多气源条件下离心压缩机的防喘振控制

针对压气站多气源进站工艺复杂的问题,研究了压气站设置集中空冷的前提下,压缩机能兼顾输送低压气(3.8～4 MPa)和中压气(5～6.5 MPa)工况下防喘振控制系统的设计问题.设计方案包括分别设置中压、低压防喘回路和回流回路,并由防喘振控制器统一控制机组的启停、正常运行、防喘振和紧急停车(ESD).实际运行表明,机组防喘振控制系统能有效保证机组的安全可靠运行.     

基于系统可靠性的压缩机备用方案

中国天然气管道系统的压缩机备用方案多是基于机组运行经验、机组本身可用性分析的结果、水力系统和经济角度分析的结果,并未考虑系统其他组成部分的影响。为全面反映备用方案对整个管道系统的影响,采用系统可靠性分析方法,以中俄天然气管道东线北段为例,将生产可用度作为目标值,对不同输量下的压气站设置备用机组、无备用机组以及全线隔站设置备用机组3种方案进行预测,结果表明:在设计输量下,设置备用机组和隔站设置备用机组2种方案的生产可用度大于1,满足设计输送任务,综合对比后推荐中俄东线北段采用隔站设置备用机组方案,减少管道系统投资,优化投资回报。     

西气东输管道压气站的机组选型

在大型输气管道的设计中,压气站的机组选型是一项关键技术.根据西气东输管道的设计实践,阐述了压气站驱动方式的比选和压缩机组配置中考虑的问题.经济技术比较结果表明,西气东输管道工程使用一用一备的机组配置型式符合长输管道的建设原则.     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

盖州压气站站控系统与压缩机组控制系统的融合北大核心

传统压气站控制系统架构中各子控制系统种类繁多、架构复杂,存在故障点多、维修量大、数据通讯频繁等问题。以盖州压气站为试点,提出将压气站站控系统与压缩机组控制系统相融合的方法:将压缩机组单独设置的负荷控制系统融合于站控系统中;在SIL认证后,将压缩机组过程控制系统与安全仪表系统合并,减少控制系统的数量;将压缩机组控制系统的人机界面(HMI)与机组负荷分配控制系统的HMI全部融合于站控系统的HMI中,实现站控系统HMI界面控制压气站中所有受控设备、参数的显示;在系统融合完成后,将站控系统网络分为控制网和设备网,二者相互分离,有效保证了机组控制系统的安全性。试点应用结果表明:在建设时期,节省了前期硬件投资费用;在站场运行过程中,可有效减少因通信失效引起的故障停机次数,同时更有利于实现一键启停站的功能。压气站站控系统与压缩机组控制系统融合后,既可减少控制系统数量、提高系统间通讯速率,同时可确保各系统稳定运行。(图2,表1,参21)     

盖州压气站站控系统与压缩机组控制系统的融合

传统压气站控制系统架构中各子控制系统种类繁多、架构复杂,存在故障点多、维修量大、数据通讯频繁等问题。以盖州压气站为试点,提出将压气站站控系统与压缩机组控制系统相融合的方法:将压缩机组单独设置的负荷控制系统融合于站控系统中;在SIL认证后,将压缩机组过程控制系统与安全仪表系统合并,减少控制系统的数量;将压缩机组控制系统的人机界面(HMI)与机组负荷分配控制系统的HMI全部融合于站控系统的HMI中,实现站控系统HMI界面控制压气站中所有受控设备、参数的显示;在系统融合完成后,将站控系统网络分为控制网和设备网,二者相互分离,有效保证了机组控制系统的安全性。试点应用结果表明:在建设时期,节省了前期硬件投资费用;在站场运行过程中,可有效减少因通信失效引起的故障停机次数,同时更有利于实现一键启停站的功能。压气站站控系统与压缩机组控制系统融合后,既可减少控制系统数量、提高系统间通讯速率,同时可确保各系统稳定运行。(图2,表1,参21)     

压缩天然气汽车加气站设计规模经济分析

介绍了压缩天然气汽车加气站的建站规模及工艺流程.提出了3种加气站设计方案,通过经济分析,确定了进口关键设备、辅助设备国产化的加气站设计方案.     

西气东输二线电驱压缩机组驱动方式比选

西气东输二线东段电驱站可采用的机组配置方式有3种:27MW高速直连变频电机方案(2+1配置)、27MW低速电机+齿轮箱方案(2+1配置)和18MW高速直连变频电机方案(3+1配置)。为了确定采用何种方式驱动压缩机组,结合西气东输二线管道特点和站场的实际运行情况,对3种配置方式的特性进行分析。通过对大功率变频器、防爆电机供货厂家的产品状况、设计水平、制造周期等综合能力分析对比,从技术和经济两个方面对电驱机组的几种驱动方式进行比选,最终确定在西气东输二线东段电驱站采用18MW高速直连变频的驱动方式。     

RB211-24G型燃气发生器可调进口导向叶片控制系统改造

RB211-24G 型燃气发生器广泛应用于天然气管道压缩机组,由于设备不断改型、采购批次不同等原因,燃气发生器可调进口导向叶片部件在构型上存在差异,压缩机组现场控制系统在软硬件上也存在差异。作为燃气发生器的核心组成部分,可调进口导向叶片在燃气发生器启停机和正常运转过程中具有非常关键的作用。通过深入比较不同构型之间的差异,总结出莫格阀的控制特性,对不同控制系统软硬件进行对比,提出了相应的控制系统改造方法。现场应用结果表明:该方法可以实现对可调进口导向叶片的有效控制,减少压缩机组空机位,提高设备利用效率,并提升管网的保障能力。     

西气东输工程压气站工艺流程设计

介绍了西气东输天然气管道大型压气站的设计工艺过程,给出了压力站逻辑控制具体工作过程和压气站设计参数.在具体流程设计中提出的对站场布局、安全保护以及辅助设施的设计思路,可为其它大型压气站设计提供参考.     

天然气管道压气站一键启停站控制技术

随着天然气管道生产管理模式的变革,压气站区域化管理作为一种先进管理理念得到了逐步推广,需要区域化管理、无人值守、远程调控等各类生产运行技术作为支撑,压气站一键启停站技术是其重要的技术基础。以盖州压气站为试点,通过对天然气管道压气站采用站场及压缩机工艺流程全自动化控制改造、控制系统配置优化、站控与压缩机控制系统深度融合、压缩机辅助系统整合等优化措施,具备了实现一键启停站的硬件基础。一键启停站从软件功能上分为一键启站和一键停站两部分:一键启站由状态反馈与报警检测、站内工艺流程自动导通、压缩空气系统自动启停、压缩机厂房风机自动分配、压缩机组一键启动、防喘控制与负荷分配的自动投用与退出6个部分组成;结合压缩机组的3种停机模式及其工艺需求,一键停站包括正常停站、多机停止、多机保压停机、全站ESD、多机泄压停机5种自动停站方式。盖州压气站试点一键启停站控制技术的成功应用,表明中国压气站控制水平取得了较大进步,为后续压气站的建设和改造提供了工程经验和技术基础,同时也对长输液体管道的一键启停提供了借鉴。     

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。     

输气管道采用内壁覆盖层时的工艺设计问题

输气管道采用内壁覆盖层后，不但可以减少内腐蚀，还可使管道的粗糙度下降。讨论了输气管道工艺计算中内壁粗糙度的取值问题。从设计计算角度分析了输气管道采用内壁覆盖层后对水力摩阻、站间起点压力及压缩机需用功率的影响，并以出川输气管道为例，指出在管道采用内壁覆盖层后，输气能力增加５％以上，首站出站压力可降低４．６％，提高了输气管道的经济效益。     

干线管道设计中的可靠性问题

干线管道了可靠性是一种由若干单项属性组成的综合属性，它包括无故障性、可维修性、耐久性、工况可控性、和和安全性。干线管道运行的可靠性在很大程度上取决于外部条件；一方面是自然环境的作用；另一方面是油气开采系统和油气处理系统的工作能力，还包括满足用运输企业提出的要求。在设计干线管道时，要对情况进行综合分析，即不仅要研究管道本身，而且要研究工艺相关项目管道的影响。干线管道通过能力、动力设备可靠性指标和维护     

复杂天然气管网系统运行期可靠性评价体系

中国天然气管道行业正朝着规模化、网络化方向发展,整个管网系统运行期的输气保障能力受到广泛关注,对其完成输送任务的可靠性进行评价显得尤为重要。为了保障大型天然气管网系统安全、高效运行与管理,对管网系统可靠性指标、系统可靠度计算、单元可靠度计算、可靠性数据及可靠性管理开展了研究。提出了包括可靠性类、维修性类以及健壮性类的3层系统可靠性评价指标体系,建立了基于管道工艺仿真的物理管网系统可靠度分布式阶梯计算模型,能够实现管网/管道/站场系统可靠度的简化、快速计算。将该计算模型在某压气站进行案例试算,按照站场系统→典型结构→基本回路→设备单元的顺序,将管网拓扑结构由上至下拆分为不同层级的可靠性框图,再利用单体设备可靠度由下至上依次计算各层级可靠度,获得该压气站在不同压缩机启停方案下的可靠度。该研究成果为今后持续开展大型天然气管网系统可靠性评价及管理奠定了基础。