海外某天然气处理厂工艺流程优化

崔世华 中海油石化工程有限公司 青岛 266100

海外某天然气处理厂收集来自各脱气站和油气处理终端厂分离出来的伴生气，经增压单元、脱硫单元脱除其中的H2S和CO2后，合格甜气送至油田自建电厂及油田各用气单位(包括蒸汽锅炉、水浴炉等用户)，剩余甜气送至地方电厂。油田电厂负责给包括天然气处理厂在内的整个油田提供电力，地方电厂供电线路与油田电网并网作为备用，天然气处理流程及供应图见图1。

图1 天然气处理流程及供应图

受当地电厂设备故障频发、人员操作水平限制，以及供电线路老化等原因的影响，两电厂存在频繁关停和启机情况。由于两电厂为天然气处理厂甜气的主要用户，其频繁启停使得下游供气管网压力波动较大，且脱硫单元和增压单元压力不稳，甚至脱硫塔发泡，这需要较长时间调整才能使系统趋于稳定[1]。

从上述可知，天然气处理厂甜气的供应影响到油田电厂和地方电厂的正常运行，进而影响到整个油田的稳定生产。本文综合考虑了压缩机单元、脱硫单元和下游用户之间的关联，优化了压力控制方案，在下游管网压力波动时保持天然气处理厂的生产平稳，保障了整个油田的正常运行。

1 天然气处理厂原流程及控制方案

天然气脱硫采用传统的MDEA作为脱硫剂，为了提高MDEA对H2S的吸收效果，达到脱硫后甜气中H2S≤7.5ppm的要求，需要提高天然气中H2S分压[2]，因此伴生气在进入脱硫塔之前需要通过压缩机将压力从0.4MPa(G)增加至4.1MPa(G),原设计中增压单元出口压力PC01设定为4.1MPa(G)，考虑到增压至脱硫单元之间的管线阻力降、过滤器和脱硫塔压降等因素[3]，脱硫单元分液罐PC02设定值为4.0MPa(G)，下游电厂的燃气轮机入口压力在3.6～4.0MPa(G)，天然气处理厂正常稳定运行后，流量稳定且各点压力与设计值基本相符。天然气处理厂流程见图2。

图2 天然气处理厂流程

1.1 增压单元压力控制

本装置采用离心式变频压缩机，其出口压力由变频器调节压缩机转速和防喘振系统控制的防喘阀开度来共同实现。压缩机正常运行在额定工况点时，其转速为100%，防喘阀完全关闭[4]。

当下游用气量减少时，下游管网压力会升高，传导至压缩机出口压力升高，此时变频器会控制压缩机降低转速，同时打开防喘振阀，压缩机出口的高压气体会部分回流至上一级入口，从而保持出口压力稳定，也避免压缩机触及喘振线发生喘振，此时，出口和入口的流量都减小。增压单元压力控制流程见图3。

图3 增压单元压力控制流程

当下游电厂关闭后重启或降负荷后再升负荷时，下游管网压力降低[5]，导致压缩机出口压力降低。当压缩机出口压力降低时，变频器会控制压缩机升高转速，同时逐渐关闭防喘振阀，使得出口和入口的流量增加，出口压力仍保持在设定值。

1.2 脱硫单元压力控制

原设计中为保证脱硫系统压力稳定，在压力控制阀前取压，PC02与外输调节阀PV01和放空阀PV02做分程控制，以保持脱硫系统压力稳定。脱硫单元PV01/02原设计分程曲线如图4所示。横坐标为调节器的输出范围，即将实测值与设定值进行比较后得到的输出值，用于调节阀门开度[6]。如当实际压力高于设定压力时，PV01首先会逐渐打开至100%，若阀前压力仍高于设定压力，则放空阀PV02会打开，并逐渐开大，直至阀前压力降至设定压力。

图4 脱硫单元PV01/02原设计分程曲线

2 天然气厂实际运行状况及问题

当下游用气量减少时，下游管网压力会升高，继而导致脱硫塔压力升高，此时PV01的阀门开度会逐渐开大，但下游气量无多余出口，PV01开度达到100%，仍不能降低脱硫系统压力，此时PV02会打开，将部分气体放空至火炬，降低脱硫系统和下游管网的压力。

当下游电厂关闭后重启或降负荷后再升负荷时，下游管网压力降低，使得脱硫系统压力降低，此时PV02首先会逐渐关闭，将原本放空的甜气送至外输管网。在极端情况下，若系统压力急剧降低，则PV01会逐渐关闭，以保证脱硫塔压力不继续降低，但这反而会加剧下游供气不足，管网压力将持续下降。

另外，脱硫单元的压力波动也会影响增压单元压缩机运行状态，当外输管网用气量减少导致压力升高时，由于脱硫系统首先调节PV01，直至开度达到100%后，PV02才开启，这也造成了调节的滞后，使脱硫单元和增压单元的压力升高，这时压缩机的转速已经降低，防喘振阀开度增大，以降低压缩机出口压力，同时减少出口气量。以上工况中，由于系统压力(被控变量)变化落后于两压控阀开度变化(控制变量)，属于纯滞后，虽然最终系统外输气量和压力会达到新的平衡，但调整时间较长，且由于进入脱硫塔的气量变化较大，气流不稳也易使得脱硫塔发生液泛等问题。

从以上分析可知，原设计中有两处不足的地方：

(1)采用控制调阀前的压力来保持脱硫系统压力稳定的做法，使得PV01几乎失去调节脱硫系统压力的作用，仅靠PV02控制放空量来平衡系统压力，且当下游用气量急剧增大时，还有可能起反作用，进一步减少供气。

(2)脱硫单元的压力控制和压缩机压力控制相互影响，当脱硫单元不能及时稳定系统压力时，会导致压缩单元压力波动，可由压缩机调节转速和改变防喘振阀开度来实现后路压力稳定，但这样会使脱硫塔进气量变化较大，急剧的气量变化可能会导致过量液沫夹带，使得塔盘液层厚度增加，从而易造成脱硫塔液泛，使得生产不稳定。另外，如果压力波动幅度较大，也会导致压缩机来不及调节转速和防喘振阀开启不及时而发生喘振，损坏压缩机机体。

3 天然气厂优化后的控制方案

根据对以上问题的分析，优化整改如下：

(1)将脱硫单元压力控制取压点改为阀后取压(图5)。

图5 天然气处理厂调整后控制流程

(2)修改PV01和PV02的分程控制逻辑，脱硫单元PV01/02调整后分程曲线如图6所示，在实测压力与设定压力偏差较小的情况下，只通过PV02来调节阀后压力，当偏差较大时，在增大PV02阀门开度的同时，逐渐减小PV01的开度。

图6 脱硫单元PV01/02调整后分程曲线

在做出以上调整以后，通过油田电厂检修的时机对系统进行测试，测试结果如下：

状况1：关闭电厂后，下游用气量减少，管网和脱硫压力升高，压力实际测定值高于设定值，此时PV02先逐渐增大阀门开度，到达一定值时(此值可根据现场实际外输气量、调节阀选型等相关参数进行调整，以系统压力波动最小为宜)PV01开始减小阀门开度，两阀门同时动作，减少下游供气量，增大去火炬放空量，以此实现下游管网和脱硫系统的压力稳定。由此，也使得脱硫单元之前的压缩单元压力较为稳定，压缩机转速稳定和防喘振阀开度变化较轻微。

状况2：启动电厂时，下游用气量增加，管网和脱硫压力降低，在此之前PV01/02会保持一定开度(即状况1稳定后的阀门状态)，此时PV01阀门开度逐渐增大，增加下游供气量，同时PV02会减小阀门开度，减少火炬放空量，两阀门同时动作，以实现下游管网和脱硫系统的压力稳定。

油田电厂启停测试中，脱硫系统压力和流量变化趋势见图7，优化前油田电厂关停时脱硫系统压力和流量变化趋势见图8。

图7 油田电厂启停测试中，脱硫系统压力和流量变化趋势图

图8 优化前油田电厂关停时脱硫系统压力和流量变化趋势

从DCS监控数据中可以看到，在电厂启停过程中，脱硫系统压力出现0.03MPa的小幅波动，历经1min左右恢复正常，气体流量波动在4%左右，相对于优化前0.5MPa的压力波动，已经大大改善。由此可见，在下游用户用气量变化时，通过双阀共同调节外输气量和火炬放空量，使得脱硫系统压力波动较小，进入脱硫单元的气量也变化不大，这减少了因脱硫塔进气量变化过大可能导致潜在不稳定操作风险。另外，由于PV01/02根据下游压力波动同时动作，与优化前相比压力调节更加快速有效，同时也减小了对增压单元的压力波动影响，使压缩机运行较为稳定，转速和防喘振阀开度变化不大，压缩单元输出的压力和气量较为平稳，也降低了因气量变化过大导致压缩机发生喘振损伤机体的风险。

4 结语

综合考虑下游用户用气量变化对脱硫单元和增压单元的影响，结合各单元的工艺要求和控制特点，修改了脱硫单元的压力控制方案，在进入天然气处理厂原料气量充足的情况下，下游用气量波动时，将调节阀后压力作为控制点更为合理。同时，将两调节阀改为同时动作也能更快速地稳定下游管网和脱硫系统的压力，避免了对增压单元的干扰，使得整个天然气处理厂在下游用户用气量波动较大的情况下，压力能够快速平稳得到控制，保持各装置运行相对稳定，减少了脱硫塔发泡的可能，避免了因天然气处理厂停产而停止给电厂供气的风险，进而保障了整个油田供电的稳定性。