燃料油管道集膚伴熱輸送技術(shù)研究

摘 "要""根據(jù)燃料油的物性和流變性質(zhì)，采用全線集膚伴熱方式，首次運(yùn)用SPS軟件對(duì)全線集膚伴熱輸送管道進(jìn)行模擬分析。結(jié)果表明：在集膚伴熱恒定溫度下輸送時(shí)，首站出站壓力基本不變；地溫對(duì)集膚伴熱功率有所影響，冬季、夏季所需集膚伴熱功率分別為90、77 W/m；當(dāng)集膚伴熱系統(tǒng)發(fā)生故障5.25 h時(shí)，觸發(fā)管道系統(tǒng)出站壓力報(bào)警；當(dāng)集膚伴熱系統(tǒng)發(fā)生故障6.2 h時(shí)，觸發(fā)管道系統(tǒng)出站壓力聯(lián)鎖保護(hù)；當(dāng)集膚伴熱系統(tǒng)發(fā)生故障后，首站應(yīng)投用凝點(diǎn)較低的輕質(zhì)原油，將管道內(nèi)的重質(zhì)燃料油置換后進(jìn)行停輸降溫。

關(guān)鍵詞 "燃料油管道 "集膚伴熱 "模擬分析 "功率 "壓力聯(lián)鎖保護(hù)" "DOI：10.20031/j.cnki.0254-6094.202406014

中圖分類號(hào)""TE832"""""""""""""""""文獻(xiàn)標(biāo)志碼""A""""""""""""""""""文章編號(hào)""0254-6094（2024）06-0000-00

燃料油是繼汽油、煤油、柴油之后從原油中分離出來的較重的一種殘余物，是石油加工的最后一道產(chǎn)品。根據(jù)目前國際燃料油市場報(bào)告，亞洲船用燃料油市場逐步恢復(fù)，需求將穩(wěn)步增長。近年來部分燃料油生產(chǎn)企業(yè)為保證原料供給的穩(wěn)定性，采用管道輸送燃料油原料。在常溫環(huán)境下，不保溫燃料油管道熱損失嚴(yán)重，溫降大[1，2]。為保證燃料油管道輸送安全且降低能耗，國內(nèi)專家學(xué)者在加熱輸送距離[3]、管道保溫伴熱技術(shù)[4～6]、長距離輸送過程中的摻混技術(shù)[7，8]、在管道內(nèi)設(shè)置分隔條[9]等方面展開了研究。目前重質(zhì)燃料油輸送常采用加熱保溫輸送工藝[10～12]，而隨著輸送距離的增大，管內(nèi)輸送介質(zhì)溫度逐漸下降，重質(zhì)燃料油黏度逐漸增加，從而增大了沿程摩阻，導(dǎo)致全線能耗增大[13]。

筆者以具體項(xiàng)目為例，根據(jù)重質(zhì)燃料油的基礎(chǔ)物性參數(shù)，采用全線集膚伴熱方式，對(duì)集膚伴熱輸送管道首次運(yùn)用SPS軟件開展輸送技術(shù)模擬分析，對(duì)重質(zhì)燃料油的輸送具有非常重要的研究價(jià)值，也為其他項(xiàng)目提供了重要的參考意義。

1 "項(xiàng)目概況

本工程位于山東境內(nèi)，燃料油設(shè)計(jì)輸量60×104"t/a，輸送長度為19 km，管道沿線沒有起伏。燃料油（1#原油）的物性參數(shù)如下：

凝點(diǎn) "38 ℃

密度（20 ℃） "0.995 g/cm3

運(yùn)動(dòng)黏度（140 ℃） "300 mm2/s

對(duì)該燃料油的黏溫?cái)?shù)據(jù)進(jìn)行了測定，具體見表1。

從表1中數(shù)據(jù)可以看出，該燃料油隨著溫度升高，油品黏度下降；隨著剪切速率的增加，油品黏度呈現(xiàn)先增加后減少的趨勢，當(dāng)剪切速率為25 s-1時(shí)，油品黏度最大。

2 "管道輸送基礎(chǔ)參數(shù)

管道設(shè)計(jì)輸量及站場設(shè)置：管道設(shè)計(jì)輸量為60×104"t/a，全線設(shè)置1座首站、1座末站。

管道長度：管道全長約19 km，沿線所處平原地帶，地勢平緩無高差。

管道埋深及地溫：管道所處山東省某市，屬于典型的中溫帶大陸性季風(fēng)氣候，管道管頂最小埋深為1.5 m，管中心埋深約為1.6 m。沿線地溫?cái)?shù)據(jù)見表2。

輸送溫度：油品輸送出站溫度主要依靠儲(chǔ)罐維溫，儲(chǔ)存燃料油儲(chǔ)罐的溫度為140"℃，全線按保溫設(shè)計(jì)，站外燃料油管道（140"℃）需進(jìn)行防腐保溫，保溫材料采用玻璃棉管殼，保溫層厚80"mm。

管徑：根據(jù)阻力與流速成平方關(guān)系，油品黏度越大，沿程摩阻損失越大，能耗就越高。由于本工程輸送介質(zhì)黏度較大，經(jīng)濟(jì)流速宜選取0.5～1.0"m/s，因此輸送管道公稱直徑選取DN"200。管徑計(jì)算見表3。

總傳熱系數(shù)K：全線按保溫設(shè)計(jì)，保溫材料采用玻璃棉管殼，玻璃棉輸送溫度下的導(dǎo)熱系數(shù)取0.053 W/（m·K），因此，本工程埋地保溫管線的總傳熱系數(shù)K取0.65"W/（m2·℃）。

3 "輸送技術(shù)模擬分析

3.1""模擬軟件

筆者采用DND-GL公司的SPS（Synergi Pipeline Simulator）[14，15]軟件進(jìn)行工藝計(jì)算。該軟件能夠?qū)崿F(xiàn)長輸管道的離線實(shí)時(shí)模擬計(jì)算，是世界上公認(rèn)的用于長距離輸油（氣）管道設(shè)計(jì)、計(jì)算和全線自動(dòng)化控制模擬的高精度軟件。在液體管網(wǎng)的穩(wěn)態(tài)和瞬態(tài)計(jì)算方面應(yīng)用較廣，已應(yīng)用于國內(nèi)多項(xiàng)石油管道工程研究與設(shè)計(jì)中。

目前國內(nèi)還未見用SPS軟件對(duì)集膚伴熱輸送管道進(jìn)行模擬分析的工程實(shí)例。本工程模擬采用傳熱模式，并激活軟件中的能量輸入模塊，用于模擬集膚伴熱的輸入功率。

3.2""設(shè)計(jì)工況的模擬分析

根據(jù)管道沿線環(huán)境的最冷月平均地溫和最熱月平均地溫，分別計(jì)算本工程冬季、夏季設(shè)計(jì)輸量下的穩(wěn)態(tài)工況。冬季工況計(jì)算結(jié)果見表4，從表中結(jié)果可以看出，當(dāng)末站進(jìn)站壓力為0.50 MPa、輸送溫度維持在140"℃時(shí)，首站出站壓力為3.05"MPa。冬季設(shè)計(jì)輸量下管道沿線水力坡降圖、管道沿線軸向溫降圖、集膚伴熱功率圖分別如圖1～3所示，其中，LH為首站代碼，ZY為末站代碼。

從圖2可以看出，管道輸送過程中溫度始終保持在140"℃左右，從圖1可以看出，由于采用集膚伴熱，輸送溫度始終維持在140"℃左右時(shí)，管道的沿程摩阻損失是一定值，水力坡降圖呈現(xiàn)一條直線，此時(shí)集膚伴熱的輸出功率為90"W/m。

同理，夏季設(shè)計(jì)輸量下輸送工況計(jì)算見表5。

根據(jù)對(duì)不同季節(jié)管道輸送工況的模擬，設(shè)計(jì)輸量下首站出站壓力最高為3.05"MPa，因此，本工程輸送系統(tǒng)選取設(shè)計(jì)壓力為4.0"MPa；設(shè)計(jì)輸量下冬季、夏季集膚伴熱輸出功率分別為90、77"W/m，考慮到集膚伴熱管線傳熱效率，本工程集膚伴熱的設(shè)計(jì)功率選為108"W/m。

3.3""安全停輸時(shí)間及集膚伴熱故障分析

3.3.1 "安全停輸時(shí)間

對(duì)于熱油管道而言，需要考慮管道系統(tǒng)的計(jì)劃檢修和事故搶修，因此需要對(duì)管道系統(tǒng)的安全停輸時(shí)間進(jìn)行分析。由于本工程采用集膚伴熱，即使管道發(fā)生停輸，集膚伴熱依然發(fā)揮功效，保證管道內(nèi)燃料油始終處于停輸前的輸送溫度下，因此，本工程不再單獨(dú)考慮安全停輸時(shí)間的影響。

3.3.2 "集膚伴熱故障

按照《輸油管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》（GB 50253—2014）中的要求，管道電伴熱系統(tǒng)的用電負(fù)荷等級(jí)為二級(jí)，在供電上要求兩回線路供電，當(dāng)由一回線路供電時(shí)，應(yīng)設(shè)應(yīng)急電源?？紤]到供電系統(tǒng)存在發(fā)生停電和集膚伴熱隨著使用年限的延長發(fā)生故障的可能性，對(duì)管道系統(tǒng)進(jìn)行模擬分析。

對(duì)于本工程，僅考慮集膚伴熱系統(tǒng)發(fā)生故障的情況?？紤]到管道沿線溫降較大，黏度增加大，對(duì)集膚伴熱系統(tǒng)故障后管道輸送狀態(tài)進(jìn)行分析，集膚伴熱系統(tǒng)故障后管道系統(tǒng)沿線水力坡降圖、首站出站壓力及沿線溫降圖如圖4～6所示。

當(dāng)集膚伴熱發(fā)生故障后，輸油泵仍在運(yùn)行，由于出站溫度由儲(chǔ)罐維穩(wěn)溫度決定，管道系統(tǒng)起點(diǎn)溫度保持不變，管道內(nèi)燃料油溫度沿里程開始下降，燃料油的黏度逐漸增大，沿程摩阻增大，導(dǎo)致首站出站壓力逐漸升高。當(dāng)集膚伴熱系統(tǒng)發(fā)生故障5.25"h時(shí)，首站出站壓力升至3.7"MPa，達(dá)到管道系統(tǒng)高壓保護(hù)報(bào)警設(shè)定值；當(dāng)集膚伴熱系統(tǒng)發(fā)生故障6.20 h時(shí)，首站出站壓力升至3.9 MPa，達(dá)到管道系統(tǒng)高壓聯(lián)鎖保護(hù)設(shè)定值；當(dāng)集膚伴熱系統(tǒng)發(fā)生故障7.00 h時(shí)，末點(diǎn)溫度下降到131"℃，此時(shí)首站出站壓力達(dá)到設(shè)計(jì)壓力4.0"MPa。

考慮到集膚伴熱系統(tǒng)發(fā)生故障后，出站壓力升高，從而觸發(fā)管道壓力保護(hù)系統(tǒng)，引發(fā)輸油泵停運(yùn)，因此，建議當(dāng)集膚伴熱發(fā)生故障后，管道應(yīng)投用凝點(diǎn)較低的輕質(zhì)原油，將管道內(nèi)的重質(zhì)燃料油置換后進(jìn)行停輸降溫。

4""結(jié)論

4.1""經(jīng)計(jì)算可知設(shè)計(jì)輸量下，冬、夏季恒定溫度輸送時(shí)，首站出站壓力相差不大。

4.2""設(shè)計(jì)輸量下，地溫對(duì)集膚伴熱功率有所影響，地溫為3 ℃時(shí)，所需集膚伴熱功率為90"W/m；地溫為23 ℃時(shí)，所需集膚伴熱功率為77"W/m。

4.3 "當(dāng)集膚伴熱發(fā)生故障時(shí)，管道系統(tǒng)內(nèi)介質(zhì)溫度沿管道里程逐漸下降，當(dāng)下降到131"℃時(shí)，首站出站壓力將達(dá)到設(shè)計(jì)壓力4.0"MPa。

4.4 "當(dāng)集膚伴熱發(fā)生故障5.25"h后，將觸發(fā)首站出站壓力保護(hù)報(bào)警；當(dāng)集膚伴熱發(fā)生故障6.20 h后將觸發(fā)首站出站壓力保護(hù)聯(lián)鎖，引發(fā)輸油泵停運(yùn)。

4.5 "由于集膚伴熱發(fā)生故障后管道系統(tǒng)將在較短時(shí)間（6.20 h）內(nèi)觸發(fā)管道壓力保護(hù)系統(tǒng)，建議當(dāng)集膚伴熱發(fā)生故障后，首站應(yīng)投用凝點(diǎn)較低的輕質(zhì)原油，將管道內(nèi)的重質(zhì)燃料油置換后進(jìn)行停輸降溫。

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（收稿日期：2023-12-19，修回日期：2024-11-08）

作者簡介：李鳳緒（1989-），工程師，從事油氣儲(chǔ)運(yùn)及集輸方向的設(shè)計(jì)研究工作。

通訊作者：王成林（1984-），工程師，從事油氣儲(chǔ)運(yùn)及集輸方向的設(shè)計(jì)研究工作，383169746@qq.com。

引用本文：李鳳緒，王成林.燃料油管道集膚伴熱輸送技術(shù)研究[J].化工機(jī)械，2024，51（6）：000-000.