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熊伟:人机合一,保障管道运行安全——浅析长输管道瞬变流及控制方法

2019-11-22 12:14:03  来源:中国金融商报     编辑:翟晓燕

SHPGX导读:长输管道通常采取密闭输送方式,全线为统一的水力系统,管线沿线任一点的压力或者流速发生变化都会在管道中产生压力脉动,并从扰动点向上下游传播,引起管道的瞬变流,情况严重会引发水击,可能造成管道断裂、皱瘪、液柱分离及损坏阀门、泵等关键设备。本文浅析如何利用水击超前保护程序以及中控调度员人工干预,将水击危害降到最低,保障管道运行安全。

熊伟 高级经济师

2006年7月-2008年9月,中石油西部管道公司生产运行处主办,驻中石油北京油气调控中心工作,获加拿大Enbridge公司调度员证书,中控调度岗位。

2008年9月-2015年6月,中石油西部管道公司西气东输二线筹备组、规划计划处主办、主管,负责生产运行、企管法规、计划统计、投资管理工作。

2015年7月-2016年12月,中石油西部管道公司油气销售部销售与客户管理科副科长,负责天然气营销、调运、运行协调、客户管理及线上交易工作。

2017年1月-2019年6月,中石油天然气销售西部公司营销调运处调运科科长,高级经济师,负责天然气营销、调运、协调监督及线上交易工作。

2019年7月-至今,上海石油天然气交易中心管道气交易部负责人(总监助理)。

长输管道通常采取密闭输送方式,全线为统一的水力系统,管线沿线任一点的压力或者流速发生变化都会在管道中产生压力脉动,并从扰动点向上下游传播,引起管道的瞬变流,情况严重会引发水击,可能造成管道断裂、皱瘪、液柱分离及损坏阀门、泵等关键设备。本文浅析如何利用水击超前保护程序以及中控调度员人工干预,将水击危害降到最低,保障管道运行安全。

一、长输管道瞬变流成因及危害

(一)瞬变流产生的原因

管道中任一点的流速和压力仅仅与该点的位置有关,与时间无关的流动称为稳定流,与时间有关的流动则为瞬变流。瞬变流是从一种稳定流到另一种稳定流的过渡状态,其实质是密闭输送介质流量的突然变化。管道流量变化越大,时间越短,产生的瞬变压力波动越剧烈。引发管道瞬变流的原因主要有两种,一种是人为干预下的流量变化引发的瞬变流。调控中心进行分输、注入作业等,人为地改变输送流程必然引起管道压力波动;调控中心通过控制、中间泵站调节阀、变频泵、减压阀来调整管道输量时都可能产生管道的瞬变流。另一种是事故工况下的流量变化引发的瞬变流,如机组停运、开关阀门过快、清管器卡死、调节阀失灵误关断、管道泄露等。

(二)水击形成机理

管内压力突然大幅上升或下降对管道造成的冲击称为水击现象,水击过程实质是压力波的叠加与衰减,是管道充装和泄流(管道容积和管内压力持续增加和减小)的过程。

以管道阀门关断为例,阀门处产生水击压力,压力波沿管道向上游传播,由于水力坡降存在,增压波前峰处压力与关断阀门处存在压差,当增压波到达上游泵站时,会造成上游输送能力下降,泵排量减小,泵站扬程上升,泵站进站压力上升,对管道的安全平稳运行造成危害。

(三)管道瞬变流的危害

瞬变流对管道的破坏主要表现在两个方面,一方面增压波在管道传播过程中,在接近管道的临界承压能力的位置(管道低点、管道出站处),管壁因超出弹性极限而处于屈服状态,存在因超压引起强度破坏;另一方面,水击减压波传到下游泵站使下游站吸入压力急剧降低,存在发生气蚀风险影响泵站的正常运行。

瞬变流容易引发液注分离,管道投产后残余气体在稳态输送过程中,空气被压缩在管道的高点位置。当减压波经过后,液体压力急剧降低,被压缩的空气迅速膨胀,使上游的液流迅速减速,下游液流迅速加速,高点压力将出现进一步降低,当低于油品的饱和蒸汽压时,油品发生液柱分离,分离后的液柱相遇产生的高压容易造成管道失稳变形和强度破坏。

二、长输管道瞬变流强度估算

长输管道产生的瞬变流所形成的压力波在输油管道内以1000~1200 m/s的速度传播。瞬变压力的大小和传播速率与油品物性、管道系数、管道运行的流量和压力等有关。

(一) 压力波的传播速率

管内压力波传播速率的关系式为:

式中 C——压力波的传播速率,m/s;

K——液体的体积弹性系数,Pa;

ρ——液体的密度, Pa;

E——管材的弹性模量, Pa;

d——管内径,mm;

σ——管壁厚度,mm;

D——管外径,mm。

经计算,西部原油管道输送塔里木原油(20 ℃)时,压力波的传播速率为1126 m/s。在站间距最长的玉门至张掖段,压力波的传播时间为3.89 min;在站间距最短的翠岭至河西段,压力波的传播时间仅为1.00 min。

(二)直接瞬变压力的计算

根据茹科夫斯基HE公式,可以估算因流速急剧变化引起的瞬变压力:

式中 ρ

——油品密度;

C——压力波的传播速度;

ν——油品流速变化。

输量越大,流速越高,产生的压力波就越大。如果出站阀门或调节阀突然关断,原油的直接瞬变压力变化值为1.5 MPa,汽油瞬变压力变化值为1.4 MPa。阀门突然关断还会引起管道充装压力持续上升,需采取有效手段控制压力,保证管道安全运行。

三、长输管道的压力调节和压力保护

为了抑制瞬变流对管道的危害,设计上采取压力调节和压力保护两种方法。长输管道压力调节的方法主要有变频器调节、出站调节阀调节、进出站选择性保护调节。长输管道压力保护的方法主要有高低压压力保护、水击超前保护、高低压泄压保护。

西部原油成品油管道是两条长距离、同沟铺设、多种油品顺序输送的管道。全线地形复杂,共有五个高点,其中最大高程差超过1300 m。基于数据监控与采集系统(SCADA系统),建立了压力调节系统和压力保护系统。

(一)压力开关保护

西部原油成品油管道设有输油主泵机组进口低压、出口高压护以及出站高压三种压力保护开关,与主泵机组联锁,当压力达到保护设定值时,保护开关报警,停输油主泵对泵机组进行保护。

(二)高低压泄压保护

在原油成品油管道各站的进出站均设有泄压系统。当压力高于泄压值时,泄压阀自动开启,将部分油品泄入泄压罐内,降低管道中的压力。

(三)进出站选择性保护调节

成品油管道进出站选择性保护调节方式分为两种,一种是出站调节阀调节;另一种是变频调节。原油管道采用的是出站调节阀调节方式。

出站压力调节系统采用出站压力和主泵入口汇管压力调节。在正常情况下,调节系统保证出站压力为设定值;当主泵入口汇管压力低于压力报警设定值时,调节系统自动切换到保护性调节回路,此时以主泵入口汇管压力为被调参数。

在成品油五个可越站场上采用了调速泵保护性调节。当输油泵进口压力低于压力低限时报警,变频调速器自动切换为进泵压力保护调节,利用调速电机降低转速来提高进站压力。

(四)水击超前保护

水击超前保护是建立在高度自动化基础上的一项保护技术,是着眼于整个管道的一个压力保护方法。目前国外使用的水击超前保护(水击波拦截的方法)是建立在压力监测基础上,当管道发生严重的扰动时,由扰动源通过通信系统向上、下游泵站发出信号,各站可以自动促发相关设备的动作,传播相反的水击波来抑制瞬变压力波动,以防止管线超压。

西部管道水击超前保护系统是由通信系统直接向调度控制中心传输信号,在是依据时间变化设计程序的。由于管道在运行时,不同流量对应着不同的运行工况,即使同一流量下的运行工况也不尽相同,因此当由于相同的因素导致水击时,用同一个以时间变化为基础的程序化的水击超前保护程序容易造成管道超压,还需要进一步完善成熟。

四、长输管道瞬变流的远程控制

长输管道水力系统及运行工况复杂,自动压力保护和水击超前保护尚不能满足多种工况要求。若采用停泵和关阀截断方式超前保护,全线自动紧急停输,可能因停输位置不当及系统泄压增加混油量,泵自动停机还将影响泵和电机寿命。

调度员人为干预可有效弥补程序设计的弊端,当事故引发水击时,调度员可以通过启停泵、改变调节阀开度、变频泵转速等提前干预,产生一个相反的压力波抑制水击的影响,将管线、设备影响降至最低。以西部原油管道瓜州站(可越站)和山丹站(不可越站)为例,通过研究失电前后水力坡降线变化,演示远程控制管道瞬变流全过程。可越站场失电后管线越站运行;不可越站失电后调度员对全线进行紧急停输。

(一)可越场站人工干预效果

瓜州站失电后,所有泵机组停止运行,瓜州站流量急剧下降,出站压力下降,对上游产生一个增压波,下游产生减压波,最终与进站压力相当。系统水力坡降线变化情况见图2、图3和图4。若不进行调控,翠岭站会因进站压力过高发生泄压;向玉门站的减压波也使玉门进站压力迅速降低;玉门站和山丹站均由出站压力调节转变为进站压力调节;四堡站和翠岭站的出站压力均在高值;四号高点已经发生液柱分离,将引发全线泄压、停输,出现运行风险及增加损失。

图1 鄯兰干线平稳运行的水力坡降线

图2 瓜州站突然失电后的水力坡降线

图3 瓜州站失电146 秒后的水力坡降线

图4 瓜州站失电50 分钟后的水力坡降线

图5 瓜州站失电后,调度员控制下的水力坡降线

图1为在2000m3 /h状态下,夏季鄯兰干线原油平稳运行时的水力坡降线。

其中西部原油管道沿线的站场(从左至右)分别为乌鲁木齐首站(DBC)、鄯善站(SS)、四堡站(SP)、翠岭站(CL)、河西站(HX)、瓜州站(AX)、玉门站(YM)、张掖站(ZY)、山丹站(SD)、西靖站(XJ)、新堡站(XP)和兰州末站(LZ)。

四条曲线分别为:管道横断面图(地形图)、HEAD线为水力坡降线、MAOH线为最大压力线、STADARD FLOW线为标准流量线。图中横坐标为管道距首战的距离,单位为Km;左竖坐标为高程,单位为M;右竖坐标为流量,单位为m3 /h。

调度员采取两种措施控制瞬变流,降低上游泵站可出站压力设定值,产生一个减压波来抑制向上游传播的增压波;也可降低下游泵站出站压力设定值,向进站方向传播一个增压波来抑制向下游传播的减压波。

失电后,调度员依次逐步降低了河西站、翠岭站、四堡站出站压力设定值,同时降低玉门站出站压力设定值。与未进行调节(图3)相比,未发生泄压,玉门站的进站压力受控。根据压力变化,逐步提高瓜州上游场站出站压力设定值,降低下游相关站出站压力设定值,分别关停四堡站、西靖站的1台大泵,并将河西站小泵切换成大泵,系统在1908m3 /h的状态下稳态运行。通过调度员人工干预,减少上游站场节流损失,下游站场避免进站压力过低自动停机及高点发生液柱分离。

(二)不可越场站人工干预效果

山丹站失电,若未进行人工干预,10分钟后山丹站上游站场几乎全部泄压,因系统压力保护泵机组自动停机,四号高点发生液柱分离(未进行控制10分钟后水力坡降线见图6)。

若进行人工干预,失电后首先对上下游相邻两站执行紧急停机,降低玉门站出站压力设定值,停玉门站全部泵机组;然后逐步降低新堡站出站压力设定值,提高兰州站背压;同时,对上游站顺序停输,对下游站相关泵机组停机。调度控制后,虽然四号高点拉空,增加了启输的难度,但是将整个系统因山丹站意外停机造成的损失降到最低,避免了泄压、甩泵等一系列事情的发生(调度员控制10分钟后的水力坡降线见图7)。

图6 山丹站失电10 分钟后的水力坡降线

图7 山丹站失电后,调度员控制10 分钟后的水力坡降线

压力调节是对可控瞬变流的控制,压力保护是对不可控瞬变流的控制,尚不能完全有效应对各种复杂工况。现阶段还需通过调度员对突发事件快速反应,及时进行人工干预和控制,能有效弥补设计程序等不足,实现长输管道瞬变流有效控制,避免产生水击事故,确保管道本质安全。

本文来源:上海石油天然气交易中心

本文作者:熊伟

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