李永生

(中國石化達(dá)州天然氣凈化有限公司，四川達(dá)州，635000)

1 前言

普光氣田于2009年投產(chǎn)運(yùn)行，隨著氣田的持續(xù)開發(fā)，天然氣凈化工藝面臨低壓、低流量等工況變化問題；同時(shí)隨著元壩氣田、涪陵頁巖氣的成功開發(fā)，川氣東送管線新增兩大氣源，外輸普光首站壓縮機(jī)相繼投入使用。為保障普光氣田的安全平穩(wěn)運(yùn)行和川氣東送供氣平衡，針對(duì)氣田集輸、凈化和外輸穩(wěn)定運(yùn)行，開展了安全聯(lián)動(dòng)控制技術(shù)研究。

2 氣田工藝介紹

普光氣田2008年普光主體建成混合氣產(chǎn)能105×108m3/a；2010年普光周邊(大灣、毛壩區(qū)塊)建成混合氣產(chǎn)能30×108m3/a，普光氣田總產(chǎn)能達(dá)到135×108m3/a。普光氣田共分三大部分：集輸系統(tǒng)、天然氣凈化廠和川氣東送管道(外輸系統(tǒng))。采氣廠集氣總站為氣田原料氣集輸系統(tǒng)終點(diǎn)站，與普光天然氣凈化廠同址合建。氣井產(chǎn)出原料天然氣先進(jìn)入集氣站，經(jīng)加熱、節(jié)流等工藝處理計(jì)量后外輸，采用“加熱保溫+注緩蝕劑”工藝，經(jīng)各氣井原料氣集氣支線進(jìn)入場站集氣原料氣管線，然后輸送至集氣總站。普光首站是川氣東送管道的起點(diǎn)，川氣東送管道自四川東北部起，向東經(jīng)過各地區(qū)最終至上?？傉荆抢^西氣東輸管線之后又一條貫穿我國東西部地區(qū)的管道大動(dòng)脈。外輸首站的一級(jí)關(guān)斷觸發(fā)集輸系統(tǒng)和天然氣凈化廠系統(tǒng)的一級(jí)關(guān)斷，集輸系統(tǒng)和天然氣凈化廠的一級(jí)關(guān)斷不會(huì)觸發(fā)外輸首站的一級(jí)關(guān)斷；集輸系統(tǒng)和天然氣凈化廠的一級(jí)關(guān)斷，只自動(dòng)觸發(fā)外輸首站，關(guān)閉天然氣凈化廠到外輸首站的進(jìn)站緊急關(guān)斷閥。

2.1 存在的問題

2.1.1 普光氣田一級(jí)關(guān)斷聯(lián)鎖邏輯關(guān)聯(lián)性緊密、制約性強(qiáng)

自投產(chǎn)以來發(fā)生過3次一級(jí)關(guān)斷事件。通過梳理分析，發(fā)現(xiàn)3次事件規(guī)律：3次事件發(fā)生的原因都不是設(shè)計(jì)工藝條件所引發(fā)，而是因?yàn)殡娋W(wǎng)晃電，或者上游集輸以及下游外輸系統(tǒng)的SIS保護(hù)故障引發(fā)。普光氣田聯(lián)鎖邏輯緊密，集輸、凈化、外輸“三大”系統(tǒng)，任一系統(tǒng)觸發(fā)一級(jí)關(guān)斷，均會(huì)引發(fā)氣田整體一級(jí)關(guān)斷。

2.1.2 外輸首站壓縮機(jī)故障停機(jī)對(duì)集輸、凈化系統(tǒng)造成的影響

外輸首站運(yùn)行初期，以普光氣田地層壓力輸送，站內(nèi)未啟用增壓，外輸壓力在7.8MPa，滿足凈化氣進(jìn)川氣東送管道外輸要求，普光首站壓縮機(jī)組一直未啟用。隨著川氣東送管道沿線用戶用氣量增加，管道壓降增大，繼續(xù)維持7.8MPa不能滿足沿線用戶用氣量及用氣壓力的要求。因此，外輸首站需啟用站內(nèi)壓縮機(jī)組，將進(jìn)站的天然氣增壓至9.8MPa后，再進(jìn)入川氣東送管道。

由于普光氣田集輸凈化設(shè)施，距離外輸首站較近，當(dāng)首站壓縮機(jī)啟用運(yùn)行時(shí)，機(jī)組發(fā)生故障停機(jī)，凈化廠至外輸首站管道會(huì)迅速升壓，從正常操作壓力7.8MPa達(dá)到高壓報(bào)警值8.0MPa。首站站內(nèi)設(shè)有放空火炬系統(tǒng)，放空規(guī)模為5×104m3/h，遠(yuǎn)不能滿足站內(nèi)單臺(tái)壓縮機(jī)組(60×104m3/h)故障時(shí)緊急泄放的要求。壓縮機(jī)在運(yùn)行過程中出現(xiàn)過故障停機(jī)，導(dǎo)致產(chǎn)品氣外輸不暢，集輸、凈化系統(tǒng)管道壓力快速升高，影響系統(tǒng)安全運(yùn)行。

3 主要技術(shù)研究

3.1 普光氣田一級(jí)關(guān)斷安全分析評(píng)價(jià)技術(shù)研究

利用“危險(xiǎn)與可操作性分析”、“RAM可靠性分析模型”等多重技術(shù)手段，對(duì)集輸系統(tǒng)、天然氣凈化廠和外輸首站整體性能進(jìn)行分析。

3.1.1 危險(xiǎn)與可操作性分析

在生產(chǎn)運(yùn)行階段，以SIS系統(tǒng)各個(gè)回路為基礎(chǔ)，統(tǒng)籌考慮供電、通信等外部因素對(duì)SIS系統(tǒng)的影響，進(jìn)行SIS系統(tǒng)可靠性分析，系統(tǒng)深入研究分析各裝置運(yùn)行時(shí)可能發(fā)生的危險(xiǎn)異常，確定可能造成危險(xiǎn)的關(guān)鍵因素或部位，進(jìn)而明確各裝置在運(yùn)行以及維保過程中的重要點(diǎn)，以此針對(duì)重大事故隱患制定預(yù)防性管理措施，對(duì)事故隱患防小防早，提高系統(tǒng)整體安全等級(jí)。通過詳細(xì)分析，發(fā)現(xiàn)相關(guān)問題，并提出針對(duì)性建議。

3.1.2 系統(tǒng)可靠性驗(yàn)算

基于“蒙特·卡羅”模擬方法，利用RBD可靠性框圖，建立RAM(可靠性、可用性和可維護(hù)性)可靠性分析模型，對(duì)“集輸、凈化、外輸”整體系統(tǒng)進(jìn)行處理能力、冗余以及故障影響分析。

可靠性框圖RBD將模型中設(shè)備組件的邏輯關(guān)系以圖示的形式表達(dá)出來。RBD顯示RAM模型中需要建立的可靠性關(guān)系，并表述設(shè)備各組件(串聯(lián)或并聯(lián))的配置，以及設(shè)備失效對(duì)系統(tǒng)生產(chǎn)的影響。

可靠性分析的主要結(jié)論包括：一級(jí)關(guān)斷系統(tǒng)的年意外跳車率、一級(jí)關(guān)斷系統(tǒng)意外跳車的主要來源。對(duì)集輸、外輸系統(tǒng)中的主要部件進(jìn)行深度分析，發(fā)現(xiàn)關(guān)鍵影響部件是SIS系統(tǒng)。結(jié)合危險(xiǎn)與可操作性分析，認(rèn)為這主要是集輸系統(tǒng)和外輸首站的SIS均為1選1的配置，SIS失效將直接導(dǎo)致系統(tǒng)跳車。

表1 關(guān)鍵部件年失效率及平均事故間隔表

3.1.3 SIS關(guān)斷邏輯修改及可靠性驗(yàn)算

3.1.3.1 修改邏輯關(guān)系

上游不聯(lián)鎖下游、下游聯(lián)鎖上游。上游發(fā)生一級(jí)聯(lián)鎖關(guān)斷，自動(dòng)觸發(fā)上游關(guān)斷閥門，下游僅接收?qǐng)?bào)警信號(hào)；下游發(fā)生一級(jí)聯(lián)鎖關(guān)斷，自動(dòng)觸發(fā)上游聯(lián)鎖關(guān)斷。

增加一級(jí)關(guān)斷的觸發(fā)條件：首站兩臺(tái)在運(yùn)壓縮機(jī)同時(shí)故障停機(jī)(首發(fā)自動(dòng)觸發(fā))、凈化廠東區(qū)或西區(qū)原料氣管線任意一條爆裂。

3.1.3.2 增加獨(dú)立回路

為了不斷強(qiáng)化氣田一級(jí)聯(lián)鎖邏輯的穩(wěn)定性、可靠性，將原設(shè)計(jì)單回路一級(jí)聯(lián)鎖信號(hào)升級(jí)為三個(gè)獨(dú)立回路信號(hào)，三個(gè)獨(dú)立回路信號(hào)分別從不同模塊(數(shù)字量模塊、輸入模塊、數(shù)字量輸出模塊)輸入，三個(gè)獨(dú)立回路通訊形式為獨(dú)立硬線連接，升級(jí)后的邏輯關(guān)系為三取二方式：(如圖1)。

圖1 一級(jí)關(guān)斷信號(hào)三取二邏輯結(jié)構(gòu)框圖

3.1.3.3 可靠性驗(yàn)算結(jié)果對(duì)比

通過修改氣田相關(guān)SIS系統(tǒng)的一級(jí)關(guān)斷的觸發(fā)條件，對(duì)硬線連接進(jìn)行三選二的冗余，供電系統(tǒng)改造(采氣集輸系統(tǒng)和產(chǎn)品氣外輸首站中控室新增UPS)，一級(jí)關(guān)斷系統(tǒng)能夠降低約兩倍的SIS系統(tǒng)意外跳車頻率，SIS系統(tǒng)的誤動(dòng)作一級(jí)關(guān)斷的發(fā)生周期將從現(xiàn)有的2.5年，延長至5.3年。

表2 三大系統(tǒng)改造前后可靠性對(duì)比

3.2 高壓大流量產(chǎn)品氣安全放空控制技術(shù)研究

3.2.1 工藝技術(shù)研究

主要考慮火炬放空能力為75×104m3/h，同時(shí)考慮外輸首站1臺(tái)壓縮機(jī)故障停機(jī)時(shí)放空，故設(shè)計(jì)的額定泄放量等于壓縮機(jī)額定處理量60×104m3/h。

天然氣在管道內(nèi)的流速通常控制在15—30m/s，為減少管線沖蝕及靜電，控制管道內(nèi)天然氣流速在16m/s左右。

通過計(jì)算，在流量60×104m3/h、流速16m/s時(shí)，管徑約為705mm?？趶捷^大時(shí)，相配套閥門口徑越大，閥門從全關(guān)到全開時(shí)間越長，綜合考慮管徑選擇為DN250，設(shè)置3路管線。

3.2.2 聯(lián)鎖控制技術(shù)研究

外輸首站目前壓縮機(jī)設(shè)計(jì)為2用1備，單臺(tái)在用壓縮機(jī)故障停機(jī)信號(hào)進(jìn)天然氣凈化廠中心控制室，由中心控制室發(fā)送到新增首站放空控制系統(tǒng)SIS，再由新增放空系統(tǒng)SIS和DCS共同完成放空工藝控制，從而打開連鎖控制管路中的BDV閥進(jìn)行3路同時(shí)泄放。

首站壓縮機(jī)停機(jī)泄放時(shí)，當(dāng)閥前壓力大于等于8.0MPa時(shí)，PCV閥門繼續(xù)打開，根據(jù)閥前壓力調(diào)節(jié)閥門的開度，直到閥前壓力為7.8MPa時(shí)關(guān)閉閥門。

不泄放時(shí)，若天然氣凈化廠內(nèi)有酸氣泄放時(shí)，酸氣會(huì)通過管路回串到新增放空閥組區(qū)，從而會(huì)腐蝕閥門和管線，故增加閥后壓力調(diào)節(jié)，當(dāng)閥后壓力高于0.6MPa時(shí)，PCV閥門關(guān)閉。

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

基于普光氣田與外輸首站產(chǎn)品氣外輸安全控制技術(shù)研究，開展了集輸SCADA系統(tǒng)升級(jí)改造、凈化廠DCS/SIS分區(qū)和普光首站壓縮機(jī)停機(jī)放空設(shè)施改造。采取以上措施后，一級(jí)關(guān)斷系統(tǒng)能夠降低約兩倍的SIS系統(tǒng)意外跳車頻率；一級(jí)關(guān)斷的意外發(fā)生周期從現(xiàn)有的2.5年延長至5.3年，降低了故障停機(jī)。實(shí)現(xiàn)了外輸首站壓縮機(jī)故障停機(jī)壓力安全快速泄放。壓縮機(jī)故障停機(jī)后，2s內(nèi)3組放空管線閥門開啟，確保系統(tǒng)壓力在未升至8.0MPa時(shí)就得到泄放。

5 結(jié)論

通過實(shí)施普光氣田與外輸首站產(chǎn)品氣外輸安全控制技術(shù)研究與應(yīng)用，有效降低了因一級(jí)關(guān)斷造成的高壓火炬放空，減少了酸性氣體排放，消除了因外輸首站單臺(tái)壓縮機(jī)故障停機(jī)造成的系統(tǒng)憋壓隱患，保證了氣田安全平穩(wěn)運(yùn)行，年減少高壓火炬放空10×104Nm3、年減少酸性氣體排放2.5×104Nm3。