多气源多用户输气管道工艺设计.doc

1、 目 录1.工艺参数31.1 工程概况31.2 主要工艺参数31.2.1 任务输量31.2.2 其它有关基础数据32 天然气基础数据计算52.1所输天然气的组分见表2-1：52.2天然气的密度52.3天然气相对密度52.4天然气的动力粘度62.5天然气的运动粘度63.输气管道工艺计算73.1输气管道末段计算73.1.1末段工况特点73.1.2末段长度和管径的确定83.2其他管段管径计算113.2.1管径计算：113.2.2壁厚计算114 输气管道沿线布站相关工艺计算144.1压缩机相关概况144.2压缩机站数、布站位置的计算公式依据144.3压缩机站数、布站位置的计算154.4压缩比计算185

2、 总结205.1管道规格205.2压缩机站数205.3压缩机压缩比21参考文献221.工艺参数1.1 工程概况该输气管道为一条长距离输气干线，管道经过的地区有多个气源和多个用户，即管道沿线有若干进、分气支线，并且管道沿线地形起伏不大。要求对其进行工艺设计。,管道起点气源压力为8.0 MPa，管道终点要求最低进站压力为3.5MPa。要求选择管道规格并考虑经济性，确定压缩机站数及压缩比，布置全线压缩机站的位置。1.2 主要工艺参数1.2.1 任务输量任务年输量为115亿方/年。1.2.2 其它有关基础数据（1） 所输天然气组分见下表1-1： 表1-1 天然气相关组分组成Mol%组成Mol%甲烷94

3、.31己烷0.05乙烷3.49硫化氢0.04丙烷0.57二氧化碳0.02异丁烷0.13氮0.00正丁烷0.11氦0.00异戊烷0.05氢1.19正戊烷0.04氩0.00（2）天然气的温度为27，管道全长4050km，任务输量（起点流量）为：115亿方/年，气源起点压力为:8.0MPa。（3）管道沿线各节点的进、分气量，气源压力或支线用户所需的最低压力见表1-2，进、分气点之间的距离见表1-3。表1-2：管道沿线各节点的进、分气量进分气支线12345678910进分气量（万m/d)320450-72-115-168-259-220-280-260-140气源压力或支线用户所需的最低压力（MPa）

4、7.24.82.52.52.03.82.52.51.84.7表1-3：进、分气点之间的距离管段号1234567891011管段长度（km）308225126998159172701281101581556（4）管道终点要求的最低进站压力为3.5Mpa2 天然气基础数据计算2.1所输天然气的组分见表2-1： 表2-1组成密度（kg/m）相对分子质量动力粘度组成密度（kg/m）相对分子质量动力粘度甲烷0.717416.04310.60己烷3.785486.0609.80乙烷1.355330.0708.77硫化氢1.539234.07611.90丙烷2.010244.0977.65二氧化碳1.976

5、844.01014.30异丁烷2.691258.1246.68氮正丁烷2.703058.1246.68氦异戊烷3.42672.1516.64氢0.08982.0168.52正戊烷3.453772.1516.48氩2.2天然气的密度查表可知各种单一气体的密度，计算天然气密度，得： （21）式中 0天然气的在标况下的密度，/m； yi组分i的体积百分数（摩尔分数）； i组分i的密度，/m；=(94.310.7174+3.491.3553+0.572.0102+0.132.6912+0.112.7030+0.053.426+0.043.4537+0.041.5392+0.021.9768+1.190

6、.0898)%=0.747 /m2.3天然气相对密度在标准状态下，天然气的密度与干空气的密度之比称为相对密度。天然气相对密度用符号用表示，则有： （22） 式中 气体的相对密度 气体的密度 空气的密度，在工程标准下，为1.2062.4天然气的动力粘度由动力粘度公式: （23） 式中 天然气动力粘度 组分的动力粘度 组分的摩尔分数 组分的相对分子质量2.5天然气的运动粘度根据动力粘度和天然气的密度可得该天然气的运动粘度为： （24）3.输气管道工艺计算3.1输气管道末段计算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

7、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。3.1.1末段

8、工况特点输气管道末段，即最后一个压缩机站与城市门站之间的管段。末段与其他各站站间管段在工况上有较大的区别。对于中间站站间管段来说，其起点与终点的流量是相同的，即属于稳定流动的工况，因此可按推导公式计算。但对于输气管道末段来说，其起点流量也是和其他各管段一样保持不变，而其终点流量却是变化的，并等于城市的用气量。城市用气量小于末段的恒定起点流量，如城市无储气库，多余的气体就积存在末段管内。当城市用气量大于管线输气量时，不足的气量就由积存在末段管中剩余气体补充。随着流量的变化，末段的起、终点压力也随着变化。末段终点流量增大时，末段起、终点压力都要减小；相反，终点流量减小时，末段起、终点压力都要增大。

9、末段起点的最高压力等于最后一个压气站出口的最高工作压力，末段终点的最低压力应不低于配气站所要求的供气压力，末段起、终点压力的变化就决定了末段输气管中的储气能力。3.1.2末段长度和管径的确定（1）计算管径为满足储气要求，设计最大储气量为日输气量的40%，即 = (31) 式中为便于计算，式中各参数单位采用压力P：Pa；C=0.03848。其中=0.619选取内径为1020mm的管道，粗糙度为0.15mm。由前苏联近期公式得：对于干燥天然气平均压力公式： (32) 其中 =10Mpa；=3.5MPa代入公式得平均压力：MPa压缩因子：由上面数据得 代入（3-1），得管径为=1.029m（2） 计

10、算末段长度式中 (33) (34) 带入数据到公式(3-3)、(3-4)，得： （3）取末段长度为300km，并设管径为1020mm进行验证是否满足储气要求。Mpa储气开始时,终点的最低压力P2min应不低于配气站要求的最低压力，故P2min为3.5Mpa，计算末段起点最低压力P1min。 供气量多于用气量，多余的气体积存于末段，末段的压力开始上升，故此时末段起点终点压力都为最低值，即和，平均压力为：储气结束时，起点最高压力应不超过最后一个压气站或管路的强度，故为已知，则： =8.53随后，伴随着从末段中取出气体以弥补不足，压力逐步降低，故此时末段起点终点压力都为最高值，即和，平均压力为： 根

11、据输气管道末段储气开始和结束时的平均压力和可求得末段输气管的储气能力为： (35)式中 -工程标准状况下的压力，=101325Pa-工程标准状况下的温度，=293K 由此证明，末段长度300千米，管径1020毫米满足储气要求。3.2其他管段管径计算3.2.1管径计算： (36) 式中 为天然气标准密度，； 为天然气运动粘度，； 为天然气在该管段内的流量，： 管道在100米的压力降，当P3.5，取45，当1.4，取35。所以,从起点到进气点1的管道管径：3.2.2壁厚计算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： (37) 式中 管线

12、设计的工作压力，Mpa；管线管径，=+,为管道内径，mm； 刚性屈服极限，Mpa(查表3-1) F 设计系数（查表3-2） 表3-1刚性屈服极限钢管材质优质碳素钢碳素钢A3F低合金钢16MnAPIS-SL1020X52X60X65X70，Mpa205245235353358413448482表3-2设计系数工作环境管线野外地区居住区，油气田站内部、穿跨越铁路公路小河渠（常年枯水面宽20m）输油管线0.720.60输气管线0.600.50根据设计要求，选用APIS-SL X70 =482；因为是输气管线F=0.6 。分别带入管径，求得：=16.96mm=+2=1143.20+16.962 = 1

13、177.12mm根据国标无缝钢管规格表选管径规格（表3-3），从起点到进气点1的管道选择118416的无缝钢管。 表3-3直径厚度管重/米直径厚度管重/米159415.2982010199.75518.9912239.1622.6414278.26219421.219208179.92526.399202.19631.5210224.41736.612268.7841.6314312.79273533.0410208199.65639.519224.38745.9210249.07852.2812298.29325539.4614347.31647.216396.14754.8918444.7

14、7862.54122010298.39970.1312357.471077.6814416.36377654.8916475.05763.87142012416.66872.814485.41981.6716553.961090.5162012475.84426662.1414554.46772.3316632.87882.4618711.1992.55182012535.0210102.5914623.5480670.1316711.79781.6518799.87893.1220887.769104.53202014692.5510115.916790.7529790.1118888.65

15、8102.7820986.49115.41221083.9510127.99222016869.616308122.7118977.429137.82221192.4610152.89241299.687208140.46242016948.529157.8181066.210175.09201183.688208160.19221300.969179.99241418.05 同理可得，根据GB-T 9711.1-1997石油天然气工业输送用钢管交货技术条件A级钢管，用求出的管径和壁厚以及压力选出管子规格，见表3-4 表3-4管段号管段长度 kmmm mmmm根据管道规格选取 mm130811

16、43.2016.961177.12118417.122251184.4017.571219.54122017.6312691238.5018.371275.24122018.44981230.1018.251266.60122018.351591216.5018.051252.60122018.061721196.2017.751231.70122017.87701163.6017.261198.12118417.38128134.8016.831168.46118416.891101096.2016.261128.72102016.3101581059.9015.721091.3410201

17、5.71115561037.0015.381067.76102015.4 4 输气管道沿线布站相关工艺计算4.1压缩机相关概况沿线有气体分出或引入的干线输气管的特点是管路中的流量逐段变化：在分气的情况下，流量逐段减小；在进气的情况下，流量逐段增大。如果计算段起点流量保持不变，在相同管径、压力等条件下，有分气点时，计算段的长度必定大于无分气点的输气管计算段的长度，而且分气量越大（或分气点越多），计算段越长；在进气点时，计算段的长度必定小于无分气点的输气管计算段的长度，而且进气量越大（或进气点越多），计算段越短；在既有分气点又有进气点的情况下，计算段的长度取决于分气和进气的共同影响，分气的影响使管

18、段变长，进气的影响使管段变短，因此，如分气的影响超过进气的影响，则计算段变长，反之，则计算段变短。沿线有进气点的水平输气管，设输气管计算段的起点流量为，内径为，起点和终点压力为,沿线有若干进气点，各进气点的进气量为，,.，各进气点之间的管段长度为，,.，这种有进气点的输气管的特点是流量逐段增加，在计算段的长度l必定小于无进气点的输气管计算段的长度。4.2压缩机站数、布站位置的计算公式依据 输气管计算段的长度可按下面的水平输气管基本公式的变换形式进行计算： (41)式中 也可按整理变形后的下列公式计算： (42)式中 输气管计算段起点和终点压力，Mpa 各进气点的进气量， 计算段的长度，km 天

19、然气相对密度 水力摩阻系数如不考虑进气分气影响，计算段长度为： (43)4.3压缩机站数、布站位置的计算 除去末段储气段300Km,对于长3750Km的长度进行压缩机布置。天然气气源压力为8.0Mpa,不需加压，故设计时在起点不设压缩机。由已知数据，Z=0.84，首先假设压缩比已知设计压力=10，求出进站压力=7.69（1）第1站压缩机布置情况第1站距离起点的长度计算： 第1站压缩机布置在管段号为1的管段上，距离起点69.08km的位置（2）第2站压缩机布置情况第2站到首站的长度计算：不考虑进气影响，计算段长度为： 可初步估计压气站应布置在管段号为3的管段上，下面进行详细计算：考虑进气影响，计

20、算段长度为：所以第2站布置在管段号为3的管段上,离首站579.20km的位置。（3）第3站压缩机布置情况第3站到第2站的长度计算：不考虑进气影响，计算段长度为：=440.25可初步估计压气站应布置仍在管段号为3的管段上，因为3站布置在管段3号上，距离2站的途中没有进气、分气的影响，所以不需要考虑进气、分气情况，第3站应布置在管段号为3的管段上,距离第2站440.25km。（4）第4站压缩机布置情况第4站到第3站的长度计算：不考虑进气影响，计算段长度为：=440.25可初步估计压气站应布置仍在管段号为3的管段上，因为4站布置在管段3号上，距离3站的途中没有进气、分气的影响，所以不需要考虑分气情况

21、，第4站应布置在管段号为3的管段上，距离第3站440.25km。（5）第5站压缩机布置情况第5站到第4站的长度计算：不考虑进气影响，计算段长度为：可初步估计压气站应布置在管段号为5的管段上，下面进行详细计算：考虑进气影响，计算段长度为：所以第5站布置在管段号为5的管段上,距离第4站452.04km的位置。（6）第6站压缩机布置情况第6站到第5站的长度计算：不考虑进气影响，计算段长度为：可初步估计压气站应布置在管段号为10的管段上，下面进行详细计算：考虑进气影响，计算段长度为：所以第6站布置在管段号为10的管段上，距离第5站605.95km的位置（7）第7站压缩机布置情况第7站到第6站的长度计算

22、：不考虑进气影响，计算段长度为： 可初步估计压气站应布置在管段号为11的管段上，下面进行详细计算：考虑进气影响，计算段长度为：从计算可知第7站在管段号11上，并且没有进出气，所以第7站距离第6站为645.70km。在11号管段开始后的625.51km处。又因为除去已经计算的625.51km，和末端300km的储气长度，还有520.49km需要布站。但是520.49km625.5km，所以可以不需增加布置站。 (8) 末段布站末段管段的起始位置应布置一个压气站，即距离第7站520.49km，距离城市门站300km。综上，此输气干线共需布置8个压气站。4.4压缩比计算 由布站位置分布可知，第7站与

23、末站的距离为520.49km，根据管段长度公式(41)，已知、，求，进而可知压缩比。校核压缩比： 压缩比为： 根据经验，压气站的设计压比不宜太高，否则将导致管道全线的压缩机功率增大，同时管道的输气能耗及输气成本增大，我国的输气管道工程设计规范（GB 50251-94）建议：当采用离心式压缩机时，压气站的压比取1.2-1.5为宜。此外，在没有特殊要求的情况下，管道全线所有压气站的设计压比通常取同一个值。在本设计中，取压缩比为1.3，最后通过校核压缩比为1.36，符合规范，故设计合理。 5 总结5.1管道规格 管道选定规格见表(5-1)所示 表5-1管段号管段长度 kmmm mmmm根据管道规格选

24、取 mm13081143.2016.961177.12118417.122251184.4017.571219.54122017.6312691238.5018.371275.24122018.44981230.1018.251266.60122018.351591216.5018.051252.60122018.061721196.2017.751231.70122017.87701163.6017.261198.12118417.38128134.8016.831168.46118416.891101096.2016.261128.72102016.3101581059.9015.7210

25、91.34102015.71115561037.0015.381067.76102015.4 5.2压缩机站数 压缩机的总站数为8站第1站压缩机布置在管段号为1的管段上，距离起点69.08km的位置；第2站布置在管段号为3的管段上,距离首站579.20km的位置，在3号管段开始后的115.28km处；第3站应布置在管段号为3的管段上,距离第2站440.25km，在3号管段上的555.53km处；第4站应布置在管段号为3的管段上，距离第3站440.25km，在3号管段开始后的995.78km处；第5站布置在管段号为5的管段上,距离第4站452.04km的位置，在5号管段开始后的11.86km处；

26、第6站布置在管段号为10的管段上，距离第5站605.95km的位置，在10号管段开始后的137.81km处；第7站布置在管段号为11的管段上，距离第6站为645.70km。在11号管段开始后的625.51km处。第8站布置在管段号为11的管段上，距离第7站520.49km，距离城市门站300km。5.3压缩机压缩比根据经验，压气站的设计压比不宜太高，否则将导致管道全线的压缩机功率增大，同时管道的输气能耗及输气成本增大，我国的输气管道工程设计规范（GB 50251-94）建议：当采用离心式压缩机时，压气站的压比取1.2-1.5为宜。此外，在没有特殊要求的情况下，管道全线所有压气站的设计压比通常取同一个值。在本设计中，取压缩比为1.3，最后通过校核压缩比为1.36，符合规范，故设计合理。 参考文献1张其敏，孟江.油气管道输送技术M.中国石化出版社.2010年7月.第一版.2干线输气管道实用工艺计算方法 苗承武，蔡春知，陈祖泽，石油工业出版社,20033姚光镇.输气管道设计与管理.石油工业出版社，1989.4 GB-T 9711.1-1997 石油天然气工业输送用钢管交货技术条件A级钢管5 油气管道设计规范.,20056李长俊，天然气管道输送，石油工业出版社，20007输气管道工程设计规范（GB 50251-94），石油工业出版社，200221