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[摘 要]本次改造站场原设计为清管站，已建成并投入运行；本次工艺流程改造根据最新的用气市场变化，增加规模大的分输流程。搬移站分输流程为“先调压后计量”，尚未投入使用，根据其他站场分输流程运行情况，由于调压前后的温差大，涡轮流量计处的操作温度较低，流量计容易损坏，且影响计量精度。因此，本次改造中，搬移后的流程改为“先计量后调压”。另外为防止下游管线发生冰堵、冻胀等危害，本次改造中，分输流程中需增加加热系统。
[关键词]流程改造；加热；计量；调压
中图分类号：TU967 文獻标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）45-0367-01
本文中改造的输气站原设计为清管站，根据最新的用气市场变化，增加分输流程。本次改造中的分输流程搬移自同一项目另一分输清管站，搬移后的流程改为“先计量后调压”，并在计量前增加水套炉加热流程。
1.改造流程的设置
本次站场需改造的分输流程包括过滤分离流程、计量流程、调压流程和加热流程。原已建搬移站分输流程如下：本文主要针对计量、调压及加热流程设置的顺序进行探讨分析：本站分输用户用气需求温度不低于5℃，根据HYSYS软件计算分析，进站天然气温度在27℃及以下时，调压后的温度将低于5℃，此种工况下加热系统需一直运行。长输管道埋深处地温最高约为20℃，即进站天然气最高温度约为20℃。因此，本次改造需增设加热流程，且加热流程需一直运行。
根据站场材料等级表，主流程管线设计压力为10MPa，设计温度为-20℃～70℃，根据HYSYS软件计算分析，当进站温度低于6℃时，调压后温度将低于-20℃，管材不能满足低温工况。因此，调压流程必须设置在加热流程之后。
1.1 流程设置
流程1、分输流程为加热后先调压后计量；流程2、分输流程为加热后先计量后调压；流程3、分输流程为计量后先加热后调压。
1.2 流程探讨分析
（1）流程1
流程1对原分输流程改动最小，安装过程中对材料的浪费最少；但加热流程不设备用时存在较大风险：天然气进站温度较低时，若加热流程发生故障，导致短时间内调压后的温度最低可能降到-28℃，对下游的计量系统造成较大损害且影响计量的精度。但流量计放于调压之后，由于调压后的压力波动问题往往容易造成调压后的流速不稳定，很容易导致流量计计量不准确，也会影响流量计的使用寿命。
（2）流程2
根据行业经验，天然气流量计属于精密仪表，价格昂贵，若流量计口径增大，相应的投资增加十分明显；而一般调压流程中，因压降较大，调压后管径都会增大，这也是目前天然气计量中“先计量后调压”流程占据主流的重要原因。流程2与流程1相比，不存在低温对流量计叶片造成损害的风险，也不会因压力波动导致计量不准确，但存在调压后温度低于设计压力的风险。
（3）流程3
流程3对原分输流程的改动最大，改造安装中需增加汇气管等相关材料。同时，与流程2相比，流程3流量计的工作温度范围较大，苛刻工况下为0℃～20℃。
（4）结论
综合以上分析，原“先调压后计量”流程调整为“先计量后调压”，并在计量前增设加热流程。
（5）建议
考虑到加热流程可能发生故障，导致短时间内调压后的温度降到管线的最低设计温度之下，下游可能发生冰堵、冻胀等危害，并对下游管线造成一定损害，建议加热流程设置备用。
2.加热方式的选择
常用的天然气加热设备包括水套炉、真空炉、热媒炉及电加热器等。上述加热设备特点如下：1）水套炉是将天然气加热盘管置于水浴中，将盘管中的天然气直接加热，水浴温度可在50～100℃范围内变化。一般适用于负荷150kW～2000kW工况。2）真空炉是将加热盘管置于温度90～99℃的气相空间中，利用微负压状态的水蒸气通过盘管将热量传递给被加热介质。主要适用于加热负荷2000kW以上，变化范围较小的工况。3）热媒炉先将热媒加热到200～350℃，再通过换热器实现热媒与盘管中的天然气换热。主要适用于原油及天然气处理厂等需要较大热负荷的工况（负荷3000kW左右）。4）电加热器的加热元件先将热媒油加热，再将热量传递给换热管，换热管将热量传递给进入到壳体内介质将介质加热，容易实现温度控制。一般适用于负荷较小的工况（300kW以下）。
根据计算分析，环境温度在27℃及以下时，调压后的温度将低于5℃，因此加热系统必须满足出口温度不低于27℃。假定加热系统进口温度为0℃，出口温度为30℃，加热系统功率为3.942×105kJ/h，约为110kW。推荐方案分别采用水套炉及电加热器作为主要加热设备进行比选。
2.1 电加热器方案
综合考虑电加热器热效率、加热器出口至调压橇间的热损失等因素，确定本方案中电加热器选型为：设计压力10.0MPa，电压380V，功率150kW，一用。
2.2 水套加热炉方案
综合考虑水套加热炉热效率、加热炉出口至调压橇间的热损失等因素，确定本方案中水套加热炉选型为：设计压力10.0MPa，功率150kW，耗气量18方/小时，一用。
2.3 方案比选
经向厂家咨询及以往工程经验：电加热器价格约为40万/台，检修费用约为2万/年，使用寿命为10年，当地电价为0.91元/度；水套加热炉价格约为60万/台，检修费用约为3万/台，使用寿命为20年，天然气分输气价为1.8元/方。按20年进行比对，电加热器方案费用现值远高于水套加热炉。且电加热器方案需对站场电力系统进行全面改造，相应的外电线路也需要改造，费用远超加热炉方案。因此，最终确定加热流程为水套加热炉加热。
2.4 注意事项
1）本站的改造是拆除其他站已建流程，因此必须考虑搬移站内的设备拆除后管线的封堵，过滤器入口处用法兰盖封堵，放空、排污管线用管帽封堵，并应将相应的封堵用料进行设计采购。
2）设备的拆除及安装均在已建站场进行改造，保证实施中的安全性是本工程的首要问题。
3.结论
站场改造工程相对较复杂，工程实施前，应进行充分的方案分析及对比，推选最优方案，结合现场实际情况完成相关设计，防止后期不必要的变更，并应尽量减少对材料的浪费，减少与已建设施的相互影响，保证工程的经济性和合理性。
参考文献
[1] 兰春桥；论我国天然气液化技术开发与应用现状[J]；现代商贸工业；2011年17期.
[2] 花亦怀；国内外天然气液化技术概述[J]；上海煤气；2010年05期.
[3] 徐正斌；李伟；颜映霄；徐孝轩；中小型液化天然气市场发展趋势研究[J]；天然气技术；2010年01期.
[4] 林燕；中小型液化天然气装置流程及布置[J]；广东化工；2010年01期.
[5] 武建宾；采用建设LNG调峰工厂解决城市天然气调峰问题的探讨[J]；城市燃气；2009年06期.
[6] 王保庆；天然气液化工艺技术比较分析[J]；天然气工业；2009年01期.
[7] 邢云；刘淼儿；中国液化天然气产业现状及前景分析[J]；天然气工业；2009年01期.
[8] 李明；王晖；温冬云；计维安；刘金华；张沛；部分液化型LNG生产装置的设计[J]；石油与天然气化工；2008年04期.
[9] 张维江；石玉美；汪荣顺；小型天然气液化装置在我国天然气工业中的应用前景分析[J]；低温与超导；2008年03期.
[10] 王天明；邵拥军；王春燕；谢刚；中小型液化天然气装置净化和液化工艺研究[J]；石油与天然气化工；2007年03期.
[关键词]流程改造；加热；计量；调压
中图分类号：TU967 文獻标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）45-0367-01
本文中改造的输气站原设计为清管站，根据最新的用气市场变化，增加分输流程。本次改造中的分输流程搬移自同一项目另一分输清管站，搬移后的流程改为“先计量后调压”，并在计量前增加水套炉加热流程。
1.改造流程的设置
本次站场需改造的分输流程包括过滤分离流程、计量流程、调压流程和加热流程。原已建搬移站分输流程如下：本文主要针对计量、调压及加热流程设置的顺序进行探讨分析：本站分输用户用气需求温度不低于5℃，根据HYSYS软件计算分析，进站天然气温度在27℃及以下时，调压后的温度将低于5℃，此种工况下加热系统需一直运行。长输管道埋深处地温最高约为20℃，即进站天然气最高温度约为20℃。因此，本次改造需增设加热流程，且加热流程需一直运行。
根据站场材料等级表，主流程管线设计压力为10MPa，设计温度为-20℃～70℃，根据HYSYS软件计算分析，当进站温度低于6℃时，调压后温度将低于-20℃，管材不能满足低温工况。因此，调压流程必须设置在加热流程之后。
1.1 流程设置
流程1、分输流程为加热后先调压后计量；流程2、分输流程为加热后先计量后调压；流程3、分输流程为计量后先加热后调压。
1.2 流程探讨分析
（1）流程1
流程1对原分输流程改动最小，安装过程中对材料的浪费最少；但加热流程不设备用时存在较大风险：天然气进站温度较低时，若加热流程发生故障，导致短时间内调压后的温度最低可能降到-28℃，对下游的计量系统造成较大损害且影响计量的精度。但流量计放于调压之后，由于调压后的压力波动问题往往容易造成调压后的流速不稳定，很容易导致流量计计量不准确，也会影响流量计的使用寿命。
（2）流程2
根据行业经验，天然气流量计属于精密仪表，价格昂贵，若流量计口径增大，相应的投资增加十分明显；而一般调压流程中，因压降较大，调压后管径都会增大，这也是目前天然气计量中“先计量后调压”流程占据主流的重要原因。流程2与流程1相比，不存在低温对流量计叶片造成损害的风险，也不会因压力波动导致计量不准确，但存在调压后温度低于设计压力的风险。
（3）流程3
流程3对原分输流程的改动最大，改造安装中需增加汇气管等相关材料。同时，与流程2相比，流程3流量计的工作温度范围较大，苛刻工况下为0℃～20℃。
（4）结论
综合以上分析，原“先调压后计量”流程调整为“先计量后调压”，并在计量前增设加热流程。
（5）建议
考虑到加热流程可能发生故障，导致短时间内调压后的温度降到管线的最低设计温度之下，下游可能发生冰堵、冻胀等危害，并对下游管线造成一定损害，建议加热流程设置备用。
2.加热方式的选择
常用的天然气加热设备包括水套炉、真空炉、热媒炉及电加热器等。上述加热设备特点如下：1）水套炉是将天然气加热盘管置于水浴中，将盘管中的天然气直接加热，水浴温度可在50～100℃范围内变化。一般适用于负荷150kW～2000kW工况。2）真空炉是将加热盘管置于温度90～99℃的气相空间中，利用微负压状态的水蒸气通过盘管将热量传递给被加热介质。主要适用于加热负荷2000kW以上，变化范围较小的工况。3）热媒炉先将热媒加热到200～350℃，再通过换热器实现热媒与盘管中的天然气换热。主要适用于原油及天然气处理厂等需要较大热负荷的工况（负荷3000kW左右）。4）电加热器的加热元件先将热媒油加热，再将热量传递给换热管，换热管将热量传递给进入到壳体内介质将介质加热，容易实现温度控制。一般适用于负荷较小的工况（300kW以下）。
根据计算分析，环境温度在27℃及以下时，调压后的温度将低于5℃，因此加热系统必须满足出口温度不低于27℃。假定加热系统进口温度为0℃，出口温度为30℃，加热系统功率为3.942×105kJ/h，约为110kW。推荐方案分别采用水套炉及电加热器作为主要加热设备进行比选。
2.1 电加热器方案
综合考虑电加热器热效率、加热器出口至调压橇间的热损失等因素，确定本方案中电加热器选型为：设计压力10.0MPa，电压380V，功率150kW，一用。
2.2 水套加热炉方案
综合考虑水套加热炉热效率、加热炉出口至调压橇间的热损失等因素，确定本方案中水套加热炉选型为：设计压力10.0MPa，功率150kW，耗气量18方/小时，一用。
2.3 方案比选
经向厂家咨询及以往工程经验：电加热器价格约为40万/台，检修费用约为2万/年，使用寿命为10年，当地电价为0.91元/度；水套加热炉价格约为60万/台，检修费用约为3万/台，使用寿命为20年，天然气分输气价为1.8元/方。按20年进行比对，电加热器方案费用现值远高于水套加热炉。且电加热器方案需对站场电力系统进行全面改造，相应的外电线路也需要改造，费用远超加热炉方案。因此，最终确定加热流程为水套加热炉加热。
2.4 注意事项
1）本站的改造是拆除其他站已建流程，因此必须考虑搬移站内的设备拆除后管线的封堵，过滤器入口处用法兰盖封堵，放空、排污管线用管帽封堵，并应将相应的封堵用料进行设计采购。
2）设备的拆除及安装均在已建站场进行改造，保证实施中的安全性是本工程的首要问题。
3.结论
站场改造工程相对较复杂，工程实施前，应进行充分的方案分析及对比，推选最优方案，结合现场实际情况完成相关设计，防止后期不必要的变更，并应尽量减少对材料的浪费，减少与已建设施的相互影响，保证工程的经济性和合理性。
参考文献
[1] 兰春桥；论我国天然气液化技术开发与应用现状[J]；现代商贸工业；2011年17期.
[2] 花亦怀；国内外天然气液化技术概述[J]；上海煤气；2010年05期.
[3] 徐正斌；李伟；颜映霄；徐孝轩；中小型液化天然气市场发展趋势研究[J]；天然气技术；2010年01期.
[4] 林燕；中小型液化天然气装置流程及布置[J]；广东化工；2010年01期.
[5] 武建宾；采用建设LNG调峰工厂解决城市天然气调峰问题的探讨[J]；城市燃气；2009年06期.
[6] 王保庆；天然气液化工艺技术比较分析[J]；天然气工业；2009年01期.
[7] 邢云；刘淼儿；中国液化天然气产业现状及前景分析[J]；天然气工业；2009年01期.
[8] 李明；王晖；温冬云；计维安；刘金华；张沛；部分液化型LNG生产装置的设计[J]；石油与天然气化工；2008年04期.
[9] 张维江；石玉美；汪荣顺；小型天然气液化装置在我国天然气工业中的应用前景分析[J]；低温与超导；2008年03期.
[10] 王天明；邵拥军；王春燕；谢刚；中小型液化天然气装置净化和液化工艺研究[J]；石油与天然气化工；2007年03期.