1、天然气管道调度运行与分析（调度培训材料）,刘学良二四年六月,第一节 天然气管道运行规律,一、运行调度的基本任务：实现管道安全、平稳、高效、低耗、优化运行，全面完成各项输气任务和指标，提高管道输送效率，延长管道使用寿命。具体表现在以下五个方面：根据输气计划，结合用户实际和管道运行状况，编制输气运行方案，确定管道运行工况。,第一节 天然气管道运行规律,组织日常的输气运行管理工作，实行集中统一指挥生产和气质监控。组织、协调管道检修、试验、作业，以及与外部的协调和信息沟通。负责收集、整理、分析有关生产信息，编制生产调度报表。在异常状态下做好应急响应，调整管道运行工况，合理调配气量。在任何情况下确保管道
2、运 行压力不大于管道最高允许压力。,第一节 天然气管道运行规律,二、调度的作用：负责统一指挥和协调组织、系统内部相关活动的高效有序运行，按要求完成各种指定的动作（输入、输出等）；负责与外部的信息沟通和协调，促进系统健康运行。,第一节 天然气管道运行规律,天然气管道运行调度需掌握的三个规律：油（气）田的供气规律 用户用气规律 管道运行和变化规律,油（气）田的供气规律,要求掌握油（气）田的生产情况和供气规律（产能规模、装置生产情况、生产流程、供气方式、供气压力、供气量、气质情况，以及调节方式等），便于协调运行，保证油（气）田平稳生产，按需足量供气。,用户用气规律,要求掌握不同用户对天然气的用途和用
3、气规律，合理配气。在事故或应急情况下，根据不同用户的用气规律，制定气量调配方案，尽量保证用户正常的生产和生活秩序。,管道运行和变化规律,要求掌握全线工艺流程、主要安全控制参数及变化情况。根据管道运行状况进行计算、分析管道的运行状态，提前预测管道可能发生或存在的问题，并与上下游加强协调，及时做出调整，实现管道安全运行，提高管输效率。,油（气）田的供气规律,天然气按照油气藏的特点一般分气井气、凝析气田气和油田伴生气三类；天然气在进入管道外输前需经过脱水、除去杂质等净化处理，达到管输天然气气质要求（管输气质标准见附表）。不同类型的天然气，其处理工艺和过程不同：气田气一般脱去凝析油、脱去水等杂质后进入
4、管道外输；对凝析气田气和油田伴生气，需进行脱去水等其它杂质，回收凝析油（C5以上组分，在常温常压下是液体，是汽油的主要成分）和重烃组分（C3、C4是液化气主要成分），增压后进入管道外输。,管输天然气气质标准,注：气质为标准状况，101.325kPa，20。,油（气）田的供气规律,涩宁兰输气管道外输的天然气是青海油田涩北一号气田气，天然气中不含硫，比较干净，但含水、含砂量较高，容易产生冰堵。其外输流程为：单井（节流）集气站（分离、脱水、除砂）输配气总站（加热、脱水、计量、调压）进入管道外输。,用户用气规律,各用户对天然气的用途不同，具有不同的用气规律。对天然气气质、供气压力等的要求也不同。工业用
5、户（将天然气作为工业原料和燃料）一年四季用气量波动不大，但对天然气供气压力有较高要求，最低供气压力要满足装置最低吸入压力要求，并且供气压力相对平稳。,用户用气规律,城市用户（将天然气做为采暖和居民生活）对气质要求较高（主要是天然气中的硫化氢含量），用气量波动较大，呈明显的季节性变化：冬季是用气高峰，夏季是用气低峰；并且，白天用气量大，晚上用气量小。,用户用气规律,天然气管道由于受城市用户气量波动（峰谷差、调峰）的影响，呈现季节性变化：冬季输气量高，夏季输气量低。涩宁兰管道的运行情况及各用户用气规律见下图。,2003年月销气量圆饼图,2003年日销气量趋势图,2003年瞬时流量图,2003年瞬时
6、流量图,2003年瞬时流量图,2003年城市用户瞬时流量图,2003年城市用户瞬时流量图,输气管线运行及变化规律,重点掌握输气管道沿线的压力变化规律。输气管线沿线的压力是按抛物线规律变化的（见天然气管道压降曲线图）而输气管道压力平方的变化是一条直线（见天然气管道压力平方直线）。这是由于气体是可压缩的。在靠近起点的管段压降比较平缓，距离起点越远，压降越快，在前四分之三管段上，压力损失约占一般，另一般消耗在后面的四分之一管段上。越接近管道的终点，压降越快，气体流速越大。这是由于随着管道内气体压力的降低，气体的流速增大，而质量流量是恒定的。,输气管线运行及变化规律,输气管线运行及变化规律,输气管线运
7、行及变化规律,输气管道输送能力与首末站的压力平方差成正比，即压差越大输送能力越大。但是，从经济的角度考虑，管道终点的压力不能降的太低，压差越大，流速越大，摩阻损失也越大（摩阻损失随着速度的增加而增加），能量损失越大。因此，从经济的角度管道终点的压力应保持在较高的数值是合理的。一般比较经济的数值是：起点压力为5.5MPa7.5MPa，终点压力2.5MPa4.0MPa。,输气管线运行及变化规律,掌握输气管道的压降曲线和输气管道压力平方变化直线，是进行管道安全运行分析的主要手段，在实际调度运行过程中具有重要的意义。可利用实测的压降曲线分析判断输气管段的内部状况（是否有水化物、积液、脏物等），大致可确
8、定管道局部的堵塞点或泄漏点，确定是否进行清管作业等（或检查清管作业的效果）。,输气管线运行及变化规律,当管线发生局部堵塞时，若流量不变，则出站压力逐渐升高，堵塞点之后压力很快降落，见压降曲线（1）。当管线某处漏气很大时，则流量不变，则起点压力降低，在漏气点压降较大，漏气点之后恢复正常压降，见压降曲线（2）。,输气管线运行及变化规律,输气管线运行及变化规律,第二节 调度运行及分析,一、调度运行：输气生产以实现安全生产为基础，严格执行输气运行方案。运行调度要坚持“安全第一”和“按需调配”的原则，及时收集（监视）全线的压力、温度、流量变化情况，根据下游用户的需求情况，及时协调平衡气量，保证计划的全面
9、实施和指标任务的全面完成。当供、用气计划发生变化时（上下游生产装置发生故障、停厂检修等），应及时,一、调度运行,根据管道运行现状和用户类别调整运行方案，合理调配供、用气。当运行方案发生变化时（管道设备维修、检修等运行状况发生变化），要提前与上下游协调，做好气量调配工作。及时协调解决生产中存在的问题，保证输气生产顺利进行，保证各类用户均衡用气。制定紧急情况下的配气预案，在事故状况下要利用管存气尽量保证城市用户的最低用气。,二、调度运行,另外，为了便于日常供输气生产的协调和信息沟通，以及在紧急情况下的应急处理，要与上下游建立高效、完善的调度联系机制。,二、运行分析,运行分析的目的：在日常生产中，实
10、时监控生产运行状况，定期收集管道压力、温度、流量等参数并进行分析，调控管道运行，优化运行。对生产过程中可能发生的问题早预测，提前预报，及时采取预防性措施，确保运行安全、平稳、高效运行，提高管输效率，延长管道寿命。,二、运行分析,分析的内容：分析管道压力的变化趋势；分析管道输送能力和设计能力利用率；分析设备、管道运行效率下降原因，分析全线和压缩机组之间负载分配等。,第三节 涩宁兰管道运行简况,一、管道及用户简介 管道简介：涩宁兰管道起自青海油田湖地区的涩北一号气田集气总站，终于甘肃省兰州市西固区柳泉末站。管道共经过两处大地质断裂带，穿越铁路5次，干线公路19次，大中型河流17次，大中型冲沟80余
11、次，跨越黄河1次。管道干线全长929.60km，管径660mm，设计最高操作压力6.4MPa,设计年输量20亿标方。全线设首末站各1座，分输站3座，清管站4座，门站4座，线路截断阀室32座。干线于2001年9月6日全线投入运。,一、管道及用户简介,全线及各站工艺流程和功能描述；工艺、电气、计量、仪表自动化、通 讯系统等；供水、供电；安全消防；应急抢险。,一、管道及用户简介,运行方式：全线的生产运行实行集中统一调度指挥，调控中心设在廊坊，分公司辅助廊坊调控中心负责日常生产运行的组织和管理工作。下设涩北首站、德令哈分输站、西宁分输站、民和分输站（兰炭门站、乐都门站）和兰州末站（刘化门站、兰铝门站、
12、连海门站）五个站级运行调度。维抢修中心负责全线设备的维护、检修，以及应急抢险工作。,一、管道及用户简介,用户情况：目前，下游用户已发展到12家：其中，兰州石化、刘化集团、兰州炭素、兰州铝业、乐都燃气、民和燃气和永靖连海7家工业用户，兰州燃气、西宁燃气、德令哈燃气、湟中燃气和永靖三峡5家城市用户。另外，平安和红古两条支线正在施工中，预计2004年秋季可投运。白银支线工程发生变更，正在重新设计。用户分布情况见下表：,表1：用户沿线分布图,表2：用户情况,二、运行情况,供销气情况 截止2004年5月31日，涩宁兰管线已安全运行1089天，累计输气18.48亿方。2003年，累计销气8.2473万方，
13、日均销气226万方，最高日销气377万方，最低日销气121万方。2003年青海油田日最高供气量368.9万标方，供气压力小于4.5MPa。,供销气情况,2003年冬季，由于下游需求迅速增加（特别是城市需求量增长较大），日需求量超过380万标方，而青海油田由于产能相对滞后供气量不足，只能保证日供350万标方的能力，只好对兰州石化、刘化集团、兰州燃气、西宁燃气等下游用户进行限量供气，给下游用户的正常生产和生活带来了较大影响。进入2004年，青海油田供气状况有了一定的改善，供气压力曾达到4.90MPa，日供气量达到400万标方水平。,供销气情况,在2003年销售量中，兰州石化、刘化集团、兰州燃气和西
14、宁燃气四大用户占总销气量的90以上，城市用户占总销气量的近三分之一，兰州和西宁两家城市用户的销气量占总销售量的28.48。夏季，城市用户的日用气量不足日销气量的八分之一，冬季，城市用户由于锅炉供暖用气迅速增加，销气量占到日销气量的一半以上。西宁燃气、兰州燃气等城市用户又没有有效的储气调峰设施，一般靠管道调峰，因此，涩宁兰管道的输气量受城市用户的影响呈现夏季低，冬季高的特点。,供销气情况,分析各用户的用气规律，工业用户比较平稳，波动不大。城市用户的用气波动较大，特别是西宁燃气在冬季的日峰谷差超过15倍以上。并且城市用户的共同特点是每天7：009：00、18：0020：00是用气高峰，0：005：
15、00是用气谷底。冬季高日高时全线的瞬时流量已超过每小时24.0万标方。2003年日用气量和城市瞬时流量趋势图见下图。,2003年销气量圆饼图,2003年日销气量趋势图,2003年瞬时流量趋势图,2003年瞬时流量趋势图,2003年瞬时流量趋势图,2003年瞬时流量趋势图,城市瞬时流量趋势图,城市瞬时流量趋势图,管道运行情况,在实际运行过程中，为了消除压力波动对用户（主要是末段的工业用户）的影响，保证对用户的平稳供气，在冬季兰州末站进站压力宜控制在2.5 MPa以上（在夏季可降到2.0MPa）；当然从安全角度出发，运行压力不宜太高，在满足用户的正常生产的基础上，应保持在较低水平，但兰州末站的进站
16、压力不能低于1.8MPa。,管道运行情况,根据全线安全压力计算，涩宁兰管道在夏季（日输气量为200万方水平）的保底管存量为660万标方，在冬季（日输气量为380万方水平）的保底管存量为910万标方。保低气量：随着季节的不同而变化，在夏季日均160万标方；在冬季330万标方。,三、存在问题,青海油田供气不足。2003年青海油田日最高供气量368.9万标方，供气压力小于4.6MPa。2003年冬季，青海油田由于供气量不足，对兰州石化、刘化集团、兰州燃气、西宁燃气等下游用户进行限量供气，带来了比较严重的负面影响。2004年，高月高日的需求量将超过540万方，如果青海油田不能大幅度提高供气能力（供气压
17、力提高到6.0MPa以上、气量日供540万方），将无法满足下游用户的正常需求。,三、存在问题,下游城市用户峰谷差影响管道输送能力的提高。由于兰州燃气、西宁燃气等城市用户的需求量增长较快，峰谷差将进一步增大，自身又没有储气设施和调峰能力，管道的调峰压力增大。2003年各用户高月高日瞬时流量已超过24万方，而销气量平均瞬时流量不足17万方，城市用户峰谷差造成管道压力频繁波动，给末段工业用户的平稳用气带来影响，已制约管道输送能力的进一步提高。,三、存在问题,解决以上问题，从做好以下三方面工作：加大青海油田的产能建设，提高供气能力。增设压缩机站，提高管道输送能力。建立干线储气库，有效解决调峰问题。同时
18、，在开发市场时，采取一定的措施，鼓励发展用气平稳的工业用户，有条件地限制城市用气的发展；在日常运行中，在冬季要适当限制工业用气，在夏季，鼓励工业用户多用气。,第四节 输差的分析控制,天然气输差是指在一段时间内输入和输出气量的差值，天然气输差是一项综合体现天然气输送企业运营管理水平的重要经济指标，在管道运行分析中具有重要的意义。因此，对输差产生的原因进行分析，找出控制和减少输差的方法，降低管道输差，对提高企业的经济效益和生产运营管理水平是十分有益的。输差的计算公式为：,一、造成输差的原因,造成输差的原因主要有两点：一是由于放空、泄漏等原因造成的漏失，二是是计量系统产生的仪表误差。对于管线漏失量，
19、无论是清管作业放空量、设备漏失量和管道事故泄露量，都很难确定。因此，在计算输差时，一般把漏失量作零处理，而在分析输差原因是要考虑到管线可能漏失的部分。在输差统计较长时间时，管存变化量可以忽略不计。如果去掉管线漏失和管存变化的因素，输差主要由计量误差决定的。我国有关标准规定，孔板计量的允许误差是2.0%。,二、影响输差因素及控制措施,影响输差的因素很多，大致可分为三类：计量系统本身的误差；使用条件变化所带来的误差；输气系统的泄露以及环境和其他人为因素造成的误差等。,二、影响输差因素及控制措施,（一）、计量仪表本身带来的误差及控制 如果孔板节流装置的设计、制造、安装和使用条件等与设计使用标准不符,
20、将严重影响孔板流量计的测量精度。其中,孔板的偏心和弯曲变形是孔板制造、安装和使用中影响计量精度的主要因素。孔径比值越高，偏心率对测量精度影响越大。因此，应尽量选用孔径比较小的孔板。其次，如果孔板安装和使用不当，会造成孔板损伤（弯曲或变形），从而导致流量测量误差增加。,二、影响输差因素及控制措施,此外，测量管段的长度，深入测量管内的垫片和焊缝也会使影响测量精度。而天然气中的液体和固体等杂质，对测量管内壁和孔板入口直角边缘的冲刷和腐蚀比较严重，易在孔板截面和孔口锐边上积聚，会使孔板流出系数发生变化，测量的精确度会降低。减少上述计量误差的措施：根据天然气孔板体积流量计算公式，虽然压力、差压、温度等计
21、量仪表的准确度对流量计量有一定的影响，但是，由于流量对压力、差压、温度,二、影响输差因素及控制措施,变化的敏感度小，而流出系数、膨胀系数、相对密度、压缩系数等影响较大，所以，要提高流量计量准确度，应选择合适的测量压力、温度和密度等参数仪表，并相应提高计量仪表的准确度，但并不是仪表的准确度越高，计量误差就越小。因此，在日常管理中，合理选择孔板开孔直径和计量仪表量程，使仪表计量尽量工作在可靠的量程范围内。,二、影响输差因素及控制措施,（二）使用条件和环境变化带来的误差及控制 当使用条件与所要求的使用条件相比发生变化或波动时，将引起测量误差增大。如：油气田供气和下游用户用气波动，或管存量发生较大变化
22、时，都会引起天然气流速的变化，增大测量误差。孔板计量误差的主要影响因素如下：,二、影响输差因素及控制措施,二、影响输差因素及控制措施,（三）泄漏及其它人为因素造成的误差及控制 造成管道系统发生泄漏的主要原因包括：因腐蚀管道和设备内壁穿孔发生泄漏；管材焊接、设备安装等施工质量造成焊缝断裂发生泄漏；洪水、地震等自然灾害和人为原因造成的管道破坏等。,二、影响输差因素及控制措施,减少管道泄漏的措施包括：要加强气质管理，保证提供合格的天然气；对站场不合理的工艺流程或不配套的设备进行改造和完善；及时对管道防腐层进行检测和维护；加强生产管理，做好设备的维护和保养工作，消除事故隐患。以上原因分析,引起管线输差
23、的主要原因，并不是计量器具落后，精度低引起的计量误差，而是生产运行过程中管道系统的放空和泄漏造成的。因此，在日常的生产过程中，还要加强生产运行和计量管理。,二、影响输差因素及控制措施,计量器具严格按照国家有关规定使用和管理，不使用未经检定或经检定不合格的设备。保证计量仪表在可靠的工作量程范围内。一般运行范围在仪表计量上限的25%-80%为宜。根据实际情况，及时更换孔板和调整相关参数。加强天然气气质检测，要求供气方提供合格天然气。加强生产运行协调，使油田和用户尽量保证平稳、均衡供接气。,第五节 有关计算,一、输气量计算 当管段起终点得相对高差小于200米时当管段起终点得相对高差大于200米时,第五节 有关计算,二、管存量,三、有效管存量,第五节 有关计算,四、绝对输差 Q差=（Q进+V初）-（Q出+Q自+Q失+V末）,相对输差,五、管道输送效率,第五节 有关计算,管道输送能力利用率,
