防爆型露点分析仪在天然气管线水分监测中的应用探讨

一、引子

天然气输气管网在冬季运行中面临的一个重要风险是水合物生成。当管输气体含水量偏高、管壁温度较低且压力较高时，水分子与烃类气体可形成类似冰晶的固体水合物，堵塞调压器、阀门及管道弯头，严重时可导致供气中断。

许多燃气公司在冬季来临前会对管线进行排水和干燥处理，但管线投运后的实际水分含量受气源条件、管道历史运行状态、环境温度变化等多重因素影响，难以在事前准确预判。建立管线关键节点的露点连续监测，是变事后处置为事前预警的有效技术手段。

本文以北方某燃气供应公司天然气管线水分监测系统的建设为例，探讨防爆型露点分析仪在天然气输配系统中的应用实践。

二、项目背景

北方某燃气供应公司，承担着三个城镇的居民及商业用气输送任务，供气人口约12万户，年供气量约1.2亿标准立方米。其输气管线长约60公里，设计压力2.5MPa，运行压力1.6MPa，管径DN250。

该管线在过往冬季运行中曾发生以下情况：

• 当冬季气温处于（-25℃）时段，末端调压站出现调压器节流处冰堵现象，导致下游压力波动

• 每年冬季管线巡检记录中，调压站过滤器放出的液态水量较其他季节增加约3倍

• 气源来自上游门站，气质报告显示水露点合格，但经过长距离输送后，末端实测水露点明显高于门站数据

运营部门提出：希望在管线关键节点安装水分在线监测设备，实时掌握管线各段的水分分布情况，在冰堵风险形成前采取预防措施。

三、天然气管线运行现状

3.1 管线系统配置

3.2 原有检测方式

• 门站气质检测：上游门站每批次来气均提供水露点检测报告，检测频次为每批来气一次

• 管线巡检抽检：巡线人员每月两次携带便携式露点仪至各调压站进行抽检，数据记录后存档

• 过滤器排水记录：各调压站过滤器处设有手动排水阀，每次排水后记录排水量及排水时间

3.3 存在的问题

问题一：门站数据与管线终端数据存在偏差

气源门站提供的水露点数据为该批次来气的交接点数据，但天然气在长距离输送过程中，管壁可能吸附有历史运行中积累的水分，在压力温度变化时释放进入气流，导致管线末端的实际水露点高于门站数据。两端数据的偏差缺乏中间节点验证。

问题二：每月两次抽检不足以覆盖整个冬季风险期

北方冬季严寒时段持续约3至4个月。每月两次的抽检仅能覆盖约每15天一个数据点。当气温骤降时，水合物形成可能发生在数小时至数天内，15天一次的数据频率无法提供有效的预警时间。

问题三：缺乏数据远传功能，数据使用效率低

巡检人员现场抽检的数据记录在纸质表格中，后续录入电子表格存档。数据从采集到被运营管理人员看到，间隔时间较长，无法在异常出现时即时响应。

四、解决方案

4.1 产品配置

本项目核心监测设备选用 DP800在线防爆露点仪 ，安装于管线调压站，配合无线数据传输模块及SCADA系统完成数据采集、传输与展示。其余配套组件（取样探头、截止阀、流量控制器、防爆接线盒等）由现场根据防爆区域要求选配。

4.2 系统架构

管线主管路 → 取样探头 → 截止阀 → 过滤器 → 流量调节阀 → 【防爆型露点分析仪】→ 4-20mA信号 → RTU（远程终端单元）→ 无线传输 → SCADA系统（调度中心）

取样点设置于各调压站过滤分离器之后、调压器之前的管路上。该位置可有效避免管线中的液态水和颗粒物直接影响分析仪，同时能够反映进入调压器前的气体真实水分含量。

4.3 安装与调试要点

防爆要求

天然气调压站属于爆炸危险区域，露点分析仪及其所有配套电气设备应具备相应的防爆认证（如Ex d IIB T6或等同等级），安装方式应符合GB 3836系列标准的要求。

取样系统设计

天然气中可能含有微量凝析油、粉尘及铁锈颗粒，取样系统前端应设置初级过滤器（过滤精度5μm），并在过滤器下游设置手动排污阀，定期排放收集到的液态杂质。

取样管路的材质选用不锈钢（316L），连接处采用卡套式或焊接式，严禁使用可能产生泄漏的螺纹连接方式。

压力与流量调节

从高压主管路取出的样气需经减压阀将压力降至分析仪要求的入口压力范围。流量通过针型阀调节至分析仪标称的样气流量值。减压及调节过程中应注意防止节流降温导致的样气内水分冷凝。

3.4 报警与数据应用

注：实际报警值需根据管线运行压力折算至对应压力下的水露点值，并与当地冬季环境温度保持适当安全裕量。以上数值为示意参考，实际设定由运营单位根据工况确定。

五、实施过程中攻克的主要技术问题

5.1 问题一：样气中携带的微量液态水对传感器的冲击

现象描述

冬季运行期间，防爆型露点分析仪的显示值出现突降（露点值瞬间降低）后缓慢回升的“尖峰"波形，每隔数日出现一次，无固定规律。

原因分析

管道内气体在长距离输送过程中，管壁温度低于气体温度时，部分水蒸气在管内壁冷凝为液态水。当管输气体流速变化或管道受到振动时，管壁上的冷凝水可能被气流携带至取样探头，以微小液滴形式进入分析仪。液滴接触到传感器时，传感器表面瞬时被液态水覆盖，输出值急剧变化，待液滴挥发后读数缓慢恢复正常。

解决措施

• 在取样探头前端增设气液分离器（旋风式，分离效率≥95%），利用离心力将样气中的液态水滴分离并收集，通过排污阀定期排放

• 取样探头从主管道上部插入（非下部或侧面），避免管道底部积存的液态水直接进入取样口

• 在分析仪前端设置渗透干燥管，可有效去除样气中夹带的微量液态水而不影响气态水分的测量

效果确认

增加气液分离并调整取样探头安装方向后，冬季运行期间露点分析仪再未出现突降尖峰波形，数据趋势平滑稳定，与调压站环境温度变化呈现合理的负相关关系（气温下降时露点相应下降）。

5.2 问题二：样气减压降温引起的冷凝

现象描述

防爆型露点分析仪在冬季投运初期显示值明显低于巡检人员携带的便携式露点仪现场比对值，偏差约3℃～5℃，且偏差随环境温度降低而增大。

原因分析

样气从1.6MPa主管路减压至分析仪工作压力（通常为0.05～0.2MPa）的过程中，焦耳-汤姆逊效应使气体温度降低。当减压后的气体温度低于该压力下对应的水露点温度时，样气中的部分水蒸气在减压降温过程中冷凝为液态水，并沉积在减压阀及下游管路中。到达传感器时样气的实际含水量已低于主管路中的真实值，因而测量结果偏低。

解决措施

• 将取样管路及减压阀整体置于恒温箱内（箱内温度维持在25℃±5℃），避免减压降温导致冷凝

• 在减压阀下游、分析仪入口前设置观察视窗，巡检人员可定期检查管路内是否有冷凝水积聚

• 对减压阀及下游管路进行伴热保温（电伴热带，温度设定在30℃），确保样气在整个取样路径中温度始终高于其露点温度

效果确认

增加伴热保温及恒温措施后，防爆型露点分析仪的显示值与便携式露点仪现场比对偏差由原来的3℃～5℃缩小至±1℃以内，分析仪能够真实反映管线内的实际水露点值。

5.3 问题三：现场供电不稳定导致的数据中断

现象描述

调压站地处偏远，供电线路较长，雷雨季节及大风天气时供电短暂波动，导致露点分析仪频繁重启，重启后需数小时才能恢复稳定输出，期间数据缺失。

原因分析

调压站供电来自农网，线路较长且老化，供电质量不稳定。露点分析仪重启后传感器需要重新平衡和稳定，通常需要2至4小时才能恢复到正常精度范围内的稳定读数。

解决措施

• 在分析仪供电回路中增加在线式UPS电源（不间断电源，后备时间≥4小时），有效过滤供电波动，停电时可持续供电

• 在数据采集程序中设置断电续传功能，UPS供电期间数据持续记录，恢复市电后自动补传缺失数据

• 在SCADA系统中设置数据有效性判断：当分析仪重启后输出值波动超过设定范围时，数据标签标记为“校准中"，不参与报警判断，避免误报警

效果确认

安装UPS电源后，后续供电波动期间露点分析仪均未出现重启或数据中断，SCADA系统的露点数据连续率由原来的约85%提升至99%以上。

5.4 问题四：SCADA系统数据显示与现场读数的量纲不一致

现象描述

现场巡检人员反映，SCADA系统中显示的露点值（单位为℃）与该调压站压力表对应关系不易直观判断。现场人员更习惯使用“水露点℃（在运行压力下）"这一表述，而SCADA系统直接显示常压露点值，两者数值不同，导致现场人员对数据的信任度较低。

原因分析

露点分析仪直接测量的是取样压力下的压力露点值。SCADA系统为了统一显示，将压力露点值折算为常压露点值进行展示。但现场操作人员对“常压露点"概念不熟悉，更习惯于直接查看当前运行压力下的露点数值，并与历史经验值进行对比。

解决措施

• 在SCADA系统显示界面中同时显示两个数值：运行压力下露点（实测值）及折算常压露点（换算值），分别标注清晰

• 在调压站现场设置就地显示仪表，实时显示当前运行压力下的露点值，便于巡检人员现场查看比对

• 在调度中心操作手册中增加“露点数据显示说明"，明确两种显示方式的定义及换算关系

效果确认

增加双值显示及就地仪表后，现场人员对SCADA系统的露点数据信任度提升，将露点数据纳入每日交接班内容，调度中心与现场巡检人员之间的沟通效率提高。

六、运行效果

该项目自实施以来，已完整运行一个冬季。主要效果如下：

七、经验总结

1. 防爆合规是天然气场景的前提：天然气调压站属爆炸危险区域，选用的露点分析仪及所有配套电气设备必须具备相应防爆认证，安装施工应严格遵循GB 3836等标准规范。

2. 取样系统的保温与伴热是确保数据真实的关键：高压天然气减压降温效应显著，若取样路径未采取有效的温控措施，样气中的水分会在到达传感器前冷凝，导致测量值低于实际值，形成误判。

3. 应对现场条件做好可靠性设计：偏远场站的供电、通信条件往往不理想，UPS电源、数据断点续传、冗余通信路由等措施可显著提升系统的长期运行可靠性。

4. 数据显示方式应贴合操作人员习惯：工程应用中，数据“看得懂"与数据“测得准"同等重要。显示界面设计及单位换算应充分考虑操作人员的使用习惯，减少因理解偏差导致的数据误读。

八、本案例涉及产品