油气集输工艺技术现状与展望第二章 长距离输油管道输送工艺技术.docx
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油气集输工艺技术现状与展望第二章长距离输油管道输送工艺技术
第二章 长距离输油管道输送工艺技术
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。
由于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多条原油管道试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,由于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,以印尼贝鲁克到米那斯管线为代表,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,由于胶质-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试验,把原油加热到一定温度再按一定速率冷却下来,热处理输送试验一次成功,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℃。
目前国研制的油相减阻剂性能和试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—、东营—黄岛、东营—临邑等输油管道上进行了工业性试验和局部应用,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。
国降凝剂的试制试验工作起始于80年代,科研人员先后在、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,经过大量的室试验、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,国有些单位开始了降凝剂的合成研究,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降凝剂试验
东辛胜利线输油管线全长75km,1994年进行了为期一个月的PAE降凝剂工业试验,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。
在现场加注试验中,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℃。
经过计算和现场试验,在地温14-17℃围,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。
中洛线由于添加降凝剂,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,经过大量的研究与试验,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试验,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。
二是由于输油泵功率限制,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。
目前国油相减阻剂正处在工业试验阶段,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是国外减阻剂在国长输管线试用情况。
表2-1国外减阻剂在国原油管道试用情况
管道
名称
管径mm
原油产地
减阻剂
添加量ppm
减阻率%
增输率%
试用时间
铁大线
720
CONOCO产CDR102
21.2
29.0
59.2
11.2
16.7
25.2
8.9
11.9
18.8
1985.7~11
1986.7.18~7.31
东黄线
529
胜利
ARCO产FLOTM
25
54
103
10.6
16.5
23.3
29.6
6.4
10.5
15.9
21.5
1986.1
濮临线
377
中原
ARCO产FLOTM
24.3
33.9
54.4
77.2
20.0
21.5
33.6
40.5
13.7
14.5
25.2
33.1
1986.9
濮临线
377
中原
CONOCO产CDR102
15.1
28.2
61.7
84.9
13.7
21.5
28.2
40.4
8.5
14.2
20
33
1986.11
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试验,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试验,对于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试验,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围,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试验,取得成功。
试验表明,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,使罐空气受压而消耗水击能量。
③双功泄压阀
双功能泄压阀是后勤工程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,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的正常围。
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的围。
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施结果,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
由于设计输油能力大,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
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