天然气管道运行压力工艺参数

第一篇：天然气管道运行压力工艺参数

天然气管道运行压力工艺参数

高压管道运行压力：

A:2.5< P≤4.0MPa B: 1.6< P≤ 2.5MPa 次高压管道运行压力：A:0.8< P≤1.6MPa B: 0.4< P≤ 0.8MPa 中压管道运行压力：

A:0.2< P≤0.4MPa B: 0.01≤ P≤ 0.20MPa 低压管道运行压力：

P < 0.01MPa

天然气调压站（箱）现状运行压力工艺参数次高压A调压站的进口压力：1.2～1.6MPa 次高压A调压站的出口压力：0.6～0.8MPa 次高压B调压站（箱）的进口压力：0.6～0.8MPa 次高压B调压站（箱）的出口压力：0.1～0.2MPa 中压B调压站（箱）的进口压力：0.1～0.2MPa 中压B调压站（箱）的出口压力：2100～2800Pa

XP—311A型可燃气体检测仪的使用：

零调节：先将转换开关由BATT转至（L）挡位置，待指针稳定，确认“0”如指针偏差于“0”时将“零”（ZERO）调节旋钮缓转，进行调节。调至“0”为止。（零调节须在L挡，必须在干净的空气中进行）

检测：1.先将转换开关转至（L）挡（0～10%LEL）或（H）挡（0～100%LEL）并将吸引关靠近所需要检测地点来测量。

2.感应到要测气体时，指针就会摆动，当指针稳定下来后，所指示的刻度便是气体的浓度。在检测气体时，先应转在（H）挡，如指针指示在10%LEL以下时，当即转换到（L）挡，以便读到更精确的数值。

3.XP—311A型具有报警功能，达到危险浓度（20%LEL）时则可以灯光及蜂鸣器鸣响告知。在使用时，如电池电量不足时，可以连续鸣响告知，故须更换电池。

4.检测完后，必须使仪器吸干净空气而使得指针回到“0”位置后方可关电源。

5.刻度是以三层计数形式从而可表示LEL、LPG、汽油之区别。LPG及汽油的指示是以体积浓度作为气体浓度从而可直接读出。

XP—314A型可燃气体检测仪的使用：

零调节：将转换开关置于“L”挡，在新鲜空气中，旋转“ZERO ADJ”钮调零。注意：应将转换开关置于“L”挡调零，放在“H”挡，无法调到准确的零点。检测：1.在调零稳定后，将转换开关置于“H”挡，用吸引管采气样进行检测，到指针稳定后，读取数值，如读值在10%（或30%）以下时，将转换开关改成“L”挡，以便读到更精确的数值。

2.当仪器用于检漏时要注意指示值将随着吸引管靠近泄漏点而增大，而离开泄漏点时则减小。如转换开关置于高浓度“H”挡不利于检漏时，应改放在“L”挡.

第二篇：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 persification 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。202_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：

动量方程： +wA=0 tx(1)

2wpwdzw2++=-g-txxdxd2

能量方程：

(2)

w2Qw2wA=Au++gz+wAh++gztt22x状态方程：

(3)=p,T热力学能方程：

焓方程：式中：

(4)uup,T

(5)hhp,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202_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202_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202_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202_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.202_，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.202_，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.202_，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.202_(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，202_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。

电话：***；Email：309418391@qq.com

第三篇：天然气管道运行模拟及仿真技术研究

天然气管道运行模拟及仿真技术研究

1011202045 蔡永军科学计算选讲结课论文

为了预测天然气管道运行状态，制定合理的管输计划，更好的配置设备开机，天然气管道输送过程中需要进行工况模拟及仿真。实际工作中需要建立压缩机、阀门等设备的模型，确定管段的控制方程、气体的状态方程，针对给出的初始条件和边界条件，筛选确定天然气管网数学模型的离散方法与非线性方程组的求解算法寻找合理的非线性方程的求解算法，得到合理的数值解。

1天然气管道仿真数学模型 1.1管段的控制方程

对于管道中的任意管段，经过适当的简化可以用下列公式来描述：连续性方程：

A运动方程：

(A)0

（1）tx()(.A)P2AAAgsin()A

（2）

txx2D能量方程：

((hPA22))(A.(hx22))tAPAgsin()Dk1(TTW)x（3）

式中：A——管道的横截面积，m2；

ρ——流体密度，kg/m3； t——时间，s； x——坐标，m； u——速度，m/s； P——压力，Pa； θ——管道倾角，rad； λ——水力摩阻系数； D——管道内径，m； T——流体温度，k；

k1——流体至管壁的换热系数； h——比焓；

Tw——管壁的温度，k。1.2 阀门控制方程

阀门控制方程如下：

MdwMup0MupPdw)Pdw0

（4）Cg(Ph1h2式中： Mup——阀门入口质量流量，kg/s；

Mdw——阀门入口质量流量，kg/s Cg——阀门系数；

Pup——阀的入口压力，Pa；

Pdw——阀的出口压力，Pa。1.3压缩机控制方程

简化后的压缩机控制方程如下

2a1(n2n)bn1()Qc1Q20n0MdwMupMfuel

m1TdwTupm式中：——压缩机压比；

m——多变压缩指数；

n——压缩机的实际转速，rpm； n0——压缩机的额定转速，rpm； a1, b1, c1——系数；

Q——给定状态下的体积流量，m3/s； 1.4 理想调节阀阀控制方程

理想调节阀控制方程如下：

5）

（MdwMup0Pdwc

（6）h1h22气体的状态方程

采用BWRS气体状态方程，如下：

PRT(B0RTA0C0D0E0d2)(bRTa)3234TTTT

（7）

3dc(a)62(12)exp(2)TT式中：P——系统压力，KPa；

T——系统温度，K；

ρ——混合气体密度，Kmol/m3；

R——气体常数，8.3143KJ/(Kmol.K)。

A0、B0、C0、D0、E0、a、b、c、d、α、γ为方程的是一个参数，根据（8）确定。

1/21/2A0xixjA0iA0i(1kij)i1nj1nnB0xiB0ii1n1/21/23C0xixjC0C(1k)i0iiji1nj1n1/21/24D0xixjD0iD0i(1kij)ni1j1nnEx1/21/250ixjE0iE0i(1kij)i1j1n3axia1/3ii13nbx1/3ibii13cnx1/3icii13dnx1/3idii1

3nxi1/3ii13nx1/3iii1式中：xi、xj——混合气体中i和j组分的摩尔分数；

kij——为i、j组分间的交互作用系数。3气体的焓方程

气体的焓方程如下：

hh0(B0RT2A4C05D0T206E0T3T4)12(2bRT3a4dT)215a(6a7dT)5

c2242T2(32)exp()]4 管道周边的热力模型

管道的有效土壤厚度采用等效圆筒法，传热半径由下式计算：8）9）

（（2H2H2R2R1R1((()1)1)0.（10）

DD式中：R2-R1——土壤厚度，m；

R1——从管道中心至土壤层的半径，m； H——至管道中心的实际埋深，m； D——管道直径，m。

管道和周围环境的瞬态热力模型计算式如下：

k(rTr)r/rCpTt

（11）

式中：k——周围环境导热系数；

r——传热半径； Tr——r处的气体温度； Cp——气体定压比热； Tt——t时刻的气体温度。

单位管长热流量由下式表示。通过该公式计算管壁在任意节点的温度。

2k2(TwT0)k1D(TTw)

（12）

ln((R2R1)/R1)式中：k2——管壁至土壤换热系数；

K1——流体至管壁换热系数； Tw——管壁温度； T0——R2处的温度； T——气体温度。水力摩阻系数计算式

管段控制方程涉及的水力摩阻系数λ采用F.Colebrook－White公式计算，该公式表达如下：

1/1.73852log10(2e/D18.574/(*Re))

（13）

式中，e/D——管道粗糙度和内径的无因次比；

Re——雷诺数。6控制方程的离散化

由管道控制方程与气体状态方程组成的非线性偏微分方程组，一般不能得出管流气体基本变量的解析解，因此有必要应用计算数学的方法求解偏微分方程组的数值解。本专题中选用中心隐式差分法对控制方程进行离散化。确定采用的基本变量为气体的密度（ρ）、速度（u）和温度（T）。6.1离散形式

引进变量φ，φ代表三个流动基本中的任意一个。在时间步长为Δx , 空间步长为Δt 的情况下，以空间i和时间网格点t采用中心隐式差分格式，则有以下离散形式：

对于基本流动变量：

1kkkk1ii1ii1

4基本流动变量对时间的一阶偏导数：

k1ikik1kt11ii2t

基本流动变量对空间的一阶偏导数：

1kki1i1k1ikix2x

基本流动变量对时间的二阶偏导数：

2(k1k2k1k2kk1k2i2kii)2(i12ki1i1)(i22i2t2i2)162t基本流动变量对空间的二阶偏导数：

2(k1k1k1i22ki1ki)2(ki22i1i)(k2k2k2i22i1i)x2162x基本流动变量对空间及时间的二阶偏导数：

22k2ki2xtkiki2i16xt

6.2 离散后的控制方程

离散后的控制方程如下：离散后的连续性方程：

（14）

15）

16）

（17）（18）（19）

（（1kk1kk1k1kkk1k1kkikuuu1i1iii1i1iiiuii1i10

（20）2t2x离散后的运动方程：

1k1kkk1k1kkk1kk1kikuuuuPPPP1i1i1i1iiiii1iii12t2x1k12kk2k1k12kk2ik(u)(u)(u)(ui1i1iiii)1i（21）2x1kk1kk1kk1kuuuuiki1iii2(1)(i1i1i)02D44离散后的能量方程：

1k1k121kk21k1k1kkkikh-P(u)-(h-Pi1(ui1))1i1i1i1i1i1i1i1222t1k1k121kk2kkkh-Pii(ui)-(ihi-Pii(ui))222t1k131k3k1k1k1kkki1ui1hi1(ui1)(i1ui1hi1(ui1))222x1k131k3k1k1k1kkkiuihi(ui)(iuihi(ui))222xk1k1kk1k(Ti1TiTT1ii4Tw)0Dk1k1iik1（22）

6.3 初始条件与边界条件

初始条件指系统开始运行时的初始压力、流量或温度的分布状态。边界条件指某一管段起始节点和终止节点上的约束条件。主要包括：

(1)管段端点上的输油泵、压缩机或阀门等的出入口压力、流量、温度、转速、压比或开度设定值；

(2)气源对应节点的压力、流量或温度设定值；(3)分输点对应节点的压力、流量或温度设定值；(4)节点处压力、流量或温度的一致性；(5)节点处压力、流量或温度的范围控制值；(6)管道物理元件周围的温度场状况。7非线性方程组的求解算法

离散后的控制方程配合边界条件和初始条件才能封闭，封闭后形成了非线性方程组，对于该非线性方程组选取牛顿迭代法进行求解。

若采用C(x)xb的矩阵形式（其中C(x)为非线性方程组的系数矩阵），则x(x1,x2,x3,...,xn)T为需要求解的向量，b(b1,b2,b3,...,bn)T为等式右边的向量。

（1）牛顿拉普森迭代法设迭代函数列F(F1,F2,F3,...,Fn)T

迭代变量x(x1,x2,x3,...,xn)

迭代增量x(x1,x2,x3,...,xn)

迭代函数FiTFi(x1,x2,x3,...,xn)

牛顿拉普森迭代公式如下：

xk1xkxk

（5.7-1）

对于迭代函数F，将求解非线性方程组问题转化成为寻根问题，也即要求下式成立：

F(F1,F2,F3,...,Fn)T0

（5.7-2）

对任意点x0和它的相邻点/邻域（x0+△x），通过泰勒展开式我们有：

FiFi(x0x)Fi(x0)xj(x2)i1,2,...,n

（5.7-3）

j1xj若采用矩阵形式，则有：

nF(x0x)F(x0)Jx(x2)

（5.7-4）

其中 J 为n×n的雅可比矩阵且Jij如果略去其中的高次项(x2Fi。xj)，并要求F(x0x)0。我们得出：

xJ1F

（5.7-5）

至此，可以按照牛顿拉普森迭代法的求解步骤进行计算。

（2）牛顿＋最速搜索迭代法

引入目标函数 f0.5FF，通过简单的数学运算，可以得到牛顿迭代沿着此目标函数的梯度方向f，始终可以发现一个数值α能使得目标函数的值下降，即：f式： xFJ(J1F)FF0。所以本专题研究采用如下迭代公xk1xkxk

（5.7-6）

该方法较牛顿拉普森方法具有收敛速度快，且全局收敛的特点。8仿真运行

8.1仿真运算的基本过程

仿真运行的基本过程如图1仿真运行所示。运行系统状态数据和不同视角构成单文档－多视的关系。

图中的兰色带箭头线条表示通过不同的视角和核心功能层接口，可以监视或编辑仿真系统的状态数据，并下达计算命令；粉色线条表示运算中仿真模拟器和数据模块进行数据交互；绿色线条表示初始化过程加载数据。

简单人机界面视角视角命令行视角表格视角仿真模拟器调度模块核心功能层接口计算状态数据数据模块监视或编辑状态数据编译模块加载系统及其初始参数运行系统状态数据编连文件

图1仿真运行过程

仿真运行基本过程如下：

(1)通过各个接口或视角，下达加载系统命令；(2)调度模块命令编译模块加载编连文件；

(3)如果需要，通过各个接口或视角，对系统参数进行进一步初始化；(4)通过各个接口或视角，下达一轮计算命令；

(5)仿真模拟器开始一轮计算，并输出结果到数据模块；调度模块通知相应接口和视角计算结束；

(6)相应接口或视角获取关心的数据；

(7)如果需要进行新一轮计算，相应接口和视角可以对部分参数进行重新设定，并下达新一轮计算命令，系统将回到第5步。

8.2仿真运算的实现结构

仿真运算由仿真模拟器作为核心模块来实现，两个直接的辅助模块是数据模块和编译模块。

这3个模块相互协同进行仿真运算，基本过程如图2所示。

仿真模拟器数据模块3输入参数基本输出参数其它输出参数665其它输出参数数值化计算72 加载方程组2 加载数据模型文件编连文件1 输出：方程组＋元件信息编译模块建统立的此联系组立输入参数预处理控制方程组4数值计算4446元件参数关系计算函数库外部边界方程组元件库元件参数关系计算函数库控制方程组外部边界方程组图2仿真模拟器结构

(1)编译模块根据模型文件和元件库，建立编连文件，编连文件中包含仿真系统各个元件的信息；同时，根据通用、基本的控制方程组、元件参数关系计算函数库、外部边界方程组，编译模块将建立此系统的全部方程组，一并加入到编连文件中；

(2)在运算前的初始化过程中，编连文件中的参数数据将被加载到数据模块，方程组将被加载到仿真模拟器相应的方程组列表中，包括：控制方程组列表、外部边界方程组列表、元件参数关系计算函数库列表；

(3)每轮运算开始前，仿真模拟器的输入参数预处理模块需要对输入参数进行预处理，例如对部分参数进行离散化或拟合；

(4)开始运算后，仿真模拟器的数值计算模块根据处理好的输入参数和相关的方程组进行数值计算；

(5)数值计算模块计算出的是需要联立求解的基本输出参数；

(6)根据输入参数、基本输出参数、元件参数关系计算函数库，仿真模拟器同步对其它输出参数进行数值化计算；

(7)其它输出参数被输出到数据模块，此后可以通知调度模块前来获取相关数据并进行下一轮计算的参数输入了。9结论

通过建立天然气管道数学模型及求解算饭，在输入管道的基本参数后，可以根据输入的初始运行状态预测下一时刻的运行状态，从而为排定管输计划、优化运行工况提供决策依据。

第四篇：天然气公司压力管道隐患自查报告（最终版）

XXX天然气开发有限公司

自

查

报

告

XXX天然气开发有限公司202_年6月

自查报告

企业简介

XXX天然气开发有限公司（简称XX天然气）位于XX市XX区XX中路,成立于202_年12月，是XXX石油集团下属企业。是集城市管道天然气、压缩天然气（CNG）生产、运输、利用一体化，跨地区经营的天然气公司，是XX石油集团最具成长性的核心业务之一，加快发展天然气业务，符合国家能源消费结构调整方向，也是推进绿色发展的现实途径。公司充分发挥资源优势和管网调运优势，强化产运销储衔接，天然气销量持续保持较快增长，市场供应保障能力明显增强。公司发挥集中调控管理优势，优化产运销资源配置，确保管网安全平稳高效运行，建立了全方位的抢维修和应急支援体系。

202_年经XX市政府、市发改委批准，与XX市建设局签订了民用天然气准入书，获得XX市XX区南部区域的特许经营权。目前供应范围内的天然气城市中压管网等基础设施已建成投产，可满足区域内居民、商业及压缩天然气用户的用气，是天津市最大钢铁民营企业——天津达亿钢铁有限公司投资控股企业。

公司注册资金贰仟万元，拥有从事天然气的专业职工队伍约150余人，下设总经理一名、常务副总经理一名、副总经理一名、财务总监一名；公司分工明确，成立了油气管理中心、安全生产监察部、综合办公室、市场开发部、客户服务部、工程技术部、管网运行部、维修抢险队、计划财务部以及信息工程部。公司拥有4座汽车加气站、5座加油站，同时拥有CNG钢瓶车及危货运输车队。XXX天然气开发有限公司目前主要从事城市生活用气、工业用气

和CNG压缩天然气领域，主要致力于天然气分销、储运销售、输配站、加气站工程建设、天然气管网建设、运营管理。投资范围包括中压长输管线、天然气门站、城镇市政管网、居民用户、公福及工业用户，供气能力达1亿标准立方每年。

XXX天然气公司经过多年的运营，赢得了当地政府和居民的一致好评。截止目前，公司拥有3万余居民用户及配套的公服用户、商业用户。公司拥有天然气门站1座，汽车加气母站一座，汽车加气站4座，加油站4座，日供应压缩天然气的能力可达到30万方，管线铺设120公里。现已门站为辐射中心，形成高效的市场网络和巨大的潜在用户市场。

XXX天然气开发有限公司气在未来的发展中将配合国家“西气东输”和发展西部油气田的大战略，加大投资力度，抓住机遇不断发展壮大。公司还致力于转变为以城市输气管网建设投资为主的投资管理运营商，成为更具市场竞争力的城镇天然气运营公司。

自查项目及检查结果

（一）管理机构

公司下设工程技术部，负责公司各压力管道工程的监管和验收工作；管网运行部负责公司辖区内各压力管道的日常检查和维护工作，安全监察部负责组织公司的安全大检查，并协助和督促公司有关部门和各基层单位对事故隐患及时整改并制定防范措施。

（二）管理制度

公司现有现实可行的安全管理制度共计35项，每年会对各管理制度进行评审和修订。由综合管理部组织员工对各项安全管理制度的学习，由安全监察部负责监督各项安全管理制度的执行情况。

（三）操作规程

公司现有现实可行的操作规程共计35项，每年会对各管理制度进行评审和修订。由综合管理部组织员工对各项操作规程的学习，由安全监察部负责监督各项操作规程的执行情况。

（四）安全检查

管网运行部设专业管网巡线人员，每天对辖区内压力管道进行安全巡检，对于发现的安全隐患及时上报整改。安全监察部除了对巡线人员的巡检工作，隐患整改工作进行监督检查外，每年会例行组织各项专项检查，节前安全检查，综合性安全检查，确保各项安全工作做到实处。

（五）应急救援

公司的应急救援预案中专设压力管线事故的救援预案，每年由安全监察部牵头，对应急救援预案进行演练并总结评审。公司既定于202_年6月25日左右进行中压管线抢修作业的演练，届时会进一步提高公司对中压管线的应急救援能力。

（六）存在的问题及解决方案

公司现有的4580米钢制次高压管线因工艺陈旧，使用年限过高，存在安全隐患，我公司已将相关情况上报有关部门，届时会对此段管线进行改造。

XXX天然气开发有限公司二〇一四年六月十日

第五篇：压力管道

压力管道检验规范

１．总则

１．１为了确保化工管道的安全运行，保护人民生命财产的安全，依据《化工企业压力管道管理规定》，特制定本规程。

１．２本规程是化工压力管道检验的基本要求，化工生产企业必须遵守本规程。

１．３本规程适用于同时具备下列条件的管道

１、进口压力Ｐｗ≥０．１ＭＰａ；

２、公称直径Ｄｇ≥５０ｍｍ；

３、输送化工介质的工艺管道及化工生产用蒸汽管道。

（对于有重大危害的最高工作压力小于０．１ＭＰａ或公称直径小于５０ｍｍ的化工管道可参照执行。）

本规定不适用于下列管道：

１、非金属管道；

２、仪表管道；

３、设备本体所属管道；

４、衬里管道；

５、非易燃介质、无毒或毒性为轻度危害介质的管道。如：水、空气、惰性气体等。

１．４管道的分级表示如下：（略）

１、输送极度或高度危害毒性介质的管道属Ａ级管道。

２、物料为易燃可燃介质，工作温度大于４５０℃的合金钢及不锈钢管道，工作温度大于３７０℃的碳素钢管道属Ａ级管道。

３、工作温度高于或等于介质自燃点的管道属Ｂ级管道。

４、输送甲类火灾危险气体（爆炸下限＜１０％）介质的管道，级别应提升二级。

５、输送中度危害毒性介质、乙类火灾危险气体（爆炸下限≥１０％）、闪点小于２８℃的易燃液体介质的管道，级别应提升一级。

６、原设计腐蚀速率大于０．２５毫米／年的管道，级别应提升一级。

７、同一介质按其特性（如闪点与爆炸下限）分别不同管道级别时，应以较高级为准。

８、混合介质，以其中危害程度最大的介质为分级依据。

２．检验

化工企业压力管道的检验分为：役前检验、在线检验和全面检验。

２．１役前检验

役前检验应由用户委托专业检验单位（或专业技术人员）进行，对化工管道的制造和安装质量进行全面验收检验（若已委托专业检验单位对管道安装过程中的质量进行监检，则役前检验可免。）

２．１．１审查设计技术资料包括：设计规范、工艺参数、施工图纸及施工技术规范或要求等。

２．１．２审查管材、管件及阀门等制造合格证明书及质量检验报告书，内容包括外观检验、化学成分机械性能报告及复验报告、无损探伤报告、试验报告和其他设计技术要求报告。制造质量应符合ＧＢＪ２３５—８２《工业管道工程施工及验收规范》或设计要求质量规范。对质量检验报告书中及抽检中不合格项目和缺项必须进行补充检验。

２．１．３审查加工、安装记录及施工质量检验报告，内容应包括机加工检验、焊接工艺评定、安装检验、无损探伤报告、返修记录、热处理、耐压试验、安全阀调试、酸洗、吹扫、防腐、保温等施工记录、试验报告及质量检验报告。安装质量应符合ＧＢＪ２３６—８２《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》或设计规定执行的检验及验收要求。

２．１．４工程质量抽检：内容包括外观检查、几何尺寸检查、安装质量检查、无损探伤、防腐保温等项目质量检查。抽检比例Ａ、Ｂ级管道不低于１０％，Ｃ、Ｄ级管道抽检不低于５％。无损探伤抽检：Ａ、Ｂ级管道不低于整条管线焊接焊缝的１０％，Ｃ、Ｄ级管道不低于５％。

２．２在线检验

２．２．１在线检验是使用单位在运行条件下进行的检验。每年至少检验一次。

２．２．２在线检验项目

ａ．泄漏检查

检查管道及其接口法兰、接头、焊缝、阀门填料等泄漏情况；

ｂ．振动检查

检查管道的振动情况、活动支架位移情况和导向性能，固定支架是否牢固可靠，可调支架调整合适，管与管、管与相邻物件之间应无磨擦；

ｃ．检查绝热层或防腐层完好情况

ｄ．检查附件完好情况

阀门操作灵活，安全附件有效，输送易燃、易爆介质的管道法兰间的接地电阻应小于０．０３Ω，管道对地电阻不得大于１００Ω。

ｅ．壁厚测定

重要的监控管道，必要时可用超声波测厚仪进行在线测定壁厚。高温管道检测必须用高温探头。

２．３全面检验

２．３．１化工压力管道的全面检验是在装置（系统）停车大检修时进行的较为全面的检验，检验周期一般是每六年至少进行一次。

属下列情况之一者，检验周期应适当缩短：

ａ．新管道投用后的首次检验；

ｂ．腐蚀速率大于０．２５毫米／年的Ａ级和Ｂ级管道；

ｃ．有可能遭受应力腐蚀、孔蚀等局部腐蚀的管道；

ｄ．有可能产生疲劳（由于振动、脉动压力、温度循环等可能受到反复应力）的管道；

ｅ．有可能产生材质劣化（见２．３．２．４节）的管道；

ｆ．检验中发现焊接接头的埋藏缺陷超过施工验收规范或维护检修规程规定的质量标准的管道。

管道检验后，经评定为能长期安全使用者，检验周期可适当延长，但最长不得超过九年。

２．３．２化工压力管道的全面检验以宏观检查和测厚为主，必要时进行无损探伤和理化检验。

２．３．２．１宏观检查项目

ａ．在线检验的全部项目

ｂ．管道表面裂纹、褶迭、重皮、局部腐蚀、碰伤变形、局部过热等；

ｃ．焊接接头裂纹、凹陷、错边、咬边情况；

ｄ．弯头及弯管的异常变形；

２．３．２．２壁厚测定

ａ．管道测厚采用超声波测厚仪，执行ＪＢ４７３０—９４标准。

ｂ．对管道的弯头及三通部位进行测厚，各级管道的抽检比例是：Ａ级＞５０％，Ｂ级＞３０％，Ｃ级＞１０％，Ｄ级＞５％。

ｃ．测厚点的位置应根据管内介质的物理状况（气相、液相，有无悬浮物等）及流向，选在易受介质冲刷的部位及可能积液的部位。一般弯头与三通的测厚点数应符合表２规定。

表２弯头与三通的测厚点数（略）

d．对于曲率半径较小或内表面有大量点蚀的管道，应采用小直径探头测定或用超声波探伤仪进行辅助测定。

ｅ．测厚中如发现异常值时，则须在该点前后左右各５ｍｍ处增测四个点，如仍有异常，则须进一步扩大测厚范围，找出异常厚度的区域，同时对该管道的全部弯头、三通及直管部位均须按适当比例进行扩大测定。

２．３．２．３无损探伤

ａ．对宏观检查发现裂纹（或裂纹迹象）及可疑部位进行表面探伤检查；

ｂ．对保温层破损有可能渗入雨水的不锈钢管道，应在该处的管道外表面进行渗透探伤，以检查是否有应力腐蚀裂纹产生；

ｃ．对有可能产生疲劳的管道，应在其焊缝及管端丝扣等容易造成应力集中处进行表面探伤，以检查是否有疲劳裂纹产生；

ｄ．对Ａ级管道焊缝进行至少１０％，Ｂ级管道至少５％的射线探伤（ＲＴ）或超声波探伤（ＵＴ）抽查。其他管道由检验人员视具体情况确定是否需要进行ＲＴ或ＵＴ抽查及抽查比例。若管道在制造、安装中执行有在规程、标准情况较好时，则ＲＴ或ＵＴ抽查比例可减半。抽查中，若发现有超标（指本规程评定标准，下同）缺陷，应适当扩大检查比例；若继续发现有超标缺陷，则应根据缺陷状况和管道使用条件进行处理。

ｅ．无损探伤方法执行ＪＢ４７３０—９４标准。

２．３．２．４理化检验

下列管道，在全面检验时进行理化检验：

ａ．工作壁温大于３７０℃的碳钢和铁素体不锈钢管道；

ｂ．工作壁温大于４３０℃的低合金钢和奥氏体不锈钢管道；

ｃ．工作壁温大于２２０℃的临氢介质碳钢和低合金钢管道；

ｄ．工作壁温大于３２０℃的钛及钛合金管道；

ｅ．工作介质含湿Ｈ２Ｓ的碳钢和低合金钢管道。

检验内容包括内表面表层及不同深度层的化学成份分析、硬度测定和金相组织检查，机械性能（抗拉、抗弯及冲击韧性）试验。对于上述类型管道，为便于取样，最好在投用前在管道中设置可拆卸的监测管道，以便定期查明材质劣化程度。

对于在应力腐蚀敏感介质中使用的管道，应进行焊接接头的硬度测定，以查明焊缝热处理（消除焊接残余应力）效果，从而判定管道的应力腐蚀破裂倾向的大小，硬度测定点的部位如图１所示。

图１焊接接头硬度测定点（略）

２．３．３用法兰连接的高压管道，进行全面检验；

ａ．去除绝热层、防腐层及表面锈垢，对外表面进行全面的宏观检查；

ｂ．逐段测定壁厚，每段管道的测厚点不少于３点；

ｃ．对管端丝扣及不少于２０％的表面进行表面探伤抽检，如发现裂纹等危害性缺陷，则须扩大比例，直至１００％检查。必须将裂纹等缺陷消除后，方可继续投入使用。

２．３．４管道的耐压试验与严密性试验，一般随装置贯通试压一并进行，参照ＨＧ２５００２—９１《管道阀门维护检修规程》的有关规定。

３．评定

３．１管道表面不允许存在裂纹、重皮、褶迭及严重变形，焊缝表面不允许存在裂纹。对此类危害较大的缺陷，必须进行消除、补焊或更换处理。

３．２对于因泄漏而采用的临时性管道堵漏措施（为维持连续生产），在停车检修时必须予以拆除，同时对该管道进行全面仔细检测，然后彻底修复。

３．３Ａ、Ｂ级管道中，凡承受交变应力的管道及振动较严重的管道，其对接焊缝的咬边及表面凹陷允许存在的限度为：深度≤０．５ｍｍ，长度≤焊缝全长的１０％，且小于１００ｍｍ。若超过此限度时，则应修复。

３．４Ａ、Ｂ级管道对接焊缝的错边量应小于壁厚的２０％且不大于３ｍｍ，否则亦应修复。

３．５管件、阀门等附件存在危害安全使用缺陷时，均应进行修理或更换。

３．６无损探伤缺陷评定

３．６．１表面探伤缺陷评定

表面探伤（磁粉探伤和渗透探伤）检出的所有裂纹均不允许存在。

３．６．２射线探伤缺陷评定

Ⅳ级片中的裂纹缺陷不允许存在；Ⅳ级片中的未熔合、未焊透、条状夹渣等是否允许存在，应视被检管道的工况、应力复杂程度，应力水平高低，缺陷的自身高度等诸多因素，因检验人员确定。

３．６．３超声波探伤缺陷评定

ａ．不允许存在检测人员判定为裂纹等危害性的缺陷。

ｂ．Ａ级管道不允许存在，反射波幅位于Ⅲ区的缺陷。

３．７理化检验的评定

３．７．１破坏性检验凡发现较明确的材质劣化现象，如化学成份改变（脱碳、增碳等），强度降低（氢腐蚀等），塑性及韧性降低（湿Ｈ２Ｓ介质中的氢脆等），金相组织改变（珠光体严重球化或石墨化，晶间腐蚀等），则该管道必须判废。

３．７．２焊缝的硬度值对碳钢管不应超过母材最高硬度的１２０％；对合金钢管不应超过母材最高硬度的１２５％。在含湿Ｈ２Ｓ介质中，要求ＨＲｃ＜２２。

３．８强度核算当检验发现管道有全面腐蚀减薄或大面积损伤（腐蚀、磨蚀、冲刷等）减薄，其减薄量超过名义壁厚的１０％时，则应进行强度核算。

３．８．１中低压管道（最大工作压力Ｐ＜１０ＭＰａ）

中低压管道的强度核算公式（略）

金属管材在各种温度下的许用应力值见ＧＢ１５０—８９《钢制压力容器》。如果材质不明，则用同类材料中最低级材料的许用应力值。

３．８．２高压管道（最大工作压力Ｐ≥１０ＭＰａ）

高压管道的强度核算公式（略）

３．９遭受局部腐蚀的管道最大容许纵向腐蚀长度的确定连成一片的腐蚀区域，其最大深度大于管子壁厚的１０％，但小于８０％者，在管子纵轴向的延伸距离不宜超过下式计算结果：（略）

本方法适用于评定外形平滑、低应力集中的管道本体上的局部腐蚀缺陷。不宜用于评定被腐蚀的焊缝（环向或纵向）及其热影响区、机械损害引起的缺陷（如凹陷和沟槽）以及在管子制造过程中产生的缺陷（如裂纹、褶皱、疤痕、夹层等）。当管道承受第二有效应力（如弯曲应力），尤其是腐蚀有较大的横向成分时，本方法不宜作为唯一准则。另外，本方法也不能预测泄漏和破裂事故。

图—２用于分析的腐蚀参数（略）

图—３确定Ｂ值的曲线（略）

４．其他

４．１化工压力管道经检验确定必须进行修理或更换时，应参照ＨＧ２５００２—９１《管道阀门维护检修规程》及ＧＢＪ２３５—８２《工业管道工程施工及验收规范》—（金属管道篇）的要求执行。

４．２化工压力管道安全附件的检验，参照《在用化工压力容器检验规程》的要求执行。

附录：化工企业压力管道检验报告书格式