多年冻土区天然气管道压气站失效情境下应对方案研究

doi:10.11867/j.issn.1001-8166.2020.092

地球科学进展 ›› 2020, Vol. 35 ›› Issue (11): 1127 -1136. doi: 10.11867/j.issn.1001-8166.2020.092

李欣泽 ^1, ^2, ³(

),金会军 ⁴(

),吴青柏 ¹

^1.中国科学院西北生态环境资源研究院冻土工程国家重点实验室，甘肃兰州 730000
^2.中国科学院大学，北京 100049
^3.中石化石油工程设计有限公司，山东东营 257000
^4.东北林业大学土木工程学院东北多年冻土区地质环境系统教育部野外科学观测研究站&寒区工程与科学技术研究院，黑龙江哈尔滨 150040

收稿日期:2020-09-20 修回日期:2020-10-31 出版日期:2020-11-10
通讯作者: 金会军 E-mail:slecclxz@sina.com;hjjin@lzb.ac.cn
基金资助:
中石化石油工程技术服务有限公司科研课题“阿拉斯加天然气管道建设关键技术可行性研究”(SG18-50J)

Study on Mitigative Measures in Case of Compressor Station Outage for Gas Pipelines in Permafrost Regions

Xinze Li ^1, ^2, ³( ),Huijun Jin ⁴( ),Qingbai Wu ¹

^1.State Key Laboratory of Frozen Soils Engineering，Northwest Institute of Eco-Environment and Resources，Chinese Academy of Sciences，Lanzhou 730000，China
^2.University of Chinese Academy of Sciences，Beijing 100049，China
^3.Sinopec Petroleum Engineering Co. ，Dongying Shandong 257000，China
^4.School of Civil Engineering/Northeast-China Observatory and Research-Station of Permafrost Geo- Environment-Ministry of Education/Institute of Cold-Regions Engineering，Science and Technology，Northeast Forestry University，Haerbin 150040，China

Received:2020-09-20 Revised:2020-10-31 Online:2020-11-10 Published:2021-01-25
Contact: Huijun Jin E-mail:slecclxz@sina.com;hjjin@lzb.ac.cn
About author:Li Xinze (1987-）， male， Karamay City， Xinjiang Uygur Autonomous Region， Ph.D student. Research areas include permafrost and cold engineering. E-mail： slecclxz@sina.com
Supported by:
the Applied Science of Sinopec Petroleum Engineering Co. ”Feasibility study on key technologies for Alaska natural gas pipeline construction”(SJ18-50J)

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多年冻土区天然气管道管基土冻胀和融沉地质灾害是人们所熟知的威胁管道安全运行的重大风险。受长输管道用管材最低设计金属温度限制，在压气站失效后，气体进行越站输送，由于焦耳—汤姆逊效应，会出现下游管道输气温度低于管材金属最低设计温度的风险。而对于温带地区的管道工程，不会出现类似的技术挑战。以某多年冻土区天然气管道工程为例，从保护多年冻土的角度给出了全线温度分区控制策略及实现途径。采用国际通用水力热力软件SPS对压气站失效后不采取措施和采取诸如提高失效压气站上游压气站出站温度、降低管道输量、额外增设加热站等不同措施下的多种工况进行了定量计算和分析讨论，并初步给出相应的解决方案构想。希望能够补充现有输气工艺理论，为北极和高山多年冻土区天然气管道建设提供新的思路。

关键词: 多年冻土区, 天然气管道, 压气站失效, 焦耳—汤姆逊效应, 最低设计金属温度

For gas pipelines in permafrost regions， it is well-known that the most serious hazards， such as differential thaw settlement and frost heave， affect the engineering foundations and the integrity of pipeline systems. However， in case of a compressor station outage， the chilled gas will bypass the outage station， flow directly to the downstream pipeline and continue the cooling due to the Joule-Thomson cooling effect. The dangerous scenario that the transporting temperature may fall to a level below the minimum design temperature has not been paid adequate attention because this kind of potential challenge has never been encountered for pipelines in temperate regions. Taking one planned gas pipeline project in permafrost regions as an example， temperature controlling strategies and feasible approaches were given on the perspective of protecting permafrost and technical measures， such as using high discharge temperature， forced flow reduction and installing extra gas heater stations， evaluated quantitatively and discussed using international hydraulic software SPS. Finally， the initial framework solutions were proposed in the hope of supplementing existing gas transporting process theory and identifying new approaches for gas pipelines in the northern and upland permafrost regions.

Key words: Permafrost regions, Natural gas pipeline, Compressor station outage, Joule-Thomson cooling effect, Minimum design metal temperature

中图分类号:

P642.14

图1 管道运行温度控制线

Fig.1 Pipeline operating tempetature control line

表1 空冷器不同冷却温度对应压缩机和空冷器功率

Table 1 Power of compressor and cooler under different cooling temperatures of cooler

空冷器冷却温度/℃	压缩机功率 /MW	空冷器功率 /MW	功率总计 /MW
50	75.17	0.45	75.62
40	74.4	0.81	75.21
35	73.74	0.99	74.73

表1 空冷器不同冷却温度对应压缩机和空冷器功率

Table 1 Power of compressor and cooler under different cooling temperatures of cooler

空冷器冷却温度/℃	压缩机功率 /MW	空冷器功率 /MW	功率总计 /MW
50	75.17	0.45	75.62
40	74.4	0.81	75.21
35	73.74	0.99	74.73

图2 带冷却功能单机组压气站工艺流程图

Fig.2 Process flow diagram of single-unit compressor station with coolers

图3 带冷却功能压气站HYSYS建模(冬季工况)

Fig.3 Compressor station with coolers modeling using HYSYS (winter scenario)

图4 带冷却功能压气站HYSYS建模(夏季工况)

Fig.4 Compressor station with coolers modeling using HYSYS (summer scenario)

图5 某多年冻土区天然气管道沿线压力和温度曲线图（冬季工况）

Fig.5 Pressure and tempetature graph of one arctic gas pipeline (winter scenario)

表2 各压气站失效对管道输量和输气温度降低影响分析表

Table 2 Influence of each compressor station outage on pipeline throughput and transporting temperature drop

序号	失效压气站	失效前管道输气量 /(10⁴ m³/d）	失效后管道输气量/(10⁴ m³/d）	输量损失/%	失效前下游首个压气站进站温度/℃	失效后下游首个压气站进站温度/℃	失效前下游首个压气站进站压力/MPa	失效后下游首个压气站进站压力/MPa
1	1#压气站	9 369	8 075	14	-14.5	-24.3	10.3	8.2
2	2#压气站	9 369	8 177	13	-10.5	-22.5	10.3	8.2
3	3#压气站	9 369	7 911	16	-14.2	-18.6	10.6	8.4
4	4#压气站	9 369	8 163	13	-15.8	-24.2	10.3	8.3
5	5#压气站	9 369	8 048	14	-15.9	-25.5	10.2	8.1
6	6#压气站	9 369	7 755	17	-14.1	-22.4	10.9	8.8
7	7#压气站	9 369	8 392	10	-10.9	-21.5	9.9	8.7
8	8#压气站	9 369	7 515	20	3.1	-9.4	11.2	10.2

表2 各压气站失效对管道输量和输气温度降低影响分析表

Table 2 Influence of each compressor station outage on pipeline throughput and transporting temperature drop

序号	失效压气站	失效前管道输气量 /(10⁴ m³/d）	失效后管道输气量/(10⁴ m³/d）	输量损失/%	失效前下游首个压气站进站温度/℃	失效后下游首个压气站进站温度/℃	失效前下游首个压气站进站压力/MPa	失效后下游首个压气站进站压力/MPa
1	1#压气站	9 369	8 075	14	-14.5	-24.3	10.3	8.2
2	2#压气站	9 369	8 177	13	-10.5	-22.5	10.3	8.2
3	3#压气站	9 369	7 911	16	-14.2	-18.6	10.6	8.4
4	4#压气站	9 369	8 163	13	-15.8	-24.2	10.3	8.3
5	5#压气站	9 369	8 048	14	-15.9	-25.5	10.2	8.1
6	6#压气站	9 369	7 755	17	-14.1	-22.4	10.9	8.8
7	7#压气站	9 369	8 392	10	-10.9	-21.5	9.9	8.7
8	8#压气站	9 369	7 515	20	3.1	-9.4	11.2	10.2

图6 1#压气站失效后全线压力和温度曲线图

Fig.6 Pressure and tempetature graph of compressor station outage

表3 失效压气站上游首个压气站所需提供的最低出站温度计算表

Table 3 The required minimum station outlet temperature of first compressor station upstream failure compressor station

序号	失效压气站	失效前管道输气量 /(10⁴ m³/d）	失效后管道输气量 /(10⁴ m³/d）	输量损失/%	原先上游首个压气站出站温度/℃	新的上游首个压气站所需提供的最低出站温度/℃
1	1#压气站	9 369	7 942	15	-1.1	4
2	2#压气站	9 369	8 080	14	-1.2	2
3	3#压气站	9 369	7 911	16	-1.2	-1.2
4	4#压气站	9 369	7 977	15	-4	1.8
5	5#压气站	9 369	7 829	16	-4	2.9
6	6#压气站	9 369	7 644	18	-4	0
7	7#压气站	9 369	8 297	11	-4	-1.4
8	8#压气站	9 369	7 515	20	-0.3	-0.3

表3 失效压气站上游首个压气站所需提供的最低出站温度计算表

Table 3 The required minimum station outlet temperature of first compressor station upstream failure compressor station

序号	失效压气站	失效前管道输气量 /(10⁴ m³/d）	失效后管道输气量 /(10⁴ m³/d）	输量损失/%	原先上游首个压气站出站温度/℃	新的上游首个压气站所需提供的最低出站温度/℃
1	1#压气站	9 369	7 942	15	-1.1	4
2	2#压气站	9 369	8 080	14	-1.2	2
3	3#压气站	9 369	7 911	16	-1.2	-1.2
4	4#压气站	9 369	7 977	15	-4	1.8
5	5#压气站	9 369	7 829	16	-4	2.9
6	6#压气站	9 369	7 644	18	-4	0
7	7#压气站	9 369	8 297	11	-4	-1.4
8	8#压气站	9 369	7 515	20	-0.3	-0.3

表4 各压气站失效对管道输量影响分析表

Table 4 Influence of each compressor station outage on pipeline throughput

序号	失效压气站	失效前管道输气量 /(10⁴ m³/d）	失效后管道输气量/ (10⁴ m³/d）	输量损失/%	失效后下游首个压气站进站温度/℃
1	1#压气站	9 369	7 414	21	-20
2	2#压气站	9 369	7 921	20	-20
3	3#压气站	9 369	7 911	16	-18.6
4	4#压气站	9 369	7 454	20	-19.2
5	5#压气站	9 369	7 203	23	-20
6	6#压气站	9 369	7 300	22	-20
7	7#压气站	9 369	8 132	13	-20
8	8#压气站	9 369	7 515	20	-9.4

表4 各压气站失效对管道输量影响分析表

Table 4 Influence of each compressor station outage on pipeline throughput

序号	失效压气站	失效前管道输气量 /(10⁴ m³/d）	失效后管道输气量/ (10⁴ m³/d）	输量损失/%	失效后下游首个压气站进站温度/℃
1	1#压气站	9 369	7 414	21	-20
2	2#压气站	9 369	7 921	20	-20
3	3#压气站	9 369	7 911	16	-18.6
4	4#压气站	9 369	7 454	20	-19.2
5	5#压气站	9 369	7 203	23	-20
6	6#压气站	9 369	7 300	22	-20
7	7#压气站	9 369	8 132	13	-20
8	8#压气站	9 369	7 515	20	-9.4

表5 技术方案对比

Table 5 Comparison table of technical proposal

技术方案	缺点	优点
技术方案1：提高失效压气站上游压气站出站温度	1、过分提高压气站的出口温度，很容易引起冻土融化和管道融沉 2、新的出站高温与冻土环境温度存在温差，提升的温度在前期阶段会被抵消	不增加投资
技术方案2：降低管道输量	1、管道最高允许输量的确定受季节、压气站站间距等因素影响 2、压缩机进气量降低，容易引发喘振，若站内打回流避免喘振，又造成能量浪费 3、燃驱压缩机在低负荷运行，污染物排放容易超标	不增加投资
技术方案3:增设加热站	增加投资	保证管道继续在高输量下运行
技术方案4：在可能超低温管段选用高性能管材	增加投资	保证管道继续在高输量下运行

表5 技术方案对比

Table 5 Comparison table of technical proposal

技术方案	缺点	优点
技术方案1：提高失效压气站上游压气站出站温度	1、过分提高压气站的出口温度，很容易引起冻土融化和管道融沉 2、新的出站高温与冻土环境温度存在温差，提升的温度在前期阶段会被抵消	不增加投资
技术方案2：降低管道输量	1、管道最高允许输量的确定受季节、压气站站间距等因素影响 2、压缩机进气量降低，容易引发喘振，若站内打回流避免喘振，又造成能量浪费 3、燃驱压缩机在低负荷运行，污染物排放容易超标	不增加投资
技术方案3:增设加热站	增加投资	保证管道继续在高输量下运行
技术方案4：在可能超低温管段选用高性能管材	增加投资	保证管道继续在高输量下运行

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