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運行公司（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，由26 條跨接管線連接，單線線路長度約529 km，管道設計輸量300×108m3/a，雙管管徑 Φ1 067 mm，設計壓力10 MPa。全線共設置3 座壓氣站、1 座計量站、5 座清管站及36 座線路截斷閥室[1]。

長輸天然氣管道每間隔一定距離設置的線路截斷閥室配置有自關斷保護功能，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，能緊急快速關斷閥門以確保非事故管道安全，減少氣體泄漏量，降低經濟損失。其主要設備單元包括：干線球閥本體、氣液執(zhí)行機構及電子控制單元，保護功能啟動的判別條件主要有壓力限值及壓降速率兩類，若監(jiān)測點壓力或壓降速率檢測值超過設定值，且延遲時間超限，則將執(zhí)行關閥動作[2-5]。而目前中烏天然氣管道A/B 線則是借鑒行業(yè)經驗，全線閥室采用統(tǒng)一的壓降速率設定，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斷風險。因此有必要結合管道實際運行工況開展線路截斷閥室自關斷保護功能測算，以評估分析該保護功能的可靠性、合理性。

1 中烏天然氣管道A/B線截斷閥室概述

1.1 閥室自控水平

中烏天然氣管道A/B 線于2010 年10 月全面建設投用，雙線閥室共有36座，包括30座普通閥室及6 座RTU 遠程監(jiān)控閥室。為提升管道自動化水平、保證管道安全平穩(wěn)運行，30座普通閥室于2015年完成了改造升級，采用“一體式集成設備”實現(xiàn)監(jiān)視干線普通閥室內管線溫度、壓力、清管球通過指示、線路截斷閥門狀態(tài)等信號，并保留閥門開關控制命令信號接入（在特殊情況下調控中心對閥門的遠程手動控制），由此實現(xiàn)了由普通閥室向“遠程監(jiān)視閥室”（即Lite RTU，簡稱LRTU）的升級（圖1）。目前中烏天然氣管道A/B線閥室均可實時監(jiān)測干線截斷閥閥位狀態(tài)、進閥室干線壓力、出閥室干線壓力、壓降速率、閥室干線溫度、閥室供電系統(tǒng)電壓及可燃氣體報警等。

圖1 LRTU閥室控制系統(tǒng)配置

1.2 閥室自關斷保護功能配置

中烏天然氣管道A/B線閥室自關斷保護功能的設備單元由Valvitalia 球閥、Shafer 氣液聯(lián)動執(zhí)行機構及自控核心部件Lineguard2200 控制器構成（圖2）?？刂破饔呻娫?、CPU、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 自動采樣一組管道壓力數(shù)據(jù)，計算壓力均值并與前1 min 的壓力均值進行對比分析。目前全線36 座閥室的壓降速率設定值均采用經驗值設定（表1），由于中烏天然氣管道A/B線為并行敷設，且與中烏天然氣管道C線存在互聯(lián)跨接，水力系統(tǒng)靈活復雜，全線采用統(tǒng)一經驗值的做法將可能導致截斷閥室在事故工況下不動作或正常工況調整下誤動作[6-7]，為此為確保閥室自關斷保護功能動作的準確性及及時性，需對其功能進行測算分析。

圖2 截斷閥室閥門及電控示意圖

表1 中烏管道A/B 線截斷閥室Lineguard參數(shù)設定

2 自關斷保護功能測算分析

2.1 有效性檢驗

本文采用Synergi Pipeline Simulator(SPS)軟件開展線路截斷閥室模擬測算分析，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算，可采取在線和離線兩種方式運行。SPS仿真軟件已具有近50年的仿真工程經驗，在中國乃至世界范圍內近乎成為水力仿真領域的行業(yè)標準[8-10]。為校驗軟件有效性，選取中亞天然氣管道某干線閥室異常誤關斷的瞬態(tài)工況為例（圖3），對比分析仿真模擬與實際工況數(shù)據(jù)。

圖3 干線閥室誤關斷流程示意

該閥室因取壓檢測管冰堵導致壓力變送器檢測壓降速率變化過快而觸發(fā)閥室自關斷保護功能，異常關斷后現(xiàn)場首先順序開啟閥室上下游的跨接管線，其次導通閥室旁通管線進行平壓，在主閥前后壓差降至0.45 MPa后由中控調度遠程開啟閥門，最后關閉上下游跨接管線恢復正常工況運行。如圖4所示，按照相同時刻工況調整進行仿真模擬，仿真計算的閥室上下游壓力變化與現(xiàn)場實際監(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。由此驗證說明了利用SPS開展截斷閥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

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定值為0.15 MPa/min，延遲時間設定值為120 s，主要目的是在干線泄漏事故發(fā)生后可實現(xiàn)相鄰閥室緊急切斷，同時應避免正常工況調整時出現(xiàn)閥室誤關斷事件，即壓降速率設定的合理性將直接關系到干線截斷閥動作的準確性和及時性。為此，基于SPS 仿真模擬研究不同運行工況下干線閥室壓降速率變化，以測算評估目前閥室自關斷保護功能。

2.2.1 不同泄漏孔徑

選取日常管輸基礎工況：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（圖5），模擬計算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

模擬結果如圖6 所示。以泄漏孔徑300 mm 為例，隨著泄漏時間推移，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定值及延遲時間設定值，壓降速率大于0.15 MPa/min的時長為124 s（大于120 s），為此該泄漏工況將觸發(fā)8#閥室緊急保護關斷；對比小尺寸泄漏孔徑，由于最大壓降速率及延遲時間未能達到設定值界限，因此將無法觸發(fā)閥室保護功能；隨著泄漏孔徑的增大，壓降速率將大幅上升，延遲時間也將越長，越容易實現(xiàn)閥室的自關斷保護功能。綜上所述，目前Lineguard參數(shù)設定僅能監(jiān)測孔徑大于300 mm（約為主管道內徑的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間設定值。

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，模擬計算4處不同位置發(fā)生泄漏時下游8#閥室的壓降速率變化情況，泄漏點與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

模擬結果如圖8所示。在泄漏孔徑相同及泄漏點壓力基本相當?shù)那闆r下，泄漏點距離8#閥室越遠，則壓降速率越小，達到壓降速率峰值的時間越長，且壓降速率變化幅度約平緩；不同泄漏點位置對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#閥室將無法自關斷，為此需同時適當降低壓降速率及延遲時間的設定值。

圖8 不同泄漏點位置下的壓降速率曲線

2.2.3 不同泄漏點壓力

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

模擬結果如圖9所示。在泄漏孔徑及泄漏點位置相同的情況下，泄漏點初始壓力越高，壓降速率越大，但達到峰值的時間以及后續(xù)的變化趨勢基本一致；不同泄漏點壓力對壓降速率變化幅度的影響要小于泄漏孔徑及泄漏點位置因素；按照目前Lineguard 參數(shù)設定，在管道低管存運行條件下，若7#～8#閥室中間點發(fā)生孔徑為300 mm的泄漏，上下游閥室可能因延遲時間過短而無法自關斷，為此需適當降低延遲時間的設定值。

圖9 不同泄漏點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，在維持首站壓縮機組轉速不變條件下，模擬計算氣源與首站（管段長度10 km）間1#閥室的壓降速率變化情況。結果如圖10 所示：在2 min 內閥室壓力由6.3 MPa下降至6.0 MPa以內，壓降速率峰值為0.4 MPa/min，壓降速率大于0.15 MPa/min 的延遲時長超過設定值120 s，由此將引發(fā)閥室關斷。而按照工藝操作原則，氣源失效后不應關斷閥室，為此應調整現(xiàn)有壓降速率設定值，結合泄漏工況模擬，需將壓降速率設定為0.2 MPa/min 左右，由此可確保1#閥室截斷保護功能的合理性。

圖10 氣源失效后1#閥室壓力及壓降速率曲線

2.2.5 壓氣站工況調整

為進一步獲悉壓氣站工況調整可能造成的臨近閥室壓降速率變化情況，選取壓氣站單臺機組停機及壓氣站停運兩種工況進行仿真模擬。以某中間壓氣站雙機運行為例，進出站壓力分別為6.0、8.6 MPa，輸量7 000×104m3/d。經模擬測算：當一臺機組發(fā)生故障停機，在恢復雙機運行期間，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；當壓氣站停運，在導通全越站流程期間，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，對比目前壓降速率設定值可知，壓氣站工況調整造成的鄰近閥室壓降變化不會觸發(fā)閥室誤關斷。

3 結論與建議

1）當中烏天然氣管道A/B線干線管道發(fā)生孔徑為300 mm 以上（主管道內徑的1/3 以上）的泄漏事件時，目前閥室電子控制單元的設定可實現(xiàn)自關斷保護功能的觸發(fā)。當泄漏孔徑小于300 mm時，泄漏點上下游閥室可能無法自動截斷。

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

3）鄰近上游氣源的管線閥室應適當增大壓降速率設定值，以避免因氣源失效導致閥室誤關斷；沿線壓氣站的日常工況調整僅可能造成小范圍的壓力波動，不會導致鄰近閥室誤關斷發(fā)生。

4）全線閥室采用統(tǒng)一壓降速率設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斷風險。目前中烏天然氣管道已進入平穩(wěn)運行期，不存在投產初期工況大幅波動情況，為此建議借助仿真模擬手段，結合運行工況歷史數(shù)據(jù)（日常工況最大壓降速率），合理化、差異化地量化調整不同區(qū)域閥室的壓降速率或者延遲時間設定值，以更好地發(fā)揮閥室自關斷保護功能，提升全線管道可靠性。