崔世華 中海油石化工程有限公司 青島 266100

海外某天然氣處理廠收集來自各脫氣站和油氣處理終端廠分離出來的伴生氣，經(jīng)增壓?jiǎn)卧?、脫硫單元脫除其中的H2S和CO2后，合格甜氣送至油田自建電廠及油田各用氣單位(包括蒸汽鍋爐、水浴爐等用戶)，剩余甜氣送至地方電廠。油田電廠負(fù)責(zé)給包括天然氣處理廠在內(nèi)的整個(gè)油田提供電力，地方電廠供電線路與油田電網(wǎng)并網(wǎng)作為備用，天然氣處理流程及供應(yīng)圖見圖1。

圖1 天然氣處理流程及供應(yīng)圖

受當(dāng)?shù)仉姀S設(shè)備故障頻發(fā)、人員操作水平限制，以及供電線路老化等原因的影響，兩電廠存在頻繁關(guān)停和啟機(jī)情況。由于兩電廠為天然氣處理廠甜氣的主要用戶，其頻繁啟停使得下游供氣管網(wǎng)壓力波動(dòng)較大，且脫硫單元和增壓?jiǎn)卧獕毫Σ环€(wěn)，甚至脫硫塔發(fā)泡，這需要較長(zhǎng)時(shí)間調(diào)整才能使系統(tǒng)趨于穩(wěn)定[1]。

從上述可知，天然氣處理廠甜氣的供應(yīng)影響到油田電廠和地方電廠的正常運(yùn)行，進(jìn)而影響到整個(gè)油田的穩(wěn)定生產(chǎn)。本文綜合考慮了壓縮機(jī)單元、脫硫單元和下游用戶之間的關(guān)聯(lián)，優(yōu)化了壓力控制方案，在下游管網(wǎng)壓力波動(dòng)時(shí)保持天然氣處理廠的生產(chǎn)平穩(wěn)，保障了整個(gè)油田的正常運(yùn)行。

1 天然氣處理廠原流程及控制方案

天然氣脫硫采用傳統(tǒng)的MDEA作為脫硫劑，為了提高M(jìn)DEA對(duì)H2S的吸收效果，達(dá)到脫硫后甜氣中H2S≤7.5ppm的要求，需要提高天然氣中H2S分壓[2]，因此伴生氣在進(jìn)入脫硫塔之前需要通過壓縮機(jī)將壓力從0.4MPa(G)增加至4.1MPa(G),原設(shè)計(jì)中增壓?jiǎn)卧隹趬毫C01設(shè)定為4.1MPa(G)，考慮到增壓至脫硫單元之間的管線阻力降、過濾器和脫硫塔壓降等因素[3]，脫硫單元分液罐PC02設(shè)定值為4.0MPa(G)，下游電廠的燃?xì)廨啓C(jī)入口壓力在3.6～4.0MPa(G)，天然氣處理廠正常穩(wěn)定運(yùn)行后，流量穩(wěn)定且各點(diǎn)壓力與設(shè)計(jì)值基本相符。天然氣處理廠流程見圖2。

圖2 天然氣處理廠流程

1.1 增壓?jiǎn)卧獕毫刂?/h3>

本裝置采用離心式變頻壓縮機(jī)，其出口壓力由變頻器調(diào)節(jié)壓縮機(jī)轉(zhuǎn)速和防喘振系統(tǒng)控制的防喘閥開度來共同實(shí)現(xiàn)。壓縮機(jī)正常運(yùn)行在額定工況點(diǎn)時(shí)，其轉(zhuǎn)速為100%，防喘閥完全關(guān)閉[4]。

當(dāng)下游用氣量減少時(shí)，下游管網(wǎng)壓力會(huì)升高，傳導(dǎo)至壓縮機(jī)出口壓力升高，此時(shí)變頻器會(huì)控制壓縮機(jī)降低轉(zhuǎn)速，同時(shí)打開防喘振閥，壓縮機(jī)出口的高壓氣體會(huì)部分回流至上一級(jí)入口，從而保持出口壓力穩(wěn)定，也避免壓縮機(jī)觸及喘振線發(fā)生喘振，此時(shí)，出口和入口的流量都減小。增壓?jiǎn)卧獕毫刂屏鞒桃妶D3。

圖3 增壓?jiǎn)卧獕毫刂屏鞒?/p>

當(dāng)下游電廠關(guān)閉后重啟或降負(fù)荷后再升負(fù)荷時(shí)，下游管網(wǎng)壓力降低[5]，導(dǎo)致壓縮機(jī)出口壓力降低。當(dāng)壓縮機(jī)出口壓力降低時(shí)，變頻器會(huì)控制壓縮機(jī)升高轉(zhuǎn)速，同時(shí)逐漸關(guān)閉防喘振閥，使得出口和入口的流量增加，出口壓力仍保持在設(shè)定值。

1.2 脫硫單元壓力控制

原設(shè)計(jì)中為保證脫硫系統(tǒng)壓力穩(wěn)定，在壓力控制閥前取壓，PC02與外輸調(diào)節(jié)閥PV01和放空閥PV02做分程控制，以保持脫硫系統(tǒng)壓力穩(wěn)定。脫硫單元PV01/02原設(shè)計(jì)分程曲線如圖4所示。橫坐標(biāo)為調(diào)節(jié)器的輸出范圍，即將實(shí)測(cè)值與設(shè)定值進(jìn)行比較后得到的輸出值，用于調(diào)節(jié)閥門開度[6]。如當(dāng)實(shí)際壓力高于設(shè)定壓力時(shí)，PV01首先會(huì)逐漸打開至100%，若閥前壓力仍高于設(shè)定壓力，則放空閥PV02會(huì)打開，并逐漸開大，直至閥前壓力降至設(shè)定壓力。

圖4 脫硫單元PV01/02原設(shè)計(jì)分程曲線

2 天然氣廠實(shí)際運(yùn)行狀況及問題

當(dāng)下游用氣量減少時(shí)，下游管網(wǎng)壓力會(huì)升高，繼而導(dǎo)致脫硫塔壓力升高，此時(shí)PV01的閥門開度會(huì)逐漸開大，但下游氣量無多余出口，PV01開度達(dá)到100%，仍不能降低脫硫系統(tǒng)壓力，此時(shí)PV02會(huì)打開，將部分氣體放空至火炬，降低脫硫系統(tǒng)和下游管網(wǎng)的壓力。

當(dāng)下游電廠關(guān)閉后重啟或降負(fù)荷后再升負(fù)荷時(shí)，下游管網(wǎng)壓力降低，使得脫硫系統(tǒng)壓力降低，此時(shí)PV02首先會(huì)逐漸關(guān)閉，將原本放空的甜氣送至外輸管網(wǎng)。在極端情況下，若系統(tǒng)壓力急劇降低，則PV01會(huì)逐漸關(guān)閉，以保證脫硫塔壓力不繼續(xù)降低，但這反而會(huì)加劇下游供氣不足，管網(wǎng)壓力將持續(xù)下降。

另外，脫硫單元的壓力波動(dòng)也會(huì)影響增壓?jiǎn)卧獕嚎s機(jī)運(yùn)行狀態(tài)，當(dāng)外輸管網(wǎng)用氣量減少導(dǎo)致壓力升高時(shí)，由于脫硫系統(tǒng)首先調(diào)節(jié)PV01，直至開度達(dá)到100%后，PV02才開啟，這也造成了調(diào)節(jié)的滯后，使脫硫單元和增壓?jiǎn)卧膲毫ι?，這時(shí)壓縮機(jī)的轉(zhuǎn)速已經(jīng)降低，防喘振閥開度增大，以降低壓縮機(jī)出口壓力，同時(shí)減少出口氣量。以上工況中，由于系統(tǒng)壓力(被控變量)變化落后于兩壓控閥開度變化(控制變量)，屬于純滯后，雖然最終系統(tǒng)外輸氣量和壓力會(huì)達(dá)到新的平衡，但調(diào)整時(shí)間較長(zhǎng)，且由于進(jìn)入脫硫塔的氣量變化較大，氣流不穩(wěn)也易使得脫硫塔發(fā)生液泛等問題。

從以上分析可知，原設(shè)計(jì)中有兩處不足的地方：

(1)采用控制調(diào)閥前的壓力來保持脫硫系統(tǒng)壓力穩(wěn)定的做法，使得PV01幾乎失去調(diào)節(jié)脫硫系統(tǒng)壓力的作用，僅靠PV02控制放空量來平衡系統(tǒng)壓力，且當(dāng)下游用氣量急劇增大時(shí)，還有可能起反作用，進(jìn)一步減少供氣。

(2)脫硫單元的壓力控制和壓縮機(jī)壓力控制相互影響，當(dāng)脫硫單元不能及時(shí)穩(wěn)定系統(tǒng)壓力時(shí)，會(huì)導(dǎo)致壓縮單元壓力波動(dòng)，可由壓縮機(jī)調(diào)節(jié)轉(zhuǎn)速和改變防喘振閥開度來實(shí)現(xiàn)后路壓力穩(wěn)定，但這樣會(huì)使脫硫塔進(jìn)氣量變化較大，急劇的氣量變化可能會(huì)導(dǎo)致過量液沫夾帶，使得塔盤液層厚度增加，從而易造成脫硫塔液泛，使得生產(chǎn)不穩(wěn)定。另外，如果壓力波動(dòng)幅度較大，也會(huì)導(dǎo)致壓縮機(jī)來不及調(diào)節(jié)轉(zhuǎn)速和防喘振閥開啟不及時(shí)而發(fā)生喘振，損壞壓縮機(jī)機(jī)體。

3 天然氣廠優(yōu)化后的控制方案

根據(jù)對(duì)以上問題的分析，優(yōu)化整改如下：

(1)將脫硫單元壓力控制取壓點(diǎn)改為閥后取壓(圖5)。

圖5 天然氣處理廠調(diào)整后控制流程

(2)修改PV01和PV02的分程控制邏輯，脫硫單元PV01/02調(diào)整后分程曲線如圖6所示，在實(shí)測(cè)壓力與設(shè)定壓力偏差較小的情況下，只通過PV02來調(diào)節(jié)閥后壓力，當(dāng)偏差較大時(shí)，在增大PV02閥門開度的同時(shí)，逐漸減小PV01的開度。

圖6 脫硫單元PV01/02調(diào)整后分程曲線

在做出以上調(diào)整以后，通過油田電廠檢修的時(shí)機(jī)對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行測(cè)試，測(cè)試結(jié)果如下：

狀況1：關(guān)閉電廠后，下游用氣量減少，管網(wǎng)和脫硫壓力升高，壓力實(shí)際測(cè)定值高于設(shè)定值，此時(shí)PV02先逐漸增大閥門開度，到達(dá)一定值時(shí)(此值可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際外輸氣量、調(diào)節(jié)閥選型等相關(guān)參數(shù)進(jìn)行調(diào)整，以系統(tǒng)壓力波動(dòng)最小為宜)PV01開始減小閥門開度，兩閥門同時(shí)動(dòng)作，減少下游供氣量，增大去火炬放空量，以此實(shí)現(xiàn)下游管網(wǎng)和脫硫系統(tǒng)的壓力穩(wěn)定。由此，也使得脫硫單元之前的壓縮單元壓力較為穩(wěn)定，壓縮機(jī)轉(zhuǎn)速穩(wěn)定和防喘振閥開度變化較輕微。

狀況2：?jiǎn)?dòng)電廠時(shí)，下游用氣量增加，管網(wǎng)和脫硫壓力降低，在此之前PV01/02會(huì)保持一定開度(即狀況1穩(wěn)定后的閥門狀態(tài))，此時(shí)PV01閥門開度逐漸增大，增加下游供氣量，同時(shí)PV02會(huì)減小閥門開度，減少火炬放空量，兩閥門同時(shí)動(dòng)作，以實(shí)現(xiàn)下游管網(wǎng)和脫硫系統(tǒng)的壓力穩(wěn)定。

油田電廠啟停測(cè)試中，脫硫系統(tǒng)壓力和流量變化趨勢(shì)見圖7，優(yōu)化前油田電廠關(guān)停時(shí)脫硫系統(tǒng)壓力和流量變化趨勢(shì)見圖8。

圖7 油田電廠啟停測(cè)試中，脫硫系統(tǒng)壓力和流量變化趨勢(shì)圖

圖8 優(yōu)化前油田電廠關(guān)停時(shí)脫硫系統(tǒng)壓力和流量變化趨勢(shì)

從DCS監(jiān)控?cái)?shù)據(jù)中可以看到，在電廠啟停過程中，脫硫系統(tǒng)壓力出現(xiàn)0.03MPa的小幅波動(dòng)，歷經(jīng)1min左右恢復(fù)正常，氣體流量波動(dòng)在4%左右，相對(duì)于優(yōu)化前0.5MPa的壓力波動(dòng)，已經(jīng)大大改善。由此可見，在下游用戶用氣量變化時(shí)，通過雙閥共同調(diào)節(jié)外輸氣量和火炬放空量，使得脫硫系統(tǒng)壓力波動(dòng)較小，進(jìn)入脫硫單元的氣量也變化不大，這減少了因脫硫塔進(jìn)氣量變化過大可能導(dǎo)致潛在不穩(wěn)定操作風(fēng)險(xiǎn)。另外，由于PV01/02根據(jù)下游壓力波動(dòng)同時(shí)動(dòng)作，與優(yōu)化前相比壓力調(diào)節(jié)更加快速有效，同時(shí)也減小了對(duì)增壓?jiǎn)卧膲毫Σ▌?dòng)影響，使壓縮機(jī)運(yùn)行較為穩(wěn)定，轉(zhuǎn)速和防喘振閥開度變化不大，壓縮單元輸出的壓力和氣量較為平穩(wěn)，也降低了因氣量變化過大導(dǎo)致壓縮機(jī)發(fā)生喘振損傷機(jī)體的風(fēng)險(xiǎn)。

4 結(jié)語(yǔ)

綜合考慮下游用戶用氣量變化對(duì)脫硫單元和增壓?jiǎn)卧挠绊?，結(jié)合各單元的工藝要求和控制特點(diǎn)，修改了脫硫單元的壓力控制方案，在進(jìn)入天然氣處理廠原料氣量充足的情況下，下游用氣量波動(dòng)時(shí)，將調(diào)節(jié)閥后壓力作為控制點(diǎn)更為合理。同時(shí)，將兩調(diào)節(jié)閥改為同時(shí)動(dòng)作也能更快速地穩(wěn)定下游管網(wǎng)和脫硫系統(tǒng)的壓力，避免了對(duì)增壓?jiǎn)卧母蓴_，使得整個(gè)天然氣處理廠在下游用戶用氣量波動(dòng)較大的情況下，壓力能夠快速平穩(wěn)得到控制，保持各裝置運(yùn)行相對(duì)穩(wěn)定，減少了脫硫塔發(fā)泡的可能，避免了因天然氣處理廠停產(chǎn)而停止給電廠供氣的風(fēng)險(xiǎn)，進(jìn)而保障了整個(gè)油田供電的穩(wěn)定性。