陳俊文，趙伏銳，胡連鋒，胡益武，王 磊

（中國石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司西南分公司，四川 成都 610041）

液化石油氣管道極端壓力工況探討

陳俊文，趙伏銳，胡連鋒，胡益武，王 磊

（中國石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司西南分公司，四川 成都 610041）

目前，液化石油氣生產(chǎn)與利用不斷增長，其管道輸送技術(shù)大力發(fā)展。管道系統(tǒng)的安全性與系統(tǒng)壓力密切相關(guān)。液化石油氣管道受介質(zhì)物理特性影響，與常規(guī)原油、成品油液相管道在極端壓力工況選擇中存在特殊點(diǎn)。以液化石油氣管道的極端壓力為研究對(duì)象，結(jié)合鋼制管道強(qiáng)度理論，剖析了壓力對(duì)液化石油氣管道影響的根源，基于常規(guī)液相管道極端工況探討思路，分析了液化石油氣管道在各種壓力工況下的安全性與可靠性，根據(jù)液化石油氣特殊輸送工藝，研究并證實(shí)了液化石油氣極強(qiáng)的熱膨脹性對(duì)管道的極端影響。研究成果表明，液化石油氣管道在清管、再啟動(dòng)下的系統(tǒng)壓力與運(yùn)行狀態(tài)幾乎一致，水擊工況下壓力有所提升，特殊的停輸升溫工況將壓力激增，應(yīng)采取對(duì)策。研究成果可為相關(guān)學(xué)者和工程人員提供參考與借鑒。

液化石油氣；極端壓力；管道；熱膨脹性

近年來，隨著石油開采和石油化工行業(yè)的快速發(fā)展，液化石油氣由于熱值高、組分純凈等特點(diǎn)，其生產(chǎn)和利用日益得到提高。目前，液化石油氣輸送中已成熟利用鐵路、公路和水路等交通方式，同時(shí)，液化石油氣管道輸送經(jīng)大量的經(jīng)濟(jì)論證和科學(xué)研究，也得到大力發(fā)展[1,2]。由于液化石油氣的密度在液相比水輕，在氣相比空氣重，且具有極強(qiáng)揮發(fā)性，一旦發(fā)生管道泄漏，必然發(fā)生液相氣化、氣體聚集，極易引發(fā)重大事故。據(jù)報(bào)道[3]，1998年3月5日西安市煤氣公司液化氣泄漏爆炸事故造成7名消防官兵和4名職工死亡、11名消防官兵和20名職工受傷的特大危害；2000年10月28日，某市住宅樓發(fā)生液化氣管道泄漏，進(jìn)而發(fā)生爆炸，導(dǎo)致了10人死亡，11人受傷，6戶房屋嚴(yán)重?fù)p毀的特大爆炸事故；民用液化氣儲(chǔ)罐爆炸導(dǎo)致的事故更是不勝枚舉。可見，液化石油氣雖清潔高效，但具有較大的危險(xiǎn)性。目前，液化石油氣管道輸送技術(shù)得到了一定的成果，但仍處于發(fā)展階段，尤其是相比普通液相輸送介質(zhì)（原油、成品油），液化石油氣較為活潑的物理特性需要在安全方面予以更多關(guān)注。因此，有必要充分考慮液化石油氣輸送過程中各種工況下管道的可靠性，以求進(jìn)一步推動(dòng)液化石油氣管道輸送技術(shù)的發(fā)展。

因此，本文選擇液化石油氣管道的極端壓力為研究對(duì)象，結(jié)合鋼制管道強(qiáng)度理論，闡述極端操作壓力對(duì)液化石油氣管道影響的根源，分析液化石油氣管道在各種極端壓力工況下的安全性與可靠性，重點(diǎn)研究液化石油氣較強(qiáng)的熱膨脹性對(duì)管道的影響，以便相關(guān)學(xué)者和工程人員參考和借鑒。

1 液化石油氣管道強(qiáng)度與壓力的關(guān)系

液化石油氣管道輸送系統(tǒng)（如圖1）主要包括起點(diǎn)儲(chǔ)罐、首站泵系統(tǒng)、管道、中間泵站（若有）和末點(diǎn)儲(chǔ)罐等設(shè)施。

圖1 液化石油氣管道輸送系統(tǒng)典型流程Fig.1 Typical process of LPG pipeline tranportation

泵站提供流體滿足末點(diǎn)進(jìn)站壓力下的沿線所需摩阻損失和高程差損失，同時(shí)保證管道最低點(diǎn)壓力大于對(duì)應(yīng)溫度下飽和蒸氣壓。因此，液化石油氣管道必須保證能夠承受設(shè)計(jì)輸量下（或考慮設(shè)計(jì)裕量）管道的最高穩(wěn)態(tài)運(yùn)行壓力，以確保管道連續(xù)、安全運(yùn)行。管道壁厚應(yīng)根據(jù)管道設(shè)計(jì)壓力、管道外徑和管道許用應(yīng)力計(jì)算，參見式（1）[4]。

式中：δ—管道壁厚，mm；

P—設(shè)計(jì)內(nèi)壓力，MPa；

D—管道外徑，mm；

[σ]—管道許用應(yīng)力，為材料最小屈服強(qiáng)度、溫度折減系數(shù)和焊縫折減系數(shù)乘積，MPa。

埋地鋼制管道強(qiáng)度（應(yīng)力水平）評(píng)價(jià)主要與管道材質(zhì)、壁厚、操作壓力和各狀態(tài)溫度相關(guān)，依據(jù)最大剪應(yīng)力破壞理論計(jì)算計(jì)算當(dāng)量應(yīng)力，并將計(jì)算結(jié)果與90%材料最低屈服強(qiáng)度比較后，可評(píng)估其性能水平[4]。

式中：σe—當(dāng)量應(yīng)力，MPa；

α —線膨脹因數(shù)，mm/(mm·℃)；

υ —材料泊松比，取0.3；

E —管道彈性模量，MPa；

Po—操作內(nèi)壓力，MPa；

△t—溫差，操作溫度與安裝溫度的差，℃

其余符號(hào)同前式。

由此可見，設(shè)計(jì)內(nèi)壓力P取值較高時(shí)，在確定的管道外徑D和材質(zhì)[σ]下，管道壁厚δ相對(duì)較大，管道當(dāng)量應(yīng)力σe相對(duì)較小，表明管道更為可靠。然而，提高設(shè)計(jì)壓力引起的壁厚增大必然增加管道鋼材耗量，造成經(jīng)濟(jì)性降低。因此，必須合理選擇管道的設(shè)計(jì)壓力。目前，管道設(shè)計(jì)壓力一般基于穩(wěn)態(tài)操作下管道最高操作壓力確定，取10%左右富裕量。特殊情況下，操作內(nèi)壓力Po可能在某些工況下大于設(shè)計(jì)內(nèi)壓力P，但其極限值產(chǎn)生的當(dāng)量應(yīng)力不能超過90%管道最小屈服強(qiáng)度，例如試壓工況。同時(shí)，輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范要求應(yīng)根據(jù)管道生命周期內(nèi)可能出現(xiàn)的極端應(yīng)力，考慮合適的安全控制措施，保證偶然工況產(chǎn)生的最大瞬時(shí)壓力不超過管道設(shè)計(jì)內(nèi)壓力的1.1倍。.

因此，當(dāng)設(shè)計(jì)壓力確定后，不排除操作壓力（尤其是特殊工況壓力）超過設(shè)計(jì)壓力的情況，因此為保證管道強(qiáng)度可靠性，需要充分考慮、識(shí)別各極端操作壓力，以便采取進(jìn)一步輔助保護(hù)措施；否則一旦極端壓力過大，可能引起管道應(yīng)力超過最低屈服強(qiáng)度，甚至造成管道破損。由此可見，較為完善地識(shí)別液化石油氣極端壓力工況是采取安全保護(hù)的前提，具有較大的工程意義。

2 液相管道常見壓力工況討論

根據(jù)最高穩(wěn)態(tài)操作壓力確定管道設(shè)計(jì)壓力，并選取鋼管壁厚后，其強(qiáng)度穩(wěn)定性及安全控制方法設(shè)置就與各種實(shí)際工況壓力相關(guān)。因此，需深入分析預(yù)測液化石油氣管道在運(yùn)行中可能出現(xiàn)的各種壓力工況，并根據(jù)液化石油氣特性，判斷最極端壓力，以對(duì)下一步預(yù)防與控制措施進(jìn)行研究，保證管道安全運(yùn)行。

2.1 清管工況

液化石油氣管道的清管壓力是指為清管過程中，為推動(dòng)清管球和下游液柱、并克服管道對(duì)清管球運(yùn)行的摩擦阻力，清管球前所需的最小推動(dòng)壓力[5]。與氣液混輸不同，液相管道清管壓力與正常操作下變化極小，主要是由于清管前和清管中管道內(nèi)均為液相滿流，上游提供的動(dòng)力均作用于推動(dòng)下游液相；氣液混輸則不同，清管前主要通過上游壓力推動(dòng)下游氣相（夾帶液相）流動(dòng)，清管時(shí)則需上游提供壓力，供清管球后的氣相和管道中沉積的液相流動(dòng)。因此，一般情況下，氣液混輸管道在清管時(shí)，上游壓力會(huì)有明顯的升高。

某液化氣管道起點(diǎn)壓力在清管前后的壓力模擬值如圖 2，可見液化石油氣管道的清管壓力與操作壓力幾乎一致，故清管壓力不能導(dǎo)致管道強(qiáng)度狀態(tài)發(fā)生較大變化，屬于較安全工況。

2.2 再啟動(dòng)工況

熱油主要是指需要加熱以降低粘度的原油，其粘度隨溫度變化較大，且含蠟量普遍較高。熱油管道運(yùn)行過程中，停輸是不可避免的生產(chǎn)過程，但停輸再啟動(dòng)失敗導(dǎo)致凝管的后果非常嚴(yán)重[6]。熱油管道停輸后，管內(nèi)油溫隨停輸時(shí)間的延長而不斷下降，油品流動(dòng)特性變壞，且可能結(jié)蠟。當(dāng)管內(nèi)油溫降到一定程度就會(huì)使啟動(dòng)過程發(fā)生困難。通常情況下，管道運(yùn)營單位對(duì)停輸時(shí)間、停輸溫度等條件具有嚴(yán)格控制措施，以保證再啟動(dòng)壓力不超過管道強(qiáng)度允許的最高壓力。

圖2 某液化石油氣管道清管過程中起點(diǎn)壓力變化圖Fig.2 Origin pressure change of LPG pipeline under pigging.

液化石油氣從組分上看，不含重質(zhì)組分和蠟組分，這表明停輸后，雖然溫度場發(fā)生變化，但管道內(nèi)介質(zhì)粘度不會(huì)發(fā)生數(shù)量級(jí)改變，故再啟動(dòng)時(shí)，上游僅需提供管內(nèi)介質(zhì)流動(dòng)所需的推力，此推力等效的壓力與正常輸送時(shí)差別較小。

由此可見，再啟動(dòng)工況下，液化石油氣管道的極端壓力與正常輸送壓力較為接近，可不考慮該工況下壓力急升并危害管道安全的可能。

2.3 水擊工況

水擊是由于管道在穩(wěn)定狀態(tài)下，系統(tǒng)部件（閥門、泵等）突然動(dòng)作，導(dǎo)致所輸介質(zhì)在管道截面壓力和速度急劇改變，并且受液體慣性和不可壓縮性作用而引起的管道壓力波（增壓波和減壓波）傳遞。瞬時(shí)關(guān)閉閥門或突然斷電停泵是管道發(fā)生水擊的主要原因[7]。

管道水擊總壓力可由水擊壓力和充裝壓力共同決定。根據(jù)相關(guān)研究成果，管道水擊壓力近似折算水頭的計(jì)算公式如下：

式中：△H—慣性水擊壓頭，m；

△V —流體的流速變化，m/s；

a —水擊波傳播速度，m/s；

g —重力加速度，m/s2。

由此可見，理論上，管道水擊壓力與流速差、水擊波傳播速度相關(guān)。對(duì)于液化石油氣管道，在考慮安全性和經(jīng)濟(jì)性后，推薦的流速為0.8～1.4 m/s，若考慮水擊波傳播速度為1000 m/s，則產(chǎn)生的最大水擊壓頭為142 m，考慮液化石油氣密度為500 kg/m3，則折合壓力約為 0.7 MPa。同時(shí)，如果考慮充裝壓力，LPG管道的水擊工況壓力稍有增長。

因此，對(duì)于液化石油氣管道，由于其推薦的最大流速較普通液相管道更低，故其產(chǎn)生的水擊壓力相對(duì)較小。故可認(rèn)為，液化石油氣管道的水擊壓力對(duì)管道具有一定限度影響，但應(yīng)予以評(píng)價(jià)并制定預(yù)防措施。

經(jīng)上述分析可知，在液相管道常見壓力工況中，液化石油氣管道在清管工況和再啟動(dòng)工況下的極端壓力水平均較為接近設(shè)計(jì)壓力，對(duì)管道系統(tǒng)影響可以忽略；水擊工況下極端壓力與流速相關(guān)，需采取相應(yīng)防治措施。

3 液化石油氣管道特殊壓力工況討論

在容器中儲(chǔ)存液化石油氣，相關(guān)規(guī)范明文規(guī)定必須在容器上部留出氣相空間，不能滿罐儲(chǔ)存[6]；但在液化石油氣管道輸送中，輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范要求管道中各點(diǎn)的最低壓力需大于對(duì)應(yīng)溫度下液化石油氣最低飽和蒸汽壓 0.5 MPa，這表示液化石油氣在管道中應(yīng)當(dāng)為滿流輸送。

從液化石油氣組成來看，主要為C3和C4；而原油中大部分為中質(zhì)和重質(zhì)烷烴。為更明了體現(xiàn)二者密度-溫度關(guān)系，以純C4和純C9為例，分別代表液化石油氣和原油，借助Alani-Kenned’s法[8]，計(jì)算2 MPa和不同溫度下二者對(duì)應(yīng)的密度值（如表1,2）：

表1 C4密度-溫度表（2 MPa）Table 1 Density and temperature table of C4（2 MPa）

表2 C9密度-溫度表（2 MPa）Table 2 Density and temperature table of C9（2 MPa）

由此可見，液化石油氣較原油而言，其密度受溫度變化的影響更大，這表示考慮溫度場以后的液化石油氣輸送系統(tǒng)，可能在某些特定工況下，發(fā)生由于溫度改變密度，造成體系壓力大幅變化的現(xiàn)象。

根據(jù)液化石油氣和原油輸送的系統(tǒng)特點(diǎn)可知，液化石油氣管道為保證輸送系統(tǒng)中系統(tǒng)壓力高于飽和蒸汽壓，一般趨于在起點(diǎn)儲(chǔ)罐中控制最高溫度，以減小介質(zhì)的飽和蒸汽壓；而原油管道為保證輸送效率，一般在起點(diǎn)儲(chǔ)罐和管道系統(tǒng)中控制最低溫度，以減小介質(zhì)的粘度。由此可見，對(duì)于冬季運(yùn)行的液化石油氣管道，其可能存在起點(diǎn)溫度較低（儲(chǔ)罐受大氣溫度影響），而輸送過程中逐漸升溫（地溫高于大氣溫度）的工況；而原油管道由于需要控制介質(zhì)粘度，幾乎不存在起點(diǎn)溫度低于地溫的工況。因此，結(jié)合前文所述C4為代表的液化石油氣密度-溫度規(guī)律，可認(rèn)為在極端工況下（起點(diǎn)大氣溫度低于地溫），液化石油氣管道一旦停輸，則管道內(nèi)介質(zhì)的溫度將升高，同時(shí)管內(nèi)為滿流狀態(tài)，液相儲(chǔ)存空間一定，因此必然需要增大壓力以壓縮受熱膨脹的液相，保證升溫前后體系摩爾體積一致，由此造成管道升壓。

為進(jìn)一步說明液化石油氣停輸后造成管道的升壓情況，利用經(jīng)典PR狀態(tài)方程進(jìn)行算例計(jì)算。假定液化石油氣為 C3和 C4混合物（各占摩爾分?jǐn)?shù)50%），停輸前平均溫度T1為-10 ℃，地溫為5 ℃，停輸時(shí)體系壓力P1為3 MPa，當(dāng)停留時(shí)間足夠長后，介質(zhì)溫度接近地溫，故可計(jì)算該升溫過程中，不同溫度點(diǎn)對(duì)應(yīng)的系統(tǒng)壓力（如表3）。

表3 不同溫度點(diǎn)下管道系統(tǒng)壓力Table 3 Pipeline Pressure under Different Temperature

由表可見，當(dāng)升溫接近地溫時(shí)（5 ℃），系統(tǒng)壓力P2為15 MPa，說明停輸后升溫15 ℃，系統(tǒng)壓力大幅增長4倍；結(jié)合前式可知，若不采取安全措施，此壓力對(duì)管道強(qiáng)度具有嚴(yán)重的破壞威脅。

因此，對(duì)于液化石油氣管道，由于其特殊的輸送工藝，需工程師和操作人員關(guān)注停輸升溫工況下，體系的壓力膨脹及制定對(duì)策；常規(guī)原油管道則罕見此種工況。

4 結(jié)論

本文以液相管道系統(tǒng)為基礎(chǔ)，根據(jù)鋼制管道強(qiáng)度理論，分析了壓力與管道強(qiáng)度的內(nèi)在關(guān)系，區(qū)分了設(shè)計(jì)壓力和極端操作壓力對(duì)管道強(qiáng)度的不同影響；根據(jù)液化石油氣特性，對(duì)比普通原油管道壓力工況，分析了液化石油氣管道在不同工況下的壓力變化趨勢，說明清管、再啟動(dòng)工況下，液化石油氣系統(tǒng)壓力變化較小，而水擊過程可能存在超過系統(tǒng)允許的水擊壓力；結(jié)合液化石油氣較普通原油更易膨脹的特點(diǎn)和特殊輸送工藝，證明了冬季工況下，液化石油氣輸送系統(tǒng)確實(shí)存在與普通液相管道不同的壓力激增工況，重點(diǎn)討論了此工況下，液化石油氣停輸并自然升溫后，系統(tǒng)壓力急劇增大的原因，并以經(jīng)典PR狀態(tài)方程進(jìn)行了算例驗(yàn)算。研究結(jié)果表明，液化石油氣管道設(shè)計(jì)時(shí)，除考慮一般液相管道涉及的壓力工況外，需重點(diǎn)關(guān)注管道停輸后系統(tǒng)壓力的變化，該壓力值極有可能遠(yuǎn)超體系設(shè)計(jì)壓力。若膨脹后壓力計(jì)算結(jié)果超過管道設(shè)計(jì)壓力，則需采取對(duì)應(yīng)措施，避免高壓對(duì)管道的破壞。

［1］ 王偉明. 新疆液化石油氣運(yùn)輸管理問題研究[D]. 陜西：西安石油大學(xué)，2012.

［2］ 畢瀠, 韓鋼, 劉德俊, 等. 液化石油氣管道優(yōu)化設(shè)計(jì)[J]. 當(dāng)代化工, 2015, 44(3)：612-614．

［3］ 李劉建, 劉寅杰, 李軍建. 液化石油氣管道泄漏事故分析及安全防范對(duì)策[J]. 石油化工安全環(huán)保技術(shù), 2009, 25(4)：49-50.

［4］ GB50253-2014 輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范[S]. 北京：中國計(jì)劃出版社，2014.

［5］ 劉宏波, 吳明, 周立峰. 輸油管線中清管器運(yùn)行規(guī)律研究[J]. 天然氣與石油, 2006, 24(1): 17-19.

［6］ 蔣新國, 劉愛虢, 丁啟敏. 熱油管道停輸再啟動(dòng)過程[J]. 天然氣與石油, 2005, 23(2): 25-27．

［7］ E. Menon. Liquid Pipeline Hydraulics [M]. New York : Marcel Dekker, Inc, 2004: 201-210.

［8］ Tarek Ahmed. Equations of State and PVT Analysis: Applications for Improved Reservoir Modeling [M]. Houston: Gulf Publishing Company, 2007: 191-193.

Discussion on the Extreme Pressure of LPG Transportation Pipeline

CHEN Jun-wen，ZHAO Fu-rui，HU Lian-feng，HU Yi-wu，WANG Lei
（China Petroleum Engineering Co.，Ltd. Southwest Company, Sichuan Chengdu 610041，China）

Presently, the production and usage of Liquefied Petroleum Gas (LPG) is growing, and the LPG transportation technology is developed greatly. The safety of pipeline system is closely related to the system pressure. There are some special points for extreme pressure in LPG pipeline system comparing with the common crude oil or product oil pipeline, because of the LPG physical property. Taking the extreme pressure in LPG pipeline as research object, the origin of impact of pressure on LPG pipeline is discussed basing on the steel pipeline strength theory, the safety and reliability of LPG pipeline is analysed under the common liquid pipeline extreme operation condition. The extreme influence of thermal expansion on pipeline from LPG is deeply studied and confirmed, according to the special working condition in LPG pipeline. The study results show that the extreme system pressure of LPG pipeline under pigging and re-start condition is almost same to that under normal operation condition, and the extreme pressure will be increased under surge condition, and then, the system pressure will rise greatly when pipeline shutdown and warming up, which must be considered for solution. The study result will provide reference for relative scholar and engineer.

LPG; Extreme pressure; Pipeline, Thermal expansion

TE 832

A

1671-0460（2016）11-2605-04

2016-04-11

陳俊文（1987-），男，四川省成都市人，工程師，碩士，2012年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣儲(chǔ)運(yùn)工程專業(yè)，研究方向：從事油氣田地面工程設(shè)計(jì)與工藝模擬等工作。E-m ail：chenjunw_sw@cnpc.com.cn。