天然气输气管道毕业设计

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天然气输气管道毕业设计

时间：2019-10-28 13:31:37 来源：76范文网

天然气输气管道毕业设计 本文简介：

天然气输气管道毕业设计 本文内容：

天然气输气管道毕业设计
目录
1
前言
1
2
设计概述
2
2.1
设计依据
2
2.1.1
设计原则
2
2.1.2
管道设计规范和要求
2
2.2
长输管道设计原始资料
2
2.2.1
天然气管道设计输量
2
2.2.2
天然气的组成
2
2.2.3
管线设计参数
2
2.2.4
管线设计要求及内容
3
2.3
工程概况
3
3
输气管道的工艺计算说明
4
3.1
天然气的热物性计算
4
3.1.1
天然气的平均分子量、密度和相对密度
4
3.1.2
天然气压缩系数的计算
4
3.1.3
天然气的粘度
5
3.1.4
定压摩尔比热
6
3.2
管道水力计算
6
4
站场工艺
8
4.1
输气管道工程站场种类及名称
8
4.1.1
概述
8
4.1.2
输气站种类及功能
8
4.2
输气站的主要功能
9
4.2.1
分离
9
4.2.2
清管
9
4.2.3
调压计量
9
4.3
站址选择
10
4.4
站场工艺设备选型
11
4.4.1
简述
11
4.4.2
分离器的设计
11
4.4.3
除液器设备设计及选择
12
5
线路工程
14
5.1
线路所处位置及沿线自然条件状况
14
5.1.1
线路选择的基本要求
14
5.1.2
沿线自然条件状况
14
5.1.3
沿线地区等级划分
14
5.2
管道材质及壁厚选择
14
5.2.1
材质选择
14
5.2.2
钢管壁厚的确定
15
5.2.3
管道的轴向应力及稳定性验算
15
5.3
管道敷设
16
5.3.1
管道的敷设方式
16
5.3.2
管道转角
16
5.3.3
线路辅助设施
16
5.3.4
线路走向
17
5.3.5
勘察要求
17
5.3.6
站址选择步骤
17
5.3.7
线路设计中采取的抗震措施
17
5.4
焊接与检验、清管与试压
18
5.4.1
焊接与检验
18
5.4.2
清管和试压
18
5.5
阀门与法兰的选用
19
5.5.1
阀门的种类及选用
19
5.5.2
法兰的选用
20
6
输气管道工艺计算书
21
6.1
原始资料及基本物性计算
21
6.1.1
天然气输送流向和气量分配
21
6.1.2
天然气物性参数计算
21
6.2
输气管热力计算
22
6.2.1
管线工艺计算基本参数
22
6.2.2
定压摩尔比热的计算
22
6.3
末段管道的最优管径及最优长度的计算
23
6.3.1
最优管径的计算
23
6.3.2
末段管道内径的校核
24
6.4
计算除末段外的其余管段
26
6.4.1
管径的计算
26
6.4.2
压气站个数、站间距的确定
27
6.4.3
压缩系数的计算
27
6.5
管线应力的校核
27
6.6
一期方案的确定
28
6.7
旋风分离器的设计计算
28
6.7.1
工作条件下的气体流量的计算
28
6.7.2
旋风分离器直径的计算
29
6.7.3
旋风分离器的验算
29
6.7.4
旋风分离器的工作范围的计算
29
6.7.5
旋风分离器的进口管径和出口管径的计算
30
6.8
安全阀的选择
31
6.8.1
操作条件
31
6.8.2
安全阀通道截面面积的计算
32
6.9
管道计算总思路图
33
7
自动控制和通讯
34
7.1
概述
34
7.1.1
说明
34
7.1.2
仪表及系统设备选型原则
34
7.2
SCADA系统
34
7.3
仪表检测、控制系统
34
7.4
流量计量系统
35
8
结
论
36
参考文献
37
致
谢
38
1
前言
本工程的主要内容是天然气输气管道工程的初步设计。课题的提出是针对目前各种用户对清洁能源的需求量的急剧升高的现状以及天然气工业的蓬勃发展的形式。现在天然气的供应量需求与日俱增，而我国又存在着气源分布不均的情形，作为天然气输送调节气源不均情况的主要手段，长输管线的设计就尤为重要。通过长输管线的优化设计来提高管输天然气量以及提高其的经济性为解决现今的供气不足和供气费用昂贵的情况提供了好的方案。
根据国家能源会议精神，天然气的开发和利用是今后几十年内我国能源开发的主要方向，纳入在我国“十一五”规划和2020年远景目标中的能源发展战略，是国民经济和社会发展计划中的重要组成部分。
加快开发和利用天然气的步伐，提高天然气在能源消费结构中的比重是坚持可持续发展战略、调整能源结构、保护生态环境的重要举措，是利国利民的大政方针。
本设计以石油工业出版社出版的《天然气管道输送》和中国石油大学出版社出版的《输气管道设计与管理》为主要设计依据，课题研究的目的在于通过对输气管道的初步设计，得到最优的管输设计方案。初步设计是在工程项目确定后，根据设计任务书的要求，结合实际条件所做的具体实施方案。它是安排建设项目和组织施工的主要依据。设计深度应满足投资包干、招标承包、材料与设备订货、土地征购和施工准备等要求，并能据以编制施工图和总概算。
2
设计概述
2.1
设计依据
2.1.1
设计原则
(1)
严格执行行业的有关规范和标准，并参照国际上有关的先进的标准和规范。
(2)
采用先进的技术，努力吸收国内外的新的科技成果。
(3)
比较优化设计方案，确定经济合理的输气工艺级最佳的工艺参数。
(4)
管道设计要确保能长期安全、均衡、平稳的进行天然气的输送。
(5)
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、节约土地，处理好管线与铁路、公路、河流等的相互关系。
2.1.2
管道设计规范和要求
《输气管道设计与管理》（姚光镇主编，石油大学出版社）
《油气集输》（冯叔初主编，石油大学出版社）
《天然气长输管道工程设计》（中国石油天然气总公司主编，石油大学出版社
）
《输气管道工程设计规范》（50251-94）
《油田油气集输设计技术手册》（上下册）
2.2
长输管道设计原始资料
2.2.1
天然气管道设计输量
管道首站起始于宁波市，末站位于温州市，管线全长300㎞
，送至温州市的输气量一期为3.0×，二期为4.5×。
2.2.2
天然气的组成
表2-1
天然气的组成
组分体积分数（﹪）
91.46
4.74

2.59
0.57
0.54
0.01
0.09
2.2.3
管线设计参数
设计年输送天数：350天；
首站来气压力：6.3×Pa；
管线最高工作压力：6.3×Pa；
进配气站最低压力：2.5×Pa；
年平均温度：13℃
；
压气站特性系数：A=6.1012,
B=7.727×。
2.2.4
管线设计要求及内容
(1)
设计要求：
a
输气管具有日输量20％的调峰能力；
b
全线设计系数相同，采用等强度设计。
(2)
设计内容：
a
天然气的热物性计算，包括密度、粘度、压缩因子、比热等；
b
天然气管道的热力、水力计算；
c
压气站的布置，包括末段管道的最优管径、最优长度、站间距、压气站的个数以及各压气站的进出站压力及温度；
d
管道壁厚、管材的确定；
e
线路工程设计；
f
站场工程设计，包括主要设备的选型计算。
2.3
工程概况
甬温输气管道起始于宁波市，末站位于温州市，管线全长300千米，为水平管线。
全线拟建设四座压气站场：输气首站、两个中间清管站及输气末站。全线设置四座干线截断阀室，使管线在事故情况下能紧急自动关闭，易减少天然气损失和事故危害，并供管道维修时放空使用。
输气管道干线末段管段选用的管径为762，壁厚为10.3，其余管段管径为762，采用等壁厚设计，壁厚为9，管材材质为X65,并采用符合GB9711-88标准的双面螺旋埋弧焊钢管。输气干线采用煤焦油磁漆涂层防腐，同时采用强制电流保护为主，牺牲阳极为辅的阴极保护法对干线进行防腐蚀控制。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力依托现有设施，管线设置维修队、抢修队各一个。3
输气管道的工艺计算说明
3.1
天然气的热物性计算
3.1.1
天然气的平均分子量、密度和相对密度
(1)
平均分子量(3-1)
式中
——平均分子量，kg/(kmol)；

——第i组分的分子量，kg/(kmol)；

——第i组分的摩尔组成
。

(2)
平均密度及相对密度
a
平均密度(3-2)
式中
——平均密度；

——第i组分的密度；

——
第
i组分的摩尔质量。
b
相对密度

(3-3)
式中
——相对密度；

——平均密度；

——空气密度。
3.1.2
天然气压缩系数的计算
(1)
视临界压力和视临界温度
(3-4)
(3-5)
式中
、——分别为第i组分的临界压力和临界温度；

——第i组分的摩尔质量。
(2)
对比压力和对比温度

(3-6)

(3-7)
式中
P——平均压力；

T——平均温度。
(3)
平均压力
根据式：

(3-8)
式中
——终点压力；
——起点压力；
代入已知数据可以得到：
根据式：

(3-9)
得到：=6.08
(4)
压缩系数Z
利用高帕尔的相关方程式的通式：

(3-10)
由于Pr和Tr的数值不同，系数A、B、C、D取值也不相同,根据式（3-10）得出Z（见表3-1）。
表3-1
压缩因子相关方程式
范围
范围
相关方程式
0.2~1.2
1.05~1.2
1.2~1.4
1.4~2.0
2.0~3.0
Pr(1.6643Tr－2.2114)－0.3647Tr
+1.435
Pr(0.5222Tr－0.8511)－0.0364Tr
+1.040
Pr(0.1931T－0.2988)+0.0007Tr+0.999
Pr(0.0295Tr－0.0825)+0.0009Tr+0.997
1.2~2.8
1.05~1.2
1.2~1.4
1.4~2.0
2.0~3.0
Pr(-1.3570Tr
+
1.4942)
+
4.6315Tr-
4.09
Pr(0.1717Tr
-
0.3232)
+
0.5869Tr
+
0.129
Pr(0.0984Tr
-
0.2353)
+
0.0621Tr
+
0.858
Pr(0.0211Tr
-
0.0527)
+
0.0127Tr
+
0.959
3.1.3
天然气的粘度
根据粘度的计算公式：
[(3-11)
式中
——天然气的粘度，；
——天然气的温度，K。
已知天然气所处的压力、温度条件下的密度和标准状态下的相对密度，可求出所处条件下天然气的粘度。
3.1.4
定压摩尔比热
根据《油气集输》中的定压摩尔比热的计算公式：
(3-12)
式中
——天然气的定压摩尔比热，
；

T——天然气的温度，K；

P——压力，Pa；

M——天然气的平均分子量,。
3.2
管道水力计算
输气管道的水力摩阻系数的计算首先需要计算雷诺数来确定管道
流态根据流态选择不同的计算公式。
(1)
雷诺数可按以下公式计算(3-13)
式中
Re——雷诺数；
——气体的流速，m/s；

——
气体的运动粘度，；

——天然气对空气的相对密度，无因次；

D——输气管道的内径，m；

——天然气的动力粘度
，；
——气体的密度，；
——空气的密度，（在标准状况下=1.206）；
Q——输气管道体积流量，；
M——输气管道质量流量，kg/s。
如流量Q的单位取，管内径D取m，动力粘度取Pa/s，将=1.206代入式(3-13)得(3-14)
根据雷诺数可以判断天然气的流态：
a
Re<2000

层流；
b
Re>3000

紊流；
工作区可用下列两个临界雷诺数公式来判断：

(3-15)
式中
k——管内壁的当量粗糙度；（绝对粗糙度的平均值），mm。
(3-16)
c
流型判断：
ⅰ
Re<
流态为水力光滑区；
ⅱ流态为混合摩擦区；
ⅲ
流态为阻力平方区。
(2)
水力摩阻系数
a
层流区摩阻系数按下式计算：
(3-17)
b
临界过渡区摩阻系数按下式计算：

(3-18)
c
紊流区摩阻系数按下式计算：）(3-19)
4
站场工艺
4.1
输气管道工程站场种类及名称
4.1.1
概述
输气站是输气管道工程中各类工艺站场的总称。按它们在输气管道中的位置分别为：输气首站、输气末站和中间站（中间站又分为压气站、气体接收站、气体分输站、清管分离站等）三大类型。按功能又可以分为：调压计量站、清管分离站、配气站和压气站等。
a
首站流程说明
正常输送来气：
增压站来气——除液器——旋风分离器——计量——去中间站
发送清管器：
首站发球筒——清管器通过指示器——下游管线
气源为增压站来气，站内气体净化以旋风分离器除尘为主，但有时上游气体处理装置的非正常情况，管道内可能存在少量液体，在清管时，这些液体被推进站内，将影响调压阀、压缩机的正常工作。
b
末站流程说明
正常输气：
上游来气——旋风分离器——稳压计量——下输到各门站；
接受清管器：
上游来气清管器——通过指示器——旋风分离器——稳压计量——下输到各门站；
接受干线来气，经分离、调压、计量输送给各用户，干线末端设清管器接受装置。气体分离采取除液、除尘相结合，使天然气达到管输要求。
4.1.2
输气站种类及功能
(1)
输气首站是设在输气管道起点的站场。一般具有分离、调压、计量、清管发送等功能。
(2)
中间站及功能
它是设在输气管道首站和末站之间的站场。一般分为压气站、气体接受站、气体分离站、清管分离站等几种类型。
ⅰ
压气站：它是设在输气管道沿线的站，用压缩机对管输气体增压
ⅱ
气体接收站：它是在输气管道沿线，为接受输气支线来气而设计
的站场。一般具有分离调压计量和清管器收发等功能。
4.2
输气站的主要功能
4.2.1
分离
为了保证进入输气管道的气体的气质要求，在一些站场要设置分离
装置，分离其中携带的干粉尘，其除尘设备多采用旋风分离器、多管除尘器、过滤除尘器等。大流量站场的气体除尘器可以经过汇管采取并联安装
来满足处理要求。在设计分离器台数时，应按分离器的最小处理能力来计算设计安排，以保证当一台分离器检修时余下的分离器的最大处理能力仍能满足站场的处理要求。
4.2.2
清管
输气管线在施工过程中积存下来的污物和管道投产运行时所积存下来的腐蚀产物，都是影响气质、降低输气能力、堵塞仪表、影响计量精度和加剧管线内部腐蚀的主要因素。为此，应与管线投产前和运行过程中加以清除。
清管气体收发装置
清管气体收发装置包括收发筒、工艺管线、全通径阀门、装卸工具以及通过指示器等辅助设备。
(1)
发球筒：发球筒的筒直径一般比主管大1～2倍，以便清管器的放入和取出。其发送筒的长度应能满足最长清管器或监测器的需求，一般不应小于筒径的3～4倍；其接受筒长度应更长些，因为它需要容纳进入排污管的大块清除物和先后发入管道的两个或更多的清官器，其长度一般不小于管径的4～6倍。
(2)
快速开关盲板：快速开关盲板上应有防自松安全装置。
(3)
污物排放
清管作业清除的污物应集中处理，不得随意排放。
4.2.3
调压计量
4.2.3.1
调压
(1)
输入和输出支线与干线的联结点应保持稳定的输入和输出压力，并规定其波动范围以利于对支线和干线输送过程的控制。输气首站内调压设计中应符合输气工艺设计要求并应满足开、停工和检修的需要。
(2)
调压装置应设置在气源来气压力不稳定且需要控制进站压力的管线上、分输器和配气管线上以及需要对气体流量进行控制和调节的计量装置之前的管段上。
4.2.3.2
计量
(1)
输入与输出干线的气体及站内自耗气必须计量。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。
(2)
气体计量装置应设置在输气干线上、分输气干线上和配气管线上以及站内的自耗气管线上。
(3)
天然气体积流量计有压差式和容积式流量计两种，其中以压差式流量计为主，近年来随着输气管道自动化程度的不断提高在输气站场上已开始利用微机测定天然气流量。
4.2.3.3
安全泄放
输气站的各类站场必须设置安全设施。安全阀定压及泄压防空管直径应按以下要求计算：
(1)
安全阀定压，安全阀定压应等于或小于受压设备和容器的设计压力。
a
单个安全阀的泄压管直径应按背压不大于该阀泻放压力的10％来确定，但不应小于安全阀的出口管径。
b
对于连续多个安全阀的泻放管，应按所有安全阀同时泻放时产生的背压不大于其中任何一个安全阀的泻放压力的10％来确定，且泻放管截面积不应小于各支线截面积之和。
(2)
安全泻放设施的设置要求
a
输气站应在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置泄压放空装置。根据输气管道站场的特点，放空管应能迅速放空输气干线两截断阀之间管段内的气体，放空管的直径通常取干线直径的1/3～1/2，而且放空阀应与放空管等径。
b
站内的受压设备和容器应按现行的安全规程的规定设置安全阀。安全阀泻放的气体可引入同级压力放空管线。
c
站内高低压放空气体不得以同一管线输到放空立管，必须按压力等级分别设置放空管，防空气体应经放空管排入大气，并应符合环境保护和安全防火要求。
4.3
站址选择
(1)
基本要求
①
地势平缓、开阔；
②
供电、给水、排水、生活及交通方便占地面积、所选站址应使站内各建筑物之间能留有符合防火安全规定的间距，应该考虑站场的发展余地。
③
应避开山洪、滑坡等不良工程地质地段及其他不宜设站的地方。
④
站址与附近工业、企业、仓库、火车站及其他公用设施的安全距离必须符合现行的国家标准，《石油天然气工程设计规范》GB
50183
的有关规定。
(2)
设计原则
①
输气站的设置应符合线路走向和输气工艺设计的要求，各类输气站宜联合建设。
②
输气站内平面布置、防火安全、场内道路交通及与外界公路的连接应符合国家现行标准《石油天然气工程设计规范》GB
50183、《建筑设计防火规范》GB
50016《石油天然气工程总图设计规范》SY/T
0048。
(3)
站场平面布置原则
①
输气站各建（构）筑物及设备的平面布置应根据工艺流程中天然气的流向来确定，应尽量缩短管线长度，避免倒流，减少交叉，管线应采用地上或埋土敷设，不应采用管沟敷设。
②
根据流程和设备功能，分区块布置，把功能相同的设备布置在一起成为一个装置区，装置区之间的连接管道敷设应有利于车行道的布置。
③
输气站与周围建筑物和站内各建筑物之间的距离必须满足有关安全防火要求，有保证消防、起重和运输车辆通行的道路和必要的检修堆放场地。
④
生活区、办公区应布置在全年最小频率风向的下风侧，要求有利于生产、方便生活、力求节约。
⑤
压气站的仪表控制室、维修间和行政办公室建筑通常布置在单独或合并在一起的建筑物内，与压缩机房保持一定的距离，以减少噪音干扰。
4.4
站场工艺设备选型
4.4.1
简述
天然气中的固体杂质不仅会增加管输阻力，影响设备、阀门和仪表的正常运作，使其磨损加速、使用寿命缩短，而且污染环境，有害于人体。因此，在供给用户前，应出去除去悬浮在天然气中的固体杂质。为此，在天然气输气站中应设置除尘设备。
输气站场中的除尘设备，要求结构简单、可靠，分离效率高，不用经常更换或清洗部件，气流通过压降小等。目前，输气站中经常采用的除尘设备有：旋风分离器、导叶式旋风分离器、过滤分离器等。本工程采用旋风分离器。
4.4.2
分离器的设计
旋风分离器是利用旋转的含尘气体所产生的离心力，将粉尘从气流中
分离出来的一种干式气-固分离装置，对于捕集5～10以上的粉尘效率较高。
(1)
旋风分离器进口
a
旋风分离器进口形式和进口管形式。旋风分离器有两种主要的进口形式：切向进口和轴向进口。进口管可以制成矩形和圆形两种形式。由于圆形进口管与旋风分离器只有一点相切，而矩形进口管在整个高度上均与筒壁相切，故一般多采用矩形进口管。一般，矩形进口管的高度a与宽度b之比为2～3。
b
分离器进口管气速v。在一定范围内，进口气速越高，除尘效率越高。但气速太高会使粗颗粒粉碎变成细粉尘的量增加，并增加旋风分离器的压力损失和加速分离器本体的磨损，降低其使用寿命。因此，在设计旋风分离器的进口截面时，必须使进口气速为一适宜的值。一般的进口气速为10～25。
(2)
旋风分离器的直径等圆筒结构尺寸
a
圆筒体直径D
一般旋风分离器的圆筒直径很小，旋转半径越小，粉尘所受的离心力越大，旋风除尘的效率就会越高。但过小的筒体直径，由于旋风分离器壁与排气管太近，会造成直径较大的颗粒反弹至中心气流而被带走，从而使除尘效率降低。另外，筒体太小容易引起堵塞，尤其对粘性物料。工程上常用的旋风分离器筒体直径都在200以上。
旋风分离器的筒体直径可以参考《天然气工程手册》中的公式来求取，公式如下：
(4-1)
式中
——旋风分离器的筒体直径，；

——工作条件下的气体流量，；

——阻力系数，由实验确定，一般取=180；

——工作条件下的气体密度，；

——水力损失（即旋风分离器的压降），。
b
筒体高度h
通常，除尘效率较高的旋风分离器都有较大的长度比例。这不但使进入筒体的颗粒停留时间增长，有利于分离，且能使尚未达到排气管的颗粒有更多的机会从旋风分离器中分离出来，减少二次夹带，以提高除尘效率。足够长的旋风分离器筒体可避免旋转气流对灰斗顶部的磨损。
筒体的高度及其他尺寸可以参考《天然气工程手册》中的规格标准来选取。
4.4.3
除液器设备设计及选择
根据《油田油气集输设计技术手册》（上册）中所给出的有关立式分离器的计算公式，对于处理气体的立式分离器在工作时，气体和液滴沉降的方向相反，故要求：
而设计分离器时，要求在重力沉降部分能分离出直径为100以上的液滴，就可以使气体进入捕雾器，以捕集直径更小的液滴，满足气体带液率的指标。
计算分离器按处理气量计算分离器的直径，要考虑进入分离器的油气两相比例随时间不断变化这一实际情况，引入波动系数，一般取=1.5～2。

(4-2)
捕雾器厚度一般取100～150。可以把直径10～100的油滴除去。立式分离器的高度建议为直径的3.5～5倍。
分离器各部分其他尺寸可参照下述方法确定：
除雾段一般不小于400；
沉降段一般取=D，但不小于1m；
入口分离段一般不小于600。

5
线路工程
5.1
线路所处位置及沿线自然条件状况
5.1.1
线路选择的基本要求
(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、文物古迹、风景名胜、自然保护区等。
(2)
站场及大、中型河流穿（跨）越位置选址应服从大的线路走向，线路局部走向应服从站场和穿（跨）越工程的位置。
(3)
线路尽可能避开高强度地震区、沙漠、沼泽、滑坡、泥石流等不良工程地质地区和施工困难地区。
(4)
线路应尽可能利用现有的公路，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。
(5)
线路应尽可能取直，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。
5.1.2
沿线自然条件状况
(1)
工程地形、地貌、地质概况
管道沿线地形较为平坦，相对高差小于200米。沿线地貌以平原主，
有少量间歇性地表水及农田耕地，且沿线大部分地段地下水位较低。
(2)
工程条件
管道所经地区属于暖温带大陆性气候，降水稀少，空气干燥，气候四季分明，昼夜温差大，光照充足，是该地区的气候特征。
5.1.3
沿线地区等级划分
地区等级划分按《输气管道工程设计规范》GB50251的规定，可划分为四个等级：
(1)
一级地区：供人居住的建筑物内的数户在15户或以下的区段；
(2)
二级地区：供人居住的建筑物内的数户在15户以上，100户以下的区段；
(3)
三级地区：供人居住的建筑物内的数户在100户或以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、发展区以及不够四级地区条件的人口稠密区；
(4)
四级地区：系指四层及四层以上楼房普遍集中、交通频繁、地下设施多的区段。
5.2
管道材质及壁厚选择
5.2.1
材质选择
优选管道用钢是保证工程质量、减少工程投资的重要环节。采用的钢管和钢材，应具有良好的韧性和焊接性能。根据输气管道工艺计算书确定的管线系统设计压力、管径、输送介质及首站出站温度等条件，确定本工程干线管道采用符合《石油天然气输送管道用螺旋埋弧焊钢管》(GB9711-88)标准的X65等级螺旋双面埋弧焊钢管。
5.2.2
钢管壁厚的确定
钢管壁厚按《输气管道工程设计规范》(GB50251-92)中规定计算（计算所得的管道壁厚度应向上圆整至钢管的壁厚）：
(5-1)
式中
——钢管计算壁厚，cm；
——设计压力，MPa；

——管道的外径，cm；

——钢管的最小屈服强度，MPa；

——设计系数；

——焊缝系数，取1.0；

——温度折减系数，当温度小于120℃时，t值取1。
5.2.3
管道的轴向应力及稳定性验算
管线鼻喉设计计算公式只考虑了管线在内压作用下产生的环向应力，对于较大直径的管线或对于某些特殊管段的安全需要，还应该核算轴向应力。
轴向应力得相关计算公式：

(5-2)
(5-3)
式中
——管线的轴向应力，；
——钢材弹性模量，为2.06；
——钢材的线性膨胀系数，取1.2℃；
——管线安装温度，℃；
——管线工作温度，℃；
——泊松比，取0.3；
——管线的环向应力，；
——钢管内径，cm；
——钢管的公称壁厚，cm。
管线的当量应力可按最大剪应力破坏理论来计算和校核并满足以下条件：
(5-4)
5.3
管道敷设
5.3.1
管道的敷设方式
输气管道敷设的地形、地质、水文地质及气候条件不同的地区，采用的敷设方式也不同。可供管道采用的敷设方式有以下几种：
(1)
地下敷设是长输管线采用的最广泛的一种形式，管子顶点位于地表以下有一定的距离。
(2)
半地下敷设是管底位于地表之下，而管顶位于地面之上。
(3)
地上敷设（土堤埋设）是管道管底完全位于地面之上。
(4)
管架敷设是把管道架设在构筑于地面的支架上面
。一般用于跨越人、自然障碍物、开采矿区和永冻地段。
按规范规定，并结合管道沿线所经过地区的具体情况，本工程干线管道除某些其他地区采用管梁跨越结构形式外，其他管道采用埋地敷设。
5.3.2
管道转角
根据《天然气长输管道工程设计》中规定：
管道改向可采用弯头或弯角方式来实现，为满足清官器或检验仪器能顺利
通过管道，弯头的曲率半径应大于5DN。对于温差较大的管道应大于等于10DN。
(1)
现场冷弯弯管的最小曲率半径为：
公称直径（DN）

最小曲率半径(Rmin)
300
18DN
350
21DN
400
24DN
450
30DN
(2)
弯管上有环向焊缝时，弯制后应对焊缝进行X射线检查。
(3)
输气管道平面和竖向不易同时发生转角。水平弹性敷设曲线与竖向弹性辐射曲线不易重叠。
干线采用曲率半径为Rr=6D的弯头；冷弯管现场弯制，采用曲率半径为=40DN。
5.3.3
线路辅助设施
(1)
线路截断阀室的设置
a
设置目的
在输气管道上间隔一定距离需设置截断阀，截断阀的位置应选择在交通方便、地形开阔、地势较高的地方。目的是便于维修以及当管道发生破坏时，尽可能减少损失和防止事故扩大。
b
截断阀间距
我国《输气管道工程设计规范》规定安地区等级，不等间距设计截断阀，截断阀最大间距应符合下列要求：一级地区为主的管段
32Km二级地区为主的管段
24Km三级地区为主的管段
16Km四级地区为主的管段

8Km
c
截断阀要求截断阀可采用自动或手动阀门，并应能通过清管器和检测仪器。
5.3.4
线路走向
(1)
应避开易发山洪、滑坡等不良地质段以及其他不易建站的地方。
(2)
遇到湿陷性黄土分布区，站址应尽量避开或选在湿陷量较小的地段。
(3)
地下水位较低，无腐蚀性。
(4)
地耐力不小于150KPa。
5.3.5
勘察要求
(1)
站场地形图比例（1：200）～（1：500）。
(2)
站场测量系统应与管线测量系统保持一致。
(3)
测量范围应具体考虑为总图布置方案留有余地（特殊地区建站可视现场的具体情况，确定测量范围和地形比例）。
5.3.6
站址选择步骤
(1)
先在总流向确定的范围内的地形图上(1：50000)或(1：10000)初选几处作为站址。
(2)
组织各有关专业的负责人（总图、水、电、土建、地质、测量）以及生产单为的负责人进行站址确定以后应进行地质勘察和测量工作确定以后应进行地质勘察和测量工作、线路里程桩（兼作阴极保护测试桩），转角桩及标志桩的设置。
为了便于管线的巡线检测，掌握沿线管道阴极保护的情况，随时测定管道沿线各点的有关数据，从管道起点每隔1Km设置一个线路里程桩，为了方便管理及减少投资，里程桩兼作阴极保护测试桩。
在管道穿越铁路、公路、地下建筑物、河流、沟渠及较大冲沟、水利工程等处，均应设置标志桩，在管道水平转角处均设置转角桩表示管道走向，便于巡线检测，对易于遭到车辆碰撞和人为破坏的管段，应设置警示牌，并应采取保护措施。
5.3.7
线路设计中采取的抗震措施
根据《输油（气）埋地钢制管道抗震设计规范》(SY54050-91)有关要求及结合沿线所处的部分区域按7度地震烈度设防，减灾地面上的线路附属设施和重要的穿越工程在该区域基本设防烈度的基础上提高一度作为设计设防烈度的原则，线路设计中采取以下有利于抗震的措施：
(1)
全线道路基本采取沟埋敷设，在管道纵向和水平转角处采取大曲率半径的自然弯曲弹性敷设，增加了管线的整体柔韧性。
(2)
管道覆盖土回填时，基本未松散回填，自然沉降，有一定的纵向变形补偿能力。
(3)
在穿越河流、较大沟渠、铁路、公路处，提高设计系数，适当增加壁厚，并对铁路及高等级的公路穿越段架设套管保护。
(4)
考虑正常的检测和事故状态的抢修的需要，全线设置4座截断阀室。便于管道的分段检修与事故抢修。
5.4
焊接与检验、清管与试压
5.4.1
焊接与检验
本工程管段环形焊口焊接采用全位置下焊接方式。焊口无损探伤检验按照规范要求，结合本工程的具体情况管道环形焊口周长100﹪采用X射线全周长复验。
管道焊前，焊接过程中间焊后检查及焊接工程交工检验记录，竣工验收要求及用于破坏性实验的焊缝，其取样、实验项目和方法，焊接质量要求，按国家现行标准有关章节执行。
5.4.2
清管和试压
(1)
清管扫线
a
管道竣工前应用清管器进行清管，清管应不少于两次。
b
清管扫线应设临时清管收发设施和防空口，不应使用站内设施。防空口应设置在第是开阔的安全地带，防空口应锚固并有可靠的接地装置。
c
管道投于使用前应进行干燥清管，必要时可投入吸湿剂。
(2)
试压的一般规定
按《输气管道工程设计规范》（GB50251-03）的10.2章节有关内容执行，输气管道必须进行强度试验和严密性实验，经试压合格的管段间互相连接的焊缝经射线照相检验合格后，可不再进行试压。输气站和穿（跨）越大中型河流、铁路、二级以上公路、高速公路的管段，应单独进行试压。
(3)
试压介质
a
位于一、二级地区的管段可采用气体或水做试验介质，位于三、四级地区的管段及输气站内的工艺管道应用水作实验介质。
b
用水做实验介质时，管道高位点应设置排气阀放空。
(4)
实验压力
a
一级地区的管段不应小于设计压力的1.1倍；
b
二级地区的管段不应小于设计压力的1.25倍；
c
三级地区的管段不应小于设计压力的1.4倍；
d
四级地区内的管段及输气站内的工艺管段不应小于设计压力的1倍；
e
试验压力稳定时间不应少于4小时，以验证其强度。
(5)
严密性试验
输气管道严密性试验应在强度实验合格后进行，用无腐蚀性气体作为试验介质，试验压力为设计压力，稳压24小时，不泄露为合格。
(6)
干燥
输气管道试压、清管结束后宜进行干燥。可采用吸水性泡沫清管塞反复吸附、干燥气体（压缩空气或氮气）吹扫、真空蒸发、注入甘醇吸湿剂清洗等方法进行管内干燥。
5.5
阀门与法兰的选用
5.5.1
阀门的种类及选用
(1)
阀门的选用要求
a
应选用密封性能好，使用寿命长的阀门。在防火区域内关键部位使用的阀门还应考虑阀门的耐火性能。
b
在需要清管的管段，应选用能通过清管器的全通径阀门。
(2)
阀门的种类
a
闸阀
管道中主要用于安装在需要全开全关属于截断的管段。具有调节流量的地方不能采用闸阀。在站场装置中通常采用契式单闸板闸阀。
b
截止阀
用于全开全关属于截断的管段。但截止阀可用于流量调节要求不严格的地方，作一般的截流控制操作之用。在站场中主要用于粗调节的控制阀，对流体压力降要求严格的地方不宜采用截止阀。
c
节流阀
节流阀也叫针型阀，主要用于调节流量和截流降压。在站场内通常采用角式节流阀。
d
安全阀
安全阀在受压的管道和容器上起保护作用，当被保护系统内介质压力升高到超过规定值（即安全阀的开启压力）时。自动开启，排放部分介质，防止压力继续升高，当介质压力降低到规定值（即安全阀的回座压力）时，自动关闭。
e
球阀
球阀与闸阀的功能相似，是用来作为截断管路介质用的阀门，不能用于调节流量。球阀因其通径与管路相同，故在输气管线中普遍使用。
5.5.2
法兰的选用
一般情况下法兰可以铸造或模锻，根据操作条件和介质等可以选择法兰及法兰的公称压力、类型、密封面要求及其材料。
6
输气管道工艺计算书
6.1
原始资料及基本物性计算
6.1.1
天然气输送流向和气量分配
甬温输气管道起始于宁波市，末站位于温州市，管线全长300，送至温州市的一期输量为3.0，二期输量为4.5。
6.1.2
天然气物性参数计算
6.1.2.1
天然气组成原始数据（见表6-1）
表6-1
天然气的组成
组分体积组分（﹪）
91.46
4.74
2.59
0.57
0.54
0.01
0.09
6.1.2.2
天然气物性参数计算
天然气的物性按式(3-1)至式(3-4)计算。
；
；
；
。
计算数据见表(6-2)：
表6-2
物性计算结果表
组成
体积百分
含量/（﹪）
分子量
（）
密度
（）
视临界压力
视临界温度
K
91.46
16.043
0.7174
45.44
190.58
4.74
30.070
1.3553
48．16
305.42

2.59
44.097
2.0102
41.94
369.82

0.57
58.124
2.6912
36.00
408.14

0.54
58.124
2.7030
37.47
469.65
0.01
72.151
3.426
33.81
460.35
0.0928.013
1.2507
33.49
125.97
混合气
100
17.918
0.8038
45.37
203.14
由上表可得：天然气的平均分子量=17.918；密度=0.8038；视临界压力=4.537MPa；视临界温度Tc=203.14。
6.1.2.3
压缩系数Z的计算
由式（3-6）：

及式（3-7）：
代入数据得：
=1.39
（在1.2~2.8
之间）

=1.44
（在1.4~2.0之间）
综合表(3-1)可得压缩因子的表达式为：
Z
=Pr（0.984Tr-0.2353）+0.0621Tr+0.858
代入数据得：
Z
=1.39×(0.984×1.44-0.2353)+0.0621×1.44+0.858
=0.82

6.1.2.4
天然气粘度计算
根据粘度的计算公式（3-11）：
[
又已知天然气所处的压力、温度下的密度,相对密度为=0.6665，则可求出所处条件下天然气的粘度：
式（3-11）中：
——天然气的粘度，；
——天然气的温度，K。
代入数据可求得：
x=6.3835；
y=1.3653；
C=0.0106
从而，可求出：

=0.010613mPa·s
6.2
输气管热力计算
6.2.1
管线工艺计算基本参数

设计年输送天数：350天；
管线最高工作压力：6.3；
进配气站最低压力：2.5；
设计压力：6.3；

平均温度：13℃；

压气站特性系数：=6.1012，=7.727。
6.2.2
定压摩尔比热的计算
由式（3-12）：式中
——天然气的定压摩尔比热，
；
T
——天然气的温度，K；
P——压力，Pa；
-----天然气的平均分子量，。
通过计算，可得：

=42.78。
由天然气工程手册图(2-79)得Cp-Cv=14.16；
计算可得Cv=28.62。
6.3
末段管道的最优管径及最优长度的计算
6.3.1
最优管径的计算
本设计任务书规定输量12.857，要求最大储气量为2.57，为日输量的20%，已知条件：相对密度为0.6665，T=286K,Z=0.82,输气管总长300km,,,管道摩阻系数初定为0.0116.
由《输气管道设计与管理》中式（8-59）：

(6-1)
式中

T0—工程标准下的温度，一般可取293KP0—标准大气压力
，101325Pa—管道的摩阻系数，初设定为0.0116Z—
气体压缩系数—相对密度
通过公式计算可得
。
20﹪Q=2.57×106m3
Q=
根据式(8-58)：

(6-2)
代入数据得最优管径：0.759m.根据《天然气管道输送》附录我国管道系列规定取末端管径为762mm。
6.3.1.1
管道壁厚的计算
由《输气管道工程设计规范》中
直管段壁厚计算公式：
(6-3)
式中
——钢管计算壁厚，cm；
P——设计压力，；
——钢管外径，；
——钢管的最小屈服强度，；
——强度设计系数，按输气管道穿越地区所属的地区等级划分级别选择；
——焊缝系数，一般取1.0；
——温度折减系数。当温度小于120℃时，值取1.0。
又根据该输气管道材质取S415钢，可由《天然气输送工程》查得S415钢的最小屈服强度为415；管段末段通过地区为二级地区，由《输气管道工程设计规范》可查得=0.5；又有P=6.3；=76.2，可以算出末段管段的壁厚：=10.3mm。
从而,得出末段管道的内径为：d=741.2mm。
6.3.2
末段管道内径的校核
根据式（3-15）：
代入数据可得：
又根据式（3-17）：
代入数据可得:
=7.02217
由于：
Re＞
从而可知该管段的流态处于阻力平方区。
根据阻力平方区的威莫斯公式：(6-4)
代入数据可得：
=0.0104
由式：
(6-5)代入已知数据得：
=4293.12
由式：
(6-6)
代入数据可得计算储气开始时的最低压力：
由式：
(6-7)
代入数据可得：

=由式：(6-8)
代入数据可得：储气开始时管道内的存气量：
由《输气管道设计与管理》中（8-51）式：
(6-9)
代入数据可得：
储气终了时应有的存气量：代入数据可得：
计算储气终了时的平均压力：

由式：(6-10)
代入数据可得:5.56

由式：

(6-11)
代入数据可得：
2.039
查《输气管道设计与管理》表8-2得（表6-3）：
=1.32
由式：
(6-12)
代入数据可得：

=4.74
由式：(6-13)
代入数据可得：
=6.265
由于：

6.265<6.3
所以末段选取的管外径D=762mm，管内径d=741.4mm，最优管长=176km能符合储气要求。
表6-3
函数值
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1.0
10.633
7.538
6.170
5.357
4.803
4.396
4.080
3.826
3.616
1.1
3.440
3.288
3.156
3.040
2.936
2.844
2.761
2.685
2.616
2.553
1.2
2.494
2.440
2.390
2.344
2.300
2.259
2.221
2.185
2.151
2.119
1.3
2.088
2.060
2.032
2.006
1.981
1.958
1.935
1.914
1.893
1.873
1.4
1.854
1.836
1.818
1.802
1.785
1.770
1.755
1.740
1.726
1.713
1.5
1.699
1.687
1.674
1.663
1.651
1.640
1.629
1.619
1.608
1.599
1.6
1.589
1.580
1.571
1.562
1.553
1.545
1.537
1.529
1.521
1.513
1.7
1.506
1.499
1.492
1.485
1.478
1.472
1.465
1.459
1.453
1.447
1.8
1.411
1.436
1.430
1.425
1.419
1.414
1.409
1.404
1.399
1.394
1.9
1.390
1.385
1.380
1.376
1.372
1.367
1.363
1.359
1.355
1.351
6.4
计算除末段外的其余管段
6.4.1
管径的计算
分别选取762，711，660的管径计算比较可得762的管径最经济合理。
本设计选取同一种钢材类型，则其的最小屈服强度相同为448，又由于本设计的末段的管径、长度及壁厚都已经确定，则末段的钢材用量一定，投资一定。故,选取不同的管径及管壁厚度做比较，比较结果见下表(6-2)
表6-2
初步计算管道建设预算
名称
钢材号
钢材的单价（元/t）
内径
（mm）
壁厚
（mm）
压气站数目
(个)
建设费用
（万元/年）
X65
7400
642
9
5
18426
X65
7400
693
9
4
18381
X65
7400
744
9
3
18336
由于建设费用基本相同，故运行费用在总费用中占主导地位，而压气站越多运行费用越大。经过上面的比较管径大的经济性较好，故本设计选取内径744mm的X65型号的钢材。
6.4.2
压气站个数、站间距的确定
采用上述确定的管径及壁厚可得：
C=4293.12
及《输气管道设计与管理》中式（9-9）(6-14)
代入数据可得：L=52.96km
则压气站个数：
实际上总是，因此得出的压气站数一般应向较大的方向取整。按较大值取，则n=4.除末段外还有3个站间。
6.4.3
压缩系数的计算
由
《输气管道设计与管理》上式（9-17）：(6-15)计算可得，各站的进站压力为：
从而得出：
6.5
管线应力的校核
管线壁厚设计计算公式只考虑了管线在内压作用下产生的环向应力，对于较大直径的管线或对于某些特殊管段的安全需要，还应该核算轴向应力。
轴向应力相关关系式：
(6-16)(6-17)
式中:
——管线的轴向应力，；——钢材弹性模量，为2.06；——钢材的线性膨胀系数，取1.2℃；——管线安装温度，℃；——管线工作温度，℃；——泊松比，取0.3；——管线的环向应力，；——钢管内径，cm；——钢管的公称壁厚，cm。
管线的当量应力可按最大剪应力破坏理论来计算和校核并满足以下条件：

(6-18)
结果见表(6-3)：
表6-3
应力校核表
项目
壁厚
0.9
-
校
核
结果
末段
10
226.62
-50.68
403.2
277.30
合格
前面部分
9
229.46
-51.53
403.2
280.99
合格
6.6
一期方案的确定
由于一期输气量为3.0，而根据最终方案确定的管径和压气站的站间距的确定，一期输气方案的确定过程如下：
(1)
C值的确定
根据式：
(6-19)
代入已知的变量以及根据最终输量确定的管径可以得到：
=4351.2
(2)
压气站个数的确定
由式：
(6-20)
代入已知各变量可以得到：
=160.94
又由于本输气管线设计的除末段外管段长度为124，从而可以确定，全线只需n=2个站。
故一期方案只需运行首站和末站即可达到输量要求。
6.7
旋风分离器的设计计算
6.7.1
工作条件下的气体流量的计算
由公式：
(6-21)
代入数据可得：
=1.916
6.7.2
旋风分离器直径的计算
根据《天然气工程手册》中的式子：

(6-22)
式中
——旋风分离器的筒体直径，；
——工作条件下的气体流量，；

——阻力系数，由实验确定，一般取=180；

——工作条件下的气体密度，；

——水力损失（即旋风分离器的压降），。
取
=80
由公式(6-19)：

计算可得：
=0.799
根据常用旋风分离器主要规格表，
取=0.800
6.7.3
旋风分离器的验算
(1)
计算气体流速
根据式：
(6-23)
计算得到：气体在旋风分离器之内的流速为
=2.44
(2)
计算旋风分离器的压力降
根据式

(6-24)
代入已知数据计算得到：=43.85(3)
由于
=80,
则
=80
从而可得：=64.16
从而校核合格。
6.7.4
旋风分离器的工作范围的计算
在选定的旋风分离器直径下，旋风分离器有最大和最小的流量及相应有最大和最小的压力降。
当=55时，旋风分离器具有最小流速，最小流量和最小压力降。
由式：
(6-25)
计算得到：

=2.45
由式：

(6-26)
计算得到：
=1.23
由式：
(6-27)
计算得到：
=44.11
同样，当=180时，旋风分离器具有最大流速，最大流量和最大压力降。
由式：
(6-28)
计算得到：=4.43
由式：
(6-29)
计算得到：=2.23
由式：
=180
(6-30)
计算得到：=144.36
6.7.5
旋风分离器的进口管径和出口管径的计算
(1)
旋风分离器的进口管径和出口管径的计算
根据《天然气工程手册》中公式：

(6-31)
式中
——气体进口管或出口管的管内径，；
——工作条件下的气体流量，；

——气体在进口管或出口管中的流速，（一般进口流速取15，出口流速取10）。
计算得到：=0.35；
(2)
流量最大和最小时天然气在进口和出口处的流速的校核
a
流量最大时，即=2.23时；
由式（6-25）：
可以得到：

(6-32)
即：计算得到：
b
流量最小时，即时，同上述计算步骤通过计算可以得到：
c
经过校核可以看出，在最大流量和最小流量时，天然气的进口流速和出口流速都在允许的范围内（进口流速一般为15～25，出口流速为5～15）。
(3)
旋风分离器各部分尺寸的选取
根据《天然气工程手册》上常用旋风分离器规格表选规格为的旋风分离器。其它各部分的结构尺寸如下：
旋风分离器圆筒高度：
；
旋风分离器排气管直径：；
旋风分离器锥体高度：(H-h)=2D=1.6m；
排灰口直径：；
排气管插入深度：
；
进口管截面高度：；
进口管截面宽度：。
6.8
安全阀的选择
6.8.1
操作条件
(1)
阀的最大泄放量的确定
以末站旋风分离器之后汇管上的安全阀选型计算为例，计算过程如下:汇管型号,长6米。
由式：(6-33)
式中
——管段的最高泄放压力，；
——操作压力，；
——末段的管段容积，1.61；
——气体的平均密度，；
——安全泄放时间，15分钟。
经过计算可以得到：
=0.81。
(2)
确定安全阀的泄放压力
安全阀开始起跳时的进口压力，称为安全阀的泄放压力，或称为安全阀的定压。因为安全阀的操作压力为5.5，即1.8，故安全阀的泄放压力为：式中
——被保护设备或管道的操作压力，。
(3)
聚集压力
安全阀开至最大并达到最大泄放量时进口压力与泄放压力之间的压差，对于安装在无火压力容器上的安全阀，
Pa=0.1
(4)
最高泄放压力
安全阀达到最大泄放能力时的进口压力为最高泄放压力。
6.8.2
安全阀通道截面面积的计算
根据《天然气工程手册》上的公式：

(6-34)
式中
F——安全阀通道截面积，；
——多变指数，；

——气体定压比热，42.78；

——气体定容比热，25.62；

——气体的特性系数，；

——气体的压缩因子；

——安全阀的最高泄放压力，；

——气体的摩尔质量，；

——安全阀的最大泄放量，。
经过计算得到：

K=1.49；
C=293.611；
。
从而，安全阀通道内径d=14mm；根据《天然气工程手册》中常用安全阀规格选择安全阀为。
6.9
管道计算总思路图
根据任务书查找具体资料
天然气物性计算
管道末段参数的确定
压气站的布置
管线工艺的计算
获得理想的设计方案
压气站的个数、站间距
各压气站的进出站压力
管径、壁厚、长度
图
6-1
设计总思路图
7
自动控制和通讯
7.1
概述
7.1.1
说明
甬温输气管道工程自动控制系统采用计算机为核心的监控和数据采集SCADA(Supervisory
Control
And
Dada
Acquisition)系统。实现输气管道集中数据采集监控，SCADA系统设在调控中心控制室内，自动控制系统的任务是保证该输气管道安全、可靠、平稳、高效和经济的运行。
该系统完成输气首站、输气末站以及全线的远距离数据采集和监控。该系统对减少人员、提高管理水平、制定及时的调配政策提供了强有力的手段，同时为优化管理创造了条件。
7.1.2
仪表及系统设备选型原则
(1)
尽量选用国产设备，关键设备应引进。
(2)
所选设备是经过实践考验证明了其的技术的先进性，并具有可靠性和稳定性。
(3)
现场仪表符合《中华人民共和国爆炸危险场所电器安全规范》。国外设备应在国内有支持和服务机构，保证使用配件的供应及后期技术服务。
7.2
SCADA系统
为了保证控制系统的可靠性，同时最大限度的满足生产过程需要，便于生产管理和操作，全线采用SCADA系统。
SCADA系统主要有调控控制中心计算机网络控制系统、通信系统、远程控制单元（站控系统或RTU）组成。采用调度控制中心控制级，站场控制级和就地控制级的三级控制方式。
第一级为调度控制中心控制级：即调度控制中心对全线进行远程控制，实行统一调度管理。
第二级为站场控制级：在首站、中间清管站、分输站和末站设置SCADA站控系统，对站内工艺参数及设备运行状态进行数据采集和监视控制。
第三级为就地控制级：就地控制系统对工艺单体或设备进行手/自动就地控制。
7.3
仪表检测、控制系统
温度检测、压力检测、压力控制及安全系统检测，分输站设置压力流量自动选择性调节系统对用户的压力或流量进行控制。正常情况下该系统为调节系统，以控制下游压力。当供气流量超过设定值时，根据管理需要，控制系统将自动切换为流量调节系统，对用户供气量进行限量控制，压力调节采用电动调节阀。
流量检测与计量系统包括贸易计量、自用气计量及管道泄漏检测。
7.4
流量计量系统

天然气计量是输气管道中不可缺少的重要环节，计量仪表的精度等级应符合相应的标准规范。首站流量计量属于贸易交接计量，其特点是流量波动大，计量精度要求高。目前，国内外天然气输气管道用于贸易交接计量的仪表主要有孔板流量计，气体涡轮流量计。本设计主要采用的是孔板流量计作为管道各站的计量系统。

8
结
论
1、甬温输气管道首站位于宁波市，末站位于温州市，管道全线长300千米，水平管线。
2、输气管道干线末段选用管径，壁厚为10；除了末段以外的其余部分管段也采用管径，壁厚为9，管材材质为X65，并采用符合GB9711-88标准的双面螺旋埋弧焊钢管。
3、输气干线采用煤焦油瓷漆涂层防腐，同时采用强制电流保护为主，牺牲阳极保护为辅的阴极保护方式对干线进行防腐蚀控制。
4、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，并与输气管道同沟敷设，管线辅助系统和共用设施尽力依托现有设施，管线设置维修队、抢修队各一个。
5、一期方案的确定,根据计算可得在一期输量下只需要2个站，故一期方案确定只运行首站和末站即可。
参考文献
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[2]
王志昌主编.输气管道工程[M].第2版北京：石油工业出版社，1997.
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四川石油管理编.天然气工程手册[M].北京：石油工业出版社，1888.
[4]
GB50251-2003，输气管道工程设计规范[S].北京：中国计划出版社，2003.
[5]
冯叔初主编.油气集输[M].东营：石油大学出版设，2002.
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中国石油天然气公司主编.天然气长输管道工程设计[M].东营：石油大学出版社，1995.
[7]‘油田油气集输设计技术手册’编写组.油田油气集输设计技术手册[M].
北京：上下册，石油工业出版社，1994.
[8]
李长俊主编.天然气管道输送[M].北京：石油工业出版社，2000.
[9]
沈维道，蒋智敏，童钧耕.工程热力学[M].第3版.北京：高等教育出版社，2007.12.

致
谢
本设计是在XX老师的耐心指导下完成的。在整个设计期间XX老师认真负责地对我遇到的问题进行讲解答疑，给于了我莫大的帮助。并且她对课题的深入专研的态度也让我在将来的工作中得到帮助，使我收益终生。我在此向XX老师表示最真挚的感谢！
同时，在我的设计过程中也得到了许多同学师兄的帮助，也对他们的帮助深表感谢！
由于作者的水平有限，本设计中难免存在许多不足，敬请读者批评指正，作者将不胜感激!

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