榆济输气管道水合物冰堵防治措施

为保障榆济输气管道冬季安全稳定运行,避免出现严重的冰堵事故而影响输气任务的完成及管道安全,亟需理清榆济输气管道气源气质及其所处高寒地区的实际情况,提出安全、经济、高效的水合物冰堵防治措施。基于热力学相平衡理论,应用Chen—Guo模型预测水合物形成条件,采用管输天然气含水量／水露点计算方法分析气源气质含水状况;结合榆济输气管道干线运行工况,判断确定了全线易于析出游离水的管段,建议在夏季对这些管段集中清管排污,并给出防治水合物形成的最小注醇量;针对榆济输气管道分输站场电伴热功率有限的情况,根据分输供气压力和天然气含水量,计算天然气达到含水临界饱和时的水露点温度,从而给出各分输站场需采取注醇措施的极限温度;严格控制气源气质水露点指标,是切断输气管道内游离水来源的关键,也是防治榆济输气管道干线和分输站场水合物冰堵最直接有效的措施。（图5,表1,参11）     

涩宁兰输气管道水合物事故及其预防

涩宁兰输气管道沿线经过我国西北高原寒冷地区,因输送气质含水量较大、管道投运过程干燥不彻底,导致管道中存留液态水,在高压、低温条件下极易发生水合物冻堵。针对2010年冬季涩宁兰输气管道兰州末站发生的水合物堵塞事故,对管道中天然气气质的水露点和运行参数进行分析。将天然气的水露点值换算成含水量值,并将分析得到的含水量值和工艺运行参数范围与水合物生成条件参数进行对比,根据对比结果控制管道的运行参数,以防止水合物的生成。介绍了通过添加抑制剂防止水合物生成的方法及其添加量的计算方法。涩宁兰输气管道水合物事故分析与预防技术实践表明:与添加抑制剂方法相比,采用检测气质参数和监测管道工艺运行参数防止输气管道系统中生成水合物的方法,更能满足生产要求,且经济性与安全性更高。     

输气管道干燥施工水露点验收指标

输气管道通常采用清管器扫线和干空气吹扫方法进行干燥,然而此方法不能保证干燥效果,导致管道投产升压后存在生成水合物和冰堵的风险。为了验证输气管道建设时期干燥作业施工效果,开展了干燥施工水露点验收指标合理性研究。根据PR方程得到了计算混合气体中水露点与水含量之间的转换关系,并且编制了计算软件。以某输气管道为例提出了干燥验收时水露点指标值的计算过程,指出了SY/T 4114-2008《天然气输送管道干燥施工技术规范》中关于水露点控制指标存在的不足,即未考虑压力对水露点的影响。基于管道工艺设计参数给出不同压力下输气管道干燥施工水露点验收指标参考值,从而可以保证输气管道投产运行后的干燥效果。     

忠武管道天然气水合物的形成与抑制

忠武输气管道反输工程改造后,由于气源变化、气量增加,在冬季低温运行时易出现冰堵现象。为此,对比分析了各类天然气水合物防控技术的优缺点,针对西气东输二线管输天然气水露点低,易在管内形成水合物的问题,忠武输气管道各站场目前采用的加热技术和备用甲醇抑制剂方法,不符合健康、安全、环保体系的要求。针对现有技术研究进展和实际生产需求,指出在管输天然气中添加化学抑制剂是解决忠武输气管道水合物冰堵问题的最佳选择,但须对抑制剂进行优选。     

西气东输管道压缩机组输送湿气实践分析

针对西气东输管道受上游气源气质的变化,管输天然气露点严重偏离设计值的问题,根据国内标准及国外对管输天然气质量的要求,对管输气质进行了分析。指出了所采取的降低管道积水、提高燃气轮机燃料气温度和干气密封气温度等相应的工程措施,虽可以保证压缩机输送高露点天然气,但也存在压缩机组连续运行时间短、较正常运行故障停机次数时显增多等弊病。并提出了相应的建议。     

天然气水露点测试分析及注意事项

针对西气东输管道轮南站进气水露点高且波动较大影响管道和输气设备运行的问题,采用在线水露点分析仪和便携式水露点分析仪对天然气水露点测试结果产生的差异及其影响因素进行了对比分析,指出了两种水露点分析仪测试的误差范围及水露点测试应注意的事项,提出在线水露点分析仪适用于连续监测天然气水露点变化。     

天然气管道投产充压时间的预测

在天然气管道投产过程中,为了使管道达到运行压力,需对其进行分阶段充压,并保证在每个阶段充压结束后有时间稳压和检漏,有必要对管道每个阶段的充压时间进行预测。基于BWRS方程编制了天然气管道投产时充压时间预测软件,可用于不同管径、目标压力和气质组分的天然气管道充压时间预测。将其应用于中缅输气管道(瑞丽-玉溪段)由1 MPa充压至3 MPa的充压时间预测,预测结果与实际充压时间基本吻合,预测充压时间的最大偏差小于4 h。通过软件对影响充压时间的温度、壁厚、高程等因素进行详细分析,结果表明,温度对预测时间的影响较大,选择日平均温度预测充压时间更接近实测值。     

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。     

天然气水露点与含水量的换算

在天然气水露点与含水量的换算过程中,涉及天然气状态方程、气液相平衡、气体混合规则等多步计算,参数多且需要迭代求解,整个计算过程相当复杂。为此,提出了一种快速、准确的天然气水露点与含水量的换算方法:选用PR状态方程,并基于GB/T22634-2008提供的关联关系曲线,通过相平衡理论导出计算气、液相的逸度系数公式,最后迭代求解。给出了整个换算过程的详细计算步骤,该计算方法的适用范围可扩展至0.1MPa≤p≤30MPa,-50℃≤t≤40℃。实际算例结果表明:该换算方法在压力范围为0.1～5MPa内计算结果准确性较高,当压力超过8MPa时,计算不确定度有待进一步分析。     

天然气长输管道冰堵的防治与应急处理

随着西气东输二线的全线投产,输气管道和分输场站的冰堵问题日益突出。如何采取有效措施防止冰堵现象的出现,以及冰堵发生后应采取怎样的紧急应对措施,成为西气东输管道公司亟待解决的生产实际问题。工程实践表明:在调压撬前对天然气加热或在易冰堵管段安装电伴热带,以确保天然气的流动温度或调压撬后的气体温度保持在天然气水露点以上,是避免冰堵产生的常用方法;天然气加热和注醇是较常用的冰堵处理方法,而通过向管道冰堵处喷淋热水和蒸汽加热是最简便易行的冰堵处理方法。     

干空气干燥天然气管道技术仿真

介绍了天然气长输管道干空气干燥工艺原理,基于质量守恒定律、相平衡原理和费克定律,建立了天然气管道干空气干燥过程机理模型和随后封闭过程的机理模型。运用隐式差分法求解了干燥模型的数值解和分离变量法求封闭过程的解析解,在此基础上编制了相应的应用程序,利用达州至毛坝管道的干燥实例验证了模型的正确性。     

济淄天然气管道清管收球速度的控制

为合理控制济淄天然气管道清管过程中的收球速度，基于清管器运行速度的准确计算，分别采用二次收球和调整收球流量的方法控制收球速度，规避清管器撞击盲板的风险。根据SY／T5922—2003《天然气管道运行规范》，将清管器运行速度视为与天然气流速相同，推导出了运行速度测算公式，利用该公式测算出的理论值与实际值的最大相对误差不超过6％。通过对济淄管道16次清管作业的收球数据进行总结分析，结果表明：清管器质量越大，收球流量越大，接收到清管器的位置距离收球筒盲板越近，清管器撞击盲板的风险越大。研究成果和实践经验可为清管器速度控制提供依据。（图3，表2，参6）。     

输气管道末段储气能力稳态计算法偏差分析

末段储气是输气管道短期调峰的手段之一,其效果与末段储气能力密切相关。采用稳态计算法估算输气管道末段的储气能力,往往与实际值存在一定偏差,根本原因在于其忽略了管道终点流量随时间的变化。针对极限工况和3种较典型的管道终点流量随时间的变化规律,采用管道仿真软件SPS对输气管道末段运行过程进行动态仿真,从而较准确地计算输气管道末段的储气能力。结果表明：由稳态法估算的末段储气能力比动态仿真结果偏低15%~25%,说明相关文献给出的10%~15%的偏差范围不具有普遍性。     

中亚天然气管道清管站的应力校核

针对中亚天然气管道清管站建设时安装温度与运行温度之间的温差相对设计初期增大,可能造成管道某处应力不满足规范要求而成为安全隐患,以及业主提出的应力校核时应同时考虑压气站出现报警(压气站出口温度60℃时)和事故停机(压气站出口温度65℃时)两种工况的情况,利用CAESAR Ⅱ软件对中亚天然气管道清管站在新边界条件下进行了应力校核,结果表明:收、发球筒旁通支管与越站管道连接处应力不满足规范要求。对提出的两种改造方案进行了分析,选择了在收、发球筒旁通支管与越站管道连接处沿旁通支管方向设置管沟的方案,进行清管站的改造。改造后的清管站应力校核结果满足规范要求。该改造方案可为同类型的具有清管功能的长输管道站场建设提供参考。