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文档简介
关于天然气长输管道知识的普及随着我国天然气勘探开发力的增大和人民群众日益提高的物质和环境保护的需要,近年来天然气长输管道的发展非常迅速。 随着管道的延长,管道企业承担的社会责任、政治责任、经济责任也越来越大。 因此,对天然气长管线知识的普及特别重要。一、线路工程燃气管道工程是指用管道输送燃气和燃气的工程,一般包括燃气管道、燃气站、通过管道(横穿)和辅助生产设施等工程内容。铁路工程分为供气干线和供气支线。 送气干线是从送气的第一站到送气的最后一站的主要运行线的气体供给支线,是向气体供给干线供给气体,或从气体供给干线供给气体的线路。线路断路阀室是线路工程的一部分,主要设备有清管三方、线路断路球阀、上下游开路旁通流、开路立管等,功能极端情况和线路检修时切断线路。 阀室的设置根据线路通过的地区的等级,间距不同。阀室系统分为手动阀室和RTU阀室两种。二、工艺站场送气站是送气管道工程中各种工艺站场的总称。 一般包括送气的第一站、送气的最后一站、气站、气体接收站、气体分发站、净化站等站。送气站是送气管道系统的重要组成部分,主要功能是调压、过滤、计量、净化、增压和冷却等。 其中,调压的目的是确保输入、输出的气体具有必要的压力和流量;过滤的目的是去除天然气中的固体杂质,避免气体阻力的增大、仪表设备的磨损、环境污染等;计量是气体销售、业务交接不可或缺的同时, 它也是自动控制管道整体的根据,清管的目的是去除空气管道内的垃圾、污垢,提高管道的输送效率,减少摩擦损失和管道内壁的腐蚀,延长管道的寿命。增压的目的是为天然气提供一定的压力能,冷却因增压而上升。 根据空间站的位置不同,各自的作用也不同。1、首站第一站是通风管道的起点。 煤气供应的第一站一般在煤气田附近。2、末站最后一站是通风道的终点。 煤气通过最后一站供给用户。 因此,最终站具有调压、过滤、计量、吸尘器的接收等功能。 另外,为了解决管道输送和用户用气体的不平衡,还设置了地下储气库、油箱等调整设施。三、清管站清管站是具有清管器收发、天然气分离设备设施和清管工作功能的工艺站。4、气站气站是沿着空气管道,为了用压缩机向管道供给空气而设置的站。5、分店在输气管道沿线,为向用户输气而设置的站,一般具有分离、调压、计量、清除等功能。6 .煤气接收站供气管道沿线为了接受来自供气支线的供气而设置的工作站,一般具有分离、调压、计量、净化等功能。三、自动控制系统随着电子计算机、仪表自动化技术、通信技术和信息技术的发展,现在广泛采用“监视和数据采集系统(简称supervisorycontrolanddataacquisition,SCADA系统)”,完成天然气管道运输的自动监控和自动保护在正常情况下,调度控制中心负责全线自动控制和调度管理,在调度控制中心故障、战争、自然灾害等情况下,备用控制中心将接手全线SCADA系统的监视。管道SCADA系统对各站实施远程数据采集、监控、安全保护和统一调度管理。 调度控制中心向各站控制系统发出调度指令,站控制系统可以完成控制功能的调度控制中心通过通信系统实现资源共享、信息的实时采集和集中处理.一级是中心控制级:远程监视全线,实施统一调度管理。 在正常情况下,调度控制中心进行全线的监视和控制。 沿线各站的控制无需人工介入,各工艺站的SCS和RTU在调度控制中心的统一指挥下完成各自的监视工作。二级为车站控制级:第一站、各站、空间站、最后一站,通过车站控制SCS系统对站内过程变量和设备的运行状态进行数据采集、监控和联锁保护。 在无人清扫站设置远程终端装置(RTU ),收集、监视控制站内的过程变量和设备的运行状态。 站点控制级别的控制权限由调度控制中心确定,在调度控制中心批准之后,操作者通过SCS或RTU允许各站点进行授权范围内的操作。 通信系统发生故障或系统检查时,用局控制系统实现各站的监视和控制。三级为定位控制级:定位控制系统对过程单体或设备进行手/自动定位控制。 在进行设备的检查和紧急切断时,可以采用当场控制的方式。SCADA系统的配置和功能:1 .日程控制中心硬件的组成部分包括各种服务器和工作站等,软件部分包括操作系统软件、SCADA系统软件、数据库管理、闹钟和事件管理和专用包(收发球跟踪、主要功能是数据收集和处理。收集、归档警报和事件管理历史数据,以显示调度和操作指令的动态过程流。 趋势显示报告的生成和打印标准构成用软件和用户生成用软件的运行时钟同步送气过程的实时模拟和具有进行操作者训练的能力的压力和流量调整空气供给流程的优化仪表和系统的故障诊断和分析网络的监视和管理主通信通道的自动切换2 .备用控制中心硬件的组成部分包括各种服务器和工作站等,软件部分包括操作系统软件、SCADA系统软件、数据库管理、闹钟和事件管理和专用包(收发球跟踪、主要功能是数据收集和处理。收集、归档警报和事件管理历史数据,以显示调度和操作指令的动态过程流。 趋势显示报告的生成和打印标准构成用软件和用户生成用软件的运行时钟同步压力和流量的调整仪表和系统故障诊断和分析网络的监视和管理主通信通道的自动切换全线紧急切断管线泄漏检测。3 .供气管理处监视终端管理处分别设置了两个监视终端,只能进行数据监视,不能进行控制。监控终端的主要功能是动态过程流显示、报警和事件显示历史数据的趋势显示仪表故障诊断和分析显示。4、局控制系统在各站设置SCS,设置不同数量的站、站控制系统PLC、ESD系统PLC。工作站控制系统完成数据采集和传输功能、控制功能、显示功能、打印功能、ESD关闭功能、数据管理等主要功能。5 .远程终端RTU全线设置远程控制线路截止阀室RTU,RTU能够实现以下主要功能:数据采集和处理; 一种自诊断功能故障警报,它向调度控制中心发送实时数据,该数据接收从逻辑控制调度中心发送的命令。6 .流量计量和贸易管理一)贸易计量贸易交接流量计选择气体超声波流量计或气体涡轮流量计,涡轮流量计的口径一般小于DN100。 气体超声波流量计保证在5%Qmax Qmax之间(Qmax是流量计固有的最大流量范围),测量精度优于0.5%。 燃气轮机流量计在20% qmaxqmax范围内保证测定精度优于0.5%燃气轮机流量计在qmin20% qmax范围内保证测定精度优于1%。 测量系统采用独立的流量计算机作为流量累计手段,向SCS系统传递数据。首站设置在线色谱、H2S和水露点分析仪,测定天然气的气质和参数。其他计量站为了检查天然气的气质和参数,设置了在线色谱。调度控制中心配置燃气管理系统(GMS ),计算现场天然气流量、温度、压力数据,并向贸易管理系统提供数据。2 )自我气体测量车站设置车站内的自家用气体处理器,自家用气体测量采用涡轮流量计。 车站的自主气体包括火炬点火用气体、天然气发电机用气体、生活用气体。7 .煤气管理系统(GMS )燃气管理系统(GMS )是燃气量/能源贸易管理系统,自动进行天然气的交接、销售和运输的管理,提供公司财务所需的数据,用户查询必要的数据,完成贸易结算所需的功能,将数据存档。燃气管理系统(GMS )软件结构可分为以下部分:实时数据和历史数据库管理平台、管道运行规划、管理和财务信息系统、燃气计量系统等。8 .模拟系统正确评价管道的过去,说明管道现在发生的事件,预测管道的未来等任务。 川气东输管道采用实时模拟软件,为操作、调度人员提供日程和操作参考,为操作员培训提供平台,保证输气管的安全、稳定、效率、经济运行。模拟软件根据管道的实际配置,建立了管道的模型。 根据需要计算的结果,例如管线的泄漏警报、天然气成分跟踪、各管段流量、管储存气体量、压力分布状态、清扫器在管路上的位置等,模拟软件被写入到SCADA的实时数据库中,并显示在操作员工作站上模拟仿真系统的组成包括实时过渡、水力特征、气体成分跟踪、仪表分析、管充管理、管效率、除尘器跟踪、过程预测、SCADA训练等。四、通信系统通信系统为长管线的生产调度、行政管理、巡逻、生活后勤等提供各种通信业务,开通远程监视和会议电视等视频业务,同时为管线SCADA系统的数据传输提供可靠的通道,数字管道目前正在建设的长流水线流程自动化程度高、维护人员少,因此要求通信系统技术先进、稳定、可靠性高、传输质量高,尽量减少日常维护工作量,适应今后通信发展的需要典型的管道通信部分包括七个部分,如光传输系统、电视监视系统和外围保护系统、会议电视系统、可编程电话交换系统、局域网事务自动化(OA )系统、巡视线维修和紧急通信系统和公共网的备用通信系统。通信实现方式一般采用光纤通信、DDN公共网通信、GPRS无线通信、卫星通信等。五、配电系统1、车站配电电力负荷大的站,例如燃气站,建设110 kV或35kV变电站来供电。 在其他电力负载小的车站,一般设置10 kV的外电线路,10 kV /0.4 kV变压器变压后供给电力。为了确保煤气供给生产的正常运行,选择了紧急自家发电设备作为紧急自家电源。 外电停电时,发电机组必须给车站内的一、二级负载供电。 天然气发电机组额定电压选择:交流380/220V、50Hz、3相、4线。 驾驶方式自动切换商用和发电。2 .阀室系统的配电(1)来自RTU阀室的电力供给RTU阀室的电力供给主要有外部电源接通、太阳电源系统和小容量气体发电装置三种方式。根据RTU阀室所在的地理位置,设置太阳能电源系统和小容量气体发电装置,为RTU阀室内的自习、通信、防腐和照明供电。 采用太阳能电源的电源阀室主要根据RTU阀室位置接近的气象条件,决定在无光日在11日以下的平原地带和无阳光隔断所采用太阳能电源。 阀室以1000Ah的阀控制将铅蓄电池作为备用电源密封,备用时间约为48小时,通过SCADA系统实现了远程监视和控制,所有报警信号都通过共同的报警接点传递到SCADA系统。外部电源供给的RTU阀室一次采用10kV高压外部电源,车站内置1座10/0.4kV配电室,室内的干式变压器为了满足1级电力负荷要求,保证外部电源停电的情况下采用冗馀UPS不间断电源,不间断时间3天考虑电池的配置。 电源设备还具有定位和远程监视功能。(2)在手动阀室的电力供给手动阀室的电力需求主要满足线路切断阀室执行器的电子控制单元,电力负荷小,采用小型太阳能电池板给铅蓄电池供电,光照时,太阳能电源使铅蓄电池浮起,用铅蓄电池保持执行器的电子控制单元的正常工作电压。六、管道防腐1 .线路管道的防腐(1)线路管道一般采用外防腐蚀层和阴极保护相结合的保护措施。 管线外防腐涂层采用三层PE,阴极保护采用强制电流阴极保护,沿线根据保护距离设置阴极保护站。阴保设计参数如下:自然电位:-0.55V (相对饱和硫酸铜参比电极)汇合点电位:-1.15V (相对饱和硫酸铜参比电极)线路最小保护电位:-0.85 V (相对饱和硫酸铜参比电极)线路保护电流密度: 5A/m2设计寿命: 30年送气外防腐涂层:三层PE(2)辅助口的基本情况:一般管段的三层PE修补口和燌制弯头的修补口选定了无溶剂液体环氧涂料热收缩修补口带。定向钻进段的加强级3层PE修补口选定了无溶剂液体环氧涂料定向钻头专用热收缩修补口带。(3)管线管内涂层一般基干生产线的内表面采用双组分环氧涂料,干膜厚度为65m。为了提高长管线阴极保护系统的工作性能和管道的有效保护,采用独立的阴极保护监视系统,在沿线重要位置设置智能测试桩,在RTU阀室设置电位收集器。 智能测试桩采用GPRS通信方式,使用长寿命电池供电,低功耗技术完成GPRS通信无线位采集功能,自动进行GPRS连接和数据传输。 RTU阀室电位集电极使用光缆进行数据传输。 阴极保护监视中心设在主控制中心。2 .阀室工艺管道的防腐蚀阀室流和干线的连接部分在采用了强制电流阴极保护的阀室开放系统上设置了绝缘接头,采用了牺牲阳极的阴极保护方式。(1)地面天然气管线、开放管线、开放立管的外表面底漆:富含环氧津底漆,2道次,80100mm毫米中间涂料:环氧云铁中间涂料,1根,100毫米面漆:丙烯酸聚氨酯面漆,2根,80100mm总干燥膜厚260mm(2)地下埋设管线的外表面底漆:富环氧精底漆,2道次,80100mm毫米面漆:无溶剂液体环氧涂料,1根,500mm总干燥膜厚580mm3、车站技术管道的防腐管道工艺站、一般增压站采用强制电流的阴极保护方式,其他站采用牺牲阳极的阴极保护方式,在进出站的管道上设有绝缘接头。(1)地面工艺配管的外表面底漆:富环氧津底漆,2道,80毫米面漆:环氧有机硅面漆,1根,125毫米总干燥膜厚205mm(2)填埋地的工艺线的外表面底漆:富环氧津底漆,2道,80毫米面漆:无溶剂液体环氧涂料,1根,500mm总干燥膜厚580mm七、煤气的储藏煤气使用量不断变化,虽然有月的不均匀性、日的不均匀性和时间的不均匀性,但起源
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