涡流先导燃气加热器(VPGH)

<正>在天然气长输管线和城市燃气的调压站(PRS)应用涡流先导燃气加热器(VPGH)防止调压阀指挥器冰培。利用管线中的天然气对其它气流(如指挥器用的先导气)进行加热。涡流先导燃气加热器的核心是涡流管     

涡流管加热技术在天然气工业中的应用

介绍了涡流管加热器的结构特点和工作原理.根据现场试验数据,分析了涡流管加热器的加热特性,比较了涡流管加热器较之电加热器的经济优势,并对其在天然气行业的应用前景进行了预测.     

创新产品与技术

Shield加热系统 H-MAC公司出口 Shield加热器是不锈钢的煤气管道加热器,它是温室内加热的理想选择.Shield加热器由安全、高效又经济的天然气或丙烷,以及20规格重载的管道加热交换器组成.     

天然气管道掺氢输送对离心压缩机气动性能的影响

为研究天然气管道掺氢输送对离心压缩机气动性能和稳定工作范围的影响，以川气东送管道的GE PCL503压缩机为研究对象进行三维几何建模，采用RANS方法对该压缩机进行三维仿真模拟并与文献实验数据进行对比，验证了数值仿真模型的准确性。基于三维仿真模型研究了不同掺氢比、进口温度对离心压缩机气动性能和喘振裕度的影响。结果表明：随着天然气掺氢比的提高，压缩机的总压比和喘振裕度随之下降，当掺氢比达到20%时，喘振裕度降低19.78%，压比下降6.44%。在近喘振工况下，泄漏涡轨迹前移，泄漏涡强度得到增强，进而扩大了压力面低速区域面积，进一步加快了泄漏流与主流、压力面二次流的掺混，加剧了压力面流动分离和下游通道堵塞程度，其是导致掺氢比增加后压缩机稳定工作范围减少的主要原因。在10%掺氢比下，当进口温度由288 K升至323 K时，对于相同的体积流量，离心压缩机的总压比降低4.27%，等熵效率下降0.65%，喘振裕度增加13.03%，能量流量下降17.4%。研究结果可为天然气掺氢输送压缩机的设计及安全运行提供理论基础。（图10，表6，参22）     

可凝气体组分对涡流管能量分离效率的影响分析

建立了涡流管能量分离效率测试的实验系统,以水蒸汽为可凝组分的代表,通过对比含湿空气和干空气2种介质下的实验结果,研究了可凝组分的存在对涡流管能量分离效率的影响。得出可凝组分会显著降低涡流管的能量分离效率,但不会影响其能量分离规律;分析了涡流管关键结构参数和操作参数对能量分离效率的影响,得出了长径比、压比ε和冷流率θ对涡流管温度效率ηT、绝热效率η和制冷效率COP的影响规律。     

天然气管道合理管存方法的应用

介绍了天然气管道管存合理控制的重要性、重要影响因素和确定方法,对比分析了通过模拟软件和管存计算系统两种方法计算管存的优缺点.结合国外长输管道合理管存方法的应用经验,以西气东输管道为例,进行了合理管存计算和分析.     

天然气长输海管放空泄压规律模拟

放空泄压是高压天然气管道的重要操作,放空过程属非稳定流动,不同的放空过程对管道参数与放空过程参数的影响较大。以中国某条98 km海管的实际泄压过程为例,利用SPS软件进行天然气管道放空模拟计算,对管道的放空过程进行动态模拟分析。分析放空过程中放空气量、放空口温度、管道压力、管道温度等参数的变化规律,并且对比不同泄压过程,选出更为经济有效的操作方案,以期为天然气管道的放空作业提供参考。虽然在现场实际放空泄压操作过程中,存在放空管道、火炬分液罐等设备温度过低,气体出液过多,放空气体在管口形成气阻现象等问题,但实际放空规律与模拟结果基本吻合。     

中乌天然气管道A线绕行段天然气置换投产

中乌天然气管道A线绕行段置换投产需最大程度地将临时段管道中的天然气导入A线绕行段管道。对置换和平压过程进行工艺计算和数据模拟,确定投产初始压力为0.2MPa,天然气置换流速为5m/s,管内天然气节流前的温度约12℃,节流后的温度将降至约-31℃。根据实际置换速率的计算结果、阀后压力的变化以及管道、设备的振动情况,调整手轮总转数以控制流量。通过分析约束条件、上下游允许的最大停输时间、平压作业的最佳时机,论证了将临时段内的天然气导入绕行段的可行性。通过对不同置换方式的工程实施方案进行比选,解决了高压天然气置换过程中高压差节流、置换速率控制的难题,实现了临时停输情况下临时段管道向绕行段管道导入天然气并最终平压的置换投产。     

12.6MPa、DN1550快开盲板的研制与应用

目前,我国正在开展超大输量天然气管道的研究工作,而快开盲板一直是制约国内油气管道关键设备国产化的"瓶颈"之一。12.6 MPa、DN1 550快开盲板因结构复杂、压力高、直径大、温度低以及承受冲击载荷大等原因,而使得其研制与应用面临较多的技术难题。以新疆北天山气侯环境以及直径1 422 mm、压力12 MPa的天然气管道为基本条件,采用有限元分析与应力测试验证方法,通过整机低温性能试验、结构与材料优化、发明缓冲装置等创新设计措施,研制出2台12.6 MPa、DN1 550安全自锁型快开盲板,并通过性能测试与工程应用,验证了产品的可靠性,为超大输量管道建设提供了技术储备。     

煤层气小型撬装液化装置的优化

煤层气田具有多井、低压、低产等特点,小规模先导试验井组和偏远气井单独建设管道输送系统经济性较差,导致产出气不能通过集输管道进行有效外输。提出了适合煤层气撬装液化装置的新型混合工质制冷剂液化流程:对原料气进行预冷,利用低温将原料气中杂质析出,然后吸附进入第一显热换热器/第二显热换热器中,并进行脱除;利用原燃料气进行复温吹洗,脱除的杂质随燃料气进入发电机燃烧,第一显热换热器与第二显热换热器交替运行,使其前处理流程更加简单。针对煤层气撬装液化装置使用油润滑螺杆压缩机驱动的方式,提出了混合工质制冷剂节流制冷机结构,实现润滑油与制冷剂的深度分离。对于冷箱结构,采用板翅式换热器与微细管结构绕管式换热器相结合的优化方式。研制了煤层气撬装液化试验样机,试验运行测试结果表明:该装置最小比功耗为0.612(k W·h)/m~3,其液化性能指标与日处理量10×104 m~3的集中式液化装置的性能相当。(图5,表1,参12)     

单台离心式天然气压缩机的性能测试

离心式天然气压缩机在新机投产或维修后均需进行性能测试,以某压缩机站为例,单机运行条件下,以进出口电动调节阀调节压缩机进出口压力,从入口截流降低压缩机的进口压力,出口截流憋压提高压缩机的出口压力,进而提高压比和压缩机负荷。在保证管道正常运行前提下,针对不同的运行工况,通过站进出口旁通调节阀调节流量。实例说明了压缩机性能测试的操作过程和进出站压力的变化情况。从压力和流量角度分析了压缩机性能测试对干线管道输气生产的影响,总体上影响不大,但对支路及其设备的影响较大,主要表现为磨损管道、缩短调节阀使用寿命等。提出了压缩机性能测试的注意事项。     

X80大口径三通低温断裂韧性试验

油气管道站场用管要求具有较高的低温抗断裂性能,尤其是三通等管件的壁厚较大,尺寸效应显著。为了确定低温服役的X80大口径三通的适用温度和壁厚,通过夏比冲击、落锤撕裂和三点弯曲试验研究了X80大口径三通的低温断裂韧性和尺寸效应,并利用失效评估图技术进行安全评估。结果表明：X80大口径三通具有较好的低温夏比冲击性能,但抵抗低温裂纹长程扩展的落锤撕裂性能较差。试验温度高于-20℃时,随着壁厚增大,DWTT断口剪切面积减小,在20℃、0℃和-10℃试验温度下的50％剪切面积临界壁厚分别为26mm、25mm和22mm。利用三点弯曲试验测得的低温断裂韧度计算的X80三通失效评估点均在安全区域内,而且有一定的安全裕量。（图7,表3,参12）     

超临界CO2管道输送参数的敏感性分析

为了确定有利于超临界CO2管道输送的参数范围,保证安全输送,基于超临界CO2流体作为管输介质与天然气和原油的不同之处,分析了超临界CO2管道输送技术的特殊性,进而通过软件模拟计算,分别研究了不同入口温度、管输流量、总传热系数下管输压力、温度、密度、黏度与输送距离的关系,得到了特定条件下的有效输送距离,不同管输流量对压温及物性的影响规律。结果表明：在研究条件范围内,输送距离超过100km后,CO2由超临界态变为密相,若要保持超临界态输送,需要在每100km范围内设置加热站;管输流量介于200-250t／h之间较理想;总传热系数介于0．84～1．3W／（m2 ℃）之间为宜。该研究属于超临界CO2管道输送基础研究,对于我国形成完整的超临界CO2管道输送系统具有参考价值。（图3,表3,参10）     

长输天然气管道输损管理

长输天然气管道输损是天然气管道输入总量和管存量与输出总量之差,通常采用输损率进行表征.结合西气东输管道的管理实践,从提高计量系统准确性、管存量计算准确性和放空作业管理水平等3个方面对长输天然气管道的输损管理进行了探讨.提出选用高精度等级的计量仪表、在大流量计量站配备管输天然气组分在线分析仪、完善计量仪表的运行管理、提高自用气计量和放空量计算的准确性、加强对方贸易交接计量仪表的日常监督管理等方面来提高计量系统的准确性;选用合适的管存计算方法、保证压缩因子计算和动态计量数据的准确性、合理划分和合并管存量计算管段,以提高管存量计算结果的准确性;通过加强站场和管道的巡检管理、减少压缩机组启停次数和设备维护放空量、完善开孔作业管理等措施,达到降低管道天然气放空量的目的.     

LNG与陕京天然气互换性实验北大核心

近年来,中国LNG市场蓬勃发展,许多城市正在逐步形成LNG与管道天然气共存的多气源格局。LNG在组分、运输方式、燃烧性能等方面均与管输气存在较大差别,使得灶具性能有所不同,从而带来一系列互换性问题。为了保证燃气管网末端设备能够正常、安全、经济地用气,采用陕京二线管道气掺混乙烷的方法来模拟LNG,对北京地区典型民用燃气灶开展管输气与LNG不同掺混比例下的应用性能测试实验。结果表明:LNG的最佳掺混比例为80%,该比例下所有灶具的燃烧性能均表现良好,实现了LNG与管输气的顺利互换,避免了可能出现的高昂成本转换问题。     

LNG与陕京天然气互换性实验

近年来,中国LNG市场蓬勃发展,许多城市正在逐步形成LNG与管道天然气共存的多气源格局。LNG在组分、运输方式、燃烧性能等方面均与管输气存在较大差别,使得灶具性能有所不同,从而带来一系列互换性问题。为了保证燃气管网末端设备能够正常、安全、经济地用气,采用陕京二线管道气掺混乙烷的方法来模拟LNG,对北京地区典型民用燃气灶开展管输气与LNG不同掺混比例下的应用性能测试实验。结果表明:LNG的最佳掺混比例为80%,该比例下所有灶具的燃烧性能均表现良好,实现了LNG与管输气的顺利互换,避免了可能出现的高昂成本转换问题。     

中俄东线站场工艺管道用高钢级低温钢管韧性指标

中俄东线天然气管道是中国首条OD 1 422 mm大口径输气管道,途经东北严寒地区。基于此,对比分析国内外标准规范,明确了天然气管道站场工艺管道断裂控制设计原则、最低设计温度选定要求,包括:(1)站内工艺管道断裂控制,关键是要防止管道发生起裂,钢管应具有足够的断裂韧性。对于起裂后的断裂扩展控制和落锤撕裂试验(Drop Weight Tear Test,DWTT)指标,应视工程具体情况并结合国内低温钢管的生产水平综合确定。(2)最低设计温度应考虑正常运行操作、放空、节流以及停输保压等工况下金属壁温可能达到的最低温度,针对站场工艺管道用X70、X80钢管确定管道的最低设计温度等于最低环境温度。(3)针对油气输送管道站场地上工艺管道,建议最低环境温度取最低日平均温度。结合理论计算和钢管实物性能参数,提出了中俄管道站场工艺管道用X70、X80钢管的低温韧性指标,对今后类似工程有一定的借鉴意义。     

多相流管道温降公式的推导

多相管流温降计算是压降计算的基础,其对加热器的设计和对了解气液相平衡等都具有重要的意义,多相流混输管道的温降计算和单相气体或明显不同,温降计算相当复杂,气液混合物不仅要通过管壁向外界散热,而且气液之间还存在质量交换和能量交换,根据能量守恒原理,既考虑天然气的焦耳－汤姆逊效应,又考虑了液体的摩擦生热,推导了计算多相管流温降的理论公式,在考虑管道起伏对温降的影响后,将液体持液率代替质量含气率计算混合物的比热,公式的精度更高。     

新型滚筒式乌龙茶做青机试验研究

将新型滚筒式乌龙茶做青机与闽南、闽北的做青机具进行试验对比 .结果表明 ,新型做青机加热温度可控 ,适合于春季低温高湿气候下的萎凋和做青 ,通风性能得到改善 ,风速分布较均匀 ,滚筒转速灵活可调 ,摇青质量高于传统摇青机 ,电加热器件节能低耗 ,清洁卫生 ,可实现做青过程的自动控制 .新型做青机的使用性能优于传统做青机具     

天然气管道运行能效评价指标探讨

归纳了当前用于天然气管道运行能效的评价指标,指出这些指标难以识别管道系统各组成单元或设备的能耗情况和节能潜力,且单位周转量生产能耗的计算方法尚需确定,电单耗和气单耗、电耗与输量比以及气耗与输量比等指标相互不独立,难以用于能效评价.从能源利用效率的角度出发,提出了天然气管道系统及其附属设备的评价指标,初步建立了天然气管道能效评价指标体系,给出了相关指标的计算方法.认为各个能效评价指标合理使用范围的确定,应以不同天然气管道运行能耗的大量实测和统计数据为基础.