原油长输管道应急管理

原油长输管道应急管理（共4篇）

原油长输管道应急管理 篇1

1 原油运输现状

原油大致有5种运输方式, 即铁路、公路、水运、航运和管道输送。其中原油长输管道具有安全性高、能耗低、输送量大、成本低和经济效益好等优势, 是输送原油的最好方式。近几十年来, 中国长输管道技术不断发展, 水平逐渐提高, 特别是高凝含腊原油的加热输送、原油热处理、高压输送及添加剂综合处理工艺已达到或接近国际先进水平。但是, 原油长输管线在使用过程中, 由于腐蚀、原油杂质与管壁摩擦造成的磨损以及意外损伤等因素, 不可避免会造成管线的局部减薄、损坏甚至发生泄漏事故, 轻则影响原油的输送、供应, 重则会造成输送系统的瘫痪甚至起火、爆炸等事故。为保证原油长输管线安全运行, 必须加强安全管理。

2 原油长输管道的主要安全隐患

总体来看, 国外原油长输管道失效的原因主要是外部影响、腐蚀及焊接和材料缺陷。外部影响是欧美国家管道失效的主要原因;腐蚀是加拿大和前苏联的主要原因;我国原油长输管道失效的主要原因为腐蚀、外部影响和材料缺陷。长输管道由投产至终结其事故率一般遵循浴盆曲线, 所谓浴盆曲线是曲线呈浴盆状。在管道投产初期, 因设计、施工、管材、设备等诸方面的缺陷导致事故率较高, 每1000km的年事故发生率约为5次左右, 该阶段通常持续0.5～2年。管道正常营运期事故少而平稳, 该阶段的事故多为管道受腐蚀及外力破坏所致, 每1000 k m的年事故发生率为2次左右, 一般持续15～20年。管道老化阶段由于管道内磨损及内腐蚀加剧, 事故明显上升, 其每1000km的年事故发生率一般在2次以上。而且事故发生有意外性, 修复也困难。

3 保障原油长输输送管道安全运行的措施

全过程管理是目前先进的管道管理模式, 可以有效减少管道现存的各种安全隐患, 降低运营风险, 实现管道的高效、安全和经济运行。近10多年来, 我国原油长输管道安全管理工作水平有了很大的提高。政府、企业相继颁布了一些原油长输管道安全管理法规、标准。然而, 迄今为止还没有对原油长输管道全过程管理提出明确要求。开展原油长输管道全过程管理, 提高管道系统安全运行水平, 是当前面临的紧迫任务。

3.1 制定原油长输管道全过程管理计划

管道的全过程是指管道要始终处于安全可靠的受控的工作状态, 可不断采取措施预防管道事故的发生。管道的全过程管理是一个连续的循环进行的管道监控管理过程, 需要在一定的时间间隔后再次进行管道检测、风险评价及采取措施减轻风险, 以减少和预防事故的发生。管道内检测是获得管道全过程数据的最好手段, 但全面实施管道内检测还存在诸多困难。我国能够或已经进行内检测的管道少之又少, 其他的基础工作, 如事故的统计分析、有关资料及数据库也不完备。对此, 可依据不同情况分阶段、分层次地实施管道全过程管理。

对于新建管道, 深入进行调研和设计方案比选, 保证其路由、工艺、设备及自控等方案技术经济合理、安全可靠;对近年新建成的长输管道, 及时制定数据收集、管道评价、全过程管理程序的计划并逐步实施;对运行多年的老管道, 可以采用直接评价法或其它技术来评价腐蚀管道的整体, 通过对管道系统或某些管段的物理特性和运行历史调查、腐蚀及防腐检测和评价等来得到管道全部的资料。对有内腐蚀危害的管道重点检查易于腐蚀的管段。

3.2 加强安全技术研究及应用

3.2.1 建立原油长输管道数据库。

设计开发管道数据库系统, 不仅需要涵盖完整的管道信息, 还很大幅度上依赖于数据库的存储性能和关联性能, 以便对所有类型数据进行有效管理。故需要根据数据模型的要求, 从数据的收集、分类、建立定位系统, 到数据整合等各个环节详细规划数据准各流程, 进而搭建原油长输管道管理数据库系统。

上世纪90年代末, 美国运输部管道安全办公室开始全数字化G I S (地理信息系统) 数据库建设。它包含全部的地理空间信息, 数据包括美国陆上和海上运行着的管道及其设施的地理位置数据及相关属性。由管道经营者提供其管道信息数据, 然后再由国家智囊团负责从中提炼、加工和建设为一个国家管道数据库。这样管道安全部门就可以在可能发生地震等自然灾害的重点地段确定危险环境中管道的风险, 标出敏感地区管道的位置, 一旦发生事故, 迅速从数据库中提取数据。

3.2.2 提高原油长输管道检测水平和能力。

即使管道运行已达到了设计质量标准, 管道的腐蚀老化仍是不可避免的。基于此, 各种管道检测技术相继开发, 并用于指导安全管理上。目前原油长输管道检测技术包括外检测技术和内检测技术。

a) 外检测技术

目前, 埋地管道的外检测主要采用不开挖的无损检测技术, 通过该技术可以及时了解管道运行的防腐蚀状态, 为后面的开挖、检测和维修提供依据。

b) 内检测技术

虽然外检测技术能够实现在不开挖、不影响管道正常运行的情况下对埋地其进行检测, 但都属于间接检测管道腐蚀的方法, 无法实现对管道的全面检测。为此, 一些发达国家先后开发出了一些在没有开挖情况下的管道内腐蚀检测技术, 并研制出了各种智能检测爬行机, 并获得了成功应用。

3.3 开展原油长输管道的风险管理工作

管道风险管理是对管道潜在危险转变成事故的概率和损失程度的综合分析。从20世纪70年代起, 管道风险管理评价技术开始发展, FMECA、FTA、HAZOP、ETA、道化法、蒙德法等技术在管道风险评价中有不同程度的应用, 最有影响力的是Kent评分法, 它成为了世界各国所普遍接受的管道风险评价方法和开发风险评估软件的唯一依据。目前, 一些研究者进行了含缺陷管道失效方面的研究工作, 并形成了评定规范。这些工作为进一步进行管道定量风险评价技术的研究奠定了基础。在评价软件方面, 比较典型的就是D N V开发的定量风险评价软件包和2004年VECO公司利用GIS技术开发了基于风险的管道完整性管理程序。

4 主要认识

(1) 原油长输管道输送过程安全包括设备或系统安全、人身和公众安全、职业卫生健康和环境安全。现代化的安全管理要从主要抓事故原因分析调查、总结, 转变为事前对隐患的预测和控制, 把风险降低到当前可以接受的水平。除了进行安全管理外, 还应对输送计划、线路、设备、技术和调度等进行管理。其中调度管理是运行组织的核心, 应精心安排、严格执行。输油站的关键没备如输油泵、加热炉等要及时检查维修以避免渐发性损失。对于易受自然腐蚀和人为破坏的主要部位要加以保护并重点巡查。当然还应该考虑长输管道与周围设施以及与之配套的原油长输站库和储罐等的安全要求。

(2) 大多数管道泄漏事故都是由自然腐蚀引起的, 因此应该采取有效的腐蚀防护措施, 并进行周期性的检修。采用强制电流、牺牲阳极的阴极保护措施可以保证管道长时间稳定运行, 但覆盖层老化将大大降低其保护效果, 因此应定期对管道防腐层进行检维修。同时按照管道所处的各种条件来考虑采用不同的阴极保护方法, 可以很好地控制腐蚀, 延长管道寿命。

(3) 随着长输管道向着大口径、高强度、高韧性、厚壁化方向的发展, 长输管道焊接工艺、材料的选择成为影响长输管道安全的一个重要因素。目前原油长输管道用钢主要是碳钢和低合金钢。对于碳钢管材的焊接可选焊接方法很多, 但对低合金钢管材焊接方法选择则要注意焊接热能量的输入。对于X70及以下的管材, 可选择手工焊、半自动焊或全自动焊接, 而对于X70以上的管材, 较多选择手工焊或某些特殊的自动焊接方法。对于大口径、厚壁管应采用下向焊, 需大量增加焊接层道时, 则可考虑下向与上向焊结合的复合型焊接工艺。小口径、薄壁管则可考虑采用氩弧焊打底, 手工焊填充、盖面的方法。在条件受限制时, 可采用手工电弧焊方法。

5 结语

国内外原油长输长输管道事故的统计、分析表明, 外部影响、腐蚀、焊接和材料缺陷是管道事故发生的主要原因。所以, 要有针对性的完善原油长输输送管道安全持久运行的措施, 建立和完善原油长输管道全过程管理体系, 加快管道内外检测技术设备的研究开发, 保障原油长输管道的安全经济运行。

参考文献

[1]李鹤林, 赵新伟, 吉玲康, 油气管道事故分析与完整性管理.理化检验:物理分册, 2005, 41:24-31

[2]郑津洋, 马夏康, 尹谢平编著.长输管道安全.北京:化学工业出版社, 2004

原油长输管道应急管理 篇2

1 长输原油管道泄漏的相关性能指标

(1) 性能检测的相关指标

第一, 检测灵敏度, 也就是检测系统对相对较小泄漏点的检测灵敏度。第二, 检测及时性, 也就是检测系统在短时间内检测到泄漏点的能力。第三, 检测漏报与误报率, 也就是检测系统在发生泄漏却没有检测出来的情况, 以及没有发生泄漏却检测出泄漏的情况。

(2) 诊断性能的相关指标

第一, 正常情况与泄漏情况的区分能力, 也就是检测系统可以对正常操作步骤与泄漏情况能够准确区分的能力, 该能力也关系到系统误报率的高低。第二, 泄漏辨识能力, 也就是检测系统对管道泄漏程度的估计准确性, 还需要对管道的老化与腐蚀作出合理预测, 并给出有针对性的处理方法。

(3) 综合性能的相关指标

第一, 鲁棒性, 也就是检测系统在受到干扰的情况下, 也能够正常完成任务, 且漏报与误报率偏低的能力, 该指标越高, 检测系统的可靠性就越强。第二, 自适应能力, 也就是系统能够根据诊断对象的变化而进行及时的自我调整, 且能够通过这种变化使自身更加完善的能力。

在实际操作过程中, 需要对工程情况进行全面分析, 找出性能之间的主次关系, 之后选取有针对性的方法, 从而确定最佳的解决方案。

2 泄漏检测与定位的关键技术方法

现阶段, 国际上普遍使用的管道泄漏检测与定位关键技术方法有以下两种:

(1) 管外检测定位法

这种方法大体上可以分为以下三个大类:[1]人工巡视。主要是通过人工, 在管道的周围进行巡视, 观察管道周围是否存在因泄漏造成的特殊环境, 以判断输油管道是否发生泄漏。这种方法主要依赖于相关人员的经验与素质, 很多时候并不能及时发现泄漏点, 即使发现, 也通常是一些相对较大的泄漏, 对于较小漏点则很难察觉。[2]探测仪检测。相关工作人员沿着管道输油方向, 利用探测仪对管道漏点进行检测于定位。这种检测定位方法具有较高的准确性, 但在探测过程中不能连续, 而且只能进行地面管道检测与定位, 不适用于地下管道。[3]敷设线缆。主要是在输油管道的外壁上加设一条线缆, 这种线缆比较特殊, 具有很高的灵敏度, 且不会受到输油管道运行状态的影响, 能够及时有效的检测出较小的泄漏点。但其缺点在于敷设线缆需要重新开沟, 对于已有管线并不适用, 而且这种线缆的成本相对较高, 不能长期使用。

(2) 间接检测定位法

这种检测定位方法是当前使用相对普遍的方法, 主要有以下几种:[1]体积/质量平衡法。一般情况下, 长输原油管道在运行过程中, 其流动情况是相对稳定的, 其体积与质量也相对平衡, 如果温度、压力等因素发生改变, 管道内部的充填体积也会发生一定程度的变化。倘若其变化程度超出了一定范围, 则可以判定管道发生了泄漏, 这种方法是当前可靠性较高的一种方法, 但该方法无法准确估计泄漏点的位置, 且及时性相对较差。[2]统计泄漏法。以管道出口与入口之间的流量与压力为基础, 能够对泄漏的概率进行连续性的统计与计算, 在确定管道确实已经出现泄漏情况以后, 可以通过最小二乘法对管道的泄漏点进行定位。但这种方法的准确度相对较低, 误差较大。[3]憋压法。在输油管道上安装若干个截止阀, 依次关闭两个相邻的截止阀, 对这段管道的压力变化情况进行分析, 便能够有效判断这段管道是否存在泄漏情况。这种方法的优势在于能够检测出非常微小的泄漏点, 但其缺点在于只能在管道停止运行时使用, 且需要较多截止阀, 耗费的人力、财力以及时间都较多, 实时性也相对较差。[4]压力梯度法。该方法是以信号处理为基础的检测定位方法, 假设管道压力呈现出线性变化, 则管道出口与入口的压力应为等值递增。如果管道发生泄漏, 管道内部的压力便会发生变化, 管道出口与入口的压力递增值不再相等, 由此便可以判定管道是否存在泄漏情况。之后再以管道压力的变化情况与边界条件为基础, 检测并定位管道的泄漏位置。因为管道压力梯度所呈现出来的状态为非线性, 所以通过线性方法对管道泄漏位置进行定位的精度无法保证, 而且仪表的测量情况也会对泄漏点的定位结果产生较大影响, 因此, 运用压力梯度法对输油管道进行测量的过程中, 也可以辅助其他方法, 以提升泄漏点定位的准确性。

结语

综上所述, 本文首先介绍了长输原油管道泄漏的相关性能指标, 之后重点论述了泄漏检测与定位的关键技术方法, 由于每一种方法都有其优势与劣势, 在检测与定位长输原油管道泄漏点的过程中, 如果只运用一种方式进行检测与定位, 很难达到理想的检测与定位效果, 因此, 在实际运用过程中, 需要根据管道的实际情况, 将多种检测技术与定位方法相结合, 以提升管道泄漏点的定位准确率, 用最小的成本达到最佳的效果。

摘要：随着我国石油工业的快速发展, 在国民经济中, 输油管道的地位与作用越来越重大, 相比来讲, 长输原油管道在发展过程中的优势更加明显。但管道泄漏问题已经逐渐成为当前面临的主要问题, 不仅造成了很大的资源浪费, 还对环境产生了污染, 因此, 应用长输原油管道泄漏定位技术十分关键。本文主要以长输原油管道泄漏的相关性能指标为研究基点, 对其泄漏检测与定位的关键技术方法进行研究与分析。

关键词：长输管道,原油泄漏,定位技术

参考文献

[1]郝永梅, 李秀中, 毛小虎, 等.广义回归神经网络在燃气管道泄漏检测中的应用[J].消防科学与技术, 2015 (07) :950-953+974.

[2]孙伟博, 熊广伟, 郑国栋, 等.从青岛、大连两起输油管道爆炸事件谈陆地溢油应急处置[J].环境工程, 2015 (S1) :883-886.

[3]黄悦, 王强, 韩玲娟, 等.基于支持向量机的分布式光纤泄漏检测定位系统及实验分析[J].应用光学, 2015 (03) :424-429.

原油长输管道水击分析及保护方案 篇3

原油长输管道距离都在数百公里至数千公里之间, 管道沿线通常布置一个以上的中间泵站以及其他类型的站场 (如清管站、阀室等) 。现代的管道均采取密闭输油方式, 整条管道是统一的水力系统, 管道沿线某处或中间某个站场发生水击都会波及全线。水击引起管道沿线的压力、流量、流速的变化, 可能导致管道系统超压或流体汽化。由于水击波是以声音在管道中介质的传播速度的沿管道传播的, 速度非常快, 人工反应无法做到及时控制。因此需要通过仿真技术模拟管道运行情况, 全面分析可能发生的事故工况以及可能产生的后果, 制定控制措施, 保证管道的安全运行。

对于一个管道系统, 水击保护的原则是水击发生时, 管道全线不超压, 沿线高点不发生汽化现象。本文以SPS (Stoner Pipeline Simulator) 软件为仿真软件, 以大庆-锦西原油管道工程为背景, 对长输管道的水击进行分析与仿真, 并制定控制措施。

2 水击工况分析

对长输管道进行水击工况分析是进行水击模拟和计算的基础。全面、系统的工况分析可以保证水击仿真模拟和计算的准确性和完整性。对一个独立的水力系统进行水击工况分析时, 需根据全线流程和站场设置情况分析可能发生的事故工况以及引发事故的原因, 然后按照站场和线路两方面进行全面系统的分析。

水击工况分析:

(1) 输油站场和中间泵站进站阀门事故关断;

(2) 输油站场和中间泵站出站阀门事故关断;

(3) 线路截断阀室阀门事故关断;

(4) 各站场输油泵机组事故停电;

(5) 各站场输油泵机组事故停泵。

水击结果分析:

(1) 管道超压或破裂;

(2) 管道沿线高点发生汽化现象;

(3) 线路或站场内设备 (泵、阀门、仪表等) 损坏。

由于上述直接后果可能导致更加严重的情况, 如环境大面积污染、管道系统停产等, 这将带来不可估量的巨大损失。

3 控制措施

根据工况分析的结果和管道系统的布置情况, 通过SPS仿真模拟, 分析水击控制点和自动控制要求:

(1) 在各中间泵站设置水击泄放罐, 在首站出站、中间泵站进出站和末站的进站管道上设置压力泄放阀。根据将水击波对管道系统影响尽快消除的原则, 将中间泵站进站泄压阀设置在进站阀门外侧, 保护线路, 出站高压泄压阀设置在出站阀门里侧, 保护泵出口管线和设备。当水击发生时, 通过压力泄放阀将管道中的部分油品泄放到泄放罐中, 以达到保护管道和站内设备安全的目的。

(2) 设置水击泄放罐液位超高限信号报警, 并通过液位控制泵自动启停, 实现联锁保护, 避免溢油事故发生。

(3) 通过SPS仿真模拟, 发现水击发生时传播速度极快, 事故发生的几分钟内水击即传播至整个条线路, 人工操控无法做到及时控制以保证管道安全。因此采用专用通信信道传递水击信号和控制指令, 各控制信号均与控制中心相连, 并接受控制中心的操作指令, 以便在水击发生时能迅速做出相应的保护动作, 避免对管道系统造成危害。

(4) 在线路阀室和首站出站阀门、中间泵站进出站阀门、末站进站阀门、中间泵站越站阀门是各站场和线路相对薄弱点 (如河流穿跨越) 事故时安全控制的关键点, 因此这些阀门设置远程控制, 当发生事故时, 可以对站场进行远程保护。

4 水击保护方案

4.1 水击超前保护

长输管道系统通常采用停泵和保护调节的方法进行超前保护, 以保护全线相对薄弱地段的管道。即在某站突然停泵或者各站进出站阀门突然误关断时, 由通信系统向调度控制中心传输一个信号, 调度控制中心自动下达水击保护指令, 变频器或调节阀进行保护性调节或顺序停掉相关站的输油泵等方法, 来向上下游发出增压波或减压波, 以防止管线相对薄弱地段超压或高点汽化。

当由于某种事故原因造成全线的流量发生计划外变化时, 可以通过调度控制中心下达指令改变各控制点的设定值, 以达到超前保护。

由于不同的管道系统, 高程分布、流量、压力、管道长度等均不相同, 水击超前保护的控制措施也不相同, 为保证保护措施的控制效果, 可以通过SPS软件进行控制措施的仿真模拟, 从可行的保护措施中优选最佳控制方案。

例如, 用SPS模拟泵出口阀门关闭时的水击工况。通过模拟可以看到, 在阀门行程时间内, 压力首先有轻微的上升, 此时压力自动进行;当阀门离开全开位较大幅度时, 压力迅速上升, 压力调节无法满足要求, 必须停泵以保护站内设备不被破坏。通过SPS模拟, 可以得出结论:当站场内出现压力超限现象时, 首先进行调压保护。当调压保护无法使压力在正常工作范围内时, 采取停泵保护措施。

4.2 进、出站泄压保护

在首站的出站, 各中间泵站的进、出站, 末站进站处均设有泄压阀, 并且各中间泵站设泄压罐。泄压阀的设定压力必须保证在事故工况下, 不超压, 泄压阀泄放时不出现剧烈的扰动, 且泄放时间不能过长。

SPS软件直观的给出了泄放阀泄放时的压力随时间的波动情况以及任意时间泄放阀的泄放累计流量, 通过SPS仿真软件模拟可以确定泄放阀的合理设定值以及站场内泄放阀前设备和管线的设计压力 (即泄放阀前的设备和管道的设计压力应不低于泄放压力) , 并可以计算其累积泄放流量, 从而确定泄放罐的容积。

泄压阀出口端由于连接一段管线, 因此在进行仿真时, 泄压阀出口应留有一定背压 (根据管线长度、弯头数量和管径等确定) 。泄放阀出口的背压越大, 事故时泄放阀的泄放流量越小, 泄放时间越长, 导致泄放阀不能在尽量短的时间内消除水击波的负面影响。因此, 泄放管道尽量避免出现弯头, 尽量缩短泄放管道的长度。

4.3 自动压力越站

用SPS软件仿真模拟中间泵站越站工况时, 发现管道出现压力小幅波动, 此时调整上一站的开泵数, 可以实现降量输送。如果中间泵站设有全越站流程, 当该站的输油泵由于事故发生停泵、停电、出口阀门关闭、站内着火工况时, 可实现压力自动越站、降量输送, 起到减弱压力波、保护线路管道的作用, 并减少全线停车的可能性。

4.4 紧急停车保护

各站的进出口管线和可以越站的越站旁通管线均设置远程控制紧急关断阀;输油泵及动力系统均设置紧急停车系统。在首站发生管道破裂、油罐破裂或火灾, 干线远程阀室关断或其它严重情况时, 启动紧急停车系统, 以保证管道的安全。此时对全线各站场如何控制, 比如何时停泵、何时关闭各站场阀门, 需要通过SPS仿真模拟来确定, 以保证水击控制时不发生二次损害。

5 结论

通过SPS对不同水击工况的模拟成果分析, 得出以下成果和结论:

(1) 原油长输管道通常设置有首站、中间泵站、末站和线路截断远程控制阀室。根据对不同事故工况的分析和仿真模拟, 选取各站场最大累积泄放量来确定各站场泄放罐的容积。

(2) 当出现站场进、出站阀门和远控的线路截断阀事故关闭、首站及中间泵站事故停泵的工况时, 对管道水击制定相应的超前保护程序, 以及在全线泵站的进、出站管线安装水击保护泄压系统, 全线管道不会出现超压破裂的事故。即水击发生时, 系统超前保护和站场泄放保护能够保证输油管道在事故工况下的安全。

(3) 水击发生时全线管道保护措施的执行顺序:全线超前保护优先, 站场进出站泄放保护次之。

(4) 对于首站出站阀门事故关断、干线远程控制阀室紧急截断阀事故关断、末站进站阀门事故关断、首站事故停电、首站着火工况, 将导致全线停输;对于中间泵站进、出站阀门事故关断、中间泵站事故停电、中间泵站着火工况, 优先采用降量输送的超前保护措施, 减少管道全线停输的可能性。

摘要：原油长输管道系统的水击是一种经常出现的瞬变流动。水击对管道系统的危害主要是超压和汽化。因此, 水击控制在管道系统运行中非常重要。针对原油管道运行中可能发生的水击工况, 利用SPS仿真软件对原油长输管道水击控制模拟, 通过对模拟结果分析, 制定合理的工艺流程和控制方案, 确保管道在各种事故工况下安全运行。

关键词：长输管道,水击工况,水击保护

参考文献

[1]严大凡.输油管道设计与管理[M].北京:石油工业出版社, 1986

[2]李琳穆向阳江秀汉.长输管道自动化技术[M].北京:石油工业出版社, 2005

原油长输管道应急管理 篇4

一、原油密闭运输的问题

密闭运输作为一种领先的原油运送技术, 其优点主要是有一个全线统一的输油体系, 提升了管道的运输效率, 使站与站之间紧密相联并相互补充, 而且使得站与站之间能量的输出和输入可以相互供给。然而, 在原油长输管道密闭运输中还存在着许多问题。

1. 原油消耗问题

任何方式的油品消耗都是在运输、储存器皿之内产生的。其中值得一提的是混合原油的损耗。它是指不同类型的原油或是构造不同的原油, 未按照原油的输送准则进行运输。在不同类型的原油运输的过程中, 颗粒较大的烃类容易依附在

管道内部腔壁上, 从而混淆了原油油品。这会导致油品的燃油温度、质地等参数发生改变, 从而导致油品的纯度下降, 造成原油的消耗。

2. 高含蜡原油结蜡的问题

通常情况下, 结腊是指在管壁上渐渐沉淀了有一定厚度的石蜡、胶状物及油凝物等混合杂质, 而在长输管道的沉淀物中原油所含比例较高。结腊是由石蜡分泌出并在管壁上形成的。因为管道运输中结腊现象比较常见, 其对管壁的破坏性也相对较大, 所以会影响管道输送的效能。

3. 长输管道密闭运输使压力的振动幅度大

原油密闭输送的显著特征是:管控压力振动幅度, 使其处在允许的范围之内;另外可以防止水击打管壁造成管壁的损伤。在输油泵启动或停止时, 其压力振动幅度很可能超出常规范围, 甚至造成水击打管壁的情况发生, 从而使管道运输的安全系数降低。而靠水输送的管道在运输过程中, 由于液体流动速度的变化, 会导致能量的不均衡;同时, 压力会形成波段来回冲击管道的各个部位。水流击打管道是密闭运输中的一个棘手的问题。

针对上述问题, 笔者将在下文提出解决问题的方法, 以期提高原油长输管道密闭输送工程的效率和安全系数。

二、原油密闭输送问题出现时的解决对策

1. 科学利用运输体制, 减少原油的耗损

减少原油损耗的一个得力举措是按照输送顺序输送原油。按顺序输送原油, 是指依据原油构成的不同, 保证烃分子溶质与溶质之间的互溶度最小, 以此来确定油品的成分, 然后依照顺序运输。按顺序输送的优势是:可以将原油运输的耗损降到最低。

减少原油耗损的另一个有效举措是:保证管道温度并进行防止腐蚀的设计。即从设计管道着手, 利用质地硬、效能高的高分子化合物涂层;而涂层必须具备防止腐蚀的功能, 并结合阴极保护举措防止腐蚀。阴极保护的原理是向被腐蚀金属结构物表面添加一个外加电流, 使被保护结构物变成阴极, 从而使得金属腐蚀产生的电子迁移得到有效扼制, 避免或减弱腐蚀。国外通常选用外加电流阴极保护, 因为它的启动电位高、保护性能强、有利于检测, 并且可以随时调节, 所以将其用于长输管道运输十分便捷。

2. 利用处置技术, 预防原油结腊

预防原油结腊的方式有下面几种:

(1) 热处置运输

采取热处置的运输方式, 保证热处置后的原油在地表温度允许的情况下运输温度相同。

(2) 间隔运输

间隔运输主要是利用夏天地表温度高的特征, 采用间隔运输的形式, 减少运输量。间隔运输有效减少了原油输送的成本, 并且不需要对设施进行整改。另外, 还可规避正反运输时作业过程的转换。

3. 调控管道压力

长输管道的水流的流动变化会影响到原油输送工程的顺利施工。因此, 必须对管道压力进行调控, 具体调控措施有:

(1) 控制阀调节

控制阀的作用是通过改变管道压力损耗的参数, 进而改变管道的运输功能。采取密闭输送的管道, 须利用自控控制阀进行调节。而出站控制阀对泵的输入和输出站的压力有着相同的调控能力。通常情况下, 如果泵停止运转, 控制阀可以使管道仍然处于工作状态。

(2) 回流保护

回流保护可以保证保护泵进入站内的压力, 并能预防进入站内的压力太小使输油泵停止运转。而且, 回流阀门都是由机器操控, 方便快捷。若是采用电力驱动的阀门, 必须确保双回路中电力的供给, 提高管道运输的稳定性。

结束语

实际操作证明, 上述问题的解决措施是行之有效的。通过上述措施的运用, 提高了原油长输管道密闭输送的效能和安全性。而原油在长输管道运输中, 存在的易发生耗损、原油结腊、压力振动幅度大等问题都得到了合理解决。实际经验表明, 深入分析各类问题对原油长输管道密闭运输的影响, 对我国原油输送工程来讲, 具有巨大的现实意义。另外, 研发具有高可靠性的安全运输保护技术, 可使原油长输管道密闭输送的应用更加普遍并促进我国原油运输技术的发展, 完善供油系统, 从而达到效益的双丰收。原油运输工程应及时发现问题并解决问题, 避免运输工程中的隐患或风险。

参考文献

[1]吕根群, 肖文娟, 吕昊等.原油长输管道密闭输送常见问题及其对策分析[J].交通科技, 2011, (4) :128-130.

[2]刘鑫, 宋宇轩.原油全密闭输送工艺及安全措施研究[J].中国科技纵横, 2011, (20) :244-244.

[3]靳春义.密闭输送工艺的安全联锁保护系统[J].石油化工自动化, 2011, 47 (5) :39-42.