蟻振銳

國家管網(wǎng)集團(tuán)廣東省管網(wǎng)有限公司

摘要：結(jié)合粵東LNG氣源供應(yīng)方式及外輸管道投產(chǎn)試運(yùn)行特點(diǎn)，分析探討了天然氣置換方式、升壓調(diào)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(diào)壓等關(guān)鍵控制點(diǎn)，總結(jié)了操作經(jīng)驗(yàn)和存在問題，提出了建議，為相關(guān)工作提供指導(dǎo)與借鑒。

關(guān)鍵詞：外輸管道；天然氣；置換；升壓

粵東LNG外輸管道揭陽首站至浮洋分輸站互聯(lián)互通段（以下簡稱揭陽—浮洋管段）全長115 km，沿線站場6座、閥室3座，年輸氣能力52.7億立方米。2021年3月，揭陽—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，以及過程中控制好操作關(guān)鍵點(diǎn)，是保證管道安全平穩(wěn)投產(chǎn)試運(yùn)行的重要環(huán)節(jié)。

1  管道氮?dú)夥獯?o:p>

管道清管干燥結(jié)束后進(jìn)行氮?dú)庵脫Q，以防止外界濕空氣重新進(jìn)入管道。充入氮?dú)饧兌?9.95%以上，當(dāng)管道內(nèi)氧氣含量不大于2%且壓力不小于0.02 MPa（表壓）時(shí)，表明氮?dú)庵脫Q完成。

2  置換升壓

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

圖 1 揭陽—浮洋管段及站場閥室示意圖

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?dú)饨缑骈g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(nèi)注入天然氣，將氮?dú)庵脫Q成天然氣。置換期間管道中氣體界面分別為天然氣—氮?dú)饣鞖舛螝忸^（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度的主要因素，當(dāng)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度，減少天然氣置換用量。國內(nèi)投產(chǎn)較早的天然氣長輸管道，基本都采用加隔離球方式，但隔離球在運(yùn)行過程中容易與管道內(nèi)壁摩擦造成漏氣，且實(shí)際操作中隔離球運(yùn)行速度難以控制，從而延長了混氣段。據(jù)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(yùn)投產(chǎn)技術(shù)規(guī)范》要求，管道檢測點(diǎn)連續(xù)3次檢測的甲烷體積分?jǐn)?shù)達(dá)到1%時(shí)，說明天然氣—氮?dú)饣鞖舛螝忸^已到達(dá)。連續(xù)3次檢測的甲烷體積分?jǐn)?shù)達(dá)到80%時(shí)，說明天然氣段氣頭已到達(dá)，多點(diǎn)檢測全部合格判定全線置換合格。

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)壓降過大而產(chǎn)生冰堵，采用兩級調(diào)壓、分段穩(wěn)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(wěn)壓時(shí)間均為24小時(shí)。具體步驟如表 1所示。

為滿足快速啟動(dòng)高壓泵和管道升壓速率要求，選擇潮南清管站作為調(diào)壓點(diǎn)，通過截止閥（GL1101）進(jìn)行節(jié)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(jié)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4 MPa；當(dāng)管段主干線升壓至5 MPa時(shí)，不再用截止閥進(jìn)行節(jié)流控制。

考慮到粵東LNG接收站高壓外輸系統(tǒng)及配套外輸管道同時(shí)投產(chǎn)，為滿足粵東LNG接收站高壓泵運(yùn)行要求，要求高壓泵出口背壓不低于4 MPa。由CNG提供氣源將主干線揭陽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(yùn)行建立背壓。

3  小結(jié)

（1）多點(diǎn)放空多點(diǎn)檢測，提高天然氣置換效率。當(dāng)天然氣—氮?dú)饣鞖忸^到達(dá)上一個(gè)站場/閥室時(shí)，關(guān)閉該站場/閥室主干線放空流程，同時(shí)保持下游兩個(gè)放空站場/閥室的主干線放空流程處于打開狀態(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21.38萬立方米，比計(jì)劃用氣量減少0.97萬立方米。

（2）兩級調(diào)壓、分段穩(wěn)壓，升壓效果較好。以潮南清管站作為調(diào)壓控制點(diǎn)，采用兩級調(diào)壓、分段穩(wěn)壓方式，經(jīng)投產(chǎn)試運(yùn)行實(shí)際驗(yàn)證，效果較好。

（3）提前解決共性常見問題。一是置換和升壓過程中加強(qiáng)檢漏工作，現(xiàn)場主要采用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(xiàn)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(xiǎn)，建議后期新建站場所有儀表及儀表管閥件均應(yīng)進(jìn)行嚴(yán)密性試驗(yàn)，運(yùn)營人員提前介入，現(xiàn)場檢漏并組織施工單位整改發(fā)現(xiàn)的漏點(diǎn)。二是置換前管道內(nèi)封存氮?dú)鈮毫Σ灰顺�過20 KPa，壓力過高會增加天然氣置換阻力，導(dǎo)致天然氣—氮?dú)饣鞖舛螝忸^到達(dá)站場、閥室的實(shí)際時(shí)間與預(yù)計(jì)時(shí)間出現(xiàn)偏差。

作者簡介：蟻振銳，工程師，2007年至今一直從事天然氣儲運(yùn)工作，參與國家天然氣基礎(chǔ)設(shè)施互聯(lián)互通重點(diǎn)工程——粵東LNG外輸管線的建設(shè)、生產(chǎn)準(zhǔn)備和投產(chǎn)運(yùn)營。聯(lián)系方式：13580232386，yizr@gdngg.com.cn。