海外某天然氣處理廠工藝流程優化

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，經增壓單元、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。油田電廠負責給包括天然氣處理廠在內的整個油田提供電力，地方電廠供電線路與油田電網并網作為備用，天然氣處理流程及供應圖見圖1。

圖1 天然氣處理流程及供應圖

受當地電廠設備故障頻發、人員操作水平限制，以及供電線路老化等原因的影響，兩電廠存在頻繁關停和啟機情況。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壓力波動較大，且脫硫單元和增壓單元壓力不穩，甚至脫硫塔發泡，這需要較長時間調整才能使系統趨于穩定[1]。

從上述可知，天然氣處理廠甜氣的供應影響到油田電廠和地方電廠的正常運行，進而影響到整個油田的穩定生產。本文綜合考慮了壓縮機單元、脫硫單元和下游用戶之間的關聯，優化了壓力控制方案，在下游管網壓力波動時保持天然氣處理廠的生產平穩，保障了整個油田的正常運行。

1 天然氣處理廠原流程及控制方案

天然氣脫硫采用傳統的MDEA作為脫硫劑，為了提高MDEA對H2S的吸收效果，達到脫硫后甜氣中H2S≤7.5ppm的要求，需要提高天然氣中H2S分壓[2]，因此伴生氣在進入脫硫塔之前需要通過壓縮機將壓力從0.4MPa(G)增加至4.1MPa(G),原設計中增壓單元出口壓力PC01設定為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設定值為4.0MPa(G)，下游電廠的燃氣輪機入口壓力在3.6～4.0MPa(G)，天然氣處理廠正常穩定運行后，流量穩定且各點壓力與設計值基本相符。天然氣處理廠流程見圖2。

圖2 天然氣處理廠流程

1.1 增壓單元壓力控制

本裝置采用離心式變頻壓縮機，其出口壓力由變頻器調節壓縮機轉速和防喘振系統控制的防喘閥開度來共同實現。壓縮機正常運行在額定工況點時，其轉速為100%，防喘閥完全關閉[4]。

當下游用氣量減少時，下游管網壓力會升高，傳導至壓縮機出口壓力升高，此時變頻器會控制壓縮機降低轉速，同時打開防喘振閥，壓縮機出口的高壓氣體會部分回流至上一級入口，從而保持出口壓力穩定，也避免壓縮機觸及喘振線發生喘振，此時，出口和入口的流量都減小。增壓單元壓力控制流程見圖3。

圖3 增壓單元壓力控制流程

當下游電廠關閉后重啟或降負荷后再升負荷時，下游管網壓力降低[5]，導致壓縮機出口壓力降低。當壓縮機出口壓力降低時，變頻器會控制壓縮機升高轉速，同時逐漸關閉防喘振閥，使得出口和入口的流量增加，出口壓力仍保持在設定值。

1.2 脫硫單元壓力控制

原設計中為保證脫硫系統壓力穩定，在壓力控制閥前取壓，PC02與外輸調節閥PV01和放空閥PV02做分程控制，以保持脫硫系統壓力穩定。脫硫單元PV01/02原設計分程曲線如圖4所示。橫坐標為調節器的輸出范圍，即將實測值與設定值進行比較后得到的輸出值，用于調節閥門開度[6]。如當實際壓力高于設定壓力時，PV01首先會逐漸打開至100%，若閥前壓力仍高于設定壓力，則放空閥PV02會打開，并逐漸開大，直至閥前壓力降至設定壓力。

圖4 脫硫單元PV01/02原設計分程曲線

2 天然氣廠實際運行狀況及問題

當下游用氣量減少時，下游管網壓力會升高，繼而導致脫硫塔壓力升高，此時PV01的閥門開度會逐漸開大，但下游氣量無多余出口，PV01開度達到100%，仍不能降低脫硫系統壓力，此時PV02會打開，將部分氣體放空至火炬，降低脫硫系統和下游管網的壓力。

當下游電廠關閉后重啟或降負荷后再升負荷時，下游管網壓力降低，使得脫硫系統壓力降低，此時PV02首先會逐漸關閉，將原本放空的甜氣送至外輸管網。在極端情況下，若系統壓力急劇降低，則PV01會逐漸關閉，以保證脫硫塔壓力不繼續降低，但這反而會加劇下游供氣不足，管網壓力將持續下降。

另外，脫硫單元的壓力波動也會影響增壓單元壓縮機運行狀態，當外輸管網用氣量減少導致壓力升高時，由于脫硫系統首先調節PV01，直至開度達到100%后，PV02才開啟，這也造成了調節的滯后，使脫硫單元和增壓單元的壓力升高，這時壓縮機的轉速已經降低，防喘振閥開度增大，以降低壓縮機出口壓力，同時減少出口氣量。以上工況中，由于系統壓力(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，雖然最終系統外輸氣量和壓力會達到新的平衡，但調整時間較長，且由于進入脫硫塔的氣量變化較大，氣流不穩也易使得脫硫塔發生液泛等問題。

從以上分析可知，原設計中有兩處不足的地方：

(1)采用控制調閥前的壓力來保持脫硫系統壓力穩定的做法，使得PV01幾乎失去調節脫硫系統壓力的作用，僅靠PV02控制放空量來平衡系統壓力，且當下游用氣量急劇增大時，還有可能起反作用，進一步減少供氣。

(2)脫硫單元的壓力控制和壓縮機壓力控制相互影響，當脫硫單元不能及時穩定系統壓力時，會導致壓縮單元壓力波動，可由壓縮機調節轉速和改變防喘振閥開度來實現后路壓力穩定，但這樣會使脫硫塔進氣量變化較大，急劇的氣量變化可能會導致過量液沫夾帶，使得塔盤液層厚度增加，從而易造成脫硫塔液泛，使得生產不穩定。另外，如果壓力波動幅度較大，也會導致壓縮機來不及調節轉速和防喘振閥開啟不及時而發生喘振，損壞壓縮機機體。

3 天然氣廠優化后的控制方案

根據對以上問題的分析，優化整改如下：

(1)將脫硫單元壓力控制取壓點改為閥后取壓(圖5)。

圖5 天然氣處理廠調整后控制流程

(2)修改PV01和PV02的分程控制邏輯，脫硫單元PV01/02調整后分程曲線如圖6所示，在實測壓力與設定壓力偏差較小的情況下，只通過PV02來調節閥后壓力，當偏差較大時，在增大PV02閥門開度的同時，逐漸減小PV01的開度。

圖6 脫硫單元PV01/02調整后分程曲線

在做出以上調整以后，通過油田電廠檢修的時機對系統進行測試，測試結果如下：

狀況1：關閉電廠后，下游用氣量減少，管網和脫硫壓力升高，壓力實際測定值高于設定值，此時PV02先逐漸增大閥門開度，到達一定值時(此值可根據現場實際外輸氣量、調節閥選型等相關參數進行調整，以系統壓力波動最小為宜)PV01開始減小閥門開度，兩閥門同時動作，減少下游供氣量，增大去火炬放空量，以此實現下游管網和脫硫系統的壓力穩定。由此，也使得脫硫單元之前的壓縮單元壓力較為穩定，壓縮機轉速穩定和防喘振閥開度變化較輕微。

狀況2：啟動電廠時，下游用氣量增加，管網和脫硫壓力降低，在此之前PV01/02會保持一定開度(即狀況1穩定后的閥門狀態)，此時PV01閥門開度逐漸增大，增加下游供氣量，同時PV02會減小閥門開度，減少火炬放空量，兩閥門同時動作，以實現下游管網和脫硫系統的壓力穩定。

油田電廠啟停測試中，脫硫系統壓力和流量變化趨勢見圖7，優化前油田電廠關停時脫硫系統壓力和流量變化趨勢見圖8。

圖7 油田電廠啟停測試中，脫硫系統壓力和流量變化趨勢圖

圖8 優化前油田電廠關停時脫硫系統壓力和流量變化趨勢

從DCS監控數據中可以看到，在電廠啟停過程中，脫硫系統壓力出現0.03MPa的小幅波動，歷經1min左右恢復正常，氣體流量波動在4%左右，相對于優化前0.5MPa的壓力波動，已經大大改善。由此可見，在下游用戶用氣量變化時，通過雙閥共同調節外輸氣量和火炬放空量，使得脫硫系統壓力波動較小，進入脫硫單元的氣量也變化不大，這減少了因脫硫塔進氣量變化過大可能導致潛在不穩定操作風險。另外，由于PV01/02根據下游壓力波動同時動作，與優化前相比壓力調節更加快速有效，同時也減小了對增壓單元的壓力波動影響，使壓縮機運行較為穩定，轉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，也降低了因氣量變化過大導致壓縮機發生喘振損傷機體的風險。

4 結語

綜合考慮下游用戶用氣量變化對脫硫單元和增壓單元的影響，結合各單元的工藝要求和控制特點，修改了脫硫單元的壓力控制方案，在進入天然氣處理廠原料氣量充足的情況下，下游用氣量波動時，將調節閥后壓力作為控制點更為合理。同時，將兩調節閥改為同時動作也能更快速地穩定下游管網和脫硫系統的壓力，避免了對增壓單元的干擾，使得整個天然氣處理廠在下游用戶用氣量波動較大的情況下，壓力能夠快速平穩得到控制，保持各裝置運行相對穩定，減少了脫硫塔發泡的可能，避免了因天然氣處理廠停產而停止給電廠供氣的風險，進而保障了整個油田供電的穩定性。