LNG与陕京天然气互换性实验

近年来,中国LNG市场蓬勃发展,许多城市正在逐步形成LNG与管道天然气共存的多气源格局。LNG在组分、运输方式、燃烧性能等方面均与管输气存在较大差别,使得灶具性能有所不同,从而带来一系列互换性问题。为了保证燃气管网末端设备能够正常、安全、经济地用气,采用陕京二线管道气掺混乙烷的方法来模拟LNG,对北京地区典型民用燃气灶开展管输气与LNG不同掺混比例下的应用性能测试实验。结果表明:LNG的最佳掺混比例为80%,该比例下所有灶具的燃烧性能均表现良好,实现了LNG与管输气的顺利互换,避免了可能出现的高昂成本转换问题。     

沼气灶具常见故障判断与排除

1燃烧时突发性冒红火1.1原因。灶具内有灰尘。1.2措施。清理灶具内的灰尘。2漏气2.1原因。①输气管路或接灶管连接不紧;②橡皮管、塑料管年久老化;③阀芯与阀件间密封不好。2.2措施。①检查输气管路或接灶管连接     

天然气的掺混技术及其应用

分析了城市天然气利用中多气源并存而产生的混用性能匹配、适应特殊用户的要求等五个方面的问题,根据分析结果,提出了利用随天然气动流量掺混方法、文丘里掺混方法等掺混技术解决管输天然气(PNG)、压缩天然气(CNG)和液化天然气(LNG)等气体掺混问题的方案.     

苏里格气田输气管道清管周期的确定

以输气效率作为确定输气管道清管周期的依据,若输气效率低于90%,则需实施清管作业。基于摩阻因数、管输流量、输气效率的计算,建立了苏里格气田天然气集输管道清管周期的数学模型,计算了各段集输管道在不同输气量下的输气效率和压差关系曲线,依此可以确定不同输气工况下的清管周期。     

LNG接收站与输气干线首站设计压力一致性问题

概述了我国LNG接收站及其输气干线的建设现状,介绍了输气干线首站和LNG接收站设计压力的确定原则。举例说明了因输气干线首站和LNG接收站设计压力不匹配而存在的首站超压甚至管道爆裂的潜在危险,分析了传统解决措施的弊端,认为本质安全的解决方案是将首站设计压力提高到与接收站外输系统的设计压力一致。     

LNG管输优化的经济数学模型

LNG是一种多组分混合物,外界环境的漏热会引发诸多问题,影响管输的安全性和经济性。了解漏热状态下LNG蒸发率和压力的变化规律,对LNG管道设计和管理具有重要的理论意义。基于LNG管道输送过程中保温层厚度、LNG气化率、管道壁厚之间的变化规律,采取冷态输送法,通过采用合理的保温层厚度控制LNG的蒸发,从而使管内压力升高,以此推动LNG向前流动,从而优化管输工艺。建立了LNG管输优化的经济数学模型,计算获得系统的最佳气化率以及最佳管壁和保温层厚度,从而优化了管输系统的经济费用。实例计算验证了该模型和计算程序的工程应用价值。     

掺混法在燃气热值调整中的应用

为解决管输天然气热值高于城市燃气所需热值的问题,达到经济、合理、充分的利用天然气的目的,提出采用投资少的掺混法调整LNG热值,并且从配置方式、工艺流程、调节原理和设置气态的天然气或空气混合装置等方面对掺混法工艺流程和控制方案进行了研究分析,阐明了掺混法在LNG热值调整中应用的可行性。     

科学安装沼气输气导管

输气导管的内径多大才合适？ 输气导管内径的大小．要根据池子的容积、用气距离和用途来决定。如沼气池容积大，用气量大，用气距离较远，则输气导管的内径应当大一些。一般农户使用的沼气池输气导管的内径以0.8～1厘米为宜。管径小于0．8厘米．沿程阻力较大，当压力小于灶具（灯具）的额定压力时燃烧效果就差。     

沼气灶具使用技术问答

沼气灶的火苗不旺有哪些原因？ 第一，沼气池产气不好。压力不足。第二，沼气中甲烷含量少，杂气多。第三，灶具设计不合理，灶具质量不好。如灶具在燃烧时，带入空气不够，沼气与空气混合不好不能充分燃烧。第四，输气管道太细、太长或管道阻塞导致沼气流量过小。     

输配气系统故障排除

<正>沼气在管道中流动时,沼气与管壁由于磨擦力会引起压力损失,同时沼气流经各个附件,如:管道中的三通、弯头、阀门、接头等都会形成压力损失。因此输配气系统管道设计应该以距离最近,尽量使管道少折弯,并尽可能减少安装阀门等管件,以减少系统压力损失。输配气系统应保持畅通,并防止漏气,以保证沼气的正常输配。1.输气系统漏气。检查输气管路是否漏气时,先将沼气池到灶具的输气管中的开关关上,再将连     

沼气输气管道巧布置

1选择粗细合适的沼气输气导管 输气导管内径的大小,要根据池子的容积、用气距离和用途来决定.如沼气池容积大,用气量大,用气距离较远,则输气导管的内径应当大一些.一般农户使用的沼气池输气导管的内径以0.8～1.0厘米为宜.管径小于0.8厘米,沿程阻力较大,当压力小于灶具(灯具)的额定压力时燃烧效果就差.不允许使用再生塑料管作为输气管.     

造纸污泥与煤/生物质掺混燃烧特性及动力学分析

为研究造纸污泥与煤/生物质混合原料的燃烧特性及其动力学行为,通过热分析试验和分布式活化能模型方法,研究20%O2/80%N2的燃烧气氛下,造纸污泥在10 ℃/min升温速率下与混煤、蔗渣在不同掺混比下的燃烧特性和动力学参数．研究结果显示：1）随着混煤掺混比的增加,燃烧过程的温度范围不断缩小,综合燃烧特性指数先增加后减小再增加,平均活化能增加至219.41 kJ/mol（10Z90H）后下降．在低温范围内,污泥与混煤的掺混对减少物料的质量残留率具有促进作用,高比例的混煤与污泥掺混在高温阶段对反应具有抑制作用．结果表明,90Z10H为污泥与混煤的最佳掺混比．2）随着蔗渣掺混比的增加,着火温度先增加后减低,终止温度不断降低,综合燃烧指数不断增加,活化能从190.97 kJ/mol不断增加至215.24 kJ/mol,低温阶段两者并没有明显的交互作用．综上所述,50Z50Z为污泥与蔗渣的最佳掺混比．     

中洛线中原原油与普托原油掺混增输方案比选

为了解决中原油田石化总厂的产品质量和环保问题,拟向中洛线输送进口普托原油和中原原油的混合油。中原原油属于易凝高黏原油,若与普托原油混合将改变管输原油的物性,影响管道安全经济运行,因此需评估增输方案的可行性,制定新的管输方案。首先开展室内掺混实验,确定中原原油与普托原油(混合比例1:2.6)的混合条件,测定不同掺混比例下混合原油的基础物性;然后以1月份为例,对中洛线4种可能的混输方案进行计算、分析、比选,确定全年各月份的输送方案;最后利用自制的沉降设备对混合原油在停输过程中重质组分的沉降情况进行研究,在实验条件下未出现明显沉降,为评估混合原油停输风险、制定停输再启动方案提供了依据。     

管输工况对LNG冷能梯级利用效益的影响北大核心

为了拓宽LNG冷能利用厂的选址范围,实现LNG管道输送与冷能利用的协同耦合,对LNG管输与冷能梯级利用工艺流程进行模拟计算。基于化工过程模拟软件HYSYS,建立了LNG过冷态管输与冷能梯级利用的耦合模型。利用PR方程的相平衡计算能力,分析了一定输量下管径与保冷层厚度对冷态输送距离、建设费用的影响,研究了管输距离对冷能梯级利用的经济性影响。结果表明:在一定输量下,以压降为LNG气化主要影响因素的小管径输送工艺方案,其输送距离短、单位管长的造价低,提高保冷等级对其输送距离不会产生显著影响;以LNG潜热为主要冷源的第1级冷能利用工艺,其经济性对输送距离最为敏感,且随着转输距离的增加,其经济效益降低。     

日东原油管道高黏油掺混输送工艺

日东原油管道通过使用静态掺混装置实现了高黏油的在线掺混输送,并积累了大量的生产数据和经验。介绍了日东原油管道的掺混工艺、输送油品的物性、掺混界面的移动对运行参数的影响及油品静置对启输的影响。以黏度异常事件为例,对比分析了事件前后管道流量、压力、黏度及水力坡降等重要参数和数据,最终确定高稠油掺入比和部分管段沉积的杂质颗粒黏团为两个关键影响因素。为确保管道的运行安全,避免再次发生黏度异常事件,建议结合生产实际情况,以取样数据为依据,严格控制掺混比例和黏度等运行参数,明确清管频次,进一步优化管道生产运行。研究成果可为管道安全输送掺混油提供技术支持。     

液化天然气管道输送工艺参数的计算

LNG在管道输送过程中的物性参数可以通过LKP方程及其关联式确定,Lee-Kesler分别应用氩和正辛烷的实验数据拟合确定了该方程简单流体和参考流体的常数项。分别给出了用对比密度表示的LKP方程表达式和LNG混合物粘度的计算公式,利用对比态原理(CSP)计算比定压热容的表达式。利用"过冷"态原理进行无气化LNG管道输送工艺参数的计算,给出了管道水力、热力参数和保冷层厚度的计算方法。以大连LNG接收站为例,对1条长6 km、高程差48.5 m管道的运行参数进行计算,求得管道压降为0.338 MPa,保冷层厚度为0.145 mm,管输介质到达管道终点的温度为-154℃,因此在1.194 MPa的输送压力下,LNG全程处于液化状态,验证了LNG在"过冷"状态下输送的可行性。     

稠油输送管道掺0#柴油运行费用优化

以两站间密闭稠油掺0#柴油集输管道为研究对象,建立数学模型,对管道总运行费用中的变量进行优化计算,讨论掺入不同比例0#柴油对管道运行费用的影响。稠油添加0#柴油后,管输摩阻损失降低,所需泵扬程及耗电量减少。当设定进、出站油温时,影响稠油管输费用的因素包括添加0#柴油原料费及泵的电费,而0#柴油原料费起决定性作用。以某混合稠油掺0#柴油管道为例,计算0#柴油不同掺混比例下的运行工况和费用,经对比分析,确定了经济输油方案。（表4,图1,参7）     

管输工况对LNG冷能梯级利用效益的影响

为了拓宽LNG冷能利用厂的选址范围,实现LNG管道输送与冷能利用的协同耦合,对LNG管输与冷能梯级利用工艺流程进行模拟计算。基于化工过程模拟软件HYSYS,建立了LNG过冷态管输与冷能梯级利用的耦合模型。利用PR方程的相平衡计算能力,分析了一定输量下管径与保冷层厚度对冷态输送距离、建设费用的影响,研究了管输距离对冷能梯级利用的经济性影响。结果表明:在一定输量下,以压降为LNG气化主要影响因素的小管径输送工艺方案,其输送距离短、单位管长的造价低,提高保冷等级对其输送距离不会产生显著影响;以LNG潜热为主要冷源的第1级冷能利用工艺,其经济性对输送距离最为敏感,且随着转输距离的增加,其经济效益降低。     

原油管道改输天然气前的清管实践

为保证原油管道改输天然气后的输气质量和运行安全,必须在管道输气前实施清管。介绍了新疆塔河油田四、六区块4-1计转站至1号联合站原来的原油集输管道改输天然气前的清管方案和清管步骤,分析了其清管效果,指出利用经清管检测达标后的原油管道改输天然气与再建输气管道相比,不仅施工周期短,工艺操作简单,而且还可节约大量的建设资金。     

湿气输送技术分析

从气体组成、烃露点相态、管道水合物生成条件和水露点四个方面分析并研究了掺混不同比例的克拉2气田湿气的天然气气质。介绍了湿气输送产生的危害,提出了编制并及时调整应急供气方案,增加气质监测次数,加密清管周期,提高压气站过滤分离器能力,提高压缩机燃气供气温度和干气密封温度等作为湿气输送的安全措施,指出了西气东输管道湿气输送应注意的问题。