库鄯输油管道工程首起新疆库尔勒市西轮库线末站, 沿314国道经焉耆、和硕至库米什向东北, 经觉罗塔格山台塬和吐鲁番盆地东沿到达鄯善末站。管道干线总长476km, 管径为610mm, 钢管的钢材等级为API5LX65, 钢管壁厚根据沿线压力变壁厚分布, 从7.1mm到11.1mm共6个规格。管型选择根据沿线压力分布, 采用直缝管和螺旋管相结合管型, 其中采用直缝管160 km, 螺旋管316 km。沿线设18座线路截断阀室。管道防腐采用聚乙烯三层复合结构防腐覆盖层与阴极保护相结合的方法。全线设置10座阴极保护站, 其中管道干线阴极保护站7座, 站内阴保站3座。

管道采用常温密闭输送工艺。为了保证冬季输送的安全, 在每年1 1月至第二年5月原油加人GY-3降凝剂后输送。管道一期工程完工后, 输量可达到500×10⁴t/a。随着塔里木原油生产, 二期工程建设后输量可提高至1000×10⁴t/a。库鄯输油管道工程建设首站、中间站、减压站、末站各1座。一期工程中间泵站仅设置一套清管器收、发装置, 其它设施二期工程再建。

全线采用计算机监控和数据采集系统(SCADA), 对各输油站场及关键线路截断阀、阴极保护站实施远距离监控和数据采集。在首站设置分控中心, 进行统一调度管理, 中间泵站无人值守。通信系统主信道采用光缆通信方式, 完成全线SCA-DA系统的实时数据传输和运营调度管理方面的话务通信。在西安、库尔勒、减压站、鄯善末站各设置一座卫星地面通信站组成迂回保护信道。管道巡线、抢修通信采用车载短波电台。

库鄯管道工程于1996年6月开工, 1997年6月30日竣工, 并于1997年7月5日投产转入运营。

一.   设计原则

(1) 采用先进的输油工艺, 建设高度自动化的管道, 中间站场在技术上达到无人值守、有人看护。

(2) 简化管理体制, 减少一线运行操作人员, 降低运行管理费用, 提高运行管理水平, 彻底摆脱过去输油管道建设中“大而全”、“小而全”的模式。

(3) 采纳国际上通行的管道建设标准, 并严格按照国家及行业的有关标准、规范、法规、政策开展设计工作。在设备材料的选择上, 采用较为先进的国际标准。

(4) 辅助工程及生产充分依托相邻油田, 避免重复建设, 减少辅助工程的投资, 提高经济效益。

(5) 建立新型管理体制, 采用与高度自动化和办公自动化相适应的集中管理劳动组织。

二.   技术评价

库鄯管道经过一年多的生产运行实践, 站库各系统实现了设计功能, 全线实现了常温密闭输送的设计工艺要求。

1   输油工艺

投产以来, 库鄯管道累计输油超过380×10⁴t, 耗电超过1550×10⁴kW·h, 综合单耗为195.9kJ/(t·km), 小于219.43 kJ/(t·km)的设计指标, 其中库鄯管道在710m³/h的排量下累计运行超过600h, 单次连续运行最长达80 h, 证明库鄯管道已达到设计输量500×10⁴t/a的要求。站库主要生产设备均已投用过, 完好率达到100%, 证明设备选型是合理耐用和可靠的, 站库工艺流程畅通。

库尔勒首站实现了接收来油进罐储存; 倒罐; 冬季加热原油, 使原油达到适合加入GY-3降凝剂的温度(55℃), 通过给油泵和输油主泵将原油输至鄯善末站; 发送清管器等功能。中间站实现了收、发清管器的功能。减压站实现了防止268 km处的高点下游发生液柱分离; 在管道停运时隔断静压及收、发清管器的功能。鄯善外运油库实现了接收并储存库鄯管道来油、倒罐、通过装车泵由栈桥鹤管向铁路油罐车装油外运、接收清管器等功能。

投产以来, 经过实际生产运行, 也发现了意大利斯南普吉提公司设计中存在的一些问题。例如: 原来减压站正输进站流程设计上无过滤器, 结果造成减压阀经常被堵, 严重影响了库鄯输油管道的运行。后来经过与设计人员协商, 加装了过滤器, 经过近一年的运行, 减压阀的开度和流通能力已经恢复其性能, 消除了库鄯输油管道的一个重大安全隐患。再如鄯善外运油库的装车栈桥, 由于设计受力不太合理, 造成水平旋转器经常损坏, 而且装车快结束时容易憋压。输油管理部经过研究制定了切实可行的技术处理方案, 并与设计人员协商, 在装车鹤管上加装了重力平衡器, 解决了受力不合理的问题。此外, 加装了自装车流程, 利用大罐液位的静压进行自流装车, 既节省了能源又解决了装车系统憋压问题。

2   自动化系统

库鄯输油管道采用了先进的管道自动化系统—PAS系统(Pipeline Automation System)对全线进行监测和控制。

硬件配置合理, 运行性能可靠。软件功能强大, 接口标准, 开放性强, 能够保证整个自动化系统的长期平稳、可靠、高效的运行。

在80年代传统的SCADA系统(Supervisory Control and Data Acquision)的基础上集成的PAS系统, 对全线各输油站场、遥控截断阀及压力变送器进行实时数据采集与监控, 实现了调度室远程控制, 站控制室自动化、手动控制和各分系统自动、手动控制的三级控制功能。中间站、减压站实现了无人值守, 有人看护的设计要求。

由于PAS系统的开放性与兼容性, 各站场主要系统(如输油泵机组、电气、消防等)通过站内局域网络与控制主机进行通信, 实现了监控和无人值守。其它辅助系统, 如热力系统、大罐液位、流量计等也通过数字桥与控制主机联网, 传送主要信息, 提高了自动化管理水平。

由于库鄯输油管道自动化系统硬件先进、性能可靠, 软件功能强大、界面友好, 而且采用了冗余技术和成熟的控制原理, 使整个PAS系统达到了国际90年代先进水平。

3   电气系统

库鄯输油管道的高压开关设备采用SF₆气体绝缘全封闭电器开关。低压开关柜选择国际上第三代智能型开关柜, 具有事故诊断、记忆、数据通信的功能, 取消了过去使用的常规继电器和变送器, 不仅增加了供电可靠性, 而且20年内免维护。

采用电气可编程逻辑控制器, 即EPLC, 对变配电系统进行监控, 实现了数据采集、显示、联锁保护、指令运行和与PAS系统的数据共享, 达到了自动化程度高、维护量少、无人值守的设计目的。

电气系统中首次采用2800kVA的大容量变频器, 满足了调节工艺运行参数和节能降耗、降低输油成本的设计要求, 大大减小大电机启动对电网的冲击, 还可以减小电机启动时转矩变化对电机轴承的机械损耗, 以及实现软停机。

无功补偿滤波装置的使用, 提高了变电所功率因数, 并滤除了电网中因投用变频装置而产生的5、7、11及高次谐波, 实现了对高次谐波公害的有效处理, 运行测试结果表明达到了国家标准, 实现了设计要求。

从实际运行出发, 经过严格计算和论证, 将主变和站变由原设计的分列运行方式改为单列运行方式, 即将原来的热备用改为冷备用, 大大提高了变压器的工作效率, 同时也降低了空载损耗。主变的功率因数因此由原来的0.90升至0.95以上, 达到了节能降耗的目的。

4   消防

消防系统设计在满足国家标准的前提下, 采用了目前国际上通行的较先进的美国消防协会(NF-PA)标准。对不同的消防对象采用不同的消防方式, 由固定水、泡沫消防系统和气体自动灭火系统组成, 前者用于保护油罐及主要装置区, 后者用于保护调度室、站控室、通信机房及发电机房等。

投产以后, 特别是经过一个冬季的运行考验, 发现要完全实现设计功能, 达到NFPA标准, 还必须对消防阀井进行改造。经过与设计人员协商, 目前已完成此项工作, 共整改消防阀井9个。经现场测试, 消防水到达灭火现场的时间比原来缩短了1min左右。

同时, 保护区设置了工业电视监视装置, 在控制室可随时观察到现场情景。保护区还设置火灾探测装置和报警装置, 一旦发生火灾, 报警系统发出声光报警, 控制室值班人员通过工业电视可迅速确认着火位置, 并启动自动化消防灭火程序, 可及时发现、控制、扑灭火灾, 消防系统能够实现确保安全生产的设计目的。

5   热力系统

热力系统主要为输油生产中油罐保温、管道伴热、加降凝剂及站内采暖供热而设计。在基本设计阶段, 分别对热媒炉加热方案、蒸汽锅炉加热方案、热火锅炉加热方案进行了经济、技术、安全可靠方面的对比论证, 最终确定了蒸汽锅炉加热方案。

投产以来, 经过3000h的累计运行, 特别是一个冬季的实际考验, 证明该系统完全达到设计要求, 即锅炉出口蒸汽压力为1.0MPa, 锅炉出口蒸汽温度为184℃, 供汽压力为0.75MPa, 蒸汽温度为177℃以上。

针对不同的供热对象, 该系统还实现了不同品位热能的综合利用。同时, 还采用了高水平的自动监控系统, 既保证了系统安全可靠运行, 又提高了锅炉的热效率, 达到了节能与保证安全的设计目的。