管道水击保护

第七节管道水击保护
一、水击的产生
输油管道的密闭输油流程使管道全线成为一个水力系统，管道沿线某一点的流动参数变化会在管内产生瞬变压力脉动。

该压力脉动从扰动点沿管道上下游传播，即引起管道的瞬变流动，管道瞬变流动引起的压力波动称为水击。

管道产生瞬变流动，流量变化量越大，变化时间越短，产生的瞬变压力波动越剧烈。

管道产生水击主要是由于管道系统事故引起的流量变化造成的。

引起管道流量突然变化的因素很多，基本上可分为两类：一类是有计划的调整输量或切换流程；另一类是事故引起的流量变化，如泵站突然停泵、机泵故障停泵、进出站阀门或干线截断阀门故障关闭、调节阀动作失灵误关闭等原因。

另外，对于顺序输送的管道，两种油品的交替过程，也会在管内产生瞬变流动。

对于有计划调整流量或改变输送流程，可以人为地采取措施，防止或减小压力的波动，使产生的压力波动处于允许的范围之内。

对于事故引起的流量变化，产生的瞬变流动剧烈程度，取决于事故本身的性质。

如果压力变化引起的瞬变压力超过管道允许的工作条件，就需要对管道系统采取相应的调节与保护措施。

二、水击保护方法
水击保护的目的是由事先的预防措施使水击的压力波动不超过管子与设备的设计强度，不发生管道内出现负压与液体断流情况。

保护方法按照管道的条件选择，采用的设施根据水击分析的数据确定。

水击保护方法有管道增强保护、超前保护与泄放保护三种。

1．管道增强保护
当管道各处的设计强度能承受无任何保护措施条件下水击所产生的最高压力时，则不必为管道采取保护措施。

小口径管道的强度往往具有相当裕量，能够承受水击的最高压力。

2．超前保护
超前保护是在产生水击时，由管道控制中心迅速向上、下游泵站发出指令，上、下游泵站立即采取相应保护动作，产生一个与传来得水击压力波相反的扰动，两波相遇后，抵消部分水击压力波，以避免对管道造成危害。

超前保护是建立在管道高度自动化基础之上的一项
自动保护技术。

当管道末站阀门因误操作而全部关闭时，上游各泵站当即接受指令顺序全部关闭。

某一中间泵站突然关闭时，则指令上游各泵站按照调节阀节流、关闭一台输油泵、关闭两台输油泵……的顺序动作，同时指令下游泵站也按照上述顺序动作。

如果泵站装备调速输油泵机组，在调节阀节流与关闭一台泵两种动作之间，尚可增加调速泵机组降速运转动作。

上述上、下游泵站调节阀的节流幅度，根据水击分析结果确定。

当各泵站采取的动作已达到水击分析结果所定压力与流量要求时，即不再继续执行下一步保护动作。

3．泄放保护
泄放保护是在管道的一定地点安装专用的泄放阀，当出现水击高压波时，通过阀门从管道中泄放出一定数量的液体，从而削弱高压波，防止水击造成危害。

泄放阀设置在可能产生高压波的地点，即首站和中间泵站的出站端、中间泵站和末站的入口端。

三、管道的水击分析
管道中各截面上液体流速和压力不随时间变化的液流为稳定流，反之叫不稳定流。

在输油过程中，不存在绝对的稳定流，只是当液流的压力与流量不随时间有较大的变化时即可认为是稳定流。

旁接输油的输油管道，泵站之间都为独立的水力系统，受旁接罐的调节，压力与流量基本上是稳定的，即为稳定流。

密闭输送管道全线是一个整体水力系统，任何一个泵站压力与流量的变化，都使全线压力与流量在瞬间发生相当程度的压力波动。

水击严重时，对管线与设备可能造成损害。

所以，密闭输送管道都必须对可能产生的水击现象进行分析，并采取相应保护措施。

输油管道中发生的水击，从产生的原因有许多种，但对管道与设备安全构成威胁的有两种：
（1）中间泵站因为动力中断，输油泵突然全部关闭，在停泵站进口侧产生高压波，停泵站出口侧产生低压波；
（2）干线截断阀或中间泵站因误操作进站阀门突然关闭，阀前产生高压波。

水击时的高压波与低压波分别沿管道传播，高压波与管道中原有输油压力叠加产生异常的高压力，低压波则可能在管道造成负压。

以上两种水击是密闭输送输油管道需要重点进行分析和保护的。

1．分析的主要目的
（1）在上述两种水击状态下，无任何水击保护措施时，分析输油管道各处在任何时间
所出现的最高与最低压力，以确定是否需要采取保护措施；
（2）当采取某种水击保护措施时，分析输油管道各处在任何时间所出现的最高与最低压力，以判断保护措施是否得当。

对输油管道的水及分析利用专门编制的计算机程序进行。

2．分析所提供的成果
（1）无任何保护措施情况。

中间泵站突然关闭时，管道各处在任何时间的最高与最低压力线图(也称包络线图)；末站关闭时，管道各处任何时间的最高与最低压力线图。

（2）采用泄放阀保护情况。

当中间泵站突然关闭及末站突然关闭时：管道各处任何时间的最高与最低压力线图；各中间泵站压力-时间曲线；各中间泵站流量-时间曲线；泄放阀泄放速率；泄放阀累积泄放量。

（3）采用超前保护。

中间泵站突然关闭与末站突然关闭。

管道各处任何时间的最高与最低压力线图；各中间泵站压力-时间曲线；各中间泵站流量-时间曲线。

3．分析所需基础数据
计算机进行管道瞬变流动分析需要利用反映管道各种特征的一系列数据。

所需要的数据一般如下所列：
1）管道输送量
规定设计输送量、计算输送量。

2）原油物性
密度、凝点、运动粘度-温度数据组、反常点、流变指数、稠度系数等。

3）管道参数
线路纵断面(高程-里程)数据组，各泵站间距、管径、壁厚、管壁粗糙度，钢材屈服极限，保温层厚度、保温层导热系数，地温、管道总传热系统等。

4）管道主要设备布置简图
输油泵台数及工作方式（并、串联），加热炉台数，全线各泵站输油泵、调节阀、加热炉及泄放阀的相互连接关系图，泵站内部局部摩阻值及其分布。

5）设备特性
（1）输油泵型号，泵额定流量、扬程与效率，泵转矩与转速惯性矩；
（2）加热炉额定流量时压降；
（3）调节阀型号、阀额定流量时压降、全行程时间、调节特性、调节器的特性系数；
（4）泄放阀给定压力值、不同超压百分数时的流量系数。

6）设计给定值
（1）泵站进、出站压力给定值，越站输送时各泵站的压力限制；
（2）泵站进站油温。

7）所选择的水击保护方式。

四、水击控制及保护设施
1．调节阀
管道系统中的调节阀是一种阻力可变的截流元件，通过改变阀门的开度，改变管道系统的工作特性，实现调节流量、改变压力的目的。

调节阀由两部分组成：执行机构和调节部件。

执行机构的参数决定阀门开度的变化过程，调节部件（节流元件）的参数决定了阀门的水力特性。

一般泵站的出站端设置调节阀，用于调节流量和调节管道水击过程中管道系统的压力波动，防止管道进站压力过低和出站压力过高，维持管道的正常运行。

调节阀的动作为：当出站压力高于限定值时，调节阀向关闭方向动作，使出站压力下降；当进站压力低于限定值时，调节阀同样向关闭方向动作，使进站压力升高；管道的进出站压力均未超出限定值时，调节阀保持全开状态。

2．泄压阀
泄压阀是保护管道安全的重要设备，要求运行安全可靠，便于维修，使用寿命长，保证管道的安全运行。

泄压系统一般由三部分组成：泄压阀、泄压罐和连接管道。

目前输油管道应用较广的泄压阀有三种类型，即先导式泄压阀、氮气胶囊式泄压阀和氮气轴流式泄压阀，其压力泄放效果都能满足管道的要求。

胶囊式泄压阀是利用外加氮气系统设定泄压阀的泄放设定值，需要一套复杂的氮气系统，结构复杂，体积大。

胶囊式泄压阀内胶囊易老化，需要定期更换。

另外，在管道投产初期，管道内含有较多的杂质，如焊渣、焊接熔结物以及其它杂物，当泄压阀泄放时，高速泄放的液体中夹杂的杂质可能划伤胶囊。

但是胶囊式泄压阀对输送介质的粘度和凝点没有特殊要求，适用于高粘油品。

先导式泄压阀是依靠阀体内部的导阀来开启的，其结构简单，安装方便，不需要额外的辅助设施，输送介质粘度大于50mm/s2以上时不适用，先导式泄放阀的缺点是不适用于高粘油品，由于先导式泄放阀的导管较细，高粘油品易在导管内粘结，影响泄放效果。

氮气式轴流泄压阀的结构原理类似于先导式泄压阀，所不同的是利用外加氮气系统，适用于各种油品，缺点是需要一套复杂的氮气系统，投资和运行费用较高。

泄放阀选型方法为先按照经验初选泄放阀口径，将阀的参数输入水击分析程序进行运
算，如果分析结果表明保护效果符合要求，则所选泄放阀型号与口径适合；否则，应重新选取泄放阀口径，并进行计算，直至满意为止。

泄放阀参数的计算在于根据阀的口径及所定压力给定值确定其泄放量，计算公式如下：
d
P KF Q s 0865.0 (2-7-1)
式中 Q —泄放阀泄放能力，m 3/h ；
P s —给定值，kPa ；
D —油品相对密度；
K —粘度修正系数，按照液体的粘度大小取0.7～0.9,粘度高者取较小值；
F —流量系数，随泄放阀口径与超过压力给定值的百分数而异。

一般情况下，超过压
力给定值的百分数取10%。

流量系数还与泄放阀的构造有关。

表2-7-1列出美国格罗夫(Grove)阀门厂生产的887型中、低与高压泄放阀的流量系数值(中低压型入口耐压Class150、高压型入口耐压Class600)。

表2-7-1 泄放阀流量系数(中低压型/高压型)
第八节 输油管道工艺控制要求
一、概述
目前我国输油管道设计采用以计算机为核心的全线数据采集和监控系统（SCADA ）及模拟仿真系统。

控制中心将管道有关信息通过光纤或卫星通信等通信信道传递给管道沿线各站控系统，实现管道系统的工艺操作和控制自动化。

输油管道工艺操作原理旨在明确管道系统设计水平、对自动化和通信系统的要求、工艺设备的变量检测与控制、设备单元程序控制、联锁保护、应急事件处理以及运行管理等方面的技术要求，对SCADA 系统组态和编程提出具体要求，为管道系统的操作运行提供依据。

二、管道控制要求
（一）管道控制总体要求
（1）输油管道控制方式宜采用三级控制，即调度控制中心控制、站控制室控制和设备就地控制，设备就地控制为最优先级；
（2）输油管道应设置监视、控制、调度和管理系统；
（3）应设置可靠的数据传输主信道和备用信道；数据传输主、备用信道应采用不同的系统；
（4）输油站应设置工业电视监控系统，并能传输至调度控制中心；
（5）顺序输送多种油品时，调度控制中心主计算机系统宜配置批量输送的调度计划、输送预测、界面跟踪、油品切换、管道储量等实时模拟软件；
（6）所有与流程切换有关的设备均应能够在调度控制中心远控；
（7）能够实现管道水击超前保护。

（二）调度控制中心的功能和控制范围
在调度控制中心对远控阀门、输油泵机组、加热炉系统、调压系统、分输/输入计量系统等进行操作控制，并对管道运行控制变量进行调整和管道事故预防和应急处理。

（1）各站及工艺设备的运行状态以及线路远控截断阀和检测点状态监控；
（2）管线系统动态变量记录及趋势图显示；
（3）采集和处理主要工艺变量数据，实时进行显示、报警、存储、记录、打印；
（4）输油泵机组远控启/停、加热炉系统远控关闭、远控阀门的打开/关闭操作；
（5）发布ESD指令，包括全线ESD，线路紧急截断阀、输油泵机组、加热炉系统ESD 和各站ESD阀门的控制；
（6）全线启输、增量或减量输送；
（7）全线停输（包括计划停输和事故停输）；
（8）模拟计算，包括输送水力、热力计算模拟、混油计算、油品切割位置计算等；
（9）向管道沿线各控制点下达压力和流量设定值以及在非正常情况下，根据沿线的工况改变相关的压力或流量设定值；
（10）管道应急事故处理，如管道发生泄漏、发生威胁管道安全的水击、沿线各站非正常关闭等应急事故处理；
（11）油品界面跟踪、清管器跟踪；
（12）管道的泄漏检测与定位；
（13）数据分析及运行管理决策指导；
（14）控制权限的确定；
（15）数据传输信道故障时主备信道的自动切换。

（三）站控制系统功能和控制范围
（1）接受和执行调度控制中心的控制指令，进行控制和调整设定值，并能独立工作；
（2）向调度控制中心传输经选择的数据信号和报警信息；
（3）过程变量的巡回检测和数据处理，动态变量的记录及趋势图显示；
（4）站运行状态、工艺流程、动态数据的画面或图象显示，报警、存储、记录、打印；
（5）压力、温度、液位或流量的控制、调节；
（6）紧急停车系统（ESD）触发；
（7）本站各种设备的联锁保护；
（8）本站设备启动、停运和自动切换的实现；
（9）输油泵机组、加热系统及主要工艺设备的顺序控制。

（四）设备就地控制
（1）输油泵机组就地启/停操作；
（2）加热系统就地启/停操作；
（3）阀门就地开启/关闭；
（4）压力、温度、流量设定点就地调整；
（5）ESD就地按钮动作。

三、管道系统控制与保护
（一）系统控制原则
（1）管道控制系统的设置应以安全、可靠、平稳、高效为基本原则；
（2）管道输送宜采用压力控制模式，通过调速设施和调压阀实现；
（3）油品分输/输入宜采用流量控制，流量控制通过流量调节阀控制实现；
（4）管道系统保护宜采用超前保护、停泵保护及泄压保护等措施；
（5）由于故障或事故原因而进行的系统联锁保护控制应进行分级，分级原则应根据安全运行和控制要求共同确定；
（6）条件允许的保护控制宜采用预报警，并人工确认后，采取保护措施。

（二）管道系统安全保护
管道系统安全保护主要有安全泄放、联锁保护、程序控制和ESD保护。

1．安全泄放系统
（1）管道各站应设压力泄放系统；
（2）泄压阀出口管线上应设有流量开关，用于监视泄压阀是否开启；
（3）在可能出现由于温升引起压力超高的管段上应设安全阀。

2．联锁保护
1）储罐液位超限联锁保护
（1）储罐液位低低限联锁保护；
（2）储罐液位高高限联锁保护。

2）输油泵机组故障自保护功能
（1）输油泵轴承温度、振动超限保护；
（2）输油泵机械密封泄漏超限保护；
（3）输油泵泵壳温度超限保护；
（4）电机轴承温度、振动超限保护；
（5）电机定子温度超限保护；
（6）变频器调速系统温度超限保护；
（7）变频器调速系统负荷过载超限保护；
（8）变频器调速系统过电流保护；
（9）变频器调速系统低电压保护。

3）输油泵机组与管线运行压力联锁保护
（1）输油泵机组与进泵压力联锁保护；
（2）输油泵机组与出泵压力联锁保护；
（3）输油泵机组与出站压力联锁保护。

4）加热炉自保护功能（至少应具有）
（1）炉膛温度超限联锁保护；
（2）排烟温度超限联锁保护；
（3）燃烧器熄火联锁保护。

5）工艺流程过程控制中的阀门操作联锁保护。

6）出站高压连锁保护
（1）在出站设有高压保护开关，并与输油泵机组联锁；
（2）当输油泵机组并联运行时出站高压开关报警时，应联锁停所有的并联输油泵；（3）当输油泵机组串联运行时出站高压开关报警时，应联锁顺序停泵；
（4）为防止出站压力瞬时异常变化引起输油泵停车，出站高压开关报警后可适当延时再联锁停泵。

3．ESD系统
1）一般要求
（1）原油管道SCADA系统应设置独立的ESD系统；
（2）ESD系统由调度控制中心ESD系统、站ESD系统、具有ESD功能的单体（单元）设备以及相关的软、硬件配置构成；
（3）ESD指令应具有最优先级，无论ESD指令从何处下达，ESD控制命令均应能到达被控设备，并使它们按预定的顺序动作；
（4）ESD系统动作可手动（调度控制中心、站控制室中的ESD手动按钮、工艺设备区现场的ESD手动按钮、输油泵机组的ESD手动按钮、加热炉的ESD手动按钮）或自动（站ESD系统或设备的ESD系统信号）触发；
（5）输油泵机组、加热炉系统应具有ESD功能；
（6）各工艺站场进、出站应设置ESD截断阀；
（7）所有ESD系统的动作将发出闭锁信号，在未接到人工复位的命令前不能再次启动。

2）ESD系统分级
根据ESD指令发出的主体不同可将ESD系统划分为以下级别：
（1）单体设备ESD；
（2）站ESD；
（3）调度控制中心ESD。

3）设备单体ESD
（1）进、出站ESD截断阀
① ESD截断阀应有独立的动力源；
② ESD截断阀执行器宜采用电/液联动、气/液联动或气动执行机构，执行机构具有依靠自身动力源快速关闭截断阀的功能；
③ ESD截断阀只能接受ESD PLC发出的ESD指令；
④ ESD截断阀及执行机构应为防火型。

（2）输油泵机组
输油泵机组ESD主要包括：
①就地ESD按钮触发；
②接到调度控制中心或站SCS的ESD命令触发；
③输油泵机组自保护触发的ESD。

（3）加热炉系统
加热炉系统ESD主要包括：
①就地ESD按钮触发；
②接到调度控制中心或站SCS的ESD命令触发；
③加热炉系统自保护触发的ESD。

4）站ESD系统
在紧急情况下，启动站ESD系统，能迅速有效地将工艺站场与站外管道隔断，防止事故扩大。

（1）站ESD系统宜单独设置，其控制功能独立并且优先于站控制系统；
（2）站ESD系统由站控ESD和设备ESD构成，两者之间采用硬线连接，联锁控制；
（3）站ESD指令发出时，ESD系统将按预定的程序停车，并关闭进出站ESD阀。

主要ESD指令包括：
① ESD按钮动作；
②接到调度控制中心的ESD命令；
③站内可燃气体浓度探测仪检测到可燃气体浓度超过最低爆炸下限的40％；
④ 2个及以上工艺设备区或罐区火焰探测仪报警或经确认的火灾。

5）调度控制中心ESD
（1）全线ESD指令应由调度控制中心发出；
（2）调度控制中心ESD指令主要包括：
①由调度控制中心ESD工作站直接发布；
②线路远控截断阀事故关闭触发全线ESD；
③站ESD触发全线ESD；
④管道泄漏触发全线ESD；
⑤其它原因触发全线ESD。

4．水击超前保护
（1）输油管道系统水击保护应首先考虑采取超前保护，以防止管线超压；
（2）输油管道系统水击保护由调度控制中心实施；
（3）超前保护主要通过改变调压系统设定值、启/停单台（或多台）输油泵的方式实现。

四、站场典型工艺操作技术要求
（一）主要工艺变量检测
1．储油罐
为满足在调度控制中心对储罐进行操作和控制要求，储油罐应至少设置储存介质温度就地检测及远传、储存介质液位检测及远传、储存介质液位低限报警及液位高限报警等变量检测和上传；
2．输油泵机组
为满足在调度控制中心对输油泵机组进行操作和控制的要求，输油泵机组应至少具有以下变量检测和上传：
1）输油泵
（1）输油泵驱动端和非驱动端轴承温度；
（2）输油泵泵壳温度；
（3）输油泵驱动端和非驱动端轴承振动；
（4）输油泵机械密封泄漏。

2）电机
（1）电机轴承振动；
（2）电机轴承温度和壳体温度；
（3）电机定子温度。

3）变频调速系统（至少应具有）：
（1）变频调速系统温度；
（2）变频调速系统电流；
（3）变频调速系统电压。

3．加热炉系统
为满足在调度控制中心对加热炉系统进行操作和控制的要求，加热炉系统应至少具有以下变量检测和上传至站控制系统：
（1）进出、口加热炉管路上温度、压力检测（就地/远传）；
（2）炉膛温度检测（就地/远传）；
（3）排烟温度检测（就地/远传）；
（4）介质入、出炉压差检测（远传）；
（5）炉膛压力检测（远传）；
（6）燃料压力检测（就地/远传）；
（7）燃料温度检测（就地/远传）；
（8）燃料耗量检测（远传）；
（9）含氧量检测（远传）；
（10）火焰故障检测（远传）
4．远控阀门
为满足在调度控制中心对远控阀门进行操作和控制要求，应具有就地手动操作、就地自动操作、站控室远控操作和调度控制中心远控操作功能。

1）电动阀门
电动阀门控制变量的检测及远传如下：
（1）就地/远控；
（2）开/关命令；
（3）开到位信号；
（4）关到位信号；
（5）阀门运行状态信号（需要时可设开状态/关状态信号）；
（6）执行机构故障综合报警信号；
（7）中间阀位信号（需要时）；
（8）停阀命令（需要时）。

2）电/液联动、气/液联动阀门
电/液联动、气/液联动阀门控制变量的检测及远传如下：
（1）就地/远控；
（2）开/关命令；
（3）开到位信号；
（3）关到位信号；
（4）阀门运行状态信号（需要时可设开状态/关状态信号）；
（5）执行机构储能罐系统的压力检测、远传及低压报警信号；
（6）执行机构故障综合报警信号；
（8）ESD命令（需要时）。

3）气动阀门
气动阀门控制变量的检测及远传如下：
（1）就地/远控；
（2）开/关命令；
（3）开到位信号；
（4）关到位信号；
（5）阀门运行状态信号（需要时可设开状态/关状态信号）；
（6）执行机构故障综合报警信号；
（7）ESD命令（需要时）。

5．调节阀
电动、电/液联动、气液联动调节阀控制变量的检测及远传如下
（1）就地/远控；
（2）开到位信号；
（3）关到位信号；
（4）开/关命令（需要时）；
（5）0～100%全行程阀位就地显示；
（6）执行机构故障综合报警信号；
（7）4mA～20mA控制信号；
（8）4mA～20mA反馈信号。

6．线路远控截断阀
线路远控截断阀控制变量的检测及远传如下：
（1）就地/远控；
（2）开/关命令；
（3）开到位信号；
（4）关到位信号；
（5）执行机构储能罐系统的压力检测、远传及低压报警信号；
（6）执行机构故障综合报警信号；
（7）ESD命令（需要时）。

7．工艺系统变量检测
（1）输油泵进、出口管路上应设有压力就地检测和压力远传仪表；
（2）输油泵进口汇管应设置压力就地检测、压力远传仪表以及低压保护开关；（3）输油泵出口汇管应设置压力就地检测、压力远传仪表以及高压保护开关；（4）进站应设置就地温度/压力检测、温度/压力远传仪表；
（5）出站应设置就地温度/压力检测、温度/压力远传仪表以及高压保护开关；（6）换热器进、出口管路上应设有就地温度/压力检测、温度/压力远传仪表；
（7）换热器进、出汇管上应设有就地温度/压力检测、温度/压力远传仪表。

（二）输油管道调度控制中心与工艺站场数据交换
输油管道典型站场工艺设备与调度控制中心之间传输的信息参见《油气管道监控与数据采集系统通用技术规范》Q/SY 201。

1．原油管道调度控制中心与工艺站场数据交换
（1）原油管道典型站场与调度控制中心之间传输信息
原油管道典型站场与调度控制中心之间传输的信息参见表2-8-1的规定。

表2-8-1 原油管道典型站场与调度控制中心之间传输的信息一览表。