输油气站场工艺管道管理探索

2022-04-15 08:30:22 | 浏览次数：

摘要：输油气站场是油气长输管道的心脏，站场内部设备通过工艺管道连接成一个整体。站内关键的工艺管道一旦出现泄漏着火等情况，将导致环境污染，影响居民用气等严重后果。油气管道所属站场的完整性管理一直在探索阶段，而站场工艺管道的完整性管理存在基础数据管理、站场工艺管道检测、管线薄弱点多、资金成本高等难点。针对以上难点，西部管道公司结合站场完整性管理理念，开展了一系列的探索尝试，并在实践中取得良好的应用效果。

关键词：输油气站场工艺管道基础数据检测

1 引言

截止2018年年底，我国油气长输管道总里程累计约13.31万公里，根据《中长期油气管网规划》，“十三五”、“十四五”我国油气长输管道还需建设14.3万公里。油气管道对我国国民经济起着非常重要的作用。由于油气长输管道担负着油气资源汇集和再分配的重要任务，随着国民经济的发展，国家对油气长输管道的依赖性逐渐提高，而油气管道对经济、环境和社会稳定的敏感度也越来越高[1]。针对油气管道的完整性管理（PIM），国内外业已建立了比较系统的理论和技术支持体系，并实现了工业应用。然而，对于油气管道所属站场的完整性管理一直在探索阶段，站场工艺管道的完整性管理更是其中的难点[2-3]。

输油气站场是油气长输管道的心脏，站场内部主要有输油泵、压缩机、阀门、加热炉、过滤器、储罐、空冷器等设备，这些设备通过站场工艺管道连接成一个整体，实现对上游来油/气的增压、加热或冷却的作用[4]。站内关键的工艺管道一旦出现泄漏着火等情况，将导致输油管道停输或天然气管道供气量不足等情况，甚至出现环境污染，影响居民用气等严重后果。因此越来越多的企业开始关注站内管道管理，并开展了积极的探索[5]。

2 管理难点

站场工艺管道管径大小不一、管件多、焊口连接方式不同、管道周围辅助设备设施较多。这些特性导致站内工艺管道完整性管理方面存在许多难点，具体归纳如下：

2.1 基础数据管理困难

工艺管道编号虽然有标准，也可建立台账管理，但通过现场实践发现，经过多次台账梳理更新，仍存在基础数据不清晰，更换管理人员后无法完全理解辨识原基础数据的情况。且在运行过程中检测、检修信息难以与管道信息对应管理。

2.2 站场工艺管道检测困难

站场工艺管道包含管件多、流程相对干线管道更复杂，且管道周边辅助设施如围墙、电缆等产生的干扰因素，导致不开挖检测和开挖检测都存在较多风险。

2.3 管线薄弱点多

站内管道中部分管道因穿过消防路或厂房等需增加套管，且小口径管道多，常出现腐蚀漏油。

2.4资金成本高

站内管道无论是改造还是开展检验，都存在资金成本高的问题。

3 管理实践

面对以上问题，西部管道公司结合站场完整性管理理念，开展了一系列的探索尝试。

3.1 基础数据管理

目前国内已知的工艺管道基础数据管理有以下三种方式：

①单纯收集基础资料，建立管线台账，将所有信息纳入台账表格中；

②利用GIS扫描测绘技术，对地上工艺管道进行数字矢量化，地下管道根据图纸进行数据补充[6]，建立图形化资料；

③分析站内设备设施与工艺管网之间的对应关系，建立联系、几何网络、完整性管理三种数据类型，以几何网络对工艺管道中心线和设备设施进行建模，如图1[7]。

④在方案二的基础上，明确工艺管道拆分標准，以三维建模为基础，直观地还原站场真实比例，并与已建设备管理平台进行搭接，避免原设备管理平台推倒重建，如图2。

西部管道公司采取方案四，现场人员通过学习软件，一周内完成了58座压气站三维模型的搭建，录入直管段14311个，管件8148个，焊缝信息25254条。该方法有以下几个优点：一是设备及管件模块化输入，将数据资料图形化；二是内部设置数据库，实现了图形与数据管理结合；三是可拓展性强，现场动火作业或管道检测后可，现场人员可及时将信息录入；四是可为管理人员提供辅助决策支持，如动火作业时管理人员不必到现场即可对现场焊缝距离、周边设备情况等了如指掌。

3.2 工艺管道检测

3.2.1 检测方法

工艺管道检测内容包括对防腐层、管道本体、焊缝的检测。针对防腐层，在不开挖情况有管道电流测绘仪（PCM）、密间隔电位测量仪（CIPS）、直流电位梯度测试仪（DCVG）检测方法，开挖情况下有目视、电火化漏点扫描、剥离试验等检测方法；针对管道本体有超声测厚、超声导波检测、应变片检测；针对焊缝有射线检测、磁粉检测、渗透检测、超声检测、C扫描、TOFD检测、相控阵检测等方法。各类检测方法对不同缺陷类型的敏感度、人员操作水平、现场作业条件要求均有一定差异。

3.2.2 检测标准

在工艺管道管理过程中依据的标准较少，检测范围和频次主要依据有《在用工业管道定期检验规程（试行）》（ZBFGH 34）、《压力管道安全技术监察规程—工业管道》（TSG D0001）。在检测范围、频次及检测方法选择方面，标准依据有一次的指导性，但由于针对所有工业管道，在输油气现场实际检测过程中，还需要进一步细化。

3.2.3 现场实践

西部管道公司从2013年开始开展站内管道检测工作，制定了适用于公司所辖站场、阀室内工艺管道检测的企业标准《站内工艺管道检测与评价规程》（Q/SYXG0078-2017）。在开展站场全面检测时，对所有弯头、三通进行焊缝检测和壁厚检测，焊缝检测采用相控阵+超声+磁粉的方式检测。为确保关键部位焊缝检测质量，识别典型压气站进站三通、出站三通、压缩机进口汇管三通、压缩机出口汇管三通、防喘汇管三通等关键焊缝15道，采用双百方式进行检测。2018年在开展霍尔果斯站工艺管道焊缝检测时，发现了一台压缩机组入口管线与汇管三通的焊缝存在砂眼和焊缝裂纹，立即采取换管措施，避免了着火爆炸等异常情况的发生。

3.3 薄弱环节管理

3.3.1 套管内管线

套管内管道由于以下三个原因导致易腐蚀：

①现场施工不规范，导致套管两端密封不严，套管与管线间形成腐蚀环境；

②套管安装时，套管内管线外防腐层受到破坏；

③管线周围没有土壤填充，未能与牺牲阳极形成保护回路，阴极保护效果差。

针对以上情况，西部管道公司采取以下措施对套管内管线进行管理：

①利用站内管道全面检测时机，对套管内管道采用超声导波方式进行检测；

②检测后，采用粘弹体膏在套管两侧进行填充密实，填充厚度不低于20cm，完成后采用粘弹体带+聚丙烯外护带进行封口；

③必要时将套管改造成涵洞结构。

3.3.2 小口径管线管理

站内工艺管道中设备排污、泄压、油品回注、压缩机干气密封、燃料气等管线口径小，泄漏概率高。近10年公司出現的各类站内管道泄漏事件中，有85%以上发生在小口径管线。小口径管线由于以下几个原因导致易腐蚀：