李晓安
中石化中原石油工程设计有限公司 河南省郑州市 450000
摘要：随着国民经济的增长，我国建设了大量的输气管道，当站场设备维检修或出现进出站超压时，需要对站场内设备和管路内的气体进行放空；当阀室间的管道出现故障或意外时，需要对两阀室之间的管道气进行放空。放空作业主要是通过放空立管和放空点火装置完成，按照是否点火分为冷放空和热放空。鉴于此，文章结合笔者多年工作经验，对天然气长输管道干线放空方法选择提出了一些建议，仅供参考。
关键词：天然气长输管道;干线放空;方法选择
引言
天然气具有易燃易爆性，并且天然气长输管道运行压力高、管径大、输量大，因此天然气管道运行存在一定风险。天然气长输管道站场和阀室内均设置有放空系统，用于系统内超高限压力的泄放以及事故工况下天然气的紧急泄放，确保天然气输送系统的安全和平稳运行。由于天然气属于易燃易爆气体和温室气体，为了降低天然气泄放后的泄漏爆炸危险和减小温室气体对环境的影响，一般通过在放空立管末端点火方式进行天然气泄放。在天然气点火时会产生大量的热辐射，威胁地面人员和设备的安全。
1天然气性质概述
在进行天然气长输管道建设的过程当中，建设的每个环节和工作都需要以天然气化学性质作为基础，只有真正了解其化学性质才能分析管道建设和运输过程当中存在的各种安全隐患，并提出相应的解决对策。天然气是硫化氢和非碳氢化合物组成的混合复合物，主要成分是甲烷。它可以为人们的日常生活提供生产动力，但是如果空气当中的甲烷浓度达到30%左右之后，将导致人体出现一系列的生理反应，例如呼吸困难，心跳加速头晕，身体乏力等，如果不及时控制空气中甲烷的浓度，并且疏散现场人员，那么在甲烷的影响下，人类的意识会逐渐衰弱，严重者还有可能因窒息而死亡。由此可以看出天然气管道的安全性，对于人们的生命安全，财产安全都会产生极大的影响。天然气当中所含有的各种气体成分，在一定时间的积累下会对天然气长输管道造成腐蚀，导致管道的安全系数不断降低。除此之外，天然气本身是一种可燃性气体，当天然气与空气混合，并超过一定的比例之后，在高温和明火的作用下，极有可能发生火灾事故或爆炸事故，这对于人们的生命安全和财产安全都造成极大的威胁。
2天然气长输管道放空段概况
天然气管道放空是重要的工程问题，但对于放空系统的设计这一前置性问题，目前仍缺少一个全面系统的、得到行业内外专家共同认可的软件、工具或标准规范来解决该问题。管道运行工况复杂多变，往往需要基于其运行环境及不同工况采用不同方法或模型，优化并在实践中确定放空系统的关键参数，如放空初始压力、放空方式、放空时间等。
3天然气长输管道干线放空方法选择
3.1冷放空方式比选
（1）不降压直接放空，直接放空是指在作业管段上下游阀室关断隔离前，不对作业管段进行降压调整，直接关断作业管段上游阀室截断阀，打开线路截断阀室中的放空阀，进行放空作业。如：2016年7月，西气东输二线中卫站下游1.4km处发生第三方施工破坏事故，需进行抢险处置。该作业管段长31.4km，管径1219mm，设计压力12MPa。在进行不降压直接放空操作时，开始运行压力8.8MPa，当放空至0.08MPa时开始氮气置换，整个放空作业时间约10h。通过以上分析，这种放空方式的经济性和时间要求可满足西气东输二线、三线管网干线短期内（5天）集中开展多处干线换管和工艺改造的动火作业。虽然该放空方式简单易行，作业时直接对作业管段隔离放空即可，不需要对管网做出调整，但也存在经济损失较大、整个放空时间较长、风险较高、对周边生产与生活影响较大等缺点。（2）利用压缩机阶梯式降压后放空，降压放空是指在作业管段上下游阀室关断隔离前，利用下游分输用户分输降压或利用压缩机抽吸，将干线压力降至一定压力后，再关断作业管段上下游阀室截断阀门进行放空作业的方式。如：2018年5月和9月，在西气东输二线、三线两次集中干线换管动火作业实践中，利用压气站场配置的压缩机，采用阶梯降压法，自上游至下游将计划作业管道干线压力由8.2MPa降至4MPa（4MPa为西气东输二线、三线压缩机入口最低压力要求）后开始放空作业。
根据压缩机特性及优化操作结果，通过压缩机阶梯式降压完成一个站间距（约170km）的降压需要约4h，降压后放空时间约4h。该降压方式打破了传统单站降压，首次从天然气长输管道全线的角度，利用压缩机运行特性，通过上下游站场压缩机抽吸，采取阶梯降压方式，在保障合理管存和压缩机压比的前提下，大幅降低了作业管段压力，以达到减少天然气放空量和缩短放空时间的目的。通过对比分析可见，不降压直接放空和阶梯式降压放空均可满足放空时效性，但从高效性、经济性及安全性考虑，阶梯式降压放空方式最优。不仅满足集中多处作业和短期作业要求，还可以减少放空量、缩短放空时间，具有良好的经济性和安全性。
3.2点火放空热辐射影响区域
采用PHAST软件对放空可能造成的影响进行数值模拟。基于以下参数建立模型，将两点放空简化为单点放空1/2管段的天然气。当热辐射强度小于4kW/m2时，对人及周边环境基本不造成伤害，因此将4kW/m2作为热辐射半径计算的参考值。对点火放空热辐射影响区域进行模拟可知，放空可燃气燃烧产生的热辐射在顺风侧最远161m处强度减弱至4kW/m2，在上风侧最远49m处强度减弱至4kW/m2；最强热辐射出现在顺风侧20m处，强度7.11kW/m2。阀室所处位置（距离放空立管45m）热辐射强度超过4kW/m2，放空时如需人工在阀室内控制放空阀，则很可能会对人体造成损伤。如放空期间风向发生改变，站场所处位置（距离放空立管110m）、公路（距离放空立管80m）热辐射强度也有可能超过4kW/m2。
3.3防火间距选取原则
GB50183中规定，排放设施中可燃气体限制区域应满足气体浓度的要求，当冷放空中气体扩散到爆炸下限（LFL）的一半以上时，依然有发生闪火和闪燃的风险，因此取0.5LFL作为气体扩散浓度的边界距离。即冷放空时，放空立管与站场的防火间距应大于0.5LFL时的最远顺风扩散距离。为了保证站场内人员活动及周边设施的安全，APIRP521和国家质检总局的《安全评价》中对操作人员允许的热辐射强度进行了规定。综合考虑，选取4.75kW/m2的热辐射强度作为热放空时的边界距离，在放空前，首先对该放空半径内的人员和牲畜进行驱离，在该区域内没有遮蔽物，要求操作人员穿着合适的防护工作服，可以在紧要关头停留几分钟，但受热辐射20s以上感觉疼痛。即热放空时，放空立管与站场的防火间距应大于4.75kW/m2热辐射强度时的最远顺风扩散距离。
3.4降压操作实践
作业开始前，协调上游中压来气量降至9000×104m3/d，作业管段上游站场关闭出站阀门，并采用联合运行方式，下游站场工艺流程切换至进站分列运行，由下游站场开启压缩机抽吸，利用站内回流管道和防喘管道，保证压缩机在运行情况下最大限度地降低上游管道压力，将干线压力降至4MPa时（实际过程中压缩机入口压力最低可降至3.8MPa）停运压缩机，截断作业管段上下游阀门，作业管段上下游站场之间开始单管运行。完成降压后，开启作业管段上下游阀室放空阀，并逐步调整放空阀开度，以最优的放空方式将天然气泄放流量控制为固定值，将管段中的天然气通过放空管路释放到大气中。当放空管段内天然气压力接近环境压力时，放空过程结束，可开始氮气置换操作。
结束语
据了解，目前我国天然气长输管道在使用过程当中，也存在各种各样的风险，要想提高天然气运输的质量和效率，相关部门就要使用先进的风险管理理念，对目前的管理状态进行改善并合理使用风险管理策略，对有可能发生的风险进行有效规避，从而提高安全系数。
参考文献
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