天然气长输管线中间调压计量站项目设计方案.doc

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、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 目前国内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，张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，石油行业的相关规范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范、油田油气集输设计规范、石油天然气工程总图设计规范、石油天然气工程防火设计规范等。目前，国内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120108 m3/a；设计压力为10.0 MPa；管径为1016 mm。其检测与计量的特点是高压、大流量、流量变化范围大。为了保证流量检测与计量的准确度，根据目前国内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，在国内大口径输气管道计量系统中尚无先例。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： (2) 设计压力： (3) 设计温度： (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、规范；(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 遵循的标准规范(1) 建筑设计防火规范（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范（GB50251-2003）(4) 石油和天然气工程设计防火规范（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范（GB50316-2000）(8) 石油天然气站内工艺管线工程施工及验收规范（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) 油气集输设计规范（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/m3(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：0.01063mPas (6) 压缩系数：0.934 (7) 绝热指数：1.3091.3.5 设计内容(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 可行性分析目前国内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范和原油和天然气工程设计防火规范的有关要求；(2) 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35kV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。站内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 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内壁和内部的清洁状况。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内壁的腐蚀，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，在施工过程中大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内。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，进行管道内部和内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，延长使用寿命；(2) 改善管道内部的光洁度，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，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内；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，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内放至大气压，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，其公式如下13： (2.1)式中 清管器的运行速度，米/小时； 发送站的输入量，基米3/小时； 管道内径，米；，基准状态下的压力和温度(760毫米汞柱和293K)；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（kgf/cm2）可近似按水管的压力损失计算，即 (2.2)式中 水力摩阻系数，可取0.021D0.3； 清管器前的液柱长度，米；D管道的直径，米；水的速度，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： (2.3)式中的为最小水力摩阻系数，其余参数查表。按定出的输送因数下限。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”。本工程消防设计范围为站场区内的消防设计。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，仅依靠各场站内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范要求并结合本设计的实际情况，在站场内易发生气体泄漏的设备旁，设备本身设置有可燃气体探测器。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)：4.915.77%，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。天然气在爆炸范围内与空气混合，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。2.1.5.3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。站场内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范围之内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0.15m。 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内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，允许设在站内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。若必须将钢制管道埋地敷设时，则应作好埋地钢制管道的防腐蚀工作。(3) 站场内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，严禁装设在张力弯附近。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100200mm；当管径为DN250400mm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0.30.5m。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)序号项目压力给排水管自流给排水管热力管线油气管线10KV电力电缆通信仪表控制电缆DN，mm2002501建筑物基础外缘3.05.02.52.03.00.50.52铁路中心线3.83.83.83.83.83.83.83通路路面或路沿边缘1.51.51.51.01.51.50.5排水构外壁1.01.01.01.01.01.01.54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阀体材料使用介质其余型450碳钢蒸汽水、油品石油化工装置管道的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，由于有内壁错边量的要求，即、级焊缝内壁错边量不应超过壁厚的10%且不大于1mm；、级焊缝不应超过壁厚的20%且不大于2mm。当薄件厚度小于或等于10mm、厚度差大于3mm；薄件厚度大于10mm，厚度差大于薄件厚度的30%或超过5mm时，应按石油化工装置工艺管道安装设计手册第一篇设计与计算中的坡口型式进行加工。2.2.3 汇管的设计和安装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。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。要指出的是，建设一个地上汇管的投资要比建设一个地下汇管要少8。 根据经验公式，汇管的横截面积1.5进口面积或出口面积（两者取大者）1.5，其中D为管内径，单位为in8。 以上公式转换可简化为如下形式： (2.4)根据进口管和出口管圆整后就可以确定了汇管管径后，校核气体流速以确保流速小于40ft/s。2.2.4 阀门本设计选取类型如下：正齿轮传动楔式闸阀KZ441Y-64(I)电动闸阀Z940H-40以及电动直通式固定球阀Q947F-16C。2.2.4.1 阀门设计选择阀门时应考虑如下因素：最大流量、公司政策、操作和维护、政府法规、费用等。 选择一个阀门时，应确定阀门的尺寸、型式（球阀、旋塞阀）和压力等级。 首先，选择的阀门口径应等于或大于控制阀和流量机的口径，以备将来流量增大。 第二，选择阀门型式。第三，阀门压力等级应等于或大于Pmax。政府法规要求，所有元件的压力等级应等于或大于Pmax。设计控制阀应考虑如下因素：最大和最小流量、现场位置、操作和维护、环境影响 。第一步是确定所要的控制阀型式：弹簧操作、液压操作和控制器操作。第二步是确定希望的控制型式：容积或压力。四种最常用的控制阀是球体阀、球阀、扩张管形、旋转轴形。选择了控制阀后，设计者须确定压降。另外，控制阀的工作范围必须在起能力的5%75%之间。不合适的控制阀会使维护费过高，操作出现问题和阀寿命短等。2.2.4.2 阀门安装DN500以上的大型闸阀的前后应装DN25的带有截断阀的压力平衡管。截止阀具有方向性，介质流向必须是低进高出，在自流管线上不宜安装截止阀。升降式止回阀只允许安装在水平管上。旋启式止回阀宜安装在水平管上，为减少局部摩阻，应尽量避免将旋启式止回阀装在立管上。平行敷设的两条带法兰连接切断阀的管线其间距可经计算确定，参照据油田油气集输设计技术手册下册398页。在水平管上安装的大口径阀门，当公称直径大于300mm时，在阀体下应设置支墩或拖架，以支撑阀体的重量。丝扣连接阀门的安装应在被控制端的下流部位装设活接头，其相邻管件的距离应不影响拆装时阀体的旋转。焊接连接阀门的安装应将阀门焊在直管段上，不得直接焊在弯头上，三通管件上，直管段的长度应大于两端焊接时的热影响距离，其相邻管件的距离应满足焊工施焊要求。电动、液动、气动阀门的安装除应满足工艺要求外，还应符合产品说明书的要求。2.2.5 安全阀2.2.5.1 安全阀设计本设计选取类型如下：弹簧封闭全启式安全阀：A42Y-40(1)石油化工装置所用安全阀一般均选用弹簧全启式，在一般情况下，可选用普通型(国产安全阀大都为普通型)安全阀。当备压变化较大时，可选用波纹管(平衡型)式安全阀。但波纹管不适用于酚、醋液、重石油馏分、含焦粉等介质以及往复式压缩机等场所。因为在这些情况下，波纹管有可能被污染或被损坏。(2) 根据介质的操作温度和安全阀定压值确定安全阀的公称压力和最高泄放压力。(3) 根据计算所得的喷嘴面积，可从安全阀样本或其他资料中选用安全阀，选用的安全阀喷嘴面积必须大于计算面积。如果一个安全阀的喷嘴面积不能满足需要，可选用两个或多个安全阀并联，并使其总面积大于计算面积。(4) 弹簧安全阀定压应按不同结构的安全阀的要求确定。普通型安全阀在常压下调整弹簧时，其弹簧定压应调整为安全阀定压Ps减去其背压P2的差值，即弹簧定压值为PsP2；对波纹管安全阀，弹簧定压值即为安全阀的定压值Ps。在选用安全阀时，应注明其定压范围或确定其弹簧号。本设计选取类型如下：弹簧封闭全启式安全阀：A42Y-402.2.5.2 安全阀的安装(1) 在设备或管道上的安全阀一般应垂直安装。但对设置在液体管道、换热器或容器等处的安全阀，当阀门关闭以后，可能由于热膨胀而使压力升高的场所，可水平安装。(2) 安全阀不应安装在长的水平管道的死端，因为死端容易积聚固体物和液体影响安全阀工作。(3) 安全阀一般应安装在易于检修和调节之处，周围要有足够的工作空间，如：立式容器的安全阀，DN80以下者，可安装在平台内靠外侧；DN100以上者安装在平台外靠平台处，借平台可以对阀门进行维护和检修。(4) 由于大直径安全阀重量大，故在布置时要考虑大直径安全阀拆开后吊装的可能，必要时要设置吊杆。选择阀应考虑如下因素：最大流量、公司政策、操作和维护、政府法规、费用等。在选择一个阀门时，设计者应该确定阀门的尺寸、型式(球阀、旋塞阀)和压力等级。首先，选择的阀门口径应等于或大于控制阀和流量机的口径，以备将来流量增大。第二，选择阀门型式。第三，阀门压力等级应等于或大于Pmax。政府法规要求，所有元件的压力等级应等于或大于Pmax。2.2.6 调压器本设计选取类型如下：T22-40型自力阀，这种调节阀可用于非腐蚀性，温度为2060，气体介质的压力稳定装置。现广泛用于连续送气的天然气采输，城市煤气以及冶金、石油、化工等生产部门。2.2.6.1 调压器设计原理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，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。2.2.6.2 调节阀的安装(1) 调节阀的安装位置应满足工艺流程设计要求，并应尽量靠近与其有关的一次指示仪表，并尽量接近测量元件的位置，便于在用付线阀手动操作时能观察一次仪表。(2) 调节阀应尽量正立垂直安装于水平管道上，特殊情况下才可水平或倾斜安装，但必须加支撑。(3) 为便于操作和维护检修，调节阀应尽量布置在地面或平台上且易于接近的地方。与平台或地面的净空应不小于250mm。(4) 调节阀应安装在环境温度不高于60,不低于40的地方。(5) 调节阀应该安装在离振动源较远的地方。(6) 遥控阀、自动调节阀以及控制系统的安装位置要尽量避开火灾危险和火灾的影响。(7) 为避免调节阀鼓膜受热及便于就地取下膜头，膜头与旁通管外壁的净距应不小于300mm。(8) 为避免旁通阀泄漏介质在调节阀上和便于就地拆卸膜头，安装时调节阀与旁通阀应错开布置。(9) 隔断阀的作用是当调节阀检修时关闭管道之用，故应选用闸板阀；旁通阀主要是当调节阀检修停用时作调节流量之用，故一般应选用截止阀，但旁通管时，可选用闸板阀。为了调节阀在检修时需将两隔断阀之间的管道泄压和排液，一般可在调节阀入口侧与调节阀上游的切断阀之间管道的低点设排液闸阀。当工艺管时，排液公称直径应等于或大于20mm；当工艺管道时，排液阀的公称直径应为25mm。(10) 在一个区域内有较多的调节阀时，应考虑形式一致，整齐、美观和操作方便。(11) 调节阀与隔断阀的直径不同时，大小头应尽量靠近阀门安装。2.2.7 流量计LLH调压计量站采用孔板流量计进行天然气流量测量。2.2.7.1 流量计的选用由于计量是用于结算，所以必须准确、可靠和安全的计量，应考虑以下因素：最大和最小流量、操作压力、流量分布、未来流量的增加、操作和维护、公司政策。天然气计量易采用标准孔板流量计，并应符合国家现行标准23。孔板流量计是测量天然气流量中使用得最为广泛的设备24，它由产生差压的一次装置孔板节流装置和二次检测仪表差压计、压力计、温度计和相关参数仪器仪表加信号引线等组成，其测量的准确度除取决于孔板节流装置按标准加工制造和检验装配外，还取决于合理的仪器仪表选型和设计、安装、检验和正确的使用维护等。孔板流量计测量天然气流量在我国已形成标准，即SY/T6143-2004天然气流量的标准孔板计量方法，美国的AGANO3报告也属此类标准。2.2.7.2 安装要求(1) 本设计的节流装置见图1。(2) 节流装置应安装在两段具有等直径的圆形横截面的直管段之间，在此中间，除了取压孔、测温孔外，无SY/T61432004天然气流量的标准孔板计量方法规定之外是障碍和连接支管。直管段毗邻孔板的上游10D（D为上游测量管内径）或流动调整器后和下游4D的直管部分需机加工，并符合SY/T61432004天然气流量的标准孔板计量方法规定。(3) 符合上述所要求的最短直管段长度随阻流件的形式和直径比而异，并随是否安装流动调整器而不同。(4) 在孔板节流件安装时，孔板应与测量管轴线垂直，孔板上游端面与垂直于测量管轴线的平面之间的斜度应小于0.5%并小于。孔板的开孔应与测量管同心、同轴，孔板的轴线与上下游测量管轴线之间的距离应满足式(2-5)的要求，此时无附加不确定度。如果在式(2-6)的范围内，则流出系数C的不确定度应算术相加的附加不确定度。不得超过式(2-6)的上限值。 (2.5) (2.6)除上述最重要的两条外，在实际安装和使用中还应注意密封垫片的内径应比测量管内径大，厚度宜控制在之内。1-上游侧第二阻流件；2-上游侧第一阻流件；3-孔板和孔板夹持器；4-差压讯号管路；5-下游侧第一阻流件；6-孔板前后测量管； -第一阻流件与第二阻流件之间的直管段；-孔板上游的直管段；-孔板下游的直管段；图2.2 节流装置的组成和安装示意图2.2.8 压力温度测量仪表本设计选取类型如下：可调电接点玻璃温度计型号：WXG-11T(直形)以及远传式压力表型号：YTG-150-ibBT4。2.2.8.1 压力表的安装(1) 压力表应尽可能在常温下测量(65以下)，在高温下压力表内的焊口会损坏。为此，高温管道的压力表要设置管圈。(2) 为了准确的测得静压，压力表取压点应在直管段上，并设切断阀，对清洁无腐蚀介质切断阀用针型阀。对粘度大，有腐蚀介质等用闸阀，可免除突然的压力波动和消除脉动。(3) 现场指示的压力表位置，如能自由选择时，最好的高度为13001800mm，过高时(200mm)应有平台或直梯，以便维护一次阀。(4) 工艺设备上的测压点开口应该在气相段。(5) 压力表的喷嘴安装位置一般离焊缝不小于100mm、距法兰不小于300mm、在卧式容器上开口离切线不小于100mm。2.2.8.2 温度计的安装(1) 温度敏感元件，一般不直接与工艺介质接触，常用套管保护敏感元件。套管可用管螺纹或法兰连接。(2) 温度计可垂直安装和倾斜45水平安装，倾斜45安装时，应与管内流体流动方向逆向接触。(3) 如能自由选择现场指示的温度计的位置，其最佳安装高度为12001500mm。为了便于检修，测温元件离平台最低为300mm。若高于2000mm时宜设直梯或活动小平台。当安装在平台外边时，其管嘴离平台边不应超过500mm。2.3 吹扫与试压 2.3.1 吹扫管道设备组装完毕后，以压缩空气为介质进行吹扫， 吹扫口设置白布检查，以不出现铁锈、尘土、石块等其它脏物则为合格。2.3.2 试压吹扫合格后，按不同压力系统的管道设备分别进行强度和严密性试验。试压方法及要求：(1) 高、中压系统分别按照石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范（SY0402-2000）相关条款执行。(2)燃料气等低压部分按城镇燃气输配工程施工及验收规范（CJJ33-2005）执行。2.4 防腐工艺管线埋地部分采用石油沥青特加强级绝缘保护，防腐层质量要求按埋地钢质管道石油沥青防腐层技术标准（SY0043-97）执行。 站内露空部分（含设备、管道），除锈合格后，涂红丹底漆两遍，面漆两遍，面漆颜色严格按油气田地面管线和设备涂色标准（SY0043-2006）执行。 凡管线出入地连接部分，均作特加强级防腐绝缘，且高出地面200mm。管线、设备安装按石油天然气站内工艺管线工程施工及验收规范（SY0402-2000）的相关规定执行。2.5 环保环境保护是我国的一项基本国策。保护环境，防止工业废水、废气、废渣、噪声的污染，是工业企业管理的一个重要组成部分。根据中华人民共和国环境保护法、四川省环境污染排放试行标准，本工程按有关规定在设计中予以考虑。在工程中，执行防止污染和其它公害的设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投产的“三同时”原则。本工程输配工艺为密闭流程，正常输送无天然气泄漏，输送的天然气经分离处理，气质符合管输标准和民用气要求，无其他污染物排放，对环境无污染。用天然气作燃料、用气体燃烧器较易控制火焰和燃烧产物清洁、卫生、安全、热效率高，是理想的能源。3 计算说明书3.1 设计参数3.1.1 已知参数的单位换算设计流量：设计压力： 设计温度： 3.1.2 天然气基本参数的计算本设计按以下天然气气质分析为主要参照进行计算：表3.1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体积%95.651.570.390.110.160.060.060.060.100.970.873.1.2.1 压缩因数的计算压缩因数的计算根据以下公式计算2： (1.1)式中 压缩系数输气管道内平均压力， （绝）。主要管段天然气压缩系数： 由于输气管线下游用户的用气压力差异较大，本设计中的下游用户没有储气罐，仅靠上游高压管道进行用气量调峰，因此阀后压力一般在0.61.6MPa之间，所以去主要用户的天然气压缩系数为: 3.1.2.2 临界压力和临界温度计算临界压力和临界温度的计算可依据天然气集输工程中式(1-11)和式(1-12)计算： (1.2) (1.3)式中 天然气的临界压力，； 天然气的临界温度，； 天然气中组分的临界压力，； 天然气中组分的临界温度，； 天然气中组分的摩尔分数。查天然气管道输送表2-3可知天然气各组分参数如下表：表3.2 天然气各组分参数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4.5444.8164.1943.7473.6003.3253.3813.0122.7363.3497.290 190.58305.42369.82425.18408.14469.65460.39507.40540.20125.97304.2516.04330.07044.09758.12458.12472.15172.15186.178100.20528.01344.01010.608.777.656.976.686.486.646.505.8017.0014.30经计算得：95.65%4.544+1.57%4.816+0.39%4.194+0.11%3.747+0.16%3.600+0.06%3.325+0.06%3.381+0.06%3.012+0.10%2.736+0.97%3.349+0.87%7.290=4.553 95.65%190.58+1.57%305.42+0.39%369.82+0.11%425.18+0.16%408.14+0.06%469.65+0.06%460.39+0.06%507.40+0.10%540.20+0.97%125.97+0.87%304.25=194.92 K3.1.2.3 天然气分子量计算天然气分子量的计算可根据天然气集输工程中(1-23)计算： (1.4)式中 天然气中组分的分子量；天然气中组分的摩尔分数。经计算得：95.65%16.043+1.57%30.070+0.39%44.097+0.11%58.124+0.16%58.124+0.06%72.151+0.06%72.151+0.06%86.178+0.10%100.205+0.97%28.013+0.87%44.010=17.0393.1.2.4 标况密度计算标况密度的计算可根据下式计算：kgm33.1.2.5 粘度计算粘度的计算可根据下式计算： (1.5)式中 天然气的粘度；天然气中组分的粘度；天然气中组分的分子量；天然气中组分的摩尔分数；经计算可知： 天然气的绝热系数：3.2 管道设计3.2.1 管道计算3.2.1.1 管径计算公式 管径可根据下式计算3： (3.1)式中 管线内径，m；气体流量(=（绝），)，；管线输送的平均压力，（绝）；管线输送的平均温度，；气体输送平均条件下的压缩因子；圆周率，取3.1416；气体流速，取12。由上式可知：入站管线： 所以选入站管线外径为：出站管线：(1) 至输气干线： 所以选至输气干线外径为：(2) 至主要用户：本设计中由于输气管线下游用户的用气压力差异较大，且采用上游高压管道进行用气量调峰，因此阀后压力一般在0.61.6MPa之间。取1.6MPa计算,假设至用户用气量为总量得：所以至主要用户管线外径为：3.2.1.2 管壁壁厚计算公式管壁壁厚的计算可