成品油管道航煤直接分輸?shù)馁|(zhì)量控制

李偉東(中海油銷售東莞儲運(yùn)有限公司，廣東 東莞 523988)

0 引言

成品油長輸管道順序輸送汽柴油工藝是較常見的方式，但涉及航煤產(chǎn)品的順序輸送，由于航煤品質(zhì)的特性要求，管道輸送操作對航煤質(zhì)量指標(biāo)變化存在很大的影響，嚴(yán)重時可能不能滿足機(jī)場終端的使用要求?；葺赋善酚凸艿?017年實(shí)現(xiàn)汽油、柴油及航煤產(chǎn)品的順序輸送，采用中間無中轉(zhuǎn)庫直接分輸?shù)拿荛]輸送工藝，在實(shí)際操作中通過不斷探索，總結(jié)改進(jìn)形成了管道直接分輸航煤質(zhì)量控制的有效措施。

1 管道概況

惠莞成油品油管道是中國海油所屬首條成品油管道，管道于2009年5月投產(chǎn)，管道主線全長162 km，輸油主線管徑Φ457 mm，設(shè)計(jì)壓力8.0 MPa，管道沿線設(shè)有7座閥室，順序輸送汽油、柴油、航煤3個品種。管道116 km處設(shè)置航煤分輸閥室聯(lián)通航煤支線，航煤支線全長94 km，設(shè)1座分輸站，6座截?cái)嚅y室，管徑Φ406 mm，設(shè)計(jì)壓力8 MPa。航煤支線起點(diǎn)位于增城市石灘鎮(zhèn)5#閥室石灘分輸站，途徑增城市石灘、荔城、朱村、中新鎮(zhèn)，從化市太平鎮(zhèn)，白云區(qū)鐘落潭鎮(zhèn)，花都區(qū)花東鎮(zhèn)，白云區(qū)人和鎮(zhèn)，終點(diǎn)為廣州白云機(jī)場油庫末站。主線與支線不設(shè)中轉(zhuǎn)油罐，直接分輸航煤到達(dá)白云機(jī)場油庫，分輸站設(shè)置計(jì)量和清管器發(fā)送裝置等配套設(shè)備設(shè)施。在主線上距石灘分輸站370 m處設(shè)置有在線密度儀及界面檢測儀，設(shè)計(jì)用于界面檢測預(yù)警。同時在5#分輸閥室內(nèi)設(shè)同類型的另一套在線密度儀和界面分光儀，設(shè)計(jì)用于檢測輸送油品的密度，然后根據(jù)油品密度不同來切割航空煤油，將航煤從分輸閥組進(jìn)行分輸，輸往廣州白云機(jī)場油庫末站。當(dāng)柴油頂推航煤界面切割后，全部混油輸送至立沙油庫末站。

2017年管道開始向航煤支線(廣州白云機(jī)場場外第二管道)分輸航煤，累計(jì)已輸送超100多個批次260多萬噸航煤產(chǎn)品。

2 航煤分輸質(zhì)量影響因素

在常規(guī)汽柴油順序輸送管道中，影響油品質(zhì)量的最重要因素就是混油。當(dāng)兩種油品交替時，在接觸區(qū)內(nèi)兩種油品混合，會形成一段混油。產(chǎn)生的混油在物理化學(xué)性質(zhì)上與所輸?shù)膬煞N油品都不同，有些不能作為合格的油品銷售，造成一定的混油損失。順序輸送時產(chǎn)生的無法直接銷售的混油量，不僅取決于兩種油品的物理化學(xué)性質(zhì)，而且與交替過程中管內(nèi)油品的流動狀態(tài)、輸送順序和管道長度等因素有關(guān)。通常在湍流狀態(tài)下輸送時，會產(chǎn)生管道總體積的0.5%～1.0%的混油量。而這只占1%的混油量卻會對整個管道油品質(zhì)量產(chǎn)生巨大的影響。管道順序輸送，產(chǎn)生的混油如切割或回?fù)教幚聿划?dāng)，進(jìn)入到航煤支線即造成產(chǎn)品污染，混入機(jī)場油罐后可能會造成一整罐的油品質(zhì)量造成污染，從而產(chǎn)生嚴(yán)重的油品質(zhì)量問題。

順序輸送影響混油的因素較多，主要有油品在管道中運(yùn)移時由于相鄰油品的密度、黏度不同會產(chǎn)生混油；混油界面經(jīng)過泵站時會由于泵的攪動產(chǎn)生混油；泵站進(jìn)行油品切換也會造成一段初始混油；停輸特別是界面位置停輸不合適也會造成混油的增加。另外管道停輸時，管內(nèi)存油長期儲存在管內(nèi)，可能受氧化、管道腐蝕雜質(zhì)等影響。

管道輸送航煤產(chǎn)品，由于航煤高于汽柴油的品質(zhì)特性，不僅存在輸送汽油混油的影響，而且管道順序輸送過程中工藝系統(tǒng)內(nèi)的水分、鐵銹等雜質(zhì)的混入，也會影響油品的結(jié)晶度及潔凈度[1]，因此航煤分輸?shù)馁|(zhì)量控制是管道輸送工藝控制的關(guān)鍵。柴油與航煤順序輸送，試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)如有0.2%的柴油混入航煤，即會造成航煤的冰點(diǎn)及磨痕直徑兩個指標(biāo)出現(xiàn)明顯的變化，因此分輸航煤質(zhì)量控制最為關(guān)鍵因素在于控制前后段的柴油不混入航煤造成污染。同時由于航煤產(chǎn)品自身表面活性添加劑的影響，航煤產(chǎn)品經(jīng)長輸距離輸送后，對應(yīng)電導(dǎo)率、水分離指數(shù)二個關(guān)鍵指標(biāo)也會出現(xiàn)相應(yīng)的衰減特性[2]。管道輸送中的雜質(zhì)、水分、油污以及掛壁殘留的微量汽柴油因素都會影響航煤品質(zhì)，研究表明柴油抗磨劑的混入對航空煤油造成的質(zhì)量風(fēng)險還是較大的。上述幾項(xiàng)因素都可能造成航煤產(chǎn)品的不合格。

3 質(zhì)量控制措施

惠莞成品油管道自分輸航煤以來，不斷優(yōu)化操作，采取改進(jìn)站場工藝流程、提高航煤質(zhì)量潛力、優(yōu)化調(diào)度切換操作、做好混油界面檢測跟蹤，增加輸送保護(hù)段及定期管道清管等措施，在管道分輸航煤的品質(zhì)控制方面取得了良好效果。

3.1 改進(jìn)工藝流程

首站航煤集輸流程采用專管設(shè)置，在首站集輸匯管前設(shè)置雙閥關(guān)斷，確保航煤工藝與非航煤工藝之間采用雙閥進(jìn)行隔離，雙閥之間設(shè)置排空閥，每次管輸航空煤油之間進(jìn)行排空檢查，確保無其他油品進(jìn)入。首站輸送航空煤油管路閥門與其他相關(guān)聯(lián)的非航空煤油管路閥門實(shí)現(xiàn)聯(lián)鎖功能，以確保航空煤油輸送前及輸送過程中，非航空煤油管路閥門始終處于自鎖關(guān)閉狀態(tài)。首站發(fā)油質(zhì)量流量計(jì)的相關(guān)數(shù)據(jù)應(yīng)與分輸站、下載庫通過自控對接，實(shí)現(xiàn)數(shù)據(jù)共享及密度比對。

在首站主泵區(qū)分組航煤與非航煤主備用泵，對備用泵流程在開始輸送航煤時，對所有的油泵及其連接管線、旁通管線使用航煤進(jìn)行置換操作。在分輸站支線管線連接處設(shè)置嚴(yán)密性要求更高的DBB閥門，確保不因閥門內(nèi)漏造成對航煤品質(zhì)的污染。機(jī)場末站設(shè)置下載油罐專用于支線管道下載的油品，并將管道內(nèi)受污染可能性最大的上批次輸送油尾與本批次輸送油頭部分的航煤全部下載進(jìn)同一油罐，經(jīng)全分析檢驗(yàn)合格方可向下游轉(zhuǎn)輸使用，在輸轉(zhuǎn)前提前設(shè)置一道隔離網(wǎng)。

3.2 提高航煤質(zhì)量潛力

綜合分析航煤品質(zhì)影響因素，在管道順序輸送的汽柴油采用符合EI最新標(biāo)準(zhǔn)所用添加劑，同時提高航煤輸送產(chǎn)品的易衰減指標(biāo)：電導(dǎo)率不小于250 pS/m、水分離指數(shù)不小于85、閃點(diǎn)不大于49 ℃、熱氧化安定性破點(diǎn)不低于275 ℃。為減少主線末站接收混油處理的難度，同時提高頂推柴油的閃點(diǎn)與輸送航煤的硫含量控制指標(biāo)，柴油閃點(diǎn)大于65 ℃，航煤硫含量小于50 mg/L進(jìn)行控制。通過源頭的質(zhì)量控制，可為后續(xù)順序輸送中的指衰減指標(biāo)提供相應(yīng)的余量，有效降低航煤產(chǎn)品輸送的品質(zhì)控制難度。

3.3 優(yōu)化調(diào)度切換操作

惠莞管道采用遠(yuǎn)程控制，集中調(diào)度操作模式。航煤分輸采用柴油—航煤—柴油批次，且前段柴油的每批次安排輸量大于管線容量，每批次航煤輸送前面柴油輸送量需大于20 000 t，航煤輸送后柴油頂線量需大于23 000 t，對管線進(jìn)行充分沖刷置換。在首站設(shè)置航煤過濾器，輸送時每間隔2 h進(jìn)行水分雜質(zhì)排放檢查。2號閥室內(nèi)設(shè)置光學(xué)界面檢測，提前測算出混油長度及變化趨勢。輸送時提前啟用5號切換閥室前及閥室內(nèi)的二套混油界面檢測裝置，通過對密度變化與光學(xué)界面的檢測比對，雙重判斷混油通過時間與切割點(diǎn)，可確保航煤支線只能切換輸送航煤產(chǎn)品。同時在分輸站內(nèi)取樣核對檢驗(yàn)航煤的密度、電導(dǎo)率與水分測定，確保除航煤外的油品未進(jìn)入航煤支線。

3.4 做好混油界面跟蹤計(jì)算

混油切割控制通常只在十幾分鐘內(nèi)完成，因此對混油界面的嚴(yán)密跟蹤計(jì)算也是控制航煤質(zhì)量的重要措施?；葺腹艿缹煊徒缑娌扇×藘煞N檢測設(shè)備確認(rèn)，全過程界面跟蹤計(jì)算，提前界面檢測預(yù)警。通過光學(xué)界面檢測輔助在線密度計(jì)檢測切割的綜合操作方法，確保混油界面檢測跟蹤準(zhǔn)確到位。

首站油品切換后，通過監(jiān)測出站光學(xué)界面儀檢測在SCADA系統(tǒng)上的歷史趨勢曲線，可準(zhǔn)確地判斷出首站切換的混油量，以及初始混油段的出站時間。并且通過首站的在線質(zhì)量流量計(jì)密度檢測功能，同時監(jiān)測到前后行油品的檢測密度與溫度，以此換算出前后油品及后行油品的標(biāo)準(zhǔn)密度。

調(diào)度中心監(jiān)測到混油出站后，開始對管道內(nèi)運(yùn)行的混油段開始全過程跟蹤。通過首站出站流量與體積累計(jì)量，人工計(jì)算混油段的運(yùn)行位置。根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，通過管道體積平衡方程，利用首末站的流量計(jì)體積累計(jì)量，可大致計(jì)算出混油界面位置，實(shí)際計(jì)算時間與檢測時間誤差在5 min之內(nèi)。在分輸閥室前300 m位置設(shè)置密度與光學(xué)界面兩套檢測儀，作為混油界面到達(dá)前檢測預(yù)警，閥室內(nèi)同時設(shè)有另一套光學(xué)界面檢測儀器與在線密度計(jì)。光學(xué)界面檢測作為混油頭到站檢測確認(rèn)，在線密度計(jì)檢測密度作為混油段切割點(diǎn)的切割依據(jù)。通過兩套界面檢測曲線的趨勢判斷，可為混油切割提供最安全準(zhǔn)確的依據(jù)。

根據(jù)管線體積平衡量，精確計(jì)算出混油跟蹤位置及混油到達(dá)5#閥室前370 m處首站出站累積體積，輔助考慮管線溫度變化的經(jīng)驗(yàn)修正值，根據(jù)首站出站的體積累積量，推算出航煤混油到達(dá)5#閥室前370 m處檢測裝置的時間，基本誤差可控制不超過3 min。

3.5 增加輸送保護(hù)段

管道分輸航煤時，煉廠航煤罐區(qū)到首站集輸管道內(nèi)的存油全部計(jì)入混油段。油頭切割時，在分輸閥室檢測純航煤經(jīng)過后，再加長10 min延時，增加約100 m3的純航煤保護(hù)段。油尾切割時，在計(jì)算分輸閥室前檢測混油頭到達(dá)前，提前10 min切換流程停止航煤分輸，增加約150 m3的純航煤保持段。通過延后油頭切割及提交切割油尾，可有效地避免混油或柴油進(jìn)入到航煤支線內(nèi)。

延后油頭切割。每次輸送航煤，當(dāng)5#閥室前370 m處在線密度計(jì)監(jiān)視到密度開始下降且與跟蹤計(jì)算混油界面到達(dá)時間基本吻合視為混油到達(dá)，持續(xù)嚴(yán)密監(jiān)視閥室內(nèi)的在線密度計(jì)和光學(xué)界面儀。當(dāng)5#閥室內(nèi)在線密度計(jì)及光學(xué)界面儀同時檢測到混油界面全部通過，在5#閥室內(nèi)在線密度計(jì)讀數(shù)與首站上批次發(fā)油管線存油密度比對相差不超過0.8 kg/m3或與本批次 (第一個發(fā)油罐)密度比對相差不超過0.8 kg/m3，且兩處在線密度計(jì)讀數(shù)持續(xù)重合(比對相差不超過0.2 kg/m3)的情況下開始計(jì)算切割時間，延時10 min且確認(rèn)兩處在線密度計(jì)讀數(shù)重合且與本批次密度比對相差均不超過0.8 kg/m3后，開始切換操作。

提前油尾切割。根據(jù)首站航煤輸送量，提前做好5#閥室的分輸操作。跟蹤柴油頂推航煤界面到達(dá)5#閥室前370 m處至少10 min前關(guān)閉管道支線切換閥門，同時監(jiān)測5#閥室內(nèi)在線密度計(jì)及光學(xué)界面儀的趨勢曲線，確認(rèn)混油界面未進(jìn)入支線管道。

三個保護(hù)段相應(yīng)的增加了立沙末站的混油接收量，但可完全確保航煤支線不混入其他油品，增加了航煤品質(zhì)控制的安全余量。由于對航煤的硫含量及柴油的閃點(diǎn)指標(biāo)留有相應(yīng)質(zhì)量潛力，末站通過罐內(nèi)調(diào)合方式也可完全處理完接收的混油與保護(hù)段航煤。

3.6 增加抗靜電劑

航煤每批次油頭到達(dá)末站時及以后每隔2 h、停止收油前及到達(dá)末站的油品批次更換時，在過濾器排污操作時同步進(jìn)行外觀、密度及電導(dǎo)率在線自動設(shè)備檢測數(shù)據(jù)比對。視電導(dǎo)率測試結(jié)果決定是否需要加入抗靜電添加劑，電導(dǎo)率指標(biāo)仍大于200 pS/m，則不需要加劑；如低于200 pS/m則加劑，根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際運(yùn)作情況設(shè)定加劑的上下限，利用在線加劑裝置進(jìn)行加劑。固體顆粒污染物含量視油品質(zhì)量情況決定是否需要檢測。如果末站與首站同批次油品的標(biāo)準(zhǔn)密度之差超過±3 kg/m3或者有異常的水分雜質(zhì)，則應(yīng)立即調(diào)查原因，必要時停止輸油。按批次留取在線樣品至少1 L，保存至下載庫該批油品各接收罐檢驗(yàn)合格為止。

末站每個接收罐均做全項(xiàng)目分析，合格后方可向下游轉(zhuǎn)輸，同時對接收后的每個油罐進(jìn)行批次登記、沉降、每日排污、每月測定電導(dǎo)率測試。

3.7 定期組織管道清管

惠莞主管道每年發(fā)送一枚雙鋼刷清管器進(jìn)行清管，清除管道雜質(zhì)及管內(nèi)殘留油品的影響。航煤支線每年或輸送量超過200萬噸時組織清管作業(yè)。機(jī)場末站下載油品如檢測膜片試驗(yàn)結(jié)果表明管道固體顆粒雜質(zhì)含量嚴(yán)重超標(biāo)時，也需進(jìn)行清管。通過發(fā)送清管器，將管道內(nèi)的鐵銹等雜質(zhì)清出，清理出的污油再經(jīng)庫內(nèi)過濾循環(huán)后裝車外運(yùn)，以此保證油品質(zhì)量合格。經(jīng)過多次以送清管器清管之后，管道取得了良好的清管效果，對管輸油品的質(zhì)量，排除了管內(nèi)腐蝕雜質(zhì)等因素的污染可能，進(jìn)一步保證了輸送油品的質(zhì)量。

4 結(jié)論

通過對管道分輸航煤的質(zhì)量影響因素分析，采取在流程上盡可能將航煤產(chǎn)品與汽柴油工藝隔離，在油源上針對管道輸送留有相應(yīng)的質(zhì)量潛力，在調(diào)度操作上確保分輸支線不混入其他產(chǎn)品，在混油切割上前后航煤保護(hù)段油品，以及運(yùn)營上及時組織管道定期清管的質(zhì)量控制措施，能夠較成功地解決管道分輸航煤的質(zhì)量控制難點(diǎn)。通過管道流量平穩(wěn)及混油界面檢測跟蹤，總結(jié)形成了一套有效的成品油管道輸送油品質(zhì)量控制的經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｊ?，編制出了較成熟的一整套管道輸送作業(yè)操作規(guī)程、混油跟蹤計(jì)算方法、混油切割與跟蹤計(jì)算的經(jīng)驗(yàn)公式、管道質(zhì)量控制關(guān)鍵參數(shù)及長輸管道清管經(jīng)驗(yàn)等系列技術(shù)。