[拼音]：guandao shuqi gongyi

[外文]：technology of gas tran ission

实现天然气管道输送的技术和方法。主要是根据气源条件及天然气组分，确定输气方式、流程和运行方案；确定管材、管径、设备、沿线设站的类型及站距等。

早期的天然气管道输送，全靠气井的自然压力，而且天然气在输送过程中不经过处理直接进入管道。现代天然气管道输送则普遍采用压气机提供压力能，对所输送的天然气的质量也有严格的要求。

天然气的主要成分是甲烷，其次为乙烷、丙烷、丁烷及其他重质烃类气体。此外，天然气还含有少量硫化氢、二氧化碳、氢气和水蒸气等，还可能含有固体砂粒、凝析液和水等。天然气在标准状况下的容重为0.6780～0.7157公斤/米3，比空气轻。在空气中的含量为5.3％～15％(体积)时，遇明火会发生爆炸。被水蒸气饱和的天然气，在一定的压力和温度条件下，会生成外观象雪状的结晶水合物。

天然气中所带的固体杂质会使管道断面缩小，甚至堵塞，使机件和仪表磨损。凝析液和水因其聚集而会增加输送的能耗，会腐蚀管道和仪表等。水合物结晶甚至能完全堵塞管道。硫化氢和二氧化碳等酸性气体遇水时会严重腐蚀金属设备。因此，天然气进入输气管道前必须进行气液分离，除去游离水、凝析液和固体杂质，以及硫化氢和水。目前许多国家均制定了管道输送天然气的质量标准，通常要求经过处理的天然气中硫化氢含量小于 5.5毫克/米3(标准状况下)；天然气露点温度低于管道周围环境温度5～10℃。

油田伴生气是在油田采油时从石油中分离出来的气态碳氢化合物，其主要成分也是甲烷、乙烷、丙烷等烃类，但甲烷的含量比天然气要少些，乙烷则多些。此外，油田伴生气还含有较多的天然汽油成分，容重较天然气大，热值较天然气高。油田伴生气的质量标准同天然气的质量标准大致相同。

来自气井的天然气先在集气站进行加热、降压、分离，计量后进入天然气处理厂，脱除水、硫化氢、二氧化碳，然后进入压气站，除尘、增压、冷却，再输入输气管道。在沿线输送过程中，压力逐渐下降，经中间压气站增压，输至终点调压计量站和储气库，再输往配气管网。气田井口压力降低时，则需建矿场压气站增压。输气管道系统流程如图所示。

输气管道沿线各压气站与管道串联构成统一的密闭输气系统，任何一个压气站工作参数发生改变都会影响全线。因此，必须采取措施统一协调全系统各站的输量和压力，如调节各站原动机的转速，改变压气机工作特性和采用局部回流循环等，以保持压气机出口压力处于定值，并保障管道、管件和设备处于安全运行状态。

输气管道的管径、壁厚、起点压力、压缩比（压气机出口与进口压力之比）和压气站间距等参数的计算。参数间的相互关系反映在输气量计算式上。对于大管径、高压输气管道的输气量计算，一般用潘汉德公式：

对于中小管道和矿场集气管道的输气量计算，则多用威莫斯公式：

以上两式中Q为工程标准状况下天然气的体积流量；E为管道效率因数（新钢管采用0.9）;CQ为公制单位计算常数(取0.01002)；Tb为标准温度(293K)；pb为标准压力(1.033千克力/厘米2)；D为钢管内径; p1及p2分别为计算段管道起、终点压力；L为计算段管道长度;Tf为管内天然气平均温度;Z为管内天然气平均温度、平均压力下的压缩系数；G为天然气相对于空气的比重;CQW为公制单位计算常数(取0.0037477)。从以上两公式可知，管道的输气量主要是由管径、长度、温度、相对比重、起点和终点压力等参数决定，其中尤以管径、起点压力和长度的影响较大。如管径增大一倍时，输气量可以增加约6倍；压气站间距缩短一半时，输气量增加41％;同样提高输送压力和降低温度也能收到增大输气量的效果。

计划建设管道时，输气量通常是给定的，可先根据经验选择压缩比及相应的站间距离，按上述公式计算所需的管径和压气机的出口压力，并作出不同方案，用以比较管材金属消耗量和所需功率，从而确定优参数。

为提高天然气压力或补充天然气沿管道输送所消耗的压力，需要设置压气站。是否需要建设起点压气站，取决于气田压力，当气田压力能满足输气的需要时，可暂不建站。长距离输气管道必须在沿线建设若干个中间压气站。中间压气站的数目主要由输送距离和压缩比决定。站距主要由输气量确定，每个压气站都要消耗一部分天然气作燃料，因此输气量逐站减少，从而使各站距也有所不同。在确定站距时，应根据通过该站的实际输气量和进出口压力值，按输气量公式计算，还应综合考虑压气站址的地理、水源、电力、交通等条件。

利用输气管道末端的工作特点作为临时储气手段。末端长度对管道管径及压气站站数的确定有影响，因此也是输气工艺应考虑的问题。输气管道末端与中间各段的工作条件的差别是：中间各段的起终点流量基本相同，而末端的起终点天然气流量和压力则随终点外输量的变化而变化。气体外输量少时，多余的天然气就积存在末端;外输量大于输气管前段的输气量时，不足就由积存在末端中的天然气来补充。末端天然气流量变化的同时，其压力也随之变化，末端起终点压力的允许变化幅度决定末端储气量值。此量值可用下式求得：

式中V为末端储气量；T为末端气体的绝对温度; Z1和Z2分别为储气开始的平均压力p姈和储气终了的平均压力p娦下的压缩系数;Tb为标准温度(293K);V0为末端管道容积。

计算输气管道时，一般先从末端开始，确定末端的长度、储气量和管径，然后再计算其他管段。

输气管道经一段时间运行后，由于管内积垢、积液和压气机磨损等，管道输送效率就会下降。为了测试管道输送效率，常以新投产时管道较佳工况的效率作为基准，进行管道效率校核。提高运行效率的措施有：

（1）在用气中心建立储气库，减小终点配气量对输气的影响，保证输气管道经常按高效输气量输送，充分发挥管道的输气能力；

（2）选择排量、功率和压力有较宽调节范围的压气机组，使之在输量变化时仍能有较高的效率；

（3）采用内壁涂层，降低管内粗糙度，减小压力能损失；

（4）采用各种清管器清除管内锈屑和积液；

（5）降低输送温度，提高输气压力，顺序输送多种气体等。

天然气深冷到低于其沸点温度而成液态，称为液化天然气。它的体积只是气态的 1/600，比重为 0.415～0.45。液化天然气储罐有地上和地下两种。大型地上液化天然气储罐多用低温韧性好的铝、镍合金或不锈钢的金属罐，也有用预应力钢筋混凝土建造的。地上的金属储罐均外包有聚氨脂泡沫塑料的绝热层。

在低温下长距离输送液化天然气的管道还处于试验阶段。大宗的液化天然气目前都用液化气船运输。液化天然气由船上卸入储罐中，经加温气化后使用。通常用海水加温，这一换热过程可作为巨大的工业冷源加以利用。液化天然气经气化后，进入管道系统，输往配气中心供给用户。

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