LNG站场外输管线设计标准规范差异性分析

贾保印

(中国寰球工程有限公司北京分公司，北京 100012)

天然气发展“十三五”规划明确了“十三五”期间的供气目标，《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》中要求加快形成与国内消费需求相适应的储气能力及完善的调峰应急机制，推进天然气产供储销体系建设[1]。与储气库和气田调峰相比，液化天然气(LNG)接收站具有快速、灵活等特点，利用LNG接收站进行调峰，不但可满足较大的瞬时调峰量，而且运行成本较低[2-3]，预计到2035年，中国LNG站场将增加至约40座。LNG站场是具有天然气净化及液化、液化天然气储存及装运、液化天然气接卸及再气化功能的站场，如基荷型天然气液化工厂、调峰型液化工厂、液化天然气接收站、液化天然气中转站、液化天然气储配站、液化天然气气化站等。

LNG站场中天然气外输需借助天然气外输管线，而天然气外输管线通常分为LNG站场内天然气外输管线(站内管线，下同)和站外天然气外输管线(站外管线，下同)，站内管线包含LNG气化器出口至站场界区内的管线；站外管线包含界区至用户、首站或分输站管线。站内管线和站外管线因承包商的不同，分别由上游LNG站场工程承包商(接收站承包商，下同)和管道工程承包商(管道承包商，下同)负责，接收站承包商和管道承包商设计标准、设计理念、工艺方案等均存在较大的差异，但随着现阶段定量分析工具、站场设计一体化的推进，双方在天然气外输管线、首站设计的差异越来越引起设计人员、安全审查人员、政府主管部门以及建设单位的关注和重视。

基于上述情况，笔者介绍了LNG站场外输管线的主要流程及设计原理，分析了产生上述差异的原因和规范依据，并结合站内和站外管线的设计规范和习惯，推荐出适合LNG站场外输管线的设计原则和方法，并给出确定安全保护系统设定值的取值依据和重点关注点。

1 现有设计的现状和主要问题

为了便于描述和分析现有工艺流程及原理，以某LNG站场示例项目的实际运行工艺参数为例，天然气组成和工艺参数分别见表1和表2。

1.1 天然气外输典型工艺流程

来自LNG站场的天然气经站内管线和站外管线进行天然气外输，站内管线设置有压力变送器、紧急切断阀等，设计温度、设计压力和设计流量见图1。该流程在LNG站场配置中应用最广。

表1 天然气组成和工艺参数

表2 天然气输送管线的主要工艺操作参数

图1 天然气外输典型工艺流程示意

由图1可见：当压力变送器探测压力高高(PAHH)信号后，联锁信号进入安全仪表系统(SIS系统)联锁，关闭紧急切断阀，避免下游站外管线超压甚至损坏；站外管线设置有首站，首站具有计量、清管等功能。站内管线的设计压力同LNG站场内相同，站外管线首站设计参数同长输管线相同，站内和站外管线设计压力分别为15，10 MPa，差异较大。

1.2 现有设计存在的问题

根据GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》要求，站外管线的阀室与接收站的距离根据不同等级地区推荐上限值来确定，即若该地为四级地区、三级地区、二级地区、一级地区，1#阀室与接收站的距离应分别为8，16，24，32 km。当1#阀室切断阀发生误关断，若LNG站场仍持续按照已有设定流量值进行天然气外输，会导致1#阀室上游天然气管线压力迅速升高。此外，通常情况下LNG站场的首站设置有切断阀或开关阀，正常操作过程中上述阀门存在误操作关闭或失电失气关闭的工况，一旦首站中阀门关闭，LNG站场外输通道将会被切断，而LNG站场的天然气还在不断地外输，直至站内管线上的压力变送器触发设定值，联锁关闭站内管线的紧急切断阀，但由于站内关管线尺寸较大，紧急切断阀的关闭时间较长，通常为30～40 s，在紧急切断阀的关闭期间，会造成站外管线尤其是首站系统的超压，因此需要特别关注站内管线上的压力变送器联锁设定值，但目前仍无法完全解决站外管线的超压问题，甚至会发生火灾，影响装置的安全。由此可见，采用调整站内管线上压力高高联锁设定值的方法不能从根本上解决站外管线超压的问题。

2 原因分析及解决措施

2.1 原因分析

通常情况下，国内LNG站场的站内管线和站外管线分别有接收站承包商和管道承包商分别实施，其设计原则和安全性评估均符合各自行业的设计规范和行业规定。LNG站场站内管线按照LNG站场的设计规范进行实施；站外管线按照长输管线的设计规范进行实施。双方负责各自工作范围内的设计，除了界面沟通外，对LNG站场、站外管线的设计缺乏有效的沟通，极少从LNG站场、天然气外输管线等总体统筹考虑。但随着现阶段定量分析工具、站场设计一体化的推进，双方在天然气外输管线、首站设计的差异越来越引起设计人员、安全审查人员、政府主管部门以及建设单位的关注。

导致上述现象的最终原因是站内管线和站外管线设计压力选取的标准不同，站内管线设计压力的标准是根据高压泵出口的最大关闭压力设定的，示例工程项目中站内管线设计压力为15 MPa，上述规范的设计原则同传统化工、炼油工业、精细化工等行业的设计原则相同，被国内主要工程公司和行业规范所认可。站外管线设计压力的标准则是根据GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》，按照最大操作压力或所连接管网设计压力来确定，示例工程项目中站外管线设计压力为10 MPa，与站内管线设计压力相差5 MPa。当站内管线和站外管线连接时就会出现设计压力不一致的现象，也存在安全风险隐患。

2.2 解决措施

2.2.1 采用安全阀或爆破片

解决上述问题的关键是避免站内管线和站外管线系统的超压。安全阀或爆破片通常作为最后一级安全保护措施，通过将超压介质泄放至安全区域或火炬系统以避免因超压而产生的潜在安全危害，但针对处理量极大的可燃、易燃的工艺系统，采用安全阀作为安全保护措施的经济性、安全性和可操作性较差，此类系统主要有[4-5]：①上下游管线系统的设计压力差别较大的系统。正常情况下可通过压力控制阀减压，但下游堵塞时会导致下游低压系统超压，通常泄放量按照全流量考虑，该系统的安全阀数量较多，运维期间的成本较高。②具有毒性的系统。如苯、甲苯等作为介质，采用安全阀处理超压工况，无法满足环保要求。③已有项目的改扩建阶段。已有的安全阀等设施不足以应对新增大量烃类物流泄放，增设新的安全阀又难以实现，因此不适宜选用安全阀。④排放量极大的系统。该系统整个火炬系统的投资较大。

2.2.2 采用高完整性压力保护系统

高完整性压力保护系统(high integrity pressure protection system，HIPPS) 已广泛应用在石油化工、油气储运、海洋平台领域。IEC61508标准《电气/电子/可编程电子安全系统的功能安全》将HIPPS定义为高完整性压力保护系统，是一种基于安全仪表保护的独立的控制系统，通常用于安全等级要求较高的工艺设施[6]。该技术一方面降低了被保护对象的设计压力，另一方面还可以作为主动防御安全设施，已被国内外研究机构和工程公司大量应用[7-16]。

HIPPS的主要优点是可靠性较大和成本较低，可使泄压装置的尺寸更小或数量更少。HIPPS设计可以通过使用低危险故障率的元件，或通过引入额外的仪表来监控HIPPS，并对其进行定期检测，以实现故障保护，进而达到具有比机械泄压装置更高的可用性和可靠性。因此，HIPPS可以作为一种降低风险的措施，用于特别高风险的工艺单元(如含剧毒物质)。在某些情况下，HIPPS可以与减压装置协同使用以达到较高的保护水平，HIPPS系统的应用也得到了管理部门的认可。TSG D0001—2009《压力管道安全技术监察规程》中规定：高完整性压力保护系统完全符合监察规程的要求，可作为替代安全泄放装置的保护措施，既节省了投资，又保证了阀门可靠的关断。采用HIPPS可替代安全阀，保证装置的安全，满足规范的设置要求。

采用HIPPS系统的LNG站场站内管线的工艺流程见图2。

由图2可见：来自LNG站场的天然气经站内管线和站外管线进行天然气外输，站内管线设置有HIPPS系统，HIPPS系统由3个SIL3的压力变送器、控制器及2个SIL3的紧急切断阀等组成。当压力变送器检测到压力高高(PAHH)信号后，HIPPS系统自动触发联锁在3～5 s关闭紧急切断阀，避免下游站外管线超压甚至损坏。站内管线的设计压力为15 MPa，同LNG站场内相同，站外管线首站设计参数同长输管线相同，为10 MPa。

2.2.3 采用安全切断阀

根据GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》要求，当压力控制系统出现故障危及下游供气设施安全时，应设置可靠的压力安全装置，即安全切断阀。正常运行时，安全切断阀的设定值高于监控调压阀和压力调节阀的设定值，处于全开状态。当测量值大于安全切断阀的设定值时，及时切断供气管路并发出报警信号，以保证下游设施的安全。安全切断阀关闭后，应在人工现场确认关闭原因后才能将其开启，安全切断阀为自力式并独立设置，以保证在任何情况下避免监控调压阀与安全切断阀之间的相互影响[17-21]。将安全切断阀系统应用于LNG站场站外管线，工艺流程见图3。

图3 采用安全切断阀系统的天然气外输工艺流程示意

由图3可见：来自LNG站场的天然气经站内管线和站外管线进行天然气外输，站内管线设置有压力变送器、紧急切断阀等。当压力变送器检测到压力高高(PAHH)信号后，联锁信号进入安全仪表系统(SIS系统)联锁，关闭紧急切断阀，避免下游站外管线超压甚至损坏。站外管线设置有安全切断阀、监控调压阀、压力调节阀等，站内管线的设计压力同LNG站场内相同，站外管线压力调节阀前设计压力同LNG站场、站内管线相同，压力调节阀后设计压力同长输管线设计压力相同。

2.2.4 工艺方案适用性和安全性分析

采用安全阀或爆破片的局限性及投资均较大，潜在危害风险较高，不适合高压、大流量管线系统。采用HIPPS系统符合石油化工、炼油及LNG行业的设计规定，也符合AP1521—2014《Pressurerelieving and Depressuring Systems》和 TSG D0001—2009《压力管道安全技术监察规程》的要求，能够实现站内管线和站外管线的安全。采用安全切断阀、监控调压器对下游管线进行压力保护，符合GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》的要求，能够实现站内管线和站外管线的安全。后2种工艺设计均能维持下游工艺管线系统的安全性和稳定性，但由于规范体系不同，压力管道的许可级别及监管法规也存在差异，在实际工程实践中，应结合项目实际定位、工程投资以及设计范围等进行方案比选后确定最优化工艺流程。

采用HIPPS系统及安全切断阀、监控调压器等措施在实际应用中会受到HIPPS系统和安全切断阀的联锁触发值、阀门关闭时间等因素的影响，其设定值和关闭时间应根据工艺系统运行特点、工艺管道几何容积的不同进行设定。因此，针对具体系统可以采用动态模拟[22-28]工具进行定量分析，合理地设定值触发点和阀门关闭时间，保证HIPPS系统和安全切断阀能够稳定实现其保护功能。

3 结论

分析了现有天然气外输工艺流程中存在的问题，优选出适合LNG站场外输管线的设计原则和方法，并给出确定安全保护系统设定值的取值和关闭时间的定量方法，得到以下结论。

1)现有工艺流程中首站或分输站阀门失效关闭会导致站外管线的超压，通过调整站内管线上压力高高联锁设定值的方法可靠性较差，无法解决站外管线超压的问题。现有体系存在风险的原因主要是站内管线和站外管线设计压力选取原则及参照规范不同。

2)从经济性角度分析，安全阀上并不完全适用于石油化工领域的超压工况。采用HIPPS系统和安全切断阀能够保证站内管线和站外管线的安全性和稳定性，应结合项目实际定位、工程投资以及设计范围等因素进行综合比选，以确定最优化工艺流程。

3)HIPPS系统和安全切断阀的联锁触发值、阀门关闭时间等因素会影响整个系统的安全性，推荐采用动态模拟技术进行定量分析，合理地设定值触发点和阀门关闭时间，保证HIPPS系统和安全切断阀能够稳定实现其保护功能。