调压站天然气压力波动故障原因分析
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。