成品油管道运输

成品油管道运输（精选8篇）

成品油管道运输 第1篇

1 成品油管道运输的特点分析

成品油管道运输有诸多明显优势。首先, 成品油管道运输能明显减少成品油损耗;其次, 成品油管道运输能明显降低运输费用, 可以省去装卸、运输等多个作业环节;再者, 成品油管道还可以改善油品运输供应的协调性, 优化输油的操作条件, 便于集中管理, 而且对复杂地形和恶劣气候条件适应性更强, 对环境的污染更少, 运输过程更加安全可靠;此外, 可能导致油品质量变差的因素更少, 更重要的是, 成品油管道建设快、占地少、投资少。管道输送成品油是建设具有国际竞争力、完善的现代化物流储运体系的一个重要组成部分, 随着全球经济的增长, 各国都不断发展成品油管道运输, 积极调整成品油运输结构, 其大量采用对一个国家的经济发展起着重要作用。因此, 为利于我国成品油运输管网逐步走向成熟, 对成品油运输管道分布情况进行调查, 并且以此为基础对成品油运输管道体系进行合理完善高效的分析规划, 有很重要的潜在价值。

2 我国成品油管道运输分布现状

我国成品油的运输, 长期依赖铁路运输和水运。据有关资料统计, 目前我国成品油运输结构为铁路43%, 水路37%, 公路17%, 管道3%。与美国铁路运输成品油只占总量2%、管道输送占80%相比, 差距很大。

我国2000年之前的成品油管道基本处于停滞状态, 仅有早期建成的为数不多的几条。如1977年建成的格尔木至拉萨管道, 长1076km;1995年投用的抚顺至营口鱿鱼圈的成品油管道;1996年投产的克拉玛依至乌鲁木齐成品油管道等。这些管道大都输汽油和柴油。1998年资料显示:我国成品油运输水路占8%, 公路占21%, 铁路占70%, 管道仅占l%。这与石油工业的发展极不相称。我国各种运输线路长度的数据如表1。

20世纪末, 我国己成为一个石油净进口国。随着汽车工业的发展, 燃料的需求必将快速增长, 继续依靠铁路、汽车和船舶运输成品油已不能满足市场的需求。成品油市场规模的形成及其发展, 提出了建设成品油管道的迫切需要, 拉开了成品油长输管道建设的序幕。

2002年9月29日投产的兰成渝成品油管道, 全长1251km, 管径为508/457/323.9mm, 顺序输送汽油和柴油。沿途地势连绵起伏、最大落差达2254.9m, 中间分输站多达13个, 面向15个油库分输。兰成渝成品油管道的地形要比我国的库一都大落差输油管道复杂得多。

2006年建成投产的珠江三角洲成品油管道, 该管道首站拟设在湛江市, 覆盖茂名、阳江、江门、惠州、肇庆、佛山、中山、珠海、广州、东莞及深圳等地, 设计全长1056公里, 设计输送能力为每年1200万吨;鲁皖成品油管道, 始自齐鲁石化公司, 终点设在安徽省宿州, 全长约770公里, 途径3省9市;西部成品油管道, 该管道起自乌鲁木齐, 终点为甘肃省的兰州市, 全长约1800多公里, 设计输油能力每年1000万吨。

我国目前最大的成品油管道工程之一、“北油南调”的一条重要动脉兰州一郑州一长沙成品油管道工程试验段2007年在许昌举行开工典礼, 拉开了该管道工程建设的序幕。该管道工程西起甘肃兰州, 途经定西、咸阳、撞关、三门峡、洛阳、郑州、武汉, 最后到达长沙, 干线全长2073公里, 是我国目前最大的一条成品油管道工程。管道2008年建成后, 西部地区丰富的成品油资源将通过这条管线流向中东部省份。

截至2002年底, 我国原油输送管道总长度己达1.21万km, 成品油管道总长2700km, 成品油管道总长约为1.48万km。原油、成品油管道主要分布在东北、西北和华东地区。成品油管道己初步形成华北、西南、西北三大区域性管网, 具体情况如下所述。

(1) 华北地区, 已建成中原-沧州、大港-沧州、大港-天津、沧州-淄博等输气管线和一些地下储气库, 初步形成了能够统一调度的局部成品油管网。

(2) 西南地区, 己建成以南、北干线为主, 与川渝两地五大气源连通的环状输气管网, 并以南北干线和各气源为依托, 直供云南省云天化、贵州省赤天化等。

(3) 西北地区, 先后建成了陕西-北京、靖边-西安、靖边-银川、都善-乌鲁木齐、涩北-西宁-兰州输气管线及新疆和田电站供气管道等。西气东输管道、长庆-呼和浩特输气管道正在加紧建设中。

2008年末, 全国输油 (气) 管道里程为58326公里, 比2002年增长95.6%, 年均增长12.8%。其中输油管24136公里, 输气管24090公里, 分别比2002年末增长61.3%和62.7%, 截至2009年底, 我国已建油气管道的总长度达到约7.5万千米, 其中天然气管道3.8万千米, 原油管道2万千米, 成品油管道1.7万千米 (如图1) 。

目前国内正致力于规划建设三个全国性的管网系统。第一个是原油管网。连接油田和炼厂, 把华东、华北将首先形成输油管网。第二个是成品油管网。主要解决好西部资源与东部的成品油将通过规划建设的管道出峡东进, 横穿江汉平原送到武汉, 实现“川气入汉”。并将于拟建中的新疆地区至上海的成品油管道在武汉会合, 从而构成全国成品油管网“人”字形骨架。第三个是成品油管网。连接炼厂和用户, 在东北计划把各大炼厂连接起来, 并把富余的成品油通过管道输送到大连港, 由此装船运往各华中地区和华南地区。在西北计划建设从兰州进川到成都的成品油管道, 进而把成品油输送到四川、重庆和云贵北部地区。

3 我国成品油管道未来发展方向的思考

我国成品油管道的顺序输送技术目前仍处于初级水平, 自动化程度较低, 成品油管道顺序输送的特点和优势尚未充分发挥出来, 还需要不断吸收国外成品油管道顺序输送的先进技术和经验, 提高成品油管道的技术水平和管理水平, 充分发挥成品油管道的运输优势, 降低运输成本, 进一步提高我国成品油的市场竞争能力。

3.1 加快规划及建设速度, 尽快建成全国性成品油管道网络

要以满足辖区市场成品油消费结构调整、消费能三角地区经济高速增长要求, 按照“先重点后一般、先急后缓”的原则, 合理定位, 加快规划和构建覆盖国内主要市场的成品油管道干线;同时加快支线建设, 形成覆盖区间的成品油管网。一方面要抓紧抓好在建项目, 确保高质量按期完工投产, 尽快发挥效益;另一方面要抓紧拟建项目的可研论证, 突出管道建设的环境友好, 尽可能减少环境污染, 实现管道建设与使用的可持续发展。

3.2 加快管理及运行体制改革, 保证投用长输管道高效运行

针对成品油管线跨区域、站场多、管理分散等特点, 打破分板块、分区域管理格局, 集中所有成品油管道资源, 实行成品油管道资源集中扎口管理, 统一设立管道维修及养护基金, 统一人财物资源, 统一制定成品油管道运价规则, 提高管道运输效率, 防止形成运能闲置。

3.3 加快技术进步, 新建成品油长输管道主要技术经济指标要达到世界先进水平

要突出技术创新, 以建设数字管道为目标, 包括管道建设的可行性研究、勘察、设计、施工和运营、养护在内的管理信息系统、生产系统和模拟仿真系统的一体化, 为管道安全施工、生产运营数据采集和综合分析评价及生产调度管理提供统一平台。在条件许可情况下, 要积极引进光纤通信和卫星通信技术, 建立稳定、高效的数字化信息保障体系, 实现地下管道管理的可视性。随着油气管道输送技术的发展, 今后我国将攻关、推广应用和超前研发43项技术, 包括需要重点攻关的技术26项, 推广应用的新技术10项和超前研究的储备技术7项。通过这些重点技术项目的实施, 逐步形成油气输送技术、油气储存技术、管道工程技术、管道完整性评价及配套技术、油气管道运行管理与信息技术五大管道技术系列, 以全面提升管道技术水平。

3.4 加强管理模式的创新

随着西北、东北、西南、海上四大油气战略通道和国内油气骨干管网建设加快推进, 中国正迎来新一轮管道建设高潮, 同时也面临严峻挑战。因此, 传统的管理模式已不能适应当前和今后一段时期管道建设发展的需要。我国正在施行的从“建管合一”到“建管分离”管理制度也证明, 实施科学的合理的管理模式, 会给管道建设开创新的局面。

目前, 美国、欧洲、加拿大、墨西哥等管道工业发达国家和地区的管道公司对油气管道纷纷实施了完整性管理策略, 取得了显著的经济效益, 提高了管道系统本质安全性。为了保证我国油气管道的安全运行, 提高管道的整体管理水平, 实现与国际管道完整性管理的接轨, 我国正在积极建立管道完整性管理系统, 编制了完整性文件体系, 并使各项生产管理规范化, 从而有利于管理者发现和识别管道危险区域, 对各种事故做到事前预控。

摘要：成品油管道运输有诸多明显优势, 我国成品油运输管网逐步走向成熟。通过对中国成品油管道运输分布情况的研究, 对于科学合理地规划我国未来成品油管网的建设、更好提高我国成品油的生产销售各环节的效率具有重要而长远的意义。

关键词：成品油运输,管道分布

参考文献

[1]田野, 孙日鹏.关于加快成品油管道运输发展的几点思考[J].中国石油和化工经济分析, 2006 (17) :45～46.

[2]文武.西南成品油管道全线投油试运成功[N].中国石化报, 2006.

[3]李春光.我国成品油管道运输的现状及发展思路[J].当代石油石化, 2004 (8) :1 8.

[4]文武.西南成品油管道全线投油试运成功[N].中国石化报, 2006.

成品油管道运输 第2篇

第一部分 汤加成品油管道市场的投资环境研究

第一章 汤加宏观经济发展相关指标预测

第一节 汤加政局稳定性及治安环境点评

一、汤加政局沿革及其未来的政局稳定性点评

二、汤加政府效率点评

三、汤加社会治安条件点评

四、汤加对中国企业的整体态度点评

第二节 汤加重点宏观经济指标研究

一、汤加GDP历史指标及现状综述

二、汤加经济结构历史指标及现状综述

三、汤加人均GDP历史指标及现状综述

四、汤加汇率波动历史指标及现状综述

第三节 汤加基础设施建设配套的状况

一、汤加公路建设状况及相关指标

二、汤加铁路建设状况及相关指标

三、汤加港口建设状况及相关指标

四、汤加机场及航空建设状况及相关指标

五、汤加水、电、油、气的配套建设状况及相关指标

六、汤加通信与互联网建设的状况及相关指标

七、其他

第四节 影响汤加经济发展的主要因素

第五节 2017-2020年汤加宏观经济发展相关指标预测

一、2017-2020年汤加GDP预测方案

二、2017-2020年汤加经济结构展望

三、2017-2020年汤加人均GDP展望

四、2017-2020年汤加汇率波动态势展望

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五、2017-2020年汤加基础设施建设态势展望

第二章 汤加成品油管道市场相关法律法规研究

第一节 汤加成品油管道国际贸易的相关法律法规

一、汤加成品油管道的进出口贸易政策

二、汤加成品油管道市场的关税水平点评

第二节 汤加成品油管道税收的相关法律法规

一、汤加财政税收政策的重点内容

二、汤加与成品油管道市场相关的重点税种及税率汇总

第三节 汤加成品油管道金融外汇监管的相关法律法规

一、汤加金融政策的重点内容

二、汤加外汇监管政策的重点内容

三、汤加投资利润汇出的管道对比研究

第四节 汤加成品油管道投资的相关法律法规

一、汤加对外商直接投资的相关法律法规及重点内容

二、汤加对外商获得土地的相关法律法规

三、汤加对外商投资的鼓励或优惠政策的重点内容

第五节 汤加成品油管道市场准入及认证的相关法律法规 第六节 其他

第三章 汤加劳动力市场相关指标预测

第一节 汤加劳动力市场相关历史指标

一、汤加人口总量历史指标及现状综述

二、汤加人口结构历史指标及现状综述

三、汤加医疗卫生条件及疫情防控的相关内容

四、2017-2020年汤加人口总量及结构的预测方案

第二节 汤加的风俗禁忌与宗教信仰研究

一、汤加的风俗禁忌

二、汤加的宗教信仰

第三节 汤加劳动力市场员工技能情况点评

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一、汤加劳动力市场普遍的受教育程度研究

二、汤加劳动力市场技工能力情况点评

第四节 汤加劳动力市场工会力量强弱程度判断

一、汤加工会的发展状况综述

二、汤加工会组织的罢工状况研究

三、汤加劳动力市场工会力量的强弱程度判断

第五节 汤加劳动法相关重点内容点评

一、汤加劳动法重点内容研究

二、汤加劳动力市场员工招聘的相关法律法规

三、汤加对员工最低工资水平的规定及具体内容

四、汤加对外籍员工入境的签证时间及获得的难易度判断

五、汤加对外籍员工数量比例等相关规定

第四章 汤加成品油管道市场投资环境的优劣势点评

第一节 汤加成品油管道市场的投资环境的优劣势点评

一、汤加投资环境的优势点评

二、汤加投资环境的劣势点评

第二节 汤加成品油管道市场的投资环境的总评及启示

一、汤加投资环境的总评

二、汤加投资环境的对中国企业的启示

第二部分 汤加成品油管道市场供需预测方案

第五章 汤加成品油管道市场供需指标预测方案

第一节 汤加成品油管道市场供需状况综述

一、汤加石油储量及开采相关指标

二、汤加成品油管道市场供给指标及重点厂商

三、汤加成品油管道市场需求指标及需求特征

第二节 影响汤加成品油管道市场发展的主要因素 第三节 影响汤加成品油管道市场供需预测的思路与方法 第四节 汤加成品油管道市场态势展望与相关指标预测

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一、2017-2020年汤加成品油管道供需指标预测方案

二、2017-2020年汤加成品油管道市场供需平衡展望

第六章 中国对汤加成品油管道进出口态势展望

第一节 汤加成品油管道市场进出口态势研究

一、汤加成品油管道的进出口状况

二、汤加成品油管道市场的进出口特征研究

第二节 中国对汤加成品油管道出口的历史指标综述

一、中国成品油管道出口总量指标及产品结构特征

二、中国成品油管道出口重点目标国结构

三、中国成品油管道出口汤加的总量指标及产品结构

第三节 中国成品油管道出口汤加市场的态势展望

一、中国成品油管道产品的优劣势

二、2017-2020年中国成品油管道出口汤加的态势展望

第七章 汤加成品油管道重点关联行业发展态势展望

第一节 汤加石油行业发展相关态势展望

一、汤加石油行业发展相关指标

二、汤加石油行业主要特征

三、2017-2020年汤加石油行业发展态势展望

第二节 其他行业

第八章 汤加成品油管道市场竞争格局展望

第一节 2017-2020年汤加成品油管道市场周期展望

一、汤加本土成品油管道市场的生命周期判断

二、汤加成品油管道市场未来增长性判断

第二节 汤加成品油管道市场竞争主体综述

一、汤加本土成品油管道企业及其相关指标

二、中国在汤加的成品油管道企业及其相关指标

三、其他国家在汤加的成品油管道企业及其相关指标

第三节 汤加成品油管道市场各类竞争主体的SWOT点评

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一、汤加本土成品油管道企业的SWOT点评

二、中国在汤加的成品油管道企业的SWOT点评

三、其他国家在汤加的成品油管道企业的SWOT点评

第四节 影响汤加成品油管道市场竞争格局变动的主要因素 第五节 2017-2020年汤加成品油管道市场竞争格局展望

一、2017-2020年汤加成品油管道市场竞争格局展望

二、2017-2020年中国企业在汤加成品油管道市场的竞争力展望

第三部分 中国企业投资汤加成品油管道市场的经营建议

第九章 汤加成品油管道市场机会与风险展望

第一节 2017-2020年汤加成品油管道市场机会展望

一、2017-2020年汤加成品油管道市场需求增长的机会展望

二、2017-2020年汤加重量级区域市场的机会展望

三、2017-2020年汤加成品油管道市场辐射的机会展望

四、其他

第二节 2017-2020年汤加成品油管道市场系统性风险展望

一、汤加成品油管道市场波动的风险

二、汤加关税等相关政策变动风险

三、强势竞争对手带来的竞争风险

四、汇率波动风险

五、人民币升值的风险

六、关联行业不配套的风险

七、利润汇出等相关金融风险

八、劳动力成本提高的风险

九、其他

第三节 2017-2020年汤加成品油管道市场非系统性风险展望

一、产品定位不当的风险

二、投资回收周期较长的风险

三、跨国人才储备不足及经营管理磨合的风险

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四、与当地政府、劳工关系处理不当的风险

五、当地化经营进展缓慢的风险

六、其他

第十章 汤加成品油管道市场的经营与投资建议

第一节 2017-2020年是否适合开拓汤加成品油管道市场的判断

一、从市场准入门槛的角度进行判断

二、从当地成品油管道市场需求的角度进行判断

三、从市场竞争程度的角度进行判断

四、从生产要素成本的角度进行判断

五、从市场进入时机的角度进行判断

六、从地理区位的角度进行判断

七、是否适合开拓汤加成品油管道市场的结论

第二节 2017-2020年在汤加成品油管道市场进行直接投资的建议

一、投资区域选择的建议

二、投资方式选择的建议

三、经营销售渠道的建议

四、与汤加地方政府公关争取优惠政策的建议

五、处理跨国人才储备及当地化经营的建议

六、正确处理当地劳资关系的建议

七、利润转移路径选择的建议

６

成品油管道运输 第3篇

采用雷迪和GPS华测X-91对回收管段共计3.5公里进行测量,主要找出管道的具体位置,选取160个采集点对此管道进行了高程和埋深测量,根据测量成果用CAD绘制测绘图.

2 制作14套开孔管卡

通过测绘图得知,此柴油管道有8个收油点,7个放空点,为了便于在管道上开孔,须制作15套管卡;为了防止丢失或管卡丝头损坏,制作16套管卡;管卡采用φ355×6钢管制作,将此钢管切割为每根0.5米,共计16个,然后将其切割成两半,并将7个构件的正中间焊接DN50的丝头,并用钢板制作固定件焊接在所有构件两侧。

3 开挖放空点和收油点土方

通过测绘图和现场情况选择出施工设备能够进出的收油点和放空点的具体位置,并且通过测绘成果计算出放空点、收油点的高程值与管道埋深之差,按照差值大小顺序开挖放空点、收油点土方(主要防止下一管段开放空孔时,管内柴油因高程差从管端喷出来,发生事故)。放空点开孔在管道的正上方,收油点开孔在管道的下方,放空点位置将土方开挖至露出管顶即可,收油点位置将土方开挖至距管底0.8m处,且有4m2的操作空间,便于打开收油孔。

4 在放空点、收油点开孔

按照开挖的先后顺序对放空点、收油点进行开孔,把管线的防腐层清除,用预制好的关卡上紧,放空点将管卡的丝头朝管道正上方安装,收油点将管卡的丝头朝管道正下方安装,并在丝头上安装DN50的丝扣球阀,打开球阀,将手摇开孔器通过球阀给管道钻Φ32的孔洞。在开孔前,在放空点、收油点位置放置收油槽,防止少量油溢出;孔钻通后,慢慢退出开孔器,待开孔钻头退出球阀时,立即关闭球阀,等待抽油.

5 成品油回收

在收油点位置安装一台15m3/h的收油泵,并备用一台。将管道内的柴油直接打入油罐车内。在收油点周围备好收油桶及油毡,防止油外溢,污染环境。在回收柴油前,根据此管段的长度,估算出柴油的数量,提前备好油罐车的数量,以免影响收油进度。

6 旧管道拆除回收

待此管段收油完后,用挖掘机配合人工将收油完的管段进行开挖,采用冷切割机进行切割,切割长度为12米,在切割时,备好收油槽,防止少量油溢出,污染环境。切割时要对切割处冷却,防止切割片过热。切割管道先从最高点开始切割,从切割第二道开始,在切割前,用单斗将切割点适当抬高,防止管道内有少量的油在切割处。切割后管道采用单斗将其拖至指定临时堆管点按规定摆放,便于清洗。

7 管道清洗

管道清洗用海绵球吸湿除油剂,海绵球后用橡胶板加钢板,来回对钢管内清洗。在清洗作业区四周开挖1米×0.5米的排水沟,清洗作业区及排水沟用塑料布铺设,防止驱油剂及残留油液污染环境。

清洗后要达到管内无积油,清洗时产生的油污进行回收。清洗完后,将管道拉运至业主指定地点。

8 管道注浆

为防止聚集油气,引发安全事故,对埋深6米以下拆除困难的部分管道进行注浆处理。采用C20的混凝土将管道注满浆,然后将管道两端焊接盲板。注满浆后,两端封堵焊接时,焊接处需打静电接地极。

9 经济效益

9.1 通过此项成果的研究和实施,使得分公司在油品和旧管道回收方面获得了较为完善的技术支持,增加了分公司的经济增长点。

9.2 九昌樟成品油管道共青城段改线工程中,我分公司只承担了油品回收和旧管道拆除的施工项目,合同价为107万元;通过共青城段的油品回收和旧管道拆除施工,获得了业主的肯定,在接下来的九昌樟成品油管道九江段改线工程中,我分公司不仅承担了油品回收和旧管道拆除施工内容,还获得了改线后新管道的施工和带压封堵连头施工内容,合同价为602万元。9. 3

9.3以往的旧成品油管道一般采用废弃的方式进行处理,油品没有得到充分的利用,而且对管道所在地的公共安全存在严重威胁。通过对油品和旧管道的回收,油品得到了充分利用,为管道所在地的安全也消除了隐患。9.4

通过以上工程的施工,使得业主对于油品和管道的回收增添了关注度和信心,同时也为公司将来对于类似工程的承揽提供了一定基础。

摘要：城市的快速发展,城镇规划面积不断扩大,许多已建长输管道随着城市的发展而被逐步纳入城镇规划范围之内,管道使用单位迫于规划压力和管道运行自身的安全,使得已建长输管道的拆除和回收将不断增多。共青城市全国青年创业基地总体规划,其园区建设范围已经超出并占用了九昌樟成品油管道共青城段输油管道的位置,该段管道已经投入使用多年,内部输送介质为成品油,输油管道位置的占用给输油管道的安全运行造成了严重威胁,同时也给基地内的厂区带来了安全隐患。为确保成品油管道的安全,并减少对共青城全国青年创业基地开发建设的影响,势必对该段管道进行改线,虽然该段管道的改线和连头工作已经完成,但是园区内原有管道内柴油的回收、旧管道的拆除和回收是目前存在的最大难题,且旧管道内的柴油对周边地区存在安全隐患,针对以上情况,如何做好成品油管线油品回收及旧管道拆除回收是摆在我们面前的一个重要课题。

关键词：测量现场数据,放空点开孔,收油点开孔,成品油回收,旧管道拆除,管道清洗,管道注浆。

参考文献

[1]李婷婷.管道带压开孔技术简介[J].油气田地面工程,2013(1).

[2]纪宝松,聂建臻.介质置换带压管线开孔施工技术[J].安装,2011(7).

[3]张金胜,双侧带压封堵技术在油田管线施工中的应用,2013.(12).

成品油管道的优化运行探讨 第4篇

1 成品油管道输送特点

成品油管道输送运行时往往包含两种或者两种以上的油品, 不同油品之间的水力状态不同, 并且油品之间会形成混合层。由于成品油管道中的介质物理特性不同, 并且油品输送位置和长度持续变化, 也影响了成品油管道的管路特性, 使得整个成品油管道线路的输送运行情况发生变化。同时, 成品油管道中不同油品液流断面的点速时均不同, 边缘位置的油品流动速度比较慢, 中间位置的油品流动速度相对较快, 由于成品油管道途径各个地区时存在较大落差, 不同油品的混油界面不断前移, 是否经过翻越点、全线流量控制、泵节流量、进出站压力、管道输量等都处于变化状态。同时, 成品油管道在顺序输送不同油品时, 若遇到一些大落差, 相邻油品的密度存在较大差异, 如柴油和汽油, 成品油管道运行过程中, 管道受到各种因素的影响, 沿线会发生大幅度的压力变化, 通常情况下, 成品油管道途经的地形地貌对于管道压力变化有着直接的影响。

2 成品油管道优化运行目标函数和约束条件

3 成品油管道的优化运行设计

3.1 翻越点优化

和普通成品油管道相比, 大落差成品油管道往往需要经过一些翻越点, 考虑到成品油管道的沿程摩阻, 若成品油管道压头无法翻越时, 可以采用串联泵方式, 提升成品油管道压头。虽然这种方法在一定程度上解决了成品油管道翻越点问题, 但是产生了较大的压头损失, 成品油管道压力利用不足, 经济效益较差。针对这个问题, 可以采用以下两个方案:

(1) 流量调节

对成品油管道设置一台泵时, 如果无法翻越最高点, 可以结合成品油管道的实际运行情况, 设置多台泵, 全面考虑到成品油管道的节能性和经济性, 合理调节成品油管道的运行流量。

(2) 添加减阻剂

若成品油管道设置一台泵无法翻越最高点, 并且对成品油管道调节流量也不能达到油品输送重点, 这时可以在成品油管道中添加适量的减阻剂, 改变成品油管道的油品摩阻系数, 合理调节成品油管道流量, 使成品油管道快速翻越最高点, 具有良好的节能效果[3]。

3.2 泵运行方式优化

成品油管道顺序输送过程中往往包含多种油品, 通过优化泵运行方式, 可以提高成品油管道运行效率。根据成品油管道运行公式和基本原理, 结合实际运行参数, 确定整个成品油管道的最大可行流量, 计算各个输送站的出站压力, 判断是否需要对成品油管道进行节流或者投运辅助泵。根据成品油管道的最大承压能力, 由于不同油品的批次输送流量不同, 不同位置的泵站需要设置不同的扬程, 优化各泵站主泵站运行, 应最大程度地降低能耗费用和管道能耗。

(1) 串联运行

成品油管道顺序输送过程中, 在泵机组的组合方式下, 实现了长输管道的运行, 管道全线在一段时间内, 会有泵运行、组合参数, 该参数是最优的。根据管道批次运行流量的不同, 选用不同的泵进行串联运行, 例如鲁皖一期管道, 根据各站间的输送流量和油品品号, 计算出沿程磨阻, 高程差以及翻越高点所消耗的压头损失, 然后结合泵的额定扬程和流量选择最佳的配泵运行。以齐鲁站为例, 若出站流量低于为550m3/h选用1 台小泵即可;若出站流量高于550m3/h, 低于650m3/h, 可选用1 台小泵和1 台大泵进行串联;若出站流量高于650m3/h, 则需要2 台大泵进行串联运行。通过科学的计算进行合理的配泵, 可充分降低管道的能耗。

(2) 并联运行

对于较大落成差的管道, 一般采用并联泵的方式, 例如石太管道的高庄站, 该站配备了三台高扬程的大泵, 由于下一站阳泉站的地理位置较高, 运行时一般采用两台泵并联的方式运行, 这样方可能满足管道运行的需要。结合成品油管道的运行参数和输送油品特性, 通过级差调节方式, 一方面有效降低成品油管道节流能耗, 另一方面提高成品油管道运行调整的灵活性。

根据上述分析, 在现有条件状态下, 成品油管道配泵要根据其管道自身的特点, 通过科学严密的计算, 选择最佳的运行方式, 使其运行不但更加合理, 而且可以降低成点品油管道运行能耗。

3.3 旁接流程输送优化调节

为了提高成品油管道运行的经济效益和社会效益, 可以采用旁接罐输送方式, 有效调节上、下两站的成品油管道输送流量, 在实际应用中成品油管道运行要求各个站段应保持基本相等的流量, 即本站来油量和上站出油量基本保持一致, 成品油管道的旁接油罐不能出现明显油量变化[4], 在允许的流量差范围内, 实现成品油管道的调节过度, 优化成品油管道的运行工况, 尽量保持较高的管道流量, 以最大的油量进行输送运行, 尽量降低节流损失。

4 结束语

成品油管道运行过程中往往需要顺序输送多种不同的油品, 油品能耗较大, 考虑到成品油管道运行的约束条件, 结合不同地区成品油管道输送的实际情况, 优化成品油管道优化运行设计, 合理调节成品油管道的流量和压力, 确保成品油管道的安全、平稳运行。

参考文献

[1]宫敬, 储祥萍, 于达.成品油管道优化运行方法研究[J].油气储运, 2010, 10:22-25+57-5.

[2]崔艳雨.成品油管道优化运行技术研究[D].中国石油大学 (华东) , 2013.

[3]文林.成品油管道顺序输送运行优化研究[D].西安石油大学, 2014.

成品油管道遭遇泄漏的危害分析 第5篇

1 成品油泄漏

管道腐蚀、外力破坏以及自然灾害是造成成品油泄漏的主要原因。成品油发生泄漏之后, 根据具体情况, 其扩散规律各不相同。

1.1 泄漏形式

成品油泄漏形式分为整体折断与小孔泄漏。小孔泄漏量主要受孔口特性、成品油密度、管道输送压力等因素的影响。

1.2 地面扩散

成品油在地面扩散规律主要受地面环境影响。当地面较为平坦时, 可以根据圆池扩散模型进行计算分析;当地面不平坦, 那么成品油将会沿着沟壑向低洼位置流动。

1.3 空气中扩散

油蒸汽在空气中的扩散主要受风向与风速的影响, 同时, 当油蒸汽在空气中的浓度达到爆炸极限将会有爆炸的危险。

1.4 土壤中扩散

成品油在土壤中的扩散主要受土壤类型及油品的流动性能所限制, 通过研究成品油在不同土壤中的扩散规律, 有利于回收土壤中的油品。

2 成品油泄漏的危害分析

2.1 成品油泄漏对水环境的影响

成品油泄漏之后其对水体的污染分为两类:一类是成品油通过土壤向下渗透, 污染地下水;一类是沿着地表扩散污染地表水。

针对于地表水污染, 由于油的密度比水小, 同时难溶于水, 当油泄漏至水中, 会在水表面形成一个油膜, 并借助风的力量向周围扩散。同时, 成品油中的可溶组分——芳香烃以及直链烷烃会直接危害水生物的生存。

针对于地下水的污染, 间接地影响当地居民的生活用水以及农作物的灌溉。使用含油过多的地下水灌溉农作物会使作物中重金属以及芳香族化合物等有害物质含量超标, 最终影响人体健康。

2.2 成品油泄漏对土壤、农田的影响

土壤被成品油污染之后, 其结构遭受破坏, 土壤的通透性下降, 改变了土壤中有机物质的组成和结构, 土壤质量下降。同时, 土壤颗粒吸附石油类物质之后, 溶水性下降, 使得土壤的导水通路受阻, 土壤的透水性降低。此外, 成品油对土壤的危害还表现在土壤微生物群落以及区系的变化, 破坏土壤微生态环境。

土壤中的石油的安全含量以1mg/kg为界限, 小于这个值时, 由于植物可以凭借木质化作用将石油分解为自身所需的物质, 因此, 对植物的生长具有一定的促进作用。但是, 一旦发生成品油泄漏事故, 那土壤中的石油含量早已远远超过这个界限。成品油的泄漏对农作物的危害主要表现在以下两方面。首先, 油品附着在植物表面, 阻挡其进行光合作用, 农作物的生长受阻;其次, 油品渗透到土壤内部, 附着在植物根茎上, 阻止植物吸收水分以及矿物质。最终, 植物因为油品的污染而死亡。

2.3 成品油泄漏对并行管道的危害

同沟铺设的两条输油管道在设计之初就进行了严格的设计计算, 二者之间理论上不会产生相互影响。但是, 如果其中一条管路出现成品油泄漏事故, 由其而带来的火灾、甚至是爆炸都会对周围管路产生影响, 甚至是破坏性的事故。

2.4 成品油泄漏对空气的影响

泄漏的成品油挥发至空气中, 首先的危害就是影响空气质量。由于石油中含有的某些脂溶性物质对人体的中枢神经系统具有一定的危害, 同时, 挥发性组份在紫外线照射的作用下与氧气发生化学反应, 生成有毒气体, 危害人体的呼吸道系统。其次, 成品油的挥发气体在空气中存在一个爆炸极限。当其含量低于下限时, 遇火既不会燃烧, 也不会爆炸;高于上限时, 遇火燃烧。但是, 随着燃烧, 其浓度下降, 将会发生爆炸。在实际中, 爆炸与燃烧往往是交替出现的。

3 案例分析

3.1 案例简介

2013年11月22日青岛发生输油管线泄漏爆炸事故, 事故共造成62人遇难, 136人受伤, 直接经济损失7.5亿, 属于特别重大责任事故。

3.2 事故危害分析

3.2.1 11·22事件最无可挽回的损失是人员的伤亡。62条鲜活的生命在此次事件中消失, 其背后是62个家庭的破碎, 安全无小事, 任何利益都应该无条件地向安全让步。

3.2.2该事故影响范围涉及学校、居民、工厂。其中第二中学校舍出现不同程度破坏, 学生的正常学习被破坏;附近居民楼出现了开裂情况, 危及其安全生活;刘公岛路、舟山岛街、斋堂岛街、秦皇岛路等街道被破坏, 居民正常的出行遭受影响。

3.2.3泄漏的原油沿着雨水管线汇入胶州湾, 海面过油面积在3000平方米左右, 同时, 海河路与斋堂岛路交汇点的爆炸引发了污染海面的爆燃, 海水在此次泄漏事件中遭受污染。

3.2.4泄漏的原油对附近养殖业也造成了一定程度的影响。随着泄漏原油海滩污染的显现, 居民养殖的螃蟹、蛤蜊以及鱼虾受污染海水的影响出现大面积死亡。

3.2.5海滩石头以及沙滩上残留的原油在短时间内难以自然净化, 对环境的影响将会持续。

4 结语

本文分析了成品油泄漏的危害, 结合青岛“11·22”事故对其实际危害进行了具体分析, 对广大石油及安监部门工作人员的安全意识起到了重要的警示作用。

摘要：成品油通过管道输运逐渐成为趋势, 然而, 因管道泄漏而造成的环境问题也逐渐走入大家的视线。本文在对成品油泄漏扩散规律分析的基础之上, 研究了成品油泄漏对环境的危害, 并结合事例具体分析了危害。

关键词：成品油,泄漏,污染,爆炸

参考文献

[1]李大令.成品油管道泄漏扩散分析[J].科技广场, 2009:12-13.

成品油管道安全控制系统的设计 第6篇

成品油管道设全线调度中心, 采用SCADA控制系统, 对全线进行监控、调度和管理。SCADA控制系统包括:安全控制系统和过程控制系统, 本文将要介绍的是安全控制系统的构成及其典型控制逻辑。

1 安全控制系统的设计

由于成品油管道液体不可压缩的特点, 事故控制显得尤为复杂, 它要求全线各个站场控制系统密切配合, 才能实现安全保护控制过程。安全控制系统由以下分系统构成:调度中心监控系统、水击超前保护PLC、全线各站站控系统 (SCS) 、阀室的RTU等。站控系统和RTU通过光缆与水击超前保护PLC及调度中心监控系统进行通讯, 同时通过租用电信专线 (DDN) (或卫星等其它通讯介质) 作为备用信道, 主、备信道能够自动切换, 确保通讯的可靠性。系统构成见图1。

较早的成品油管道工程, 如兰-成-渝管线, 安全控制系统没有独立出来, 一套站控系统同时实现过程和紧急切断 (ESD) 控制功能, 全线水击超前保护功能由调控中心服务器实现。在稍后设计的管道中, 如港-枣线, 提出单独设立全线水击超前保护PLC系统, 并将其放置在其中一个主要站场, 站场的ESD和过程控制仍然采用一套系统。在目前设计的大型成品油管工程, 如西部管道、兰-郑-长和抚-郑线, 完全将安全系统从过程控制系统独立出来, 全线设单独的水击保护PLC, 各站站控系统由ESD和过程控制系统两套PLC构成, 水击保护PLC与各站ESD系统之间采用独立信道进行通讯, 并设置备用信道。

水击超前保护PLC和站控ESD系统的控制器模块、电源模块、通信模块按冗余进行配置, 符合IEC61508标准的SIL2等级。

全线各站ESD及水击超前保护数据直接传送至水击保护PLC, 并经该PLC向各站发布安全保护控制命令, 同时将数据及事故信息上传至调控中心。调控中心下发的安全系统控制命令, 先送至水击超前保护PLC, 再下发到各站ESD系统。

2 安全控制逻辑设计

2.1 事故工况分析及保护

长输管道事故工况主要包括:设备故障、站场停电、设备误动作和人为误操作、管道泄漏、火灾、自然灾害等。因此需要采取各种安全保护措施, 预防事故的发生。

不同设备的故障和误动作、不同的泄漏等级以及灾害程度所采取的保护措施不同, 根据长输管道事故发生的各种情况, 在控制系统设计时, 应分层次采取保护措施, 做到既保证管道安全, 又减少不必要的负面影响。一般按照保护级别分为:连锁保护、水击超前保护、ESD保护及泄压保护[1]。

2.2 安全保护控制原则

(1) 控制系统的设置以安全、可靠、高效为基本原则。

(2) 事故工况下, 以保护管道和设备安全为优先考虑, 在此基础上, 考虑长输管线能够尽量维持运行, 减少停输, 待事故源消除后, 恢复正常运行。

(3) 安全保护系统动作的先后顺序依次为:连锁保护、水击超前保护、ESD保护及泄压保护。

2.3 连锁保护控制

连锁保护控制是安全控制过程中最优先采取的措施, 由站控系统实现, 其控制内容主要包括:

(1) 各成品油储罐液位超高、超低连锁保护控制:储罐设有液位变送器和高高、低低液位检测开关, 液位到达高限或低限时则报警, 当液位到达高高、低低限时, 连锁关闭进口或出口阀门。

(2) 输油主泵压力保护控制:入口压力降至低限时连锁控制停泵, 出口压力达到高限时连锁控制停泵, 出站压力超高时连锁控制停泵。

(3) 输油主泵保护控制:对轴承温度、泵壳温度、机械密封泄漏、机组振动设有两级保护, 第一级为超高报警, 切换泵机组, 第二级为超限停泵。

(4) 压力保护性调节:首站出站压力超高时, 调速泵或调节阀 (根据设备投运情况) 自动切换到出站压力保护性控制调节, 以保证出站压力不超高。

中间站进站压力、出站压力选择性调节, 当进站压力过低或出站压力超高时, 变频调速泵或调节阀 (根据设备投运情况) 自动切换到进站压力保护调节或出站压力超高保护调节, 以防止进站压力过低、出站压力过高。

各分输支线的分输调节阀正常运行时控制分输流量, 当分输调节阀后压力超高时调节阀自动切换到阀后压力保护性调节, 防止流量计和分输支线超压。

2.4 水击超前保护控制

2.4.1 水击保护

为保证管道安全, 管线系统对停电和阀门关闭等事故进行了超前保护, 以防止泵站出站压力超高, 进站压力过低。即在某站发生上述情况时, 站控系统或RTU向水击保护PLC传输事故信号, PLC自动下达水击保护指令, 停掉相关站的泵或关闭阀门等, 来向上下游发出增压波或减压波, 以抵消扰动源发出的压力波, 防止超压或汽化, 从而有效保护管道安全。

全线水击自动保护触发条件包括:站场停电、进站阀门事故关断、出站阀门事故关断、阀室紧急截断阀误关闭等。在水击发生前采取应对措施, 确保管道安全运行。

2.4.2 典型事故控制逻辑

发生水击工况时, 在可能的情况下尽量维持全线低输量运行, 其次维持上游一段区间运行, 再其次是全线停输。以大港-济南-枣庄成品油管线为例, 由于济南分输量较大, 其分输作业有着十分重要的地位。济南站上游有大港首站、德州站, 下游有肥城站计三个泵站。几个典型水击保护控制逻辑如下:

(1) 济南站上游干线截断阀关闭

济南站上游干线截断阀事故关闭, 紧急停运截断阀上游运行泵机组;

顺序正常停运截断阀下游运行泵机组, 全线停输。

在执行中任何步骤出现问题均应报警, 并继续执行下一步。相关阀门的关闭、分输作业的结束由调度人员控制。

(2) 济南站下游干线截断阀关闭

济南站下游干线截断阀事故关闭, 若济南无分输作业紧急停运截断阀上游运行泵机组;

正常顺序停运截断阀下游运行泵机组, 全线停输。

若济南正在进行分输作业, 紧急停运德州运行泵机组, 紧急停首站一台运行泵机组, 维持首站一台泵运行, 大港-济南段保持运行。

其它进、出站ESD阀事故关断参照此控制逻辑执行。

(3) 泵站突然停电

1) 首站停电

顺序正常停运下游泵站机组, 全线停输。

2) 德州分输泵站停电

若济南有分输作业, 大港保持一台运行泵机组, 打开德州全越站阀, 关闭进站ESD阀;

正常顺序停运肥城所有运行泵机组, 维持大港-济南段运行。

若济南无分输作业, 则紧急停运大港所有运行泵机组;

顺序正常停运肥城运行泵机组, 全线停输。

相关阀门的关闭、分输作业的结束由调度人员进行后续操作控制。

3) 肥城分输泵站停电

正常停运德州泵站一台泵机组;

正常停运大港一台泵机组, 保持大港、德州一台泵运行, 全线降量至最低输量运行。

全线设定值的调整由调度人员控制。

2.5 紧急切断ESD控制

2.5.1 紧急切断ESD

各站进站、出站设紧急切断阀, 站场设全越站阀门, 沿线设干线紧急切断阀。站场ESD阀和全越站阀采用电动执行机构, UPS供电, 不受断电影响;也可以采用电液执行机构, 保证断电后阀门处于安全位置。干线阀室紧急切断阀采用电液执行机构, 均配有储能罐, 保证断电后动作两个全行程的能量要求[2]。

紧急切断触发条件:站场发生火灾和事故、输油管道泄漏、其它原因如自然灾害等。

ESD命令可以由调度中心发出也可以由站控系统发出, 无论ESD命令从何处下发, 均能迅速到达被控设备, 并使他们按预定的顺序动作。

当需要关闭线路紧急截断阀时, 阀室的RTU需将信号传回控制中心自动确认后, 同时接收到相关停泵信号才能关闭紧急截断阀。

站场设有自动全越站保护控制。当站内发生重大事故时, 紧急关闭ESD阀, 开启全越站阀, 油品通过全越站阀门输往下站。

2.5.2 典型事故控制逻辑

(1) 站场发生火灾

如泵站输油泵区发生火灾时, 站控系统报警, 上报调控中心, 人为确认事故形势, 作出继续输油还是紧急停输判断。如果紧急停输, 则关闭分输泵站进、出站阀门、分输阀门、分输出站阀门, 同时关闭输油主泵出口电动阀门并停泵, 而后切断泵区电源;如果只是分输支线发生火灾, 则关闭分输支线分输阀门 (如果正在分输) 分输出站阀门, 关闭分输支线, 上报调控中心;如果火势没有蔓延至越站工艺设施, 则选择全越站方式, 紧急关闭ESD阀, 开启全越站阀, 再采取如上所述的停泵、关阀措施。

其它站场发生火灾, 根据具体情况可分别下达停分输、全越站或全线停输的控制命令。

(2) 输油管道泄漏

在调度中心设有泄漏检测软件, 各分输站场进站和出站设有流量计及压力变送器等。泄漏检测软件根据分析计算出干线管道发生事故的地点及泄漏量, 报警。人为确定后根据具体情况确定处理方法。一般分为3种处理方式, 由小到大给出2个限值X1、X2:

对于泄漏量在X1以下的, 则维持正常输油, 其它由人工处理。

对于泄漏量在X1～X2之间的, 执行计划全线停输。等泄漏点上游的泵机组全停后关闭泄漏点上游和下游最近的紧急截断阀 (如果最近站场比紧急截断阀更近则关闭该进站阀) 。

对于泄漏量在X2以上的, 立即关闭泄漏点上游和下游最近的紧急截断阀 (如果最近站场比紧急截断阀更近则关闭该进站阀) , 并执行全线紧急停输。

(3) 其它原因

如发生地震、洪水等自然灾害, 上报控制中心, 人为确认灾害形势, 作出继续输油还是紧急停输, 如果紧急停输, 控制中心下达全线停输指令, 关闭分输站进、出站阀门、分输阀门、分输出站阀门, 同时关闭泵站输油主泵出口电动阀门并停泵, 而后切断泵区电源。

2.6 安全泄放

管线各站应设有压力泄放系统, 泄压管线设有流量开关, 以判断泄压是否正常开启。

当前面所述的安全控制过程没有达到预期效果, 管线仍然超压, 泄压阀自动打开, 将压力泄放至泄压罐, 确保管线安全。

3 结 语

对于成品油管道工程, 安全保护控制系统设计是管线运行的生命, 应采用完善保护措施, 合理的逻辑控制功能, 才能对管道的安全起到良好的预警和保护作用。本文所介绍的安全控制系统及控制逻辑设计, 在大港石化-济南-枣庄成品油管道中应用, 运行一年多来效果良好。其设计思想及控制逻辑, 对液体管道工程设计具有借鉴和推广意义。

摘要：针对成品油管道工程特点, 设计了一套安全保护控制系统, 根据不同层次的工况需求, 从仪表配置到控制逻辑确立, 分级设计相应的保护措施, 确保管线安全、平稳运行。安全控制系统及控制逻辑设计, 在大港石化-济南-枣庄成品油管道中应用, 运行一年多来效果良好。

关键词：SCADA,水击超前保护,连锁保护系统,液体管道,ESD系统

参考文献

[1]GB50253-2003输油管道工程设计规范[S].

成品油管道能源管理系统的研究 第7篇

近十年来,我国成品油管道飞速发展,成品油主干管网正在逐步形成。随着国内成品油需求进一步增加和管道建设,管网的输油量和运输周转量将以超过预期的速度迅速增长,每条管道及整个管网的运行管理也相应地变得越来越复杂、越来越重要,其中最突出的问题之一就是如何以降低管输能耗为目的实现成品油管道的优化运行。

我国的成品油管道经过十余年的发展,已经初步积累了一定的经验,但在成品油管网的运行管理方面仍有待进一步提高。而成品油主干管网具有线路长、输油量和运输周转量大、注入和分输点众多、泵站多、不同管道的压力等级不一致、连接线中成品油的流动方向可能不确定等一系列特点,其运行管理的工作量和难度相当大,仅凭调度人员的经验很难对管道运行过程进行有效的调度管理,更谈不上实现优化运行。另一方面,管道在运行期内每年要支出大量运行、维护费用(包括能耗费),这也意味着其节能降耗工作有较大的空间。目前从国内外能耗对比分析看,管道负荷率是影响管道能耗的关键因素,能源效率差的管道,其负荷率普遍较低。

与国外相比,目前中国成品油管道系统能源管理还是比较粗放,具体表现在:

(1)指标体系不完整

现有指标体系尚不能满足能效分析和节能挖潜的需要。如缺乏从设备、站场、管段到整个管道系统各个层级完整的指标体系;缺少描述管道能源转化率、能源利用率等能源效率指标。尚不能直接为管道能耗管理、运行管理及决策提供支持。

此外,国内已经建立的指标当中能量的量纲基本都转化为标准煤进行折算,一般不会采用将能耗转化成费用值来计算。而国外较多采用费用进行计算,这样的计算方法在指标制定方面可能会造成一定的局限性。因为油、气及电的价格有差异,而且价格波动也不相同,对于相同的能源消耗值,可能会由于货币本身汇率变动、油电气等价格变动采用费用反而不能真实反映能源消耗。但同时,在反映管道运行的经济性方面,如果利用费用作为指标其结果更直观。

(2)分析评价手段单一

目前国内对油气管道(网)能效分析和评价,主要凭借运行调度人员和能源管理人员的工作经验,以由综合单耗、生产单耗、电单耗、气单耗等构成的指标体系,对管道能耗进行同比、环比的对比分析和评价,实际上仍属于单项评价,而非综合评价,评价指标和对比方法过于简单。因此,以单耗为主的分析评价,效率低、科学性差、可靠性差,不足以直观全面的反应复杂管网的能耗水平,不便于开展进一步技术分析与节能挖潜。

实际上,管道能耗分析属于多层次、多准则综合评价系统,仅依靠人员的经验分析,必然造成工作量庞大,分析评价过程耗时耗力。在缺乏有效工具和手段的情况下,必然造成分析评价过程效率低下、分析结果有可能与实际情况存在偏差。

总体而言,国内油气管道能耗分析与评价尚处于摸索阶段,能效分析与评价软件的研发尚处于起步阶段,基本上处在国外20世纪90年代末的技术水平。

(3)在设计阶段,通常只是进行各年度输量工艺计算,在设计输量下进行工艺计算和技术经济分析,确定其年耗电量和能耗费用,以便进行工艺方案比选。但对如何设置在线能耗相关参数计量器具考虑不够充分,虽然目前有部分骨干管道在实施新改扩建工程,增加了能耗数据采集,但基本上以站场总量计量为原则,对单体功能设备能耗仍然无法做到实时监测,并未将能耗数据采集纳入行业标准。因此,从总体上依然无法实时全面掌握管道在实际工况下的能耗情况。

(4)在管道运营阶段,能源管理工作也存在诸多问题。首先,从能耗数据采集看,由于沿线泵站采集的能耗数据不够全面,对泵机组能耗和能效缺少科学的能量输入和输出计量基础数据。由于仪表失效、通讯故障等各种原因,所采集的能耗数据存在失真,质量较差,使得以此为基础的能源管理工作受到严重影响。导致从工艺数据和能耗数据均无法找到节能降耗的关键环节,提高管输效率也就无从谈起。其次,能源管理工作缺乏系统考虑,未能将能源管理工作有效融入到管道运营计划、调度方案、运营操作等各个环节,仍然停留在事后统计分析阶段,无法对能源进行主动计划管理、过程监测、实时优化、统计分析及自动评估。

(5)对泵站、泵机组能源利用率,尤其是瞬态工况下效率重视不够,不仅无法对成品油管道系统节能降耗工作进行有效的评价和技术指导,即使对泵站和泵机组也无法准确掌握其各种条件下的能源消耗情况,大大制约了泵机组节能效果,其实际用能水平远未达到先进水平,还有很大的节能潜力。

2 成品油管道能源管理系统方案确定

随着国家对节能工作要求的日趋提高,节能管理更加深入和细化。在当前主要成品油管道集中监控、调度管理的模式下,对管道系统的监视、控制已经高度集中。目前,能耗基础数据采集工作已经逐步完善,传统的管道能源被动管理、事后分析模式已经难以适应长输管道运营管理、节能降耗的要求。

因此,面对节能减排工作所面临的严峻形势,必须从设计、运营等各个环节高度重视能源管理工作。对于在役成品油管道,应立足优化运营管理、节能降耗的要求,转变能源管理观念,使能源管理由事后被动分析逐步过渡为以计划阶段进行规划和预测,运营阶段实时监测、反馈和调整,历史阶段统计分析为特点的主动管理模式,在SCADA系统数据库基础上,建立内容完善、功能齐全的能耗数据库,在成品油管道工艺理论和人工智能的基础上,制定泵机组、泵站和管道(及管网)全线三级能源管理体系,并开发能源管理系统平台。最终使节能降耗成为常规运作程序而落实到位,实现管道运营计划部门、调度部门及能源统计分析部门三位一体,完善能源管理工作。

成品油管道能耗管理的总体目标是降低能耗,提高管道运行的能源利用率和经济效益。为此需要采用科学、合理的优化决策方法,对管道的运行现状进行分析,客观评价管道的能耗水平,从中找出差距,指出降低能耗的方向和措施,据此制定出相应的控制对策和措施, 为提高管线的经济效益提供科学依据,从而实现管线整体优化运行。

根据成品油管道能源管理的总体目标,从其总体规划来看,能源管理工作应以成品油管道运营管理为主线,将能源管理工作与运营计划、调度方案、运营操作相结合,从源头入手,对能源进行主动管理、过程监测、实时优化、统计分析、自动评估。能源管理工作涉及销售、综合调度、运营调度、专业能源管理等多部门技术人员,将能源管理与运营调度充分结合,在管道运营调度的同时,完成能源的监测和管理工作。为此,本文设计了成品油管道能源管理系统,其结构框图如图1所示。

从现状看,目前能源管理还未能完全走出粗放管理模式。新的能源管理系统将能够很好地解决目前成品油管道能源管理发展瓶颈,使得能源管理在设计阶段能够统筹规划、运营阶段实现科学管理。此外,新系统可使设计阶段与运营阶段能源管理工作有效衔接,大幅度降低运营阶段计划、调度、能源管理人员的工作强度,并使节能降耗形成良性循环,充分保障节能减排的效果。

3 成品油管道能源管理系统的主要研究内容

根据成品油管道能源管理的基本需求和目标,针对目前存在的问题,能源管理系统主要研究内容应包括:

(1)能耗数据采集由总量计量逐步向单体计量过渡

目前能耗数据采集以总量计量为原则,根据能源管理总体规划,供能设备单体优化是管道系统整体优化的重要内容,尤其单台泵机组运行效率对站场和管道系统能源消耗至关重要。因此,能耗数据采集应尽可能向单体计量过渡,以实现单体设备和泵站能耗监测和优化。

(2)现场数据过滤和补偿处理

目前主要成品油管道能耗数据来源包括现场自动上传数据、人工填报数据,从现场数据一般规律看,此类数据可靠性、稳定性和数据质量亟待提高,以避免由于现场数据失真使相关计算出现过大偏差,影响能源管理工作的真实性和可靠性。为解决此类问题,根据目前众多国际软件的通行作法,应开发现场数据过滤和补偿程序(通常以在线实时仿真对其进行校核和补偿),从根本上解决现场数据质量问题。

(3)稳态理论能耗测算模型和优化模型

要实现能源消耗的主动计划管理,必须借助理论能耗测算。以成品油管道输送的基本理论为基础,开发完善的仿真模型(尤其是准稳态或瞬态能耗测算模型),为能源消耗提供理论指导,并以此为基础,开发成品油管道运营优化模型,实现管道运营和能源消耗实时优化,达到主动优化的目的。

(4)加强能源计划管理

成品油管道运营调度均以调度计划、运营方案作为先导,但在调度计划和运营方案中并未能将能源消耗作为单独的模块进行计划管理,从而使管道运营优化仅停留在经验层面。而从现有的技术手段看,计划过程主要以专业的批次计划软件与技术人员经验相结合方式为主,销售和调度部门并没有很方便适合的工具实现输送计划、运营方案制定的自动化,计划过程的能源消耗测算更无从谈起。从能源计划管理的角度讲,也急需一套便捷的工具,既能够实现计划制定自动化,也能够同步实现能源消耗计划管理。只要实现了能源消耗计划管理,结合输送计划和工艺参数对能耗进行分析评价,也较目前仅以能耗数据为基础进行分析评价更为合理,后续能耗分析工作也将大为简化。

(5)完善能耗预测模块

成品油管道能源消耗与市场需求息息相关,管道运营计划的制定也都是以市场需求为基础,根据市场需求来安排输送计划。没有准确可靠的成品油输送过程能源消耗预测,不同输送方案的优化也就无从谈起,能源管理的规范性、可靠性也就无从谈起,因此,应重点考虑成品油管道的能源消耗预测模块。

(6)调度计划软件

对成品油管道而言,仅有市场需求数据尚无法直接成为管道运营所需的输送计划。而目前调度计划软件考虑的重点仍然是资源量与需求量之间的平衡,批次计划只能够实现输送方案的“可行”,而无法实现输送过程的“优化”。其优化基本上依赖专业人员经验,尚无配套的稳态模拟仿真和能耗测算模块(虽然有国外的仿真软件可供使用,但这些软件并不能与批次计划相结合,也缺乏相应的能耗测算模块)。为制定准确合理的运营计划和能源计划管理,需要开发包含能耗测算模块的调度计划软件。

4 结语

本文根据成品油管道能源管理工作中存在的问题,并结合能源管理工作的总体目标和成品油管道的运营特点,设计了成品油管道的能源管理系统,并阐述了其主要研究内容。成品油管道能源管理系统可为成品油管道的安全、可靠、高效、经济运行提供技术支持,对优化运行、节能降耗具有重要的现实意义。

成品油管道站内动火安全控制 第8篇

关键词：成品油管道,动火,施工,安全

随着市场成品油需求的增加, 已建成品油管道也不断升级以适应市场需求, 增输改造工程或二期续建工程在所难免, 站内管道动火改造也常有所见。相比站外动火, 站内现役输油工艺管网进行动火改造受施工空间狭窄、涉及工艺管网复杂等客观条件限制, 大型封堵器具可能无法安装。在确保安全的情况, 动火作业应充分利用现有设备设施代替封堵器具的作用, 并增加动火特殊环节, 制定相应的安全控制措施, 以保障动火安全及后期生产安全。这样不仅避免了在现役管道上加开其它管孔, 保持了原管道的完整性, 而且减少开孔封堵环节, 大大节约了动火时间。

一、特殊环节及安全控制措施

1. 动火管段油品置换

当今长距离成品油管道采用汽柴油顺序输送, 而汽油闪点低、易燃易爆, 显然动火风险更高、危险性更大。基于此原因, 动火管段内的汽油须利用外输置换成柴油, 以降低动火风险。

2. 阀门内漏检测

动火过程中, 最关键的环节是动火点与油气实行有效隔离[1]。正常情况下, 需要在黄油墙外侧安装封堵器、隔离囊, 与黄油墙形成对动火点的多重保险, 但受站内施工空间和管道长度限制, 封堵器、隔离囊等大型封堵机具无法安装, 更重要的是, 在现役管道上加开其它管孔, 破坏了原管道完整性, 在以后生产运行中存在一定安全隐患。鉴于此, 可以利用站场现有阀门充当封堵器、隔离囊, 此项操作对阀门提出较高要求:

(1) 动火作业前, 要求对起到截断油流的阀门进行内漏检测, 打开阀门排污阀, 查看阀腔内油品能否排净。若阀门存在内漏, 可通过调整阀门限位、清洗密封副、注脂等方法, 保证阀门严密。

(2) 最好保证有两道阀门截断, 起到双重保护, 并泄放此两阀门间油品, 隔离油品管道直接与动火管段相连。

(3) 条件允许时, 可适当降低干线管道压力或排净站内所有管道油品, 保持阀门在低压环境工作。

3. 动火管段排油

排油时, 选择动火管段最低水平位置开排油孔, 尽量在将要废弃管道上开孔, 保持管道完整性。排油时, 先在密闭状态下利用抽油泵将油品抽出, 并从设备进气阀或管道仪表阀充入氮气, 以快速将管内油品排尽。排油结束后, 再次对排油管段上埋地阀门进行开关一次, 防止阀门处有大量油品集聚, 以排净残油。

4. 氮气置换

排油结束后需对动火管段内可燃油气进行氮气置换, 氮气置换时, 控制氮气压力在0.2MPa左右, 从低处进气孔 (原排油孔) 进气, 从多处地上设备的排气阀或压力表出气, 从距离进气孔由近到远逐步打开排气阀, 充分置换。排气过程中, 利用便携式可燃气体检测仪在每个排气阀处检测可燃气体浓度, 要求降到油气爆炸下限的10%[2]以下。

5. 黄油墙的砌筑

黄油墙是阻止油气、氮气外泄进入动火点的最后一道屏障, 必须结实、可靠。黄油墙做成建筑用砖形状, 沿管道轴向一层一层堆积夯实, 呈梯形状, 按照规范要求上顶厚度不小于管道直径, 距离管口200mm[2]。在动火过程中要加强黄油墙的管理:

(1) 黄油墙封堵完成后, 必须沿管道内壁四周对黄油墙密封面进行可燃气体浓度检测, 达到合格方可进行下一步修口作业。

(2) 黄油墙外侧管段要利用设备进气阀、仪表与大气相通, 防止密闭条件下温升使管道内气体膨胀, 将黄油墙推倒, 特别是冬季动火时要断开地上管道电伴热。

(3) 焊接过程中用湿毛毡覆盖在黄油墙所在位置管段上, 并持续浇水保持毛毡湿润, 防止黄油墙因焊接管道传热融化影响密封效果。

(4) 严禁敲击和碰撞砌有黄油墙的管段, 防止黄油墙震裂漏气[3]。

6. 二次注氮

黄油墙砌筑过程中, 黄油墙内侧管道可能掺混一定空气, 在黄油墙快封顶完工前, 应对黄油墙内侧管道进行二次注氮。氮气管从黄油墙顶部插入, 然后将黄油墙顶部暂时密封, 确认排气流程畅通后, 开始注氮, 此时注氮要控制好氮气压力, 避免压力过大推倒黄油墙, 排气阀处检测可燃气体浓度合格后停止注氮, 取出氮气管重新对黄油墙封顶夯实。

7. 动火结束黄油墙浸泡

黄油墙在动火过程中起到重要的隔离油气作用, 有一定的强度和厚度, 不易溶解, 这为站内动火结束恢复输油生产埋下安全隐患, 黄油块可能堵死输油泵叶轮腔、迷宫式调节阀, 造成设备损坏, 甚至突然堵塞过滤器, 引起管道憋压造成更大事故。为消除此隐患, 先对动火管段进行充油排气, 油流推倒黄油墙, 使黄油墙浸泡在油品中, 再在黄油墙位置的管道外壁缠绕电热带对管道加热加速黄油墙的溶解, 经过一段时间加热、浸泡, 黄油墙慢慢松散便可以顺利通过输油泵、调节阀。

结束语

利用站场设备设施代替封堵机具的动火作业具有以下优势:

1.充分利用了站场设备设施, 节约了使用大型封堵器具的成本。

2.缩短了动火时间, 避免了为拆卸封堵器具充油排气平衡两侧压力引起干线管道压力的波动。

3.减少了对场地的破坏, 同时降低了对地下隐蔽工程的破坏风险。

4.尽量减少在现役管道上开孔, 保持了管道的完整性。

管道动火是高风险作业, 任何环节疏忽都可能引发重大安全事故, 还需针对不同动火环境建立健全相关标准和规范, 落实各项安全控制措施, 对整个作业过程实行全方位管理, 以达到控制危险、降低风险、确保安全的目的。

参考文献

[1]王博, 佟德斌, 徐堃山.输油管道动火安全管理工作研究[J].管道技术与设备.2008 (5) :62.

[2]Q/SY64-2012.油气管道动火管理规范[S].

[3]韩振江.站内原油管道施工动火的安全管理[J].油气储运.1999.18 (9) :41-43.