中烏天然氣管道A/B線閥室自關(guān)斷保護(hù)功能測算分析

林棋，婁晨，徐飛，葉爾博，向奕帆，李國斌，齊涵

1.中油國際管道公司（北京 100007）2.中國石油天然氣管道局投產(chǎn)運(yùn)行公司（河北 廊坊 065000）

0 前言

中烏天然氣管道A/B線為中亞天然氣管道烏茲別克斯坦段，起始于土烏邊境，終止于烏哈邊境，A/B 線為雙管并行敷設(shè)，由26 條跨接管線連接，單線線路長度約529 km，管道設(shè)計(jì)輸量300×108m3/a，雙管管徑 Φ1 067 mm，設(shè)計(jì)壓力10 MPa。全線共設(shè)置3 座壓氣站、1 座計(jì)量站、5 座清管站及36 座線路截?cái)嚅y室[1]。

長輸天然氣管道每間隔一定距離設(shè)置的線路截?cái)嚅y室配置有自關(guān)斷保護(hù)功能，該功能是指在輸氣干線管道發(fā)生爆管或破損泄漏情況下，能緊急快速關(guān)斷閥門以確保非事故管道安全，減少氣體泄漏量，降低經(jīng)濟(jì)損失。其主要設(shè)備單元包括：干線球閥本體、氣液執(zhí)行機(jī)構(gòu)及電子控制單元，保護(hù)功能啟動(dòng)的判別條件主要有壓力限值及壓降速率兩類，若監(jiān)測點(diǎn)壓力或壓降速率檢測值超過設(shè)定值，且延遲時(shí)間超限，則將執(zhí)行關(guān)閥動(dòng)作[2-5]。而目前中烏天然氣管道A/B 線則是借鑒行業(yè)經(jīng)驗(yàn)，全線閥室采用統(tǒng)一的壓降速率設(shè)定，由此存在一定局限性及不確定性，一是可能無法監(jiān)測壓降速率相對(duì)較小的小孔徑泄漏事件；二是可能存在非管道爆管破裂工況下的閥室誤關(guān)斷風(fēng)險(xiǎn)。因此有必要結(jié)合管道實(shí)際運(yùn)行工況開展線路截?cái)嚅y室自關(guān)斷保護(hù)功能測算，以評(píng)估分析該保護(hù)功能的可靠性、合理性。

1 中烏天然氣管道A/B線截?cái)嚅y室概述

1.1 閥室自控水平

中烏天然氣管道A/B 線于2010 年10 月全面建設(shè)投用，雙線閥室共有36座，包括30座普通閥室及6 座RTU 遠(yuǎn)程監(jiān)控閥室。為提升管道自動(dòng)化水平、保證管道安全平穩(wěn)運(yùn)行，30座普通閥室于2015年完成了改造升級(jí)，采用“一體式集成設(shè)備”實(shí)現(xiàn)監(jiān)視干線普通閥室內(nèi)管線溫度、壓力、清管球通過指示、線路截?cái)嚅y門狀態(tài)等信號(hào)，并保留閥門開關(guān)控制命令信號(hào)接入（在特殊情況下調(diào)控中心對(duì)閥門的遠(yuǎn)程手動(dòng)控制），由此實(shí)現(xiàn)了由普通閥室向“遠(yuǎn)程監(jiān)視閥室”（即Lite RTU，簡稱LRTU）的升級(jí)（圖1）。目前中烏天然氣管道A/B線閥室均可實(shí)時(shí)監(jiān)測干線截?cái)嚅y閥位狀態(tài)、進(jìn)閥室干線壓力、出閥室干線壓力、壓降速率、閥室干線溫度、閥室供電系統(tǒng)電壓及可燃?xì)怏w報(bào)警等。

圖1 LRTU閥室控制系統(tǒng)配置

1.2 閥室自關(guān)斷保護(hù)功能配置

中烏天然氣管道A/B線閥室自關(guān)斷保護(hù)功能的設(shè)備單元由Valvitalia 球閥、Shafer 氣液聯(lián)動(dòng)執(zhí)行機(jī)構(gòu)及自控核心部件Lineguard2200 控制器構(gòu)成（圖2）?？刂破饔呻娫础PU、電磁閥、壓力傳感器及端子排組成，系統(tǒng)由浮充蓄電池及太陽能供電板供電，控制器每5 s 自動(dòng)采樣一組管道壓力數(shù)據(jù)，計(jì)算壓力均值并與前1 min 的壓力均值進(jìn)行對(duì)比分析。目前全線36 座閥室的壓降速率設(shè)定值均采用經(jīng)驗(yàn)值設(shè)定（表1），由于中烏天然氣管道A/B線為并行敷設(shè)，且與中烏天然氣管道C線存在互聯(lián)跨接，水力系統(tǒng)靈活復(fù)雜，全線采用統(tǒng)一經(jīng)驗(yàn)值的做法將可能導(dǎo)致截?cái)嚅y室在事故工況下不動(dòng)作或正常工況調(diào)整下誤動(dòng)作[6-7]，為此為確保閥室自關(guān)斷保護(hù)功能動(dòng)作的準(zhǔn)確性及及時(shí)性，需對(duì)其功能進(jìn)行測算分析。

圖2 截?cái)嚅y室閥門及電控示意圖

表1 中烏管道A/B 線截?cái)嚅y室Lineguard參數(shù)設(shè)定

2 自關(guān)斷保護(hù)功能測算分析

2.1 有效性檢驗(yàn)

本文采用Synergi Pipeline Simulator(SPS)軟件開展線路截?cái)嚅y室模擬測算分析，SPS軟件是DNV GL公司旗下的一款專業(yè)的管道模擬仿真軟件，適用于油、氣管道的水力熱力計(jì)算，可采取在線和離線兩種方式運(yùn)行。SPS仿真軟件已具有近50年的仿真工程經(jīng)驗(yàn)，在中國乃至世界范圍內(nèi)近乎成為水力仿真領(lǐng)域的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[8-10]。為校驗(yàn)軟件有效性，選取中亞天然氣管道某干線閥室異常誤關(guān)斷的瞬態(tài)工況為例（圖3），對(duì)比分析仿真模擬與實(shí)際工況數(shù)據(jù)。

圖3 干線閥室誤關(guān)斷流程示意

該閥室因取壓檢測管冰堵導(dǎo)致壓力變送器檢測壓降速率變化過快而觸發(fā)閥室自關(guān)斷保護(hù)功能，異常關(guān)斷后現(xiàn)場首先順序開啟閥室上下游的跨接管線，其次導(dǎo)通閥室旁通管線進(jìn)行平壓，在主閥前后壓差降至0.45 MPa后由中控調(diào)度遠(yuǎn)程開啟閥門，最后關(guān)閉上下游跨接管線恢復(fù)正常工況運(yùn)行。如圖4所示，按照相同時(shí)刻工況調(diào)整進(jìn)行仿真模擬，仿真計(jì)算的閥室上下游壓力變化與現(xiàn)場實(shí)際監(jiān)測數(shù)據(jù)基本吻合，且旁通管線的最終平壓壓差也基本相當(dāng)。由此驗(yàn)證說明了利用SPS開展截?cái)嚅y室功能模擬測算分析具備較高精度。

圖4 SPS仿真模擬有效性檢驗(yàn)

2.2 仿真模擬測算分析

由表1可知中烏天然氣管道A/B線全線閥室的壓降速率超速切斷設(shè)定值為0.15 MPa/min，延遲時(shí)間設(shè)定值為120 s，主要目的是在干線泄漏事故發(fā)生后可實(shí)現(xiàn)相鄰閥室緊急切斷，同時(shí)應(yīng)避免正常工況調(diào)整時(shí)出現(xiàn)閥室誤關(guān)斷事件，即壓降速率設(shè)定的合理性將直接關(guān)系到干線截?cái)嚅y動(dòng)作的準(zhǔn)確性和及時(shí)性。為此，基于SPS 仿真模擬研究不同運(yùn)行工況下干線閥室壓降速率變化，以測算評(píng)估目前閥室自關(guān)斷保護(hù)功能。

2.2.1 不同泄漏孔徑

選取日常管輸基礎(chǔ)工況：日輸氣量7 400×104m3/d，7#及8#閥室的壓力分別為8.1 MPa、7.8 MPa。假定發(fā)生爆管泄漏位置為7#至8#閥室中間點(diǎn)（圖5），模擬計(jì)算5 種泄漏孔徑（100 mm、200 mm、300 mm、400 mm 及500 mm）下8#閥室的壓降速率變化情況。

圖5 泄漏工況示意圖

模擬結(jié)果如圖6 所示。以泄漏孔徑300 mm 為例，隨著泄漏時(shí)間推移，8#閥室的壓降速率迅速上升至峰值（約0.42 MPa/min），再逐步降低，按照壓降速率超速切斷設(shè)定值及延遲時(shí)間設(shè)定值，壓降速率大于0.15 MPa/min的時(shí)長為124 s（大于120 s），為此該泄漏工況將觸發(fā)8#閥室緊急保護(hù)關(guān)斷；對(duì)比小尺寸泄漏孔徑，由于最大壓降速率及延遲時(shí)間未能達(dá)到設(shè)定值界限，因此將無法觸發(fā)閥室保護(hù)功能；隨著泄漏孔徑的增大，壓降速率將大幅上升，延遲時(shí)間也將越長，越容易實(shí)現(xiàn)閥室的自關(guān)斷保護(hù)功能。綜上所述，目前Lineguard參數(shù)設(shè)定僅能監(jiān)測孔徑大于300 mm（約為主管道內(nèi)徑的1/3）的泄漏事件，若要監(jiān)測更小孔徑的泄漏則需要降低壓降速率或延遲時(shí)間設(shè)定值。

圖6 不同泄漏孔徑下的壓降速率曲線

2.2.2 不同泄漏點(diǎn)位置

以7#～8#閥室間發(fā)生爆管泄漏為例，7#及8#閥室壓力分別為8.1 MPa、7.8 MPa，假定泄漏孔徑為300 mm，模擬計(jì)算4處不同位置發(fā)生泄漏時(shí)下游8#閥室的壓降速率變化情況，泄漏點(diǎn)與8#閥室的距離分別為10、15、20 km及30 km（圖7）。

圖7 泄漏工況示意圖

模擬結(jié)果如圖8所示。在泄漏孔徑相同及泄漏點(diǎn)壓力基本相當(dāng)?shù)那闆r下，泄漏點(diǎn)距離8#閥室越遠(yuǎn)，則壓降速率越小，達(dá)到壓降速率峰值的時(shí)間越長，且壓降速率變化幅度約平緩；不同泄漏點(diǎn)位置對(duì)壓降速率變化幅度的影響要小于泄漏孔徑因素；按照目前Lineguard參數(shù)設(shè)定，若7#閥室發(fā)生孔徑為300 mm 的泄漏，則下游8#閥室將無法自關(guān)斷，為此需同時(shí)適當(dāng)降低壓降速率及延遲時(shí)間的設(shè)定值。

圖8 不同泄漏點(diǎn)位置下的壓降速率曲線

2.2.3 不同泄漏點(diǎn)壓力

以7#～8#閥室中間點(diǎn)發(fā)生爆管泄漏為例，假定泄漏孔徑為300 mm，模擬計(jì)算3種不同工況壓力下發(fā)生泄漏時(shí)8#閥室的壓降速率變化情況，泄漏點(diǎn)壓力分別為8.3、8.0 MPa及7.7 MPa。

模擬結(jié)果如圖9所示。在泄漏孔徑及泄漏點(diǎn)位置相同的情況下，泄漏點(diǎn)初始?jí)毫υ礁?，壓降速率越大，但達(dá)到峰值的時(shí)間以及后續(xù)的變化趨勢基本一致；不同泄漏點(diǎn)壓力對(duì)壓降速率變化幅度的影響要小于泄漏孔徑及泄漏點(diǎn)位置因素；按照目前Lineguard 參數(shù)設(shè)定，在管道低管存運(yùn)行條件下，若7#～8#閥室中間點(diǎn)發(fā)生孔徑為300 mm的泄漏，上下游閥室可能因延遲時(shí)間過短而無法自關(guān)斷，為此需適當(dāng)降低延遲時(shí)間的設(shè)定值。

圖9 不同泄漏點(diǎn)壓力下的壓降速率曲線

2.2.4 上游氣源失效

以中烏天然氣管道A/B線首站上游氣源突發(fā)斷供為例，在維持首站壓縮機(jī)組轉(zhuǎn)速不變條件下，模擬計(jì)算氣源與首站（管段長度10 km）間1#閥室的壓降速率變化情況。結(jié)果如圖10 所示：在2 min 內(nèi)閥室壓力由6.3 MPa下降至6.0 MPa以內(nèi)，壓降速率峰值為0.4 MPa/min，壓降速率大于0.15 MPa/min 的延遲時(shí)長超過設(shè)定值120 s，由此將引發(fā)閥室關(guān)斷。而按照工藝操作原則，氣源失效后不應(yīng)關(guān)斷閥室，為此應(yīng)調(diào)整現(xiàn)有壓降速率設(shè)定值，結(jié)合泄漏工況模擬，需將壓降速率設(shè)定為0.2 MPa/min 左右，由此可確保1#閥室截?cái)啾Ｗo(hù)功能的合理性。

圖10 氣源失效后1#閥室壓力及壓降速率曲線

2.2.5 壓氣站工況調(diào)整

為進(jìn)一步獲悉壓氣站工況調(diào)整可能造成的臨近閥室壓降速率變化情況，選取壓氣站單臺(tái)機(jī)組停機(jī)及壓氣站停運(yùn)兩種工況進(jìn)行仿真模擬。以某中間壓氣站雙機(jī)運(yùn)行為例，進(jìn)出站壓力分別為6.0、8.6 MPa，輸量7 000×104m3/d。經(jīng)模擬測算：當(dāng)一臺(tái)機(jī)組發(fā)生故障停機(jī)，在恢復(fù)雙機(jī)運(yùn)行期間，下游鄰近閥室所能監(jiān)測到的壓降速率區(qū)間約為0.01～0.03 MPa/min；當(dāng)壓氣站停運(yùn)，在導(dǎo)通全越站流程期間，下游鄰近閥室所能監(jiān)測到的壓降速率區(qū)間約為0.04～0.07 MPa/min。綜上所述，對(duì)比目前壓降速率設(shè)定值可知，壓氣站工況調(diào)整造成的鄰近閥室壓降變化不會(huì)觸發(fā)閥室誤關(guān)斷。

3 結(jié)論與建議

1）當(dāng)中烏天然氣管道A/B線干線管道發(fā)生孔徑為300 mm 以上（主管道內(nèi)徑的1/3 以上）的泄漏事件時(shí)，目前閥室電子控制單元的設(shè)定可實(shí)現(xiàn)自關(guān)斷保護(hù)功能的觸發(fā)。當(dāng)泄漏孔徑小于300 mm時(shí)，泄漏點(diǎn)上下游閥室可能無法自動(dòng)截?cái)唷?/p>

2）影響泄漏壓降速率的主要因素依次為泄漏孔徑、泄漏點(diǎn)位置及泄漏點(diǎn)壓力。泄漏孔徑越大、泄漏點(diǎn)位置越近、泄漏點(diǎn)壓力越高，則壓降速率大、延遲時(shí)間越長，也越容易觸發(fā)鄰近閥室的自關(guān)斷保護(hù)功能。

3）鄰近上游氣源的管線閥室應(yīng)適當(dāng)增大壓降速率設(shè)定值，以避免因氣源失效導(dǎo)致閥室誤關(guān)斷；沿線壓氣站的日常工況調(diào)整僅可能造成小范圍的壓力波動(dòng)，不會(huì)導(dǎo)致鄰近閥室誤關(guān)斷發(fā)生。

4）全線閥室采用統(tǒng)一壓降速率設(shè)定值存在局限性及不確定性，一是無法監(jiān)測小孔徑泄漏事件；二是可能存在非管道爆管破裂工況下的閥室誤關(guān)斷風(fēng)險(xiǎn)。目前中烏天然氣管道已進(jìn)入平穩(wěn)運(yùn)行期，不存在投產(chǎn)初期工況大幅波動(dòng)情況，為此建議借助仿真模擬手段，結(jié)合運(yùn)行工況歷史數(shù)據(jù)（日常工況最大壓降速率），合理化、差異化地量化調(diào)整不同區(qū)域閥室的壓降速率或者延遲時(shí)間設(shè)定值，以更好地發(fā)揮閥室自關(guān)斷保護(hù)功能，提升全線管道可靠性。