天然气管道“气推气”置换升压操作方式探讨｜江瑞市政

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天然气管道“气推气”置换升压操作方式探讨

2021-10-13 10:30:49 评论（0）

粤东LNG外输管道揭阳首站至浮洋分输站互联互通段（以下简称揭阳—浮洋管段）全长115 km，沿线站场6座、阀室3座，年输气能力52.7亿立方米。2021年3月，揭阳—浮洋管段顺利完成天然气置换、升压工作。实践证明，选择合适的天然气置换方式、升压方式，以及过程中控制好操作关键点，是保证管道安全平稳投产试运行的重要环节。

1 管道氮气封存

管道清管干燥结束后进行氮气置换，以防止外界湿空气重新进入管道。充入氮气纯度99.95%以上，当管道内氧气含量不大于2%且压力不小于0.02 MPa（表压）时，表明氮气置换完成。

2 置换升压

揭阳—浮洋管段（第一阶段投产）主干线升压过程中同步完成站场管道的置换、升压，其目的是减少站场压力控制、提高整体投产效率、及早发现并处理问题。管段及站场、阀室详情如图 1所示。

图 1 揭阳—浮洋管段及站场阀室示意图

2.1 置换方式确定及关键点控制

置换常用两种方式，一种是在天然气与氮气界面间加隔离球，在隔离球后面用天然气推动隔离球进行置换；另一种是“气推气”，即直接向管道内注入天然气，将氮气置换成天然气。置换期间管道中气体界面分别为天然气—氮气混气段气头（第1个气头）和纯天然气段气头（第2个气头）。

气体流速是决定混气段长度的主要因素，当气体流速保持在3 m/s～5 m/s时，气体处于紊流状态，能最有效控制混气段长度，减少天然气置换用量。国内投产较早的天然气长输管道，基本都采用加隔离球方式，但隔离球在运行过程中容易与管道内壁摩擦造成漏气，且实际操作中隔离球运行速度难以控制，从而延长了混气段。据此，本次采用气推气置换方式。

置换气源由粤东LNG接收站蒸发气体（BOG）经压缩（CNG）后注入管道，流量约8300 m³/h，气体流速约3.8 m³/s。按照Q/SY 0356―2012《天然气管道试运投产技术规范》要求，管道检测点连续3次检测的甲烷体积分数达到1%时，说明天然气—氮气混气段气头已到达。连续3次检测的甲烷体积分数达到80%时，说明天然气段气头已到达，多点检测全部合格判定全线置换合格。

2.2 升压方式确定及关键点控制

鉴于粤东LNG接收站高压外输泵出口压力约9.3 MPa，为防止投产时压降过大而产生冰堵，采用两级调压、分段稳压方式。升压分为1 MPa、3 MPa、5 MPa、7 MPa、9 MPa五个阶段，各升压阶段稳压时间均为24小时。具体步骤如表 1所示。

为满足快速启动高压泵和管道升压速率要求，选择潮南清管站作为调压点，通过截止阀（GL1101）进行节流控制。

天然气压力每降低1 MPa其温度降低约3 ℃～5 ℃（本次取值4 ℃），节流后的天然气最低温度要求在0 ℃以上，故截止阀前后压差不宜超过4 MPa；当管段主干线升压至5 MPa时，不再用截止阀进行节流控制。

考虑到粤东LNG接收站高压外输系统及配套外输管道同时投产，为满足粤东LNG接收站高压泵运行要求，要求高压泵出口背压不低于4 MPa。由CNG提供气源将主干线揭阳首站至潮南清管站段升压至5 MPa，为下一步启动高压泵运行建立背压。

3 小结

（1）多点放空多点检测，提高天然气置换效率。当天然气—氮气混气头到达上一个站场/阀室时，关闭该站场/阀室主干线放空流程，同时保持下游两个放空站场/阀室的主干线放空流程处于打开状态。多个检测点多次检测，有效判定置换完成。本次置换天然气流速约3.5 m/s，天然气置换用气量21.38万立方米，比计划用气量减少0.97万立方米。

（2）两级调压、分段稳压，升压效果较好。以潮南清管站作为调压控制点，采用两级调压、分段稳压方式，经投产试运行实际验证，效果较好。

（3）提前解决共性常见问题。一是置换和升压过程中加强检漏工作，现场主要采用ppm级激光甲烷遥测仪和喷淋肥皂水检漏两种方式，共发现并处理天然气渗漏点53处。其中引压管、压力表接管连接处、法兰、阀门排污嘴等泄漏38处，占比71.70%。为减少漏点，减少投产作业风险，建议后期新建站场所有仪表及仪表管阀件均应进行严密性试验，运营人员提前介入，现场检漏并组织施工单位整改发现的漏点。二是置换前管道内封存氮气压力不宜超过20 KPa，压力过高会增加天然气置换阻力，导致天然气—氮气混气段气头到达站场、阀室的实际时间与预计时间出现偏差。

作者简介：

蚁振锐，工程师，2007年至今一直从事天然气储运工作，参与国家天然气基础设施互联互通重点工程——粤东LNG外输管线的建设、生产准备和投产运营。联系方式：13580232386，yizr@gdngg.com.cn。

来源：《管道保护》2021年第5期（总第60期）

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