李東坡 成 磊

新疆石油勘察設(shè)計研究院(有限公司)，新疆 烏魯木齊 830026

?

某輸氣管道工程動火方案分析

李東坡 成 磊

新疆石油勘察設(shè)計研究院(有限公司)，新疆 烏魯木齊 830026

某輸氣管道因擴(kuò)建需進(jìn)行動火作業(yè)，采用TG-NET軟件對停輸后管存天然氣持續(xù)供氣時間以及恢復(fù)供氣時間進(jìn)行分析，確定停輸技術(shù)可行。提出三個動火方案：停輸常規(guī)動火、停輸單側(cè)帶壓封堵動火、不停輸雙側(cè)帶壓封堵動火，并對三種動火方案進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)對比，得到方案一即停輸常規(guī)動火方案為最優(yōu)。現(xiàn)場實施情況表明采用方案一順利完成了本次動火作業(yè)，取得了預(yù)期效果。

天然氣管道；動火作業(yè)；動火方案；TG-NET；帶壓封堵

0 前言

某輸氣管道是A城市的居民及工業(yè)用氣的重要保障，同時也分輸供給沿線用戶。由于輸氣管道末站擴(kuò)建，需要在進(jìn)站干線管道上進(jìn)行動火作業(yè)建立聯(lián)絡(luò)管道。為保證沿線用戶的供氣，必須提出合理的動火方案，在允許時間內(nèi)完成作業(yè)。由于在役管道的動火屬于一級動火作業(yè)，動火作業(yè)非常危險，要求動火方案的設(shè)計和操作步驟必須嚴(yán)格控制，并提前做好動火作業(yè)的危險源辨識及防護(hù)措施，以保證安全作業(yè)[1-5]。根據(jù)國內(nèi)管道維搶修公司所具備的封堵及動火連頭技術(shù)[6-7]，對本次動火提出三個方案：停輸常規(guī)動火、停輸單側(cè)帶壓封堵動火、不停輸雙側(cè)帶壓封堵動火。

1 動火方案

某輸氣管道規(guī)格Φ 1 016×16 mm，設(shè)計壓力10 MPa，目前輸量2 800×104m3/d，管道總長164 km，沿線設(shè)6座閥室、2座站場(首站和末站)，其中2座閥室設(shè)分輸供給沿線用戶，沿線分輸管道末點(diǎn)最小壓力2.0 MPa。由于輸氣管道末站擴(kuò)建，需在進(jìn)站干線管道上建立聯(lián)絡(luò)管道，輸氣管道工藝流程見圖1。

1.1 方案一

方案一，停輸常規(guī)動火。常規(guī)動火示意圖見圖2。

由圖2可見，關(guān)閉該輸氣管道首站出站閥門并切換流程至復(fù)線工程，同時關(guān)閉6#閥室截斷閥門，對6#閥室至末站管道以及末站站內(nèi)管道進(jìn)行天然氣放空和氮?dú)庵脫Q。放空過程中嚴(yán)格控制排放距離，以保證站場設(shè)備和工作人員的安全[8]。對于注氮置換，通過目前氮?dú)庵脫Q技術(shù)對比，考慮到線路截斷閥有可能內(nèi)漏造成置換時混氣，無法置換徹底，可采用中間注氮的方法[9-11]。最后關(guān)閉6#閥室閥門以及末站進(jìn)站閥門以作雙閥隔離，經(jīng)檢測置換合格后方可動火。

圖1 輸氣管道工藝流程簡圖

圖2 常規(guī)動火示意圖

動火作業(yè)流程：施工準(zhǔn)備→停輸管道→管道放空→6#閥室至站場進(jìn)行氮?dú)庵脫Q→確認(rèn)6#閥室閥門及進(jìn)站閥門關(guān)閉→動火點(diǎn)處有毒氣體、可燃?xì)怏w檢測合格→冷切割管→連頭管段下料、坡口加工→檢測動火點(diǎn)可燃?xì)怏w濃度→對口焊接→焊道無損檢測→動火結(jié)束。

1.2 方案二

方案二，停輸單側(cè)帶壓封堵動火。停輸單側(cè)帶壓封堵動火示意圖見圖3。

圖3 停輸單側(cè)帶壓封堵動火示意圖

由圖3可見，關(guān)閉該輸氣管道首站出站閥門并切換流程至復(fù)線工程，同時關(guān)閉末站進(jìn)站閥門，對末站站內(nèi)管道進(jìn)行天然氣放空和氮?dú)庵脫Q，在進(jìn)站閥門與動火點(diǎn)之間進(jìn)行單側(cè)帶壓封堵(防止單閥隔離泄漏)，經(jīng)檢測置換合格后方可動火。

圖4 單側(cè)封堵工藝

單側(cè)封堵工藝見圖4。為防止進(jìn)站閥門泄漏，在進(jìn)站閥門與動火點(diǎn)之間進(jìn)行單側(cè)封堵，封堵主要采用帶壓開孔設(shè)備[12]進(jìn)行帶壓開孔。開孔前應(yīng)對焊接到管道上的管件和組裝到管道上的閥門、開孔機(jī)等部件進(jìn)行整體試壓，試驗壓力應(yīng)等于運(yùn)行壓力，最高不超過運(yùn)行壓力的1.1倍，并填寫開孔作業(yè)檢查表[13]。然后在封堵口下封堵頭，同時在囊孔下封堵囊，封堵完成后動火點(diǎn)即實施動火作業(yè)，待新管道與主管道連頭完成后，解除封堵，在封堵口和囊孔加法蘭蓋[14]。

動火作業(yè)流程：前期準(zhǔn)備工作→停輸管道→管道放空→站場進(jìn)行氮?dú)庵脫Q→確認(rèn)進(jìn)站閥門關(guān)閉→動火點(diǎn)處有毒氣體、可燃?xì)怏w檢測合格→焊接三通、短節(jié)→安裝閥門→組裝開孔機(jī)，開孔→管道封堵→下隔離囊→機(jī)械(無明火)斷口→冷切割管→連頭管段下料、坡口加工→檢測動火點(diǎn)可燃?xì)怏w濃度→對口焊接→焊道無損檢測→解除封堵→安裝加蓋盲板→動火結(jié)束。

1.3 方案三

方案三，不停輸雙側(cè)帶壓封堵動火。不停輸雙側(cè)帶壓封堵開孔動火示意圖見圖5。

由圖5可見，管線不停輸，在動火點(diǎn)前后進(jìn)行帶壓開孔并采用臨時管線替代輸送，同時對動火點(diǎn)前后進(jìn)行封堵實施動火作業(yè)[15-16]。

采用不停輸封堵工藝對主管道進(jìn)行切割改造。先將動火點(diǎn)兩端分別用旁通管道接通，采用旁通管道輸送介質(zhì)，然后封堵主管道，主管道上被封堵段即可進(jìn)行動火施工作業(yè)，待新管道與主管道連頭完成后，解除封堵，切換至新管道正常輸送，最后將旁通撤除[17]，不停輸雙側(cè)封堵工藝見圖6。

圖5 不停輸雙側(cè)帶壓封堵開孔動火示意圖

圖6 不停輸雙側(cè)封堵工藝

動火作業(yè)流程：前期準(zhǔn)備工作→焊接三通、短節(jié)→安裝閥門→組裝開孔機(jī)，開孔→旁通線預(yù)制、打壓、安裝→管道封堵→動火段管道排空、置換→下隔離囊→機(jī)械(無明火)斷口→管道連頭→焊縫檢測→動火完成后管道通氣→解除封堵→旁通線置換、拆除→安裝塞柄，加蓋盲板→管道、短節(jié)防腐→動火結(jié)束。

2 方案分析

方案一和方案二將對管道進(jìn)行停輸，目前管道有兩處分輸管道供給沿線用戶，需分析停輸后管存天然氣對沿線用戶的供氣持續(xù)時間以及恢復(fù)供氣時間。而方案三不停輸，因此，三種方案在時間和經(jīng)濟(jì)上有差異，需對提出的三種方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析。

2.1 管存天然氣狀態(tài)分析

停輸后管存天然氣的持續(xù)供氣及恢復(fù)供氣的過程處于非穩(wěn)態(tài)運(yùn)行工況，利用TG-NET對運(yùn)行參數(shù)變化情況進(jìn)行模擬計算[18-19]，得到可靠的優(yōu)化方案。

2.1.1 方案一

根據(jù)方案一內(nèi)容，在TG-NET中建立分析模型，見圖7。

圖7 TG-NET分析模型

根據(jù)TG-NET管網(wǎng)模型，在腳本文件中設(shè)定管道停輸時首站供氣輸量為0，同時6#閥室閥門關(guān)閉；以用戶1、用戶2的最低要求壓力2 MPa為緊急報警值，對管道停輸后110 h內(nèi)管道各參數(shù)進(jìn)行動態(tài)模擬，在動態(tài)輸出報告中查看出現(xiàn)報警的時間，即可確定停輸后管存天然氣持續(xù)供氣時間。通過分析，用戶1、用戶2在管線停輸后的壓力變化趨勢見圖8。

由圖8可知，最先達(dá)到報警值的為用戶1，時間97 h。

圖8 停輸后各用戶壓力變化趨勢

但是，由于在動火過程中盡量保證對用戶1、用戶2持續(xù)供氣，而且恢復(fù)供氣升壓也需要時間，因此除要分析管道停輸后產(chǎn)生緊急低壓報警的時間，還應(yīng)分析動火結(jié)束后最遲什么時間開始供氣，才不會產(chǎn)生緊急低壓報警。為此，在TG-NET里通過腳本文件中重復(fù)修改恢復(fù)供氣時間，進(jìn)行動態(tài)模擬，得出在停輸后95 h恢復(fù)供氣不會產(chǎn)生低壓報警，壓力趨勢模擬結(jié)果見圖9。

圖9 方案一停輸及恢復(fù)供氣壓力變化

由圖9可知，在95 h時恢復(fù)供氣最低壓力不會低于2 MPa，因此為保證管道停輸不影響沿線用戶的正常生產(chǎn)，方案一從停輸至恢復(fù)供氣時間為95 h。

2.1.2 方案二

方案二TG-NET分析管網(wǎng)模型與方案一分析模型一致，見圖7。在腳本文件中設(shè)定管道停輸時首站供氣輸量為0，同時設(shè)定末站進(jìn)站閥門關(guān)閉；以用戶1、用戶2的最低要求壓力2 MPa為緊急報警值；此外在腳本文件中同時設(shè)定恢復(fù)供氣，并對管道停輸以及供氣的120 h內(nèi)管道各參數(shù)進(jìn)行動態(tài)模擬，得出在停輸后110 h恢復(fù)供氣不會產(chǎn)生低壓報警，壓力變化趨勢模擬結(jié)果見圖10。

圖10 方案二停輸及恢復(fù)供氣壓力變化

由圖10可知，為保證管道停輸不影響沿線用戶的正常生產(chǎn)，方案二從停輸至恢復(fù)供氣時間為110 h。

2.2 工程量分析

方案一、二、三實施的主要工程量對比見表1，本次動火作業(yè)是某輸氣管道擴(kuò)建的一部分并非單獨(dú)項目，因此不對其前期準(zhǔn)備及常規(guī)施工作業(yè)的工程量進(jìn)行單獨(dú)計算，表1中只列出需要在正常作業(yè)條件以外需增購物資(如液氮)或委托有相關(guān)資質(zhì)的單位進(jìn)行施工作業(yè)(如帶壓封堵)作為影響因素進(jìn)行分析。

2.3 綜合分析

通過管存天然氣氣量對沿線用戶供氣時間以及三種方案的綜合對比分析，得到各項對比資料見表2。

表1 各方案主要工程量對比表

項目方案一方案二方案三備注液氮/m39550-天然氣損耗/m366.566.50天然氣價格按氣田成本價計算單側(cè)帶壓封堵否是否包括施工機(jī)具、氮?dú)庵脫Q、帶壓開孔、帶壓封堵雙側(cè)帶壓封堵否否是包括施工機(jī)具、氮?dú)庵脫Q、帶壓開孔、帶壓封堵總費(fèi)用/萬元142.5220.5380帶壓單側(cè)封堵、帶壓雙側(cè)封堵費(fèi)用參考維搶修公司報價、液氮根據(jù)當(dāng)?shù)刂频緢髢r作業(yè)時間/h72102-參考西氣東輸施工經(jīng)驗計算作業(yè)時間[20]:6#閥室—末站天然氣放空及置換時間約24h,站內(nèi)氮?dú)庵脫Q時間約6h,單側(cè)封堵施工時間約48h,切割+焊接+檢測約48h

表2 各方案綜合分析表

項目方案一方案二方案三作業(yè)時間/h72102-允許停輸時間/h95110-總費(fèi)用/萬元142.5220.5380安全性安全安全安全優(yōu)點(diǎn)費(fèi)用低,停輸時間可滿足動火,安全性好,動火時間較方案二充裕停輸時間可滿足動火不停輸管線缺點(diǎn)作業(yè)時間較緊湊作業(yè)時間緊湊;費(fèi)用較高;管線為埋地,動火作業(yè)結(jié)束后會有3處法蘭蓋遺留在管線上,后期有泄漏隱患費(fèi)用太高;管線為埋地,動火作業(yè)結(jié)束后會有6處法蘭蓋遺留在管線上,后期有泄漏隱患

通過表2的綜合分析及管道運(yùn)行情況，建議選擇方案一。對于方案一存在作業(yè)時間比較緊湊的問題，可以通過前期充分的準(zhǔn)備工作以及詳細(xì)的工序計劃作業(yè)，保證在允許停輸時間內(nèi)完成作業(yè)。

3 結(jié)論

對某輸氣管道末站動火作業(yè)提出三種動火方案：停輸常規(guī)動火、停輸單側(cè)帶壓封堵動火、不停輸雙側(cè)帶壓封堵動火。通過采用TG-NET對停輸后管存天然氣持續(xù)供氣時間進(jìn)行分析可知，方案一和方案二作業(yè)時間都滿足管道停輸時間而不影響沿線用戶供氣。綜合對比，方案一具有費(fèi)用小、停輸時間可滿足動火作業(yè)、安全性好的特點(diǎn)；而方案二和方案三會留下泄漏隱患，從長期運(yùn)營的角度考慮選用方案一。根據(jù)現(xiàn)場實際施工情況選用方案一順利完成了動火作業(yè)。

[1] 鄒家齊.已建油氣管線動火施工技術(shù)[J].油氣田地面工程，2014，33(2)：86. Zou Jiaqi. Construction Technology with Hot-work on Established Oil and Gas Pipelines [J]. Oil and Gas Field Surface Engineering, 2014, 33 (2): 86.

[2] 閆春蘭，路美紅，楊 威，等.天然氣管道改線動火作業(yè)與置換投產(chǎn)[J].油氣儲運(yùn)，2011，30(10)：797-799. Yan Chunlan, Lu Meihong, Yang Wei, et al. Displacement and Fire Work in Route Change of Natural Gas Pipeline [J]. Oil & Gas Storage and Transportation, 2011, 30 (10): 797-799.

[3] 劉旭方，李 芳.談動火作業(yè)前的危險因素辨識[J].化工安全與環(huán)境，2010，23(25)：7-8. Liu Xufang, Li Fang. Identification of Risk Factors before Hot-work [J]. Chemical Safety & Environment, 2010, 23 (25): 7-8.

[4] 尹廣增，韓玉琴.輸氣管道不停輸開孔封堵作業(yè)危險因素辨別[J].油氣儲運(yùn),2007，26(10)：57-59. Yin Guangzeng, Han Yuqin. Risk Factors Identification on In-line Stopping Operation of Gas Transmission Pipeline [J]. Oil-Gasfield Surface Engineering, 2007, 26 (10): 57-59.

[5] 余正剛，宗 媛，陳陽威，等.管線不停輸帶壓開孔技術(shù)安全分析[J].化工設(shè)備與管道,2013，50(4)：79-82. Yu Zhenggang, Zong Yuan, Chen Yangwei, et al. Safety Analysis for Technique of Hot Tapping on No-stop Transportation Pipeline [J]. Process Equipment & Piping, 2013, 50 (4): 79-82.

[6] 程世權(quán)，邰建新，呂瑞典，等.帶壓堵漏技術(shù)的研究現(xiàn)狀與應(yīng)用[J].石油和化工設(shè)備,2012，15(3)：52-54. Cheng Shiquan, Tai Jianxin, Lv Ruidian, et al. Study Condition and Application of Technology of Plugging with Pressure [J]. Petro-chemical Equipment， 2012, 15 (3): 52-54.

[7] 張仕民，梅旭濤，王國超，等.油氣管道維搶修方法及技術(shù)進(jìn)展[J].油氣儲運(yùn),2014，33(11)：1180-1186. Zhang Shimin, Mei Xutao, Wang Guochao, et al. Oil/gas Pipeline Maintenance and Emergency Repair Method and Technology Progress [J]. Oil & Gas Storage and Transportation, 2014, 33 (11): 1180-1186.

[8] 陳利瓊，李 攀，劉 博，等.西氣東輸泗陽站閥室放空安全分析[J].天然氣與石油,2015，33(2)：9-12. Chen Liqiong, Li Pan, Liu Bo, et al. Analysis on Safety of Valve Vault Gas Venting at Siyang Station in West-East Gas Pipeline [J]. Natural Gas and Oil, 2015, 33 (2): 9-12.

[9] 閔海鵬，謝雪梅，趙 翔，等.輸氣管道氣體置換的中間注氮方法[J].油氣儲運(yùn),2015，34(6)：672-674. Min Haipeng, Xie Xuemei, Zhao Xiang, et al. Middle Nitrogen Injection Method in Gas Displacement for Gas Pipeline [J]. Oil & Gas Storage and Transportation, 2015, 34 (6): 672-674.

[10] 白忠濤，王福文，董文章.長輸天然氣管道氮?dú)庵脫Q技術(shù)[J].油氣田地面工程，2008，27(8)：42-43. Bai Zhongtao, Wang Fuwen, Dong Wenzhang. Nitrogen Replacement Technology for Long Distance Gas Pipeline [J]. Oil and Gas Field Surface Engineering, 2008, 27 (8): 42-43.

[11] 譚力文，敬加強(qiáng)，戴志向，等.天然氣管道氮?dú)庵脫Q技術(shù)研究[J].管道技術(shù)與設(shè)備,2007，(3)：25-28. Tan Liwen, Jing Jiaqiang, Dai Zhixiang, et al. Study on Natural Gas Pipeline Replacement Technology by Nitrogen Gas [J]. Pipeline Technique and Equipment, 2007, (3): 25-28.

[12] 周衛(wèi)軍，郭 瑞，張 勇，等.不停輸帶壓開孔封堵技術(shù)的應(yīng)用[J].管道技術(shù)與設(shè)備,2009，(6)：35-38. Zhou Weijun, Guo Rui, Zhang Yong, et al. Application of Holing and Sealing Technology on Nonstop Transportation Pipeline with Pressure [J]. Pipeline Technique and Equipment, 2009, (6): 35-38.

[13] 油氣儲運(yùn)專業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會.鋼制管道封堵技術(shù)規(guī)程第1部分：塞式、筒式封堵：SY/T 6150.1-2011[S].北京：石油工業(yè)出版社，2011:9. Standardization Technology Committee of Oil and Gas Storage and Transportation. Technical Standard of Tapping & Plugging on Steel Pipeline-Part 1: Plug Stopple & Barrel Stopple： SY/T 6150.1-2011 [S]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2011: 9.

[14] 王曉波，朱志雄.高壓天然氣管道帶壓封堵操作技術(shù)[J].化學(xué)工程與裝備，2009，38(4)：85-86，97. Wang Xiaobo, Zhu Zhixiong. Plugging Operation Technology of High Pressure Natural Gas Pipeline with Pressure [J]. Journal of Chemical Engineering and Equipment, 2009, 38 (4): 85-86, 97.

[15] 張瓊飛.不停輸帶壓封堵技術(shù)[J].油氣田地面工程,2007，26(7)：56-57. Zhang Qiongfei. Technology of Plugging with Pressure under Transmission [J]. Oil and Gas Field Surface Engineering, 2007, 26 (7): 56-57.

[16] 江 濤，朱圣平，李方圓.天然氣管道不停輸帶壓封堵技術(shù)應(yīng)用實踐[J].石油工程建設(shè),2013，39(6)：48-49，55. Jiang Tao, Zhu Shengping, Li Fangyuan. Application Technology of Plugging with Pressure underTransmission of Natural Gas Pipeline [J]. Petroleum Engineering Construction, 2013, 39 (6): 48-49, 55.

[17] 蘇 欣，章 磊，劉 佳，等.SPS與TGNET在天然氣管網(wǎng)仿真中應(yīng)用與認(rèn)識[J].天然氣與石油,2009，27(1)：1-3. Su Xin, Zhang Lei, Liu Jia, et al. Application of SPS and TGNET in Natural Gas Pipeline Network Simulation [J]. Natural Gas and Oil, 2009, 27 (1): 1-3.

[18] 趙小平，萬 捷.704泵站-獨(dú)山子輸氣管道非穩(wěn)態(tài)運(yùn)行工況分析[J].油氣田地面工程,2009，28(4)：10-12. Zhao Xiaoping, Wan Jie. Analysis on Unsteady Operation Conditions for Gas Transmission Pipline of 704 Pump Station to Dushanzi [J]. Oil and Gas Field Surface Engineering, 2009, 28 (4): 10-12.

[19] 雷 燃.輸氣管網(wǎng)模擬計算及運(yùn)行工況分析研究[D].西安：西安石油大學(xué)，2013. Lei Ran. Analysis and Study on Working Conditions in Simulation and Operation of Gas Transmission Pipeline Network [D]. Xi’an: Xi’an Shiyou University, 2013.

[20] 崔茂林，吳長春.輸氣管道投產(chǎn)中氮?dú)庵脫Q的原則及技巧[J].天然氣工業(yè),2015，35(2)：81-86. Cui Maolin, Wu Changchun. Principles Tips for Nitrogen Gas Displacement in Gas Pipeline Debugging Practices [J]. Natural Gas Industry, 2015, 35 (2): 81-86.

2015-08-22

李東坡(1989-)，男，四川南部人，助理工程師，學(xué)士，主要從事油氣儲運(yùn)研究與設(shè)計工作。

10.3969/j.issn.1006-5539.2016.01.008