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C线管道SPS仿真模拟

中亚天然气C线管道属于典型的输送压力高、流量大、管道跨度大、压气站数目多、输送工艺复杂的输气管道。为研究中亚天然气C线管道正常工况和事故工况下水热力参数的变化规律以及各种事故下管道的自救时间,采用SPS软件建立了中亚天然气C线管道仿真模型。模拟了正常工况下管道全线压力和温度参数,模拟结果与实际运行数据最大相对误差分别为1.90%和12.24%,验证了模型的可靠性;在此基础上分析了环境温度和管道粗糙度变化对全线输气效率的影响规律,确定了各种事故工况下管道最长的自救时间,可为中亚天然气长输管道运行管理提供参考。     

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。     

离心压缩机运行养护通用性软件的开发与应用

压气站是天然气长输管道的核心部分,保证压缩机平稳运行并做好日常运行养护非常重要。基于离心压缩机特性曲线编写了离心压缩机运行养护软件YSJ_YXYH,其分为性能测试与能耗测试两部分。该软件可以模拟确定工况下压缩机运行参数,继而为压缩机运行工况调整给出参考意见;可以模拟确定工况下压气站运行费用,进而得出压缩机在保证高效区运行条件下的最优能耗,实现对压缩机运行的养护。根据国内某压气站的历史数据对该软件的性能进行验证:分别使用YSJ_YXYH与SPS软件计算出固定工况下压缩机的运行参数与运行费用,并与实际运行值比较,结果显示YSJ_YXYH的计算结果更加接近实际运行值;利用YSJ_YXYH计算出了该压气站的最优能耗并确定该站压缩机效率处于高效区,其能耗明显优于实际能耗。结合上述结果给出的针对该压气站的实际运行建议,可为其压缩机安全平稳运行提供有效的技术保障。     

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。     

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。     

跨国长输天然气管道清管作业特点

清管作业是天然气长输管道投产前或运行中的一项重要作业,可保证管道的安全运行和输气效率。跨国天然气管道的清管作业不同于常规清管作业,其具有一定的复杂性和特殊性。介绍了中亚天然气管道在清管站设置、清管站工艺、清管器选型等方面与国内一般管道的不同之处,并以中亚天然气管道清管作业为例,对中亚天然气管道乌国段的清管工艺特点和清管经验以及跨国段管道清管作业的特点和关键要点进行了总结和解析,以期为后续跨国长输天然气管道的清管作业提供帮助。     

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。     

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...     

空压机恒压供气节能改造的可行性

针对江苏LNG接收站空压机组能耗高、故障率高的问题,通过对接收站空压机机组运行和控制原理及对实际仪表风的需求进行比较分析,明确了导致空压机机组能耗和故障率较高的主要原因:常规加卸载、供气压力与实际需求压力不匹配、仪表空气利用率低、空卸载时间长.因此,通过空压机变频控制来实现对管网的恒压控制,保证管网压力稳定；同时,结合当前变频的发展现状,联合接收站DCS控制系统实现空压机组远程控制及数据模块的计算,保证变频器数据计算与传输的及时性.通过上述改进,有效提高了空压机组的运行效率和管网稳定性,实现了节能降耗.     

中亚D线与欧美天然气管道工艺及自控水平差异对比

为了提高中亚D线工艺及自控水平,保证管道安全、平稳、高效运行。基于国际咨询公司ILF对中亚D线工艺及自控水平提出的审查建议,从设计理念、风险评估、岗位设置原则、ESD分级、调控中心功能定位、与各国段及气源国间数据共享等方面,对比分析了中亚D线与欧美天然气管道在工艺及自控水平方面的差异,结果表明最主要的差距为设计理念。重点分析了中亚D线17个子系统在实施过程中,实际情况与设计期望值之间的偏差和解决方案,提出了相应的改进措施及建议,以期为中国天然气管道工艺及自控设计水平的提升提供参考。     

西部原油管道节能减排实践

为了降低管道运行能耗和环境污染,对西部原油管道进行节能减排优化,并采取了以下改进措施:按无节流阶梯输量下优化配泵方案计划油品外输;对干线分输方式进行优化改造,采取输油主泵前生产库分输方式;冬季运行时,首站加热炉燃油改天然气;在首站原有加热系统基础上,增加一套油油换热器;控制冬季油品外输热处理温度,优化加热炉配炉等,从而有效地减少了全线耗电量和加热炉耗油气量,降低了压能和热能损失,节约了管道运行开支,缓解了管道运行压力,降低了管道运行风险。     

成品油管道开泵方案统一优化模型

优化成品油管道沿线泵站开泵方案可以降低管道运行能耗。以包含泵机组并联运行模式及配备变频泵的成品油管道为研究对象,考虑沿线节点压力、过泵流量等约束,基于已有批次输油计划,建立以运行时间内管道全线运行能耗总和最小为目标的混合整数线性规划模型(Mixed Integer Linear Programming,MILP),并利用分支定界算法求解。利用该模型求解了中国某条成品油管道的优化配泵方案,计算耗时213.76 s,所得结果符合约束限制,具有较强的实用性,可为中国成品油管道优化运行提供指导。     

压缩机组停机保压控制逻辑优化

结合中亚天然气管道WKC1首站2台SOLAR TITAN 130/C453型燃气轮机/离心式压缩机组的轴封形式、停机保压控制策略及存在风险,对停机保压程序、密封气供应程序和联动设备进行讨论、提出停机保压程序优化和改进策略,在未增加任何额外投资的情况下,有效解决了首站备用SOLAR机组保压时间短、启动速度慢、附属设备磨损快及天然气放空能耗大等问题.优化改进后的系统有效缩短了备用机组的启机时间,保障了压缩机组的正常运行,降低了对上游土库曼斯坦气源方的负面影响,以及停机状态下的放空损失及生产能耗.(表1,图5,参4)     

基于SPS软件的肯尼亚1号线成品油管道水击分析

为减少管道水击危害,需要计算管道运行过程中可能出现的水击压力,以便采取相应的水击保护措施。采用SPS软件对某成品油管道泵站泵机组事故停运工况下的管道水击压力进行分析计算,模拟结果表明:在没有任何水击保护措施的情况下,某泵站泵机组事故停运产生的水击压力超过了站内管网设施设计压力和站间管道设计压力。为确保输油管道安全平稳运行,在水击泄放系统中增加水击保护措施,经仿真系统验证,该措施能够实现对管道瞬变过程的控制。     

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。     

中俄东线天然气管道贸易交接点仿真软件研发

为了满足中国和俄罗斯双方对中俄东线天然气管道工程管输天然气的贸易需求,有效模拟管道过境段贸易交接点的管道特性参数及其变化趋势,实现日平均交接点压力及日最低交接点压力的计算与判定功能,根据两国协议拟定的水力、热力计算基本公式及气体状态方程,建立数学模型,利用牛顿迭代法对管道粗糙度及环境换热系数进行自适应校正,中国研发了具有自主知识产权的交接点压力与温度仿真计算软件。将软件仿真结果与俄罗斯软件仿真结果进行对比,结果表明:软件计算精度满足中俄东线天然气管道工程相关协议要求,证明了软件计算结果的可靠性,因而实现了中俄东线天然气管道工程贸易交接点工艺参数的仿真计算,可对中俄东线的天然气贸易交接进行监督与管控。(图3,表1,参21)     

起伏湿气管道持液率分布规律及临界倾角模型

起伏湿气管道在实际运行过程中,管道低洼处和上坡段容易形成积液,从而造成管输效率降低、管道压降增大、水合物生成、形成段塞流以及管道内腐蚀加剧等一系列问题,为此,对地形起伏湿天然气管道的积液规律进行分析。以某集气站集输管道为例,探究了地形起伏湿天然气管道沿线的液体分布情况,针对管内气体流速、管道倾角等因素对管道持液率的影响进行敏感性分析,得到该起伏湿气管道的积液规律以及某流量工况下管道不出现积液现象的临界管道倾角,并基于此建立了气体流速、管道倾角以及持液率之间的预测数学模型,将模型计算结果与软件模拟结果进行了对比分析,验证了预测模型的准确性。预测模型为湿气管道实际运行过程中的积液控制与安全运行提供了理论依据。     

珠海-中山天然气管道运行压力的选择

合适的运行压力对于保证天然气长输管道的安全生产至关重要。管道运行压力的选择应遵循以下原则:第一,出现故障时,能够做到上下游统筹兼顾;第二,建立管道允许运行的压力区间;第三,选定管道正常运行的压力区间;第四,确定不同岗位允许控制的压力区间。珠海-中山天然气管道设计最高运行压力为7.1MPa,根据用户需求调整最低运行压力,当管道正常运行时,最低运行压力为4.5MPa;当上游中断供气时,将最低运行压力调整为4.67MPa;当下游用户中断用气时,最高运行压力按照6.3MPa进行管理和控制。同时,管道运行压力的选择还需要考虑台风、设备故障等因素。管道输送企业进行运行压力局部调节的作用是极为有限的,为适应天然气产业链条化的发展现状,应建立从生产到最终用户的快速、有效的协调机制。     

油气管道能耗计算与评价方法

基于现有油气管道仿真系统,开发能耗分析辅助功能,用于测算油气管道不同季节、不同输量情况下的能耗。利用风险评价方法给出在一定输量下的最佳运行方案,并结合投入产出理论确定在某方案下每个耗能设备的投资收益及该方案下的设备优先改造顺序,通过对不同方案的运行时间加权求得设备的综合投资收益指数并排序,最终获得管道的节能改造方案。基于此评价方法并利用油气管道仿真系统能耗测算工具对兰成渝成品油管道、西气东输天然气管道和阿独原油管道现有运行方案进行计算和评价,给出了相对最优运行方案和管道节能改造的优先顺序。