黄维和, 刘 刚, 陈 雷, 杨 文, 袁子云

(1.中国石油天然气股份有限公司,北京 100011; 2.中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院,山东青岛 266580; 3.国家石油天然气管网集团有限公司华南分公司,广东广州 510623)

成品油管道是衔接成品油生产与消费的重要环节。截至2022年底,中国成品油管道总里程已达3.2×104km[1]。成品油管道通常用于多类别油品顺序输送,不同油品之间不可避免产生混油,进而影响油品注入/下载时机选择、混油切割、停输等。由于用户对油品质量指标的要求,混油成为成品油管输无法回避的特有问题。准确预判管输批次混油信息,把控管输质量指标动态变化规律,减少混油损失,是成品油管道输送的重要课题。近年来科研人员开展大量研究工作,研发高精度管输混油检测设备,建立管输混油高效计算方法,丰富管输混油控制与管理方法。笔者从混油成因、混油发展控制、混油检测、计算和油品质量管理等方面对成品油管输混油相关研究进行综述。

1 混油成因

管道顺序输送过程中混油成因包括初始混油、过站混油、停输混油、意外混油和沿程混油。通常情况下,沿程混油是最主要的,也是混油研究的焦点。沿程混油产生包括管道径向速度分布差异引起的混油、紊流扩散混油、密度差引起的混油。

(1)管道径向速度分布差异引起的混油。牛顿流体圆管层流的断面流速分布是以管轴为中心的旋转抛物面,管中心位置处速度为平均流速的2倍,致使管内产生楔形油头,混油量极大。故一般情况下,不允许在层流状态下进行顺序输送。紊流流态下,管道截面上的流速接近平均流速,因速度分布差异引起的混油不显著,但仍是混油非对称分布(拖尾)的主要原因之一。

(2)紊流扩散混油。顺序输送管道应被控制在紊流流态,紊流扩散被认为是沿程混油的最主要原因。但紊流时的混油大大少于层流。Taylor等[2-3]最初对顺序输送混油进行计算时,通常仅考虑该混油成因。

(3)密度差引起的混油。成品油管道线路起伏时,相邻油品的密度差是影响混油形成的因素之一。对于混油浓度分布曲线较平缓或管道雷诺数较大的情况,密度差引起的混油可以忽略不计。

2 混油发展控制

减少混油损失可以从“控制混油发展”和“合理处理混油”两个角度着手。加快首站油品储罐阀门切换速度[4]有助于降低初始混油量。简化站内流程、减少盲端等死油区可以降低初始混油[5]与过站混油[4]。尽量不在混油界面经过管道时停输,降低停输混油。减少操作人员失误等情况,可以降低意外混油。

沿程混油控制是混油发展控制的重点与难点。可以通过降低混油界面在管道中的运行时间和降低混油扩散速率等方式实现。

(1)管道中存在混油界面时,应尽量提高输送流量。通常情况下,流速增加,紊流扩散系数增大,单位时间内的混油扩散速率增大;但混油界面在管道中的运行时长缩短,使得混油界面达到终点时的混油量减小。

(2)采用隔离物。在两种油品之间采用“隔离物”将二者隔开,依靠压差推动“隔离物”,从而达到隔离两种油品、减少混油的目的。常用的隔离物包括隔离塞、隔离球和隔离液等。固体隔离物与管壁不可避免存在缝隙,后行油品会通过该缝隙向前渗流,很难与油品平均流速一致,可能扰乱混油界面,增加混油量[6]。同时隔离物的投放与接收显著增加了操作复杂性,因此该方法在国内管输企业应用较少。隔离液不需改变原管道和设备,对管道也没有特殊的要求[7]。相比固体隔离物,隔离液与管壁不存在缝隙,可以更大程度地与油品保持流速一致。隔离液可以是与前后行油品具有较好相容性[8]且在前后行油品中允许浓度较高的液体,比如在汽油与柴油之间选择煤油为隔离液[9];也可以是不能与被隔离的油品互溶或互溶性很小、且与油品混溶之后易于分离的液体[7],比如水[10]。凝胶体是具有黏弹性的一类介质,不仅可用于两种油品的隔离,而且可用于清除管内沉积物等[11]。因其具有流体特征,可以充满管道横截面,密封性好;能很好地通过管内变径、接头、弯头等;过泵、阀后,具有良好的再聚合能力。凝胶体的选择和制备是本方法的关键,选择与制备凝胶体时,应防止其对油品污染,同时考虑其在长距离管输中的抗剪切性。

3 混油检测

混油界面准确检测是管道沿线各站场分输、注入与混油切割等作业的基础。混油检测方法主要包括:基于油品物理特性进行检测,如密度计检测法、光学界面检测法、超声波界面检测法与射线法等;基于记号物质进行检测,如气体记号法、荧光记号法等。记号物添加量不易掌控且可能影响油品质量,在国内成品油管道上应用较少。

3.1 密度计

密度计检测法是当前成品油管道混油界面最常用、最直接的方法。目前国内成品油管道常用的密度计检测方法主要分为玻璃浮式密度计检测法和振动管检测法,后者具有温度控制精确、黏度自动校正等优势,使用比例逐年上升[12]。

2021年,中国计量大学研制了基于振动管原理的密度测量系统,该系统基于振动管的交变电流实现振动激励,能克服传统的振动管密度计振动管重心发生偏移的弊端[13]。同年,哈尔滨工业大学研制了一套基于谐振式密度测量原理的管输介质密度在线检测系统,检测精度可达±0.5 kg/m3[14]。

国外在线密度计设备精度更高,在现场应用更为普遍,如Emerson 7835型在线密度计检测精度可达±0.1 kg/m3。同时在智能化方面也更具竞争力,产品拥有数据恢复、在线诊断、自动校准等功能,通过追踪设备服役状态量并采集诊断数据,可不断提升设备监测精度。

3.2 光学界面检测仪

当前后油品密度相近时,基于油品间透明度和折光率的差异,借助光学检测仪检测混油界面。在役应用产品有KAM Control油品界面智能检测仪及FuelCheck油品界面智能检测仪, FuelCheck检测仪对油品杂质敏感程度低,因此更适用于国内成品油管道。

国家管网华南分公司对原有的光学界面检测方法进行了改进,突破了光纤探头研制、高精度红外激光信号传输、精密光学透镜及恒温控制等多项关键技术,成功研制出国内首套油品界面智能检测仪(图1),并在昆明昆东站和深圳妈湾站开展应用。2020年 10 月至今连续在线运行,证明了产品可精准检测密度相近的油品界面,有效解决了相似油品界面检测的难题[15]。

图1 国家管网华南分公司智能油品界面检测仪

3.3 其他混油检测方法

(1)超声波流量计灵敏性高,信号稳定,能迅速感知管输油品密度微小变化,识别精度可比肩密度计,相比光学界面检测仪更稳定。兰郑长成品油管道运用超声波技术实现了流量精确测量和混油界面检测[16]。但超声波流量计安装难度大,运维成本高,测量过程易受干扰[17]。

(2)放射性检测方法成本低,精度高[18],但放射性检测器对人员和环境存在一定危害,目前在中国成品油管道上尚未见其应用案例。

(3)荧光剂检测法。将荧光剂溶于有机溶剂并注入管输油品中,通过连续追踪管输油品荧光强度变化以检测混油界面。美国帕兰特逊管道公司早在1972年将其投入使用[19],但受制于荧光剂污染及运行成本问题,目前国内成品油管道尚未使用[20]。

(4)电容法基于成品油介电常数较稳定的特性,通过测量电容器两极之间成品油介电强度检测混油界面,该技术在美国西德克萨斯海湾原油管道和劳莱尔成品油管道均有应用[4]。电容法操作方法简单,成本较低,但测量过程易受环境温度影响,检测准确度不高,工程应用范围受限[21]。

精准检测计量是精准切割混油、保证油品质量的前提。受温压变化、硬件老化等因素影响,现场混油检测设备普遍存在零点漂移现象,同批次油品在不同站场检测数据存在差异,困扰混油界面检测工作。国外基于现场数据,结合机器学习算法建立温度补偿模型,缓解零点漂移造成的误差[22]。Douwe等[23]提出通过优化电路拓扑结构,可以抑制设备零点发生漂移现象。Li等[24]提出结合人工智能算法,提高对关键过程量的监测精度,可有效降低零点漂移导致的测量误差。罗凡等[25]通过建立零点预测模型,为准确追踪设备零点提供了理论依据。未来需要进一步研发检测设备与多源数据的融合方法,提升检测精度。

4 混油计算

为更准确获取混油信息,现场通常利用SCADA系统数据对混油段长度、混油浓度、混油界面位置等信息开展计算,以辅助混油检测设备。目前,学者在混油信息计算方面开展了大量研究,并形成了相关混油信息表征软件。

4.1 混油长度计算

现有模型如Taylor公式[2]忽略了黏性边界层与紊流核心区的对流传质效应,计算精度受限;Austin-Palfrey混油计算公式[3]求解参数少,便于估算,但计算结果通常与实际值存在较大偏差。Chen等[26]借助Austin-Palfrey公式重构原始特征变量,建立了机制-数据双驱动的混油长度预测模型;引入局部建模算法,辨识不同管输混油发展过程差异并建立相应局部预测模型,对混油长度的预测误差较Austin-Palfrey公式降低超过30%,且当样本观测值受到噪声干扰时,模型仍能准确描述混油段长度发展规律[27-28]。

4.2 混油浓度分布表征

混油段中某一油品浓度反映了混油分布规律。混油浓度分布曲线通常呈明显拖尾特点(图2),而传统一维对流-扩散方程[2]仅能表征对称分布特征。有学者考虑管道径向速度差异,采用二维模型表征混油扩散过程[29-33],由于混油段长径比大,受限于网格尺寸,计算量大,难以满足现场实时仿真需求。

图2 混油浓度曲线非对称分布示意图

陆世平[34]在传统一维混油模型基础上,基于紊流扩散与边界层理论,将管内流动简化为层流边界层区和紊流核心区,建立了“1+”维混油浓度演化模型,实现了非对称混油浓度分布的快速计算。针对长度为200 km管道中混油发展全过程开展计算,在配置为i5-11500双核处理器、运行内存为8G的常规计算机上模型平均计算时长低于1 min,且计算结果可有效表征混油非对称分布特点。在此基础上形成了具有自主知识产权的混油浓度在线预测软件包,具备连入SCADA系统数据接口、数据查询、混油浓度在线预测及可视化功能,对指导现场油品批次切割工艺具有重要意义。

这些混油长度、混油浓度分布研究通常针对正常运行管道,且通常仅考虑沿程混油情况,尚无可靠且高效的数学模型表征混油过站、地形起伏、停输等情形下的混油浓度分布变化。

4.3 混油界面位置追踪

精准跟踪混油界面位置,可以辅助现场人员预判界面到站时间、预先制定响应措施。同时,混油界面位置也是成品油批次运行优化的约束条件。一般依赖注入和分输站的流量监测数据实时计算混油界面位置,人工操作及流量监测过程中常见的噪声干扰等会导致界面定位与到站时间计算出现偏差。

陈雷等[35]考虑了流量监测设备噪声干扰对界面追踪准确性的影响,提出基于贝叶斯估计方法融入流量监测结果的先验认知,缓解测量噪声干扰,有效提升了混油界面追踪结果可靠性。沈瑞灏[36]以茂昆线管段为算例,建立了考虑温度修正的批次在线跟踪方法,到站时间最大预测误差从21.54 min降至7.08 min。在理论算法研究基础上有必要开发具备拓展性好、功能丰富、人机交互界面友好等特点的集成化软件,软件界面见图3,助力混油接收方案的精准制定与油品批次切割工作的顺利进行[37]。

图3 成品油管道顺序输送混油浓度分布预测软件界面

5 油品质量管理

GB17930-2016《车用汽油》[38]、GB/T 19147—2016《车用柴油》[39]、GB5637-2018《3号喷气燃料》[40]等国家标准给出了不同成品油的详细质量指标要求。管道顺序输送过程中,越发关注成品油质量指标的衰减[41]。汽油、柴油储运过程中变质的主要原因是蒸发损耗和氧化,而中国成品油长输管道基本采用密闭流程,可以排除管输过程中蒸发损耗、氧化等引起的成品油的质量变化[42]。因此顺序输送成品油质量指标衰减的核心原因是混油。

成品油质量指标难以直接在线检测,通常以混油浓度为中间数据,基于混油浓度与质量指标数据映射关系,实施间接在线检测。汤东东[43]建立了混油浓度分布信息与柴油闪点、汽油终馏点间的映射关系,并根据混油浓度分布预测模型在线求解混油段油品质量指标变化规律;韩东[44]基于室内实验建立了掺混体积比与煤油质量指标数据关系,并基于混油浓度分布信息形成了航煤质量指标在线预测模型。

山东省、河北省、天津市及山西省相继颁布了油品快速检测方法的地方标准[45-56],各地标准均借助近红外光谱法或中红外光谱法开展质量指标的快速测定,可同步分析待测样本的多个质量指标数据。现有的油品监测在线检测/监测系统通常针对黏度老化、污染度、水分、机械杂质、酸碱值等指标[57-58],而柴油闪点、汽油终馏点等容易产生衰减的关键质量指标仍依赖传统检测方法,无法实现实时在线检测。但针对成品油管输质量指标衰减问题,后续研究需要明确以下问题:

(1)成品油管道运输的终端是储罐,检测/监测储罐中油品质量指标更直接、更合理、更科学;

(2)管输混油段某处油品质量不合格并不意味着终端储罐内油品质量不合格,决定储罐中油品质量指标的是储罐中异类油品体积,异类油品体积是储罐上游管道末端“异类油品浓度”与管输“体积流量”的乘积在“储罐收油时段”的积分,因此混油切割仍应由“储罐允许掺混体积”与“管道油品浓度分布”决定;

(3)即时检测/监测的管道油品质量指标(如闪点、终馏点等),其在时间上的积分(或与管输参数运算后再积分)通常均不具有物理意义,无法科学支撑油品切割决策。

因此成品油质量指标管理应“管道-储罐”一体化,科学看待管输油品质量指标对罐内油品的影响规律。

6 结论及展望

混油是管道顺序运输的特有问题,成品油混油检测、追踪、切割等直接影响油品质量指标。如何减少混油损失,是成品油管输面临的重大难题。

(1)建立特殊场景混油的数学表征。成品油顺序输送混油成因、扩散规律等理论已相对成熟,数学模型越发完善,但仍缺少表征混油过站、地形起伏、停输等场景下的高效可靠模型;未来应建立涵盖多种工况的混油数据库,基于数据深度挖掘盲管、过站、高程起伏及停输等工况对混油浓度分布的影响机制,形成混油界面信息高效、高精度数学模型。

(2)完善机制-数据融合且与SCADA系统实时交互的计算软件。当前已具备了常规工况下混油界面追踪、混油浓度分布等关键信息计算的理论基础,形成了初阶软件;应强化混油历史数据挖掘,推动混油计算软件与SCADA系统实时交互。

(3)混油检测设备研发应“软硬”协同。充分利用已有混油检测设备获取的数据,有机融合硬件研发与数据挖掘算法,开发强鲁棒的信号处理与智能修正方法,实现复杂工况条件下混油物性参数的精准监测。

(4)研发有效减少沿程混油的新型隔离材料。通过工艺流程与管输作业方案优化等减少混油的方法已比较成熟,研发新型隔离器可能是减少沿程混油发展的有效途径,隔离器材料研发、收发设备设计或越站流程设计十分关键。

(5)基于“管道-储罐”一体化智能化管理油品质量。科学看待管输油品质量指标衰减,应实施“管道-储罐”一体化管理,以终端储罐存储油品质量为目标,建立油品质量指标裕量与允许混油浓度数据库,结合管输混油浓度分布数学模型,形成油品批次切割智能决策方法,确保储罐油品质量达标。

(6)关注新型能源载体与传统成品油顺序输送问题。“双碳”背景下,传统燃料类成品油消费市场即将达峰,化工原料类成品油市场或将继续增加,未来还可能会有甲醇、液氨等氢能液相载体与成品油共用管道问题,液体混合规律及混合液处理工艺将更加复杂。须关注甲醇、液氨与成品油顺序输送时工艺设计、管输热力水力特性、液体混合规律、混合液处理方案等。

致谢衷心感谢中国石油大学(北京)于达教授,国家石油天然气管网集团有限公司邵铁民、闫锋、王玉彬、李苗等专家对本文的支持与帮助。