中海石油宁波大榭石化有限公司 储运二部
摘要：本文对大榭石化地下管沟内敷设管线存在的问题和管理难点进行分析，并采取措施干预，解决了地下管沟内管线存在的易腐蚀、积水、水击等问题对生产带来的影响。
关键词：积水；腐蚀；水击；Denso矿脂带
1.前言
大榭石化二期罐区（20万罐区）设计储存油品包括250#燃料油（沥青）、润滑油基础油、工业燃料油。20万罐区与一期罐区、装置和码头中间隔了恒信库区、实华码头、中石化库区，装置产品通过实华库区西侧排水渠上方管架输送至20万罐区，罐区油品亦可从原管架上管线向老罐区倒罐或至三万、五万码头发货，受地形限制，在实华门口段约324.2米，采用管沟敷设，管沟内管线分上下两层，上层敷设1条DN300燃料油装置线、1条DN400燃料油装船线、1条DN250润滑油装置线、1条DN350润滑油装船线，下层设置有1条DN250的工业燃料油装置线、1条DN350的工业燃料油装船线和1条DN150的蒸汽线。燃料油管线设计介质出装置温度为90-140℃，润滑油管线设计介质出装置温度为80-100℃，管沟内管线的受热补偿在拐弯处采用自然补偿，在中间约234米的直管段部位，下层工业管线各采用了两处π形补偿器，上层的燃料油和润滑油4条管线则在中间各设置了3台波纹管补偿器。
2.管沟管线存在的问题和对策
20万管沟建于2008年，并于2009年初正式投用，2011年第一次拆除盖板进行预防性检修，管沟存在的诸多问题开始逐渐显现，公司组织进行了维修并采取预防性措施后，管沟复位继续投用，此后，每年对管沟盖板拆开检查管线的运行情况，确认验证干预措施的有效性，经过多年的实践和探索，积累了一定的经验和方法，管沟存在的问题主要有：
2.1易积水
宁波地区多雨，特别是梅雨和台风季节，降雨量较大，造成地下水位偏高，管沟地势偏低，且沟壁防渗能力差，极易渗水，造成沟底存水，下层管线管托支撑在管墩上，管墩虽设计有排水孔，但容易堵塞，出现积水没过管墩，侵泡管线的现象。管沟一侧临近山地，且缺少排水系统，从山地上流下的积水有时没过管沟盖板，当初，为便于管沟内管线检修，管沟上方采用预制盖板，横在管沟上，然后用水泥嵌缝，所以防渗能力极差，在台风季节，管沟内曾多次出现积水没过管线的情况，并对保温材料硅酸铝造成破坏以致失效，水没过蒸汽管线，出现水煮效应，也造成蒸汽紧急关停。
针对此类情况，公司采取了以下措施：①对管沟内部进行检查，并对底部管涌和沟壁渗漏严重的地方进行了封堵；②在管沟靠山侧借助实华公司修建的污水管道辅助排水；③将底部管墩排水孔扩大成贯通的排水槽；④清理底部杂物和淤泥；⑤将底部填混凝土，按比降做成斜状排水沟，增加排水速度；⑥将管线上原来硅酸铝保温更换成遇水后不易变质或失效的其它类保温材料；⑦将原来管沟末端的集水井扩容，并增设一台自吸抽水泵，与原潜水泵共用。
采取以上措施后，基本解决了管沟内易积水的问题，台风季节再未出现积水没过管线的情况。
2.2易腐蚀
管沟地势低洼，内部的水不能完全排出，形成水蒸气，而且管沟相对密闭，几乎不通风，造成内部湿度较大。同时，管沟中敷设的蒸汽管线对内部环境持续加温，对水分转化为水蒸气起到了促进作用。理论上，金属的锈蚀程度与周围环境的温度和空气的相对湿度有关，用公式表示其影响值：
A=
×1.054t
公式中 A—锈蚀度；
H—空气的相对湿度，%；
t—温度，℃。
从公式可以看出，湿度和温度都是影响锈蚀的重要因素，温度越高，管线锈蚀速度越快；当相对湿度为65%时，A=0，通常把它称之为钢铁锈蚀的临界湿度。若相对湿度低于65%时，A为负值，此时金属不易锈蚀，当相对湿度高于65%时，金属腐蚀逐渐加剧。
管沟内敷设管线原设计为粉刷有机硅酸耐热底漆防腐，但由于管沟狭小作业困难，防腐不到位，而且在靠沟壁侧及管托施焊部位防腐容易产生缺陷，加之潮湿和高温反复作用，管线腐蚀作用明显。
管沟投用第三年，打开盖板进行检查时发现下层工业装置管线（φ273×8.0）局部腐蚀尤其严重，在腐蚀中心进行局部测厚，显示管线余量为4.4mm，减薄近50%，内部钢制管件管架也发现存在较严重的腐蚀。
针对以上问题，在管沟盖板上方设置了若干加高的通风检查口，一方面加强通风散热，使水蒸气及时通过空气对流散发掉，另一方面可以方便随时检查管沟内部的情况。当时，由于工业燃料油装置线一直处于收油状态，无法对管线进行更换，通过对最小壁厚进行承压计算：
P=（2×σ/S×δ）/D=（2×410/8×4.2）/273=1.57MPa
最小厚度4.2mm能够承压1.57MPa，工业燃料油装置线正常情况下日常的运行压力在0.6 MPa左右，4.2 mm的管线厚度在不继续腐蚀的情况下可以满足运行要求。针对当时的实际情况，暂定对管段管线外壁使用精锐化学（上海）有限公司的Denso矿脂防腐带进行防腐。
DENSO 产品化学耐性表
一年后，对防腐部位进行窗口检查，总体效果良好，检查部位未出现继续腐蚀的现象，在后来的几次检修中，对腐蚀严重部位管线进行了彻底更换，并将其余管段分批完成了Denso矿脂防腐，通过历年对不同管段进行窗口检查，防腐效果良好，矿脂带下管线仍保持着防腐前打磨出的金属光泽。
2.3水击作用明显
上层的润滑油和燃料油管线不同于下层的工业管线设置了π型补偿器，而是采用了波纹管补偿热膨胀，直管段达到了234米。管道中的液体在流动时，如果下游管道上的阀门突然关闭，造成管道断流，液体在源头压力和惯性的作用下，形成压力积聚，产生水击。水击不但使管线产生振动、移位，还会对管架、限位管托造成损伤，更有甚者会使管线的薄弱部位、波纹管补偿器破裂，危害非常大。水击产生的压力增加值与管线内介质流速成正比例关系，即：
△H=- 
式中 △H—压力增加值，m液柱；
m/s；
ｇ—重力加速度，9.8m/s2；
a—压力波传播速度，m/s.
a可按式
a=
进行计算；
K—液体的体积弹性模数，Pa，对于油品可取K=1.35×109Pa；
E—管材在操作温度下的弹性模量，Pa；
ρ—液体密度，Kg/m³；
d—管道内径，m；
δ-管道壁厚，m；
简单计算时大管道可取a=1000 m/s，高压小管道可取a=1200-1400 m/s.
管沟上层的两条装置线，受装置加工量不大的影响，流速较小，而且改罐时采用先开后关的方式，水击作用不明显，在此，只以两条装船线为例进行分析。燃料油装船最大泵P1301流量为740m³/小时，管径为DN400mm，管道内介质最大流速为V=740÷0.22π÷3600=1.64m/s；润滑油装船最大泵P1303流量为900m³/小时，管径为DN350mm，管道内介质最大流速为V=900÷0.1752π÷3600=2.60m/s，a采用简单计算取值，计算如下：
△H（燃料油装船线）=-
= 
=167m液柱，按1个标准大气压=10332.27mm的水柱换算，△H（燃料油装船线）约为1.7Mpa，P1301为螺杆泵，燃料油装船线作业时，压控控制出口最高工作压力为1.2 Mpa，末端阀门关闭时，管线内合计共产生压力为2.9 Mpa。
△H（润滑油装船线）=-
= 
=265m液柱，按1个标准大气压=10332.27mm的水柱换算，△H（润滑油装船线）约为2.7Mpa，P1303为离心泵，润滑油装船线作业时，管沟段压力为最高工作压力为1.0 Mpa，末端阀门关闭时，管线内合计共产生压力为3.7 Mpa。
管线和波纹管补偿器的设计压力5.0 Mpa可以满足需要，但管线和补偿器经过腐蚀后，特备是波纹管补偿器长期运行后波纹管处容易产生疲劳变形，使强度显著降低，加剧了破裂风险，而且管线瞬间增加的压力也会以一种轴向推力的方式作用在管架和管托部位。
在2011年打开管沟检查时，虽未发现管线和补偿器出现损伤，但发现有7榀钢结构管架被整体推倒，可见作业时产生的管线轴向推力非常大。
管道内液体产生的水击分直接水击和间接水击两种：
直接水击条件为：τ≤ 
间接水击条件为：τ＞ 
式中 τ—管道末端阀的关闭时间，s；
Lh—传播水击波的管道长度，m；
A—压力波的传播速度，m/s.
按管沟直管段234米计算：
=
=0.468s，间接水击条件下，末端阀门的关闭时间τ应大于0.468s。
为了减小水击对管线运行的影响，我们对操作提出了如下要求：装船前，需先打通后路至船方所有流程，启泵后，开泵出口阀门之前，要尽可能开启泵复线使液体回流，减少出口压力，开启出口阀时，尽量平缓，控制流量不要提升太快；装船结束时，提前降低流量，将出口阀关小的同时，尽量开大泵复线回流，关阀动作要缓慢平稳，动作不要太快，而且不要出现后路提前关闭，造成管线压力急剧上升的情况。通过对操作进行规范和控制，将水击造成的影响尽量降低，使此类风险基本可控。
3.结束语
管沟敷设管线与露天管架敷设管线相比，存在易腐蚀、发生问题后不易发现、难维护等缺点，建议在进行管道安装时，尽量避免前者出现，而前期建成的管沟，往往受各种后天形成的条件和越来越严的规范制约，难以再进行整改，但从各个方面，采取有针对性的方法和干预措施，仍然可以保证其正常的运行。同时，我们将管沟列为生产中重点关注对象，日常工作中，增加了巡检的频次，并制定应急预案，使异常问题在第一时间能被发现，第一时间进行处理。
参考文献：
[1] 中国石油天然气集团公司职业技能鉴定指导中心编，油品储运调和操作工（第一版）[M]，东营：中国石油大学出版社出版，2008：28-29
[2] 吴贡珍.对库区内油管线敷设在管沟内的几点看法.油气储运，1988，第七卷，第三期
论文作者:杨光强
论文发表刊物:《基层建设》2019年第22期
论文发表时间:2019/11/1
标签：管线论文; 燃料油论文; 压力论文; 管道论文; 润滑油论文; 装置论文; 积水论文; 《基层建设》2019年第22期论文;