中亚天然气管道AB线的设计主要遵循乌国和哈国的法律、法规、规范（主要是苏联规范）和当地通用做法，但也结合了部分国际公认的ASME或API等标准和规范，具有诸多与我国国内不同的设计特色。以下以已经投产运行的AB线的输气站场为例，论述中亚与国内天然气站场的若干设计差异，分析各自优势和不足，以期对中亚天然气管道后续设计的C线、D线起到更好的指导作用，对我国国内天然气站场设计也有一定的借鉴意义。
1压气站进出站ESD阀门、越站管道和清管设施设置折差异分析
1.1中亚
对于中亚输气站场，苏联规范ОНТП51-1-85指出，输气管道清管站应与压气站的接通枢纽合建[7]，合建后简称清管站，压气站接通枢纽为干线管道和压气站的联结点。苏联规范СНиП2.05.06-85规定了压气站与干线管道中心线的最小距离，其与干线管道的类别有关。中亚AB线干线管道直径为1067mm，为I类管道，则压气站与离干线管道中心线的最小距离为225m（即压气站与压气站接通枢纽的距离不小于225m）[8]。按照以上规范要求，压气站和清管站为两个单独的站场，压气站围墙与进出清管站干线管道的间距不小于225m。进出压气站的ESD阀设置在压气站接通枢纽与压气站之间的连接管道上，其与压气站的越站管道、清管设施均设置在清管站内（图1）。
1.2国内
对于我国国内输气站场，按照国标GB50251—2003，清管站一般与压气站合建[9]。国内压气站的进出站ESD阀门、清管设施及越站旁通管道一般均设置在压气站内（图2）。清管设施作为压气站的一个单独分区（清管区），压气站的各个分区的间距满足GB50183—2004防火等相关规范的要求[10]。压气站的进出站ESD阀门设置在收发球筒连接的干线管道上。管道和压气站之间的相互影响，安全性更有保障；中亚清管站和压气站分开设置，而国内设计为合建，更便于统一管理。对比中亚和国内压气站进出站ESD阀门的位置设置（图1、图2）可见，国内的ESD阀门设置在清管器必经的干线管道上，若在清管过程中触发站场进出站ESD阀门，可能出现清管器不能进入收球筒的情况，对清管作业造成影响，而中亚设计却有效避免了这种情况，即使在清管作业中触发ESD，仍可顺利完成清管作业。
2压气站放空立管设置的差异分析
2.1中亚放空立管的数量
哈国规范СТРК1916-2009不允许将手动和自动放空管道及不同设计压力的放空管道合并[11]，因此根据实际情况压气站需设置多座放空立管。放空立管的高度：苏联规范ОНТП51-1-85要求压气站管网的放空立管距地面的设计高度不低于5m[7]，结合当地通用做法，在中亚AB线管道施工图的最初设计阶段，乌国和哈国两国压气站站外放空立管的高度是5m。放空立管结构：根据当地通用做法（图3），埋地的放空管道与90°弯头焊接伸到地面之上，其顶部设有防雨盖，以防雨水进入放空管道。防雨盖和支承架由4mm厚的钢板制作而成，旋转轴由Φ14的圆钢制作而成。防雨盖一般情况下处于关闭状态，只有在管道放空的时候，靠天然气的冲击力打开防雨盖[6]。
2.2国内放空立管的个数
国标GB50183—2003指出，高压、低压放空管宜分别设置，并应直接与火炬或放空总管连接，不同排放压力的可燃气体放空管道接入同一排放系统时，应确保不同压力的放空点能同时安全排放[5]。因此，国内天然气站站场均设置一座总的放空立管（图4），其他各放空支线在放空终端前就已汇入总管。放空立管的高度：国标GB50251—2004指出放空立管的高度应比附近建（构）筑物高出2m以上，且总高度不应小于10m[4]。在设计中，放空立管的具体高度需根据放空立管与站场的间距及放空量的要求（需满足GB50251—2004和GB50183—2003规定）确定。使用软件模拟放空立管放空时其出口周围及下风向的天然气扩散范围，根据模拟结果选取合理的高度，以保证在满足规范要求的间距范围内天然气浓度低于爆炸极限要求。
2.3对比分析
我国国内设置一根总的放空立管，存在放空时高压气体串到低压管道破坏设备的可能性，也存在手动放空管道维修时，由于自动放空突然排放气体发生串气造成危险的可能性，但由于国内站场的各放空支线在放空终端前才汇入总管，系统中各泄放装置的最大允许背压也已经过计算，能够保证不同压力的放空点同时安全排放，确保不会发生危险。中亚天然气站场将自动、手动、不同设计压力的放管管道分别设置在放空立管，杜绝了发生以上问题的可能性，但设置多个放空立管，造成征地面积和工程投资增加。中亚AB线压气站放空立管最初设计高度是5m，高度过低，管道放空时，天然气会弥漫到压气站，存在较大的安全隐患，因此对AB线已经施工完成的压气站的放空立管进行了改造，对未完成的压气站进行了整改，放空立管高度均超过12m。关于放空立管的结构，国内的放空立管结构设计明显优于中亚的设计。由国内设计图（图4）可以看出，当雨水进入放空立管后，可以通过隔板上安装的排污管道排出，不会进入放空管道；当立管内积有尘土时，可以通过手孔清理。中亚设计图（图3）中，防雨水主要靠放空立管顶部的防雨盖。防雨盖一般情况下处于关闭状态，只有在管道放空时，靠天然气的冲击力打开防雨盖，当防雨盖打开后，必须人工才能复位，对于12m以上的放空立管，人工复位难度较大。综上，在遵守当地规范的前提下，设计者应从操作更方便、运行更安全的角度考虑，对当地的通用做法进行优化。在中亚天然气管道的后续设计中，站场放空立管的高度和结构将参照国内放空立管设计思想进行设计。
3清管站（区）排污收集系统的差异分析
3.1中亚清管污物收集装置外形结构
苏联规范ОНТП51-1-85指出，清管站应设置输气I级管道钢管制造的地下收集管来收集清管污物[8]。中亚天然气清管站将这种清管污物地下收集管称作冷凝液收集器（图5），其采用干线钢管和一些弯头焊接而成，根据容积大小做成U形或多个U形相连通的形状，设计压力与干线管道相同。中亚AB线管道设计的冷凝液收集器容积均不低于50m3。装置上设有清管污物进口、吹扫口、回流口（同时接放空管道）装车口，以及液位计、压力表等仪表接口。清管污物收集流程（图6）：正常运行时，阀门1和ESD阀打开，其他阀门均处于关闭状态。清管时，清管排污收集程序为：①中亚清管站进站前1km处设置有清管指示器，站内收到站外清管指示器发来的清管器通过信号时，先打开阀门5、6、7，再打开阀门4的平衡阀给收球筒、排污管道2和冷凝液收集器充压，随后打开阀门4、3、9。当清管器进站后，调整阀门1的开度，控制清管器的速度，当收球筒上清管指示器指示清管器进入收球筒后，全开阀门1，完成清管器接收，恢复正常运行时的阀门开关状态。清管排污管道2位于收球筒之前的埋地干线管上，该排污管道上的阀门在清管器距离清管站1km时打开，由于冷凝液收集器与压气站进站管道相连，且与干线设计压力一致，因此在清管污物进入冷凝液收集器的同时，污物中携带的天然气循环回流到压气站进站管道，从而实现在线排污。②从图6可以看到，除了清管排污管道2，还有清管排污管道1也同时接入冷凝液收集器。当完成清管器接收后，整个系统回到正常运行时的阀门开关状态，收球筒内会收集有一定的清管污物需要排出，此时打开冷凝液收集器上的放空管道阀门，放空其内部的天然气至常压，再打开收球筒上的放空管道阀门进行放空，当筒内压力降到0.2~0.4MPa时，关闭放空管道上的阀门，打开收球筒清管排污管道1上的阀门10、11，待筒内压力降为常压，完成筒内清污，关闭清管排污管道1上的阀门，随后打开收球筒快开盲板，取出清管器，完成清管工作。以上程序适用于清管污物较多的情况，若清管污物较少，则可执行程序①，但程序①中的阀门5、6、7、9要始终处于关闭状态，然后执行程序②。
3.2国内清管污物收集装置外形结构
国内有清管功能的天然气站场，清管污物的收集一般采用排污池或排污罐。目前设计采用排污罐的情况较多，以西气东输二线为例，排污罐的容量一般不会超过20m3，设计压力为1.6MPa，排污罐可地上或埋地安装。常见卧式圆柱形罐体，罐体一般设有人孔、排污进口、安全泄放口（设安全阀接放空管道）和装车口，以及液位计、压力表等一些仪表接口。清管污物收集流程：根据国内常见收球流程示意图（图7），清管污物进入排污罐只有一条排污管道。收球过程中不执行排污程序，当收球筒上清管指示器指示清管器进入收球筒时，清管污物被清管器推入收球筒内，此时恢复管道正常运行流程，阀门1和ESD阀全开状态，其他阀门处于关闭状态，随后执行排污程序，打开收球筒放空管道上的阀门，当筒内压力降到低于1.6MPa时，关闭放空管道上的阀门，打开清管排污管道上的阀门4、5，完成筒内清污后，关闭排污管道上的阀门，随后打开收球筒快开盲板，取出清管器，完成清管工作。
3.3对比分析
当在投产初期或天然气中含液体及杂质较多需清管时，若收球筒的容积不足以容纳全部污物，会造成部分清管污物被带入下游管段，增加后续过滤分离设备的处理负荷。中亚清管污物收集系统除了设计有与国内相同的收球筒底部排污通道外，同时在天然气进入收球筒前的干线管道多设计了一条污物收集通道，与之相连的冷凝液收集器采用干线管及管件组成，设计压力与干线压力相同，设计了5‰的坡度，并与压气站进站管道连接。当含液体和杂质的天然气通过该通道进入冷凝液收集器时，液体和杂质沉积下来，净化过的天然气回流进入压气站进站管道，同时由于冷凝液收集器设计容积比国内排污收集容器大，因此中亚清管污物收集系统相对具有更强的纳污能力。另外，中亚清管站可根据管道中清管污物量选择清管污物收集程序，这一点比国内设计更加灵活。但是，中亚清管污物收集系统操作比国内复杂，同时在线排污收集操作时压力较高，增加了操作的风险。
4结论与建议
中亚压气站进出站ESD阀门、越站管道和清管设施布置的安全性比国内设计要高，但不便于统一管理，进出站ESD阀门的设置位置比国内设计更合理；国内放空立管的高度和结构设计优于中亚压气站放空立管设计；与国内设计相比，中亚清管污物收集系统具有更强的纳污能力，操作更灵活，但清管污物收集程序较复杂，操作风险高。除此之外，中亚天然气站场设计还有很多与国内不同的设计特色，设计过程中要善于多做对比，相互借鉴，这是提升中亚和国内设计水平的一个重要途径。
作者:赵翠玲 王晓红 孟令兵 罗叶新 李艳 董志伟 单位:中国石油天然气管道工程有限公司