3长输管道工程复习题

3长输管道工程

3.1 如何计算输油管道的沿程摩阻损失？

答：管道内输送牛顿流体时，沿程摩阻损失应按下式计算：

式中：h——管道内沿程水力摩阻损失（m）；

——水力摩阻系数，应按（GB50253-2004）规范附录C计算； L——管道计算长度（m）； d——输油管道的内直径（m）； V——流体在管道内的平均流速（m/s）； g——重力加速度（9.81m/s2）；

qv——输油平均温度下的体积流量（m3/s）。 3.2 埋地输油管道温降应如何计算？

答：埋地输油管道的沿线温降应按下式计算：

式中：t0——埋地管道中心处最冷月份平均地温（℃）； l ——管段计算长度（m）；

i ——流量为qm时的水力坡降（m/m）；

C——输油平均温度下原油的比热容[J/（kg·℃）]； K——总传热系数[W/（m2·℃）]； D ——管道的外直径（m）； qm ——油品质量流量（kg/s）。 3.3 如何考虑输油管道站场的工艺流程？

答：（1）输油首站的工艺流程应具有收油、储存、正输、清管、站内循环的功能，必要时还应具有反输和交接计量的功能。

（2）中间（热）泵站工艺流程应具有正输、压力（热力）越站、全越站、收发清管器或清管越站的功能。必要时还应具有反输的功能。

（3）中间加热站的工艺流程应具有正输、全越站的功能，必要时还应具有反输的功能。

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（4）分输站工艺流程除应具有中间站的功能外，尚应具有油品调压、计量的功能。必要时还应具有收油、储存、发油的功能。

（5）输入站工艺流程应具有与首站同等的功能。

（6）末站的工艺流程应具有接收上站来油、储存或不进罐经计量后去用户、接收清管器、站内循环的功能，必要时还应具有反输的功能。 3.4 如何考虑输油管道的线路选择？

答：输油管道线路的选择，应根据该工程建设的目的和市场需要，结合沿线城市、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿途地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，在营运安全和施工便利的前提下，通过综合分析和技术经济比较，确定线路总走向。

埋地输油管道（原油、C5及C5以上成品油管道）同地面建（构）筑物的最小间距应符合下列规定：

（1）与城镇居民点或独立的人群密集的房屋距离，不宜小于15m；

（2）与飞机场、海（河）港码头、大中型水库和水工建（构）筑物及工厂的距离，不宜小于20m；

（3）与高速公路、一二级公路平行敷设时，其管道中心距公路用地范围边界不宜小于10m，三级以下公路不宜小于5m；

（4）与铁路平行敷设时，管道敷设在铁路用地范围边线3m以外；

（5）与军工厂、军事设施、易燃易爆仓库、国家重点文物保护单位的最小距离，应同有关部门的协商解决。

3.5 输油管道采用弹性弯曲敷设应符合哪些规定？

答：当输油管道采用弹性弯曲时，其曲率半径应符合下列规定：

（1）弹性弯曲的曲率半径，不宜小于钢管外直径的1000倍，并应满足管道强度的要求。竖向下凹的弹性弯曲管段，尚应满足管道自重作用下的变形条件。

（2）在相邻的反向弹性弯曲管段之间及弹性弯曲管段与人工弯管之间，应采用直管段连接，直管段长度不应小于钢管的外径，且不应小于0.5m。

（3）输油管道平面和竖向同时发生转角时，不宜采用弹性弯曲。 3.6 如何考虑输油管道的埋设深度、管沟沟底宽度和边坡坡度？

答：（1）埋地油管的埋深应根据管道所经地段的农田耕作深度、冻土深度、地形和地质条件、地下水深度、地面车辆所施加的荷载及管道稳定性的要求等因素，经综合分析后确定。一般情况下管顶的覆土层厚度不应小于0.8m。

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在岩石地区或特殊地段，可减少管顶覆土厚度，但应满足管道稳定性的要求，并应考虑油品性质的要求和外力对管道的影响。

（2）管沟沟底宽度应根据管沟深度、钢管的结构外径及采取的施工措施确定。 （3）管沟边坡坡度应根据试挖或土壤的内摩擦角、粘聚力、湿度、密度等物理力学性质确定。

3.7 如何考虑埋地输油管道的管沟回填？

答：管沟回填后应恢复原地貌，并保护耕植层，防止水土流失和积水。 3.8 输油管道采取土堤埋设时其设计应符合哪些规定？

答：当输油管道采取土堤埋设时，土堤设计应符合下列规定：

（1）输油管道在土堤中的径向覆土厚度不应小于1.0m；土堤顶宽不应小于1.0m。 （2）土堤边坡坡度应根据当地自然条件、填土类别和土堤高度确定。对粘性土堤，堤高小于2.0m时，土堤边坡坡度可采用1:0.75～1:1；堤高为2～5m时，可采用1:1.25～1:1.5。

（3）土堤受水浸淹部分的边坡应采用1:2的坡度，并应根据水流情况采取保护措施。 （4）在沼泽和低洼地区，土堤的堤肩高度应根据常水位、波浪高度和地基强度确定。 （5）当土堤阻挡水流排泄时，应设置泄水孔或涵洞等构筑物；泄水能力应满足重现期为25年一遇的洪水流量。

（6）软弱地基上的土堤，应防止填土后基础的沉降。 （7）土堤用土，应满足填方的强度和稳定性的要求。 3.9 如何考虑输油管道的保温？

答：（1）输油管道保温层的结构应由防腐层、隔热层和保护层组成。隔热层的厚度应根据工艺要求并经综合技术经济比较后确定。

（2）隔热层材料应具有导热系数小、吸水率低、具有一定机械强度、耐热性能好、不易燃烧和具有自熄性、对管道无腐蚀作用的性能。

（3）保护层材料应具有足够的机械强度和韧性，化学性能稳定，耐老化、防水和电绝缘的性能。

3.10 如何考虑输油管道的锚固？

答：当输油管道的设计温度同安装温度之差较大时，宜在管道出土端、弯头、管径改变处以及管道和清管器收发装置连接处，根据计算设置锚固设

施，或采取其他能够保证管道稳定的措施。当管道翻越高差较大的长坡时，应考虑管道的稳定性。

3.11 如何设置输油管道的标志？

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答：输油管道沿线应设置里程桩、转角桩、阴极保护测试桩和警示牌等永久性标志。 3.12 输油管道钢管材料的材质应符合哪些规定？

答：输油管道所采用的钢管、管道组件的材质选择，应根据设计压力、温度和所输液体的物理、化学性质等因素，经技术经济比较后确定。采用的钢管和钢材，应具有良好的韧性和可焊性，当施工环境温度低于或等于-20℃时，应对钢管和管道附件材料提出韧性要求。 3.13 输油首站、末站原油储罐总容量如何确定？

答：（1）首站、末站、分输站、输入站应选用浮顶金属油罐。

（2）输油首站、输入站、分输站、末站储油罐总量应按下式计算：

V——输油首站、输入站、分输站、末站原油储罐总容量（m3）； G——输油首站、输入站、分输站、末站原油年总运转量（t）； ρ——储存温度下原油密度（t/m3）； ε——油罐装量系数，宜取0.9； k——原油储备天数（d）。

（3）首站、输入站、分输站、末站原油罐，每站不少于3座。 （4）输油站油品储备天数应符合下列规定： 1）输油首站、输入站：

a、油源来自油田、管道时，其储备天数宜为3～5d； b、油源来自铁路卸油站场时，其储备天数宜为4～5d c、油源来自内河运输时，其储备天数宜为3～4d； d、油源来自近海运输时，其储备天数宜为5～7d；

e、油源来自远洋运输时，其储备天数按委托设计合同确定；油罐总容量应大于油轮一次卸油量。

2）分输站、末站：

a、通过铁路发送油品给用户时，油品储备天数宜为4～5d； b、通过内河发送给用户时，油品储备天数宜为3～4d； c、通过近海发送给用户时，油品储备天数宜为5～7d；

d、通过远洋油轮运送给用户时，油品储备天数按委托设计合同确定；油罐总容量应大于油轮一次装油量；

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e、末站为向用户供油的管道转输站时，油品储备天数宜为3d。 3.14 输油管道阀门、输油泵原动机如何选择？

答：（1）输油主泵驱动装置的选择应符合下列规定：

1）电力充足地区应采用电动机；无电或缺电地区宜采用内燃机。

2）经技术经济比较后，需要调速时，可选择调速装置或可调速的驱动装置。 3）驱动泵的电动机功率应按下式计算：

式中：N——输油泵配电机额定功率（kW）； P——输油泵轴功率（kW）； ne ——传动系数，取值如下： 直接传动 =1.0； 齿轮传动 =0.9～0.97； 液力耦合器 =0.97～0.98；

R——电动机额定功率安全系数，取值下： 375 =1.1。

（2）输油管道用阀门的选择应符合下列规定：

1）安装于通清管器管道上的阀门应选择直通型（阀门通道直径与管道内径同径）；不通清管器的阀门可用缩径型。

2）阀门应密封可靠、启闭灵活、使用寿命长。在防火区内关键部位使用的阀门，应具有耐火性能。

3）当采用焊接阀门时，阀体材料的焊接性能应与所连接的钢管的焊接性能相适应。 4）输油管道不得使用铸铁阀门。 3.15 输油站用电负荷等级如何划分？

答：输油站场的电力负荷分级应符合下列规定：

（1）首站、末站、减压站和压力、热力不可逾越的中间（热）泵站应为一级负荷；其他各类输油站应为二级负荷。

（2）独立阴极保护站应为三级负荷。

（3）输油站场及远控线路截断阀室的自动化控制系统、通信系统、输油站的紧急切断阀

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及事故照明应为一级负荷中特别重要的负荷。 3.16 输油站内水源的选择应符合哪些规定？ 答：输油站水源的选择应符合下列规定：

（1）水源应根据站场规模、用水要求、水源条件和水文地质资料等因素综合分析确定，并宜就近选择。

（2）生产、生活及消防用水宜采用同一水源。当油罐区、液化石油气罐区、生产区和生活区分散布置，或有其他特殊情况时，经技术经济比较后分别设置水源。

（3）生活用水水源的水质应符合现行国家标准《生活饮用水卫生标准》（GB5749）的规定；生产和消防用水的水质标准，应满足生产和消防工艺要求。 3.17 输油站内的仪表选型应符合哪些规定？ 答：输油站仪表选型应符合下列规定：

（1）应选用安全、可靠、技术先进的标准系列产品，并应考虑性能价格比。品种规格不宜过多，并力求统一。

（2）检测和调节控制仪表宜采用电动仪表。

（3）当检测仪表需要输出统一信号时，应采用变送器；需要输出接点信号时，宜采用开关量仪表。

（4）直接与介质接触的仪表，应符合介质的工作压力、温度和防腐蚀的要求。 （5）现场应安装供运行人员巡回检查和就地操作的就地显示仪表。 3.18 原油计量应符合哪些规定？

答：油品交接计量应符合下列规定：

（1）应按合同要求设置计量设施的原则进行油品交接计量系统的设计。

（2）油品交接计量系统的工艺流程应包括油量计量、计量仪表检验系统及污油系统。油品交接计量系统中，应设置商用油量交接，按规定定期检定和供需双方认可的加铅封的计量专用计算机。

（3）油品流量计的选择应符合下列规定：

1）用于油品交接计量的流量计的准确度不应低于0.2级； 2）流量计的台数按下式计算：

式中：n——流量计的总台数（台）；

qvp——需要计量的最大油量（m3/h）；

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qvm——单台流量计最大额定流量（m3/h）； 0.75——系数，与相乘得最佳使用流量；

S——连续计量时的备用流量计台数（台）；正常运转 台数大于4台时S取2；正常运转台数等于或小于4如时S取1 3）流量计的设计台数，应经技术经济比较后确定；

4）用于商业交接的流量计，应设备用流量计，不得设置旁通管及阀； 5）当油品交接计量以质量作为核算单位时，宜选用质量流量计。 （4）流量计辅助设备的选择应符合下列规定： 1）消气器的容积应按下式计算：

式中：V——消气器的容积（m3）；

qv——通过消气器的最大流量（m3/s）； t——油品在消气器中停留的时间（S），宜 取9～20s。

2）根据流量计产品说明书的要求，配置相应的过滤器。过滤器应安装在流量计入口前。过滤器进出口处应设置压力表。

（5）流量计标定系统应符合下列规定：

1）流量计应按《中华人民共和国计量法》及相应 的流量计的检定规程要求定期进行强制性检定；

2）用于商业交接的流量计系统，应设置在线校验装置；

3）流量计校验可采用质量法、容积法加密度计、体积管法加密度计，也可采用标准流量计校验；

4）采用质量流量时，只要有条件应首先采用质量法检定质量流量计。 （6）流量计及辅助系统的排污和管路安装应符合下列规定：

1）流量计及辅助系统的污油应排至零位罐或油池，并经过滤、脱水、计量后重新用泵输回至流量计的出口管线内，未经计量的输回到流量的进口管线内；

2）在液体进入流量计前的管线上或流经的设备均不允许有任何开口、支线、取样点等泄流处；

3）污油排放系统的设计应符合有关安全、环保规定；

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4）流量计出口侧管路上，应安装具有截止和检漏的双功能阀门或严密性好的无泄漏阀门。 3.19 输油管道控制中心宜具有哪些主要监控功能？ 答：控制中心宜具有下列8项主要的监控功能： （1）监视各站及工艺设备的运行状态。

（2）采集和处理主要工艺变量数据，实时进行显示、报警、存储、记录、打印。 （3）通过站控制系统进行远程控制、调节。 （4）水击控制。

（5）管道的泄漏检测与定位。 （6）远控线路截断阀状态监控。 （7）全线紧急停运。

（8）数据分析及运行管理决策指导。 3.20 输油管道焊接质量检验应符合哪些规定？ 答：焊接质量的检验应符合下列规定：

（1）焊缝应采用无损检测进行检验，首选射线探伤和超声波探伤。在检验或试验之前，应清除渣皮和飞溅物，并进行外观检验合格。

（2）采用射线探伤检验时，应对焊工当天所焊不少于15%的焊缝全周长进行射线探伤检验；对通过输油站场、居民区、工矿企业区和穿跨越大中型水域、一二级公路、高速公路、铁路、隧道的管道环焊缝，以及所有的碰死口焊缝，应进行100%射线探伤检验。

（3）采用超声波探伤时，应对焊工当天所焊焊缝的全部进行检查，并对其中5%环焊缝的全周长用射线探伤复查。设计根据工程需要适当提高射线探伤的比例。

（4）射线探伤应符合“钢熔化焊接对接接头射线照相和质量分级”GB3323， Ⅱ级为合格；超声波探伤应符合“钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级”GB11345，Ⅰ级为合格。 3.21 原油一般物性和流变性的测定项目是什么？ 答：（1）原油一般物理化学性质测定项目 序号 1 2 3 4 测定项目 倾点、凝点（℃） 初馏点（℃） 闪点（闭口）（℃） 序号 8 9 10 11 8

测定项目 胶质（%） 含硫量（%） 含盐量（mg/L） 粘度（mPa·s）

5 6 7 蒸汽压（kPa） 含蜡量（%） 沥青质（%） 12 13 含水率（%） 比热容[J/（kg·℃] (温度间隔为2℃) （2）原油流变性测定项目 序号 测定项目 1 2 3 4 5 6 7

3.22 输油管道截断阀如何设置？

答：输油管道沿线应安装截断阀，阀门的间距不应超过32km，人烟稀少地区可加大间距。埋地输油管道沿线在穿跨越大型河流、湖泊、水库和人口密度地区的管道两端或根据地形条件认为需要，均应设置线路截断阀。 3.23 输油管道管壁厚度如何计算？

答：输油管道直管段的钢管管壁厚度应按下式计算：

式中： ——直管段钢管计算壁厚（mm）； P——设计内压力（MPa）； D——钢管外直径（mm）； [ ]——钢管许用应力（MPa）。

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要 求 析蜡点（℃） 反常点（℃） 粘度（mPa·s） 在反常点和初馏点之间测定，温度间隔为5℃ 流变指数 稠度系数（Pa·sn） 在反常点和倾点、凝点之间测定，温度间隔为2℃。对含蜡原油应按不同热处理温度测定倾表观粘度（mPa·s） 点、凝点；对于输送加剂原油还应检验剪切影响。 屈服值（Pa）

输油管道许用应力按下式计算：

式中 [ ]——许用应力（MPa）；

K ——设计系数，输送C5及C5以上的输油站 外，输油管道一般地段取0.72；

——钢管的最低屈服强度； ——焊缝系数。

3.24 输油管道如何进行强度试压和严密性试验？

答：输油管道试压介质应采用水。在人烟稀少、寒冷、严重缺水地区，可酌情采用气体作为试压介质，但管材必须满足止裂要求，试压时必须采取防爆安全措施。输油干线的一般地段，强度试验压力不得小于设计内压力的1.25倍；大中型穿跨越及管道通过人口稠密区和输油站， 强度试验压力不得小于设计内压力的1.5倍；持续稳压时间不得小于4h；当无泄漏时，可降到严密性试验压力，其值不得小于设计内压力，持续稳压时间不得小于4h。当因温度变化或其他因素影响试压的准确性时，应延长稳压时间。采用气体为试压介质时，其强度试验压力为设计内压力的1.1倍，严密性试验压力等于设计内压力。当采用强度试验压 力时，管线任一点的试验压力与静水压力之和所产生的环向应力不应大于钢管的最低屈服强度90%。

3.25 输油首站、中间站、末站的防洪标准如何确定？

答：输油首、末站的防洪标准，其重现期不应低于50年一遇的洪水。中间站的防洪标准，其重现期不应低于25年一遇的洪水。 3.26 进入输气管道的气体质量要求是什么？

答：进入输气管道的气体必须清除机械杂质；水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃；烃露点应低于最低环境温度；气体中硫化氢含量不应大于20mg/m3。 3.27 输气管道工艺设计的主要内容是什么？ 答：工艺设计应确定下列主要内容： （1）输气总工艺流程。

（2）输气站的工艺参数和流程。 （3）输气站的数量和站间距。

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（4）输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比 3.28 如何选用输气管道的工艺计算公式？ 答：输气管道应按下列公式进行水力计算：

（1）当输气管道纵断面的相对高差≤200m时，不考虑高差影响时应按下式计算：

（2）当输气管道纵断面的相对高差>200m时，应按下式计算：

3.29 如何考虑输气管道的安全泄放？

答：输气站应在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置泄压放空设施。输气干线截断阀上下游均应设置放空管。放空管应能迅速放空两截断阀之间管段内的气体。放空阀直径与放空管直径应相等。

3.30 输气管道线路的选择应符合哪些要求？ 答：线路的选择应符合下列要求：

（1）线路走向应根据地形、工程地质、沿线主要进气、供气点的地理位置以及交通运输、动力等条件，经多方案对比后确定。

（2）线路宜避开多年生经济作物区域和重要的农田基本建设设施。

（3）大中型河流穿（跨）越工程和压气站位置的选择，应符合线路总走向。局部走向应根据大中型穿（跨）越工程和压气站的位置进行调整。

（4）线路必须避开重要的军事设施、易燃易爆仓库、国家重点文物保护区。

（5）线路应避开城镇规划区、飞机场、火车站、海（河）港码头、国家级自然保护区等区域。 当受条件限制管道需要在上述区域内通过时，必须征得主管部门同意，并采取安全保护措施。 （6）除管道专用公路的隧道、桥梁外，线路严禁通过铁路或公路的隧道、桥梁、铁路编组站、大型客运站和变电所。

3.31 输气管道的地区等级划分与强度设计系数是 什么？

答：输气管道通过的地区，应按沿线居民户数和 （或）建筑物的密集程度，划分为四个地区等级，

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并依据地区等级做出相应的管道设计。 地区等级划分应符合下列规定：

（1）沿管道中心线两侧各200m范围内，任意划分成长度为2km并能包括最大聚居户数的若干地段，按划定地段内的户数划分为四个等级。在农村人口聚集的村庄、大院、住宅楼，应以每一独立户作为一个供人居住的建筑物计算。 一级地区：户数在15户或以下的区段；

二级地区：户数在15户以上、100户以下的区段；

三级地区：户数在100户或以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、发展区以及 不够四级地区条件的人口稠密区；

四级地区：系指四层及四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中、交通频繁、地下设施多的区段。

（2）当划分地区等级边界线时，边界线距最近一幢建筑物外边缘应大于或等于200m。 （3）在一、二级地区内的学校、医院以及其它公共场所等人群聚集的地方，应按三级地区选取设计系数。

（4）输气站上、下游200m管道及截断阀室上、下游50m管道在一、二、三级地区设计系数取0.5，四级地区取0.4。

（5）当一个地区的发展规划，足以改变该地区的现有等级时，应按发展规划分地区等级。 输气管道的强度设计系数应符合下表的规定。 强度设计系数 地区等级 一级地区 二级地区 三级地区 四级地区

3.32 输气管道采用弹性敷设时应符合哪些规定？ 答：输气管道采用弹性敷设时应符合下列规定： （1）弹性敷设管道与相邻的反向弹性弯管之间及

弹性弯管和人工弯管之间，应采用直管段连接；直管段长度不应小于管子外径值，且不应小于500mm

强度设计系数（F） 0.72 06 0.5 0.4 12

（2）弹性敷设管道曲率半径应满足管子强度要求，且不得小于钢管外直径的1000倍。垂直面上弹性敷设管道的曲率半径尚应大于管子在自重作用下产生的挠度曲线的曲率半径，其曲率半径应按下式计算：

式中： R——管道弹性弯曲曲率半径（m）； D——管道的外径（cm）； a ——管道的转角（°）。 3.33 如何设置输气管道的线路截断阀？

答：输气管道应设置线路截断阀。截断阀位置应选择在交通方便、地形开阔、地势较高的地方。截断阀最大间距应符合下列规定： 在以一级地区为主的管段不大于32km； 在以二级地区为主的管段不大于24km； 在以三级地区为主的管段不大于16km； 在以四级地区为主的管段不大于8km。

截断阀可采用自动或手动阀门，并应能通过清管器。 3.34 如何进行输气管道的强度和稳定计算？ 答：1.输气管道强度计算应符合下列规定：

直管段管壁厚度应按下式计算（计算所得的管壁厚度应向上圆整至钢管的标准壁厚δ）：

式中： δ——钢管计算壁厚（cm）； P——设计压力（MPa）； D ——钢管外径（cm）；

——钢管的最小屈服强度（MPa）； F ——强度设计系数； ?——焊缝系数；

t——温度折减系数。当温度小于120℃时，t值取1.0。

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2.输气管道径向稳定校核应符合下式的要求。当管道埋设较深或外荷载较大时，应按无内压状态校核其稳定性： ≤0.03D

式中：△χ ——钢管水平方向最大变形量（m）； Dm——钢管平均直径（m）；

W——作用在单位管长上的总竖向荷载（N/m）； W1——单位管长上的竖向永久荷载（N/m）； W2——地面可变荷载传递到管道上的荷载（N/m）； Z——钢管变形滞后系数，宜取1.5；

K——基床系数，宜按（“输气管道工程设计规范”GB50251）附录Ｄ的规定选取； E——钢材弹性模量（N/m2）； I——单位管长截面惯性矩（m4/m）； δn——钢管公称壁厚（m）；

Es——土壤变形模量（N/m2），Es值应采用现场实测数。当无实测资料时，可按（GB50251）规范附录D的规定选取。

3.35 选择输气站位置时应符合哪些要求？

答：输气站的位置应符合线路走向和输气工艺设计的要求，各类输气站宜联合建设。 输气站位置选择应符合下列要求： （1）地势平缓、开阔。

（2）供电、给水排水、生活及交通方便。

（3）应避开山洪、滑坡等不良工程地质地段及其它不宜设站的地方。

（4）与附近工业、企业、仓库、火车站及其它公用设施的安全距离应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定。 3.36 如何设置输气站内的调压、计量装置和清管\\设施？

答：输气站内调压、计量工艺设计应符合输气工艺设计要求，并应满足生产运行和检修需要。 （1）调压装置应设置在气源来气压力不稳定、且需控制进站压力的管线上。分输气及配气管线上以及需要对气体流量进行控制和调节的管段上，当计量装置之前安装有调压装置时，计量装置前的直管段设计应符合国家有关标准规范的规定。

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（2）气体计量装置，应设置在输气干线的进气、分输气、配气管线上以及站场自耗气管线上。 （3）清管设施宜设置在输气站内。清管器收发筒上的快开盲板，不应正对距离小于或等于60m的居住区或建构筑物，当受条件限制，应采用相应安全措施。 3.37 如何考虑输气管道压气站的工艺及辅助系统？

答：（1）压气站工艺流程设计应根据输气系统工艺要求，满足气体的除尘、分液、增压、冷却、越站、试运作业和机组的启动、停机、正常操作及安全保护等要求。

在压气站的天然气进口段应设置清除天然气中固体和液体杂质的分离过滤设备，经处理后的天然气应符合压缩机组对气质的技术要求。 （2）压气站内的总压降不宜大于0.25Mpa。

（3）当压缩机出口气体温度高于下游设施、管道、以及管道敷设环境允许的最高操作温度或为提高气体输送效率时，应设置冷却器。

（4）每一台离心式压缩机组均应设天然气流量计量装置，以便进行防喘振控制。 （5）燃机燃料气系统应符合下列要求：

1）燃料气管线应从压缩机进口截断阀前的总管中接出，并应装设减压和对单台机组的计量设备。

2）燃料气管线在进入压缩机厂房前及每台燃机前应装设截断阀。 3）燃料气应满足燃机对气质的要求。 （6）离心式压缩机组的油系统应符合下列要求：

1）滑油、密封和伺服油系统，均应由主油箱供油，且应分别自成系统。

2）机组润滑油系统的动力应由主润滑油泵、辅助润滑油泵和紧急润滑油泵构成。当润滑油泵采用气动马达时，冲动气马达的气体气质应符合设备制造厂的要求。辅助油泵的出油管应设单向阀。

（7）燃气轮机的启动宜采用电/液马达或气动马达。当采用气动马达时，冲动气马达的气体气质及气体参数应符合设备制造厂的要求。

（8）采用注油润滑的往复式压缩机各级出口均应设分液设备，防止润滑油进入输气管道。 （9）冷却系统应符合下列要求：

1）气体冷却方式宜采用空冷。气体通过冷却器的压力损失不宜大于0.07Mpa。 2）往复式压缩机和燃气发动机气缸壁冷却水，宜采用密闭循环冷却。

（10）压缩机站设置压缩空气系统时，所提供的压缩空气应满足离心式压缩机、电机正压通风、站内仪表用风及其它设施等对气质、压力不同要求。

（11）以燃气为动力的压缩机组应设置空气进气过滤系统，过滤后的气质应符合设备制造厂

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