崔秀國， 董學(xué)彥， 張志斌， 孫 欣， 谷文淵， 張 弘

(1.中國石油管道公司，河北廊坊 065000； 2.廊坊師范學(xué)院，河北廊坊065000；3.中國石油管道公司錦州輸油氣分公司，遼寧錦州 121000； 4.中國石油北京天然氣管道有限公司北京輸氣管理處，北京 102400 )

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津華管道冷熱油交替輸送工藝應(yīng)用研究

崔秀國1， 董學(xué)彥2， 張志斌1， 孫 欣3， 谷文淵3， 張 弘4

(1.中國石油管道公司，河北廊坊 065000； 2.廊坊師范學(xué)院，河北廊坊065000；3.中國石油管道公司錦州輸油氣分公司，遼寧錦州 121000； 4.中國石油北京天然氣管道有限公司北京輸氣管理處，北京 102400 )

針對管道冷熱油交替輸送過程，建立了數(shù)學(xué)計算模型并編制了計算程序，對津華管道交替輸送冀東原油(熱油)與進(jìn)口原油(冷油)過程進(jìn)行了水力熱力模擬計算；從安全性和經(jīng)濟性等方面，對于不同輸送方案進(jìn)行了比選和確定。研究結(jié)果表明，當(dāng)交替輸送循環(huán)達(dá)到2～3次后，進(jìn)站油溫將呈現(xiàn)周期性的變化；對于前行的冷油(進(jìn)口原油)進(jìn)行提前加熱或適當(dāng)熱油(冀東原油)輸送批量，都可提高交替輸送的安全性。通過比選，確定了津華管道冬季適宜的冷熱油交替輸送方案。

冷熱油； 交替輸送； 工藝分析； 原油管道

津華管道是我國第一條按冷熱油交替輸送工藝設(shè)計的原油管道，其承擔(dān)將500 萬t/a進(jìn)口原油和165 萬t/a冀東原油由天津港輸送至華北石化公司的任務(wù)。進(jìn)口原油主要為輕質(zhì)原油，而冀東原油為含蠟原油，兩者物性差別很大。由于華北石化公司的煉化裝置對于原油品質(zhì)的變化適應(yīng)性不強，因此要求進(jìn)口原油與冀東原油不能摻混，必須要進(jìn)行分儲分輸。另外，進(jìn)口原油物性很好，可常溫輸送，而冀東原油為含蠟原油(凝點約為26 ℃)必須加熱輸送。因此，進(jìn)口原油與冀東原油的分儲分輸，實際上是冷熱原油的交替輸送。關(guān)于冷熱原油交替輸送工藝，自20世紀(jì)90年代以來已在美國西太平洋管道[1-4]、我國的西部管道等多條管道得到應(yīng)用[5-6]，但在相關(guān)的工藝分析研究方法、手段以及如何有效指導(dǎo)生產(chǎn)實踐等方面[7-13]，仍需開展進(jìn)一步的研究。與其它輸送工藝問題相比，冷熱原油交替流動條件下的非穩(wěn)態(tài)熱力-水力耦合問題是研究的核心和難點。利用建立的冷熱油交替輸送計算模型，對津華管道進(jìn)口原油與冀東原油的交替輸送進(jìn)行了計算模擬，確定了經(jīng)濟、合理的交替輸送方案。

1 冷熱油交替輸送水力-熱力模型

1.1 管道在土壤中的傳熱

采用二維導(dǎo)熱偏微分方程對原油管道在土壤中的傳熱進(jìn)行描述：

土壤的導(dǎo)熱方程

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

式中，Ts為土壤溫度, ℃；τ為時間，s；as為土壤導(dǎo)溫系數(shù)，m2/s；Ty為管內(nèi)油流的平均溫度，℃；Tw為管道最外壁面(計入防腐絕緣層厚度)的溫度，℃；λs為土壤的導(dǎo)熱系數(shù), W/(m·℃) ；D0為管道的最外層直徑, m；Ta為地表處大氣的溫度, ℃；Td為深度Yd處的土壤自然地溫，℃；hc為管軸的埋深，m；Xd、Yd為在x、y方向上管道熱力影響區(qū)域的距離，m；α0為地表土壤與大氣間的換熱系數(shù)，W/(m2·℃)；αh為當(dāng)量換熱系數(shù)，除包括原油至管內(nèi)壁的對流放熱系數(shù)α1外，還包括管壁、絕緣層和保溫層等在內(nèi)的各環(huán)層熱阻，其表達(dá)式如式(6)所示：

(6)

式中，d為鋼管的內(nèi)徑，m；λi為第i環(huán)層導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·℃) ；Di為第i環(huán)層的外徑，m。

初始條件為下列偏微分方程的解：

(7)

其邊界條件同式(2)—(5)。

應(yīng)用數(shù)值方法可對上述方程進(jìn)行求解，可得到管道周圍土壤的溫度分布及管道與土壤間的換熱量。

1.2 管內(nèi)油流的非穩(wěn)態(tài)傳熱與流動

針對冷熱油交替輸送的實際情況，以管內(nèi)油流的連續(xù)性方程、動量方程和能量方程描述冷熱油交替輸送過程中的水力、熱力特征：

連續(xù)性方程

(8)

動量方程

(9)

能量方程

(10)

式中，ρ為原油的密度，kg/m3；A為管道橫截面積，m2；V為原油流速，m/s；p為油流壓力，Pa；θ為管道與水平方向的夾角；λ為原油導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·℃) ；u為原油的比內(nèi)能，J/kg；h為原油的比焓，J/kg；H為管道軸心的標(biāo)高，m；q為單位質(zhì)量流量原油在單位管長上的散熱量，J/(kg·m)。

根據(jù)管內(nèi)油流非穩(wěn)態(tài)水力、熱力過程中張馳時間的不同，在對上述方程進(jìn)行適當(dāng)簡化后，進(jìn)行數(shù)值求解。具體的求解過程及步驟見圖1。

圖1 冷熱交替輸送水力熱力輸送計算框圖

Fig.1 The calculation block diagram for the process of batching transportation of cool and hot crude oil

2 津華管道冷熱油交替輸送模擬

2.1 津華管道概況

津華管道承擔(dān)由天津港向華北石化輸送冀東原油和進(jìn)口原油的任務(wù)。管道設(shè)計輸量為700×104t/a，設(shè)計壓力6.3 MPa，管徑φ508 mm，管道全長187 km。管道為埋地保溫管道，外敷40 mm厚聚氨酯泡沫塑料保溫層。首站依托天津港匯鑫油庫而建，設(shè)有青縣中間熱泵站和任丘合建站2 座工藝站場。

2.2 工藝參數(shù)及選取

2.2.1 首站原油進(jìn)站溫度 經(jīng)調(diào)研，輸送進(jìn)口原油時，出站溫度取30 ℃；輸送冀東原油時，出站溫度取35 ℃。

2.2.2 輸送批次 根據(jù)天津港卸載能力，初步選定津華管道全年共設(shè)11個批次；冀東原油每個批次的輸量為15萬t，輸送時間約為7.6 d；進(jìn)口原油每個批次的輸量為45.5萬t，輸送時間約為24 d；每個批次總輸送天數(shù)約為31.6 d。

2.2.3 水力熱力計算的約束條件

(1) 水力約束條件

津華管道進(jìn)出站壓力約束條件為：(a) 出站壓力不大于6.3 MPa;(b) 進(jìn)站壓力不小于0.4 MPa。

(2) 熱力約束條件

在熱油管道安全運行規(guī)范中，規(guī)定原油的進(jìn)站溫度不應(yīng)低于其凝點以上3～5 ℃。對于津華管道，進(jìn)口原油(冷油)的凝點在-10 ℃以下，冀東原油(熱油)凝點為26 ℃(物性最差冀東原油)，故設(shè)定的熱力約束條件為熱油頭的末站進(jìn)站溫度不低于31 ℃(即不低于冀東原油凝點以上5 ℃)。

2.3 水力熱力計算模擬

2.3.1 (冬季)熱油交替輸送計算模擬 計算條件為：冬季取最低地溫5 ℃、匯鑫油庫冀東原油出站溫度35 ℃、中東原油出站溫度30 ℃、原油輸量950 m3/h、1個批次31.6 d(其中，冀東原油7.6 d、中東原油24 d)。計算模擬結(jié)果如圖2和表1、2所示。

圖2 第1個循環(huán)批次中熱油(冀東原油)頭達(dá)到末站時沿線油溫和壓力分布

Fig.2 The oil temperature and pressure distribution along pipeline in the first cycle when hot oil head arrives at terminal station

由圖2(a)和表1中的數(shù)據(jù)可以看出， 在交替輸送的各循環(huán)中沿線冀東原油的最低溫度出現(xiàn)在冀東原油的油頭(也即熱油油頭)到達(dá)任丘合建站時，其溫度為23.1～23.3 ℃，要遠(yuǎn)低于管道最低的允許進(jìn)站溫度(31 ℃)。此外，相關(guān)計算數(shù)據(jù)顯示，在經(jīng)過2～3個輸送循環(huán)后冷熱油溫度變化幅度已經(jīng)很小并呈現(xiàn)一定周期性。

表1 冬季(地溫5 ℃)交替輸送循環(huán)中原油的進(jìn)站溫度

由圖2(b)和表2中的數(shù)據(jù)可以看出，在冬季冷熱交替輸送過程中，最大出站壓力出現(xiàn)在匯鑫油庫，達(dá)到了5.15 MPa，要遠(yuǎn)小于管道設(shè)計壓力6.3 MPa。

表2 冬季(地溫5 ℃)交替輸送循環(huán)中原油出站壓力

續(xù)表2

注：表2中的壓力計算時，進(jìn)站壓力均取為0.4 MPa。

由以上分析可知，在冬季(地溫5 ℃)的情況下，當(dāng)匯鑫首站冀東原油出站溫度為35 ℃、進(jìn)口原油出站溫度為30 ℃時，在交替輸送過程中，在水力方面沒有問題，但熱力方面無法達(dá)到安全輸送的要求。

2.3.2 冷油的加熱時機對交替輸送影響 由上面的計算分析知，在冬季進(jìn)行冀東原油與進(jìn)口原油的輸送過程中，前行冷油(進(jìn)口原油)建立的溫度場，可能會導(dǎo)致后行熱油(冀東原油)進(jìn)站溫度過低，而達(dá)不到安全輸送的要求。但若能考慮將前行的冷油進(jìn)行加熱再輸送后行熱油，則后行熱油(冀東原油)進(jìn)站溫度就會得到提高。為此，對前行冷油的加熱時間對于后行熱油溫度的影響進(jìn)行了計算分析。當(dāng)進(jìn)行30 ℃進(jìn)口原油與40 ℃冀東原油進(jìn)行交替輸送時，對于前行的30 ℃冷油(進(jìn)口原油)分別提前12、24、48、144、168 h加熱到40 ℃后，在第1個循環(huán)批次中后行冀東原油進(jìn)站溫度的計算值(其中，冀東原油輸量為1 050 m3/h，其它相關(guān)參數(shù)可參見2.3.1)，結(jié)果如表3所示。

表3 40 ℃熱油與30 ℃冷油交替輸送中冷熱加熱時間的影響

由表3可以看出，冷油的加熱時間對于后行熱油有一定的影響，當(dāng)加熱時間到達(dá)24 h后，影響的程度就已變得不大，建議冷油的加熱時間選取為24～48 h即可。

3 交替輸送方案分析

由以上分析可知，為保證管道冷熱交替輸送的熱力安全，可采取的方式有兩類，一是調(diào)整輸送批量，如在每個輸送循環(huán)中減少冀東原油的輸送時間，增大輸送量；二是在進(jìn)行冀東原油輸送前提前對于前行的低溫進(jìn)口原油進(jìn)行加熱。這兩種措施都可有效提高冀東原油的進(jìn)站溫度，從而實現(xiàn)冷熱交替輸送的安全進(jìn)行。同時，對于多種可行的輸送方案，需要進(jìn)行經(jīng)濟對比，以確定較為經(jīng)濟的方案。

3.1 交替輸送方案比選

計算表明，冬季(地溫5 ℃)進(jìn)行40 ℃和45 ℃冀東原油與30 ℃進(jìn)口原油的交替輸送時，冀東原油在任丘合建站處的進(jìn)站溫度難以到達(dá)31 ℃(冀東原油凝點以上5 ℃)，在熱力方面難以到達(dá)安全輸送的要求。究其原因與輸送循環(huán)中輸量偏低(僅有950 m3/h)有關(guān)，故可增大冀東原油輸量以提高冀東原油的進(jìn)站溫度。為此，在保證輸送周期31.6 d和輸送批量(冀東原油15 萬t、進(jìn)口原油45.5 萬t)不變的條件下，分別將冀東輸送量增加到1 000、1 050、1 100 m3/h。調(diào)整輸量后，1個輸送周期內(nèi)冀東原油的輸送時間和進(jìn)口原油的輸送時間以及輸量見表4。

表4 冀東原油輸量調(diào)整后1個輸送周期中其它相關(guān)參數(shù)的取值

下面給出的是當(dāng)冀東原油輸量增加1 050 m3/h后，進(jìn)行45 ℃冀東原油和30 ℃進(jìn)口原油交替輸送過程中，冀東原油最低進(jìn)站溫度和最高輸送壓力的計算值，結(jié)果見表5。

從表5中的數(shù)據(jù)可以看出，即便將冀東原油輸量提高到1 050 m3/h，并把冀東原油加熱到45 ℃，其在任丘合建站處的進(jìn)站溫度仍低于31 ℃。為此在冬季交替輸送方案的比選中，采用的是提高輸送量與提前對冷油進(jìn)行加熱的綜合方法。

表5 交替輸送循環(huán)中冀東原油最低進(jìn)站溫度和最高出站壓力

通過對于冀東輸送量分別為1 000、1 050、1 100 m3/h，冀東原油溫度分別為45 ℃和40 ℃，并提前48 h將前行30 ℃進(jìn)行原油加熱到40 ℃或45 ℃等多種工況條件的計算分析，最終得到了冬季(地溫5 ℃)可行的冷熱油交替輸送方案。部分結(jié)果可見表6。

表6 提前48 h將前行進(jìn)口原油加熱到45 ℃再進(jìn)行冀東原油輸送的情況

由表6中的數(shù)據(jù)可以看出，當(dāng)進(jìn)行45 ℃冀東原油與30 ℃進(jìn)口原油交替輸送時，即便將冀東輸量提高到1 050 m3/h，且提前48 h將前行進(jìn)口原油加熱到45 ℃，冀東原油在任丘合建站的最低進(jìn)站溫度也僅為30.1 ℃，不能滿足安全輸送的熱力約束條件。而當(dāng)將冀東原油輸送進(jìn)一步提高到1 100 m3/h后，則在表6列出的條件下，冀東原油在任丘合建站的最低進(jìn)站溫度可接近甚至超過31 ℃。

綜上所述，在冬季可實現(xiàn)冷熱油交替輸送的方案有兩個，即方案1：45 ℃冀東原油、30 ℃進(jìn)口原油、冀東原油輸量1 100 m3/h并提前48 h將前行進(jìn)口原油加熱到45 ℃；方案2：40 ℃冀東原油、30 ℃進(jìn)口原油、冀東原油輸量1 100 m3/h并提前48 h將前行進(jìn)口原油加熱到45 ℃。

3.2 交替輸送方案經(jīng)濟性分析

根據(jù)冷熱油交替輸送的實際，由于每個批次的原油輸送批量是相同的，故通常情況下，不同交替輸送方案間能耗的差別更多體現(xiàn)在燃油的消耗上，因此在部分中，主要通過對于燃油消耗量的比較，對于交替輸送的不同方案進(jìn)行分析。

針對比選出的上述兩個可行方案，即方案1：進(jìn)口原油出站溫度30 ℃、冀東原油出站溫度45 ℃、冀東原油輸量1 100 m3/h，提前48 h將前行進(jìn)口原油加熱到45 ℃；方案2：進(jìn)口原油出站溫度30 ℃、冀東原油出站溫度40 ℃、冀東原油輸量1 100 m3/h并提前48 h將前行進(jìn)口原油加熱到45 ℃。經(jīng)核算可得，方案1和方案2的燃油消耗量分別為298.5 t/月和253.7 t/月。顯然，在冬季的冷熱交替輸送中，方案2的經(jīng)濟性要優(yōu)于方案1。

4 結(jié)論

(1) 建立了描述冷熱油交替輸送管道水力熱力變化的數(shù)學(xué)模型。計算表明，在交替輸送的2～3個批次后，管內(nèi)冷、熱油溫度的變化將呈現(xiàn)一定的周期性。

(2) 采用調(diào)整輸送批量(如在每個輸送循環(huán)中減少冀東原油的輸送時間，增大輸送量)以及提前對于前行的低溫進(jìn)口原油進(jìn)行加熱等方式，可有效提高冀東原油的進(jìn)站溫度，從而保證冷熱交替輸送的安全性。

(3) 對于多種冷熱油交替輸送的方案比選及經(jīng)濟性分析顯示，津華管道冬季(地溫5 ℃)較為安全和經(jīng)濟的運行方案為：首站點爐，冀東原油40 ℃出站、進(jìn)口原油30 ℃出站、冀東原油輸量1 100 m3/h并提前48 h將前行進(jìn)口原油加熱到45 ℃，全年輸送11個批次。

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(編輯 王亞新)

The Application Analysis of Batching Transportation of Cool and Hot Crude Oil for Jinhua Pipeline

Cui Xiuguo1， Dong Xueyan2， Zhang Zhibin1， Sun Xin3， Gu Wenyuan3， Zhang Hong4

(1.PetroChinaPipelineCompany,LangfangHebei065000,China；2.LangfangTeachersUniversity，LangfangHebei065000,China；3.JinzhouOil&GasTransportationSub-CompanyofPetroChinaPipelineCompany,JinzhouLiaoning121000,China；4.BeijingManagementDivisionofPetroChinaBeijingGasPipelineCo.Ltd.,Beijing102400,China)

The mathematical model was developed to describe the physical process of batching cool and hot crud oil. The hydraulic and thermal variation process of Jinhua pipeline batching transportation of Jidong crude oil and imported crude oil was simulated by self-developed calculation program. Different transportation schemes were compared to determine an appropriate operation scheme of Jinhua pipeline. The results showed after the number of batching transportation cycle reaches to 2 or 3, the suction oil temperature of the next station changed periodically. The batching transportation safety of cool and hot crude oil can all be improved by heating the front cool crude oil or increasing the throughput of hot crude oil. By comparing different scheme, the appropriate batching transportation scheme for Jinhua pipeline in winter was determined.

Cool and hot crude oil; Batching transportation; Process analysis; Crude oil pipeline

1006-396X(2015)06-0087-06

2015-04-09

2015-10-22

中國石油天然氣股份公司科研資助項目(2014B-3414)。

崔秀國(1970-)，男，博士，高級工程師，從事油氣管道輸送工藝研究;E-mail：cuixiuguo819@163.com。

TE812

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.06.016