庆咸输油管道工程新工艺新技术研究及推广应用
成果信息
项目年度编号: 1001400467
限制使用: 国内
省市: 陕西
中图分类号: TE973
成果类别: 应用技术
成果公布年份: 2008
关键词: 输油管道工程 密闭输油工艺 架空管线施工
成果简介: 1、立项背景:由于长庆油区西峰油田勘探开发的突破,陇东油区原油产量逐年递增,长庆陇东油区产输矛盾突出,为了充分响应中油集团公司西油东送,优化资源配置的战略,满足咸阳长庆石化分公司新建500×10<'4>t/a原油加工装置的用油需求,并从根本上解决长庆集输管网产输矛盾突出的问题,因此经中油股份公司批准及投资建设实施庆咸输油管道工程,并通过该工程,阶段性的解决长庆油田原油储罐容量不足的问题。因此在该工程的建设过程中需重点解决以下问题:(1)管道地形地貌复杂,地势高差大。起点高程1416m,终点高程384m,地势高差1032m。(2)输量变化范围大,起始输量低。2006年11月投产输量为180m<'3>/h(129×10<'4>t/a),预测2008年庆咸管道原油输量将超过330×10<'4>t/a。(3)管道敷设区域自然及社会依托条件较差,生态环境脆弱,地质灾害频发,打孔盗油事件时有发生。(4)长庆油田地面首次进行50000m<'3>,100000m<'3>储罐以及消防等配套的建设。(5)湿陷性黄土地区50000m<'3>储罐的地基处理,管道线路的水工保护及环境治理保护。(6)复杂地质条件下的100000m<'3>储罐的地基处理。(7)大型储罐的防腐技术。(8)建设绿色、数字、效益管道。国内外新建的长输管道均首先考虑采用密闭输油工艺,并通过加剂降凝热处理技术来提高管道的适应性及节能运行,自控系统均采用SCADA系统,国内已建长输管道的密闭输油率为25%,国外为100%,其他指标如下:国内先进国外先进输油泵平均运行效率79.4%-84%,85%-86%;输油总能耗:0.411MJ/t.km,0.233MJ/t.km;单位输油电耗:0.03MJ/t.km;单位输油热耗:0.054MJ/t.km;密闭输油率:100%,100%;输油管道能力利用率:97%,73%-115%;每公里管道用人:2.63人,0.097人。2、技术方案与研究开发内容:庆咸输油管道工程是长庆油田一条横贯南北的输油大动脉,管道设计任务输量300×10<'4>t/a,起点为甘肃省长庆西峰油田,终点为陕西省咸阳市长庆石化分公司。管道全线设输油站场4座(西一联输油站、西二联输油站、彬县清管站、咸阳输油末站),输油管道254.3km,截断阀室10座,新建原油储罐40×10<'4>m<'3>,(5×10<'4>m<'3>储罐4具,10×10<'4>m<'3>储罐2具),中国石油天然气股份公司批复投资7.02亿,该工程被陕西省、中国石油天然气股份公司列为2005-2006年度重点工程。由于长庆油田发展的需要以及管道敷设区域的地形地貌特点,该工程在设计过程中需要面临“地形起伏落差大、区域地质复杂、输量变化大、单罐容积大”等技术难点,针对上述难点,该公司在设计中应用了以下新工艺、新技术。(1)原油低温输送工艺根据研究表明,管输原油加热至65℃时,原油凝点为13℃,加入10mg/kgGY-3型降凝剂,凝点可降至6℃,粘度也可显著降低,从而可显著降低原油进站温度,使原油能在较低温度下输送,同时由于管道采用了泡沫塑料“黄夹克”进行保温,也可显著的降低管道输送过程中的热损失,从而使该管道在较低的输量下安全节能的运行,根据测算,累计可节约燃料费用现值2200万元。(2)一泵到底的密闭输送工艺针对西二联输油站-咸阳输油末站段管道全长225.9km,起终点高差972m,在设计中充分的利用了该段管线的地势高差,根据任务输量,合理的确定管道的管径与设计压力,优化布站,使该段管道实现了一泵到底的输送工艺,降低了生产运行成本,减少了原油损耗,并节约工程投资1300万元。根据2008年1月15日生产日报,管道输量为170m<'3>/h(122×10<'4>t/a),管线出站压力为0.06MPa,充分的利用了高差,实现了管道节能运行。(3)减压调节优化技术根据管道水力计算,西二联输油站-咸阳输油末站段管道高差972m,需设置中间减压站,根据管道沿线的自然与社会依托条件,充分结合先进可靠的工艺技术及设备,通过在咸阳输油末站设置管道减压调压系统,采用引进的迷宫式减压设备,将减压站与咸阳输油末站合并,优化了管道全线的站场分布及站场的设置,减少了1座减压站,节约了工程一次性投资约200万元,并年均节约运行成本30万元。(4)进站余压回收利用技术充分的利用了管道的剩余压能,根据计算管道进入咸阳输油末站的压力为5.6-3.64MPa(表),进站压力相对较高,通过灵活的调节阀后的原油输送压力,原油进罐的同时,也可以2.5MPa以上的压力直供长庆石化常减压电脱盐脱水装置,每年可节电243.6万度电,降低运行成本141.3万元,累计节约费用现值约1080万元。(5)管道压力及壁厚分布优化技术根据投产水联运、最大输量、事故等各种工况下管道压力分布情况,合理的分析对比确定管道全线各段的设计压力,优化管道设计壁厚。(6)水击超前保护技术:该管道系统采用了停泵和保护调节的方法进行超前保护,当输油末站减压阀突然关闭或者线路截断阀突然关断时,由调度控制中心自动下达水击保护指令,调节阀、调速电机动作,进行保护性调节或顺序停掉相关站的输油泵等方法,来缓解增压波、减压波对管道的影响,以防止管线相对薄弱地段超压或高点汽化。当由于某种事故原因造成全线的流量发生计划外变化时,可以通过调度控制中心下达指令改变各控制点的设定值,以达到超前保护。(7)紧急停车及超压泄放安全保护技术由于庆咸管道西二联-咸阳末站管段充分利用了地形高差,采用了一泵到底的输油工艺,在生产运行过程中,存在着由于进出站阀门的关闭引起的管道运行压力压,为了确保管道及站场输油设施的安全,在西二联输油站出站、咸阳输油末站进站管路上设置超压泄放设施。其中西二联输油站采用先导式水击泄放阀,考虑到进站温度较低以及由于输量变化引起的进站压力变化较大,咸阳输油末站采用了氮气式水击泄放阀,泄放压力可在0-10MPa之间进行调节。当发生管道破裂、油罐破裂或火灾、电器短路着火或其它严重情况时,管道设计了紧急停车系统,管道全线可按照程序设置进行紧急顺序停车,以降低企业损失以及环境的损害。(8)线路截断阀自控及远控技术由于管道全线布站较少,且敷设区域自然及社会依托条件较差,生态环境比较脆弱,沿线地质灾害以及人为打眼破坏的事件经常发生,为了减少管道经济损失,避免对周围环境造成严重的破坏,管道阀室采用RTU电动阀室,当管道出现泄漏时,可对截断阀进行远程控制。(9)在线光纤光栅传感检测技术该工程设计中,该公司与西安石油大学合作,在国内长输管道工程中率先采用了在线光纤光栅传感检测技术,在全线10个阀室以及4个站场设置了光栅传感器,利用光栅传感器波长的变化检测管道的温度、压力、应变,通过光纤实现数据无电上传,其检测数据通过调制解调后误差较小,通过修正后具有较高的精度,可有效的指导生产运行,该检测系统在长输管道的应用可为今后管道运行数据检测以及泄漏检测开创了新的方向。(10)100000m<'3>浮顶储罐设计技术油罐主体采用单盘外浮顶油罐的结构型式。油罐内径81m,罐高22m,地震设防烈度按8度考虑,在充分考虑到油罐强度的前提下,罐壁材料除SPV490Q板材进口外其余均采用国产钢材。浮顶采用单盘式浮顶,设置边缘浮舱,并在单盘中心设置中央浮舱增强单盘整体刚性,在单盘破裂和浮顶积水时为单盘提供浮力;中央排水管在采用柔性软管排水系统能有效解决这些问题,管的上部设有防溢流的浮球单向阀。将传统的的动密封改为静密封,保证了密封的可靠性,有效地避免了密封泄露,提供了整个系统的免维修性能;二次密封采用高效防蒸发舌形阻隔膜密封;刮蜡机构采用重锤式;在浮顶顶部设置自动通气阀。(11)大型储罐防腐技术为了避免腐蚀对大型储罐安全运行的影响,该工程在油田内部首次采用内防腐结合罐底网状阳极阴极保护的储罐防腐技术。在设计中对罐顶、罐底及距离罐底和罐顶1.8m处罐壁采用了环氧类导静电涂料加厚型防腐结构。储罐底外壁阴极保护在借鉴了国外及国内一些先进技术资料后,课题组选择开发出了采用环氧煤沥青防腐措施后,同时采用外加电流阴极保护。该阴极保护结构为将网状阳极地床均匀焊接于罐底部承网格状,并将阳极通过电缆与测试桩及恒电位仪进行连接。网状阳极是由阳极带和钛金属连接片直角交叉构成,在钛金属连接片设有通电点以便阳极与测试桩的连接,并确保了恒电位仪设备与阳极的连接。结合上面两方面技术的应用,使得储罐内防腐及阴极保护在设计、施工及维护上够更加方便简易,同时更大的提高了储罐的使用年限,保证的生产运行的安全。(12)湿陷性黄土地区50000m<'3>,储罐地基处理技术:该工程在西二联输油站设置了4具50000m<'3>浮顶油罐,根据工程地质详勘报告,该场地属于Ⅱ级自重湿陷性场地,湿陷性土层平均厚度为10.0m。在Ⅱ级自重湿陷性场地上建设50000m<'3>储罐在国内属于首次,为解决下部砂层较松散,使上部沥青砂垫层施工成形困难、易起鼓等影响工程质量的问题而采取了以下技术措施:A.储罐基础采用钢筋混凝土环墙式基础。环墙宽0.60m,高2m,其中地面以上0.8m、以下1.2m,C30混凝土连续浇筑;B.环墙下100厚C10素混凝土垫层。环墙内构造做法从下至上分别为:1600mm厚2:5:3灰土石垫层,300mm厚中砂垫层,100mm厚级配碎石垫层,100厚沥青砂垫层。其中厚级配碎石垫层是在充分结合工程实际创新增加的构造层,在规范中无此构造层做法。从实际运行情况看,该构造层增加了基层强度及稳定性,效果良好。C.采用孔内深层强夯挤密桩法(DDC法),在灰土石垫层下做孔内深层强夯桩,锤击沉管成孔,柱锤夯实填料施工工艺,成孔直径Φ400mm,成桩直径不小于Φ550mm,桩距1100mm,按等边三角形布置,宽出环梁外6.5m,每具罐下布桩3473根,垫层厚度及桩长根据每个罐所处位置的地层条件确定。垫层材料为石灰、粘土、卵砾石按体积比为2:5:3,经机械搅拌混合后分层碾压回填,压实系数不小于0.97。桩身填料为2:8灰土,压实系数不小于0.97,挤密后桩间土的平均干密度不小于1.63g/cm<'3>。地基处理效果如下:A.DDC桩部分静载试验结果:13个检测点在终止荷载500kPa时的沉降量值,罐-2/2为15.681mm-19.332mm,罐-2/4为11.281mm-16.461mm,沉降量均不大。每个试验点的极限承载力均大于500kPa。承载力特征值均大于250kPa。桩体压实系数检测结果:18个探井,每井3组,每组10个取样,共540个灰土样,试验成果表明桩体压实系数范围,平均压实系数0.97-0.98。桩间土干密度:在两桩孔之间的中点及桩孔外100mm处各取土样180个,桩间土平均干密度平均值为1.64-1.65g/cm<'3>。桩间土湿陷性:在三角形布桩的三角形形心处取土样180个,土分析成果报告表明在处理深度范围内的湿陷性均已消除。B.灰土石垫层部分静载试验结果:14个检测点在终止荷载500kPa时的沉降量值,罐-2/2为7.808mm-8.979mm,罐-2/4为7.778mm-8.823mm,沉降量均不大。每个试验点的极限承载力均大于500kPa。承载力特征值均大于250kPa。压实系数检测结果:605个灰土石样,试验成果表明压实平均压实系数0.97。动力触探试验结果:垫层均匀性良好。通过上述检测结果分析表明,该工程50000m<'3>储罐地基处理各项指标均达到或超过了设计要求。(13)渭河一级阶地砂土区100000m<'3>储罐地基处理技术该工程在咸阳输油站设置了2具100000m<'3>浮顶油罐,该站址位于渭河北岸防洪堤内的鱼塘之上,地貌单元属渭河高漫滩后缘,Ⅰ级阶地前缘。站场所处区域抗震设防烈度为8度,场地土类型为中软土,场地类别为Ⅲ类,地层自上而下可以分为以下几层:回填土,厚度在2.0-6.5m;中、细砂,厚度0.7-6.0m;中、粗砂层,层厚5.0m-7.4m;粗砂层,局部揭露1.0m-3.0m的砾砂、圆砾层,本层层位稳定,连续分布,本层未揭穿,最大揭露厚度42.50m。由于大罐地基与基础设计执行的规范是《石油化工企业钢储罐地基与基础设计规范》SH3068-95,该规范的应用范围最大为5×10<'4>m<'3>储罐,对于10×10<'4>m<'3>储罐的地基与基础设计,国内还没有相应的设计规范。A.采用综合技术处理地基:分层、分步解决地基变形及承载力的问题。Ⅰ水撼法与振密法处理场地上部松散的地震液化砂土,消除液化,提高土层侧阻力。Ⅱ有效利用振动压路机的影响深度及水撼法,减小开挖深度(减少土方约15450m<'3>);根据理论计算和试验结果分析,制定了一套包括“场地浸水高度、压路机吨位、碾压方式及遍数、砂土密实度控制值(标准捶击数)”等在内的技术参数及施工方法、顺序、要求等详细的处理措施。Ⅲ利用中心压灌混凝土桩解决地基承载力。B.采用异长桩调整地基不均匀变形由于场地土属于一层砂土(300kPa)、一层粘土(150kPa)的交错分布,特别是1#罐区的土层交错分布很不均匀,造成同一类土层的局部缺失,经地基承载力及沉降计算,若持力层选在同一层会导致:Ⅰ桩体侧摩阻力不同,造成中心压灌混凝土桩单桩承载力不同、使复合地基承载力特征值不均匀;Ⅱ土层的压缩模量不同,地基将会出现不均匀沉降,危及大罐安全,影响生产的正常运行。为此,对1#罐区提出了异长桩调整地基不均匀变形的技术措施,即采用不同的中心压灌混凝土桩长调整地基的不均匀性及承载力特征值差异,持力层选在第三层砂土(75%)第五层砂土(75%)。C.环墙内基层中增加碎石层,提高基层强度及稳定性,保证绝缘层质量。地基处理效果如下:A.上部松散砂土层:压实系数变化为0.97-1.29;均大于0.97的设计要求,完全达到了工程要求。B.中心压灌混凝土桩:单桩承载力极限值>800(700)kN,复合地基承载力特征值>350kPaC.灰土石垫层:压实系数变化为0.97-1.09;承载力特征值>300kPa。D.储罐充水预压:1#罐地基沉降观测,观测点的沉降量为6-16mm;2#罐地基沉降观测,观测点的沉降量为20-34mm,从充水速度及沉降观测结果分析,地基沉降量满足设计要求。通过上述检测结果分析表明,该工程100000m<'3>储罐地基处理各项指标均达到或超过了设计要求。(14)大型储罐区全自动控制消防技术:A.该工程大型储罐罐区消防系统均采用全自动控制。消防控制系统平时处于自动报警、人工确认、程序按钮启动消防系统的状态,可显著降低消防灭火时间,减少灭火时的操作人员,提高了消防系统和操作人员的安全性。B.在消防泵出口首次采用了改良型多功能控制阀代替以往使用的电动阀,使消防泵自动实现了闭阀启动的功能,减少了消防系统在消防泵出口处控制点,简化了消防系统的自控流程,从而节约投资约10000元。消防泵房内设泄压设施以防泡沫灭火系统和冷却水系统超压,确保了系统安全运行。C.对大罐区防火堤外的泡沫混合液管网首次采用环状敷设单管运行的模式,从而以最简单的方式实现了泡沫混合液5min上罐的规范要求,代替了以往设一台大泵专门补充泡沫5min上罐的做法,节约投资约20000元。同时采用多点放空和多点设排气阀的做法,改善了以往管线低点贴地的缺点,使架空管线施工方便,安装美观。(15)自控系统A.管道全线采用SCADA自控系统,可对全线各站场及截断阀室的生产过程进行数据自动采集、集中监视,并可实现主生产流程的自控或遥控;可实现异常工况下的顺序停输和紧急切断,实现全线压力的自动控制,水击超前保护。B.各站场可以达到有人值守、主生产过程无人操作的管理水平。当系统通信中断时,站控系统能够独立完成各项监督、控制、计量及数据存储等功能。C.实现各阴极保护站的数据及设备工作状态的实时监测。D.设计采用了管道泄漏检测定位技术和在线仿真系统,实现了全线的异常预警和控制方案模拟,为管道全线紧急事件的实时处理和事故决策提供了科学依据。E.输油站出站压力采用选择调节系统,通过输油泵变频调节,保证了管道安全和输油泵等重要设备的运行安全,有利于水击超前保护的实施。输油末站设减压系统,确保站前高点和翻越点的运行压力在正常范围内,保证末站进站压力和站内设备安全。F.原油罐区设置火灾自动报警控制系统。火灾检测采用感温电缆技术,该技术在长庆油田首次引进应用,其成功应用对同类工程具有较好的借鉴。(16)供配电系统A.输油泵变频控制技术:对输油泵实行动态控制,既满足了管线运行动态要求,又降低了电能损耗,按管道合理使用15年进行测算,累计可节约费用现值1300万元。B.高低压智能监控技术:将高低压回路电气参数由智能监控装置R485端口通过光纤传至中控室后台,实现对高低压负荷回路实施远端监控,做到遥测、遥信、遥控。C.UPS供电技术:根据输油管线阀室附近均只有农电的现状,为保证阀室的供电可靠性,除电源引自附近农网外,并在阀室内设置不间断电源UPS,加大电池容量,延长备用时间,使阀室内各用电设备正常运行,为“数字化”管道提供保证。D.高压与低压、集中与分散的电容补偿技术:不同负载点进行电容补偿,将功率因数提高到0.95以上,降低了线损,又使无功功率减少,降低了变压器容量,又降低了铁损。(17)泾河大型跨越设计技术泾河跨越为大型悬索跨越,主跨度为204m,塔架高23m,跨越主索矢高为20.5m。管线两侧设弧形抗风索,其水平方向矢高为20m。跨越管线及抗风索均高出百年一遇的洪水位3m,距离河床的高度约11m。泾河跨越为大型跨越,受力情况及施工技术复杂,河岸地质状况不稳定,为保证该跨越能顺利建成并节约工程投资,在设计中采用了以下技术措施:A.考虑到跨越位置处的地层采石挖沙的破坏,遇洪水后冲刷严重,正常的重力式基础很难保证跨越安全,故跨越基础采用钻孔桩基础,桩基打入稳定层内,桩顶与跨越塔架立柱刚接。B.由于采用了桩基础,此次跨越基础设计放弃了以往笨重的重力式基础,直接用混凝土桩作为跨越基础,桩间用钢筋凝土梁连接以增强跨越基础的整体稳定性,在基础迎水面做钢筋混凝土分水以减少水流冲刷。C.该次跨越塔架高达23m,为保证跨越整体刚度并减少投资,跨越塔架立柱选用大管径无缝钢管,立柱采用角钢拉接,由于塔架过高,在塔架两侧设侧向稳定索用于塔架的抗倾覆。D.该跨越全长204m,且为悬索结构,故管线在风荷载的作用下会发生大范围的摆动,为避免出现这种情况的发生,在跨越管线两端设弧型抗风索,按照管线受风后的摆动幅度,跨中风索与管线的距离仅为0.5m,跨端风索与管线的距离为20m。E.为增加跨越整体的抗风性,设计中尽可能加大主索间距离,减小吊架宽度,使整个吊架连接结构形成倒梯行,减小了管线遇风摆动的幅度。(18)湿陷性黄土地区水工保护及环境治理恢复技术湿陷性黄土地区敷设的管线,常会因降雨造成管沟大范围坍塌,管沟水土流失,管线悬空或断裂,经过多年的实践、总结、研究,管线在黄土区域敷设时采取了下列经济、实用、具有特色的防护措施,确保管道的安全。A.管沟分层夯实回填土,压实系数不应小于0.9,并应在自然地面上留出适当沉降余量(一般200mm为宜)B.管沟底部设置200mm厚的灰土垫层,消除地基湿陷性C.10°-15°斜坡段管线下沟后夯实回填到距管沟顶0.6m处应用150mm厚的3:7灰土夯实回填作为封水盖层,剩余部分用素土回填,并在自然地面上留出适当沉降余量,顶部种植生长快的低矮刚伏性草种。D.15°-25°斜坡段管线下沟后从坡底开始沿管道每隔10-15米设置一处灰土截水墙,每个截水墙均需高出管沟顶部200mm,在垂直管沟中线的方向,紧贴截水墙修筑坡向管沟两侧的灰土排水沟。以上做法是利用截水墙将地面径流分段隔开,并利用排水沟将汇集的水引至安全地带,管沟填埋同10°-15°斜坡段。E.25°-35°斜坡段由于倾斜角度较大,仅靠分流不能完全避免管沟冲刷,因此考虑采用草袋装素土(或灰土)全坡堆筑,从斜坡坡底处沿着管沟方向开始,管沟顶部用草袋装素土并埋草种堆筑,其下剩余部分用草袋装3:7灰土堆筑,草袋和管道之间的空隙应填素土并进行人工捣实。斜坡顶部做一条垂直与管线方向的围堰型截水沟。以防止坡顶地面径流汇集到管沟附近后沿斜坡冲刷管沟。通过现场应用与石砌护坡比较具有投资省,与周围土壤相溶性好,简单适用等优点。F.管线通过梯田时,要求管道敷设完后,不但应夯实管沟填土,而且还应用草袋装素土(灰土)堆筑来恢复原有地貌。对与梯田上的每一个陡坎,最上部1/3处用草袋装素土并埋草种堆筑,其下用草袋装3:7灰土堆筑,草袋和管道之间的空隙填素土并进行人工捣实,草袋和原土间的缝隙用3:7灰土填塞捣实。通过上述技术措施的应用,极大的降低了湿陷性黄土地区由于降雨等自然灾害而引发的管道事故,并且在短期内迅速的恢复了地表植被与地形地貌,显著的控制了由于管道敷设而引发的水土流失,为确保该管道成为环保道、绿色管道奠定了基础。3、技术创新点:(1)原油输送采用了加剂降凝热处理+泡沫塑料“黄夹克”低温输送工艺,通过降低油品的凝点以及管道的传热速率,来保证油品在较低的温度下进行输送,低输量节能运行,并可减少加热站的设置,降低工程投资。(2)西二联输油站-咸阳输油末站距离226km,利用地形高差972m,实现了中间不加压一泵到底的输送工艺,降低了生产运行成本,减少了原油损耗,并可节约工程投资1300万元。(3)减压调节优化技术,采用引进的迷宫式减压设备,将中间减压站与咸阳末站合并设置,优化了管道全线的站场分布及站场的设置,减少了1座减压站,节约了工程一次性投资约200万元,并年均节约运行成本30万元。(4)进站余压回收利用技术,根据计算管道进入末站的压力为5.6-3.64MPa(表),进站压力相对较高,通过减压调压装置,灵活的调节阀后的原油输送压力,原油进罐的同时,也可以2.5MPa以上的压力直供长庆石化常减压电脱盐脱水装置,每年可节电243.6万度电,降低运行成本141.3万元,累计节约费用现值约1080万元。(5)在国内首次在长输管道利用光栅波长的变化,将检测的数据通过同沟敷设的光纤进行传输。(6)长庆油田地面工程建设中,首次设计50000m<'3>,100000m<'3>大型浮顶储罐。(7)湿陷性黄土地区50000m<'3>储罐地基处理技术的成功应用在国内尚属首次。(8)渭河一级阶地砂土区100000m<'3>储罐地基处理,采用综合技术处理地基,分层、分步解决地基变形及承载力的问题;采用异长桩调整地基不均匀变形;环墙内基层中增加碎石层,提高基层强度及稳定性,保证绝缘层质量,该方案的成功实施标志着该公司的储罐地基处理技术达到了国内先进水平。(9)长庆油田储罐区首次采用全自动控制消防技术,达到国内先进水平。(10)大型储罐壁内防腐+罐底阴极保护综合防腐技术,达到国内先进水平。(11)管道压力及壁厚分布优化技术。(12)具有长庆特色的湿陷性黄土地区水工保护环境治理恢复技术。(13)线路截断阀自控及远控技术。(14)SCADA自控技术,可实现对全线主设备进行实时检测和数字化管理,主生产流程无人操作,达到国内先进水平。(15)在线模拟仿真泄漏检测定位技术。(16)紧急停车,超压泄放安全保护技术。4、与国内外同类技术或产品的综合比较、存在问题及改进措施:在庆阳-咸阳输油管道工程设计中,该公司针对该工程所具有的特点,积极探索研究新工艺、新技术,采用了多项先进的工艺技术,通过技术方案优化累计节约工程投资约2100万元,节约运行费用现值约3280万元,在任务输量下测算各项指标详见下表。项目单位设计水平备注输油泵平均运行效率80%;国内先进输油总能耗0.259MJ/t.km;国内先进单位输油电耗0.049MJ/t.km;国内先进单位输油热耗0.21MJ/t.km;国内平均密闭输油率100%;国外先进输油管道能力利用率100%;国外先进每公里管道用人0.42人国内先进。该管道自2006年11月投产运行后,各项环保、安全、技术指标均达到了国家标准及设计要求,并于2007年6月顺利的通过了工程验收,证明了该管道的整体技术水平已达到了国内先进水平,与国内长输管道相比该工程在湿陷性黄土地区大型储罐基础处理及水工保护环境治理恢复技术、长输管道光栅检测技术等工程设计领域实现了突破与领先,并合理的利用地势高差为今后的管道节能运行奠定了基础,根据2008年1月15日生产报表显示,在170m<'3>/h的输量下,西二联输油站管道外输压力为0.06MPa,经测算年单位输油电耗仅为0.008MJ/t.km,运行非常节能,2008年随着长庆油田产量的持续增长以及铁西管道的投产,该管道将达到满负荷运行,这表明了该管道不仅技术先进合理,而且具有很强的输量适应性。同时通过该管道工程的顺利实施也实现了该公司在大型储罐及配套技术设计领域的突破,达到了国内先进水平,并且也带动了长庆油田在大型储罐建设、管理、配套服务等领域的突破。5、应用、推广情况:该管道2006年11月投产运行,投产输量为180m<'3>/h(129×10<'4>t/a),2007年全年管道输量为113×10<'4>t/a(157m<'3>/h),经过一年的运行该工程所采用的新工艺、新技术的环保、安全、技术指标均达到了国家标准及设计要求,并于2007年6月顺利的通过了工程验收。(1)原油输送采用了加剂降凝热处理+泡沫塑料“黄夹克”低温输送工艺,通过降低油品的凝点以及管道的传热速率,保证了油品在较低的温度下进行输送,低输量节能运行,减少了加热站的设置,降低了工程投资。(2)西二联输油站-咸阳输油末站距离226km,利用地形高差972m,实现了中间不加压一泵到底的输送工艺,降低了生产运行成本,减少了原油损耗,并节约工程投资1300万元。(3)减压调节优化技术,将中间减压站与咸阳末站合并设置,优化了管道全线的站场分布及站场的设置,减少了1座减压站,节约了工程一次性投资约200万元,并年均节约运行成本30万元,该项技术在类似地形的管道设计可推广使用。(4)进站余压回收利用技术,利用管道进站余压可直供长庆石化常减压电脱盐脱水装置,每年可节电243.6万度电,降低运行成本141.3万元,累计节约费用现值约1080万元,为管道剩余能量的综合利用提供了新的思路。(5)在国内首次在长输管道利用光栅波长的变化,将检测的数据通过同沟敷设的光纤进行传输。该检测系统在长输管道的应用可为今后管道运行数据检测以及泄漏检测开创了新的方向。(6)50000m<'3>,100000m<'3>大型浮顶储罐均平稳运行至今,有效的降低了油气损耗。(7)湿陷性黄土地区50000m<'3>储罐地基处理技术的成功应用,各项检测结果均达到了标准及设计要求,为今后在湿陷性黄土地区类似工程的地基处理具有指导意义。(8)渭河一级阶地砂土区100000m<'3>储罐地基处理技术,充分考虑了周围环境的客观因素,避免了强振动、高噪音以及粉尘污染等对周围造成的不良影响;充分考虑了施工条件,确保工程质量,缩短了施工工期,使工程得以顺利进行。10×10<'4>m<'3>储罐在在西北地区是储油量最大的罐,在地震液化砂土地区建造更为罕见。该项技术确定的设计参数,经过了国内有关专家的评审论证以及现场实际检测数据的佐证,证明了该项技术具有一定的科学性、经济性、和先进实用性,为《石油化工企业钢储罐地基与基础设计规范》的修订提供了可参考的设计参数及试验数据,也为今后在液化砂土地区建设提供了可借鉴的技术资料及施工经验。(9)通过一年的运行,湿陷性黄土地区水工保护环境治理恢复技术有效的降低了由于雨水冲刷等自然灾害引发的管道安全隐患事故。(10)SCADA自控系统可实现对全线主设备进行实时检测和数字化管理,主生产流程无人操作,以及在线模拟仿真泄漏检测定位,达到了国内先进水平。该管道上述技术的成功实践应用,标志着该管道的整体技术水平已达到了国内先进水平,该管道的设计思路以及所采用的新工艺、新技术可谓今后的管道建设提供借鉴作用。
申报信息
登记号: 9612008Y0337
登记日期: 20080604
工作起止时间: 20050400-20061100
相关人信息
完成单位: 中国石油长庆油田分公司
行业及专利信息
应用行业名称: 土木工程建筑 工程技术与规划管理
应用行业码: 472 767
转让信息
投资信息
推广信息
联系信息
联系单位名称: 中国石油长庆油田分公司
联系单位地址: 陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区
联系人: 王松连
传真: (029)86594079
邮政编码: 710021