城市次高压天然气管道施工改造方法及注意事项

城市次高压天然气管道施工改造方法及注意事项

廖祥富

东莞新奥燃气有限公司 523000

摘要：为对已投入运行的次高压天然气输配管路增加通球内检测装置，实现对次高压天然气管路的内检测监控，牵涉在用输配管路的改造，在改造的同时，如何安全有序的操作运行LNG应急撬装供气系统以满足城市天然气正常稳定供应，这是一个值得深入研讨的课题。本文在实践的基础上概括总结了次高压天然气管路施工改造的过程方法及注意事项，以便对行业内天然气管道相关的施工改造提供指导借鉴。

关键词：天然气管道 通球内检测 安全施工改造 LNG应急供气

1 前言

随着国家经济的腾飞发展、人民生活水平日益提高以及政府对环境治理的力度逐渐加大，由西部输配来的管网天然气作为一种环保、经济、优质、安全的绿色能源，深受广大用户的欢迎。为保证天然气输配管网持续安全运行，需要对高压、次高压主输配管路定期通球内检测，从而涉及增加检测装置及对通球不合格的管路进行施工改造。东莞新奥燃气有限公司樟木头门站-塘厦门站次高压管路不合格项施工改造项目（简称樟塘线不合格项改造项目）在安全施工的同时，采取LNG半挂车和LNG应急撬装系统供气，实现下游中低压用户正常平稳用气，并在供气匹配、合理调度、施工安全、现场管理等方面积累了宝贵经验。

2 项目简介

2018年9月19日至2018年9月26日共8天，东莞市樟木头门站-塘厦门站次高压天然气管路为开展通球内检测工作，增加检测装置及对通球不合格的管路进行施工改造，具体包括增加收发球装置、对曲率半径小检测球不能通过的钢制弯管动火切除并焊接曲率半径大的钢制弯管，见通球内检测流程图。在施工改造的同时要保证下游中低压管网用户正常生产生活供气，考虑到塘厦镇、清溪镇、凤岗镇天然气中压管网相互连通，气源为塘厦门站、深圳燃气高压气源，改造期间，塘厦门站供气中断，深圳燃气提高至最大供气量11000Nm³/h，供气不足部分经过统计计算及试验验证，需要经塘厦门站补充约8000～9000Nm³/h的临时供气，临时供气采取LNG半挂车配套LNG应急撬装系统供气以保证下游气源充足。

通球内检测流程图

3 施工准备

改造作业必须充分做好施工准备，以便有条不紊的施工，加快工程进度，提前恢复管网供气，从而节省人工费用和供气成本。

3.1 设备、方案准备

施工改造前，参与项目的各部门主要负责人要进行现场勘测、技术评审、安全评估、风险管控评估，研讨并完成详细的改造设计方案、施工改造方案、气源保障方案、作业装备工具表、材料及设备合规性证明文件、置换方案、施工单位及工人资质证书、管道置换方案、动火作业方案、管道压力试验方案等文件，作业过程所有操作严格遵照文件执行。

3.2 气量匹配

为了在施工时，保证下游中低压管网用户正常生产生活供气，需要对塘厦门站供气中断部分气量进行统计计算及试验验证。根据运营中心对2018年8月该管路下游用气的统计，8月份该管路下游日最高用气量为368900m³，高峰小时用气量为19190 Nm³/h，以此最大用气数据作为检修期间气源保障的参考值，同时进行供气测试得出，在塘厦调压站出站压力降低至0.22MPa且深圳燃气供气压力为0.3MPa的情况下，深圳燃气在龙平西路和凤平路两个供气点合计最大供气能力为11000 Nm³/h，以此推算，检修期间，当塘厦调压站停气后，需要补充8000～9000 Nm³/h的气量，要提前准备LNG运输半挂车和8000～9000 Nm³/h汽化能力的LNG撬装系统。

4 施工改造

4.1 LNG应急供气

已知需要补充8000～9000 Nm³/h的临时应急供气量，按照气源保障方案要求提前准备LNG应急供气所需的设备并安装连接，切换至LNG临时供气，供气正常后，逐渐停止次高压管道供气。LNG应急撬供气系统操作过程详见LNG应急系统供气流程图

LNG应急系统供气流程图

4.1.1 临时供气准备

所有施工改造人员到塘厦站现场，穿戴防护用品，按人员分组，明确职责，配合工作。设置警戒区，设置现场封锁线、警戒封锁线，和交通封锁线,对应设置三层警戒区，做好安全措施。

4.1.2 设备到位，完成安装

按照气源保障方案准备临时供气所需设备、器具。LNG气化撬吊装到指定区域、LNG半挂运输车、卸车增压气化器到位，并用金属软管(DN50、PN40)连接LNG半挂车出液口和LNG气化撬进口，用金属软管(DN32、PN40)连接LNG半挂车增压出液口和卸车增压气化器进口，用金属软管(DN50、PN40)连接LNG半挂车气相口和卸车增压气化器出口。采用2组2000Nm³/h、2组1500Nm³/h、2组1000Nm³/h气化撬临时供气，为保证供气连续，无缝切换，采用2辆56m³LNG半挂运输车一备一用给2组并联的2000Nm³/h气化撬供气，2辆56m³LNG半挂运输车一备一用给2组并联的1500Nm³/h气化撬供气，2组并联的1000Nm³/h气化撬作为辅助供气，由一辆56m³LNG半挂运输车供应LNG，用金属软管连接好气化撬和对应的半挂车，每辆半挂车连接一台200Nm³/h的卸车增压气化器。注意：a、LNG气化撬和LNG半挂车停放位置应方便安装；b、LNG半挂车停放时车头朝向塘厦门站出口，以便发生紧急情况时撤离。

4.1.3 设备预冷及置换

LNG气化设备使用前需要预冷和天然气置换，预冷为防止急冷对设备的损坏，天然气置换为避免使用的天然气不纯。卸车增压气化器预冷时，先打开半挂车增压回气管路上阀门V5、EV3，然后将增压液相管路上阀门EV2打开、阀门V11打开1/4圈，观察到卸车增压气化器底部结霜，然后缓慢将阀门V11全开并回旋1/4圈进行增压，过程中可燃气体报警仪检测法兰连接处及现场其它位置，全程无警报发出，则卸车增压气化器预冷及增压正常。LNG气化撬预冷置换时，关闭气化撬出口阀门，打开气化撬放散阀，依次打开V17、EV1，阀门V1打开1/4圈，观察到气化撬的气化器底部结霜，然后缓慢将阀门V1全开并回旋1/4圈进行供液，观察到放散管口有白雾状天然气排出，过程中可燃气体报警仪检测法兰连接处及现场其它位置，全程无警报发出，则气化撬预冷及置换完成。

4.1.4 LNG半挂车供液

LNG半挂车供液前需通过1组200Nm³/h的卸车增压气化器对半挂车进行增压，按流程，先打开阀V5、EV3，随后打开阀EV2、V11，半挂车罐内压力达到到0.4～0.6Mpa范围，然后打开阀V17、EV1、V1，半挂车开始给气化撬供应LNG，半挂车供液过程中压力始终要维持在0.4～0.6Mpa范围，操作人员可以通过调节增压出液阀门V11开度来控制。应急供气时，现场操作人员要关注LNG半挂车液位计，当液位值为100～150mmH2o时，说明LNG半挂车液位不足，需要提前切换供应LNG的半挂车。切换半挂车时，当半挂车1液位不足，提前对半挂车2增压到合适范围，半挂车2供液依次打开阀门V18、半挂车2阀门EV1、V1，在控制室观察供气量稳定后，关闭半挂车1阀门EV2、EV3，打开V4、V14，当半挂车放散管口没有白雾状天然气排出，关闭阀门V11、V5、V4、V14，再关闭阀门EV1、V17，打开阀门V15，当半挂车放散管口没有白雾状天然气排出，关闭阀门V1、V15，最后拆除半挂车1上连接的增压出液金属软管（DN32、PN40）、增压回气金属软管（DN50、PN40）、出液金属软管（DN50、PN40），车辆在专人引导下撤离塘厦门站，装载LNG的半挂车进站连接增压和出液的金属软管接替半挂车1进入备用状态。注意：供液切换时，LNG半挂车应由至少2名专人引导按指定路线有序出入，严禁道路拥堵。

4.1.5 LNG临时供气

LNG半挂车出液分两路进入2组并联的气化撬，经过充分气化，天然气出口并联汇总供气，2组2000Nm³/h的气化撬出口连接塘厦门站调压撬前的预留口，2组1500Nm³/h和2组1000Nm³/h的气化撬出口连接塘厦门站调压撬后的预留口，3路应急供气源共同给下游中低压管网供气，控制每组气化撬出口温度在5～10℃、出口压力在0.2～0.3MPa。注意：气化撬的空温式汽化器长时间连续工作，铝质翅片上会大量结冰，通风量及传热面积减少，换热效率及气化能力降低，导致气化撬天然气出口温度和压力降低，可能冻坏下游中低压PE管路，所以必须定时去除空温式汽化器翅片上的结冰，频率约为3h/次，视结冰情况而定，除冰以横、纵方向能完全看透气化器对面、汽化器底部无积冰为合格。

4.1.6 供气切换

提前将樟木头门站出站压力降至0.4MPa运行，临时供气点开始替代樟木头门站向下游供气，在确认供气点平稳运行后，关闭樟木头门站次高压撬调压器后阀门，关闭塘厦调压站进站阀门。供气切换要逐渐进行，关注控制室供气量指标，以维持下游供气正常稳定为目标，严禁急速切换。改造期间，相关人员要加强对系统、场站现场和管线的监控、巡查，保证设施运行正常，压力、流量平稳运行。

4.2 动火前氮气置换天然气

当完成管网和LNG应急供气切换后，关闭樟木头门站出站后到塘厦门站进站前管线两端的阀门，樟塘线管路内还存在一定压力的天然气，打开放散系统放掉带压的天然气，观察管网上压力表表压为0MPa，放散管口无气流流动响声，开始置换管路内的常压天然气，氮气供气系统流程图如下：

氮气供气系统流程图

4.2.1 设备到位，连接安装

将液氮卧式焊接绝热气瓶和500Nm³/h气化撬安装到塘厦门站外管路放散口位置，此处为注氮口，将气瓶出液口和气化撬进口用金属软管（DN20、PN40）连接，气化撬出口和管路放散口阀门用金属软管（DN80、PN40）连接。

4.2.2 预冷，氮气置换

打开管路放散口阀门，同时缓慢打开液氮气瓶出液截止阀至1/4圈对气化撬预冷，气化器底部结霜，检测无天然气泄漏，预冷完成，将气瓶出液截止阀全开并回旋1/4圈出液，液氮进入气化撬开始对管路供应氮气，供液氮时，开启气瓶自增压系统进行增压，始终保持气瓶压力不低于0.8MPa。

4.2.3 氮气用量估算

本次樟木头门站-塘厦门站管路管径d=300mm=0.3m，长度L≈7200m，置换需将管道内天然气含量约100%降低到爆炸下限（天然气爆炸下限5%）的20%以下，即1%以下。

4.2.3.1管道系统总容积V0计算

V₀＝7200×3.14×0.152＝508.68m³

4.2.3.2置换所需氮气体积V1计算，一般按3倍管道容积估算。

V₁＝3×V₀＝3×508.68m3＝1526.04m3

4.2.3.3置换所需液氮的质量计算（管道氮气压力取5kPa，温度为环境温度约28℃，氮气可作为理想气体）

M1＝P×V×M/(1000×R×T)

＝(101325+5000) ×1526.04×28/(1000×8.314×298)

≈1833.72kg

据此可知需要提供多少气瓶液氮，本次氮气置换采用型号DPW650-480-1.59的卧式焊接绝热气瓶，有效容积为432L，最大充装质量326kg，所以最少要提供约6只气瓶的液氮。

4.2.4 置换时间

本次置换采取型号：DPW650-480-1.59的卧式焊接绝热气瓶对汽化能力Q₀=500Nm ³/h的气化撬供应液氮，汽化后向管道注氮置换。汽化器实际汽化能力Q₁取0.8Q₀，置换时间为t。

t= V₁ / Q₁=1526.04/（0.8×500）=3.815h

4.2.5天然气含量检测，完成氮气置换。

置换时必须专人统一指挥，同步进行，各人带好防爆对讲机，1人在塘厦门站外操作阀门，由放散口向樟塘线管路充入氮气，1人打开樟木头门站调压撬出站最后一道汇集管上的排污阀放散，此处兼为检测口1，另1人在塘厦门站进站手动球阀排污口放散，此处为检测口2，两处同时用天然气含量测试仪检测放散口天然气含量，每次间隔5分钟，连续检测3次甲烷含量低于1%时则氮气置换天然气合格。

4.3 不合格管路改造

不合格管路改造涉及土建施工、管道焊接及检测、安防，改造前必须有作业方案，并做好现场作业准备。

4.3.1土建作业

动土作业前，制定切实的安全防范措施。检测管道位置，核查图纸，开挖探坑前，确认开挖位置和管道深度，依据GB50026-2007《工程测量规范》进行基础放线，随后用木桩、标线、喷漆等方式标明开挖位置，并对埋有光缆等其它不可开挖的设施位置利用红色漆或标识进行警戒标示，防止施工人员误操作。作业坑开挖宽度及深度必须考虑后续工作的操作空间。

4.3.2管道焊接

管道焊接前需确定管道不合格项，对不能通球的地方，即管道弯曲半径R≤6Din（管道直径）处弯管切除，重新焊接R＞6Din符合要求的弯管，并且焊接新增的收发球装置。焊接前需用磨砂机对管道切割处去除毛刺、打磨光洁，避免影响焊缝质量。焊接采用手工钨极氩弧焊打底，手工电弧焊盖面，管道焊接完成后清除管道表面焊渣，做好焊缝处防腐措施。

4.3.3无损检测

焊接完成后，对管道进行外观检测，检测合格后，进行无损检测，采用100%X射线检测，按NB/T 47013-2015《承压设备无损检测第2部分：射线检测》标准进行评定，射线检测技术等级为AB级，Ⅱ级合格。

4.4 管道气压试验

为检验管道强度及密封性，管道在使用前必须进行气压试验。次高压管道的气压试验是一项危险作业，作业过程中应控制好流速和压力上升速度，防止压力波动过大。升压过程宜采取分段升压，并取多个节点停止升压进行燃气管道全面检漏。为保障发生意外泄漏事故能迅速处理控制，现场应配备应急抢险小组。

4.4.1试验准备

气压试验按标准CJJ33-2005《城镇燃气输配工程施工及验收规范》执行，气体应当为干燥洁净的空气、氮气或其他不易燃和无毒的气体，本次气压试验采用干燥洁净空气，空压机组件带过滤、干燥装置，空压机连接樟木头门站后新增的发球筒上的阀门，干燥洁净空气从此处注入管道。对未封闭阀门及管口用盲法兰封堵。

4.4.2强度试验

本次管道为在用的改造管道，以水为介质做强度试验工艺困难，故采用干燥洁净空气做强度试验。本处次高压管道设计压力为1.6MPa，强度试验压力取1.5倍管道设计压力，即2.4MPa。进行强度试验时，压力应逐步缓升，首先升至试验压力的50%，即1.2MPa，进行初检，无泄漏、异常，继续升压至试验压力，然后稳压1小时，观察压力表不少于30分钟，无压力降为合格。

4.4.3严密性试验

严密性试验在强度试验合格后进行。严密性试验压力取1.15倍管道设计压力，即1.84MPa，试验时，应当逐步缓慢增加压力，当压力升至试验压力的30％，即0.55MPa时，稳压30分钟，如未发现系统异常，继续升压至试验压力的60％，即1.1MPa时，稳压30分钟，如未发现系统异常，继续升压至严密性试验压力1.84MPa， 待温度、压力稳定后开始记录。严密性试验稳压时间为24小时，每小时记录不少于1次，当修正压力降小于133Pa为合格。

4.4.4管道泄放

气压试验合格后对管道泄压，从塘厦门站入站前的收球装置上的放散阀泄压，泄压要缓慢，直到表压为0MPa且放散管口无气流流动响声为泄放合格。

4.5 氮气置换空气

氮气置换管道内空气的目的是排出管道内的氧气，避免天然气进入含有氧气的管道形成危险源。

氮气置换空气参照前述氮气置换天然气，但要注意检测现场天然气浓度，避免天然气积聚危险。将液氮卧式焊接绝热气瓶和汽化能力500Nm³/h的气化撬安装到塘厦门站外管路放散口位置，此处为注氮口，经预冷，进行注氮置换，氮气使用量与4.2.3相同。

置换时必须专人统一指挥，同步进行，各人带好防爆对讲机，1人在塘厦门站外操作阀门，由放散口向樟塘线管路充入氮气，1人打开樟木头门站调压撬出站最后一道汇集管上的排污阀放散，此处兼为检测口1，另1人在塘厦门站进站手动球阀排污口放散，此处为检测口2，两处同时用氧气浓度分析仪进行氧含量检测，浓度低于1%时，连续检测3次，每次间隔5分钟，确认检测合格后，置换完成。

4.6 天然气置换氮气

氮气置换空气完成后，管道内为纯净氮气，为避免后续使用的天然气不纯，所以在管道恢复供气前要用天然气置换管道内氮气。

4.6.1置换准备

置换选在下游用气低峰时，置换用天然气供应由塘厦站内2组2000Nm³/h的气化撬向樟塘线次高压管路反供，以塘厦门站前预留口阀门为置换控制阀，以樟木头门次高压调压撬上排污阀、塘厦门站进站手动球阀排污口为放散口和检测口。

4.6.2置换时间

樟木头门站到塘厦门站需置换管路长约7200m，天然气注入管道管径为DN300，置换气体流速应不高于5m／s的速度，控制天然气最大流量为：

q=5×3.14×0.32/4 =0.35 m₃/s= 1271.7m₃/h

在允许的最大流量下，天然气流通待置换管道，置换所需最短时间Tmin如下：

Tmin=7200/5 =1440s

预计天然气流通管道2遍方可置换合格，所需时间T为：

T=2Tmin=2880s=0.8h

4.6.3天然气置换

打开置换控制阀，置换要以保障下游供气为前提，缓慢进行，控制好阀门开度。管道注入天然气的同时，以樟木头门站调压撬上出站最后一道汇集管上的排污阀、塘厦门站进站手动球阀排污口为放散口和检测口，放散并检测放散口处气体，连续检测3次，每次相隔5分钟，均测得甲烷浓度大于95%且取样点火成功时，天然气置换合格。

4.7 恢复供气

管道经过天然气置换合格后可以恢复供气，首先打开樟木头门站出站阀，依次打开施工期间关闭的次高压天然气输配干管上的控制阀门，恢复管网供气，逐渐关闭3组LNG应急撬装供气系统，切换供气时关注控制室内供气量数值，保证下游用户供气稳定,恢复管道供气。

5 结论

本文根据东莞新奥燃气有限公司樟木头门站-塘厦门站不合格项改造项目实际施工情况为基础，结合理论及实际数据分析，总结了次高压输配管道进行改造的方法及需要注意的事项，在次高压天然气输配管道施工改造方面积累了宝贵经验，可供行业内天然气输配管道改造施工借鉴参考并广泛推广。

参考文献

1、TSG D0001-2009 《压力管道安全技术监察规程》

2、CJJ33-2005 《城镇燃气输配工程施工及验收规范》

3、GB50026-2007 《工程测量规范》

作者简介：廖祥富，生于1986年，男，汉族，籍贯湖北省黄冈市罗田县，中级工程师（机械类），燃气运营技术及天然气装备研发，任职于东莞新奥燃气有限公司