天然气管道输送管线工艺设计.pdf

目录1绪论.11.1 研究课题的目的和意义.11.2 国内外研究现状.21.2.1 管道施工技术.21.2.2 管道无损检测.41.2.3 管道防腐技术.51.3 研究内容.81.4 本题目的设计步骤.81.5 本设计所采用的规范.92天然气管道输送.102.1 管输天然气气质标准.102.2 天然气长输管线的基本定义.102.3 管输的主要输送工艺参数.102.4 天然气长输管线的技术发展现状和趋势.112.5 天然气长输管线的组成与功能.122.6 输气管道站场的分类.132.6.1 首站的主要功能.142.6.2 分输站的主要功能.152.6.3 清管站.152.7 天然气长输管线的工艺设计内容要求.162.8 站址选择要求.172.8.1 基本要求.172.8.2 布站要求.172.9 线路工程.182.9.1 线路选择的原则.182.9.2 沿线自然条件状况.192.9.3 沿线城镇情况.192.9.4 沿线地区等级划分.192.10 压缩机组选型.202.11 管道材质及壁厚选择.202.11.1 材质选择.202.11.2 钢管壁厚的确定.212.12 管道跨越工程.213设计说明书.243.1 概述.243.2 水力摩阻系数.253.3 天然气在输气管计算段中的平均温度%.273.4 压气站间距/和压气站数.283.4.1 压气站间距/.283.4.2 末段长度的近似计算.293.4.3 压气站数.304计算说明书.324.1 基本参数确定.324.2 计算末段储气长度.354.2.1 设定城市配气管网.354.2.2 确定输气管末段的几何容积、末段储气量、确定末段平均压力.354.2.3 确定储气阶段终了时末段的平均压力PcpB.364.2.4 计算储气阶段终了时的4.364.2.5 计算储气阶段终了时的4.384.2.6 计算（）函数值.384.2.7 计算储气阶段终了时末段的终点压力产生.384.2.8 计算储气阶段终了时末段的起点压力PlB.384.2.9 校核末段长度4.384.3 计算压气站间距.394.3.1 计算输气管计算段中天然气的平均温度t.39c p4.3.2 计算天然气压缩系数.404.3.3 计算压气站间距/.404.4 计算压气站数 cs.424.5 计算结果表.424.6 方案优选.484.6.1 末段长度4大于A.484.6.2 站间距/大于L.484.7 选择压缩机型号.494.8 压缩机站的布置.524.9 输气管道系统中的流程图.544.9.1 长输管道系统全线的总流程图.544.9.2 长输管道系统全线的清管站流程图.555 结论.57参考文献.59致谢.60附录A.61附录B.73附录C.74附录D.751绪论1.1 研究课题的目的和意义随着社会经济的发展，人们对能源的需求逐渐加剧，改革开放以来，中国能源 工业发展迅速，但结构很不合理，煤炭在一次能源生产和消费中的比重均高达 72%。大量燃煤使大气环境不断恶化，发展清洁能源、调整能源结构已迫在眉 睫。而我国天然气分布又极不合理，区域差异性很大，所以国家已经着手建设 长距离输气管线，这将有力地促进气源地区的经济发展，也有利于促进沿线各 省市区的产业结构、能源结构调整和经济效益提高。西气东输能够拉动机械、电 力、化工、冶金、建材等相关行业的发展，对于扩大内需、增加就业具有积极的 现实意义lo定远一油坊郢输气管线就是西气东输长距离管线途经安徽省的一个小分支，它 通过安徽段的路径走向为，由河南省经安徽省太和、涡阳、利辛、蒙城、怀远、凤 阳、定远、滁州、全椒等县市进入江苏，全长342公里。2003年还将建设定远一合 肥支线（国家筹资建设）90公里，南京一马鞍山一芜湖支线85公里。2005年左右 建设利辛一阜阳等支线，2010年以后建设合肥一巢湖等支线。此外，为保证气源的 稳定供气，提供调节和备用手段，还将在定远县建设大型天然气储气库。长久以来管道工程的水工保护方案基本上都是以工程措施为主，大量的建筑材料（如石料、砂、白灰等）的应用和获取，不但给环境本身造成了一定的破坏，而且还 造成了不少永久性的占地，增加了管线建和成本。“创造能源与环境的和谐统一”是 管道建设的目标之一，采用新技术、新材料和新工艺，借鉴相关行业的成功经验，将 种植草木的护坡成功地应用于本工程。管道内涂层是指将涂料喷涂在管道内表面，形 成一层均匀薄层。天然气管道内涂层减阻技术的研究始于20世纪，大规模应用于长输 天然气管道是在20世纪50年代。20世纪初期，人们已经认识到输水管道流动性能受管 子内部表面状况的影响很大。为了改变流体的流动性能，在水管中应用了内涂层。在 20世纪中期，内涂层开始应用在输油管道上，其目的是为了防止管壁结蜡而改善流动 性能。此后，加拿大于1962年，意大利于1965年，英国于1966年,前苏联于1967年相 继应用了大口径输气管道的内涂层技术。在过去的四十年中，内涂层以迅速在世界范 围内推广应用。目前在国外管径508nlm及以上的输气管道基本上应用了内涂层。对于建设中的输气管道，压气站的投产总是落后于线路部分的投资。对于合理的 在建设输气管道设备投产计划的论证应该在这一客观限制条的范围内进行。在分析逐 步建设中输气管道压气站的负荷时，要注意这样一个事实：在输气管道最初的发展阶 段，投产的压气站的设计功率不可能全部被利用，因为系统的输量偏低、压气机的压 缩比不高。由此可见，没做压气站的设备应该分阶段投产，而且，在每一阶段应该投 入的工作机组数要视输气管道再改发展阶段的需要而定，需要多少台，就投入多少台，换句话说，如果建设中的压气机车间的部分设备已足以满足输气的要求，那么就应该 将其投入运行，而不必等待该压气站所有的全部投产。分阶段投产增加了逐步建设中 的输气管道的动力装备程度，并提高了其在起动运行阶段的输量。输气管道系统是 一个统一、密闭、连续的水力系统，其中一处工况的变化必然带来全线工况的变化。特别是随着天然气开发规模和使用规模的不断扩大，天然气管网系统也日趋庞大和复 杂。一方面，使得人们更难于了解和掌握管道系统的运行规律，论证和提出合理的设 计方案和运行方案的难度增大，难于分析和处理管道系统的事故工况；另一方面，由 于管道系统的运行状况直接影响着天然气的产、供、销之间的关系。因此，必须对输 气管道的运行进行优化管理，使输气管道将气体保质、保量、安全、经济的输送到终 点，在满足气源和用户要求的前提下，带来巨大的经济效益和社会效益用。输气管道经历了由小口径到大口径，由低压到高压，由手工焊到自动焊等一系列 的技术革新。现在国外又出现了很多新技术，例如：复合加强型管线用管，灵巧清管 器，配备有超声波计量设备的输气监测计量技术等。而且人们对天然气需求量的不断 增长所以有必要对输气管道进行深入的研究，进一步提高输量以及使管道运行更加安 全和智能。1.2 国内外研究现状到目前为止，我国已建成长输管道4.3x104km,其中天然气干线管道2.4x104km。已形成纵横东西、贯通南北、连接海外的管网。到2020年油气长输管道干线将达 8x104km,其中天然气管道干线将达到5x104km。目前管道建设趋向于长距离、大口径、大输量、高压力、高钢质。施工质量与水 平逐年提高，保证了管道运行的安全。通常情况下，长输管线的建设涉及管道的施工以及管道运行过程中所面临的无损 检测和管道防腐技术。1.2.1 管道施工技术在埋地管道的施工中，遇到穿越河流、公路、铁路与障碍物时，常规的开挖方法 存在许多问题，“非开挖”敷设地下管道是当今国际管道工程推行了一种先进施工方 法，在国内得到了广泛使用。我国近年来在长输管道的建设中大量采用盾构穿越技术，已有多条大型河流进行 了盾构穿越。目前采用的盾构法穿越施工采用的主要设备是泥水加压平衡盾构机。我国20世纪70年代末开始使用顶管穿越技术进行短距离的管道穿越。传统意义 上的顶管施工以人工挖掘、千斤顶顶进为主。后来发展到用螺旋钻挖掘和输送顶管内 的土，继而由盾构法派生出的土压平衡法、泥水平衡法等大型顶管穿越技术，穿越距 离可达到1km以上。由液压来控制顶管前的切土帽以保证顶管的方向性，同时采用了 中继顶进、激光测距、机头导向纠偏等手段用于顶进施工作业，解决了顶管的长距离 和方向性的问题。我国1985年首次从美国引进定向钻用于长输管道黄河穿越施工。近20年来，非 开挖管道定向穿越在我国发展迅速。技术上日臻成熟，定向钻在非开挖管道穿越技术 行业中得到了广泛的应用。定向钻用于敷设管道项目取得巨大成果。在我国，有2002年2月以一次穿越总长 为2308m、直径273m的穿越钱塘江的记录，列于创世界最长穿越记录，载人吉尼斯 世界记录，著名的西气东输工程共使用定向钻穿越河流36条，其中最长的穿越是在 吴淞江的穿越，一次穿越长度为1150m直径为1016mmo管道定向穿越施工技术是一项由多学科、多技术、不同设备集成运用于一体的系 统工程，在施工过程中任何一个环节出问题，都可能导致整个工程的失败，造成巨大 的损失。由于定向穿越施工应用十分广泛，使得定向钻技术得到了长足的进步与发展。国 际上已具有多种硬岩施工方法，如泥浆马达、顶部冲击、双管钻进，能进行软、硬岩 层的施工。普遍采用PLC控制、电液比例控制技术、负荷传感系统，有专门的施工 规划软件。我国的管道施工技术随着管道工业的快速发展，施工技术得到了长足的进步与发 展。形成了一整套的长输管道适用的行业、企业标准规范与施工作业规程。在施工中大量采用新技术、新工艺。在山区、黄土嫄、戈壁、沙漠、无人区、水网地 带形成了独特的施工方法与措施。使我国管道施工水平跻身于世界先进水平。山区、黄土塘地段，施工设备和管材运行困难，给管道施工带来诸多不便；尤其 是山区陡坡地段管道安装更为困难。因此，有无施工便道，施工作业带的宽窄，是影 响山区施工的主要问题。应根据管道走向、山势的特点和湿陷性的土质特点，进行开 辟施工便道、施工作业带，以满足钢管运输、施工机具设备的通行要求。在满足运输 的条件下，根据地形组织适宜的组焊、安装施工方式，进行管道安装作业，在管道安 装完成后组织进行完善的水工保护作业。水网地段的管道敷设类型主要包括水田施工、季节性湿地施工、盐碱性沼泽和常 年积水的水塘施工等。由于地下水位高，造成作业带及施工便道的修筑困难，钢管及 施工设备的运输不便，管沟开挖成型、管线下沟、回填困难。因此必须采用合理的施 工工艺，如便道修筑技术、水上运输管材、拉森板桩管沟支护工艺，深井降水施工工 艺，挖泥船水下成沟施工工艺，沉管下沟施工工艺等，才能保证高效、高速、高质量 地完成工程任务O1.2.2 管道无损检测对在线埋地管道进行检测的主要目的是评价管道本体的结构完整性，检测内容包 括位置走向勘测、腐蚀评价、泄漏检测和缺陷检测技术四大方面。根据其特点，检测 技术又可分为内检测和外检测两大类。内检测技术主要采用管道内部爬行器和智能管 道机器人；外检测技术根据是否需要与管体直接接触，分为开挖检测和非开挖检测技 术。管道内部机器人（即管道机器人）在管道检测中得到较为广泛的运用。目前，美 国、英国、法国和德国等已开发出了管道机器人样机，并在检测中得到成功应用。管 道机器人是一种可在管道内行走的机器，可以携带一种或多种传感器，在操作人员的 远端控制下进行一系列检测作业。一个完整的管道检测机器人包括移动载体、视觉系 统、信号传诵系统、动力系统和控制系统等。管道机器人的主要工作方式为在视觉、位姿等传感器的引导下，对管道环境进行识别，接近检测目标，利用超声波、漏磁通 和涡流传感器等进行信息检测和识别，自动完成检测任务。其核心组成为管道环境识 别系统（视觉系统）和移动载体。目前国外的管道机器人不仅能够进行管道检测，还 具有管道维护与维修等功能，是综合的管道检测维修系统。漏磁通检测（MFL）主要用于检测管道的腐蚀缺陷，提供管道上所有缺陷和管件 的里程、距最近参考点的距离、周向位置、距上下游环焊缝的位置，缺陷的深度和轴 向长度等信息。目前，它被广泛地应用在长输管道、炼油厂管网、城市管网和海底管 线的检测。由于漏磁信号和缺陷之间是非线形关系，管壁的受损情况需通过检测信号 间推断出来，其检测精确相对于超声波检测法较低，适用于最小腐蚀深度为20%30%壁厚的腐蚀状况检测。该方法要求传感器与管壁紧密接触，由于焊缝等因素的影响，管壁凸凹不平，使接触要求有时难以难道。同时由于在测量前必须将管壁磁化，因此 漏磁通法仅适合薄管壁。但是保佑于其价格低廉，检测精度能满足我国大部分地区的 要求，目前在我国使用较多。涡流检测技术主要用于检测管壁内表面的裂纹、腐蚀减薄和点腐蚀等，是目前应 用较为广泛的管道无损检测技术，分为常规、投射式和远场涡流检测。常规涡流检测 受集肤效应的影响，只适合于检测管道表面或近表面缺陷；透射式涡流检测和远场涡 流检测灵敏度。远场涡流法具有便于自动化检测、检测速度快、适合表面检测、适用 范围广、安全方便以及消耗物品少等特点，在发达国家得到广泛的重视。由于温度和 探头的提离效应、裂纹深度以及传感器的运动速度等均对涡流检测信号有一定的影响，而且由于远场涡流很难由检测信号直接确定缺陷种类，因此要考虑影响压力管道涡流 检测信号的各种因素，才能取得较好的检测效果。超声波检测技术相对于漏磁通法而言，具有直接和定量化的特点，其数据损失可 由相关的软件补偿，所以有较高的精度。但由于受超声波波长的限制，对薄壁管，同 时对关内的介质要求较高。当缺陷不规则时候，将出现多次反射回波，从而对信号的 识别和缺陷信号的识别能力。由于超声波的传导必须依靠液体介质，且容易被蜡吸收，所以超声波检测技术对含蜡高的油管线存在检测局限。由于从发射器到管壁之间需要 均相液体作为声波传播媒介，所以用于天然气管道时，需要在一个液体段(通常为凝 胶)的两端运行两个常规清管器，超声波检测器放入液体段中运行。日本钢管株式会 社(NKK)研制的超声波检测清管器能再现管道壁厚和管道内壁表面的图象，探测焊 缝腐蚀，检测腐蚀深度为管壁厚度10%o该公司研制的轮式干耦合超声波检测器(用 于天然气管线)不需要耦合剂，检测效果良好，目前正在开发可用于长距离天然气管 道的检测器。对埋地管道的外部检测，一般首先采用不开挖检测技术对管道本体的腐蚀状况进 行快速测评，或采用在线泄露检测技术对管道的泄露状况进行诊断和评价。对于腐蚀 严重或者发生泄露的部位，还需要进行开挖，以发现管道本体裂纹和腐蚀等缺陷。常规无损检测管道开挖后，使用最多的仍为常规超声、磁粉和渗透检测技术。但 近年来也有一些无损检测新技术应用于管道本体的检测。超声导波检测埋地管道的开挖检测需要很大的工程量和较长的时间，但有时不开 挖会使指定检测的部位与实际腐蚀最严重的部位可能存在一定的误差，开挖点并不一 定是存在腐蚀缺陷或泄露的部位，因此埋地管道的检测需要一种通过一个开挖点能够 对两边较长范围内的管道进行精确定位检测的技术。近年来，人们利用某些特定频率 的超声波可以在线状材料中长距离传播而衰减较小的特点，开发出了专用于埋地或带 保温层管道腐蚀的超声导波检测仪器。电磁超声检测电磁超声检测较常规超声方法无需机械或液体耦合，对表面处理要 求较低，能减少辅助性工作量。目前，电磁超声换能器可以与传统的压电晶片换能器 可以与传统的压电晶片换能器一样在金属件中产生纵波、横波、斜声束或聚焦声束，其缺陷检出能力和信噪比可与压点陶瓷换能器媲美网。1.2.3 管道防腐技术目前，管道防腐设计主要考虑外防腐，内防腐还没有引起足够重视。外防腐普遍 采用防腐涂层与阴极保护同时使用的联合保护措施。在管道上应用的防腐涂料有石油 沥青、煤焦油沥青、环氧沥青、聚氨酯石油沥青、煤焦油磁漆(CTE)、环氧粉末(FBE)、底胶加聚烯燃(POA)、环氧底漆加底胶加聚烯煌(POE)、环氧粉末加改性聚烯煌(POF)。国内现在主要防腐涂料是石油、沥青、煤焦油沥青、聚氨酯石油沥青、煤焦油磁漆、FBE以及内衬塑料等，国外目前常用的各类防腐涂料为CTE、FBE、POA、POE、POF 等，其中：石油沥青具有良好的粘结性、不透水性和绝缘性，能够耐多种腐蚀介质侵蚀，原 料充足、成本低、技术成熟，只要在施工中严格执行石油沥青防腐管道生产。验收规 范，可以得到较好的防腐效果。但石油沥青耐温变性能较差，低温易碎裂，高温易流 淌，易受微生物侵蚀，吸水率高，易老化，使石油沥青防腐层过早变质脱落，失去保 护作用，造成管道腐蚀破坏。煤焦油沥青以其使用寿命长，吸水率低，不受细菌吞噬，成本低等优点被广泛采 用，但其机械强度和低温韧性差。环氧煤沥青其性能优于石油沥青，具有一次成膜厚、涂层致密、耐盐碱、耐海水、耐潮湿，与金属粘结好、抗微生物侵蚀、耐阴极剥离的优点，是较理想的防腐涂料，只是目前应用较少。聚氨酯石油沥青可用于管道或建筑构件等，石油沥青层的常温补口补伤，同时也 大量的用于石油沥青层的大修，在煤气工业中还大量的用于新管道的防腐涂敷。国产聚氨酯石油沥青橡胶能消化管道表面的潮气，有优良的理化性和厚涂层的许 多特殊性能，常温施工,短时间干燥，单组份结构，不用固化剂，简化了施工程序，吸 水率低，固化后有强防水性,有优良的耐化学介质性能，涂层富有高伸缩性，从而保证 了补口补伤的质量，其应用领域极其广泛。煤焦油磁漆的粘结力强，吸水率低，绝缘性能好，耐细菌蚀，耐石油及其产品溶解,抗土壤应力，抗植物根茎穿透,耐阴极剥离，使用寿命长，防腐性能优于石油沥青。熔结环氧能阻挡氧的传输，能透过阴极保护电流，与钢铁基体有良好的粘结力，特 别是在较低温度和较高温度下仍具有较好的抗物理损伤、耐腐蚀和抗水渗透性能。管道的内腐蚀在我国刚刚起步，与发达国家相比还有一定差距。管道内腐蚀不仅 保护管道不受腐蚀介质的侵害，而且改善管道内部流体运动状态，提高管内表面光洁 度，减少水力摩阻，从而使输送动力降低，输送量增加，降低运输成本。内防腐主要有 聚乙烯粉、环氧聚乙烯双涂层、POA、POE、POF、环氧粉末(FBE)9 O管道的腐蚀在内外壁都会发生，外壁腐蚀主要是土壤腐蚀、硫酸还原菌腐蚀及管 道附近杂散电流腐蚀造成的，腐蚀过程基本属于化学腐蚀，内腐蚀主要取决于输送介 质。目前大部分输送介质中含水量及Cl、H2S CO?腐蚀介质等的含量较高，管道的 内腐蚀速度不断增加，防止管道腐蚀的有效方法就是利用保护涂层隔离管道与腐蚀介 质的接触，屏蔽腐蚀环境，隔断阴极与阳极之间的联系，使电路中断。基于上述原因对各防腐层可按10个考察因素进行评估，以10分为满分。考察 因素及满分标准如下(有代表性的)：土壤应力：管道埋地后，周围土壤在季节性的板结溶解和气候干湿交替变化过程 中，发生相对移动，对防腐层表面产生推拉应力，可能导致防腐层褶皱、下垂或开裂。粘结力：粘结力使防腐层紧密粘附在钢管表面，不发生剥离，以有效保护钢管。同时良好的粘结力还是防腐层抵抗土壤应力破坏的基础，对内壁来说，则是防腐层对 抵抗输送介质应力破坏的基础，以防腐层对钢管的粘结力最强为好。表面处理要求：涂装前对钢管的表面处理成本占整个防腐层施工成本的2/3,防 腐层失效的重要原因又往往是施工时表面处理未达到设计要求所致，故较低的表面处 理要求是降低施工成本和保证防腐层质量的前提，涂装前对钢管的表面处理要求以最 低为好。阴极保护电流屏蔽：一旦防腐层剥离水分渗入防腐层和钢管之间，就可能对钢管 产生腐蚀，此时如阴极保护电流能超过剥离的防腐层到达钢管表面，形成保护回路，就可抑制腐蚀发生,但剥离的防腐层往往会阻止阴极保护电流的穿过，产生屏蔽作用，以防腐层对阴极保护的屏蔽作用最小为好。阴极保护电流密度阴极保护电流可补充防腐层对钢管保护不足的部分，共同形成 对钢管的有效保护。在钢管得到有效保护的前提下，阴极保护电流密度越小，则运行 成本越低，管道运行时阴极保护电流密度最小为好。贮运要求：涂敷完防腐层的管道还要经历存贮、搬运和敷设等环节，防腐层在后 续工序时受到冲击在所难免，防腐层存储环境要求低可降低成本和保证质量，抗冲击 能力强可减少损伤，此时对发生的损伤应容易发现以便于修补。以防腐管贮运要求低 和损伤容易发现为好。补伤、补口手段：防腐层应有简便可靠的补伤和现场补口手段，以使现场施工防 腐层质量不低于管体水平为最好。弯头管件防腐：弯头管件防腐应与管体相同或做更好的防腐层，弯头管件防腐手 段与管体防腐层越匹配越好。涂敷施工难度：施工要求宽松则意味施工成本较低，还意味着防腐层质量容易保 证。涂敷施工难度按工厂预制和现场施工分别比较，要求越宽松越好。随着管道铺设技术的不断提高和管道使用环境的恶化，开发防腐、绝缘、综合机 械性能高、粘结力强的涂层材料是管道防腐的趋势，塑料粉末涂料以其特有的性能在 管道防腐工程领域发挥了巨大作用。在国外塑料粉末涂料已成为油气管道防腐的首选材料，在国内塑料防腐管道已开 始应用。目前用于管道防腐的塑料粉末有热塑性和热固性两大类。热塑性塑料分子链 为直链或带有支链结构，众多分子链靠分子间力积聚在一起，受热后软化、溶解，冷 却后可恢复原状，多次反复化学性能不变。热塑性粉末涂料是由热塑性树脂、颜料、增塑剂和稳定剂等成分干混或溶解混合，粉碎或分级得到的。热固性塑料分子结构为 网状，各分子之间由化学链连接，受热后塑化或软化，发生化学变化，并固化定形，固化后再次受热不发生软化或熔化，强热则分解。热固性塑料粉末由热固性树脂、固 化剂、颜料、填料和助剂等组成，应用广泛、性能好的塑料粉末有：聚乙烯(PE)粉末：聚乙烯是一种应用最广泛、价格最低的热塑性塑料，由乙烯单 体加聚而成的碳、氢两兀素的高分子化合物为白色石蜡状粉末，聚乙烯在80C以下 有优良的耐腐蚀性，能耐各种酸、碱、盐溶液，耐热，耐水，绝缘，但聚乙烯易发生 光氧化、热氧化和卤化反应，耐环境氧化性能较差。在聚乙烯原料中加入适当的流平剂、防老化剂等添加剂制成粉末，即可作为管道 防腐涂料。聚乙烯粉末管道涂层绝缘物理化学性能稳定，耐腐蚀、耐水，使用寿命长，防护效果好，但涂层粘结力较差，不耐阴极剥离，使用温度范围小，聚乙烯涂层一般 用于输油、输气管道外防腐和输水管道内防腐。聚苯硫酸(PPS)粉末：PPS粉末是近年来新开发的粉末涂料，是一种白色对苯基硫 的聚合物，交联前为链状高分子结构，带有支链，无结晶熔点，呈热塑性，经化学交 联处理后呈热固性塑料特征。PPS具有良好的耐腐性，能耐无机酸碱等侵蚀，在175c 以下不溶于任何溶剂，具有良好的热稳定性、极好的粘结性能，对钢材、玻璃、陶瓷 都有很好的粘结力，耐蠕变性好，电绝缘性能好。环氧树脂(EP)粉末：环氧树脂粉末是一种典型的热固性塑料，未交联的环氧树 脂本身呈热塑性，性能也很差，加入固化剂交联固化后，才能获得较好的材料性能，其熔融粘度低，涂膜流平性好，涂层致密无气孔，表面光滑，防腐性强。由于环氧树 脂内的烧腐性能没有多大变化。正是环氧粉末突出的性能在国外已大量用于输油、输 气、输水管道的内外壁防腐。环氧/聚乙烯双涂层：由于塑料存在种种缺点，在日益恶化的使用环境中单一塑 料涂层的防护性能不够理想，双涂层、多涂层复合材料的复合结构已成为防腐技术的 一个发展方向。环氧/聚乙烯双涂层保持各自原有的长处，克服或改善原来的不足，得到原先所没有的良好性能。聚乙烯涂层化学性能稳定，耐水、绝缘性能强，有效防 止湿气、水分和氧的侵蚀，但涂层与钢管表面的附着性及耐阴极剥离性能差，使用温 度较低，一般不超过80。环氧粉末能耐高温，可在177c260c下使用，有极好 的粘结力，抗剪强度可达15MPa25Mpa,但环氧涂层能吸收少量水分，吸水率为 0.05%0.1%,也允许微量氧透过，屏蔽作用较差。环氧/聚乙烯两种涂料之间的最 佳组合作用及各自所提供的优良性能使涂层具有更卓越的防护性能，更长的使用寿命 ido1.3 研究内容本课题研究的是运用地形起伏地区输气管道的基本公式进行输气管道的相关设 计；运用所学知识，查阅相关文献及规范，确定输气管线的水力计算、热力计算及强 度计算从而选择该管径对应的壁厚、确定进出站的压力、压缩机站数目及布站、压缩 机站所选压缩机的型号、功率及所需燃一压机组数目、管线的调峰能力与其它设备的 选型与布置，并绘制全线流程图、首站流程图、清管站流程图、分输站流程图。1.4 本题目的设计步骤采用地形起伏地区输气管道的计算方法确定每一种方案的压气站间距，计算末段 长度，确定压气站数，计算单站功率，选定压缩机型号和台数等。绘制全线流程图、首站流程图、清管站流程图、城市配气门站流程图。撰写设计说明书，计算说明书。1.5 本设计所采用的规范=压缩机与驱动机选用手册石油天然气工程制图标准二全苏输气管道工艺设计标准:输气管道工程设计规范2天然气管道输送2.1 管输天然气气质标准管输天然气的气质标准是对有害于管道和输送过程的天然气成分限制。气体是否 含有有害成分及含量的多少，对管道的工作状况、经济效益和使用寿命有重大影响。它是管道输送工艺设计和生产管理基本内容的主要决定因素。中国管输天然气的气质要求在GB50251-2003输气管道工程设计规范中作了 明确规定：进入输气管道的气体必须清除机械杂质；水露点应比输送条件下最低环境 温度低5；煌露点应低于最低环境温度；气体中的硫化氢含量不应大于20mg/m3o 2.2天然气长输管线的基本定义天然气长输管线就是连接脱硫净化厂或LNG终端站与城市门站之间的管线，在我 国压力管道分类中属GA类，其设计应遵循规范输气管道设计规范GB50251。2.3 管输的主要输送工艺参数天然气管道的输送工艺参数主要是指输气量、输送距离、输气压力、管径和输气 温度等。其中输气量、输送距离、输气压力和管径四者相互影响，是需要优化的重要 参数。(1)输气量输气管道的输气量是按年输气量或日输气量计算，当用年输气量时，一般工作天 数按350d计算。(2)输气压力输气压力是指管道最高输气压力，以MPa计，没有压缩机的管道即为管道起点最 高压力，有压缩机时即为压缩机出口压力。(3)供气压力输气管道沿线或末端向用户供气，供气合同中要求确定交气压力，管输天然气应 满足这些压力要求，并以此压力作为管道设计条件。(4)输气温度天然气在输送过程中，由于与土壤传热和压力降低产生焦一汤效应,温度会降低。由于管道沿程各点温度都会发生变化，因此输送温度除了对输气工艺计算产生影 响外，对于天然气水、燃露点温度也会产生影响。(5)输送距离一般指管道长度，输气管道设计时，一般气源和用户是先确定，根据线路走向方 案，可以确定天然气管道的长度。从天然气管道起点到天然气用户交气点的管道长度 即为输送距离。2.4 天然气长输管线的技术发展现状和趋势由于天然气资源潜力巨大，在能源结构中的比重不断增加，因此天然气管输技术 水平也得到迅速提高，各种新技术新材料广泛应用，使得超大输量、超长距离的天然 气跨国输送得以实现。归纳起来管输技术的发展表现在以下几个方面：(1)管材及制管技术的发展当管径超过DN400mm以后，无缝钢管就不能满足要求，于是就出现螺旋焊缝、直缝焊接钢管。由于冶金技术的发展，大口径的直缝埋弧焊钢管得到普遍应用，原苏 联己经制造了DN1420mm的管子。大口径管道的制造需要有高强度的钢材作基础，管 线专用钢材应运而生。目前我国在管线用钢上大都采用美国API5L标准X系列管材，最高强度为X70。今后大口径高强度直缝埋弧焊钢管是管材及制管技术的发展方向。(2)工艺设备制造技术的发展长输管线的主要工艺设备有增压、调压设备、流量计量设备及各种阀门等。随着 综合机制技术的提高，目前这些设备也都进行了更新换代。最初在长输管线上使用的 有往复式和离心式两种压缩机，由于燃气轮机技术的发展，单台容量小、笨重的活塞 压缩机组已经被燃气轮机、离心式压缩机组代替。航空型燃气轮机体积小，便于和离 心式压缩机匹配，可实现完全的自动控制，目前已成为长输管道的首选机型。这种机 组的热效率有了很大提高，使用这种机型的效益更加明显。调压阀是输气管道上应用最多的稳压设备，长输管线上用的全为自力式调压阀。由于制造工艺水平的提高和结构的不断改进，现在使用的调压阀调压范围宽，能从几 兆帕一次调压到零点几兆帕；结构亦由原来的薄膜式发展到曲流式等多种型式。调压 阀己经从原来单一的调节性能发展到压力检测、流量监控和安全保护等多种功能。流量计量己经由法兰改进为采用孔板阀。可以做到不停气更换孔板并且全部使用 计算机进行流量积算，可远传实现全自动无人操作。为了克服孔板流量计计量精度受 流量波动影响(流量小于设计值的30%时计量误差会增大，无法满足商业计量要求)、量程范围窄、精度低等缺点，目前巳开发安装使用涡轮流量计和超声波流量计，它们 量程范围宽、精度高(最高可达0.5级)而且很容易和计算机终端(RTU)相连实现自动控 制。阀门的制造技术也有了很大的提高，原先在输气管上广泛使用的旧式截止阀和闸 阀己被淘汰，开关和密封性能更好的平板闸阀和球阀广泛使用。输气干线上因为要通 清管器全部采用球阀，多为气液联动球阀。在管线发生破裂时这种阀能由管道内压力 的瞬间变化能及时关闭阀门，以防止事故扩大，起到安全保护作用。(3)先进的通信及自控系统目前的长输管线己经可以实现以计算机为中心的全自动无人操作和管理，调度监 控中心可以对全线任何站点下达调控指令，这就是SCADA系统。它的功能是监控及 运行调度管理。与此相适应管线通信系统大都采用光缆和卫星通信系统，通信系统不 但要承担话音通信、行政生产调度管理还要给自控系统提供数据传输通道。原来我国 邮电通信较落后，很多地方无法满足数据传输要求，因此长输管线都要自己建立专用 通信系统，现在我国的通信质量已和发达国家没有多大区别，所以租用地方通信线路 既可以减少首次投资，又方便与地方计算机信息网络连接，以求资源共享。(4)管道施工安装技术的发展长输管道本身的投资占整个工程总投资的50%以上，因此确保管道的焊接质量至 关重要，以前都是手工焊，不但工作量大、工人工作条件艰苦而且也很难保证焊接质 量。现在采用野外半自动焊和自动焊技术，不但焊接质量稳定而且能提高焊接工效，已在西气东输工程中使用。线路施工的另一个难点是障碍穿越。如穿越河流、铁路、高速公路等。原来穿越 都是大开挖，尤其是大型河流水下管沟成型困难，管线就位不易而且施工周期长影响 航运，施工质量也无法保证。铁路和公路车辆运行频繁，开挖施工更为困难。为了解 决这一难题，上世纪80年代我国引进了定向钻技术，现已广泛使用。穿长江过黄河已 不再成为难题。长输管线的一个特点是各站场规模、功能大体相同，采用模块化组撬技术，变现 场安装为工厂预制。如站场的增压装置区、调压计量区、净化区分别在工厂组装成几 个撬块用拖车拖到现场，用地脚螺栓固定就安装好了，大大提高了工效缩短了工期。(5)高新技术在管线勘测设计中的应用在线路的勘测上已广泛使用卫星定位系统、地理信息系统(GIS)和航天遥感技术，使选出的线路更合理，节约大量的时间和人力。目前管道设计工作基本上都在计算机 上进行，使用各种软件包进行工艺设计计算，计算机绘图。通过计算机网络获得各种 信息数据，就连与外单位的联络、发送各种设计工作文件也在个人电脑上就可完成。完全进入计算机信息网络时代1U2.5 天然气长输管线的组成与功能长输管线的任务就是根据用户的需求把经净化处理的符合管输气质标准的天然 气送到城市或大型工业用户，它必须具备：(1)计量功能。长输管道在交接气过程中必须设置专门的计量装置如：孔板流 量计、超声波流量计或涡轮流量计进行计量。(2)增压功能。由于产地和用户之间距离的长短不等、气田原始压力高低不同，长输管道在输送过程中往往需压缩机进行增压。(3)接收和分输功能。大口径长距离输气管线往往经过沿线附近的多个气田分 别供给许多城市使用，因此它中途要接收气田的来气和分输给各地的城市。(4)截断功能。为了使管线在某一地点发生损坏时不至于造成更大范围的断气 和放空损失，应分段设置截断阀，它在发生意外爆破事故时能可靠关闭。(5)调压功能。与长输管道连接的下游管线通常会以较低的压力等级进行设计，比如城市管网，因此要把干管的压力调到一个相对稳定的出口压力。(6)清管功能。管道内不可避免地遗留有施工过程的留下的污物和长期运行后 产生的铁锈、固体颗粒、积液等。压缩机、流量计、调压器这些设备是不允许气体内 有杂质的，所以一般长输管道都要定期清管。(7)储气调峰功能。天然气的生产和运输过程通常是每天24小时内均衡供给的，但城市用气每小时都在变化，可以利用长输管线末段压力的变化，部分地缓冲这种均 衡供气和不均匀用气之间的矛盾。长距离输气管道，尤其是大口径高压力的长输管道往往跨省区甚至跨国界输送巨 量的天然气，是能源运输的大动脉。它的组成大致可分为：管道本身(包括干线和支 线)、站场以及通信调度自控系统三部分。管道部分除管道本身以外还有通过特殊地段如：江河湖泊、铁路、高速公路等穿(跨)越工程；管道截断阀室；阴极保护站及线路护坡、堡坎等构筑物。站场部分有首站、清管站、气体接收站、气体分输站、压气站、门站等。清管站 通常与其它站合建为一个站场，往往同时完成多种功。通信系统承担全线的通信联络、行政、生产调度和提供自控监测系统的数据传输 任务，目前重要的输气干线都有固定和移动两套通信系统，电线路，移动通信主要使 用手机。主要方式是光缆、卫星和租用地方的邮电线路，移动通信主要使用手机UL 2.6输气管道站场的分类输气站是输气管道工程中各类工艺站场的总称。其主要功能是接收天然气、给管 道天然气增压、分输天然气、配气、储气调峰、发送和接收清管器等。按它们在输气 管道中所处的位置分为：输气首站、输气末站和中间站(中间站又分为压气站、气体 分输站、清管站等)3大类型及一些附属站场(如储气库、阀室、阴极保护站等)按 站场自身的功能可分为：压气站、分输站、清管站、清管分输站、配气站等。(1)首站首站是天然气管道的起点站，它接收来自于矿场净化厂或其他气源的净化天然气,其主要工艺流程为：天然气经分离、计量后输往下游站场。通常还有发送清管器、气 体组分分析等功能。当进站压力不能满足输送要求时，首站还具有增压功能。(2)分输站分输站是在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站场。其主要的工艺流程 为：天然气经分离、调压、计量后分输至用户。有时还具有清管器收发、配气等功能。当与清管站合建时，便为清管分输站。(3)末站末站是天然气管道的终点设施，它接收来自于管道上游的天然气，转输给终点用 户(一般为某城市门站或直供的工业用户)，其主要工艺流程为：天然气经分离、调 压、计量后输往用户。通常还有清管器接收等功能。(4)压气站压气站是输气管道的接力站，主要功能是给管道天然气增压，提高管道的输送能 力。其主要工艺流程为：天然气经分离、增压后输往下游站场。(5)清管站输气管道投产时需要除水、干燥，施工后管道内会滞留一些粉尘、杂质，影响管 道的气质，降低输气能力，凝结水还会加剧管道内壁腐蚀。因此需要通过清管器清除 管道中的积液、粉尘、杂质和异物。清管站主要工艺流程为：清管器接收、天然气除 尘分离、清管器发送并输往下游站场。2.6.1首站的主要功能首站是天然气管道的起点设施，气体通过首站进入输气干线。通常，首站具有分 离、计量、清管器发送等功能。(1)接收并向下游站场输送从净化厂来的天然气首站接收上游净化厂来的天然气，为了保证生产安全，通常进站应设高、低压报 警装置，当上游来气超过或管线事故时进站天然气应紧急截断。向下游站场输送经站 内分离、计量后的净化天然气，通常出站应设低压报警装置，当下游管线事故时出站 天然气应紧急截断。(2)分离、过滤当含尘天然气进入过滤器后先在初分室除去固体粗颗粒和游离水。之后细小的尘 污随天然气流进入过滤元件，固体尘粒在气流通过过滤元件时被截留，雾沫则被聚合 成大颗粒进入除雾段，在天然气流过雾沫扑集器时液滴被分离。分离后的天然气进入 下游管道，尘污则进入排污系统。(3)计量应计量输入和输出干线的气体及站内的耗气，这些气量是交接业务和进行整个输 气系统控制和调节的依据。气体计量装置宜设置在过滤分离器下游的进气管线、分输气和配气管线以及站场 的自耗气管线上。大流量站场的计量装置，可