天然气节能技术篇1

1、从设计上选取最优的设计和通讯方案

输气管道的优化设计主要包括管径、壁厚、管材、输气压力、压气站布置与压缩机组的配置、储气库位置、类别和容量以及各种情况下的调峰方案等内容。天然气输配工程建设过程包括项目决策、项目设计和项目实施三大阶段。进行投资控制的关键在于决策和设计阶段，而在项目作出投资决策后，其关键就在于设计。据研究分析，设计费一般只相当于建设工程全寿命费用的1%以下，但正是这少于1%的费用对投资的影响却高达75%以上。优化设计不仅影响项目建设的一次性投资，而且还影响使用阶段的经常性费用。

天然气长输管道通信系统在长输管道的建设、维护与管理中具有重要的作用。任何一种通信方案的确立都需综合考虑当地的自然条件、设备技术性能、初期建设费用、长期维护管理等诸多因素。天然气长输气管道通信的基本特点是：一是大部分管道途经山川、丘陵、河流、农田或是戈壁沙漠等复杂地形，且沿线气候多变，风、霜、雨、雪、交替显现，人为或是自然的突发事件较多。二是每条管道一般均有一个调度控制中心，沿线还有必要的输气管理部门。通信点一般设在沿线各站场。每个站需与调度控制中心建立通信联络，并与有关的输气管理部门保持通信能力。三是大部分RTU阀室为无人值守站，工作环境较恶劣。使用简化供电系统，通信设备耗电量要小是一个重要的考虑因素。四是在故障发生时，抢修速度一定要快，时效性非常强。根据天然气长输管道的实际情况，综合考虑技术、经济、运行维护、故障抢修及今后发展等各种因素，应优先选择专用卫星通信为主、公网通信为辅的通信方案来作为天然气长输管道的主用通信方案[1]。

2、管道输送中采取节能技术

2.1管道输送中采用最优输量[2]

长距离输气管道的输量受输送压力、管径及壁厚、沿途所设压缩机站数等工艺参数的制约，当输送压力、管径确定后，可通过增设管道压缩机站的方法提高管道输量，而要增加的管输量越多，管道中间增设的压缩机站越多，工程项目的投资和营运成本越高。当超过一定界限后，管输量的增量效益就会低于相应的投入增量，导致整个管道工程的经济效益下降。因此，长距离输气管道存在一个使管道的经济效益最大的最优输量。体现长距离输气管道工程经济效益的主要经济指标是财务内部收益率（IRR），通过计算该值，可以找到最优输量，从而很好的利用管道和设备来进行天然气的输送。

2.2 采用高钢级管材[3]，选择合适的输气温度，提高输气压力

通过高钢级管材的开发和应用可以减小壁厚，减轻钢管的自重，并缩短焊接时间，从而大大降低钢材耗量和管道建设成本。此外，采用复合材料增强管道强度的技术也正在开发，即在高钢级钢管外部包敷一层玻璃钢和合成树脂。采用这种管材，可以进一步提高管道的输送压力，降低建设成本，同时可增加管输量以及提高钢管抵抗各种破坏的能力和安全性。天然气沿管道流动时，因要克服流体阻力，压力会逐渐降低。压力降低会使气体密度下降，线速度也要变化。此外，由于天然气与土壤的热交换，天然气的温度也会降低。输气温度对系统能耗关系很大，除向土壤散热损耗外，压气机组的效率与输气温度密切相关。输气管道向更高压的方向发展是一个趋势，也在一定程度上反映了一个国家输气管道的整体技术水平。输气时气流与管壁的磨擦，造成压力损耗，靠沿线压气站连续升压实现长距离输气。所以，摩擦损耗是能耗的基本构成。从物理意义上讲，提高压力使管内天然气的密度加大，降低了管内天然气的实际速度以及压力降。所以，作为主要线路损耗形式的磨损减少了。另外，天然气的密度越大，压缩机的效率也越高，同样功率的压缩机所产生的压头也越高。系统的最大工作压力，因受输气机组能力及管材机械性能所限，各国采用管道钢材都有一个发展过程。总之，不断提高输气压力，是今后管道工业发展的方向。

2.3 采用内涂层和减阻剂减阻技术，提高输送能力

天然气管道内壁敷设内涂层后，可以有效地改善和提高天然气在管道中的流动特性；可以减少管道沿线压缩机站的数量；可以降低输送的动力成本和泵输成本；在一定程度上可以提高管输量；可以延长清管周期；可以降低输送动力消耗和泵输成本。因此，管道内涂层技术[4]具有良好的经济效益，在国外天然气管道已经普遍采用此技术，并且取得较好效益。国内也应该尽快掌握和发展天然气管道的内涂层技术，这将有利于天然气管道事业的发展。

纵观现有减阻剂[5]的成分及化合物结构，现有减阻剂基本都是基于以下减阻机理，具有表面活性剂类似结构特点的聚合物，其极性端牢固地粘附在管道内表面上，而非极性长链顺流向悬浮在管壁附近气流中，或者将聚合物充分溶解在某种溶剂中，调节聚合物含量，使溶液具有一定的粘性和弹性，涂在壁面上形成弹性膜，将“气固”界面变为“气液”界面。因液体表面的粗糙度比固体表面小得多，形成的涡流区也小得多，从而能够大大减小天然气和管道内壁之间的摩擦阻力，降低天然气输送过程中的压降和能量损耗，提高管道输气量。

2.4 根据具体情况，选择最合适的管道干燥方法[6]

如果天然气管道中含有水，则液态的水就有可能与天然气中的少量酸性气体生成酸性物质，腐蚀管道内壁，影响管道系统使用寿命及其可靠性；同时，可能形成天然气水合物或造成冰堵，使管道堵塞，影响管道安全运行。因此，为了避免这些问题的产生，在投产前必须对管道进行干燥，脱除管道中游离的水和大部分的水蒸气，使其露点处于-16～5℃。天然气长输管道常用的干燥方法有干燥剂法、流动气体蒸发法（包括干空气干燥法、氮气干燥法、天然气干燥法）、真空法等。

以下两种干燥方法效果好，成本低，节能效果明显。真空干燥法在20世纪80年代初开始应用。该方法适合于海底、江底、河底等区域管道的干燥，特别适合于小口径、短距离、明水少的管道干燥，空气可以任意排放，无毒无味，不燃不爆，无安全隐患；对地层温度较高的管道有特殊的效果；既适用于陆地管道，也适用于海底管道；受管径、管道长度的影响相对较小；干燥成本低；易与管道建设和水压试验相衔接。目前，在国内广泛使用的是干空气干燥法。干空气干燥是采用经过除油、过滤和脱水的干燥纯净压缩空气吹扫管线，由于其低露点的特点使管道内壁附着的水分蒸发，并利用后继干空气将管道内的湿空气排出管外，达到干燥管道的目的。

3、减少天然气在输送过程中的损失

避免超压放空，应建立上、下游协调制度及生产通报制度，防止输气管网局部超压。当供气量大于用气量，造成输气管网压力过高时，需要天然气调度人员必须全面了解和掌握天然气管网的运行动态，平衡各站点用气压力和流量，加强气量调配灵活度，及时地将富余的天然气调往其他用户，使生产运行更加安全、经济、平衡，并应积极发展用户，增加用气量。

针对低压放空采取的措施一是选用经济、可靠、方便的增压设备，把低压气增压后输进管网系统。二是建立低压输配气管网，将低压天然气在不进高压输气管网的情况下，直接供给用户。

对于自用气损耗，此现象发生在供气单位内部，如增压站的压缩机和自用水套炉用气。采取措施是：提高压缩机有效利用率，在满足设备安全运行的条件下，使设备尽可能满负荷运行，此举也可延长压缩机的有效寿命。对其他用气应选用热效率高的加热炉及节能型燃烧器。

对管线泄漏情况应采取措施，认真抓好管理工作，防止跑、冒、滴、漏。认真巡线，及时发现泄漏点并上报处理；做好阴极防腐工作，延长管道的使用寿命，减少管道腐蚀泄漏的发生；做好各阀门的维修保养工作，杜绝排污阀和放空阀的管道内泄漏[7]。

4、气压力能回收利用技术

目前国内外回收利用天然气管网压力能的方式主要有发电和制冷两大类[8]。利用压力能发电，产生的电能可进入城市电网，或用于发电站自身生活、生产使用，或用于分布式制氢；在制冷方面，目前主要是将膨胀后低温天然气的冷量，用于燃气调峰、冷库、冷水空调、橡胶深冷粉碎以及轻烃回收等。

将高压管网天然气压力能回收并用于发电主要是以膨胀机代替传统的调压阀来回收高压天然气降压过程中的压力能，并将其用于发电，具体说有3种方式：（1）利用天然气膨胀机输出功驱动同轴发电机发电。这类工艺一般在天然气膨胀前先将其预热，以保证天然气膨胀后的温度在0℃以上，从而可防止天然气中的水汽凝结。（2）利用天然气膨胀所做功，将膨胀后的低温天然气冷量用于燃气轮机进气冷却。该方式可增加进入压气机和燃气透平的空气质量，从而在压比不变的情况下减少所需的压缩功，省去了发电厂传统的燃气轮机机组冷却设备。（3）上述两种方式结合，在利用膨胀机做功的同时也利用膨胀后天然气的冷量。

高压管网天然气压力能制冷用于燃气调峰、轻烃回收以及天然气脱水。城市燃气用量随时段、昼夜、季节等波动非常大，因此，投资建设天然气调峰设施显得非常必要。高压管网天然气压力能制冷用于橡胶深冷粉碎工业上深冷粉碎橡胶一般需要将原料胶冷却至-70℃以下，以增强粉碎效果。

5、对管道进行完整性管理[9]

现代化的管道控制室，都配备了计算机系统来监视管道的流量、压力和温度数据，系统每天都在获取大量的监测数据，这就涉及到管道完整性管理计划（IMP）中的数据管理的问题。当投入的管道完整性维护费用越少，管道安全的收益越大，但管道安全的风险也就越大；投入越多，虽然管道运行风险降低，但管道的收益也就会大大减小。管道完整性维护的效益不仅与完整性维护的费用和收益紧密相连，且与管道的风险也息息相关。对管道进行完整性维护的目的是降低风险成本，使管道的运行效益最好，此目的达到的程度就是管道运行的效用。因此盲目地减少或增加管道完整性维护费用以获取高的收益或确保管道安全是不科学、不可行的，管道经营者需要对管道的完整性维护决策进行优化，以降低管道运行风险，最好地分配维护资金，从而获得最大的效益。

6、总结

我国天然气资源总量列世界第五位、亚洲第一位。天然气与煤炭、石油相比，具有清洁、无污染的优点，在油价持续高涨的情况下，天然气的优势得以显

现。在我国一次能源消费结构中，目前天然气只占有5.3%（2010年数据）的份额，而全球天然气在一次能源中的平均比重达到近1/4。随着我国天然气探明储量及产量的稳步增长，天然气在我国一次能源中的比重将稳步提升。因此，天然气输配节能技术将有很大的发展前景。目前，一些天然气输配工程已经在使用以上的这些技术，但由于我国的天然气输配节能技术发展较晚，在对管道进行完整性管理技术等方面还不是很成熟，这就要求我们在该方面继续努力，使天然气输配节能技术充分发挥它在节约能源，提高经济效益方面的重大作用。

参考文献：

天然气节能技术篇2

为了有效的实现节能环保，我国不断研究新的节能设备，并将节能设备广泛的应用在社会生产当中。因而，天然气工程在施工的过程中也可以合理运用节能设备，从而做好施工质量的保障。与此同时，对于天然气工程的施工技术，施工队伍需要加以探究，确保施工技术符合天然气施工的要求，这样才能在施工时有效的进行质量控制。

1天然气工程施工的质量要求

我国在进行天然气施工的过程中，对其明确提出相关的要求：首先，施工材料的要求。必须选择原材料，为了确保材料的质量引进相关设备，其质量也必须符合标准，确保材质无误后在遵循施工程序展开施工；其次，施工方案的要求。天然气施工方案的设计要具有安全性和合理性，否则在施工时必然会产生大量的问题，而且要对施工现场加强监管，防止施工现场出现火源。另外，对施工技术的应用尤为关键，如果施工技术不能达到天然气工程施工的要求，则天然气工程的质量将无法得到相应的保障和控制。对于天然气工程提出的质量要求，天然气施工队伍切勿忽视，要能严格遵守国家提出的规章要求，做好天然气工程的施工，完善施工方案，提升天然气工程的施工质量，才能真正的做到能源的节约，经济的改善[1]。

2天然气工程施工的影响因素

天然气施工难免会遇到不可预测的困难和阻碍，施工队伍必须勇于迎接和挑战。在施工前，完善可预测难点的解决方案，做好充足的准备措施；施工中结合实际施工的情况，不断完善施工方案，在遇到不可预测的困难时，结合施工经验和实际问题，及时调整施工方案；对于可以预测的施工障碍深入的分析和研究。研究显示，影响天然气工程施工的主要因素如下：①多数天然气管道被深埋在地下，施工时稍有不慎，则会对管道造成破快，从而给施工队伍增加施工难度；②施工监管问题，监管人员缺乏责任意识和监管能力，疏忽职守，监管力度不到位，导致天然气工程质量不合格，给施工单位造成严重的经济损失，留下严重的安全隐患；③自然因素对天然气工程施工的限制。由于地形较为复杂，地质环境也较为特殊，给天然气工程施工增加了难度。尤其是东北地区，天气较为寒冷，必须做好天然气的防寒措施。环境因素也十分重要，对于施工技术，施工工艺的确定会影响施工质量。因此，施工单位既要充分考虑人为因素对施工质量的影响，也应考虑自然因素的影响。这样就可以做好技术的选择和质量的控制[2]。

3解决策略

3.1施工技术控制

在选择和控制天然气工程施工技术的过程中，必须充分考虑施工技术的内容。其主要内容具体如下：①做好施工技术准备。熟悉施工方案和施工图纸，在进行每一个项目之前都要做好交底工作[3]；②做好施工现场勘查和检测工作，根据实际施工现场调查情况，绘制草图；③施工前，做好施工材料和施工设备的管理工作；④施工队伍需要合理科学的试验；⑤完工后要对施工技术、施工质量等进行全方位的检查；⑥做好竣工验收工作。在控制天热气施工技术时，施工单位也应做好施工技术管理。在管理的过程中，遵循天然气施工技术管理要求：首先，要对质量进行控制，确保天然气工程能够如期完工。因此必须明确安全施工的管理目标，完善管理方案、管理方法、管理技术等；其次，对于管理人员的选择，必须应聘专业的管理人员，确保其持证上岗。施工单位贯彻落实责任制度，提升管理人员的责任监管意识，使其加强天然气工程施工技术的监管力度，保证天然气工程的质量能够达到相关的要求和标准；再者就是要对施工人员明确技术施工程序，做好技术设备的配套，避免因为设备、施工人员的问题影响工程质量。天然气施工属于较为危险的工种，对于施工人员安全教育也必不可少。此外，设计人员要能考虑周到，做好施工计划和施工方案的布局；最后，施工材料和施工设备的准备必须充足[4]。在对施工技术进行控制管理时，施工队伍必须做好全方位的调查和相关的准备工作，结合真实的施工情况，确定施工要点难点。这样所选择的施工技术才能符合天然气工程施工的要求，进而在施工技术方面增加工程质量。

3.2对工程质量的控制

控制天然气工程施工质量与施工技术的掌控息息相关，施工技术发挥其真正的价值，工程质量自然就得到相应的保障。但对于工程质量的控制，施工单位仍然要遵循相关程序，而且要深入的探索。在施工技术管理方面，做好施工技术的审核工作。如果审核不通过，施工单位则要重新选择施工技术。施工单位必须选择专业的设计人员，确定施工技术。在确定施工工艺的过程中，也需要进行相关审核。施工单位必须与设计人员进行深入的交流，要对设计人员明确主要施工要求和要点等信息。设计人员也要对现场环境进行勘察，理解施工单位的需求，根据方案设计图纸，确定施工技术。其施工技术等相关的资料也才能得到审批，进而被科学的应用在施工现场中。否则，施工技术、图纸、方案的缺失后给天然气日后的维护工作带来严重的阻碍[5]。通常，在实际施工过程中所遇到问题与预测的方案有所区别，这样就会影响该环节的施工。为了确保这一环节施工质量达标，做好交底工作尤为关键。在完成每一个环节施工后都需要对下一个环节施工人员明确这一环节的施工过程，要将这一环节施工技术、施工方法、施工工艺、施工时所遇到的问题等都要将其明确给相关的施工人员，以便下一环的施工人员提前做好准备。天然气工程属于隐蔽施工项目，施工前施工单位必须要找到天然气管道之前的设计图纸，确定天然气管道所在的位置，进而避免在进行二次施工时，破坏管道，这样设计人员才能设计出科学的图纸和方案，施工技术也才能得到良好的运用[6]。以上问题不仅需要天然气工程施工负责人进开展，同时施工人员需配合工程负责人，听从监管人员指挥，规范施工，这样才能提高工程质量。因此，对施工人员的培训必不可少，为了防止施工人员在施工时出现差错，在施工之前就应做好技术的指导，对施工人员明确施工材料设备的型号规格，保证施工人员可以正确的操作施工设备，建设出一个质量达标的天然气工程。此外，对于施工人员技术上的指导，同时也可以实现节能环保的方针政策。我国现阶段能源缺少，需要在建设天然气工程的过程中就要做好节能的准备。对于施工材料设备的选择都需要符合节能环保的要求，要能充分运用节能的施工技术。只有全面节能准备工作，才能在保证天然气质量的基础上实现节能环保。

4结束语

总而言之，对于天然气施工技术的选择和质量控制，施工队伍必须以安全为主，实现我国提出的节能环保的相关政策和要求。对施工人员进行科学指导和培训，增强其安全施工的观念意识，这样施工人员才会在施工之前做好完善的安全防护。而且，对施工人员加强培训，也能提升其施工技能，使其遵循相关的施工程序展开施工，从而实现天然气的质量控制，确保天然气工程施工质量达到国家提出的标准。

参考文献：

[1]孙大春.HSE管理在天然气工程施工中的应用研究[J].中国石油石化,2016,(24):12-34.

[2]重庆科技学院石油与天然气工程学院[J].中国高教研究,2012,(1):70-90.

[3]国内首项大型煤制天然气工程即将开工建设[J].煤气与热力,2012,(2):90-100.

[4]毕家立.我国首个煤制天然气工程将开工[J].煤炭工程,2012,(11):50-80.

天然气节能技术篇3

近年来随着科技的进步和知识的发展，天然气技术创新方面的研究也在不断深化之中，目前天然气技术创新研究的问题主要体现在以下几方面：在技术创新上，天然气企业并未成为技术创新中的主体；管理体制需要创新，研发结构也需要创新；资金投入不够，缺少创新动力；市场预测与研究不足，市场化机制缺乏，技术服务能力不强，正因为这些问题的存在使得天然气应用与创新存在一定的困难。

一、天然气技术应用分析

（一）天然气技术存在的主要优势

1较少的环境污染

与固体和液体燃料相比，天然气的燃烧更加彻底、完全。因为天然气的含碳量很低，燃烧过程中单位热值产生的二氧化碳与石油相比会低30%左右，与煤炭相比会低43%左右，从这些数字中可以看出，天然气技术的应用可以有效减轻大气污染，同时对于缓解温室效应也具有十分重要的意义。

2有助于延长汽车的使用寿命

天然气技术通过气将油取代，设备受到腐蚀的作用比较小，机械摩擦过程中产生的耗损也很小，大大减少了机器发动机维修的次数，对于其使用设备的延长具有非常关键的作用。此外，发动机噪音小，操作起来也更为方便。

3积极效益高

天然气技术得到应用以后，燃料成本以及机车维护成本都得到了降低，在经济效益上来说是非常可观的。相关研究表明，与燃烧汽油相比，使用天然气要节约燃料费1/3，同时维修费下降将近40%，由此可见，天然气技术的经济效益是非常明显的。

（二）天然气技术应用与发展

1天然气技术应用的效果

表1天然气技术替代汽油后每年产生的效益

效益类别 项目 效益值 与汽油车比较减少的量（%）

经济效益 可替代汽油

燃料费（节省）

维修费（节省） 12090t

30%

40% -

-

-

环境效益 CO2排放减少量

NOX排放减少量

HC排放减少量

颗粒杂质排放减少量

铅化物排放减少量

噪音排放减少量 124t

106.25t

87.97t

1.6t

1.5t

- 97

39

72

-

100

40

从上表中可以深入了解到我国应用天然气技术以后产生的经济效益和环境效益情况，从表中我们可以了解到天然气技术的确为我国带来了十分显著的经济效益与环境效益，同时对于城市汽车尾气污染情况的缓解也存在非常重要的作用。所以天然气技术是有效减轻汽车尾气污染的一条根本途径。从相关统计研究数据中可以看出，天然气技术得到广泛应用以后，每辆出租车每天可以节省的燃料费大约为15元，那么每年就可以节省5400元，由此可见其经济效益是非常可观的。

2天然气技术应用过程中存在的问题

经过长时间的实践，可以发现天然气在使用过程中主要存在以下几个方面的问题，首先应用天然气以后汽车的动力性能与以前相比明显下降，主要表现在陡坡时；其次天然气储气瓶使汽车重量增加，同时还会占用一定的空间；第三，连续行驶的里程与以前相比要短一些；最后车辆在改装过程中需要较大的投资，且技术存在较高的复杂性。

虽然目前天然气技术的应用已经有相对严格的技术标准作保证，但是天然气本身属于甲级防爆的危险品，在公共场所使用天然气以及存储天然气都要特别注意安全，在天然气加气站设计与建设过程中，应该严格按照相关标准与规定进行，在钢瓶加工与使用过程中应该严格按照相关规范进行操作。

3天然气技术应用的应急预案

目前我们已经针对天然气在使用过程中容易出现的问题制定了相应的预案，如下表：

表2天然气技术应用中的事故处理预案

事故类型 预防措施 应急预案及人员分工

燃烧 针对泄露点、货源、火花源加强检查 操作工将气源迅速切断，电工迅速切断电源，门卫迅速隔离现场，气工发现火苗立即采取灭火措施，其余人员迅速报警，值班长进行指挥。

爆炸或泄露 不能超压，针对腐蚀等问题加强检查，针对阀门等器具进行定期检查

燃烧后爆炸 加强储气瓶通风，将防火隔离墙建在储气瓶和压缩机房之间

爆炸后燃烧 针对管线、设备加强检修与维护

二、天然气技术创新分析

首先，天然气技术创新呈现为一个网络的体系，整个行业构成一个动态的、开放的网络体系；其次，在天然气技术创新过程中坚持以人为本，将科技劳动主动的价值创造性充分体现出来，同时充分体现出资源的价值性；第三，体制建设是天然气技术创新体系作用发挥的关键和核心，对机制进行耦合，应该将创新增殖价值的作用充分体现出来，充分体现出技术创新体系中创新耦合增殖机制的重要地位。第四，将技术创新作为核心形成一种创新的执行力运行方式，同时将管理创新作为一种重要措施不断推动技术创新能力的提高，并将这种理念贯穿在整个天然气产业链中；第五，以资源性和复杂性理论作为指导，进一步增强技术创新能力，构建起天然气技术创新资源配置体系。

三、城市燃气的发展同时也应加强企业自主创新能力。

首先，针对天然气在企业发展中要建立企业技术中心，企业足技术创新的主体。应该进一步解放思想，更新观念、树立技术创新和机制创新的新思维。通过不断的机制创新使企业真正成为一个竞争、开放的系统、把优秀的人才吸引到企业中去、成为技术创新的骨干力量；同时构建企业家队伍与企业、市场良性互动的格局。另外、要尽快建立企业技术中心，从根本上增强企业技术创新能力。形成具有超前开发研究、工艺改进等多层次企业技术开发体系。带动行业技术发展。

结 语

综上所述，城市燃气在我国经济建设和社会生活中占据重要位置。从城市燃气企业面临的机遇和挑战来看，要结合城市燃气企业应积极制定战略规划，集中开展节能环保技术创新，重视品牌建设，完善企业创新机制，推动管理创新。技术创新体系构建是天然气技术创新中的核心问题，同时也是现阶段技术创新研究领域中的重要问题。文章将技术应用与创新作为文章的主线，首先为大家阐述了目前天然气技术应用的现状，然后对天然气技术的创新做出了简单的探讨，供大家参考。

参考文献

[1]钱卫，黄于益，张庆伟，杜铭华，解强. 煤制天然气（SNG）技术现状[J]. 洁净煤技术，2011，（1）.

天然气节能技术篇4

天然气工业在国民经济中占有重要的地位。国内外天然气开发企业积极响应环保和节能的发展要求，坚持走低投入、低消耗、低排放、高效率的发展之路。尽管国内然气开发企业已完成多次节能改造，但是节能减排情况和国际先进水平仍有一定的差距。因此，针对天然气开发企业节能减排现状，从人员意识、技术差距等方面开展针对性调查和对策研究具有重要的理论意义和现实价值。

一、天然气开发企业节能减排现状

利用重庆科技学院大学生科技创新训练计划项目《天然气开发企业节能减排现状调查与对策研究》团队综合运用“头脑风暴法”等科学手段，自主设计和制作的《天然气开发企业节能减排调查表格》，充分借助现代网络手段和平台，针对川渝地区天然气开发企业，从人员意识、制度建设、设备管理等方面完成天然气开发企业节能减排现状调查，其基本情况概况如下：

1.员工节能减排意识有待提高

操作岗、技术岗等基层岗位员工对国家节能减排政策和企业节能减排相关措施的了解程度普遍不高，对节能减排的内容、意义和作用认识不够到位。此外，新员工（工作年限在4年以内的员工）和工作年龄较大的员工（40岁以上的员工）表现的节能减排意识相对较差。

2.规章制度不够完善，执行不到位

制度建设作为节能减排工作的基础环节。相对于生产、安全等，对于节能减排工作的重视程度有待进一步提高，直接导致天然气开发企业节能减排规章制度建设明显滞后，相应的考核制度缺位影响企业和员工开展节能的积极性。此外，尽管部分企业制定了节能减排的相关制度，但执行不到位，导致规章制度无法发挥作用。

3.设备管理、操作不规范，影响节能减排效果

部分企业的计量仪表安装的规范性欠佳、设备未定期维修、排污系统不完善等设备管理、操作不规范，造成设备未能按照最佳参数运行、能耗使用量无法控制和不必要的污染物排放，影响节能减排效果。

4.节能成本偏高

由于政府相关节能减排政策导向和力度原因，加之改进优化工艺或购买节能减排系统成本高，而收益较低，天然气开发企业节能减排动力不足。

二、天然气开发企业节能减排对策

结合天然气开发企业节能减排现状调查，在广泛征求相关方面建议和意见的基础上，重庆科技学院大学生科技创新训练计划项目《天然气开发企业节能减排现状调查与对策研究》团队提出以下对策措施：

1.通过节能减排宣贯，全面提升员工节能减排意识

针对基层岗位员工，尤其是新员工（工作年限在4年以内的员工）和工作年龄较大的员工（40岁以上的员工），通过海报、通讯、班组会等形式和途径对节能减排进行宣贯，帮助员工了解国家节能减排政策和企业节能减排制度，增强节能减排意识。

2.完善规章制度，提升执行力

积极响应国家节能减排政策，通过广泛调动员工参与，不断完善节能减排规章制度，全面推进节能减排各项工作，并认真落实相应考核措施。从而建立天然气开发企业节能减排管理机制，制定行之有效节能减排管理制度文件，奠定制度保障基础。通过能耗、减排指标的下达、分解、落实，全面提升天然气开发企业节能减排执行力。

3.依靠科技，规范设备管理和操作

依靠技术创新，不断促进节能技术改造。在淘汰落后设备的同时，规范设备管理和操作，力争做到计量仪表安装规范、设备定期维修，并完善排污系统，从而全面提升天然气开发企业节能减排效力。

4.积极争取政府和上级单位的支持

积极争取政府和上级单位在政策、资金等方面的有力支持，加快节能减排先进技术研发推广和重点项目实施，促进天然气开发企业节能减排创新。

三、结论与建议

1.所调查的川渝地区天然气开发企业节能减排现状总体而言是向着好的方向发展的，尽管存在不尽如人意的地方，但应该充分认识到这只是发展的必然过程和阶段。

2.所提出的天然气开发企业节能减排对策有待通过实践完善。

参考文献

天然气节能技术篇5

【关键词】

天然气；水合物；天然气储运

一、引言

目前我国天然气的储运主要有液化天然气技术和管道运输两种。液化天然气，缩写为LNG，有着体积小、质量轻的有特点。它的体积约为同量气态天然气体积的1/600，重量仅为同体积水的45%左右。液化天然气无色无味、无毒而且不具有腐蚀性。液化天然气的制造、运输和使用过程主要分为：净化、冷却压缩、专用运输工具运输和重新气化使用。液化天然气有船运、车运和管道输送这三种运输方式，这三种方式各有优缺点，在这里就不详细介绍了；管道天然气的缩写为PNG，天然气的管道运输是天然气气体运输的一项较高的技术水平，它是一个密闭的水动力系统，分为采气、净气、输气、储气和供气步骤，是天然气生产和应用的一个非常重要的环节。传统LNG和管道运输的方式均投资巨大、成本高昂，储运的同事存在着巨大的浪费；并且，在我国天然气存在着巨大的消费市场，急需一个经济、高效的天然气储运方法来满足当今的新需要。

二、天然气水合物及其应用

（一）天然气水合物

水合物是某些气体或有机液体与水在某个确定的低温、高压条件下产生的，一种外观像雪或松散冰的一种固态结晶。天然气水合物主要是由一些分子较小的烃类，如：甲烷、依稀、二氧化碳等。天然气水合物有体积小、质量轻的特点，1立方米的天然气水合物可储存150-180立方米的天然气，所以非常有利于天然气的储存和运输。

（二）天然气水合物的应用

近年来，地质工作者在海底沉积层和大陆冻土带底层中发现了大量天然气水合物，气储量已相当于全球非再生资源能源储量的2.48倍左右。初步认为，地球上27%的陆地和90%的海域均具有天然气水合物生成的条件。以下将介绍几种天然气水合物的应用技术。

第一、调峰功能。水合物可以根据天然不同季节，天然气用量的多少，进行灵活的调节。天然气使用较少的季节、月份，可以充分利用运输网，将不用的气体储存起来，用气多的季节在气化使用。这样及提高效率有降低成本。第二、混合物分离功能。天然气水合物的分解必须具备两个条件：天然气水合物处于非平衡状态（温度高于一定压力下的平衡温度或压力低于一定压力下的平衡压力。）和获得足够的分解热。通过控制水合物形成时的压力，可以分离烃类气体。第三、其他功能。天然气是世界上公认的清洁能源，可来作为汽车燃料，天然气水合物较为稳定，有较好的抗暴震功能，安全靠，值得大力开发。

三、天然气的储存

20世纪90年代初，Gudmundsson在常压下把天然气水合物样品分别保存在-5℃、-10℃、-18℃的容器中，对20d内水合物的分解进行测试，发现水合物几乎不分解，10d内水合物气体释放能量仅为其包含其体量的0.85%，这为水合物天然气储存方式产业化提供了理论依据。

四、天然气水合物储运技术路线

根据实验研究和大量的文献查阅，天然气水合物储运技术路线有两个可行的方案：陆上天然气水合物储运技术路线和带有输油管道的海上油气天然气水合物运输。

（一）陆上天然气水合物储运技术路线工艺流程

我国有大量的零散气田，LNG输送发和管道输送法都不经济适用，因为LNG工厂一次性投资较大，无法收回投资，此时可以考虑NGH的方法输送天然气。主要流程为：以小于4MPa的压力对气源进行预处理，合成水合物的压力约为5-6MPa，温度为0-4℃，将水合物降压并冷却至-15℃；然后用汽车储罐密闭储存、运输，储气罐的保温性能较好，可以将安全阀压力设置为0.6-0.8MPa，超过此压力则将气体放空或者作为汽车燃料；最后，当需要使用的时候，用20-30℃的水就可以使水合物很快气化，方便快捷，且能达到用户用气压力要求。

（二）海上油气天然气水合物运输

如何解决海上油气天然气水合物运输问题呢？有以下两种解决方法：在生产平台不设置汽油处理装置，直接输送到岸上的油气处理站；或者将生产平台的混合物运至有油气处理装置的中心平台，然后油、气分开输送到岸上。

五、NGH输送方式的优越性和局限性

（一）优越性

1.初投资低

由于生成和储存NGH的技术非常简单和低廉，可以在已有技术和设备基础上，仅仅做小范围改动便可。例如，气体生产设施已有显存的技术，输送容器可以在已有的容器上进行小范围的改进，接受设施也是可以在已有的储存罐的基础上进行小范围的改进，所以NGH的初投资最低。

2.运营费用低

NGH生成没体积的气体水合物耗能是最少的，水合物可用现在的有关输送，因此也节省了运输费用。

3.安全性高

这是一种最安全的运输方式，因为气化需要大量的潜热，它低毒且易于控制，这些特点都使储存容器消耗和破损的可能性降低。

4.其他优点

NGH输送气体体积可以调节，输送系统可以适应很大的气体输送量范围，可以很容易控制生成任何组成成分的气体水合物。由于其生产工厂规模小，对平台的移动并不受影响且易于将生成产品传送到输送容器中，因此非常适用于海上油气田作业。NGH可以储存在开采过程中被燃烧掉的天然气，NGH被收集起来给储存容器，最后在被气化使用，节能环保。

（二）局限性

NGH有其自身的局限性。NGH的使用受很多变量因素的影响，例如，天然气水合物运输的距离，运输的方式和当时天然气的市场价格等等。

相比较而言，对于天然气水合物的运输方式，NGH输送方式比LNG、GTL、CNG这几种方式优越性大得多，经济适应且局限性较少。

六、结束语

随着社会经济的发展，能源的枯竭和人口数量不断攀升，天然气的开发和利用成为必然，天然气是世界上公认的最清洁的能源，具有耗能少、产生热量高的特点，其市场也越来越大，为了更好地开采、储存和利用天然气，天然气水合物应运而生。天然气水合物的储运技术，具有投资小、技术简单、安全性好的特点，大力研究开发天然气水合物，运用经济适应的储运技术，有利资源的充分利用、于节能环保。

参考文献：

[1]王家生，SuessE.天然气水合物半生的沉积物碳、氧稳定同位素示宗[J].科学通报，2002，47（15）：1127-1176

天然气节能技术篇6

中图分类号： TU201.5 文献标识码： A 文章编号：

引言：

目前，就油气长输管道输送工艺方法本身而言，国内与国外的水平相当，但在管道的运行管理和主要输送设备的有效利用水平上还存在着一定的差距;在管道输送的节能降耗方面，应进一步向国外学习，开发并利用新的节能技术(特别是新能源技术)，将是油气长输管道节能降耗发展的方向。

1节能技术研究

1.1分析管道输送工艺节能技术

1.1.1含蜡原油降凝剂技术

管道输送高含蜡、高黏易凝原油的发展趋势是逐步降低输油温度，进而实现常温输送。这也是国内原油管道输油工艺科技攻关的一项重大课题。原油降凝剂在馏分油降凝剂的基础上发展起来，通过加入很少量的降凝剂，即可改善油品中石蜡的结晶状态，从而大大降低原油的凝点，黏度下降30%～80%，进而有效改善原油的流动性。该技术对于满输原油管道，可以实现首站一次加剂处理、沿途不再设加热站的准常温输送工艺;而通过采用加剂降凝，可实现冬季超低输量下的常温输送，在保证安全的前提下，产生巨大的节能降耗效益。近年来，降凝剂的复配研究取得了较大进展。将2种以上的降凝剂按照适宜的比例复配，将能得到使用范围更大的降凝剂，以满足不同油品凝点的需要。

1.1.2油品输送减阻剂技术

目前，利用配位聚合催化体系生产的减阻剂为原油输送节约了大量的能源。目前作为油品减阻剂的高聚物主要有:聚异丁烯、氢化聚异戊二烯、乙烯－丙烯嵌段共聚物、聚α－烯烃、聚甲基丙烯酸癸酯等。减阻效果比较好的是α－烯烃均聚物及其共聚物。其技术原理是通过降低管流的径向湍流脉动，从而减阻增输的目的。国外油气长输管道应用减阻剂较早。1979年，美国Conoco公司生产的减阻剂首次成功地运用在横贯阿拉斯加的原油管道，取得很好的效果。在国内，油品减阻剂已广泛用于原油和成品油管道。国内研发的EP－系列减阻剂在国内市场占有率达到90%，已成功应用于油气长输管道。

1.1.3天然气管道减阻剂技术

国外长输天然气管道发展比较早，其天然气减阻技术源自管道缓蚀剂的研究。20世纪90年代，美国学者FrankELowther和AngelesCalif率先提出了气体管道应用减阻剂的方法。1998年，YingHsiaoLi筛选了各类可能作为天然气减阻剂的物质，包括防冻剂、剂及缓蚀剂等物质。2000年，HueyJchen在墨西哥一条天然气输送管道上开展了天然气减阻剂的应用研究，并取得了成功。目前，天然气减阻剂仍然主要是脂肪酸类、脂肪胺类、胺化物及酰胺化合物，其研发工作还在不断进行。

国内天然气减阻剂研究较晚，中石油管道研究中心率先开展了天然气减阻剂的研究，建立了合成实验室，并成功开展了工业化应用。山东大学、中国石油大学、天津大学等从2006年开始对天然气减阻剂进行了攻关研究。

1.2运行设备节能技术研究

1.2.1加热炉节能技术研究

加热炉是热输原油管道的主要耗能设备，苏联主要使用直接式加热炉，美国既使用直接式加热炉，也使用间接式加热炉。热媒炉系统自动控制和调节系统的实际使用水平高，同时采用余热回收，节能效果好。

20世纪80年代后期，国内开始大量采用间接式加热炉，近年来大力开展了燃烧节能新技术、新设备的研究，尤其是新型高效燃烧器、余热回收装置等技术的研究，大大提高了加热炉的效率。

1.2.2输油泵变频调速技术

目前，国外大型输油泵普遍采用电机调速控制，节电率可达40%，节能效果十分显著。

国内输油泵运行效率比国外先进水平低10%～20%，有相当数量的泵处于部分负荷下工作，工作流量远低于额定流量，而工作压力远高于额定压力。传统上采用阀门节流，虽然很有效，但浪费能源。近年来，采用变频调速技术，并在新旧管线上推广应用，取得了很好的节能效果。

1.2.3换热设备节能技术

换热设备使用一段时间后，会出现结垢现象，使换热效率降低，不利于节能降耗。目前多使用停机除垢方法，使用硫酸进行酸洗除垢，生产效率低，还有可能带来设备内漏隐患，并带来环境污染。

为了提高换热效率，可以采用以螺旋槽纹管为技术核心的管程强化技术，双面强化传热的作用，适用于对流、沸腾和冷凝等工况，抗污垢性能高于光管，传热性能较光管提高2～4倍。但是，该技术需换置设备，成本较高。

20世纪90年代初，苏联科学家NchePumoiM．研究了糖厂糖液蒸发过程中超声波对减缓积垢形成的影响，发现超声波可以降低积垢系数(垢层热阻与总热阻之比)，整个生产期不用洗罐。目前，韩国、俄罗斯等国研究比较深入，产品应用较普遍，在防/除垢领域取得了明显的效果。在国内，在鞍钢给水厂高炉洗涤塔循环水管系统中的应用，得到显著的防垢效果，垢厚度由5mm降到1.5mm．超声波除垢在重油催化裂化油浆换热设备中，也获得了良好的应用效果。

输油管网热媒原油换热器带垢运行造成设备热效率下降，最终会导致单位有效热燃料油消耗量增加。原油换热器在带垢运行状态下，比刚清洗后一段时间(较清洁状态)燃料油消耗增加11%～16%。应用超声波防/除垢技术对换热器进行处理，能使管束通畅，实现热媒原油换热器在线防垢除垢和零排放，原油换热器热效率平均能够提高7%以上，节油效果明显，经济效益可观。

1.3新能源节能技术

近年来，新能源(如太阳能等)的开发和利用逐渐受到重视，在民用和工业上逐步应用。

在国外，1998年，约旦大学的Badran等对利用太阳能加热燃料油进行了研究，他们设计了2种太阳能燃油预热装置，将燃料油加热到50℃，并在该温度下储存，由此节约了5%～8%的能耗。太阳能热二极管技术近年来被应用于稠油管道运输中，1984年澳大利亚太阳能公司JohnLazsich成功完成了稠油管道试验，在阳光充足条件下，管温可提高40℃，夜间也可保持提高10℃．委内瑞拉一条32km长稠油管道采用太阳能热二极管技术后，输油温度从28℃提高到60℃，输送能力提高17%。

在国内，太阳能在油气长输管道领域也有所应用。例如，在太阳能光电转换利用上，目前长输管道无人职守的中间站(例如RTU阀室)上大多以太阳能电池作电源。另外，光热转换应用研究的成果已广泛应用于民用太阳能热水器，在辽河油田、大港油田等油气集输领域也有了一定的应用，取得了很好的效果。但是，目前在油气长输管道上还没有得到利用。

辽河油田实施了太阳能加热储油罐工程，日平均节约天然气240m3，天然气的节气率为40.23%;系统的安全性、稳定性、先进性、自动化程度、智能化在试运行过程中得到了很好的检验。大港油田针对油田单井中存在的问题，提出了太阳能与热泵技术相结合为油田单井输油管线及储油罐加温的方案，解决了储油罐全天候供热问题，能够保证管道和储油罐内油温达到50℃以上，月节省电费0.9万元，节电率达到60%，节能降耗显著。江苏油田采用太阳能间接加热方式(采用加热盘管，利用清水做传热介质)辅助电加热系统对储油罐中的原油进行加热。现场试验表明:从2006年7月5日～2007年7月5日，某井组可节约电量4.14×104kWh．年节约电费2.4万元。

结束语：

综上所述，油品输送减阻剂技术、含蜡原油降凝剂技术、天然气管道减阻剂技术、输油泵变频调速技术、超声波防/除垢技术以及太阳能阀室供电等技术在油气长输管道上的应用有着明显的节能效果。因此，开发并利用新的节能技术，特别是新能源技术，将是油气长输管道节能降耗发展的方向。

参考文献

［1］张秀杰．减阻剂应用技术研究．油气储运，2009(10):1－5．

［2］张娇静．原油管道减阻技术研究进展．化工科技市场，2008(5):14－17．

［3］李国平，刘兵，鲍旭晨，等．天然气管道的减阻与天然气减阻剂．油气储运，2008，27(3):15－20．

［4］晏金龙，孙超．长输管道中泵的优化和节能技术．管道技术与设备，2010(3):25－27．

天然气节能技术篇7

二、综合利用节能减排技术研究

（一）发电机余热回收

1、发电机基本参数：4台发电机是胜利动力机械有限公司生产的400GF1-PI型燃气发电机组。发电机基本参数：额定功率400KW、转速：1000R/MIN、功率因数：0.8。日发电量约1.2万度，发电机排气烟道实测温度在520-550℃。

2、烟气余热回收技术分析：烟气回收的核心是烟气换热器，对比热管换热器与其他热交换器，热管换热器优点明显：传热系数高；具有较大的传热温差；结构紧凑占地面积和金属消耗量大为减少；热管元件具有很好的可拆换性，便于维护和维修，有些热管空气预热器甚至在工作状态下，不用停机就能进行热管元件的更换和检修；抗露点腐蚀：热管换热器加热端和冷却端的面积可以人为地调节，管壁温度也就可以相应得到调节，因而具有较强的抗露点腐蚀的能力。此外，即使有热管腐蚀泄漏了，也不会造成冷热流体的掺混。因此采用热管式烟道换热器将烟气与水进行换热回收烟气余热比较合适。

3、烟气回收方案探究：计算燃气发电机烟道流通面积，保证安装后烟气流通量不变。对每一台燃气发电机烟道进行改造：增加一个副烟道,在副烟道安装余热回收换热器,主副烟道安装烟道挡板。改造热水循环管路：循环泵出口接一条管线引至发电机余热换热器水路入口，出口新建管线引至热水用户。发电机开时采用发电机烟气余热为用户提供热量，当发电机不开时，走老流程采用燃气真空炉为用户提供热量。通过烟道挡板控制进入余热换热器的高温烟气量,从而控制换热后水温。当循环水发生故障时，主烟道挡板全开、副烟道挡板关闭，副烟道关闭，烟气从主烟道排出（见图1）。

（二）应用节能流量调节技术降低流体机械能耗

流体机械以输运气体和液体、水、油等，为对象介质。这些介质的流量常因需要而必须进行调节。我们比较调节流量的两种方法,第一种方法：流量的调节靠机组出口阀门（或回流阀门）来实现,电动机处于恒速转动，流量减少而耗能没变。第二种方法：即采用电动机调速的方法，让转速降低流量也降低，与老办法有同样的调节效果，但是电机的耗电量减少。对比交流电动机的各种调速方法，变频调速适用于同步机和异步机，具有自身能耗最小，现场使用灵活方便，调速范围广、平滑、工作相对稳定性好、操作方便等优点。因此将流量调节频繁的地方：原油稳定进料、出料泵用变频技术调节流量。

（三）轻烃回收装置尾气回收

1、常见尾气回收方法：（1）油气平衡技术。通过管网将油田的湿气管网连通，整合油田的天然气资源，将气量大的厂站的气输送至气量少的厂站。（2）气柜回收。将放空油气收入气柜储存，然后回收利用。（3）CNG技术。该技术通过将天然气脱水后压缩到20MPA充装到CNG拖车中,用拖车将天然气运输到城市加气站给汽车作燃料。方案比较：CNG技术适应性强，但是需要资金量大，成本回收周期长。气柜回收，占地大，资金量大。只有油气平衡技术最经济。考虑到附近有的联合站气量波动大，冬季有时甚至断气的情况。采用油气平衡技术将本站放空气引至附近站使两站油气资源共享这一方案比较合理。

2、具体方案探究：如在考虑安全地情况下将本联合站干气管网压力提升至250-290kPa，然后利用一条不用的输油管线利用压力差就能将剩余干气输至中间输油站。最后通过一条新建管线将气从中间输油站引入下游联合站三项分离器气相出口。成功实现两联合站天然气共享，既减少了该联合站天然气的浪费，又提高了下游联合站的气量，一举两得。

三、方案效果预估

天然气节能技术篇8

中图分类号：G6 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2016）02（a）-0071-02

《天然气开采技术》课程是以油层物理、渗流力学等专业基础课为先修课的专业课。主要介绍天然气开采涉及的基本理论及其工艺技术。通过该课程的学习，应使学生掌握石油工程领域中广泛应用的工艺技术及其基本原理，从而为学生学习后续专业选修课及未来从事天然气工程的设计计算、应用研究及工程管理提供必备的专业知识。

1 教材改革的必要性

在教学中选用李士伦编著的《天然气工程》 ，这本书共有11个章节，主要内容涵盖了天然气的基本性质、烃类流体相态、气藏物质平衡、储量计算及采收率、气井产能分析及设计、气藏动态分析、气井管流和节流、气井生产系统节点分析、气井井场工艺、气井排水采气、天然气预处理及轻烃回收和气井防腐。此书可以作为石油工程本科专业的教材，也可以作为油气田开发工程和油气井工程学科博士、硕士研究生的重要参考书，涉及的基础理论有一定的深度、广度。在教学实践中，任课教师结合课程的培养目标和学生前期的课程学习，发现气井管流和节流、气井生产系统节点分析两章内容在学生学习《石油工程》课程时已经学习了相关基本理论，在授课时这两章内容就不再为学生讲授。此外，关于天然气开采工艺方面也只是讲授了水驱气田中常见的排水采气工艺，对于其他类型气藏的开采没有讲述。同时针对目前关注度较高的非常规气藏的开采没有提及，对于气藏开发过程中涉及的增产工艺也没有论述。这些问题在教学环节中日益突出，为了更好地提升笔者学校石油工程专业学生的专业知识水平和素养，有必要根据教学需要重新编写一本适合该专业培养方向的、能够反映天然气开发与开采的教材。

2 编写教材的可行性

这次编写计划在该课程长期使用教案的基础上集历年教学和科研的实践进行修改、补充、整理、纳入近年来天然气开采的新技术与新工艺等，使新教材具有时代气息，与科学技术的发展同步。3名编写者既是长期从事本课程教学5年以上的教学骨干，又有较高的专业技术水平，因此能够保证教材编写的质量与专业技术水平。

课程组3位教师经过多次教学研讨后制定了可行的教材编写计划。以笔者学校教学计划安排为依据，同时考虑到课程之间内容的衔接和连贯性，坚决避免相同知识点的重复讲解，并着重培养学生工程技术方面的理论和实践分析问题能力，课程组对课程的讲解内容做了新的规划和设计，即以《天然气工程》主要内容为基础，同时章节进行了整合，由原来的11章调整为9章，包括：概述、天然气的性质、气井产能分析及设计、储量计算、气藏动态分析、不同类型气藏的采气工艺、气井增产措施、矿场天然气集输和气井的安全。章节内容均增加新的前沿认识，并调整了2章的内容，采气工艺这章由排水采气扩展为不同类型气藏的常见开采工艺，同时增加了气井增产措施。这样的改革和调整在实施过程中能够实现，且新教材能够便于学生对该门课程的学习，同时进一步扩展学生对天然气开采工程领域的相关知识，提升课程的理论和实践并重的融合度。

考虑到石油工程宽专业知识面的需求，本教材在设计编撰内容上注重体现教学内容的“新、精、宽”特点，做到覆盖天然气开发开采及集输的所有环节。

知识架构中涵盖以下目标。

（1）从气田开发大系统工程的角度，给学生呈现一个从开发、开采到矿场集输处理的完整系统。

（2）收集天然气开发、开采最基本较成熟的而又是最先进的知识、理论、方法和技术，保证知识的实用性。

（3）每章都设计习题，便于学生提升思考问题的能力。

（4）注意理论联系实际，扩展现场实际应用分析，教导学生学以致用。

3 教材建设改革的夯实基础

这本教材的编写力求教学内容与形式上的改革，改满堂灌为理论教学与实践教学相结合，以理论为指导，以工程实例分析为目的，实践巩固理论，理论指导实践的循环教学模式，努力使学生将理论知识转化为工作能力，达到学以致用的目的。在教材内容上，也做了部分调整，强化了一些针对天然气开采工程方面的内容，如：不同类型气藏的开采技术、气藏的增产措施改造技术、矿场集输等。弱化了一些有关气井中气体流动的一些章节的内容，如：气井管流及节流动态，气井生产系统节点分析等。

授课教师已经完成了5轮以上的教学任务，经过多次修改讲义、查找大量资料和组织探讨，确立了教材编写大纲，在现有教材的基础上，整合相关的基础理论内容，扩展采气工程方面的内容，提高学生对相关技术的兴趣和对理论知识的认识。

4 教材内容特点

《天然气开采技术》课程以油层物理、渗流力学等专业基础课为先修课的专业课。主要介绍天然气开采涉及的基本理论及其工艺技术。该课程内容包括天然气的物理化学性质、烃类流体相态、气井产能分析及设计、气藏动态分析、排水采气、特殊气藏开发、气井增产措施、矿场集输、气井安全等内容。

相较于现有使用的教材《天然气工程》，此次教材中编写中增加了特殊气藏开发和气井增产措施两部分内容。

特殊气藏开发这章，主要介绍不同类型的气藏针对自身特点的相应特殊的开采工艺技术原理及施工工艺。

气井增产措施这章，主要介绍在气井生产过程中采用相应手段提高采气量的技术。

学生学完本课程后应达到的知识与能力目标如下。

了解天然气开采简史；熟悉我国油气资源和天然气工业发展前景； 熟悉天然气工程技术的发展现状和发展趋势。

掌握天然气的组成和分类；掌握天然气的有关物理化学性质。

掌握油气烃类体系的基本相态特征；熟悉常用状态方程选择和分析；掌握判断油气藏类型的主要方法。

掌握稳态流动气井产能公式；掌握拟稳态流动气井产能公式；熟悉气井产能经验方程；掌握完井方式对气流入井的影响。

了解气田、凝析气田开发方案编制流程；熟悉气藏动态分析内容；掌握气藏类型的分析判断；熟悉气藏驱动方式分析；掌握气井生产制度分析。

掌握气井携带临界流量的计算；掌握泡沫排水采气的原理和方法；了解柱塞排水采气的原理和方法；熟悉其它排水采气工艺。

了解不同类型气藏的开发特点和相应的开采技术原理。

了解气井增产技术的机理和施工特点。

了解天然气矿场集输流程和管网；掌握节流调压的作用和手段；熟悉节流过程和节流效应；了解气液分离器的类型、原理、处理能力；掌握天然气水合物生成条件的预测；掌握预防天然气水合物生成的方法。

了解气井腐蚀的机理及分类；了解气井腐蚀的重要参数；了解防腐材料的选用；熟悉气井的防腐设计；了解含硫化氢气井的安全与防护。

5 结语

此次教材建设改革目的是把突出知识的应用性、实践性作为教材改革的重中之重，因而非常注重对学生对知识应用能力的培养。大多章节采用结合采气工程实际教学，通过案例对学生进行实训，经过对整门课程的系统学习，使学生掌握分析问题的思路和方法，以达到能够综合地应用天然气开采技术的理论知识，解决工程建设中的实际问题，使学生基本形成工程师应具备的基本能力。

参考文献

[1] 杨继盛.采气工艺基础[M].北京：石油工业出版社，1992.

[2] 李士伦.天然气工程[M].2版.北京：石油工业出版社，2008.

[3] 廖锐全，曾庆恒，杨玲.采气工程[M].北京：石油工业出版社，2012.

[4] 钱伯章.石油和天然气技术与应用[M].北京：科学出版社，2010.

[5] 李士伦.天然气工程[M].北京：石油工业出版社，2000.

[6] 齐海鹰.天然气资源与开发利用[M].北京：中国石化出版社，2014.

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[8] 杨川东.采气工程[M].北京：石油工业出版社，1997.

[9] 《采气技师培训教程》编写组.采气技术培训教程[M].北京：石油工业出版社，2012.

天然气节能技术篇9

1天然气车辆在昆明公交应用的实施背景

随着社会的进步和文明程度的提高，汽车逐步成为人类生活中不可或缺的交通工具。汽车尾气污染问题越来越引起人们的重视。石油危机和能源危机成为国际社会共同面临的问题。天然气车辆由于节能减排、安全可靠、经济实惠等优点逐步成为产业发展的新宠。2012年4月，国务院通过《节能与新能源汽车产业发展规划（2012-2014）》进一步明确新能源汽车未来几年发展的技术现路和目标，发展节能与新能源汽车，已成为国家战略。

昆明，云南省省会，是中国面向东南亚、南亚的桥头堡城市，同时也是国际知名的旅游城市。昆明公交根据 “十城千辆”示范工程的推广要求和和国家财政部、科技部《关于开展节能与新能源汽车示范推广试点工作的通知》，结合《昆明市节能与新能源汽车示范推广试点工作实施方案》文件内容，大力推广天然气车辆在昆明公交的应用实践。

2昆明公交推广天然气车辆的应用实践

2.1审时度势大力推广天然气的应用实践

昆明公交领导层审时度势，借助滇缅油气管道项目建设的有利契机，大量购置天然气车辆。迄今为止，昆明公交先后购置了476台天然气公交车辆。

2.2天然气车辆效益评价

2.2.1环境效益

机动车尾气是城市大气污染主要来源之一，其中主要有害成分是一氧化碳（C0）、碳氢化合物（HC）、一氧化氮（NO）和二氧化氮（N02）等。

天然气成分以甲烷为主，目前主要采用压缩天然气CNG和液化天然气LNG作为汽车燃料，以CNG居多。车用压缩天然气（CNG，15MPa―25 MPa）、液化天然气（LNG，-162℃），是天然气经过脱硫、脱烃和脱水等过程精制后压缩或液化而成。

天然气成分均匀，燃烧完全，发动机燃烧室内积炭少，气缸壁与活塞组表面的油膜得以保护，从而可降低气缸和活塞零件的磨损，可增加发动机使用寿命。同时缸内无燃料冷凝物，机油盘内的机油不会被稀释，可延长机油的使用期限，减少机油耗量。据有关资料统计，汽车使用天然气作为燃料与使用汽油作为燃料相比，可以减少90%C0、90%S02、72%HC、39%NOx、24%C02排放，尾气污染明显降低，改善城市环境效果显著。

2.2.2经济效益

总耗气量的确定

从2009年到2013年天然气公交车辆的实际总耗气量：

总气耗=∑月总耗气量=6627156立方

标准煤计算：

标准煤=总气耗*天然气折标系数*10-3= 6627156*1.33*10-3= 8814.12 toe（注：天然气折标系数为1.33千克标准煤/立方米）

在同等效能下，使用天然气比使用汽油柴油降低30-50%的成本。根据实际天然气消耗量计算，在2009年到2013年12月31期间，昆明公交投入运营的476台天然气车辆节省燃料消耗1800万元，同时2013年，昆明公交申请获得交通部128万节能减排专项资金。这些都较大程度上缓解了燃油价格上涨给企业带来的成本压力。

2.3天然气车辆应用实践中取得的经验和体会

昆明公交天然气车辆的应用实践取得了不错的效益，实践过程中积累了一些经验和体会。

2.3.1气站建设、气瓶检测是基础

昆明公交通过与华润、新奥和作的方式建设加气站，现已建成天然气加气站5个（北市区加气站、普吉综合修理二厂加气站、眠山加气站、海源寺加气站、金殿加气站），现有5个加气站满足了运营需求。采取合作建设的方式（昆明公交提供场地，对方提供资金），为昆明公交节省了成本，同时也充分利用了场地、技术、设备开展对外服务业务，此模式值得推广和借鉴。昆明公交经云南省质量技术监督局授权后，与四川广旌天然气供应公司合作成立了“昆明公交车载气瓶检测公司”。为后期天然气公交车辆的安全运营解决了后顾之忧，同时为企业节省了成本。

2.3.2横向到边、纵向到底的规章制度是保障

推广使用天然气车辆，对昆明公交而言是一项全新工作。为此，昆明公交在采取了“请进来”和“送出去”的办法，广泛学习和借鉴其他城市成功使用天然气车辆的经验和方法，在此基础上制定了《天然气车辆驾驶员安全操作须知》、《天然气车辆检查维护保养规范》《天然气汽车驾驶员和维修人员的违规处罚规定》等“横向到边、纵向到底”的规章制度。在2个修理厂成立了天然气车辆专业维修车间，对天然气车辆坚持做到“强制维护、视情修理”，天然气车辆驾驶员坚持做到“岗前培训、持证上岗”。

2.3.3责任倒逼、痕迹管理是关键

管理是科学、管理出效益。昆明公交在天然气车辆管理中实行集团主管管领导总负责的同时，与分公司领导鉴定责任书，做到责任层层落实，实行严格的责任倒逼制度。在日常管理中，分公司技术科对天然气车辆落实监督检查，并及时将检查情况记录通报，实行痕迹管理。

3天然气动力公交车的发展前景及建议

3.1公交企业应保持常规能源汽车数量的稳定增长，提高运输能力，以满足逐步增长的公共交通出行需求，并创造舒适的乘车环境。对各项指标尚且能达到国家标准的老、旧在用车辆，企业应进行有计划、有组织的更新，或通过税费调节机制，加速旧车辆淘汰。

3.2公交企业在更新和购置新车时，应以CNG、LNG等技术成熟的天然气车辆为主。在用车辆改造为压缩天然气或液化石油气的双燃料车，只是一种过渡技术，单燃料并匹配专用催化净化技术的燃气新车才是燃气新车的发展方向。公交企业应在内部管理中贯彻节能降耗理念，制定并完善节能降耗的管理方案。在考核机制中加入对燃油节约的考核指标，努力培养公共交通企业及员工兼顾社会效益和和经济效益的责任感和使命感。

3.4天然气车辆发展当前要解决好技术路线和产业化、商业化路线等导向问题，对于公交企业来说，适合的就是最好的，所以整车厂需与公交搞好对接工作。

天然气节能技术篇10

关键词： 边缘油井；集输工艺；节能

Key words： marginal oil wells；gathering and transportation process；energy saving

中图分类号：TE866 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）28-0051-03

1 低产低能油井生产现状及存在问题

中原油田采油一厂开发中后期开采难度越来越大，问题越来越多，低产低能的边缘断块离主力区块越来越远，低产低能（边缘）油井产出的原油只能利用罐车拉运至文一联卸油台处理，伴生天然气外排点燃的工艺技术生产，该工艺造成车辆拉运费用、人员看护费用和原油处理费用增加很大，天然气浪费污染严重，已违背了国家的节能减排政策。既要满足当前生产工艺又要符合当前政策是解决两者相互矛盾的关键问题，为了满足生产需要，解决目前天然气资源浪费，空气严重污染等问题，通过深入研究、分析，研究出了四种适应中原油田采油一厂低产低能、高油气比油井的天然气回收利用工艺节能技术，解决了液体单拉、天然气进系统回收利用和小断块油井集中生产的难题，通过近几年来的现场应用，增油节气效果显著。

2 主要工艺节能技术

2.1 低产低能单拉油井液进罐、多余外排伴生气供加热设备使用的集输节能工艺技术

2.1.1 工艺使用条件：①油稠、含水低，无法进站生产，进站回压较高（井口回压>1.3MPa），只能靠进多功能罐降低回压才能满足生产的单拉油井。②天然气量相对较多，多功能罐分离的伴生气自身加温使用不完，又无法进系统外输的单拉油井。③能够满足附近水套炉或其它加热设备使用的天然气气量，一般多功能罐安全阀每天天然气外排在500-1000m3左右单拉油井。

2.1.2 工艺原理：①主要设备：0.3Mpa多功能罐一台及连通管线，多功能罐安装在油井井场附近。②工艺原理：低产低能单拉油井产出液体利用罐车拉运至文一联卸油台处理，分离出伴生气由多功能罐自身加温使用，使用不完的伴生气利用原有的进站管线或附近的回水管线作为连通管线输送到计量站，经分气包和干燥器分离干燥后，直接供水套炉和其他加热设备使用。③工艺流程：生产井口产出气液多功能罐液体单拉。多余的伴生气连通管线计量站水套炉。

2.1.3 节能技术创新点：①多功能罐多余外排气供临近计量站水套炉使用，节约了天然气，减少天然气浪费，降低了环境污染。②解决了计量站外输分气包气液分离不彻底，水套炉天然气供气管线气中带油，造成“油走气路”堵塞水套炉火嘴的问题，杜绝了水套炉炉膛进油熄火外输温度降低油水分离不彻底的现象，消除了水套炉烟道冒油着火事故发生的安全隐患，减轻了计量站工人的劳动强度。

2.1.4 经济效益：

①应用效果：共实施三口油井：文25-侧79井、文15-92井和文215-3井，多余伴生气供三座计量站（7#计量站、9#计量站和14#计量站）的水套炉、两处用气单位和一口单井加热炉使用天然气，该技术降低了单井回压，增油节气效果显著。1）文25-侧79井年节约天然气40.15×104m3；2）文15-92井年节约天然气21.9×104m3；③文215-3井年节约天然气5.48×104m3；合计年节约天然气67.53×104m3。

②投入费用：共实施三口油井，主要工作量：1）文25-侧79井新上多功能罐一台；？椎25×3mm连通管线200米。2）文15-92井新上多功能罐一台，利用原管线作为连通管线。3）文215-3井新上多功能罐一台，？椎76×4.5mm连通管线150米；总计投入费用28.5万元。

③投入产出比：总投入28.5万元，每年的直接经济效益为81.03万元（1m3天然气按1.2元计算），投入产出比为：1：2.85。

④投资回收期：五个月。

2.2 计量站低产低能油井井组利用进罐阀组集中进罐生产，伴生气供计量站水套炉使用的节能工艺技术

2.2.1 工艺使用条件：计量站站内的部分油井因低产低能或间歇出油，造成单井进站回压较高或进站外输系统后生产能力下降幅度较大的油井井组。

①低产低能，进站外输系统影响产量，采用多功能罐生产降低单井回压的计量站井组油井。②井组气量可以满足多功能罐自身加温外输和计量站水套炉使用。

2.2.2 工艺原理：①主要设备：0.3Mpa多功能罐一台；进罐阀组一套；打油泵一台及连通管线，安装地点在计量站附近。②工艺原理：在计量站站内集油阀组后面并联安装一套简易进罐阀组，实现低产低能的油井井组进罐降低单井回压的方式生产，多功能罐分离的液体利用增压泵（离心泵）增压外输，分离出的天然气供计量站水套炉或其它加热设备使用，实现增油节气。③工艺流程（见图1）：低产低能油井井组产出气液进罐阀组多功能罐液体打油泵外输系统。多余的天然气连通管线计量站水套炉。

2.2.3 节能技术创新点：①低产低能或间歇出油的油井降低了单井回压，延长了单井管线及井下管柱的使用寿命，增油节气效果显著。②实现了罐与外输系统流程的相互互倒，保障了计量站站内和外输支干线的施工时不用停井作业的集输工艺应急措施。

2.2.4 经济效益：

①应用效果：共实施三座计量站：1#计量站、27#计量站和8#计量站。三座计量站的水套炉都使用多功能罐分离的多余伴生气，该技术降低了计量站低产低能油井井组单井回压，保证了正常生产，增油节气效果显著。

1）1#计量站年增油276吨，年节约天然气12.4×104m3；2）27#计量站年增油117吨，年节约天然气9.5×104m3；3）8#计量站年增油163吨，年节约天然气11.97×104m3。合计年增油556吨，年节约天然气33.87×104m3。

②投入费用：共实施三座计量站，主要工作量：

1）1#计量站新上多功能罐一台；进罐阀组一套；？椎76×4.5mm连通管线300米，合计17.2万元。2）27#计量站新上多功能罐一台费用8.5万元；进罐阀组一套费用5万元；？椎76×4.5mm连通管线200米费用2.4万元，合计16万元。3）8#计量站新上多功能罐一台费用8.5万元；进罐阀组一套费用5万元；？椎76×4.5mm连通管线250米费用3万元，合计16.5万元。 总计投入费用49.7万元。

③投入产出比：总投入49.7万元，年增油556吨，年节约天然气33.87×104m3，每年的直接经济效益为263万元（1吨原油按照4000元，1m3天然气按1.2元计算），投入产出比为：1：5.2。

④投资回收期：三个月。

2.3 边缘高油气比油井液进罐、伴生气利用多功能罐进外输系统的集输节能工艺技术

2.3.1 工艺使用条件：因油稠、含水低、粘度高、物性较差且气量较大，气液混输无法进系统或进系统生产回压较高，天然气外排污染严重的边缘油井。①气液混输进站回压较高（井口回压≥1.3MPa），无法正常生产，只能靠进多功能罐降低回压才能满足生产的边缘油井。②边缘单拉油井天然气量相对较多，多功能罐分离的天然气自身加温使用不完，日外排天然气气量在1000m3以上。③边缘单拉油井具有可以利用进站管线（或单井回收管线），分离的天然气压力高于近邻的外输系统压力。

2.3.2 工艺原理：①主要设备：1.6Mpa多功能罐一台及连通管线，设备安装在油井井场附近。②工艺原理：主要是针对含水低、油稠、气量较大、油气水混输无法进系统的边缘油井，采用特制1.6Mpa多功能罐进行气液分离，分离出液体靠罐车拉运至文一联合站处理，天然气靠自身压力输送到近邻计量站外输系统生产。③工艺流程（见图2）：边缘油井产出油气混合液特制1.6Mpa多功能罐液体罐车文一联卸油台。天然气连通管线计量站外输系统，为防止计量站外输倒流，在多功能罐出口安装了单流阀。

2.3.3 节能技术创新点：解决了气量大、原油粘度高、含水低、物性较差，气液混输无法进系统的生产的单井或位置相对比较集中（3-5口）多井生产难题，采用了油井利用特制设备液体进罐单拉，天然气进临近计量站中压系统（0.8MPa-1.4MPa生产系统压力）两种压力等级的生产集输工艺模式，增油节气效果显著。

2.3.4 经济效益：

①应用效果：共实施一个井组和三口单井：文15-110油井井组、文203-42井、濮深18井和文212井。利用该技术实现了边缘油井原油单拉至文一联卸油台处理，天然气靠特制设备自身压力输送到临近计量站外输模式，保障了边缘油井的正常生产，减少了天然气浪费，增油节气效果显著。1）文15-110油井井组至目前为止运行七个月，累计节约天然气22.4×104m3；2）文203-42井至目前为止运行三个月，累计节约天然气8.4×104m3；3）濮深18井至目前为止运行十个月，累计节约天然气14.7×104m3；4）文212井至目前为止运行五个月，累计节约天然气16.8×104m3。合计累计节约天然气62.3×104m3。

②投入费用：共实施一个井组和三口单井，主要工作量：1）文15-110油井井组新上多功能罐一台费用8.5万元；特制分离器一台费用9万元；？椎76×4.5mm连通管线50米费用0.6万元，合计18.1万元。2）文203-42井新上多功能罐一台费用8.5万元；特制分离器一台费用9万元；连通管线为原有管线，合计17.5万元。3）濮深18井新上多功能罐一台费用8.5万元；特制分离器一台费用9万元；连通管线250米费用3万元，合计20.5万元。4）文212井新上特制1.6Mpa多功能罐一台费用17.5万元；？椎76×4.5mm连通管线150米费用1.8万元，合计19.3万元。总计投入费用75.4万元。

③投入产出比：总投入75.4万元，累计节约天然气62.3×104m3，折合年节约天然气129.96×104m3，折合年的直接经济效益为155.95万元（1m3天然气按1.2元计算），投入产出比为：1：2.07。

④投资回收期：六个月。

2.4 边缘区块油井井组油气混输、高温高产携带低温低产油井集中集输节能工艺技术

2.4.1 工艺使用条件：边缘区块的油井井组有一定的生产规模，但地层能量相对较弱，能力下降较快，距相邻计量站又较远，不符合新建计量站条件，如果每口油井铺设管线进站生产造成井口回压偏高，每口油井进罐生产造成天然气浪费严重，建站、铺设单井管线和井口进罐生产存在相互矛盾的油井井组。

①距近邻计量站距离较远，单井新上管线超过1.4km，单井生产回压较高，井口回压≥1.5Mpa，造成建站或铺设管线成本浪费、集输困难的边缘区块油井。②边缘区块油井之间相对集中，具备一定的生产能力，油井数量一定规模（一般有3-7口油井），液量和气量相对较高（日产液量≥80m3，日产气量≥1000m3），不适合上多功能罐单拉油井井组。③边缘区块注采不合理，无法满足合理的配注，底层能力递减速度较快，产量下降迅速，油井可能出现间歇出油甚至不出油现象，不符合建站条件的油井井组。

2.4.2 工艺原理：①主要设备：简易计量阀组一套；计量设备一套；水套炉一台；外输分气包一台及连通管线，设备安装在油井井场附近。②工艺原理：拆除单井井口加热炉，每口单井管线按照“辐射状”铺设到相对中心位置的一个单井井场，实现单井井场计量，油气集中加温外输，利用高温高产油井液体携带低温低产油井液体的生产节能工艺技术，提高单井外输温度，降低单井井口回压，减少天然气浪费，达到增油节气的效果。具体方案为在该区块相对的中心位置的井场上新建简易阀组1套，负责该区块油井来液的汇合、计量流程的切换；在单井和外输管线新上250kw水套炉和计量设备各1台，水套炉负责外输和计量加温，计量设备负责单井的油气计量；利用到相邻计量站单井管线规格为Ф76×4.5mm作为油气混合外输管线，实现在边缘区块油井井组混输、单井井场量油测气的功能。③工作流程（见图3）：边缘油井井组产出气液简易阀组水套炉计量装置计量站连通管线。

2.4.3 节能技术创新点：①增油节气效果显著：拆除井口加热炉，利用高温携带低温油井，集中加温外输，减低单井回压，减少天然气使用，达到增油节气的效果。②工艺简单、投资少：仅在井场上新建部分主要设备，就可实现正规计量站加温、量油测气的主要功能。③工艺合理、精度高、误差小：在线监测计量装置为称重法计量，避免了传统的DN800卧式分离器浮球连杆控制液位不稳，造成液走气路、气走油路现象。避免了传统的DN1200立式分离器内有泡沫造成假液位的现象，计量检测、精确度高，误差≤2%。

2.4.4 经济效益：

①应用效果：共实施二个边缘井组：文25-侧96油井井组、文65-113油井井组。利用高温高产油井携带低产低能油井外输，减少单井井口加热设备，降低单井回压，实现了单井计量，保障了边缘油井的正常生产，减少了天然气浪费，增油节气效果显著。1）文25-侧96油井井累计增油237吨，累计节约天然气24.45×104m3。2）文65-113油井井组累计增油271吨，年节约天然气28.83×104m3。合计累计增油508吨，累计节约天然气53.28×104m3。

②投入费用：共实施二个边缘井组，主要工作量：1）文25-侧96油井井组新上简易计量阀组一套费用3万元；计量设备一套16.5万元；加热水套炉一台费用8.5万元，？椎76×4.5mm连通管线利用原管线，合计28万元。2）文65-113油井井组新上简易计量阀组一套费用3万元；计量设备一套16.5万元；？椎76×4.5mm连通管线70米费用0.8万元，合计20.3万元。总计投入费用48.3万元。

③投入产出比：总投入48.3万元，年增油508吨，年节约天然气53.28×104m3，每年的直接经济效益为267.13万元（1吨原油按照4000元，1m3天然气按1.2元计算），投入产出比为：1：5.5。

④投资回收期：三个月。

3 结论

通过目前低产低能（边缘）油井四种集输工艺节能技术的应用，提高了低产低能油井的油气产量，减少天然气外排浪费，降低了环境污染，消除了天然气外排的安全隐患，满足了低产低能（边缘）油井生产需要，确保了油气集输系统安全、平稳、经济、高效下运行，下步逐步对采油一厂低产低能、回压较高、含水低油稠进系统困难的油井或井组，结合该区块生产和管理实际情况，选用合适的集输工艺节能技术，完善系统配套，节能降耗，提高系统效率，实现边缘油井集输工艺“优质、高效、低耗”的高水平。

参考文献：

天然气节能技术篇11

中图分类号：G202 文献标识码：A

1概述

定型机是印染企业能耗最大的高温设备之一，也是印染厂必备的关键设备，合纤织物在染整加工中要清除邹痕，降低收缩，稳定织物尺寸，提高染色性能，改变手感，提高弹性，改变织物起毛球要经过热定型工序。因此热定型机的节能问题受到各制造厂和使用厂的关注，并采取了各种各样的措施，天然气是目前世界上一种最清洁的燃料，它燃充分，热效率高，对大气污染又低，有很好的环保性能。现向大家介绍一种在定型机中用天然气直接燃加热取代导热油锅炉供热的方法和节能效果分析。

2 两种加热方式使用能源效率分析

导热油间接加热法热效率：用燃煤（或热油）锅炉进行加热，使导热油（热媒）加热导270℃左右，然后经过热媒管道输送到定型机内的热交换器，再由热交换器吧循环风加热到设定温度。此种加热方式属于多环节间接加热，换热过程多，热量损失大。

2.1 定型机导热油加热系统的主要热损失有以一下几点：

热媒锅炉效率的热损失：现有在用锅炉，一般回油温度为：255℃，出油温度为：270℃，提升导热油温度：15℃。导热油锅炉尾部排烟温度为：250-290℃，因此锅炉热效率一般在：55-75℃，锅炉热损失为：25-45%。

热媒管路散热损失：所有导热油管路外层大都使用岩棉材料保温，含阀件及弯头，保温效率约：93%，管路散热损失约为：7%。

间隙使用的锅炉冷启动加热损耗。

导热油锅炉供热系统不管开几台定型机都必须开启导热油锅炉，使得的负荷不稳2.2天然气直燃热风技术热效率：天然气直燃热风加热技术具有以下特点：

不需要借助导热油作为热媒进行二次间接加热转换系统，是天然气在定型机燃产生的热量直接加热循环风，由循环风温度控制燃机火焰大小。定型机烘箱热风温度控制精度高，好达到±1℃，使能源的利用率达到最佳状态。直燃方式热风温度比用导热油高出很多，水汽不易冷凝，相应降低了循环风机和排气风机的转速。排气风机转速的降低，使排出的热量损失也相应降低不少，从而降低了能耗。

天然气直接在燃室内燃，能充分吸收燃室内空气中的水分，有利于产品质量，并能相应提高设备运行速度。天然气直燃热风加热技术可以按需使用，实现一对一单独控制。

天然气直燃热风加热方式的热效率可达到95%以上，一般瓦斯燃机燃效率约为97%，燃损失为3%，系统整体效率可达到92%以上。

3 改造技术方案

3.1 设备的拆除

首先将油管内的导热油排除干净，然后拆卸内部的导热油管及散热器片。自导热油阀以上的导热油管是否留在定型机内由用户确定，所有导热油的排除、导热油管和散热器片的拆除及放置由用户负责，期间改造方必须安排技术人员负责现场指导。

3.2 改装燃室

在每节箱体内部进行结构改造，并加装一个燃筒，采用SUS310不锈钢制作，还要加装隔热板，使得热空气充分对流，确保室内温度均衡和升温的速度。在每节箱体侧面改装一个可安装燃器的炉口，改装后保证定型机的外观和整体保温效果良好。

3.3 燃系统的安装

安装专业燃器，要保证整体外观的视觉效果。依据燃系统配管图进行燃气系统设备的安装，并与燃气主管道对接，同时也要保证整体外观的视觉效果。定型机两侧主管道的铺设，由燃气经营单位负责安装。

3.4 电气系统

燃器控制系统可采用应具备以下功能：自动吹扫、自动点火、火焰安全检测、自动控温、故障报警以及燃气低压保护、助燃空气开关保护。确保运行中的安全、可靠、稳定。

将燃器的电控、预警及操作系统全部与设备原有系统连接，连锁功能保护，并加装控制面板，在统一操作平台上完成，简捷、方便。

改造后要求确保燃器与机台，排烟，布边脱离，热循环风机故障时连动控制正常运转，才能保证布料在运行中不会坏或手感不好。

3.5 调试与培训

具备通电、气等调试条件后，由专业技术人员负责设备冷、热态调试。

调试过程中，要达到用户的工艺要求，确保系统安全性，稳定性可靠，节能、环保。

专业技术人员有义务的对用户厂各类人员，包括工程技术、管理人员、操作工、设备管理及维护人员、电控管理及维护人员进行有计划的技术培训，受训人员要达到能独立熟练掌握各岗位的基本操作技能和维修设备的能力，确保设备正常运行。技术培训贯穿项目实施全过程（设计、制造、安装、调试、生产）。

4 燃器的选择

目前可供使用的燃器的种类很多，用于定型机的燃机一般配备直燃燃机（枪式比例调节）和直燃热风燃机（线性比例调节），具体选择时应注意以下几个方面：

4.1 选择时应选用宽调节比，一般大于15：1，温度控制更精确，更节能。

4.2 要求燃器具备独特稳焰方式和空气／燃气内混线性混合方式使其混合更好，火焰更短且有效的防止错流，同时使烟气排放更环保。

4.3 外形紧凑，少占空间，安装简单。能实现全自动控制及有关运行参数的数显监控。

5 改造前后节能效果比较

我们以一台8箱拉幅定型机技术改造，以天然气直接加热循环风系统替代传统导热油加热循环风系统的节能效果情况进行比较，一台8箱的拉幅定型机烘箱，热风温度设定要求140-220℃，每小时大概需求热量为50万-65万Kcal。

如配120X104Kcal/小时的燃煤导热油锅炉，保温时为全功率的40%。

辅助系统：1台22kw导热油泵，1台3kw鼓风机（装机容量42kw），1台11Kw引风机，1小时实际耗电量33kwh，拆标煤为：11kgce/小时（1kgce大约可发3kwh）。

如配天然气直燃系统，需配10X104Kcal/小时的燃机8台，共80X104Kcal/小时。保温时为全功率的30%。

助燃风机：2.2kw/小时，折标煤为：0.76kgce/小时。

标准煤热值：7033Kcal/kg；天然气热值：8540Kcal/m3；燃煤导热油锅炉的热效率为：65%；热媒体管道输送效率为：97%；导热油换热器的换热效率为；93%；整个换热系统的热利用率为：0.65*0.97*0.93=59%；天然气直燃的利用率为92%。

理论计算燃煤导热油锅炉每天耗煤：升温时间为1.5小时：1200000/7030*1.5=256公斤，保温时间为22.5小时：（1200000*0.4/7033）*22.5=1536公斤；平均每小时耗煤：（1536+256）/24=74.7公斤标煤。

理论计算天然气直燃技术每天耗天然气为：升温时间为0.5小时：800000/8540*0.5=47立方，保温时间为23.5小时：（800000*0.3/8540）*23.5=660立方；平均每小时耗天然气量：707/24=29.46立方，折合标煤：36公斤/小时。

结语

根据定型机加热原理，分析对比了二种不同的加热方式的节能效果，并提出了改造技术方案，通过分析可以看出，改造后天然气直燃加热可有效降低能源消耗，降低了废气的排放，节省了锅炉房用地，省去了司炉工的工资成本，降低了劳动强度，提高企业品位，且随着国家环境保护政策、能源政策的发展趋势。因此在印染行业的定型机中采用燃气直燃加热取代传统导热油加热是非常必要的。

天然气节能技术篇12

2SWOT－AHP定量模型

低碳经济下我国石油工业的优势、劣势、机会和威胁见表1.表1清晰地指出了低碳经济下我国石油工业目前的优势与劣势，显示了自身资源及外部环境带来的发展机会，以及面临的威胁.1）判断矩阵A的构造首先对四个SWOT组中要素进行两两比较.在比较过程，针对某一准则Ci中两个元素Ai和Aj，按照表2标度确定其重要性程度值，这样对于准则C，n个被比较元素构成了一个两两比较判断矩阵.以下以优势组为例，进行概述（见表3）.通过大量资料的查阅并参考相关专家的意见，将专家打分与前人研究成果相结合将优势、劣势、机会、威胁各因素进行分值统计，结果如下：2）权重W及最大特征根λmax的计算将判断矩阵每一列归一，得到判断矩阵A按列归一化后的矩阵A′如表4所示.

3战略选择

以总优势力度S、总劣势力度W、总机会力度O和总威胁力度T四个变量各为半轴，构成四半维坐标系.将计算出的变量值在坐标系的相应半轴上描出（S′、W′、O′、T′），依次连接得到战略四边形（图1）.战略四边形的重心坐标P（X，Y）的坐标为：P（X，Y）=P（∑xi/4，∑yi/4）=（0.081，0.040）.此战略四边形就代表低碳经济下我国石油工业的战略地位.