天然气管道压气站的技术现状及运行优化研究

第一篇：天然气管道压气站的技术现状及运行优化研究

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天然气管道压气站的技术现状及运行优化研究

天然气管道压气站的技术现状及运行优化研究

摘 要：本文介绍了我国陆上长输天然气管道压气站的技术现状。从压缩机组备用方式、机组选型、压气站相关设计等方面，指出了在优化设计管道压气站时应注意的问题。对压缩机组运行技术中的优化、在线监测与诊断以及优化压气站运行管理方面进行了深入的分析。

关键词：天然气 压气站

一、引言

天然气管道压气站的功能是给天然气增压以维持所要求的输气流量，主要设备是天然气压缩机组。近年来，随着天然气需求量不断增加，在我国能源结构中的比例正在迅速增大。据统计，2005～2015年，世界各地计划建造原油、成品油和天然气管道约9.6×104km，其中62%是天然气管道。2002年以来，我国管道压气站建设进入高峰期，相继投运的涩宁兰、西气东输、忠武线、陕京二线、冀宁和兰银等长距离天然气管道设计中均配置有一座或多座压气站。

二、我国天然气管道压气站的技术发展现状分析

1986年8月我国第一座长输天然气管道压气站在中沧输气管道濮阳站建成投产，首次采用了燃气轮机驱动离心压缩机机组。1996年11月建成投产的鄯乌输气管道鄯善站，是我国首次采用天然气发动机驱动往复式压缩机机组的压气站。2000年11月投产的陕京管道应县压气站，是我国第一个采用变频调速电机通过增速齿轮箱驱动离心压缩机机组的压气站。2007年2月投产的西气东输管道蒲县压气站，是我国第一个投产的采用高速变频调速电机直接驱动离心压缩机机组的压气站。目前，我国已在9条天然气管道上分别建成投产了31座压缩机站，共投运各种类型管道压缩机组72套，并计划于今后陆续建成34座压气站，投运各种类型管道压缩机组79套。

三、管道压气站运行优化研究

1.管道压气站优化设计中应注意的问题

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1.1 压缩机组备用方式

常用的机组备用方式有机组备用、功率备用、隔站机组备用等方式，确定机组备用方式后还有一用一备和多用一备等方式。目前，我国选择备用方式的主要依据是实用性、可靠性、效率、投资费用等，压气站多采用机组备用，往复机组多用一备较多，而离心机组一用一备较多。

1.2 压缩机组比选

压缩机组的比选是根据机组安装地的环境依托条件，结合不同机组的优点和缺点进行计算和分析。首先是离心压缩机组与往复压缩机组的比选；二是离心压缩机组中有电机驱动与燃气轮机驱动的比选；三是电机驱动机组中有变频调速电机驱动、恒速高压电机通过调速行星齿轮驱动和整体式磁悬浮电驱离心压缩机组三者的比选。比选的主要依据为可用性、可靠性、效率、经济性（20年费用现值）、性价比、不间断工作时间、无故障工作时间、运行维护保检难度及费用、污染情况和在天然气管道的使用业绩等。此外，压气站优化设计中可能会受到投产日期、制造周期、政治因素、市场因素等条件制约，因此必须进行综合考虑。我国在陕京、靖西、西气东输和涩宁兰管道压气站的设计中均进行了科学合理的优化。

1.3 压缩机组水力模型等的相关计算

压缩机组初步设计的第一步是建立设计单位的水力计算模型与压缩机生产厂商机芯设计的一体化计算，根据计算结果确认和改进压缩机的设计性能和运行条件。由于每条管道的工艺条件不同，机组的运行工艺条件均存在一些不确定因素，因此在机组投产后，设计单位应根据实际情况进行参数审查、确认、修正管道水力模拟和压缩机工艺电算结果。设置两个或多个压气站的管道，在实际运行达到设计流量且运行条件稳定以后，应对整个管道压缩系统中的所有压缩机运行实际效能进行全面的重新评估和分析，将得到的整个管道压缩系统的总效率与设计要求相比较，以弥补国内相关设计水平的不足。

2.压缩机组运行优化及维护

2.1 压气站机组运行优化

在压气站运行期间，可以利用仿真模拟软件（TGNET、SPS）模拟

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分析不同输量下压气站的运行方式，优化出各种输量下压气站最优运行方案；在某座或几座压气站发生故障的情况下，可以根据当时各下游用户的计划输量要求，优化出全线机组最佳运行方案。

目前，我国多条管道都有很大的冬季运行优化空间，应在分析下游用气结构，利用下游用气资源的基础上，结合上游气田资源，合理利用管道自身资源（压气站资源），不断优化冬季用气高峰期运行方案和预案，以减少压气站机组运行时问和启机次数，达到提输、降耗和增效的目的。天然气管道联网是保障向下游供气的重要手段，目前，我国几条长距离大管径天然气管道即将连通，组网运行的优势将逐渐凸显。组网运行的管道在统一调控下可根据不同情况，通过计算进行网内优化运行，在优化运行方案和预案的制订过程中，管网内各压气站机组使用和工作方式将是优化运行的重要内容。

2.2 机组故障监测与诊断

2.2.1 远程监测与诊断系统

天然气管道压缩机组远程监测与诊断系统是利用丰富的图谱实时对机组进行“体检”，实现机组的早期故障预警，并通过网络随时掌控机组的实时运行状态，变被动的故障后处理为早期发现潜在故障并及时处理，能使远在千里之外的诊断专家及时得到机组异常变化信息。它的有效利用可以提高机组故障诊断准确率，对机组故障的预测、分析和排除能力、机组定期保养检修和辅助大修能力以及机组现场开车指导能力和机组备品、备件需求预前判断能力具有重要意义，可以保证压缩机组的长期、安全和平稳运行。例如，西气东输管道在机组引进的同时购买了“机组远程在线监测与诊断系统”，国内其它管道压缩机组也有使用且收效显著。

2.2.2 油液分析

油液分析是抽取油箱中有代表性的油样，分别采用铁谱分析、发射光谱分析、红外光谱分析以及常规理化指标分析，确定在用润滑油中的磨粒种类、数量和成分、变质产物的种类，含量以及润滑油中典型添加剂的损耗程度，以此作为判断机组关键摩擦部位润滑和磨损状况的主要依据。在国内已进行了针对天然气压缩机组的油液分析、诊断和研究工作，且进行了部分应用。

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2.2.3 机组效率计算优化

燃气轮机离心压缩机组效率计算是通过对机组运行过程中各相关参数进行精确采集，分别计算得出燃气轮机和离心压缩机的效率。定期进行机组效率计算，可以依此运行状况及时对可能存在的问题进行分析评价。通过与燃机历史效率的对比，判断是否需要清洁燃机的进气滤芯或水洗燃机的压气机；通过与离心压缩机历史效率的对比，判断级间迷宫密封是否磨损；找出机组的实际最佳运行区，结合实际运行工况使机组在最佳效率区内运行。

3.压气站的运行管理优化

我国各输气管道所属压气站的运行管理方式各不相同，目前较先进的管道压气站管理方式是以业主管理为核心，以现场运行维护服务承包商和机组保养检修专业化技术服务承包商为主要作业者，以机组生产厂商售后服务为支持的“四为一体”运行管理体系框架。管道压缩机组（燃气轮机、变频调速电机、离心压缩机）结构和控制系统复杂，技术含量高，要求从事运行维护、检修保养和故障诊断的人员应具有较高的专业技术水平和丰富的现场经验。

四、结论与认识

通过管道压气站目前技术发展现状的综合分析，对压气站不同方面进行的深入研究，实现了整个压气站系统从设计到运行，再到管理的整体优化，提高了管道输送效率，确保了管道输送平稳运行。

参考文献

[1] 宣建寅，王银亮，祖丙诃.天然气增压压缩机组的选择[J].油气田地面工程，2004，23（10）：34-35.------------最新【精品】范文

第二篇：天然气管道技术现状及发展趋势

天然气管道技术现状及发展趋势 世界天然气管道技术现状

（1）长运距、大管径和高压力管道是当今世界天然气管道发展主流

自20 世纪70 年代以来，世界上新开发的大型气田多远离消费中心。同时，国际天然气贸易量的增加，促使全球输气管道的建设向长运距、大管径和高压力方向发展。1990 年，前苏联的天然气管道的平均运距达到2 698 km。

从20 世纪至今，世界大型输气管道的直径大都在1 000 mm 以上。到1993 年，俄罗斯直径1 000 mm以上的管道约占63%，其中最大直径为1 420 mm 的管道占34.7%。西欧国家管道最大直径为1 219 mm，如著名的阿-意管道等。

干线输气管道的压力等级20 世纪70 年代为6～8 MPa；80 年代为8～10 MPa；90 年代为10～12MPa。

2000 年建成的Alliance 管道压力为12 MPa、管径为914 mm、长度为3 000 km，采用富气输送工艺，是一条公认的代表当代水平的输气管道。

（2）输气系统网络化

随着天然气产量和贸易量的增长以及消费市场的扩大，目前全世界形成了洲际的、多国的、全国性的和许多地区性的大型供气系统。这些系统通常由若干条输气干线、多个集气管网、配气管网和地下储气库构成，可将多个气田和成千上万的用户连接起来。这样的大型供气系统具有多气源、多通道供气的特点，保证供气的可靠性和灵活性。前苏联的统一供气系统是世界最庞大的输气系统，连接了数百个气田、数十座地下储气库及约1 500 个城市，管道总长度超过20×104km。目前欧洲的输气管网已从北海延伸到地中海，从东欧边境的中转站延伸到大西洋，阿-意输气管道的建成实际上已将欧洲的管网和北非连接起来。阿尔及利亚—西班牙的输气管道最终将延伸到葡萄牙、法国和德国，并与欧洲输气管网连成一体。

（3）建设地下储气库是安全稳定供气的主要手段

无论是天然气出口国家，还是主要依赖进口天然气的一些西欧国家，对建造地下储气库都十分重视，将地下储气库作为调峰、平衡天然气供需、确保安全稳定供气的必要手段。截止到1998 年，全世界建成储气库605 座，总库容575.5亿立方米、工作气量307.7立方米。工作气量相当于世界天然气消费量的11%，相当于民用及商业领域消费量的44%。2001 年美国的储气库总工作气量约120立方米，预计到2010 年储气能力将达到170立方米。国外天然气管道在计量技术、泄漏检测和储存技术等方面取得了一些新进展

（1）天然气的热值计量技术 世纪80 年代以后，热值计量技术的应用在西欧和北美日益普遍，已成为当今天然气计量技术的发展方向。天然气热值计量比体积和质量计量更为科学和公平，由于天然气成分比较稳定，按热值计价可以体现优质优价。天然气热值的测定方法有两种：直接测定法和间接计算法。近几年，天然气热值的直接测量技术发展较快，特别是在自动化、连续性、精确度等方面有了很大提高。

（2）天然气管道泄漏检测技术—红外辐射探测器

目前，美国天然气研究所（GRI）正在进行以激光为基础的遥感检漏技术研究，该方法是利用红外光谱（IR）吸收甲烷的特性来探测天然气的泄漏。该遥感系统由红外光谱接收器和车载式检测器组成，能在远距离对气体泄漏的热柱进行大面积快速扫描。现场试验表明，检漏效率比旧方法提高50%以上，且费用大幅度下降。

（3）天然气管道减阻剂（DRA）的研究应用

美国Chevron 石油技术公司（ChevronPetroleum Technology Co）在墨西哥湾一条长8 km、.152mm 的输气管道上进行了天然气减阻剂（DRA）的现场试验。结果表明，可提高输量10%～15%，最高压力下降达20%。这种减阻剂的主要化学成分是聚酰胺基，通过注入系统，定期地按一定浓度将减阻剂注入到天然气管道中，减阻剂可在管道的内表面形成一种光滑的保护膜；这层薄膜能够显著降低输送摩阻，同时还有一定的防腐作用。

（4）天然气储存技术

从商业利益考虑，国外管道公司非常重视使大型储气库垫底气最少化的技术研究。目前，正在研究应用一种低挥发性且廉价的气体作为“工作气体”来充当储气库的垫底气。

（5）管道运行仿真技术

管道在线仿真系统的应用可有效地提高管道运行的安全性和经济性。管道计算机应用表现在3 个方面：管道测绘及地理信息系统、管道操作优化管理模型和天然气运销集成控制系统。仿真技术在长输管道上的应用不仅优化了管道的设计、运行管理，而且为管输企业带来巨大的经济效益。目前，国外长输管道仿真系统主要分为3 种类型：一是用于油气管道的优化设计、方案优选；二是用于运行操作人员的培训；三是管道的在线运营管理。如美国最大的天然气管道公司之一的Williams 管道公司，采用计算机仿真培训系统在不影响正常工作的情况下即可完成对一线工人的上岗培训，大大缩短了培训时间，节约大量费用，比传统的培训方式提高效率约50%。

（6）GIS 技术在管道中的应用

随着管道工业自动化的发展，GIS（地理信息系统）在长输管道中得到了日益广泛的应用。它融合了管道原有的SCADA 系统自动控制功能，美国、挪威、丹麦等国家的管道普遍使用GIS 技术。目前，该技术已实现地理信息、数据采集、传输、储存和作图统一作业，可为管道的勘测、设计、施工、投产运行、管理监测、防腐等各阶段提供资料。技术发展趋势

（1）高压力输气与高强度、超高强度管材的组合是新建管道发展的最主要趋势

高压气管道是指运行压力在10～15 MPa 之间的陆上天然气管道。根据专家研究成果，年输量在10亿立方米以上时，采用高压输气可节省运输成本。当运输距离为5 000 km、年输量在15～30亿立方米之间时，采用高压输气比传统运输方式可节约运输成本20%～35%。采用高压输气可减小管径，通过高钢级管材的开发和应用可减小钢管壁厚，进而减轻钢管的重量，并减少焊接时间，从而降低建设成本。例如采用管材X100 比采用X65 和X70 节约费用约30%，节约管道建设成本10%～12%。

目前X100 管道钢管已由日本NKK、新日铁、住友金属、欧洲钢管等公司开发出来。另外，复合材料增强管道钢管正在开发，即在高钢级管材外部包敷一层玻璃钢和合成树脂。采用这种管材，可进一步提高输送压力，降低建设成本，同时可增加管输量，增加管道抵抗各种破坏的能力和安全性。当管材钢级超过X120 及X125 时，单纯依靠提高钢级来减少成本已十分困难，必须采用复合材料增强管道钢管。X100 及以上管道钢管目前还未得到商业应用的主要原因是对材料性能、安装技术和现场试验还需进一步验证和更好的了解。

（2）高压富气输送技术及断裂控制

高压富气输送是指在输送过程中采用高压使输送气体始终保持在临界点上，保证重组分不呈液态析出。采用高压富气输送能取得很大的经济效益，但富气输送时天然气的热值较高，要求管材不但能防止裂纹的启裂，而且还要具有更高的防止延性裂纹扩展的止裂韧性。以Alliance 管道为代表的高压富气输送是天然气输送技术的重大创新，其断裂控制是该管道的关键技术之一。

深入了解高钢级管道钢管的断裂控制是未来以低成本建设管道的前提。由ECSC、CSM、SNAM 和European 联合进行的项目，就是研究大口径X100管道在15 MPa 的高压下的断裂行为。

（3）多相混输技术 世纪70 年代，各发达国家相继投入了大量资金和人力，进行多相流领域的应用基础与应用技术研究，取得了不少成果。目前，这些成果已在上百条长距离混输管道上得到了应用。

近年来，英国、美国、法国及挪威等国相继建成了不同规模的试验环道，采用多种先进测量仪表和计算机数据采集系统，在大量高质量的试验数据基础上进行多相流研究。已有的多相流商业软件中，著名的OLGA 软件可以进行多相流稳态和瞬态流动模拟。

（4）天然气水合物（NGH）储运技术

据专家保守估计，世界上天然气水合物所含天然气的总资源量约为０.０18亿亿立方米～０.０21亿亿立方米，能源总量相当于全世界目前已知煤炭、石油和天然气能源总储量的两倍，被认为是21 世纪最理想、最具商业开发前景的新能源。天然气水合物潜在的战略意义和经济效益，已为世界许多国家所重视。目前，世界范围内正在兴起从海底开发天然气水合物新能源的热潮。虽然目前世界上还没有高效开发天然气水合物的技术，但许多国家已制定了勘探和开发天然气水合物的国家计划。美国1998 年将天然气水合物作为国家发展的战略能源列入长远计划，准备在2015 年试开采。日本、加拿大、印度等国都相继制定了天然气水合物的研究计划。

根据目前国外对天然气水合物技术的研究，可以得出几点共识：一是天然气水合物在常压、-15～-5℃的下储存在隔热容器中可长时间保持稳定；二是对于处理海上油田或陆上边远油田的伴生气，该技术的可行性优于液化天然气、甲醇和合成油技术。该技术安全且对环境无污染；三是天然气水合物技术的成本比液化天然气的生产成本约低四分之一；四是采用天然气水合物技术可以对天然气进行长距离运输。国内天然气管道技术现状

西气东输代表了目前我国天然气管道工程的最高水平。西气东输管道设计输量为120×108m3/a；管道全长3 898.5 km；管径1 016 mm；设计压力10MPa；管道钢级L485（X70）；全线共设工艺站场35座，线路阀室137 座，压气站10 座。目前我国天然气管道的技术水平分析如下：

（1）采用的设计和建设标准与国际接轨。

（2）采用卫星遥感技术、GPS 系统，优化管道线路走向。

（3）采用国际上通用的TGNET、SPS、AutoCAD等软件，进行工艺计算、特殊工况模拟分析和设计出图。

（4）管材采用高强度、高韧性管道钢，主要有X52、X60、X65 和X70，国内有生产大口径螺旋缝埋弧焊钢管和直缝钢管的能力。

（5）管理自动化、通信多种方式并用。运营管理采用SCADA 系统进行数据采集、在线检测、监控，进行生产管理和电子商务贸易；通信采用微波、卫星和租用地方邮网方式，新建管道将与国际接轨，向光缆通信发展。

（6）管道防腐。管道外防腐层主要采用煤焦油瓷漆、单层环氧粉末、双层环氧粉末、聚乙烯防腐层（二层PE）和环氧粉末聚乙烯复合结构（三层PE）。管道内涂层主要采用液体环氧涂料。

（7）天然气计量。我国早期建设的管道天然气计量大都采用孔板计量；而近年新建的几条输气管道采用超声波流量计。

（8）主要工艺设备。目前国内输气管道输气站主要工艺阀门大都采用气动球阀，今后新建管道将以采用气-液联动球阀为主。国内在役输气管道采用的增压机组有离心式和往复式压缩机，驱动方式有燃驱和电驱；将来我国的长距离输气管道主流机型采用离心式，在有电源保证的条件下采用变频电机驱动为发展方向。

（9）管道施工。目前我国的管道建设引进了国际上通行的HSE 管理技术，采用了第三方监理的机制；管道专业化施工企业整体水平达到国际水平，装备有先进的施工机具，如：大吨位吊管机、全自动焊机等；掌握了管道大型穿（跨）越工程的施工技术，如水平定向穿越技术、盾构穿越技术。

（10）优化运行。目前在役输气管道利用进口或国产软件进行在线或离线不同工况模拟，以确定既能满足供气需求，又使单位输气成本最低的运行操作方案。差距分析

我国大部分输气管道建于20 世纪60～70 年代，与国外发达国家和地区完善的供气管网相比有很大的差距，管道少、分布不均、未形成全国性管网；管径小，设计压力低，输量少，不能满足目前增长的市场需求。

第三篇：天然气管道输送技术

1.天然气的输送基本分为两种方式：液化输送，管道输送。2.天然气管输系统的输气管线：一般分为矿场集气支线，矿场集气干线，输气干线，配气管线四类。3.输气站的主要功能：包括调压，净化，计量，清管，增压，冷却。4.天然气的组成大致可分为三类：烃类组分，含硫组分和其他组分。5.按油气藏的特点天然气可分三类：气田气，凝析气田气，油田伴生气。6.按天然气中烃类组分的含量可分为：干气和湿气。7.按天然气中的含硫量差别可分为：洁气和酸性天然气。8.分离器的内部构件：进口转向器，除沫板，旋流破碎器，雾沫脱除器。9.阻止水合物形成的方法：一提高天然气的温度，二是减少天然气中水汽的含量。10.解除水合物阻塞的措施：一是降压，二是加热，三是注防冻剂。11.管内气体流动的基本方程：连续性方程，运动方程，能量方程 气体状态方程12.求解等流量复杂管常用：当量管法或流量系数法。13.管道温度低于0°时，球内应灌低凝固点液体以防止冻结。14.清管设备主要包括：清管器收发装置，清管器，管道探测器以及清管器通过指示器。15.提高输气管能力的措施：铺副管，倍增压气站。16.密度的影响因素：一定质量的天然气压力越大密度越大，温度越大密度越小。17.天然气的相对密度：是指在同温同压条件下天然气的密度与空气密度之比。18.天然气的粘度：气体粘度随压力的增大而增大；低压条件下，气体粘度随温度的升高而增大；高压条件下，气体粘度在温度低于一定程度时随温度的增高而急剧降低，但达到一定温度时气体的粘度随温度的升高而增大。19.天然气含水量：指天然气中水汽的含量。20.天然气绝对湿度：指单位数量天然气中所含水蒸气的质量。21.天然气相对湿度：指单位体积天然气的含水量与相同条件下饱和状态天然气的含水量的比值。22.天然气的水露点：在一定压力下，天然气的含水量刚达到饱和湿度时的温度称为天然气的水露点。23.天然气的分类：我国将天然气按硫和二氧化碳含量分为一类（硫化氢≤6）二类（硫化氢≤20）三类。一类二类主要用作民用燃料，三类主要用作工业原料或燃料。24.地形平坦地区输气管道：指地形起伏高差小于200米的管道。25.输气管道基本参数对流量的影响：a.直径D增大，流量Q就增大。输气管道通过能力与管径的2.5次方成正比；b.站间距L增大，Q就减小。流量与长度的0.5次方成反比；c输气温度T增大，Q就减小。输气量与输气的绝对温度的0.5次方成反比；d.输气量与起终点压力平方差的0.5次方成正比。26.流体在管道中的流态划分：Re<2000为层流，3000Re2为阻力平方区。27.输气管道效率系数E：用以表示输气管道流量被减少的程度或输气管道的效率E一般小于1，E越小，表示输气管道越脏，管内沉积物越多，流量也就越小。28.平均压力的实际应用：1，用来求输气管道的储气能力。2，用来求天然气的压缩系数。3，用来确定管壁的厚度。29.输气站工艺流程：指在输气站内，把设备，管件阀门等连接起来的输气管路系统。30复杂输气管道分为：平行管，变径管，副管，跨界管。平行管：有相同起点和终点的若干条输气管道称为平行输气管道又叫并联输气管道。变径管：各段流量相等，全线的压力平方差等于各段压力平方差之和。副管：多跟并列的副管称为多线副管。跨接管 ：平行管线之间的连通称为跨接管。31.年平均输气不均衡系数：其大小取决于用户用气不均衡性的大小，是否有地下储气库和季节性缓冲用气单位等因素。1.输气站设置原则：1，输气站应尽可能设置在交通，能源，燃料供应，给排水，电信，生活等条件方便的地方，并应当和当地区域发展规划协调一致，以节省建设投资，便于经营管理和职工生活。2，站址选择的结果要保证该站具有良好的技术经济效果，场地的大小既要满足当前最低限度的需要，又要保证为将来发展提供可能。3，站址应选地势开阔，平缓的地方，便于场地排水。4，站址的地貌应该稳定，岩石应该坚实而稳定，地下水位要低，土壤干燥。5，要重视输气站对周围环境的影响，注意三废的治理，进行环境保护，维护生态平衡。2.输气站的布置原则：1，各区及设备平面布置应满足工艺流程的要求，尽量缩短管道长度，避免倒流，减少交叉。2，分区布置，把功能相同的设备尽量布置在一个装置区。3，输气站与周围环境以及设备间在遵照有关规定，保证所要求的防火间距的前提下，布置应紧凑，同时也要保证有消防，起重和运输车辆通行的道路和检修场地。4，对于有压缩机的输气站，厂房内的压缩机一般成单排布置；若机组数量较多时，也可采用双排布置，以避免厂房过长而使巡回检查操作不便。5，输气站除了有前面所述的生产区外，还应设置维修间和行政办公地。3.研究含水量的意义（水的危害性）：1，天然气从地层中开采出来如果处理不干净，将和水和酸性离子，形成一种电解质，对金属设备产生电化腐蚀和化学腐蚀。2，天然气中含有水时，烃成分将与水结合形成水化物，堵塞管道，仪表，阀门。3，天然气中含有液态水时，将在管道低洼处分离出来减少流通面积，增大输气阻力。4，天然气中含有液态水燃烧时，水将气化吸热，降低天然气的燃烧值。5，由于上述问题，将增加许多维修管理的工作量，因此会增加许多管理费用。4.天然气的杂质危害：从气井中产生的天然气，往往含有气体，液体和固体杂质。其主要危害有：1，增加输气阻力，使管线输气能力下降。2，含硫水会腐蚀管线和设备。3，天然气中的固体杂质在高速流动时会冲蚀管壁。4，使天然气流量测量不准。5.城镇燃气加臭剂应符合下列要求：1，加臭剂和燃气混合在一起后应具有特殊的臭味。2，加臭剂不应对人体，管道或与其接触的材料有害。3，加臭剂的燃烧产物不应对人体呼吸有害，并不应腐蚀或伤害与此燃烧产物经常接触的材料。4，加臭剂溶解于水的程度不应大于25%。5，加臭剂应有在空气中能察觉的加臭剂含量指标。6.储气方法：用于平衡季节性用气不均衡所需的储气量很大，一般采用地下储气和液化储存的方法。用于白天，晚上用气不均衡所需的储气量较小，多采用储气罐或长输管道末端储气。7.解决气体供求不平衡的措施：1，用机动气源解决季节用气量的不平衡。2，缓冲型用户：如以气为原料的化工厂，橡胶厂每年检修时间安排在冬季用气高峰季节。夏季城市用气少时开足马力生产。3，储气设施：包括地下储气库，储气罐，输气管末端储气等。阀门按用途分：1，截断阀类：主要用于截断或接通介质流，包括闸阀，截止阀，隔膜网，旋塞网，球阀和蝶阀等。2，调节阀类：主要用于调节介质的流量，压力等，包括调节阀，节流阀和减压阀等。3，止回阀类：用于阻止介质倒流，包括各种结构的止回阀。4，分流阀类：用于分配，分离或混合介质，包括各种结构的分配阀和疏水阀。5，安全阀类：用于超压安全保护，包括各种类型的安全阀。8.调压器的分类：1，按原理分：直接作用式和间接作用式。2，按用途或使用对象分：区域调压器，专用调压器及用户调压器。3，按进口压力分：高高压，高中压，高低压调压器，中中压，中低压，及低压调压器。

4，按结构可分：浮筒式及薄膜是调压器，后者又分为重块薄膜式和弹簧薄膜式调压器。5，若调压器后的燃气压为被调参数，则这种调压器为后压调压器。若调压器前的燃气压为被调参数，则这种调压器为前压调压器。9.清管的目的：1，清除施工时混入的污水，淤泥，石块和施工工具等；2，清除管线低洼处积水，使管内壁免遭电解质的腐蚀，降低硫化氢，二氧化碳对管道的腐蚀；3，改善管道内部的光洁度，减少摩阻损失，增加通过量，从而提高管道的输送效率；4，扫除输气管内存积的硫化铁等腐蚀产物；5，保证输送介质的纯度；6，进行管内检查。

10.天然气的类别：1，油气藏的特点分为a气田气b.凝析气田气c.油田伴生气2，按照天然气中的烃类组分的含量分为a.干气b.湿气

3.按照天然气中含硫量的差别a.洁气b.酸性天然气 11.为什么要用分离除尘设备：从气井出来的天然气常带有一部分的液体和固态杂质，而天然气在长距离输送中由于压力和温度的下降，天然气中会有水泡凝析为液态水，残存的酸性气体和水会腐蚀管内壁，产生腐蚀物质，同时加速管道及设备的腐蚀，降低管道的生产效率。因此，为了生产和经济等方面的要求，必须将这些杂质加以分离，在工程上常采用分离除尘设备。

第四篇：天然气管道运行模拟及仿真技术研究

天然气管道运行模拟及仿真技术研究

1011202045 蔡永军 科学计算选讲结课论文

为了预测天然气管道运行状态，制定合理的管输计划，更好的配置设备开机，天然气管道输送过程中需要进行工况模拟及仿真。实际工作中需要建立压缩机、阀门等设备的模型，确定管段的控制方程、气体的状态方程，针对给出的初始条件和边界条件，筛选确定天然气管网数学模型的离散方法与非线性方程组的求解算法寻找合理的非线性方程的求解算法，得到合理的数值解。

1天然气管道仿真数学模型 1.1管段的控制方程

对于管道中的任意管段，经过适当的简化可以用下列公式来描述： 连续性方程：

A运动方程：

(A)0

（1）tx()(.A)P2AAAgsin()A

（2）

txx2D能量方程：

((hPA22))(A.(hx22))tAPAgsin()Dk1(TTW)x（3）

式中：A——管道的横截面积，m2；

ρ——流体密度，kg/m3； t——时间，s； x——坐标，m； u——速度，m/s； P——压力，Pa； θ——管道倾角，rad； λ——水力摩阻系数； D——管道内径，m； T——流体温度，k；

k1——流体至管壁的换热系数； h——比焓；

Tw——管壁的温度，k。1.2 阀门控制方程

阀门控制方程如下：

MdwMup0MupPdw)Pdw0

（4）Cg(Ph1h2式中： Mup——阀门入口质量流量，kg/s；

Mdw——阀门入口质量流量，kg/s Cg——阀门系数；

Pup——阀的入口压力，Pa；

Pdw——阀的出口压力，Pa。1.3压缩机控制方程

简化后的压缩机控制方程如下

2a1(n2n)bn1()Qc1Q20n0MdwMupMfuel

m1TdwTupm式中：——压缩机压比；

m——多变压缩指数；

n——压缩机的实际转速，rpm； n0——压缩机的额定转速，rpm； a1, b1, c1——系数；

Q——给定状态下的体积流量，m3/s； 1.4 理想调节阀阀控制方程

理想调节阀控制方程如下：

5）

（MdwMup0Pdwc

（6）h1h22气体的状态方程

采用BWRS气体状态方程，如下：

PRT(B0RTA0C0D0E0d2)(bRTa)3234TTTT

（7）

3dc(a)62(12)exp(2)TT式中：P——系统压力，KPa；

T——系统温度，K；

ρ——混合气体密度，Kmol/m3；

R——气体常数，8.3143KJ/(Kmol.K)。

A0、B0、C0、D0、E0、a、b、c、d、α、γ为方程的是一个参数，根据（8）确定。

1/21/2A0xixjA0iA0i(1kij)i1nj1nnB0xiB0ii1n1/21/23C0xixjC0C(1k)i0iiji1nj1n1/21/24D0xixjD0iD0i(1kij)ni1j1nnEx1/21/250ixjE0iE0i(1kij)i1j1n3axia1/3ii13nbx1/3ibii13cnx1/3icii13dnx1/3idii1

3nxi1/3ii13nx1/3iii1式中：xi、xj——混合气体中i和j组分的摩尔分数；

kij——为i、j组分间的交互作用系数。3气体的焓方程

气体的焓方程如下：

hh0(B0RT2A4C05D0T206E0T3T4)12(2bRT3a4dT)215a(6a7dT)5

c2242T2(32)exp()]4 管道周边的热力模型

管道的有效土壤厚度采用等效圆筒法，传热半径由下式计算：8）9）

（（2H2H2R2R1R1((()1)1)0.（10）

DD式中：R2-R1——土壤厚度，m；

R1——从管道中心至土壤层的半径，m； H——至管道中心的实际埋深，m； D——管道直径，m。

管道和周围环境的瞬态热力模型计算式如下：

k(rTr)r/rCpTt

（11）

式中：k——周围环境导热系数；

r——传热半径； Tr——r处的气体温度； Cp——气体定压比热； Tt——t时刻的气体温度。

单位管长热流量由下式表示。通过该公式计算管壁在任意节点的温度。

2k2(TwT0)k1D(TTw)

（12）

ln((R2R1)/R1)式中：k2——管壁至土壤换热系数；

K1——流体至管壁换热系数； Tw——管壁温度； T0——R2处的温度； T——气体温度。水力摩阻系数计算式

管段控制方程涉及的水力摩阻系数λ采用F.Colebrook－White公式计算，该公式表达如下：

1/1.73852log10(2e/D18.574/(*Re))

（13）

式中，e/D——管道粗糙度和内径的无因次比；

Re——雷诺数。6控制方程的离散化

由管道控制方程与气体状态方程组成的非线性偏微分方程组，一般不能得出管流气体基本变量的解析解，因此有必要应用计算数学的方法求解偏微分方程组的数值解。本专题中选用中心隐式差分法对控制方程进行离散化。确定采用的基本变量为气体的密度（ρ）、速度（u）和温度（T）。6.1离散形式

引进变量φ，φ代表三个流动基本中的任意一个。在时间步长为Δx , 空间步长为Δt 的情况下，以空间i和时间网格点t采用中心隐式差分格式，则有以下离散形式：

对于基本流动变量：

1kkkk1ii1ii1

4基本流动变量对时间的一阶偏导数：

k1ikik1kt11ii2t

基本流动变量对空间的一阶偏导数：

1kki1i1k1ikix2x

基本流动变量对时间的二阶偏导数：

2(k1k2k1k2kk1k2i2kii)2(i12ki1i1)(i22i2t2i2)162t基本流动变量对空间的二阶偏导数：

2(k1k1k1i22ki1ki)2(ki22i1i)(k2k2k2i22i1i)x2162x基本流动变量对空间及时间的二阶偏导数：

22k2ki2xtkiki2i16xt

6.2 离散后的控制方程

离散后的控制方程如下： 离散后的连续性方程：

（14）

15）

16）

（17）（18）（19）

（（1kk1kk1k1kkk1k1kkikuuu1i1iii1i1iiiuii1i10

（20）2t2x离散后的运动方程：

1k1kkk1k1kkk1kk1kikuuuuPPPP1i1i1i1iiiii1iii12t2x1k12kk2k1k12kk2ik(u)(u)(u)(ui1i1iiii)1i（21）2x1kk1kk1kk1kuuuuiki1iii2(1)(i1i1i)02D44离散后的能量方程：

1k1k121kk21k1k1kkkikh-P(u)-(h-Pi1(ui1))1i1i1i1i1i1i1i1222t1k1k121kk2kkkh-Pii(ui)-(ihi-Pii(ui))222t1k131k3k1k1k1kkki1ui1hi1(ui1)(i1ui1hi1(ui1))222x1k131k3k1k1k1kkkiuihi(ui)(iuihi(ui))222xk1k1kk1k(Ti1TiTT1ii4Tw)0Dk1k1iik1（22）

6.3 初始条件与边界条件

初始条件指系统开始运行时的初始压力、流量或温度的分布状态。边界条件指某一管段起始节点和终止节点上的约束条件。主要包括：

(1)管段端点上的输油泵、压缩机或阀门等的出入口压力、流量、温度、转速、压比或开度设定值；

(2)气源对应节点的压力、流量或温度设定值；(3)分输点对应节点的压力、流量或温度设定值；(4)节点处压力、流量或温度的一致性；(5)节点处压力、流量或温度的范围控制值；(6)管道物理元件周围的温度场状况。7非线性方程组的求解算法

离散后的控制方程配合边界条件和初始条件才能封闭，封闭后形成了非线性方程组，对于该非线性方程组选取牛顿迭代法进行求解。

若采用C(x)xb的矩阵形式（其中C(x)为非线性方程组的系数矩阵），则x(x1,x2,x3,...,xn)T为需要求解的向量，b(b1,b2,b3,...,bn)T为等式右边的向量。

（1）牛顿拉普森迭代法 设迭代函数列F(F1,F2,F3,...,Fn)T

T

迭代变量x(x1,x2,x3,...,xn)

迭代增量x(x1,x2,x3,...,xn)

迭代函数FiTFi(x1,x2,x3,...,xn)

牛顿拉普森迭代公式如下：

xk1xkxk

（5.7-1）

对于迭代函数F，将求解非线性方程组问题转化成为寻根问题，也即要求下式成立：

F(F1,F2,F3,...,Fn)T0

（5.7-2）

对任意点x0和它的相邻点/邻域（x0+△x），通过泰勒展开式我们有：

FiFi(x0x)Fi(x0)xj(x2)i1,2,...,n

（5.7-3）

j1xj若采用矩阵形式，则有：

nF(x0x)F(x0)Jx(x2)

（5.7-4）

其中 J 为n×n的雅可比矩阵且Jij如果略去其中的高次项(x2Fi。xj)，并要求F(x0x)0。我们得出：

xJ1F

（5.7-5）

至此，可以按照牛顿拉普森迭代法的求解步骤进行计算。

（2）牛顿＋最速搜索迭代法

引入目标函数 f0.5FF，通过简单的数学运算，可以得到牛顿迭代沿着此目标函数的梯度方向f，始终可以发现一个数值α能使得目标函数的值下降，即：f式： xFJ(J1F)FF0。所以本专题研究采用如下迭代公xk1xkxk

（5.7-6）

该方法较牛顿拉普森方法具有收敛速度快，且全局收敛的特点。8仿真运行

8.1仿真运算的基本过程

仿真运行的基本过程如图1仿真运行所示。运行系统状态数据和不同视角构成单文档－多视的关系。

图中的兰色带箭头线条表示通过不同的视角和核心功能层接口，可以监视或编辑仿真系统的状态数据，并下达计算命令；粉色线条表示运算中仿真模拟器和数据模块进行数据交互；绿色线条表示初始化过程加载数据。

简单人机界面视角视角命令行视角表格视角仿真模拟器调度模块核心功能层接口计算状态数据数据模块监视或编辑状态数据编译模块加载系统及其初始参数运行系统状态数据编连文件

图1仿真运行过程

仿真运行基本过程如下：

(1)通过各个接口或视角，下达加载系统命令；(2)调度模块命令编译模块加载编连文件；

(3)如果需要，通过各个接口或视角，对系统参数进行进一步初始化；(4)通过各个接口或视角，下达一轮计算命令；

(5)仿真模拟器开始一轮计算，并输出结果到数据模块；调度模块通知相应接口和视角计算结束；

(6)相应接口或视角获取关心的数据；

(7)如果需要进行新一轮计算，相应接口和视角可以对部分参数进行重新设定，并下达新一轮计算命令，系统将回到第5步。

8.2仿真运算的实现结构

仿真运算由仿真模拟器作为核心模块来实现，两个直接的辅助模块是数据模块和编译模块。

这3个模块相互协同进行仿真运算，基本过程如图2所示。

仿真模拟器数据模块3输入参数基本输出参数其它输出参数665其它输出参数数值化计算72 加载方程组2 加载数据模型文件编连文件1 输出：方程组＋元件信息编译模块建统立的此联系组立输入参数预处理控制方程组4数值计算4446元件参数关系计算函数库外部边界方程组元件库元件参数关系计算函数库控制方程组外部边界方程组 图2仿真模拟器结构

(1)编译模块根据模型文件和元件库，建立编连文件，编连文件中包含仿真系统各个元件的信息；同时，根据通用、基本的控制方程组、元件参数关系计算函数库、外部边界方程组，编译模块将建立此系统的全部方程组，一并加入到编连文件中；

(2)在运算前的初始化过程中，编连文件中的参数数据将被加载到数据模块，方程组将被加载到仿真模拟器相应的方程组列表中，包括：控制方程组列表、外部边界方程组列表、元件参数关系计算函数库列表；

(3)每轮运算开始前，仿真模拟器的输入参数预处理模块需要对输入参数进行预处理，例如对部分参数进行离散化或拟合；

(4)开始运算后，仿真模拟器的数值计算模块根据处理好的输入参数和相关的方程组进行数值计算；

(5)数值计算模块计算出的是需要联立求解的基本输出参数；

(6)根据输入参数、基本输出参数、元件参数关系计算函数库，仿真模拟器同步对其它输出参数进行数值化计算；

(7)其它输出参数被输出到数据模块，此后可以通知调度模块前来获取相关数据并进行下一轮计算的参数输入了。9结论

通过建立天然气管道数学模型及求解算饭，在输入管道的基本参数后，可以根据输入的初始运行状态预测下一时刻的运行状态，从而为排定管输计划、优化运行工况提供决策依据。

第五篇：天然气管道运行压力工艺参数

天然气管道运行压力工艺参数

高压管道运行压力：

A:2.5< P≤4.0MPa B: 1.6< P≤ 2.5MPa 次高压管道运行压力：A:0.8< P≤1.6MPa B: 0.4< P≤ 0.8MPa 中压管道运行压力：

A:0.2< P≤0.4MPa B: 0.01≤ P≤ 0.20MPa 低压管道运行压力：

P < 0.01MPa

天然气调压站（箱）现状运行压力工艺参数 次高压A调压站的进口压力：1.2～1.6MPa 次高压A调压站的出口压力：0.6～0.8MPa 次高压B调压站（箱）的进口压力：0.6～0.8MPa 次高压B调压站（箱）的出口压力：0.1～0.2MPa 中压B调压站（箱）的进口压力：0.1～0.2MPa 中压B调压站（箱）的出口压力：2100～2800Pa

XP—311A型可燃气体检测仪的使用：

零调节：先将转换开关由BATT转至（L）挡位置，待指针稳定，确认“0”如指针偏差于“0”时将“零”（ZERO）调节旋钮缓转，进行调节。调至“0”为止。（零调节须在L挡，必须在干净的空气中进行）

检测：1.先将转换开关转至（L）挡（0～10%LEL）或（H）挡（0～100%LEL）并将吸引关靠近所需要检测地点来测量。

2.感应到要测气体时，指针就会摆动，当指针稳定下来后，所指示的刻度便是气体的浓度。在检测气体时，先应转在（H）挡，如指针指示在10%LEL以下时，当即转换到（L）挡，以便读到更精确的数值。

3.XP—311A型具有报警功能，达到危险浓度（20%LEL）时则可以灯光及蜂鸣器鸣响告知。在使用时，如电池电量不足时，可以连续鸣响告知，故须更换电池。

4.检测完后，必须使仪器吸干净空气而使得指针回到“0”位置后方可关电源。

5.刻度是以三层计数形式从而可表示LEL、LPG、汽油之区别。LPG及汽油的指示是以体积浓度作为气体浓度从而可直接读出。

XP—314A型可燃气体检测仪的使用：

零调节：将转换开关置于“L”挡，在新鲜空气中，旋转“ZERO ADJ”钮调零。注意：应将转换开关置于“L”挡调零，放在“H”挡，无法调到准确的零点。检测：1.在调零稳定后，将转换开关置于“H”挡，用吸引管采气样进行检测，到指针稳定后，读取数值，如读值在10%（或30%）以下时，将转换开关改成“L”挡，以便读到更精确的数值。

2.当仪器用于检漏时要注意指示值将随着吸引管靠近泄漏点而增大，而离开泄漏点时则减小。如转换开关置于高浓度“H”挡不利于检漏时，应改放在“L”挡.