基于前馈-反馈控制的天然气分输站场控制及前馈控制率自适应方法

天然气分输站场控制系统直接影响天然气配输质量及系统的安全可靠运行,站控系统调节阀控制是关键;目前我国天然气分输站场调节阀采用的国内厂家配置的PLC控制系统大多采用三选一式的PID控制策略,在峰谷分输、大范围调节以及上游流量压力存在较大波动的情况下普遍存在控制稳定性欠佳、调节周期长的弊端;为了改进控制效果,在深入分析造成控制效果欠佳原因的基础上,提出了基于前馈-反馈控制的控制策略,并基于此前馈-反馈控制策略提出了前馈控制率自适应调整方法以适应实际过程中调节阀动态特性变化额情况;基于Stoner Pipeline Simulator软件的仿真对象进行了初步验证,仿真结果表明施加了前馈控制作用后控制稳定性和调节时间有显著优化,调节时间缩短为原来的50%以上,该方法具备在现场推广应用的前景。

新型小型天然气液化流程

针对目前零散天然气源回收难、调压站压力能浪费的现状,以及传统天然气液化流程存在系统复杂、混合制冷剂配比困难、能耗大等缺点,基于超声速旋流分离器良好制冷效果这一特点,开展Laval喷管(超声速旋流分离器核心部件)制冷特性和液化分析,提出了一种利用超声速旋流分离器作为核心制冷设备的新型小型天然气液化流程。研究结果表明,Laval喷管具有较节流阀、膨胀机等更好的膨胀制冷效果,且结构简单;天然气在Laval喷管中的液化率整体高于节流阀中。当入口压力为5MPa、温度为300K,利用所提出的液化流程回收压力能时其天然气液化率可达到0.1321。

一种面向复杂多用户类型的天然气站场分输优化方法及应用

提出一种以不同用户的用气规律、用气安全要求及合同条款等作为约束,将售气收益最大化为目标的分输优化模型。优化求解该模型即可得到以小时为时间尺度的分输优化结果。基于SPS仿真平台的案例结果验证了方案的可行性和有效性。

长输天然气管道放空气回收利用

目前国内长输天然气管道放空气通过放空火炬或者放空立管排放,造成了大量的资源浪费和环境污染。通过调研国内外长输天然气管道放空气回收利用现状,针对站场和阀室分别提出放空气回收利用方案,并进行了经济可行性分析。站场在设计时应考虑设置固定式放空气回收利用系统,投资回收期一般在25-46个月之间;阀室可以考虑设置移动式放空气回收利用系统并根据实际应用效果考虑是否推广。

天然气在线自动取样系统的设计及应用

本文介绍了在线自动取样系统的基本构成和功能。在线自动取样系统能够自动连续地采集管道中天然气至样品气瓶中,并通过取样控制器完成预定量的样品采集,系统可以在没有操作人员干预的情况下进行,为天然气的气质分析提供依据。

天然气长输管道泄漏检测及方法分析

天然气是当前我国应用比较广泛的一类能源,基于这种天然气能源的应用来说,长输管道是极为重要的一个方面。而天然气长输管道如果出现泄漏问题的话,势必会影响到最终的输送安全性和可靠性。因此,本文重点分析了天然气长输管道泄漏检测及方法。

提高长输天然气管道完整性管理措施的探讨

天然气管道所处环境复杂,易受到多重因素影响而无法正常运营,给天然气的运输带来了巨大的风险,国家和人民的生命财产安全饱受威胁.天然气管道完整性管理意味着对管道进行全方位、系统化的管理,排查安全隐患,预防安全事故的发生,确保管道的持续、可靠运行,由此可见,天然气管道采取完整性管理措施是十分必要的.

油气管道公司用电成本优化控制策略研究

用电成本控制的研究对油气管道公司具有重要意义。油气管道公司控制电费成本需着重解决以下两个问题:第一,哪些因素导致用电成本偏高?第二,如何充分合理运用现有的电价政策,有效实施用电成本控制策略?为解决这两个问题,首先需要分析油气管道公司用电成本现状及问题;然后重点要对油气管道公司用电成本的优化控制策略进行研究。从油气管道公司内部看,油气管道公司的用电成本主要分为三个部分:基本电费、电度电费及力调电费。目前这三部分用电成本都存在优化控制的可能性。大量的实地调研及数据分析结果显示,合理设计供电容量,合理选择基本电价计费方式;及时申请基本电费计费方式的变更,减少基本电费的支出;及时申请减容或暂停,减少基本电费和力调电费的支出以及积极申请大用户直接交易等,可以明显降低油气管道企业用电成本。

新形势下油气调控运行费定价方法研究

在油气体制深化改革以及管网独立的大背景之下,北京油气调控中心大力推进内部市场化运作,统一调控运行费收费和结算模式,将油气调控中心与管道公司之间的行政服务关系变为等价交换的经济往来关系。调控运行费定价参照新管输定价办法规定的准许成本加合理收益的方法,即服务成本法进行定价。经过5种方案和实际测算对比分析,推荐根据监控和数据采集点的数量进行分摊,确定调控运行费率。油气调控中心与各管道公司签订调控运行服务协议,同时为地区管道公司提供调控运行服务,分别收取调控运行服务费。

工控系统集控中心安全防护方案

早期工控系统的安全威胁并不明显,统一的信息安全体系在集控中心的各规划阶段缺乏系统性考虑,存在着结构性的先天安全缺陷.而随着工业互联网技术的发展,越来越多的工控系统接入了传统互联网网络,同时也为工控网络引入了安全风险.在这种安全威胁下,工控系统的集控中心对安全防护能力的提升有迫切的需求.在对工控系统尤其是集控中心SCADA系统的特点和存在的安全风险进行全面分析的基础上,提出了包括服务器集群的安全防护、网络安全检测、系统主机安全防护、系统运维审计、建立工控安全管理平台等一系列措施,以形成整体的集控中心安全防护方案,帮助工控系统下的集控中心安全防护能力的提升,有效抵御网络威胁,减少对重要基础设施的破坏.

油气管道调控运行风险识别防控研究

长输油气管道调控运行风险的识别与控制直接关系到整个油气管网的安全运行。本文将对调度运行岗的培训工作、日常作业和应急处理中的风险进行研究,通过在调度运行环节的风险控制,提高管道系统整体运行安全水平和提升管道的安全绩效。

油气管道数据采集与监视控制系统电磁脉冲效应实验

为研究油气管道数据采集与监视控制(SCADA)系统的电磁脉冲易损性和防护措施,搭建了具有数据采集、数据通信、远程控制等功能的典型油气管道SCADA模拟实验系统,进行了峰值场强最高为50kV/m的典型高功率电磁波形作用下的电磁脉冲效应试验。利用实验数据,对目前油气管道SCADA系统面临强电磁脉冲威胁的机理和规律进行了初步分析,发现电磁脉冲对油气管道SCADA系统具有一定程度的威胁,获得了效应现象和效应阈值结果。

考虑应力敏感效应的裂缝性复合油藏水平井压力动态分析

裂缝性油藏的非均质性和天然裂缝的应力敏感效应影响裂缝性复合油藏开发效果。考虑平面非均质性和裂缝应力敏感效应,建立水平井非线性渗流数学模型;运用有限Fourier余弦变换、摄动原理、Laplace变换、Duhamel原理及点源叠加等方法求解模型,得到拉式空间线源解。采用Stehfest数值反演方法,编程绘制典型试井曲线,划分9个流动阶段。分析渗透率模量、裂缝储容系数、窜流系数、内区半径、水平井垂向位置和内外区流度比对压力及压力导数曲线的影响。结果表明:渗透率模量导致压力和压力导数曲线上翘;裂缝储容系数决定窜流的强度;窜流系数影响窜流出现时间;内外区流度比越大,内区向外区的过渡阶段持续越久;水平井垂向位置和内区半径分别影响早期径向流和中期径向流的持续时间。该结果为裂缝性油藏的有效开发提供指导。

考虑注采压差下SAGD产能预测模型

SAGD生产过程中除了重力泄油外,注采压差的存在也对产油有着显著的影响,因此在使用Butler方法进行产能预测及计算时易出现误差。考虑注采压差对SAGD开发效果的影响,建立了双水平井SAGD产能预测模型,并利用MATLAB编程语言对数学模型进行求解研究结果表明:(1)双水平井SAGD数值模拟产能预测的结果反映了注采压差对SAGD开发效果具有一定的影响;(2)当SAGD开采过程存在一定注采压差时开发效果会更好,但这并不意味着注采压差越大越好,因为当注采压差大于汽窜临界压力值时会发生汽窜,从而对生产产生不利影响,因此注采压差存在一个最优值;(3)注采压差的存在会增加采油速度及减少蒸汽腔到达油层顶部的时间,随着注采压差的增大,采油速度增加幅度和蒸汽腔到达油层顶部的时间减少幅度都逐渐变缓。

水下航行体惯性类水动力系数的计算方法

为了系统地计算水下航行体全套惯性类水动力系数,提高计算效率和计算精度,通过基于无粘模型的计算方法对水下航行体的运动进行了预报;通过UDF及动网格技术,对匀速运动和匀加速运动的SUBOFF模型进行了分析。设计了单方向速度线性变化的匀加速直线运动和匀加速回转运动,并通过换算和数值拟合处理得到了潜艇所受的惯性力和惯性类水动力系数。该系数与试验误差保证在6%之内,验证了所提方法的可行性及准确性。

引入失效数据的腐蚀管道结构可靠性评价方法

管道失效数据和随机变量之间的相关性对腐蚀管道结构可靠性评价十分重要,但之前的研究对此考虑不足。为完善目前的腐蚀管道结构可靠性评价模型和方法,建立了考虑失效数据和随机变量之间相关性的腐蚀管道结构可靠性评价方法。该方法首先应用Copula函数研究了随机变量之间的相关性对腐蚀管道结构可靠性评价的影响;然后基于贝叶斯推断引入失效数据对腐蚀管道结构可靠性评价结果进行更新和校正;最后采用我国某天然气管道的实际失效数据对上述方法进行验证。结果表明:多种相关性的综合作用会引起腐蚀管道小孔泄漏失效概率和总失效概率降低,对腐蚀管道爆裂失效概率的影响显现出双向性;贝叶斯方法可以挖掘腐蚀管道失效数据所蕴含的完整性信息,实现对腐蚀管道结构可靠性评价结果的更新和校正,从而更准确地反映腐蚀管道的安全水平。该研究结果可为腐蚀管道的安全管理提供理论支持。

多相体系蜡晶析出热力学预测模型

在油气输送过程中,随着热力学条件发生变化,体系中的蜡组分将析出并沉积于管壁上,对管道输送过程造成一定的阻碍,且在深水高压低温条件下的输送体系中尤为突出。采用状态方程结合UNIQUAC模型建立了多相体系中蜡晶析出热力学模型,模型建立过程中考虑到液相描述一致性、固-固转变、纯组分热力学性质、Poynting修正项处理以及活度系数计算等问题。对于模型预测计算过程中涉及到的轻组分与重组分(以C20进行划分)间二元交互系数这一重要参数,采用气-液平衡及液-固平衡数据进行反算,取为-0.0296。运用该模型对六组混合物体系进行析蜡点计算,计算结果表明:析蜡点随压力的变化趋势与实验结果一致,计算结果与实验数据绝对误差在2.40 K以内,相对误差在0.77%以内,取得了较好的预测效果。

中俄东线大口径输气管道的投产气体运移规律及注氮量优化

中俄东线天然气管道是外径1 422 mm超大口径天然气管道在国内的首次应用,投产采用氮气作隔离、后续天然气置换的方式。为了进一步明确中俄东线天然气管道在投产过程中各气体的运移规律以及确定合理的注氮量,采用计算数值模拟的方法,建立了基于外径1 422 mm管道的组分输运模型,进行了基于投产实测数据的模型可靠性验证,分析了不同管径、不同初始氮气封存管容比、不同置换速度条件下的气体运移规律,得到了理论最优注氮管容比值。研究结果表明:①天然气置换时,重力因素不可忽略,与小口径管道天然气沿着管道中心线"锥进"不同,中俄东线天然气沿着管段的顶部突进;②天然气置换速度是影响气体运移规律的主要因素,置换速度越快,纯氮气管容比值越大,最终将趋于一个极大值,投产时应适当提高天然气置换速度;③在氮气封存压力为0.02 MPa的条件下,5 m/s、7 m/s、9m/s、15 m/s、30 m/s的天然气置换速度对应的理论最优注氮管容比值分别为7.60%、5.00%、4.50%、4.00%、4.00%。结论认为,该研究成果可为大口径天然气管道的安全、经济投产提供借鉴。

移动云计算环境中个人用户QoE评价研究

探索了移动云计算环境下个人用户Qo E评价的影响因素,构建了基于移动云计算的个人用户Qo E(用户体验质量)评价影响因素模型。通过使用结构方程对模型进行实证检验,最终验证了研究所提出的三方面假设。研究结论指出,移动云计算的个人用户感知评价中,正面核心影响因素为"绩效期望"和"社会影响";负面核心影响因素为"感知成本"和"感知风险"。研究结果给云计算提供商更好地为个人用户服务提供了一定的参考依据。

LNG冷能及其利用

随着我国开始进口LNG及各地开始兴建LNG接收站,LNG具有的冷能已逐渐被认识和利用。介绍了LNG冷能的概念及其特点,概述了现有LNG冷能利用的几种方式。将LNG与其它常用的制冷剂进行了比较,结果表明,LNG冷能的应用领域广泛,具有较高的节能经济性。