天然气长输管道节能潜力评估方法的改进北大核心

天然气长输管道运行费用中压气站的运行费用占绝大部分,对压气站运行费用的研究结果表明,天然气长输管道具有巨大的节能潜力。对已有的离心压缩机运行费用计算方法进行了改进,进一步精确了离心压缩机运行费用的计算数值,并基于上述改进的方法编写了新的离心压缩机运行费用计算软件。分别应用改进前、后的计算方法在进站流量与压比依次变化的工况下,计算离心压缩机的能耗费用,对比两种方法的计算结果并总结其变化规律,对今后精确评估长输天然气管道节能潜力有一定的参考作用。     

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。     

输气管道压缩机防喘振系统的运行管理

以西气东输一线某压气站压缩机组为例,介绍了天然气长输管道压缩机的防喘振原理、防喘振系统的组成及防喘振曲线的确定方法,并对新建压气站的防喘阀安装调试,防喘振系统常见故障分析处理,压缩机启停机、管道工况变化时运行人员应注意的事项等运行管理问题进行了探讨,为防喘振系统在天然气长输管道压缩机中的应用提供了有借鉴意义的经验。     

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。     

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。     

起伏地形天然气长输管道运行优化研究

通过对起伏地形天然气长输管道系统中影响管道和压缩机站运行费用的各种因素的分析,结合起伏地形的特殊性,以输气管道终值费用最小为目标函数,加以水力、热力、流态等约束条件,建立了起伏地形天然气长输管道优化运行数学模型,并利用惩罚函数法对模型进行求解.计算结果表明,该模型对实际工作具有指导作用.     

离心压缩机性能换算软件的开发与应用

以离心压缩机变工况性能换算、特性曲线变转速二次拟合、基于BWRS方程的气体物性计算为理论基础,以NetBeans IDE 6.7为开发平台,结合Excel,采用Java语言开发了离心压缩机性能评价软件.软件能够准确计算与压缩机工作过程相关的气体物性参数,实现电子图像版压缩机特性曲线的数字化,可对不同入口条件下的特性曲线进行换算及变转速拟合,确定压缩机的流量控制界限.以某天然气长输管道首站的历史运行数据为依据,验证了软件计算结果的准确性.该软件可用于优化压气站运行方案.     

电驱压缩机组控制系统的整合

长输管道压气站变频器、同步电动机、离心压缩机等关键设备供应日趋多元化,品种多样使得电驱压缩机组不同设备的整合控制难度加大。针对经常出现的控制系统调试整合问题,应用系统分析、理论推导、数据统计方法,阐述了电驱压缩机组控制系统的结构原理,分析了压缩机及电机等设备主要运行参数的影响因素,并据此制定了解决方案:对变频器进行电流限制,对压缩机负载进行控制;增加自动判别辅助设施功能,强制在某一时间进行系统对时。电驱压缩机组控制系统的整合在西气东输压气站的应用效果较好,实现了电驱机组过负荷保护控制、一键启机及时钟同步,为压缩机组运行管理和检查维修优化创造了有利条件,满足天然气管道系统高效率灵活运行的需求,可在后续压缩机调试中应用。     

干气密封放空天然气回收系统设计

天然气长输管道压气站使用的离心式压缩机轴端干气密封由于其自身运行特点,允许一部分工艺气通过放空管排空,不但浪费能源、增加管道损耗,而且温室气体的排放会造成环境污染。为了回收干气密封一次放空天然气,提出了天然气长输管道离心压缩机组干气密封放空天然气回收利用的整体解决方案,方案使用变频控制、风冷、对称平衡、两列四级往复式压缩机进行增压,设计了三重安全保护系统。该方案对管道压缩机组原干气密封安全运行无任何影响,同时可以实时监测回收天然气的瞬时流量和累计流量。实际运行结果表明:该系统结构简单、维修量小、成本可控、运行可靠,天然气回收量达到预期效果,投资回收期在3年左右,因而实现了开源节流、降本增效的目的。     

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。     

基于回归分析法的离心式压缩机性能模型

建立准确的压缩机性能曲线模型,是天然气长输管网优化运行的关键。受风机定律启发,分析了风机中流量、转速以及多变能量头的关系,将其应用于天然气长输管道压气站场的离心式压缩机,建立了压缩机特性曲线模型。假设一种线性化的压缩机特性曲线关系,采用偏最小二乘法对该特性曲线关系进行回归分析,得出压缩机特性曲线回归模型,并利用多年积累的现场数据将其应用于压气站工艺气流量虚拟测量。研究结果表明:该模型计算准确度较高,工艺气虚拟测量结果误差较小,能够较好地反映离心式压缩机组实际运行特性,为管网优化运行及实时掌握机组运行情况提供了技术保障。     

天然气管道压气站的技术现状及发展

概述了我国陆上长输天然气管道压气站的技术现状。从压缩机组备用方式、机组选型、压气站相关设计及前沿技术的应用等方面,指出了在优化设计管道压气站时应注意的问题。对压缩机组运行技术中的优化、在线监测与诊断进行了分析。介绍了目前我国压缩机组保养检修技术服务状况,提出了压气站运行管理方式、环境保护与职业健康以及压气站完整性管理等方面的相关建议。     

天然气长输管道设计中压缩机与驱动机选型

世界天然气工业在下在在加速发展。在长输天然气管道设计中，压缩机和驱动机的选型是重要内容之一。介绍了世界几家著名公司生产的燃－压机组的特性及技术指标。根据国外天然气管道输送系统压气站的安装生产情况，结合我国目前尚无运行的长输天然气管道中间压气站及现有技术、设备、管理水平、提出选用燃－压机组的原则应是大功率，台数少。指出国产压缩机组存在的主要问题是产品性能不稳定；使用寿命短；能耗高；效率低；现有系列覆     

陕京管道榆林压气站装机运行模式比较

压缩机组作为天然气输送的动力设备,是输气管道的心脏,输气管道运行的安全性和经济性很大程度上取决于压缩机组的可靠性和性能。燃气轮机驱动离心式压缩机和变频电机驱动离心式压缩机作为目前常用的长输管道驱动机型,被越来越多地应用于压气站生产实践中。结合榆林压气站的实际运行情况,通过对两类机组的可靠性、运行效率等性能进行比较,分析了燃机驱动机组和电机驱动机组在管道应用中的优缺点和适用性。通过组网联合控制配置方式弥补了双方的劣势,在发挥更高效率的同时,对输气管道安全、高效运行起着重要作用,对长输管道优化压缩机运行管理有一定的借鉴意义。（图2,表4,参8）     

陕京天然气管网系统的节能措施

为降低天然气物流能耗,以陕京天然气管网系统为例,针对天然气储运体系展开分析,根据天然气运输管道、压气站、分输站和储气库运行特征和能耗情况,运用能源流动热平衡、能量梯阶利用和热力学值等分析方法,结合生产中电力和天然气能耗情况,进行不同角度的节能措施研究。指出可通过余热利用,差压发电和储气库改造等进行节能,并分析了各种节能措施的可行性：天然气管网中燃气压缩机组尾气温度较高,该部分余热具有较强的回收利用潜力和价值;以管网分输站差压能为基础,进行压差、焓值和内能计算,并通过炯值分析原理进行换算,所得结果表明其具有较高的能源利用价值;结合相关地质条件,指出可采用燃气机组尾气,惰性气体或CO2替代天然气作为储气库垫底气,该措施可削减50％以上生产用能。该研究结果可为天然气物流企业改进生产工艺,降低能耗提供参考。     

长输管道增压输送工艺计算的若干问题

长输管道增压输送工艺计算中需对不同方案进行技术和经济比选,分析计算过程涉及的参数众多且相互影响,是个费时费力的系统工程。通过管道气体最佳流速初选管径的方法可以展开管道的其他工艺计算,如两个中间压气站之间进行不同管径管道的增压压比和站间距的比选、压缩机功率计算、压缩机出口气体温度计算等。同时,在压缩机轴功率计算中,提出了压气站离心式压缩机轴功率计算的简化公式,对压缩机出口气体温度的计算公式进行了修正。工程实践证明,该计算方法简便实用,计算结果具有较高的准确度。     

西气东输干线燃驱压缩机组故障停机分析及建议

随着中国天然气长输管道的不断发展,燃气轮机驱动的天然气压缩机被广泛应用于管输天然气增压。对2006-2017年西一线、西二线、西三线及轮吐线的15个压气站共39套RR燃驱压缩机组进行故障停机数据统计,计算可用率、可靠性、平均无故障运行时间、千小时故障停机次数等指标,归纳分析各类故障的发生频次、产生原因及部位,统计故障分布图,并总结发生概率较高的故障。结果表明:控制系统及辅助设备故障是造成管道压缩机组故障停机的主要原因。针对几类高频故障,结合运行维护经验分析其原因,并提出解决措施,有助于提高机组运行稳定性,保障安全可靠生产。     

西气东输盐池站压缩机组远程控制系统优化

北京油气调控中心对中国石油所辖长输油气管道陆续实现了集中调控,但未能实现对压缩机组的远程控制。因此,以西气东输盐池压气站为试点对远程控制系统实施改造,基于其SCADA系统和机组控制系统的技术现状,进行了远控改造的需求分析,确定了改造方案:更新机组控制系统(UCP)的通讯程序,添加了42个反映机组相关系统报警和运行工况的I/O信息点,并将其传送至站场控制系统(SCS)和中控SCADA系统;修改站控系统PLC的相关程序;对调控中心系统的监视画面和相关信息显示进行组态。通过改造,成功实现了对盐池站压缩机组的远程启、停及运行调整的控制功能,为实现国内天然气长输管道压气站的远程控制提供了技术储备。     

天然气长输管道布站设计方法的改进

针对传统的天然气长输管道布站设计方法以天然气年输量为设计输量,忽略站场的海拔和温度环境因素变化带来的压气站效率低、设计余量浪费等问题,优化设计了一套基于等负荷率布站原理的布站方法。将该方法应用于西气东输二线西段干线管道中,全面对比分析了传统方法和改进方法在输送能力、进出站压力、进出口温度、耗气量、负荷率、压缩机配置、驱动方式、站间距离等方面的差别。结果表明:改进后的布站方法全程平均负荷率高达98.3%,远高于传统方法的平均负荷率;到达下游市场出口压差仅为2.86 MPa,压比为1.35;站场由原来的14个削减为12个,驱动机组减少9台,减少直接经济投资超过12×108元。改进后的布站设计能够保证天然气管网安全运行,减小了站多导致的故障影响面,便于合理利用资源,满足下游市场的供气需求。     

天然气管道压缩机站投产试运应注意的问题

分析了目前我国长距离天然气管道压缩机站机组的配置情况及技术现状,预测了长距离输气管道压缩机站压缩机组的发展趋势,从设计、施工和现场操作三方面总结了压气站在技术细节方面应注意的问题,对天然气管道压气站的顺利投产有一定的借鉴作用。