潮州市北部片區古巷鎮燃氣氣源供應設計與控制

蘇 起，江 明

(中國市政工程西南設計研究總院有限公司，成都 610081)

0 引 言

基于潮州市“十三五”能源發展規劃，潮州市將大力推廣新能源開發利用規劃，以提高能效，按照“結構調整、節能降耗、能源安全”的原則，確保能源安全，促進能源可持續利用和發展；能源已成為促進地方經濟可持續發展和城市改造完善的重要目標[1-2]。包括在燃氣市場管理過程中，為了加強和規范城市燃氣設施的建設和運營管理，規范燃氣市場秩序，保障燃氣供應安全，潮州在全市范圍內啟動了城市燃氣發展的綜合改革[3-4]。按照“全市一網、多渠道氣源互補、同網同質同價”的原則，通過特許經營方式選擇有實力的投資主體，加快全市燃氣管道“一張網”建設。其中，潮州市天然氣高壓管道作為潮州“一張網”高壓管網的一部分，承擔著向潮州中壓管網供氣的任務。主要氣源來自于中石油閩粵支干線，中海油粵東LNG項目外輸管道也將作為潮州高壓天然氣管道遠期的備用、補充氣源。基于以上項目本文對潮州市北部片區古巷鎮燃氣氣源供應設計與控制方案進行了分析全面分析。

1 項目概述

潮州高壓天然氣管道古巷支線古巷分輸站接氣主要包含潮安干線、古巷支線、鐵鋪支線；古巷支線設計管徑D610 mm，設計壓力為6.3 MPa，粵閩支線是潮州市主要的高壓天然氣供應源，年供氣量約占輸氣總量的60%。中海油粵東LNG來氣為輔助氣源。

(1)閩粵支干線

西三線閩粵支干線起于廣州增城末站，止于漳州分輸清管站，長569 km。中部設潮州分輸站、揭陽分輸清管站、河源分輸清管站，為沿線潮州、揭陽、梅州、河源供氣。全線設計輸量50.6×108m3/a，設計壓力10 MPa，管徑813 mm。該管道目前處于建設中。閩粵支干線通過潮州分輸站為潮州片區目標市場供氣。根據閩粵支干線氣源指標安排，潮州分輸站2026年供氣量為19.2×108Nm3/a。

(2)中海油粵東LNG

中海油粵東LNG項目包括：LNG接收站、LNG接收站、配套管道工程等。LNG接收站項目分為一期和二期，其中：一期建設規模為200萬噸/年；二期工程建設規模為400萬t/年。粵東LNG接收站配套的輸氣管道工程分兩期建設，一期干線起點為揭陽市惠來縣LNG接收站，終點為蓮花。供氣范圍為汕頭市、潮州市、揭陽市，設計輸氣量28.7×108Nm3/A，設計壓力9.2 MPa，沿線設8座站場和6座閥室。干線長132 km，管徑DN900；支線長38 km，直徑DN300。二期干線西至海豐，東至饒平。天然氣供應范圍增加至惠來縣、饒平縣和汕尾市，長度為144 km。

根據上游管線設計內容，中海油粵東LNG外輸管道可通過浮洋分輸站向潮州高壓天然氣管道供氣，該管道投產后可向潮州高壓天然氣管道供氣15.5×108Nm3/a，若需求增加，可增加供氣量。粵東LNG作為潮州市的主要備用、補充氣源。粵東LNG外輸管線工程的氣源為粵東LNG接收站，粵東LNG接收站選用典型天然氣組成，其規格及性質分別見表1。

表1 天然氣組成及物理性質參數

2 輸配系統設計

2.1 輸配系統

輸配系統框圖如1所示。該工程自古巷分輸站圍墻外2米為設計起點，管線敷設至港華氣化站外預留支管閥門，遠期為其他用戶供氣，港華氣化站內過濾、調壓、計量，壓力調為中壓0.4 MPa，交接調壓計量撬位于港華氣化站內，計量后接入港華燃氣中壓管網，調壓計量撬位于港華氣化站內。

圖1 輸配系統框圖

2.2 管網布置及走向

(1)管道走向

該工程次高壓管道自古巷分輸站圍墻外2 m起至港華氣化站止，因受地形條件限制，氣源點和用氣點之間主要為村鎮，管線無法直線連接，天然氣次高壓管道必須繞行或者非開挖穿越。次高壓管道由古巷分輸站圍墻外2 m接出，往南敷設至雙門坑處轉向東敷設，穿越水庫下游排水渠，沿水美村北側丘陵敷設，穿越甬莞高速，沿東崗村東側往南敷設，局部穿越池塘后至終點港華氣化站。供氣管道設計壓力1.6 MPa，設計管徑DN600，線路總長度6.5 km。線路無截斷閥室，線路終點處預留DN300支管閥門。

(2)管道線路方案比選

根據現場實際情況，存在2個方案進行比選。

方案1

工程自古巷分輸站開始，往南敷設至雙門坑處轉向東敷設，穿越水庫下游排水渠， 沿水美村北側丘陵敷設，穿越甬莞高速，沿東崗村東側往南敷設，局部穿越池塘后至 終點港華儲配站。該方案沿線經過農耕用地和林地，沿線無征拆，條件較好，但線路較長。

方案2

工程自古巷分輸站開始，往南沿山地敷設至網地村西南側，局部經過村莊，往東 穿越甬莞高速，沿古水路東側往南敷設，局部穿越池塘后至終點港華儲配站。該方案線路較短，網地村北側段主要為丘陵及林地，地勢起伏大，途經網地村， 管線臨近住宅區，局部沿村道敷設，網地村南側處經過農耕用地；同時沿古水路并行 敷設約1.5 km，古水路僅雙向2車道，兩側多為建構筑物、輸電線、電桿等，該方案安 全間距要求高，管材選取等級高，施工難度大，后期運營維護不變[5]。

通過對兩個方案路由描述，分別對兩個方案主要工程量和主要優缺點進行對比見表2,表3。

表2 主要工程量對比表

表3 優缺點對比表

綜上所述：相較于方案二，方案一的天然氣次高壓管道所經路段管道建設條件良好，多為農田、林地，避開了城市建成區，施工難度相對較低，適合進行天然氣高壓管道的敷設施工[6]。安全風險低，方案報批報建相較簡單。因此，故工程最終管道線路方案為方案1。

2.3 管徑的選擇

根據可行性研究報告的相關管徑比選及計算，內容如下：

(1)該項目供氣管道承擔給下游用戶輸氣功能，不承擔調峰功能，小時調峰由上游輸氣管道承擔。故連接線管道管徑的選擇只需滿足17.3×104Nm3/h的輸氣規模。

(2)該項目自古巷分輸站的接氣壓力為1.6 MPa，管道終點最低壓力按不小于0.5 MPa計算。

(3)該項目支線管道根據設計壓力、供氣能力以及末點分輸壓力要求，選取DN400、DN500、DN600和DN700四種管徑和設計壓力組合進行方案比選如4所示。

表4 管道管徑方案比選

根據計算結果，方案一不可行，方案二、方案三、方案四均可滿足下游輸氣量：

(1)管線投資費用方面，管徑DN500投資最低。

(2)考慮周邊規劃工業用地的發展，管徑DN500難以滿足遠期用戶需求，管徑DN600、DN700均可滿足。

綜合考慮管線運行功能及投資費用等，該項目管徑推薦采用D610x7.1的管道，局部經過村莊及穿越池塘段選用D610x9.5。

2.4 管道敷設

(1)一般地段管道敷設

管道埋深的一般要求為：管頂埋深大于1.2 m，人口密集地區的管道埋深應充分加深。如果由于土壤、地上建筑物等因素的變化，管道任何部分的管頂埋深不符合設計要求，施工單位應采取有效的保護措施，確保管道的安全。

當管道水平角或垂直角較小(一般約1～3)時，設計時應優先采用彈性敷設。管道彈性敷設的曲率半徑必須滿足自重產生的最小曲率半徑和管道阻力條件下達到的最小曲率半徑的要求，同時必須大于1000D。不得采用彈性敷設，管道的方向必須在平面和垂直方向上同時改變。當無法滿足彈性鋪設時，首選冷彎彎管，曲率半徑r=40d，冷彎彎管上限為12。當不能滿足冷彎彎管時，應使用熱彎管，熱彎管的曲率半徑為r=5D。

(2)特殊地段的管道敷設

①毗鄰村莊和城鎮。選擇管道路線時，盡量避開建筑密集的村莊。管道與建筑物之間的凈距離不應小于13.5 m，并考慮村莊開發用地的空間要求。當管道與建筑物的距離不滿足要求時，可采取增加管道壁厚、改善外部腐蝕程度、增加管道埋深等安全措施。這些路段的管道和信號桿的警告信號的布置必須加密，以防止新設計損壞已鋪設的管道。

②穿過山區和丘陵地區。山區地形復雜，地形較松散，部分山丘坡度較陡。雨季易發生沖溝崩塌，是典型的易崩塌地勢。因此，當管道通過此類路段時，必須設置擋土墻、護坡等結構來保護管道；在管道的上下游段，采取了墻體、草截流帶等水土保持措施，減少雨水對表土的侵蝕。

③靠近高壓輸電線的部分。如果管道局部靠近或平行于高壓線，應采取排水保護措施，以滿足《城市燃氣管道設計規范》(GB50028-2006)和《鋼制管道外腐蝕控制規范》(GB/T 21447-2017)中規定的管道與架空輸電線和交流接地體之間的最小距離，以確保管道的安全。

④經過經濟作物區段。管道通過經濟作物種植區時，為了減少管道施工對經濟作物造成的損害，施工作業區的寬度應盡量縮小。管道應采用溝下組焊方式，并采取臨時經濟林木樹移植措施，以降低補償成本。

3 自控水平及控制方案

3.1 自動控制水平

根據項目規劃和生產管理的要求，港華北片LNG氣化站調壓計量站建設為長期無人值守站。本站設置無人值守站場信號監控系統，并設置遠程通信裝置，將信號傳輸至浮洋分輸站。以調壓計量橇信號防爆箱為界，其自動控制系統包括：信號接入與采集、邏輯操作與控制、遠程通信、遠程監控等[7]。

該系統是微電子技術、軟件技術、數字網絡通信技術和智能控制器相結合的智能控制系統。以潮州控制中心-浮洋分輸站為區域監控中心，通過遠程通信網絡對遠程車站進行監控，實現無人值守站的自動檢測、控制、報警和連鎖保護功能，確保生產安全高效運行，為生產運行、運輸和應急救援提供輔助決策支持[8]。

3.2 自動控制系統方案

燃氣場站監控方案應滿足工藝控制、生產管理、安全運行等要求，并應采用故障安全型設計。本工程主要監控方案如下：

(1)控制系統組成、分級控制模式、通信接口要求

浮洋分輸站區域監控中心、港華調壓計量橇自動控制系統、遠程通信網絡等組成。監控中心擁有最高的監管權限，系統支持手動和自動操作模式。一般情況下，系統處于自動運行狀態，在緊急停機、維護和調試等特殊情況下手動運行。在手動狀態下，本地操作擁有最高的操作權限，在自動/遠程控制狀態下，浮洋分輸站區域監監測中心擁有最高的操作權限。港華調壓計量橇自動控制系統通過公用通信網絡與監控中心連接，采用熱備冗余通信方式。其中，主通信：以太網RJ45/MODBUS TCP通信接口，備用通信：RS-232/MODBUS RTU通信接口。

(2)控制方案

自動控制系統方案應滿足工藝控制、生產管理、安全運行等要求，并應采用故障安全型設計。主要監控方案如下：

①進站天然氣溫度、壓力監測，壓力超限高報警、超高高限連鎖關閉進站電動閥；

②進站天然氣計量，帶溫度、壓力補償，計量系統由設備廠商成套提供，包括流量計、流量計算機控制柜等，與自動控制系統接口為標準RS-485/MODBUS通信接口；

③過濾器超壓報警，同時檢測集液包液位數據；

④檢測調壓器閥位及狀態信號，緊急切斷閥狀態信號；

⑤出站天然氣溫度、壓力監測，壓力超限高報警、超高高限連鎖關閉進站電動閥；當檢測到出站壓力下降速率超出設定值時，經確認，緊急切斷出站電動閥；

⑥根據天然氣流量信號，自動控制加臭系統輸出，同時檢測加臭系統運行狀態；

⑦當報警濃度應取爆炸下限的20%，在現場和監控室進行聲光報警。當達到爆炸下限40%時進行高高報警，并觸發連鎖控制。

⑧由于本工程調壓計量橇分別安裝于用戶站內，場站安全儀表系統設置應根據場站統一要求設計，滿足《油氣田及管道工程計算機控制系統設計規范》GB_T 50823-2013安全儀表系統及緊急停車系統設計要求。如無相關要求，則應按如下設置：

本工程過程控制和儀表安全系統共用PLC控制器，分輸站按不低于SIL2要求選型，系統的安全等級認證要求按不低于SIL2進行設計。用戶站不低于SIL1要求選型和SIL1的系統的安全等級認證要求進行設計。PLC系統和ESD系統共用機柜，其中儀表安全系統的模塊獨立設置。ESD 系統完成站場的緊急停車，同時接受調控中心下達的ESD命令。緊急停車(ESD)系統是保證管道及沿線站場安全的邏輯控制系統。ESD系統命令優先于任何操作方式。

⑨監控中心實時監控下游供氣量，當根據生產管理要求關閉和開啟出站電動閥。當場站出現超壓、可燃氣體泄漏、主要調壓設備故障等緊急事故時，經人工確認，執行場站安全連鎖控制，緊急切斷進出站閥門，打開放散ESD調動執行機構，使場站壓力降至安全水平[9]。

4 結束語

綜上所述，該項目的實施將為古巷片區提供可靠的天然氣管道來源。首先，可以改善當地能源消費結構，加快當地產業結構調整，促進經濟可持續發展，改善生態環境，提高人民生活質量，改善城市基礎設施，為當地經濟、社會和人民生活的全面發展奠定堅實的基礎；其次，該項目的建設可以保證古巷片區天然氣的供應和調峰，降低用氣成本，提高古巷片區基礎用戶的氣化率。