天然气含水量大对增压站设备的五点影响

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发布时间：2017-10-11 10:57:59

摘要：通过对天然气中含水量的分析，结合国内某天然气长输管道投产后，因天然气中含水量造成设备损坏、计量不准、离心式压缩机运行工况不稳和管线冰堵等一系列影响，论述预防与解决措施并在实际中进行应用。

1 天然气中水分的主要来源
        天然气中的水分主要来源于3种途径，分别以游离的水和气相组分中水分子形式两种形态存在。较前种途径是地下开采的天然气本身就带水分，经过净化后，不能保证100%把水分排除掉；第二种途径是管线施工加压干燥之后部分管线低洼或拐弯处残留有水分，虽然经过管线吹扫和干燥，但是在特殊地段还是会有大量的水存在，管线距离越长，所经地形越复杂，残留在管线中的水分就会越多；第三种途径是个别地段管线检修时，由于管线切开暴露在空气中，造成潮湿的空气进入管线，当再次投运时，空气中所含的水分就留在管线中。

2 天然气中含水量大对增压站设备的影响
        我国管输天然气的气质标准在GB50251—2003《输气管道设计规范》中作了明确的规定，天然气的水露点在zui大输送压力下应低于输送气体zui低环境温度5℃，按照我国商品天然气中有关标准规定商品天然气中没有水，但是在管线的实际运行水露点监测中，投入运行中含有一定量的水。通过以下五方面来分析天然气中含水量对设备的影响。

2.1 对计量设备的影响
        一是含水量流过超声波流量计时，水分会逐渐堆积在流量计管道内壁以及附着在超声波探头上，会影响超声波的发射与接收，从而影响超声波流量计计量的准确度；二是含水量会附着在温度和压力测量引压管内，严重时会堵塞引压管，从而影响超声波流量计计量的准确度。

2.2 对调压撬的影响
        一是由于气体中含水使得调压撬安全切断阀、监控调压阀指挥器失灵，下游压力达到给定值，监控调压阀无法关断，使得下游压力超高安全切断阀关断，进而影响下游输气。二是由于积水结冰堵塞调压撬引压管，导致误关断阀门。调压撬引压管阀门是刚性连接，为了保证在运行中不被损坏或发生连接点泄漏，所以有一定的弯曲度，气体中含有水分，非常容易在这些弯曲处集结，再加上北方气温较低，进而形成冰堵，使得控制系统不能及时准确的监测到信号，发出错误的指令，导致阀门误动作。

2.3 对压缩机的影响
        一是对压缩机进口孔板流量计的影响：（1）由于在孔板流量计上下游之间产生压差，对孔板产生腐蚀与损坏；（2）在孔板流量计上下游产生压差的条件下，形成节流进而形成冰堵；（3）孔板流量计引压管发生堵塞或冰堵，导致差压变化，影响离心式压缩机运行工况，触发喘振信号，引起防喘阀误动作，引起机组回流停输。二是锥形过滤器发生冰堵，使大量含水气流经过滤器滤网孔，发生截流，造成天然气温度降低，在网孔上析出水分，甚至于结霜冻堵，引起锥形过滤器压差增大，压缩机进气量减小，机组喘振停机；三是对压缩机本体的影响：含水量大时，是对压力比较大的热备机组的干气密封过滤器产生影响。出口压力9MPa，要经过干气密封调压阀调压至4MPa左右，才能作为干气密封的介质气，此时会有将近30℃的温降。如果此时温度降至天然气水露点以下，就会在过滤器上析出水，遇低温就会结成冰，造成滤芯冻堵，让滤芯失去作用，使含有大量水的气体进入干气密封动静环密封面，严重时引起密封产生泡疤、损伤；而天然气含水在压缩机高速转动时，容易损坏叶轮、轴等内部各部件。

2.4 对场站阀门及仪表产生的影响
        一是天然气中游离水会附着在压力表、压变、温度表、温变等仪表引压管内，影响数据测量，极端环境条件下甚至造成仪表引压管线冻堵现象；二是天然气中游离水会对阀门及损坏阀门密封面造成冲蚀，同时腐蚀阀门密封结构，造成密封失效；三是液态水的存在会使得阀门处节流加剧，严重时可能造成阀门冻堵，积水结冰，体积膨胀造成阀门及管线破裂，影响安全生产。

2.5 对输气管道产生的影响
        一是管线中游离水的存在会影响管线输送效率；二是北方地区冬季平均气温都在零下10℃以下，偏低的气温为水合物的产生奠定了基础，并且对天然气管道堵塞提供了便利的条件，管线中的游离水在压力较高、温度较低的情况下管道中的游离水会生成一种白色结晶固体，外观类似冰一样，对管道发生冰堵。三是由于管线中游离水会产生电化学和其他形式的腐蚀，加速管道老化，影响安全生产，同时管线中的硫化氢及二氧化碳气体和水反应形成硫氢酸和碳氢酸，对管线产生强烈的腐蚀，缩短管线使用寿命。

3 预防天然气中含水量产生的措施
        1）降低天然气中的含水量，使管道内的天然气符合输送标准，是避免含水生成的zui直接办法，也就是天然气从气井中采出后，需经过除沙、净化、脱水、脱氢等一系列过程将气体处理完成以后，再由管道输送到各个用户；
        2）加强场站对过滤分离器、汇管、阀门、压缩机等设备监测，及时进行排污，并按现场设备需求定期更换过滤器滤芯；
        3）在场站允许的情况下，可以提高输气温度和降低输气压力，也可以避免水合物的生成；
        4）对计量装置、调压撬、仪表引压管、孔板流量计等设备做好冬季保温并增加铺设电伴热带，加强设备保温；
        5）向管道内注入水合物抑制剂，降低水合物生成，常用的水合物抑制剂有甲醇、乙二醇或者二甘醇。甲醇对已形成的水合物有解冻作用，而其他的醇类没有此性能。

4 解决场站设备堵塞的办法
        1）仪表引压管堵塞解除办法：一是关闭仪表根部阀，打开放空阀进行放空及用热水敷热进行排堵，二是在较前步无法解除的情况下，拆下引压管在室内解除堵塞，严重时需要更换引压管。

        2）管线堵塞解决方法：一是抑制法，冬季寒冷条件下，向堵塞点内注入化学抑制剂（甲醇、乙二醇等）解除堵塞；二是停产放空，采用放空法对管线进行解堵，利用管线冻堵处两侧压差将水合物排出；三是其他方法解堵，通过提高输气温度、降低输气压力解除堵塞，可以选用电伴热、电磁加热、蒸汽吹扫、堵塞点敷热的方法解除堵塞。

5 结束语
        近年来，随着我国经济的进步和社会的快速发展，天然气能源快速崛起，其开采与输送技术也在逐步完善，而伴随着需求量的不断攀升面临着新的挑战。天然气长输管道首站作为一条管线的起始站，它具有紧急切断、过滤、计量、分输、增压、清管等功能。本文主要对实际生产运行过程中天然气中含水量产生原因及对场站各设备的危害进行分析，提出预防与处理方法，在实际生产中具有较大的指导意义。
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