基于泄壓閥失效的泄壓系統分析與優化

郭 靖 潘 毅 蔡 磊 公茂柱 袁 倩 雋文龍

（中國石油工程建設有限公司華北分公司）

長輸液體管道設有水擊超前保護、緊急停車保護及泄壓保護等管道安全保護系統［1，2］。管道首站出站、中間泵站的進/出站和末站的進站均設有泄壓系統，當出現首站輸油泵驟停或閥門關斷引發管道水擊時， 首先啟動水擊超前保護程序，在該保護措施下一般不會出現管道超壓的情況，但當水擊超前保護失效后，泄壓系統將成為管道最后一道安保 “防線”——通過泄壓閥對超壓管道進行壓力泄放，保證管道安全［3］。 因此，泄壓系統對于管道安全運行、事故防護等至關重要。

輸油管道泄壓保護系統中的關鍵元件為泄壓閥，泄壓閥主要有先導式［4］和氮氣式［5～7］兩種類型。 對于原油等含有雜質、高黏度的油品，常采用氮氣式泄壓閥；對于成品油等純凈、低黏度的油品，常采用先導式泄壓閥。 氮氣式泄壓閥啟閉壓力來自于獨立的氮氣源，不易受管道內液體雜質影響，做好定期的檢查和維護即可；先導式泄壓閥是一種自力式泄壓閥，易受外部環境和自身構造的影響［8］。因此，氮氣式泄壓閥的失效率一般要低于先導式泄壓閥。

目前國內有多條成品油管道均出現先導式泄壓閥（以下簡稱泄壓閥）失效。 對此，筆者從泄壓閥閥體結構、工作原理等方面分析導致故障或失效的可能因素，并對失效工況進行模擬，辨識泄壓閥失效后管道存在的風險，同時對常規泄壓系統進行優化， 提出泄壓閥失效邏輯保護程序，并驗證保護程序的可靠性。

1 泄壓閥工作原理及故障類型

1.1 泄壓閥工作原理

先導式泄壓閥泄壓響應時間短，閥門壓力設定精度高（精度值不大于±1%），結構簡單，維護方便，在成品油長輸管道上被廣泛應用。 先導式泄壓閥（圖1）主要由主閥、導閥、復位彈簧、引壓管及過濾器等組成。

如圖1a所示， 當泄壓閥上游壓力pu大于導閥設定壓力ps時， 導閥活塞在介質壓力pu推動下克服彈簧推力處于中室后端將中室與前室隔斷，中室與后室連通的情況，此時中室壓力等于后室壓力，即p2=p3，閥芯在上游介質壓力作用下克服彈簧推力流道打開，閥腔內介質受閥芯擠壓后通過中室油管→中室→后室，再經后室油管流至主閥下游，管道超壓介質通過流道泄放至下游管道。

圖1 先導式泄壓閥結構示意圖

如圖1b所示，管道超壓介質經泄放后上游管道壓力pu降低，當pu＜ps時，導閥活塞在彈簧力推動下處于中室后端將后室和中室隔斷，中室和前室連通的情況，此時中室壓力等于后室壓力，即p2=p3，介質通過前室油管→前室→中室，再經中室油管流至主閥閥腔，并在彈簧共同作用下推動閥芯流道閉合。

1.2 泄壓閥故障

先導式泄壓閥通過引壓管/油管和彈簧的壓差控制閥門的開啟/關閉，因其獨特的結構，引壓管和油管的直徑往往較小，只適合輸送成品油等純凈、低黏度的介質。 但在工程實際應用過程中，先導式泄壓閥時常出現泄壓閥內漏、管道超壓閥門不開啟、管道不超壓閥門開啟及閥門泄壓后不回座等故障。

1.2.1 泄壓閥內漏

泄壓閥內漏主要是由于復位彈簧損壞、密封件損壞或接觸面附著雜質，從而導致泄壓閥小流量范圍的泄漏［9］。在正常工況下，閥芯在閥腔壓力和復位彈簧共同作用下保持閥芯錐頭與前端O形密封圈嚴密貼合。 當閥門前端連接管道超壓時，在壓力推動下閥芯向后端移動，閥門打開，泄壓后閥芯在彈簧作用下再次與O形密封圈嚴密貼合。 在整個閥門啟閉過程中，復位彈簧和密封圈起到十分關鍵的作用，但復位彈簧和密封圈由于老化、腐蝕、疲勞及斷裂［10，11］等因素導致功能減弱或失效，造成閥門泄漏，甚至發生閥門不超壓開啟的故障。

1.2.2 管道超壓閥門不開啟

上游管道壓力大于導閥壓力設定值是先導式泄壓閥開啟的必要條件，引壓管提供滑閥動作的動力， 中室油管提供閥芯動作的主要動力，通常引壓管與前/中/后室連接油管的管徑都比較小，介質中的雜質很容易堵塞油管。 當引壓管堵塞或破裂時，若管道發生水擊超壓，活塞失去動作動力，其連接滑閥不能相應移動，此時pi=p2=p1＜pu，閥芯無法動作開啟；當后室油管堵塞時，管道超壓，活塞和滑閥動作，后室和中室連通，閥腔介質無法通過后室排入閥后，在閥腔壓力下閥芯無法完成開啟。

1.2.3 管道不超壓閥門開啟

前室油管/過濾器堵塞或結冰［12］時，若管道未超壓，前室和中室失壓，即pi=p2=p1＜pu，閥芯在介質推動下開啟。 同理，中室油管堵塞時，閥腔失壓，即pi＜p2=p1=pu，閥芯在介質推動下開啟，泄放出管道介質。

1.2.4 閥門泄壓后不回座

上游管道壓力小于導閥壓力設定值是先導式泄壓閥關閉的必要條件。 泄壓后引壓管堵塞時，活塞無法在彈簧推動下復位，中室和后室始終保持連通，中室失壓，閥芯無法動作閉合。 泄壓后，前室油管/過濾器堵塞或結冰時，前室失壓，前室與中室連通，即pi=p2=p1＜pu，導致閥芯在介質推動下無法回座。

泄壓閥作為長輸油管道最后一道保護措施，其可靠有效非常關鍵，失效將會嚴重影響管道本質安全。 當管道超壓閥門不開啟時，管道超壓介質無法通過設置的泄壓閥泄放，導致管道和設備損壞，甚至爆管泄漏。

2 泄壓閥失效工況分析

某管道（規格為φ355.6 mm×6.4 mm）線路總長115 km，管道沿線縱斷面和穩態水力坡降如圖2所示，設計壓力8.0 MPa，設計流量480 m3/h，輸送介質為柴油（密度840 kg/m3，黏度4.5 mm2/s）。管道全線設有首/末站兩座站場，其輸油泵和泄壓裝置的工作參數分別見表1、2。

圖2 管道穩態水力坡降圖

表1 輸油泵工作參數

表2 首/末站泄壓裝置工作參數

假定泄壓閥失效后，站場正常運行，管道未設置水擊超前保護， 以該管道首站泄壓閥為例，采用SPS軟件對不超壓閥門開啟 （無阻力泄放工況）和閥門泄壓后不回座兩種失效工況進行動態仿真模擬，分析對管道產生的影響。

為便于模擬泄壓閥無阻力泄放工況，對模擬過程進行近似處理：對于泄壓閥前室油管或過濾器堵塞、結冰等故障引起泄壓閥閥腔失壓，導致泄壓閥無阻力泄放的工況，等效認為泄壓閥設定值ps遠遠小于開啟壓力，近似取值0.1 MPa，即ps=pd=pi=0.1 MPa＜pu，此時泄壓閥在管道正常運行時完全開啟，泄壓閥失效。 當泄壓閥開啟后不回座，認為泄壓閥正常泄放后突然出現的故障導致主閥閥腔失壓，近似取值0.1 MPa，即ps=pd=pi=0.1 MPa＜pu，此時泄壓閥正常泄放后，泄壓閥不回座，泄壓閥失效。 這兩種失效工況時，管線運行狀況如圖3所示。

圖3 兩種失效工況下泄壓管線的泄放流量和累計泄放量

對于無阻力泄放工況，當首站出站泄壓閥失效后， 在首站輸油泵和管線回壓共同作用下，最大瞬時泄放流量達到2 400 m3/h， 對應泄壓管線流速為19.7 m/s， 由于線路管道的回流作用逐漸減弱，泄放流量逐漸降低，約2.0 min后穩定在1 230 m3/h，此時泄壓管線流速為10.1 m/s；約9.8 min時，管線的累計泄放量達200 m3，18.0 min時達到370 m3。

對于泄壓不回座工況， 當監控閥室事故關斷，3.0 min后產生負壓波向上游傳播， 首站至閥室管段壓力升高，在4.1 min時達到首站出站泄壓閥設定值（ps=0.78 MPa），此時泄壓閥開啟，管線開始泄放。 由于泄壓閥故障失效，當管線泄壓后閥門閥芯不會回座，管線持續泄壓。 在整個工況中，泄壓管線最大瞬時泄放流量達1 810 m3/h，對應泄壓管線流速為14.8 m/s， 與前一工況相同的原因，約8.0 min后穩定至1 140 m3/h，此時泄壓管線流速為9.3 m/s；約14.0 min時，管線的累計泄放量達200 m3，18.0 min時達到275 m3。

GB 13348—2009《液體石油產品靜電安全規程》規定：對于電導率低于50 pS/m的油品，在注入口未浸沒前，初始流速不應大于1 m/s，當注入口浸沒200 mm后，可逐步提高流速，但最大流速不應大于7 m/s。 在泄壓閥失效出現無阻力泄放時，泄放管線流速過高，易產生、積聚靜電等引起火災甚至爆炸的風險［13］。 因此，在泄壓閥失效后泄壓管線易出現流速過高的情況，不僅存在安全隱患，也存在泄壓罐冒罐的風險。

如圖4所示， 泄壓閥失效后最大瞬時壓力出現在泄壓管線的入口處。 對于無阻力泄放工況，泄壓管線最大壓力達4.45 MPa， 其中在0～160 m管段受到瞬時壓力高于管道最大允許操作壓力即最大允許水擊壓力MASP（其值為2.20 MPa），在160～300 m管段最大壓力均小于MASP；對于泄壓后不回座工況，泄壓管線最大壓力達到4.72 MPa，其中在0～170 m管段受到瞬時壓力高于MASP，在170～300 m管段最大壓力均小于MASP。 因此，泄壓閥失效后， 泄壓管線0～170 m管段為壓力薄弱區域。 經核算，壁厚為5.6 mm的泄壓管線實際可承受最大壓力為7.00 MPa， 因而當泄放流量穩定后，泄壓管線壓力降至MASP以下，不會發生超壓破裂等事故。

圖4 泄壓管線壓力分布

綜上所述，泄壓閥失效后，雖然泄壓管線不會發生超壓破裂事故，但存在泄放流速過高引起火災甚至爆炸的隱患和泄壓罐冒罐的風險，因此有必要對泄壓系統進行優化改造。

3 泄壓系統優化

管線泄壓系統流程通常較為簡單， 基本為“閥門+泄壓閥+閥門”模式，泄壓閥上/下游設置閥門，便于運行過程中泄壓閥拆除維修［14］。 常規泄壓系統自控流程如圖5所示。

圖5 常規泄壓系統自控流程示意圖

正常工況下，泄壓閥上/下游閥門處于常開狀態，泄壓閥處于常閉狀態，上游壓力表PI顯示干線管道壓力，泄壓閥下游管線無介質流動，流量開關FS無異常信號。 當干線管道超壓需要泄壓時，泄壓閥開啟，下游介質流通，流量開關將信號傳輸至控制室并發出報警。 在流量開關報警時，無法通過常規泄壓流程判斷泄壓閥處于正常泄壓工況還是失效工況， 同時當泄壓閥失效時，無法診斷泄壓閥處于無阻力泄放還是泄壓不回座的故障。 針對以上問題提出泄壓系統的優化方案：

a. 泄壓閥上游閥門更換為電動球閥，電動球閥執行機構安全等級具備SIL2級，配備UPS供電，同時納入全線水擊保護程序；

b. 就地壓力表更換為壓力變送器，采用二取一的表決結構［15］，安全等級具備SIL2級；

c. 流量開關和泄壓罐液位計的安全等級具備SIL2級；

d. 將上述信號統一納入到管道SIS系統，同時增加泄壓閥失效保護程序。

如圖6所示，將泄壓閥上游電動閥、壓力變送器、流量開關和泄壓罐液位計進行聯鎖。 泄壓閥失效保護的診斷邏輯為：

a. 當泄壓閥上游壓力變送器判別值小于泄壓閥的設定值，同時泄壓罐液位計報警或流量開關報警持續10 s時，關閉泄壓閥上游電動閥門，同時執行全線停輸程序， 診斷為 “無阻力泄放故障”；

b. 當泄壓閥上游壓力變送器判別值不小于泄壓閥的設定值，泄壓罐液位計報警或流量開關報警時，管道正常泄壓，觸發泄壓保護程序，在該程序觸發狀態下，當泄壓閥上游壓力變送器判別值小于泄壓閥的設定值，且泄壓罐液位計報警或流量開關報警持續10 s時， 關閉泄壓閥上游電動閥門，同時執行全線停輸程序，診斷為“泄壓不回座故障”。

另外，為防止管道流量波動引起泄壓閥失效保護程序誤觸發，壓力變送器判別值應比泄壓閥的設定值略低0.3～0.5 MPa，但要高于正常輸送管線的壓力值。 當診斷邏輯滿足條件a或b時，辨識為泄壓閥失效，觸發泄壓閥失效保護程序，同時執行水擊超前保護程序，管道全線停輸。 因此，泄壓閥失效保護程序可靠有效。

4 結論

4.1 常規的泄壓系統通常沒有保護措施，當泄壓閥失效后，泄壓管線在輸油泵和干線管道的回壓作用下流速較高，易出現火災爆炸的風險、泄壓罐冒罐的風險等安全隱患。

4.2 優化后的泄壓系統在泄壓閥失效時，可及時切斷泄壓管線閥門， 同時觸發全線停輸程序，并診斷出泄壓閥具體的失效工況，便于事故排查及維檢修。

4.3 泄壓閥失效保護程序可在泄壓閥失效時有效保護管道和站場安全，可靠性高，對于長輸管道泄壓閥防失效設計和失效隱患治理具有指導和借鑒意義。

4.4 水擊泄壓閥作為長輸管道的最后一道保護措施， 其完整有效有利于降低管道運維事故風險；泄壓閥應作為管道/站場日常巡檢和維檢修的重點設備，定期通過人工打壓檢查泄壓閥是否正常，定期通過閥門和過濾器排污閥排除閥體和油管的雜質，防止堵塞或結冰。