1、天然气长输管线中间调压计量站项目设计方案天然气长输管线中间调压计量站项目设计方案1.1 设计目的和意义随着经济的快速发展、治理大气环境的力度不断增大和广大市民生活质量的不断提高，天然气这一清洁能源的需求量也逐年大幅增加。管道输送是天然气输送的最主要运输方式，由上游气源开发、中间管道工程、下游市场开发三部分组成。而调压计量站是中间管道工程的重要组成部分之一，其基本任务是调节输气管线的压力、 计量气体流量以及脱除天然气中含有的液滴和机械杂质；另外，按照实际需要还具有分离、计量、调压、添味和收发清管球（刷）等功能。调压计量站可设于管道的起点，输入和输出支点上，调压计量系统主要完成对下游用户的流量计量
2、、设定、调节供气压力、保证平稳供气。可以有效地满足气量调配、保护相关工艺设备、抑制喘流等工艺要求，并能缓解峰谷差对分输站的压力。安全、准确、经济、可靠的调压计量站是高质量设计、建设和操作的结果。1.2 目前国技术概况我国天然气长输管道工业经过多年的发展，调压计量站已有一套成熟的工艺流程。如曾自强，玉芳编著的天然气集输工程 ，书中详细介绍了天然气从井口到用户的集输流程，其中提到的中间调压计量站工艺流程是当前调压计量站的基本形式。此外，石油行业的相关规标准也对调压计量站的工艺设计作了明确规定，如 GB50251-2003 输气管道工程设计规 、油田油气集输设计规 、石油天然气工程总图设计规 、石油
3、天然气工程防火设计规等。目前，国对调压计量站的设计技术也相当成熟，并在西气东输等管道工程得到了广泛的运用。西气东输管道干线全长约3900 km ；设计输量为 12010 8310.0 MPa ；管径为 1016 mm。其检测与计量的特点是高压、m/a ；设计压力为大流量、流量变化围大。为了保证流量检测与计量的准确度，根据目前国外天然气长输管道流量计量的现状，西气工输工程中贸易交接流量计的准确度等级按0.5级选型，计量系统准确度等级按1.0 级考虑，流量计量采用气体超声波流量计，在国大口径输气管道计量系统无先例。LLH调压计量站的设计将在结合站场实际的基础上，充分借鉴西气东输工程的成功经验。随着
4、科学技术的发展，管道工程的自动化、智能化程度越来越高，如近年来 SCADA系统在管道生产管理中的运用。因此，调压计量站的设计应该具有前沿性、前瞻性，以满足将来站场可能的输量变化和系统升级。1.3 设计依据1.3.1 原始资料LLH 调压计量站的工艺设计是某天然气长输管线中间站。该站主要功能是向用户分输天然气，并进行计量调压工作，保证安全供气；于此同时，对进入干线的天然气进行计量。主要设计参数如下：(1) 设计流量：Q进站243.5 : 545104 N m 3dQ至输气干线193.5 : 495104 Nm 3dQ至用户50 104 Nm3 d(2)设计压力：P 3.20 : 3.50MPa(
5、3) 设计温度： T = 293K(4)气质分析：表 1.1所输天然气气质分析表组分甲烷乙烷丙烷正丁烷异丁烷正戊烷异戊烷己烷庚烷氮气CO2体积 % 95.651.570.390.110.160.060.060.060.100.970.871.3.2 编制原则(1)严格执行国家、行业的有关标准、规；(2)工程设计以及建设过程中应充分的考虑HSE因素，优化设计和施工；(3)工程建设以近期市场为主，结合远期发展目标，统筹安排，合理分配；(4)根据现有气源管道的技术水平，结合新、老系统的协调调度，从发展的角度出发，积极采用成熟可靠、先进、实用的技术；(5)站址选择在遵循相关政策法规的前提下，尽量节约工
6、程投资；(6)建站方式的选择均应满足安全和工艺技术的要求，力争节约投资；(7)工程设计尽量采用国产材料和设备，节约工程费用。1.3.3 遵循的标准规(1)建筑设计防火规 （ GB50016-2006 ）（ 2006 年版）(2) 石油天然气工程制图标准 （ SY/T 0003-2003 ）(3)输气管道工程设计规 （ GB50251-2003 ）(4)石油和天然气工程设计防火规 （ GB50183-2004 ）(5)天然气（ GB17820-1999 ）(6)国家标准输送流体用无缝钢管 （ GB/T8163-99 ）(7)工业金属管道设计规 （ GB50316-2000 ）(8)石油天然气站工
7、艺管线工程施工及验收规（SY0402-2000 ）(9)用标准孔板流量计测量天然气流量（ SY/T6143-2004 ）(10)总图制图标准 （ GB/T50103-2001 ）(11)油气集输设计规 （ GB50350-2005 ）1.3.4 基本物理化学参数本设计中天然气为干燥天然气，主要组分为甲烷，其主要的物理化学性质参数如下：(1)标况密度： 0.76067kg/m 3(2)相对密度： 0.588(3)临界压力 ( 绝 ) ： 4.553MPa(4)临界温度： 194.92K(5)粘度： 0.01063 mPas(6)压缩系数： 0.934(7)绝热指数： 1.3091.3.5 设计容
8、(1)确定调压计量站的工艺流程；(2)计算工艺中所主要的设备、阀、管线并选型；(3)画出调压计量站的工艺流程图、平面布置图；(4)写出设计说明书、计算书，并翻译规定字数的外文资料。1.4 可行性分析目前国对于调压计量站的设计技术已经相当成熟并且已经有了许多很好的例子，根据自己现在所学知识参照各种参考文献，并在设计时严格遵守国家标准，再加上已知数据和技术经济方面的考虑，此设计具有可行性。2设计说明书2.1 调压计量站的总体规划2.1.1 调压计量站站址的选择2.1.1.1 选址原则(1)门站站址的选择首先应该遵循安全的原则，应符合国家最新建筑设计防火规和原油和天然气工程设计防火规的有关要求；(2
9、)满足目前生产需要，并为今后发展留一定余地；(3)符合输气管道走向并满足城市规划、国土和消防的要求；(4)站场放空排污系统设计满足环保排放要求；(5)站址应尽量靠近城市市政设施服务系统如供电、给排水、通信等；(6)尽量节省用地和少占良田；(7)避开山洪、滑坡等不良工程地区。2.1.1.2 站址安全距离要求根据本工程的实际情况，门站站址的选择在防火间距上有以下规定：(1)尽量避开规划区；(2)与公路的间距不小于 20 米；(3)与国家 I 、 II 级架空通信线不小于40 米；(4)与相邻厂矿企业的距离不小于50米；(5)与 100 人以上的居民区、村镇、公共福利设施不小于50 米；(6)与 3
10、5kV 及以上独立变电所不小于50 米；(7)与架空电力线不小于 1.5 倍杆高。2.1.2 调压计量站设计路线选择本着调压计量站应该简单、方便的观点，在建设设计中应首先考虑安全、准确、经济、和可靠。安全、准确、经济、和可靠的高压计量调压站是高质量设计、建设和操作的结果。所以调压计量站的设计保持其设计简洁的同时， 必须考虑所有的基本因素。同时必须认真考虑现在和将来使用的关键部件，包括管线、汇管、控制阀、阀门、超压保护和计量。作为一个先进而简便的解决方法，设计者也应考虑选择设备仪器、过虑 / 分离器、气味计、色谱仪和滴定仪、遥控装置和脉动消除器。一般来说，为了获得安全、可靠且可以准确计量的稳定的
11、压力调节，设计者必须考虑许多直接影响设备选择的设计参数。主要的参数有：最大和最小流量；最大允许操作压力；正常操作压力；流量分布；控制形式等。其他需要考虑的主要因素有：投资费用、未来流量变化、现场位置、安全因素、建设可行性、操作和维护、政府法律法规、对环境的影响、公司的政策等7。将收集到的这些资料经过简单比较，纳入LLH 计量调压站设计。由于受到信息量的限制，为了解决这个问题，设计中尽可能使工艺流程简单明了，一般从选择管线开始。2.1.3 调压计量站工艺流程所设计的调压计量站的工艺流程图如下所示 ：图 2.1 LLH 调压计量站工艺流程来自起点调压计量站的天然气，经输气干线由进气管进入汇气管，在
12、汇气管上分为三部分气体。天然气在经过第一个汇气管后进入分离器，脱除气体中的游离水和固体杂质。 污物由排污管进入污水罐 （池）。气体再次经过汇气管后，在通过压力调节器的调压以及孔板流量计的计量后，一部分气体经过外输管线输送至输气干线，另外一部分天然气则输至主要用户。当管线需要进行清管时可利用清管球 ( 器 ) 接收和发送装置完成接收和发送清管球 ( 器 ) 的作业。当站上发生故障不能切换操作或需要动用明火进行扩建站场时，可将进气管线和外输管线上的阀门关闭，让气体暂时改由站外旁通管进入输气管线，进行越站输气。站设备及管组中的剩余气体可由分离器的排污管和放空管排掉，然后进行抢修和扩建 。2.1.4
13、清管工艺流程输送管道的输送效率和使用寿命很大程 度上取决于管道壁和部的清洁状况。对气质和管道有害的物质凝析油、水（游离水和饱和水蒸汽） 、硫分、机械杂质等，进入输气管道后引起管道壁的腐蚀，增大管壁粗糙度，大量水和腐蚀产物的聚集，还要局部堵塞或缩小管道的流通截面，在施工过程气环境也会使无涂层的管道生锈，并难免会有一些焊渣、泥土、石块等有害物品遗落在管道。管线水试压后，单纯利用管线高差开口排水是很难排净的。为解决以上问题，进行管道部和壁的清扫是十分必要的。因此清管工艺一向是管道施工和生产管理的重要工艺措施。进行清管作业的基本目的可概括为以下几个方面：(1)保护管道，是他免受输送介质中有害成分的腐蚀
14、，延长使用寿命；(2)改善管道部的光洁度，减少摩阻，提高管道的输送效率；(3)保证输送介质的纯度；(4)新的用途：定径，测径、测厚和检漏，灌注和输送试压水等。2.1.4.1 清管器收发装置清管器收发装置附设在调压计量站等站场上，以便管理。凝析水量多，积水条件集中的管段，则应该考虑有无单独建立收发装置的必要，因为使大量积水长距离通过干燥的管段，不但会增加清管的费用而且会粘污干净的管道引起腐蚀。清管器收发装置包括收发筒、工艺管线、阀门以及装卸工具和通过指示器等辅助装备。收发筒以及快速开关盲板是收发装置的主要构成部分。筒径应比公称管径大 12 级。发送筒的长度应能满足发送最长清管装置的需要，一般不应
15、小于筒径的 34 倍。接收筒应当更长一些，因为它还需要容纳不许进入排污管的大块清出物，和先后连续发入管道的两个或更多的清管器，其长度一般不小于筒径的 46 倍。排污管应该在接收筒底部，放空管应安在接收筒的顶部，两管的接口都应焊装挡条阻止大块物体进入，以免堵塞。清管过程中如发生这种堵塞，就可能引起复杂的操作问题。2.1.4.2 清管器的发送和接收清管前应先作好收发装置的全部检查工作。要求收发筒的快速开关盲板、阀门和清管器通过的全通孔阀开关灵活，工作可靠，严密性好，压力表示值准确，通过指示无误。使用的清管器探测仪器需事先仔细检查。发射机电源必须达到额定的工作电压；它的抗震性和密封性状况如果出现问题
16、，就不能使用。因为发射机的上述性能应当是高度可靠的，它必须保证能在清管器密封条件遭受严重损坏不能继续运行的恶劣环境中正常工作。打开发送筒前，务必检查发送筒和连接阀，使之处于完全关闭状况，再打开放空阀，令压力表指针回零。在保持放空阀全开的条件下，慢慢打开盲板，并注意盲板的受力情况。开动盲板时，它的正前方和转动方向不要站人，以保证安全。打开盲板后，应尽快把清管器送入筒；清管球或清管器的第一节皮碗必须紧靠大小头，形成密封条件。清管器就位后，应先关盲板，后关放空阀。接收清管器的程序是： 在污物进站之前， 关闭接收筒的放空阀和排污阀 （盲板的关闭状态应事先检查） ；打开接收筒连接阀，平衡接收阀前后压力，
17、全开接收阀；提前关闭线路主阀，以防污物窜入下流；及时关闭连通阀，打开放空阀排气；待污物进站后迅速关闭放空阀，打开排污阀排污，直至清管器进入接收筒。清管器是否已全部通过接收阀，应依据接收筒上的通过指示器或探测仪器的显示判断。之后，打开连通阀，平衡主阀前后压差，打开主阀，恢复干线输气。关闭接收阀、连通阀，打开排污阀或放空阀把筒放至大气压，最后打开盲板，取出清管器，清洗接收筒，关闭盲板。2.1.4.3 清管的几项参数为了掌握清管作业的情况，分析遇到的问题，经常需要了解清管器的运行速度，清管压力差，放空量和排污量等参数。密封良好，没有泄流孔的清管器和清管球的平均运行速度可认为与气流速度是一致的，其公式
18、如下13 ：4QPbTZ(2.1)vD 2Tb P式中v 清管器的运行速度，米/ 小时；Q 发送站的输入量，基米3/ 小时；D 管道径，米；Pb ， Tb 基准状态下的压力和温度 (760 毫米汞柱和 293K) ； P, T, Z 清管器前段管道的平均压力、温度和压缩系数。清管压力，即推动清管器和被清物体在管道中运动所需的压力，可认为是清管器摩擦力，被推动的液柱高度和沿程摩阻的总和。液体流动的压力损失 P （ kgf/cm 2）可近似按水管的压力损失计算，即PL v210 4(2.2)D 2g式中水力摩阻系数，可取0.021D 0.3；l清管器前的液柱长度，米；D管道的直径，米；v 水的速度
19、，即清管器的平均运行速度， m/s ；水的重度， N/m3 。2.1.4.4 清管工艺的几点原则清管应根据生产需要定期进行，必须作到管中析出的凝析水和进入管道的游离水不越过下一个清管站，并按照规定的管道输送效率的最低指标确定清管的周期。原则上不能允许管道积污对管道的输送效率长时间地发生有害的影响，因为这种状况除影响管道的输送能力外，还无意义地消耗了地层原始能量和压缩机站功率。输送效率的比较基准可以采用清管措施能使管道达到的最佳实际输送因数 F max ：42TZLQ(2.3)FmaxKP12P22d 2.5max式中的min 为最小水力摩阻系数，其余参数查表。 按 Fmax 定出的输送因数下限
20、 Fmin 。2.1.5 调压计量站消防设计2.1.5.1 消防设计原则消防设计的方针为“预防为主，防消结合”。本工程消防设计围为站场区的消防设计。扑灭天然气火灾的根本措施在于切断气源。本站场的工艺装置均充分考虑了高可靠性、灵活性的气源切断措施。输送介质在输送过程中基本无损耗，且本站场只有“输气、清管”功能。消防方案的基础考虑立足于自救，即火灾发生时，仅依靠各场站设置的移动灭火器材来完成消防任务。为了保证人身安全和管道与工艺站场安全，避免和减少发生火灾，并且在火灾可能发生时能及时发现并控制扑灭，根据有关的设计标准和规要求并结合本设计的实际情况，在站场易发生气体泄漏的设备旁，设备本身设置有可燃气
21、体探测器。对气体泄漏及时报警，帮助操作人员及时排除险情。2.1.5.2 火灾危险性分析调压计量站中天然气输气管道所输送的天然气属易燃、易爆、易挥发危险物。天然气为甲 B 类火灾危险品， 具燃爆性， 其主要成分为 CH4，引燃温度 482632，爆炸极限浓度 ( 体积 ) ： 4.9 15.77% ，在静电火花、明火火源、雷击、电气火花、机械火花以及爆炸事故等诱发下，均有发生火灾的可能，与氟、氯等能发生剧烈的化学反应。天然气在爆炸围与空气混合，遇到火花可能发生爆炸事故，同时，高浓度的天然气对人体有一定的危害作用。火灾危险性的大小与危险物质的多少及生产性质、操作管理水平、环境状况等有直接关系。2.
22、1.5.3 主要防火措施消防系统应满足“高度安全标准、最低社会风险”的原则，以尽可能低的成本换取对个人、环境和社会最小的影响。主要的消防系统包括建筑物火灾报警系统，可燃气体探测系统。站场易有气体泄漏的工艺设备区设置有可燃气体探测器，站控室设有可燃气体控制盘，对站场可燃气体浓度进行监视和报警。当有可燃气体泄漏时，通过报警器发出报警，提醒操作人员及时进行处理，防止事故发生。同时，设置火灾自动报警系统手动报警按钮。2.2 主要工艺设备的设计和安装2.2.1 管线设计与安装2.2.1.1 管道设计选择管线设计应考虑以下影响因素：最大操作压力流量、现场位置、政府法规、环境影响、公司政策。选择管线规格的第
23、一步是计算管径，依据公式计算管径并调整到大一个规格的管径。根据经验， 地面上的管线， 气体流速不应超过 100ft/s 。气体流速在 100ft/s以下，可以使噪声保持在允许围之 90dBA或更低。在居住区或其它公共场所噪声水平尤其重要。如果气流速度不可避免的超过，加厚壁管可以帮助降低噪声。确定管壁的厚度，设计者需要知道最大操作压力和最小屈服强度规定限。计量站和其管线的最大操作压力由已知或假设的最大操作压力确定，最小屈服极限由政府法规和公司政策决定。2.2.1.2 管线安装管线交错安装时， DN200以下的管线不得超过三层； DN250以上的管线不得超过两层。管与管的垂直净距不应小于 0.15
24、m。大口径油气管线数量较多的中央阀室、泵房、压缩机房，地面或埋地管线安装时应加设管线的横向垫墩，以利于管线在安装时找平和维护时检修。条件许可时可参照以下各项：(1)地上，地下管线不应沿站场部道路路面上或路肩下平行敷设，在困难的情况下只允许将污水管及自流排放管敷设在路肩下。铁路路基下严禁敷设任何管线。供配电缆、通信电缆、消火栓、照明电杆以及跨越道路时的管线支架，允许设在站道路的路肩上面或敷设在下面。行道树允许在路肩上面栽种。(2)管线敷设方式，应根据土壤性质和地下水分布情况确定，在一般情况下，所有压力油、气、水、风管线应尽量采用地上架空敷设；应尽量减少管线直接埋地敷设和管沟敷设。若必须将钢制管道
25、埋地敷设时，则应作好埋地钢制管道的防腐蚀工作。(3)站场埋地钢制管道在采用良好的绝缘覆盖层以后宜和压力容器等设备联合在一起采用区域性阴极保护。在地下金属物较多时，应采用最可靠的镁合金牺牲阳极保护。阴极保护系统的电绝缘，包括绝缘固定支墩和绝缘接头（或绝缘法兰） 。绝缘器具应设在埋地管道与站外管道的联接处和管道与设备的联接处，严禁装设在力弯附近。管线与管线之间的最小净距应符合下列规定：当管径 DN200mm时，净距为 100 200mm；当管径为 DN250 400mm时，净距为 300mm；当管径 DN400时，净距大于 400mm。(4)地上管线的安装高度应符合下列要求：管架敷设的管线，管底距
26、地面为2.2m当架空管带下面安装有泵、换热器或其他设备时，管底距地面的高度应满足设备安装和检修时的起吊要求；管墩敷设的管线，管底距地面净高可为 0.3 0.5m。与人行道交叉时应加设过桥。埋地管线及电缆距建构筑物的净距表见下表：表 2.1埋地管线及电缆距建构筑物的净距( m)序压力给排水管自流给 热力管 油气管10KV通信仪表项目DN， mm号排水管线线电力电缆控制电缆2002501建筑物基础外缘3.05.02.52.03.00.50.52铁路中心线3.83.83.83.83.83.83.8路面或路沿1.51.51.51.01.51.50.53通路边缘排水构1.01.01.01.01.01.0
27、1.5外壁4管架基础外缘2.02.01.52.02.00.50.55围墙基础外缘1.51.51.51.51.51.01.06照明电线杆柱1.01.01.01.01.00.50.57灌木不限1.52.00.50.58乔木(中心)1.52.01.52.01.51.0尽头式管端的封头，DN200以下的管线可采用平板封头，DN250以上的应该采取蝶型头盖。2.2.2 焊接和法兰连接2.2.2.1 管道施工焊接及法兰连接方法选用型绝缘法兰：自紧密封型，法兰的密封面均应采取光滑平密封面，型绝缘法兰主要参数如下：表2. 2型绝缘法兰参数工作温度其余型 450阀体材料碳钢使用介质蒸汽水、油品石油化工装置管道的
28、焊接除现场预制部分以外为转动口单面对接焊外，其余部分是现场固定的单面对接焊。 作为无垫板环形焊口单面对接焊的施工方法，可大致分为手工电弧焊、惰性气体保护焊及惰性气体保护焊加手工电弧焊加盖面等三种方法。手工电弧焊是管道焊接中最主要的方法，其特点是适用于各种钢材、厚度、结构形状和各种位置的焊接；惰性气体保护焊适用于焊接要求高的管道，其特点是焊缝金属中的合金元素不会被烧伤氧化，焊缝中也不会产生气孔；惰性气体保护焊加手工电弧焊加盖面组合法常用于工作条件比较苛刻的管道。2.2.2.2 管道常用焊接接头形式及坡口管道施工中最主要的接头的形式是对接接头，其次是丁字接头、角接接头。基本坡口类型有 V型、 U型、 X型、双 U型及直边坡口，其中 V型和 U型坡口为管道焊接中最主要的坡口类型。按相关规定对于不同壁厚的管子，由于有壁错边量的要求，即、
