江蘇gnpoc公司輸油管道系統(tǒng)輸送工藝設(shè)計

江蘇gnpoc公司輸油管道系統(tǒng)輸送工藝設(shè)計

根據(jù)pe（pe）的生產(chǎn)計劃，蘇丹地區(qū)6個區(qū)的原油產(chǎn)量將在2014年達到40萬噸/天。為了確保原油產(chǎn)量的良好外輸，pe將原油輸送至6個區(qū)的第一個出口站（ps-1），然后通過管道將原油輸送至gnoecbv2。然后通過gnoec管道將原油輸送至下游港口。1管輸系統(tǒng)運維預(yù)測性分析長輸管道由于其線長、點多、連續(xù)性強,輸油站的突然停電、管道穿孔或破裂、加熱爐緊急放空和定期檢修、閥門的更換等,都是輸油生產(chǎn)中并非罕見的,流程的安排要方便這類事故的處理。通過對原油管輸系統(tǒng)的預(yù)測性分析,可能導(dǎo)致該工程管輸系統(tǒng)停運的突發(fā)事件有如下幾種:1管輸系統(tǒng)上游的CPF站發(fā)生故障,無法向輸油首站輸送原油;2輸油首站或末站系統(tǒng)故障,輸油主泵或原油加熱系統(tǒng)無法正常運行;3管輸系統(tǒng)下游的GNPOC公司管道發(fā)生故障,無法接受本系統(tǒng)輸送的原油;4本系統(tǒng)原油輸送管道發(fā)生故障,需要停輸。通過以上分析可以看出,本系統(tǒng)的安全運行不僅受限于其自身的安全措施和突發(fā)事件影響,同時還受限于上游原油處理系統(tǒng)和下游原油外輸系統(tǒng)的影響。為了保障管輸系統(tǒng)的安全、平穩(wěn)運行,在做好日常操作、管理、維護的同時,需要針對原油停輸事故做好緊急應(yīng)對措施,防止發(fā)生事故。2保證輸送工藝參數(shù)的下未排放量不低于50本工程管道輸送的原油傾點溫度為39℃,首站輸出原油的最高溫度為80℃,GNPOC公司BV2閥室接收原油的溫度為80℃。為保障原油的正常輸送要求,末站進站溫度應(yīng)維持在45℃左右,同時在任何情況下應(yīng)保證管道和設(shè)備內(nèi)原油溫度不低于42℃,以防止管道內(nèi)原油凝固發(fā)生凝管事故。輸油管道系統(tǒng)輸送工藝設(shè)計應(yīng)包括水力和熱力計算,并進行穩(wěn)態(tài)和瞬態(tài)水力分析,提出輸油管道在密閉輸送中瞬變流動過程的控制方法。本工程采用SPS(StonerPipelineSimulator)軟件對管道的輸送工藝進行模擬分析,取得了不同的輸量下管道末站進站的最高原油溫度和系統(tǒng)允許的停輸時間。根據(jù)管道溫降和壓降模擬計算結(jié)果,確定輸油主泵和原油加熱設(shè)備的運行參數(shù),同時對整個系統(tǒng)的運行、控制參數(shù)進行精確配置,保障管道系統(tǒng)的安全運行。2.1站內(nèi)管道和設(shè)備安裝通過管道和油罐的散熱量計算,對于站內(nèi)管道均采用40mm厚保溫層保溫,油罐采用80mm保溫層保溫;同時對站內(nèi)管道、設(shè)備按正常生產(chǎn)流程、輔助流程和事故流程分別增設(shè)電伴熱帶。對首站500m3事故油罐和首、末站10m3排污罐選用電加熱棒進行罐內(nèi)原油加熱,末站20000m3油罐選用導(dǎo)熱油雙盤管加熱系統(tǒng),500m3事故油罐和20000m3油罐內(nèi)配攪拌器。2.2主泵作為備用泵處置凝管事故通過SPS軟件的水力分析模擬,當管道輸量不超過40000桶/天時,首、末站均只需要啟動1臺輸油泵即可滿足生產(chǎn)工藝需要,另外1臺主泵作為備用泵停運。當主泵短時間內(nèi)停運時,可啟動電伴熱系統(tǒng)對停運主泵及其附屬管道進行伴熱,防止發(fā)生凝管事故;而當主泵長時間停運時,采用電伴熱帶對主泵及其附屬管道進行伴熱是不經(jīng)濟的,同時也會減少電伴熱帶的使用壽命,在這種情況下啟動柴油清掃系統(tǒng)對長期停運的主泵進行清掃,防止主泵內(nèi)原油凝固。2.3外輸系統(tǒng)的驅(qū)動在對PS#1站進行擴建時,將新增的2臺輸油主泵與已建4臺輸油主泵并聯(lián)連接,以保證任意1臺主泵或其動力系統(tǒng)故障都不會影響兩條管道的原油外輸系統(tǒng)運行,最大限度地保障了管輸系統(tǒng)的安全運行和設(shè)備的有效利用。首站主泵采用調(diào)頻電機(配置軟啟動)進行驅(qū)動;末站位置偏僻附近無電源可用,因此采用柴油機驅(qū)動。柴油機配置柴油供應(yīng)系統(tǒng),柴油供應(yīng)系統(tǒng)由2座200m3柴油儲罐、2座10m3柴油日用罐、2臺提升泵和2臺喂油泵組成,且油罐液位和對應(yīng)的油泵啟停系統(tǒng)連鎖,可自動實現(xiàn)燃料柴油供應(yīng),最大限度地保證主泵的安全運行。2.4正常生產(chǎn)流程切換末站內(nèi)新建1座20000m3內(nèi)浮頂油罐作為事故原油儲存罐,當下游GNPOC管道系統(tǒng)和末站原油外輸系統(tǒng)或加熱系統(tǒng)出現(xiàn)臨時故障時,可將正常生產(chǎn)流程切換至事故流程,末站進站原油進入事故油罐儲存,故障解除后恢復(fù)正常生產(chǎn)流程;若末站事故油罐裝滿前事故狀態(tài)仍未解除,則切換至反輸流程,將罐內(nèi)原油通過末站輸油主泵反輸至首站上游集中處理站(CPF)的原油儲罐,形成CPF站原油儲罐與末站事故油罐之間的內(nèi)循環(huán),始終保持原油溫度高于凝點溫度且處于流動狀態(tài),防止原油凝固。2.5動態(tài)模擬及其壓力對于原油管道而言,當管道系統(tǒng)中的閥門快速啟閉、輸油主泵的突然停運,以及流程切換引起介質(zhì)流向、流速的突然改變都會產(chǎn)生水擊,嚴重的水擊將導(dǎo)致管道的變形甚至破裂,同時影響泵機組的運行。采用SPS軟件對整個管道系統(tǒng)進行動態(tài)模擬,計算不同事故工況下的水擊壓力。根據(jù)模擬計算結(jié)果,在首站出站ESDV閥前和末站進站ESDV閥前設(shè)置水擊泄放系統(tǒng)(水擊泄放系統(tǒng)由水擊泄放閥、泄放管路和事故油罐組成),防止由于首末站ESDV閥的突然關(guān)閉或主泵突然停機造成的水擊危害。3場運行情況項目建成后的投產(chǎn)試運轉(zhuǎn)表明,管輸系統(tǒng)中所采用的安全保障技術(shù)