油气储运专业论文

内容摘要摘要：陕西长庆气田至北京输气管道，全线长920km是我国流量较大，压力较高和难度较大的输气管道之一，根据地形地貌、主要进出气点的地理位置、管道的年输量、工作压力、进气温及水文地质等自然情况，对陕西长庆气田至北京输气管道输气管道进行综合性的工艺设计。说明部分，对工程概况，方案的选择与比较，输气站的布置，管道材料及强度，管道运行及管理，管道存在的问题及改进意见等进行说明。计算部分，首先假设六种管径和几种设计压力组成几种方案后，分别进行计算，将计算结果列于表中；其次，对每一种方案进行经济计算并比较，选择一种最佳方案，然后对其进行布站并微调；最后，对这种方案进行工况和管道强度校核。绘图部分绘制了管路沿程压降图，压气站平面布置图，末站工艺流程图和压缩机房平面安装图。关键词：输气管道；压力；压缩机；方案；水力摩阴系数。AbstractThedesignisthenaturalgaspipelinewhichisfromShanxiChangQingtoBeiJing.Thepipelineis920kmlonghavingcharacteristicsofthetechnologydesignistheterrainandIandforms,theconditionofthescheme,compressorstationarrangement,pipelinematchingandintensity,pipelinesoperationandmanagement,pipelinesrelativeproblemsandimprovementsuggestions.Inthecalculationsection,thefoundationdesignismadeaccordingtothefirsthandmaterialanddataFirst,supposesixdiametersandsomedesignpressuretoformseveraldesignschemes,Thencalculateeachsomedesignpressuretoformseveraldesignschemes.Thencalculateeachschemeandmaketech-economiccomparisonandadoptthebestdesignschemetodetermineeachpipelinescompressionstationnumberandthedistaneeofthecompressorstationrespectively.Finallycalculatethestorageandtestthepipelinesintensitynthedrawingsection,mainlydrawingsection,mainlydrawthepipelinespressuredropdrawing,thetechnologicalprocessdrawingandallthecompressorsplanedrawing.Keyword：gaspipeline;pressure;compressorstation;designscheme.弓I言1第一章说明部分21.1工程概况2设计的主要任务2设计原则3管道敷设方式4穿越河流的方式选择51.2设计方案比较选择51.3增压站的布置7增压站的功能7燃气轮机压缩机组选型9机组布置101.4管道材料选择111.5平面布置12生产建筑12生活建筑121.6辅助生产设施13供电13给水排水141.7输气管道运营及管理15管道投产初期的安全防范措施15安全管理15陕京输气管道SCADA/POAS系统161.8输气管道存在的问题及改进意见17腐蚀及控制17管道失效原因及对策19第二章计算部分202.1物性参数计算202.2方案计算212.3经济性计算302.4精确计算302.5工况校核322.6强度校核33结论36参考文献37致谢38附录A39附录B41外文文献译文44外文文献原文50引言人类已进入21世纪，经济全球化的进程明显加快，随着中国加入WTO中国经济正在逐步加入世界经济的大潮之中。在世界经济迅猛发展的同时，全球面临着日益严重的环境问题，保持人和自然的和谐，实现可持续发展成为一顼十分重要的任务。我国是世界上天然气开采和采用最早的国家之一，当前，天然气的开发和利用油迎来了前所未有的大好时机。管道作为天然气开发和利用的纽带带起着十分重要的作用。十多年来，我国管道事业有了很大的发展，西气东输，陕京一线，陕京二线等都相继投入使用。进入21世纪，科学技术的发展和社会主义主场经济体制的建立对教育工作者提出了严峻的挑战。为了适合石油工业教育发展形式的需要，我校储运教研室特在毕业之际开设这门毕业设计论文，以此来锻炼同学们的设计能力，为将来走上各自的工作岗位打下坚实的基础。最为我本人来说，这是一次很好的锻炼机会，因为学校给我们白日提供了很多的平台。所以，我要利用这次机会，达到它的目的。本设计主要包括：大体上包括三部分，即说明部分、计算部分和绘图部分。在说明部分，主要介绍工程概况、设计方案比较选择、压气站布置、管道材料选择、平面布置、辅助生产设备、输气管道运营及管道输气管道存在的问题及改进意见；在计算部分，主要计算了管径、水力计算、压气站间距、压气站微调、技术经计算、工况校核以及强度校核；在绘图部分，需要绘制沿程降图、压气末站平面布置图、压气末站流程图和压缩机总平面布置。随着天然气资源的开发利用，管输产业也得到了突飞猛进的发展。天然气管道的投资越来越大，输送距离越来越长，输气管道设计与管理理论在天然气工业中至关重要。由于本人水平有限，设计中难免存在一些缺点乃至小小错误，恳望老师批评指正。第一章说明部分1.1工程概况111设计的主要任务1、任务书设计对象：陕西至北京输气管道，全长920km最大年输量Q=2(X108nVa,压气站最大工作压力分别为P=6.5MPaP=6.0MPa进配气站压力为P=5.8MPa进配气站压力2.5MPa,平均输气温度为20E,各站自用气系数为0.5%,介质为天然气。表1.1天然气成分表天然气成分摩尔成分摩尔质量CH0.9516.04CH0.01230.070.00444.10GHw0.00258.12C5H120.00272.15CO0.00444.01H2S0.02334.08Na0.00328.012、线路走向描述陕京输气管道工程由三个部分组成：上游气田气源，中间管道、压气站工程，下游用户市场，其中，管道工程西起陕西靖边县，途径陕西省、山西省、河北省，东达北京市大兴区采育镇。管线经过毛乌素沙漠东南边缘、晋陕黄土高原、吕梁山、太行山脉和华北平原，全线穿越大型河流17次、隧道2处，总长920公里，管道直径610,设计压力6.1MPa年输气量20亿立方米。全线设站场5座、线路阀室43座。其中，石家庄分输站负责河北地区天然气供应。阳曲分输站负责太原地区天然气供应。北京采育末站负责北京地区天然气供应，该站也是目前国内配气能力最大的分输站，人配气能力628万立方米。陕京输气管道工程的建成，对满足北京及周边地区不断增长的天然气需求，改善北京能源结构、促进北京环境改善，实现北京经济、社会与环境协调发展，2005年成功举办“绿色奥运”都将起到重要作用。按年输气22亿立方米算，每年可置换300万吨煤炭消费，减少排放二氧化硫20万吨，烟尘15万吨，废渣69万吨。陕京输气管线在靖边与西气东输管线连接，通过目前正在建设的冀宁输气联络管线还将在南京与西气东输气干线，届时在本气东输工程和陕京输气管道这两条我国天然气大动脉形成环网的同时，东部天然气可靠性也讲得到明显提升。设计原则1、线路勘察线路勘察工作包括地形测量和水文地质，工程地质勘察。目前在经过研究调查，选择一条技术上可能，经济上合理，政策上合理的线路和站址，并为设计提供基础资料。勘察工作主要内容：1）、了解管道沿线的地形地貌；2）、线路工程的地质调查和测绘；3）、测量沿线土壤的电阻率（每隔一至三公里）；4）、穿越枯水期水面宽度在50m以上的河流，在线路左右各50m内地形测量，测出穿越处河深及河床纵断面图。2、线路走向选择原则线路选择应遵循安全、经济、方便，同时达到最佳化的原则，概满足建设单位对工程提出的要求，又使工程费用和运行期间管线的操作维护费用最低。线路走向选择原则如下：1）、管线敷设地区的选择应符合我国现行的有关规定，线路走向应避开城市规划区、文化古迹、风景名胜、自然保护区等；2）、线路应尽可能取直接缩短线路长度，同时线路也要尽可能靠近气田，城镇和工矿企业；3）、线路应尽可能利用公路，方便施工和管理。同时应尽可能利用现有国家电网供电，以降低工程费用；4）、线路应尽可能避开高烈度地震区、沙漠、沼泽、滑坡、泥石流等不良工程地质区和施工困难区；5）、站场的及大、中型河流穿、跨越位置选址应服从大的线路走向，线路局部走向服从站场和穿、跨越工程的位置。3、站址的选址原则1）、输气站的设置应符合线路走向和输氧工艺设计的要求，各类输气站应联合建设；2）、输气站位置选址应符合下列要求：a、地势平坦开阔；b、应避开山洪、滑坡等不良地质灾害及其它不宜设站的地方；c、供电、给水排水、生活和交通方便；d、输气站设有生产操作和设备检修的作业通道及行车通道，并且行车通道应与外界公路相同；e、与附近工业、企业、仓库、火车站及其设施的安全距离应符合现在行国家标准一一原油和天然气设计防火规范。113管道敷设方式1、输气管道一般采用埋地方式敷设，特殊地段也采用土堤、地面等形式敷设，并采用沥青防腐层和阴极保护，管线使用硬质聚氨酯泡沫塑料绝缘，线路冻土层深度为1.111.39m。2、架空敷设的架空高度应根据使用要求确定。一般以不妨碍交通，便于检修为原则，通常管低至地面净空高度应符合下表的规定。3、油气集输管道穿、跨越铁路、公路、河流等工程设计，应符合国家现行标准原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范SY/T0015.1、原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范SY/T0015.2的规定。表1.2管低到地面净空高度表类别净空咼度，m人行道路2.2公路5.5铁路6.0电气化铁路11.0荒山114穿越河流的方式选择小型河渠穿越，其中包括架空穿越和水下穿越。一般以水下埋地敷设穿越较好，穿越点上下游各50-100米内无弯处，将管线埋于河水中冲刷层以下，主河道一般用铁丝稳定穿越段一般采用12mm勺沥青绝缘层。对于大型河流，可采用水面支架跨越。对于大型河流，可采用水面支架跨越。1.2设计方案比较选择输气管道有五大技术经济参数，这就是：管径、输送压力、压缩比，压缩机站数和管壁厚度。我们根据这五个参数来评价一条输气管道在技术上是否可行，在经济上是否合理。所有这五个参数都互相联系，其中一个参数发生变化，其他几个参数都将随之变化，例如管径越大、或输压越高（压缩比一定时），所需的压缩机站数就越少；反之，所需的压缩机站数就越多；而管子的壁厚则决定于输压和管径。方案比较就是根据输气管道的输量，定出几种不直径、输送压力、压缩比、压缩机数和管壁厚度的应供竞争的方案。由于钢管的规格、压缩机的型号，以及钢管和压缩机等设备在预定施工期内的供应等条件的限制，因此，可供竞争的该方案数目一般是有限的几个。为对输气管道的设计方案进行比较，我们引入年折合费用S的概念。S=EK+C(1.1)式中：S年折合费用，万元/;a;K基建投资费用，万元/a；E额定的投资回收系数，1/a；C年操作经营费用，万元/a。建设一条输所管道所需的总投资K可分为两部分：建设压缩机站的投资Kz和铺设管线的投资&即K=K+KG(1.2)随着管径D或输压P的增加，管线的投资Kg也随之增加，但压缩机站的投资KZ将减少因压缩机数减少。由于Kg与&与K或P的这种相反的关系，必定在某一个K或P时，总投资K将为最小，即函数K=fi(D)或K=f2(P)必定存在一个最小值。输气管道的操作经营费C也存在着与基建投资相类似的关系。如随着D的增加，压缩机的操作经营费随之减少，但线路部分的日常维修、大修、折旧提成等费用将增加。因此，操作经营费用也必定在某一个直径D进为最小。2E=i(12)(1i)2-1(1.3)额定的投资回收系数下式计算式中i基本投资收益率，1;t投资回收期，a。年折合费用S最小的方案将是最优方案，此方案下的5个参数管径。输压，压缩比。压缩机站数和管壁厚度将为最优参数。下面是采用方案比较法的基本步骤：1、将任务流量换算成计算流量；2、初定三个输送压力等级，P1、R、P3；3、根据计算流量、初定的输送压力、初选压缩机型号，确定压缩机站机组组合方式和压缩机压缩比；4、根据压缩机站机组组合方式，计算压缩机出站温度；5、初定压缩机站站间距L；6 、根据初定的设计压力初算对应的管径；7 、根据钢管规格，初选与初算的管径相近的三种管径；8 、根据初定输送压力和初选的管径，求管道壁厚，并进行强度校核，然后计算三种管道的内径；9 、根据出站温度，计算输气管道体平均温度；10 、按前面初定的工艺参数和计算流量，计算输气管道末段长度和管径；11 、计算全线压缩机站数；12 、计算三种方案的基建投资和操作经营费；13. 、按年折合费用对三种方案进行比较，年折合费用最小的方案将最优方案；14. 、按最优方案下的参数校核工作点流量、输送压力是否满足工艺要求，若不满足工艺要求，返回第2步，重定各工艺参数后，按上述步骤重新进行方案比较，直至选出既满足工艺要求又经济合理的输气管道最优方案。1.3增压站的布置增压站的功能天然气在输入管道的流动过程中由于各种水力犘阻，其压力会不下降，从而导致输气管道通过的能力的降低，因此仅依靠天然的地层压力长距输送大量的天然气是绝对不可能的。为在输气管道中保持规定的天然气流量，并保证天然气在管道沿线的最优压力，就必须建造压气站。压气站保障主要工艺过程（天然气的处理和输送）得以实现。压气站是干线输气管道不可分割的组成部分，正是依靠安装在压气站上的动力设备，输气才得以保证。压气站是包括在干线输气管道之内的构筑物群体中的控制单元，正是压气站的工作参数决定了输气管道的工况，有了压气站，当用量发生变化时，就可调节输气管道工况，从而最大程度地利用输气管道的储气能力。下图就是沿线的压缩机布置图：在干线输气管道上区别开三种主要类型的压气站，既首站、中间站和增压站。首站压气站直接建在气田之后，由于在气田开采过程中地层压力下降，首站压站的用途就是供天然气保持必要的压力，以便继续在干线输气管道中输送。首站压气丫的特点就是高压比，这是由几台输气机组串联工作提供。在首站压气站对天然气处理（除尘、干燥一一脱水和托冷凝、脱硫和二氧化碳等）的质量提供出了更高的要求。在干线输气管道上，通常每隔100到200千米造建一座中间压气站，起用途是根据设计要求，把进站的天然气从进口压力压缩到出口压力，以保证干线输气管道中规定的天然气流量。增压站建在有地下储气库的地方，其用途是从干线输气管道中把天然气压送地下储气库中和从地下储气库中抽出天然气（通常是在冬季）将其送入干线输气管道或直接将天然气送给用户。增压站也是建在气田的，一般是当地层压力下降到低于干线输气管道中的压力时。与中间压气站相比，增压站的显著特点是高压比，对从地下储气库出来的天然气要进行完善的处理（用干燥器、分离器除尘器），以除去天然气带来的机械杂质和水分。在天然气进用户附近要建造配气站，以便在天然气进入供气管网以前将其压力降到所要求的值。一座压气站的主要设备有：1、压气站与干线输气管道的连接枢纽；2、干线输气管道清管器收发室；3、天然气净化装置；4、天然气冷却装置；5、输气机组；6、压气机车间的工艺连接管网；7、机组工艺连接网上的截流阀；&启动用的天然气和燃料气的处理装置；9、脉动气处理装置；10、各种辅助设备（润滑油设备、锅炉房、空气压缩机、油料库、配气站、调节站）;11、动力设备（变电站、变压器、配电装置、备用发电站）；12、总控制室和自控系统；13、压气站连接管网电化学保护设备。132燃气轮机一压缩机组选型1、压缩机的分类和选型原则压缩机是一种以内燃机或电动机为动力，将常压气体缩成高压气体气体的一种动力的装置。压缩机种类很多，按工作原理大体上可以分为容积型压缩机和速度型压缩机两大类。此外速度式压缩机分为叶片式压缩机和喷射式压缩机两种，叶片式压缩机是依靠高速旋转的工作叶轮将机械能传给气体介质，并转化为气体的压力能。根据介质在叶轮内的流动方向，又分为离心式、轴流式和混流等。选择压缩机机组时，通常应考虑以下问题： 应根据工艺要求选择机组，首先决定机组的类型，再决定机组的型号规格，所以选机组应满足压上在各种工况下运转的要求，并预留适当的发展余地。 机组的性能应该是工作可靠、操作灵活、可调范围宽、调节控制简单、有利于实现自动化。 机组造价低、寿命长、安装维修方便。 机组的热效率高、单位能耗低。 机组的辅助设备尽可能简单。 还应考虑机组的制造水平和供货情况，在目前国内还不能生产大型输气管道专用压缩机机组的情况下，此类机组的选用尤其要注意这个问题。2、压缩机的选择常用的压缩机是离心式和往复式。往复式压缩机最适宜于低排量、高压比的情况，而离心式压缩机正好相反，适宜于大排量、低压比的工作。3、原动机的类型和选择用来带支压缩机的原动机有蒸汽轮机、柴油机、燃气轮机、电支机和燃气发动机几种。驱动机有电动机及燃气轮机两类，其性能比较如下：（1）电动机优点是结构简单，运行平稳，可靠性好，但是调速困难，操作不灵活；（2）燃气轮机优点是：a、结构简单紧凑，重量轻；b、转速高，单机功率大；c、占地少，建设周期短；d、机组启动速度快；e、耗水量小，润滑油耗少；f、宜与离心压缩机匹配。缺点是热效率低。天然气管道输送的介质本身是一种十分优越的动力燃料，而燃气轮机除上述的特点外，均可以以天然气为原料。因此，燃料就可以就地取材，从能源利用上更经济合理，运行自成体系，节约投资，同时燃气轮机宜与离心式压缩机相匹配4、驱动设备所需要的辅助功率应用压缩机相匹配。压缩机和驱动机选型是天然气输送管道的设计过程中的主要工作内容之一。选型的正确与否直接影响设计的科学性，可操作和经济合理性。正确的选择压缩机和驱动机，不仅和减少管道输送工程的的工作量，而且可大大提高其经济效益。因此合理选择天然气长输管道中的压缩机和驱动机对管输工程具有重要意义。 排出压力稳定，能适合广泛的压力变化范围和较宽的流量调节范围； 热效率高； 压力比较高，适合性较强； 对制造压缩机的金属材料要求不高。因此，选用离心式压缩机作为大型天然气长输管道的增压设备，并配燃气轮机为驱动机，以充分发挥燃气轮机可用管输介质为订立燃料优点，同时余热还可以发电，也易于与离心式压缩机相匹配。压缩机驱动机驱动机选型按照技术先进、运行可靠、易于维护、负截调节灵活，投资消耗能低的原则进行。机组布置要求：1、压碎机根据工作环境及时机组的要求，布置在露田或厂房内，在高寒地区或风沙地区宜采用全封敞开式厂房；2、厂房内压缩机及其辅导设备布置，应根据机型、机组功率、外形尺寸、检修方式等因素按单层或双层布置，并应符合下列要示：a、两台压缩机的突出部分间距及压缩机组与墙角的间距应能满足操作、检修的厂地和通道要求；b、压缩机的布置应便于干线的安装；c、压缩机基础不得与厂房基础及上部分结构相连。1.4管道材料选择各国钢管材料的各类繁多，适用范围互相重叠，在具体工程中正确地选择管道材料是十分困难的，尤其石油化工装置设置和管道的操作条件多处于高温、高压状态，使用和产生的物质多为可燃、易爆。减少和防止火灾、爆炸危险，正确选择设备和管道的材料是至关重要。管道材料的选择应遵循下列原则：1、输气管道所用的钢管应根据使用温度、压力、介质特性、使用地区因素、经济技术比较确定后，采用钢管和钢材，应具有良好的韧性和焊接性能；2、输气管道采用国家的钢管应符合国家现行标准石油天然气输送管道用螺旋风埋焊管道石油天然气输送直缝电阻缝钢管输送流体用无缝钢管有关规定;3、当输气管道采用设计规范以外的钢管时，其材质应是镇静钢，并满足下列基本要求：a、cr/(Tb0.85;b、C%0.25%,S%0.035%,P%Re气体流态处在阻力平方区，所以水力摩阻系数O.。094070.009407=0.01123d30.5927(2.21)1001151001.773P100115100.-0.885(2.22)17、计算压气站间距L:查表Co=0.03848乙汀Co2D50.038482咒0.59725-16326.73(2.23)Pq2-PzCQ226.3-5216326.7366.1二206km(2.24)18、根据输气管末段的终点压力Pk=2.5MPa,计算末段平均压力Pkcp:R/V2-3-p2252心r(636)必67咙(2.25)19、计算末段天然气的平均压缩性系数Zkcp:Zkcp1001001.773P.=0.9055100.(2.26)20/计算末段管段的长度Lk:没有由于末段的终点压力比其前面各站间管段的终点压力低的多，因此末段的长度比其它各站间管要长得多，如考虑到末段兼有的可起昼认性调峰作用的储气功能，则末段则更长。在初步设计中，可晢不考虑末段的储气功能，末段的长度Lk仍按水平输气管道的基本公式计算：查表Co=0.03848(2.27)C二芈01120.9055.632I915=16695.722PQPZCQ226.3-322=421km(2.28)21、确定压气站数ncs，并化整:ncs1920-4212061=4(2.29)22、计算一个压气站所需的总功率No：Zkcp1001001.773P1151001001.7734.489115-0.901(2.30)m-46kNo=4.00810TZQ(；m-1)k11.2/613076(2.31)=4.00810293.150.9015.71410(1.331.2-1)1.307-1二1253.6kw23、选择燃气轮机，确定一个压气站所需燃-压机组数ntc:确定一个压气站所需的总功率（即单站计算功率）后，下一步就可以根据压气站单站计算选择燃气轮机型号首先，要进行燃气轮机功率换算，即把额定功率Nis。换算成可用功率Nsite。从燃气轮机特性参数表上可查得所选型号燃气机的功率，此为ISO条件下的额定功率，（即在环境温度下15度，大气压为0.1013MPa海拔高度为Om相对温度为60%进行系统压力损失0mm水柱条件下的功率），必须把功率按下列公式换算成该型号燃气轮机在现场实现工作条件下能发出的可用功率：Nsite二NisoFtFmFex（2.32）式中：Niso燃气轮机在ISO条件下的额定功率；Ft实际环境温度修正系数，环境温度为15C时，Ft=1;小于15C时，Ft1;大于15C时，Ft1（2.33）Nsite2071即一个压气站需设由库柏贝塞麦RFB24燃压机组1台（工作）+1台（备用）。4) 确定每台离心式压缩机所需的实际功率：每台压缩机实际消耗的功率按下式计算：Ncomp=N。Nmec(2.34)式中：Nmec机械损失，如采用燃气轮机驱动：Nmec=100kW；如采用电机驱动：Nmec=150kw。Ncomp二NoNmec=1253+100=1353kw燃压机组的功率利用率为：135365%(2.35)207124、计算燃料气耗量：25、因为各站自用气系数为0.5%，全线共设4个压气站，所以燃气消耗量近似计算0.55/20=2%(2.36)为,2010840.5%=0.4108m/a,全线燃气消耗量占年的比例为26、计算输气管道线路部分的耗钢量Gts:Gts二LG=95.26920000=8.76104t27、计算末端管道的平均压力用下式计算：储气开始时末段管道的平均压力用下式计算:PpjminP2minRmin*P2min(2.37)储气结束时末段管道的平均压力用下式计算:P.=2(巳pjmax13PmaxmaxP1maxP2max(2.38)根据储气开始时终点的最低压力应不低于配气站要求的最低供气压力，所以Bmin为已知的，此时按照下式计算Rmin:P1min=.P2minCLkQ?(2.39)又根据储气结束时，起点最低压力不超过最后一个压气站的最大出口压力，或管道的强度要求，所以Plmax为已知的，按下式计算P2maxP2max2max2CLkQ(2.40)末段储气量的计算公式为:VaD2Ppjmax-PpjminLk4PaTZ(2.41)_2-汉0.9055=7.54105m3表2.1各方案结果表参数单位数值和计算结果年输量Q108H7a20评估性通过能力M/s66.1平均压力MPa6.56.05.8外径/内径mm610/597.2559/546.2660/647.2610/597.2610/597.2660/647.2压比1.331.371.19压缩机入口压力MPa4.894.394.89计算段起点压力MPa6.35.85.6计算段终点压力MPa5.04.55.0平均压力MPa5.675.185.07末段终点压力MPa2.5水力摩阻0.01