天然气长输管道工艺设计计算书（含压气站选型）

天然气长输管道工艺设计计算书（含压气站选型）工程名称：××××天然气输气管道工程（示例工程）文件编号：××××-JS-2026-××设计阶段：初步设计文件类型：工艺设计计算书（含压气站选型）建设单位：××××（建设单位名称）设计单位：××××（设计单位名称）编制日期：2026年9月文件签署角色姓名签字日期编制××××××××××××审核××××××××××××批准××××××××××××共1册（含附录）目录TOC\o"1-2"\h\z\u1编制说明 11.1编制目的与范围 11.2编制依据 11.3设计基础数据 22输送介质物性计算 32.1天然气组分与相对密度 32.2标准状态密度与气体常数 42.3压缩因子、动力粘度与定压比热 43管径与壁厚计算 43.1设计压力与设计温度 43.2钢管材质与焊缝系数 43.3地区等级与强度设计系数 53.4管道壁厚计算 53.5最大允许操作压力校核 64水力计算 64.1输气管道流量基本公式 64.2雷诺数与水力摩阻系数 64.3站间距确定与管段水力计算 74.4沿线压力分布 84.5管道输量校核与最大输量 85热力计算 95.1沿线温降计算 95.2压缩温升与出站冷却 96压气站选型与压缩机组配置 106.1站址布局与压缩比确定 106.2压缩机组功率计算 106.3压缩机组选型与配置 116.4站场工艺系统配置 116.5驱动方式比选与推荐 126.6站场能耗估算 127强度与稳定性校核 127.1环向应力校核 127.2轴向应力与当量应力校核 137.3埋地管道稳定性校核 138安全核验 148.1地区等级与设计系数核验 148.2强度试验与严密性试验 148.3超压保护与安全泄放 148.4材料韧性与止裂要求 158.5防腐与阴极保护 158.6站场防火与安全距离 159结果分析与工程指导意义 159.1主要计算结果汇总 159.2水力摩阻系数取值方法对比分析 169.3敏感性分析 179.4管径方案比选 179.5工程指导意义与建议 1810结论 18附录A主要符号与单位表 20附录B计算假定与局限性说明 22免责声明 23PAGE11编制说明1.1编制目的与范围本计算书依据现行国家标准、行业标准及相关技术规定，对××××天然气输气管道工程（示例工程，下称“本工程”）的输送工艺进行设计计算，内容包括输送介质物性计算、管径与壁厚计算、水力计算、热力计算、压气站选型与压缩机组配置、管道强度与稳定性校核、安全核验及结果分析，作为本工程初步设计阶段工艺设计的依据，并为后续施工图设计、设备采购和运行调度提供基础数据。本计算书所采用的工程参数为编制示例参数（以“示例工程参数”标注），实际工程设计时应以经批复的可研报告、资源落实情况和沿线工程条件为准，对全部输入参数重新计算校核。本计算书适用于陆上新建输气管道工程，管道设计压力10.0MPa，设计输量30×10⁶m³/d（标准状态）。1.2编制依据本计算书主要依据下列现行标准、规范及文件编制（标准编号以现行有效版本为准）：表1.1主要编制依据一览表序号标准/文件名称标准编号本计算书引用用途1输气管道工程设计规范GB50251—2015设计压力、地区等级、壁厚与水力计算2天然气GB17820—2018输送介质质量要求3石油天然气工业管线输送系统用钢管GB/T9711—2023钢管规格、材质与壁厚系列4天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法GB/T11062—2020/ISO6976:2016天然气物性计算5天然气压缩因子的计算第1～3部分GB/T17747.1～3—2011压缩因子计算6钢质管道外腐蚀控制规范GB/T21447—2018外防腐层设计7埋地钢质管道阴极保护技术规范GB/T21448—2017阴极保护设计8油气输送管道完整性管理规范GB32167—2015完整性管理与安全运行9油气长输管道工程施工及验收规范GB50369—2014施工与试压验收要求10石油天然气工程设计防火规范GB50183—2015站场防火间距与消防11压力管道定期检验规则——长输管道TSGD7003—2022在用管道定期检验要求本工程强度试验与严密性试验要求按GB50251—2015第11.2节执行：强度试验压力不小于设计压力的1.25倍（按地区等级确定），严密性试验压力为设计压力，稳压24h无泄漏为合格。1.3设计基础数据本工程为示例工程，起点设首站（增压站），终点设末站（清管、计量站），全线地形平坦，高程差忽略不计。设计基础数据见表1.2。表1.2设计基础数据表序号参数名称符号数值单位备注1管道全长L300km起点至终点2设计输量Q30×10⁶m³/d标准状态，20℃、101.325kPa3设计压力P10.0MPa首站、中间站出站压力4首站进气压力P₁6.0MPa上游管网来气5末站最低进站压力P₂,min4.0MPa满足下游用户需求6管道外径D813mmDN8007钢管钢级—X70（L485M）—GB/T9711—20238最小屈服强度σs485MPaX70规定值9焊缝系数φ1.0—直缝埋弧焊钢管10平均输送温度T288K15℃，取平均地温11天然气相对密度γ0.58—对空气，由组分计算12压缩因子Z0.87—按GB/T17747计算13动力粘度μ11×10⁻⁶Pa·s操作条件下14内壁当量粗糙度Ke0.02mm新钢管15输气效率系数E0.92—GB50251—2015推荐范围0.90～0.9516绝热指数k1.31—甲烷为主天然气17多变效率ηp0.80—离心式压缩机组18年平均地温T₀283K10℃19出站温度（冷却后）T₁313K40℃20总传热系数K1.2W/(m²·K)埋地管道2输送介质物性计算2.1天然气组分与相对密度本工程输送介质为符合GB17820—2018一类气质指标的商品天然气，其摩尔组成（示例）见表2.1。表2.1天然气摩尔组成（示例）组分CH4C2H6C3H8N2合计摩尔分数yᵢ0.9450.0300.0050.0201.000摩尔质量Mᵢ/(kg/kmol)16.04330.07044.09728.013—天然气的平均摩尔质量按各组分摩尔分数加权计算： M=Σyi式中：M为平均摩尔质量，kg/kmol；yᵢ为组分i的摩尔分数；Mᵢ为组分i的摩尔质量，kg/kmol。代入表2.1数据：M=0.945×16.043+0.030×30.070+0.005×44.097+0.020×28.013=16.8435kg/kmol。天然气对空气的相对密度按下式计算： γ=MMair式中：γ为相对密度（对空气）；M为天然气平均摩尔质量，kg/kmol；Mair为空气平均摩尔质量，取28.9626kg/kmol。代入得：γ=16.8435/28.9626=0.5816，计算书取γ=0.58。2.2标准状态密度与气体常数标准状态（20℃、101.325kPa）下天然气密度按理想气体状态方程计算： ρsc=Psc式中：Psc为标准状态压力，101.325kPa；Tsc为标准状态温度，293.15K；Rg为天然气气体常数，J/(kg·K)，按下式计算： Rg=Ru式中：Ru为通用气体常数，8314.46J/(kmol·K)。代入得Rg=8314.46/16.8435=493.6J/(kg·K)；ρsc=101325/(493.6×293.15)=0.7002kg/m³。2.3压缩因子、动力粘度与定压比热压缩因子按GB/T17747—2011《天然气压缩因子的计算》规定的方法，由天然气组成及输送压力、温度计算。本计算书在设计压力10.0MPa、平均输送温度288K条件下取Z=0.87（详细计算在施工图阶段按实际气质复核）。动力粘度取操作条件下μ=11×10⁻⁶Pa·s；定压比热取cp=2.2kJ/(kg·K)。上述物性参数对计算结果的影响见第9.3节敏感性分析。3管径与壁厚计算3.1设计压力与设计温度本工程设计压力P=10.0MPa（首站、中间站出站压力），设计温度取平均输送温度288K（15℃），最高操作温度按出站冷却后313K（40℃）考虑，低于120℃，温度折减系数t=1.0。3.2钢管材质与焊缝系数根据设计压力与输送介质要求，选用X70（L485M）钢级直缝埋弧焊（SAWL）钢管，钢管制造与检验执行GB/T9711—2023（PSL2级），最小屈服强度σs=485MPa。双面埋弧焊钢管焊缝系数按GB50251—2015取φ=1.0。3.3地区等级与强度设计系数按GB50251—2015第4.2节，输气管道强度设计系数按沿线地区等级确定。本工程以一级地区为主（强度设计系数F=0.72），穿越居民区、公路铁路及人口密集地段分别按二级、三级地区校核，见表3.1。表3.1地区等级与强度设计系数地区等级人口密度特征强度设计系数F本工程适用段一级地区户数少且分散0.72全线一般地段（主选）二级地区乡、镇所在地及规划区等0.60穿越乡镇边缘段三级地区城市郊区、工业区等0.50穿越人口较密地段四级地区城市市区、繁华地段0.40本工程不涉及3.4管道壁厚计算管道计算壁厚按GB50251—2015第5.3节环向应力准则计算： δ=P·D式中：δ为计算壁厚，mm；P为设计压力，MPa；D为管道外径，mm；σs为钢管最小屈服强度，MPa；φ为焊缝系数；F为强度设计系数；t为温度折减系数。计入钢管制造负偏差与腐蚀裕量附加量C=1.0mm（按GB/T9711—2023对壁厚小于20mm钢管，负偏差一般不大于0.6mm；输气管道内腐蚀轻微，腐蚀裕量取0.4mm），设计壁厚δ=计算壁厚+C。各等级地区计算与选用结果见表3.2。表3.2管道壁厚计算与选用表地区等级强度设计系数F计算壁厚/mm附加量C/mm设计壁厚/mm选用壁厚/mm（GB/T9711—2023系列）一级地区0.7211.641.012.6414.2二级地区0.6013.971.014.9715.9三级地区0.5016.761.017.7619.1本工程全线以一级地区为主，主选壁厚δ=14.2mm，管道内径Di=813−2×14.2=784.6mm。二级、三级地区管段分别加厚至15.9mm、19.1mm，穿跨越及人口密集段按相应地区等级选取并单独校核。3.5最大允许操作压力校核按已选壁厚核算一级地区管段最大允许操作压力： MAOP=2·σs代入：MAOP=2×485×1.0×0.72×1.0×14.2/813=12.20MPa≥设计压力10.0MPa，满足要求，压力裕量约22%。4水力计算4.1输气管道流量基本公式输气管道稳定流动输量按GB50251—2015推荐的一般流量公式计算（适用于水平或高差影响可忽略的管段，本工程沿线地形平坦）： Q=1051.9·E·D式中：Q为标准状态输量，m³/d（20℃、101.325kPa）；E为输气效率系数，取0.92；D为管道内径，cm；P₁、P₂为管段起、终点压力（绝对压力），MPa；γ为相对密度；Z为压缩因子；T为平均输送温度，K；λ为水力摩阻系数；L为管段长度，km。输气管道内的天然气质量流量按下式换算： qm=ρsc代入：qm=0.7002×30×10⁶/86400=243.1kg/s。4.2雷诺数与水力摩阻系数雷诺数按下式计算： Re=4·qm代入：Re=4×243.1/(3.1416×0.7846×11×10⁻⁶)=3.59e+07，流动处于紊流粗糙区（阻力平方区）。本计算书采用三种水力摩阻系数确定方法进行多维度对比计算：（1）阻力平方区公式（由Colebrook-White公式在充分粗糙区简化）： 1λ=2·lg3.7·D（2）威莫斯（Weymouth）经验式： λW=0.009407D式中D以cm计。（3）潘汉德尔A式（PanhandleA）： λP=0.067·158Re三种方法的计算对比结果见表4.1。表4.1水力摩阻系数计算方法对比计算方法公式摩阻系数λ相对取值阻力平方区公式（Colebrook简化）式（4-4）0.0094基准（设计采用）威莫斯经验式式（4-5）0.0022偏小（预测输量偏大）潘汉德尔A式式（4-6）0.0057介于二者之间本计算书设计采用阻力平方区公式（λ=0.0094）。该值对应新钢管内壁当量粗糙度Ke=0.02mm，与国内已建干线管道实测结果接近；威莫斯公式对大口径光滑管预测输量偏大，潘汉德尔A式介于二者之间，三种方法对输量的影响见第9.2节分析。4.3站间距确定与管段水力计算本工程全长300km。按出站压力10.0MPa、末站最低进站压力4.0MPa、设计输量30×10⁶m³/d，由式（4-1）反算最大单段输送距离： Lmax=P1代入各参数反算：Lmax=190km。考虑运行调节余量与检修工况，设计管段长度取150km，全线设置2个增压点（首站+1座中间压气站），形成两段各约150km的输送管段。两站方案各管段水力计算结果见表4.2。表4.2管段水力计算结果（两站方案）管段长度/km起点压力/MPa终点压力/MPa压缩比ε平均流速/(m/s)首站—中间站15010.05.811.726.3～10.6中间站—末站15010.05.811.726.3～10.6中间站进站压力5.81MPa，经增压至10.0MPa后进入第二管段；末站进站压力5.81MPa≥4.0MPa，满足下游最低进站压力要求。若全线按3段（每段100km）设置3座压气站，则每段进站压力7.47MPa、压缩比1.34，总压缩功低于两站方案，但增加一座站场投资与运行管理成本，两方案对比见第9.4节。4.4沿线压力分布以首站至中间站管段为例，按式（4-1）计算沿线压力分布（距首站距离为x时，压力按下式反算）： Px=P1表4.3沿线压力分布（首站—中间站，150km）距首站距离/km0255075100125150压力/MPa10.09.438.838.187.476.695.814.5管道输量校核与最大输量在管段压力降（10.0→4.0MPa）条件下，两站方案单段最大输送能力： Qmax=1051.9·E·代入P₂=4.0MPa、L=150km：Qmax=33.77×10⁶m³/d，较设计输量30×10⁶m³/d富余12.6%，满足设计要求。5热力计算5.1沿线温降计算埋地输气管道沿线温度分布按苏霍夫（Schuhof）温降公式计算： Tx=T0式中：Tx为距起点x处气体温度，K；T₀为年平均地温，283K（10℃）；T₁为出站温度，313K（40℃）；K为埋地管道总传热系数，1.2W/(m²·K)；D为管道外径，0.813m；x为距起点距离，m；qm为质量流量，243.1kg/s；cp为定压比热，2.2kJ/(kg·K)。温降指数系数KπD/(qm·cp)=1.2×3.1416×0.813/(243.1×2200)=0.0057×10⁻³/km。首站至中间站管段沿线温度分布见表5.1。表5.1沿线温度分布（首站—中间站，150km）距首站距离/km0255075100125150温度/K313.0309.0305.5302.5299.9297.7295.7温度/℃40.035.832.429.426.824.522.65.2压缩温升与出站冷却气体经压缩机组增压后温度升高，按多变压缩过程计算压缩温升： T2=T1中间站进站温度295.7K（22.6℃），压缩比1.72：T₂=295.7×1.72^0.296=347.3K（74.1℃）。压缩后气体经站场空冷器冷却至40℃后进入下游管段，冷却负荷按出站温度40℃控制；冬季可减少冷却负荷，夏季环境温度高时应校核冷却能力，必要时提高出站温度并在下游管段压力分布中予以考虑。6压气站选型与压缩机组配置6.1站址布局与压缩比确定根据第4.3节水力计算结果，本工程全线设置2个增压点：首站（里程0km，进气压力6.0MPa，增压至10.0MPa）和中间压气站（里程约150km，进站压力5.81MPa，增压至10.0MPa）。站址布局见表6.1。表6.1压气站布局与压缩比站场里程/km进站压力/MPa出站压力/MPa压缩比ε进站温度/℃首站06.0010.001.6740.0（上游来气）中间压气站1505.8110.001.7222.6末站（不增压）3005.81——15.2压缩比按离心式压缩机经济压比范围1.2～1.8控制。首站ε=1.67、中间站ε=1.72，均在合理范围内；若远期输量上调，可适度提高压缩比或增设中间增压点（见第9.3节敏感性分析）。6.2压缩机组功率计算压缩机组多变压缩功率按下式计算： N=qm·式中：N为多变压缩功率，W；qm为质量流量，243.1kg/s；Z为进气状态压缩因子，0.87；Rg为气体常数，493.6J/(kg·K)；Ts为进气温度，288K；k为绝热指数，1.31；ηp为多变效率，0.80；ε为压缩比。压缩比按下式计算： ε=P2P两站压缩功率计算结果见表6.2。表6.2压缩机组功率计算表项目首站中间压气站压缩比ε1.6671.722多变压缩功率/kW2041021805轴功率/kW（ηm=0.98）2082622251电功率/kW（ηe=0.96）2169423178两站合计轴功率43.1MW、电功率44.9MW（含机械与电气效率）。6.3压缩机组选型与配置结合站场负荷（单站轴功率约20826～22251kW）、压缩比与调节要求，选用离心式压缩机组，采用变频调速（电驱方案）或燃气轮机直接驱动（燃驱方案）两种配置比选，见表6.3。表6.3压缩机组配置方案比选配置方案机组型式单站配置单台额定功率/MW备用策略方案一（电驱）变频调速离心式压缩机组（同步电机）3台（2用1备）121台热备用，N-1满足100%输量方案二（燃驱）燃气轮机驱动离心式压缩机组2台（1用1备）251台热备用，N-1满足100%输量单站所需轴功率约21.5MW（含5%设计裕量后约22.6MW），方案一单台12MW、2用1备可满足100%输量并具备N-1备用能力；方案二单台25MW、1用1备同样满足。机组应具备70%～105%额定输量范围的调节能力，以适应气源与下游用气波动。6.4站场工艺系统配置压气站工艺系统主要包括：进站截断与过滤分离系统（旋风分离器+过滤分离器，过滤精度不小于5μm）、压缩机组（含机组辅助系统）、空冷器、出站计量与超压保护系统、清管器收发装置、放空系统及站控系统。站场总平面布置执行GB50183—2015的防火间距要求，压缩机组区与生活区、办公区之间按规范设置防火间距。控制系统采用站控PLC与调度中心SCADA两级控制，设置紧急停车（ESD）系统，机组启动、停机、负荷调节及防喘振控制均纳入自动化控制范围。6.5驱动方式比选与推荐电驱与燃驱两种驱动方式的技术经济对比见表6.4。表6.4驱动方式技术经济对比对比项目电驱（方案一）燃驱（方案二）能量来源外部电网（需电源条件）管输天然气自耗能源效率电机效率0.96，综合效率高简单循环效率约0.33燃料消耗无自耗气两站合计约32×10⁴m³/d（约占输量1.1%）运行维护结构简单、维护量小、寿命长燃气轮机热通道检修周期短、维护费用高负荷调节变频调速，调节范围宽、响应快调节范围与响应略差碳排放取决于电网结构直接排放燃烧产物一次性投资较高（需建变电所及供电线路）较低（站址偏远无电源时优势明显）推荐意见：本工程沿线电网条件良好，推荐采用方案一（电驱变频调速离心式压缩机组，3×12MW，2用1备）。若中间站址偏远、电源建设代价过高，则采用方案二（燃驱，2×25MW，1用1备），最终方案在可行性研究阶段结合电源建设条件与气价、电价做经济比较后确定。6.6站场能耗估算按年运行8000h、电驱方案估算：单站年耗电量约1.74×10⁸kWh/a（电功率21.7MW），两站合计约3.59×10⁸kWh/a；含站内辅助（冷却、仪表风等约5%）后，全系统单位输气能耗约0.126kWh/(10³m³·km)。燃驱方案自耗气两站合计约32.4×10⁴m³/d，约占设计输量的1.1%，运行费用受气价影响显著。7强度与稳定性校核7.1环向应力校核管道在内压作用下的一次环向应力按下式计算： σh=P·式中：σh为环向应力，MPa；P为设计压力，10.0MPa；D为管道外径，813mm；δ为壁厚，mm。各等级地区管段校核结果见表7.1。表7.1管道强度校核结果地区等级壁厚/mm环向应力/MPa许用应力/MPa（σs·φ·F）应力利用系数校核结论一级14.2286.3349.282.0%满足二级15.9255.7291.087.9%满足三级19.1212.8242.587.8%满足7.2轴向应力与当量应力校核埋地约束管段轴向应力按泊松效应与温差应力合成： σa=ν·式中：σa为轴向应力，MPa；ν为泊松比，0.3；E为钢材弹性模量，2.06×10⁵MPa；α为线膨胀系数，1.2×10⁻⁵/℃；Δt为运行温度与安装温度之差，取15℃。按第四强度理论计算当量应力： σe=σh代入：σa=0.3×286.3−2.06×10⁵×1.2×10⁻⁵×15=48.8MPa；σe=√(286.3²−286.3×48.8+48.8²)=265.3MPa≤0.9σs=436.5MPa，强度满足要求。7.3埋地管道稳定性校核（1）抗浮稳定性：管段埋设于地下水位以下时，应校核管道是否发生上浮。本工程一般地段管顶覆土厚度取1.2m，覆土容重18kN/m³，管道外径0.813m。覆土单位长度重量W=18×1.2×0.813=17.56kN/m；管道单位长度浮力Fb=1000×9.81×π×0.813²/4×10⁻³=5.09kN/m。抗浮安全系数3.45≥1.2，满足抗浮要求。（2）轴向屈曲稳定性：埋地管道因温差与内压产生的轴向力N=σa×As=48.8×0.0356=1.74MN。按两端固定约束（出土段按L=6m简化计算）的欧拉临界载荷： Ncr=4·πNcr=4×3.1416²×2.06×10¹¹×0.0028/6²=642MN，轴向稳定安全系数369，满足稳定性要求。（3）埋深要求：一般地段管顶覆土不小于1.2m；穿越河流、沟渠及农田地段按GB50251—2015相应条款加深并采取稳管措施。8安全核验8.1地区等级与设计系数核验本工程沿线以一级地区为主，已按第3.3节表3.1对各管段逐一划分地区等级并选取强度设计系数；对穿跨越河流、公路铁路及人口较密集地段，按实际两侧200m范围内户数重新核定地区等级，二级、三级地区管段壁厚相应加厚（15.9mm、19.1mm）。施工图阶段应按最终选线成果复核地区等级，任何地区等级提高的管段均应重新校核壁厚。8.2强度试验与严密性试验按GB50251—2015第11.2节，管道试压参数见表8.1。表8.1强度试验与严密性试验参数试验项目试验介质试验压力稳压时间合格标准强度试验水1.25×设计压力=12.5MPa4h无渗漏、无压降异常严密性试验水（或空气）设计压力=10.0MPa24h无泄漏强度试验时管壁环向应力校核： σt=Pt代入：σt=12.5×813/(2×14.2)=357.8MPa≤0.9σs=436.5MPa，试压安全。试压用水应进行水质处理，防止氯离子腐蚀；冬季试压应做好防冻措施。8.3超压保护与安全泄放首站与中间压气站出站管道设置超压保护系统：出站压力变送器（冗余配置）监测压力，超过设定值（1.05倍出站压力设定）时自动联锁机组降负荷或紧急停车；出站管线设置安全泄放阀，泄放压力整定值按不高于1.1倍设计压力设置，泄放气引入放空系统并设阻火器。沿线线路截断阀室间距按GB50251—2015要求设置，实现事故工况下快速截断与隔离。8.4材料韧性与止裂要求按GB/T9711—2023（PSL2）对X70钢管规定，管体夏比冲击吸收能（-10℃、横向全尺寸试样）平均值不低于40J，单个值不低于32J；DWTT断口剪切面积按相关技术条件控制，保证钢管具备足够的止裂韧性。对含裂纹缺陷的在用管段，按GB32167—2015开展完整性评价与剩余强度评估。8.5防腐与阴极保护线路管道外防腐采用三层聚乙烯（3PE）防腐层，补口采用热收缩带，补伤按GB/T21447—2018执行；全线采用强制电流阴极保护，保护电位控制在−0.85～−1.20V（相对铜/饱和硫酸铜电极），阳极地床按土壤电阻率与保护长度设置，沿线设测试桩及阴极保护站，设计满足GB/T21448—2017要求。压气站站内埋地管道与接地网连通，采用牺牲阳极进行局部保护。8.6站场防火与安全距离压气站总平面布置与防火间距执行GB50183—2015及GB50251—2015相关规定：压缩机组厂房、放空区、储气/计量区与站内其他设施之间满足防火间距要求；站场设置可燃气体检测报警、火灾自动报警与消防供水系统，放空系统设置防雷、防静电接地。线路管道与建构筑物、其他埋地设施的水平净距按GB50251—2015第4.1节控制。9结果分析与工程指导意义9.1主要计算结果汇总本工程主要计算结果汇总见表9.1。表9.1主要计算结果汇总表序号计算项目结果单位备注1壁厚（一级/二级/三级）14.2/15.9/19.1mmGB/T9711—2023系列2最大允许操作压力MAOP12.20MPa≥设计压力10MPa3雷诺数3.59e+07—紊流粗糙区4水力摩阻系数（设计取值）0.0094—阻力平方区公式5站间距150km2个增压点6中间站进站压力5.81MPa≥末站要求4.0MPa7压缩比（首站/中间站）1.67/1.72—离心式经济压比范围8单站多变压缩功率20.4/21.8MWηp=0.809最大输量（两站方案）33.77×10⁶m³/d裕量12.6%10150km温降40.0→22.6℃苏霍夫公式11环向应力利用系数（一级）82.0%—≤100%12当量应力265.3MPa≤0.9σs=436.5MPa13强度试验压力12.5MPa1.25倍设计压力14抗浮/屈曲稳定安全系数3.45/369—≥1.2/远大于19.2水力摩阻系数取值方法对比分析在相同管段（150km、10.0→5.81MPa）条件下，三种摩阻系数方法对应的单段输量对比如表9.2所示。表9.2三种摩阻系数方法输量对比（150km管段）计算方法摩阻系数λ单段输量/(10⁶m³/d)相对设计值阻力平方区公式（设计采用）0.009430.01.00潘汉德尔A式0.005738.51.28威莫斯经验式0.002262.02.07分析：威莫斯公式对大口径、光滑新管预测输量明显偏大（相对设计值2.07），作为设计依据偏于冒进；潘汉德尔A式相对适中（1.28）。设计采用阻力平方区公式并计及输气效率系数E=0.92，同时考虑管道投运后内壁沉积与粗糙度增大（λ增大、输量下降），留有运行裕量，是偏于安全、符合工程惯例的做法。9.3敏感性分析（1）输量敏感性：设计输量±20%时，两站方案中间站进站压力与压缩比的变化见表9.3。表9.3输量敏感性分析（两站方案，150km管段）输量/(10⁶m³/d)中间站进站压力/MPa压缩比ε满足末站4.0MPa？说明24（−20%）7.591.32满足压缩比降低，能耗下降30（设计）5.811.72满足设计工况36（+20%）2.13—不满足进站压力低于4.0MPa，需增设增压点或提高出站压力两站方案最大输量为33.77×10⁶m³/d（裕量12.6%）。当输量超过最大输量时，可通过增设中间压气站（3站方案）、提高出站压力或扩大管径（见9.4节）实现扩能。（2）粗糙度敏感性：若管道内壁当量粗糙度由0.02mm增大至0.05mm（运行数年后沉积），λ增大至约0.011，相同压降下输量下降约8%；建议运行期结合内检测结果跟踪摩阻系数变化，及时安排清管作业。（3）温度敏感性：平均输送温度升高10K（288→298K）时，输量按1/√T比例下降约1.7%，影响有限；但压缩比与温升对进气温度敏感，夏季进气温度升高会显著增加压缩功率，建议进气冷却与空冷器按最不利工况设计。9.4管径方案比选对DN800（Φ813）与DN1000（Φ1016，壁厚17.5mm）两个管径方案在相同输量（30×10⁶m³/d）、相同出站压力（10.0MPa）条件下进行技术对比，见表9.4。表9.4管径方案比选（两站方案）对比项目DN800（Φ813×14.2）DN1000（Φ1016×17.5）单段最大输送距离（10→4MPa）190km581km300km需增压站数2座（含首站）1座（仅首站）中间站压缩比1.72约1.1（增压需求很小）最大输量（两站方案）33.8×10⁶m³/d59.0×10⁶m³/d管材用量与投资较低约高55%～60%运行流速6.3～10.6m/s（合理）4.0～4.5m/s（偏低，利用率不足）分析：当前设计输量下DN800方案站间距与流速合理、投资较低；DN1000方案流速偏低、管材投资显著增加，但扩能裕量巨大。建议按DN800实施，同时预留中间站扩建用地与出站压力提升条件；若远期输量增长至40×10⁶m³/d以上，再结合全线经济比较论证是否升级为DN1000或增设增压站。9.5工程指导意义与建议（1）本工程站间距150km、压缩比1.3～1.8，处于离心式压缩机经济运行范围，单位输气能耗约0.13kWh/(10³m³·km)，能耗指标与国内已建干线管道相当，工艺方案总体合理可行。（2）运行调度建议：根据上下游用气波动，采用机组并联运行与变频调速结合的方式优化机组负荷率；低谷负荷时单机运行，高峰负荷时双机并联；定期开展清管作业控制摩阻系数增长，降低能耗。（3）安全运行建议：投运后按GB32167—2015建立完整性管理体系，定期开展内检测与阴极保护有效性检测；按TSGD7003—2022执行定期检验；对压力、温度、流量等关键运行参数实时监控并建立报警联锁。（4）设计完善建议：施工图阶段应完成以下工作——按最终选线与地温实测数据复核水力热力计算；对穿跨越段进行专项强度与稳定性计算；压缩机组结合厂家资料完成机组选型与性能曲线校核；开展投资估算与经济评价，完成电驱/燃驱方案最终比选。10结论（1）本工程输送介质为符合GB17820—2018一类气质指标的商品天然气，相对密度0.58，设计输量30×10⁶m³/d，设计压力10.0MPa，全线300km，选用X70钢级DN800直缝埋弧焊钢管，一级地区壁厚14.2mm，二级、三级地区分别加厚至15.9mm、19.1mm，MAOP校核满足要求。（2）水力计算表明，全线设置首站与1座中间压气站（站间距150km）