基于SPS的负压汽化过程控制与分析

在大落差长输管道中发生意外停泵、泵站停电、阀门关闭等事故时会向上游传递增压波、向下游传递减压波,而承受负压波的高点可能会产生负压汽化,此过程产生的气相会影响管道的正常运行,且增大全线运行控制的难度。利用SPS软件对某成品油管道中间站意外事故工况所引起的高点负压汽化进行详细分析,根据SPS软件中的汽化模型计算的结果判断泵站意外停泵时产生汽化对管道与泵的具体影响,针对其实际情况提出并比较了应对方案的优缺点,且对原中间泵站停输方案进行了优化。通过SPS仿真软件验证表明,最终建议的最优方案合理可靠,对管道安全运行具有一定的指导意义。     

阀门渗漏的原因分析及对策

各个输油泵站是长输管道的灵魂,阀门渗漏是输油泵站经常遇到的问题,渗漏不仅污染环境,还可能引起跳泵,造成全线停输,甚至引发火灾.由于输油泵站阀门管径大、承压高、输油管线不能长时间停输及原油易燃易爆等特点,渗漏问题很难根治,长期以来影响安全输油生产.文章阐述了解决阀门渗漏的管理新思路和工艺新方法,有效攻克了阀门渗漏这一难题.     

漠大线水击分析及保护措施

输油管道运行过程中由于误操作或不可预见的突发事件会引发水击现象,易造成管道局部超压、液柱分离、输油泵汽蚀等危害。针对管道水击问题,对中俄原油管道漠河—大庆段工程(漠大线)采用了超前保护系统、泄压保护系统及压力自动保护系统等水击安全保护措施。对泵站非计划停泵、干线阀门突然关闭等事故工况进行了水击模拟,分析了该管道的水击保护过程。模拟分析结果表明,漠大线水击保护系统可以有效防止严重水击工况对干线管道和站内设备造成的危害,保障了管道的安全运行。     

超临界CO_2管道停输过程中安全控制研究

鉴于目前对超临界CO2管道停输过程中管内温度变化及压力流量脉动冲击相关研究较少的现状,结合CO2准临界特性,研究了停输工况下超临界CO2管道内流体的变化规律,并针对停输及启输过程提出了相应的安全控制建议。研究结果表明,进入准临界区的CO2密度将在温度微小变化下发生剧烈波动,密度的剧烈波动使管内CO2流体体积波动变化,在管道固定体积约束下,剧烈波动的CO2流体将对管道产生剧烈的脉动冲击,危害管道安全;超临界CO2对管道轴向的波动变化体现为密闭管道内流体的脉动流量,管内CO2的脉动流量出现时间与脉动压力出现时间完全对应;超临界CO2管道停输时间存在危险时间范围,在危险时间范围到来之前结束停输可以避免对管道系统的冲击危害。     

DN管道封堵器首次在现场应用

1981年,我们在农安和垂杨泵站的换阀动火施工中首次应用我所研制的 DN 型管道封堵器并获得成功,取得了一些经验。下面主要介绍在农安泵站更换212~#阀时管道封堵的情况。农安泵站的212~#罐前阀长期以来处于打不开,关不严的状态,严重影响安全平稳输油,急待更换。212~#线是和主干线连通的,如果不用管道封堵器就必须关闭204~#阀,使干线停输,对212~#线进行扫线;同时一万米~3油罐必须降到安全罐位以下,这等于将大罐内的油完全抽出,因为212~#线的管中心距罐底板仅0.55米。做到这一点相当困难又无把握。如果使用管道封堵器,那么停输、扫线和降罐位均无需进行。根据我们以往在铁岭泵站原油管道上进行的 DN     

从一起阀门跑油事故谈工艺管网憋压的预防

各个输油泵站是长输管道的灵魂,如果工艺管网破裂或阀门渗漏跑油,造成全线停输,将会严重影响输油生产。而泄漏的原油将会污染环境,一旦处理不当,严重时将会造成火灾,因此在输油生产中必须杜绝憋压事故的发生。     

管道安全保护系统在兰郑长成品油管道的应用

在管道发生事故工况时,管道安全保护系统是管道输送整体安全受控的主要保障,在保护过程中该系统能够自动触发并执行,不需人工干预,可大大降低管道事故引发的次生灾害。常用的管道安全保护措施包括水击超前保护、进出站泄压保护、自动压力越站保护、压力超限保护、紧急停车保护等。针对兰郑长成品油管道,通过离线仿真软件计算得出设计输量下全线水力坡降。在中间泵站用泵情况下,10 s内采取水击超前保护程序,管道全线不会超压,三门峡分输泵站压力越站,实现管道降量输送,管道输量为1 223 m~3/h。在末站罐前阀门误关断时,郑州站关闭信号发出后,10 s内采取水击超前保护程序,管道全线需停输才不会超压。目前管道安全保护设计依托SCADA系统,已经越来越智能化,并形成了一套成熟、完整的系统工程。     

成品油管道高点泵站泵机组停运的应急处理措施

以西南成品油管道为例，介绍了高点泵站泵机组停运产生原因及其对管道安全运行的危害，并对高点泵站泵机组停运产生的水击压力进行了定量分析，提出了中控调度员应对泵机组停运的应急处理措施，一是降低上游泵站的出站压力和流量，二是控制下游站场的进站压力和流量，从而将主点泵站机组停运产生的水击压力危害降至最低，以确保成品油管道的安全运行。     

管道停输多水击持续时间融合规则及其应用

长输管道全线停输作业需进行多次停泵操作,泵出、入口所产生的负、正压水击会沿管道传播,并在管内产生融合,导致泄漏检测系统误报警频繁。如果从时间维度对水击融合的行为特征进行分析并将融合规则应用到泄漏检测系统中,将能降低误报警率。为此,以多停泵水击持续时间为研究对象,在计算经验公式的基础上,对其在长输管道内的融合特性展开研究。首先对全线停输过程中水击的持续时间特征做出分析,然后借鉴区间分析相关理论,定义了水击区间的表示方法,并提出多水击持续时间区间的融合规则与计算步骤,再将该融合规则应用到常规负压波泄漏检测系统中,提出了一种误报警排除方法,并描述了具体的应用步骤。最后,通过开展现场应用,验证了该融合规则的正确性以及该误报警排除方法的有效性。     

基于SPS的水击超前保护方案分析与优化

成品油管道发生泵站甩泵等事故工况后通常执行水击超前保护方案,该保护方案对管道的安全性有着决定性作用。研究人员基于仿真软件SPS,对某成品油管道设计阶段制定的首站甩泵和中间站甩泵的水击超前保护方案进行了瞬态模拟,经分析该设计方案存在负压汽化等问题,需要进行首站甩泵全线停输和中间站甩泵降量输送的优化。在中间站甩泵降量输送中,基于可靠性和经济性原则制定了相应的优化控制逻辑,并根据仿真结果对安全性和经济性进行了详细的比较说明。通过SPS仿真验证表明,该水击超前保护优化方案过渡过程安全平稳,控制逻辑合理可靠,对管道安全运行具有指导意义。     

湖南长岭─株洲成品油管道泵机组优化配置的探讨

以长岭─株洲成品油管道泵站和机泵设置为例,介绍了离心泵串并联的特点,并对某单批次管输任务的三种配泵方案进行了水力计算和计算结果的比较,提出了成品油管道泵机组配置的一些要点,以供长输管道运行与管理人员参考。     

环丁砜抽提单元投料试车中的几项技术措施

<正> 烯烃厂芳烃装置的环丁砜抽提单元,是以环丁砜为萃取溶剂从裂解汽油中抽提芳烃的装置。年处理能力为15万吨。为保证试车一次安全成功,且加快开车进程节约开车费用,我们采用了下述技术措施。一、以系统油运代替水联运环丁砜单元管道的清洁度要求较高,我们先用裂解汽油进行冷油循环,然后进行热油循环,同时在油运初期,经常消除运行泵过滤网上的杂物,取得了比水联运时更理想的效果。实践证明,油运代替水联运是加快     

成品油管道水击保护分析与应用

水击是成品油管道运行中一项严重危害,保证管道生产安全,应建立多级别、系统性综合防护措施。根据水击危害级别分别制定了出站调节阀保护调节、进出站超高泄压、压力超高联锁顺序停泵、压力超低联锁顺序停泵、压力开关紧急停泵等保护措施,实现成品油管道的安全、平稳运行。     

埋地湿天然气管道安全停输时间计算方法研究

为了防止湿天然气管道在停输过程中水合物的形成,有必要对管道的安全停输时间进行计算。湿天然气管道在停输过程中,管内介质与周围环境进行热交换,停输时间过长可能会导致水合物形成,造成再启动困难。采用多相流模拟软件对安全停输时间计算方法进行了研究,利用有限元方法分析停输时埋地管道及周围土壤温度变化情况,将天然气温度与水合物形成温度进行对比,计算湿天然气管道安全停输时间,并研究了不同输送工况下安全停输时间变化规律。一般说来,安全停输时间随着输量、起点温度、环境温度增加而延长。所以,准确计算湿天然气管道安全停输时间对于指导气田安全生产具有重要意义,可以为计划停输方案制定提供依据,防止事故停输工况下水合物的形成,提高输气管道操作安全性。     

输油管道首站停泵时低压区超压分析及对策

某成品油管道首站在停输时,泵机组停运过程中储罐区、给油泵区等低压区偶发超压现象。针对这一异常工况,排查各输油主泵运行状态,结合站场工艺流程设计,分析泵机组启停控制逻辑,找出了停泵后低压区超压原因并提出了解决措施,整改后低压区没有再出现超压现象。     

集输泵站噪声污染源及治理对策

在集输泵站中，噪声是主要的职业危害因素。噪声能够对人体的听觉、神经等系统产生不良影响。为此，降低噪声强度、控制噪声污染是集输泵站环境保护的一项重要内容。本文所讨论治理的对象是指集输泵站中泵的所附管道和支架系统产生的结构噪声，因此产生泵噪声的最重要因素是泵的操作条件和泵的安装。     

浅析集输泵站工艺管道局部腐蚀原因及对策

通过对采油厂12座集输泵站工艺管道腐蚀状况的分析，总结出站内工艺管道局部腐蚀的多发部位为：管道的底部弯头及三通部位、防水层受损及支撑处、入土及地沟管段、污水外输泵出口及油气分离器入口段等。并分析了腐蚀原因，提出了治理对策。     

埋地保温管道和非保温管道停输温降规律对比研究

针对非保温、新建保温和在役多年保温三种保温效果差异性较大的热油管道,通过数值模拟,对比研究了其在停输过程中油温的变化规律和热力性能差异。结果表明:对于管段首端,停输时间较短时非保温管道的停输温降速率和温降幅度要大于保温管道,但随着停输时间延长,非保温管道的停输温降速率逐渐变小,同时非保温管道的停输油温开始高于保温效果较差管道的油温;对于管段末端,停输过程中非保温管道油温始终低于保温管道,但非保温管道停输温降速率总体要小于保温管道。针对不同管段保温效果不同的管道模拟也表明:非保温管道的降温速率并不一定是最快的。因此,在生产运行管理中,要注意保温管道与非保温管道在停输过程中的热力差异性,结合仿真模拟科学决策,杜绝简单惯性思维。     

液化天然气长输管道输送技术

各国对液化天然气(LNG)的重视使得LNG需求量逐年增加,为满足LNG长输管道建设需求,有必要对LNG长输管道输送技术进行研究。分析了LNG的应用现状和现行LNG管道面临的问题,阐明了LNG长输管道建设的必要性和可行性。对LNG长输管道的工艺设计标准和方法进行了介绍,阐述了LNG长输管道采用的密相输送工艺原理,对管道中间加设冷却站的方法进行了分析并给出了冷泵站间距的计算公式。管道需安装绝热保冷层,介绍了管材和绝热材料等绝热保冷技术以及保冷层厚度的计算方法。最后提出了LNG长输管道设计中可能遇到的管道预冷、冷收缩和停输以及LNG冷量利用等问题的解决方法。     

成品油管道控制逻辑仿真分析与改进

成品油管道的安全控制系统根据不同层次工况的需要,从控制措施配置到控制逻辑确立,分级设立相应的保护措施,确保管线安全平稳运行。某成品油管道海拔落差大、运行压力高,控制难度较大,为准确掌握该管道执行相应控制逻辑对安全运行的影响,利用仿真软件SPS,以泵切换、甩泵和甩站三种具体工况的控制为例,对管道现有的控制逻辑进行仿真分析。分析结果表明,泵切换控制逻辑合理,管道系统在正常压力范围内运行,但仍有优化空间;甩泵和甩站控制逻辑均触发上下游一系列主输泵联锁停泵事故,危害管道运行安全。遵循管道操作原则,对甩泵和甩站控制逻辑进行了合理改进,改进结果表明管道过渡过程平稳,控制逻辑安全可靠,研究内容对该管道和类似管道工程的安全经济运行具有参考价值。