原油净化系统（精选12篇）
原油净化系统 篇1
油田的原油集输系统在油田生产里占据着重要地位。它的主要任务是将油田的采出液进行大规模的集中和处理, 并将采出液输送到相应位置。在这些过程中消耗大量能源如热能和电能。在原油集输系统中包括原油脱水, 污水传输的动力泵是非常重要的电力设备。同样, 一些原油和燃气的加热炉也是非常重要的天然气装备。随着设备使用开发的时间越来越长, 出现了较多问题如加热炉的效率低下, 能量利用率低, 匹配性差, 浪费严重。鉴于当前能源耗费的情况, 采取节能技术与措施已经迫在眉睫, 只有更好的采取节能措施, 才能减轻能源耗费。
首先我们应该对油田原油集输系统的多个耗能环节进行评估。
一、生产工艺
大部分的联合站在最开始的油田含水期开发阶段采取的工艺都是两段脱水工艺。采用这种工艺流程的优点是可以提高效率, 提高油气分离的速度和脱水速度, 缺点是热能消耗过多。油田由最开始的开发阶段进入特高含水开发期以后, 进站的原油含水越来越多, 量也越来越大, 所以如果继续使用井场高含水原油进站, 之后不经其他步骤直接进行一些传统的工艺手段如升温加热, 沉淀等等, 将会增大加热炉的负荷, 同时有部分消耗在污水加热环节, 造成极大的能源浪费, 鉴于以前的工艺流程已经不能适应当前的需要, 所以更应当改进现在的工艺, 以匹配当前状况。
二、加热炉
作为油田原油集输系统中一个重要的设备, 加热炉承担了诸多提温加热的工作如:原油的脱水, 掺水, 取暖, 管道伴热等等。加热炉由于用途极为广泛成为了最重要的消耗设备。加热炉的耗气量和以下几个因素有关:加热炉的效率, 被加热的物质的量, 内外温差。虽然需要依据油井的产量或生产的需要来决定采暖加热的介质量, 和前后温差, 但可以通过有效的技术改革和创新来升高加热炉的效率和时间, 从而将调整幅度较小的状况转变为较大的空间。
三、机泵
在原油集输处理过程中主要耗电的的包括一些输油泵和输水泵, 由于耗电量过大, 使得控制其电量消耗成为一个重要问题。在联合站的生产过程中, 目前多以离心泵为主, 离心泵的耗电量和输送压, 输送多少成比例关系。离心泵的效率受到很多因素影响, 主要有因为吸程管道配置不合理导致的离心泵能量损耗较大, 还有泵与实际的工况不符合, 选取偏离较大, 有极大的富余, 导致泵效率大大降低。在当前的生产中, 若机泵有稳定的输送量, 可适当幅度的调节流量使得效率维持在一定水平。但若是泵的波动过大, 无法校正, 就使得泵做了较多的无用功。所以, 对于当前减少泵所作的无用功, 应当采取积极的措施改进, 提高节省电力的潜力。
主要的节能降耗的技术有以下几种
1. 应当选用高效的加热炉
对于加热炉来说它的效率影响因素主要有它的类型, 空气系数, 排烟时的温度, 燃烧器的类型, 炉体的散热多少。在最近的几年中, 有许多新技术如新的传热燃烧技术不断在实际的加热炉中出现, 产生了许多新型产品例如真空加热炉。也有新技术产生的分体相变加热炉等等。在分体相变加热炉中, 它在设计中的热效率都高达近90%以上。这种加热炉的重要特点是获得了较高的传热系数, 利用的是水相变传热原理。在该系统中的重要介质:水, 在与外界隔绝条件下损失程度较小, 系统一直以无氧的形式运行, 这样能使它的寿命更加长久。蒸气发生器和换热器依据重力使水蒸发回落再蒸发成为现实。同时, 由于炉体的蒸汽较高, 使得换热器体积大大减少, 使运行过程中的动力情况得以减轻, 从而使成本大大降低。对于真空加热炉的使用, 通过真空状态使中间介质气化, 并同时加热盘管的水和油。
2. 降低热损失
为了减少原油的损失, 在散热过程中应安装各种辅助设施如伴热管线或伴热盘管。这样可以使输油温度保证在一定范围内, 同时也可防止管线凝油。在各种储油罐的输送设备和水罐的收油管线也应当含有伴热流程。综上, 对于联合站节能降耗来说, 如何降低损失提高效率成为了关键课题。我们应做好各类输油管线的保温如加热炉炉体, 电脱水器, 污油罐, 原油储罐等等, 将散热量降到最低。同时, 应当降低排烟时加热炉的热损失。越高的排烟温度, 越大的排烟量都会使得损失增大。同时, 在加热炉的运行过程中, 空气过剩系数应当处于合适状态。如果该系数过大, 会直接使出口的温度提高, 引起加热效率的降低, 是热损失增大。对于我们来说, 合理确定空气过剩系数, 能够将效率大大提高, 燃料消耗大大降低。当负荷变化明显时, 迅速调整空气量和工况, 减少排烟损失。
对于今后的工作方向, 在油田持续开发的过程中, 井口采出液的含水率不断升高, 使得处理上更加繁琐和负责。所以给油田集输系统处理油水带来了极大困难, 同时如何节能提高效率也成为了难题。具体问题主要有:由于油水比例不断变化, 原有的工程集输不到位, 无法适应当今情况, 设备老化, 速度缓慢, 不匹配等等产生的问题层出不穷, 已经严重妨碍了正常的生产工作运转。同时, 新的开发工艺以及一些油藏的出现, 使得原有的油水发生严重性质变化, 使集输系统的分离脱水等变得更加困难, 最后, 由于使用的大量的化学制品, 化学药剂, 使得许多单位的生产成本大量提高, 由于这些材料所产生的环境影响也较为恶劣。
所以, 我们应当新建原油集输地面工程或老站工艺改造, 加强新型、高效化学药剂的筛选和研发, 应用新型的节能设备, 废物资源化技术的推广, 不断提高生产运行管理水平, 使油田原油集输系统节能技术得到更好的发展。
参考文献
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原油净化系统 篇2
论文关键词:管道工程 业主 项目费用控制
论文摘要:对于投资大、合同多的工程建设项目，拥有一个高效的费用控制系统非常重要，可以有效合理地控制项目资金的投入和分配。在项目费用控制上，项目业主的侧重点与承包商、供货商不同，文章结合中—哈原油管道项目，从项目业主的角度，阐述了项目业主费用控制系统的内容、流程和操作方法，为业主方在项目预算控制和资金计划控制上提供了一个有效的手段，也为项目承包商进行费用控制提供了借鉴。
1项目概况
中—哈原油管道项目(阿塔苏—阿拉山口)是中国和哈萨克斯坦第一条陆上原油跨国管道，西起哈萨克斯坦卡拉干达州阿塔苏，东至中国新疆博尔塔拉蒙古自治州阿拉山口。管道全长962.2 km，管径813 mm。设计压力6.4 MPa。一期设计输量1 000万t/a。该项目于3月开始现场焊接施工，月完成管道线路及站场施工，并实现首站投油。项目投资约8亿美元。该项目共签订16个合同，主要合同有:线路EPC承包合同2个，站场EPC承包合同2个，通信及SCADA系统EPC合同1个，钢管供货合同2个，阀门供货合同4个，泵供货合同1个，项目技术咨询服务合同1个，第三方检验合同1个，管材堆场和清关合同各1个。
项目业主为中哈管道有限责任公司(简称KCP)。项目资金由中哈双方各投入50%的资本金，剩余资金通过发行债券融资筹集。由于项目资金来源的多重性，项目合同较多，加之项目合同既有固定总价合同，也有人工计费单价合同，因此，没有一个高效的费用控制系统是无法完成多个合同的费用控制的。
2业主方费用控制的重点
项目业主与项目承包商、供货商在项目管理中的角色不同。项目业主一般是项目合同的发起者、项目资金的组织者和项目最终成果的验收、接收者，其对项目费用控制的侧重点也随项目阶段的发展而有所不同，在项目初始阶段，项目业主主要关注项目预算、资金来源、投资收益以及项目生命周期等，而在项目执行阶段，项目业主的费用控制更多地侧重于以下两方面:
(1)项目预算的控制。项目业主在通过招标、评标、谈判等项目招投标工作程序，最终确定了承包商、供货商和技术咨询服务商后，项目各方对项目执行合同的商务价格达成了一致。如果为固定总价合同(例如大多数EPC合同、供货合同等)，合同价格已经在合同中得到了明确的规定。即使为单价合同(例如技术咨询服务合同)，也可以根据合同工作量、合同执行期、人力单价以及组织机构等计算出合同预算费用。尽管如此，合同总价或合同预算费用并不是合同的最终价格或最终费用。项目业主在合同签订后，其费用控制的重点是合同的最终价格或最终费用，以确保项目合同在规定的预算范围内完成合同规定的工作量，达到合同规定的质量和技术目标。
(2)项目合同进度款和期间费用支付流量的预测。项目业主也是项目费用的`支付者。在项目执行过程中，项目业主要在规定的期限内向承包商、供货商支付完成的合同进度款，向技术咨询服务商支付批准的期间费用。因此，项目业主需要提前安排和组织好适额的项目资金，以满足项目进度款及期间(如每月)费用的支付。这就要求项目业主提前合理地预计在下一个支付期内将能完成多少合同额，发生多少费用，以做好项目资金的组织和储备工作。预计过高会造成资金积压，过低会造成资金不足而无法在规定的期限内支付费用。
3费用控制流程
费用控制流程如图1所示。首先建立费用控制文件系统，并综合计算出费用控制基线，从而进一步制订出项目进度款及费用的支付计划，并根据实际发生进度款及费用按期分析和调整该计划，最终完成项目的费用控制全部程序。
4费用控制的内容
根据上述费用控制流程，中—哈原油管道项目业主方费用控制的主要内容有以下几方面。
4.1建立费用控制文件系统
业主主要根据合同商务条款的规定、项目工作分解结构(WBS)，审核承包商、供货商费用控制文件。费用分解结构要与WBS一致，并逐项分解到WBS单元，从而保证各项费用均在项目进度计划中得到控制。
费用控制文件系统主要包括:费用分解程序、费用测量程序和发票程序。对施工费用，由于有明确的计量单位，例如土石方量采用立方米、焊接采用千米，单体工程采用每项等，参照合同价格，一般比较容易分解和计量。对采办费用，可采用采办包，按照采办里程碑进度分解和计量。对设计费用，由于文件从准备到最终得到业主的批准，一般要经过多个版次的提交和修改，计量相对复杂一些，一般参照进度计划，以不同版次作为里程碑，分配相应的权重方法来分解和计量[1]。
4.2建立费用控制基线
费用控制工程师要与进度控制工程师一起，利用Primavera Project Management软件，制订项目执行计划，参照费用分解程序，根据合同类型，确定资源种类(人力、非人力或材料)、资源单价和计划量，并对项目执行计划中的活动进行资源加载，最终形成项目费用控制基线。
4.3项目费用的计算
原油净化系统 篇3
关键词：外浮顶储罐 排水系统 外表面 浮盘 排水管
中图分类号：TE972 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2012）010-048-02
1 前言
外浮顶油罐是石化企业中广泛使用的油品储存容器，由于油罐上部是敞开的，雨雪直接降落到其外表面，为防止雨雪从浮船密封处渗入油罐内或对浮船造成威胁，均设置了专门的排水机构，通称浮顶中央排水系统或中央排水管。由于排水系统位于油罐内部，平时无法检测，且在生产运行过程中难于监控，一旦出现油品渗漏情况，无法及时维修，此时油品会流入雨排系统，污染环境，并且产生严重的安全隐患。如果排水系统出现严重的泄露，此时就要进行清罐维修，这样不但浪费了大量的资金，而且影响到生产计划，降低了油品的储存能力。所以，作为浮顶罐中的关键设备的中央排水系统，对于中央排水管的选用就显得尤为重要。国内传统的大型外浮顶油罐一般采用的中央排水系统有枢轴式与全软管式两种。兰州石化公司原油罐区目前均采用的是全软管式中央排水系统。本文将通过对两种排水系统的分析，来分别讨论不同排水管在原油罐区内的可行性。
2 枢轴式与全软管式中央排水系统特点
2.1 枢轴式中央排水系统
这种中央排水系统采用四个枢轴结合钢管使用，枢轴内接管为柔性短管，内外都有不锈钢丝缠绕，两侧有加固侧板。
这种结构连续坡形设计保证顺畅流动、无沉淀物滞留，运行轨迹稳定。由于该系统中主要是直通的刚性管件，相比柔性软管而言，其对流体的滞留影响较小。
2.2 全软管式中央排水系统
直接采用软管制成排水管，软管可分为橡胶等非金属软管和金属软管两种。整个排水系统仅两个法兰接口，泄漏点少，且不受浮盘漂移的影响，泄露的可能性小，排水系统结构简单，运行可靠，对浮盘几乎没有作用力。但原油流入或流出储罐时会在油罐内部造成涡流，由于其轨迹的不确定性，一旦軟管被涡流带至加热盘管或浮船支撑处，容易将软管烫伤老化或压碎，使之失去排水作用。
2.3 两种排水系统的比较
枢轴式中央排水系统具有空间轨迹稳定，不易与罐内其他结构发生碰撞，对流体的滞留影响小，且价格低廉的特点。而全软管式排水系统相较之泄漏点少，不受浮盘侧向力影响，使用寿命长。
3 两种排水系统在兰州石化公司实际运用情况分析
原油管道泄漏监测系统应用经验 篇4
1 系统改进
1.1 系统改进原因
近年来, 随着盗油分子对泄漏监测系统的逐渐熟悉, 盗油手法越来越高明, 盗油时压力变化越来越小, 且基于SCADA系统的原油泄漏监测系统因数据读取缓慢, 数据存在部分丢包现象, 使泄漏监测系统无法准确及时定位。
1.2 系统改进实施
针对基于SCADA系统的原油泄漏监测系统读取数据缓慢及丢包等情况, 我处搭建一套独立采集压力数据的管道泄漏监测系统;改造后的泄漏监测所需的数据不从SCADA系统中获得, 改为在PLC数据采集系统前端加装信号分配器, 将压力信号一分为二, 一路供给SCADA系统使用, 一路供给泄漏监测系统分析使用, 同时将泄漏监控系统的压力变送器更换为高精度压力变送器 (0.05级) , 独立于SCADA系统的泄漏监测系统无丢包现象, 数据采集速率得到大幅提高。
1.3 系统界面人性化改进
由于盗油分子通过各种手段对管道泄漏监测系统越来越熟悉, 原来数据采集系统一小时刷屏一次, 正是利用这个特点, 盗油分子大多在整点时候开始开阀门, 这样压力下降调度人员一般无法察觉, 经过系统界面改进, 数据每半小时更新一次, 避免了整点偷油时调度人员无法觉察的缺点。另外, 通过系统加时间网格线, 更加方便了调度人员定位时泄漏点选取, 泄漏点发生的上下站对比更加清晰, 从而增加泄漏定位准确性。
2 加强管理, 增强调度人员责任心, 强调发挥人的主观能动性
2.1 定期同步GPS时间, 保持时间一致性
负压波传播到上、下游传感器的时间差是影响泄漏点定位精度的一个关键问题, 这就要求各子站系统时间必须保持一致。泄漏监测系统采用中心站GPS定时通过网络对各子站进行时间同步, 我处利用GPS时间同步服务器定期对时间同步进行修正, 使各站时间精度达到毫秒级误差, 这样可使由于系统误差给定位准确度的影响降到最低。
2.2 建立可疑数据库, 定期分析
我处生产调度人员每次发现压力明显下降后, 站库调度与处调度同时主动手动定位, 及时沟通, 差异不大及时通知巡线人员前去, 差异较大还需复核一遍, 先锁定大致范围, 通知巡线人员前去在定位范围内重点巡护。调度人员对每次的泄漏定位建立泄漏定位统计表, 定期对统计表进行分析, 对频繁出现泄漏点位置而且未发现阀门的位置点建立可疑泄漏点统计表, 与站巡线人员及时沟通, 加大对此区域的重点巡护力度, 同时利用管线探测仪加大对此区域的排查, 避免引管等隐蔽偷油手段带来长时间无法发现的现象。
2.3 多系统联合使用
泄漏监测系统只是作为一个定位泄漏点发生的监视手段, 可以与管道地理信息系统、管道GPS巡检系统、外管道重点地段工业电视监控系统、车辆GPS系统等多系统联合定位, 统筹考虑, 综合分析与指挥。调度人员在大致定位泄漏点位置后, 通过管道GPS巡检系统指挥调配附近的巡线人员及时前往, 争取时间, 需要借助管道地理信息系统查看附近地形, 判断大致偷油点位置和逃生路线, 指挥巡线人员围堵的策略, 同时利用重点地段工业电视监控系统发现是否有可疑车辆及人员经过, 通过车辆GPS系统发现车辆经过地段后如突然系统压力上升, 很有可能盗油分子在作案, 因盗油分子发现巡线车辆后开始关闭阀门, 压力开始回升, 同时也可以挖出长期引管等手段盗油的大致位置点, 这就需要调度人员具备基本的判断推理逻辑等知识, 学会多系统联合调用, 多角度观察分析问题, 发挥人的主观能动性。
2.4 强调“人机协作”的重要性
我们提出“人机协作”的概念, 即提倡有专职人员监控分析数据, 发挥人的主观能动性, 不可过于依赖系统自动报警。由于目前泄漏监测系统都是基于监测工艺参数分析判断分析判断出泄漏发生的, 数据采集的误差不可避免, 希望靠电脑软件自动报警是不现实的, 也是不必要的。软件的智能分析永远和人脑之间存在差距, 软件自动报警灵敏度的设置与灵敏度之间也存在矛盾。因此, 应该由系统采集数据, 系统自动报警灵敏度设置应尽量高一些, 提醒监控人员进行分析, 从而会大大提高灵敏度, 提高运行效果。同时, 生产调度人员信息互通, 便于指挥协调生产。
3 泄漏定位方法
3.1 泄漏点的选取要适当
负压波在输油管道中的传播速度为1000~1200m/s, 采集的负压波序列带有时间标签的作用, 时间上偏差1s会给泄漏点的定位带来1000m左右的误差。实际采集到的负压波序列混有大量的噪声, 为了在噪声环境下捕捉信号的微小变化, 准确地分离出信号的特征拐点, 无论压力下降定位还是上升定位泄漏点选取一定准确, 要求最能反应泄漏监测系统发生泄漏时机, 一方面需要调度人员长时间的练习与揣摩, 形成适合自己的一套定位手法;另一方面需要调度人员掌握理解定位基本公式X=L+a△t/2, 学会推算泄漏发生后进出站泄漏点压力下降或者上升的时间点, 使时间差在合理的范围。
3.2 泄漏的判断需准确
泄漏监测系统采用负压波方法对管道是否泄漏进行判断。由于各站进出站均有超声波流量计, 可以利用瞬时流量的对比区分管道泄漏与管道正常工况的变化:当管道发生泄漏时, 管道上游端瞬时流量上升、压力下降, 管道泄漏端瞬时流量下降、压力下降;管道正常工况变化时, 管道上 (下) 游端流量、压力同时上升或下降。利用这一特点, 可以准确区分管道是否发生泄漏。
3.3 小流量偷油定位判断方法
依靠瞬时流量对比的方法不能定位, 即小流量 (<瞬时流量1%) 泄漏时, 压力传感器没有反应而使系统不能定位。此时, 我们可以依靠上下游流量的变化趋势来判断泄漏点在管道上的位置。根据经验, 泄漏发生后, 上游流量增大或不变, 下游流量肯定减少。如果泄漏点在管道中后段, 上游流量不发生变化, 只是下游流量减少。一旦上游流量趋势上升, 则说明泄漏点距离上游较近。
原油炼化监管程序 篇5
2016年5月
总则
规范原料油卸车、输转、储存、加工、半成品储存、产品调和、销售、装车各个环节的监管程序，确保整个环节处于受控状态。质权人： 出质人： 监管方： 监管方：
一、原料油卸车监管程序
1．xxx有限公司（下简称：xx公司）、xx公司、签订《质押监管协议》。2.xx公司分别向xx出具《出质通知书》。
3.原料油自接入监管方铁路专线后监管期开始，监管方向xx公司交付计量单、运单用作质押。
4、原料油到站计量严格按照石油和液体石油产品铁路罐车液位测量法及计量规程GB/T13894-1992认真执行，规范手工检尺操作规程。
5、计量部门人员要将信息及时反馈给储运部门值班班长做好卸车准备；在接到通知后，由储运部门值班班长通知调度部门、储运泵房、计量部门、化验室等相关部门提前做好加温、取样、计量的准备工作。
6、车皮对位后，储运部部门值班班长要严格按照下发卸车通知单的相关信息资料逐一检查铅封并进行核对，核对时间控制在每节1分钟；如铅封出现不完整，保护好现场，立即通知协调负责人员，不得擅自开罐；经确定无误后组织人员立即进行开罐、加温、通知取样、计量环节。
7、化验室车皮无序采样抽检密度、含水、残炭、馏程，采样时间不超过30分钟，采样完成后即可进入计量、卸车程序。化验室对样品分析完后，样品备案 留样，结果报调度部门及计量部门。
8、检尺人员要严格按照制度规范执行，检尺完毕后签字确认，并对该结果负责。
9、在检测和计量过程中，出现异常情况（水分、密度超标、有杂质、油泥、亏吨超出范围的情况），立即停止卸车并通知计量部门；接到通知后将异常情况说明上报能源公司运营中心。若不上报自行卸车的，一切后果自行承担。
10、计量部门负责铁路协调工作人员要将处理反馈的结果报能源公司财务部门，以便做好结算工作。
二、原料油输转监管程序
1、原料油车皮分析计量以后，根据油品装卸、输转的相关规定进行定损。计量部门要将铁路计量单、运单和随车质检单（原件）及时汇报至xx公司。（联系人：xxx总电话：xxx；邮箱：xxx@qq.com）。
2、卸车流程：火车卸车程序：火车对位→核对车号→开罐盖→油品加温→计量检尺→化验室取样分析→卸车通知→卸车作业→计量验罐→摘管封罐→车皮挂出
3、输转流程：调度部门通知油品车间、计量部门、质检部门、计量收油罐罐底数量→计量部门到储运部门检零位罐液位→进入卸车流程→计算输油量→出《原油入库单》
4、作业环节
1）、铁路罐车到站后，由调度部门通知储运部门、计量部门、质检部门，计量收油罐罐底数量，计算收油前库存。
2）、计量员到储运检零位罐液位及铁路罐车液位，质检部门对来厂罐车进行取样化验，并核对随车质量分析单及随车发货单。
3）、铁路车皮对位环节：到地铁站的车皮在1小时内给予安排，按照编组陆续 对位。
4）、核对车号环节：储运部门与计量部门同时进行。5）、油品加温环节：蒸汽由动力车间锅炉提供。6）、质检取样分析环节：取样与计量检尺可同时进行。7）、接管卸车环节：停止加温等待化验分析时连接卸油管。
8）、卸车环节：提前通知泵房改好流程，接到卸车通知后一次性10节车皮阀门全部打开进行卸车。
9）、计量验罐环节：储运班长提前10分钟通知计量部门人员到现场检验油罐是否卸干净。
10）、摘管、封罐环节：储运班长分组安排好人员摘卸，计量拍照。11）、挂车环节：计量站通知铁路车站安排计划取送车皮。
4、作业程序
1）、储运部门值班班长在接到卸车通知后，原油卸车，以10节为单位，卸车时间不超过2小时，每节约12分钟；渣油卸车，以10节为单位，卸车时间不超过4小时，每节约24分钟。
2）、卸车过程中，根据零位罐螺杆泵的运行情况，决定卸车节数，并有卸车员巡回检查，有异常情况立即给予处理，保证卸车工作安全无误。
3）、重车卸空前一小时，值班班长通知计量站运输员联系铁路货运挂车封罐的准备工作。
4）、卸车结束时，通知计量部门（抽查检测罐底）后，收起卸油鹤管、加温装置，关闭卸油阀门，旋紧罐盖螺栓，专人负责收起踏板，清除站台杂物及障碍物，调节安全阀等待铁路货运员检车取车。
三、原料油储存监管程序
1、储存要求
1)、原料油输转储存后，储存吨位与车皮吨位误差必须在相关规定范围之内。各罐储油液位不得超过安全高度（一般为罐壁高的85%），给装置付油罐不能低于安全下限，即0.8 m。
2)、油罐处于静止作业时，应关闭所有进出阀门，对各管线要及时泄压；动态罐每两小时检尺一次，并检查温度、伴热、阀门开关及流程，确保不串油，不憋压，并做好记录。
3)、为保证产品质量和维持正常生产，原料入罐后要进行加温，一般原油罐按照45-65℃控制，每两小时巡检一次油罐温度，如油品进罐温度超过规定范围，要及时报告调度部门并关闭加热盘管蒸汽阀门。
4)、在原料沉降4小时后，油品车间要安排人员对原料罐进行切水，切除明水直至合格，并做好记录。油罐脱出的污水，必须按规定排入指定系统，禁止任意排放，以防污染或酿成事故。
5)、在付装置前，调度部门要安排化验室取原料罐混合样对原料进行全分析，全面掌握原料罐样的分析数据。
6)、原料油在付装置处理前，除含水分析要达到规定指标外，油品车间在付油前还要进行一次脱水检查，防止罐底明水带入装置，确保装置正常生产。
2、油品监管措施
1)、监管方对每车次原油与《质押通知单》信息进行核对，计量后与所核对信息汇总后就每车次原油向xx公司出具《原油质押专用入库单》。
2)、原油总量达到《原油质押通知单》载明的总量时，监管方向xx公司出具《出质通知书》回执。
3)、原料油输转必须由调度部门统一按排，在接到调度部门通知后，准确记录调度指令，其中包括通知时间、指令人、输转介质、罐号、数量方可进行输转 作业。
4）、调和油品发车以及向储运车间输转成品油、半成品油或内部倒罐，必须接调度部门和车间主任通知，由油品车间岗位人员联系计量部门门对发运储罐进行发运前尺计量并根据计量数据填写油品交接通知单，做好相关记录后，方可进行发车、输转作业。
5)﹑《油品车间罐区班报表》各班组每班次，由统计员认真核算油品收、付情况，再由班长审核后与计量部门门详细核对，确定本班储罐库存与销售、生产相一致。
6)、按照公司规定油品车间所属区域内储罐监管、质量检验是由宁东基地计量部门与质检部负责，因此除宁东计量部门、质检部外，其他单位检尺、采样必须由调度部门或监管部门陪同下，方可进行检尺、采样作业。
7）、油品车间所属区域内储罐，动态罐每2小时检尺一次，其余储罐每2天检尺一次（每班第一个中班检尺），检测数据同时反馈至调度部门和计量部门。8)、油品车间所属区域内储罐脱水阀门进行链条锁封闭，开启钥匙由运行班组班长或主操保管，每天每班按照油罐规定计划排水，对脱水储罐进行前、后尺计量并做好脱水记录，准确填写脱水数量，如若脱水量较大，必须暂停脱水联系调度部门和计量部门现场监管共同排放。
四、原料油加工监管程序
1、炼化方向xx公司申请《炼化原油释放申请单》，xx公司向监管方出具《炼化原油释放单》，监管方据此单载明的要素向炼化方释放原油。
2、生产指标：生产指标根据销售部门需求进行调整。
3、生产过程中的监管程序
1）每日由基地计量部门向政府工作组上报《生产日报表》，内容包括生产任务 完成情况，原料及半成品库存情况，产品销售情况。每周要上报《生产周报表》，下月初上报上月《生产月报表》，便于政府工作组随时掌握生产动态。2）检修装置开工前，由主管厂长组织相关部门对装置进行检查验收，对开工条件进行确认签字。
3）、在生产装置计划开工时，应提前向调度部门上报经相关部门与相关领导批准执行的有效开工方案和进度表。
4）、当调度下达生产指标调整指令后，车间要在8小时内调整操作使产品质量合格（8小时内产品质量按合格统计，8小时外未能按指令要求调整合格，视为次品），每改一次不合格线，要对责任车间进行考核。
5）、每天6:00、14:00、22：00，各单位要在30分钟内主动向调度部门汇报当班的生产、安全、环保、节能等情况及主要设备运行状况（或汇报生产调度数据）。
6）、收率根据调度部门下达的月度计划进行考核，每日进行统计，月度进行考核。
7、加工量根据调度部门下达的当月生产计划进行考核，按照完成的比例进行奖罚，因原料供应不足或性质不稳及装置计划检修影响生产任务的，酌情进行考核。
8）、化验室按照化验分析计划按时取样分析，出现不合格产品，及时汇报调度室，车间要及时调整。
9）、各车间要认真执行工艺卡片指标，当班调度员按照工艺卡片规定及调度令，现场对各装置主要参数抽检记录，工艺参数按综合合格率进行考核，调度部门每天进行统计（以车间操作记录所记数据和参数趋势图为准），月底进行考核。10）、各车间应在当月30日前要按要求编写好技术月报，并及时上报。11）、生产车间严格按照操作规程、工艺卡片指标进行生产操作。建立好工艺操作、质量、安全、环保等技术台帐。要写好岗位操作记录、交接班日志，保存 好DCS电子记录。
12）、因系统波动造成生产大幅波动，相关车间在接到调度指令后十五分钟内恢复平稳供应，由于电气或仪表方面原因，造成未及时恢复供应，因备用设备（锅炉、空压机、循环水泵）未能正常启用而影响生产，对责任车间要进行考核。13）、各生产单位在进行改变主要操作条件、开停主要设备、蒸汽并（撤）网、引（停）用风（氮）或其它公用工程介质以及调节火炬放空等，必须提前向调度部门汇报（紧急情况下事后汇报）。
14）、各生产车间出现不安全因素或险情以及主要设备出现故障及操作条件出现异常时，必须在5分钟内向调度部门汇报。
15）、各生产单位在发生介质泄漏，瓦斯、污水、污油异常排放时，在动力介质品质异常及负荷量增减较大时，要及时向调度部门当班调度汇报。
16）、当出现产品质量事故时，要坚持“四不放过”原则，相关单位按要求写出事故报告，上报调度部门。
17）、当发生生产事故后，事故单位要按照“四不放过”原则，及时召开事故分析会，并在二天之内向相关部门上交事故自查报告（包括防范措施及处理意见）。
五、半成品储存及监管程序
1、xx化工与炼化方进行成品油交接后向xx公司出具《成品油及衍生品质押专用入库单》。
2、xx因生产技术原因导致炼化产品不能达到国标，xx与炼化方交接后须向xx公司出具《半成品油质押专用入库单》、《成品油及衍生品质押专用入库单》。
3、计量部门门每日早9:00之前要将半成品库存情况汇报至xx。
4、油品车间：
1）、油罐在收油、输转、调合、装车和脱水作业前后都应进行计量。2）、人工检尺规定：对活动罐每两小时检一次油尺，静止油罐八小时检一次油尺。油罐快进满或接近抽空时，要及时掌握油量变化，随时检尺。
3）、对于安装了计量仪表的油罐的油温和油位情况每两小时巡测一次，并做好记录。
4）、压力容器计量，以现场液位显示为准。
5）、操作人员应详细、正确填写每天的《倒油日报表》和《每日油罐动态表》，以便油量核对。
6）、每天6：00时，对所有油罐进行检尺，向调度汇报；后每隔2小时对动态油罐进行检尺，并向调度汇报。
7）、静止油罐油尺变动5㎜以内时，以原来的油量为准；油尺变动超过5㎜时，必须重新计算油量。
8）、用计量仪表计量的油罐，进油至安全容量的80％时，必须进行人工检尺、计量，并与计量仪表进行对照，当计量仪表差量为≥10mm时，通知仪表维护人员进行检查校正。
9）、人工检尺允许误差：轻质油：油尺±1mm、温度0.2℃重质油：油尺±2mm、温度0.2℃
10）、每月1日6∶00时，各岗位人员要对所有的油罐油量进行一次月终盘点，要求均用人工检尺，并向调度汇报。
11）、计量容器应按规定年限进行标定，并重新编制容量表。12）、计量器具必须定期年检，并附有校正表和检验合格证。13）、正确的计量顺序为：先检尺、再测温、最后取样测密度。
14）、各装置的计量流程：各装置每8小时统计一次收率，一天统计3次，（检尺结算时间：6:00、14:00、22:00）为节点，主要计量方法以油品检尺为计量依据，各装置安装的质量流量计作为对比依据，各装置收率统计出来后及时反 馈给调度室和各装置，出现异常及时查找。
六、产品调和监管程序
1、原料半成品调和情况：
油品调合是将性质相近的两种或两种以上的石油组分（有时还需加入某种添加剂以改善油品某种性能），按适当的比例，通过一定的方法，达到混合均匀，调合成所需油品的过程。（1）调合目的
调整油品品种,改善油品质量,合理利用组分,实现经济效益。（2）调合要求
1）、参加调合的各组分油都应符合组分油质量要求；重质油品调合前应加热到规定温度；性质相差较大的组分，未经试验鉴定不可调合。
2）、组分油分别进罐时，原则上先进重组分，后进轻组分，以利于混合均匀，如遇特殊情况，则应增加循环、搅拌时间。
3）、油品添加剂应化验分析合格，添加剂的品种、质量和添加剂比例经过试验鉴定，添加后与油品混合均匀。
4）、调合过程应严格执行调度下达的指令进行调合作业，如有异常情况应及时向调度汇报。每2小时或单组份添加完成后向调度报告调合情况及油罐油尺。5）、认真做好调合记录和调合转罐记录。
6）、调合后切除水杂，调合产品经化验分析合格后方可出厂。(3)调合安排
由调度部门在接到销售部门调油通知后，调度部门向油品车间下达生产调度令,油品车间在接到调度令后，由车间主任向油品调和岗位下达调油通知单，明确调和数量、罐号以及调和比例，调和岗位人员签订调油通知单后，严格根 据调油通知单落实油品输转并做好详细记录，及时进行调合。
2、油品调和监管程序
1）、接到车间下达调合方案后,当班班长及时安排当班人员对半成品油罐和调合罐进行脱水、检尺，确保调合时不带水。
2）、认真检查调合罐﹑机泵﹑阀门﹑附属设备以及安全附件是否处于良好状态，确认大罐无异后方可调合。
3）、明确品种、罐号、数量后通知计量科检尺并联系相关岗位更改流程,详细核对现场流程,进一步确定流程畅通。
4）、待相关岗位准备工作就绪后，进行调合收油作业，调合进油期间严禁携带手机和不穿工作服上罐检尺。
5）、油品调和过程中必须有专人负责，要掌握油品调合收油过程中的动态情况，严格按照车间下达的方案调合，误差不大于2‰，并作好记录。
6）、调合过程中，要随时检查调合油罐有无异样，机泵运转是否正常，阀门、法兰有无滴漏以及安全附件是否处于良好状态，发现问题及时处理并汇报。7）、为使油品达到合格，加剂时严格执行下达指标，必须循环两小时方可结束，如遇特殊情况另行通知。
8）、调合完毕后，及时通知调度部门请计量部门﹑质检部进行检尺、化验（柴油静止30分钟，汽油静止2小时方可取样）。并关闭有关阀门，恢复调合作业前的流程，防止窜油。
9）、调和过程中，油品车间必须认真做好输转油记录，认真检尺，确保数据真实、准确。
七、产品销售监管程序
1、调和成品油发车必须接调度部门和车间主任通知，由油品车间岗位人员联系 计量部门、质检部门对发运储罐进行发运前化验、检尺计量并根据计量数据填写《成油品入库通知单》，xx公司向监管方出示《提货通知单》后，监管方据此向销售方释放成品油及衍生品用于销售，方可进行发车。
2、监管程序
1)、销售部门要在早9:00之前将上个工作日的销售报表上报至政府工作组。2)、每日下午16:00时，销售部门与调度部门确认装置生产情况，包括加工量、生产标号及其质量情况，做到及时沟通。
3)、原则上每日生产部门以销售部下达的排产计划生产，遇有特殊情况做到提前沟通，提前告知和安排，避免产销脱节，造成库存积压、装车滞留等问题。4)、销售部门下达调油计划。
5)、调度部门按照调油计划安排油品车间进行调和。
6)、调和过程由销售部业务室全程跟踪，调和好后，开票大厅第一时间报化验单、拍油样照片给业务室，必要时提供油样。
7)、车辆到达后，司机到开票大厅后，正常情况下，需在10分钟内，给予妥善安排（装车排队，若前面没有车辆，及时制卡装车）。
8)、开票大厅在车辆发运过程中，遇有特殊情况须第一之间告知业务室，原则上须提前告知，遇有临时紧急情况，须在15分钟以内告知销售部，以便及时与客户做好协调工作。
9)、如遇有装车等待、管线占用、调油等特殊情况，要及时给予解释，并告知预计装车时间。
3、火车皮发运
1)、以火车请车计划为依据，销售部门提前下达调油计划，由调度部门统筹安排调和事宜。
2)、车皮到站后，本着快装、快卸的原则，及时装车、及时发运。3）、车皮装车完毕后由计量部门提供铁路计量单给销售部门，必要时质检部提供全分析化验单给销售部门。
八、成品油发车监管程序
1、产品出厂时罐区安装流量表、定量装车流量表并与地衡过磅做对比，控制人为因素。储运车间、质检原料分析处班次人员实行轮换制。
2、每班次人员每一月要相互调换或根据科室实际情况随时调换，储运车间监磅员8天一轮换，不能长期固定在同一个班，避免同一人在同一班次长期工作。并将调换人员名单及时间每月26号前报油品监管员处（监管员要及时统计并核对各部室调换人员名单，发现长期不调换的人员要反馈厂长处）。
3、各部室班长要不定时巡检抽查当班人员工作中是否认真、细心、负责,对监管程序负有现场管理责任，出现异常情况及时处理并在第一时间汇报上级领导，并对当班整体工作负全责。
4、规范各类票据的填写、保管工作。各部室对出具的票据杜绝乱涂、乱改、字迹不清的现象，若有改动或补开票据的必须由部室负责人签字，原票据注明作废并保存，不能私自销毁。
5、储运车间安排人员在监控中心进行24小时值班，进行全方位监控，以便及时发现和排除隐患。
6、对于客户使用的车号，一律以驾驶室前固定牌号和罐后底部喷的车号一致为主，除此之外，统一使用铅封号（主要针对无号、套牌、重牌车辆）。一道门值班人员在登记车辆时，对检查不符合规定的车辆，先将原有铅封拆除再打新铅封并记录铅封号，并通知质检部和销售供应部，在发货或卸车通知单上要注明，过磅时监磅人员要核实铅封号，该车作业完毕后出门时，经一道门值班人员核实后，拆除并收回铅封（出具磅单、化验单时，将客户自己的车号写在前面，铅封号注明在括号内）。
7、储运车间监磅员主要职责：①核对数据；②周围巡查：包括有无撬磅、偏磅、压磅等现象；③车辆检查：包括驾驶室、罐顶等部位；④核对驾驶室前和罐后底部喷的车号及铅封号；严禁闲杂人员滞留在磅称周围。
8、遇到油品调价时，由销售供应部通知计量部门、消保大队三方值班人员共同登记院外车号，区分调价前和调价后的车辆，统计结果交计量监管员进行核实。
9、磅秤房内除过磅人员以外严禁闲杂人员滞留，程序密码（包括定量装车系统管理密码）实行双人管理制度，不定时更换，确保绝对保密，严禁电话通知更改密码。
10、对于所有发运成品油的车辆，在过皮重之前，由过磅员、监磅人员共同检查罐体，并进行排水或排杂；对于汽车罐内留残油的客户，要出具书面说明，并由过磅员、监磅员及客户签字，装车完毕后不得排水排杂。
11、内转车辆底样排放油量由储运操作工、质检员双方控制，夏季（5.1-9.30日）控制在200公斤以内，冬季（10.1-4.30日）控制在500公斤以内，取样完毕后进行复磅，由监磅人员和过磅人员对复磅结果进行确认。
12、油品计量监管员及储运车间值班领导随时要对油品进行抽检，质检部要给予积极配合，不得以任何理由推辞，未出具结果前不得将相关信息提供给质检员，抽检车辆要及时停卸。
13、各部室操作人员对进入厂区所有车辆、人员加强监督管理，进入厂区后严禁司机排喷淋水箱的水，发现排水上报值班领导对其罚款处理。
原油期货备战期 篇6
此前的2012年3月，国务院批转的发改委《关于2012年深化经济体制改革重点工作意见》中指出，要“稳妥推进原油等大宗商品期货”。
上世纪90年代，我国曾出现过石油期货交易，到1998年大规模期货行业清理整顿之后，我国仅保留了大连、上海、郑州三家期货交易所。同时，取缔了所有石油期货交易品种。在目前新的经济形势之下，预计推出的原油期货则具有不同以往的时代意义。
证监会主席郭树清4月17日曾表示，我国目前每年新增原油消费绝大部分依赖进口，进口量之大占到全球新增产量的70%到80%。目前亚太地区已有部分国家或地区推出了原油期货，但都属区域性市场。我国将继美国、英国后推出第三个全球性原油期货市场，以争夺原油定价权。
不难看出，将要推出的原油期货已被贴上了“中国标签”，我国期货市场的国际化也备受期待。
然而，在资本项目开放和人民币改革的步伐中，如何解决好原油期货流通环节的障碍和提高国际影响力的问题，成为关键所在。
计价选择
在原油期货的设计方案中，首先被提及的是计价方式问题。业内人士表示，上报给监管部门的两套方案，第一套“准方案”是以美元计价，人民币结算；第二套备用方案则以人民币计价。
宏源期货首席分析师吴守祥称，第一套方案是为了方便国际投资者参与，国外流通的人民币比较少，国际投资者手上一般都是美元，以美元报价有利于国内市场形成有国际影响力的市场。
相比之下，以人民币计价更利于国内投资者的参与。
一位期货专家分析，以美元计价的可行性更大一些，是因为这会推动国内的人民币改革，和国内的基本账户的放开，这和金融市场发展的大方向一致。
首创期货公司能源化工部高级研究员高春民说，以美元计价利于市场的顺利开展，未来中国的期货市场可能更容易被国际资本认可。
然而，无法回避的阻碍依然存在。“在中国期货市场里，没有出现过以美元计价的方式，日后人民币和美元能否进出较为自由是很重要的。另外，这对于服务国内企业的方面帮助较小。同时关系到重要的交割问题，许可证制度使得只有少数企业拥有大量石油，如果进行实物交割，能拿得出石油的空头很少，流通环节的方面无法回避。有可能原油期货推出的时间比市场预期的要晚。”高春民说。
也有专家表示，原油期货市场涉及货币问题，国家希望原油期货真正发挥作用的决心会促进货币政策的加快推进。
业内人士强调，我国期货市场很久没有直接对国外投资者开放，如果原油期货顺利推出，将会突破这个概念。用美元计价固然方便了国际投资者，但对于国内投资者来说，人民币如何兑换成美元就成了问题；另一方面，国际投资者也有投资人民币的，交易时又如何换成美元？实际上考虑到我国外汇市场开放程度和人民币国际化进程，都应是逐步的过程。也有可能在某一个前进过程中出现跳跃性发展，加快质变的发生。
中国人民银行行长助理李东荣表示，选择结算货币更重要的是，用这种货币是可靠的，并且需要水到渠成。
中国是最大石油进口国之一，石油对外依存度已经达到57%，中国的需求会对世界的价格产生影响，如果我国有石油期货可能会使其价格更有影响力，但以美元或人民币计价还要取决于交易对方是否接受。中银国际控股有限公司首席经济学家曹远征表示。
“中国时区”
我国推出原油期货，在交易上将填补全球时间上的空缺，是比较优势所在。
吴守祥称，中国的原油期货市场将会为境外投资者提供另一个新时区，即第三个八小时。第一个时区在英国，第二个在中国，第三个在美国。“对国际投资者来说，如果每个时区都很活跃，交易便不是跳跃的，一旦其他时区发生局部战争、地震等一些突发事故而导致原油价格暴涨，中国这个时段可能就会弥补很大损失，而中国恰恰给国际投资者提供了一个良好的转移做空的时段。”吴守祥说。
目前，原油期货在全球有几个不同的定价中心，美国纽约原油是美洲的定价权，欧洲以英国布伦特原油为主，亚洲跟随辛塔价格。
吴守祥认为，亚洲的贸易现状和美国纽约原油相距比较大。中东地区本身是有交易所的，但主要作为产出国，交易所的影响力很小。亚洲区域，日本、韩国、印度的石油需求都较大，中国同样如此，而且对油的需求可能还会逐步上升，做得开放一些可能会有影响力的。
国际能源署4月12日发布月度石油市场报告预测，2012年全球石油日均需求将达8990万桶，比去年日均需求量增加0.9%，与此前一月的预期相同。国际能源署还预计，2012年中印日韩的石油需求量将占到全球总量的五分之一以上。
谈及未来对于国际投资者的中国吸引力，不少专家认为，中国经济的高增长始终是受人关注的，包括中国在内的亚洲，不仅是经济增长热点，也是全球交易活跃的地区，而之所以很长时间没有影响力，是因为市场开放程度的限制。
吴守祥称，美国主导金融市场多年，很大程度上已经主宰了世界的原油市场，虽然定价权不是简单能形成的，但我们依然可以在开放的市场中争取一定的话语权，然后逐步发挥中国时段的影响力，使企业规避价格波动风险。
一位业内人士坦言，一个期货定价中心的形成不是轻而易举的，从全球而言，中国期货市场交易是很活跃的。但期货市场定价全球的角色是历史长期演变的结果，对于原油这个品种来说，能在中国形成亚洲定价中心同样需要长远的打算，但不能否认的是，不同历史阶段的定价和发现价格功能与该市场的供求变化密切相关。
此外，吴守祥还表示，“中国企业在国际市场做石油期货，需要通过国外的公司代理，你参与人家的市场，人家自然清楚你的交易状况，所以中国人买进的时候，价格就容易抬高，商业秘密也容易被泄露，这对我国是很不利的。如果在国内就有所不同，有一定隐秘性，利于企业的套期保值。”
国际化挑战
国际市场必然要有国外投资者的参与，因此适合的机制显得尤为重要，不把国外投资者放进来，就不能叫国际市场，更谈不上国际影响力。
业内人士介绍，美国的纽约油有很多对冲基金和ETF，投资者通过量化基金参与本土的原油期货，使其活跃度很强，纽约油交易以本土为主，加之开放的期货制度，相比于我国，情况不同。
“亚洲范围内，新加坡、日本、印度均有原油期货的交易，目前亚洲比较重要的能源中心是新加坡。我国的大宗商品如大豆和棉花等在全球交易量已经很高，但是仍然缺乏一定的国际影响力，因为做交易的都是中国人，并且是在中国的范围内，即使有一些国外的参与资金，也是以在中国注册公司的方式进行投资，不开放的市场想要有国际影响力是很难的。所以我们现在需要考虑的不是把量做上去，而是把国际影响力做上去。”高春民表示。
业内人士认为，资本市场的开放程度和国家的经济实力对期货品种的活跃程度有很大影响，国际性的市场与这两点密不可分。
原油期货可能会带来的境外资金流入风险，业内人士解释，如果希望原油期货真正发挥作用，就需要放开相应的资本市场，以及相应的人民币汇率制度，如果这些都在稳步推进的话，那么我们应该充满信心地应对国际挑战。
吴守祥称，目前有些资本项目经放开了一部分，如果按照人民币国际化进程逐渐开放，建立有一定影响的市场是有可行性的。
4月14日，中国人民银行宣布，从4月16日起，扩大人民币兑美元汇率浮动区间，由0.5%扩至1%。此举有利于进一步推动人民币汇率改革，为资本账户自由兑换做好铺垫，同时也是加速人民币国际化的重要一步。
国际货币基金组织研究部研究员童晖对《财经国家周刊》记者表示，人民币国际化的趋势还是比较明显的，如目前已允许日本购买中国的人民币债券等，未来步骤可能会继续加快，这是一个长期的趋势。
原油储罐喷淋系统优化研究 篇7
1 消防冷却喷淋系统的重要性
1.1 油罐储罐火灾特点
原油为甲类易燃液体, 具有易挥发、闪点低、爆炸下限低, 极易在常温条件下引起燃烧爆炸的危险特性。原油储罐火灾具有以下特点:
(1) 原油储罐爆炸危险性大。一是油罐发生爆炸后, 随即形成稳定燃烧, 从罐顶到裂口处流出的原油, 容易造成地面流淌性燃烧;二是燃烧油罐的临近油罐, 在热辐射作用下易发生物理性爆炸, 扩大火势。
(2) 火焰高, 辐射热强。爆炸后敞开的油罐火灾, 火焰高达几十米, 其火焰中心温度达1000-1400℃, 罐壁温度高达1000℃以上, 产生强烈的热辐射。
(3) 易形成沸溢和喷溅。原油还有一定水分或有水垫层发生火灾后, 如果不能得到及时控制, 就会出现沸溢、喷溅现象。
(4) 易造成大面积燃烧。在发生沸溢、喷溅的情况下, 沸溢或喷溅发出来的带火原油, 会形成大面积火灾, 引燃可燃物, 并直接威胁消防人员、车辆及其其他装置、设备的安全。
(5) 复燃复爆性。扑灭原油罐火灾后, 如不继续进行冷却处理, 在高温作用下将会产生复燃、复爆。
1.2 冷却喷淋系统的重要作用
据资料介绍, 地上式钢制储罐发生火灾, 5分钟内可使罐壁温度升至500℃, 使钢板强度降低一半, 8-10分钟后可使油罐壁温达700℃, 油罐钢板强度降低90%以上, 因而基本上失去承载能力。另外在油罐发生火灾时, 当管壁的温度超过600℃时, 泡沫不能扑灭油罐火。只有当油品表面的温度下降到147℃以下时, 才有可能用泡沫覆盖灭火。储罐发生火灾, 为控制火势, 降低火焰辐射强度, 必须对储罐及时进行水喷淋冷却, 使罐壁温升不超过100℃。附着管壁的水膜, 没有充分受热完全气化, 则罐壁不会形成过热, 罐的耐压强度可以得到保证, 可使事故不扩大。因此, 必须确保消防喷淋冷却系可靠运行。
2 吐哈油库现状分析
吐哈油库始建于1991年, 总库容36.5万方, 其中原油 (含凝析油) 库容量34万方, 年周转能力320万吨, 储存周期30天, 是国家特大一级油库。油库消防系统建有2000m3消防水罐1具, 800m3消防水池2座, 15吨消防泡沫罐2具, 消防水泵5台, 泡沫泵1台。库区设置固定消防管网, 当现场出现险情时, 中心控制室可远程打开相关区域的电动碟阀并启动消防泵进行分区分罐输送泡沫和清水。油库原油储罐均采用固定式冷却喷淋系统, 喷淋主管线位于储罐上部环形围绕, 消防喷嘴连接于喷淋主管线下方。以油库5万方原油储罐的消防喷淋系统为例, 目前约近20%喷头被堵塞或部分堵塞, 消防喷淋系统优化改造迫在眉睫。
3 原因分析及优化改造
3.1 消防主管线腐蚀
油库消防管网总长约10km, 主管网夏季保持充满水状态, 冬季排水放空, 以防止管线冻堵。消防主管线采用普通钢管外部刷防锈漆, 却忽略了管线内部的防腐。由于管网面积较大, 管线一些死角、盲端、低点内的水排除不干净, 主管网内壁受常年累月的电化学腐蚀, 在水流冲击下分层脱落, 产生大量锈渣, 堵塞管线过滤器及喷淋管上的喷头孔眼。
3.2 消防喷淋管线选材
消防喷淋冷却系统只有当发生火灾事故时才启动工作, 因而, 消防主管网控制阀后的冷却喷淋系统管道平时处于空管状态。部分储罐选用碳钢管道, 内壁将锈蚀而成片脱落, 进而堵塞管道和喷嘴。原设计消防喷淋给水立管为普通碳钢管道, 不符合标准, 应更换为镀锌钢管。
3.3 过滤器
油库部分原油储罐消防喷淋与管道间未安装过滤器, 致使消防主管道产生的锈渣直接通过管线到达消防冷却水喷头, 进而堵塞。因此, 消防冷却水管道上应设置过滤器, 并选择合适的滤网。同样, 过滤器后消防冷却水管线应更换为镀锌钢管。
3.4 喷头
3.4.1 喷头的选型
目前储罐消防喷淋系统喷头为ZSTMC-20型开式洒水喷嘴, 由于喷头的设计和安装等原因, 极易被管线内壁腐蚀成片脱落的锈渣堵塞。可选用更不易堵塞的广角喷嘴或螺旋喷嘴代替。
防堵塞螺旋喷嘴是一种空心锥形喷雾喷嘴, 液体通过与连续变小的螺旋面相切和碰撞后, 变成微小的液珠喷出而形成雾状。这种结构紧凑的喷嘴有着畅通的流道设计, 可以最大程度地减少液体阻塞, 使液体在给定尺寸的管道上达到最大流量。可以在大多数管道系统上安装或更新。
3.4.2 喷嘴安装方式
原设计喷头安装在环管下方, 冷却水经过导流孔后受垂直截面阻挡, 雾化成扇形水平射向储罐。在喷水过程中以及喷水结束时, 锈渣非常容易积聚在喷嘴处, 将喷嘴堵塞。通过改造将喷头垂直安装在环管侧方, 当喷水结束时, 锈渣在水流和重力作用下, 沿短接返回环管, 可有效避免锈渣沉积堵塞。
4 优化改造设计计算
根据上述消防喷淋冷却系统失效原因分析和解决方案, 对吐哈油库4#原油储罐喷淋系统喷头进行了优化改造。
油库4#原油储罐为容积五千方的固定顶罐, 储罐直径22m, 高13.5m。储罐采用固定式冷却, 根据《石油化工企业设计防火规范》消防冷却水的供水范围和强度供水范围为管壁表面积, 供水强度应不小于2.5L/min·m2。
4.1 设计流量
(1) 冷却面积:
(2) 流量。设计喷淋强度2.5 L/ (min·m2) , 安全系数1.05-1.10.
计算流量:Q计=932×2.5=2331L/min
设计流量:Q设=Q计×1.1 0=2 5 6 4 L/min=154m3/h
4.2 喷头选型
保证水幕搭接, 不得留有盲区。选择大角度、大流量的喷头, 可降低成本造价。
材料选择316不锈钢, 具备耐潮湿、耐雨淋、抗腐蚀的特点。
广角喷头喷射角度150°, 喷头间距设置为2000mm。每圈喷头数量:
π×d/2000=π×23600/2000=37 (个)
取整每圈喷头数量40个。
考虑环管加工制作的方便, 每圈环管分为8段。
喷嘴流量:2564L/40=64.1 (L/min) 取整为64 (L/min) 。
5 结束语
大型原油储备库消防系统的设计 篇8
1. 原油储备库简介
青岛某原油储备库设计储量160万立方米, 由16座10万立方米外浮顶油罐组成, 每4座10万立方米外浮顶油罐分为一组, 共4个罐组。
2. 消防系统的组成
2.1 本库区消防系统包括:固定式泡沫灭火系统和固定冷却水喷淋系统。还包括火灾自动报警系统、火灾探测及自动控制系统、工业电视监视系统以及小型灭火器的配置。
2.2 首先根据原油储备库的总平面图, 配合总图专业基本确定:消防泵房1座、消防水罐2座、消防泡沫站2座、消防站1座等消防建、构物的平面位置。然后根据消防系统的计算确定:消防冷却水泵、和消防泡沫水泵的流量、扬程, 泡沫比例混合器的规格及消防管道的管径等。
3. 消防系统逻辑控制
由于大型原油储备库火灾危险性较大, 应设计罐区火灾自动报警系统、工业电视监控系统, 在罐区周围设置手动报警按钮。下面的消防逻辑控制方框图较好的说明了消防系统的启动、工作程序。
4. 消防系统的计算
4.1 泡沫灭火系统的计算
本工程采用固定式泡沫灭火系统, 固定式泡沫灭火系统由固定的泡沫消防水泵、泡沫比例混合装置、泡沫产生器和管道组成的灭火系统。
4.2 系统计算
4.2.1
依据《泡沫灭火系统设计规范》 (GB50151—2010) , 本工程同一时间发生火灾的概率为1次, 即虽然本库区有16座10万立方米外浮顶油罐, 但消防系统按同一时间1座油罐发生火灾设计、计算。
4.2.2 系统所需泡沫混合液流量计算
a.扑救储罐火灾所需的泡沫混合液流量Q1:
式中:Q1—泡沫混合液流量 (L/min) ;
A—单个储罐的保护 (或燃烧) 面积 (m2) ;
R—泡沫混合液供给强度 (L/min·m 2) ;
10万立方米外浮顶油罐的罐直径为80m, 泡沫堰板与罐壁的间距 (标准型) 为1.2m, 其保护面积按泡沫堰板与罐壁的环形面积计算。泡沫系统采用液上喷射泡沫灭火系统, 依据《规范》泡沫混合液供给强度R采用12.5L/min·m2。泡沫混合液供给时间不小于30min。
4.2.3 泡沫混合液设计总用量的计算
根据《泡沫灭火系统设计规范》 (GB50151—2010) 的规定, 10万立方米外浮顶油罐低倍数泡沫灭火系统扑救储罐区一次火灾的泡沫混合液设计总用量按下式计算:
式中:M—扑救一次火灾的泡沫混合液设计总用量 (L) ;A—单个储罐的保护面积 (m 2) ;R—泡沫混合液供给强度 (L/min·m 2) ;T—泡沫混合液连续供给时间 (min) ;n—计算储罐的辅助泡沫枪数量;Qf—每支辅助泡沫枪的泡沫混合液流量 (L/min) ;t—泡沫枪的混合液连续供给时间 (min) ;V—系统管道内泡沫混合液剩余量 (L) 。M=Q1设·T+Q2·t+V
5. 消防冷却水系统计算
根据《石油库设计规范》 (GB50074—2002) 的规定, 10万立方米外浮顶油罐 (其罐直径为80m, 罐壁高21.8m) 应采用固定式消防冷却水系统。固定式消防冷却水系统由固定消防水池 (罐) 、消防水泵、储罐上设置的固定冷却水喷淋装置和消防管网组成。
5.1 系统计算
5.1.1 冷却水系统流量的计算
《石油库设计规范》 (GB50074—2002) 中规定:油罐之间的防火距离不小于0.4D, 外浮顶油罐着火, 除着火罐应冷却外, 其相邻罐可不冷却。依据《规范》, 外浮顶油罐着火罐冷却水供给强度为2.0L/min·m 2, 冷却水供给时间为4h。
浮顶储罐的消防冷却水系统流量Qt:
式中:Qt—泡沫混合液流量 (L/min) ;F—需冷却的浮顶储罐的罐壁外表面积 (m 2) ;I—冷却水供给强度 (L/min·m2) ;在本工程中, 消防冷却水泵流量除了固定式冷却水系统的设计流量外还考虑部分移动消防用水的流量。
5.1.2 消防总用水量的计算
石油库的消防总用水量应为扑救油罐火灾配置泡沫混合液最大用水量与消防冷却最大用水量的总和。
5.1.3 消防冷却水泵扬程的计算
消防冷却水泵的扬程按下式计算:
H=h0+∑h+h吸+0.01Z式中:H—消防冷却水泵的扬程 (MPa) ;h0—最不利点冷却水幕喷头的工作压力 (MPa) ;∑h—系统管道的沿程水头损失与局部水头损失之和 (MP a) ;h吸—泵的吸入水头损失 (MPa) ;Z—最不利点冷却水幕喷头与消防水罐最低水位的高程差 (MPa) 。
6. 结语
原油净化系统 篇9
关键词：正压原稳,加热炉,自平衡,轻烃收率
1 装置概况
1.1 概况
苏一原稳装置位于海拉尔油田苏131作业区内, 与苏一联合站相邻, 所在地隶属于内蒙古自治区呼伦贝尔市新巴尔虎左旗, 由大庆石油设计院设计。
苏一原稳装置采用微正压闪蒸稳定工艺对原油进行稳定。设计原油处理量100×104t/a, 不凝气量241.92×104N m3/a (0.73×104Nm3/d) 。
1.2 装置流程简介
未稳定原油分成两路进入原油缓冲罐。原油经原油泵加压计量后进原油换热器, 原油与稳后原油换热升温至97℃, 再经加热炉加热, 升温至120℃后进入原油稳定塔, 稳定塔操作压力为0.10MPa, 操作温度为120℃。塔顶气相经空冷器冷却后进入三相分离器, 在0.10MPa压力下进行油、气、水三相分离。分离出的轻烃经泵加压进轻烃储罐储存。
2 自平衡系统建立目的与意义
2.1 自平衡系统定义
所谓原稳装置自平衡, 主要就是指无需单独配备干气气源, 不用单独建立装置供热系统 (锅炉房) 、空气压缩系统 (空压站) 等辅助系统, 装置能够安全平稳运行的运行方式, 就是原稳装置自平衡。
2.2 改造前装置运行模式
装置投产初期, 加热炉燃烧系统主要为燃油为主。在实际运行中, 燃油会造成加热炉炉管外表面结焦, 造成加热炉燃烧效率降低。稳定塔脱出气通过火炬系统外放燃烧, 脱出气压力0.9MPa。由于装置所处地理位置冬季最低气温能够达到-50℃。脱出气在火炬放空系统管线内凝析出大量轻烃, 而且燃烧脱出气对环境造成污染, 对资源造成浪费。
3 自平衡系统的建立
3.1 加热炉燃烧系统
3.1.1 塔顶脱出气的应用
将脱出气 (0.1PMa) 作为加热炉的燃料气。这样既解决了脱出气外放燃烧带来的安全隐患, 又节省了燃油。为了防止脱出气进入燃烧器之前凝析出轻烃, 通过改造, 利用加热炉出口温度120℃与脱出气管线共同保温, 达到脱出气增温目的。
由于管线之间的接触面积较小, 导致换热面积不大, 但是通过共同保温的措施, 在实际测量的温度是换热前燃料气温度为20℃左右, 换热后能够达到42℃左右, 并且没有发现凝析出的液态轻烃。利用现有的热源, 解决了因燃烧气温度低而凝析出轻烃的问题。
3.1.2 加热炉燃烧器系统配套改造
通过改造, 选定了可以满足加热炉燃油、燃气、油气混烧三种工况的燃烧器, 燃烧器参数见表1。
为了满足新型燃烧器燃料油的压力为2.0MPa以上的要求, 在原油泵房为燃料油系统配合了燃油增压泵, 使原油由0.5Mpa增加到2.0MPa以上。将利用稳后油泵出口压力, 作为燃料油系统动力源。
3.2 电动阀门控制
大多数原油稳定装置调节阀与开关阀均为气动控制, 气动与电动各有优缺点, 通过实际需要对比分析, 电动阀与气动阀各有优缺点, 但对于海拉尔高寒地区采用电动阀进行控制较为优秀最终确定使用电动阀。
3.3 装置伴热系统应用
通过对装置伴热系统的研究与应用, 在不用增加锅炉系统投入的情况下, 装置能够保证在极寒的环境温度下安全平稳运行。
4 自平衡系统运行考核
在确定自平衡系统运行模式后, 对装置的主要运行参数与装置产能分别进行考核。
通过考核, 自平衡系统能够适应在高寒地区的原稳装置的需要, 而且主要运行参数与装置产能均能够达到设计要求。而且, 通过自平衡系统的应用, 装置年节约干气43×104m3, 燃料油 (原油) 800t。并且节约了相关气动阀 (空压系统) 、蒸汽伴热 (锅炉系统) 的建设投入费用。
5 结束语
通过自平衡研究自平衡系统与实际应用, 拓展了对原油稳定装置适应性开放思维。本着节能降耗的目的, 又能提高原油稳定装置的适应性, 才是此次研究自平衡系统的根本目的。自平衡系统适用于偏远“极寒”地区且没有干气气源的正压原稳装置。
高寒地区的原油稳定装置, 影响其安全平稳运行的最大因素就是冬季环境温度极低, 会造成轻烃系统、污水外排系统等管线、设备发生冻堵与故障, 从而影响整个装置的运行。为了降低环境因素对装置的影响, 对所有关键阀门安装保温箱, 各系统管线增加电伴热。为了确保电力系统能够在短时间停电的情况下仍然能够继续运行, 还安装了柴油式发电机组。
参考文献
[1]陈家庆.环保设备原油与设计.北京:中国石化出版社, 2008
原油净化系统 篇10
1 计算机自动标定系统设计
原油计量计算机自动标定系统主要由两部分组成, 分别是原油标定装置结构与计算机自动标定系统, 这种系统可以实现原油自动计量, 相对于人工计量, 在计量精度以及工作时效方面有了很大的提高, 下面详细介绍两部分组成结构[3]。
(1) 原油标定装置结构原油标定装置是根据业内标定标准的规范来设计的, 在原油计量计算机自动标定系统中是最基础的部分, 该装置保留有原来原油计量仪器的特点, 对20~100 mm口径范围原油都能进行标定, 精度可靠, 原油标定装置工艺结构图如图1所示。
(2) 自动化标定系统计算机自动标定系统主要由两部分组成, 分别是计算机与相应的辅助设备。该标定系统在测量准确度以及可靠性上是值得信赖的, 主要是因为该系统在功能结构设计方面, 采取了上、下位机模式以及实时多任务系统, 该系统在组态方面, 主要由流量计算机和人机界面两部分组态构成。在实际应用中, 自动标定既可离线操作, 又可以在线编辑运行, 方式灵活, 安全可靠[3,4,5]。
(1) 上位机组态:采用的是组态王5.1软件, 在win95/98/NT平台可以灵活运行, 该软件集合有200多种驱动程序, 软件兼容性强。具有实时数据调用、报表打印、报警功能、历史曲线、实时曲线制作等功能, 对检测点采样速度快、性能高等特点, 在运行过程中, 可以连接EXCEL、VB、VFP等, 软件不会造成相互影响。
(2) ACM模块是下位机控制核心, 利用MODLBUS软件来与上位机进行响应, 通过I/O输入输出功能模块将相关的信号数据信息输入输出, 该系统中设置有3个模块架, 模块架上面安装有ACM与I/O模块, 通过数据总线实现模块架之间的通信。原油计量自动标定系统还包括SDM标准离散量模块、EAM增强的模拟模块、RTM温度模块、SAM标准模拟量模块以及MBI接口卡等功能模块, 原油计量自动标定系统采用了18块模块, 主要包括EAM模块1块、SDM模块7块、SAM模块6块以及RTM模块4块。
(3) 原油流量计的脉冲信号的读取主要是通过HSC模块来实现, 根据程序分工, 主程序利用DDE, 来调用原油累积量、瞬时量子程序, 以读取的流量计脉冲信号与程序计量出来的流量为基础, 分别自动计算出瞬时原油量以及累积原油量。根据原油体积修正系数表库、原油标准密度表库, 下位机应用程序可以自动计算出标准的密度、体积和修正系数, 除此之外, 混油量、纯油量、含水量都将自动计算出来, 并且将计算结果报表打印。
2 系统功能与特点
(1) 系统功能[3,4,5] (1) 原油计量过程中, 通过3个脉冲量、6个开关量、23个模拟量来实现各项参数的实时收集, 在人机界面上实时显示以及工作台远程监控。 (2) 关键参数的越限报警, 原油计量仪器口径与类型的不同, 不同的地方计量量程范围的变化引起的越限操作, 进行及时报警监督。 (3) 在人机互动界面, 可以将计量参数数据绘制历史趋势显示图, 方便对参数数据的理解以及查询数据的变化点。 (4) 该系统在对原油计量完毕后, 会直接进行每日报表、每班报表的自动打印, 以及工作现场计量参数的整理打印备案。 (5) 对原油中含水量、混油量和纯油量的分类自动计量, 在自动标定软件中输入视密度, 可以自动得到标准密度, 以便核对检查结果的准确性。 (7) 通过体积管, 在线自动进行原油流量计标定, 以及在线自动进行读数误差修正, 修正最终的原油计量结果。
(2) 系统特点 (1) 该系统具有较高的自动化程度以及计量精度, 相比人工计量手段, 计量结果可靠性较高, 人机互动界面友好, 操作使用简单, 实时监控计量流程, 工作效率得到极大的提高, 节约了人力资源成本[3,4,5]。 (2) 原油自动计量控制系统在石油企业的应用, 在原油计量准确度方面的大幅提高, 对石油企业的发展起到了良好的推动作用, 对职工的身心健康、安全、以及企业环境保护方面起到了良好的积极作用。 (3) 各子程序的协调工作, 实现了原油计量的自动化计量目的, 计量环境与过程安全性、可靠性得到极大的提高, 为企业取得了更大的经济效益。 (4) 利用自动标定系统自动调整各个计量点流量, 准确完成标定任务, 操作简便, 提高了标定速度, 直接缩短标定花费的时间, 达到原油精确计量的目的。
3 应用案例
(1) 苏丹黑格里油田引进了一套原油计量计算机自动标定系统, 经过一段时间的使用, 取得了极大的应用效果。在计量设备型号、正确安装和组态质量得到保证的情况下, 进行了应用, 利用该系统自动计量的原油测量精度, 可以控制在±0.2%的有效范围内, 实例应用表明:原油自动标定系统流能提高计量精度, 对原油生产管控可以进行良好的管控, 原油贸易的精确交接得到了保障, 维护了贸易双方的利益。
(2) 胜利油田购买了一套原油计量仪表的计算机自动标定系统, 在河口采油厂进行了为期10个月的试用, 试用结果表明, 该系统稳定可靠, 相对于人工计量方式, 原油计量具有较高的精确度, 应用效果显著, 已经在不少的采油厂计量单位进行推广使用。
4 结语
原油计量仪表自动标定系统的投入使用, 使原油计量进入了一个新的阶段, 该系统各子程序的协调工作, 自动检测和处理标定点数据, 并进行在线修正误差, 避免人为操作误差, 确保数据精确可靠。实现了原油计量的自动化计量目的。相比人工计量手段, 该计量过程实现了自动化, 计量结果可靠性较高, 人机互动界面友好, 操作使用简单, 节约了人力资源成本。该系统长期稳定安全运行是石油工业能够科学、快速、高效发展的需要, 原油计量仪表自动标定系统研究工作具有重要意义。
参考文献
[1]潘丕武.石油计量技术基础[M], 北京:北京海洋出版社, 2001.
[2]涂乙, 吴萌, 管丽等.新型结垢量测定装置的建立与实验[J].油气田地面工程, 2011, 30 (9) :10-11.
[3]杨乐平.质量流量计计算机远程监测系统的设计域实现[J].微计算机信息, 1997, 13 (4) :68-70.
[4]王争平.国际石油贸易计量方法[J].油气储运, 2000, 19 (2) :12-14.
不敢做空原油 篇11
原油自去年5月初创下114.78美元的年度高点之后，便伴随着美元指数的崛起而展开一轮回调之旅，直至10月初跌至74.94美元见底。在周线图上，8月7日～11日当周的长下影线低点为75.70美元，与10月2日～6日的长下影线交相辉映构成双底，此后原油便展开跨年度的强势反弹。
日线图上，原油自11月中旬已经多次突破了5月2日高点回调至10月4日低点的0.618反弹位，即告进入强反弹区间。今年以来连续高位窄幅盘整，处于关前（即5月高点）蓄势状态，未有任何走弱迹象。
“支持原油上涨的因素，首先是中东局势，特别是伊朗问题恶化的可能，这是今年原油多头的主要动力所在。其次是原油冬季的季节性需求将会提升。总之我是不敢做空的，相反只要有合适的低点就参与做多。”林剑飞说。
在他看来，一旦伊朗问题得到解决，原油就会下跌，但今年看来这是小概率事件。此外欧债危机造成的欧洲各国对原油需求不足也可能逆转原油供求关系，但目前还看不到明显征兆。而如果伊朗问题进一步严重化，反倒会出现原油和美元比翼齐飞的奇特景象。美元上涨主要是避险需求所致，原油上涨则将是供应危机使然。
加拿大最大的金融机构皇家银行集团衍生品部合伙人杨韬1月12日在接受《投资者报》越洋采访时，同样阐述了今年的多头思维，但他也表达了一些个人担忧。
“目前看来，原油走势颇为简洁明朗，一个字‘涨’。基本面上，伊朗问题是主要的风险驱动事件；技术面上，10月至今的反弹通道延续良好，只有跌破12月16日92.49美元的低点，才有技术上形成双头的可能，目前形态更像消化获利盘，等待挑战去年高点。”但他表示，在资金面上，去年至今，原油的多空开仓量一直在下降，可能与知名期货经纪商曼氏金融（MF Global）的破产有关，使投资者出于资金安全考虑将钱转移出交易账户。另外，欧债危机蔓延以及国际局势的不确定也使很多投资者不敢下赌注，最终造成目前原油交易的盘子很轻，成交量较弱。
杨韬预计，原油今年的主要运行区间是100美元～150美元，即有创出147美元历史新高的概率，只要进入的点位合理，追涨是投资者参与原油交易的主要策略。目前看原油没有出现重大利空的可能性，一旦大跌反而是进场的好机会，正如去年8月和10月的低点那样。原油的不利因素主要来自资金面，一方面目前参与原油交易资金在减少，交投可能会不活跃；另一方面今年美股市场仍有较好的上升预期，因此资金有可能进入股市，使参与原油交易的资金进一步捉襟见肘。
但原油连续数月上攻并未带动含有原油属性的商品货币加元的走强。杨韬表示，这是因为加拿大自身经济情况不是很好，失业率上升，房价也有下跌的可能，加拿大央行干预加元升值的态度也很坚决。但如果今年原油突破走强的话，那么做空美加(美元兑加元)也有一定的正收益可期。
不过虽然都是看多原油，但高盛高华大宗商品分析师David Greely 1月11日则认为，原油走强应归因于经济前景而非伊朗局势。市场的关注重点依然在于经济前景改善，而不是伊朗局势升级导致供应严重短缺的风险。“几乎没有迹象表明当前原油价格中蕴含‘伊朗溢价’。欧洲央行最近对银行融资的积极举措表明将继续尽力防止欧洲金融和银行体系突然解体。此外，有积极迹象表明美国和中国受欧债问题的影响不大，两国经济数据继续超出預期，这些都支持了原油多头的信心。”
原油净化系统 篇12
关键词：原油储库,消防系统,结构原理
近几年来, 随着我国大型原油储库建设数量的不断增加, 自动消防系统的构建也得到了相关部门的高度重视。由于各个大型原油储库的使用环境和具体需求不同, 因此, 在对自动消防系统进行设计的时候也应该从多个方面进行考虑。本文主要对自动消防系统的组成以及结构原理进行分析, 以期为今后自动消防系统的合理构建提供一定的参考依据。
1 大型原油储库自动消防系统的组成
为了能够进一步确保大型原油储库的安全使用, 各大油田企业在发展中都引进了自动消防系统。就当前油田企业所采用的自动消防系统来看, 其主要由5个部分构成, 即前端报警设备、自控系统、工业电视监控系统、泡沫发生系统和执行机构。根据原油储库的使用需求不同, 对于前端报警设备的选择也各不相同。目前, 最常见的前端报警设备主要有感温报警探测器、可燃气体报警仪以及手动报警按钮三种类型。与此同时, 系统对于泡沫发生装置也有多种选择, 比如说泵入平衡压力式、隔膜式以及负压式等。系统设计人员可以根据企业的实际需求以及各个装置的特点来进行合理搭配, 以此来将自动消防系统的作用最大限度的发挥出来[1]。
2 大型原油储库自动消防系统各组成部分的结构原理
2.1 前端报警设备
上文中我们前端报警设备进行了简单的分类, 接下来便介绍每个设备的结构原理。首先是感温报警探测器, 国内普遍采用的是同轴缆式可复位线型感温探测器, 这种类型的探测器主要由微机调制器和传感电缆两部分组成。设备运行过程中, 微机调制器的主要任务是传感电缆进行不间断的监视, 一旦电缆有断线或短路等现象, 微机调制器就会在第一时间发出警报。此外, 感温光纤光栅探测器也是比较常用的一种。这种探测器的构成主要包括光纤光栅感温探头和波长解调系统两个部分, 这种探测器相对于同轴缆式可复位线型感温探测器来说, 造价比较高, 但是适用于恶劣环境。近几年来, 已经得到了很大的推广和使用。其次是可燃气体报警仪, 原油储库可燃气体报警仪所采用的一般是催化燃烧式传感器, 这种传感器是由两个元件构成的, 其中, 有一个元件对可燃气非常敏感, 当周围的环境存在可燃气的时候, 该元件就会发生催化燃烧, 而另一个元件则为不敏感元件, 可以对环境变化进行一定程度的补偿。最后是手动报警按钮, 其主要是在火灾发生之后, 由工作人员按下按钮, 这时报警按钮就会发生警报[2]。
2.2 基于数据采集与监控系统的自动控制系统部分
该部分是整个自动消防系统中最重要的部分, 其主要任务是对前端报警信号进行接收, 然后将接收到的信号传至控制中心, 控制中心在接收到信号之后, 会自动将工业电视的监控摄像头指向火灾地点, 工作人员便可以根据火灾情况发出相应的灭火指令, 系统便会自动执行指令, 进行灭火作业。
就我国目前自动消防系统所采用的自动控制系统来看, 大多是利用PLC可编程控制器对相关信号进行处理;以友好人机界面操作系统作为上位机;采用光纤网络通讯来实现子站和上位机之间的连接。这种设备组合不仅操作方便, 通讯速度快, 而且维护起来比较容易, 成本也相对较低[3]。
2.3 工业电视监控系统
在自动消防系统中, 工业电视监控系统也占据着重要的位置。目前, 应用于大型原油储库自动消防系统中的工业电视监控系统主要由5个部分组成, 即视频摄像头、视频矩阵、硬盘录像机、视频操作键盘和显示终端。为了能够提高系统的工作效率, 方便日后对系统的维护, 对于摄像头和主机之间的连接, 大多使用光缆来完成, 因为光缆不仅具有传输速度快、容量大等优点, 而且损耗较小, 即使长时间使用, 也不会对其功能产生较大的损害。在系统运行中, 视频矩阵的主要功能是在接收到前端报警设备的信息之后, 将视频摄像头移动至火情发生点。同时, 还能够对视频操作的键盘信息进行监控。工作人员在接收到工业电视监控系统所发出的信息之后, 便可根据火情发生的实际情况, 采取合理的灭火措施。
2.4 泡沫发生系统
虽然泡沫发生装置具有很多种类, 但就目前自动消防系统中使用最普遍的来看, 还属泵入平衡压力式泡沫比例混合装置。该系统的构成主要包括6个部分, 即泡沫液罐、泡沫液回流阀、消防水进水阀、比例混合气、泡沫主泵和泡沫备泵。在系统运行过程中, 系统会采用一个容积泵将一定量的泡沫原液从泡沫罐中取出来, 然后注入到比例混合器里。然后通过平衡阀来对混合器泡沫液进口和消防水进口的压力进行控制。一般来说, 在泡沫罐中取出的泡沫原液不宜过多, 如果将取出的泡沫原液注入比例混合器之后, 仍有剩余泡沫原液, 那么应该将多余部分通过回流管路送回到泡沫罐中。为了能够对泡沫原液液位进行有效控制, 还应该在泡沫液罐上加设高、低位报警装置, 当泡沫原液液位达到限制值的时候, 应及时给予报警信号, 从而停止对泡沫原液的处理[4]。
2.5 现场执行机构
控制消防水和消防泡沫液流向的现场执行机构, 在防爆区域时, 应该选用防爆电动装置或气动装置为阀门执行器。应包括开到位、关到位、远控/就地等信号显示和开阀、关阀等命令, 以实现远程监视和控制。
3 结语
综上所述, 随着我国油田行业发展脚步的不断加快, 建立一套科学完善的自动消防系统对于大型原油储库的安全使用具有重要意义。油田企业相关部门人员必须对其给予高度的重视, 并根据企业的实际需求, 对自动消防系统进行科学设计, 为原油储库的安全使用提供充足的保障, 从而促进我国油田企业的可持续发展。
参考文献
[1]高族国, 万树志.大型原油储库自动消防系统组成及结构原理[J].安全、健康和环境.2009 (11)
[2]林斌, 徐利军, 王卫, 苟开海.大型原油储备库自动消防控制系统的设计[J].化工自动化及仪表.2013 (02)
[3]袁爱国.大型原油储备库消防系统的设计[J].中华建设.2011 (11)