天然氣長輸管道基礎知識匯編
隨著我國天然氣勘探開發力度的加大以及人民群眾日益提高的物質和環保需要，近年來天然氣長輸管道的發展十分迅速。隨著管道的不斷延伸，管道企業所擔負的社會責任、政治責任和經濟責任也越來越大。因此，對于天然氣長輸管道知識普及顯得尤為重要。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）越及輔助生產設施等工程內容。
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。閥室設置依據線路所通過的地區等級不同，進行不同間距設置。手動閥室實現超壓、低壓、壓降速率檢測自動關斷及閥室內工藝過程參數的就地指示，主要就地測控參數是：管線溫度顯示，緊急關斷閥前、后壓力顯示。RTU系統實現閥室內工藝過程的遠程數據采集、監控、管理和對可燃氣體泄漏進行監測報警。1）數據采集與傳輸功能：采集閥室內工藝運行參數，將其傳輸至控制中心系統。2）控制功能：執行控制中心下發的指令；整個閥室的啟動、停止控制；線路氣液聯動閥門遠控及就地手動控制。3）其它功能：自診斷自恢復；經通信接口與第三方的系統或智能設備交換信息。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的重要組成部分，主要功能包括調壓、過濾、計量、清管、增壓和冷卻等。其中調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，避免增大輸氣阻力、磨損儀表設備、污染環境等；計量是氣體銷售、業務交接必不可少的，同時它也是對整個管道進行自動控制的依據；清管的目的在于清除輸氣管道內的雜物、積污，提高管道輸送效率，減少摩阻損失和管道內壁腐蝕，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。根據輸氣站所處的位置不同，各自的作用也有所差異。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。——接收天然氣凈化廠來氣，進行在線氣質分析、色譜分析；——計量后的天然氣經旁通管路或者增壓后送入下游站場；末站就是輸氣管道的終點站。氣體通過末站，供應給用戶。因此末站具有調壓、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，還設有調峰設施，如地下儲氣庫、儲氣罐等。川氣東送管道設有專線、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。清管站是具有清管器收發、天然氣分離設備設施及清管作業功能的工藝站場。川氣東送管道沿線共設單純清管功能的站場2座，分別設置在黃金、野三關，定期對管道進行分段清管作業。壓氣站是在輸氣管道沿線，用壓縮機對管輸氣體增壓而設置的站。川氣東送管道共設置三個壓氣站，分別是普光首站、利川壓氣站、潛江壓氣站。——計量后的天然氣經旁通管路或者增壓后送入下游站場；在輸氣管道沿線，為分輸氣體至用戶而設置的站，一般具有分離、調壓、計量、清管等功能。在輸氣管道沿線，為接受輸氣支線來氣而設置的站，一般具有分離、調壓、計量、清管等功能。隨著電子計算機、儀表自動化技術、通信技術及信息技術的發展，目前已廣泛采用“監控與數據采集系統（Supervisory Control And Data Acquisition,簡稱SCADA系統）”來完成對天然氣管道輸送的自動監控和自動保護，并已成為管道自動控制系統的基本模式。川氣東送管道工程自動控制系統就采用了以計算機為核心的監控及數據采集（下文簡稱SCADA）系統。
正常情況下調度控制中心負責全線自動化控制和調度管理，在調度控制中心故障或發生戰爭、自然災害等情況下后備控制中心接管全線SCADA系統監控。管道SCADA系統對各站實施遠距離的數據采集、監視控制、安全保護和統一調度管理。調度控制中心可向各站控系統發出調度指令，由站控系統完成控制功能；調度控制中心通過通信系統實現資源共享、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：對全線進行遠程監控，實行統一調度管理。在正常情況下，由調度控制中心對全線進行監視和控制。沿線各站控制無須人工干預，各工藝站場的SCS和RTU在調度控制中心的統一指揮下完成各自的監控工作。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系統對站內工藝變量及設備運行狀態進行數據采集、監視控制及聯鎖保護。在無人值守的清管站設置遠程終端裝置（RTU），對站內工藝變量及設備運行狀態進行數據采集、監視控制。站場控制級控制權限由調度控制中心確定，經調度控制中心授權后，才允許操作人員通過SCS或RTU對各站進行授權范圍內的操作。當通信系統發生故障或系統檢修時，用站控系統實現對各站的監視與控制。第三級為就地控制級：就地控制系統對工藝單體或設備進行手/自動就地控制。當進行設備檢修或緊急切斷時，可采用就地控制方式。配置硬件部分包括各類服務器和工作站等，軟件部分包括操作系統軟件、SCADA系統軟件、數據庫管理、報警和事件管理和專用軟件包（收發球跟蹤、模擬仿真軟件及氣體管理系統 (GMS)軟件等）。主要功能包括：數據采集和處理；下達調度和操作命令；顯示動態工藝流程；報警和事件管理；歷史數據的采集、歸檔和趨勢顯示；報表生成和打印；標準組態用軟件和用戶生成的用軟件的執行；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的能力；壓力和流量調節；輸氣過程優化；儀表和系統的故障診斷和分析；網絡監視及管理；主備通信通道的自動切換；貿易結算管理；全線緊急關斷；管線泄漏檢測。配置硬件部分包括各類服務器和工作站等，軟件部分包括操作系統軟件、SCADA系統軟件、數據庫管理、報警和事件管理和專用軟件包（收發球跟蹤、模擬仿真軟件及氣體管理系統 (GMS)軟件等）。主要功能包括：數據采集和處理；下達調度和操作命令；顯示動態工藝流程；報警和事件管理；歷史數據的采集、歸檔和趨勢顯示；報表生成和打印；標準組態用軟件和用戶生成的用軟件的執行；時鐘同步；壓力和流量調節；儀表和系統的故障診斷和分析；網絡監視及管理；主備通信通道的自動切換；全線緊急關斷；管線泄漏檢測。管理處分別設置2個監視終端，只能實現數據監視，不能進行控制。監視終端主要功能如下：動態工藝流程顯示；報警和事件顯示；歷史數據的趨勢顯示；儀表的故障診斷和分析顯示。各站場均設置SCS，設置不同數量的工作站、站控系統PLC、ESD系統PLC。站控系統完成以下主要功能：數據采集與傳輸功能、控制功能、顯示功能、打印功能、ESD關斷功能和數據管理等其它功能。全線設置遠控線路截斷閥室RTU，RTU可實現如下主要功能：數據采集和處理；邏輯控制；接收調度控制中心發送的指令；向調度控制中心發送帶時間標簽的實時數據；自診斷功能；故障報警。貿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）保證測量準確度優于±0.5%。氣體渦輪流量計在20% qmax～qmax的范圍內保證測量準確度優于±0.5%；氣體渦輪流量計在qmin～20% qmax的范圍內保證測量準確度優于±1%。計量系統采用獨立的流量計算機作為流量累加單元，并將數據傳給SCS系統。首站設置在線色譜、H2S和水露點分析儀，用于對天然氣氣質和參數進行檢測。其他計量站場設置在線色譜分析儀，用于對天然氣氣質和參數進行檢測。調度控制中心配置氣體管理系統 (GMS)，對現場天然氣流量、溫度、壓力數據進行計算，并為貿易管理系統提供數據。站場安裝站內自用氣處理橇，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、天然氣發電機用氣和生活用氣。氣體管理系統 (GMS)為氣量／能量貿易管理系統，可自動進行天然氣交接、銷售及輸送的管理，為公司財務提供所需的數據，提供用戶查詢所需的數據，完成貿易結算所需的功能并將數據存檔。氣體管理系統 (GMS)軟件結構分為以下幾個部分：實時數據和歷史數據庫管理平臺、管道運行計劃、管理和財務信息系統、氣體計量系統等。為準確地評價管道的過去、解釋管道當前發生的事件、預測管道的未來等任務。川氣東送管道采用實時模擬仿真軟件，為操作、調度人員提供調度和操作參考，并可為操作員的培訓提供平臺，以保證輸氣管道安全、平穩、高效、經濟運行。模擬仿真軟件根據管道的實際情況組態形成管道的模型。根據需要計算所得出的結果，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、清管器在管道中的位置等，由模擬仿真軟件寫入到SCADA的實時數據庫中，并在操作員工作站上顯示，作為操作員對管道運行調度的參考。模擬仿真系統組成包括：實時瞬態、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、工藝預測、SCADA培訓等。通信系統是為長輸管道的生產調度、行政管理、巡線搶修、生活后勤等提供多種通信業務，開通遠程監控及會議電視等視頻業務，同時為管道SCADA系統的數據傳輸提供可靠信道，為數字化管道提供通信支撐。由于目前建設的長輸管線工藝自動化程度高、維護人員少，要求通信系統技術先進，穩定可靠，傳輸質量高，盡量減少日常維護工作量，并能適應今后通信發展需求。
一般管道通信部分包括：光傳輸系統、電視監控系統及周界安防系統、會議電視系統、程控電話交換系統、局域網辦公自動化（OA）系統、巡線搶修及應急通信系統和公網備用通信系統等七部分。通信實現方式一般采用光纖通信、DDN公網通信、GPRS無線通信及衛星通信等。壓氣站等電力負荷大的站場，建設110 kV 或35kV變電所來提供電力。其它電力負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。為確保輸氣生產的正常運行，選擇自動化天然氣發電機組作為應急自備電源電源。外電斷電的情況下，發電機組應為站內一、二級負荷提供電源。天然氣發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電自動切換。RTU 閥室供電主要有外部電源接入、太陽能電源系統和小容量燃氣發電裝置等三種方式。根據RTU閥室所處地理位置，分別設置太陽能電源系統和小容量燃氣發電裝置，為RTU閥室內的自控、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RTU閥室所在位置相近氣象條件，確定當無光照日小于等于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系統實現遠程監測和控制，所有告警信號通過公用報警接點傳至SCADA系統。外部電源供電的RTU閥室采用1回10kV高壓外電源，站內建1座10/0.4kV變配電室，單臺室內干式變壓器，為滿足一級用電負荷要求，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控功能。手動閥室電力需求主要是滿足線路截斷閥室執行機構電子控制單元，電力負荷很小，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行機構電子控制單元正常工作電壓。（1）線路管道一般采用外防腐層與陰極保護相聯合的保護措施。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置陰極保護站。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）? 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氧涂料+定向鉆專用熱收縮補口帶。一般主干管線內表面采用雙組份液體環氧涂料，干膜厚度≥65μm。為了提高長輸管道陰極保護系統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測系統，沿線在關鍵位置設置智能測試樁，在RTU閥室設置電位采集器。智能測試樁使用GPRS 通訊方式，采用長壽命電池供電，采用低功耗技術完成GPRS 通訊無線電位采集功能，自動GPRS 連線及數據發送。RTU 閥室電位采集器采用光纜進行數據發送。陰極保護監測中心設在主調控中心。閥室流程與干線相連部分采用強制電流陰極保護；閥室放空系統設絕緣接頭，采用犧牲陽極的陰極保護方式。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，進出站管道設絕緣接頭。燃氣用氣量不斷發生變化，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濟效益，總希望在某一最佳輸量下工作。這樣，供氣與用氣經常發生不平衡。為了保證按用戶的要求不間斷的供氣，必須考慮輸氣生產與使用的平衡問題。
前兩點由于受到氣源生產負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經濟合理性要求的限制，不可能完全解決供需的不平衡問題。由于儲氣設施和儲氣方法的靈活性，利用各種儲氣設施是解決用氣不均勻性的最有效的方法之一。氣體儲存根據儲存方式分為：地下儲存、儲氣罐儲存、液態或固態儲存以及儲氣管道末端儲存等。
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