集膚效應(yīng)電伴熱在大榭石化長輸原油管線中的應(yīng)用分析

顧朝紅

(中海石油寧波大榭石化有限公司，浙江 寧波 315000)

1 前言

中海石油寧波大榭石化有限公司三期餾分油綜合利用項(xiàng)目總體工藝流程規(guī)劃，將原75萬噸/年重交瀝青裝置改建為中質(zhì)原油常壓加工裝置——1#常減壓裝置，原油加工能力200 萬噸/年，主產(chǎn)常壓渣油作為DCC裝置的加工原料；原225萬噸/年重交瀝青裝置——2#常減壓裝置，原油加工能力600 萬噸/年，保持原功能繼續(xù)加工海洋重質(zhì)原油，主產(chǎn)瀝青、蠟油、直餾柴油、石腦油等，為保持下游裝置原料性質(zhì)穩(wěn)定，兩套裝置對原油采用分儲(chǔ)分煉方式進(jìn)行加工。大榭石化擁有3臺(tái)10萬方、2臺(tái)5萬方、2臺(tái)2萬方共7臺(tái)原油儲(chǔ)罐，合計(jì)罐容44 萬方，由于海洋重質(zhì)原油品種多、每批次量少、供應(yīng)不穩(wěn)定等特點(diǎn)，使得現(xiàn)有原油儲(chǔ)罐數(shù)量和罐容顯得不足，周轉(zhuǎn)難以滿足分儲(chǔ)分煉生產(chǎn)需要，受當(dāng)?shù)卣?guī)劃限制，也沒有多余的土地供應(yīng)用來新建原油儲(chǔ)罐。為解決原油罐容不足問題，大榭石化和臨近企業(yè)寧波大榭開發(fā)區(qū)信海油品倉儲(chǔ)有限公司(以下簡稱：信海倉儲(chǔ))達(dá)成租罐合作協(xié)議，由大榭石化長期租用信海倉儲(chǔ)其中2臺(tái)10萬方、1臺(tái)5萬方原油儲(chǔ)罐，專門用來接卸儲(chǔ)存大榭石化1#常減壓裝置加工所需的中質(zhì)原油，并由大榭石化投資建設(shè)連通雙方的原油長輸管道，長輸管道一方面向信海倉儲(chǔ)進(jìn)行原油卸船，另一方面進(jìn)行原油轉(zhuǎn)輸，根據(jù)大榭石化生產(chǎn)需要階段性將中質(zhì)原油從信海倉儲(chǔ)回輸至大榭石化1#常減壓裝置原油供料罐。

2 長輸原油管線建設(shè)基本情況

大榭石化和信海倉儲(chǔ)連通的原油長輸管線，遠(yuǎn)期按規(guī)劃中擬建800 萬噸/年常減壓裝置生產(chǎn)要求配套建設(shè)，根據(jù)經(jīng)濟(jì)性原則，管徑選擇為DN500，管線材質(zhì)為L245，管線設(shè)計(jì)壓力3.8 Mpa，設(shè)計(jì)溫度80 ℃，采用超輕硅酸鋁卷氈做為保溫隔熱材料，保溫層厚度60 mm。大榭石化與信海倉儲(chǔ)直線距離約2.1公里，中間間隔有多家石油化工類企業(yè)，由于管線跨越相鄰企業(yè)難以實(shí)現(xiàn)，因此管線路由最終選擇走大榭公共管廊架空鋪設(shè)。管線鋪設(shè)通過信海倉儲(chǔ)裝船管線上已有甩頭接出，經(jīng)大榭公共管廊，再接入關(guān)外碼頭至大榭石化的已有原油卸船線。新建原油管線4904 m，利用關(guān)外碼頭至大榭石化進(jìn)罐管線2213 m，整條轉(zhuǎn)輸流程兩段原油管線全長7117 m。信海原油長輸管線主要輸送高凝點(diǎn)中質(zhì)原油，主要有潿洲、陸豐、番禺、西江等原油品種，凝點(diǎn)絕大部分都在30 ℃以上，如陸豐原油凝點(diǎn)達(dá)36 ℃，為保證管線輸送流動(dòng)暢通性，防止凝線，管線內(nèi)介質(zhì)溫度應(yīng)始終保持在40℃以上。根據(jù)原油船到港卸船時(shí)的油品溫度和儲(chǔ)罐內(nèi)的儲(chǔ)存溫度情況，動(dòng)態(tài)管輸時(shí)管線內(nèi)油品的溫度基本上介于50 ℃-60 ℃之間。當(dāng)原油連續(xù)輸送時(shí)，按管線起點(diǎn)油品溫度55 ℃計(jì)算，油品溫降為1.2 ℃。當(dāng)原油停輸時(shí)，從55 ℃降至40 ℃時(shí)，該段時(shí)間理論上需要105 小時(shí)[1]，這根長輸原油管線為非連續(xù)性輸送作業(yè)，因此必須對管線設(shè)置伴熱。大榭公共管廊沒有專用蒸汽線，新鋪1根蒸汽管線投資較大，能耗過于浪費(fèi)，且后期操作、維護(hù)工作量大，且每年還需支付公共管廊管位租用金，得不償失。最后選擇對新建的原油管線通過設(shè)置1套集膚效應(yīng)電伴熱系統(tǒng)來解決原油管線伴熱問題。

3 集膚效應(yīng)電伴熱系統(tǒng)配套設(shè)置情況介紹

3.1 集膚伴熱管設(shè)置

集膚效應(yīng)電伴熱系統(tǒng)是通過電磁波在鐵磁體內(nèi)衰減、電磁感應(yīng)過程、將大部分電能以渦流形式轉(zhuǎn)化為熱能。大榭石化與信海倉儲(chǔ)間的長輸原油管線集膚電伴熱系統(tǒng)配電設(shè)在管道中段，兩側(cè)管道長度分別是2265 m和2639 m，管道配電點(diǎn)作為集膚電伴熱系統(tǒng)起點(diǎn)，并在管道首端分別設(shè)2個(gè)電源接線盒，在管道末端分別設(shè)2個(gè)尾端接線盒。從電源盒到尾端盒各有1根與DN500原油管道等長的φ27×3的無縫碳鋼管作為電伴熱系統(tǒng)的集膚加熱管，并焊接固定在原油管線兩側(cè)(雙伴熱)，集膚加熱電纜穿在集膚加熱鋼管內(nèi)，每根集膚加熱電纜和集膚加熱管各自組成1個(gè)集膚加熱控制回路。電熱帶型號JSEF-25，電伴熱集膚電纜芯線采用無氧銅鍍錫復(fù)絞線，集膚電纜絕緣和護(hù)套材料為氟塑料，集膚加熱鋼管采用優(yōu)質(zhì)無縫精密級冷拔鋼管，整體設(shè)計(jì)壽命不低于15年。

圖1 集膚電伴熱安裝示意圖

3.2 電伴熱主要控制系統(tǒng)組成

電伴熱系統(tǒng)組成包括專用特種變壓器、箱式配電控制柜、集膚加熱電纜、加熱鋼管、各型接線盒等配套附件。

在電伴熱管道中段起點(diǎn)設(shè)1個(gè)10KV配電站，內(nèi)設(shè)集膚電伴熱用特種變壓器和配電控制柜各1臺(tái)，特種變壓器斯采用考特變壓器(T形)型號：SLR-700/10-1.2，初級為10 KV，2個(gè)(T1和T2)次級輸出各設(shè)置五個(gè)抽頭，T1和T2具有±5%和±10%五檔電壓調(diào)整和功率輸出，默認(rèn)第三檔，輸出回路：2路(最大輸出電流250A)。變壓器次級另有1個(gè)5 KW容量的220 V負(fù)載抽頭輸出，用于箱變內(nèi)照明、風(fēng)機(jī)和控制柜儀表供電。

特種變壓器工作電壓如下：

輸入：10 KV(電源來自10 KV變電所經(jīng)環(huán)網(wǎng)進(jìn)入集膚用特種變壓器)

輸出：T1(a-b間)1050 V——127 A*2

T2(b-c間)1150 V——127 A*2

T3(x-b間)220 V——23 A

電伴熱系統(tǒng)配電控制柜包括高壓隔離開關(guān)、真空接觸器、中間繼電器、手自動(dòng)切換開關(guān)、急停按鈕、啟停按鈕、指示燈、控制模塊及觸摸屏等?？娠@示運(yùn)行電壓、電流、溫度及各加熱回路通電狀態(tài)指示等。配電控制柜的控制系統(tǒng)具有過流保護(hù)、斷路保護(hù)、短路保護(hù)及溫度、電流異常監(jiān)測和控制功能，在觸摸屏上可設(shè)置電流異常保護(hù)(欠電流、過電流)，并設(shè)置超溫報(bào)警和復(fù)位功能，具有測溫元件斷線保護(hù)報(bào)警(即測溫信號斷開、停止加熱并保持)，具有手動(dòng)調(diào)試及自動(dòng)恒溫控制功能，配電箱預(yù)留RS485通訊接口，用于遠(yuǎn)程監(jiān)測。配電控制柜內(nèi)配置相應(yīng)電壓等級的元件，管線溫度由溫度控制器進(jìn)行恒溫控制，控制溫度可設(shè)定，控制精度±1 ℃，測溫元件采用Pt100，安裝在現(xiàn)場管道外壁表面，溫度信號經(jīng)變送器引至配電控制柜，在觸摸屏上可顯示管壁溫度并且可設(shè)定管道維持溫度的上、下限溫度值和超溫報(bào)警值。

4 集膚電伴熱運(yùn)行能耗統(tǒng)計(jì)分析

根據(jù)大榭石化所處區(qū)域氣象資料，冬季極端溫度取-6.6 ℃，夏季最高38.5 ℃，一月份平均氣溫5.4 ℃。電伴熱設(shè)計(jì)管道介質(zhì)維持溫度45 ℃±5 ℃，最高工作溫度60 ℃。計(jì)算得出，輸送管線冬季最大散熱量為69.7 w/m[2]，電伴熱管道補(bǔ)償量按85 W/m選用，新建的4904 m長輸原油管線冬季理論運(yùn)行最大補(bǔ)償量為342 KW，如保溫不良時(shí)，最高補(bǔ)償量應(yīng)為417 KW。

大榭石化長輸原油管道建成投用后，將電伴熱工作上下限啟停溫度設(shè)定在49 ℃-57 ℃。原油管道及電伴熱系統(tǒng)投用后，對電伴熱運(yùn)行能耗分階段進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)測算：

2019年1月11日15：00至2月4日11：00共用電202393 KW，平均每小時(shí)耗電354 KW，該時(shí)間段正處于冬季最寒冷階段，可以代表冬季電伴熱運(yùn)行耗能指標(biāo)。

2019年7月18日15：00至8月16日14：00共用電152000 KW，平均每小時(shí)耗電219 KW，該時(shí)間段正處于夏季最高溫階段，可以代表夏季電伴熱運(yùn)行耗能指標(biāo)。

從2019年1月4日電伴熱系統(tǒng)投入運(yùn)行至2020年1月3日共耗電2802382 KW，全年平均每小時(shí)耗電320 KW。

5 集膚電伴熱運(yùn)行加熱效果趨勢分析

5.1 電伴熱在冬季運(yùn)行維溫效果

為了解電伴熱在冬季是否能長時(shí)間保持管線溫度，確保使原油管線能時(shí)刻保持流動(dòng)暢通，在管內(nèi)介質(zhì)不流動(dòng)狀態(tài)下對電伴熱運(yùn)行時(shí)管線溫度變化情況進(jìn)行觀察，列出如下表1數(shù)據(jù)：

表1 電伴熱在冬季運(yùn)行維溫情況

觀察記錄2：2019年1月30日-2月10日 1月30日0：50卸油結(jié)束，結(jié)束后溫度50.215 ℃

從表1可以看出，原油管線在冬季停止流動(dòng)后，在2組電伴熱開啟運(yùn)行的情況下，只要會(huì)頻繁出現(xiàn)8 ℃以上的氣象環(huán)境溫度，則至少能維持住40 ℃以上管線輸送最低要求溫度在10天以上。

5.2 電伴熱低溫條件下加熱散熱平衡環(huán)境溫度點(diǎn)

為掌握低溫氣象條件下環(huán)境溫度對原油管線保溫層散熱的影響，找出集膚電伴熱能維持住原油管線溫度不下跌的最低環(huán)境溫度，通過在管內(nèi)介質(zhì)不流動(dòng)狀態(tài)下對電伴熱運(yùn)行時(shí)管線溫度變化情況進(jìn)行觀察，列出如下表2數(shù)據(jù)：

表2 電伴熱加熱散熱平衡溫度點(diǎn)

觀察記錄1：2019年3月7日 氣溫3 ℃-14 ℃ 時(shí)間24小時(shí)

從表2可以看出，電伴熱加熱散熱平衡溫度點(diǎn)在7 ℃-8 ℃之間，即當(dāng)環(huán)境溫度高于8 ℃時(shí)，集膚電伴熱能將管線介質(zhì)溫度加上去；當(dāng)環(huán)境氣溫低于7 ℃時(shí)，集膚電伴熱不能維持住管線介質(zhì)溫度，此時(shí)在電伴熱運(yùn)行的情況下，管線內(nèi)介質(zhì)溫度還是會(huì)呈緩慢下降趨勢。

5.3 電伴熱停止工作時(shí)管線散熱降溫速率

為了解電伴熱在停止工作時(shí)管內(nèi)介質(zhì)散熱降溫速率，找出電伴熱啟停時(shí)間間隔規(guī)律，防止停電時(shí)及時(shí)采取管線防凝應(yīng)對補(bǔ)救措施，通過在管內(nèi)介質(zhì)不流動(dòng)狀態(tài)下對電伴熱運(yùn)行時(shí)管線溫度變化情況進(jìn)行觀察，列出如下表3數(shù)據(jù)：

表3 電伴熱停止工作狀態(tài)下溫度下降趨勢

觀察記錄3：2019年3月15日 氣溫8 ℃-11 ℃ 13：55卸油結(jié)束，結(jié)束后溫度56.785 ℃電伴熱設(shè)定上下限啟停溫度：49 ℃-57 ℃

從表3可以看出，電伴熱停止工作后，管線自然降溫速度很快，在10小時(shí)內(nèi)就跌破電伴熱8 ℃的啟?？刂茰囟炔?。

5.4 電伴熱能中斷連續(xù)運(yùn)行的氣溫條件

隨著環(huán)境溫度持續(xù)升高，在電伴熱運(yùn)行過程中管線升溫也逐漸加快，當(dāng)環(huán)境氣溫上升到一定值時(shí)，管線溫度也勢必突破電伴熱設(shè)定上限工作溫度57 ℃，此時(shí)電伴熱在繼電器作用下將停止運(yùn)行。經(jīng)對電伴熱運(yùn)行趨勢進(jìn)行觀察，能突破電伴熱設(shè)定上限工作溫度對應(yīng)的氣象環(huán)境溫度為19 ℃，即在環(huán)境日最低氣溫在19 ℃以下時(shí)，電伴熱始終處于連續(xù)運(yùn)行狀態(tài)。在環(huán)境氣溫超過19 ℃時(shí)電伴熱突破上限工作溫度停運(yùn)后，到溫度跌破電伴熱設(shè)定下限工作溫度49 ℃，過程時(shí)間需要10小時(shí)，隨著氣溫進(jìn)一步上升，啟停時(shí)間將進(jìn)一步延長。

6 集膚電伴熱節(jié)能應(yīng)用

原油管線在夏季高溫時(shí)，管內(nèi)原油介質(zhì)被加熱到電伴熱上限設(shè)定溫度后，電伴熱停止工作，原油管線受外部保溫層保護(hù)，自然降溫是一個(gè)緩慢的過程，結(jié)合原油管輸生產(chǎn)周期性，通過在一定環(huán)境氣溫下試驗(yàn)摸索關(guān)停1組電伴熱進(jìn)行運(yùn)行，發(fā)現(xiàn)當(dāng)環(huán)境最低氣溫高于17 ℃時(shí)，大榭石化——信海倉儲(chǔ)長輸原油管線只開1單組電伴熱運(yùn)行，管線溫度跌破40 ℃需要3天以上，已能滿足原油經(jīng)常性輸轉(zhuǎn)生產(chǎn)最長時(shí)間要求。該溫度點(diǎn)的確定，為季節(jié)變化后對集膚效應(yīng)電伴熱適時(shí)關(guān)停1組或全部來開展節(jié)能降耗具有積極意義。夏季經(jīng)關(guān)停1組電伴熱進(jìn)行測試，平均每小時(shí)運(yùn)行電耗僅71 KW，比開2組運(yùn)行省電148 KW。一般情況下，大榭石化所處地域在每年5月中旬至10月中旬，環(huán)境最低氣溫會(huì)持續(xù)高于17 ℃，按此計(jì)算，在該時(shí)間段關(guān)停1組電伴熱運(yùn)行，每年可節(jié)省電耗532800 KW。

7 結(jié)論

集膚效應(yīng)電伴熱系統(tǒng)在大榭石化長輸原油管線中應(yīng)用已超過兩年時(shí)間，在運(yùn)行過程中，電伴熱系統(tǒng)除需定期維護(hù)臨時(shí)停運(yùn)外，未發(fā)生過影響正常運(yùn)行的故障，且定期維護(hù)過程時(shí)間較短，基本上在12小時(shí)內(nèi)就能完成。在此期間，原油基本上每3天進(jìn)行一次輸送，每次輸送量在12000噸-13000噸左右，輸送時(shí)間在12小時(shí)-14小時(shí)左右，即長輸原油管線每次停輸后處于靜止?fàn)顟B(tài)時(shí)間在60小時(shí)以內(nèi)。在整個(gè)運(yùn)行期內(nèi)，冬季出現(xiàn)過的最低氣溫為-6 ℃，未產(chǎn)生過任何因電伴熱運(yùn)行問題而導(dǎo)致原油輸送時(shí)流動(dòng)性不良或凝線事件。當(dāng)集膚電伴熱系統(tǒng)發(fā)生故障或出現(xiàn)極端寒冷天氣，原油管線溫度有跌破40 ℃趨勢時(shí)，可以通過增加原油輸送頻次，利用罐內(nèi)原油溫度或?qū)⒐芫€內(nèi)高凝點(diǎn)原油置換成低凝點(diǎn)原油來彌補(bǔ)原油管線溫度下跌引起凝線風(fēng)險(xiǎn)。由于集膚效應(yīng)電伴熱系統(tǒng)的自動(dòng)啟停運(yùn)行主要依據(jù)安裝在現(xiàn)場管道外壁表面的測溫元件，因此對測溫元件部位的保溫密封效果要求比較高，否則可能會(huì)因外部環(huán)境溫度、雨水滲入等因素影響測溫元件對管道實(shí)際溫度檢測的準(zhǔn)確性。在能耗方面，集膚電伴熱使原油管線溫度始終維持在工作上限57℃以下，如采用1.0 MPa蒸汽作為伴熱介質(zhì)，疏水溫度超過100 ℃，熱利用率浪費(fèi)明顯，由此可見，選用電伴熱比蒸汽伴熱更加節(jié)能。因此，大榭石化——信海倉儲(chǔ)長輸原油管線采用集膚效應(yīng)電伴熱系統(tǒng)，在應(yīng)用上能完全滿足生產(chǎn)要求。