高压天然气管网水力计算精度的研究

随着我国城市能源天然气化的发展，出现了高压、超高压管网。对此类管网进行水力计算，必须考虑管路中燃气的可压缩性，而现有燃气管道水力计算公式不适合超高压的情况。为此，筛选出精度较高的BWR状态方程用于高压天然气管网水力计算中的物性计算，以解决原有城市高压天然气管网水力计算公式不能满足高压低温时精度要求的问题；提出了两种解决原有水力计算公式不能满足高压管网精度要求问题的计算方法，并用实例验证了采用该方法的燃气管网水力计算结果。结果表明，采用该方法可提高高压和超高压管网的水力计算准确性。〖JP〗     

西部天然气管网稳态运行优化研究

基于现场报表数据反算校验的西部天然气管网SPS仿真模型,通过不同流量与运行压力级制分类搭建了管网运行方案库。结合深度学习模型对方案库数据进行训练与特征提取,建立了一种新的管网水力计算与压气站配置方法,在保证计算精度的基础上提高了大型天然气管网运行优化计算效率。利用动态规划算法对压气站最优出站压力变量进行选择,管网流量分配原则为系统总能耗最小。所建立的管网稳态运行优化模型同时具备计算的高效性与准确性,基于该优化模型编制了西部天然气管网稳态运行优化软件V1.0,经过现场实测数据验证,模型优化结果可以显著降低管网运行能耗,可为西部天然气管网的运行与调度提供有效参考。     

长输管道天然气集输管网优化设计探析

随着社会经济不断发展,天然气开发规模持续扩大,集输管网覆盖面日渐增大,集输管网系统复杂化,尤其是长输管道,必须多层次优化设计集输管网,确保输送天然气的长输管道处于安全、稳定运行状态,提高运行经济效益。因此,本文从不同角度入手客观分析了长输管道天然气集输管网优化设计。     

城市天然气管网遗传算法优化设计

文章以使管网建设和运行费用最少为目标函数，以管道的稳态分析、各节点的流量、压力及管道的压力限制等为约束条件，建立了城市天然气管网优化模型。根据天然气管网结构特点，采用遗传算法求解，构建了遗传算法中重要的适应度函数，给出了管道编码的方法。通过编程实例计算，表明遗传算法是在天然气管网优化领域中可取的一种算法。     

天然气支干线长输管道特点及安全问题探讨

天然气支干线长输管道是指连接国家级天然气输气干线和城市管网之间的区域性天然气长输管道，负责某一个省或一片区域的天然气供给，是天然气输送过程中的一个重要环节。分析了天然气支干线长输管道在管径、压力、能源安全及经济性上的特点，提出了天然气支干线长输管道在建设过程中遇到的阴极保护、路由选择、与高压电线和高速公路交叉并行等方面的典型安全问题，并对这些问题进行了分析和探讨。     

长输管道储气量与末站压力关系分析

针对天然气长输管道调度人员无法直接由各个站点的压力数据准确得出天然气管存情况的问题,通过定量计算及对两年来长输管道压力数据的比较分析,得出末站压力与管网储气量之间存在着线性关系,从而可以由长输管道末站压力变化得出管网储气量的变化,并进一步得出上游进气量和下游外输气量的变化情况。     

LNG接收站外输管网充压和泄压的动态模拟计算

以LNG接收站外输管网为研究对象,应用动态流程模拟软件HYSYS Dynamic,建立外输管网充压和泄压过程的动态计算模型,分别计算天然气外输管网充压过程中管道内储存气体质量、操作压力随着充压时间、充压天然气小时流量及天然气管道初始压力的变化趋势;并研究事故或检维修工况天然气管道泄压阶段天然气操作压力、操作温度和泄放质量流量的变化趋势。研究结果表明,建立的动态模型可仿真模拟天然气管道的充压和泄压过程,较为准确地计算充压时间、泄压时间、最大泄放质量流量及泄放设施的流量系数。     

基于断裂降维算法的天然气管网瞬态仿真新方法

天然气管网瞬态仿真技术在天然气管网系统调度管理中的作用日益凸显，日益大型化和复杂化的天然气管网对瞬态仿真计算效率提出了更高的要求。为此，提出了基于断裂降维算法的天然气管网瞬态仿真新方法，首先将管网模型抽象为站场模型、站间管网模型以及连接点模型；然后以连接站场和站间管网的连接点压力为基础变量，求解连接点流量的通解，重构站间管网的仿真模型，降低站间管网模型的方程组维度；随后以重构的站间管网仿真模型为基础，构建天然气管网系统瞬态仿真模型；最后分别针对压缩机转速缓慢变化和压缩机快速停机2种工况，对比分析了新算法的计算精度及计算效率。研究结果表明：(1)断裂降维新算法计算精度较高，压缩机出口压力和用户压力的相对误差均小于0.1%；(2)断裂降维新算法的计算效率高，与非线性方程组求解方法相比，2种工况下的加速比最快达到了17.3与12.2；(3)断裂降维新算法的加速比与管网系统瞬态仿真模型的方程组维度呈线性关系，方程组维度越高，加速比越大，即管网模型越复杂，其计算加速效果越明显。结论认为，该新方法在不影响计算精度的条件下提高了计算速度，对于提高复杂天然气管网系统的瞬态仿真计算效率具有重要的理论价值...     

普光高含硫气田集输管网优化

针对普光气田自身特点,以集输管网投资最小为目标,以管网各节点的流量、压力及管道的压力限制等为约束条件,建立了树状集输管网布局、管径和阀门数目全局优化数学模型,采用双重编码遗传算法对模型进行求解,获得了总投资费用最省的管网布局、管径和阀门数目。优化过程中,针对普光湿气集输采用气液混输的特点,确定了湿天然气的物性计算和热力计算模型。通过计算值与实测值的比较,确定了适用于湿气混输管线且精度较高的水力计算模型,保证了优化过程中物性、压力和温度计算以及优化模型约束条件校核的准确性。实例计算表明,所建立模型准确,优化算法有效,对降低高含硫气田管网建设成本和提高管网安全性有重要指导意义。     

TGNET在天然气管道建设中的应用

随着国内天然气管道建设的加快,天然气管网系统日益复杂化,利用TGNET软件开展了中国南疆地区高压天然气管网系统建设的研究。TGNET软件广泛应用于天然气管道调峰分析计算,通过建立南疆地区管网模型开展仿真模拟计算,利用软件的稳态模拟技术优选管网管径,以及进行管道末端储气能力和事故工况适应能力分析。结果表明,在规划设计阶段TGNET软件对于天然气管道规格确定、管道调峰分析及末端储气能力分析具有很好的辅助作用,为方案的决策提供了技术依据。     

CORS技术在油气长输管道测量中的应用

以广东省天然气主干管网二期工程为背景,对CORS技术在油气长输管道测量中的应用进行研究。通过对CORS技术和油气长输管道测量现状的分析,阐述了CORS技术在油气长输管道控制测量、数字化管道建设及管道安全运营方面应用的技术思路与实施方法,得出了在油气长输管道测量中使用CORS技术比传统测量方式更灵活方便,平面和高程控制测量成果整体精度更高,安全运营保障可操作性更强的结论。研究表明,CORS技术适合在油气长输管道测量中推广应用,能提高长输管道测量的工作效率,降低长输管道测量成本,有效保障油气长输管道的安全运营。     

高压天然气长输管网内天然气的相平衡计算

天然气各组分含量是评价天然气品质和污染程度的重要参数。目前,天然气各组分含量一般通过气相色谱仪来测定,在没有条件进行色谱测量的情况下,可以采用天然气相平衡计算方法来预测长输管网天然气各组分变化情况。建立了长距离、高压天然气输送管网内气体相平衡数学模型,并给出了相应计算方法。用该模型和求解方法对西气东输管网内进行了相平衡模拟计算,并与实测结果进行了比较。结果表明:预测结果与实测结果基本吻合,所建立的数学模型和计算方法可靠,能够较精确地预测长输管网内天然气的各组分含量、水力参数、物性参数、相平衡参数等。     

信息技术在气体管道管存计算领域的应用研究

在推广管道生产系统的过程中,因油气调控的需求,结合管存计算的理论知识,利用信息技术手段实现了天然气长输管道管存计算功能:以天然气管道SCADA系统周期性采集的运行参数为数据基础,结合管道基础信息,按照提供的计算公式,计算机实时计算出每条管道、每个管段中的所存气量值,为管道生产输差控制提供依据。     

基于黑箱方法的压气站运行优化模型研究--管段约束处理方法研究

针对枝状长输天然气管道运行状况，首次提出采用将整个长输管道系统分为压气站系统和管道系统两大类别，然后对两大系统分别进行单独的处理。基于黑箱方法的复杂枝状管网系统压气站运行优化模型，主要包括目标函数和约束条件。在约束条件中，最难以处理的问题之一就是管段的约束，针对复杂枝状输气管网的管段约束条件提出了一种新的处理方法。研究证明：该处理方法易于进行计算机编程实现，体现了结构化的算法思想。     

输气管网适应性分析

对于一套现存的输气管网系统，由于资源、市场的不断变化，使得现有输气管网系统有可能不适应输送工艺的要求，需要对管网进行适应性分析。而要对管网进行准确的适应性分析，就需要对管网进行准确的水力计算。为此，建立了水平输气管网的稳态水力计算模型，采用具有二阶精度的预测-校正法对所建立模型进行求解，并对多条实际管道进行了模拟计算；然后与TGNET软件的计算结果进行了对比，证明所建立的模型和采用的预测-校正方法具有精度高、计算方法简便的特点，为输气管网适应性分析提供了准确的手段。所给出的3种判断管网适应性的方法，可为管网规划和改造提供依据。     

川气东送去 管网佳期来——铺就“川气”东征路

川气东送管道的商业化运营，意味着我国又一条天然气长输管道投入使用。未来十年乃至更长时间，将是我国天然气管网建设的黄金时期，不过，市场环境，自然灾害等仍在考验着我国天然气管道建设及运营企业。     

复杂天然气管网周转量计算模型及其应用——以川渝天然气管网为例

管网周转量测算是控制管道运行现金成本、管道能源消耗,实现降本增效的措施之一。川渝天然气管网作为目前国内最复杂的区域性管网（由枝状管网和环形管网交错结合在一起）,具有进出气点多、管线压力等级复杂、管网输配调度灵活、调峰方式多样等特点,同时存在天然气气体流向复杂、原始数据采集不实时、计算周期难确定等问题。为此,根据该复杂天然气管网特点,建立了枝状管网和环状管网管线图模型,采用“微元法”原理和方法,建立了较为适合复杂天然气管网特点的周转量计算模型,将整个管网系统按照管理层级层层分解,将周转量的测算细分到每一管段,以作业区作为一个计算区间进行测算,再进行层层累加求和,即得到整个系统的周转量。通过对比实例计算,得出了用“微元法”计算复杂天然气管网周转量的方法较为符合川渝管网的实际的结论。该成果可为全国联网天然气管道周转量的测算提供借鉴,有助于联网管道的销售管理、结算管理和运行管理。鉴于复杂天然气管网的特殊性,可采用年度或季度平均法,在统计分析的基础上计算周转量。     

油气管网改革的未来

1959年我国第一条长输管道——新疆克拉玛依油田至独山子炼油厂147公里原油外输管道投产以来,经过55年的发展,现已建成长输油气管网10.6万公里.其中,天然气管道6万公里、原油管道2.6万公里、成品油管道2万公里,超过铁路在役运营里程和高速公路里程,与全国已建成的约25万公里城市配套的燃气管网,形成了横跨东西、纵贯南北、连通海外的油气管网新格局.     

长输天然气管道不同压缩机驱动方式的比较

燃气轮机和变频电机是长输天然气管道两种常用的压缩机驱动方式。截止2013年底,我国(包括中亚—中国天然气管道)安装投产的长输天然气管道压缩机组约220套,总装机功率约5 000MW。随着我国进口天然气管道的陆续建成投产和国内天然气管网的不断完善,越来越多的压缩机组将得到应用,同时,压缩机组的国产化也进一步推进。比较和分析了燃气轮机和变频电机的结构和特性、启机和停机、典型故障、维护和保养以及经济性,为长输天然气管道压缩机驱动选型提供参考。     

老区块气田集输管网的阴极保护

老区块气田集输管网使用年限长，管道外防腐蚀层破损严重，普遍存在腐蚀现象。而且由于管网分布复杂，部分管道压力较高，对其实施阴极保护时不适合安装绝缘接头。文章结合中国石油化工股份有限公司中原油田分公司天然气产销厂的天然气集输管网工程，介绍了6个集气站集输管网的阴极保护情况。