CN115321081A - 一种集成化地下水封石洞油库工艺系统 - Google Patents

Abstract

本发明涉及地下水封石洞油库技术领域，尤其涉及一种集成化地下水封石洞油库工艺系统，该油库工艺系统包括地下巷道、储油洞室组、竖井、竖井操作区以及自控联锁系统；竖井操作区设置于地下巷道内；竖井操作区设置于竖井上端，竖井下端连接于储油洞室组；竖井内敷设有管道组，管道组的下端与储油洞室组连通，管道组的上端进入竖井操作区，并与竖井操作区内的集成管路连通；自控联锁系统包括控制单元和设置于竖井操作区内检测单元，控制单元根据检测单元的检测信号控制管道组的开闭。该油库工艺系统具有施工难度小、投资费用低、能耗低以及安全性高等优势。

Description

一种集成化地下水封石洞油库工艺系统

技术领域

本发明涉及地下水封石洞油库技术领域，尤其是涉及一种集成化地下水封石洞油库工艺系统。

背景技术

地下水封洞库相比于地上油库具有安全性高、占用耕地少、造价低、运营费用低、环境污染小以及使用寿命长等优点，目前，已成为我国战略原油储备和各种商业储油库的主要方式。现有的储运工艺设计一般根据所选库址地理环境将工艺进、出管线分别设计在不同的竖井中，且竖井口直通地面；工艺进、出管线的一端连通于设置于储油洞室组，另一端连接于地面设施(地面设施包括卸油装置、用油装置、污水处理装置以及油气回收装置等)。现有的地下水封石洞油库具有以下缺陷：

1、地面与储油洞室组之间存在较大高差，竖井施工难度大、费用高，随之增加了潜油泵和潜水泵的扬程，能耗大，运行不经济；若是采用开挖山体降低竖井口标高的方案，开挖面积需要达到设计使用面积的10倍以上，才可达到场地的设计坡度要求，施工难度大、投资费用高，且破坏环境；

2、受自然地形的限制，工艺进、出管线与地面设施连接困难，各类联接管道的距离将成数倍增加；且新建库区设备难以共用已建地面设施，在进行大型多期次的地下水封石洞油库群工程时，新建的油库难以与已建的油库匹配并连接；

3、现有的地下水封石洞油库的检测仪表位置分散，不便于管理和监测，具有安全隐患。

发明内容

本发明的目的是提供一种集成化地下水封石洞油库工艺系统，以解决现有技术存在的竖井施工难度大、管线连接困难、投资费用高以及具有潜在安全隐患等问题。

为了实现上述目的，本发明采用以下技术方案：

一种集成化地下水封石洞油库工艺系统，包括地下巷道、储油洞室组、竖井、竖井操作区以及自控联锁系统；

所述竖井操作区设置于所述地下巷道内；所述竖井操作区设置于所述竖井上端，所述竖井下端连接于所述储油洞室组；所述竖井内敷设有管道组，所述管道组的下端与所述储油洞室组连通，所述管道组的上端进入所述竖井操作区，并与所述竖井操作区内的集成管路连通；所述自控联锁系统包括控制单元和设置于所述竖井操作区内检测单元，所述控制单元根据所述检测单元的检测信号控制所述管道组的开闭。

进一步地，所述管道组包括进油管线、出油管线以及出水管线；所述检测单元包括用于测量所述储油洞室组内油水界面高度的界面仪表和用于测量所述储油洞室组内油液位和水液位的液位仪表；

所述界面仪表检测到界面高度信号和所述液位仪表检测到的液位信号传递给所述控制单元，所述控制单元根据接收到的界面高度信号和液位信号控制所述进油管线、所述出油管线以及所述出水管线的开闭。

进一步地，所述检测单元包括用于测量系统内可燃和有毒气体浓度的气体监测仪表，所述气体监测仪表将检测到的浓度信号传递给所述控制单元，所述控制单元根据接收到的浓度信号控制所述出油管线的开闭。

进一步地，所述竖井操作区内还设置有用于排出油库工艺系统内有害气体的通风装置，所述控制单元根据接收到的所述浓度信号控制所述通风装置的启停。

进一步地，所述管道组包括氮气注入管线和油气回收管线。

进一步地，所述检测单元包括用于测量所述储油洞室组内压力的压力仪表，所述压力仪表将检测到的压力信号传递给所述控制单元，所述控制单元根据接收到的压力信号控制所述氮气注入管线的开闭。

进一步地，所述竖井操作区内还设置有用于在油库工艺系统检修时，收集管路排放残液的积液池。

进一步地，所述竖井操作区内还设置有泡沫灭火装置。

进一步地，所述集成化地下水封石洞油库工艺系统包括多个储油洞室组以及对应连接于多个所述储油洞室组的多个竖井，多个竖井的上端一一对应设置有多个竖井操作区，且多个竖井操作区均设置于所述地下巷道内；

所述集成化地下水封石洞油库工艺系统还包括管路通道，从多个所述竖井操作区内穿出的管线通过所述管路通道引出至地面。

进一步地，所述检测单元还包括用于测量所述储油洞室组内油液温度的温度仪表。

本发明的有益效果：

本发明提供了一种集成化地下水封石洞油库工艺系统，该油库工艺系统包括地下巷道、储油洞室组、竖井、竖井操作区以及自控联锁系统。本发明提供的集成化地下水封石洞油库工艺系统具有以下优势：

1、竖井的上端直通地下巷道，缩短了竖井的垂直管线距离，从而减小竖井的施工难度，随之减小潜油泵和潜水泵的扬程，降低投资费用和能耗，且占地表土地少，有利于保护生态环境；

2、在竖井的上端设置竖井操作区，以对管道组进行集成化管理；由于竖井的上端距离储油洞室组的高差较小，能够在竖井操作区内集中设置检测单元，便于对系统进行维护和检修；自控联锁系统能够根据检测单元的检测信号实时地对管道组进行联锁保护，及时地开闭管道组，消除或缓解安全隐患；

3、管道组敷设在地下巷道内，不受地面自然地形的限制，方便与地面设施连接，降低施工费用和难度；并且，新建库区设备可以共用已建地面设施，方便现场人员对地面设施的巡检和维护，降低投资和运营维护的成本；

4、隐蔽性好，防护能力强，安全性高。

附图说明

为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例提供的集成化地下水封石洞油库工艺系统的结构示意图；

图2为本发明实施例提供的集成化地下水封石洞油库工艺系统的线路结构示意图；

图3为本发明实施例提供的集成化地下水封石洞油库工艺系统当竖井为多个时的结构示意图。

图标：

1-地下巷道；

2-储油洞室组；21-储油区；22-裂隙水区；23-油气区；

3-竖井；31-竖井盖板；

4-竖井操作区；

5-管路通道；

61-检测单元；

71-进油管线；711-第一阀门；72-出油管线；721-第二阀门；722-潜油泵；73-出水管线；731-第三阀门；732-潜水泵；74-氮气注入管线；741-第四阀门；75-油气回收管线；751-第五阀门；

8-积液池；

9-地面设施。

具体实施方式

下面将结合实施例对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

需要说明的是，在本发明的描述中，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

需要说明的是，在本发明的描述中，术语“连接”和“安装”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介相连；可以是机械连接，也可以是电连接。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

参照图1和图2，本发明提供了一种集成化地下水封石洞油库工艺系统，该油库工艺系统包括地下巷道1、储油洞室组2、竖井3、竖井操作区4以及自控联锁系统；具体地，竖井操作区4设置于地下巷道1内；竖井操作区4设置于竖井3上端，竖井3下端连接于储油洞室组2；竖井3内敷设有管道组，管道组的下端与储油洞室组2连通，管道组的上端进入竖井操作区4，并与竖井操作区4内的集成管路连通；自控联锁系统包括控制单元和设置于竖井操作区4内检测单元61，控制单元根据检测单元61的检测信号控制管道组的开闭。

本发明提供的集成化地下水封石洞油库工艺系统具有以下优势：

1、竖井3的上端直通地下巷道1，缩短了竖井3的垂直管线距离，从而减小竖井3的施工难度，随之减小潜油泵和潜水泵的扬程，降低投资费用和能耗，且占地表土地少，有利于保护生态环境；

2、在竖井3的上端设置竖井操作区4，便于对管道组进行集成化管理；由于竖井3的上端距离储油洞室组2的高差较小，能够在竖井操作区4内集中设置检测单元61，便于对系统进行维护和检修；自控联锁系统能够根据检测单元61的检测信号实时地对管道组进行联锁保护，及时地开闭管道组，消除或缓解安全隐患；

3、管道组敷设于地下巷道1，不受地面自然地形的限制，方便与地面设施连接，降低施工费用和难度；并且，新建库区设备可以共用已建地面设施，方便现场人员对地面设施的巡检和维护，降低投资和运营维护的成本；

4、隐蔽性好，防护能力强，安全性高。

需要说明的是，储油洞室组2包括多个彼此连通的储油洞室，竖井3的下端连接于其中一个储油洞室，敷设竖井3内的管道组也只需连通于其中一个储油洞室。

进一步参照图2，储油洞室组2内包括储油区21、裂隙水区22以及油气区23。

本实施例中，管道组包括进油管线71、出油管线72、出水管线73、氮气注入管线74以及油气回收管线75；其中，进油管线71的下端连通于储油区21，且进油管线71上设置有第一阀门711；出油管线72的下端连通于储油区21，且出油管线72上设置有第二阀门721和潜油泵722；出水管线73的下端连通于裂隙水区22，且出水管线73上设置有第三阀门731和潜水泵732；氮气注入管线74和油气回收管线75的下端连通于油气区23。

检测单元61包括界面仪表、液位仪表、气体检测仪表、压力仪表以及温度仪表，上述各仪表的作用分别为：

界面仪表：用于测量储油洞室组2内油水界面的高度；本实施例中，每个储油洞室组2的界面仪表选用两套独立的洞罐专用伺服界面计；

液位仪表：用于测量储油洞室组2内的油液位和水液位的高度；液位仪表包括油液位仪表和水液位仪表，本实施例中，每个储油洞室组2的油液位仪表采用两套独立的洞罐专用伺服液位计；竖井密封水液位仪表采用投入式静压液位计；

气体检测仪表：用于测量系统内可燃和有毒气体的浓度；本实施例中，气体检测仪表能够实时检测和报告可燃和有毒气体的泄漏情况，当竖井口区可燃气体浓度超过设定值时，进行声光报警；

压力仪表：用于测量储油洞室组2内的压力；

温度仪表：用于测量储油洞室组2内油液温度；本实施例中，温度仪表为专用的多点平均温度计。

上述油库工艺系统的自控联锁系统以及各管线在不同工况下的工作方式如下：

1)收油工况：从码头接卸的原油通过进油管线71将原油送入储油洞室组2；界面仪表和油液位仪表实时地对储油洞室组2内的油水界面高度及液位进行检测，并将检测到的信号传递给控制单元；当储油洞室组2内的油液位高度超过设定值时，控制单元连锁关闭进油管线71上的第一阀门711。

2)发油工况：储油洞室组2内的原油经潜油泵722增压后通过出油管线72提升至地面计量系统，再经地面泵站增压向外部发油；当储油洞室组2内油液位高度低于设定值时，控制单元连锁关闭出油管线72上的第二阀门721和潜油泵722；同时，当油水界面的高度超过设定值时，控制单元锁停潜油泵722；

气体监测仪表实时地将检测到的浓度信号传递给控制单元；在发油工况下，当浓度信号超过设定值时，控制单元锁停潜油泵722。

3)氮气补充工况：压力仪表将检测到的压力信号传递给控制单元，当压力信号低于/超过设定值时，控制单元开启/关闭第四阀门741；通过氮气注入管线74向储油洞室组2内补充氮气，以保证洞罐内气体空间内氧含量在安全范围内；

需要说明地是，在每次发油时需要向储油洞室组2内补充氮气。

4)排水工况：当储油洞室组2内油水界面的液位高度超过设定值时，控制单元联锁启动第三阀门731和潜水泵732，将储油洞室组2内的裂隙水通过出水管线73输送到污水处理系统；当储油洞室组2内油水界面的液位高度低于设定值时，控制单元锁停潜水泵732。

5)油气回收工况：自控联锁系统能够根据储油洞室组2的温度及压力信号，及时地开闭第五阀门751；储油洞室组2的呼出气通过油气回收管线75输送至的地面的油气回收装置。

本发明通过自控联锁系统对地下水封石洞油库工艺系统的温度、压力、流量、液位、界位等参数进行实时地检测和报警，并联锁保护或控制泵、阀门的启停，确保库区的安全生产，避免或消除安全隐患。检测单元61集中设置于竖井操作区4内，便于管理和巡检；本实施例中，检测单元61的各仪表设置于竖井3的竖井盖板31上。

进一步地，竖井操作区4内还设置有用于排出油库工艺系统内有害气体的通风装置，控制单元根据接收到的浓度信号控制通风装置的启停。具体地，通风装置包括防爆型离心式排风机，且该防爆型离心式排风机与气体监测仪表联锁启停。气体监测仪表一旦报警，防爆离心式排风机联锁开机排除有害气体。地下巷道1内采用双速消防排烟风机低速运行，为巷道内巡检时日常通风换气。

进一步地，竖井操作区4内还设置有用于在油库工艺系统检修时，收集管路排放残液的积液池8。集成系统检修时排放的少量残液统一收集在积液池8中，便于清理。

进一步地，竖井操作区4内还设置有泡沫灭火装置。具体地，泡沫灭火装置为泡沫-水雨淋结构，泡沫混合液采用水成膜泡沫液，喷头高度设置为10m，供给强度为8L/min·m²，泡沫混合液供给时间为15min。

本实施例中，为了满足竖井操作区4内部管线、仪表、装置的安装、维护、操作和管理的需要，竖井操作区4的面积大于100m²。

参见图3，集成化地下水封石洞油库工艺系统包括多个储油洞室组2以及对应连接于多个储油洞室组2的多个竖井3，多个竖井3的上端一一对应设置有多个竖井操作区4，且多个竖井操作区4均设置于地下巷道1内；集成化地下水封石洞油库工艺系统还包括管路通道5，从多个竖井操作区4内穿出的管线通过管路通道5引出至地面。

地面上设置有地面设施9，地面设施9包括卸油装置、污水处理装置以及油气回收装置等，地面设施9可集中设置于山体的一侧，以便集成化管理。管路通道5内敷设有主管道组，从多个竖井操作区4内穿出的管线对应连接于管路通道5内的主管道组，并通过管路通道5连接到地面设施9。地面上还设置有中央控制室，自控联锁系统中的控制单元设置于中央控制室，便于对多个竖井操作区4内的检测单元61进行集中控制。

本实施例中，由于不受地面自然地形的影响，新建库区设备可共用已建地面设施9；尤其在进行大型多期次的地下水封石洞油库群工程时，只需将连接于新建油库中储油洞室组2的管道组连接于管路通道5内的主管道组，并通过管路通道5连接到地面设施9，即可与已建的油库匹配并连接，整个施工过程方便快捷，其集成化的设计使得巡检和维修方便，且大幅度降低了投资费用；每个竖井3配备一个竖井操作区4，以对每组储油洞室组2进行集成化管理，并且，每个竖井操作区4内设置有检测单元61，以对管道组进行安全锁停，使得整个系统便于检修、安全可靠；此外，由于管线集成化的设置，缩短了各类联接管道的距离，降低了地面管线的敷设难度。在我国对节能减排、环境、安全要求越来越高的形势下，本发明提供的高度集成化油库工艺系统为未来大型多期次地下水封石洞油库群地下空间工艺集成提供了一定的引导。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

Claims (10)

1.一种集成化地下水封石洞油库工艺系统，其特征在于，包括地下巷道(1)、储油洞室组(2)、竖井(3)、竖井操作区(4)以及自控联锁系统；

所述竖井操作区(4)设置于所述地下巷道(1)内；所述竖井操作区(4)设置于所述竖井(3)上端，所述竖井(3)下端连接于所述储油洞室组(2)；所述竖井(3)内敷设有管道组，所述管道组的下端与所述储油洞室组(2)连通，所述管道组的上端进入所述竖井操作区(4)，并与所述竖井操作区(4)内的集成管路连通；所述自控联锁系统包括控制单元和设置于所述竖井操作区(4)内检测单元(61)，所述控制单元根据所述检测单元(61)的检测信号控制所述管道组的开闭。

2.根据权利要求1所述的集成化地下水封石洞油库工艺系统，其特征在于，所述管道组包括进油管线(71)、出油管线(72)以及出水管线(73)；所述检测单元(61)包括用于测量所述储油洞室组(2)内油水界面高度的界面仪表和用于测量所述储油洞室组(2)内油液位和水液位的液位仪表；

所述界面仪表检测到界面高度信号和所述液位仪表检测到的液位信号传递给所述控制单元，所述控制单元根据接收到的界面高度信号和液位信号控制所述进油管线(71)、所述出油管线(72)以及所述出水管线(73)的开闭。

3.根据权利要求2所述的集成化地下水封石洞油库工艺系统，其特征在于，所述检测单元(61)包括用于测量系统内可燃和有毒气体浓度的气体监测仪表，所述气体监测仪表将检测到的浓度信号传递给所述控制单元，所述控制单元根据接收到的浓度信号控制所述出油管线(72)的开闭。

4.根据权利要求3所述的集成化地下水封石洞油库工艺系统，其特征在于，所述竖井操作区(4)内还设置有用于排出油库工艺系统内有害气体的通风装置，所述控制单元根据接收到的所述浓度信号控制所述通风装置的启停。

5.根据权利要求1所述的集成化地下水封石洞油库工艺系统，其特征在于，所述管道组包括氮气注入管线(74)和油气回收管线(75)。

6.根据权利要求5所述的集成化地下水封石洞油库工艺系统，其特征在于，所述检测单元(61)包括用于测量所述储油洞室组(2)内压力的压力仪表，所述压力仪表将检测到的压力信号传递给所述控制单元，所述控制单元根据接收到的压力信号控制所述氮气注入管线(74)的开闭。

7.根据权利要求1所述的集成化地下水封石洞油库工艺系统，其特征在于，所述竖井操作区(4)内还设置有用于在油库工艺系统检修时，收集管路排放残液的积液池(8)。

8.根据权利要求1所述的集成化地下水封石洞油库工艺系统，其特征在于，所述竖井操作区(4)内还设置有泡沫灭火装置。

9.根据权利要求1所述的集成化地下水封石洞油库工艺系统，其特征在于，所述集成化地下水封石洞油库工艺系统包括多个储油洞室组(2)以及对应连接于多个所述储油洞室组(2)的多个竖井(3)，多个竖井(3)的上端一一对应设置有多个竖井操作区(4)，且多个竖井操作区(4)均设置于所述地下巷道(1)内；

所述集成化地下水封石洞油库工艺系统还包括管路通道(5)，从多个所述竖井操作区(4)内穿出的管线通过所述管路通道(5)引出至地面。

10.根据权利要求1所述的集成化地下水封石洞油库工艺系统，其特征在于，所述检测单元(61)还包括用于测量所述储油洞室组(2)内油液温度的温度仪表。

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