城镇燃气管网的分级智慧运维
1、基于集成式SCADA系统的管网动态分级根据城镇燃气管网分级方案,分级影响因子部分是由管网初始属性决定的,部分会根据运行情况发生动态变化,所有要求的分级因素和数据都可从集成式SCADA系统中直接获取,通过嵌入分级计算模块自动搜集影响因子,再经过模块计算分析得出各管网及节点处实时风险等级,同时在系统中以直观图像标注及数据备注,从而为城镇燃气管网初始建设和日常运维任务中人力、物力及检验频次的合理分配提供重要依据。2、基于动态分级的管网智慧运维根据管网风险等级不同,集成式SCADA系统中的监测、监控重点布置会有所侧重。管网分级系统中风险等级高的,如门站、LNG储备站等关键设施不但配备实时压力远传系统、阀门自动控制系统,同时配备实时视频系统;高压及次高压输送管网在管网阀门井、调压站及管网末端配置压力远传系统,并根据以往的压力形成模拟数据来设定报警区间,在管网环境复杂的地区加装视频监控系统;城市中压、大型城市综合体及大型工业用户、根据压力远传系统及压力区间模拟报警系统来及时掌控管网压力变化,既能确保用户的生产也可以保障管网的安全运维。根据管网风险等级不同,集成式SCADA系统日常巡检生成任务中的检验项目跟频次会有所侧重。如风险等级较高的高、次高压管网需每日巡查两次,内容包括检测阀井、波纹补偿器、牺牲阳极、燃气警示标志、标识砖、标志桩,管线两侧各5米电信、电缆、下水井的燃气泄漏情况及绿化带、树木的生长情况、管网及设备周围有无施工、占压、种树情况等,对重点路段和燃气管网周边施工部位增加巡视频次;重点安全隐患需每日至少巡查一次,详细记录每日巡查情况,地点精确到某个部位,巡查过程中需采取检漏仪检测,发现情况及时记录并汇报;重点施工的巡查需每日一次,随时跟进各项指标数据并录入智能终端上传至系统保存。管网运维过程中,出现风险等级为V的管网、相关节点远传数据失常及其他超过预警限值的特殊情况,系统平台会出现预警色和预警提示,并及时生成相关检修任务,直至风险解除或降至可控范围内。集成式SCADA系统增强了对管网动态分级运维的管理,更高效、准确、全面,通过线下和线上配合对各类数据的传送、保存、统计、计算反馈及相关模拟,实现管网从施工、运行到检修维护等全过程的智能动态分级管理,合理分配资源的同时大大减少安全隐患,提高了燃气管网的安全指数,达到全过程一体化智慧运维的目标,也为相关部门对燃气行业的监管提供了最准确、便捷的数据基础和技术支持。本文整理于网络,如有侵权请联系删除
2021-12-31
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我国天然气资源具备跨越式发展的资源和设施基础
1、世界天然气供应充足世界天然气资源储量极为丰富,特别是随着页岩气革命的到来,大幅提高了天然气资源的开采水平。世界天然气资源量、储产量和储采比情况如表1所示。2019年全球剩余常规和非常规天然气可采资源量共计为8.03×1014m3,2020年剩余探明可采储量为1.881×1014m3;按照2020年产量(3.85×1011m3)估算,全球天然气储采比为48.8,仍然维持在较高水平,具备持续发展的资源和储量基础。近年来,随着液化天然气(LNG)基础设施的不断发展,全球LNG出口国数量已超过50个,LNG贸易量持续快速增长;近十年的年均增速为6.8%,远高于管道气1.8%的增长速度。2020年,LNG贸易量达到4.879×1011m3,占世界天然气贸易总量的51.9%,首次超过了管道气。未来,全球天然气产量将以年均1.4%的速度增长,预计2040年的产量将达到5.4×1012m3。全球天然气资源储量充足、产量持续增长以及天然气基础设施的不断完善,都为我国利用海外天然气资源奠定了良好的基础。2、我国天然气勘探开发方兴未艾我国天然气资源丰富,勘探开发程度低,发展潜力大。根据相关测算,我国常规气、页岩气、煤层气的技术可采资源量分别为3.33×1013m3、1.285×1013m3、1.25×1013m3,合计为5.865×1013m3。截至2019年年底,全国累计探明常规气、页岩气、煤层气的技术可采储量分别为7.69×1012m3、4.334×1011m3、3.285×1011m3,探明率分别为23%、3.4%、2.6%,处于勘探早期阶段。2000年以来,我国天然气工业迎来大发展,常规气与非常规气并举,相继发现了苏里格、安岳、克拉苏、涪陵、普光等28个地质储量超千亿立方米的大气田,连续18年新增探明地质储量超5×1011m3(见图1);建成了鄂尔多斯、四川、塔里木、南海四大气区,天然气产量由2000年的2.44×1010m3增长到2020年的1.888×1011m3(见图2),年均增速达到10.8%。综合资源基础、勘探发现与生产特征预测,通过常非并举、海陆并进等措施,我国天然气产量有望在2035年达到3.0×1011m3,天然气发展还有较大潜力。3、天然气基础设施日益完善天然气基础设施是天然气快速发展的重要基础。自2000年启动西气东输工程建设以来,我国已建成横贯东西、纵贯南北、联通内外的基础设施网络,构建了以西气东输、川气东送、陕京线等国内管输体系和中亚、中俄、中缅跨国管线为主体的天然气管网体系,形成了西气东输、北气南下、缅气东进、海气登陆的四大天然气进口供应格局和“三横三纵”的国内天然气管网架构。截至2020年年底,国内长输天然气管道总里程为1.1×104km、城市燃气管网为7.0×104km,已建成的22座沿海LNG接收站的接收能力为8.8×107t/a,已建成的27座储气库库容为1.61×1010m3,调峰能力为1.02×1010m3。整体来看,天然气基础设施的发展支撑了我国天然气进口量超过1.4×1011m3,天然气消费量达到3.28×1011m3。本文整理于网络,如有侵权请联系删除
2021-12-31
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燃气管网阀门远程控制对燃气安全影响
伴随着我国经济水平的不断提高和城市化进程的不断加快,城市地下燃气管道的长度越来越大。同时,由于燃气的易燃易爆特性,一旦发生泄漏易造成较大人员伤亡及经济损失。据不完全统计,2017年我国共发生燃气爆炸702起,造成1100余人受伤,126人死亡,频发燃气事故给城市安全带来了新的挑战。当燃气管线发生大量泄漏时,为避免燃爆事故的发生,有必要对泄漏燃气管道阀门进行紧急关闭。由于交通等因素,燃气公司的操作人员赶到现场关手动阀的时间成为不可控因素,不利于突发事件的管控。例如,“7.4”松原燃气管道爆炸事故,由于第三方施工造成燃气管道贯通性钻漏,由于阀门未及时关闭,造成燃气大量泄漏,并扩散至松原市人民医院内发生爆炸,致5死85伤,直接经济损失高达4419万元。阀门远程控制机构是一种管道阀门远程控制装置,对已有管线阀门加装远程控制执行机构,在燃气管线发生泄漏伊始,对阀门进行远程切断,有效减少燃气泄漏时间,缩小事故范围,控制事故发展态势。由于城市燃气管道阀门众多,有必要优化布设方法,对远程控制机构进行合理布设。前人对设备安装点位优化研究多集中于空气、噪声等监测领域,对于远程控制机构布设优的化未见报道。在统筹考虑燃气管线风险与远程控制机构数量的前提下提出了一种城市燃气管网阀门远程控制机构优化布设方法,并通过实例对该方法的有效性进行了验证,相关研究成果有助于燃气管网阀门远程控制机构的推广和使用,并为城市燃气公共安全提供技术参考。燃气管网远程阀门控制机构有助于应急处置人员对燃气大量泄漏事件进行有效控制。城市燃气管网阀门远程控制机构优化布设方法,并采用相关实例探讨了该方法的可行性和有效性。首先,基于对应急处置能力的燃气管道风险、实际用远程控制机构数量、停气负面效果等方面的考虑,推导建立了燃气管线停气单元远程控制机构使用效益评估方法,结果表明使用效益与燃气管线大量泄漏后果、应急处置能力、停气单元管线长度与用户数、远程控制机构实际量有关,同时给出了各因素的计算方法。其次,基于使用效益大小,构建了相邻停气单元合并减少远程控制机构的优化思路和合并结束的约束条件,通过连续将使用效益最高的停气单元与相邻单元合并,直到总数量达到经济可承受程度。方法的建立有助于燃气管网阀门远程控制机构的推广和使用,切实加强燃气安全建设,助力“零死亡事故”目标的实现。本文整理于网络,如有侵权请联系删除
2021-12-31
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数字孪生燃气系统输配调度研究及实践
为解决现有燃气管网调度服务系统在智能调控、应急灾备、智慧服务等方面安全性、便捷性、智能性不足的问题,基于数字孪生智慧燃气关键技术,对燃气系统输配调度进行了相关研究。基于北斗短报文、4G/5G等技术实现燃气系统物理实体与调度平台间的数据通信,提高了通信的可靠度;通过分布式控制、协同控制等技术,实现从调度平台到场站的实时控制,最终实现场站与平台间的数据双向传输。数字孪生燃气智能场站系统,可对各个场站压力、流量等状态进行实时监控。基于构建的燃气管网数字孪生体,实现输配调度方案生成与迭代优化。首先,通过实时感知、气体泄漏检测、分布式控制等技术感知、构建燃气系统物理实体;从几何、物理、行为、规则四方面分别对供给侧、输配侧及需求侧的燃气系统进行管网、流程、业务等方面构建虚拟模型,并依次进行单元级、系统级与复杂系统级的模型组装、验证,实现各级虚拟模型的逻辑融洽,构建燃气系统虚拟模型;数据中心通过北斗、4G/5G等通信方法连接物理实体数据,并接收虚拟模型运行后的结果数据,并通过数据清洗、归一、融合等方法进行数据的整合。然后,调度服务平台基于整合后的数据生成初步调度方案,通过数字孪生体进行仿真验证且通过人工审核后,转化为可执行调度方案并下发至燃气系统物理实体执行,实现多场站之间的协同调度。最后,通过实时监控反馈结果,作为燃气系统数字孪生体新的数据输入,迭代优化调度方案。本文整理于网络,如有侵权请联系删除
2021-12-30
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LNG管道施工敷设和焊接检查
1、管道施工敷设在LNG管道施工敷设中,应注意以下内容:①不锈钢LNG管道在正式进场前,需要利用“光谱分析法”对其进行检测,每次进行检测时的管材数量需超过1根,并且在管材检查时会随机在上面筛选3点,检查材料中的Cr、Ni含量,并且在对不锈钢LNG管道进行存放时,也需要避开和普通碳钢管堆放在一起,防止结构锈蚀问题的出现;②不锈钢LNG管道的法兰结构,会利用焊接的方式进行处理,从具体施工情况来看,会使用带颈对焊法兰来提高结构稳固性,以满足相应的规范作业要求;③在不锈钢坡口位置,各取100mm的范围在上面涂抹上白垩粉,从而避免焊接时飞溅物污染焊件的表面,而法兰使用到的非金属垫片,其中的氯离子含量需控制在5×10-7以内,避免构件腐蚀问题的出现。2、管道焊接检查完成LNG管道焊接处理后,需要按要求对焊接质量进行检查,从具体作业情况来看,需注意:第一,对于焊接表面进行检查,查看焊缝宽度、焊接高度是否满足要求,同时检查是否存在漏焊、鼓包等问题,确定表观质量没有问题后,开始进行LNG管道内部完整性检验;第二,在对接焊缝的检查中,需要对其进行100%射线探伤检查,及时返工不合规位置,提高LNG管道焊接质量的合规性。尤其是角焊缝更需要进行100%焊接质量检测,常用的检测方法包括渗透检测、磁粉检测等方法,以提高检测结果的准确性。本文整理于网络,如有侵权请联系删除
2021-12-30
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城市燃气调度的基本现状以及存在的各种问题
目前,城市燃气企业已经意识到,企业在运营的过程中,需要对信息化技术进行充分性的应用。因为对信息化技术的有效利用,可以使企业的生产管理水平得到非常明显的提升,并且还可以在企业的内部构建完善的信息化系统,如客服服务系统、收费系统、官网巡检系统等。现阶段,城市燃气企业信息存在的局限性,主要有以下的几点:1、城市燃气企业在进行具体的管理过程中,没有对管理平台实行一体化的模式,而是各个子系统之间独立存在,信息资源没有办法得到有效的整合,从而使各个子系统之间的信息只是独立地存在于各自的系统中,系统之间缺乏必然的联系,准确地说各个子系统信息形成一座“孤岛”。2、当管理平台信息出现问题以后,由于信息没有达到一体化的模式,从而在对其进行管理,以及维修过程中,都会导致对其不能进行全面性的管控,进而没有办法对其采取及时性的追踪,那么所存在的问题就没有办法得到及时性的解决,这样就会使工作效率非常低。3、虽然有一部分城市燃气企业已经采取信息化的模式,但是并没有对信息化进行充分性的利用,从而没有实现数字化管理模式,对已经出现故障的问题,没有办法进行必要的统计,以及对其进行有效的归类,这样就会使问题反复的发生,但是问题依然没有得到实际性的解决,由于没有对以往已经产生的故障采取综合性的统计模式,以及对其进行有效的分析,而是当问题发生时,只是遵循照旧的模式,最终使整体效率,没有办法达到质的改变。本文整理于网络,如有侵权请联系删除
2021-12-30
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城镇燃气管网动态分级
在对城镇燃气管网进行全面普查的基础上,建立健全燃气管网台账,根据普查和检测结果对管道进行等级划分,以事故后果严重程度为附加影响因子,最终得出该段管网修正风险等级,以此为依据来合理运用有限的人力和物力资源,有计划、有步骤地进行燃气管网的定期检测、维护和更新改造等工作,达到最为有效的减少风险的目的,提高运维效率,降低运维成本,保证安全运行。1、管道等级划分根据SCADA系统历史数据、运维经验、管道现状检测和周边环境对每段管道进行等级划分,一般综合考虑管道的使用年限、管道敷设的时间、施工的质量,埋地管的埋地深度、地下水位、管道所在地土壤性质、防腐层类型、管道运行故障数量等因素,必要时可以开挖获取基础数据,再根据所有检查检测结果进行管道相对评级。本方案将所有类型管道的检查检测结果按出现损伤的可能性相对程度来划分等级,共分为5级。2、事故后果严重程度评级量化事故后果严重程度综合考虑管网压力级别、所在地区等级及事故后修复难度,其评级量化由以下事故后果数值矩阵来确定。3、管网风险量化及动态分级根据管道等级和事故后果严重程度等级量化后矩阵计算,得出该段管网风险值,随检测情况变化随时调整数值并按下表方式进行管网风险动态分级。管网风险等级直接影响因素为管道等级,附加影响因子的事故后果严重程度等级为4级以上时才对管网风险等级有所影响。管网风险应根据实时状况的变化随时更新评价,形成动态管理。本文整理于网络,如有侵权请联系删除
2021-12-30
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燃气管网的调压设施设计要点
工业厂房燃气工艺流程示意如图所示:从厂区外市政道路已建的DN200中压埋地管道处断管加DN200PE三通。为后期检修方便,在距离三通2m处加装DN200阀门井(单放散),通过中压管道将燃气运送至室外中-中压调压柜,调节至设备所需压力,入户立即加装法兰球阀和电磁阀进行总控,分支后经过滤器将燃气送至计量设备进行计量,最后通过金属软管接至工业炉燃烧器阀组。 气源接入厂房前要根据设备需求进行调压。调压设施一般采用落地式调压柜,其选型应根据中压管网压力、工业炉额定压力和小时用气量等参数确定。计算流量应按调压柜所承担的最大小时输气量的1.2倍确定。管道的经济流速宜控制在6m/s左右,流速超过10m/s时容易引起管道震动。调压柜进口前100m内应设有阀门井,且阀门井距调压柜距离不宜小于5m。该玻璃制瓶厂一期工程有2台工业炉,单台用气量1000m3/h;二期预留2台工业炉,单台用气量170m3/h,总用气量2340m3/h,额定工作压力均为150kPa。4台工业炉压力一致,可共用1个调压柜。调压柜选型参数进口压力:0.2~0.4MPa,出口压力:150~155kPa(可调),流量范围:0~2808m3/h,进出口管径均为DN200。调压柜出口侧设放散管,管口高于地面4m。由于玻璃窑炉生产工艺要求严格,不能随意停炉,若调压柜仅设置调压通路,则检修时易造成停炉经济损失,所以调压柜采用两路调压加一路旁通。本文整理于网络,如有侵权请联系删除
2021-12-30
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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
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