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天然气输气工艺基础知识


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天然气的物性
1. 天然气的特点与组成
天然气泛指自然界的一切气体,狭义则指采自地层的可燃气体。 石油工业中称采自气田或凝析气田的可燃气体为天然气,又称气田 气;在油田中与石油一起开采出来的可燃气体称为石油伴生气。 天然气是一种多组分的混合气体,主要成分是可燃烃类气体, 包括甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等,其中甲烷比例占绝对优势,例如 我国四川气田天然气甲烷含量一般不低于90%,而陕甘宁气田则达 95%左右。此外,还可能含有少量二氧化碳、硫化氢、氮气、水蒸气 以及微量的氦、氖、氩等气体。在标准状况(0℃及101325Pa)下, 甲烷至丁烷以气体状态存在,戊烷以上为液态。

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天然气的物性
2. 天然气的密度 单位体积气体的质量称为密度。气体 的体积和压力与温度有关,说明密度时就 必须指明它的压力、温度状态。例如空气 在 P=101325pa,t=20℃时,密度 ρ = 1.206kg/m3;在 P=101325pa,t=0℃时, ρ =1.2931kg/m3。 如果不指明压力,温度 状态,通常就是 指标准状态下的参数。
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天然气的物性
标准状态下,甲烷的密度为 0.717 kg/m3 ,空气的密度为 1.2931 kg/m3 ,故 甲烷的相对密度 ? *CH 4=0.7174/ 1.2931= 0.5548 天然气的相对密度一般为 0.58~0.62, 石油伴生气为 0.7~0.85。

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天然气的物性
3. 天然气的粘度 当两层气体相对运动时,气体的分子之间不仅具有 与运动方向一致的相对运动而造成的内摩擦,而且由于 气体分子无秩序的热运动,两层气体分子之间可以互相 扩散和交换。 当流动速度较快的气层分子跑到流速较慢 的一层时,这些具有较大动能的气体分子,将 使较慢的 气层产生加速的作用,反之流动速度较慢的气层分子跑 进较快的气层时,则对气层产生一种阻滞气层运动的作 用,结果两层气体之间就产生了内摩擦。 温度升高,气 体的无秩序热运功增强,气层之间的加速和阻滞作用跟 着增加,内摩擦也就增加。所以,气体的粘度随着温度 的升高而加大。

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天然气的物性
4. 天然气含水量(湿度 ) 天然气在地层温度和压力条件下含有 饱和水汽,天然气的水汽含水量取决于天 然气的温度、压力和组成等条件。天然气 含水量,通常用绝对湿度、相对湿度和水 露点来表示。

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天然气的物性
天然气绝对湿度是指一立方米天然气中所含水汽的克数,单位可用 g/m3表示。 天然气的饱和含水量是指在一定温度和压力下,天然气中可能含有 的最大水汽量,即天然气于液态平衡时的含水汽量。

天然气相对湿度是指在一定温度和压力下,天然气绝对湿度和饱和含 水量之比。
天然气水露点是指天然气在一定压力下析出第一滴水时的温度,即天 然气饱和水汽量对应的温度。在GB 50251-2003 《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水露点应比输送条 件下最低环境温度低5℃

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天然气的物性
5. 天然气的热值 天然气作为燃料使用,热值是一项重要的经 济指标。天然气的热值是指单位数量的天然气完 全燃烧所放出的热量。天然气主要组分烃类是由 炭和氢构成,氢在燃烧时生成水并被汽化,由液 态变为气态,于是一部分燃料热能消耗于水的汽 化。消耗于水的汽化的热叫汽化热(或蒸汽潜 热)。将汽化热计算在内的热值叫高热值(全热 值),不计汽化的热值叫低热值(净热值)。由 于天然气燃烧的汽化无法利用,工程上通常使用 低热值即净热值。
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天然气的物性
? 每立方米天然气热值在8000-10000大卡。 ? 每立方米煤气的热值3000-4000大卡。 ? 每公斤液化气(丙烷)燃烧热值为11000大 卡。气态液化气的比重为2.5公斤/立方米。 每立方液化气燃烧热值为25200大卡。 ? 每瓶液化气重14.5公斤,总计燃烧热值 159500大卡,相当于20立方天然气的燃烧热 值。
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天然气的物性
6. 天然气的可燃性限和爆炸极限 可燃气体与空气混合(空气中的氧为助燃物质), 遇到火源,可以发生燃烧或爆炸。 可燃气体与空气的混 合物,对于敞开系统,遇明火进行稳定燃烧。可燃气体 与空气的混合物进行稳定燃烧时,其可燃气体在混合气 体中的最低浓度称为可燃下限,最高浓度称为可燃上限, 可燃上限与可燃下限之间的浓度范围,称之可燃性界限, 即可燃性限。 可燃气体与空气的混合物,在封闭系统中 遇明火可以发生剧烈燃烧,即发生爆炸。 可燃气体与空 气的混合物,在封闭系统中遇明火发生爆炸时,其可燃 气在混合气体中的最低浓度称为爆炸下限,最高浓度称 为爆炸上限,爆炸下限与爆炸上限之间的可燃烧气体浓 度范围,称之为爆炸限。
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天然气的物性
有的可燃气体的可燃性限与爆炸限是一致的, 有的可燃气体的爆炸限只是可燃性限内的更小浓 度范围。一般情况下,可将爆炸限与可燃烧性限 混用,即用可燃烧性限代替爆炸限,这对于实际 工作是适宜的,有利于安全生产。 压力对于可燃烧气体的爆炸限有很大影响, 例如当压力低于 6665 帕时,天然气与空气的混 合物,遇明火不会发生爆炸,而在常温常压下, 天然气的爆炸限为 5%~15%, 随着压力的升高, 爆炸限急剧上升,压力为 1.5×107帕时,天然气的 爆炸上限为 58% 。
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天然气的物性
7. 天然气输送过程中的节流效应 假如降低气体的压力而不释放气体的能量, 而且气体是理想的,状态是绝热的,那么系统的 总能量保持不变。也就是说,状态变化属于等焓 变化,气体的温度也保持不变。然而假如上述变 化的气体是真实气体,那么其容积变化将不同于 理想气体的情况,其内能和温度将发生变化。气 体在流道中经过突然缩小的断面(如管道上的针 形阀、孔板等),产生强烈的涡流,使压力下降, 这种现象称为节流。

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天然气的物性
节流效应又称为焦耳-汤姆逊效应。温度下 降的数值与压力下降数值的比值称为节流效应系 数,又称焦耳-汤姆逊效应系数。 节流效应系数的意义是:下降单位压力时的 温度变化值。它随压力、温度而变。 在气田上,压力较高,天然气的节流效应系 数一般为 3~4℃/ MPa 。干线输气管道上,压力 较低,一般为 2.5~3.0℃/ MPa 。

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天然气的输送要求

从地层中开采出来的天然气往往含有砂和混入的铁锈等固体 杂质,以及水、水蒸气、 硫化物和二氧化碳等有害物质。 砂、铁等尘粒随气流运动,磨损压缩机、管道和仪表的部件, 甚至造成破坏。有时还会积聚在某些部位,影响输气的正常进行。 水积聚在管道低洼处,减少管道输气截面, 增加输气阻力。 水又能在管内壁上形成一层水膜,遇酸性气体( H 2 S 、 CO2 )等形成 酸性水溶液,对管内壁腐蚀极为严重,是造成输 气管道破坏的重要原因之一。 水在一定 温度和压力条件下还能和天然气中的某些组分生 成冰雪状水合物(如 CH 4 . 6H 2 O 等), 造成管路冰堵。

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天然气的输送要求
天然气中的硫化物分为无机的和有机的两种。无机 的主要是硫化氢,有机的主要 是二硫化碳( CS2 )、硫 氧化碳( COS )等。硫化氢及其燃烧产物二氧化硫( SO2 ) 都具有强烈的刺鼻气味,对眼粘膜和呼吸道有破坏作用。 空气中硫化氢含量大于 910 mg/m3(约0.06%体积比)时 人呼吸一小时就会严重中毒。当空气中含有 0.05%(体 积比)二氧化硫时,呼吸短时间就会有生命危险。硫化 氢和二氧化碳还是一种腐蚀剂,尤其有水存在 时更是如 此。含有硫化物的天然气作为化工原料很容易使催化剂 中毒,生产无法进行, 生产的成品质量也不好。另一方 面天然气中的硫化氢又是制造硫、硫酸、化肥的重要原 料,不应让它混在天然气中白白浪费掉。因此,天然气 进入输气干管之前必须净化。除 去尘粒、凝析液、水及 其它有害组分。

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天然气的输送要求
净化的指标和要求目前各国不同。北美地区 输气管道网大致要求为:每标准立方米气体,含 水量不超过 95~125mg;硫化氢含量不超过 2.3~5.8mg;有机硫含量不超过250mg;二氧化 碳含量,视热值不同而要求,允许含量为 2~5 %。西欧地区,如西德和法国要求较严,硫化氢 含量不得超过 1.5~2 mg/m3 ;含水量,西德要 求低于80 mg/m3 ,法国要求低于 58 mg /m3 。我 国要求有机硫总含量不超过 200mg;硫化氢含量 不得超过 20 mg/m3 ;二氧化碳含量不得超过 3 %;水露点在最高操作压力下应比最低输送环境 温度低 5℃。
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天然气的输送要求
上述要求都是对管道输气而言,从中可以看出: (1)对硫化氢的限制远比生活用气的卫生标准高 得多,硫化氢含量大都在 15~30 mg / m3 之间, 我国生活用气卫生标准规定为 20 mg / m3 以下。 管道输气标准这样高,是为了保证管道、设备、 和仪表不被腐蚀。 (2)供长输的天然气,其脱水深度以确保在输送 过程中水蒸气不致凝析和形成水 合物为原则, 所以天然气的露点应比管道输气的最低温度低 5~10℃。
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天然气输送简介
天然气从气井开采出来后,经过矿场 集输管道集中到净化厂处理后,由长输管 道输送至城市管网,供给工业或民用的用 户。由气井至用户,天然气都在密闭状态 下输送,形成一个输气系统。

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天然气输送简介
输气管道的类型
? 矿场输气管道:输送距离短、管径小、 未净化气; ? 干线输气管道:输送距离长、管径大、 压力高、干气; ? 城市输配气管道:输送距离短、管径小、 压力低、干气。
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天然气输送简介
输气管道是由输气站场、干线线路工 程及其附属设施组成。根据用户情况和管 线距离条件,输气管道设有压气站、分输 站、计量站及清管站,通过分输站或计量 站将天然气调压后输往城镇配气管网或直 接输往用户。

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天然气输送简介
首站是输气干线的起点,它接受气田处理厂 来的天然气,经过升压、计量后输往下一站。在 气田开发初期,地层压力较高而输气量较小,当 地层压力足以输气至下一站时,首站可暂不设压 缩机组。 输气过程中沿程压力不断下降,一定距离后 需设中间压气站增压。末站为终点配气站,将天 然气计量、调压后供给城市配气管网及大工业用 户。为满足沿线地区用气,常在中间压气站或分 输站引出支线分气,也可能接受其他气田的进气 支线。
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天然气输送简介
由于天然气的消费量在一天、一个月或一年 之内有很大的不均衡性,特别是城市居民用气量 更是如此,而干线的输量却应维持在其设计输量 范围附近才能安全、经济地运营。为了季节性调 峰的需要,常在大城市附近设有储气库,夏季天 然气供应过剩时,管道向储气库充气,冬季用气 高峰时,再抽出补充供气。长距离输气干线连接 由多个地下储气库及一系列输入、输出支线,形 成统一的供气系统。

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天然气输送简介
国外天然气管道有近120年的发展历 史,二十世纪七、八十年代是全球输气管 道建设高峰期,世界上几条最著名的输气 管道几乎都是这一时期建成的。北美、俄 罗斯、欧洲天然气管道已形成地区性、全 国性乃至跨国性大型供气系统,全球输气 管道总长度超过140万公里,其中直径1米 以上的管道超过12万公里。
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天然气输送简介
我国天然气管道基本现状 1963年四川巴渝(重庆巴县石油气田巴9井重庆孙空湾)输气管 道的建成,拉开了我国天然气管道工程发展的序幕。到20世纪80年 代中期,我国输气管道主要分布在川渝地区。从上世纪末开始,我 国输气管道建设进入快速发展阶段,近年已建成陕京输气管道(见 图1-1.1)、涩北—西宁—兰州输气管道、西气东输输气管道、忠 (县)—武(汉)输气管道、陕京二线输气管道等重要输气管道。 同时我国先后在大庆油田和大港油田建成4座地下储气库,目前 正在运行的有4座。其中,喇嘛甸北块地下储气库有效工作气量 1.2×108m3,大港油田大张沱储气库和板876储气库的总有效工作气 量为8.17×108m3,板中北高点储气库3.3×108m3。大港油田三座地 下储气库是陕京管道的重要配套设施,为有效解决京津地区的冬季 调峰创造了条件。

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陕京一线
陕京一线起自陕西省靖边县长庆气田天然气净 化厂首站,终于北京石景山区衙门口北京末站,途 经陕西、山西、河北、北京 3 省一市 22 个县,全 线穿越河流 230 处、铁路 21 处,大型公路 131 处 , 是国内第一条长距离、大口径和高度自动化的输气 管道。陕京线各项工程采用了国际公认的先进标准。 由管道设计院与国外公司合作设计。1996 年 3 月开 工, 1997 年 9 月 10 日建成,全长 918.42 km,管 径660mm,设计压力 6.4 MPa,年输气能力不加压 13.2 ×108m3。
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陕京一线
投产后二期加压站(榆林压气站)于 1999 年 11 月 10 日建成,年输气能力达到 22 ×108m3。三 期加压 ( 黄河西及应县压气站 ) 于 2000 年 11 月 15 日建成,四期加压 ( 灵丘压气站 ) 于 2003 年 11 月 25 日建成,年输气能力达到 33 ×108m3。 为了适应调峰需要,先后建成大港油田大张 沱储气库和板876储气库(总有效工作气量为 8.17 ×108 m3) ,板中北高点储气库( 3.3 ×108 m3) 。 大港油田三座地下储气库是陕京管道的重要配套设 施,为有效解决京津地区的冬季调峰创造了条件。

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进气

进气

河北省

燕山石化

靖边

榆林压气站

府谷压气站

应县压气站

灵丘压气站

二站村阀室

琉璃河

石景山

北京市
天津 永 清 通州 小卞庄

天津

大 港

沧化、沧淄线

储气库

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西气东输管道工程
西气东输管道工程横贯我国东西,起 点是新疆塔里木的轮南,终点是上海市西 郊的白鹤镇。管道干线自西向东途经新疆、 甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、 江苏和上海市等9个省、区、直辖市。 干线管道全长约 3900km,支线管道 总长近2000km,向我国东部4省1市供气。 西气东输管道的大型用户共有 40家,涉及 工业、民用和发电。
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西气东输管道工程
干线管道的设计输量120×108m3/a,设计压 力10 MPa,管径1016 mm,壁厚14.6~26. 2 mm, 材质X70钢。干线管道穿跨越长江1次、黄河3次、 淮河1次,其他大型河流8次,共需建设陆上隧道 15条,修建伴行公路近1 000 km。管道干线共设 工艺站场35座,线路截断阀室138座。 工程于2002年7月4日开工,2003年底建成靖 边到上海段,先期输送长庆气田天然气,2005年 上半年全线贯通,输送新疆塔里木气田天然气。

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陕京二线
陕京二线输气管道工程是我国继西气 东输管道工程后又一项国家重点工程。它 是满足北京对天然气需求的日益增长,实 现还首都一片蓝天,迎2008绿色奥运任务 的重要举措。同时也兼顾了沿途山西、河 北对天然气的需要及考虑山东和津唐地区 的市场发展。 陕京二线输气管道工程于2002年10月 开工,2005年7月建成投产。
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陕京二线
陕京二线输气管道西起陕西省靖边县西气东输靖边 压气站,经内蒙鄂尔多斯市乌审旗境内至陕西省榆林市 榆阳区榆林压气站。在榆林站接入长庆、长北气田及中 石化来气,并与陕京一线连通,整合成为陕京一、二线 的枢纽站。此后,陕京二线自西向东途径陕西、山西、 河北三省,沿线依次设兴县清管站,岚县分输站,阳曲 压气站,盂县、鹿泉、正定分输站,石家庄清管分输站, 安平分输站,永清清管分输站,直至北京大兴县采育末 站。 陕京二线输气管道全长935.05km(其中靖边-榆林 段112.95km),管径1016mm,设计压力10MPa,设计 输量120×108m3/a。全线共设11座站场,43座线路阀室, 其中预留分输的阀室有5座。
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南海崖港海底管线
我国建成的第一条大口径、高压长、长
距离的海上输气管线,这就是南海崖13-1气 田至香港的输气管道线,这条管线由美国阿 科公司负责设计和建造,设计压力8.0MPa, 管径711.2,长度800多公里,年输时 34×108m3。已于1996年初投产。

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液化天然气(LNG)运输
在常压下,当温度降至-163℃时,天然气由 气体转化为液体,即所谓LNG。LNG是一种无 毒、无色、无气味、无口感的液体,其在-163℃ 下的密度约为425 Kg/m3。LNG的最主要优点是 其体积缩小到标准状态下气态体积的1/600左右, 所以在某些特定条件下,以LNG形式进行天然 气远距离储运可能比气态天然气管道输送更经济。

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液化天然气(LNG)运输
LNG供应链包括天然气液化、LNG储存、LNG运输 和装卸、LNG再气化等。

? ? 图1-1.2 LNG供应链示意图
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液化天然气(LNG)运输
天然气液化厂包括两种类型:基本负荷型及 调峰型。基本负荷型目的是将天然气以液态形式 运输到消费地,突出特点是全年连续运行且产量 较均衡。调峰型的目的是为天然气供气系统提供 一种储气调峰方式。 LNG采用低温、常压储存方式,储存温度 在-163℃以下,压力一般不超过0.03MPa。LNG 储罐包括地上金属储罐、地上金属/混凝土储罐、 地下储罐三类,大型LNG储罐的日蒸发率一般 在0.04%~0.1%之间。

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液化天然气(LNG)运输
LNG运输方式包括海运、陆上运输。当海底管道和 陆上管道运距分别超过1400Km和3800Km时,其输送天 然气的成本将高于采用LNG船运方式的综合运输成本 (包括天然气液化、储存、装卸及再气化的费用)。目 前,LNG海运已经在国际天然气贸易中占有重要地位, 而且运距超过7000Km的天然气运输几乎都采用这种方式。 2002年全球LNG贸易总量约为10180万吨,约占天然气总 贸易量的26%。海运是LNG供应链中的重要环节, 据统 计,海运费用约占LNG供应链总费用的20%~55%。 LNG接收站主要承担LNG接收、储存和再气化。某些接 收站还具有LNG转运功能,即通过专用小型船舶或槽车 将LNG转运到LNG卫星站。 目前LNG接收站最小经济 规模300 万吨LNG/年 。

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液化天然气(LNG)运输
LNG内陆运输包括槽车运输和内河航运,主要承担 由LNG接收站向LNG卫星站(包括加气站)转运的任务。 河南绿能高科有限责任公司根据我国国情实施了一种新 的LNG供气方式。该公司在中原油田建设了一个日液化 能力为15×104Nm3天然气的小型基本负荷型液化厂,其 生产的LNG通过专用汽车槽车运输到全国各地的多个 LNG卫星站。 新疆广汇实业股份有限公司于2002年开始建设一个 日液化能力为150×104Nm3的基本负荷型天然气液化厂, 于2003年底已经投产运行。该公司采用专用集装箱装运 LNG,其运输工具也可以是汽车或火车。

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液化天然气(LNG)运输
从目前情况看,LNG内陆运输在我国有较大的市场 空间,它可以对长距离输气管道起到拾遗补缺的作用。 随着几个进口LNG接收站、国内新的基本负荷型液化厂 建成投产以及市场范围的扩大,预计我国的LNG内陆运 输将会获得较快的发展,而且可能从目前单一的汽车运 输发展到汽车、火车、内河航运并举的局面。 LNG再气化就是将液化天然气重新转化为气态以便 向用户供气。再气化过程是在专用蒸发器中进行的,它 分为开式管架蒸发器(ORV)、淹没燃烧式蒸发器 (SCV)和空温式蒸发器。 再气化后的气态天然气向用户提供,若距离较长, 同样需要修建输气管道。其输气工艺和所用的设备与常 规天然气输气管道雷同。

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输气管道基本参数对流量的影响
1. 直径对流量的影响 当输气管道的其它条件相同, Q1/ Q 2 = ( D1/ D2 ) 2.5 上式说明输气管道的通过能力与管径的 2.5 次方成正比。若直径增大一倍 D2 = 2D1 , 则 Q 2 = 2 2.5 Q1 =5.66 Q1 流量是原来的5.66倍。由此可见,加大直径是增 加输气管流量的好办法。也是输气管向大口径发 展的主要原因。
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输气管道基本参数对流量的影响
2. 长度对流量的影响 当其它条件相同时 Q1/Q 2 = ( L2/L1) 0.5 即输气量与长度的 0.5 次方成反比。若站 间距缩小一半,例如在两个压气站之间增 设一个压气站, L2=1/2L1,则流量Q2=2 0.5 Q1 =1.41 Q1 即倍增压气站,输气量只能增加 41% 。
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输气管道基本参数对流量的影响
3. 输气温度对流量的影响 Q1/Q 2 = ( T2/T1) 0.5 流量与输气的绝对温度的 0.5 次方成反比。输气 温度越低,输气能力越大。目前,国外已提出在 -70℃左右输气的设想,认为在解决低温管材的 基础上,经济上是可行的。 温度从 50℃降低至-70℃,流量增加 59% 。

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输气管道基本参数对流量的影响
4. 起、终点压力对流量的影响 输气量与起、始压力的平方差的 0.5 次方成 正比,改变起、终点压力都能影响流量,但提高 起点压力对流量增大的影响大于降低终点压力的 影响。提高起点压力比降低终点有利。 如果压力差 ?P 不变,同时提高起、终压力,也 能增大输气量,更进一步说明高压输气比低压输 气有利。因为高压下,气体的密度大,流速低, 摩阻损失 就小。

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输气管道基本参数对流量的影响
5.管壁粗糙度对输量的影响 输气管加上了内壁涂层后,不但减少 了内腐蚀,更主要的是使粗糙度下降了很 多,在同样的条件下使输气管输气量增加 5~8%,有的甚至达 10%。内壁涂层的费 用一般只占钢管费用的 2~3%,只要输气 量能提高 1%,就能很快地收回其投资。

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输气管道的压力分布
沿线压力分布 设输气管道AB,长为 L,起、终点压 力为 PQ 和 PZ ,其上一点 M ,压力为 Px , AM 段 长为 x,则 Px = [PQ2 -(PQ2- PZ2) x/ L]0.5 上二式说明输气管道的压力平方 p 2 和 x 的关系为一直线,压力 P 与 x 的关系为抛 物线。
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输气管道压力分布

输气管道压降曲线
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输气管道的压力分布
由图看出,靠近起点压力降落比较慢, 距起点越远,压力降落越快,坡度越陡。 在前 3/4 的管段上,压力损失约占一半, 另一半消耗在后面的 1/4 管段上,因 为随 着压力下降,流速增大,单位长度的摩阻 损失也增加。这也说明高压输气节省能量, 经济性好。

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输气管道的压力分布
平均压力 输气管道停止输气时,管内压力并不 象输油管那样立刻消失。而是高压段的气 体逐渐流向低压端,起点压力 PQ逐渐下降, 终点压力 PZ逐渐上升,最后全线达到某一 压力值,即平均压力。这就是输气管道的 压力平衡现象。 Ppj =2/3[PQ+ PZ2/(PQ + PZ)]
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水合物
水合物及其形成条件 水合物又称水化物,是天然气中某些组分与水分在 一定温度、压力条件下形成的白色晶体,外观类似密致 的冰雪,密度为 0.88~0.90 g/cm3 。 形成水合物的条件: 必要条件:气体处于水汽的饱和或过饱和状态并存在游 离水;有足够高的压力和足够低的温度。 辅助条件如压力的脉动,气体的高速流动,流向突变产 生的搅动、弯头、孔板、阀门、粗糙的管壁等。

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水合物
由于水合物是一晶状固体物质,天然 气中一旦形成水合物,极易在阀门、分离 器入口、管线弯头及三通等处形成堵塞, 严重时影响天然气的收集和输送,因此必 须采取措施防止水合生成。

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水合物
防止水合物形成的方法 防止水合物的形成不外乎破坏水合物形成的 温度、压力、和水分条件,使水合物失去存在的 可能。这类方法很多,主要有: (1)加热 给气体或输气管道上可能形成水合物的地 段加热,使气体温度高于水合物形成的温度。该 法在干线输气管道上是不宜采用的,因为它会降 低管道的输气能力。在矿场集气站 或城市配气 站中,压降主要消耗在节流上,节流前后,温度 下降很多,加热就成了这些 地方防止水合物形 成的主要方法。
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水合物
(2)降压 压力降低而温度不降,也可使水合物不致形成。很明 显,这个方法主要用于暂时解除某些管线上形成的冰堵。此 时,将气体放空,压力急剧下降,已形成的水合物将会 分 解。干线输气管道的最低温度可能接近 0℃,而相应的水合 物形成压力范围在 1.0~1.5MPA,但输气管道上最优输送 压力在 5.0~7.0MPA,使用降压的方法是无效的。 (3)添加抑制剂 在被水饱和的天然气中加入抑制剂,吸收部分水蒸气, 并将其转移至抑制剂的水溶液中。天然气中水蒸气分压低于 水合物的蒸气压后,就不会形成水合物。经常采用的水合物 抑制剂(又称防冻剂)有甲醇 、乙二醇 、二甘醇 、和三甘 醇 等,也有用氯化钙的。

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水合物
(4)干燥脱水 气体在长距离输送前脱水是防止水合 物形成最彻底、最有效的方法,应用也最 多。 脱水后气体的露点应低于输气温度 5~10℃,使气体在输送的压力、温度条件 下,相对 湿度保持在 60~70% 即可。

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清管工艺
输气管道的输送效率和使用寿命很大程度上 取决于管道内壁和内部的清洁状况。对 气质和 管道有害的物质:如凝析油、水、硫分、机械杂 质等,进入输气管道后引起管道 内壁腐蚀,增 大管壁粗糙度,大量水和腐蚀产物的聚积还会局 部堵塞和缩小管道的流通 截面。在施工过程中 大气环境也会使无涂层的管道生锈,并难免有一 些焊渣、泥土、石 块等有害物品遗落在管道内。 管线水试压后,单纯利用管线高差开口排水很难 排尽。
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清管工艺
为解决以上问题,进行管道内部和内壁的清 扫是十分必要的,因此清管工艺一直是管道施 工和生产管理的重要工艺措施。清管的目的概括 起来有以下四方面: (1)清除管内积液和杂物(粉尘),减少摩阻 损失,提高管道的输送效率; (2)避免低洼处积水(因水的来回波动不仅因 存在电解液加快电化学腐蚀, 而且产生机械冲 刷,使管壁减薄,造成腐蚀破裂); (3)扫除管壁的沉积物、腐蚀产物,使其不存 在附加的腐蚀电极,减少垢下腐蚀;

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清管工艺
(4)进行管道内检测等许多新的用途。 ① 定径:与清管器探测定位仪器配合,查出大 于设计、施工或生产规定的管径 偏差; ② 测径、测厚和检漏:与测量仪器构成一体或 作为这些仪器的牵引工具,通过 管道内部,检 测和记录管道的情况; ③ 灌注和输送试压水:往管道灌注试压水时, 为避免在管道高点留下气泡,影 响试验压力的 稳定,在水柱前面发送一个清管器就可以把管内 空气排除干净;
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清管工艺
④ 分隔管内介质:用天然气置换管内空气、试 压水或用空气置换管内天然气时,用清管器分隔 两种介质,可防止形成爆炸性混合物,减少可燃 气体的排放损失,提高工 作效率; ⑤ 涂敷管道内壁缓蚀剂和环氧树脂涂层:液体 缓蚀剂可用一个清管器推顶或用两个清管器夹带, 在沿线运行过程中涂上管道内壁。环氧树脂的内 涂施工比较复杂,其 中包括:管道内壁的清洗、 化学处理、环氧树脂涂敷和涂敷质量的控制和检 查等内容,这些工序都是利用专门的清管器实现 的。
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清管器的分类与特性
任何清管器都要求具有可靠的通过性 能(通过弯头、三通和管道变形的能力), 足够的机械强度和良好的清管效果。 清管球 皮碗清管器 泡沫塑料清管器 智能清管器

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清管球
1.概述
清管球是用耐磨的 橡胶制成的圆球,中空 (DN>100mm),壁厚 为30~50 mm,球上有1 个可以密封的注水排气 孔。 注水孔有加压用的单 向阀,用以控制打入球 内的水量,调节清管球 直径对管道内径的过盈 量。
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清管球
2.工作原理 清管球的制造过盈量为2%~5%,其 工作原理是利用气体压力将清管球从被清 扫管道的始端推向末端。由于清管球比管 内径大4%~5%,在管内处于卡紧密封状 态,当压缩空气推动清管球在管道中前进 时,便将管道内的各种杂物清扫出来。 清管球不能定向携带检测仪器,也不 能作为它们的牵引工具。
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3.密封条件 清管球的密封条件主要是球体的过盈 量,这要求为清管球注水时,一定要把球 内的空气排净,保证注水口的严密性。否 则,清管球进入管道受压后的过盈量是不 能保持的。 管道温度低于0℃时,球内应灌注低 凝固点液体(如甘醇),以防冻结。

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4.运动状态 清管球在管道中的运动状态,周围阻 力均衡时为滑动,不均衡时为滚动。因此, 表面磨损均匀,磨损量小。只要注水口不 漏,壁厚偏差小,它可以多次重复使用。 保证注水口的制造质量是延长清管球使用 寿命的一个关键,清管球的壁厚偏差应限 制在10%以内。

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皮碗清管器
皮碗清管器有一个刚性骨架和前后两节或多 节皮碗构成。它在管内运行时,保持固定的方向, 所以能够携带各种检测仪器和装置。清管器的皮 碗形状是决定清管器性能的一个重要因素,皮碗 的形状必须与各类清管器的用途相适应。 皮碗清 管器由橡胶皮碗、压板法兰、导向器及发讯器护 罩组成。它是利用皮碗边裙对管道的 1%~4%左 右过盈量与管壁紧贴而达到密封,清管器由其前、 后天然气的压 差推动前进。 皮碗清管器密封性能良好,它不仅能推出管 道内积液,而且推出固体杂质效果远比 清管球好。
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皮碗清管器

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泡沫塑料清管器
泡沫塑料清管器是表面涂有聚氨酯外壳的圆 柱形塑料制品。它是一种经济的清管工具。 与刚性清管器比较,有很好的变形能力与弹 性。在压力作用下,它可以与管壁形成良好的密 封,能顺利通过各种弯头、阀门和管道变形。 它不会对管道造成损伤,尤其适用于清扫带 有内壁涂层的管道。泡沫塑料清管器的过盈量一 般为24 mm。

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泡沫塑料清管器

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收、发球装置
清管器收、发装置,包括收、发球筒,工 艺管线,阀门以及装卸工具和通过指示器等辅 助设备。陕京二线永清站收、发球装置见图

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收、发球装置
收发球筒及其快速开关盲板是收发装置的主 要构成部分。筒径应比公称管径大 l~2 级。 发送筒的长度应能满足发送最长清管装置的 需要,一般不应小于筒径的 3~4 倍。接收筒应 当更长一些,其长度一般不小于筒径 4~6 倍。因 为输气管道常采用清管列车方式, 即一次清管 中,连续发人管道两个或更多的清管器,管道内 检测器的尺寸也比普通的清 管器长得多,接收 筒应能容纳它们,还需要容纳不进入排污管的大 块清出物。
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收、发球装置
收发筒的开口端是一个牙嵌式或挡圈 式快速开关盲板,快速开关盲板上应有防 自松 安全装置。 发送装置的主管三通之后和接收筒大 小头前的直管上,应设通过指示器,以确 定清 管器是否已经发人管道和进入接收筒。 收发筒上必须安装压力表,面向盲板开关 操作者 的位置。
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清管流程

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清管流程

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结束

中石油北京天然气管道有限公司 山西输气管理处 赵子军

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