在线检测技术在旋风分离器性能评价中的应用

利用高压天然气管道内粉尘在线检测装置于2008年和2009年对国内某天然气管道计量站内多管旋风分离器性能进行评价。2008年的检测结果表明：该站旋风分离器效率过低,平均效率仅为62.4%。基于检测结果,分析了旋风分离器效率偏低的原因,并提出旋风分离设备的选型依据。该站于2009年更换了旋风分离器,更换后旋风分离器分离效率提高到90.6%,除尘效果明显。高压天然气管道内粉尘在线检测装置能够实现对天然气管道内粉尘的在线检测,具有安全可靠、实时性好、精度高的特点,可指导分离过滤设备的性能评价和选型。     

天然气管道内颗粒物采样分析装置设计与应用

针对天然气管道缺少对颗粒物含量定期监测仪器的现状,研制出高压天然气管道内颗粒物自动采样橇,可安全可靠地定期对天然气管道内的颗粒物进行取样,取样过程无需人工干预.将该装置应用于国内某大型输气管道的压气站,对进站主管内的颗粒物特性进行测定,得到了颗粒物的质量浓度和粒径分布,质量浓度范围2.57～7.24 mg/m3,粒径范围1.55～21 μm.利用扫描电镜(SEM)对捕集颗粒物的粒径分布进行验证,二者吻合较好.监测结果可为清管作业方案的制定以及分离过滤设备运行方案的调整提供指导.     

天然气站场过滤器滤芯的国产化研制

针对天然气长输管道站场过滤器滤芯90%以上为进口产品的现状,通过优选过滤材料、优化材料组合、增大骨架结构强度等方法,研制了一种具有多次拦截杂质、聚结分离脱液的天然气过滤器滤芯,依据GB/T 6165—2008《高效空气过滤器性能试验方法效率和阻力》、SY/T 7034—2016《管道站场用天然气过滤器滤芯性能试验方法》、GB/T 14041.3—2010《液压滤芯第3部分:抗压溃(破裂)特性检验方法》所规定的试验条件开展了性能测试。结果表明:新研制的过滤器滤芯综合性能达到同类进口产品的技术水平,有部分指标超过同类进口产品,具有国产化替代的性能水平;在经济性方面,可缩短采购周期50%以上,节约采购成本50%以上,国产化后可以大大降低库存,并有效避免滤芯因到有效期而更换的情况。     

天然气减阻剂分离模拟试验

BIB天然气减阻剂经雾化注入输气管道以后,一部分涂敷在管壁上,其余部分随气流进入管道末站的分离器。通过模拟试验,测试了旋风分离器和过滤分离器对管输气体中剩余天然气减阻剂的分离效率。研究表明:双切向进口旋风分离器对雾化天然气减阻剂的分离效率较高,且当入口雾滴的粒径分布固定时,气液分离效率随入口气速和雾滴质量浓度的增大而提高;过滤分离器对天然气减阻剂的过滤效率超过99.9%,且过滤效率随入口雾滴的质量浓度和雾滴粒径的增大而提高,当雾滴粒径达到一定程度时将被完全过滤掉。经过两级分离器分离,管输气体中的减阻剂含量极低,基本不会对下游用户和输气设备产生不良影响。分离器是天然气减阻剂的使用结点,天然气减阻剂一旦经过分离器,必须再行加注。     

兰成渝成品油管道过滤工艺研究与应用

论述了用于兰成渝成品油管道上的新型过滤工艺研究的背景、具体研究内容和应用效果.对目前所用立式过滤器难以收集大量杂质和不便清理以及对新建的大型成品油管道可能会遇到类似问题进行了分析,研制了一套具有清管器接收筒快开盲板易开启功能的新型过滤工艺装置,该装置不仅解决了原立式过滤器易堵、对杂质清理困难和清理时间长等问题,而且可在不动用吊装设备的前题下完成杂质清理工作.     

天然气管道内涂层磨损研究

为了有效分析各种工况对天然气管道内涂层的影响，提高涂层的使用寿命，通过模拟实际工况条件，利用天然气管道内涂层全尺寸设备，进行了粉尘磨损、热风循环和清管器拖拉实验，分别得到天然气中携带粉尘、温度变化和清管器运行对涂层影响的实验数据。分析结果表明：天然气粉尘和清管器运行对管道内壁减阻涂层的磨损影响较大，温度变化产生的热应力对涂层的影响相对较小。因此，降低天然气中粉尘的含量，减小清管器皮碗与内涂层之间的摩擦因数，减少清管器过盈量和使用轻型清管器，均可以减轻天然气管道内涂层的损伤，从而延长其使用寿命。     

储气库除油器滤芯过滤性能检测方法

针对现有检测方法无法满足储气库除油器滤芯性能测试要求的现状,在实验室内建立相应检测方法与装置,其操作参数可覆盖现场实际运行温度与滤芯处理气量范围。利用所建检测装置分析不同检测方法与不同实验液体对滤芯性能测试结果的影响,进一步分析了现阶段高压工况下除油器滤芯性能评价方法。结果表明：现场除油器上游气体内液滴浓度及粒径分布与现有标准中计数法检测条件差别较大,导致计数法不适于评价储气库除油器滤芯过滤性能;实验室内检测所得滤芯过滤效率与现场使用结果较为吻合,所建立的检测方法可有效评价除油器滤芯过滤性能;排液计量法宜作为目前高压现场除油器滤芯性能评价手段。（图6,表6,参21）     

输气管道内颗粒物检测及分离器性能评价

将高压管道颗粒物检测装置应用于天然气输气站场,监测不同工况下管道内颗粒物的浓度水平,评价多管旋风分离器的性能。研究发现:日常工况下输气管道内颗粒物浓度一般低于0.1 mg/m3,清管过程中浓度明显增加,清管器到达时颗粒物浓度达到峰值,约60 mg/m3,并在清管结束后的一段时间内保持较高浓度,根据颗粒物浓度的变化规律将清管过程分为4个阶段。通过分析多管旋风分离器进口和出口的颗粒物浓度和粒径分布,得到多管旋风分离器对5μm及以上颗粒的分离效率大于80%,可有效除去10μm以上的颗粒,多管旋风分离器在清管过程中起到保护下游管道安全运行的关键作用。     

广东大鹏LNG接收站实施轻烃分离的可行性

介绍了国际上LNG冷能的利用现状,阐述了广东大鹏LNG接收站基于LNG化学组成和LNG冷能利用增设轻烃分离装置的必要性,指出了实现轻烃分离需要解决的技术问题:同时保证天然气管道在比较稳定的高压力下运行和轻烃分离装置稳定的进料量,确定了增设轻烃分离装置的原则.通过开展联合工艺研究和轻烃分离装置模拟计算,使轻烃分离装置和接收站都处于优化运行状态,不但解决了接收站气化外输量的波动对轻烃分离装置的影响问题,而且确保了广东大鹏LNG公司连续安全地向用户供应天然气.     

天然气站场扫描式激光气体监测系统的研制

天然气站场管道设备种类繁多、密封点多,是气体泄漏监测的重点对象。针对传统气体传感器检测范围小、精度低、误报率高等缺点,提出一种基于云台的激光气体传感器,该传感器可实现对天然气站场的空间立体式气体泄漏监测;根据站场工艺条件与传感器数据通讯协议,设计了"光端机+光缆"形式的数据传输系统;结合站场监测需求,在力控组态软件平台上开发了预警监控终端。以上3部分共同组成了天然气站场扫描式激光气体监测系统,该系统在中哈天然气管道C线某压气站内运行使用,结果表明:站场过滤分离区与空冷区存在较明显的微泄漏,且与设备运行时间段相关,监测结果符合压气站实际情况,系统具有良好的可靠性。     

天然气管道内腐蚀直接评价方法的改进

天然气管道内腐蚀直接评价是一种重要的管道内腐蚀评估手段,为了提高内腐蚀直接评价方法的适用性与准确性,采用电化学测试与数值模拟方法研究CO2电化学腐蚀及管内颗粒冲蚀对管道内腐蚀的影响,并分析管道倾角与持液率对电化学腐蚀的影响.结果表明:天然气管道中电化学腐蚀对管道内腐蚀的影响远大于颗粒冲蚀的影响,颗粒冲刷作用可加速电化学...     

输气管道水合物的形成区域和预防

通过分析输气管道天然气水合物形成(NGH)的水分、温度和压力条件，给出了输气管道内NGH形成区域的预测方法。在NGH形成区域上，采取必要措施可预防NGH的形成。提出了脱水法、注醇法、加热法和降压法4种预防措施。     

输气管道中缓蚀剂雾化浓度分布及加注量计算

利用液体雾化流动理论，对缓蚀剂在天然气管道内的雾化过程，雾化浓度分布及其保护管道的机理进行了研究。研究中发现，缓蚀剂的雾化在喷流状态下最为充分，且可形成均匀的保护膜；而雾化角、雾化细度、雾化均匀度和浓度分布等评定缓蚀剂雾化质量的，又可以用来检验管道是否得到了有效保护。     

压力分布在线仿真泄漏检测系统

榆济天然气管道目前面临管道泄漏及其次生灾害的威胁,需要一套完整的泄漏检测方案为管道系统安全生产提供保障。针对大型复杂天然气管道系统缺乏干线计量及沿线压力测点众多的特点,采用国内某公司自主研发的基于在线仿真的压力分布泄漏检测系统,通过对比分析在线仿真压力和实测压力偏差分布实现管道全线的实时泄漏检测,持续监测管道系统的运行状态,及时发现可能出现的微小泄漏并确定其位置。结果表明:该泄漏检测系统不仅可用于实现大型复杂天然气管道系统的泄漏检测,还能发现仪表故障、站场异常操作等异常事件,突破了管道系统分段泄漏检测的限制,并可以对天然气管道泄漏进行动态监测,定位泄漏点。     

湿气输送技术分析

从气体组成、烃露点相态、管道水合物生成条件和水露点四个方面分析并研究了掺混不同比例的克拉2气田湿气的天然气气质。介绍了湿气输送产生的危害,提出了编制并及时调整应急供气方案,增加气质监测次数,加密清管周期,提高压气站过滤分离器能力,提高压缩机燃气供气温度和干气密封温度等作为湿气输送的安全措施,指出了西气东输管道湿气输送应注意的问题。     

输气管道缺陷尺寸定量化及其概率分布特性研究

通过对四川某输气管道现场采样管段的室内缺陷探测，建立了以现场采样，无损检测、切检测拉断和缺陷尺寸测试为主要过程的缺陷探测和尺寸定量化方法。对采样管段探测结果表明，管子内焊耻存在严重的表面裂纹，裂纹平均深度为１．９１ｍｍ，最大深度为３．８５ｍｍ，采用了正态分布，对数正态和威布尔分布拟合缺陷尺寸的概率分布规律，结果表明裂纹深度α最接近正态分布。     

国内外天然气管道绝对当量粗糙度的设计取值

天然气管道的绝对当量粗糙度是工艺计算和评价管道涂敷内涂层经济效益的一个重要参数,目前,国内外输气管道绝对当量粗糙度的设计取值差异较大,介绍了管道工业发达国家输气管道绝对当量粗糙度的取值范围及有关绝对当量粗糙度的一些最新研究成果。针对我国的具体情况,以陕京和中原两条输气管道为例,进行实算反推运行管道的绝对当量粗糙度值,对长输大口径天然气管道绝对当量粗糙度的设计取值提出了建设性的意见。     

天然气管道完整性管理探讨

根据天然气管道完整性管理技术的研究现状,概括了天然气管道完整性管理的框架流程,阐述了天然气管道完整性管理的主要内容。对影响管道安全的主要因素和天然气管道事故后果进行了分析,介绍了管道完整性检测方法,提出了天然气管道腐蚀控制措施以及天然气管道完整性管理体系发展建议。     

液化天然气汽化工艺及冷量利用

液化天然气作为低温燃料,在汽化时放出大量的冷量,这部分冷量可以被其它工艺过程有效的利用.介绍了液化天然气的汽化工艺流程、汽化站储存总容积的确定及汽化器传热面积的确定,通过对LNG冷量火用分析数学模型和LNG冷量火用特性进行热力学分析,总结了发电、空分、干冰制取、低温粉碎、蓄冷装置等各种工艺过程中LNG冷量的利用方式.     

动态模拟在燃气环网储气调峰设计中的应用

天然气管道环网沿线用户用气量经常变化，尤其将天然气作为调峰电厂的燃料时，管网系统会出现输气不均衡现象。利用管道储气技术，通过动态模拟计算方法可以调整和优化设计，解决系统供需矛盾，向用户安全、稳定供气。动态模拟方法是基于流体力学原理，用数学分析方法对输气管网系统运行参数进行描述，以调整和优化管网系统设计。结合工程实例，采用动态模拟方法计算了管网系统储气调峰能力，并对储气量进行了校核，所得结果符合调峰电厂的储气调峰要求。