冷热油交替输送加热方案的经济比选

第 30卷 第 2期 2008年 4月 西南石油大学学报(自然科学版) Journal of Southwest Petroleum University(Science&Technology Edition) Vo1．30 No．2 Apr． 2008 文章编号：1000—2634(2008)02—0158—05 冷热油交替输送加热的经济比选 王 凯，张劲军，宇 波 (中国石油大学城市油气输配技术北京市重点实验室，北京 昌平 102249) 摘 要：针对冷热油交替输送工艺中加热方案的确定问题，建立了冷热油交替输送管道的热力、水力计算模型，采用 有限容积法和热力特征线法对非稳态热力、水力耦合 问题进行 了数值求解，参考国内某原油管道现场实测数据对程 序进行了检验。通过模拟不同加热方案的原油进站温度随时间的变化，分析 了加热方案的可行性：按对低凝原油加 热时是全部加热还是油尾部分加热提出了2种加热控制方式，研究了采取不同加热控制方式时最低加热能耗的变化 规律。结果表明：在取得最佳加热方式时，对低凝油油尾部分加热所消耗的燃料油比对低凝油整体加热的要少。 关键词：冷热油交替；顺序输送；进站温度确定；加热方案；能耗 中图分类号：TE89 文献标识码：A 引 言 不同品质原油混合可能会对炼厂加工工艺及其 最终产品产生不利影响，因此不同品质原油的分储 分输已成为石油加工企业的迫切要求。原油顺序输 送有望解决该问题。原油物性不同，其安全、经济的 输送温度可能不同，故不同种类原油的顺序输送可 能出现冷热油交替输送的情况。所以，1999年投产 的太平洋管道 ¨(The Pacific Pipeline System)就对 5 种不同温度、不同品质原油实行顺序输送。国内西 部原油管道以及俄罗斯原油大量进口后输送俄油和 大庆油的东北原油管道待时机成熟后都将采用冷热 油交替输送工艺。 目前 ，崔秀 国、范海成、鹿广 辉 等人做了输送工艺方面的研究。 对冷热油交替输送而言，原油的输送温度是决 定管道安全、经济运行的关键之一。与输送单种原 油的热油管道不同，冷热油交替输送状态下，原油可 以有不同的出站温度；对同一个输送任务，满足原油 进站温度要求的加热方案可能不止一个。显然，在 这些可行的加热方案之间会存在一个相对经济的方 案，于是就派生出了加热方案的经济比选问题。 冷热油交替输送是一个复杂的非稳态水力、热 力耦合过程，目前，还没有找到切实可行的来对 其运行参数进行全面优化。本文针对工程实际需 要，在可行的加热方案之间进行了加热能耗比选研 究，为冷热油交替输送管道和运行方案的制定 提供了依据。 1 进站温度的数值计算 对冷热油交替输送这样一个复杂的流动与传热 耦合问题，原油进站温度随时间的变化规律是判断 加热方案是否可行的依据，是加热方案经济 比选的 基础。由于问题的复杂性，宜用数值方法对原油进 站温度的变化规律进行求解。 1．1 基本假设 (1)认为管内油流的温度在同一截面上是均匀 的，只是时间和管道轴向位置的函数； (2)将管道周围各向异性的土壤介质简化为各 向同性的均匀介质； (3)不考虑冷热油交界面处的导热和混油段， 认为是“活塞型”驱油； (4)忽略油流外部轴向温降，将三维不稳定导 热问题简化为二维不稳定导热问题； (5)将水力瞬变过程简化为准稳态，认为流速 不随管道变化； (6)计算区域将半无限大的土壤介质区域简化 为有界的管道热力影响区域。 收稿日期：2007—03—12 基金项目：高等学校博士学科点专项科研基金资助(20050425006)。 作者简介：王 凯(1982一)，男(汉族)，四川南充人，博士研究生，主要从事油气长距离管输技术相关研究。 维普资讯 http://www.cqvip.com 第 2期 王 凯等： 冷热油交替输送加热方案的经济比选 159 1．2 计算模型 基于上述假设，参照图 1，综合考虑管道横截面 上原油、结蜡层、钢管、防腐层、土壤(管道热力影响 区)和大气之间的相互影响，得到描述冷热油交替输 送水力、热力问题的数学模型。 图 1 埋地管道示意图 描述管流的连续性方程、动量方程和能量方程 分别为 击( )+ (p )=0 (1) O 吕 谴 _4 一 e 一 8 一 l0 O 5 1O 横向坐标／m (a)热力影响区的非结构化网络 + =一gsin 一 警一台 c2 [( )( +孚+gs)】+ [(p )( +孚+gs)]=一,rrDq(3) 由式(1)、式(2)和式(3)得油流的换热方程 ] dT 一 p R 生dt一 =一p D (4) 结蜡层、管壁和防腐层的导热方程和土壤导热 方程参照文献[6]，边界条件参照文献[7]。 1．3 管道热力影响区范围的选定和网格的划分 参照文献[8]，选取如图2(a)所示的管道热力 影响区。考虑到管道热力影响区的对称性，计算区 域取原油管道右半侧，采用 DELAUNAY三角化法 进行了网格 自动生成。温度梯度较大的管道附近区 域采用了细密的网格单元，离管道越远网格越疏，比 较准确地模拟出真实的温度场，同时提高了计算效 率。计算结果分析表明，图2所示的计算区域及其 网格获得了与之无关的解。 吕 剥 匠 图 2 计算区域和网格划分 1．4 软件编制及验证 根据上述计算模型和网格，用有限容积法_1。。和 热力特征线法 对管外土壤温度场和管内油流的 换热进行了耦合求解，并编制了相应的计算软件。 2006—05—2006—06，国内某原油管道进行了 冷热油交替输送试验。该管道沿海岸铺设，输送多 种中东进口原油，输量和出站温度波动较大。试验 期间该管道的运行状况见表 1。 按表 1的运行工况，用编制的计算软件对原油 进站温度随时间的变化进行模拟，计算结果和实测 结果的比较见图3。 横向坐标／m (b)管道附近网格局部放大图 表 1 试验期间管道的运行状况 项目 油品 输油 ／h 时间 出 度 ／( ) 自 温 稳态 A 工况 1 B 工况 2 B 工况 3 C 工况 4 C 工况 5 A＆C 工况 6 A＆C 工况 7 A＆C 工况 8 B 工况 9 A 工况 lO A 工况 11 D 1 5 7 2 8 O 2 4 7 9 l 2 H H H ：。 " " 咖伽蜘啪 咖哪哪啪 咖啪 鹞 舵 弘 鹌 们 如 们 档 、 稻 ％ 他 ∞ ∞ 维普资讯 http://www.cqvip.com 160 西南 油人学学报(自然科学版) 图 3 买测进站油温与模拟结果的 比较 由图3可以看出，模拟值与测量值趋势一致，吻 合较好，最大偏差为 2．2℃，建立的模型和编制 的软件是可靠的。 1．5 加热方案可行性的判断准则 与输送单种原油的热油管道不同的是，冷热油 交替输送过程中由于原油种类及其出站温度交替变 化，导致管道沿线油温和土壤温度场均处于交变状 态，故原油进站温度随时间呈周期性变化。因此，按 我国现行原油管道运行，判断一个加热方案是 否可行的依据应为原油的最低进站温度是否高于其 凝点以上 3℃。 2 加热方案的比选 按对低凝原油加热是全部还是部分，加热方案 可分为2种控制方式。以2种不同凝点原油的冷热 交替输送为例，控制方式 I指对低凝油和高凝油全 部都可以加热，加热后的出站温度可能不一样，但同 种油的出站温度保持不变；控制方式 Ⅱ指对高凝油 全部和低凝油仅油尾部分加热，低凝油受到加热的 油尾部分和高凝油的出站温度相同。2种控制方式 的思想都是用尽可能少的加热能耗来提高高凝油油 头的进站温度，但影响程度不同。 下面通过算例先分析不同控制方式时最少加热 能耗的变化规律，再比较其它条件相同的情况下哪 种控制方式的加热能耗较少。 算例主要计算条件为：管长50 km，土壤导热系数 1．5 W／(m·℃)，埋深处地温 3．5℃；输送2种不同 凝点的原油，高凝油凝点 30℃，加热前初始油温 33 ℃，低凝油的凝点在 0℃以下，加热前初始油温 20 ℃；管道允许最高加热温度70℃，规定低凝油加热温 度不超过高凝油，高凝油最低进站温度不低于33℃； 2种油总的年输量为2 000×10 t，年输送批次 42，模 拟时间30 d(约4个批次)；初始条件为相同地温和输 量下高凝油稳态运行 、进站油温为33℃时管道和土 壤所处的状态；计算中加热能耗按模拟输送时间内维 持2种原油达到各自的出站温度所需热量之和计算。 2．1 控制方式 I 按对不同原油的加热程度不同，控制方式 I的 加热方案可分为3种加热模式。同样以2种不同凝 点原油的冷热交替输送为例，加热模式 A只允许对 高凝油加热；加热模式 B要求对 2种原油都加热， 且加热后的出站温度相同；加热模式 C要求对高凝 油加热的同时适当对低凝油加热，但高凝油的出站 温度高于低凝油的出站温度。显然，在其它条件相 同的情况下，如果不对低凝油充分加热，势必会以提 高高凝油的加热温度为代价，其间必然存在一个加 热能耗最少的加热方案。 图4给出了按控制方式 I— —_2种油年输量总和 (2 000×104 t)不变，高凝油年输量相对变化时各加 热方案对应的出站温度及其加热能耗。由图4可以 看出，高凝油出站温度随低凝油出站温度升高而单调 下降。当高凝油年输量(500×10 t)相对较低时，随 低凝油出站温度升高，加热能耗单调上升，此时只对 高凝油加热的加热模式 A的加热能耗最少；当高凝油 年输量(700×10 t)提高到一定程度后，低凝油出站 温度由20℃逐渐提高到 34℃时，加热能耗单调下 降，低凝油出站温度此后继续提高，加热能耗回升，此 时对低凝油适当加热的加热模式 C的加热能耗最少； 高凝油年输量相对低凝油相当高(1 000×10 t)或较 高(1 500×10 t)时，随低凝油出站温度升高，加热能 耗单调下降，此时采用加热模式 B可实现加热能耗最 少。由此可见，按控制方式 I，随着工况改变，加热模 式 A、加热模式 B和加热模式C均有可能成为加热能 耗最少的加热模式，有些学者和决策制定者认为“对 低凝油完全不加热的方案一定比对低凝油适当加热 的方案经济”是不成立的。一般地，随着高凝油年输 量的相对增大，加热能耗最少的加热模式的转变方向 为：加热模式 A一加热模式 C一加热模式 B。 事实上站间距、地温、年输送批次等因素改变也 会不同程度地改变加热能耗最少的加热模式。表2 给出了站间距变化时加热模式的比选情况。计算参 数：高凝油的年输量为 1 000×10 t，除站间距外的 其它参数与上述算例相同。 维普资讯 http://www.cqvip.com 第 2期 王 凯等： 冷热油交替输送加热方案的经济比选 l61 ＼ 赠 檑 珀 翅 I喧 0 ＼ 糕 ； 图 4 控制方式 I的出站温度和加热能耗 表2 不同站间距加热模式的比选 注：表中数据( ，y)，其中， 一高凝油的出站温度，℃；y一低凝油的出站温度，℃。 由表 2可以看出，随着站间距的增大，加热能耗 最少的加热模式的转变方向为：加热模式 A一加热 模式 C一加热模式 B。其它因素改变时也可得到类 似的规律。 2．2 控制方式 Ⅱ 图5给出了按控制方式 Ⅱ_—一2种油的年输量总 和(2000×i0 t)不变，高凝油年输量相对变化时各加 热方案对应的出站温度及其加热能耗。由图5可以 看出，当高凝油年输量不同时，“热油出站温度”和 “加热能耗”随低凝油提前加热百分比的变化规律相 ＼ 、 赠 珀 跫 i 低凝油提前加热／％ 似。对低凝油油尾部分提前适当时间加热可降低总 的加热能耗，热油出站温度随低凝油油尾加热时间延 长而单调下降；低凝油提前加热在0～10％范围内，热 油出站温度随加热时间延长急剧下降，此后继续延长 加热时间对降低热油出站温度效果不明显；加热能耗 随低凝油油尾加热时间延长先下降后上升，存在一个 最低值。这里把最低加热能耗对应的低凝油提前加 热百分比称为最佳加热时机。不同工况的最佳加热 时机不同。一般地，随着高凝油年输量相对增大，最 佳加热时机延长，热油出站温度降低。 62500 0 舞450oo 耨； 27500 i0000 O 2O 40 6O 8O i00 低凝油提前加热／％ 图 5 控制方式 Ⅱ的出站温度和加热能耗 注：“低凝油提前加热／％”一在一个输送批次内对低凝油油尾加热输送的时间占低凝油总输送时间的百分比。 维普资讯 http://www.cqvip.com 162 西南石油大学学报(自然科学版) 2008 2．3 控制方式 I、Ⅱ的比选 表 3 加热控制方式不同时的最低加热能耗 低凝油和高凝油总的年输量不变时，2种加热 控制方式在相对输量不同时最低加热能耗的比较见 表3。由表3可以看出，不论高凝油的相对输量如 何变化，控制方式 Ⅱ的最低加热能耗总比控制方式 I的最低加热能耗少。 3 结 论 (1)加热控制方式 I的加热模式 A、B、C均有 可能成为消耗燃料油最少的加热模式。 (2)加热控制方式 Ⅱ通过对低凝油油尾部分提 前适当时间加热大大节省了加热能耗，存在最佳加 热时机，不同工况的最佳加热时机不同。 (3)从加热能耗的角度看，加热控制方式 Ⅱ明 显优于加热控制方式 I，即对“冷油”油尾适当加热 的方案优于对全部“冷油”适当加热的方案。同时， 加热控制方式Ⅱ需要加热的原油(低凝油油尾和高 凝油)具有相同的出站温度，方便现场操作。故推 荐现场采用加热控制方式 Ⅱ在取得最佳加热时机时 的加热方案。 符 号 说 明 p一 原油密度 ，kg／m ； 一 管流断面面积，m ； ￡一 时问，s； 油流平均速度，m／s； 一 油管轴向位置，m； g__重力加速度，m／s ； 一 油管轴向与水平方向的夹角，(。)； p一 油流截面平均压力，Pa； A一 达西摩阻系数，无因次 ； D一 管道内直径 ，m； 一 原油比内能，J／kg； s一 高程 ，m； 一 原油比焓，J／kg； 1T一 圆周率 ； g一 原油在单位管壁面积上单位时间的散热量，w／m ； C。一 原油定压比热容 ，J／(kg·℃)； 卜 原油温度 ，oC； 一 原油膨胀系数，℃～。 参考文献： [9] [10] Mecham T，Wikerson B，Templeton B．Field control sys— tems and hi gh speed hydraulic models—application pacific 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