天然气长输管道压缩机站设计新技术

介绍了近几年在天然气长输管道压缩机站工艺设计中采用的新技术:压缩机站等负荷率布站设计技术,是结合站场的实际高程和环境温度,按相同的压缩机组负荷率设置压缩机站;压缩机组备用方案定量评价方法,是采用概率分析的方法,结合压缩机站的布置情况及压缩机组可用率和储气库容积等边界条件,确定压缩机组备用方案;压缩机组适用性分析技术,是利用仿真软件模拟压缩机工作曲线,分析压缩机组和管道特性匹配后的实际工况。在西气东输一线、二线等管道工程中的应用表明,这些技术可以明显降低管道工程投资,提高管道运行的经济性。     

中俄东线天然气管道工程SCADA系统的设计与实现

长输油气管道的自动化控制水平直接关系着其生产运行安全与效率,中俄东线天然气管道工程通过创新实践开启了中国长输油气管道自动化控制技术的新篇章。以自动化控制系统的技术特点为主线,以具有代表性的油气长输管道控制系统为依托,回顾了中国长输油气管道控制系统关键技术的发展历程,介绍了长输油气管道自动化控制技术发展现状,并结合智慧化管道建设,展望了长输油气管道自动化控制技术的发展前景。中俄东线天然气管道工程北段各项设计指标均处于全球领先水平,从SCADA系统组成、结构、功能等的创新成果来看,其自动化控制系统代表了目前中国长输油气管道自动化控制技术的最高水平。     

输气管道压气站压缩机组备用方式对比与选择

压缩机站布站及机组配置方案是天然气长输管道方案设计中最困难的部分,压缩机组备用方式为其重要决定因素之一。国内天然气管道对压缩机组备用方式的选择往往采用定性说明,缺乏对各种备用方式的深入研究。基于此,采用工艺系统分析的方法对压缩机组的各种备用方式进行深入分析,归纳出不同备用方式的优缺点、本质区别及适用条件,总结出天然气长输管道压缩机组备用方式的选择方法。压缩机组备用方式需综合考虑管道系统的自身特点,并通过全生命周期内技术经济的比较来确定最终的备用方式。     

中俄东线天然气管道动态退磁实验

油气长输管道施工、检测过程中的剩磁会引发焊接电弧的磁偏吹,可能影响管道焊接作业的施工进度和质量,进而威胁管道本质安全.中俄东线天然气管道工程由于采用大口径、高钢级管道,具有较高的管道剩磁水平,对现有退磁技术与退磁设备的能力提出了更大的挑战.为此,引入永磁铁退磁技术,开展基于响应面法设计的中俄东线天然气管道动态退磁实验,...     

低温环境机械防腐补口装备构成与施工工艺

针对中俄东线天然气管道工程北段的冬季防腐补口施工要求,通过材料低温力学性能分析、结构优化设计、低温试验、低温电子元器件优选、机械式温控、加热元件高低温交变及国内外低温补口材料对比分析等综合研究,研制了适用于-40℃低温环境的机械化防腐补口装备,制定了配套的机械化防腐补口工艺和施工方案。工程应用表明:低温机械化防腐补口装备与工艺有效保证了中俄东线试验段及北段管道工程的防腐补口质量和施工效率,日平均补口30道,一次合格率100%。积累了大口径管道低温环境下的防腐补口施工经验,可为中俄东线天然气管道工程中段及同类管道工程的防腐补口施工提供技术支撑。     

中俄东线天然气管道投产初期水合物预测及防治模拟

中俄东线天然气管道管径大、压力高、北段处于寒区,投产运行初期高压、低温条件使管道存在水合物生成风险。基于多相流理论和CSMHyK水合物生成动力学模型,针对该管道投产第一年冬季运行工况下水合物的生成区域、生成量,水合物在管道中的堆积程度以及水合物的防治方法开展研究。结果表明:当管输天然气含水量大于150 mg/kg时,管道存在水合物生成风险;管道中生成的水合物主要聚集在低洼管段下游,管段高差越大,水合物聚集量越多,且管道中水合物的堆积程度不仅与低洼管段上升段的高差有关,还与下坡段管道的高差及坡度有关;当选择乙二醇作为水合物抑制剂且其注入质量分数达到50%时,可以有效防止中俄东线天然气管道生成水合物。(图6,表4,参22)     

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。     

中俄东线OD 1422 mm埋地管道的断裂控制设计

中俄东线天然气管道是中国首条大口径OD 1 422 mm输气管道,途经东北严寒地区,钢级为X80、设计压力为12 MPa,其断裂控制设计是难点。结合断裂失效模式,明确了该工程断裂失效的控制原则。根据中俄东线管输天然气组份、管道壁厚、流变应力、运行温度及管沟回填等参数,采用断裂力学理论及相关模型计算了钢管焊缝和热影响区的起裂韧性、钢管管体止裂韧性以及环焊缝的起裂韧性,制定了中俄管道的钢管和环焊缝韧性指标。对比工程推荐采用的指标,该断裂韧性推荐指标在符合计算需求量的基础上,均有一定的裕量,能够满足管道的断裂控制要求。同时为了确保管道吊装下沟时环焊缝安全,对管道的韧脆转变温度和下沟温度下限值提出了建议。     

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)     

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)     

天然气长输管道并行跨接方案比选

针对我国天然气长距离管道日益增多,独立管道出现事故频繁、管道停输等问题,调研了国内外天然气长输管道并行跨接规范及管道跨接方案设置技术,在X线与Y线并行管道进行了4种跨接方案应用,并进行了管道受损等效对比研究。结果表明:跨接阀数量与年系统降量呈反比,随着跨接阀数量的增加,系统年失效频率增加,年挽回的损失气量相应降低,导致挽回的损失气量与增加投资的比值变小。两座站间设置1座跨接阀室的跨接方案性价比最高,这说明在设置跨接方案时,存在一个最优的跨接阀数量。建议在X线与Y线站间设置1座跨接阀室,采用阀前、阀后均设跨接管的设计方案,该方案能提高管道事故应急调配能力,并能保障整个管道系统的供气可靠性,设计方案较为经济合理。(图2,表4,参10)     

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     

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。     

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。     

中俄东线直径1422mmX80钢级冷弯管设计参数的确定

为了满足中俄东线工程建设的实际需求,需要开展直径1 422 mm、X80钢级管道冷弯管设计参数的相关研究。采用AS 2885.1-2012《管道-天然气和石油管道第1部分:设计和建造》中的公式计算得出冷弯管的最大弯曲角度为6.48°;再通过冷弯管弯制过程中的应力应变有限元模拟分析,得到当弯曲角度为6~8°时,管道处于弹塑性区,满足变形要求。经过实验室及中俄东线试验段的现场验证,弯制的6.4°冷弯管回弹量及变形量均匀稳定,椭圆度、壁厚及内弧波浪度等指标均控制良好,能够满足工程要求。经过相关计算、分析及验证,最终确定中俄东线直径1 422 mm、X80钢级冷弯管的最大弯曲角度为6°,曲率半径不小于50倍钢管外径(71 100 mm)。该结果可为中俄东线天然气管道工程建设提供指导。     

在役埋地热油管道低输量运行的经济研究

对在役埋地热油管道,当管道实际输量小于设计输量时,为妥善地解决管路沿线的能量消耗与能量供应之间的矛盾,研究一种经济上、技术上比较合理科学的运行方案,对于降低输油成本具有重要意义。建立了埋地热油管道经济计算数学模型,提出了采用方案比较法和TLNET软件相结合求解数学模型,确定了管道输量在小于设计输量下,使管道的运行费用为最小的经济运行方案,包括管道沿线运行的热泵站数、站内泵机组的组合方式、各站的进出站压力和温度、管道的小时运行费用、变频调速电机的转速及热站的热负荷等。进行了实例计算,通过与现场实际相比较,其结果令人满意。     

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。     

西气东输管道压气站设置

压气站的设置在大型输气管道中是非常关键的技术.介绍了压气站的机组备用形式、不同压比的输送方案比选、影响压气站设置的因素等.通过四种压气站输送方案的经济对比,确定了压气站的数量设置和机组的选择范围.对压气站适应"照付不议"补提量和干线管道施加内涂层的经济效果进行了分析.     

现行设计系数对中俄东线OD 1422mm管道的适用性

中俄东线天然气管道工程是大口径(OD 1 422 mm)、高压力输气管道,涉及新工艺、新管材的应用,按照目前我国管道设计标准规定的设计系数确定的管道壁厚能否保证管道安全运行,是其设计过程中的技术难题之一。利用我国天然气管道可靠性设计与评价技术研究成果,结合中俄东线OD 1 422 mm管道途经地区等级、管材性能、建设及运行维护参数,依据现行设计系数计算得到中俄东线天然气管道工程的3种管道壁厚分别为21.4 mm、25.7 mm、30.8 mm。基于可靠性方法对管道失效概率进行计算分析,得到极端极限状态下管道失效概率分别为1.27×10~(-7)次/(km·a)、3.66×10~(-10)次/(km·a)、3.53×10~(-15)次/(km·a),均满足中俄东线天然气管道目标可靠度要求,表明按现有设计系数计算得到的管道壁厚对OD 1 422 mm管道设计是适用的,能够保障管道建成后安全平稳运行。     

压气站场的空冷器设置方案

空冷器是压气站的重要工艺设备之一,具有保护输气管道安全、提高输气效率的功能。常用的空冷器设置方案有集中后空冷方案和单机后空冷方案,但对于输气管道压气站场,选择何种方案设置空冷器,在以往的设计文件中鲜有提及。对比了国内外相关标准规范对两种空冷器设置方案的规定,分析了两种空冷器设置方案的影响因素。以中俄东线输气管道为例,对两种空冷器的设置方案进行定性和定量分析,通过经济比选可知,单机后空冷方案略优,且控制更为灵活,为此确定中俄管道采用单机后空冷的设置方案。最后对空冷器设置方案提出建议,以供相关设计人员、运行单位参考。