西气东输冀宁管道调度运行操作手册-正文(77页).doc

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1、-西气东输冀宁管道调度运行操作手册-正文-第 76 页目 录1 概述1.1 适用范围1.1.1 本手册限于西气东输管道分公司调度指挥输气生产和站场人员自控操作使用。1.1.2 本手册适用范围为西气东输管道冀宁联络线及其沿途已建支线和站场、线路阀室。1.1.3 本手册仅用于指导西气东输管道分公司调度和站场运行调度工艺自控操作。1.2 编制依据本手册编制参考了以下文献：1）冀宁联络线初步设计总说明2）冀宁联络线工程初步设计（0版）3）西气东输管道企业标准之技术标准文件4）西气东输冀宁联络线工艺管道及仪表流程图5）GB17820-1999 天然气6）SY/T5922-2003 天然气管道运行规范7）

2、SY/T6233-2002 天然气管道试运投产规范8）SY/T6186-1996 石油天然气管道安全规范1.3 冀宁管道简介1.3.1 线路1.3.1.1 概述西气东输冀宁管道工程纵贯江苏、山东、河北三省，南接西气东输管道青山分输清管站，北连陕京二线输气管道安平分输站。是规模最大的南北走向的输气管道，具有输气、保安供气和调气三大功能。作为西气东输的后备保障线，它的建成不仅可以向沿线地区输送清洁、优质、高效的绿色能源，同时，可以实现陕京二线与西气东输的联络调配，使长江三角洲和环渤海两大区域管网实现气源多元化、输气网络化、供气稳定化和管理自动化。管道全线设计压力10.0MPa，最大设计输量为110

3、108Nm3/a，干线长度约为886km，大部分采用X70的钢管。干线管道中，青山泰安段管径为711mm，长度为603.55km，711的输气管道在二、三级地区使用螺旋缝埋弧焊钢管，四级地区使用直缝埋弧焊钢管；泰安安平段管径为1016mm，管道长度为282.45km。管径为1016的输气管道在二级地区使用螺旋缝埋弧焊钢管、三级地区使用直缝埋弧焊钢管。西气东输冀宁管道工程目前建设和设计的支线6条：分别为德州德州末支线、德州武城支线、曲阜济宁支线、邳州徐州支线、邳州连云港支线、滕州临沂支线。各支线首站和干线站场合建，6条支线站场共7座。德州德州末站支线线路全长15.111km，设计输量4.5108

4、Nm3/a，管径219.1，设计压力6.3MPa，设1座站场即德州末站。德州武城支线线路全长17.485km，设计输量为2108Nm3/a，管径168.3，设计压力6.3MPa，设1座站场即武城末站。曲阜济宁支线线路全长36.887 km，设计输量7.5108Nm3/a，管径323.9，设计压力6.3MPa，设2座站场即小雪分输站、济宁分输站。邳州徐州支线线路全长55.116km，设计输量11.79108Nm3/a，管径610，设计压力10MPa，设1座站场即徐州分输站，设线路截断阀室2座。邳州连云港支线线路全长139.869km设计输量为4.4108Nm3/a，管径610，设计压力10MPa

5、，设1座站场即连云港分输站，设线路截断阀室6座。滕州临沂支线线路全长87.386km，设计输量为6.5108Nm3/a，管径406.4，设计压力6.3MPa，设1座站场即临沂分输站，设线路截断阀室3座。1.3.1.2 沿线地质和气象情况西气东输冀宁管道沿途经过河北、山东和江苏三省，连接了长江三角洲和环渤海地区两大经济发展区域，在江苏省境内，管道先后经过扬州、淮安、徐州等苏北重镇，并先后3次穿越京杭大运河，与京杭大运河蜿蜒伴行。在山东省境内，管道先后经过曲阜和泰山，并在济南市长清区穿越黄河。管道所经地区经济发达，人杰地灵，历史文化源远流长。西气东输冀宁管道线路距离比较长，沿线气象及地温情况变化大

6、，最低平均地温为14.5（山东德州地区），最大冻土厚度为28cm（邳州），年均最大降水量（扬州）为1042.0mm。1.3.1.3 管道保护西气东输冀宁管道防腐采用外防腐涂层加强制电流阴极保护的联合保护方式，特殊地段采用牺牲阳极辅助保护。管道外防腐层采用三层结构PE防腐层，采用热收缩套（带）作为补口材料，热煨弯头的外防腐采用液体环氧涂料和双层熔结环氧粉末（双层FBE）两种方式。管道采用环氧粉末做内涂层。全线共设有9座阴极保护站：表1-1 阴极保护站分布序号阴极保护站名称所在位置里程恒电位仪规格电源1青山阴极保护站青山站010A/40VAC2高邮阴极保护站B007阀室110.8310A/24VD

7、C3淮安阴极保护站淮安分输站205.0510A/40VAC4宿豫阴极保护站B018阀室313.4110A/24VDC5枣庄阴极保护站枣庄分输清管站430.0810A/40VAC6曲阜阴极保护站曲阜分输压气站518.8710A/40VAC7济南阴极保护站济南分输站646.5510A/40VAC8德州阴极保护站德州分输清管站750.9410A/40VAC9安平阴极保护站安平压气站88610A/40VAC其中青山阴极保护站、淮安阴极保护站、枣庄阴极保护站、曲阜阴极保护站、济南阴极保护站、德州阴极保护站、安平阴极保护站设在各站场内，阴极保护设备电源采用交流电源。高邮阴极保护站、宿豫阴极保护站分别与B0

8、07阀室、B018阀室合建，阴极保护设备电源采用直流电源。青山阴极保护站、淮安阴极保护站、枣庄阴极保护站、曲阜阴极保护站、济南阴极保护站、德州阴极保护站、安平阴极保护站采用交流型恒电位仪；B007阀室阴极保护站、B018阀室阴极保护站采用直流型恒电位仪1.3.2 站场 1.3.2.1 干线站场 西气东输冀宁管道干线共设工艺站场13座和线路截断阀室39座，其中压气站1座。压气站和分输站、分输清管站均按有人值守，无人操作设计。由南向北依次为：青山站（属西气东输干线站场）、扬州分输站、江都分输清管站、淮安分输站、宿迁分输清管站、邳州分输站、枣庄分输清管站、滕州分输站、曲阜分输站、泰安分输清管站、济南

9、分输站、德州分输站、衡水分输站和安平分输压气站。1.3.2.2 支干线站场西气东输冀宁管道工程目前在建6条支线共7座站场，分别是：济宁分输站、临沂分输站、武城分输站、连云港分输站、德州末分输站、小雪分输站、徐州分输站。1.3.3 天然气1.3.3.1 气源和及管道的逐年供气量冀宁管线气源分3个阶段如下：（1）第一阶段，2005年2006年，由陕京二线管道（长庆气田天然气）通过冀宁管线向山东地区输气。天然气为长庆气田天然气。（2）第二阶段，2006年2008年，气源来自陕京二线和西气东输管道两个方向。该阶段，西气东输仍有富余供气能力，陕京二线也已建成。天然气为塔里木天然气和长庆气田天然气。（3）

10、第三阶段，2008年以后，气源来自陕京二线、俄气等北方气源，此时西气东输管道已达到满输，无富余供气能力，向联络线沿线输气以及向西气东输保安供气的气源只能由陕京二线或俄气解决。此时天然气主要为长庆气田天然气或俄罗斯天然气（俄气）或规划中的华东LNG项目。输气工况下，冀宁管线的气源调配方案见表1-2。表1-2 历年冀宁管线的气源调配方案 单位：108Nm3/a年 份2006200720082009201020112012201320142015联络线需求量17.86 32.09 39.39 54.20 64.35 70.27 75.97 81.47 86.76 91.64 西气东输供气量1623.

11、3610.97-俄气来气量-15.429.94159陕京二线供气1.86 8.73 28.42 54.20 64.35 70.27 60.57 51.57 45.76 32.64 1.3.3.2 天然气组分及主要物性进入西气东输管道成品天然气气质必须符合天然气（GB178201999）规范规定的级标准要求，高位发热量31.4MJ/m3，总硫含量200mg/m3，硫化氢含量20mg/m3，水露点应比输送条件（2.510MPa）下最低环境温度低5，烃露点低于或等于最低环境温度，以满足本管道在增压、输送过程中无凝析水和液烃出现。塔里木气田天然气组分及主要物性1）天然气组分根据塔里木气田的初步开发方案

12、，进入管道的天然气由克拉2气田、英买7处理站和吉拉克处理站的外输气组成，天然气组分见表1-3。表1-3 塔里木气田天然气的组分组 分C1C2C3C4C5C6+CO2N2Mol%96.11.740.580.280.030.090.620.562）天然气主要物性塔里木天然气物性见表1-4。表1-4 塔里木气田天然气物性水露点烃露点低发热值高发热值-10-1034.81MJ/m338.62 MJ/m3长庆气田天然气组分及主要物性1）天然气组分从靖边压气站进入管道的长庆气田气体的组分见表1-5。表1-5 长庆气田天然气组分组分C1C2C3C4C5N2CO2HeH2SMol%96.120.5010.11

13、80.0330.0120.1472.60.0186.13mg/m32）天然气主要物性 长庆天然气物性见表1-6。表1-6 长庆气田天然气物性水露点烃露点低发热值高发热值-10-1032.72MJ/m336.31 MJ/m31.3.4市场冀宁管线天然气目标市场量预计：2006年天然气需求量为10.56108Nm3，2010年天然气需求量为64.55108Nm3，2015年天然气需求量为91.74108Nm3，详见表1-7。 表1-7冀宁管线沿线市场总的需求量 单位：108Nm3地点2005年2006年2007年2008年2009年2010年2011年2012年2013年2014年2015年山东省

14、5.96 10.60 20.82 25.72 38.13 45.11 48.57 51.63 54.78 57.84 61.00 江苏省4.17.2611.2713.6716.0719.2421.724.3426.6928.9230.64合计10.0617.8632.0939.3954.2064.3570.2775.9781.4786.7691.641.3.5 电气系统1.3.5.1 概述西气东输冀宁管道沿线地形复杂。干线全长约886 km，共有20处用电点：包括压气站1座、分输站7座、分输清管站5座、独立RTU阀室5座，2座与阴极保护站合建RTU阀室。沿线所经区域的供电分别由华北电网和华东电

15、网覆盖，归属仪征、扬州、江都、宿豫、邳州、永安、山亭、曲阜、泰安、长青、武城县、衡水市等13家电力公司管辖。地区电网较为发达，电力供应较为充足，均能提供可靠、经济的外部电源条件，能满足工艺站场用电的要求。多数地方都能提供可靠、经济的外部电源条件，基本能满足工艺站场用电的要求。1.3.5.2 各站场电气系统运行方式1）安平分输压气站：一期分输站阶段：采用10kV单电源加1台备用自动化天然气发电机组，0.4kV侧为单母线接线方式，1台10/0.4kV变压器；正常时由市电供电，当市电停电或变压器故障退出时，备用天然气发电机组自起动，并自动投入，向站内全部负荷供电。二期压气站阶段：采用110kV双电源

16、、双变压器，110kV侧内桥接线方式，2台110/10kV主变，10kV侧为单母线分段接线方式，2台10/0.4kV站变；正常时，110kV双电源一用一热备，一台变压器带全部负荷用电。当保安调气两台压缩机工作时，两台主变并联运行带站内全部负荷运行。当一个电源故障时，另一个电源带全部站内负荷运行；当一台主变压器有故障退出时，另一台主变压器提供站内全部一、二级负荷用电。2）青山站：一路电源引自低压配电间的备用回路至就地防爆配电箱，由防爆配电箱负责为整个工艺设备区供电。通信新增设备就近引接电源。3）扬州分输站、淮安分输站、宿迁分输清管站、邳州分输站、枣庄分输清管站、滕州分输站、曲阜分输站、泰安分输清

17、管站、济南分输站、德州分输站：采用10kV单电源加一台备用自动化天然气发电机组，0.4kV侧为单母线接线方式，一台10/0.4kV变压器；正常时由市电供电，当市电停电或变压器故障退出时，备用天然气发电机组自起动，并自动投入，向站内全部负荷供电4）江都分输清管站：采用双路10kV电源，线路变压器组接线方式，0.4kV侧为单母线接线方式，两路电源一用一备。当一路电源停电或变压器故障时，另一路电源自动投入向全站负荷供电。主接线见供配电（储-3707）附图；5）线路RTU截断阀室及合建阀室：采用TEG供站内自控、通信、阴保、照明等负荷用电。1.3.6 通讯系统1.3.6.1 概述西气东输冀宁管道工程通

18、信采用光通信作为主用通信方式，公网PSTN 拨号通信方式做为备用通信方式；随天然气管道同沟敷设1根硅芯管并在其中吹入1根48芯管道光缆，除满足本工程自身光通信业务需求，还为未来的光通信市场提供宝贵的路由资源。1.3.6.2 通信系统组成根据西气东输管道工程对通信的实际要求，通信系统包括7种业务。业务种类和基本要求见表1-8。表1-8 全线通信的业务种类和要求序号业务种类基本要求1SCADA数据传输9.6kbps32kbps，双向传输，固定信道。2地震监测数据传输9.6kbps双向传输，固定信道。3生产调度电话用于生产管理和指挥，语音清晰。4工业电视提供本地和远程监控5行政电话和传真站间可直拨通

19、话、收发传真，语音不劣于长话质量。6会议电视/电话不定期业务，画面质量高，语音不劣于长话质量。7应急通信为管道沿线抢险、救灾提供随时的语音通信。1） 调度通信系统西气东输冀宁管道工程调度通信系统依靠光通信电路，依托西气东输上海调控中心调度主机，在有人站场设调度电话，组成调度通信系统，用于生产调度指挥。2）电话交换系统西气东输冀宁管道工程行政电话系统（包括传真）依靠光缆电路和地面公网。在淮安分输站设48门IAD软交换终端，在冀鲁管理处、苏北管理处设48门IAD软交换终端，在其它有人站设置24门IAD软交换终端，组成行政电话交换系统，用于日常行政管理。3） 工业电视与站场安全防范系统本工程在各有人

20、工艺站场（含压气站）设工业电视与安全防范系统。安全防范系统由周界防越报警系统和可视对讲系统构成。用来监视压缩机厂房、工艺装置区和站场环境安全以及增强各站场防盗功能。工业电视监控系统在各有人工艺站场设站场级监控，在上海调控中心设中心级监控，图像远程传输利用光通信信道，实现调控中心的远程监控。4）会议电视/电话系统会议电视系统采用公网DDN电路连接，利用上海调控中心主会场的多点控制单元（MCU），在冀鲁管理处、苏北管理处各会场设标准会议电视终端。会议电话系统利用上海调控中心的会议电话汇接机，在各有人工艺站场设立会议电话终端，利用光通信信道组成会议电话系统，用于生产管理。5）备用通信备用通信采用公网

21、PSTN 拨号通信方式。6）有线电视系统为丰富站场值班人员的业余文化生活，在各有人值守工艺站场设有线电视系统。有人工艺站场就近接入当地有线电视网。7）应急通信应急通信为管道巡线抢修和站场巡检提供移动话音通信，其中管道巡线话音通信采用公网移动电话结合全球通卫星移动电话方式，站场巡检话音通信采用防爆无线对讲机。1.3.7 SCADA系统1.3.7.1 概述西气东输冀宁管道采用SCADA系统来完成对全线各工艺站场的监控和管理等任务。SCADA系统由调度控制中心和位于沿线各工艺站场、远控线路截断阀室的远程监控站SCS或RTU以及用于数据传输的通信系统组成。SCADA系统具备下列三级操作模式：第一级：调

22、度控制中心集中监视、调度与管理；第二级：各工艺站场站控制系统（SCS与RTU）自动/手动控制；第三级：站场单体设备就地手动操作控制。在正常情况下，由调度控制中心对全线进行监视与管理，操作人员在调度控制中心通过SCADA系统操作员工作站完成对全线的监视、操作与管理。通常情况下，沿线各站控制无须人工干预，各工艺站场的SCS和RTU在调度控制中心的统一指挥下完成各自的监控工作。控制权限由调度控制中心确定，经调度控制中心授权后，才允许操作人员通过SCS或RTU对该站进行授权范围内的操作。当数据通信系统发生故障时，SCS和RTU可自动独立完成对本站的监视控制。当进行设备检修或紧急停车时，可采用就地控制方

23、式。SCADA系统的主要功能是对全线工艺过程变量和设备运行状态进行数据采集、数据处理及历史数据存储，对生产过程进行监视和管理，并在专用应用软件支持下进行全线动态模拟分析，实现输气管道安全、平稳、经济及优化运行。西气东输冀宁管道采用SCADA系统实现全线的自动化监控和调度管理，其中SCADA系统软件采用德国Cegelec公司开发的Viewstar2000系统，站控系统采用Modicon Quantum PLC系统，RTU采用Modicon Compax PLC。1.3.7.2 上海控制中心冀宁管线不设置新的调度控制中心，全线的调控中心按利用西气东输管道主调度控制中心和备用控制中心考虑，只增加相关

24、硬件设备和对软件进行改造。上海控制中心SCADA系统配置2台服务器（同时作为实时数据服务器和历史数据服务器）、1台工程师工作站、2台操作员工作站、1台模拟仿真服务器和1套模拟培训系统、2台交换机、2台路由器。上海控制中心可完成以下主要功能：数据采集和处理、工艺流程的动态显示、报警显示、报警管理、事件的查询、打印、实进数据和历史数据的采集、归档、管理及趋势显示、生产统计报表的生成和打印、标准组态应用软件和用户生成的应用软件的执行、管线泄漏检测及定位、清管器跟踪、天然气的输量预测和计划、组份追踪、模拟培训、安全保护、输气过程优化、压缩机组的故障诊断和分析、SCADA系统诊断、仪表的故障诊断和分析、

25、网络监视及管理、数据通信信道监视及管理、客户信息管理。1.3.7.3 站控系统冀宁管道干线在工艺站场设置站控系统，共计13座。站控系统主要由站控计算机系统、过程控制单元、操作员工作站与数据通信接口等构成。过程控制单元采用可靠性高，功能齐全的可编程序逻辑控制器（PLC）。做为人机接口的操作员工作站采用工业级的微型计算机。可编程序逻辑控制器（PLC）主要由处理器CPU（冗余配置）、I/O系统、网络通信系统、电源与安装附件等构成。各站控系统的ESD系统采用相对独立的控制单元。为保证系统的可靠性，ESD系统的处理器、I/O系统、网络通信系统等按热备冗余设计。站控系统完成以下主要功能：站控系统安装在各工

26、艺站场的站控制室内。它们不但能独立完成对所在站的数据采集和控制，而且将有关信息和数据传送给调度控制中心并接受其下达的命令。1.3.7.4 远控终端（RTU）本工程将RTU用于远控线路截断阀室的监控（共9套），直接受调度控制中心的监控。RTU可实现如下主要功能：数据采集和处理，逻辑控制，接收控制中心发送的指令、向控制中心发送带时间标志的实时数据，自诊断功能，故障报警。1.3.8 流量计量1.3.8.1 贸易计量冀宁管线各分输站贸易交接流量计的准确度等级按0.5级选型。流量计口径在DN150以上时，采用气体超声波流量计，流量计口径在DN150以下时，采用气体涡轮流量计。计量系统按1用1备或多用1备

27、的方式配置。每台流量计同时成套配置1台流量计算机。将完成流量的指示、累计、存储等功能，并将有关信息通过数据通信接口传送到SCS并上传至调度控制中心。为保证各分输站用气低峰及投产初期低流量时计量的准确性，根据计算在扬州分输站、江都分输清管站、淮安分输站、邳州分输站增加小口径流量计量设备，流量计的选型与各站原设计中选用的类型一致。在管线进气口处（安平站和青山站）设置天然气在线分析系统，即气相色谱分析仪，用于监测管输天然气的进气质量。为满足贸易交接实现热值结算的要求，在青山站、泰安分输清管站、济南分输站、安平压气站、临沂末站设在线气相色谱分析仪。在其它带有计量装置的分输站设置取样设备，并在济南站和淮

28、安站配置小型便携式色谱分析仪，可对各站所取气样进行组分分析。8.2 自用气计量站场自用气计量系统按橇装设计，计量回路按1用1备设置。流量计采用气体腰轮或涡轮流量计。2 工艺系统描述与操作原则2.1 站场分类根据冀宁管线各站场功能和特点，可将冀宁管线所有站场分为6类典型站场：1）青山分输清管站青山分输清管站既是西气东输干线的分输站，又是冀宁管线与西气东输干线的联络站场，属干线管理编制。青山分输清管站具有天然气双向输送，以及对冀宁管线收发球操作的功能。2）安平分输压气站安平分输压气站，为冀宁管线与陕京二线的联络站场，具有天然气双向输送，及对冀宁管线收发球操作的功能。安平分输压气站还具有陕京二线供气

29、增压输送至青山的功能，由于安平压缩机还未建设，因此本手册对增压功能暂不作论述。3）中间分输站包括扬州分输站、淮安分输站、邳州分输站、滕州分输站、曲阜分输站、济南分输站、德州分输站、衡水分输站，具有过滤、计量、调压、分输、越站、放空等功能。以淮安分输站为典型站描述。4）分输清管站包括江都分输清管站、宿迁分输清管站，枣庄分输清管站、泰安分输清管站，具有分离、过滤、计量、调压、越站、收发球、放空等功能。以泰安分输清管站为典型站描述。5）支线分输首站邳州分输站、滕州分输站、曲阜分输站、德州分输站兼为支线分输首站，支线部分建成后，这些站场会具有向支线分输、发球的功能。以滕州分输站为典型站描述。6）支线末

30、站在规划建设的支线中，目前仅滕州临沂支线建成投产。以临沂末站为典型站描述。本章及自控章节中将按照站场分类原则，抽取一个典型站进行描述，其余站操作参照典型站即可此外，冀宁管道干线设有线路截断阀室，可分为以下四类：1）普通线路截断阀室：711：20座；1016：9座 2）RTU线路截断阀室：711：5座3）普通分输阀室：711：1座4）RTU分输阀室：711：2座；1016：2座分输阀室同时具有线路截断和分输扩建的功能。为便于远程控制及全线泄漏检测，部分阀室设有RTU，设有自控和通信系统。线路截断阀采用气液联动执行机构驱动的全通径焊接球阀，配置压降速率感测装置。2.2 青山分输清管站1）主要功能西

31、气东输干线管道2003年靖边上海段投产，青山分输清管站作为干线普通的分输清管站场。冀宁管线投产后，青山站作为冀宁管线与西气东输干线的连接站场，可从西气东输干线接收天然气，分输到冀宁管线扬州站，也可在冀宁管线压力高时从冀宁管线接收天然气分输到西气东输干线。（1）作为西气东输干线普通的分输站场，接收龙池站来气越站，进行西气东输干线清管器的接收与发送；（2）作为西气东输干线普通的分输站场及冀宁管线首站，接收龙池站来气，经在线气质分析、分离、在线计量后输送到冀宁管线扬州分输站；（3）作为冀宁管线末站，接收扬州站来气输送到西气东输干线；（4）对冀宁管线清管器的接收或发送；（5）事故状态及维修时的放空和排

32、污。2）工艺描述（1）输送西气东输干线天然气至冀宁管线期间站内流程龙池站来气进入分离区对气体进行处理，经在线计量后，然后通过电动阀J1305、J1204和出站阀J1201输往扬州站。龙池站来气 1202 分离区 6301 计量区 J1305 J1204 J1201 扬州分输站（2）输送冀宁管线天然气至西气东输干线期间站内流程扬州站来气经在线计量后，通过J1306、6301及1302阀输往龙潭站，或再经1101阀输往龙池站。扬州分输站来气 J1201,J1204,J1205 计量区 J1306,6301 6302 龙潭分输站 龙池分输站 1101（3）冀宁管线发球流程将清管器放入发球筒JS(F)

33、101，打开阀J1210及旋塞阀1303，打开J1202，关闭J1204，天然气沿发球筒将清管器顶入冀宁管线管道。青山站作为冀宁管线首站 J1203 JS(F)101 J1202 扬州分输站（4）冀宁管线收球流程扬州站向青山站输气，经J1201、J1202、收球筒和J1210、J1203进入站内，经计量后往西气东输干线输送。青山站作为冀宁管线末站 J1202 JS(F)101 J1203 计量区（5）紧急放空当接收到紧急停运命令（可由ESD触发），站内应紧急切换为越站流程，关闭进出站阀，并自动打开进出站区的电动放空阀进行站内放空。3）主要设备及操作原则（1）流量计青山站计量共设3路DN300口

34、径的超声波流量计，用于西气东输干线与冀宁管线天然气输送的监控计量，单台额定流量（工况流量）是216.7-5757.8千方/小时，根据情况可采用1用2备或2用1备方式。打开流量计下游电动阀，即可启用该路流量计。流量计上游手动球阀保持常开。每台流量计每2年应对其进行标定，各流量计下游均预留有在线标定口，可实现流量计在线标定。气质检测：青山站在与冀宁管线连接处设天然气在线分析系统，即气相色谱分析仪，用于监测管输天然气的进气质量。（2）分离设施天然气分离采用旋风分离方式，共设4路旋风分离器，在西气东输干线天然气向下游或冀宁管线分输时可走分离流程。旋风分离器单台额定处理量是260千标方/小时，根据运行期

35、间输量的大小，合理运行分离器的台数。最大输量下4路同时并联运行，当1路设备检修时，由于时间短，由其余3路分担全部处理量，设计时在单台处理量的选择上留一定的余量。（3）清管器发送与接收清管器接收筒和发送筒可以实现不停输接收或发送清管器和检测器，清管时需有操作人员到现场，借助液压清管小车、拉杆等辅助设施进行清管作业。当青山站向冀宁管线输气时，收发球筒JS(F)101可作为发球筒向冀宁管线发送清管器，当青山站接收冀宁管线来气时，收发球筒JS(F)101可作为收球筒接收冀宁管线扬州站发送来的清管器。青山站的西气东输干线收发球功能参见西气东输管道公司调度自控操作手册。当走冀宁管线发球流程时，打开发球筒J

36、S(F)101放空阀，打开盲板，将清管器放入发球筒中，关闭盲板，关闭放空阀，然后依次打开平衡阀J1214及J1210、J1203，待J1202前后压力平衡后，关闭J1214，打开J1202，关闭J1204，倒通发球流程，将清管器发送至下游。确认清管器已发送后，恢复正输出站流程：打开J1204，依次关闭J1202、J1203、J1210。当走冀宁管线收球流程时，在清管器到上游阀室后，倒通收球流程：依次打开J1210、J1203、J1202，关闭1204。在确定清管器已进入收球筒JS(F)101后，倒回正输进站流程：打开J1204，依次关闭J1202、J1203、J1210。然后对收球筒进行放空和

37、排污：打开放空阀，将收球筒压力泻为0.2MPa，打开排污阀对收球筒进行排污，在收球筒压力泻为0后，打开快开盲板，取出清管器，保养并关闭快开盲板，关闭放空阀和排污阀。（4）排污站内设手动排污系统，站外设排污池，主要接收过滤分离器、收球筒和汇气管内的固体颗粒或粉尘等杂质。分离设备、收球筒和汇气管上设手动排污，站内所有污物集中排入排污池，排污池的体积大于过滤分离器、清管器收、发球筒的纳污容积之和。排污池上盖水泥板，按照规范要求在盖板上设放空管，使排污池通大气，定期揭开盖板，进行清理。手动排污采用双阀，前端为手动球阀，后端为排污阀，便于操作、维修与更换。放空或排污时，先打开手动球阀，然后打开截止阀进行

38、放空或排污；放空或排污完毕后先关闭截止阀后关闭球阀。根据设备的操作规范和输量及气体成分的变化，定期对分离设备和汇管进行排污；每收球一次，对收球筒进行一次排污。（5）安全泄放系统为方便设备的检修，站内设有多处手动放空，手动放空采用双阀，前端为球阀，后端为具有节流截止功能的放空阀，便于维修与更换。站外设放空立管，并配有电点火装置和火炬头，去传火管的少量用气从站内自用气管路上引出。设备检修、压缩机组启停或站内发生事故时，放空量小，放空时间短，可以直接放空。干线事故放空需根据具体情况而定，尽量减少放空量，必要时点火放空。站内放空总管埋地敷设，放空时可以通过调节放空阀的开度来控制放空时间，以减小放空时的

39、气体流速，降低噪音。（6）紧急切断青山站由于自身的特殊性，既是西气东输干线分输站场，又可作为冀宁管线的首站或末站，因此青山站有三个紧急截断阀：1202、1302和J1201。正常运行期间，ESD触发1202、1302关断（1101保持常开），切换为西气东输干线越站流程，将西气东输干线系统与站场隔开。ESD同时还触发J1201关闭，切断向冀宁管线供气，并自动打开进出站放空管线上的电动球阀（1305、J1208），放空站内天然气。电动放空阀上游的手动球阀应保持常开。当站场出现紧急事故，包括站内发生大量天然气泄漏、火灾甚至爆炸等，必须立即启用站场ESD系统。2.3 安平分输压气站1）主要功能安平分输

40、压气站作为冀宁管线与陕京二线的连接站场，一般情况下从陕京二线接收天然气，分输到冀宁管线衡水站；安平站也可在特殊需要时，在冀宁管线压力高时从冀宁管线分输天然气分到陕京二线。管道投运初期，安平分输压气站不设压缩机组。综合考虑管道输气、向西气东输干线管道保安供气和调气的需要，2010年需增设压缩机组，关于压缩机部分的功能，本文暂不作表述。安平站可实现对冀宁管线清管器的发送（一般不走收球流程），事故状态及维修时的放空功能。2）工艺描述（1）输送陕京二线天然气至冀宁管线期间站内流程陕京二线天然气从流量计出口管线进入，通过电动阀4701和单向阀4702，经进出站阀1301输往衡水分输站。陕京二线流量计出口

41、管线来气 4701、4702、1301 衡水分输站（2）输送冀宁管线天然气至陕京二线期间站内流程（特殊需要时）衡水站来气通过进出站阀1301进入陕京二线过滤分离器入口管线。衡水分输站来气 1301 陕京二线过滤分离器入口管线（3）发球流程向衡水站方向输送天然气期间，可走发球流程。将清管器放入发球筒F101，打开阀1310及旋塞阀1303，打开1302，关闭1304，天然气沿发球筒将清管器顶入冀宁管线管道。向衡水站方向输气 1303、1310 F101 1302 衡水分输站（4）紧急放空当接收到紧急停运命令（可由ESD触发），站内应紧急切换为停输状态，关闭进出站阀，打开放空阀1601进行紧急放空

42、。3）主要设备及操作原则由于压缩机区未建设投产，目前安平分输压气站设备很少。（1）清管器的发送清管器的发送操作请参考青山站有关部分。（2）紧急切断工艺装置区设有放空电动旋塞阀1601，与ESD 系统联动，当站内出现紧急事故，全站关断时，这个阀门迅速自动开启，将天然气通过放空总管输送至放空立管集中放空。放空立管同时可作为干线管道维修的一个泄放口。当放空量2104m3/h 时，采用点火放空方式。2.4 淮安分输站 1） 主要功能（1）上游来气经分离、计量、调压后分输往淮安城市燃气和淮钢集团（目前为预留口）；（2）上游来气越站；（3）站内自用气供给；（4）事故状态及维修时的放空和排污。2）主要工艺描

43、述 （1）正输流程本站可实现双向供气，江都分输清管站来气经干线阀1101直接输往宿迁分输清管站，或宿迁分输清管站来气经干线阀1101直接输往江都分输清管站，同时气体从1401阀进站，经过滤分离装置、计量和调压装置，分输往淮安城市燃气和淮钢集团。江都（宿迁）站来气 1101 宿迁（江都）站 1401 过滤分离 计量橇 调压区6101 泰安城市燃气 6201 淮钢集团（2）紧急供气流程当上游运行管道出现紧急状况，上游来气被切断，此时为了保证给用户连续供气，可利用下游干线管容天然气给予短期供气（1101关闭的情况下）。这分为两种情况：利用江都站方向天然气和利用宿迁站方向天然气，两种紧急供气流程如下：

44、 利用江都站方向天然气：江都站方向干线 1402 过滤分离 计量橇 调压区 6101 淮安城市燃气6201 淮钢集团利用宿迁站方向天然气：宿迁站方向干线 1401 过滤分离 计量橇 调压区 6101 淮安城市燃气6201 淮钢集团3）主要设施与操作原则（1）分离设施淮安分输站设有2路过滤分离器。在正输期间，去下游干线的天然气不必分离处理，可直接输往下游。而分输至用户的天然气应经过过滤分离器进行简单处理，才能进入调压设备，实现分输。根据设计输量，正输时过滤分离器1用1备，过滤分离单台额定处理量为75.2千标方/小时。过滤分离器过滤精度可靠，需要定期更换滤芯。在每路过滤分离器的上下游设差压计，用于检测过滤分离器前后压差，当过滤分离器前后压差大于0.2MPa时，过滤分离器可能堵塞，应安排人员进行检修或更换滤芯。更换滤芯时(以GF201为例)，关闭该路过滤器前后的电动球阀2401、2402，然后对其进行放空和排污。放空和排污完毕后，打开过滤器快开盲板更换滤芯。更换过滤器滤芯期间，另外1台过滤器承担所有天然气的过滤分离。滤芯更换完毕后，关闭放空、排污阀门，为避免对滤芯的冲刷，先打开与电动阀门2401并联的旁