許昊東

（中海油國(guó)際貿(mào)易有限責(zé)任公司， 北京 100010）

截至2020年10月底，我國(guó)一次原油加工能力約9.43億t·a-1。中國(guó)三大石油公司一次加工能力約5.598 5億t·a-1，若加上其他國(guó)有或中央背景煉廠，一次加工能力將達(dá)5.748 5億t·a-1，占中國(guó)總煉油能力的 60.96%，中國(guó)獨(dú)立煉廠一次加工能力為3.682 0億 t·a-1，占中國(guó)總煉油能力的 39.04%。近5年，國(guó)內(nèi)原油表觀消費(fèi)量由 57 113萬(wàn)噸升至74 703萬(wàn)噸，國(guó)內(nèi)原油進(jìn)口量由37 479萬(wàn)噸升至54 238萬(wàn)噸，隨著恒力、浙石化2 000萬(wàn)t·a-1原油加工能力的投產(chǎn)，未來(lái)國(guó)內(nèi)原油加工量、進(jìn)口量仍將繼續(xù)抬升。目前，我國(guó)原油對(duì)外依存度在70%以上，中東、俄羅斯、西非、南美是我國(guó)的主要原油進(jìn)口地區(qū)，進(jìn)口原油多通過(guò)VLCC運(yùn)輸至我國(guó)港口，通過(guò)長(zhǎng)輸管線輸送至煉廠。針對(duì)典型的輸油管道，研究輸送工藝參數(shù)的確定具有重要現(xiàn)實(shí)意義。

1 管道輸送原油優(yōu)勢(shì)

原油的陸上運(yùn)輸方式主要有管道運(yùn)輸、鐵路運(yùn)輸和公路運(yùn)輸3種。管道運(yùn)輸具有輸送量大，不受惡劣氣候及外界條件影響、環(huán)境效益高、油品損耗低等優(yōu)點(diǎn)。同等運(yùn)輸距離，管輸費(fèi)用是汽運(yùn)費(fèi)用的約1/3，是鐵路運(yùn)輸費(fèi)用的約1/2，因此管道運(yùn)輸是陸上原油運(yùn)輸方式的發(fā)展趨勢(shì)，對(duì)石化產(chǎn)業(yè)聚集區(qū)來(lái)說(shuō)尤其如此。

近些年，山東地區(qū)原油長(zhǎng)輸管道取得了長(zhǎng)足發(fā)展，尤其是服務(wù)山東獨(dú)立煉廠的原油長(zhǎng)輸管道，獨(dú)立煉廠區(qū)別于中石油、中石化、中海油旗下主營(yíng)煉廠，初始資本為民營(yíng)資本或地方國(guó)資，經(jīng)營(yíng)模式為自產(chǎn)自銷。服務(wù)于山東獨(dú)立煉廠的長(zhǎng)輸管道統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表1。原油管道的投用大大提高了山東獨(dú)立煉廠的競(jìng)爭(zhēng)力。

表1 服務(wù)于山東獨(dú)立煉廠的長(zhǎng)輸管道

2015年2月9 日，國(guó)家發(fā)展改革委發(fā)布了《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)口原油使用管理有關(guān)問(wèn)題的通知》（發(fā)改運(yùn)行[2015]25號(hào)），首次出臺(tái)了較為詳盡的獨(dú)立煉廠進(jìn)口原油使用資質(zhì)的申請(qǐng)條件[1]。2021年全年共計(jì)下發(fā)17 714萬(wàn)t原油進(jìn)口配額，其中山東獨(dú)立煉廠占比將近60%。2016年，山東獨(dú)立煉廠原油運(yùn)輸方式中，公路運(yùn)輸量占比約60%，鐵路運(yùn)輸量占比約12%，管道運(yùn)輸量占比為28%[2]，僅有4條長(zhǎng)輸管道，分別是日東線、黃濰線、萊昌線和煙淄線，輸送能力4 500萬(wàn)t·a-1。2021年，服務(wù)山東獨(dú)立煉廠的長(zhǎng)輸管道有7條，新增董濰線、日京線、萬(wàn)通線，新增輸送能力7 500萬(wàn)t·a-1，管道輸送能力基本覆蓋煉廠加工量。

2 輸送工藝確定方法

2.1 基本流程[3-10]

輸油工藝方案的核心是確定干線管徑。確定系列輸送工藝參數(shù)，分析管輸原油的油品物性，選取有代表性的油品物性進(jìn)行計(jì)算；確定設(shè)計(jì)輸量，包括干線管道設(shè)計(jì)輸量和沿線場(chǎng)站設(shè)計(jì)輸量；統(tǒng)計(jì)干線和分輸支線的沿線高程里程；確定管線輸送溫度；還需要確認(rèn)沿線地溫參數(shù)和管輸計(jì)算天數(shù)。

工藝計(jì)算的關(guān)鍵公式主要包括公式（1）沿程摩阻損失計(jì)算、公式（2）埋地管道溫降計(jì)算、公式（3）泵軸功率計(jì)算、公式（4）驅(qū)動(dòng)泵的電動(dòng)機(jī)功率計(jì)算等。實(shí)際設(shè)計(jì)中一般通過(guò)數(shù)值模擬計(jì)算確定管徑及管輸參數(shù)。SPS軟件能夠?qū)崿F(xiàn)長(zhǎng)輸管道的離線實(shí)時(shí)模擬計(jì)算，是世界公認(rèn)的用于長(zhǎng)距離輸油（氣）管道設(shè)計(jì)、計(jì)算以及全線自動(dòng)化控制模擬的高精度軟件，在液體管網(wǎng)的穩(wěn)態(tài)和瞬態(tài)計(jì)算方面應(yīng)用較廣，已在國(guó)內(nèi)多項(xiàng)石油管道工程研究與設(shè)計(jì)中應(yīng)用。一般選取黏度大的高黏油品進(jìn)行水力計(jì)算，選取凝點(diǎn)高的油品進(jìn)行熱力計(jì)算，并根據(jù)經(jīng)驗(yàn)選取幾種可能管徑進(jìn)行管輸方案計(jì)算，評(píng)價(jià)不同管輸方案的經(jīng)濟(jì)性，最終確定管徑及管輸參數(shù)。

式中：h—管道內(nèi)沿程水力摩阻損失；

λ—摩阻系數(shù)；

L—管線長(zhǎng)度；

V—管道中液體流速；

d—管線內(nèi)徑；

g—重力加速度；

qv—平均溫度下的流量。

式中：t1—管道起點(diǎn)溫度；

t2—管道終點(diǎn)溫度；

t0—管道中心處最冷月份平均地溫；

L—管道長(zhǎng)度；

i—流量為qm時(shí)的水力坡度；

C—輸送平均溫度下介質(zhì)的比熱容；

K—總傳熱系數(shù)；

D—管道的外直徑；

qm—介質(zhì)流量。

式中：P—泵軸功率；

H—輸油泵排量為qv時(shí)的揚(yáng)程；

ρ—輸送溫度下介質(zhì)密度；

γ—泵額定排量為qv時(shí)的效率。

式中：N—泵配電機(jī)額定功率；

δ—傳動(dòng)系數(shù)；

K—電動(dòng)機(jī)額定功率安全系數(shù)。

2.2 典型算例

某原油管道依托30萬(wàn)噸級(jí)原油碼頭，原油外輸干線線路總長(zhǎng)度約140 km，設(shè)計(jì)壓力10.0 MPa，設(shè)計(jì)輸量1 800萬(wàn)t·a-1，設(shè)置站場(chǎng)3座及9座監(jiān)控閥室，干線保溫。分輸站管輸若干家煉廠客戶，末站油庫(kù)服務(wù)多家煉廠客戶。從分輸站修建4條分輸支線，支線1管徑為D355.6 mm，設(shè)計(jì)壓力5.0 MPa，長(zhǎng)度25 km；支線2管徑為D323.9 mm，設(shè)計(jì)壓力5.0 MPa，長(zhǎng)度40 km；支線3管徑為D273.1 mm，設(shè)計(jì)壓力 5.0 MPa，長(zhǎng)度 5 km；支線 4管徑為D406.4 mm，設(shè)計(jì)壓力5.0 MPa，長(zhǎng)度5 km，支線均保溫。代表性原油物性參數(shù)見(jiàn)表2。分輸站設(shè)計(jì)輸量 1 000 萬(wàn) t·a-1，末站設(shè)計(jì)輸量 800 萬(wàn) t·a-1；管道項(xiàng)目處于平原地區(qū)，沿線高程差在10 m以內(nèi)；干線管輸首站按出站60 ℃，支線管輸按出站55 ℃；管道保溫，埋深處冬季地溫為5 ℃；燃料油輸送管道總傳熱系數(shù)按 1.7 W·m-2·℃-1；管道計(jì)算天數(shù)為 350天。鑒于設(shè)計(jì)輸量 1 800 萬(wàn) t·a-1，根據(jù)生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)， 對(duì)D711 mm和D813 mm兩種管徑方案進(jìn)行比選計(jì)算。

表2 代表性原油物性參數(shù)

選取黏度大的高黏油品進(jìn)行水力計(jì)算，結(jié)果見(jiàn)表3、表4。由計(jì)算結(jié)果可知，當(dāng)管徑為D711 mm時(shí)，首站和分輸站需要設(shè)置為泵站，而管徑為D813 mm時(shí)，只需首站設(shè)置為泵站即可滿足要求水力輸送要求。

表3 D711 mm管徑設(shè)計(jì)輸量下各站運(yùn)行參數(shù)

表4 D813 mm管徑設(shè)計(jì)輸量下各站運(yùn)行參數(shù)

選取凝點(diǎn)高的油品進(jìn)行熱力計(jì)算，結(jié)果見(jiàn)表5、表6。由計(jì)算結(jié)果可知，無(wú)論管徑是D711 mm還是D813 mm，首站直接加熱至 60 ℃輸送都能滿足原油熱力輸送的要求。

表5 D711 mm管徑設(shè)計(jì)輸量下各站運(yùn)行參數(shù)

表6 D813 mm管徑設(shè)計(jì)輸量下各站運(yùn)行參數(shù)

從以上計(jì)算可知，若本工程線路管徑為D813 mm，設(shè)計(jì)壓力為10.0 MPa，只需首站加壓加熱輸送；若線路管徑為 D711 mm，設(shè)計(jì)壓力為10.0 MPa，首站加壓加熱、分輸站加壓輸送。從經(jīng)濟(jì)性角度，分析不完全投資和年均運(yùn)營(yíng)成本，推薦管徑D813 mm方案。

2.3 管道適應(yīng)性分析

對(duì)選定管徑進(jìn)行管道適應(yīng)性分析，根據(jù)不同輸送原油的物性，按照最大管輸壓力考慮，計(jì)算不同油種的最大輸量，分析管輸量是否滿足要求。一般而言，設(shè)計(jì)輸量按照最嚴(yán)苛的油品物性進(jìn)行計(jì)算，在輸送油品的物性差別較大的情況下（例如瀝青混合物和ESPO原油），實(shí)際輸送能力可能會(huì)遠(yuǎn)大于設(shè)計(jì)輸送能力。本算例中設(shè)計(jì)輸量1 800萬(wàn)t·a-1，按照每種油品全年均分時(shí)間輸送，預(yù)計(jì)全年的油品輸量可達(dá)2 800萬(wàn)t，遠(yuǎn)高于設(shè)計(jì)輸量。

最后根據(jù)公式（5）計(jì)算埋地管道安全停輸時(shí)間，根據(jù)計(jì)算，原油管道的安全停輸時(shí)間為78 h，建議停輸48 h后啟用反輸流程。

式中：τ—埋地?zé)嵊凸艿赖陌踩］敃r(shí)間；

ht—管中心埋深；

tbt0—開(kāi)始停輸時(shí)管壁處的土壤溫度；

tbtr—停輸τ小時(shí)后管壁處的土壤溫度；

t0—管道埋設(shè)處土壤溫度；

aτ—土壤的導(dǎo)溫系數(shù)；

λt—土壤的導(dǎo)熱系數(shù)；

ct—土壤的比熱容，干土為1 842 J·(kg·℃)-1；

ρt—土壤的密度，一般為 1 500~1 700 kg·m-3。

3 結(jié)束語(yǔ)

在我國(guó)原油表觀消費(fèi)量和進(jìn)口量持續(xù)攀升的背景下，原油長(zhǎng)輸管道取得了巨大發(fā)展，管道運(yùn)輸已經(jīng)成為最主要的陸上原油運(yùn)輸方式，這一點(diǎn)在山東獨(dú)立煉廠的原油物流渠道上體現(xiàn)尤為明顯。管道輸油工藝參數(shù)通?？繑?shù)值模擬確定，通過(guò)比選不同管徑方案的投資和運(yùn)營(yíng)成本，最終確定輸油方案。在設(shè)計(jì)中，建議盡量細(xì)化不同物性油種的管輸量，避免管道適應(yīng)性分析中出現(xiàn)管道輸送能力與實(shí)際輸量相比過(guò)大的問(wèn)題。