普光气田产品气外输安全联动控制技术研究与应用

李永生

(中国石化达州天然气净化有限公司，四川达州，635000)

1 前言

普光气田于2009年投产运行，随着气田的持续开发，天然气净化工艺面临低压、低流量等工况变化问题；同时随着元坝气田、涪陵页岩气的成功开发，川气东送管线新增两大气源，外输普光首站压缩机相继投入使用。为保障普光气田的安全平稳运行和川气东送供气平衡，针对气田集输、净化和外输稳定运行，开展了安全联动控制技术研究。

2 气田工艺介绍

普光气田2008年普光主体建成混合气产能105×108m3/a；2010年普光周边(大湾、毛坝区块)建成混合气产能30×108m3/a，普光气田总产能达到135×108m3/a。普光气田共分三大部分：集输系统、天然气净化厂和川气东送管道(外输系统)。采气厂集气总站为气田原料气集输系统终点站，与普光天然气净化厂同址合建。气井产出原料天然气先进入集气站，经加热、节流等工艺处理计量后外输，采用“加热保温+注缓蚀剂”工艺，经各气井原料气集气支线进入场站集气原料气管线，然后输送至集气总站。普光首站是川气东送管道的起点，川气东送管道自四川东北部起，向东经过各地区最终至上海总站，是继西气东输管线之后又一条贯穿我国东西部地区的管道大动脉。外输首站的一级关断触发集输系统和天然气净化厂系统的一级关断，集输系统和天然气净化厂的一级关断不会触发外输首站的一级关断；集输系统和天然气净化厂的一级关断，只自动触发外输首站，关闭天然气净化厂到外输首站的进站紧急关断阀。

2.1 存在的问题

2.1.1 普光气田一级关断联锁逻辑关联性紧密、制约性强

自投产以来发生过3次一级关断事件。通过梳理分析，发现3次事件规律：3次事件发生的原因都不是设计工艺条件所引发，而是因为电网晃电，或者上游集输以及下游外输系统的SIS保护故障引发。普光气田联锁逻辑紧密，集输、净化、外输“三大”系统，任一系统触发一级关断，均会引发气田整体一级关断。

2.1.2 外输首站压缩机故障停机对集输、净化系统造成的影响

外输首站运行初期，以普光气田地层压力输送，站内未启用增压，外输压力在7.8MPa，满足净化气进川气东送管道外输要求，普光首站压缩机组一直未启用。随着川气东送管道沿线用户用气量增加，管道压降增大，继续维持7.8MPa不能满足沿线用户用气量及用气压力的要求。因此，外输首站需启用站内压缩机组，将进站的天然气增压至9.8MPa后，再进入川气东送管道。

由于普光气田集输净化设施，距离外输首站较近，当首站压缩机启用运行时，机组发生故障停机，净化厂至外输首站管道会迅速升压，从正常操作压力7.8MPa达到高压报警值8.0MPa。首站站内设有放空火炬系统，放空规模为5×104m3/h，远不能满足站内单台压缩机组(60×104m3/h)故障时紧急泄放的要求。压缩机在运行过程中出现过故障停机，导致产品气外输不畅，集输、净化系统管道压力快速升高，影响系统安全运行。

3 主要技术研究

3.1 普光气田一级关断安全分析评价技术研究

利用“危险与可操作性分析”、“RAM可靠性分析模型”等多重技术手段，对集输系统、天然气净化厂和外输首站整体性能进行分析。

3.1.1 危险与可操作性分析

在生产运行阶段，以SIS系统各个回路为基础，统筹考虑供电、通信等外部因素对SIS系统的影响，进行SIS系统可靠性分析，系统深入研究分析各装置运行时可能发生的危险异常，确定可能造成危险的关键因素或部位，进而明确各装置在运行以及维保过程中的重要点，以此针对重大事故隐患制定预防性管理措施，对事故隐患防小防早，提高系统整体安全等级。通过详细分析，发现相关问题，并提出针对性建议。

3.1.2 系统可靠性验算

基于“蒙特·卡罗”模拟方法，利用RBD可靠性框图，建立RAM(可靠性、可用性和可维护性)可靠性分析模型，对“集输、净化、外输”整体系统进行处理能力、冗余以及故障影响分析。

可靠性框图RBD将模型中设备组件的逻辑关系以图示的形式表达出来。RBD显示RAM模型中需要建立的可靠性关系，并表述设备各组件(串联或并联)的配置，以及设备失效对系统生产的影响。

可靠性分析的主要结论包括：一级关断系统的年意外跳车率、一级关断系统意外跳车的主要来源。对集输、外输系统中的主要部件进行深度分析，发现关键影响部件是SIS系统。结合危险与可操作性分析，认为这主要是集输系统和外输首站的SIS均为1选1的配置，SIS失效将直接导致系统跳车。

表1 关键部件年失效率及平均事故间隔表

3.1.3 SIS关断逻辑修改及可靠性验算

3.1.3.1 修改逻辑关系

上游不联锁下游、下游联锁上游。上游发生一级联锁关断，自动触发上游关断阀门，下游仅接收报警信号；下游发生一级联锁关断，自动触发上游联锁关断。

增加一级关断的触发条件：首站两台在运压缩机同时故障停机(首发自动触发)、净化厂东区或西区原料气管线任意一条爆裂。

3.1.3.2 增加独立回路

为了不断强化气田一级联锁逻辑的稳定性、可靠性，将原设计单回路一级联锁信号升级为三个独立回路信号，三个独立回路信号分别从不同模块(数字量模块、输入模块、数字量输出模块)输入，三个独立回路通讯形式为独立硬线连接，升级后的逻辑关系为三取二方式：(如图1)。

图1 一级关断信号三取二逻辑结构框图

3.1.3.3 可靠性验算结果对比

通过修改气田相关SIS系统的一级关断的触发条件，对硬线连接进行三选二的冗余，供电系统改造(采气集输系统和产品气外输首站中控室新增UPS)，一级关断系统能够降低约两倍的SIS系统意外跳车频率，SIS系统的误动作一级关断的发生周期将从现有的2.5年，延长至5.3年。

表2 三大系统改造前后可靠性对比

3.2 高压大流量产品气安全放空控制技术研究

3.2.1 工艺技术研究

主要考虑火炬放空能力为75×104m3/h，同时考虑外输首站1台压缩机故障停机时放空，故设计的额定泄放量等于压缩机额定处理量60×104m3/h。

天然气在管道内的流速通常控制在15—30m/s，为减少管线冲蚀及静电，控制管道内天然气流速在16m/s左右。

通过计算，在流量60×104m3/h、流速16m/s时，管径约为705mm。口径较大时，相配套阀门口径越大，阀门从全关到全开时间越长，综合考虑管径选择为DN250，设置3路管线。

3.2.2 联锁控制技术研究

外输首站目前压缩机设计为2用1备，单台在用压缩机故障停机信号进天然气净化厂中心控制室，由中心控制室发送到新增首站放空控制系统SIS，再由新增放空系统SIS和DCS共同完成放空工艺控制，从而打开连锁控制管路中的BDV阀进行3路同时泄放。

首站压缩机停机泄放时，当阀前压力大于等于8.0MPa时，PCV阀门继续打开，根据阀前压力调节阀门的开度，直到阀前压力为7.8MPa时关闭阀门。

不泄放时，若天然气净化厂内有酸气泄放时，酸气会通过管路回串到新增放空阀组区，从而会腐蚀阀门和管线，故增加阀后压力调节，当阀后压力高于0.6MPa时，PCV阀门关闭。

4 现场应用效果

基于普光气田与外输首站产品气外输安全控制技术研究，开展了集输SCADA系统升级改造、净化厂DCS/SIS分区和普光首站压缩机停机放空设施改造。采取以上措施后，一级关断系统能够降低约两倍的SIS系统意外跳车频率；一级关断的意外发生周期从现有的2.5年延长至5.3年，降低了故障停机。实现了外输首站压缩机故障停机压力安全快速泄放。压缩机故障停机后，2s内3组放空管线阀门开启，确保系统压力在未升至8.0MPa时就得到泄放。

5 结论

通过实施普光气田与外输首站产品气外输安全控制技术研究与应用，有效降低了因一级关断造成的高压火炬放空，减少了酸性气体排放，消除了因外输首站单台压缩机故障停机造成的系统憋压隐患，保证了气田安全平稳运行，年减少高压火炬放空10×104Nm3、年减少酸性气体排放2.5×104Nm3。