电驱式大型立式快开盲板的研制

为了解决目前国内外大型立式快开盲板无专用吊装设备,需雇佣吊车方能开关的难题,通过对现有中小规格盲板进行动力驱动布局、材料优选、结构优化等创新设计,并采用有限元分析方法对关键零部件进行结构受力分析,研制出1台PN11、DN1500大型立式快开盲板。该盲板最大特点是具有自动提升与自动旋转功能,其旋转与提升机构具有足够的强度和刚度,完全满足安全操作要求;同时该盲板能够满足1人在5 min内轻松实现大型立式快开盲板开启的要求。通过现场开启测试,验证了所研制设备的合理性,提高了国产大型立式快开盲板的自动化水平。目前,该盲板已在实际管道站场项目中得到良好应用。     

直径1422mm、压力12MPa、钢级X80管道输气方案可行性

为了满足超大输量天然气的输送工艺要求,采用大直径、高压力、高钢级管道是发展趋势。通过分析,对于300×108~500×108 m3/a输量要求,推荐采用直径1 422 mm、压力12 MPa、钢级X80管道输气方案。基于对相关钢厂、管厂、阀门厂和施工建设单位等30余家企业的深度调研,从板卷生产、宽厚板生产、螺旋管生产、直缝管生产、弯管及管件生产、阀门生产供应、运输能力等方面,论证了1 422 mm/12 MPa/X80方案的可行性,结果表明该方案总体可行。该方案可以减少输气管道的建设数量,节省建设时间,减少占地和投资,便于今后运营管理。(图4,表10,参7)     

煤层气及其管道输送

由山西省沁水县端氏镇金峰村开始至西气东输沁水县增压站全长35km的煤层气管道于2008年6月6日正式打火开焊,工程预计2008年11月底主体完工,年底将正式投产。该管道直径610mm,压力6.3MPa,年输量30×108m3,投产后山西的煤层气可源源不断的通过西气东输管道与常规天然气混合到一起     

外径1422 mm X80管道低温整体式绝缘接头设计与制造关键技术

为了满足能源战略的需要,在中俄东线天然气管道工程中采用大口径(外径1 422 mm)、高压力(12 MPa)、高钢级(X80)管道进行超大输量天然气输送。随着管径、输送压力、钢级、设计系数的不断提高及环境温度的降低,管道整体式绝缘接头的设计制造难点成为研究重点。为此,通过对外径1 422 mm X80管道整体式绝缘接头的研制、高寒地区整体式绝缘接头关键技术的研究及大型水压+弯矩试验装置建造等技术创新,填补了国内空白,形成了外径1 422 mm X80管道低温整体式绝缘接头设计与制造成套技术与装备,对中俄东线天然气管道工程建设具有重要意义。(图5,表3,参20)     

大落差天然气管道安全清管工艺条件

大落差地区的天然气管道清管时,受地形起伏和管道积液量的影响,清管器的运行速度容易发生剧烈波动;清管器与管道在弯头处碰撞,形成冲击载荷,威胁管道运行安全。以中缅天然气管道龙陵输气站至保山输气站大落差管段为例,基于管道仿真技术,分析清管器最大运行速度与管道压力、输量、积液量之间的关系,指出积液量是影响清管器最大运行速度的主导因素;确定管道应力不超过管材许用应力条件下的清管器最大允许运行速度,以及与之相对应的最大允许积液量;将积液量与管道输量、两端压差关联,提出由管道输量和压差所表征的管道安全清管工艺条件,为判断大落差天然气管道安全清管条件提供了可靠、实用的方法。     

超大输量天然气管道工艺方案筛选

借鉴国外超大输量天然气管道输送方案的研究成果,从提高输送效率的几个主要方面入手,结合以后可能出现的单管输送300×108 m3/a和450×108 m3/a的输量情况,以3000 km长度为基准,对设计压力10～20MPa、管径1016～1422mm、钢级X80～X100的天然气管道,进行工艺方案的经济费用匡算,筛选出经济性较优的方案.对板材和钢管的生产加工、钢管的止裂韧性、阀门设备等影响工程建设的关键控制性因素进行调研,筛选1422mm、X80、12 MPa为较可行的方案,并建议对此方案开展深入研究.     

天然气管道清管作业风险分析及应对措施

天然气长输管道需要定期清管,以保证管道安全平稳运行。由于天然气自身易燃易爆的性质以及天然气管道运行压力较高等原因,清管作业存在许多风险。基于国内长距离输气管道的清管作业经验,概述了天然气管道清管过程中可能存在的各种风险,包括清管器卡堵和窜气、盲板操作风险、阀门泄漏、硫化物自燃、天然气爆炸、环境污染等,针对各种风险提出了应对措施。为确保清管作业安全,需要收发球现场各工作小组、沿线阀室、各监听点积极配合。     

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。     

管道不停输开孔作业中鞍形板探测打捞技术

针对管道不停输带压开孔时,鞍形板变形或设备操作失误可能导致鞍形板坠落管道的问题,进行了鞍形板探测打捞技术研究。准确探测鞍形板的位置是实现成功打捞鞍形板的关键环节,研究确定将打捞分成"探测"和"打捞"两步进行。经方案比选,确定采用"可视探测+磁铁吸附法"打捞方案。设计的管道高压可视化探测装置,可准确地确定鞍形板偏移的距离和方位。由磁铁和能灵活调节磁铁空间位置的连杆机构组成的打捞装置,可顺利地打捞出鞍形板。经大量试验验证,该技术适用于打捞管道内鞍形板偏移距离不超过其直径1/3的鞍形板,其成功应用于西气东输定远压气站探测打捞工程,避免了管道放空打捞鞍形板造成的巨大经济损失。     

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.     

涩宁兰天然气管道生产单耗的影响因素

为达到节能降耗的目的,指明节能挖潜的方向,并为合理分析长输天然气管道能耗提供依据,以涩宁兰天然气管道为例,从输量、温度、压缩机效率3个方面分析长输天然气管道能耗随不同影响因素的变化规律,利用回归分析法对比分析不同影响因素对长输天然气管道能耗的影响规律,研究各影响因素间的相互联系,找出对能耗影响程度较大的主要因素。分析结果表明:管道输量、压气站出站压力和压缩机的效率对长输天然气管道生产能耗影响较大;地温和压气站的出站温度对长输天然气管道的生产单耗影响较小;生产单耗随着管存的减小而呈上升趋势,且管存越小,生产能耗上升的幅度越大。     

大口径、高压力长输天然气管道的投产技术

通过分析总结天然气长输管道各种投产工艺的优缺点和适应性,结合川气东送管道投产经验,确定了对于大口径、高压力长输天然气管道的投产,采用无清管器有氮气天然气推氮气推空气投产工艺、“先站场、后线路”的置换顺序具有经济可行安全可靠等优点.对投产前的检查、氮气置换、天然气置换、管道升压、试供气等投产过程中的关键技术进行了分析,重点探讨了管道投产氮气置换的注氮设施、注氮位置、注氮量、注氮温度、注氮速度及氮气封存范围等技术参数.该技术可为国内外新建大口径、高压力天然气管道的投产提供参考.     

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。     

长输天然气埋地并行管道泄漏爆炸的安全间距

针对长输天然气埋地并行管道泄漏爆炸造成临近管道破坏的问题,采用光滑粒子流体动力学方法与有限元方法耦合模型对爆炸冲击波作用下并行管道结构响应及其安全间距进行研究。结果表明:爆炸对并行管道破坏形式为直接地冲击波超压破坏和土壤塑性挤压破坏,后者是主要作用。并行管道迎爆面正对爆心处受爆炸影响最大,最易发生失效破坏。X80钢材,外径为1 219 mm,压力为12 MPa,壁厚为22 mm的长输天然气埋地管道安全并行间距为10 m;其他条件相同,壁厚为26.4 mm、27.5 mm的长输天然气埋地管道安全并行间距为9 m。从安全生产的角度来讲,长输天然气埋地管道并行敷设时,应该优先考虑增大并行间距,其次为增加管道壁厚。     

西气东输工程

通过分析西气东输管道最低经济输量或经济运距与运价的关系,提出降低运价的两种方法。介绍了国外油气管道其壁厚、直径钢级及输送压力的设计应用情况,产敢东输管道工程钢级的选择提出建议,对天然气管道重要组成部分的储气库,建议在工程设计初期应加以考虑。另钙,就管道内涂层及外防腐层的选择、焊管类型的选择,闪光焊技术的应用、活动断层对管道的影响等诸多问题进行了阐述,并提出了建议。     

中亚天然气管道的干燥工艺

中亚天然气管道部分管段因地形复杂、管道高低差距较大,扫水后管道弯头和低洼处存留少量残余水,必须对管道进行干燥。对比了干空气干燥和真空干燥两种方法的工艺要求和施工工期,结果表明:由于干燥工期主要取决于管道试压后管道内的残余水量、泡沫清管器的使用效果、空压机的排量和最终露点要求,综合考虑中亚天然气管道的干燥要求、施工工期以及投入使用效果,最终选择使用受外界因素影响小且干燥效果较好的干空气干燥法。中亚天然气管道的干空气干燥设备包括空压机、干燥器、露点仪、发球筒、收球筒及快开盲板等,基于此给出了现场施工设备的安装和施工步骤。     

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。     

大落差地下水封油库收发油作业的安全性

大落差地下水封油库进行收发油作业时,地面至洞库的立管易出现不满流及喷溅现象,油流对立管底部的冲击力较大.为此,需要在立管上安装节流板,进油立管安装节流板后,底部所受冲力仅为安装节流板前的20％～34％.基于能量守恒及节流板设计规范,建立了收发油工艺数学模型,计算确定了节流板的位置、厚度、孔数、单孔直径等参数.使用TLNET软件模拟地下水封油库停输再启动过程,分析了收发油管道的瞬态压力变化趋势,当启、停泵时间为2 min时,管道沿线最大瞬变压力低于1.9 MPa,小于管道设计承压,不会对油库的作业安全造成威胁.     

起伏地形对宝汉天然气管道生产运行的影响

为了研究天然气管道在地形起伏地区的生产运行状态,以陕西省宝鸡-汉中天然气管道为例,结合实际生产情况,分析了起伏地形对天然气管道输量,以及积水静压阻力和段塞流对清管作业的影响;简化了积水静压阻力的计算公式,建立了分段积水柱长度和高程差与积水静压阻力的函数关系式。研究表明:起伏地形对天然气管道输气能力影响明显,未考虑高程差的输量普遍大于考虑高程差因素计算出的输量;起伏地形引发的天然气管道积水静压阻力和段塞流,影响清管器的运行速度和对清管器通过声音的监听;积水静压阻力足够大时,甚至可以击破清管器;通过积水静压阻力计算公式,可以精确确定清管器前后压差,为宝汉天然气管道清管作业提供理论指导。     

一种可以防止碳钢管材氢致开裂的新型防腐涂料

随着"西气东输"等长输管道的规划建设，如何防止高压天然气管道的氢致裂纹(HIC)和硫化氢脆(SSC)是目前大家普遍关注的问题。国外大口径高压干线天然气管道一般采用抗HIC的合金管材，钢级达到X70、X80或X90，甚至开始研制X100或X120钢管，而我国的制管技术设备比较落后，还不能制造大口径、适合高压天然气管道使用的X70级合金钢管材。象"西气东输"这样的高压天然气管道，普遍的碳钢管材很难满足设计要求。国内已研制开发的热喷玻璃釉涂料就能很好地解决上述问题。该涂料采用新型无机玻璃物质复合材料，在高温条件下喷涂到钢管的内外表面上，形成玻璃与金属的复合防腐涂层。涂层表面光滑平整，耐蚀性、耐磨性优异，同时可以经受80～100kg/mm2的压力变化，是天然气管道理想的内外壁防腐和内减阻涂层材料。采用该涂料涂敷后的碳钢钢管静态实验中抗HIC性能良好，可大幅度降低天然气管道的工程造价。目前，热喷玻璃釉技术已进入工业化应用阶段。 钱成文提供