潮州市北部片区古巷镇燃气气源供应设计与控制

苏 起，江 明

(中国市政工程西南设计研究总院有限公司，成都 610081)

0 引 言

基于潮州市“十三五”能源发展规划，潮州市将大力推广新能源开发利用规划，以提高能效，按照“结构调整、节能降耗、能源安全”的原则，确保能源安全，促进能源可持续利用和发展；能源已成为促进地方经济可持续发展和城市改造完善的重要目标[1-2]。包括在燃气市场管理过程中，为了加强和规范城市燃气设施的建设和运营管理，规范燃气市场秩序，保障燃气供应安全，潮州在全市范围内启动了城市燃气发展的综合改革[3-4]。按照“全市一网、多渠道气源互补、同网同质同价”的原则，通过特许经营方式选择有实力的投资主体，加快全市燃气管道“一张网”建设。其中，潮州市天然气高压管道作为潮州“一张网”高压管网的一部分，承担着向潮州中压管网供气的任务。主要气源来自于中石油闽粤支干线，中海油粤东LNG项目外输管道也将作为潮州高压天然气管道远期的备用、补充气源。基于以上项目本文对潮州市北部片区古巷镇燃气气源供应设计与控制方案进行了分析全面分析。

1 项目概述

潮州高压天然气管道古巷支线古巷分输站接气主要包含潮安干线、古巷支线、铁铺支线；古巷支线设计管径D610 mm，设计压力为6.3 MPa，粤闽支线是潮州市主要的高压天然气供应源，年供气量约占输气总量的60%。中海油粤东LNG来气为辅助气源。

(1)闽粤支干线

西三线闽粤支干线起于广州增城末站，止于漳州分输清管站，长569 km。中部设潮州分输站、揭阳分输清管站、河源分输清管站，为沿线潮州、揭阳、梅州、河源供气。全线设计输量50.6×108m3/a，设计压力10 MPa，管径813 mm。该管道目前处于建设中。闽粤支干线通过潮州分输站为潮州片区目标市场供气。根据闽粤支干线气源指标安排，潮州分输站2026年供气量为19.2×108Nm3/a。

(2)中海油粤东LNG

中海油粤东LNG项目包括：LNG接收站、LNG接收站、配套管道工程等。LNG接收站项目分为一期和二期，其中：一期建设规模为200万吨/年；二期工程建设规模为400万t/年。粤东LNG接收站配套的输气管道工程分两期建设，一期干线起点为揭阳市惠来县LNG接收站，终点为莲花。供气范围为汕头市、潮州市、揭阳市，设计输气量28.7×108Nm3/A，设计压力9.2 MPa，沿线设8座站场和6座阀室。干线长132 km，管径DN900；支线长38 km，直径DN300。二期干线西至海丰，东至饶平。天然气供应范围增加至惠来县、饶平县和汕尾市，长度为144 km。

根据上游管线设计内容，中海油粤东LNG外输管道可通过浮洋分输站向潮州高压天然气管道供气，该管道投产后可向潮州高压天然气管道供气15.5×108Nm3/a，若需求增加，可增加供气量。粤东LNG作为潮州市的主要备用、补充气源。粤东LNG外输管线工程的气源为粤东LNG接收站，粤东LNG接收站选用典型天然气组成，其规格及性质分别见表1。

表1 天然气组成及物理性质参数

2 输配系统设计

2.1 输配系统

输配系统框图如1所示。该工程自古巷分输站围墙外2米为设计起点，管线敷设至港华气化站外预留支管阀门，远期为其他用户供气，港华气化站内过滤、调压、计量，压力调为中压0.4 MPa，交接调压计量撬位于港华气化站内，计量后接入港华燃气中压管网，调压计量撬位于港华气化站内。

图1 输配系统框图

2.2 管网布置及走向

(1)管道走向

该工程次高压管道自古巷分输站围墙外2 m起至港华气化站止，因受地形条件限制，气源点和用气点之间主要为村镇，管线无法直线连接，天然气次高压管道必须绕行或者非开挖穿越。次高压管道由古巷分输站围墙外2 m接出，往南敷设至双门坑处转向东敷设，穿越水库下游排水渠，沿水美村北侧丘陵敷设，穿越甬莞高速，沿东岗村东侧往南敷设，局部穿越池塘后至终点港华气化站。供气管道设计压力1.6 MPa，设计管径DN600，线路总长度6.5 km。线路无截断阀室，线路终点处预留DN300支管阀门。

(2)管道线路方案比选

根据现场实际情况，存在2个方案进行比选。

方案1

工程自古巷分输站开始，往南敷设至双门坑处转向东敷设，穿越水库下游排水渠， 沿水美村北侧丘陵敷设，穿越甬莞高速，沿东岗村东侧往南敷设，局部穿越池塘后至 终点港华储配站。该方案沿线经过农耕用地和林地，沿线无征拆，条件较好，但线路较长。

方案2

工程自古巷分输站开始，往南沿山地敷设至网地村西南侧，局部经过村庄，往东 穿越甬莞高速，沿古水路东侧往南敷设，局部穿越池塘后至终点港华储配站。该方案线路较短，网地村北侧段主要为丘陵及林地，地势起伏大，途经网地村， 管线临近住宅区，局部沿村道敷设，网地村南侧处经过农耕用地；同时沿古水路并行 敷设约1.5 km，古水路仅双向2车道，两侧多为建构筑物、输电线、电杆等，该方案安 全间距要求高，管材选取等级高，施工难度大，后期运营维护不变[5]。

通过对两个方案路由描述，分别对两个方案主要工程量和主要优缺点进行对比见表2,表3。

表2 主要工程量对比表

表3 优缺点对比表

综上所述：相较于方案二，方案一的天然气次高压管道所经路段管道建设条件良好，多为农田、林地，避开了城市建成区，施工难度相对较低，适合进行天然气高压管道的敷设施工[6]。安全风险低，方案报批报建相较简单。因此，故工程最终管道线路方案为方案1。

2.3 管径的选择

根据可行性研究报告的相关管径比选及计算，内容如下：

(1)该项目供气管道承担给下游用户输气功能，不承担调峰功能，小时调峰由上游输气管道承担。故连接线管道管径的选择只需满足17.3×104Nm3/h的输气规模。

(2)该项目自古巷分输站的接气压力为1.6 MPa，管道终点最低压力按不小于0.5 MPa计算。

(3)该项目支线管道根据设计压力、供气能力以及末点分输压力要求，选取DN400、DN500、DN600和DN700四种管径和设计压力组合进行方案比选如4所示。

表4 管道管径方案比选

根据计算结果，方案一不可行，方案二、方案三、方案四均可满足下游输气量：

(1)管线投资费用方面，管径DN500投资最低。

(2)考虑周边规划工业用地的发展，管径DN500难以满足远期用户需求，管径DN600、DN700均可满足。

综合考虑管线运行功能及投资费用等，该项目管径推荐采用D610x7.1的管道，局部经过村庄及穿越池塘段选用D610x9.5。

2.4 管道敷设

(1)一般地段管道敷设

管道埋深的一般要求为：管顶埋深大于1.2 m，人口密集地区的管道埋深应充分加深。如果由于土壤、地上建筑物等因素的变化，管道任何部分的管顶埋深不符合设计要求，施工单位应采取有效的保护措施，确保管道的安全。

当管道水平角或垂直角较小(一般约1～3)时，设计时应优先采用弹性敷设。管道弹性敷设的曲率半径必须满足自重产生的最小曲率半径和管道阻力条件下达到的最小曲率半径的要求，同时必须大于1000D。不得采用弹性敷设，管道的方向必须在平面和垂直方向上同时改变。当无法满足弹性铺设时，首选冷弯弯管，曲率半径r=40d，冷弯弯管上限为12。当不能满足冷弯弯管时，应使用热弯管，热弯管的曲率半径为r=5D。

(2)特殊地段的管道敷设

①毗邻村庄和城镇。选择管道路线时，尽量避开建筑密集的村庄。管道与建筑物之间的净距离不应小于13.5 m，并考虑村庄开发用地的空间要求。当管道与建筑物的距离不满足要求时，可采取增加管道壁厚、改善外部腐蚀程度、增加管道埋深等安全措施。这些路段的管道和信号杆的警告信号的布置必须加密，以防止新设计损坏已铺设的管道。

②穿过山区和丘陵地区。山区地形复杂，地形较松散，部分山丘坡度较陡。雨季易发生冲沟崩塌，是典型的易崩塌地势。因此，当管道通过此类路段时，必须设置挡土墙、护坡等结构来保护管道；在管道的上下游段，采取了墙体、草截流带等水土保持措施，减少雨水对表土的侵蚀。

③靠近高压输电线的部分。如果管道局部靠近或平行于高压线，应采取排水保护措施，以满足《城市燃气管道设计规范》(GB50028-2006)和《钢制管道外腐蚀控制规范》(GB/T 21447-2017)中规定的管道与架空输电线和交流接地体之间的最小距离，以确保管道的安全。

④经过经济作物区段。管道通过经济作物种植区时，为了减少管道施工对经济作物造成的损害，施工作业区的宽度应尽量缩小。管道应采用沟下组焊方式，并采取临时经济林木树移植措施，以降低补偿成本。

3 自控水平及控制方案

3.1 自动控制水平

根据项目规划和生产管理的要求，港华北片LNG气化站调压计量站建设为长期无人值守站。本站设置无人值守站场信号监控系统，并设置远程通信装置，将信号传输至浮洋分输站。以调压计量橇信号防爆箱为界，其自动控制系统包括：信号接入与采集、逻辑操作与控制、远程通信、远程监控等[7]。

该系统是微电子技术、软件技术、数字网络通信技术和智能控制器相结合的智能控制系统。以潮州控制中心-浮洋分输站为区域监控中心，通过远程通信网络对远程车站进行监控，实现无人值守站的自动检测、控制、报警和连锁保护功能，确保生产安全高效运行，为生产运行、运输和应急救援提供辅助决策支持[8]。

3.2 自动控制系统方案

燃气场站监控方案应满足工艺控制、生产管理、安全运行等要求，并应采用故障安全型设计。本工程主要监控方案如下：

(1)控制系统组成、分级控制模式、通信接口要求

浮洋分输站区域监控中心、港华调压计量橇自动控制系统、远程通信网络等组成。监控中心拥有最高的监管权限，系统支持手动和自动操作模式。一般情况下，系统处于自动运行状态，在紧急停机、维护和调试等特殊情况下手动运行。在手动状态下，本地操作拥有最高的操作权限，在自动/远程控制状态下，浮洋分输站区域监监测中心拥有最高的操作权限。港华调压计量橇自动控制系统通过公用通信网络与监控中心连接，采用热备冗余通信方式。其中，主通信：以太网RJ45/MODBUS TCP通信接口，备用通信：RS-232/MODBUS RTU通信接口。

(2)控制方案

自动控制系统方案应满足工艺控制、生产管理、安全运行等要求，并应采用故障安全型设计。主要监控方案如下：

①进站天然气温度、压力监测，压力超限高报警、超高高限连锁关闭进站电动阀；

②进站天然气计量，带温度、压力补偿，计量系统由设备厂商成套提供，包括流量计、流量计算机控制柜等，与自动控制系统接口为标准RS-485/MODBUS通信接口；

③过滤器超压报警，同时检测集液包液位数据；

④检测调压器阀位及状态信号，紧急切断阀状态信号；

⑤出站天然气温度、压力监测，压力超限高报警、超高高限连锁关闭进站电动阀；当检测到出站压力下降速率超出设定值时，经确认，紧急切断出站电动阀；

⑥根据天然气流量信号，自动控制加臭系统输出，同时检测加臭系统运行状态；

⑦当报警浓度应取爆炸下限的20%，在现场和监控室进行声光报警。当达到爆炸下限40%时进行高高报警，并触发连锁控制。

⑧由于本工程调压计量橇分别安装于用户站内，场站安全仪表系统设置应根据场站统一要求设计，满足《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB_T 50823-2013安全仪表系统及紧急停车系统设计要求。如无相关要求，则应按如下设置：

本工程过程控制和仪表安全系统共用PLC控制器，分输站按不低于SIL2要求选型，系统的安全等级认证要求按不低于SIL2进行设计。用户站不低于SIL1要求选型和SIL1的系统的安全等级认证要求进行设计。PLC系统和ESD系统共用机柜，其中仪表安全系统的模块独立设置。ESD 系统完成站场的紧急停车，同时接受调控中心下达的ESD命令。紧急停车(ESD)系统是保证管道及沿线站场安全的逻辑控制系统。ESD系统命令优先于任何操作方式。

⑨监控中心实时监控下游供气量，当根据生产管理要求关闭和开启出站电动阀。当场站出现超压、可燃气体泄漏、主要调压设备故障等紧急事故时，经人工确认，执行场站安全连锁控制，紧急切断进出站阀门，打开放散ESD调动执行机构，使场站压力降至安全水平[9]。

4 结束语

综上所述，该项目的实施将为古巷片区提供可靠的天然气管道来源。首先，可以改善当地能源消费结构，加快当地产业结构调整，促进经济可持续发展，改善生态环境，提高人民生活质量，改善城市基础设施，为当地经济、社会和人民生活的全面发展奠定坚实的基础；其次，该项目的建设可以保证古巷片区天然气的供应和调峰，降低用气成本，提高古巷片区基础用户的气化率。