摘　要：某天然气场站增输时，出现过滤分离系统处理能力不够、超声流量计计量数据丢失等问题，且由于该站上游为双气源供气，天然气组分波动较大，严重影响贸易计量的准确性。基于天然气杂质组成分析结果，在过滤分离器上游增设旋风分离器，并通过增加过滤分离支路，提高了天然气净化处理能力；结合场站生产实际，在进站汇管处安装在线色谱仪，解决了由于气体组分波动影响贸易计量的问题；通过在流量计与调压阀之间设置埋地工艺流程，安装T形管件和弯头，降低了节流噪音对计量的影响。

关键词：天然气；技术改进；色谱仪；超声流量计；T形管

某天然气场站为上下游两家燃气公司的贸易交接站，设计输气量17.5×10⁸m³/a，具有清管收发球、天然气过滤分离、分输调压、计量和紧急切断等功能。由于该场站地处经济发达地区，当前日均输气量已达460×10⁴m³以上，接近原设计输气量。随着下游用气需求的增长，该场站原有的输气能力已无法满足生产需要。

1 主要工艺问题

该天然气场站主要流程为：上游接收双气源来气，进站经过滤、分离后分为4路，一路经干线超声流量计计量、调压后输往下游干线用气（3条计量、调压支路）；另外3路则经计量、调压后分别输往3家城市燃气公司（每个用户各有2条计量调压支路）。

（1）当前该场站接收气量较大，加之季节用气不均，冬季时接收气量已超过原设计规模，过滤分离器的总处理能力无法满足场站运行需要，且目前站内过滤分离系统为3台过滤分离器并联，固体粉尘堵塞滤芯的情况时有发生。

（2）由于上游来气为双气源，站内无在线色谱装置，无法及时掌握天然气的气体组分状况，因此无法指导天然气计量和贸易交接。当上游来气组分波动较大时，经常因计量数据偏差过大引起贸易纠纷。

（3）站内的贸易交接仪表为3台DN250 Daniel Mark Ⅲ超声流量计。由于超声流量计计量精度受噪音影响较大，当场站节流件（阀门、弯头、调压阀等）产生的噪音频率接近或超过125kHz时，会直接影响流量计的信号接收质量，产生较大的计量偏差。

2 工艺系统改进

2.1 过滤分离系统

目前，过滤分离系统共有3台过滤分离器，单台过滤分离器的处理能力为11×10⁸m³/a，采用2用1备方式向下游供气，存在的主要问题是：过滤分离器处理能力不足，尤其是冬季高峰用气时，需要频繁排污，有时遇到粒径较大的杂质，还会出现固体粉尘堵塞滤芯的情况。

优化设计方案：采用“分离-过滤”处理模式，在现有过滤分离器的上游新建分离器（设计处理能力为11×10⁸m³/a），分离器用于分离粒径较大的固体杂质，减少进入下游过滤分离器后导致滤芯堵塞的可能性。根据当前输气能力要求，将过滤分离系统由2用1备调整为3用1备，分离器与过滤分离器串联后，再与其他过滤分离支路并联，实现增加过滤分离能力，提高天然气净化效果的目的。经工艺调整后场站总过滤分离能力可达28.4×10⁸m³/a。

考虑到目前天然气行业常用的过滤分离设备旋风分离器、重力分离器和过滤分离器（陶瓷、纤维、金属网式过滤器）等具有各自的优势，适用场合有所不同（表1）。而该天然气场站所输天然气中含水量极少，杂质为固体粉尘（主要成分为SiO₂、Fe₂O₃等），因此，基于场站生产运行特点的考虑，新建分离器选用旋风分离器。

2.2 气质实时监测系统

由于该天然气场站为贸易交接场站，且上游来气为双气源，以往采用双气源气体组分加权平均分析和每月定时常规分析取样获取气质组成的方式，虽能在一定程度上指导天然气计量，但终究不能真实反映上游来气的气体组成。当上游调整工艺流程时，由于两种天然气气质组成差别较大，往往会引起较大的气质波动，从而导致出现计量偏差，产生贸易纠纷。因此，建立一套气质实时监测系统，提高管网气质监测水平，对于降低计量偏差，控制计量精度十分必要。

优化设计方案：在站内计量支路前汇管处增加设置ENCAL 3000型在线色谱分析仪（表2），实时分析上游来气气质组成，并将色谱分析仪实时分析数据上传至计量系统用于天然气贸易计算，同时将数据传给SCS系统，并上传至调控中心，实现对气体组分的远程监测。

2.3 计量调压系统

根据该站场计量调压系统的工艺流程设置情况（图1），天然气进站经汇管后，采用“先计量、后调压”的工艺模式，超声流量计为Daniel Mark Ⅲ四声道流量计，流量计上游直管段设置板式整流器，下游调压阀为AFV轴流式调压阀，流量计与调压阀之间为直通式结构。

采用超声流量计量方式时，一般推荐的最小安装距离为：超声流量计上游直管段长度不得小于10D（D为管道外径），超声流量计下游直管段长度不得小于5D^[1]。虽然该站场超声流量计的安装完全符合要求，且超声流量计上游设有板式整流器。但是来自计量支路下游调压阀的噪音仍然对超声流量计计量精度存在较大影响，尤其是当上游压力超过4.4MPa或瞬时流量大于19×10⁴m³/h时，计量数据丢失的情况就会出现，严重时甚至使计量完全终止。目前只能通过利用双支路同时供气，降低单一支路瞬时气量的方式向下游供气。

优化设计方案：考虑到超声流量计安装条件完全符合相关规范，而由于调压阀产生的节流噪音与超声波流量计换能器所接收的信号频率重合的可能性极大，减小到达计量区的干扰噪音将是解决计量偏差过大问题的关键。根据现有的研究结果：通过安装T形管件和弯头可以达到不同程度降低超声干扰噪音的目的，T形管件的最大降噪能力可达10dB，弯头的最大降噪能力可达5～6dB^[2]。因此，为有效降低调压阀节流噪音的影响，可以在超声流量计后将计量支路引至地下，并在流量计与调压阀之间安装2个T形管件和4个90°弯头，利用埋地T形管件和90°弯头阻止节流噪音反射至流量计量区域（图2）。

3 优化效果评价

2011年7月，按照上述设计方案对该天然气场站进行了工艺改造。工艺改造实施后，新工艺流程已稳定运行半年多，且站场工艺系统运行状况良好，计量输差显著降低，工艺优化达到了预期目的。

（1）过滤分离流程由原来的2用1备变为3用1备，增大了场站天然气净化处理能力，2011年冬季最大输气量增至500×10⁴m³/d，实现了场站增输的目的。同时，由于新增4台旋风分离器用于处理天然气中固体粉尘颗粒，避免了固体粉尘大量涌入过滤分离器滤芯而造成堵塞。

（2）在线色谱分析仪安装投运后，为验证该台色谱仪实际运行效果，从2011年8月开始，对色谱仪气质实时监测数据和常规取样分析数据进行对比（表3）。从投运7个月的天然气相对密度对比情况来看，实时监测数据与常规监测数据最大偏差出现在12月，为0.28％，其余月份偏差较小。除仪器固有分析误差和常规分析时产生的泄漏等人为或器械故障原因导致出现不可克服的分析偏差外，色谱仪实时监测数据运行总体保持平稳。根据实时监测数据变动情况可知，10月初因下游用气需求发生较大变化，期间压减了某一气源的日接气量，导致相对密度变化较大。此时如果采用常规分析检测手段将无法实时反映这种气质变化，从而导致产生较大计量偏差。而安装在线色谱仪后，可以实时采集到管道内的最新气体组分，便于在上游进行流程切换时，及时掌握气质变化情况，提高了计量精度^[3]。

（3）由于在超声流量计与调压阀之间安装了T形管件和90°弯头，且工艺管道埋地后相当于增大了流量计与调压阀之间的管道距离，干扰噪音明显降低，超声流量计运行状况正常、稳定。利用Daniel CUI软件对超声流量计进行现场诊断后发现：超声换能器信号质量均为100％，信噪比SNRs均超过2000（图3）。

4 结束语

（1）在保持现有工艺流程的基础上，经过简单的工艺改造，实现场站增输是众多燃气公司共同面临的问题。而场站净化能力不足往往是制约场站增输的重要因素，根据管输介质的具体组成，设计合理的过滤分离流程，通过“旋风分离器+过滤分离器”的结构，可有效提高天然气净化的效果，并通过增设过滤分离流程的方法，最终实现场站增输的目的。

（2）对于多气源供气的天然气场站，因上游流程调整产生的气质变化对天然气计量的影响不可忽视，通过安装在线气质监测系统，加强对天然气气质组成的实时监测，可有效降低因常规监测手段不能实施动态监测带来的计量误差。同时，应通过加强在线色谱仪的日常维护、数据核查、色谱图分析及定期标定等操作，确保天然气气质组成得到真实反映。

（3）采用超声流量计计量时，应避免在流量计和调压阀之间采用直通式的安装结构。在场站安装空间允许的情况下，可重点考虑计量、调压分区设置，通过增大空间距离降低节流噪音对超声流量计的影响；如果安装空间受限，可考虑采用在超声流量计后将工艺管道埋地敷设，设置埋地弯头和T形管件的方式，减少到达流量计的节流噪音，确保精确计量^[4]。

参考文献：

[1]文代龙，袁平凡，游明定，等.GB/T18604－2001用气体超声流量计测量天然气流量[S].北京：中国标准出版社，2001.

[2]孙金明，魏巍，闫峰.噪声对超声波流量计的影响及案例分析[J].测量与设备，2006（11）：9-11.

[3]赵一平，兰宁恳.在线分析仪在四川天然气管网上的应用[J].天然气工业，2003，23（3）：110-113.

[4]李春艳，孙在蓉，谭佩珍，等.新型超声波计量调压降噪器：中国，201010534292.9[P].2011-04-47.

(本文作者：于东升 郭东升 江涛 李方圆 山东省天然气管道有限责任公司，山东济南 250101)