输油管线（精选12篇）
输油管线 篇1
摘要：本文针对输油管线的布置问题建立优化模型,针对几种给定情况进行优化设计,并运用Auto CAD绘出了直观示意图,应用数学软件求出管线布置方案的最佳费用。根据两炼油厂与车站不同的位置情况,建立平面直角坐标系,利用分类讨论的思想提出合理的设计方案。通过对公司一、公司二、公司三权重分析,综合考虑选取公司一;利用镜像原理确定车站的位置,从而设计出管线的布置方案,得出相应的费用。最后,对模型作出评价,并进行推广,对类似模型和相关问题具有一定的参考价值。
关键词：普遍性,目标函数,最值,镜像原理,管线铺设
1 问题的提出
随着我国改革开放的进一步深化,各地的工业发展,经济建设对石油、天然、电力需求越来越大,出现了西油东输、西气东输、西电东输等工程。为此设计部门需要在考虑营运成本,各种自然条件设计出合理的运输管线,以满足各方面的需求。本文根据具体问题为某油田设计出在不同条件下对输油管进行合理的布置,在铁路上选出最佳的车站位置。将两炼油厂加工的成品油运出,使其建立管线费用最省。
1.1 针对问题一的提出:
某油田计划在铁路线一侧建造两家炼油厂,同时在铁路线上建立一车站,根据炼油厂到铁路线距离和两炼油厂间距的各种不同情形以及是否有共用管线,设计出铺设管线费用最省的方案。
1.2 针对问题二的提出:
设计院根据具体情况,给出两炼油厂的分布,如图1所示。
并给出将要聘请的三家工程咨询公司铺设城区管线的附加费用如表1。
为设计院给出管线布置方案及相应的最小费用Z。
2 模型假设
(1)铁路为直线,不考虑铁路为弯曲的情形;
(2)在所设计方案路线中所遇问题(人为因素、自然因素),由工程咨询公司解决;
(3)共用管线能保证两炼油厂成品油正常输出;
(4)管线铺设为直线型,忽略因自然因素造成的管线弯曲;
(5)管线接头或拐弯处不产生其它附加费用;
(6)在工程咨询公司的选取时可根据以往的经验,从资质、费用进行加权平均合理选取;
(7)在设计院给出管线的具体位置图后,设计方案是可操作的。
3 符号约定
A、B:表示两炼油厂;
N:表示建立在铁路线上的车站;
M:表示共用管的交汇点;
l1:A厂到铁路线的距离;
l2:B厂到铁路线的距离;
l3:A、B两厂在水平的间距(A、B两厂到铁路线垂足间的距离);
c:铺设各种管道费用相同时的费用(共用管道和非共用管道,万元/km);
c1:铺设输送A厂成品油管道的费用(万元/km);
c2:铺设输送B厂成品油管道的费用(万元/km);
c3:铺设共用管道输送成品油的费用(万元/km);
c4:城区铺设管道的附加费用(万元/km);
ω:各公司的权重;
Z:费用总和。
4 问题的分析
4.1 针对问题一:(平面直角坐标系模型)
欲在铁路线一侧建造两炼油厂和在其上增建一个车站,根据两炼油厂位置的不同情况进行设计。在建模过程中利用“平面直角坐标系”,将A、B、C、D在平面直角坐标系中表示出来,利用两点之间的距离公式建立数学模型,找出费用最省的设计方案。(用c1=c2=c3=c表示共用管线和非公用管线的费相同,c1≠c2≠c3表示各费用不同。)
4.2 针对问题二:(几何方法模型)
根据题目已给的图形与数据进行分析得知:城区与郊区的建设费用分为两块,第一部分为城区铺设管道费用,需从三家工程咨询公司选取建设费用较省且施工质量、资质较高的单位,通过加权求平均数的方法得出选择公司一;第二部分为在郊区铺设管道费用,此时共用管线与非公用管线的费用相同。利用“两点到一条直线上的距离之和最短”(镜像原理),建立数学模型并求解。
5 模型求解
5.1 模型求解(问题一):
通过题目的建立直角坐标系(如图2所示):
Ox为铁路线,A、B为两炼油厂的位置。根据两炼油厂位置的不同情况分别进行讨论:
5.1.1 当M点与A点重合时,有以下两种情况(如图3、图4所示):
(1)当B点在y轴上(如图3所示)
根据两点间的距离公式可以得到:管道铺设费用:
(利用导数求最值的方法,求得z有最小值)
此时车站应建立在原点位置(即为A到铁路线的垂足处)。
(2)B点不在y轴上的情况(如图4所示):
(利用导数求最值的方法,求得Z有最小值)
当且仅当x=0时,最小,
当c2=c1=c3=c时,Zmin=[(l2-l1)+l1]·c=l2·c;
当c1≠c2≠c3时,Zmin=(l2-l1)·c2+l1·c3。
此时车站应建立在原点位置(即为A到铁路线的垂足处)。
5.1.2 当M点与N点重合时,即无共用管道(如图5所示):
根据两点间的距离公式可以得到:管道铺设费用:
(利用导数求最值的方法,求得Z有最小值)
当c1=c2=c3=c时
当c1≠c2≠c3时
车站建在距原点处。
5.1.3 一般情况(如图6所示):
可利用数学软件得出x,y最优值,由x,y最优值可得到x1,x2,x3最优值。
为了简化表示:设AM=x1,BM=x2,CM=x3
(1)当c2=c1=c3=c时,则Zmin=(x1+x2+x3)·c
(2)当c1≠c2≠c3时,则Zmin=x1·c1+x2·c2+x3·c3
5.2 问题二的分析解答:
针对问题二进行分析,现炼油厂A、B已确定如图7:
由题意可知:三家咨询公司的费用和资质不同,则需进行对公司的选取。通过以往的管线铺设,一般聘请施工费用较低且公司资质较高的单位。根据实际情况,给公司一、公司二、公司三赋予权重分别为0.4,0.3,0.3,则:。根据加权平均法可以判断出公司二不合适,24>21.6;而对于公司一和公司三均符合,但是考虑到公司一具备甲级资质,施工质量较高,费用合理;则选取公司一。
情况1(如图8所示):
因为所用管线的铺设费用均相同,所以为了使得管线建设费用最省则只需两炼油厂和车站之间铺设的管线之和最小。作BB'⊥Ⅰ、Ⅱ的分界线,作A点关于铁路线的对称点A'即作A的镜像A',使得AC=CA',连接A'B'即找到N点,N点便是最合适点(镜像原理)。
情况2(如图9所示):
作的反向延长线,CA'=AC连接A'B交界线与点E(原理同上)。
又由AN+BN=A'N+BN
通过对以上两种不同情况求解得到Z1=247.9万元,Z2=254.04万元,Z1<Z2,在费用上明显较省,并且对城区的拆迁较少;而情况2没有拐点(即接头),给施工带来便利。设计院可以根据实际情况对情况1和情况2进行合理的选取。
6 模型的评价
6.1 优点:
(1)本文模型Ⅰ合理的利用平面直角坐标系,清晰的表述各点位置,利用分类讨论的思想,结合实际情况对所提出的问题进行求解。贴近实际,通用性,推广性较强。
(2)本文模型Ⅱ结合实际问题,利用加权平均法合理选取公司一,对问题的分析清晰,并且合理。
6.2 不足之处:
(1)在建模过程中,假设经路轨道直线,但在实际生活中存在曲线,给模型带来一定的误差。
(2)模型建立上是从最优化进行考虑的,没有多方面对问题进行讨论求解。
7 模型的推广
(1)模型不但适合于铺设输油管线问题,还适合于城市有水管道的铺设、公路修建等实际问题。
(2)模型方便、直观,可以实现计算机模拟。
(3)建模的方法和思想可以推广到其他类型,如解决电站供电问题、车辆调度问题等。
参考文献
[1]姜启源,谢金星,叶俊.数学模型[M].北京:北京高等教育出版社,2003.
[2]吴建国.数学建模案例精编[M].北京:中国水利水电出版社,2005.
[3]陈东彦,李冬梅,王树忠.数学建模[M].北京:科技出版社,2007.
[4]刘峰.物流运筹学[M].上海:上海交通大学出版社,2005.
[5]王国廷,史明霞.新编工程数学[M].大连:大连理工大学出版社,2002.
输油管线 篇2
发布时间：2005.11.07 阅览次数：1657 作者：曹志阳 单位：
摘要：文章对国内外输油管道泄漏检测方法进行了分析，对油田输油管道防盗监测的方法进行了探讨。针对油田输油管道防盗监测问题，指出了油田输油管道防盗监测系统的关键技术是管道泄漏检测报警及泄漏点的精确定位，并介绍了胜利油田输油管道泄漏监测系统的应用情况。
主题词：输油 管道 泄漏 监测 防盗
泄漏是输油管道运行的主要故障。特别是近年来，输油管道被打孔盗油以及腐蚀穿孔造成泄漏事故屡有发生，严重干扰了正常生产，造成巨大的经济损失，仅胜利油田每年经济损失就高达上千万元。因此，输油管道泄漏监测系统的研究与应用成为油田亟待解决的问题。先进的管道泄漏自动监测技术，可以及时发现泄漏，迅速采取措施，从而大大减少盗油案件发生，减少漏油损失，具有明显的经济效益和社会效益。国内外输油管道泄漏监测技术的现状
输油管道泄漏自动监测技术在国外得到了广泛的应用，美国等发达国家立法要求管道必须采取有效的泄漏监测系统。
输油管道检漏方法主要有三类：生物方法、硬件方法和软件方法。
1.1 生物方法
这是一种传统的泄漏检测方法，主要是用人或经过训练的动物（狗）沿管线行走查看管道附件的异常情况、闻管道中释放出的气味、听声音等，这种方法直接准确，但实时性差，耗费大量的人力。
.2 硬件方法
主要有直观检测器、声学检测器、气体检测器、压力检测器等，直观检测器是利用温度传感器测定泄漏处的温度变化，如用沿管道铺设的多传感器电缆。声学检测器是当泄漏发生时流体流出管道会发出声音，声波按照管道内流体的物理性质决定的速度传播，声音检测器检测出这种波而发现泄漏。如美国休斯顿声学系统公司（ASI）根据此原理研制的声学检漏系统（wavealert），由多组传感器、译码器、无线发射器等组成，天线伸出地面和控制中心联系，这种方法受检测范围的限制必须沿管道安装很多声音传感器。气体检测器则需使用便携式气体采样器沿管道行走，对泄漏的气体进行检测。
1.3 软件方法
它采用由SCADA系统提供的流量、压力、温度等数据，通过流量或压力变化、质量或体积平衡、动力模型和压力点分析软件的方法检测泄漏。国外公司非常重视输油管道的安全运行，管道泄漏监测技术比较成熟，并得到了广泛的应用。壳牌公司经过长期的研究开发生产出了一种商标名称为ATMOS Pine的新型管道泄漏检测系统，ATMOS
Pine是基于统计分析原理而设计出来的，利用优化序列分析法（序列概率比试验法）测定管道进出口流量和压力总体行为变化以检测泄漏，同时兼有先进的图形识别功能。该系统能够检测出1.6kg/s的泄漏而不发生误报警。
目前国内油田长距离输油管道大都没有安装泄漏自动检测系统，主要靠人工沿管线巡视，管线运行数据靠人工读取，这种情况对管道的安全运行十分不利。我国长距离输油管道泄漏监测技术的研究从九十年代开始已有相关报道，但只是近两年才真正取得突破，在生产中发挥作用。清华大学自动化系、天津大学精密仪器学院、北京大学、石油大学等都在这一方面做过研究。如：中洛线（中原—洛阳）濮阳首站到滑县段安装了天津大学研制的管道运行状态及泄漏监测系统（压力波法），东北管道局1993年应用清华大学研制的检漏系统（以负压波法为主，结合压力梯度法）进行了现场试验。管道泄漏监测技术的研究
通过对国内外各种管道泄漏检测技术的分析对比，结合油田输油管道防盗监测的特殊要求，胜利油田油气集输公司等单位组织开展了广泛深入的调查研究。
防盗监测系统的技术关键解决两方面的问题：一是管道泄漏检测的报警，二是泄漏点的精确定位。针对这两项关键技术胜利油田采用的技术思路是：以压力波（负压波）检测法为主，和流量检测法相结合。2.1 系统硬件构成
① 计算机系统:在管道的上下游两端各安装了一套工业控制计算机,用于数据采集及软件处理。
② 一次仪表: 压力变送器 温度变送器 流量传感器
③ 数据传输系统:两套扩频微波设备，用于实时数据传输。
2.2 检漏方法
2.2.1负压波法
当长输管道发生泄漏时，泄漏处由于管道内外的压差，使泄漏处的压力突降，泄漏处周围的液体由于压差的存在向泄漏处补充，在管道内产生负压波动，这样过程从泄漏点向上、下游传播，并以指数律衰减，逐渐归于平静，这种压降波动和正常压力波动大不一样，具有几乎垂直的前缘。管道两端的压力传感器接收管道的瞬变压力信息，而判断泄漏的发生，通过测量泄漏时产生的瞬时压力波到达上游、下游两端的时间差和管道内的压力波的传播速度计算出泄漏点的位置。为了克服噪声干扰，可采用小波变换或相关分析、基于随机变量之间差异程度的kullback信息测度检测等方法对压力信号进行处理。前苏联从20世纪70年代开始研究和使用自动检漏技术，负压波检漏系统的普及，使输油管线泄漏事故减少88%。负压波的传播规律跟管道内的声音、水击波相同，其速度取决于管壁的弹性和液体的压缩性。国内曾经实测过大庆原油管道在平均油温44℃、密度845kg/m3时的水击波传播速度为1029m/s。对于一般原油钢质管道，负压波的速度约为1000～1200m/s，频率范围0.2～20kHz。负压波法对于突发性泄漏比较敏感，能够在3min内检测到，适合于监视犯罪分子在管道上打孔盗油，但是对于缓慢增大的腐蚀渗漏不敏感。
负压波法具有较快的响应速度和较高的定位精度。其定位公式为
上下游分别设置压力测点p1、p2，当管线在X处发生泄漏时，泄漏产生 的负压波即以一定的速度α向两边传播，在t和t+τ0时刻被传感器p1、p2检测到，对压力信号进行相关处理，式中α为波速，L为p1、p2之间的距离
未发生泄漏时，相关系数Φ（τ）维持在某一值附近；当泄漏发生时，Φ（τ）将发生变化，而且当τ＝τ0时，Φ（τ）将达到最大值。
理论上：
解出定位公式如下：
式中：X 泄漏点距首端测压点的距离 m
L 管道全长m
a 压力波在管道介质中的传播速度 m/s
上、下游压力传感器接收压力波的时间差 s
由以上公式可知要实现准确的定位，必须精确的计算压力波在管道介质中的传播速度a和上、下游压力传感器接收压力波的时间差。
① 压力波在管道介质中传播速度的确定
压力波在管道内传播的速度决定于液体的弹性、液体的密度和管材的弹性：
式中 α——管内压力波的传播速度，m/s；
K——液体的体积弹性系数，Pa；
ρ——液体的密度，kg/m ；
E——管材的弹性，Pa；
D——管道的直径，m；
e——管壁厚度，m；
C ——与管道约束条件有关的修正系数；
式中弹性系数K和密度ρ随原油的温度变化而变化，因此，必须考虑温度对负压波波速的影响，对负压波波速进行温度修正。在理论计算的基础上，结合现场反复试验，可以比较准确的确定负压波的波速。
② 压力波时间差 的确定
要确定压力波时间差，必须捕捉到两端压力波下降的拐点，采用有效的信号处理方法是必须的，如：Kullback信息测度法、相关分析法和小波变换法。
③ 模式识别技术的应用
正常的泵、阀、倒罐作业等各种操作也会产生负压波。为了排除这些负压波干扰，在系统中采用了先进的模式识别技术，依据泄漏波与生产作业产生的负压波波形等特征的差别,经过现场反复模拟试验，提高了系统报警准确率,减少了系统误报警。
2.2.2流量检测
管道在正常运行状态下，管道输入和输出流量应该相等，泄漏发生时必然产生流量差，上游泵站的流量增大，下游泵站的流量减少。但是由于管道本身的弹性及流体性质变化等多种因素影响，首末两端的流量变化有一个过渡过程，所以，这种方法精度不高，也不能确定泄漏点的位置。德国的阿尔卑斯管道公司（TAL）原油管道上安装使用了该系统，将超声波流量计，夹合在管道外进行测量，然后根据管道温度、压力变化，计算出管道内总量，一旦出现不平衡，就说明出现泄漏。日本在《石油管道事业法》中也规定使用这种检漏系统，并且规定在30s中检测到泄漏量在80L以上时报警。流量差法不够灵敏，但是可靠性较高，它跟压力波结合使用，可以大大减少误报警。应用效果与推广情况
经过胜利油田组织的专家验收和现场试验，系统达到的主要技术指标：
①最小泄漏量监测灵敏度：单位时间总输量的0.7％；
②报警点定位误差：≦被测管长的2％；
③报警反应时间：≦200秒。
胜利油田输油管道泄漏监测报警系统整体水平在国内居于领先地位，应用效果和推广规模都是较好的，目前胜利油田油气集输公司输油管道上已经推广应用检漏系统，取得了明显的效益，多次抓获盗油破坏分子，有力地打击了盗油犯罪，为油田每年减少经济损失1000多万元，为管道的安全运行提供了保证。
４结论
4.1 采用负压波与流量相结合的方法监测输油管道的泄漏是有效的、可靠的；
4.2 依靠油田局域网进行实时数据传输能够提高泄漏监测系统的反应速度，能够实现全自动的泄漏监测报警与定位；
4.3
在油田输油管道安装管道泄漏监测系统能够确保管道安全运行,明显减少管道盗油事故的发生,具有明显的社会效益和经济效益。
参考文献
1、《管线状态监测与泄漏诊断》 化工自动化与仪表 王桂增等
2、《原油管道泄漏检测与定位》 仪器仪表学报 靳世久等
3、Designing a cost-effective and reliable pipeline
leak-detection system Dr JunZhang Pipes & Pipelines
International January-February 1997
4、W Al-Rafai and R J Barnes Underlying the performance
of real-time software-based pipeline leak-detection
修大队（一队）
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作者单位：胜利油田海洋石油开发公司
地址：山东省东营市河口区胜利油田海洋石油开发公司维254273
输油管线 篇3
随着城市经济、科技和人民生活水平的不断提高，所需的地下管线日渐增多，城区地下已经密如蛛网的各类管线还将有增无减。种类繁多的地下管线，由于缺少统一的管理系统和准确的管线资料，在城市建设中常有管线被破坏，造成通讯中断、煤气泄漏、污水漫流等，给人民生命和国家财产造成巨大威胁和无可挽回的损失。随着城市信息化进程的加速，越来越多的城市和专业管线权属单位分别建立了城市综合地下管线信息系统和专业管线信息系统。
一、工作目的
地下管线是城市的重要基础市政设施，包括给水、排水、燃气、热力、电信、电力等几大类，担负着传递信息、运输能量的工作，是城市赖以生存和发展的物质基础，也是城市规划建设的重要组成部分，被称为城市的“生命线”。它的安全运行是现代化城市高效率、高质量运转的保证。
以往市政设施建设都是以文字、图册存档，地下空间缺乏统—管理，地下管线权属单位可根据各自的需要自行埋设，既影响交通，又造成浪费。现有地下管线信息流通不畅、数据不够完善、现状资料存在缺漏和偏差、来源不明确、精度不可靠。每年因年久失修、信息不清以及施工外力损坏管线所造成的事故层出不穷，为了更好的统一管理地下管线，地下管线综合管理信息系统应运而生，以下就简单介绍该系统的数据处理工作。
二、数据现状
地下管线综合管理信息系统建设的管线数据包括燃气、热力、排水、给水、雨水、污水、电力、路灯、信息、通讯等管线数据和管线附属设施数据。这些不同格式、不同坐标系、不同比例尺的数据必须经过处理和整合，形成统一格式、统一坐标系的管线数据，实现综合管线的统一管理、统一应用。处理工作主要围绕以下两步展开：数据分析、数据处理。
以北京市为例，目前已有北信基础、燃气集团、电信集团、热力集团、路灯管理中心、电力集团、排水集团、歌华有线、自来水公司九家权属单位提交了管线数据，数据的具体情况见下表：
这些数据存在的主要问题和处理方式有：
第一类：.xls文件格式数据。
1.北信基础提供的数据为.xls文件格式，没有坐标信息，需要进一步去权属确认是否有空间数据，以实现属性和空间信息的挂接。
2.电信集团提供的.xls文件，里面有坐标信息，可以开发程序实现空间信息的标注，形成空间数据。
第二类：
1.燃气集团提供的数据是基于auto deskworld软件平台的，需要经过数据转换成可以和arcgis平台通用的数据格式。
2. 歌华有线提供的MicroStation DGN文件可以通过数据转换成与arcgis平台通用的数据格式。
第三类：Mapinfo文件格式。
热力集团和路灯管理中心提供的数据均为Mapinfo文件格式。其中，路灯管理中心数据为经纬度坐标的，需要经过坐标转换为北京本地坐标系。
第四类：Geodatabase文件格式。
排水集团和自来水公司提供的文件是arcgis平台通用的文件格式。
第五类：.xml文件格式。
电力集团提供的.xml文件可以转换成适用于arcgis平台的文件格式。
三、数据分析
按照自来水公司、歌华、排水集团、电力公司、路灯管理中心、热力集团、电信集团、燃气集团、北信基础的顺序，分析各家权属单位的各类管线数据，目标是分析清楚每家管线数据状况，得到分析结果。具体步骤为：
1.分析每家管线数据类别、格式、坐标系、比例尺、图层类别、图层划分方法、属性信息字段、属性信息是否为空等，按照建设技术规范的要求，为每家形成一个分析报告。
2.把分析报告反馈给各权属单位，并且要求权属单位根据分析报告中提出的问题进行管线数据的修正，确定其再次提交数据的时间。
3.向领导汇报数据分析报告，供领导决策。
4.为每家单位的数据制定详细的数据处理方案。
四、数据处理
按照自来水公司、歌华、排水集团、电力公司、路灯管理中心、热力集团、电信集团、燃气集团、北信基础的顺序进行数据处理。数据处理的目标是把来自各家单位的数据转换处理成北京本地坐标系下的，基于ArcGIS格式的数据。处理步骤为：
a）为每类管线制定统一的图层划分方法。
b）为每个管线图层制定标准的属性数据结构。
c）应用软件工具将权属单位提交的数据转换成统一格式的数据，同时将属性数据填入统一格式的数据中。
d）解决路灯管理中心数据坐标转换，将其目前的经纬度坐标转换成北京本地坐标。
e）应用相关软件和人工结合的方法，对转换得到的管线数据进行数量、长度、完整性和准确性的计算、检查、评估，编写数据处理报告。
f）权属单位对转换结果进行复查和确认。
g）重点地区管线空间位置和属性数据完整性和准确性保证。
h）向领导汇报处理结果，供领导决策。
五、总结
地下管线管理系统的基础是地下管线的数据，数据资料的来源、精度等需要仔细核实检查，数据处理工作就显得尤为重要。随着计算机技术在各领域发展应用的普及，未来将出现处理数据的各类软件，这将大大提高对管线数据处理的效率。
输油管线的水击保护 篇4
关键词：水击现场,输油管线,水击保护
一、水击产生原因
封闭的输油管道流程使全线管道成为一个水力系统, 封闭输油管线任何一点的流动参数变化都会使输油管线产生瞬时变化压力脉动。压力脉动从该干扰点沿输油管线上游、下游同时传播, 将引起管线的瞬变流动, 管线瞬变流动引起的压力波动称为水击。
管线在瞬间产生的流量变化量越大, 变化越短暂, 产生的瞬变压力波越强烈。输油管线事故引起的流量变化是管线产生水击主要原因。有很多种因素可以是管道流量突然变化, 大致分为两类:一类是有合理的进度安排调整输油量或改变输油流程;另一类是突发事故产生的流量变化, 比如泵站突然停泵、输油泵故障停泵、输油管线阀门故障关闭、出口调节阀调节失灵引起阀门关闭等等。同时, 输油管线更换油品也会在管道内产生瞬变流动。
对于有合理的进度安排调整输油量或改变输油流程, 可以人为地提前根据制定好的措施采取行动, 预防或减少介质压力的波动, 使产生的压力波动控制在合理的范围之内。
对于突发事故产生的流量变化, 产生的瞬变流动变化是否产生需要采取措施, 取决于是否压力变化引起的瞬变压力超过输油管线允许的工作范围, 如果压力变化超过范围, 需要对管道系统采取相应的保护措施。
二、水击的危害
当发生水击现象时, 输油管线会有一个急剧的压力波动, 其压力数值可能超过额定工作压力的几十倍甚至几百倍, 使管道及管道上的工艺设备承受很大的压力, 强大的压力会使管壁发生扩张和收缩, 并伴有强烈的振动和噪音, 就像管道受到锤击所发出的声音。同时, 高频不断变化的压力作用在管壁上, 加上强烈的管道振动和介质流体的冲击, 使金属表面产生很多微小的破坏。如果此输油管线存在缺陷, 则有可能对管线或工艺设备造成破坏。水击现场的产生严重危及输油管线及相关工艺设备的安全运行。
三、水击分析
输油管道中发生的水击, 从产生的原因有许多种, 但对管道与设备安全构成威胁的有两种:
1.
中间泵站因动力中断, 输油泵突然关闭, 在泵站进口侧产生高压波, 泵站出口侧产生低压波;
2. 干线截断阀或中间泵站因误操作进站阀门突然关闭, 阀前产生高压波。
水击时的高压波、低压波分别沿管道传播, 高压波与管道中原有输油压力叠加产生异常的正压, 低压波则可能在管道造成负压。以上两种水击是密闭输送输油管道需要重点进行分析和保护的。
分析的主要目的
(1) 在上述两种水击状态下, 无任何水击保护措施时, 分析输油管道可能发生的最高与最低压力, 以确认是否需要采取水击保护措施;
(2) 当采取某种水击保护措施时, 分析输油管道各处可能发生的的最高与最低压力, 以判断保护措施是否得当合理。
对输油管道的水及分析利用专门编制的计算机程序进行。
分析所提供的成果
(1) 无任何保护措施情况。
中间泵站突然关闭时, 管道各处在任何时间的最高与最低压力线图 (也称包络线图) ;
末站关闭时, 管道各处任何时间的最高与最低压力线图。
(2) 采用泄放阀保护情况。
当中间泵站突然关闭及末站突然关闭时:管道各处任何时间的最高与最低压力线图;
各中间泵站压力-时间曲线;各中间泵站流量-时间曲线;泄放阀泄放速率;泄放阀累积泄放量。
(3) 采用超前保护。中间泵站突然关闭与末站突然关闭。管道各处任何时间的最高与最低压力线图;各中间泵站压力-时间曲线;各中间泵站流量-时间曲线。
四、水击保护
根据水击分析所提供的结论, 工艺及自控专业, 采取相应的防护措施, 主要措施有以下几点:
1. 水击保护工艺措施
(1) 在泵出口处设泄压阀, 当水击产生的压力过大采用被动的泄压方式释放多余压力, 从而保护管道和泵体。
(2) 在循环泵前、后安装带止回阀的旁通管, 可有效阻止突然停泵引起的水击现象。
(3) 在管线上采用缓闭单向阀, 延长阀门关闭所需的时间, 减少由于误操作引起阀门关闭时产生的瞬时压力。
(4) 在较长管道中增设调压室, 相对的减少管道长度, 缓和水击压力。
(5) 在输油管线上安装排气阀, 可以有效的避免输油管道局部产生集气现象。
(6) 适当加大输油管道管径, 减少管道流速可有效减少瞬时压力的变化, 减少水击强度。
(7) 建立合理的安全操作规则
2. 水击保护自控系统措施
(1) 分析所需基础数据
自控系统对管道瞬间变化流动分析需要利用管道各种特征的一系列数据。所需要的数据一般如下所列:
(1) 管道输送量
规定设计管道油料输送量、计算输送量。
(2) 原油物性
密度、凝点、运动粘度-温度数据组、反常点、流变指数、稠度系数等。
(3) 管道参数
线路纵断面 (高程-里程) 数据组, 各泵站间距、管径、壁厚、管壁粗糙度, 钢材屈服极限, 保温层厚度、保温层导热系数, 地温、管道总传热系统等。
(4) 管道主要设备布置简图
输油泵台数及工作方式 (并、串联) , 加热炉台数, 全线各泵站输油泵、调节阀、加热炉及泄放阀的相互连接关系图, 泵站内部局部摩阻值及其分布。
(5) 设备特性
输油泵型号, 泵额定流量、扬程与效率, 泵转矩与转速惯性矩。
加热炉额定流量时压降。
调节阀型号、阀额定流量时压降、全行程时间、调节特性、调节器的特性系数。
泄放阀给定压力值、不同超压百分数时的流量系数。
f.设计给定值
泵站进、出站压力给定值, 越站输送时各泵站的压力限制。
泵站进站油温。
(2) 输油管线在线监测
(1) 沿管线布置一条光纤, 将管线的首站、末站、中间泵站、中间阀室串联起来, 同时为了保证自控系统的可靠性, 在各个站布置GPRS或者租用外部电信运营商, 建立备用通讯回路, 但发生故障的时候, 快速切换着另一路通讯回路, 同时不断监测两条通讯回路的可靠性, 一旦其中一条发生故障, 马上报修进行恢复。
(2) 管线上各个阀门的开闭状态, 手/自动控制权限。
(3) 输油泵状态信号, 手/自动控制权限。
(4) 输油管线首站、末站、中间泵站、中间阀室管线压力及流量监测。
(3) 输油管线防水击自控模型
自控系统根据基础数据、在线监测的参数分析出水击现象是否发生。
当发生水击现象时, 分析出当前发生水击类型, 根据不同的类型, 控制管线的电气设备及工艺设备减少水击压力。
结论
本文介绍了水击现象的危害及在工程设计中如何进行水击防护的设计步骤, 水击分析是工程设计中重要而关键的环节, 为工艺设备及自控检测提供了理论基础, 在最大危险情况下, 有效的减少水击压力, 实现超前调节。
参考文献
[1]张国忠《长输管道水击压力计算方法分析》石油大学学报1993 (3) .
[2]陈贵清《压力管道水击危害及其防治》河北理工学院学报2005 (2) .
[3]孟安波《一种新的弹性水击计算方法》华北水利水电学院学报2003 (4) .
[4]付六生《减少管路中回流水击现象》西南造纸2001 (6) .
输油管线 篇5
煤气公司管线所管线工段重点做好
元旦期间保供气工作
2011年元旦来临，煤气公司管线所管线工段采取多项强有力措施保证节日期间安全稳定供气。该工段根据历年来摸索总结的用气规律适时安排员工进行加班，要求广大巡线人员加强元旦期间管网巡查力度，特别对党政机关、企事业团体、人口稠密区、繁华闹市区和高危地段区的各类燃气管网使用手推式燃气检漏仪加密巡检，对燃气阀门井、凝水缸等设施损坏和丢失的井圈井盖做好查缺补漏工作，杜绝一切安全隐患。同时，抽水组组织人员、车辆正常上岗抽水作业，并对阳太线、焦化线、清太线和清化线等供气主干管线做到定时抽水，保证了煤气管网的及时排水和畅通运行。（邓 岩）
北京地下管线全图 篇6
“目前，城市地下管線遭到破坏，有30%~40%以上的原因，都是外力所导致的。”中国城市规划地下管线专业委员会副主任江贻芳告诉《北京科技报》。
比如今年5月，东三环京广桥发生自来水管爆裂事故，“外力破坏”被相关部门认定为是主因。而此前，2007年的两次漏水事故，原因归结为“事故附近有施工工地”等因素；2006年发生的大规模的坍塌事故，也就很可能与当时10号线地铁的施工改变了管道下方的土壤环境有关。
江贻芳说，我们如果在修建隧道或地铁前，能有一张“地下管线图”，这对指导施工作业将起到至关重要的作用。“施工单位可以了解这块地哪里可以开挖，哪里不可以开挖，挖到什么深度要注意，避免发生不必要的事故。”
从城市应急的角度来讲，江贻芳认为，“地下管线图”也能起到指导作用。“当地面出现塌陷、 水管漏水等紧急情况时，通过‘地下管线图’，就能够很快找出事故原因，并采取及时的应急措施。”
江贻芳举例，若事故原因是自来水管破裂，就要及时关掉阀门，然后再进行修复。而根据“地下管线图”，修复者马上就能知道这根管道的铺设单位、生产厂家、所用的材质等，这样就能以最快的速度来维修管道了。
另外，从城市规划的角度来讲，了解了本市地下各种管线的排布情况，才能给未来的地下管线铺设，设计合理的路径。“以前我们没有统一的‘地下管线图’，常常要求施工单位自己收集资料，但通常情况是，这些资料本身并不完整，或者各处收集的资料叠加在一起，发现所获得的数据信息可能是相互矛盾的。”江贻芳说。
江贻芳强调，“地下管线图”若要起到上述的作用，其前提条件就是“全”，也就是说，该图须真实、完整、全面地反映北京市地下管线的实际现状。编制地下管线全图，至少要做到三点。首先，我们以往积累下的很多地下管线的相关资料和数据不能抛弃，在此基础上，把所有的资料整合到一起，通过比对，评估，整合，从中提取符合要求的数据为大家使用；其次，对数据缺失的管线进行重测，对数据不完整的管线进行补测，对不确定的数据进行验证；最后，对新建、改建、扩建的地下管线，要进行实时的数据更新。
对于“北京市一张图”中的“地下管线图”，是否能称得上“全貌图”，江贻芳的态度有所保留。他表示，准确地来讲，应该是一个不完整的全图。要做到“全”这一点，需要有一个长效机制来保证，然而，目前有关地下管线的相关法律还不完善。
江贻芳说，虽然目前有《北京市城市地下管线管理办法》，但这只是个政府令，在执行上面还存在问题，且在信息管理与共享方面，尚未做相关规定。这就导致铺设完地下管线后，相关单位并未及时提交或者不提交相关资料。“很多管线埋进去就找不到了。”江贻芳表示，我们需要建立统一的地下管线监管机构，解决分管单位太多、管线信息不共享等问题，来切实改善地下管线的安全问题。
48英寸海底输油管线钢管的生产 篇7
关键词：大口径直缝焊管,JCOE海底管线
1 前言
珠江钢管的第一条LSAW生产线是从国外引进的大口径直缝焊管生产线, 钢管按照旋压式JCO顺序成型, 成型直径范围从16英寸到72英寸。随着国内外管线钢管技术要求越来越高, 该条生产线原有配置已经不能完全满足开拓国外市场的苛刻要求, 为了充分发挥该条生产线的潜力, 进一步提高其在大口径直缝焊接钢管市场, 特别是海底管线钢管市场的竞争能力, 针对当前管线钢管生产技术发展趋势, 厂家对该生产线进行了升级改造, 增加了具有自主知识产权的双工位机械扩径机、后弯机、GMAW连续预焊机、4丝内焊机、5丝外焊机、机械开槽机等关键设备, 增加了成形机的液压马达数量。升级后的整条生产线已经成为一条现代化的大口径直缝焊接钢管生产线。
生产线改造后, 在2006年进行了印度Reliance公司的海底管线直缝焊接钢管的生产。钢管公称外径48英寸, 分20.6mm、22.2mm和23.8mm等3种壁厚。生产过程经过了用户工厂审查、试生产和大批量生产, 圆满完成了数万吨钢管的首个订单的生产, 并成功赢得了48英寸钢管的后续订单。本次出口印度的48英寸直缝焊管, 是首次采用旋压式JCOE生产线大规模生产海底管线钢管。纵观整个生产过程, 该条生产线经受住了考验。
2 主要生产工艺过程及特点
钢板超声波探伤和表面质量检验:由于48英寸钢管直径大, 对应的钢板宽度尺寸也大。为了保证用户技术要求的钢板板面100%超声波检验的要求, 所有理化复验合格的钢板必须经过板探工序检验、同时还要尽量提高检验效率。板探工序采用公司自行设计制造的32通道自动超声波探伤设备, 保证了扫描100%钢板表面, 检查投入生产的钢板不存在分层缺陷。每张钢板的扫描曲线自动记录到计算机中。自动扫描结束后, 对钢板边缘至少50mm和板头板尾100mm人工超声波复探。
钢板经过超声波检验合格后, 进入翻板工序检查下表面的外观质量。翻板机是厂家自制设备。
刨边:合格的钢板进入刨边机, 按照预定的钢板宽度和坡口刨削钢板的两个侧边。由于工期紧、钢板比较厚, 为了提高生产效率和保证焊接质量, 重新设计了刨边机刀架结构, 同时加工出上下坡口。坡口形状示意如图1。刨边机的工作特点是刨边过程中钢板固定, 双侧刀具沿直线运动, 能够有效消除镰刀弯。
钢管成型:为了适应该定单大口径、高钢级、厚壁钢管的成型要求, 也为了开发大口径厚壁钢管产品, 对原来的引进设备进行了成型能力升级, 增加了液压马达数量, 由单驱动改为双驱动, 专门设计了成型芯轴, 成型能力大大提高, 可以有效保证该订单的大口径厚壁钢管的成型。考虑到钢板屈服强度可能存在的波动, 成型时, 控制管坯开口量不超过80mm, 为此专门设计了液压夹紧式成型芯轴。成形采用两次连续旋压成型, 与通常的渐进式JCO成型不同。成型过程如图2所示。首先将钢板的一边送入钳口, 卷成J形, 然后松开钳口, 再把另一边送入钳口, 旋压形成另一个J形, 两个J形合在一起构成C形。旋压式成型的优点是开口小, 成型后残余应力小, 而且圆度非常好。
后弯:由于板边成型质量对后续焊接有影响, 为了消除成形过程中可能发生的板边直边问题, 专门研制了后弯机。如果成型后存在直边, 则采用辊式后弯消除板边直边, 进一步为后续焊接和扩径创造良好条件。
预焊:预焊采用连续气体保护预焊。为了提高预焊效率, 满足工期要求, 专门研制了适应大口径厚壁焊管的连续预焊机。预焊后在两个管端焊接引熄弧板, 避免引弧和熄弧产生的缺陷留在钢管本体。
内焊:对本次出口的特大口径海底管线钢管, 采用了4丝内焊焊接, 焊头导向轮机械导向, 工业电视和激光点监控, 焊接参数完全实现了电脑在线实时自动监控和实时自动记录, 可以自动记录焊接参数变化曲线并超限自动声光报警, 改变了过去依靠焊工手工记录的落后方式。
外焊:为了满足客户的质量和交货期要求, 外焊机组同样也经过了升级, 从单机组双丝焊发展到目前的双机组5丝焊。采用激光点跟踪导向。本订单生产采用了5丝外焊。焊接参数同样完全实现了在线自动监控和实时自动记录。焊接参数的自动记录监控得到了监理和后期其它用户的赞许。
内外焊后的低倍照片如图3所示。图中黑点是硬度测量点。最大硬度238HV10, 满足不超过248HV10的要求。
机械扩径:外焊后经过焊缝超声波探伤合格的钢管, 为了消除内应力和具有更好的尺寸精度, 需要进行扩径。为了适合开发大口径厚壁焊接钢管的需要, 厂家开发了双工位机械扩径机。为了完成本次48英寸印度海底管线的生产, 针对钢管口径大、壁厚尺寸大、椭圆度要求高的难点, 专门设计了新的扩径模具, 经过实际生产验证效果良好。技术要求扩径率控制在0.8%～1.5%, 对试验管的实际扩径率为0.87%。海底管线因为要承受外压力, 因此对椭圆度的要求更加严格。经过扩径后的钢管椭圆度保证了满足用户的技术要求 (见表1) 。机械扩径后钢管接受水压试验和修端。
整圆:钢管印标前检查尺寸和外观符合要求。本次生产试制的48英寸钢管, 管体的椭圆度要求不允许超过10mm, 管端不允许超过5mm。对于个别管端椭圆度不符合要求的钢管, 要接受整圆机整圆。
无损检验:钢管生产过程中, 水压试验前后还要经过焊缝全长的超声波和X射线检验。管端圆周方向的超声波检查和坡口面磁粉检查。
3 检验结果
按照上述的主要工艺过程试制生产的48英寸焊接钢管, 经过检验有关技术指标完全满足相关的技术要求, 部分尺寸检测结果见表1。
经过检测钢管的机械性能也符合要求, 结果如表2。
另外, 生产的钢管中部分用作了现场弯管, 在印度施工现场弯管后, 还进行了一系列理化检验和无损检验。没有质量问题出现。
4 结论
根据生产试验结果, 并经过法国船级社监理和用户苛刻的检验, 试验管尺寸精度和理化性能完全满足订货技术要求, 显示了该生产线生产大口径海底直缝焊接钢管的良好能力。随后的大批量生产也证明了这一点, 全部钢管已经交付用户使用。该条生产线随后又为哈萨克斯坦大批量生产了输气管线钢管。
参考文献
临濮输油管线变压器节能分析 篇8
对于远距离石油管道输送行业来说, 点多线长, 相距约60km左右就要设置一个输油泵站, 以便给输送介质加压、加温。相应地每一个站都要设一个开闭所 (变电所) 。
输油泵站变电所
我们现在和过去大多是使用油浸式电力变压器。油浸式变压器一般应用于城乡和工矿企业中。随着经济的发展, 这种变压器的种类和功能也在更新, 不同时期出现的变压器各不同:20世纪80是“S7”型变压器, 20世纪90年代后推出了S9型变压器。直到1998年S7型变压器已经不适合新时代发展的需要而被淘汰。
1999年, 电力部门对城网和农网进行改造, 把配电网络中的S7型配电器, 这次改造是非常必要的, 也是趋势所向。
我站变电所主变和站变是1985年6月出厂, 1985年7月投入运行型号为SL7-2500/35和SL7-250/35, 已运行近20年。根据变压器使用寿命平均为20年就需更新, 另者在1998年S7型已属于淘汰型, 而且主变2 500kVA, 所带输油泵电机是710kW, 属于大马拉小车, 严重的浪费了宝贵的能源。
众所周知变压器在传输电能的过程中会消耗部分电能, 在这过程中损耗的电能可分为两种:空载损耗和负载损耗。降低损耗可以为企业降低生产成本, 增加经济效益。
1变压器运行能耗计算
我站的主变容量是2500kVA, 所带输油泵电机为710kW, 根据变压器经济运行方案, 所带负荷应占总容量的50-60为最经济, 这样算1250 kVA容量也就满足运行要求了, 可以克服大马拉小车的现象。
变压器运行时的总损耗 (PT) 为:
其中空载损耗 (PT) 和负载损耗 (PL) 可分别按下式计算:
PN=P0+K1×I0×S×10-2
PL=P K22+K22×K1×UD×S×10-2
式中:
P0为变压器空载损耗, kW;
K1为无功经济当量, kW/kvar;
I0为变压器空载电流, %;
S为变压器额定容量, kVA;
PK为变压器负载损耗, kW;
K2为变压器负载率;
UD为变压器短路阻抗, %。
2变压器运行能耗电费计算
假设:
无功经济当量K1=0.1kW/kvar;
负载率K2=0.8;
年运行时间T=8400h;
电费单价A=0.6元/kW·h。
变压器运行一年的能耗为:
变压器运行一年所需要的电费 (C) 为:
按上述公式计算的SL7-2500/35型和SC9-2500/35、SC9-1250/35规格电力变压器年运行的能耗E和电费C万元见表1。
运行一年三种变压器节电、节省费用相比较情况:
SL7-2500/35与SC9-2500/35相比较:
运行一年可省电158557-137170=21387kW·h;
运行一年可节约电费9.5134-8.2302=1.2832万元。
SL7-2500/35与SC9-1250/35相比较:
运行一年可省电158557-95632=62925 kW·h;
运行一年可节约电费9.5134-5.7379=3.7755万元。
由上面计算出的结果可以清楚的看出, 无论是换哪种干式变压器, 都是比较经济合算的, 特别是在采用SC9-1250/35型能取得更好的经济效益。
油浸变压器构造复杂、管理麻烦, 运行中要监视变压器的油位、油色。若需补油还要将瓦斯保护改为信号, 噪声大, 内部故障的监视也不直观。维修的工作量也比较大, 维修费用高。油浸式变压器渗漏点多, 经常有油渗出, 还有硅胶经常受潮, 需要更换等等, 增加了工作量。而干式变压器与油浸变压器相比有众多的优点, 其性能优越, 使用维护方便, 噪声低又节电。随着科技的发展, 干式变压器已有容量50-20000kVA/35电力变压器, 满足了我们企业输油生产的需要。
根据负荷运行状况, 配置干式变压器的冷却方式。干
式变压器分为自然空气冷却 (AN) 和强迫风冷 (AF) 。自然空冷时, 变压器可在额定容量下长期连续运行。强迫风冷时, 变压器输出容量可提高50%。适用于断续过负荷运行, 或应急事故过负荷运行。由于过负荷时负载损耗和阻抗电压增幅较大, 处于非经济运行状态, 故不应使其处于长时间连续过负荷运行。
由于以上两种变压器的种种比较, 可以看出干式变压器在特性上有着诸多优越性, 为了充分利用能源, 节约能源, 所以我建议在更换电力变压器时最好采用干式变压器。
参考文献
[1]庄福成, 霍敬愿.管道输油站变压器节能降耗分析[J].油气储运, 2004 (9) .
试论输油管线的腐蚀及防护问题 篇9
输油管线极易发生管道腐蚀现象, 而造成这一现象的原因较多, 其中, 因天然气管道铺设后地质结构和自然环境影响较大, 而且, 一旦出现腐蚀, 那么其特征和影响因素就会有明显区别, 所以, 当下必须针对具体原因进行分析, 制定不同的防腐措施, 延长管道的使用寿命, 保证天然气的输送安全。
1.1 土壤腐蚀
1.1.1 土壤含水
土壤中含水这是对腐蚀影响最大的因素。土壤中的水分对于金属溶解的离子化过程及土壤电解质的离子化都是必要的, 除了参与腐蚀的基本过程以外, 水分还影响着土壤腐蚀的其他因素。通常情况下, 如果土壤中含有较高的水分, 那么就会对土壤中氧气的渗透和扩散产生一定的阻碍, 这样就能变相的减轻腐蚀反应。如果土壤中含水量低于10%或相对较低的时候, 就会使溶解离子含量受到影响, 含量较低就使得电性减弱, 腐蚀速率也会急剧降低。
1.1.2 土壤细菌含量
细菌存在于土壤当中, 尤其是SRB硫酸盐还原菌, 相对于其他细菌而言SRB硫酸盐还原菌具有更大的腐蚀性。SRB是一种厌氧菌, 当土壤PH值在5—9之间、温度在25—30℃时, 是其最有利的生长和繁殖环境。SRB能参加电极反应, 将可溶的硫酸盐转化为硫化氢, 并和铁作用生成硫化亚铁。由于生成硫化氢, 使土壤中H+浓度增大, 阴极反应过程氢的去极化作用加强, 从而加速了腐蚀反应进程。
1.1.3 含盐量
土壤电解质中离子含量的多少与土壤中含盐量的多少有这直接的关系, 含盐量能够充分体现土壤导电性能的强弱, 同时, 也表明在该土壤介质环境中, 钢铁发生腐蚀时电子转移的难易程度。如果土壤中含盐量较高, 那么该土壤的导电能力就较强, 这样会更容易发生强烈的腐蚀反应。尤其是氯离子更容易促进腐蚀的发生, 其引起的点蚀对管道更是致命的破坏。
1.2 化学腐蚀
石油输送过程中, 由于, 油管内部长时间的暴露于空气之中, 极易与空气中的硫化氢、二氧化硫和氰化物进行接触, 这就使得油管内壁形成较多的氧化物、硫化物和氰化物等等, 发生严重的脱碳反应, 导致输油管道出现单纯性的化学腐蚀作用。
1.3 人为因素
现阶段大部分输油管线采用水泥来固定油管底部的固定装置, 如加强板和推力板焊接部分, 在焊接过程中本身由于操作不当, 就比较容易导致焊接部分与油管产生锈蚀现象。
2 石油管线腐蚀的防护
为了有效的对我国输油管线进行日常维护与改造, 为有效解决防腐蚀问题以及输油管路维护问题的产生, 我们总结了一些石油管线腐蚀的防护措施。
2.1 防腐涂层
涂层防腐技术是指通过在石油管道内部进行相关涂层处理, 有效的将管道内部、外部与空气中的介质进行彻底的隔离, 使油管表面杜绝出现反应, 达到化学防腐的作用。在做涂层防腐前, 需要对油管内部进行脱脂处理和除锈处理, 先将油管表面处理干净, 减少化学物质的存在, 影响涂层防腐技术的效力和涂层使用的时间。输油管道涂层材料首先要具备较好的绝缘性能和较好的稳定能力。其次, 为了当油管内涂层的出现的损坏等现象时, 能够便于进行及时的维修, 一般涂层防腐技术中采用二层聚乙烯和熔结环氧粉末等等。目前, 十分常用的涂层防腐技术, 主要为有机的金属涂层防腐技术, 这种形式无法彻底解决油管老化变质和被腐蚀的后果。而无机非金属涂层防腐技术是涂层防腐的一种新技术, 它在耐腐蚀、耐高温、防老化方面与有机金属涂层相比具有更好的效能, 可以有效的提高石油管网防腐蚀的能力, 大大降低了对输油管线维护与管理的工作量。对腐蚀老化严重的管线建议采取防护层修复技术, 清除管线上的粉尘, 沥青防腐层涂敷的选择应与原管道防腐层相同, 并将泡沫保湿层切成与管线破损口相同的形状, 对破损处管段进行保温, 最后, 防水处理可选用聚乙烯胶粘带或环氧玻璃布进行。
2.2 电化学保护和清理
通过修复完成外防腐层后, 施加电化学来保护管线这一措施, 使输油管线外防腐质量得到提高, 电化学保护可以选择牺牲阳极或外加电流等方式。通球扫线清理措施, 定期采取通球清理措施, 并将管线底部的积水和沉积物清理干净, 以此来消除细菌生长环境, 减少细菌腐蚀破坏。
2.3 高密度聚乙烯管内衬技术
为了能够将内腐蚀音速与管线内壁彻底隔绝, 需要对整条管线实施高密度聚乙烯管内衬的防腐措施, 这样就能够从根本上对内腐蚀进行扼制, 降低其发生的可能性。这种防腐蚀措施更为彻底, 且可以一步到位, 但需要较大的投资, 较为耗费成本。
2.4 添加剂应用
定期定量的对管线投加杀菌剂, 可以防止管线因细菌而造成的腐蚀破坏。而源油中含有硫化物、环烷酸、碱、金属盐, 对此, 可以添加缓蚀剂, 达到减少其对管线腐蚀的目的。
结语:通过对管道腐蚀的分析, 我们对油气管道的防护有了更多的认识, 也有了进步, 但仍存在不足, 在日常工作中我们要不断的总结经验, 因地制宜选用最合理的防护措施, 更好的保证管道的运输和资源供应。
摘要：随着经济的不断发展, 能源需求与日俱增, 我国的石油化工产业也在不断发展, 在资源的输送过程中逐渐形成了全国性地域性的输油管道, 由于资源的大量运输, 油管内会存在残余物质或者腐蚀性生物因素造成管道腐蚀, 导致油田输油管道出现问题影响资源运输, 甚至造成经济损失, 所以油田管道的防护是很重要的, 本文将就油田管道的腐蚀状况进行分析并提出防护措施以供参考。
关键词：输油管线,腐蚀,防护,维护,资源
参考文献
[1]汪海波, 黄金钊, 陈学政等.输油管线阴极保护系统改造过程及问题[C].//2007全国埋地管线腐蚀控制和监测评估工程技术交流会论文汇编.2007:120-123.
[2]帅健, 王晓霖, 郑伟等.埋地管道腐蚀防护系统的完整性检测[C].//第五届全国腐蚀大会论文集.2009:1-5.
输油管线 篇10
模型的建立:建立如图2所示的坐标系, 设CE=x千米, EF=h千米, GH=z千米, 则管线布置总费用
W=7.2姨x2+ (5-h) 2+7.2+姨 (15-x) 2+ (z-h) 2+28.2姨 (20-15) 2+ (8-z) 2+7.2h (0≤x≤15, 0≤h≤5, 0≤z≤8)
这是一个三元非线性函数, 求其最优解较难。
下面给出另一种方法建立的总费用模型:
建立如图3所示的坐标系, 设EF=h千米, GH=z千米。做FI⊥y轴, 垂足I, 在y轴上取一点A1, 使得AI=IA1, 则A (0, 5) , A1 (0, 2h-a) , AF=FA1, 并且当A1, F, H三点共线时:
令y=1.848, 则x=5.459, 所以F (5.459, 1.848) , H (15, 7.3564) , 此时W最小, 最小值为280.177 1万元。用Matlab计算程序如下:>>syms h z;
参考文献
强化管道巡护确保输油安全 篇11
关键词：输油管道巡护；输油安全；分析和对策
引言
安全输油，不仅仅是石油行业所主要实现的目标，也是体现在国家层面上的问题。输油过程的安全与流畅，将直接影响我国的经济发展与民众安全。特别是在目前市场经济的刺激性，石油的价格空前高涨，也让石油成为了民众所重点关注的能源之一，其中也不乏一些不法分子妄想投机倒把。而笔者将通过本文，就石油管道在输油过程中的安全问题进行分析，同时提出相关的安全巡护对策。
1.当下输油管道安全存在的问题
1.1 环境问题
任何投机倒把行为都需要一个恶性环境作为驱使，对于输油管道安全管理来说，主要体现的就是打孔盗油的行为屡禁不绝，究其根本原因，则是由于一些奸商打着收油的旗号，暗地做着违法的勾当，而更多不法分子受这种不良环境的长期影响，受到短期暴利的驱使，自然会做出违法的行为。
1.2 灾害问题
除了人为的行为引发输油管道的安全性问题以外，自然灾害也是诱发输油管道损坏的另一个诱因，特别是洪涝灾害，往往多发于一些南方地方，一些管道处于山地，山体滑坡坍塌，最终导致管道出现断开；而且一些偏远地区的管道往往还要经受恶劣环境的影响，例如腐蚀、风化以及磨损等等。
1.3 破坏问题
由于目前城市化改革的发展不断推进，建筑行业的发展也进入到了较快的趋势，而随着项目工程的增多，政府对于行业的管控力度有所减弱，从而导致很多施工流程缺乏规范性，特别是在一些大型项目施工过程中，往往会出现违规施工，而且施工过程滥挖滥掘，很多埋于地底浅层的输油管道就会遭到损坏，从而引发安全事故。
1.4 管控问题
管控问题主要体现在政府管控部门未能落实好管控的义务，很多地区政府对于输液管道的重视度不够，对于输油管道的安全态度过于随意，从而导致管道的安全巡护工作无法落实下去，而且对于地区经济发展与管道安全管控的矛盾处理缺乏科学性，进而引发矛盾升级，从而对输油管道造成巨大损害。
1.5 机制问题
很多政府虽然比较注重管道的安全问题，但是考虑到人员有限的问题，所以巡护工作承包给外部企业，由于承包管理机制的不完善，从而导致承包的机构未能履行管道巡护责任，同时责任体制的缺乏，导致责任无法落实到位，而管道巡护工作也因此趋于表面化。此外，
很多硬件设备的管理制度不完善，也让巡护工作存在较大的问题和难度，集中可以体现在巡护人员的基本生活条件保障等[1]。
2. 强化管道巡护工作的对策
2.1 制度方面
输油企业需要尽快落实巡护的责任制度，即通过分段承包的手段，将整个输油管道分为多段分别交由其他巡护企业进行承包，企业定期派遣专业技术人员对巡护情况同时进行统一检测、统一抽查以及统一考察。同时对于输油管道附件环境的安全度进行了解，不定期进行工作监督，对于巡护存在的问题要提出相应的意见和整改措施，对于屡次建议无效的企业，可以采取解除承包合同措施，从而保证巡护工作的有效性和到位性。
2.2 工作方面
输油企业还可以定期安排技术工程师进入巡护一线去了解巡护存在的问题，同时协助巡护企业将问题进行妥善解决，加强对于巡护人员的岗前培训以及在岗培训，对于巡护人员的工作设施以及基本生活设施要进行尽快完善，以便保证巡护人员的正常生活基础，提升他们对工作的责任感和使命感，对一些工作问题要进行现场解答和督改[2]。
2.3 治安方面
加强与管道当地民众的交流，通过暗地走访、采访调查，了解目前管道周边的治安信息，同时将所有治安信息进行汇总，并研究巡护的有关方案。同时积极与当地派出所密切合作，提供相应的信息，协助民警对当地不法的盗油行为以及违法收油行为进行查处，对于违法分子进行严厉处罚，并且公布处罚结果，达到对于不法行为进行震慑的目的。
2.4 宣传方面
输油部门还需要加强对盗油严重的管道所处地区进行普法教育宣传，即通过联合当地的政府以及多方媒体，即报刊、广播、电视台以及网络平台等等，向民众展示输油管道的巡护知识，同时对于不法的偷、盗油行为所造成的法律后果以及安全险情进行细致分析，普及漏油引发安全问题的紧急避险和自救手段，与民众积极合作，对于偷、盗油等一系列案件的举报民众进行资金嘉奖，同时通过媒体进行表彰。
2.5 设施方面
输油部门可以对输油管道采取一系列的安全防护措施，例如防护铁网，地下通道以及警示标牌，部分出现频繁盗油漏油的关键管道区域要设置24小时监控设备，保证安全防护设备能够完整、到位，同时可以采用GPRS全球定位系统，让巡护工作能够协调和联动起来，而且对于输液过程在的安全隐患可以做到即时发现，即时排除，从而减少输油的安全问题出现。
2.6 隐患方面
对于安全隐患方面，除了通过安全防护设备对于一些隐蔽的、固有的静态管道隐患检测以外，输油企业还需要密切关注一些动态的安全隐患。例如自然灾害隐患，即输油企业可以派遣专业的技术人员与巡护人员组成勘测小组，定期对管道沿线进行仔细排查，特别是排除周围一些山体、水源地。对于山体滑坡以及洪涝汛期要有明确的了解以及提前预警防范，从而保证整个输油过程的安全性和高效性[3]。
3.结语
输油管道的巡护安全不仅仅关系到国家的重要利益，也是国家经济发展的重要保障，而违法的偷油盗油行为，不但会给输油过程带来重大损失，甚至会引发重大安全事故，所以输油企业需要通过多种手段进行取缔。（作者单位：长庆油田采油十二厂保安大队）
参考文献：
[1]舒风华.倡导管道保护文化提升软实力护卫输油管道[J].当代石油石化，2013，12（12）：42-44.
[2]王鹏.靖咸输油管道巡护管理对策思考[J].中国管理信息化，2013，12（23）：81.
氧乙炔焰切割输油管线的操作技术 篇12
在输油管线维修和更换施工过程中,利用氧乙炔焰切割是工作的第一步,同时也是动火的最重要的一步。由于输油管线内部残留污垢油气等可燃物并且施工条件复杂,常遇到阀门关不严以及在一段管线的较低处施工,存在残余压力等这些不利条件。如不加以防范,在施工过程中常造成安全事故和施工速度缓慢。生产实践中通过改进氧乙炔焰切割方法,提高施工安全性和施工效率。
1 气割原理
气割是利用气体火焰的热能将钢件切割处预热到一定温度,然后喷出高速切割氧流,使钢件燃烧并放出热量实现切割的方法。氧气切割包括预热、燃烧、吹渣三个过程,即:(1)气割开始时,先用预热火焰将起割处的金属预热到燃烧温度(燃点)。(2)向被加热到燃点的金属喷射切割氧,使金属在纯氧中剧烈的燃烧。(3)金属氧化燃烧后,生成熔渣并放出大量的热,熔渣被切割氧吹掉,所产生的热量和预热火焰的热量,将下层金属加热到燃点,这样继续下去就将金属逐渐的割穿,随着割炬的移动,就割出了所需的形状和尺寸。
2 切割前准备
(1)选择割炬、割嘴。根据管线的厚度选择气割工艺参数、割炬和割嘴的型号。在工作中为了施工方便采用G01-100型割炬,2号割嘴。(2)设备准备。检查气割设备和工具是否安全正常,检查氧气和乙炔的减压器是否正常,检查乙炔减压器的回火保险器是否正常,确认割炬射吸能力,无射吸能力的不得使用。严格将两瓶之间的距离以及两瓶与动火点的距离达到规定要求。严格确认无误后,按操作规程将气割设备按顺序连接好。打开瓶阀,将减压器调整到工作所需压力,然后检查割炬、减压器及各连接处是否漏气。(3)切口处表面清理。切割前将管线切口表面及附近的防腐层、氧化皮和污垢清除干净,使其露出金属光泽。然后用大锤震击管子,将附在管线内壁的铁锈等杂物震掉,以保证切割的顺利进行。(4)准备辅助工具。施工现场准备5kg干粉灭火器2台,铁锹,挡板,以防火灾事故的发生。
3 气割工艺流程
3.1 确认动火措施
首先由安全员签现场动火报告,确认检查工作场地和动火措施到位情况,询问安全员确认是否可以动火,经安全员同意后,方可动火。若发现动火措施不到位,向安全员提出,等措施到位后再动火。
3.2 确定起割点
由于管线是固定不动的,管线内有油、气等易燃物质,还有水,并且有一定的余压,由于水的密度大,处于气和油的下方。因此气割从管线的底部开始最安全,即使引燃管线内部的油、气,引起管线内部着火,火焰向外喷射,因为操作人员在管线的另一侧,不会对操作人员造成伤害。起割点选在管线的A点位置(图1)。
3.3 起割
操作人员劳保穿戴齐全,并蹲在B点位置一侧,割嘴垂直于底部的管壁表面,利用中性焰或轻微氧化焰通过加大火焰能率将切割处预热,当起割点呈现亮红色时,缓慢打开切割氧气阀,将管子割透,此时割嘴迅速前倾20~30°并随着角度的变化缓慢前移,在切割过程中割炬运行始终要均匀,割嘴离工件距离保持3~5mm,一直按逆时针方向切割到B点位置(图1)。
3.4 带油、气、余压切割
从B点位置往上切割时,管线内就有油和气了,此时切割要特别小心,做好安全防护措施,操作人员调整姿势,侧身,防止烧伤,另外有一个人辅助,用挡板将操作人员和火隔开,防止火焰喷射烧伤和烘烤,保证操作人员安全。从B点往上一直切割到C点。切到C点后,关闭切割氧调节阀,再将割炬移到管线的另一侧进行切割,从A点切割到D点。气割结束阶段,操作人员选定安全的切割位置,用挡板防护好后将余下部分按从D到C顺序割断,并要注意防止管线错位时引起的管内残留物燃烧和管线坠落造成的伤害。切割完毕后,根据更换管线的长度,从另一处进行切割,采用相同的切割方法,使损害的管线从原管线上分离开来,然后进行新管线的更换。
3.5 发生回火时的应对措施
在气割过程中,因管线内有余压,容易发生回火,若出现鸣爆及回火,应迅速关闭切割氧调节阀,以防氧气倒流入乙炔管内继续燃烧。如果此时在割炬内还发出“嘘、嘘”的响声,说明割炬内的回火未熄灭,这时应迅速将乙炔调节阀关闭。几秒种后,再打开预热氧调节阀,将混合管内的炭粒和余焰吹尽,然后重新点燃,继续气割。
3.6 收尾
整个更换过程结束后,要清理现场,检查有无明火存在,确保施工现场安全后,方可撤离,做到工完料净场地清。
4 结论
在带余压切割这种工作环境下,只有利用氧气乙炔火焰切割这种操作方法才能完成,实践证明氧乙炔焰切割输油管线的操作技术安全可靠,提高工作效率显著。
因采油厂野外施工较多,地理条件复杂,氧乙炔焰切割的设备是采用氧气瓶和溶解乙炔瓶,便于携带和移动,适用面广。具有温度高、热量集中、切割质量好、操作灵活的特点,不受工件形状和场地的限制,能在各种位置进行切割。氧乙炔焰切割给采油厂管网的维护和更换带来了极大地便利,在实际工作中占有重要的位置。
参考文献
[1]中国石油天然气总公司劳资局.气焊工[M].北京:石油大学出版社,1998.
[2]机械工业技师考评培训教材编审委员会.焊工技师培训教材[M].北京:机械工业出版社,2005.