杂质对管道输送CO2相特性的影响规律

碳捕集利用封存（CCUS技术作为改善气候的重要选择,安全输送是其关键性纽带环节。管道输送被认为是陆上输送CO2的最优形式,管输CO2中所含杂质将影响CO2相平衡及物性参数变化规律,进而影响管道运行。采用与已知实验值对比的方法优选状态方程,计算含杂质气体及水蒸气的多组分CO2相平衡线及物性参数,与纯组分CO2对比分析可知：PR方程在CO2等极性体系的气液相平衡及物性方面优于其他状态方程。非极性及弱极性杂质通过影响泡点线使两相区扩大,强极性杂质通过影响露点线使两相区扩大。CO2管输过程中,在一定温度、压力下,其密度和黏度会发生突变,比热容会出现极值,而杂质会改变突变和极值的对应温度和压力,采用高温、高压下的超临界态输送可以使其管内流动更稳定。     

CO_2管道输送规律及运行参数

液态(或超临界态)CO2输送与其他液体输送不同,由于临界温度和压力较低,其在输送过程中易气化。为此,采用HYSYS软件对CO2的物性进行分析,并在多种工况条件下,对CO2管道进行水力热力计算,根据计算结果绘制沿程压力-温度变化曲线,总结管输CO2在超临界态、密相、一般液相下的变化规律和影响因素。以某管道为例,给出了管道入口压力、温度可行区间的计算方法,可为管道设计提供理论依据。研究结果表明:密度是影响管输压降的根本因素,而黏度对压降的影响可以忽略;避免管输CO2气化的关键在于合理设置管道的入口温度和压力;CO2管道设计应以最高环境温度作为设计参数。     

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）     

超临界CO2管道输送与安全

通过管道输送超临界CO2是大规模运输CO2最经济、可行的方法,国内目前仅有少量短程气态CO2输送管道,尚无超临界CO2长输管道.介绍了国外超临界CO2管道的发展现状,迄今尚无针对性的管道设计、运行参考标准及管输超临界CO2的质量控制标准.分析了超临界CO2管道腐蚀、橡胶溶胀、泄漏、断裂等影响超临界CO2管道运行安全的因素及控制经验,可为中国未来超临界CO2管道的设计与运行提供参考.国内建设超临界CO2输送管道必然经过人口密集区域,运行风险增大,应予以重视.     

东方1-1气田CO2长距离管道输送参数优化

从相态控制角度,以东方1-1气田在海南岛陆上终端排放的CO2为例,开展了CO2长距离管输压力和管径的优化研究,并对管道入口压力、入口温度及环境温度等因素进行敏感性分析。结果表明：管输压力对CO2的输送相态具有重要影响,且很大程度上决定管径和壁厚,进而影响管道经济性;管输压力应保持在CO2临界压力之上,在无保温措施的情况下,CO2始终呈高压密相状态（超临界状态或液态）,能保持管道的正常运行;对于东方1-1气田伴生CO2长距离输送方案,推荐管输压力为9MPa或16MPa,管材采用X65钢,不必采取保温措施。（图4,参14）     

不同管径和温压条件下的CO_2管道输送特性

为深入研究CO_2管输特性,以输量为100×104 t/a的CO_2管道工程为例,采用Pipephase仿真软件建模,分别对气相、液相和超临界相3种相态的CO_2在不同管径和温压条件下的输送过程进行模拟。结果表明:气相、液相、超临界相3种管输方式在不同管径下的压降均不大,压降基本只受输送距离的影响;管输CO_2的密度和黏度以气相输送时基本不受输送距离、温度及压力的影响,以液相和超临界相输送时主要受温度影响。管道以气相输送时,应避免在高压和准临界区域运行;以液相输送时,应选择在较高压力下运行;以超临界相输送时,应避免温度压力到达临界点。中长距离、沿线人烟稀少的CO_2管道优先采用超临界相输送;中短距离、沿线人口密度高的CO_2管道优先采用气相输送。     

港枣成品油管道停输后管内压力下降原因

港枣成品油管道在实施计划停输期间,频繁出现管内压力大幅下降的问题。采用常温密闭输送工艺的长输成品油管道,管输油品在不同的温度和压力条件下,存在体积可压缩性和膨胀性,因此,在工艺计算中不应忽略温度对管输运行参数的影响。基于港枣成品油管道的相关数据,计算了温度对管内油品体积和管道压力的影响程度。分析认为:油品温度的降低是港枣成品油管道停输后管内压力出现平滑下降的主要原因。     

二氧化碳输送管道关键技术研究现状

碳捕集与封存作为减少温室气体排放的重要手段成为全球研究热点，管道运输是该技术得以实施的关键环节。当CO2处于超临界或密相状态时，其具有液体的密度、气体的粘性和压缩性，对于管道运输是最有效率的。由于管输CO2的特殊性质，CO2输送管道与碳氢化合物输送管道存在不同；由于海洋环境的复杂性，CO2海上输送管道与陆地输送管道存在不同。系统总结了实现CO2管道输送需要解决的关键技术问题，着重介绍了CO2输送管道流动保障和延性断裂扩展领域的研究进展，指出CCS作为大规模减少温室气体排放的重要选项，开展与之相关的基础研究十分迫切。（图3，参44）     

大规模管道长输C02技术发展现状

综述了大规模管道长输CO2技术的国内外发展现状.CO2管道输送技术与石油天然气管道输送技术相似,主要差别在于CO2输送管道对于防腐保温和运行操作的特殊要求.我国目前尚未建造CO2长输管道,还需要积极引进国外先进技术、加强产学研联合开发,运用橇装试验装置进行现场工程试验,以迅速填补国内空白.根据我国的CO2排放和地质储存状况,CO2捕获与封存技术的分析成本低于国际碳排量交易价格,发展大规模管道长输CO2技术具有重大经济环保价值和战略意义.     

大规模管道长输CO_2技术发展现状

综述了大规模管道长输CO2技术的国内外发展现状。CO2管道输送技术与石油天然气管道输送技术相似,主要差别在于CO2输送管道对于防腐保温和运行操作的特殊要求。我国目前尚未建造CO2长输管道,还需要积极引进国外先进技术、加强产学研联合开发,运用橇装试验装置进行现场工程试验,以迅速填补国内空白。根据我国的CO2排放和地质储存状况,CO2捕获与封存技术的分析成本低于国际碳排量交易价格,发展大规模管道长输CO2技术具有重大经济环保价值和战略意义。     

热油管道低输量的安全运行

围绕热油管道低输量的临界安全输量问题，分析了低输量运行不稳定的原因，总结出降低临界安全输量和防止运行不稳定的方式及具体措施，提出判断临界安全输量的方法与低输量运行时应注意的事项，为热油管道低输量的安全高效运行提供了参考。     

俄罗斯干线管道建设及其安全性

管道已成为输送石油、天然气和成品油的首选方式,而管道安全运行是管道运营管理的首要条件.介绍了俄罗斯的石油、天然气、成品油和氨干线管道的建设概况,分析了干线管道的事故状况和原因,旨在为我国油气管道在日常运行的安全监测、管理和防护等方面提供可以借鉴的经验.     

黄青管道蜡油输送技术

对黄青管道蜡油输送技术进行了研究,通过试验与分析,确定了含海底管道的长输管道输送蜡油的实用技术,给出了试验实例。根据黄青管道的实际输送工况,提出了蜡油安全输送工作应重视的问题。     

CO2长输管道设计的相关问题

CO2在管道输送工况的温度、压力范围内会呈现出不同的相态，使得CO2输送管道不同于油气输送管道。为此，从CO2管道设计的角度出发，分析了CO2管道工艺系统的相关技术，包括CO2流的物理性质及相态、管道水力热力计算、站场工艺系统以及设备选取等。研究指出：相态控制是CO2管道设计的重要内容之一；CO2管道站场工艺系统设计应根据CO2的含水量考虑脱水工艺，而脱水工艺与CO2的压缩工艺相结合形成一个系统；CO2管道输送设备具有其特殊性，如压缩机、输送用泵、脱水装置、放空系统等，需要根据CO2管道的特点选取和设计。相关结论可为CO2长输管道的设计与建设提供参考。（图6，表1，参7）     

秦京输油管道密闭运行的安全保护

输油管道密闭运行，必须有可靠的安全保护。阐明了采用多种手段实现多重保护的原则。针对秦京输油管道的特点，提出了各种保护措施，并对其作用进行了综合评述。     

魏荆管道停输再启动困难的原因分析

近几年来魏荆管道采用了添加降凝剂的输油工艺,随着输油管道运行条件的变化,原来的输油条件已不能简单移植到新的输油工艺上,为了确定新工艺条件下道道的安全停输时间,在魏荆管道进行了停输再启动的现场试验。     

海底管道正向预热时机分析

输送高凝点原油的海底管道在预热投产或停输再启动过程中,预热时机作为管道温度场预热充分的“显性”标志,具有重要意义。针对海底掩埋保温管道,建立了正向预热一投油计算模型,以某海底管道为对象,研究其在预热一投油过程中沿线温度的瞬变过程,并对预热时机的选取及影响因素进行探讨。结果表明：在管道投油一稳定瞬变过程中,最低油温出现在管道终点,故只要管道出口温度满足安全流动的需要,即可确保整条管道的油温处于流动安全允许范围内;预热时机取“终点水温=凝点”时,可以满足原油安全流动的温度要求,并且适用于不同热水流量和投油流量工况,推荐工程采用。（图6,参11）     

大型油气管网系统可靠性若干问题探讨

初步探讨了我国现阶段大型复杂油气管网开展系统可靠性管理的目的、意义、对象和方法,提出了一套针对管网前期规划、设计施工、运行管理等阶段实施系统可靠性管理的可行方法论。首先,通过弓I入压力、流量、温度3个变量来表述管网系统在一定范围内的“工作条件”和“功能状态”,提出了可拓展极限状态下的系统可靠性函数计算方法;其次,针对管网油气输送安全和保障市场平稳供应两方面,构建了可靠性函数分布式阶梯计算模型,该模型能够实现系统可靠性统一定量分析和评价。（参9）