输气管道投产置换过程气体混合规律研究

目前国内输气管道置换工艺主要依据人工经验进行，存在较大的盲目性，导致天然气管道投产成本较高，安全风险较大，有必要对输气管线安全投产工艺进行科学、系统的研究，实现输气管道的安全、高效、经济投产模式。文章讨论了现有置换工艺中不同的置换方式，认为不加隔离器的置换方法具有置换效率高、费用低以及安全可靠等优点，是一种有前途的新工艺、新方法。同时，为确保置换过程的安全性，针对置换过程中注氮量确定的盲目性问题，采用模拟试验方法，研究了天然气与氮气、氮气与空气混合段在不同流速和背压下长度的变化规律，从而为确定合理的用氮量提供了理论依据。     

安济天然气长输管道置换投产方案优选及实施

在天然气常用置换方案的基础上,通过对是否采用氮气置换、是否采用清管器隔离进行了论证,认为采用氮气置换可提高管道置换施工的安全性,而加清管器隔离并不是减少混气段的决定因素,因此确定安济天然气长输管道的置换投产方案为天然气—氮气—空气。并从注氮方案、注氮工艺参数、注氮总量、注氮安全措施等方面,重点介绍了安济天然气长输管道的注氮施工方法。实践证明,天然气—氮气—空气置换方案是经济可行、安全可靠的方法。     

海底输气管道投产氮气用量计算方法研究

国内海底输气管道投产氮气置换所需氮气量主要依据经验确定,存在较大的盲目性。采用FLUENT软件对海底输气管道氮气置换过程中氮气在管道内空气中的湍流扩散情况进行数值模拟,基于模拟结果拟合了混气长度的计算公式,进而得到了海底输气管道氮气置换氮气用量的计算公式。利用本文公式计算得到的平湖和乐东2条海底输气管道投产氮气置换的氮气用量与这2条管道的实际注氮气量基本吻合,说明所推导的氮气用量计算公式具有较好的预测准确性。     

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、9 m/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。     

输气管道氮气置换过程气体混合规律数值模拟

目前,国内输气管道投产置换时,注入氮气用量主要依据人工经验确定,存在一定的盲目性。文章以长呼天然气输送管道投产为背景,对该管道投产置换过程进行了计算机数值模拟,获得了气体置换速度对混合段长度的影响规律,即气体的置换速度在2.81~6.50 m/s范围内,混合长度随着流速的增加而增大,但混合长度的增长率随流速的增加而降低。     

天然气管道氮气置换工艺参数的确定

对天然气管道氮气置换工艺参数的确定及控制方法进行了研究。根据气体状态方程及相关推导和计算,导出了注氮温度、注氮压力、注氮量、注氮施工时间以及氮气和天然气的推进速度等参数的定量计算式,并分析了这些参数的最优值。结果表明:通过预计算天然气管道氮气置换工艺参数及确定其控制方法,可以提高管道的运行效率及安全性。     

天然气管道投产置换混气段长度的研究

依据扩散基本理论和对流扩散方程建立的对流——扩散模型,推导出混气长度计算公式。利用FLUENT模拟软件对天然气管道的氮气置换过程进行模拟,得出各主要影响因素对混气长度影响的一般规律。根据气体紊流扩散原理,构建天然气管道投产置换实验平台,对不同流速下管道内气体的扩散过程进行实验研究。通过模拟结果与实验结论的对比,获得天然气管道置换过程混气长度的变化规律,为天然气管道投产置换确定合理参数提供了理论依据。     

长输天然气管道氮气置换技术

为了确保天然气管道试运投产过程中的安全,采用氮气置换的方式对天然气管道进行试运投产,即先将氮气注入管线,用氮气作为天然气与空气间的隔离介质,投产时天然气推动氮气、氮气推动空气进行管道线路置换,从而使天然气管道达到顺利投产条件。     

天然气管线置换技术

天然气管线现场一般采用液态氮自然气化注氮方法进行置换.其工作原理为:液氮在气化过程中要吸收大量的热量,通过蒸发器吸收空气中的热量使液氮气化,液氮通过液氮泵输送到蒸发器,自然吸热气化后注入管道进行置换.新投用管线及场站容器设备置换时,当氧含量检测仪检测到的氧含量由21%开始下降时,表示空气和氮气混合段到来;氧含量降低到2%以下时表示氮气段到来,氮气置换合格,此时可关闭进气和放空阀.     

天然气管道工程气推气置换投产应用研究

天然气管道置换方案的确定,根据是否采用氮气（惰性气体）隔离置换与是否采用清管器隔离器,组合衍生出四种置换方案.本文以安平-济南天然气管道工程置换投产方案的选择,通过对各种方案优缺点的比较分析,确定采用无清管器有氮气方案,并对注氮技术方案进行了分析论证.     

天然气管道干空气干燥技术模拟

商品天然气输送中，输气管道入口处天然气中的水汽含量被控制到能使天然气在最高输送压力下的露点温度低于它在输送中可能达到的最低温度。但输气管道投产前存在于管道内壁和管道低洼处的液态水对天然气有增湿作用，导致天然气露点在输气管道投产初期不能满足管输要求。为此，投产前需要对天然气管道进行干燥处理。干空气干燥天然气管道是一个复杂的传热、传质过程。基于质量守恒定律、相平衡原理和费克定律，提出干燥过程以及随后封闭过程的机理模型。运用隐式差分法求干燥模型的数值解和分离变量法求封闭过程的解析解。在此基础上编制了反映干空气流动过程中的吸水和液态水平衡蒸发过程的应用程序。利用西气东输管线的干燥实例验证了模型的正确性，并提出了建议。     

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中国四川省的天然气管网已运行30年,管线老化、腐蚀严重,近几年爆管事故频繁,严重影响管道安全和正常输气。迫切需要了解和提高管道系统的运行可靠性,减少事故,延长管道系统的使用寿命。文章论述了天然气管道运行可靠性评价技术理论内容和计算方法,给出了天然气管道系统中线路部分、压气站和整个系统可靠性指标的计算公式,分析了天然气管道的失效模式和寿命分布模型, 提出了保证管道系统可靠性的措施。     

风力对天然气管道泄漏后扩散过程的影响研究

天然气管道发生泄漏扩散是输气管道事故危害的根本原因，而风力是影响泄漏后天然气扩散过程的一个极为重要的因素，建立有风条件下天然气泄漏扩散的位移量计算模型是正确评估输气管道事故损失后果的关键技术之一。通过风速与风压关系的研究，确定了风速分布关系式；并结合管道泄漏扩散过程的特殊性,在考虑管道孔口泄漏过程的射流作用和膨胀效应,以及重力作用影响效果的基础上, 重点考虑了水平风速的影响，给出了在风力作用下泄漏后天然气团偏移量的计算公式，建立了三维空间内的位移量计算模型，并进行了实例计算。结果表明，风力的存在将加剧天然气的扩散，使泄漏的天然气团顺风向偏移，其偏移尺寸远大于其他两个方向，大大增加了天然气泄漏后的危害面积。     

氢环境中有轴向裂纹管道的承载能力评估

针对天然气输送工程中存在着管道的氢损伤问题,根据内聚力损伤模型,结合权函数方法,通过计算数学裂纹长度,提出了有轴向裂纹管道在内压和温差作用下及氢环境中承载能力的评估方法。分析表明,随着裂纹尖端氢浓度的增大,数学裂纹长度增大,管道的承载能力大大降低;裂纹的原始长度越大,管道的承载能力越低。因此,用管道输送天然气应尽量降低氢杂质（如硫化氢）的含量;在管道的生产和安装过程中应尽量控制其裂纹的长度,以提高管道在氢环境下的承载能力;若管道存在原始裂纹,应确定管道是否有足够的承载能力。     

苏中气田天然气集输干线合理注醇量计算

在冬季,天然气集输干线内易生成天然气水合物,将甲醇作为抑制剂注入到管线内是有效的防治方法.本文以降低管线内注醇量为目的,分析现有HYSYS软件注醇量计算模型的不足有:无法适用于苏中气田集输干线,缺少管线内气相含水量计算.从完整模拟苏中气田集气站内天然气集输工艺流程的角度出发,基于上述软件搭建了适用于苏中气田的注醇量计算...     

某气田天然气处理厂注醇量影响因素研究

高压低温的工况环境会使天然气集输管道内形成水合物,造成管路堵塞等事故,为了抑制水合物的生成,一般向集输管道内注入醇类物质,常用的有甲醇等,合理的注醇量可以提高经济效益。众多学者对甲醇的合理注入量进行了许多理论研究,多数研究都是通过半经验公式预测计算处注醇量。根据某油田天然气处理厂的实际工艺流程,建立贴近于现场的模型,分别通过增加计算单元模块来分析进气量、环境温度、注醇位置对注醇量的影响情况,为实际生产中所需注入量的确定带来参考依据。模拟计算后可知,甲醇的加入可以适当的通过提高水露点来预防集输管线中水合物的产生;原料气的进气压力对注醇量的影响较小,而注醇量随着进气量的波动而变化幅度较大;相比于一次注醇的方式,采用二次注醇的方式可以让甲醇在管道内分散更均匀,进而提高抑制效果,减少甲醇的使用量。