输气管道清管器卡堵诊断与应急处置——以宝汉线为例

张科,李洁玉,白鑫

陕西省天然气股份有限公司（陕西 西安 710016）

在长输天然气管道建设和运行过程中，不可避免地会将砂石、雨水、隔离球、黄泥墙、焊渣以及其他杂物带入管道内，其随着气流的作用长期堆积在管道内某些特定位置。天然气中夹杂的凝析水、H2S、CO2及其腐蚀产物在管道中日积月累，会增加气体输送的摩阻损失，降低管道输送效率，严重情况下各种因素共同作用甚至会造成管道冰堵，影响下游用户正常用气[1-2]。因此，定期进行清管作业对于管道长周期稳定运行有着重要意义。然而在清管过程中，会因诸多因素导致清管器卡堵，影响作业的顺利进行及后续正常生产。

1 清管器卡堵的危害

在役长输管道的清管作业，即利用管道输送的气体介质，推动清管器在管道内运行。由于清管器外沿与管道内壁存在一定的过盈量，两者之间属于弹性密封，能够在清管器前后建立一定的压力差，以此为动力源，由清管器自身或所带机具依靠刮削、冲刷作用清除管道内的结垢或沉积物，以达到清管的目地。当发生清管器卡堵故障时，清管器前后压差会在短时间内骤增，前端压力由于下游用户的持续用气不断降低，后端则会产生憋压现象。随着清管器前后压力的变化，常常会对管道沿线场站、阀室的设备产生一系列不良影响。譬如，管道设备超压、压缩机跳车、场站ESD系统紧急响应、阀门自动关断等，影响管网系统的平稳运行。若清管器卡堵故障不能及时处理，则会对下游用户用气造成影响，严重时甚至造成停输事故[3-4]。

2 清管器卡堵原因分析

在清管作业过程中，导致清管器卡堵的原因是多方面的，具有不可预知性，通常可将其原因归纳为以下3类：压差不足、清管器故障、管线的缺陷。

2.1 压差不足

清管过程中工艺调整不当，清管器推力不足，进而导致清管器停止运行，出现卡堵现象。清管器卡堵往往出现在高差较大的坡底、污物堆积较多的管道转角或低洼处，且一旦清管器卡堵，则清管器二次启动的相关量将难以定量控制，存在一定的危险性。

2.2 清管器故障

清管器在管道内要进行长距离运行，其与管道内壁会发生摩擦，当管道内硬性杂质较多时，会加剧清管器与管道内壁间密封的损伤，从而导致清管器前后压差降低、推力不足而出现卡堵故障。此外清管器在管道内运行时，可能会因管道内的金属引管接头过长、封堵法兰垫片伸入管道过多以及管内各种硬质污物相互作用造成清管器撕裂、肢解于管道内，成为二次清管时卡堵的隐患。

2.3 管线的缺陷

管道在施工或运行过程中，由于外力作用使管道发生形变，导致管道局部通径变小，清管器难以通过而发生卡堵故障。对于管道沿线的附属设施，譬如线路截断阀、连接法兰、管道变径等，若其开度、内径等与管道不一致，也将损坏清管器，甚至发生卡堵影响清管作业[5]。在长输管道选线中难免出现大角度转向，此时弯头的选择至关重要。为保证清管器顺利通过，根据规范要求弯头的曲率半径应大于等于1.5倍管道直径[6]，若选型未达到清管器通过要求，则将出现清管死角，大大增加了卡堵的概率。

3 清管器卡堵定位

天然气长输管道具有线路长、站点多且零散的特点，管道常需要穿越高原、山脉、河流、沟壑、峁、梁等复杂地形，所处环境恶劣，且大多敷设于地下。当发生清管器卡堵故障时，可通过工艺调整尝试解卡，若解卡无果，则采取割管取球，以确保管线通畅，尽快恢复正常生产。此时，沿着管道走向快速、准确地判定清管器卡堵的位置至关重要。

根据管道沿线压力波动，初步划定清管器卡堵区域。清管器的运行动力来源于其前后压力差，当清管器卡堵时，球前压力由于下游持续用气而逐渐降低，球后则会产生憋压，管道压力逐渐升高。调度人员可以根据SCADA系统采集的实时数据分析，结合前期清管运行的模拟数据，初步判断清管器位于某相邻的两个监测点之间。现场监测人员利用手持探测仪，沿管道走向，寻找安装于清管器中的信号发射装置频段，进而确定具体的卡堵位置。

4 解卡方法

在清管作业时，若管道沿线各监测点未能按照预定计划依次监测到清管器通过信号，且收球筒长时间未出现收球信号，则初步判断清管器在运行过程中出现故障。当发现管道沿线压力波动异常，即球前压力持续降低，球后压力快速升高，则基本可以断定清管器发生卡堵，通常可采取以下措施尝试解卡。

4.1 工艺调整

增大清管器后端进气量，提高推球压力，若球后压力升高到管线允许的最高工作压力时，清管器故障仍未排除，则可通过降低球前管道压力，进一步增大清管器前后压差，增加推球动力，甚至可以同步进行球后憋压推球与球前排压引球的工艺调整，直至清管器在管道内继续正常运行。在正向推球解卡无果时，亦可采取反推清管器解卡，形成下游高压力、上游低压力的反向压差，以此反向推动清管器。在清管作业过程中，当工艺条件允许时，正向推球与反向推球工艺可重复进行，直至解卡。若清管器解卡压差大于试水运行时该位置静水压头的1.2～1.6倍以上时仍未运行，则可判断清管器已卡死[7]。

4.2 二次发球

在进行解卡工艺调整时，若推测由于清管器磨损、破裂等原因造成的漏失量过大而无法继续完成清管作业时，可进行二次发球[8]，即利用第二个清管器推动故障清管器，要求第二个清管器过盈量较第一个稍大。此外，为防止二次发球后，第二个清管器与故障清管器撞击而造成损坏，往往选择一泡沫清管器在二次发球时一并发出，充当第二个清管器的防撞缓冲。

4.3 割管取球

当利用上述各种方式尝试解卡无果后，为尽快排除卡堵故障，恢复管道正常生产，应采取割管取球解卡。当监测人员利用探测仪确定清管器卡堵位置后，关闭卡堵位置上、下游侧线路截断阀，对卡堵段管道进行换管作业。期间，要严格执行施工作业的相关规范要求，合理调整管网工艺，尽量避免对管道沿线分输用户产生影响。

5 解卡实例

陕西省天然气公司宝鸡至汉中天然气输气管道为国内首条穿越秦岭山脉的长输天然气管道，沿线地理环境极为复杂。该管线直径Φ323 mm×7 mm，全长228 km，分设收发球站3座、阀室8座。在对该线路进行清管作业时，清管器未按预定时间到达末站，疑似发生清管器卡堵故障。

2017年冬季用气高峰来临之际，为确保输气管道稳定运行，对宝汉线进行了例行清管作业。清管器从南河分输站发出，监测人员在出站管道处清晰监听到清管器通过信号，1#阀室处监听人员于当日12：15确认清管器通过该阀室，平均速度3.2 m/s，预计清管器到达2#阀室时间为当日14：55，要求监听人员提前做好准备工作。但在后续的监听过程中，2#阀室处一直未出现明显的过球信号，且汉中末站也未监测到清管器。调度人员通过工艺调整，提高管道进气量，增大推球压力，尝试推动清管器继续运行，但发现管道沿线压力波动正常，流量稳定，监测点仍未监听到清管器通过信号。随后经过正推、反推等工艺调整解卡均无果，推测清管器或因过度磨损密封不严，漏失量过大而停滞，亦或清管器破损故障而卡堵于管道内。随后从南河分输站依次发泡沫清管器和皮碗清管器，两者同时运行。同样，当清管器运行至1#～2#阀室之间时，出现卡堵，清管器前后压差迅速增大。此次，监测人员利用探测仪准确定位卡堵位置，于1#阀室下游侧9.4 km处，根据解卡方案，决定在卡堵位置进行割管取球作业。

在确定清管器位置时，卡堵点下游侧管道平均压力约为2.5 MPa，可储气管段长度分别为16.7 km、20 km、235 km；管径分别为Φ323×7 mm、Φ406×8 mm、Φ406×8 mm。涉及下游用户包括汉中市、勉县、城固县、西乡县、石泉县、安康市，为准确预测宝汉线割管取球停输期间下游用户情况，根据管网运行情况，依托Pipeline Studio TGNET组件构建稳态运行模型，选取潘汉德尔Panhandle A计算摩阻系数，引入稳态流量方程进行测算。

其中，摩阻系数潘汉德尔Panhandle A表达式：

在运用该表达式进行计算时，雷诺数选取R e=5×106～14×106，效率系数选取E=0.90～0.95，适用输气管道管径范围为168.3～610 mm。

TGNET稳态基本流量表达式：

式中：Qb为管道在标准状态下的体积流量，m3；Tb为标准温度，K；Pb为标准压力，MPa；P1为管道上游压力，MPa；P2为管道下游压力，MPa；h1、h2分别为管道上、下游高程，m；Zavg为管道中气体的平均压缩因子，无量纲；Pavg为管道运行平均压力,MPa；Tavg为管道中气体的平均温度，K；D为管道内径，mm；L为管道长度，m；G为气体比重（G空气为1.0）。

因此，根据管道实时运行工况及用户用气情况等边界条件建立相应的局部管网运行模型，如图1所示，对各用户用气情况进行预测。

图1 清管器卡堵抢险时管道保供运行模型

根据宝汉线各下游用户的用气规律，分别选取汉中分输站、安康分输站的供气情况及进站压力变化进行实时对比分析，经过模拟计算后得出供气量与进站压力随时间的变化趋势，如图2所示。

图2 供气量、进站压力随时间变化趋势图

基于管道运行压力随时间变化趋势，在用户用气不受影响的前提下，测算卡堵点下游管道保供运行时间应从以下两方面考虑：①CNG加气站压缩机运行最低压力要求不低于1.2 MPa；②城市燃气管网供气压力不低于0.8 MPa。在保证CNG加气站正常运行时，根据模拟计算结果，该段管道压力从2.5 MPa降至1.2 MPa，所用时间约50 h；在管道沿线城市燃气企业居民正常用气时，即进站压力不低于0.8 MPa时，该段管道可继续保证用气至66 h。由此推算，在进行清管器卡堵抢险作业时，根据要求有效作业时间应控制在50 h以内，从而避免造成下游用户大范围停供事故。

在实际应急抢险过程中，经过各方面通力协作，自关闭卡堵点上下游侧线路截断阀开始，作业段管道放空、氮气置换、管段切割、对口组焊、无损探伤、氮气置换、天然气置换、升压投运全过程历时约34 h，完成对该管段清管器卡堵故障的彻底排除。卡堵管段受损处及卡堵情况，如图3所示。

根据模拟计算结果，在关闭卡堵点下游侧线路截断阀后34 h，汉中分输站进站压力下降至1.67 MPa，较实际压力1.53 MPa高了0.14 MPa，误差9.1%；汉中分输站进站压力下降至1.53 MPa时，对应的模拟运算时间为35.2 h，较实际用时34 h多1.2 h，误差3.5%，表明实际情况与模拟结果基本吻合。

图3 清管器卡堵点管道形变及卡堵情况

6 结论

长输管道清管作业中清管器卡堵故障虽具有不可预知性且诱因较多，但并非不可控制。分析得出以下结论：

1）避免清管器卡堵是一项系统工程，贯穿于管道建设、投运、管理的全过程。应从管道线路规划、设备选型、焊缝质量检测、投运前的检查吹扫、清管器压差的建立等各个环节精准把控，严格执行相关标准，确保管道高质量投产运行。

2）清管作业前，应做好充分的准备，制定应急预案，通过合理的工艺调整保障清管作业平稳进行。清管作业进行时，应加强沿线巡护监测，如遇紧急情况，应按照应急预案有序采取措施，确保管道安全。

3）在解卡方法的选择过程中，要基于管道卡堵故障的严重性，综合考虑卡堵位置对于整个管网系统及正常生产输气的影响程度，以安全生产为原则，灵活选取有效的解卡措施或多途径协同解卡，降低对用户的影响，并节约成本。

4）根据清管作业管段情况及沿线用户用气规律，提前进行数值模拟计算，根据模拟结果对前期工艺调整提供合理的参考建议；同时可对管存保供能力进行预测评估，为特殊工况下的运行调度管理提供理论支撑。