天然氣長輸管道(鋼管)

作者：小編時間：2021-07-09閱讀數(shù)：人閱讀

天然氣長輸管道(鋼管)基礎(chǔ)知識匯編

天然氣長輸管道基礎(chǔ)知識匯編

隨著我國天然氣勘探開發(fā)力度的加大以及人民群眾日益提高的物質(zhì)和環(huán)保需要,近年來天然氣長輸管道的發(fā)展十分迅速。隨著管道的不斷延伸,管道企業(yè)所擔(dān)負(fù)的社會責(zé)任、政治責(zé)任和經(jīng)濟責(zé)任也越來越大。因此,對于天然氣長輸管道知識普及顯得尤為重要。

一、線路工程

輸氣管道工程是指用管道輸送天然氣和煤氣的工程,一般包括輸氣線路、輸氣站、管道穿(跨)越及輔助生產(chǎn)設(shè)施等工程內(nèi)容。

線路工程分為輸氣干線與輸氣支線。輸氣干線是由輸氣首站到輸氣末站間的主運行管線;輸氣支線是向輸氣干線輸入或由輸氣干線輸出管輸氣體的管線。

線路截斷閥室屬于線路工程的一部分,主要設(shè)備包括清管三通、線路截斷球閥、上下游放空旁通流程、放空立管等,功能是在極端工況或線路檢修時,對線路進行分段截斷。閥室設(shè)置依據(jù)線路所通過的地區(qū)等級不同,進行不同間距設(shè)置。

閥室系統(tǒng)包括手動閥室和RTU閥室兩大類。

1、手動閥室

手動閥室實現(xiàn)超壓、低壓、壓降速率檢測自動關(guān)斷及閥室內(nèi)工藝過程參數(shù)的就地指示,主要就地測控參數(shù)是:管線溫度顯示,緊急關(guān)斷閥前、后壓力顯示。

2、RTU閥室

RTU系統(tǒng)實現(xiàn)閥室內(nèi)工藝過程的遠程數(shù)據(jù)采集、監(jiān)控、管理和對可燃氣體泄漏進行監(jiān)測報警。

RTU 系統(tǒng)主要功能:

1)數(shù)據(jù)采集與傳輸功能:采集閥室內(nèi)工藝運行參數(shù),將其傳輸至控制中心系統(tǒng)。

2)控制功能:執(zhí)行控制中心下發(fā)的指令;整個閥室的啟動、停止控制;線路氣液聯(lián)動閥門遠控及就地手動控制。

3)其它功能:自診斷自恢復(fù);經(jīng)通信接口與第三方的系統(tǒng)或智能設(shè)備交換信息。

二、工藝站場

輸氣站是輸氣管道工程中各類工藝站場的總稱。一般包括輸氣首站、輸氣末站、壓氣站、氣體接收站、氣體分輸站、清管站等站場。

輸氣站是輸氣管道系統(tǒng)的重要組成部分,主要功能包括調(diào)壓、過濾、計量、清管、增壓和冷卻等。其中調(diào)壓的目的是保證輸入、輸出的氣體具有所需的壓力和流量;過濾的目的是為了脫除天然氣中固體雜質(zhì),避免增大輸氣阻力、磨損儀表設(shè)備、污染環(huán)境等;計量是氣體銷售、業(yè)務(wù)交接必不可少的,同時它也是對整個管道進行自動控制的依據(jù);清管的目的在于清除輸氣管道內(nèi)的雜物、積污,提高管道輸送效率,減少摩阻損失和管道內(nèi)壁腐蝕,延長管道使用壽命;增壓的目的是為天然氣提供一定的壓能;而冷卻是使由于增壓升高的氣體溫度降低下來,保證氣體的輸送效率。根據(jù)輸氣站所處的位置不同,各自的作用也有所差異。

1、首站

首站就是輸氣管道的起點站。輸氣首站一般在氣田附近,川氣東送管道的首站就緊鄰普光氣田。

首站的主要功能:

——接收天然氣凈化廠來氣,進行在線氣質(zhì)分析、色譜分析;

——對天然氣進行過濾分離;

——對過濾分離后的天然氣進行計量、在線標(biāo)定;

——計量后的天然氣經(jīng)旁通管路或者增壓后送入下游站場;

——清管器發(fā)送;

——緊急切斷;

——事故狀態(tài)及維修時的放空和排污;

——站場數(shù)據(jù)采集與監(jiān)控。

2、末站

末站就是輸氣管道的終點站。氣體通過末站,供應(yīng)給用戶。因此末站具有調(diào)壓、過濾、計量、清管器接受等功能。此外,為了解決管道輸送和用戶用氣不平衡問題,還設(shè)有調(diào)峰設(shè)施,如地下儲氣庫、儲氣罐等。川氣東送管道設(shè)有專線、支線末站共六個,分別是:達化末站、川維末站、九江末站、揚子石化末站、南京末站、金陵末站;主干線末站一個,為上海末站。

末站的主要功能:

——清管器接收;

——氣體過濾分離處理;

——氣體流量計量、在線標(biāo)定;

——氣體調(diào)壓;

——站場自用氣供給;

——站場緊急截斷和放空;

——站場排污;

——站場數(shù)據(jù)采集與監(jiān)控。

3、清管站

清管站是具有清管器收發(fā)、天然氣分離設(shè)備設(shè)施及清管作業(yè)功能的工藝站場。川氣東送管道沿線共設(shè)單純清管功能的站場2座,分別設(shè)置在黃金、野三關(guān),定期對管道進行分段清管作業(yè)。

清管站的主要功能:

——清管器收、發(fā);

——干線氣體旋風(fēng)分離;

——站場自用氣供給;

——站場緊急截斷和放空;

——站場數(shù)據(jù)采集與監(jiān)控。

4、壓氣站

壓氣站是在輸氣管道沿線,用壓縮機對管輸氣體增壓而設(shè)置的站。川氣東送管道共設(shè)置三個壓氣站,分別是普光首站、利川壓氣站、潛江壓氣站。

壓氣站的主要功能:

——接收凈化廠來氣,進行在線氣質(zhì)分析、色譜分析;

——對天然氣進行過濾分離;

——對過濾分離后的天然氣進行計量、在線標(biāo)定;

——計量后的天然氣經(jīng)旁通管路或者增壓后送入下游站場;

——清管器發(fā)送;

——緊急切斷;

——事故狀態(tài)及維修時的放空和排污;

——站場數(shù)據(jù)采集與監(jiān)控。

5、分輸站

在輸氣管道沿線,為分輸氣體至用戶而設(shè)置的站,一般具有分離、調(diào)壓、計量、清管等功能。

6、氣體接收站

在輸氣管道沿線,為接受輸氣支線來氣而設(shè)置的站,一般具有分離、調(diào)壓、計量、清管等功能。

三、自動控制系統(tǒng)

隨著電子計算機、儀表自動化技術(shù)、通信技術(shù)及信息技術(shù)的發(fā)展,目前已廣泛采用“監(jiān)控與數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)(Supervisory Control And Data Acquisition,簡稱SCADA系統(tǒng))”來完成對天然氣管道輸送的自動監(jiān)控和自動保護,并已成為管道自動控制系統(tǒng)的基本模式。川氣東送管道工程自動控制系統(tǒng)就采用了以計算機為核心的監(jiān)控及數(shù)據(jù)采集(下文簡稱SCADA)系統(tǒng)。

正常情況下調(diào)度控制中心負(fù)責(zé)全線自動化控制和調(diào)度管理,在調(diào)度控制中心故障或發(fā)生戰(zhàn)爭、自然災(zāi)害等情況下后備控制中心接管全線SCADA系統(tǒng)監(jiān)控。

管道SCADA系統(tǒng)對各站實施遠距離的數(shù)據(jù)采集、監(jiān)視控制、安全保護和統(tǒng)一調(diào)度管理。調(diào)度控制中心可向各站控系統(tǒng)發(fā)出調(diào)度指令,由站控系統(tǒng)完成控制功能;調(diào)度控制中心通過通信系統(tǒng)實現(xiàn)資源共享、信息的實時采集和集中處理。川氣東送管道采用全線調(diào)度中心控制級、站場控制級和就地控制級的三級控制方式。

第一級為中心控制級:對全線進行遠程監(jiān)控,實行統(tǒng)一調(diào)度管理。在正常情況下,由調(diào)度控制中心對全線進行監(jiān)視和控制。沿線各站控制無須人工干預(yù),各工藝站場的SCS和RTU在調(diào)度控制中心的統(tǒng)一指揮下完成各自的監(jiān)控工作。

第二級為站場控制級:在首站、各分輸站、壓氣站、末站,通過站控SCS系統(tǒng)對站內(nèi)工藝變量及設(shè)備運行狀態(tài)進行數(shù)據(jù)采集、監(jiān)視控制及聯(lián)鎖保護。在無人值守的清管站設(shè)置遠程終端裝置(RTU),對站內(nèi)工藝變量及設(shè)備運行狀態(tài)進行數(shù)據(jù)采集、監(jiān)視控制。站場控制級控制權(quán)限由調(diào)度控制中心確定,經(jīng)調(diào)度控制中心授權(quán)后,才允許操作人員通過SCS或RTU對各站進行授權(quán)范圍內(nèi)的操作。當(dāng)通信系統(tǒng)發(fā)生故障或系統(tǒng)檢修時,用站控系統(tǒng)實現(xiàn)對各站的監(jiān)視與控制。

第三級為就地控制級:就地控制系統(tǒng)對工藝單體或設(shè)備進行手/自動就地控制。當(dāng)進行設(shè)備檢修或緊急切斷時,可采用就地控制方式。

SCADA 系統(tǒng)配置及功能:

1、調(diào)度控制中心

配置硬件部分包括各類服務(wù)器和工作站等,軟件部分包括操作系統(tǒng)軟件、SCADA系統(tǒng)軟件、數(shù)據(jù)庫管理、報警和事件管理和專用軟件包(收發(fā)球跟蹤、模擬仿真軟件及氣體管理系統(tǒng) (GMS)軟件等)。

主要功能包括:數(shù)據(jù)采集和處理;下達調(diào)度和操作命令;顯示動態(tài)工藝流程;報警和事件管理;歷史數(shù)據(jù)的采集、歸檔和趨勢顯示;報表生成和打印;標(biāo)準(zhǔn)組態(tài)用軟件和用戶生成的用軟件的執(zhí)行;時鐘同步;具有對輸氣過程實時模擬及對操作人員進行培訓(xùn)的能力;壓力和流量調(diào)節(jié);輸氣過程優(yōu)化;儀表和系統(tǒng)的故障診斷和分析;網(wǎng)絡(luò)監(jiān)視及管理;主備通信通道的自動切換;貿(mào)易結(jié)算管理;全線緊急關(guān)斷;管線泄漏檢測。

2、后備控制中心

主要功能包括:數(shù)據(jù)采集和處理;下達調(diào)度和操作命令;顯示動態(tài)工藝流程;報警和事件管理;歷史數(shù)據(jù)的采集、歸檔和趨勢顯示;報表生成和打印;標(biāo)準(zhǔn)組態(tài)用軟件和用戶生成的用軟件的執(zhí)行;時鐘同步;壓力和流量調(diào)節(jié);儀表和系統(tǒng)的故障診斷和分析;網(wǎng)絡(luò)監(jiān)視及管理;主備通信通道的自動切換;全線緊急關(guān)斷;管線泄漏檢測。

3、輸氣管理處監(jiān)視終端

管理處分別設(shè)置2個監(jiān)視終端,只能實現(xiàn)數(shù)據(jù)監(jiān)視,不能進行控制。

監(jiān)視終端主要功能如下:動態(tài)工藝流程顯示;報警和事件顯示;歷史數(shù)據(jù)的趨勢顯示;儀表的故障診斷和分析顯示。

4、站控系統(tǒng)

各站場均設(shè)置SCS,設(shè)置不同數(shù)量的工作站、站控系統(tǒng)PLC、ESD系統(tǒng)PLC。

站控系統(tǒng)完成以下主要功能:數(shù)據(jù)采集與傳輸功能、控制功能、顯示功能、打印功能、ESD關(guān)斷功能和數(shù)據(jù)管理等其它功能。

5、遠控終端 RTU

全線設(shè)置遠控線路截斷閥室RTU,RTU可實現(xiàn)如下主要功能:數(shù)據(jù)采集和處理;邏輯控制;接收調(diào)度控制中心發(fā)送的指令;向調(diào)度控制中心發(fā)送帶時間標(biāo)簽的實時數(shù)據(jù);自診斷功能;故障報警。

6、流量計量和貿(mào)易管理

1)貿(mào)易計量

貿(mào)易交接流量計選用氣體超聲流量計或氣體渦輪流量計,渦輪流量計的口徑一般小于DN100。氣體超聲流量計在5%Qmax~ Qmax之間(Qmax為流量計固有最大流量范圍)保證測量準(zhǔn)確度優(yōu)于±0.5%。氣體渦輪流量計在20% qmax～qmax的范圍內(nèi)保證測量準(zhǔn)確度優(yōu)于±0.5%;氣體渦輪流量計在qmin～20% qmax的范圍內(nèi)保證測量準(zhǔn)確度優(yōu)于±1%。計量系統(tǒng)采用獨立的流量計算機作為流量累加單元,并將數(shù)據(jù)傳給SCS系統(tǒng)。

首站設(shè)置在線色譜、H2S和水露點分析儀,用于對天然氣氣質(zhì)和參數(shù)進行檢測。

其他計量站場設(shè)置在線色譜分析儀,用于對天然氣氣質(zhì)和參數(shù)進行檢測。

調(diào)度控制中心配置氣體管理系統(tǒng) (GMS),對現(xiàn)場天然氣流量、溫度、壓力數(shù)據(jù)進行計算,并為貿(mào)易管理系統(tǒng)提供數(shù)據(jù)。

2)自用氣計量

站場安裝站內(nèi)自用氣處理橇,自用氣計量采用渦輪流量計。站場自用氣包括放空火炬點火用氣、天然氣發(fā)電機用氣和生活用氣。

7、氣體管理系統(tǒng) (GMS)

氣體管理系統(tǒng) (GMS)為氣量/能量貿(mào)易管理系統(tǒng),可自動進行天然氣交接、銷售及輸送的管理,為公司財務(wù)提供所需的數(shù)據(jù),提供用戶查詢所需的數(shù)據(jù),完成貿(mào)易結(jié)算所需的功能并將數(shù)據(jù)存檔。

氣體管理系統(tǒng) (GMS)軟件結(jié)構(gòu)分為以下幾個部分:實時數(shù)據(jù)和歷史數(shù)據(jù)庫管理平臺、管道運行計劃、管理和財務(wù)信息系統(tǒng)、氣體計量系統(tǒng)等。

8、模擬仿真系統(tǒng)

為準(zhǔn)確地評價管道的過去、解釋管道當(dāng)前發(fā)生的事件、預(yù)測管道的未來等任務(wù)。川氣東送管道采用實時模擬仿真軟件,為操作、調(diào)度人員提供調(diào)度和操作參考,并可為操作員的培訓(xùn)提供平臺,以保證輸氣管道安全、平穩(wěn)、高效、經(jīng)濟運行。

模擬仿真軟件根據(jù)管道的實際情況組態(tài)形成管道的模型。根據(jù)需要計算所得出的結(jié)果,如管線的泄漏報警、天然氣組份跟蹤、各管段流量、管儲氣量、壓力分布狀態(tài)、清管器在管道中的位置等,由模擬仿真軟件寫入到SCADA的實時數(shù)據(jù)庫中,并在操作員工作站上顯示,作為操作員對管道運行調(diào)度的參考。

模擬仿真系統(tǒng)組成包括:實時瞬態(tài)、水力特征、氣體組分跟蹤、儀表分析、管充管理、管道效率、清管器跟蹤、工藝預(yù)測、SCADA培訓(xùn)等。

四、通訊系統(tǒng)

通信系統(tǒng)是為長輸管道的生產(chǎn)調(diào)度、行政管理、巡線搶修、生活后勤等提供多種通信業(yè)務(wù),開通遠程監(jiān)控及會議電視等視頻業(yè)務(wù),同時為管道SCADA系統(tǒng)的數(shù)據(jù)傳輸提供可靠信道,為數(shù)字化管道提供通信支撐。由于目前建設(shè)的長輸管線工藝自動化程度高、維護人員少,要求通信系統(tǒng)技術(shù)先進,穩(wěn)定可靠,傳輸質(zhì)量高,盡量減少日常維護工作量,并能適應(yīng)今后通信發(fā)展需求。

一般管道通信部分包括:光傳輸系統(tǒng)、電視監(jiān)控系統(tǒng)及周界安防系統(tǒng)、會議電視系統(tǒng)、程控電話交換系統(tǒng)、局域網(wǎng)辦公自動化(OA)系統(tǒng)、巡線搶修及應(yīng)急通信系統(tǒng)和公網(wǎng)備用通信系統(tǒng)等七部分。

通信實現(xiàn)方式一般采用光纖通信、DDN公網(wǎng)通信、GPRS無線通信及衛(wèi)星通信等。

五、供配電系統(tǒng)

1、站場供配電

壓氣站等電力負(fù)荷大的站場,建設(shè)110 kV 或35kV變電所來提供電力。其它電力負(fù)荷較小的站場一般報裝10 kV外電線路,由10 kV /0.4 kV變壓器變壓提供電能供給。

為確保輸氣生產(chǎn)的正常運行,選擇自動化天然氣發(fā)電機組作為應(yīng)急自備電源電源。外電斷電的情況下,發(fā)電機組應(yīng)為站內(nèi)一、二級負(fù)荷提供電源。天然氣發(fā)電機組額定電壓選擇:交流380/220V,50Hz,3相,4線。運行方式為市電與發(fā)電自動切換。

2、閥室系統(tǒng)供配電

(1) RTU 閥室供電

RTU 閥室供電主要有外部電源接入、太陽能電源系統(tǒng)和小容量燃氣發(fā)電裝置等三種方式。

根據(jù)RTU閥室所處地理位置,分別設(shè)置太陽能電源系統(tǒng)和小容量燃氣發(fā)電裝置,為RTU閥室內(nèi)的自控、通信、防腐及照明提供電源。采用太陽能電源供電閥室主要依據(jù)RTU閥室所在位置相近氣象條件,確定當(dāng)無光照日小于等于11天的平原地帶及無陽光遮攔處采用太陽能電源。閥室利用1000Ah閥控密封鉛酸蓄電池作為備用電源,后備時間約為48小時,并通過SCADA系統(tǒng)實現(xiàn)遠程監(jiān)測和控制,所有告警信號通過公用報警接點傳至SCADA系統(tǒng)。

外部電源供電的RTU閥室采用1回10kV高壓外電源,站內(nèi)建1座10/0.4kV變配電室,單臺室內(nèi)干式變壓器,為滿足一級用電負(fù)荷要求,配置保證在外電源失電的情況下采用冗余UPS不間斷電源,不間斷時間按3天考慮蓄電池配置。同時,對電源裝置具備就地和遠方監(jiān)控功能。

(2) 手動閥室供電

手動閥室電力需求主要是滿足線路截斷閥室執(zhí)行機構(gòu)電子控制單元,電力負(fù)荷很小,都是采用小型太陽能電池板配合密封鉛酸蓄電池供電,在具備光照的情況下,太陽能電源對鉛酸蓄電池進行浮充,由鉛酸蓄電池保持執(zhí)行機構(gòu)電子控制單元正常工作電壓。

六、管道防腐

1、線路管道防腐

(1)線路管道一般采用外防腐層與陰極保護相聯(lián)合的保護措施。管線外防腐涂層采用三層PE,陰極保護采用強制電流陰極保護,沿線按保護距離要求設(shè)置陰極保護站。

陰保設(shè)計參數(shù)如下:

自然電位:-0.55V(相對飽和硫酸銅參比電極)

匯流點電位:-1.15V(相對飽和硫酸銅參比電極)

管線最小保護電位:-0.85 V(相對飽和硫酸銅參比電極)

管線保護電流密度:5μA/m2

設(shè)計壽命:30年

輸氣外防腐涂層:三層PE

(2)外補口基本情況:

? 一般管段三層PE 的補口和煨制彎頭的補口選用無溶劑液體環(huán)氧涂料+熱收縮補口帶。

? 定向鉆穿越段的加強級3 層PE 補口選用無溶劑液體環(huán)氧涂料+定向鉆專用熱收縮補口帶。

(3)線路管道內(nèi)涂層

一般主干管線內(nèi)表面采用雙組份液體環(huán)氧涂料,干膜厚度≥65μm。

為了提高長輸管道陰極保護系統(tǒng)的工作性能和對管道的有效保護,可采用獨立的陰極保護監(jiān)測系統(tǒng),沿線在關(guān)鍵位置設(shè)置智能測試樁,在RTU閥室設(shè)置電位采集器。智能測試樁使用GPRS 通訊方式,采用長壽命電池供電,采用低功耗技術(shù)完成GPRS 通訊無線電位采集功能,自動GPRS 連線及數(shù)據(jù)發(fā)送。RTU 閥室電位采集器采用光纜進行數(shù)據(jù)發(fā)送。陰極保護監(jiān)測中心設(shè)在主調(diào)控中心。

2、閥室工藝管道防腐

閥室流程與干線相連部分采用強制電流陰極保護;閥室放空系統(tǒng)設(shè)絕緣接頭,采用犧牲陽極的陰極保護方式。

(1)地上天然氣管線、放空管線、放空立管的外表面

底漆:環(huán)氧富鋅底漆,2道,80～100mm

中間漆:環(huán)氧云鐵中間漆,1道, 100mm

面漆:丙烯酸聚氨酯面漆,2道,80～100mm

總干膜厚度≥260mm

(2)埋地管線的外表面

底漆:環(huán)氧富鋅底漆,2道,80～100mm

面漆:無溶劑液體環(huán)氧涂料,1道,500mm

總干膜厚度≥580mm

3、站場工藝管道防腐

管道工藝站場,一般增壓站場采用強制電流的陰極保護方式;其它站場采用犧牲陽極的陰極保護方式,進出站管道設(shè)絕緣接頭。

(1)地上工藝管道的外表面

底漆:環(huán)氧富鋅底漆,2道,80mm

面漆:環(huán)氧硅氧烷面漆,1道,125mm

總干膜厚度≥205mm

(2)埋地工藝管線的外表面

底漆:環(huán)氧富鋅底漆,2道,80mm

面漆:無溶劑液體環(huán)氧涂料,1道,500mm

總干膜厚度≥580mm

七、氣體的儲存

燃氣用氣量不斷發(fā)生變化,有月不均勻性、日不均勻性和時不均勻性,但起源的供應(yīng)量不可能完全按用氣量的變化而隨時改變,特別是長距離輸氣管道,為求得高效率和最好的經(jīng)濟效益,總希望在某一最佳輸量下工作。這樣,供氣與用氣經(jīng)常發(fā)生不平衡。為了保證按用戶的要求不間斷的供氣,必須考慮輸氣生產(chǎn)與使用的平衡問題。

解決用氣和供氣之間不平衡問題的途徑有三:

? 改變氣源的生產(chǎn)能力和設(shè)置機動氣源;

? 利用緩沖用戶發(fā)揮調(diào)度的作用;

? 利用各種儲氣設(shè)施。

前兩點由于受到氣源生產(chǎn)負(fù)荷變化的可能性和變化幅度以及供氣的安全可靠性和技術(shù)經(jīng)濟合理性要求的限制,不可能完全解決供需的不平衡問題。由于儲氣設(shè)施和儲氣方法的靈活性,利用各種儲氣設(shè)施是解決用氣不均勻性的最有效的方法之一。氣體儲存根據(jù)儲存方式分為:地下儲存、儲氣罐儲存、液態(tài)或固態(tài)儲存以及儲氣管道末端儲存等。

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