劉飛龍 陳文峰 張淑艷

（海洋石油工程股份有限公司）

單點輸油管道具有輸送油品種類多、輸送工藝復雜（包括卸油工藝和裝油工藝）及管道水力工況多樣等特點。單點輸油工藝系統(tǒng)是一個統(tǒng)一且連續(xù)的水力系統(tǒng)，若油輪和陸地終端突然出現(xiàn)非正常閥門啟閉和泵機組非正常停運，就會導致水擊現(xiàn)象發(fā)生［1］。

目前，水擊保護的主要方法包括：提高管道設計強度，使管道能夠抵抗水擊壓力；超前保護，當發(fā)生水擊時產(chǎn)生一個與水擊壓力波相反的擾動，以降低水擊壓力，這是一項高度自動化的自動保護系統(tǒng)；泄壓保護，在管道的一定地點安裝專用的水擊泄壓閥，當出現(xiàn)水擊高壓波時，通過閥門從管道中泄放出一定量的液體，從而削弱高壓波，防止水擊造成的危害［2］。

對于單點輸油管道，漂浮軟管和水下軟管的一端與單點系泊系統(tǒng)相連，另一端分別與外輸油輪和海底管道相連，從而實現(xiàn)原油輸送。經(jīng)調研，目前大部分軟管廠家提供的最大軟管壓力級別為21bar（1bar=100kPa）。因此，漂浮軟管和水下軟管是整個輸油系統(tǒng)中壓力限制最苛刻的地方，無法通過提高管道設計壓力來克服水擊壓力。為此，筆者通過對單點卸油和裝油工藝的水擊進行數(shù)值模擬分析，提出合理的水擊保護措施。

1 單點概況

1.1 工藝流程

某單點工程具備卸油和裝油功能，其工藝流程如圖1所示。

圖1 單點輸油工藝流程

關斷閥門1～3，打開閥門4～6，實現(xiàn)卸油工藝流程。原油由油輪上的卸油泵增壓后，經(jīng)24in（1in=25.4mm）漂浮軟管將原油輸送至單點，經(jīng)單點上的流體旋轉頭與24in水下軟管連接，水下軟管的另一端連接到水下管匯支管上，水下管匯連接到42in海底管道，原油經(jīng)單點、水下管匯和海底管道輸送至陸地增壓泵站，經(jīng)進一步增壓計量后最終輸入陸地油罐。

打開閥門1～3，關閉閥門4～6，實現(xiàn)裝油工藝流程。原油經(jīng)油罐區(qū)的原油泵輸送至計量橇，計量后進入陸地增壓泵站增壓后，通過42in海底管道輸送至水下管匯，經(jīng)水下軟管、單點和漂浮軟管后最終進入油輪。

為了防止油輪將軟管拉斷造成原油泄漏，每條漂浮軟管上設有緊急拉斷閥。

1.2 原油物性及邊界條件

單點輸油系統(tǒng)可接受的原油API指數(shù)為24～49，設計中選取原油溫度40℃，密度915kg/m3，粘度60cp（1cp=1mPa·s），體積模量為1.551GN/m2。卸油時，油輪泵排壓為10.0bar，海底管道出口壓力至少為1.5bar；裝油時，進入油輪管匯的壓力至少為3.0bar。

2 水擊工況描述

在裝油和卸油時，主要考慮以下3種水擊工況（表1）。

表1 3種水擊工況

3 水擊數(shù)學模型及計算方法

3.1 數(shù)學模型

水擊是一種非恒定流現(xiàn)象，其數(shù)學模型可以用一維非恒定流微分方程表示。

運動方程：

式中 D——管道內徑，m；

g——重力加速度，m/s2；

H——管道內流體壓頭，m；

s——管道軸向長度，m；

t——時間，s；

v——管道斷面流體平均流速，m/s；

λ——管道沿程阻力系數(shù)。

連續(xù)方程：

其中，θ為管道軸線與水平面的夾角；c為水擊傳播速度，其表達式為：

式中 E——管壁材料的彈性系數(shù)，Pa；

K——流體體積彈性系數(shù)，Pa；

ρ——流體密度，kg/m3；

δ——管壁厚度，m。

3.2 計算方法

采用OLGA 2014軟件對黑油模型進行動態(tài)數(shù)值計算，管道入口和出口為PRESSURE NODE，閥門選用HYDROVALVE，水擊泄壓閥采用PID控制器進行壓力泄放模擬。為了更好地捕捉水擊壓力，水擊過程中設定最大時間步長為0.005s，最小時間步長為0.001s，并對閥門附近管道進行加密處理。單點輸油管道的水擊數(shù)值模型如圖2所示。

圖2 單點輸油管道的水擊數(shù)值模型

3.3 模擬假設條件

單點輸油工藝系統(tǒng)中海底管道和陸地管道選用300磅級的管線，最大允許工作壓力為47.7bar，漂浮軟管和水下軟管最大允許工作壓力為21bar。依據(jù)ASME B31.3—2012［3］，對于每次不超過10h或每年不超過100h的短時超壓，管道的最大允許超壓為33%，即300磅級管線短時最大允許超壓為63.4bar，漂浮軟管和水下軟管短時最大允許超壓為28.0bar。

閥門的關閉時間假定為每英寸1s，拉斷閥關斷時間為2s。

4 模擬結果分析

應用OLGA 2014軟件建立單點輸油管道模型，運行穩(wěn)定后將相應的閥門關斷，模擬管道內壓力動態(tài)變化情況，3種水擊工況的模擬結果如圖3所示。

閥門關斷后，管道中最大水擊壓力見表2。

通過對比圖3、表2可以得出如下結果：

表2 各工況最大水擊壓力結果

圖3 3種工況下的管道內水擊壓力曲線

a.工況1。從陸地儲罐往油輪裝油時，水下管匯上閥門7關斷，陸地管道和海底管道間產(chǎn)生水擊，最大水擊壓力40bar，小于300磅級管線最大允許操作壓力；水下軟管和漂浮軟管基本上無水擊增壓。

b.工況2。裝油時，當漂浮軟管上拉斷閥被拉斷后，陸地管道、海底管道和軟管內產(chǎn)生水擊壓力。由于拉斷閥關閉時間很短，產(chǎn)生水擊壓力最大，陸地管道和海底管道之間的最大水擊壓力為52.1bar，大于300磅級管線最大允許操作壓力，但小于管線短時最大允許超壓；軟管的最大水擊壓力為90.7bar，高于軟管的最大允許操作壓力和短時最大允許超壓。

c.工況3。卸油時，陸地儲罐入口閥門4關斷，在陸地管道、海底管道和軟管內產(chǎn)生水擊壓力，陸地管道和海底管道之間的最大水擊壓力為37.0bar，小于300磅級管線的最大允許操作壓力；軟管的最大水擊壓力為24.6bar，高于軟管的最大允許操作壓力，但小于軟管的短時最大允許超壓。

5 水擊保護措施及效果

5.1 水擊保護措施

由模擬結果可以看出，工況2和工況3為控制工況，為了避免水擊壓力超過軟管的短時最大允許超壓（28bar），筆者提出了以下幾條水擊保護措施：

a.將漂浮軟管上的拉斷閥設為階段關閉，即前3s拉斷閥由100%開度降到30%開度，后60s由30%開度降到0%。

b.在單點上設置水擊泄壓閥用于保護軟管，設定壓力為21bar，同時設置污油罐，用于接收水擊泄壓閥泄放的原油。

5.2 水擊保護效果

在工況2、3中，改變拉斷閥的關閉時間，同時在單點上增加水擊泄壓閥，得到模擬結果如圖4、表3所示。

圖4 工況2、3下的水擊保護效果

表3 工況2、3水擊保護計算結果

對于工況2，將拉斷閥的關斷時間設為階段關閉，并設定水擊泄壓閥的設定值為21bar，可有效降低水擊壓力，海底道管和陸地管道的最大水擊壓力小于最大允許操作壓力；軟管的最大水擊壓力大于最大允許操作壓力，但小于短時最大允許超壓，超過最大允許操作壓力的時間約為20s。對于工況3，采用水擊泄壓閥措施后，海底管道和陸地管道的最大水擊壓力小于最大允許操作壓力，軟管的最大水擊壓力小于短時最大允許超壓，超過最大允許操作壓力的時間極短，約為1s。發(fā)生水擊時，當軟管的壓力超過設計壓力（21bar）時，水擊泄壓閥將打開泄放原油，原油最大泄放量為5.20m3。因此，單點上需安裝一個容積至少為5.20m3的污油罐用于接收原油。

6 結束語

筆者主要對具有裝油和卸油功能的單點輸油管道系統(tǒng)進行了水擊研究，受單點水下軟管和漂浮軟管設計壓力的限制，無法通過提高管道的設計壓力來克服水擊壓力。通過OLGA 2014軟件對水擊進行了分析，提供了一種水擊壓力的保護措施，即調整漂浮軟管上拉斷閥的關閉方式為階梯關閉，前3s拉斷閥由100%開度降到30%開度，后60s由30%開度降到0%，同時在單點上設置水擊泄壓閥，設定值為21bar，并安裝一個至少為5.20m3的污油罐用于接收泄放的原油。