分輸站FL調壓撬日常故障及應對措施研究

［摘 要］天然氣調壓撬是一種用于調節、控制天然氣管道中壓力的設備。其中，FL 調壓撬在天然氣公司的各個分輸站場及計量站內均有廣泛應用，具有運行平穩、維護檢修方便等優點，其若發生故障可能會直接導致站場停輸等極為嚴重的后果。所以，深入研究其結構原理，分析其常見故障，并提出應對措施具有非常重要的意義。

［關鍵詞］FL 自力式調壓撬；動態回路；穩壓過濾器；消聲器

［中圖分類號］TM76 ［文獻標志碼］A ［文章編號］2095–6487（2024）02–0038–03

1 研究背景

隨著粵港澳大灣區的的高速發展，天然氣的需求量越來越多，為了適應清潔能源的使用發展，中海廣東天然氣有限責任公司對1/2 的天然氣輸氣站場分離器、計量撬、調壓撬逐步進行擴容改造，進行管線水力計算，這提高了腐蝕余量，增大了最高運行壓力，但同時也加大了站場（包括調壓撬在內的設備）的運行風險。在更大流量沖擊下，加速了調壓撬內配件的磨損，加大了風險。且新的站場不斷增加，投產過程中如何更好地保護和運行調壓撬需要不斷總結經驗，完善更安全的操作方式方法。

2 調壓撬工作原理

PL3000 調壓撬具有“故障關閉（FTC）”和“故障開啟（FTO）”兩種型式，判斷依據為：①調壓撬主皮膜破裂時；②調壓撬的指揮器系統無法供氣時。

當以上兩種情況發生時，調壓撬開啟的為FTO調壓撬，調壓撬關閉的為FTC 調壓撬。

調壓撬的指揮器可快速精確反映壓力的變化。指揮器內含有獨立的精密濾芯來對氣體進行過濾。穩壓指揮器可消除入口壓力變化對調壓撬的影響。

調壓撬的大皮膜組件將調壓撬的執行機構分成兩個腔室。FTC 結構的調壓撬中，一個腔室與下游壓力相通，另一個腔室與指揮器所產生的驅動壓力相通。當調壓撬不工作時，天然氣氣體是不通過的，在調壓撬主彈簧的壓力作用下，調壓撬的閥口墊及閥座緊密結合。當調壓撬工作時，在指揮器彈簧壓力的作用下，當指揮器彈簧輸出的驅動力大于出口壓力與主彈簧的作用力之和時，調壓撬的閥口被打開。當作用在大皮膜腔兩邊的壓力相同時，閥芯保持允許的精度開關位置，主調的下游用戶的出口壓力等于調壓撬要求的設定壓力。

當下游用戶的流量發生變化時，調壓撬的出口壓力大小與指揮器的控制壓力大小進行比較。通過順時針或者逆時針調節指揮器，開大或關小調壓撬的閥口來保持下游壓力的穩定。調壓撬結構如圖1 所示。

3 調壓撬故障原因及解決措施

3.1 冰堵

3.1.1 冰堵的形成與危害

冬季氣溫低，天然氣管道輸送易發生冰堵，堵塞管道、設備及儀表，影響正常的輸氣生產。

冰堵的形成：①在低溫環境下，管道中的水凍結成冰。在施工過程中，由于各種原因導致管道進水，且在后來的吹掃中沒有吹掃干凈，從而使部分水留在了管道中。另外，在管道試壓時，采用的是注水試壓，但在清管過程中，并沒有將管道內的存水清理干凈。管道中的積水會在冬季低溫環境下令管道發生冰堵。②天然氣水合物、水化物的形成。在冬季運行過程中，天然氣管道內輸送的天然氣溫度低，在輸送壓力高的情況下，通過節流降壓容易導致節流膨脹效應（一般管道壓力降低1 Mpa，溫度降低3～5℃），產生天然氣水合物、水化物結晶體，從而堵塞閥門、接頭、引壓管、調壓撬閥芯閥座、消音器、指揮器噴嘴及其他工藝設備。由于某些設備流道直徑過小，易發生在剛投產及管道內檢測調壓撬后處。

冰堵危害：輕則導致調壓撬動態調壓不暢，導致斷續供氣的喘振現象；重則導致指揮器卡死，無法給閥體下膜腔提供氣源，導致閥體關死，全站停輸。

3.1.2 冰堵預防與處理

（1）冰堵的預防：①天然氣施工過程中，水壓試驗合格后，對管道進行徹底吹掃、干燥，投產前進行清管，排除施工過程和水壓試驗時管道內的殘留水分；②使用加熱爐、電伴熱及保溫等形式提高天然氣溫度；③降低天然氣輸送壓力；④向天然氣中加入抑制劑，降低水合物的形成溫度。

（2）冰堵的解決辦法：①通過切換流程，采用備用路分輸，對冰堵路天然氣進行防控降壓，解決冰堵路冰堵情況。②高溫氣反吹冰堵管段。通過增加設備（如分離器、計量撬、閥門、引壓管、儀表閥等）的排污次數，排除管道內的液態水分，尤其在冬季生產運行情況下，更要加密設備排污，及時排除管道和設備中的水合物等。③提高下游用戶壓力。分輸站中最容易產生冰堵的部位是調壓撬調壓閥部分，目前天然氣高壓管道的設計分輸壓力為7.8～9.2 MPa，實際分輸壓力為5.5～6.5 MPa，而通過調壓閥調壓后給下游用戶的分輸壓力一般為2.50～3.50 MPa，一般情況下天然氣分輸壓力每下降1 MPa，天然氣的溫度降低3～5℃，如果天然氣水露點較高，在冬季運行情況下，調壓閥就極易發生冰堵。一般情況下不能降低上游的分輸壓力，只有采取提高下游的分輸壓力來緩解冰堵，盡量考慮提高下游用戶的接氣壓力來減少冰堵現象。④加熱冰堵管段，纏繞電伴熱帶，提高天然氣溫度。通過電伴熱、保溫、熱水燙等方式增加天然氣的輸送溫度，解決冰堵現象。

3.1.3 現場冰堵現象解析

事例：2012 年3 月，某臨港輸氣站場剛投產3 d左右，出現指揮器冰堵現象。

原因：① 3 月氣溫低，日最低氣溫8℃左右；②剛投產時管道進行過水壓試驗后，干燥不徹底導致管道殘留水分；③管道在施工過程中有雜質進入管道，投產前進行調壓撬的隔離吹掃，經拆卸清理仍有極微量雜質殘留，如硫粉等；④調壓撬前后壓差較大（3.00 MPa 左右）。

處理措施：①采用毛巾包裹指揮器，不間斷地向指揮器連續澆注自來水或熱水；②同時采用充壓吹掃（即關閉調壓撬出口閥一段時間，然后快速打開，如此反復操作幾次）；③調壓撬前端的工藝設備采用節流降壓措施，減少調壓撬前后端的壓差。

處理小結：冰堵發生12 h 后，恢復正常，且沒有二次發生。這次冰堵是因為過濾分離器至調壓撬前管段中含有水分及雜質，故與干線氣源無關（干線氣源干燥且極為清潔），且調壓撬前再無調壓設備（無法采用降壓方法來處理），指揮器也未安裝電伴熱加熱器（此站場所處環境為常年溫度10℃以上，調壓撬調壓后壓力一般在5℃以上，故沒有安裝電伴熱加熱器），且化學抑制劑也沒有合適注入口（不經濟，也不便于實際操作），所以采用熱水澆注指揮器（輔以小流量供氣和充壓吹掃）是較簡單實際且有效的解決方案。

3.2 調壓延遲與降壓

O 形圈作用為閥筒與閥體固定結構之間的密封。由于調壓閥上游輸氣壓力高于上膜腔氣體（調壓撬下游氣源）壓力，則上游O 形圈破裂會導致上游干線氣從破裂O 形圈處漏入上膜腔。這樣就導致上膜腔的實際壓力略高于其正常壓力，使得調壓閥下游輸氣壓力達到設定開閥壓力時，調壓撬不動作。但由于此處漏氣極為微量，當下游壓力繼續降低時，閥門將會打開。這樣使得實際下游壓力略低于設定下游壓力，從而形成調壓從時間上延遲和調壓從壓力上降低（略低于設定調壓撬下游壓力）。

應對措施：切換至熱備用調壓撬流程，拆卸主閥體查找原因，更換新O 形圈、主膜片，注意一定要分清主膜片正反面。

3.3 調壓撬內漏

內漏的判斷：將調壓撬存在內漏的一路進出口閥門關閉，打開放空閥門，將管道壓力泄為0，關閉放空閥。將指揮器引壓管進出口閥門關閉，打開調壓撬入口閥門，觀察調壓撬后端壓力，如果后端壓力上升至入口壓力，說明閥體內漏，反之為指揮器內漏。

閥門內漏的危害：調壓撬內漏會造成調壓撬下游壓力高于設定壓力，調壓撬失去調壓作用。調壓撬內漏嚴重時，調壓撬下游壓力會不斷升高，不斷逼近調壓撬上游壓力（即干線壓力，一般為5～7 MPa）。這會導致出站安全閥起跳放空（一般設定起跳壓力為4 MPa 左右），若出站安全閥故障不起跳則會導致SSV（安全切斷閥）緊急切斷（一般設定切斷壓力為4.5 MPa 左右），造成全站停輸。而在這個過程中，由于出站壓力高于下游門站協商壓力，過高的壓力會直接損壞門站設備（超壓、超量程導致損壞，包括其超聲波流量計、調壓撬等），并且嚴重閥門內漏會造成SSV 由于下游持續高壓而無法復位，導致無法打開SSV 閥。

閥門內漏的應對措施：確認故障后第一時間切換到備用流程，高度重視，盡快組織調壓撬的拆卸維修，查找故障，及時更換損壞配件。

3.4 喘振

喘振指設備設施機械及天然氣管道中的周期性壓力波動，使天然氣受到周期性吸入和排出的氣體作用而發生的機械設備的振動。費希爾自力式調壓撬發生喘振的原因及處理措施見表1。

4 結論

調壓撬在天然氣輸配系統中起著至關重要的作用，對保障天然氣正常供應具有重要意義，然而，由于設備老化、維護不當、使用環境惡劣等多種原因，調壓撬可能會出現故障或失效，影響天然氣的供應。因此制訂一套完整的調壓撬故障應對措施，確保設備安全、高效的運行至關重要。

（1）故障診斷與評估。在調壓撬出現故障或失效時，應立即進行診斷，分析故障原因，評估失效程度及影響范圍，根據評估結果確定處置方式。

（2）緊急處置。在故障診斷與評估的同時，如存在安全風險或影響范圍較大的情況，應立即采取緊急措施，如關閉相關閥門、啟動備用設備等，以降低風險、減少損失。

（3）常規處置。對于常規的調壓撬故障或失效，應根據實際情況選擇維修或更換部件，在維修或更換部件前，應制訂詳細的操作方案，確保操作過程的安全性和準確性。同時，應對維修或更換部件后的調壓撬進行性能測試，確保其正常運行。

（4）記錄與總結。在處置完成后，應對整個處置過程進行記錄和總結，記錄內容包括故障原因、處置方式、操作過程、結果等，總結經驗教訓，提高處置效率和質量。同時，對記錄和總結的結果進行歸檔保存，以便后續查閱和使用。

參考文獻

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