二天然气输送及储存.docVIP

天然气输送及储存 §2.1 天然气输送 1.气态输送 天然气常温下为气态，其膨胀系数较大，可以选择不同的压力级制，利用压力管道进行输送，这也是我国较为常规的作法。高压天然气通过长输管线自气源井进入城市门站，在门站经调压计量后分别供应工业用户和城市居民用户。 2.液态输送 液化天然气（LNG）通过油船进行运输，LNG重新气化之后（一般采用海水气化的方法），经过调整压力送入城市管网。液化天然气船运已成为天然气大规模越洋运输的主要方式。 3.压缩输送 压缩天然气（CNG）利用高压钢瓶进行运输，主要用于将天然气送至边远孤立的用气小户或将边远单独气井产出的少量天然气运出。 §2.2 天然气长输管线 大量的纯天然气通常经输气管线送到远离气田的城镇和工业区。产量巨大的油田气及人工燃气也可通过长距离管线送至较远的用气区。 长距离输气系统通常由集输管网、气体净化设备、起点站、输气干线、输气支线、中间调压计量站、压气站、燃气分配站（终点调压计量站）、管理维修站、通讯与遥控设备、阴极保护站（或其它电保护装置）等组成。 由于气源的种类、压力、气质及输送距离等不同，长输系统的场站设置也有差异。图2-1为长距离输气系统的示例。 由气井开采的天然气在井场装置中经节流后，在分离器中除去油、游离水及机械杂质等，计量后沿集气支管进入集气站。 由井场输送至集气站的天然气，分别进行节流、分离、计量后集中送入集气管线。 在气田开采后（或低压气田），当地层压力不能满足输送要求时，需设置矿场压气站，将低压天然气增压至规定的压力，然后输送到天然气处理厂或输气干线。 当天然气中硫化氢、二氧化碳、凝析油的含量和含水量超过管道输气规定的标准时，需设置天然气处理厂进行净化处理。来自集气管线或天然气净化厂的天然气进入起点站，在这里进行除尘、调压、计量后进入长距离输气管线。如果天然气的压力低，不能满足输送要求时，则需设置起点压气站。 油田产生的石油伴生气在井场经初步的油气分离后进入集气管和集气总管。由于石油伴生气压力较低，故在起点站要进行加压以及脱轻质油和脱水等净化处理，再经计量后送入输气干线。 为了长距离输送燃气，通常每隔一段距离需设置中间压气站，使燃气压力由25~40大气压升高到50~75大气压。 为向城市、居民点和工业区供应燃气，输气干管及其支管的终端设有燃气分配站（终点站），这种站亦称为门站。在燃气分配站将燃气压力降至城镇或工业区供应系统所需压力。通常在城市周围建立外层高压环或半环，从这个高压环通过若干个燃气分配站向城市管网供应燃气。 目前采用的天然气输气管线起点站的流程示意图2-2。 输气管线起点站的主要任务是保持输气压力平稳，对燃气压力进行自动调节，燃气计量以及除去燃气中的液滴和机械杂质。 当输气管线采用清管工艺时，为便于集中管理，在站内设置清管球发射装置。 来自净化处理厂的天然气，由进气管1进入汇气管2，在汇气管2、6之间有三组设备（设备组数应根据具体要求确定），其中一组备用。由汇气管2分别进入分离器3，清除气体中的游离水及固体悬浮物，经调压器4和流量孔板5进入汇气管6，沿输出管线8进入输气干线。 当清扫管线时，利用清管球发送装置11完成发球作业。 当进气压力超过操作压力时安全阀14自动泄压，电接点式压力表19报警。在汇气管2及出站管线上装有压力表，以观测进气和输气压力。清管球发送装置上的压力表，是为了清管作业时观测压力变化之用。 站内设备如发生故障或定期检修时，可切换操作备用的一组设备。只有当站上发生故障不能切换操作或需要动用明火进行护建时，可将进气管线1和输出管线8的阀门关闭，燃气暂时改由站外旁通管12进入输气干线进行越站输气。站内设备及管组中的剩余燃气可由分离器排污管13和放空阀20排掉，然后进行修理。 输气干线的中间压气站数目及最经济管径要通过技术经济计算确定。通常两个压气站间的距离约为100~150公里。压气站是一个综合构筑物，其组成包括压送车间，发电站或变电所，压缩机组和动力机组的供水和冷水系统，除尘器和脱水器，润滑油系统，锅炉房及其它附属建筑物。 在压气站中要设置电动或燃气动力的压缩机组。压缩机可采用往复式，亦可用离心式。目前在国外多采用燃气透平驱动的大流量大功率的离心式压缩机。压气站内必须设有备用压缩机组。线路的附属设备和阴极保护站、遥控中心站、中继站、清管球收发站等，也可与压气站联合设置。 管线末端压力要根据储气设备的种类以及城市管网的压力要求决定。如地下储气，则应根据储气构造及储气量要求，将气体净化、加压后储入地下贮气库。 燃气分配站是长距离输气干线或支线的终点站，亦称终点调压计量站（门站），是城镇、工业区分配管网的气源站，其任务是接收长输管线输送来的燃气，经过除尘，将燃气压力调至城市高压环网或用户所需要压力，计量和加臭后送入城镇或工业区的管网。贮