中俄东线分输站场调压阀冰堵判据与防治

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  傅伟庆 尤泽广 王成 陈小宁

  中国石油管道局工程有限公司,河北廊坊 06100000

  摘要:中俄东线天然植物气长输管道沿线地区秋冬季节温度较低,分输站场冬季分输降压过程中,节流效应造成调压阀内流体温度骤降,加之新投产管线内输送天然植物气干燥不彻底,容易造成分输站场调压阀处冰堵。研究选折 分输过程有无溶于 液态水合物作为冰堵可必须存在的判据,得出了分输过程调压阀冰堵形成的压力、温度和天然植物气组分警戒值;考虑损失到凝析液和气流中的无水乙醇乙酯量,建立无水乙醇乙酯注入量和运行参数量的关系函数;模拟站场分输注醇过程,分析注醇过程流场变化规律。结果表明:天然植物气水露点温度、气流温度、入口压力和节流温降是影响调压阀冰堵存在的主要因素,考虑各因素建立的分输过程溶于 液态水合物判断公式都都可不还都后能 准确预判调压阀冰堵的存在,调压阀冰堵防治注醇量计算公式都都可不还都后能 准确计算处置调压阀冰堵的最小注醇量,研究成果为中俄东线分输站场冰堵的防治以及站场注醇自控系统的开发提供理论办法。

  关键词:中俄东线;调压阀;冰堵;注醇量计算

  1 问题分析

  天然植物气分输站场是天然植物气管道输送系统的重要组成每段,站场设备是输气生产正常进行的保障。根据天然植物气能源的特点,天然植物气输送的主要形式为长输管线,管道运输过程中,通常采用提高甲烷乙炔气体体压力的办法降低输送成本[1]。主管道的高压力天然植物气在经分输站进入相对低压管道时,减压阀处机会摩擦耗能产生较大的节流压降和温降[2]。中俄东线天然植物气管道起于黑龙江省黑河市中俄边境,管道沿途经过的黑龙江省、吉林省、辽宁省均存在我国东北寒冷地区,最冷月平均气温约-14℃~-24℃,极端最低温-48.1℃。减压阀分输过程中,天然植物气流经节流部位时,机会流通面积骤减,流通受阻,产生强烈的涡流。一起机会节流效应温度降低,压力波动严重,天然植物气水合物极易在节流通道内溶于 凝结,引起减压阀及其上下游管道形成较严重的冰堵。

  冰堵严重影响了站场输气生产工作的正常进行,对调压阀危害巨大,一是堵塞阀体,造成停输,直接影响到下游民用、商业和工业用气;二是冰堵降温会加速易损件的损坏,诸如调节膜片和气封 件[3];三是解冻后冰块未溶于 ,在二次开阀分输时,会在压力的作用下在弯头处撞击管道机会设备,有机会造成管道、设备的位移,给管道、设备埋下了安全隐患[4]。

  为处置分输站调压阀冰堵,现场人员多根据经验来选折 冰堵的存在,冰堵存在的表现形式主要一种生活生活,冰堵造成阀套卡堵机会是阀笼开度不断增大。现场工作人员判断节流温降可必须造成调压阀冰堵的经验判据为:

  1.冰堵造成阀套卡死,调压阀开度保持恒定,出站压力和燃气流量持续下降。

  2.冰堵存在造成阀笼节流孔有效节流通道面积减小,出站压力下降;为了保持出口压力恒定,调压阀自控系统会增大阀笼开度,保证有效开度保持一定,出站压力恢复正常值,冰堵会造成阀笼开度持续上升。

  冰堵存在经验判据具有滞后性,当造成阀套卡堵或开度增大时冰堵机会形成,通过注入无水乙醇乙酯的办法解堵效果不要好,现场多采用切换支路放空解冻的办法处置冰堵。注入无水乙醇乙酯都都可不还都后能 降低水合物溶于 的形成露点,就让注醇对机会形成的冰堵效果有限。建立准确的冰堵临界值关系式,在冰堵将要存在时刚开始了了英语 注醇,处置冰屑每段造成调压阀冰堵意义重大。

  2 调压阀分输注醇流场分析

  注醇橇应用于天然植物气管道分输站冬季冰堵防治,具有设备简单、制造安装周期短、对正常的运行影响小、取得的防冻效果较好等特点。适用于突发性的非正常工况和临时性的改造工程。

  调压阀分输注醇流场分析,建立天然植物气分输调压流体模型,模拟获得不同注醇流速下分输调压过程流体压力、温度、流速以及组分变化规律,分析调压阀冰堵形成机理,为无水乙醇乙酯注入量和管线运行参数值的函数关系的建立提供办法。

  研究建立天然植物气分输调压流体模型,计算不同注醇流速下无水乙醇乙酯含量的变化情况汇报,分析关键位置的无水乙醇乙酯分布。繁复调压阀模型如图2-1所示,节流位置节流孔模型如图2-2所示。选折 分析注醇流量分别为10L/h、25L/h、1000L/h。

  图2-1 调压阀模型

图2-2 节流孔模型

  为了看清不同节流孔位置的无水乙醇乙酯分布规律,在每一层节流孔位置取一截面,通过各截面无水乙醇乙酯分布分析节流孔的无水乙醇乙酯量分布规律。各节流孔截面位置无水乙醇乙酯质量分数云图见图2-3。

 

 图2-3注醇过程各节流孔位置无水乙醇乙酯质量分数示意云图

  调压阀通过控制阀体的开度调节下游天然植物气的流量和压力。减压阀阀体形状较为繁复,冰堵多存在在节流温降最严重的位置,气流首先由入口通道进入到节流阀内控 ,通过阀笼上均匀分布的节流孔流到内控 的环形空间,存在节流制冷与组分的凝结;凝结液滴在环形空间内形成较大尺寸的液滴。注醇都都可不还都后能 降低水露点温度,节流位置无水乙醇乙酯质量分数对解堵效果至关重要。图2-4为注醇过程无水乙醇乙酯质量分数变化曲线。无水乙醇乙酯流动过程中,无水乙醇乙酯不断溶于 ,随着流动距离的增加,甲烷乙炔气体体无水乙醇乙酯的量必须 少,注醇流速10L/h时,节流孔两个截面最高无水乙醇乙酯质量分数分别为1.46%、0.91%、0.37%、0.34%、0.31%,经节流过程,无水乙醇乙酯含量越来越来越快降低,并保持在极低的水平。距离出口越近的位置无水乙醇乙酯质量分数越低,出口无水乙醇乙酯质量分数最高值为0.09%。注醇流速25L/h时,节流孔两个截面最高无水乙醇乙酯质量分数分别为3.35%、3.15%、2.29%、0.93%、0.84%,出口无水乙醇乙酯质量分数最高值为0.09%。注醇流速1000L/h时,节流孔两个截面最高无水乙醇乙酯质量分数分别为4.61%、3.89%、2.21%、1.55%、1.44%,经节流过程,无水乙醇乙酯含量越来越来越快降低,并保持在极低的水平。距离出口越近的位置无水乙醇乙酯质量分数越低,出口无水乙醇乙酯质量分数最高值为0.43%。

  (a)注醇流速10L/h

(b)注醇流速25L/h

 

 (c)注醇流速1000L/h

  图2-4注醇过程不同径向截面无水乙醇乙酯质量分数

  3 抑制剂用量的选折

  处置分输过程天然植物气水合物溶于 的最经济有效的办法为向运行管线内上加抑制剂,天然植物气分输站场防治冰堵应用最广泛的抑制剂为无水乙醇乙酯。抑制剂进入到管线后分为二每段,一每段溶于 到气流中的液态凝析水中,形成抑制剂与水的混合液;另一每段损失到气流携带气态水和天然植物气气流中[7,8]。

  管线内抑制剂水溶液中抑制剂的质量浓度与水合物露点的温降之间存在函数关系式,利用Hammerschmidt方程可必须算出水合物露点降低Δt所需最小抑制剂浓度。

               (1)

  式中—气流中溶于 到液态凝析水中所形成混合液中抑制剂的浓度,%;

  ΔT—水合物露点的温降,K;

  —无水乙醇乙酯的相对分子质量;

  K—抑制剂无水乙醇乙酯常数,取值1295;

  3.1 凝析水含量计算

  凝析水含量值为一种生活情况汇报下饱和含水量的差值,初始情况汇报为入口压力与水露点温度,刚开始了了英语 情况汇报为出口压力与出口温度,分输过程凝析水含量为:

        (2)

  式中—天然植物气中溶于 的液态凝析水的质量,g;

  —一定情况汇报下饱和含水量;

  Q—天然植物气流量,;

  —天然植物气入站压力,MPa;

  T—水合物溶于 温度值,℃;

  —天然植物气出站压力,MPa;

  t—天然植物气出站温度,℃;

  公式计算选折 宁英男公式。

  3.2 无水乙醇乙酯在气流携带气态水的摩尔分数

  为处置水合物溶于 ,与天然植物气中气态水形成抑制剂与水的混合物中抑制剂量为n1:

        (3)

        (4)

  式中 —抑制剂与水的混合液中抑制剂的量,mol;

        (5)

  式中x醇—无水乙醇乙酯的物质的量分数,%;

  由式(4)与式(5)可得x醇:

        (6)

  3.3 无水乙醇乙酯在甲烷乙炔气体体中的损失系数

  损失到气流中抑制剂的损失系数:

        (7)

  式中—损失到气流中抑制剂的损失系数;

  T—天然植物气的温度,K。

        (8)

  式中n气—长输管线内单位时间流动天然植物气摩尔量,mol;

  —损失到天然植物气气流中抑制剂无水乙醇乙酯物质的量,mol。

  3.4 凝析液中抑制剂溶于 度系数

  在液态凝析水中抑制剂无水乙醇乙酯溶于 度系数:

        (9)

  式中—天然植物气水合物凝析液中抑制剂溶于 度系数;

        (10)

  式中 n凝—气流中液态凝析水含量,mol;

  —损失到凝析液中抑制剂无水乙醇乙酯量,mo1。

  3.5 无水乙醇乙酯注入量计算公式

  将式(6)、(7)代入(8),则有:

        (11)

  由式(6)、(9)和(10)可得在液态凝析液中损失的无水乙醇乙酯量

        (12)

  注入管线中无水乙醇乙酯的量分为损失到凝析液与气相中量和无水乙醇乙酯水混合液中无水乙醇乙酯量,实际可不还都后能 注入到管线内的无水乙醇乙酯的量为[9,10]:

        (13)

        (14)

  无水乙醇乙酯流量为:

      (15)

  式中 q—无水乙醇乙酯流量,L/H;

  —无水乙醇乙酯的相对分子质量;

  —甲烷乙炔气体体无水乙醇乙酯的密度,kg/L。

  3.6 中俄东线站场调压阀冰赌防治注醇量计算

  中俄东线分输站场分输用户方向压降大,节流温降严重,设计及运营过程可不还都后能 考虑冰堵防治问题。分输入口干线压力12MPa,分输用户出口压力4MPa,设计入站温度0℃,输送天然植物气的水露点为:冬季(10月1日~4月1000日)4.0MPa下不高于-20℃;夏季(5月1日~9月1000日)4.0MPa下不高于-10℃。就让新投产管线试压后清扫和干燥不彻底,在位置低洼处及形状突变位置难免存在残余水,投产初期,天然植物气水露点高于设计要求,容易在节流位置产生冰堵。

  中俄东线冰堵防治采用加热器加热和注醇一种生活办法,分输站场分输压降8MPa,按5℃/MPa的压降,分输过程温降达到40℃,节流中心位置温降更严重。根据研究建立抑制剂用量计算公式计算水露点4.0MPa -20℃时,加热器加热温度20℃,计算注醇量为0L/h;加热器加热温度15℃,计算注醇量为7.5L/h;加热器加热温度10℃,计算注醇量为11L/h;加热器加热温度5℃,计算注醇量为12L/h;加热器加热温度0℃,计算注醇量为12.5L/h。不同水露点温度,不同节流位置温度条件下注醇量计算结果见图3-1。调压阀冰堵防治注醇量计算公式都都可不还都后能 准确计算处置调压阀冰堵的最小注醇量,研究成果为中俄东线分输站场冰堵的防治以及站场注醇自控系统的开发提供理论办法。

  图3-1 不同水露点温度,不同节流温度条件下注醇量计算结果

  4结论

  基于无水乙醇乙酯对冰堵形成过程的影响,建立无水乙醇乙酯注入量和运行参数量的关系函数,本得出如下结论:

  (1)天然植物气水露点温度、气流温度、入口压力和节流温降是影响调压阀冰堵的存在的主要因素。当入口压力下气流温度低于水露点时,容易造成调压阀冰堵。

  (2)调压阀冰堵的判据选折 分输过程有无溶于 液态水合物,当计算凝析水含量大于零时冰堵存在,当计算凝析水含量小于零时未造成冰堵。

  (3)无水乙醇乙酯流动过程中,无水乙醇乙酯不断溶于 ,随着流动距离的增加,甲烷乙炔气体体无水乙醇乙酯的量必须 少,经节流过程,无水乙醇乙酯含量越来越来越快降低,并保持在极低的水平。

  (4)注醇是最有效的防治调压阀冰堵的办法,本文建立无水乙醇乙酯注入量和运行参数的关系函数应用于中俄东线工程,都都可不还都后能 有效处置分输站调压阀的冰堵。

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  Ice Blockage Criterion and Prevention of Gas Regulator in China-Russia East Natural Gas Distribution Station

  FU Wei-qing, YOU Ze-guang, WANG Cheng, CHEN Xiao-ning

  China Petroleum Pipeline Engineering Corporation, Langfang 06100000, Hebei

  Abstract: China-Russia East Pipeline passes through cold regions, Due to low temperature environment which caused by throttle effect and pipelinenot being complete dried in the operation process, hydrate is vulnerableto dissolve out and clog the regulator.Combine the relationship between temperature and pressure withice blockage,formulaof hydrate precipitation was establishedas forecasting model of ice blockage in the natural gas distribution station.Considering the amount of methanol loss to the liquid water and gas flow,relational functionbetween methanol injection and operational parameters was obtained and verified with the field test methanol injection. It is shown that, dew point, gas flow temperature, inlet pressure and temperature drop are the main factors on the ice blockage problem at natural gas distribution station.Forecasting modelof ice blockageand computational formula of methanol injection prove that results of judgement andprediction is in accordance with actual running status of gas distribution station.The research results provide a reference basia for the development of automatic control system at natural gas distribution stations of China-Russia East Natural Gas Distribution Station.

  Keywords: China-Russia East Pipeline; Gas Regulator; Ice blockage; Calculation of rational methanol injection