作者：冯春艳
出版社：石油工业出版社
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天然气管道输送与管理试读：
前言
天然气是一种优质的气体燃料，它具有高效、清洁、方便等优点。专家预测，在21世纪的能源结构中，天然气将占主导地位。我国天然气资源非常丰富，是今后一个时期国民经济发展的重要因素之一。
本书主要是为高等职业技术院校油气储运和城市燃气相关专业学生所编写的专业课教材。本书通俗易懂、联系实际、图文并茂，重点培养具有实践能力的场站运行管理人员。
本书的主要内容包括我国输气管道工程概况，天然气的性质及质量要求，输气站、输气管道的运行参数，天然气的储存，输气管道工况分析，天然气流量计量，输气管道的运行管理，输气管道安全。
本书由河北石油职业技术学院冯春艳主编。第一章、第五章、第六章第一节至第四节、第九章由冯春艳编写；第二章由赵静（天津石油职业技术学院）、杨辉（河北石油职业技术学院）编写；第三章由李鑫（河北石油职业技术学院）、杨辉编写；第四章由王学东（河北石油职业技术学院）编写；第六章第五节至第六节、第七章由张鉴益（天津工程职业技术学院）编写；第八章由冯春艳、张城（中国石油管道公司）编写。全书由主编冯春艳统稿。
在本书编写过程中，中国石油管道公司管道运行处给予了大力支持，中国石油管道学院教务处及相关教研室的所有老师也给予了关心和支持，在此表示感谢。
由于编者水平有限，书中错误及不妥之处在所难免，敬请读者批评指正。编者2013年2月
第一章 我国输气管道工程概况
第一节 输气系统简介
一、 输气系统的组成
天然气密度小、体积大，管道输送几乎成了唯一的方式。从气田的井口装置开始，经矿场集气、净化、干线输气，直到通过配气管网送到用户，形成了一个统一的密闭输气系统，如图1-1所示。整个系统主要由矿场集气管网、干线输气管道（网）、城市配气管网和与这些管网相匹配的站、场装置组成。图1-1 输气系统示意图1—井场装置；2—集气管网；3—集气站；4—矿场压气站；5—天然气处理厂；6—输气首站；7—截断阀；8—干线管道；9—中间压气站；10—城市配气站及配气管网；11—地上储气库；12—地下储气库
1.矿场集气
气田集气从井口开始，经分离、计量、调压、净化和集中等一系列过程，到向干线输气为止，包括井场、集气管网、集气站、天然气处理厂、外输总站等。
气田集气有两种流程：单井集气和多井集气。
单井集气的井场除采气树外，还将节流（包括加热）、调压、分离、计量等工艺设施和仪表都布置在井口附近，每口气井有独立完整的一套设施。气体在井场初步处理后，经集气管网汇集于总站，进一步调压、处理、计量后外输。
多井集气流程，在井场只有采气树，气体经初步减压后送到集气站，一个集气站汇集不超过10口井的气体，在站上分别对各井的气体进行节流（包括加热）、调压、分离、计量和预处理，然后通过集气管网集中于总站，外输至净化厂（处理厂）或干线。多井集气流程主要用于气田大规模开发阶段，它处理的气体质量好，节约劳力，便于实现自动化管理，经济效益高。
集气管网通常分为枝状集气管网、环状集气管网和放射状集气管网，如图1-2所示。图1-2 集气管网的类型（a）枝状集气管网；（b）环状集气管网；（c）放射状集气管网○—单井集气站；—多井集气站或输气干线首站；——集气支线，-集气干线
枝状集气管网[图1-2（a）]形同树枝状，它有一条贯穿于气田的主干线，将分布在干线两侧气井的天然气通过支线纳入干线，由干线输至集气总站或净化厂。该集气管网适于长条状气田，四川卧龙河气田即采用这种管网布局。
环状集气管网[图1-2（b）]是将集气干线布置成环状，承接沿线集气站的来气，在环网上适当的位置引出管线至集气总站。这种集气流程调度气量方便，气压稳定，局部发生事故时影响面积小，一般用于构造面积较大的气田。
放射状集气管网[图1-2（c）]适于井位相对集中的气田。按集中程度将若干口气井划为一组，每组中设置一个集气站，各井天然气通过采气管线纳入集气站。该管网布局便于天然气和污水的集中处理，也可减少操作人员。它在四川气田中应用较为广泛，大庆的汪家屯气田、大港的板桥气田也采用这种管网。
在实际工程中，集气管网的类型并不都是单一典型的某一种类型管网，通常是其中的两种，甚至三种的组合，如四川磨溪气田集气管网便是放射状与枝状组合的集气管网（图1-3）。
管网的类型主要取决于气田的形状，井位布置，所在地区的地形、地貌等诸多方面的因素。因此，管网的布局是一个较为复杂的“系统”问题。一个气田究竟采用何种集气流程和管网，要根据气田的储量、面积，构造的大小、形状、产层数，产层特性，产气量，井口压力和气体的组成与性质以及采用的净化工艺，通过综合技术经济比较来确定。
2.干线输气
输气干线从矿场附近的输气首站开始，到终点配气站为止。长距离干线输气管管径大、压力高，距离可达数千千米，年输气量高达数百亿立方米，是一个复杂的工程系统，也是一个独立经营的企业。
长距离输气管道与压缩机站组成一个复杂的动力系统，由于它所输送的气量大，通常采用大口径高压力的输送系统，与矿场输气管和城市管网有很大差别，其主要特点是：（1）长输管道是天然气长距离连续运输系统，它不需要常规的运输工具和设备，也不需要大量的建筑和占用大片土地，可以用自身运输的物质消耗克服其摩擦阻力，迅速地将天然气运达目的地，所以是最有效、最大规模的运输系统，由于这些突出优点，不仅可以用它来运输气体和液体，国外已经开始用它来输送固体物质如水煤浆。图1-3 放射状与枝状组合的集气管网○—气井；—集气站；-—集气干线（2）天然气的产供销是由采气、净化、输气和供气等环节组成的，是在完全密闭的管道中完成的。上下游之间紧密相连、互相制约，形成一个庞大而复杂的输送系统。长输管道作为这个系统中的中间环节，必须协调好上下游之间的关系，这使得它的设计和操作管理比其他管道更为复杂。（3）由于长输管道担负着某一城市或地区的供气任务，而且所供应的能量（或作为化工原料）数目庞大，涉及国计民生和千家万户，一旦中断，将影响整个城市或地区工业生产和人民生活的正常秩序，甚至带来巨大损失，因此必须保证安全、连续、可靠地供气。这就需要在设计和管理上采取特别有效的措施予以保证。（4）由于采气生产的均衡性和用户用气的波动性，使得长输管道的运行长期处于上游（进口）压力相对稳定而下游（出口）压力不断变化的矛盾之中。这就要求管道有一定的储气能力，以适应用气量的变化。当然，用户用气量随季节和昼夜每小时不断地变化，峰谷差别悬殊，单靠输气管道调节是无法解决的，而且也不一定经济。（5）一般气田的地层压力在开采初期都比较高，长输管道投产初期可充分利用地层压力进行输送，随着开采程度的提高和地层压力的不断下降，输气管道应根据气田压力的变化逐步建增压站，可节约投资和经营费用。（6）长输管道要求有与之配套的完善的附属设施，尤其是通信和自控系统。在天然气工业迅猛发展的今天，几千千米及跨地区、跨省市输送已成为常事，因此要求有先进完善的通信调度系统作为保证，以维持管道的正常运行。（7）由于现代管道输送在国民经济中的地位日趋重要，如何利用冶金、机械制造、自动控制和施工安装等综合技术来提高运输效率已成为管输工艺研究的中心。
干线输气管网是一个复杂的工程，除了线路和压气站两大部分外，还有通信、自动监控、道路、水电供应、线路维修和其他一些辅助设施和建筑。
3.城市配气
城市配气的任务是从配气站开始，通过各级配气管网和气体调压以保质保量地根据用户要求直接向用户供气。
配气站是干线的终点，又是城市配气的起点和总枢纽，气体在配气站内经过分离、调压、计量和添味后输入配气管网。城市配气管网也有枝状和环状两种，城市配气管道是天然气的分配管网，它遍布整个城市和近郊，一般总是成环形布置。
气体从高压力等级的管网输入低压力等级的管网必须经过调压，绝不允许不同压力等级的管道直接连通。城市输气管道的管径小的仅为20mm（户内管），大的可达1m以上（兼有储气功能的高压干环），变化范围非常宽。配气管网的形式和压力等级要根据城市的规模、特点，用户多少，用气量大小，该地区的地形条件等来决定。
储气库一般都设在城市附近，以调节输气与供气之间的不平衡。当输气量大于供气量时，气体储存起来。反之，则从储气库中取出气体，以弥补不足。
三大管网、各类站场和储气库组成的整个输气系统也是一个密闭的水动力学系统。一处的流量变化、压力波动或多或少会影响其他地方。由于气体的可压缩性，这方面的影响不会像输油管那样严重，也不会有水击，但一处的故障和灾害性事故可能造成部分甚至整个系统集气、输气和配气的中断，给城市带来极为严重的影响。由于气体密度小、体积大、储存困难，这方面的影响比输油管大得多。
正因为整个输气系统是密切相关地联系着的，关系到几十亿、几百亿元的投资，关系到工业、农业，关系到成千上万人的生活，所以它的设计、施工和管理都必须认真对待，经多方论证而决定。
二、 各站场的作用（1）天然气增压站的任务是给天然气补充能量，将机械能转换为天然气的压能，提高天然气的压力。对于油气井采出的压力较低的天然气，由于靠其自身压力，不能输往净化处理厂或输气干线首站，因此要先将天然气由增压站增压，再输送到天然气处理厂或输气干线首站。（2）集气站可分为常温分离集气站和低温分离集气站两种。集气站的任务是将各气井输来的天然气进行节流调压，分离天然气中的液态水和凝析油，并对天然气量、产水量和凝析油产量进行计量。（3）天然气处理厂也称天然气净化厂，它的任务是将天然气中的含硫成分和气态水脱除，使之达到天然气管输气质要求，减缓天然气中含硫成分及水对管线设备的腐蚀，同时从天然气中回收硫黄，供工农业等使用。（4）输气站与配气站往往结合在一起，它的任务是将上站输来的天然气分离除尘，调压计量后输往下站，同时按用户要求（如用气量、压力等）平稳地为用户供气。输气站还承担控制或切断输气干线的天然气气流、排放干线中的天然气，以备检修输气干线等任务。（5）清管站有时也与输气站合并在一起，清管站的任务是向下游输气干线内发送清管器，或接受上游输气干线推动、清除管内积水污物而进入本站的清管器，从而通过发送、接受清管器的清管作业，清除输气管线内的积水污物，提高输气干线的输气能力。（6）防腐站的任务是对输气管线进行阴极保护和向输气管内定期注入缓蚀剂，从而防止和延缓埋在地下土壤里的输气管线外壁遭受土壤的电化学腐蚀及天然气中的少量酸性气体成分和水的结合物对输气管线内壁的腐蚀。
增压站除在输气干线首站前设置之外，还可根据输气工作的需要，在输气干线中设置一个或几个。当天然气输送至输气干线某段，压力较低而不能满足用户需要或影响输气能力时，可设置增压站，给天然气补充压能，以利于输送和满足用户需要。
第二节 我国输气管道工程的发展概况
国内的天然气管道运输是在20世纪50年代末从四川省发展起来的。1963年建成的从巴县到重庆的巴渝输气管道（管径为426mm，长度为55km）是国内第一条大口径长距离输气管道。从20世纪60年代中期至20世纪80年代末期是四川省输气管道建设发展较快的时期。在此期间，建设了一批较大口径的输气干线和连接城市、大型化工厂的输气支线，形成了以卧龙河和渠县脱硫净化厂为起点，成都为终点的南、北两大环形干线。目前，全川的输气管道比较发达，已连接成网，管道总长度为1600km。
除四川输气管道的发展外，20世纪80年代在国内华北和中原地区的油气田地区，建设了连接附近城市和化工厂的输气管道，如华北至北京线、大港至天津线、中沧线（濮阳至沧州）、中开线（濮阳至开封）、天沧线（天津至沧州）等。20世纪90年代中后期至今，随着东北地区、环渤海地区、长江三角洲地区、中南地区、中部地区、西北地区、西南地区、东南沿海地区天然气市场的需求，国内迎来了输气管道建设快速发展的时期。先后建成了陕京线（陕西靖边至北京石景山）、靖西线（靖边至西安）和靖银线（靖边至银川）、新疆塔里木至上海的“西气东输”管线，川气东送、中亚、中缅等输气管道工程。
西气东输管道横贯东西，是中国天然气管网的主干线，与八大市场区域干支线、联络线管道合纵连横，与多气源和天然气储存设施连接起来，构筑了纵横交错、互为备用、调配灵活的八大区域管网。一个覆盖全国的天然气管网正在逐步形成，基本实现了中国天然气管道运输业历史性的转变。
一、 陕京输气管道
陕京输气管道西起陕西，东至北京，全长约860km，横跨陕西、山西、河北、北京三省一市。全线共穿跨越大型河流5条，中小型河流238条，大中型黄土冲沟15处，铁路15条，主干公路86条。设计中采用了SCADA系统实施全线的数据采集、远程控制和调度管理；配备了先进的管理和运行软件，进行了科学和优化运行管理；采用的卫星通信手段为工程提供了可靠、先进的传输通道；在线检漏系统对管道进行实时在线监测，以提高管道运行的安全性；先进的三层结构PE外防腐涂层提高了管道的防腐性能和使用寿命。全线设置有36座截断阀室，其中9座为远控阀室，各阀室均能在管道事故状态下紧急自动关闭；同时还设置有阴极保护站9座，对全线实施保护。
陕京输气管道干线选用直径为660mm的螺旋管，设计压力为6.4MPa；储气库配套管道选用直径为711mm螺旋管，设计压力为5.5MPa。全线采用三层结构PE防腐层和外加电流阴极保护相结合的防腐系统。目前，陕京输气管道已建成既有压气站又有储气库，且拥有10个进出气口，向多家用户供气的完整输配气系统，输气能力由8383初期不增压的13.2×10m/a提高到33×10m/a，日调峰量为500×6310m，承担向京、津、冀地区的供气任务。
二、 西气东输管道
1.一线工程
我国西部地区的塔里木、柴达木、陕甘宁和四川盆地蕴藏着26×12310m的天然气资源，约占全国陆上天然气资源的87%。特别是新疆123塔里木盆地，天然气资源量为8×10m，占全国天然气资源总量的12322%。塔里木北部库车地区的天然气资源量为2×10m，是塔里木盆地中天然气资源最富集的地区，具有形成世界级大气区的开发潜力。塔里木盆地天然气的发现，使我国成为继俄罗斯、卡塔尔、沙特阿拉伯等国之后的天然气大国。
西气东输一线工程于2002年7月正式开工，2004年10月1日全线建成投产。主干线西起新疆塔里木油田轮南油气田，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、西安、洛阳、信阳、合肥、南京、常州等大中城市，东西横贯9个省区，全长为4200km。最终到达上海市白鹤镇，是我国自行设计、建设的第一条世界级天然气管道工程，是国务院决策的西部大开发的标志性工程。管道工程采取干支结合、配套建设方式进行，管道输气设计能力83为120×10m/a。项目投资为1200亿元，上游气田开发、主干管道铺设和城市管网总投资超过3000亿元。西气东输的主力气源地塔里木123盆地，天然气资源量约为8×10m，完全可以实现稳定供气30年。
2.二线工程
西气东输二线工程西起新疆霍尔果斯口岸，南至广州，东达上海，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、湖北、江西、湖南、广东、广西、浙江、上海、江苏、安徽14个省区市，干线全长4895km，加上若干条支线，管道总长度（主干线和八条支干线）超过9102km。西气东输二线配套建设三座地下储气库，其中一座为湖北云应盐穴储气库，另两座分别为河南平顶山、南昌麻丘水层储气库。工程设计输气83能力为300×10m/a，总投资约1420亿元，西段于2009年12月31日建成投产、2011年全线贯通。西气东输二线管道主供气源为引进土库曼斯坦、哈萨克斯坦等中亚国家的天然气，国内气源作为备用和补充气源。2007年7月中国石油与土库曼斯坦签署协议，将通过已经启动83的中亚天然气管道，每年引进300×10m天然气，从霍尔果斯进入西气东输二线管道。
西气东输二线管道，与中亚天然气管道相连，工程建成投运后，可将我国天然气消费比例提高1%～2%。这些天然气每年可替代7680448×10t煤炭，减少二氧化硫排放166×10t、二氧化碳排放1.5×10t；可将我国新疆地区生产以及从中亚地区进口的天然气输往沿线中西部地区和长三角、珠三角地区等用气市场，以满足珠三角和长三角地区的能源需求，并可稳定供气30年以上。这对改善中国能源结构，保障天然气供应和能源安全，促进节能减排，优化能源消费结构，推动国际能源合作互利共赢具有重大意义，并将大大有助于满足东部地区尤其是燃气电厂日益增长的天然气需求及日益提高的环境保护的要求，更有助于燃气电厂的正常运行。
3.三线工程
西气东输三线工程正在建设，管线最终以广州为终点。西气东输三线的管道首站西起新疆霍尔果斯，以中亚气源为主，途经甘肃、宁夏、陕西、河南、湖北、湖南、广东等省区，末站为广东省韶关，设83计输气能力300×10m/a。
三、 川气东送管道
川气东送管道是在普光气田勘探取得重大突破的基础上，于2007年4月9日经国家核准，2007年8月31日正式开工建设，具体包括普光气田勘探开发、酸性气体处理以及从四川达州到上海，途经8省市的长输管线，由1条干线、1条支干线和3条支线组成。普光—上海83干线长为1674km，设计输气能力为120×10m/a，设计压力为10MPa，管径为1016mm。豫鲁支干线起于湖北省宜昌市，止于河南省濮阳市，全长为842km。总投资为626.76亿元，是我国继西气东输工程后又一项宏大的工程。2010年3月29日，中国石油化工股份有限公司宣布，由中国石油化工集团公司投资建设和运营的国家“十一五”规划重大项目——川气东送工程建成投产。它的建设标志着西部大开发、中部崛起和能源结构调整又迈出了新的步伐。
四、 土库曼斯坦—中国天然气管道
土库曼斯坦—中国天然气管道（简称中亚天然气管道）是中国第一条陆上天然气进口战略通道，西起土库曼斯坦阿姆河右岸，经乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦至中哈边境，到达中国霍尔果斯。它与“西4气东输二线”管道相连接，管道全长约为1×10km，其中土库曼斯坦境内长为188km，乌兹别克斯坦境内长为530km，哈萨克斯坦境内长为1300km，其余约8000km位于中国境内。管道分AB双线敷设。A线于2009年试运投产，B线于2010年实现通气。
中亚天然气管道是我国第一条引进境外天然气的管道。管道途经土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦三个国家，最后到达中国。沿途各国地质、地形复杂，经济、政治体制差异大，法律框架及技术标准也不统一，这些都给管道项目运作和建设增加了难度。
土库曼斯坦的天然气经该管道进入中国后，与西气东输二线相连，构成一条横贯东西的中国天然气“主动脉”。项目将惠及中国中西部、长三角、珠三角的14个省市，南端终点为中国香港，为中国经济社会发展和人民生活提供了更多清洁高效的天然气资源。
预计到2015年左右，土库曼斯坦、乌兹别克斯坦两国将通过中8383亚天然气管道每年分别向中国出口天然气400×10m、100×10m。专家认为，这将有力地促进中国清洁能源比重的提高和能源结构的调整，也有利于中国和中亚地区各国互利共赢，共同发展。
五、 中缅天然气管道
2010年6月4日从缅甸到中国的天然气管道正式开工建设，天然气管道在缅甸境内的管段长793km。天然气管道从皎漂附近的近海上岸登陆，从云南省瑞丽市进入我国。中缅天然气管道的输气能力为83120×10m/a。
第三节 我国输气管道建设现状
一、 管道建设规模和速度居于世界前列4
到目前为止，我国国内已建成的油气长输管道超过6.7×10km，4其中天然气管道超过3.5×10km，已形成纵横东西、贯通南北、连接海外的管道输送网络。
二、 管道建设技术及能力接近国际水平
油气管道设计全部实现计算机化，并具有各种先进技术和手段，大大提高了设计水平、设计质量和设计效率。近年来先后建成的西气东输管线、忠武输气管道、中亚输气管道等的设计、施工、营运已走向世界油气管道先进行列。
1.标准规范
国内管道设计标准，如GB 50251—2003《输气管道工程设计规范》参照ASME B31.3和ASME B31.8，部分电气和仪表设计标准等同于国际标准。
在国际工程中直接采用ISO、CAN、BS、ISA、DIN ASME/ANSI、EN、API、IEC、NEC等国际标准或按业主要求采用当地标准。
2.安全、 环保、 节能的要求（1）满足七项评价：环境影响、安全评价、地质灾害、地震安全性、水土保持、职业病防治、矿产压覆等。（2）开展HAZOP、SIL、QRA等风险分析。（3）采用低排放设备，合理处置“三废”，对噪声进行治理；选用高效节能设备，合理利用太阳能回收余热。
3.先进的设计技术与手段（1）采用先进的SPS、SYNEGEE、PIPstudio等工艺计算软件。（2）引进国际上通用系统的危险识别和风险评价方法，建立了设计阶段危险识别、风险评价的工作体系，并成功应用到国家重点工程上。将设计工作从现在的基于规范、经验为主，到规范、经验与系统风险评价相结合的方向转变，提高了设计水平，实现了管道本质安全。（3）GIS（地理信息系统）线路优化设计技术以GIS为基础，开发了线路优化设计平台，包括基础数据库、三维模拟选线、工程量自动统计等内容，实现了多项优化设计和统计功能。（4）在站场施工图设计中广泛采用PDS、AUTOPLAN、PDSOFT等软件进行三维设计，并实现了专业之间的设计模型在遵守一定的规则下无缝集成，大大提高了设计效率和质量。（5）采用SCADA系统（数据采集与监视控制系统）实现长输管道运行监控及管理，成立了中国最大的油气调控中心——北京油气调控中心，集中国石油所属长输油气管道的操作运行、调度管理、远程数据采集、维抢修力量调度协调等多种功能为一体，负责中国石油已建成的长输天然气、成品油、原油管道的集中调控，保障油气管网高效安全运行。
三、 施工技术及能力持续增强
随着油气管道建设规模的不断扩大，中国专业化施工队伍也在不断增加，如今已经拥有3万多人的专业管道施工人员；同时施工技术及装备不断更新与现代化，广泛采用了综合机械化作业线，管道内外的防腐作业实现了自动化、机械化，半自动焊、全自动焊、三维超声自动探伤技术已推广使用，特别是西气东输工程建设以来，一些与X70、X80大口径钢管相关的施工技术水平得到了大幅度提升。
四、 制管技术及能力大幅提升
目前，中国X65、X70管线钢已经大规模生产并在国内外的管道工程广泛应用。国内几家大型钢厂（如宝钢、鞍钢、武钢等）具有生产X80高强管线钢的水平和能力，而且X100高强钢已经在鞍钢试验生产。在钢管制造方面，国内多家大型制管厂（如宝鸡钢管厂、华北石油钢管厂、沙市钢管厂等）能够生产制造X80高强管线钢管，并为西气东输二线工程提供管线用管。
第四节 天然气管输技术的发展趋势
经过半个多世纪的发展，国外长输天然气管道无论在设计、施工、运行管理，还是在管材、压缩机、原动机、储库调峰技术等方面都达到了较高的水平，有许多经验和成熟技术可供借鉴。当前，输气管道技术的发展主要有以下几个特点：（1）增大管径。国外干线天然气管道直径一般在1000mm以上，例如，前苏联通往欧洲的干线天然气管道直径为1420mm，著名的阿意输气管道直径为1220mm，同时国外大口径管道的施工技术也非常成熟。（2）高压输送。从1970年开始，国外建造的天然气管道设计压力都在10MPa以上。例如，阿意输气管道最高出站压力达21MPa（穿越点处），挪威Statepipe管道输气压力为13.5MPa，新近建成的联盟（Alliance）管道最大许用运行压力为12MPa。（3）广泛采用内涂层减阻技术，提高输送能力。国外输气管道采用内涂层后一般能提高输气量6%～10%，同时还可有效减少设备的磨损和清管次数，延长管道的使用寿命。（4）采用高钢级管材。随着输气管道输送压力的不断提高，输送钢管也迅速向高钢级发展。采用高钢级管材，可以减薄钢管壁厚，进而减轻钢管重量，缩短焊接时间，降低工程成本。研究表明，每提高一个钢级可减少建设成本7%。除普遍采用X70级管材外，X80级管材也在德国、加拿大等国获得应用。随着输送压力的进一步提高，日本和欧洲已开发出X100级钢管，并开展了管径为1420mm，输送压力为15MPa的X100级钢管断裂行为研究。（5）完善调峰技术为保证可靠、安全、连续地向用户供气，发达国家都采用金属储气罐和地下储气库进行调峰供气。目前，西方国家季节性调峰主要采用孔隙型和盐穴型地下储气库，而日调峰和周调峰等短期调峰则多利用管道末端储气及地下管束储气来实现。天然气43储罐以高压球罐为主，国外球罐最大几何容积已达5.55×10m。（6）提高压缩机组功率，广泛采用回热循环燃气轮机，用燃气轮机提供动力或发电，国外干线输气管道普遍采用大功率压缩机组，例如俄罗斯Gazprom天然气公司压缩机站单套压缩机平均功率都在10MW以上。欧美国家也是如此，美国通用电气公司（GE）生产的MS300型回热循环式燃气轮机额定功率为10.5MW，LM2500型功率为22MW，MS5000型为24MW。采用燃气轮机回热循环及联合循环系统可收到很好的节能效果，例如著名的阿意输气管道对Messina压气站的燃气轮机组进行改造，采用回热联合循环系统后，每台燃气轮机的综合热效率由原来的36.5%上升到47.5%。国外还广泛采用压缩机的机械干密封、磁性轴承和故障诊断等新技术，不仅可以延长轴承的使用寿命，取消润滑油系统，降低压缩机的运行成本，而且还可以从根本上提高机组的可靠性和完整性。
除上述特点外，国外天然气管道在热值计量技术、用红外辐射探测器对干线管道和城市配气管网进行泄漏检查、天然气管道减阻剂的研究与应用和储存技术等方面也取得了较大进展。
复习思考题
1.试述输气管道的组成。
2.试述集输管道、长输管道、配气管道的特点。
3.简述国内外天然气管道的发展状况及发展趋势。
4.一般天然气增压站、输配气站的任务有哪些？
第二章 天然气的性质及质量要求
随着天然气资源的不断发现和开采，天然气的利用范围正逐步扩大，主要表现在如下几方面：（1）天然气是重要的能源，是优质燃料。天然气具有热值高、运输和使用方便、燃烧完全、干净、无烟无渣、价格便宜等优点。因此，天然气广泛用于交通、冶金、电力、轻工、化工等行业的内燃机、炼钢、热处理、发电、工业锅炉、加热炉、印染、纺织、制盐等诸多方面；同时作为生活燃料大量供应给居民。在世界的燃料消费结构中，天然气已超过20%，并在继续增长。（2）天然气是宝贵的化工原料。与其他固体或液体化工原料相比，它具有含水、含灰分极少，含硫化物等杂质极微，使用、处理方便等优点。因此，使用天然气作为化工原料，可使生产的产品成本降低，提高劳动生产率。用天然气作化工原料，可以生产近千种化工产品。目前国内外大规模生产的天然气化工产品有数十种，其中一部分是中间产品，主要有合成氨、甲醇、乙炔、甲烷氯化物、硝基甲烷、甲醛、氢氰酸、烯烃、芳烃、二硫化碳和炭黑等。利用上述产品，可以进一步加工制造氮肥、有机玻璃、合成纤维、合成塑料、医药、溶剂、冷冻剂、灭火剂、电影胶片、炸药、高能燃料等，而合成纤维、合成橡胶及塑料还可以进一步加工，制造出众多的工业、农业、军事和民用产品。（3）可从天然气中提炼宝贵的氦气和氩气，用于航天和电气工程；回收单质硫以制造硫酸、农药及其他硫化物产品。利用天然气可以生产出石油蛋白，作为饲料代替粮食喂养家禽、家畜和鱼类，效果很好。
总之，天然气不仅在工业、农业、国防等国民经济的各个方面发挥着重要作用，而且天然气及其产品已广泛地应用于人们生活的各个领域之中。
第一节 天然气的组成及分类
一、 天然气的组成概述
天然气是一种以饱和碳氢化合物为主要成分的混合气体，对已开采的世界各地区的天然气分析化验结果证实，不同地区、不同类型的天然气所含组分是不同的。天然气中单一组分的特性是计算其混合气体特性的基础数据，而气体的特性又与气体所处的状态有关。目前气体的标准状态有三种：（1）1954年第十届国际计量大会（CGPM）协议规定的标准状5态：温度为273.15K（0℃），压力为1.01325×10Pa。世界各国科技领域广泛采用这一标准状态。（2）国际标准化组织（ISO）和美国国家标准（ANSI）规定的标5准状态：温度为288.15K（15℃），压力为1.01325×10Pa，是计量气体体积流量的标准。（3）我国一般计量的标准状态指：温度为293.15K﹙20℃﹚，压5力为1.01325×10Pa。
表2-1和表2-2分别列出了四川某些气田及我国某些油田天然气的5组成。在温度为273.15K（0℃），压力为1.01325×10Pa的状态下，天然气中常见烃类和非烃类单一气体的主要性质见表2-3。表2-1 四川某些气田天然气的组成表2-2 我国某些油田天然气的组成表2-3 天然气中常见烃类和非烃类单一气体的主要性质
据有关材料统计，各类天然气中所包含的组分有100多种，将这些组分加以归纳，大致可以分为三大类型，即烃类组分、含硫组分和其他组分。
1. 烃类组分
碳和氢两种元素组成的有机化合物，称为碳氢化合物，简称为烃类化合物。烃类化合物是天然气的主要成分，大多数天然气中烃类组分含量为60%～80%。
烃类化合物有饱和烃、不饱和烃、环烷烃及芳香烃之分。烃分子中，碳—碳原子之间单键相连，四价的碳原子的其余价键被氢饱和，称为饱和烃，也称为烷烃，其分子通式为CH。烃分子中，n2n+2碳—碳以双键相连，四价的碳原子的其余价键被氢饱和，称为烯烃，其分子通式为CH。烃分子中，碳—碳以三键相连，四价的碳n2n原子的其余价键被氢饱和，称为炔烃，其分子通式为CH。分子n2n-2中碳键首尾相连的烷烃，称为环烷烃，分子中含有苯环的碳氢化合物称为芳香烃。
天然气中的烃类组分，烷烃的比例最大，其中最简单的是甲烷，分子式为CH。一般来说，大多数天然气的成分主要是甲烷，其含量4通常为70%～90%。甲烷是无色、无臭、比空气轻的可燃气体，是优良的气体燃料。甲烷的化学性质相当稳定，但经过热裂解、水蒸气转化、卤化以及硝化等反应后，可以制造出化肥、塑料、橡胶及人造纤维等，即甲烷同时是一种用途广泛的化工原料。
天然气中除甲烷组分外，还有乙烷、丙烷、丁烷（正丁烷和异丁烷），它们在常温常压下都是气体。有些天然气中乙烷、丙烷、丁烷的含量较多，而丙烷、丁烷可以经适当加压降温而液化，这就是通常所说的液化石油气（LPG），简称液化气。液化气可以进行加工制成许多化工产品，是很宝贵的化工原料，同时也可以装入罐内，供给城市居民生活使用。
天然气中还含有一定量的戊烷、己烷、庚烷、辛烷、壬烷和葵烷等，简称为碳五以上的组分，它们在常温常压下是液体，是天然汽油的主要成分。在天然气开采中，上述组分凝析为液态而被回收，称为凝析油，是一种天然的汽油，可以用作汽车的燃料。至于含碳量更多的烷烃，在天然气中的含量极少。
不饱和烃烯烃及炔烃在天然气中的含量很少，大多数天然气中不饱和烃的总含量小于1%。有些天然气中含有少量的环戊烷和环己烷。有些天然气中含有少量的芳香烃，多数为苯、甲苯及二甲苯，上述组分常常可以和凝析油一起从天然气中分离出来。
2. 含硫组分
天然气中的含硫组分，可以分为无机硫化物和有机硫化物两类，无机硫化物组分只有硫化氢，分子式为HS。硫化氢是一种比空气重、2可燃、有毒、有臭鸡蛋气味的气体，硫化氢的水溶液叫氢硫酸，显酸性，故硫化氢为酸性气体。有水存在的情况下，硫化氢对金属有强烈的腐蚀作用，硫化氢还会使化工生产中的催化剂中毒而失去活性（催化能力减弱）。因此天然气中含有硫化氢，必须经过脱硫处理才能进行管输和利用。由脱硫工艺可知，在进行天然气脱硫的同时，可以回收硫化氢，并将其转化成硫黄及进一步加工成硫化工产品。
3. 其他组分
天然气中，除去烃类和含硫组分外，相对而言较为多见的组分还有二氧化碳、氧气、氮气、氢气、氦气、氩气以及水汽（即饱和水蒸气）。
二氧化碳是无色、无臭、比空气重的不可燃气体，溶于水生成碳酸，故二氧化碳也是酸性气体。有水存在的情况下，二氧化碳对金属设备及管线腐蚀严重，通常在天然气脱硫工业中，尽量将二氧化碳和硫化氢一起除去，二氧化碳在天然气中的含量，对个别气井而言，可以高达10%以上，一氧化碳在天然气中的含量甚微。
在某些天然气中发现有微量氧气，大多数天然气中含有氮气，一般情况下其含量都在10%以下，个别的天然气中也有高达50%、甚至更高的，例如美国某气田生产的天然气中，氮气的含量高达94%。天然气中的氢气、氩气、氦气的含量极低，一般在1%以下。
气井采出的天然气大多数含有水汽。随着天然气的开采输送，天然气温度降低，其中的水汽会不断冷凝为液态水，天然气中凝析出的液态水会影响管输工作，如果遇上二氧化碳和硫化氢，会腐蚀金属设备及管道，故天然气中的水汽，应进行处理脱除。
二、 天然气的组成表示法
为了了解天然气的组成，可以对天然气组分作全面分析，目前采用的分析仪器为气相色谱仪。天然气的组成有三种表示方法：体积分数、摩尔分数和质量分数。
1. 体积分数
体积分数是目前最常用的表示方法。如果混合物中各组分的体积分别为V、V、V，…，它们的和为总体积V，其中某一组分i的体积123为V，则其体积分数为：i
式中 y——天然气i组分的体积分数；i3
V——天然气i组分的体积，m；i3
V——天然气的体积，m。
根据定义可知，混合物所有组分的体积分数之和为1，即：∑y=1i
2.摩尔分数
同理可以定义摩尔分数y′为i组分的物质的量n与混合物总物质的ii量n的比值，其表达式为：
式中 y′——天然气i组分的摩尔分数；i
n——天然气i组分的物质的量，kmol；i
n——天然气的物质的量，kmol。
混合物所有组分的摩尔分数之和也为1，即∑y′=1i
由混合气体的分压定律和分容积定律可知，理想气体混合物的容积分数和摩尔分数相等，以后不再区分两者，都用y表示。i
3. 质量分数
气体混合物的总质量为m，其中i组分的质量为m，则该组分的质i量分数χ为：i
式中 χ——天然气i组分的质量分数；i
m——天然气i组分的质量，kg；i
m——天然气的质量，kg。
同理有 ∑χ=1i
若为理想气体，i组分的千摩尔质量为M，混合物的千摩尔质量i为M，则有：
两式相比得：
三、 天然气的分类
1. 按油气藏特点分（1）气藏气：气藏中烃类以单相存在，而戊烷以上组分很少，在开采过程中没有或较少有天然气凝析油产生的天然气。气藏气含有90%（体积分数）以上的甲烷，还含有少量乙烷、丙烷、丁烷等烃类气体和二氧化碳、硫化氢、氮气等非烃类气体。气藏气是不与石油共生的纯气田。（2）凝析气藏气：气藏中戊烷以上组分含量较多，在开采过程中有较多的天然气凝析油析出，但没有或只有较少的原油同时采出来的天然气。凝析气藏气中除含有大量的甲烷外，还含有乙烷、丙烷、丁烷以及戊烷和戊烷以上的烃类，即汽油、煤油组分。凝析气藏气和气藏气一样，均称非伴生气。（3）油田伴生气：在地层中与原油共存，烃类以液相和气相两相共存，在采油过程中与原油同时被采出，经油气分离后所得的天然气。
2. 按烃类组分分（1）干气：在地层中呈气态，采出后在一般地面设备和管线中也不析出液态烃的天然气。（2）湿气：在地层中呈气态，采出后在一般地面设备的温度、压力下即有液态烃析出的天然气。3（3）贫气：丙烷及以上烃类含量小于100mL/m的天然气。3（4）富气：丙烷及以上烃类含量大于100mL/m的天然气。
3. 按含硫量分（1）酸性天然气：含有较多的硫化氢和二氧化碳等酸性气体，需要进行净化处理才能达到管输标准的天然气。就含硫量而言，一般3将含硫量大于20mg/m的天然气称为酸性天然气。（2）洁气：硫化氢和二氧化碳含量甚微，不需要进行净化处理就可以管输和利用的天然气。
第二节 天然气的视相对分子质量
天然气是由多种组分组成的混合气体，无明确的分子式，也就无明确的相对分子质量。
为了在工程中使用方便，常把0℃、1个标准大气压下，体积为22.4L的天然气的质量称为1mol天然气。1mol天然气的质量即为天然气的摩尔质量。天然气摩尔质量的数值，视为天然气的相对分子质量，叫做天然气的视相对分子质量。
天然气的视相对分子质量随组分不同而变化，等于各组分的体积分数与该组分相对分子质量乘积的求和，即：
式中 M——天然气的视相对分子质量；
y——气体中i组分的体积分数；i
M——气体中i组分的相对分子质量。i【例1】已知某气田天然气的体积百分数为：甲烷97%，乙烷1.5%，丙烷、丁烷、戊烷各为0.5%，试计算天然气的视相对分子质量。
解：计算过程见表2-4：表2-4 天然气视相对分子质量的计算
答：该天然气的视相对分子质量为16.84。
第三节 天然气的密度和相对密度
1.天然气的密度
对于天然气来讲，单位体积天然气的质量称为天然气的密度。由此定义可得到如下天然气密度计算公式：3
式中 ρ——天然气的密度，kg/m；
m——天然气的质量，kg；3
V——天然气的体积，m。
在生产现场，天然气的密度可以由取样分析测得，也可以用式2-6，由其组分的密度和体积分数进行计算：3
式中 ρ——天然气的密度，kg/m；3
ρ——天然气i组分的密度，kg/m；i
y——天然气i组分的体积分数。i
由于天然气的体积受压力、温度的影响，随压力、温度的变化而改变，故天然气的密度也随压力、温度的变化而改变。通常在使用天然气的密度时，要说明所处的压力和温度，即天然气处于什么状态。
在0℃，1个标准大气压下，任何1mol气体的质量等于其摩尔质量，占有的体积约为22.4L。而气体的摩尔质量在数值上又等于其视相对分子质量，故天然气的密度还可用下式求得：
式中 M——气体的摩尔质量，kg/kmol；0
M ——天然气的视相对分子质量。天3
气体密度的倒数称为比容，用υ表示，单位为m/kg，即：
2.天然气的相对密度
石油天然气生产中，经常使用相对密度这一概念，天然气的相对密度是指在同温同压条件下，天然气的密度与干空气的密度之比，即：
式中 Δ——天然气的相对密度；3
ρ——天然气的密度，kg/m；3
ρ ——同温同压下干空气的密度，kg/m（p=101.325kPa、a03T=273.15K时，ρ=1.293kg/m；p=101.325kPa、T=293.15K时，0a003ρ=1.206kg/m）。a
1mol天然气的质量等于该气体的摩尔质量，数值上等于其相对分子质量。故此，天然气的相对密度等于该气体的摩尔质量与空气的摩尔质量的比值，也等于其相对分子质量的比值。而空气的视相对分子质量等于28.96，所以天然气的相对密度等于天然气的视相对分子质量M除以28.96，即：天
式中 Δ——天然气的相对密度；
M ——天然气的视相对分子质量；天
M ——干空气的视相对分子质量。a
另外，还可以用各组分的摩尔分数或体积分数与各自的相对密度乘积求和计算，即：
式中 Δ——i组分气体的相对密度。i
天然气的相对密度一般为0.58～0.62，石油伴生气为0.7～0.85。
第四节 天然气的黏度
从宏观上讲，黏度表示流体流动时的难易程度，黏度大的流体流动困难，黏度小的流体易于流动。实质上，黏度表征流体内部有相对运动时相互间的内摩擦力，即相互阻碍运动的力，内摩擦力也称黏滞力。流体的内摩擦力与流体内部两层流体的相对运动速度、接触面积及相对距离有关。
气体的黏度同液体一样，但形成的内摩擦原因却不尽相同，当两层气体有相对运动时，气体分子之间不仅具有相对移动造成的内摩擦，而且由于气体分子无秩序的热运动，两层气体分子之间可以互相扩散和交换，也会引起内摩擦。
气体的黏度也受温度和压力的影响。在低压时，温度升高，气体分子无序热运动增强，气层间的加速和阻滞作用增加，因此气体的黏度随温度升高而增大；压力增高，气体的黏度也增大。随着压力的增加，温度升高对气体黏度的影响逐渐减小，当压力增加到一定程度后（10MPa以上时），温度对气体黏度的影响接近液体，气体黏度随温度升高而降低，表现出类似于液体的性质。
表2-5为甲烷在不同压力、温度下的动力黏度。从表中可以看出甲烷的动力黏度随压力和温度的变化情况。-5表2-5 甲烷的动力黏度见下表 单位：10Pa·s
工程上经常使用运动黏度，因为运动黏度在计算中比较方便，它是动力黏度与密度的比值，即：2
式中 ν——运动黏度，m/s；
μ——动力黏度，Pa·s；3
ρ——密度，kg/m。
下面仅介绍几种动力黏度的确定方法。
1. 温度对动力黏度的影响
天然气的动力黏度随着温度的升高而增大，温度对动力黏度的影响近似按下式计算：
式中 μ——温度为T时的动力黏度，Pa·s；T
μ ——温度为273K时的动力黏度，Pa·s；0
C——与气体种类有关的无因次实验系数。
表2-6给出了在绝对大气压力为101.325kPa，几种碳氢化合物的无因次实验系数C。表2-6 无因次实验系数C
2. 天然气动力黏度的计算
常压下天然气的动力黏度可按下式计算：
式中 μ——天然气的动力黏度，Pa·s；
μ——i组分的动力黏度，Pa·s；i
M——i组分的相对分子质量；i
y——i组分的体积分数。i
上式的平均误差为1.5%，最大误差为5%。
3. 查图计算法
计算步骤如下：（1）根据天然气视相对分子质量和相对密度，按图确定常压下天然气的动力黏度μ′。如果天然气中含有HS、CO和N时，需要对1222其进行修正，按下式计算常压下天然气的动力黏度μ，即：1
式中 μ——考虑HS、CO和N影响时常压下天然气的动力黏度，1222mPa·s；
μ′ ——未考虑HS、CO和N影响时常压下天然气的动力黏1222度，mPa·s；
Δμ ——HS组分对天然气动力黏度的影响，mPa·s；2HS2
Δμ ——CO组分对天然气动力黏度的影响，mPa·s；2CO2
Δμ ——N组分对天然气动力黏度的影响，mPa·s。2N2（2）根据天然气的状态，确定对比压力p和对比温度T，查图得rr到黏度比。（3）计算天然气的动力黏度，计算公式为：
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