一种大落差液化石油气管道压力保护系统的制作方法

本实用新型涉及一种大落差液化石油气管道压力保护系统。

背景技术：

近年来，随着天然气加工和处理技术的快速发展，液化石油气作为一种重要的天然气烃液回收副产品，其中、长距离管道输送需求不断提升。液化石油气具有辛烷值高、抗爆性能好、热值高等特点，但由于其密度在液相比水轻，在气相比空气重，且具有极强挥发性，一旦发生管道泄漏，必然发生液相气化、气体聚集，极易引发重大事故。因此，液化石油气管道的安全保护至关重要。

液化石油气既有液体烃类的输送静压差性质，也有泄放后迅速挥发的特征，因此其超压分析与压力控制技术对设计技术、自控技术等要求较高。目前，诸多针对液化石油气管道压力保护的技术不断报道，重点围绕水击保护技术展开，取得了较大的突破。

随着液化石油气长距离管道项目不断增多，复杂地形下的管道项目越发常见，其建设技术要求不断提升，其中，以高落差地形液化石油气管道为代表的压力保护理论和技术亟待进一步发展。在高落差液化石油气管道中，管道正常运行时，高落差地段的操作压力低于起点压力，系统最高压力一般出现在起点的外输泵出口，外输泵配置了超压保护回路；一旦管道发生下游意外关阀后，对于靠近线路下游的低海拔“u”型地段，若外输泵由于控制问题关闭不及时或无法关闭，则可能发生引起外输泵对密闭管道进行充装加注，管道系统将迅速建立以外输泵最高排出压力为基础的静水压力系统，“u”型底部管道压力等于静水压力加上起点最高排压，将可能短时间内异常增高，甚至超过管道自身强度，造成严重的安全隐患。同时，对于该工况，若在所述低点位置设置管道压力泄放措施，需要考虑设备、人员操作等情况，将带来较高的设备投资和运行投资，也将增大管道安全防护的难度；若在低点段选用设计压力更高的厚壁管，则可能引起投资大幅增加，且可能对管道清管造成影响。因此，设计一种合适的压力分析与远端泄放系统，将在位压力控制转化为起点定量泄压，对于保障高落差液化石油气管道系统安全意义重大。

技术实现要素：

为了克服现有技术的缺点，本实用新型提供了一种大落差液化石油气管道压力保护系统，基于液化石油气基本物理性质与输送工艺，结合高落差管道(u形地势)的水力特性，从优化液化石油气管道极端工况下超压保护工艺的角度出发，提出对大落差液化石油气管道采取“上游站内远程压力控制”的操作工艺，借助预设估算值与实测计算值相结合的手段，合理控制中远端大落差(低地势)段管道的极端工况压力，省去管道低点压力保护站场投资和运维人员开支，减小管道整体运行风险，或省去低点段管道采用厚壁管而引起的投资增加，并进一步推动液化石油气管道设计与安全保护技术发展。

本实用新型所采用的技术方案是：一种大落差液化石油气管道压力保护系统，包括外输泵系统、上游远程压力保护系统、独立参数监测系统和逻辑控制系统，其中：

所述外输泵系统包括依次连接的液化石油气储罐、入口管段、外输泵、泵后管道、超压泄放返排支管和返排总管，所述返排总管连入液化石油气储罐中；

所述上游远程压力保护系统包括在泵后管道上开口连接的紧急泄放支管和手动泄放支管，在紧急泄放支管上设置电动阀门和限流孔板，在手动泄放支管上设置手动阀门和限流孔板；两个限流孔板后端均通过支管连入返排总管；

所述独立参数监测系统包括安装于泵后管道上的压力变送器和温度变送器，以及安装于低点埋地管段上的流量变送器、压力变送器和温度变送器；

所述逻辑控制系统接收独立参数监测系统实时上传的检测数据、以及同步上传的外输泵运转参数，并将控制信号发送至上游远程压力保护系统。

与现有技术相比，本实用新型的积极效果是：本实用新型提出了针对大落差液化石油气管道极端压力保护的应对策略和解决方案，优化控制方案。具体包括外输泵系统、独立参数监测系统、上游远程压力保护系统和逻辑控制系统等，其中：液化石油气经站内储罐进入所述外输泵系统，增压后由液化石油气管道输送至下游站场，并由储罐接收。线路管道走势呈现起点高，中部低和末点稍高的特点。管道低点参数由在线低点参数检测系统收集并上传，并通过逻辑控制系统分析后，由上游远程压力保护系统进行保护操作。所述外输泵系统包括液化石油气外输离心泵、出口超压回流安全阀及配套管路，其中，外输离心泵提供输送动力，出口超压回流安全阀的设定压力为停输工况下下游最低点管段压力值等于管道设计压力1.1倍的起点在位压力值，限制外输离心泵的排压超高，控制管道运行时的最高流动压力低于其设计压力，保障管道安全，亦是所述上游远程压力保护系统失效后的最后保护屏障；所述独立参数监测系统为设置于管道中段、海拔最低点的压力、温度、流量测试管节及仪表，提供实时检测参数；所述上游压力保护系统为设置于上游外输泵下游、站内管道上的紧急泄放阀、手动泄放阀、限流孔板和回流管道，用于在系统运行中，依靠逻辑控制系统控制或提示，根据管道低点的最高承受压力，快速泄放起点段介质，控制起点段压力，保障系统安全；所述逻辑控制系统包括停泵信号、开阀信号控制系统，传递动作指示至所述上游压力保护系统，对管道系统进行保护。本实用新型的优点具体表现为：

(1)设置科学

本实用新型基于液化石油气管道运行和停输过程中压力变化规律，在管道下游低点设置独立参数监测系统，对温度、压力和流量进行实时监控，通过一级保护系统(上游远程、主动泄压系统)和二级保护系统(超压安全阀泄放)进行系统保护，以保证低点压力不超过管道安全压力限制。本系统独立于常规的外输泵逻辑停泵系统，起到增强保护的作用。

(2)经济性佳

本系统针对具有较高饱和蒸汽压的液化石油气管道，基于高落差u形管道水力学特点，利用远程回罐泄放管道代替了沿途在位泄压系统和厚壁增强管道，一方面避免了沿线设置小使用频率的泄压站场以及由此引起的经济和人员投入，另一方面也免去了采用厚壁管道造成的投资增加及清管卡球风险。

(3)控制可靠

本系统所述上游远程压力保护系统同时设置电动开启和站内手动开启，且进一步依靠超压安全阀泄放保护，保证安全冗余足够。

(4)推动技术发展

以液化石油气管道为代表的高饱和蒸气压管道，受介质特性限制，在超压机理和超压保护上远远复杂于常规烃液管道，以本实用新型提出的保护理论可推动相关高饱和蒸气压介质输送管道的技术发展。

附图说明

本实用新型将通过例子并参照附图的方式说明，其中：

图1为本实用新型的一种大落差液化石油气管道压力保护系统的示意图。

具体实施方式

本实用新型公开了一种大落差液化石油气管道压力保护系统，包括外输泵系统、独立参数监测系统、上游远程压力保护系统和逻辑控制系统等。

如图1所示，一种大落差液化石油气管道压力保护系统，主要包括：液化石油气储罐1、入口管段2、外输泵3、泵后管道4、超压泄放返排支管5、超压安全阀6、紧急泄放支管7、电动阀门8、手动泄放支管9、手动阀门10、限流孔板11/12、压力变送器13/14、温度变送器15/16、流量变送器17、旁路支管18、干线旁路球阀19/21、外输截断阀20、返排总管22。

其中，液化石油气储罐1、入口管段2、外输泵3、泵后管道4、超压泄放返排支管5、超压安全阀6、外输截断阀20、返排总管22组成外输泵系统，负责对液化石油气进行储存、增压，并输入下游管道；在外排超压工况下，负责接收从超压安全阀中返回的液化石油气，保障管道安全；在下游外输截断阀20意外关闭引起超压工况下，作为所述上游远程压力保护系统的冗余设置。

具体地，

1)液化石油气储罐1为钢制储罐，露空设置，起到液化石油气存储、外输缓冲的作用，并在超压、紧急泄放等工况时接受外输泵下游系统返排进入的液化石油气；

2)入口管段2为钢制管道，露空安装，与外输泵3连接；外输泵3选用筒袋泵，埋地安装，对液化石油气进行增压外输；外输泵3接收常规逻辑控制(下游阀门关闭)；泵后管道4连接外输泵3和下游管道，露空安装，并配置保温系统和伴热系统，起到停输工况下维持管道内介质温度的作用。

3)超压泄放返排支管5在泵后管道4上开口连接，管径不小于dn100，下游连接超压安全阀6；超压安全阀6采用弹簧式安全阀，设定压力为停输工况下下游最低点管段压力值等于管道设计压力1.1倍的起点在位压力值，泄放介质排入返排总管22，并进入液化石油气储罐1；返排总管按照3‰的坡度连入液化石油气储罐1的顶部；超压安全阀6的最大泄放能力为外输泵3在极端工况下最大排出量的1.2倍。

其中，紧急泄放支管7、电动阀门8、手动泄放支管9、手动阀门10、限流孔板11/12等组成上游远程压力保护系统，负责在管道由于停输、堵塞等引起起点压力升高后，防止中间低点管道压力超过设计压力，在管道上游进行远程压力泄放，将管道中部分液化石油气泄放回排至储罐，控制管道介质从流动态变为近似静止态后沿程压力的分布变化，也负责控制管道在长期停运后因热膨胀引起的压力变化。

具体地，

1)紧急泄放支管7在泵后管道4上开口连接，管径不小于dn100，下游连接电动阀门8和限流孔板11；电动阀门8为电动球阀，常关，根据所述逻辑控制系统控制开启或关闭；限流孔板11起到紧急泄放介质的泄压和限流作用；限流孔板11后接支管，并连入返排总管22。

2)电动阀门8在根据：外输点压力达到泄放设定值、下游低点压力超过管道设计压力或沿途阀门关阀信号发出后外输泵3未停止等三种工况进行“三选一”满足后紧急开启；在外输点压力低于设定值、下游低点压力低于管道设计压力和沿途阀门关阀信号发出后外输泵3停止等三种工况“三选三”满足后缓慢关闭；所述泄放设定值为停输工况下，下游最低点管段压力值等于管道设计压力1.0倍的起点在位压力值。

3)手动泄放支管9在泵后管道4上开口连接，管径不小于dn100，下游连接手动阀门10，并接入限流孔板12；手动阀门10为手动球阀，常关，在外输点压力达到泄放设定值、下游低点压力超过管道设计压力或沿途阀门关阀信号发出后外输泵3未停止等三种工况进行“三选一”满足后紧急报警提示，通过人工在位开启，进一步提高系统安全性。

其中，压力变送器13/14、温度变送器15/16、流量变送器17组成独立参数监测系统，专门负责监控管道关键位置的压力、温度和流量，为本系统中安全操作提供检测参数。

具体地：

1)压力变送器13、温度变送器15安装于泵后管道4上，对泵后介质的压力和温度进行实时检测，并将数据上传至逻辑控制系统；

2)压力变送器14、温度变送器16、流量变送器17安装于低点埋地管段上，对低点管道中介质的压力、温度和流量进行实时检测，并将数据上传至逻辑控制系统；压力变送器14、温度变送器16安装于低点埋地管段的旁通支管18上，以避免影响清管；流量变送器17直接夹持在干线管段上；旁通支管18的上下游设置干线旁路球阀19/21，在检修所述压力变送器14、温度变送器16时关闭，隔离干线介质。

3)外输泵3运转参数也同步上传至逻辑控制系统。

另外，系统的逻辑控制系统设置在外输泵站，设置独立的信号通道对所述独立参数监测系统上传的信号进行处理，并将动作指示发送至上游远程压力保护系统。

利用上述内容，提出一种大落差液化石油气管道压力保护方法，包括如下步骤：

步骤一：根据地形，提取起点和中途最低点的高程，计算液化石油气停输后的静水压力差；利用管道设计压力和所求静水压力差，计算得到起点在位压力值，包括安全阀起跳压力和电动球阀启动压力；若阀门关闭引起的水击压力相比所求停输静水压力差占比超过10％，则利用管道设计压力和所求静水压力差及水击压力，计算得到起点在位压力值，包括安全阀起跳压力和电动球阀启动压力。

步骤二：正常输送时，液化石油气通过外输泵3打入下游管道，超压安全阀6关闭，电动阀门8关闭，手动阀门10关闭，压力变送器13/14、温度变送器15/16、流量变送器17正常监控，干线旁路球阀19/21开启。

步骤三：下游外输截断阀20关闭后，联锁上游外输泵3停止；若上游外输泵3停止失效，进而引起下游管道持续充装，逻辑控制系统收到外输泵3持续运行信号，以此作为电动球阀8自控开启和手动阀门10报警开启的信号之一；以外输点压力变送器13监控压力超过泄放设定值作为电动球阀8自控开启和手动阀门10报警开启的信号之二；以最低点压力变送器14监控的下游低点压力超过管道设计压力作为电动球阀8自控开启和手动阀门10报警开启的信号之三。根据上述信号，满足其一即立即自动开启电动球阀8或人工开启手动阀门10，进行系统压力保护；在外输点压力低于设定值、下游低点压力低于管道设计压力和沿途阀门关阀信号发出后外输泵3停止这三种工况“三选三”满足后缓慢关闭。

步骤四：若步骤三依然无法进行系统泄压，导致系统各压力监测点压力继续升高，则进入被动保护程序，当外输点压力变送器13监测压力超过安全阀起跳压力，超压安全阀6启动，超压介质泄放至液化石油气储罐1。

步骤五：在管道冬季停输后，所述独立参数监测系统、上游远程压力保护系统和逻辑控制系统等保持工作状态，当由于热膨胀引起介质压力升高后，以外输点压力变送器13监控压力超过泄放设定值作为电动球阀8自控开启和手动阀门10报警开启的信号之一；以最低点压力变送器14监控的下游低点压力超过管道设计压力作为电动球阀8自控开启和手动阀门10报警开启的信号之二。根据上述信号，满足其一即立即自动开启电动球阀8或人工开启手动阀门10，进行系统压力保护。进一步地，若上述步骤未完成，导致系统各压力监测点压力继续升高，则进入被动保护程序，当外输点压力变送器13监测压力超过安全阀起跳压力，超压安全阀6启动，超压介质泄放至液化石油气储罐1。

本实用新型的工作原理为：

在大落差液化石油气管道中，在管道末端存在地势极低的大落差段时，受正常输送中摩阻的影响，该低点段压力往往较低，管道可全线采用统一的、按照起点压力选择的设计压力，实现全线壁厚统一、不再增设低点段就近保护系统或站场；在低点段下游阀门意外关闭时，若上游外输泵停输延迟停车或故障无法停车，系统无法依靠外输泵下游正常设置的超压安全阀泄放管道内介质(此安全阀主要保证管道正常输送时外排压力不超过管道设计压力，其设定值较高)，则可能在低点段形成充装压力和静水压力耦合的极端压力，该压力值可能超过外输泵的外排压力，因此需要设置紧急泄放系统对外输泵后压力进行泄放，以降低下游低点处的实际压力。本实用新型在外输起点、大落差低点均设置了独立的压力、温度和流量检测装置，对上述工况下的在线参数进行实时检测与传输，电动阀门8在外输点压力达到泄放设定值、下游低点压力超过管道设计压力或下游关阀信号发出后外输泵3未停止等三种工况“三选一”满足后紧急开启；在外输点压力低于设定值、下游低点压力低于管道设计压力和外输泵3停止等三种工况“三选三”满足后缓慢关闭，以实现在不增加低点就近泄放设施或不提高低点段设计压力的条件下，对低点管道系统的远程保护。