原油管道差温顺序输送工艺应用研究

刘 祁，王梓鉴，刘宝明，王 建，朱 跃

（国家管网集团北方管道公司，辽宁 沈阳 110031）

近年来，随着我国经济的不断发展，原油进口量不断攀升。以东北地区为例，俄罗斯原油进口量已达到每年3 000万t，占东北地区原油输送总量的61%。同时，进口油与国内油在原油物性，尤其是凝点上存在较大的差异（俄罗斯油凝点为-26℃，大庆油为33℃）。因此，在同一条管道对低凝低黏原油与易凝高黏原油顺序输送时，对两种介质按照其凝点采用不同控制进站温度运行，即采用差温顺序输送工艺，可以显著降低管输加热能耗，降低输油成本。关于冷热原油顺序输送工艺，自20世纪90年代以来已在美国西太平洋管道、我国的新大原油管道和西部管道等多条管道得以应用[1-2]。但由于冷热原油交替输送过程中油品出站温度要求不同，需要对原油差温顺序输送过程中的热传递机理进行分析研究，为管道的安全、平稳、经济运行提供技术支持。

1 原油管道差温顺序输送数学模型

原油管道差温顺序输送是一个非稳态管道热力-水力耦合过程，既是管道内原油的热力和水力耦合的过程，也是管道内原油温度与管道外物质耦合的过程[3-5]。埋地热油管道的传热过程可近似分为三个部分，一是管内原油以热对流方式将热量传给管道内壁，二是热量再经过管壁、防腐层传给管道周围土壤，三是土壤所含热量经地面与大气进行热交换。由于埋地热油管道的热传导过程非常复杂，在其数学计算模型的建立与计算时可做适当的简化：（1）在原油输送过程中，管道在同一截面上温度均匀分布，管内油温随时间轴向变化；（2）综合考虑管道周围土壤的性质为包含固体、液体和气体的多相分散体系，在计算过程中将各因素统一归结为土壤的导温系数，采用导热微分方程来表示传热形式；（3）忽略轴向温降，将三维不稳定导热问题简化为二维不稳定导热问题[6]；（4）对土壤热力影响区域进行划分时，将半无限大的土壤介质区域简化为有界的矩形管道热力影响区以此做为计算区域，如图1所示。

图1 直角坐标系下埋地热油管道示意图

1.1 管内油品各节点温度

式中：z为沿管道轴向方向位置，m；T0为管道埋深处初始地温，℃；TR为上游站场站出站温度，℃；K为稳态运行时管道的总传热系数，W/（m2·℃）；b为摩擦升温，℃；G为原油的质量流量，kg/s；cp为原油比热容，J/（kg·℃）。

1.2 管内油流换热方程

式中：cp为原油比热容，J/（kg·℃）；T为原油温度，℃；τ为时间，s；ρ为原油密度，kg/m3；p为油流截面平均压力，Pa；q为单位时间内原油在单位管壁面积上的散热量，W/m2；D为管道的内直径，m；λ为达西摩阻系数；β为原油膨胀系数，1/℃；V为原油比体积，m3/kg。

1.3 管壁、防腐层及土壤换热方程

式中：α为导温系数，m2/s；y为深度，m；x为垂直于轴向的水平位置，m；k取1、2、3，分别代表管壁、防腐层和土壤。

由于计算区域的对称性，仅取管道的右半部分进行研究，式（3）边界条件为：

当y=0时，

当x=Xd时，

式中：hc为管道中心埋深，m；Yd为从热油管道热力影响区域半径，m；D0为管道内径，m；α2为地表与大气之间的放热系数，W/（m2·℃）；Ta为大气温度，℃；TS为土壤温度，℃；Td为深度为Yd的土壤自然温度，℃。

1.4 模型算法及计算程序开发

采用三角形网格对管内及埋地管道的周围土壤计算区域进行离散。根据热力分布情况，距离管道中心越近的位置土壤温度受热油管道影响越大，温差越大，温度梯度也越大，因此在进行网格划分时，疏密程度也是由近及远存在差别。本文对油流换热方程（2）和传热方程（3）分别采用有限差分法和有限容积法进行离散，并对离散方程采用Gauss-Seidel法求解计算。

2 加热时机的选择

对于差温顺序输送原油管道，低凝原油（冷油）与高凝原油（热油）在顺序输送过程管内油流温度的变化趋势正好相反。当冷油进入管道后，在推进过程中将不断地从热油输送过程中已建立的温度场中吸收热量，且沿轴向方向温度场对冷油的加热作用也逐渐减弱，因此在一个输送周期内冷油油尾到达下站的进温最低。

当热油开始进入管道后，由于前行冷油的吸热效应管道周围温度场散失大量热量，因此热油在推进过程中将不断地与周围进行热传导，补充已散失的热量重新建立温度场。但随着输送的不断继续，土壤蓄热量逐渐提高，后续热油的散热量会逐渐减少。因此，在一个输送周期内热油油头的温度降幅最大。

从确保管道输油的安全角度，确保温度降幅最大的热油头到达下站进站温度高于凝点是最为重要的一个控制点。由前述分析，可以采用对冷油油尾提前加热的方式进行土壤温度场预热，以降低热油头到下站的温降幅度，提高输送的安全性。同时，也可以根据热油头的温度降幅在保证进站温度要求的前提下适当降低其出站温度来降低输油成本。但是对低凝油油尾提前多长时间加热是决定运行方案是否安全经济的最重要因素，这就涉及加热时机的确定问题[7-8]。本文将加热时机定义为一个顺序输送周期内对低凝油油尾提前加热输送的时间占本次低凝油总输送时间的百分比。

3 算例分析

3.1 管线概况

长春-吉林输油管道（长吉线）2005年投产，管道长度166 km，管径508 mm，设计输量900×104t/a，非保温管道，沿线设有4座输油站场，各站设备情况见表1。

表1 长吉线各站设备情况

长吉线输送工艺为纯庆吉油与庆吉油和俄油的混合油顺序输送，俄油掺混比例为63%。庆吉油凝点为33℃，混油凝点为18℃，以7 d为一个顺序输送周期，2 d输送庆吉油，5 d输送混油。

3.2 计算结果分析

以长吉线输量1 250 m3/h，对低凝油油尾采用不同加热时机、不同出站温度情况下的吉林末站高凝油进站温度进行计算，结果见表2。

表2 不同加热时机、不同出站温度情况下吉林末站高凝油进站温度

由表2中计算结果可以看出：（1）随着低凝油加热比例的提高，相同出站温度下末站高凝油进站温度随之升高；（2）根据原油管道运行规程要求，进站温度应高于管输油品凝点3℃，吉林末站进站温度应不低于36℃，因此在实际运行中长吉线需提前对低凝点油油尾进行加热；（3）根据实际运行数据，在确保进站温度符合要求的前提下，采用出站温度为45℃、低凝油油尾加热时机为10%的运行方式。每个周期较出站温度48℃、加热时机5%节约加热成本37.5万元，较出站温度42℃、加热时机15%节约加热成本41.8万元。

4 结论

（1）建立了描述冷热油顺序输送管道热力变化的数学模型，在限定边界条件下采用离散算法对模型进行求解，具有较高的计算效率。

（2）采用对低凝油油尾提前适时、适度加热的方法，不仅可以确保管道运行的热力安全，而且可以大大节省加热成本。

（3）通过对长吉线几种运行方式的比较，采用出站温度45℃、低凝油油尾加热时机为10%的运行方式，经济性最好。