（中国石油管道公司，河北廊坊065000）

　　姜进田等.中乌天然气管道A线绕行段天然气置换投产.油气储运，2011，30（8）：614-618.

　　摘要：中乌天然气管道A线绕行段置换投产需最大程度地将临时段管道中的天然气导入A线绕行段管道。对置换和平压过程进行工艺计算和数据模拟，确定投产初始压力为0.2MPa，天然气置换流速为5m/s，管内天然气节流前的温度约12℃，节流后的温度将降至约－31℃。根据实际置换速率的计算结果、阀后压力的变化以及管道、设备的振动情况，调整手轮总转数以控制流量。通过分析约束条件、上下游允许的最大停输时间、平压作业的最佳时机，论 证了将临时段内的天然气导入绕行段的可行性。通过对不同置换方式的工程实施方案进行比选，解决了高压天然气置换过程中高压差节流、置换速率控制的难题，实现了临时停输情况下临时段管道向绕行段管道导入天然气并最终平压的置换投产。

　　关键词：中乌天然气管道；绕行段；置换投产；高压差；节流；平压

　　中图分类号：TE821　　文献标识码：A

　　 

　　A线绕行段是改变原有中乌天然气管道设计线路向西绕行至乌兹别克斯坦加兹里气田区的一项关键性工程，如果不采取非常措施，按期实现中乌天然气管道A线单线投产通气难度极大。为此，采用了通过临时段管道连通A线管道先实现投产，待A线绕行段具备投产条件后，再将其与A线管道连通，最终实现A线管道投产、临时段管道停用的总体方案。

　　1 工程概况和技术难点

　　中乌天然气管道采用双管并行敷设和跨接管道连接方式设计，单线全长529km，管径为1067mm，设计最大输量300×108m3/a。根据建设计划，工程先实施A线单线投产，待B线建设完成并具备投产条件后再实施B线投产。中乌天然气管道A线绕行段单线线路全长约115km，临时段管道总长度72.5km（图1）。临时段管道通过No.6.1和No.6.2阀室与No.8.1和No.8.2阀室之间的跨接线将A线管道连通，实现了A线临时通气。A线通气投产后，中亚管道全线仅首站运行1台15MW压缩机组，平均运行压力8～9MPa，输量600×104～800万m3/d。

　　A线绕行段投产采用“气推气（天然气推氮气，氮气推空气）”的置换方式，氮气段前后不加隔离球。提前采用制氮车对No.6.1至No.7A.1阀室之间的管段注氮并封存，封存段氮气压力0.1MPa（表压），长度29km。由于上游气源不能停输，A线绕行段投产的总体原则是在维持A线运行的同时进行A线绕行段置换投产作业[1]，其技术难点表现在3个方面：

　　（1）为保证上游气田和下游管道的正常运行，此次A线绕行段置换和升压所需的天然气将直接从A线运行管道下载。这就要求首站压缩机组不能停机，同时要满足首站上游约20km（位于土库曼斯坦境内）的外输站压缩机组的运行条件。

　　（2）A线绕行段投运后需要废除临时段管道，放空量约600万m3，放空时间约6d。为减少放空损失和风险，在投产过程中将临时段管道内的天然气最大限度地导入A线绕行段内。因此需要在升压期间选择合适时机对在运行的A线管道进行临时停输。停输过程中，对首站压缩机组的运行控制模式、停输后影响首站压缩机组正常运行的时间，以及临时段与绕行段平压需要的最大升压流速等问题进行分析和解决，确保上下游平稳生产。

　　（3）解决高压差天然气置换投产所面临的各种风险。在没有专用流量调节设备和现有工艺系统不满足多级降压的条件下，由于干线平均运行压力为8MPa，因此必须解决此高压差下的节流降温对阀门和管材的影响，平稳控制天然气置换流速、升压速率以及阀门和管道冰堵、振动等问题。

　　2 工艺计算

　　2.1 天然气置换压力和流速

　　在置换投产过程中，置换速率越快，混气越少。基于保证安全的前提，经模拟计算，绕行段投产初始压力 为0.2MPa，并按照0.14MPa/h的进口压力递增，以保持天然气置换流速为5m/s[2]。

　　2.2 节流效应

　　管道任意点的气体温度[2]为：

　　

　　式中：Tx为任意点的气体温度，此处是指No.6阀室节流前的温度，℃；T0为管道周围介质的温度，即No.6阀室处的近似地温，取12℃；T1为计算管段起点的气体温度，即首站的最高出站温度，取55℃；x为首站与No.6阀室之间的距离，取145km；K为管道内的气体与土壤的总传热系数，取1.745W/（m2℃）[3]；G为气体的相对密度，取0.726；cp为气体的定压比热容，在 9MPa下的定压比热容为1750J/（kg℃）；Q为首站进口气体的流量，取600万m3/d；D为管道外径，取1.067m。

　　根据上式计算得到No.6阀室上游管道的温度变化趋势（图2）。Tx＝12.02℃，即No.6阀室处管内天然气节流前的温度约12℃，与该处地温一致。

　　由于距离较远，输量较小，管内的气体流速仅为0.70～0.75m/s，导致No.6阀室处管道内天然气节流前的温度与地温基本相同。

　　根据天然气压力每降低1MPa，温度降低约5.5℃的经验值，当天然气压力由8.0MPa通过一级节流降至0.2MPa（置换初始压力）时，节流前管内天然气的温度为12℃，节流后温度将降至约－31℃。

　　2.3 节流截止阀的特性曲线模拟

　　No.6阀室的旁通和放空截止阀均采用FJ41Y-600节流截止放空阀，根据厂家提供的该阀满足流量、压差的开度范围，模拟压差为8～0.2MPa的节流特性曲线（图3）。在（30～80）万m3/h的流量条件下，FJ41Y型节流截止阀的流道直径、开启高度行程、手轮开启的转数与通过流量呈线性关系。当手轮开启5.8转时，通过流量将达到30万m3/h，远远超出置换投产期间的控制流量；当手轮每开启0.5转时，通过流量将增加5万m3/h。

　　模拟曲线仅为置换投产操作参考，在实际置换操作过程中，为保证安全，可根据实际情况按照1/4转的开启方式逐步开启节流截止阀的手轮，在0.2MPa初始压差条件下，可保持手轮总转数1～2转不变，随后根据实际置换速率的计算结果、阀后压力的变化以及管道、设备的振动情况调整手轮总转数以控制适当范围的通过流量。

　　3 临时段天然气导入绕行段的可行性

　　3.1 约束条件

　　中亚天然气管道霍尔果斯末站的进站压力不低于7.1MPa；该管道首站出站压力不超过9.81MPa，进站压力不超过7.1MPa，否则将严重影响上游供气。通过对中乌天然气管道首站的运行调整，保证土库曼斯坦 阿姆河气田外输站压缩机组的正常运行。

　　3.2 上下游允许的最大停输时间

　　根据中亚天然气管道霍尔果斯末站的进站压力7.5MPa和出口流量700万m3/h的工况进行模拟计算，No.8.2阀室关闭36h后，霍尔果斯末站进站压力降到7.1MPa（图4），即No.8.2阀室关闭36h后将影响到下游正常运行。

　　根据No.6.2阀室前段管道平均压力8MPa和中乌管道首站进口流量600万m3/h的工况进行模拟计算，在首站压缩机组不停机的情况下，No.6.2阀室关闭约6h后，该阀室上游管道平均压力达到9MPa；约11h后，该阀室上游管道平均压力达到9.8MP（a图5）经过计算得出，约9h后，首站压缩机组因出口压力达到9.8MPa而停机，进而使阿姆河气田外输站压缩机组停机，影响上游的正常运行。为了安全起见，可以按No.6.2阀室上游管道平均压力达到9MPa时的6h作为平压作业的实施时间。

 

　　3.3 平压作业的最佳时机

　　按照15万m3/h和20万m3/h的升压速率，从绕行段整体升压至3MPa开始，计算完全平压所需要的时间，得出绕行段初始压力、升压速率和时间之间的关系曲线（图6）。绕行段升压至4.5MPa后，按照20万m3/h的升压速率，完全平压需要5.5h；在绕行段升压至5.2MPa后，按照15万m3/h的升压速率，完全平压需要6h。为确保升压尽快完成，同时考虑安全因素和计算误差，选择在绕行段升压至4.5MPa作为进气平压点。

　　4 方案优选与实施

　　4.1 方案1

　　在No.6.1阀室，采用GLV0611节流截止阀直接从8MPa压力进行一级节流至置换初始压力0.2MPa，对A线绕行段进行天然气置换和升压。

　　该方案的优点是不需要进行任何工艺改造，但存在以下缺点：节流处天然气流速过快，最大流速可能达到214m/s，会造成管道和设备损坏；由于阀门是普通碳钢材料，最低耐温为－29℃，根据上述节流效应的分析，节流后的温度可能会达到－31℃，低温可能导致阀门出现冷脆特性而损坏；由于安装在首站的在线水露点检测仪检测到的平均水露点约为－23℃，节流后的天然气温度低于水露点值，因此低温将导致游离水快速形成，造成阀门冰堵，导致设备损坏和投产失败；节流处上下游管道剧烈振动，存在事故风险；一旦现场操作和控制不当，容易造成置换流速过快，可能使天然气穿透纯氮气段，并与空气、氮气混合形成爆炸性混合气体，存在事故隐患[1]。虽然可以考虑利用高功率电伴热带或蒸汽车等加热装置对节流处进行加热，但因现场不具备相应条件且很难验证该措施的有效性，而且节流处管道和设备的振动问题很难解决，因此该方案不可行。

　　4.2 方案2

　　全线不降压，采取临时停输的方式，关闭No.6.2和No.8.2阀室干线截断阀，通过两个阀室的放空管道放空临时段管存天然气，将临时管道压力降至4.0MPa后，停止放空，再利用CL.8跨接线的旁通球阀进行流量控制，利用临时段管存天然气对A线绕行段进行天然气置换。

　　该方案的优点是作业安全性较好，不必全线降压停输。缺点是临时停输放空、置换需用3d时间，远远超过上游生产允许的9h时限；即使在规定时间内能够完成置换，在对绕行段升压时仍会遇到高压差节流、振动等问题；需用跨接线旁通球阀节流，但这易造成球阀损坏，从而对后续B线动火连头造成较大危险。因此，该方案亦不可行。

　　4.3 方案3

　　对No.6阀室进行工艺改造，增加二级节流，通过两级降压解决节流降温和振动问题。利用DN300管道将两阀室的放空口进行连接（图7蓝色线条部分），并加装2个注氮阀，加装1台节流截止放空阀GLV0623和1个压力表。为解决节流造成的振动对放空管道的影响，在GLV0612和GLV0622节流截止放空阀之间的放空管道加装压重块，然后回填并夯实。

　　该方案的置换流程：中乌管道A线来气经过CL.7跨接线后，一路通过GHV0621干线截断阀利用临时段管道向下游继续供气，另一路通过阀门BV0621、GLV0621、GLV0622、GLV0623、GLV0612、BV0612向绕行段进气置换。

　　置换操作步骤：根据PI0623和PI0612压力表的读数，利用节流截止放空阀的特性曲线，通过对GLV0621、GLV0622、GLV0623节流截止放空阀的联合控制操作，保持GLV0623前后压差在3～4MPa之间，确保GLV0623和GLV0622共同分担节流降压，同时，根据实际置换速率联合控制该组阀门的开度，保持5m/s的天然气置换速率。 平压操作步骤：待绕行段升压至4.5MPa时，打开BV0622，关闭No.6.2和No.8.2阀室干线截断阀，关闭BV0621和GLV0621，中乌管道临时停输，临时段开始向绕行段进气平压。平压结束后，打开BV0621和GLV0621，关闭BV0622，通过初始升压流程将A线来气导入绕行段继续进行升压，升压完毕后，打开No.6.1和No.6.2阀室干线截断阀，绕行段完成投产。

　　经过3种方案比选，采用方案3投产后，成功实现了A线绕行段管道的按期投产，并与中乌天然气管道A线贯通运行。绕行段与临时段平压作业使临时段管道压力下降约1.5MPa，在降低了放空风险的同时，减少了天然气放空的经济损失。A线绕行段置换投产技术和工艺改造方案成功实施后，又成功地应用到B线管道的投产，也创造了9MPa压差下长输天然气管道置换投产的新纪录。

　　参考文献：

　　[1]杨筱蘅.油气管道安全工程[M].北京：中国石化出版社，2005：174-175，178.

　　[2]国家经济贸易委员会.SY/T5922－2003天然气管道运行规范[S].北京：石油工业出版社，2003.

　　[3]李长俊.天然气管道输送[M].北京：石油工业出版社，2000：86-87，90-93，176-181.

　　作者简介：姜进田，高级工程师，1970年生，1992年毕业于西南石油学院机械专业，现主要从事天然气管道的运行管理工作。 电话：13811535850；Email：jjt_zy@petrochina.com.cn