嵯岗转油站输油运行优化方案研究

宿东明

（大庆油田储运销售分公司，黑龙江 大庆 163000）

1 问题的提出

苏嵯管线全长89km，负责海拉尔油田原油管输及外运工作，设计最大输量为100万t/年。苏嵯管线输油工艺流程如下：呼伦贝尔油田原油由苏一首站输油泵加压、加热炉加温输送到中间热泵站，中间热泵站加热炉加温后输送到嵯岗末站（具体流程见图1），原油在末站通过铁路装车外运。

图1 嵯岗转油站输油总流程图

2014年7月起，大量外蒙塔木察格原油通过汽车运到海拉尔油田，外蒙和海拉尔原油在苏131作业区混合后输送到苏一首站，由于外蒙原油进入，苏一首站来油量由1200t/d激增到2200t/d，苏一首站原油的外输量也由60m3/h增加到110m3/h。原油管输量的增加，管线原油温降也发生了明显变化，以苏一首站到中间热泵站管线为例，外输量为60m3/h时，管线原油温降为33~38℃；外输量为110m3/h时，管线原油温降为18~24℃。混合原油是先通过天然气公司装置脱轻烃后输送到苏一首站，处理后原油温度在65℃以上，高时可达到70℃，首站储罐温度也达到54℃以上，而混合原油的凝点最大值为29℃，通过以上分析并结合生产实际，在保证管线安全运行的情况下，对停运苏一首站加热炉及停运中间站加热炉做了研究，并得出相应管线运行的优化方案，既降低了输油能耗，同时减少了加热炉等设备的损耗。

2 输油优化主要内容

2.1 优化内容

在塔木察格和海拉尔原油混输的情况下，结合本站实际，对本站输油运行方案进行优化，达到节能降耗、减少设备损耗目的。

根据管线运行数据进行理论计算，分析停运加热炉的可行性。

（1）通过GB/T510-1983《石油产品凝点测定法》委托东北石油大学测得输送混合原油的最大凝点为29℃，依据《SY/T 5920-2007 原油及轻烃站(库)运行管理规范》原油运输温度高于原油凝点3~5℃，故原油进站温度高于32~34℃。

（2）现苏嵯管线输油油量为110m3/h，利用公式（1）可计算出苏一首站到中间热泵站输油和中间热泵站到苏一首站的输油时间。

其中:

L—苏一首站到中间站的距离42km，中间热泵站到嵯岗末站距离47km；

Q—为原油的平均流量，110m3/h；

D—为原油管线直径，0.219m；

d—为输油管线的厚度，0.0056m。

通过计算得到在输量为110m3/h条件下，由苏一首站到中间热泵站输油时间大约为12h57min，由中间热泵站到嵯岗末站输油时间大约为14h30min。

（3）根据计算时间调取在不同流量下苏一首站出站温度及12h57min后，中间热泵站的进站温度和出站温度，以及27h27min后嵯岗末站进站温度，利用苏霍夫公式管线热传导系数K。

其中：TS—管道计算段起点流体温度，单位℃；

T0—管道外土壤温度，本文取8℃；

TZ—管道沿线任意点的流体温度，单位℃；

e—自然对数底数，本文取2.718；

K—管线传热系数；

D—管道外径，单位m；

L—管道长度，单位m；

G—原油的质量流量，单位kg/s；

C—原油平均比热容，本文取2000J/(Kg.℃)。

每隔2h调取一个生产数据，共调取30个生产数据，利用公式（2）计算苏一首站到中间热泵站、中间热泵站到嵯岗末站管线热传导系数，得出苏一首站到中间热泵站平均管线热传导系数K为0.601，中间热泵站到嵯岗末站平均管线热传导系数K为0.606。

（4）根据计算所得管线热传导系数K，设定中间热泵站、嵯岗末站进站温度分别为32℃与34℃，根据实际生产需要，利用公式（2）反推苏一首站、中间热泵站在流量分别为110m3/h、105m3/h、100m3/h运行输油时出站平均温度，具体情况见表1、表2。

表1 不同流量下中间站进站温度与苏一首站出站温度对应表

表2 不同流量下嵯岗末站进站温度与中间站、苏一首站出站温度对应表

（5）通过对表1、表2分析得到：当流量为110m3/h，苏一首站出站温度只需在41.73~45.54℃以上，停运苏一首站加热炉，就能确保中间热泵站进站温度32~34℃以上；苏一首站出站温度在55.72~59.67℃以上、中间热泵站进站温度在42.55~45.43℃以上，同时停运苏一首站、中间热泵站加热炉，可确保嵯岗末站进站温度在32~34℃以上。依次可得流量为105m3/h、100m3/h时，确保安全平稳输油，停运苏一首站或同时停运苏一首站、中间热泵站时，苏一首站及中间热泵站所需出站温度，具体见表3。

表3 满足不同流量、不同运行方案苏一首站及中间热泵站出站温度表

2.2 现场试验阶段

（1）本站实际生产情况为，混合原油通过天然气分公司装置脱轻烃后原油温度在65℃以上，高时可达到70℃，但是苏一首站储罐温度只能稳定在54℃左右，苏一首站出站温度只能保证54℃，苏一首站加热炉损坏率要高于中间热泵站加热炉，中间热泵站加热炉燃料油系统有燃料油罐对燃料油进行沉降这一现状，综合考虑后本站采用停运首站加热炉这一管线输油运行方案进行试运行。

（2）根据实际生产状况，流量为110m3/h进行试运行，在试运行期间对苏一首站出站温度及对应中间热泵站进站温度进行监测；同时根据中间热泵站进站温度利用公式（2）反推苏一首站出站温度，得到苏一首站出站温度理论计算值；对理论值与实际值对比，具体情况见图2。

图2 苏一首站出站温度理论计算值与实际值对比图

通过图2可发现，苏一首站实际出站温度与理论计算值基本吻合，在温度较低时理论计算值高于实际值，误差在-4.22~3.62℃之间，平均误差为0.79℃，故在实际生产中，在满足理论值情况下即可停运苏一首站加热炉，既节约能源，又可降低设备损耗。

2.3 确定停运首站加热炉时间

利用公式（2）计算得到不同月份输油管道的平均热传导系数，具体见表4。

表4 苏嵯管线首站到中间站总传热系数K不同月份数值表 单位：W/(m2·℃）

利用公式（2）计算所得管道传热系数反推出满足苏一首站停运加热炉最低极限出站温度，具体见表5。

表5 首站停运加热炉最低极限出站温度 单位：℃

苏一首站储油罐温度高于首站加热炉最低极限出站温度时，便可停运首站加热炉，2015年运行经验为7~10月期间可停运。

2.4 主要技术指标

（1）嵯岗末站进站温度高于34℃。

（2）中间站进站温度高于34℃。

（3）首站出站压力不高于4.7MPa，保证安全平稳输油。

3 应用情况

3.1 应用范围及数量

嵯岗转油站苏嵯管线输油。

3.2 应用效果及效益

苏一首站加热炉革新前每月损耗90t左右，革新后不再消耗燃料油；中间热泵站燃料油损耗革新前每月约70t燃料油，革新后每月损耗90t左右，故革新后本站每月可节约90+70-90=70t。每年7~10月停运首站加热炉，每年可节约燃料油约280t，节约金额约39万元。