西部原油管道满输量测试研究

张丙辰

中国石油北京油气调控中心， 北京 100007

0 前言

西部原油管道2006 年建成投产，主要承担中亚进口原油和中国石油新疆地区相关油田的原油外输任务，管线长约1 850 km，设计输量2 000 ×104t /a，是目前中国石油管道设计输量最大、距离最长、水力系统最复杂的原油管道。因油源状况和下游炼厂需求，管道自建成投产以来一直未达到设计输量，在此之前由于管线油源紧张，为避免长时间停输，进行过超低输量测试［1－7］。目前管线主要采用大混油及批次输送运行方式［8－12］，即塔里木、北疆、吐哈及哈国油四种油品按一定比例混合后批次外输。随着上下游资源和需求状况的改善，输量逐渐提升，需对管线进行满输量测试，进而验证目前管道沿线设备状态，测试其输送能力，掌握其安全性和适应性。

1 测试安排及控制标准

因西部原油管道由SCADA 系统远程控制，满输量测试由中控调度人员远控操作，现场人员监视设备。测试前根据仿真系统模拟不同输量下配泵方案，增量控制，制定测试方案及控制标准。

1.1 测试时间

按照测试方案，西部原油管道测试当天10:00 起由初始工况(1 400 m3/h)按照1 900、2 100、2 400 m3/h 分阶段逐步提量至2 640 m3/h，稳定后最大排量达到2 640 m3/h，稳定运行24 h 后，全线开始降量运行，完成大排量测试。

1.2 压力控制标准

管线测试过程压力控制标准如下:

1)稳态运行时，中间站各站进站压力不低于0.6 MPa，出站压力余量不小于0.2 MPa;瞬态运行时，中间站各站进站压力不低于0.8 MPa，出站压力余量不小于0.6 MPa。

2)输油主泵进口压力不低于0.6 MPa(压力开关设定值0.3 MPa)，输油主泵出口压力不高于9.5 MPa(压力开关设定值9.8 MPa)。

2 测试操作

西部原油管道鄯兰干线沿线共11 座站场，其里程数据及沿线高程趋势图见表1 和图1。

由表1 数据和图1 趋势图结合日常运行情况可知，西部原油管道在低输量运行时管线四堡中间泵站、安西中间泵站、张掖中间泵站和西靖中间泵站可压力越站，满输量测试过程可越站站场发生失电等工况，管线可以降量运行，不可越站站场发生失电等异常工况，需立即停输。

表1 西部原油管道鄯兰干线站场里程数据

2.1 增输操作

增输操作按照各阶梯目标流量下的配泵方案，在保证高点不拉空，各站进出站压力均处于压力控制标准下，首先释放各站的节流，开大兰州末站调节阀，然后从鄯善首站开始由上游往下游依次启泵，优先开启出站余量较大的站场泵机组。

初始工况(1 400 m3/h)和增量至各阶梯输量下1 900、2 150、2 450、2 550、2 640 m3/h 全线运行参数和输油泵配置见表2。

图1 西部原油管道沿线高程趋势图

2.2 降量操作

降量操作的目标输量为1 800 m3/h，根据该输量下配泵方案，从鄯善首站开始由上游往下游依次节流，同时提高兰州末站进站压力，降低管线整体压力。当站场节流值达到1 台输油泵扬程时该站停运1 台输油泵，操作过程优先停运紧邻下游进站压力较高的站场泵机组。

表2 不同输量下泵的配置方案 台

3 测试分析

利用稳态能量方程式(1)计算获得不同输量下各个管段摩阻变化数据:

式中:P 为压强，kPa;v 为流速，m /s;d 为相对密度;hp为A、B 点之间由泵增添的压头，m;hf为A、B 点之间的摩阻压头损失，m。

利用计算数据分析不同管段各个输量台阶下沿线摩阻，及油品物性变化对满输量运行影响。

3.1 沿线摩阻分析

西部原油管道不同管段各个输量台阶摩阻数据见表3，各个管段不同流量摩阻趋势对比见图2，不同输量下单位摩阻对比见图3。

表3 西部原油管道各管段不同输量下摩阻数据 MPa

图2 西部原油管道各个管段不同流量摩阻趋势对比

图3 西部原油管道不同输量下单位摩阻对比

由表2、图2 ～3 可知，西部原油管道在输量小于2 550 m3/h时，沿线摩阻随着输量增大而增大，百公里平均摩阻增速变缓;输量大于2 550 ～2 640 m3/h 时，全线摩阻变化较小，百公里平均摩阻由1.6 MPa 降为1.55 MPa，与输量2 450 m3/h基本相同，主要是黏度较小的油品在管线中运移，导致同等输量下管线摩阻变小，沿线损失减少，在相同摩阻时，黏度较小的油品管线输量大。在鄯善首站出站压力(约5.5 MPa)和翠岭中间泵站出站压力(约7.8 MPa)基本相同的情况下，随着密度和黏度均较小的兰成油(密度约846 kg /m3)推着密度较大的塔里木和吐哈油的混油(密度约864 kg /m3)运移，四堡中间泵站进、出站和翠岭中间泵站进站压力下降约0.4 ～0.8 MPa，鄯善至翠岭段流量由2 550 m3/h 增加至2 645 m3/h。

可见，西部原油管道外输油品物性不同，对全线摩阻影响大小就不同，尤其密度较小的兰成油，对全线摩阻影响较大。在管线满输量运行时需关注油品物性变化，对于重油推轻油需重点关注上游出站压力不超压，下游进站压力不发生低压保护;对于轻油推重油运行需重点关注下游进站压力不发生低压保护。此外，运行时还需关注管线输量变化，避免输量超高，影响运行计划。

3.2 风险点及控制策略

在测试过程中发现管线满输量运行时存在以下风险:

1)沿线各站运行压力控制余量较小，压力波动易造成出站泄压和主泵入口过低保护。

2)管线满输量运行易造成过滤器压力差过大和减压阀堵塞。

3)管线满输量运行，管道沿线十多个站场泵设备多，且备用率要求较高，对作业队维抢修人员工作压力大，要求高。

4)管线满输量运行时罐区收发油切换储罐风险较大，若出现流程切换问题导致停输，全线启输过程复杂，操作时间长。

5)为达到全线最大排量，翠岭中间泵站的出站运行压力余量均接近0.4 MPa，四堡中间泵站和山丹中间泵站进站压力最低接近0.7 MPa，若出现阀门关断等异常工况，中控调度及站场人员处理难度大，可操作时间少。

6)四堡中间泵站、翠岭中间泵站、玉门分输站、山丹中间泵站等站场采用先启后停自动切泵程序，可导致主泵出口汇管压力超压，调度人员须随时做好快速单独停运输油泵准备。

针对以上风险点，西部原油管道满输量测试过程中，全线控制策略如下:

1)做好事件后果预判，若工况发生后对压力余量较小站场影响较大，应立即进行人为干预，避免管线发生出站泄压及主泵入口过低保护等工况。

2)做好过滤器清理工作，并保证备用设备随时可用。

3)设备故障后须尽快联系维抢修人员进行设备抢修，满足满输运行要求。

4)满输运行时，应对管线操作风险点进行梳理归类，对流程切换、泵切换等操作，应完善运行操作流程，确保操作安全可控。

3.3 测试建议

1)在满足输油计划的前提下，满输运行应该安排在管道全线填充密度较小的兰成油或者密度较大的混油位于各个高点下坡段或平坦管段。

2)由于管线水击保护程序并不十分完善，大排量工况压力余量小，一旦遇到大的压力、流量波动时调度员的响应时间有限，易引发次生事件。1 600 ～1 800 m3/h 的中等排量工况下，大叶轮输油主泵需要通过回流实现备用，各站输油泵备用率较低。因此，根据月度输油计划，应该合理安排管道的运行流量，实行阶梯流量运行，且避开2 400 m3/h 以上的大排量和1 600 ～1 800 m3/h 的中等排量。

4 结论

经满输量测试，管道各项设备运行参数(包括泵轴承温度、振动、机械密封、电机轴承温度、过泵电流)均正常，未出现甩泵、过滤器堵塞等设备故障，可见西部原油管道目前泵及沿线相关设备状态可满足在设计满输量下运行。同时为了规避运行风险点，调控运行人员需细化增量操作流程，重点关注压力风险点，加大现场设备维护备用力度，保证管线的安全、平稳运行。

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