西南某管道顺序输送航煤质量指标分析*

2019-10-14韩东刘静左志恒王乾李苗廖小花梁永图

油气田地面工程 2019年9期

韩东刘静左志恒王乾李苗廖小花梁永图

1中国石油大学（北京）机械与储运工程学院/城市油气输配技术北京市重点实验室

2中国石化销售有限公司华南分公司

3中石化炼化工程(集团)股份有限公司洛阳技术研发中心

随着国内航空工业的高速发展，近年来航煤市场需求量进入快速增长阶段，航煤需求增长率远高于汽油、柴油。据统计，2017年西南管道沿线广西、贵州、云南三省主要机场对航煤的需求量高达188×104t，同比增长约12.5%。在民航周转量大幅增加的影响下，未来国内市场对航煤的需求必将呈现快速增长的态势。目前航煤运输主要采用管道、水运、铁路、公路等运输方式，相比于管道运输，其他运输方式存在运输周期长、成本高、受天气及地形等自然因素影响大等问题，故通过管道运输航煤是较为高效的方法。由于航煤对质量指标要求严苛，因此国内炼厂向机场供送航煤时一般采用单管输送的方式，而对于距离炼厂较远的大型机场，采用单管输送的方式显然是不经济的，而利用大输量的成品油管道顺序输送航煤，可有效保证航煤供应的稳定性，且可减少由于航煤供应能力不足而新建管道的投资。

2008年8月，隶属于中国石油化工股份有限公司天津分公司的成品油管道在输送航煤过程中曾发生过航煤电导率急剧衰减的现象[1]。经镇杭成品油管道顺序输送的航煤也出现了“银片腐蚀”高达2～3级[2]的情况，不符合机场对航煤的质量指标要求。由此可知，航煤经成品油管道顺序输送后可能导致其质量指标不合格。油品质量指标是管道运营企业与销售企业进行成品油交接的一个重要参数。特别是对于航煤而言，航空煤油是飞机发动机的专用燃料，其应用场合特殊，因此被列为石油产品中控制指标最多、质量要求最严格的产品之一[3]。航煤质量指标的合格与否直接决定着飞机的运行安全。虽然目前国内已存在部分顺序输送航煤的成品油管道，如格拉输油管线[4]、克乌管道[5]、镇杭管道[6]、惠莞成品油管道[7]等，但上述管道的里程较短，输量较小，通过上述管道采集的航煤质量指标数据难以有效反映航煤经长距离、大落差、高输量的成品油管道顺序输送后质量指标的变化规律。因此，有必要开展长距离、大落差成品油管道顺序输送航煤现场试验，并分析航煤质量指标的变化规律。基于西南某管道航煤顺序输送试验，分析了顺序输送后航煤质量指标变化规律，研究结果为成品油管道航煤顺序输送方案的制定提供指导。

1 西南某管道航煤顺序输送试验

1.1 试验方案

试验管道全长973.577 km，最大高程落差1 094 m，属于典型的长距离、大落差成品油管道。管道沿线共有10座输油站，全线采用变管径设计，其中，MM-YL段和LZ-HC段的管径为508 mm，YL-LT段和LZ-GY段的管径为457 mm。西南管道MM-GY段的管道纵断面如图1所示。

图1 西南管道纵断面Fig.1 Vertical section of the southwest pipeline

本次航煤顺序输送试验中油品的输送次序如图2所示。MM首站各批次注入量分别为7×104t 92#汽油、3×104t 95#汽油、12×104t车用柴油、0.5×104t航煤、4×104t车用柴油。为了尽量减少因下载航煤对中间站场工艺管线的影响，本次航煤批次由MM站注入后全部在GY站接收并处理，中间站场不下载航煤及由航煤和柴油形成的混油。

当航煤批次到达GY站后，航煤和柴油形成的混油段全部下载到站内一个1×104m3的储罐中，航煤纯油段下载至另外一个1×104m3的储罐，同时将处于航煤纯油段中间部分的航煤经由一条临时管线和航煤专用临时过滤器下载至一个100×104m3的储罐中，用于后续航煤质量指标的化验。

图2 西南管道油品输送顺序Fig.2 Transportation sequence of oil products in the southwest pipeline

本次现场试验中，油品的物性如表1所示。

表1 油品物性Tab.1 Oil property

1.2 航煤样本的采样方法

航煤的质量指标不仅会随着管输距离的增加而变化，而且处于同一批次不同位置的航煤的质量指标也可能会有所不同。为了更加全面地研究航煤在顺序输送过程中质量指标的变化情况，应当对处于同一批次不同位置的航煤进行采样分析。参照《中国石化炼油企业采样管理办法》与GB/T 4756—2015《石油液体手工取样法》技术标准[8]中油品采样方法，当航煤到站后，各站场在不同时间点（15、30、45、60、180 min）分别对航煤段不同位置（a、b、c、d、e）进行取样，并对所取样本进行现场化验分析（图3）。

图3 航煤样本采集位置示意图Fig.3 Sketch map of sampling position of aviation kerosene

2 航煤顺序输送过程质量指标分析

2.1 混油计算

航煤-柴油和柴油-汽油顺序输送过程中的前后行油品的物性差异程度不同，航煤和柴油两者之间的物性更加接近，其混油发展规律可能与柴油-汽油的混油发展规律不同。目前，成品油管道中顺序输送航煤的实例较少，且已知成功顺序输送航煤的成品油管道中都没有给出运行过程中沿线各站场航煤和柴油形成的混油量数据，可供参考的经验较匮乏。因此，汽油和柴油混油量（汽柴混油量）计算经验关系式用于计算航煤-柴油混油量的准确性需要通过现场数据进行验证。

基于汽柴混油量计算经验关系式对航煤顺序输送过程沿线各站场的航煤-柴油混油量进行计算[5]，由于西南某管道存在变管径及变流量的情况（表2），不同管段内管径和流量不同使得在进行混油量计算过程中需要考虑管径和流量对混油发展的影响，鉴于此，在计算管道全线混油量时，需要按照管道的变径逐段进行计算。管段i产生的航煤-柴油混油在下一段管段的等效长度由公式（1）计算，再由等效长度根据公式（2）计算管段i+1中的当量长度，从而计算下一段管段的混油长度[9-10]。

表2 沿线各管段的长度、内径及流量Tab.2 Length,inner diameter and flow rate of each pipe segment along the line

式中：Ci,Ci+1为管段i和管段i+1的混油长度，m； Li,Li+1为管段i和管段i+1的长度，m；Rei,Rei+1为管段i和管段i+1的雷诺数；Rej为临界雷诺数； di,di+1为管段i和管段i+1的内径，m；Lei,i+1为管段i产生的混油长度在管段i+1上的等效长度，m；Lf,i+1为管段i+1的当量长度，m。

沿线各站场柴油顶航煤及航煤顶柴油的实际混油量可根据现场SCADA系统采集的进站油品密度曲线获得，各站场的混油量计算值可由公式（1）～公式（3）计算得到。通过对比各站场的实际混油量与计算值，可知两者之间的误差大小。

图4是沿线各个站场的混油量计算值与航煤顶柴油、柴油顶航煤的实际混油量的对比图。由图4a可知，汽柴混油量计算经验关系式对航煤-柴油混油量的计算结果与现场实际值的最大误差为31.2%，最小误差为4%，平均误差为17.1%，在不考虑数据采集误差的情况下，各个站场的实际混油量要比计算值大，这是因为汽柴混油量计算经验关系式无法反映高程差以及管内混油拖尾现象对混油量的影响。由图4b可知，除了末站柴油顶航煤的计算值与实际混油量的误差较大外，其余各站的混油量计算值与实际混油量之间的误差均在25%以内；相较于柴油顶航煤、航煤顶柴油的计算值与实际混油量的误差更小，由此可知，汽柴混油量计算经验关系式可用于预测航煤顺序输送过程中沿线各站场的混油量，特别是航煤顶柴油的混油量预测。

2.2 航煤电导率指标分析

我国针对航空煤油制订了相应的法律法规，国家标准GB 6537—2018[11]《3号喷气燃料》给出了航煤的各项质量指标标准（表3）。

表3 航煤质量指标标准Tab.3 Aviation rerosene quality index standard

电导率表示喷气燃料绝缘程度、积聚静电荷及存在静电放电危害程度，生产实践中经常通过测量电导率的大小来判断喷气燃料静电放电的危害程度。喷气燃料电导率的大小主要取决于抗静电添加剂的加入量，过大或过小的电导率值都不利于喷气燃料的运输、使用和储存[12]。根据表3可知，我国规定的航空煤油电导率的合格范围为50～600 pS/m。

在航煤顺序输送试验的过程中，各站场对航煤段进行跟踪及测量，即分别在航煤到达各站后15、30、45、60 min及180 min的时间节点处对进站管线内航煤取样化验，可得到沿线各站场不同采样时间的航煤油样电导率数据变化曲线（图5）。

图4 汽柴混油量计算经验关系式计算结果与实际混油量结果对比Fig.4 Comparison between the calculation results of gasoline-diesel mixing oil quantity empirical relation and actual mixing oil quantity

图5为同一批次不同位置处（a、b、c、d、e）的航煤电导率在沿线各站场的变化曲线。由图5可知，航空煤油经过西南某管道顺序输送后，其电导率指标基本符合国标要求。航煤经管道输送后电导率一般会发生衰减[1]，而经西南某管道顺序输送后的航煤电导率指标却呈现出起伏状的变化规律，这可能是由于在管壁的吸附效应作用下，西南某管道内柴油批次中所添加的抗静电剂被吸附在管壁上，当航煤批次经过时，在航煤的剪切作用下，使得附着在管壁上的柴油抗静电剂被洗脱下来，并进入航煤批次中。此外通过室内试验发现，向航煤中添加极少量（1×10-6～2×10-6质量分数）的抗静电剂就可使其电导率大幅度升高，故在西南某管道顺序输送航煤过程中出现了部分管段航煤电导率上升的现象。从图5还可看出，除YL-GG段电导率衰减较快外，其余管段中的电导率均出现衰减速率减缓甚至上升的趋势，这是由于成品油管道靠近首站的管段流量较大，对管壁处吸附的添加剂的冲刷能力较强，而靠近下游的管段由于上游站场的分输，管内流量较小，在管壁附近油流的冲刷能力较弱，下游管段内管壁处残留的抗静电剂较多，因此，在下游管段中航煤的电导率衰减速率减缓。

图5 同一批次不同采样位置（a、b、c、d、e）航煤电导率随里程的变化曲线Fig.5 Curves of aviation kerosene conductivity with mileage at different sampling locations(a， b， c， d， e)in the same batch

对比同一批次不同位置（a、b、c、d、e）的航煤油样电导率变化曲线可知，采样时间为到站180 min后（位置e）的航煤电导率在GG站之后的变化最为剧烈，在ND站时该位置e的航煤油样电导率下降到71 pS/m，接近国标要求的电导率下限，这是由于位置e之前的航煤已经将吸附在管壁上的大部分柴油抗静电剂冲刷下来，导致位置e处的航煤所冲刷的柴油抗静电剂量很少，故位置e处的航煤相较于其他位置航煤的电导率下降较剧烈。

为了进一步分析航煤顺序输送过程中电导率的影响因素，将每个站场同一批次不同位置（a、b、c、d、e）航煤的质量指标取平均值，计算得到相邻站场之间航煤电导率的平均变化量、航煤含水量以及管输温度变化量（表4）。

影响抗静电添加剂效果的主要因素有温度、水分以及锈蚀等。温度升高可使航煤的电导率升高，而管内积水和锈蚀的存在会导致电导率降低[1，13]。由表4可知，经过沿线各管段输送后，油品的温度几乎不变，从而可忽略温度对西南某管道航煤电导率的影响；对比表4中航煤电导率平均变化量及航煤含水量变化可知，当含水量增多时，电导率下降，这是因为大落差成品油管道中沿线低洼位置处存在积水，当油流经过时若油流对积水的剪切作用较强，此时积水可能被携带至油流中，造成抗静电剂失效，导致航煤的电导率下降。由此可知，在进行大落差成品油管道航煤顺序输送时，需要提前确定航煤批次经过管道低洼位置时管内的流速，防止积水进入航煤批次中。

表4 相邻站场之间航煤电导率平均变化量、含水量和管输温度的变化量Tab.4 Average variation of conductivity,water content and pipeline transportation temperature of aviation kerosene between adjacent stations

综上所述，通过西南某管道航煤顺序输送现场试验过程中电导率的变化规律可知，相较于单管输送航煤，若成品油管道所输的柴油批次中含有抗静电剂，则在该类成品油管道顺序输送航煤时，柴油批次中的抗静电剂可有效减弱电导率的衰减，甚至出现升高的反常现象。

2.3 航煤馏程指标分析

馏程是航煤的主要理化指标之一，主要用来判定油品轻、重馏分组成的多少，控制产品质量和使用性能等，在轻质燃料上具有重要意义[14]。

基于航煤顺序输送试验，分别在航煤到达各站15、30、45、60 min及180 min后取管输航煤进行化验，并将油样的馏程化验数据取平均值，可得到沿线各站场同一批次不同位置（a、b、c、d、e）航煤的初馏点、50%馏出温度、90%馏出温度、终馏点数据（图6）。

由图6可知，经西南某管道顺序输送后航煤的馏程符合国标[11]要求。对比不同取样位置处的航煤各馏程可知，靠近航煤顶柴油混油段（位置a）的航煤50%馏出温度、90%馏出温度、终馏点均比同一批次其他位置（b、c、d、e）处的航煤各馏程温度高，这是因为位置a的航煤靠近混油段，其中所含的柴油重组分较多，故位置a处的航煤馏程温度略高，由此可知，在分析航煤顺序输送过程的馏程质量指标时，需考虑混油的影响。

图6 同一批次不同位置（a、b、c、d、e）航煤馏程随里程的变化曲线Fig.6 Variation curves of aviation kerosene distillation range with mileage at different sampling locations(a， b， c， d， e)in the same batch

对比各个站场进站处航煤的馏程可知，航煤的初馏点、50%馏出温度、90%馏出温度、终馏点随着里程的增加几乎不变，变化幅度均在0.5℃以内，即输送距离对航煤的各馏程温度影响较小。

综上所述，航煤的馏程不受管输距离的影响，而受到混油中重组分的影响。