2.6计算钢管壁厚337.2.7确定输气管内径337.2.8根据设计压力及压比，计算压缩机入口压力337.2.9确定输气管计算管段的起点压力337.2.10确定输气管计算段的终点压力337.2.11计算输气管计算段的平均压力347.2.12设定输气管末端终点压力347.2.13计算管段中天然气平均温度347.2.14对比压力和对比温度357.2.15压缩因子Z的计算357.2.16水力摩阻系数的计算357.3站场工艺计算357.3.1末端调峰计算357.3.2压气站间距377.3.3压气站数377.4经济性计算37\n中国石油大学（华东）本科毕业设计7.4.1计算一个压气站所需的总功率377.4.2选择燃气轮机，确定一个压气站所需的燃—压机组数387.4.3燃料气的消耗量397.4.4输气管线的耗钢量397.4.5总费用现值的计算407.5布站调整417.6管线应力校核427.7分离器的设计计算437.7.1基本参数的计算437.7.2旋风子个数的计算447.7.3所需分离器台数的计算447.7.4核算旋风子的流速和压降447.7.5分离器的进、出口直径的计算457.7.6各站分离器的选择457.8过滤除尘器的计算467.8.1过滤除尘器的结构及工作原理467.8.2过滤除尘器的设计467.9截断阀计算467.10本章小结47第8章结论48致谢49参考文献50附录A线路走向图51附录B线路途径地52附录C不设置内涂层时的27种工况54附录D27种工况对应的经济性55\n第1章引言第1章引言自上世纪70年代以来，天然气凭借其高效、清洁、价格低廉、运输方便的特点在全世界范围内得到了大范围的使用。如今越来越多的国家提出改变能源结构，提出了以气代煤、以气代油的想法，如：用天然气发电，用天然气作为汽车能源等。成都——青岛输气管道工程响应时代号召，对推动我国天然气事业的发展起到了积极推动作用。此工程的建成，将为沿线城市提供更加便利的供气条件，有助于能源结构的调整和经济的发展，同时也有利于减少环境污染。本设计主要以《GB50251-2003输气管道工程设计规范》、《天然气长输管道工程设计第五册》以及《干线输气管道实用工艺计算方法》为依据，本课题先进行线路选择，然后根据《干线输气管道实用工艺计算方法》给出的计算方法初步确立了计算方案，再通过选择不同的设计压力、管径、压比确定不同的方案，最后通过费用现值法进行经济性比较选出最优方案，最后再根据相关规范校核实际情况壁厚、调整站间距等，确定初步设计方案。该设计方案是安排项目建设和组织施工的主要依据。通过对此次工程的初步设计，我们了解了天然气长输管道工程设计的基本步骤和基本方法，按照任务要求，依据相关规范，通过合理计算方法，最终确定设计方案，然而在实际工程中，还应有能满足投资包干、招标承包、材料与设备订货、土地征购和施工设备等要求的深度设计。天然气长输管道的设计工作，需要相关部门各施其职、协调管理，包括管道设计、管道建设、管道运营等，涉及自动控制系统、防腐工程、通讯系统、消防系统等，只有联系实际，综合考虑，参照相关规定以及实践经验，才能更好的完成设计任务。1.157\n第2章设计概述第1章设计概述1.1设计依据1.1.1设计原则（1）严格执行国家、行业的有关规范和标准，并参照有关国际上先进的标准及规范。（2）工程尽量采用先进技术，努力吸收国内外的新的科技成果。（3）工程设计本着一次规划，分期实施的原则，做到工程建设近、远期相结合，充分利用资金，节省投资。（4）优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数。1.1.2管道设计规范和手册《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）《输气管道设计与管理》（李玉星主编，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）《干线输气管道实用工艺计算方法》《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分B级钢管》（GB/T9711.2-1999）《天然气工程手册》（四川石油管理局编）1.2长输管道设计原始资料1.2.1天然气管道的工程概况成都—青岛输气管线，西起成都市木兰镇，东至山东省青岛市大珠山。全长1894km输气规模：管线设计输气能力为220×108m3/a，分输站设在郑州、济宁，距离起点位置分别为1174km、1517km，分输量均为60×108m3/a。1.2.2天然气的组成表2-1天然气组成组分CH4C2H6CO2N2体积分数（%）97.21.80.30.757\n第2章设计概述1.1.1管线设计参数设计年输送天数：350天输气管末段终点压力：4.0MPa管道系统设计压力：12.0MPa管道埋深处土壤温度：夏季25℃，冬季0℃，年均8℃调峰能力为日输气量的10%管壁粗糙度:0.001mm管道设计寿命：30年1.1.2管线设计内容（1）根据工程量、穿跨越情况，在电子地图上完成线路的优选，确定路由和高程。（2）针对确定的线路，进行工艺计算，完成不同压力等级、不同管径的模拟计算，并进行经济性比较分析，确定最佳输气方案。（3）进行站场的工艺设计，完成各站场设备的选型计算，确定设备的型号和个数，并绘制首末站工艺流程图和分离器安装图。1.2本章小结本章简明阐述了该工程设计的概况、主要设计要求和设计参数，并指出了所依据的设计原则以及可参考的设计规范和手册，为后续设计做基础。57\n第3章线路工程设计说明第1章线路工程设计说明1.1线路选择1.1.1线路选择的基本要求（1）线路走向应结合地形、工程地质、沿线主要进、供气点的地理位置以及交通运输、动力等条件，经多方案对比后确定[1]。（2）线路宜避开多年生经济作物区域和重要的农田基本建设设施[1]。（3）中型河流穿（跨）越工程和压气站位置的选择，应符合线路总走向。局部走向应根据大、中型穿（跨）越工程和压气站的位置进行调整[1]。（4）线路必须避开重要的军事设施、易燃易爆仓库、国家重点文物保护区[1]。（5）线路应避开城镇规划区、飞机场、铁路车站、海（河）港码头、国家级自然保护区等区域。当受条件限制管道需要在上述区域内通过时，必须征得主管部门同意，并采取安全保护措施[1]。（6）除了管道专用公路的隧道、桥梁外，线路严禁通过铁路或公路的隧道、桥梁、铁路编组站、大型客运站和变电所[1]。1.1.2成都——青岛管线沿线自然条件状况（1）工程地形、地貌、地质概况：沿线地区地形总体来说较为平坦，相对高差小于200米，沿线地貌以平原为主，但四川与陕西的交界处有秦岭，该处地势险要，相对高差大于200米。沿线大部分地段地下水位较低。（2）工程条件：管道所经地区属于暖温带大陆性气候，降水稀少，空气干燥，气候四季分明，昼夜温差大，光照充足。且管道走向沿公路设置，施工方便，对农作物生长影响较小。1.1.3沿线地区等级划分规定输气管道通过的地区，应按沿线居民户数和（或）建筑物的密集程度，根据《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）的规定：沿管道中心线两侧各200范围内，任意划分长度为2并能包括最大聚居户数的若干地段，按划定地段内户数划分为四个等级[1]：（1）一级地区：户数在15户或以下的区段。57\n第3章线路工程设计说明（2）二级地区：户数在15户以上、100户以下的区段。（3）三级地区：户数在100户或以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、发展区以及不够四级地区条件的人口稠密区。（4）四级地区：系指四层及四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中、交通频繁、地下设施多的区域。1.1管道敷设1.1.1管道的敷设方式输气管道敷设的地形、地质、水文地质及气候条件不同的地区，其采用的敷设方式也不同。可供管道采用的敷设方式有以下几种形式[1]：（1）地下敷设是长输管道采用的最广泛的一种形式，管子顶点位于地表以下有一定距离。（2）半地下敷设是管底处位于地面之下，而管顶处位于地面以上。（3）地上敷设（土堤埋设）是管道管底完全在地面以上。（4）管架敷设的管道是把管道架设在构筑于地面的支架上面。一般用于跨越人工或自然障碍物、开采矿区和永冻土地段。但输气管道应选择埋地方式敷设，特殊地段应采用土堤、地面等形式敷设。埋地管道的覆土层最小厚度应符合表3-1的规定：表3-1最小覆土厚度（从管顶至地面）地区土壤类岩石类旱地水田一级0.60.80.5二级0.60.80.5三级0.80.80.5四级0.80.80.557\n第3章线路工程设计说明1.1.1管道的转角根据《天然气长输管道工程设计》中规定[2]：管道改向可采用弯头或弯角方式来实现，为满足清管器或检测仪器能顺利通过管道，万头的曲率半径应大于5。对于温差较大的管道应大于等于100。（1）现场冷弯弯管的最小曲率半径见表3-2。表3-2冷弯弯管最小曲率半径公称直径（DN）最小曲率半径（Rmin）≤300DN18350DN21400DN24≥450DN30（2）弯管上有环向焊缝时，弯制后应对焊缝进行X射线检查。（3）输气管道平面和竖向不宜同时发生转角。水平弹性敷设曲线与竖向弹性辐射曲线不宜重叠。（4）干线采用曲率半径为Rr=6D的弯头；冷弯管现场弯制，采用曲率半径为R1=DN40。1.1.2管道材质及壁厚选择（1）材质选择优选管道用钢是保证工程质量、减少工程投资的重要环节。采用的钢管和钢材，应具有良好的韧性和焊接性能。根据输气管道工艺计算书确定的管线系统设计压力、管径、输送介质及首站出站温度等条件，确定本工程干线管道采用复合《石油天然气输送管道用螺旋埋弧焊钢管》（GB9711-88）标准的等级螺旋双面埋弧焊钢管。（2）水下穿越管线钢管壁厚按《输气管道工程设计规范》（GB50251-92）中规定计算（计算所得的管道壁厚度应向上圆整至钢管的壁厚）：式中：——钢管的计算壁厚，mm；——设计压力，MPa；57\n第3章线路工程设计说明——管道的外径，mm；——所选钢材的最小屈服强度，MPa；——根据地区等级确定的设计系数。（3）管道轴向应力及稳定性验算管线壁厚设计计算只考虑了管线在内压作用下产生的环向应力，对于较大直径的管线或对于某些特殊管段的安全需要，还应核算轴向应力。轴向应力的相关计算公式：式中：——管线的轴向应力，MPa；——钢材弹性模量，为MPa；——钢材的线性膨胀系数，取MPa；——管线安装温度，℃；——管线工作温度，℃；——泊松比，取0.3；——管线的环向应力，MPa；——钢管内径，cm；——钢管的工程壁厚，cm。埋地管线的当量应力可按最大剪应力破坏理论来计算和校核并满足以下条件：1.1.1线路辅助设施（1）截断阀的设置[1]输气管道应设置线路截断阀。截断阀的位置选择在交通方便、地形开阔、地势较高的地方。截断阀最大的间距按照《输气管道工程设计规范》应符合下列规定：以一级地区为主的管段不宜大于32；以二级地区为主的管段不宜大于24；以三级地区为主的管段不宜大于16；以四级地区为主的管段不宜大于8。上述规定的阀门间距可以稍作调整，使阀门安装在更容易接近的地方。57\n第3章线路工程设计说明（2）线路的标志[1]输气管道沿线应设置里程桩、转角桩、交叉和警示牌等永久性标志。里程桩应沿气流前进方向从管道起点至终点，每公里连续设置。阴极保护测试桩可同里程桩结合设置。在管道穿越铁路、等级公路、地下建筑物、河流、沟渠及较大冲沟、水工设施处，均应设置标志桩，在管道水平转角处均设置转角桩表示管道走向，便于巡线检测。1.1阀门与法兰的设置1.1.1阀门选用要求（1）应选用密封性能好，使用寿命长的阀门。在防火区域内关键部位使用的阀门还应考虑阀门的耐火性能。（2）在需要清管的管段，应选用能通过清管器的全通径阀门。1.1.2阀门的种类（1）闸阀[4]在管道中主要用于安装在需要全开全关的管段。具有调节流量的地方不能采用闸阀。在站场装置中通常采用敏感楔式单闸板闸阀[4]。（2）截止阀[4]主要用于全开全关属于截断的管段。但截止阀可用于流量调节要求不严格的地方，做一般节流控制操作之用。在站场中主要用于粗调节的控制阀门，对流体压力降要求严格的地方不宜采用截止阀[4]。（3）节流阀[4]又叫针形阀。主要用于调节流量和截流降压。在站场中通常采用角式节流阀[4]。（4）止回阀[4]用来防止管路介质倒流的一种阀门[4]。（5）球阀[4]同闸阀的功能相似，是用来作为截断管路介质用的阀门，不能作为调节流量用。球阀因其通径与管路相同，故在输气管线中普遍采用[4]。（6）安全阀[4]是一种安全保护用的阀门，当管路、设备和容器内的介质压力超过规定数值时，通过安全阀的自动开启，排出增高压力的介质，以保证管路、设备和容器等的安全运转，防止事故发生。57\n第3章线路工程设计说明1.1.1法兰的选用一般情况法兰可以铸造或模锻，根据操作条件和介质等可以选择法兰及法兰盖的公称压力、类型、密封面要求及其材料。1.2清管与试压1.2.1清扫管线（1）输气管道试压前应采用清管器进行清管，并不应少于两次。（2）清管扫线应设临时清管器收发设施和放空口，并不应使用站内设施。1.2.2输气管道试压应符合以下规定按《输气管道工程设计规范》（GB50251——2003）的10.2章节有关内容执行。（1）输气管道必须分段进行强度试验和整体严密性试验。（2）经试压合格的管段间互相连接的焊缝经射线照相检验合格后，可不再进行试压。（3）输气站和穿（跨）越大中型河流、铁路、二级以上公路、高速公路的管段，应单独进行试压。1.2.3试验介质（1）位于一、二级地区的管段可用气体或水做试验介质；（2）位于三、四级地区的管段及输气站内的工艺管道应采用水作试验介质。1.2.4试验压力（1）一级地区内的管段不应小于设计压力的1.1倍。（2）二级地区内的管段不应小于设计压力的1.25倍。（3）三级地区内的管段不应小于设计压力的1.4倍。1.2.5严密性试验输气管道严密性试验应在强度试验合格后进行，用气体作为试验介质，其试验压力应为设计压力并以稳压24h不泄漏为合格。1.3本章小结本章的主要内容是根据现场实际确定线路走向并依据管道敷设原则及线路所经地情况确定管道敷设方式，以及说明清管试压的操作规定和线路辅助设施的选用原则。57\n第4章站场工艺流程及设备设计说明第1章站场工艺流程及设备设计说明1.1输气管道工程站场种类及名称1.1.1概述输气站是输气管道工程中各类工艺站场的总称。按它们在输气管道中的位置可分为：输气首站、输气末站和中间站三大类型。按功能又可分为：调压计量站、清管分离站、配气站和压气站等。1.1.2各站场功能及流程说明（1）输气首站功能：输气首站是设在输气管道起点的站场，一般具有分离、调压、计量、清管发送等功能。主要流程：接收气体处理厂来气，经气质检测、分离、计量升压后输往末站，发送清管器，事故状况及维修等放空、排污。正常输气：干线来气——旋风分离器——过滤分离器——计量——压缩机——去中间站发送清管器：首站发球筒——清管器通过指示器——下游管线（2）输气中间站功能：它是设在输气管道首站和末站之间的站场，一般分为压气站、气体接收站、气体分离站、清管分离站等几种类型，各站情况如下：①压气站。它是设在输气管道沿线的站，用压缩机对管输气体增压。应该尽量使它与其它站场相结合。一般可按站间距110～200km布站。主要流程：本工程采用的是离心式压缩机站，它的流程由输气工艺、机组控制和辅助系统三部分组成。输气工艺部分除净化、计量、增压等主要过程外，还包括越站旁通、清管器收发、安全放空和管路紧急截断等设施。机组控制部分有启动、超压保护、防喘振循环管路等。辅助系统包括燃料气供给、自动控制冷却、润滑等系统。②气体接收站。它是在输气管道沿线，为接受输气支线来气而设计的站场。一般具有分离、调压、计量和清管器收发等的功能。③气体分输站。它是在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站场。一般具有分离、调压、计量、清管器收发、配气等的功能。57\n第4章站场工艺流程及设备设计说明主要流程：从干线上分输部分气体，经分离、调压、计量后供给用户，用旋风分离器对气体除尘。接收清管器，事故工况及维修等放空和排污。④清管分离站。清管分离站应尽量于其他的输送站场相结合，无合适的站场可结合时，可根据具体情况设中间清管分离站。一般清管分离站可按80～100km间隔考虑设置。主要流程：设有清管器接收和发送装置，正常工作时气走越站旁通，清管时经旋风分离器去下一站。越站旁通阀采用线路截断阀，使其有线路截断阀室的作用。（3）输气末站功能：它是设在输气管道末段储气段起点的站场，一般具有分离、调压、计量、清官器接收及配气功能。正常输气：上游来气——旋风分离器——过滤分离器——计量——压缩机——下输到各门站接受清管器：上游管线——清管器通过指示器——接球筒1.1输气站的主要功能1.1.1分离为了保证进入输气管道的气体的气质要求，在一些站场要设置分离装置，分离其中携带的干粉尘，其除尘设备多采用旋风分离器、多管除尘器、过滤除尘器等。大流量站场的气体除尘器可以经过汇管采取并联安装来满足处理要求。在设计分离器台数时，应按分离器的最小处理能力来设计计算安排，以保证当一台分离器检修时余下的分离器的最大处理能力仍能满足站场的处理要求。1.1.2调压（1）输入和输出支线与干线的连接点应保持稳定的输入和输出压力，并规定其波动范围以利于对支线和干线输送过程中的控制。输气首站内调压设计中应符合输气工艺设计要求并应满足开、停工和检修的需要。（2）调压装置应设置在气源来气压力不稳定且需要控制进站压力的管线上、分输器和配气管线上以及需要对气体流量进行控制和调节的计量装置之前的管段上。1.1.3计量（1）输入与输出干线的气体及站内自耗气必须计量。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。57\n第4章站场工艺流程及设备设计说明（2）气体计量装置应设置在输气干线上、分输气干线上和配气管线上以及站内的自耗气管线上。（3）天然气体积流量计有压差式和容积式流量计两种，其中以压差式流量计为主，近年来随着输气管道自动化程度的不断提高在输气站场上已开始利用微机测定天然气流量。1.1.1清管输气管线在施工过程中积存下来的污物和管道投产运行时所积存下来的腐蚀产物，都是影响气质、降低输气能力，堵塞仪表、影响计量精度和加剧管线内部腐蚀的主要因素。为此，应于管线投产前和运行过程中加以清除。清管气体收发装置：清管气体收发装置包括收发筒、工艺管线、全通径阀门、装卸工具以及指示器等辅助设备。（1）发球筒：发球筒的筒直径一般比主管大1～2倍，以便清管器的放入和取出。其发送筒的长度应能满足最长清管器或监测器的要求，一般不应小于筒径的3～4倍；其接受筒的长度应更长些，因为它需要容纳进入排污管的大块清除物和先后法如管道的两个或更多的清管器，其长度一般不小于管径的4～6倍。（2）快速开关盲板：快速开关盲板上应有防自松安全装置。（3）污物排放：清管器作业排除的污物应集中处理，不得随意排放。1.1.2安全泄放输气站的各类站场必须设置安全设施。安全阀定压及泄压防空管直径应按以下要求计算：（1）安全阀定压，安全阀定压应等于或小于受压设备和容器的设计压力。（2）安全泻放设施的设置要求a.输气站应在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置泄压放空装置。根据输气管道站场的特点，放空管应能迅速放空输气干线两截断阀之间管段内的气体，放空管的直径通常取干线直径的1/3～1/2，而且放空阀应与放空管等径。b.站内的受压设备和容器应按现行的安全规程的规定设置安全阀。安全阀泻放的气体可引入同级压力放空管线。1.2站址选择1.2.1基本要求57\n第4章站场工艺流程及设备设计说明（1）位置：所给位置必须服从输气干线的大走向，并考虑交通、供电、给排水、电信、生活等条件；与附近工业企业、仓库、火车站及其他公用设施的安全距离必须符合现行《原油天然气工程设计防火规范》中的有关规定[2]。（2）占地面积：所选站址应使站内各建筑物之间能留有符合防火安全规定的间距，必要适应考虑站场的发展余地。（3）地形条件：选择的站址应地势开阔、平缓，以利于场地排水和放空位置选择，尽量减小平整场地的土石方工程量。1.1.1工程地质、水文地质要求（1）应避开易发山洪、滑坡等不良工程地质段以及其他不易建站的地方。（2）遇到湿陷性黄土分布地区，站址应尽量避开或选在湿陷量较小的地段。（3）地下水位较低，无腐蚀性。1.1.2勘察要求（1）站场地形图比例（1：200）～（1：500）。（2）站场测量系统应与管线测量系统一致。（3）测量范围应具体考虑为总图布置方案留有余地（特殊地区建站可视现场的具体情况，确定测量范围和地形比例）。1.1.3站址选择步骤（1）先在总流向确定的范围内的地形图上（1：50000）或（1：10000）初选几处作为站址。（2）组织各有关专业的负责人（总图、水、电、土建、地质、测量）以及生产单位的负责人进行现场勘测。（3）站址确定以后应进行地质勘查和测量工作。1.2站场工艺设备选型1.2.1多管分离器的设计天然气中的固体杂质不仅会增加管输阻力，影响设备、阀门和仪表的正常运作，使其磨损加速、使用寿命缩短，而且污染环境，有害于人体。因此，在供给用户前，应除去悬浮在天然气中的固体杂质。为此，在天然气输气站中应设置除尘设备。输气站场中的除尘设备，要求结构简单、可靠，分离效率高，不用经常更换或清洗部件，气流通过压降小等。目前，常用的除尘设备有：旋风分离器、导叶式旋风分离器、过滤分离器等。本工程采用旋风分离器。57\n第4章站场工艺流程及设备设计说明多管除尘器是一种适用于输气站场的高效除尘设备，它适用于气量大，压力较高，含尘粒度分布广的干天然气的除尘。（1）多管除尘器的进出口管。除尘器的进出口管直径按公式[2]:d=d=式中：d——进口管直径，m；d——出口管直径，m；——进口管内的气体流速，m/s；——出口管内的气体流速，m/s。进出管的流速一般小点为好，这样有利于进气均匀分配，推荐进出口气体流速一般为10——15m/s。（2）旋风子个数[2]F式中：q——气体流量，m/s；F1——一个旋风子的轴向进气面积，m；D——旋风子外管内直径，m;D——旋风子内管外直径，m；n——旋风子的导向叶片数，一般取8；——旋风子轴向进气速度，m/s。1.1.1压缩机组的选型及配置（1）往复式压缩机[5]优点：a.具有较高的效率（90%以上），流量压比变化范围大。b.工况易于调节，流量变化对效率影响小。57\n第4章站场工艺流程及设备设计说明c.机组对环境条件无特殊要求，可全天候运转。缺点：a.机组排气量小，装机功率在2200KW以下范围内适用。b.机组体积大，活动部件多，结构复杂，辅助设备多，占地面积大，维护工作量大。（2）离心式压缩机[5]优点：a.排气量大，排气连续均匀，震动小。b.结构紧凑，尺寸小，重量轻，占地面积小。c.连续运行时间可达4000小时以上，易损件少，维护工作量小。d.有较完善的自动监测、保护及调节装置，能适应较高的自动化要求。缺点：a.效率较低，对输气量及压力波动适应范围小，流量及压力波动对机组效率影响大。b.一次性投资高，维修难度大，并要求工作人员有较高的技术素质及管理水平。综上所述，对输气量较大、压力变化不大的输气干线宜选用离心式压缩机。在特殊情况下，如输气干线首站（为气田集气末站，进气压力受气田影响，可能有较大的变化）、中途有气体输入的站，其进气压力可能受气田供气压力的影响），压力变化较大，或输气量较小时，也可选用往复式活塞压缩机。本工程选用离心式压缩机。1.1.1驱动机选择比较（1）采用燃气轮机或燃气发动机可就地取材，自成体系，从能源利用和节省投资方面都较为合理。（2）燃气发动机转速低，无法与离心式压缩机匹配，不能满足本工程需要。（3）燃气轮机功率大，转速高，易于离心式压缩机匹配，且易实现自动化，余热回收，节约能源，降低成本。1.2本章小结本章主要就站场内部工艺设计进行了说明，主要包括：站址的选择、输气站的类型及其所对应的功能和流程、输气站场工艺设备的选型设计。57\n第5章自动控制和通讯设计说明第1章自动控制和通讯设计说明1.1自动控制系统说明输气管道工程自动控制系统采用计算机为核心的监控和数据采集SCADA（SupervisoryControlAndDataAcquisition）系统。实现输气管道集中数据采集监控，SCADA系统设在调控中心控制室内，自动控制系统的任务是保证该输气管道安全、可靠、平稳、高效和经济的运行。1.2仪表及设备选型原则（1）尽量选用国产设备，关键设备应引进。（2）所选设备是经过实践考验证明了其的技术的先进性，并具有可靠性和稳定性。（3）现场仪表符合《中华人民共和国爆炸危险场所电器安全规范》。国外设备应在国内有支持和服务机构，保证使用配件的供应及后期技术服务。1.3SCADA系统为了保证控制系统的可靠性，同时最大限度的满足生产过程需要，便于生产管理和操作，全线采用SCADA系统。SCADA系统主要有调控控制中心计算机网络控制系统、通信系统、远程控制单元（站控系统或RTU）组成。采用调度控制中心控制级，站场控制级和就地控制级的三级控制方式。第一级为调度控制中心控制级：即调度控制中心对全线进行远程控制，实行统一调度管理。第二级为站场控制级：在首站、中间清管站、分输站和末站设置SCADA站控系统，对站内工艺参数及设备运行状态进行数据采集和监视控制。第三级为就地控制级：就地控制系统对工艺单体或设备进行手/自动就地控制。1.4仪表检测和控制系统57\n第5章自动控制和通讯设计说明温度检测、压力检测、压力控制及安全系统检测，分输站设置压力流量自动选择性调节系统对用户的压力或流量进行控制。正常情况下该系统为调节系统，以控制下游压力。当供气流量超过设定值时，根据管理需要，控制系统将自动切换为流量调节系统，对用户供气量进行限量控制，压力调节采用电动调节阀。流量检测与计量系统包括贸易计量、自用气计量及管道泄漏检测。1.1流量计量系统流量计量系统天然气计量是输气管道中不可缺少的重要环节，计量仪表的精度等级应符合相应的标准规范。首站流量计量属于贸易交接计量，其特点是流量波动大，计量精度要求高。目前，国内外天然气输气管道用于贸易交接计量的仪表主要有孔板流量计，气体涡轮流量计。本设计主要采用的是孔板流量计作为管道各站的计量仪表。1.2本章小结如今输气管道的控制几乎都实现了自动化，这使操作管理更加便捷、高效、准确。本章就管线的自动控制系统的选择进行了简要说明，主要包括：仪表及系统设备选型的原则、SCADA系统的组成和不同级别的功能区别、仪表检测和控制系统、流量计量系统的选择。57\n第6章输气管道的工艺设计说明第1章输气管道的工艺设计说明1.1天然气的热物性计算1.1.1天然气的平均分子量、密度和相对密度（1）平均分子量（6-1）式中：——平均分子量；——第i组分的分子量；——第i组分的摩尔组成。（2）相对密度（6-2）式中：——平均分子量；Me——空气相对分子量，28.966。1.1.2天然气压缩系数的计算（1）视临界压力和视临界温度（6-3）（6-4）式中：、——分别为第i组分的临界压力和临界温度；——第i组分的摩尔质量。（2）对比压力和对比温度57\n第6章输气管道的工艺设计说明（6-5）（6-6）式中：——平均压力；——平均温度。（3）平均压力cp（6-7）（6-8）（6-9）（6-10）（4）压缩系数Z利用高帕尔的相关方程式的通式：（6-11）由于和的数值不同，系数、、、取值也不相同，根据式（6-11）得出Z值（见表6-1）。表格6-1压缩因子相关方程式Pr范围Tr范围相关方程式0.2～1.21.05～1.2pr(1.6643Tr-2.2114)-0.3647Tr+1.43851.2+～1.4pr(0.5222Tr-0.8511)-0.0364Tr+1.04901.4+～2.0pr(0.1391Tr-0.2988)+0.0007Tr+0.99692.0+～3.0pr(0.0295Tr-0.0825)+0.0009Tr+0.996757\n第6章输气管道的工艺设计说明续表6-1Pr范围Tr范围相关方程式1.2+～2.81.05～1.2pr(-1.3570Tr+1.4942)+4.6315Tr-4.70091.2+～1.4pr(0.1717Tr-0.3232)+0.5869Tr+0.12291.4+～2.0pr(0.0984Tr-0.2053)+0.0621Tr+0.85802.0+～3.0pr(0.0211Tr-0.0527)+0.0127Tr+0.95492.8+～5.41.05～1.2pr(-0.3278Tr+0.4752)+1.8223Tr-1.90361.2+～1.4pr(-0.2521Tr+0.3871)+1.6087Tr-1.66351.4+～2.0pr(-0.0284Tr+0.0625)+0.4714Tr-0.00112.0+～3.0pr(0.0041Tr+0.0039)+0.0607Tr+0.79271.1.1天然气的粘度根据粘度的计算公式：(6-12)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，可求出所处条件下的天然气的粘度：式中：——天然气的粘度，mPa.s；——天然气的温度，K。1.1.2定压摩尔热容根据《干线输气管道实用工艺计算方法》中的定压摩尔比热的计算公式，对甲烷含量在85%以上的天然气，其平均定压比热可按下式确定：57\n第6章输气管道的工艺设计说明(6-13)式中：——天然气的定压摩尔比热，kJ/(kg.k)；——1.695；——1.838×10-3；——1.96×106（Pcp-0.1）；——天然气的平均压力，MPa；——天然气的平均温度，K。1.1管道输气通过能力的换算根据输气干线设计规模Q来换算输气干线每日的通过能力为：(6-14)式中：——干线输气管的评估性通过能力，106m3/d；——输气管的任务输量，108m3/a；1.2管道水力计算(6-15)式中：——水力摩阻系数；DB——输气管内径。1.3输气管道的流量基本公式1.3.1水平管道的流量基本公式假设：管线全长为L，起点压力为PQ，终点压力为PZ所求得输气管流量关系式为：57\n第6章输气管道的工艺设计说明即：时(6-16)式中：——输气管道在工程标准状态下的体积流量；——管线的起点、终点压力；——天然气在管输条件（平均压力、平均温度）下的压缩因子；——天然气的相对密度；——内径；——水力摩阻系数；——输气温度，K；——输气管计算段的长度；我国取——0.03848。1.1.1地形起伏地区输气管的流量基本公式(6-17)由《输气管道工程设计规范》（GB-2003）中提供的公式有：（1）输气管道沿线的相对高差△h<200m时，且不考虑高差的影响时：(6-18)式中：——气体（=0.MPa，T=293.15K）的流量，；——气体的绝对压力，MPa；——内径，；——水力摩阻系数；57\n第6章输气管道的工艺设计说明——气体的压缩因子；——气体的平均温度，；——输气管道计算管段的长度，；——气体的相对密度；——输气管道的效率系数（DN300∽DN800mm,E：0.8~0.9；>DN800mm,E：0.91~0.94）。（2）当考虑输气管道沿线的相对高差（即）：(6-19)式中：——气体（=0.MPa，=293.15）的流量，；——气体的绝对压力，MPa；——内径，；——高差，；——水力摩阻系数；——气体的压缩因子；——气体的平均温度，；——输气管道计算管段的长度，；——计算管段的长度，；——气体的相对密度；——输气管道的效率系数（DN300∽DN800mm，：0.8~0.9；>DN800mm，E：0.91~0.94）。57\n第6章输气管道的工艺设计说明1.1输气管任意一点的压力分布和平均压力1.1.1压力分布(6-20)式中：——管道中任意一点的压力；——管道的总长度；——起终点的压力。1.1.2平均压力(6-21)式中：——平均压力；——起终点的压力。1.2输气管道的末段储气末段开始储气时，末段起点和终点的压力都为最低值即：和(6-22)式中：——最小的平均压力，MPa；——起点的最小压力,MPa；——末段的最小压力,MPa。末段储气结束时，末段的起点和终点的压力值都为最高值，即：和，则其平均压力为：(6-23)57\n第6章输气管道的工艺设计说明式中：——最大的平均压力,MPa；——起点的最大压力,MPa；——末段的最小压力,MPa。储气能力为：(6-24)(6-25)式中：——管道的最大储气量（调峰能力，）；——管道的几何体积，；——管道的长度，；——气体的压缩因子；——管道的内径，。1.1输气管热力计算1.1.1管线沿途温度分布管线沿途的温度分布：(6-26)(6-27)式中：Tx——任意一点的温度；Di——焦耳—汤姆逊效应系数。1.1.2平均温度(6-28)57\n第6章输气管道的工艺设计说明式中：——管道周围介质自然温度，℃；TQ——管道的起点温度，℃；K——总传热系数，W/（m2·℃）；D——管道的外径，m；Cp——气体定压比热容，J/(kg·℃)；——气体的质量流量，kg/s；——管长，m。不考虑焦耳——汤姆逊效应的影响则有：(6-29)(6-30)一般情况下焦耳——汤姆逊效应系数对管道的温降系数为3-5℃。1.1输气管壁厚计算(6-31)式中：δ——钢管的计算壁厚（mm）；PH——设计压力（MPa）；DH——钢管外径（mm）；——钢管的最小屈服强度（MPa）；F——强度设计系数；——焊缝系数；t——温度折减系数。当温度小于120℃时，t值取1.0。57\n第6章输气管道的工艺设计说明1.1压气站工艺计算1.1.1压气站间距的计算(6-32)1.1.2压气站数目的计算(6-33)式中：——输气管末段长度，km。1.1.3压气站所需总功率的计算(6-34)式中：G——质量流量，kg/s，按下式计算：（6-35）q——体积流率，即输气通过能力，m3/d；P0——，是标准大气压的变形；T——气体在压缩机入口处的温度，K；R——气体常数，;(6-36)——气体分子量，；H——多变能头，m，按下式计算：(6-37)k——比热比，取1.5；Z——吸入条件下的天然气压缩性系数；——压比；57\n第6章输气管道的工艺设计说明——多变效率，取。1.1.1燃气轮机功率的换算(6-38)式中：——燃气轮机在ISO条件下的额定功率；——现场实际环境温度修正系数；——现场实际大气压力或实际海拔高度修正系数；——现场实际进气系统压力损失修正系数，取0.985；——现场实际排气系统压力损失修正系数，取0.985。1.1.2燃—压机组数目的计算（6-39）1.1.3压缩机实际消耗功率的计算每台压缩机实际消耗的功率按下式计算：（6-40）式中：H——多变能头，m；——机械损失，如果采用燃气轮机驱动：；如果采取电动机驱动：。1.1.4热耗率的换算（6-41）式中：——所选型号燃气轮机在ISO条件下的热耗率，；——现场实际环境温度修正系数；57\n第6章输气管道的工艺设计说明——现场实际进气系统压力损失修正系数，取1.0098；——现场实际排气系统压力损失修正系数，取1.018。1.1.1燃料气耗量的计算单位功率单位时间的燃料气耗量：（6-42）全站燃料气的年耗量按下式计算：(6-43)式中：——每台压缩机所消耗的实际功率，kW；——燃压机组工作台数。1.1.2耗钢量的计算单位长度钢管的理论质量可按下列公式计算（不计入焊缝加重）：（6-44）式中：——单位长度钢管的理论重量，kg/m；——钢管外径，mm；——钢管壁厚，mm。输气管线路部分的耗钢量（6-45）式中：L——输气管全长，km。1.2总费用现值（6-46）57\n第6章输气管道的工艺设计说明式中：---管段i的内径、壁厚，mm;---管段i的长度，km;---管段i的外径，mm；---管段i所用钢材密度；---压气站j的消耗功率，kW；N---全线压气站的总数；---管道线路部分的初始投资，元；---压气站的初始总投资，元；---管道设计寿命期内线路部分年维护费用现值，---管道设计寿命期内压气站的年维护管理费用现值，元；---管道设计寿命期内压气站的年能耗费用现值，元；---与管径无关的敷设费用，3000元/km;---与管径成正比的敷设费用，1217.94元/（mm·km）；---管材价格，7000元/t;---管道外防腐层费用，90元/t;---管道附件费用系数，0.087;---与功率无关的每座压气站的投资，元/座；57\n第6章输气管道的工艺设计说明---压气站单位功率的投资，7200元/kW;---线路的年维护费用系数，0.05；---压气站的年维护费用系数，0.05；Y---管道的设计寿命期，30a;---压缩机原动机热功转换效率，0.36；---天然气的低发热值，33100;---复利现值计算系数；---资金的现值、将来值、基准折现率为10%；T---计息期数，30a;---燃气价格，2.4元/;X---内涂层价格，30元/。1.1本章小结本章就输气管道工艺计算进行了说明，包括：天然气热物性计算、管道输气通过能力的换算、管道水力计算、输气管道的流量基本公式、输气管道任一点的压力分布和平均压力、输气管道末段储气、输气管热力计算、输气管壁厚计算、压气站工艺计算、总费用现值的计算。57\n第7章输气管道工艺计算书第1章输气管道工艺计算书1.1天然气物性计算1.1.1天然气平均分子量(7-1)1.1.2相对密度（Me为空气的相对分子质量28.966kg/mol）(7-2)1.1.3视临界压力PC和视临界温度TC(7-3)(7-4)1.2输气管道工艺计算1.2.1根据年输量计算输气管评估通过能力（1）成都——郑州管线：(7-5)（2）郑州——济宁管线：(7-6)（3）济宁——青岛管线：(7-7)式中Q为管道年输量，350为管道设计工作天数。1.2.2设定压力等级设定三个压力等级，分别为10MPa，11MPa，12MPa，下面以12MPa为例计算。1.2.3设定压比设定三个压比，分别为1.3，1.4，1.5，下面以1.3为例计算。57\n第7章输气管道工艺计算书1.1.1设定管径根据年输量设定三种管径DH分别为1219mm,1321mm,1422mm，下面以DH=1422mm为例计算。1.1.2设定管材的钢种等级选用X70钢，其最小屈服强度为。1.1.3计算钢管壁厚根据设定的设计压力、管道外径、钢管材质、所选管道通过地区等级、焊缝系数，计算壁厚：一级地区：(7-8)二级地区：(7-9)三级地区：(7-10)根据管径系列选，，。1.1.4确定输气管内径一级地区：(7-11)二级地区：(7-12)三级地区：(7-13)1.1.5根据设计压力及压比，计算压缩机入口压力(7-14)1.1.6确定输气管计算管段的起点压力(7-15)式中，是压缩机与输气管连接管线中的损失，是天然气采用空冷器的压力损失。1.1.7确定输气管计算段的终点压力(7-16)57\n第7章输气管道工艺计算书式中，是除尘装置与干线连接的损失，设为一级除尘。1.1.1计算输气管计算段的平均压力(7-17)1.1.2设定输气管末端终点压力(7-18)1.1.3计算管段中天然气平均温度（1）沿线年平均地温，设定天然气出站温度；（2）已知，，；（3）初步设定；（4）查到：，；（5）初设；（6）取；（7）计算：(7-19)（8）计算：(7-20)（9）计算：(7-21)与设定值相差不大，因此，。57\n第7章输气管道工艺计算书1.1.1对比压力和对比温度(7-22)(7-23)1.1.2压缩因子Z的计算(7-24)查表格3-1压缩因子相关方程式，得到参数A，B，C，D，算出Z=0.8191.1.3水力摩阻系数的计算(7-25)1.2站场工艺计算1.2.1末端调峰计算已知末段起点压力，终点压力（1）末段平均压力：(7-26)（2）取末段天然气平均温度末段平均地温计算方法同7.2.13，可得（3）末段对比压力和对比温度(7-27)(7-28)（4）末段天然气的压缩因子(7-29)查表格3-1压缩因子相关方程式，得到参数A，B，C，D，算出Z=0.843（5）末段储气能力57\n第7章输气管道工艺计算书已知：，，，根据末段储气能力的要求：可得：(7-30)由储气能力可计算得到最优管径为：(7-31)根据管径系列选取的管子，末段取为三级地区，，所以取管径。（6）末段长度计算以及校核(7-32)由式：(7-33)计算储气开始时的最低压力：(7-34)则刚开始储气时的平均压力为：(7-35)计算储气结束时的最高压力：(7-36)则储气结束时的平均压力为：(7-37)57\n第7章输气管道工艺计算书由式：(7-38)得：>即：末段取管子，最优长度为符合要求。1.1.1压气站间距成都——郑州管线：(7-39)郑州——济宁管线：(7-40)济宁——青岛管线：(7-41)1.1.2压气站数成都——郑州管线：（向上取整）(7-42)郑州——济宁管线：（向上取整）(7-43)济宁——青岛管线：（向上取整）(7-44)1.2经济性计算1.2.1计算一个压气站所需的总功率（1）计算气体常数：(7-45)（2）把全站的通过能力，即体积流量换算成质量流量：(7-46)（3）计算在压缩机入口条件下天然气的压缩系数其中，压缩机入口压力为：(7-47)(7-48)57\n第7章输气管道工艺计算书(7-49)压缩系数的公式为，查表格3-1压缩因子相关方程式，得到参数A，B，C，D，算出Z=0.819。（4）多变能头：（k取1.5）(7-50)（5）压气站所需的总功率（取多变效率）(7-51)1.1.1选择燃气轮机，确定一个压气站所需的燃—压机组数（1）根据压气站单站计算功率，初选MS5002型燃气轮机，该机在ISO条件下的额定功率。（2）计算在现场实际条件下该型号燃气轮机的可用功率：（7-52）（3）确定每一个压气站所需燃—压机组：（7-53）即每个压气站需设由MS5002型燃气轮机驱动的燃—压机组3台（工作）+1台（备用）。（4）确定每台（工作的）离心式压缩机的排量g：（7-54）（5）确定每台离心式压缩机所需的实际功率：（7-55）功率利用率为：57\n第7章输气管道工艺计算书（7-56）1.1.1燃料气的消耗量（1）把MS5002型燃气轮机在ISO条件下的额定(7-57)换算成现场实际工作条件下的热耗率：(7-58)（2）计算单位功率、单位时间的燃料气耗量，所输天然气的低热值为：(7-59)(7-60)（3）计算一个压气站的燃料气年耗量(7-61)（4）计算输气管全线燃料气的年总耗量该方案（设计压力12MPa，压比1.3，管径1422mm）输气管线需9个站，故：(7-62)全线燃料气年耗量占年输气量的比例：(7-63)1.1.2输气管线的耗钢量(7-64)(7-65)可得：(7-66)57\n第7章输气管道工艺计算书1.1.1总费用现值的计算(7-67)其中：(7-68)亿元（7-69）亿元（7-70）亿元（7-71）亿元（7-72）式中：---管段i的内径、壁厚，mm;---管段i的长度，km;---管段i的外径，mm；---管段i所用钢材密度；---压气站j的消耗功率，kW；N---全线压气站的总数；---管道线路部分的初始投资，元；---压气站的初始总投资，元；---管道设计寿命期内线路部分年维护费用现值，元；---管道设计寿命期内压气站的年维护管理费用现值，元；---管道设计寿命期内压气站的年能耗费用现值，元；---与管径无关的敷设费用，3000元/km;57\n第7章输气管道工艺计算书---与管径成正比的敷设费用，1217.94元/（mm·km）；---管材价格，7000元/t;---管道外防腐层费用，90元/t;---管道附件费用系数，0.087;---与功率无关的每座压气站的投资，元/座；---压气站单位功率的投资，7200元/kW;---线路的年维护费用系数，0.05；---压气站的年维护费用系数，0.05；---压缩机原动机热功转换效率，0.36；---天然气的低发热值，33100;---复利现值计算系数；---资金的现值、将来值、基准折现率为10%；T---计息期数，30a;---燃气价格，2.4元/;X---内涂层价格，30元/。根据以上算法，编写excel公式，可计算得余下26种工况，汇总于附录C。1.1布站调整依据附录C可知最优方案为12MPa，1.3，1422mm，有内涂层，绝对粗糙度0.001mm条件下的工况，对最优方案代入高程后进行布站调整。（1）位于郑州的分气点距首站1174km，位于第10个和第11个站间，将其与第10个站合并，但压比达到1.8，超出正常范围，因此不能合并，从该分气点开始考虑输量变化，重新用软件计算得全线总共11个站，郑州分气点位于第9和第10个站间，该站间距为280.15m。57\n第7章输气管道工艺计算书（2）位于济宁的分气点距首站1517km，位于第11个和第12个站件，将其与第12个站合并，但压比达到1.78，超出正常范围，因此不能合并，从该分气点开始考虑输量变化，重新用软件计算得全线总共11个站，济宁分气点位于第10和第11个站间，该站间距为308.54m。（3）利用realpipe软件进行有高程的站间距的调整，保证各站压比处于1.2—1.5之间，布站方案可行，得到各压气站的布置如表7-1。表7-1站场布置压气站站号距起点里程站间距No.kmkm100212812832611334363102552616366581327780122891913991056.3137.3101336.45280.15111644.99308.54终点1894249.0091.1管线应力校核管线壁厚设计计算公式只考虑了管线在内压作用下产生的环向应力，对于较大直径的管线或对于某些特殊管段的安全需要，还要校核轴向应力。由《输气管道工程设计规范》中轴向应力相关关系式：（7-73）（7-74）式中：——管道的轴向应力，MPa；E——钢材的弹性模量，为MPa；——钢材的线性膨胀系数，；——管道下沟回填时温度，取10℃；57\n第7章输气管道工艺计算书——管道的工作温度，取80℃；——泊松比，取0.3；——由内压产生的管道环向应力，MPa；——管道设计内压力，MPa；——钢管内径，cm；——钢管的公称壁厚，cm。受约束热膨胀直管段，按最大剪应力强度理论来计算当量应力，并应符合下列表达式的要求：（7-75）按上述式子算得：同理，其他管径按上述方法计算均能满足，则校核结果合格。1.1分离器的设计计算1.1.1基本参数的计算（1）计算压缩系数由前面计算可知，最优方案除末段外其他管段压缩系数为（2）计算天然气在标准状况的密度天然气密度为（3）计算旋风子的轴向进气面积选用108/76旋风子（直筒型），旋风子外管为108×4，其内管为76×4无缝钢管。旋风子的阻力系数=12.7，旋风子叶片数=8，旋风子导向叶片进气端部的厚度=0.005m。由程序可知操作温度=292.38K，操作压力=10.67MPaa.计算旋风子的外管内径57\n第7章输气管道工艺计算书(7-73)b.计算旋风子的轴向进气面积(7-74)c.旋风子轴向进气速度1.1.1旋风子个数的计算(7-75)代入数据得：个1.1.2所需分离器台数的计算可选除尘器直径为D=900mm，可排27根旋风子，以此计算：台，取6台1.1.3核算旋风子的流速和压降（1）核算旋风子的流速(7-76)代入数据得：（2）计算多管除尘器的总压降(7-77)代入数据得：由上述计算可见选择直径D=900mm，27管的除尘器（共4台）是合理的。57\n第7章输气管道工艺计算书1.1.1分离器的进、出口直径的计算（1）取除尘器的进出口流速(7-78)（2）取除尘器的进出口流速(7-79)故选（内径）作为除尘器的进、出管直径。1.1.2各站分离器的选择以上计算仅为中间一个站的除尘器的选择的计算过程，按上述计算过程可得到各站除尘器的选择结果见表7-2。表7-2各站分离器的选择压气站站号1-91011操作压力(MPa)10.6710.6710.67压缩系数0.8190.8190.819旋风子个数（个）16612176分离器台数666分离器直径（mm）900700600校核流速（m/s）12.2712.6812.54校核压降（MPa）0.0840.090.088时的直径（m）0.3460.2950.233时的直径（m）0.2830.2410.19选型57\n第7章输气管道工艺计算书1.1过滤除尘器的计算1.1.1过滤除尘器的结构及工作原理过滤除尘器是由数件过滤元件组合在一个壳体内构成的，它分为过滤室和排气室。过滤元件由过滤管、过滤层、保护层和外套构成。当含尘气体从进气口进入过滤室内，从过滤元件外表面进入，通过过滤层时产生筛分、惯性、粘附、扩散和静电等作用而被捕集下来，净化后的气体从过滤管内出来，经排气室的出气口排出。1.1.2过滤除尘器的设计（1）过滤元件的流通面积F（2）过滤元件件数N台，取5台以上计算仅以中间一个站为例，同理可计算出其他各站的台数如表7-3。表7-3各站除尘分离器台数压气站站号1-91011操作压力(MPa)10.6710.6710.67压缩系数0.8190.8190.819分离器台数5431.2截断阀计算根据《输气管道设计规范》，输气管道应该设置线路截断阀，且其应该选择在交通方便、地形开阔、地势较高的地方。截断阀最大间距应符合系列规定：以一级地区为主的管段不宜大于32km；以二级地区为主的管段不宜大于24km；以三级地区为主的管段不宜大于16km；以四级地区为主的管段不宜大于8km。根据附录B中地区等级截断阀数量计算如下：57\n第7章输气管道工艺计算书一级地区，木兰镇——贾家山，间距为235.8km：故设截断阀7个，剩余长度计入三级地区。二级地区，南头乡——古荥镇，间距为351.4km：故设截断阀14个，剩余长度计入三级地区。三级地区，土基坝——华阴市，间距为627.65km；万滩镇——大珠山镇，间距为690.95km：故设截断阀84个。则全线截断阀总数为：1.1本章小结本章以最优工况，即12MPa，1.3，1422mm，为例进行了整个输气管道工艺的计算，非常直观的展现了输气管道设计的计算步骤和方法。实际计算一共包括27种，最终将27种工况进行比较得出最优方案。57\n第8章结论第1章结论本次毕业设计是成都——青岛输气管线工程设计。本次设计主要在管径、管材及其壁厚方面进行了设计，另外对站场工艺和相应的站场设备等也进行了相关设计说明。设计的内容包括：输气管道工艺计算、站场工艺设计说明、线路工程及作图和翻译。全线总长1894km，共设11个压气站，全线管材等级均为X70，2个分输点均未与沿线的压气站合并。末段长249.009km，管径711mm,壁厚=15mm。全线预计总投资310.24亿元。57\n中国石油大学（华东）本科毕业设计致谢本设计是在蒋文明老师的耐心指导下完成的，在整个设计期间蒋老师给予了我极大的帮助，蒋老师对学生认真细心的讲解和他对课题的深入钻研的态度使我终身受益，我在此向蒋老师表示最真挚的感谢！同时，在我的设计过程中也得到了许多同学的帮助，也对他们的帮助表示感谢！由于作者水平有限，本设计中难免存在许多不足，敬请读者批评指正，作者将不胜感激。57\n中国石油大学（华东）本科毕业设计参考文献[1]GB50251-2003，输气管道工程设计规范.[2]中国石油天然气总公司．天然气长输管道工程设计．第一版.山东东营：石油大学出版社，1995.[3]冯叔初，张国忠.石油储运英语教程.第一版.山东东营：中国石油大学出版社，1996：57-113.[4]李玉星，姚光镇．输气管道设计与管理．第二版．山东东营：中国石油大学出版社，2009:254-280．[5]钱锡俊.陈弘.泵和压缩机.第二版.山东东营：中国石油大学出版社，2007：118-182.[6]冯叔初，郭揆常.油气集输与矿厂加工.第一版.山东东营:中国石油大学出版社,2006:157-162.[7]苗承武．干线输气管道实用工艺计算方法．第一版．北京：石油工业出版社，2001：34-98.57\n中国石油大学（华东）本科毕业设计附录A线路走向图57\n中国石油大学（华东）本科毕业设计附录B线路途径地成都————青岛段途径地木兰镇清江镇寿丰镇东泰镇七里包村龙门镇大堰乡瓦店村区域等级11111111海拔//m495453509586550476604584间距/km028.523.112.426.621.519.68.45途径地双河镇烧房村雷家河解家河曹家坡大仓村贾家山土基坝区域等级11111113海拔/m6906067391015819505686476间距/km9.2122.113.913.7233.2410.59.65途径地沙河镇转斗乡宁强县胡家坝镇元墩镇南郑县上元观镇磨子桥镇区域等级21333333海拔/m49991510181162774590489461间距/km323026.92923.332.229.931.2途径地金水镇简车湾镇钢铁乡涝裕镇户县五台乡蓝田县崇凝镇区域等级33133233海拔/m4377931315787434573546650间距/km3243.737.751.826.527.84547.6途径地华县华阴市南头乡故县镇函谷关镇陕县交口乡侠石乡区域等级33222222海拔/m433448458457584332509696间距/km37.533.924.42331.72618.319途径地渑池县铁门镇麻屯镇平乐镇偃师市巩义市河洛镇区域等级2122222海拔/m560375218211280147181间距/km29.526.229.128.41726.811.657\n中国石油大学（华东）本科毕业设计续附录B郑州———济宁段途径地古荥镇万滩镇开封市杜良乡兰考县孟寨乡大黄集镇定陶县区域等级13333233海拔//m10285746972625652间距/km40.438.936.922.124.630.423.634.8途径地巨野县万张乡南张镇区域等级333海拔//m413938间距/km61.423.26.51济宁———青岛段途径地新充镇南辛镇前等齐村丰阳镇铜石镇保安庄村方城镇杨家坡镇区域等级32133133海拔//m43105253196141114169104间距/km49.827.318.220.523.222.317.234.2途径地长岭镇竖旗山村李家大沟村小古城村河山镇朱家河村琅邪镇大珠山镇区域等级32113133海拔//m1299672202181817间距/km29.522.918.913.415.630.712.620.757\n中国石油大学（华东）本科毕业设计附录C不设置内涂层时的27种工况长度（km）总长度成都—郑州郑州—济宁济宁—青岛总站数总费用现值（亿元）18941174343377压力等级末端长度管径压比站间距站数站间距站数站间距站数10MPa323.881km12191.33931754107136519.881.44825914123130545.011.555221033136126574.4513211.361201153147124409.131.474171402172120428.281.585141602192117435.5814221.389141672200117360.721.4108121831236114375.181.5123111851266113394.4611MPa291.739km12191.34925924144130449.251.459211123164125472.381.568191282180122497.8013211.374171392191120373.301.490141702222117392.871.5102131881246115410.6014221.3107121891255114341.331.4130101921299112355.601.514991941334111372.7012MPa249.009km12191.358211103188125406.361.471181332211121428.641.580161522239119453.3013211.388141662245117364.911.4106131961279115390.041.5121111981307113402.0514221.3130101991324112310.241.415882021377110318.461.51807205141919328.3957\n中国石油大学（华东）本科毕业设计附录D27种工况对应的经济性压力(Mpa)管径（mm）压比C1C2C3C4C5总费用现值（亿元）1012191.3101.8187.3747.9234.50248.18519.801.4101.8192.2647.9235.84267.17545.011.5101.8198.3847.9237.71288.60574.4513211.3109.4657.6151.5226.95163.57409.131.4109.4661.4751.5227.89177.91428.281.5109.4662.5751.5228.73183.28435.5814221.3124.7040.5258.6921.83114.97360.721.4124.7043.7158.6921.36126.69375.181.5124.7047.9058.6922.92140.23394.461112191.3101.3771.2947.7126.62202.24449.251.4101.3775.9647.7127.58219.74472.381.5101.3781.1547.7130.02237.53497.8057\n中国石油大学（华东）本科毕业设计续附录D13211.3116.4347.5954.8020.52133.94373.301.4116.4351.4654.8022.25147.92392.871.5116.4354.4354.8023.86161.07410.6014221.3134.6533.1463.3716.2393.91341.331.4134.6536.2763.3717.37103.92355.601.5134.6539.5763.3719.34115.75372.7012191.3108.5659.0151.0921.44166.24406.361.4108.5663.1951.0923.20182.59428.641.5108.5668.1051.0924.52201.00453.3013211.3135.8739.8263.9513.40111.85364.911.4135.8745.4163.9514.49130.30390.041.5135.8746.9163.9516.13139.17402.0514221.3126.6028.1259.5817.278.68310.241.4126.6029.5059.5818.5084.26318.461.5126.6030.9159.5819.1492.14328.3957\n中国石油大学（华东）本科毕业设计57