天然气管道氮气置换工艺参数的确定

第 18 卷 第 5期 石 油 规 划 设 计 43 * 谭力文，男，1982 年生，在读硕士研究生，从事油气储运工程工艺与理论方面的研究。通信地址：四川成都市新都区西南石油大学研究生院硕 05 级 2 班，610500 谭力文* 敬加强 戴志向 吕 郑 张 恒 西南石油大学 中国石油西南油气田分公司 成都城市燃气有限责任公司 谭力文等. 天然气管道氮气置换工艺参数的确定. 石油规划 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 ，2007，18（5）：43～45 摘要 对天然气管道氮气置换工艺参数的确定及控制方法进行了研究。根据气体状态方程及 相关推导和计算，导出了注氮温度、注氮压力、注氮量、注氮施工时间以及氮气和天然气的推进 速度等参数的定量计算式，并分析了这些参数的最优值。结果表明：通过预计算天然气管道氮气 置换工艺参数及确定其控制方法，可以提高管道的运行效率及安全性。 关键词 天然气管道 氮气置换 注氮流程 注氮温度 注氮量 工艺参数 控制 检测 新建输气管道内在投产之前存有空气，直接用 天然气置换非常危险。为确保安全，一般采用注入 惰性气体氮气对管道内的空气进行置换。目前，尚 无天然气管道氮气置换工艺参数具体的确定方法。 本文将通过相关计算及工程应用等得出其参数的具 体确定方法。 在对液氮的自然气化注氮工艺中，液氮在气化 过程中要吸收大量的热量，采用的汽化装置通常为 自然蒸发器。由蒸发器吸收空气中的热量使液氮气 化。注氮时液氮通过液氮泵输送到蒸发器自然吸热， 气化后注入管道对空气进行置换。 多数天然气管道的置换注氮和氮气置换工艺同 时完成，因此为了达到置换的工艺要求，在氮气注 入中必须要确定适宜的注氮速度、注氮温度和注氮 量，同时根据注氮工艺参数确定注氮设备的配备。 1 注氮和氮气置换工艺参数的确定 1.1 注氮温度 因为液氮或过低温度的氮气进入管道后，一方 面会影响管材的低温强度（低温脆性），另一方面低 温易使阀门等设备的密封泄露。因此，氮气进入管 道的温度不能低于 5℃，最好控制在 5～25℃。 1.2 注氮总量 1.2.1 注氮量分析 连续置换工艺的注氮量主要由注氮期间的氮气 混合量、氮气段通过全线的混气量、沿线站场及阀 室置换用氮气量、氮气段到达末站时的剩余量、保 险富裕量组成。若采用二次置换工艺，注氮总量为 所要置换管段的全部管容和站场相关部分的管道容 积，同时还要考虑部分混气段的放空量和灌充压力。 1t 液氮转化为 1 个标准大气压、5℃状态下的氮 气体积为 808m3，即比容 =u 0.808m3/kg。 1.2.2 管道注氮总量的确定 u VkM ×= （1） 式中：M ——注液氮的质量，kg； k ——管道充压 系数（结合具体情况一般取值为 1.2）；V ——管道 总容积，m3； u ——氮气的比容，m3/kg。 考虑液氮在储存、运输和注氮中的损耗，集气 站、阀室置换和吹扫耗气量等因素，再结合已有注 氮槽车的吨位，最后确定置换过程中注液氮总量。 1.3 氮气置换速度和注氮速度的确定 为了减少在氮气置换过程中氮气和空气的混气 量，缩短必要的置换时间，并确定注氮设备的配备 天然气管道氮气置换工艺参数的确定 44 石 油 规 划 设 计 2007 年 9月 参数，需要对氮气置换速度和注氮速度进行计算。 1.3.1 氮气置换推进速度的选取原则［3，4］ 采用氮气推空气进行置换，置换速度是一个比 较重要的参数，选取氮气推进速度的主要因素： 一是确保混气量最少。根据资料，无量纲理查 德系数（ #R ）是判定两种气体介质是否存在分层现 象的一种方法，其计算公式为： 2 g# pu dlR ×= ； ρ ρ∆×= gg l （2） 式中： g ——重力加速度， =g 9.81m/s2； ρ∆ ——不 同气体密度差值， || ba ρρρ −=∆ ，kg/m3； ρ ——两 种气体密度算术平均值， 2/)( ba ρρρ += ； aρ 、 bρ ——两种气体密度，kg/m3，在 20℃的温度下， 其中氮气密度 =aρ 1.2504kg/m3（液氮纯度应在 99.95%以上，且其他腐蚀性组分符合相应的氮气标 准要求），空气密度 =bρ 1.293kg/m3；l ——中间换算 参数； d ——管道内径，m； pu ——平均速度，m/s。 根据经验，理查德系数（ #R ）在 1～5 对应的 混气量是可接受的，速度越大，理查德系数 #R 越小， 出现分层的可能性越小。为保证混气量最少，取 =#R 1。 二是确保合理置换时间。从工程进度考虑，在 不超过《天然气管道运行规范》（SY/T5922—2003） 规范规定的 5m/s 条件下［5］，在保证实际作业可行的 情况时，天然气推进速度越快越好，用于置换的时 间越短越好。 三是考虑注氮设备的供气能力。选择置换过程 速度，需考虑注氮设备的供气能力，根据现场配备 的注氮设备能力进行工艺计算： 供气流量 =汽化蒸发器的台数×每台蒸发器供 氮气能力 1.3.2 氮气置换推进速度的计算 置换平均速度由气体状态方程计算（通常置换 温度都为当地温度，这里考虑为常温）： 00QppQ = ； PQp QpQ 10000 == （3） PF Qup ××= 240000 （4） 式中： P ——为置换管段的平均压力，MPa（注： 注氮置换的压力可以由注氮车阀门和放空阀门进行 控制）； F ——管道横截面积，m2；Q——施工状 态下氮气供气流量，m3/d； 0P ——标准大气压，MPa； 0Q ——标准大气压下的流量，m3/d； pu ——氮气置 换平均推进速度，km/h。 上述计算结果是根据注氮设备的能力进行计算 的氮气置换速度，其应大于允许混气量所需要的最 小置换速度（公式（2）的计算结果），并小于规范 规定的 5m/s 最大置换速度。 1.4 注氮施工时间T 注氮时间由注氮速度（氮气置换速度即等于注 氮速度）和注氮总量计算可得。同时，还应考虑现 场准备时间、操作时间、氮气的放空吹扫、收尾等 时间，可以初步估算得出置换施工过程共需要的时间。 NQ MT ρ×= 24 （5） 式中：T ——注氮施工时间，h；M ——注液氮的质 量，kg； Nρ ——氮气的密度取值 1.2504，kg/m3。 2 天然气置换工艺参数确定 2.1 天然气置换推进速度的确定 采用天然气推氮气，选取天然气推进速度要考 虑的因素和氮气置换空气有关内容类似。 根据公式（2），取 =#R 1 计算可取得天然气置 换氮气的最小平均流速。 根据《天然气管道运行规范》（SY/T5922— 2003）规范规定的最大推进速度为 5m/s。 然后，根据上述计算所得的置换速度结果，综 合考虑减少置换时间和最大推进速度等因素，确定 施工过程中的置换速度。 2.2 天然气置换所需流量和累计气量 根据天然气在置换中的流动阻力和以往的置换 操作经验，通常将天然气置换时管道内推进压力控 制为 0.1MPa 左右。 2.2.1 天然气置换时所需流量 估算天然气置换时所需供气流量： upFQ ××240000＝置 （6） 式中：P ——为置换管段的平均压力，MPa； 置Q —— 天然气供气流量，m3/d；u ——天然气置换平均推进 速度，km/h。 2.2.2 天然气置换累计供气量 由公式（3）得估算公式： p10000 ×× LFQ ＝累 （7） 式中： 累Q ——天然气置换累计供气量，Nm3；L—— 管道长度，km； P ——操作压力，MPa。 第 18 卷 第 5期 谭力文等：天然气管道氮气置换工艺参数的确定 45 2.3 天然气置换时间 为了确定施工工期，有必要对天然气的置换时 间进行估算。天然气置换时间包括在推进中的时间 1t 和压力升到管线规定运行压力 2P 的时间 2t 之和。 估算公式： 推进完成时间： uLt /1＝ 置换升压： 置＝ QQt /2 ∆ 式中： Q∆ ——推进完毕后（ =P 0.1MPa）到压力升 为管线规定运行压力 2P 的累计进气量。 经计算得出推进完成时间和置换升压时间之 后，将两者总和，再考虑施工准备、操作等时间， 就可以基本估算出管道置换总的需求时间。 3 工艺参数的控制 3.1 注氮温度和注氮速度的控制 一般情况下，注氮施工采用自然吸热气化蒸发 器设备，在环境条件确定和蒸发器的蒸发量确定的 条件下，注氮温度和注氮速度成反比。因此，要根 据厂家提供的蒸发器的蒸发量，通过工艺计算，配 备适当数量的蒸发器，既可以保证注氮温度，又可 以保证注氮速度。 3.2 天然气置换压力 在控制好置换时的流量后，天然气置换时的推 进压力主要由管道的流动阻力、放空阀的开度确定。 天然气置换完毕后，压力控制在天然气所要求的安 全运行压力。 3.3 天然气置换推进速度控制 管道进行天然气置换时，根据规定，推进速度 应小于 5m/s，并控制在所计算得出的范围之内。置 换速度可采取控制置换管道上游集气（输气）站出 站流量的方法来实现。具体可调节集气（输气）站 内的节流阀，并通过外输流量计来进行控制。 4 置换的检测方法 检测点一般选择在压力表的取样口，检测仪器 一般为氧含量检测仪和可燃气体分析仪。 4.1 氮气置换 被置换管道内的气体分为：空气段、空气和氮 气混合段、氮气段。在进行氮气置换空气时，检测 方法是在置换末端进行氧含量检测。在推进置换中， 当氧含量检测仪检测到的氧含量由 21%下降时，表 示空气和氮气混合段到来；氧含量降低到 2%以下时 表示氮气段到来，氮气置换合格［5］，此时可关闭进 气和放空阀。 4.2 天然气置换 被置换管道内的气体分为：氮气段、氮气和天 然气混合段、天然气段。检测方法是在置换末端进 行可燃气体含量（主要成分为 C1、C2和 C3）检测。 推进置换中，当可燃气体分析仪检测到可燃气体由 0 逐步升高时，表示氮气、天然气混合段到来；可 燃气体浓度升高到 95%以上时，表示管道内已充满 纯天然气，即天然气已置换完毕。 4.3 检测时间的确定 在检测时，先根据上游检测到的氮气和天然气 置换时的推进速度和置换点的距离，估算出到达末 端检测点的大致时间，然后提前 1～2h 进行检测。 检测的时间间隔开始为 20min，然后不断缩短，最 后为 5min。当检测到氮气、天然气混合段中的可 燃气体浓度达到 10%以上时，进行末端放空管的点 火，点火可多次进行，直到点火成功。当检测结果 达到规定的可燃气体浓度时，表示置换完成。 4.4 检测点的选择 注氮位置和注氮口：可选择在站场清管器发送 筒放空阀靠近发送筒一侧的法兰处；注氮压力观测 点可选择集气（输气）站安装的注氮车出口压力表 和温度表进行监测控制，也可在收发球筒上的压力 表上进行观测；放空口及控制阀门可选择在集气（配 气）站放空管放空；放空检测点可选择在集气（输 气）站收发球筒前的压力表取样口上进行含氧量检测。 为进一步精确的确定置换工艺的各种参数应加 强输气管道氮气置换过程模拟与流动机理研究，并 可通过应用商业软件 fluent 等对输气管道氮气置换 过程进行数值模拟或仿真计算及对置换速度和对置 换的模拟，进一步分析剖析混气段的主要影响因素 及其形成机理，围绕安全经济操作的目标，确定最 优的置换工艺与操作参数。 参 考 文 献 ［1］ SY/T 6233—1996. 天然气管道试运投产规范，中国 石油天然气总公司发布 ［2］ SAA/AS 2885.3—1997. 天然气和液态石油管道（澳 大利亚） ［3］ 唐善华，张 帆. 靖边-上海输气管道的投产置换. 油气储运，2005，24（5）：54～57 ［4］ 丁 乙等. “气推气”置换在天然气长输管道工程 中的应用. 上海煤气，2006，4 ［5］ 邢小旗等. 燃气管线置换及反置换的安全性及经济 性分析. 煤气与热力，2002，22（4） 收稿日期：2007-03-19 编辑：马三佳 48 Vol.18 No.5 Petroleum Planning & Engineering Sept. 2007 Management of Surface Project in Gas Field Sun Tiemin，et al. The existing problems and main reasons in the process of the surface project of typical gas field were analyzed. Some measures for solving the problems in the key processes of planning，design and operation of surface project were proposed. For the need of the engineering project management at present，several suggestions in planning，design，safety assessment，establishment and modification of standards，development of management system were put forward. The Development Orientation of Optical Communication Network Technology for Pipelines Yu Yanbin，et al. The frame，technological characteristics and application of the automatic switched optical network（ASON）were introduced. The superiority of ASON in correspondence with the development of optical transmission network technology for pipeline was discussed. It is recommended that ASON could be introduced into the pipeline optical transmission network gradually from backbone layer to access layer，which can intelligentize the network and promote the safety and flexibility of the network efficiently. Analysis on Real-time Risk Assessment System of Oil/Gas Long Distance Pipelines Zheng Xianbin On the basis of systematic theory，the concept of real-time risk assessment for oil/gas long distance pipeline system was put forward. The real-time risk model of oil/gas long distance pipeline system was established，and its software system was analyzed on the basis of the development of real-time risk assessment technology at home and abroad. Some key problems for developing the real-time risk assessment technology were discussed. The overall design ， infrastructure and functions of the real-time risk assessment software were described. Some suggestions for applying the risk assessment technology to the oil/gas long distance pipeline system in China were proposed. Exploration on Building-up of Internationalized Talent Team in Petroleum Industry Hu Changle，et al. The PetroChina Company ranked among the top 50 MNCs in the world is inevitable to implement the internationalized management strategy and build a talent team in the decision-making support organization of petroleum industry. The large business development space for the petroleum decision-making support organization was described. The advantages for the decision-making support organization to build internationalized talent teams in petroleum industry were analyzed. The difference between current team and internationalized one was discussed. The planning and development principles of internationalized talent team in the decision-making support organization of petroleum industry and some suggestions to build the internationalized talent team were proposed. Application of Advanced Planning System in Jinxi Petrochemical Company Wang Hua，et al. The advanced planning system（APS）model was developed by using the refinery and petrochemical modeling system（RPMS） software. The functions of APS model were described by analyzing some cases. The actual application shows that the advanced planning system can completely meet the requirement of the planning optimization in refining and petrochemical industry and also can upgrade the competence and economic efficiency of petrochemical companies. Application of The Work Flow Technology to Gas Marketing Planning System Yang Lichun The requirement of natural gas marketing management and the characteristics of main business flow diagram were analyzed. The advantages and necessity of adoption of the work flow technology were discussed. The overall framework of the work flow，the data flow scheme and the module design scheme were presented. The details of achievement of the gas marketing plan in the system，the interface standard of the software，and the outside application procedure were analyzed. The application of the work flow in the gas selling operation was evaluated. Discussions on Inert Gas Taken as Cushion Gas in Underground Gas Storage with Aquifer Li Juanjuan，et al. The underground natural gas storage（UNGS）plays an important part in gas exploitation and utilization. The cost of cushion gas is an expensive investment for a new storage. The less expensive inert gas used to substitute all or part of the base gas required in UNGS is of significant economic interest. The successful experiences of foreign countries in application of inert gas were introduced. The operation mechanism of the cushion gas substituted by inert gas and the mixing conditions of the inert gas with natural gas were described. The measures for preventing and reducing gas mixing were proposed. Determination of Parameters of Pipelined Natural Gas Replaced by Nitrogen Tan Liwen，et al. The determination of the process parameters of nitrogen gas replacement technology for new natural gas pipeline or repaired natural gas pipeline was discussed. Both the determination and control methods of the process parameters were put forward. The quantitative equations of the process parameters such as temperature，pressure， operation time，injection amount of nitrogen gas，the advancing velocities of natural gas and nitrogen gas in pipeline were derived on the basis of the state equation of gas. The optimal values of these parameters were analyzed. The result indicated that the economic benefit，operation efficiency and security of pipeline were improved obviously by using the calculation and control methods for the process parameters in advance. 1 10 7 17 23 43 26 40 ABSTRACTS OF ARTICLES