中俄東線分輸站場調壓閥冰堵判據與防治
發表時間 2018-12-10 14:58 來源 本站原創

  傅偉慶 尤澤廣 王成 陳小寧

  中國石油管道局工程有限公司,河北廊坊 065000

  摘要:中俄東線天然氣長輸管道沿線地區秋冬季節溫度較低,分輸站場冬季分輸降壓過程中,節流效應造成調壓閥內流體溫度驟降,加之新投產管線內輸送天然氣干燥不徹底,容易造成分輸站場調壓閥處冰堵。研究選用分輸過程是否析出液態水合物作為冰堵能否發生的判據,得出了分輸過程調壓閥冰堵形成的壓力、溫度和天然氣組分警戒值;考慮損失到凝析液和氣流中的甲醇量,建立甲醇注入量和運行參數量的關系函數;模擬站場分輸注醇過程,分析注醇過程流場變化規律。結果表明:天然氣水露點溫度、氣流溫度、入口壓力和節流溫降是影響調壓閥冰堵發生的主要因素,考慮各因素建立的分輸過程析出液態水合物判斷公式能夠準確預判調壓閥冰堵的發生,調壓閥冰堵防治注醇量計算公式能夠準確計算防止調壓閥冰堵的最小注醇量,研究成果為中俄東線分輸站場冰堵的防治以及站場注醇自控系統的開發提供理論依據。

  關鍵詞:中俄東線;調壓閥;冰堵;注醇量計算

  1 問題分析

  天然氣分輸站場是天然氣管道輸送系統的重要組成部分,站場設備是輸氣生產正常進行的保障。根據天然氣能源的特點,天然氣輸送的主要形式為長輸管線,管道運輸過程中,通常采用提高氣體壓力的方法降低輸送成本[1]。主管道的高壓力天然氣在經分輸站進入相對低壓管道時,減壓閥處由于摩擦耗能產生較大的節流壓降和溫降[2]。中俄東線天然氣管道起于黑龍江省黑河市中俄邊境,管道沿途經過的黑龍江省、吉林省、遼寧省均位于我國東北寒冷地區,最冷月平均氣溫約-14℃~-24℃,極端最低溫-48.1℃。減壓閥分輸過程中,天然氣流經節流部位時,由于流通面積驟減,流通受阻,產生強烈的渦流。同時由于節流效應溫度降低,壓力波動嚴重,天然氣水合物極易在節流通道內析出凝結,引起減壓閥及其上下游管道形成較嚴重的冰堵。

  冰堵嚴重影響了站場輸氣生產工作的正常進行,對調壓閥危害巨大,一是堵塞閥體,造成停輸,直接影響到下游民用、商業和工業用氣;二是冰堵降溫會加速易損件的損壞,諸如調節膜片和密封件[3];三是解凍后冰塊未融化,在二次開閥分輸時,會在壓力的作用下在彎頭處撞擊管道或者設備,有可能造成管道、設備的位移,給管道、設備埋下了安全隱患[4]。

  為防止分輸站調壓閥冰堵,現場人員多根據經驗來確定冰堵的發生,冰堵發生的表現形式主要有兩種,冰堵造成閥套卡堵或者是閥籠開度不斷增大。現場工作人員判斷節流溫降能否造成調壓閥冰堵的經驗判據為:

  1.冰堵造成閥套卡死,調壓閥開度保持恒定,出站壓力和燃氣流量持續下降。

  2.冰堵發生造成閥籠節流孔有效節流通道面積減小,出站壓力下降;為了保持出口壓力恒定,調壓閥自控系統會增大閥籠開度,保證有效開度保持一定,出站壓力恢復正常值,冰堵會造成閥籠開度持續上升。

  冰堵發生經驗判據具有滯后性,當造成閥套卡堵或開度增大時冰堵已經形成,通過注入甲醇的方法解堵效果并不好,現場多采用切換支路放空解凍的方法解決冰堵。注入甲醇能夠降低水合物析出的形成露點,但是注醇對已經形成的冰堵效果有限。建立準確的冰堵臨界值關系式,在冰堵將要發生時開始注醇,避免冰屑累積造成調壓閥冰堵意義重大。

  2 調壓閥分輸注醇流場分析

  注醇橇應用于天然氣管道分輸站冬季冰堵防治,具有設備簡單、制造安裝周期短、對正常的運行影響小、取得的防凍效果較好等特點。適用于突發性的非正常工況和臨時性的改造工程。

  調壓閥分輸注醇流場分析,建立天然氣分輸調壓流體模型,模擬獲得不同注醇流速下分輸調壓過程流體壓力、溫度、流速以及組分變化規律,分析調壓閥冰堵形成機理,為甲醇注入量和管線運行參數值的函數關系的建立提供依據。

  研究建立天然氣分輸調壓流體模型,計算不同注醇流速下甲醇含量的變化情況,分析關鍵位置的甲醇分布。簡化調壓閥模型如圖2-1所示,節流位置節流孔模型如圖2-2所示。選擇分析注醇流量分別為10L/h、25L/h、50L/h。

  圖2-1 調壓閥模型

圖2-2 節流孔模型

  為了看清不同節流孔位置的甲醇分布規律,在每一層節流孔位置取一截面,通過各截面甲醇分布分析節流孔的甲醇量分布規律。各節流孔截面位置甲醇質量分數云圖見圖2-3。

 

 圖2-3注醇過程各節流孔位置甲醇質量分數示意云圖

  調壓閥通過控制閥體的開度調節下游天然氣的流量和壓力。減壓閥閥體結構較為復雜,冰堵多發生在節流溫降最嚴重的位置,氣流首先由入口通道進入到節流閥內部,通過閥籠上均勻分布的節流孔流到外部的環形空間,發生節流制冷與組分的凝結;凝結液滴在環形空間內形成較大尺寸的液滴。注醇能夠降低水露點溫度,節流位置甲醇質量分數對解堵效果至關重要。圖2-4為注醇過程甲醇質量分數變化曲線。甲醇流動過程中,甲醇不斷揮發,隨著流動距離的增加,液體甲醇的量越來越少,注醇流速10L/h時,節流孔5個截面最高甲醇質量分數分別為1.46%、0.91%、0.37%、0.34%、0.31%,經節流過程,甲醇含量迅速降低,并保持在極低的水平。距離出口越近的位置甲醇質量分數越低,出口甲醇質量分數最高值為0.09%。注醇流速25L/h時,節流孔5個截面最高甲醇質量分數分別為3.35%、3.15%、2.29%、0.93%、0.84%,出口甲醇質量分數最高值為0.09%。注醇流速50L/h時,節流孔5個截面最高甲醇質量分數分別為4.61%、3.89%、2.21%、1.55%、1.44%,經節流過程,甲醇含量迅速降低,并保持在極低的水平。距離出口越近的位置甲醇質量分數越低,出口甲醇質量分數最高值為0.43%。

  (a)注醇流速10L/h

(b)注醇流速25L/h

 

 (c)注醇流速50L/h

  圖2-4注醇過程不同徑向截面甲醇質量分數

  3 抑制劑用量的確定

  防止分輸過程天然氣水合物析出的最經濟有效的方法為向運行管線內添加抑制劑,天然氣分輸站場防治冰堵應用最廣泛的抑制劑為甲醇。抑制劑進入到管線后分為二部分,一部分溶解到氣流中的液態凝析水中,形成抑制劑與水的混合液;另一部分損失到氣流攜帶氣態水和天然氣氣流中[7,8]。

  管線內抑制劑水溶液中抑制劑的質量濃度與水合物露點的溫降之間存在函數關系式,利用Hammerschmidt方程可以算出水合物露點降低Δt所需最小抑制劑濃度。

               (1)

  式中—氣流中溶解到液態凝析水中所形成混合液中抑制劑的濃度,%;

  ΔT—水合物露點的溫降,K;

  —甲醇的相對分子質量;

  K—抑制劑甲醇常數,取值1295;

  3.1 凝析水含量計算

  凝析水含量值為兩種狀態下飽和含水量的差值,初始狀態為入口壓力與水露點溫度,結束狀態為出口壓力與出口溫度,分輸過程凝析水含量為:

        (2)

  式中—天然氣中析出的液態凝析水的質量,g;

  —一定狀態下飽和含水量;

  Q—天然氣流量,;

  —天然氣入站壓力,MPa;

  T—水合物析出溫度值,℃;

  —天然氣出站壓力,MPa;

  t—天然氣出站溫度,℃;

  公式計算選用寧英男公式。

  3.2 甲醇在氣流攜帶氣態水的摩爾分數

  為防止水合物析出,與天然氣中氣態水形成抑制劑與水的混合物中抑制劑量為n1:

        (3)

        (4)

  式中 —抑制劑與水的混合液中抑制劑的量,mol;

        (5)

  式中x醇—甲醇的物質的量分數,%;

  由式(4)與式(5)可得x醇:

        (6)

  3.3 甲醇在氣體中的損失系數

  損失到氣流中抑制劑的損失系數:

        (7)

  式中—損失到氣流中抑制劑的損失系數;

  T—天然氣的溫度,K。

        (8)

  式中n氣—長輸管線內單位時間流動天然氣摩爾量,mol;

  —損失到天然氣氣流中抑制劑甲醇物質的量,mol。

  3.4 凝析液中抑制劑溶解度系數

  在液態凝析水中抑制劑甲醇溶解度系數:

        (9)

  式中—天然氣水合物凝析液中抑制劑溶解度系數;

        (10)

  式中 n凝—氣流中液態凝析水含量,mol;

  —損失到凝析液中抑制劑甲醇量,mo1。

  3.5 甲醇注入量計算公式

  將式(6)、(7)代入(8),則有:

        (11)

  由式(6)、(9)和(10)可得在液態凝析液中損失的甲醇量

        (12)

  注入管線中甲醇的量分為損失到凝析液與氣相中量和甲醇水混合液中甲醇量,實際需要注入到管線內的甲醇的量為[9,10]:

        (13)

        (14)

  甲醇流量為:

      (15)

  式中 q—甲醇流量,L/H;

  —甲醇的相對分子質量;

  —液體甲醇的密度,kg/L。

  3.6 中俄東線站場調壓閥冰賭防治注醇量計算

  中俄東線分輸站場分輸用戶方向壓降大,節流溫降嚴重,設計及運營過程必須考慮冰堵防治問題。分輸入口干線壓力12MPa,分輸用戶出口壓力4MPa,設計入站溫度0℃,輸送天然氣的水露點為:冬季(10月1日~4月30日)4.0MPa下不高于-20℃;夏季(5月1日~9月30日)4.0MPa下不高于-10℃。但是新投產管線試壓后清掃和干燥不徹底,在位置低洼處及形狀突變位置難免存在殘余水,投產初期,天然氣水露點高于設計要求,容易在節流位置產生冰堵。

  中俄東線冰堵防治采用加熱器加熱和注醇兩種措施,分輸站場分輸壓降8MPa,按5℃/MPa的壓降,分輸過程溫降達到40℃,節流中心位置溫降更嚴重。根據研究建立抑制劑用量計算公式計算水露點4.0MPa -20℃時,加熱器加熱溫度20℃,計算注醇量為0L/h;加熱器加熱溫度15℃,計算注醇量為7.5L/h;加熱器加熱溫度10℃,計算注醇量為11L/h;加熱器加熱溫度5℃,計算注醇量為12L/h;加熱器加熱溫度0℃,計算注醇量為12.5L/h。不同水露點溫度,不同節流位置溫度條件下注醇量計算結果見圖3-1。調壓閥冰堵防治注醇量計算公式能夠準確計算防止調壓閥冰堵的最小注醇量,研究成果為中俄東線分輸站場冰堵的防治以及站場注醇自控系統的開發提供理論依據。

  圖3-1 不同水露點溫度,不同節流溫度條件下注醇量計算結果

  4結論

  基于甲醇對冰堵形成過程的影響,建立甲醇注入量和運行參數量的關系函數,本得出如下結論:

  (1)天然氣水露點溫度、氣流溫度、入口壓力和節流溫降是影響調壓閥冰堵的發生的主要因素。當入口壓力下氣流溫度低于水露點時,容易造成調壓閥冰堵。

  (2)調壓閥冰堵的判據選用分輸過程是否析出液態水合物,當計算凝析水含量大于零時冰堵發生,當計算凝析水含量小于零時未造成冰堵。

  (3)甲醇流動過程中,甲醇不斷揮發,隨著流動距離的增加,液體甲醇的量越來越少,經節流過程,甲醇含量迅速降低,并保持在極低的水平。

  (4)注醇是最有效的防治調壓閥冰堵的方法,本文建立甲醇注入量和運行參數的關系函數應用于中俄東線工程,能夠有效防止分輸站調壓閥的冰堵。

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  Ice Blockage Criterion and Prevention of Gas Regulator in China-Russia East Natural Gas Distribution Station

  FU Wei-qing, YOU Ze-guang, WANG Cheng, CHEN Xiao-ning

  China Petroleum Pipeline Engineering Corporation, Langfang 065000, Hebei

  Abstract: China-Russia East Pipeline passes through cold regions, Due to low temperature environment which caused by throttle effect and pipelinenot being complete dried in the operation process, hydrate is vulnerableto dissolve out and clog the regulator.Combine the relationship between temperature and pressure withice blockage,formulaof hydrate precipitation was establishedas forecasting model of ice blockage in the natural gas distribution station.Considering the amount of methanol loss to the liquid water and gas flow,relational functionbetween methanol injection and operational parameters was obtained and verified with the field test methanol injection. It is shown that, dew point, gas flow temperature, inlet pressure and temperature drop are the main factors on the ice blockage problem at natural gas distribution station.Forecasting modelof ice blockageand computational formula of methanol injection prove that results of judgement andprediction is in accordance with actual running status of gas distribution station.The research results provide a reference basia for the development of automatic control system at natural gas distribution stations of China-Russia East Natural Gas Distribution Station.

  Keywords: China-Russia East Pipeline; Gas Regulator; Ice blockage; Calculation of rational methanol injection





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