天然气管道放空量计算表格
天然气管存量计算公式
天然气管存量计算公式 Prepared on 24 November 2020
天然气管存量计算公式
（1）管段管存计算公式：100
01
pj pj V P T Z V P T Z ⨯⨯⨯=
⨯⨯
式中：
0V ——管段在标准状态下的管存量，单位为立方米（m 3
) ；
1V ——管段的设计管容量，单位为立方米（m 3
) ，计算公
式为：4
V 21L
d ⨯⨯=π
式中：π=；
d ——管段的内直径，单位为米（m ）； L ——管段的长度，单位为米（m ）；
pj P ——管段内气体平均压力(绝对压力)，单位为兆帕
（MPa ）；
0T ——标准参比条件的温度，数值为； 0Z ——标准参比条件下的压缩因子，数值为； 0P ——标准参比条件的压力，数值为；
pj T ——管段内气体平均温度，单位为开尔文（K ）；
1Z ——工况条件下的压缩因子，根据
GB/T 《天然气压缩
因子的计算 第2部分：用摩尔组成进行计算》计算求得。
（2） 平均压力计算公式：
式中：1P ——管段起点气体压力，单位为兆帕(MPa)；
2P ——管段终点气体压力，单位为兆帕(MPa)。
（3）平均温度计算公式：
式中：
1
T——管段起点气体温度，单位为开尔文（K）；
2
T——管段终点气体温度，单位为开尔文（K）。
注:气体体积的标准参比条件是p
０=，T
０
=。
管道泄漏及放空计算(参考)
管道泄漏及放空计算（参考）根据一元气体流动基本方程式，推导了孔口泄漏在绝热过程下泄漏流量计算的小孔模型和适合管道完全断裂的多变过程泄漏流量计算的管道模型，联合两种模型计算任何泄漏孔口直径下的泄漏流量，讨论了燃气最大泄漏流量的限制，进行了实例计算并对比了不同模型的计算结果。
关键词：泄漏流量计算；管道模型；小孔模型；管道小孔综合模型；流量限制在燃气管道事故定量风险评价、事故抢险预案制定和漏气损失评估时，首先要计算泄漏流量。
燃气管道在事故破损时，燃气可通过两种途径进入到大气中，一种是燃气直接泄漏到大气环境中，另一种是泄漏到土壤中，通过土壤渗透进入大气环境。
前者可以通过理论推导得出泄漏流量的计算公式，后者理论计算比较复杂且不确定性很大。
本文主要分析和讨论前一种情况下的泄漏流量计算。
第三方破坏是城市燃气管道泄漏的主要原因之一，其主要表现是挖掘机器、钻孔机器破坏管道，在这种情况下，燃气通常直接泄漏到大气中。
此外，架空管道泄漏也是直接泄漏到大气中。
2小孔模型的推导管道泄漏示意图见图1。
小孔模型是将泄漏孔口当作孔径很小的小孔，从而建立泄漏流量计算的模型。
图中点1——管道起点点2——泄漏口入口点点3——泄漏口出口截面上的点点4——点2上游附近的某点L——泄漏点至管道起点的距离，mqV,U——泄漏点上游管道体积流量，m3/hqV——泄漏体积流量，m3/h图1中，点1通常为该管道上游的调压器出口，其压力通常保持不变。
假设点4的断面流量及其平均流速方向不受泄漏影响，而点4下游至泄漏口处的任何点管道断面平均流速由于受到泄漏影响而不再沿管道轴线方向，点4至点2的距离非常小，可以忽略不计，因而点4的压力近似等于点2的压力。
小孔模型假设管内燃气全部从该小孔泄漏，即管道上游无支管或支管燃气流量为0，这样假设是为了保证从小孔泄漏的燃气流量是最大值；由于泄漏小孔孔径较小，泄漏流量有限，因而忽略管道沿程阻力，认为泄漏处的管内压力等于管道起点压力，即：p2=p1(1)式中p2——图1中点2的绝对压力，Pap1——图1中点1的绝对压力，Pa在泄漏孔处，燃气流速一般较快，燃气没有足够的时间与环境进行热量交换，因此燃气泄漏过程，即从点2到点3的燃气流动过程可被视为可压缩气体绝热流动过程，可见泄漏孔口与喷嘴相似。
天然气输气管道放空时间的计算_吴渊
fL / d
0.5 1 1 0 .5( 1)M 2 2 M ach 2 ln ach1 1 0 .5( 1)M 2 M2 ach 2 ach1
式中： fL / d —放空管路的阻力因子;
—气体等熵指数；
M ach —马赫数。
时间进行精确量化是管道运行单位值得深入研究的问题。本文对管道内天然气放空时间的计算方法进 行研究，找出相应的计算公式。并将所得公式应用于某条管线两阀室间的放空作业，得出的结论对生 产调度决策，气量调配，合理计划施工时间，组织事故抢修，从理论上提供了依据。 关 键 词：天然气； 长输管道； 天然气放空； 放空时间； 放空量 中图分类号：TE 832 文献标识码： A 文章编号： 1004-0935（2014）09-1207-03
收稿日期： 2014-03-06 作者简介： 吴渊(1987-)，男，助理工程师，毕业于西安石油大学油气储运工程专业，现从事天然气长输管道生产调度工作。
1208
辽
宁
化
工
2014 年 9 月
一种方法计算过程简单，由于模型得到了简化，未 考虑阀门及放空管路的摩阻作用，因此计算出的放 空时间可能比实际放空时间短，其适用于紧急情况 例如事故状态下放空时间的计算。
ln
P 1 P 2
式中：t —放空时间，s； V —放空管段容积，m3； M —放空气体的相对分子质量； R =848 kg·m/kg·k； K —绝热指数； F —放空阀全开时的截面积，m2； Z —压缩系数； μ —阀门开启度； P1，P2 —放空前后管线绝对压力，MPa； T —管线温度，K。
然后通过分别计算放空管中三种流态（超临界 流、临界流、亚音速流）下不同的瞬时放空量，最 终通过梯形法进行数值积分算得总的放空时间。这 种模型考虑了阀门及放空管路管壁粗糙度对气体流 动的阻碍作用。 其物理模型是一个完整的放空系统， 如图 3 所示。 目前，这三种计算方法在天然气放空计算中都 得到了广泛应用，但都有其适用的环境与条件。第
27002356_天然气管道放散计算与速查图
别绘制为放散量计算系数速查图、放散时间计算系 数速查图，并给出了实例计算流程及速查图使用说
明，以便读者使用。
２ 放散量与放散量计算系数速查图
本文环境压力为１０１．３２５ ｋＰａ。
２．１ 放散量计算
标准状态下管道管存量计算如下。
Ｖ－西４ａ）
（１）
ｚｐＶ＝元ＶＬ）Ｐ＿．８５＿７７２Ｌ６，Ｚ
计算系数速查图（软件截图），见图２。
Ｖ．“Ｄ＝儿长
６＝ｋｅＺｘ够，＋２Ｒ？１Ｔ阻·Ｉ体ｎＰ
１＝Ｖｅ
（１０）
（１）
（１２）
道物理模型见图３，管道已知参数见表１，查图及计 算结果见表２，表中实际放散量和实际放散时间来
源于实验。根据表２，计算结果与实测结果相对误
差均不超过５？？满足工程要求。
放散）放散管开启度
ｂ．根据管道起点、终点气体绝对压力、温度，代
变，放散速度也会逐渐降低。根据文献【２】，放散管 入式（４）￣（５）计算Ｐ、Ｔ。
径通常为输气干管直径的１／３￣１／２。
３．２ 放散时间计算系数
本文放散时间指放散至表压为０时的时间。
ｃ．根据ｐ、Ｔ查图２得到放散时间计算系数
Ｅ。
ｄ．代入式（１２）计算放散时间ｔ。
比较广泛，且精度可满足要求，余下２种一般用在商 业软件设计和计算机编程，比较适合需要十分精确
Ｐ－——管道终点气体绝对压力，ＭＰａ
的研究、放散过程管道的水力计算。本文采用第１
Ｔ——管道起点气体温度，Ｋ Ｔ，——管道终点气体温度，Ｋ ２．２ 管道放散量计算系数
本文管道放散量为最终损失的天然气的量，即
管道管存量。
ＺＨＡＯ Ｄａｎｍｉｎｇ，ＷＡＮＧ Ｈａｉ，
气量自动计算公式
管存波动气量 （立方米）
5000
1
0.35
480.8
33000
1
0.3
2331.5
15000
1
0.2
471.0
合计
3283.3
使用说明：
1.针对不同类别，选取不同的公式。 2.使用者仅可以据实填写蓝色部分的数字，注意单位，红色部分自动生成，禁止改动。
3.低压管道的放散忽略不计。
4.表压指压力表显示的压力。 5.管存气量波动值是专门为外环次高压设计应用。
一
分类放散 气量自动 计算公式
二
新管道置换时的放散气量计算公式
放散管段的长度 （米）
表压（公斤）
管道直径 （米）
放散气量 （立方米）
289
0
0.2
27.2
降压带气时的放散气量计算公式 （放散的前提是提前关阀降压至0.5公斤后再放散）
放散管段的长度 （米）
表压（公斤）
管道直径 （米）
放散气量 （立方米）
289
0.5
0.2
4.5
管存 气量计算 三
公式
新置换管道置换完以后的新增管存气量计算公式
管段的长度 （米）
表压（公斤）
管道直径 （米）
管存气量 （立方米）
289
2.5
0.2
31.8
管存气量 波动值计 四
算公式
管道压力变化导致管存气量波动量的计算公式
管段的长度 （米）
管道波动压力Βιβλιοθήκη 管道直径 表压（公斤） （米）
天然气输送能力计算表
天然气输送能力计算表
天然气输送能力计算表是用于计算天然气管道系统的输送能力的工具。
其中包括以下参数：
1. 管道直径（D）：管道的内径，通常以英寸（inch）或毫米（mm）为单位。
2. 管道长度（L）：管道的总长度，通常以英尺（ft）或米（m）为单位。
3. 压缩因子（Z）：天然气的压缩因子，用于校正天然气的体积。
4. 绝对温度（T）：天然气的温度，通常以摄氏度（°C）或开
尔文（K）为单位。
5. 设计压力（Pd）：管道系统的设计压力，通常以帕斯卡（Pa）或磅力/平方英寸（psi）为单位。
6. 预计流量（Q）：天然气的预计流量，通常以标准立方英尺/小时（SCFH）或标准立方米/小时（Nm3/h）为单位。
根据这些参数，可以使用一些流体力学公式来计算天然气管道系统的输送能力。
例如，根据管道的直径、长度和压缩因子，可以计算出管道的体积流量。
然后根据体积流量和绝对温度，可以计算出标况下的天然气质量流量。
最后，根据天然气质量流量和管道系统的设计压力，可以计算出系统的输送能力。
需要注意的是，这里只是简单介绍了天然气输送能力的计算方法，实际计算可能涉及更多的参数和公式。
另外，天然气管道系统的输送能力还会受到许多其他因素的影响，包括管道材料、
管道形状、流体性质等等。
因此，在实际应用中，可能需要进一步考虑这些因素。
长输天然气管道放空回收技术规范-最新国标
长输天然气管道放空回收技术规范1适用范围本文件规定了长输天然气管道线路和站场放空回收的总体原则、放空回收量测算与限值、放空回收系统技术要求、现场安装和气密性试验、放空回收作业要求和天然气放空回收评价要求。
本文件适用于在役、新建或改扩建长输天然气管道工程的天然气放空回收。
2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。
其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T3836.1爆炸性环境第1部分：设备通用要求GB/T25359石油及天然气工业用集成撬装往复压缩机GB/T35068油气管道运行规范GB/T37170固定式燃气发动机安全技术规范GB50251输气管道工程设计规范GB50540石油天然气站内工艺管道工程施工规范GB/T7777容积式压缩机机械振动测量与评价JB/T8935工艺流程用压缩机安全要求3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。
3.1放空blowdown；vent将管道中的天然气从管道中排出，包括冷放空和热放空。
3.2放空回收ventilate and recycle将原本要进行放空的天然气回收利用，放空回收利用系统的核心设备为压缩机。
3.3计划性放空planned venting在生产运行过程中有计划性的作业发生的天然气放空。
有计划性的作业主要是指收发球、流量计拆卸、设备排污、设备调试、设备维检修、管线改造、动火等。
3.4计划性放空回收planned venting recovery有计划的维修、维护或更换管线等事件前的有计划的放空回收。
3.5增压放空回收pressurized venting recovery站场放空气回收利用系统主要包括节流和增压回注两大部分，核心设备是压缩机组，基本流程为：在站场放空管道上安装通径球阀，对放空天然气进行节流；节流天然气经压缩机组增压后，重新注入上游管道、下游管道或者分输管道达到回收利用的目的。
天然气放空管线计算
天然气放空管线计算
刘伟
【期刊名称】《中国海上油气（工程）》
【年(卷),期】1991(003)006
【摘要】传统的天然气放空管线计算,由于忽略了管内气体动能变化对管路压降的影响,因而使所确定的放空管管径偏大,造成不必要的浪费。
针对这一点,本文利用气体动力学的有关理论,导出了气体管线的基本计算公式,并结合天然气放空管线的特点,得出了天然气放空管线的实用计算公式。
同时,本文还介绍了相应的电算程序。
【总页数】7页(P7-13)
【作者】刘伟
【作者单位】无
【正文语种】中文
【中图分类】TE973.1
【相关文献】
1.天然气放空管线断裂失效原因分析 [J], 季华建;王希;周扬;文佳卉
2.天然气放空管线断裂失效原因探讨 [J], 曹娟
3.对管线内天然气放空时间及放空量的探讨 [J], 孔吉民
4.抱箍式低温支架在天然气放空管线中的应用 [J], 雷青峰
5.天然气进站预处理单元预冷放空管线撕裂原因及改进措施 [J], 黄健文
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天然气长输管道站场放空系统计算
３ 进 出站管 线放 空
进 出站 管 线 上 Ｂ Ｖ阀 的选 型 同站 场 事 故 放 空 Ｄ 管 线 上 Ｂ Ｖ阀 的 计 算 ，区别 在 于 最 大 泄放 量 的 确 Ｄ 定 。计 算 思 路 为 ：确 定 事 故 时所 需 Ｂ Ｖ阀 的 最 大 Ｄ
照 Ｇ ０８ — ０４中的公 式 。计 算 思 路 为 ：分析 火 Ｂ５１ ３ ２０ 泄放量 ；按 最大泄放量 和调节 阀 Ｃ 值的计算公式 炬周 围 的设施 及环 境状 况 ，确定 敏 感点 （ 虑 辐射 考 计算所需 ｃ， ；依据 Ｃ 值和最大泄放量选择合适 算 （ 火焰 长度 可
的泄 压保 护 ，还 可 以节省 Ｔ 程建 设 费用 ，方 便 日后
运 营管 理 。
１ 安全 阀放 空
（ ）选 型 计算 。安全 阀 的选 型计 算可 按 照 以下 １ 思 路进 行 ：估 算被 保 护设 备 、容 器或 管线 的有 效 容 积 ；依 照 Ａ Ｉ Ｐ５ １ Ｐ ２ 规定 求解 事 故Ｔ 况 时允许 的最 Ｒ 小 、最 大泄 放 量 ；安 全 阀喉管 面 积计算 ；安全 阀选
（ ）尽 量缩 短安 全 阀前 管线 的长 度 以及安 全 阀 ２
５ 放 空 立管
（ ）管 径计算 。放空 立管 管径 主要 取 决于 放空 １
立管的放空量和出口处允许的马赫数 ，可通过提高 至 放空 立管 或火 炬 问 的管 线 长度 。缩 短安 全 阀前 管 出口处气体 的马赫数来减小放空管径 ，但马赫数偏 线长度可以降低该段管线 的压力损失 ，从而减小震 动 ；缩 短安 全 阀至放 空立 管 或火炬 间的 管线 长度 可 高 会导 致 放 空 噪声 过 大 。根 据 规范 Ｇ ０８ — ０４ Ｂ５ １３ ２０ 以降低安全 阀的背压 ， 使被保护设备 、容器或管线 规 定 ，事 故 状 态 下 ， 出 口处 马 赫 数 不 高 于 ０５马 ． 在 超压 时 ，安全 阀可 以及 时 迅速起 跳 ，并 以设 计 量 赫 。 因此 ，在 计 算 时 ，可 以 根 据 出 口处 马 赫 数 为
天然气集输管道 天然气集输管道流量计算公式
天然气集输管道天然气集输管道流量计算公式8.3天然气集输管道8.3.1天然气集输管道水力计算采用的气量，对未经净化处理的湿气应为设计输气量的1.2倍～1.4倍，对净化处理后的干气应为设计输气量的1.1倍～1.2倍。
8.3.2天然气集输管道流量计算应符合下列规定：1当管道沿线的相对高差△h≤200m时，应按下式计算：式中：q v——管道计算流量(m3／d)；d——管道内径(cm)；p1——管道起点压力(绝压)(MPa)；p2——管道终点压力(绝压)(MPa)；△——气体的相对密度(对空气)；Z——气体在计算管段平均压力和平均温度下的压缩因子；T——气体的平均热力学温度(K)；L——管道计算长度(km)。
2当管道沿线的相对高差△h＞200m时，应按下式计算：式中：△h——管道计算的终点对计算段起点的标高差(m)；a——系数(m-1)，；g——重力加速度，g＝9.81m／s2；R a——空气的气体常数，在标准状况下R a＝287.1m2／(s2·K)；n——管道沿线计算管段数，计算管段是沿管道走向，从起点开始，当其相对高差△h≤200m时划作一个计算管段；h i——各计算管段终点的标高(m)；h i-1——各计算管段起点的标高(m)；L i——各计算管段长度。
式中其他符号意义与公式8.3.2-1相同。
8.3.3天然气集输管道沿线任意点的温度确定应符合下列规定：1当无节流效应时，应按本规范公式8.1.2计算。
计算常数a可按下式计算：式中：K——管道中气体到土壤的总传热系数[W／(m2·℃)]；D——管道外径(m)；q v——气体流量(m3／d)；△——气体的相对密度；c p——气体的定压比热容[J／(kg·℃)]。
2当有节流效应时，应按下式计算：式中：J——焦耳—汤姆逊效应系数(℃／MPa)；△P x——x长度管段的压降(MPa)；a——计算常数，按式8.3.3-1计算。
式中其他符号意义与本规范公式8.1.2中相同。
lng加气站放散管放散计算表
lng加气站放散管放散计算表摘要：1.LNG 加气站简介2.LNG 加气站放散管的作用3.LNG 加气站放散计算表的内容4.LNG 加气站放散计算表的注意事项5.结论正文：LNG 加气站，即液化天然气加气站，是一种为车辆提供液化天然气燃料的设施。
液化天然气（LNG）是通过在常压下气态的天然气冷却至零下一百六十二度，使之凝结成液体。
天然气液化后可以大大节约储运空间，而且具有热值大、性能高等特点。
因此，天然气作为清洁能源越来越受到青睐，很多国家都将LNG 列为首选燃料，天然气在能源供应中的比例迅速增加。
在LNG 加气站中，放散管的作用十分重要。
当加气站内的压力过高时，放散管会自动开启，将部分气体排放到大气中，以保证加气站的安全运行。
因此，放散管的性能和设置要求非常严格，必须按照相关规定进行设置和检测。
LNG 加气站放散计算表是用于计算放散管排放量的工具。
表中主要包括以下内容：1.气体的种类和摩尔质量2.气体的初始压力和温度3.气体的终压力和温度4.气体的排放量在计算过程中，需要根据气体的状态方程进行计算，确保放散管的排放量满足安全要求。
同时，在填写计算表时，需要注意以下几点：1.确保数据的准确性，避免因数据误差导致计算结果的不准确。
2.在计算过程中，要遵循气体状态方程的适用范围，避免因不适用范围导致计算结果的误差。
3.在填写计算表时，要清晰、规范地填写各项数据和计算结果，以便于检查和分析。
总之，LNG 加气站放散计算表是保证加气站安全运行的重要工具。
通过对放散管排放量的精确计算，可以确保加气站在运行过程中的安全性能。
天然气流量计算、摩擦阻力计算、无缝钢管壁厚计算表表
计算长度 L(Km)
288.15 终点压力
P1kPa
#DIV/0! 流量
Q(m3/h)
0.01 98.00 2122.0
2.50 300.00 10394.0
293.00 #DIV/0!
293.00 #DIV/0!
#DIV/0!
293.00 #DIV/0! 288.15 #DIV/0!
1.27*(10^10) *B17*(A17^2 )*0.7431*F17 *1/(((C17D17)^5)*273. 16)
20.00 293.00 0.9 50.00 293.00 0.8
钢管壁厚计算
t<120℃时，温 度折减系数为 1
计算结Leabharlann 请输入以下数值果壁厚计算
管道外径
焊缝系数 温度折减系 钢材屈服强 地区类别
(mm) 设计压力(MPa) φ
数
度
系数
壁厚δ (mm)
711.00
2.00
1.00
1.00
360.00
0.30 6.583
城镇燃气输送压力分级
高压A
00..84<<PP≤≤1.6 0.8
中压A 中压B
0.2<P≤0.4 0.005<P≤ 0.2
低压
注：以上P为 MPa
P≤0.005
温度
293 288.15
锅炉
206 256.4
商业
664
16.55249522
920.4
585
240
160
160
ΔP 82.8 14.7
计算流量 Q(m3/h)
106.00 4000.00
起点压力 P1kPa 105.00 450.00
天然气输气管道放空时间的计算_吴渊
收稿日期： 2014-03-06 作者简介： 吴渊(1987-)，男，助理工程师，毕业于西安石油大学油气储运工程专业，现从事天然气长输管道生产调度工作。
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辽
宁
化
工
2014 年 9 月
一种方法计算过程简单，由于模型得到了简化，未 考虑阀门及放空管路的摩阻作用，因此计算出的放 空时间可能比实际放空时间短，其适用于紧急情况 例如事故状态下放空时间的计算。
Calculation of Gas Venting Time of Natural Gas Pipeline
WU Yuan，JIN Jin
（Shaanxi Provincial Natural Gas Co., Ltd., Shaanxi Xi’an 710016，China） Abstract: Natural gas venting is an essential part of long distance gas pipeline operation units in the production process. The precise quantification of the natural gas venting time is worthy of further study. In this paper, calculation methods of gas pipeline venting time were studied, the corresponding calculation formula was determined. The formula was applied to calculate venting operation of two valve chambers in a pipeline, calculated results could provide the theoretical basis for the production scheduling decision, gas regulation and reasonable construction organization. Key words: natural gas; long distance pipeline; natural gas venting; venting time; venting amount
天然气管存量的两种计算公式
天然气管存量计算公式1、第一种计算公式 Q=*V*P 均/(T 均**Z)其中V 是该管段内容积（即管段管容），Z 是压缩因子，Z=1/(1+*1000000*P 均*10^^C 2/T 均^， P 均=2/3[P 1++（P 2+）2/(P 1+P 2+2*] T 均=(T 1+T 2)/2+P 1、P 2、T 1、T 2分别为管段起、终点压力和温度；C 2是天然气相对密度（注：一定周期内会有小调整）。
总管存Q n 为各分段管存的求和。
2、第二种计算公式 （1）管段管存计算公式：式中：0V ——管段在标准状态下的管存量，单位为立方米（m 3) ；1V ——管段的设计管容量，单位为立方米（m 3) ，计算公式为：4V 21Ld ⨯⨯=π式中：π=；d ——管段的内直径，单位为米（m ）； 10001pj pj V P T Z V P T Z ⨯⨯⨯=⨯⨯L ——管段的长度，单位为米（m ）； pj P ——管段内气体平均压力(绝对压力)，单位为兆帕（MPa ）；0T ——标准参比条件的温度，数值为； 0Z ——标准参比条件下的压缩因子，数值为； 0P ——标准参比条件的压力，数值为；pj T ——管段内气体平均温度，单位为开尔文（K ）；1Z ——工况条件下的压缩因子，根据GB/T 《天然气压缩因子的计算 第2部分：用摩尔组成进行计算》计算求得。
（2） 平均压力计算公式：式中：1P ——管段起点气体压力，单位为兆帕(MPa)；2P ——管段终点气体压力，单位为兆帕(MPa)。
（3） 平均温度计算公式：123132T T T pj ⨯+⨯=式中：1T ——管段起点气体温度，单位为开尔文（K ）；2T ——管段终点气体温度，单位为开尔文（K ）。
注:气体体积的标准参比条件是p ０=，T ０=12121223pj P P P P P P P ⎡⎤⨯=⨯+-⎢⎥+⎣⎦。