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第23卷第6期天然气工业工程建设西气东输管道工程介绍(上)吴宏(西气东输管道公司)吴宏.西气东输管道工程介绍(上).天然气工业,2003;23(6):117~122摘要向中国东部经济发达地区提供天然气的/西气东输0工程的输气管道,是目前中国距离最长、管径最大、压力最高、输量最大、投资最高的输气干线。文章在对工程概况进行说明后,详细介绍了该管道工程的干线设计,其中包括:设计压力与管径优化选比,压气站增压系统优化,内涂层减阻技术使用,调峰,以及长江、黄河的穿越等。同时,还介绍了包括流量计计量、标定,自动化控制和信息、通讯等技术在内的整个输气工程的调度管理系统。从而全面地展现了/西气东输0工程的整体面貌和技术水平,在工程中使用的技术有很多在国内尚属首次应用。最后,还对今后的工作提出了建议。主题词西气东输管道工程干线管道管线设计管道敷设管道穿越自动控制西气东输管道工程概况设计西气东输管道工程横贯我国东西,起点是新疆11输气工艺优化设计塔里木的轮南,终点是上海市西郊的白鹤镇。管道(1)设计压力与管径优化比选干线自西向东途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河迄今我国已建成的陆上长距离输气管道的最大南、安徽、江苏和上海市等9个省、区、直辖市。干线工作压力为614MPa,管径未超过660mm。而国际管道全长约3900km,支线管道总长近2000km,向天然气管道的发展趋势则是采用高强度、高韧性管我国东部4省1市供气。西气东输管道的大型用户材、大口径、高压力输送,表1列出了国外几条先进共有40家,涉及工业、民用和发电。干线管道的设的大型输气管道概况。83计输量120@10m/a,设计压力1010MPa,管径对于大输量管线,最好的节能方法是采用高压1016mm,壁厚1416~26.2mm,材质X70钢。干输送,因为压力愈高,气体密度愈大,因而流速减小、线管道穿跨越长江1次、黄河3次、淮河1次,其他83摩阻减少。西气东输管道120@10m/a的设计输大型河流8次,共需建设陆上隧道15条,修建伴行量、10MPa设计压力、1016mm管径的工艺设计已公路近1000km。管道干线共设工艺站场35座,线处于世界大型输气管道之列。路截断阀室138座。西气东输管道工程在可行性研究(简称/可研0)工程于2002年7月4日开工,2003年底建成靖中,对输送压力、管径和管壁粗糙度进行了充分的论边到上海段,先期输送长庆气田天然气,2005年上半证,对614MPa、814MPa、1010MPa、1210MPa四种年全线贯通,输送新疆塔里木气田天然气。输送压力,ª914mm、ª965mm、ª1016mm、ª1067整个西气东输工程,包括上游气田开发、中游管mm和ª1118mm五种管径输送方案进行了比选。道建设、下游市场开发总投资估算约1500亿元,其中管道部分的投资约为435亿元。西气东输管道工下面仅列出最具代表性的两组数据进行说明:表2程是中国目前距离最长、管径最大、输气量最大、压是814MPa设计压力下,不同管径输气工艺方案的力最高、施工条件最复杂、投资最高的天然气管道,投资比较;表3是10MPa设计压力下,不同管径输工程以其宏大的建设规模而被举世瞩目。气工艺方案的投资比较。作者简介:吴宏,1958年生,高级工程师,硕士研究生,现任西气东输管道公司副总经理。地址:(100724)北京市西城区六铺炕街6号。电话:(010)62095098。#117#\n工程建设天然气工业2003年11月表1国外几条先进大型输气管道概况83名称投产时间长度(km)设计输量(10m/a)设计压力(MPa)管径(mm)材质美国克恩河)莫哈维输气199317001148127914/760/1070API5L)X70管道系统德国赫尔纳)施吕腾输气1993260)9181219API5L)80管道1250(原设计输阿尔及利亚)意大利洲际19962200量),2600(敷设复)1168/1067/1219)输气管道复线线扩建后输量)710(阿尔及利亚马格里布)欧洲输气管道1996132780段),810(摩洛哥、1219(陆上部分)API5L)X70(GME)一期工程西班牙段)914(输气干线)Alliance管道200029881361210API5L)X701067集气干线1067(新建管道)Vector管道)560103710API5L)X70914(原管道)表2814MPa设计压力下不同管径方案经济性比较结合表2、3可看出,10MPa设计压力、ª1016序号内容方案1方案2方案3方案4mm管径方案的投资最低。尚需说明的是,虽然121管径(mm)965101610671118MPa设计压力,ª914mm管径方案的投资略低于102压比1125112511251125MPa设计压力、ª1016mm管径方案的投资,但考3粗糙度(Lm)10101010虑到西气东输管道输量有增输至180@108m3/a的4压缩机站数(座)35251913远景规划,如果通过增设压气站的方式提高管道的5计算功率(MW)39519227810319612614518883输量,ª914mm管径的经济性要比ª1016mm管径6耗气量(10m/a)91987101419531687耗钢量(104t)132147161171的经济性差得多。加之目前国内尚不能轧制用以制8线路投资(亿元)175191215234作设计压力为12MPa、管径为ª914mm输气管线9站场投资(亿元)113775942的卷板,故最终确定采用1010MPa输送压力,10年直接操作成本(亿元)1813161241515215101ª1016mm管径的输送工艺方案。11费用现值(亿元)294166275120278154279195(2)内涂减阻技术西气东输管道全线采用非腐蚀性天然气输送管表310MPa设计压力下不同管径方案经济性比较道的内壁减阻覆盖层(简称/内涂层0)。虽然在国序号内容方案1方案2方案3方案4外,大管径干线输气管道采用内涂层技术现已相当1管径(mm)965101610671118成熟并得到了广泛应用,但在国内尚属首次。天然2压比1125112511251125气管道的减阻内涂技术是一项经济效益显著的高新3粗糙度(Lm)101010104压缩机站数(座)2216129技术,初期投入的成本将会有几倍的收益,线路越5计算功率(MW)256.74182.53142164109121长、输气量越大,收益就越高。内涂层的效益主要体6耗气量(1083m/a)614741603162175现在:¹在管径、压力不变的前提下,可提高输量;º47耗钢量(10t)147162178197在输量和压力一定的前提下,可缩小管径,节约钢8线路投资(亿元)187205231252材;»在管径、输量、压力不变的前提下,可减少压缩9站场投资(亿元)7252393010年直接操作成本(亿元)1616141681417414178机站的站数;¼由于摩阻减小,压缩机的动力消耗减11费用现值(亿元)266104261198274144284167小;½延长清管周期,减少清管次数;¾减轻管内壁腐蚀,保证介质纯度。从表2可看出814MPa设计压力下ª1016西气东输管道采用内涂层技术,可节约工程投mm管径设计方案的投资最小。资和运行费用,具有明显的经济效益,以1010MPa从表3可看出,1010MPa设计压力下,ª1016设计压力、ª1016mm管径、1125压比方案为例:¹mm管径设计方案的投资最小。在同等输量下,站间距可以增大1612%,从而可减少#118#\n第23卷第6期天然气工业工程建设压气站3座,可节约资金1111亿元,减去内涂所需值在四个方案中最低,经济性最好。压比1125方案费用后,仍可减少固定资产投资711亿元;º在同样次之,压比116~117方案费用现值最高,经济性最输量下,压缩机总功耗可以减少23%,若驱动机为燃差。气轮机,则自耗气可以减少23%,每年可减少运行费压比114~115方案费用现值比压比1125方案用1161亿元;»减少清管次数、缩短管道干燥时间、费用现值低2156%,且与压比1125方案相比压比减少管壁上物质沉积、确保输气纯度、减少污染等。114~115方案有以下优势。此外内涂管道内表面的光洁度有利于检测出管道的1)运行可靠性高裂纹、凹陷、裂缝和坑洼等缺陷。压比114~115方案各站均有备用机组,站内运西气东输工程采用内涂的涂料由带有颜料的环行机组失效时启动备用机组,系统恢复正常运行。氧树脂、填充剂、溶剂、固化剂和稀释剂组成,内涂层压比1125方案有7座压气站为单机组配置,如果单基本参数:机组站机组失效的同时,下游备用机组站又有一台钢管表面粗糙度表面处理后30~50Lm;机组失效,则系统不能恢复正常运行,将直接影响管内涂后[10Lm;道输量。因此,在可靠性方面压比1125方案不及压内涂敷膜厚度干膜65~75Lm;比114~115方案。表面处理标准(GB8923)Sa215级。2)压气站数量少,运行机组少(3)优化的压气站增压系统压比114~115方案比压比1125方案减少6座为了寻求一个经济、合理的布站方案,分别对西压气站,定员减少36人,设计输量下,运行机组少6气东输管道采用不同压比的增压方案及不同机组配台,运行管理简化,故障发生率降低,可靠性较高。置方案进行了分析和综合技术经济比选。3)节省燃料气参与比选的压比方案有:压比1125、1135、114~设计输量下采用压比114~115方案每天耗气43115、116~117四种增压方案。120.15@10m,比压比1125方案每天节省燃料4383为满足管道运行的安全可靠性,全线各压气站25114@10m,年均节省燃料气0188@10m。内压缩机组的配置要有一定的冗余,即备用。例如,目前国际上先进的大型天然气长输管道一般都一般首站压气站、无人值守站需要采用机组备用的采用高压力、大压比输送。1955~2001年国际著名配置方式。燃气轮机、压缩机制造厂商Rolls2Royce公司生产的通过计算分析,1125压比方案压气站的配置可的压缩机压比1140以上的产品占5412%,压比采用隔站机组备用方式,即当单机组站因事故停车1130以下只占2518%,压比113~114的占20%。时,利用其他压气站备用机组,串联运行可恢复管道GE新比隆1962~2000年生产的436台输气管道压输量。其他压比输送方案,则由于压比过大,站间距缩机中,压比在1140以上的占7212%,压比在113较长,而需采用机组备用配置。表4是根据基础数~114的占1016%,压比在1130以下的只占据测算出的4个方案评价指标。1712%。可见,采用高压力、大压比输送是目前国际上先进大型输气管道发展的趋势。表4各方案的评价指标按114~115压比方案,西气东输管道共需建设项目名称1125压比1135压比114~115压比116~117压比10座压缩机站,单机功率在25MW以上。压缩机压气站数(座)1612109比选,选用了具有排量大、重量轻、结构简单、占地面机组配置方式隔站机组备用机组备用机组备用机组备用积小、运行效率高、流量平稳、噪声小、操作灵活、使燃压机组台数25242018用寿命长、维护费用少的离心式压缩机,其原动机则固定资产投资34134371563415938137结合管道沿线的外部供电条件,分别采用了变频调(亿元)速电动机和燃气轮机。考虑到西气东输工程的重要年运行费用(亿元)6178614461196179性,决定采用一用一备用方式,以确保安全供气。费用现值(4)系统调峰53106531575117057165(亿元)按照国际惯例,在建立天然气采、运、销系统的初期,从整体的经济利益考虑,常常是由供气方来承从表4中可看出,压比114~115方案的费用现担满足供气不均衡性的要求,包括由几个独立的气#119#\n工程建设天然气工业2003年11月源(包括LNG),或由从属于各供气方的或独立经营供气补充和调节,根据市场需求两气源供气安排见的储气库来承担调峰任务等,各方之间的责任和利表5。益通过合同来相互制约和体现。西气东输管道便是83按照市场经济的法则,在/满足社会对天然气需求0表5两气源供气量安排10m以买方为中心的经营理念下,通过供气和用气双方年份2004200520062007共同遵守/照付不议0合同这一前提,承诺负责城市陕甘宁28///管网用户的季节调峰和直供电厂用户的小时及季节塔里木/80100120调峰。合计2880100120西气东输管道是一个单气源多用户的复杂供气系统,干线管道拟建的分输站有16个,大型用户有对西气东输这一单气源多用户的管道系统来40多家,类型分别为:城市燃气、工业、化工、发电厂。说,解决好用户用气的不均衡性和保证安全供气的从我国目前情况看,考虑到用户对气价的承受能力,矛盾是一个难题。为了最大限度的满足用户的需主要用户是调峰发电和城市燃气(包括民用),西气求,在西气东输管道工程的设计中,组织成立了专门东输管道这两类用户的用气量分别为:32147@的管道系统分析工作组,跟踪下游市场的变化,采用8383国际先进的管道瞬态模拟分析软件,建立了西气东10m、74196@10m,分别占管道设计输量的27%和63%,工业和化工用户的用气量为12157@输管道稳态和动态模型,对整个管道系统进行模拟108m3,占管道设计输量的10%。调峰发电和城市燃分析。在此基础上,规划了多种调峰措施,确定西气气这两类用户的共同特点是用气的不均衡性大,同东输管道的季节调峰方案如下。时又要求供气足够可靠。图1为西气东输管道某一1)建设地下储气库。西气东输管道工程规划在城市燃气的月不均衡系数曲线图,图2为西气东输安徽定远盐矿、苏北油气田、苏南金坛盐矿等地建设管道某一调峰电厂的小时不均衡系数曲线图。地下储气库。按表5中的供气计划及下游用户用气的季节不均衡性,经分析计算,2005年储气库需要最83小有效储气量5162@10m;2006年储气库需要最83小有效储气量6129@10m;2007年储气库需要最83小有效储气量7148@10m,最大注、采气强度要达43到700@10m/d。考虑到管道发生事故时应急供气的储备量至少要能保证下游用户3天的用气(近1@图1城市燃气的月不均衡系数8310m),西气东输管道最终建设的地下储气库的有83效储气量要达到8@10m才能满足需求。建设如此大规模的储气库在我国还是首次。为此,西气东输工程将同对于建设地下储气库有着丰富经验的国外公司合作,建设具有国际先进水平的地下储气库。2)在地下储气库尚未建成前,可提前建设压气站及利用压缩机的一部分富裕功率在用气高峰期达图2调峰电厂的小时不均衡系数到增输的目的。若2005年西气东输管道的地下储气库不能同步建设完成,为满足冬季高峰期的用气由图1可知,该城市燃气用户的最大月不均衡43需求,将轮南的供气量由2200@10m/d提高到系数为1138,最小月不均衡系数为0169。其他用户432630@10m/d,提前建设投运两个压气站,以增输的月不均衡系数与该城市的情况相近,用气的月不43轮南气源提供的430@10m/d的调峰气量。均衡性较大。3)进一步规划在管道下游建设LNG库。从而从图2可看出调峰电厂用气的小时不均衡性很满足用户不均衡性用气的要求及出现事故时的应急大。供气,保证/照付不议0合同的实现。西气东输管道工程的主供气源为塔里木气田的下游用户瞬时用气量变化(小时调峰),主要靠天然气,陕甘宁气田的天然气做为西气东输管道的管道自身的储气量来调节。为了解决调峰电厂用气#120#\n第23卷第6期天然气工业工程建设的小时不均衡性问题,西气东输管道工程增大了一50000修测地形图中的平均误差不超过0.5mm,从些支线的管径。而为设计施工提供了最新和客观真实的地形图资21优化的路线走向及合理的穿跨越设计料。(1)卫星遥感选线3)实现了从图上定线。首先,直接从最新的遥西气东输管道沿线所经地区地形地貌十分复感影像图上进行线路选择,然后再将选定的坐标用杂,地质灾害种类较多。为此,选线和定线过程中运GPS进行现场定位,既节约了时间又减轻的劳动强用了卫星遥感技术,其优势有:¹宏观性,视野开阔,度。不受实地环境限制,且形式直观,具有较好的展示效使用卫星遥感选线技术,设计部门在可行性研果,对设计和决策人员建立全局和区域性认识有很究阶段对西气东输管道线路总体走向进行了大量的大帮助;º实时性,更新信息快,更实际地反映真实方案比选,结合气源的分布确定了轮南)靖边)上现实信息,对合理设计和施工将起到十分重要的作海的宏观线路走向;在此基础上分别对轮南)武威用;»综合性,以遥感数据作为信息综合的载体,以段、武威)靖边段、靖边)郑州段、郑州)上海段进GIS技术为平台,基于空间基础建立综合信息系统,行了线路走向方案的比选论证,确定了本管道走向为工程信息管理服务;¼实用性,应用方便,并可降的控制节点。低工程成本。在用卫星遥感技术选线所确定的线路基本走向通过运用卫星遥感技术,西气东输管道线路的的基础上,在初步设计阶段,对靖边)郑州段、常州选择和定线取得了以下成果。)上海段管道存在的特殊困难、复杂地段进行了线1)完成了全线多达52景(1B50万)的TM数据路走向的优化定线,对全线管道走向进行了进一步镶嵌遥感影像图,并对管道全线地理地貌和地质条的优化。在与沿线地方主管部门共同协商、取得地件进行了综合解译,经统计分析,编制了全线地理地方对管道具体走向的书面认可的情况下,分段进行貌和地质解译图。以西气东输管道靖边至郑州段为了全线的线路局部方案比较、定线,最终确定了本管例,此段管道将翻越吕梁山、太岳山和太行山,并经道的全线具体位置。过煤矿采空区、失陷性黄土地区、地震活动带等。为初步设计定线工作结束后,根据地方规划的变此,从遥感的视角对靖边至郑州段的5条比选线路化等因素,又对局部段的线路走向位置进行了调整进行了方案的比选,通过对不同线路的优缺点进行修改,线路长度也由最初可研段的4167km缩短为评价,为确定最优的中线方案提供了依据。3900km,其中输气干线轮南)靖边段线路长2363此外,对管道穿越南京长江的两个比选方案:板km,靖边)上海段线路长1537km,共节约投资约桥和三江口方案进行了精细解译分析。通过对1027亿元。。个时相的遥感数据进行统一的图像处理分析,制作(2)大型穿越设计了两地多时相遥感影像系列对比图;处理制作了两西气东输管道穿越长江、黄河、淮河共5次:中地1B20000最新时相高分辨率SPOT图像;并结合卫黄河跨越工程,延长关黄河隧道穿越工程,郑州黄野外实地考察结果,编制了两地1B20000遥感精细河顶管加定向钻穿越工程,淮河定向钻穿越工程,长解译图;并利用ArcViewGI系统,对不同时相遥感图江盾构穿越工程。以上穿越设计无论是设计方案还像进行了长江岸线位置的精细解译,详细统计了两是施工方案都有各自的特点。下面分别介绍长江、地河段岸线近40年来的变化,从而为管道穿越长江郑州黄河穿越。的适宜性做出了综合评价。1)长江盾构穿越技术方案2)完成了对管道沿线地形图的修测。随着时代长江穿越是西气东输工程的控制性工程,为了的变迁,管道沿线每年都在发生着很大的变化,尤其确定最优的穿越方案,在过江点选择上,利用多时相是东部发达地区,如:人口增加,城镇范围扩大,道路遥感资料,对管道在南京板桥、长江三江口、乌鱼洲交通增多等。因此,利用卫星遥感技术(RS)和地理和芜湖等地段进行精细解译分析,包括长江两岸大信息系统(GIS)技术以及最新时相(由1999年底和比例尺遥感精细解译、穿越河段岸线的动态变化,结2000年上半年接收的SPOT图像上解译、绘制)的卫合野外实地调查,预测其发展趋势及对管道工程的星遥感图,对管道沿线两则各5km的1B50000地形影响,综合比选分析,对穿越河段的稳定性、适宜性图进行了修测,其几何精度以地形图为标准,单幅1B进行评价,确定最佳穿越位置。然后对不同的过江#121#\n工程建设天然气工业2003年11月点:三江口、板桥、乌鱼洲和芜湖以不同的穿越方式为3260m,串沟最大深度5m。只能采取穿越方式。(隧道、盾构、定向钻、跨越)进行了方案比选。为保证地下管道的安全与稳定,管道必须敷设跨越方案技术上虽然是可行的,但工期长,难以在主河槽最大冲刷深度3m以下,即最大洪水位23满足工程工期的要求,且造价过高,首先被排除。对m以下,在此深度下采用大开挖法施工是无法实现另外三种穿越方案的比选结果如下。的,单独采用定向钻或顶管方法,也存在较大问题。¹以盾构法为三江口断面的过江主方案,矿山因为虽然定向钻作为管道穿越的一种成熟施工技隧道法作为备用方案。术,在进行长距离河流的穿越施工中与其他施工方º以定向钻方案作为板桥断面的过江主方案,法相比,具有施工周期短、投资省等优势。但目前世盾构方案作为备用方案。界上定向钻一次可钻进的最长距离不超过2000m,»以定向钻作为乌鱼洲断面的过江主方案。施工的成功率受地质条件影响较大。因此,定向钻以上3种方案各有优缺点:三江口方案在河道技术尚不具备一次穿越该处黄河的能力。如果考虑的稳定性、河床冲刷方面有优势,由于设计断面地质多次接力穿越,难以保证定向钻的实际定向精度,施条件复杂,虽然盾构法在过江方案技术上可行,但施工存在极大风险,尤其是在主河道内,管道敷设深度工工期相对较长;乌鱼洲方案虽然地质条件较好,但在20m以下,一旦定向钻穿越失败,将给工程造成河床、岸线的稳定性差,管道运行期间安全有隐患;巨大损失。板桥方案施工技术上切实可行,施工工期短,在市场在顶管施工中由于采用了中间接力环、激光导方面靠近用户,投资省,但在岸线的稳定性和河床冲向和实时纠偏等技术,从理论上讲,顶管穿越长度可刷方面不是最好,尤其是断面冲刷大,将来管道运营以延长到无限长,定向和定位也非常准确。然而,在时安全有隐患。实际施工中,顶进作业难度对顶进长度的增加十分针对以上3种不同过江点的推荐方案,进行了敏感,同时,随着长度的增加,施工费用和工期增加综合经济技术比选,最后确定在三江口通过长江,过非常显著。因此,顶管穿越的一次顶进长度也不宜江的施工方案采用盾构法施工。过长,一般控制在1000m左右。由于郑州黄河穿工程地点位于江苏省南京长江大桥下游3815越宽度超过7km,若采用顶管方法穿越需要修筑多km处,南岸出发井距长江大堤210m,北岸接收井个大型沉井,工程十分浩大,工期难以保证。距大堤102m,该地区是南京附近主要的水陆交通要基于上述情况,从技术可行性、经济性以及施工塞。穿越点断面两岸大堤的自然地面高程为4~5m周期等方面进行方案比选,反复论证,最后确定了以(黄河高程),河面宽约1500m,两堤外坡角之间的主河槽顶管,两岸滩地定向钻穿越的最优方案,这在宽度为1673m。深槽最高标高为-36.7m,最低标国内外管道穿越施工史上尚属首次。这一方案的具高为-41.6m,隧道深度达50多米。体内容为:主河道采用3次顶管穿越,每两次顶管的根据设计要求,隧道内将敷设直径为1016mm接头部位设置沉井进行地下连头对接;南岸滩地采和813mm的输气管道2条,直径为508mm的输油用定向钻1次穿越,北岸滩地采用3次定钻接力穿管道1条,直径为50mm的光缆套管3条,同时考虑越,两岸接头部分开挖连接。采用该方案后,在最大维护检修空间,隧道直径设计为318m,隧道全长为洪水冲刷深度20m以上的主河道范围内采用顶管1992m。方式,有效地缩短了顶管作业的总长度,降低了施工2)郑州黄河穿越水平顶管与定向钻相结合方案难度,减少了连头竖井的数量,从而在保证主河道穿郑州黄河穿越点位于黄河中游末段,河床上沙越安全、可靠的前提下,大幅度降低了工程投资,并洲密布,河道冲淤变化剧烈,主流游荡摆动频繁,属缩短工期。同时,在两岸滩地范围内采用定向钻连典型的游荡性河流。该段黄河宽浅散乱的河槽断续穿越,有效地利用了定向钻技术穿越速度快、费用面、剧烈的冲淤变化和河道的游荡性给穿越工程的投资少的优势,从而保证了郑州黄河穿越的顺利实设计和施工造成了极大困难。施。(未完,待续)郑州黄河穿越断面总长7320m,其中冲刷水深为20m的主河槽段长度为3500m;南岸滩地段长(收稿日期2003-07-03编辑王协琴居维清)度为560m,冲刷后最大水深8m;北岸滩地段长度#122#\nNATURALGASINDUSTRY/Nov.,200313088197337ABSTRACT:Thegaspipelineofwest2eastgastransmissionwhichtransmitsgastotheeconomicdevelopedareasofEastPRESSURECALCULATINGMETHODANDMDTChinaisthetrunklineofgastransmissionwiththelongestdis2ANALYSISOFGASWELLSINHIGHSULPHURtance,thebiggestdiameter,thehighestpressure,themostca2pacity,andthemostinvestmentinChina.Aftertakingbriefac2BEARINGGASRESERVOIRSOFFEIXIANGUAN1)countoftheengineering,thearticleexpatiatesthetrunkdesignFORMATION,NORTHEASTSICHUANofthepipeline,includingthedesignpressureandtheoptimiza2ChenJingyuan,ZhouLingzhuo,ZhengWei,Yitionofthepipediameter,theboostingsystemoptimizationofLan(E&DResearchInstituteofSouthwestOil&gascompressionstations,theanti2frictiontechniqueofinternalGasFieldBranch,PCL).NATUR.GASIND.v.23,coating,thepeakshaving,andYangtseriverandYellowriverno.6,pp.114~116,11/25/2003.(ISSN1000-crossing,etc.Also,thearticleintroducesthedispatchmanaging0976;InChinese)systemofthewholegastransmission,includingmeasurementABSTRACT:InwellcompletingtestforgaswellsofFeixi2andcalibrationofflowindicators,automaticcontrol,andtech2anguanGroupwithhighsulphurcontent,thewelltestinterpre2niquesofinformationandcommunication.Itshowstheentiretationcan.tbeconducteduntilthepressuredataarecalculatedpictureandthetechnicalleveloftheengineering.Manytech2withgascolumncalculatingformulabecausethedistancebe2niquesusedintheengineeringarefirstappliedinChina.Atthetweenthepressuretestingpointandthecentralpartofthefor2end,thearticleproposessuggestionsforthefuturework.mationistoobig.Basedonthequality,momentum,andenergySUBJECTHEADINGS:West2eastgastransmission,conservationlawsandthestateequation,consideringthemo2Pipelineengineering,Trunkpipeline,Pipelinedesign,Pipelinementumlossofgascolumnflowingandthecomplicatedthermallaying,Pipelinecrossing,Automaticcontrol.conductionmechanisminthebore2holeandformation,thepres2WuHong(seniorengineer,Master)wasbornin1958.sureandtemperaturecalculatingmethodisderivedforsingle2Add:6LiupukengStreet,WestCityDistrict,Beijing(100727),phasegasflowindifferentpositionsofthebore2hole.TakingChinaTel:(010)62095098WellPo2asanexample,withMDTtechnology,thecalculatedpressuresareverifiedandanalyzed.Theresultsindicatethatap2NONLINEARMECHANISMANDINTELLIGENTplyingthepressurecalculatingmethodprovidedbythepaper,EVALUATIONOFSAFETYFORLNGSTORAGEtheaccuracyofthepressuredatacanbereachedcompletely.ANDTRANSPORT1)WithMDTpressuredata,thereservoirparameters,suchasfor2MaXiaoqian(ElectricalPowerCollegeofSouthmationpressure,etc.,canbedetermineddirectlyandreliablebe2ChinaScience&EngineeringUniversity).NATUR.forewellcompletingtest.Themethodcanbealaousedforpro2GASIND.v.23,no.6,pp.123~126,11/25/2003.ductionperformancemonitoringofFeixianguansoargasreser2(ISSN1000-0976;InChinese)voirtocontrolelementalsulphurdepositinginbottom2holeandABSTRACT:AsLNGisimportedmoreandmoreanditisbore2hole.So,themethodisveryuseful.appliedwiderandwider,thesafetyofLNGstorageandtrans2SUBJECTHEADINGS:Gaswell,Formationtester,Pres2portbecomesanimportantissue.Bystudyingtheinfluenceofsure,Temperature,Calculationmethod,Hydrogensulfidecorro2LNGphysicalpropertyandstatevariablesonLNGdelamina2sion.tion,vortex,leak,diffusion,explosion,andflashover,thearticleChenJingyuan(seniorengineer)wasbornin1964.sumsupthethermalconditionsandformingcharacteristicsofAdd:1Block1,FuqingRd.,Chengdu,Sichuan(610051),Chi2theusualaccidentsinLNGstorageandtransport,developsthenaTel:(028)86015658.chaoticandfractalmodelsofdelaminationandvortex,chaoticmodelofleakanddiffusion,andcatastrophicmodelofvaporex2INTRODUCTIONOFWEST2EASTGASPIPELINEplosionandflashover,andintroducesthetechnicalthoughttoe21)ENGINEERING(1)valuatethesafetyofLNGstorageandtransportwithartificialWuHong(West2EastGasPipelineCom.).intelligencetechnology.Also,thearticleprovidesthemaincon2NATUR.GASIND.v.23,no.6,pp.117~122,11/tentsandmethodthatshouldbestudied,anddiscussesitsfeasi225/2003.(ISSN1000-0976;InChinese)bility.13