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输油管道原油计量体积管使用中遇到的问题
点击次数:767 发布时间:2015-03-25

  中石化管道储运分公司所属的甬沪宁管线目前年输量3千万吨以上,鲁宁管线扬子分输站年输量240万吨。因此,原油流量的计量准确度直接关乎供需双方的经济效益,如控制不好,很小的误差都会给双方带来经济损失。经过多年运行发现,由于体积管计量系统在设计等方面不尽合理,给原油计量带来一些问题。现对体积管在使用中出现的各种问题及解决方案进行分析。
一、体积管计量系统存在的问题及解决方案
  甬沪宁管线配备的是美国SMITH公司的体积管,型号为Bi-Di,管径为489mm配10寸将军四通阀。体积管操作控制系统采用国产工控机, 配套OMNI流量计算机采集原油计量系统运行参数并上传到站控SCADA系统;部分站库配备Sybertrol流量计算机采集运行参数并上传SCADA系统。鲁宁管线扬子分输站配备的是国产体积管,型号为LJG-22,管径为250mm。
1.环境温度影响问题
  甬沪宁管线石埠桥输油站、扬子输油站建站时,由于地处南方,气候温暖,又因为所配体积管体积庞大,因此,没有充分考虑环境温度的影响就将体积管设计安装在室外露天处。在zui初使用体积管检定流量计过程中发现,在夏季气温高时,流量计的重复性达不到检定规程要求的指标;在冬季使用体积管检定流量计时, 发现体积管的检测开关根本就不发信号,使流量计检定工作无法正常进行。根据甬沪宁管线原油交接计量要求,为保证原油贸易交接公平、准确,采用流量计系数交接法。原油计量交接协议要求每月检定流量计,确定流量计系数,进行原油计量误差补偿。因为上述原因, 使原油计量的准确度根本无法得到保证。通过对大量数据进行分析,发现季节变化对流量计检定数据影响很大。由于地处南京的两处计量站,冬季正常气温约为-5℃,夏季气温高约38℃,夏季太阳光直射时管道壁温可达约70℃。美国SMITH公司的体积管说明书要求,其体积管的使用环境温度要求为0℃~50℃。根据原油输送原则,环境温度应高于或接近于输油温度,才能保证体积管内油品和流量计处的温度、压力达到平衡并稳定。由于体积管计量系统设计安装在室外则是造成上述问题的主要原因。解决方法是给体积管标准装置加盖房间,并给体积管加装保温层。
2.体积管水标法检定系统问题
  甬沪宁管线体积管配套的水标法检定系统,是将标准量器放置于检定水池的上方,但检定水池没有设计气泡隔离墙,在体积管检定过程中,当标准量器放水时,大量气泡被带入水池,很容易被水泵吸入,对体积管容积重复性检定造成很大影响。GB/T9103.3《原油动态计量-固定式标准体积管安装技术规定》第3.4.2.b条要求,泵吸入管线入口端与水池(水箱)回水管线出口端应设置在水池(水箱)长边的两端。所以检定水池应加装气泡隔离墙,使水泵的入口与标准量器排水处隔离开,水池底部连通,这样可以杜绝气泡进入体积管系统,避免气泡对体积管重复性的影响。
二、输油系统的工艺状况不同对体积管的影响
  鲁宁管线原仪征计量站和扬子分输站的输油工艺状况完全不同, 鲁宁管线来油先进入仪征站2万立方储油罐,放置zui少24h,然后外输仪征计量站计量装船,原油中的杂质都沉淀在储油罐内,这样原油中的杂质对仪征计量站的体积管、流量计的磨损都降低到zui小限度, 对原油计量的准确度没有造成不利影响。而扬子分输站是鲁宁管线来油直接进入流量计外输到扬子石化公司,鲁宁管线输送的胜利油田原油凝固点也高,为避免体积管内的原油凝固,体积管也始终保持在通油状态,这样原油中的杂质不但对流量计造成磨损,同样也对体积管造成磨损。2005年扬子分输站体积管检定时重复性始终达不到要求,先后更换了位移器、四通阀密封圈等,重复性仍然达不到要求,然后做密封性试验,试验结果是检定系统的密封性符合要求,zui后只能解体体积管进行检查,发现体积管内布满了划痕,有些划痕深度大,还有很明显的内涂层脱落现象,致使位移器的密封作用失灵,这也是体积管重复性达不到要求的根本原因, 只能更新体积管。而2004年仪征计量间装置更新换代时,将使用20年时间的三球无阀单向式体积管更换为一球一阀双向式体积管,在拆除旧体积管时,发现体积管内涂层几乎完好无损, 没有发现明显的划痕和内涂层脱落现象,该体积管于1984年投运以来,从未出现体积管检定重复性不合格的情况。这也说明体积管标准段的损伤直接影响体积管系统的准确度,因此应尽量在设计计量系统时提供较好的工艺状况。
三、原油计量系统中阀门对体积管的影响
  甬沪宁管线的原油计量系统使用的阀门都是平板阀,这种阀的密封性主要是靠阀前后的压力差。压力差越大,阀的密封性越好;压力差越小,阀的密封性就差。在体积管的检定作业中,体积管的进出口阀处于关闭状态,体积管水标定系统主要由水池、水泵、进出体积管的水标定管线、体积管、标准量器、电磁阀及相应的阀门组成。在检定过程中必须确保整个系统无渗漏,否则,体积管检定无法进行或体积管的重复性将受到严重影响。通常检定前都要进行密封性试验,确认系统无渗漏方可进行体积管检定。但有时系统密封性试验合格后,也不能保证在体积管水标过程中无渗漏。实践证明, 水标系统的水泵压力与流量计输油时的工作压力接近,体积管的进出口阀前后压力差很小,这样进出口阀的密封性就差,两种压力都比较恒定。因进出口阀的渗漏是恒定的, 体积管容积检定出的重复性也能够合格。但3年后体积管到期进行复检时,水标系统的密封性试验始终不合格, 只能在体积管进出口阀处加装盲板,体积管容积重复性才能达到指标要求。但体积管的复现性却超过了0.05%。JJG209-2010《体积管检定规程》规定, 对于后续检定的体积管应进行复现性检定,其复现性应优于0.05%,否则,检定周期为1年。因此,今后体积管检定时,进出口阀处都应加装盲板,并需采取措施进一步检查阀门的密封性或采用其他密封性更好的阀门,以免影响体积管容积的准确度。
四、体积管检定系统检定时应注意的问题
1.体积管标准管段清洗问题
  甬沪宁管线配备的体积管内径为489mm,标准管段的容积值为单向约2m3,双向约4m3。体积管在检定前需进行清洗。体积管清洗方式的不同将直接对体积管设备产生影响进而影响体积管的标定和体积管容积值的变化,主要体现在清洗剂的选择,清洗水温是否符合要求,清洗时间长短是否符合要求。
甬沪宁管线2012年1月至2013年10月共清洗了8台(次)的体积管,清洗厂家在使用了他们自己带来的清洗剂清洗后,体积管初检时没有能够检定合格,检查原因后发现位移器上面都有裂缝, 造成体积管的重复性不合格,zui严重的是在清洗时,找不到位移器,打开体积管收发球桶发现位移器已破损严重。体积管初检时,进出口的压差zui高有时超过0.1MPa,甚至能听到位移器在体积管内运行的摩擦声, 更换新的位移器后必须涂抹大量的黄油来润滑体积管内壁, 在确认体积管进出口的压差不超过0.02MPa后, 再进行体积管检定,体积管的重复性就合格了。本轮清洗共损坏了5只位移器,可见该清洗剂清洗体积管后,体积管内的摩擦系数明显增大,有的位移器只使用3年就造成损坏。当清洗时的水温达不到要求或清洗时间不够时, 体积管检定时就能发现容积值会发生相应变化,只能加热水温,增加清洗时间重新清洗。因此,选择合适的清洗剂,控制好体积管清洗的温度和时间对体积管检定的影响至关重要。南京输油处专门制定了《体积管清洗作业指导书》明确体积管清洗的作业步骤、清洗要求,现场监督检查,使体积管清洗作业标准化、程序化。
2.原油计量系统在检定和投运前应注意的问题
  原油计量系统在检定和投运前,需要对系统中的过滤器、流量计、体积管、四通阀进行排气,避免原油计量系统的准确度受影响;另外,四通阀内聚集过多的气体,还会产生气阻现象,轻则使四通阀无法转动换向,严重时会发生电动机与阀门联轴和固定联轴的销子被拧断事故。原油计量系统的排气需高度重视,计量系统出现气体有两种原因:一是计量设备检修排油进气造成的;另外就是原油计量系统运行压力低于原油的饱和蒸汽压产生的。原油计量系统运行时需对系统的出口阀加以控制, 确保压力高于饱和蒸汽压,现场还要加强监测不同油种的物性变化,不同油种的饱和蒸汽压也有较大差别。
3.体积管检定系统辅助设备维护问题
  在体积管检定过程中,检定用水泵是为位移器在体积管内运行提供动力的。由于体积管检定为3年一个周期,检定用水泵需放置3年,再使用难免出问题。比如,泵的出轴密封有漏水吸气现象,导致体积管在检定过程中,收发球筒会排放出气体,使体积管的重复性达不到要求。需对水泵出轴进行更换维修达到密封后,才可使用。所以体积管在检定前需对水泵、过滤器等设备进行维修和保养。
4.体积管水标系统的密封性试验
  在进行体积管水标系统的密封性试验时,应将系统内所有设备包括在内, 主要是从水泵入口管线开始,到水泵、过滤器、管线、体积管、排污阀,水标系统出口阀、电磁阀和标准量器的进口阀门;体积管内的位移器要检查其光洁度, 要求其表面光滑无明显划痕,位移器的接缝处为检查重点;位移器的椭圆度、过盈量应进行严格测量,确保符合要求;体积管四通阀的排气阀、检漏阀等都要检查试漏,以确保整个体积管水标系统的密封性。
五、原油物性变化的影响
 2013年,在对鲁宁管线扬子分输站进行体积管清洗的过程中发现,位移器在体积管内运行时能听到明显的摩擦声,体积管清洗后进行检定,其检定结果十分不理想。当取出位移器,发现其已被磨成了椭圆形,两边各磨去了8mm, 收发球筒内的涂料层全部消失。将体积管解体检查, 体积管内的涂料层也全部消失,触摸体积管内壁犹如触摸砂纸一般,体积管只能送到厂家进行维修,究其原因后被告知鲁宁管线输送的胜利油田原油氯离子含量异常升高。此现象虽属偶然,但也要引起注意,关注原油物性变化的影响,否则会给计量设备带来不必要的损失。

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