成品油管道航煤直接分输的质量控制

李伟东(中海油销售东莞储运有限公司，广东 东莞 523988)

0 引言

成品油长输管道顺序输送汽柴油工艺是较常见的方式，但涉及航煤产品的顺序输送，由于航煤品质的特性要求，管道输送操作对航煤质量指标变化存在很大的影响，严重时可能不能满足机场终端的使用要求。惠莞成品油管道2017年实现汽油、柴油及航煤产品的顺序输送，采用中间无中转库直接分输的密闭输送工艺，在实际操作中通过不断探索，总结改进形成了管道直接分输航煤质量控制的有效措施。

1 管道概况

惠莞成油品油管道是中国海油所属首条成品油管道，管道于2009年5月投产，管道主线全长162 km，输油主线管径Φ457 mm，设计压力8.0 MPa，管道沿线设有7座阀室，顺序输送汽油、柴油、航煤3个品种。管道116 km处设置航煤分输阀室联通航煤支线，航煤支线全长94 km，设1座分输站，6座截断阀室，管径Φ406 mm，设计压力8 MPa。航煤支线起点位于增城市石滩镇5#阀室石滩分输站，途径增城市石滩、荔城、朱村、中新镇，从化市太平镇，白云区钟落潭镇，花都区花东镇，白云区人和镇，终点为广州白云机场油库末站。主线与支线不设中转油罐，直接分输航煤到达白云机场油库，分输站设置计量和清管器发送装置等配套设备设施。在主线上距石滩分输站370 m处设置有在线密度仪及界面检测仪，设计用于界面检测预警。同时在5#分输阀室内设同类型的另一套在线密度仪和界面分光仪，设计用于检测输送油品的密度，然后根据油品密度不同来切割航空煤油，将航煤从分输阀组进行分输，输往广州白云机场油库末站。当柴油顶推航煤界面切割后，全部混油输送至立沙油库末站。

2017年管道开始向航煤支线(广州白云机场场外第二管道)分输航煤，累计已输送超100多个批次260多万吨航煤产品。

2 航煤分输质量影响因素

在常规汽柴油顺序输送管道中，影响油品质量的最重要因素就是混油。当两种油品交替时，在接触区内两种油品混合，会形成一段混油。产生的混油在物理化学性质上与所输的两种油品都不同，有些不能作为合格的油品销售，造成一定的混油损失。顺序输送时产生的无法直接销售的混油量，不仅取决于两种油品的物理化学性质，而且与交替过程中管内油品的流动状态、输送顺序和管道长度等因素有关。通常在湍流状态下输送时，会产生管道总体积的0.5%～1.0%的混油量。而这只占1%的混油量却会对整个管道油品质量产生巨大的影响。管道顺序输送，产生的混油如切割或回掺处理不当，进入到航煤支线即造成产品污染，混入机场油罐后可能会造成一整罐的油品质量造成污染，从而产生严重的油品质量问题。

顺序输送影响混油的因素较多，主要有油品在管道中运移时由于相邻油品的密度、黏度不同会产生混油；混油界面经过泵站时会由于泵的搅动产生混油；泵站进行油品切换也会造成一段初始混油；停输特别是界面位置停输不合适也会造成混油的增加。另外管道停输时，管内存油长期储存在管内，可能受氧化、管道腐蚀杂质等影响。

管道输送航煤产品，由于航煤高于汽柴油的品质特性，不仅存在输送汽油混油的影响，而且管道顺序输送过程中工艺系统内的水分、铁锈等杂质的混入，也会影响油品的结晶度及洁净度[1]，因此航煤分输的质量控制是管道输送工艺控制的关键。柴油与航煤顺序输送，试验发现如有0.2%的柴油混入航煤，即会造成航煤的冰点及磨痕直径两个指标出现明显的变化，因此分输航煤质量控制最为关键因素在于控制前后段的柴油不混入航煤造成污染。同时由于航煤产品自身表面活性添加剂的影响，航煤产品经长输距离输送后，对应电导率、水分离指数二个关键指标也会出现相应的衰减特性[2]。管道输送中的杂质、水分、油污以及挂壁残留的微量汽柴油因素都会影响航煤品质，研究表明柴油抗磨剂的混入对航空煤油造成的质量风险还是较大的。上述几项因素都可能造成航煤产品的不合格。

3 质量控制措施

惠莞成品油管道自分输航煤以来，不断优化操作，采取改进站场工艺流程、提高航煤质量潜力、优化调度切换操作、做好混油界面检测跟踪，增加输送保护段及定期管道清管等措施，在管道分输航煤的品质控制方面取得了良好效果。

3.1 改进工艺流程

首站航煤集输流程采用专管设置，在首站集输汇管前设置双阀关断，确保航煤工艺与非航煤工艺之间采用双阀进行隔离，双阀之间设置排空阀，每次管输航空煤油之间进行排空检查，确保无其他油品进入。首站输送航空煤油管路阀门与其他相关联的非航空煤油管路阀门实现联锁功能，以确保航空煤油输送前及输送过程中，非航空煤油管路阀门始终处于自锁关闭状态。首站发油质量流量计的相关数据应与分输站、下载库通过自控对接，实现数据共享及密度比对。

在首站主泵区分组航煤与非航煤主备用泵，对备用泵流程在开始输送航煤时，对所有的油泵及其连接管线、旁通管线使用航煤进行置换操作。在分输站支线管线连接处设置严密性要求更高的DBB阀门，确保不因阀门内漏造成对航煤品质的污染。机场末站设置下载油罐专用于支线管道下载的油品，并将管道内受污染可能性最大的上批次输送油尾与本批次输送油头部分的航煤全部下载进同一油罐，经全分析检验合格方可向下游转输使用，在输转前提前设置一道隔离网。

3.2 提高航煤质量潜力

综合分析航煤品质影响因素，在管道顺序输送的汽柴油采用符合EI最新标准所用添加剂，同时提高航煤输送产品的易衰减指标：电导率不小于250 pS/m、水分离指数不小于85、闪点不大于49 ℃、热氧化安定性破点不低于275 ℃。为减少主线末站接收混油处理的难度，同时提高顶推柴油的闪点与输送航煤的硫含量控制指标，柴油闪点大于65 ℃，航煤硫含量小于50 mg/L进行控制。通过源头的质量控制，可为后续顺序输送中的指衰减指标提供相应的余量，有效降低航煤产品输送的品质控制难度。

3.3 优化调度切换操作

惠莞管道采用远程控制，集中调度操作模式。航煤分输采用柴油—航煤—柴油批次，且前段柴油的每批次安排输量大于管线容量，每批次航煤输送前面柴油输送量需大于20 000 t，航煤输送后柴油顶线量需大于23 000 t，对管线进行充分冲刷置换。在首站设置航煤过滤器，输送时每间隔2 h进行水分杂质排放检查。2号阀室内设置光学界面检测，提前测算出混油长度及变化趋势。输送时提前启用5号切换阀室前及阀室内的二套混油界面检测装置，通过对密度变化与光学界面的检测比对，双重判断混油通过时间与切割点，可确保航煤支线只能切换输送航煤产品。同时在分输站内取样核对检验航煤的密度、电导率与水分测定，确保除航煤外的油品未进入航煤支线。

3.4 做好混油界面跟踪计算

混油切割控制通常只在十几分钟内完成，因此对混油界面的严密跟踪计算也是控制航煤质量的重要措施。惠莞管道对混油界面采取了两种检测设备确认，全过程界面跟踪计算，提前界面检测预警。通过光学界面检测辅助在线密度计检测切割的综合操作方法，确保混油界面检测跟踪准确到位。

首站油品切换后，通过监测出站光学界面仪检测在SCADA系统上的历史趋势曲线，可准确地判断出首站切换的混油量，以及初始混油段的出站时间。并且通过首站的在线质量流量计密度检测功能，同时监测到前后行油品的检测密度与温度，以此换算出前后油品及后行油品的标准密度。

调度中心监测到混油出站后，开始对管道内运行的混油段开始全过程跟踪。通过首站出站流量与体积累计量，人工计算混油段的运行位置。根据经验，通过管道体积平衡方程，利用首末站的流量计体积累计量，可大致计算出混油界面位置，实际计算时间与检测时间误差在5 min之内。在分输阀室前300 m位置设置密度与光学界面两套检测仪，作为混油界面到达前检测预警，阀室内同时设有另一套光学界面检测仪器与在线密度计。光学界面检测作为混油头到站检测确认，在线密度计检测密度作为混油段切割点的切割依据。通过两套界面检测曲线的趋势判断，可为混油切割提供最安全准确的依据。

根据管线体积平衡量，精确计算出混油跟踪位置及混油到达5#阀室前370 m处首站出站累积体积，辅助考虑管线温度变化的经验修正值，根据首站出站的体积累积量，推算出航煤混油到达5#阀室前370 m处检测装置的时间，基本误差可控制不超过3 min。

3.5 增加输送保护段

管道分输航煤时，炼厂航煤罐区到首站集输管道内的存油全部计入混油段。油头切割时，在分输阀室检测纯航煤经过后，再加长10 min延时，增加约100 m3的纯航煤保护段。油尾切割时，在计算分输阀室前检测混油头到达前，提前10 min切换流程停止航煤分输，增加约150 m3的纯航煤保持段。通过延后油头切割及提交切割油尾，可有效地避免混油或柴油进入到航煤支线内。

延后油头切割。每次输送航煤，当5#阀室前370 m处在线密度计监视到密度开始下降且与跟踪计算混油界面到达时间基本吻合视为混油到达，持续严密监视阀室内的在线密度计和光学界面仪。当5#阀室内在线密度计及光学界面仪同时检测到混油界面全部通过，在5#阀室内在线密度计读数与首站上批次发油管线存油密度比对相差不超过0.8 kg/m3或与本批次 (第一个发油罐)密度比对相差不超过0.8 kg/m3，且两处在线密度计读数持续重合(比对相差不超过0.2 kg/m3)的情况下开始计算切割时间，延时10 min且确认两处在线密度计读数重合且与本批次密度比对相差均不超过0.8 kg/m3后，开始切换操作。

提前油尾切割。根据首站航煤输送量，提前做好5#阀室的分输操作。跟踪柴油顶推航煤界面到达5#阀室前370 m处至少10 min前关闭管道支线切换阀门，同时监测5#阀室内在线密度计及光学界面仪的趋势曲线，确认混油界面未进入支线管道。

三个保护段相应的增加了立沙末站的混油接收量，但可完全确保航煤支线不混入其他油品，增加了航煤品质控制的安全余量。由于对航煤的硫含量及柴油的闪点指标留有相应质量潜力，末站通过罐内调合方式也可完全处理完接收的混油与保护段航煤。

3.6 增加抗静电剂

航煤每批次油头到达末站时及以后每隔2 h、停止收油前及到达末站的油品批次更换时，在过滤器排污操作时同步进行外观、密度及电导率在线自动设备检测数据比对。视电导率测试结果决定是否需要加入抗静电添加剂，电导率指标仍大于200 pS/m，则不需要加剂；如低于200 pS/m则加剂，根据现场实际运作情况设定加剂的上下限，利用在线加剂装置进行加剂。固体颗粒污染物含量视油品质量情况决定是否需要检测。如果末站与首站同批次油品的标准密度之差超过±3 kg/m3或者有异常的水分杂质，则应立即调查原因，必要时停止输油。按批次留取在线样品至少1 L，保存至下载库该批油品各接收罐检验合格为止。

末站每个接收罐均做全项目分析，合格后方可向下游转输，同时对接收后的每个油罐进行批次登记、沉降、每日排污、每月测定电导率测试。

3.7 定期组织管道清管

惠莞主管道每年发送一枚双钢刷清管器进行清管，清除管道杂质及管内残留油品的影响。航煤支线每年或输送量超过200万吨时组织清管作业。机场末站下载油品如检测膜片试验结果表明管道固体颗粒杂质含量严重超标时，也需进行清管。通过发送清管器，将管道内的铁锈等杂质清出，清理出的污油再经库内过滤循环后装车外运，以此保证油品质量合格。经过多次以送清管器清管之后，管道取得了良好的清管效果，对管输油品的质量，排除了管内腐蚀杂质等因素的污染可能，进一步保证了输送油品的质量。

4 结论

通过对管道分输航煤的质量影响因素分析，采取在流程上尽可能将航煤产品与汽柴油工艺隔离，在油源上针对管道输送留有相应的质量潜力，在调度操作上确保分输支线不混入其他产品，在混油切割上前后航煤保护段油品，以及运营上及时组织管道定期清管的质量控制措施，能够较成功地解决管道分输航煤的质量控制难点。通过管道流量平稳及混油界面检测跟踪，总结形成了一套有效的成品油管道输送油品质量控制的经验模式，编制出了较成熟的一整套管道输送作业操作规程、混油跟踪计算方法、混油切割与跟踪计算的经验公式、管道质量控制关键参数及长输管道清管经验等系列技术。