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首页 > 压力管道安装许可证 > GA类长输管道 > 长输管道天然气站场与城镇天然气管道站场工艺对比安装许可证资质：长输管道天然气站场与城镇天然气管道站场工艺对比
天然气长输管道，即产地、储存库、使用单位间用于输送商品天然气的压力管道。天然气长输管道站场输送压力高，输量大。城镇天然气管道，即城市或乡镇范围内的用于公用事业或民用的天然气管道。由于城镇天然气管道站场多建设在城镇，因此运行压力低，设计压力均不高于4MPa。长输管道天然气站场与城镇管道天然气站场，两类站场原理流程没有明显的区别，除长输管道增压站有增压工艺外两类站场都要经过天然气接收、过滤、计量、增压、分输、放空等流程。
无论是长输管道天然气站场还是城镇管道天然气站场，为实现站场事故时迅速切断气源，进出站管线均需设置截断阀。对于长输管道天然气站场，由于输气压力高、气量大，其进出站截断阀应采用自动截断阀门并具备手动功能。当前，该截断阀通常选择气液联动球阀或电液联动球阀。对于城镇管道天然气站场，由于输气压力相对长输管道站场低，气量小，站场设备简单，在调压计量单元已设置有可远程操作的紧急切断阀的情况下进出站阀门宜选用电动截断阀。
1.2 清管单元
对于长输管道天然气站场，需根据管线长度及介质清洁度情况设置收发球筒进行清管。对于城镇天然气管道站场，由于线路较短，输送气质条件好，因此一般不设置清管工艺流程。
1.3 过滤分离单元
对于天然气长输管道站场，站场一般设置两级过滤分离设备，一级为重力分离器或旋风分离器，二级为过滤分离器。在管线清管及干燥达到规范要求的基础上，有的站场仅配置过滤分离器。对于城镇天然气管道站场，除门站可能设置两级过滤分离设备外，由于气质条件好，大多数调压站均只设置过滤分离器。
1.4 计量单元
天然气经过滤分离单元后，进入计量单元。当前实现贸易交接计量的流量计主要选用超声波流量计和涡轮流量计。计量单元由上、下游汇气管和几条并联的流量测量管路组成。每条流量测量管路主要由上下游截断球阀、流量计、上下游直管段、整流器、压力表、温度表以及流量计算机等组成。计量单元根据需要确定实际的计量路数。
1.5 调压单元
当前天然气站场的调压单元主要分为并联监控调压、串联监控方式、串并联监控方式。各调压监控支路主要有调压阀、切断阀、检测仪表组成。在城镇天然气管道站场中，城镇燃气设计压力分为7级，常见的天然气调压站为高-次高-中压调压站和高-中压调压站。在设计应用中，经常将高压天然气1.6MPa
在长输管道天然气站场中，由于站场设计压力较高，调压单元有着更为严格的要求，当最高进口压力和允许最高出口压力之差大于1.6MPa或进出口压力之比大于1.6时，可采用在调压管路中串联设置独立的安全截断阀、监控调压阀和工作调压阀的方式，或调压管路中串联设置独立的2级安全截断阀和1级调压阀的方式。
调压单元的典型流程为设置2条或多条调压管路，管路间一用一备或多用一备。调压单元的设计需要综合考虑输气量、进出口压力、调节精度等因素。上、下游实际运行工况、调峰方式也影响着调压设备的选型。调压设备尺寸选择过大将在小流量工况下接近关闭状态，产生脉动和不稳定气流，影响下游用气。调压设备尺寸选择过小将引起调压通过能力不足。近远期用气负荷的变化，城市用气的不均衡性也使得通过调压设备的小时量变化较大。通过调压系统的多管路、多规格选择，同时设置自动选路装置，可解决流量变化大的问题。
1.6 加热单元
对于长输管道天然气站场，由于输气压力高，经调压装置调压后压降过大造成天然气温度过低后可能会引起阀门操作困难，调压器指挥阀冻堵。温度过低也会使得管道许用应力下降，对站场的安全运行造成影响。由于长输管道输送气量较大，因此需要加热设备提供较大的热负荷。对于大功率负荷采用燃气水浴式加热炉在经济上具有较大优势。对于城镇天然气管道站场，由于输气压力比长输管道低，输气量小，因此在周围电网条件好的情况下可考虑采用电加热器。
1.7 放空单元
为管线发生事故时迅速放空管线内的气体，站场进站截断阀之前和出站截断阀之后均设置放空阀门。为防止火灾等事故发生造成站内天然气泄漏爆炸，站内一般设置自动泄放系统对站内天然气放空。站内受压设备和容器应按现行的《输气管道工程设计规范》的规定设置安全阀。安全阀泄放的气体可引入同级压力放空管线。长输天然气管道站场需要设置火炬，城镇天然气管道站场一般只需设置放空管。放空量的确定符合《泄压和减压指南》SY/T10043的规定。
尽管长输管道天然气站场和城镇天然气管道站场原理流程没有明显区别，但由于两类站场压力、输量、供气对象等性质的不同，在掌握一般性原则的同时，在实际的工艺设计中需做到具体问题具体分析，实现站场工艺经济性及功能性的最优化配置。
天然气站场的主要功能
1.1 进出站阀组单元无论是长输管道天然气站场还是城镇管道天然气站场，为实现站场事故时迅速切断气源，进出站管线均需设置截断阀。对于长输管道天然气站场，由于输气压力高、气量大，其进出站截断阀应采用自动截断阀门并具备手动功能。当前，该截断阀通常选择气液联动球阀或电液联动球阀。对于城镇管道天然气站场，由于输气压力相对长输管道站场低，气量小，站场设备简单，在调压计量单元已设置有可远程操作的紧急切断阀的情况下进出站阀门宜选用电动截断阀。
1.2 清管单元
对于长输管道天然气站场，需根据管线长度及介质清洁度情况设置收发球筒进行清管。对于城镇天然气管道站场，由于线路较短，输送气质条件好，因此一般不设置清管工艺流程。
1.3 过滤分离单元
对于天然气长输管道站场，站场一般设置两级过滤分离设备，一级为重力分离器或旋风分离器，二级为过滤分离器。在管线清管及干燥达到规范要求的基础上，有的站场仅配置过滤分离器。对于城镇天然气管道站场，除门站可能设置两级过滤分离设备外，由于气质条件好，大多数调压站均只设置过滤分离器。
1.4 计量单元
天然气经过滤分离单元后，进入计量单元。当前实现贸易交接计量的流量计主要选用超声波流量计和涡轮流量计。计量单元由上、下游汇气管和几条并联的流量测量管路组成。每条流量测量管路主要由上下游截断球阀、流量计、上下游直管段、整流器、压力表、温度表以及流量计算机等组成。计量单元根据需要确定实际的计量路数。
1.5 调压单元
当前天然气站场的调压单元主要分为并联监控调压、串联监控方式、串并联监控方式。各调压监控支路主要有调压阀、切断阀、检测仪表组成。在城镇天然气管道站场中，城镇燃气设计压力分为7级，常见的天然气调压站为高-次高-中压调压站和高-中压调压站。在设计应用中，经常将高压天然气1.6MPa
在长输管道天然气站场中，由于站场设计压力较高，调压单元有着更为严格的要求，当最高进口压力和允许最高出口压力之差大于1.6MPa或进出口压力之比大于1.6时，可采用在调压管路中串联设置独立的安全截断阀、监控调压阀和工作调压阀的方式，或调压管路中串联设置独立的2级安全截断阀和1级调压阀的方式。
调压单元的典型流程为设置2条或多条调压管路，管路间一用一备或多用一备。调压单元的设计需要综合考虑输气量、进出口压力、调节精度等因素。上、下游实际运行工况、调峰方式也影响着调压设备的选型。调压设备尺寸选择过大将在小流量工况下接近关闭状态，产生脉动和不稳定气流，影响下游用气。调压设备尺寸选择过小将引起调压通过能力不足。近远期用气负荷的变化，城市用气的不均衡性也使得通过调压设备的小时量变化较大。通过调压系统的多管路、多规格选择，同时设置自动选路装置，可解决流量变化大的问题。
1.6 加热单元
对于长输管道天然气站场，由于输气压力高，经调压装置调压后压降过大造成天然气温度过低后可能会引起阀门操作困难，调压器指挥阀冻堵。温度过低也会使得管道许用应力下降，对站场的安全运行造成影响。由于长输管道输送气量较大，因此需要加热设备提供较大的热负荷。对于大功率负荷采用燃气水浴式加热炉在经济上具有较大优势。对于城镇天然气管道站场，由于输气压力比长输管道低，输气量小，因此在周围电网条件好的情况下可考虑采用电加热器。
1.7 放空单元
为管线发生事故时迅速放空管线内的气体，站场进站截断阀之前和出站截断阀之后均设置放空阀门。为防止火灾等事故发生造成站内天然气泄漏爆炸，站内一般设置自动泄放系统对站内天然气放空。站内受压设备和容器应按现行的《输气管道工程设计规范》的规定设置安全阀。安全阀泄放的气体可引入同级压力放空管线。长输天然气管道站场需要设置火炬，城镇天然气管道站场一般只需设置放空管。放空量的确定符合《泄压和减压指南》SY/T10043的规定。
尽管长输管道天然气站场和城镇天然气管道站场原理流程没有明显区别，但由于两类站场压力、输量、供气对象等性质的不同，在掌握一般性原则的同时，在实际的工艺设计中需做到具体问题具体分析，实现站场工艺经济性及功能性的最优化配置。
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