LNG接收站船货交接计量研究
1、LNG船货交接计量概述从世界范围来看,LNG船货贸易交接已形成一套统一的国际标准化流程。基于LNG低温、易挥发的特点,LNG计量目前尚不能简单的用流量计对其进行实时动态测量,现行的国际标准仅对其静态测量方式进行了详细阐释,与大宗油品静态计量类似,LNG到港静态计量是依靠船上的CTMS系统(即船载卸货计量系统)自动记录船舱液位继而换算成船舱体积,通过船舱横、纵倾等其他修正自动核算体积;再利用密度计算其质量。由于不同气源组分不同、热值不同,为公平起见,LNG国际贸易均采用能量作为最后的结算依据。LNG船货计量交接主要分体积计量和取样分析两部分:体积计量主要依靠CTMS系统自动核算LNG卸载体积,与此同时,检验人员也可以利用现场获取的浮子液位计读数,对照船方提供的舱容-液位对照表查询相关数据并直接计算卸载体积,进而对CTMS系统自动核算出来的数据进行校核。取样分析主要是在卸料总管配置连续取样装置,在全速卸料且压力和流量稳定的状况下连续取样;样品分析是LNG贸易计量的关键步骤,主要得出LNG品质数据,判断LNG品质是否符合合同要求,同时用来进行能量、密度等物性计算。与此同时,为了确保品质分析结果准确合理,需要对品质分析结果进行验证,主要是根据统计学原理,验证分析结果的合理性。验证内容主要包括各组分含量、高位体积热值、密度变化等。按照LNG国际贸易惯例,随船都带有一瓶装货港样品用于卸货港分析结果验证。随船样品的验证主要考虑重复性和再现性满足GPA2261—2013的要求。2、计量标准的应用(1)船上交接计量程序。按照ISO13398标准规定的方法制定贸易交接计量程序。(2)体积计算。按ISO13398标准,船上计量仪表必须在设计阶段就得到由各相关方同意的工业认可权威机构鉴定认证,在计算卸货数量之前,检验人员需要检验舱容表、液位、温度以及压力测量系统是否进行有效标定且标定日期是否过期,误差范围是否超过标准范围等。(3)取样。必须获取一个有代表性的样品:即在卸货过程中,卸货速度达到全速匀速时,开始取样,在减速前结束取样,即可获得累积气相混合样(方法参考ISO8943-07E);一个有代表性的样需提供给买卖双方,封好后保留至少30天,如果是有争议的样品,必须保留到卖买双方达成一致的期限为止;为了防止在线取样系统出现故障,还需在卸货速度达到全速后,每隔2h手工取样一个样品。(4)品质分析。LNG样品采集取样口和取样装置应按ISO8934标准的要求配置和安装;分析方法应遵循国际上通用的标准GPA2261或ISO6974(part3,4,5)或者买卖双方达成一致的其他国际通用标准;确认分析结果的再现性是否符合标准所规定的误差范围。
2022-03-15
114人已浏览
装车单元及外输天然气的计量方式研究
1、装车单元计量准确性影响因素LNG槽车装车系统采用冷态带压装车方式。低温液态LNG由罐内低压输送泵抽出经低温管线输送至槽车灌装站,通过液相装车臂装入槽车,同时槽车内气体经气相臂返回,汇总后接入蒸发气总管。国内的LNG接收站都将质量流量计计量结果作为控制依据,地磅计量结果作为贸易交接依据。交接误差跟装车车次和地磅的最小精度成正比,因此影响地磅计量精度的因素是装车频次和地磅的最小计量精度。2、输天然气计量准确性影响因素作为商业性计量站,LNG接收站计量站按照外输气体成分范围进行设计,并按照项目工程的天然气最大输送能力进行规模设计。其主要作用是对外输气体操作状况进行监控,并精确的记录输出的气体量。计量撬座系统主要包括:N条平行计量流路(根据外输规模确定),每一个计量流量流路装有一个多通道超声波流量计,压力变送器,温度变送器,入口隔离阀和一个启动出口阀,每条流路下游的阀门上都安装了气动执行机构,便于实现流路的远程切换。计量撬中设有两个固定式采样探头采样至C6+气相色谱仪,硫化氢分析仪,氢露点分析仪和水露点分析仪,用以分析外输天然气成分。计量撬的每一流路都配备一台流量计算机,每台流量计算机从它所对应的的流路采集流量,压力,温度信号进行计算作为付费数据,它还从其他流路采集这些信号作为核对数据,每台流量计算机对自己所对应的回路和核对回路进行计算,但只有付费数据通过485端口上传至过程控制系统。在正常外输情况下,天然气气量很大,提高流量计的计量精度可以大大的减小气态天然气的销售误差。LNG接收站外输计量中,其日常运营需要完整的控制体系,应主要包括以下内容:①贸易交接计量设备管理程序;②包括计量器具管理细则;使用、维护、保养、维修记录制度;第三方检定、检查制度;技术资料、原始数据、相关第三方证书保管制度;③误计量的处理程序:主包括详细记录无计量发生的时间、地点以及导致的数据差异,对事件进行详细描述、报备,采取的纠正行动等;④计量系统的检定流程、监控程序及审计相关程序。
2022-03-15
138人已浏览
减小计量误差方法研究
LNG接收站的功能是接卸由LNG远洋运输船运来的LNG并在储罐内储存,储存的LNG一部分气化输送至天然气输气干线,另一部分通过槽罐车运输至气化站、加气站等,因此LNG接收站交接计量主要包括LNG卸船、LNG装车及天然气外输三部分,其中LNG卸船涉及到与上游资源方交接,国际惯例是按能量计量,天然气外输主要是LNG增压气化后输送至下游分输场站,该部分气量交接现行国内以体积计量为主。LNG装车采用槽罐车进出地磅两次的磅差进行计量。在交接计量过程中,由于适用标准不同、仪器仪表选型、人为操作等因素导致出现各种计量误差,不仅影响计量交接的公平性,也会导致库存管理不规范,甚至出现罐存风险。分析研究接收站三个交接环节计量方式、适用计量标准等,提出减少或优化计量误差的方法,可为接收站计量交接和罐存管理提供依据和参考。LNG船货交接计量主要影响因素是LNG组成测量、船舱液位计测量、船舱温度测量和船舱压力测量;LNG装车计量主要影响因素是地磅的最小刻度和装车频次;外输天然气交接计量主要影响因素为超声波流量计测量等。若要保证计量系统高效、精准运行,必须从初始阶段就要遵循国家及行业标准进行设计,同时仪表的计量精度必须达到国家要求的最低标准。在运营阶段,对组成系统的仪表不能满足于第三方校验,并且要建立完善的控制体系。为更好的做好计量工作,需加强计量操作人员的相关知识培训,计量人员需要从数据型管理向设备型管理转型,建立计量实时监控系统和计量系统定期监督机制,及时发现计量系统中的潜在问题,保证计量工作的顺利进行。
2022-03-15
113人已浏览
城市燃气规划设计中常见的问题
1、燃气管道管径设计需完善城市燃气规划设计过程中,要充分考虑管道直径、材料等对管道整体安全性和效率的影响,要结合城市地下管道布局实际情况,优选性能优良、管径合适的管道材料,以保证管道质量符合运行要求。但在实际燃气管道设计时,通常对管道直径以及材料有所忽视,不能结合环境等因素进行科学计算和设计,影响燃气输配效率,并且不利于后续维护。此外,导致燃气管道管径设计不合理的另一个因素就是,前期未做好地质勘测工作,收集到的数据和信息不足,对后续管径设计造成影响,严重降低管道工程质量,难以满足居民生活和城市发展需求,同时也使燃气管道面临一定安全隐患。2、燃气输配方案设计需改进在城市化进程中,需要在燃气领域合理引入竞争对手,以更高效、更充分地利用燃气资源,提高城市发展水平。但就目前情况来看,我国城市燃气主要由几家燃气企业经营,各燃气企业在运营期间各成系统,各自为政,面临着较大的统一管理难题,使得后续的燃气生产与管理存在诸多不便,并影响燃气输配管网的科学布局,在管网运行中容易出现多种问题和矛盾,难以合理配置燃气资源,引发资源浪费问题。另外,城市燃气输配管网布局还存在诸多不足,尤其在部分化工企业、电厂等区域所埋设的燃气管道在深度等方面均不达标,对车流量大的复杂区域燃气地下管网规划不合理,整体输配管网布局需要进一步完善设计。3、燃气管道防腐设计需优化城市燃气规划设计中,防腐层设计直接关系到管道防腐性能的高低,进而影响燃气输配管网运行的安全性、可靠性。一些城市燃气管网的防腐层设计的技术可行性不足,盲目选择加强级防腐技术,施工时不能达到设计及应用要求,影响设计性能发挥。另外,在防腐层设计中,有的设计人员不能结合实际运行工况、施工和环境因素进行设计,而是直接套用其他管道防腐层设计,容易出现和相应管道不相匹配的问题。还有部分防腐层设计,为降低成本或技术难度,直接选择普通级防腐层,难以达到防腐要求,容易使管道受到外部环境等的影响,在后续运行中容易发生管道受损情况。4、燃气改造与利用能力需提升在城市发展过程中,城市改造和道路工程也在逐步开展,这就要求城市燃气管道要具备良好的改造与利用能力,否则,可能使燃气管道面临一定安全隐患。比如,在道路施工期间,一些施工作业可能会导致城市燃气管道破损甚至断裂,需要燃气公司对燃气管道及时维护,如果缺乏完善的监控和管理体系,就不能及时发现管道存在的问题并进行改造和维护,进而影响燃气管道使用安全性。此外,由于受到技术、资金等限制,在部分燃气管网铺设中会选用标准较低甚至质量不合格的燃气管网,给后续燃气管网运行埋下安全隐患,如果不及时改造质量不合格的燃气管网,就会影响燃气管网安全稳定运行,并影响资源的整合和高效利用。
2022-03-15
140人已浏览
eia承认:欧洲是俄罗斯石油和天然气出口的一个关键目的地。意在何处?
自俄乌危机以来,美国石油和天然气能源巨头不断从战争中获利,乃至想要直接替代俄罗斯抢占欧洲能源市场的第一供应商席位,3月15号,美国能源信息署官网发布了一组数据,以此来表示俄罗斯在欧洲能源市场中的地位,恐怕美国此举的真实目的,一来是想呼吁他的盟友们,联合加强对俄制裁,另一方面,如前面所说,面对如此巨额的欧洲能源市场蛋糕,美能源巨头不能不心动,以下为eia原文:eia:俄罗斯出口统计数据和合作伙伴国家进口统计数据2021年,俄罗斯成为世界上最大的天然气出口国,是仅次于沙特阿拉伯的第二大原油和凝析油出口国,也是仅次于印尼和澳大利亚的第三大煤炭出口国。Eia表示,欧洲经合组织去年获得了俄罗斯大部分原油和天然气出口,而亚洲和大洋洲地区的国家获得了俄罗斯大部分煤炭出口。eia:俄罗斯出口统计数据和合作伙伴国家进口统计数据eia提到,在俄罗斯2021年生产的1010万桶原油和凝析油中,有超过45%用以出口,即470万桶。俄罗斯大部分原油和凝析油出口流向了欧洲经合组织,后者获得了俄罗斯出口总额的近一半。而在国家层面,中国是2021年俄罗斯原油和凝析油出口最多的国家。根据全球贸易跟踪机构发布的俄罗斯出口统计数据和合作伙伴国进口统计数据,中国获得了俄罗斯原油和凝析油出口的近三分之一,即140万桶/天。荷兰和德国总共获得了俄罗斯原油和凝析油出口量的约四分之一,即110万桶/天。2021年,俄罗斯向美国出口了约19.9万桶原油,约占俄罗斯当年原油出口的4%。eia:俄罗斯出口统计数据和合作伙伴国家进口统计数据Eia又说,去年,俄罗斯还出口了8.9万亿立方英尺的液化天然气和管道天然气,占其生产的24.8万亿立方英尺天然气的36%。2021年,俄罗斯84%的出口天然气通过管道到达目的地,其余的天然气以液化天然气(LNG)的形式运输。与原油和凝析油出口类似,欧洲经合组织是俄罗斯最大的地区天然气进口国,占俄罗斯天然气出口总额的近75%。德国、土耳其、意大利、白俄罗斯和法国获得了大部分的天然气。中国和日本是十大天然气目的地之一,约占俄罗斯天然气出口的10%,即8820亿立方英尺。eia:俄罗斯出口统计数据和合作伙伴国家进口统计数据Eia提到,俄罗斯出口了该国在2021年生产的煤炭的一半以上。2021年,俄罗斯的煤炭出口增长了7%,达到2.62亿短吨(1短吨≈0.9吨)。中国进口了近25%,即63万立方米,而韩国、日本和台湾地区总共获得了俄罗斯煤炭出口的22%。俄罗斯三分之一的煤炭出口被送往了欧洲经合组织。2021年,德国、荷兰、土耳其和波兰的煤炭出口总额占俄罗斯煤炭出口总额的24%。通常用于发电的热煤占俄罗斯煤炭出口量的90%。
2022-03-15
136人已浏览
燃气公司内部控制体系存在的问题
1、忽略了内部控制体系的重要性 目前,有一些公司人员在经营中比较关注经营策略,制定经营规划,但是忽略了企业内部的运营管理制度的建设。 一些高层领导认为只有制定出切合企业发展要求的经营策略,就能够使企业稳健可持续发展,但是忽略了基础性管理规章制度的建设。只有建立健全内控体系,才能够使企业高效经营,才会使企业积极面对外界环境带来的各项挑战。 2、内部监督机制不够完善 制定完善监督机制是公司未来发展的保障,当前还有一些公司并没有建立起监管机制或者监督岗,在部分公司内部,设置监督制度都是形同虚设,未能够起到实质性检查审计作用。因此,燃气公司的内部监督也未能够达成其预想的效果。 3、内控体系存在缺陷和漏洞 建立一个快速反应制度,完善业务工作相互协调内控机制,是企业未来经营稳健发展的基础。高效内控机制既能够规避运营风险,增强公司在市场中的竞争优势,还能够有效防范一些可能会产生经营欺诈的行为,使企业稳步的发展。 当前一些企业实行内控时间比较短,经验不足,企业内控体系的规章制度也不太健全,公司内还会存在员工职责划分不明晰、各部门职责划分不太完善等问题,这就会使得燃气公司内控体系机制的建设方面存在制度不完善、制度无法落实的问题。
2022-03-14
118人已浏览
增强燃气公司内部控制体系建设的措施
1、增强监督体系的建设 建立高效内部监督,对于燃气公司内控体系的建立来说至关重要。建立审计机制,组建审计部,加强审计检查,来推动监督检查工作落实。燃气公司建立完善的审计监察制度,要对各项经营工作、人员做好监督,提高审计工作权威性,以使审计监察工作更加独立,不会受到其他部门工作人员的干扰,也能够使人员更好地行使一些自身监管职责,实现对公司内部运营的有效监督。 2、提高人员的专业素养 燃气公司员工是企业经营主体力量,同时也是内控制度执行关键,在燃气公司构建内控体系,要求职工密切严格遵守。在公司要选聘一些业务能力强、综合素质较高及认真负责工作的员工,来推行内部制度落实。燃气公司还要紧抓管理层人员和普通职工,要求管理人员能够认识到当前内控体系构建给企业发展带来的重要作用,进一步提高员工的内控思想意识,要求员工做好定期的培训。企业领导做好企业经营的考察,要求员工具备综合性的职业素养及专业的能力,提高员工的责任心和责任感,进而促使企业员工能够按照公司各项规章制度来工作。在工作中,自觉地遵守内控体系和相关制度,尤其是财务人员还要严格要求自己按照单位制定的规范规定来做好各项财务工作,避免出现纰漏或者错误,而导致企业的运营出现许多的问题。 3、奖惩分明,责任落实到位 燃气公司要建立比较明确的规章制度,避免出现一些岗位职责划分不清晰、人员工作职责设置不合理、权限划分不明晰的问题。企业要在政府制定规章条例之下,来制定适合企业自身的管理制度。结合企业自身运营需要,设置合理工作岗位,明晰各职工工作职责,做到人员权责清晰划分,划分各部门之间的工作边界,细致梳理各部门工作职责权限,避免出现一些工作职能和工作内容覆盖或者重叠的问题。要使各个部门工作人员都明白自己工作目标、工作职责所在,使人员不会出现职责的推诿,而使企业内部各项工作能够顺利推行,进而实现企业稳健的发展运营。 4、优化完善预算管理体系 在企业内部编制预算方案时,要注重预算执行考核,在企业内建立成本管理、投资管理、融资管理、全面预算等精细化成本预算方案,进一步强化岗位责任制的落实,制定奖惩机制,建立健全预算管理体系。例如,在预算方面,要做好事前预算方案计划,调动公司内部各项资源,推动预算目标的执行。同样在企业经营中,还要重点关注投资资金、利润、成本、费用等相关管理工作计划的编制;在运营流程方面还要加强对各项业务活动的监督。公司在构建现代化的内部控制体系时,还要注重内控理论与业务实践的融合,这样才能够制定出更加合理的内控制度体系,特别是当前燃气公司内控体系的构建业务,从当前审批流程上,给予更多的关注度,要做好预算执行监控、预算工作落实,有助于实现企业全面内控工作执行,减少不必要的损失。 5、进一步加强内部审计和监督 燃气公司要有效实施内部审计检查,特别是要建立全面监管机制,才能够保证数据真实,提高审计人员责任,定期要对审计工作人员做好全面业务培训。公司做好风险评估工作管理,做好定量和定性评价,在定性方面要使用风险分析树、因果分析图的分析方法,同时还要做好生产安全检查表,它能够做好生产危险性分析。定量分析方法是使用指数法、模糊数据综合评估法,公司在经营中,引入高科技技术,建立用户端的远程报警联网系统,同时推动企业内部信息化系统建设,打造信息化企业,注重资源集约化管理。重点关注各类型风险识别,注重风险数据信息的真实性和完整性,同时还能够形成内外部的联动机制,使得企业运营流程可以帮助公司提高经营利润水平。 6、增强企业内部控制风险管理机制建设 风险会存在于企业各项业务经营中,集团型的企业开展各项经营活动,发生各类型的潜在风险,这些风险都不可避免,都是客观存在的。但是通过内控体系建设,能够将这些风险降到最低,而且会使得资金得到合理的控制,帮助燃气公司获得更多的经营效益。集团公司要提高自身风险意识,将风险工作作为企业经营中的一个重要环节。公司还要找准企业各项经营业务环节关键点,针对这些关键点做风险分析,提出合理风险防控措施,此后还要将这些风险措施落实到位,结合当前燃气公司的经营发展状况,不断去优化设计风险管理机制,增强企业风险防范能力,进一步加强企业对于经营活动的控制,提高企业内控的效率。燃气公司考虑到当前公司经营活动开展现状,能够清晰地明确规定业务运营管理方法,还要明确相关人员的责任,制定管理制度,同时还要将制度落实到内控体系当中,以发挥内控体系的价值。 7、现代化企业法人治理体系 在燃气公司内,结合公司法相关要求,设置董事会、监事会,明确划分董事会、监事会和经营层之间的管理权限。重点发挥对于企业经营管理的监督作用,监事会成员直接向股东负责,监察董事会和经营层制定的各项决策及各项经营工作落实状况。经营管理人员不能够到监事会任职,监事会人员的选拔需要由股东会来提名、选聘。在董事会要由董事会成员把控企业未来经营发展大局,制定各项重大经营决策,经营管理层主要是负责企业日常经营活动,业务决策的执行。董事会给经营层人员设置目标,让这些人员完成目标,董事会加大对经营层人员的考核。现代化法人治理模式会让监事会和经营层人员各司其职,清晰地划分员工的工作职责和权限,以此才能使人员工作能力得到显著提高。 在当前我国社会经济的发展背景下,燃气公司要提高能源利用效率,保护外界自然生态环境,节约能源,这样可以为当前城市和社会发展打下坚实的基础贡献更多的力量。燃气公司还要在自身发展运营中,加强机制的建设,规范人员的行为,减少一些违规操作,以及减少企业内部贪污腐败、寻租的违规违纪问题。将内控体系深入到企业经营的各个环节,同时还要将企业规范化的运营,将精细化管理措施落实到位。燃气公司还要进一步加强运营中的规范化、精细化控制,结合企业经营实际,建立起一套科学的内控制度体系,这样才能够实现企业内部各部门、各员工清晰划分职责,提高企业工作效率,明确各人员工作重点,避免人员推诿责任,使企业的发展战略任务落实到位,以此提高企业的核心竞争优势。
2022-03-14
111人已浏览
天然气处理装置典型不安全现象、行为原因分析
1、未做好施工前准备工作,作业票现场确认组织不当 签字确认从8:50开始到10:40才开始作业。这是实际检修作业现场中,最常出现的人员不足、组织协调不当,造成正常工作时间被压缩,造成仓促施工,出现“赶工”现象。 (1)特殊作业施工票据开具过程繁琐、确认复杂。一项特殊作业(以用火作业为例)开具用火作业许可证,需要签字人员包括:安全员、申请人、用火作业人、用火施工单位负责人、专业确认人、监护人(双监护)、基础单位业务管理人、基础用火安全人、用火基层单位领导、会签单位负责人。 天然气处理装置是要保持24h连续运行单位,生产单位各自负责的工作复杂多样,检修工作、日常生产管理,有不同的工作任务,安全要求细化,人员严重不足,造成组织协调困难。组织协调不到位,就会导致在施工作业中出现“人等人”现象。 特殊作业施工规定,必须相关人员要进行现场逐一确认落实。用火作业许可证,主要安全措施(包括但不限于)共12项,作业安全分析(JSA)记录表,作业前确认包括六大项23小项,施工作业不同,环境不同,确认的重点不同,一项一项应逐一落实。 安全措施及作业前确认必须认真、仔细,如果准备不充分,就会导致在施工作业中出现“人等票”现象。 (2)一项施工包含多项特殊作业导致管理难度增加,协调困难。在案例一中脱水系统检修包括隔离、泄压、置换、卸出旧分子筛、填充新分子筛、复装等环节。包含受限空间作业、临时用电作业、起重作业及高处作业等多种特殊作业,涉及相关部门人员较多,出现交叉作业要求,安全管理难度大,现场安全确认,安全措施要求复杂。 (3)安全分析(JSA)不到位。施工作业规定:项目施工前,相关人员应同时到现场进行签证、确认,办理票证,进行作业安全分析(JSA)。 案例一中,事发前,脱水系统与再生气管线之间未加装盲板进行有效隔离。仪表人员曾调试开启关闭再生气控制阀,但因残留粉化分子筛,使得阀门未关闭到位。作业前施工部位未与系统进行盲板隔离,这是事故根本原因;受限空间作业部位与系统未进行有效隔离,无人确认与检查,是典型的对存在风险辨识不到位,忽略管控与检查落实。 2、追求施工进度,安全措施未落实(1)存在为集体牺牲个人的传统思想。三不伤 害其中一项为“不伤害自己”,明确了工作中对自己的保护。根据进入受限空间相关规定,除非特殊情况外,进入受限空间作业半小时应进行轮换作业,最长不超过一小时。在生产中、检修中存在大量的生产进度与安全之间矛盾选择,是生产中典型的、普遍存在的问题。 案例一中,施工作业人员为了完成任务,长时间在受限空间作业,放弃轮换休息,未保护好自己。 案例二中为了维护生产的稳定连续,以工作为重,从集体财产和利益出发考虑,在实际工作中会对这样的员工予以赞赏和肯定。 (2)安全措施未落实,盲目作业。案例一中施工人员进入受限空间时未佩戴安全绳,出现应急问题时,外力协助变得困难,险些酿成人身伤害事故。 在检修维护中遇到问题,为尽快恢复生产,都是以快速解决问题,忽视措施的落实。 (3)安全意识淡薄,盲目作业。案例一中,安全检查人员指出问题,作业人员并未执行、落实,认为“几分钟的简单作业”根本没有必要。高处作业检查要点中规定:高处作业前检测血压合格。而监护和施工人员对相关规定不理解,有明显的抵触情绪:“我们又不是医护人员”,“真是多此一举”,认为现场监督检查“无止境”的要求,装样子的检查导致施工作业拖沓,任务延后。 安全绳配备但未佩戴、血压计配备但未测量都是典型的安全措施未落实,形势化、表面化,敷衍应对。
2022-03-14
124人已浏览
海底天然气长输管道泄漏监测定位方法
目前,世界油气管道天然气管道网络化,将出现更多的跨地区天然气输送网络, 连接多个气源、储气库和千家万户,随着中国国家管网公司的成立,中国海油南海万亿大气区的建设,后续气田将依托已建成的连通粤港澳大湾区和海南自由贸易港天然气管网大动脉接入全国天然气管网。崖城13-1气田海底输气管道是由一条直径28 英寸、全长778 公里输送天然气给下游用户。海底管线在使用过程中可能受多种因素的影响而发生损坏泄漏,海底长输管线无法通过人员目视巡检等方式来连续监测管线泄漏,如发生泄漏不能及时发现及定位,会给气田造成巨大的经济损失,带来巨大的环境污染问题。 管道泄漏检测与定位技术从技术分类,分为基于硬件的泄漏检测方法和基于软件的泄漏检测方法,明显优于基于硬件的泄漏检测方法,在基于软件的泄漏检测方法中,动态质量平衡原理、负压波法监测管道泄漏的应用范围较广。 1、泄漏监测定位的性能 管道泄漏自动检测系统如果能够准确定位泄漏点、计算泄漏量及时准确连续监控泄漏,可以最大限度地减少经济损失和环境污染及更大危险的发生。对一种泄漏检测方法的优劣和性能的评价,主要从定位精度、检测时间、泄漏检测的范围及误报警率这几个方面进行评价。 2、动态体积流量平衡检漏法 动态体积流量平衡检漏法是输气管道泄漏检测的基本方法,主要利用传输流体的物理性质来计算管道出入口输气体积流量差,并得到管道内部流体的体积变化。在没有泄漏发生时,管道两端输入、输出天然气体积变化量应当等于管道内部天然气管存的变化量;若有泄漏发生,管道输入、输出变化量与管道内天然气管存变化量会产生一定的偏差。该方法具有原理简单、操作简便易行的优点,但是,只能作为判断海管泄漏的方法,计算大概的泄漏量,并且无法对泄漏点进行准确定位。 3、负压波法泄漏定位 当管道破裂发生泄漏时,由于泄漏部位的物质损失、此处流体密度减小,导致此处流体的压力突然降低,产生一个负压波。负压波以一定波速向海管两端传播,负压波在海管的波导作用下能够传播较远距离,安装在管道两端的压力传感器根据监测的压力变化情况,若在一定距离的管道两端安装压力传感器以捕捉这种包含泄漏信息的负压波,通过对上下游站点负压波的相关性分析,通过分析判断是否发生油气泄漏。而由负压波的传播速度和管道始末两端压力传感器捕捉到的负压波到达的时间差,根据两端变送器收到该波的时间差及传播速度计算出泄漏位置进行定位。
2022-03-14
121人已浏览
天然气长输管道泄漏监测与定位系统设计与实施
利用崖城气田现有的仪器仪表及生产控制系统,根据海管工况及现有的海管测量参数深入分析研究,将气田和陆地天然气终端两地实时测量的原始数据利用管道中流体流量体积守恒原理和负压波法定位原理建立数学模型,在生产控制系统设计一整套海底管线泄漏监测及漏点定位系统。1、泄漏监测与定位系统结构利用平台及终端原有的测量装置,装置包括温度传感器、压力传感器、流量计、超级流量计算机、DELTAV生产控制系统、工业控制计算机、工业自动化网络、调制解调器和卫星通信等组成。系统运行时,海管现场信号经过传感器、变送器送到DELTAV系统数据采集卡,集散控制系统对采集的信号进行逻辑运算,分析处理。平台与香港终端之间数据实时交换,实时计算管存量,通过体积流量守恒原理,判断是否发生泄漏,会给出报警信息,对泄漏点进行定位。2、泄漏定位系统硬件组成泄漏定位系统硬件主要包括气田使用的压力传感器、温度传感器、高级孔板流量计、超声波流量计及DELTAV集散控制系统等组成。在这多传感器系统中,各种信息的多样性以及对信息处理的速度要求高,对多种信息进行获取及处理,取得内在的联系与规律,进行信息删选与剔除,实现数据信息优化。3、泄漏监测与定位系统软件设计安装在崖城气田的泄漏监测与定位系统的软件主要包括数据采集及保存、数据发送与接收、历史数据分析和文件服务四个模块,可以实现海管数据采集与保存、接受和保存香港终端海管出口数据、综合分析海管数据进行泄漏报警和定位、报警和定位信息的自动保存、历史数据分析、系统参数设置以及文件服务等功能。3.1、软件的主界面人机主界面显示,崖城气田天然气用户流量计量汇总表及香港管线管存量计算、香港终端天然气流量计量汇总、平台海管入口基本参数采集和香港终端海管出口参数采集等数据信息。主界面通过泄漏值实时监测趋势图、平台与香港管线的压力温度历史曲线图等显示相关趋势图,通过泄漏阈值参数设置、泄漏值显示与报警设置,及时发出警报进行操作提示。3.2、天然气用户流量计量汇总实时采集平台天然气每个用户的压力温度流量参数,计算出当天从零点开始的实时累加值,干气压缩机出口天然气总累加值,根据这些累计值计算出当天输入香港海管流量体积,再减去香港终端下游用户及锅炉用气,高压吹扫排放气用气当天的累加值,就得到当天海管天然气实时增加的流量体积。优化海管计算管存量算法,计算结果达到了国际商业贸易计量的要求,根据海管两端的压力和温度计算海管实时的标准天然气存量。3.3、泄漏报警及泄漏量实时监测根据流量体积守恒原理,计算泄漏量,实时监控。正常情况下,泄漏量的理论值为零。但在测量误差,系统误差影响下实际值在0~2百万立方英尺波动。泄漏报警根据体积流量守恒,从当天的零点开始计算实时的累计增量加上零点是海管的管存量与实时的计算的管存量相比,超过系统设定的阈值时,“LEAKAGELOSS”值变红色并闪烁,系统发出报警声进行提示。“LEAKAGESP”阈值可以点击显示数值进行设定。3.4、泄漏点定位泄漏报警触发后,预设好的压力检测趋势图按钮调取历史曲线,查看压力历史趋势图,捕捉平台检测到负压波的时间,当泄漏时,负压波向两端传播,两端压力历史曲线正常应该是比较平稳,波动不大,泄漏时会产生突降曲线,把曲线光标移动压力拐点上,该点时间即为检测到负压波的时间,捕捉检测到负压波的时间,系统计算两地检测到的时间差,计算出泄漏点的位置,对泄漏点进行定位。4泄漏案例验证海管大修时,香港海管压力需要降低至维修压力点5723kPa,降压期间,平台天然气输入海管的气量减小,香港终端销售气量加大,在系统中将销售瞬时流量保持不变,模拟海管泄漏,当海管压力下降,计算后的海管管存增量小于海管两端输入输出海管的实际增量,当差值大于泄漏量定值时,系统泄漏报警。将2013年香港海管受外力拖拉发生泄漏时的原始参数输入数学模型,设定值为28.317万立方米时,当泄漏量大于设定值时,海管的压力下降140kPa,系统泄漏报警。根据海底管线压力历史趋势图,获取负压波的拐点时间,相关数据输入系统计算为498.88公里处发生泄漏,实际发生泄漏点为500公里处。体积流量守恒在海底长输气管线泄漏监测系统有应用原理简单、误报警率低和精准检漏等方面的优势。压力传感器准确捕捉提取海管两端接收到负压波时间,实现管线泄漏点实时准确定位,运行稳定。在较小体积流量损失时,做到提前报警、定位,可以最大限度地减少经济损失和环境污染,为泄漏事故发生时应急响应争取了时间,防止事故扩大。这套泄漏监测系统安装在崖城13-1气田,并通过模拟泄漏测试及实际测试,系统成功地提前预警,较小体积流量泄漏报警,实现了海底管线泄漏检测及泄漏点定位。
2022-03-14
162人已浏览
智燃网致力于推动智慧燃气发展,提供智慧燃气解决方案,为中国燃气信息化进程助力
立即提交
忘记密码?
立即登录
快速注册
立即注册
返回账号登录
立即登录
快速注册
立即登录
快速注册
立即登录
快速注册