余热制冷技术在天然气输气站场应用的可行性研究

以中亚天然气管道输气站场为例,针对站场夏季温度高导致燃气轮机机组出力下降的问题,提出了一种余热制冷解决方案,即通过余热制冷系统冷凝器后节流阀实现对冷剂流量的控制,同时将准备进入燃机系统空压机的空气直接作为冷媒进行降温。另外,还建立模型论证了不同降温幅度下余热制冷的经济性指标。研究结果表明,本方法利用燃气轮机余热废气达到制冷目的,节能环保;同时,相比于传统以水作为冷媒的制冷方案,提出的方案能够较快响应控制信号,获得较宽的温度调节范围,经济效益显著,具有良好的推广应用价值。

浅谈输油管道大落差段工艺优化设计

长距离输油管道经过翻越点时,由于系统存在多余的能量,翻越点后大落差段,管内油品的流动状态将发生改变,可能引发水击、振动、气蚀、气液两相流等问题,给管道的安全运行带来一系列的技术和管理难题,因此,需对翻越点后大落差段管道的压力实施有效控制。在对国内外典型大落差输油管道进行调研的基础上,梳理了大落差段工艺措施,提出了长距离、大落差段管道的有效工艺措施,并给出了输油工艺优化方法、具体步骤和优化案例,同时,对减压站工艺设计中过滤系统、安全泄压系统、压力保护系统的设计及减压阀选型提出了建议。

基于C语言的输气干线及站场放空作业过程水力计算研究

高压输气干线及站场放空系统由封闭管段内待放空天然气、放空管线系统及外界环境组成。其放空过程为典型的非定常流动,无法通过达西公式求解分析该过程水力特性。为此,以流体力学及输气管道流动特性理论为基础,采用范诺方程编制放空作业过程水力计算程序,可求解任何时刻的瞬时放空量、放空时长、截面温度/压力、管存压力等,经有效性检验此程序具备较高可靠性。借助程序开展放空系统影响因素量化分析,结果表明放空管长度及管径是影响放空作业的主要因素,其中管径影响最大。同时针对现场实际放空作业时长的测算,结合中乌天然气管道干线上的3次大型放空作业,考虑现场放空过程中阀门开度调节的不确定性,提出并论证了一种关于输气干线放空作业时长的估算方法。该研究成果可为输气管道大型放空作业的操作及新建管道放空系统的设计提供一定理论依据。

微粒群进阶算法在天然气管道优化运行中的应用

将动态惩罚函数引入标准微粒群算法,结合输气管道工艺计算,基于C语言编制了一种可应用于求解天然气管道优化问题的微粒群进阶算法。以中亚天然气管道A/B线为例,对比验证了此算法在水力热力求解上的准确性,并将其应用于管道定流量稳态能耗优化运行研究中,实现了管道沿线压缩机组的能耗优化。借助微粒群进阶算法,将机组进、出口压力及末站交接压力作为边界控制条件,合理制定了该管道在不同输量台阶下的管存优化控制原则。并将目标、允许及安全管存控制区与管道优化运行研究相结合,通过微粒群进阶算法实现了管道在较优管存控制下的优化运行,为长输天然气管道的能耗及管存优化运行分析提供了一种新方法。

中乌天然气管道A/B线阀室自关断保护功能测算分析

中乌天然气管道沿线阀室的自关断保护功能,是基于Lineguard控制器统一的压降速率及延迟时间设定(0.15 MPa/min、120 s),存在一定的局限性及不确定性。基于SPS仿真模拟开展阀室自关断保护功能测算评估,模拟计算了在不同泄漏孔径、泄漏点位置及压力下,泄漏事件发生后管线压降速率及延迟时间的变化规律,量化分析了因气源失效及工况调整所潜在的阀室误关断风险。研究结果表明:目前保护功能设定仅可监测泄漏孔径约为300 mm以上的泄漏事件,且在不同区域及工况下的阀室设定存在进一步的优化调整空间。研究成果可为长输天然气管道干线阀室的保护功能优化设定提供参考借鉴。

跨境管道调控中心可视化系统搭建

中油国际管道公司所辖跨境油气长输管道具有运行距离长、场站分散、处理数据量大、过境国法律不同的特点。为了使调度人员直观了解管道状态,突发事件情况下实现多国协调、统一指挥,通过在总部调控中心搭建可视化系统,使得日常监控有方法、应急情况多国协调有组织,统一指挥有响应、展示企业形象有平台。可视化系统大屏是全球最节能的显示拼接技术,符合美国节能与生态环境建筑委员会可持续性LEED绿色评定,投用14个月总耗电量仅为6 700 kWh。在安全环保方面也具备噪音低、光污染光辐射小的特点。

基于回归分析法的离心式压缩机性能模型

建立准确的压缩机性能曲线模型,是天然气长输管网优化运行的关键。受风机定律启发,分析了风机中流量、转速以及多变能量头的关系,将其应用于天然气长输管道压气站场的离心式压缩机,建立了压缩机特性曲线模型。假设一种线性化的压缩机特性曲线关系,采用偏最小二乘法对该特性曲线关系进行回归分析,得出压缩机特性曲线回归模型,并利用多年积累的现场数据将其应用于压气站工艺气流量虚拟测量。研究结果表明:该模型计算准确度较高,工艺气虚拟测量结果误差较小,能够较好地反映离心式压缩机组实际运行特性,为管网优化运行及实时掌握机组运行情况提供了技术保障。

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)

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。

冬季保供期间中亚进口气量预测

中亚天然气管道是中国重要的陆上能源通道。在近年的冬季保供期间,中亚进口气各气源国、过境国的供气量与下载气量受本国气温变化影响波动较大,常导致转供中国气量发生计划外、无预警降量,无法提前采取措施加以应对,影响中国在冬季保供期间的资源保障能力。针对该问题,对冬季保供期间影响供气量、下载气量因素的历史数据进行分析与评价,量化各因素间的相关性,建立以中亚进口气气源国、过境国气温为自变量的数学预测模型,以预测中亚进口气转供中国气量的变化趋势。将模型预测结果与实际转供气量进行对比,证明模型具有较高的预测精度。预测结果可为应急资源的及时筹措提供支持,有利于有效把控运行调整最优窗口期,减少工况调整滞后造成的能耗损失。

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,并分别测算在乌国段8处预留增设跨接线后的运行效果;同时,假设土气、乌气两种气源分别出现故障停输事故工况,对增设跨接线的系统增输方案进行比选,最终选择在乌国段4处预留位置增设跨接线。研究成果可为实际工程改造、后续生产运行提供借鉴。

中亚天然气管道站场标准化建设

中亚管道发展迅速,管道里程、覆盖范围逐步扩大,因此需建立标准化的管理体系,提高管理水平,保障管道安全运行;为实现站场标准化建设,从硬件"HSE目视化建设"和软件"管理标准化"建设两方面入手,充分分析了建设的意义、目的以及具体的管理内容,确定了行之有效的建设方案,通过站队标准化建设进一步加强运行基础、快速提高运行管理水平,培养核心人才,实现管理体系融合,为建成世界先进水平的国际化管道公司奠定坚实的基础。