賈保印，胡本源，賀永利，宋媛玲，許 洋，田海星

1.中國寰球工程有限公司，北京 100012

2.中石油江蘇液化天然氣有限公司，江蘇南通 210000

在LNG 接收站實際運營過程中，通常天然氣外輸管道的操作壓力隨著下游用戶用氣特點會在一定范圍內(nèi)無規(guī)則地波動。此外，在某些電力緊張的地區(qū)，當?shù)卣疄榱苏{(diào)整用電高峰通常規(guī)定商業(yè)用電的白天電價遠遠高于夜晚電價。為了降低運行成本，LNG 接收站通常按照白天小流量外輸，晚上大流量外輸?shù)倪\營方式，因此造成管道的操作壓力波動較大，這就需要能夠準確掌握天然氣管網(wǎng)充壓過程的時間、充壓速率等規(guī)律，以指導實際操作過程?？山柚鷦討B(tài)模擬離線研究計算獲得上述數(shù)據(jù)和規(guī)律。

此外，LNG 接收站內(nèi)天然氣管道的設計壓力往往高于天然氣外輸管道的設計壓力，在正常操作過程中，需設置壓力高高聯(lián)鎖以關閉上游壓力源來保證下游天然氣外輸管道的安全，但該設置的效果和有效性取決于壓力高高聯(lián)鎖設定值取值的正確性。該取值取決于下游管道容積、上游天然氣來料流量、下游切斷閥的關閉時間等，難以通過定性來設定。此外，當下游天然氣管道處于事故狀態(tài)時（如外輸管道破裂、下游站場著火等工況），需停止LNG 接收站天然氣外輸，并實施緊急泄壓以降低安全風險。不同天然氣管網(wǎng)在操作壓力時降壓速率、降壓時間明顯不同，這也需操作人員準確掌握不同初始狀態(tài)的降壓速率規(guī)律。

采用穩(wěn)態(tài)模擬計算方法基本上不能解決上述問題，只能引入動態(tài)模擬的計算分析方法。動態(tài)模擬在處理復雜混合物組成體系、流體超臨界狀態(tài)變化、安全泄放動態(tài)過程、工藝過程控制、安全評估以及生產(chǎn)操作培訓等方面具有獨特的優(yōu)勢。動態(tài)模擬引入時間變量，能夠計算獲取流程參數(shù)隨時間的變化，準確反映工藝操作的動態(tài)變化過程，同實際生產(chǎn)過程基本吻合。動態(tài)模擬基于微分方程和偏微分方程，計算過程更為復雜，已被國內(nèi)外研究機構和工程公司大量應用[1-15]。

本文以某LNG 接收站外輸管道的實際運行工況為例，借助動態(tài)模擬軟件HYSYS，研究計算上述工況下天然氣外輸管網(wǎng)充壓過程和泄壓過程中工藝參數(shù)的動態(tài)變化趨勢，為安全設計和運維提供指導。

1 天然氣外輸管道基礎數(shù)據(jù)

1.1 工藝流程

本項目的主要工藝流程見圖1。

圖1 LNG 接收站天然氣輸送工藝流程

來自再冷凝器的LNG 進入高壓LNG 泵入口管，經(jīng)高壓LNG 泵增壓后，從控制閥（HCV -101） 進入開架式氣化器（ORV） 系統(tǒng)，氣化后進入天然氣外輸管網(wǎng)。高壓LNG 泵系統(tǒng)設置有最小流量控制回路（FIC-101），以保證高壓LNG泵的流量維持在正常允許的最小流量以上；ORV入口管道設置有流量計和流量控制閥（FCV-102）用于控制LNG 的流量；LNG 接收站和天然氣外輸管網(wǎng)通過緊急切斷閥（ESDV-103） 實現(xiàn)緊急隔離；天然氣外輸管道分輸站距離LNG 接收站約15 km，分輸站末端設有切斷閥。

1.2 主要工藝參數(shù)

（1） 天然氣各組分含量和工藝參數(shù)見表1 ～2。

表1 天然氣各組分含量

表2 天然氣外輸管道的主要工藝操作參數(shù)

（2） 高壓LNG 泵的性能曲線。高壓LNG 泵的性能曲線如圖2 所示。

1.3 動態(tài)模型

計算過程利用HYSYS Dynamic 中的離心泵、管段、孔板等模塊建立模型，并借助流量控制閥、壓力控制閥、流量控制器、壓力控制器、電子表格和趨勢圖等模塊分析工具，研究了不同工況的工藝性能動態(tài)變化趨勢，模型頁面如圖3 所示。

圖2 高壓LNG 泵性能曲線

2 天然氣外輸動態(tài)模擬

2.1 動態(tài)模擬工況

天然氣外輸管道充壓和泄壓過程的動態(tài)響應模擬工況包括：

工況一，研究當天然氣外輸管道分輸站切斷閥關閉，而充壓最大流量為200 t/h 時，天然氣管道在8 000 ～9 500 kPa 不同初始壓力時，充壓時間與流量控制閥開度的關系。

工況二，研究當天然氣外輸管道泄壓，而管道壓力為10 000 kPa 時，泄壓質(zhì)量流量、操作溫度和泄壓實際的變化。

圖3 天然氣外輸工藝動態(tài)模型頁面

2.2 動態(tài)模擬結果及分析

2.2.1 工況一計算結果及分析

工況一的計算結果如圖4 ～7 所示。

圖4 天然氣外輸管道外輸站緊急切斷閥關閉曲線

圖5 外輸管道充壓過程操作壓力隨時間的變化

從圖4 可看出，天然氣外輸管道分輸站緊急切斷閥從100%開度至完全關閉的時間為20 s。

圖6 在不同初始壓力充壓過程中管道儲氣物質(zhì)的量的變化

圖7 外輸管道充壓過程ORV入口流量調(diào)節(jié)閥開度變化

從圖5 可看出，當外輸初始壓力由8 000 kPa增長到9 500 kPa 時，外輸管道的增壓過程耗費時長從 19 960 s（約 5.54 h） 縮短為 1 686 s（約0.468 h），即隨著管道初始壓力的增大，達到天然氣管網(wǎng)設計壓力的時間在縮短。從圖6 可看出，外輸管道內(nèi)部存儲的天然氣質(zhì)量隨運行時間的變化趨勢與操作壓力的變化趨勢相同。

天然氣外輸管道充壓過程ORV 入口流量調(diào)節(jié)閥開度變化曲線見圖7。從圖7 可看出，當天然氣管道的初始壓力為8 000 kPa 時，隨著運行時間的延長，F(xiàn)CV-102 的開度逐漸降低。這是因為隨著運行時間的增加，天然氣管道壓力的不斷升高，該管道上的壓力信號就會通過串級控制ORV 入口流量控制閥，壓力充壓導致管道壓力逐漸升高，當操作壓力高于壓力控制設定值時，控制回路會降低ORV 入口流量控制的設定值，進而使得控制閥的開度逐漸降低。此外，外輸管道的初始壓力越高，ORV 入口流量控制閥的壓降就越小，需要流量控制閥的開度越大。上述計算結果同實際運行工藝參數(shù)完全相符。

實際運行過程中，天然氣外輸管道的充壓時間除受管道初始壓力、充壓小時流量的影響外，還受管道容積、管道下載量、環(huán)境溫度等因素的影響，管道容積越大，充壓時間越長，管網(wǎng)儲氣能力越強；管道下載量越大，充壓時間越長；環(huán)境溫度越高，天然氣管道最大儲氣能力越低。

2.2.2 工況二計算結果及分析

天然氣外輸管道在某些特定事故狀態(tài)下除中斷外輸外，還需進一步泄壓，泄壓操作通常借助LNG 接收站的火炬系統(tǒng)來實現(xiàn)。API 521—2014 給出了緊急放空時間的推薦值：在泄漏、失效或火災等緊急情況下，緊急放空系統(tǒng)可按照在15 min 內(nèi)將系統(tǒng)壓力降至690 kPa 為基礎進行設計。

本文對天然氣外輸管道在最大工作壓力下依托LNG 接收站的火炬系統(tǒng)進行泄壓操作進行研究，同時計算和選擇泄放設施的流通能力。圖8 和圖9為天然氣管網(wǎng)壓力從初始壓力10 000 kPa 泄壓至690 kPa 過程中的操作壓力、儲氣質(zhì)量、操作溫度、質(zhì)量流量的變化曲線。

圖8 外輸管道泄壓過程中操作壓力和氣體質(zhì)量的變化

圖9 泄壓過程中的管道操作溫度和天然氣泄放流量的變化

從圖8 和圖9 可看出，當天然氣管道由初始壓力10 000 kPa 開始泄壓時，管道壓力和管道儲氣質(zhì)量均在不斷下降，并且泄壓速率呈現(xiàn)下降趨勢。泄放氣體最大質(zhì)量流量約為78 t/h，發(fā)生在泄放剛開始階段，小于LNG 接收站已有火炬系統(tǒng)的處理能力，可通過火炬系統(tǒng)進行部分排放，天然氣管道泄放至690 kPa 時需32 h（115 200 s），此時泄放設施的流通能力約為5 t/h。此外，泄放過程中下游溫度由于節(jié)流效應而急劇降低，隨后由于天然氣管道吸收環(huán)境熱量，因而溫度不斷恢復甚至升高。

3 結論

對天然氣外輸管道充壓和泄壓過程的動態(tài)計算表明，動態(tài)模擬可真實模擬天然氣管網(wǎng)充壓和泄壓的實際過程，可離線給出充壓時間、流量、壓力等理論依據(jù)，可定量指導操作人員制定詳細準確的開車啟動或檢維周期，節(jié)省了操作運行成本，具有一定的經(jīng)濟性；同時可用于校核天然氣管道安全儀表系統(tǒng)聯(lián)鎖設定值及緊急切斷閥關閉時間的合理性，從而為工藝設計和運行維護操作提供指導。