祝 穎

〔國家石油與天然氣管網(wǎng)集團(tuán)有限公司華中分公司 湖北武漢 430074〕

自國家“十一五”規(guī)劃開始，成品油管道在我國得到較快發(fā)展。按“十四五”規(guī)劃，我國油氣管道將進(jìn)入全國“一張網(wǎng)”時(shí)代，成品油管道將迎來量質(zhì)齊升的發(fā)展，而管道的設(shè)備運(yùn)行管理方面將會(huì)得到進(jìn)一步加強(qiáng)。目前，成品油管道常見運(yùn)行問題包括變送器信號采集傳輸故障，質(zhì)量流量計(jì)交接不準(zhǔn)，混油回?fù)奖媒亓鬟\(yùn)行，管道清管異常卡阻等。筆者結(jié)合自身工作經(jīng)驗(yàn)，對上述問題進(jìn)行總結(jié)，并提出對應(yīng)解決方案。

1 成品油管道常見運(yùn)行問題及解決方案

1.1 壓力(差壓)變送器

壓力變送器普遍用于成品油管道運(yùn)行過程壓力(差壓)檢測，主要原理為將管輸油品壓力參數(shù)轉(zhuǎn)化為標(biāo)準(zhǔn)電信號，以供給各類指示報(bào)警、記錄、調(diào)節(jié)等二次儀表進(jìn)行測量、指示和過程調(diào)節(jié)，是成品油管輸關(guān)鍵設(shè)備之一[1]，目前運(yùn)行過程中，經(jīng)常會(huì)遇到如下問題。

1.1.1 變送器數(shù)值無變化

一般在核實(shí)管道壓力變化的前提下，應(yīng)先檢查壓力接口是否存在滲漏或者被堵住。如果確認(rèn)不存在上述問題，再進(jìn)一步檢查接線方式，如無誤再檢查電源，如電源正常再排查傳感器零位是否有輸出，或者進(jìn)行簡單加壓看輸出是否變化，有變化證明傳感器沒有損壞，如果沒有變化傳感器即已經(jīng)損壞。

1.1.2 泄壓后變送器零位回不去

產(chǎn)生此現(xiàn)象一般原因?yàn)閴毫ψ兯推髅芊馊σ?guī)格太軟或太厚，傳感器安裝時(shí)過于擰緊，密封圈被壓縮到傳感器引壓口里面堵塞傳感器，加壓時(shí)壓力介質(zhì)進(jìn)不去，但是壓力很大時(shí)突然沖開密封圈，壓力傳感器受到壓力而變化，而壓力再次降低時(shí)，密封圈又回位堵住引壓口，殘存的壓力釋放不出，因此傳感器零位又下不來。排除此原因的最佳方法是將傳感器卸下，直接察看零位是否正常，如果不正常更換密封圈再試。

1.1.3 壓力變送器輸出信號不穩(wěn)

壓力變送器輸出信號不穩(wěn)的原因有以下幾種：一是管輸壓力源本身是一個(gè)不穩(wěn)定的壓力；二是周邊存在電磁信號或其他信號干擾，儀表或壓力傳感器本身質(zhì)量問題，抗干擾能力不強(qiáng)；三是傳感器接線松動(dòng)、不牢；四是傳感器本身振動(dòng)過高。

目前華中區(qū)域管道存在較為典型的問題是壓力傳感器表頭安裝位置選擇有誤，部分變送器表頭安裝在管道本體上，特別是主輸泵進(jìn)出口管道，長時(shí)間的振動(dòng)造成輸送信號不穩(wěn)甚至接線松動(dòng)，正常管輸時(shí)出現(xiàn)誤報(bào)，造成非計(jì)劃停輸風(fēng)險(xiǎn)。相關(guān)企業(yè)應(yīng)及時(shí)排查此類問題，建議及時(shí)將變送器表頭安裝在地坪固定支架處。

1.2 伺服液位計(jì)

伺服式液位計(jì)的測量原理是通過檢測浮子浮力變化來檢測儲罐油品液位。浮子由測量轉(zhuǎn)鼓上的測量鋼絲懸吊，轉(zhuǎn)鼓通過磁耦合與步進(jìn)馬達(dá)相連接，力傳感器實(shí)時(shí)檢測浮子浮力變化，如果與設(shè)定值之間存在偏差，步進(jìn)馬達(dá)將通過測量鋼絲進(jìn)一步調(diào)整位置，從而實(shí)現(xiàn)檢測油品液位的目的[2]。

1.2.1 液位經(jīng)常在某個(gè)同樣高度的點(diǎn)卡住不變

此類問題為運(yùn)行過程中的重大風(fēng)險(xiǎn)，油品進(jìn)出儲罐過程中，若監(jiān)護(hù)人員未及時(shí)發(fā)現(xiàn)液位卡滯，在儲罐高低液位開關(guān)聯(lián)鎖同時(shí)失效的情況下，將造成油品冒罐、浮盤落架、儲罐抽空等重大事故,應(yīng)重點(diǎn)防范。

液位儀卡滯的主要原因包括如下方面：一是導(dǎo)向管安裝時(shí)不垂直，浮子在特定點(diǎn)被卡??；二是導(dǎo)向管內(nèi)壁加工未達(dá)到使用要求，存在如焊縫不光滑，內(nèi)壁有毛刺或后期使用過程中出現(xiàn)腐蝕等問題，導(dǎo)致浮子無法順利通過毛刺點(diǎn)。

此類問題主要防范以及解決方法包括：一是各管道運(yùn)行企業(yè)應(yīng)規(guī)定監(jiān)護(hù)人員定時(shí)記錄/比對作業(yè)罐液位，依據(jù)作業(yè)工藝參數(shù)，提前計(jì)算操作節(jié)點(diǎn)提醒，及時(shí)發(fā)現(xiàn)存在的隱患。二是發(fā)現(xiàn)此類問題后，應(yīng)立即強(qiáng)迫浮子重新提升后再下降，一般均能通過原有卡阻點(diǎn)；三是后期適當(dāng)調(diào)整伺服液位計(jì)表頭安裝方向，對應(yīng)浮子上下移動(dòng)路徑也會(huì)一同改變，觀察后期是否仍存在卡阻；四是更換浮子大小，一般浮子直徑越大，精度相對越高，但也越容易被卡住，選擇適當(dāng)直徑的浮子，在確保測量精度滿足使用要求的同時(shí)，減少浮子的卡阻概率。

1.2.2 測量值與人工檢尺誤差較大

出現(xiàn)此類問題的主要原因?yàn)橐何挥?jì)標(biāo)定不準(zhǔn)確，重新標(biāo)定液位時(shí)應(yīng)通過測量重復(fù)性來確定浮子在液面上，液位穩(wěn)定時(shí)通過人工檢尺的數(shù)據(jù)得到真實(shí)液位，再通過手操器輸入檢測值即可，應(yīng)當(dāng)注意的是應(yīng)避開儲罐液位非計(jì)量區(qū)高度，避免出現(xiàn)人工計(jì)量誤差影響伺服液位計(jì)計(jì)量準(zhǔn)確性。

1.2.3 儲罐處于靜止?fàn)顟B(tài)而液位持續(xù)緩慢下降

出現(xiàn)此類問題的主要原因是液位計(jì)安裝不太合理所致，導(dǎo)向管材質(zhì)一般為碳鋼管，較長時(shí)間的腐蝕會(huì)在內(nèi)壁引起浮銹，而液位計(jì)正常使用中，浮子傳感器的上下移動(dòng)會(huì)碰蹭到導(dǎo)向管內(nèi)壁，掛到浮銹后將影響計(jì)量精度，日積月累后使浮子質(zhì)量大大增加，超過一定限度就使得浮子慢慢下降，造成液位隨之緩慢下降。解決此類問題的辦法是通過手操器輸入命令提起浮子，及時(shí)對浮子進(jìn)行清潔。日常運(yùn)行過程中，相關(guān)管理人員應(yīng)定期使用手操器對浮子進(jìn)行稱重，當(dāng)浮子質(zhì)量與系統(tǒng)設(shè)定的質(zhì)量之差超過3 g時(shí)，應(yīng)定期清理，通過預(yù)防性維護(hù)避免故障的發(fā)生。

1.3 質(zhì)量流量計(jì)

質(zhì)量流量計(jì)具有精度高、可測介質(zhì)及工藝參數(shù)多等特點(diǎn)，廣泛應(yīng)用于成品油管道數(shù)量交接。常見故障包括零點(diǎn)漂移、測量誤差、現(xiàn)場與系統(tǒng)數(shù)據(jù)不一致、流量計(jì)本體出現(xiàn)損壞等方面。

1.3.1 零點(diǎn)漂移

(1)出現(xiàn)零點(diǎn)漂移，但數(shù)值較小。此類故障主要原因包括流量計(jì)U型管內(nèi)未完全充滿；小流量切除值設(shè)置過??；傳感器安裝應(yīng)力過大；流量計(jì)未調(diào)零，或開展調(diào)零時(shí)溫度與實(shí)際運(yùn)行溫度差異過大，調(diào)零時(shí)上游或下游閥門輕微滲漏造成零點(diǎn)不準(zhǔn)等問題。

(2)出現(xiàn)零點(diǎn)漂移，但數(shù)值較大。主要原因包括調(diào)零時(shí)流量計(jì)前后閥門未關(guān)閉；實(shí)際運(yùn)行時(shí)存在嚴(yán)重不滿管狀態(tài)；流量計(jì)變送器接線端子處密封不嚴(yán)，內(nèi)部潮濕造成流量計(jì)傳感器絕緣下降等問題。

1.3.2 測量誤差

(1)流量計(jì)出現(xiàn)較為恒定的誤差。主要原因包括流量計(jì)檢定時(shí)組態(tài)了錯(cuò)誤的校準(zhǔn)系數(shù)；流量計(jì)傳感器內(nèi)部腐蝕或磨損，檢定運(yùn)行一段時(shí)間后校準(zhǔn)系數(shù)遷移，未準(zhǔn)確調(diào)零等方面。

(2)流量計(jì)出現(xiàn)誤差，但誤差不固定。主要原因包括被測介質(zhì)含氣；管輸時(shí)流量計(jì)背壓過低，出現(xiàn)氣蝕現(xiàn)象；流量計(jì)傳感器或變送器出現(xiàn)故障。

(3)現(xiàn)場與系統(tǒng)數(shù)據(jù)不一致。主要原因包括上位機(jī)與流量計(jì)的單位、量程設(shè)置不一致；未進(jìn)行毫安輸出調(diào)整；頻率轉(zhuǎn)換系數(shù)設(shè)置不正確；流量計(jì)自身發(fā)訊器存在誤差；上位機(jī)組態(tài)了補(bǔ)償系數(shù)等方面。

(4)本身元器件損壞。①接線端子進(jìn)水或接線松動(dòng)引發(fā)短路、信號丟失等故障。處理方法：除嚴(yán)格規(guī)范現(xiàn)場安裝外，還要進(jìn)行細(xì)致的巡檢維護(hù)，防止處理不及時(shí)引發(fā)傳感器線圈燒毀等更嚴(yán)重的故障發(fā)生；②變送器電路板損壞。最常見的故障是變送器的電源板、信號處理輸出板出現(xiàn)損壞。處理方法：除嚴(yán)格規(guī)范線纜信號接線外，還要做好防雷接地措施，使用獨(dú)立的穩(wěn)壓電源保證供電電源的可靠性，防止電源電壓大幅度波動(dòng)而燒毀器件。

(5)安裝細(xì)節(jié)問題。要保證流量計(jì)安裝前后工藝法蘭同心，這樣可消除安裝過程中法蘭不同心而造成的附加扭力，減小質(zhì)量流量計(jì)的使用誤差。嚴(yán)禁在流量計(jì)傳感器(U型管)上附加其他設(shè)施，如冬防保溫包扎，新增防腐涂刷等，避免因此產(chǎn)生的應(yīng)力對檢測產(chǎn)生不可測的附加誤差。

(6)日常維護(hù)要求。質(zhì)量流量計(jì)日常使用中最大的維護(hù)工作量就是標(biāo)定零點(diǎn)。受使用安裝過程中溫度影響，使用中質(zhì)量流量計(jì)的元器件和檢測傳感器等會(huì)有少許溫漂以及安裝法蘭受熱膨脹會(huì)產(chǎn)生一些不對稱應(yīng)力的影響，建議按季度開展零點(diǎn)標(biāo)定。標(biāo)定零點(diǎn)前應(yīng)確保傳感器(U型管)滿管，常用的處理方法是管輸過程進(jìn)行標(biāo)定，先關(guān)待調(diào)零流量計(jì)后方手閥，再關(guān)前方手閥，完成調(diào)零投用時(shí)先開啟前閥門，再開啟后方閥門。

1.4 混油回?fù)奖?/h3>

隨著油品指標(biāo)的升級，國家對油品質(zhì)量管控愈加嚴(yán)格，油品可回?fù)降馁|(zhì)量富裕度不斷下降。2018年前，相關(guān)設(shè)計(jì)院對回?fù)奖镁?0 m3/h的額定流量進(jìn)行選型，但目前回?fù)搅髁奎c(diǎn)常小于1 m3/h，長期截流回?fù)綄?dǎo)致泵過熱，泵效急劇降低，更換泵又面臨較大投資等問題。主要解決方案如下。

1.4.1 開展混油泵葉輪切割

以華中大區(qū)成品油管道站場為例，現(xiàn)有混油回?fù)焦に囌緢?2座，泵葉輪切割普及率達(dá)80 %以上。切割葉輪之后，保持原有流量需提高閥門開度，可有效減少泵截流回?fù)降默F(xiàn)象，大大提高泵效，綜合統(tǒng)計(jì)可降低回?fù)侥芎?0 %以上。

1.4.2 實(shí)施回?fù)娇偭靠刂品?/p>

在葉輪切割實(shí)施前，可通過控制回?fù)娇偭?，提高回?fù)搅髁浚瑴p少回?fù)綍r(shí)間的方法開展混油回?fù)焦ぷ?。即結(jié)合下載庫儲罐下載量，提前計(jì)算可摻總量，按提高流量摻若干小時(shí)，再停若干小時(shí)的方式，解決混油泵長時(shí)間截流運(yùn)行的問題，但需及時(shí)跟蹤回?fù)焦迌?nèi)油品質(zhì)量，消除回?fù)交旌喜痪?，儲罐油品分層造成質(zhì)量不合格等風(fēng)險(xiǎn)隱患。

1.5 管道清管

結(jié)合管道運(yùn)行要求，成品油管道需每季度開展一次清管作業(yè)，筆者結(jié)合華中管道近年運(yùn)行實(shí)際，分析歸納清管器卡阻主要原因包括如下方面。

1.5.1 流程切換過快

如圖1所示，流程切換過快主要體現(xiàn)為保持發(fā)球流程時(shí)間過短，清管器未完全通過發(fā)球流程與正輸流程的三通即開始進(jìn)行流程切換，導(dǎo)致清管器滯留在發(fā)球流程內(nèi)。

圖1 某站清管工藝流程示意圖

以某管道2020年二季度常規(guī)清管為例，某下載站發(fā)球8 min，操作人員通過經(jīng)驗(yàn)判斷球已出站后立即切換至正輸流程，但實(shí)際清管器滯留在303號發(fā)球閥與三通之間管道內(nèi)。該發(fā)球時(shí)段出站壓力曲線主要特征為管道出站壓力波動(dòng)持續(xù)時(shí)間短，波動(dòng)范圍小。

管道停輸后，打開發(fā)球筒，如圖2所示，可明顯發(fā)現(xiàn)清管器滯留在發(fā)球閥前，但未過三通位置，也未向三通位置側(cè)偏，仍然處于管道中心線方向。在下個(gè)管輸批次中，啟輸后保持發(fā)球流程30 min以上再切換至正輸流程，可確保清管器順利出站。

圖2 清管器滯留在發(fā)球流程內(nèi)照片

1.5.2 清管器出現(xiàn)卡阻

出現(xiàn)此類問題主要原因包括三個(gè)方面，一是收、發(fā)球筒安裝初期，未在三通處安裝檔條，發(fā)球或收球時(shí)清管器在三通處發(fā)生側(cè)偏后形成較大過流面，即使收、發(fā)球流程保持足夠長時(shí)間仍無法將清管器推出；二是清管器皮碗安裝不牢靠或皮碗本身質(zhì)量問題，運(yùn)行過程中皮碗撕裂，在較大轉(zhuǎn)彎處及閥室三通處發(fā)生側(cè)偏卡阻，失去清管驅(qū)動(dòng)力；三是管道存在重大缺陷，包括管道焊接遺留缺陷，管道下溝及管溝回填過程中的機(jī)械砸擊等，造成清管器無法通過。

以某站2019年6月清管為例，該站保持發(fā)球流程約1 h后，清管器仍未出站，此過程23時(shí)52分，發(fā)球時(shí)出站壓力由4.1 MPa下降至3.04 MPa(出站壓變安裝于發(fā)球筒前端)，持續(xù)6 min后開始回升，8 min后恢復(fù)正常，后續(xù)未見無異常波動(dòng)。壓力曲線驗(yàn)證發(fā)球流程開啟后，清管器在三通處發(fā)生偏移卡阻，持續(xù)時(shí)間約6 min，后在主輸泵出口壓力壓迫下，清管器皮碗約8 min后形成完全過流面，不影響油流通過。

解決該類問題的方法包括四個(gè)步驟：第一步是停輸后再加壓啟輸，看可否將清管器推出；第二步是結(jié)合管道閥門及法蘭相關(guān)尺寸，考慮停輸后拆除相關(guān)閥門看可否利用工具將卡阻清管器取出；第三步是發(fā)送救援清管器，一般為高密度泡沫清管器，通過救援清管器的推力將卡阻清管器推出；第四步是上述措施均無法取出清管器的情況下，最終進(jìn)入斷管取球程序[3]。

上述卡阻發(fā)生后，通過發(fā)送高密度泡沫清管器，順利將卡阻皮碗球頂進(jìn)下游站場收球筒，取出后如圖3所示，卡阻清管器皮碗與骨架螺栓連接以及皮碗邊緣處發(fā)生撕裂，造成驅(qū)動(dòng)力缺失，最終在三通處形成側(cè)偏卡阻，但在管輸壓力的作用下，皮碗經(jīng)彈性變形形成較大過流面，不影響管輸油品流動(dòng)。

圖3 卡阻清管器取出后照片

2 結(jié)束語

(1)檢查壓力變送器接口，電源及接線，傳感器零位及密封圈等，可及時(shí)判斷壓力變送器存在的問題。建議采用將壓力變送器表頭固定在地坪支座上的方式，消除管道振動(dòng)造成壓變信號不穩(wěn)的影響。

(2)管輸監(jiān)護(hù)過程應(yīng)重點(diǎn)防范作業(yè)儲罐出現(xiàn)的液位卡滯，監(jiān)護(hù)人員通過提前計(jì)算切罐時(shí)間節(jié)點(diǎn)，定期記錄比對作業(yè)罐液位，可及時(shí)發(fā)現(xiàn)液位卡滯形成“虛假”液位造成的運(yùn)行隱患。

(3)規(guī)范液位儀導(dǎo)向管安裝，選擇適當(dāng)直徑的浮子，調(diào)整液位儀表頭的安裝方向，可減少浮子的卡阻概率；液位儀標(biāo)定時(shí)應(yīng)避開儲罐液位非計(jì)量區(qū)，提高液位儀計(jì)量準(zhǔn)確性；日常運(yùn)行過程應(yīng)注重預(yù)防性維護(hù)，包括浮子清理，檢查表頭密封性，防止水蒸汽進(jìn)入表頭等，及時(shí)避免故障發(fā)生。

(4)嚴(yán)格規(guī)范質(zhì)量流量計(jì)現(xiàn)場安裝，做好防雷接地措施，使用獨(dú)立的穩(wěn)壓電源保證供電電源的可靠性，定期開展零點(diǎn)校準(zhǔn)及細(xì)致的巡檢維護(hù)，可減少流量計(jì)本體元件損壞概率，有效提高流量計(jì)穩(wěn)定性及計(jì)量精度。

(5)采用葉輪切割的方式可有效解決截流回?fù)綆淼南嚓P(guān)問題；實(shí)施葉輪切割前，可通過提高流量，減少回?fù)綍r(shí)長的方法開展混油回?fù)焦ぷ?，但需及時(shí)跟蹤回?fù)胶笥推焚|(zhì)量，避免回?fù)接推坊旌喜痪鶆驇淼馁|(zhì)量風(fēng)險(xiǎn)。

(6)清管器卡阻解決方案包括如下步驟：一是停輸后再加壓啟輸，首先嘗試通過油品啟停輸時(shí)壓力波的振蕩將清管器推出；二是發(fā)送救援清管器并定位卡阻點(diǎn)，嘗試通過救援清管器的推力將卡阻清管器推出；三是結(jié)合管道實(shí)際，嘗試拆除相關(guān)法蘭及閥門，通過外部工具將清管器取出；四是上述措施均無法取出清管器的情況下，進(jìn)入斷管取球程序。