毕业设计（论文）-高、低压来气的某输气配气站的工艺设计.doc

高、低压来气的某输气配气站的工艺设计绪 论1.设计背景近年来，中国天然气工业发展驶入快车道。然而天然气在我国一次能源消费结构中所占比例远低于24%的世界平均水平和8.8%的亚洲平均水平。但国内天然气市场有较大的发展潜力，从天然气消费结构上看，目前我国天然气主要用于化工、油气田开采和发电等工业部门，它们在天然气消费中所占比例在87%以上。目前，陆上天然气储量增长地区主要集中在塔里木、柴达木、鄂尔多斯和四川盆地四大气区，海上天然气的储量增长集中在南海海域和渤海海域。因此，建设长距离输气管道系统将天然气快速、经济的输往经济发达的沿海地区便成为了当务之急。输配气站作为输气管道系统的两个组成部分之一，其设计的先进与否对天然气长距离输送具有重要的意义。输配气站的主要功能包括调压、净化、计量、清管等。其中调压的目的是保证输入、输出的气体具有所需的压力和流量；净化的目的是为了脱除天然气中固体杂质，以免增大气体阻力，磨损仪表设备，污染环境，毒害人体；计量是气体销售、业务交接必不可少的，同时它也是对整个管道系统进行自动控制的依据；清管的目的是通过发送清管器以清除管内积液和污物或检测管道的损伤。本着天然气输气配气站简单、轻便的观点，在工艺设计中应着重考虑安全、准确、经济、可靠。2.设计目的通过对高、低压来气某输气配气站的设计，掌握天然气输气配气站工艺设计的思维方式、设计步骤、与其他各专业的联系和协调。掌握天然气输气配气站流程图的设计与绘制。掌握天然气输气配气站设备与管道的计算。掌握天然气输气配气站施工图的绘制方法。第一篇 设计说明书1.设计原始资料1.1设计资料高、低压来气某输气配气站高压管线进站压力为3.8MPa,输量400x104m3/d，低压管线进站压力2.8MPa,输量200x104m3/d。本站向下游输气150350x104m3/d；用户A近期输量200x104m3/d，远期用气量可能增长到400x104m3/d，压力0.70.8MPa；用户B输量50x104m3/d，压力1.6MPa。1.2设计参数设计规模：600x104m3/d；设计压力：4.0MPa。组成甲烷乙烷丙烷N2CO2HeH2Smg/m3（%）所占百分比97.710.370.020.601.260.047.77表1-1 天然气气质资料2.设计内容本设计的主要内容为: 1) 工艺流程的确定2) 站内管线的计算和选型3) 流量计的计算和选型4) 分离器的计算和选型5) 安全阀的计算和选型6) 调压阀的计算和选型7) 确定自动控制方案8) 绘制工艺管道仪表流程图9) 绘制设备平面布置图10) 绘制工艺管道平、竖面安装图3.设计依据3.1编制原则1) 严格执行国家及行业的各种标准、规范。2) 工程设计以及建设过程中应充分的考虑QHSE因素，优化设计和施工。3) 为提高工程质量和输配水平，尽量采用成熟可靠、先进、实用的技术。4) 站址选择在遵循城市规划要求的前提下，尽量节约工程投资。5) 方便管理，便于维修。6) 在满足安全和工艺技术要求的情况下，力争节约投资，提高经济效应。7) 工程设计中应尽量采用国产材料和设备，以节约工程费用。8) 根据用气规模，考虑今后的发展，本设计应留有适当的余地。3.2遵循的规范1) 输气管道工程设计规范（GB50251-2003）2) 输送流体用无缝钢管（GB/T8163-1999）3) 气田集气工程设计规范（SY/T0010-1996） 4) 石油天然气工程设计防火规范（GB50183-2004）5) 输油输气管道线路工程施工及验收规范（SY0401-1998）6) 石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范（SY0420-2000）7) 石油地面工程设计文件编制规程（SY/T0009-1993）8) 石油工程制图标准（SY/T0003-2003）9) 城镇燃气设计规范（GB50028-1998）10) 天然气流量的标准孔板计量方法(SY/T6143-2004)11) 天然气长输管道工程设计4.工艺流程简述本站将实现高低压分输。508管线来的低压气经分离、调压计量后供应A用户。610管线来的高压气进入本站后一部分经过滤分离，进入720管线，输往下游方向，一部分经分离、调压计量后输往B用户。在远期，当低压来气供应A用户的气量不够或发生事故时，高压来气也可经分离、一级调压至低压系统的压力，保证A用户用气。508管线来的低压气进入汇1，经分1过滤分离，再计量、调压后输往A用户，610管线来的高压气进入汇2，经分3过滤分离，一部分输往下游，一部分经计量，二次调压后输往B用户。分3是备用的分离器。如使用过程中发生过滤分离器堵塞，检测到流量下降，分3可与分1、分2切换，向用户平稳供气。 工艺管道仪表流程图见附图1。5.站场功能建成后本站要求具有以下功能：1) 接收610高压管线发来的清管器。2) 接收508低压管线发来的清管器。3) 向下游方向发送720管道的清管器。4) 对高、低压来气进行过滤分离。5) 高低压系统分输后，低压气经过滤分离、计量、调压后全部供应A用户。6) 高压气经过滤分离后一部分进入720下游输气管道，一部分输往B用户。如A用户用气量增加，经调压后可补充低压系统。7) 本站建成后的清管器发送、接收装置均可适应智能清管检测器的收发。8) 进出站阀门具有压降速率感测、自动关闭功能。9) 管道、站内设备检修、维护时的天然气可放空、燃烧。10) 清管作业时上游来气全部经过滤分离后分输至下游和调压供用户。11) 清管作业时的污物排放,排污天然气经污水池水洗后进入大气。6主要工艺设备选型6.1分离设备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转，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，应除去悬浮于天然气中的固体杂质。为此，在天然气输气站场中应设置除尘设备。输气站场中的除尘设备，要求结构简单、可靠、分离效率高，不用须经常更换或清洗的部件，气流通过压降小等。目前，输配气站场中经常采用的除尘设备有：旋风除尘器、多管除尘器、过滤除尘器等。本站输送的净化天然气，主要杂质为粉尘，故分离设备可选择多管干式除尘器或过滤式分离器。多管干式除尘器适用于气量大、压力较高、含尘粒度分布甚广的干天然气的除尘。它的除尘效率达91%95%左右，且稳定、操作弹性大、噪音小、存压外壳磨损小。在实际处理量与设计有所差别或达不到净化要求时，可以调节多管干式除尘器内旋风子的个数或开、闭除尘器内旋风子，使之达到要求，这是多管干式除尘器的突出优越性。它的缺点是当除尘粒径大部分小于5m时，除尘效率急剧下降，分离精度没有过滤式分离器高。过滤式分离器是使含尘气体通过过滤材料达到分离气体中粉尘的一种高效除尘设备。除尘效率达91%99%，除尘粒径最小可达5m。缺点是过滤元件需经常检查，运行费用比多管干式除尘器高。粉尘在计量管段中沉积会增加内壁粗糙度，减少内径，影响计量精度。由于该站采用孔板流量计进行计量，可选用过滤式分离器，以提高过滤效率，减小杂质对计量精度的不利影响。过滤式分离器一般只要求限制最大过滤流速。本站中高低压系统共用3台过滤分离器，以提高使用率，节约投资。高、低压系统各使用1台即可满足用户的用气要求。再设1台作为备用，经计算可知，备用分离器规格与高压气使用的分离器相同。当分离器清洗或发生故障时可相互切换，以确保向用户安全平稳供气。当高压系统清管时，使用2台分离器，可满足最大输量。低压系统只使用1台即可，供用户不足部分由高压系统补充。由于该站对天然气的气质质量要求较高，故该站可以使用卧式过滤分离器。6.2清管装置清管器收发装置多附设在压缩机站和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倍。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，对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。为今后能监测输气管道的腐蚀情况，本设计采用能通过智能清管器的清管装置。6.3站内阀门为确保安全，方便操作管理和自控水平与全线SCADA系统一致，站场进站阀门采用电动紧急截断球阀。排污阀拟采用双密封导轨阀。对口径较大的截断用阀门采用电动球阀。一般截断用阀门采用性能好的平板闸阀。计量装置切换的阀门拟选用轨道球阀。站内一般截断用阀门采用密封性能好的平板闸阀。为提高分离器、清管接收装置、汇气管等设备上的排、放空阀的密封性及使用寿命，拟采用噪声小，耐冲刷的排污阀和节流截止放空阀。6.3.1安全阀 安全阀是用于受压设备、容器和管路上，为能当压力超过规定数值时自动排除介质的过剩压力，保证安全生产而设置的。1）按平衡内压的方式不同，安全阀的结构型式主要有：（1）重锤式（2）弹簧式2）安全阀按结构不同分为封闭式和不封闭式，带扳手和不带扳手等型式。3）安全阀按阀瓣升启高度不同又分为全启式和微启式。 天然气生产装置应选用弹簧封闭全启式安全阀或先导式安全阀。 本站内安全阀均采用封闭全启动，带扳手的弹簧式安全阀。因为其具有体积小、灵敏、保养方便等优点。6.3.2调节阀调节阀是利用降压原理来控制管道系统流体压力或流量的阀门。在天然气输配系统中常用的调节阀，有气动薄膜调节阀、自力式调节阀和针形节流阀。自力式调节阀不需要外来能源而直接利用管道流体介质自身所具有的压能进行压力(流量)等工艺参数的调节，它结构简单、维修方便、调节灵敏，适用于缺电的地区，因此在天然气输配系统目前广泛使用自力式调节阀。自力式调节阀主要用于阀后压力调节，稳定阀后管道介质压力。将指挥器作适当改装亦可作阀前压力调节，保持调节器前面管道或设备压力为稳定值。联入孔板可作恒差压调节，保持流过孔板前后的差压为恒定值。自力式调节阀由主调节阀、指挥阀和阻尼嘴等组成，用导压管连接成工作控制系统。自力式调节阀在天然气输配中主要用于阀后压力调节。使用时，调节指挥阀给定螺钉，给定阀后压力值，当被调介质的压力升高，高于给定值时，升高的阀后信号通过导压管传递到指挥阀下膜腔，迫使喷嘴挡板关小，从而主阀工作膜腔内的操作压力下降，主阀自动关小阀芯开度，于是通过调节阀的气量减少，使调节阀的压力降低到给定值为止。反之，当调节阀后压力降低至给定压力以下时，指挥器接受压力信号后立即增大输出量，使主阀工作膜腔内的操作压力增加，阀芯自动增大，直到压力升高至给定值为止，无论用户负荷怎么变化，都能始终保持调节阀阀后压力恒定。本站采用自力式调节阀。6.4汇气管汇管设计应考虑以下因素：最大流量、现场位置、流量未来的发展、可建设性、操作和维护、政府法规、环境影响、减少震动、减少噪声等。第一步是确定汇管的尺寸，好的经验是汇管的截面积是进口或出口截面积的1.5倍，也可以更大。汇管壁厚按管壁计算方法决定。第二步是确定汇管的入口并决定汇管是在地下还是在地上。当入口是连接在汇管的一端而不是侧面时，应充分考虑降低干扰和噪声。本工程分别设置2台汇气管。本次设计的汇气管采用底部排污，汇气管顶部设注水口，并在汇气管端部设清污口。7.自动控制7.1自控水平及控制方案7.1.1自控水平站控系统的自控水平是将现场主要工艺参数采集到站控系统进行集中监视控制。并在站场实现打印报表即时上报各级管理部门采用。本工程站控系统由站控计算机系统(SCS)、远程终端装置(RTU)和通信系统组成，形成控制网络。RTU完成日常生产中的数据采集功能，SCS完成主要的监视、控制、管理功能。并具有实时和历史趋势画面及流程画面显示.站场RTU将采集到的工艺参数和有关设备的数据信息传至站控计算机系统，进行显示操作、报警、打印制表等。并且SCS将该站的重要工艺数据上传至调度控制中心DCC进行集中监控和调度管理，同时又接受调度中心下达的指令，由站控操作人员确认后执行。当RTU与上传机通信中断时,站控系统仍能按预设程序独立工作,通信恢复后，SCS的数据立即全部上传到DCC的服务器,为安全生产和科学管理创立了条件.系统还具有较强的自诊断功能。7.1.2控制方案1) 在重要降压管路设置自动调节回路,选择满足工业环境保护标准85分贝要求的低噪音调节阀,提高自动控制的可靠性和稳定性,以确保下游管路压力的稳定,并具有超压报警功能。2) 设置紧急联锁系统,当站外管路出现事故,即进站或出站压力的压降速率超过0.1MPa/分,自动执行紧急联锁,自动关闭相应的紧急截断阀,以实现在事故情况下确保站內的安全。3) 设置半自动清管控制系统,以实现遥控半自动清管功能。7.2站控系统配置7.2.1概述 该系统由站控计算机、远程终端RTU/PLC，通信设施及相应的外部设备组成。站控系统具有独立运行的能力，当站控系统与DCC的通信中断时,不会影响站控系统数据采集和控制功能；当站控计算机发生故障时，RTU/PLC也能独立完成其全部站控功能。7.2.2站控系统主要功能 站控计算机为站控系统提供灵活、良好的人机界面和操作手段，站控计算机必须具有下列功能：1) 对站控所属的工艺装置参数和相关数据进行集中显示、记录、报警。2) 显示运行状态、动态趋势、历史趋势、工艺模拟流程图。3) 向DCC传送实时数据，同时也接受DCC的控制和设定指令4) 显示天然气瞬时和累计流量、打印报表。5) 打印报警、事件信息。6) 对所属各工艺单元进行安全联锁。7) 通过站控计算机遥控电动截断球阀。8) 实现RTU/PLC的编程组态和数据修改。7.2.3与通信系统的界面DCC与SCS的通信采用卫星通信方式,提供点对点的数据通道。采用轮询扫描方式,可连续扫描、定时扫描、优先扫描、要求扫描、置信度扫描方式等。7.2.4系统供电站场仪表及自控系统均采用不间断电源UPS供电，其断电保持时间按30分钟考虑。站控系统的电源容量按3KVA考虑。7.3天然气计量根据计量法，对计量器具进行定期检验、标定。现有计量装置是经过标定检验的装置，本工程要求选用高精度（0.075%）的智能变送器和高级孔板阀式节流装置，能适应不停气状态定期检查、清洗和更换孔板，满足计量要求。采用精度较高的超声波流量计。执行标准为中华人民共和国石油天然气行业标准天然气流量的标准孔板计量方法(SY/T6143-2004)，应用计算机对天然气进行全参数的补偿运算来计量天然气的商品量，提高商品计量的精度。分离后的天然气、水及凝液应分别计量，以满足气田开发和生产的要求。1) 站场出站天然气应计量；站内的生产用气和生活用气应分别计量。2) 天然气的计量宜采用标准孔板计量，并应符合国家现行的天然气计量的标准孔板计量方法(SY/T6143-2004)中的规定。7.4仪表选型 为适应SCADA系统对现场仪表的要求，现场仪表的选型首先在性能上必须稳定可靠，在技术上先进而又经济合理的高品质产品，使用和操作简单，维护方便，并具有适应恶劣环境的能力。1) 由于生产装置区的防爆等级按区设计，根据防爆标准规定，现场电动仪表及电动执行机构按隔爆设置。2) 因智能变送器精度高，量程范围广，调整方便，性能价格比合理，在国内已得到广泛应用，故推荐选用智能型电容式压力及差压变送器。3) 在商品气交接处的流量检测装置，若采用节流方式,即选用高级孔板阀式节流装置，以适应不停气状态检查、定期清洗及更换孔板的需要，以达到流量规范要求。4) 用于天然气计量，进行温度补偿运算的温度检测元件选用测量精度高的A级Pt100铂电阻，采用三线制直接接入PLC。5) 选用的在线式分析仪器应性能稳定，且经过国内使用证明质量可靠的产品，该部分内容也列入世行国际招标采购。8.通信根据工艺要求，该站建成后将纳入全线SCADA系统由输气处调度控制中心（DCC）统一管理。因此，本设计中该站至输气处调度控制中心之间的通信方式与全线SCADA系统工程中的通信方式一致，即在该站内设置VSAT卫星通信终端站1座，配置一条话音电路（用于调度话音通信）和一条数据电路（用于SCADA系统数据传输）。同时安装公网电话1部并配调制解调器，作为卫星数据电路的备用传输通道。SCADA系统数据接口为RS232，采用透明信道传输。为避免雷击对设备及操作人员造成危害，VSAT卫星天线的引入线均加装避雷器。9.防腐钢质设备和管道外防腐的任务是控制大气和土壤的电化学腐蚀，鉴于埋地管道表面积较小 ，加上站内必须对设备管道作防静电接地，故埋地管道和露空设备管道仅采用涂层防腐。 站内露空管道设备采用醇酸瓷漆防腐；考虑到若站内阀门已经涂漆，致使站内露空设备管道不宜采用喷砂除锈工艺，本设计推荐钢铁的表面预处理采用先电动钢丝刷除锈至ST3级，再用带锈磷化液处理的工艺。 醇酸瓷漆在磷化处理钢表面12h后，涂刷底漆中间漆面漆，每道涂漆间隔3h，涂装颜色执行行业标准油气田地面管线和设备涂色标准（SY004396）的规定。涂膜总厚度不小于200m。 本工程埋地管道的特点是管径规格多，各规格管子长度短，管道外防腐层不便预制，根据实际情况，推荐埋地管道采用石油沥青特加强级防腐，石油沥青补口补伤。 该站建有阴极保护站一座，承担了508低压管线720高压管线的阴极保护。10.供配电10.1设计范围该工程电气部分的设计范围为本站的动力和照明配电及防雷、防静电接地的设计。10.2用电负荷根据输气管道工程设计规范(GB50251-2003) 及城镇燃气设计规范(GB50028-1998)的要求，该站按二级负荷考虑。10.3供电方案该站内有30kVA杆上变电站一座作为主供电源，一台21kW的柴油发电机作为备用电源；低压配电间内设有两台 GGD1配电柜，照明动力各一台，均留有备用回路。工艺装置区照明电源由原路灯回路引至，设4套防爆路灯BW-125；在工艺装置区内设室外防爆配电箱两台，电源从低压配电间动力盘P-14回路引出（原断路器更换为63A），作为电动阀的电源；仪表用电由低压配电间动力盘P-13回路引出；因仪表控制室改吊顶，将原有6套荧光灯更换为嵌入式格栅灯；仪表控制室和机柜间空调由P-4回路引出；放空区的电源由P-8回路引出，供放空阀和电点火用电。仪表及自控系统采用了不间断电源UPS供电，其断电保持时间按30分钟考虑。10.4防爆危险场所的划分该站应根据爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范(GB50058)的要求划定爆炸危险场所，并根据爆炸危险场所分区等级的要求选择和安装电气设备。10.5防雷、防静电接地该站作防雷、防静电接地和工艺装置区接地，接地电阻R10欧。站内工艺装置及所有金属设备外壳、管道等均与接地系统作等电位连接。11.给排水及消防11.1给水该站应建设完善的供水系统。本工程各站站场给水主要为生活和生产用水，其中生产用水包括少量不定期设备清洗水及场地冲洗水。供水水质执行生活饮用水卫生标准。11.2排水利用站内排水设施，少量不定期场地冲洗水沿场地边沟排放。本工程站场排水主要为生活污水及场地冲洗水，另有生产过程中分离器排出的少量气田饱和水，检修时排出的部分检修污水和设备清洗水。生活污水进入化粪池经消化处理后排出站外；场地冲洗水及设备清洗水仅含泥沙不需处理，直接汇入站内雨水沟内排出站外；气田饱和水及检修污水排入隔油池中，定期运往污水回注站统一处理。11.3消防本工程消防设计范围为该站站内工艺装置区的消防设计，贯彻预防为主，防消结合的方针，严格执行有关规范规定。根据有关规范规定，本站工艺站场不设消防给水设施，站内配置一定数量的移动式灭火机，以便随时扑灭初期火灾。此外，加强对职工进行安全生产消防知识教育，杜绝人为火灾事故的发生，将火灾事故消灭在萌芽状态。12.总图与运输12.1主要内容本站设置放空区100m2，污水池30m2，原围墙外通往污水池的道路用地440m2。本站设置新建装置区965m2，并修建通往污水池的道路。空闲出来的场地，留出消防通道，还可以规划绿地。12.2运输设施 本工程生产管理全部依托新建机构及生产人员，故不再增加运输车辆。13建筑与结构13.1土建工程内容装置区设备基础、污水池、放空管等。中央控制室建设、装修。13.2建筑装修中央控制室装修，一般不低于当地的中等装修标准，力求大方、典雅、简洁的风格，并按站控系统（计算机）控制室功能要求确定。13.3构筑物抗震设计1) 根据中国地震烈度区划图该地区地震基本烈度为度，本工程按抗震烈度度设防。2) 本工程抗震设计做到当建筑遭遇小震时，不影响正常使用。中震（设防裂度）时，保证结构不至于严重破坏，可以修复。在强震下结构不应发生倒塌，也不能位移过大而使主体失去稳定或基础转动过大而倾覆。13.4构筑物结构形式1) 放空管采用钢架支撑。2) 设备基础、管墩基础等采用钢筋砼或砼现浇。3) 污水池采用钢筋砼现浇。13.5地基及基础本工程原则上尽量采用天然地基，在不能满足前者的情况下按具体情况采用桩基或其它人工地基。放空管塔架基础采用钢筋砼独立基础. 设备基础、管墩基础等采用钢筋砼或砼现浇.14.采暖与通风 本工程包括该站的放空火炬点火装置及控制室、机柜间的空气调节。放空火炬的点火为高能、高空点火。首先从工艺装置区送来0.150.2MPa天然气，经电磁阀及截止阀分为两个支路送至火炬顶点的两个长明灯燃烧器。由高能高空放空火炬点火器点燃长明灯，长明灯燃烧器再点燃放空气体。点火既可在控制室操作又可就地操作。控制室、机柜间设柜式空调器进行空气调节，以满足设备对温度湿度的要求。15.生产维修管道维修工作按其性质和规模分为例行性（中修）、计划性（大修）和事故性（抢修）三种。小修属于日常性维护工作。该干线管理处已具备较强的维修、抢修能力。依托管理处目前的维修抢修力量和材料。阀门、仪表等设备可由生产厂家提供维修服务。16.节能16.1能耗分析本工程主要能耗项目有：1）天然气压力能的损失；2）生产过程中水、电的消耗；3）事故和检修时天然气放空损失；4）设备、接头等密封不严造成的泄漏。16.2节能措施1）经计算,选用合适的管道、设备，减少压力损失,提高输送效率；2）采用不停气密闭清管流程，尽量避免大量放空,把放空量降到最小；3）放空、排污选用耐冲刷、关闭严密的专用阀门，以减少天然气漏失量；4）设置紧急连锁系统，当站外管路出现事故，自动执行紧急连锁，自动关闭相应的紧急截断阀，以减少损失。5）设备选型中优先采用节能产品。17环境保护17.1工程对环境的影响本工程对环境可能产生以下影响:1）发生事故或维修时，泄漏或排放的天然气对大气环境的污染；2）管道清管作业时排出的少量粉尘；3）站场设备工作时发出的噪声。17.2环保措施1）本管道全线采用密闭输送流程，正常情况下不会对大气产生污染。2）设计选用可靠性较高的设备、密封性能好的阀门。放空、排污采用双阀，减少了泄漏。平时应加强检查、维护，防止泄漏。设置紧急联锁系统,当站外管路出现事故,自动执行紧急联锁,自动关闭相应的紧急截断阀,减少对环境的危害。3）放空时进行燃烧处理。4）制定并遵守严格科学的操作规程和应急处理措施。5）埋地管道和露空设备管道采用涂层防腐。避免穿孔泄漏天然气。6）利用站内排水设施，少量不定期场地冲洗水沿场地边沟排放。清管作业时排出的少量粉尘随生产污水进入污水池，自然蒸发后，沉淀物掏出深埋。7）控制气体流速，选用高效低噪音设备，达到工业噪声卫生标准。8）站场注意搞好绿化，净化空气，改善环境。18劳动安全卫生18.1主要职业危害本工程存在的主要职业危害有以下几种：1）天然气为易燃易爆气体，管道和设备存在爆破、泄漏和引起火灾的可能。2）站场内汇管、阀门、节流装置、放空系统工作时将产生噪声。3）可能发生的一些事故性危害，如触电等。18.2职业危害防护1）为保证安全输气，首先必须保证管道用管质量，按地区级别设计壁厚。2）应经常检测管道、设备情况，防患于未然。出现问题，及时处理。建构筑物设计、总图布置严格执行国家有关防火、安全、卫生规范标准，尽量减少对人体不良影响。3）设计中充分考虑消防措施。4）防爆场所内电器设备选用防爆或隔爆型产品。工艺装置区内管道、设备均设防雷、防静电设施。5）选用低噪音设备，控制流速，减少噪音污染。6）严格要求管道、设备质量和施工质量，减少气体泄漏。7）日常运行和维护检修应严格遵守操作规程，制定应急处理措施。8）施工、维护检修现场配备适当急救设施和人员。9）严格执行QHSE规定。10）搞好站场绿化，美化环境。11）定期对职工进行体检，防止发生职业病。医疗依托社会机构。19组织机构与定员19.1组织机构本站生产、行政管理归属于管理该线路的管道公司。19.2定员人员数量由该管道公司统筹安排。20设备平面布置图工艺流程制定后应对工艺设备进行计算。 非标准设备：水套加热炉，分离器，清管器收、发筒，污水罐，储罐，过滤器，换热器等，经计算后提交设备专业设计。汇气管的直径，一般应等于或大最大径向开口的2倍。汇气管的排污口DN50。输送含硫干气的汇气管应设注水口。设备的布置应符合石油天然气工程设计防火规范（GB50183-2004）的规定:1）设备的布置应尽量整齐美观，有多台相同设备（如分离器）应布置成一排，并留有足够的检修管道。2）集气装置及配气站的卧式分离器-头端部应开手孔，便于清渣。集气装置的汇气管及配气站进分离器前的汇气管应在一端开手孔，便于清渣。3）清管收发筒直径一般应大于或等于管道直径的一至二级公称管径。4）多管干式除尘器应设注水口，一般采用DN25的开口。排污口应DN80。5）清管器收发筒应设放空口，一般为DN50，接收筒排污口一般DN100,输送干气的接收筒应设注水口，注水口一般采用DN25。接收筒筒体上凡DN50的开口均应加档条（放空除外）。设备的平面布置图见附图2。21工艺管道平、竖面安装图21.1管道安装设计1）站内各种规格的管子，根据不同压力的气质条件计算并选取各种规格的管子的壁厚。 2）管线安装一般应横平竖直，并应尽量减少转弯，以减少阻力降。3）主要工艺、仪表及热力管线应尽量采取架空布置，必要时，部分管线可管沟或埋地敷设。4）架空管线分高架敷设（管底标高2.2米）和低架敷设（管底标高2.2米）5）成排布置的管线之间净空不小于100毫米。6）成排布置的分离器及计量管段之间净空，应便于检修人员通行，不得小于600毫米。21.2阀门安装设计站场常用的阀门有平板闸阀，截止阀，节流阀，球阀，清管阀，安全阀，紧急截断阀，调节阀，阀式孔板节流装置等。1）平板闸阀：用于在全开全关的管段，具有调节流量，压力的地方不能采用。2）截止阀： 有节流截止放空阀，排污阀。可用于全开全关及流量，压力调节不严格的地方及用于放空，排污。3）节流阀：有针型结构和笼套式结构，用于调节流量和节流调压。有角式和直通式。4）清管阀：实际是三通球阀，可通过1.4DN的清管器，特别适于集气支线的清管用。5）安全阀：用于当管路、设备和容器内的介质压力超过规定值时，自动开启排除增高压力的介质，以保证管路、设备和容器的安全，防止事故发生。6）调节阀：用于自动调节天然气的压力或流量。7）阀式孔板节流装置（俗称孔板阀）：用于管道流体的流量计量。分高级、普通、 简易式。高级式实现不停气更换孔板，普通式和简易式需设旁路。工艺管道平面安装图见附图3、工艺管道竖面安装图见附图4。第二篇 计算说明书1.引言根据导师下达的任务书，主要是对站内设备、阀类（安全阀、节流阀、调压阀）及管线进行计算和选型。设计中所选设备及管线材质（特殊件除外）均采用20号优质碳素钢，屈服强度。2.主要设备的计算和选型2.1站内管线计算2.1.1计算公式2.1.1.1管径计算公式由石油地面工程设计手册第五册天然气长输管道工程设计第290页式（4310）可得： （2.1）式中：d1管子内径，m；u1管内气体流速，取12 m/s；q操作条件下的气体流量，m3/d，qv标准状况下（P0=0.101325MPa，T0=293K）的气体流量，m3/d；P操作条件下气体的绝对压力，MPa；P0标准状况下气体的绝对压力，MPa；T操作条件下气体的绝对温度，K；T0标准状况下气体的绝对温度，K；Z气体压缩系数。对于干燥天然气 （2.2）式中：Pm输气管内气体平均压力，MPa（绝）。2.1.1.2直管壁厚公式 （2.3）式中： 管子计算壁厚，cm; P设计内压力，MPa；D管子外径，cm； s管子的规定屈服强度最小值，MPa；F设计系数，按表3-2-1，表3-2-2选取；t钢管的温度折减系数，按表3-3-1选取；焊缝系数，按下列标准制造的钢管，值取1.0。2.1.1.3速度校核公式 （2.4）式中： F管横截面积，m2；其余各项意义同前。2.1.2计算结果将计算结果绘制成表格如下：表2-1 管线计算结果表位 置气体流量操作压力（绝）操作温度压缩因子计算内径qv(104m3/d)P(MPa)T(K)Zd1(m)低压来气至汇-1200.02.90293.00.9440.285分-1前后管段200.02.90293.00.9440.285高压来气至汇-2400.03.90293.00.9230.343分-2前后管段400.03.90293.00.9230.343分-3前后管段400.03.90293.00.9230.343分-3后去发球筒350.03.90293.00.9230.321低压气调压前400.02.90293.00.9440.407高压气一次调压前250.03.90293.00.9230.271高压气一次调压后250.02.90293.00.9440.318高压气去B用户调压 前50.02.90293.00.9440.142去A用户段400.00.80293.00.9870.607去B用户段50.01.70293.00.9690.188表2-2 管线计算结果表位 置公称直径选用外径计算壁厚选用壁厚速度校核DN(mm)(mm)(mm)(mm)(m/s)低压来气至汇-13003253.869.92分-1前后管段3003253.869.92高压来气至汇-23503776.0810.85分-2前后管段3503776.0810.85分-3前后管段3503776.0810.85分-3后去发球筒3503776.089.49低压气调压前4004265.0611.35高压气一次调压前3003255.269.02高压气一次调压后3503774.589.33高压气去B用户调压 前1501591.9611.25去A用户段5005301.7928.10去B用户段2002191.539.212.2分离器的工艺计算2.2.1计算公式2.2.1.1滤芯处理量计算公式根据天然气长输管道工程设计过滤分离器滤芯处理量计算公式: （2.5）式中： 滤芯处理量，万m3/(天.根)；M 气体的平均分子量；T 操作条件下气体的绝对温度，K；P 操作条件下气体的绝对压力，MPa；2.2.1.2.滤芯数计算公式根据天然气长输管道工程设计过滤分离器滤芯数计算公式: （2.6）式中： q气体的流量，m3/d；q0滤芯处理量，万m3/(天.根)；2.2.1.3分离器进出口直径计算公式根据天然气长输管道工程设计第290页式（4-3-10）和式（4-3-11） （2.7）式中： d1进口管直径，m；d2出口管直径，m；u1进口管内气体流速，取 12m/su2出口管内气体流速，取 12m/s2.2.2已知参数表2-3 已知参数表序 号标态流量操作压力（绝）操作温度气体平均分子量qv(104m3/d)P(MPa)T(K)M分离器1200 2.9293.0 16.52分离器3400 3.9 293.0 16.52分离器2400 3.9 293.0 16.522.2.3计算结果表2-4 计算结果表序 号滤芯处理量计算滤芯数选用滤芯数选用过滤器直径（查表）进出口管直径q0(104m3/d根)根根mm d（mm）分离器110.7718.570 3510000.285分离器3 12.4932.027 3510000.343分离器2 12.4932.027 3510000.3432.3流量计的计算2.3.1天然气在标准参比条件下的体积流量计算实用公式：由用标准孔板流量计测量天然气流量（SY/T6143-2004），得： （2.8）式中： 天然气在标准参比条件下的体积流量，；体积流量计量系数，=；C流出系数；E渐近速度系数；d孔板开孔直径，mm相对密度系数；可膨胀性系数；超压缩系数；流动温度系数；孔板上游侧取压孔气流绝对静压，MPa；气流流经孔板时产生的差压，Pa。2.3.2流量计算中主要参数的确定2.3.2.1流出系数流出系数按下面公式计算 （2.9）当D71.12时，式（2.9）中C值还应增加项的值（D取mm）。式（2.9）中： （2.10） （2.11）式中：直径比，管径雷诺数；孔板上游端面到上游取压孔的距离除以测量管内径得出的商，；孔板下游端面到下游取压孔的距离除以测量管内径得出的商，当间距符合法兰取压方式时，当间距符合角接取压方式时，2.3.2.2渐近速度系数渐近速度系数E按下式计算 （2.12）式中：直径比，2.3.2.3孔板开孔直径孔板开孔直径d需考虑孔板材料受温度的影响，按下式计算： （2.13）式中：孔板开孔在条件下的测量直径，mm；孔板材料的线膨胀系数，；天然气流过节流装置时实测的气流温度，检测时恒温室温度， 。2.3.2.4相对密度系数 （2.14）式中：天然气的真实相对密度。2.3.2.5可膨胀系数 （2.15）式中： 孔板下游气流的绝对静压，MPa；天然气的等熵指数。其余符号意义同前。注：按（2.15）式计算时应满足与之比大于或等于0.75。2.3.2.6超压缩系数超压缩系数是因天然气特性偏离理想气体定律而导出的修正系数，其定义为： （2.16）式中： 天然气在标准参比条件下的压缩因子； 天然气在操作条件下的压缩因子。2.3.2.7流动温度系数流动温度系数是因天然气流经节流装置时，气流的平均热力学温度偏离标准参比条件热力学温度（293.15K）而导出的修正系数，按下式计算： （2.17）式中： 含义同式（2.13）。2.3.3已知参数以近期供应A用户前的孔板流量计为例计算：由于P1=2.9MPa，故取设计压力等级PN=4.0MPa，选取压力计量程Pk=04.0MPa,查表可得选取计量配管内径为404mm。表2-5 已知参数表测量管内径(mm)（查配管表）404.00天然气流量(m3/s)23.15天然气温度（）20天然气常用压差（Pa）12500天然气常用表静压（MPa）2.9当地常用大气压（Mpa）0.101325差压计刻度上限（Pa)25000压力计刻度上限（MPa）4温度计刻度上限（） 100表2-6 天然气基本参数表组分甲烷乙烷丙烷氮气CO2He摩尔分数0.97710.00370.00020.0060.01260.0004理想相对密度0.55391.03821.52240.96721.51950.1382求和因子0.04240.090.13490.01730.0595-0.016压缩因子0.99820.99190.98180.99970.99461.00052.3.4辅助计算表2-7 辅助参数计算表1.求测量管直径（mm）查表A4得金属材料的线膨胀系数（mm/(mmC)0.0000111