储气库放空系统优化技术研究

张 旭

中国石油辽河工程有限公司，辽宁 盘锦 124010

0 前言

秦皇岛—沈阳天然气管道储气库工程属于东北地区首例枯竭型油气藏地下储气库，具有工况种类繁多、参数变化显著、介质成分复杂、压力高、等级多等特点。25种采气工况，温度19～62.4℃，压力6～19MPa，调峰规模300×104～1 500×104m3/d，采出气中含黑油。主要工艺参数波动幅度大，对地面工艺系统流程的确定、设备的选型、站场的布置带来了难度。注采气系统设有4个压力等级（28 、14、10、1.6MPa ），各压力等级衔接处多，最高运行压力达26MPa，尤其是放空系统，放空量大，装置规模设施大，高压系统放空压力高，泄放条件苛刻，瞬时泄放量远大于平均泄放量，系统动态负荷远较常规泄放复杂，泄放压差大，泄放温度低。对此，放空系统设计面临技术挑战。

1 泄放量的确定

秦皇岛—沈阳天然气管道储气库工程根据工艺系统的特点，集注站设高、低压2套放空系统。集注站放空系统需满足ESD泄放和安全阀放空两种工况下的放空量最大值，不叠加。安全阀放空量与工程自控水平及可靠度有关，ESD泄放量与工艺系统有关，该工程集注站接收多个单井来气，每口单井均设有独立的ESD阀门，其泄放量按产量最大的1口单井不能关断的工况考虑。

1.1 高压放空系统

高压工艺设备安全阀、压缩机安全阀等放空进入高压放空系统。

1.1.1 采气系统放空

集注站放空主要包括设备检修放空、安全阀保护放空、事故放空。其中，设备检修放空为有组织的放空，可以人工控制调节放空量和放空时间［1］；安全阀保护放空为设备事故状态放空，仅对某个系统内的设备进行泄压保护，放空量小；事故放空为集注站火灾、爆炸等情况下的紧急放空，放空量大。因此，在计算集注站放空量时，要考虑事故状态下的最大放空量。

根据石油天然气行业标准SY/T 0043-2002《泄压和减压系统指南》3.19.1条论述，综合分析以单套处理轻烃的设备出现事故时放空量为最大放空量［2］。经计算15 min内压力降至 690 kPa的最大放空量为23 040m3，由于设备内压力约13MPa，如果不限流直接放空，则瞬时放空流量可达87.0×104m3/h，非常大，且压力降低急剧，产生低温。因此，在放空阀后设限流孔板。采气系统15 min内放空流量变化曲线，见图1。

从图1可知，在14.6min（877 s）时满足放空要求，15min内最大放空流量为13.29×104m3/h。因此，采气期最大放空流量为13.29×104m3/h。

图1 放空流量变化曲线图

1.1.2 注气系统放空

压缩机组是注气系统的核心设备，单台压缩机放空量为20×104m3/h，事故状态下压缩机组需逐台放空。因此，集注站注气系统高压最大放空量为20×104m3/h。

1.1.3 线路放空

由于集输管道未设置阀室，因此，集输管道检修时的放空利用集注站内的放空火炬。采气集输管线和注气集输管线不同时运行，各自放空。根据不同采气工况，采气集输管道最大放空量为 42.5×104m3，当采气管线压力12.8 MPa时，最大放空流量 13.8×104m3/h，压力降至 0.8 MPa时，放空流量 2.2×104m3/h，放空时间约12 min，全部放空需要2～5 h。注气集输管道的最大放空量为39.1×104m3，当注气管线压力 26MPa时，最大放空流量 10.004×104m3/h，压力降至 4MPa，放空时间约 8min，全部放空需要 2～4.5 h［3-4］。

因此，高压系统放空量以单套处理轻烃的设备出现事故时放空量为最大放空量，单套处理轻烃设备中，压缩机为最大放空设备，以此单台压缩机放空量20×104m3/h为高压系统最大放空量，高压放空火炬设计规模为 500×104m3/d［5］。

1.2 低压放空系统

集注站辅助系统设备及低压管线放空进入低压放空系统，包括乙二醇系统、导热油系统、低压工艺设备安全阀、压缩机安全阀等设备的少量低压气放空 （放空压力＜1.6MPa）。因此，低压放空火炬设计规模为12×104m3/d。

2 安全放空系统的设置

集注站高压放空系统分3个压力等级：28、14、10MPa。正常生产时，系统放空压差大，因此流速高，流量大，采气系统介质含有少量砂粒，可能对放空阀门造成冲蚀、磨损。因此放空系统阀门设置双阀，结构为球阀+旋塞阀+限流孔板。限流孔板的作用是防止放空时瞬时流量过大，造成放空火炬超负荷，放空系统震动强烈。

集注站低压放空系统压力等级为1.6MPa，主要为低压设备安全阀放空。

3 安全阀的设置

集注站内注采气系统安全阀的压力等级为14、10、1.6MPa。集注站设备安全阀计算结果见表1。

表1 集注站设备安全阀计算

4 结论

储气库集注站放空系统最大放空量并不简单地等于单井最大配产量或者集注站生产规模，而是与实际的操作工况和工艺系统配置相关。将集注站分区、延时泄放理念，应用于储气库工程的放空系统设计中，使储气库工程放空系统不再按集注站最大处理量简单地确定泄放量，减少了工程投资以及事故状态下的无效放空，同时也减少了对环境的污染。

该工程尚未解决低压火炬放空时，装置放空量少而无法引燃火炬的情况。少量可燃性气体仍存在于火炬汇管中。目前，采用火炬氮封的方式将气体封存管道内，使低压放空气累计叠加，引燃火炬。

［1］郭 刚，周书仲，高顺华.压缩机组间歇性天然气放空问题的处理 ［J］.天然气技术与经济，2011，5（1）：47-49.Guo Gang,Zhou Shuzhong,Gao Shunhua.Countermeasure against Interm ittentGasBlowout for Compressor Set［J］.Natural GasTechnology and Economy,2011，5（1）：47-49.

［2］SY/T 10043-2002，泄压和减压系统指南［S］.SY/T 10043-2002，Guide for Pressure-Relieving and Depressuring Systems［S］.

［3］李 锴，牛树伟，刘治华.长输天然气管道输损管理［J］.油气储运，2010，29（9）：708-710.LiKai,N iu Shuwei,Liu Zhihua.GasTransm ission LossControl of Long-distance Gas Pipline ［J］.Oil&Gas Storage and Transportation,2010，29（9）：708-710.

［4］叶学礼.天然气放空管路水力计算［J］.天然气工业，1999，19（3）：77-81.Ye Xueli.Hydraulic Calculation of Natural Gas Vent Line［J］.NaturalGas Industry,1999，19（3）：77-81.

［5］王功礼，梁月霞.火炬设计计算［J］.石油规划设计，1997，8（5）：9-11.W ang Gongli，Liang Yuexia.Design and Caculation of Flare［J］.Petroleum Planning and Engineering,1997，8（5）：9-11.