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摘要:天然气分公司是中国石油化工股份有限公司负责天然气工程建设、营运、天然气销售的专业化公司,是独立核算的经济实体和利润中心。从2005年成立到现在,公司承担了国家重点工程川气东送工程的开工建设;新建榆济天然气管道;担负着为山东济南、青岛及河南郑州等重点城市供气的任务。天然气管道已经成为天然气分公司的标志,为了确保天然气长输管道安全高效的运行,天然气管道投产前必须要进行的一道工序是管道干燥。
关键词:天然气管道 干燥 除水方法
一、天然气管道干燥的必要性
天然气管道投产前的一般程序是试压-除水-干燥-置换-投产。试压包括强度试验和严密性试验。由于气体的压缩性大,在管道出现裂纹的情况下可能导致裂纹失稳扩展甚至爆炸,因此用气体试验有较大风险。各国的规范都推荐用水或其它经过批准的液体作为试压介质,试压一般分段进行。长输天然气管道在采用水试压后,虽然经过通球扫线程序扫出管内存水,但地势低洼地段的积水以及附着在管壁的水膜仍很难通过简单的通球方式加以清除。天然气管道内含水不仅会引发管道内壁和附属设施的腐蚀,也会使所输送的天然气受到污染,而且更严重的是天然气在一定的温度和压力下还会结合成水合物。
水合物是一种貌似冰雪的白色笼形化合物,由液态水和烃气在一定温度和压力下反应形成。这个晶状物质可使管道的截面积变小、摩阻增加而引起管输效率下降,如大量形成,还可能造成管道堵塞而引发事故。特别是阀门、仪表管路系统等处更容易因水合物的形成而失灵。这将导致管道运行效率的下降、运营成本的增加,甚至对管道的安全平稳运行带来严重的危害。避免这些问题的根本途径是在管道水试压结束后立即进行除水干燥,以彻底除去管道中的游离水和水蒸气。
二、天然气管道含水存在的危害
天然气管道在试压过程中即使采用气体试压时,管道中也会含有大量的饱和水蒸气。天然气长输管道中液态水和水蒸气的存在将产生以下几个方面的危害。
1.管道中的液态水和水蒸气是造成管道内部腐蚀的主要原因。天然气中的少量酸性气体,例如H2S、CO2 等在有水的条件下能生成酸性物质,使管道内部产生危害较大的应力腐蚀。管道的腐蚀影响管道系统使用寿命及其可靠性的重要因素,特别是输送石油、天然气、煤气等易燃易爆流体的管道。据统计,地下管线平均腐蚀速度为1.5mm/a,较为的严重的情况是投产1~2年管道就腐蚀穿孔,导致输送介质的泄露,除造成环境的污染外,还会引起爆炸和火灾,甚至造成人员的伤亡。腐蚀而造成的事故在输气管道事故中占有很大比例。
2. 管道中的液态水和水蒸气是形成天然气水合物的必要条件。当管道内的天然气有足够高的压力和足够低的温度时,如果管内有液态水或饱和水蒸气存在,就会形成天然气水合物。天然气水合物一旦形成后,会减少管道的流通面积,产生节流,加速水合物的进一步形成,进而造成管道、阀门和一些设备的堵塞,严重影响管道的安全运行。
3. 管道在低温状态下运行时,管道中的液态水和水蒸气会造成管道的冰堵,冰堵管道在差压的冲击下易造成设备的损坏。特别是对于天然气管道的分输站设备,冰堵更是会造成很大危害。调压器的皮膜是调压器的重要组成部分,主要用于调整调压器上下腔的压力差;水合物在差压的冲击下易造成皮膜穿孔,使调压器不能正常工作。冰堵造成过滤器滤芯的细小网孔堵塞,过滤器前后差压变大,滤芯在差压的作用下,使得滤芯变形扭曲。冰堵的产生也会影响管道的安全运行。
4. 管道中存在液态水和水蒸气,当管道运行温度降低或者压力增加时,水蒸气会变成液态水凝析出来,在管道或设备处积液,增加流动压降,因此大大降低天然气管道的输送能力。造成管道输送能力的下降。
5.管道中的液态水和水蒸气的存在还会使天然气的热值降低,供气品质下降,影响用户的正常使用。
三、天然气管道干燥的要求及标准
根据SY0401-1998《输油输气管道线路工程施工及验收规范》要求,管道干燥结束时,"管内空气水露点比输送条件下的最低环境温度低5?C"。目前国内一般都把干燥管道末端的水露点测试作为管道是否干燥合格的标准,具体为:干燥结束时天然气管道出口空气的水露点不应高于-20℃。检测方法为:在干燥管道的出口端,用露点仪连续检测出口空气的水露点,当露点连续低于-20℃的时间不小于30min可认为合格。国外对新建设管道的除水干燥步骤非常重视,要求也很高。有文献报道,许多天然气管道公司甚至要求管道干燥后露点药达到-39?C以下,即含水0.11g/m3(标准状态下)以下。但在许多场合,露点低于-20?C也是常用的要求,因为国外最新研究证实,在管道干燥至露点-18?C以下时,管道内壁的腐蚀几乎已经停止;而且经过投产引入天然气进一步扫除残留的水蒸气,在输送条件下干燥残留的水蒸气已不足以造成析出液态水并进一步生成水合物。
四、天然气管道的除水干燥技术
1、管道的除水技术
目前管道进行试验试压时,多采用水压实验。试压结束后管道中残留的游离水量一定程度上直接影响管道干燥进行的效果以及管道干燥所需时间。因此管道干燥是除水和干燥两部分构成,管道除水后可以达到更好的干燥效果。
根据《输油输气管道线路工程施工及验收规范》要求,管道水压试验后,干燥作业前进行清管扫线,以尽量除去管道中的游离水的过程。管道内积水清扫应达到的效果是管道中的大部分水已经被除掉,除个别的低洼段外,只在管壁上遗留一层薄薄的水膜。根据国外的经验,水膜的厚度一般在0.05-0.15mm之间,除水效果好的话,甚至能达到0.01mm。
2、管道除水技术要点:
(1)管道内壁的清洁度、粗糙度、弯头的数量和曲率是影响除水效果的内在因素;密封性能是能否取得理想除水效果的外在因素,是关键。
(2)在除水作业时,清官器(列车)的前进速度要控制在一定范围内。一般控制在0.6m/s以下。
(3)至于除水效果的判断方法,最常用的方法仍然是传统的目测法。
法国然气公司的做法是:陆上输气管道干燥时,若果除水阶段某一个清管器接收后,清管器末推出明显水迹,而且清管器看起来很干燥;从此时算起24小时后再发一个同样型的清管器,如果接收后此清管器状态和前一个没有明显差别,就可以认为管道中的游离水全部以水膜形式存在,除水可以结束,干燥可以开始。
管道除水时,可以使用皮碗式清管器、直板式清管器和涂有聚氨酯外皮的泡沫清管器等各种类型和材料的清管器。除水时可按管段长短分别单发清管器或发清管列车。
五、天然气管道干燥方法
新建设好的天然气管道要采用水或气作压力试验,压力试验完工后,经过管道通球扫线将水、气排出。但这种方法不能保证将管道内的湿气完全排出,而天然气中含有大量的酸性化合物,输入管道后,与残存的湿气相遇,在管壁上形成一种黏性晶状水合物,越积越多,最终可能造成管道堵塞。管道干燥技术就是解决这一问题的途径。管道干燥技术是国际上近年来兴起的一项新技术。目前,国内外天然气长输管道常用的干燥方法有干燥剂法、流动气体蒸发法、真空干燥法等。
1、干燥剂法
一般采用甲醇、乙二醇或三甘醇作为干燥剂,干燥剂和水可以任意比例互溶,所形成的溶液中水的蒸汽压大大降低,从而达到干燥的目的。甲醇和乙二醇具有很强的吸水性,常被用于管道干燥,可达到同样目的的还有乙醇、丙醇和三甘醇等。除了吸水性以外,上述的醇类还有一格很重要的特性,即当其在液态水中存在时可降低水合物的形成温度,所以在很多场合甲醇和乙二醇作为水合物的抑制剂。当甲醇在水中的含量为50%时,可使水合物的形成温度降低40?C。这在很多情况下足以保证在管道中不形成水合物。
在实际应用过程中,由于乙二醇和三甘醇的价格费用较高,因此一般选用甲醇作为干燥剂。在用甲醇吹扫干燥时可采用天然气或氮气作为推动力,一般采用"清管列车"运送几个批量的甲醇通过管道,在两个清管器间夹带一定体积的甲醇,形成一定的甲醇浓度梯度,从而达到彻底脱水干燥的目的,。"清管列车"过后在管壁上留下一层含有一定量水的甲醇薄膜。理论上,如果使用足够量的甲醇扫线,保证"清管列车"通过后这层薄膜中甲醇的浓度大于50%,就会确保管道中不会形成水合物。
在使用甲醇进行管道干燥时,存在着以下优点和缺点。
(1)甲醇扫线干燥法的优点:
①甲醇扫线是最快的干燥方法。
②可干燥的管道长度仅受限于清管器的性能。
③可用于陆地上和海底管道。
④干燥的同时投产。
⑤在低温环境下依然有效。
(2)甲醇扫线干燥法的缺点:
①单独使用这种方法干燥效果不是很好,对于含硫天然气管道不是最佳方法。
②由于甲醇和天然气都极易燃烧,甲醇扫线施工将影响工地上的其他设备工作,尤其是工地必需的热工设备等。
③甲醇的易燃、易爆和剧毒性使得使用这种干燥技术的难度和风险比其他干燥技术更大。
④投产运行初天然气气质受到影响。
2 、流动气体蒸发法
流动气体蒸发法的原理是流动的干燥气体在管道里与残留在管内壁及低洼处的水接触后使水蒸发,进而达到干燥的目的。这种气体可以是干燥的空气、氮气或天然气,因此流动气体蒸发法又可以分为干空气干燥法、氮气干燥法、天然气干燥法。
干空气吹扫干燥的原理是 ,低露点的空气进 入管道后会促使残留在管壁上的水蒸发 ,湿气由空气流带走 。判断干燥的方法是 ,源源不断地输入干空气并监测管道出口的空气湿度或露点,当其小于预定值时.表明管道已经干燥另一种方法是同时监测人口和出口的露点 ,当两者相等 时 ,表明管管已经燥影响干燥时间的主要因素有水膜厚度、环境温度下饱和湿空气含量 、干空气的湿气含量 、干二夺气的质量和体积流量以及管道 的长度等。
在干空气进行管道干燥时,存在着以下优点和缺点。
(2)干燥气吹扫干燥法的主要优点:
①能达到很高的干在水平。
②干燥时间相对较短。
③干燥的同时若采用除尘工艺可使用管道在通天然气前达到很高的清洁水平,这一点是其他干燥技术无法做到的。
④设备费用相对较低。
⑤非常安全,干燥的进程易于控制。
(3)干燥气吹扫干燥法的主要缺点:
①对于大口径管道,设备要占用很大面积。
②需要消耗大量的燃油或电力来制取干空气。
用氮气替代干空气做吹扫介质时,干燥原理、过程及控制与干空气法完全一致。只是因为氮气露点可以很低(-90?C),能带走更多水分。而且氮气是惰性气体,对系统非常安全,并能适应管道投产时置换作业的需要。空气中含有大量的氮气,所以纯净的氮气是用于管道吹扫和干燥的非常理想的介质。但是管道干燥对氮气需求量较大,野外工作环境比较恶劣,对设备性能要求很高。常规的制氮气方式比较复杂,不太适合野外作业。因此合理选择制氮装置,从而根据制氮装置的能力来确定管道干燥的氮气用量和相应的干燥时间是非常必要的。
3 、真空干燥法
真空干燥法是在控制条件下应用真空泵通过降低管内压力而除去管内自由水的方法。水的沸点随压力的降低而降低,在压力很低的情况下,水可以在很低的温度下就沸腾而剧烈蒸发、汽化。真空干燥就是利用这一原理,用真空泵抽吸密闭管段内的气体,不断地降低用真空泵从管道中往外抽气,当压力降低到管内温度对应的饱和蒸汽压时(SVP),继续使用真空泵向外抽取管段内的气体,管段内液态水就会沸腾蒸发变成水蒸气,水蒸气被真空泵抽出,以达到对管道除水干燥的目的。它分为深度排水、减压、蒸发排气、抽真空过程。通过管道工程的实际应用,采用该方法干燥长输管道的时间远大于干空气干燥法,将其用于站场管道干燥效果好于干空气干燥法。
在用真空干燥法进行管道干燥时,存在着以下优点和缺点。
(1)真空干燥法技术的优点:
①可靠性高,管道中所有的水都可以除去。
②能达到很低的露点,在使用氮气吹扫时的最低能达到-68oC。
③在管道的一端作业,这对于复杂管道和多汇管等难以用其他方法干燥的管道非常有利。
④不会产生明显的废物。
⑤进度易于预测。
(2)真空干燥法技术的缺点:
①干燥的同时不能清洁管道。
②持续的时间很长。
参考文献:
【1】万新强,孙碧君.《长距离天然气管道干空气干燥技术及应用》,[J].油气储运,2007(4).
作者简介:陈胜男(1982.8-),女,辽宁沈阳人,中国石化天然气分公司济南天然气管道管理处业务主管,研究方向:天然气集输。
关键词:天然气管道 干燥 除水方法
一、天然气管道干燥的必要性
天然气管道投产前的一般程序是试压-除水-干燥-置换-投产。试压包括强度试验和严密性试验。由于气体的压缩性大,在管道出现裂纹的情况下可能导致裂纹失稳扩展甚至爆炸,因此用气体试验有较大风险。各国的规范都推荐用水或其它经过批准的液体作为试压介质,试压一般分段进行。长输天然气管道在采用水试压后,虽然经过通球扫线程序扫出管内存水,但地势低洼地段的积水以及附着在管壁的水膜仍很难通过简单的通球方式加以清除。天然气管道内含水不仅会引发管道内壁和附属设施的腐蚀,也会使所输送的天然气受到污染,而且更严重的是天然气在一定的温度和压力下还会结合成水合物。
水合物是一种貌似冰雪的白色笼形化合物,由液态水和烃气在一定温度和压力下反应形成。这个晶状物质可使管道的截面积变小、摩阻增加而引起管输效率下降,如大量形成,还可能造成管道堵塞而引发事故。特别是阀门、仪表管路系统等处更容易因水合物的形成而失灵。这将导致管道运行效率的下降、运营成本的增加,甚至对管道的安全平稳运行带来严重的危害。避免这些问题的根本途径是在管道水试压结束后立即进行除水干燥,以彻底除去管道中的游离水和水蒸气。
二、天然气管道含水存在的危害
天然气管道在试压过程中即使采用气体试压时,管道中也会含有大量的饱和水蒸气。天然气长输管道中液态水和水蒸气的存在将产生以下几个方面的危害。
1.管道中的液态水和水蒸气是造成管道内部腐蚀的主要原因。天然气中的少量酸性气体,例如H2S、CO2 等在有水的条件下能生成酸性物质,使管道内部产生危害较大的应力腐蚀。管道的腐蚀影响管道系统使用寿命及其可靠性的重要因素,特别是输送石油、天然气、煤气等易燃易爆流体的管道。据统计,地下管线平均腐蚀速度为1.5mm/a,较为的严重的情况是投产1~2年管道就腐蚀穿孔,导致输送介质的泄露,除造成环境的污染外,还会引起爆炸和火灾,甚至造成人员的伤亡。腐蚀而造成的事故在输气管道事故中占有很大比例。
2. 管道中的液态水和水蒸气是形成天然气水合物的必要条件。当管道内的天然气有足够高的压力和足够低的温度时,如果管内有液态水或饱和水蒸气存在,就会形成天然气水合物。天然气水合物一旦形成后,会减少管道的流通面积,产生节流,加速水合物的进一步形成,进而造成管道、阀门和一些设备的堵塞,严重影响管道的安全运行。
3. 管道在低温状态下运行时,管道中的液态水和水蒸气会造成管道的冰堵,冰堵管道在差压的冲击下易造成设备的损坏。特别是对于天然气管道的分输站设备,冰堵更是会造成很大危害。调压器的皮膜是调压器的重要组成部分,主要用于调整调压器上下腔的压力差;水合物在差压的冲击下易造成皮膜穿孔,使调压器不能正常工作。冰堵造成过滤器滤芯的细小网孔堵塞,过滤器前后差压变大,滤芯在差压的作用下,使得滤芯变形扭曲。冰堵的产生也会影响管道的安全运行。
4. 管道中存在液态水和水蒸气,当管道运行温度降低或者压力增加时,水蒸气会变成液态水凝析出来,在管道或设备处积液,增加流动压降,因此大大降低天然气管道的输送能力。造成管道输送能力的下降。
5.管道中的液态水和水蒸气的存在还会使天然气的热值降低,供气品质下降,影响用户的正常使用。
三、天然气管道干燥的要求及标准
根据SY0401-1998《输油输气管道线路工程施工及验收规范》要求,管道干燥结束时,"管内空气水露点比输送条件下的最低环境温度低5?C"。目前国内一般都把干燥管道末端的水露点测试作为管道是否干燥合格的标准,具体为:干燥结束时天然气管道出口空气的水露点不应高于-20℃。检测方法为:在干燥管道的出口端,用露点仪连续检测出口空气的水露点,当露点连续低于-20℃的时间不小于30min可认为合格。国外对新建设管道的除水干燥步骤非常重视,要求也很高。有文献报道,许多天然气管道公司甚至要求管道干燥后露点药达到-39?C以下,即含水0.11g/m3(标准状态下)以下。但在许多场合,露点低于-20?C也是常用的要求,因为国外最新研究证实,在管道干燥至露点-18?C以下时,管道内壁的腐蚀几乎已经停止;而且经过投产引入天然气进一步扫除残留的水蒸气,在输送条件下干燥残留的水蒸气已不足以造成析出液态水并进一步生成水合物。
四、天然气管道的除水干燥技术
1、管道的除水技术
目前管道进行试验试压时,多采用水压实验。试压结束后管道中残留的游离水量一定程度上直接影响管道干燥进行的效果以及管道干燥所需时间。因此管道干燥是除水和干燥两部分构成,管道除水后可以达到更好的干燥效果。
根据《输油输气管道线路工程施工及验收规范》要求,管道水压试验后,干燥作业前进行清管扫线,以尽量除去管道中的游离水的过程。管道内积水清扫应达到的效果是管道中的大部分水已经被除掉,除个别的低洼段外,只在管壁上遗留一层薄薄的水膜。根据国外的经验,水膜的厚度一般在0.05-0.15mm之间,除水效果好的话,甚至能达到0.01mm。
2、管道除水技术要点:
(1)管道内壁的清洁度、粗糙度、弯头的数量和曲率是影响除水效果的内在因素;密封性能是能否取得理想除水效果的外在因素,是关键。
(2)在除水作业时,清官器(列车)的前进速度要控制在一定范围内。一般控制在0.6m/s以下。
(3)至于除水效果的判断方法,最常用的方法仍然是传统的目测法。
法国然气公司的做法是:陆上输气管道干燥时,若果除水阶段某一个清管器接收后,清管器末推出明显水迹,而且清管器看起来很干燥;从此时算起24小时后再发一个同样型的清管器,如果接收后此清管器状态和前一个没有明显差别,就可以认为管道中的游离水全部以水膜形式存在,除水可以结束,干燥可以开始。
管道除水时,可以使用皮碗式清管器、直板式清管器和涂有聚氨酯外皮的泡沫清管器等各种类型和材料的清管器。除水时可按管段长短分别单发清管器或发清管列车。
五、天然气管道干燥方法
新建设好的天然气管道要采用水或气作压力试验,压力试验完工后,经过管道通球扫线将水、气排出。但这种方法不能保证将管道内的湿气完全排出,而天然气中含有大量的酸性化合物,输入管道后,与残存的湿气相遇,在管壁上形成一种黏性晶状水合物,越积越多,最终可能造成管道堵塞。管道干燥技术就是解决这一问题的途径。管道干燥技术是国际上近年来兴起的一项新技术。目前,国内外天然气长输管道常用的干燥方法有干燥剂法、流动气体蒸发法、真空干燥法等。
1、干燥剂法
一般采用甲醇、乙二醇或三甘醇作为干燥剂,干燥剂和水可以任意比例互溶,所形成的溶液中水的蒸汽压大大降低,从而达到干燥的目的。甲醇和乙二醇具有很强的吸水性,常被用于管道干燥,可达到同样目的的还有乙醇、丙醇和三甘醇等。除了吸水性以外,上述的醇类还有一格很重要的特性,即当其在液态水中存在时可降低水合物的形成温度,所以在很多场合甲醇和乙二醇作为水合物的抑制剂。当甲醇在水中的含量为50%时,可使水合物的形成温度降低40?C。这在很多情况下足以保证在管道中不形成水合物。
在实际应用过程中,由于乙二醇和三甘醇的价格费用较高,因此一般选用甲醇作为干燥剂。在用甲醇吹扫干燥时可采用天然气或氮气作为推动力,一般采用"清管列车"运送几个批量的甲醇通过管道,在两个清管器间夹带一定体积的甲醇,形成一定的甲醇浓度梯度,从而达到彻底脱水干燥的目的,。"清管列车"过后在管壁上留下一层含有一定量水的甲醇薄膜。理论上,如果使用足够量的甲醇扫线,保证"清管列车"通过后这层薄膜中甲醇的浓度大于50%,就会确保管道中不会形成水合物。
在使用甲醇进行管道干燥时,存在着以下优点和缺点。
(1)甲醇扫线干燥法的优点:
①甲醇扫线是最快的干燥方法。
②可干燥的管道长度仅受限于清管器的性能。
③可用于陆地上和海底管道。
④干燥的同时投产。
⑤在低温环境下依然有效。
(2)甲醇扫线干燥法的缺点:
①单独使用这种方法干燥效果不是很好,对于含硫天然气管道不是最佳方法。
②由于甲醇和天然气都极易燃烧,甲醇扫线施工将影响工地上的其他设备工作,尤其是工地必需的热工设备等。
③甲醇的易燃、易爆和剧毒性使得使用这种干燥技术的难度和风险比其他干燥技术更大。
④投产运行初天然气气质受到影响。
2 、流动气体蒸发法
流动气体蒸发法的原理是流动的干燥气体在管道里与残留在管内壁及低洼处的水接触后使水蒸发,进而达到干燥的目的。这种气体可以是干燥的空气、氮气或天然气,因此流动气体蒸发法又可以分为干空气干燥法、氮气干燥法、天然气干燥法。
干空气吹扫干燥的原理是 ,低露点的空气进 入管道后会促使残留在管壁上的水蒸发 ,湿气由空气流带走 。判断干燥的方法是 ,源源不断地输入干空气并监测管道出口的空气湿度或露点,当其小于预定值时.表明管道已经干燥另一种方法是同时监测人口和出口的露点 ,当两者相等 时 ,表明管管已经燥影响干燥时间的主要因素有水膜厚度、环境温度下饱和湿空气含量 、干空气的湿气含量 、干二夺气的质量和体积流量以及管道 的长度等。
在干空气进行管道干燥时,存在着以下优点和缺点。
(2)干燥气吹扫干燥法的主要优点:
①能达到很高的干在水平。
②干燥时间相对较短。
③干燥的同时若采用除尘工艺可使用管道在通天然气前达到很高的清洁水平,这一点是其他干燥技术无法做到的。
④设备费用相对较低。
⑤非常安全,干燥的进程易于控制。
(3)干燥气吹扫干燥法的主要缺点:
①对于大口径管道,设备要占用很大面积。
②需要消耗大量的燃油或电力来制取干空气。
用氮气替代干空气做吹扫介质时,干燥原理、过程及控制与干空气法完全一致。只是因为氮气露点可以很低(-90?C),能带走更多水分。而且氮气是惰性气体,对系统非常安全,并能适应管道投产时置换作业的需要。空气中含有大量的氮气,所以纯净的氮气是用于管道吹扫和干燥的非常理想的介质。但是管道干燥对氮气需求量较大,野外工作环境比较恶劣,对设备性能要求很高。常规的制氮气方式比较复杂,不太适合野外作业。因此合理选择制氮装置,从而根据制氮装置的能力来确定管道干燥的氮气用量和相应的干燥时间是非常必要的。
3 、真空干燥法
真空干燥法是在控制条件下应用真空泵通过降低管内压力而除去管内自由水的方法。水的沸点随压力的降低而降低,在压力很低的情况下,水可以在很低的温度下就沸腾而剧烈蒸发、汽化。真空干燥就是利用这一原理,用真空泵抽吸密闭管段内的气体,不断地降低用真空泵从管道中往外抽气,当压力降低到管内温度对应的饱和蒸汽压时(SVP),继续使用真空泵向外抽取管段内的气体,管段内液态水就会沸腾蒸发变成水蒸气,水蒸气被真空泵抽出,以达到对管道除水干燥的目的。它分为深度排水、减压、蒸发排气、抽真空过程。通过管道工程的实际应用,采用该方法干燥长输管道的时间远大于干空气干燥法,将其用于站场管道干燥效果好于干空气干燥法。
在用真空干燥法进行管道干燥时,存在着以下优点和缺点。
(1)真空干燥法技术的优点:
①可靠性高,管道中所有的水都可以除去。
②能达到很低的露点,在使用氮气吹扫时的最低能达到-68oC。
③在管道的一端作业,这对于复杂管道和多汇管等难以用其他方法干燥的管道非常有利。
④不会产生明显的废物。
⑤进度易于预测。
(2)真空干燥法技术的缺点:
①干燥的同时不能清洁管道。
②持续的时间很长。
参考文献:
【1】万新强,孙碧君.《长距离天然气管道干空气干燥技术及应用》,[J].油气储运,2007(4).
作者简介:陈胜男(1982.8-),女,辽宁沈阳人,中国石化天然气分公司济南天然气管道管理处业务主管,研究方向:天然气集输。