西部原油及成品油管道站內工藝優化

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，設計壓力8.0 MPa，管材X65，設計輸量2 000×104t/a；烏鄯支干線全長296.5 km，設計壓力8.0 MPa，管材X65，設計輸量1 000×104t/a[1]。2004 年8 月，西部原油管道試驗段開工建設，2007年8月底全線投產成功。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，根據需要還可以輸送-10 號柴油以及其他石油產品[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控中心。為便于西部原油及成品油管道的輸油調度操作及指揮生產，部分站內工藝運行參數以及工藝聯鎖保護條件需要修改。以下就壓力開關更換成壓力變送器、水擊泄壓閥保護程序優化、出站調節閥選擇性保護調節等方面進行論述，對站內工藝進行優化調整。

1 壓力開關更換為壓力變送器

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、輸油主泵出口匯管高壓保護、出站管線高壓保護普遍采用機械式壓力開關進行硬保護，利用壓力開關的開關量輸入信號作為保護邏輯。在實際使用中發現原有機械式壓力開關存在以下問題[5]：

（1）工作不可靠。例如在實際工況下，當給定壓力低于設定壓力時，壓力開關仍不動作，當用物體敲擊時又恢復正常。另外壓力開關設置沒有冗余，單個壓力開關失效就可能導致聯鎖停泵。

（2）誤動作。管線震動會對壓力開關的內部機械機構和觸點造成影響，導致誤動作，進而帶來不安全因素。

（3）精度低、校準難，不具備自診斷功能。在校驗時需反復進行試驗才能確定設定值。

（4）巡檢時無法檢查壓力開關的內部結構，壓力開關的觸點失效無法及時發現。

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

壓力變送器的冗余設置目的是實現容錯，將管道上現有1個壓力開關改成遠傳壓力變送器，和同一區域另外2個壓力變送器形成2oo3表決，從而實現不間斷、無差錯的聯鎖控制。在此基礎上，還需在組態時編寫一套滿足使用要求的程序。另外借助ESD 系統的計時器功能模塊，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的瞬間錯誤信號[8]。從傳感單元隨機失效概率、誤觸發率（MTTFs）、結構約束能達到的安全完整性等級三個方面對壓力開關、壓力變送器1oo1 和2oo3結構進行了對比（表1）。

表1 壓力開關、壓力變送器1oo1和2oo3結構對比Tab.1 Structure comparison of pressure switch 1oo1 and pressure transmitter 2oo3

經對比后得出以下結論：①由壓力開關組成的2oo3 傳感單元隨機失效概率最低，為0.003 59 a-1，即每1 000 回路中1 年內平均會有3.59 次安全事故無法抑制；②由壓力變送器組成的2oo3 傳感單元誤觸發率最低，經計算是13 000 a；③結構約束安全完整性等級方面，傳感單元2oo3 結構高于1oo1結構。

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

2 水擊泄壓閥保護程序

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致管道內出現瞬變壓力脈動，從而引起水擊現象，可能對管道造成巨大破壞，導致輸油過程的中斷[9-12]。水擊泄壓閥保護系統的作用就是當輸送管道產生壓力脈動時，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。水擊泄壓閥保護系統一般由泄壓閥、泄壓罐和連接管道組成。

2.2 當前系統存在的問題

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

圖1 當前水擊泄壓閥保護系統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，當泄壓閥由于內漏、外漏等原因失效時，可能會導致泄壓罐溢罐、全線低壓保護停輸或設備超壓損壞，造成安全事故和經濟損失[13]。西部成品油管道曾經多次發生泄壓閥失效導致的事故（表2）。

2.3 系統優化

為避免泄壓閥出現閥門內漏或不正常開啟事故，需要對站內工藝中水擊泄壓閥保護系統進行優化。

（1）配套的工藝、儀表和電氣設備等相關優化調整。水擊泄壓閥前手動球閥改為電動球閥，同時為提升執行機構供電安全，將電動球閥納入UPS配電，電動執行機構應具備SIL2 安全等級，并設置邏輯鎖開；水擊泄壓閥前相連管線上增加帶冗余的壓力變送器，且應具備SIL2 安全等級；水擊泄壓閥后的流量開關應具備SIL2 安全等級；泄壓罐上的遠傳液位計應具備SIL2安全等級。

（2）水擊泄壓閥失效聯鎖保護程序。第1 步，程序自動判斷滿足以下兩個條件之一時開啟聯鎖保護程序：①泄壓系統遠傳壓力變送器壓力（泄放前）低于泄壓閥設定值；②泄壓罐液位計上升速率報警且持續10 s 或進站/出站流量開關報警。第2步，若進站/出站流量開關報警，程序給出進站/出站水擊泄壓閥失效報警信息，持續10 s，程序自動關閉進站/出站泄壓閥上游電動閥門，調度人員在10 s 內未確認，觸發“站水擊泄壓閥失效保護程序”。如果為進站泄壓閥失效，則程序自動關閉上游站場所有輸油泵，并調用執行“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，則程序自動關閉本站所有輸油泵，并調用執行“運行管段停輸控制程序-本站事故”。第3步，如果進站/出站流量開關未報警，程序給出水擊泄壓閥失效報警信息，持續10 s，程序自動關閉進站端和出站泄壓閥上游電動閥門，調度人員在10 s 內未確認，觸發“站水擊泄壓閥失效保護程序”。程序自動關閉本站所有輸油泵，并調用執行“運行管段停輸控制程序-本站事故”。

（3）泄壓罐液位超高聯鎖保護程序。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鎖保護程序。第2步，程序給出“進站/出站泄壓，泄壓罐液位超高報警信息”，持續10 s，程序自動關閉進站/出站泄壓閥上游電動閥門；調度人員在10 s內未確認，觸發“泄壓罐液位超高聯鎖保護程序”。第3 步，程序自動關閉本站所有輸油泵，并調用執行“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

優化后的水擊泄壓閥保護系統可以更方便地應對閥門內漏或不正常開啟等事故工況，站控人員可根據實際情況遠程關閉泄壓閥上游電動閥門，截斷泄壓系統，避免泄壓罐溢罐事故，實現水擊泄壓閥前流量開關、液位計組合式聯鎖保護，工藝流程如圖2所示。

圖2 優化后水擊泄壓閥保護系統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 出站調節閥選擇性保護調節

西部原油及成品油管道各站出站均設置有等百分比流量特性的出站調節閥，調節設定值由調控中心給定，經調控中心授權后可由站控系統給定，控制權限的變更、手動/自動和就地/遠程的切換不應影響調節閥的正常調節，以實現無擾動切換[14]。出站壓力調節系統采用出站壓力和輸油主泵入口匯管壓力選擇性調節。在正常情況下，調節系統保證出站壓力在設定值；當主泵入口匯管壓力低于壓力報警設定值時，調節系統自動切換到保護性調節回路（以主泵入口匯管壓力為被調參數）。當出站壓力達到高壓保護開關設定值時，保護開關動作報警并聯鎖出站壓力調節閥降低壓力，對出站管線進行保護。

優化后的出站壓力調節系統明確了調節閥自動切換的前提條件，同時將參與聯鎖的出站高壓保護壓力開關改成了2oo3 的壓力變送器，從而保證調節系統的有效性，避免因儀表失效導致安全相關系統誤動作。具體措施如下：

（1）出站壓力調節系統采用出站壓力和輸油主泵入口匯管壓力選擇性調節，由出站管線壓力調節閥、出站壓力、輸油主泵入口匯管壓力等構成選擇性壓力調節回路。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定值內。一旦輸油主泵入口匯管壓力降低到保護值，站控制系統自動選擇到副調節回路（對進站壓力進行控制）。

（3）保護性調節回路切換到主調節回路要實現主調節回路的無擾動切換；PID手動、自動切換時主調節回路要實現無擾動切換。

4 結論

通過對西部原油及成品油管道站內工藝的設計優化，可以得出以下結論：

（1）壓力開關更換成帶冗余的壓力變送器，經測算，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，減少因儀表故障導致的事故發生。

（2）水擊泄壓閥保護程序中的泄壓閥前流量開關、液位計組合式聯鎖系統經過優化，可以更方便地應對閥門內漏或不正常開啟等事故工況，站控人員可根據實際情況遠程關閉泄壓閥上游電動閥門，截斷泄壓系統，避免泄壓罐溢罐事故，降低了因泄壓閥故障導致的管道停輸損失。

（3）出站調節閥選擇性保護調節優化，提高了調節系統的有效性，避免因儀表失效導致調節閥相關系統誤動作。

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