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。     

江苏LNG接收站高压泵并联运行控制

LNG接收站高压泵并联运行时,单台泵故障停车或其他水力干扰会导致泵瞬间流量过大,电机过载,造成全站停车甚至损坏电机.针对高压泵设备特性及机组并联运行工艺现状,并结合全站工艺流程,分析了高压泵并联运行控制特点及操作难点.通过优化启停机操作程序,避免水力冲击.采用增加运行泵的数量以增宽流量调节范围的方法优化配泵方案.将高压泵出口的紧急切断阀改成调节阀,在单台泵故障停车时通过改变管路特性匹配系统流量,可有效减小运行泵的流量增幅,降低泵过载停车风险.在分析接收站天然气外输管网压力趋势的基础上,提出管道压力越高越有利于高压泵的平稳运行,根据不同工况采取有效措施保证高压泵机组安全、平稳、高效运行.     

涩北首站燃压机组故障处理与安全运行

针对涩北首站燃压机组运行中发生的停机事故,分析了压缩机出口温度变送器故障、压差变送器失效、干气密封过滤器差压过高等故障,认为在压气站的设计中,应对放空系统、卧式分离器、控制阀等各类辅助设备的设置、性能与使用予以全面考虑。提出了保证燃压机组的安全运行措施,可为输气管道压气站的设计和安全运行提供参考。     

油田集调气系统停机工况下的调气方案优化

因伴生气处理系统受气油比变化、冬夏季供气不平衡等因素的影响,故伴生气放空系统常常存在装置检修、装置事故停机、调气管网不完善等问题。根据集调气管网规格、压力、流量、集气点运行状态等已知参数,针对现有集调气系统存在的问题,以放空量与调气量之和最小为目标函数,将装置处理量、管网流体流向及流量等作为决策变量,考虑正常工况、单套装置停机工况及双装置组合停机工况等各种工况约束,得到不同工况下调气管网流向及输量的优化分配方案,使伴生气放空量降到最低。基于此,给出了集调气管网布局的改进方案,包括增设副管和提高输气压力。同时,以油田伴生气集调气管网为例,验证了模型的可行性与可靠性。     

长输天然气管道压缩机组远程控制系统设计

针对中国石油北京调控中心不能直接远程控制长输天然气管道压缩机组而造成管道运行调整滞后的问题,以西气东输管道盐池站为例,提出了压缩机组远程控制设计原则和方案,利用现有硬件平台,开发了相应的压缩机组远程控制系统。该系统可以实现:北京调度控制中心操作员工作站可直接发出启、停以及负荷调整等命令;将压缩机组过程控制状态传输至调控中心,在调控中心人机界面显示各部分状态信号;利用现场数据计算压缩机组工作点,并在压缩机固有的流量和压比的特性曲线中显示其工作点。通过远程控制,调度人员可以及时且有重点地了解压缩机组的运行情况,并以此优化管网运行方案,快速完成整个管网调度,提升管网效率。     

长输天然气管道压缩机组远程控制系统设计北大核心

针对中国石油北京调控中心不能直接远程控制长输天然气管道压缩机组而造成管道运行调整滞后的问题,以西气东输管道盐池站为例,提出了压缩机组远程控制设计原则和方案,利用现有硬件平台,开发了相应的压缩机组远程控制系统。该系统可以实现:北京调度控制中心操作员工作站可直接发出启、停以及负荷调整等命令;将压缩机组过程控制状态传输至调控中心,在调控中心人机界面显示各部分状态信号;利用现场数据计算压缩机组工作点,并在压缩机固有的流量和压比的特性曲线中显示其工作点。通过远程控制,调度人员可以及时且有重点地了解压缩机组的运行情况,并以此优化管网运行方案,快速完成整个管网调度,提升管网效率。     

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)     

樊北煤层气集输管网动态仿真调度系统

樊北煤层气因其低压、高密、大起伏、小流量的特征,使得其集输管网系统结构复杂、压力敏感、流动参数变化细微,工艺分析和调度管理工作困难。以PNS(Pipeline Network Simulation)管网仿真软件为核心,结合樊北煤层气集输管网三维地理信息系统、SCADA系统及实时数据库,描述了樊北煤层气集输管网动态仿真调度系统的构架,阐述了动态仿真模型、模型自适应及在线仿真的实现过程,讨论了动态仿真与GIS地理信息系统交互式作用及自动建模和动态查询展示的方法和过程,实现了动态仿真调度系统在线分析和跟踪煤层气管网系统的流动,量化集输管网系统运行状态并分析评价指标,直观搜索、查询及展示系统中各个部分的运行参数,为大型、复杂煤层气地面集输管网系统的调度管理提供及时、准确的分析手段和决策依据,协助调度方案的决策和实施。将系统应用于樊9集气站煤层气集输管网,得到整个管网系统的流动状况,可为调度管理决策提供及时、准确的量化数据。     

樊北煤层气集输管网动态仿真调度系统北大核心

樊北煤层气因其低压、高密、大起伏、小流量的特征,使得其集输管网系统结构复杂、压力敏感、流动参数变化细微,工艺分析和调度管理工作困难。以PNS(Pipeline Network Simulation)管网仿真软件为核心,结合樊北煤层气集输管网三维地理信息系统、SCADA系统及实时数据库,描述了樊北煤层气集输管网动态仿真调度系统的构架,阐述了动态仿真模型、模型自适应及在线仿真的实现过程,讨论了动态仿真与GIS地理信息系统交互式作用及自动建模和动态查询展示的方法和过程,实现了动态仿真调度系统在线分析和跟踪煤层气管网系统的流动,量化集输管网系统运行状态并分析评价指标,直观搜索、查询及展示系统中各个部分的运行参数,为大型、复杂煤层气地面集输管网系统的调度管理提供及时、准确的分析手段和决策依据,协助调度方案的决策和实施。将系统应用于樊9集气站煤层气集输管网,得到整个管网系统的流动状况,可为调度管理决策提供及时、准确的量化数据。     

基于故障树与贝叶斯网络的川气东送管道风险分析

为了视情排查川气东送管道关键危险源,保障天然气安全平稳输送,对川气东送管道的事故风险开展评估。提出了一种基于故障树与贝叶斯网络相结合的管道事故风险分析方法:将故障树分析清晰的因果建模能力和贝叶斯网络强大的动态更新能力相结合,根据川气东送管道的设计、运行及维护实际情况,建立了川气东送管道事故致因模型;将模型映射至贝叶斯网络,分析得出川气东送管道事故风险为1×10~(-3)等级,其中腐蚀是川气东送管道事故的第一风险因素;通过概率更新分析,得出了5条关键失效致因链。关键风险因素和失效致因链的得出对管道运行现场的危险源排查和风险预防具有指导意义,但仍不够精确,需进一步统计分析基本失效事件的概率数据,以得出更加准确的风险评估结果。     

天然气分输站的计量调压设计

基于川气东送管道大口径、高压力、长距离的特点,对分输站计量装置的选型、调压流程方案的确定、流量调节和控制等问题进行了探讨。通过对几种调压流程组合方案的对比分析,确定采取三级调压控制的模式,即安全切断阀和监控调压阀处于全开位置,由工作调节阀对下游压力进行控制,当工作调压阀出现故障时,监控调压阀开始工作,以维持下游压力;当监控调压阀出现故障时,安全切断阀动作,切断气源,同时控制器开启备用回路,以确保下游管道和设备安全。该调节控制模式适用于高压力、大流量、重要用户的供气,具有安全有效、调节性好的特点。     

川气东送川维支线应急投产技术

在川气东送管道一期投产过程中,为了确保新清溪1井正常生产,应急投产川维支线。在燕子窝-天生段和天生-金山段封存氮气隔离段,采用"气推气"置换工艺,对站场工艺管道与长输管道进行同步置换。利用阀室内的调流阀进行流量调节,控制置换速度,缓解气井油层的套管压力。采取干支线联通反输工艺流程,利用管存气确保普光净化厂的顺利投产。通过对注氮、置换、升压、流速控制等作业参数的具体分析,阐述了管道投产置换中的关键控制点及技术措施。(表2,图2,参10)     

LNG接收站空压机组联控系统的改进措施

通过研究江苏LNG接收站压缩空气管网压力波动特性曲线,分析了在当前控制方式下空压机系统的运行特点及存在的问题.提出空压机组联控系统改进措施:将空压机运行模式由两主机一备机改为一主机、第一备机及第二备机,设定了系统正常供气压力、最低供气压力及最高供气压力;为减少空压机卸载时干燥机再生消耗,设置干燥机与空压机联锁.实践证明:联控系统改进后,压缩机不再频繁加卸载;下游PSA制氮系统产品氮气流量提高,氧含量降低;空压机稳定运转,减少了加卸载带来的电流和机械冲击及空压机进气阀、电磁阀等部件损耗,延长了空压机使用寿命;减少空压机空转时间,节约电能;压缩空气管网压力趋于稳定,接收站运行更加安全平稳.     

压缩机系统泄放阀计算

压缩机系统中的泄放阀(Blow Down Valve,BDV)既是压缩机安全运行的一个重要保障,又作为一个重要泄放源对火炬管网和火炬系统的设计有着重要影响。与一般压力容器相比,压缩机系统由于进出口压力经常存在较大差别而使其泄放阀计算具有一定的特殊性。以某项目的中压压缩机系统为例,首先计算了压缩机系统的停机稳定温度和压力,然后利用Hysys软件的动态泄压模块对BDV进行计算以得到最大瞬时泄放量,最后计算BDV上下游管道尺寸和BDV阀尺寸。计算结果表明,火灾工况为控制工况,压缩机系统在火灾工况下泄放时,泄放量不断减小,泄放物性质也会发生变化。     

基于完整性管理的川气东送数字化管道系统

介绍了基于完整性管理的川气东送数字化管道建设的设计框架和具体内容。结合完整性管理的理念,对川气东送管道的生产运行、风险评价、维抢修等环节进行了整合,归纳为管道GIS管理、管道环境与地质灾害风险管理、管道第三方破坏风险管理、管道本体缺陷风险管理、输气站场与设施风险管理及管道完整性评价6个方面。介绍了基于完整性管理的川气东送数字化管道系统方案设计的内容和研究方向。结合川气东送管道的实际应用情况,阐述了完整性管理与数字化管道平台相结合的优势以及今后的发展建议。     

川气东送管道土壤腐蚀埋片试验

埋地管道的土壤腐蚀对管道的安全经济运营造成不利影响。川气东送管道埋设距离长,土壤和水文地质条件复杂,易遭受土壤腐蚀。通过对管道干线沿线典型土壤的理化性质进行现场测试,并开展现场腐蚀埋片试验,得出川气东送管道沿线土壤的腐蚀类型和腐蚀性强弱。根据试验结果,川气东送管道沿线土壤的腐蚀性较强,处于劣等级的土壤占管道工程全程的1/3以上,应对管道实施有效的腐蚀防护处理。     

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）     

油气水混输技术在石南油田的应用

针对石南油田基东集输管道起点压力高,部分计量配水站的气液无法进入集输系统这一问题进行了分析,发现采用三相混输公式求出的管道各段压降预测值与实测值较接近,误差在5%～30%之间,且较安全.根据压力预测结果选择油气水混输泵,在基东集输管道起点区域增建了混输泵站及配套控制系统,有效解决了其混输难题,提高了经济效益.     

某压气站最优运行费用计算规律

为了研究压气站的最优运行费用及其变化规律,基于BWRS方程编写了某压气站最优运行费用计算软件,其采用枚举法依次计算出某固定工况下所有压缩机不同分配的运行费用,并通过比选得出该工况下的最优运行费用。以构建的某管网系统的压气站(首站)为例,计算了其在不同工况(气源来气压力、下游各管道进气压力及气源来气总量)下的最优运行费用,并总结其变化规律:下游中压管道进气压力值(往复压缩机出口压力)是一个临界点,当来气压力不小于该值时,最优运行费用会有明显降低。此外,该站取得最优运行费用时,中压管道均处于满输状态,与边界条件变化无关。     

高炉煤气管网事故工况实验系统的设计

针对高炉煤气供应系统用户端用气量急剧变化而影响高炉煤气管网运行安全的问题。依据某高炉煤气管网的实际运行工况,建立了模拟煤气管网系统发生事故状况下管内压力和流量变化的实验系统。整个实验模拟过程由实验台和数据采集系统完成,实验气源为空压机压缩储存的压缩空气,管网由一根主干管段和一个环管组成。在实验工况下,采用流量计、差压计对处于主管道及环管道上的关键点进行实时测量,通过数据采集系统得到管路系统上的关键量变化值,从而确定管道内气体的流量变化。研究结果表明：该实验系统产生的瞬时稳态流动可以很好地模拟因非管元件状态改变而产生的事故工况,对指导实际管道的安全运行有较大帮助。（图8,参10）