顾朝红

(中海石油宁波大榭石化有限公司，浙江 宁波 315000)

1 前言

中海石油宁波大榭石化有限公司三期馏分油综合利用项目总体工艺流程规划，将原75万吨/年重交沥青装置改建为中质原油常压加工装置——1#常减压装置，原油加工能力200 万吨/年，主产常压渣油作为DCC装置的加工原料；原225万吨/年重交沥青装置——2#常减压装置，原油加工能力600 万吨/年，保持原功能继续加工海洋重质原油，主产沥青、蜡油、直馏柴油、石脑油等，为保持下游装置原料性质稳定，两套装置对原油采用分储分炼方式进行加工。大榭石化拥有3台10万方、2台5万方、2台2万方共7台原油储罐，合计罐容44 万方，由于海洋重质原油品种多、每批次量少、供应不稳定等特点，使得现有原油储罐数量和罐容显得不足，周转难以满足分储分炼生产需要，受当地政府规划限制，也没有多余的土地供应用来新建原油储罐。为解决原油罐容不足问题，大榭石化和临近企业宁波大榭开发区信海油品仓储有限公司(以下简称：信海仓储)达成租罐合作协议，由大榭石化长期租用信海仓储其中2台10万方、1台5万方原油储罐，专门用来接卸储存大榭石化1#常减压装置加工所需的中质原油，并由大榭石化投资建设连通双方的原油长输管道，长输管道一方面向信海仓储进行原油卸船，另一方面进行原油转输，根据大榭石化生产需要阶段性将中质原油从信海仓储回输至大榭石化1#常减压装置原油供料罐。

2 长输原油管线建设基本情况

大榭石化和信海仓储连通的原油长输管线，远期按规划中拟建800 万吨/年常减压装置生产要求配套建设，根据经济性原则，管径选择为DN500，管线材质为L245，管线设计压力3.8 Mpa，设计温度80 ℃，采用超轻硅酸铝卷毡做为保温隔热材料，保温层厚度60 mm。大榭石化与信海仓储直线距离约2.1公里，中间间隔有多家石油化工类企业，由于管线跨越相邻企业难以实现，因此管线路由最终选择走大榭公共管廊架空铺设。管线铺设通过信海仓储装船管线上已有甩头接出，经大榭公共管廊，再接入关外码头至大榭石化的已有原油卸船线。新建原油管线4904 m，利用关外码头至大榭石化进罐管线2213 m，整条转输流程两段原油管线全长7117 m。信海原油长输管线主要输送高凝点中质原油，主要有涠洲、陆丰、番禺、西江等原油品种，凝点绝大部分都在30 ℃以上，如陆丰原油凝点达36 ℃，为保证管线输送流动畅通性，防止凝线，管线内介质温度应始终保持在40℃以上。根据原油船到港卸船时的油品温度和储罐内的储存温度情况，动态管输时管线内油品的温度基本上介于50 ℃-60 ℃之间。当原油连续输送时，按管线起点油品温度55 ℃计算，油品温降为1.2 ℃。当原油停输时，从55 ℃降至40 ℃时，该段时间理论上需要105 小时[1]，这根长输原油管线为非连续性输送作业，因此必须对管线设置伴热。大榭公共管廊没有专用蒸汽线，新铺1根蒸汽管线投资较大，能耗过于浪费，且后期操作、维护工作量大，且每年还需支付公共管廊管位租用金，得不偿失。最后选择对新建的原油管线通过设置1套集肤效应电伴热系统来解决原油管线伴热问题。

3 集肤效应电伴热系统配套设置情况介绍

3.1 集肤伴热管设置

集肤效应电伴热系统是通过电磁波在铁磁体内衰减、电磁感应过程、将大部分电能以涡流形式转化为热能。大榭石化与信海仓储间的长输原油管线集肤电伴热系统配电设在管道中段，两侧管道长度分别是2265 m和2639 m，管道配电点作为集肤电伴热系统起点，并在管道首端分别设2个电源接线盒，在管道末端分别设2个尾端接线盒。从电源盒到尾端盒各有1根与DN500原油管道等长的φ27×3的无缝碳钢管作为电伴热系统的集肤加热管，并焊接固定在原油管线两侧(双伴热)，集肤加热电缆穿在集肤加热钢管内，每根集肤加热电缆和集肤加热管各自组成1个集肤加热控制回路。电热带型号JSEF-25，电伴热集肤电缆芯线采用无氧铜镀锡复绞线，集肤电缆绝缘和护套材料为氟塑料，集肤加热钢管采用优质无缝精密级冷拔钢管，整体设计寿命不低于15年。

图1 集肤电伴热安装示意图

3.2 电伴热主要控制系统组成

电伴热系统组成包括专用特种变压器、箱式配电控制柜、集肤加热电缆、加热钢管、各型接线盒等配套附件。

在电伴热管道中段起点设1个10KV配电站，内设集肤电伴热用特种变压器和配电控制柜各1台，特种变压器斯采用考特变压器(T形)型号：SLR-700/10-1.2，初级为10 KV，2个(T1和T2)次级输出各设置五个抽头，T1和T2具有±5%和±10%五档电压调整和功率输出，默认第三档，输出回路：2路(最大输出电流250A)。变压器次级另有1个5 KW容量的220 V负载抽头输出，用于箱变内照明、风机和控制柜仪表供电。

特种变压器工作电压如下：

输入：10 KV(电源来自10 KV变电所经环网进入集肤用特种变压器)

输出：T1(a-b间)1050 V——127 A*2

T2(b-c间)1150 V——127 A*2

T3(x-b间)220 V——23 A

电伴热系统配电控制柜包括高压隔离开关、真空接触器、中间继电器、手自动切换开关、急停按钮、启停按钮、指示灯、控制模块及触摸屏等。可显示运行电压、电流、温度及各加热回路通电状态指示等。配电控制柜的控制系统具有过流保护、断路保护、短路保护及温度、电流异常监测和控制功能，在触摸屏上可设置电流异常保护(欠电流、过电流)，并设置超温报警和复位功能，具有测温元件断线保护报警(即测温信号断开、停止加热并保持)，具有手动调试及自动恒温控制功能，配电箱预留RS485通讯接口，用于远程监测。配电控制柜内配置相应电压等级的元件，管线温度由温度控制器进行恒温控制，控制温度可设定，控制精度±1 ℃，测温元件采用Pt100，安装在现场管道外壁表面，温度信号经变送器引至配电控制柜，在触摸屏上可显示管壁温度并且可设定管道维持温度的上、下限温度值和超温报警值。

4 集肤电伴热运行能耗统计分析

根据大榭石化所处区域气象资料，冬季极端温度取-6.6 ℃，夏季最高38.5 ℃，一月份平均气温5.4 ℃。电伴热设计管道介质维持温度45 ℃±5 ℃，最高工作温度60 ℃。计算得出，输送管线冬季最大散热量为69.7 w/m[2]，电伴热管道补偿量按85 W/m选用，新建的4904 m长输原油管线冬季理论运行最大补偿量为342 KW，如保温不良时，最高补偿量应为417 KW。

大榭石化长输原油管道建成投用后，将电伴热工作上下限启停温度设定在49 ℃-57 ℃。原油管道及电伴热系统投用后，对电伴热运行能耗分阶段进行了统计测算：

2019年1月11日15：00至2月4日11：00共用电202393 KW，平均每小时耗电354 KW，该时间段正处于冬季最寒冷阶段，可以代表冬季电伴热运行耗能指标。

2019年7月18日15：00至8月16日14：00共用电152000 KW，平均每小时耗电219 KW，该时间段正处于夏季最高温阶段，可以代表夏季电伴热运行耗能指标。

从2019年1月4日电伴热系统投入运行至2020年1月3日共耗电2802382 KW，全年平均每小时耗电320 KW。

5 集肤电伴热运行加热效果趋势分析

5.1 电伴热在冬季运行维温效果

为了解电伴热在冬季是否能长时间保持管线温度，确保使原油管线能时刻保持流动畅通，在管内介质不流动状态下对电伴热运行时管线温度变化情况进行观察，列出如下表1数据：

表1 电伴热在冬季运行维温情况

观察记录2：2019年1月30日-2月10日 1月30日0：50卸油结束，结束后温度50.215 ℃

从表1可以看出，原油管线在冬季停止流动后，在2组电伴热开启运行的情况下，只要会频繁出现8 ℃以上的气象环境温度，则至少能维持住40 ℃以上管线输送最低要求温度在10天以上。

5.2 电伴热低温条件下加热散热平衡环境温度点

为掌握低温气象条件下环境温度对原油管线保温层散热的影响，找出集肤电伴热能维持住原油管线温度不下跌的最低环境温度，通过在管内介质不流动状态下对电伴热运行时管线温度变化情况进行观察，列出如下表2数据：

表2 电伴热加热散热平衡温度点

观察记录1：2019年3月7日 气温3 ℃-14 ℃ 时间24小时

从表2可以看出，电伴热加热散热平衡温度点在7 ℃-8 ℃之间，即当环境温度高于8 ℃时，集肤电伴热能将管线介质温度加上去；当环境气温低于7 ℃时，集肤电伴热不能维持住管线介质温度，此时在电伴热运行的情况下，管线内介质温度还是会呈缓慢下降趋势。

5.3 电伴热停止工作时管线散热降温速率

为了解电伴热在停止工作时管内介质散热降温速率，找出电伴热启停时间间隔规律，防止停电时及时采取管线防凝应对补救措施，通过在管内介质不流动状态下对电伴热运行时管线温度变化情况进行观察，列出如下表3数据：

表3 电伴热停止工作状态下温度下降趋势

观察记录3：2019年3月15日 气温8 ℃-11 ℃ 13：55卸油结束，结束后温度56.785 ℃电伴热设定上下限启停温度：49 ℃-57 ℃

从表3可以看出，电伴热停止工作后，管线自然降温速度很快，在10小时内就跌破电伴热8 ℃的启停控制温度差。

5.4 电伴热能中断连续运行的气温条件

随着环境温度持续升高，在电伴热运行过程中管线升温也逐渐加快，当环境气温上升到一定值时，管线温度也势必突破电伴热设定上限工作温度57 ℃，此时电伴热在继电器作用下将停止运行。经对电伴热运行趋势进行观察，能突破电伴热设定上限工作温度对应的气象环境温度为19 ℃，即在环境日最低气温在19 ℃以下时，电伴热始终处于连续运行状态。在环境气温超过19 ℃时电伴热突破上限工作温度停运后，到温度跌破电伴热设定下限工作温度49 ℃，过程时间需要10小时，随着气温进一步上升，启停时间将进一步延长。

6 集肤电伴热节能应用

原油管线在夏季高温时，管内原油介质被加热到电伴热上限设定温度后，电伴热停止工作，原油管线受外部保温层保护，自然降温是一个缓慢的过程，结合原油管输生产周期性，通过在一定环境气温下试验摸索关停1组电伴热进行运行，发现当环境最低气温高于17 ℃时，大榭石化——信海仓储长输原油管线只开1单组电伴热运行，管线温度跌破40 ℃需要3天以上，已能满足原油经常性输转生产最长时间要求。该温度点的确定，为季节变化后对集肤效应电伴热适时关停1组或全部来开展节能降耗具有积极意义。夏季经关停1组电伴热进行测试，平均每小时运行电耗仅71 KW，比开2组运行省电148 KW。一般情况下，大榭石化所处地域在每年5月中旬至10月中旬，环境最低气温会持续高于17 ℃，按此计算，在该时间段关停1组电伴热运行，每年可节省电耗532800 KW。

7 结论

集肤效应电伴热系统在大榭石化长输原油管线中应用已超过两年时间，在运行过程中，电伴热系统除需定期维护临时停运外，未发生过影响正常运行的故障，且定期维护过程时间较短，基本上在12小时内就能完成。在此期间，原油基本上每3天进行一次输送，每次输送量在12000吨-13000吨左右，输送时间在12小时-14小时左右，即长输原油管线每次停输后处于静止状态时间在60小时以内。在整个运行期内，冬季出现过的最低气温为-6 ℃，未产生过任何因电伴热运行问题而导致原油输送时流动性不良或凝线事件。当集肤电伴热系统发生故障或出现极端寒冷天气，原油管线温度有跌破40 ℃趋势时，可以通过增加原油输送频次，利用罐内原油温度或将管线内高凝点原油置换成低凝点原油来弥补原油管线温度下跌引起凝线风险。由于集肤效应电伴热系统的自动启停运行主要依据安装在现场管道外壁表面的测温元件，因此对测温元件部位的保温密封效果要求比较高，否则可能会因外部环境温度、雨水渗入等因素影响测温元件对管道实际温度检测的准确性。在能耗方面，集肤电伴热使原油管线温度始终维持在工作上限57℃以下，如采用1.0 MPa蒸汽作为伴热介质，疏水温度超过100 ℃，热利用率浪费明显，由此可见，选用电伴热比蒸汽伴热更加节能。因此，大榭石化——信海仓储长输原油管线采用集肤效应电伴热系统，在应用上能完全满足生产要求。