蟻振銳

國家管網(wǎng)集團廣東省管網(wǎng)有限公司

摘要：結合粵東LNG氣源供應方式及外輸管道投產(chǎn)試運行特點(diǎn)，分析探討了天然氣置換方式、升壓調壓方式等，明確了“氣推氣”置換、多點(diǎn)放空及檢測、置換流速及氣量控制、兩級調壓等關(guān)鍵控制點(diǎn)，總結了操作經(jīng)驗和存在問(wèn)題，提出了建議，為相關(guān)工作提供指導與借鑒。

關(guān)鍵詞：外輸管道；天然氣；置換；升壓

粵東LNG外輸管道揭陽(yáng)首站至浮洋分輸站互聯(lián)互通段（以下簡(jiǎn)稱(chēng)揭陽(yáng)—浮洋管段）全長(cháng)115 km，沿線(xiàn)站場(chǎng)6座、閥室3座，年輸氣能力52.7億立方米。2021年3月，揭陽(yáng)—浮洋管段順利完成天然氣置換、升壓工作。實(shí)踐證明，選擇合適的天然氣置換方式、升壓方式，以及過(guò)程中控制好操作關(guān)鍵點(diǎn)，是保證管道安全平穩投產(chǎn)試運行的重要環(huán)節。

1  管道氮氣封存

管道清管干燥結束后進(jìn)行氮氣置換，以防止外界濕空氣重新進(jìn)入管道。充入氮氣純度99.95%以上，當管道內氧氣含量不大于2%且壓力不小于0.02 MPa（表壓）時(shí)，表明氮氣置換完成。

2  置換升壓

揭陽(yáng)—浮洋管段（第一階段投產(chǎn)）主干線(xiàn)升壓過(guò)程中同步完成站場(chǎng)管道的置換、升壓，其目的是減少站場(chǎng)壓力控制、提高整體投產(chǎn)效率、及早發(fā)現并處理問(wèn)題。管段及站場(chǎng)、閥室詳情如圖 1所示。

圖 1 揭陽(yáng)—浮洋管段及站場(chǎng)閥室示意圖

2.1  置換方式確定及關(guān)鍵點(diǎn)控制

置換常用兩種方式，一種是在天然氣與氮氣界面間加隔離球，在隔離球后面用天然氣推動(dòng)隔離球進(jìn)行置換；另一種是“氣推氣”，即直接向管道內注入天然氣，將氮氣置換成天然氣。置換期間管道中氣體界面分別為天然氣—氮氣混氣段氣頭（第1個(gè)氣頭）和純天然氣段氣頭（第2個(gè)氣頭）。

氣體流速是決定混氣段長(cháng)度的主要因素，當氣體流速保持在3 m/s～5 m/s時(shí)，氣體處于紊流狀態(tài)，能最有效控制混氣段長(cháng)度，減少天然氣置換用量。國內投產(chǎn)較早的天然氣長(cháng)輸管道，基本都采用加隔離球方式，但隔離球在運行過(guò)程中容易與管道內壁摩擦造成漏氣，且實(shí)際操作中隔離球運行速度難以控制，從而延長(cháng)了混氣段。據此，本次采用氣推氣置換方式。

置換氣源由粵東LNG接收站蒸發(fā)氣體（BOG）經(jīng)壓縮（CNG）后注入管道，流量約8300 m3/h，氣體流速約3.8 m3/s。按照Q/SY 0356―2012《天然氣管道試運投產(chǎn)技術(shù)規范》要求，管道檢測點(diǎn)連續3次檢測的甲烷體積分數達到1%時(shí)，說(shuō)明天然氣—氮氣混氣段氣頭已到達。連續3次檢測的甲烷體積分數達到80%時(shí)，說(shuō)明天然氣段氣頭已到達，多點(diǎn)檢測全部合格判定全線(xiàn)置換合格。

2.2  升壓方式確定及關(guān)鍵點(diǎn)控制

鑒于粵東LNG接收站高壓外輸泵出口壓力約9.3 MPa，為防止投產(chǎn)時(shí)壓降過(guò)大而產(chǎn)生冰堵，采用兩級調壓、分段穩壓方式。升壓分為1 MPa、3 MPa、5 MPa、7 MPa、9 MPa五個(gè)階段，各升壓階段穩壓時(shí)間均為24小時(shí)。具體步驟如表 1所示。

為滿(mǎn)足快速啟動(dòng)高壓泵和管道升壓速率要求，選擇潮南清管站作為調壓點(diǎn)，通過(guò)截止閥（GL1101）進(jìn)行節流控制。

天然氣壓力每降低1 MPa其溫度降低約3 ℃～5 ℃（本次取值4 ℃），節流后的天然氣最低溫度要求在0 ℃以上，故截止閥前后壓差不宜超過(guò)4 MPa；當管段主干線(xiàn)升壓至5 MPa時(shí)，不再用截止閥進(jìn)行節流控制。

考慮到粵東LNG接收站高壓外輸系統及配套外輸管道同時(shí)投產(chǎn)，為滿(mǎn)足粵東LNG接收站高壓泵運行要求，要求高壓泵出口背壓不低于4 MPa。由CNG提供氣源將主干線(xiàn)揭陽(yáng)首站至潮南清管站段升壓至5 MPa，為下一步啟動(dòng)高壓泵運行建立背壓。

3  小結

（1）多點(diǎn)放空多點(diǎn)檢測，提高天然氣置換效率。當天然氣—氮氣混氣頭到達上一個(gè)站場(chǎng)/閥室時(shí)，關(guān)閉該站場(chǎng)/閥室主干線(xiàn)放空流程，同時(shí)保持下游兩個(gè)放空站場(chǎng)/閥室的主干線(xiàn)放空流程處于打開(kāi)狀態(tài)。多個(gè)檢測點(diǎn)多次檢測，有效判定置換完成。本次置換天然氣流速約3.5 m/s，天然氣置換用氣量21.38萬(wàn)立方米，比計劃用氣量減少0.97萬(wàn)立方米。

（2）兩級調壓、分段穩壓，升壓效果較好。以潮南清管站作為調壓控制點(diǎn)，采用兩級調壓、分段穩壓方式，經(jīng)投產(chǎn)試運行實(shí)際驗證，效果較好。

（3）提前解決共性常見(jiàn)問(wèn)題。一是置換和升壓過(guò)程中加強檢漏工作，現場(chǎng)主要采用ppm級激光甲烷遙測儀和噴淋肥皂水檢漏兩種方式，共發(fā)現并處理天然氣滲漏點(diǎn)53處。其中引壓管、壓力表接管連接處、法蘭、閥門(mén)排污嘴等泄漏38處，占比71.70%。為減少漏點(diǎn)，減少投產(chǎn)作業(yè)風(fēng)險，建議后期新建站場(chǎng)所有儀表及儀表管閥件均應進(jìn)行嚴密性試驗，運營(yíng)人員提前介入，現場(chǎng)檢漏并組織施工單位整改發(fā)現的漏點(diǎn)。二是置換前管道內封存氮氣壓力不宜超過(guò)20 KPa，壓力過(guò)高會(huì )增加天然氣置換阻力，導致天然氣—氮氣混氣段氣頭到達站場(chǎng)、閥室的實(shí)際時(shí)間與預計時(shí)間出現偏差。

作者簡(jiǎn)介：蟻振銳，工程師，2007年至今一直從事天然氣儲運工作，參與國家天然氣基礎設施互聯(lián)互通重點(diǎn)工程——粵東LNG外輸管線(xiàn)的建設、生產(chǎn)準備和投產(chǎn)運營(yíng)。聯(lián)系方式：13580232386，yizr@gdngg.com.cn。