史興治 李宗超 代軍生

中國石油西部管道公司蘭州輸氣分公司

【摘要】針對澀寧蘭管道分輸口存在用戶結構復雜、資產界面劃分不清、設計標準低、分輸支路保障能力有限等問題，從用戶結構、分輸口管理入手，提出了加裝ESD系統、計量數據上傳、數據遠程監控、自適應調壓、自動分輸測試、閥室和干線開口處增設報警裝置及數據上傳等優化改造措施。

【關鍵詞】天然氣長輸管道 分輸站 分析優化

澀寧蘭管道一線和復線均始于澀北首站，終于蘭州末站，一線于2001年9月投產，復線于2010 年9月全線投產，兩條管道干線總長1852.7公里， 管徑660毫米，設計最高工作壓力6.4兆帕，年輸氣能力68億標準立方米。下轄蘭鋁支線、兩蘭支線、甘西南支線、甘南支線等8條支線。澀寧蘭管道自2001年投入運營以來，開發了沿線天然氣用34家， 由于不同歷史原因，形成了目前的管道沿線分輸現狀。鑒于此，在分析管道分輸口現狀及存在問題的基礎上，提出了針對性的解決措施。

1 管道氣源及用戶結構

1.1 管道氣源概況

澀寧蘭管道由上游青海氣田供氣，在保證甘肅、青海沿線用戶用氣外，多余部分通過河口站進入蘭銀線向銀川方向分輸，冬季氣源量不足時則通過西氣東輸甘塘聯絡站下載進入蘭銀線反輸到澀寧蘭管道。夏季日均進氣量保持在1200萬方/天，冬季高峰時運行輸量達到1600萬方/日。

1.2 下游用戶結構

澀寧蘭管道沿線現有用戶34家，分輸口共計41處。按所在地區分：青海境內16家，甘肅境內18家。按用戶性質分：工業用戶9家，城市燃氣用戶25家。按照2013年用氣量分：超過1億方的5 家，1千萬方～1億方的19家，不足1千萬方的10 家。

圖1 下游用戶概況

2 分輸口現狀分析及存在的問題

2.1 分輸口現狀調查

2.1.1 管理界面

目前41處分輸口中，存在4種管理界面：①由承運方建設的下游管道及門站6處，約占13%；② 由承運方調壓計量設施為下游用戶管道供氣11處， 約占28%；③由用戶投資在我方場站或閥室內建設計量設施及管道8處，約占21%；④由用戶投資建設從閥室管線開口，由我方運行代管15處，約占38%。

2.1.2 接氣方式

隨著下游市場的開發，每年新增的直接或間接用戶數穩步上升。由于特殊的地理位置、歷史原因、早期建設水平等因素，目前對用戶的供氣方式有三種：①分輸站場預留口接氣的有28家，占比68%；②分輸閥室開口接氣的有8家，占比20%； ③從干線開孔自建閥室供氣的有5家，占比12%。

2.1.3 建設標準

澀寧蘭一線管道投產較早，由一線分輸供氣的用戶共有20家，由于這些分輸口按照當時的設計規范設計和施工，加之由于下游用戶資金相對缺乏，造成分輸站場建設雖能滿足分輸要求，但普遍存在建設標準低且不統一、功能不齊全等問題。復線及各支線于2008年后建設，分輸用戶有12家，分輸口建設標準相對較高。

2.2 存在的問題

2.2.1 資產管理界面不清晰

目前沿線資產管理界面普遍不明晰，如西寧城南支線給下游分輸，雙方對管道資產界面劃分模糊；西寧城東支線管線帶壓開孔供氣，閥室內資產除干線外均屬下游用戶所有，該處改造后屬于管道閥室，日常巡檢則由下游用戶完成；劉化門站既有甲方資產，又有下游用戶資產，共用放空系統等。

2.2.2 設計標準低

設計標準低是造成分輸口問題較多的主要原因。一線建設于2000年，當時國內管道設計尚不成熟，國內天然氣市場尚處于待開發期，澀寧蘭管道作為西氣東輸管道建設的試點，下游門站沒有統一的建設標準，各分輸口多處于人口密集區，且早期管理不規范，用戶投資建設標準、自動化方面配置均不高。多數流程切換由站控操作，甚至通過現場手動操作完成，部分分輸口不具備ESD功能，各項數據未上傳相關場站。用戶距離輸氣站場較遠，干線上開口接氣或閥室內開口接氣風險較高，給日后管理帶來安全隱患。

2.2.3 分輸支線存在安全問題

分輸支線沒有設計管道清管收發球裝置，分輸支線長的有十多公里，短的有幾百米，地處人口密集區，第三方施工、占壓、腐蝕等眾多危害因素時刻威脅著管道安全。目前，城南分輸支線沿線安全距離不足；兩蘭支線地處西固城內，沒有截斷閥室；各分輸支線及站場未設置陰極保護裝置，未建立地質災害、第三方損壞和管道本體缺陷三類危害的監測、檢測及評價方法。

2.2.4 分輸站場供氣方式變化大

澀寧蘭沿線用戶不同程度存在的日用氣和季節性用氣差異，使分輸站的供氣方式變化較多，加之分輸站貿易結算用計量設備只有在一定流量范圍內才能保證其計量精度，致使沿線用戶使用孔板流量計和超聲波流量計兩種計量，多數用戶用氣沒有規律，特別是工業用戶的用氣量變化較大，小用戶經常發生流量超負荷，供氣支路高峰時段超負荷運行，無備用支路，一旦出現設備故障則無法保證正常供氣，如2015年1月份德令哈站向下游分輸時就發生此類情況。

3 分輸口工藝改造及管理改進分析

針對澀寧蘭沿線分輸口存在的管理和技術問題，通過劃分資產界面和生產安全管理界面，合理改造分輸口工藝流程、增設ESD功能，開展計量數據上傳監控，增加干線和閥室報警裝置，既可明確上下游雙方責任，同時又能大幅度提高分輸口安全運行保障，保證應急狀態處置迅速、計量精確，確保下游用氣不受影響。

3.1 制定資產管控原則

梳理現有分輸口資產界面，明確雙方管轄職責，簽訂書面協議；對下游管輸資產建設在上游場站內的，嚴格按照上游管理體系進行管理；對干線或閥室開口接氣的，統一設置分輸支線截斷閥，新增閥室資產劃歸上游管理，同時增設報警裝置。統一將數據上傳到SCADA系統，同時簽訂安全管理協議，原則上下游用戶的分輸支線作為管道整體組成部分必須服從上游安全監管。

3.2 分輸口改造方案設計

在對分輸站場、閥室或干線分輸口進行改造時，無論資產屬于哪一方，必須確保在緊急狀態下和管道檢修作業時能切斷氣源。同時應設置標準注氮接口，滿足管道上下游及用戶注氮需要，對新增干線分輸用戶還要能夠滿足上下游同時供氣，確保注氮作業和用戶正常供氣不受影響。推動各分輸口的工藝流程及控制進行優化改造，建立標準統一的分輸及監視模式，實現計量遠程核查、自動放空、自動分輸控制及周期性計量交接等功能。

（1）實施分輸口ESD系統、進出站閥門遠程控制及自動放空改造，便于緊急情況下的安全處置；

圖2 分輸口加裝ESD及自動放空系統改造

（2）區實施域化管理，將輸氣站所轄“無人站”或“少人站”站場的SCADA生產數據、計量數據、壓縮機組生產數據、工業電視監控畫面、與用戶計量對比參數等統一整合并上傳至輸氣站，實現運行參數集中監視，計量交接參數時時對比；

（3）開展分輸支線管道檢驗檢測與評價,及時發現影響管道安全運行的關鍵因素,從而針對這些關鍵因素,實施有針對性的運行管理與維護改造， 有效降低管道運行中的失效風險。

3.3 方案實施

對分輸口進行全面排查及梳理，在條件允許的情況下，按照資產權屬和供氣方式差異，對存在缺陷的分輸口逐步整改。

（1）完成10余處分輸口進出站閥門遠程控制、ESD系統、進出站自動放空等改造，實現對下游分輸口的有效管控；將所有分輸口的生產運行數據統一整合并上傳至所轄輸氣站，實現運行參數集中監視。對下游用戶分輸支路口徑或流量計過小的進行改造，解決冬季供氣超負荷問題，滿足下游用戶用氣；以下游4家用戶為試點，開展管線自適應調壓及自動分輸測試工作，實現平安門站自動分輸。

（2）開展西寧支線等7條支線ECDA檢測，主要進行管道外防腐層完整性檢測、管道陰保有效性檢測、雜散電流干擾、管道埋深檢測及管道附屬設施檢測等，并針對支線管道的補口、固定墩、穿越處、人口密集區等高后果區以及防腐層漏點進行直接開挖探坑檢測。另外，根據管道表面腐蝕狀態， 進行管道壁厚測定和剩余工作能力評價，從而找到管體最有可能失效的位置,為實施有針對性的維護改造提供技術支持,保證管道系統的長期安全運行, 避免發生泄漏事故。

4 結論

從目前實施的分輸口改造項目來看，通過ESD 系統、自動放空系統改造，有效解決了分輸口緊急狀態下安全處置，消減了分輸口風險；通過計量數據上傳，實現了計量數據實時監控，避免了計量糾紛；通過數據遠程監控、自適應調壓、自動分輸測試，實現了統一調控分輸功能；通過閥室、干線開口處增設報警裝置，提高了管道管控能力；利用閥室數據上傳，可以實現干線及閥室分輸口的遠程管理。

隨著管道長度的增加和市場開發力度加大， 分輸口管理將會顯得越來越重要，因而分輸口優化改造項目具有長遠意義。◢

參考文獻：

[1]張科，朱生輝，朱建平.天然氣長輸管道閥室工藝流程優化.油氣儲運，2015年3月，第34卷第3期.

[2]謝雪梅，杜建合，史革章.天然氣管道中間分輸站運行方案的確定與優化.油氣儲運，2009,28（2）23～25.

作者簡介：史興治，男，1974年生，高級工程師，碩士研究生，畢業于蘭州大學，現在中國石油西部管道蘭州輸氣分公司從事輸氣生產。電話：0931-4529366，Email： shixinzhi@petrochina.com.cn，通訊地址：甘肅蘭州安寧區棗林路76號蘭州輸氣分公司，郵編：730070。

《管道保護》2015年第4期（總第23期）