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)     

并行天然气管网跨接模式对比

西气东输一线、二线、三线已基本建成投产,未来有可能增设与西气东输二线、三线管道并行敷设的输气管道。在并行敷设的管道间建设跨接管道,使管道之间互联互通,可提高系统可靠性,但同时也会由于建设跨接管道所增加的焊点导致泄漏频率增加。为了分析不同并行管道跨接阀室设置方案对发生断管事故管网的影响,得到跨接设置的最优方案,利用SPS软件建立带有跨接管的输气管道数学模型,对并行管道断管事故工况进行模拟与分析。结果表明:设置双管跨接的管道系统供气可靠性明显高于单管跨接,且两座压气站间设置一座跨接阀室的方案性价比最高。建议站间的中间阀室设置跨接,采用阀前、阀后均设跨接管的设计方案,该方案经济合理,可以有效提高管道事故应急调配能力。(图7,表8,参24)     

中亚天然气C线管道SPS仿真模拟

中亚天然气C线管道属于典型的输送压力高、流量大、管道跨度大、压气站数目多、输送工艺复杂的输气管道。为研究中亚天然气C线管道正常工况和事故工况下水热力参数的变化规律以及各种事故下管道的自救时间,采用SPS软件建立了中亚天然气C线管道仿真模型。模拟了正常工况下管道全线压力和温度参数,模拟结果与实际运行数据最大相对误差分别为1.90%和12.24%,验证了模型的可靠性;在此基础上分析了环境温度和管道粗糙度变化对全线输气效率的影响规律,确定了各种事故工况下管道最长的自救时间,可为中亚天然气长输管道运行管理提供参考。     

中亚天然气管道的运行优化与能耗控制

为保证中亚天然气管道经济、高效运行,通过模拟仿真、压缩机组控制等手段对管道能耗进行整体控制。利用TGNET软件建立中亚天然气管道ABC线运行仿真模型,并定期利用实际生产数据对模型进行校正,保证仿真模拟结果与实际运行工况的误差在合理范围内。利用仿真手段对ABC线联合运行输量分配进行优化分析,统一协调全线运行;制定管存控制原则,并对管存量进行有效监管控制;根据仿真计算的压力结果进行压缩机组站场压力控制,提高机组的调控效率与运行效率。实践证明,中亚天然气管道运行优化与能耗控制方法节能降耗效果显著。(图4,表3,参20)     

国内外输气管廊带的建设与运行

输气管廊带的建设已成为城市可持续发展的重要因素,我国西气东输一线、二线、三线已基本建成投产,后续四线、五线、六线、七线的建设应借鉴已建管道的技术与经验,并学习国外管廊带的建设理念,特别是俄罗斯输气管廊带建设技术、输送工艺技术、施工设备、施工方案、风险评估技术等方面经验;结合欧洲输气管廊并行管道的成熟建设理念,以及美国阀室跨接技术,洲际管廊深海管道建设技术、扩建扩容方式和合建站场模块化设计等理念,在我国已有的技术水平基础上,完善下一阶段长输气管廊优化研究工作,同时健全相关管廊管道维修条例,保障我国西气东输管廊带建设顺利进行,以及管道日常安全运行。     

庆哈埋地管道安全停输时间模拟

针对庆哈埋地输油管道的实际生产运行工况,以停输管道最危险管段为研究对象,建立了管道停输时非稳态传热简化模型,利用CFD计算软件模拟停输后管内油温随时间的变化规律, 确定了庆哈埋地管道一年四季的安全停输时间,为管道安全生产运行提供了理论指导.     

乌鄯线冬季冷热油交替输送运行方案

为保障西部原油管道乌鄯线安全平稳运行,实现节能降耗输送,分析了乌鄯线和阿独乌线外输哈国油物性、沿线油温、地温数据,进而探讨了乌鄯线冬季运行冷热油交替输送的可行性。研究结果表明：长输原油管道冬季低输量运行,其进站油温差距不大并与地温的变化趋势一致,沿线地温为冬季冷热油交替输送的重要参数;采用冷热油交替输送工艺,哈国油常温输送对北疆油物性影响不大;乌鄯线冬季运行采用冷热油交替输送,节约燃料天然气约51.6%,节能降耗效果明显,说明乌鄯线冬季运行采用冷热油交替输送具有可行性。     

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。     

年输量不确定的油气管道优化设计

概述了国内外油气管道优化设计的概况和进展,针对以往的研究没有考虑油气管道年输量在实际运行后的不确定性,按照确定性输量设计的管道方案与实际运行存在很大差异的问题,认为应对各种优化设计技术和方法进行比较,以便从中选择适合于管道实际情况的设计方法,尽量减少设计方案与实际情况的差异,提高设计效率和投资效益.     

重油管道改输柴油的实践

介绍了兰州石化公司302厂至兰州炼油厂的重油管道改输柴油的具体改建方案。通过水力计算,校核了离心泵的实际工作点。针对降低能耗、增大输量、气温影响和冬季停输再启动等技术问题,确定了改建后管道的合理运行方案,提出了保证管道安全运行的管理措施。     

长输管道原油加热炉现状及发展趋势

介绍了长输管道原油加热炉的发展概况及运行现状,指出轻型高效加热炉优于老式方箱式加热炉.针对原油加热炉在实际运行中存在的问题,采取了在加热炉的尾部增设烟气除尘脱硫装置,将吹灰套管由管板延伸到弯头箱门处等有效措施,大大减少了对周围环境的污染,预测了管道加热炉的发展趋势.     

东辛含硫油管道经济运行技术研究

东辛含硫油管道实际输量只有设计输量的60.8%,致使输油泵出口节流现象严重,输油泵和加热炉效率低,造成了能源浪费。针对现存的问题,提出了几种可行性技术方案。通过分析优选,认为泵叶轮车削比较适合该管道的实际情况。给出了车削后泵的额定工作参数,介绍了车削后各站库泵的运行组合情况及运行效果,并提出了几种研究方案。     

英牙凝析油外输管道输送工艺

根据英牙外输管道油品的性质和管道外输现状,运用PIPEPHASE软件分析管道的最大输量和最小输量.通过软件模拟正常输量下管道的沿程温降和压降,并与实际运行数据进行比对分析,判断软件模拟数据的可靠性,并进一步模拟管道沿线最冷工况下的沿程温降和压降.通过凝析油析蜡过程分析,结合管道实际运行的相关参数研究管道正反输、清管、中间加热站运行及冬季加降凝剂等技术,确定管道的最佳运行方式,确保外输管道冬季安全运行.     

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。     

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。     

中洛线减阻剂现场试验分析

分别在保持压力和输量不变的前提下,对中洛线濮阳一滑县管段开展了HG减阻剂减阻增输试验。试验发现,随着加剂量的增加,管道的减阻率和增输率也相应增加;在维持输量不变的情况下,减阻剂可以大幅降低运行压力。介绍了减阻试验中减阻率和增输率计算的经验公式,认为考虑到油品物性、管道条件、输量、雷诺数等因素的计算公式可以更好地指导输油生产。     

油气管道能耗计算与评价方法

基于现有油气管道仿真系统,开发能耗分析辅助功能,用于测算油气管道不同季节、不同输量情况下的能耗。利用风险评价方法给出在一定输量下的最佳运行方案,并结合投入产出理论确定在某方案下每个耗能设备的投资收益及该方案下的设备优先改造顺序,通过对不同方案的运行时间加权求得设备的综合投资收益指数并排序,最终获得管道的节能改造方案。基于此评价方法并利用油气管道仿真系统能耗测算工具对兰成渝成品油管道、西气东输天然气管道和阿独原油管道现有运行方案进行计算和评价,给出了相对最优运行方案和管道节能改造的优先顺序。     

秦京管道混输冀东原油优化运行分析

对秦京管道因混输冀东原油后秦皇岛-迁安管段输量下降16%,造成输油设备与运行工况不相匹配,出现节流损失大、能源浪费大的问题进行了分析.通过采取相应的技术改造措施,制定了秦京管道混输后的近期和长期优化运行方案.该方案实施效果表明,优化运行方案科学合理,目的性明确,管道运行安全经济.     

《管道科学技术论文选集》文摘(二十七) 秦皇岛装船管道间歇输送工艺研究

近年来秦皇岛装船管道的原油装船量呈现下降趋势,2002年原油装船量在100×104t/a以下。为解决该管道因原油装船量下降而导致的管道运行燃料及动力的不必要消耗,提出了秦皇岛装船线间歇输送工艺方案,即利用俄罗斯低凝、低粘原油作为管道停输的置换介质,解决了该线在采用间歇输送工艺停输的安全启动问题,并给出了不同季节利用俄罗斯原油预热的时间和大庆原油安全启输温度。《管道科学技术论文选集》文摘(二十七) 秦皇岛装船管道间歇输送工艺研究@张冬敏     

跨国原油管道分界处工艺输送方案的选择

针对我国第一条跨国大口径输油管道——哈中原油管道在分界点处的输送方案,与在境内管道输送存在着很大差异的特点,对该管道的工艺输送方案进行了技术分析和经济比较,为其它跨国管道的设计和建设提供借鉴。