宿東明

（大慶油田儲(chǔ)運(yùn)銷售分公司，黑龍江 大慶 163000）

1 問題的提出

蘇嵯管線全長(zhǎng)89km，負(fù)責(zé)海拉爾油田原油管輸及外運(yùn)工作，設(shè)計(jì)最大輸量為100萬(wàn)t/年。蘇嵯管線輸油工藝流程如下：呼倫貝爾油田原油由蘇一首站輸油泵加壓、加熱爐加溫輸送到中間熱泵站，中間熱泵站加熱爐加溫后輸送到嵯崗末站（具體流程見圖1），原油在末站通過鐵路裝車外運(yùn)。

圖1 嵯崗轉(zhuǎn)油站輸油總流程圖

2014年7月起，大量外蒙塔木察格原油通過汽車運(yùn)到海拉爾油田，外蒙和海拉爾原油在蘇131作業(yè)區(qū)混合后輸送到蘇一首站，由于外蒙原油進(jìn)入，蘇一首站來(lái)油量由1200t/d激增到2200t/d，蘇一首站原油的外輸量也由60m3/h增加到110m3/h。原油管輸量的增加，管線原油溫降也發(fā)生了明顯變化，以蘇一首站到中間熱泵站管線為例，外輸量為60m3/h時(shí)，管線原油溫降為33~38℃；外輸量為110m3/h時(shí)，管線原油溫降為18~24℃?；旌显褪窍韧ㄟ^天然氣公司裝置脫輕烴后輸送到蘇一首站，處理后原油溫度在65℃以上，高時(shí)可達(dá)到70℃，首站儲(chǔ)罐溫度也達(dá)到54℃以上，而混合原油的凝點(diǎn)最大值為29℃，通過以上分析并結(jié)合生產(chǎn)實(shí)際，在保證管線安全運(yùn)行的情況下，對(duì)停運(yùn)蘇一首站加熱爐及停運(yùn)中間站加熱爐做了研究，并得出相應(yīng)管線運(yùn)行的優(yōu)化方案，既降低了輸油能耗，同時(shí)減少了加熱爐等設(shè)備的損耗。

2 輸油優(yōu)化主要內(nèi)容

2.1 優(yōu)化內(nèi)容

在塔木察格和海拉爾原油混輸?shù)那闆r下，結(jié)合本站實(shí)際，對(duì)本站輸油運(yùn)行方案進(jìn)行優(yōu)化，達(dá)到節(jié)能降耗、減少設(shè)備損耗目的。

根據(jù)管線運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行理論計(jì)算，分析停運(yùn)加熱爐的可行性。

（1）通過GB/T510-1983《石油產(chǎn)品凝點(diǎn)測(cè)定法》委托東北石油大學(xué)測(cè)得輸送混合原油的最大凝點(diǎn)為29℃，依據(jù)《SY/T 5920-2007 原油及輕烴站(庫(kù))運(yùn)行管理規(guī)范》原油運(yùn)輸溫度高于原油凝點(diǎn)3~5℃，故原油進(jìn)站溫度高于32~34℃。

（2）現(xiàn)蘇嵯管線輸油油量為110m3/h，利用公式（1）可計(jì)算出蘇一首站到中間熱泵站輸油和中間熱泵站到蘇一首站的輸油時(shí)間。

其中:

L—蘇一首站到中間站的距離42km，中間熱泵站到嵯崗末站距離47km；

Q—為原油的平均流量，110m3/h；

D—為原油管線直徑，0.219m；

d—為輸油管線的厚度，0.0056m。

通過計(jì)算得到在輸量為110m3/h條件下，由蘇一首站到中間熱泵站輸油時(shí)間大約為12h57min，由中間熱泵站到嵯崗末站輸油時(shí)間大約為14h30min。

（3）根據(jù)計(jì)算時(shí)間調(diào)取在不同流量下蘇一首站出站溫度及12h57min后，中間熱泵站的進(jìn)站溫度和出站溫度，以及27h27min后嵯崗末站進(jìn)站溫度，利用蘇霍夫公式管線熱傳導(dǎo)系數(shù)K。

其中：TS—管道計(jì)算段起點(diǎn)流體溫度，單位℃；

T0—管道外土壤溫度，本文取8℃；

TZ—管道沿線任意點(diǎn)的流體溫度，單位℃；

e—自然對(duì)數(shù)底數(shù)，本文取2.718；

K—管線傳熱系數(shù)；

D—管道外徑，單位m；

L—管道長(zhǎng)度，單位m；

G—原油的質(zhì)量流量，單位kg/s；

C—原油平均比熱容，本文取2000J/(Kg.℃)。

每隔2h調(diào)取一個(gè)生產(chǎn)數(shù)據(jù)，共調(diào)取30個(gè)生產(chǎn)數(shù)據(jù)，利用公式（2）計(jì)算蘇一首站到中間熱泵站、中間熱泵站到嵯崗末站管線熱傳導(dǎo)系數(shù)，得出蘇一首站到中間熱泵站平均管線熱傳導(dǎo)系數(shù)K為0.601，中間熱泵站到嵯崗末站平均管線熱傳導(dǎo)系數(shù)K為0.606。

（4）根據(jù)計(jì)算所得管線熱傳導(dǎo)系數(shù)K，設(shè)定中間熱泵站、嵯崗末站進(jìn)站溫度分別為32℃與34℃，根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)需要，利用公式（2）反推蘇一首站、中間熱泵站在流量分別為110m3/h、105m3/h、100m3/h運(yùn)行輸油時(shí)出站平均溫度，具體情況見表1、表2。

表1 不同流量下中間站進(jìn)站溫度與蘇一首站出站溫度對(duì)應(yīng)表

表2 不同流量下嵯崗末站進(jìn)站溫度與中間站、蘇一首站出站溫度對(duì)應(yīng)表

（5）通過對(duì)表1、表2分析得到：當(dāng)流量為110m3/h，蘇一首站出站溫度只需在41.73~45.54℃以上，停運(yùn)蘇一首站加熱爐，就能確保中間熱泵站進(jìn)站溫度32~34℃以上；蘇一首站出站溫度在55.72~59.67℃以上、中間熱泵站進(jìn)站溫度在42.55~45.43℃以上，同時(shí)停運(yùn)蘇一首站、中間熱泵站加熱爐，可確保嵯崗末站進(jìn)站溫度在32~34℃以上。依次可得流量為105m3/h、100m3/h時(shí)，確保安全平穩(wěn)輸油，停運(yùn)蘇一首站或同時(shí)停運(yùn)蘇一首站、中間熱泵站時(shí)，蘇一首站及中間熱泵站所需出站溫度，具體見表3。

表3 滿足不同流量、不同運(yùn)行方案蘇一首站及中間熱泵站出站溫度表

2.2 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)階段

（1）本站實(shí)際生產(chǎn)情況為，混合原油通過天然氣分公司裝置脫輕烴后原油溫度在65℃以上，高時(shí)可達(dá)到70℃，但是蘇一首站儲(chǔ)罐溫度只能穩(wěn)定在54℃左右，蘇一首站出站溫度只能保證54℃，蘇一首站加熱爐損壞率要高于中間熱泵站加熱爐，中間熱泵站加熱爐燃料油系統(tǒng)有燃料油罐對(duì)燃料油進(jìn)行沉降這一現(xiàn)狀，綜合考慮后本站采用停運(yùn)首站加熱爐這一管線輸油運(yùn)行方案進(jìn)行試運(yùn)行。

（2）根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)狀況，流量為110m3/h進(jìn)行試運(yùn)行，在試運(yùn)行期間對(duì)蘇一首站出站溫度及對(duì)應(yīng)中間熱泵站進(jìn)站溫度進(jìn)行監(jiān)測(cè)；同時(shí)根據(jù)中間熱泵站進(jìn)站溫度利用公式（2）反推蘇一首站出站溫度，得到蘇一首站出站溫度理論計(jì)算值；對(duì)理論值與實(shí)際值對(duì)比，具體情況見圖2。

圖2 蘇一首站出站溫度理論計(jì)算值與實(shí)際值對(duì)比圖

通過圖2可發(fā)現(xiàn)，蘇一首站實(shí)際出站溫度與理論計(jì)算值基本吻合，在溫度較低時(shí)理論計(jì)算值高于實(shí)際值，誤差在-4.22~3.62℃之間，平均誤差為0.79℃，故在實(shí)際生產(chǎn)中，在滿足理論值情況下即可停運(yùn)蘇一首站加熱爐，既節(jié)約能源，又可降低設(shè)備損耗。

2.3 確定停運(yùn)首站加熱爐時(shí)間

利用公式（2）計(jì)算得到不同月份輸油管道的平均熱傳導(dǎo)系數(shù)，具體見表4。

表4 蘇嵯管線首站到中間站總傳熱系數(shù)K不同月份數(shù)值表 單位：W/(m2·℃）

利用公式（2）計(jì)算所得管道傳熱系數(shù)反推出滿足蘇一首站停運(yùn)加熱爐最低極限出站溫度，具體見表5。

表5 首站停運(yùn)加熱爐最低極限出站溫度 單位：℃

蘇一首站儲(chǔ)油罐溫度高于首站加熱爐最低極限出站溫度時(shí)，便可停運(yùn)首站加熱爐，2015年運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)為7~10月期間可停運(yùn)。

2.4 主要技術(shù)指標(biāo)

（1）嵯崗末站進(jìn)站溫度高于34℃。

（2）中間站進(jìn)站溫度高于34℃。

（3）首站出站壓力不高于4.7MPa，保證安全平穩(wěn)輸油。

3 應(yīng)用情況

3.1 應(yīng)用范圍及數(shù)量

嵯崗轉(zhuǎn)油站蘇嵯管線輸油。

3.2 應(yīng)用效果及效益

蘇一首站加熱爐革新前每月?lián)p耗90t左右，革新后不再消耗燃料油；中間熱泵站燃料油損耗革新前每月約70t燃料油，革新后每月?lián)p耗90t左右，故革新后本站每月可節(jié)約90+70-90=70t。每年7~10月停運(yùn)首站加熱爐，每年可節(jié)約燃料油約280t，節(jié)約金額約39萬(wàn)元。