李安軍

烏魯木齊輸油氣分公司

【摘要】利用現有工況條件，在汽柴油混輸狀態下，采取汽、柴油交替發送清管器，漸進式排查管道卡堵可能性，嚴格管控現場泄露風險，縮短清管器在管道內運行時間，為變形檢測、漏磁檢測做好工況準備。

【關鍵詞】成品油管道 交替輸送 清管器 風險管控

克烏成品油管道始于克拉瑪依煉油廠西側， 止于王家溝商業儲備油庫東側， 線路全長為291.776km，設計輸量為160×1 0 4 t / a，設計壓力為6.4MPa，干線管徑D273×7 （ 5 ， 6 ）mm�？藶豕艿拦踩�段，每段有泵加壓外輸。克烏管道自1996年建成投產以來未進行任何清管及內檢測作業，因而非常有必要對克烏管道全線內檢測清管及檢測作業進行全面的風險分析和預判。

1 工況條件難點及風險分析

（1）存在未知因素

管道事件共發生13起，其中第三方破壞3起，打孔盜油10 起。打孔盜油安裝的閥門在管道的內接物情況不明確。

（2）干線閥門通過能力較差

克烏管道干線采用DN250、PN6.4閘板閥（見圖1、圖2）。實測通徑僅為240mm（見圖3）。閥座位置有2mm的縮徑，即閥門全部開啟后的內徑為236mm（見圖4），存在卡阻風險。

（3）管道內雜質較多

統計站場清理過濾器的雜質量，每次清出約5kg鐵磁性雜質， 清管期間雜質可能會堵塞過濾器。

（4）泄漏風險較大

由于閥門內漏等原因，進行收發球作業時，造成汽油泄漏的可能性較大。

（5）704、706站進出站彎頭連續，直管段較短

進站彎頭處壁厚9.2mm， 內徑為254.6mm；出站彎頭壁厚9.9mm，內徑為253.2mm。三個彎頭為連續彎頭（見圖5、圖6），其中兩個彎頭的直管段部分只有1m，檢測器通過能力較弱，此位置容易卡堵。

2 管道清管評估風險的應對措施

為有效降低清管作業過程中可能發生的各種風險，針對克烏管道的工藝設施、設備設施安全狀態采取了一系列應對措施。

（1）管道內接物和閥門縮頸問題，通過發送測徑板來預判內接物對清管器通過能力的影響程度。如果變形程度較大，通過發送變形檢測器來確認具體位置并進行相應的改造作業。

（2）管道內在輸送成品油環境下腐蝕鐵屑和砂子沉積較多的問題，通過首次發送軟體清管器清除的雜質量，綜合判斷管道整體清潔程度。

（3）開展沖壓實驗確認收發球筒的密封性，觀察收發球筒的內壓變化確認閥門內漏情況。

（4）704、706成品油站的閥門連續三個彎頭造成清管器通過能力減弱問題，實施了工藝改造，由三個連續彎頭連接改為直管連接的方式。改造中發現，在連續彎頭處有三根木棒（見圖7），最長的3米，最短的也有1 米。

（5）對閥門縮頸問題，為了降低卡堵風險，清管器發送應遵循“循序漸進”原則，利用測徑板的變形量初步判斷管線縮徑量；開展閥門卡阻實驗，對不符合要求的閥門進行更換；通過清出的雜質量來確定清管器的選用類型，在雜質量降到10kg以下時方可考慮更換清管器類型。

（ 6 ） 針對卡堵的搶修處置，按照閥門間距的風險發生點編制了應急預案，充分考慮了卡阻后油品回收方案及上游煉廠憋庫和下游儲罐的空量。

3 清管作業運行方案對比選擇

3.1 清管作業經濟和安全性分析比對

從生產安全角度考慮，應全柴油段發送清管器；從風險管控角度考慮，應優先選擇柴油、航煤次之、最后是汽油；從油品質量要求和經濟角度考慮，不應在航煤段發送清管器。最終選擇在汽油或柴油段發送清管器...

3.2 清管作業方案確定

（1）利用柴油和汽油交替發送開展清管作業。同類型清管器首次發送，采用0#柴油為介質， 排除卡阻風險后采用汽油發送。

（2）采用分段發送方式，克烏線管道內只運行一只清管器， 降低卡阻風險。

（3）作業計劃安排。每月協調1-2批次柴油，其余利用汽油段發送，克-703段4個月完成； 703-705段5個月完成；705-王家溝7個月完成。

（4）站場收發球作業開展氮氣置換工作。

（5）收、發球作業全過程進行氣體濃度檢測，可燃氣體不超標時方可作業。

（6）準備充足的現場應急消防器材，如消防車、移動式泡沫滅火器。

4 結論

在實施管道清管作業時，應對管道及與之相關的基礎信息進行調查統計，進而做出相應的評估，分析、預判可能發生的各種風險，并采取應對措施，在綜合分析各方面因素的基礎上制定科學合理的作業方案。