原油長輸管道輸油工藝確定方法分析

許昊東

（中海油國際貿易有限責任公司， 北京 100010）

截至2020年10月底，我國一次原油加工能力約9.43億t·a-1。中國三大石油公司一次加工能力約5.598 5億t·a-1，若加上其他國有或中央背景煉廠，一次加工能力將達5.748 5億t·a-1，占中國總煉油能力的 60.96%，中國獨立煉廠一次加工能力為3.682 0億 t·a-1，占中國總煉油能力的 39.04%。近5年，國內原油表觀消費量由 57 113萬噸升至74 703萬噸，國內原油進口量由37 479萬噸升至54 238萬噸，隨著恒力、浙石化2 000萬t·a-1原油加工能力的投產，未來國內原油加工量、進口量仍將繼續抬升。目前，我國原油對外依存度在70%以上，中東、俄羅斯、西非、南美是我國的主要原油進口地區，進口原油多通過VLCC運輸至我國港口，通過長輸管線輸送至煉廠。針對典型的輸油管道，研究輸送工藝參數的確定具有重要現實意義。

1 管道輸送原油優勢

原油的陸上運輸方式主要有管道運輸、鐵路運輸和公路運輸3種。管道運輸具有輸送量大，不受惡劣氣候及外界條件影響、環境效益高、油品損耗低等優點。同等運輸距離，管輸費用是汽運費用的約1/3，是鐵路運輸費用的約1/2，因此管道運輸是陸上原油運輸方式的發展趨勢，對石化產業聚集區來說尤其如此。

近些年，山東地區原油長輸管道取得了長足發展，尤其是服務山東獨立煉廠的原油長輸管道，獨立煉廠區別于中石油、中石化、中海油旗下主營煉廠，初始資本為民營資本或地方國資，經營模式為自產自銷。服務于山東獨立煉廠的長輸管道統計見表1。原油管道的投用大大提高了山東獨立煉廠的競爭力。

表1 服務于山東獨立煉廠的長輸管道

2015年2月9 日，國家發展改革委發布了《國家發展改革委關于進口原油使用管理有關問題的通知》（發改運行[2015]25號），首次出臺了較為詳盡的獨立煉廠進口原油使用資質的申請條件[1]。2021年全年共計下發17 714萬t原油進口配額，其中山東獨立煉廠占比將近60%。2016年，山東獨立煉廠原油運輸方式中，公路運輸量占比約60%，鐵路運輸量占比約12%，管道運輸量占比為28%[2]，僅有4條長輸管道，分別是日東線、黃濰線、萊昌線和煙淄線，輸送能力4 500萬t·a-1。2021年，服務山東獨立煉廠的長輸管道有7條，新增董濰線、日京線、萬通線，新增輸送能力7 500萬t·a-1，管道輸送能力基本覆蓋煉廠加工量。

2 輸送工藝確定方法

2.1 基本流程[3-10]

輸油工藝方案的核心是確定干線管徑。確定系列輸送工藝參數，分析管輸原油的油品物性，選取有代表性的油品物性進行計算；確定設計輸量，包括干線管道設計輸量和沿線場站設計輸量；統計干線和分輸支線的沿線高程里程；確定管線輸送溫度；還需要確認沿線地溫參數和管輸計算天數。

工藝計算的關鍵公式主要包括公式（1）沿程摩阻損失計算、公式（2）埋地管道溫降計算、公式（3）泵軸功率計算、公式（4）驅動泵的電動機功率計算等。實際設計中一般通過數值模擬計算確定管徑及管輸參數。SPS軟件能夠實現長輸管道的離線實時模擬計算，是世界公認的用于長距離輸油（氣）管道設計、計算以及全線自動化控制模擬的高精度軟件，在液體管網的穩態和瞬態計算方面應用較廣，已在國內多項石油管道工程研究與設計中應用。一般選取黏度大的高黏油品進行水力計算，選取凝點高的油品進行熱力計算，并根據經驗選取幾種可能管徑進行管輸方案計算，評價不同管輸方案的經濟性，最終確定管徑及管輸參數。

式中：h—管道內沿程水力摩阻損失；

λ—摩阻系數；

L—管線長度；

V—管道中液體流速；

d—管線內徑；

g—重力加速度；

qv—平均溫度下的流量。

式中：t1—管道起點溫度；

t2—管道終點溫度；

t0—管道中心處最冷月份平均地溫；

L—管道長度；

i—流量為qm時的水力坡度；

C—輸送平均溫度下介質的比熱容；

K—總傳熱系數；

D—管道的外直徑；

qm—介質流量。

式中：P—泵軸功率；

H—輸油泵排量為qv時的揚程；

ρ—輸送溫度下介質密度；

γ—泵額定排量為qv時的效率。

式中：N—泵配電機額定功率；

δ—傳動系數；

K—電動機額定功率安全系數。

2.2 典型算例

某原油管道依托30萬噸級原油碼頭，原油外輸干線線路總長度約140 km，設計壓力10.0 MPa，設計輸量1 800萬t·a-1，設置站場3座及9座監控閥室，干線保溫。分輸站管輸若干家煉廠客戶，末站油庫服務多家煉廠客戶。從分輸站修建4條分輸支線，支線1管徑為D355.6 mm，設計壓力5.0 MPa，長度25 km；支線2管徑為D323.9 mm，設計壓力5.0 MPa，長度40 km；支線3管徑為D273.1 mm，設計壓力 5.0 MPa，長度 5 km；支線 4管徑為D406.4 mm，設計壓力5.0 MPa，長度5 km，支線均保溫。代表性原油物性參數見表2。分輸站設計輸量 1 000 萬 t·a-1，末站設計輸量 800 萬 t·a-1；管道項目處于平原地區，沿線高程差在10 m以內；干線管輸首站按出站60 ℃，支線管輸按出站55 ℃；管道保溫，埋深處冬季地溫為5 ℃；燃料油輸送管道總傳熱系數按 1.7 W·m-2·℃-1；管道計算天數為 350天。鑒于設計輸量 1 800 萬 t·a-1，根據生產經驗， 對D711 mm和D813 mm兩種管徑方案進行比選計算。

表2 代表性原油物性參數

選取黏度大的高黏油品進行水力計算，結果見表3、表4。由計算結果可知，當管徑為D711 mm時，首站和分輸站需要設置為泵站，而管徑為D813 mm時，只需首站設置為泵站即可滿足要求水力輸送要求。

表3 D711 mm管徑設計輸量下各站運行參數

表4 D813 mm管徑設計輸量下各站運行參數

選取凝點高的油品進行熱力計算，結果見表5、表6。由計算結果可知，無論管徑是D711 mm還是D813 mm，首站直接加熱至 60 ℃輸送都能滿足原油熱力輸送的要求。

表5 D711 mm管徑設計輸量下各站運行參數

表6 D813 mm管徑設計輸量下各站運行參數

從以上計算可知，若本工程線路管徑為D813 mm，設計壓力為10.0 MPa，只需首站加壓加熱輸送；若線路管徑為 D711 mm，設計壓力為10.0 MPa，首站加壓加熱、分輸站加壓輸送。從經濟性角度，分析不完全投資和年均運營成本，推薦管徑D813 mm方案。

2.3 管道適應性分析

對選定管徑進行管道適應性分析，根據不同輸送原油的物性，按照最大管輸壓力考慮，計算不同油種的最大輸量，分析管輸量是否滿足要求。一般而言，設計輸量按照最嚴苛的油品物性進行計算，在輸送油品的物性差別較大的情況下（例如瀝青混合物和ESPO原油），實際輸送能力可能會遠大于設計輸送能力。本算例中設計輸量1 800萬t·a-1，按照每種油品全年均分時間輸送，預計全年的油品輸量可達2 800萬t，遠高于設計輸量。

最后根據公式（5）計算埋地管道安全停輸時間，根據計算，原油管道的安全停輸時間為78 h，建議停輸48 h后啟用反輸流程。

式中：τ—埋地熱油管道的安全停輸時間；

ht—管中心埋深；

tbt0—開始停輸時管壁處的土壤溫度；

tbtr—停輸τ小時后管壁處的土壤溫度；

t0—管道埋設處土壤溫度；

aτ—土壤的導溫系數；

λt—土壤的導熱系數；

ct—土壤的比熱容，干土為1 842 J·(kg·℃)-1；

ρt—土壤的密度，一般為 1 500~1 700 kg·m-3。

3 結束語

在我國原油表觀消費量和進口量持續攀升的背景下，原油長輸管道取得了巨大發展，管道運輸已經成為最主要的陸上原油運輸方式，這一點在山東獨立煉廠的原油物流渠道上體現尤為明顯。管道輸油工藝參數通常靠數值模擬確定，通過比選不同管徑方案的投資和運營成本，最終確定輸油方案。在設計中，建議盡量細化不同物性油種的管輸量，避免管道適應性分析中出現管道輸送能力與實際輸量相比過大的問題。