输气场站调压撬自动分输故障分析及应对措施

输气场站调压撬自动分输故障分析及应对措施

甄志国1唐永胜1徐志斌2张东东1

1、国家管网集团天津天然气管道有限责任公司

2、中国石化中原油田分公司油气储运中心

摘要：为了推动输气场站员工判断和处置天然气长输管道输气场站自动分输的各类故障，适应“区域化”、“无人化”管理模式的推行，提升员工处理天然气自动分输功能的运维水平，针对调压撬自动分输功能在推广运行过程中遇到的各类故障，尤其是异常停输，调节失灵、无法启停等问题，从工艺、设备、自动化逻辑三个方面着手，深入剖析原因，提出具体的故障处理方法和切实有效的预防措施，以保障设备安全平稳运行。研究成果可提升场站运维人员的故障处理能力，为今后场站员工处置类似故障提供借鉴。

关键词：自动调压；流量调节；自动分输

自动分输是现代化天然气输气场站提升自动化管理水平的重要工作之一，也是天然气分公司推行“无人站”“少人站”管理模式的最重要内容，在调压撬自动分输推广过程中，受工艺条件不同、调压设备不同、控制逻辑不同导致调压撬自动分输繁出现故障。因此，需要针对不同工艺、设备、逻辑程序分类研究调压撬自动分输故障，并相应制定应对措施、旨在解决现场实际问题，确保自动分输功能在场站的良好运行状态，实现“无人化值守”值守的安全运行。

1.调压撬自动分输故障现象

1.1 受生产工艺峰谷值悬殊的影响安全切断阀频繁切断

以榆济管道公司吕楼站为例，下游用户存在用气量严重不稳定的情况，吕楼站下游用户存在CNG站，由于用气量的峰谷关系，存在瞬时流量不稳定的现象，谷值瞬时流量的时候仅为5000m³/h，峰值瞬时流量达到55000 m³/h。如果出现CNG压缩机组启停设备，就会出现用气量大幅增加或降低，进而导致安全切断阀切断，或者调压撬流量超出超声波流量计的要求。

1.2 受三级压力设置梯度不合理的影响安全切断阀切断

监控调压阀和安全切断阀设置值过于接近，以榆济管道公司范县站为例，下游用户的管线设计压力4.0MPa，用户为最大限度的增加管存量，要求输气站供气压力达到3.8MPa，而安全切断阀的切断压力3.9MPa，监控调压阀的压力与安全切断阀的压力值过近，导致自动分输在进行PID调节的时候，一旦出现压力波动，就会造成安全切断阀切断。

1.3 天然气运行温度过低导致自动分输无法调节

根据《天然气管道运行规范》SY/T 5922-2012标准，在最高操作压力下，水露点应比最低输送环境温度至少低5℃，主干线水露点符合运行要求，常规下不会产生冰堵现象。但是某些高压管道为最大发挥输送效率，和增加管存量，在冬季运行中长期在接近天然气设计压力运行，而下游用户的城镇管网设计压力不超过4MPa，部分用户为2.5MPa，导致上下游存在较大的压力差，以天津管道为例，主干线设计压力为10MPa，长期运行压力9.0MPa，下游用户接驳干线的设计压力都在3.5MPa，上下游存5.5MPa的压力差，将会产生将近25℃的温度降，这也直接导致冬季极寒天气下发生冰堵和自动分输启动期间上游调压阀开启困难的直接原因。

1.4 下游用户工艺突变导致自动分输停输

自动分输使用的是逻辑程序控制调压阀运行，其启停均需要一定的反应时间，需要PID进行上下调整，最终达到平稳启停输的目的，部分下游用户，由于大型用气机组，或者员工倒换流程等原因，导致用气量急增，急停，造成自动分输逻辑程序和调压撬设备无法按照程序进行启停。

1.5 上下游压力差过大导致调压撬上游阀门无法开启

以天津管道为列，调压撬上游压力为9MPa，而自动分输控制调压撬停输，关闭调压支路上游阀门，随后计量调压支路的压力就会缓慢降低到与下游用户持平的3.5MPa，待自动分输再次启输，调压支路上游阀门就会存在9MPa和3.5MPa的巨大压差，导致程序无法正常开启调压撬上游球阀。

2故障处理及应对措施

2.1调整下游用户的供气压力梯度

针对输气场站调压撬安全切断阀切断压力3.9MPa，监控调压阀设定压力3.8Mpa，工作调压阀设置压力3.7MPa，安全切断阀和监控调压阀之间设置压力梯度过小，需要和下游用户进行了协商，将下游用户的监控调压阀设置压力设置按照一定梯度进行设置，设置依据为，以下游用户设计压力为全保护基准值BP（BasicPressure）为列，分输支路中压力保护系统安全切断阀（SSV）设定值应等于基准值，监视调节阀（PCV）、工作调节阀（PV）的设定值应根据支路设计方式制定：当支路设计方式为“SSV+PCV+PV”时，SSV：PCV：PV=BP：0.95BP：0.9BP；当支路设计方式为“SSV+SSV+PV”时，SSV：SSV：PV=BP：BP：0.95BP。

以此方法解决了因为安全切断阀和监控调压阀设置值太接近，自动分输期间较小的压力波动就会导致安全切断阀切断的问题。

2.2 避免用户用气量大幅波动

针对因下游用户输气量波动导致安全切断阀切断，输气场站员工要通过调控中心与用户进行协商，共同查找较小用户用气量波动的途径。下游用户通过切换双支路CNG压缩机组启停方式，在双支路CNG压缩机组启停时，增加顺序启动的间隔时间，以减少用气量的波动。而在大型工业用气设备启停过程中，要求用户尽量缓慢启停设备，或者多台设备拉长启停间隔时间，用户调整了启动生产设备的方式方法后，大大降低了用气量的波动，为调压撬自动分输的良好运行提供了条件，为自动分输中的PID调节留出了时间。

2.3 调整自动分输逻辑程序

针对下游用户输气量突然升高导致超流量运行的情况，问题主要集中在工业企业生产用气，由于下游用户突然用气量增加，导致调压撬自动分输程序中工作调流阀开度迅速开大，因为PID程序中存在超调和回调的工作方式，造成瞬时流量波动较大，在逻辑程序中增加了工作调流阀的最大开度，自动分输程序PID调节时工作调流阀的最大开度不在是100%，而是经过计算，人工设置的最大开度，该方法避免了因为自动分输调节导致输气量过大，造成超声波流量计无法计量的问题。

2.4 减少压降实现阀门电动开启

由于榆济天然气管道主干线运行压力与下游用户管线存在压差，当自动分输将调压撬关停后，由于监控调压阀存在一定的内漏，导致调压撬再次自动启动时，调压撬上游的电动执行机构很难通过远程自动开启。采取将汇管前的电动执行机构引入到逻辑程序，调压撬执行自动分输中的停运命令时，首先关闭汇管前的电动执行机构，形成了两级降压的模式，解决了自动分输过程中调压撬前的电动执行机构难以开启的问题。

2.5 调整工作调流阀的响应速度

针对调压撬自动分输调节过程中，存在无法小流量调节，且调节速度较慢的问题，通过现场分析和查找资料，最终确定为工作调流阀的“死区”设置不符合现场实际，按照现场生产工艺的运行情况，通过计算，将调压撬的工作调流阀“死区”值从3.0调整到1.5,以增加该阀门对流量快速相应的速度，符合现场的运行要求。

3、结语

调压撬自动分输技术能够将大量的调压撬启、停和流量调节工作简化为自动化控制，利用SCADA系统进行自动完成。调压撬自动分输技术的应用可以优化人力资源配置，从真正意义上实现“无人化”自动管理，提高输气站场的自动化和智能化。但是在实际应用过程中，调压撬自动分输技术受到输气场站调压撬自动分输故障率的影响，对生产工艺的平稳运行，设备的完好率都有一定影响。本文结合实际生产中调压撬自动分输故障的原因及处理措施进行了分析探讨，为未来的生产过程中进一步增加智能化、自动化设备的有效运行提供了解决思路。  

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