冷熱原油交替順序輸送優(yōu)化模型研究

吳 明， 周詩崠， 王 雷， 趙 玲

（1．遼寧石油化工大學(xué)石油天然氣工程學(xué)院，遼寧撫順 113001；2．常州大學(xué)油氣儲運(yùn)技術(shù)省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇常州 213164；3．遼寧石油化工大學(xué)職業(yè)技術(shù)學(xué)院，遼寧撫順 113001）

冷熱原油交替順序輸送優(yōu)化模型研究

吳 明1， 周詩崠2， 王 雷1， 趙 玲3

（1．遼寧石油化工大學(xué)石油天然氣工程學(xué)院，遼寧撫順 113001；2．常州大學(xué)油氣儲運(yùn)技術(shù)省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇常州 213164；3．遼寧石油化工大學(xué)職業(yè)技術(shù)學(xué)院，遼寧撫順 113001）

冷熱原油交替順序輸送總能耗費(fèi)用主要包括加熱爐的燃料費(fèi)用和輸油泵的動(dòng)力費(fèi)用。在保證安全輸油任務(wù)的前提下，如何使輸油總能耗達(dá)到最小對于降低企業(yè)輸油成本具有非常重要的意義。以輸油總能耗最小為目標(biāo)函數(shù)，建立冷熱原油交替順序輸送優(yōu)化模型。模型中將順序輸送分為4個(gè)時(shí)間階段：冷油頭加熱非穩(wěn)態(tài)階段、冷油不加熱準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)階段、冷油尾加熱非穩(wěn)態(tài)階段和熱油加熱準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)階段。兩個(gè)準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)輸送階段采用兩層嵌套法來求解，兩個(gè)非穩(wěn)態(tài)階段采用兩層嵌套法和滿足高凝油油頭（油尾）進(jìn)站溫度相結(jié)合的方法優(yōu)選輸油方案。結(jié)合工程實(shí)際給出冷熱原油交替順序輸送優(yōu)選算例，研究成果可為制定冷熱油交替輸送經(jīng)濟(jì)運(yùn)行方案提供依據(jù)。

原油管道； 順序輸送； 優(yōu)化； 兩層嵌套法

不同品質(zhì)原油混合可能會對煉廠加工工藝及其最終產(chǎn)品產(chǎn)生不利影響，因此不同品質(zhì)原油的分儲分輸已成為石油加工企業(yè)的迫切要求。與輸送單種原油的熱油管道不同，冷熱油交替輸送狀態(tài)下，原油可以有不同的出站溫度，滿足原油輸送要求的加熱方案和開泵方案也不止一個(gè)。在保證安全輸油任務(wù)的前提下，如何使輸油總能耗達(dá)到最小對于降低企業(yè)輸油成本具有非常重要的意義。文獻(xiàn)［1－2］就管道準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)優(yōu)化運(yùn)行模型及應(yīng)用做了研究，文獻(xiàn)［3－5］對冷熱油交替輸送正常運(yùn)行及停輸狀態(tài)下的水力、熱力計(jì)算開展了研究。國外文獻(xiàn)［6－9］對冷熱油交替順序輸送進(jìn)行了研究，1999年美國太平洋管道（The Pacific Pipeline System）進(jìn)行了5種不同溫度、不同品種原油的順序輸送［6］。冷熱油管道在實(shí)際運(yùn)行過程中，輸油總能耗費(fèi)用主要包括熱力費(fèi)用和動(dòng)力費(fèi)用，本文建立以輸油總能耗最小為目標(biāo)函數(shù)的冷熱油交替輸送優(yōu)化數(shù)學(xué)模型，在不同時(shí)間階段采用相應(yīng)方法求解，為制定冷熱油交替輸送經(jīng)濟(jì)運(yùn)行方案提供依據(jù)。

1 冷熱原油交替順序輸送優(yōu)化運(yùn)行模型

對冷熱油交替輸送管道，冷熱油的溫度變化趨勢正好相反。當(dāng)冷油進(jìn)入熱管道后，也即前行原油為熱油、后行原油為冷油時(shí)，隨著冷油在管內(nèi)的推進(jìn)，后行冷油將不斷從前行熱油所形成溫度場中吸收熱量。當(dāng)熱油進(jìn)入冷管道后，也即前行原油為冷油、后行原油為熱油時(shí)，隨著熱油在管內(nèi)的推進(jìn)，后行熱油將不斷向前行冷油所形成溫度場中散失大量熱量，故熱油的溫度會大幅下降。相比后續(xù)油流，熱油油頭的溫度降幅最大。為了安全經(jīng)濟(jì)輸油，通常情況下高凝油因其凝點(diǎn)較高需要加熱，同時(shí)為了保證熱油尾（或油頭）進(jìn)站溫度不低于最低安全輸送溫度，有時(shí)需要對后行（或前行）的冷油油頭（或油尾）進(jìn)行加熱。

當(dāng)輸送周期較長工況下，順序輸送可大致分為4個(gè)時(shí)間階段：

第1時(shí)間階段：冷油頭加熱過程為非穩(wěn)態(tài)輸送階段。

第2時(shí)間階段：冷油不加熱準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)輸送階段。第3時(shí)間階段：冷油尾加熱過程為非穩(wěn)態(tài)輸送階段。

第4時(shí)間階段：熱油加熱準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)輸送階段。

冷熱油管道在實(shí)際運(yùn)行過程中，輸油總能耗費(fèi)用主要包括動(dòng)力費(fèi)用和熱力費(fèi)用，輸油周期內(nèi)以輸油總能耗最小為目標(biāo)函數(shù)的優(yōu)化運(yùn)行數(shù)學(xué)模型為：

式中，n泵站數(shù)；Stot為一個(gè)輸送周期總的管輸能耗費(fèi)用，元；為j站加熱費(fèi)用，元；為j站動(dòng)力費(fèi)用，元；為j站冷油頭加熱費(fèi)用，元；為j站冷油尾加熱費(fèi)用，元；為j站熱油加熱熱力費(fèi)用，元為j站輸送冷油頭動(dòng)力費(fèi)用，元；為j站輸送冷油動(dòng)力費(fèi)用，元；為j站輸送冷油尾動(dòng)力費(fèi)用，元；SjP＿h(yuǎn)＿p為j站輸送熱油動(dòng)力費(fèi)用，元；G1，G2為冷、熱原油輸量，kg／d；C1，C2為冷、熱原油熱容，J／（kg·℃）；，為j站冷、熱原油出站溫度，℃；，為j站冷、熱原油進(jìn)站溫度，℃；，為j站冷、熱原油泵的效率，%；，為j站冷、熱原油加熱爐效率，%；H1，H2為站冷、熱原油管道摩阻損失，m；BH燃料油熱值，J／kg；Ef燃料油價(jià)格，元／kg；EP電力價(jià)格，元／（k W ·h）；t冷熱油輸送周期，d；t1冷油輸送時(shí)間，d；Δt1＿h(yuǎn)冷油頭加熱輸送時(shí)間，d；Δt1＿h(yuǎn)冷油不加熱輸送時(shí)間，d；Δt1＿t冷油尾加熱輸送時(shí)間，d；t2熱油輸送時(shí)間，d；第j站的泵站最高升壓值，Pa；Aj，Bj為第j站泵站系數(shù)；Q為體積流量，m3；m為原油流態(tài)系數(shù)；pZj為第j站進(jìn)站壓力，Pa；為第j站允許最低進(jìn)站壓力，Pa；pRj為第j站出站壓力，Pa；為第j站允許最高出站壓力，Pa；pmj為距第j站某處管線壓力，Pa；TZj為第j站進(jìn)站溫度，℃；TminZj為第j站允許最低進(jìn)站溫度，℃；TRj為第j站出站溫度，℃；為第j站允許最高出站溫度，℃；ΔTj為第j站最大升溫值，℃；STj第j站加熱爐有效熱負(fù)荷，k W。

2 冷熱原油交替順序輸送優(yōu)化模型求解

冷熱油交替輸送是一個(gè)復(fù)雜的非穩(wěn)態(tài)熱力、水力耦合過程。目前，還沒有找到切實(shí)可行的方法來對其運(yùn)行參數(shù)進(jìn)行全面優(yōu)化。針對工程實(shí)際需要在可行的冷熱油交替輸送方案中進(jìn)行方案優(yōu)選。

將（1）式進(jìn)一步整理，得如下（2）式：

下面分別介紹不同時(shí)間段計(jì)算方法。

第2時(shí)間階段：冷油準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)輸送階段。將（2）式中的第2個(gè)小括號項(xiàng)除以冷油輸送時(shí)間Δt1，得下式：

（3）式用文獻(xiàn)［1－2］所建的優(yōu)化模型確定運(yùn)行參數(shù)。

第4時(shí)間階段：熱油準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)輸送階段。將（2）式中的第2個(gè)中括號項(xiàng)除以熱油輸送時(shí)間t2，得下式：

（4）式用文獻(xiàn)［1，2］所建的優(yōu)化模型確定運(yùn)行參數(shù)。

第1時(shí)間階段：冷油頭加熱過程為非穩(wěn)態(tài)輸送階段。將（2）式中的第1小括號項(xiàng)除以冷油頭加熱時(shí)間Δt1＿h(yuǎn)，得下式：

為了保證熱油尾進(jìn)站溫度不低于最低安全輸送溫度，有時(shí)需要對后行的冷油油頭進(jìn)行加熱，考慮到現(xiàn)場的運(yùn)營方便，冷油油頭加熱溫度取熱油輸送溫度。冷油頭加熱時(shí)間由文獻(xiàn)［3－5］所建模型計(jì)算?？紤]到冷油的粘度比較低且對溫度不敏感，故在預(yù)熱時(shí)間內(nèi)的開泵方案與第2階段相同。

第3時(shí)間階段：冷油尾加熱過程為非穩(wěn)態(tài)輸送階段。將（2）中的第3小括號項(xiàng)除以冷油尾加熱時(shí)間Δt1＿t，得下式：

為了保證熱油頭進(jìn)站溫度達(dá)到最低安全輸送溫度，有時(shí)需要對前行的冷油油尾進(jìn)行預(yù)熱，考慮到現(xiàn)場的運(yùn)營方便，冷油油尾加熱溫度取熱油輸送溫度。冷油尾加熱時(shí)間由文獻(xiàn)［3－5］所建模型計(jì)算?？紤]到冷油的粘度比較低且對溫度不敏感，故在預(yù)熱時(shí)間內(nèi)的開泵方案與第2階段相同。

3 計(jì)算實(shí)例

天津站—廊坊站—燕山站輸送卡斯蒂利亞原油和卡賓達(dá)原油?？ㄋ沟倮麃喸洼斄繛? 100 m3／h，輸送時(shí)間為5 d（120 h），后以相同輸量輸送卡賓達(dá)原油，輸送時(shí)間為5 d，油品的來油溫度均取23℃，輸送6個(gè)批次。燃料油價(jià)格為5 500元／t，電力價(jià)格為0．85元／（k W·h）?？ㄋ沟倮麃喸兔芏葹?31 kg／m3，凝固點(diǎn)為－35℃。卡賓達(dá)原油密度為852 kg／m3，凝固點(diǎn)為15℃。

卡賓達(dá)原油的最低進(jìn)站溫度為20℃，為安全經(jīng)濟(jì)輸油，根據(jù)文獻(xiàn)［3－5］模型計(jì)算卡斯蒂利亞原油油尾在天津站和廊坊站預(yù)熱時(shí)間分別為14 h和29 h。雖然卡賓達(dá)油尾的進(jìn)站溫度降低，但仍然滿足最低進(jìn)站溫度要求，故后行的卡斯蒂利亞原油油頭不需要加熱。根據(jù)本文所建模型，得出天津站—廊坊站—燕山管道一個(gè)周期內(nèi)各時(shí)間段各站優(yōu)選方案見表1和表2。

4 結(jié)論

建立了冷熱原油交替輸送周期內(nèi)以輸油總能耗最小為目標(biāo)的管道優(yōu)化運(yùn)行模型，結(jié)合工程實(shí)際給出冷熱原油交替順序輸送優(yōu)選算例，研究成果可為制定冷熱油交替輸送經(jīng)濟(jì)運(yùn)行方案提供依據(jù)。

表1 天津站運(yùn)行方案Table 1 Running program in Tianjin station

表2 廊坊站運(yùn)行方案Table 2 Running program in Langfang station

［1］ 吳明，王金華，劉建鋒，等．長輸熱油管道運(yùn)行方案的優(yōu)化［J］．遼寧石油化工大學(xué)學(xué)報(bào)，2006，26（1）：63－65．

［2］ 周詩崠，江國業(yè)，吳明，等．長吉輸油管道優(yōu)化運(yùn)行研究［J］．遼寧石油化工大學(xué)學(xué)報(bào)，2003，23（2）：39－42．

［3］ 施雯，吳明．冷熱原油順序輸送過程不穩(wěn)態(tài)傳熱問題的研究［J］．油氣田地面工程，2008，27（12）：16－17．

［4］ 周詩崠，吳明．冷熱油交替輸送管道安全停輸時(shí)間計(jì)算［J］．油氣田地面工程，2010，29（12）：29－31．

［5］ 錢宇，吳明，杜明?。］攲錈嵩晚樞蜉斔突煊陀绊懙臄?shù)值模擬［J］．遼寧石油化工大學(xué)學(xué)報(bào)，2011，31（1）：36－39．

［6］ Mecham T，Wikerson B，Templeton B．Full integration of scada，field control systems and high speed hydraulic models－application Pacific pipeline system［C］．2000 international pipeline conference，Canada：Calgary，2000（2）：1110－1114．

［7］ Mecham T，Stanley G，Pelletier M．High speed data communications and high speed leak detect ion models：Impact of thermodynamic properties for heat ed crude oil in large diameter，Insulated pipelines：application to Pacific pipeline system［C］．2000 international pipeline conference，Canada：Calgary，2000（2）：1121－1130．

［8］ Shauers D，Sarkissian H，Decker B．California line beats odds，begins moving viscous crude oil［J］．Oil ＆gas journal，2000，98（15）：54－64．

［9］ Mchugh M，Hanks K．Pacific pipeline designed with latest leak detection technology［J］．Pipe line ＆gas industry，1998，81（3）：87－93．

（Ed．：WYX，CP）

Optimization Model Research in Process of Batch Transportation of Cool and Hot Crude Oil

WU Ming1，ZHOU Shi－dong2，WANG Lei1，ZHAO Ling3
（1．College of Petroleum Engineering，Liaoning Shihua University，F(xiàn)ushun Liaoning 113001，P．R．China；2．Jiangsu Provincial Key Laboratory of Oil ＆Gas Storage and Transportation Technology，Changzhou University，Changzhou Jiangsu 213164，P．R．China；3．Vocatinal Technology College，Liaoning Shihua University，F(xiàn)ushun Liaoning 113001，P．R．China）

12 September 2012；revised 20 September 2012；accepted 25 September 2012

To the batch transportation of cool and hot crude oil，the total cost of transporting oil consists of fuel cost of fire furnace and power consumption cost of oil pump．It is very important to make the total consumption minimal under the premise of accomplishing safely transporting task．Taking the minimal of total energy consumption as the objective function，a batch transportation model of cool and hot crude oil pipeline was set up．The batch transportation in the model was divided into four time stages that unsteady stage of the cold oil head heated，quasi－steady－state stage of the cold oil unheated，unsteady stage of the cold oil end heated and quasi－steady－state phase of the hot oil heated．Two－layer nesting method was used to solve the quasi－steady－state stage；both two－layer nesting method and meeting the pitted in－station temperature of oil head（oil end）were used to select the optimization scheme．Combined the engineering practice，the optimization example of the batch transportation of cool and hot crude oil was given，and the research results can provide a decision－making basic for optimizing transmission of the batch transportation of cool and hot crude oil．

Crude oil pipeline；Batch transportation；Optimization；Two－layer nesting method

．Tel．：＋86－24－56861858；e－mail：wuming 0413＠163．com

TE812

A

10．3969／j．issn．1006－396X．2012．05．016

1006－396X（2012）05－0064－04

2012－09－12

吳明（1961－），男，遼寧鐵嶺市，教授，博士。

遼寧省優(yōu)秀人才計(jì)劃項(xiàng)目基金（LR2011009）；遼寧省重大攻關(guān)項(xiàng)目基金（2008230004）。