油气长输管道设备管理与维护措施

2021-08-02乔焕芳汤小坤陕西延长石油集团管道运输公司陕西西安710000

化工管理 2021年19期

乔焕芳，汤小坤(陕西延长石油(集团)管道运输公司，陕西西安 710000)

1 长输管道系统的安全设备和设施

石油和天然气是长输管道的主要运输介质，这些介质内部蕴含丰富的化学物质，有易燃易爆、腐蚀、毒害等危险特性，在运输过程中对操作者的专业程度、设备的等级要求、环境温度、输送方式等要求都特别高，无形中增加了许多风险。从经济性和环保的角度出发，管道运输目前是油气资源最为常见的输送方式。通常长距离管道的铺设多在野外，根据地形环境穿越公路、铁路，跨穿越湖泊、河流，翻山越岭，输送过程通常需要足够的温度和压力，因此长输管道通常设有输油首末站、中间加热、加压站，配备安全可靠的检测设备，仪表自控系统和安全设备设施及其他相关的附属设备。

2 油气长输管道的主要风险

我国的工业化水平越来越高，虽然企业生产技术上有了一定的进步，但对运输过程的风险认识还不够深入，错误估计了油气运输的各项风险隐患，引发了严重的社会后果。目前企业在油气管道运输、前期建设和后期运维护方面需要严格注意以下风险问题：第一，高度重视管道日常运行过程中的破坏问题，特别是第三方损坏，比如：埋地管道被重型机械碾压、钻采、爆破，人为打孔、盗油等。第二，管道在复杂大气环境中的腐蚀问题。管道的腐蚀主要可以分为两种：一种是外部腐蚀损坏。这种破坏主要与周围环境有关，当外部受到酸雨、磨损影响或接触到其他化学物质时，都有可能产生外部腐蚀现象。另一种是内部腐蚀。这与石油、天然气的内部化学物质相关。为了应对以上现象，输油管道通常都有防腐绝缘层和阴极保护联合保护管材，避免由于管道腐蚀造成破坏。但随着管道的使用时间越长，阴极保护和防腐绝缘层的保护作用越低，防腐绝缘层质量较差，土壤中的盐、碱、水、地下杂散电流，都会造成输油管道腐蚀，腐蚀严重的还会造成输油管道穿孔、油品泄漏。第三，管道设备设施的故障问题，日常运行过程中设备设施维护保养不当或者因操作者疏忽大意，都可导致设备设施的故障。第四，管道因施工质量所引发的风险也十分严重，工人在施工中没有按照相应的规章标准执行，造成管道建设存在重大风险隐患。第五，自然灾害等外部因素毁损了管道运输的安全性。自然灾害对管道的破坏十分严重，如果一个地区发生了地震、洪水、泥石流等问题，会严重隔断管道的运输，严重情况下还可能会引发二次灾害。

以上任何一种因素导致的管道破裂，油品泄漏都可能引发火灾爆炸事故，以及石油天然气特有的毒害性，严重危及到人们的生命健康和财产安全。

3 油气长输管道设备管理与维护措施

以延-西成品油管线为例，结合工作实际简单分析油气长输管道的设备管理与运行维护。

3.1 实施信息化管理，达到可靠的自控水平

延-西成品油管道2009年运行至今，配有技术领先的管线泄漏监测系统、SCADA系统、模拟仿真系统，实现全管线全方位数据监测采集，远程操作控制，数据分析与事故模拟等全自动一体化控制。操作人员对现场状况一目了然，发生事故能第一时间应急处置，尽可能减少事故的影响。同时，定期对数据进行分析，可以有效掌握设备运行状态，及时发现异常，避免事故的发生。

目前，我国工业发展已经有了一定的时间积累，油气管道行业也从传统的管理全面向信息化，智慧化转变。2016年，延-西成品油管道也踏上智慧化管道建设的必由之路，通过物联网、云计算等新兴信息技术，构建一个高感度的技术环境，完成管道资源的优化配置，实现管道企业内部及时、互动、整合的信息感知、传递和处理，最终达到竞争力强、具有高素质人才队伍的可持续发展企业。油气管道信息化发展历程如图1所示，“智慧的管道”特征示意图如图2所示。

图1 油气管道信息化发展历程

图2 “智慧的管道”特征示意图

3.2 优化管道主体设备的资源配置

油气长输管道运行设备的资源优化和合理匹配可以极大地减少运营成本，同时高温加压介质在优化工况下运行，不仅增强设备的使用寿命，同时可以恶意工况下的事故发生。针对场站输油泵机组，根据其效能曲线，合理匹配运行工艺，提高油气运输效果[1]。

3.3 加强设备的维护管理

日常工作中，不断加强设备的维护管理可以有效地提高设备的可靠运行能力。众所周知，油气长输管道运输不可避免的会面临一定的运输风险，企业不可能完全规避这些风险隐患，只能借助一些安全政策和安全措施降低事故发生的概率，从而降低企业的运输成本。在油气长输管道设备的日常维护过程中，企业管理人员要科学有效地对设备全生命周期进行维护保养，对故障设备及工艺管线选择合理的修复方式。我国最常见的维修方法主要包括预防性维修、定期性维修、状态性维修以及事后性维修。这四种不同的维修方式分别对应四种不同的时间，预防性维修主要的维修目的在于防范风险，在一些管道的薄弱区域加强保护，可以降低事故发生的概率。而定期性维修可以帮助管道进行全面检查，管道的薄弱环节及时的进行弥补。状态性维修能够依据管道的实际工作状态规避即将发生的风险隐患。事后性维修主要解决突发状况，这种维修方式需要弥补的损失过大，处于被动局面[2]。

3.4 管道防腐检测的措施

长输管道一般输送压力高易燃易爆等介质，随着管道运输在石油、天然气领域的广泛应用，油气一旦泄漏会危害环境及人口居住地，安全性等级要求高。在管道运行过程中，腐蚀失效是在役金属管道破裂的最主要形式之一，它可大面积减弱管道的壁厚，导致管道过度变形和破裂，又有可能导致管道穿孔，引发油气管道跑、冒、滴、漏等事故。

埋地长输管道的腐蚀多以外腐蚀为主，大面积均匀腐蚀的情况较为少见，多表现为局部腐蚀和点蚀两种。延-西成品油管道所处的环境比较复杂，管线所经区域需要跨越河流、山谷、铁道、公路、村庄等，而且海拔相对较高，管道内输送具有腐蚀性质的带温带压的油气介质，并且采用单管变径φ426 mm和φ377 mm，防腐难度相当高。目前采用防腐涂层外加阴极保护的措施：(1)防腐涂层的结构为：①底层：熔结环氧底层，厚度≥100 μm；②中间层：共聚物热熔胶厚度170～250 μm；③外层(背层)：聚乙烯防腐层，厚度≥3.0 mm或≥3.7 mm。三层PE涂层的使用寿命在30年以上，是一种性能优异的外防腐涂层。从强度方面考虑，三层PE分为普通型和加强型(穿跨越段)，普通型涂层总厚度为3.0 mm左右，加强型涂层总厚度超过3.7 mm。定期进行涂层检测，防止脱落。(2)阴极保护为：主要针对有缺陷的涂层。阴极保护的原理：外加阴极极化电流，金属的腐蚀电位将由原来的Ecorr移至Eal，而金属的腐蚀电流就由Icorr降到Ial。如果继续增大外加阴极电流，使金属的电位移至阳极的初始电位，即E=E0a，则金属上的阳极溶解电流I=0，表示微电池腐蚀停止，金属即得到了完全保护。每月对阴极保护数据进行测量，及时进行数据分析，预测出管线腐蚀的趋势，为管道平稳运行提供理论依据。阴极保护极化曲线图如图3所示。