第一篇：压力管道检验案例分析(二)
压力管道检验案例分析
XXXXX特检所 XXXX
2010年8月在对乌苏市一家合成氨的化工企业检修时，对6#高压机四段出口管道进行全面检验,发现部分缺陷，总结检验经验及原因分析如下，与大家探讨:(一)检测结果
通过资料审查、外部宏观检验、硬度检测、壁厚测定、无损探伤、强度校核,该6#高压机四段出口管道弯头部位的检测结果如下: 1.资料审查。该企业系一家生产液氨和碳酸氨的化工企业,该管道1996年由本厂自行设计自行安装,其管径219mm,公称壁厚8mm,材质20#,最高工作压力为2.75MPa,最高工作温度为150℃,输送介质为循环气,其主要成为CO、CO2、H2、N2。该管段安装在高压机房外面,距四级水冷排管0.5m,弯管最高位置离地面标高1.78m。安装后使用时间不到一年,因效益不好而停产,后经企业改制,2005年由该公司租赁,2006年正式投产。
2.外部宏观检验。外表面有麻点腐蚀,其腐蚀凹坑最深达1.5mm,且靠水冷排侧有一处贴补,弯管弯曲半径450mm。
3.硬度检测。弯管部位HB为189,直管部位HB为194,合格。
4.壁厚测定。经超声波测厚,弯管部位最薄为5.5mm,直管部位最薄为7.2mm。5.无损探伤。发现贴补处沿气流方向侧有一条24mm裂纹,且穿透贴补焊缝。6.强度校核。经强度校核,最小壁厚为5.68mm,而实测最小壁厚为5.5mm,强度不合格;根据GB50235-97标准,弯管制作前后厚度差小于公称壁厚的15%,计算得6.8mm,大于5.5mm,则为不合格。7.评定结论。安全等级为四级,需更换此弯管。(二)原因分析
1.腐蚀凹坑的产生。因停用时间过长,保养措施不当及大气中腐蚀介质的影响,尤其是靠近弯管的水冷排管所用的冷却水是二气循环水,水中含有硫化氢,而这种硫化氢水溶液飞溅在弯管上,会在金属表面发生激烈的电化学腐蚀,使得被腐蚀部位的金属以其离子或腐蚀产物的金属形式从表面脱离,而形成腐蚀凹坑。
2.裂纹的产生。由于管道内输送的介质主要为CO、CO2、H2、N2,而介质中的H2对管道损伤最大,是典型的氢腐蚀。氢腐蚀是钢受到高温(220℃以上)、高压(1.4MPa以上)作用后,其机械性能变劣,强度、韧性明显降低,这种现象是不可逆的。其腐蚀机理为:H2→H H,H、H直径小,可透过金属表面,固溶到金属内,固溶的氢与钢中的碳发生化学反应:Fe3C 4H=3Fe CH4,而产生的CH4气体本身扩散能力很低,只聚集在晶界原有的微观空隙内,使得该区域碳浓度降低,其他位置上的碳通过扩散不断补充,产生的CH4气体不断增多,空隙内的局部压力不断增大,从而在该处发展为裂纹。再者,弯管表面的腐蚀凹坑产生局部应力集中,水冷排中的冷却水洒在弯管上,产生温差应力,这几个应力叠加,又加速裂纹的扩展。
3.修补方法错误。虽然弯管部位产生裂纹,厂家自行贴补,头痛医头,脚痛医脚,没有找出产生缺陷的根本原因,使一段时间又产生新生裂纹。原因是原裂纹未经处理(应在裂纹两端钻ф8mm的小孔,用角磨机打出“U”坡口,并经无损检测,确认裂纹已清除,再进行补焊),两端应力集中,再加上几个应力叠加,加快原裂纹从两端发展,产生新生缺陷。(三)预防措施
1.设计、制造、安装、修理必须是有资质的单位进行,如设计采用抗氢腐蚀设计,选择采取含碳量低的材料,焊后热处理(主要为正火加回火热处理)、弯管制作弯曲半径因大于管子外径的3.5倍等。
2.二次循环冷却水须进行水处理,如在蓄水池中加适量碱以中和水中的硫化氢等酸性物质。
3.用不易腐蚀的物料将冷排管与弯管隔离或将此弯管加一防腐、防水保护层。
4.加强定期检验(在线检验、全面检验)和巡回检查。5.加强内部管理和设备保养,确保设备安全运行。
（四）、建议和改进措施
为了做好压力管道的安全管理工作,确保压力管道的安全运行,保障生产任务的顺利进行,必须坚决贯彻执行(压力管道安全管理与监察规定)等有关法律、法规、规定和文件,认真编制压力管道安全管理规章制度。并监督压力管道运行和维护,严格加强旧管道的清查工作,对清查中发现的安全隐患,及时进行彻底消除。能修复的修复,无法修复的坚决报废,不留隐患。
第二篇：压力管道材料检验规程
压力管道材料检验规程用于压力管道的材料进公司验收时，应按材料的相应法规、（最新）材料标准和/或订货合同/协议的要求，严格进行验收。进公司的材料由物资供应公司填写“收料单”（样表6－3），采购人员将“材料质量证明书”、“收料单”等转交材料检验员进行材料验收。材料检验员根据相应法规、材料标准和/或订货协议审查材料质量证明书，材料生产单位必须按相应标准的规定提供合格证或质量证明书原件（不包括抄件），从非材料生产单位供货的质量证明书可用原件的有效复印件，必须加盖供材单位检验公章和经办人章。质量证明书内容必须齐全、清晰；材料检验员审查质量证明书的理化数据是否符合，项目是否齐全及材料质量证明书的真实性，合格认可，发现问题反馈给材料责任工程师及时处理。4 板材的检验
4.1 材料检验员使用的各种量具（千分尺、卡尺、合尺、卷尺等）应经过校验且在有效期内。
4.2 材料检验员目测材料实物上的标识，在材料上的明显部位应有清晰、牢固的钢印标识或其他标识，至少包括材料制造标准代号、材料牌号及规格、炉（批）号、材料生产单位名称及检验印鉴标识。实物品种、规格、批号、状态等应与材料质量证明书一致，否则拒检，反馈给采购员和材料责任工程师及时处理。
4.3 钢板厚度的测量应在距离边部不小于40mm处测量；有色板材厚度的测量应在距顶角不小于100mm距离边部不小于10mm处测量。板材应逐张检验表面质量和尺寸。
4.4 合格材料由材料检验员填写“原材料入库检验登记表”（样表6－6），按KFB422－2005《材料标识及移植管理制度》3.1条的规定编写材质编号，在登记表、质量证明书上作出材质编号标记，质量证明书归档，并监督仓库保管员将材质编号移植于材料上，逐张/件用钢印或其它方法进行标识移植，按KFB421－2005《材料验收入库管理制度》办理入库审批手续。由保管员负责将合格材料分类存放于合格区内。对不合格的材料由材料责任工程师配合材料采 购员反馈给供料单位协商处理。焊接材料的检验
5.1 审查焊接材料的质量证明书，主要项目：规格、型号或牌号、批号、化学成分、机械性能等应齐全，数据合格。
5.2 检查焊条的外包装，应标出：焊条的规格、标准号、型号或牌号、批号、净重；制造厂名或商标；检验标记，并与质量证明书相符，内包装应封口。焊条夹持端的药皮上应印有清晰的型号或牌号的标记；焊芯的直径、长度、药皮的偏心度及缺陷、引弧端的倒角等应符合相应标准的规定。
5.3 焊丝的标识与质量证明书一致，焊丝的直径和盘条的尺寸、表面质量等应符合相应标准的规定。直径应按垂直方向各测一次，测量结果均在允许范围内为合格。
5.4 检查焊剂的包装，应标出：焊剂的名称、型号和标准号、批号、净重、生产日期；制造厂名或商标并与质量证明书相符。
5.5 接材料需复验时，由检验员开出“材料复验取样通知单”（样表6－6）和“委托试验单”并保管员取样。焊丝应在盘条的两端进行取样，焊条和焊剂的取样按相应标准的规定进行。试验报告根据相应标准进行评定。
5.6 合格焊接材料由材料检验员填写“原材料入库检验登记表”（样表6－4），按《材料标识及移植管理制度》3.2条的规定编写材质编号，在登记表、质量证明书上作出材质编号标记，质量证明书归档，并监督仓库保管员将材质编号移植于焊接材料的外包装上，逐件用标签或其它方法进行标识移植，按《材料验收入库管理制度》办理入库审批手续。之后由保管员负责将合格焊接材料分类存放于合格区内。对不合格的焊接材料由材料责任工程师配合焊接材料采购员反馈给供料单位协商处理。外购锻件的检验
6.1 质量证明书或合格证的项目和内容数据应齐全、合格。
6.2 压力管道零件采用外购锻件，锻件的材料牌号和供货状态应符合产品图 样的要求，形状和尺寸符合锻件毛坯图的要求，或锻至尽可能接近零件的形状和尺寸，外观质量和缺陷应符合相应标准的技术要求。
6.3 锻件的标识：应有厂名或厂标、材料牌号、（图号）炉批号及热处理的标记，并与质量证明书一致
6.4 合格锻件由材料检验员填写“外购外协件检验登记表”，按《材料标识及
移植管理制度》3.1条的规定编写材质编号，在登记表、质量证明书上作出材质编号标记，质量证明书归档，并监督仓库保管员将材质编号移植于锻件上，逐件用标签或其它方法进行标识移植，按《材料验收入库管理制度》办理入库审批手续。之后由保管员负责将合格锻件分类存放于合格区内。对不合格的锻件由材料责任工程师配合锻件采购员反馈给供料单位协商处理。7 管材、棒材、型材、线材等的检验
7.1 管材、棒材、型材、线材等的质量证明书或合格证的项目和内容数据应齐全、合格。
7.2 管材、棒材、型材、线材等：如标准有规定应按规定位置测量，一般应在距端部不小于500mm处测量。管材、棒材直径应按垂直方向各测一次，测量结果均在允许范围内为合格。
7.3 合格材料由材料检验员填写“原材料入库检验登记表”，按《材料标识及移植管理制度》3.1条的规定编写材质编号，在登记表、质量证明书上作出材质编号标记，质量证明书归档，并监督仓库保管员将材质编号移植于材料上，逐张/件用钢印或其它方法进行标识移植，按《材料验收入库管理制度》办理入库审批手续。之后由保管员负责将合格材料分类存放于合格区内。对不合格的材料由材料责任工程师配合材料采购员反馈给供料单位协商处理。8 补项及复验：按照法规、标准以及设计文件要求补项或复验的项目，均应及时补项检验或复验。
8.1 材料质量证明书缺项的应补所缺项的试验。
8.2 复验：
a)设计图样要求复验的；
b)用户要求复验的；
c)不能确定材料真实性或对材料的性能和化学成分有怀疑的；
d)钢材质量证明书注明复印件无效或不等效的。
b)对压力管道经常使用且已有信誉保证的外协锻件，如质量证明书（原件）项目齐全，可只进行硬度复验，复验结果出现异常时，则应进行化学成分和力学性能复验；
c)我公司锻制且供本公司使用的锻件，可免做复验。
8.2.4 取得国家安全监察机构产品安全质量认证并有免做复验标志的材料，可免做复验。
8.3 材料的复验结果由材料责任工程师审核。引用的相关文件
KFB***－2008 《材料验收入库管理制度》
KFB***－2008 《材料标识及移植管理制度》
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第三篇：压力管道检验须知
压力管道检验须知
压力管道新建、改建、扩建监督检验须知
根据《特种设备安全监察条例》、《压力管道安全管理与监察规定》、《压力管道安装安全质量监督检验规则》以及重庆市质量技术监督局的有关规定，重庆市特种设备检测研究院（以下简称特检院）负责特种设备的法定检验工作，根据国家质量监督检验检疫总局和重庆市质量技术监督检验资格认可和授权，特检院压力管道检验、压力管道安装安全质量监督检验。为方便受监督检验单位快捷办理相关手续，现将有关事项和程序告知如下：
1、报检：新建、改建、扩建的压力管道，报检单位必须带上《特种设备安装维修改造告知书》、设计资料，填写《特种设备安全性能监督检验申请书》报送特检院压力管道检验研究中心。
2、特检院压力管道检验中心收到受检单位《特种设备安全性能监督检验申请书》起五个工作日内为受检单位办理监督检验手续，监理相应的项目监督检验组织，指定项目监督检验负责人，配备必要的监督检验人员。
3、监督检验人员应认真阅读项目有关文件，针对项目的具体特点，根据有关法律、规范、标准明确监督检验的内容、监督检验方式，确定“停检点”、“必检点”和“巡检点”。
4、受检单位应提供项目的有关文件、记录或有关证据，积极协助监督检验人员的工作。
5、监督检验人员在实施监督检验时，应根据监督检验内容和方法进行，包括检验、检测、观察、确认质量记录，交谈等方法收集监督检验数据和资料。
6、监督检验人员在监督检验过程中发现一般质量问题时，应要求受监督检验单位进行改进，并对纠正情况进行跟踪检查，直至问题得到彻底解决。
7、监督检验人员在监督检验过程中发现严重质量问题时，由监督检验单位在五日内向受监督检验单位发出《监督检验意见通知书》，并同时抄送建设单位和授权监督检验任务的安全监察机构。
8、接到《监督检验意见通知书》后，受检单位应按要求对《监督检验意见通知书》所列出的质量问题采取措施整改存在的问题，整改完毕后将有关见证资料报监督检验单位。
9、接到受检单位的质量问题整改见证资料后，监督检验单位应组织人员进行确认，并将确认结果抄送建设单位金额报授权监督检验任务的安全监督机构。
10、监督检验人员对检验结果有怀疑或抽查结论不合格时，监督检验人员有权要求受监督检验单位复验过补充试验。
11、受检单位在项目完工日起十日内，按要求整理好竣工资料，送交特检院压力管道检验研究中心该项目监督检验人员处。
12、监督检验人员接到受检单位的竣工资料后，在五日内应将资料审查完毕，竣工资料符合要求的应在接到竣工资料日起十日内出具监督检验报告；竣工资料不合符要求的，要积极与受检单位联系解决，应在接到竣工资料日起十五日内出具监督检验报告。
13、受监督检验单位凭《报告领取单》并交清检验费用后，领取监督检验报告。
在用压力管道定期检验须知
为了规范在用压力管道检验工作，确保在用工业管道的安全运行，保障公民生命和财产的安全，根据《特种神安全监察条例》、《压力管道安全管理与监察规定》、《在用工业管道定期检验规程（试行）》以及重庆市质量技术监督局的有关规定，重庆市特种设备检测研究院（以下简称市特检院）负责特殊设备的法定检验工作。根据国家质量监督检验检疫总局和重庆市质量技术监督检验资格和授权，市特检院压力管道检验研究中心具体负责在用压力管道的监督检验工作，为了方便申请压力管道检验单位（以下简称申请单位）快捷办理相关手续，现将有关事项和程序告知如下：
1、办事指南用于《特种设备安全监察条例》适用范围内的在用压力管道及附属设施。
2、压力管道使用单位负责在用压力管道全面检验计划，安排全面检验工作，按时向负责对其发放压力管道等级证的安全监察机构或委托的检验单位申报全面检验计划和向检验单位申报全面检验。
3、报检：在用压力管道使用单位应填写《在用压力管道定期检验申报书》，报送是特检院压力管道检验研究中心。报检时申请单位应带上压力管道安装竣工资料，准备好与检验有关的管道平面布置图、管道工艺流程图、单线图、历次在线检验及全面检验报告，运行参数等技术资料。
4、市特检院压力管道检验研究中心收到申请单位《在用压力管道定期检验申报书》起五个工作日内为申请单位办理检验手续，监理相应的项目检验组织，指定检验负责人，配备必要的检验人员。
5、检验人员应认真对申请单位提供的资料进行审查，资料应包括：（1）压力管道设计单位资质、设计图纸、安装施工图及有关计算书等；（2）压力管道安装单位资质、竣工验收资料（含安装竣工资料、材料检验）等；（3）管道组成件、管道支承件的质量证明书；（4）在线检验要求检查的各种记录；（5）该检验周期内的历次在线检验报告；（6）检验人员认为有必要提供的其他资料。检验人员在了解这些资料的基础上对管道运行记录、开停车记录、管道隐患监护措施实施情况激励、管道改造施工记录、检修报告、管道故障处理记录等进行检查，并根据实际情况制定检验方案。
6、使用单位应进行全面的现场准备工作，确保所提供的检验的管道处于适宜的待检状态，提供安全的检验环境，负责检验所必需的辅助工作（如拆除保温、搭脚手架、打磨除锈、配起重设置、提供检验用电、水、气等,并协助检验单位进行全面检验工作。
7、检验中的安全事项应达到以下要求：
（1）影响管道全面检验的附设部件或其他物体，应按检验要求进行清理或拆除；
（2）位检验而搭设的脚手架、轻便梯等设施，必须安全牢固，便于进行检验和检测工作；
（3）高温或低温条件下运行的压力管道，应按照操作规程的要求缓慢地降温或升温，防止造成损坏；
（4）检验前，必须切断与管道或相邻设备有关电源，拆除保险丝，并设置明显的安全标志；
（5）如需现场射线检验时，应隔离出投照去，设置安全标志；（6）将管道内部介质排除干净，用盲板隔断所有液体，气体或蒸汽的来源，设置明显的隔离标志；
（7）对输送易燃、助燃、毒性或窒息性介质的管道，应进行置换、中和、消毒、清洗。对于输送易燃介质的管道，严禁用空气置换。
8、检验的一般流程：（1）、检验前的准备（2）资料审查（3）制定检验方（4）外部宏观检查（5）材质检验（6）壁厚测定（7）无损检测（8）理化检验（9）安全保护装置检验（10）耐压强度效验和应力分析（11）压力试验（12）泄露性试验（13）出具全面检验报告（14）检验后的处理
9、检验工作结束后，检验人员应根据检验情况和所进行的检验项目，参照《在用工业管道全面检验报告书》的规定，在十个工作日内出具检验报告。
10、申请单位凭《报告领取单》并交清检验费后，领取检验报告。
第四篇：压力管道延期检验申请书
压力管道延期检验申请书
XXX质量技术监督局特种设备科：
XXXXXXXX公司于2010年11月投产的54条压力管道全面检验期限已经到期，并已经进行检验一部分。
我司的54条压力管道安全状况等级在安装监督检验时均评判为1级，根据法律规范《在用工业管道定期检验规程（试行）国质检锅【2003】108号文件第十九条内容：
全面检验是按照一定的检验周期在在用工业管道停车期间进行的较为全面的检验。安全状况等级为1级和2级的在用工业管道，其检验周期一般不超过6年：安全状况等级为3级的在用工业管道，其检验周期一般不超过3年。管道检验周期可根据下述情况适当延长或缩短。
（一）经使用经验和检验证明可以超出上述规定期限安全运行的管
道，使用单位想省级或其他委托的地（市）级质量技术监督部门安全监察机构提出申请，经受理申请的安全监察机构委托的检验单位确认，检验周期可适当延长，但最长不能超过9年。因压力管道检验流程严谨，我司待检的压力管道较多，故检验周期较长；且还有一部分压力管道一直在不停为惠州李长荣橡胶有限公司、惠州中创化工有限公司等各公司不停地供应输送原料。故在到达全面检验时无法进行检验。因此我司恳请延迟检验时间。（请查看附件及检验方案）
特此申请，望批准。
XXXXXXXXXXXXXXX
2014.06.20
第五篇：LNG管道运行压力分析
LNG管道运行压力分析
张廷廷1 王佳2 王寿喜2
（1.中石化榆济管道分公司2.西安石油大学）
摘要：随着天然气输送工艺的多元化，液化天然气（LNG）在国内的发展迅猛增长。合适的运行压力对于LNG输气干线的安全、经济生产至关重要。本文简要介绍了输气干线首站设计压力的确定原则；以广东某LNG管道为例，借助PNS管网仿真软件，运用动态模拟方法确定管网在给定提气量下的最不利工况点和最低运行压力，从而确定管网的运行压力区间。关键词：广东LNG；PNS；管网动态仿真；最不利工况点；最低输送压力 [1]
Operation pressure analysis of LNG pipeline ZhangTingting1 WangJia2 WangShouxi2
(1.Sinopec Yu Ji branch pipeline2.XiAn shiyou University)
Abstract: With diversification of gas transport process, liquefied natural gas(LNG)in the development of domestic growth.The right operation pressure is very important for safety, economic production of LNG trunkline.This paper briefly introduces the gas main head design pressure to determine the principle,Take one of guangdong LNG pipelines as an example, with the aid of PNS network simulation software, using dynamic simulation to analyze network in a given gas lift under the most unfavorable conditions of point and minimum delivery pressure.With the aid of PNS pipeline network simulation, using dynamic simulation method to determine the most unfavorable conditions of point and the lowest operating pressure in a given gas lift under, so as to determine the operation of the system pressure interval.Key words: Guangdong LNG;PNS;Network dynamic simulation;The most unfavorable point;Minimum delivery pressure 广东 LNG概况
随着天然气输送工艺的多元化，液化天然气（LNG）在国内迅猛发展。特别是随着广东LNG输气管道工程、浙江LNG输气管道工程等一批新项目的筹建，LNG长输管道工程作为一种新型的管道输送工艺，有其独特性。
广东LNG项目是广东DP液化天然气有限公司的一个重点项目，为缓解我国东南沿海地区能源短缺的现状，1998年国务院批准进口液化天然气在广东先行试点，确定了广东LNG项目为我国首个引进LNG试点项目。1999年底，项目正式立项。2003年，广东LNG项目的可行性研究报告获国家批准[1]。
LNG长输干线承担着将气化后的天然气从LNG接收站安全输送给用户的任务，同时协调用户用气的断续性和不平衡之间的矛盾。确定不同工况下管网系统的最不利工况点并选择合适的运行压力，对于确保LNG长输管道的经济、安全生产至关重要。因此本文以广东DP LNG输气干线为例，通过管网仿真理论、方法和加拿大PipePlus Technology Ltd.(PPT)公司的管网仿真软件PNS 4.0确定示例管网的安全输送压力区间，设计技术上可行、经济上合理的运行方案。研究理论及方法
2.1 输气干线首站压力
确定输气干线首站的输送压力时，应充分考虑各下游用户（城市工业、民用和电厂用户等）在用气高峰月、高峰日的极端用气工况。一般采用仿真软件进行系统的动态模拟和水力分析，确定管网系统在某一提气量下的最不利工况点，进而确定用户用气最高峰工况下的最大和最小操作压力，以模拟操作压力为基础，再增加一定的设计余量，即可作为输气干线首站的压力[2]。
2.2 PNS管网仿真软件
本文示例中管道系统动态模拟和水力分析主要采用PNS(Pipeline Network Simulation)仿真模拟软件进行输气管道的动态模拟。PNS管网仿真软件根据管网各元件及系统的基本流动关系（质量、动量和能量守恒），建立管网流动模型，进行管网稳态和动态模拟，精确描述管网系统的水力、热力分布和变化趋势，以及各单元及其内部的流动特征及流体性质。该软件适用于任意结构和规模的管网，涵盖多种流体模型，可同时处理管网中气相、液相和多相流动。PNS对管网流动的准确描述为管网的规划、设计、操作、控制和优化提供可靠的依据。2.3 动态仿真数学模型
城市天然气管网系统具有分输点较多的特点，包括用户在内的管网系统运行存在一定的不确定性，如供气状态的变化、终端用户的用气状态的变化等，使得燃气管网系统在非稳态工况
下运行。因此，利用动态仿真模拟的方法分析城市天然气管网，成为非常必要的规划分析手段。
天然气在管网系统中的流动，遵从下列数学模型[3]。连续性方程：
A
动量方程： +wA=0 tx(1)
2wpwdzw2++=-g-txxdxd2
能量方程：
(2)
w2Qw2wA=Au++gz+wAh++gztt22x状态方程：
(3)=p,T热力学能方程：
焓方程： 式中：
(4)uup,T
(5)hhp,T
(6)A——管道横截面流通面积，m；——气体密度，kgm；t——时间，s；w——气体流速，ms；x——沿管道长度方向的坐标，m；p——气体的绝对压力，Pa；g——重力加速度，ms2；z——管道横截面处的高程，m；——管道摩阻系数；d——管道内径，mm；Q——在[0,x]管段上，管内气体流向周围环境的散热量，Jkg；h——气体的比焓，Jkg；T——气体的温度，K；u——气体的比热力学能，Jkg
式（1）~（6）组成的方程组通常称为气体管流的基本微分方程，这个方程组包括p、T、、w、u、h这6个未知数，从求解微分方程通解的角度看，这个方程封闭，可以求解出管道任意断面和任意时间的不稳定流的气体流动参数，通过在一定条件下的简化，可以通过隐式差分发、有限元法、边界元法等线性化数值分析方法求解得非线性偏微分方程组的近似解。由于隐式差分法可以选取较大的时间步长，这样在计算较大规模的管网时，可以在保证计算精度的前提下，大大缩短计算时间，因此，目前较为流行的气体仿真模拟软件都按照隐式差分法进行动态仿真。
DP LNG输气干线管网模型及分析
利用PNS管网仿真软件进行广东DP LNG燃气管网的运行压力分析，可按下述步骤进行。
3.1 管网模型边界条件分析
文中所用广东DP LNG示例管网，以CTJ首站为起点，FS末站为终点共计16个用户。首站最大输出压力为8.6MPag（表压），以各用户2012年5月8高峰日小时用气量，作为模型中流量控制参数的边界条件。3.2 建立PNS动态仿真模型
利用PNS管网仿真软件，根据管道工程系统图和相关参数（管径、管长、壁厚等）建立管网拓扑模型。并将首站不同时段的压力（绝对压力）和各用户的小时用气量作为边界条件输入模型，即可用仿真软件模拟高峰日高压管网系统的运行工况。DP LNG输气管道的PNS模型由50条管道和51个节点（其中包括16个用户：城市门站或电厂等）组成，见图 5。
图 1DP管网模型
图中箭头方向流体在管道中的流动方向，图形最左边节点为秤头角首站，最右边节点代表FS末站，红色节点代表用户，其余节点为连接点；绿色管道代表流体流动方向与箭头方向一致，黑色管道表示管道中流量为零。3.3 动态模及并分析
针对图1所示的DP LNG动态仿真模型，依据2011年7月5日的用户高峰用气量，进行静、动态仿真模拟。运用动态仿真理论，控制首站进站压力（8.7MPa），其余节点和用户控制流量，经仿真模拟得出秤头角首站的输送量和门站、电厂等用户的厂站压力。图 5为前湾用户的实测值、ATMOS模拟值和PNS模拟值的动态对比图。
图 2前湾用户压力模拟对比
由上图及运行数据分析可知：PNS和ATMOS的仿真模拟值都与实测值拟合程度较好。PNS与实测值间的平均相对偏差为0.6246%，最大相对偏差为0.9884%；PNS与ATMOS的运行结果之间的平均偏差为0.68%，充分说明PNS计算结果精度的可靠性。3.3.1 不利工况点分析
确定管网的运行压力要考虑到用户的极端用气工况，即在最不利工况点（各用户小时最低压力最低）达到不利工况时系统仍能满足用户的压力需求，以保证用户正常用气，管网系统的正常运行。因此确定管网系统的最不利工况点对于管道运行压力的选择是非常必要的。
根据广东DP天然气有限公司提供的2012年二期新建用户的下游用户高峰日提气量，经动态模拟得各用户在24小时内的动态压力值，经过excel表拟合比较，知FS末站为管网系统的最不利工况点，最不利工况时为23时。图 5为首站输送压力为8.7MPa时各用户在24小时内的最低压力曲线，由图可以明显看出最不利工况点为FS末站。
图 3首站输送压力为8.7MPa时用户压力
3.3.2 输送压力的选择
根据2.1中所述的运行压力的确定原则，以及最不利工况点的压力下限（5.0MPa）确定管网系统的首站输送压力区间。
当首站输送压力为8.6MPag时，模拟得出FS末站的最低压力为5.23MPa，为了寻找首站的最低允许输送压力，则依次降低首站的输送压力：8.68Mpa、8.65Mpa、8.63Mpa和8.61Mpa，直至FS末站的相对压力<5.1MPa，分别对管网系统进行动态仿真模拟，得出不同输送压力下FS末站的压力，如图 5所示。
图 4FS末站24小时用气量
图 5不同输送压力下FS末站24小时内最低压力
由图 5可知，当首站输送压力为8.61MPa时，FS末站的最低压力达5.07745MPa（<5.1MPa绝对压力）。因此可近似确定首站输送的安全压力区间为：8.70~8.61MPa(绝对压力)，综合考虑其他因素，针对示例管网在该工况下确定经济、安全、可行的运行方案。结论及建议
通过借助PNS管网仿真软件对广东DP LNG管网系统在某一工况下进行静、动态模拟及分析，可得出以下几点结论：
1)通过将PNS计算精度与ATMOS模拟值和实测值的对比，验证了PNS的高度可靠性，足以借助PNS的模拟结果对管网提供可靠的运行方案；
2)根据2011年5月8日的小时用气量，对管网系统进行5组输送压力下的静动态模拟得出该工况下的最不利点为FS末站，最不利工况时为23时；
3)该管网系统的安全输送压力区间为： 8.70 Mpa~8.61Mpa，在该压力基础上综合考虑其他影响因素，则可确定管网的经济运行压力。
管网系统运行压力的选择是在上下游一体化的情况下，管道输送企业进行的局部调节措施，只有上游气田或LNG接收站等气源、管道以及用户协调运行，才能发挥整个链条的最大作用[4]。因此，建立从生产到最终用户的快速、有效的协调机制是保证天然气链条正常运行的关键。
参考文献
[1] 余洋.关于我国天然气调峰方式的思考.[J].石油规划设计.2007，18（4）：8～11.[2] 李强.关于LNG 输气干线的调峰浅谈.[J].天然气与石油.2004，22（3）：30~34.[3] 冷绪，林肖尉，孙立刚，孙瑛.动态模拟在燃气环网储气调峰设计中的应用.[J].油气储 运.2001，2 0(6)16~19.[4] 张筱萍，施纪卫.LNG在靖西管道输气调峰中的应用.[J].石油工业技术监督.2005(5):37~38.作者简介：张廷廷，硕士研究生，现工作于中石化榆济管道分公司。1987年生，2013年毕业于西安石油大学大学油气储运专业，主要从事多相流、油气集输与处理技术研究以及油气管网仿真等。
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