天然气调压站控制系统

天然气调压站控制系统（共5篇）

天然气调压站控制系统 篇1

摘要：基于天然气调压站的工艺过程及其控制要求, 设计其PLC控制系统, 重点介绍其上位机的硬件组成、软件流程和通信网络的设计方案。

关键词：天然气调压站控制系统,PLC,硬件,通信,组态

国家重点建设项目福建晋江燃气电厂采用液化天然气为燃料, 其一期建设规模1 400MW, 配有4台F级燃气-蒸汽联合循环机组, 并分期通过运行验收。以天然气为燃料的燃气轮机和汽轮机联合循环发电是当前燃气电厂的主要生产方式, 燃气电厂的燃气轮机对天然气的物理特性有明确要求, 包括颗粒杂质、液体含量、温度及压力等。为了保证整个燃气轮机的正常、安全、高效运行, 机组燃料天然气的物理特性主要由天然气调压站和前置模块的工艺设备调节。在福建晋江燃气电厂工程项目中, 大连派思燃气系统股份有限公司提供了成套的天然气调压站 (减压站) , 在此笔者着重介绍了PLC在该站控系统中的应用。

1 天然气调压站工艺简述*

福建晋江燃气电厂的天然气调压站为满足燃气轮机对天然气物理特性的要求, 工艺过程分为入口、计量、分离、加热、过滤、启动加热调压和主调压7个单元, 工艺流程如图1所示。在入口单元设有绝缘接头和紧急切断阀, 绝缘接头实现调压站内管道/设备与上游天然气传输管道的电绝缘;紧急切断阀在发生火警或紧急情况时, 切断整个电厂的燃气供应。计量单元采用超声波流量计、温度及压力等计量补偿, 实现天然气的校对计量, 并统计流经调压站的天然气总量。分离和过滤单元采用粗分离器和凝聚式过滤器, 清除燃气轮机中天然气组分中的各类杂质;水浴式加热单元对流经的天然气换热升温, 实现燃气轮机对天然气的温度要求。主调压单元设有自力式安全切断阀、监控调压器和工作调压器, 目的是调节天然气的压力, 使得上游较高的天然气压力被调节到下游燃气轮机需要的压力范围。启动加热调压单元设有自力式安全切断阀和工作调压器, 目的是调节天然气压力, 使得上游较高的天然气压力, 被调节到下游启动锅炉需要的压力范围。

2 调压站控制系统

该项目中天然气调压站的控制系统由上位机操作员站 (HMI) 、MODICON TSX QUANTUM PLC和现场检测控制仪表组成, 按功能分为:测量控制层、监控操作层和远程管理层。测量控制层由PLC控制站构成, PLC控制站直接与传感器、变送器及执行机构等现场设备相连, 系统中的全部数据采集、处理及信息传递等任务均由其完成;监控操作层由就地控制室内的操作员站构成, 该层是整个系统的人机信息交换中心, 负责将工艺过程量的信息集中, 并通过简单的操作完成工艺过程量的显示与控制, 同时进行控制系统的组态生成等;远程管理层由电厂集控室的操作员站构成, 该层是天然气调压站调试完成后, 各燃气机组正常运行期间管理并操控天然气调压站的场所, 不仅可以显示天然气调压站的工艺过程量, 还可以操控天然气调压站的工艺过程。

按照天然气调压站的工艺条件和控制要求, 以及就地操作和远程管理的要求, 该项目选用MODICON TSXQUANTUMPLC, 它是以140CPU67160为核心的冗余热备处理器系统, 即由PLC主、备和RIO子站组成。其中冗余热备处理器系统各自独立, 硬件配置完全相同, 在各自的CPU模块上均集成了热备端口 (端口速率100Mb/s) , 热备原理是主动传输、纯硬件自动切换, 无需设置参数或编写程序。RIO子站选择的输入输出模块均为QUANTUM140系列产品, 各测点类型都留有15%的余量, 以保证系统的稳定性和可扩充性。

按照工艺要求和系统需求, 上位机操作员站选用DELL电脑, 其CPU为E5200 (英特尔双核, 2 500MHz) 、内存2GB DDR2 (667MHz) 、硬盘250GB SATA2 3.0Gb/s, 操作系统是Windows XP, 组态软件采用Intouch9.5;PLC编程软件为Unity Pro XL V2.3。

3 通信网络

3.1 PLC主 (备) 站与RIO子站间的通信

每个热备处理器站上均配有CRP通信适配器, 与RIO子站上的CRA通信适配器构成数据传输通道, 采用同轴电缆或光纤介质, S908通信协议, 通信速率1.544Mb/s。

3.2 PLC主 (备) 站与上位机间的通信

PLC主 (备) 站与上位机之间采用基于TCP/IP协议的工业以太网通信。在PLC主 (备) 站上均配有以太网模块140NOE77101, 该模块具有100Mb/s的通信传输速率, RJ45接口。

3.3 上位机操作员站与PLC控制站间的通信

上位机操作员站与PLC控制站之间的通信, 多采用以太网, 本站也选用以太网连接方式。为实现硬冗余的PLC, 在每个CPU机架上均设置以太网模块, 以实现与操作员站的通信和数据交换。同时, 在上位机操作员站安装硬件驱动并预置通信协议。

4 上位机操作员站

上位机操作员站包括一台操作员站 (兼工程师站) 和一台打印机。该操作员站在天然气调压站正常运行期间, 是作为运行人员巡检时查询操作的, 看到的是Intouch运行模式, 运行人员可以浏览天然气调压站整个工艺设备各单元节点的工艺参数, 也可以对用于操控的阀门进行操控;浏览各检测点的历史参数, 分析进站天然气在站内通过时的状况;调阅各检测点的报警状况, 分析并处理天然气站内各设备的运行状况。通过口令确认, 运行人员也可以进入Intouch开发模式, 此模式下运行人员可以进行组态编辑画面及修正调节回路的设定值等。在上位机操作员站中还安装有PLC编程工具软件Unity Pro, 通过该软件可以编辑或更新PLC工艺控制程序。

4.1 Intouch9.5应用配置

启动Intouch9.5选择已建立的应用程序并以Window Maker模式打开, 首先建立访问名 (本例为TYZ) 、应用程序名DASmbtcp、主题名TYZ, 协议选择DDE;然后配置Window Viewer, 在常规选项界面勾选转换到Window Maker时关闭所有打开的窗口, 在窗口配置选项界面中选择窗口显示形式, 在起始窗口中选择Window Viever运行时首先打开运行的窗口界面。按调压站的站控系统一般要求, 本例选择工艺系统图作为起始运行界面。

4.2 系统界面

在如图2所示的主界面调压站工艺系统界面上, 可以监视整个系统的运行情况, 该界面是整个调压站PLC控制系统中的主要显示界面, 正常运行以监视此界面为主, 由入口、KO、水浴加热、过滤/冷凝及调压等单元组成。操作人员将鼠标悬停于某一设备上方, 就会出现该设备或参数的名称或注释。

4.3 运行模式

天然气调压站控系统的运行模式包括:远程/就地选择, 在上位机操作员站上通过按钮选择就地操作还是集控室远程操作, 如排污、温控阀开度及调压器开度等;手动方式, 在上位机操作员站上对控制对象进行一一对应操作;自动方式, 自动完成整个调压站具体工艺的全过程监控。

4.4 模拟量显示与趋势曲线

模拟量显示界面 (图3) 是用于显示整个调压站PLC控制系统中所有模拟量的, 并在此检查变量的历史曲线。界面中“数值”列中显示变量的实时值, 点“趋势图”按钮可以显示变量对应的历史曲线。打开趋势图界面 (图4) 则在其主界面窗口中显示主要变量的历史曲线, 点击图3下方的各按钮即可对曲线的时间等参数进行实时操作, 可以检查曲线的过去时间状态;左下方3个按钮分别为压力变量线、温度变量和液位变量历史曲线, 点击后显示相应变量的历史曲线, 这些分窗口是对主历史曲线窗口的补充。

5 PLC编程

UNITY PRO PLC编程软件包括所有IEC1311-3标准的FC、梯形图LD、功能块FBD、指令表IL和结构化文本ST 5种语言, 它们之间可以混合编程, 本例采用梯形图LD编程方式。按工艺流程, 调压站PLC主控制分为入口、分离、加热、过滤和调压5个部分, 而计量和电加热两部分是作为独立子控制设置的。

PLC上电后, 开始按入口、分离、加热、过滤和调压依次循环调用相应的子程序, 以事件方式监控各工艺设备。其中分离单元的PLC逻辑控制梯形图如图5所示。

6 结束语

福建晋江燃气电厂天然气调压站控制系统自投运以来, 对进站天然气实现了除尘、过滤、增温和调压控制, 保证了后续系统燃气轮机的供气要求。采用Unity Pro软件实现了调压站工艺设备的自动监控;运用Intouch软件, 根据工程要求多次修正了操作员站中的显示界面, 使监控界面更多地反映操作状态和过程参数, 不仅方便地读取来自于PLC的数据同时向PLC传送了相关数据, 而且帮助操作人员更便捷地掌握了设备运行状况, 提高了设备的运行效率。

天然气调压站控制系统 篇2

1 自力式调压截断系统

为了确保天然气管道下游压力正常, 以及供气安全, 自力式调压截断系统应该由三部分构成:压力检测系统、压力调节系统、压力安全系统 (如下图所示)

1.1 压力监测系统:

压力调节系统通常由两部分组成:压力表、压力智能变送器, 这两个部分对压力的获取都是通过压力取源部件进行的。压力取源部件通常也包括两部分:与工艺管道或设备连接的直行连接头、取压阀, 为了保障压力取源部件能够去的精确的压力, 确保供气系统正常传输, 直行连接头与工艺管道或设备的连接点要采取焊接的方法, 与取压阀之间的链接可以采取两种方法:焊接连接、法兰联结。取压阀要具备测试口、排气口 (排液口) 以保障传输管道的安全。

1.2 压力调节系统:

压力调节系统的主要作用就是用来调节管道下游的压力, 保障下游压力能够保持在正常压力范围。在压力调节系统中, 最主要的设备就是工作调压阀 (一般采用调节速度比较快的电控气动型的调节阀) , 为了满足管理目标, 在进行压力设计时应该设计自动切换系统, 当管道中的供气量超过设定好的压力值时, 就将自动控制系统转化为流量调节型控制系统, 从而对供气可以进行精确的限制;当管道中的供气量低于超过设定好的压力值时, 就将自动控制系统转化为压力控制系统。

1.3 压力安全系统:

压力调节系统是独立于压力调节系统的保障管道下游能够正常、安全运行的系统, 是管道系统中必不可缺的系统。目前常用的安装方法是在工作调压域上游串联一台自力式监控调压阀和一台自力式安全切断阀。监控调压阀是安装在工作调压域上游的第一级安全设备。监控调压阀是在调压域下游进行压力测量的, 一般情况下是处于全开位置的, 如果测量到的压力值高于工作调压回路的压力值或者低于工作调压回路的压力安全值, 它能够保障下游系统进行正常供气。监控调压阀采用的是不同于工作调压的自力式调压阀, 可以对系统的安全可靠提供进一步的保障, 还可以对调压给定值进行远程的给定, 避免人力物力的浪费。安全切断阀是安装在工作调压域上游的第二级安全设备。安全调压阀是在调压域下游进行压力测量的, 如果测量到的压力值大于设定的压力安全值, 就立马切断供气系统, 并且向站场发回警报, 能够保障下游系统供气安全。安全切断阀一旦切断就必须等待人工进行开启。安全切断阀是独立设置的, 并且一般情况下是处于开位的, 避免与系统中其他的阀门互相影响。电控自力式调节阀, 监控调压阀, 安全切断阀三个阀门的压力设定值逐渐增大。

2 调压截断系统中管路切换和压力流量调节的控制原则

2.1 管路切换控制原则:

当管路的压力监控系统遇到安全切断阀关闭或者回路控制器报警时, 系统会自动关闭入口的电动阀。当管道中流量在连续一段时间内都大于固定值, 可以通过添加压力监控管路的方法来进行更安全的监控;当管道中流量在连续一段时间内都小于固定值, 可以通过关闭压力监控管路, 同时通知站场关闭该路电动球阀。

2.2 压力流量调节控制原则:

调压回路一般有两种设计方法:单路、多路并联。一般情况下, 天然气站场都会选择三路并联的方式进行供气。如果需要对管道的流量进行更加精确的控制, 可以将流量计量系统监测到的信号和标准状况流量同时输入控制器, 然后进行进一步的分析。

3 调压截断系统的单路控制和多路并联控制方式分析

单路控制的设计方法是将出口最高压力, 最低压力以及最大标准状况流量输入到控制器, 根据不同的目标对控制系统进行不同的设置, 确保管道流量的正常, 如果需要改变下游供气压力, 可以直接通过控制器改变出口最高压力, 如果需要限制下游用户的用气时, 可以直接通过控制器改变最大标准状况流量。

多路并联控制的设计方法是通过给每一路设定不同的压力值, 将各个回路上的上下游压力, 安全切断阀状态, 调压阀阀位等数据传输到控制站, 然后根据站场的相应规定进行不同的调节控制。

4 调压截断系统在设计和应用中应该注意的问题

在天然气传输工作中, 调压截断系统能够进一步确保传输安全、稳定, 但是在实际的设计应用时, 还要注意以下几个问题:

4.1 为了进一步减少天然气泄露的可能性, 并且保证维修维护工作的方便, 在进行压力取源部件的安装时最好采用取压阀串联的方式, 在进行焊接确保稳固;

4.2 在进行温度变送器等仪表的安装时, 一定要进行绝缘处理, 防止仪表损坏或者阴极电流泄露;

4.3 调节阀部位的安装必须要采用一些能够承受比较大的压力差, 噪音还比较低的结构。在管道下游要安装消音器以减少管道中的噪音、震动等现象的发生, 避免对调节阀产生危害。

4.4 为了对一些重要部位进行精确的控制, 可以串联两个切断阀来保障下游管道或者设备的绝对安全。

4.5 在设计时一定要对站场的压力控制设备采取有效的防护措施, 避免因为长时间的运行而导致的失控现象的发生, 除了必要的监控调节设备之外还要在下游设置泄放装置和紧急放空装置。

4.6 应该在安全切断阀之前安装一个流量计, 这样控制器就可以对整个压力系统进行更加准确的控制。

4.7 要对整个系统采取温度保护措施, 避免造成控制失灵, 导致天然气传输系统发生故障。

5 结语

城市供气系统一旦出现问题便会影响人们的日常生活, 威胁人们的生命安全, 导致直接的经济损失, 所以, 一定要保障天然气的连续可靠传输和管道下游的供气安全, 要对管道内的压力进行仔细的调节, 从而确保压力系统正常。

摘要：在进行天然气的传输中, 管道输送系统要能够保障天然气的连续可靠输送, 还要确保管道下游的供气安全, 因此调压截断系统应运而生。自力式调压截断系统由三部分构成:压力检测系统、压力调节系统、压力安全系统。这种系统具有很多优点, 譬如:调压稳定、维护量比较小……。本文对自力式调压截断系统的组成原理进行详细的的介绍, 并且说明应用该系统时应该注意的诸多问题。

关键词：天然气管道,调压截断系统,设计和应用

参考文献

[1]李旭东.长输油气管道风险评估与作用[J].天然气与石油, 2012, 15 (3) :1-3.

[2]中国石油天然气集团公司HSE指导委员会.健康、安全、环境管理体系风险评价.北京:石油工业出版社, 2011.

[3]Coleman.T.F and Y Li."An interior Trust Region Approach for Nonlinear Minimization Subject to Bounds."SIAM Journal on Optimization, Vol, 6, pp.418-445, 1996.

天然气站场的计量调压设计分析 篇3

1 计量系统

天然气流量的计量是保证天然气供应管理的经济效益和流量输配稳定的关键, 因此, 科学地设计和配置天然气城市门站计量系统, 尽量提高其准确性和可靠性是计量系统设计的关键。在进站高压流量计之间设计对比流程, 在两个并联流量计之间增加串联回路。在流量计标定门站调压计量系统工艺流程时, 将其中任一路的流量计临时更换为标准气体流量计, 即可对另一路流量计进行标定。此设计方案的优点是可使标准气体流量计和被检测的流量计均在相同的压力条件下运行;缺点是由于标准气体流量计的某一组仪表常数是在与之相应的操作条件不变的情况下测得的, 在对串联的被检测流量计进行标定时, 运行工况会因天然气门站对外供气而发生变化, 因此需对标准气体流量计本身在不同压力条件下进行检定, 以保证其仪表常数的准确性和有效性。调压单元每一调压路均采用两台调压器串联连接而成。监控调压器给定出口压力略高于工作调压器的出口压力, 正常情况下, 监控调压器的阀口全开, 当工作调压器失灵, 出口压力上升到监控调压器的出口压力设定值时, 监控调压器投入运行。当运行路发生事故, 出口压力仍然上升, 运行路上的超压切断阀发生作用, 将运行路关断, 备用路能自动运行供气。运行路和备用路的工作调压器和监控调压器的出口压力应为不同的设置。调压器出口压力的设定值按从大到小的顺序排列依次为:运行路监控调压器、运行路工作调压器、备用路监控调压器、备用路工作调压器。调压器均采用故障开型, 即当工作调压器出现故障时为开启状态, 此时该调压器后压力上升, 从而启动监控调压器。

2 调压流程方案的确定

调压和超压保护装置是保证计量调压站功能和安全性的重要系统。目前输气管道常用的调压流程方案主要有5种:单台工作调节阀;单台工作调压阀+串联一个监控调压阀;单台工作调节阀+串联一个安全切断阀;工作监控调压阀+安全切断阀;工作调节阀+监控调压阀+安全切断阀。单台工作调节阀方案流程简单, 操作方便, 量程比小, 但需要运行人员随时调整, 安全性较差, 气量波动时人员调整不及时将导致下游压力波动。单台工作调压阀+串联一个监控调压阀方案是通过两个调压阀串联, 分级调节和监控, 实现对下游压力的监控;其安全性较好, 流程简单, 操作方便, 但需要运行人员随时调整, 两台调压器的压力设定要合理。单台工作调节阀+串联一个安全切断阀和工作监控调压阀+安全切断阀这两种方案均采用了安全切断阀设置, 安全性较高, 能确保下游压力不超压, 且占地和投资均不高。正常情况下, 安全切断阀和监控调压阀处于全开位置, 由工作调节阀对下游压力进行控制。当控制器接收到站控系统的信号, 供气流量超过设定值时, 控制器和工作调节阀则切换到流量控制状态, 此时控制器输出控制信号, 限制分输流量;当工作调节阀出现故障, 无法控制下游压力时, 监控调压阀开始工作, 以维持下游压力的安全范围;若监控调压阀也出现故障, 不能控制下游压力时, 安全切断阀则自动切断气源, 同时控制器开启备用回路, 以保证下游管道和设备的安全。

3 压力流量控制系统

天然气在管道中运行流通, 这种工况环境下, 天然气的压力与流量之间存在着正比的对应关系:在供气条件一样的情况下, 相同的管道中气流量越大, 压力也越大。在天然气站中的压力预留量控制不可能同时达到控制压力和流量, 一般在实际的设计中会在不同的工况中来分别设定相应的参数进行控制。天然气站场中常用的压力控制系统为串联监控, 增加流量控制功能只是在调节阀程序控制上增加控制环节, 因此一般压力流量控制系统包括:安全切断阀、监控调压器、调节阀、专用压力流量控制器、压力变送器、压力表及相关设备、大小头、管路附件等。安全切断阀、监控调压器、调节阀为相互独立的设备, 按照从上游至下游的顺序, 串联在一起组成的安全、监控式控制系统。压力流量控制系统为无人操作设计, 采用以PLC (带PID调节模块) 为基础组成独立的压力流量控制器, 对站场出站压力、流量进行控制:

(1) 当供气流量低于流量上限设定值时, 安全切断阀和监控调压器处于全开位置, 控制器和调节阀处于压力调节状态。此时, 控制器和调节阀的作用是控制对下游的供气压力在规定的范围内, 即在允许的波动范围内、按照压力上限设定值对下游用户供气。

(2) 当供气流量增加到接近或超过流量上限值时, 安全截断阀和监控调压阀处于全开位置, 控制器和调节阀处于流量控制状态。控制器输出控制信号, 减小调节阀开度, 控制供气流量不超过流量上限值;此时, 对下游供气压力将低于设定的压力值。

(3) 在对下游供气压力低于压力上限值的情况下, 如果供气流量出现波动, 则控制器根据站控系统反馈的供气流量和压力参数输出控制信号, 控制供气流量已设定的流量上限值、在允许的波动范围内稳定供气。

(4) 当供气流量从设定的流量上限值减少时, 压力流量控制系统增加调节阀开度以稳定供气流量;当供气流量继续减小, 调节阀开度继续增加导致对下游供气压力达到设定的出口压力值后, 压力流量控制系统进入上述:1) 所述的压力调节状态;当供气流量增加到接近或超过流量上限值时, 压力流量控制系统进入上述2) , 3) 所述的流量控制状态。

(5) 当调节器出现故障导致供气压力超过压力上限值达到一定范围时, 监控调压器自动 (或由专用控制器启动) 投入工作, 以维持下游供气压力在一个安全、合理范围。此时, 系统处于自力式压力调节状态, 不能控制供气流量。

(6) 若调节阀出现故障后, 监控调压器也出现故障, 不能控制下游压力时, 安全切断阀则自动 (或由专用控制器/站控系统) 切断该回路气源, 并由站控系统开启备用回路, 关闭故障回路, 以确保连续供气及下游管道、设备和系统的安全。

4 结束语

在现代化的城市天然气输配系统中, 调压与计量都是较为关键和复杂的设施, 在其工艺设计中必须综合考虑各方面的影响, 保证天然气在生产运行中可以灵活调配以实现不同的供气要求。在天然气站场的计量调压工艺中, 通过压力控制与流量调节相结合的控制逻辑, 能够有效保证城市供气的安全稳定和调节性需求, 对于保证沿线的天然气稳定供应并维持良好的经济收益起到了十分关键的作用。因此, 天然气站场的计量调压方案设计中, 应充分考虑工艺配置和城市供求关系, 以实现最优化的方案。

参考文献

[1]王树立, 赵会军主编.输气管道设计与管理[M].化学工业出版社, 2006.

[2]吴筱峰.城市天然气厂站中调压计量系统的设计[J].煤气与热力, 2010 (07) .

[3]姬建成, 赵明.城市天然气门站流量计量系统设计[J].煤气与热力, 2007 (09) .

[4]郭李平.城市天然气采用高压管道调峰储气的应用[J].山西建筑, 2013 (17) .

天然气处理厂空压站的设计 篇4

1 气源质量要求

仪表用气源一般采用洁净、干燥的压缩空气。

供气系统气源操作 (在线) 压力下的露点, 应比工作环境或历史上当地年 (季) 极端最低温度至少低10℃[1]。

用于仪表供气的气源, 必须进行净化处理。经净化装置, 在过滤器出口处, 要求仪表空气含尘粒径不大于3µm.含尘量应小于1mg/m3.当选用油润滑式空压机或者直接使用工艺压缩空气气源做仪表气源时, 必须配高效除油器, 将压缩空气中的油分含量控制在规定值以下, 并配以相应的过滤、干燥装置和备用储罐。

天然气处理厂的空压站选用无油螺杆机或微油螺杆机时, 为保证仪表空气的气源要求都设置了至少3级空气过滤器。

2 仪表空气的用量

仪表供气系统的负荷包括指示仪、记录仪、分析仪、信号转换器、气路电磁阀、继动器、变送器、电气阀门定位器、执行器等气动仪表和吹气液位计、吹气法测量用气正压防爆通风用气、仪表修理间气动仪表调试检修用气、仪表吹扫用气等。仪表空气设计容量即产气量应满足以上仪表用气的需要。对于为管道、设备、地坑等提供吹扫用的工厂风为非仪表用气负荷, 可另设一路管网。

仪表总耗气量计算, 可采用简便的方法估算耗气的总量, 即:按控制阀数汇总, 每台控制阀耗气量为1～2Nm3/h;控制室用气动仪表每台耗气量为0.5～1Nm3/h;现场每台气动仪表耗气量为1.0Nm3/h;正压通风防爆柜每小时换气次数大于6次[2]。

在计算耗气量时, 我们通常计算指为标准状态 (101.325k Pa, 0℃) , 仪表说明书中多为操作状态 (供气压力为140 k Pa, 20℃) , 必须经过换算:

式中Qc′-标准状态下的耗气量, Nm3/h;

Qc-操作状态下的耗气量, m3/h。

根据规范HGT20510-2000《仪表供气设计规定》和SH3020-2001《石油化工仪表供气设计规范》, 其仪表气源装置容量按下式计算:

式中:

QS—气源装置设计计算容量, Nm3/h;

Qc—各类仪表耗气总和, m3/h。

0.1～0.3—供气管网系统泄漏系数

3 压缩机组配置的确定

3.1 处理量的确定

空压机组的配置, 要考虑三种气量的消耗:仪表空气用量、吹扫点火某些装置鼓泡用的工厂风用量、正常生产时氮气用量。

压缩后的空气经过两级前置过滤器、吸附式干燥过滤器、一级后置过滤器成为达标的净化空气, 干燥损失率考虑10%～15%。

根据氮气用量计算出所需要的压缩空气的用量, 此用量与仪表风用量和工厂风用量之和为压缩机选型的依据。

在确定压缩机的处理量时, 还要根据当地大气压和环境温度对压缩机组的额定处理量进行校核。由于空压机的处理量一般是以20℃, 101.325kPa为标准状态确定的, 因此, 对于环境温度、压力与标况相差较大的地区, 特别是青海等高原地区, 其环境温度低 (年平均温度为5.5℃) , 大气压力低 (年均大气压约70KPa) , 应对空压机组的处理量进行校核。校核可采用下面公式:

式中:

V1—空压机组在20℃, 101.325kPa状态下的处理量, m3/h

P2—当地大气压, kPa

T2—当地环境温度, 20℃

V2—空压机组在当地的处理量, m3/h

3.2 空压机台数的确定

空气压缩机的型号、台数和不同空气品质、压力的供气系统, 应根据供气要求、压缩空气负荷, 经技术经济比较后确定。

压缩空气站内, 活塞空气压缩机或螺杆空气压缩机的台数宜为3～6台。对同一品质、压力的供气系统, 空气压缩机的型号不宜超过两种。离心空气压缩机的台数宜为2～5台, 并宜采用同一型号[3]。

净化厂的空气压缩机一般都会考虑备用, 防止空气压缩机出现故障使全厂的停产。

4 净化空气储罐的设计

仪表气源装置应设有足够容量的储气罐, 其容积按下列公式计算:

式中:V—储气罐容积 (m3) ;

t—维持时间 (min) ;

P1—正常操作压力 (kPa (a) ) ;

P2—最低输出压力 (kPa (a) ) ;

P0—大气压力, 通常P0=101.33k Pa (a) 。

维持时间t, 应根据生产规模、工艺流程复杂程度及安全联锁自动保护设计水平来确定。如果没有特殊要求, 可在15～30分钟内取值;净化厂净化空气储罐的设计, 一般都在此范围取值。

针对设计规模较大的净化厂, 净化空气的储罐宜全厂统一考虑个数和平面布置位置, 储罐后的净化空气管线一般采用不锈钢管线, 储罐的位置要考虑供气气量的同时, 尽量降低工程成本。碳钢的价格为1万/吨～1.5万/吨, 不锈钢的价格为2万/吨～2.5万吨, 净化空气管线在规模较大的净化厂中系统管架上的敷设距离能达到几公里, 空压站的净化空气储罐尽量布置在装置区附近, 减少不锈钢管线的用量。

5 结论

通过对仪表风气质要求的描述, 以及仪表风用量计算的介绍, 空压机选型的注意事项, 净化空气储罐的计算及平面布置的介绍, 勾勒出空压站设计的设计要点, 为净化厂空压站的设计提供参考。

摘要：通过对仪表气源质量要求及天然气处理厂空压机后仪表风干燥过滤设备要求的介绍, 引用了标准规范中计算仪表风量公式, 给出了工程中安全、可靠、合理的仪表风设计方案;再根据当地大气压及温度的影响、仪表风过滤损耗情况、氮气用量、非净化空气用量以及空压机台数配置要求等原则, 说明了空压机组设置;最后根据净化空气的仪表使用要求, 给出了仪表风罐的计算方法, 提出了安全、可靠的空压站配置要求, 同时为减少投资对仪表风罐的设计和布置提出建议。

关键词：天然气处理厂,仪表风质量,仪表风用量计算,压缩机的配置,净化空气储罐的设计

参考文献

[1]SH3020-2001, 石油化工仪表供气设计规范[S]

[2]HG/T20510-2000, 仪表供气设计规定[S].

天然气调压站控制系统 篇5

调压器作为一种压力调节装置，对燃气管网压力调节和稳定供气起到了至关重要的作用，是燃气管网实现自动化管理的重要设备。近几年天然气作为一种清洁能源被广泛应用于各个领域并得到快速发展，很多城市也逐渐实现了由人工燃气向天然气的转换。为了满足新气质条件下调压设备的正常工作，应对原有调压器实施改造。秦皇岛市燃气总公司2007年实施天然气转换，经过几年的摸索，我们针对天然气转换后调压器的改造和运行管理也总结了一些经验，在此与大家交流一下。

1 调压器改造的必要性

人工燃气与天然气之间气质存在较大的差异是造成调压器改造的直接因素，同时人工燃气输配管网绝大多数采用了雷诺式调压器进行中低压、低低压燃气调压，天然气转换后，调压器入口压力将要提高，原调压器平衡系统因其结构的特殊性，不能直接用于天然气，因此必须进行改造，以适应天然气输配。

1.1 人工燃气与天然气气质差异

人工燃气含有焦油、尘砬、硫化氢、氨与萘等杂物，易附着在管道与设备上。而天然气是干气，仅含有少量硫与硫化氢，可认为是洁净燃料。调压器膜片和密封圈等橡胶制品经过人工燃气运行后苯、焦油进入到膜片和密封圈内部造成溶胀，橡胶制品的性能大幅度下降。天然气运行后浸入橡胶制品中的苯和焦油挥发，导致橡胶膜片容易粉碎性破损，给安全供气带来严重威胁。

1.2 人工燃气与天然气压力差异

人工燃气气源的供气压力一般不高于0.2MPa，即中压B；而天然气供气压力可达4.0MPa，甚至更高。同时根据规范要求天然气燃具额定压力高于人工燃气燃具额定压力，因此调压器的出口压力应相应调高。为了保证燃气管网安全供气，一旦调压器异常工作时能有效切断气源，应增加紧急切断装置。

1.3 人工燃气与天然气调压器附件差异

天然气转换后，原人工燃气调压器的各种附件如水封、脱萘桶，过滤器已不能满足天然气安全运行管理的需要，因此也应对这些附件进行改造，以适应天然气的输配。

2 燃气调压器的改造

基于调压器改造的必要性，天然气低压管网转换完成后应立即对调压器进行改造，改造内容主要有加装超压紧急切断阀门、更换过滤器、更换橡胶皮膜和密封圈以及油密封阀门密封油的更换。

2.1 增设超压紧急切断阀门

天然气转换后，需要对调压器出口压力进行调节，为了保证燃气管网能够安全运行，应增设超压紧急切断阀门，切断阀控制器信号管与调压器出口相连，当系统因某些故障引起调压器出口压力高于或低于设定值时，紧急切断阀门可迅速切断气源，有效防止恶性事故的发生。

2.2 更换过滤器

人工燃气调压器过滤器是按照湿式气体设计，阻力大，清洗不便，清洗成本较高，对粉尘过滤效果差。天然气转换后调压器过滤器滤芯可更换为滤除风尘效果好、流量大、阻力小的丝网复合环形过滤器。如需要考虑生产成本等因素，新滤芯可沿用原调压器的滤芯框架，拆除内部树棕，将滤网更换为前级25目碳钢丝滤网以拦截较大固体颗粒物，后级更换100目细滤网加25目增强网加强结构。同时在过滤器前后加装压差计，反映过滤器的堵塞情况，以方便及时清洗和更换。

2.3 更换橡胶皮膜和密封圈

天然气转换后调压器橡胶皮膜和密封圈可根据人工燃气时的大修标准集中更换一次,在考虑到管网凝水井井底余存的焦油和冷凝水的影响,天然气转换后的一年内也应对所有调压器的膜片和密封圈进行有计划的更换,确保了运行安全。更换橡胶皮膜制品选用丁晴橡胶完全可以满足天然气运行的要求。

2.4 更换密封油脂

天然气转换后调压器用油密封旋塞阀门出现不同程度的漏气现象，经过分析油密封旋塞阀门采用锂基润滑脂不适于天然气运行，主要体现在天然气中的重烃成分被油脂吸收，造成油脂稀释失去密封能力，经过对比分析秦皇岛市燃气油密封阀门选择了适用于天然气的重质极压复合润滑脂，解决了油密封阀门的气密和润滑问题。

3 天然气转换后调压器运行管理重点

天然气转换后的第一年是调压器运行的关键时期，原有燃气管道残留的焦油、固体颗粒物、冷凝水仍会对调压器的运行造成不稳定影响。为了保证设备的安全运行，燃气企业应加强对设备的日常巡查和检修，及时分析影响设备稳定运行的因素，采取合理的解决措施，确保两种燃气转换后设备的平稳过度。

3.1 加强设备日常检查，及时解决安全隐患

天然气转换后初期运行管理重点一方面是监控管道残留焦油和固体颗粒物对调压器的影响，燃气企业通过巡线人员检查及时了解调压器的运行工况，并通过压力遥感监测装置时时监测管道的压力变化，对因颗粒物造成调压器工作失灵、管道压力骤然升高、过滤器堵塞现象能够及时发现，及时处理。特别是流量大的调压器应重点监控，缩短检修周期，及时清洗设备上附着的焦油和固体颗粒物，防止设备发生故障。另一方面重点是检查调压器的泄漏情况，转换初期是调压器内管道连接部件泄漏的高发期，特别是冬春两季气侯变化明显时更要加强检测，对泄漏部位及时进行修复。

3.2 制定科学合理的调压器检修、大修周期

调压器大修在转换后一年内应延用人工燃气时的大修标准，对橡胶膜片和密封圈进行彻底更换一次，以保证调压器工作的稳定可靠。随着调压器逐步适应新气质，可适当调整设备的大修周期，秦皇岛燃气公司天然气转换已有四年时间，通过几年的观察采用的丁晴橡胶膜片和密封圈、阀口垫完全可以满足天然气运行的要求，因此将调压器的大修周期由一年调整为至三年，检修周期调整为半年，这样即节约了维修成本，也符合《城镇燃气调压器》中橡胶制品使用期限和《城市燃气设施运行、维护和抢修安全技术规程》的要求。

3.3 采取有效措施，保证调压器冬季安全运行

北方城市冬季寒冷，原燃气管网仍存在大量的冷凝水，给调压器冬季运行带来安全隐患，为了减少冷凝水对调压器的影响，一方面应加强管网抽水作业，减少凝水井内残留的水量，特别是水量常年偏大的凝水井应定期组织抽水。另一方面冬季调压器应继续采取保温措施，即采用自控温电保温伴热带，将温度自动控制在35-75摄氏度之间，每年冬季气温连接三天低于零下五摄氏度时应启动电保温，有效地防止了调压器结冰，保证了冬季调压器的安全运行。

摘要：本文介绍了天然气转换后调压器改造的必要性、改造方法和运行管理重点。