输气管道设计与管理

1气田气：从地层内开发生产出来的、可燃的烃和非烃混合气体，这种气体有的是基本上以气态形式从气井中开采出来的，称为气田气

2油田伴生气：有的是随液态原油一块儿从油井中开采出来的，称为油田伴生气

3习惯上把这两类气体都称为天然气。气田气60%和油田伴生气40%

4天然气热值很高33MJ/m

5天然气的有那些优点？利用天然气作燃料与煤相比有那些优越性？

干净、清洁、使用方便、燃料效率高比较价格低等优点

6天然气的主要成分是甲烷，及少量的乙烷，丙烷，丁烷等。

7煤层气、油页岩、油砂是我国常规石油资源的重要补充，对提高我国油气资源的保障能力将起到重要作用。煤层气俗称“瓦斯”，其主要成分是CH4（甲烷），是主要存在于煤矿的伴生气体，也是造成煤矿井下事故的主要原因之一。油页岩，又称油母页岩，一种高矿物质的腐泥煤，为低热值固态化石燃料。色浅灰至深褐，含有机质和矿物质；有机质的绝大部分不溶于溶剂，称油母。油页岩是人造石油的重要原料。经低温干馏可得页岩油、干馏气和页岩半焦。所谓油砂，实质上是一种沥青、砂、富矿黏土和水的混合物，其中，沥青含量为10%～12％，砂和黏土等矿物占80%～85％，其余3%～5％是水。

82010年需求量将达到1000亿立方米，而缺口在200亿立方米左右，2020年求量将达到2000亿立方米，而缺口在1000亿立方米左右

9我国天然气发展策略：立足国内、利用海外、西气东输、海气登陆、北气南下、就进共应、走国内生产与国外进口相结合的液化天然气发展道路

10天然气水合物是21世纪的新能源。1m3天然气水合物的能量相当于164m3天然气的热值

11输气系统的组成：矿场集气管网、干线集气管网、城市配气管网和这些管网相匹配的的站、场装置组成

12气田集气从井口开始，进分离、计量、净化、和集中处理等一系列过程，到向干线输气为止

13干线输气管:从输气首站至管线的终点配气站，中间可能还设有若干压气站.主要是线路和压气站。

14储气库一般都设在城市附近，以调节输气的与供气之间的不平衡

15气体可压缩性对输气和储气的影响：（1）上、下站输量不等时，压力变化较平缓（2）输气管中体积流量沿管长而改变，起始Q小，终点Q大。（3）输气管末段储气，末段比中间站间管段长，可调节供气和利用气量间的不平衡，相当于一个储气设备。（4）停输后管内压力的变化，发生压力均衡。

16输气管道的发展趋势：（1）向大口径、高压力方向发展（条件是天然气后备储量很大）⑵采用高强度、高韧性、直缝钢管，以节省钢材⑶管内壁涂敷有机树脂涂层（聚酰胺环氧树脂，无溶剂环氧树脂）（4）向数字化管道方向发展

17按天然气的烃类组成分类：根据天然气中C5以上烃类液体的含量多少，用C5界定法划分为干气和湿气。干气：指在1Sm3井口流出物中，C5以上烃类液体含量低于13.5mcm3的天然气。湿气：指在lSm3井口流出物中，C5以上烃类液体含量高于13.5mcm3的天然气。贫、富气的划分—C3界定法，贫气：指在1Sm3井口流出物中，C3以上烃类液体含量低于100cm3的天然气。富气：指在lSm3井口流出物中，C3以上烃类液体含量高于100cm3的天然气。按酸气含量分类：按酸气含量多少，天然气可分为酸性天然气和洁气

18在工程上用压缩因子Z来表示真实气体与理想气体PVT特性的差别。

20气体的粘度随着温度的升高而加大，与液体的粘度随温度升高而降低不同。随着压力升高，气体的性质逐渐接近液体，温度对粘度的影响，也越来越接近于液体。

21绝对湿度：每立方米湿天然气中所含有的水蒸气量。单位为kg/m3或g/m3。

22. 湿天然气：天然气在地层中与地下水接触，因此采出的天然气中有水蒸气，此混合物称湿天然气。

23饱和时的绝对湿度：由于水的饱和蒸气压是温度的函数，所以饱和时的绝对湿度Wa0也只随温度而变化（表1-16），从表中可以看出，随温度T 的↑，P0 和绝对湿度↑

24真实气体的焓不但与温度有关，也与压力有关。所以对于真实气体，节流以后压力下降，通常也造成温度下降，这称为节流的正效应当气体的节流前温度T1，超过最大转变温度（约为临界温度的4.85～6.2倍）时，节流后压力下降，会造成温度上升，这称为节流负效应 25气体在流道中经过突然缩小的断面（如管道上的针形阀、孔板等），产生强烈的涡流，使压力下降，这种现象称为节流。如果在节流过程中气体与外界没有热交换，就称为绝热节流。

节流以后，流速增大，但总的说来，动能变化不大，可近似认为节流前后气体的焓不变，即 H1=H2

但节流不是等焓过程。虽然节流起、终点焓值基本不变，但气体的压力回复不到原来的压力，p2

真实气体的焓不但与温度有关，也与压力有关。所以对于真实气体，节流以后压力下降，通常也造成温度下降，这称为节流的正效应。

当气体的节流前温度T1，超过最大转变温度（约为临界温度的4.85～6.2倍）时，节流后压力下降，会造成温度上升，这称为节流负效应。

节流效应又称为焦耳－汤姆逊效应。温度下降的数值与压力下降数值的比值称为节流效应系数，又称焦耳－汤姆逊效应系数，即 节流效应系数的意义是：下降单位压力时的温度变化值，它随压力、温度而变。

26在气田上，压力较高，天然气的节流效应系数一般为3～4℃/MPa 。干线输气管上，压力较低，一般为2.0～3.0 ℃/MPa 。

27天然气主要杂质及危害从地层中开采出来的天然气往往含有砂和混入的铁锈等固体杂质，以及水、水蒸气、硫化物和二氧化碳等有害物质。

砂、铁锈等尘粒随气流运动，磨损压缩机、管道和仪表的部件，甚至造成破坏

水积聚在管道低洼处，会减少管道输气截面，增加输气阻力，水又能在管内壁上形成一层水膜，遇酸性气体（H2S ，CO2等）形成酸性水溶液，对管内壁腐蚀极为严重，是造成输气管道破坏的重要原因之一水在一定温度和压力条件下还能和天然气中的某些组分生成冰雪状水合物（如CH4·6H2O 等），造成管路冰堵。

天然气中的硫化物分为两种1）有机硫化物；2）无机硫化物。无机的主要是硫化氢（H2S ）,有机的主要是二硫化碳（CS2）、硫氧化碳（COS ）等。H2S 及其燃烧产物（SO2）都具有强烈刺鼻气味，都是剧毒气体。空气中硫化氢含量大于910mg/m3（体积分数约0.06%）时，人呼吸一小时就会严重中毒。当空气中含有0.05％（体积分数）二氧化硫时，呼吸短时间就会有生命危险。硫化氢和二氧化碳还是一种腐蚀剂，尤其有水存在时更是如此。含有硫化物的天然气作为化工原料很容易使催化剂中毒，生产无法进行，生成的成品质量也不好。 天然气输送系统中的液体和固体杂质主要来自三方面：（1）采气时井下带来的凝析油、凝析水、岩屑粉尘；（2）管道施工时留下的脏物和焊渣；（3）管内的锈屑和腐蚀产物。 28几种常用的分离器：重力式分离器、旋风分离器、多管旋风分离器

29含水量较多的天然气在长距离输送过程中，常常发生下列问题：（1）水气与天然气的某些组分生成冰雪状的水合物，堵塞管道和仪表；（2）凝结水积聚在管道的低洼部分，降低管道的输气能力，增加动力消耗；（3）酸性气体，如H2S 、CO2溶于水中，造成内壁腐蚀。 H

H p i p T p T D ???? ????=???? ????=→?0lim

30天然气工业中常用地脱水方法有三类：低温分离、固体干燥剂吸附、液体吸收法

31天然气含H2S 多少的分类。天然气按含H2S 和CO2的多少可分为四类：1）无硫或微含硫天然气 H2S 和CO2含量符合管输要求，不需净化；2）低含硫天然气 H2S 体积分数为0.0001～0.5％；3）中含硫天然气 H2S 体积分数为1～1.5％，CO2体积分数为6～8％；4）高含硫天然气 H2S 体积分数为4～8％。

气体在管内流动时，沿着气体流动方向，压力下降，密度减小，流速不断增大，温度同时也在变化。在不稳定流动（非定常流）的情况下，这些变化更为复杂、激烈。描述气体管流状态的参数有四个：压力p 、密度ρ、流速w 和温度T 。为求解这些参数有四个基本方程:连续性方程、运动方程、能量方程和气体状态方程。

32连续性方程的基础是质量守恒定律

33水力计算的目的： 研究一定的输气管的流量与压力之间的关系

设计和生产上通常采用的是工程标准状态（压力p0=1.01325×105Pa ，温度T0＝293K ）下的体积流量。为使用方便，必须将质量流量M 换算成工程标准状态下的体积流量Q

34当输气管线路上有高于或低于起点高程200m 以上的地段时，就应该考虑高差和地形起伏对输气管输气能力的影响。

35p107图 纵断面线高于水平线的地方，面积取正值，低于水平线的面积取负值。由（4-16）可以看出，当其它条件相同时，面积的代数和F 比较小的输气管，有较大的输气能力。输气管1-2-3-4的输气能力小于长度一样、管径一样的输气管1-5对于输气管，不但象输油管一样，起终点高差对输送能力存在影响，而且还存在输油管上所没有的沿线地形起伏对输送能力的影响。该影响是由于输气管起点的气体密度大于终点的气体密度，整条管线的气体密度逐渐降低造成的

上式说明输气管的通过能力与管径的2.67次方成正比。

36 即输量与长度的0.5次方成反比。若站间距缩小一半，例如在 两个压气站之间增设一个压气站，L2=1/2L1，输气量与起、终点压力平方差的0.5次方成正比，改变起、终点压力都能影响流量，但效果是不同的

37简单管：直径不变、流量一致的单一管道称为简单管所谓标准管就是p1、p2、L 、△*、Z 和T 都与要计算的复杂管相同，而管径D0为某一标准值（一般取D0=1m ）的输气管。 38副管铺在管道的前段、中间或尾部对改变流量和终点压力的影响是一样的。从节约金属的观点来看，铺在压力较低的尾部较好。

改变相同的δp 时，提高起点压力对流量增大的影响大于降低终点压力的影响。提高起点压力比降低终点压力有利。

变径管是提高流量或终点压力的措施之一

39从平均温度公式可知，T0愈高，Tpj 也愈高。而计算输气管流量时， Tpj 愈高，流量就愈小，因此，应选择夏季的T0作为水力计算的依据

40水合物又称水化物，是天然气中某些组分与水分在一定温度压力条件下形成的白色结晶，外观类似密致的冰雪，密度为0.88~0.90g/cm3。研究表明，水合物是一种笼形晶格包络物，水分子借氢键结合形成笼形结晶，气体分子被包围在晶格之中。

41水合物有三种结构低分子的气体（如CH4，C2H6，H2S ）的水合物为体心立方晶格，较大的气体分子（如C3H8，iC4H10）则是类似于金刚石的晶体结构。仅出现在正丁烷（n-C4）382121???? ??=D D Q Q 5.01221???

? ??=L L Q Q

以上的大分子氢烃组分形成的水合物中，为一般六面体结构。

42形成水合物的条件有三：（1）天然气中含有足够的水分；（2）一定的温度与压力；（3）气体处于脉动、紊流等激烈扰动之中，并有结晶中心存在。这三个条件，前二者是内在的、主要的，后者是外部的、次要的。

43防止水合物的形成不外乎破坏水合物形成的温度、压力和水分条件，使水合物失去存在的可能。这类方法很多，主要有：1.加热2.降压3.添加抑制剂 4.干燥脱水

44输气站是长距离输气管道的两大组成部分之一。它的任务是进行气体的调压、计量、净化、加压和冷却，使气体按要求沿着管道向前流动压缩机和压缩机车间是输气站的核心设备和建筑，故输气站又称为压气站。输气管上第一个输气站通常建于气田附近，它是输气管的起点，又称为首站。第二个压气站开始称为中间压气站，它的位置和站间距由工艺计算决定，站间距一般为110~200Km。输气管的最后一个输气站即干线管道的终点——城市配气站，它也是一个调压计量站。

增压站建在有地下储气库的地方，其用途是从干线输气管道中把天然气压送到地下储气库，或从地下储气库中抽出天然气，将其送入干线干线输气管或直接将天然气送给用户。与中间压气站相比，增压站的压力比比较高（2～4），对从地下储气库出来的天然气要进行完善的处理，以除去天然气带出来的各种杂质。

45当流量小于最小流量时，即Q1≤Qmin，压缩机将发生喘振现象，压缩机严禁在这种情况下运行，最小流量Qmin即为喘振流量。或者流速虽未达到音速，但叶轮对气体作的功全部用于克服流动损失，气体压力并不升高，最大流量Qmax又称滞止流量。

46喘振是离心压缩机本身固有的特性。在选用离心压缩机时，排量选得过于富裕是无益的。47一个压气站有多台压缩机共同工作，相互间根据需要有的并联、有的串联，或者并联、串联联合使用，多台压缩机联合工作的特性就是压缩机站的特性。离心压缩机并联工作的主要目的是增加流量离心压缩机串联工作的主要目的是增加压力

无论是并联或是串联都得到形式上完全相同的压缩机特性方程

48末端储气：干线输气管末段的起点就是最后一个压气站的出口，终点就是城市配气站的进口，终点压力就是城市配气站进站压力。终点流量就是配气站向城市的供气量。末段终点压力的变化，实际上只对最后一个压气站的进出站压力产生影响，对输气管的系统流量并没有什麽影响。可认为最后一个压气站是以不变的流量向末段供气。即末段起点的流量是不变的。

49输气管末段的气体处于不稳定流动状态，为简化起见，下面的讨论与计算是以稳定流动状态为基础的，以连续替换法作近似计算，计算结果其储气能力比实际小10~15%。还应指出：除末段外，其它管段只要存在压力变化也就有储气能力，但没有末段那样明显而已。50在进行压气站的布置时需要考虑的问题：为充分利用地层能量可以省去首站；注意末段储气的要求；使运行压力接近管线承压；对于初期流量较小的管线，应分期建造压气站。51压气站布置愈是接近输气管的起点，输气管的输气能力就愈大。因为第一，压气站向起点移动时，进站压力增高，压缩机进口条件下的流量变小，压力比要增大，若保持压力比不变，则可增大输气能力；第二，压气站向前移动之后，站间平均压力增高，平均流速下降，克服摩阻所需的能量减小，允许站间通过能力进一步提高。

52预先固定某些站址的压气站布置：际工作中，由于地形、地质、经济和社会发展各方面的需要，往往事先规定某些站的位置。剩下的问题就是如何布置其余的压气站

53增加输气管的输气能力：当一条输气管的最高工作压力已达到管路强度允许的最大值时，提高输气能力实际上只有两个办法：在站间铺设副管；增建新的压气站；

例题1-1 求运行的输气管的气体体积（工程标准状态：p ＝101325Pa ，T0＝293.15K ）已知输气管长125km ，内径700mm ，平均压力为44.13×105Pa ，温度为5℃，气体的体积分数是：甲烷97.5％，乙烷0.2％，丙烷0.2％，氮1.6％，二氧化碳0.5％。 解：

1.求气体的视临界参数

pcm ＝∑yipci ＝44.85×105Pa Tcm ＝∑yiTci ＝ 191.16K

2. 求对比态参数

pr ＝ ＝0.984 Tr ＝ ＝1.455

3. 查图1-1得 Z ＝0.89

4. 求气体体积

输气管容积 V1＝ × 0.72 ×125000= 48081.25m3

pV0＝ZmRT

p1V1＝Z1mRT1

高压下定压比热与定容比热之差为

11011Z pT ZT p V V0＝ 注：Z ＝1 89.015.27810132515.2931013.4425.480815?????＝ ＝2479784m3 …① g g w p p p W ρ??μμ00-?=T R w p p M w w w μ?==0…② T R w p p p p p M g g w g μ?=-=-=0…③ g g w g g g w g w w w V w w w V w W ρ?=?==T v p P T P T c c ???? ??????? ?????=-ρρρ22

天然气输气管道设计与管理

一、天然气概况 1、天然气定义：从地下开采出来的可以燃烧的气体 2、天然气来源：气田气，油田气。 3、天然气组成：60%～90%为甲烷和乙烷，10%～40%的丙，丁，戊烷及重烃，在工标状态下只有甲、乙、丙、丁烷为气态，其余都为液态。 二、输气管道概况 1、输气管道分类：矿场集气管道，干线输气管道，城市配气管网 2、世界著名大型输气管道:前苏联乌连戈依——中央输气管道，全系统由6条输气干线组成，最著名的属亚马尔输气管道。该管道在苏联境内长4451km，建设了41座压缩机站和2座冷却站，经西西伯利亚地区穿越水域

945km，穿越河流700余处。 3、中沧线是中国第一次采用燃气轮机驱动离心压缩机输送油田伴生气的输气管线。 4、西气东输管线包括：青海涩北至甘肃兰州（2000年开工，02年竣工投产），重庆忠县至武汉（2000年开工），塔里木至上海（02年7开工，全长400多千米，管径1016mm，操作压力10MPa） 5、中国未来十年管网总体布局：两纵，两横，四枢纽(在北京，上海，信阳和武汉设立调度中心或分调度中心)，五气库（在北京，上海，大庆，山东，和南阳建立地下储气库） 6、管道防腐技术：从简单的人工除锈刷漆发展到外涂层与阴极保护和牺牲阳极相结合的联合保护。自1964年开始使用阴极保护到今天，所有的输气管道上都建有阴极保护站，单站保护长度可达50～80km. 输气管道的主要工艺设备包括压缩机组，阀门，计量设备和调压设备。 三、天然气的性质 1、天然气的分类 （1）按矿藏特点分：纯气藏天然气（在天然气开发过程中，不论何阶段流体在地层中均成气体，采出地面后可能有部分液体析出），凝析气藏天然气（矿藏流体在地层原始状态呈气态，但开采到一定阶段，随地层压力减小有部分烃类在地层中呈液态析出），油田伴生天然气（与原油共存，开采时与原油同时被采出，经油气分离得到的天然气） （2）按烃类组分关系分：干气（地层中呈气态，开采出后在管线设备中也不会有液态烃析出），湿气（地层中呈气态，在一般地面设备的温度、压力

输气管道工程设计规范,gb50251-2015

输气管道工程设计规 范,gb50251-2015 篇一：输气管道设计规范GB50251-2003 1 总则 1．0．1 为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策，统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量，制订本规范。 1．0. 2 本规范适用于陆上输气管道工程设计。 1．0．3 输气管道工程设计应遵照下列原则： 1 保护环境、节约能源、节约土地，处理好与铁路、公路、河流等的相互关系； 2 采用先进技术，努力吸收国内外新的科技成果； 3 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。 1．0．4 输气管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。 2 术语 2．O．1 管输气体pipeline gas

通过管道输送的天然气和煤气。 2．O．2 输气管道工程gas transmission pipeline project 用管道输送天然气和煤气的工程。一般包括输气管道、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。 2．O．3 输气站gas transmission station 输气管道工程中各类工艺站场的总称．一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。 2．O．4 输气首站gas transmission initial station 输气管道的起点站。一般具有分离，调压、计量、清管等功能。 2．O．5 输气末站gas transmission terminal station 输气管道的终点站。一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。 2．O．6 气体接收站gas receiving station 在输气管道沿线，为接收输气支线来气而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．7 气体分输站gas distributing station 在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．8 压气站compressor station 在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。

输气管道工程设计条件

一、基础资料 1 需业主提供的基础资料 开展输气管道工程设计前业主至少应提供下列资料，但不限于： 1.1 设计任务书或设计委托书； 1.2 资源与市场数据。 1.3 技术要求，至少应包括： 1）管道的起、终点、系统功能、建设水平、质量要求； 2）管输气体的来源及物性； 3）管道的任务输量、最小输量、最大输量； 4）管道沿线天然气的分输或注入要求； 5）管道用户用气特点及不均匀系数； 6）上游供气方不同年份供气量及供气压力； 7）不同年份用户用气量及用气压力需求； 8）工期要求。 1.4 管网规划及与拟建管道有关的已建的管道系统状况。 1.5 业主对工程管理的要求。 1.6 经济评价与概算资料 1）资金来源及贷款方式； 2）工程建设期及分年度投资比例； 3）类似工程投资及施工情况。 2 现场需要收集的外部接口资料 2.1 自然状况资料 1 管道沿线行政区划及地方志，沿线城市、乡镇发展规划。 2 管道沿线地形、地貌及植被分布情况； 3 管道沿线资源情况，包括：矿产、农业、林业、牧业、渔业、动植物、文物保护区分布等； 4 管道沿线重要设施分布，包括：军事设施、铁路枢纽、机场、码头、水库等的分布和发展计划； 5 管道沿线附近已建管线和构筑物的情况； 6 管道沿线重大项目的建设与规划； 7 基本气象资料。根据工程规模和建设水平的要求，气象资料宜为近10、20、30 年和50 年的统计数据。包括：全年平均气温、最冷月平均气温、极端最高温度、极端最低温度；管道埋深处最高、最低、和最冷月平均地温，标准冻土深度和最大冻土深度；降雨量（当地采用的降雨量计算公式，年和逐月的平均、最大、最小降雨量、最大强度降雨量、连续降雨最多的天数）、降雪量（初雪日、终雪日、连续降雪时间、最大积雪深度）、蒸发量，年平均日照、雷电日、沙尘暴天数，冰凌、冰雹强度；相对湿度；海拔高度；当地平均大气压；近年各月最大风速及各月风向、频率或全年的和夏季的风向频率玫瑰图、最大风速和风压值、静风出现的日期和持续时间、风暴和风沙出现的时间和状况。 8 沿线人文资料； 9 沿线水利设施、水利规划及水利部门的有关规定；

输气管道课程设计

输气管道课程设计 姓名：李轩昂 班级：油储1541 学号：201521054114 指导教师：任世杰

目录 前言------------------------------------------------------------------------------------------------- 4第一章设计概述---------------------------------------------------------------------------------- 5 1.1设计原则--------------------------------------------------------------------------------- 5 1.2 管道设计依据和规范----------------------------------------------------------------- 5 1.3长输气管道设计原始资料------------------------------------------------------------ 6 1.3.1天然气管道的设计输量 ------------------------------------------------------- 6 1.3.2气源特性 ------------------------------------------------------------------------- 6 1.3.3气源处理 ------------------------------------------------------------------------- 6 1.3.4管道设计参数 ------------------------------------------------------------------- 7 1.3.5基本经济参数 ------------------------------------------------------------------- 7第2章管道工艺计算---------------------------------------------------------------------------- 9 2.1天然气物性参数计算------------------------------------------------------------------ 9 2.1.1天然气的平均分子质量、平均密度和相对密度------------------------- 9 2.1.2天然气压缩因子的计算 ------------------------------------------------------- 9 2.1.3天然气粘度计算 -------------------------------------------------------------- 10 2.1.4定压摩尔比热 ----------------------------------------------------------------- 10 2.2输气管道水力计算------------------------------------------------------------------- 11 2.2.1雷诺数的计算 ----------------------------------------------------------------- 11 2.2.2管道内压力的推算 ----------------------------------------------------------- 12 2.2.3管道壁厚推算 ----------------------------------------------------------------- 12 2.3输气管道热力计算------------------------------------------------------------------- 12 2.3.1总传热系数 -------------------------------------------------------------------- 12 2.3.2天然气的平均地温 ----------------------------------------------------------- 13 2.3.3考虑气体的节流效应时输气管沿管长任意点的温度计算----------- 13 2.4管道工艺计算结果------------------------------------------------------------------- 14 2.4.1首站到分输站1 --------------------------------------------------------------- 14 2.4.2分输站1到分输站2 --------------------------------------------------------- 14 2.4.3分输点2到末点 -------------------------------------------------------------- 15

输气管道工程设计规范

输气管道工程设计规范 GB 50251-2003 ） 1、适用范围：本规范适用于陆上输气管道工程设计。 2、输气工艺： 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（350d 是为冬夏平衡，同时最大输气量应以标态计算。）。 2）进入输气管道的气体必须除去机械杂质，且至少符合n级天然气标准（GB17820）。 3）当输气管道及其附件已按照国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》 SY0007和《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》SY/T0036的要求采取了防腐措施时， 不应再增加管壁的腐蚀裕量。 4）工艺设计应确定的参数有：输气总工艺流程；输气站的工艺参数和流程；输气站的数量和站间距；输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。 5）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~，站间距不宜小于100km。 6）具有配气功能的分输站的分输气体管线宜设置气体的限量、限压设施。 7）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。 8）输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。 10）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与接近和操作。截断阀应当具备手动操作的功能。 11）输气管道工艺设计应具被以下资料：管输气体的组成；气源数量、位置、供气量及可调范围；气源压力及可调范围，压力递减速度及上限压力延续时间；沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求，当要求利用管道储气调峰时，应具备用户的用气特性曲线和数据；沿线自然环境条件和管道埋设处地温。 12）输气管道的水力计算见本标准6?9页以及简化标准的附录。 13 ）输气管道安全泄放 （ 1 ）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设施。 （2）输气站存在超压可能的受压设备和容器，应设置安全阀。安全阀泄放的气体可引入同级压力的放空管线。 （3）安全阀的定压（P o）应根据管道最大允许操作压力（P）确定，并应符合下列要求： a 当P W时，P o= P+; b 当v P W时，P o=； c 当P＞时，P o=。 （4）安全阀泄放管直径应按照下列要求计算：

天然气管道输送计量输差的控制

天然气管道输送计量输差的控制 天然气管道运输过程中的输差产生原因，从技术层面分析，可总结为输送过程中的泄漏、计量流程配置、气体组分、管存误差以及包括放空在内的其他因素导致的输送误差。天然气管道输差成因较为复杂，除技术原因外，还存在管理因素导致的计量输差，本文在研究过程中，仅对技术原因造成的计量输差进行分析，并提出相应的控制措施。 1 计量输差成因分析 1.1 系统泄漏输差 泄漏输差的成因既有锈蚀穿孔等客观因素，也有人为的打孔窃气因素。客观因素方面，由于天然气管道长期运行，导致管道内外锈蚀穿孔，或由于地震、火灾、雷电、降雨等自然灾害，导致管道密封失效引起泄漏，或管线本身架设过程中存在失误，导致天然气泄漏，此类因素均可导致一定的计量输差。人为因素方面，利益驱使下，人为打孔窃气更加具有隐蔽性和目的性，同时造成的输差更大，有调查表明，在部分地区的天然气管网输送过程中，由于人为原因造成的输差，比例约为1.5%-3%。另外，基于天然气本身无色无味的性质，泄漏后不易察觉，不易定位，因此在输差构成中，泄漏输差不可避免，只能尽量减小。 1.2 计量配置输差 天然气输送管道系统构成较为复杂，所涉及设备除管道外，还包括各类计量仪表、管道阀门、监测传感器等。输送过程中，计量仪器与系统的匹配程度决定了计量配置输差的大小。目前高精度的天然气流量计，最高可达0.5级，主要在管线的重要节点和大型管道上推广使用。管道输送最常用的流量计精度一般在0.5-1.0级，型式以孔板流量计、涡轮流量计和超声波流量计为主。考虑流量计精度的最大差值，供气方与销气方分别采用精度上下限，则由于流量计产生的输差

可达±2%-±3%。 1.3 气体组分输差 天然氣输送过程中，气体组分对于天然气密度的影响较大。通常在天然气输送过程中，会对气体组分进行及时的更新，以便对气体体积、密度等进行计算。若由于主观或者客观因素导致组分未能及时测定及数据更新，则会影响输送量的计算，最终造成计量输差。以孔板流量计为例，以组分造成的密度偏差为0.05而言，由于密度变化造成的输差为±3.92%。 1.4 账面输差 账面输差主要构成为管存输差，在天然气计量过程中，计量输差应当为供应侧量减去销售侧量和管存量，因而，对于管存量的计算和测量，对于账面输差的数值影响较大。若在测量过程中，温度以及压力等测量数据出现错误，会造成管存量计算的错误。当管道运行压力为2.5Mpa，运行温度为20℃时，压力误差在±0.05MPA时，所造成的输差率变化为±1.96%，而温度测量误差在±1℃时，所造成的输差率变化为±0.34%。 1.5 其他输差 管线运行过程中的正常排空、检修造成的管容损失等，也是造成管线输差的重要原因。由于天然气输送的不稳定性，在管线运行过程中，必然存在计量仪表高限或低限运行的情况，因此导致的计量仪表误差也是在输差计量中需要考虑的。 2 计量输差控制措施研究 针对上述计量输差产生的原因，本文针对性提出以下输差控制措施。 2.1 泄漏输差控制 客观因素导致的泄漏输差，在运行过程中可以通过定期对管线进行检修，对锈蚀管道做到及时维护或更换；此外，加强对管道泄漏的检测，提高检测准确度和定位精确程度，应用先进的多通道声发射技术，对管网泄漏点进行准确定位，进而及时维修，降低泄漏输差。

输气管道设计

天然气输气管道设计 1 管道材质及壁厚选择 壁厚 F D P S H H σδ2= H P —设计压力，MPa ； H D —管道的外径，mm ； S σ—所选钢材的最小屈服强度，MPa ； F —根据地区等级确定的设计系数； 2 管道轴向应力及稳定性验算 h l t t E μσασ+-=)(21 σ σ2Pd h = l σ—管道轴向应力，MPa ； E —钢材的弹性模量，为51006.2?MPa ； α—钢材的线性膨胀系数，取5102.1-?MPa ； 1t —管线安装温度，C 0； 2t —管线工作温度，C 0； μ—泊松比，取0.3；

h σ—管线的环向应力，MPa ； P —管道内压，MPa ； d —钢管内径，cm ； σ—钢管的公称壁厚，cm ； 应力满足如下条件： s l h σσσ9.0<- 敷设： 弯头的曲率半径大于等于4倍管外直径，并应满足清管器或检测仪器能顺利通过管道要求。 试压。

工艺说明，，， 1物理和热力性质（平均分子量，相对密度，平均密度，热值） 2压缩因子相关方程式。（Gopal 的相关方程式） 3定压摩尔比热（根据干线输气管道实用工艺计算方法） 4焦—汤系数（根据干线输气管道实用工艺计算方法） 二，水力计算 1雷诺数Re 2水力摩阻系数λ 三，输气管道内径 δ2-=H B D D

强度设计系数 地区等级 强度系数 一级地区 0.72 二级地区 0.6 三级地区 0.5 四级地区 0.4 2压力 （1）压缩机入口压力εH B P P = =设计压力/压比 （2）起点压力 211P P P P H δδ--= 1P δ—压缩机与干线输气管之间连接管线的压力损失，输气工作压力 为7.5~10MPa 时，1P δ≈0.05~0.07MPa 2P δ—天然气冷却系统的压力损失，按照“标准”取0.0588MPa （3）终点压力 32P P P B δ+= B P —压缩机入口压力；

输气管道工程设计规范2015

输气管道工程设计规范 1 总则 2 术语 3 输气工艺 3.1一般规定 3.1.1 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量。当采用年输气量时，设计年工作天数应按350d计算。 3.1.2进入输气管道的气体应符合现行国家标准《天然气》GB17820中二类气的指标，并应符合下列规定： 1 应清除机械杂质； 2 露点应比输送条件下最低环境温度低5℃； 3 露点应低于最低环境温度； 4 气体中硫化氢含量不应大于20mg/m3； 5 二氧化碳含量不应大于3%。 3.1.3 输气管道的设计压力应根据气源条件、用户需求、管材质量及管道附近的安全因素，经技术经济比较后确定。 3.1.4 当输气管道及其附近已按现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448的要求采取了防腐措施时，不应再增加管壁的腐蚀裕量。 3.1.5 输气管道应设清管设施，清管设施与输气站合并建设。 3.1.6 当管道采用内壁减阻涂层时，应经技术经济比较确定。 3.2工艺设计 3.2.1工艺设计应根据气源条件、输送距离、输送量、用户的特点和要求以及与已建管网和地下储气库容量和分布的关系，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。 3.2.2 工艺设计应确定下列内容： 1 输气总工艺流程； 2 输气站的工艺参数和流程； 3 输气站的数量及站间距； 4 输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。

3.2.3 工艺设计中应合理利用气源压力。当采用增压输送时，应结合输量、管径、输送工艺、供电及运行管理因素，进行多方案技术经济必选，按经济和节能的原则合理选择压气站的站压比和确定站间距。 3.2.4 压气站特性和管道特性应匹配，并应满足工艺设计参数和运行工况变化的要求。再正常输气条件下，压缩机组应在高效区内工作。 3.2.5 具有分输或配气功能的输气站宜设置气体限量、限压设施。 3.2.6 当输气管道起源来自油气田天然气处理厂、地下储气库、煤制天然气工厂或煤层气处理厂时，输气管道接收站的进气管线上应设置气质监测设施。 3.2.7 输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。 3.2.8 输气站宜设置越站旁通。 3.2.9进、出输气站的输气管线必须设置截断阀，并应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定。 3.3 工艺设计与分析 3.3.1 输气管道工艺设计至少应具备下列资料： 1 管道气体的组成； 2 气源的数量、位置、供气量及其可变化范围； 3 气源的压力、温度及其变化范围； 4 沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求。当要求利用管道储气调峰时，应具备用户的用气特性曲线和数据； 5 沿线自然环境条件和管道埋设处地温。 3.3.2 输气管道水力计算应符合下列规定： 1 当输气管道纵断面的相对高差Δh ≤200m 且不考虑高差影响时，应按下式计算： 5.052221)(1051???????-=TL Z d P P q v λ （3.3.2—1） 式中：v q ——气体（P 0=0.101325MPa ，T=293K ）的流量（m 3/d ）； P 1——输气管道计算段的起点压力（绝）（MPa ）； P 2——输气管道计算段的终点压力（绝）（MPa ）； d ——输气管道内径（cm ）； λ——水力摩阻系数； Z ——气体的压缩因子； ?——气体的相对密度； T ——输气管道内气体的平均温度（K ）； L ——输气管道计算段的长度（km ）。 2 当考虑输气管道纵断面的相对高差影响时，应按下列公式计算： 5 .01152221)(21)1(1051??? ?????????????????++??+-=∑=-n i i i i v L h h L TL Z d h P P q αλα （3.3.2—2）

输气管道设计规范 GB50251-2003

1 总则 1．0．1 为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策，统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量，制订本规范。 1．0. 2 本规范适用于陆上输气管道工程设计。 1．0．3 输气管道工程设计应遵照下列原则： 1 保护环境、节约能源、节约土地，处理好与铁路、公路、河流等的相互关系； 2 采用先进技术，努力吸收国内外新的科技成果； 3 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。 1．0．4 输气管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。 2 术语 2．O．1 管输气体 pipeline gas 通过管道输送的天然气和煤气。 2．O．2 输气管道工程 gas transmission pipeline project 用管道输送天然气和煤气的工程。一般包括输气管道、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。 2．O．3 输气站 gas transmission station 输气管道工程中各类工艺站场的总称．一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。

2．O．4 输气首站 gas transmission initial station 输气管道的起点站。一般具有分离，调压、计量、清管等功能。 2．O．5 输气末站 gas transmission terminal station 输气管道的终点站。一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。 2．O．6 气体接收站 gas receiving station 在输气管道沿线，为接收输气支线来气而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．7 气体分输站 gas distributing station 在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．8 压气站 compressor station 在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。 2．0．9 地下储气库 underground gas storage 利用地下的某种密闭空间储存天然气的地质构造。包括盐穴型、枯竭油气藏型、含水层型等。 2．O．10 注气站 gas injection station 将天然气注入地下储气库而设置的站。 2．O．11 采气站 gas withdraw station 将天然气从地下储气库采出而设置的站。 2．O．12 管道附件 pipe auxiliahes 指管件、法兰、阀门、清管器收发筒、汇管、组合件、绝缘法兰或绝缘接头等管道专用承压部件。

石油天然气管道第三方施工技术要求

与天然气管道相遇后建工程处理技术要求 1阀室、输气站（含放空管）与周围建筑控制距离 1.1公司在运输气站、阀室，除春晓站外，均按五级站考虑。一般情况下，与周边建筑防火间距（安全间距）按照《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）表4.0.4处理（详见表一，已针对公司进行换算）。 表一天然气场站、阀室放空区与周围建筑防火间距（米）

1.2* 不能满足防火规范要求，但地方政府已经立项，难以协调的情况下。应委托第三方专业单位进行热辐射计算，并经政府主管部门组织的专家评审通过后，按照安评报告要求实施。 2 埋地管线与天然气管道间距控制 2.1埋地管线处理参照《钢质管道外腐蚀控制规范》（GB21447-2008T）执行。公司管道按照强制电流阴极保护方式管道考虑。 2.2自来水管、污水管、燃气、热力管线 2.2.1埋设原则：一般情况下管径较大管线应埋设于较小管径管道下方。热力管道一般埋设在天然气管道上方。 2.2.2埋设间距：0.3m。 2.2.3地形受限情况下，两者间距小于0.3m时，两管道间应有坚固的绝缘物隔离，确保交叉管道的电绝缘，一般使用橡胶垫、废旧轮胎等。后建管道应保证交叉点两端各10米绝缘层无破损。 2.2.4* 参照省安监局组织的甬台温天然气管道与甬台温成品油管道同沟敷设间距，平行敷设间距一般不应小于1.5米。

2.3电力管线、通信管线 2.3.1 天然气管道正上方或正下方，严禁有直埋敷设的电缆。 2.3.2 与天然气管道平行敷设的直埋电缆，间距不得小于1米。2.3.3 与天然气管道交叉敷设的直埋电缆、通信管线，间距不得小于0.5米，用隔板分隔或电缆穿管时，间距不得小于0.25米。 2.3.4 水下电缆与天然气管道敷设间距不得小于50米，受条件限制时不得小于15米。 3 架空管线、建筑 3.1 架空管线、建筑基础与天然气管道水平间距应符合《石油天然气管道保护法要求》，控制在5米以外。 3.2架空管线、建筑与天然气管道垂直间距应能满足抢修作业要求，按照不同作业环境间距不同。可参照《原油、天然气长输管道与铁路相互关系的若干规定》建筑物底边缘与自然地面高差不小于2.0米。 3.3 架空电力线，控制间距见下表。 表二天然气管道与架空电力线路最小距离（米）

输气管道设计过程 万

输气管道设计过程 1）在确定输气管道计算流量时要考虑年平均输气不均衡性，确定输气管评估性通过能力利用系数H K ： 959.0=??=?πH P H K K K K 2）计算输气管评估性通过能力q : 857.43501017365108 2 =?=??=H K Q q 106m 3/d 8856.3350 106.1336510820=?=??=H K Q q 106m 3 /d 3）设定3个设计压力H P ：5.5，6.0，6.5 a MP ； 4）对每个设计压力H P 设定3个压比ε，一般压力比为1.26—1.5之间，我取压力比为：1.3、1.4、1.5； 5) 设定管径（711㎜）为例，与3个设计压力（H P ）和3个压比（ε）组成9个输气工艺方案；以下各项计算仅以其中的一个方案（H P =6a MP ，ε =1.3）作为示范，其余各方案的计算列入计算成果表（表1-3）。 6）设计管材的钢种等级为X60,其最小屈服强度σs =413 a MP ； 7）计算钢管的壁厚δ（初定地区等级为Ⅲ类，设计系数F=0.5）：

mm F D P s H H 1.113.105 .041327115.62→=???==σδ 8）确定输气管内径： mm D D H B 8.6881.1127112=?-=-=δ 9）根据设计压力H P =6a MP （即压缩机出口压力）和压比ε=1.3，计算压缩机入口压力B P ： a H B MP P P 62.43 .16===ε 10）确定输气管计算段的起点压力（即压气站出站压力）1P ： a H MP P P P P 90.50588.00412.05.6211=--=--=δδ （天然气在压气站出口端的工艺管线和设备中的压力损失定为0.1 a MP ，小于附录Ⅰ中所列的数值0.11a MP ） 11）确定输气管计算段的终点压力（即下一压气站进站压力）2P ： a B MP P P P 70.408.062.42=+=+=δ （天然气在压气站进口端的一级除尘装置和连接管线中的压力损失定为0.08a MP ，小于附录Ⅰ中所列的数值0.10 a MP ） 12）计算输气管计算段的平均压力CP P ：

西气东输管道工程建设项目管理技术(1)

西气东输管道工程建设项目管理技术 西气东输干线，全长4000公里，西起XX的塔里木轮南，东到XX白鹤镇，沿线经过XX、XX、XX、XX、XX、XX、XX、XX、XX、XX等10个省、自治区、直辖市。总投资435亿元人民币，前后有2.6万余名建设者参与工程建设。中国石油集团30余家直属单位派出作业队伍，共吸引191家承包商。2002年7月全面开工,2004年10月1日投产,2005年1月1日正式向XX商业供气.如此高额的投资、庞大的建设队伍，在国内工程建设史上不多见，在世界工程建设史上也罕见。1、西气东输光建设世界级一流管道工程，项目管理工作迎来新挑战首先是沿线地理环境复杂。西气东输工程自西向东途径了戈壁、沙漠、黄土源、山地、平原、水网等地形，其中管道敷设的难点主要集中在三个地段。在西部，管道要通过800多公里的南湖戈壁,这一带气候恶劣、风沙肆虐、人迹罕至,深入这一地区，就是对生命极限的一种挑战。在中部，管道通过黄土高原。严重的水土流失和大面积的失陷性黄土是管道安全的最大威胁，管道不仅要穿过纵横交错的沟壑，还要翻越吕梁山、太行山，施工难度和工程量都非常大。在东部，特别是XX、XX一带，是我国经济最发达的地区。城镇密布、人口聚集，沟渠湖塘随处可见。我们既要解决高压力管道通过人口稠密区的安全问题，还要克服在水网地区的施工难题。从西向东，管道几乎经过了我国所有的地形地貌，地理环境的多样性和复杂性在世界上也是罕见的。其次是管道的穿跨越工程多。西气东输要穿越大中型河流77处，小型河流2000多处，还有众多的公路铁路和山体隧道，累计长度超过170公里数量多、规模大、形式复杂。特别是3穿黄河、3穿长江，创造了陆上管道穿越规模的新记录。XX黄河穿越采用了多级定向钻加顶管接力方式，全长7.32公里，埋设深度23米，是迄今为止在国内管道穿越工程中最难的；XX长江穿越，在50多米深的河床底下，开凿近2000米的隧道，难度也是相当大的。 再次是输气工艺复杂。西气东输工程干线共设站场35座，均可实现远控、站控；线路截断阀室138座，其中压气站10座，压比1.4～1.5，各压气站和分输站均按有人值守、无人操作设计；全线采用SCADA系统进行远程数据采集和监控，并采用先进的卫星通信系统，提高了管理的自动化、信息化水平，达到世界同期先进水平。西气东输工程全长4000公里，参建人数2.6万，涉及政府监督、业主、监理、设计承包商、采办承包商、施工承包商、检测承包商、外方合作单位、各级政府部门，如此多的组织，为协调、管理带来了难度。管理可以转化为生产力，西气东输全线建立和完善了扁平式管理结构，整合相关社会资源，引入外方总监、HSE管理等全新的管理方法，广泛使用现代管理手段，压缩管理层次和管理队伍。西气东输工程管理模式的创新确保了工程建设的顺利推进。2、西气东输管道工程项目管理模式和方法2．1项目管理管理目标西气东输是国家的重点工程，从项目一开始就建立建设世界一流管道的目标。管理目标可归纳为“四高一流”。“四高”即：高标准：完全与国际接轨，技术上要跟API标准看齐，管理上要严格遵循菲迪克条款；高质量：在设计、物资采办、现场施工组织上每道环节都要用最高标准来要求，管道建成后达到“国优”标准；高技术：采用国际先进的技术，提高整个管道的技术含量，使这条管道成为我国管道建设的一个样板；高效益：不但要做到建设时期的成本、造价最低，而且要使运行期间的成本最低。“一流”就是建成国际一流的长输管道。QHSE管理体系方针和目标为：质量方针：

输气管道施工组织设计

遂宁地区中低压天然气集输管道工程 （新桥～太和段） 施工组织设计 编制人： 审核人： 批准人： 四川凌众建设工程有限公司

目录 第一章工程概况 -----------------------------------------------------------------3 1.1工程简介 ---------------------------------------------------------------------3 1.2本次工程投标范围 -------------------------------------------------------------4 1.3.本公司及发包人发包专业工程，以及本公司及发包人供应的材料和设备的供应商之间的工作界面划分 -------------------------------------------------------------------------12 1.4主要经济技术指标 -------------------------------------------------------------12 第二章编制依据及施工规范 -------------------------------------------------------14 2.1编制依据 ----------------------------------------------------------------------14 2.2主要遵循法律、法规及标准、规范 ------------------------------------------------14 第三章施工组织部署 --------------------------------------------------------------16 3.1施工组织机构及管理职责

天然气输气管线工程设计方案

天然气输气管线工程设计方案 一、工程名称：天然气输气管线工程 二、工程地点：。 三、工程容： 本工程为至天然气输气管线工程，管线规格是φ57×3.5的20#无缝钢管（GB/T8163-2008），输送距离约为7000m. 管线沿途主要以埋地敷设为主。 四、工期要求： 整个工程在30天完成。 五、施工依据及验收规： 1、《凉水至护山天然气输气管线工程施工设计图》； 2、《输气管道工程设计规》GB50251-2003； 3、《城镇燃气设计规》GB50028-2006； 4、《油气长输管道工程施工及验收规》 GB 50369-2003； 5、《输送流体用无缝钢管》GB／Ｔ8163-2008； 6、《城镇燃气输配工程施工及验收规》CJJ33-2005； 7、《钢质管道外腐蚀控制规》 GB/T21447-2008； 8、《现场设备、工业管道焊接施工及验收规》GB50236-1998； 9、《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-2005； 10、《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》 SY/T0413-2002； 11、《油气输送用钢制弯管》 SY/T5257-2004

第二章施工方案 一、施工准备： 1、由项目责任人员与建设方以及设计方一道进行技术交底和现场踏勘，共同核对有关资料。 2、由项目责任人员及有关技术人员一道进行施工图的会审，并编制有关工艺及方案。 3、由项目责任人员对施工人员进行技术方案交底，发放施工资料，进行安全、技术培训。 4、根据现场施工需要,列出进场设备、仪器清单。技安员对进场设备和仪器进行检查，确保其完好性、安全性及有效性。经常进行设备保养和检修，使其始终处于良好的运行状态，满足施工要求。 5、加强钢管、阀门等原材料的供应管理，保证在各项工作需要时准时提供。 6、材料存放 6.1钢管、管道附件、防腐材料及其它设备材料应按产品说明书的要求妥善保管，存放过程中应注意检查，以防锈蚀、变形、老化或性能下降。 6.2焊材等材料应存放在库房中，其中焊条应存放在通风干燥的库房，焊条长期存放时的相对湿度不宜超过60%。钢管、管件、沥青等材料或设备可以分类露天存放，存放场地应平整、无石块，地面无积水。存放场地应保持1%～2%的坡度，并设有排水沟。易燃、易爆物品的库房应配备消防器材。 6.3防腐管应同向分层码垛堆放，堆放高度不宜超过3m，且应保证管子不失稳变形、不损坏防腐层。 7、原材料的检验、验收 7.1对施工用所有的材料进行验收，检查材料的外观或包装、合格证、

《输气管道设计与管理》综合复习资料

《输气管道设计与管理》综合复习资料 一、填空题 1、天然气是指从地层内开发生产出来的、可燃的、烃和非烃混合气体，这种气体有的是基本上以气态形式从气井中开采出来的，称为气田气；有的是随液石油一块儿从油井中开采出来的，称为油田伴生气。 2、输气系统从生产到使用各环节紧密相连，天然气从生产到使用大约有五个环节，采气、净气、输气、储气、供配气。这五个环节有三套管网相连，即：矿场集气网、输气干线和城市配气网。这三套管网形成一个统一、连续、密闭的输气系统。 3、天然气是一种混合气体，混合气体的物理性质决定于天然气组成和各组分气体的性质。天然气的组成有三种表示方法：即容积组成、摩尔组成和质量组成。 4、在温度不变的条件下，气体的粘度随着压力的增大而增大。在高压下（大于100atm ），气体的粘度随着温度的增大而减小。 5、气体被水蒸气所饱和，开始产生水滴时的最高温度称气体在该压力下的露点温度，它从另一侧面反映气体中的含水量。 6、天然气工业中最常用的脱水方法有三种分别是： 冷凝分离 、固体吸附脱水和 吸附脱水 。 7、对于长距离输气管线，当Q 、D 、P 1max 、P 2min 一定时，输气管末段的最大长度为： 221max 2min max 2 P P L CQ -=，此时管末段的储气能力为 0 。储气能力最大的末段长度为L max 的 0.5 倍。 8、北美、西欧有关的管道标准已规定，20英寸以上的气管应加内涂层，长距离输气管内壁一般涂敷有机树脂涂层的主要优点有： 提高输送效率 、 降低管道腐蚀速度 。 9、工程上用压缩因子来表示真实气体与理想气体PVT 特性之间的差别，该值偏离1愈远，表明气体的PVT 性质偏离 理想气体 性质愈远。 10、天然气的相对密度是指同一压力和温度下气体密度与 空气密度 之比，无量纲。 11、“输气管道工程设计规范(GB50251-2003)”中规定：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 -17℃ ，气体中的H 2S 含量不应高于 6mg/m 3 。 12、在工程上，一般根据 判断管线内的含水量是否达到形成水合物的条件。管线内形成水合物后可采取 方法可迅速使水合物分解，管路畅通。 13、对简单输气管路，提高起点压力或降低终点压力都会增加输量，但 对输量增加更有利。终点压力在低压范围内变化对输量变化的影响 。

输气管道建设工程可行性研究报告

输气管道建设工程 第1章总论 1.1编制依据 1) 国家有关燃气、石油天然气相关专业标准、规范、规定； 2）2010年8月华北油田公司关于《34号阀室至任丘市北部门站 高压天然气管道工程可行性研究报告》的委托。 1.2项目背景及建设目的 1.2.1项目背景 “陕京二线”输气管道工程的建设是2004年西部大开发十大重点工程之一。管道主要输送长庆油田的天然气，西起陕西省靖边县，途径陕西省、山西省和河北省，东至北京市大兴区采育镇，全长935.4公里，该管线于2005年7月20日正式进气。2006年11月，“陕京二线”任丘分输天然气站申请开口成功，任丘西部门站正式投入使用，为任丘市提供了天然气保证。 根据任丘市燃气总体发展要求，为了使任丘市“陕京三线”配套的任丘北部门站工程在技术上、经济上合理可行，充分发挥其社会效益，受华北油田公司委托，河北华宁工程勘察设计有限公司进行编制《34号阀室至任丘市北部门站高压天然气管道工程》可行性研究报告。 1.2.2建设必要性 1）为了满足任丘市市政府要求双回路、双气源安全稳定供气以及任丘市宏观经济发展的要求；

2）为保障华北石化1000万吨天然气制氢工程的原料供应； 3）进一步保证华港燃气集团有限公司对工业、民用天然气供应的持续与稳定。 1.2.2研究范围 本输气管道工程所涉及的内容包括：线路路由、管道敷设、用管、管道防腐、阴极保护等内容及经济评估。 1.3编制原则 1) 严格执行国家、行业的有关法规、政策、标准和规范； 2）根据任丘市天然气供应现状与发展规划，从实际出发，远近 期结合。 3)线路走向布局合理，避开城镇规划区及不良地质地段，注重管 道本质安全，防止第三方破坏，确保管道安全平稳运行； 4)选用先进、成熟、可靠的工艺技术，方案既要做到安全、稳定、可靠，又要经济合理，以减少投资及拆迁补偿费用； 5)注重消防、环保、节能、安全生产和劳动卫生； 1.4遵循的主要标准规范 《输气管道工程设计规范》 GB50251-2003 《油气输送管道穿越工程设计规范》 GB50423-2007 《关于处理石油管道和天然气管道与公路相互关系的若干规定》（试行）（（78）交公路字698号，（78）油化管道字452号） 《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 《油气长输管道工程施工及验收规范》 GB50369-2006 《油气输送管道穿越工程施工规范》 GB50424-2007