国内天然气管道投产规范及注意问题

＊王楷 王擎 郭振军 李京伟

（河南省发展燃气有限公司 河南 450000）

管道投产技术对于保障管道安全高效运行十分重要。虽然天然气长输管道投产运行技术日趋成熟，但由于天然气易燃易爆特性，投产过程中一旦发生事故，极容易造成重大人员财产损失。某公司天然气长输管道在投产过程中，出现站场收球筒底部焊缝撕裂、冰堵等问题，虽当时得到妥善处理，但有必要在事后对相关投产规范要求进行重新梳理并加以研究，以免事故再次发生。

1.国内管道投产标准

根据工程需要，站场、管道线路可分期、分阶段投产。投产前，管线、站场一般均需完成清管、试压、干燥等步骤。国内涉及以上步骤及管道投产的标准有国家标准GB/T 21448-2017《埋地钢制管道阴极保护技术规范》；GB/T 35068-2018《油气管道运行规范》；GB 50251-2015《输气管道工程设计规范》；GB 50369-2014《油气长输管道工程施工及验收规范》；GB 50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》。行业标准SY 4208-2008《石油天然气建设工程施工质量验收规范 输油输气管道线路工程》；SY/T 4114-2016《天然气输送管道干燥施工技术规范》；SY 4203-2007《石油天然气建设工程施工质量验收规范-站内工艺管道工程》；SY/T 5922-2012《天然气管道运行规范》；SY/T 6233-2002《天然气管道试运投产规范》；中石油企业标准Q/SY GD0161-2012《输油气管道运行分析技术要求》；Q/SY GDJ-0356-2012《天然气管道试运投产技术规范》；CDP-G-OGP-OP-027-2012-1《油气管道清管、试压及干燥技术规定（2012发布版）》等。书籍《油气管道清管技术与应用》《油气管道投产技术与风险管理》《新建油气管道运行筹备工作手册》等。

2.异常问题与解决措施

某公司主干线采用气推气的输送方式投产。在投产过程中，发生收球筒底部焊缝撕裂事件。其支线在投产过程中发生冰堵，另一支线在运行一年后，发生涡轮流量计失效事件。事件虽及时处理解决，但有必要对事件发生原因进行分析，以提高投产、生产水平，防范类似问题再次出现。

(1)注氮操作事件

①事件情况描述

某公司在利用液氮气化进行氮气置换空气主干线投产过程中，发现收发球筒的固定鞍座垫板边角处出现两条长约600mm的裂纹（见图1、图2、图3），分别位于球筒固定鞍座垫板和筒身角焊缝处，起裂点分别在鞍座两个筋板的作用点附近，此处断口间隙最大，断裂起源点属于变截面、应力集中部位，之后向两边延伸。

图1 收球筒底部两条裂纹全图

图2 收球筒底部西侧裂纹

图3 收球筒底部东侧裂纹

②原因分析

由于投产前工艺区内所有管道已完成吹扫、试压及干燥作业，管道气体经检验不含H2S，不存在环境介质条件下的脆性断裂条件，且根据现场分析，设备未出现塑性断裂所特有的“缩颈、剪切唇”现象，即断裂之前没有“塑性屈服”阶段，裂纹性质属于典型的“脆性断裂”。根据监控视频显示，现场存在注氮作业人员操作不当，注氮时间远低于施工方案要求时间，注氮温度（经计算为-50℃，该温度下材料由塑性区进入脆性区）远低于设备材料Q345正常使用温度（-20℃）。李丽锋[1]及袁琴[2]等关于温度对焊根处轴向应力的研究表明，低温会造成管材性能脆化，由温度变化产生的轴向拉伸应力会引起材料焊缝起裂并脆性扩展。

③解决方式与经验

现场立刻关掉收球筒进出口阀门，切断该区域流程并进行紧急放空。与供货单位积极对接，以“先处理问题后分析事故原因”为原则，将事故设备拉回原厂并重新定做新设备参与投产。经投产结束后事故调查，明确事故原因确为注氮作业人员对注氮温度控制不当，造成低温环境使管材性能脆化从而事件发生。

GB/T 35068-2018《油气管道运行规范》[3]、GB 50251-2015《输气管道工程设计规范》[4]、Q/SY GDJ-0356-2012《天然气管道试运投产技术规范》[5]中规定，在氮气置换过程中注氮温度应不低于5℃，注氮流速不宜大于5m/s。在今后以气推气进行投产的过程中，应严格按照相关规范选择合适的汽化器进行作业，加强注氮作业人员的岗位技能培训，并在注氮口加装温度计，严格对温度的控制。

(2)涡轮流量计计量事件

①事件情况描述

某公司下游支线在输气过程中发现其中一台在用涡轮流量计在站控室及调度中心SCADA系统中显示瞬时流量为0，且累计流量数值停止累加。

②原因分析

结合《涡轮流量计操作维护规程》，涡轮流量计使用时计量为0可能存在以下四方面原因：A.可转动计数器故障损坏或接线故障；B.叶片被杂质卡死；C.叶片损坏导致涡轮无法转动；D.整流翼损坏或被附着物堵塞。

③解决方式与经验

在问题未确定原因之前，调度人员在请示上级之后首先通知下游停止供气，站场人员随后通过远控及现场手动方式关闭流量计上下游阀门。在申请管线打开许可后，站内人员首先排除线路故障，并将该计量撬放空并拆卸下涡轮流量计（见图4、图5、图6、图7）。

图4 网式法兰垫片杂质

图5 涡轮流量计叶片断裂脱离

图6 整流翼损坏

图7 大颗粒焊渣

根据现场分析，管道内的颗粒状焊渣在高压气流的带动下，高速冲击正在工作旋转的涡轮叶片上，涡轮叶片受损断裂，从而直接导致在正常输气的情况下叶轮无法转动、流量计无法计量走数事件发生。随后，站场人员对涡轮流量计前的网式法兰垫片进行更换；对已损环的涡轮流量计进行更换并通知保险公司对其进行理赔；对流量计前汇管进行多次吹扫，直至无焊渣、锈粉为止。

GB 50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》[6]中规定，在管道投产前应进行系统吹扫清洗，若为空气或蒸气吹扫，应在排出口用白布或涂白色油漆的靶板检查，在5min内，靶板上无铁锈及其他杂物为合格。若用压缩空气爆破膜法吹扫，每条管道吹扫后在管道末端排气口用涂有白色油漆的靶板检查，以无铁锈、灰尘及其他杂物为合格。在今后投产过程中，企业除重视管线清管吹扫外更应重视站内管道的吹扫，在投产前要严格检查吹扫结果，避免管道内焊渣残存；在运行过程中坚持每年春秋检对过滤器的检查，根据过滤情况合理安排清管作业，以免造成各类流量计的损伤。

(3)投产冰堵事件

①事件情况描述

某公司于1月投产一下游支线撬装，投产过程中调压撬引压管发生冰堵，流量调节阀转动过程中出现异响，经现场解决，投产顺利进行。

②原因分析

RMG调压阀指挥器流道直径狭小，加之管线投用不久管道中含有较多杂志，导致出现了严重的冰堵现象。在对流量调节阀等阀门进行排污操作时，发现阀体内有浑浊污水排出，一方面说明撬装内吹扫不完全，另一方面干燥过程中未达到相关水露点标准。

③解决方式与经验

投产现场人员立即关闭站场进出口阀门，一方面加密分离器、汇管等设备的排污操作，及时排出管道中的液态水，并降低管线压力，另一方面开启电伴热，对管道天然气进行升温，在此基础上，利用热水对冰堵段引压管进行浇注，并持续加热保温。

冰堵是由于水汽和天然气中的某些组分在一定压力、温度下形成的白色结晶物质。冰堵出现时要破坏冰堵形成的客观原因来使水化物得到分解，但最主要的是降低天然气中的含水量，即降低天然气的水露点。GB 50251-2015《输气管道工程设计规范》规定，当采用干燥气体吹扫时，干燥后排出气体水露点应连续4h比管道输送条件下最低环境温度至少低5℃；GB 50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》规定，干空气干燥密闭试验后露点升高不超过5℃，且不高于-20℃的空气露点为合格。SY/T 4114-2016《天然气输送管道干燥施工技术规范》[7]中规定，干燥验收为密闭试验后露点升高不超过3℃，且不高于-20℃的空气露点为合格，相比较GB 50540-2009其验收标准更高。为提高干燥等级，保证干燥质量，一般公司要求干燥后管道内水露点为-20℃。

3.结束语

天然气管道的投产是管道生命周期中一个非常短暂但重要的时期，它标志着管道由工程施工阶段进入生产试运行阶段。本文梳理了有关投产前及投产过程的各类相关标准，以投产及生产过程中的事故为例，参照标准分析事故原因，为管道运行单位防范类似作业出现同类事故提供依据。