史兴治 李宗超 代军生

中国石油西部管道公司兰州输气分公司

【摘要】针对涩宁兰管道分输口存在用户结构复杂、资产界面划分不清、设计标准低、分输支路保障能力有限等问题，从用户结构、分输口管理入手，提出了加装ESD系统、计量数据上传、数据远程监控、自适应调压、自动分输测试、阀室和干线开口处增设报警装置及数据上传等优化改造措施。

【关键词】天然气长输管道 分输站 分析优化

涩宁兰管道一线和复线均始于涩北首站，终于兰州末站，一线于2001年9月投产，复线于2010 年9月全线投产，两条管道干线总长1852.7公里， 管径660毫米，设计最高工作压力6.4兆帕，年输气能力68亿标准立方米。下辖兰铝支线、两兰支线、甘西南支线、甘南支线等8条支线。涩宁兰管道自2001年投入运营以来，开发了沿线天然气用34家， 由于不同历史原因，形成了目前的管道沿线分输现状。鉴于此，在分析管道分输口现状及存在问题的基础上，提出了针对性的解决措施。

1 管道气源及用户结构

1.1 管道气源概况

涩宁兰管道由上游青海气田供气，在保证甘肃、青海沿线用户用气外，多余部分通过河口站进入兰银线向银川方向分输，冬季气源量不足时则通过西气东输甘塘联络站下载进入兰银线反输到涩宁兰管道。夏季日均进气量保持在1200万方/天，冬季高峰时运行输量达到1600万方/日。

1.2 下游用户结构

涩宁兰管道沿线现有用户34家，分输口共计41处。按所在地区分：青海境内16家，甘肃境内18家。按用户性质分：工业用户9家，城市燃气用户25家。按照2013年用气量分：超过1亿方的5 家，1千万方～1亿方的19家，不足1千万方的10 家。

图1 下游用户概况

2 分输口现状分析及存在的问题

2.1 分输口现状调查

2.1.1 管理界面

目前41处分输口中，存在4种管理界面：①由承运方建设的下游管道及门站6处，约占13%；② 由承运方调压计量设施为下游用户管道供气11处， 约占28%；③由用户投资在我方场站或阀室内建设计量设施及管道8处，约占21%；④由用户投资建设从阀室管线开口，由我方运行代管15处，约占38%。

2.1.2 接气方式

随着下游市场的开发，每年新增的直接或间接用户数稳步上升。由于特殊的地理位置、历史原因、早期建设水平等因素，目前对用户的供气方式有三种：①分输站场预留口接气的有28家，占比68%；②分输阀室开口接气的有8家，占比20%； ③从干线开孔自建阀室供气的有5家，占比12%。

2.1.3 建设标准

涩宁兰一线管道投产较早，由一线分输供气的用户共有20家，由于这些分输口按照当时的设计规范设计和施工，加之由于下游用户资金相对缺乏，造成分输站场建设虽能满足分输要求，但普遍存在建设标准低且不统一、功能不齐全等问题。复线及各支线于2008年后建设，分输用户有12家，分输口建设标准相对较高。

2.2 存在的问题

2.2.1 资产管理界面不清晰

目前沿线资产管理界面普遍不明晰，如西宁城南支线给下游分输，双方对管道资产界面划分模糊；西宁城东支线管线带压开孔供气，阀室内资产除干线外均属下游用户所有，该处改造后属于管道阀室，日常巡检则由下游用户完成；刘化门站既有甲方资产，又有下游用户资产，共用放空系统等。

2.2.2 设计标准低

设计标准低是造成分输口问题较多的主要原因。一线建设于2000年，当时国内管道设计尚不成熟，国内天然气市场尚处于待开发期，涩宁兰管道作为西气东输管道建设的试点，下游门站没有统一的建设标准，各分输口多处于人口密集区，且早期管理不规范，用户投资建设标准、自动化方面配置均不高。多数流程切换由站控操作，甚至通过现场手动操作完成，部分分输口不具备ESD功能，各项数据未上传相关场站。用户距离输气站场较远，干线上开口接气或阀室内开口接气风险较高，给日后管理带来安全隐患。

2.2.3 分输支线存在安全问题

分输支线没有设计管道清管收发球装置，分输支线长的有十多公里，短的有几百米，地处人口密集区，第三方施工、占压、腐蚀等众多危害因素时刻威胁着管道安全。目前，城南分输支线沿线安全距离不足；两兰支线地处西固城内，没有截断阀室；各分输支线及站场未设置阴极保护装置，未建立地质灾害、第三方损坏和管道本体缺陷三类危害的监测、检测及评价方法。

2.2.4 分输站场供气方式变化大

涩宁兰沿线用户不同程度存在的日用气和季节性用气差异，使分输站的供气方式变化较多，加之分输站贸易结算用计量设备只有在一定流量范围内才能保证其计量精度，致使沿线用户使用孔板流量计和超声波流量计两种计量，多数用户用气没有规律，特别是工业用户的用气量变化较大，小用户经常发生流量超负荷，供气支路高峰时段超负荷运行，无备用支路，一旦出现设备故障则无法保证正常供气，如2015年1月份德令哈站向下游分输时就发生此类情况。

3 分输口工艺改造及管理改进分析

针对涩宁兰沿线分输口存在的管理和技术问题，通过划分资产界面和生产安全管理界面，合理改造分输口工艺流程、增设ESD功能，开展计量数据上传监控，增加干线和阀室报警装置，既可明确上下游双方责任，同时又能大幅度提高分输口安全运行保障，保证应急状态处置迅速、计量精确，确保下游用气不受影响。

3.1 制定资产管控原则

梳理现有分输口资产界面，明确双方管辖职责，签订书面协议；对下游管输资产建设在上游场站内的，严格按照上游管理体系进行管理；对干线或阀室开口接气的，统一设置分输支线截断阀，新增阀室资产划归上游管理，同时增设报警装置。统一将数据上传到SCADA系统，同时签订安全管理协议，原则上下游用户的分输支线作为管道整体组成部分必须服从上游安全监管。

3.2 分输口改造方案设计

在对分输站场、阀室或干线分输口进行改造时，无论资产属于哪一方，必须确保在紧急状态下和管道检修作业时能切断气源。同时应设置标准注氮接口，满足管道上下游及用户注氮需要，对新增干线分输用户还要能够满足上下游同时供气，确保注氮作业和用户正常供气不受影响。推动各分输口的工艺流程及控制进行优化改造，建立标准统一的分输及监视模式，实现计量远程核查、自动放空、自动分输控制及周期性计量交接等功能。

（1）实施分输口ESD系统、进出站阀门远程控制及自动放空改造，便于紧急情况下的安全处置；

图2 分输口加装ESD及自动放空系统改造

（2）区实施域化管理，将输气站所辖“无人站”或“少人站”站场的SCADA生产数据、计量数据、压缩机组生产数据、工业电视监控画面、与用户计量对比参数等统一整合并上传至输气站，实现运行参数集中监视，计量交接参数时时对比；

（3）开展分输支线管道检验检测与评价,及时发现影响管道安全运行的关键因素,从而针对这些关键因素,实施有针对性的运行管理与维护改造， 有效降低管道运行中的失效风险。

3.3 方案实施

对分输口进行全面排查及梳理，在条件允许的情况下，按照资产权属和供气方式差异，对存在缺陷的分输口逐步整改。

（1）完成10余处分输口进出站阀门远程控制、ESD系统、进出站自动放空等改造，实现对下游分输口的有效管控；将所有分输口的生产运行数据统一整合并上传至所辖输气站，实现运行参数集中监视。对下游用户分输支路口径或流量计过小的进行改造，解决冬季供气超负荷问题，满足下游用户用气；以下游4家用户为试点，开展管线自适应调压及自动分输测试工作，实现平安门站自动分输。

（2）开展西宁支线等7条支线ECDA检测，主要进行管道外防腐层完整性检测、管道阴保有效性检测、杂散电流干扰、管道埋深检测及管道附属设施检测等，并针对支线管道的补口、固定墩、穿越处、人口密集区等高后果区以及防腐层漏点进行直接开挖探坑检测。另外，根据管道表面腐蚀状态， 进行管道壁厚测定和剩余工作能力评价，从而找到管体最有可能失效的位置,为实施有针对性的维护改造提供技术支持,保证管道系统的长期安全运行, 避免发生泄漏事故。

4 结论

从目前实施的分输口改造项目来看，通过ESD 系统、自动放空系统改造，有效解决了分输口紧急状态下安全处置，消减了分输口风险；通过计量数据上传，实现了计量数据实时监控，避免了计量纠纷；通过数据远程监控、自适应调压、自动分输测试，实现了统一调控分输功能；通过阀室、干线开口处增设报警装置，提高了管道管控能力；利用阀室数据上传，可以实现干线及阀室分输口的远程管理。

随着管道长度的增加和市场开发力度加大， 分输口管理将会显得越来越重要，因而分输口优化改造项目具有长远意义。◢

参考文献：

[1]张科，朱生辉，朱建平.天然气长输管道阀室工艺流程优化.油气储运，2015年3月，第34卷第3期.

[2]谢雪梅，杜建合，史革章.天然气管道中间分输站运行方案的确定与优化.油气储运，2009,28（2）23～25.

作者简介：史兴治，男，1974年生，高级工程师，硕士研究生，毕业于兰州大学，现在中国石油西部管道兰州输气分公司从事输气生产。电话：0931-4529366，Email： shixinzhi@petrochina.com.cn，通讯地址：甘肃兰州安宁区枣林路76号兰州输气分公司，邮编：730070。

《管道保护》2015年第4期（总第23期）