西部原油管道滿輸量測試研究

張丙辰

中國石油北京油氣調控中心， 北京 100007

0 前言

西部原油管道2006 年建成投產，主要承擔中亞進口原油和中國石油新疆地區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，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 系統遠程控制，滿輸量測試由中控調度人員遠控操作，現場人員監視設備。測試前根據仿真系統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，穩定后最大排量達到2 640 m3/h，穩定運行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)穩態運行時，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，其里程數據及沿線高程趨勢圖見表1 和圖1。

由表1 數據和圖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生失電等工況，管線可以降量運行，不可越站站場發生失電等異常工況，需立即停輸。

表1 西部原油管道鄯蘭干線站場里程數據

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，首先釋放各站的節流，開大蘭州末站調節閥，然后從鄯善首站開始由上游往下游依次啟泵，優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，根據該輸量下配泵方案，從鄯善首站開始由上游往下游依次節流，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

利用穩態能量方程式(1)計算獲得不同輸量下各個管段摩阻變化數據:

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。

利用計算數據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據見表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據 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

在測試過程中發現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收發油切換儲罐風險較大，若出現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，若出現閥門關斷等異常工況，中控調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、流量波動時調度員的響應時間有限，易引發次生事件。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備用，各站輸油泵備用率較低。因此，根據月度輸油計劃，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

經滿輸量測試，管道各項設備運行參數(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可滿足在設計滿輸量下運行。同時為了規避運行風險點，調控運行人員需細化增量操作流程，重點關注壓力風險點，加大現場設備維護備用力度，保證管線的安全、平穩運行。

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