1. 概述
长距离输油管道通常是指距离长、管径大、输量高的原油管道，输送压力高而且平稳。由输油站和管路两部分组成，输油站分为首站、若干中间加压站、若干中间加热站及末站，其任务是供给油流一定的压力能和热能，将原油安全、经济地输送给用户；管路上每隔一定距离设有为减少事故危害、便于抢修，可紧急关闭的若干截断阀室以及阴极保护站。 输送原油的粘度和凝固点比较低，可以采用不加热直接输送的方式，但是具有较高凝固点和粘度的原油，就需要经过加热后输送，或者经过改性，采用不加热的常温输送方式。
北美国家的输油管道多是输送低凝点、低粘度原油，所以多为不加热输送。对于凝点和粘度较高的原油均采用加热输送<如美国全美管道和科林加管道）。随着原油流变性的研究，原油添加化学降凝剂后常温输送技术也应用于一些原油管道运行管理中。因为实际生产需要和常温输送的工艺优越性，促使此项技术日趋成熟。近20年来，我国有10多条原油管道实验研究了添加化学降凝剂输送技术，取得的技术成果和经济效益是十分明显的。 1.1 高凝点、高粘原油的输送
我国生产的原油多属高含蜡、高凝固点、高粘度原油，对于凝固点、粘度较高的原油来说，输送工艺可分为两种类型，一是加热输送，另一是常温输送。我们在加热输送高凝、高粘原油方面积累了丰富非经验，但加热输送有其弱点，一是低输量受到热力条件的制约，二是一旦发生事故停输，必须立即抢修，及时恢复运行，否则，较长时间的停输会酿成凝管事故。 1.1.1 加热输送工艺
加热输送是指将原油加热后进入管道加压输送，通过提高原油输送温度降低其粘度，来减少管路摩阻损失。原油管道加热输送存在两方面的能量损失，
散热损失和摩阻损失。热油向下站输送过程中，因为其温度高于管路周围的环境温度，存在径向温差，热油携带的热能将不断地往管外散失，因而使油流温度在向前输送过程中逐渐降低，引起轴向散热损失，油流温度下降，粘度上升，单位长度管路的压降逐渐增大。需要重视的是油流温度接近凝固点时，单位长度管路的压降会急剧上升，容易出现管道事故。我国原油大多具有粘度大、凝固点高的性质，加热输送工艺是国内原油管道常用的一种输送工艺。 还有两种不常用的加热方式，一是以阿拉斯加管道为代表，该各管线原油流速达3.13m/s,原油在高速下摩擦所产生的热能足以弥补沿程热损失，这种方式一般来说不经济，只能在特定场合下使用。另一种是利用电集肤效应加热，以印尼贝鲁克到M那斯管线为代表，长114km。 1.1.2 常温输送工艺
对于高含蜡原油管道输送，通常采用化学添加剂<降凝剂或流动改进剂、蜡晶抑制剂）、进行热处理、用轻烃馏份稀释原油、用水作成乳化液或形成水环等方式。 1.1.2.1 热处理输送工艺
热处理输送工艺是将原油加热到一定的温度，使原油中的石蜡和胶质－沥青质溶解分散在原油中，再以一定的温降速率和方式<动态或静态）将原油冷却下来，在石蜡的重结晶过程中，因为胶质－沥青质的作用，改变了蜡晶的形态、结构和强度，从而改善了原油的低温流动性，使原油在地温条件下的等温输送或特温度条件下的常温输送成为可能。 国内外现行使用的原油热处理工艺有两种类型，一种是简易热处理工艺，另一种是完全热处理工艺。简易热处理工艺是指原油在首站加热至设计热处理温度后，经过简单温降处理直接加压进入管道，沿管道向下站流动过程中受冷却速率和剪切速率的作用，降低原油凝固点和粘度，实现延长原油不加热输送距离的目标的一种输油工艺。这种热处理工艺的优点是工艺简单，操作方便；缺点是原油析蜡重结晶的过程受管道的制约，原油的温降速率和剪切速率难以
人为控制，热处理效果不稳定，管道运行存在一定的风险。我国长庆输油公司管理的马惠宁线采用的就是这种处理工艺。完全热处理工艺是指原油在首站完成热处理，可以很好地控制温降速率和剪切速率，原油的加热、冷却<析蜡重结晶过程）都是在首站热处理工艺设备里完成，然后进入管道等温输送。这种处理工艺的优点是热处理效果好，管道运行相对安全；缺点是投资大、设备占地多。印度那霍提亚－高哈堤－巴绕尼输油管道采用的是这种完全热处理工艺。 据资料介绍，石蜡基原油中，当蜡与胶质、沥青质含量之比为0.5左右时，热处理效果最佳。
我国原油热处理工艺的应用推广得益于原油管道输送生产形势的需要。进入80年代，国内一些原油管道出现输油能力大而实际输送量小的情况，要完成油田外输任务，必须采用正反输或者增加加热站的办法来维持生产，但是这种运行方式势必导致电量与燃料油消耗大量增加。为了节约能耗和管道运行安全，开始进行原油热处理工艺研究与应用，并取得了成功。我国曾对中原油田、长庆油田、临盘油田的原油进行了热处理研究。1990年底投产的临济输油管道采用了热处理工艺，该管道全场68km,管径为325mm,泡沫塑料保温，在年输油量高于80万吨时，实现了全年中间不加热输送，年经济效益超过128万元，而且极大地方便了生产管理。 在濮临线原华东输油公司根据中原油田原油性质，进行了原油热处理工业性实验，把原油加热到一定温度再按一定速率冷却下来，热处理输送实验一次成功，使濮临线只开一个泵站，中间不再对原油进行加热，为国内长距离原油管道推广应用热处理输送工艺提供了经验。 但是热处理改善原油流动性的效果及其稳定性不如添加降凝剂处理，现在单独应用该工艺的已不多。
1.1.2.2 添加化学药剂的输送工艺
原油管道内所加添加剂主要有两种：一种叫降凝剂，也称流动改进剂；另一种叫减阻剂。前者将降凝剂按一定浓度加入原油中，可以降低原流的凝点、
粘度、屈服值和结蜡强度，改善原油的低温流动性能，达到不加热输送的目的；后者可以解决管道“卡脖子”段问题，提高管道的输送量，加大泵站间距，减少投资并存节能的效果。我国开展了原油添加剂的室内研究工作，采用国产降凝剂，加入量为10ppm即可以将江汉原油凝点由26℃降至2～4.5℃。目前国内研制的油相减阻剂性能和实验效果已接近和等效国外产品。为了增加输油管道的输送能力，解决某些管道“吃不了”的问题，最近几年引进高聚物减阻剂，先后在铁岭—大连、东营—黄岛、东营—临邑等输油管道上进行了工业性实验和局部应用，效果良好。 国外已有十余条输油管道采用了降凝剂，但在工艺中没有考虑热处理的作用，注入量较大，一般为200～300mg/kg。国内降凝剂的试制实验工作起始于80年代，科研人员先后在大庆、胜利、中原、江汉和任丘等油田，通过对原油中石蜡、微晶蜡、胶质、沥青等含量组份的分析，根据降凝剂与石蜡共晶、吸附理论，选择各物料之间合理的投料比，严格聚合反应工艺条件，经过大量的室内实验、中试放大，最终合成试制出了多种型号的降凝剂，效果比较理想。从降凝剂的研究试制过程来看，其发展过程以高分子合成理论为指导，经历了缩合、聚合、共聚、复配阶段，已成为一项成熟的技术。降凝剂的选型步骤是在分析油样含蜡量和碳数分布后，选择或复配与原油中石蜡的正构烷烃碳数分布最集中的链长相近的降凝剂，然后评价其处理效果和经济性。 国外一些公司，象美国的EXXON、CONOCO公司、英国的ICI公司等都研制出了性能较好的降凝剂。1992年以前在马惠宁线添加美国EXXON公司的降凝剂取得了巨大的经济效益。近年来，国内有些单位开始了降凝剂的合成研究，成都科技大学和管道研究院合作研究的CE降凝剂、管道研究院GY—2降凝剂等，其技术性能已经达到国外同等先进水平。国产降凝剂已成功地应用于东辛胜利、马惠宁线、中洛线、魏荆线、秦京线等线，下面简要介绍四条管道降凝剂的应用情况。 ①东辛胜利线输油管线加PAE降凝剂实验
东辛胜利线输油管线全长75km,1994年进行了为期一个月的PAE降凝剂工业实验，当时，年输油量480万吨。该降凝剂是胜利设计院研究成功的一种丙烯酸高级混合酯聚合物。室内实验显示，该剂少量地加入高凝点、高含蜡原油中，就可以改善原油低温流变性，达到降凝减粘的目的。在现场加注实验中，分别考查了加注量在10、20、30、40ppm时的效果。结果表明，在加药后升温到55℃左右条件下，PAE降凝剂效果是显著的，尤其是凝点的下降幅度较大。在10ppm时，凝点由27℃降到10℃，粘度和屈服值也有一定程度的降低，随着加注量的增加，效果进一步加强。从经济效果分析看，在低温<地温<15℃）时，添加降凝剂10ppm,就可以实现冬季除首站加热外，中间加热站停运，年经济效益73万元。如果应用到更长距离的管线上<如东黄线），经济效益会大大提高。但是遗憾的是，自此之后，PAE降凝剂就再也没有应用过。 ②中洛线应用降凝剂情况
中洛线管输原油每吨添加50克GY—2降凝剂，经过70℃处理后，原油流变性得到明显改善，原油反常点和凝固点分别下降10℃和12℃，原油30℃粘度下降率在92％以上，改性后25℃的油品性质略好于未改型35℃的油品性质，使原油进站温度下降了10℃。经过计算和现场实验，在地温14－17℃范围内，中洛复线实行隔站点加热炉运行方式，地温高于17℃时，可以实行连续两站点加热炉的运行方式，实现了中洛线低输量下的经济安全运行方式。 中洛线因为添加降凝剂，使得管道在低输量下不仅没有返输，而且还能够停运部分加热设备，节约了燃料油，添加降凝剂运行方式同加热输送相比，每年可以节约燃料油7500吨，油价按每吨1800元计算，扣除降凝剂费用，年经济效益有800万元。 ③魏荆线应用降凝剂情况
魏荆线原油的油品性质较差，经过大量的研究与实验，研制出了原油时间稳定性和热稳定性都比较好的适合于该线原油改性的降凝剂。该线原油改性后凝固点下降幅度较大，35℃以下的降凝率达到85％以上，改性原油30℃时的粘度与未改性原油40℃时的粘度相当，管道运行时原来进站温度由42℃降低到
33℃左右，实现了减少输量或延长加热站间距的目的。魏荆线应用降凝剂解决了两个问题：一是确定了冬季管道运行允许的最低输量。魏荆线进行添加降凝剂输送时，添加量为50克/吨，加热温度是70℃，输量由大到小逐步降低，在最冷的一月份输量最低降到2500吨/天，最低进站温度降到35℃，管道的水力和热力条件稳定。二是确定了不同输量下的优化运行方案，根据季节地温的不同，进行了多种泵和加热炉运行方式的实验，以进站温度35℃为基准，计算并验证了安全经济运行条件下的不同季节优化运行的出站温度。最终实现了以添加降凝剂输送方式代替返输方式。 魏荆线冬季采取综合处理输送工艺，降低了原油的粘度和凝固点，全年经济效益在500多万元。 ④秦京线应用降凝剂情况
秦京线的运行方式根据输量不同确定为：输量是13500t/d时，加剂30克／吨，冬季采用二次处理的加剂输送方式，春秋季、夏季为加热输送；输量是16500t/d时，冬季采用二次处理的加剂输送方式，春秋季为加热输送，夏季采用首站一次处理的加剂输送方式。秦京线加剂输送比热输全年可以节约100万元的运行费用。 1.1.2.3 添加减阻剂输送工艺
减阻剂是高分子聚合物，以极少量加入原油中，能在紊流状态下减少流动阻力，而在层流状态下，基本没有减阻效果。减阻剂一般有以下两种用途：一是管道经常处于最高压力限下运行，如果流量增加管道系统就需要改造，投资很大，而注入较为廉价的减阻剂，可以提高管道流量同时又可降低运行压力。二是因为输油泵功率限制，管道输量处于极限，注入减阻剂与增加泵输能力及提高管输温度相比投资少，使用减阻剂可以在现有设备条件下提高输量。目前国内油相减阻剂正处在工业实验阶段，新近研制出的油相减阻剂，其减阻性能已接近国外同类产品的水平。国外原油管道应用减阻剂比较多，象美国阿拉斯加州、墨西哥弯沿海、中东、印度的一些原油管道效果比较明显，基本上减阻
剂使用目的都是提高输量，输量提高10％至30％不等。国内一些原油管道使用进口减阻剂也进行了使用，表2-1是国外减阻剂在国内长输管线试用情况。 表2-1 国外减阻剂在国内原油管道试用情况
管道 名称 添加减阻剂 量ppm 减阻率 ％ 增输率 ％ 试用时间 管径 原油产mm 地 21.2 11.2 8.9 1985.7～11 铁大线 720 大庆 CONOCO产CDR102 29.0 16.7 11.9 1986.7.18～7.31 59.2 25.2 18.8 25 54 529 胜利 ARCO产FLOTM 103 23.3 15.9 138 29.6 21.5 24.3 20.0 13.7 1986.9 33.9 21.5 14.5 377 中原 ARCO产FLOTM 54.4 33.6 25.2 77.2 40.5 33.1 15.1 13.7 8.5 1986.11 28.2 21.5 14.2 61.7 28.2 20 84.9 40.4 33 10.6 6.4 1986.1 16.5 10.5 东黄线 濮临线 濮临线 377 中原 CONOCO产CDR102
1.1.2.4 稀释输送工艺
原油稀释输送工艺是指在原油中加入石油产品、液化石油气或低粘度原油等烃类稀释剂，以改善原油流动性的输送方式。低粘度原油具有稀释作用是因为其中胶质-沥青是一种降凝剂，低粘度原油中的胶质-沥青破坏蜡晶网络结构的形成，使混合原油的凝固点、屈服值和粘度等物性得到改善。 高粘易凝原油的开采与输送采用稀释工艺是比较经济合理的，在我国以及美国、加拿大、俄罗斯等国家已经工业应用。 1.1.2.5 热裂解输送工艺
热裂解输送工艺适合于输量较大，原油含蜡量高，但蜡的结构中异构环烷结构较多的原油。其原因是有支链的异构烷烃和环烷烃在轻度裂化的条件下比正构烷烃容易裂解。据前苏联的研究成果表明，将原油的温度升至470～490℃，压力２～３MPa，进行热裂解处理，可增加原油中汽油和紫油的馏分，轻组分的增加对原油的输送会起到减阻降粘的效果。当然，加热的温度和施加压力的大小取决于原油物性和输送要求。国内有关研究机构正着手于该方面的探讨，相信热裂解原油输送将为解决高粘原油的输送问题开壁一条有效的途径。 1.1.2.6 磁处理输送工艺
磁处理是一项令人怀疑的方法，在近10年前，国内兴起了“磁化”热，什么磁化水防垢、磁疗治病等等，据说磁处理可以改变原油的流动性能，减少管道结蜡、结垢。国外研究原油在电磁场中的特性始于50年代，国内在80年以后也争相进行原油磁处理输送技术的研究与应用。磁场处理油流的基本方式有内磁式和外磁式两种，可以用永磁体或电磁铁产生磁场。磁场处理输送技术据说具有能耗少、简单可靠、维修方便等优势，国内几条长输原油管道进行了原油磁场处理防蜡增输的工业性实验，据说取得了良好效果。如1988年至
1989年，管道科学研究院在魏京线23.4km的管段上进行了外磁式磁处理实验，对于南阳原油磁处理输送三个月后，据说管壁上多年沉积的结蜡层开始松动脱落，认为磁处理有一定的减阻、增加输量的效果。 但是胜利油田油气集输公司曾于1995年与石油大学<华东）储运教研室合作，对胜利、孤岛、孤东三种油品进行了磁处理降粘实验，结论是没有表现出磁降粘降凝效果。而且磁处理降粘降凝的原理也只是猜想，没有经过严格的科学验证。国家机械工业局曾于1998年7月针对汽车发动机磁化节油器发布声明，“磁化”没有净化节油效果。因此，应该慎用磁化降粘。 1.2 密闭输送工艺
长距离输油管道是从开式输送发展到密闭输送方式的。“旁接油罐”运行的优点是有缓冲过程，允许调节的时间长，对自动化水平要求低。“从泵到泵”的密闭输油工艺改变了中间站进旁接罐的开式运行方式，使全线成为一个水力系统，可以充分利用上站压力，节约能耗，可节约中间站储油设备投资，而且也避免了旁接油罐的油气蒸发损耗。密闭输油工艺取决于设备的可靠性、自动化水平和水击问题的解决。 密闭输送的首要关键是水击问题的解决。在输油工况中，突然开阀或关阀、开泵或关泵，供电发生故障，设备及管线泄漏、误操作等都可能造成输油工况的不稳定，严重的将发生水击。因此，密闭输油管道的控制与保护技术，就是对输油压力的调节及对水击的控制与保护。水击保护设施是进行密闭输油的保证。对于密闭输送，有些人还存在偏见，认为密闭输送需要高度地集中控制，这种认识是不妥的。国外早在40年代就已实现了密闭输送，而那时的管道技术水平还不如我们现在的。铁秦线和鲁宁线已经为我们提供了有益的经验。 密闭输油牵一发而动全身，一个泵站的设备出了故障会造成全线停输，所以总是希望系统处于稳定的工作状态，但是在实际生产中却是难以做到的。如果输油系统内某点的工况发生了变化，就可能引起管道中液体压力和流速的变化，就会出现管线振动、泵进出口压力波动、甚至出现“水击”超压等危及系
统正常工作和安全的情况。密闭输送要求全线统一调度，各泵站要协调动作。因此，全线要求有较高的自动化控制水平。 1.2.1 稳定性调节
稳定性调节是将输油泵的进出口压力控制在一定的范围内，保证输油泵的正常运转和安全输送。
稳定性调节的方法常用的有：出口节流、改变泵转速和打回流三种。 这三种方法中，“改变泵转速”需要的投资较大，“回流”法浪费大量的能源，只有节流法在投资和能源的消耗上都较少，操作也简单，是最常用的方法。 这些调节方法只能对那些压力波动幅度小、形成速度慢的不稳定现象，对于因突发性的压力波造成的水击，已不是稳定性调节调节系统所能控制的了。 1.2.2 压力保护
压力保护包括超高压和超低压而采取的安全保护措施。超低压会破坏泵的入口条件，超高压则是针对水击。按照保护对象的不同，有干线压力保护和泵站压力保护的区别。对于干线的保护，常用“泄放保护”和“超前保护”两种方法。超前保护依赖SCADA系统的支持，使水击保护措施更加安全可靠。但目前我国的老输油管线大部分没有配备SCADA系统。泄放保护则属于被动式保护法。目前泄放保护设施的更新发展，已使得水击保护非常可靠。在油田老管道的密闭输油管线中，使用的都是“泄放保护”法。所不够完善的是，只限于在中间站设置泄放设施。今后的设计中，应考虑在末站增设泄放设施，因为在末站进口，也有发生水击的可能性。 压力保护可采取下列四种方式： ①出口调节阀
当泵出口压力超高时，调节阀节流，然后顺序停泵，最后泄压保护，这种条件下，可不设超前保护系统。
这种用于密闭输油的专用调节阀——压力调节阀一直依赖进口。1991年，管道研究院和重庆阀门厂、北京机械自动化研究所等单位合作，研制成功了电液调节球阀，并在东黄输油管道上进行了工业性实验，取得成功。实验表明，该阀各项性能达到了引进调节阀的技术水平，可以替代进口产品。对管道压力的控制平稳、准确，该阀及其控制装置达到了控制水击波峰和保护泵的能力。 ②气压缓冲罐
在管道系统中的适当位置，例如汇管上安装容积为50～100L左右的缓冲罐，罐内充入适量压缩气体。当水击发生时，高压液体进入缓冲罐，使罐内空气受压而消耗水击能量。 ③双功泄压阀
双功能泄压阀是重庆后勤项目学院蒲家宁等人发明<专利号：CN1042979A）的，它的功能之一是可变水压力剧增为渐增，从而有效地控制了水击增压速率，二是控制增压幅值。该阀可以调节阀的开启压力，有效地防止水击危害和非水击型超压。它结构简单、动作灵敏，工作可靠，已在生产中得到成功的应用，既能保障管道系统的安全，又是提高输油效益的简捷手段，性能达到了世界先进水平。 双功泄压阀由主调节阀、控制阀、蓄能器和监视器构成。其控制原理跟直接用缓冲罐相同，只是调节阀能更好地控制水击时带压液体进入缓冲罐和液压从缓冲罐回流到管道内，同时缓冲罐的容积也大大减小。 ④超前保护
SCADA系统具有全线工艺参数的控制功能，能够做到水击超前保护。如东黄复线输油自动化为80年代国际先进水平，实现了各泵站进出站压力的多重调节。SLCD系统能够自动调节压力，保持在泵入口压力小于314kPa和站出口压
力大于6470kPa的正常范围内。当泵入口压力小于100kPa或出站压力大于7120kPa时，PLC系统采取顺序停泵的办法将压力调节到泵入口压力大于314kPa和出站压力小于7120kPa的范围内。水击超前保护程序是当某站发生水击后，水击信息首先传至首站，首站命令相关站的PLC系统先顺序停泵再压力调节，使本站产生正负压力波以抵减水击压力波和管道填充超压波，避免造成管道和设备的巨大破坏。该系统还有硬线的压力保护，当主泵出口压力大于9300kPa时，出站压力开关将出发全站运行泵跳闸。如果触发失效，泵朝北处安全阀将动作，通过向燃料罐泄放原油进行泄压，当油罐液位达到设定的最高限位时，液位开关将触发全站运行泵跳闸。 1.3 优化运行技术
优化运行技术是国外多采取的运行方式，在SCADA系统中基本上都装有优化运行控制软件，它可在不考虑调速的基础上，对管道的运行方案进行优化，使管道在最经济的状态下运行，减小低输量时的不匹配性，减少乃至消除节流损失。 对于一条热油管道，消耗的能量主要有两种：电力和燃料。这两种能量消耗是一对矛盾，提高输油温度，输油的燃料消耗会上升，而油品粘度下降，沿线的摩阻损失会减少，输油的动力消耗会下降。反之，降低输油温度，输油的燃料消耗会下降，而油品粘度上升，沿线的摩阻损失会增加，输油的动力消耗会上升。因此，对于某个输油量，不同的输油温度，能量消耗也不同。一条热油管道，必然存在一个能耗最低的输油温度和对应的电炉开泵方案。长输管道的优化运行过程，涉及到流量分配、管输工艺、动态规划等多学科的知识。 输油泵机组的优化运行，一般从三个方面进行，一是对输油泵机组本身进行改造，可用拆级、车削叶轮、改变泵转速、更新高效泵；二大小泵搭配，即选配合适的不同规格的输油泵；三是合理确定输油量，使输量和泵额定输量尽可能一致，减少节流损失，最大限度地提高泵的运行效率。 进入90年代以后，胜利油田进入了原油自然递减和稠油开发增多的后期开发阶段，出现了两个显著的特点：一是原油产量呈逐年递减的趋势，造成原油
外输管道处于不满负荷的运行状态；二是对新区块生产的原油直接就近进入主管线。这给长输管道的运行管理带来了新的问题。针对以上两个特点，油气集输公司分析了所管理的4条输油管道的运行现状，在90年代应用热油管道优化运行理论，根据外输计划，及时调配管道运行参数，实现了优化运行，达到节能降耗的目的，取得了显著的经济效益和社会效益。 东辛输油管道包括东营原油库<首站）、2 号站、4号站和101油库，该管道输油量基本上在 万吨左右，而设计输油量800万吨。随着清河、乐安两个油田的开发，该管道又承担了两个油田来油外输任务。针对这些情况的变化，油气集输公司编制了优化运行软件，采取了一是降低输油温度，二是寻求最佳的开泵方案。胜利油的凝固点是24℃,反常点是36℃,确定了输油温度降为35℃。优化运行的方案的实行结果，一是停运了2号站的加热炉，二是停运了4号站的加热炉和泵，实现了一泵到底、一热到底的运行方案。年创经济效益360万元。孤永东、孤罗东两条输油管道原是两个输油系统，分别独立运行，1996年，针对输油工况的变化，对孤岛首站工艺流程进行了改造，使两条管道作为一个系统考虑，能对其输量进行调整。优化运行的结果，孤东两条输油管道年创经济效益400万元。1999年，又针对东辛、东临等输油量的调整，停运了2 号站以上东辛胜利线和2和馗以南东辛含硫线，等于停运了一条输油管道，年创经济效益241万元。 1.4 节能改造
因为设计输油能力大，实际输量小，东部很多管道处于不满负荷状态，输油泵、加热炉效率低。为了解决这种设备和输送量的不匹配，满足生产要求，主要靠阀门节流来维持生产，造成大量的能源浪费。 解决管泵不匹配的技术措施，主要有：合理调配泵、炉运行参数及时率，间歇运行；泵调速技术，即通过调整泵的转速，使之工作在高效区内。 从“七五”以来，管道局及东部老油田围绕着节能降耗等关键问题，开展了大量的研究开发。起初是通过站内流程改造<由先炉后泵流程改为先泵后炉流程），改造输油泵和加热炉，后是更换高效输油泵、热媒炉。近年来围绕节能
开发应用液力偶合器、电机调速装置、燃油乳化技术等，减少油电消耗，降低输油成本，取得了可观的节能效果。 1.4.1 改用先炉后泵流程
1986年，铁秦线改造了泵—炉流程，一是提高了进泵油温，降低了进泵原油粘度，从而提高了泵效；二是站内热油管道加长，减少了站内摩阻；三是加热炉管降为低压运行，增加了加热炉的安全性。 1.4.2 改造输油设备，提高运行效率
例如，胜利油田东辛输油管道设计输量400万t/a，实际输量仅243万t/a。经论证，对泵叶轮直径进行了切削，1996～1997年间，节约电费467万KW•h。 早期，输油加热炉采用的都是方箱式直接加热炉，满负荷运行效率70%，低输量效率更低。铁秦线1986年对其进行了节能改造，炉效提高了15%左右。 1.4.3 选用高效输油设备
在铁秦线、铁大线输油管线改造过程中，陆续将老式的输油泵、加热炉改造成高效泵、热媒炉，提高了运行效率。
1.4.4 输油泵调速
输油泵调速方式有变频调速和液力偶合器、滑差离合器等种类，变频调速技术在中小型电机上使用较多，而输油常用的是高压<6KV）大电机，变频调速器的成本较高；目前使用较多的是液力偶合器。 滑差离合器曾在濮临线首站的濮阳站应用，效果很好。这类动态调速装置成本低，操作简单，很受一线工人的欢迎。其不足之处：一是效率和变比成反比，即高效区的调速范围小；二是可控性能差。 变频调速技术就是使用变频器对电机转速进行调节，变频器能够连续改变交流电源频率，它主要由整流器、储能元件、逆变器、控制器等组成。其工作原理是：先将50Hz的交流电变成直流，然后控制逆变器中的电力电子元件，使其按所需要的频率依次导通，就会在输出端得到所需要频率的交流电，供电机使用。 东北输油管理局1986年在铁大线改造中从德国引进了三套1750kW的变频调速器，分别安装在沈阳、大石桥、瓦房店三站，解决了全线的节流问题。该装置操作简便，节能效果好，在当时输量较满的情况下，每天仍可节电2500度左右，三年多收回了30万美元一套的投资。而且调速技术的使用也使全线的技术水平和管理水平有了较大的提高。 1.5 SCADA系统
世界管道自动化的研究，从1931年开始到1951年初具规模，目前已达到全线集中控制阶段。自动化水平的提高对于安全运行、节能、节省人力均有好处。 SCADA<数字采集与监控系统）系统由设在控制中心的主机、设在各站的远程控制终端 1．6.1 管式加热炉 管式加热炉火焰直接加热，具有单台功率高、升温速度快、加热温度高、耗钢量小等优点。管式炉四周是用耐火砖砌筑的炉墙和成排的炉管，炉管分两部分，直接受炉膛火焰辐射加热的为辐射管，受烟道气对流加热的对对流管。炉子的燃烧器是将燃油经机械雾化或蒸汽雾化<与水蒸汽混合），在高压下通过油嘴喷出燃烧，空气从风门进入。管式炉种类较多，目前油田应用比较多的是卧式管式加热炉，热负荷规格有1000kW、2000kW、2500kW。燃料以原油为主，采用轻型快装结构，工厂预制，现场组装。加热炉热效率为82％～85％。 ⑴结构与工作原理 管式加热炉是在炉内设置一定输量的炉管，被加热介质在炉内连续流过，燃料在炉膛燃烧产生的热量以辐射方式将热量传给辐射室炉管，通过炉管管壁传递给被加热介质，烟气经辐射室烟道进入对流室，以较高的速度通过对流炉管间隙，同时完成对流换热，从而使被加热介质温度升高的一种加热装置。 以下简要说明卧式管式加热炉的结构： ①辐射室 辐射室是炉内火焰与高温烟气以辐射方式为主进行热传递的炉体部分。辐射室外壁是钢制圆筒，内衬轻质耐火保温材料，炉管沿内壁圆周方向敷设，是圆筒式加热炉主要的换热区。 ②对流室 对流室是高温烟气以对流方式为主进行热传递的炉体部分，一般是矩形结构，内衬轻型耐火保温材料。 ③辐射室烟道 烟气由辐射室进入对流室的通道，一般是半圆形。 ④弯头箱 弯头箱是将炉管弯头与烟气隔离的封闭箱体。有辐射室弯头箱和对流室弯头箱，有的管式炉不设弯头箱。 ⑤炉管 炉管是管式加热炉的热导体，能够承受一定的压力和温度，一般由裂化钢管制成。炉管分为辐射室炉管和对流室炉管，辐射室炉管管径较大，常用炉管外径为114、127、159mm，对流室炉管管径则较小，常用炉管外径为60、89、114mm。为了提高对流传热系数，有的对流管采用钉头管或翅片管。 ⑥燃烧器 燃烧器是将燃料和助燃空气混合并按所需流量、比例喷入燃烧室的装置。油田常用的燃烧器有油燃烧器和天然气燃烧器。 ⑦烟囱 烟囱的作用是将废烟气排入高空并产生抽力，烟囱的高度和直径由燃烧方式及炉内阻力确定。 ⑧吹灰器 吹灰器是利用压缩空气或过热蒸汽吹扫对流室炉管上积聚的烟灰的装置。主要作用是提高传热系数和防止腐蚀。对流室炉管是光管一般不设吹灰器，而采用钉头管或翅片管则必须设置吹灰器。 ⑨附件 管式圆筒式加热炉附件有防爆门、看火孔、人孔。 原油长输管道上卧式圆筒式加热炉是常用的加热炉，该种炉型技术成熟，运行比较稳定，维护、检修简单，造价低。缺点是热效率相对热媒加热炉效率较低，存在不安全因素，炉管低温露点腐蚀难以克服，炉管寿命短。 1.6.2 水套炉 水套炉是火筒式加热炉，间接加热，其工作原理是燃料在炉体下部的火筒烟管内燃烧，热量通过火筒烟管传递给中间传热介质“水”，水再加热内有介 质流动的盘管。水套炉单台功率小，主要用于小流量加热，优点是使用安全，不结焦。 炉体与炉管之间用密封填料密封，松紧程度由压盖法兰调节。炉体上焊有温度计插孔及压力表和安全阀接头。通过水箱、漏斗和平衡管给炉内加水。炉体放在用耐火材料砌成的炉墙上，顶上敷绝热材料保温。 油气集输公司气井上使用的加热炉多为50KW的水套炉，以生产的天然气为燃料。 1.6.3 热媒加热炉 热媒加热炉采用间接加热方式，即燃油先加热一种载热介质—导热油，导热油再加热原油。由主炉体和换热器以及连接管路组成，主炉体可以是卧式或立式圆筒式加热炉，加热热媒，换热器是热媒与被加热介质换热的装置。此种加热炉避免了炉管低温露点腐蚀，安全可靠。热媒是一种闪点高、凝点低、热容高、导热强的矿物油或合成油，性质稳定。 热媒炉具有如下特点： ①节能效果显著 胜利油田能源检测站测定，坨四站正平衡热效率从方箱炉的64%提高到84%，反平衡效率从67%提高到87%，平均热效率提高20%。热媒炉因为用电脑控制加热炉的运行参数，使之一直处于高效状态。 因为热媒炉能够提供低压高温稳定热源，可以用它产生站上生产、生活所用的蒸汽、热水，从而停掉锅炉，节省大量的人力、物力。 ②适用于密闭输油流程 它能够适应宽范围的输量变化，升降温度反应快。另外，在密闭输送中，一旦停输，如果采用直接加热方式，这时虽然停炉，但炉的热容量很大，炉温不会很快降下来，因而造成炉内炉管内原油继续升温，随之而迅速升压，有爆 炸的危险。采用间接加热，原油不进炉管，热媒的蒸汽压很低，343℃时仅有0.159MPa，故停在炉内也不会有危险。 ③更为安全 间接加热系统由直接加热热媒和间接加热原油两个环节组成，前者在热媒炉内进行，后者在换热器中进行。热媒系统又是单一的低压<约0.6MPa）系统，且热媒不结焦，无腐蚀，传热性能好，也避免了原油管结焦。因此，这种间接加热系统相对更为安全。 ④自动化水平较高 热媒炉由微机自动控制，比如自动点火和停炉自动顺序控制，控制热媒炉的流量、燃油量、热媒出口温度和燃烧控制，有较完善的安全保护设施。 ⑤可避免对流炉管的低温露点腐蚀 因为热媒进炉温度高<121℃），使对流炉炉管壁温度在烟气露点以上，从而避免了露点腐蚀。这一点对于含硫量较高的胜利原油作燃料的场合更为重要。 当然，热媒炉存在造价高、占地面积大等缺点。 热媒加热炉，国外40年代即开始研制，50年代开始大规模推广应用。我国在80年代开始用于原油长输管道，目前管道局、胜利油田、大港油田、辽河油田、塔里木、吐哈等油田都已应用。 1.6.4 热管加热炉 热管是一个密闭的、具有一定真空度的管件，内部装有符合温度变化范围要求的工质。热管利用内部工质的相变传热，极大地提高了传热效果，其当量导热系数是紫铜的数千倍，因此热管被称为“超导热体”。 现在，我国在余热节能领域的应用，以碳钢—水热管为主，如锅炉的省煤器、空气预热器等，取得了明显的经济效益。但是碳钢—水热管在高温下容易爆裂，限制了应用范围。 近年来，又兴起了无机复合热管，它跟传统的热管<如钢—水热管）技术相比，其优点是：适用温度范围广，使工作范围扩大到材料使用的温度极限，可在350℃以上高温环境下工作，不易产生爆管，结构紧凑，流动阻力小，不易堵塞，其良好的均温性能可有效地防止烟气酸露点腐蚀，良好的耐热性能可有效地提高其使用寿命。 胜利油田滨南采油厂二首站4台加热炉、稠油末站2台加热炉全部燃用重油，采用蒸汽雾化燃烧方式，冬季也由外来蒸汽加热和雾化原油。加热炉排烟温度为260℃左右，采用无机导热热管回收余热后，排烟温度降低到170℃左右。回收加热炉余热产生的蒸汽满足了燃油加热和取暖需要，节约了能量，取得了显著的经济效益和社会效益。 近年来，国内还研究了利用热管技术来改造传统价炉的结构，如辽河油田设计院设计了热管加热炉，即运用“火筒壁—热管、盘管壁—热管”的复式传热，强化了传热，提高了炉效，减小了炉体体积。以700Kwregr 价炉为例，与同负荷的常规水套炉相比，热效率提高10%，达到85%以上，节约钢材40%，降低造价21%，减少占地面积30%，节约投资2万多元。 直接加热炉大部分是七十年代建设的，在新建加热炉时已被淘汰，这类加热炉体积庞大，炉管易结焦，热效率较低。效率低的主要原因是排烟温度偏高，炉膛为负压，漏风多，体积大，炉体保温性差，导致散热损失很大。方箱式加热炉不仅效率低，另一个突出缺点是安全性差，炉管<特别是处于底部的炉管）易发生腐蚀穿孔，炉内高温火焰接触还容易造成油管高温强度降低而破裂，造成原油泄漏而极易引起火灾、爆炸事故。 热媒加热炉实现了燃烧和加热分离，安全可靠，但是因为多了热媒传热环节，不仅影响到传动效率，热媒的循环还需要消耗动力。 热管加热炉不仅具有极高的传热效率，而且也可以做到燃烧加热段和冷却供热段分离，既具有热媒炉的优点，而且没有热媒循环的动力消耗，提高了系统的综合效率，又保证了安全可靠，应该是发展的方向。 2.国外输油管道技术现状 2.1阿拉斯加原油管道 美国阿拉斯加原油管道在1974年4月开始动工，1977年6月20日竣工。管道全长1288km，管径1220mm，最高设计压力8.2MPa，最大流量33.96×104m3/d，年输原油超过1亿吨，管道共设有12个站，总投资约80亿美元。 输油站库储油能力分别为：1号站即首站，库容67000m。 5号站即泄压站，库容24000 m3。 其余各站库容8700 m3。 末站库容124万m3。输油泵运行方式是泵到泵密闭输送方式。原油从首站以52℃左右进入管道，至终端温度约38℃。全线无原油加热装置，靠原油高速流动<3m/s）产生的摩擦热量补充一部分，原油温度至终点仍高于倾点。 输油站库都用燃气轮机发电作为动力，并尽量利用外电源。通信方式以微波通信为主，卫星通信备用。阿拉斯加原油管道采用SCADA数据采集和控制系统，软件包括数据采集及控制软件、报警显示、水力模型、泄漏检测、历史报告、仿真培训等系统。 阿拉斯加原油管道有比较完善的抗震等保护措施，解决了永冻土区铺设热油管道的综合技术，主要成果包括：①成功研究出5种永冻土区铺设热油管道方法。②架空管道解决了多个问题<比如管道热膨胀、保温、管道与支架隔热问题）。③永冻土的地基处理技术。 2.2美国新建大型油库 美国Plains Terminal and Transfer Corp.在俄克拉荷吗州库欣建成了一座容量200万桶的原油库，这是美国最大的油库之一，总共18座油罐中，4座 3 15万桶，其余是10万桶罐。该项目1992年9月动工，1993年11月投产。该油库在技术上有如下特点： ① 泄漏检测与预防 每座油罐底下的环形罐壁基础内都铺有一层厚2～2.5mm的高密度聚乙烯衬垫，作为辅助的防漏外壳，将地上罐、阀、泵、管汇和整个管组区周围封闭起来。他们还为泵设计了一种特殊的双壁钢制防漏保护罩。用双层外壁包住的泵体可使其比采用其它方法更容易维护和监视。为了便于检漏，管汇位于地上。检漏系统则在罐底一旦破裂时提供早期检测。为进一步预防油罐腐蚀，钢质罐底都涂敷了一层环氧树脂。 ② 防腐保护 为提高油罐寿命，保证安全储油，油罐设计时钢板设计厚度取19mm的腐蚀余量。罐底采用强制电流阴极保护系统，系统设置在防漏衬垫与钢质罐底之间。 ③ 自动控制系统 实现全自动控制的145个电动阀、4台泵、18座油罐搅拌器和17台流量计均由SCADA系统进行控制，即SCADA系统同时监测着流量、压力、温度、油罐液位，控制油罐搅拌器，控制在线自动取样器，自动启泵。 2.3 加拿大老油库的改造 加拿大贯山管道公司一油库已运行20多年，底部出现坑蚀穿孔漏油事故的可能性日益增长，并已多次发生冒罐、漏油事故。1989年，加拿大运输部颁布了新的标准，要求“全部油库设施、包括油罐在内，在其下方要有一层不渗透底衬层”。为此，该公司对其进行了大规模整修，内容包括： ①对5座油罐依次进行改造。将油罐用特制的龙门吊架提升到离地2.4m高度，随即对底免的锈斑进行清除及必要的修补平整，等清除干净后，立即采用 无气喷涂方法喷涂25密耳厚的环氧树脂固体颗粒，待涂层固化后，再将油罐放回原位。 ②在油罐基础的表层加300mm厚的纯净砂，在砂层下方铺设增强聚乙烯。呈锥体状趋向中心，以便收集可能会有的雨水或油，通过聚氯乙烯排污管将其导出。罐下的塑料板覆盖要整个罐区。 ③在油库边缘<即塑料板四周）有一垂直向下的塑料板，将油库整个地跟周围土壤隔离，边缘下步还有一埋地的排水暗沟，将排出的水送往水处理装置处理。 ④在库区设置一些土壤通风管，以逐渐降低土壤中污染物的含量。 通过这次返修，在现有的运行设施下面铺设合成材料衬垫，是一项非常复杂且耗资巨大的项目，因此，对于新建项目，应当尽量考虑未来环保条例的要求，减少今后改造所带来的巨大耗费。 3. 国内先进原油管道技术现状 库鄯线、东黄线、铁大线、铁秦线代表了我国输油管道的最高技术水平。 3.1 库鄯输油管道 该管道西起库尔勒，东到鄯善末站，全场476km, 管径610mm, 年输量500～1000万吨，1997年6月30日建成投产。该管道被誉为我国第一条具有90年代国际先进水平的现代化输油管道。 库— 鄯输油管线建设水平，从采用国际标准，实现高压大站距输送，实现常温密闭输送，通过减压阀解决大落差，采用国际一流输油设备，实现了高度自动化，输油能耗低，防腐层寿命长，操作运行人员少，建设周期短等十个方面比较，认为达到了９０年代国际先进水平。 该管道的主要特点有以下几个方面： ① 项目设计采用了国际先进标准。为了实现总公司提出的把库鄯线建设成具有９０年代国际先进水平的样板项目的要求，库鄯输油管道设计是由国际著名的油气管道设计公司— 意大利斯南普吉提公司和中国管道设计院合作完成的，大部分设计采用了国际先进标准，如：美国国家标准<ＡＮＳＩ）、美国石油学会<ＡＰＩ）等。 ②实现了高压、大站距输送 经过对多种方案进行技术经济优选，确定库鄯输油管道设计运行压力为８．０ＭＰａ，采用X65高强度管材，实现高压输油。 库尔勒首站与马兰中间泵站<一期项目仅为清管站）间距为１５４ｋｍ，马兰中间站与末站间距为３２２ｋｍ。一期项目年输５００万ｔ原油，实现了首站一泵到底。这些技术指标与国内直径 力６．４ＭＰａ和约８０ｋｍ的站距<东营—黄岛复线）相比高出较多，与国际著名的美国阿拉斯加管道<全长１２００ｋｍ，管径 ０．６亿至１亿ｔ，运行压力８．２０ＭＰａ，平均站距１００ｋｍ）及美国全美管道<从加利福尼亚州芭芭拉至德克萨斯州休斯敦，全长２８１６ｋｍ，管 上的输油管道，运行压力等于或超过８．０ＭＰａ的并不多。 ③实现了常温、密闭输送 库鄯线针对塔中油和塔北油物性的不同特点，经过科研攻关，采用冬季添加降凝剂改善混合油物性和流变性来实现全年常温输送，这在国内长输管道中还是首次从设计就立足于加剂降凝降粘。与澳大利亚及哈萨克斯坦的一条输油管道采用添加降凝剂的方法实现常温输送相比，它也是比较领先的<体现在加剂量小、输送距离大、降凝降粘效果好上）。 ④通过设置减压站来解决大落差问题 国外８０年代前建成的具有大落差的管道多是采用在低点设置压力泄放罐和加大管道壁厚的方法来解决大落差问题，这种方法的缺点是耗费管道钢材多，且因要设置原油注入站，把泄放进罐的原油注回管道而造成能耗增加和运行操作复杂。库鄯线通过设置减压站，用“减压阀节流调节技术”来解决在约１０５ｋｍ范围内高达１６６０ｍ的大落差问题，具有以下优点和先进性：<１）调节平稳，能确保安全可靠运行。<２）能根据管输流量的变化而自动改变减压阀上游压力调节设定值，减压阀节流压差<减压）随输量增大而减小<在０．１～６．０ＭＰａ范围内变化），能有效地避免能量浪费。<３）降低了减压站下游至末站间管道的壁厚，有效地节省了投资。<４）在１６６０ｍ落差上只设一级减压站，在国际上是属最先进的。在保证安全可靠性前提下，节约了设备投资，方便了运行管理。国外９０年代新建的具有类似库鄯线这样大落差管道也采用了这种技术，如：沙特阿拉伯石油公司和美国阿莫科石油公司修建的横贯沙特东西部的“西— 东原油管道”就在翻越点<最高点）至洋布<ｙａｎｂｕ）末站之间就设置了减压站，用减压阀节流调节技术来解决大落差问题<该管线的最大落差约为库鄯线的５０％）。 ⑤ 采用了成熟可靠、高效节能、在西方工业化国家中处于技术领先水平的输油配套设备 库鄯线的主要输油设备给油泵和变频调速输油主泵分别是从日本和德国引进的，具有配备检测仪表完善、故障保护灵敏、维修周期长<２万ｈ以上）、运行效率高<泵效为８５％～８６％）等特点；输油工艺流程上使用的电动阀门是从意大利引进的；３５ｋＶ、６ｋＶ电气开关及其监控系统是德国１９９４年以后投放市场的最新产品<第三代智能化ＳＦ６绝缘全封闭真空开关）；自动化系统是从加拿大引进的代表当今油气管道和供配电系统最新自控水平的开放型监控和数据采集<ＳＣＡＤＡ）系统，美国著名的全美管道和科洛尼尔成品油管道都经过改造使用了这套系统；光缆通信系统也引进了芬兰诺基亚公司的先进的数字传输系统设备<光端机系统）。 ⑥ 实现了以只需在控制中心发一个计算机键盘命令就可以完成全线自动顺序启动或自动顺序停运的高度自动化输油管道自动化水平<或自动化程度）一般有以下几种：<１）自动监测自动采集和监测主要工艺运行和关键设备状态<单纯数据采集、不具备控制功能）<２）单体设备遥控操作自动监测全线工艺运行参数、设备状态与运行参数；能够完成工艺运行参数自动调节和设备自动保护停运；从控制中心发一个计算机命令只能完成对单台设备<或阀门等）的启燉停或开燉关操作<单体设备遥控操作）。<３）单元机组<设备）自动顺序逻辑控制从控制中心自动监测全线各站工艺运行参数、设备状态与运行参数；能够完成运行参数自动调节和设备自动定值保护及其它自动逻辑保护；既可遥控操作单体设备又能完成“单元机组<设备）自动顺序逻辑”遥控操作<即：发一个键盘命令可以完成一台主体设备及其与之相关的所有辅助设备或配套设备的自动顺序逻辑启动或停运。如：输油泵机组的启停及其进、出口阀门的开关等；或发一个键盘命令就可以完成一个输油流程的自动切换，如：自动倒罐和自动收、发球控制等）。国内东—黄线、铁— 大线及国外大多数输油管道的自动化水平均属这一类，是很完善的和高水平的监控和数据采集<ＳＣＡＤＡ）系统。<４）单站自动顺序逻辑控制在上述第<３）种水平的基础上增加—— “全站自动顺序逻辑控制”。也就是，在控制中心监控终端上发一个键盘命令就可以完成对一座泵站<或清管站或减压站或末站）所需投入运行的全部设备<包括工艺流程阀门）的自动顺序启动或正在运行的全部设备的自动顺序停运。库鄯线就做到了这一点。<５）全线自动顺序逻辑控制在上述第<４）种水平的基础上再增加—— “全线自动顺序逻辑控制”。也就是，在控制中心监控终端上发一个键盘命令，就可以完成全线各站场所需投入运行的全部设备<包括工艺流程阀门）的自动顺序启动或对正在运行的全部设备的自动顺序停运或紧急停运。库鄯线的自控水平达到了这种程度，这是一种首创。据我们对国外先进输油管道的调查，均不具备这种水平。 ⑦ 输油能耗低库鄯线试运一年来，统计综合能耗为１７６ｋＪ/<ｔ·ｋｍ），这仅是国内输油管道平均能耗５５０ｋＪ/<ｔ·ｋｍ）的４３％，也处于国际先进水平。如果库鄯线二期项目<马兰中间泵站）建成，管道输量上升到８６０万ｔ/ａ以上，具备优化运行条件，且使减压站的节流损失下降直至几乎没有节流后，库鄯线的综合能耗还会下降。 ⑧ 管道防腐先进完善库鄯线不仅采用了世界上先进的ＦＰＥ三层复合防腐涂层<其中ＦＢＥ涂层占６０ｋｍ），同时还设置了完善的阴极保护防腐系统，具有较高的防腐可靠性、先进性的经济性。４７６ｋｍ管道干线上由初步设计的１２座阴保站，减少为只建７座阴保站<实际投运了４座），阴极保护就达到了要求。这在国内是首次实现，在国外也未见过这样的报道。在阴极保护方面，采用了先进的综合技术，如：柔性近阳极技术、高土壤电阻率区域浅埋阳极长效降阻技术、带状镁阳极间隔敷设技术等。上述新技术均属国内首创，国际领先水平，受到中国腐蚀学会权威专家的好评，在提高阴极保护效果的同时，节约了大量的项目成本。 ⑨ 劳动生产率高因为库鄯线自动化水平高，实现了中间站、减压站无人值守和输油设备及配套设备现场无人操作，做到了用人少、劳动生产率高。库鄯线包括设备<仪表）维护维修人员在内的用人指标为０．３５人/ｋｍ，如果按国外输油管道通用计算方法统计<国外输油公司通信系统是由公共通信公司负责提供运行和维护有偿服务；自动化系统软硬件维护也是由自动化系统公司提供按需有偿服务，只设置检测仪表的调校维护岗位；其它输油设备的检修是由设备供应厂家按需有偿服务或保修服务，不设置设备维修岗位），库鄯线的用人指标仅为０．１８人/ｋｍ，属国际领先水平<一般为０．１～０．２人/ｋｍ，美国全美管道为０．３６５人/ｋｍ）。 3.2 铁秦线老输油管道节能降耗技术改造 铁秦线、鲁宁线两条输油管道80年代末进行了节能降耗配套技术改造，创造了老输油管道技术改造的成功案例，是我国输油技术上的一个重要突破，可以作为胜利油田老输油管道技术改造的样板。 铁岭至秦皇岛输油管道全长465km ,∮720×8钢管，设计输量2000万吨/年。首站是铁岭输油站，中间站有5座，分别设在新民、黑山、锦县、锦西、绥中，末站是秦皇岛油库。1973年9月30日投产，向石油五厂、六厂供油，并有部分原油在秦皇岛装船外运。 输油主泵选用DKS750/650水平中开三级离心泵，额定流量750m3/h，额定扬程550m，泵效75％，该泵有3m吸入能力，不需要喂油泵。 铁秦线<6站、454km）的主要攻关内容和技术指标是：①完成了全线并联泵的密闭输油工艺流程改造，并在1990年在国内首次实现密闭输送，经过实际运行检验，安全可靠，在研究过程中，进行了水击理论与实践的探索和实验，完善了管道的控制、调节与保护系统。②在利用原有的BB—Ⅱ型调节器的基础上，进一步实现了各泵站及全线的电脑数据监测和单站调控的计算机管理。③在实现全线密闭输油的基础上，完成了先炉后泵的工艺流程改造。④引进了国外先进的DZS型高效输油泵，并在黑山、锦西两个泵站改用了可控硅串级调速电机，实现了在密闭输油工况下的闭环调节，减少了节流损失。⑤完成了方箱式加热炉提高炉效的技术改造。⑥完善了管道清蜡系统，采用了机械清管器和平板阀，优化确定了最佳清管周期，降低了能耗。⑦研制了优化运行软件，指导生产运行。 根据原中国石油天然气总公司管道节能监测中心提供的数据，主要经济技术指标如下： 全线密闭输油流程比开式流程，在日输油量为5万吨的条件下，日节电1.7万kW•h；先炉后泵工艺提高泵效1.3%；DZS高效输油泵，实际运行测试效率达到84.14%，比原来的DKS泵效率69%提高13～15%；方箱式加热炉改造后，在满负荷下炉效达到84%，提高10%；采用机械清管在79km的管段中清 蜡，因扩大内径及减少摩阻，在一个清蜡周期内，可节电9000 kW•h。以上测试数据表明，技术改造的技术经济效果是显著的。 下面重点介绍以下该管道实现密闭输送的控制、调节与保护措施： 铁秦线采用密闭输送工艺是在原有的管道耐压、机泵设备和控制调节方式的基础上实现的。 ①调节方式 每台泵出口阀门调节：限定泵的最低入口压力和最高出口压力进行正常调节以及产生水击时的保护调节。 电机调速调节：利用原有电机增容改造的机会，改成串级调速电机，在密闭输送流程中，能够自动跟踪调节；调节对象选为泵入口压力，使泵入口压力维持稳定。 停泵调节：是在流量变化幅度较大的情况下，管道全线组泵或组站的一种调节方式；在用在水击时作为应急措施时使用。 泵进出口回流阀调节：这种调节只是在泵入口压力过低或泵出口压力超高时，作为临时性调节之用，以争取时间用来分析故障原因并进行处理。 ②保护方式 除上述的各种调节方式在一定程度上对输油系统具有保护作用外，还采取了进出站的高、低压泄压保护。 进站低压泄压阀：泄压定值设为0.5MPa；出站高压泄压阀：达到各站允许的最高出站压力即报警并泄流，高压泄压阀在出站压力低至0.03MPa时，也可报警并打回流。 3.3 马惠宁线 马岭—惠安堡—中宁输油管道，先后使用降凝剂和热处理综合处理工艺，使这条管道成为我国第一条全年实现常温输送的管道。该项技术达到国际先进水平。 该管道长164km,管径325mm,中间设加热站2座，热泵站3座，平均站间距约27km。1982年底首先进行了热处理工艺改造实验，取得成功，实现了“二四六”运行方案，即每年夏季2个月不加热输送、冬季4个月加热输送、春秋6个月热处理输送，与加热输送相比，年节油超过1.5万吨，节电超过936×104MJ。在此基础上，1988年～1989年，该管道又采用了加降凝剂综合处理工艺，将原来4个月的加热输送改变成热加热和降凝剂综合处理工艺，比原方案又节油4700吨以上，节电108×104MJ。 马惠宁线进行原油热处理输送工艺确定了“二、四、六”运行方案，即2个月进行冷输， 4个月加热输送， 6个月热处理输送。1994年后，经过几个阶段的实验，于1997年夏季将冷输时间由60天延长到94天，实现了“三、三、六”运行方案，即夏季3个月冷输，冬季3个月综合处理输送，春秋季6个月热处理输送。 热处理输送参数 ①地温在10℃以上，马惠线管输原油由85℃热处理降温至12℃左右，呈现出最优热处理效果，流型为牛顿体，凝固点由11.5℃降为—2℃～—5℃。 ②地温在10℃以上，可停输40－50小时，地温在6℃以上，可停输8－24小时，地温低于6℃时不宜停输。 ③热处理常温输送排量不应低于120m3/h。 ④马惠线管输原油最优热处理温度为85℃，红惠线管输原油最优热处理温度为95℃，马惠线热处理原油与红惠线未热处理原油最优体积掺和比为7：3或6：4。 马惠线原油热处理输送工艺应用经济效益十分可观，年节约燃料油15000吨，节电250万kW.h。 马惠宁线综合处理输送最初使用的是从国外进口的降凝剂，国产降凝剂研制成功后，对进口剂与国产剂进行了反复对比实验，证明国产GY降凝剂对马岭原油的改性效果与进口剂基本相同，从而以国产降凝剂替代进口剂，实现了马惠宁线降凝剂的国产化。 降凝剂的应用可大幅度改善长庆原油低温流变性，添加降凝剂后降低了管道的最低安全输量，在进行室内实验的基础上，1993年进行了添加降凝剂超低输量现场实验，现场实验结果证明了室内实验得出的关于冬季最低安全输量65m3/h的结论，降凝剂综合处理技术使马惠宁线冬季最低安全输量由120m3/h降到65m3/h，加大了管道正输量范围。 3.4大庆至抚顺输油管道 大庆至抚顺输油管道是我国第一条建设的长距离大口径输送高含蜡、高粘度、高凝固点的“三高”原油管道。建设背景是60年代后期，东北各炼油厂原油加工不饱和，处于半停产状态，大庆油田产量逐年增加，铁路运输已经不能满足需要，于是国家决定建设大庆至抚顺输油管道，1970年8月正式开始设计，边设计边施工，1971年11月投产。 大庆至抚顺输油管道管径为∮720×8，管材16Mn钢，站间距为50-60km。首站设在大庆市大同区葡萄花镇，取名太阳升首站，中间热泵站有7座，分别为新庙、牧羊、农安、垂杨、蔡家、昌图、铁岭及康乐屯分输站，末站设在抚顺市前甸，末站有火车装油功能。该线全长663.6km<其中∮529，66.8km；∮426，38.2km），设计输量2000万吨/年。 输油主泵采用新试制的国产400KD-250×2水平中开双级离心泵，每站三台，两开一备，该泵需要0.2MPa正压进泵，所以设两台喂油泵，一开一备。 加热炉采用国内自己设计、现场组装的方箱式低压空气雾化直接加热炉，功率为8141kW。 全线站库储罐全部是非金属油罐。首站6000m3砖罐8座，5000 m3钢筋混凝土罐8座；中间站各建5000 m3钢筋混凝土罐1座；末站建10000 m3钢筋混凝土罐2座，全线总库容143000 m3。 3.5 铁岭至大连输油管道 铁岭大连输油管道北起东北输油管网的枢纽站铁岭输油站，南到大连的新港油库，全长４３４．８７ｋｍ，干线管道直径为７２０ｍｍ。沿线设有沈阳、鞍山、大石桥、熊岳、瓦房店５座中间热泵站和位于大连石油七厂分输支线上的金州计量站。设计的输油量是２０００万ｔ。各输油站主要工艺设备有由美国引进的热煤炉，由德国引进的串联泵机组，在沈阳、大石桥和瓦房店３站，４＃泵机组的电机为变频调速电机，截断阀配的是美国的电动头，高压泄压阀选用的是美国的柔性水击泄压阀，压力调节阀选用的是美国球型调节阀配电液执行器。输油工艺采用串联密闭、先炉后泵及清管球中转等技术。通信设备选用的是法国的数字微波和瑞典的数字程控交换机。 自动化系统是由美国ＦＬＵＯＲ公司设计的以计算机为核心的监控与数据采集ＳＣＡＤＡ系统。它由设置在沈阳控制中心的中控系统和设置在铁岭、沈阳、鞍山、大石桥、熊岳、瓦房店等站的站控系统及专用微波通信信道构成。中控设备是由美国ＧＳＥ公司提供的以ＤＥＣ公司ＡＬＰＨＡ工作站为核心的产品，配有Ｓ燉３ＳＣＡ 和彩控台ＯＣＭ为美国ＥＭＣ公司的产品，机泵监视器为美国ＲＩＳ公司的产品。ＳＣＡＤＡ系统的主要监控功能有：<１）泵机组的启停控制；<２）泵机组的运行监控；<３）电动阀的开、关控制；<４）原油换热器三通调节阀的阀位控制；<５）压力调节阀的阀位控制；<６）变频调速电机的 转速控制；<７）水击保护<包括泄压保护和减量或停输保护）。各站工艺设备除可全部由沈阳控制中心监控，也可根据需要由泵站站控室监控或现场监视操 作。ＳＣＡＤＡ系统的投运保证了铁岭大连输油管道安全、平稳、高效、低耗的输油。 4.国外原油管道工艺技术发展趋势 4.1采用大口径、高工作压力 在管道设计过程中，采用大口径、高压力一方面可以减少管道的基建投资，另一方面可以降低输油成本，工作压力高低是衡量管道建设科技高度发达与否的重要标志。目前在美国阿拉斯加输油管道、苏联的两条“友谊输油管道”以及沙特阿拉伯所建的东西原油管道口径均为1220mm。输气管道的口径由60年代的910mm发展到现今的1420mm。管道的输送压力也有上升趋势。美国阿拉斯加输油管道的工作压力高达8.3MPa，横贯阿拉斯加输气管道的工作压力高达11.8MPa，它们是目前世界上工作压力最高的管道。管道操作压力的提高对管线的材质提出了较高要求。在国外的输油管道采用可焊性好、冲击韧性强和强度高的材质，如阿拉斯加输油管采用X65级钢，前苏联和加拿大采用X70级钢。 4.2密闭输送技术的发展 密闭输油方式是国外普遍采用的输油方式。为了防止水击，研究了采用智能化的压力释放阀，它由电磁线圈控制启动，由传感器监测管道压力、泵状态变化，它能够在3毫秒内产生反应。 4.3高效和可靠的输送设备 输油设备主要有加热炉、输油泵、阀门。国外对加热炉的热效率特别重视，多采用烟气回收系统，加热炉有的热效率高达92％。<我国新近设计制造的加热炉效率一般为85％以上）。国外输油管道的输油泵有以下特点。品种多，价格全，有充分选择的余地；效率高，泵效率均在85％以上，<我国输油泵的泵效率为61％～73％）；高效区适应性强，即η—Q曲线中高效区宽；可 靠性好，露天安装寿命可达20年。国外管道的阀门口径大，工作压力高，即保证密封性能且开关灵活，耐久性好。 4.4自动化水平高，多为全线集中控制设计 提高自动化水平可以节省能源的人力，并保证安全运行。具体操作时设一中心控制室，在总控室可以通过微波监控各站的主要运行参数和状态，根据运行情况的变化或报警信号由电子计算机提出合理的处理方案，调度人员分析判断后下达指令调整运行参数，或由电子计算机实行闭环控制。 4.5采用改变原油流变性的方法输送含蜡高凝点的原油 在含蜡原油中添加流动改进剂改善原油流变特性是近年来热门的输油方式之一。有的流动改进剂可以降低含蜡原油的凝固点，变加热输送为常温输送。而有的添加剂可以改变原油流动特性，降低沿程摩阻系数，起到减阻增输的作用。埃及曾在倾点为15～20℃的含蜡原油中添加1500～2000ppm降凝剂，将原油的倾点降至２℃，不仅可用于常温输送工艺，而且解决了停输后再启动的问题。前苏联曾采用流动改进剂，添加浓度为0.15％，使某含蜡原油的粘度降低２.５～３倍以便管输。 4.6开展对“界面减阻”理论的探讨 从仿生学的角度出发，海洋中的海豚和鲨鱼都能高速游动。通过研究人们发现，海豚的减阻与其表皮的柔性有关，它能保持其身体附近为层流边界层；而鲨鱼表皮很粗糙，很难形成层流边界层。经对鲨鱼皮的研究表明，它是在湍流边界层的条件下取得减阻效果的。鲨鱼这种表皮结构可以带来减阻效果启发人们在刚性壁面上加工沟槽的流动实验研究。另外，人们发现在金属管子的内壁涂覆或粘贴某种材料、降低表面张力、减少流体对壁面的浸润性，将其变为憎液表面也可以达到减阻的作用。据悉美国进行的管道人工沟槽研究可达５～７％的减阻效果，并将此技术应用现场实验中。日本研究人员使用直径为50.8mm管内侧刻有“Ｖ”字型沟槽的氯乙烯管子用空气作了实验，结果表明，有沟槽的管子的确比无沟槽的管子空气阻力小。 申明： 所有资料为本人收集整理，仅限个人学习使用，勿做商业用途。 因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容