“雙碳”戰略下城鎮燃氣高壓輸配系統升壓校核

＊盧錦忠 賴樂年 柯杰貞

（中海廣東天然氣有限責任公司 廣東 519015）

隨著我國經濟的快速發展及“雙碳”戰略的提出，天然氣具有低碳、清潔環保及經濟性等優勢，我國工業和居民對天然氣需求不斷增長[1]，部分早期建設城燃管網設計壓力和運行壓力較低，無法滿足天然氣市場發展需求。基于石油天然氣管網改革和國家管網集團成立的背景，為實現優勢互補、資源整合、減少管輸環節、降低管輸成本等目標，廣東、福建、浙江等地區出現城燃企業和長輸管道企業合并的現象。考慮企業合并重組后公司管理制度的統一，提升管網供氣能力，有必要研究提高管網設計、運行壓力的可行性。

唐曉杰[2]通過隱患整改的實踐，闡述了將某城鎮燃氣管網從0.1MPa提升至0.4MPa的具體做法；范譯[3]等采用對中壓B級管道（0.2MPa）重新進行強度復驗的方法，研究將其提升至中壓A級管道（0.4MPa）的施工方案；支曉曄[4]等從安全風險分析的角度較系統地提出了提高現有管網輸氣能力的方法；錢煒[5]提出中壓調壓站和低壓管網升壓的經濟性分析。以上學者主要側重于低、中壓燃氣管網在設計壓力范圍內升壓具體實施方案和安全風險角度的研究，暫無對高壓或超高壓燃氣管網升壓的系統性研究。本文系統地研究了珠三角某城鎮燃氣高壓輸配管網，提出了高壓燃氣管網提高設計壓力和運行壓力的具體方案，為行業內管網升壓提供參考。

1.綜合評估流程

珠三角某城鎮燃氣高壓輸配系統已建成管網約126km，輸配系統流程見圖1，執行《城鎮燃氣設計規范》[6]（簡稱“燃規”），設計壓力4.0MPa，現狀運行壓力3.5MPa，主管道為508×11.9mm，材質為L360直縫埋弧焊鋼管，主要有兩個氣源點：MZ分輸站和NL分輸站。

該高壓輸配系統于2019年被某長輸管道運營公司并購，為提升供氣能力，實現公司的統一管理，提出了設計壓力由4.0MPa提升至4.4MPa和運行壓力由3.5MPa提升至3.8MPa以上的需求。依據該燃氣管網的參數、安裝和運行情況等，為提高結合行業的做法[7-8]，按《輸氣管道設計規范》[9]（簡稱“輸規”）相關規定對已建高壓輸配系統進行校核，并制定了城鎮燃氣高壓輸配系統升壓綜合評估流程（圖2）。

首先校核管網相關材質、壁厚等，二是校核管線路由、安全距離等，三是校核閥室設置等，四是校核場站總圖及工藝流程，五是采用TGNET軟件進行升壓模擬仿真，最后對相關設施提出改造建議。

2.校核方法及評估情況

(1)管道及管件升壓校核

①現狀管道及管件參數。該城燃管網設計壓力4MPa，管材L360，直管規格主要為D323.9～D508、壁厚9.5～11.9mm，彎管規格主要為D323.9×10.3mm、D508×11.9mm。

②管道、彎管壁厚計算。根據輸規，計算管道直管段和彎管的計算壁厚，其中彎管壁厚如公式（1）（2）所示：

式中：δw—彎管壁厚，mm；δz—直管壁厚，mm；M—壁厚增大系數；R—曲率半徑，mm；D—管道直徑，mm。

計算得出直管段、熱煨彎管的計算壁厚（表1）：當管道設計壓力由4.0MPa提高到4.4MPa時，現狀高壓管道和彎頭材質、壁厚、規格滿足輸規的要求。

表1 管道、管件壁厚計算表

③管道強度校核。根據燃規的要求，受約束的埋地直管段軸向應力計算和當量應力校核按輸規中公式（3）～（5）計算：

式中，σz—鋼管軸向應力，MPa；μ—泊桑比，取0.3；σh—環向應力，MPa；P—鋼管設計壓力，MPa；d—鋼管內部直徑，cm；δn—鋼管壁厚，cm；E—彈性模量，MPa，碳鋼按2.1×105；α—膨脹系數，℃-1，對碳鋼≈1×10-5；t1—鋼管埋地溫度，取25℃；t2—鋼管工作溫度，取10℃；σe—當量應力，MPa；σs—材料最小屈服強度，MPa。

計算得出直管段、彎管的計算壁厚（表2），設計壓力提升至4.4MPa之后，計算出σe均小于0.9σs，滿足公式（5）要求，因此，所選的管材和壁厚滿足規范要求。

表2 管道強度校核表

④管道穩定性校核。根據輸規，按公式（6）～（9）計算鋼管徑向穩定性：

式中，△x—水平軸向變形量，m；D—鋼管直徑，m；Z—變形滯后系數，取1.5；K—基床系數；W—單位鋼管的豎向載荷，N/m；Dp—平均直徑，mm；E—彈性模量，N/m2；I—單位鋼管的慣性矩，m4/m；Es—土壤變形模量，N/m2；Wy—單位鋼管永久荷載，N/m；Wh—作用鋼管的活載荷，N/m；δn—鋼管壁厚，m。

經計算，△x/D≤0.03，已建管道滿足穩定性要求。

⑤管道敷設路由。該管網主要位于城市三級地區，與周圍建構筑物的最小凈距不小于8m。根據輸規對已建管網路由進行校核，管道沿線5m范圍內未見有建、構筑物，管道路由滿足選線要求。

⑥閥室設置及工藝校核。A.閥室設置間距校核。輸規中關于相鄰截斷閥的間距應滿足以下要求：一級地區不宜大于32km；二級至四級地區每級遞減8km，如因特殊情況造成受限的閥室間距可做部分調增。經校核，已建高壓輸配管道設置有閥室14座，其中13座閥室間距均滿足上述要求，MZMZ至14#閥室的管線長度約13.5km，該段管線經過四級地區（建設期為三級地區），因此，需增設1座閥室。B.閥室放空管管徑計算。天然氣線路放空時間通常為8～12h，根據流量壓力曲線，天然氣放空高峰小時量約占整個放空量的25%。天然氣閥室間隔為8km左右，按運行壓力為4MPa，計算管道放空量約為5.9萬立方米，首小時放空量約為1.48萬立方米。計算結果如下：由于1#～2#閥室、2#～3#閥室、2#～4#閥室的區間設置單放散，計算放散管管徑為0.16m，而1#、3#、4#閥室放空管管徑為DN100，放空管管徑小于計算管徑，1#、3#、4#閥室放空管需改造為DN200。其余閥室放散管管徑均為DN200，滿足要求。

⑦輸氣場站設計校核。A.輸氣站等級分類。該輸配系統原按照《城鎮燃氣工程設計規范》進行設計，若設計壓力由4.0MPa提升至4.4MPa，項目性質由城燃管道變更為輸氣管道工程后，現狀門站和調壓站等級需按照《石油天然氣工程設計防火規范》（簡稱“油氣防火規范”）確定，具體如下：除NLMZ為四級站外，其余7座均為五級站。B.站外區域布置防火間距校核。經查閱圖紙和現場踏勘，各場站與站外建構筑物（相鄰居住區、廠礦企業、鐵路及高速公路等）防火間距，滿足油氣防火規范表4.0.4的要求。C.站內總平面布置校核。經校核站內各設施防火間距：8座場站工藝裝置區距離全廠性重要設施、輔助生產廠房及輔助生產設施的距離均滿足油氣防火規范的規定；其余5座場站工藝裝置區距離值班休息室的防火距離均滿足油氣防火規范的規定；剩余HJTYZ、CQTYZ、YNFSZ3座場站距離值班休息室不足22.5m，需將此3座站場值班休息室面朝工藝裝置區一側的墻壁改造成不低于二級防火等級的防火墻。

⑧輸氣站工藝設計校核。A.工藝設備設計校核。根據圖紙和設備臺賬，系統設計壓力升高到4.4MPa，現狀8座場站全部需更換工藝區高壓部分的工藝管道；原設計壓力低于4.4MPa的設備也必須更換。B.安全泄放設施設計校核。依據輸規第3.4.7條要求：輸氣站應設放空立管，站場天然氣宜集中排放，高、低壓放空管道應分別設置，并對緊急放空時間作出了要求。根據以上原則，對經8座場站安全泄放設施校核，4座站場放空設施滿足輸規及油氣防火規范的要求；YNFSZ放空管應遷至距離道路30m以外；CQTYZ、HJTYZ和XLTYZ需增加集中放空設施。

⑨運行壓力升壓校核。根據天然氣市場發展需要，該管網周邊將新增2座6F能源站和1臺9E燃氣機組，分別擬從8#閥井和ZJTYZ接氣，用氣需求量分別為7.5萬立方米/小時、4.4萬立方米/小時，用氣壓力3.2MPa、3.39MPa；1臺9E機組擬從YNFSZ接氣，用氣需求量3.9萬立方米/小時，用氣壓力2.5MPa。

管網現狀運行壓力僅3.5MPa，無法滿足新增的2座能源站和1臺9E燃氣機組的用氣需求。為提升管網整體輸氣能力，并考慮一定的安全余量，制定了管網氣源壓力從3.5MPa升壓至3.6/3.7/3.8MPa的初步方案，并采用TGNET軟件進行模擬仿真（見圖3）：建立管網模型，并模擬仿真，以校核升壓的可行性，評估升壓后的管輸能力。

主要結論如下：在滿足下游用氣壓力及氣量需求前提下，該管網兩個氣源點之一MZFSZ所需氣源壓力為不低于3.68MPa，供氣量9.85萬立方米/小時，另一個氣源點NLFSZ供氣壓力不低于3.83MPa，供氣量15萬立方米/小時。上述工況可以滿足新增2座能源站的用氣需求，但再增1臺9E機組則不可行。該管網運行壓力由3.5MPa提升至3.83MPa后，可提升管網輸氣能力11.9萬立方米/小時（折合約9.52億立方米/年）。

3.結論與建議

（1）經校核和計算，該高壓燃氣管網的管道材質、壁厚、強度等均滿足設計壓力由4.0MPa提升到4.4MPa要求。管線路由、管線埋設深度滿足《輸氣管道工程設計規范》GB50251-2015的要求。（2）線路閥室經相關技術改造后可滿足升壓的要求；天然氣場站經技術改造后可滿足升壓的要求。（3）采用TGNET軟件對管網升壓工況進行模擬仿真，得出管網運行壓力可從3.5MPa提升至3.83MPa。（4）下一步需對現狀管網進行壁厚檢測、復核，實際壁厚不應小于計算壁厚；對管網按4.4MPa設計壓力進行強度和嚴密性試驗。（5）建議委托具備相關資質的單位對高壓燃氣管網升壓改造進行全面安全評估；管網由城燃管道變更為長輸管道，需與相關行業主管部門落實許可手續。