干线天然气管道运行可靠性评价方法

干线天然气管道是我国重要的战略能源通道,其运行可靠性研究显得十分必要。基于国内外相关文献调研,结合干线天然气管道的工艺特点,对干线天然气管道运行可靠性的重点评价指标进行筛选,并给出计算方法;运用可靠性基本理论和统计学基本方法,提出一种针对管道单元及压气站单元的运行可靠性评价方法;运用可靠性框图,建立单元与系统之间的联系,运用故障树分析法确定系统的薄弱环节,最终提出干线天然气管道系统运行可靠性的评价方法。（图5,表2,参31）     

川渝环状天然气管网运行能效评价

运行能效评价对于天然气管道运营企业提高节能降耗水平具有重要意义.为了对川渝环状天然气管网进行运行能效评价,在分析管网特点、能耗结构及运行能效评价特殊性的基础上,应用AHP层次分析原理,构建了4层次10指标天然气管网运行能效评价体系,综合能效指数的引入实现了以一个整合各种能耗因素影响力的综合能效指标对整个管网能效的定量评价.应用该指标体系对2012年2月川渝管网主环网运行能效进行评价,结果表明：19#、1#、18#、2#、16#站场的能效指数低于平均值,说明应加强站场能耗管理;上游1#～8#管段、中游9#～20#管段、下游21#～23#管段的平均综合能效指数分别为0.73、0.833、0.68,反映了川渝管网中游管段整体比上、下游管段能效高的现状,符合川渝管网无增压站的特点,评价结果可为川渝管网的能效管理和优化调配提供重要依据.     

天然气管道的运行可靠性评价技术

论述了天然气管道运行可靠性评价技术理论内容和计算方法，给出了天然气管道系统中线路部分、压气站和整个系统可靠性指标的计算公式，分析了天然气管道的失效模式和寿命分布模型，提出了保证管道系统可靠性的措施，总结了近几年国内外天然气管道可靠性评价技术的发展趋势和今后的研究方向。     

天然气管道的运行可靠性评价技术

论述了天然气管道运行可靠性评价技术理论内容和计算方法,给出了天然气管道系统中线路部分、压气站和整个系统可靠性指标的计算公式,分析了天然气管道的失效模式和寿命分布模型,提出了保证管道系统可靠性的措施,总结了近几年国内外天然气管道可靠性评价技术的发展趋势和今后的研究方向.     

中亚天然气管道乌国段AB/C线联合运行方案比选

中亚天然气管道在实际施工中,在哈国段C线建了8处跨接线,实现了AB线与C线的互联互通,同时在乌国段C线建了8处预留.借鉴哈国段联合运行的经验,若在乌国段的合适位置增设跨接,可进一步提高全系统的综合能力.基于此,建立了中亚管道AB线与C线联合运行的仿真模型,确定了不同总输量下AB线与C线的最优输量分配方案,并分别测算在乌...     

天然气管道的运行优化

从优化方式、优化途径、日标函数、约束条件、求解方法等方面对天然气管道运行优化的基本内容进行了论述.分析认为,对于干线管网,大多数情况下可以选择稳态优化;影响优化难度与复杂性的主要因素是压缩机的可行域约束、管网流程方程约束以及优化模型中出现的离散变量;动态规划是求解枝状管网的一种有效方法;领域类搜索算法虽然要求较低,但其实用性仍有待于进一步研究.     

利用模糊数学综合评价天然气管道的内腐蚀

通过对管道内腐蚀程度进行定量评价,了解管道的内腐蚀情况,是管道剩余强度评价、剩余寿命预测以及可靠性分析的基础.提出了利用模糊数学综合评价方法对天然气管道内腐蚀程度进行综合评价的具体方法,并通过应用实例验证了该评价方法的可行性.     

珠海-中山天然气管道运行压力的选择

合适的运行压力对于保证天然气长输管道的安全生产至关重要。管道运行压力的选择应遵循以下原则:第一,出现故障时,能够做到上下游统筹兼顾;第二,建立管道允许运行的压力区间;第三,选定管道正常运行的压力区间;第四,确定不同岗位允许控制的压力区间。珠海-中山天然气管道设计最高运行压力为7.1MPa,根据用户需求调整最低运行压力,当管道正常运行时,最低运行压力为4.5MPa;当上游中断供气时,将最低运行压力调整为4.67MPa;当下游用户中断用气时,最高运行压力按照6.3MPa进行管理和控制。同时,管道运行压力的选择还需要考虑台风、设备故障等因素。管道输送企业进行运行压力局部调节的作用是极为有限的,为适应天然气产业链条化的发展现状,应建立从生产到最终用户的快速、有效的协调机制。     

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.     

城市天然气管道泄漏燃爆灾害评价

针对天然气管道泄漏所产生的燃烧或爆炸对运营单位造成的危害和损失,建立了评价泄漏事故后果新模型,列出了计算天然气泄漏量的小孔泄漏模型和管道断裂模型,提出了天然气泄漏的三种后果影响模型,应用高斯扩散模型模拟了气体泄漏可燃浓度的分布范围,给出了火灾热辐射危害半径的计算公式,参考传统的TNT当量法,建立了一种新的TNT当量系数法,计算爆炸冲击波的破坏作用。所建立的输气管道泄漏事故评价模型有利于在事故抢险救援过程中划定安全距离,确定危险区域半径,将事故引发的火灾或爆炸危害降到最低。     

天然气输送管道风险评估技术研究

定量风险评价是天然气管道安全管理的有效方法。在对天然气长输管道风险识别的基础上,对事故率、事故后果进行了分析,提出了定量计算个人风险和社会风险的方法,并结合实例进行了计算和分析。     

改进遗传算法在输气管道运行优化中的应用

针对在天然气长输管道运行优化中广泛使用的传统遗传算法存在的诸多问题,结合天然气长输管道的运行特点,对传统遗传算法加以改进.使用改进后的遗传算法对管道运行优化的计算结果表明,改进遗传算法优于动态规划算法和传统遗传算法,在天然气长输管道的运行优化过程中具有实用价值.     

国外天然气管道事故分析

管道输送天然气是最安全的输送方式,而管道安全运行是管道运营管理的首要条件。针对俄罗斯、欧洲及美国输气管道事故进行了分析研究,旨在了解国外天然气管道事故状况和原因,为实际天然气管道在日常运行管理、监测、事故诊断、处置以及防护等方面提供可以借鉴的经验。     

高压天然气管道危险区域分析

针对高压天然气管道可能发生的火灾危险性,基于恒定气体释放速率和火灾模型,提出了高压管道危险区域计算模型,并与实际值进行比较,最大偏差只有4m。应用该模型可以通过管道直径、工作压力和管道长度计算全口径断裂事故的影响范围。研究表明,危险影响区域与工作压力的平方根成正比,与管道直径的5/4次幂成正比,与管道长度的1/4次幂成反比。该模型可为天然气管道风险管理提供理论指导。     

天然气水合物浆体储运技术

将天然气水合物输送方式和传统的天然气输送方式进行了对比,结果表明,天然气水合物技术(NGH)可显著降低天然气储运费用,提高天然气储运的经济性和安全性.分析了天然气水合物浆体输送的可能性,介绍了水合物浆的生产和分解工艺,提出了利用水合物实现工业化天然气固态输送过程中一些亟待解决的技术问题.     

天然气泄漏扩散的三维数值模拟

采用FLUENT软件进行了山地地形条件下天然气泄漏扩散的三维数值模拟,考虑了风速随高度变化的情况,并编写UDF导入FLUENT对风速进行修正.考虑了天然气向下喷射的情况,与气体向上喷射情况做了不同风速条件下的对比,给出了在不同风速条件下天然气向下喷射时的爆炸下限浓度和警戒浓度的范围.泄漏孔气体向下喷射情况,在近地面天然气1%和5%浓度边界范围,无风时最大,可分别达到242 m×200 m和55 m×55 m;但天然气的可爆炸气团体积在5 m/s风速时最大,达到45 m×57 m×10 m.     

输气管道优化运行的研究现状

经验表明,天然气在管路中流动时,压缩机大约消耗管道所输气体的3%～5%来提供能量,因此压缩机耗能巨大,优化输气管道或管网的运行非常必要.论述了输气管道优化运行的国内外研究现状及建模所需要考虑的目标函数和约束条件,讨论了几个常用的优化方法,结合目前输气管道优化运行的发展趋势,给出了具体意见和建议.     

中亚天然气管道发展现状与特点分析

中亚与中国毗邻,管道天然气贸易拥有显著的地缘优势.为了更好地利用中亚天然气资源,系统研究了中亚地区哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦3国的天然气管道发展现状、分布特点及近期发展规划,详细介绍了中亚—中央、中亚—中国、布哈拉—乌拉尔、土库曼斯坦—伊朗等重要的天然气出口管道.在此基础上,总结了中亚天然气长输管道的特点,包括管道地区分布不均匀、腐蚀严重、安全运营难度大、基本被国家石油天然气公司或其子公司控制等.     

天然气长输管道数字化建设的相关问题

基于我国天然气长输管道建设高速发展的现状,阐述了现阶段和未来实施管道数字化建设的必要性。介绍了当前人们对管道数字化的理解,分析了国内外管道数字化建设的现状和发展趋势,列举了管道数字化的技术特点和存在的问题,认为建设意识淡薄、数据资源欠佳是制约我国实施管道数字化建设的主要问题,有针对性地提出了解决问题的办法和管道数字化建设的目标。