1、广 东 化 工 2023 年 第 16 期 68 第 50 卷 总第 498 期 基于基于 SPS 的冷热油交替的冷热油交替 输送管道安全边界与运行方案制定输送管道安全边界与运行方案制定 张立晓1,项玉婷1,孙志鑫2,姚志成2,孙广宇2*(1国家管网集团东部原油储运有限公司,山东 潍坊 261023;2中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院,山东 青岛 266580)摘 要在对东临复线历史运行数据进行分析的基础上,基于 SPS 仿真软件建立了冷热油交替输送的管线模型,并应用该模型模拟了管道在不同季节的输送方案,同时通过将模拟结果与现场工况进行对比,验证了模型具有的准确性。然后,对管道进行了运行
2、方案的优化,同时结合管道的实际情况确定了管道的安全边界条件,保证了管道正常运行的安全性及经济性。关键词管道模型;冷热油交替输送;安全边界;停输再启动;虚拟仿真 中图分类号TQ 文献标识码A 文章编号1007-1865(2023)16-0068-05 Development of Safety Boundary and Operation Plan of an Alternate Cold and Hot Oil Pipeline Based on SPS Software Zhang Lixiao1,Xiang Yuting1,Sun Zhixin2,Yao Zhicheng2,Sun Gua
3、ngyu2*(1.PipeChina Eastern Crude Oil Storage and Transportation Co.,Ltd.,Weifang 261023;2.College of Pipeline and Civil Engineering,China University of Petroleum(East China),Qingdao 266580,China)Abstract:This paper analyzes the historical operation data of Dongying-Linyi parallel crude oil pipeline,
4、establishes the alternate transportation pipeline model of cold and hot crude oil based on SPS simulation software,simulates the transportation scheme of the pipeline in different seasons,verifies the accuracy of the model by comparing with the field working conditions,then optimizes the operation s
5、cheme of the pipeline,determines the safety boundary conditions of the pipeline in combination with the actual situation of the pipeline,and ensures the safety and economy of the pipeline operation.Keywords:pipeline model;alternate transportation of hot and cold crude oil;safety boundary condition;s
6、hutdown and restart;virtual simulation 近年来,随着我国经济的高速发展,对原油的需求也不断提高。在 2014 年之后,原油进口量基本每年增加 30004000万吨。同时,国内大多数油田已进入生命周期的中后段,产量逐年下滑,与国内油田相配套的长输管道的输量也不可避免地下降。因此,进口原油便同国产原油在同一条管道输送,这一方面可降低新建管道的成本,另一方面也可以充分利用原管道的输送能力。不同种类的原油在同一条管道输送有混合输送与顺序输送两种输送方式。上世纪 70 年代,我国曾进行过原油混输的研究,结果表明炼厂装置对混合原油的炼化效率大幅下降,因此在不改变炼厂炼
7、化设施的前提下,采用进口原油与国产原油的“分输分炼”更为合适1-2。在冷热油交替输送过程中,管道始终处于水力-热力耦合的非稳态阶段,由于管道的状况非常复杂,管道运营方的操作也相对保守,因此管道的运行方案存在较大的优化空间。为了保证安全性的同时兼顾经济性,对管道的安全边界条件和运行方案优化进行研究很有必要。1 研究现状研究现状 冷热油交替输送是在成品油顺序输送的基础上发展而来的,但成品油顺序输送均为常温输送,一般不考虑温度的影响。原油冷热油交替输送中,管道处于水力热力不稳定状态,因此水力和热力参数的计算是其能否实现安全输送的关键。两种油品性质不同,为保证经济性,输送温度也不同,在一条管道中,冷油
8、和热油交替输送,并和土壤不断换热,这个复杂的过程就是冷热油交替输送。国内外学者对热油管道预热和热油管道停输再启动的研究较多,但对冷热油交替输送的研究较少。经过对相关关键字的检索发现,加拿大省际管道和贯山管道实现了原油和成品油的顺序输送3-4。国外关于冷热油交替输送的研究和应用都比较有限。1999 年建成并投入使用的美国加利福尼亚州太平洋管道系统有关于冷热油交替输送的记录5-8,该管道输送 5 种不同的原油,输送温度在 18.8 到 82.2 之间。21 世纪,我国西部多条管道也成功实现了冷热油交替输送9-10。国内对于冷热油交替输送的研究始于 2001 年11,并在多条管道成功实现运行。冷热油
9、交替输送管道的数值模拟研究相对较少。邓松圣采用耦合的水力-热力双特征线方法,对成品油顺序输送进行了数值模拟研究12-14。崔秀国在计算原油差温输送时,引入了管道与环境之间的热量交换,将半无限大的土壤传热区域简化为有限的管道热力影响区,采用有限单元法对热力影响区内的土壤导热方程进行了数值求解,获得土壤温度场的变化情况11。夏庆春在崔秀国研究的基础上不采用水力瞬变的准稳态假设,转而利用水力-热力双特征线法,在原油管道顺序输送条件下对管道内水热力耦合进行了探索性的计算15。鹿广辉采用控制容积法计算土壤温度场,对管流热力瞬变方程采用有限差分法求解,压力瞬变仍采用准稳态假设16,因此与崔的方法并无太多差
10、别。王凯为了解决水力准稳态假设所带来的计算不合理性,分别用常规有限差分法、交错网格有限差分法等方法对水力模型进行了试算17。施雯等针对流变性相差较大的多种原油顺序输送过程,建立了冷热原油顺序输送的土壤温度场和管流计算模型18。宇波对西部管道的原油差温顺序输送进行了模拟19-21,并将该方法应用于西部管道同沟敷设的土壤温度场以及停输再启动计算中,结合西部管道实际情况编制软件了原油差温顺序输送及停输再启动仿真软件。2 模型建立模型建立 模型建立采用东临复线的参数,该管线长157.4 km,有东营首站、乔庄站、滨洲站、淄角站以及临邑末站,其中东营站和滨洲站设有加热炉。年输量为1600万吨/年,东营-
11、滨州段长55 km,管径630 mm,滨州-临邑段长100 km,管径为711 mm,壁厚分别为 7 mm 和 8 mm。在管道实际输送过程中,为降低管道沿线摩阻,管道中输送的胜利原油一般会掺混进口原油,依据季节不同掺混的比例也不同。在实际运行过程中每年 11月 15 日至次年 3 月 15 日,东营站和滨洲站的加热炉保持常开状态,在一个冷热油交替输送周期内,胜利原油输送时间约为64 h,进口原油输送时间约为 34 h。2020 年东临复线全年输送收稿日期 2023-02-24 基金项目 中国石油大学(华东)自主创新科研计划项目战略专项(22CX01001A-5)作者简介 张立晓(1975-)
12、,男,山东潍坊人,高级工程师,主要研究方向为原油长距离管输技术。*为通讯作者:孙广宇(1987-),男,山东烟台人,工学博士,副教授,主要研究方向为易凝高黏原油输送技术。2023 年 第 16 期 广 东 化 工 第 50 卷 总第 498 期 69 胜利原油约 840 万吨,输送进口原油 744 万吨。采用 SPS 软件的 Model Builder 模块对管道进行建模22,模型简图如图 1所示。图图 1 SPS 建立的管道模型简图建立的管道模型简图 Fig.1 Pipeline model diagram established with SPS software 3 结果与讨论结果与讨论
13、 3.1 模型验证 通过对实际生产数据进行统计,获得进出站温度、压力等数据,并与模型计算值进行对比。设置东营首站出站油温为管道动态边界条件,最终计算得到的东营-滨州段管道进站油温与实际管线检测结果对比见图 2。可以看到,在油温变化缓慢的阶段,模型预测值与实际监测值差别不大。当管线切换油品时,管道内油温剧烈变化,由于这一过程极为复杂,涉及到两种原油在管道中的掺混,因此模型对这一阶段进行了一定程度的简化,最终得到的结果与实际值存在一定偏差。但是,二者总体上相差不大,证明了模型的有效性。图图 2 东营东营-滨州段原油出站油温和滨州段原油出站油温和 进站油温的实际值与计算值进站油温的实际值与计算值 F
14、ig.2 Actual and calculated values of outlet and inlet crude oil temperature in Dongying-Binzhou section 图图 3 淄角淄角-临邑段压降实际值与计算值临邑段压降实际值与计算值 Fig.3 Actual and calculated pressure drop of Zijiao-Linyi section 图 3 为淄角-临邑段原油进站压力和出站压力的实际运行值与计算值的比较。同样地,为了忽略站内设施对管道出站压力的影响,在对各段管道进行压力计算时,均采用各站的出站压力作为管道动态边界条件。由
15、于各段管道压降的变化规律基本相同,因此选择一段较长管道作为代表。在管道开始输送热油时,由于摩阻增加,因此全线的流量减少。由于淄角-临邑段位于管线末端,管内原油仍为流动性好、粘度低的进口原油,因此该管段压差随时间减小。而当热油进入该段管道时,由于热油流动性较差、粘度大,因此管段压差增加。当管道开始注入进口油时,摩阻减小,因此全线的流量增加,由于淄角-临邑段位于管线末端,管内原油仍为流动性差、粘度高的胜利原油,因此管段压差随时间增加,而当流动性较好的冷油进入该段管线后,管段压降逐渐降低。由图 3 可知,模型对管道压降的仿真效果极好,可以反映出管道的真实工况。3.2 运行方案优化 原油管道在运行过程
16、中的费用可以分为两方面:一是离心泵给原油加压而产生的电力费用;二是加热炉加热原油产生的热力费用。因此,原油管道优化运行以动力和热力的总费用最小为目标:minF=Sr+Sh (1)式中,F 为管道总运行费用;Sr为动力费用;Sh为热力费用。动力费用 Sr可表示为:r111000pNipipieiGH gtSe (2)式中,Np为全线泵站数量;e1为电价;G 为原油质量流量;Hi为第 i 个泵站的扬程;g 为重力加速度;tp为泵站运行时间;pi为泵效率;ei为电机效率。山东省工商业用电价格见表 1。表表 1 山东省工商业用电价表山东省工商业用电价表 Tab.1 Industrial and com
17、mercial electricity price of Shandong Province 时段 小时数 电价 倍数 小时数占 全天比例/%电费/元 尖峰 10:3011:00 19:0021:00 2.5 1.7 10.4 1.1520 高峰 08:0011:30 18:0023:00 5.5 1.6 22.9 1.0496 平时 07:0008:30 11:3018:00 8 1 33.3 0.6560 低谷 23:007:00 8 0.4 33.3 0.2624 加热费用可表示为:h21hNcijihihiGc TTtSeq (3)式中,Nh为全线热站数量;e2为燃料价格;G 为原油质
18、量流量;c 为原油比热;Tci为第 i 个热站出站油温;Tji为第 i个热站进站油温;th为热站运行时间;hi为加热炉效率;q 为天然气热值。以冬季前半段(每年的 11 月 15 日12 月 31 日)为例,监测管道埋深处土壤温度变化趋势见图 4。在冬季前半段管道埋深处平均自然地温为 12.43,最低温度为 9.02。根据现场运行数据,热油平均出站油温为 41.28,冷油平均出站油温为21.14。在此期间管道共进行了 11 次冷热油交替输送,平均广 东 化 工 2023 年 第 16 期 70 第 50 卷 总第 498 期 输送周期为 98 h,其中热油输送 66 h,冷油输送 32 h。在
19、此时间区间内,整条管道耗电 9270372 度,动力费用为 6136986元,平均每个冷热油输送周期动力费用为 557907 元;耗气103516 m3,热力费用为 367481.8 元,平均每个冷热油输送周期热力费用 33407.43 元。图图 4 管道埋深处自然地温管道埋深处自然地温 Fig.4 Natural soil temperature at buried depth of pipeline 根据现场要求,冷热油输送周期取 98 h,在一个输送周期内应完成 9.53 万吨(101816 m3)胜利原油的输送,8.85 万吨(101049 m3)进口原油的输送。若缩短热油输送时间,需
20、要提高输送热油的平均输量,当输量线性增加时,管线的摩阻呈指数级别上升,同时由于热油流量上升,会使得管道内热油平均温度上升,粘度下降,使得摩阻下降。同样,当热油输量线性降低时,管线的摩阻呈指数级别下降,而由于热油流量的下降,使得管道内热油平均温度下降,粘度上升,使得摩阻上升。另一方面,若延长热油输送时间,会使冷油输送时间降低,冷油输送流量上升。流量上升又会使冷油输送的摩阻大幅上升,同时也会使冷油输送的平均温度上升,降低冷油输送的摩阻。热油输送时间的延长、冷油输送时间的减少又会使得管道沿线土壤温度蓄热增加。当开启加热站时,会相应地降低热油的粘度,但与此同时也会增加热力费用。由此可见,综合考虑冷热油
21、交替输送的时间长短与加热炉的启闭,有可能会降低管道运输的总成本。因此调整冷热油交替输送时二者输送时间的长短可以改变管线的总运行费用,本文选择几种典型工况及模拟计算结果见表 2。采用优化方案 3 时,一个周期内管道沿线温度随时间变化如图 5 所示。表表 2 典型优化运行方案对比典型优化运行方案对比 Tab.2 Comparison of several typical optimized operation schemes 方案编号 热油输 送时间/h 冷油输 送时间/h 总费用/元 节能降耗/%方案 1 66 32 595467 0.697 方案 2 64 34 564633 4.512 方案
22、 3 62 36 531685 10.102 (a)(b)图图 5 一个输送周期内管道沿线温度变化情况一个输送周期内管道沿线温度变化情况 Fig.5 Temperature variation along the pipeline in one transportation cycle 按照该思路,我们将一年分为 6 个时间段,分别为春季前半段(2 月 16 日3 月 15 日)、春季后半段(3 月 16 日5 月 15日)、夏季(5 月 16 日8 月 15 日)、秋季(8 月 16 日11 月 15日)、冬季前半段(11 月 16 日12 月 31 日)、冬季后半段(1 月 1日2 月 1
23、5 日),每个时间段采用的运行方案以及对应的节能降耗量如表 3 所示。经计算,采用优化后的运行方案可以使全年总运行费用降低 6.54%。表表 3 全年不同时段运行方案及节能降耗量全年不同时段运行方案及节能降耗量 Tab.3 Different operation schemes and energy consumption reduction 输送时间段 热油输送时间/h 冷油输送时间/h 热油输量/(m3/h)冷油输量/(m3/h)节能降耗/%春季前半段 60 38 1696.94 2658.62 5.4 春季后半段 60 38 1696.94 2658.62 3.2 夏季 57 35 16
24、77.54 2710.37 1.73 秋季 56 36 1707.49 2635.08 10.89 冬季前半段 62 36 1667.77 2806.92 10.1 冬季后半段 76 44 1640.43 2811.52 9.07 3.3 安全边界条件模拟 3.3.1 原油冷输的安全边界 从安全性角度考虑,冷油输送时间过长,会使管道周围土壤温度场降低。查阅管道土壤温度场监测数据可知,管道埋深处自然地温最低为 6.5,当输送热油时可能会出现凝管风险。为此,模拟冷油输送足够长时间后改输热油的沿线流量及温度演化情况,结果见图 6。可以看到,当冷油输送足够长时间,沿线达到稳态后,油流温度降至自然地温,
25、由于管流摩擦管道后端冷油温度有所升高,总体上油流温度会高于管道埋深处土壤自然温度,实际上也会起到加热土壤的作用。但需要注2023 年 第 16 期 广 东 化 工 第 50 卷 总第 498 期 71 意的是,管道切换输送原油种类时,热油头与冷油的混油段温度会降低至 20 附近。因此,在冬季输送胜利原油与进口原油的混合油时,应注意掺混比例以及所掺混进口原油的物性,以防止凝管事故发生。(a)(b)图图 6 冷油输送至稳态后改输热油的全线温度及流量演化冷油输送至稳态后改输热油的全线温度及流量演化 Fig.6 Temperature and flow evolution of the pipelin
26、e when the hot oil is transported after the steady state of the cold oil 3.3.2 热油最低安全输量 由于某些原因,热油管道有时会处于低输量运行状态,即输量低于设计允许的最低输量。实际输量与设计输量相差越大,实际运行的安全性也就越差23。随着胜利原油逐年减产,在可以预见的未来,一个输送周期内的冷油输送时间会越来越长,热油输送时间会越来越短。假设冷油平均输量保持2811.52 m3/h,维持现有输送周期不变,当热油输量降低至极限情况(例如 1 m3/h)时,冷热油交替输送过程中沿线温度分布如图 7 所示。可以看到,即使热油
27、输量为 1 m3/h,自然地温为 6.5,但管道依然可以正常运行。在胜利混合原油凝点低于 13 时,管道无安全问题。主要原因是,管内原油和土壤的蓄热量大,管道和土壤作为一个整体对外放热的过程是非常缓慢的。众所周知,热油的安全输量与热油物性特别是凝点密切相关,不同凝点热油所对应的安全输量也不同。因此,为保证冬季管道的安全运行,冬季输送的胜利混合原油凝点不应高于 13。(a)(b)图图 7 热油输量为热油输量为 1 m3/h 时管道在运行过程中的温度演化时管道在运行过程中的温度演化 Fig.7 Temperature evolution of the pipeline with hot oil t
28、hroughput of 1 m3/h after the cold oil transportation 3.3.3 安全停输时间 (a)(b)图图 8 热油油头到达滨州站时发生事故停输后的温降以及再启动流量恢复过程热油油头到达滨州站时发生事故停输后的温降以及再启动流量恢复过程 Fig.8 Temperature drop and flow recovery process after an accident shutdown when the hot oil head arriving at Binzhou station 广 东 化 工 2023 年 第 16 期 72 第 50 卷 总
29、第 498 期 安全停输时间分为事故停输的安全时间和计划停输的安全时间,由于管道埋深处自然地温最低为 6.5,由于土壤温度较低,当管内油品温度低于凝固点时,会在管内结蜡,造成管道堵塞,影响管道的正常运行。在管道发生停泵时,需要精确掌握最大停输时间24。当热油油头到达滨州站与临邑站时,管道出现事故停输是最危险的工况。在热油油头到达滨州站的危险工况下,事故停输后 200 个小时内的停输温降以及再启动流量恢复过程见图 8。可以看到,在再启动初始阶段,随着热油注入,冷油流出,管线的摩阻不断下降,流量不断恢复,而热油进入管道后温度又会不断下降,使得自身粘度升高,因此管道流量下降。最终当热油油头流过临邑站
30、之后,热油平均油温不断升高,流量也逐渐恢复。当热油油头到达临邑站时,管道出现事故停输是最危险的工况之一,此时管道事故停输 200 小时的停输温降及再启动流量恢复过程如图 9 所示。可以看到,在初始阶段,随着热油注入,冷油流出,管线的摩阻不断下降,流量同样会不断恢复。而与图 8 不同的是,由于管道后半段为胜利原油,因此热油进入管道后温度降低导致自身粘度的升高对管道流量的影响小于管存原油流出的影响,故不存在流量波动的阶段。从停输过程可知,为保证管道的安全运行,管道内输送原油的凝点不应高于 15。(a)(b)图图 9 热油油头到达临邑站时发生事故停输后的温降以及再启动流量恢复过程热油油头到达临邑站时
31、发生事故停输后的温降以及再启动流量恢复过程 Fig.9 Temperature drop and flow recovery process after an accident shutdown when the hot oil head arriving at Linyi station 4 结论结论(1)利用 SPS 软件对东临复线的冷热油交替输送工艺进行建模,所建模型的计算结果与现场实际值对比误差较小,证明了模型的有效性;(2)对东临复线进行优化运行计算结果表明,在一年中不同时段采用对应的优化运行方案可以使全年总运行费用减少6.54%;(3)由于东临复线中输送热油为胜利-进口混合油,凝点
32、变化较大,因此对管线最危险工况进行分析,得到胜利混合原油凝点与管道安全性密切相关。参考文献参考文献 1高士原油分输分炼能提高经济效益J炼油设计,1988,18(1):3-4 2康正凌,宫敬 管道顺序输送的混油研究J 油气储运,2002(5):1-4+44 3Baum J S,Hansen L I,Brown C A,et al Multi-products Pipelines-Westen Canadian Experience,Proceedings of 1998 International Pipeline Conference,Vol1,Calgary,Canada 1998 4Bon
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