原油外输

原油外输（共7篇）

原油外输 篇1

随着生产成本的不断压缩和节能降耗的要求, 东营原油库对现有的两台KY150-90×2A型石化变频泵和雷诺尔RNL6160A型变频调速器进行改进, 使其能做到根据每天所需要的输销量, 按照峰平谷电价较好的分配给各个时段, 从而节约生产成本并能有效减小岗位职工劳动强度, 并能提升石化泵运行的安全系数。

1 目的及意义

随着东营原油库生产设备的自动化水平提高, 提出了石化泵自动调节的优化运行方案。东营原油库石化泵的运行状态是手动变频调节, 通过手动调节变频器的工作频率可以改变泵的排量, 调整电机负荷, 实现优化运行。但手动调节变频器的频率时不能完全按时、按量的调节变频器频率, 如果不及时调节石化泵的频率, 会导致在峰值时石化泵所用的电量较大, 导致电费过高, 输油成本高, 不利于实现经济输油。

通过在计算机上编制程序, 建立优化运行模型, 增加新的变频器或者控制柜, 并控制石化泵准时准点的改变泵的排量, 全面实现优化运行。通过在电脑终端输入当日所需的排量, 电脑程序根据输入数值自动合理分配各个时间段的输油量, 制定最佳运行方案。再通过自控调节石化泵的频率, 更好的实现制定的峰平谷运行方案, 减轻岗位职工劳动强度。

2 实施方案

(1) 建立优化运行模型。建立一个完善的优化运行模型是这次技术改造成功与否的关键, 需要的数据主要有:单日所需排量、油品的品质、峰平谷时段及电价、泵额定排量、环境温度、油品温度等。

(2) 数据采集、控制系统现场布线。在值班室增设一套工控设备, 用三维力控软件进行组态编程, 通过模拟量输入模块, 实时采集石化泵的瞬时排量, 同时可以采集石化炉、石化流量计的相关参数, 进行显示、处理、相应的计算, 采集信号传输采用国际标准的4-20m A电流信号或0-10V电压信号。

(3) 对石化泵及变频器雷诺尔RNL6160A研究。东营原油库两台石化泵型号为KY150-90×2A型变频泵、上海雷诺尔RNL6160A型变频调速器, 与两台石化泵是一拖二使用。雷诺尔RNL6160A变频调速器有RS485通讯接口、可编程数字输出接口、模拟量输出口等, 这些可实现所需要的远程控制、自动控制等功能。

(4) 三维力控系统。使用三维力控系统控制, 需要有模拟量输出卡件支持, 模拟量输入卡件已应用于生产, 研华ADAM4024是4路模拟量输出模块, 通过串口与电脑连通讯, 输出4-20m A电流至变频器的模拟输入端, 之后通过力控编程, 从而实现在输入当日排量之后, 力控系统根据编程生成的优化运行模板中选取对应时段的排量, 通过力控系统通讯至模拟量输出卡件, 模拟量输出卡件输出对应的4-20m A电流信号至变频器的模拟输入端, 从而改变石化泵的排量。与此同时, 力控系统通过原有的研华ADAM4080数字量输入模块采集了石化流量计的瞬时排量, 当石化流量计的瞬时排量反馈至力控系统时, 力控系统的PID控制程序将可判断当时排量是否满足生产所需, 如果不满足, 系统将通过微积分计算的方式将排量控制在所需排量范围。

当流量计信号通过研华ADAM4080模拟量输入模块传入电脑, 电脑信号通过数据通讯至研华ADAN4024模拟量输入模块传入泵变频器的模拟量输入端, 通过键入区域输入当日所需的排量, 通过系统的三个弹窗可将所有需要数据均处理完成, 并通过模拟量输出模块传输至变频泵模拟量输入端, 改变石化泵排量。

(5) 外接PLC。通过外接PLC的方式控制石化泵变频器的频率需要, 从石化流量计处加入第三条数据采集线, 采集石化流量计瞬时排量至PLC上。与力控系统控制方式基本相同, 通过编程并载入PLC上, 实现在输入当日排量之后, PLC根据编程生成的优化运行模板中选取对应时段的排量, 通过EM235模拟量输入输出模块输出相对应的4-20m A电流信号至变频器的模拟输入端, 从而改变石化泵的排量。与此同时, PLC通过EM221数字量输入模块采集了石化流量计的瞬时排量。当石化流量计的瞬时排量反馈至PLC时, 载入PLC的PID控制程序将可以判断当时排量是否满足生产所需;如果不满足, 系统将通过微积分计算的方式将排量控制在所需排量范围。逻辑框图同力控系统的PID逻辑框图基本相同, PLC闭环控制系统是在PLC常用的应用的系统, 其中的PID控制、执行机构等, 均需要人工编程, 并载入PLC中, 才能实现控制。

(6) 两种方案的优、劣势及优选。通过力控系统进行石化泵的自控变频调节与通过PLC进行石化泵的自控变频调节两种方式都是可行的, 也各有优劣。相对于使用PLC, 使用力控系统可仅在原油库现有的技术、资源基础上增加几个程序、增加少量材料即可实现, 节省大量的资源、费用, 但使用力控系统, 岗位职工无意退出力控系统或是断电后, 会导致自控系统不能控制排量, 失去了改造的意义, 因此使用力控系统控制需要有很好的后续维护等工作;相对于使用力控系统, 使用PLC实现石化泵自动变频安全、稳定的运行, 使用PLC控制, 编程相对简单, 而且抗干扰能力较强, 在控制变频器时不会出现被干扰的现象。

3 效果与经济效益分析

(1) 完成改造后, 石化泵的每天输油量会达到相当高的精确度, 不需要在月底补量或者停泵。

(2) 石化泵的自动变频调节, 在石化泵运行方面实现更高程度的自动化控制, 并提高了石化泵的安全水平, 经济输油的精确性、及时性。

(3) 石化泵自动变频调节优化运行方案的实行, 大大减轻东营原油库部分岗位职工的劳动强度, 为东营原油库的岗位职工在日常生产、工作中提供了便利。

摘要：随着油田进入开发后期, 生产成本逐年增加, 本文通过对变频泵频率的自控调节在计算机上编程, 建立优化运行模型, 使变频器能够自控调节频率并控制石化泵准时准点的改变泵排量的可行性分析, 以期更能发挥变频泵优势, 节约生产成本, 有效减小岗位职工劳动强度。

关键词：油气集输,原油储运,石化变频泵,力控系统

参考文献

[1]潭浩强C程序设计第二版[S].北京:清华大学出版社.

原油外输 篇2

编写： 彭江苏

审核： 阙卫新

批准： 黄学宾

日期：二0一六年三月二十九日

文一联外输泵房

原油泄漏应急预案演练方案

一、演练目的

检验采油管理区及相关单位应对文一联外输泵房原油泄漏的快速应急响应和应急处置能力，降低因原油泄漏着火造成的人身伤害、环境破坏等次生灾害几率，切实保障员工生命、油田财产安全及环境保护，提高我厂的风险管理水平。

二、演练时间及地点 时间：2016年3月29日 地点：文一联合站外输泵房

三、组织领导 1、应急救援指挥部

指 挥：阙卫新 张世杰

副指挥：陈怀军 周长国 范相举

成 员：王冠卿 彭江苏 严晓靖 宗宝智 王忠远 李久政 严 辉 杨卫东 汪培明(带2人）2、抢险组

组 长：范相举

副组长：宗宝智

组 员： 罗玉明 石尚勇 林争涛 周重阳 吕京涛 张 凯 3、技术组

组 长：李久政

组 员：严 辉 杨卫东 4、通讯联络组

组 长： 王忠远

组 员： 晏如辉 李明亮 郭卫功 马焕青 周松英 5、战斗组：

组 长：李久政

组 员：吕京涛 林争涛 罗玉明 石尚勇 刘俊丽 晏如辉 彭华伟 张凯 代晓青 熊金梅 仪洪燕 罗建梅

四、应急工作组及职责

1、现场协调组 组 长： 张世杰 负责单位：采油一区

主要职责：负责组织现场协调会，根据现场总指挥的命令通知抢险人员在规定时间内携带设备到达现场，调动人员、物资、组织实施抢险。对执行过程中出现的问题进行分析，制定下步整改措施。

2、技术组 组 长：李久政 负责单位：文一联合站

主要职责：为应急救援提供技术支持和建议，负责制定抢险工作的技术措施和方案。

3、抢险处置组

组 长：范相举 负责单位：文一联合站

主要职责：负责油气泄漏应急处置现场演练的准备工作，按演练现场指挥指令参与外输泵房油气泄漏事故的抢险工作。

4、综合处理组 组 长：王忠远 负责单位：文一联合站

主要职责：做好后勤保障工作，按照指挥部要求将抢险设备、工具、器材、物资及时运送到指定地点。

五、应急演练物资准备

文一联合站准备可燃气体检测仪器一套、正压式呼吸机一套、所有演练人员进行分工安全培训。封堵沙8袋、毛毡两捆、木锹若干、灭火器六台、消防水龙带两条、水枪1把、救援消防车等车辆。

六、应急演练

（一）事故情景描述

文一联外输泵房值班室可燃气体报警仪报警，小班巡查发现是2原油外输泵运行中出口管线穿孔，造成泵房大面积原油泄漏，泵房内电缆沟聚集油气。外输泵房室内4台风机强行通风正常运转，门窗处于打开通风状态。

(二)应急响应

阙卫新通知现场指挥宣布演练开始。

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1、外输岗小班巡检发现后立即汇报站调度（电话：内线225、4851421），站调度立即汇报值班干部、汇报区调度（4851016）。

2、区调度汇报：消防应急救援一大队（电话：4851532）厂调度室。

3、区调度汇报：区值班干部、各组室长（安全、生产、政工、材料、经营）。

4、外输岗小班到总配电室断开外输泵、加药泵电源。

（三）应急抢险：

1、值班干部组织人员李久政、罗玉明、吴彦华从室外切断外输泵进出口流程。

2、值班干部组织2人（石尚勇、晏如辉)从原油罐区东南侧消防栓接消防带、消防喷枪至外输泵房西墙外侧（2人时刻处于待命状态）。

3、值班干部利用可燃气体检测仪对泵房内可燃有毒气体进行检测，确认合格方可进入。

4、组织人员周重阳、张凯、晏如辉(林争涛,周重阳、彭华伟)用消防砂对外输泵房东门、(张凯、吕京涛、熊金梅)南门进行封堵，防止原油外溢。

5、刘俊丽、杨玉华在外输泵房外围设好警示带（脱水器西侧10米至南到消防车道）。

6、门岗引领应急消防车，并带车至外输岗（门岗带车期间调度做好门岗管控工作）。

7、应急救援队做好泄漏原油覆盖后，文一联组织人员周重阳、林争涛、罗玉明、石尚勇、张凯、晏如辉、吴彦华、彭华伟、仪洪燕、熊金梅等,使用毛毡等非金属工具对泵房地面、地沟泄漏原油进行回收清理（存放污油池、文一污固废物存放点）。

8、管道抢修队伍对2外输泵出口管线进行维护抢修（汪培明带2人，带上钢卡及相关堵漏工具，对2外输泵出口管线渗漏点进行抢险堵漏），文一联值班干部确认合格，随后组织恢复外输。

总指挥文一联合站外输泵房油气泄漏事故已成功处置，恢复正常生产，本次应急演练终止。

七、演练讲评

演练结束后，由总指挥对本次演练情况进行总结、讲评。最后宣布：文一联外输泵房油气泄漏应急预案演练结束。

八、注意事项

一是现场检测可燃气体浓度，可燃气体浓度超标，不得进入现场；

二是判断现场风向，抢险人员必须在上风口作业。

原油外输泵机械密封失效分析 篇3

1 原因分析[1]

对原油外输泵机械密封进行拆解, 发现机械密封的主要破坏形式是过度磨损。机械密封摩擦副采用的材料是浸树脂碳石墨 (动环) 和耐蚀镍铸铁 (静环) , 其中浸树脂碳石墨环的磨损量超过3mm。碳石墨环的磨损严重, 但是比较均匀, 说明泵轴运行中不存在过量变形, 造成机械密封过度磨损的可能原因是制造和安装不良等造成的振动。

在原油外输泵的装配过程中, 微小的安装误差难以避免, 振动也必然存在。为了减少振动对机械密封的性能和寿命上的影响, 有必要进行振动分析, 提出针对性的解决办法。

2 研究方法

为了找到振动原因, 本文应用solidworks建立了外输泵的3D模型, 并通过有限元分析软件simulation进行了振动分析。

2.1 模型的建立

振动分析的主体是外输泵, 外输泵与电机通过联轴器连接, 并通过地脚螺栓与水泥基座连接。他们之间存在连接关系, 因此要分别建立三者的模型, 进行分析 (见图1) 。

2.2 分析过程

(1) 定义频率算例。频率分析用于计算共振频率以及对应的模式形状。模式形状可以说明振动发生时, 系统各不同位置的振动变形, 反映出振动对不同位置的影响大小。

(2) 定义各零部件材料:基座材料定义为标号32.5的水泥, 泵轴定义为40Cr, 泵体定义为铸铁, 其他零件分别定义为铸铁和低合金钢等材料。

(3) 定义连接方式:认为螺栓连接良好因此螺栓连接被定义成刚性连接。外输泵与基座接触面刚性连接, 电机与基座接触面刚性连接, 联轴器的两联轴节采用刚性接头, 基座底面固定。

(4) 网格划分:外输泵的内部结构比较复杂, 难以进行结构划网格, 因此采用非结构化网格。网格最大尺寸25mm, 在细小结构中自动过渡, 雅克比点数定义为4。

(5) 运行分析。

2.3 分析结果

系统自振频率是158Hz, 在泵的启动阶段会经过这一振动频率, 只是时间很短不会形成共振。正常运行阶段的振动主要是泵的转子旋转引发的振动。

图1显示了振动分析的位移结果, 图中颜色越深表示振幅越大, 可以看到振动最大的区域是泵的两端及进出口。这些区域同时也是结构中刚度最低的区域, 说明刚度是影响系统局部振幅的主要因素。而机械密封及轴承的安装位置处在这些区域使振动对机械密封及轴承的寿命造成更大的影响。

3 解决办法

从分析中可以看到, 原油外输泵的系统中, 整体的振幅不是完全一样的, 泵两端可以视为在系统振动上存在的局部振动。系统刚度是影响局部振动振幅的主要因素, 因此解决办法从提高系统刚度和增加机械密封耐磨性等方面入手。

(1) 增加地基重量, 是增加系统重量的最直接办法, 而系统重量的增加能够有效降低振动幅度。

(2) 在泵的设计中, 在其他条件允许的情况下, 缩短轴承座和密封函体的轴向尺寸;增加主轴刚度, 适当增加轴径或者采用强度、刚度更大的材料。这些措施可以增加泵的刚度, 减小泵的局部振动。

(3) 更换机械密封摩擦副材料[2]。现在采用的机械密封摩擦副材料是浸树脂碳石墨和耐蚀镍铸铁, 磨损系数为10-6。如果采用浸青铜碳石墨和碳化钨摩擦副, 磨损系数为10-8, 可以大大降低磨损量。

参考文献

[1]卢慧春.油田输油离心泵振动致使机械密封失效的解决措施[J].机械研究与应用, 2005 (4) :51～53.

原油外输管道低输量运行技术研究 篇4

1.1 原油外输管道低输量产生的原因

我国采集的大部分原油中掺杂有蜡, 因此在原油传输过程中通常利用原油热量以及原油之间的摩擦进行升温, 防止因传输温度较低致使原油中的蜡转换为固态, 阻碍原油在传输管道的传输。

近年来我国油田的采集逐渐进入到后期, 油田原油的产量在逐年下降, 直接导致外输原油管道的原油传输量有所下降。而原油外输管道在设计之初, 设计规格是按照正常输量进行设置。随着原油外输管道传输量的降低, 外输管道内的温度也会逐渐降低。在此过程中, 传输原油中会渐渐析出一些晶体以及蜡层沉积在传输管道的内壁之上, 对原油的传输造成了极大的阻碍, 降低了原油传输的效率, 增加了传输成本。

1.2 原油外输管道低传输的评测方法

原油外输管道低传输量的产生, 直接影响了外输传输管道的稳定工作。所以在实际传输过程中, 需要对外输管道的影响因素进行评测, 保证原油外输管道原油传输的正常运行。

两个加热站间进行热量测值:在原油传输过程中, 需要对原油的热量进行测量以防止温度较低产生蜡等物质增加原油的传输效率。通过在上一个加热站进行温度测试, 并在下一个加热站的加热值进行记录, 从而确定原油在传输过程中温度的减少幅度。

流量:原油在传输管道的流量直接显示了原油在传输管道中的传输状态。例如, 原油在外输管道正常传输阶段, 原油在传输过程中的状态、原油自身的热量、管道内部的热量、管道内壁的摩擦程度等都应在一定范围内变化。而原油在低输量传输时, 传输管道内壁的摩擦系数会随着传输量的降低而增加。

管径:原油外输管道原油输量降低, 致使传输管道内部的温度变化频率增大。一旦在降温过程中管道温度的数值低于蜡层析出的温度, 管道内壁就会逐渐析出蜡层从而增加管壁的厚度, 对原油传输的空间进行了抢占, 降低了原油传输的效率。

2 原油外输管道低输量运行中的主要问题

我国在原油传输过程中低传输量的现象较为普遍, 并且在传输过程中出现的主要问题便是温度过低致使管道结蜡。

由于原油在传输过程中温度降低, 致使原油在传输过程中不断有蜡层出现附着在管道内壁;同时, 由于原油在传输过程中温度降低的幅度是不同的, 致使传输管道内壁的蜡层厚度也不尽相同, 这对于原油在管道传输的实际空间有着巨大的影响。

在实际原油传输过程中, 原油外输管道内壁蜡层的出现具有双面性。

一方面, 传输过程中原油的温度降低, 在传输管道内壁析出蜡层, 增加了传输管道的厚度, 缩减了原油在传输管道的传输空间, 加大了传输管道的摩擦系数。另一方面, 管道内壁随着蜡层的附着而使厚度增加, 相当于为在传输管道传输的原油提供了一层厚厚的保温膜, 一定程度上, 减少了原油在传输过程中传输管道内温度的降低频率。

当在传输管道两个加热站之间原油的温度以及传输流量在一定范围内浮动时, 保温膜的存在会提高原油在进入下站加热站时的温度, 从而增加管道内部的温度, 使管道内壁的粘性下降, 减小管道内壁的摩擦系数。传输管道在进行原油的满输或者基本满输时, 保温膜主要作用是阻碍;而当出现低传输量时, 原油的表面的粘性会随着温度的升高而减少。若原油低输量在内壁较厚的传输管道运行时, 当流量过大时, 会因为过流断面较小而对管道造成传输损耗;传输流量减少时, 蜡层则会继续加厚, 最终会出现原油无法传送的阶段。

3 现阶段原油低输量问题的解决方案

3.1 在原油中掺入水进行混合输送

在进行原油外输管道低输量传输时, 可在原油传输起点修建掺水站点。通过对传输管道进行测量, 确定管道的最低传输量。在原油传输过程中, 通过实际传输量与最低传输量的比较并对原油进行掺水操作。在传输终点处建立脱水、污水处理站, 将原油与水分离并对水进行处理。

3.2 在原油传输途径中新增加热站

在传输过程中, 管道内壁蜡层析出的主要原因是由于原油在传输过程中的温度降低。为保持原油在传输管道中的温度, 可在已有两个加热站中间建立新的加热站进行加热。通过测量确定每个加热站输出的最小热量, 最大程度的减少传输成本。

3.3 间歇性原油管道传输

对于外部环境温度变化幅度较大的地区, 可以采取间歇性的传输方案。即在冬季停止原油的传输工程, 在夏季加大传输工程的工作幅度。通过这种方式, 最大程度的减少因温度降低而提升的传输成本。

4 结语

原油外输管道低输量运行的技术研究对于我国的原油产业具有重要的影响。通过对现阶段我国原油低输量传输问题的研究, 提出解决因温度降低而在传输管道内壁析出的蜡层解决方案, 提高原油的传输效率, 减少传输的成本。

摘要：由于我国油田的开采处于中后期阶段, 原油的开采量逐年降低, 因此国家原油的生产已进入低产模式;与此同时, 原油外输管道的实际传输量已无法达到设计要求, 致使原油的传输管道内部的结蜡速率加快, 对原油的传输造成阻碍, 造成传输成本的增加。为解决原油外输管道低输量的问题, 本论文通过对原油外输管道低输量的产生以及评测方法进行阐述, 介绍了原油在外输管道低输量的主要问题, 并提出了相应的解决方案。

关键词：原油,传输管道,外输管道低输量,主要问题,解决方案

参考文献

[1]李玉春.海拉尔油田集输油管道安全运行技术研究[D].东北石油大学, 2011.

[2]张凤桐.含蜡原油管道流动特性研究[D].哈尔滨工业大学, 2007.

[3]刘扬, 李玉春, 成庆林, 王志华.含蜡原油管道低输量安全运行方案优化研究[J].管道技术与设备, 2012, 05:1-3+37.

[4]罗塘湖.原油管道低输量运行问题[J].油气储运, 1994, 06:13-15+61-5.

原油外输 篇5

1.1 长庆油田背景。长庆油田的油藏大多是渗透率小于0.5m D、埋深在2000m左右、单井产量较低 (2t左右) 、开采难度大的超低渗透油藏。该类油藏资源潜力大, 且适宜于超前注水开发。

随着国际油价的不断上涨、开采技术及采收率的逐步提高, 长庆油田提高产量越来越依赖超低渗透油藏。因此, 引入自动控制技术, 实现数字化管理, 不仅可以提高原油外输效率, 同时也可以减轻一线员工劳动强度。

1.2 数字化增压点设计。长庆油田属于低渗透油田, 地面工艺采用丛式井组单管不加热集输、投球清蜡、功图自动计量、油气混输等技术, 增压点属于油田生产环节中的小型站点, 其流程如图1:

长庆油田主要针对地形复杂多变、偏远、地势较低和沿线高差起伏变化大的井组原油进行增压输送, 延长输送距离。为了节能减排, 降低人力成本, 减轻一线员工的劳动强度。增压点设计遵循“标准化设计、模块化施工、数字化管理”的标准化地面建设思路, 在符合原油处理和输送工艺流程的基础上, 提高了建设质量和生产效率。其设计范围涉及集输、供注水、生产配套3 大系统, 涵盖仪表、给排水、供电、通信、自控、热工等多项配套工程。

1.3 增压点液位控制要求。为了保证油田均衡、安全生产, 外输站或油库必须有满足一定贮存周期的油罐。根据增压点建设规范, 原油抽出后, 通过管线将其输送至增压点总机关、进入缓冲罐。

一般情况下, 增压站点有2 台输油泵, 一主一备。正常时, 要求变频控制输油泵且实现智能调节。根据液位情况, 当液位过高时, 启动外输泵向上一级站点 (联合站、转油站) 输送原油;当液位过低后停止外输泵;等原油再次达到高液位启动外输。当液位达到一定下限时能够自动连锁停泵, 从而避免油液不足, 造成外输泵空转烧毁的情况。整个输油控制系统要求无人值守。

二、增压点控制的现状

随着我国大部分油田原油含水率的不断增加、产量的变化及外输管道阻力的增大, 油田用输油泵普遍存在着低效、高能耗的问题。由于现场来油的间歇性, 液位调节存在大惯性和大滞后, 采用传统的反馈控制方式很难实现输油平稳调节的效果。

为解决这一问题, 不少油田采用了PID控制策略或者分段控制策略。取得了一定的效果。其控制系统框图如图2。

其中, 增压点控制采用反馈控制原理, 利用传感器将缓冲罐实际液位测量并与设定值进行比较后得到偏差, 并在控制器中采用PID算法或者分段控制算法计算后得到变频器输出信号, 完成对输油泵电机的变频调速, 通过电机转速的变化来调节输油流量, 取代了出口调节阀, 降低了泵出口的压力损耗, 取得了较好的节能效果。

2.1 PID控制在原油外输中的应用情况。PID (比例- 积分- 微分) 控制器作为最早实用化的控制器已有70 多年历史, 现在仍然是应用最广泛的工业控制器。PID控制器是一个二阶线性控制器, 简单易懂, 已成为应用最为广泛的控制器。

通常依据控制器输出与执行机构的对应关系, 将基本数字PID算法分为位置式PID和增量式PID两种。在原油外输中, 一般采用增量式PID算法。其公式为

式中

当测量误差e (t) 不等于0 (缓冲罐实际液位c (t) 不等于设定液位r (t) ) 时, 输出响应u (t) 自动进行调节, 其调节部分有3 项组成:比例项、积分项、微分项。这3 项构成了PID调节的3 个内容, 这3 部分对输出响应的大小是通过3个参数决定的。

将PID控制逻辑引入数字化增压点外输控制, 理论上缓冲罐液位能够及时的跟定在设定液位范围内, 出现一条围绕设定值的缓慢震荡的曲线, 如图3 所示。

但实际应用中, PID控制并不能发挥其理论效果。输油泵电机始终工作在上、下限频率处, 输出始终在震荡, 不能进行平稳输油。究其原因, 主要有以下几个方面:

(1) 超低渗透油田的单井日产量较小 (2t左右) 且产量不稳定、现场来油的间歇性及液位调节的滞后性, 容易造成储液罐液位长期波动。

(2) 缓冲罐是容积在十几方左右, 其液位存在大惯性, 变化较慢, 造成偏差e (t) 不能及时跟随PID控制器的输出变频频率快速变化。因此, 在P环节, 特别是I环节的作用下, 控制器输出很容易达到上下限。长期运行在上下界限频率的变频器就丧失了其作为无级调速的优势, 甚至可以被看做是位式控制。

(3) 操作员工缺乏理论实践基础, PID调节方式并没有体现其平稳调节的效果。

2.2 分段控制在原油外输中的应用情况。分段控制系统框图和PID控制框图一样。区别仅在于控制规律。分段控制指根据缓冲罐液位与设定液位的差值不同, 将外输频率设定为几个阶段, 其控制器输出和输入关系如图4。

其工作原理为:将缓冲罐液位在整个论域内分段, 针对不同分段采取不同的频率策略控制输油。液位偏差较大时采用设定的分段频率。系统实现了输油泵与缓冲罐液位的联动控制。

分段控制简单易行, 由于采用分段控制, 各个设定点可以由增压点值班人员根据现场实际需要调节, 可以充分发挥现场值班人员的自主调节能力, 因地制宜地设定能够符合现场需要的控制逻辑。

实际现场运行效果表明, 采用分段控制后, 当缓冲罐液位控制在一定范围之内时, 变频频率能够分段对应在Pa和Pe的五个频率点上, 不仅可以保证连续输油, 同时也使外输泵运行速度更加平稳节能, 其控制效果相对比PID控制效果较好。

三、模糊控制在增压点原油外输中的应用

通过对数字化增压点分段控制、PID控制的理论研究和实地实施, 虽然都能够实现对原油外输的控制, 但由于增压点来油波动大、操作人员水平参差不齐等问题, 虽然都实现了无人或少人值守的自动化输油, 但控制效果都不是很理想。为了提高系统性能, 可以将模糊控制引入到增压点原油外输中。

3.1 模糊控制原理。模糊控制 (Fuzzy Control) 是以模糊集合论、模糊语言变量及模糊逻辑推理为基础的计算机控制。它适用于控制不易取得精确数学模型和数学模型不确定或经常变化的情况。其原理如图5 所示。

糊控制器的原理进行设计的, 其设计的内容包括以下几方面:

(1) 确定模糊控制器输入变量和输出变量。本文设计中采用二维模糊控制器, 以液位误差和误差变化率作为输入变量, 以控制量的变化量为输出变量。

(2) 设计模糊控制器的控制规则。控制规则设计是设计模糊控制器的关键, 一般包括三部分内容:选择描述输人输出变量的词集, 定义各模糊变量的模糊子集和建立模糊控制器控制规则。

(3) 确定模糊化和非模糊化 (又称清晰化) 的方法。模糊化是将输入的精确量转化为模糊化量。非模糊化是将模糊推理得到的控制量变为实际控制的清晰量, 它包含有两部分内容:将模糊的控制量经清晰化变换成表示在论域范围的清晰量;将表示在论域范围的清晰量经尺度变换变成实际的控制量。

(4) 编制模糊控制算法的应用程序。控制算法是由计算机的程序实现的。这种程序一般包括两部分, 一个是计算机离线计算查询表的程序, 另一个则是计算机在模糊控制过程中在线计算输人变量, 并将它们进行模糊化处理, 在查找查询表之后, 再作输出处理的程序。

3.2 模糊控制在原油外输中的应用。模糊控制利用人的思维方式和控制经验, 摒弃了PID控制和分段控制的缺点。在存在大惯性、强干扰的原油外输系统中避免了使用一种固定的控制算法来进行调节的思想, 采用决策逼近方法, 根据偏差e (t) 和偏差的变化率, 采用模糊推理获得了控制量 (变频器变频频率) 。为了更好的实现增压点原油输油系统的平稳输油, 检验模糊控制在外输控制的应用效果, 长庆油田采油三厂进行了实地应用和测试, 达到了较为良好的生产效果。

其中, 液位采用模拟式传感器液位传感器将液位信号转换为4~20m A标准信号, 模糊控制器输出也转换成4~20m A标准信号传递给变频器, 以改变变频器输出频率信号, 来控制输出泵转速。

在测试系统中, 选用英威腾型号CHF100-15R0-4 的15KW变频器, 该变频器输出频率与输入电流程线性关系。根据专家经验, 为保证外输泵安全运行不至于出现电流超限, 温度过高;冷却风扇不能有效降低外输泵发热等问题。将该变频器的频率上下限分别设定为50Hz和20Hz。

系统的控制策略采用模糊控制思想, 针对模糊控制, 根据不同的液位偏差和偏差的变化率, 结合专家控制规律, 输出不同的控制信号, 其程序流程图如图6。

四、结论

模糊控制采用类人思维的智能策略, 将液位偏差分成不同论域, 并根据专家经验, 采用模糊推理技术, 实现了对输出变频频率的计算, 使得外输泵运行频率不会出现大范围的波动, 使得外输泵的输出更加平稳。

通过在长庆油田采油三厂进行该技术的先导性试运行, 运行结果良好, 改善了在传统控制方式下外输泵运行速度忽高忽低的现状, 同时降低了外输泵电能损耗。此外, 模糊控制系统降低了对操作人员的技术要求, 减轻了一线员工劳动强度。

摘要：长庆油田所属区块大多为低渗透油藏地层结构, 开发难度更大, 适宜于超前注水开发。为降低员工劳动强度, 本文根据连续平稳输油的要求, 并结合现场采油的间歇性, 基于数字化建设理念提出了一种基于模糊控制的增压点原油外输控制方案, 并将其应用在生产现场, 使输油的稳定性得到了提高, 同时在电能损耗方面也得到了降低。

关键词：增压点,原油外输,模糊控制,改造

参考文献

[1]郑国玉, 等.浅谈数字化增压点平稳输油研究与应用[J].第一届宁夏青年科学家论坛论文集, 2010.

[2]郭靖.长庆油田标准化增压点的设计特点[J].石油规划设计, 2010 (7) .

原油外输 篇6

1 固定式标准体积管工作原理

固定式标准体积管主要由标准容积管段和两个检测开关组成[2] (图1) 。标准容积管段内有一个弹性球型置换器, 球在管内被液体推动, 分别触发起始检测开关和终止检测开关, 同时记录被检流量计的脉冲数, 将流量计的脉冲数经换算后, 与体积管的标准容积比较, 即可确定被检流量计的计量性能。置换球在运行中, 所置换出两检测开关之间液体的体积值, 修正到参比条件下 (20℃, 101.325k Pa) , 即为体积管的标准容积[3]。

控制及数据处理系统由可编程控制器 (PLC) 和操作员工作站 (计算机、打印机) 等组成。控制系统接收体积管检测开关、流量计脉冲及压力、温度信号, 补偿处理后可在LED面板上显示, 也可通过RS232接口传送给操作员工作站, 由上位机进行计算、处理及打印, 并可通过RS232接口按用户规定的通讯协议进行数据传输[4]。

可编程控制器 (PLC) 用于控制检定过程的动作, 实现球的收、发转换。在LED模拟层上进行球位及动作显示, 且有手动转换功能, 在控制台面板上通过按键进行控制。操作员工作站由计算机及打印机组成[5]。

可编程控制器 (PLC) 控制检定过程的动作, 实现球的收发转换。在液晶面板进行球位及动作显示, 且有手动转换功能, 并可由控制台面板上通过按健进行控制, 或由面板进行操作。操作员工作站由商用计算机及打印机组成。

2 车载式标准体积管工作原理

车载式标准体积管是在与被检流量计在同一管线、同一介质的情况下进行检定, 实际液量的计量与标定液量的一致性较强、减少了检定的黏度、温度、压力等与实际工作中的黏度、温度、压力等不同而产生误差。

车载式体积管工作原理如图2所示, 检定流量计时, 体积管与流量计串联, 当工作状态下的实际液量经过被检流量计时, 光电脉冲发讯器连续放出计量脉冲信号, 启动检定程序, 电动四通阀开始换向密封, 同时根据电动四通阀换向密封的时间和流量大小, 电动球阀1或电动球阀2自动开或关。当球触发第一个检测开关时, 使专用频率计数器或计算机开门记数, 这时流量计的脉冲信号同时同步进入计数器或计算机记数, 同时记录体积管的温度、压力值;当球触发第二个检定开关时, 计数器或计算机关门停止记数, 由此将计数器或计算机所记脉冲数与体积管的标准脉冲值进行比较, 来确定流量计的误差和调整流量计的误差, 使流量计再准确度允许的范围内运行。

3 不同条件下标准体积管的优选

固定式标准体积管是将标准体积管和流量计串接在工艺管线上, 在现场对流量计进行实流检定。克服了工作条件和检定条件不同而引起的误差。在检定过程中, 无须启、停流量计, 消除了因启、停流量计而引起的误差, 同时也消除了因液体蒸发、工况条件的差别造成的误差。固定式标准体积管的优点在于准确度高, 重复性好、适应性强、结构紧凑、操作简便, 直观。固定式标准体积管的缺点在于检测器开关定位要求严格, 当检定气开关位置不准确时, 检定数据准确度下降。固定式标准体积管内只有一个置换球, 当检定数据不理想时, 需要更换置换球, 更换置换球时, 必须先将体积管及相关管线的液体介质排空, 并要切换计量流程, 使工作效率下降。固定式标准体积管由于管线长、占用空间大、换向阀渗漏、密封圈易爆、液压体统故障率高及人工操作计算误差大等因素的影响, 给正常检定带来很大的困难。

车载式标准体积管是通过移动式标准体积管装置连接流量计标定头对流量计进行检定。车载式标准体积管的优点在于体积小, 机动性强, 占用空间小, 准确度高, 重复性好、检定速度快、操作简便。车载式标准体积管的缺点在于价格较高, 检定流量计的口径有一定的局限性。

4 结论

(1) 固定式标准体积管由于体积管长期固定在标定流量计的管线上, 使用时无须启、停流量计, 消除了因启、停流量计而引起的误差, 同时也消除了因液体蒸发、工况条件的差别造成的误差, 但由于由于管线长只能应用在空间较大的条件下。

(2) 车载式标准体积管由于体积小、机动性强, 在空间较小的条件下使用, 可以使流量计的标定达到良好的准确度。

摘要：标准体积管是一种大型的高精度的流量校验基准器, 用于标定、校验流量计的装置, 通过对固定式标准体积管与车载式标准体积管的结构、工作原理的分析比较, 对二者适用的条件进行了分析, 结果表明:固定式标准体积管由于管线长且占用空间大适用于在空间较大的条件下使用, 车载式标准体积管由于体积小且机动性强适用于在空间较小的条件下使用。

关键词：标准体积管,固定式,车载式,原油外输,优选

参考文献

[1]范宗奎.标准体积管重复性的计算[J].油气储运.2009, 28 (2) :74-76

[2]孙文成.标准体积管清洗方法及工艺流程的改进[J].油气储运, 1998, 17 (9) :5658

[3]闫庆芳, 连城.标准体积管现场检定误差分析[J].油气田地面工程.2006, 25 (5) :3031

[4]刘泽.体积管水驱检定系统在油库的应用及改造[J].油气田地面工程.2010, 29 (5) :58-59

[5]徐英华.体积管应用技术探讨[J].中国计量.2007, 11:55-56

原油外输 篇7

埕海1-1人工岛外输油海底管道长约4.2km, 设计压力4.0MPa, 设计温度70℃, 内管管径Φ323.9mm×9.5mm, 一端从埕海1-1人工岛靠船码头西侧登岛, 另一端在进海路入海口处登陆。管道从登陆点至埕海1-1岛门卫阀组间处管道规格由Φ323.9mm×9.5mm变为Φ273 mm×7.9mm, 此段因管径不一, 不具备通球清管和管道内检测功能, 因此需要将950米Φ273 mm×7.9mm管线更换为Φ323.9mm×9.5mm管线。管线更换不仅会影响埕海1-1岛外输油海底管道乃至整个埕港管线的正常生产运行, 若埕海1-1岛外输油海底管道停输改造还将导致极大的经济损失。如何将这种影响降到最低程度是一项值得研究探讨的课题, 管道不停输封堵技术就是解决该问题的一种重要施工方法。

二、封堵工艺概述

管道封堵技术是1884年诞生的, 到现在已有115多年的历史。该技术是在完全密闭状态下, 在需改造管段两侧, 利用物理、机械手段, 将改造段从管线中隔绝堵断, 进行维护、修理、更换等改造。物理机械手段包括筒式、悬挂式、折叠式等多种形式;对运行中的管线改线, 有不停输改线和停输改线两种方式;停输改线一般是将管线停输, 利用封堵方法将改线段与主管线堵断, 清空改线段输送介质, 切断旧管段, 以新管段代之。不停输封堵技术具有不停产、不降压、不降温的特点, 保障了管线生产的正常运行, 具有较高的实用意义和经济效益。

三、实施方案

1. 实施步骤

埕海1-1人工岛外输原油管线工程采用了管线不停输封堵技术与设备, 先将改线段一端 (上游在φ323.9管线上实施封堵作业) 用旁通管接通, 以旁通线输送介质, 然后封堵主管线。改线段另一端利用已有发球筒1#阀门作为另一个封堵点, 待上游封堵后, 确认1#、2#阀门关闭, 打开3#阀门, 拆除1#阀门左侧发球筒, 将新管线与1#阀门通过法兰连接, 实现新旧管线连头, 待上游新管段与主管线连头后, 向新管线内注油, 靠阀组间一侧必须预留一个2″排气孔, 压力平衡, 打开1#阀门, 解除上游封堵, 切换至新管段正常输送, 最后将旁通撤除。动火连头完成后, 在不停输状态下先进行新管线的投产运行, 通过下囊孔往新管线注油, 压力平衡后提封堵, 导通新管线。

2. 管线可焊压力

根据《钢制管道封堵技术规程》5.2.1三通在管线焊接需要在允许带压施焊压力范围内进行, 采用行业标准SY/T6150.1-2003进行管道施焊压力计算管道允许带压施焊的压力:

式中:P———管道允许带压施焊的压力, MPa;

σs—管材的最小屈服极限, MPa;

t———焊接处管道实际壁厚, mm;

c——因焊接引起的壁厚修正量, mm (通常取2.4mm) ;

D———管道外径, mm;

F———安全系数 (原油、成品油管道取0.6, 天然气、煤气管道取0.5) 。

∮323.9×7.0 mm施工焊接压力计算

其中:σs=345MPa、t=7.0mm、D=529mm、F=0.6、P=3.6MPa

计算得到管线允许施焊的最大压力为3.6Mpa。

3. 技术要求

开孔、封堵作业点应选择在直管段上, 管线壁厚必须均匀。开孔部位尽量避开管道焊缝, 无法避开时对开孔刀切削部位的焊道宜适量打磨。开孔前应对所有焊道和组装到管道上的阀门、开孔机等部件进行整体试压, 试验压力为管道运行压力, 稳压5分钟, 使用泡沫水喷淋三通焊逢、各部件结合面, 观察有无气泡产生, 以压力不降低, 不产生气泡为合格。开孔作业时管线内介质压力、流速应保持稳定, 管线介质流速不大于5米/秒。封堵作业时管线内介质流速不能超过2.5m/s。封堵作业期间不应清管作业, 管线内压力、流速需保持稳定。打开平衡孔排油, 压力下降为0.01MPa, 关闭平衡孔阀门观察20分钟, 若封堵隔离段管道压力没有回升, 则封堵成功。确认封堵成功后, 通过平衡孔将油抽到提前准备的油罐车内。新旧管线连头, 焊接工艺规程采用氩弧焊打底, CHE507填充盖面。焊接完成2小时后做X射线检测, 检测合格后立刻进行投产。焊接前进行管线磁力检测, 若管线有磁, 则用消磁仪进行消磁。上游新旧管线连头结束后, 确认1#、2#阀门关闭, 3#阀门处于常开状态。拆除1#阀门左侧发球筒, 将新管线与1#阀门通过法兰连接, 实现新旧管线连头。打开新管线上预留2″孔, 通过上游下囊短节向新管线冲油, 逐步实现新旧管线压力平衡。

四、经济效益分析

埕海1-1人工岛外输原油管线不停输封堵技术实施工期为2天, 采用不停输变更管径的方案后经济效益分析如下:

施工总费用包括管线采购、防腐、安装、挖沟等施工费合计约170万元, 管线带压开孔、封堵等施工费约110万元, 管线铺设所涉及设计、监理、第三方检验、无损检测等40万元, 不可预见费30万元, 总计400万元。埕海1-1人工岛外输油海底管道外输量为3700m3/d, 约25900桶, 以施工期间国际油价107.71美元/桶, 汇率6.5, 107.71美元/桶×25900桶×6.5×2天=3623.5957万元。因此, 采用不停输变更管径的方案2天内可减少停运造成的损失近3623.5957万元。与施工总费用相比甚多, 社会效益和经济效益可观。

原油长输管线距离长, 内部含原油多、爆炸危险性大、停输改造损失巨大等特点决定了管道在放空条件下进行工艺改造和局部换管工作是不切实际的。目前我国大部分原油长输管线均已运行多年, 将逐渐面临局部改造及大修问题, 不停输带压封堵技术的应用很好的解决了这一难题。埕海1-1人工岛外输原油管线采用不停输封堵技术进行管线改造后已经投入使用, 目前运行良好。

摘要：以埕海1-1人工岛外输原油管线改造的不停输封堵技术为例, 介绍了工艺管线常用的不停输封堵技术。从工程概况、封堵工艺技术原理、管线焊接条件、施工流程以及经济效益分析等方面进行了介绍。

关键词：不停输,带压封堵,长输管道,改造

参考文献

[1] .刘新领, 姚秀程.较长管线不停输带压双封双堵工艺技术的应用及分析.城市燃气, 2008, (7) :7-10.