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。     

中亚天然气管道站场ESD系统分析与改进

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。     

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。     

输气站场仪表管道泄漏自动截断阀的研制

天然气泄漏是威胁天然气长输管道站场(阀室)安全生产的最大风险,其中仪表管道发生泄漏的概率高.为有效管控仪表管道泄漏风险,研发一种当仪表管道发生泄漏时具备自动截断功能的仪表阀非常必要.通过弹簧结构设定阀门关闭压差,利用泄漏时产生的压差使阀门自动关闭,研发了一种仪表管道泄漏自动截断阀.该阀主要由金属阀座、节流阀芯、调节弹簧...     

西气东输二线站场收发球筒位移原因及解决方案

由于温度、土壤压实系数的差异以及管道基础沉降等所产生的各种外力作用,高压力、大口径天然气管道中间压气站的收发球筒和进出站截断阀在日常运行中容易出现位移。通过应力分析模型,选取应力分析参数,进行应力核算,并结合沿线各站场气象条件和地质情况,分析得出收发球筒和进出站截断阀发生位移的原因是:设计阶段应力分析计算选取的环境温度、土壤压实系数与施工过程中实际情况偏差较大,同时部分站场厂区埋地管道存在沉降现象也加大了管道的弯矩和所承受的应力。基于此,提出了有针对性的解决方案:采取支架与管道焊接和环氧砂浆灌浆料浇筑加固的治理措施,通过实施整改,取得了较好的效果,西气东输二线现场位移风险得到了控制。     

Shafer气液联动执行机构异常关断事故树分析

输气管道干线截断球阀的气液联动执行机构经常出现误关断的情况,严重影响了管道的安全运行和企业效益.利用事故树定量分析的方法对异常关断事故进行了系统分析.阐述了气液联动执行机构自动关断的原理,利用事故树法详细分析了造成气液联动执行机构异常关断的各种因素,并对各个因素的影响程度进行了定量计算.对可能导致异常关断的29个基本事件进行定量分析后可知：人为失误、ESD误触发、电磁阀掉电、引压管冰堵等因素是造成气液联动执行机构误关断的重要原因.事故树分析结果与管道实际运行情况一致,表明事故树分析方法在实际生产应用中是合理有效的.     

川气东送管道江西支线的投产置换

针对川气东送管道江西支线与干线不同期投产的情况,介绍了江西支线首站扩建部分与干线站场的天然气管道、放空管道、排污管道等的连头方案和安全措施。阐述了江西支线投产前的氮气封存方案,即分为黄梅站江西支线分输部分和支线管道两部分进行氮气封存。介绍了江西支线投产过程中的阀门调流、管道置换和升压过程,通过合理调整江西支线首站的输气流程,利用二级调流方法,完成江西支线气推气置换和天然气升压过程,取得了良好的控制效果。投产置换过程的检测数据表明:氮气置换天然气的效果良好,置换方案是可行的。     

天然气管道调速清管器研究进展

国外对天然气管道内检测器调速技术的研究和应用较成熟,但国内对清管器速度控制技术的研究甚少。针对天然气管道清管器调速技术和应用研究难点与特点,综述了天然气管道清管器的动力学问题、旁通调速装置的国内外研究现状,分析了调速清管器调速装置的主要结构、原理和旁通阀种类,描述了旁通孔内直动式截断阀、旋转转阀和蝶阀等泄流调速装置的结构特点与工作原理,同时描述了制动机构用于清管器调速的优点与基本原理,讨论了清管器调速的技术难点,指出为实现清管器调速技术的现场应用,需开展机械与控制系统设计以及控制逻辑优化等理论与试验研究。     

输气管道气体置换的中间注氮方法

在役天然气长输管道停输检修或改线碰口动火作业中,为了确保动火施工的安全,需要对动火段管道内天然气放空后用氮气置换,但线路截断阀内漏会造成氮气置换天然气时发生混气,无法做到置换彻底。由此提出采用中间注氮方法,即在管道放空至微正压后,在碰口部位不动火开一注氮口,自管道中间向两端进行氮气置换。在陕西省天然气长输管道碰口作业中的实践应用,表明:与传统注氮置换方法工艺相比,中间注氮方法可以有效避免线路截断阀内漏带来的带气动火风险,做到置换彻底,动火安全。     

输油管道集成自力式压力调节站

输油管道的大落差段有特殊的水力状态,设置压力调节站是适应这种水力状态而广泛采用的技术。介绍了一种自行研制的集成自力式压力调节站。该站由导阀控制,具有压力自动调节、超流自动截断并禁开、温升胀油自动泄压、压力自动开启等多种功能,并且体积小,重量轻,适于在口径较小的管道上应用。着重介绍了其构造、功能、工作原理和实地测试情况。     

输油管道集成知力式压力调节站

输油管道的大落差段有特殊的水力状态，设置压力调节站是这种水力状态而采用的技术，介绍了一种自行研制的集成自力式压力调节站，该站由导阀控制，具有压力自动调节，超流自动截断并禁开，温升胀油自动泄压，压力自动开启等多种功能，并且体积小，重量轻，适于在口径较小的管道上应用，着重了其构造，功能，工作原理和实地测试情况。     

一种新型管道泄漏监测装置

中洛线濮阳站至滑县站输油管道使用了一种新型管道泄漏监测系统,该系统操作方便,运行可靠,其主要技术指标达到了国内领先水平。 一、系统组成 管道泄漏监测系统由濮阳首站和滑县站的两套监测装置及新乡中心调度室的控制微机三部分组成。监测装置进行数据采集、数据分析、数据存储和数据的微波传送。当管道发生泄漏时,系统自动报     

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。     

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。     

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。     

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)     

绝缘法兰失效对输油管道阴极保护的影响与校正

输油管道阴极保护站进站管道绝缘法兰存在一定程度的绝缘失效,导致保护站阴极保护电流较以往电流值偏大,通电电位和进出站附近管道电位测量值异常。测试绝缘法兰失效后,阴极保护电场变化,进而分析通电电位测量时误差存在的原因。通过断电电位测量进行电位误差校正,达到保证阴极保护有效性的目的。     

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)