气态乙烷管道停输特性探讨

2018-11-06陈俊文汤晓勇谌贵宇郭艳林

天然气与石油 2018年5期

陈俊文刘鑫汤晓勇谌贵宇郭艳林

中国石油工程建设有限公司西南分公司, 四川成都 610041

0 前言

近年来,乙烷市场需求逐渐旺盛,炼厂对乙烷需求较大，传统原材料石脑油无法及时满足;随着美国页岩气革命到来,大量乙烷提取后计划出口;加之国内轻烃回收工艺日益成熟,自产乙烷也可补充炼厂原料缺口[1-4]。因此,为与之配套,乙烷管道输送需求增加。乙烷产品(后文无特别说明时,简称“乙烷”“气态乙烷”或“液态乙烷”)作为天然气产品中摩尔质量较轻的一类,因饱和蒸气压较高,有条件以气相状态进行输送。目前,诸多学者对天然气及附属产品输送工艺开展了大量研究[5-18],积累了较为丰富的经验；但由于尚未形成专门的气态乙烷输送规范,也鲜有相关输送技术报道,气态乙烷输送工艺技术亟待讨论。当工程中认可采用单相气态模式输送乙烷,但尚未明确是否允许在极端工况下出现临时相变,这对设定管道操作压力、确定管道材料可靠性和评估管道运行安全具有一定影响。为此,有必要基于乙烷物理特性,结合气态乙烷输送技术要求,阐述系统压力对乙烷管道工艺设计的影响,定性讨论气态乙烷管道冬季停输的相变规律,并借助软件进行相关模拟。

本文将基于气态乙烷物理性质,分析气态乙烷管道操作压力对管道设计与运行的影响,探讨气态乙烷管道停输后的相变规律,借助商用软件定量分析停输相变与再启动汽化问题,为气态乙烷管道合理设计和运行提供借鉴。

1 乙烷产品基本性质

图1 某乙烷产品相包络线

由此可见,相同温度下,乙烷产品包络线中泡点压力与露点压力比较接近,表明乙烷产品采用混相输送的条件非常苛刻,难以进行平稳的混相输送。这主要是因为其组分构成较为简单,且乙烷组分占据绝大部分。该乙烷的临界温度约30℃,故气态输送时,管道任意点温度不得高于临界温度,且需同时控制系统压力低于对应温度下的露点压力。

由于气态乙烷管道输送操作压力范围有限,且在较低的压力下,管径对操作压力的匹配较为敏感,因此需结合实际情况,探讨气态乙烷管道稳态操作压力范围的选择。

2 气态乙烷管道稳态输送压力

气态乙烷管道的气源一般包括两类:上游处理厂的乙烷回收产物,可直接提供气态乙烷;进口国外乙烷产品,经接收站汽化后进入乙烷管道。

根据工艺特点,乙烷回收提取的气态乙烷压力高于进口处理后的气态乙烷(未增压),管道输送中在一定程度上可直接利用上游产品压力;而进口乙烷在汽化站后需要增压输送。

如前所述,乙烷管道输送推荐采用单相输送,需保证在正常输送过程中,气态乙烷介质的压力和温度始终处于包络线图的气相区。在有上游气源压力可利用的情况下,尽可能保持较高的输送压力,可有效减小管道内径;同时,由于乙烷的临界压力限制,气态乙烷的最高操作压力在5 MPa以下,相同管径管道在2～5 MPa 下的实际制造壁厚可能一致,管道投资费用相当。另外,充分认识管道停输工况下，介质参数变化规律对选择合适的操作压力非常重要。

某气态乙烷管道的沿程温度、压力与包络线关系图见图2。

图2 某气态乙烷管道的沿程温度、压力与包络线关系

由图2可见,在利用气源压力、温度的情况下,选择DN 500管道可在冬季工况避开乙烷露点线,正常输送过程保持气相;夏季工况中,由于环境温度相对较高,且气体黏度、密度对气态输送压损影响相对较小,故其末点压力与冬季接近,但较冬季工况更加远离包络线。同时要注意,在确定起点压力的DN 500输送条件下,在管道冬季停输工况起始阶段,根据经验公式估算,管道平均压力可接近2.65 MPa,随着介质温度接近地温,虽然其体积将发生收缩,但不排除发生气体液化的可能(3℃下,乙烷的露点压力为2.2 MPa),其规律和特性需进一步研究。因此,为考虑完全避开液化,可根据下游接收条件(末点压力1 MPa),通过设定管道最高运行压力低于露点压力来确定管道规格,则其冬季和夏季的温度、压力曲线将更加远离包络线,这种考虑将增大管道直径(DN 600),投资相应提高。

因此,在保证稳态输送单一气相的情况下,需进一步研究停输过程中介质液化规律,为确定合适的输送压力提供支撑与参考。

3 气态乙烷管道停输相变规律

在气态乙烷管道发生停输时,管道压力分布发生变化,全线压力趋于平衡。受环境温度的影响,冬季停输期间,管道介质温度逐渐下降,且系统压力也因介质温降而有所降低。这种变化规律与常规天然气基本一致。

由于冬季环境温度较低,停输过程中介质温度变化较大,有可能在停输一定时间后,系统压力高于对应温度下的露点压力,系统达到液化条件。当管道在停输时,可以视为定容密闭空间,因此,在压力达到露点压力后,可以定性判断部分气体发生液化,系统中部分气态乙烷转化为液态乙烷。由于液态乙烷密度高于气态乙烷,且液态乙烷可压缩性极小,因此系统压力会由于部分气态乙烷液化而出现一定程度下降,而液化过程存在放热,系统吸收热量后温度又具有上升趋势,系统压力和温度偏离露点线,液化停止并开始汽化,系统压力上升,如此反复。在相对较长的时间内,系统向外界吸热,因此介质总体趋于降温趋势,在多次液化-汽化状态交互变化后,变化幅度逐步减小,逐渐趋于平衡。管道最终的压力、温度点停留在相包络图露点线附近,介质呈现气液共存的状态。

经过初步定性分析可知,在停输过程中,受介质温度影响,系统压力高于露点压力时,部分气态乙烷液化,系统压力降低;系统保持在气液平衡的状态。

对于存在气液平衡的乙烷停输管道,再启动过程中,系统中的液态乙烷因温度或压力改变而再汽化,需要考虑汽化引起的温降温度。图3为液态乙烷绝热膨胀曲线[19],可见液态乙烷绝热膨胀的压降和温降变化轨迹与其包络线类似。在液态乙烷汽化的过程中,应尽可能采用升温汽化的方式补充汽化的吸热量。在管道再启动前,管道后半段压力高于正常运行的末点背压,而前半段压力低于正常运行的起点压力。由于停输后管道全线温度较低,介质已经处于气液平衡状态,不宜再采取充入高温气体的方式使乙烷再汽化,这可能增加液化乙烷的体积。从图3可看出,在停输温度和压力下的液态乙烷,其压力继续下降至1.7 MPa左右时,理论上引起的介质极端低温为-20℃,能够满足管道冲击性能测试结果的适用范围。同时,由于液态乙烷输量较少,气态乙烷温度、钢管热容等均能一定程度降低瞬时汽化过程的低温液态乙烷向管道的传热。因此,可考虑采用适当降低管道末点压力的方法,控制全线流动压力,并逐渐引入较高温度的乙烷气体,提高管道内介质温度,缓解停输再启动过程中液态乙烷汽化引起的低温。

图3 液态乙烷绝热膨胀曲线

随着技术手段的进步,上述气液平衡状态的动态过程、气液比例、关键参数和后续再启动问题均可通过商业软件进行定量模拟分析。下文以某管道为例,分析冬季停输和再启动工况下的系统压力、温度、相变规律,以进一步探讨气态乙烷管道的停输相变规律。

4 模拟手段

目前，气态管道常用的Pipeline Studio for Liquid和SPS软件虽具有动态模拟功能[20],但均只能适用于单相介质,不能满足模拟相变温降的需求。基于此,推荐采用兼具多相、单相流动模拟的OLGA软件，作为气态乙烷管道相变关键参数的主要研究工具,其强大的动态分析功能也得到相关学者认可[21-22]。

5 算例与分析

以某5 km气态乙烷模拟管道为例,设计输量200×104m3/d,管道外径DN 400。结合上游操作和环境条件,进入外输管道的气态乙烷操作温度28℃,管道路由地温3～15℃。气态乙烷管道在上游出站和下游进站位置设置了截断阀。根据环境温度和介质饱和蒸汽压,该管道的末点操作压力设定2.7 MPa。气态乙烷冬季工况下管道停输前后沿线压力和沿程温度见图4～5。

图4 气态乙烷管道停输前后沿线压力

图5 气态乙烷管道停输前后沿线温度

5.1 停输工况分析

在冬季运行工况下,管道内介质温度26.5～28℃。管道停输时,介质温度高于地温,与周围环境进行热传递。管道内可能因温度降低而达到乙烷液化条件,对停输后60 h内管道介质压力、温度、持液率等进行了模拟。气态乙烷管道停输前后沿线持液率见图6。

图6 气态乙烷管道停输前后沿线持液率

由图6可见,正常运行工况下,管道沿程温度和压力远高于乙烷液化条件,但在停输后,介质温度和压力开始下降,最终系统温度与环境温度相近,此时系统压力从2.73 MPa降至2.4 MPa。根据前文所述,在 3℃/2.4 MPa 条件下,已经达到了气态乙烷的液化条件,形成了部分液态乙烷;从全线管段持液率模拟结果可看出管道中的低点出现了液态乙烷积聚,说明该停输管道处于气液平衡状态。

进一步分析管道低点(3.8 km处)的关键参数时域变化，见图7～8。

图7 气态乙烷管道停输过程压力-温度(里程3 780 m)

图8 气态乙烷管道停输过程持液率-温度(里程3 780 m)

由图7～8可见,约23 h时,该节点的系统温度和压力降低至4℃和2.45 MPa,压力出现了一个陡降,温度发生缓降,截面持液率升高,表明此时该点附近乙烷开始液化,并有所放热;随后在压力和温度的降低过程中,持液率有所波动,表明此时截面中气液两相在自平衡;温度和压力稳定后,该截面位置持液率稳定。该截面位于管道的低点,其持液率在管道中属于相对较高水平,从此实例来看,其持液率实际数值不高(0.035左右),表明气液平衡维持在露点线附近。同时,也可看出,在系统发生液化后,受温度继续降低的影响,其压力变化基本沿露点线进行,主要通过气相液化来控制系统压力。