蘇丹六區原油管道安全運行的保障

王志會 中國石化中原石油工程設計有限公司

蘇丹六區原油管道安全運行的保障

王志會 中國石化中原石油工程設計有限公司

根據PE公司（PETRO—ENERGY E&P Co．Ltd．）的生產計劃，蘇丹六區將產出原油先通過管道輸送至GNPOC的BV2閥室，再通過GNPOC公司的輸油管道將原油輸送至下游港口。輸油管道系統輸送工藝設計應包括水力和熱力計算，并進行穩態和瞬態水力分析，提出輸油管道在密閉輸送中瞬變流動過程的控制方法。采用SPS（Stoner Pipeline Simulator）軟件對管道的輸送工藝進行模擬分析，取得了不同的輸量下管道末站進站的最高原油溫度和系統允許的停輸時間。項目建成后的投產試運轉表明，管輸系統中所采用的安全保障技術和措施在現場運行情況良好，能夠及時應對各種模擬工況，有效地保障了系統的安全平穩運行。

蘇丹六區；原油管道；安全運行；SPS

根據PE公司（PETRO-ENERGY E&P Co. Ltd.）的生產計劃，蘇丹六區的原油產量在2014年將達到40 000桶/天，為了保障產出原油的順利外輸，PE公司新建了從六區輸油首站（PS#1）至GNPOC公司BV2閥室的輸油管道，將產出原油先通過該管道輸送至GNPOC的BV2閥室，再通過GNPOC公司的輸油管道將原油輸送至下游港口。

1 管道安全運行的潛在風險

長輸管道由于其線長、點多、連續性強，輸油站的突然停電、管道穿孔或破裂、加熱爐緊急放空和定期檢修、閥門的更換等，都是輸油生產中并非罕見的，流程的安排要方便這類事故的處理。

通過對原油管輸系統的預測性分析，可能導致該工程管輸系統停運的突發事件有如下幾種：①管輸系統上游的CPF站發生故障，無法向輸油首站輸送原油；②輸油首站或末站系統故障，輸油主泵或原油加熱系統無法正常運行；③管輸系統下游的GNPOC公司管道發生故障，無法接受本系統輸送的原油；④本系統原油輸送管道發生故障，需要停輸。

通過以上分析可以看出，本系統的安全運行不僅受限于其自身的安全措施和突發事件影響，同時還受限于上游原油處理系統和下游原油外輸系統的影響。為了保障管輸系統的安全、平穩運行，在做好日常操作、管理、維護的同時，需要針對原油停輸事故做好緊急應對措施，防止發生事故。

2 管道安全運行保障技術

本工程管道輸送的原油傾點溫度為39℃，首站輸出原油的最高溫度為80℃，GNPOC公司BV2閥室接收原油的溫度為80℃。為保障原油的正常輸送要求，末站進站溫度應維持在45℃左右，同時在任何情況下應保證管道和設備內原油溫度不低于42℃，以防止管道內原油凝固發生凝管事故。

輸油管道系統輸送工藝設計應包括水力和熱力計算，并進行穩態和瞬態水力分析，提出輸油管道在密閉輸送中瞬變流動過程的控制方法。

本工程采用SPS（Stoner Pipeline Simulator）軟件對管道的輸送工藝進行模擬分析，取得了不同的輸量下管道末站進站的最高原油溫度和系統允許的停輸時間。

根據管道溫降和壓降模擬計算結果，確定輸油主泵和原油加熱設備的運行參數，同時對整個系統的運行、控制參數進行精確配置，保障管道系統的安全運行。

2.1 管道、設備外保溫+電伴熱系統

通過管道和油罐的散熱量計算，對于站內管道均采用40 mm厚保溫層保溫，油罐采用80 mm保溫層保溫；同時對站內管道、設備按正常生產流程、輔助流程和事故流程分別增設電伴熱帶。對首站500 m3事故油罐和首、末站10 m3排污罐選用電加熱棒進行罐內原油加熱，末站20 000 m3油罐選用導熱油雙盤管加熱系統，500 m3事故油罐和20 000 m3油罐內配攪拌器。

2.2 主泵電伴熱+柴油清掃系統

通過SPS軟件的水力分析模擬，當管道輸量不超過40 000桶/天時，首、末站均只需要啟動1臺輸油泵即可滿足生產工藝需要，另外1臺主泵作為備用泵停運。當主泵短時間內停運時，可啟動電伴熱系統對停運主泵及其附屬管道進行伴熱，防止發生凝管事故；而當主泵長時間停運時，采用電伴熱帶對主泵及其附屬管道進行伴熱是不經濟的，同時也會減少電伴熱帶的使用壽命，在這種情況下啟動柴油清掃系統對長期停運的主泵進行清掃，防止主泵內原油凝固。

2.3 原油增壓輸送系統

在對PS#1站進行擴建時，將新增的2臺輸油主泵與已建4臺輸油主泵并聯連接，以保證任意1臺主泵或其動力系統故障都不會影響兩條管道的原油外輸系統運行，最大限度地保障了管輸系統的安全運行和設備的有效利用。

首站主泵采用調頻電機（配置軟啟動）進行驅動；末站位置偏僻附近無電源可用，因此采用柴油機驅動。柴油機配置柴油供應系統，柴油供應系統由2座200 m3柴油儲罐、2座10 m3柴油日用罐、2臺提升泵和2臺喂油泵組成，且油罐液位和對應的油泵啟停系統連鎖，可自動實現燃料柴油供應，最大限度地保證主泵的安全運行。

2.4 末站事故原油存儲和反輸系統

末站內新建1座20 000 m3內浮頂油罐作為事故原油儲存罐，當下游GNPOC管道系統和末站原油外輸系統或加熱系統出現臨時故障時，可將正常生產流程切換至事故流程，末站進站原油進入事故油罐儲存，故障解除后恢復正常生產流程；若末站事故油罐裝滿前事故狀態仍未解除，則切換至反輸流程，將罐內原油通過末站輸油主泵反輸至首站上游集中處理站（CPF）的原油儲罐，形成CPF站原油儲罐與末站事故油罐之間的內循環，始終保持原油溫度高于凝點溫度且處于流動狀態，防止原油凝固。

2.5 水擊泄放系統

對于原油管道而言，當管道系統中的閥門快速啟閉、輸油主泵的突然停運，以及流程切換引起介質流向、流速的突然改變都會產生水擊，嚴重的水擊將導致管道的變形甚至破裂，同時影響泵機組的運行。

采用SPS軟件對整個管道系統進行動態模擬，計算不同事故工況下的水擊壓力。根據模擬計算結果，在首站出站ESDV閥前和末站進站ESDV閥前設置水擊泄放系統（水擊泄放系統由水擊泄放閥、泄放管路和事故油罐組成），防止由于首末站ESDV閥的突然關閉或主泵突然停機造成的水擊危害。

3 應用效果

項目建成后的投產試運轉表明，管輸系統中所采用的安全保障技術和措施在現場運行情況良好，能夠及時應對各種模擬工況，有效地保障了系統的安全平穩運行，達到了預期的效果。經過2年多的連續生產運行也證明了這些安全保障技術和措施的可靠性，為蘇丹六區類似項目的建設和運行提供了一定的參考經驗。

（欄目主持楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.2.008