張丙辰

中國石油北京油氣調(diào)控中心， 北京 100007

0 前言

西部原油管道2006 年建成投產(chǎn)，主要承擔中亞進口原油和中國石油新疆地區(qū)相關油田的原油外輸任務，管線長約1 850 km，設計輸量2 000 ×104t /a，是目前中國石油管道設計輸量最大、距離最長、水力系統(tǒng)最復雜的原油管道。因油源狀況和下游煉廠需求，管道自建成投產(chǎn)以來一直未達到設計輸量，在此之前由于管線油源緊張，為避免長時間停輸，進行過超低輸量測試［1－7］。目前管線主要采用大混油及批次輸送運行方式［8－12］，即塔里木、北疆、吐哈及哈國油四種油品按一定比例混合后批次外輸。隨著上下游資源和需求狀況的改善，輸量逐漸提升，需對管線進行滿輸量測試，進而驗證目前管道沿線設備狀態(tài)，測試其輸送能力，掌握其安全性和適應性。

1 測試安排及控制標準

因西部原油管道由SCADA 系統(tǒng)遠程控制，滿輸量測試由中控調(diào)度人員遠控操作，現(xiàn)場人員監(jiān)視設備。測試前根據(jù)仿真系統(tǒng)模擬不同輸量下配泵方案，增量控制，制定測試方案及控制標準。

1.1 測試時間

按照測試方案，西部原油管道測試當天10:00 起由初始工況(1 400 m3/h)按照1 900、2 100、2 400 m3/h 分階段逐步提量至2 640 m3/h，穩(wěn)定后最大排量達到2 640 m3/h，穩(wěn)定運行24 h 后，全線開始降量運行，完成大排量測試。

1.2 壓力控制標準

管線測試過程壓力控制標準如下:

1)穩(wěn)態(tài)運行時，中間站各站進站壓力不低于0.6 MPa，出站壓力余量不小于0.2 MPa;瞬態(tài)運行時，中間站各站進站壓力不低于0.8 MPa，出站壓力余量不小于0.6 MPa。

2)輸油主泵進口壓力不低于0.6 MPa(壓力開關設定值0.3 MPa)，輸油主泵出口壓力不高于9.5 MPa(壓力開關設定值9.8 MPa)。

2 測試操作

西部原油管道鄯蘭干線沿線共11 座站場，其里程數(shù)據(jù)及沿線高程趨勢圖見表1 和圖1。

由表1 數(shù)據(jù)和圖1 趨勢圖結合日常運行情況可知，西部原油管道在低輸量運行時管線四堡中間泵站、安西中間泵站、張掖中間泵站和西靖中間泵站可壓力越站，滿輸量測試過程可越站站場發(fā)生失電等工況，管線可以降量運行，不可越站站場發(fā)生失電等異常工況，需立即停輸。

表1 西部原油管道鄯蘭干線站場里程數(shù)據(jù)

2.1 增輸操作

增輸操作按照各階梯目標流量下的配泵方案，在保證高點不拉空，各站進出站壓力均處于壓力控制標準下，首先釋放各站的節(jié)流，開大蘭州末站調(diào)節(jié)閥，然后從鄯善首站開始由上游往下游依次啟泵，優(yōu)先開啟出站余量較大的站場泵機組。

初始工況(1 400 m3/h)和增量至各階梯輸量下1 900、2 150、2 450、2 550、2 640 m3/h 全線運行參數(shù)和輸油泵配置見表2。

圖1 西部原油管道沿線高程趨勢圖

2.2 降量操作

降量操作的目標輸量為1 800 m3/h，根據(jù)該輸量下配泵方案，從鄯善首站開始由上游往下游依次節(jié)流，同時提高蘭州末站進站壓力，降低管線整體壓力。當站場節(jié)流值達到1 臺輸油泵揚程時該站停運1 臺輸油泵，操作過程優(yōu)先停運緊鄰下游進站壓力較高的站場泵機組。

表2 不同輸量下泵的配置方案 臺

3 測試分析

利用穩(wěn)態(tài)能量方程式(1)計算獲得不同輸量下各個管段摩阻變化數(shù)據(jù):

式中:P 為壓強，kPa;v 為流速，m /s;d 為相對密度;hp為A、B 點之間由泵增添的壓頭，m;hf為A、B 點之間的摩阻壓頭損失，m。

利用計算數(shù)據(jù)分析不同管段各個輸量臺階下沿線摩阻，及油品物性變化對滿輸量運行影響。

3.1 沿線摩阻分析

西部原油管道不同管段各個輸量臺階摩阻數(shù)據(jù)見表3，各個管段不同流量摩阻趨勢對比見圖2，不同輸量下單位摩阻對比見圖3。

表3 西部原油管道各管段不同輸量下摩阻數(shù)據(jù) MPa

圖2 西部原油管道各個管段不同流量摩阻趨勢對比

圖3 西部原油管道不同輸量下單位摩阻對比

由表2、圖2 ～3 可知，西部原油管道在輸量小于2 550 m3/h時，沿線摩阻隨著輸量增大而增大，百公里平均摩阻增速變緩;輸量大于2 550 ～2 640 m3/h 時，全線摩阻變化較小，百公里平均摩阻由1.6 MPa 降為1.55 MPa，與輸量2 450 m3/h基本相同，主要是黏度較小的油品在管線中運移，導致同等輸量下管線摩阻變小，沿線損失減少，在相同摩阻時，黏度較小的油品管線輸量大。在鄯善首站出站壓力(約5.5 MPa)和翠嶺中間泵站出站壓力(約7.8 MPa)基本相同的情況下，隨著密度和黏度均較小的蘭成油(密度約846 kg /m3)推著密度較大的塔里木和吐哈油的混油(密度約864 kg /m3)運移，四堡中間泵站進、出站和翠嶺中間泵站進站壓力下降約0.4 ～0.8 MPa，鄯善至翠嶺段流量由2 550 m3/h 增加至2 645 m3/h。

可見，西部原油管道外輸油品物性不同，對全線摩阻影響大小就不同，尤其密度較小的蘭成油，對全線摩阻影響較大。在管線滿輸量運行時需關注油品物性變化，對于重油推輕油需重點關注上游出站壓力不超壓，下游進站壓力不發(fā)生低壓保護;對于輕油推重油運行需重點關注下游進站壓力不發(fā)生低壓保護。此外，運行時還需關注管線輸量變化，避免輸量超高，影響運行計劃。

3.2 風險點及控制策略

在測試過程中發(fā)現(xiàn)管線滿輸量運行時存在以下風險:

1)沿線各站運行壓力控制余量較小，壓力波動易造成出站泄壓和主泵入口過低保護。

2)管線滿輸量運行易造成過濾器壓力差過大和減壓閥堵塞。

3)管線滿輸量運行，管道沿線十多個站場泵設備多，且備用率要求較高，對作業(yè)隊維搶修人員工作壓力大，要求高。

4)管線滿輸量運行時罐區(qū)收發(fā)油切換儲罐風險較大，若出現(xiàn)流程切換問題導致停輸，全線啟輸過程復雜，操作時間長。

5)為達到全線最大排量，翠嶺中間泵站的出站運行壓力余量均接近0.4 MPa，四堡中間泵站和山丹中間泵站進站壓力最低接近0.7 MPa，若出現(xiàn)閥門關斷等異常工況，中控調(diào)度及站場人員處理難度大，可操作時間少。

6)四堡中間泵站、翠嶺中間泵站、玉門分輸站、山丹中間泵站等站場采用先啟后停自動切泵程序，可導致主泵出口匯管壓力超壓，調(diào)度人員須隨時做好快速單獨停運輸油泵準備。

針對以上風險點，西部原油管道滿輸量測試過程中，全線控制策略如下:

1)做好事件后果預判，若工況發(fā)生后對壓力余量較小站場影響較大，應立即進行人為干預，避免管線發(fā)生出站泄壓及主泵入口過低保護等工況。

2)做好過濾器清理工作，并保證備用設備隨時可用。

3)設備故障后須盡快聯(lián)系維搶修人員進行設備搶修，滿足滿輸運行要求。

4)滿輸運行時，應對管線操作風險點進行梳理歸類，對流程切換、泵切換等操作，應完善運行操作流程，確保操作安全可控。

3.3 測試建議

1)在滿足輸油計劃的前提下，滿輸運行應該安排在管道全線填充密度較小的蘭成油或者密度較大的混油位于各個高點下坡段或平坦管段。

2)由于管線水擊保護程序并不十分完善，大排量工況壓力余量小，一旦遇到大的壓力、流量波動時調(diào)度員的響應時間有限，易引發(fā)次生事件。1 600 ～1 800 m3/h 的中等排量工況下，大葉輪輸油主泵需要通過回流實現(xiàn)備用，各站輸油泵備用率較低。因此，根據(jù)月度輸油計劃，應該合理安排管道的運行流量，實行階梯流量運行，且避開2 400 m3/h 以上的大排量和1 600 ～1 800 m3/h 的中等排量。

4 結論

經(jīng)滿輸量測試，管道各項設備運行參數(shù)(包括泵軸承溫度、振動、機械密封、電機軸承溫度、過泵電流)均正常，未出現(xiàn)甩泵、過濾器堵塞等設備故障，可見西部原油管道目前泵及沿線相關設備狀態(tài)可滿足在設計滿輸量下運行。同時為了規(guī)避運行風險點，調(diào)控運行人員需細化增量操作流程，重點關注壓力風險點，加大現(xiàn)場設備維護備用力度，保證管線的安全、平穩(wěn)運行。

［1］尚 義，劉 松，何兆洋.西部原油管道低輸量連續(xù)運行研究［J］.天然氣與石油，2011，29(4):16－19.Shang Yi，Liu Song，He Zhaoyang. Study on the Continuous Operation of Western Low Flow Rate Crude Oil Pipeline［J］.Natural Gas and Oil，2011，29(4):16－19.

［2］杜文友.鄯—蘭管道原油低輸量輸送方案研究［J］.天然氣與石油，2009，27(5):18－20.Du Wenyou. Study on Low Volume Transportation Scheme of Shan—Lan Crude Oil Pipeline［J］. Natural Gas and Oil，2009，27(5):18－20.

［3］董有智，吳 明，繆 娟，等.低輸量運行管道的不穩(wěn)定性分析［J］.管道技術與設備，2007，(2):15－16，19.Dong Youzhi，Wu Ming，Miao Juan，et al.Analysis of the Instability of Low-throughput Running Oil Pipeline［J］. Pipeline Technique and Equipment，2007，(2):15－16，19.

［4］萬新強，劉艷平.鐵大輸油管道低輸量問題的分析［J］.油氣儲運，2002，21(8):46－48.Wan Xinqiang，Liu Yanping. Problem Analysis on the Low Throughput in Tieling-Dalian Oil Pipeline［J］.Oil ＆ Gas Storage and Transportation，2002，21(8):46－48.

［5］繆 娟，吳 明，董有智，等.低輸量原油管道的安全性分析［J］.石油化工安全環(huán)保技術，2007，23(5):35－37.Miao Juan，Wu Ming，Dong Youzhi，et al. Analysis on Lowthroughput Running Safety of Crude Oil［J］. Petrochemical Safety and Environmental Protection Technology，2007，23(5):35－37.

［6］馬偉平，李 立，黃啟玉.秦京線輸送冀東原油低輸量運行特性研究［J］.石油化工高等學校學報，2010，23(1):75－79.Ma Weiping，Li Li，Huang Qiyu.Research on Low Flow Operation Characteristic of Qinjing Pipeline Transports Jidong Crude Oil［J］. Journal of Petrochemical Universities，2010，23(1):75－79.

［7］賈永英，劉 楊，史立新，等. 低輸量下含蠟原油管道摩阻損失計算的理論分析［J］.油氣田地面工程，2008，27(10):4－5.Jia Yongying，Liu Yang，Shi Lixin，et al. Theoretical Analysis of Hydraulic Resistance Loss Calculation of Waxy Crude Oil Pipeline under the Low Flow Rate［J］. Oil-Gasfield Surface Engineering，2008，27(10):4－5.

［8］于 濤.油品混合輸送在西部原油管道的應用［J］.油氣儲運，2013，32(2):162－165.Yu Tao. Application of Oil Mixed Transportation in the West Crude Oil Pipeline［J］.Oil ＆ Gas Storage and Transportation，2013，32(2):162－165.

［9］李浩宇，薛延軍.EP 系列減阻劑在原油管道中的應用［J］.天然氣與石油，2013，31(6):23－25.Li Haoyu，Xue Yanjun.Application of EP Series Drag Reduction Agents in Crude Oil Pipeline［J］. Natural Gas and Oil，2013，31(6):23－25.

［10］呂高穩(wěn)，馮先強，張大鵬. 淺談原油順序輸送過程中混油量的計算［J］.天然氣與石油，2007，25(1):11－12.Lü Gaowen，F(xiàn)eng Xianqiang，Zhang Dapeng. Calculation of Contaminated Oil Volume in Batch Transportation of Crude Oil［J］.Natural Gas and Oil，2007，25(1):11－12.

［11］鐘仕榮，揚金劍，王建華. 原油順序輸送的混油界面跟蹤與切割［J］.油氣儲運，2005，24(8):7－9.Zhong Shirong，Yang Jinjian，Wang Jianhua.Interface Tracking and Cut of Contaminated Product for Batch Transportation of Crude Oil［J］. Oil ＆ Gas Storage and Transportation，2005，24(8):7－9.

［12］尚鳳山. 原油管道的順序輸送［J］. 油氣儲運，2004，23(1):9－10.Shang Fengshan. Batch Transportation of Crude Oil［J］. Oil＆ Gas Storage and Transportation，2004，23(1):9－10.