一种液化石油气外输管道停输后的管道稳压系统及方法

摘要

本发明公开了一种液化石油气外输管道停输后的管道稳压系统及方法，系统包括设置在主管短节上的温度传感器和压力传感器，以及与主管短节连接的一级稳压装置和二级稳压装置；所述一级稳压装置包括依次与主管短节连接的第一截断阀、截止阀、压力缓冲罐；在一级稳压装置和二级稳压装置之间设置有第二截断阀；所述二级稳压装置包括依次与主管短节连接的第三截断阀、压力缓冲器、压力调节装置和液化石油气储罐。本发明将停输时的液化天然气温度检测结果与地温对比，计算若干时间后管道内压力变化，并依据分析结果，利用一级稳压装置为管道补压，或利用一级稳压装置和二级稳压装置为管道泄压，以实现停输后管道压力稳定，保障系统安全，避免全线清管、放空。

说明书

技术领域

本发明涉及一种液化石油气外输管道停输后的管道稳压系统及方法。

背景技术

近年来，随着石油开采和石油化工行业的快速发展，液化石油气由于具有辛烷值高、抗爆性能好、热值高等特点，其生产和利用日益得到提高。液化石油气管道输送经大量的经济论证和科学研究，得到大力发展。由于液化石油气的密度在液相比水轻，在气相比空气重，且具有极强挥发性，一旦发生管道泄漏，必然发生液相气化、气体聚集，极易引发重大事故。

传统的液相管道输送中，极端压力以水击工况最为严重，常在下游截断阀前设置水击泄放装置，但同时增大了泄放罐、附属人工等极大的费用。液化石油气管道流速相对较低，水击压力相对较小，其制造的等效应力常低于管道许用强度，故可不考虑外设泄压设备进行水击泄压保护，可满足常规操作的极端压力保护要求。然而，液化石油气具有极强的热膨胀性和冷收缩性，以某组分液化石油气为例，在-10℃下，密闭管道内介质压力为3MPa；但升温至0℃后，等体积管道空间内，介质压力剧增至11MPa。在寒冷地区，液化石油气首站储罐为降低饱和蒸汽压，并不采取保温措施，故罐内介质温度接近大气温度，而埋地输送的管道位于冻土层下，地温极可能高于大气温度。因此，在冬季停输过程中，外输管道内积存的液化石油气将受地温影响，并发生膨胀，造成管道压力剧增。同理，在夏季停输降温后，管道内将因介质收缩而发生大幅降温、液相气化等问题。虽然在停输后启动清管或下游罐车抽吸等技术可缓解上述问题，但带来了清管动力来源困难、重新投产时背压系统较难建立、管道内介质失压后相变等诸多问题与隐患，也将耗费大量人力物力。

发明内容

为了克服现有技术的缺点，本发明提供了一种液化石油气外输管道停输后的管道稳压系统及方法，以保证停输后的液化石油气管道压力处于安全范围，且能快速复产。

本发明所采用的技术方案是：一种液化石油气外输管道停输后的管道稳压系统，包括设置在主管短节上的温度传感器和压力传感器，以及与主管短节连接的一级稳压装置和二级稳压装置；所述一级稳压装置包括依次与主管短节连接的第一截断阀、截止阀、压力缓冲罐；在一级稳压装置和二级稳压装置之间设置有第二截断阀；所述二级稳压装置包括依次与主管短节连接的第三截断阀、压力缓冲器、压力调节装置和液化石油气储罐。

本发明还公开了一种液化石油气外输管道停输后的管道稳压方法，包括如下步骤：

步骤一、计算停输后某时刻被截断管道内介质压力；

步骤二、判断计算出的介质压力与主管短节上压力变送器测量的压力高低：如果计算压力高于测量压力，则表示介质将发生热膨胀，进入步骤四；如果计算压力低于测量压力，则表示介质将发生冷收缩，进入步骤三；

步骤三、在确保所有截断阀关闭的情况下，向一级稳压装置的压力缓冲罐注入惰性气体或水，使压力缓冲罐的压力不低于管道最低允许压力；当密闭管道内压力降低时，开启第一截断阀并快速开启截止阀，由压力缓冲罐向密闭管道系统冲压；

步骤四、当密闭管道内压力大于预设最高压力后，打开第二截断阀和第三截断阀；当密闭管道内压力重新升高并大于预设最高压力后，快速开启/关闭第四截断阀，在限流孔板和泄压支管背压的作用下，液化石油气泄出部分压力 后，流入液化石油气储罐。

与现有技术相比，本发明的积极效果是：本发明将停输后的液化天然气压力、温度检测结果与地温对比，分析若干时间后管道内压力变化，并依据分析结果，利用一级稳压装置为管道补压，或利用一级稳压装置和二级稳压装置为管道泄压，以实现停输后管道压力稳定。本发明适用于液化石油气外输系统，不仅消除了液化石油气管道停输后介质受地温影响发生体积变化而产生对管道强度的影响，也避免了全线清管放空、再启动建立背压、介质泄放产生低温等问题，达到了安全、环保、节能的效果。具体表现如下：

(1)压力安全：一级稳压装置和二级稳压装置对管道内超压液化石油气提供了泄压途径，通过专门的控制单元及仪表，设置与控制液化石油气的压力，保证任何情况下，管道内积存的液化石油气压力低于系统设置的安全压力参考值。

(2)保护适当：设置的一级稳压装置为小膨胀情况下液化石油气的泄压途径，既降低了系统压力，也可在系统温度降低后，将重新压力缓冲罐内的液化石油气注入系统，提高系统压力；本发明设置的二级稳压装置为大膨胀情况下液化石油气的泄压途径，当体系降压所需的排出量大于一级稳压装置接收能力时启动，进一步稳定系统压力。

(3)安全性好：在保证液化石油气管道系统压力安全的前提下，将泄放排出的介质输送至密闭的压力缓冲罐或液化石油气储罐，几乎零排放，有效避免了液化石油气与空气接触的可能。

(4)节约财物：采用压力控制手段对超压部分液化石油气进行液相泄放， 避免了全线清管所需的寻找清管推动气源、重新建立背压等问题，节省了大量人力、物力。

(5)避免低温：在无本发明保护的管道中，一旦系统压力升高，则只能利用管道起始点截断阀前后的泄放系统对液化石油气进行泄压，若管道上游无法提供气体补压，则管道中介质将随压力降低而发生汽化，造成温度大幅降低，对管道性能产生巨大威胁。本发明可将管道系统中介质稳定为液相，避免发生相变。

附图说明

本发明将通过例子并参照附图的方式说明，其中：

图1为本发明的液化石油气外输管道停输后的管道稳压系统的示意图。

具体实施方式

一种液化石油气外输管道停输后的管道稳压系统，如图1所示，包括：主管短节1、第一压力变送器2、温度变送器3、第二压力变送器4、注气阀组5、排液阀组6、压力缓冲罐7、排气阀组8、泄放支管9、吹扫排液口10、截止阀11、第一截断阀12、连通支管13、第二截断阀14、第三压力变送器15、第三截断阀16、第四截断阀17、限流孔板18、吹扫口19、第四压力变送器20、已建液化石油气储罐22和压力缓冲器23等，其中：

第二压力变送器4、注气阀组5、排液阀组6、压力缓冲罐7、排气阀组8、泄放支管9、吹扫排液口10、截止阀11、第一截断阀12组成一级稳压装置A；所述一级稳压装置为可变容积式稳压装置；所述压力缓冲罐垂直安装，上部为惰性气体存储空间，下部为液相缓冲空间，气、液储存体积比由顶部压力控制阀控制；所述压力缓冲罐顶部安装压力传感器、注气口、排气口，底部安装液 化石油气支管连接口和排液口；所述压力缓冲罐具有回注液化石油气进入所述主管短节1的功能。

第二截断阀14、第三压力变送器15、第三截断阀16、第四截断阀17、限流孔板18、吹扫口19、第四压力变送器20、已建液化石油气储罐22、压力缓冲器23等组成二级稳压装置B。所述二级稳压装置为可泄放式稳压装置，下游连接已建液化石油气储罐；所述第四截断阀17和限流孔板18构成压力调节装置，可以为压力调节阀或球阀+限流孔板组合，通过高频开闭执行器动作，以精准调节所述主管短节内介质压力；所述压力调节装置前后安装常规压力缓冲罐(已建液化石油气储罐22和压力缓冲器23)，以减小管路压力波动；所述压力调节装置后设置与所述压力缓冲罐入口管道连通的支管21，由第四截断阀17隔离。

所示系统中，主管短节1水平安装，与上下游干线管道焊接相连。所述主管短节1为与外输管道管径、材质一致的钢管。主管短节1上从左至右依次安装第一压力变送器2和温度变送器3，以测试并上传主管干线1内介质的压力和温度。一级稳压装置A和二级稳压装置B从主管短节1上接出。

第一截断阀12隔离了主管短节1与一级稳压装置A，在正常工作时该阀门是关闭的。截止阀11可选择电动机构控制和执行，要求快速开闭，以实现干线密闭系统向一级稳压装置中的压力缓冲罐7进行微量排液、泄压。在泄放支管9上开有吹扫排液口10，用于设备检修和管路清洁。压力缓冲罐7为钢制、立式储罐，设计压力不得低于主管短节1，用于接收储存主管短节1及停输干线内受热膨胀后推出的液化石油气。压力缓冲罐7上部设有注气阀组5，用于压力缓冲罐7升压，以提供液化石油气的泄放背压；顶部设有排气阀组8，用于液化石油气进入压力缓冲罐7后，通过第二压力变送器4显示压力升高后， 适当泄放气相，以降低罐内压力；底部设有排液阀组6，用于带压取样或检修排液。

连接支线13和第二截断阀14连通了一级稳压装置A和二级稳压装置B，连接支线上设置了第三压力变送器15。同时，二级稳压装置在主管短节1上引出，由第三截断阀16隔离。第四截断阀17可选择为电动执行机构控制和执行，配合限流孔板18进行液化石油气泄放和降压。为降低泄放过程中产生的上游压力周期性波动，第四截断阀17上游设置了压力缓冲器23。吹扫口19用于将大部分泄压结束后残留于泄放干管中的液化石油气推入已建液化石油气储罐22。

一级稳压装置和二级稳压装置通过逻辑控制单元切换，所述逻辑控制系统设定管道安全压力为参考值，采集分析所述主管短节、所述一级稳压装置压力、所述二级稳压装置压力，并与参考安全值对比后，对连接稳压装置的截断阀发送开关阀门信号，以控制全系统压力接近设定参考安全值。

利用上述管道稳压系统进行管道稳压的方法，包括如下步骤：

步骤一：正常运行的液化石油气管道停输，管道上下游截断阀关闭。停输后管道中密闭液化石油气的温度、压力被主管上的测温、测压设备检测，同时通过对比管道附近地温参数，判断停输若干时间后，密闭管道内压力变化趋势：

获取主管短节1上第一压力变送器2和温度变送器3参数，结合附近埋地管道地温参数，以保持摩尔体积不变的原则，计算并评估停输后某时刻被截断管道内介质压力。

步骤二：若计算压力高于第一压力变送器2测量压力，则表示介质将发生热膨胀，进入步骤四；若计算压力低于第一压力变送器2的测量压力，则表示介质将发生冷收缩，进入步骤三；

步骤三：对于具有介质温度下降趋势的管道，预充装惰性气体或液化石油天然气至一级稳压装置的压力缓冲罐，并在密闭管道内介质压力降低后，为管道补压，即启动一级稳压装置A进行加注稳压：

在冷收缩工况下，首先保证所有截断阀关闭，根据管道最低允许压力(根据预测的压力变化趋势选取)，利用注入阀组5向压力缓冲罐7注入惰性气体，使第二压力变送器4的压力值不低于管道最低允许压力。当密闭管道内压力降低时，开启第一截断阀12并快速开启截止阀11，由压力缓冲罐7向密闭管道系统冲压。当压力缓冲罐7内压力低于管道最低允许压力后，关闭第一截断阀12和截止阀11，重新为压力缓冲罐7冲压。以此往复。

步骤四：对于具有介质温度上升趋势的管道，利用一级稳压装置A和(或)二级稳压装置B对密闭管道内升压介质进行泄放稳压：即所需泄放量较小时，可优选进入一级稳压装置，所需泄放量过大时，开启二级稳压装置；也可在预先估计到过大泄放量后，直接启动二级稳压装置：

(1)在热膨胀工况下，首先关闭所有截断阀，根据管道最高允许压力(根据预测的压力变化趋势选取)，调整压力缓冲罐7内惰性气体注入量，使第二压力变送器4检测的压力缓冲罐7的压力值不高于管道最低允许压力。液化天然气管道在正常运行下停输，介质被密闭在站场的进出站截断阀之间。当低温介质受地温影响，温度升高后，密闭体系压力增加，温度变送器3和第一压力传感器2分别检测和上传实时参数。当第一压力传感器2检测到的系统压力值大于预设最高压力后，开启泄压支管9的第一截断阀12，部分介质填充入截止阀11、第一截断阀12和第二截断阀14之间的管道内，系统压力有所下降。由注气阀组5向压力缓冲罐内充装惰性气体，通过压力变送器4控制注入量，以提供截止阀11的阀后背压。当温第一压力传感器2检测到的系统压力值重新 升高并大于预设最高压力后，开启截止阀11，受电动机构控制，截止阀11快速开启/关闭，以维持微量泄放，液化天然气经泄压支管9进入压力缓冲罐7，使压力缓冲罐7内气相受压缩，压力变送器4显示值上升，当压力缓冲器7内压力高于最高设定压力后，截断缓冲器入口，开启排气阀组8对压力缓冲罐7泄压，缓慢泄放气相，以降低主管短节1和一级稳压装置A的压力。如此往复，直至排气阀组8后排气温度骤降，表明压力缓冲罐7内已经积满液化石油气。更多的液化石油气需要通过二级稳压装置B进行泄放。

(2)当一级稳压装置A中的压力缓冲罐7充满液化石油气后，打开第二截断阀14和第三截断阀16，液化石油气填满截断阀之间的部分管道，系统压力(温度变送器3检测值)会有所下降。当系统压力(温度变送器3检测值)重新升高并大于预设最高压力后，开启第四截断阀17，此时在限流孔板18和泄压支管21背压的作用下，液化石油气泄出部分压力后，流入已建液化石油气储罐22。由于已建液化石油气储罐22通过外注气体维持罐内压力大于饱和蒸气压，故泄放支管21中的背压能保证经限流孔板18节流后的液化石油气处于液相。由于系统压力与已建液化石油气储罐22存在压差，故第四截断阀17为快速开关控制，以维持微量泄放。泄放后，第三压力变送器15检测压力若重新高于安全设定值，则第四截断阀17再次开启。如此反复，以达到控制主管短节压力，保护停输液化石油气管道安全的目的。当第三压力变送器15检测压力不随时间发生变化后，表明密闭体系压力已经稳定，关闭第一截断阀12和第三截断阀16，对压力稳定系统管路进行吹扫。

本发明的工作原理及工作过程为：

(1)液化天然气管道在正常运行下停输，介质被密闭在站场的进出站截断阀之间。当低温介质受地温影响，温度升高后，密闭体系压力增加，温度传 感器和压力传感器分别检测和上传实时参数。当系统压力(温度变送器3检测值)大于预设最高压力后，开启泄压支管9的截断阀12，部分介质填充入截止阀11、截断阀12和截断阀14之间的管道内，系统压力有所下降。由注气阀组5向压力缓冲罐内充装惰性气体，通过压力变送器4控制注入量，以提供截止阀11的阀后背压。当系统压力(温度变送器3检测值)重新升高后，并大于预设最高压力后，开启截止阀11，受电动机构控制，截止阀11快速开启/关闭，以维持微量泄放。当液化天然气充入压力缓冲罐7后，罐内气相受压缩，压力变送器4显示值上升，开启排气阀组8，缓慢泄放气相，以降低主管短节1和一级稳压装置A的压力。如此往复，直至排气阀组8后排气温度骤降，表明压力缓冲罐7内已经积满液化石油气。更多的液化石油气需要通过二级稳压装置B进行泄放。

(2)当一级稳压装置A中的压力缓冲罐7充满液化石油气后，打开截断阀14和截断阀16，液化石油气填满截断阀之间的部分管道，系统压力(温度变送器3检测值)会有所下降。当系统压力(温度变送器3检测值)重新升高，并大于预设最高压力后，开启截断阀17，此时在限流孔板18和泄压支管21背压的作用下，液化石油气泄出部分压力后，流入已建液化石油气储罐22。由于已建液化石油气储罐22通过外注气体维持罐内压力大于饱和蒸气压，故泄放支管21中的背压能保证经限流孔板18节流后的液化石油气处于液相。由于系统压力与已建液化石油气储罐22存在压差，故截断阀17为快速开关控制，以维持微量泄放。泄放后，压力变送器15检测压力若重新高于安全设定值，则截断阀17再次开启。如此反复，以达到控制主管短节压力，保护停输液化石油气管道安全的目的。

(3)另外，若一级稳压装置A能够在不满罐的情况下，维持系统压力不 变，即是说若系统内密闭液化石油气升温较小，导致膨胀较小，则压力缓冲罐7能够容纳膨胀后推出的液化石油气，则在后期地温下降后，利用注气阀组推入惰性气体，增大压力缓冲罐7的压力，将液化石油气重新注入密闭管道，以弥补降温后，密闭管道内由于液化石油气体积收缩引起的压力降低。

(4)系统恢复输送后，可通过吹扫口10和吹扫口19对稳压装置的管路进行吹扫，并注入惰性气体，以便下次使用。