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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/dt1.5MPa/s），或流量突变（ΔQ15%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