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管道研究

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天然氣管道“氣推氣”置換升壓操作方式探討

來(lái)源:《管道保護》2021年第5期 作者:蟻振銳 時(shí)間:2021-10-9 閱讀:

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。



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。


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