杨明 黎键 李小龙

摘      要：天然气长输管道站场、阀室均设有放空立管，用于天然气的事故放空和计划放空。现有标准和规范未考虑管道所在地区等级的差异所导致的放空立管高度差异，造成在低等级地区的放空立管建设投资过大。针对这一问题，考虑天然气放空立管的技术可靠性、安全性和经济性，提出了一种新的天然气放空立管高度计算模型及求解方法。结合西部天然气管道工程实例，将计算结果与相关现行国内外相关标准的规定值进行了对比。结果表明：根据本方法可计算得到与地区等级相关的放空立管高度，不仅能保证放空的工艺安全性，还能够节约放空管建设投资和运行维护费用。

关  键  词：天然气;管道;放空立管;高度;数学模型

中图分类号：TE8         文献标识码： A        文章编号： 1671-0460（2020）10-2343-04

Abstract： The pressure-relieving flare is often installed at gas stations to release high pressures at accidental or normal operation conditions. Existing codes do not consider the effect of the location class on the height of the flare， resulting in extra construction and operation investments in low class locations. In order to solve this problem， a new method was proposed to calculate the height of the natural gas pressure-relieving flare based on the technical feasibility， the public safety and the economy. The solution procedure of the new model was also introduced. Finally， a practical case collected from the West-to-East gas pipeline was adopted to analyze the feasibility of this method. The results showed that this method could give different flare height according to the location class， which was able to ensure the safety of the pressure-relieving process and to save the flare construction and operation investments.

Key words： Natural gas; Pipeline; Pressure-relieving flare; Height; Mathematical model

天然氣长输管道站场和阀室内均设置有放空系统，用于系统内超高限压力的泄放以及事故工况下天然气的紧急泄放，确保天然气输送系统的安全和平稳运行[1-2]。由于天然气属于易燃易爆气体和温室气体，为了降低天然气泄放后的泄漏爆炸危险和减小温室气体对环境的影响，一般通过在放空立管末端点火方式进行天然气泄放。在天然气点火时会产生大量的热辐射，威胁地面人员和设备的安全。因此，合理设计放空立管的高度对于保证放空过程的安全性至关重要[3-4]。

目前国内天然气放空立管高度的设计一般依据《输气管道工程设计规范》（GB 50251—2015）[5]和《石油天然气工程设计防火规范》（GB      50183—2004）[6]。这两个标准主要考虑热辐射对人员和环境的影响，规定了与周边建筑物高度相关的放空立管高度下限值。例如GB 50251—2015在3.4.7条中规定“输气干线放空立管高度应比附近建（构）筑物高出2 m以上，且总高度不应小于10 m”等;GB 50183—2014则指出“连续排放的可燃气体排气筒或放空管口应高出20 m范围内的平台或建筑物顶2.0 m以上，对位于20 m以外的平台或建筑屋顶，应高出所在地面5 m”等。美国API标准《Pressure-relieving and Depressuring System》（API 521—2014） [7]着重考虑了燃烧的有效性和公共安全性，即在放空过程中火焰应维持稳定，不会发生吹离（blow-off）甚至熄灭，同时燃烧所产生的热辐射不会对站内工作人员及周边设施造成伤害。以此为基础，提出了与天然气压力、放空量和热辐射量相关的立管高度计算方法。

上述标准、规范为天然放空立管的设计提供了重要的指导和参考。然而，在我国西部地区，大量的天然气管道经过了人烟稀少的沙漠、戈壁的一级地区，依据上述标准和规范设计的放空立管高度与人口密集的四级地区相同，因此没有体现与地区等级相关的安全风险等因素对放空立管高度的影响，势必造成放空立管建设和运行费用的增长。考虑与地区等级相关的经济、安全因素的影响，合理设计放空立管高度，能够在保证放空工艺安全的同时，减少放空立管的建设和运行费用，从而产生显著的经济效益。

针对上述问题，本文建立了考虑技术可靠性、安全性和经济性的放空立管高度计算模型，研究了模型了的求解方法，以西部天然气管道某实际气站场放空立管为例，论证了方法的可行性。

1  放空立管高度计算模型

放空立管的高度设计主要考虑3方面的因   素[5-7]：①技术可靠性。在放空过程中火焰应维持稳定，不会发生吹离甚至熄灭。②安全性。保证点火放空过程中所产生的热辐射不会对周边人员和设施造成伤害。③经济性。在技术可靠且安全的前提下，减少建设和运行本。

放空立管的技术可靠性一般是通过设置合理的放空速率进行控制，国内外标准均规定放空管末端的最大天然气流速一般不超过0.5马赫。安全性主要是与放空过程中天然气的热辐射其强度相关。在放空火炬末端天然气点燃的热辐射强度不变的前提下，距离目标物越远，目标物收到热辐射量越低。因此，在目标物与放空管道底部距离一定的条件下，为了降低目标物受到的热辐射，就需要增加立管高度，从而导致建设成本的提高。显然，对应特定的天然气输送管道，其放空立管的安全性和经济性是一对矛盾共同体。

API 521—2014标准指出，放空立管出口天然气流速一般应控制在0.2～0.5马赫之间。以此为基础，根据API 521—2014[7]中静止空气中或侧风条件下火焰中心位置的偏离曲线图，取火焰长度L f =50 m，可查得当Ma=0.2时，Xc = 17.5 m， Yc = 12.5 m;当Ma=0.5时，Xc = 10 m，Yc = 17.5 m。由此得到不同放空立管高度和不同热辐射距离下φ1和φ2的取值如表1和表2所示。

根据GB 50251—2015，天然气管道所经过的地区等级可划分一级一类地区、一级二类地区、二级地区、三级地区和四级地区[5]。本文取常见的后4类地区进行分析。不同地区等级下的强度设计系数和人口分布密度，如表3所示。

2  放空立管高度模型求解

基于风险与成本效益的点火放空立管高度的计算模型如式（7）所示。该模型是关于H的隐式方程，因此在计算开始之前需要先给定H的初值，然后通过迭代计算得到最终的H值。计算流程如下：

1）估算H、r的初值。API 521—2014规定被辐射目标物与放空管之间的最小水平距离为47.5 m，因此建议初值H =30 m，r =50 m。

2）根据H和r值，从表1和表2中查得φ1和φ2值;根据天然气的压力、温度、气体组分，采用状态方程计算得到J值。

3）根据天然气管道所处的地区等级，从表3中查得强度设计系数和人口分布密度值。

4）利用式（7）计算得到H，并进一步计算得到r;将计算得到的H和r值作为新的估计值代入到第（1）步的计算中;重复第（1）-（4）步的计算，直至估计值与计算值之间的差值小于要求的偏差值，即算法达到收敛为止。

5）为了保证放空立管高度不低于GB    50183—2004的规定值，需要比较计算得到的H值与10 m内最高建筑物的高度h;若H >（h+2），则放空立管最终高度取H =max（H*，10）;若H < （h+2），则放空立管最终高度取H =max（h+2，10）。

上述计算步骤既考虑了放空立管高度涉及的经济、安全、地区等级等因素，同时在选取最终计算结果时还考虑了与现有规范的一致性。

3  实例分析

西部天然气管道某站场的参数如下：d=    0.323 m，L =100 m，P =5×106 Pa，T =293 K，Tv =    20 min，Mv =16 kg·kmol-1，k =1.306，Ma =0.2或0.5，放空管材为Q235钢，σs=235 MPa，钢材价格为0.344万元·t-1;人口密度ρpeo和强度设计系数F1取值如表3所示。

基于上述参数，采用API 521—2014中所述方法计算得到当Ma=0.2时，放空立管高度为H =  36.75 m;当Ma=0.5时，H =26.31 m。该计算结果仅考虑了燃烧的有效性和公共安全性，未考虑地区等级对放空立管高度的影响。

根据本文提出的方法，选取初值H = 30 m，r = 50 m，计算得到式（5）中与马赫数相关的参数如表4所示，与地区等级相关的参数如表5所示。通过多次迭代计算后，最终得到与地区等级相关的放空立管高度如表6所示。

表6中的计算结果表明，随着地区等级的增加，放空立管的高度也随之增大。这是由随着地区等级升高，人口密度的增大引起的。相比API 521—2014的计算结果，本方法计算的一级二类和二级地区的放空立管高度更低，相应的立管建设投资更少，显示了本方法的经济性。上述计算结果也完全符合现行国家标准GB 50251—2015[5]中“放空立管总高度不小于10 m”和GB 50183—2004中的相关规定[6]。

计算结果还表明，放空马赫数较大时立管高度反而较小，这与API 521—2014方法的计算结果是一致的。这是由于天然气放空流速越高，火焰長度越大，火焰中心离地面越远。当以0.2马赫的流速放空时，管道的喷射火焰长度将显著小于以0.5马赫流速放空时的情况，火焰中心离地就会越近。因此，在低速放空条件下，需要增加放空立管高度，以减少火焰热辐射对于地面人员和设施的伤害。

4  结 论

1）考虑天然气放空立管的技术可靠性、安全性和经济性，提出了一种与管道所在地区等级相关的、基于风险与成本效益的点火放空立管高度的计算模型。

2）实例分析表明，本文方法计算的放空立管高度结果不仅满足现行《输气管道工程设计规范》（GB 50251—2015）和《石油天然气工程设计防火规范》（GB 50183—2004）规定，还能得到与地区等级相关的放空立管高度，是对现有标准规范的补充和完善。

3）采用该方法计算的一级二类地区和二级地区的放空立管高度低于采用API 521—2014的计算值，显示了在不同地区等级采用不同高度放空立管的经济性。

参考文献：

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[2]李育天，姬忠礼，吴长春，等.用CFD软件模拟天然气放空对环境的影响[J].当代化工，2017，46（12）：2556-2559

[3]梅春林，陈红兵.压力系统泄放的计算分析[J].现代化工，2017，37（5）：215-216.

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[5]GB 50251—2015，输气管道工程设计规范[S].

[6]GB 50183—2004，石油天然气工程设计防火规范[S].

[7]API 521—2014，Pressure-relieving and Depressuring Systems[S].

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