1天然气输送工艺.docx
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1天然气输送工艺
天然气输送工艺
第一章天然气的基本性质
一、天然气的定义
广义的天然气：
指地壳中一切天然生成的气体，包括油田气、气田气、泥火山气、煤层气和生物生成气等。
狭义的天然气：
指自然生成的，以饱和烃类为主的烃类气体以及少量的非烃类气体组成的混合气体，其主要成份为甲烷及少量乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及以上烃类气体，并可能含有氮、氢、二氧化碳、硫化氢及水蒸气等非烃类气体及少量氦、氩等惰性气体。
二、天然气分类
天然气的分类有以下几种方法：
1、按油气藏的特点分
⑴气田气在开采过程中没有或只有较少天然汽油凝析出来的天然气。
其特点：
该天然气在气藏中，烃类以单项存在，天然气中甲烷含量高（约80％一90%），而戊烷以上烃类组分含量很少，开采过程中一般没有凝析油同时采出。
⑵凝析气田气在开采过程中有较多天然汽油凝析出来的天然气。
其特点：
天然气戊烷以上烃类组分含量较多，在开采中没有较重组分的原油同时采出，只有凝析油同时采出。
⑶油田伴生气在开采过程中与液体石油一起开采出来的的天然气。
其特点：
天然气在气藏中，烃类以液相或气液两相共存，采油时与石油同时被采出，天然气中重烃组分较多。
2、按烃类组分来分
⑴干气戊烷以上烃类可凝结组分的含量低于100g/m3的天然气。
干气中甲烷含量一般在90％以上，乙烷、丙烷、丁烷的含量不多，戊烷以上烃类组分很少。
大部分气田气都是干气。
⑵湿气戊烷以上烃类可凝结组分的含量高于100g/m3的天然气。
湿气中甲烷含量一般在80％以下，戊烷以上烃类组分较高，开采时同时回收天然汽油。
一般情况下，油田气和部分凝析气田可能是湿气。
3、按含硫量分类
⑴酸性天然气含有较多的硫化氢和二氧化碳等酸性气体，需要进行净化处理才能达到管输标准的天然气。
一般将含硫量大于20mg／m3的天然气称为酸性天然气。
⑵洁气硫化氢和二氧化碳含量少，不需要进行净化处理就可以管输和利用的天然气。
三、天然气的组分和性质
1、天然气的组分
天然气是一种以饱和碳氢化合物为主要成分的混合气体，组分大致可以分为三大类型，即烃类组分，含硫组分和其他组分。
1）、烃类组分
碳和氢两种元素组成的有机化合物，称之为碳氢化合物，简称为烃类化合物。
烃类化合物是天然气的主要成分，大多数天然气中烃类组分含量为６０％—８０％以上。
天然气中除甲烷组分外，还有，乙烷，丙烷，丁烷（正丁烷和异丁烷），它们在常温常压下都是气体。
有些天然气中乙烷，丙烷，丁烷的含量较多，而丙烷，丁烷可以经适当加压降温而液化，这就是通常所说的液化石油气（LPG），简称液化气。
液化气可以进行加工制成许多化工产品，是很宝贵的化工原料，同时也可以装入罐内，供给城市居民生活使用。
天然气中还含有一定量的戊烷（C5）己烷（C6）庚烷（C7）辛烷（C8）壬烷（C9）和葵烷（C10）等含量较多的烷烃，简称为碳五以上的组分，它们在常温常压下是液体，是天然汽油的主要成分。
在天然气开采中，上述组分凝析为液态而被回收，称之为凝析油，是一种天然气的汽油，可以用作汽车的燃料。
至于含碳量更多的烷烃，在天然气中的含量极少。
不饱和烃烯烃及炔烃，在天然气中的含量很少，大多数天然气中不饱和烃的总含量小于1%。
有些天然气中含有少量的环戊烷和环己烷。
有些天然气中含有少量的芳香烃，其多数为苯，甲苯及二甲苯，上述组分，常常可以和凝析油一起从天然气中分离出来。
2）、含硫组分
天然气中含硫组分，可以分为无机硫化物和有机硫化物两类，无机硫化物组分只有硫化氢，分子式为H2S。
硫化氢是一种比空气重，可燃，有毒，有臭鸡蛋气味的气体，硫化氢的水溶液叫氢硫酸，显酸性，故称硫化氢为酸性气体。
有水存在的情况下，硫化氢对金属有强烈的腐蚀作用，硫化氢还会使化工生产中的催化剂中毒而失去活性（催化能力减弱）。
因此天然气中含有硫化氢，必须经过脱硫处理，才能进行管输和利用。
由脱硫工艺可知，在进行天然气脱硫的同时，可以回收硫化氢，并将其转化成硫磺及进一步加工成硫化工产品。
3）、其它组分
天然气中，除去烃类和含硫组分外，相对而言，较为多见的组分还有二氧化碳，氧和
氮，氢，氦，氩以及水汽。
2、天然气的湿度和露点
天然气的绝对湿度。
是指单位体积天然气中所含水蒸气的质量，单位是g/m3。
在一定的温度和压力条件下，天然气的含水量达到某一最大值，就不能再增加水汽的含量，同时开始有水从天然气中凝析出来，此时的天然气含水量达到饱和，即天然气为水汽饱和。
天然气为水汽饱和时的绝对湿度。
称之为饱和绝对湿度，或简称饱和湿度。
饱和湿度是一定压力和温度条件下天然气的最大含水汽量。
天然气中的含水汽量超过此值后，就会有液态水析出。
在一定压力下，饱和绝对湿度对应的温度称为水的露点，简称为露点。
3、天然气的热值
单位体积天然气完全燃烧所放出的热量称为天然气的燃烧热值，简称天然气的热值。
天然气的热值分为高热值和低热值。
高热值（全热值）：
燃烧的反应热加上水蒸气冷凝的潜热称为天然气的高热值。
低热值（净热值）：
不包含水的冷凝在内的燃烧热，称为天然气的低热值。
实际上，在天然气燃烧时，由于烟筒内烟道气温度很高，燃烧产生的蒸气不能凝结，汽化潜热并无法利用，从高热值中减去实际上不能利用的汽化潜热就是低热值。
工程上通用的都是低热值。
4、天然气的可燃性极限及爆炸极限
可燃气体与空气混合（空气中的氧为助燃物质），遇到火源时，可以发生燃烧或爆炸。
爆炸是一种剧烈燃烧，与之相区别的是稳定燃烧。
可燃气体与空气的混合物，对于敞开系统，遇到明火可进行稳定燃烧。
可燃气体及空气的混合物进行稳定燃烧时，可燃气体在混合气体中的最低浓度称为可燃下限，最高浓度称为可燃上限，可燃上限与可燃下限之间的浓度范围，称之为可燃性界限，既可燃性限。
可燃气体与空气的混合物，在密闭系统中遇明火可以发生剧烈燃烧，系发生爆炸。
可燃气体与空气的混合物，在封闭系统中遇明火发生爆炸时，其可燃气体在混合气体中的最低浓度称之为爆炸下限，最高浓度称为爆炸上限，爆炸下限与爆炸上限之间的可燃气体浓度范围，称之为爆炸限。
可燃气体与空气的混合物，在密闭系统内遇明火发生剧烈爆炸，具有很大破坏力。
可燃气体发生剧烈燃烧时，即千分之一秒内，产生2000～3000℃的高温和高压，同时发生2000至3000米／秒的高速传播的燃烧波（既爆炸波），体积突然剧烈膨胀，同时发生巨大声响，因而称之为爆炸。
天然气是可燃气体，在输送及各种维护工作中，有可能与空气混合而遇明火发生爆炸事故，这是需要认真对待。
压力对可燃气体的爆炸限有很大影响，例如当压力低于6665Pa时，天然气与空气的混合物遇明火不会发生爆炸，而在常温常压下，天然气的爆炸限为5﹪～15﹪；随压力升高，爆炸限急剧上升，当压力为1.5×107时，天然气的爆炸上限为58％。
四、天然气的气质标准
管输天然气的气质标准是对有害于管道和管道输送过程的天然气成分的限制。
气体中是否含有害成分及含量的多少，对管道、设备、仪表的工作状况、经济效益和使用寿命有重大影响。
它是管道输送工艺设计和生产管理基本内容的主要决定因素。
我国管输天然气的气质标准在《输气管道工程设计规范》（GB50251）中作了明确规定。
我国天然气国家标准（101.325kPa，20℃）
项目
一类
二类
三类
总硫（以硫计,mg/m3）
≤100
≤200
≤460
H2S（mg/m3）
≤6
≤20
≤460
CO2（体积%）
≤3.0
水露点（℃）
在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低5℃
高热值（MJ/m3）
＞31.4
第二章天然气长输管道输送
一、天然气的输送方式
天然气从矿井中开采出来，需要送给用户，这就是天然气的输送。
按输送的方式可分为管道输送和非管道输送。
二、天然气长输管道的组成与功能
长输管线的任务就是根据用户的需求把经净化处理的符合管输气质标准的天然气送到城市或大型工业用户，它必须具备：
1、计量功能
2、增压功能
3、接收和分输功能
4、截断功能
5、调压功能
6、清管功能
7、储气调峰功能
它的组成大致可分为：
管道部分、站场及通信调度自控系统三部分。
管道部分除管道本身以外还有通过特殊地段如：
江河湖泊、铁路等穿越工程；管道截断阀室；阴极保护站及线路护坡等构筑物。
站场部分有首站、清管站、阴极保护站、气体分输站、增压站、门站等。
通信系统承担全线的通信联络、行政和生产调度和提供自控监测系统的数据传输任务，主要方式是光缆、卫星和租用地方邮电线路，移动通信主要使用手机。
三、天然气长输管道的特点及发展
特点：
输送量大、供气稳定、距离长、地域广、用户多；供应连续不断。
发展方向：
输气管道向着长距离、高输压、大管径、薄壁管、高度自动化遥控以及向高寒地区和海洋延伸等方向发展。
四、天然气的净化处理
1、天然气中的杂质及危害
管道输送中的有害物质主要是机械杂质，如粉尘、硫化铁粉末等；游离水、烃类凝析液和硫化氢。
天然气中杂质的危害：
（1）增加输气阻力，使管线输送能力下降；
（2）腐蚀管线和设备；
（3）天然气中的固体杂质在高速流动时会冲蚀管壁；
（4）使天然气流量测量不准。
2、气质要求
管输天然气要达到如下质量要求：
（1）管输过程中不出现液态水；
（2）固体和液体杂质必须消除干净；
（3）硫化氢和二氧化碳含量少。
3、净化处理
（1）脱硫
随着天然气工业、化学工业的发展和环境污染问题提出新的更高要求，脱硫技术也不断取得新进展。
大致分化学溶剂法、物理溶剂法、直接转化法和干式床层法四大类。
（2）脱水
从地层采出的天然气，通常处于被水饱和的状态。
处于液相状态的水，在天然气的集输过程中，通过分离器就可以使其从天然气中分离出来。
但天然气中含有的饱和水汽，就不能通过分离器分离。
天然气中液相水存在时，在一定条件下会形成水合物，堵塞管路、设备、影响输气生产的正常进行。
另外，对于含有CO2、H2S等酸性气体的天然气，由于液相水的存在，会造成设备、管道的腐蚀。
因此，有必要脱除天然气中的水分，或采取抑制水合物生成和控制腐蚀的其它措施。
天然气的脱水方法多种多样，按其原理可归纳为以下三种：
低温冷凝法。
被水饱和的天然气在温度下降到水露点以下时，天然气中含有的饱和水就会冷凝成液相水析出（天然气在新的温度下仍被水饱和），在分离和取走液相水的情况下，提高天然气的温度或降低天然气的压力，天然气就会变成不被水饱和的状态，从而降低了它的汽相含水量。
这就是低温脱水的原理。
溶剂吸收脱水法。
利用某些液体物质不与天然气中的水分发生化学反应，只对水有很好的溶解能力，溶水后蒸气压很低、且可再生和循环使用的特点，将天然气中水汽脱出。
这样的物质有甲醇、甘醇等。
由于吸收剂可以再生和循环使用，故脱水成本低，在天然气脱水中得到广泛的使用。
固体吸附脱水法。
利用某些固体物质表面孔隙可以吸附大量水分子的特点来脱除天然气中的水分。
（3）分离与除尘
天然气输送系统中的液体和固体杂质主要来自三方面：
采气时井下带来的凝析油、凝析水、岩屑粉尘；管道施工时留下的脏物和焊渣；管内的锈屑和腐蚀产物。
为了减少粉尘和防止仪表，调压阀的指挥失灵，常采用如下措施：
脱除天然气中的水蒸气、氧、硫化物、二氧化碳等组分，减少管内腐蚀；采用管内壁防腐涂层，保护管材；定期清管和扫线；在允许情况下，采用所能达到的最低流速输气，减少气流冲击腐蚀和携尘能力；在集气站、压气站、配气站、调压计量站等处安分离器、除尘器和过滤器，脱除各类固（液）杂质。
五、天然气输送过程的节流效应
气体在流道中经过突然缩小的断面（如管道上的针形阀、孔板等）发生强烈的涡流，使气体压力下降，这种现象称为节流效应。
如果在节流过程中气体与外界没有热交换，就称为绝热节流。
节流效应又称为焦耳—汤姆逊效应。
在节流过程中，温度下降的数值与压力下降的数值的比值称为节流效应系数，又称为焦耳—汤姆逊效应系数。
节流效应系数的意义是：
下降单位压力时的温度变化值。
它随压力、温度而变。
在气田上，压力较高，天然气的节流效应系数一般为4~5℃／MPa。
干线输气管上，压力较低，一般为2.5~3.0℃／MPa。
六、天然气输送工艺流程的确定
所谓工艺流程，是为达到某种生产目标，将各种设备、仪器以及相应管线等按不同方案进行布置，这种布置方案就是工艺流程。
输气站的工艺流程，就是输气站的设备、管线、仪表等的布置方案，通过输气站的设备、仪表及相应的工艺流程，就可以完成输气站承担的各项生产任务。
第三章天然气的水合物
一、天然气水合物形成条件
1、水合物的结构
在一定的温度和压力条件下，天然气中某些气体组分能和液态水形成水合物。
天然气水合物是白色结晶固体，外观类似松散的冰或致密的雪，密度为0.88-0.90g/cm3，称为水合物。
2、水合物的形成条件
1）主要条件
天然气水合物形成的主要条件是：
（1）气体处于水汽的饱和或过饱和状态并存在游离水；
（2）天然气处于适宜的温度和压力状态，即相当高的压力和相当低的温度。
2）次要条件
在具备上述条件时，水合物有时尚不能形成，还必须具有一些辅助条件，如压力的脉动，气体的高速流动，因流向突变产生的搅动，水合物晶种的存在及晶种停留的特定物理位置如弯头、孔板、阀门、粗糙的管壁等。
二、水合物的危害
水合物在输气干线或输气站某些管段（如弯头）、阀门、节流装置等处形成后天然气的流通面积减少，形成局部堵塞，其上游的压力增大，流量减小，下游的压力降低，因而影响了正常输气和平稳为用户供气。
同时，水合物若在节流孔板处形成，会影响计量天然气流量的准确性。
如果形成的水合物不及时排除，越来越多，堵塞越来越严重，以致于使上游天然气压力上升较大，引起不安全事故发生，造成设备损失及操作人员伤害。
水合物形成堵塞时，下游用户天然气流量会减少，以致影响用户的生产，危及用户的产品数量和质量。
为此，应重视天然气水合物形成的危害，积极采取措施防止水合物形成，当水合物已形成时，应及时排除它。
三、防止水合物形成的方法和解除水合物堵塞的措施
1、防止天然气水合物形成的基本方法
（1）对天然气进行加热，提高天然气的温度；
（2）对天然气脱水，减少天然气中的水汽含量。
2、解除输气管线内天然气水合物堵塞的措施有：
（1）加热解堵法—在已形成水合物的局部管段，利用热（热水、蒸汽等）加热天然气，提高气流温度，破坏天然气水合物的形成条件，使已形成的水合物分解并被气流带走，从而解除水合物在局部管段上的堵塞。
（2）降压解堵法—在已形成水合物的输气管段，用特设的支管，暂时将部分天然气放空，降低输气管压力，破坏天然气水合物的形成条件，即降低了形成水合物的温度，使已形成的水合物分解，从而解除水合物在管道的堵塞。
（3）注入防冻剂解堵法—即利用支管、压力表短节、放空管、注入缓蚀剂装置等，向输气管内注入防冻剂，例如甲醇等，让防冻剂大量吸收水分，降低水合物形成的平衡温度，以破坏水合物的形成条件，使之生成的水合物分解，从而解除水合物的堵塞。
甲醇是有毒物质，操作时应注意保护自身不受侵害。
注入防冻剂解堵后，管线内就有凝析水和防冻剂，这需要及时用排水设施将其排除管外。
除了以上方法外，还有机械清除法与非水合物形成气法等方法。
前者是依靠提高管道压力，通球或吹扫除去水合物，后者是通过在气相中加入非水合物形成气来干扰水合物的形成。
第四章清管工艺
一、清管目的
输气管道的输送效率和使用寿命很大程度上取决于管道内壁的清洁情况。
但是输气管线在建造中因长距离、长时间在野外施工，管内往往进入了污水，淤泥、石块等，在投产后，天然气中带有地层水和泥沙等，以上这些杂质都会增加管线的摩阻损失，降低通过能力。
因此，清管的目的可归结为以下几点：
清除管内低洼处积水，使管内避免遭电解质的腐蚀，降低H2S、CO2对管道的腐蚀，避免管内积水冲刷管线，使管线减薄，从而延长管道的使用寿命。
改善管道内部的光洁度，减少摩阻损失，增加通过量，从而提高管道的输送效率。
扫除输气管线内存积的腐蚀产物。
进行管内检查。
二、清管工艺设备
1、发球流程
1）发送清管器前，将管道输气压力调整到方案要求的压力。
2）打开5＃球筒放空阀，确认球筒无压，打开球筒快开盲板，把清管器送入球筒底部大小头处，将清管器在大小头处塞紧。
3）关快开盲板，装好保安装置。
4）关5＃球筒放空阀。
5）开4＃球筒发球进气阀，平衡筒压。
6）全开3＃阀。
7）关1＃输气管线进气阀发送清管器。
8）确认清管器发出后，打开1＃输气管线进气阀，关3＃阀，关4＃球筒进气阀。
9）开5＃球筒放空阀泄压至零，检查3＃阀确已关闭不漏气，打开快开盲板，检查清管器是否发出。
2、收球流程
1）关闭5＃接收筒放空阀，6＃、7＃排污阀，打开4＃接收筒旁通阀平衡接收筒压力，全开3＃阀，关闭1＃阀，接收筒处于接收状态。
2）一般情况下，清管指示器发出球通过信号后，关闭4＃阀，打开6＃、7＃排污阀排污；如果遇到污水、污物较多情况，应当在污水、污物到达收球站时，关闭4＃阀，打开6＃、7＃排污阀排污。
3）确认清管器进入接收筒后，关闭6＃、7＃排污阀，关闭3＃阀。
4）打开1＃阀，恢复正常输气。
5）打开6＃、7＃排污阀，打开5＃接收筒放空阀，当接收筒压力降为零，打开快开盲板，取出清管器。
如果接收筒内硫化铁粉较多，打开快开盲板前，应先向接收筒内注水，或打开快开盲板后立即向筒内注水，避免硫化铁粉在空气中自燃。
6）清除接收筒内污物，清洗后关闭快开盲板。
7）关闭5＃接收筒放空阀，关闭6＃、7＃排污阀。
3、清管器
清管器是放入输气管中，在前后压力差推力作用下，沿管线运动而清除管线内积水、腐蚀粉尘等污物的清管设备。
输气干线目前使用的清管器主要有橡胶清管球和皮碗清管器。
1）橡胶清管球
橡胶清管球是一个外径比管子内径大2%的空心球体，用氯丁橡胶制成。
使用时向球内灌水，以排尽空气。
清管球灌水加压膨大之后，其过盈量（球的外径比管子内径偏大的百分值）为4%～8%。
橡胶清管球变形能力大，通过性能好，不易被卡，因而输气生产中使用比较安全。
2）皮碗清管器
皮碗清管器的结构主要由橡胶皮碗、压板法兰、导向器和发讯号护罩等组成。
皮碗清管器利用皮碗裙边对管道的4%左右的过盈量与管壁紧贴而达到密封，由其前后的天然气压差推动前进。
清管器的运行规律如下：
清管器在管内的运行速度主要取决于管内阻力大小（污物与摩擦阻力）、输入与输出气量的平衡情况以及管线经过地带、地形等因素。
清管器在管内运行时，可能时而加速，时而减速，有时甚至暂停后再启动运行。
在管内污水较少和清管器密封较好的情况下，它的运行速度接近于按输气量和起、终点平均压力计算的气体流速，推球压差比较稳定，也不随地形高差变化而变化。
这是因为污水较少时，清管器的运行阻力变化不大，运行压差较小，所以速度与天然气的流速大体相同。
由于推球压差是根据地形变化而自动平衡的，所以在管线内积水较多时，清管器的前后压差大，速度变化大，并与地形高差变化吻合，即上坡减速，甚至停顿等候增压，自然下坡速度则会加快。
三、清管器运行故障及处理
清管器漏气：
推球压差不增加，计算清管器运行距离远大于实际运行距离，可视为清管器漏气。
一般采用发第二个过盈量稍大的清管球（或清管器）的办法处理。
也可根据实际情况采取增大球后进气量，降低球前天然气压力以增大压差使球启动的办法。
清管器破裂：
清管器破裂，无法建立清管器启动压差，清管器停止运行。
解决办法是再发一个清管器。
清管器被卡：
清管器被卡，清管器后压力持续上升，清管器前压力持续下降，清管器停止运行。
解决的办法是首先采用增大进气量，提高压力，以增大压差，但应保证清管器后压力不超过管道允许最高工作压力；其次，降低清管器前压力，以增大压差。
如果以上两种办法都不成功，则可排放清管器后天然气，反推清管器解卡。
以上办法都不能解卡时，采取断管取清管器的办法。
球推力不足：
由于输气管线积存的污水污物太多，球在向高差较大的山坡运行时，压差不够，推不走污水而引起球停。
处理方法：
可以根据计算球的位置并结合线路纵断面图分析；如果通球前管线实际压力损失较理论计算值大，表明管内存有积水堵塞；在通球时球后压力大又不断上升，推球压差增大，而计算球的位置又在高坡下，则可判定为球推力不足。
当球后压力升至管线允许最高工作压力仍不能运行时，则可采取球前排放天然气，以增大压差，直到球翻过高地形为止。
第五章常用输气设备
第一节旋流分离器
旋流分离器是在常用旋风分离器的基础上发展起来的,广泛适合于气、液和气、固混合物分离的高效分离技术。
图1 分离器结构示意图
1、旋流分离器的原理
图2两种旋流分离筒
旋流式分离器的核心部件是旋流筒，旋流筒有多种结构形式以满足不同的工况和不同的介质分离要求如图2。
在分离过程中，需净化的气体进入螺旋形轨道后，在螺旋形轨道中向上旋转运动，旋转上升进入筒体上部，在离心力的作用下，大量液体或固体颗粒被甩向筒体下部的壁面，气体进入筒体上部后，旋转分离的颗粒甩向筒体上部的内壁面，并向下进入集液室中，从而达到了净化气体的作用。
由于气体的旋转直径很小，在较小的气体流量和较低的气速下仍有较强的离心力场，确保了分离的效果。
2、分离器的排污操作规程
（1）准备工作：
1）观察分离器液位计高度，确认分离器需要排污；
2）观察排污管地面管段的牢固情况；
3）令排污管地面管段、管口附近的人员离开；
4）熄灭排污池附近火种，检查排污池液位。
（2）操作步骤
1）倒换流程：
倒换流程，关闭分离器进气阀门，关闭分离器出气阀门。
2）排污：
1缓慢开启分离器排污阀门，将污水由分离器排至排污池（排污为双阀串联控制的，应先开前端球阀或闸阀，后开末端阀套式排污阀）;
2听排污管内管口污水的流动或喷出声；
3当分离器液位下降至排污下限，听到排污管内流体声音突变时，应迅速关闭分离器排污阀（排污为双阀串联控制的，应先关末端阀套式排污阀，后关前端球阀或闸阀）；
3）恢复流程：
缓开分离器进气阀门，缓开分离器出气阀门恢复生产。
（3）、技术要求
1）开启分离器排污阀应缓慢平稳，阀的开度应适中；
2）关闭分离器排污阀应快速，避免天然气流冲击排污池；
3）排污过程中应注意观察、听声音，操作人员不得离开排污阀；
4）排污管口、排污池附近的火种必须熄灭；
5）做好排污记录，以便分析输气管内天然气带水情况。
第二节调压器
调压器的作用是根据燃气的需用情况将燃气调至不同的压力，保持下游用气持续稳定。
压力调节器主要有三种形式，即直接作用式、气动薄膜式和自力式。
自力式压力调节器具有结构简单，调节、操作、维修方便，不需要外来能源驱动，而是利用输气管道内天然气的能量来驱动调节等优点。
自力式调压器的调节精度不高，但能满足输气工艺要求。
因此，输气站大量使用自力式压力调节器来调节输气压力。
山西天然气晋南各输气站多采用的是带有紧急关断、监控调压、主调压三级功能的自力式压力调节器。
一、工作原理
工作示意图
稳定器的输出压力是由弹簧〈M1〉的负载和皮膜〈D3〉上的上游压力〈PV〉共同决定。
故指挥器的供气为一持续压力，稳定器内含过滤器，防止指挥器流孔阻塞，避免操作故障。
在平衡状态下，指挥器本身自动调整，因此通过阀〈V1〉的供气能补偿通过校准孔〈F〉和阀〈V2〉的排气，阀的位置保持固定，调整压力〈PC〉成为皮膜上的固定负载压，平衡了下游压力〈PC〉，弹簧〈M〉则在皮膜〈D〉的另一方面作用，增加下游压力，于是，调整压力〈PC〉大于下游压力〈PC〉。
下游压力任何变化都在指挥器
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