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    西部原油及成品油管道站內(nèi)工藝優(yōu)化

    2021-05-22 13:37:58郭凱劉建鋒王曉波吳莉劉永明
    油氣田地面工程 2021年5期
    關(guān)鍵詞:壓閥主泵變送器

    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。

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