摘 "要：在成品油管道輸送中，許多成品油輸送站點受輸送計劃影響，頻繁停止輸送，在停輸或者停下載時，關(guān)閉站場內(nèi)重要截斷閥后就形成封閉管段，受溫度的變化影響，管道內(nèi)壓力會逐步升高出現(xiàn)溫升憋壓問題，對生產(chǎn)和設(shè)備帶來較大的影響，給生產(chǎn)人員帶來額外的工作負擔(dān)。本文通過論述溫升自動泄壓裝置的應(yīng)用，解決封閉管段溫升憋壓的問題。

關(guān)鍵詞：封閉管段；溫升憋壓;自動泄壓裝置

1.概況

在成品油輸送的管線上，一些輸油站存在經(jīng)常性計劃停輸?shù)那闆r，在不進行輸油運行時，均將站內(nèi)的進出站閥門、下載管段的下載總閥和進庫閥關(guān)閉，由于管線內(nèi)裝滿油品，受管道溫差的影響，經(jīng)常出現(xiàn)溫升憋壓現(xiàn)象，例如某輸油站成品油管道停輸后，管道內(nèi)充滿油品，由于輸油站全年溫度普遍較高，環(huán)境溫度上漲使得管道油品溫度上漲，封閉管段內(nèi)溫度可達44℃以上，溫差變化導(dǎo)致死油管段壓力迅速上漲，特別是夏季高溫天氣，柴油停分輸泄壓后約20分鐘，壓力便會上漲至1MPa以上，需要進行頻繁泄壓。根據(jù)統(tǒng)計，夏季高溫時一個白班最高的泄壓次數(shù)可達20余次，汽油分輸管線壓力上漲速度更快。不確定性和頻繁的泄壓工作占用了巡檢員工大量的時間和精力，小站的站控為一人值守模式，這種繁復(fù)的泄壓操作不利于設(shè)備保護和安全管理，增加了安全風(fēng)險，同時加重了操作人員的工作強度，降低了工作效率，甚至?xí)p壞站內(nèi)關(guān)鍵設(shè)備。

2.溫升壓力的形成與現(xiàn)狀

2.1溫升壓力形成

管道溫升憋壓指的是在管道系統(tǒng)中，?由于介質(zhì)溫度升高導(dǎo)致系統(tǒng)壓力上升的現(xiàn)象。在密閉的輸送管道中的介質(zhì)由于外界環(huán)境溫度升高或者管道內(nèi)部介質(zhì)被加熱，?使得液體的體積膨脹，?從而導(dǎo)致管道內(nèi)的壓力升高。?這種情況在化工生產(chǎn)、?石油輸送等領(lǐng)域中較為常見，?特別是在長距離輸送管道中，?由于管道較長，?介質(zhì)在管道內(nèi)停留時間較長，?容易受到外部環(huán)境溫度變化的影響，?進而導(dǎo)致壓力變化。

通過現(xiàn)場調(diào)研，分析停輸站場壓力迅速上漲的原因是停輸后閥門關(guān)閉密封良好，形成短距離死油管段，管道內(nèi)充滿油品，油品受熱環(huán)境影響溫度上升，油氣體積膨脹導(dǎo)致死油管段內(nèi)壓力迅速上漲，形成輸油站場內(nèi)管線的溫升壓力。

2.2溫升壓力現(xiàn)狀

對某站場2024年上半年溫升泄壓現(xiàn)狀進行統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，主要泄壓管段在站內(nèi)主輸泵管段區(qū)域和下載線區(qū)域管線段。一般溫升泄壓操作安排在白天進行，一是站間主輸泵區(qū)域壓力超過4MPa后，組織泄壓操作泄壓至0.5MPa，每次泄壓凈時間5分鐘左右；二是在下載線區(qū)域管線壓力超過0.2MPa后，組織泄壓操作泄壓至0MPa以下，每次泄壓凈時間2分鐘左右。

表1主要統(tǒng)計了該站場2024年1月至6月的泄壓情況，共計215次，不計路途和安排時間，僅僅是泄壓操作就耗時934分鐘，給站場操作、監(jiān)控人員的日常工作帶來了較大負擔(dān)。

3.目前溫升壓力管理

目前對于輸油站內(nèi)的管道溫升壓力管理處于一個較寬松的狀態(tài)，很多輸油站的管道存在不同程度的死油管段溫升壓力上漲的情況，停輸后形成的封閉管段壓力上漲形式尤為突出，溫升壓力的管控不能依靠安全閥壓力超高自動泄壓等方式解決，安全閥超壓泄壓不能作為日常泄壓保護的手段，只能通過當(dāng)班操作員現(xiàn)場進行手動泄壓，管道內(nèi)的壓力一般由管道或者設(shè)備的底部排污閥泄放至污油罐，存在諸多缺陷和問題。

3.1溫升壓力管控

輸油站對管道溫升壓力的管控流程大多是通過監(jiān)控人員、巡檢人員和操作人員的配合進行處理，自動化程度較低，流程步驟繁瑣。溫升壓力的發(fā)現(xiàn)和操作有兩種方式：一是依靠站場巡檢人員日常巡檢，發(fā)現(xiàn)壓力超壓時，向監(jiān)控中心申請泄壓操作，依賴巡檢人員巡檢存在間斷不連續(xù)情況，容易出現(xiàn)巡檢漏項、壓力監(jiān)控失效的問題；二是依靠監(jiān)控中心監(jiān)控人員遠程監(jiān)控SCADA系統(tǒng)遠傳壓力參數(shù)對壓力進行監(jiān)控，發(fā)現(xiàn)異常壓力后，安排操作人員進行手動泄壓處理，這種方式由于集中監(jiān)控數(shù)據(jù)較多，也容易造成壓力信號不準、監(jiān)控不連續(xù)，導(dǎo)致巡檢漏項，壓力管控失效的問題，如圖1。

3.2溫升壓力泄壓操作方法

輸油站內(nèi)的管線上設(shè)置有排污閥和排氣閥，站內(nèi)管道內(nèi)的壓力泄放可以通過多種途徑開展。一是利用壓力表或者壓力變送器等儀表安裝的二閥組手動開關(guān)進行壓力泄放，也可通過壓力變送器的排污口和過濾器排氣管路進行壓力泄放，在這些位置開展泄壓操作時，泄放的油品只能通過人工使用銅桶等容器進行收集；二是通過過濾器底部的排污閥、泵機組的底部排污閥、排氣閥和管道本體底部的排污管路等位置手動開關(guān)操作，這些位置的排污口與站內(nèi)的污油管線相連，泄壓后管道內(nèi)的油品通過排污管道直接進入污油罐。

3.3溫升壓力的控制存在的危害

成品油站場內(nèi)的管道系統(tǒng)中，?壓力的變化對系統(tǒng)的安全運行至關(guān)重要。溫升壓力對管道和設(shè)備同樣也存在危害和風(fēng)險，目前對站場內(nèi)溫升壓力的管控措施也存在不足。

3.3.1可能導(dǎo)致設(shè)備損壞

由于遠傳壓力不正確或就地壓力表損壞，巡檢不間斷導(dǎo)致溫升壓力管控失效，不能及時泄壓，壓力超高會導(dǎo)致站內(nèi)水擊泄壓閥動作，嚴重時憋壓損壞設(shè)備，比如密封接口滲漏、壓力表超壓損壞、機械密封損壞、法蘭滲漏等，也可能觸發(fā)站內(nèi)ESD的風(fēng)險。

3.3.2目前溫升壓力控制措施存在的弊端

3.3.2.1產(chǎn)生滋擾報警

主輸泵區(qū)的溫升壓力管控，由于主輸泵入口壓力信號參與聯(lián)鎖停泵控制，不能有效、準確控制管線壓力泄放，當(dāng)管線壓力低于0.2Mpa時，SCADA系統(tǒng)出現(xiàn)壓力低報警信息和聯(lián)鎖關(guān)閉閥門等異常問題，存在兩個弊端，一是產(chǎn)生大量壓力低滋擾報警，干擾正常生產(chǎn)運行監(jiān)控。二是增加主輸泵進出口閥門的開關(guān)動作頻次，增加閥門的傳動部件（比如銅螺母、軸承的關(guān)鍵部件）運行磨損，降低設(shè)備運行壽命。

3.3.2.2影響油品計量

在有油品下載的站場，溫升憋壓出現(xiàn)后，站場操作員一般將下載線管段壓力通過排污閥和管道低點泄壓，排出管道內(nèi)油品后，管道內(nèi)部出現(xiàn)氣液兩相，導(dǎo)致質(zhì)量流量計在該狀態(tài)下產(chǎn)生質(zhì)量流量空跑現(xiàn)象，并且該數(shù)據(jù)直接計量進入了流量計算機交接數(shù)據(jù)中，產(chǎn)生計量誤差，干擾油品計量的準確性。

3.3.2.3引起設(shè)備誤動作

在主輸泵區(qū)域通過泵機組排污閥和排氣閥排污時，經(jīng)常出現(xiàn)泄壓操作控制不到位的情況，管道內(nèi)的壓力反串至泵本體和其他并串泵機組的機械密封檢測裝置內(nèi)，導(dǎo)致機械密封裝置檢測出現(xiàn)高報警，甚至聯(lián)鎖停泵報警信息，引起設(shè)備誤動作。

4.溫升壓力自動泄放裝置

通過現(xiàn)場分析，解決死油管段壓力上漲的便捷方法是選擇一種適合現(xiàn)場的自動泄壓閥，設(shè)置合適壓力，經(jīng)由泄壓閥和泄壓排污管線進入污油箱，達到及時泄壓的目的。在成品油輸送管道的場站內(nèi)，溫升壓力主要出現(xiàn)在管道停運時，由于閥門關(guān)閉后形成封閉管段的位置。為了解決以上舊的溫升壓力管理方式帶來的問題，特設(shè)計一套管道溫升壓力自動泄放系統(tǒng)，在輸油站內(nèi)管線的高點壓力表或者壓力變送器管路上進行安裝，以實現(xiàn)管道溫升壓力的自動控制管理。

4.1溫升壓力自動泄放裝置的組成

溫升壓力自動泄放裝置主要由截斷球閥、微型電磁（球）閥、泄壓閥、壓力變送器、管路等組成，如圖2所示。

4.2溫升壓力自動泄放裝置控制邏輯

通過SCADA監(jiān)控系統(tǒng)控制電磁閥的狀態(tài)，實現(xiàn)溫升壓力自動泄放裝置自動控制，在不同的生產(chǎn)區(qū)域，該控制邏輯主要依據(jù)形成封閉管道的條件和環(huán)境溫度變化等因素，自動控制電磁閥（微型電磁球閥）的投用和停用。輸油站停輸后，按照輸油站工藝運行要求，關(guān)閉站場進出站截斷閥形成封閉管段方框1，下載線下載截斷閥和進庫閥等關(guān)鍵閥門形成封閉管段方框2，SCADA監(jiān)控系統(tǒng)讀取對應(yīng)的閥門狀態(tài)信息，如圖3所示。

4.2.1主輸泵區(qū)域

根據(jù)圖3的工藝流程圖來判斷，主輸泵區(qū)域在關(guān)閉進出站截斷閥后，進站閥與出站閥之間的管段形成了封閉管段，所以選取進站閥的狀態(tài)關(guān)閉信號EOV011ZLC與出站閥的狀態(tài)關(guān)閉、信號EOV015ZLC共同參與判斷，如圖4所示。

4.2.2下載線區(qū)域

根據(jù)圖3的工藝流程圖來判斷，設(shè)置有下載線的輸油站場，當(dāng)下載總閥EOV014和進庫閥MOV020、MOV021、MOV022全部關(guān)閉后，下載線區(qū)域管段形成相對的封閉管段，應(yīng)當(dāng)選取EOV014ZLC、MOV020ZLC、MOV021ZLC、MOV022ZLC四個信號狀態(tài)來判斷管道運行狀態(tài)，如圖5所示。

4.3溫升壓力自動泄放裝置的運行模式

4.3.1自動運行模式

如圖2所示，將進口管線與站內(nèi)合適的壓力表或者變送器管道通過三通接口連接，將管道出口10與污油管線連接，球閥3處于打開狀態(tài)，球閥6和球閥8處于關(guān)閉狀態(tài)，泄壓閥7設(shè)定在要求的泄壓壓力值，壓力變送器5檢測電磁閥3與泄壓閥7之間的壓力。SCADA系統(tǒng)對電磁球閥4進行邏輯控制、組態(tài)控制，當(dāng)站內(nèi)處于停輸狀態(tài)，進出站閥處于關(guān)閉狀態(tài)，站內(nèi)形成了死油管段，這時電磁閥滿足投用條件自動打開，自動投用溫升泄放系統(tǒng)，泄壓閥7檢測到壓力高于泄壓值時，自動將壓力泄放到污油管線，完成溫升泄壓。

4.3.2遠程手動泄壓運行模式

如圖2所示，遠程手動泄壓運行模式是指監(jiān)控人員通過SCADA系統(tǒng)遠程操作面板，將溫升壓力自動泄壓功能解除后，操作面板按鈕啟動或者關(guān)閉電磁球閥4來控制管線溫升壓力。

4.3.3就地旁路運行模式

如圖2所示，通過球閥3可以實現(xiàn)溫升泄壓系統(tǒng)的人工就地投切。通過操作人員手動關(guān)閉球閥3，操作球閥8來泄放管線內(nèi)的壓力，類似于將自動泄壓裝置旁路的操作模式。

4.3.4在線測試和壓力設(shè)定校驗功能

該裝置可以實現(xiàn)在線測試和壓力設(shè)定校驗功能。如圖2所示，通過球閥3可以實現(xiàn)電磁閥4密封效果的檢測和泄壓閥7的壓力設(shè)定。

4.4溫升壓力自動泄放裝置安裝位置的選擇

溫升壓力自動泄放裝置安裝位置的選擇在溫升壓力控制系統(tǒng)中起到了非常關(guān)鍵的作用，選擇合適的安裝位置能夠充分發(fā)揮其泄壓作用。在成品油輸送場站內(nèi)，不同管段底部的排污閥、壓力儀表的二閥組、壓力變送器排氣閥以及其他設(shè)備的排氣排污口均可以作為排壓口。結(jié)合輸油場站的工藝特點和排油效果，選擇最優(yōu)位置。

4.4.1工藝位置的選擇

針對站場內(nèi)和下載線溫升壓力控制進行分析得知，站場內(nèi)的管線盡量選擇靠近進站的位置，因為進站位置在正常輸油運行時的壓力不高。

4.4.2接口位置選擇

通過管段或者設(shè)備的底部排污口進行壓力泄放，產(chǎn)生的污油量較大，特別是當(dāng)管道內(nèi)存在油氣空間時，只能排出管道低點的油品，不能排出管道內(nèi)高處的油氣。接口應(yīng)該選擇在站內(nèi)高處的壓力表引壓管或者壓力變送器引壓管上安裝，比如泵入口匯管的壓力表或者壓力變送器取壓管（圖3圓圈1位置）。在下載線區(qū)域選擇下載總閥后壓力表或者壓力變送器取壓管作為泄壓出口（圖3圓圈2位置），不能選取流量計后壓力表等位置。過濾器區(qū)可以安裝在過濾器的排氣管路上。

5.溫升壓力自動泄放裝置的實際運用與效果

5.1溫升壓力自動泄放裝置的實際運用。

根據(jù)輸油站現(xiàn)場實際情況，通過專業(yè)人員分析，我們利用現(xiàn)有壓力表進行泄壓系統(tǒng)設(shè)計，將壓力表根閥上部直管段換成三通管，既保留了壓力表截止功能，也便于日后泄壓閥拆卸維護。為進一步保證泄壓系統(tǒng)有安全的截斷功能，我們在泄壓閥前加裝截止閥，最后匯入站場現(xiàn)有污油收集管路系統(tǒng)。

5.2溫升壓力自動泄放裝置效果分析

溫升壓力自動泄放裝置在輸油站場應(yīng)用后，解決了經(jīng)常停輸?shù)妮斢驼緢鲆蛩烙投螇毫Τ邘淼默F(xiàn)場安全隱患問題，確保輸油站場在停輸或者停下載輸情況下管線壓力不超壓、保證不因為憋壓造成設(shè)備損壞等。

5.2.1提升站場智能化

根據(jù)輸油站溫升壓力實際運行需求，引入其他邏輯判斷因素優(yōu)化系統(tǒng)。一是引入時間點參考變量，比如夜間不投用系統(tǒng)。二是引入溫度變量，在冬季站場溫度較低時，系統(tǒng)判斷不投用系統(tǒng)。三是引入壓力變量，管線壓力在工藝要求的范圍內(nèi)不投用系統(tǒng)。溫升壓力自動泄放裝置通過SCADA系統(tǒng)的遠程自動控制，在管道停輸時自動將該系統(tǒng)設(shè)置成壓力泄放狀態(tài)，管道輸油運行時自動停用，同時也可以實現(xiàn)人工手動控制及停用功能，提升了輸油場站的自動化、智能化水平。

5.2.2減少污油損耗

溫升壓力自動泄放裝置安裝在站場的高點，只將溫升油氣介質(zhì)從高點排出，不會導(dǎo)致管線大量拉空，增加大量的混油量。合理設(shè)置自動泄壓壓力，在一定程度上減少泄壓油量的生成，減少混油的生產(chǎn)。某輸油站在未加裝該裝置前，每次要排盡死油管段油品量為：12×3.14×[（0.219-7×2）/2]2m3=0.396m3。

每個月按6個批次計，4個月共計節(jié)約排油：0.396×6×4=9.56m3，同時緩解污油箱液位因為泄壓油品的進入而快速上漲導(dǎo)致外運難的問題。4個月可節(jié)約排油費用約 7.6萬元、危廢處理費用約3.2萬元，共計10.8萬元。

5.2.3降低人工負擔(dān)

溫升壓力自動泄放裝置可以穩(wěn)定的控制管道溫升壓力，減少大量的人工負擔(dān)，降低大量的壓力低滋擾報警信息和聯(lián)鎖信號，減少設(shè)備的不必要動作，間接保護設(shè)備的運行穩(wěn)定性；減少了員工頻繁的泄壓操作和在泄壓操作中可能存在的人員傷害，降低了設(shè)備損壞及泄壓不及時憋壓造成的設(shè)備密封損壞、油品泄漏、環(huán)境污染等風(fēng)險，將員工從繁復(fù)的手動泄壓操作中解放出來，按每次手動泄壓操作10分鐘計算，4個月將節(jié)約超30個工時，讓員工有更多的時間對設(shè)備進行監(jiān)管和學(xué)習(xí)處理其他問題，提高勞動效率。

5.2.4減少滋擾報警數(shù)量

溫升壓力自動泄放裝置通過SCADA系統(tǒng)自動化、精確化的控制，可以穩(wěn)定的控制管道溫升壓力，將管道的壓力值控制在要求的范圍內(nèi)，減少大量的由于操作失誤導(dǎo)致的壓力低滋擾報警信息和聯(lián)鎖信號，減少設(shè)備的不必要動作，間接保護設(shè)備的運行穩(wěn)定性。

6.結(jié)論

目前，成品油輸油站場封閉管段的溫升壓力管理處于較寬松的狀態(tài)，存在管理不連續(xù)、自動化程度低、費時費力的問題，要改變目前的現(xiàn)狀，需要完善停輸輸油站場溫升壓力自動管控方式，合理的為頻繁停輸?shù)妮斢驼景惭b溫升自動泄壓裝置，這有利于解決輸油站場死油管段人工泄壓負擔(dān)過重的問題，也可以解決管控失效帶來的危害，提高了工作效率及設(shè)備完好率，同時為智能輸油站場的設(shè)備運行管理和少人、無人值守需求提供有效的保證，為綠色環(huán)保、節(jié)能減排提供有效支撐，有利于成品油輸送站場的安全生產(chǎn)。

作者單位：國家管網(wǎng)集團西南管道有限責(zé)任公司貴州輸油部