天然气管道线路截断阀误关断判断算法

为减少天然气长输管道线路截断阀误关断次数,提高阀室泄漏检测系统的可靠性,基于大量阀室误关断事件的原因分析,结合气体流体力学理论,运用SPS仿真软件建立了长输天然气管道泄漏仿真模型。探究了天然气长输管道泄漏过程中泄漏位置、管道运行压力等条件对压力下降过程的影响规律,并在此基础上计算在特定管道出现泄漏时可能发生的最快压力下降过程数据。据此,设计了一种天然气管道线路截断阀误关断判断算法,并编写了管道泄漏线路截断阀关断的控制程序。仿真数据及试验结果表明,该方法可根据压力变化特征实现误关断信号与真实泄漏信号的判断,降低系统误关断率。     

中亚天然气管道站场ESD系统分析与改进

中亚天然气管道ABC线分阶段设计与投产,站场ESD(Emergency Shutdown)系统在设计理念、控制逻辑上存在差异,其控制逻辑不便于管理,容易引发误动作、故障停机等问题。以C线CCS2站为例,梳理了ESD系统控制逻辑的现状,对ESD系统因果逻辑的合理性进行探讨,结果表明:CCS2站将ESD系统分为4级,ESD系统存在过保护或欠保护问题,连锁保护因果逻辑不便于管理。为此,提出了ESD系统新的设计原则:压缩机厂房火灾报警、工艺区可燃气体泄漏或ESD按钮触发时执行全站ESD;站场出站温度/压力高高报警时执行压缩机区域ESD;发电机厂房可燃气体泄漏或火灾报警时触发发电机区域ESD;压缩机厂房可燃气体泄漏或ESD按钮触发时执行压缩机单体ESD。重新划分的3级ESD系统为中亚天然气管道安全运行提供了保障。     

清管站进出站管道应力分析与设计优化——以中亚天然气管道为例

为了确保大口径高压力的进出站管道在不设置锚固墩的情况下依然能安全运行,从管道柔性布局和应力分析着手,基于中亚天然气管道实例,综合考虑管道应力、位移、受力及施工等影响因素,对清管站场进出站管道的设计方案进行研究。通过管道应力分析软件CaesarⅡ,分别对锚固墩安装方案和管道柔性安装方案进行模拟计算和分析。结果表明:大口径高压力的干线管道,若采用锚固墩的传统安装方式,锚固墩受到的管道推力的理论计算值达到上千吨,这使得锚固墩尺寸巨大,投资较高,同时无法消除的巨大推力将永远保留在管道和锚固墩之间,对管道运行产生安全隐患;若采用柔性安装方式,通过曲率半径较大的清管弯头的移动和变形,则能够大大降低推力,减少投资,在不设置锚固墩的情况下,保证管道在全寿命周期内安全运行。     

天然气长输管道爆管时线路截断阀关断压降速率的选取

针对国内天然气长输管道工程线路截断阀压降速率设定值主要借鉴国内外的经验值,缺乏针对性且存在较大误差的问题,利用SPS软件建立了天然气长输管道模型,对管道爆管这一典型泄漏工况进行案例仿真模拟,定性和定量分析管道内压力波的变化及传动规律,分析线路截断阀关断压降速率设定值的选取依据和注意事项。模拟结果表明:需要了解并收集管道运行中各种需关断的事故工况,然后选取恰当的泄漏点一一进行分析,最终得出较为合理的截断阀关断压降速率参考阈值。     

中亚天然气管道站场ESD系统分析与改进北大核心

中亚天然气管道A\B\C线分阶段设计与投产,站场ESD(Emergency Shutdown)系统在设计理念、控制逻辑上存在差异,其控制逻辑不便于管理,容易引发误动作、故障停机等问题。以C线CCS2站为例,梳理了ESD系统控制逻辑的现状,对ESD系统因果逻辑的合理性进行探讨,结果表明:CCS2站将ESD系统分为4级,ESD系统存在过保护或欠保护问题,连锁保护因果逻辑不便于管理。为此,提出了ESD系统新的设计原则:压缩机厂房火灾报警、工艺区可燃气体泄漏或ESD按钮触发时执行全站ESD;站场出站温度/压力高高报警时执行压缩机区域ESD;发电机厂房可燃气体泄漏或火灾报警时触发发电机区域ESD;压缩机厂房可燃气体泄漏或ESD按钮触发时执行压缩机单体ESD。重新划分的3级ESD系统为中亚天然气管道安全运行提供了保障。     

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。     

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.     

中亚与国内天然气管道站场设计差异分析

为了进一步提升中亚和国内天然气管道站场设计水平,从设计规范和通用做法着手,基于中亚与国内天然气管道站场3个比较具有代表性的设计案例,对压气站进出站ESD阀门、越站管道和清管设施的设置,压气站放空立管的设置以及清管站(区)清管污物收集系统进行了设计差异分析,并指出了各自的优势和不足。结果表明:中亚压气站进出站ESD阀门、越站管道和清管设施的布置相对国内安全性更高,进出站ESD阀门的设置位置较国内合理,但不便于统一管理;国内放空立管的高度和结构设计优于中亚压气站放空立管设计;中亚清管污物收集系统相对国内具有更强的纳污能力,操作更灵活,但清管污物收集程序比较复杂,操作风险高。     

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)     

天然气管道压气站燃气轮机的性能测定与分析

为了提高中亚管道压气站燃气轮机出力,降低能源消耗,选取中亚天然气管道A站4#燃气轮机和B站3#燃气轮机为代表对中亚管道全线不同机型压缩机组进行节能测试,测定不同工况下的压缩机效率,并对比分析了GE普通机组与DLE机组的能效差异。结果表明:GE普通机型运行效率高,但燃料的烟气排放量高;DLE机型由于采用了更复杂、更环保的燃烧工艺,燃料的烟气排放量低,但其运行效率也较低,每小时耗气量高,节能减排方面无明显优势。该结果可为中亚管道节能降耗工作的开展提供数据支撑,也可为国内后续选购压缩机机型提供技术支持。     

天然气分输站分输管道冻胀力学分析

负温天然气分输管道周围土壤冻结可能引起冻胀效应,使管道在冻胀荷载作用下发生变形。通过分析土壤冻胀对管道产生的力和位移分布规律,判断管道抬起时最大弯矩、应力的出现点以及管道的安全性。分析了由于土壤冻胀作用而引起的管道上抬力的控制因素,利用管道冻胀上抬力计算模型和管-梁方程建立了管道受土壤冻胀作用的管道内力、位移计算模型。利用Nixon的实验数据对计算模型进行了验证,证明了该模型的合理性。利用该模型对西气东输郑州分输压气站分输用户燃气管道的数据进行分析计算,结果表明:当抬起量为30mm,即相邻土壤的不均匀冻胀量达到60mm时,管道处于安全状态。     

中亚D线与欧美天然气管道工艺及自控水平差异对比

为了提高中亚D线工艺及自控水平,保证管道安全、平稳、高效运行。基于国际咨询公司ILF对中亚D线工艺及自控水平提出的审查建议,从设计理念、风险评估、岗位设置原则、ESD分级、调控中心功能定位、与各国段及气源国间数据共享等方面,对比分析了中亚D线与欧美天然气管道在工艺及自控水平方面的差异,结果表明最主要的差距为设计理念。重点分析了中亚D线17个子系统在实施过程中,实际情况与设计期望值之间的偏差和解决方案,提出了相应的改进措施及建议,以期为中国天然气管道工艺及自控设计水平的提升提供参考。     

天然气管道中间分输站运行方案的确定与优化

针对天然气长输管道沿线用户不同程度上存在的季节性用气量的差异,使分输站的供气方式及运行方案多有变化的问题,通过对下游用户用气规律进行了调查,确定孔板流量计的孔径规格,绘制现有支路及确定孔板在不同压力下的流量范围,分析选择出合适的供气方式,从而有效优化合理的管道运行方案.     

湿气输送天然气管道腐蚀检测与安全性分析

为预测分析20号碳钢湿气输送天然气管道未来的腐蚀速率,选取了具有代表性的采气管段进行了极端情况下金属的损伤积累速度的腐蚀检测.结果表明,管道输气量和水气比是激化腐蚀的主导因素,指出腐蚀速率会随着输气量和水气比的增大而提高,在输气量和水气比相近的情况下,腐蚀速率随H2S含量增加而升高;在靠近焊缝的母材中H2S容易诱发氢致裂纹和脆化,并且随着天然气中H2S含量增加,氢致裂纹的倾向会加大.此外,受冲刷腐蚀的影响,弯管处的腐蚀速率较高.     

微含硫天然气管道内腐蚀分析与控制

天然气中含有少量H2S气体,若脱水不彻底,则会在管道内形成湿H2S环境,导致管体发生电化学腐蚀。以两东管道和柴北缘管道为例,利用内检测数据分析、焊接工艺评定及腐蚀机理分析等手段,对微含硫天然气管道内腐蚀机理进行分析,并提出腐蚀控制建议。不考虑内检测误差,两东管道和柴北缘管道内部管壁局部腐蚀点平均腐蚀速率分别为0.126 0 mm/a和0.008 6 mm/a,实验室腐蚀模拟试验测得工况条件下管体均匀腐蚀速率分别为0.006 9 mm/a和0.007 0 mm/a。焊接工艺分析表明金相和硬度满足相关标准要求,当前焊接工艺满足要求。相对较高的H2S含量和较湿润的环境是两东管道比柴北缘管道内局部腐蚀严重的主要原因。此类管道应该严格控制输送的天然气水露点低于环境温度5℃以下,同时定期清管排除管内积液,并设置腐蚀监控点,定期进行壁厚测试。     

天然气长输管道输差控制与分析

针对目前天然气管输企业发展过程中存在的输差控制问题,指出应建立天然气集输平衡与输差分析机制,并分析了其影响因素。在当前技术及管理现状的条件下对输差、输差定位基础工作、输差分析与输差控制等问题进行了探讨,提出了天然气输差控制理论和输差分析方法。     

海底天然气管道多相流动与腐蚀状况分析

为全面了解某海底天然气管道的运行状况,保证天然气海管的安全运行,通过建立天然气海底管道仿真模型和腐蚀预测模型,分别对水露点含水量状态和饱和含水量状态下的不同典型工况进行分析,得出了天然气海管流动参数分布规律、流型、积液量、水合物生成以及管道腐蚀情况。结果表明：在两种含水状态下,海管运行参数均在设计范围之内,且均无水合物生成;水露点含水量状态下积液量几乎为0,管内流型为单相流,仅立管处有轻微腐蚀;饱和含水量状态下积液量较大,管内流型为分层流,整个管道均会发生中度腐蚀。该分析结果可为海底天然气管道采取有效的防护措施提供参考依据。     

天然气管道内颗粒物采样分析装置设计与应用

针对天然气管道缺少对颗粒物含量定期监测仪器的现状,研制出高压天然气管道内颗粒物自动采样橇,可安全可靠地定期对天然气管道内的颗粒物进行取样,取样过程无需人工干预.将该装置应用于国内某大型输气管道的压气站,对进站主管内的颗粒物特性进行测定,得到了颗粒物的质量浓度和粒径分布,质量浓度范围2.57～7.24 mg/m3,粒径范围1.55～21 μm.利用扫描电镜(SEM)对捕集颗粒物的粒径分布进行验证,二者吻合较好.监测结果可为清管作业方案的制定以及分离过滤设备运行方案的调整提供指导.     

输油气站埋地管道的腐蚀分析与防护

对都乌输气管道鄯善首站埋地管道腐蚀进行了调查分析，根据站区埋地管道的腐蚀特点，提出了相应的防护对策：改善环境，降低土壤腐蚀性；采用非溶剂型覆盖层材料，减少针孔产生；取消玻璃布增强材料，确保涂装质量；实施区域阴极保护技术，有效地控制了埋地管道的腐蚀。     

一次自动站风速异常记录的分析与处理

通过结合温度、湿度、天气现象等气象要素实际情况对沧州市国家一般气象站一次自动站风速异常记录进行分析,探讨造成故障原因,给出观测员相应的解决办法,从而提高设备稳定运行率和数据可用率。