最新天然气输气管道

天然气输气管道
目录
1前言 (1)
2设计概述 (2)
2.1设计依据 (2)
2.1.1设计原则 (2)
2.1.2管道设计规范和要求 (2)
2.2长输管道设计原始资料 (2)
2.2.1天然气管道设计输量 (2)
2.2.2天然气的组成 (2)
2.2.3管线设计参数 (2)
2.2.4管线设计要求及内容 (3)
2.3工程概况 (3)
3输气管道的工艺计算说明 (4)
3.1天然气的热物性计算 (4)
3.1.1天然气的平均分子量、密度和相对密度 (4)
3.1.2天然气压缩系数的计算 (4)
3.1.3天然气的粘度 (5)
3.1.4定压摩尔比热 (6)
3.2管道水力计算 (6)
4站场工艺 (8)
4.1输气管道工程站场种类及名称 (8)
4.1.1概述 (8)
4.1.2输气站种类及功能 (8)
4.2输气站的主要功能 (9)
4.2.1分离 (9)
4.2.2清管 (9)
4.2.3调压计量 (9)
4.3站址选择 (10)
4.4站场工艺设备选型 (11)
4.4.1简述 (11)
4.4.2分离器的设计 (11)
4.4.3除液器设备设计及选择 (12)
5线路工程 (14)
5.1线路所处位置及沿线自然条件状况 (14)
5.1.1线路选择的基本要求 (14)
5.1.2沿线自然条件状况 (14)
5.1.3沿线地区等级划分 (14)
5.2管道材质及壁厚选择 (14)
5.2.1材质选择 (14)
5.2.2钢管壁厚的确定 (15)
5.2.3管道的轴向应力及稳定性验算 (15)
5.3管道敷设 (16)
5.3.1管道的敷设方式 (16)
5.3.2管道转角 (16)
5.3.3线路辅助设施 (16)
5.3.4线路走向 (17)
5.3.5勘察要求 (17)
5.3.6站址选择步骤 (17)
5.3.7线路设计中采取的抗震措施 (17)
5.4焊接与检验、清管与试压 (18)
5.4.1焊接与检验 (18)
5.4.2 清管和试压 (18)
5.5阀门与法兰的选用 (19)
5.5.1阀门的种类及选用 (19)
5.5.2法兰的选用 (19)
6输气管道工艺计算书 (21)
6.1原始资料及基本物性计算 (21)
6.1.1天然气输送流向和气量分配 (21)
6.1.2天然气物性参数计算 (21)
6.2输气管热力计算 (22)
6.2.1管线工艺计算基本参数 (22)
6.2.2定压摩尔比热的计算 (22)
6.3末段管道的最优管径及最优长度的计算 (23)
6.3.1最优管径的计算 (23)
6.3.2末段管道内径的校核 (24)
6.4计算除末段外的其余管段 (26)
6.4.1管径的计算 (26)
6.4.2压气站个数、站间距的确定 (27)
6.4.3压缩系数的计算 (27)
6.5管线应力的校核 (27)
6.6一期方案的确定 (28)
6.7旋风分离器的设计计算 (28)
6.7.1工作条件下的气体流量的计算 (28)
6.7.2 旋风分离器直径的计算 (28)
6.7.3旋风分离器的验算 (29)
6.7.4旋风分离器的工作范围的计算 (29)
6.7.5 旋风分离器的进口管径和出口管径的计算 (30)
6.8安全阀的选择 (31)
6.8.1操作条件 (31)
6.8.2安全阀通道截面面积的计算 (32)
6.9管道计算总思路图 (33)
7自动控制和通讯 (34)
7.1概述 (34)
7.1.1说明 (34)
7.1.2 仪表及系统设备选型原则 (34)
7.2SCADA系统 (34)
7.3仪表检测、控制系统 (34)
7.4流量计量系统 (35)
8结论 (36)
参考文献 (37)
致谢 (38)
1前言
本工程的主要内容是天然气输气管道工程的初步设计。

课题的提出是针对目前各种用户对清洁能源的需求量的急剧升高的现状以及天然气工业的蓬勃发展的形式。

现在天然气的供应量需求与日俱增，而我国又存在着气源分布不均的情形，作为天然气输送调节气源不均情况的主要手段，长输管线的设计就尤为重要。

通过长输管线的优化设计来提高管输天然气量以及提高其的经济性为解决现今的供气不足和供气费用昂贵的情况提供了好的方案。

根据国家能源会议精神，天然气的开发和利用是今后几十年内我国能源开发的主要方向，纳入在我国“十一五”规划和2020年远景目标中的能源发展战略，是国民经济和社会发展计划中的重要组成部分。

加快开发和利用天然气的步伐，提高天然气在能源消费结构中的比重是坚持可持续发展战略、调整能源结构、保护生态环境的重要举措，是利国利民的大政方针。

本设计以石油工业出版社出版的《天然气管道输送》和中国石油大学出版社出版的《输气管道设计与管理》为主要设计依据，课题研究的目的在于通过对输气管道的初步设计，得到最优的管输设计方案。

初步设计是在工程项目确定后，根据设计任务书的要求，结合实际条件所做的具体实施方案。

它是安排建设项目和组织施工的主要依据。

设计深度应满足投资包干、招标承包、材料与设备订货、土地征购和施工准备等要求，并能据以编制施工图和总概算。

2 设计概述
2.1 设计依据
2.1.1 设计原则
(1) 严格执行行业的有关规范和标准，并参照国际上有关的先进的标准和规范。

(2) 采用先进的技术，努力吸收国内外的新的科技成果。

(3) 比较优化设计方案，确定经济合理的输气工艺级最佳的工艺参数。

(4) 管道设计要确保能长期安全、均衡、平稳的进行天然气的输送。

(5) 适应线路的自然环境气候，确保生产运行安全可靠，能保护环境、防止污染、节约能源、节约土地，处理好管线与铁路、公路、河流等的相互关系。

2.1.2 管道设计规范和要求
《输气管道设计与管理》（姚光镇主编，石油大学出版社）
《油气集输》（冯叔初主编，石油大学出版社）
《天然气长输管道工程设计》（中国石油天然气总公司主编，石油大学出版社 ）
《输气管道工程设计规范》（50251-94）
《油田油气集输设计技术手册》（上下册）
2.2 长输管道设计原始资料
2.2.1 天然气管道设计输量
管道首站起始于宁波市，末站位于温州市，管线全长300㎞ ，送至温州市的输气量一期为3.0×9310/m a ，二期为4.5×9310/m a 。

2.2.2 天然气的组成
2.2.3 管线设计参数
设计年输送天数：350天；
首站来气压力：6.3×610Pa ；
管线最高工作压力：6.3×610Pa ；
进配气站最低压力：2.5×610Pa ；
年平均温度：13℃ ；
压气站特性系数：A=6.1012, B=7.727×9
10。

2.2.4管线设计要求及内容
(1) 设计要求：
a 输气管具有日输量20％的调峰能力；
b 全线设计系数相同，采用等强度设计。

(2) 设计内容：
a天然气的热物性计算，包括密度、粘度、压缩因子、比热等；
b天然气管道的热力、水力计算；
c压气站的布置，包括末段管道的最优管径、最优长度、站间距、压气站的个数以及各压气站的进出站压力及温度；
d管道壁厚、管材的确定；
e线路工程设计；
f站场工程设计，包括主要设备的选型计算。

2.3工程概况
甬温输气管道起始于宁波市，末站位于温州市，管线全长300千米，为水平管线。

全线拟建设四座压气站场：输气首站、两个中间清管站及输气末站。

全线设置四座干线截断阀室，使管线在事故情况下能紧急自动关闭，易减少天然气损失和事故危害，并供管道维修时放空使用。

输气管道干线末段管段选用的管径为φ762mm，壁厚为10.3mm，其余管段管径为φ762mm，采用等壁厚设计，壁厚为9mm，管材材质为X65,并采用符合
GB9711-88标准的双面螺旋埋弧焊钢管。

输气干线采用煤焦油磁漆涂层防腐，同时采用强制电流保护为主，牺牲阳极为辅的阴极保护法对干线进行防腐蚀控制。

管线运行管理采用SCADA控制系统，管线通讯系统主信道为光缆，并与输气管线同沟敷设，管线辅助系统和公用设施尽力依托现有设施，管线设置维修队、抢修队各一个。

3 输气管道的工艺计算说明
3.1 天然气的热物性计算
3.1.1 天然气的平均分子量、密度和相对密度
(1) 平均分子量M
i i M M Y =∑ (3-1)
式中 M ——平均分子量，kg/(kmol)；
i M ——第i 组分的分子量，kg/(kmol)；
i Y ——第i 组分的摩尔组成 。

(2) 平均密度及相对密度
a 平均密度d
∑=i i y d d (3-2)
式中 d ——平均密度；
i d ——第i 组分的密度；
i y —— 第 i 组分的摩尔质量。

b 相对密度e d
a
e d d
d = (3-3)
式中 e d ——相对密度； d ——平均密度；
a d ——空气密度。

3.1.2 天然气压缩系数的计算
(1) 视临界压力c p 和视临界温度 C T
∑⋅=i
i y Pc Pc (3-4) i i
Tc Tc y =⋅∑ (3-5)
式中 i Pc 、i Tc ——分别为第i 组分的临界压力和临界温度；
i y ——第i 组分的摩尔质量。

(2) 对比压力r p 和对比温度r T
Pc P
=Pr (3-6) Tc T
Tr =
(3-7) 式中 P ——平均压力；
T ——平均温度。

(3) 平均压力P
根据式： 22BQ AP P Z Q -= (3-8)
式中 Pz ——终点压力；
Q P ——起点压力；
代入已知数据可以得到： Pa P z 61086.5⨯=
根据式： ⎪⎪⎭
⎫ ⎝⎛++=Z Q Z Q P P P P P 232 (3-9) 得到： P =6.08610Pa ⨯
(4) 压缩系数Z
利用高帕尔的相关方程式的通式：
()D cTr B ATr Z +++=Pr (3-10)
由于Pr 和Tr 的数值不同，系数A 、B 、C 、D 取值也不相同,根据式（3-10）得出Z （见表3-1）。

3.1.3 天然气的粘度
根据粘度的计算公式：
exp C μ=[(/1000)]y x ρ (3-11)
式中 1063.62.570.2781x T
=+∆+
1.110.04y x =+
1.5
2.451(7.770.1844)122.4377.58 1.8T C T
+∆=+∆+ μ——天然气的粘度，mPa s ⋅；
T ——天然气的温度，K 。

已知天然气所处的压力、温度条件下的密度和标准状态下的相对密度，可求出所处条件下天然气的粘度。

3.1.4 定压摩尔比热
根据《油气集输》中的定压摩尔比热的计算公式：
()08.524
.1.152410010996.
010624.0092.019.13⎪⎭
⎫
⎝⎛⨯+⨯-+=--T P M T T C p
(3-12) 式中 Cp ——天然气的定压摩尔比热， /()KJ mol K ⋅；
T ——天然气的温度，K ；
P ——压力，Pa ；
M ——天然气的平均分子量,/()kg kmol 。

3.2 管道水力计算
输气管道的水力摩阻系数的计算首先需要计算雷诺数来确定管道
流态根据流态选择不同的计算公式。

(1) 雷诺数可按以下公式计算
μπμρπυπυπυυD M
D Q D Q D D Q D A Q vD R a e 4
4442=∆=====
(3-13) 式中 Re ——雷诺数；
v ——气体的流速，m/s ；
υ—— 气体的运动粘度，s m /2；
∆——天然气对空气的相对密度，无因次；
D ——输气管道的内径，m ；
μ——天然气的动力粘度 ，a p s ⋅；
ρ——气体的密度，3/m kg ；
a ρ——空气的密度，3/m kg （在标准状况下a ρ=1.2063/m kg ）；
Q ——输气管道体积流量，s m /3；
M ——输气管道质量流量，kg/s 。

如流量Q 的单位取s m /3，管内径D 取m ，动力粘度μ取Pa/s ，将
a ρ=1.2063
/m kg 代入式(3-13)得
μ
D Q ∆=536.1Re (3-14) 根据雷诺数可以判断天然气的流态：
a Re<2000 层流；
b Re>3000 紊流；
工作区可用下列两个临界雷诺数公式来判断：
7
3127.59Re ⎪⎭
⎫ ⎝⎛=
D k (3-15) 式中 k ——管内壁的当量粗糙度；（绝对粗糙度的平均值），mm 。

5.12211
Re ⎪⎭
⎫
⎝⎛=d k
(3-16) c 流型判断： ⅰ Re<1Re 流态为水力光滑区；
ⅱ 12Re Re Re << 流态为混合摩擦区；
ⅲ 2Re Re > 流态为阻力平方区。

(2) 水力摩阻系数λ
a 层流区摩阻系数按下式计算： 64
Re λ=
(3-17) b 临界过渡区摩阻系数按下式计算：
λ=3-18) c 紊流区摩阻系数按下式计算：
2.01lg(
3.7065K d =-+ (
3-19)
4站场工艺
4.1输气管道工程站场种类及名称
4.1.1概述
输气站是输气管道工程中各类工艺站场的总称。

按它们在输气管道中的位置分别为：输气首站、输气末站和中间站（中间站又分为压气站、气体接收站、气体分输站、清管分离站等）三大类型。

按功能又可以分为：调压计量站、清管分离站、配气站和压气站等。

a 首站流程说明
正常输送来气：
增压站来气——除液器——旋风分离器——计量——去中间站
发送清管器：
首站发球筒——清管器通过指示器——下游管线
气源为增压站来气，站内气体净化以旋风分离器除尘为主，但有时上游气体处理装置的非正常情况，管道内可能存在少量液体，在清管时，这些液体被推进站内，将影响调压阀、压缩机的正常工作。

b 末站流程说明
正常输气：
上游来气——旋风分离器——稳压计量——下输到各门站；
接受清管器：
上游来气清管器——通过指示器——旋风分离器——稳压计量——下输到各门站；
接受干线来气，经分离、调压、计量输送给各用户，干线末端设清管器接受装置。

气体分离采取除液、除尘相结合，使天然气达到管输要求。

4.1.2输气站种类及功能
(1) 输气首站是设在输气管道起点的站场。

一般具有分离、调压、计量、清管发送等功能。

(2) 中间站及功能
它是设在输气管道首站和末站之间的站场。

一般分为压气站、气体接受站、气体分离站、清管分离站等几种类型。

ⅰ压气站：它是设在输气管道沿线的站，用压缩机对管输气体增压
ⅱ气体接收站：它是在输气管道沿线，为接受输气支线来气而设计
的站场。

一般具有分离调压计量和清管器收发等功能。

4.2输气站的主要功能
4.2.1分离
为了保证进入输气管道的气体的气质要求，在一些站场要设置分离装置，分离其中携带的干粉尘，其除尘设备多采用旋风分离器、多管除尘器、过滤除尘器等。

大流量站场的气体除尘器可以经过汇管采取并联安装来满足处理要求。

在设计分离器台数时，应按分离器的最小处理能力来计算设计安排，以保证当一台分离器检修时余下的分离器的最大处理能力仍能满足站场的处理要求。

4.2.2清管
输气管线在施工过程中积存下来的污物和管道投产运行时所积存下来的腐蚀产物，都是影响气质、降低输气能力、堵塞仪表、影响计量精度和加剧管线内部腐蚀的主要因素。

为此，应与管线投产前和运行过程中加以清除。

清管气体收发装置
清管气体收发装置包括收发筒、工艺管线、全通径阀门、装卸工具以及通过指示器等辅助设备。

(1) 发球筒：发球筒的筒直径一般比主管大1～2倍，以便清管器的放入和取出。

其发送筒的长度应能满足最长清管器或监测器的需求，一般不应小于筒径的3～4倍；其接受筒长度应更长些，因为它需要容纳进入排污管的大块清除物和先后发入管道的两个或更多的清官器，其长度一般不小于管径的4～6倍。

(2) 快速开关盲板：快速开关盲板上应有防自松安全装置。

(3) 污物排放
清管作业清除的污物应集中处理，不得随意排放。

4.2.3调压计量
4.2.3.1调压
(1) 输入和输出支线与干线的联结点应保持稳定的输入和输出压力，并规定其波动范围以利于对支线和干线输送过程的控制。

输气首站内调压设计中应符合输气工艺设计要求并应满足开、停工和检修的需要。

(2) 调压装置应设置在气源来气压力不稳定且需要控制进站压力的管线上、分输器和配气管线上以及需要对气体流量进行控制和调节的计量装置之前的管段上。

4.2.3.2计量
(1) 输入与输出干线的气体及站内自耗气必须计量。

这些气量是交接业务和进行整个输气系统控制和调节的依据。

(2) 气体计量装置应设置在输气干线上、分输气干线上和配气管线上以及站内的自耗气管线上。

(3) 天然气体积流量计有压差式和容积式流量计两种，其中以压差式流量计为主，近年来随着输气管道自动化程度的不断提高在输气站场上已开始利用微机测定天然气流量。

4.2.3.3安全泄放
输气站的各类站场必须设置安全设施。

安全阀定压及泄压防空管直径应按以下要求计算：
(1) 安全阀定压，安全阀定压应等于或小于受压设备和容器的设计压力。

a单个安全阀的泄压管直径应按背压不大于该阀泻放压力的10％来确定，但不应小于安全阀的出口管径。

b对于连续多个安全阀的泻放管，应按所有安全阀同时泻放时产生的背压不大于其中任何一个安全阀的泻放压力的10％来确定，且泻放管截面积不应小于各支线截面积之和。

(2) 安全泻放设施的设置要求
a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装置。

根据输气管道站场的特点，放空管应能迅速放空输气干线两截断阀之间管段内的气体，放空管的直径通常取干线直径的1/3～1/2，而且放空阀应与放空管等径。

b站内的受压设备和容器应按现行的安全规程的规定设置安全阀。

安全阀泻放的气体可引入同级压力放空管线。

c站内高低压放空气体不得以同一管线输到放空立管，必须按压力等级分别设置放空管，防空气体应经放空管排入大气，并应符合环境保护和安全防火要求。

4.3站址选择
(1)基本要求
①地势平缓、开阔；
②供电、给水、排水、生活及交通方便占地面积、所选站址应使站内各建筑物之间能留有符合防火安全规定的间距，应该考虑站场的发展余地。

③应避开山洪、滑坡等不良工程地质地段及其他不宜设站的地方。

④站址与附近工业、企业、仓库、火车站及其他公用设施的安全距离必须符合现行的国家标准，《石油天然气工程设计规范》GB 50183的有关规定。

(2)设计原则
①输气站的设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。

②输气站内平面布置、防火安全、场内道路交通及与外界公路的连接应符合国家现行标准《石油天然气工程设计规范》GB 50183、《建筑设计防火规范》GB 50016《石油天然气工程总图设计规范》SY/T 0048。

(3)站场平面布置原则
①输气站各建（构）筑物及设备的平面布置应根据工艺流程中天然气的流向来确定，应尽量缩短管线长度，避免倒流，减少交叉，管线应采用地上或埋土敷设，不应采用管沟敷设。

②根据流程和设备功能，分区块布置，把功能相同的设备布置在一起成为一个装置区，装置区之间的连接管道敷设应有利于车行道的布置。

③输气站与周围建筑物和站内各建筑物之间的距离必须满足有关安全防火要求，有保证消防、起重和运输车辆通行的道路和必要的检修堆放场地。

④生活区、办公区应布置在全年最小频率风向的下风侧，要求有利于生产、方便生活、力求节约。

⑤压气站的仪表控制室、维修间和行政办公室建筑通常布置在单独或合并在一起的建筑物内，与压缩机房保持一定的距离，以减少噪音干扰。

4.4站场工艺设备选型
4.4.1简述
天然气中的固体杂质不仅会增加管输阻力，影响设备、阀门和仪表的正常运作，使其磨损加速、使用寿命缩短，而且污染环境，有害于人体。

因此，在供给用户前，应出去除去悬浮在天然气中的固体杂质。

为此，在天然气输气站中应设置除尘设备。

输气站场中的除尘设备，要求结构简单、可靠，分离效率高，不用经常更换或清洗部件，气流通过压降小等。

目前，输气站中经常采用的除尘设备有：旋风分离器、导叶式旋风分离器、过滤分离器等。

本工程采用旋风分离器。

4.4.2分离器的设计
旋风分离器是利用旋转的含尘气体所产生的离心力，将粉尘从气流中
以上的粉尘效率较高。

分离出来的一种干式气-固分离装置，对于捕集5～10m
(1) 旋风分离器进口
a旋风分离器进口形式和进口管形式。

旋风分离器有两种主要的进口形式：切向进口和轴向进口。

进口管可以制成矩形和圆形两种形式。

由于圆形进口管与旋风分离器只有一点相切，而矩形进口管在整个高度上均与筒壁相切，故一般多采用矩形进口管。

一般，矩形进口管的高度a与宽度b之比为2～3。

b分离器进口管气速v。

在一定范围内，进口气速越高，除尘效率越高。

但气速太高会使粗颗粒粉碎变成细粉尘的量增加，并增加旋风分离器的压力损失和加速分离器本体的磨损，降低其使用寿命。

因此，在设计旋风分离器的进口截面时，必须使进口气速为一适宜的值。

一般的进口气速为10～25/
m s。

(2) 旋风分离器的直径等圆筒结构尺寸
a 圆筒体直径D
一般旋风分离器的圆筒直径很小，旋转半径越小，粉尘所受的离心力越大，旋风除尘的效率就会越高。

但过小的筒体直径，由于旋风分离器壁与排气管太近，会造成直径较大的颗粒反弹至中心气流而被带走，从而使除尘效率降低。

另外，筒体太小容易引起堵塞，尤其对粘性物料。

工程上常用的旋风分离器筒体直径都在200mm 以上。

旋风分离器的筒体直径可以参考《天然气工程手册》中的公式来求取，公式如下：
D = (4-1) 式中 D ——旋风分离器的筒体直径，m ；
Q ——工作条件下的气体流量，3/m s ；
ζ——阻力系数，由实验确定，一般取ζ=180；
G r ——工作条件下的气体密度，3/kg m ；
P ∆——水力损失（即旋风分离器的压降），2/kg m 。

b 筒体高度h
通常，除尘效率较高的旋风分离器都有较大的长度比例。

这不但使进入筒体的颗粒停留时间增长，有利于分离，且能使尚未达到排气管的颗粒有更多的机会从旋风分离器中分离出来，减少二次夹带，以提高除尘效率。

足够长的旋风分离器筒体可避免旋转气流对灰斗顶部的磨损。

筒体的高度及其他尺寸可以参考《天然气工程手册》中的规格标准来选取。

4.4.3 除液器设备设计及选择
根据《油田油气集输设计技术手册》（上册）中所给出的有关立式分离器的计算公式，对于处理气体的立式分离器在工作时，气体和液滴沉降的方向相反，故要求：
0g w w >
而设计分离器时，要求在重力沉降部分能分离出直径为100m μ以上的液滴，就可以使气体进入捕雾器，以捕集直径更小的液滴，满足气体带液率的指标。

计算分离器按处理气量计算分离器的直径，要考虑进入分离器的油气两相比例随时间不断变化这一实际情况，引入波动系数β，一般取β=1.5～2。

gv
S S S w PT T ZP V D πβ4= (4-2) 捕雾器厚度一般取100～150mm 。

可以把直径10～100m μ的油滴除去。

立式分离器的高度建议为直径的3.5～5倍。

分离器各部分其他尺寸可参照下述方法确定：
除雾段1H 一般不小于400mm ；
沉降段2H 一般取2H =D ，但不小于1m ；
入口分离段3H 一般不小于600mm 。

5线路工程
5.1线路所处位置及沿线自然条件状况
5.1.1线路选择的基本要求
(1) 管线敷设地区的选择应符合我国现行的有关规定，线路走向应避开城市规划区、文物古迹、风景名胜、自然保护区等。

(2) 站场及大、中型河流穿（跨）越位置选址应服从大的线路走向，线路局部走向应服从站场和穿（跨）越工程的位置。

(3) 线路尽可能避开高强度地震区、沙漠、沼泽、滑坡、泥石流等不良工程地质地区和施工困难地区。

(4) 线路应尽可能利用现有的公路，方便施工和管理。

同时应尽可能利用现有的国家电网供电，以降低工程费用。

(5) 线路应尽可能取直，缩短线路长度，同时线路也要尽可能靠近气田、城镇和工矿企业。

5.1.2沿线自然条件状况
(1) 工程地形、地貌、地质概况
管道沿线地形较为平坦，相对高差小于200米。

沿线地貌以平原主，
有少量间歇性地表水及农田耕地，且沿线大部分地段地下水位较低。

(2) 工程条件
管道所经地区属于暖温带大陆性气候，降水稀少，空气干燥，气候四季分明，昼夜温差大，光照充足，是该地区的气候特征。

5.1.3沿线地区等级划分
地区等级划分按《输气管道工程设计规范》GB50251的规定，可划分为四个等级：
(1) 一级地区：供人居住的建筑物内的数户在15户或以下的区段；
(2) 二级地区：供人居住的建筑物内的数户在15户以上，100户以下的区段；
(3) 三级地区：供人居住的建筑物内的数户在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；
(4) 四级地区：系指四层及四层以上楼房普遍集中、交通频繁、地下设施多的区段。

5.2 管道材质及壁厚选择
5.2.1 材质选择
优选管道用钢是保证工程质量、减少工程投资的重要环节。

采用的钢管和钢
材，应具有良好的韧性和焊接性能。

根据输气管道工艺计算书确定的管线系统设计压力、管径、输送介质及首站出站温度等条件，确定本工程干线管道采用符合《石油天然气输送管道用螺旋埋弧焊钢管》(GB9711-88)标准的X65等级螺旋双面埋弧焊钢管。

5.2.2 钢管壁厚的确定
钢管壁厚按《输气管道工程设计规范》(GB50251-92)中规定计算（计算所得的管道壁厚度应向上圆整至钢管的壁厚n δ）：
t F PD S n σϕδ2=
(5-1) 式中 n σ——钢管计算壁厚，cm ；
P ——设计压力，MPa ；
D ——管道的外径，cm ；
s σ——钢管的最小屈服强度，MPa ；
F ——设计系数；
ϕ——焊缝系数，取1.0；
T ——温度折减系数，当温度小于120℃时，t 值取1。

5.2.3 管道的轴向应力及稳定性验算
管线鼻喉设计计算公式只考虑了管线在内压作用下产生的环向应力，对于较大直径的管线或对于某些特殊管段的安全需要，还应该核算轴向应力。

轴向应力得相关计算公式：
()k S t t E μσασ+-=21 (5-2)
δ
σ2Pd h =
(5-3) 式中 L σ——管线的轴向应力，MPa ； E ——钢材弹性模量，为2.06510MPa ⨯；
α——钢材的线性膨胀系数，取1.2510/-⨯℃；
1t ——管线安装温度，℃；
2t ——管线工作温度，℃；
μ——泊松比，取0.3；
h σ——管线的环向应力，MPa ；
d ——钢管内径，cm ；。