蒲麗珠 陳利瓊 楊文川

1.西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院，四川 成都 610500； 2.中國石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司西南分公司，四川 成都 610041

0 前言

天然氣管道放空是管道進(jìn)行維搶修及改擴(kuò)建工程中必不可少的環(huán)節(jié)。但將處理合格的天然氣放空將造成資源的浪費(fèi)，同時也會造成一定的環(huán)境污染，所以回收放空天然氣尤為重要。國外普遍采用移動壓氣站或移動式放空裝置對管道進(jìn)行放空；而國內(nèi)則普遍采用在站場、閥室設(shè)置放空設(shè)備的方式。移動式放空設(shè)備能有效地減少征地面積，但在國內(nèi)較難實(shí)施，如能選擇性采納國外放空技術(shù)，在保證放空安全性的同時縮小占地面積，將能有效地緩解征地難的現(xiàn)狀。

1 國外管道放空設(shè)置方式

國外凈化天然氣輸送管道線路截?cái)嚅y室未設(shè)置放空豎管，僅留有排放接口并用法蘭蓋或類似管件封堵，站場設(shè)備區(qū)安全閥就地泄放，可見天然氣放空操作是不經(jīng)常進(jìn)行的。這種做法在北美具有普遍性。

1.1 移動式壓氣站

基于節(jié)能環(huán)保、盡量減少放空的理念，國外公司開發(fā)了移動式壓氣站。在某段管道需要檢修時，先將移動式壓氣站運(yùn)輸至現(xiàn)場進(jìn)行安裝、調(diào)試，然后關(guān)閉該管道上下游截?cái)嚅y，將管道內(nèi)的天然氣增壓后輸往下游相鄰管段或并行管道。管內(nèi)余下的少量無法用壓縮機(jī)抽出的天然氣通過線路截?cái)嚅y處設(shè)置的排放口或設(shè)置于線路截?cái)嚅y附近的永久性放空豎管放空。

俄羅斯于20 世紀(jì)90 年代推出了一款移動式壓氣站，對一段長30 km，管徑1 422 mm，初始壓力為7.5 MPa的管道進(jìn)行放空操作，經(jīng)48 h 的抽氣作業(yè)后，管道內(nèi)剩余壓力為0.97 MPa，余下的天然氣需要就地放空。該移動式壓氣站為模塊化設(shè)計(jì)，所有單元（包括：增壓單元、氣體冷卻單元、輔助單元、自備發(fā)電站）分別裝載在汽車半拖車上運(yùn)輸?shù)浆F(xiàn)場，在現(xiàn)場組裝，增壓單元和冷卻單元安裝在液壓支架上。移動式壓氣站通過撓性管與天然氣干線連接。該移動式壓氣站設(shè)計(jì)參數(shù)見表1。

表1 俄羅斯移動式壓氣站設(shè)計(jì)參數(shù)

歐洲Open Grid Europe 管道也采用了移動式壓氣站抽取管道內(nèi)天然氣，以減少管道天然氣的放空總量。LMF 公司提供了一款移動式壓氣站，對長20 km，管徑DN 1 000，初始壓力為5 MPa 的管道進(jìn)行天然氣排放操作，經(jīng)45 h 的抽氣作業(yè)后，管道內(nèi)剩余壓力為0.7 MPa，余下的天然氣采用移動式壓縮機(jī)無法抽出，需就地放空。該移動式壓氣站的參數(shù)見表2。

表2 歐洲LMF 公司移動式壓氣站設(shè)計(jì)參數(shù)

Solar 公司也曾在Trans Canada 推出過類似的移動式壓氣站，用于抽取管道天然氣，以減少輸氣管道天然氣的放空量。其基本思路為采用2 臺離心式壓縮機(jī)配合工作，分別采用Saturn20 機(jī)組（1.185 MW）和Centaur40機(jī)組（3.5 MW）驅(qū)動。剛開始抽氣時利用2 臺機(jī)組并聯(lián)運(yùn)行，后期因管道內(nèi)天然氣壓力降低，抽取量下降而采用2 臺機(jī)組串聯(lián)運(yùn)行，提高增壓比，以盡量多地抽吸管存天然氣，減少天然氣放空量。

目前移動式壓氣站的運(yùn)輸、安裝、調(diào)試和操作時間較長，現(xiàn)場配管還需解決管道振動等問題，對維搶修的時間有較大影響，國內(nèi)無相關(guān)工程運(yùn)用的實(shí)例。

1.2 移動式放空裝置

國外公司開發(fā)了移動式焚燒爐和天然氣移動式放空火炬，可適用于環(huán)保部門要求點(diǎn)火放空的場所。通過采用此類移動式放空裝置，可以簡化線路放空豎管設(shè)計(jì)，對有條件使用的閥室，具有很好的應(yīng)用前景。

2 國內(nèi)輸氣管道放空設(shè)置方式

2.1 普遍設(shè)置方式

自2000 年來，中國石油建設(shè)了大量的輸氣管道，其建設(shè)水平基本能代表中國的油氣管道水平。中國石油輸氣管道站場、閥室的放空主要有兩種設(shè)置方式。

2.1.1 站場

壓氣站大多數(shù)設(shè)置帶點(diǎn)火裝置的放空豎管，少數(shù)由于選址困難、征地、地方政府要求等原因只設(shè)置不帶點(diǎn)火裝置的放空豎管；分輸站、清管站等其他站場多數(shù)設(shè)置帶點(diǎn)火裝置的放空豎管。帶點(diǎn)火裝置的放空豎管與站場間距按輻射熱計(jì)算[1]，放空豎管與站場的間距多在80 m 以上，放空管高度多為25 m。

2.1.2 閥室

多數(shù)閥室設(shè)置不帶點(diǎn)火裝置的放空豎管［2］，僅中國石油西南油氣田公司閥室放空要求按點(diǎn)火設(shè)計(jì)，并采用手動外傳火的方式進(jìn)行點(diǎn)火放空；個別閥室選址困難、周圍建筑物多等無放空條件的未設(shè)置放空豎管［3］。

因閥室設(shè)計(jì)無規(guī)范可循，閥室放空豎管區(qū)域布置目前參照五級站場設(shè)計(jì)。管道放空時間無標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范可循，一般根據(jù)運(yùn)行單位的經(jīng)驗(yàn)進(jìn)行，通常對維修管段放空要求在10～12 h 內(nèi)完成，以便盡快完成維搶修恢復(fù)管網(wǎng)供氣［4］。對高壓、大口徑、長管段控制在10～12 h 內(nèi)完成放空，其瞬時放空量較大［5］。

中國石油站場、閥室放空設(shè)置情況：帶點(diǎn)火裝置的放空豎管與站場的間距按輻射熱計(jì)算，多在80 m 以上，放空豎管高度多為25 m；絕大多數(shù)閥室均設(shè)放空豎管，不點(diǎn)火，防火間距按小時放空量參照五級站考慮，多在40 m 以上，放空豎管高度多為20 m。具體方式見表3。

表3 中國石油站場、閥室放空設(shè)置方式

2.2 特殊設(shè)置方式

2.2.1 站場放空豎管特殊設(shè)置方式

對征地有困難的五級站場，站場不承擔(dān)上下游管線的放空操作，站場的放空豎管不設(shè)置點(diǎn)火功能，放空豎管只進(jìn)行站場內(nèi)部管道及相關(guān)設(shè)備的放空，在操作中將嚴(yán)格控制放空速度及放空總量，使放空量≤1.2×104m3/h，此時放空豎管與站場設(shè)施及工藝設(shè)備區(qū)的間距可按最小間距10 m 設(shè)置。由于實(shí)際操作可能出現(xiàn)放空量超過1.2×104m3/h 的情況，所以放空豎管離站場設(shè)備區(qū)的間距按40 m 執(zhí)行。

2.2.2 閥室放空豎管特殊設(shè)置方式

a）將放空豎管與閥室閥組建在同一圍墻內(nèi)，閥組區(qū)、放空區(qū)和放空影響范圍全部作為天然氣管道建設(shè)用地征收。

b）受限地區(qū)無條件設(shè)置放空豎管的個別閥室只設(shè)置截?cái)喙δ?，閥室只執(zhí)行截?cái)喙δ?，由上下游相鄰閥室承擔(dān)管段天然氣放空的功能。

c）大部分輸氣管道閥室的放空豎管未設(shè)置點(diǎn)火功能。

3 結(jié)論

a）國外采用移動式壓氣站對放空天然氣管道進(jìn)行回收，線路放空不設(shè)置放空豎管，僅預(yù)留排放接口并用法蘭蓋或類似管件封堵。這種方式有利于減小征地面積，但在國內(nèi)實(shí)施還有一定難度。

b）建議國內(nèi)天然氣管道在設(shè)計(jì)時考慮常規(guī)可控的放空天然氣工況，設(shè)置配套的天然氣回收工藝，從根本上解決國內(nèi)天然氣管道站場維搶修時的大量放空問題。

［1］趙立丹.天然氣長輸管道站場放空系統(tǒng)計(jì)算［J］.油氣田地面工程，2011, 30(8): 51-52.Zhao Lidan. Calculation on Station Gas Venting System in Natural Gas Long Distance Transmission Pipeline［J］. Oil-Gasfield Surface Engineering, 2011, 30(8): 51-52.

［2］許 多，李 俊，鄭 杰，等.國內(nèi)油田放空氣回收技術(shù)調(diào)研［J］.天然氣與石油，2010，28(3): 29-31.Xu Duo,Li Jun,Zheng Jie,et al. Researches on Vent Gas Recovery Technologies of Domestic Oil Fields［J］. Natural Gas and Oil, 2010, 28 (3): 29-31.

［3］熊竹順，孟慶杰，卓世虎，等.放空尾氣回收技術(shù)在塔中油田的應(yīng)用［J］.油氣田環(huán)境保護(hù)，2011, 78(5): 27-29.Xiong Zhushun,Meng Qingjie,Zhuo Shihu,et al. Application of Venting Gas Recovery Technology in Tarim Oilfield［J］. Environmental Protection of Oil & Gas Fields, 2011, 78(5): 27-29.

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［5］余 洋，黃 靜，陳 杰，等. 天然氣站場放空系統(tǒng)有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的解讀及應(yīng)用［J］.天然氣與石油，2011，29(5): 11-14.Yu Yang,Huang Jing,Chen Jie,et al. Interpretation and Application of Standards Relative to Flare Systems in Natural Gas Stations［J］.Natural Gas and Oil,2011, 29(5): 11-14.