输气管道毕业设计论文

本 科 毕 业 设 计（论文）

题 目：西气东输联络线管道工程初步设计可行性研究

学生姓名：李 源 学 号：09125114

专业班级：建筑环境与设备工程 09-1班 指导教师：王武昌

2013年6月18日

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中国石油大学（华东）本科毕业论文

摘 要

本输气管道设计内容是西气东输联络线管道工程初步设计。管道西起塔里木轮南油气田，东至广东省广州末站，是一条贯穿我国西部地区连接西气东输和中缅管道的管道大动脉。管道设计输量为200亿立方米/年。在贵阳和南宁分别设置分输站，分输气量分别为50亿立方米/年。

针对起终点要求，利用Google Earth软件，在电子地图上确定最优线路。最优线路管道全长4873.7km。

利用计算机软件（RealPipe）进行九种不同方案的管道工艺计算，并进行经济比较分析，确定最佳输气方案。经济比较分析采用方案比较法，以年当量费用最小为最佳输气方案评价指标。

利用计算机软件（RealPipe）对设计管道进行模拟仿真分析，初步验证设计方案的可行性。工艺系统分析的内容有：内涂层设置分析；压气站布站分析；管道适应性分析；管道末段储气能力分析等。通过初步的模拟仿真计算保证管道设计输气要求以及准确性和安全性。

关键词：长距离输气管线；选线；工艺计算；经济比较；仿真分析

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中国石油大学（华东）本科毕业论文

ABSTRACT

This gas pipeline design is a preliminary design of tie line of West-east gas transmission pipeline. The pipeline runs from west Tarim Lunnan oil and gas field in Xinjiang Province, east to gas transmission terminal station of Guangzhou in Guangdong Province. It is a important line that connects the West-east gas transmission pipeline and China-Myanmar pipeline throughout the western region in our country. The designed transmission capacity is 20 billion cubic meters per year. Placing gas distributing station in Guiyang and Naning and the send-out is 5 billion cubic meters per year.

According to the requirements of start and destination, then using Google Earth to determine the optimal solution in the electronic map. The optimal line’s total length is 4873.7 kilometers.

Using computer software (RealPipe) to complete process calculation of nine different schemes, then making comparison on economics and determining the optimal solution. The analysis of comparison on economics adopts program comparison method and take the minimum valent weight cost per year as the evaluation index to determine the optimal solution .

Using computer software (RealPipe) to make simulations for the gas pipeline, preliminarily verify the feasibility of the design scheme. The analysis’s contents of process system conclude: the analysis of internal coating; the analysis of station distribution; the analysis of pipeline’s adaptability; the analysis of end of the pipeline gas storage capacity etc.Through the preliminary simulation to ensure that gas transmission pipeline design requirements as well as the accuracy and security.

Keywords：Long distance Gas transmission pipeline；Route selection；Process calculation；Economical comparison；The simulation analysis

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目 录

第1章 前言 ............................................................................................................................ 1 第2章 西气东输联络线管道工程设计任务说明书 ............................................................ 2

2.1 设计概述 ..................................................................................................................... 2

2.1.1 设计原则 .......................................................................................................... 2 2.1.2 设计依据及规范 .............................................................................................. 2 2.2 管线设计内容及要求 ................................................................................................. 2

2.2.1 设计内容 .......................................................................................................... 2 2.2.2 设计要求 .......................................................................................................... 3 2.3 相关软件介绍 ............................................................................................................. 3

2.3.1 选线软件——谷歌地球（Google Earth，GE） ........................................... 3 2.3.2 设计和仿真软件——RealPipe ....................................................................... 3 2.4 不同方案的设计思路 ................................................................................................. 3

2.4.1. 线路选择思路 ................................................................................................. 3 2.4.2 设计方案确定思路 .......................................................................................... 5 2.4.3 站场设计原则 .................................................................................................. 6 2.5 工艺计算说明 ............................................................................................................. 6

2.5.1 天然气物性计算 .............................................................................................. 7 2.5.2 输气管道末段 .................................................................................................. 7 2.5.3 输气管线相邻压气站站间距的确定 .............................................................. 7 2.5.4 站场布置及调整 .............................................................................................. 9 2.6 最佳输气方案的确定 ................................................................................................. 9

2.6.1 管道及各站场投资 .......................................................................................... 9 2.6.2 燃料气费用 ...................................................................................................... 9 2.6.3 其他费用 .......................................................................................................... 9 2.6.4 方案经济比较分析 ........................................................................................ 10

第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书 .................................................................. 12

3.1 线路选择 ................................................................................................................... 12

3.1.1 线路优选 ........................................................................................................ 12

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3.1.2 管道线路概况 ................................................................................................ 13 3.2 方案工艺计算 ........................................................................................................... 13

3.2.1 设计方案确定 ................................................................................................ 13 3.2.2 方案示例计算 ................................................................................................ 14 3.3 最佳输气方案的确定 ............................................................................................... 22

3.3.1燃压机组的选型与燃料气耗量的计算 ......................................................... 22 3.3.2 方案的经济比较分析 .................................................................................... 24 3.4 最佳输气方案的详细设计 ....................................................................................... 26

3.4.1 最佳输气方案详述 ........................................................................................ 27 3.4.2 线路概况 ........................................................................................................ 28

第4章 输气方案可行性研究 ................................................................................................ 31

4.1 内涂层设置分析 ....................................................................................................... 31

4.1.1 内涂层设置仿真模拟 .................................................................................... 31 4.1.2 内涂层技术的应用与发展 ............................................................................ 35 4.2 管道适应性分析 ....................................................................................................... 35

4.2.1 投产期（一期）仿真分析 ............................................................................ 35 4.2.2 二期仿真分析 ................................................................................................ 37 4.2.3 三期仿真分析 ................................................................................................ 41 4.3 压气站布置分析 ....................................................................................................... 42 4.4 末段储气能力分析 ................................................................................................... 43

4.4.1 末段储气仿真分析 ........................................................................................ 43 4.4.2 调峰能力计算 ................................................................................................ 46 4.5 事故工况分析 ........................................................................................................... 47

4.5.1 中间压气站停运分析 .................................................................................... 47 4.5.2 管道泄漏分析 ................................................................................................ 48 4.6 小结 ........................................................................................................................... 50 第5章 结论 ............................................................................................................................ 51 致 谢 ...................................................................................................................................... 52 参考文献 .................................................................................................................................. 53 附 录 ......................................................................................................................................

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第1章 前 言

第1章 前言

我国天然气资源大多在西部地区，而天然气消费市场主要在东部地区。为了把西部资源与东部市场结合起来,国家实施了西气东输工程。

“西气东输”，我国距离最长、口径最大的输气管道，西起塔里木盆地的轮南，东至上海。全线采用自动化控制，供气范围覆盖中原、华东、长江三角洲地区。自塔里木轮南油气田，向东经过库尔勒、吐鲁番、鄯善、哈密、柳园、酒泉、张掖、武威、兰州、定西、宝鸡、西安、洛阳、信阳、合肥、南京、常州等地区。东西横贯、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏、上海等9个省区，全长4200千米。西气东输一线、二线已经建成投产，三线也已经开始建设。按照规划，2014年西三线全线贯穿通气。届时将与西一线、西二线、陕京一二线、川气东送线等主干管网联网，一个横贯东西、纵贯南北的天然气基础管网将形成。

国家能源局同意中石油开展中卫——贵阳联络线输气管道工程前期工作。该联络线输气管道起于宁夏中卫市，途径甘肃、陕西、四川、重庆，止于贵州省贵阳市，干线全长1598公里，该管线输气能力为150亿立方米/年。项目建成后川渝天然气管网可与西气东输一、二线、中缅天然气管道连接，实现川渝天然气管网与全国主力天然气管道的联网，提高天然气调峰能力和调配灵活性，有效缓解我国天然气供应紧张状况。中贵联络线工程的建设，将实现中亚进口气源与塔里木、长庆和西南国内三大气区的连接，通过与西气东输系统、陕京线系统、川渝管网和中缅天然气管道联网运行，将大大提高天然气调峰能力和调配灵活性，保障西南地区特别是重庆、四川的供气安全。

中缅油气管道是继中亚油气管道、中俄原道、海上通道之后的第四大能源进口通道。它包括原道和天然气管道，可以使原油运输不经过马六甲海峡，从西南地区输送到中国。中缅原道的起点位于缅甸西海岸的马德岛，天然气管道起点在皎漂港。2013年5月云南省副高树勋，在中国南亚博览会发布会上表示，中缅石道施工进展顺利，到2013年底或者2014年初可以陆续投入试运行。

煤炭预测资源总量2万亿吨，占全国资源量的40％，居全国之首。目前，12家企业在建或待建的14个煤制气项目大多集中在伊犁、准东、富蕴等煤炭和水资源富集区域。“十二五”开局之年，煤炭大区的煤制天然气发展步伐明显加快，12家企业共14个项目已布局在开发条件较成熟的煤炭富集区域，中石油、中石化也完成了外

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第1章 前 言

输管道的专项规划，承诺逐步将千亿方的煤制气输送到东中部市场。中石油与华能集团、华电煤业、庆华集团等12家企业就煤制气进入西气东输管道系统进行了协商，目前技术协议已全部签署，明确了煤制天然气交气点、压力、气质、分年输气量等，并与3家公司签署了购销意向书，与8家公司的购销意向书正在流转，还有1家公司的购销意向书正在洽谈。中石化也已规划建设新粤浙、新鲁两条天然气管道，并与华能、华电、国电等企业签订了煤制气购销框架协议，再加上中石化自己投资建设的准东80亿方／年煤制气项目，预计2015年管道外输能力将达480亿方／年。

为满足国内的天然气供应、助推优势资源转化，中石油统筹考虑了地产天然气、进口天然气以及煤制天然气等气源，规划建设5条出疆管道、8座煤制气集气站和14条煤制气接入支线，其中煤制气支线管道全长约430公里，在疆管道建设投资将超过1000亿元。维吾尔自治区、煤制气企业及承担天然气输送的中石油、中石化在乌鲁木齐共同座谈，沟通产业规划和项目进展，三方均对煤制气发展前景持乐观态度。

设计中的西气东输联络线管道工程，是一条贯穿我国西部地区连接西气东输和中缅管道的管道大动脉，也是继中卫——贵阳联络线输气管道工程后一条主要的联络线管道工程。为充分利用煤炭资源，设计输气管道工程的主供气源为塔里木气田天然气，补充气源为煤制天然气。

西气东输联络线管道工程的建设，不仅将促进煤制天然气产业的发展，带动经济发展，而且将加快我国天然气基础管网的形成，提高我国天然气供应能力，促进我国天然气事业发展，意义重大。

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第2章 西气东输联络线管道工程设计任务

第2章 西气东输联络线管道工程设计任务说明书

2.1 设计概述

2.1.1 设计原则[1]\\

（1）严格执行国家、行业的有关规范和标准，并参照有关国际先进的标准和规范； （2）工程尽量采用先进的技术，努力吸取国内外的先进科技成果；

（3）工程设计本着一次规划，分期实施的原则。做到工程建设近、远期相结合，充分利用资金，节约投资；

（4）以气源为基础、市场为导向，处理好供给与利用之间的关系； （5）优选工艺方案，达到先进适用、经济合理、适应性强； （6）线路线路走向合理、贴近市场，尽量减少干线长度； （7）管道设计要确保能长期安全、平稳的运行；

（8）适应线路的自然环境气候，确保生产运行安全可靠，能保护环境、防止污染、节约能源、少占土地。

2.1.2 设计依据及规范

《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003，中国计划出版社） 《干线输气管道实用工艺计算方法》（苗承武 主编，石油工业出版社） 《输气管道设计与管理》（李玉星 姚光镇 主编，中国石油大学出版社）

《输气管道工程》（王志昌 主编，石油工业出版社） 《天然气工业管理实用手册》（石油工业出版社，2005）

2.2 管线设计内容及要求

2.2.1 设计内容

西气东输联络线管道工程西起塔里木轮南油气田，向东经过甘肃、宁夏、陕西、四川、贵州、广西、广东等省区，东至广东省广州末站，是一条贯穿我国西部地区连接西气东输和中缅管道的管道大动脉。

设计输量200亿立方米/年。主供气源为塔里木气田天然气，补充气源为煤制天然气，气体组成为：甲烷97.2%、乙烷1.5%、二氧化碳1.0%、氮气0.3%。在贵阳和南宁分别设置分输站，分输气量分别为50亿立方米/年。

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第2章 西气东输联络线管道工程设计任务

2.2.2 设计要求

针对该工程展开可行性研究以及初步设计研究，针对工程概况完成线路的选择、管径的优选、压力等级的确定、站场布置等内容，并针对工程情况展开输气管道工艺计算分析，具体要求如下：

（1）针对起终点要求，根据工程量、穿跨越的情况，在电子地图上完成线路的优选，确定路由和高程。

（2）针对确定的路线，利用软件进行工艺计算，完成不同压力等级、不同管径的模拟计算，并进行经济比较分析，确定最佳的输气方案。 （3）针对输气方案，分别完成下面的内容：

1）进行站场的工艺设计，完成工艺设计，完成各场设备的选型计算，确定设 备的型号和个数，并绘制首末站和南宁分输站工艺流程图。完成设计任务。 2）为保证管道设计输气要求以及准确性和安全性，必须对工艺系统进行详细 分析。工艺系统分析的内容有：内涂层设置分析；压气站布置分析；管道 适应性分析；管道末段储气能力分析等计算，完成计算分析报告。

2.3 相关软件介绍

2.3.1 选线软件——谷歌地球（Google Earth，GE）

谷歌地球（Google Earth，GE）是一款Google公司开发的虚拟地球仪软件，它把卫星照片、航空照相和GIS布置在一个地球的三维模型上。利用其先进的卫星图像可以进行线路选择、确定高程和测距。

本设计使用软件版本：Google Earth 7.0.3.82。 2.3.2 设计和仿真软件——RealPipe

RealPipe是一款由中国石道科技研究中心自主研发的石油天然气管道仿真软件，可以对天然气、成品油、原油三种介质管道进行仿真计算。

本设计使用软件版本：RealPipe 3.0（Build 2907）。

2.4 不同方案的设计思路

2.4.1. 线路选择思路

（1）输气管道线路选择原则

1）线路走向应根据地形、工程地质、沿线主要进气、供气点的地理位置以及交 通运输、动力等条件，经多方案对比后确定。

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第2章 西气东输联络线管道工程设计任务

2）管线敷设地区的选择应符合我国现行的有关规定，线路走向应尽量避开城市 规划区、文物古迹、风景名胜、自然保护区等。

3）线路宜避开多年经济作物区域和重要的农田基本设施。

4）管道不应从飞机场、铁路车站、海港码头、铁路通过，若必须通过，除征得有关部门同意外，还需要采用相应的安全保护措施。

5）管道不应从飞机场、铁路车站、海港码头、铁路通过，若必须通过，除征得有关部门同意外，还需要采用相应的安全保护措施。

6）线路应尽可能的利用现有的公路，方便施工和管理。同时应尽可能利用现有的国家电网供电，以降低工程费用。

7）线路应尽可能的取直，缩短线路长度，同时线路也要尽可能靠近城镇和工矿企业用户。

（2）地区等级划分

管道安全保证两种指导思想：（1）控制管道自身的安全性。它的原则是严格控制管道及其构件的强度和严密性，并贯穿到从设计、设备材料选用、施工、生产、维护到更新改造的全过程。用控制管道的强度来确保管线系统的安全，从而对周围建构筑物提供安全保证。（2）控制安全距离，如前苏联“大型管线”设计标准。它虽对管道系统强度有一定的要求，但主要是控制管道与周围建筑物的距离，以此对周围建构筑物提供安全保证。

地区等级划分：

我国幅员辽阔，东西南北的地区特征差别甚大。根据我们多年来的工作实践，按居民（建筑物）密度指数划分四个地区等级，进行相应的管道设计是适宜的。《输气管道工程设计规范》采用沿管道中心线两侧各200m范围内，任意划分长度为2km的若干管段区域，按划定区域内供人居住的建筑物（户）数目（以数目多者为准）确定居民（建筑物）密度指数。

综上所述，用提高输气管道自身的安全度来保证管道周围建构筑物的安全是积极的。

本设计中，全线地区等级设定为二级地区，对应设计系数为0.6。 地区等级划分标准见表2-1

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第2章 西气东输联络线管道工程设计任务

表2-1 规范采取的地区等级划分标准

居民（建筑物）密度指数 ≤15 ＜100 ≥100 四层及以上楼房普遍集中、交通频繁、地下设施较多的地区

（3）管道敷设

1）考虑管道的安全，便于维护，不影响交通和耕作等，输气管道应为埋地敷设。埋地敷设困难的特殊地段，经设计论证后，亦可采用地上或土堤敷设等形式。

2）为保证管道完好，免受外力损伤，不妨碍农业耕作等要求，规范规定的最小覆土层厚度是根据我国输气管道的建设经验并参照国外等有关规范而提出。

（4）干线截断阀室建设

根据《输气管道工程设计规范》的规定，截断阀位置应该选择在交通方便、地形开阔、地势较高的地方。不同等级地区截断阀的设置间距不同，截断阀最大间距应符合下列规定：

一级地区为主的管段不宜大于32km； 二级地区为主的管段不大于24km； 三级地区为主的管段不大于16km； 四级地区为主的管段不大于8km。

上述规定的阀门间距可以稍作调整，使阀门安装在更容易接近的地方。 西气东输联络线管道所处地区等级为二级地区。 （5）线路构筑物

管道在通过土（石）坎、陡坡、冲沟、河沟等特殊地段时应结合环境保护的要求因地制宜设置保护管道的设施。常用方法有：石砌护坡、浆砌块石挡土墙、毛石混凝土挡土墙、加筋土挡土墙、钢筋混凝土挡土墙、灰土挡土坎、石砌挡土坎、混凝土挡土坎、条石（灰土、草袋）护壁、截（排）水沟、阻水墙、淤土坝、抗冲层、锚固墩等。 2.4.2 设计方案确定思路

（1）近些年来国内外长距离天然气管道的发展趋势：1）大管径、高压力、不断采

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地区等级 一 二 三 四 设计系数 0.72 0.6 0.5 0.4 第2章 西气东输联络线管道工程设计任务

用新材料、新技术；2）采用高强度、高韧性、直缝钢管，以节省材料。本设计中，紧密结合当前我国天然气管道技术水平和管道参数，方案组合中，设计压力选取8Mpa、10Mpa、12Mpa，管径选取超过1000mm的1016mm和1219mm，管道材料选择强度较高的X80钢。

（2）不同方案，根据不同的设计压力和城市配气站进站所需最小压力及设计输气 量确定末段长度，然后根据末段长度计算调峰能力，当调峰能力达不到预期时，通过提高末段起点压力P1max来达到储气要求；

（3）利用软件进行工艺计算，具体方法是采用试算法。根据设计压力、设计压气站压比和输气量，考虑高差的影响，利用软件生成的压降曲线确定相邻两个压气站的站间距，并由前往后初步布站；

（4）考虑进、分气的影响对站址进行调整，确定各布站方案；

（5）利用方案比较法对设计方案进行经济比较分析，确定最佳输气方案。投资费 用最小的即为最优方案。

依此思路进行工艺设计计算，得出各方案布站情况及相关数据。 2.4.3 站场设计原则

根据《输气管道工程设计规范》的规定：输气站设置，第一是满足输气工艺的要求；第二是符合线路走向的要求。

根据《输气管道工程设计规范》清管设计规定：为节约投资，便于管理，本规范规定清管站设在输气站内。

根据输气要求进行压气站布置，兼顾均匀布站的方针，进行布站。

2.5 工艺计算说明

设计输量下，输气管外径越大，所需压气站数量越少，站场投资相应减小，但同时线路投资及管材费用会增加；大压比下相邻站之间站间距增长，这样会减少压气站站数，但大压比下压缩机组投资和燃气轮机所产生的燃料气费用会相应增大，并且会导致各年经营成本增加；

综上所述，不同工艺参数下的输气方案需要综合全面考虑。首先对各方案进行初步水力计算及布站；然后根据设计压力、设计压比及压降对压气站间距进行调整，得出调整后的布站方案；最后对各种方案，利用方案比较法进行经济比较分析，确定最佳输气

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第2章 西气东输联络线管道工程设计任务

方案，年当量费用最小方案即为最佳输气方案。 2.5.1 天然气物性计算

天然气组成见表2-2

表2-2 天然气组成

组分 组成 甲烷 97.2% 乙烷 1.5% 二氧化碳 1.0% 氮气 0.3% 利用RealPipe软件进行天然气物性计算。 2.5.2 输气管道末段

天然气调峰：

城市的用气量随时间而变化，而气源供气量一般变化不大，尤其是长距离输气管，为求得最高的效率和最好的经济效益，总希望在某一最佳输量下工作。这样，供气和用气经常发生不平衡，时而供大于需，时而又转为需大于供。为了保证按用户要求供气，必须解决供气与用气的不平衡问题。输气系统必须具备一定的调峰能力。

长距离输气管线中，末段可用作调峰储气。为满足调峰储气要求，对末端作特殊处理，可采用方法为增大管径或提高末段起点压力。

2.5.3 输气管线相邻压气站站间距的确定

方案工艺参数确定后，对各中间压气站（除首站和末站），保持离心压缩机出口压力为设计压力，通过设计的压气站压比确定压气站离心压缩机的进口压力。利用软件计算出的物性参数，计算某一管段的相关参数，Z，T和q，然后利用地形起伏地区输气管压气站布站方法求出相邻压气站的站间距。

地形起伏地区输气管压气站布站方法：

1）在计算压气站站间距时，原则上应先求出输气管末段的长度lk（即最后一个压气站至终点的距离）。

输气管末段通常兼作调节昼夜用气不均衡性的储气容器，而末段终点压力又比其前面各站间管段的终点压力低得多，因此末段的长度比其它各站间管段要长得多。

末段的计算与其前面各段的区别是：在计算中既要考虑输气能力，又要考虑储气能力。

在初步计算中，可暂不考虑储气，末段长度按水平输气管的基本计算公式进行计算， 但公式中的计算段终点压力应以城市配气管网的最低允许压力代之。

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第2章 西气东输联络线管道工程设计任务

2）从输气管起点开始，按地形起伏地区输气管流量基本公式进行计算，确定相邻两个压气站之间的站间距。

《输气管道工程设计规范》中地形起伏地区输气管的流量基本公式：

22PHPK1hd5qVCnZTL1 hihi1Li （2-1） 2Li10.5式中：

PH及PK——计算段起点和终点压力（Mpa）； d——管道内径； λ——水力摩阻系数； Z——气体压缩因子； Δ——气体相对密度； T——气体温度（K）；

Δh——计算段起点和终点间高差（m）； ——系数（m1），2g； ZRaT Ra——空气的气体常数，在标准状态下Ra=287.1m²/（s²·K）； n——输气管道计算管段内按沿线高差变化所划分的计算段数； hi、hi1——各划分管段终点和起点的标高（m）； Li——各划分段长度（km）； C——计算常数，CT0Ra/4P0。

式中，分子中1h一项表示输气管终点与起点的高差对流量的影响；分母内

n 1hhL2Lii1i一项，表示输气管沿线地形（沿线中间点的高程）对流量的影响。

i1因尚未确定2#压气站的位置，故不知道第一站间距终点与起点的高差，可用试算法进行求解：先按水平输气管算出l水平作参考，然后通过软件配置高程参数后进行模拟，找到设计压气站进口压力一点所处的位置，就可以确定一个站间距，以此类推，确定以

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第2章 西气东输联络线管道工程设计任务

后各站的站间距。

2.5.4 站场布置及调整

确定末段长度后，由管道起点由前往后依次布置压气站，考虑压气站与分气点是否能够合并来调整站址，并核算压气站压缩机组的压比是否在合理的范围内，即保持中间压气站出口压力为设计压力，核算调整站间距后各站压比，压比在1.1～1.6范围内认为合理，调整后的布站方案初步可行。

2.6 最佳输气方案的确定

以方案的建设投资费用和以后维护管理费用的大小确定最佳输气方案。 2.6.1 管道及各站场投资

管道投资主要是管道钢材费用。本设计中管道钢材类型为X80钢，通过计算管道钢材耗量，然后乘以管道钢材价格（X80钢：9000元/吨）就可以得到管道投资费用。

站场投资费用主要是站内设备投资费用。本设计中站场投资主要是计算压缩机组的投资费用。通过压缩机组选型，然后查压缩机组价格，就可以确定站场投资费用。 2.6.2 燃料气费用

本设计中压气站使用的离心压缩机全部由燃气轮机驱动。对于燃料气费用的计算，首先应根据输气能力和压比等参数进行燃气轮机的选型，在确定压缩机组型号后计算出各压气站的燃料气年耗量。

本设计中，分别计算不同方案首站、中间压气站和最后一个压气站的燃料气耗量，然后再乘以天然气价格（1.5元/m3），得到燃料气费用。 2.6.3 其他费用

（1）各站场人员编制

首站：30人；中间压气站：25人；末站（城市配气站）：30人；分输站：10人。 本设计中，分别计算不同方案各站场人员编制，然后再乘以人员工资，得到人工费用。

（2）施工费用

施工费用主要是管道敷设费用。 （3）内涂层费用

如果管道设置内涂层，那内涂层费用就是不可或缺的一部分。

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第2章 西气东输联络线管道工程设计任务

内涂层费用主要是计算内涂层面积，然后再乘以所用内涂层价格，就可得到内涂层费用。

（4）经营费用

输气管道建设工程年经营费用是输气管道工程建成投产后维持其正常生产所必须花费的费用。

年经营费用主要包括：年燃料气费用、管道年维护和管理费用、站场年操作维护费用和人工费用。

2.6.4 方案经济比较分析

输气管道设计方案经济分析方法有很多种，包括方案比较法、数学分析法、动态规划法、灰色关联法以及最小金属耗量法等。方案比较法是工程设计以至决策系统中选择优秀方案的设计方法，也是最基本和最常用的方法。虽然方案比较法是传统的方法。但其灵活性和适应性极强,故应用非常广泛。

本设计采用方案比较法对各种输气方案进行经济比较分析，确定最佳输气方案。 输气管道年当量费用：

从技术经济观点来看,任何建设输气管道的工程方案,均可用基建投资费用和运行费用来评价.输气管道工程的经济性目标是指其由基建投资费用及运行管理费用构成的综合经济指标,常采用年当量费用来表示:

SEJC

式中，S为年当量费用（万元/年）；E为额定的投资回收系数或投资效率系数（a-1）；J为工程基建投资（万元）；C为年经营费用（万元/年）。

额定的投资回收系数：

由国家根据行业特点制定,其意义为国家认为投资该行业应该有的收益，一般由行业平均利润决定。

i1iE

1it1t式中，i为基本投资收益率，i＜1；t为投资回收期（年）。 工程基建投资：

工程基建投资=管道钢材费用+站场投资费用+施工费用+内涂层费用

10

第2章 西气东输联络线管道工程设计任务

年经营费用：

年经营费用=年燃料气费用+管道年维护和管理费用+站场年操作维护费用+人 工费用

通过年当量费用的比较，就可以确定最佳输气方案。

11

第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

3.1 线路选择

3.1.1 线路优选

利用Google Earth完成线路的优选，确定路由和高程 （1）路由

按照线路起终点要求及线路选择原则进行线路路由设计。设计路由见图3-1。

图3-1 西气东输联络线设计路由

（2）管道沿线高程

根据软件的海拔高度数据作管道沿线地形起伏趋势图。管线沿线地形起伏见图3-2。

图3-2 管道沿线地形起伏

12

第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

3.1.2 管道线路概况

西气东输联络线管道工程设计管道全长4873.7km，西起塔里木轮南油气田，沿途经过甘肃、宁夏、陕西、四川、贵州、广西、广东等省区，东至广东省广州末站。在贵阳（3900km）和南宁（4359.7km）分别设置分输站。

管道沿线经过的地理地形比较复杂。从东向西，主要经过塔里木盆地，黄土高原、秦岭山脉，四川盆地，贵州高原，广西、广东丘陵和平原地区等地理地形区。管道沿线地形起伏较大且较为复杂，沿线许多地方百公里长度的管道沿线起伏超过了200m。

根据线路的选择原则，本设计中选择的线路尽量避开了高山、大型河流和人口稠密地区。

《输气管道工程设计规范》规定：当输气管道沿线地形平坦，任意两点的相对高差小于200m，输气压力不高时，按水平管公式计算误差很小可忽略不计，此时可采用水平管基本公式计算。当输气管道沿线地形起伏，任意两点的相对高差大于200m时对输量有影响，应按地形起伏地区输气管流量基本公式进行计算。

本设计中由于不满足输气管沿线任意两点的相对高差小于200m条件，所以在本设计中采用起伏地区输气管流量基本公式进行水力计算，确定站间距。

3.2 管道工程方案选择

3.2.1 设计方案确定

取设计压力：8Mpa，10MPa，12Mpa；取管径（外径）：D=1016mm，D=1219mm；取压比：ɛ=1.3，ɛ=1.4，ɛ=1.5；管道材料为X80钢，共组合成18种方案，从中选取9种方案进行工艺计算。

九种设计方案见表3-1。

表3-1 九种设计方案

方案 1 2 3 4 5 设计压力/Mpa 12 12 12 12 8 设计压比 1.4 1.5 1.4 1.3 1.5 管径/mm 1219 1016 1016 1016 1016 管道材料 X80 X80 X80 X80 X80 13

第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

方案 6 7 8 9

设计压力/Mpa 12 12 10 10 设计压比 1.3 1.5 1.5 1.4 管径/mm 1219 1219 1219 1016 管道材料 X80 X80 X80 X80 3.2.2 方案示例计算

工艺计算以方案1为例：

工艺计算示例方案设计参数见表3-2。

表3-2 工艺计算示例方案

方案 1

（1）输气管线的热力计算 1）天然气出站温度TQ

天然气经压缩后必须用空冷器进行冷却，因此，压气站出口天然气温度tH应为经空冷器冷却后的温度。根据“标准”规定：天然气最优年平均冷却温度应比室外年计算平均气温高10-15℃。

本设计中设定TQ为20℃ 2）周围介质温度t0

周围介质温度T0为输气管轴线埋深处的土壤温度，输气工艺方案设计时取年平均地温值。

参考西气东输管道全线年平均地温20.9℃，本设计设定T0=20℃。 3）输气管平均温度Tpj

根据天然气的出站温度TQ﹑输气管沿线年平均地温T0，由式（2-8）计算输气管计算段中的平均温度Tpj：

根据天然气的出站温度TQ﹑输气管沿线年平均地温T0，由式（2-8）计算输气管计算段中的平均温度Tpj：

设计压力/Mpa 12 设计压比 1.4 管径/mm 1219 管材 X80 14

第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

aLPQPZ1e1 TpjT0(TQT0)Di11eaLaLaLaL22 （3-1） 忽略焦耳-汤姆逊效应的影响，则有：

aL1e TpjT0(TQT0) aL （3-2）

根据上述计算公式得出全线输气管平均温度： Tpj = 20℃ 4）输气管总传热系数Kcp

对于地下输气管，其总传热系数Kcp与许多因素有关：土壤导热系数、管径、 管道埋深、输气管通过地区的风速等。如无输气管沿线的土壤性质和湿度资料，可 近似取Kcp为1.75W/（m²·℃）。

本设计中，取Kcp=1.75W/（m²·℃）。

（2）天然气基本物性参数计算 天然气组成原始数据见表3-3。

表3-3 天然气组成原始数据

根据表3-3的数据，计算天然气相关物性参数： 1)末段气体物性计算

最后一个压气站出口压力P1=12Mpa，城市配气站进口压力P2=2Mpa，根据平均压力计算公式：

22P2 （3-3） P Ppj13P1P2组分 组成 摩尔质量/（g/mol） 甲烷 97.2% 16.043 乙烷 1.5% 30.070 二氧化碳 1.0% 44.010 氮气 0.3% 28.013 末段平均压力：

2 Ppj2 （3-4） 128.2Mpa3122

15

2第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

利用计算机软件计算天然气物性参数： 气体组分配置过程见图3-3

图3-3 气体组分配置

管道末段气体物性计算见图3-3

16

第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

图3-3 末段气体物性计算

末段气体物性计算结果见表3-2。

表3-4 末段气体主要物性参数

物性 天然气密度 空气密度a 相对密度* 压缩因子Z 摩尔分子量

2)中间输气管段气体物性计算

管段进口压力（设计压缩机出口压力）PQ=12Mpa，管段出口压力（设计压缩机出口压力）PZ=8.57Mpa，根据平均压力计算公式：

228.57 Ppj12 （3-5） 10.38Mpa3128.57数值 65.235kg/m³ 98.316kg/m³ 0.66 0.855 16.569g/mol 17

第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

利用计算机软件计算天然气物性参数： 中间输气管段气体物性计算见图3-4.

图3-4 输气管段气体物性计算

中间输气管段气体物性计算结果见表3-3。

表3-5 中间输气管段气体主要物性参数 物性 天然气密度 空气密度a 相对密度* 压缩因子Z 摩尔分子量

（3） 输气管线的水力计算 1）输气管线通过性能力计算

式中：

18

数值 84.947kg/m³ 123.662kg/m³ 0.69 0.83 16.569g/mol Q102 （3-6） q350KH第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

q ── 工程标准状况下输气管的评估性通过能力，106 Nm3/d; Q ── 年输气量，108Nm3/a；

KH——评估性通过能力利用系数，KH=K1×K2×K3

K1——考虑高峰用气期间对用户供气的保证程度系数，此系数反映了提高输气管通 过能力的必要性，以保证在天然气需求量偏高期间对用户的供气，通常取 K1=0.95；

K2——极值温度系数。由于室外大气的极端高温（超过多年来的月平均值）会影响 输气机组的可用功率和空冷器对天然气的冷却深度，从而降低输气管的通过 能力，为补偿这种能力的下降，故引入这一系数，可取K2=0.98； K3——管道的评估性可靠系数，取K3=0.94； 本设计中，取KH=0.95×0.98×0.94=0.875。 （4）输气管道示例方案工艺计算过程 1）计算输气管评估性通过能力：

Q1102200102首站——贵阳分输站：q1（3-7） 65.31 Mm3/d（755.7m³/s）

350KH3500.875Q2102150102贵阳——南宁分输站：q2（3-8） 48.98 Mm3/d（566.8m³/s）

350KH3500.875Q3102100102南宁——广州市末站：q3（3-9） 32.65 Mm3/d（377.9m³/s）

350KH3500.8752）计算钢管的壁厚δ：

按照我国《输气管道工程设计规范》，输气管道直管段管壁厚度按下式计算：  式中：

——钢管设计壁厚，mm； P——设计压力，Mpa； D——钢管外径，m；

s——钢管的最低屈服强度，Mpa；

F——强度设计系数，输气管道的强度设计系数应根据地区分类选取；

19

PD2sFt （3-10）

第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

——焊缝系数，取焊缝系数=1.0；

t——温度折减系数，当温度低于120℃时，取t=1.0。

本设计中，全线地区等级设定为二级地区，对应设计系数为F=0.6；X80钢的最 小屈服强度为552Mpa；取焊缝系数=1.0；取温度折减系数t=1.0。

根据上述公式计算钢管壁厚：

PD2sFt121.21923mm（向上圆整） （3-11）

25520.63）确定输气管道内径：

dD212192231173mm （3-12）

4）根据设计压力PQ=12MPa（即压缩机出口口压力）和压比ɛ=1.4，计算压缩机入口压力PZ：

PZPQ128.57MP a （3-13） 1.45）计算水力摩阻系数：

由于干线输气管几乎都是在阻力平方区工作，本设计中水力摩阻系数的计算采用潘汉德尔式。实践证明，潘汉德尔B式可用于雷诺数较大的阻力平方区，B式也是目前美国应用最广的公式。

D 潘汉德尔B式 0.009236Q*0.0302 （3-14）

根据潘汉德尔B公式：

1.173)0.03027.6103 （3-15）

755.70.691.173)0.03027.8103 （3-16） 20.009236(566.80.691.173)0.03027.9103 （3-17） 30.009236(377.90.66 10.009236(6）利用软件求解站间距，进行布站：

20

第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

图3-5 最佳输气方案布站结果示意图

7） 设计方案的调整

确定管道末端长度后，从管道起点开始由前往后利用软件进行布站，考虑尽量将压气站与注入站合并，并站后均分各站间距，调整站间距后保证输气干线上各压气站出口压力为设计压力P=12MPa，重新核算压气站压比，保证各站压比在1.1~1.6范围之间，否则不宜采用并站方案。首站压比如果太大，可采用两级压缩机串联来增压，以达到设计输气要求。最后一个压气站出口压力可根据调峰需要的P1max和P1min来设计。

（5）方案模拟计算结果

表3-6 布站方案结果

方案 设计压力/Mpa 压比 管径/mm 壁厚/mm 首站 第一段压气站数 1 2 3 4 5 6

第二段压气站数 1 2 3 2 4 2 第三段压气站数 1 1 1 1 3 2 城市配气站 分输站 12 12 12 12 8 12 1.4 1.5 1.4 1.3 1.5 1.3 1219 1016 1016 1016 1016 1219 23 19 19 19 13 23 1 1 1 1 1 1 21

13 27 30 38 58 20 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

7 8 9

12 10 10 1.5 1.5 1.4 1219 1219 1016 23 19 16 1 1 1 11 17 52 2 2 4 1 1 3 1 1 1 2 2 2 3.3 最佳输气方案的确定

3.3.1燃压机组的选型与燃料气耗量的计算

（1）燃压机组的选型（以第一段压缩机组选型计算为例）： 1）按天然气组分计算天然气平均分子量：

16.569g/mol （3-18）

2）计算气体常数R：

R84884851.18kgm/kgK （3-19）

16.569 3）将体积流量q换算成质量流量G：

P065.31106q11.033104G1520.446kg/s（3-20）

243600RT24360051.18293.1）计算在压缩机入口条件下天然气的压缩性系数Z：

Z0.85 （3-21）

5）计算多变能量头（取k=1.5）：

kHZRT[k1k1k1] （3-22）

1.511.50.8551.18293.15[1.41.51]41kgm/kg 1.516）计算一个压气站所需的总功率N0（取多变功率0.8）：

22

第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

N0G1H520.44641262.578kW （3-23） 1021020.8.578kW，根据压气站单站计算功率N0262初选LM6000型燃气轮机，该机在kW ISO条件下的额定功率：NISO438007）计算实际工作条件下该型号燃气轮机的可用功率： 实际工作条件及有关修正系数如下：

环境温度，20℃ Ft=0.94； 站址海拔高度800m， Fa=0.91； 进气系统压力损失修正系数近似取 Fin=0.985； 排气系统压力损失修正系数近似取 Fex=0.995； 可用功率：

Nsite438000.8436792kW （3-24）

8）确定压气站所需燃-压机组数：

nt,cN0262.5780.81 （3-25） Nsite36792即第一段压气站需设LM6000型燃气轮机驱动的燃-压机组1用1备。 9）确定每台压缩机所需的实际功率：

g1G1520.446520.446kg/s （3-26） nt,c1NcompgH520.44641Nmec10029062.578kW （3-27） 1021020.8LM6000型号燃气轮机ISO实际工作条件下的热耗率HRsite：

HRsiteHRISOCtCinCex12000kJ/(kWh) （3-28）

（2）燃气耗量计算

1）燃料气耗量（单位功率，单位时间的燃料气耗量qF[m3/(kWh)]）： 所输天然气低热值QminHl341kJ/m3

23

第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

qFHRsite120000.347m3/(kWh) （3-29） Qmin341 2）计算一个个压气站燃料气的年耗量QF：

QFqF24(3500.875)nt,cNcom （3-30） p 0.34724(3500.875)129062.57874.12Mm3/a

同理，可以选出其他段的压缩机组型号，并确定压气站燃料气的年耗量。

3.3.2 方案的经济比较分析

（1）经济性计算 1）管道材料费用

计算输气管线路部分的耗钢量：

DL （3-31） GstgstL0.0246615 0.0246615121923234873.73306263t X80钢材价格：9000元/吨

管道钢材费用C13306263900029756.367 百万 （3-32） 2）管道年维护和管理费用

管道年管理和维护费用系数：0.05

管道年维护和管理费用：C2C10.051487.82 百万/年 （3-33）

3）站场投资费用

首站投资费用： C3701.40 百万 （3-34） 中间压气站投资费用：C43712.62 百万 （3-35） 4）压气站年燃料气费用(天然气价格1.5元/m³)

首站燃料气费用：C5746.25 百万/年 （3-36） 中间压气站燃料气费用：C61559. 百万/年 （3-37）

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第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

5）压气站年操作维护费用 压气站年操作维护费用系数：0.05

首站年操作维护费用：C7C30.0535.07 百万/年 （3-38） 中间压气站操作维护费用：C8C40.05185.631 百万/年 （3-39） 6）施工费用

与管径成正比的敷设费用（元/cm·km）：12175.0

施工费用：C9121754873.7121.9/1067233.22 百万 （3-40） 7）内涂层费用

内涂层价格：0.00005 百万/m²

内涂层面积：SinD2L12192234873.717950909.31m2 （3-41） 内涂层费用：C1017950909.310.000057.55 百万 （3-42） 8）人工费用

表3-7 各站场人员编制

站场 人员编制/人 工资/万元/（人·年） 首站 30 中间压气站 25 5 城市配气站 30 分输站 10 人工费用：C1123015252100.0522.75 百万/年 （3-43） 9）年当量费用计算：

工程基建投资（J）=管道钢材费用+站场投资费用+施工费用+内涂层费用 =C1+C3+C4+C9+C10

=29756.367+701.40+3712.62+7233.22+7.55

=42301.153 百万

年经营费用（C）=年燃料气费用+管道年维护和管理费用+站场年操作维护费用+ 人工费用

=C5+C6+C2+C7+C8+C11

=746.25+1559.+1487.82+35.07+185.631+22.75

=4037.160 百万/年

25

第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

额定投资回收系数：

基本投资收益率i=10%，管道设计年限30年

i1i0.110.1 E11% （3-44） t301i110.11t30

年当量费用

SEJC=0.11×42301.153+4037.160=8690 百万/年（86.90亿元/年） （3-45） 同理可计算出其他方案的年当量费用。

（2）方案经济性比较及结果 1）方案经济性比较

表3-8 九种方案年当量费用

方案 1 2 3 4 5 6 7 8 9

2）经济性比较结果

通过比较，第一种方案的年当量费用最小，因此可以认为方案1为最佳输气方案。

年当量费用/亿元/年 86.90 101.01 98.75 87.44 156.40 87.80 87.90 .23 128.99 3.4 最佳输气方案

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第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

表3-9 最佳输气方案详细参数

管道全长/km 设计压力/Mpa 压比 管径/mm 管道材料 壁厚 首站 第一段压气站数 第二段压气站数 第三段压气站数 分输站 城市配气站 3.4.1 最佳输气方案详述

在考虑首站、末站、分气点的位置以及压气站压比在一定的范围内的情况下，通过计算机软件模拟，得到以下布站方案：

输气管线全长4873.7km，设置首站1座、末站（城市配气站）1座，中间压气站15座，根据分气点要求，在贵阳（距起点3900km处）和南宁（距起点4359.7km处）分别设置分输站。

设计最大输量200亿立方米/年。全线分三期建成，包括：投产期（一期）、二期、三期。投产期输量为60亿立方米/年，无分输；二期输量为120亿立方米/年，无分输；三期管道完全建成投产，输量达到设计最大输量200亿立方米/年，贵阳分输站和南宁分输站开始进行分输，分输气量分别为50亿立方米/年。

通过计算机软件模拟调整站场位置后，15#中间压气站与南宁分输站（距起点4359.7km处）合并。

全线压气站压缩机组均采用离心式压缩机，并采用燃气轮机对离心式压缩机进行驱动，压气站机组配备皆为1用1备。首站压缩机组由于压比较大，采用两级压缩机串

4873.7 12 1.4 1219 X80 23 1 13 1 1 2 1 27

第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

联增压，以达到设计要求。

3.4.2 线路概况

本设计依据设计任务书的要求，结合实际条件作出工程的实际具体实施方案。管线最大设计输气量为200亿立方米/年。输气干线采用环氧粉末内涂层。管线运行管理采用 SCADA 控制系统，管线通讯系统主信道为光缆，并与输气管线同沟敷设。管线辅助系统和公用设施尽量依托现有设施，管线大约每隔1000km设置一个维修队和一个抢修队。

（1）输气站建设

输气站特别是压气站因有大部件检修工作，需要进行拆卸、装配、起吊和运输；清管站在清管作业时，因需车辆运送清管器，故在这类站场应设站内车行通道。 （2）内涂层设置

对于输气干线，内涂层不仅可以防腐，还可以减小阻力，提高输量，因此，管道是否设置内涂层也是管道设计的一个重要方面。

本设计采用环氧粉末内涂层。 （3）清管站设置

清管设施的间距一般在100km以上，国外清管设施大都设置在压气站或其他站场内。根据我国《输气管道工程设计规范》，为节约投资，便于管理，规范规定清管站设在输气站内。

因此，本设计中全部将清管站设在输气站内，不再另外设置清管站。 （4）干线截断阀室设置

在输气管道上间隔一定距离应设置截断阀，其主要目的是便于维修以及当管道发生破损时，尽可能减少损失和防止事故扩大。

根据《输气管道工程设计规范》规定，不同等级地区截断阀设置间距不同，其中二级地区为主的管段截断阀最大设置间距不大于24km。

本设计管道全线为二级地区，按等间距设置截断阀，设置间距设为24km。 应设置截断阀室数目：

n4873.7204 个 （3-46） 24因此，全线共等间距设置截断阀室204座。 （5）SCADA系统

28

第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

本设计中管线运行管理采用 SCADA 控制系统。 1）SCADA系统简介

SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition)系统，即数据采集与监视控制系统。SCADA系统是以计算机为基础的DCS与电力自动化监控系统；它应用领域很广，可以应用于电力、冶金、石油、化工等领域的数据采集与监视控制以及过程控制等诸多领域。

管道SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition)系统是通过采用各种仪表、控制装置及电子计算机等自动化技术工具，对管道生产过程进行自动检测、监视、控制和管理，以保证安全、平稳、经济的输油、输气。管道SCADA系统能够达到实现各种最优的技术经济指标，提高经济效益和劳动生产率，节约能源，改善劳动条件，保证环境卫生及安全生产等目的。

2）使用SCADA系统的理由

目前，世界各国越来越多地将SCADA系统运用到石油、天然气长输管道系统方面来，其理由是：

① 增加了输送量，减少了管理人员，有明显的经济效益； ② 提高了管理水平，提供及时的调配对策，保证了安全平稳供气； ③ 不断收集、积累经验，为优化管理创造了条件。

我国的长距离大型输气管线所处自然条件差、系统复杂，目前的调度管理水平远远不能满足要求，因而引用SCADA系统技术势在必行。

3）SCADA系统主要功能 ① 数据采集与管理

接收各站控系统采集的数据。对数据进行计算和处理，提供对整个系统的网络数据库管理。

② 控制功能

站的启动与停输控制，可向站控系统发送指令，由站控系统自身完成。 ③ 显示功能

显示整个输气管网的动态工艺流程、各站的动态工艺流程，在流程图上实时显示运行参数及设备状态；运行参数显示，包括实时历史趋势图、棒图、运行报表等；操作指导、调度指令等显示；显示其它自定义画面。

④ 报警功能

29

第3章 西气东输联络线管道设计计算说明书

提供全方位的报警功能。可在多种画面中以直观方式通知调度人员系统发生异常，不同级别的报警可在所有操作员站上接收，报警没有确认时保持闪光。报警内容主要有：参数越限报警，硬件设备故障报警，系统自诊断报警，电源故障报警，通信故障报警等。

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第4章 输气方案可行性研究

第4章 输气方案可行性研究

为保证管道设计输气要求以及准确性和安全性，必须对工艺系统进行详细分析，研究设计输气方案的可行性。

4.1 内涂层设置分析

腐蚀是影响管道系统可靠性及其使用寿命的关键因素。管道腐蚀往往会造成很大的损失。特别是天然气管道因腐蚀引起的爆炸，威胁人身安全，污染环境，后果极其严重。长输管道的防腐技术是长输管道建设的重要内容之一，防腐涂层的合理选择与使用，对长输管道的安全运行、使用寿命，提高流动性，降低经济成本都具有十分重要的意义。

事实上，对于输气干线，内涂层不仅可以防腐，还可以减小阻力，提高输量。综上所述，对于输气干线，内涂层设置分析是非常有必要的。

管道内涂层的优势：

（1）防止内壁腐蚀，减少管道事故，提高天然气质量； （2）增大输气量；

（3）扩大压气站站间距，减少压气站数量； （4）节约管材费用和施工费用； （5）节约综合造价，水力摩阻减少； （6）减少维护费用，清管频率明显下降； （7）有助于管道检测。 4.1.1 内涂层设置仿真模拟

（1）建立仿真模型 仿真模型示意图见图4-1。 （2）参数设置

本设计管道内涂层设置分析主要考虑管道粗糙度的变化。

美国气体协会测定了输气管在各种状况下的绝对粗糙度，其平均值如下：（见表4-1） 从表中的数据可以看出，输气管加上了内壁涂层，不但减少了内腐蚀，更重要的是使粗糙度下降了很多，在同样条件下使输气管输气量增加了5%-8%，有的甚至高达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%，就能很快地回收其投资。

31

第4章 输气方案可行性研究

图4-1 内涂层设置分析仿真模型

表4-1 美国气体协会测定了输气管在各种状况下的绝对粗糙度

表面状态 新钢管 室外暴露6个月 室外暴露12个月 清管器清扫 喷砂 内壁涂层

根据以上参考，具体设置参数如下：

表4-2 内涂层参数设置

未设置内涂层 设置内涂层后

（3）仿真

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绝对粗糙度/mm 0.013-0.091 0.025-0.032 0.038 0.008-0.013 0.005-0.008 0.005-0.008 管道内壁粗糙度/mm 0.013 0.008 第4章 输气方案可行性研究

1）未设置内涂层

图4-2 未设内涂层管道参数设置

图4-3 管道仿真运行结果

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第4章 输气方案可行性研究

2）设置内涂层后

图4-4 设置内涂层后管道参数设置

图4-5 管道仿真运行结果

（4） 仿真结果分析

在同样的进口压力和出口压力条件下，未设内涂层时，管道的输送气量为6961.376191Wm³/D；设置内涂层后，管道的输送气量为7173.232075Wm³/D。

717.3232075696.13761913% （4-1）

696.1376191即在同样的进口压力和出口压力条件下，管道设置内涂层后输气管的输气量比未设

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第4章 输气方案可行性研究

置内涂层时输气管输气量提高了3%。可见，管道设置内涂层后对于提高输量作用明显，这也说明，管道设置内涂层是十分有必要的。 4.1.2 内涂层技术的应用与发展

根据目前国内外油气管道内涂层发展状况，可以看出：国外干线输气管道应用内涂层已经比较广泛，它们主要以提高流动效率为目的，同时获得多方面的效益。内涂层技术在涂料和涂敷施工两方面都比较成熟，足以满足长距离、大口径管道的需要。相应的技术标准、规范和检测方法也有不少可供遵循。针对如何决定是否采用内涂层以及内涂层的实际效益估算，许多管道运营公司提出了技术经济评价的模式，颇有参考价值。当然，我国国内的干线输气管道内涂层应用技术也正在快速发展。技术的发展是无止境的，仅就内涂层涂料和涂敷而论，国外的应用现状即提出不少需要研究改进的问题，给我们留下创新的空间。

4.2 管道适应性分析

4.2.1 投产期（一期）仿真分析

（1）投产期说明

管道设计最大输量200亿立方米/年，投产期输量为60亿立方米/年，约为最大输气量的三分之一，因为投产期输气量较小，因此投产期不设分输。

（2）投产期仿真模拟 1）建立仿真模型

图4-6 一期仿真模型

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第4章 输气方案可行性研究

2）参数设置和仿真

图4-7 首站运行参数设置及仿真运行结果

图4-8 末站运行参数设置及仿真运行结果

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第4章 输气方案可行性研究

图4-9 投产期全线压降曲线

3）仿真结果分析

由仿真运行结果可以得到：投产期运行时，在满足输气量和末站进站最小压力的要求下，全线只需开启首站压缩机组，就可以达到设计输气量和压降要求。

4.2.2 二期仿真分析

（1）二期说明

二期管道输量为120亿立方米/年，约为设计最大输气量的三分之二，无分输。 （2）二期仿真模拟 1)建立模型

图4-10 二期仿真模型

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第4章 输气方案可行性研究

2）仿真

图4-11 1-3管段压降曲线

图4-12 4-6管段压降曲线

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第4章 输气方案可行性研究

图4-13 7-9管段压降曲线

图4-14 10-13管段压降曲线

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第4章 输气方案可行性研究

图4-15 14-17管段压降曲线

表4-3

全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数站名首站3#6#9#13#末站全线参数总表进站压力(MPa)出站压力(MPa)4128.724757128.835881128.2733128.569002129.418169.41816压力设定值(MPa)12121212122干线流量(WM^3/D)3918.603485 3918.082814 3918.829140 3918.1980 3916.799362 3918.000000

图4-16 二期全线压降曲线

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第4章 输气方案可行性研究

3）仿真结果分析

由仿真结果可以得到：二期正常运行时，在满足输气量和压降的要求下，管道全线只需开启首站、3#压气站、6#压气站、9#压气站、13#压气站就可以达到设计输气量和压降要求。

4.2.3 三期仿真分析

（1）三期说明

三期管道输量为设计最大输气量200亿立方米/年，在贵阳（3900km处）和南宁（4359.7km处）分别设置分输站，分输气量分别为50亿立方米/年。

（2）三期仿真模拟 1）仿真

表4-4 三期仿真全线参数总表

全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数全线进出站参数

站名首站1#2#3#4#5#6#7#8#9#10#11#12#13#贵阳分输站14#南宁分输站15#末站 全线参数总表进站压力(MPa)出站压力(MPa)4128.726875128.715055128.775238129.0165128.726823129.118279129.103401128.87949128.7506128.961632129.130775129.213926128.595693129.4574219.4574218.571211.49032911.49032910.4883121210.210.2压力设定值(MPa)121212121212121212121212121210.512101210.72干线流量(WM^3/D)6531.78666531.7881576531.9608356531.2439566531.783456531.7536846531.6055556531.4744076532.5739376534.0248246569.83376531.4330056533.0514586531163349.24008516333265.0719253265 41

第4章 输气方案可行性研究

图4-16 三期全线压降曲线

3）仿真结果分析

三期输气量达到管道设计最大输量，此时，全线压气站应全部开启以达到设计输气量和压降要求。

通过仿真可以得到：当管道气体流量设置为设计最大输量时，开启全线所有压气站（全线压降曲线如所示），此时能够同时满足输量和压降要求。

4.3 压气站布置分析

干线输气管上布置压气站既要详细地考虑工艺问题、地理地质问题，也要考虑经济问题，甚至与其他部门相联系的社会问题，力求做到方便压气站的建设与管理，让整条管线发挥出最大效益。

通过4.2管道适应性分析：在设计的压气站布站方案下，管道输量不同，通过开启不同数量压气站，完全可以达到设计输气要求。这说明：设计的压气站布站方案是合理的。

42

第4章 输气方案可行性研究

4.4 末段储气能力分析

输气管道末段储气是最经济的短期调峰方式，末段储气能力的计算能为天然气管道供气系统的规划、设计和运营管理提供理论指导。

4.4.1 末段储气仿真分析

（1）仿真分析 1）建立模型

图4-17 末段储气仿真模型

2）仿真

① 平均压力最大时末段储气量

43

第4章 输气方案可行性研究

图4-18 平均压力最大时末段参数

图4-19 平均压力最大时末段压降曲线

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第4章 输气方案可行性研究

② 平均压力最小时末段储气量

图4-20 平均压力最小时末段参数

图4-21 平均压力最小时末段压降曲线

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第4章 输气方案可行性研究

4.4.2 调峰能力计算

最佳输气方案末段参数：lZ=514km，管径为121923mm，P1max12MPa，

P2min2MPa。

由上一章物性计算可知末段气体物性参数： 天然气密度：=65.235kg/m³； 空气密度：a=98.316kg/m³； 相对密度：*=0.66； 压缩因子：Z=0.855； 摩尔分子量：16.569g/mol； 水力摩阻系数：37.9103。 储气开始阶段：

2P22min222Ppjmin(P)(5.76)4.18MPa （4-2） 1min3P35.7621minP2min储气结束阶段：

P22max2210.722Ppjmax(P)(12)11.37MPa （4-3） 1max3P31210.721maxP2max末段输气管的储气能力为： VsVmaxVmin D2PpjmaxPpjminT04P0TZlZ （4-4）

41.173211.374.18293.15514103359901.46m3

0.101325293.150.855全线完全建成投产，在进行分输的情况下，输气管道每天向广州输送天然气量为

32.65Mm3/d。

末段储气能力：

Vs359901.461.10 （4-5） q332.65106由以上计算结果可知，末段储气完全满足调峰能力。

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第4章 输气方案可行性研究

4.5 事故工况分析

4.5.1 中间压气站停运分析

（1）仿真分析 1）建立模型

以三期8#压气站停运作为研究，建立模型。 2）仿真

① 压气站正常工作

图4-22 压气站正常工作时的压降曲线

② 8#压气站停运

图4-23 压气站停运后的压降曲线

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第4章 输气方案可行性研究

（2）仿真结果分析

由仿真可以得到：在保持7#压气站压缩机组出口压力不变的情况下，8#压气站停运后，8#压气站和9#压气站之间的管道压力下降；由仿真结果：8#压气站停运到管线稳定后，9#压气站压缩机组进口压力仅为为6Mpa左右，即使增加9#压气站压缩机组的转速，提高其增压压比（达到=1.6），也无法使9#压气站出口压力达到设计值。这样就造成9#压气站压缩机组的出口压力达不到设计出口压力，势必导致全线压力下降，达不到设计输气要求。

（3）应对方法

压气站压缩机组停运后，首先应该考虑开启备用压缩机组代替工作；其次，如果压气站陷入瘫痪，应该考虑紧急开启旁通阀，进行越站操作，必要时可通知上游起点减小输送气量，以应对全线压力下降，使管线不至于停运造成更大的损失。

4.5.2 管道泄漏分析

（1）仿真分析 1）建立模型

天然气的输量为6531wm³/d，假设管道在稳定运行一段时间后，在距离起点2527.2km处发生泄漏事故，泄漏量为1000wm³/d。

图4-24 泄漏模型

2）仿真

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第4章 输气方案可行性研究

图4-25 正常运行时管道流量和压降曲线

图4-26 泄漏事故发生后管道稳定运时的流量和压降曲线

（3）仿真结果分析

由仿真可以得到：泄漏发生后，气体从管道内泄漏出来，泄漏处下游流量开始下降，并且随着泄漏流量的增大，泄漏处附近管道压力也开始下降，最终导致全线平均压力下

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第4章 输气方案可行性研究

降，输气量减小，造成无法正常向下游供气。

（4）应对方法

泄漏发生后，应该迅速关闭泄漏点附近上、下游截断阀，并采取安全放空，及时进行管道维修工作，尽快恢复管道正常工作。

4.6 小结

本章利用模拟软件RealPipe对设计的西气东输联络线管道进行了初步的可行性研究。通过内涂层设置分析、管道适应性分析、压气站布置分析、管道末段储气能力分析和两种主要的事故工况分析，对管道工艺系统进行了研究，并且针对事故工况，提出了大致的解决方法。

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第5章 结论

第5章 结论

（1）本输气管线设计线路全长4873.7km，设计输量为200亿立方米/年。主供气源为塔里木气田天然气，补充气源为煤制天然气。

（2）最佳输气方案工艺参数：设计压力P=12Mpa，压比ɛ=1.4，管径D=1219mm，管道壁厚23mm，管道钢材为X80钢，管道设置有环氧粉末内涂层。

（3）通过调整后的布站方案：管道末段长度514km；全线站场布置：首站1座，中间压气站15座，末站（城市配气站）1座，分输站2座，分别位于贵阳（3900km）和南宁（4359.7km），分输气量分别为50亿立方米/年，15#压气站与南宁分输站合并；清管设施设在压气站内；设计管道全线地区等级为二级地区，全线共设置204座干线截断阀室；管线运行管理采用 SCADA 控制系统。

（4）通过对设计方案工艺系统的初步仿真分析，得到初步结论：管道设置内涂层合理；压气站布置方案合理；在不同的输量下，管道适应性良好，能够达到设计要求；末段储气能力能够满足调峰需求。通过事故工况的分析，为后期管道运行中可能出现的问题提供的解决方法。

（5）通过线路优选、方案确定、工艺计算、经济性分析和仿真研究，得出结论：本设计的西气东输联络线管道工程是初步可行的。

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中国石油大学（华东）本科毕业论文

致 谢

本次设计中首先感谢王武昌老师在整个设计过程中的悉心指导。在王老师耐心细致的指导下，使我对输气管道的设计工作有了深入的理解和掌握，能够将以前学过的知识巩固夯实，并加以应用。本次设计涉及的知识点全面，从线路的选取到设计方案的可行性研究，几乎涵盖了输气管道设计与管理各个方面。设计过程中，需要查阅文献资料，阅读规范，这锻炼了我多方面的能力，为以后工作打下了坚实的基础。

其次，非常感谢和我同组的成员田国龙同学在设计中与我默契的合作，同时也非常感谢输气管道设计其他成员在设计过程中给予我的帮助。

输气管道设计是一个系统性的设计，它不仅贯穿了多方面的专业知识，而且设计过程要求极为严格。本设计是一个初步的设计，实际中需要做的工作还有很多，因此，设计中疏漏在所难免，敬请各位老师批评指正。

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中国石油大学（华东）本科毕业论文

参考文献

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[6] 中国石油天然气总公司编.《石油地面工程设计手册》.第五册:天然气长输管道工程

设计.石油大学出版社

[7] 黄春芳主编.《天然气管道输送技术》.北京：中石化出版社.2009

[8] 陈炯，吴学伟，罗东晓.方案比较法在输气管道设计中的应用.广州大学学报（自然科

学版）.2008.06-0073-03

[9] 王瑞莲，黄坤，刘东明，秦伟.地形起伏地区带分支输气管道优化设计.石油工程建

设.2008.01-0009-05

[10] 李瑾.输气管道SCADA系统设计及泄漏检测研究.中国石油大学（华东）.2004.7

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附 录

附录1 压缩机选型表

方案1单站功率N0/kw262.57821720.8384214479.05135729.6383826795.00717862.07311262.57821720.8384214479.05122036.0408116526.2049611016.3267837387.9222128039.08118691.0875722036.0408116526.2049611016.3267834479.7525858.3687517237.1237535315.06743284.97739176.8195262.57821720.8384214479.051燃气轮机选型LM6000coberra 6000PGT25LM6000RB211-6761PGT25LM6000coberra 6000PGT25MS5002(C)PGT25RLM-1600TRENT60PGT25+G4PGT25MS5002(C)PGT25RLM-1600LM6000PGT25+PGT25LM6000RB211-6761PGT25LM6000UGT-2500PGT25可用功率Nsite/kw3679221924196.83679227888196.83679221924196.823520196.811411.44410028812196.823520196.811411.43679226376196.83679227888196.83679221840196.8

234567实际功率Ncomp/kw29062.57821820.8384214579.05135829.63838265.00717962.0731129062.57821820.8384214579.05122136.0408116626.2049611116.3267837487.9222128139.08118791.0875722136.0408116626.2049611116.3267834579.7525958.3687517337.12375315.0674326584.97739177.819529062.57821820.8384214579.051燃气轮机数量131127213031382158432022112117215243机组配备1+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+11+1

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附录2 钢材费用

方案1234567设计压力/Mpa12121212812121010压比1.41.51.41.31.51.31.51.51.4管径/mm121910161016101610161219121912191016壁厚/mm231919191323231916钢材X80X80X80X80X80X80X80X80X80钢材价格/(元/t)900090009000900090009000900090009000耗钢量/t330626322768122276812227681215671943306263330626327403951923084管道钢材费用/百万29756.36720491.30820491.30820491.30814104.74629756.36729756.36724663.55517307.756

附录3 内涂层费用

方案1234567设计压力/Mpa12121212812121010压比1.41.51.41.31.51.31.51.51.4管径/mm121910161016101610161219121912191016壁厚/mm231919191323231916管长/kmSin/m²17950909.31 14966742.80 14966742.80 14966742.80 15150383.82 17950909.31 17950909.31 18073336.66 15058563.31 内涂层费用/百万7.55 748.34 748.34 748.34 757.52 7.55 7.55 903.67 752.93 4873.7

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附录4 年当量费用总表

方案1234567方案1234567

管道钢材费用/百万29756.36720491.30820491.30820491.30814104.74629756.36729756.36724663.55517307.756施工费用/百万7233.2165656028.6694266028.6694266028.6694266028.6694267233.2165657233.2165657233.2165656028.669426站场投资总费用/百万燃料气年总费用（百万/a）4414.02352305.8290.623708.9194.823333.567446.16353472.19924.539439363.49503.68352370.0387474108.62352456.1662285527.8815613167.960215275.121566862.19357内涂层费用/百万人工费用/（百万/a）7.65722.75748.337140241.5748.337140246.5748.337140255.25757.51919185.257.657347.65721.5903.666832929752.928165677.7556

管道年维护和管理费用（百万/a）1487.818351024.561024.561024.56705.23731487.818351487.818351233.17775865.3878总投资/亿元1634.1593832212.4623532123.9413531824.88533753.2175221659.0205071671.2322511795.24291129.370986站场年操作费用（百万/a）220.7011714.5311759.741175372.308175996.2269717225.184175205.431175276.3940781763.7560781年当量费用/（亿元/年）86.90286303101.010597698.7531176287.43606162156.399114287.800306587.90448531.227566128.9917971