原油管道的改造

原油管道的改造

一、总结1、千身份阶段的输油管道建设20世纪70年代是中国东部原油管道建设的时期。在1970～1975年短短的5年中,东北地区建成了数千公里、输量为千万吨级规模的管道干线网。在这一时期华东地区建成了千余公里的鲁宁输油管道及其支线东—临、沧—临、濮—临输油管道和东黄输油管道。华北和中原等地区也建成了秦京管道、任京管道、任沧管道、中洛管道、魏荆管道等连接各油田到炼厂的输油管道。这些输油管道的建设,奠定了国内石油管道业的基础,形成了我国石油管道运输业的雏形。2、在管道工业的发展时期1970-1980，工艺、技术和设备(1)开放式加热输送工艺由于我国东部地区油田所产原油大部分为高含蜡、高粘度、高凝点的“三高”原油,因此从60年代起长输管道采用的都是开式加热输送工艺。这种工艺虽然能够满足“三高”原油的长输要求,但存在油耗高(加热用燃油和旁接油罐呼吸原油损耗)、电耗高(采用并联泵,节流损失大)、效益低等缺点。(2)热泵站输送系统效率低、安全性差①加热炉。一般采用直燃方箱式或立式圆筒加热炉,这些加热炉均为负压燃烧,靠人工调整火嘴。由于调整不及时(数小时一次),燃烧很难保持在最佳状态,排烟温度高,又因炉膛不密封等原因,造成炉效较低,一般在75%左右或更低。②输油泵。一般采用多级并联泵,由于多级泵叶轮流道比较窄,加上级间隔板的导流作用,造成泵效率较低(一般清水泵效率约为76%)。由于热泵站大都采用“先泵后炉”工艺流程,原油粘度较大,致使泵的运行效率更低。另外,采用了开泵台数来调节输油量,且设计时泵的额定扬程均高于管道设计工作压力,常常用泵出口阀来控制泵出口压力(干压),因此,造成了较大的泵出口阀门节流损失,使管道系统效率低。③油罐。对于开式流程,每座热泵站都要设置容量比较大的旁接罐,一般采用拱顶罐或无力矩顶罐,首末站采用拱顶罐、无力矩顶罐、浮顶罐以及非金属油罐(混凝土油罐)。由于定容积罐(浮顶罐以外的其它油罐)在输油过程中的大小呼吸作用,一条输油管道每年会造成数十吨或数百吨的原油呼吸损耗。在安全性上,由于定容积罐内油面以上剩余空间存在原油轻组分挥发气体和空气易燃爆混合物,因此安全性差。例如,1989年8月19日黄岛油库大火,就是混凝土油罐因遭雷击而爆炸着火,3座70年代建的10000m3拱顶油罐4h被全部烧塌。而3座50000m3浮顶油罐,虽然大火将浮顶罐的防风圈钢板烧变了形、外保温层铝皮也被烧坏,但油罐始终没有着火。这次事故后,有关部门下文废止了混凝土油罐在国内的使用。(3)/微波电话通信输油管道当时大部分采用有线载波电话或微波电话通信。通信的主要功能是通过语音联络方式汇报管道的运行情况和收集运行数据,人工填写运行报表。3、综合运行状态的管理各站设备的运行管理是由各站岗位值班人员24h值守和定时巡检完成的,各站综合运行状态的管理由值班调度综合管理,并定时向管道总调度室汇报。总调度室根据各站值班调度汇报的生产情况汇总、分析管道运行情况,调整运行参数,填写运行日报。二、输油管道的管道技术发展1990年,我国第一条自动化输油管道东黄复线的建成和投产,标志着我国输油管道技术迈上了一个新的台阶,进入了一个采用世界先进工艺设备和计算机控制的发展新时期。以下从我国东部地区输油管道的建设和发展历程出发,探讨适合我国东部地区原油管道技术和管理上的发展方向。1、单级泵级差配合,合理调节,保证试验量(1)采用全线泵到泵密闭输送工艺,取消了旁接油罐,减少了油品损耗,使全管道成为了一个统一的水力系统,实现了全线自动化控制,提高了系统效率。(2)热泵站的泵机组采用串联泵流程,大小扬程的单级泵级差配合,合理调配了泵型号及台数,优化了运行程序控制,使全线节流损失达到最小或为零。(3)首站和中间站工艺流程中安装了出站调节阀,这种具有快速调节的电液联动调节阀(全行程为20～22s),不但可以进行泵站机泵逻辑控制与调节,而且还可以实现水击保护。末站进站采用电液联动调节阀,不但可以完成密闭输油管道的流量调节,而且还可以对管道翻越高点的背压进行调节,避免管道出现不满流或负压段。(4)首站及中间站工艺管道设有高压泄压阀,末站进站装有低压泄压阀,在管道发生水击时进行水击超前保护,且可实现水击超限泄放,确保管道安全运行。2、仪表风及吹扫风系统mc—高效的炉泵及安全可靠的阀门采用热媒间接加热系统(热媒炉),该炉由热媒炉本体、热媒循环泵、热媒膨胀罐、燃油系统、雾化风、仪表风及吹扫风系统(空压机)、换热器、PC控制柜等设备组成,其燃烧过程是通过微处理机(MC—8)进行控制的。炉子的热效率较高,为92.3%,系统效率为86%。原油通过换热器与热媒换热,因而安全性高。由于进入炉体对流段的热媒温度为120℃,避免了对炉管的露点腐蚀(尽管排烟温度较低)。(2)高压力、高区宽泵所采用的加拿大宾汉姆输油泵和法国硅纳德给油泵(装船泵)是一种水平中开式单级双吸油泵,这种泵单级叶轮流道宽,不但检修方便、流量大,而且泵效高。例如输油主泵排量Q为2850m3/h,全级泵扬程H为246m,半级泵扬程H为101m,给油泵排量Q为1450m3/h,装船泵排量为2000m3/h和4000m3/h(两种),扬程为90m左右。泵效高达89%,而且高效区宽。例如输油主泵的泵效在88.5%～89%时,其流量范围为2400～2900m3/h。另外,泵机组轴承不但采取了无压自润滑方式(减少了润滑油泵、箱及冷却系统等复杂系统),而且在泵轴承、电机轴承及定子绕组等处都设有测温、测振动探头。其温度变送器输出为4～20mA标准信号,便于计算机接收及监控。(3)黄岛型油罐首末站所建的数座20000m3和50000m3原油罐均为由日本引进的浮顶油罐,配套设备有液位和温度测量装置、底部搅拌器、铝扣板岩棉外保温层、冷却喷淋及消防栓、进(出)口管部位的抗震软管,以及铸钢电动防爆闸阀等。该型油罐在1989年黄岛长达6个多小时的大火中,所储原油既无燃烧,也无爆炸,这充分证明了这种装置的安全可靠性。管道采用了300多个通径为254～1016mm的英国卡麦隆(CAMERON)球阀、日本ISK板阀和美国菲舍尔(FISHER)电液联动调节阀,这些阀门不但动作灵活,密封可靠,而且所采用的LIM-TORUE电动头驱动功率小,启动力矩大,机械惯性小,配备有与站控PLC的接口,可以远传阀位及开关指示,能够进行遥测遥控。3、scad系统硬件及硬件硬件概述输油管道的自动化控制设备包括三个部分,一是全线各泵站进入自动化系统的各种现场一、二次测试仪表及变送器;二是站控PLC;三是控制中心的主计算机。现场一次测试仪表包括压力、温度、液位、流量、电流、电压、功率、振动、阀位(状态)等工艺设备参数的测量及变送仪器,由电缆与站控主机相连;站控采用可编程逻辑控制器(简称PLC),具有数据采集、可编程逻辑控制、动态图形数据显示、故障诊断、报告和报警打印等功能,主要完成现场数据采集和对现场设备的控制。硬件设备有梯级图处理器、输入/输出处理器、视频及通信处理器、内存板等。外围设备有输入/输出模块、彩色监视器(CRT)、操作键盘、打印机、编程终端、电源(UPS)等;中心控制(主计算机)的主控设备为美国DEC公司MICROVAXⅡ(两台,互为热备用),作为SCADA系统的主机。硬件主要有中央处理器、9MB内存、3块71MB硬盘、95MB磁带机及通信接口板。外围设备有通信控制器(CCM/FRI)两台、彩色图形显示器及键盘和鼠标器(两台)、打印机两台、VT220单显终端两台、外设/通信转换开关(T—bar)两套。通信设施为从日本引进的240路数字微波系统,其误码率为10-7,可为SCADA系统提供可靠的数据采集监控及水击超前保护的信道(只用4路)。4、scad系统主机和泵站plc之间的数据上传主要的工艺和设备运行参数除就地指示仪表显示外,都是由一次检测仪表进行检测,然后直接或通过变送器转变成4～20mA标准信号进入PLC,经过处理,应用CRT显示。由于数据采集的周期极短(以毫秒计),因此各种参数值的瞬时变化值都可以传送到站控PLC。SCADA系统主机和泵站PLC的数据采集是通过主机软件完成的,采集压力、温度、流量、电流、电压等模拟量670多个,泵、阀、电器开关状态、报警状态等开关总量1600多个,设定值跟踪等监控输入点440多个,数据采集周期一般为10～120s不等(根据设备及工艺需要确定)。数据传输是通过微波专用讯道完成的,主机与各站PLC用两个讯道(一用一备),各站PLC之间数据使用微波水击保护专用讯道(一用一备)。传输到主机的各种数据经过处理后,可以在主控室CRT上显示,例如,值守人员在工艺流程图上可以看到全线现行工艺动态参数,以及报警、趋势显示、事故跳闸表等。(2)站控安全技术通过SCADA系统可以对输油管道实施三级控制,一是就地手动操作,该级控制是常规的硬线手动操作,不通过站控PLC,而直接完成各种设备的操作和控制;二是站控室控制,这是SCADA系统中的基础控制,站控室所有的操作控制都要通过站控PLC的硬软件(如设备、逻辑控制程序等应用程序)来完成,站控的特点是运行人员只需给出一个控制命令(通过键盘或声音),PLC就可以完成设备的运行、流程切换等现场操作;三是中心控制室集中监控,中心控制室运行人员可以通过彩色CRT观察各泵站设备及管道运行情况,同时还可以通过键盘对现场发生的情况及时作出处理,采取有效的保护措施;四是自动化密闭输油管道的保护,保护可分为两类,一类是逻辑保护,这是一种管道工艺、设备等运行参数经站控PLC软件逻辑判断后实施的一种自动保护,例如,管道工艺保护、水击保护、设备(炉、泵)工艺运行参数超越给定运行值的报警和停车等保护,二是独立的硬线保护系统,这是独立于PLC之外的各种保护,例如,变电所各种继电器逻辑保护、ESD紧急停车装置、各站的高低压泄压阀超压保护等。总之,自动化密闭输油系统的保护是比较完善的,某些关键部位设置了多重保护,因此可以作到现场无人值守。三、管道难以达到较高负荷运行在“以产定运,以运保产”的方针指导下,70年代末和80年代建设的一些管道因油田产量递减,很难达到较高负荷运行。进入90年代,在“稳定东部,发展西部”、“管道运输既要服务于油田,又要服务于炼厂”的思想指导下,东部地区输油管道进行了如下调整和改造。1、加降凝输送工艺由于油田产量递减,一些长输管道达不到最低启输量,被迫扫线停输。没有停输的管道为了解决加热输送工艺难以解决的低输量输送问题,开始采用加降凝剂输送工艺。例如,鲁宁线从1996年开始使用降凝剂,实施加剂常温输送工艺,取得了很大进展,不但满足了管道安全运行的要求,而且还创造了明显的经济效益。加剂降凝输送工艺在东黄老线、东临线、中洛线等管道进行了应用,并且取得了可喜成绩。据文献报道和专家鉴定,我国在含蜡原油加剂综合处理常温输送领域的技术水平居世界领先地位。2、齐线调整原油流向随着我国原油出口量的减少和炼厂对进口原油的不断需求,对东部地区,尤其是华东地区原油管道流向进行了较大调整。新建了东临复线、广齐线(广饶—齐鲁),调整了东黄线等管道的原油流向,东黄复线由黄岛向齐鲁和东营输送进口原油,东黄老线由东营向黄岛输送胜利原油,这样进口原油从黄岛一直能输到齐鲁石化,再通过东临复线、鲁宁线等管道将进口原油输到长江沿岸炼厂。1998年10月,华东地区成功完成了“五线联动”投产,实现了原油西进、南下炼厂的目标。正在筹备建设的“涌—沪—宁”进口原油管道,是原油流向调整的一大工程。3、高效系统和数据采集技术在长输和废水处理中的应用进展在80年代东黄复线建设的同时,东北输油管道就已经开始进行了高效炉泵及计算机数据采集与监控系统的改造。进入90年代,我国第一条自动化输油管道东黄复线的全面成功投运,对一些老管道的技术改造产生了积极影响,东部地区一些长输管道开始了高效炉泵的改造,仿制的高效热媒炉得以在长输管道上广泛推广,仿宾汉姆高效泵逐渐在各泵站开始运行,计算机数据采集也开始在一些泵站应用。虽然距SCADA系统控制还有一定差距,但密闭输油工艺也正在各线采用。80年代形成的值班巡回检查制与先进的站控(中心控制)室监控管理方式同时并存。新技术的应用,不但大大提高了管道运行的可靠性,而且由于高效设备的应用和原油流向的调整,也取得了较大的经济效益。例如,从1978年投产以来就一直亏损了20多年的鲁宁管道,在经过技术改造和流向调整后,扭亏为盈,取得了很好的经济效益。四、scda系统软件配置结合国际原油管道的发展趋势,对东部地区老管道的改造和新管道的建设提出以下建议。(1)采用密闭输油工艺对老管道进行改造,以减少原油损耗和对环境的污染,减少能耗,提高效益。(2)对于新管道SCADA系统的建设以及老管道的计算机数据采集及监控的改造,应该基于我国东部地区热泵站必须有人值守的实际情况,而不必将中间热泵站建成无人值守的泵站。(3)对于管道SCADA系统的硬软件配置应突出的重点为,一是对于机泵、加热炉要立足于智能逻辑控制单元,完成对泵、炉的自动保护及调节功能,不一定将所有的或大部分有关参数输入站控PLC再进行逻辑(程序)控制,以提高设备运行的可靠性和经济性,简化站控PLC相关硬件配置;二是站控PLC的主