中江供气管道工艺设计.doc

兴隆中江供气管道工艺设计目 录1绪论11.1设计的背景和目的11.2国内外行业状况11.2.1国外行业状况11.2.1国内行业状况21.3设计遵循的规范标准和原则21.3.1遵循的规范标准21.3.2设计原则22设计说明书42.1设计原始资料42.2站场的总体规划42.2.1站场站址的选择42.2.2站场设计52.2.3站场工艺流程52.2.4清管介绍72.2.5消防设计82.3主要设备的设计安装92.3.1管道92.3.2汇管设计安装102.3.3一般阀门112.3.4安全阀122.3.5调压器132.3.6流量计142.3.7压力和温度测量仪表152.4清管和试压162.5防腐162.6环境保护172.6.1污染物172.6.2污染物的处理172.7节能182.7.1能耗分析182.7.2节能措施183计算说明书193.1设计相关参数计算193.1.1已知参数单位换算193.1.2天然气相关参数的计算193.2站场内管道233.2.1管道计算233.2.2管道汇总253.3除尘器253.3.1除尘器主体相关计算263.3.2除尘器进出口管径和壁厚计算283.3.3除尘器尺寸汇总293.4安全阀303.4.1安全阀的计算303.4.2安全阀的选型323.5汇管323.5.1汇管管径计算323.5.2汇管壁厚计算333.5.3汇管尺寸汇总343.6调节阀343.6.1调节阀流通能力计算343.6.2调节阀选型353.7流量计363.7.1流量计算公式及相关参数确定363.7.2计算与选型383.8其它阀门393.8.1球阀393.8.2闸阀403.9压力和温度测量仪表413.9.1温度测量仪表413.9.2压力测量仪表414结论42致 谢43参考文献44附 录4651 / 561绪论1.1设计的背景和目的近年来，随着我国经济的快速发展，我国对能源的需求量不断增加，同时人民生活水平的不断提高，大家越来越重视生活环境的质量。因此，天然气作为清洁优质能源和化工原料倍受欢迎，需求量也就逐年大幅度增加。天然气管道系统是天然气生产和应用过程中不可缺少的环节，其工程建设技术水平和运营管理水平直接关系到安全、环保及用户的切身利益。输气站是天然气管道系统的重要组成部分之一，其主要功能包括净化、调压、计量、清管等。根据输气站所处的位置不同，各自的作用也不同。首站是长输管线的起点；中间站则有增压站和分输站之分；末站是输气站终点；城市门站则是城市配气的起点。安全可靠、准确经济的输气站是高质量设计、建设和操作的结果，可以将气体保质保量和安全经济的输送到用户，并带来巨大的社会效益和经济效益。1.2国内外行业状况1.2.1国外行业状况国外天然气长输管道的发展比较早，世界上第一条输气管道是1886年美国的宾夕法尼亚州的凯恩到纽约的布法罗。现代输气管道发展始于20世纪40年代末。从20世纪50年代，前苏联就开始天然气长输管道建设。到80年代，他们已建成六条超大型中央输气管道系统，全长近两万公里，管径12201420毫米。经过半个多世纪的发展，国外天然气长输管道无论是设计、施工、运营管理，还是管材、储库调峰、原动机等相关技术都有了很大进步。特别是高压大口径干线输气管道的技术，均处于领先地位。目前国外输气管道主要管道特点是：（1）大管径。国外干线天然气管道直径一般都在1000毫米以上。这些大口径管道的施工技术都比较成熟。（2）提高输气压力。目前，世界陆上输气管道的最高设计压力为：美国高达12MPa，前苏联高达7.5MPa，德国和意大利高达8MPa，中国高达10MPa。（3）提高管材的强度，采用高强度管材。外国输气管道普遍采用X70级管材，近年来X80级管材已用于管道建设。据文献介绍，用X80级管材可比X65级管材节省7%建设费用。目前，加拿大等国的输气管道已采用X80级管材。欧洲的一些钢管制造商已经开始研制X100级管材。（4）数字化技术自动化技术高。国外有先进的遥感（RS）、遥测（DCS）、全球定位系统（GPS）、地理信息系统（GIS）等4S技术建立基本数据库。同时有先进的SCADA系统对管道运行进行自动监控和自动保护。1.2.1国内行业状况从20世纪60年代我国建成了巴渝第一条输气管道以来，经过几十年的建设发展，天然气长输管道事业有了很大的发展，并逐渐有了相对完善的石油天然气行业相关的规范标准，如输气管道工程设计规范、城镇燃气设计规范、石油天然气工程总图设计规范、油田油气集输设计规范、石油天然气工程防火设计规范等，这些规范标准并在与时俱进，不断更新完善。目前国内在天然气输送行业的设计技术也在不断进步, 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3900km；设计输量为120108m3/a；设计压力为10.0MPa；管径为1016mm，体现了大口径高压力的特点。除此之外，西气东输还采用了先进的SCADA系统。当然不足之处还是存在的，不成网、管输利用率低和旧管道自动化水平低是最主要的三点。1.3设计遵循的规范标准和原则1.3.1遵循的规范标准（1）输气管道工程设计规范（GB50251-2003）（2）城镇燃气设计规范（GB50028-2006）（3）石油天然气工程制图标准（SY/T 0003-2003）（4）石油和天然气工程设计防火规范（GB50183-2004）（5）油气集输设计规范（GB50350-2005）（6）用标准孔板流量计测量天然气流量（SY/T6143-2004）（7）输送流体用无缝钢管（GB/T8163-2008）（8）无缝钢管尺寸、外形、重量及允许偏差（GB/T17395-2008）（9）总图制图标准（GB/T50103-2010）（10）石油天然气站内工艺管线工程施工及验收规范（SY0402-2000）1.3.2设计原则（1）严格按照国家行业的相关标准规范；（2）工程建设结合远期发展目标，合理分配，统筹安排； （3）设计及建设过程中应充分的考虑HSE因素；（4）根据现有管道的水平，结合新老系统的情况，从发展的角度出发，积极采用成熟可靠、先进实用的技术进行设计；（5）站址选择应遵循相关政策法规；（6）建站方式应满足安全和工艺技术的要求； （7）设计中的相关设备材料尽量采用国产通用的，以节约费用。2设计说明书2.1设计原始资料本工程为兴隆输气站至中江县顺风燃气站供气管道工程，从兴隆输气站由720北干线兴隆阀室来气，压力为2.53.0MPa。沿途设辑庆、南山分输阀井及调压站、中江调压站，解决兴隆中江县管道沿线乡镇和中江县顺风燃气CNG站用气需求，近期2.5104m3/d4.5104m3/d，远期7104m3/d10104m3/d。辑庆、南山、中江分别用气比例为25%、10%、65%。下表为天然气气质，天然气密度为0.726kg/m3，低发热值为34MJ/m3。表 2.1 天然气气质组分CH4C2H6C3H8iC4H10nC4H10Mol%94.87372.35310.3090.0250.054组分iC5H12nC5H12C6H14CO2N2Mol%0.0290.0130.0320.6551.6561该地区位于四川省中部，盆地西部，西北高，东南低，为中低山区介于丘陵。属亚热带季风性湿润气候，年降水量882.5毫米，年均气温16.7，无霜期286天。2.2站场的总体规划2.2.1站场站址的选择（1）站址的选择必须服从输气干线的大众走向，满足目前生产需要，并为今后发展留一定余地； （2）站内外构筑物之间的安全距离应满足国家现行原油和天然气工程设计防火规范和建筑设计防火规范的要求；（3）满足城市规划和消防要求，特别是门站要考虑城市景观等协调；（4）站场放空排污系统满足环保排放要求；（5）站址应尽量满足交通、给水、供电、通信、生活等条件；（6）地势平稳开阔，建站土方工程量小同时，节省用地；（7）避开山洪、滑坡及其他不宜建站的地方；（8）尽量选择地下水位低，无侵蚀性的地方。2.2.2站场设计本着站场应该以简单方便为主，在建设设计中首先考虑安全可靠、经济高效和准确输送等要素。安全可靠、经济高效和准确输送的高压站场是高质量设计、施工建设以及准确操作的结果。因此站场在保持其设计简洁简单的同时，还必须考虑所有与站场相关的基本因素。除此之外，必须认真考虑正在使用并且长期使用的关键部件的安全性。一个先进的现代化的精确站场，设计者也应该试着考虑融入先进设备仪器。一般情况下，为了得到安全可靠并且能够准确调节计量站场，设计者必须充分考虑直接影响设备选择的相关设计参数。主要的设计参数有：流量分布、最小和最大流量、正常操作压力、最大允许操作压力、控制形式等等。其他需要考虑的相关因素有：未来流量变化、投资费用、安全因素、操作和维护、建设可行性、现场位置、政府法律法规、公司的政策、对环境的影响等。将收集拿到的这些相关资料经过比较后，融入站场的设计中。2.2.3站场工艺流程所设计的各个站场的工艺流程图如下 ：图 2.1 兴隆站工艺流程图图 2.2 辑庆站工艺流程图图 2.3 南山站工艺流程图图 2.4 中江站工艺流程图2.2.4清管介绍输气管道系统的使用寿命和效率与管道内部空间和管内壁的清洁光滑状况有很大关系。对管道不利的介质，如水（游离水和饱和水蒸汽）、硫类物质、凝析油、机械杂质等，进入管道后引起管道内壁腐蚀，从而增大管道内壁的粗糙成都度。大量游离水和管道腐蚀产物的聚集，造成管道的流通截面缩小甚至是管道局部堵塞，在工程施工的过程中大气环境也将造成管道生锈，同时不可避免的有一些泥土、焊渣等危害管道的物质遗留在管道内。管线站场进行水试压以后，仅仅依靠高程差排水是很难完全排净的。为解决上述问题，对管道内壁和内部空间进行清扫是十分重要的。因此清管工作是保护管道的一项重要工艺措施。进行清管工作的基本目的简述为下面几点：（1）保护管道设备，使其不受输送介质中残留的有害物质的腐蚀，延长设备管道的使用寿命；（2）改善管道内光洁度，减少水力摩阻，提高管输效率，节约能源；（3）保证管内输送介质的纯度。2.2.4.1清管装置清管装置包括清管器的接收和发送两种装置，并附设在站场上，便于管理。在大型的长输管道上，由于凝析水量较多，并且存在积水条件相对集中的管段，则应该考虑单独建立清管站，因为大量游离水长距离通过无积水的干燥管段，不但会增加清管消耗的费用造成浪费，而且造成干燥管段的污染引起不必要的腐蚀。清管装置包括快开盲板、收发筒、阀门、装卸工具和工艺管线以及清管球通过指示器等相关辅助设备。快开盲板及收发球筒是清管装置的主要部分。一般情况下，筒径大于公称管径12倍。发送筒长度应能发送最长的清管器，一般不小于发送筒径34倍。接收筒相对于发送筒更长一些，它要容纳不能进入排污管线的大块污物，和连续进入管道的两个甚至是更多的清管器，一般情况下其长度大于接收筒径46倍。排污管在收发筒的底部，放空管在收发筒的顶部，两者的接口都必须焊装挡条来阻挡大块污物，这样可以避免堵塞管道，否则将引起相当复杂的问题，费时费钱。2.2.4.2清管器发送及接收清管作业前应先做好清管装置的全部检查工作，保证快开盲板和清管器通过的球阀能够灵活并且正常工作，严密性良好，压力指示表准确无误，清管器通过指示器可以正常工作。清管器探测仪必须认真检查。发射机工作电源必须达到规定的额定工作电压。如果其抗震性能和严密性状况出现问题，不能使用。这是因为发射机必须是高度可靠的，它必须能保证在清管器严密性条件遭受损坏不能继续行进的环境中可以正常工作。打开发送筒之前，检查发送筒及连接阀，使其完全关闭，再打开放空阀，排放压力直到压力表示值为零。在放空阀全开的情况下，将快开盲板慢慢打开。开启快开盲板时，它的正前方不要站人。开启盲板后，快速送入清管器；清管器的第一节皮碗紧贴大小头，构成密封。清管器到位后，先关盲板，再关闭放空阀门。接收过程是：杂质污物入站前，关闭接收筒上的放空阀门及排污阀门；打开接收筒和管线之间的连接阀，平衡前后的压力，接收阀完全开启；提前关闭管线上的阀门，防止污物进入；及时关闭连通阀门，打开放空阀门；污物进入筒内关闭放空阀门，再打开排污阀进行排污，直至清管器完全进入接收筒内。清管器通过接收阀与否，主要根据接收筒上的清管器通过指示器判断。再打开管线连通阀，平衡前后压力，打开干线阀门，恢复输气。关闭接收阀门，打开放空阀把筒内放空，压力表示值为零时打开盲板，取出清管器，然后清洗接收筒，最后关闭盲板。2.2.5消防设计（1）消防设计原则消防设计的应以“预防为主，防消结合”。本设计为站场内的消防。扑灭燃气类火灾有效措施是切断气源。站场的工艺装置均充分考虑了灵活可靠的切断气源。介质在管道输送的过程中基本无损耗，且所设计的站场只有“输气和清管”两项功能。消防措施的基础应先考虑自救，即火灾危险发生时，依靠各场站的移动和固定的灭火工具设备快速的完成消防工作。为了确保人身财产安全和站场安全，防止和减少火灾的发生，在可能发生火灾时可以及时发现并抑制火灾蔓延直到扑灭，依据相关规范标准的要求并结合设计实际情况，在站场内容易发生燃气泄漏的设备仪器旁设置可燃性气体探器，对气体泄漏能够及时报警，有助于操作人员排除危险。（2）火灾危险性分析及主要消防措施天然气属易燃、易爆物质。归属为甲类火灾危险品，甲烷为主要成分，其爆炸极限浓度为4.915.77%，引燃温度为482632。在雷击、电火花、机械火花等诱发下，均有发生火灾危险的可能，甚至发生爆炸事故。除此之外，高浓度天然气对人体产生危害。发生火灾危险性的大小与危险物的量、操作管理水平、环境等都有关系。为了将危害降到最低可采取：站内生产区严禁烟火，按照现行的爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范设计，站场照明及配电设施均防爆；在站内配置灭火器材，放置在比较方便的地方，定期对消防器材进行检查；站内可能发生的漏失的地方配置可燃气体检漏仪；建筑与输送工艺流程边界之间保证有足够的防火距离。2.3主要设备的设计安装2.3.1管道2.3.1.1管道安装（1）管道直管段两相邻环焊缝间距不得小于150mm。钢管对接焊缝上以及边缘不得开孔；钢管对接焊缝距管道支架不得小于50mm。（2）所有管件端部应加工焊接坡口，其坡口尺寸与本设计选用管材完全匹配。（3）管道组装前，设专人对管子进行清扫，管内不得有石块、泥土等杂物。应将管端100mm内、外涂层、泥垢、油污、锈清除干净；管道组装前接口及内外表面25mm范围内应清除干净，并将坡口打磨至见金属光泽。已焊接的管段下班前加临时盲板封堵管端，以防脏物进入管内。（4）当两对接管子的管壁厚度差超过3mm时，不得直接对接，采用切割内坡口或加过渡短节的方式连接。（5）管口椭圆度超标时，应予校圆；外径、壁厚相等的管口组对时，内壁错边量不大于管子壁厚的10%且不得大于1mm，若管端有轻度变形可用专用工具校正，不得用锤，直接敲击管壁，校正无效，应将变形部分管段切除。（6）直管和弯头或直管和直管管口组对时内壁错边量不得超过管壁厚度的10%，且不大于1mm。（7）为防止焊接出现裂纹及减少应力，不得采用任何方式的强力对口。（8）在修整消除有害缺陷时，打磨后的管子必须是圆滑过渡的表面，打磨后的实际壁厚不得低于管子公称壁厚的90%，否则必须将受伤部分管子整段切除。 （9）阀门与管道对接时不得用加热管道、加偏垫等方法强力对口、纠偏、消除接口端面的空隙等。（10）埋地管道交叉时，交叉的垂直净间距不得小于200mm。同沟敷设的平行管道，管间净距不小于300mm。（11）相关阀门的安装执行最新的阀门的检查与安装规范。2.3.1.2管道焊接（1）参加管道焊接的焊工，须经过焊工考试合格。参加焊缝质量检查的探伤检查员，须经过无损检测人员考试规则考试并取得证书，方可参加检查。（2）焊条和焊丝具有出厂合格证，使用时按说明书和焊接指导书的要求进行烘烤和保存，使用过程中要干燥，药皮无脱落和裂纹。（3）在焊接作业指导书规定范围内进行焊接，焊接完毕，将层间熔渣清干净，进行外观检查，合格后进行下一层焊接。每道焊口必须连续一次焊。2.3.1.3焊缝检查（1）焊缝都必须进行100%无损检测。（2）焊缝焊接完毕，清干净焊缝表面，再进行焊缝外观检查。此检验按现行现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范进行。（3）经外观检查合格后，焊缝进行100%射线探伤。放空管、排污管用100%超声波探伤。（4）超声波探伤和射线检验依据石油天然气钢制管道无损检测。（5）无损探伤检查员由取得资格证书的人员承担，评片由取得级资格证书的检测员进行。2.3.2汇管设计安装汇管应考虑以下因素：可建性、位置、流量、流量的发展、操作和维护、政府相关法规、环境、减少震动噪声。首先确定汇管尺寸，经验是汇管截面积是进口或出口截面积1.5倍，两者取大。汇管壁厚按管壁方法确定。然后确定汇管入口并决定汇管是地上还是地下。当入口是连接在汇管一端时，考虑降低干扰噪声。一般都是地上汇管。汇管的尺寸，据经验，是汇管进口或出口截面积1.5倍，或更大。汇管壁厚按管壁方法确定。汇管横截面积1.5进口面积或出口面积（两者取大），其中D为管径，单位为mm。以上公式简化为： （2.1）式中D1，D2Dn进口或出口管径，mm；D汇管管径，mm。2.3.3一般阀门2.3.3.1阀门设计选择阀门时应考虑流量、操作维护、公司相关政策、费用等。 选择阀门时，应确定阀门的尺寸、型式及压力等级。 首先，阀门口径应不小于控制阀和流量机的口径，防止将来流量增大的可能。 其次，选择阀门型式。再次，阀门压力等级应不小于最大压力。设计控制阀应考虑最大和最小流量、公司政策、费用及政府法规、现场位置、操作和维护、环境。第一步确定所需控制阀型式，主要有三种：液压操作、弹簧操作、控制器操作。第二步确定控制型式：容积或压力。最常用的控制阀是球阀、旋转轴形、球体阀扩张管形、。选定控制阀后，须确定压降。此外，控制阀工作范围必须在其工作能力的5%75%之间。不合适的控制阀会使其维护操作费过高及其他问题同时阀寿命缩短等。2.3.3.2阀门安装公称直径500mm以上的闸阀前后应安装公称直径25mm有截断阀的平衡管。旋启式止回阀安装在水平管上，为减少摩阻，尽量避免将其装在立管上；升降式止回阀只能安装在水平管上。截止阀有方向性，介质流向低进高出，自流管线不宜安装截止阀。安装在水平管上的大口径阀门，公称直径大于300mm时，阀体下应设置支墩，以支撑阀体重量。平行敷设带法兰连接切断阀的两条管线间距可计算确定，依据油田油气集输设计技术手册下册计算。焊接连接阀门应将其焊接在直管段上，不允许直接焊在弯头上和三通管上，直管段长度应大于两端焊接时热影响距离，其相邻管件之间的距离满足焊工工作要求。丝扣连接阀门应在被控制端下流部位装设活动接头，相邻管件之间的距离不影响拆装阀体时的旋转。电动、液动、气动阀门安装除满足工艺要求外，还应按照产品说明书。2.3.4安全阀2.3.4.1安全阀设计本设计中所有安全阀选取为弹簧封闭全启式安全阀。（1）石油天然气化工装置所用的安全阀一般应选弹簧全启式。一般情况，选用普通型（国产安全阀多为普通型）。背压变化大时，选用波纹管式安全阀。但波纹管不适用含焦粉、酚、重石油馏分、醋液等介质及往复式压缩机的地方。因为上述场所，波纹管可能被污染甚至是损坏。（2）根据介质操作温度压力和安全阀定压值来确定安全阀公称压力、泄放压力。（3）根据计算所得喷嘴的面积，从安全阀样本或其他相关资料中选取合适安全阀，选安全阀的喷嘴面积不小于计算所得面积。若一个安全阀喷嘴面积满足不了需要，必须两个甚至多个安全阀之间并联安装，并使总面积大于或等于计算所得面积。（4）弹簧式安全阀的定压按不同结构安全阀要求来确定。普通安全阀常压下调整弹簧时，其定压应调整为安全阀的定压减去其背压的差值；波纹管安全阀，弹簧定压值就是安全阀的定压值。选用安全阀时，应注明定压范围或确定弹簧号。2.3.4.2安全阀安装（1）安全阀安装在易于检修和调节处，周围要有足够的工作空间，如：立式容器安全阀，公称直径小于80mm，安装在平台内靠外侧；公称直径大于100mm安装在平台外靠近平台处，借助平台对阀门进行检修。（2）在设备和管道上安装的安全阀一般是垂直。但是对换热器和液体管道以及容器的安全阀，当此阀门关闭后，可能会因为热膨胀导致压力升高的地方，可以水平安装。（3）不应该安装在长水平管道死端，因为这里易堆积固态物、液体影响从而安全阀的正常工作。（4）由于大型安全阀重量大，故布置时要考虑拆开后吊装的可能，必要时设吊杆。选取安全阀应考虑如下因素：流量、公司政策、费用及政府法规、现场位置、操作和维护、环境。在选择安全阀时，设计者应该确定安全阀的型式（球阀、旋塞阀）、尺寸、压力等级。首先，选择的安全阀口径应不小于控制阀以及流量机的口径，这样可以适应将来流量增大。其次，选择阀门的型式。再次，阀门压力等级不应小于其最大压力。相关规定：所有元件压力等级不应小于最大压力。2.3.5调压器设计中选取类型：T22-4.0型新型气体调节阀，这种调节阀可用于非腐蚀性气体介质的压力稳定装置。现在广泛用于连续输送天然气、城市煤气的管道以及、石油化工等部门。其安装如下：（1）调节阀安装的环境温度应不高于4060。 （2）为便于操作检修，调节阀尽量布置在地面或平台上容易接近的位置。与平台或地面的空距大于250mm。 （3）调节阀安装在离振动源远的位置。（4）调节阀尽量垂直安装在水平管上，特殊情况可倾斜安装，但必有支撑。（5）调节阀安装位置满足工艺流程设相关要求，并尽量靠近与其有关的指示仪表，同时尽量靠近测量元件，便于在用手动操作时能很容易的观察到仪表。（6）自动调节阀及控制系统应该尽量安装避开火灾危险的位置。 （7）为了避免旁通阀门泄漏介质在调节阀门上同时便于就地拆卸膜头，调节阀与旁通阀应错开安装。 （8）为了避免调节阀门的鼓膜受热同时便于就地拆下膜头，膜头与旁通管外壁间的净距大于300mm。（9）隔断阀作用是当调节阀检修时关闭管道，故选闸阀；旁通阀门主要是调节阀检修时作调节流量用的，故一般选截止阀，但当旁通管公称直径大于150mm时，可选闸阀。调节阀在检修时需要两隔断阀间的管道泄压和排液，一般在调节阀入口侧与调节阀上游切断阀间的管道低点设置排液阀。当管道公称直径大于25mm时，排液阀公称直径不小于20mm；当管道公称直径小于或等于25mm时，排液阀公称直径应为25mm。（10）调节阀同隔断阀直径不等时，大小头应尽量安装阀门附近。 （11）一个区域内有多个调节阀时，应使形式一致，这样就显得整齐、美观并且方便操作。2.3.6流量计本设计中站内采用孔板流量计。2.3.6.1选用流量计计量主要是用于结算，因此计量必须准确、安全可靠，应考虑下列因素：操作压力、流量分布、最大和最小流量、操作维护、远期流量增加、公司相关政策、政府规定等。天然气流量计量一般采用标准孔板流量计，并应符合现行国家相关的标准。孔板流量计是现如今测量天然气流量中运用的最为广泛的设备，它是由差压装置（节流孔板）和二次检测仪表（差压计、压力计、温度计）和相关的仪器仪表以及信号引线等部分组成，其测量准确度不但取决于节流装置按标准制造加工和检验装配，还取决于仪器仪表合理选型和设计、安装、检验及正确使用维护等方面。我国的孔板流量计测量天然气流量已有相关的标准，也就是天然气流量的标准孔板计量方法（SY/T6143-2004），美国AGANO3报告属此类标准范畴。2.3.6.2流量计的安装（1）本设计节流装置见图2.5。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；l0-第一阻流件与第二阻流件之间的直管段；l1 -孔板上游的直管段；l2 -孔板下游的直管段；图 2.5 节流装置的组成和安装示意图（2）节流装置安装在两段等直径的圆形横截面直管段之间，在中间，除了测温孔和取压孔外，按照天然气流量的标准孔板计量方法（SY/T61432004）规定是障碍及连接支管。直管段相邻孔板上游10D或整流器之后和下游4D的直管段部分需要机器加工，并符合天然气流量的标准孔板计量方法（SY/T61432004）相关规定。（3）符合上述要求的最短直管段的长度因阻流件形式和直径比的不同而不同，随安装整流器与否而不同。（4）在孔板节流元件安装时，孔板应与测量管的轴线垂直，孔板上游的端面与垂直于测量管轴线的平面之间的斜度值应小于0.5%并小于1。孔板开孔与测量管同轴、同心，孔板轴线与上下游测量管段的轴线之间的距离ex应满足式（2.2）要求，无附加不确定度。如果ex在式（2.3）范围内，则流出系数C的不确定度算术相加0.3%的附加不确定度。ex不超过式（2.3）上限值。 （2.2） （2.3）除上述两条之外，在实际安装使用时还应注意密封垫片内径要比测量管内径大0.5mm到1.0mm，其厚度宜在0.5mm到1.0mm内，10D之外则对密封垫片内径放大无限制，但其厚度不应大于6.35mm。2.3.7压力和温度测量仪表本设计中两仪表的选取类型：远传式压力表型号：YTG-150-ibBT4；电接点玻璃温度计型号：WXG-11T（直形）。2.3.7.1压力仪表的安装（1）为了能准确测得管道静压，压力仪表取压点一般应设在直管段上，并设有切断阀门，对无腐蚀的介质切断阀选针型阀。粘度大，有腐蚀性等介质用闸阀，可避免压力波动进而消除脉动。（2）压力仪表尽可能在常温下使用，高温下压力表内部会损坏。因此，高温管道的压力仪表要设置管圈。（3）现场指示的压力仪表的位置，如可以自由选择的时候，最好的安装高度是13001800mm，如果过高时（2000mm）应设有平台或直梯，以便检修和维护。（4）压力仪表喷嘴安装位置与法兰距离不小于300mm，与焊缝距离不小于100mm，卧式容器上开口与切线距离要大于或等于100mm。（5）设备上测压点开口设在气相区。2.3.7.2温度仪表的安装（1）温度仪表垂直安装或倾斜45安装，但是在倾斜45安装时，需要与管内介质的流动方向逆向。（2）感温元件，一般情况下不与工艺直接介质接触，用套管保护感温元件。套管可用管螺纹，也可用法兰连接。（3）如果可以自由选择就地安装温度仪表的位置，最佳且最适合的安装高度为12001500mm。同时为了便于维护和检修，元件与平台距离不小于300mm。高于2000mm时应设置扶梯或小平台。当温度仪表安装在平台的外边时，管嘴与平台边之间的距离不应超过500mm。2.4清管和试压管道设备安装完后，对站内新安装的设备、管道进行分段吹扫清管。清管次数不少于两次，直到管内的杂物排除干净；用压缩空气进行吹扫，吹扫口设置白布检查，不出现杂物为止。清管、试压方案必须制定防火措施并报送技术安全部门进行审批。吹扫结束后，按不同压力系统的管道设备分别进行强度和严密性试验。一般用清水进行强度试压，用压缩空气进行严密性试压。对高、中压管道系统应分别按照现行的石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范有关条款进行；对燃料气等低压管道系统按现行的城镇燃气输配工程施工及验收规范有关方面进行。一般情况下清水强度试压不低于8小时，严密性试压不低于24小时。2.5防腐本设计中主要分为地面设备管线防腐和埋地管线防腐。站内地面工艺设备和管线除锈合格后，采用外壁涂刷聚氨酯防腐蚀底漆，再在该底漆表面涂刷聚氨酯防腐蚀面漆防腐蚀方法。涂刷的颜色符合现行的油气田地面管线和设备涂色规定的相关规定。管线埋地部分除锈合格后用石油沥青特加强级绝缘保护，防腐层质量符合现行的埋地钢质管道石油沥青防腐层技术标准中的相关规定。管线出入地面的连接部分，进行特加强级防腐绝缘，并且离地高度大于200mm。管线、设备的安装符合现行的石油天然气站内工艺管线工程施工及验收规范中的有关规定。2.6环境保护环境保护是我国现行的基本国策之一。保护环境，防止工业三废污染和噪声污染，是企业管理的重要组成部分之一。根据我国的中华人民共和国环境保护法以及省内四川省环境污染排放试行标准的相关规定进行环境保护。本设计严格遵循环境保护标准、规范，贯彻“三同时” 的原则，环境保护工程与主体工程同时设计、同时施工、同时投产。2.6.1污染物工程中的污染来源主要：（1）天然气基本组分为甲烷，不含硫化氢，含少量二氧化碳。（2）管道发生破裂时产生天然气泄漏；阀门和可拆性管道因不完全密封而造成气体泄漏。 （3）站场管道和设备检修时，有少量天然气放空。（4）站场维修检查时清洗设备产生检修污水。除此之外，站场节流调压部位、气体分离时均会产生噪声污染。2.6.2污染物的处理污染物排放与防治：（1）站场管道强度设计钢管制造、检测、出厂质量要求、焊接工艺制定、管材、设备材质选取、焊后质量检查及管道、站场施工安装要求等各个方面指定具体标准，制定严格的技术要求。（2）站场采用密闭输送流程和密封性能好的设备，正常生产中不会天然气泄漏。（3）严格管理，减少日常发生超压的可能性。（4）在管道外壁做防腐绝缘层，管道焊接完毕埋设前实行严格补口、补伤措施，电绝缘检验合格后回填。（5）制定严格的天然气安全集输工艺规程，严禁超压运行。（6）配置便携式可燃气体检测仪。（7）对站场设备采取消噪措施，选低噪声设备，保证气体在亚临界状态以下流动，产生噪声较小。（8）固体污染物的防治，新建管道设备完工后清理管道中的污物多为泥砂、水、铁锈、石块和管道施工作业过程中人为遗留物，其特点是对环境污染小，不必作专门处理。2.7节能节能在任何工程中都占有重要地位，尤其是一些大型工程项目。2.7.1能耗分析本设计考虑的主要能耗项目有：（1）生产过程的消耗；（2）事故和检修时天然气的放空损失；（3）设备、接头等密封不严造成的天然气泄漏。2.7.2节能措施（1）充分利用气源自身能量输送然气输送采用合适管径，充分利用气源压力能进行输送，不消耗其它能源，合理利用气源压力能。选用密封性好、阻力小、性能优良的设备，设备尽量与工艺要求匹配，减少设备漏损和管道堵塞。（2）减少事故发生后天然气损失提高操作的水平，加强事故的分析和处理能力，防止人为的误操作出现。在事故发生时，要采用紧急关阀门、切断气源等安全可靠的操作措施以减少天然气的外泄量。3计算说明书3.1设计相关参数计算3.1.1已知参数单位换算（1）设计流量换算兴隆站：辑庆站：南山站：中江站：（2）设计压力 P=3.0MPa（3）设计温度因为当地年平均温度16.7，考虑气候可变性的修正量后，当地年平均计算温度约为20，故T=293K。3.1.2天然气相关参数的计算表 3.1 输送天然气气质表组分CH4C2H6C3H8iC4H10nC4H10Mol%94.87372.35310.3090.0250.054组分iC5H12nC5H12C6H14CO2N2Mol%0.0290.0130.0320.6551.6561（1）压缩因子压缩因子根据以下公式1计算： （3.1）式中Z压缩系数；P输气管道内平均压力，MPa（绝）。主要管段压缩因子：输气管线下游用户的用气压力一般差异较大。本设计中的下游用户阀后压力一般为低压燃气管道压力为0.01MPa，而因为中江站有CNG供气，故设计阀后压力一般为中压燃气管道压力0.4MPa，所以去主要用户的天然气压缩系数为: 中江站：（2）临界压力和临界温度临界压力和临界温度的计算可依据下式2计算：（3.2） （3.3）式中Pc天然气的临界压力，MPa；Tc天然气的临界温度，K；Pci天然气中组分i的临界压力，MPa；Tci天然气中组分i的临界温度，K；yi天然气中组分i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 单一气体在标准状态下的参数表组分甲烷乙烷丙烷异丁烷正丁烷异戊烷正戊烷己烷CO2氮气Pc，MPa4.5444.8164.1943.6003.7473.3813.3253.0127.2903.349Tc，K190.58305.42369.82408.14425.18460.39469.65507.40304.25125.97M16.04330.07044.09758.12458.12472.15172.15186.17844.01028.01310.608.777.656.686.976.646.486.5014.3017.00k1.3091.1981.1611.1441.1441.1211.1211.0931.3041.402计算得： （3）对比压力和对比温度计算式2对比压力： （3.4）对比温度: （3.5）式中Pc天然气的临界压力，MPa；Tc天然气的临界温度，K；P天然气的压力，MPa；T天然气的温度，K。计算得：Pr=0.67Tr=1.40（4）天然气相对分子量天然气分子量的计算可根据下式2计算： （3.6）式中M天然气的分子量；Mi天然气中组分i的分子量；yi天然气中组分i的摩尔分数。计算得：M=16.920（5）绝热指数20标准状态密度可根据下式2计算： （3.7）式中k天然气绝热指数；yi天然气中组分i的摩尔分数；ki天然气中组分i的绝热指数。k=1.307（6）相对密度可根据下式2计算： （3.8）式中气体相对密度；天然气的密度，kg/m3；0空气的密度，kg/m3，在标准状态下，取值1.206 kg/m3；计算得：=0.602（7）操作条件下（20，3.0Mpa）的密度根据式2是计算 （3.9）式中操作天然气操作条件下的密度，kg/m3；P天然气压力，kPa；M天然气的分子质量；Z天然气的压缩系数；T天然气的温度，K。计算得（8）天然气操作条件下粘度在标准状态下的粘度的计算可根据下式2计算： （3.10）式中 0天然气的粘度，Pas；i天然气中组分i的粘度，Pas；Mi天然气中组分i的分子量；yi天然气中组分i的摩尔分数。经计算可知：0=10.1910-6Pas在操作条件下的粘度2 （3.11）式中操作条件下天然气的粘度，Pas；查天然气集输工程图1-6，取1.05。故得： =10.7010-6Pas3.2站场内管道3.2.1管道计算3.2.1.1管径计算管径可根据下式3计算： （3.12）式中d管线内径,m；qv气体流量（P=101.325KPa，t=20），m3 /s；P管线输送的平均压力，KPa（绝）；P0标准压力，101.325KPa；T管线输送的平均温度，K；T0标准温度，293K；Z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15m/s。（1）兴隆站进出站管道相同，故管道内径：所以查规范4选入站管道外径为：D=60mm（2）辑庆站所以查规范4选入站管道外径为：D=60mm出站管道内径：所以查规范选出站管道外径为：D=51mm至用户管道： 所以选至用户管道外径为：D=500mm（3）南山站入站管道内径：所以查规范4选入站管道外径为：D=51mm出站管道内径：所以查规范4选出站管道外径为：D=51mm至用户管道：所以查规范4选至用户管道外径为：D=325mm（4）中江站入站管道内径：所以查规范4选入站管道外径为：D=51mm至用户（出站）管道：所以查规范4选至用户管道外径为：D=127mm3.2.1.2壁厚计算壁厚可根据下式5计算： （3.13）式中钢管计算壁厚mm；P设计压力，MPa；D管道的外径，mm；s钢管的最小屈服强度，MPa；F强度设计系数（站场内部管线,穿越河流,铁路及公路管段,F=0.5；野外地区敷设管线，F=0.6）；t温度折减系数。当温度小于120时取1.0；焊缝系数, 无缝钢管取值1.0；C腐蚀余量附加值,取1mm。一般管道钢材选用20号钢，其最小屈服强度为245。（1）兴隆站查规范6,此类管线最小壁厚不得小于4mm，故选管604.0（2）辑庆站、南山站、中江站根据上面的计算可知这三个站的管道设计压力等于兴隆站，同时计算进出站场所选管径也小于或等于兴隆站，从壁厚计算公式明显可知计算出的壁厚小于兴隆站，故按照规范6，选取壁厚4mm。至用户管道壁厚：辑庆站： 查规范6，此类管线最小壁厚不得小于6.4mm，故选管5006.4南山站： 查规范6，此类管线最小壁厚不得小于4.8mm，故选管3254.8中江站： 查规范6，此类管线最小壁厚不得小于4.0mm，故选管1274.03.2.2管道汇总选用碳钢无缝钢管：表 3.3 管线及壁厚站场管线进站管线出站管线至用户管线兴隆站604.0604.0辑庆站604.0514.05006.4南山站514.0514.03254.8中江站514.01274.03.3除尘器本设计中采用旋风除尘器。3.3.1除尘器主体相关计算3.3.1.1操作条件下的流量计算操作条件下的流量根据下式2计算： （3.14）式中q操作条件下气体流量，m3/s；T操作条件下的绝对温度，K；Q标准状态下气体流量，m3/d；Z气体压缩系数；P操作条件下气体的绝对压力。本设计中本设计中的除尘器安装在主线路上。（1）兴隆站（2）辑庆站（3）南山站（4）中江站3.3.1.2除尘器直径计算直径可根据下式2计算： （3.15）式中q操作条件下气体流量，m3/s； CD水力阻力系数，一般取为180； D直径,m；正常情况下取为5575，本设计中取70。（1）兴隆站： D=0.260m查规范4选直径为：260mm（2）辑庆站: D=0.260m查规范选直径为：260mm（3）南山站: D=0.225m查规范选直径为：220mm（4）中江站: D=0.210m查规范选直径为：220mm3.3.1.3除尘器壁厚计算壁厚可根据下式5计算： （3.16）式中钢管计算壁厚mm；P设计压力，MPa；D管道的外径，mm；s钢管的最小屈服强度，MPa；F强度设计系数（站场内部管线,穿越河流,铁路及公路管段，F=0.5；野外地区敷设管线，F=