2025年输油调度技术比武试题(输油工艺知识)问答题及答案

2025年输油调度技术比武试题(输油工艺知识)问答题及答案1.输油管道运行中，如何根据油品粘温特性调整加热炉出口温度？请结合牛顿流体与非牛顿流体的流动特性说明调整逻辑。答：调整加热炉出口温度需首先明确输送油品的粘温曲线，重点关注粘温指数（粘温曲线斜率）。对于牛顿流体（如低含蜡、低胶质的轻质原油），其粘度随温度升高呈指数下降，需根据管道允许的最小输量对应的临界雷诺数（通常取2300）反推最低输送温度。例如，当输量降低时，为维持雷诺数大于临界值，需提高加热温度以降低粘度；反之，输量增大时可适当降低加热温度。对于非牛顿流体（如高含蜡原油，温度低于析蜡点后形成结构粘度），需重点控制温度高于反常点（粘温曲线拐点），避免进入非牛顿流区。此时调整温度需同时考虑结构粘度的恢复特性，若温度低于反常点，即使后续升温，结构粘度也需一定时间才能完全破坏，因此加热炉出口温度应至少高于反常点5-8℃，并结合管道散热速率（与环境温度、保温层厚度相关）计算沿线最低温度，确保全线处于牛顿流区。2.多泵站串联输油管道正常运行时，若中间某泵站因故障停机，调度应如何快速判断影响范围并制定调整方案？需考虑哪些关键参数？答：首先通过SCADA系统获取停机泵站上下游压力、流量突变数据。停机后，上游泵站出口压力会因下游阻力突然增大而上升（可能触发超压保护），下游管道压力则因供液中断而下降（可能出现不满流或汽化）。关键参数包括：停机前各泵站的扬程分配（如总扬程H=H1+H2+H3，停机后H需由剩余泵站承担）、管道摩阻系数（与油品粘度、流速相关）、管道允许的最高/最低运行压力（MAOP/MINP）。调整方案分三步：①立即降低上游泵站的运行频率或关闭部分机组，防止上游超压（控制上游压力≤MAOP-0.5MPa）；②启动下游末站的反输泵或向中间罐区泄压，避免下游压力低于汽化压力（对于易汽化油品，需维持压力≥饱和蒸汽压+0.3MPa）；③若管道存在翻越点，需校核翻越点后是否出现不满流（通过计算翻越点后管段的动水压力是否低于静液柱压力），必要时启动反输补充压力。同时需监测全线温度，防止因流量降低导致沿线温降过大（尤其是加热输送管道）。3.简述顺序输送中“混油段”的形成机理及降低混油量的主要技术措施。答：混油段形成主要因两种油品的密度差、流速分布不均及管道内的扩散作用。当后行油品推动前行油品时，管道中心流速高于管壁（层流时呈抛物线分布，湍流时呈对数分布），导致两种油品界面呈“舌状”推进；同时，分子扩散和湍流扩散会加剧界面混合。降低混油量的措施包括：①优化批次顺序，将密度差小的油品相邻输送（如先输高密度柴油，后输低密度汽油，可减少密度差引起的重力分异）；②控制输送流速在经济流速范围内（通常0.8-1.8m/s），过高流速会增大湍流扩散，过低则可能进入层流（混油段更长）；③使用隔离器（如橡胶球、皮碗清管器），隔离器与管壁接触可减少界面混合（理论可降低混油量50%-70%）；④采用“压力平衡”输送，保持管道内压力稳定，避免因压力波动导致界面变形；⑤优化泵站启停顺序，避免因流量突变（如启泵时流量阶跃上升）加剧混油。4.输油管道水击保护系统（SPS）的核心控制逻辑是什么？实际运行中如何验证其可靠性？答：SPS的核心逻辑是基于水击波传播速度（约1000-1200m/s）和管道实时压力、流量数据，通过动态模拟预测水击压力峰值，在超压或负压发生前触发保护动作。具体步骤：①采集各站场压力、流量、阀门状态（采样频率≥10Hz）；②利用特征线法计算水击波传播时间（Δt=L/a，L为站间距，a为水击波速）；③当检测到压力变化率（dP/dt）超过阈值（如正水击时dP/dt>1.5MPa/s），或流量突变（ΔQ>15%额定流量），启动逻辑判断：若预测压力将超过MAOP，则联动关闭上游阀门或停泵；若预测压力将低于MINP（如-0.1MPa），则联动开启泄压阀或启动反输泵。验证可靠性需定期进行：①静态测试：模拟压力/流量突变信号，检查SPS是否在设定时间（通常≤2s）内触发动作；②动态测试：选择非运行高峰期，进行小流量阶跃试验（如关闭10%开度阀门），记录压力变化曲线与SPS响应时间，验证模拟模型的准确性；③历史数据回溯：分析过去1年的水击事件，统计SPS正确动作率（应≥99%），对误动/拒动案例进行根因分析（如传感器延迟、模型参数误差）。5.输油管道停输检修后，首次启输时需重点监测哪些参数？如何判断管道是否完全充满？答：首次启输需重点监测：①各泵站入口压力（防止泵抽空，入口压力需≥0.1MPa，对于离心泵需≥汽蚀余量对应的压力）；②沿线压力梯度（正常运行时压力梯度应与水力坡降一致，若某段压力异常下降，可能存在泄漏或气阻）；③温度分布（加热输送管道需监测加热炉出口温度、沿线温降速率，防止局部凝管）；④流量与累计输量（验证实际流量与泵站排量是否匹配，累计输量应与管道容积一致）。判断管道完全充满的方法：①观察末站收油流量与首站发油流量是否平衡（差值≤0.5%，考虑计量误差）；②检查管道高点压力是否高于静液柱压力（若高点压力P≥ρgh+0.1MPa，ρ为油品密度，h为高点与首站高差，说明无气体聚集）；③通过清管器跟踪（若投运清管器，其到达末站的时间应与满管流速计算时间一致，误差≤5%）；④监测各中间站罐区液位（无输转时液位应稳定，若持续下降，可能存在管道未充满导致的气体被压缩后释放）。6.分析高含蜡原油管道“冷启动”（停输后管内油温接近环境温度）的风险点及安全启动策略。答：风险点：①凝管风险：油温低于析蜡点（通常40-50℃）后，蜡晶析出形成网状结构，油品由牛顿流体变为非牛顿流体，启动时需克服结构强度（τ0），若泵站总扬程不足以提供τ0对应的启动压力（P启动≥4τ0L/D，L为管长，D为管径），将无法推动油流；②设备过载：启动初期流速低（雷诺数<2300），摩阻主要由结构粘度决定（摩阻系数λ与τ0正相关），泵需输出远超正常运行的扬程，可能导致电机过载或泵轴断裂；③温度骤升破坏管道：若直接提高加热炉温度，管内原油局部受热膨胀（体积膨胀系数约0.0008/℃），可能引发管道应力集中甚至变形。安全启动策略：①预热循环：通过末站向管道反输少量热油（温度高于析蜡点10-15℃），形成局部热区，逐步融化管内凝油（循环量控制在正常输量的10%-20%，避免压力过高）；②分段升压：将管道分为若干段（如以中间泵站为界），逐段升压至略高于该段的结构强度对应的压力（P段=4τ0L段/D），利用压力波破坏蜡晶结构；③低流量运行：启动初期控制输量为正常的30%-50%，待油温逐步升高（每小时升温2-3℃）、粘度下降后，再缓慢提升流量；④实时监测扭矩：通过泵的扭矩传感器监测轴功率，若扭矩超过额定值的120%，立即降低频率或暂停升压，避免设备损坏。7.输油管道能耗主要由哪些部分构成？调度运行中可采取哪些措施降低单位输量能耗？答：能耗构成：①动力能耗（占比70%-80%）：泵站电机耗电（或燃气轮机耗气），与扬程、流量、泵效率相关（能耗=ρgQH/η，ρ为密度，g为重力加速度，Q为流量，H为扬程，η为泵效率）；②热力能耗（占比20%-30%）：加热炉燃料消耗（燃油或燃气），与加热负荷（Q=cmΔT，c为比热容，m为质量流量，ΔT为加热温差）、热效率相关；③辅助能耗（<5%）：如仪表、照明、伴热等用电。降能耗措施：①优化泵组合：根据输量选择“大泵+小泵”或“工频+变频泵”组合，使泵运行在高效区（效率≥85%），避免“大马拉小车”；②利用“压力能回收”：对于有翻越点的管道，翻越点后压力能可通过涡轮发电机回收（如压力由8MPa降至3MPa，可回收约500kW·h/km的电能）；③优化加热温度：根据油品粘温曲线，计算经济加热温度（使动力能耗与热力能耗之和最小），例如某原油在50℃时粘度100mPa·s，加热至60℃粘度降至50mPa·s，若加热10℃增加的热力能耗低于降低粘度减少的动力能耗，则选择60℃；④错峰输油：利用电网峰谷电价，在低谷期（电价低）提高输量，高峰期降低输量（需满足管存要求）；⑤定期清管：清除管壁结蜡（结蜡厚度每增加1mm，摩阻增加15%-20%），降低水力坡降；⑥优化运行压力：在管道允许范围内（≤MAOP），适当提高运行压力可降低流速（Q=vA，v=√(2ΔP/ρλ)），但需平衡流速与摩阻的关系（湍流区λ随v增大而减小，层流区λ随v增大而增大）。8.输油调度接到“某阀室压力持续下降0.3MPa/h，且相邻站场流量差12m³/h”的报警，如何判断泄漏类型（小孔泄漏/大孔泄漏/断裂）并制定应急处置方案？答：判断泄漏类型：①小孔泄漏（孔径≤50mm）：压力下降缓慢（0.1-0.5MPa/h），流量差小（≤20m³/h），管道内压力仍高于油品饱和蒸汽压（无汽化），泄漏点附近可能有油迹但无明显喷溅；②大孔泄漏（50mm<孔径≤200mm）：压力下降较快（0.5-2MPa/h），流量差20-100m³/h，泄漏点可能有明显油柱（高度≤5m），管道内压力可能接近汽化压力；③断裂泄漏（孔径>200mm）：压力骤降（>2MPa/h），流量差>100m³/h，泄漏点油流呈喷射状（高度>5m），管道内压力迅速降至大气压（可能伴随汽化）。应急处置方案：①立即停输：关闭泄漏点上下游阀门（通过SCADA系统远程操作，若失效则启动ESD紧急关断）；②控制污染：启动泄漏点附近的围油栏、吸油毡，若油品进入水体，投加凝油剂；③定位泄漏点：利用负压波法（计算上下游压力波到达时间差Δt，泄漏点距离L1=（aΔt+L）/2，L为站间距，a为波速）或红外热成像无人机扫描；④评估修复难度：小孔泄漏可带压堵漏（注胶密封），大孔需更换短管（焊接修复），断裂需更换管段（可能需清管后切割）；⑤恢复运行：修复后进行压力试验（1.25倍MAOP，保压4h无压降），确认无泄漏后缓慢启输（初始流量为正常的30%，逐步提升）。9.简述输油管道“压力越站”与“热力越站”的操作条件及对运行的影响。答：压力越站（即泵机组越站）操作条件：当输量低于单台泵的最小连续输量（通常为额定流量的30%），或某泵站故障需隔离时，可通过越站流程（开启越站阀，关闭泵进出口阀）使油流直接通过管道bypass泵站。影响：①扬程降低：越站后总扬程减少该泵站的设计扬程（如原总扬程H=H1+H2，越站H2后总扬程=H1），需降低上游泵站的输量或提高运行频率以维持压力；②流速降低：若越站导致总输量减少，可能使流速低于临界流速（如加热管道流速<0.5m/s时，温降速率增大）；③管道压力分布改变：越站后，原泵站上游压力升高（因下游阻力减小），下游压力降低（因供液减少），需校核是否超压或负压。热力越站（即加热炉越站）操作条件：当输送油品的粘度在环境温度下仍满足水力条件（雷诺数>2300），或加热炉故障需检修时，可关闭加热炉，使油流直接通过越站管线。影响：①沿线温降增大：油流不再补充热量，温降速率由K=（2πλ保温）/(Dln(D外/D内))决定（λ保温为保温层导热系数），若温降导致终点油温低于工艺要求（如凝固点+5℃），将无法正常收油；②摩阻增加：油温降低使粘度升高（如某原油20℃粘度500mPa·s，30℃粘度200mPa·s），摩阻增大可能导致泵站扬程不足；③结蜡风险：若油温低于析蜡点，管壁开始结蜡（结蜡速率与油温、流速相关，流速<0.8m/s时结蜡速率显著增加），长期越站可能导致通径缩小。10.输油调度在极端天气（如-30℃寒潮）下需重点调整哪些运行参数？如何防止管道冻堵？答：重点调整参数：①加热炉出口温度：提高5-10℃（如原出口60℃，调整为65-70℃），补偿环境温度降低导致的额外热损失（热损失Q=KπDΔT，ΔT为油-环境温差，环境温度每降10℃，ΔT增加10℃，Q增加约30%）；②输量：适当提高输量（10%-20%），增大流速以减少温降（温降速率与流速成反比，流速v↑，停留时间t=L/v↓，温降ΔT=ΔT0·exp(-KπL/(cmv))↓）；③泵站扬程：因油温降低、粘度升高，摩阻增大（λ=64/Re，Re=vdρ/μ，μ↑→Re↓→λ↑），需提高泵的运行频率或开启备用机组，维持出口压力；④伴热系统：投用管道低点、阀室、仪表导压管的电伴热或蒸汽伴热（维持温度≥5℃，防止含水油品冻结）。防冻堵措施：①排查管道低洼处：通过清管器清除积水（水的凝固点0℃，低于环境温度易冻结），必要时注入甲醇（防冻剂，添加量按水含量的20%-30%）；②监测仪表导压管：检查压力、温度传感器的导压管是否畅通（可用热水冲洗或电伴热加热），防止因冻堵导致信号失真；③缩短巡检周期：对暴露在室外的阀门、法兰、膨胀节进行保温检查（保温层破损率≤5%），发现结霜或结冰立即处理；④备用热源准备：若加热炉故障，启动应急柴油发电机驱动电加热器（功率按管道热损失的120%配置），避免油温骤降。11.解释“管道弹性储存”在输油调度中的作用，并说明如何利用弹性储存进行日调峰。答：管道弹性储存指油品在压力作用下的体积压缩（体积压缩系数β≈5×10^-4/MPa）和管道本身的弹性膨胀（管道膨胀系数ε≈1×10^-5/MPa）共同引起的管存变化。作用：①缓冲流量波动：当首站发油与末站收油不平衡时，管道通过弹性变形储存或释放油品，避免压力剧烈波动；②日调峰：利用管道的弹性储存能力，在低需求时段（如夜间）提高运行压力（增加管存），高需求时段（如白天）降低压力（释放管存），满足末站的瞬时大流量需求。利用方法：①计算弹性储存量：ΔV=V0(βP+εP)，V0为管道容积，P为压力变化（如从6MPa升至8MPa，ΔP=2MPa，ΔV=V0×(5e-4+1e-5)×2≈0.00102V0，100kmΦ711管道容积≈3500m³，ΔV≈3.57m³）；②制定调峰计划：根据末站日需求曲线（如白天需求1000m³/h，夜间800m³/h），计算需储存的油量（ΔV需=（1000-800）×8h=1600m³），若弹性储存不足，需结合罐区调节；③控制压力变化速率：压力上升速率≤0.5MPa/min（避免水击），下降速率≤0.3MPa/min（防止负压）；④监测管存平衡：通过首末站流量计累计值差（ΔQ=Q首-Q末）与弹性储存量对比（误差≤2%），验证调峰效果。12.输油管道清管作业中，如何通过压力、流量数据判断清管器卡堵位置？若发生卡堵，应采取哪些应急措施？答：判断卡堵位置：①压力特征：清管器正常运行时，前压（推动端压力）与后压（跟随端压力）差值稳定（ΔP=ΔP摩阻+ΔP清管器），若ΔP突然增大（如从0.5MPa升至2MPa）且持续5分钟以上，可能卡堵；②流量变化：清管器通过时，流量会因清管器占据体积略有下降（ΔQ=π(D/2)^2×v清管器，v清管器≈v油流），若流量骤降>10%且压力持续上升，可能卡堵；③定位计算：利用首站压力波与末站压力波的时间差（Δt），卡堵点距离首站L=（a×Δt+L总）/2（a为压力波速，L总为管长），结合SCADA系统的压力梯度曲线（卡堵点前压力梯度增大，后压力梯度减小）。应急措施：①降低推球压力：缓慢降低清管器前端压力（速率≤0.1MPa/min），避免因压力过高导致管道破裂；②反向打压：若清管器后端有阀门，可通过末站向管道反向充压（压力≤清管器前端压力+0.2MPa），利用双向压力差松动清管器；③分段泄压：关闭卡堵点上下游阀门，分段泄压后打开管段检查（需确认管内压力≤0.1MPa）；④机械干预：若为蜡堵，注入溶蜡剂（如柴油+表面活性剂）浸泡4-8小时，溶解蜡质后重新升压；若为异物卡堵（如石块、焊渣），需切割管道取出清管器并清理异物。13.分析输油管道“低输量运行”对工艺系统的影响，并提出优化策略。答：影响：①水力稳定性下降：输量低于临界输量（Q临界=πD²v临界/4，v临界=2300μ/(ρD)）时，流态由湍流变为层流，摩阻与流速成正比（层流λ=64/Re，ΔP=32μLv/(ρD²)），微小的流量变化会导致压力大幅波动；②温降加剧：加热输送管道在低输量下，油流停留时间延长（t=L/(v)），温降ΔT=（T进-T环）×exp(-KπL/(cmv))显著增大，可能导致终点油温低于工艺要求；③结蜡速率增加：流速降低（<0.8m/s）时，蜡晶在管壁的沉积速率（r=k(τw-τc)，τw为管壁剪切应力，τc为临界剪切应力）大于剥离速率，管壁结蜡厚度增加（每月结蜡厚度可达2-5mm）；④泵效率下降：离心泵在低流量下运行（<30%额定流量），易发生汽蚀（入口压力低于汽化压力）和径向力不平衡（导致轴承磨损）。优化策略：①采用“间歇输送”：在低需求时段停输，利用罐区储存油品，高需求时段集中输油（需校核停输时间≤允许停输时间t允许=（T进-T凝）×cmv/(KπL)）；②加热炉优化燃烧：降低加热炉负荷（如采用分段燃烧器），维持出口温度稳定（波动≤±2℃），避免过度加热；③投加降凝剂/减阻剂：降凝剂可降低油品凝固点（如添加0.1%的乙烯-醋酸乙烯共聚物，凝固点降低5-10℃），减阻剂可降低湍流摩阻（添加10-50ppm，摩阻降低20%-30%）；④调整泵组合：使用小流量泵或变频泵（频率≤40Hz），使泵运行在高效区（流量≥50%额定流量）；⑤加密清管周期：低输量时清管周期由30天缩短至15天，防止结蜡增厚。14.输油调度在接到“某加热炉炉管泄漏”报警后，应如何快速处置并恢复输油？答：处置步骤：①紧急停炉：关闭加热炉燃料阀（燃气/燃油），停止燃烧器运行，开启炉体通风（防止可燃气体积聚）；②隔离泄漏段：确认泄漏炉管位置（通过炉体温度分布或可燃气体检测），关闭该组炉管的进出口阀门（若为多组并联炉管），启用备用炉管（若有）；③降低输量：因加热负荷减少（ΔQ=cmΔT减少），油品粘度升高，需降低输量（30%-50%）以维持泵站扬程不超