壓氣站、長輸管道

1、壓氣站以壓力能的形式給天然氣提供輸送動力的作業(yè)站.分類按壓氣站在管道沿線的位置分為起點壓氣站、中間壓氣站和終點充氣站.起點壓氣站位于氣田集氣中央或處理廠附近,為天然氣提供壓力能,并有氣體凈化、氣體混合、壓力調(diào)節(jié)、氣體計量、清管器發(fā)送等作業(yè).中間壓氣站位于運輸管道沿線上,主要是給在輸送中消耗了壓力能的天然氣增壓.終點充氣站位于儲氣庫內(nèi),主要是將輸來的天然氣加壓后送入地下儲氣庫.設備壓氣機組合而成的壓氣機組是壓氣站的主要設備.長輸管道采用的壓氣機有往復式和離心式兩種.前者具有壓縮比出口與進口的壓力之比高及可通過氣缸頂部的余隙容積來改變排量的特點,適用于起點壓氣站和終點充氣站.離心式壓氣機壓縮比低,

2、排量大,可在固定排量和可變壓力下運行,適用于中間壓氣站.兩種壓氣機均可用并聯(lián)、串聯(lián)或串聯(lián)和并聯(lián)兼用方式運行.需要高壓縮比,小排量時多用串聯(lián)；需要低壓縮比,大排量時多用并聯(lián)；壓力和輸量有較大變化時,可用串聯(lián)和并聯(lián)兼用方式運行.功率不同的壓氣機可以搭配設置,便于調(diào)節(jié)輸量.往復式和離心式兩種壓氣機也可在同一站上并聯(lián)使用.壓氣機的選擇,除滿足輸量和壓縮比要求,并有較寬的調(diào)節(jié)范圍外,還要求具有可靠性高、耐久性好,并便于調(diào)速和易于自控等.在滿足操作要求和運行可靠的前提下,盡量減少機組臺數(shù)；功率為10005000馬力的機組,有35臺壓氣機,并有1臺備用,大功率機組一般沒有備用機.壓氣機用的原動機有燃氣發(fā)動機

3、、電動機和燃氣輪機等多種見管道動力機械流程壓氣站的流程由輸氣工藝、機組限制和輔助系統(tǒng)等三局部組成.輸氣工藝局部除凈化、計量、增壓等主要過程外,還包括越站旁通、清管器接收及發(fā)送、平安放空與緊急截斷管道等.機組限制局部有啟動、超壓保護、防喘振循環(huán)管路等.輔助系統(tǒng)局部包括供應燃料氣、自動限制、冷卻、潤滑等系統(tǒng).圖1為中間壓氣站工藝流程圖.此站配置有三臺燃氣輪機驅(qū)動的離心式壓氣機,其中機組2為備用,機組1、3可并聯(lián),當需要作用聯(lián)使用時,那么可由機組2與機組3或與機組1串聯(lián)運行.并聯(lián)流程是來自干線上一站的天然氣,先在氣體除塵區(qū)除去固體顆粒,再經(jīng)機組3、1增壓,經(jīng)冷卻后輸往下一站；串聯(lián)運行時,來自上站天然

4、氣先經(jīng)除塵區(qū)除塵,再經(jīng)機組3增壓,增壓后的天然氣輸至冷卻區(qū)冷卻,然后進入機組2再次增壓,再冷卻后進入干線輸往下站.如果天然氣不需要增壓直接輸往下站時,那么可關(guān)閉除塵區(qū)前的進口閥,翻開越站旁通管路,讓天然氣越站通過.功能壓氣站應具有啟停原動機、開關(guān)閥門和報警等根本限制功能;并有預防喘振、消除噪聲和預防天然氣排出溫度過高的設施.喘振是離心式壓氣機在氣流速度過低時所發(fā)生的壓力波動和機組振動,并產(chǎn)生很強噪聲的現(xiàn)象,如在發(fā)生喘振時管道繼續(xù)運行將會導致壓氣機過熱和損壞.因此需在機組上安裝喘振抑制閥和循環(huán)管路,以便在工況接近喘振邊界時開啟喘振抑制閥,讓氣體循環(huán),預防喘振發(fā)生.氣體壓縮和減壓都會造成很強的噪聲

5、,為了降低噪聲,可在壓氣機出口管路上裝設消聲器,將匯管埋入地下,在管路上包覆隔聲和吸聲材料等,采用多級調(diào)壓,限制氣體通過站內(nèi)管道的流速小于30米/秒,可降低減壓引起的噪聲.壓氣機出口排氣溫度較高,除進行冷卻外,還需考慮管道的熱膨脹和補償.進入輸氣管道的溫度應低于涂敷在管道外的絕緣層軟化點,一般為40-65Co壓氣機的冷卻可用水冷或強制空氣冷卻.為減少壓氣站的能耗,除選用燃料耗用少的機組外,還應考慮熱能的綜合利用,如利用燃氣發(fā)動機和燃氣輪機的排氣余熱制冷,冷卻出站的天然氣和加熱燃料氣等.長距離輸氣管道又叫干線輸氣管道,它是連接天然氣產(chǎn)地與消費地的運輸通道,所輸送的介質(zhì)一般是經(jīng)過凈化處理的、符合管

6、輸氣質(zhì)要求的商品天然氣.長距離干線輸氣管道管徑大、壓力高,距離可達數(shù)千千米,大口徑干線的年輸氣量高達數(shù)百億立方米.長距離輸氣管道主要包括：輸氣管段、首站、壓氣站也叫壓縮機站、中間氣體接收站、中間氣體分輸站、末站、清管站、干線截斷閥室等.實際上,一條輸氣管道的結(jié)構(gòu)和流程取決于這條管道的具體情況,它不一定包括所有這些局部.與輸油管道相同,在管路沿線每隔一定距離也要設中間截斷閥,以便發(fā)生事故或檢修時關(guān)斷.沿線還有保護地下管道免受腐蝕的陰極保護站等輔助設施.通常需要與長距離輸氣管道同步建設的另外兩個子系統(tǒng)是通信系統(tǒng)與儀表自動化系統(tǒng),這兩個系統(tǒng)是構(gòu)成管道運行SCADA系統(tǒng)的根底,其功能是對管道的運行過程

7、進行實時監(jiān)測、限制和遠程操作,從而保證管道平安、可靠、高效、經(jīng)濟地運行.國外油氣管道技術(shù)近幾年開展比擬快,有許多新技術(shù)、新工藝、新材料、新設備被不斷用于新管道的建設和老管道的改造,有效地降低了工程造價,提升了施工質(zhì)量,保證了新建管道的順利投產(chǎn).由于國外管道建設時間比擬長,平安隱患嚴重,因此,圍繞節(jié)能降耗和平安運營,國外管道公司大力開展技術(shù)革新,對老管道定期進行檢測和完整性評價,采用計算機系統(tǒng)優(yōu)化運行治理.我們跟蹤國外管道技術(shù)最新開展動態(tài),旨在找出差距,明確方向,為我國油氣管道下一步的科研立題提供參考和借鑒.1928年,蘇聯(lián)建成格羅茲內(nèi)至圖阿普賽焊接式鋼制長輸原油管道,揭開了現(xiàn)代管道工業(yè)開展的序

8、幕.至今,經(jīng)過70多年的開展,世界管道工業(yè),尤其是工業(yè)興旺的歐美國家,無論是從制管、設計、施工,還是從輸送工藝、管道自動限制、運行治理等方面都得到了長足的開展,油氣管道在世界運輸業(yè)中發(fā)揮著越來越重要的作用.與此同時,與管道輸送有關(guān)的各種新工藝、新技術(shù)、新材料、新設備和新產(chǎn)品層出不窮,特別是從20世紀60年代開始,管道工業(yè)進入了快速開展時期,各國的油氣管道公司非常注重各種先進技術(shù)的研究與開發(fā),很多管道在設計建設時就大量采用最新的一些研究成果.高度自動化技術(shù)的應用,不僅保證了管道運行的平安可靠性,而且減少了操作人員,大大降低了運行費用,使企業(yè)處于較好的盈利水平.本文歸納了國外原油、成品油和天然氣管

9、道的輸送技術(shù)的主要開展趨勢.一、國外原油管道輸送技術(shù)的開展趨勢.目前,世界范圍內(nèi)的高粘、易凝原油管道長距離輸送根本上仍是采用加熱和稀釋兩種工藝.針對現(xiàn)役管道輸量逐年下降、稠油開采日益增多的現(xiàn)狀,以提高管道運行平安性、節(jié)能降耗為目的的各種新技術(shù)、組合工藝的研究已成為熱點,像物理場處理磁處理、振動降粘、水輸液環(huán)、懸浮、乳化、器輸滑箱、膜袋、充氣降粘充飽和氣增加輸量、混輸和順序輸送等等多種工藝的研究,有些已進入工業(yè)試驗與短距離試輸階段總體上,國外原油管道的輸送工藝正朝著多元化和新型化的方向開展.對特定品質(zhì)的原油而言,一種輸油工藝只有在特定的環(huán)境下才有效.也就是說,對于不同種類的原油和不同的地理環(huán)境,

10、采用的輸送工藝是不同的.盡管目前世界各國的管道工業(yè)開展水平存在著差距,但評價一種輸送工藝優(yōu)劣的標準應該是一致的,主要有以下幾點：(1)有效性.有顯著的降粘、減阻效果或?qū)δ骋活愓衬陀行?(2)適應性.適用范圍廣,對油品性質(zhì)、站間距、輸量及輸送環(huán)境有較高的適應性.(3)簡易性.工藝設備簡單,使用及維護簡易,自動化程度高,易于實現(xiàn)集中限制與治理.(4)經(jīng)濟性.能耗少,本錢低,效益高.國外先進的原油管道普遍采用密閉輸送工藝、高效加熱爐和節(jié)能型輸油泵；運用高度自動化的計算機仿真系統(tǒng)模擬管道運行和事故工況,進行泄漏檢測,優(yōu)化管道的調(diào)度治理；對現(xiàn)役管道定期進行平安檢測和完整性評價.例如,美國的全美管道就是

11、世界上最先進的一條熱輸原油管道,全長2715km,管徑760mm,全線采用計算機監(jiān)控和治理系統(tǒng)(SCSS),在限制中央的調(diào)度人員通過計算機可實現(xiàn)管道流量、壓力及泵、爐、閥等設備的自動限制,仿真系統(tǒng)軟件可完成泄漏檢測、定位、設備優(yōu)化配置、運行模擬、培訓模擬等功能.目前,我國與美國、蘇聯(lián)、印尼等國的長輸原油管道廣泛采用加熱輸送工藝,就工藝方法本身而言,我國與國外的水平相當,但在管道的運行治理和主要輸送設備的有效利用方面還存在著一定的差距.1 .加熱爐應用技術(shù)現(xiàn)狀,加熱爐是熱輸原油管道的主要耗能設備,蘇聯(lián)主要使用直接式加熱爐,美國既使用直接式加熱爐,也使用間接式加熱爐.我國20世紀80年代后期開始大

12、量采用間接式加熱爐,與國外相比,自動化程度不高,主要部件像換熱器、爐管等的耐腐蝕性差,熱媒爐系統(tǒng)自動限制和調(diào)節(jié)系統(tǒng)的實際使用水平偏低,余熱回收裝置普遍存在腐蝕、積灰、傳熱效率不高的問題,今后應從節(jié)能角度出發(fā),大力開展燃燒節(jié)能新技術(shù)、新設備的研究,尤其是新型高效燃燒器、余熱回收裝置、燃油添加劑的研制.2 .輸油泵調(diào)速節(jié)能技術(shù)據(jù)統(tǒng)計,我國輸油泵運行效率比國外先進水平低10%20%,有相當數(shù)量的泵處于局部負荷下工作,工作流量遠低于額定流量,而工作壓力遠高于額定壓力.傳統(tǒng)上采用閥門節(jié)流,雖然在實際使用中很有效,但造成大量的能源浪費,是一種不經(jīng)濟的運行方式.目前,國外大型輸油泵普遍采用電機調(diào)速限制,節(jié)電

13、率可達40%,節(jié)能效果十分顯著.而我國輸油泵調(diào)速節(jié)能技術(shù)應用范圍較窄,主要存在以下幾個問題：(1)應根據(jù)泵的不同運行規(guī)律(指泵的流量變化范圍和在每種流量下運行的時間)來選擇調(diào)速裝置.泵的運行規(guī)律一般可分為高流量變化型、低流量變化型、全流量變化型和全流量間歇型四種.高流量變化型建議采用品閘管用級、液力偶合器等調(diào)速方式；低流量變化型及全流量間歇型泵一般采用變頻調(diào)速,但應具備低速到全速相互自動切換裝置；對于全流量變化型泵,當?shù)土髁窟\行時間較長時,以變頻調(diào)速方式較適宜,如果高流量運行時間較長,那么用審級調(diào)速或低效調(diào)速裝置.(2)選用調(diào)速裝置應考慮泵的容量.對于100kW以上的大型輸油泵,節(jié)能效果顯著,

14、因此,在選擇調(diào)速裝置時應優(yōu)先考慮高效裝置.而對于100kW以下的小容量泵,那么首先考慮調(diào)速裝置的初投資不宜過高.(3)注意電機的調(diào)速范圍.泵電機轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)范圍不宜太大,通常最低轉(zhuǎn)速不小于額定轉(zhuǎn)速的50%,一般在70%100%之間.由于當轉(zhuǎn)速低于40%50%時,泵自身效率明顯下降,是不經(jīng)濟的.此外,從技術(shù)性和經(jīng)濟性兩方面考慮,還應注意調(diào)速裝置的可靠性、維修性、功率因數(shù)及高次諧波對電網(wǎng)的干擾,通過綜合分析比擬,選擇最優(yōu)方案.3 .原油儲罐的自動計量系統(tǒng)*目前,原油儲罐的計量方法主要有兩種,一種是基于體積的計量方法,另一種是基于質(zhì)量的計量方法.國外大多數(shù)石油公司根本采用體積計量方式,具油罐自動計量系統(tǒng)

15、由測量系統(tǒng)和計算機監(jiān)控系統(tǒng)兩局部組成,其中對罐內(nèi)油品平均溫度的測量是決定計量精度的關(guān)鍵.而對于油氣混輸管道,目前國外正在研究和開發(fā)多相流質(zhì)量流量計,這種流量計可使工藝流程簡化,不需要進行油、氣、水別離便能直接測量,取消了計量別離器和計量管匯,減少建設和維護費用.二、成品油管道輸送技術(shù)美國的成品油管道運輸處于世界領先地位,其干線管道長度約占世界成品油管道總長度的50%以上,其次是加拿大、西歐和蘇聯(lián).國外的成品油管道是面向消費中央和用戶的多批次、多品種、多出口的商業(yè)管道,管道運行自動化治理水平較高,已實現(xiàn)運行參數(shù)、泄漏檢測、混油濃度監(jiān)測、界面跟蹤和油品切割的自動限制,目前的主要開展趨勢有以下幾個：

16、(1)成品油管道正向著大口徑、大流量、多批次方向開展,除輸送成品油外,還輸送其他液體姓:類化合物制訂輸送方案非常飽滿,如世界最大的成品油管道系統(tǒng)一一美國的科洛尼爾管道,復線建成后輸量到達原設計的3倍,雙線可順序輸送不同牌號的成品油118種,一個順序周期僅為5天.(2)廣泛采用管道優(yōu)化運行治理軟件系統(tǒng),合理安排各批次油品交接時間,在極短的時間內(nèi)系統(tǒng)可自動生成調(diào)度方案,對管內(nèi)油品的流動過程進行動態(tài)圖表分析,遠程自動限制泵和閥門的啟停,實現(xiàn)水擊的超前保護.(3)目前,成品油順序輸送中混油界面的檢測以超聲波檢測法為開展趨勢,特別是美國在這方面保持著技術(shù)領先地位.三、天然氣管道輸送技術(shù)的開展國外長輸天然

17、氣管道開展比擬早,從20世紀50年代,蘇聯(lián)就開始了長輸天然氣管道的建設,在80年代,蘇聯(lián)建設了6條超大型中央輸氣管道系統(tǒng),全長近20000km,管徑12201420mm,是當今世界上最宏大的管道工程.經(jīng)過半個多世紀的開展,國外長輸天然氣管道無論在設計、施工、運營管理,還是在管材、原動機、儲庫調(diào)峰技術(shù)都有了很大開展,特別是大口徑、高壓干線輸氣管道的施工技術(shù)更處于領先地位,有許多好的經(jīng)驗和成熟技術(shù)可供借鑒.當前,國外輸氣管道技術(shù)的開展主要有以下幾個特點：(1)增大管徑.國外干線天然氣管道直徑一般在1000mm以上,例如,蘇聯(lián)通往歐洲的干線天然氣管道直徑為1420mm,著名的阿意輸氣管道直徑為122

18、0mm,同時國外大口徑管道的施工技術(shù)也非常成熟,而我國在這方面還比較欠缺.(2)提升輸氣壓力.目前,西歐和北美地區(qū)的天然氣管道壓力普遍都在10MPa以上,像阿意輸氣管道最高出站壓力達21MPa(穿越點處),挪威Statepipe管道輸氣壓力為13.5MPa,新近建成的Alliance管道最大許用運行壓力為12MPao(3)廣泛采用內(nèi)涂層減阻技術(shù),提升輸送水平.國外輸氣管道采用內(nèi)涂層后一般能提升輸氣量6%10%,同時還可有效地減少設備的磨損和清管次數(shù),延長管道的使用壽命.(4)提升管材韌性,增大壁厚,制管技術(shù)開展較快.國外輸氣管道普遍采用X70級管材,X80級管材也已用于管道建設中.德國Ruhr

19、gasAG公司在其Hessen至Werne輸氣管道上(小1219mm)首次采用了X80級管材.據(jù)有關(guān)文獻介紹,用X80級管材可比X65級管材節(jié)省建設費用7%.目前,加拿大、法國等國家的輸氣管道已采用了X80級管材,此外,日本和歐洲的鋼管制造商正在研制X100級管材.(5)完善的調(diào)峰技術(shù).為保證可靠、平安、連續(xù)地向用戶供氣,興旺國家都采用金屬儲氣罐和地下儲氣庫進行調(diào)峰供氣.目前,西方國家季節(jié)性調(diào)峰主要采用孔隙型和鹽穴型地下儲氣庫,而日調(diào)峰和周調(diào)峰等短期調(diào)峰那么多利用管道末端儲氣及地下管束儲氣來實現(xiàn).天然氣儲罐以高壓球罐為主,國外球罐最大幾何容積已達5.55X104m3.(6)提升壓縮機組功率,廣

20、泛采用回熱循環(huán)燃氣輪機,用燃氣輪機提供動力或發(fā)電.國外干線輸氣管道壓縮機組普遍采用大功率,例如俄羅斯Gazprom天然氣公司壓縮機站單套壓縮機平均功率都在10MW以上,歐美國家也是如此,像美國通用電器公司(GE)生產(chǎn)的MS300型回熱循環(huán)式燃氣輪機額定功率為10.5MW,LM2500型功率為22MW,MS5000型為24MW.采用燃氣輪機回熱循環(huán)及聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)收到了很好的節(jié)能效果,如著名的阿意輸氣管道對Messina壓氣站的燃氣輪機組進行改造,采用回熱聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)后,每臺燃氣輪機的綜合熱效率由原來的36.5%上升到47.5%.國外還廣泛采用壓縮機的機械干密封、磁性軸承和故障診斷等新技術(shù),不僅可

21、以延長軸承的使用壽命,取消潤滑油系統(tǒng),降低壓縮機的運行本錢,而且還可以從根本上提升機組的可靠性和完整性.除上述特點外,國外天然氣管道在計量技術(shù)、泄漏檢測和儲存技術(shù)等方面也取得了一些新進展.1 .天然氣的熱值計量技術(shù)計量在天然氣測試技術(shù)中占有極其重要的地位,精確的計量不僅可以預防天然氣貿(mào)易中上、中、下游的諸多矛盾,而且可以提升管道的治理水平.國外天然氣計量技術(shù)經(jīng)歷了體積計量、質(zhì)量計量和熱值計量三個開展階段,20世紀80年代以后,熱值計量技術(shù)的應用在西歐和北美日益普遍,已成為當今天然氣計量技術(shù)的開展方向.天然氣熱值計量是比體積和質(zhì)量計量更為科學和公平的計量方式,由于天然氣成分比擬穩(wěn)定,按熱值計價可

22、以表達優(yōu)質(zhì)優(yōu)價,國外普遍以熱值為計價依據(jù).隨著我國參加WTO,為提升我國能源的治理水平,與國際接軌,我國今后也將推廣應用熱值計量技術(shù).天然氣熱值的測定方法有直接測定法和問接計算法兩種,傳統(tǒng)的間接計算法是先通過測定天然氣中各組分的濃度,再計算混合氣體的熱值.近幾年,天然氣熱值的直接測量技術(shù)開展較快,特別是在自動化、連續(xù)性、精確度等方面有了很大提升.2 .紅外輻射探測器美國天然氣公用公司通常使用火焰電離檢測技術(shù)FID檢查干線管道和城市配氣管網(wǎng)的泄漏,這種技術(shù)非常有效.但由于檢測車行駛速度慢一般僅為37m/h,勞動強度大,費用高,直接影響檢測結(jié)果.目前,美國天然氣研究所GRI正在進行以激光為根底的遙

23、感檢漏技術(shù)研究,該方法是利用紅外光譜IR吸收甲烷的特性來探測天然氣的泄漏.該遙感系統(tǒng)由紅外光譜接收器和車載式檢測器組成,能在遠距離對氣體泄漏的熱柱進行大面積快速掃描,現(xiàn)場試驗說明,檢漏效率較之以前提升50%以上,且費用大幅度下降.止匕外,加拿大、美國、俄羅斯等國家還在直升飛機上安裝紅外或激光遙感探測器進行氣體泄漏檢測,大大縮短了巡檢周期,擴大了檢測范圍.3 .天然氣管道減阻劑DRA的研究應用美國Chevron石油技術(shù)公司ChevronPetroleumTechnologyCo.:在墨西哥灣一條輸氣管道上進行了天然氣減阻劑DRA的現(xiàn)場試驗.結(jié)果說明,輸量可提升10%15%,最高壓力下降達20%.

24、這種減阻劑的主要化學成分是聚酰胺基,通過注入系統(tǒng),定期地按一定濃度將減阻劑注入到天然氣管道中,減阻劑可在管道的內(nèi)外表形成一種光滑的保護膜,這層薄膜能夠顯著降低輸送摩阻,同時還有一定的防腐作用.Chevron研制的這種天然氣管道減阻劑在管內(nèi)使用壽命是有限的,經(jīng)過一定的時間后,薄膜會自行脫落,減阻效率亦會隨之降低,現(xiàn)場試驗說明,DRA的有效期可達400h.4 .天然氣儲存技術(shù)從商業(yè)利益考慮,國外管道公司非常重視大型儲氣庫墊底氣最少化技術(shù)的研究.目前,正在研究應用一種低揮發(fā)性且廉價的氣體作為“工作氣體來充當儲氣巖洞中的緩沖氣墊.其他受關(guān)注的儲氣技術(shù)還包括天然氣注入、抽取計量、改進監(jiān)測和自動化以及鹽洞

25、氣庫中儲氣溫度效應的信息.四、管道運行仿真技術(shù)管道計算機應用主要表達在管道測繪及地理信息系統(tǒng)、管道操作優(yōu)化治理模型和天然氣運銷集成限制系統(tǒng)三個方面.仿真技術(shù)在長輸管道上的應用不僅優(yōu)化了管道的設計、運行治理,而且為管輸企業(yè)帶來巨大的經(jīng)濟效益.目前,國外長輸管道仿真系統(tǒng)主要分為三種類型,一是用于油氣管道的優(yōu)化設計、方案優(yōu)選；二是運行操作人員的培訓；三是管道的在線運營治理.如美國最大的天然氣管道公司之一的Wi111ams管道公司,采用計算機仿真培訓系統(tǒng)在不影響正常工作的情況下就可完成對一線工人的上崗培訓,大大縮短了培訓時間,節(jié)約大量費用,比傳統(tǒng)的培訓方式效率提升50%.世界著名的管道仿真系統(tǒng)軟件公司

26、美國科學軟件公司SSI研究開發(fā)的氣體管道仿真軟件TGNET和液體管道仿真軟件TLNET,已在世界上45條油氣管道上應用.這些仿真軟件可以對管道運行的瞬態(tài)水力狀況進行模擬,其在線模擬系統(tǒng)由實時模型、預測模型和自動先行模擬等幾個模擬軟件組成.其中,實時模型是根據(jù)管道液氣體流動的連續(xù)性方程、動量方程、能量方程及狀態(tài)方程建立的數(shù)學模型,編制實時模擬應用程序,再根據(jù)管內(nèi)流體的溫度、壓力、流量、密度及組分等參數(shù)完成管道的泄漏檢測與定位、超低壓保護、批量及組分跟蹤、熱值跟蹤等功能.而預測模型可計算某一時刻管道的存儲量、管內(nèi)批量油品的位置,預測喘振條件,檢測輸差等.自動先行模擬軟件是根據(jù)目前的實時模擬條件和設

27、備的設定來確定將來的運行條件有何變化,預測水擊的產(chǎn)生,做到超前保護.管道在線仿真系統(tǒng)的應用可有效地提升管道運行的平安性和經(jīng)濟性.五、GIS技術(shù)在管道中的應用隨著管道工業(yè)自動化的開展,GIS地理信息系統(tǒng)在長輸管道中得到了日益廣泛的應用,它融合了管道原有的SCADA系統(tǒng)自動限制功能.像美國、挪威、丹麥等國家的管道普遍使用GIS技術(shù).目前,該技術(shù)已實現(xiàn)地理信息、數(shù)據(jù)采集、傳輸、儲存和作圖統(tǒng)一作業(yè),可為管道的勘測、設計、施工、投產(chǎn)運行、治理監(jiān)測、防腐等各階段提供資料.例如,丹麥哥本哈根的HNG公司多年來一直利用GIS技術(shù)對其所屬的天然氣管道及配氣管網(wǎng)進行治理,可實現(xiàn)數(shù)據(jù)記錄、設備查詢、管道信息、泄漏記

28、錄、信息發(fā)送、智能掃描、配氣優(yōu)化、日常治理等功能.HNG公司的GIS系統(tǒng)是在WindowsNT平臺上運行,圖形應用程序是在Intcrgraph環(huán)境下開發(fā)的,關(guān)系數(shù)據(jù)庫Inform1x作為數(shù)據(jù)庫,根本測繪圖形的應用程序建立在MGE產(chǎn)品根底上,管道記錄和查詢的應用程序是以Pramme產(chǎn)品為根底.美國管道平安局正在建設全國信息地理系統(tǒng)數(shù)據(jù)庫,數(shù)據(jù)包括管道和設施位置的地理數(shù)據(jù),精度為152米；管道根本參數(shù)數(shù)據(jù)庫運營商的名稱、管道名稱、尺寸、所輸介質(zhì)和狀況、數(shù)據(jù)來源等.管道平安局就可以在可能發(fā)生*、洪水和其它自然災害的重點地段,確定危險環(huán)境中管道的風險,標出敏感地區(qū)管道的位置,一旦發(fā)生事故,管道平安局就

29、能迅速從數(shù)據(jù)庫中提取數(shù)據(jù),向聯(lián)邦或州治理機構(gòu)提供詳細的資料.六、現(xiàn)役管道的完整性評價與風險治理技術(shù)管道完整性評價的方法有可靠性分析、風險評估和管道剩余壽命評價三種.評價的最終目標就是預測管道的剩余壽命,確定管道的維修和大修方案.評價依據(jù)是對管道各種缺陷的檢測結(jié)果.國外主要是組合采用智能清管器漏磁清管器、超聲波清管器、幾何清管器等等,這些清管器可以對管道內(nèi)外表的各種缺陷的位置、大小進行比擬精確的檢測.國外一些公司采取定期利用智能清管器進行管道內(nèi)檢測,如英國天然氣公司BG對管道內(nèi)檢測的周期是2年10年.國外一些公司認為,采用智能清管器對管道的完整性評價并進行修理是經(jīng)濟的,如加拿大的NOVA公司對管

30、道的各種修理和檢測費用進行了比照,發(fā)現(xiàn)使用內(nèi)檢測后,雖然花費了一些費用,但使管道的維修更具有規(guī)劃性,預防了盲目修理和更換管道,總體上節(jié)約了大量的修理費用.七、管道泄漏檢測新技術(shù),傳統(tǒng)的管道泄漏檢測技術(shù)普遍存在誤報警率高、定位不準、安裝和維修費用高等缺點,難以在實際生產(chǎn)中推廣應用.最近,殼牌公司研究開發(fā)的ATMOSP1pe管道泄漏監(jiān)測系統(tǒng)取得了很大進展.該系統(tǒng)利用模式識別技術(shù),根據(jù)管道進、出口的流量和壓力,使用優(yōu)化序列分析法SPRT,連續(xù)計算泄漏的統(tǒng)計概率.當檢測到存在泄漏時,ATMOSP1P6就自動計算出泄漏的位置和泄漏量.該系統(tǒng)較之傳統(tǒng)的檢漏方法具有以下優(yōu)點：1適應性強.可適用于氣體或液體管道,對管道長度、直徑、所處地理環(huán)境、運行狀態(tài)等均沒有限制.2誤報率低,識別功能強.可自動區(qū)分管道泄漏與分流時的正常運行變化,自動適應和識別管道在線儀表失靈或數(shù)據(jù)通訊錯誤(3)可靠性高,經(jīng)濟效益好.可