成品油管道运行常见问题及应对措施

祝 颖

〔国家石油与天然气管网集团有限公司华中分公司 湖北武汉 430074〕

自国家“十一五”规划开始，成品油管道在我国得到较快发展。按“十四五”规划，我国油气管道将进入全国“一张网”时代，成品油管道将迎来量质齐升的发展，而管道的设备运行管理方面将会得到进一步加强。目前，成品油管道常见运行问题包括变送器信号采集传输故障，质量流量计交接不准，混油回掺泵截流运行，管道清管异常卡阻等。笔者结合自身工作经验，对上述问题进行总结，并提出对应解决方案。

1 成品油管道常见运行问题及解决方案

1.1 压力(差压)变送器

压力变送器普遍用于成品油管道运行过程压力(差压)检测，主要原理为将管输油品压力参数转化为标准电信号，以供给各类指示报警、记录、调节等二次仪表进行测量、指示和过程调节，是成品油管输关键设备之一[1]，目前运行过程中，经常会遇到如下问题。

1.1.1 变送器数值无变化

一般在核实管道压力变化的前提下，应先检查压力接口是否存在渗漏或者被堵住。如果确认不存在上述问题，再进一步检查接线方式，如无误再检查电源，如电源正常再排查传感器零位是否有输出，或者进行简单加压看输出是否变化，有变化证明传感器没有损坏，如果没有变化传感器即已经损坏。

1.1.2 泄压后变送器零位回不去

产生此现象一般原因为压力变送器密封圈规格太软或太厚，传感器安装时过于拧紧，密封圈被压缩到传感器引压口里面堵塞传感器，加压时压力介质进不去，但是压力很大时突然冲开密封圈，压力传感器受到压力而变化，而压力再次降低时，密封圈又回位堵住引压口，残存的压力释放不出，因此传感器零位又下不来。排除此原因的最佳方法是将传感器卸下，直接察看零位是否正常，如果不正常更换密封圈再试。

1.1.3 压力变送器输出信号不稳

压力变送器输出信号不稳的原因有以下几种：一是管输压力源本身是一个不稳定的压力；二是周边存在电磁信号或其他信号干扰，仪表或压力传感器本身质量问题，抗干扰能力不强；三是传感器接线松动、不牢；四是传感器本身振动过高。

目前华中区域管道存在较为典型的问题是压力传感器表头安装位置选择有误，部分变送器表头安装在管道本体上，特别是主输泵进出口管道，长时间的振动造成输送信号不稳甚至接线松动，正常管输时出现误报，造成非计划停输风险。相关企业应及时排查此类问题，建议及时将变送器表头安装在地坪固定支架处。

1.2 伺服液位计

伺服式液位计的测量原理是通过检测浮子浮力变化来检测储罐油品液位。浮子由测量转鼓上的测量钢丝悬吊，转鼓通过磁耦合与步进马达相连接，力传感器实时检测浮子浮力变化，如果与设定值之间存在偏差，步进马达将通过测量钢丝进一步调整位置，从而实现检测油品液位的目的[2]。

1.2.1 液位经常在某个同样高度的点卡住不变

此类问题为运行过程中的重大风险，油品进出储罐过程中，若监护人员未及时发现液位卡滞，在储罐高低液位开关联锁同时失效的情况下，将造成油品冒罐、浮盘落架、储罐抽空等重大事故,应重点防范。

液位仪卡滞的主要原因包括如下方面：一是导向管安装时不垂直，浮子在特定点被卡住；二是导向管内壁加工未达到使用要求，存在如焊缝不光滑，内壁有毛刺或后期使用过程中出现腐蚀等问题，导致浮子无法顺利通过毛刺点。

此类问题主要防范以及解决方法包括：一是各管道运行企业应规定监护人员定时记录/比对作业罐液位，依据作业工艺参数，提前计算操作节点提醒，及时发现存在的隐患。二是发现此类问题后，应立即强迫浮子重新提升后再下降，一般均能通过原有卡阻点；三是后期适当调整伺服液位计表头安装方向，对应浮子上下移动路径也会一同改变，观察后期是否仍存在卡阻；四是更换浮子大小，一般浮子直径越大，精度相对越高，但也越容易被卡住，选择适当直径的浮子，在确保测量精度满足使用要求的同时，减少浮子的卡阻概率。

1.2.2 测量值与人工检尺误差较大

出现此类问题的主要原因为液位计标定不准确，重新标定液位时应通过测量重复性来确定浮子在液面上，液位稳定时通过人工检尺的数据得到真实液位，再通过手操器输入检测值即可，应当注意的是应避开储罐液位非计量区高度，避免出现人工计量误差影响伺服液位计计量准确性。

1.2.3 储罐处于静止状态而液位持续缓慢下降

出现此类问题的主要原因是液位计安装不太合理所致，导向管材质一般为碳钢管，较长时间的腐蚀会在内壁引起浮锈，而液位计正常使用中，浮子传感器的上下移动会碰蹭到导向管内壁，挂到浮锈后将影响计量精度，日积月累后使浮子质量大大增加，超过一定限度就使得浮子慢慢下降，造成液位随之缓慢下降。解决此类问题的办法是通过手操器输入命令提起浮子，及时对浮子进行清洁。日常运行过程中，相关管理人员应定期使用手操器对浮子进行称重，当浮子质量与系统设定的质量之差超过3 g时，应定期清理，通过预防性维护避免故障的发生。

1.3 质量流量计

质量流量计具有精度高、可测介质及工艺参数多等特点，广泛应用于成品油管道数量交接。常见故障包括零点漂移、测量误差、现场与系统数据不一致、流量计本体出现损坏等方面。

1.3.1 零点漂移

(1)出现零点漂移，但数值较小。此类故障主要原因包括流量计U型管内未完全充满；小流量切除值设置过小；传感器安装应力过大；流量计未调零，或开展调零时温度与实际运行温度差异过大，调零时上游或下游阀门轻微渗漏造成零点不准等问题。

(2)出现零点漂移，但数值较大。主要原因包括调零时流量计前后阀门未关闭；实际运行时存在严重不满管状态；流量计变送器接线端子处密封不严，内部潮湿造成流量计传感器绝缘下降等问题。

1.3.2 测量误差

(1)流量计出现较为恒定的误差。主要原因包括流量计检定时组态了错误的校准系数；流量计传感器内部腐蚀或磨损，检定运行一段时间后校准系数迁移，未准确调零等方面。

(2)流量计出现误差，但误差不固定。主要原因包括被测介质含气；管输时流量计背压过低，出现气蚀现象；流量计传感器或变送器出现故障。

(3)现场与系统数据不一致。主要原因包括上位机与流量计的单位、量程设置不一致；未进行毫安输出调整；频率转换系数设置不正确；流量计自身发讯器存在误差；上位机组态了补偿系数等方面。

(4)本身元器件损坏。①接线端子进水或接线松动引发短路、信号丢失等故障。处理方法：除严格规范现场安装外，还要进行细致的巡检维护，防止处理不及时引发传感器线圈烧毁等更严重的故障发生；②变送器电路板损坏。最常见的故障是变送器的电源板、信号处理输出板出现损坏。处理方法：除严格规范线缆信号接线外，还要做好防雷接地措施，使用独立的稳压电源保证供电电源的可靠性，防止电源电压大幅度波动而烧毁器件。

(5)安装细节问题。要保证流量计安装前后工艺法兰同心，这样可消除安装过程中法兰不同心而造成的附加扭力，减小质量流量计的使用误差。严禁在流量计传感器(U型管)上附加其他设施，如冬防保温包扎，新增防腐涂刷等，避免因此产生的应力对检测产生不可测的附加误差。

(6)日常维护要求。质量流量计日常使用中最大的维护工作量就是标定零点。受使用安装过程中温度影响，使用中质量流量计的元器件和检测传感器等会有少许温漂以及安装法兰受热膨胀会产生一些不对称应力的影响，建议按季度开展零点标定。标定零点前应确保传感器(U型管)满管，常用的处理方法是管输过程进行标定，先关待调零流量计后方手阀，再关前方手阀，完成调零投用时先开启前阀门，再开启后方阀门。

1.4 混油回掺泵

随着油品指标的升级，国家对油品质量管控愈加严格，油品可回掺的质量富裕度不断下降。2018年前，相关设计院对回掺泵均按10 m3/h的额定流量进行选型，但目前回掺流量点常小于1 m3/h，长期截流回掺导致泵过热，泵效急剧降低，更换泵又面临较大投资等问题。主要解决方案如下。

1.4.1 开展混油泵叶轮切割

以华中大区成品油管道站场为例，现有混油回掺工艺站场32座，泵叶轮切割普及率达80 %以上。切割叶轮之后，保持原有流量需提高阀门开度，可有效减少泵截流回掺的现象，大大提高泵效，综合统计可降低回掺能耗30 %以上。

1.4.2 实施回掺总量控制法

在叶轮切割实施前，可通过控制回掺总量，提高回掺流量，减少回掺时间的方法开展混油回掺工作。即结合下载库储罐下载量，提前计算可掺总量，按提高流量掺若干小时，再停若干小时的方式，解决混油泵长时间截流运行的问题，但需及时跟踪回掺罐内油品质量，消除回掺混合不均，储罐油品分层造成质量不合格等风险隐患。

1.5 管道清管

结合管道运行要求，成品油管道需每季度开展一次清管作业，笔者结合华中管道近年运行实际，分析归纳清管器卡阻主要原因包括如下方面。

1.5.1 流程切换过快

如图1所示，流程切换过快主要体现为保持发球流程时间过短，清管器未完全通过发球流程与正输流程的三通即开始进行流程切换，导致清管器滞留在发球流程内。

图1 某站清管工艺流程示意图

以某管道2020年二季度常规清管为例，某下载站发球8 min，操作人员通过经验判断球已出站后立即切换至正输流程，但实际清管器滞留在303号发球阀与三通之间管道内。该发球时段出站压力曲线主要特征为管道出站压力波动持续时间短，波动范围小。

管道停输后，打开发球筒，如图2所示，可明显发现清管器滞留在发球阀前，但未过三通位置，也未向三通位置侧偏，仍然处于管道中心线方向。在下个管输批次中，启输后保持发球流程30 min以上再切换至正输流程，可确保清管器顺利出站。

图2 清管器滞留在发球流程内照片

1.5.2 清管器出现卡阻

出现此类问题主要原因包括三个方面，一是收、发球筒安装初期，未在三通处安装档条，发球或收球时清管器在三通处发生侧偏后形成较大过流面，即使收、发球流程保持足够长时间仍无法将清管器推出；二是清管器皮碗安装不牢靠或皮碗本身质量问题，运行过程中皮碗撕裂，在较大转弯处及阀室三通处发生侧偏卡阻，失去清管驱动力；三是管道存在重大缺陷，包括管道焊接遗留缺陷，管道下沟及管沟回填过程中的机械砸击等，造成清管器无法通过。

以某站2019年6月清管为例，该站保持发球流程约1 h后，清管器仍未出站，此过程23时52分，发球时出站压力由4.1 MPa下降至3.04 MPa(出站压变安装于发球筒前端)，持续6 min后开始回升，8 min后恢复正常，后续未见无异常波动。压力曲线验证发球流程开启后，清管器在三通处发生偏移卡阻，持续时间约6 min，后在主输泵出口压力压迫下，清管器皮碗约8 min后形成完全过流面，不影响油流通过。

解决该类问题的方法包括四个步骤：第一步是停输后再加压启输，看可否将清管器推出；第二步是结合管道阀门及法兰相关尺寸，考虑停输后拆除相关阀门看可否利用工具将卡阻清管器取出；第三步是发送救援清管器，一般为高密度泡沫清管器，通过救援清管器的推力将卡阻清管器推出；第四步是上述措施均无法取出清管器的情况下，最终进入断管取球程序[3]。

上述卡阻发生后，通过发送高密度泡沫清管器，顺利将卡阻皮碗球顶进下游站场收球筒，取出后如图3所示，卡阻清管器皮碗与骨架螺栓连接以及皮碗边缘处发生撕裂，造成驱动力缺失，最终在三通处形成侧偏卡阻，但在管输压力的作用下，皮碗经弹性变形形成较大过流面，不影响管输油品流动。

图3 卡阻清管器取出后照片

2 结束语

(1)检查压力变送器接口，电源及接线，传感器零位及密封圈等，可及时判断压力变送器存在的问题。建议采用将压力变送器表头固定在地坪支座上的方式，消除管道振动造成压变信号不稳的影响。

(2)管输监护过程应重点防范作业储罐出现的液位卡滞，监护人员通过提前计算切罐时间节点，定期记录比对作业罐液位，可及时发现液位卡滞形成“虚假”液位造成的运行隐患。

(3)规范液位仪导向管安装，选择适当直径的浮子，调整液位仪表头的安装方向，可减少浮子的卡阻概率；液位仪标定时应避开储罐液位非计量区，提高液位仪计量准确性；日常运行过程应注重预防性维护，包括浮子清理，检查表头密封性，防止水蒸汽进入表头等，及时避免故障发生。

(4)严格规范质量流量计现场安装，做好防雷接地措施，使用独立的稳压电源保证供电电源的可靠性，定期开展零点校准及细致的巡检维护，可减少流量计本体元件损坏概率，有效提高流量计稳定性及计量精度。

(5)采用叶轮切割的方式可有效解决截流回掺带来的相关问题；实施叶轮切割前，可通过提高流量，减少回掺时长的方法开展混油回掺工作，但需及时跟踪回掺后油品质量，避免回掺油品混合不均匀带来的质量风险。

(6)清管器卡阻解决方案包括如下步骤：一是停输后再加压启输，首先尝试通过油品启停输时压力波的振荡将清管器推出；二是发送救援清管器并定位卡阻点，尝试通过救援清管器的推力将卡阻清管器推出；三是结合管道实际，尝试拆除相关法兰及阀门，通过外部工具将清管器取出；四是上述措施均无法取出清管器的情况下，进入断管取球程序。