当前位置:首页 >> 电力/水利 >>

天然气长输管道的知识


关于天然气长输管道知识普及
随着我国天然气勘探开发力度的加大以及人民群众日益提高的 物质和环保需要,近年来天然气长输管道的发展十分迅速。随着管道 的不断延伸,管道企业所担负的社会责任、政治责任和经济责任也越 来越大。因此,对于天然气长输管道知识普及显得尤为重要。 一、线路工程 输气管道工程是指用管道输送天然气和煤气的工程, 一般包括输 气线路、输气站、管道穿(跨)越及辅

助生产设施等工程内容。 线路工程分为输气干线与输气支线。 输气干线是由输气首站到输 气末站间的主运行管线; 输气支线是向输气干线输入或由输气干线输 出管输气体的管线。 线路截断阀室属于线路工程的一部分,主要设备包括清管三通、 线路截断球阀、上下游放空旁通流程、放空立管等,功能是在极端工 况或线路检修时,对线路进行分段截断。阀室设置依据线路所通过的 地区等级不同,进行不同间距设置。 阀室系统包括手动阀室和 RTU 阀室两大类。 二、工艺站场 输气站是输气管道工程中各类工艺站场的总称。 一般包括输气首 站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。 输气站是输气管道系统的重要组成部分,主要功能包括调压、过 滤、计量、清管、增压和冷却等。其中调压的目的是保证输入、输出
1

的气体具有所需的压力和流量; 过滤的目的是为了脱除天然气中固体 杂质,避免增大输气阻力、磨损仪表设备、污染环境等;计量是气体 销售、业务交接必不可少的,同时它也是对整个管道进行自动控制的 依据;清管的目的在于清除输气管道内的杂物、积污,提高管道输送 效率,减少摩阻损失和管道内壁腐蚀,延长管道使用寿命;增压的目 的是为天然气提供一定的压能; 而冷却是使由于增压升高的气体温度 降低下来,保证气体的输送效率。根据输气站所处的位置不同,各自 的作用也有所差异。 1、首站 首站就是输气管道的起点站。输气首站一般在气田附近。 2、末站 末站就是输气管道的终点站。气体通过末站,供应给用户。因此 末站具有调压、过滤、计量、清管器接受等功能。此外,为了解决管 道输送和用户用气不平衡问题,还设有调峰设施,如地下储气库、储 气罐等。 3、清管站 清管站是具有清管器收发、 天然气分离设备设施及清管作业功能 的工艺站场。 4、压气站 压气站是在输气管道沿线,用压缩机对管输气体增压而设置的 站。 5、分输站
2

在输气管道沿线, 为分输气体至用户而设置的站, 一般具有分离、 调压、计量、清管等功能。 6、气体接收站 在输气管道沿线,为接受输气支线来气而设置的站,一般具有分 离、调压、计量、清管等功能。 三、自动控制系统 随着电子计算机、 仪表自动化技术、 通信技术及信息技术的发展, 目前已广泛采用 “监控与数据采集系统 (Supervisory Control And Data Acquisition,简称 SCADA 系统) ”来完成对天然气管道输送的自动监 控和自动保护,并已成为管道自动控制系统的基本模式。 正常情况下调度控制中心负责全线自动化控制和调度管理, 在调 度控制中心故障或发生战争、 自然灾害等情况下后备控制中心接管全 线 SCADA 系统监控。 管道 SCADA 系统对各站实施远距离的数据采集、监视控制、安 全保护和统一调度管理。调度控制中心可向各站控系统发出调度指 令,由站控系统完成控制功能;调度控制中心通过通信系统实现资源 共享、信息的实时采集和集中处理。 第一级为中心控制级: 对全线进行远程监控, 实行统一调度管理。 在正常情况下,由调度控制中心对全线进行监视和控制。沿线各站控 制无须人工干预,各工艺站场的 SCS 和 RTU 在调度控制中心的统一 指挥下完成各自的监控工作。 第二级为站场控制级:在首站、各分输站、压气站、末站,通过
3

站控 SCS 系统对站内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视 控制及联锁保护。在无人值守的清管站设置远程终端装置(RTU) , 对站内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制。站场控制 级控制权限由调度控制中心确定,经调度控制中心授权后,才允许操 作人员通过 SCS 或 RTU 对各站进行授权范围内的操作。当通信系统 发生故障或系统检修时,用站控系统实现对各站的监视与控制。 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。 当进行设备检修或紧急切断时, 可采用就地控制方式。 SCADA 系统配置及功能: 1、调度控制中心 配置硬件部分包括各类服务器和工作站等, 软件部分包括操作系 统软件、SCADA 系统软件、数据库管理、报警和事件管理和专用软 件包(收发球跟踪、模拟仿真软件及气体管理系统 (GMS)软件等) 。 主要功能包括:数据采集和处理;下达调度和操作命令;显示动 态工艺流程;报警和事件管理;历史数据的采集、归档和趋势显示; 报表生成和打印;标准组态用软件和用户生成的用软件的执行;时钟 同步;具有对输气过程实时模拟及对操作人员进行培训的能力;压力 和流量调节;输气过程优化;仪表和系统的故障诊断和分析;网络监 视及管理; 主备通信通道的自动切换; 贸易结算管理; 全线紧急关断; 管线泄漏检测。 2、后备控制中心 配置硬件部分包括各类服务器和工作站等, 软件部分包括操作系
4

统软件、SCADA 系统软件、数据库管理、报警和事件管理和专用软 件包(收发球跟踪、模拟仿真软件及气体管理系统 (GMS)软件等) 。 主要功能包括:数据采集和处理;下达调度和操作命令;显示动 态工艺流程;报警和事件管理;历史数据的采集、归档和趋势显示; 报表生成和打印;标准组态用软件和用户生成的用软件的执行;时钟 同步;压力和流量调节;仪表和系统的故障诊断和分析;网络监视及 管理;主备通信通道的自动切换;全线紧急关断;管线泄漏检测。 3、输气管理处监视终端 管理处分别设置 2 个监视终端,只能实现数据监视,不能进行控 制。 监视终端主要功能如下:动态工艺流程显示;报警和事件显示; 历史数据的趋势显示;仪表的故障诊断和分析显示。 4、站控系统 各站场均设置 SCS,设置不同数量的工作站、站控系统 PLC、 ESD 系统 PLC。 站控系统完成以下主要功能:数据采集与传输功能、控制功能、 显示功能、打印功能、ESD 关断功能和数据管理等其它功能。 5、远控终端 RTU 全线设置远控线路截断阀室 RTU,RTU 可实现如下主要功能: 数据采集和处理;逻辑控制;接收调度控制中心发送的指令;向调度 控制中心发送带时间标签的实时数据;自诊断功能;故障报警。 6、流量计量和贸易管理
5

1)贸易计量 贸易交接流量计选用气体超声流量计或气体涡轮流量计, 涡轮流 量计的口径一般小于 DN100。气体超声流量计在 5%Qmax~ Qmax 之 间(Qmax 为流量计固有最大流量范围)保证测量准确度优于± 0.5%。 气体涡轮流量计在 20% qmax~qmax 的范围内保证测量准确度优于 ± 0.5%;气体涡轮流量计在 qmin~20% qmax 的范围内保证测量准确 度优于± 1%。计量系统采用独立的流量计算机作为流量累加单元,并 将数据传给 SCS 系统。 首站设置在线色谱、H2S 和水露点分析仪,用于对天然气气质和 参数进行检测。 其他计量站场设置在线色谱分析仪, 用于对天然气气质和参数进 行检测。 调度控制中心配置气体管理系统 (GMS),对现场天然气流量、 温度、压力数据进行计算,并为贸易管理系统提供数据。 2)自用气计量 站场安装站内自用气处理橇,自用气计量采用涡轮流量计。站场 自用气包括放空火炬点火用气、天然气发电机用气和生活用气。 7、气体管理系统 (GMS) 气体管理系统 (GMS)为气量/能量贸易管理系统,可自动进行 天然气交接、销售及输送的管理,为公司财务提供所需的数据,提供 用户查询所需的数据,完成贸易结算所需的功能并将数据存档。 气体管理系统 (GMS)软件结构分为以下几个部分:实时数据和
6

历史数据库管理平台、管道运行计划、管理和财务信息系统、气体计 量系统等。 8、模拟仿真系统 为准确地评价管道的过去、解释管道当前发生的事件、预测管道 的未来等任务。川气东送管道采用实时模拟仿真软件,为操作、调度 人员提供调度和操作参考,并可为操作员的培训提供平台,以保证输 气管道安全、平稳、高效、经济运行。 模拟仿真软件根据管道的实际情况组态形成管道的模型。 根据需 要计算所得出的结果,如管线的泄漏报警、天然气组份跟踪、各管段 流量、管储气量、压力分布状态、清管器在管道中的位置等,由模拟 仿真软件写入到 SCADA 的实时数据库中, 并在操作员工作站上显示, 作为操作员对管道运行调度的参考。 模拟仿真系统组成包括:实时瞬态、水力特征、气体组分跟踪、 仪表分析、管充管理、管道效率、清管器跟踪、工艺预测、SCADA 培训等。 四、通讯系统 通信系统是为长输管道的生产调度、行政管理、巡线抢修、生活 后勤等提供多种通信业务,开通远程监控及会议电视等视频业务,同 时为管道 SCADA 系统的数据传输提供可靠信道, 为数字化管道提供 通信支撑。 由于目前建设的长输管线工艺自动化程度高、 维护人员少, 要求通信系统技术先进,稳定可靠,传输质量高,尽量减少日常维护 工作量,并能适应今后通信发展需求。
7

一般管道通信部分包括:光传输系统、电视监控系统及周界安防 系统、会议电视系统、程控电话交换系统、局域网办公自动化(OA) 系统、巡线抢修及应急通信系统和公网备用通信系统等七部分。 通信实现方式一般采用光纤通信、 DDN 公网通信、 GPRS 无线通 信及卫星通信等。

五、 供配电系统 1、站场供配电 压气站等电力负荷大的站场,建设 110 kV 或 35kV 变电所来提 供电力。 其它电力负荷较小的站场一般报装 10 kV 外电线路, 由 10 kV /0.4 kV 变压器变压提供电能供给。 为确保输气生产的正常运行, 选择自动化天然气发电机组作为应 急自备电源电源。外电断电的情况下,发电机组应为站内一、二级负 荷提供电源。天然气发电机组额定电压选择:交流 380/220V,50Hz, 3 相,4 线。运行方式为市电与发电自动切换。 2、阀室系统供配电 (1) RTU 阀室供电 RTU 阀室供电主要有外部电源接入、太阳能电源系统和小容量 燃气发电装置等三种方式。 根据 RTU 阀室所处地理位置,分别设置太阳能电源系统和小容 量燃气发电装置,为 RTU 阀室内的自控、通信、防腐及照明提供电 源。采用太阳能电源供电阀室主要依据 RTU 阀室所在位置相近气象
8

条件,确定当无光照日小于等于 11 天的平原地带及无阳光遮拦处采 用太阳能电源。 阀室利用 1000Ah 阀控密封铅酸蓄电池作为备用电源, 后备时间约为 48 小时,并通过 SCADA 系统实现远程监测和控制, 所有告警信号通过公用报警接点传至 SCADA 系统。 外部电源供电的 RTU 阀室采用 1 回 10kV 高压外电源, 站内建 1 座 10/0.4kV 变配电室,单台室内干式变压器,为满足一级用电负荷 要求,配置保证在外电源失电的情况下采用冗余 UPS 不间断电源, 不间断时间按 3 天考虑蓄电池配置。同时,对电源装置具备就地和远 方监控功能。 (2) 手动阀室供电 手动阀室电力需求主要是满足线路截断阀室执行机构电子控制 单元,电力负荷很小,都是采用小型太阳能电池板配合密封铅酸蓄电 池供电,在具备光照的情况下,太阳能电源对铅酸蓄电池进行浮充, 由铅酸蓄电池保持执行机构电子控制单元正常工作电压。

六、管道防腐 1、线路管道防腐 (1) 线路管道一般采用外防腐层与阴极保护相联合的保护措施。 管线外防腐涂层采用三层 PE,阴极保护采用强制电流阴极保护,沿 线按保护距离要求设置阴极保护站。 阴保设计参数如下: 自然电位:-0.55V(相对饱和硫酸铜参比电极)
9

汇流点电位:-1.15V(相对饱和硫酸铜参比电极) 管线最小保护电位:-0.85 V(相对饱和硫酸铜参比电极) 管线保护电流密度:5μ A/m2 设计寿命:30 年 输气外防腐涂层:三层 PE (2)外补口基本情况: ? 一般管段三层 PE 的补口和煨制弯头的补口选用无溶剂液体 环氧涂料+热收缩补口带。 ? 定向钻穿越段的加强级 3 层 PE 补口选用无溶剂液体环氧涂 料+定向钻专用热收缩补口带。 (3)线路管道内涂层 一般主干管线内表面采用双组份液体环氧涂料,干膜厚度≥65 μ m。 为了提高长输管道阴极保护系统的工作性能和对管道的有效保 护,可采用独立的阴极保护监测系统,沿线在关键位置设置智能测试 桩, 在 RTU 阀室设置电位采集器。 智能测试桩使用 GPRS 通讯方式, 采用长寿命电池供电,采用低功耗技术完成 GPRS 通讯无线电位采 集功能,自动 GPRS 连线及数据发送。RTU 阀室电位采集器采用光 缆进行数据发送。阴极保护监测中心设在主调控中心。 2、阀室工艺管道防腐 阀室流程与干线相连部分采用强制电流阴极保护; 阀室放空系统 设绝缘接头,采用牺牲阳极的阴极保护方式。
10

(1)地上天然气管线、放空管线、放空立管的外表面 底漆:环氧富锌底漆,2 道,80~100?m 中间漆:环氧云铁中间漆,1 道, 100?m 面漆:丙烯酸聚氨酯面漆,2 道,80~100?m 总干膜厚度≥260?m (2)埋地管线的外表面 底漆:环氧富锌底漆,2 道,80~100?m 面漆:无溶剂液体环氧涂料,1 道,500?m 总干膜厚度≥580?m 3、站场工艺管道防腐 管道工艺站场,一般增压站场采用强制电流的阴极保护方式;其 它站场采用牺牲阳极的阴极保护方式,进出站管道设绝缘接头。 (1)地上工艺管道的外表面 底漆:环氧富锌底漆,2 道,80?m 面漆:环氧硅氧烷面漆,1 道,125?m 总干膜厚度≥205?m (2)埋地工艺管线的外表面 底漆:环氧富锌底漆,2 道,80?m 面漆:无溶剂液体环氧涂料,1 道,500?m 总干膜厚度≥580?m

七、气体的储存
11

燃气用气量不断发生变化,有月不均匀性、日不均匀性和时不均 匀性,但起源的供应量不可能完全按用气量的变化而随时改变,特别 是长距离输气管道,为求得高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,供气与用气经常发生不平衡。为了保证按用 户的要求不间断的供气,必须考虑输气生产与使用的平衡问题。 解决用气和供气之间不平衡问题的途径有三: ? 改变气源的生产能力和设置机动气源; ? 利用缓冲用户发挥调度的作用; ? 利用各种储气设施。 前两点由于受到气源生产负荷变化的可能性和变化幅度以及供 气的安全可靠性和技术经济合理性要求的限制, 不可能完全解决供需 的不平衡问题。由于储气设施和储气方法的灵活性,利用各种储气设 施是解决用气不均匀性的最有效的方法之一。 气体储存根据储存方式 分为:地下储存、储气罐储存、液态或固态储存以及储气管道末端储 存等。

12


相关文章:
天然气长输管道安全现状及应对措施
天然气长输管道安全现状及应对措施_能源/化工_工程科技_专业资料。截至2013年,全球...对此, 要加大对沿线群众燃气安全知识的宣传力度,采用张贴燃气 事故案例画册、发...
天然气长输管道施工要点探讨
天然气长输管道施工要点探讨_建筑/土木_工程科技_专业资料。天然气长输管道施工要点探讨 摘要:随着我国经济的发展,人们对能源的利用越来越大,天然气是其中相 当重...
燃气管道知识汇总
燃气管道知识汇总_能源/化工_工程科技_专业资料。燃气管道 1) 根据用途分类 ①长距离输气管道:其干管及支管的末端连接城市或大型工业企 业,作为供应区的气源点。...
天然气基础知识
天然气基础知识天然气系古生物遗骸长期沉积地下,经慢慢转化及变质裂解而产 生的...2、管输运营成本带 天然气的管输运营成本是气价的重要组成部分。长输管道是...
天然气长输管道的施工技术研究
天然气长输管道的施工技术研究_电力/水利_工程科技_专业资料。天然气长输管道的施工技术研究 摘要: 随着天然气的广泛在人们生活中的广泛应用,致使天然气资源输送的...
天然气长输管道的施工工艺研究
天然气长输管道的施工工艺研究 摘要:随着我国天然气和石油工业的不断发展,天然气管道施工的要求也 随之提高。 由于天然气长输管道工程具有线路长、 地区跨度大, ...
天然气长输管道施工要点探讨
龙源期刊网 http://www.qikan.com.cn 天然气长输管道施工要点探讨 作者:王云等 来源:《中小企业管理与科技· 下旬刊》2014 年第 02 期 摘要:随着社会经济的...
论天然气长输管道施工技术要点
龙源期刊网 http://www.qikan.com.cn 论天然气长输管道施工技术要点 作者:刘睿 来源:《建筑工程技术与设计》2015 年第 07 期 摘要:随着经济的迅速发展,长输...
天然气长输管道的施工工艺研究
天然气长输管道的施工工艺研究_电力/水利_工程科技_专业资料。天然气长输管道的施工工艺研究 摘要:随着我国天然气和石油工业的不断发展,天然气管道施 工的要求也...
天然气长输管道的施工工艺研究
天然气长输管道的施工工艺研究_电力/水利_工程科技_专业资料。天然气长输管道的...2014年统计法基础知识精讲50份文档 2014年注册会计师考试 2014年注册会计师考试...
更多相关标签:
天然气长输管道 | 天然气长输管道规范 | 天然气长输管道管理 | 天然气长输管道保护 | 天然气长输管道压力 | 什么是天然气长输管道 | 天然气长输管道定义 | 天然气的安全知识 |