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在天然气末端输配气站,多用户共用调压系统是较为常见的工艺设计。随着乡镇小民用气等小流量用户和CNG加气站等间歇用气用户(以下简称特殊用户)日益增长,其部分用户出现了较大的计量输差。通过分析和原因排查,确认此类用户较大输差是由于计量仪表自身单向计量特性和受局部气流反向的影响所致,而局部气流反向则与共用调压系统的大流量用户的流量变化密切相关。对此类用户增设了单独的调压阀或单流阀(止回阀),其输差水平均大幅下降并回归正常。通过两个典型案例,揭示了多用户共用调压系统造成特殊用户形成较大计量输差的过程,指出特殊用户应设计单独的调压阀或单流阀,用于防范计量风险。 相似文献
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钟利军吕勃蓬刘法平朱金辉夏庆春胡天明欧阳志敏雷安 《油气储运》2020,(9):1060-1064
RMG512自力式监控调压阀作为关键分输设备广泛应用于中国输气管道分输站场。随着站场“集中监视”生产管理模式的推广,调控中心对分输设备的远程控制提出了更高要求,分输调压橇必须实现“一用一热备”。监控调压阀主阀皮膜不能承受反向压差,导致调压橇热备用模式易造成皮膜损坏。通过分析监控调压阀的工作原理,结合现场运行经验,提出了RMG调压装置性能提升改造方案:在工作调压阀下游增加一根具有单向导通功能的引压管,连接到监控调压阀上游,可以实现监控调压阀上游压力随下游分输压力的升高而升高,且不影响调压橇的正常工作。改造方案有效减少了备用路设备的运行耗损,延长了监控调压阀皮膜的使用寿命,对原RMG调压装置的工作原理不会造成影响。经过现场试验应用,无安全隐患,改造成本低,经济效益可观。(图3,表1,参21) 相似文献
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《油气储运》2020,(9)
RMG512自力式监控调压阀作为关键分输设备广泛应用于中国输气管道分输站场。随着站场"集中监视"生产管理模式的推广,调控中心对分输设备的远程控制提出了更高要求,分输调压橇必须实现"一用一热备"。监控调压阀主阀皮膜不能承受反向压差,导致调压橇热备用模式易造成皮膜损坏。通过分析监控调压阀的工作原理,结合现场运行经验,提出了RMG调压装置性能提升改造方案:在工作调压阀下游增加一根具有单向导通功能的引压管,连接到监控调压阀上游,可以实现监控调压阀上游压力随下游分输压力的升高而升高,且不影响调压橇的正常工作。改造方案有效减少了备用路设备的运行耗损,延长了监控调压阀皮膜的使用寿命,对原RMG调压装置的工作原理不会造成影响。经过现场试验应用,无安全隐患,改造成本低,经济效益可观。(图3,表1,参21) 相似文献
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压缩天然气分输站场通常采用橇装调压装置对上游高压天然气降压后再分输给下游用户,但调压阀在降压过程中因“焦耳一汤姆森效应”容易发生冰堵现象,给站场安全运行带来隐患。涡流管调压技术能够在降压的同时有效地解决冰堵问题,回收利用压力差能,应用前景广阔。针对某站场的实际工况,完成了涡流管技术调压方案设计,阐述了涡流管技术调压的运行方式,并对可能出现的问题以及预期应用效果进行了说明。设计结果表明：涡流管取代调压橇在技术上是可行的,而且能够避免冰堵问题的产生,减少调压器日常维护工作量及费用,同时,还能利用调压过程中产生的冷能,达到节能降耗的目的。（图7,参5） 相似文献
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【目的】调压系统作为连接长输管道与城镇燃气管网的关键环节之一,在实现“氢进万家”中发挥着重要作用,然而氢气与天然气的物性差异会影响调压的工艺控制效果。【方法】采用纯氢/掺氢天然气减压调压实验与调压动态模拟相结合的方式,以稳压精度、响应时间、适用度函数作为判定减压调压系统稳压效果的依据,对掺氢比、流量波动周期、下游流量变化幅度、管输压力及PID参数进行了敏感性分析。【结果】(1)系统波动越频繁、气体流速越大,导致系统受到扰动后波动幅度越大,减压调压系统越不易实现稳压,需对管输纯氢或者掺氢天然气的高流速运动进行限制。(2)调压系统流量有正弦变化的波动,以稳压精度±1.5%为要求,开展减压调压实验时,PID比例参数、积分参数设定在1～2范围时,可基本实现纯氢/掺氢天然气在城镇燃气管道压力范围内的调压。(3)当管输气体流速相同时,纯氢的瞬时波动较天然气更为明显,控制系统的响应时间、适应度函数均随掺氢比的增大而逐渐增加;纯氢的压力瞬时波动可达到纯甲烷的1.15倍,控制系统的响应时间、适应度函数也分别增大为纯甲烷的1.13倍、2.68倍,当氢气与甲烷为相同比例参数、积分参数时,含氢气体更难实现稳压... 相似文献
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《油气储运》2015,(5)
在给定组分条件下,天然气水合物的生成与否主要取决于压力和温度,正确地预测天然气节流后的温度,可为水合物的防治提供技术依据。利用FLUENT有限元分析软件,建立RMG530减压阀阀内流体有限元模型,模拟不同工况条件下阀内流体的分输节流过程,分析阀内流体流速、压力与温度变化规律,比较入口压力、节流压降和环境温度等因素对减压阀节流温降过程的影响,并利用分输站场节流温降测试数据验证模拟结果的正确性。结果表明:节流分输过程阀内天然气流动复杂,呈强湍流特性;阀笼节流孔内流速激增,但压力、温度骤降,水合物析出在节流孔内完成;环境温度、入口压力和节流压降是影响节流温降过程的主要因素,节流温降随压降差值的增大而增大,随入口压力和初始温度的增大而减小。 相似文献
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高效的批次计划优化方法对提高成品油管道管理水平具有重要意义。针对单点注入、多点分输的成品油管道,基于分输作业衔接性经验优化准则,提出了一种管道分输计划优化的启发式方法——分输作业衔接法。该方法将管道沿线分输站分组,每组包括连续分布的几个分输站,从上游至下游依次编制每组站场的分输计划。在编制分输计划时,遵循同组各站的分输作业时间段尽可能无缝衔接的经验优化准则。每次确定某站场分输某批次的计划时,分输开始时刻优先设定为相邻站场某次分输作业的结束时刻,分输流量优先设定为分输流量最小允许值。以某成品油管道1个月的输油任务为例,验证了分输作业衔接法的有效性,为成品油管道分输计划编制提供了可行方法。(图6,表3,参20) 相似文献
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基于川气东送管道大口径、高压力、长距离的特点,对分输站计量装置的选型、调压流程方案的确定、流量调节和控制等问题进行了探讨。通过对几种调压流程组合方案的对比分析,确定采取三级调压控制的模式,即安全切断阀和监控调压阀处于全开位置,由工作调节阀对下游压力进行控制,当工作调压阀出现故障时,监控调压阀开始工作,以维持下游压力;当监控调压阀出现故障时,安全切断阀动作,切断气源,同时控制器开启备用回路,以确保下游管道和设备安全。该调节控制模式适用于高压力、大流量、重要用户的供气,具有安全有效、调节性好的特点。 相似文献
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国家石油天然气大流量计量站采用直排检定工艺进行流量计检定,在乌鲁木齐分站工程可行性研究过程中,发现检定工况存在高压、大压差、直排管道工艺复杂、温度不稳定等技术难题。基于此,从调整分站压力、流量和计量系统入手,提出了一套天然气计量直排检定工艺优化方案,同时需要注意以下几点:流量调节过程中,分、调流系统和压力调节系统之间相互不影响;在设计过程中,应以"等压切换、分流调节"作为操作原则;分流、调流操作应能较快调节至各流量检定点,并使流量在短时间内稳定;不改变原有直排管道工艺、调压工艺和计量方式;利用直排管道原有计量调压设备,减少投资。该工艺计量站的推广应用,可为国内计量检定站设计提供借鉴。 相似文献
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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。 相似文献
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《油气储运》2015,(8)
针对传统的天然气长输管道布站设计方法以天然气年输量为设计输量,忽略站场的海拔和温度环境因素变化带来的压气站效率低、设计余量浪费等问题,优化设计了一套基于等负荷率布站原理的布站方法。将该方法应用于西气东输二线西段干线管道中,全面对比分析了传统方法和改进方法在输送能力、进出站压力、进出口温度、耗气量、负荷率、压缩机配置、驱动方式、站间距离等方面的差别。结果表明:改进后的布站方法全程平均负荷率高达98.3%,远高于传统方法的平均负荷率;到达下游市场出口压差仅为2.86 MPa,压比为1.35;站场由原来的14个削减为12个,驱动机组减少9台,减少直接经济投资超过12×108元。改进后的布站设计能够保证天然气管网安全运行,减小了站多导致的故障影响面,便于合理利用资源,满足下游市场的供气需求。 相似文献