管道修复人的圈子

压力是输气站场重要参数，调压阀能够根据下游用户用气量、通过调整调压阀开度值来控制输出压力以保持稳定供气。压力控制系统是由安全切断阀、监控调压阀、工作调压阀按照从上游到下游的顺序串联在一起的监控式调压系统。安全切断阀（SSV）、监控调压阀（PSV）、工作调压阀（PEV）为相互独立的设备。正常情况下，安全切断阀和监控调压阀处于全开位置，由工作调压阀对下游压力进行控制。当主路工作调压阀出现故障无法控制下游压力时，监控调压阀开始工作，以维持下游压力的安全范围；若监控调压阀也出现故障不能控制下游压力时，下游压力升至安全切断阀的设定压力，则安全切断阀自动切断气源，同时开启备用回路，保证下游管道和设备的正常运行。由此可见，调压阀能否正常运行是输气站安全平稳输气的关键。

某公司管道工程投产运行以来，输气站调压阀故障频发，造成检修工作量大幅增加，人工成本和维修成本增高。经对2018年5月至2018年11月调压阀出现的各种故障进行调查统计（表 1），调压阀实际运行时间为4658 h，发生各类故障共计382 h，设备故障率为7.58%，未达到工艺设备设施月故障率不高于5％的标准要求。

表 1 输气站调压阀故障率调查表

根据表 1可以看出，调压阀指挥器故障及调压阀引压管故障是调压阀故障的两个主要方面。

结合调压阀维保技术规程及技术资料分析，绘制了调压阀故障因素关联图（图 1）。

经现场调查，六类因素中人员巡检、人员技能水平、维保和压力波动均保持正常状态，故对其余两类因素进行分析验证。

（1）过滤分离器滤芯更换情况。2018年5—11月两个输气站过滤分离器滤芯更换记录显示， 5—9月没有进行更换，而10—11月每站更换3次（表 2）。

表 2 过滤分离器滤芯更换情况

（2）过滤分离器及其上游汇管排污情况。5—9月污物较少，10—11月污物较多（表 3）。

（3）调压阀指挥器污堵情况。5—9月每月7～10次，10—11月每月14～16次（表 4）。

根据以上分析，5—9月输气站过滤分离器压差小，管输过程中杂质较少，滤芯更换次数较少，调压阀指挥器月平均污堵次数较少。10—11月站场过滤分离器压差大，管输杂质较多，过滤分离器滤芯更换次数较多，调压阀指挥器月平均污堵次数较多。可以判定管输杂质较多是调压阀指挥器故障的主要因素。

（1）过滤分离器下游汇管排污情况。如果过滤分离器分离效果不好，会导致下游汇管污物较多。对同期输气站3#、4#、5#汇管排污情况调查，表明5—10月汇管污物仅少量，10—11月污物较多（表 5）。

（2）下游用户过滤分离器污堵情况。查看下游用户2018年5—11月过滤分离器滤芯更换记录及照片，显示滤芯表面附着大量杂质且更换滤芯频次多。

综上所述，5—9月过滤分离器下游管线杂质较少且调压阀指挥器故障率较低，10—11月过滤分离器下游管线杂质较多且调压阀指挥器故障率较高。说明过滤分离器的过滤效果对调压阀的平稳运行有明显影响。

针对引起调压阀故障的主要原因，决定加装天然气过滤处理装置和增加过滤分离器的排污频次。

（1）天然气过滤处理。如图 2所示，将指挥器上游管线设计为互为备用的两条支路(红线部分)。一条支路分别加装进出气体的截断二阀组、过滤器、小球阀，二阀组的排放端设计在截止端的下游。通过开关二阀组针阀及出口球阀控制该条支路的启停，通过二阀组的放空阀对该条支路进行放空操作。另外一条支路加装小球阀，便于在更换过滤器滤芯前切换流程，避免了整条调压支路的停输放空操作，现场操作性强。

（2）增加排污频次。将工艺汇管及过滤分离器排污频次由每月1次增加至每月2次，并停用指挥器前端加装的过滤器，以保证增加排污频次对指挥器故障次数影响的真实性。记录并比较排污次数调整后调压阀指挥器故障率，以验证该措施的效果。

经统计，2019年3—4月调压阀故障率由之前的7.58%降低到1.37%，故障率显著降低（表 6）。

调压阀作为天然气输送站场的关键设备，其运行状态对站场安全生产起着至关重要的作用。通过加装过滤装置解决调压阀指挥器污堵问题，显著降低了调压阀故障率。经其他输气站场推广应用，2021年全公司调压阀故障率控制在5%以内。目前，公司新建项目调压撬技术协议书明确要求调压阀指挥器前端加装过滤装置（一用一备），实现在线更换，保障了输气站场调压阀稳定运行。