津华管道冷热油交替输送工艺应用研究

崔秀国， 董学彦， 张志斌， 孙 欣， 谷文渊， 张 弘

(1.中国石油管道公司，河北廊坊 065000； 2.廊坊师范学院，河北廊坊065000；3.中国石油管道公司锦州输油气分公司，辽宁锦州 121000； 4.中国石油北京天然气管道有限公司北京输气管理处，北京 102400 )



津华管道冷热油交替输送工艺应用研究

崔秀国1， 董学彦2， 张志斌1， 孙 欣3， 谷文渊3， 张 弘4

(1.中国石油管道公司，河北廊坊 065000； 2.廊坊师范学院，河北廊坊065000；3.中国石油管道公司锦州输油气分公司，辽宁锦州 121000； 4.中国石油北京天然气管道有限公司北京输气管理处，北京 102400 )

针对管道冷热油交替输送过程，建立了数学计算模型并编制了计算程序，对津华管道交替输送冀东原油(热油)与进口原油(冷油)过程进行了水力热力模拟计算；从安全性和经济性等方面，对于不同输送方案进行了比选和确定。研究结果表明，当交替输送循环达到2～3次后，进站油温将呈现周期性的变化；对于前行的冷油(进口原油)进行提前加热或适当热油(冀东原油)输送批量，都可提高交替输送的安全性。通过比选，确定了津华管道冬季适宜的冷热油交替输送方案。

冷热油； 交替输送； 工艺分析； 原油管道

津华管道是我国第一条按冷热油交替输送工艺设计的原油管道，其承担将500 万t/a进口原油和165 万t/a冀东原油由天津港输送至华北石化公司的任务。进口原油主要为轻质原油，而冀东原油为含蜡原油，两者物性差别很大。由于华北石化公司的炼化装置对于原油品质的变化适应性不强，因此要求进口原油与冀东原油不能掺混，必须要进行分储分输。另外，进口原油物性很好，可常温输送，而冀东原油为含蜡原油(凝点约为26 ℃)必须加热输送。因此，进口原油与冀东原油的分储分输，实际上是冷热原油的交替输送。关于冷热原油交替输送工艺，自20世纪90年代以来已在美国西太平洋管道[1-4]、我国的西部管道等多条管道得到应用[5-6]，但在相关的工艺分析研究方法、手段以及如何有效指导生产实践等方面[7-13]，仍需开展进一步的研究。与其它输送工艺问题相比，冷热原油交替流动条件下的非稳态热力-水力耦合问题是研究的核心和难点。利用建立的冷热油交替输送计算模型，对津华管道进口原油与冀东原油的交替输送进行了计算模拟，确定了经济、合理的交替输送方案。

1 冷热油交替输送水力-热力模型

1.1 管道在土壤中的传热

采用二维导热偏微分方程对原油管道在土壤中的传热进行描述：

土壤的导热方程

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

式中，Ts为土壤温度, ℃；τ为时间，s；as为土壤导温系数，m2/s；Ty为管内油流的平均温度，℃；Tw为管道最外壁面(计入防腐绝缘层厚度)的温度，℃；λs为土壤的导热系数, W/(m·℃) ；D0为管道的最外层直径, m；Ta为地表处大气的温度, ℃；Td为深度Yd处的土壤自然地温，℃；hc为管轴的埋深，m；Xd、Yd为在x、y方向上管道热力影响区域的距离，m；α0为地表土壤与大气间的换热系数，W/(m2·℃)；αh为当量换热系数，除包括原油至管内壁的对流放热系数α1外，还包括管壁、绝缘层和保温层等在内的各环层热阻，其表达式如式(6)所示：

(6)

式中，d为钢管的内径，m；λi为第i环层导热系数，W/(m·℃) ；Di为第i环层的外径，m。

初始条件为下列偏微分方程的解：

(7)

其边界条件同式(2)—(5)。

应用数值方法可对上述方程进行求解，可得到管道周围土壤的温度分布及管道与土壤间的换热量。

1.2 管内油流的非稳态传热与流动

针对冷热油交替输送的实际情况，以管内油流的连续性方程、动量方程和能量方程描述冷热油交替输送过程中的水力、热力特征：

连续性方程

(8)

动量方程

(9)

能量方程

(10)

式中，ρ为原油的密度，kg/m3；A为管道横截面积，m2；V为原油流速，m/s；p为油流压力，Pa；θ为管道与水平方向的夹角；λ为原油导热系数，W/(m·℃) ；u为原油的比内能，J/kg；h为原油的比焓，J/kg；H为管道轴心的标高，m；q为单位质量流量原油在单位管长上的散热量，J/(kg·m)。

根据管内油流非稳态水力、热力过程中张驰时间的不同，在对上述方程进行适当简化后，进行数值求解。具体的求解过程及步骤见图1。

图1 冷热交替输送水力热力输送计算框图

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

2 津华管道冷热油交替输送模拟

2.1 津华管道概况

津华管道承担由天津港向华北石化输送冀东原油和进口原油的任务。管道设计输量为700×104t/a，设计压力6.3 MPa，管径φ508 mm，管道全长187 km。管道为埋地保温管道，外敷40 mm厚聚氨酯泡沫塑料保温层。首站依托天津港汇鑫油库而建，设有青县中间热泵站和任丘合建站2 座工艺站场。

2.2 工艺参数及选取

2.2.1 首站原油进站温度 经调研，输送进口原油时，出站温度取30 ℃；输送冀东原油时，出站温度取35 ℃。

2.2.2 输送批次 根据天津港卸载能力，初步选定津华管道全年共设11个批次；冀东原油每个批次的输量为15万t，输送时间约为7.6 d；进口原油每个批次的输量为45.5万t，输送时间约为24 d；每个批次总输送天数约为31.6 d。

2.2.3 水力热力计算的约束条件

(1) 水力约束条件

津华管道进出站压力约束条件为：(a) 出站压力不大于6.3 MPa;(b) 进站压力不小于0.4 MPa。

(2) 热力约束条件

在热油管道安全运行规范中，规定原油的进站温度不应低于其凝点以上3～5 ℃。对于津华管道，进口原油(冷油)的凝点在-10 ℃以下，冀东原油(热油)凝点为26 ℃(物性最差冀东原油)，故设定的热力约束条件为热油头的末站进站温度不低于31 ℃(即不低于冀东原油凝点以上5 ℃)。

2.3 水力热力计算模拟

2.3.1 (冬季)热油交替输送计算模拟 计算条件为：冬季取最低地温5 ℃、汇鑫油库冀东原油出站温度35 ℃、中东原油出站温度30 ℃、原油输量950 m3/h、1个批次31.6 d(其中，冀东原油7.6 d、中东原油24 d)。计算模拟结果如图2和表1、2所示。

图2 第1个循环批次中热油(冀东原油)头达到末站时沿线油温和压力分布

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

由图2(a)和表1中的数据可以看出， 在交替输送的各循环中沿线冀东原油的最低温度出现在冀东原油的油头(也即热油油头)到达任丘合建站时，其温度为23.1～23.3 ℃，要远低于管道最低的允许进站温度(31 ℃)。此外，相关计算数据显示，在经过2～3个输送循环后冷热油温度变化幅度已经很小并呈现一定周期性。

表1 冬季(地温5 ℃)交替输送循环中原油的进站温度

由图2(b)和表2中的数据可以看出，在冬季冷热交替输送过程中，最大出站压力出现在汇鑫油库，达到了5.15 MPa，要远小于管道设计压力6.3 MPa。

表2 冬季(地温5 ℃)交替输送循环中原油出站压力

续表2

注：表2中的压力计算时，进站压力均取为0.4 MPa。

由以上分析可知，在冬季(地温5 ℃)的情况下，当汇鑫首站冀东原油出站温度为35 ℃、进口原油出站温度为30 ℃时，在交替输送过程中，在水力方面没有问题，但热力方面无法达到安全输送的要求。

2.3.2 冷油的加热时机对交替输送影响 由上面的计算分析知，在冬季进行冀东原油与进口原油的输送过程中，前行冷油(进口原油)建立的温度场，可能会导致后行热油(冀东原油)进站温度过低，而达不到安全输送的要求。但若能考虑将前行的冷油进行加热再输送后行热油，则后行热油(冀东原油)进站温度就会得到提高。为此，对前行冷油的加热时间对于后行热油温度的影响进行了计算分析。当进行30 ℃进口原油与40 ℃冀东原油进行交替输送时，对于前行的30 ℃冷油(进口原油)分别提前12、24、48、144、168 h加热到40 ℃后，在第1个循环批次中后行冀东原油进站温度的计算值(其中，冀东原油输量为1 050 m3/h，其它相关参数可参见2.3.1)，结果如表3所示。

表3 40 ℃热油与30 ℃冷油交替输送中冷热加热时间的影响

由表3可以看出，冷油的加热时间对于后行热油有一定的影响，当加热时间到达24 h后，影响的程度就已变得不大，建议冷油的加热时间选取为24～48 h即可。

3 交替输送方案分析

由以上分析可知，为保证管道冷热交替输送的热力安全，可采取的方式有两类，一是调整输送批量，如在每个输送循环中减少冀东原油的输送时间，增大输送量；二是在进行冀东原油输送前提前对于前行的低温进口原油进行加热。这两种措施都可有效提高冀东原油的进站温度，从而实现冷热交替输送的安全进行。同时，对于多种可行的输送方案，需要进行经济对比，以确定较为经济的方案。

3.1 交替输送方案比选

计算表明，冬季(地温5 ℃)进行40 ℃和45 ℃冀东原油与30 ℃进口原油的交替输送时，冀东原油在任丘合建站处的进站温度难以到达31 ℃(冀东原油凝点以上5 ℃)，在热力方面难以到达安全输送的要求。究其原因与输送循环中输量偏低(仅有950 m3/h)有关，故可增大冀东原油输量以提高冀东原油的进站温度。为此，在保证输送周期31.6 d和输送批量(冀东原油15 万t、进口原油45.5 万t)不变的条件下，分别将冀东输送量增加到1 000、1 050、1 100 m3/h。调整输量后，1个输送周期内冀东原油的输送时间和进口原油的输送时间以及输量见表4。

表4 冀东原油输量调整后1个输送周期中其它相关参数的取值

下面给出的是当冀东原油输量增加1 050 m3/h后，进行45 ℃冀东原油和30 ℃进口原油交替输送过程中，冀东原油最低进站温度和最高输送压力的计算值，结果见表5。

从表5中的数据可以看出，即便将冀东原油输量提高到1 050 m3/h，并把冀东原油加热到45 ℃，其在任丘合建站处的进站温度仍低于31 ℃。为此在冬季交替输送方案的比选中，采用的是提高输送量与提前对冷油进行加热的综合方法。

表5 交替输送循环中冀东原油最低进站温度和最高出站压力

通过对于冀东输送量分别为1 000、1 050、1 100 m3/h，冀东原油温度分别为45 ℃和40 ℃，并提前48 h将前行30 ℃进行原油加热到40 ℃或45 ℃等多种工况条件的计算分析，最终得到了冬季(地温5 ℃)可行的冷热油交替输送方案。部分结果可见表6。

表6 提前48 h将前行进口原油加热到45 ℃再进行冀东原油输送的情况

由表6中的数据可以看出，当进行45 ℃冀东原油与30 ℃进口原油交替输送时，即便将冀东输量提高到1 050 m3/h，且提前48 h将前行进口原油加热到45 ℃，冀东原油在任丘合建站的最低进站温度也仅为30.1 ℃，不能满足安全输送的热力约束条件。而当将冀东原油输送进一步提高到1 100 m3/h后，则在表6列出的条件下，冀东原油在任丘合建站的最低进站温度可接近甚至超过31 ℃。

综上所述，在冬季可实现冷热油交替输送的方案有两个，即方案1：45 ℃冀东原油、30 ℃进口原油、冀东原油输量1 100 m3/h并提前48 h将前行进口原油加热到45 ℃；方案2：40 ℃冀东原油、30 ℃进口原油、冀东原油输量1 100 m3/h并提前48 h将前行进口原油加热到45 ℃。

3.2 交替输送方案经济性分析

根据冷热油交替输送的实际，由于每个批次的原油输送批量是相同的，故通常情况下，不同交替输送方案间能耗的差别更多体现在燃油的消耗上，因此在部分中，主要通过对于燃油消耗量的比较，对于交替输送的不同方案进行分析。

针对比选出的上述两个可行方案，即方案1：进口原油出站温度30 ℃、冀东原油出站温度45 ℃、冀东原油输量1 100 m3/h，提前48 h将前行进口原油加热到45 ℃；方案2：进口原油出站温度30 ℃、冀东原油出站温度40 ℃、冀东原油输量1 100 m3/h并提前48 h将前行进口原油加热到45 ℃。经核算可得，方案1和方案2的燃油消耗量分别为298.5 t/月和253.7 t/月。显然，在冬季的冷热交替输送中，方案2的经济性要优于方案1。

4 结论

(1) 建立了描述冷热油交替输送管道水力热力变化的数学模型。计算表明，在交替输送的2～3个批次后，管内冷、热油温度的变化将呈现一定的周期性。

(2) 采用调整输送批量(如在每个输送循环中减少冀东原油的输送时间，增大输送量)以及提前对于前行的低温进口原油进行加热等方式，可有效提高冀东原油的进站温度，从而保证冷热交替输送的安全性。

(3) 对于多种冷热油交替输送的方案比选及经济性分析显示，津华管道冬季(地温5 ℃)较为安全和经济的运行方案为：首站点炉，冀东原油40 ℃出站、进口原油30 ℃出站、冀东原油输量1 100 m3/h并提前48 h将前行进口原油加热到45 ℃，全年输送11个批次。

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(编辑 王亚新)

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

中国石油天然气股份公司科研资助项目(2014B-3414)。

崔秀国(1970-)，男，博士，高级工程师，从事油气管道输送工艺研究;E-mail：cuixiuguo819@163.com。

TE812

A

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