基于sps模擬管道沿線溫度并提出解決冰堵的建議

丁程

摘要：由于新疆地區(qū)冬季氣溫較低，烏魯木齊機(jī)場(chǎng)油庫(kù)的航煤管道在進(jìn)行發(fā)油作業(yè)時(shí)，時(shí)常出現(xiàn)冰晶堵塞粗濾、過(guò)濾器現(xiàn)象，通過(guò)sps軟件仿真模擬油庫(kù)發(fā)油管道的沿線溫度變化，并計(jì)算每米管道的熱量損失，，提出利用換熱器或電伴熱帶對(duì)管道內(nèi)航煤進(jìn)行溫度調(diào)節(jié)，解決冰晶堵塞過(guò)濾器從而延誤航班的重大隱患。

1關(guān)于sps軟件

Stoner Pipeline Simulator（SPS）軟件是長(zhǎng)輸管道運(yùn)行模擬仿真軟件，利用數(shù)學(xué)模型對(duì)長(zhǎng)輸管道的水力、熱力工況和流體性質(zhì)以及過(guò)程控制系統(tǒng)進(jìn)行描述，通過(guò)數(shù)值計(jì)算方法求解數(shù)學(xué)模型，從而獲得管道運(yùn)行過(guò)程中的工況動(dòng)態(tài)變化規(guī)律。為管道設(shè)計(jì)與運(yùn)行管理提供依據(jù)，目前已在國(guó)內(nèi)眾多天然氣管道和成品油管道進(jìn)行應(yīng)用。

2模型的建立

2.1航煤數(shù)據(jù)

20攝氏度，0.101MPA下的密度、黏度及飽和蒸氣壓確定參數(shù)如下：密度：800 kg/m3 ;黏度：2.0mm2 /s;飽和蒸氣壓：0.007MPA。油源溫度設(shè)為零下7攝氏度。

2.2管道數(shù)據(jù)

設(shè)計(jì)壓力：1.6MPA;管線直徑：DN270;壁厚：10mm; 管壁粗糙度：0.054mm。其中pipe_1是油罐至泵房的地上架空管道，全長(zhǎng)270米，pipe_2和pipe_3分別是泵房?jī)?nèi)發(fā)油泵的前、后部管道。將泵房簡(jiǎn)化模擬為pipe_2和pipe_3管道的外保溫層。

2.3輸油泵數(shù)據(jù)

轉(zhuǎn)速：2980 r/min;功率：160kW;最佳效率點(diǎn)下的轉(zhuǎn)速： 2980 r/min;最佳效率點(diǎn)下的功率：160kW;最佳效率點(diǎn)下的壓頭：211.5 m;最佳效率點(diǎn)下的流量：210。

3無(wú)換熱器下沿線油品溫度

從圖1中看出在無(wú)管殼式換熱器時(shí)，地上管道pipe_1長(zhǎng)度只有270米且發(fā)油作業(yè)時(shí)管內(nèi)航煤被迅速抽走，沒有足夠時(shí)間與外界空氣進(jìn)行熱交換，因此地上管道內(nèi)油溫始終維持在零下7攝氏度。管道pipe_2同樣因?yàn)殚L(zhǎng)度只有20米且沒有時(shí)間進(jìn)行熱交換，雖然泵房?jī)?nèi)溫度為零上5攝氏度，但并不能改變油溫。唯一能讓航煤溫度提升的設(shè)備是離心泵，它通過(guò)對(duì)航煤做功將油溫提升至零下6攝氏度左右，此溫度仍會(huì)使航煤內(nèi)的游離水結(jié)成冰晶，嚴(yán)重時(shí)堵塞粗濾和過(guò)濾分離器進(jìn)而使離心泵不能運(yùn)轉(zhuǎn)造成航班延誤。

4增加換熱器

利用sps軟件中的shell heat exchanger管段模擬殼式換熱器，將管程流體與殼程流體之間的總傳熱系數(shù)平均值設(shè)為1000，總換熱面積設(shè)2000000平方厘米，并設(shè)立管殼式換熱器的其他相關(guān)參數(shù)后在進(jìn)行管道油溫的模擬。可以看出管殼式換熱器的作用明顯，能使油品溫度高于0攝氏度。發(fā)油泵前的油溫在有管殼式換熱器時(shí)溫度接近0攝氏度，而無(wú)管殼式換熱器時(shí)溫度為零下6.99攝氏度。由此可以看出增加管殼式換熱器理論上能提高航煤溫度減少冰晶的產(chǎn)生

5 電伴熱帶的分類及特點(diǎn)

5.1電伴熱帶分類

電伴熱帶作為電伴熱系統(tǒng)的核心，根據(jù)其結(jié)構(gòu)和原理的不同，可分為恒功率電伴熱帶和自限溫電伴熱帶，前者又包括串聯(lián)式電伴熱帶、并聯(lián)式電伴熱帶2種類型。

5.2電伴熱帶特性比較

從表1電伴熱帶特性比較可以看出，并聯(lián)式恒功率電伴熱帶和自限溫式電伴熱帶均不適宜長(zhǎng)管段伴熱，均具有并聯(lián)帶的局部電阻絲損壞不易發(fā)現(xiàn)、壽命相對(duì)較短的缺點(diǎn)，而且自限溫式電伴熱帶控溫精度低且須定制;串聯(lián)式恒功率電伴熱帶則適合于長(zhǎng)管線，控溫精確，故障率低，且故障點(diǎn)易發(fā)現(xiàn)、易查找，與并聯(lián)帶和自限溫帶比較具有相對(duì)優(yōu)勢(shì)[9]，因此業(yè)務(wù)油庫(kù)發(fā)油管線可選用串聯(lián)式恒功率電伴熱帶進(jìn)行保溫。

5.3電伴熱參數(shù)計(jì)算及選型

5.3.1基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

電伴熱帶的保溫材料選擇巖棉管殼，烏魯木齊機(jī)場(chǎng)業(yè)務(wù)油庫(kù)基礎(chǔ)參數(shù)如表2所示

6.3.2管道熱損失計(jì)算

管線單層絕熱結(jié)構(gòu)熱損失計(jì)算公式如下

q-表示每米管道的熱損失量，-需要管道內(nèi)航煤維持的溫度，;-環(huán)境溫度，;應(yīng)取冬季最低平均氣溫;-絕熱層外表面的溫度，;-管道的外徑，m;-管道加絕熱保溫層后的外徑，m;-絕熱保溫層的導(dǎo)熱系數(shù);巖棉管殼一般取0.043;-年平均風(fēng)俗，m/s;-絕熱材料外表面材料的黑度。鍍鋅鋼板取0.27。

將發(fā)油管道的實(shí)際數(shù)據(jù)代入上述公式，可得到業(yè)務(wù)油庫(kù)發(fā)油管線每米熱損失量為52.287為安全起見取安全系數(shù)為1.2，將安全系數(shù)乘以算出的每米熱損失量，得DN450的管道熱損失為62.7444

6.3.3電伴熱帶功率及長(zhǎng)度確定

根據(jù)管道熱損失及介質(zhì)維持溫度選擇相應(yīng)的串聯(lián)式恒功率伴熱帶，伴熱帶的最高維持溫度必須高于介質(zhì)溫度。管道單位長(zhǎng)度熱損失小于或等于電伴熱帶額定功率時(shí)，電伴熱帶長(zhǎng)度等于管道長(zhǎng)度乘1.2的未預(yù)見系數(shù)。管道單位長(zhǎng)度熱損失大于電伴熱帶額定功率時(shí)（即比值大于1時(shí)），用以下方法來(lái)修正：①當(dāng)比值大于1.5時(shí)，采用兩條或更多的平行電伴熱帶敷設(shè)，電伴熱帶長(zhǎng)度為管道長(zhǎng)度×根數(shù)②當(dāng)比值在1.1～1.5時(shí)，可采用卷繞法，電伴熱帶長(zhǎng)度一管道長(zhǎng)度×比值。③增加保溫材料的厚度或選用導(dǎo)熱系數(shù)較低的絕熱材料。④根據(jù)各個(gè)管道附件所需增加的伴熱帶長(zhǎng)度之和，再加上被伴熱管道的電熱帶長(zhǎng)度，其總和即為整個(gè)系統(tǒng)所需電熱帶的總長(zhǎng)度

7 結(jié)束語(yǔ)

7.1通過(guò)spss軟件仿真模擬了業(yè)務(wù)油庫(kù)輸油管線在冬季的溫度曲線變化，通過(guò)spss軟件特有的shell heat exchanger管段模擬殼式換熱器，提出可以通過(guò)改變管線工藝增加殼式換熱器來(lái)提高航煤溫度減少冰晶產(chǎn)生，從而消除冰晶堵塞過(guò)濾器導(dǎo)致航班延誤的重大安全隱患;

7.2管殼式換熱器要改變現(xiàn)有管道工藝，且存在跑、冒、滴、漏的問題，現(xiàn)場(chǎng)管理難度大，控制精度不高，選擇此種方案需慎重考慮;

7.3對(duì)業(yè)務(wù)油庫(kù)發(fā)油管線的管道熱損失進(jìn)行計(jì)算，得出在零下20攝氏度天氣下，想保持航煤溫度為0攝氏度，每米管道的熱損失量為62.7444

參考文獻(xiàn)：

[1]. 李欣澤， TLNET和SPS在輸油管道仿真中的應(yīng)用. 管道技術(shù)與設(shè)備， 2014（1）： 第12-14頁(yè).

[2]. 胡鑫杰與許仁辭， 基于SPS的原油管道最大再啟動(dòng)壓力增加值分析. 管道技術(shù)與設(shè)備， 2020（3）： 第11-16頁(yè).

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