刁逢 聞峰 郝勇 馬帥 張夢嫻

摘要：撫錦成品油管道在投產(chǎn)結(jié)束計劃停輸期間多次出現(xiàn)管內(nèi)壓力下降的現(xiàn)象。由于密閉輸送管道的油品體積受溫度和壓力的影響存在膨脹性和壓縮性，因此溫度是影響管道運行參數(shù)的主要因素之一。本文基于撫錦成品油管道停輸后的運行參數(shù)，分析了管道在投產(chǎn)后停輸期間溫度下降對油品體積、壓力的影響，計算出了油品下降1℃時管內(nèi)壓力變化值，通過對投產(chǎn)后充壓體積總量與溫度下降引起的體積變化量做對比，得出溫度下降是引起油品體積變化、壓力下降的主要原因。

關(guān)鍵詞：管道停輸;膨脹性;壓縮性;溫度下降;壓力變化

撫錦成品油管道投產(chǎn)結(jié)束后停輸期間，遼陽首站至遼河站段壓力出現(xiàn)持續(xù)下降的現(xiàn)象，為了使管道處于合適的壓力范圍內(nèi)，管道多次啟動遼陽站給油泵進行充壓操作，同時安排人員對管段及所轄閥室的設(shè)備進行檢查，判斷壓力下降并非由于管道泄漏引起。

由于流體存在體積膨脹性和壓縮性^[1]，管道內(nèi)油品體積受溫度的影響會出現(xiàn)一定的變化，從而導(dǎo)致管道壓力的變化^[4-20]。地處東北的撫錦成品油管道在投產(chǎn)后進入冬季，管內(nèi)油溫及地溫的下降使得管內(nèi)油品體積有一定程度的縮小，管道壓力也出現(xiàn)一定程度的下降。因此有必要對管道停輸后壓力隨溫度變化規(guī)律進行分析，為今后管道投產(chǎn)保壓停輸階段的壓力控制提供參考。

1 計算方法

在密閉滿油管道中，管內(nèi)壓力的存在使得油品處于受壓狀態(tài)，同時管道徑向存在膨脹變形。當(dāng)溫度降低時，油品受冷收縮，管內(nèi)壓力下降，使得油品受壓程度降低，同時管道徑向發(fā)生收縮。在此過程中，油品受冷收縮的體積等于受壓程度降低引起的體積變化和管道收縮體積之和，根據(jù)、、三者之間的關(guān)系，進而得出撫錦成品油管道管內(nèi)柴油壓力變化與溫度變化之間的關(guān)系。

1.1 溫度對油品體積的影響

流體的膨脹性^[2]是指在壓力不變的條件下，流體的體積會隨著溫度的變化而變化的性質(zhì)，其大小用體積膨脹系數(shù)表示，根據(jù)定義可得油品隨溫度變化引起的體積變化量計算公式為：

式中：V為管道內(nèi)原有的油品體積，m³;為油品體積的變化量，m³;為溫度的變化量，℃;為

體積膨脹系數(shù)，，柴油體積膨脹系數(shù)一般取0.0008/℃。

1.2 溫度對管道壓力的影響

液體的壓縮性^[2]是指在溫度不變的條件下，流體的體積會隨著壓力的變化而變化的性質(zhì)，壓縮性的大小用壓縮系數(shù)表示，因此油品隨壓力變化引起的體積變化量可用下式計算：

式中：V為管道內(nèi)原有的油品體積，m³;為油品體積的變化量，m³;為壓力的變化量，;為體積壓縮系數(shù)，，柴油體積壓縮系數(shù)一般取5.5×10^-10/Pa。

對于處處固定的埋地管道，軸向位移為0，由材料力學(xué)^[3]相關(guān)知識可推導(dǎo)出其受內(nèi)壓后徑向體積變化量為：

式中：V為原有的油品體積，m³;為受壓后徑向體積的變化量，m³;為壓力的變化量，Pa;E為管道所用鋼材的彈性模量，取200×10⁹Pa;D為管道內(nèi)徑，m;為管道壁厚，m;為泊松系數(shù)，取0.3。

將相關(guān)數(shù)據(jù)代入式（5）可得撫錦成品油管道管內(nèi)壓力隨溫度的變化關(guān)系為?P/?T=0.896MPa/℃，即管內(nèi)溫度下降1℃壓力下降0.896MPa。

2 數(shù)據(jù)分析

2.1管道簡介

撫錦成品油管道干線全長約240km，包括3條輸入支線：撫順輸入支線、遼陽輸入支線、遼河輸入支線。管道設(shè)置干線站場3座，輸入支線站場3座。干線設(shè)閥室16座，其中RTU閥室6座、手動閥室4座、單向閥室6座。管道干線基本參數(shù)如表1所示。

撫錦成品油管道投產(chǎn)結(jié)束后進入停輸階段，隨著冬季的來臨管道出現(xiàn)了壓力逐漸降低的趨勢，其中兩次充壓期間管道沿線站場及RTU閥室壓力變化趨勢如圖1所示。為了使管道處于適合的壓力范圍內(nèi)，先后多次對遼陽至遼河段充壓，取投產(chǎn)后（2018年10月-2019年2月）的前10次充壓記錄如表2所示，通過計算可得前10次的充油量為124.004m³，首站充壓量為8.71MPa。

通過查看遼陽出站、1#閥室、4#閥室、6#閥室及遼河進站油溫變化趨勢發(fā)現(xiàn)，在每天上午8：00左右油溫最低，每天下午16：00左右油溫最高。因此，取2018年10月—2019年2月段每日8：00和16：00的油溫作為分析數(shù)據(jù)（每隔一周取一次數(shù)據(jù)點），遼陽站出站及沿線RTU閥室油溫變化曲線如圖2所示。由于管道內(nèi)油品體積變化的主要影響因素為地溫變化，但管道沿線并未設(shè)置單獨的地溫表，所以2.2、2.3中用閥室的油溫替代地溫來分析，但管道沿線地溫變化并不是連續(xù)恒定的，因此用閥室油溫計算只是近似計算。

圖2沿線站場及RTU閥室油溫變化趨勢

從圖中可以看出3個閥室的油溫從2018年10月份到2019年2月基本呈下降趨勢，而遼陽出站油溫及遼河進站油溫從2018年10月份到11月中旬呈下降趨勢，之后由于加上了電伴熱溫度逐漸上升并趨于平緩。

2.2油品體積變化量

撫錦成品油管道遼陽—遼河段（圖3）共有3個RTU閥室，其中1#閥室里程20.5km，4#閥室里程63.2km，6#閥室里程77.6km，管段總管容V=17365.5m³。由于充壓結(jié)束后1#、4#、6#RTU閥室關(guān)閉，因此管段可分為4段：遼陽—1#閥室管容V₁=3136.5 m³;1#閥室—4#閥室管容V₂=6533.1 m³，4#閥室—6#閥室管容V₃=2203.2m³;6#閥室—遼河管容V₄=5492.7m³。由于遼陽出站管線設(shè)有電伴熱，油溫變化趨勢不具有代表性，因此以1#閥室油溫數(shù)據(jù)計算遼陽—1#閥室段的體積變化，4#閥室油溫數(shù)據(jù)計算1#閥室—4#閥室段的體積變化，6#閥室油溫數(shù)據(jù)計算4#閥室—6#閥室段和6#閥室—遼河段的體積變化，計算結(jié)果如表3所示。

從表3可知，以8：00的油溫數(shù)據(jù)得出的遼陽—遼河段由于溫度變化所引起的體積變化量∑dV=119.9 m³;以16：00的油溫數(shù)據(jù)得出的遼陽—遼河段由于溫度變化所引起的體積變化量∑dV=119.64 m³。兩個油溫下的平均值為=119.77 m³。研究階段總充油量為124.004m³，而由油溫變化引起的體積變化量為119.77 m³，油溫變化引起的體積變化量占總充油量的96.6%，因此可認為溫度下降是影響管道內(nèi)油品減少的主要因素。

2.3管道壓力變化量

根據(jù)1.2中式（5）得出的撫錦成品油管道管內(nèi)壓力隨油溫的變化關(guān)系可知油溫下降1℃管道壓力下降0.896MPa左右，由此可計算出兩次充壓之間由溫度引起的壓力變化量，計算結(jié)果如表4所示。

通過表4和圖4可知，十次充壓后首站實際總充壓量為8.71MPa，而由于溫度下降計算出的壓力下降值8.328MPa，計算值為實際值的95.6%。

3 結(jié)論

基于撫錦成品油管道停輸后的運行參數(shù)，利用流體的膨脹性和壓縮性分析了管道在投產(chǎn)后停輸期間溫度下降對油品體積、壓力的影響，計算得出油品下降1℃時管內(nèi)壓力相應(yīng)下降0.896MPa，通過對投產(chǎn)后總充油量與溫度下降引起的體積變化量做對比，得出溫度變化引起的體積變化量占總充油量的96.6%，由溫度-壓力關(guān)系計算出的壓力下降值約為實際充壓值的95.6%。因此可以認為管道壓力和管內(nèi)油品體積的變化是由于管道沿線地溫變化影響所致。

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