中亚天然气管道的运行优化与能耗控制

为保证中亚天然气管道经济、高效运行,通过模拟仿真、压缩机组控制等手段对管道能耗进行整体控制。利用TGNET软件建立中亚天然气管道ABC线运行仿真模型,并定期利用实际生产数据对模型进行校正,保证仿真模拟结果与实际运行工况的误差在合理范围内。利用仿真手段对ABC线联合运行输量分配进行优化分析,统一协调全线运行;制定管存控制原则,并对管存量进行有效监管控制;根据仿真计算的压力结果进行压缩机组站场压力控制,提高机组的调控效率与运行效率。实践证明,中亚天然气管道运行优化与能耗控制方法节能降耗效果显著。(图4,表3,参20)     

中亚管道压缩机组运行控制模式的选择

中亚天然气管道WKC1压缩机站具有对两路来气进行气质在线分析、过滤、计量、增压及降温输送等功能.根据长输天然气管道水力系统数学模型,对其工艺参数进行了分析,认为管道水力系统的运行稳定性主要取决于进站压力、出站压力和天然气流量的稳定性,而这三者之间存在相互制约的关系.在不同工况条件下,适时调整压缩机组进、出口压力和NGP...     

配置燃驱压缩机组的输气管道高温运行工况模拟

对于配置燃驱机组的长输天然气管道,高温天气易导致燃气轮机最大输出功率和运行效率降低,使得管道输气流量减小。利用SPS软件对中亚天然气管道的夏季高温运行工况进行瞬态仿真,并基于实际生产数据采用"移动曲线"方法校正软件的输入参数,从而使仿真结果与实际工况的偏差在合理范围内。通过分析燃气轮机功率特性及管道工况变化规律,从运行调控角度提出了压力控制与最大可用功率控制相结合的全线压缩机组控制模式,有效保证了高温运行工况下气源按合同进气,并降低自耗气量。     

中亚天然气管道乌国段AB/C线联合运行方案比选

中亚天然气管道在实际施工中,在哈国段C线建了8处跨接线,实现了AB线与C线的互联互通,同时在乌国段C线建了8处预留。借鉴哈国段联合运行的经验,若在乌国段的合适位置增设跨接,可进一步提高全系统的综合能力。基于此,建立了中亚管道AB线与C线联合运行的仿真模型,确定了不同总输量下AB线与C线的最优输量分配方案,并分别测算在乌国段8处预留增设跨接线后的运行效果;同时,假设土气、乌气两种气源分别出现故障停输事故工况,对增设跨接线的系统增输方案进行比选,最终选择在乌国段4处预留位置增设跨接线。研究成果可为实际工程改造、后续生产运行提供借鉴。     

基于事故工况下的天然气干线管道供气可靠性评价

天然气干线管道向着大流量、高压力的趋势不断发展,对供气管道系统的安全、可靠运行提出了更高要求。借鉴巴西国家石油公司与挪威船级社天然气管网的供气可靠性评价方法,建立了基于事故工况下天然气干线管道的供气可靠性评价方法。利用工艺计算软件TGNET模拟事故工况,建立供气极限状态函数值的样本集;通过MATLAB编程进行抽样,确定样本服从的概率分布模型;结合天然气供应等级划分标准,求得天然气干线管道的供气可靠度。通过具体算例,验证了该方法的可行性,可为今后深入研究中国天然气管道系统可靠性提供指导。(图6,表2,参23)     

液氨管道水力热力特性影响因素数值模拟

液氨物性参数受自身体积膨胀性和温度敏感性影响较大,管道输送过程中液氨易汽化并产生气阻现象。为探究液氨管道水力热力特性发展规律,参考中国现有液氨管道设计运行参数,在修正液氨物性参数的基础上建立液氨长输管道仿真模型,模拟分析管径、环境温度、出口压力、入口温度、输量及土壤介质对液氨管道水力热力特性的影响。结果表明：随着管径增大,管道全线压力下降趋势逐渐平缓,当环境温度低于投氨温度时,适当增大管径能够有效避免液氨相特性的大幅改变;在综合考虑管道承压和液氨膨胀性的基础上,适当提高管道压力能够有效降低液氨汽化风险;在低输量工况下,提高输量对液氨管道全线压降影响较小、对温降影响较大,在高输量工况下结论则正好相反。研究成果可为液氨长输管道的设计和安全稳定运行提供参考。（图8,表4,参21）     

天然气长输管道爆管时线路截断阀关断压降速率的选取

针对国内天然气长输管道工程线路截断阀压降速率设定值主要借鉴国内外的经验值,缺乏针对性且存在较大误差的问题,利用SPS软件建立了天然气长输管道模型,对管道爆管这一典型泄漏工况进行案例仿真模拟,定性和定量分析管道内压力波的变化及传动规律,分析线路截断阀关断压降速率设定值的选取依据和注意事项。模拟结果表明:需要了解并收集管道运行中各种需关断的事故工况,然后选取恰当的泄漏点一一进行分析,最终得出较为合理的截断阀关断压降速率参考阈值。     

中亚天然气管道压气站运行能耗优化模拟计算

在长输天然气管道运行费用构成中,压气站自耗气费用成本占比50%以上,基于能耗最优的压气站运行优化具有重要意义。以中亚天然气管道加兹里压气站为例,针对该站场存在的高温天然气输送及不同输量与压缩机组匹配的特殊运行工况,借助SPS 仿真软件及历史运行数据,模拟计算了不同工况下自耗气量的变化规律,量化分析了不同工况所导致的额外自耗气量。模拟结果表明:压气站进站天然气温度每上升5 ℃,压缩机组自耗气量增幅6%;在一定的输量范围内,采用低效率的双机组运行模式,每天将增加1×10^4~3×10^4 m^3 自耗气量。由此制定了基于月度输气计划压气站能耗优化的压缩机组匹配工艺方案,可为长输天然气管道压气站开展能耗优化提供参考。     

我国油气骨干管网保障格局形成

<正>目前,我国陆上油气管道总里程超过12×104 km,覆盖31个省区市和特别行政区,近10×108人受益,标志着我国油气骨干管网保障格局基本形成,在保障国家能源安全方面发挥了重要作用。2014年,中亚天然气管道C线、呼包鄂成品油管道等33个重大项目建成投产,中国石油管道投产里程达到6 196 km。在2014年的新开工项目中,中亚天然气管道D线成为亮点,这条管道将开辟我国进口中亚天然气第二通道,也是"一带一路"战略的重要能源项目;在建项目中,中缅天然气管道全线建成投产,我国西北、东北、西南和海上四大油气进口通道打通。中国石油推进管道建     

三塘湖输油管道大落差地区的水击保护

大落差输油管道由于高差产生巨大的静水压力,因此,在设计中确保其在高承压下安全、平稳运行至关重要.结合三塘湖原油外输管道设计,采用离线仿真软件SPS建立三塘湖原油外输管道模型,进行稳态、瞬态模拟,并根据不同输送工况参数,采取设置减压站、变壁厚设计、站场安装泄压阀和压力调节阀、SCADA系统的水击超前保护程序等措施,制定预先保护方案,从而实现管道安全、平稳运行.     

大落差成品油管道顺序输送的特点

由于大落差成品油管道存在的翻越点等原因,顺序输送时随着混油段位置的变化,管输量,各站进出口压力及节流量等情况均在变化。以格拉管道为例,对大落差成品油管道顺序输送的运行工况进行了分析,介绍了分析方法和水力计算程序以及水力计算所依据的数学模型构成,提出了计算步骤并分析了计算结果,提出应加强管道自动调节和自动控制能力,以满足运行参数的要求,保证管道正常运行。     

上海平湖海底天然气管道输送问题研究

应用HYSYS和PIPESYS软件对上海平湖油气田海底天然气管道进行水力分析，采用管道现场操作运行数据与软件计算结果进行比较，得出适用于管道压降和集液量的计算方法，并对输送压力、输量与管道集液量、集液形成时间的关系进行了研究，指出管道在小输量、低压力工况下运行，管道内形成的集液量越多，形成集液所需的时间就越长。借助HYSYS软件分析了凝析气的物性，绘出了相包络线和水化物形成曲线，通过分析得出，上海平湖油气田海底天然气管道在运行过程中不会形成水化物。     

基于LedaFlow的天然气凝析液管道瞬变过程模拟

随着油气田不断向深海开发,多相混输管道的流动安全保障技术面临巨大挑战,天然气凝析液管道的不稳定工况会导致管道运行参数发生剧烈变化,给管道安全运行造成严重威胁。采用新型的多相流瞬态模拟软件LedaFlow对某天然气凝析液管道的水力和热力工况进行稳态、瞬态模拟,得到不同工况下管道沿线温度、压力、持液率及总积液量的变化情况。结果表明:LedaFlow的计算结果理论上是正确的,其变化趋势符合理论预期。通过软件计算可对管道运行中的安全操作和下游设备设计提供建议,从而为工程实际提供参考。(图5,表3,参20)     

天然气管道压气站燃气轮机的性能测定与分析

为了提高中亚管道压气站燃气轮机出力,降低能源消耗,选取中亚天然气管道A站4#燃气轮机和B站3#燃气轮机为代表对中亚管道全线不同机型压缩机组进行节能测试,测定不同工况下的压缩机效率,并对比分析了GE普通机组与DLE机组的能效差异。结果表明:GE普通机型运行效率高,但燃料的烟气排放量高;DLE机型由于采用了更复杂、更环保的燃烧工艺,燃料的烟气排放量低,但其运行效率也较低,每小时耗气量高,节能减排方面无明显优势。该结果可为中亚管道节能降耗工作的开展提供数据支撑,也可为国内后续选购压缩机机型提供技术支持。     

CFD瞬态模拟楼宇布局对城镇燃气管道泄漏的影响

为了科学预测平行楼宇间天然气扩散形成的爆炸危险区域的危害范围,建立了天然气泄漏速率随时间变化的函数关系,运用瞬态模拟方法,得到泄漏压力和楼宇布局对爆炸危险区域的影响。模拟结果表明:天然气扩散过程中遇到建筑物会在其背风向形成副扩散中心向四周空间扩散,随着距离地面高度的增加,天然气最大体积分数逐渐降低,且随着泄漏的持续达到稳定值;各种工况下处于上风向的楼宇均处在危险区域,而处于下风向的楼宇其危险是暂时的(楼距小的工况除外);有风时,增大楼距,减小平行楼宇的相对高度,减小管道的运行压力均有利于天然气在两楼之间的扩散。研究结果可为相关规范的制定以及事故的预防提供科学依据。(图6,表1,参21)     

川气东送管道放空参数的计算

利用SPS软件建立了川气东送管道放空计算模型,模拟计算了不同条件下的放空时间和放空过程中的压力变化,进行了放空阀出口管径的比选。模拟结果可为合理组织天然气管道事故抢险提供技术支持。     

国外天然气管道事故分析

管道输送天然气是最安全的输送方式,而管道安全运行是管道运营管理的首要条件。针对俄罗斯、欧洲及美国输气管道事故进行了分析研究,旨在了解国外天然气管道事故状况和原因,为实际天然气管道在日常运行管理、监测、事故诊断、处置以及防护等方面提供可以借鉴的经验。     

成品油管道顺序输送瞬态模拟算法

成品油管道在顺序输送过程中,不同批次油品之间存在批次界面,不同批次油品的密度、体积模量不同,导致管道内不同段的水击波速不同,且在运行过程中存在较多水力扰动工况,使得管道顺序输送过程中的水力规律较为复杂。针对瞬态模拟的特点,基于常用的间距内插法及向前(后)时间内插法等方法,建立了考虑批次界面的成品油管道水力模型,并详细分析了模型的网格划分形式、关键点及边界条件,提出一种基于特征线法的时间插值法,用以求解成品油管道顺序输送瞬态模拟。该算法省略了常用特征线法间距插值步骤,较大程度地简化了计算量,为成品油管道的顺序输送方案设计提供了技术支持。     

基于动态规划法与改进遗传算法的管网稳态运行优化

为了降低天然气输送管网的运行费用,更好地实现节能降耗,应用输气理论与最优化方法,建立了以输气管网运行能耗费用最低为目标的稳态优化模型。利用动态规划与改进遗传算法对川气东送管道运行方案进行优化,并将算法优化结果与商业优化软件Syner GEE-Gas的优化方案进行对比。结果表明:在川气东送管道一期设计输量下,优化方案可实现全线运行能耗减少2.92 MW,降幅为4.4%,从而指导天然气管网安全、经济、可靠运行。     

成品油管道优化运行方法研究

在管道输送成品油过程中,流量随时间而变,某时刻管道的输量将由各站间供能（开泵方案）,耗能（沿程阻力）及高程来决定,随着混油段的移动,管内输量必然会发生变化,长输管道是在泵机组某种组合方式下运行,在一段时间内,管道全线存在有一个最优泵组合及其运行参数。通过对成品油管道运行系统的分析,建立了成品油管道的优化运行数学模型和求解方法,通过对成品油管道系统的运行方式,设备组合及工艺参数的优选,确定能耗最低的运行工况,达到成品油管道优化运行的目的。