西部原油及成品油管道站內(nèi)工藝優(yōu)化

郭凱 劉建鋒 王曉波 吳莉 劉永明

1中國石油天然氣管道工程有限公司新疆設(shè)計分公司

2中國石油天然氣管道工程有限公司

3中國石油西部管道分公司

4中國石油華北油田公司第二采油廠

西部原油管道包括鄯善—蘭州干線（鄯蘭干線）和烏魯木齊—鄯善支干線（烏鄯支干線），以及吐哈進(jìn)油支線和玉門分輸支線，線路總長1 838 km。其中，鄯蘭干線全長1 541.2 km，設(shè)計壓力8.0 MPa，管材X65，設(shè)計輸量2 000×104t/a；烏鄯支干線全長296.5 km，設(shè)計壓力8.0 MPa，管材X65，設(shè)計輸量1 000×104t/a[1]。2004 年8 月，西部原油管道試驗段開工建設(shè)，2007年8月底全線投產(chǎn)成功。管道全線包括11 座工藝站場、43 座線路閥室（其中RTU 閥室27 座、手動閥室12 座、單向閥室4 座）、4座高點放空閥室、玉門油庫、秦川油庫以及調(diào)控中心[2]。

西部成品油管道干線起點位于新疆烏魯木齊市王家溝，終點位于甘肅省蘭州市，全長1 842.4 km。管道設(shè)計輸量為1 000×104t/a。全線采用常溫密閉順序輸送方式，輸送油品為92 號汽油、95 號汽油和0 號柴油，根據(jù)需要還可以輸送-10 號柴油以及其他石油產(chǎn)品[3-4]。管道全線包括12座工藝站場、6座成品油分輸計量站、1座注油計量站、50座線路閥室（其中RTU閥室31座、手動閥室15座、單向閥室4座）、5座高點放空閥室以及調(diào)控中心。為便于西部原油及成品油管道的輸油調(diào)度操作及指揮生產(chǎn)，部分站內(nèi)工藝運行參數(shù)以及工藝聯(lián)鎖保護(hù)條件需要修改。以下就壓力開關(guān)更換成壓力變送器、水擊泄壓閥保護(hù)程序優(yōu)化、出站調(diào)節(jié)閥選擇性保護(hù)調(diào)節(jié)等方面進(jìn)行論述，對站內(nèi)工藝進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整。

1 壓力開關(guān)更換為壓力變送器

目前西部原油及成品油管道的輸油主泵入口匯管低壓保護(hù)、輸油主泵出口匯管高壓保護(hù)、出站管線高壓保護(hù)普遍采用機(jī)械式壓力開關(guān)進(jìn)行硬保護(hù)，利用壓力開關(guān)的開關(guān)量輸入信號作為保護(hù)邏輯。在實際使用中發(fā)現(xiàn)原有機(jī)械式壓力開關(guān)存在以下問題[5]：

（1）工作不可靠。例如在實際工況下，當(dāng)給定壓力低于設(shè)定壓力時，壓力開關(guān)仍不動作，當(dāng)用物體敲擊時又恢復(fù)正常。另外壓力開關(guān)設(shè)置沒有冗余，單個壓力開關(guān)失效就可能導(dǎo)致聯(lián)鎖停泵。

（2）誤動作。管線震動會對壓力開關(guān)的內(nèi)部機(jī)械機(jī)構(gòu)和觸點造成影響，導(dǎo)致誤動作，進(jìn)而帶來不安全因素。

（3）精度低、校準(zhǔn)難，不具備自診斷功能。在校驗時需反復(fù)進(jìn)行試驗才能確定設(shè)定值。

（4）巡檢時無法檢查壓力開關(guān)的內(nèi)部結(jié)構(gòu)，壓力開關(guān)的觸點失效無法及時發(fā)現(xiàn)。

2017 年3 月17 日，玉門原油中間分輸泵站由于壓力開關(guān)誤動作導(dǎo)致西部原油管道全線停輸。因此需要將壓力開關(guān)改成帶冗余的SIL2 等級壓力變送器，實現(xiàn)控制邏輯優(yōu)化，提高自控系統(tǒng)的可靠性[6-7]。

壓力變送器的冗余設(shè)置目的是實現(xiàn)容錯，將管道上現(xiàn)有1個壓力開關(guān)改成遠(yuǎn)傳壓力變送器，和同一區(qū)域另外2個壓力變送器形成2oo3表決，從而實現(xiàn)不間斷、無差錯的聯(lián)鎖控制。在此基礎(chǔ)上，還需在組態(tài)時編寫一套滿足使用要求的程序。另外借助ESD 系統(tǒng)的計時器功能模塊，配置一個延時繼電器，用來屏蔽由于電磁干擾、電壓波動等因素而出現(xiàn)的瞬間錯誤信號[8]。從傳感單元隨機(jī)失效概率、誤觸發(fā)率（MTTFs）、結(jié)構(gòu)約束能達(dá)到的安全完整性等級三個方面對壓力開關(guān)、壓力變送器1oo1 和2oo3結(jié)構(gòu)進(jìn)行了對比（表1）。

表1 壓力開關(guān)、壓力變送器1oo1和2oo3結(jié)構(gòu)對比Tab.1 Structure comparison of pressure switch 1oo1 and pressure transmitter 2oo3

經(jīng)對比后得出以下結(jié)論：①由壓力開關(guān)組成的2oo3 傳感單元隨機(jī)失效概率最低，為0.003 59 a-1，即每1 000 回路中1 年內(nèi)平均會有3.59 次安全事故無法抑制；②由壓力變送器組成的2oo3 傳感單元誤觸發(fā)率最低，經(jīng)計算是13 000 a；③結(jié)構(gòu)約束安全完整性等級方面，傳感單元2oo3 結(jié)構(gòu)高于1oo1結(jié)構(gòu)。

壓力變送器組成的2oo3 組合MTTFs 最低、平均無故障時間最長，且與壓力開關(guān)組成的2oo3 組合具有相同的SIL2 等級，因此壓力開關(guān)替換為壓力變送器具有可行性。

2 水擊泄壓閥保護(hù)程序

2.1 水擊泄壓閥的作用

采用管道輸送油品時，由于泵的突然啟停、閥門突然開閉等原因會導(dǎo)致管道內(nèi)出現(xiàn)瞬變壓力脈動，從而引起水擊現(xiàn)象，可能對管道造成巨大破壞，導(dǎo)致輸油過程的中斷[9-12]。水擊泄壓閥保護(hù)系統(tǒng)的作用就是當(dāng)輸送管道產(chǎn)生壓力脈動時，將超壓油品部分輸送泄放到常壓罐中，以減輕瞬變壓力脈動，避免瞬變壓力對管道造成危害。水擊泄壓閥保護(hù)系統(tǒng)一般由泄壓閥、泄壓罐和連接管道組成。

2.2 當(dāng)前系統(tǒng)存在的問題

西部原油及成品油管道的水擊泄壓閥保護(hù)系統(tǒng)由水擊泄壓閥、泄壓罐及進(jìn)出連接管線、泄壓閥上下游截斷閥、壓力表和流量開關(guān)等組成（圖1）。

圖1 當(dāng)前水擊泄壓閥保護(hù)系統(tǒng)工藝及儀表控制流程Fig.1 Technology and instrument control process of the current water hammer relief valve protection system

因原油及成品油管道部分站場的泄壓閥上下游截斷閥為手動球閥，當(dāng)泄壓閥由于內(nèi)漏、外漏等原因失效時，可能會導(dǎo)致泄壓罐溢罐、全線低壓保護(hù)停輸或設(shè)備超壓損壞，造成安全事故和經(jīng)濟(jì)損失[13]。西部成品油管道曾經(jīng)多次發(fā)生泄壓閥失效導(dǎo)致的事故（表2）。

2.3 系統(tǒng)優(yōu)化

為避免泄壓閥出現(xiàn)閥門內(nèi)漏或不正常開啟事故，需要對站內(nèi)工藝中水擊泄壓閥保護(hù)系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化。

（1）配套的工藝、儀表和電氣設(shè)備等相關(guān)優(yōu)化調(diào)整。水擊泄壓閥前手動球閥改為電動球閥，同時為提升執(zhí)行機(jī)構(gòu)供電安全，將電動球閥納入UPS配電，電動執(zhí)行機(jī)構(gòu)應(yīng)具備SIL2 安全等級，并設(shè)置邏輯鎖開；水擊泄壓閥前相連管線上增加帶冗余的壓力變送器，且應(yīng)具備SIL2 安全等級；水擊泄壓閥后的流量開關(guān)應(yīng)具備SIL2 安全等級；泄壓罐上的遠(yuǎn)傳液位計應(yīng)具備SIL2安全等級。

（2）水擊泄壓閥失效聯(lián)鎖保護(hù)程序。第1 步，程序自動判斷滿足以下兩個條件之一時開啟聯(lián)鎖保護(hù)程序：①泄壓系統(tǒng)遠(yuǎn)傳壓力變送器壓力（泄放前）低于泄壓閥設(shè)定值；②泄壓罐液位計上升速率報警且持續(xù)10 s 或進(jìn)站/出站流量開關(guān)報警。第2步，若進(jìn)站/出站流量開關(guān)報警，程序給出進(jìn)站/出站水擊泄壓閥失效報警信息，持續(xù)10 s，程序自動關(guān)閉進(jìn)站/出站泄壓閥上游電動閥門，調(diào)度人員在10 s 內(nèi)未確認(rèn)，觸發(fā)“站水擊泄壓閥失效保護(hù)程序”。如果為進(jìn)站泄壓閥失效，則程序自動關(guān)閉上游站場所有輸油泵，并調(diào)用執(zhí)行“運行管段停輸控制程序-上游泵站事故”；如果為出站泄壓閥失效，則程序自動關(guān)閉本站所有輸油泵，并調(diào)用執(zhí)行“運行管段停輸控制程序-本站事故”。第3步，如果進(jìn)站/出站流量開關(guān)未報警，程序給出水擊泄壓閥失效報警信息，持續(xù)10 s，程序自動關(guān)閉進(jìn)站端和出站泄壓閥上游電動閥門，調(diào)度人員在10 s 內(nèi)未確認(rèn)，觸發(fā)“站水擊泄壓閥失效保護(hù)程序”。程序自動關(guān)閉本站所有輸油泵，并調(diào)用執(zhí)行“運行管段停輸控制程序-本站事故”。

（3）泄壓罐液位超高聯(lián)鎖保護(hù)程序。第1 步，程序自動判斷滿足條件——泄壓罐液位超過高高液位時開啟聯(lián)鎖保護(hù)程序。第2步，程序給出“進(jìn)站/出站泄壓，泄壓罐液位超高報警信息”，持續(xù)10 s，程序自動關(guān)閉進(jìn)站/出站泄壓閥上游電動閥門；調(diào)度人員在10 s內(nèi)未確認(rèn)，觸發(fā)“泄壓罐液位超高聯(lián)鎖保護(hù)程序”。第3 步，程序自動關(guān)閉本站所有輸油泵，并調(diào)用執(zhí)行“運行管段停輸控制程序-本站事故”。

表2 西部成品油管道泄壓閥失效事故Tab.2 Pressure relief valves failure accidents of western product oil pipelines

優(yōu)化后的水擊泄壓閥保護(hù)系統(tǒng)可以更方便地應(yīng)對閥門內(nèi)漏或不正常開啟等事故工況，站控人員可根據(jù)實際情況遠(yuǎn)程關(guān)閉泄壓閥上游電動閥門，截斷泄壓系統(tǒng)，避免泄壓罐溢罐事故，實現(xiàn)水擊泄壓閥前流量開關(guān)、液位計組合式聯(lián)鎖保護(hù)，工藝流程如圖2所示。

圖2 優(yōu)化后水擊泄壓閥保護(hù)系統(tǒng)工藝及儀表控制流程Fig.2 Technology and instrument control process of the optimized water hammer relief valve protection system

3 出站調(diào)節(jié)閥選擇性保護(hù)調(diào)節(jié)

西部原油及成品油管道各站出站均設(shè)置有等百分比流量特性的出站調(diào)節(jié)閥，調(diào)節(jié)設(shè)定值由調(diào)控中心給定，經(jīng)調(diào)控中心授權(quán)后可由站控系統(tǒng)給定，控制權(quán)限的變更、手動/自動和就地/遠(yuǎn)程的切換不應(yīng)影響調(diào)節(jié)閥的正常調(diào)節(jié)，以實現(xiàn)無擾動切換[14]。出站壓力調(diào)節(jié)系統(tǒng)采用出站壓力和輸油主泵入口匯管壓力選擇性調(diào)節(jié)。在正常情況下，調(diào)節(jié)系統(tǒng)保證出站壓力在設(shè)定值；當(dāng)主泵入口匯管壓力低于壓力報警設(shè)定值時，調(diào)節(jié)系統(tǒng)自動切換到保護(hù)性調(diào)節(jié)回路（以主泵入口匯管壓力為被調(diào)參數(shù)）。當(dāng)出站壓力達(dá)到高壓保護(hù)開關(guān)設(shè)定值時，保護(hù)開關(guān)動作報警并聯(lián)鎖出站壓力調(diào)節(jié)閥降低壓力，對出站管線進(jìn)行保護(hù)。

優(yōu)化后的出站壓力調(diào)節(jié)系統(tǒng)明確了調(diào)節(jié)閥自動切換的前提條件，同時將參與聯(lián)鎖的出站高壓保護(hù)壓力開關(guān)改成了2oo3 的壓力變送器，從而保證調(diào)節(jié)系統(tǒng)的有效性，避免因儀表失效導(dǎo)致安全相關(guān)系統(tǒng)誤動作。具體措施如下：

（1）出站壓力調(diào)節(jié)系統(tǒng)采用出站壓力和輸油主泵入口匯管壓力選擇性調(diào)節(jié)，由出站管線壓力調(diào)節(jié)閥、出站壓力、輸油主泵入口匯管壓力等構(gòu)成選擇性壓力調(diào)節(jié)回路。主回路被控對象是出站壓力，副回路被控對象是輸油主泵入口匯管壓力。

（2）正常運行情況下控制出站壓力的大小，保證出站壓力控制在設(shè)定值內(nèi)。一旦輸油主泵入口匯管壓力降低到保護(hù)值，站控制系統(tǒng)自動選擇到副調(diào)節(jié)回路（對進(jìn)站壓力進(jìn)行控制）。

（3）保護(hù)性調(diào)節(jié)回路切換到主調(diào)節(jié)回路要實現(xiàn)主調(diào)節(jié)回路的無擾動切換；PID手動、自動切換時主調(diào)節(jié)回路要實現(xiàn)無擾動切換。

4 結(jié)論

通過對西部原油及成品油管道站內(nèi)工藝的設(shè)計優(yōu)化，可以得出以下結(jié)論：

（1）壓力開關(guān)更換成帶冗余的壓力變送器，經(jīng)測算，壓力變送器組成的2oo3 組合MTTFs 最低、平均無故障時間最長，可提高儀表使用的安全性能，減少因儀表故障導(dǎo)致的事故發(fā)生。

（2）水擊泄壓閥保護(hù)程序中的泄壓閥前流量開關(guān)、液位計組合式聯(lián)鎖系統(tǒng)經(jīng)過優(yōu)化，可以更方便地應(yīng)對閥門內(nèi)漏或不正常開啟等事故工況，站控人員可根據(jù)實際情況遠(yuǎn)程關(guān)閉泄壓閥上游電動閥門，截斷泄壓系統(tǒng)，避免泄壓罐溢罐事故，降低了因泄壓閥故障導(dǎo)致的管道停輸損失。

（3）出站調(diào)節(jié)閥選擇性保護(hù)調(diào)節(jié)優(yōu)化，提高了調(diào)節(jié)系統(tǒng)的有效性，避免因儀表失效導(dǎo)致調(diào)節(jié)閥相關(guān)系統(tǒng)誤動作。

通過采取以上措施，可使優(yōu)化后的站內(nèi)工藝更加適應(yīng)今后的輸油調(diào)度操作及指揮生產(chǎn)；同時對其他類似長輸管道的工藝優(yōu)化具有借鑒和參考作用。