梅明

摘 要：我国长输管道建设已经进入了新的发展时期，管道运输对国民经济的发展起到了重要的促进作用。开展降低热油管道运行能耗方面的研究非常必要，降低管道的能耗费用不仅仅是降低进站温度的问题，而是一个牵涉到整个运行方案的综合性问题。本文以钟市--荆门原油输送管道为例，详细分析了管道的基础数据，计算出了管道总传热系数。并以此为基础对不同工况的管道参数进行了计算，给出了其参考值。对管线的停输时间也进行了计算认为当管线停输后，极易发生凝管事故，并建议在管线中间设加热站，适当提高中间输送温度，防止出现凝管事故。对钟市--荆门管线系统运行进行了综合评价认为在正常设计输量的情况下，管线均可以按不加热的方式运行，除管线强度和泵的增压能力外，不会发生因管线温度过低而导致管线凝结的问题。而在低于正常设计输量的情况下，建议在严寒的二月份排量大于64.80 m3/h，输油运行正常是有保证的。

关键词：钟市--荆门;输油管线;参数优化;输油工艺

1 前言

对于石油、天然气的长距离输送，目前采用最多的是管道运输。对于目前的石油工业界来说，管道运输已经成为不可逆的趋势，管道运输具有运输承载量大、占地面积少、管道运输建设成本低、管道运输连续性强安全可靠等优点[1]。但是如何减少输油的运费，降低输送过程中的风险等方面的内容是亟待考虑的。国内市场必须按照市场的需求对其运行的管道进行优化设计，降低产品的单位成本，才能够提高企业在市场经济中的竞争力。通过各种优化措施以及可行方案的技术分析[2]、经济比较和效益评价[3]、寻优技术与经济的最优组合，从而确定出经济合理的运行参数，使系统工作在最佳状态下，达到节约能源、少投入、多产出、提高经济效益的目的[4-6]。由此可见，输油管道优化运行方案研究是一个很有潜力的发展方向，对输油管道优化运行进行研究具有重大的现实意义。

本文以钟市--荆门管道为例，应用流体力学及热力学相关理论，对现有管线运行进行计算分析，研究管线沿程流体的压力和温度的变化规律，进而对管线正常运行做出可行性评价分析，并对可能出现的问题进行分析，做出可行性解决方案。

2 管道概况

钟市--荆门管道全长69.456km，起点高程1291m，终点高程1170m，全程高差121m，沿线地形地势较为平缓，全线敷设于湖北省省境内，沿途经潜江、荆门2县市。管道外防腐采用环氧粉末涂层，不考虑内衬;管道保温采用聚氨酯泡沫塑料“黄夹克”，保温厚度30mm。全线采用加剂加热处理降凝密闭输送工艺。管径采用219*6mm规格，设计年输油量为100*104t，管道设计埋深为1.2-1.4m。最高出站设计温度为60℃，加剂最低进站温度为12℃，管道中心埋设地温为3℃。全线不设反输流程，在事故状态下，确保24h内及时处理来确保输油管道的安全。中间清管站设水击泄放装置，泄放压力为3.0MPa，延炼末站设水击泄放，泄放压力为5.5MPa。管道总传热系数K=1.0W/（m2.℃）。

3 不同工况的计算

结合当地气候及油田资料，夏季管线排量约为46-78m3/h，起点压力p1=3.1-3.2MPa，起点温度t1=22-32℃，环境温度在t0=11.6-19.4℃范围内，管道直径为d1in= 219*6mm。经过计算可知在输油量超过77m3/h时，正常运行的起点压力不足以原油送达下游站。在初夏，按正常运行参数的管内流体的温度偏低。故应在夏初和秋初，对流体还需稍为加热。但随着地温的提高，在上表的起点压力下输油，管內原油的温度必然会逐步提高。

结合当地气候及油田资料，冬季管线排量约为46-77m3/h，起点压力p1=3.1-3.2MPa，起点温度t1=65-75℃，环境温度在t0=-2-4℃范围内，管道直径为d1in=219* 6mm。经计算可以得知，在设计的46-77m3/h正常输量下，通过加热加剂工艺措施，从进站温度、最大压力、最小压力等参数来看，均可顺利地进行原油的输送。因此从原油流变性的角度分析，钟市--荆门管线根据设计参数可正常投运。

4 停输时间的计算

管线停输时，流体温度下降是一个非稳定的传热过程。按简化的分析计算，研究了停输后钟市--荆门管线内原油的温度随时间的变化规律。以隆冬的二月份发生停输的情况为例，计算发生停输后的温降如图1所示。正常运行时的参数如下：排量：65.0m3/h，上游压力：3.2MPa，原油相对密度：0.8394，上游温度：80.0℃，环境地温：2.9℃。

从原油温度分布与停输时间的关系图可以看出，当管线停输后，管线出口处的温度在24h的抢修时限已降到接近原油凝点甚至低于原油凝点的温度，因此管线停输后，在靠近出口30km的管段极易发生凝管事故，在不设反输流程的条件下，24h的抢修时限在管道运营中不可能实现。根据这种情况，建议在管线中间设加热站，适当提高中间输送温度，防止出现凝管事故。

5 对管线低于设计输量的评价

目前的实际情况是，钟市站的现有输送量均大大低于设计排量。在现阶段，管线实际的排量为qo=45-77m3/h。从计算结果可以看出当排量低于64.8m3/h时，即使将原油加热到80℃输送，下游的油温仍然低于20℃;当排量高于64.8m3/h，加热输送均能保证下游的油温高于20℃。其输送压力在现有设备的能力范围之内，故在严寒的二月份只要排量大于64.80m3/h，输油运行正常是有保证的。由此可以推断，在环境温度高于二月份地温的其他需加热输送的月份，其运行应该更有保证，且首站的原油加热温度都应较二月份有所降低。在本管线的加热输送时，其耗能是很高的，特别是在远低于设计排量的小排量输送时，更是如此。能耗过高主要是由于排量太低和管径小引起的，特别是在小排量下，管中原油的温度下降过快。

6 结论与建议

在正常设计输量的情况下，无论是在夏季，还是在最严寒的二月份，管线均可以按不加热的方式运行，除管线强度和泵的增压能力外（管线强度和泵的增压能力，应是原管线设计必须考虑的问题），不会发生因管线温度过低（其下游站的油温均高于20℃），而导致管线凝结的问题。将原油加热到80℃输送，下游的油温仍然低于20℃;当排量高于64.8m3/h，加热输送均能保证下游曲子站的油温高于20℃。其输送压力在现有设备的能力范围之内，故在严寒的二月份只要排量大于64.80m3/h，输油运行正常是有保证的。由此可以推断，在环境温度高于二月份地温的其他需加热输送的月份，其运行应该更有保证，且首站的原油加热温度都应较二月份有所降低。当管线停输后，管线出口处的温度已降到接近原油凝点甚至低于原油凝点的温度，极易发生凝管事故，在不设反输流程的条件下，24h的抢修时限在管道运营中不可能实现。根据这种情况，建议在管线中间设加热站，适当提高中间输送温度，防止出现凝管事故。

参考文献：

[1]王保群，林燕红，代运锋.我国成品油管道现状与展望[J].石油规划设计，2010，21（5）：7-9.

[2]余洋.2007年中国油气管道发展综述[J].国际石油经济.2008（3）：45-52.

[3]蒲明，马建国.2010年我国油气管道新进展[J].国际石油经济，2011，3：26-34.

[4]高松竹，汪玉春，许萍.混合遗传算法在输油管道优化运行中的应用[J].油气储运，2004，23（7）：34-37.

[5]崔艳雨，吴明，张国忠.顺序输送管道调度计划编制的影响因素分析[J].油气储运，2007，26（11）：12-15.

[6]宫敬，储祥萍，于达.成品油管道优化运行研究[J].油气储运，2000，19（10）：22-25.