中亞天然氣管道B線投產方案的研究與實施

楊　松，陳　軍，邱忠華，徐偉良

(1.中國石油天然氣管道局 管道投產運行公司，河北　廊坊　065000；2.承德石油高等專科學校 熱能工程系，河北　承德　067000)

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中亞天然氣管道B線投產方案的研究與實施

楊松1，陳軍2，邱忠華1，徐偉良1

(1.中國石油天然氣管道局 管道投產運行公司，河北廊坊065000；2.承德石油高等專科學校 熱能工程系，河北承德067000)

摘要：針對B線首站未能及時完工而整條管線又需投產運行的情況，在天然氣常用置換方案的基礎上，通過對氣體節流溫降變化、閥門組低溫性能校核進行了論證，給出了升壓控制方案和防止泄漏的措施。認為采取氣體返輸的工藝可以實現B線的安全投產。實踐證明，采取氣體返輸工藝是一種經濟可行、安全可靠的方法。

關鍵詞：天然氣長輸管道；置換方案；閥門

目前我國長輸天然氣管道投產的總體思路為[1,2]：采用高壓天然氣正輸流程，以“氣推氣”的方式，一次性、連續地對全線管道和系統進行置換和升壓工作。為確保天然氣置換和管道升壓安全，對管道投產必須滿足整體管線系統主體貫通、機械完工，預試運完畢，重要的首站流量控制系統和調壓系統必須達到工藝操作條件。而在中亞天然氣管道烏國段B線投產方案的編制和實際投產實施中，存在個別標段工期嚴重滯后，致使管線無法在預定的投產節點期全線貫通；投產用氣只能取自在役的中亞天然氣管道A線；首站和中間站均不具備天然氣流量控制及壓力調節功能，高壓氣流動無法實現流速和氣量的控制等問題。針對上述問題，通過實地調研、技術論證、模擬分析，最終確認采用分時、分段返輸的投產總體思路，并結合現場實際在6#、8#閥室臨時修建兩級調壓系統，使A線9.8 MPa的天然氣經調壓系統降至0.2 MPa后進入B線投產置換，在不影響國內天然氣供應的前提下，安全、平穩地實現烏國500 km天然氣管線分三段投產成功，不僅為管道局節省了大筆工程費用，也為以后類似的工程提供了良好的借鑒。

1整體方案確定

1.1投產方案整體思路

基于中亞管道烏國項目B線管線未全線貫通，擬采用分時、分段，“氣推氣”的方式進行投產。將中亞管道烏國項目B線分為三個階段進行反向投產置換(返輸)，第一階段是WKCA—6#閥室，第二階段是8#閥室—MS計量站，第三階段是繞行段6#閥室—8#閥室，最后進行全線的整體升壓。

1.2投產氣源

由于烏方GAZLI壓氣站無法投用，B線投產用氣只能取自在役的中亞天然氣管道A線。通過在6#、8#閥室分別建設臨時工程，對各段管道進行反向置換升壓工作。圖1為6#閥室臨時工程示意圖。其特點是利用兩個閥室的放空管線將A、B線連接起來。投產時A線天然氣經過BV0611→GLV0611→GLV0612→GLV0623→GLV0622→GLV0621→BV0621把天然氣引入B線。除A線干線閥GHV0611全開外，其余閥門都是全關狀態。第二階段投產的8#閥室臨時工程與6#閥室類似。

1.3流量和壓降控制策略

A線在正常運行時，天然氣的運行壓力在9.8 MPa左右，B線在天然氣-氮氣置換時初始壓力為0.2 MPa。為便于控制置換流量和對天然氣進行降壓，在連接管線多加一個控制閥(GLV0623)，使得B線6#(8#)閥室的閥門與臨建管道上加裝的節流截止閥組成一個2級調壓閥組。通過調節GLV0612和GLV0623的開度大小來控制置換速度。

2置換投產關鍵參數確定

2.1置換點節流前氣體溫度

A線首站天然氣流到置換供氣點(A線6#閥室)的溫度[3]可由下式計算：

TA=T0+(Tl-T0)exp(-ax)

a=225.256×106KD/QGcp

(1)

式中：TA—A線6#閥室處天然氣的溫度，℃；T0—管道周圍介質的溫度，取12 ℃；Tl—首站天然氣的出氣溫度，取55 ℃；x—首站與6#閥室之間的距離，取145km；K—管道內的氣體與土壤的總傳熱系數，取1.745 W/(m2·℃) ；G—天然氣的相對密度，取0.726；cp—天然氣的定壓比熱容，取1 750 J/(kg·℃)；Q—A線的天然氣流量，取600×104m3/d；D—A線管道外徑，取1.067 m。將數據帶入公式計算可得供置換用的天然氣溫度為12 ℃。

在安全接入管理方面，系統可以通過監聽和主動探測等方式檢測內部網絡中所有在線的主機，來判別當前在線的主機是否為可信任主機，若探測到非法的可疑主機，則可以阻止其訪問任何網絡資源，防止非法主機對網絡進行攻擊或竊密。在網絡安全平臺的設計上可以通過設置防火墻系統來實現內網和外網的隔離防護。對遠程辦公的人員則可提供IPSec VPN接入，確保數據傳輸過程中的安全，實現用戶對服務器系統的受控訪問。同時也可采用入侵檢測設備，作為防火墻的功能互補，用于提供對監控網段的攻擊的實時報警與響應。

2.2天然氣節流溫度

天然氣節流后會產生溫降。依據天然氣壓力每降低1 MPa，溫度降低約5.5 ℃的經驗值[4]，當A線天然氣壓力由9.8 MPa經一級節流降到0.2 MPa的置換壓力時，溫降大概在48.4 ℃，即閥門后的天然氣溫度約為-36.4 ℃。如此大的溫差會在閥門上產生較大的溫度應力，降低閥門材料的性能。雖然節流后的天然氣通過一定的管道長度可以達到自然溫度回升的效果，但需要的管道長度比較長。如采用加裝一個節流閥門構成閥門組，則每個閥門的溫度降最大也達到24.2 ℃。在實際的使用過程中，閥門及其后續的管道均未保溫，環境中的熱量也能傳遞一部分進入到管道氣中，這也緩解了閥門和管道所產生的溫度應力。隨著B線升壓過程的繼續，閥門后的氣體壓力逐漸升高，閥門節流所產生的溫降也逐漸減小。因此，從溫降上看，在天然氣置換氮氣的初期，由于節流的原因，會使天然氣的溫度降低到-20 ℃，在其它情況下，均不會出現這種極端的溫度降。

2.3閥門安全性

在臨時管線上原先安裝的閥門選用的是某廠的球閥和節流截止閥。依據廠家說明書和對廠家技術人員的咨詢，所選用的閥門均可用在-45～100 ℃的油、氣管道上，而且球閥如采用廠家推薦的潤滑脂(進口)Fuohs FN20，其使用溫度范圍可達-50～100 ℃，完全能滿足節流后最低-36.4 ℃的天然氣流動和低溫要求。故從閥門材料上看，采用閥門組節流的方式能滿足節流的安全需求，并有足夠的富余量。

2.4天然氣-氮氣置換速度的控制

在解決了流量可控的問題后，需要制定流量控制的相關標準，即在不同的管道壓力下流量應控制的范圍，將規范要求的流速控制折算成流量控制，換算公式為[4]

(2)

表1是6#閥室在不同壓力下依據上述公式計算的置換流量，通過流量控制表與閥門操作組前后壓力差控制的密切配合，共同實現流量(流速)的控制。

3升壓過程控制與安全措施

B線管線投產分為兩個階段。第一階段為分段置換階段，先后通過改造的6#、8#閥室的臨時工程進行置換。分段置換時置換速度控制在5 m/s，各分段首日置換完畢壓力控制為0.13 MPa，此后升壓速度控制在0.2 MPa /h，最終達到3.5 MPa后封存。第二階段為B線所有工程完工后的整體升壓階段，采取將8#閥室主閥打開，利用8#閥室的臨時工程對B線全線進行升壓，此時A線壓力為8 MPa左右，B線壓力為3.5 MPa，直到B線與A線壓力平衡時升壓結束，預設的A、B線平衡壓力為7.1 MPa。

表1　天然氣置換流量控制表

管道升壓的過程也是檢查管道、站場設備以及連接處嚴密性的過程。一般情況下，當管內壓力升至工作壓力的1/3時，停止進氣，進行全線壓力平衡和檢漏，對檢漏過程發現的問題及時處理。升壓速率不能超過1 MPa/h。

升壓過程中，操作人員要對各工藝站場、閥室的設備和法蘭進行檢漏，并在穿跨越處和所轄管段監護巡查。如果發現任何氣體泄漏點，應立即上報并且要求相關施工單位及時處理。

在各站場和閥室置換升壓過程中，操作人員必須按如下方法對其工藝設備和法蘭連接處、儀表連接處進行檢漏。

1)用寬膠帶在兩法蘭連接處纏繞一圈，用牙簽在膠帶上扎一小孔，小孔位置選在管道水平中心線以下約30°處。一段時間后用可燃氣體報警儀在小孔處檢測有無氣體泄漏。

2)用肥皂水在可能產生漏氣處涂抹，觀察是否有氣泡產生。

3)直接用可燃氣體報警檢測儀檢測各工藝站場、閥室、跨越處有無氣體泄漏。

在升壓的過程中要加密巡線，發現泄漏必須立即組織人員搶險，在處理漏氣過程中，操作人員必須在場進行安全監護和檢測。升壓過程中嚴禁用堅硬器物敲擊管道和設備，如果管道發生嚴重泄漏、爆管、管道斷裂等不能帶壓處理的情況，應及時截斷最靠近泄漏點的上、下游閥室的閥門，并上報調控中心，通知進氣點停止供氣。

4結論

通過采用分時、分段返輸的總體投產方案分析并依照實施后，順利地實現了中亞管道B線的按期投產，B線與A線的平壓作業，使得天然氣管道壓力下降了約0.9 MPa，在降低了放空風險的同時，減少了天然氣放空的經濟損失，提高了管道投產公司的經濟效益。

參考文獻：

[1]朱喜平，楊英忠.長輸天然氣管道投產技術[J].油氣儲運，2009，28(8)：63-66.

[2]李長俊.天然氣管道輸送[M].北京：石油工業出版社，2000.

[3]姜進田，高斌.中烏天然氣管道A線繞行段天然氣置換投產[J].油氣儲運，2011，30(8):614-618.

[4]王文想,葉錦業,黎珍.天然氣次高壓管網投產置換操作流程探討[J].城市燃氣，2010(3)：7-13.

Research and Implementation on B-line Production Programs of Central Asia Gas Pipeline

YANG Song1, CHEN Jun2, QIU Zhong-hua1, XU Wei-liang1

(1.Commissioning and Operation Company of China Petroleum Pipeline Bureau,Langfang 065000, Hebei, China;2.Department of Thermal Engineering, Chengde Petroleum College, Chengde 067000, Hebei, China)

Abstract:The status quo is that the entire pipeline should be put into operation，but the first station fails to be completed on time. To solve the problem, on the basis of gas common replacement scheme，this paper demonstrates the temperature changes caused by gas throttle and the low temperature performance check of valve group， and makes the programs to boost control and the measures to prevent leakage. We consider taking gas reverse transportation process can achieve safe production of B lines. Practice has proved that gas reverse transportation process is an economically feasible, safe and reliable way.

Key words:long-distance gas pipeline; replacement scheme; valve

收稿日期：2016-03-03

作者簡介：楊松(1972-)，男，河北承德人，中國石油天然氣管道局管道投產運行公司助理工程師，主要從事石油天然氣的儲運、長輸管線及站場投產運營等技術與管理工作。

中圖分類號：TE832

文獻標識碼：B

文章編號：1008-9446(2016)03-0012-04