長呼線原油管道夏季節(jié)能優(yōu)化運行方案

陳寓興 周章程 林霖釗 田志強 鄧中華 黎春 袁小平

中國石油北京油氣調(diào)控中心

在確保長輸原油管道安全、平穩(wěn)運行的基礎(chǔ)上進行節(jié)能、降耗輸送，實現(xiàn)經(jīng)濟效益最大化，一直是油氣企業(yè)追逐的目標[1-3]。長慶—呼和浩特原油管道（長呼原油管道）所輸介質(zhì)為高凝點、高黏度、高含蠟的“三高”原油，為了克服“三高”原油給管道輸送帶來的困難及安全隱患，長呼原油管道一年四季均采用加熱輸送方式，這也是全年能耗居高不下的主要原因之一。

國內(nèi)外學(xué)者對熱油管道的油溫預(yù)測模型進行了系統(tǒng)研究。如張爭偉等通過熱力影響區(qū)，采用非結(jié)構(gòu)化網(wǎng)絡(luò)和有限容積法實現(xiàn)進站油溫的預(yù)測[4]。李樹杉等提出了CPSO-RBF 神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)，建立管道預(yù)測模型實現(xiàn)進站油溫與壓力的預(yù)測[5]。吳長春等利用自行開發(fā)研究的熱油管道穩(wěn)態(tài)優(yōu)化軟件，給出站場配泵建議[6]。吳明等使用兩層嵌套法建立長輸熱油管道優(yōu)化模型[7]。張文軻等利用有限容積法、有限差分法、Monte Carlo 算法和POD 算法建立埋地?zé)嵊凸艿姥鼐€油溫的隨機數(shù)值模擬算法，確定油溫、地溫、輸量及油品黏度是進站油溫的主要影響因素[8]。以上學(xué)者研究成果多側(cè)重理論，未充分考慮實際生產(chǎn)的安全和優(yōu)化問題，研究成果較難在管道實際生產(chǎn)中應(yīng)用。對于原油管道的優(yōu)化[9-11]應(yīng)建立在確保管道安全的基礎(chǔ)上，通過分析計劃輸量，利用生產(chǎn)實際數(shù)據(jù)預(yù)測、反算進、出站溫度，并研究進、出站溫度與地溫之間的關(guān)系，找到其中的平衡點，針對原油管道本身的特點和存在的問題對其進行優(yōu)化，做到精準施策。

為了攻克這一問題，進一步降低能耗，提高經(jīng)濟效益，本文在分析長呼原油管道往年夏季實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上，計算出往年的總傳熱系數(shù)K，并利用經(jīng)驗公式，結(jié)合沿線各站地溫，反推出最低安全進、出站溫度，制定了新的輸送、點爐方案，最后通過生產(chǎn)實踐，驗證了優(yōu)化方案的可行性，為今后制定全年熱油管道節(jié)能減排、方案優(yōu)化提供了思路和方向。

1 管道概述

1.1 原油管道運行參數(shù)

長呼原油管道于2012 年10 月投產(chǎn)，全長562.1 km，管徑457mm，設(shè)計壓力8MPa/6.3MPa，設(shè)計輸量500×104t/a（700 m3/h），最小啟輸輸量230×104t/a（320 m3/h）。全線共設(shè)有油房莊首站、鄂托克旗熱泵站、烏審旗熱泵站、達拉特旗熱站、土默特右旗熱泵站、呼和浩特末站6 個站場。長呼原油管道輸送油品為長慶高含蠟原油，其20 ℃時的密度為844.2 kg/m3，50 ℃時的密度為823.9 kg/m3，蠟質(zhì)量分數(shù)6.78%，膠質(zhì)瀝青質(zhì)質(zhì)量分數(shù)13.32%，析蠟點為36.5 ℃，反常點為25 ℃，凝點為17～20 ℃。

1.2 存在的問題及優(yōu)化方向

長呼原油管道投產(chǎn)以來，受油品物性、輸量以及沿線地溫的影響，冬季采用全線五站點爐運行方案，春秋季采用三、四站點爐運行方案，夏季一般遵循至少兩站點爐的模式，即7 月初至10 月左右采取油房莊首站、鄂托克旗站、達拉特旗站、土默特右旗站等四站中至少兩站啟動加熱爐模式。

由于長呼線中間各站之間的站間距均在100 km 左右，且多次穿越河流（穿越黃河1 次），進一步增加了管道的不確定性[12-13]。為了最大限度地保證管道安全性，中間站場盡量多安排點加熱爐，提高原油出站溫度，由此造成出站溫度較高，全線溫降過大，能耗居高不下（表1）。由于2015、2018 年長呼線夏季分別進行了間歇輸送，不在后期分析范圍之內(nèi)。

表1 長呼線歷史7～9 月全線溫降數(shù)據(jù)Tab.1 Historical temperature drop data of the whole line from July to September

為克服上述問題，避免全線溫降過大，降低能耗，在該管道目前運行的基礎(chǔ)上，選取地溫[14-15]相對較高的夏季7～9 月（圖1）進行調(diào)整輸量、優(yōu)化配爐，從各項參數(shù)中找到一個平衡點，最終將全線加熱爐控制在1 臺，大幅降低了該管道夏季運行能耗，提升了經(jīng)濟效益，并最終通過實際生產(chǎn)效果驗證了方案的可行性。

圖1 各站地溫曲線Fig.1 Ground temperature curve of each station

2 生產(chǎn)數(shù)據(jù)及油溫預(yù)測工具

2013、2014、2016、2017 年的真實生產(chǎn)參數(shù)為本次研究提供了良好的數(shù)據(jù)支持（表2）。以往年生產(chǎn)數(shù)據(jù)為依據(jù)，結(jié)合管道特點、油品物性等基本參數(shù)，對夏季長呼原油管道中間站場出站溫度進行優(yōu)化，同時跟蹤各獨立管段不同輸量、地溫下的總傳熱系數(shù)[16-20]，分析沿線溫降、各管段的進站油溫，利用油溫預(yù)測工具計算各獨立管段出站油溫，進一步優(yōu)化運行方案。

表2 長呼原油管道生產(chǎn)數(shù)據(jù)Tab.2 Production data of Chang-Hu Crude Oil Pipeline

油溫預(yù)測是加熱爐調(diào)整的重要依據(jù)。為更準確預(yù)測短時期內(nèi)油溫數(shù)據(jù)，通過查閱相關(guān)資料[21-22]，并結(jié)合以往油溫預(yù)測的經(jīng)驗，采用列賓宗經(jīng)典公式，參考實際運行參數(shù)反算出總傳熱系數(shù)從而預(yù)測油溫。

引用經(jīng)典公式

式中：G為油品的質(zhì)量流量，kg/s；C為輸油平均溫度下油品比熱容，J/(kg·℃)；D為管道外直徑，m；L為管道加熱輸送長度，m；K為管道總傳熱系數(shù)，W/(m2·℃)；TR為管道起點油溫，℃；TL為下一站進站油溫，℃；T0為埋地管道取管中心埋深處自然地溫，℃；i為油流水力坡降，取站間管道平均水力坡降值；g為重力加速度，m/s2。

油溫預(yù)測的難點在于總傳熱系數(shù)K的選取，K值受管道內(nèi)外側(cè)環(huán)境影響較多，例如原油管道內(nèi)結(jié)蠟分布、土壤含水量、土壤穿越地帶地質(zhì)環(huán)境、季節(jié)變化引起的土壤溫度變化、管道輸量等，即使選取去年同期或者一周前的運行參數(shù)反算出的K值，預(yù)測油溫偏差也可能達到2 ℃左右或以上。

通過對長慶油田周邊原油管道大量運行參數(shù)的分析，原油管道在沒有保溫層的情況下全年總傳熱系數(shù)波動在1.5～3 W/(m2·℃)，長呼原油管道敷有保溫層，反算出的總傳熱系數(shù)K值波動在0.6～1.2 W/(m2·℃)，縮小了油溫預(yù)測的誤差。同時，長呼原油管道運行方案調(diào)整后全線油溫趨穩(wěn)一般為3～5 天，可選取最新穩(wěn)定工況時期運行參數(shù)反算各管段總傳熱系數(shù)K，利用該K來預(yù)測油溫，增加了油溫預(yù)測的準確度。從實際應(yīng)用結(jié)果來看，長慶原油管道油溫預(yù)測結(jié)果與穩(wěn)定后油溫值偏差在1 ℃以內(nèi)。

3 運行方案優(yōu)化

3.1 確定安全進站溫度

長呼線所輸原油為“三高”原油，需控制管道溫度，做好沿程能量損失[23]等參數(shù)預(yù)測。一般而言，不加降凝劑的情況下，原油凝點在17～20 ℃左右，管道運行油溫應(yīng)高于凝點3 ℃，但輸送過程中存在不可抗因素[24]可能影響管道的正常生產(chǎn)，或因雨水等天氣原因改變地層溫度從而影響輸送期間建立的平衡溫度場。在充分考慮上述問題的情況下，結(jié)合近年生產(chǎn)經(jīng)驗，將各站目標進站溫度設(shè)定為23 ℃[25-27]。

3.2 反算安全出站溫度及加熱爐優(yōu)化步驟

將往年輸量、進出站油溫、地溫等實際生產(chǎn)參數(shù)代入上述解析式中，可計算得出各管段的總傳熱系數(shù)，再利用往年夏季的總傳熱系數(shù)，反算出各站場最低出站溫度。為了提高方案的安全系數(shù)，在反算的過程中選取了相對較大的K值、較低的地溫參數(shù)，即在相對惡劣的工況下，計算管道的保守出站溫度。

另一方面，對前期生產(chǎn)數(shù)據(jù)及預(yù)測模型進行再認識后，認為無論是在理論研究或在實際生產(chǎn)中，在其他參數(shù)不變的情況下，管道輸量升高，沿線溫降會進一步減小，管道運行也就更加穩(wěn)定。依據(jù)歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)、歷史地溫等參數(shù)進行反算，并結(jié)合長呼原油管道歷史輸量，得出長呼線夏季最優(yōu)長期輸量為420～450 m3/h[28]。輸量優(yōu)化后可避免因輸量大幅波動造成的其他參數(shù)的改變，進一步提高方案的可行性。

最后，分析往年長呼線各站油溫數(shù)據(jù)，充分利用油房莊來油溫度較高的特點，關(guān)停油房莊加熱爐，并通過調(diào)整站內(nèi)參數(shù)、管道輸量等操作，將油房莊首站的出站溫度穩(wěn)定在26 ℃以上；與此同時、嚴密關(guān)注鄂托克進站油溫變化情況，在進站溫度穩(wěn)定在23 ℃以上后，再將鄂托克加熱爐切換至烏審旗，待烏審旗進站油溫穩(wěn)定在23 ℃以上，全線溫降穩(wěn)定后，可關(guān)停達拉特、土默特后續(xù)站場加熱爐。

綜合以上幾點，制定了2019 年長呯線夏季運行的最低參數(shù)設(shè)置（表3）。

表3 設(shè)計輸量及安全出站溫度Tab.3 Design throughout and safe exit temperature

4 方案實踐效果

在前期研究的基礎(chǔ)上，2019 年按照預(yù)期方案調(diào)整了長呼線輸量，控制進出站溫度，并依據(jù)優(yōu)化后的運行方案逐步關(guān)停油房莊、鄂托克旗站的加熱爐，同時點烏審旗站的加熱爐，待烏審旗熱油到達下游站場后，繼續(xù)關(guān)停后續(xù)站場加熱爐，使得進出站油溫大幅下降，全線進站溫度最低23 ℃，保證了管道的安全性，最終實現(xiàn)了長呼線夏季一站點加熱爐的優(yōu)化目標（表4）。

表4 2019 年7～9 月實際輸量及進出站溫度Tab.4 Actual throughout and in and out station temperature from July to September 2019

2013、2014、2016、2017 年優(yōu)化前全線溫降分別是112 ℃、148.8 ℃、107.4 ℃、113.4 ℃。將 全線溫降代入熱量計算公式，計算得出各階段單位時間能耗為17 009.02 kW、22 597.71 kW、16 310.45 kW、17 221.64 kW。2019 年優(yōu)化后全線溫降為84 ℃，能耗12 756.78 kW，與前期相比分別下降了25%、44%、22%、26%。

通過調(diào)整全線輸量，優(yōu)化加熱爐運行方案，控制進出站油溫，可以達到降低全線總溫降的目的，從而達到節(jié)能降耗的目的。

5 結(jié)論與建議

（1）通過調(diào)整長呼全線輸量并優(yōu)化加熱爐運行方案，控制進出站油溫，降低了全線能耗。以真實生產(chǎn)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，推導(dǎo)出各管段的K值，結(jié)合最差工況下參數(shù)，模擬安全、合理的最低進站溫度，分步調(diào)整加熱爐運行方案，2019 年夏季采取一站點爐方案，運行能耗與2013 年、2014 年、2016 年、2017 年相比分別下降了25%、44%、22%、26%，在滿足生產(chǎn)需求的同時，達到節(jié)能降耗的優(yōu)化目的。

（2）根據(jù)長呼線沿線地溫特點，選取合適的實踐時間段進行研究，可為后續(xù)優(yōu)化其他季節(jié)能耗提供依據(jù)。長呼線原油管道沿途各站7、8 兩個月地溫持續(xù)上升，9 月底開始下降，10 月中旬全線地溫降至原油凝點17 ℃之下。沿線地溫溫度下降會使K值產(chǎn)生較大波動，可優(yōu)先從客觀環(huán)境較好的工況開始能耗優(yōu)化，逐步上升至難度較大的工況，為后續(xù)工作提供有力數(shù)據(jù)支持。

（3）實際生產(chǎn)不同于室內(nèi)實驗，應(yīng)結(jié)合具體工況，與上游油田、中間站場、下游煉廠提早溝通好管道輸送計劃和動火作業(yè)時間，將管道輸量調(diào)整至合適，增加輸量變化的可預(yù)見性，確保其不會有較大幅度波動，從而提高管道運行的穩(wěn)定性。

（4）增強安全意識，以保證管道安全運行。目前還沒有找到任何一種可全線不點加熱爐的運行工況，管道優(yōu)化后全線只有烏審旗一站點加熱爐，這是比較極限的操作，對烏審旗站可能出現(xiàn)的甩爐事件要防患于未然，各中間站場要提高警惕性，做好備用設(shè)備的維護、保養(yǎng)，提高風(fēng)險識別意識和能力，保證管道運行安全。