天然气回收场站安全预警系统

张政ZHANG Zheng

（川庆钻探工程有限公司重庆运输总公司，重庆401147）

0 引言

目前某些天然气回收场站因自动化程度低，各点源的安全防护与监测设施分开设置，不能达到参数集中监控与风险自动报警的目的。本文探讨保留原设备布局，保持原工艺流程不发生变化，仅将安全监测与防护类设施进行改装，以实现集中监控，实现集中报警与分区报警相结合，在风险程度上升至安全极限之前，提供预警。

1 天然气回收现场风险点源分析

1.1 天然气泄露造成可燃气体、有毒气体逸散风险

天然气回收场站可能存在的天然气泄漏点源主要有：

①井口闸门安装不规范或年久失效后从连接法兰处渗漏；本井采气树制造年份为2009年，已经过接近9年的风吹雨淋，原有的1#、2#、3#闸门仍为原有的旧闸门，随时可能失效。故本井井口漏气的风险相对较高。

②管线连接处卡箍松动、由壬松动、安全阀失效等造成泄漏。

③分离器排水时利用天然气驱动，可燃气体聚集于污水罐处。这一风险程度相对较高，尤其在冬季气温在0 摄氏度以下时，为了避免管线结冰，在排水完成后，还要对管线进行吹扫，会有大量的天然气进入污水罐，与污水罐中的凝析油蒸气、空气混合后，极易达到爆炸极限，是最主要的风险源。

④分子筛、压缩机排污时天然气泄漏。同分离器一样，压缩机、分子筛的自动排污也借由天然气的压力推动水、油污进入污水罐，相对时间短，耗气量少，风险程度相对较低。

⑤管束车充装完成后倒换枪头，部分天然气放空。数量较少，时间短，风险程度低。

⑥发电机燃料不充分产生有毒废气。在发电机运行过程中若发生机械故障，可能造成某个气缸不工作或燃烧不充分，在排气的过程中会将有毒有害气体排放到大气中去。

1.2 泄漏的天然气引起火灾爆炸风险

以上泄漏点如果在自然通风良好的情况下不易造成伤害，火灾爆炸风险主要集中于油气氧混合充分的污水罐处，由于现场采用封口式污水罐，通风差，现有的污水罐口平时处于关闭状态，呼吸孔采用21/2″钢管制作，流通面积相对于罐体较小，难于有效起到排气作用，污水罐上部很容易达到爆炸极限（5-15%）。

1.3 管道超压保护失效造成容器爆炸风险

苏16-15-60 井初始地层压力为25MPa，为了控制产量及减小地面管汇的承压，在2050 米下入节流器，井口产量平稳以后，油管压力在0.7-0.9MPa，若井下节流器失效，地层压力会直接传递到地面流程管汇中。为解决以上问题地面流程管汇设置了紧急切断阀。若紧急切断阀在超压时未动作或未完全切断气流，地面管汇中又配备了定压阀，在压力超过1MPa 以后，直接将天然气通过旁通管线放至火炬处。若定压阀失效，分离器上又配备有安全阀，分离器出现压力升高时，通过分离器紧急放空。

1.4 分子筛局部高温造成灼烫或脱水失效风险

分子筛脱水橇主要用作天然气的深度脱水工艺，若分子筛吸水较多，达到近饱和状态加之低温影响，有可能造成板结，即再生时热气不能通过吸附材料，再生工艺气体循环短路，再生塔不能再生，加热器局部温度会异常升高，若巡检时未被及时发现，可能造成作业人员烫伤或设备损坏。

1.5 气压不足造成发电机停机风险

燃气发电机工作气压在0.4-0.8MPa，若发电机进气压力不足，燃料供给跟不上会造成发电机停机。造成熄火的原因有两种：一是压缩机转速过高，管线中气体流速小于压缩机进气速度会造成整个管路气压降低；二是管线冻堵或井口压力不足，供气停止后发电机将管线中的余气耗尽后会造成低压停机。若停机发生在冬天，整个管路的加热装置停止加热，外界环境温度常常在零下10-20 摄氏度，管路保温失效，管线会迅速结冰，后果不堪设想。

1.6 液位过高造成设备损坏、环境污染风险

现场大量储液的容器主要有两相分离器与污水罐，若两相分离器满水，液体进入分子筛会造成设备水淹，若进入发电机会造成更严重的机械事故；若污水罐满水不被发现，可能造成环境污染事故。

2 风险点源测量与控制分析

2.1 气体监测类

现场可能出的有害气体主要有天然气、发电机不完全燃烧产生的废气、硫化氢等。目前现场在压缩机、发电机处配备有固定式可燃气体报警器，现场使用汉威KB2100-II型报警器。

目前只有发电机与压缩机处配备报警器，通过第一部分的风险分析发现：井口、污水罐也应当重点监控，有必要在两位置增设可燃气体报警器、硫化氢报警器，发电机房处可增设有毒气体报警器，如一氧化碳探头。

2.2 压力监测类

在井口、分离器后部、发电机供气管线、放空管线的气体流量计中均已集成了压力、温度传感器，可通过RS485总线直接读取各流量表入处压力、温度，而不需要增加设备。在压缩机、分子筛处可通过机体内的PLC 接口读取各处压力值，仅需要增加分离器处的压力传感器，目前压力传感器技术成熟易用，如2088 型压力变送器，带有RS485总线接口，读取数据方便，供电范围宽，压力检测范围广，完全能够满足现场应用。

2.3 温度监测类

与压力传感器类似，流量表中集成温度传感器，在分子筛的PLC 中可以读取相应位置的温度值，做为集中报警监控的参考。

2.4 液位监测类

两相分离器及污水罐需要配备液位计，两相分离器属于压力容器，压差式液位计不适用于压力容器内安装，可选择电容式液位计。安装过程需要注意，压力容器不能随意打孔安装，可通过备用排污阀接入液位传感器的方式来实现；污水罐上可按照常规方式进行安装。液位传感器同样配备RS485 通讯接口，可实现远程数据读取。

综上，充分利用现场已经配备的各设备与传感器，仅仅需要增加一台有毒气体报警仪，两台可燃气体报警仪，一个压力传感器，两只液位计，一台工业计算机就可以实现现场气体浓度、压力、温度、液位数据的实时监控。

3 监测实现

3.1 硬件实现

现场仪器仪表都支持串口通讯，仅用双芯屏蔽数据线缆串接，即可实现各仪器仪表的互联，最后与工业计算机相连接，经过调试后即可读取各仪表、传感器数据。如需要将数据实时上传，可利用数据传输模块将数据实时传送到云服务器。现场硬件连线如图1 所示。

图1 现场仪器仪表连接示意图

3.2 软件实现

目前可以利用现有的商业化组态软件如：组态王、台达DiaView 等建立数据显示平台，商业化软件提供现成的数据接口，通讯接口等，编程过程方便快速；也可以用底层编程软件进行开发，如：VC，VB 等开发拥有自主知识产权的软件。

界面设计时充分考虑软件人机界面，现有的组态软件均支持图形化管理方式，某些软件支持动画界面，使用不同的图形、线条文字组合代表不同的设备，用不同的颜色代表不同的压力、温度等级。当某一部位出现安全风险时，在流程的相应部位用声、光、文字、图案等向操作者报警，以达到提前预警的目的。

4 监测与预警的意义

降低火灾爆炸风险：天然气自身具有可燃性，生产过程中产生凝析油蒸汽，两者混合物的火灾爆炸风险为整个天然气回收现场最大的风险源，本方案通过在污水罐处设置报警器的测试方式进行风险预警，可在危险源的风险等级上升过程中，在达到事故浓度之前进行预警，经过人工干预，通风、切断供气等方式避免混合物达到爆炸极限。在井口、发电房等处设置报警器，可在气体泄漏时向操作人员作出预警，及时排除隐患。

减少管线超压风险：天然气井井底压力向井口的传递有一个缓冲过程，本井关井求产时得到的数据为：每关井10 分钟，油压上升2MPa，在地面管线升压到极限5MPa 之前，约有20 分钟的反应时间。本方案的压力预警可在超压保护失效的情况下，及早做出预警，为操作人员关闭井口闸门争取到更多的反应时间。

保护环境与生产设备：温度与液位预警可在生产工艺参数出现偏差时及时提示操作人员，如：在脱水设备出现堵塞时做出报警，提示操作人员及时排污等。

综上，本文通过一种增加现场检测仪器、传感器来对生产参数集中监控、预警的方式对苏46-15-60 井场的现场安全风险管理提供一种解决思路。介于现场设备少、自动化程度低、需要经常拆安，本文仅通过被动接收的方式对风险点源进行危害程序预测、预警，仅为降低安全风险的临时性方案，在现有的自动化技术水平上，完全可以实现设备自动化运行。