2025年輸油調度技術比武試題(輸油工藝知識)問答題及答案1.輸油管道運行中，如何根據油品粘溫特性調整加熱爐出口溫度？請結合牛頓流體與非牛頓流體的流動特性說明調整邏輯。答：調整加熱爐出口溫度需首先明確輸送油品的粘溫曲線，重點關注粘溫指數（粘溫曲線斜率）。對于牛頓流體（如低含蠟、低膠質的輕質原油），其粘度隨溫度升高呈指數下降，需根據管道允許的最小輸量對應的臨界雷諾數（通常取2300）反推最低輸送溫度。例如，當輸量降低時，為維持雷諾數大于臨界值，需提高加熱溫度以降低粘度；反之，輸量增大時可適當降低加熱溫度。對于非牛頓流體（如高含蠟原油，溫度低于析蠟點后形成結構粘度），需重點控制溫度高于反常點（粘溫曲線拐點），避免進入非牛頓流區(qū)。此時調整溫度需同時考慮結構粘度的恢復特性，若溫度低于反常點，即使后續(xù)升溫，結構粘度也需一定時間才能完全破壞，因此加熱爐出口溫度應至少高于反常點5-8℃，并結合管道散熱速率（與環(huán)境溫度、保溫層厚度相關）計算沿線最低溫度，確保全線處于牛頓流區(qū)。2.多泵站串聯(lián)輸油管道正常運行時，若中間某泵站因故障停機，調度應如何快速判斷影響范圍并制定調整方案？需考慮哪些關鍵參數？答：首先通過SCADA系統(tǒng)獲取停機泵站上下游壓力、流量突變數據。停機后，上游泵站出口壓力會因下游阻力突然增大而上升（可能觸發(fā)超壓保護），下游管道壓力則因供液中斷而下降（可能出現不滿流或汽化）。關鍵參數包括：停機前各泵站的揚程分配（如總揚程H=H1+H2+H3，停機后H需由剩余泵站承擔）、管道摩阻系數（與油品粘度、流速相關）、管道允許的最高/最低運行壓力（MAOP/MINP）。調整方案分三步：①立即降低上游泵站的運行頻率或關閉部分機組，防止上游超壓（控制上游壓力≤MAOP-0.5MPa）；②啟動下游末站的反輸泵或向中間罐區(qū)泄壓，避免下游壓力低于汽化壓力（對于易汽化油品，需維持壓力≥飽和蒸汽壓+0.3MPa）；③若管道存在翻越點，需校核翻越點后是否出現不滿流（通過計算翻越點后管段的動水壓力是否低于靜液柱壓力），必要時啟動反輸補充壓力。同時需監(jiān)測全線溫度，防止因流量降低導致沿線溫降過大（尤其是加熱輸送管道）。3.簡述順序輸送中“混油段”的形成機理及降低混油量的主要技術措施。答：混油段形成主要因兩種油品的密度差、流速分布不均及管道內的擴散作用。當后行油品推動前行油品時，管道中心流速高于管壁（層流時呈拋物線分布，湍流時呈對數分布），導致兩種油品界面呈“舌狀”推進；同時，分子擴散和湍流擴散會加劇界面混合。降低混油量的措施包括：①優(yōu)化批次順序，將密度差小的油品相鄰輸送（如先輸高密度柴油，后輸低密度汽油，可減少密度差引起的重力分異）；②控制輸送流速在經濟流速范圍內（通常0.8-1.8m/s），過高流速會增大湍流擴散，過低則可能進入層流（混油段更長）；③使用隔離器（如橡膠球、皮碗清管器），隔離器與管壁接觸可減少界面混合（理論可降低混油量50%-70%）；④采用“壓力平衡”輸送，保持管道內壓力穩(wěn)定，避免因壓力波動導致界面變形；⑤優(yōu)化泵站啟停順序，避免因流量突變（如啟泵時流量階躍上升）加劇混油。4.輸油管道水擊保護系統(tǒng)（SPS）的核心控制邏輯是什么？實際運行中如何驗證其可靠性？答：SPS的核心邏輯是基于水擊波傳播速度（約1000-1200m/s）和管道實時壓力、流量數據，通過動態(tài)模擬預測水擊壓力峰值，在超壓或負壓發(fā)生前觸發(fā)保護動作。具體步驟：①采集各站場壓力、流量、閥門狀態(tài)（采樣頻率≥10Hz）；②利用特征線法計算水擊波傳播時間（Δt=L/a，L為站間距，a為水擊波速）；③當檢測到壓力變化率（dP/dt）超過閾值（如正水擊時dP/dt>1.5MPa/s），或流量突變（ΔQ>15%額定流量），啟動邏輯判斷：若預測壓力將超過MAOP，則聯(lián)動關閉上游閥門或停泵；若預測壓力將低于MINP（如-0.1MPa），則聯(lián)動開啟泄壓閥或啟動反輸泵。驗證可靠性需定期進行：①靜態(tài)測試：模擬壓力/流量突變信號，檢查SPS是否在設定時間（通?！?s）內觸發(fā)動作；②動態(tài)測試：選擇非運行高峰期，進行小流量階躍試驗（如關閉10%開度閥門），記錄壓力變化曲線與SPS響應時間，驗證模擬模型的準確性；③歷史數據回溯：分析過去1年的水擊事件，統(tǒng)計SPS正確動作率（應≥99%），對誤動/拒動案例進行根因分析（如傳感器延遲、模型參數誤差）。5.輸油管道停輸檢修后，首次啟輸時需重點監(jiān)測哪些參數？如何判斷管道是否完全充滿？答：首次啟輸需重點監(jiān)測：①各泵站入口壓力（防止泵抽空，入口壓力需≥0.1MPa，對于離心泵需≥汽蝕余量對應的壓力）；②沿線壓力梯度（正常運行時壓力梯度應與水力坡降一致，若某段壓力異常下降，可能存在泄漏或氣阻）；③溫度分布（加熱輸送管道需監(jiān)測加熱爐出口溫度、沿線溫降速率，防止局部凝管）；④流量與累計輸量（驗證實際流量與泵站排量是否匹配，累計輸量應與管道容積一致）。判斷管道完全充滿的方法：①觀察末站收油流量與首站發(fā)油流量是否平衡（差值≤0.5%，考慮計量誤差）；②檢查管道高點壓力是否高于靜液柱壓力（若高點壓力P≥ρgh+0.1MPa，ρ為油品密度，h為高點與首站高差，說明無氣體聚集）；③通過清管器跟蹤（若投運清管器，其到達末站的時間應與滿管流速計算時間一致，誤差≤5%）；④監(jiān)測各中間站罐區(qū)液位（無輸轉時液位應穩(wěn)定，若持續(xù)下降，可能存在管道未充滿導致的氣體被壓縮后釋放）。6.分析高含蠟原油管道“冷啟動”（停輸后管內油溫接近環(huán)境溫度）的風險點及安全啟動策略。答：風險點：①凝管風險：油溫低于析蠟點（通常40-50℃）后，蠟晶析出形成網狀結構，油品由牛頓流體變?yōu)榉桥ｎD流體，啟動時需克服結構強度（τ0），若泵站總揚程不足以提供τ0對應的啟動壓力（P啟動≥4τ0L/D，L為管長，D為管徑），將無法推動油流；②設備過載：啟動初期流速低（雷諾數<2300），摩阻主要由結構粘度決定（摩阻系數λ與τ0正相關），泵需輸出遠超正常運行的揚程，可能導致電機過載或泵軸斷裂；③溫度驟升破壞管道：若直接提高加熱爐溫度，管內原油局部受熱膨脹（體積膨脹系數約0.0008/℃），可能引發(fā)管道應力集中甚至變形。安全啟動策略：①預熱循環(huán)：通過末站向管道反輸少量熱油（溫度高于析蠟點10-15℃），形成局部熱區(qū)，逐步融化管內凝油（循環(huán)量控制在正常輸量的10%-20%，避免壓力過高）；②分段升壓：將管道分為若干段（如以中間泵站為界），逐段升壓至略高于該段的結構強度對應的壓力（P段=4τ0L段/D），利用壓力波破壞蠟晶結構；③低流量運行：啟動初期控制輸量為正常的30%-50%，待油溫逐步升高（每小時升溫2-3℃）、粘度下降后，再緩慢提升流量；④實時監(jiān)測扭矩：通過泵的扭矩傳感器監(jiān)測軸功率，若扭矩超過額定值的120%，立即降低頻率或暫停升壓，避免設備損壞。7.輸油管道能耗主要由哪些部分構成？調度運行中可采取哪些措施降低單位輸量能耗？答：能耗構成：①動力能耗（占比70%-80%）：泵站電機耗電（或燃氣輪機耗氣），與揚程、流量、泵效率相關（能耗=ρgQH/η，ρ為密度，g為重力加速度，Q為流量，H為揚程，η為泵效率）；②熱力能耗（占比20%-30%）：加熱爐燃料消耗（燃油或燃氣），與加熱負荷（Q=cmΔT，c為比熱容，m為質量流量，ΔT為加熱溫差）、熱效率相關；③輔助能耗（<5%）：如儀表、照明、伴熱等用電。降能耗措施：①優(yōu)化泵組合：根據輸量選擇“大泵+小泵”或“工頻+變頻泵”組合，使泵運行在高效區(qū)（效率≥85%），避免“大馬拉小車”；②利用“壓力能回收”：對于有翻越點的管道，翻越點后壓力能可通過渦輪發(fā)電機回收（如壓力由8MPa降至3MPa，可回收約500kW·h/km的電能）；③優(yōu)化加熱溫度：根據油品粘溫曲線，計算經濟加熱溫度（使動力能耗與熱力能耗之和最?。?，例如某原油在50℃時粘度100mPa·s，加熱至60℃粘度降至50mPa·s，若加熱10℃增加的熱力能耗低于降低粘度減少的動力能耗，則選擇60℃；④錯峰輸油：利用電網峰谷電價，在低谷期（電價低）提高輸量，高峰期降低輸量（需滿足管存要求）；⑤定期清管：清除管壁結蠟（結蠟厚度每增加1mm，摩阻增加15%-20%），降低水力坡降；⑥優(yōu)化運行壓力：在管道允許范圍內（≤MAOP），適當提高運行壓力可降低流速（Q=vA，v=√(2ΔP/ρλ)），但需平衡流速與摩阻的關系（湍流區(qū)λ隨v增大而減小，層流區(qū)λ隨v增大而增大）。8.輸油調度接到“某閥室壓力持續(xù)下降0.3MPa/h，且相鄰站場流量差12m3/h”的報警，如何判斷泄漏類型（小孔泄漏/大孔泄漏/斷裂）并制定應急處置方案？答：判斷泄漏類型：①小孔泄漏（孔徑≤50mm）：壓力下降緩慢（0.1-0.5MPa/h），流量差?。ā?0m3/h），管道內壓力仍高于油品飽和蒸汽壓（無汽化），泄漏點附近可能有油跡但無明顯噴濺；②大孔泄漏（50mm<孔徑≤200mm）：壓力下降較快（0.5-2MPa/h），流量差20-100m3/h，泄漏點可能有明顯油柱（高度≤5m），管道內壓力可能接近汽化壓力；③斷裂泄漏（孔徑>200mm）：壓力驟降（>2MPa/h），流量差>100m3/h，泄漏點油流呈噴射狀（高度>5m），管道內壓力迅速降至大氣壓（可能伴隨汽化）。應急處置方案：①立即停輸：關閉泄漏點上下游閥門（通過SCADA系統(tǒng)遠程操作，若失效則啟動ESD緊急關斷）；②控制污染：啟動泄漏點附近的圍油欄、吸油氈，若油品進入水體，投加凝油劑；③定位泄漏點：利用負壓波法（計算上下游壓力波到達時間差Δt，泄漏點距離L1=（aΔt+L）/2，L為站間距，a為波速）或紅外熱成像無人機掃描；④評估修復難度：小孔泄漏可帶壓堵漏（注膠密封），大孔需更換短管（焊接修復），斷裂需更換管段（可能需清管后切割）；⑤恢復運行：修復后進行壓力試驗（1.25倍MAOP，保壓4h無壓降），確認無泄漏后緩慢啟輸（初始流量為正常的30%，逐步提升）。9.簡述輸油管道“壓力越站”與“熱力越站”的操作條件及對運行的影響。答：壓力越站（即泵機組越站）操作條件：當輸量低于單臺泵的最小連續(xù)輸量（通常為額定流量的30%），或某泵站故障需隔離時，可通過越站流程（開啟越站閥，關閉泵進出口閥）使油流直接通過管道bypass泵站。影響：①揚程降低：越站后總揚程減少該泵站的設計揚程（如原總揚程H=H1+H2，越站H2后總揚程=H1），需降低上游泵站的輸量或提高運行頻率以維持壓力；②流速降低：若越站導致總輸量減少，可能使流速低于臨界流速（如加熱管道流速<0.5m/s時，溫降速率增大）；③管道壓力分布改變：越站后，原泵站上游壓力升高（因下游阻力減?。掠螇毫档停ㄒ蚬┮簻p少），需校核是否超壓或負壓。熱力越站（即加熱爐越站）操作條件：當輸送油品的粘度在環(huán)境溫度下仍滿足水力條件（雷諾數>2300），或加熱爐故障需檢修時，可關閉加熱爐，使油流直接通過越站管線。影響：①沿線溫降增大：油流不再補充熱量，溫降速率由K=（2πλ保溫）/(Dln(D外/D內))決定（λ保溫為保溫層導熱系數），若溫降導致終點油溫低于工藝要求（如凝固點+5℃），將無法正常收油；②摩阻增加：油溫降低使粘度升高（如某原油20℃粘度500mPa·s，30℃粘度200mPa·s），摩阻增大可能導致泵站揚程不足；③結蠟風險：若油溫低于析蠟點，管壁開始結蠟（結蠟速率與油溫、流速相關，流速<0.8m/s時結蠟速率顯著增加），長期越站可能導致通徑縮小。10.輸油調度在極端天氣（如-30℃寒潮）下需重點調整哪些運行參數？如何防止管道凍堵？答：重點調整參數：①加熱爐出口溫度：提高5-10℃（如原出口60℃，調整為65-70℃），補償環(huán)境溫度降低導致的額外熱損失（熱損失Q=KπDΔT，ΔT為油-環(huán)境溫差，環(huán)境溫度每降10℃，ΔT增加10℃，Q增加約30%）；②輸量：適當提高輸量（10%-20%），增大流速以減少溫降（溫降速率與流速成反比，流速v↑，停留時間t=L/v↓，溫降ΔT=ΔT0·exp(-KπL/(cmv))↓）；③泵站揚程：因油溫降低、粘度升高，摩阻增大（λ=64/Re，Re=vdρ/μ，μ↑→Re↓→λ↑），需提高泵的運行頻率或開啟備用機組，維持出口壓力；④伴熱系統(tǒng)：投用管道低點、閥室、儀表導壓管的電伴熱或蒸汽伴熱（維持溫度≥5℃，防止含水油品凍結）。防凍堵措施：①排查管道低洼處：通過清管器清除積水（水的凝固點0℃，低于環(huán)境溫度易凍結），必要時注入甲醇（防凍劑，添加量按水含量的20%-30%）；②監(jiān)測儀表導壓管：檢查壓力、溫度傳感器的導壓管是否暢通（可用熱水沖洗或電伴熱加熱），防止因凍堵導致信號失真；③縮短巡檢周期：對暴露在室外的閥門、法蘭、膨脹節(jié)進行保溫檢查（保溫層破損率≤5%），發(fā)現結霜或結冰立即處理；④備用熱源準備：若加熱爐故障，啟動應急柴油發(fā)電機驅動電加熱器（功率按管道熱損失的120%配置），避免油溫驟降。11.解釋“管道彈性儲存”在輸油調度中的作用，并說明如何利用彈性儲存進行日調峰。答：管道彈性儲存指油品在壓力作用下的體積壓縮（體積壓縮系數β≈5×10^-4/MPa）和管道本身的彈性膨脹（管道膨脹系數ε≈1×10^-5/MPa）共同引起的管存變化。作用：①緩沖流量波動：當首站發(fā)油與末站收油不平衡時，管道通過彈性變形儲存或釋放油品，避免壓力劇烈波動；②日調峰：利用管道的彈性儲存能力，在低需求時段（如夜間）提高運行壓力（增加管存），高需求時段（如白天）降低壓力（釋放管存），滿足末站的瞬時大流量需求。利用方法：①計算彈性儲存量：ΔV=V0(βP+εP)，V0為管道容積，P為壓力變化（如從6MPa升至8MPa，ΔP=2MPa，ΔV=V0×(5e-4+1e-5)×2≈0.00102V0，100kmΦ711管道容積≈3500m3，ΔV≈3.57m3）；②制定調峰計劃：根據末站日需求曲線（如白天需求1000m3/h，夜間800m3/h），計算需儲存的油量（ΔV需=（1000-800）×8h=1600m3），若彈性儲存不足，需結合罐區(qū)調節(jié)；③控制壓力變化速率：壓力上升速率≤0.5MPa/min（避免水擊），下降速率≤0.3MPa/min（防止負壓）；④監(jiān)測管存平衡：通過首末站流量計累計值差（ΔQ=Q首-Q末）與彈性儲存量對比（誤差≤2%），驗證調峰效果。12.輸油管道清管作業(yè)中，如何通過壓力、流量數據判斷清管器卡堵位置？若發(fā)生卡堵，應采取哪些應急措施？答：判斷卡堵位置：①壓力特征：清管器正常運行時，前壓（推動端壓力）與后壓（跟隨端壓力）差值穩(wěn)定（ΔP=ΔP摩阻+ΔP清管器），若ΔP突然增大（如從0.5MPa升至2MPa）且持續(xù)5分鐘以上，可能卡堵；②流量變化：清管器通過時，流量會因清管器占據體積略有下降（ΔQ=π(D/2)^2×v清管器，v清管器≈v油流），若流量驟降>10%且壓力持續(xù)上升，可能卡堵；③定位計算：利用首站壓力波與末站壓力波的時間差（Δt），卡堵點距離首站L=（a×Δt+L總）/2（a為壓力波速，L總為管長），結合SCADA系統(tǒng)的壓力梯度曲線（卡堵點前壓力梯度增大，后壓力梯度減?。贝胧孩俳档屯魄驂毫Γ壕徛档颓骞芷髑岸藟毫Γㄋ俾省?.1MPa/min），避免因壓力過高導致管道破裂；②反向打壓：若清管器后端有閥門，可通過末站向管道反向充壓（壓力≤清管器前端壓力+0.2MPa），利用雙向壓力差松動清管器；③分段泄壓：關閉卡堵點上下游閥門，分段泄壓后打開管段檢查（需確認管內壓力≤0.1MPa）；④機械干預：若為蠟堵，注入溶蠟劑（如柴油+表面活性劑）浸泡4-8小時，溶解蠟質后重新升壓；若為異物卡堵（如石塊、焊渣），需切割管道取出清管器并清理異物。13.分析輸油管道“低輸量運行”對工藝系統(tǒng)的影響，并提出優(yōu)化策略。答：影響：①水力穩(wěn)定性下降：輸量低于臨界輸量（Q臨界=πD2v臨界/4，v臨界=2300μ/(ρD)）時，流態(tài)由湍流變?yōu)閷恿?，摩阻與流速成正比（層流λ=64/Re，ΔP=32μLv/(ρD2)），微小的流量變化會導致壓力大幅波動；②溫降加?。杭訜彷斔凸艿涝诘洼斄肯?，油流停留時間延長（t=L/(v)），溫降ΔT=（T進-T環(huán)）×exp(-KπL/(cmv))顯著增大，可能導致終點油溫低于工藝要求；③結蠟速率增加：流速降低（<0.8m/s）時，蠟晶在管壁的沉積速率（r=k(τw-τc)，τw為管壁剪切應力，τc為臨界剪切應力）大于剝離速率，管壁結蠟厚度增加（每月結蠟厚度可達2-5mm）；④泵效率下降：離心泵在低流量下運行（<30%額定流量），易發(fā)生汽蝕（入口壓力低于汽化壓力）和徑向力不平衡（導致軸承磨損）。優(yōu)化策略：①采用“間歇輸送”：在低需求時段停輸，利用罐區(qū)儲存油品，高需求時段集中輸油（需校核停輸時間≤允許停輸時間t允許=（T進-T凝）×cmv/(KπL)）；②加熱爐優(yōu)化燃燒：降低加熱爐負荷（如采用分段燃燒器），維持出口溫度穩(wěn)定（波動≤±2℃），避免過度加熱；③投加降凝劑/減阻劑：降凝劑可降低油品凝固點（如添加0.1%的乙烯-醋酸乙烯共聚物，凝固點降低5-10℃），減阻劑可降低湍流摩阻（添加10-50ppm，摩阻降低20%-30%）；④調整泵組合：使用小流量泵或變頻泵（頻率≤40Hz），使泵運行在高效區(qū)（流量≥50%額定流量）；⑤加密清管周期：低輸量時清管周期由30天縮短至15天，防止結蠟增厚。14.輸油調度在接到“某加熱爐爐管泄漏”報警后，應如何快速處置并恢復輸油？答：處置步驟：①緊急停爐：關閉加熱爐燃料閥（燃氣/燃油），停止燃燒器運行，開啟爐體通風（防止可燃氣體積聚）；②隔離泄漏段：確認泄漏爐管位置（通過爐體溫度分布或可燃氣體檢測），關閉該組爐管的進出口閥門（若為多組并聯(lián)爐管），啟用備用爐管（若有）；③降低輸量：因加熱負荷減少（ΔQ=cmΔT減少），油品粘度升高，需降低輸量（30%-50%）以維持泵站揚程不超