输气效率

输气效率（通用5篇）

输气效率 篇1

1 基本概况

赤峰-辛安庄管道主干线全长约440km, 其中内蒙古境内115公里, 河北省境内242公里, 北京境内83公里, 管径为DN900mm, 设计压力为7.8MPa。全线共设站场4座:赤峰首站、南山咀清管站、兴洲分输清管站及辛安庄末站。沿线设置16座阀室。北京市密云设生活管理基地及调控中心1座。设计输气规模为1800×104m3/d, 其中一期分三年达产, 2010年达400×104m3/d, 2011年达800×104m3/d, 2012年达1200×104m3/d。由于进气压力只有2.0MPa, 到达北京六环要不小于4.0MPa。所以需要增压输送, 通过计算分析, 最后确定在首站一次增压后直接输送到北京六环管网。

2 提高输气管道效率措施

输气效率系数是输气管道的实际输气量与理论计算输气量的比值, 它表明了输气管道实际运行情况偏离理想计算情况的程度, 引进这个参数的目的就是为了评估设计计算条件和管道实际运行条件的差异, 只有尽可能详尽的考虑到它们之间的差异, 才能够保证天然气长输管道在服役期内, 管道的实际输气能力能够满足设计的最大任务输量[1,2]。所以, 设计中综合考虑管道运行中可能会出现的各种情况, 选取适当的输气效率系数, 对管道管道建设成本和运行成本 (输气能耗) 取得平衡, 有非常重要的作用。一般来讲, 设计中输气效率系数取值主要与压力、管径、管道内壁的粗糙度等因素有关[3]。

2.1 减阻内涂层提高输气效率

赤峰-辛安庄管道采用减阻内涂层技术, 本工程采用管道内涂层后主要有以下优点[4]:

2.1.1 降低管道粗糙度

采用内涂层可以把钢管绝对粗糙度约为从40—45μm降到10μm以内。

2.1.2 提高输气效率

由上表可知:设置管道内涂层后, 由于需要的出站压力的降低, 每年可以降低运行费用 (目前只计算了压缩机的用电) 约1800万元。

2.1.3 采用内涂层后, 可降低管道的设计压力, 减少的管材重量和管材费对比见下表2:

由此可见, 设置管道内涂层后, 可以节约钢材约9379吨。节约一次投资约为8522万元。同时, 由于降低了管道的工作压力, 非标设备的工作压力、设计压力都可以相应的降低, 进而降低分离器等非标设备的投资。

2.1.4 其他优点

降低设计压力, 由于本工程天然气含少量H2降低设计压力不但可以较少钢材投资、还可以降低H2分压, 更有利于管道的安全运行。除此之外其他优点还有:改善流动性、防止施工期间腐蚀、有助于管子内表面的目视检查、改善清管效果、减少环境污染、减少维修量、延长管道、阀门和管件的寿命、减少沉积物、提高气体纯度、有助于管道干燥加速投产等等。

2.2 提高压缩机动力效率来改善输气效率

提高压气站的效率最重要就是提高压缩机及其配套动力系统的效率, 在大唐国际天然气管路项目中, 采用的具体措施有:使用性能更先进的压缩机头、采用带变频手段的高压电机、采用变电机驱动的空冷器、采用可以调速的蒸汽轮机作为压缩机的主要驱动方式等等。

此外, 减少或优化站内的工艺路线, 减少增压后的处理环节, 压缩机前面采用压降更小的分离设备、采用压降更小的计量设备 (如超声波流量计) 等等都有助于提高压气站的效率。

3 结论与建议

由于天然气长输管道的输气效率的除了和管道的输气效率和压气站效率有关, 还和天然气的物理性质和天然气在管道中的流动状态有关, 所以我们常说的提高输气效率都指的是在设计输量下。提高天然气长输管道的效率, 不但可以节约工程建设的一次性投资, 还可以降低管道的运行成本, 在目前各行各业都提倡节能降耗的时候, 这还需要我们在管道设计和运行管理中继续分析研究。

参考文献

[1]张奕等.提高天然气长输管道输气效率的途径[J].油气田地面工程, 2010, 29 (6) :46-47

[2]王登荣等.依靠科技提高输气管道综合效率[J].内蒙古石油化工, 2002, 12 (11) :186-187

[3]王树立, 赵会军.输气管道设计与管理[M].化学工业出版社, 2006, 1

[4]张金岭等.天然气减阻剂及其减阻机理的研究进展[J].油气储运, 2010, 29 (7) :481-486

输气效率 篇2

天然气输气站场在经过吹扫、试压、注氮置换之后进入站场的试运行阶段，而后就是正常运行。在运行阶段，主要的工作之一就是巡回检查，及时发现问题、分析并处理问题，确保输气站场的安全平稳运行。对输气站场进行巡回检查要定时、定点、定路线，操作人员在进行巡回检查时，应随身携带检查工具，沿着固定的检查线路和检查点认真检查。及时发现问题并及时分析解决问题。

输气站主要目的是接受上游来气，给下一分输站输气，同时承担清管操作中的清管球的收发过程，是长输管线的一个中转。由于地处中大型城市边缘，它的另一个主要作用是站场上通过分离、调压和计量等过程向邻近城市供气，是长输管线的一个重要组成部分，同时也是一个长输管线的主要转折点。

在长输管线中，由于管线路途遥远，穿越地带地形复杂，有很多突发事故，输气站主要责任除了输气站场管理外，还要负责长输管线的平时巡检、维护工作。安排巡线工巡查线路情况，并定期将线路情况上报调控中心。设计压力8.0Mpa，属于高压，在管线的运行过程中，安全尤其重要。由于管线长，线路负责的缘故，给管理带来了麻烦。

输气站场内的员工在平时中的工作就确保站场安全、输气正常，确保管线安全运行。在输气站场安全管理中，每一个分输站应该参考总公司的 HSE 管 理制度，根据自己站场的位置，周边环境，内部设备，人员配置情况，制定建立自己的 HSE 管理规范。在规范中应该有健全的组织机构，明确的规章制度，针对安全管理建立各种监督检查、考核奖惩、事故处理和应急预案等制度，做到全部干部、职工经过岗位培训，清楚自己的职责，了解自己的岗位操纵程序、范围、岗位风险，发生紧急事 故会恰当处置，同时承担各自的岗位风险。

岗位员工（输气工和阴保工）安全职责

1、熟悉本岗位存在的危险因素，具备采取应急反应措施的能力。

2、严格执行安全生产规章制度和岗位安全操作规程。

3、上岗时必须穿戴好劳动防护用品，做好岗位安全防护装置及设施的维护、保养，保证齐全、完好、灵敏、有效。

4、熟练掌握本岗位的安全操作程序和故障排除方法，按规定巡回检查，及时发现并排除事故隐患，自己不能排除的应立即向上级 如实汇报。

5、有权制止、纠正他人的不安全行为，有权拒绝违章作业的指令 并可越级上报，对危害生命安全和身体健康的行为，有权批评、报告。

6、积极参加各项安全活动，生产中应协调配合，共同搞好安全生 产。

7、按照作业指导书的要求，严格执行作业文件，承担有关的 HSE 责任。

遇到的主要危险情况是阀门、管线漏气，各种设备运行参数变化不 稳定，SCADA 系统运行问题，站内其他设备等问题。在岗位管理中，输气工值班时间一般是 12 个小时，从早上 8 点开 始到晚上 8 点，晚班也同样 12 个小时。在上班中，主要有涉及以下内容：

交接班制度，上班前提前 15 分钟进行的交接班，接班人员要认真检查上一班人员的上班记录，主要有“岗位练兵记录” “生产运行，日报表” “巡检记录” “电话记录” “交接班记录” “电话传真记录” “设备保养情况记录” “进站人员登记表” 数据上报情况，而交班人员则要向接班人员交代本班情况，特别是上级下达而需要传达的指示，站场异常情况，双方严格交接班制度。夜班人员要认真计算前天生产情况，（包括前天门站流量，生活自用气量，阴极保护电压、电流大小。有时候 还需要通过手计算流量）并将结果上报调控中心。

值班人员要对生产基本情况了解，包含内容有：

1）每天生产供气量多少，压力温度变化范 围等，在巡检的过程中，要明确巡检目的，在巡检过程中要注意压力表，温度表是否正常，阀门开关是否正常，声音是否正常，配电室、锅炉房、发电机房和阴保间指示度数是否正常。严禁走马观花式巡回检查。

2）由于输气站场属于高危场所，未经上级同意，不得允许任何人进站参观，更加不允许在站内动火。

3）平时站内注意关好大门，晚上值班人员要设好监控系统。4）所有进站人员进站前都必须进行登记、进行安全教育，安全教育的内容主要是：

进入站内禁带火种，不得随意操作站 内各种设备仪表，进入工艺区要关掉呼机、手机；遇到紧急情况，按照逃生路线迅速撤离。施工进入严格施工和动火制度执行，安全监督员要认真检查。遇到问题要及时指出更改，对距不改正的有权要求停止施工，直到完全按照要求操作。由于天然气的危险性，管道安全的难度性，能够越早发现问题越对 控制事故有利。但是事故不可能完全不发生，对于各种情况下发生的 爆炸，燃烧和中毒，以及交通意外事故、汛期洪水等。当事故发生后，能够了尽快解事故发生原因，最短时间组织有效抢救，能够很好的减 少事故危害。

建立切合实际的事故预防应急措施，站内成立以站长技术员为首、站内所有员工为主的事故应急处理小组。

日常安全教育内容：

1、站内应经常向职工宣传安全生产方针、政策、学习安全生产制 度、操作规程，提高安全技术素质；

2、平时进行岗位练兵和排除事故隐患的训练；

3、班组每周定期开展安全活动，并有记录； 1）巡回检查制

1、当班人员每两小时沿巡回检查线路，检查一次流程及仪表运行 情况；

2、巡回检查的内容：输供气量，压力是否符合要求；仪表、报警、调压、计量装置及球阀、分离器等站场设备的运行情况及技术状 况是否良好；各类阀门开关控制是否合适；各类承压设备是否无 泄漏无锈蚀；消防器材是否良好；供电是否正常；照明是否正常；

3、巡回检查中应做到一看、二摸、三听、四闻、五测，发现疑点 仔细观察分析，发现问题及时汇报，及时排除和整改。

2）岗位负责制

1、严格服从调度令指令，安排输气生产，随时了解天然气流 量、压力变化情况，及时汇报并处理。

2、按照巡回检查路线和检查内容进行进行逐一检查，及时发 现并处理站场设备、仪表事故和管道故障，重大故障要及时汇 报、处理；

3、根据生产情况的变化和需要，严格按照调度令和操作规程 操作站内设备和仪表；

4、按要求录取管道运行参数，做到资料数据齐全、准确，并 认真记录当班生产情况；

5、进行站场设备和仪表的日常保养，管好工具和用具；

6、按要求每周排放污水，每天分析天然气组分、硫化氢含量，水露点，并做好原始记录，发现问题及时上报

7、严格按照站控机操作界面进行操作，不得越级操作；

8、环境清洁，物品摆放整齐，窗明地洁，着装统一。3）设备维修保养制

1、精心维护定期保养，使设备达到“一准、二灵、三清、四无、五不漏” 一准：计量、调压装置、测量仪表准确无误；二灵：（各类阀门、快速盲板报警装置使用灵活；三清：资料，设备、记录、仪表、工具清洁；四无：无锈蚀，无油污，无杂草、无 缺陷；五不漏：不漏电、不漏气、不漏水、不漏油）的要求；

2、采取定人、定岗、定机、定位的办法，严格按照“十字作业 法”的要求搞好输气设备和仪表的日常维修保养；

3、坚持定期保养。4）岗位练兵制

1、努力学习文化技术，坚持“缺什么补什么”的原则，不断提 高业务技术素质，提高站场设备、仪表操作、维护保养的动手 能力；

2、坚持每日一题岗位练兵活动，有问有答；坚持理论和实际 相结合，并做好记录；

3、坚持以自学为主，有组织的安排培训为铺的原则。5）交接班制

1、提前 15 分钟按巡回检查路线进行交接班，对重点生产情 况、生产流程、设备、仪表及资料数据进行重点交接；

2、严格按照交接班内容做到“六交六不交” 即：交设备、仪表、可燃气体报警仪运转情况；交资料数据报表及记录；交工具。生产情况不明不交； 设备、仪表不清不交； 资料数据不齐不交； 设备、仪表不清不交；资料数据不齐不交；内外联系、上级指 令不清不交；工具、用具、设备、仪表不全、不完好不交„卫生 不好不交。

6）质量检查制

1、资料数据必须认真录取，做到齐全、准确、整洁、完好，日报，月报对口；认真填写生产报表和记录，做到生产动态明，重要生产 情况记载清，资料差错涂改率不超过2‰；

输气效率 篇3

1.1 天然气管道建设情况

当今世界, 石油和天然气成为了一次能源的支柱, 天然气是一种清洁能源, 自然得到广泛使用。但是天然气的输送却一直成为人们永恒的话题。下面就要说到输气管道。输气管道主要是指用来输送天然气的管道, 输气管道作为一种载体, 通过对天然气的计量、过滤、增压、输送, 实现将天然气输送到下游用户。长距离输气管道主要包括:输气管段、首站、压气站、中间气体接收站、中间气体分输站、末站等。

1.2 燃气压缩机使用现状

燃气压缩机组由燃气发生器、动力涡轮和离心式压缩机组成, 其辅助系统包括燃料气系统、矿物油系统、合成油系统、液压启动系统、干气密封系统、涡轮进排气系统、箱体通风系统、消防与安全系统、在/离线水洗系统等。在天然气管道输送工程中, 燃气驱动离心压缩机的发挥着重要的作用。

燃气压缩机组是天然气输送管道的主要设备, 也是压气站的核心部分。压缩机是一种用来提高气体压力、输送气体的一种工具, 这种工具是通过燃烧天然气驱动缩机组对天然气做功, 将气体体积缩小, 压力增加, 为天然气的输送过程增添能量补充, 从而保证用户的使用。

目前我国已经建成的天然气管道主要包括, 西气东输一、二、三线、中亚管道ABC线、西南管道、中缅管道、川渝地区输气管网及陕京线。而有的天然气管道所经过的地区并不能提供足够的外电, 因此主要采用燃气压缩机组, 以GE、RR压缩机机组为主。以西气东输二线的哈萨克段为例, 在这总长度为1301公里的油气运输线中, 共建立了5个压气站, 分别为CCSI、CCS2、CCS4、CCS6、CCS。而其中的CCS6站中安装了Royce—Rolls的机组, 其型号为号RB211—24G。与之前的国内再用的压缩机相比较, 其工作环境适应性高, 环境污染少, 同时又能够有效的提升输气效率, 为天然气长输管道的稳定提供了保障。

2 燃气压缩机组设备存在的问题

自西气东输工程实施以来, 我国的燃气压缩机在输气管道中得到了广泛应用, 并为输气工程的发展做出了极大的贡献。燃气压缩机经过近些年的发展, 其机组工作效率得到了极大的提升。但与此同时, 燃气压缩机在工作中也出现了一些问题。因此为了提高燃气式压缩机在输气管道中的使用, 有必要对其进行效率提升。

2.1 存在的问题

从燃气轮机组效率的测试结果可以看出, 其主要存在的问题有:首先, 燃气轮机的效率在整体上还有些偏低, 从而造成机组效率偏低;其次, 当燃气机轮低负荷运作时, 就会影响燃气机轮的热效率, 使得其效率发生下降。这两方面的因素, 综合起来就影响了我国燃气机组效率的提升。因此, 在目前天然气需求不断加大的发展形势下, 要采取相关措施, 来提高燃气机组的工作效率, 从而更好地满足西气东输工程对其的需要。

3 提高燃气压缩机组效率的方案

通过以上相关分析, 燃气压缩机组工作效率主要受两方面因素的影响, 因此为了促进其效率的提升, 也要从这两方面出发, 具体来说要做到:

(1) 由于燃气的温度和对其的压缩比是影响燃气机轮运作效率的主要因素, 因此为了提高压缩机组的工作效率, 必须提高燃气温度, 与此同时相应的提高压缩比。这样能够提高燃气轮机的效率, 进而提高燃气压缩机组的效率, 达到目的。

(2) 当燃气机处于低负荷工作状态时, 就会影响燃气轮的工作效率。因此在工作实践中, 要避免燃气轮工作处于低负荷的状态, 这样可以极大效率地提高其工作效率。燃气轮机有不同的功率可以选择, 在选择时可以尽量选择高效率, 这样在高负荷状态下工作能提高燃气压缩机的效率。

(3) 要想增加输气量, 提高输气管道的输气能力, 提高首站的入口压力是一个很有效果的办法。对压缩机出口的天然气进行冷却, 降低压缩机出口的天然气温度。因为实验表明, 确实较低的温度相较于较高的温度输气量要明显增多。

(4) 降低阻力。输气管道中阻力的存在是影响输气管道输送燃气的重要方面。燃气压缩机压缩天然气时遇到阻力效率自然会下降。因此, 要改善输气线沿线的各种设备, 在内壁使用一些防腐蚀材料, 定期清理管道内废弃材料、液体等, 减少阻力。

以上解决方案并不适用于所有情况, 具体问题具体分析, 灵活运用还是十分重要的。

结语

随着我国天然气工程的发展, 我国的输气管道技术取得了很大的进步。但从世界范围来看, 我国的相关技术与发达国家相比还有一定的差距, 尤其是燃气压缩机工作效率的提升, 还有很大的发展空间。因此, 在之后的发展中, 要进行积极的研究, 并加大国际技术交流, 借鉴国外先进技术, 进行输气管道建设的优化和燃气压缩机组效率的提升, 只要我们朝这个方向努力, 相信不久的将来, 我国在输气管道中燃气压缩机组效率提升方面将会有十分突出的进展。

摘要：提高输气管道中燃气压缩机组的效率是长输天然气管道输送能力提升主要途径, 中国的输气管道起步晚, 经过十多年的高速发展, 目前也达到了比较成熟的地步。本文主要从输气管道中的燃气压缩机组入手, 对燃气压缩机组的效率提升进行探究, 为实际中提升燃气压缩机组的效率提供科学依据。

关键词：输气管道,燃气压缩机组,效率提升,西气东输

参考文献

[1]王柏盛.西气东输三线管道压气站的机组选择分析[J].中国石油和化工标准, 2014 (08) .

[2]天然气压缩机结构百度文库专业资料.工程科技机械/仪表[Z].

[3]许铁, 许彦博, 戚菁菁, 等.输气管线燃气轮机天然气压缩机组效率测定与分析[J].石油石化节能, 2012 (09) :46-47.

输气管道工程设计条件 篇4

开展输气管道工程设计前业主至少应提供下列资料，但不限于： 1.1 设计任务书或设计委托书； 1.2 资源与市场数据。

1.3 技术要求，至少应包括：

1）管道的起、终点、系统功能、建设水平、质量要求； 2）管输气体的来源及物性；

3）管道的任务输量、最小输量、最大输量； 4）管道沿线天然气的分输或注入要求； 5）管道用户用气特点及不均匀系数；

6）上游供气方不同年份供气量及供气压力； 7）不同年份用户用气量及用气压力需求； 8）工期要求。

1.4 管网规划及与拟建管道有关的已建的管道系统状况。1.5 业主对工程管理的要求。1.6 经济评价与概算资料 1）资金来源及贷款方式；

2）工程建设期及分年度投资比例； 3）类似工程投资及施工情况。2 现场需要收集的外部接口资料 2.1 自然状况资料 管道沿线行政区划及地方志，沿线城市、乡镇发展规划。2 管道沿线地形、地貌及植被分布情况； 管道沿线资源情况，包括：矿产、农业、林业、牧业、渔业、动植物、文物保护区分布等； 管道沿线重要设施分布，包括：军事设施、铁路枢纽、机场、码头、水库等的分布和发展计划； 管道沿线附近已建管线和构筑物的情况； 6 管道沿线重大项目的建设与规划； 基本气象资料。根据工程规模和建设水平的要求，气象资料宜为近10、20、30 年和50 年的统计数据。包括： 全年平均气温、最冷月平均气温、极端最高温度、极端最低温度；管道埋深处最高、最低、和最冷月平均地温，标准冻土深度和最大冻土深度；降雨量（当地采用的降雨量计算公式，年和逐月的平均、最大、最小降雨量、最大强度降雨量、连续降雨最多的天数）、降雪量（初雪日、终雪日、连续降雪时间、最大积雪深度）、蒸发量，年平均日照、雷电日、沙尘暴天数，冰凌、冰雹强度；相对湿度；海拔高度；当地平均大气压；近年各月最大风速及各月风向、频率或全年的和夏季的风向频率玫瑰图、最大风速和风压值、静风出现的日期和持续时间、风暴和风沙出现的时间和状况。8 沿线人文资料； 沿线水利设施、水利规划及水利部门的有关规定； 10 沿线工程地质及水文地质资料，包括：沿线地质、地貌区域划分图，地质构造的成因及年代；

沿线地震动峰值加速度、大型活动断裂带分布图；沿线土壤含水率、电阻率及土壤腐蚀性；地表水：

江、河、湖的位置及最高、最低和平均水位，最高洪水位（洪水频率按有关设计规范）洪水起始时间及持续时间。结冰的初、终日期，水质分析资料，水利工程的现状及规划；地下水：地下水位、水温、水质、单井出水量；穿跨越河流的河床地质及水文资料（正常、洪水和枯水期的河流水位、水深、水面宽度、流速、河床最大冲刷深度、河流冻结期、开化期）。2.2 沿线依托条件 现有设施情况，包括：管道沿线可依托的油气田设施、站场； 2 交通现状，包括：

1）公路：与线路、站场邻近公路的距离、公路等级、路面宽度、路面结构； 2）铁路：最近车站名称、距离；

3）水上运输：设备、材料运输可依托的码头，河道通航能力。3 供电状况，包括：

1）沿线电网分布电力网络近、远期规划、地理接线图； 2）可利用作为电源的上级变电所(发电厂)现状；

3）电网系统最大、最小运行方式下的短路阻抗(或短路容量)，以及近、远期发展规划；

4）电压等级、电压质量； 5）上级变电所保护方式；

6）电力主管部门对相关站场用电方案的建议和要求，包括：电力部门对大电机的起动意见；电力部门对通信调度的要求；上级变电所出线间隔、出线位置；对进出线间隔的管理与分工要求；上级变电所相位；外电线路路由条件、敷设要求；电源线路进站的方位及与输气站的距离；电价及收费办法；计量要求及表计装设要求。4 沿线通信条件

1）管道沿线现有的通信公网和专网分布、规模、覆盖范围、容量、方向和路由、局站布置、维护系统及通信质量；输气站接入公网和有线电视方式；

2）管道沿线通信网的规划，通信主管部门对本管线通信方案的建议和要求，需要相互协调的项目或事项。输气站所在地市政工程依托条件 1）进、出站道路与接口条件；

2）城市供热管网分布与供热能力，热源的方位、距离、连接坐标、管径、压力； 3）城镇给水管网：输气站要与之连接的城镇给水管网的连接坐标、管径、水压、供水量及其供水条件。

4）城镇排水管网分布，允许污水排放量、排放接入口坐标、管径等。5）当地消防依托力量与协作的可能性情况； 6 所在地已有的防洪设施及对防洪的要求； 7 当地政府对环境保护的要求

1）废气、污水及固体废物排、放标准； 2）水体保护要求；

3）噪声现状及当地防护要求； 4）绿化要求；

5）建筑风格的要求。物资集散地建筑材料供应情况； 9 施工机具、设备维修能力。2.3 相关图纸 根据管线不同情况分别收集1：1000000～1：50000 地形图和遥感图； 2 沿线城镇规划图； 区域位置地形图（1:5000 或1:10000）； 建设用地地形图（1:500 或1:1000 或1:2000）。2.3 经济资料 工程所在地区的建筑、安装工程计价定额及费用定额；当地工程造价信息；价格指数和有关

人工、材料、机械台班及辅材调整系数； 2 永久性征地及临时用地补偿标准； 3 民房拆迁费标准； 4 经济作物赔偿费标准； 5 经济林木赔偿费标准； 6 恢复植被费标准； 水土流失补偿费标准； 8 路产补偿及占用费标准； 9 穿越铁路赔偿费标准； 10 防洪及河道管理费标准； 11 防风固沙费标准； 12 城市建设配套费标准； 建设项目水资源论证费标准； 14 高可靠性供电费标准； 15 水土保持设施补偿费标准； 工业与民用水、电、气、油价格等； 17 其它地方性行政收费项目及收费标准。3 由工艺专业提供的基础资料 3.1 资源与市场资料 国家和股份公司所做的天然气近期与远期规划、天然气分配流向及市场情况； 2 天然气资源：与管道相关气源气田的可采储量、逐年产能、天然气调配规划； 3 天然气目标市场消费现状，需求预测数据； 国民经济发展水平指标（如GDP 增长率）、能源化工产业发展规划。3.2 管道系统相关资料 输送工艺系统参数，包括：设计压力、设计温度、输送能力、近期输送量、远期输送量、起

输量、设计输量、用户分输量及分输要求的压力等； 2 天然气组分； 天然气物性，包括：低发热值、高发热值、密度、相对密度、水露点等； 管道系统结构，包括：管道长度、管型、管道材质、管道壁厚、输气站位置、沿线里程、高程等； 管道内壁粗糙度取值，管道的输气余量取值； 6 管道埋深； 管线分期建设或扩建的计划；各阶段用户分输量；各输量下进出站温度和压力等； 8 保温材料的导热系数； 总传热系数或土壤种类及导热系数； 10 管道系统流程框图； 11 各输气站工艺流程图； 12 阀室工艺流程图； 输气工艺系统对配套设施建设水平要求； 管道系统水平要求，安全系统要求、项目实施计划、组织机构及定员。二 开展输气管道工程设计应具备的条件

输气管道工程设计承包商应依据设计委托书或合同要求开展设计工作。1 可行性研究阶段应具备的条件和应完成的评估 1.1 可行性研究阶段应具备的条件 可行性研究报告编制委托书或委托合同； 预可研设计或方案设计（如果已完成了该设计时）； 3 资金来源或融资渠道。

1.2 可行性研究阶段应完成的评估报告

业主应委托具有相关资质的评估机构完成专项评估报告的编制与报批，包括： 1 环境影响评价报告； 水土保持方案预评价报告； 3 地质灾害危险性预评价报告； 4 工程场地地震安全性评价报告； 地震安全性和管道沿线主要断裂活动性评价报告； 6 职业病危害预评价； 7 安全预评价报告； 8 矿产压覆评价报告； 9 防洪评价报告。

以上评估报告，应由业主委托有相应资质的单位完成，在评估报告编制和评审过程中，可行性研究报告的编制单位应按设计合同要求进行配合并参加审查会。2 可行性研究阶段应取得的相关意向性协议

设计承包商应配合业主取得以下意向协议或相关批复文件，当业主有委托时也可由设计单位完成：

2.1 线路路由意向性协议包括： 当地政府部门及相关路由管理部门对管道路由和外电送电线路路由的批复文件。在可行性研究阶段应取得县级政府部门的路由批复意见及通过障碍物的初步意见。2 管道穿越公路、铁路、大中型河流的通道意向性协议； 3 管道穿越文物区的通过协议； 4 管道通过自然保护区的协议； 管道通过湿地、水源地、极旱荒漠区等生态保护区的通过协议； 6 管道穿越矿区的通过协议； 2.2 用地意向协议包括： 管道沿线临时用地意向协议； 输气站、阀室、阴极保护站及其它管道附属设施选址及永久用地审批意见； 2.3 其它协议或意向包括： 输气站、阀室、阴极保护站及其它管道配套设施供电、供水、供气意向。2 在工程项目初步设计阶段，业主应提供重要交叉跨越的相关协议书。3 与市政污水排放系统的接口意向。3 可行性研究阶段应完成的其它工作 3.1 可行性研究报告的报批

可行性研究设计承包商应按设计委托书或合同书要求完成可行性研究报告的编制，并配合业主完成可行性研究报告的审批。3.2 项目申请报告的编制 合同中业主有要求时，可行性研究报告审批后，按国家发展和改革委员会第19 号令《企业投资项目核准暂行办法》的规定，可行性研究设计承包商应完成项目申请报告的编制。

3.3 项目申请报告的报批

输气效率 篇5

随着天然气管道逐步形成网络,如何降低输气管道的能耗是企业提高经济效益的重大问题。目前输气管线大多采用GE、RR压缩机机组。我们选取了中卫压气站2#机组,RR机型,RB211-24G—RF2BB36,古浪压气站1#机组GE机型,机组型号LM2500+SAC—PCL802,在管线特定条件下进行机组效率现场测试。通过对天然气压缩机效率的测试,分析影响天然气压缩机机组的效率的因素,可以查找出天然气压缩机机组的设备本身及运行中存在的问题,对安全、经济运行和节约能源具有重要意义。

1 机组概况

机组概况及安装地点见表1。

2 执行标准

SY/T 6637-2005《输气管道系统能耗测试和计算方法》。

3 测试及工况要求

测试过程中,对中卫站2#RR机组,分别在动力涡轮转速为3 600 r/min、3 550 r/min、35 00 r/min三个工况下进行测试;对古浪站1#GE机组,分别在动力涡轮转速为4 880 r/min、4 750 r/min、4 606r/min三个工况下进行测试。

4 使用的仪器

测试仪器精度及用途见表2。

5 测试参数

测试数据见表3。

6 天然气组分

对天然气取样进行实验室分析,执行标准为GB/T13610-2003《天然气的组分分析气相色谱法》[1]

天然气组份含量见表4。

7 燃气轮机压缩机组效率计算

7.1 压缩机第j级效率(ηTj)

式中:

Tinj——第j级压缩机天然气进口温度,K;

Toutj——第j级压缩机天然气出口温度,K;

Pinj——第j级压缩机天然气进口压力,MPa;

Poutj——第j级压缩机天然气出口压力,MPa。

7.2 压缩机第j级绝热能量头(Hdj)

式中:

Hdj——第j级压缩机绝热能量头,(kg·m/kg);

Zj—第j级压缩机的天然气压缩因子,无因次。

7.3 压缩机第j级轴功率

式中:

HPj——第j级压缩机的轴功率,kW;

Qvj——第j级压缩机天然气流量,Nm3/h;

7.4 压缩机的轴功率

式中:

HP——压缩机的轴功率,kW

7.5 压缩机效率

7.6 燃气轮机效率

7.7 燃气轮机压缩机机组效率

7.8 压气机组测试结果

压气机组测试结果汇总见表5。

8 结果分析

为了消除环境气压、环境温度、相对湿度对测算结果的影响,引入对ISO基准状态的折合,由于相对湿度对折合的结果非常微小而不考虑,另外,由于机组的负荷率过低,代表GE机型的古浪站1#机组的测试结果无法用厂家提供的折合曲线图进行折合,因此统一使用RR提供的折合经验公式。公式如下:

燃料量折合计算:

式中:

T0——实测环境温度,K;

P0ISO——ISO标态海平面大气压;

PO——实测环境压力,Pa;

ΔPIN——进气压力损失,Pa(这里统一设定为150 mm H2O)。

功率折合计算:

式中:

ΔPOUT——排压力损失,Pa;(这里统一设定为50 mm H2O)。

由于机组负荷率对机组的效率影响较大,仅作中卫站2#机组3 600 r/min转速下的工况与古浪站1#机组4 606 r/min转速下的工况的测试结果比较,见表6。

1)从测试结果看出,燃气轮机效率偏低,使得机组效率偏低(提高燃气温度,提高压缩比)

燃气的出温和压缩比是影响燃气轮机的两个主要因素,提高燃气的出温,并相应提高压缩比,可使燃气轮机效率显著提高。

2)燃气轮机的热效率随负荷的减小而下降,避免燃气轮机低负荷运行,使得燃气轮机运行在高效区。

参考文献