长输天然气管道放空气回收利用

长输天然气管道放空气回收利用

李 瑜1，姚 林1，李海润1，姜 鹏2，徐嘉爽1

(1.中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司，四川成都 610041;2.中国石油天然气股份有限公司北京油气调控中心，北京 100028)

摘要：目前国内长输天然气管道放空气通过放空火炬或者放空立管排放，造成了大量的资源浪费和环境污染。通过调研国内外长输天然气管道放空气回收利用现状，针对站场和阀室分别提出放空气回收利用方案，并进行了经济可行性分析。站场在设计时应考虑设置固定式放空气回收利用系统，投资回收期一般在25～46个月之间；阀室可以考虑设置移动式放空气回收利用系统并根据实际应用效果考虑是否推广。

关键词：长输天然气管道；站场；阀室；放空气；回收利用

0 引言

长输天然气管道放空主要包括紧急放空和计划性放空。紧急事故和抢修等放空属于紧急放空，具有不可预测、时间要求紧迫等特点，很难回收利用；正常检维修和改扩建工程等放空属于计划性放空，一般具有规律性，具有良好的回收利用基础和回收价值。据统计，西气东输干线管道自2003年10月投产至2008年4月，计划性放空天然气量约为2.45×107 m3，这些放空气全部通过放空火炬或者立管排放至大气，造成了大量的资源浪费和环境污染[1]。因此，随着国家长输天然气管道技术的发展，进行长输天然气管道放空气回收利用研究意义重大，不仅能够节约天然气资源，降低环境污染，还能为企业带来较好的经济效益。

1 国内外长输天然气管道放空回收现状

1.1 国内现状

目前,国内长输天然气管道工程在放空系统设置方面主要遵循GB 50251-2003《输气管道工程设计规范》[2]和GB 50183-2004《石油天然气工程设计规范》[3]。站场均采用全站集中放空并在站外设置放空立管，绝大多数采用手动或者自动点火装置，放空气通过点火装置燃烧后排放；绝大部分线路截断阀室均设置放空立管，高度通常为20～30 m，放空气直接排入大气 [2]。从中国石油天然气集团公司主要管道运行企业了解到，站场放空通常在检维修或者站场改扩建时才会使用，很少发生事故触动ESD放空的情况；阀室放空通常也是在检修或者换管时使用，因为自身泄漏事故而造成的阀室紧急放空概率很低[4]。目前国内针对长输天然气管道放空气的回收利用已经开展了一些研究，但受条件的约束，国内线路截断阀室和站场的放空还没有设置放空气回收利用系统的相关实例。

1.2 国外现状

国外长输天然气管道放空系统的设计普遍采用API 521-2007《泄压和减压系统导则》[5]和ASME B31.8-2010《输气和配气管道系统》[6]等。从收集到的美国部分长输天然气管道工程的设计资料看，站场采用分区放空，放空立管位于站内，高度约为3 m，放空气直接排入大气；阀室未单独设置放空立管，仅有放空阀和一段短管垂直于地面安装，短管端部用盲板封住，管顶距离地面一般不超过3 m。近年来，为减少温室效应，有些长输管道项目开始利用移动式压缩机回收利用放空气，包括LMF公司为欧洲Open Gird Europe管道推出的移动式压气站、Solar压缩机公司为加拿大Trans Canada管道公司研制的移动式压气站等[7]。

由于移动式压气站的运输、安装、调试时间较长，还存在管道振动的问题，对维抢修的时间有一定影响。

2 放空气回收利用方案

据统计，目前中国石油天然气集团公司已经建成的天然气管道长度超过30 000 km，如果阀室间距按16 km计算,约有1 875座阀室，站场间距按100 km计算,约有300座站场[8]。针对站场和阀室的不同特点，放空气回收利用方案的选择尤为重要。

2.1 站场

长输天然气管道站场可回收利用放空主要包括分离器排污放空、压缩机定期检修放空和计划性改扩建等，其中排污放空频率较高，单次放空量较小，压缩机定期检修放空和改扩建放空频率不确定，但放空时间可以控制，单次放空量较大。虽然目前还没有针对站场放空气的回收工艺，但是可以借鉴油田伴生气的回收技术，新疆油田、长庆油田、大庆油田等都有相关案例，基本都是采用压缩机为核心的压缩回收技术，既适合小量天然气压缩，也可以完全采用国产化的设备以节约成本[9]。鉴于目前国内站场均为有人值守，同时考虑到站场放空的频率，建议在站场设计时就设置固定式放空气回收利用系统，避免移动式回收利用系统每次使用前的运输、安装、调试等工作。

站场放空气回收利用系统主要包括节流和增压回注两大部分，核心设备是压缩机，基本流程为：在站场放空管道上安装通径球阀(球阀2、球阀3)，对放空天然气进行节流；节流天然气经压缩机增压后，重新注入上游管道、下游管道或者分输管道，达到回收利用的目的[10]。工艺原理图见图1。

图1 站场放空气回收利用系统工艺原理

2.2 阀室

长输天然气管道阀室可回收利用放空主要包括定期检修放空和计划性改扩建等。由于阀室的工艺流程简单，而且随着管道建设技术以及设备可靠性的增强，国内长输天然气管道的放空频率远远低于站场。若在每座阀室设置固定式放空气回收利用系统，将会显著增加阀室投资，而且还要配置专人值守(目前阀室基本均为无人值守)，增加日常运行维护成本。鉴于目前国外已经在部分管道的阀室采用移动式压缩机回收利用放空气，应用效果良好，国内也可以进行此种方法的尝试。阀室放空气主要来源于阀室上下游的管道。以一条Φ1 016 mm、阀室间距16 km、运行压力6 MPa的管道为例，阀室上下游管道中天然气量约有1.5×106 m3，考虑到压缩机不能将管道中的所有气体抽尽，假设最低抽吸压力为1 MPa，那么将有1.26×106 m3天然气可以回收利用，当然这还要考虑到能够使用的抽吸时间。

阀室放空气回收利用系统的工艺流程与站场放空气回收利用系统的工艺流程基本相同，核心设备都是压缩机。主要区别有两点：阀室放空气回收利用系统为移动式，设计阀室时预留好相关接口，需要放空前通过拖车将压缩机橇运至现场，进行安装、调试；站场放空气一般每次的放空量较小但是频率较大，而阀室放空气一般放空量大但是频率很低，因此在压缩机选型上会有较大差异，同时阀室的依托性一般比站场差，因此压缩机的驱动方式选择也会有所不同。

3 经济可行性分析

3.1 站场

以国内西气东输管道某增压站为例，其可回收放空气的统计见表1。

表1 站场可回收放空气统计

名称放空量/103m3频率/(次·月-1)排污放空3.28压缩机切换放空7.23

注： 表中数据均为平均数据，不能代表每月真实情况。

从表1的数据能够看出，该站场每月可回收放空气量为47 200 m3，由于单个站场放空情况不能代表西气东输干线管道平均水平，按照该放空量的70%～130%分阶梯计算投资回收期。

假设要在该增压站内扩建放空气回收利用系统，拟采用压缩速率为2 000 m3/h的电驱压缩机橇一台，造价约100万元，站场改造费用约30万元，每次按回收90%放空气计算，压缩机每小时耗电100 kWh，天然气价格1元/ m3，具体计算结果见表2。

表2 站场投资回收计算

一次性投资/万元每月回收气量/103m3每月运行费用/万元每月收回投资/万元投资回收期/月13029.740.142.834613033.980.163.244113038.230.183.643613042.480.24.053313046.730.224.453013050.980.244.862713055.220.265.2625

从表2的计算结果可以看出，站场的投资回收期在25～46个月之间，也就是说，一般情况下，4年之内可以收回投资。

3.2 阀室

以2.2节中假设的Φ1 016 mm管道为例，可回收利用的天然气量高达1.26×106 m3。由于一般阀室放空都要求尽快完成检修或者改扩建以便恢复运行，减小停运影响，因此在选择放空气回收利用系统的压缩机橇时需要综合考虑。如果压缩机抽吸时间太短，机组会十分庞大，技术上难以实现，一次性投资太大；如果压缩机抽吸时间太长，影响管道检维修或者改扩建工作及时开展，从而影响用户。综合考虑，在目前国内没有相关工程实例的前提下，假设选择压缩速率为50 000 m3/h的燃驱压缩机橇一台，造价约1 000万元，阀室改造费用约10万元，抽吸时间按24 h考虑，计算得到完成9次放空气回收可以收回成本，具体结果见表3。

表3 阀室投资回收计算

一次性投资/万元每次回收气量/106m3每次运行费用/万元每次收回投资/万元投资回收期/次10101.2031179

目前管道建设运行技术的不断提高，阀室放空的概率会越来越低，加上阀室放空气回收利用系统的投资成本较高，因此投资回收周期比较长。

4 结束语

(1)长输天然气管道站场在设计时应考虑放空气回收利用系统，当前的工艺技术能够满足要求。不仅具有良好的经济效益，而且可以从根本上解决站场放空气直接排放问题，达到节能减排的目的。

(2)在国内长输天然气管道可以试点阀室放空气回收利用系统，根据试点效果考虑是否推广。

(3)文中的回收利用方案和经济可行性分析均在诸多假设的前提下进行，有一定局限性，在实际工程中还需要进一步实践和论证。

参考文献：

[1] 王洪喜,孙胜,吴中林,等.西气东输站场放空天然气回收需求与工艺.油气储运,2012,31(5):363-365.

[2] GB 50251—2003 输气管道工程设计规范.

[3] GB 50183—2004 石油与天然气工程设计防火规范.

[4] 赵晋云,周兴涛,刘冰,等.国内外输气管道放空系统设计标准分析.油气储运,2013,32(3):274-278.

[5] API 521—2007 泄压和减压系统导则.

[6] ASME B31.8—2010 输气和配气管道系统.

[7] 蒲丽珠,陈丽琼,杨文川.天然气管道放空设置方式探讨.天然气与石油,2014,32(1):50-52.

[8] 卜祥军,胡颖,张宏亮.输气管道工程放空系统设置现状及改进建议.天然气与石油,2014,32(5):91-94.

[9] 许多,李俊,郑杰,等.国内油田放空气回收技术调研.天然气与石油,2010,28(3):29-31.

[10] 李晶,杨建明,贾勇,等.输气管道放空天然气回收方案探讨.四川环境,2012(增刊1):73-75.

Vent Gas Recycling of Long Distance Natural Gas Pipeline

LI Yu1，YAO Lin1，LI Hai-run1,JIANG Peng2,XU Jia-shuang1

(1. China Petroleum Engineering Co., Ltd. Southwest Company, Chengdu 610041，China；2.Beijing Oil & Gas Pipeline Control Center, PetroChina, Beijing 100028,China)

Abstract：Vent gas of the domestic long distance natural gas pipeline discharge through torch or vent riser to the atmosphere, causing a lot of resource waste and environment polluted. The present situations of vent gas recycling of domestic and overseas long distance natural gas pipeline were investigated, vent gas recycling methods to the stations and valve chambers were researched, and the economic feasibility was analyzed. Fixed vent gas recycling system should be considered in the design of the stations, the payback period is generally between 25～46 months. Mobile vent gas recycling system can be designed to the valve chambers and whether to promote depends on the actual application effects.

Key words： long distance natural gas pipeline; station; valve chambers; vent gas; recycling

作者简介：杜喜军(1983—)，工程师，从事海洋石油工程建设及管理工作。E-mail：[e-mail]

收稿日期：2015-04-13 收修改稿日期2015-05-04

中图分类号：TE83

文献标识码：A

文章编号：1004-9614(2015)05-0055-03

作者简介：李瑜(1981—)，工程师，研究方向为油气集输技术。E-mail:[e-mail]