调压站天然气压力波动故障原因分析

一、设备概况及简介

天然气调压站主要功能对进厂天然气调压稳压；将首站来2.3MPa天然气，调压稳压至1.6MPa，送至末站供公司使用。调压撬装主要由总线进出口ESD 联锁切断阀、单路两道切断阀、调压阀、过滤器等部分组成。

图一调压撬现场布置图

图二调压站控制系统截图

二、故障经过

11月9日19点31分，内操发现天然气调压站操作画面数据中断，末站天然气压力、流量均大幅下降（压力由正常1.2MPa 下降至0.25MPa，流量由1 万Nm3/h下降至0Nm3/h），公司燃料气管网压力大幅下降，由0.62MPa 降至0.23MPa。此次事件造成公司天然气压力管网波动，未对装置生产造成影响。

图三天然气末站进气压力历史趋势

三、原因分析

（一）过程检查及分析

检查调压站远程 RTU 系统机柜电源总空开跳闸，调压站控制系统及现场仪表失电，中心控室内天然气调压站监控画面数据中断。技术人员赴调压站将调压阀切换至现场手动操作，对天然气管网压力逐步调整恢复。

现场检查远程RTU系统，拆除故障防浪涌保护器后，系统送电正常，现场仪表切换至远程操作。

（二）故障根本原因

1.直接原因：调压站远程RTU系统UPS供电电源总空开跳闸，安全切断阀SSV02失电联锁关闭，造成调压站后路天然气管网压力下降。

图四调压站压力流量控制配置图

1.间接原因：调压站远程 RTU系统机柜内电源防雷器故障，导致UPS电源总空开QF01跳停，引起RUT系统整体失电。

图五调压站远程 RTU 机柜电源配线图

图六调压站远程RTU机柜电源照片

调压站远程RTU系统UPS供电为单路供电，UPS电源故障引起该套控制系统整体失电，造成现场仪表及安全切断阀联锁关闭。

3.管理原因：

1.对天然气调压站控制系统运行风险辨识不足，未及时发现并掌握单电源、单控制器运行存在风险；

2.调压站远程站未设置数据中断声光报警提示，出现异常时不能及时被监盘内操发现；

3.外围（距公司5公里）生产单元监管不到位，设备维护人员对公司生产区域以外的设备重视程度不够，设备设施检查、维护不到位；

4.针对调压站应急响应准备不足（30min后现场手动打开阀门），专项 预案、人员及日常演练准备不到位。属地内操人员对于调压站、末站等区 域运行监盘不力，致使故障发生处置时间延长。

四、整改措施

1.对调压站系统进行双路 UPS 供电改造，并对天然气首站、末站区域控 制系统进行排查，发现同类型问题列计划进行整改,彻底消除控制系统运行 风险隐患；

2.中控室调压站操作站应按设计要求实现数据通断监测,需增加数据中断 声光报警提示，中控室内将天然气线DCS及工业报警监控画面，从辅操台 移至主操台、便于内操及时监控；

3.编制加强天然气专线管理的注意事项，明确专职管理人员、监控要求及应急准备工作。制定厂外设备设施维护要求，属地单位与保障部针对天然气调压站设备运行制定详细的巡检、维护计划，明确检查内容、频次，并进行针对性检查；

4.建立含设备、安全及电仪专业的一体化检查组，定期组织天然气线专项排查，开展调压站运行管理及应急处置专题培训。

五、总结与启示

1.项目管理存在漏洞，项目建设过程中专业把关不严，造成控制系统供电 存在失效风险；

2.项目建设应充分考虑信息化平台接入，系统报警通过数字化平台和手机 短信推送等方式第一时间提醒相关专业负责人；

3.充分识别主装置以外撬装设备运行风险，在未整改前提高对“单一来源”仪表突发故障后的应急处置能力；

4.加强电力系统运行管理，增加供电线路检查频次，保证供电安全。