輸氣站場放空系統(tǒng)設(shè)計(jì)思路

晏 偉 1，2

（1.勝利油田勝利勘察設(shè)計(jì)研究院有限公司，山東東營 257026；2.中國石油大學(xué)（華東），山東青島 266580）

0 引言

輸氣站場最重要的兩個(gè)安全措施是緊急關(guān)斷和緊急放空。放空系統(tǒng)的重要作用就是在需要放空的時(shí)候，使站場或長輸管道壓力盡快地泄放至安全范圍，以防止事故的蔓延、擴(kuò)大，并為搶修贏得時(shí)間。因此，在輸氣站場設(shè)計(jì)中，放空系統(tǒng)的設(shè)計(jì)尤為重要，在考慮經(jīng)濟(jì)性的同時(shí)，更重要的是系統(tǒng)的可靠性。

筆者有幸參加了國家 “十一五”重點(diǎn)建設(shè)工程川氣東送管道工程的設(shè)計(jì)工作，并對該工程輸氣站場的放空系統(tǒng)進(jìn)行了較為細(xì)致的設(shè)計(jì)和分析，本文結(jié)合該工程對輸氣站場放空系統(tǒng)的幾大關(guān)鍵參數(shù)的選取和計(jì)算進(jìn)行了簡要的分析。

通常，輸氣站場放空主要有以下幾種情況：安全閥放空、站內(nèi)管道緊急放空、站外管道事故放空、站內(nèi)檢修放空。

1 放空量計(jì)算

1.1 安全閥放空量計(jì)算

計(jì)算安全閥時(shí)，應(yīng)首先確定安全閥的泄放量。

造成設(shè)備超壓的原因主要有火災(zāi)、操作失誤、動(dòng)力故障三種，確定安全閥的泄放量時(shí)，應(yīng)視工藝過程的具體情況確定，并按可能發(fā)生的危險(xiǎn)情況中最大的一種來考慮，但不應(yīng)機(jī)械地將各種不利情況疊加考慮。

1.1.1 容器出口關(guān)閉

根據(jù)SY/T 10043-2002《卸壓和減壓系統(tǒng)指南》 （API 521）、GB 150-1998《鋼制壓力容器》及 《石油化工裝置工藝管道安裝設(shè)計(jì)手冊》等有關(guān)容器超壓放空的規(guī)范及手冊的要求，當(dāng)設(shè)備出口閥因誤操作關(guān)閉，物料在設(shè)備內(nèi)聚集有可能使設(shè)備超壓時(shí)，安全閥的泄放量應(yīng)為進(jìn)入設(shè)備的物料總量。

但對于輸氣管道來說，通常整個(gè)管路系統(tǒng)、站場均為同一個(gè)設(shè)計(jì)壓力，提供壓力源的壓縮機(jī)出口設(shè)置了超壓泄放閥，壓縮機(jī)控制系統(tǒng)本身也嚴(yán)格對出口壓力進(jìn)行了控制和調(diào)節(jié)，即使輸氣站場容器出口關(guān)閉，也不會(huì)造成設(shè)備超壓。因此在輸氣站場放空量確定過程中可視具體設(shè)計(jì)壓力情況決定是否采用進(jìn)入設(shè)備的物料總量。在川氣東送管道輸氣站場設(shè)計(jì)中，因系統(tǒng)設(shè)計(jì)壓力為10 MPa，壓力容器設(shè)計(jì)壓力為10.5 MPa，壓縮機(jī)出口壓力為9.85 MPa，且具有出口超壓關(guān)斷和卸壓的措施，因此壓力容器出口關(guān)閉不會(huì)造成設(shè)備超壓，故設(shè)計(jì)中不采用此值作為站場放空量和安全閥選型的依據(jù)。

1.1.2 火災(zāi)工況

對于天然氣長輸管道，因?yàn)檩斔偷慕橘|(zhì)為干氣，正常運(yùn)行過程中管道和設(shè)備內(nèi)不會(huì)有液相產(chǎn)生，因此在火災(zāi)工況下均可按未濕潤表面考慮。

在上述分析的前提下，根據(jù)SY/T 10043-2002《泄壓和減壓系統(tǒng)指南》對于暴露于明火中的含有超臨界流體、氣體或蒸汽的容器的壓力泄放閥的相關(guān)計(jì)算公式，可以計(jì)算出泄放量和泄放面積。其相關(guān)公式如下：

式中W——泄放量/×0.454 kg/h；

M——?dú)怏w分子質(zhì)量；

P1——閥前泄放壓力/×6.896 kPa，為閥門的設(shè)定壓力加上允許超壓再加上大氣壓；

A′——容器暴露于火中的面積/×0.092 9 m2；

Tw——容器壁的溫度/oR（蘭氏溫度，1oR=1.8×攝氏度+491.67）；對于普通碳鋼， 推薦為593℃ （1 100℉）， 對于合金材料，應(yīng)選用更合適的推薦的最大值；

T1——在進(jìn)口泄放壓力下，氣體的絕對溫度/°R （蘭氏溫度）；

A——閥門的有效排放面積/×645.16 mm2；

k——Cp/Cv，氣體或蒸氣的比熱容；

Pn——?dú)怏w的正常操作壓力/×6.896 kPa；

Tn——?dú)怏w的正常操作溫度/oR；

Kd——泄放系數(shù)，在計(jì)算泄放尺寸時(shí)取0.975。

1.2 站內(nèi)管道緊急放空量計(jì)算

在川氣東送管道站場等安全等級較高的站場設(shè)計(jì)中，站場最高級緊急關(guān)斷時(shí)通常應(yīng)同時(shí)開啟站場緊急放空閥泄放站內(nèi)管網(wǎng)的壓力，從而降低事故風(fēng)險(xiǎn)，更加迅速地控制火情。緊急關(guān)斷閥可以是自動(dòng)閥，也可以是手動(dòng)閥，應(yīng)根據(jù)具體項(xiàng)目的安全等級要求確定。

緊急放空閥的放空量可參照SY/T 10043-2002《泄壓和減壓系統(tǒng)指南》中關(guān)于蒸汽減壓裝置處理能力的規(guī)定計(jì)算確定，即按照15 min內(nèi)將管網(wǎng)壓力由泄放初始值泄放至0.69 MPa或管網(wǎng)設(shè)計(jì)壓力的50% （取較低值）來計(jì)算峰值放空量。此計(jì)算可利用HYSYS等工藝模擬軟件分析得到。

緊急放空閥后限流孔板口徑的計(jì)算可參照節(jié)流閥計(jì)算公式或者Campbell在 “Gas Conditioning and processing”一書中推薦的公式來計(jì)算。

1.2.1 調(diào)控氣井產(chǎn)量的節(jié)流閥計(jì)算公式

式中d——節(jié)流閥流通直徑/mm；

qv——天然氣流量（p=101.325kPa，t=20℃）/（m3/d）；

p1——閥前壓力，取100 kPa（絕）；

ρ——天然氣相對密度 （對空氣）；

Z——閥前氣體壓縮因子；

T——閥前氣體絕對溫度/K。

1.2.2 Gas Conditioning and processing推薦公式

式中t——放空時(shí)間/s；

B——常數(shù)，取0.09；

V——系統(tǒng)容積/m3；

Cd——閥門泄放系數(shù)，取0.85；

Av——閥門泄放面積/m2；

γ——?dú)怏w密度；

Z——?dú)怏w平均壓縮因子；

T——?dú)怏w平均溫度/K；

P1——泄放初始壓力/kPa（絕）；

P2——泄放終了壓力/kPa（絕）。

1.3 站外管道事故放空量確定

1.3.1 考慮事故搶修時(shí)間

通常，輸氣站場還兼具線路截?cái)嚅y室的功能，在站外管道故障停輸需要卸壓檢修時(shí)，站場要具有對站外管道進(jìn)行卸壓的功能。

因?yàn)樵摲趴樟髁颗c放空時(shí)間緊密相關(guān)，而放空時(shí)間又與管道的搶修時(shí)間緊密相關(guān)，因此嚴(yán)格來說，站外管道的放空流量宜與業(yè)主協(xié)商確定。舉例來說，川氣東送管道是目前國內(nèi)第三大能源大動(dòng)脈，其停輸將會(huì)給沿線用戶帶來重大損失，從而造成較為嚴(yán)重的社會(huì)影響，因此其停輸搶修時(shí)間應(yīng)該嚴(yán)格控制。通常，根據(jù)工程經(jīng)驗(yàn)，為了盡可能減少搶修時(shí)間，建議搶修時(shí)間控制在72 h之內(nèi)，而搶修時(shí)間包含放空時(shí)間，因此設(shè)計(jì)中可以根據(jù)工程允許的放空時(shí)間及管道內(nèi)的存氣量來確定所需的放空能力，從而設(shè)計(jì)合理的放空系統(tǒng)。

1.3.2 不考慮事故搶修時(shí)間

在一般工程設(shè)計(jì)中，因各業(yè)主實(shí)際維搶修能力不同以及長輸管道用戶重要性的不同，業(yè)主往往不能明確給出具體的搶修和放空的允許時(shí)間。因此設(shè)計(jì)時(shí)可以依據(jù)GB 50183-2006《石油天然氣工程設(shè)計(jì)防火規(guī)范》確定站外管道的放空量。

GB 50183-2006第4.0.8條對放空豎管與站場的安全距離規(guī)定是：“放空管放空量等于或小于1.2萬m3/h時(shí)，不應(yīng)小于10 m；放空量大于1.2萬m3/h且等于或小于4萬m3/h時(shí)，不應(yīng)小于40 m。”該條款未對放空量超過4萬m3/h的放空管作出規(guī)定；同時(shí) 《天然氣長輸管道工程設(shè)計(jì)》一書對放空豎管和放空火炬的設(shè)置原則要求如下：“放空氣體應(yīng)經(jīng)放空豎管排入大氣。放空量小于1.2萬m3/h的放空管可不點(diǎn)火排放，放空量為1.2萬～4萬m3/h時(shí)，對放空的天然氣宜點(diǎn)火燃燒。”

因此，通常情況下業(yè)內(nèi)都認(rèn)為放空量大于4萬m3/h時(shí)應(yīng)設(shè)置放空火炬點(diǎn)火排放而不是直接排放。也就是說，如果輸氣站場設(shè)置放空立管，則放空量最大不宜超過4萬m3/h；若設(shè)置放空火炬，則可以以火炬的最大放空能力作為站外管道的設(shè)計(jì)放空流量。

1.3.3 放空時(shí)間估算

1.3.3.1 筆者建議的計(jì)算方式

站外管道放空一般通過放空閥來控制放空量，盡可能使其不超過4萬m3/h左右。因此，可假設(shè)放空速度保持恒定，通過計(jì)算被放空管道內(nèi)的天然氣容積，再除以放空速度即可得到放空時(shí)間。

例如：設(shè)某管道平均壓力為10 MPa，管徑為DN1 000 mm，截?cái)嚅y間距32 km：

則管內(nèi)天然氣在標(biāo)準(zhǔn)狀況下的體積V為251 萬 （m3）。

因管道事故放空時(shí)，最快的放空速度為事故點(diǎn)兩側(cè)的閥室 （或站場）同時(shí)放空，因此，最終的放空時(shí)間 t=V÷2÷4=31.4 （h）。

通常，長輸管道的事故搶修時(shí)間不超過72 h，如果放空用去31 h，則剩余的搶修時(shí)間為41 h，如果組織得當(dāng)，基本可以滿足搶修要求。若業(yè)主對搶修時(shí)間要求非常嚴(yán)格，可通過減小閥室間距或者選用可點(diǎn)火的放空立管。

1.3.3.2 《天然氣長輸管道工程設(shè)計(jì)》的計(jì)算方式

《天然氣長輸管道工程設(shè)計(jì)》中考慮放空時(shí)放空閥全開，因此其放空時(shí)間計(jì)算公式為：

式中t——放空時(shí)間/min；

F——選擇系數(shù)：理想孔F=1.0，直通閘閥F=1.6，普通閘閥F=1.8，涂潤滑脂旋塞閥F=2.0。

P——管道放空初始壓力/MPa；

D——管道內(nèi)徑/mm；

G——天然氣相對密度；

L——截?cái)嚅y的間距/km；

d——放空管內(nèi)徑/mm。

仍然設(shè)某管道平均壓力為10 MPa，管徑為DN1 000 mm，截?cái)嚅y間距32 km，放空管徑為300 mm，可算得放空時(shí)間為150 min（即2.5 h）。

此時(shí)平均放空速度Q=251×104÷2÷2.5=50.2萬 （m3/h），此放空量若不點(diǎn)火放空將會(huì)有很大的安全隱患，且放空管流速遠(yuǎn)不止0.5馬赫，因此事實(shí)上無法實(shí)現(xiàn)。

2 放空背壓確定

背壓即放空時(shí)放空閥出口的壓力，安全閥開啟前泄壓總管的壓力與安全閥開啟后介質(zhì)流動(dòng)所產(chǎn)生的流動(dòng)阻力之和。根據(jù)GB 50251-2003《輸氣管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》第3.4.5條第1、2款規(guī)定：放空時(shí)，必須確保任一安全閥的背壓不大于該安全閥定壓的10%。

值得注意的是，此條規(guī)范并未指明安全閥是普通彈簧安全閥還是先導(dǎo)式安全閥。實(shí)際上，根據(jù)《工藝管道安裝設(shè)計(jì)手冊》及美國石油學(xué)會(huì)標(biāo)準(zhǔn)API RP 521《卸壓和減壓系統(tǒng)導(dǎo)則》，對于先導(dǎo)式安全閥，其允許背壓可為定壓的50%，甚至60%。

規(guī)范對其他非自動(dòng)啟跳的放空閥則沒有背壓的要求。因此，保守而簡便的做法是取管網(wǎng)背壓為同一放空系統(tǒng)內(nèi)設(shè)定壓力最低的安全閥的定壓的10%。例如：當(dāng)同一放空系統(tǒng)內(nèi)安全閥定壓有10、8、6 MPa時(shí)，則取系統(tǒng)最大允許背壓為0.6 MPa。如果系統(tǒng)內(nèi)有某些等級或某些安全閥背壓不滿足進(jìn)入同一放空系統(tǒng)的背壓要求，則必須另設(shè)獨(dú)立的放空系統(tǒng)。

3 放空管管徑計(jì)算

當(dāng)放空量和放空背壓確定后，就可以進(jìn)行放空總管和支管的管徑計(jì)算了。其中，對于放空總管管徑計(jì)算建議應(yīng)同時(shí)滿足以下條件：

第一、根據(jù) 《天然氣長輸管道工程設(shè)計(jì)》，放空管管徑一般為干線直徑的1/3～1/2。因此，對于站內(nèi)放空總管若考慮站外放空時(shí)，其管徑首先應(yīng)確保不小于放空管管徑。

第二、為了確保管內(nèi)流速不超過0.5馬赫，放空總管管徑不應(yīng)小于火炬筒出口最低允許直徑 （即計(jì)算直徑）。

第三、確保最大放空量排放時(shí)，離火炬筒出口最遠(yuǎn)點(diǎn)的壓力小于允許背壓。

對于第三種情況，筆者建議利用專業(yè)的放空系統(tǒng)模擬軟件，如AspenONE等來進(jìn)行詳細(xì)的模擬，也可利用TGNET、PipePhase等軟件進(jìn)行簡單的模擬，還可參考SH 3009-2005《石油化工企業(yè)燃料氣系統(tǒng)和可燃性氣體排放系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范》附錄A的放空管道壓力降計(jì)算公式反算放空管管徑：

（1）當(dāng)管網(wǎng)壓力小于或等于500 kPa（絕）時(shí)：

（2）當(dāng)管網(wǎng)壓力小于或等于5 kPa（絕）時(shí)，可簡化為：

（3）水力摩擦系數(shù)計(jì)算公式：

式中P1——管道起點(diǎn)壓力/kPa（絕），此處取背壓；

P2——管道終點(diǎn)壓力/kPa（絕），排放至大氣時(shí)取101.3 kPa；

L——管道計(jì)算長度，即直管長度與管件、閥件當(dāng)量長度之和/m；

μ——水力摩擦系數(shù)；

γ——?dú)怏w相對密度；

T——操作條件下的氣體溫度/K；

Q——折算為標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的氣體體積流量/（m3/h），即最大放空量；

d——放空管內(nèi)徑/cm；

ΔP——管道壓力降/kPa（絕）；

Ra——管內(nèi)壁絕對粗糙度/cm，無內(nèi)涂層新鋼管取0.003 cm；

Re——雷諾數(shù)。

4 放空火炬計(jì)算

火炬的計(jì)算內(nèi)容包括火炬筒出口直徑計(jì)算，火炬高度計(jì)算，火炬距離站場的最近安裝距離計(jì)算。火炬的計(jì)算應(yīng)執(zhí)行GB50183-2006《石油天然氣工程設(shè)計(jì)防火規(guī)范》條文說明6.8.7條的要求。本文僅對其中需要注意的幾點(diǎn)進(jìn)行分析。

4.1 馬赫數(shù)的選取

馬赫數(shù)大小直接影響到放空火炬口徑大小，對火炬的造價(jià)有著較大的影響，因此，火炬設(shè)計(jì)中需要認(rèn)真分析輸氣站場放空的性質(zhì)，選擇合理的馬赫數(shù)。

天然氣長輸管道站場正常生產(chǎn)時(shí)不會(huì)放空，因此根據(jù)GB 50183-2004《石油天然氣工程設(shè)計(jì)防火規(guī)范》中對放空火炬出口馬赫數(shù)的規(guī)定：“對站場發(fā)生事故，原料或產(chǎn)品氣體需要全部排放時(shí)，按最大排放量計(jì)算，馬赫數(shù)可取0.5。”

4.2 火炬距離站場或其他安全場所的最近安裝距離計(jì)算

火焰中心對站場或其他安全場所的輻射熱強(qiáng)度根據(jù)GB 50183-2004條文說明6.8.7條表3選取，建議取值1.58 kW/m2。當(dāng)火炬高度確定后，根據(jù)放空火炬高度的計(jì)算公式整理出火炬距離站場的最近安裝距離的公式為：

式中R——受熱點(diǎn)至火炬筒的水平距離/m；

τ——輻射系數(shù)；

F——?dú)怏w擴(kuò)散焰輻射率；

Q——火炬釋放的總熱量/kW；

q——允許熱輻射強(qiáng)度/（kW/m2）；

H——火炬筒高度/m；

Yc——火焰中心至火炬筒頂?shù)拇怪本嚯x/m；

h——受熱點(diǎn)至火炬筒下地面的垂直高差/m；

Xc——火焰中心至火炬筒頂?shù)乃骄嚯x/m。

任意給定一個(gè)D（火焰中心至受熱點(diǎn)的距離）值，根據(jù)輻射系數(shù)的計(jì)算公式，有：

式中r——大氣相對濕度/%；

D——火焰中心至受熱點(diǎn)的距離/m。仍然采用迭代計(jì)算、逐步收斂的方法，可以計(jì)算出火炬距離站場或其他安全場所的最近安裝距離。

4.3 火炬輻射熱影響與火炬高度、征地范圍的關(guān)系

火炬的輻射熱影響范圍邊界的輻射熱強(qiáng)度建議取值1.58 kW/m2或?yàn)樵试S操作人員長期暴露的輻射熱強(qiáng)度。需要注意的是，根據(jù)這一原則計(jì)算的輻射熱半徑通常較大，造成有時(shí)候火炬輻射熱影響范圍超出了放空區(qū)征地范圍。因此，為了避免對附近人員、農(nóng)作物、植被或建構(gòu)筑物造成影響，需要適當(dāng)加大火炬高度或者擴(kuò)大征地面積，使其輻射熱影響范圍盡量在征地范圍 （或圍墻）以內(nèi)，確保放空安全。

5 需進(jìn)一步探討的問題

5.1 關(guān)于站場緊急放空時(shí)間及放空終了壓力的確定

通常站場緊急放空參照SY/T 10043-2002《泄壓和減壓系統(tǒng)指南》中關(guān)于蒸汽減壓裝置處理能力的規(guī)定選取放空時(shí)間和放空終了壓力，即15 min內(nèi)將管網(wǎng)壓力由泄放初始值泄放至0.69 MPa或管網(wǎng)設(shè)計(jì)壓力的50% （取較低值）。由于輸氣管道站場通常操作、設(shè)計(jì)壓力較高 （大于8 MPa），不同于煉廠、氣體處理廠針對各單元設(shè)置獨(dú)立的緊急關(guān)斷和放空流程，而是通常將輸氣站場作為一個(gè)放空單元，故管容較大，如果按照上述規(guī)定計(jì)算，則瞬時(shí)放空量極大。以設(shè)計(jì)壓力12 MPa、管徑DN1000mm估算，一座壓氣站的管容 （包括容器）約為300 m3，如果要求在15 min內(nèi)將壓力泄放至690 kPa，則峰值泄放量為44.7萬m3/h，計(jì)算得火炬頭直徑為891 mm，若確保輻射熱強(qiáng)度1.58 kW/m2范圍在100 m半徑以內(nèi)，則需選取的火炬規(guī)格為DN900 mm、高度115 m。對于長輸管道來說，火炬規(guī)格太大，投資、征地都嚴(yán)重超出預(yù)期。

因此，對于輸氣管道站場，其緊急放空工況下的放空時(shí)間和放空終了壓力是否可以適當(dāng)調(diào)整，如適當(dāng)延長放空時(shí)間，提高終了壓力，以減小放空系統(tǒng)的設(shè)計(jì)難度是需要進(jìn)一步探討的問題。

5.2 關(guān)于低溫低應(yīng)力工況選材問題

根據(jù)焦耳—湯姆遜效應(yīng)，輸氣管道站場放空不可避免地存在低溫放空現(xiàn)象，對于高壓力管道站場尤為明顯。當(dāng)放空閥后計(jì)算溫度低于-29℃時(shí)，將對放空系統(tǒng)管道、設(shè)備的選材帶來較大的影響。當(dāng)?shù)陀?45℃時(shí)，除了可能的水合物影響之外，普通碳鋼已經(jīng)無法滿足要求，而選用不銹鋼等高等級合金鋼，將會(huì)造成投資的大大增加。因此，對于放空這一典型的低溫工況，是否考慮進(jìn)行低溫、低應(yīng)力工況的詳細(xì)分析，選擇合理的材質(zhì)，并在有關(guān)技術(shù)手冊、標(biāo)準(zhǔn)或規(guī)范中予以明確，以達(dá)到既安全放空又有效地控制投資同樣也是需要進(jìn)一步探討的問題。

5.3 關(guān)于放空火炬是否按可能攜帶液體考慮的問題

目前，部分專家從嚴(yán)格控制放空安全的角度考慮，要求輸氣管道放空火炬按照可能攜帶液體考慮。這一要求使火炬的安全間距不能按照輻射熱計(jì)算確定，而應(yīng)該根據(jù)GB 50183-2004表4.0.4條進(jìn)行確定，距離民房、村鎮(zhèn)、廠礦企業(yè)不得小于120m，距離輸氣站場不得小于90 m。這將給站場選址造成很大的影響，尤其在南方發(fā)達(dá)地區(qū)，選址將極為困難，同時(shí)將造成土地的閑置和增加征地費(fèi)用，給工程設(shè)計(jì)和工程實(shí)施帶來很大困難。實(shí)際上，根據(jù)GB 50251-2003《輸氣管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》和GB 17820-1999《天然氣》，對于不滿足水、烴露點(diǎn)的天然氣，不允許進(jìn)入長輸管道，同時(shí)長輸管道投產(chǎn)前都應(yīng)該經(jīng)過嚴(yán)格的清管、干燥處理，因此長輸管道放空時(shí)含液的可能性不大，所以輸氣站場火炬是否必須按含液考慮的問題，也是需進(jìn)一步探討的。

5.4 關(guān)于放空火炬、放空立管的選用問題

在GB 50183-2004等設(shè)計(jì)規(guī)范中，并未對輸氣站場設(shè)置放空火炬、放空立管做出明確要求。設(shè)置火炬可實(shí)現(xiàn)點(diǎn)火放空，降低火災(zāi)、爆炸風(fēng)險(xiǎn)，但投資高。長輸管道站場放空通常屬于事故狀態(tài)，屬于偶發(fā)事故，火炬利用率很低，因此選用火炬還是立管，這仍然是需要進(jìn)一步探討的問題。

[1]SY/T 10043-2002，泄壓和減壓系統(tǒng)指南[S].

[2]GB 50183-2004，石油天然氣工程設(shè)計(jì)防火規(guī)范[S].

[3]中國石油天然氣總公司.石油地面工程設(shè)計(jì)手冊：天然氣長輸管道工程設(shè)計(jì)[M].山東東營：石油大學(xué)出版社，1995.

[4]張德姜.石油化工裝置工藝管道安裝設(shè)計(jì)手冊[M].北京：中國石化出版社，2009.

[5]John MCampbell.Gas Conditioning and Processing[M].Michigan:Campbell Petroleum Series,1982.