LNG接收站最大/最小外输量的确定方法——以浙江LNG接收站为例

〗LNG接收站的最大/最小外输量是其最重要的生产运行参数,最大外输量的确定应保证白天满足天然气管网最高峰时的用气需求,而最小外输量的确定则仅保证满足LNG接收站最低运行条件即可。为此,分析了罐内低压泵、再冷凝器、高压泵及气化器这4类设备的运行能力对确定LNG接收站最大/最小外输量的影响,明确了LNG接收站最小外输量的确定分允许火炬燃烧及不允许火炬燃烧2种计算工况：①在允许火炬燃烧并保证全厂各有1台主工艺设备运转的前提下,决定LNG接收站最小外输量的关键设备为高压泵的最小流量;②在不允许火炬燃烧并保证全厂各有1台主工艺设备运转的前提下,决定LNG接收站最小外输量的关键设备为冷凝BOG需要的LNG量。据此,得出浙江LNG接收站最大外输量为950 000 m³/h;在允许火炬燃烧的情况下,其最小外输量为75 331 m³/h;在不允许火炬燃烧的情况下,其最小外输量为302 601 m³/h。     

蜡沉积对原油管道安全输量的影响

蜡沉积对管道运行的影响包括两方面:一是使有效管径减小,增大流动阻力；二是使传热系数减小,降低管道散热损失.求解管道的安全输量首先需要确定热力条件允许最小输量和管道特性允许最小输量,再对两者进行比较,其中较大者即为管道的安全输量.一个清管周期内,随着结蜡层逐渐增厚,总传热系数减小,使得管道热力允许最小输量降低；流量、黏度、有效管径等的综合作用使得水力允许最小输量亦减小.     

福建LNG接收站BOG再冷凝工艺优化研究

为解决福建液化天然气(Liquified Natural Gas,LNG)接收站蒸发气(Boiling Off Gas,BOG)处理再冷凝系统能耗较高,外输量低时BOG无法全部冷凝等问题,分析再冷凝工艺中的关键操作参数,以降低系统能耗,减小接收站最小外输量,充分利用LNG冷能为出发点,提出利用部分高压泵出口低温LNG对进入再冷凝器前BOG降温的预冷式BOG再冷凝工艺。对BOG再冷凝工艺和预冷式BOG再冷凝工艺进行基于最小外输量的比较,结果:预冷式BOG再冷凝工艺在减小再冷凝系统能耗和降低接收站允许最小外输量方面有显著效果。     

苏里格气田集气干线清管周期确定

在分析清管周期影响因素的基础上,选取管输最大允许压差、最大允许积液量和最小输气效率作为判断是否清管的依据,通过HYSYS软件模拟出的静态析出水量,结合目前输气量条件下的气体携液能力进行综合判断,最终制定了各集气干线的合理清管周期。     

陕—京输气管道经济起输量与经济输量的模拟计算

输气管道经济起输量是财务内部收益率IRR 等于行业的基准收益率时的最小输送量经济输量是管道工程获得最大效益时的管输量对一条输气管道而言其输量并不是越大越好它要受到工艺条件和管道经济效益等因素的制约通过分析陕-京输气管道在不同输量时的财务内部收益率确定其经济起输量和经济输量     

原油外输玻璃钢管线总传热系数核算方法

总传热系数和原油物性是影响原油输送管道水力、热力计算的重要参数。管道的运行特性决定了其水力与热力特性是相互影响的。采用Pipephase进行计算,DN100 mm的玻璃钢管道正常运行的最小输量约为208 m3/d;按管道特性最低允许输量约为450 m3/d,原设计输量在不稳定工作区。利用《油气集输设计手册》传热系数的计算公式进行计算,该玻璃钢管线的综合传热系数为5.5 W/(m2.℃)。设计时,国内一般采用经验方法确定传热系数。对正常运行的管道,采用反算法,从大量计算值中总结出传热系数值的变化范围,作为设计时的参考。     

热油管道中有流型流态改变时最小输量计算

通过分析有流型流态改变的热输原油管道的流动特征，用数学中的组合方法证明管道中有４３种流型流态组合并给出组合图，建立了且二分法计算有流型流态改变管路最小输量的数学模型。采用二分法具有公式简单，对函数性质要求不高，稳定性好等优点。根据所建模型研制的程序系统可完成４３种组合工艺及最小输量计算，具有广泛使用性，为计算有流型流态转变热油管路的最小输量提供了方法，在此基础上，研制出一整套程序系统性并给出了算例     

埋地热油管道间歇输送过程研究

原油管道低输量情况普遍存在。当管道输量低于允许最低输量时，如能采用间歇输送工艺可以有效解决这一难题。在充分分析集输工艺过程中的目标函数和约束条件下，给出了埋地热油管道间歇输送的数学模型，并对模型进行简化及编程。１９９６年５月在中－洛管线上成功地进行了间歇输送工艺现场试验，并用此模型进行模拟计算，模拟结果与实验结果基本一致。     

英买力凝析油外输投产工艺分析

英买力气田群凝析油外输管道建于2006年,2007年外输管道采用正反输方式一次性投产成功.针对气田凝析油初期产量低的状况,外输管道投产无法满足最小输量要求等问题,提出了采用正反输方式来解决高凝点凝析油外输问题.分析了外输管道采用正反输方式外输的可行性,给出了外输管道采用正反输方式在实际生产中的工艺操作流程.     

原油顺序输送管道安全停输时间研究

针对原油差温顺序输送工艺,建立了原油顺序输送管道安全停输时间计算模型,利用有限差分法对停输模型和再启动模型进行离散化,采用迭代法计算最小安全停输时间。以原油管道顺序输送大庆油和俄罗斯油为例,分别探讨混油界面位置、油品输量、油品输送温度和油品输送顺序对安全停输时间的影响。研究结果表明,大庆油顶俄油的停输时间长于俄油顶大庆油的停输时间;混油界面离出站点越远,停输时间越短;油品输送温度越高,停输时间越长;油品输量越大,停输时间越长。     

长输管道管输费快速测算方法初探

在长输管道经济评价中,一般采用按所得税后财务内部收益率为10%反算管输费,需要耗费大量时间和精力。文章根据已建成的多条成品油和天然气管道项目建设投资费用和达产后管输量数据,探讨了如何快速计算管输费的方法,提出的快速计算方法在项目初期阶段就可以测算管输费用,且偏差值在允许范围内。     

不稳定生产气井的计量

气井由于地层水、工艺措施等影响,瞬时产气量可能很不稳定,现场依靠双波纹差压计用常规的计算方法难以准确计量产气量,导致输差大大超过允许范围。这种输差将对气井动态分析研究和管线监测造成误导。深入分析现场常用的计算方法,指出其造成较大输差的原因,并介绍能满足现场计量精度要求的实用计算方法。     

考虑摩擦生热时热油管道最小输量的数值解法

本文通过分析，建立了用数值方法求解热输原油管道最小输量的数学模型，并采用弦截法取代以往使用的试算法，从而提高了运算效率和计算精度，并在此基础上编制了一套程序系统及算例。     

输油管道泄漏监测系统灵敏度的影响因素

输油管道泄漏监测系统灵敏度 ,是指泄漏监测系统可检测到的最小泄漏量占管道瞬时输量的百分比。胜利油田油气集输公司曾对孤岛—永安段输油管道泄漏监测系统进行了放油试验。结果表明 ,可检测到的最小泄漏量为瞬时流量的 0 7%。影响泄漏监测系统灵敏度的主要因素有 :数据采集     

热油管道安全经济输油温度研究

从热油管道安全经济输油的角度,讨论了确定热油管道安全经济输油温度的原则及其影响因素.分析指出,热油管道的允许停输时间,取决于管道环境、管道工作状态和输油企业的抢修能力;热油管道安全经济输油温度是满足管道允许停输时间要求的最低进站油温;热油管道安全经济输油温度取决于管道允许停输时间、管径、季节、所输原油的低温流变性、站间环境条件、管道保温条件等因素.同一地区输送同一种原油,管径大的管道与管径小的管道比,允许最低进站油温应偏低;同一条管道,夏季的允许最低进站油温应比冬季的油温低.确定热油管道允许最低进站油温不宜仅用凝点作为选择依据.     

天然气管线水合物生成影响因素研究

介绍了天然气管线中水合物生成条件、以及水合物的生成对管线正常输送和安全运行的影响;提出了天然气管线水合物生成影响因素比较框图,对不同输送工况下管道中水合物的生成进行了分析,得出天然气管线中水合物生成影响因素有输量、起点压力、起点温度和管径,其中输量影响最大,起点压力影响最小,适当增大输量、提高起点温度、降低起点压力和减小管径,可以缩小水合物生成范围甚至避免水合物生成。     

输油埋地管线传热实验研究

为了研究新疆地区长输管道内输送介质温度变化规律，设计研制出一套室内可以模拟环境的试验装置。根据长输管道实际运行情况，设计出不同的环境及运行工况，并进行了试验测试。根据测试数据，可绘制热油管线周围砂体温度场分布图。通过分析停输情况下油管内多相混输介质非稳态变化规律，拟合出油温温降的经验公式，此公式可用于确定新疆地区输油管道的最低允许输油温度和最大允许停输时间。     

国内油气长输管道的钢管选用

介绍油气长输管道钢管的选用程序和原则.根据介质输量、管径、设计压力及自然条件等因素,结合几种常用钢管的优缺点,确定管型;在进行钢级的选择时,应考虑钢管可焊性、焊接工艺、壁厚圆整和最小壁厚等问题.     

不同季节海底输油管道运行分析

由于海水温度年周期变化,为了降低输油成本并评价不同季节管道最大允许停输时间,需要对管输原油的沿程温降曲线和管道停输时间进行数值模拟研究。本文建立了海底输油管道热力数学模型,并编制软件进行了求解,计算了管道在不同季节管输原油的沿程温降曲线和最大允许停输时间。通过计算结果分析可知,不同季节对停输降温过程有很大的影响,随着海水温度的降低,原油降温加快,因此建议管道维修在夏天进行。     

克—乌管道稠稀油混输的优化运行

针对克—乌管道稠稀混输要求,建立了以稀油掺混比例最小以及管输过程能耗最低的多目标函数的稠稀混输运行方案优化数学模型。将主观赋权与客观赋权有机结合,确定了不同子目标函数值的组合权重。以稠油输送任务6 000 t/d为例,对克—乌管道混输运行方案进行优化模拟计算,确定该任务输量下,稀稠比例6∶4为最优,同时给出管线运行的相关优化参数。