燃料油管道集膚伴熱輸送技術研究

摘 "要""根據燃料油的物性和流變性質，采用全線集膚伴熱方式，首次運用SPS軟件對全線集膚伴熱輸送管道進行模擬分析。結果表明：在集膚伴熱恒定溫度下輸送時，首站出站壓力基本不變；地溫對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；當集膚伴熱系統發生故障5.25 h時，觸發管道系統出站壓力報警；當集膚伴熱系統發生故障6.2 h時，觸發管道系統出站壓力聯鎖保護；當集膚伴熱系統發生故障后，首站應投用凝點較低的輕質原油，將管道內的重質燃料油置換后進行停輸降溫。

關鍵詞 "燃料油管道 "集膚伴熱 "模擬分析 "功率 "壓力聯鎖保護" "DOI：10.20031/j.cnki.0254-6094.202406014

中圖分類號""TE832"""""""""""""""""文獻標志碼""A""""""""""""""""""文章編號""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品。根據目前國際燃料油市場報告，亞洲船用燃料油市場逐步恢復，需求將穩步增長。近年來部分燃料油生產企業為保證原料供給的穩定性，采用管道輸送燃料油原料。在常溫環境下，不保溫燃料油管道熱損失嚴重，溫降大[1，2]。為保證燃料油管道輸送安全且降低能耗，國內專家學者在加熱輸送距離[3]、管道保溫伴熱技術[4～6]、長距離輸送過程中的摻混技術[7，8]、在管道內設置分隔條[9]等方面展開了研究。目前重質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，管內輸送介質溫度逐漸下降，重質燃料油黏度逐漸增加，從而增大了沿程摩阻，導致全線能耗增大[13]。

筆者以具體項目為例，根據重質燃料油的基礎物性參數，采用全線集膚伴熱方式，對集膚伴熱輸送管道首次運用SPS軟件開展輸送技術模擬分析，對重質燃料油的輸送具有非常重要的研究價值，也為其他項目提供了重要的參考意義。

1 "項目概況

本工程位于山東境內，燃料油設計輸量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）的物性參數如下：

凝點 "38 ℃

密度（20 ℃） "0.995 g/cm3

運動黏度（140 ℃） "300 mm2/s

對該燃料油的黏溫數據進行了測定，具體見表1。

從表1中數據可以看出，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，油品黏度呈現先增加后減少的趨勢，當剪切速率為25 s-1時，油品黏度最大。

2 "管道輸送基礎參數

管道設計輸量及站場設置：管道設計輸量為60×104"t/a，全線設置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。沿線地溫數據見表2。

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

管徑：根據阻力與流速成平方關系，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黏度較大，經濟流速宜選取0.5～1.0"m/s，因此輸送管道公稱直徑選取DN"200。管徑計算見表3。

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

3 "輸送技術模擬分析

3.1""模擬軟件

筆者采用DND-GL公司的SPS（Synergi Pipeline Simulator）[14，15]軟件進行工藝計算。該軟件能夠實現長輸管道的離線實時模擬計算，是世界上公認的用于長距離輸油（氣）管道設計、計算和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，已應用于國內多項石油管道工程研究與設計中。

目前國內還未見用SPS軟件對集膚伴熱輸送管道進行模擬分析的工程實例。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""設計工況的模擬分析

根據管道沿線環境的最冷月平均地溫和最熱月平均地溫，分別計算本工程冬季、夏季設計輸量下的穩態工況。冬季工況計算結果見表4，從表中結果可以看出，當末站進站壓力為0.50 MPa、輸送溫度維持在140"℃時，首站出站壓力為3.05"MPa。冬季設計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，管道的沿程摩阻損失是一定值，水力坡降圖呈現一條直線，此時集膚伴熱的輸出功率為90"W/m。

同理，夏季設計輸量下輸送工況計算見表5。

根據對不同季節管道輸送工況的模擬，設計輸量下首站出站壓力最高為3.05"MPa，因此，本工程輸送系統選取設計壓力為4.0"MPa；設計輸量下冬季、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計功率選為108"W/m。

3.3""安全停輸時間及集膚伴熱故障分析

3.3.1 "安全停輸時間

對于熱油管道而言，需要考慮管道系統的計劃檢修和事故搶修，因此需要對管道系統的安全停輸時間進行分析。由于本工程采用集膚伴熱，即使管道發生停輸，集膚伴熱依然發揮功效，保證管道內燃料油始終處于停輸前的輸送溫度下，因此，本工程不再單獨考慮安全停輸時間的影響。

3.3.2 "集膚伴熱故障

按照《輸油管道工程設計規范》（GB 50253—2014）中的要求，管道電伴熱系統的用電負荷等級為二級，在供電上要求兩回線路供電，當由一回線路供電時，應設應急電源。考慮到供電系統存在發生停電和集膚伴熱隨著使用年限的延長發生故障的可能性，對管道系統進行模擬分析。

對于本工程，僅考慮集膚伴熱系統發生故障的情況。考慮到管道沿線溫降較大，黏度增加大，對集膚伴熱系統故障后管道輸送狀態進行分析，集膚伴熱系統故障后管道系統沿線水力坡降圖、首站出站壓力及沿線溫降圖如圖4～6所示。

當集膚伴熱發生故障后，輸油泵仍在運行，由于出站溫度由儲罐維穩溫度決定，管道系統起點溫度保持不變，管道內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，導致首站出站壓力逐漸升高。當集膚伴熱系統發生故障5.25"h時，首站出站壓力升至3.7"MPa，達到管道系統高壓保護報警設定值；當集膚伴熱系統發生故障6.20 h時，首站出站壓力升至3.9 MPa，達到管道系統高壓聯鎖保護設定值；當集膚伴熱系統發生故障7.00 h時，末點溫度下降到131"℃，此時首站出站壓力達到設計壓力4.0"MPa。

考慮到集膚伴熱系統發生故障后，出站壓力升高，從而觸發管道壓力保護系統，引發輸油泵停運，因此，建議當集膚伴熱發生故障后，管道應投用凝點較低的輕質原油，將管道內的重質燃料油置換后進行停輸降溫。

4""結論

4.1""經計算可知設計輸量下，冬、夏季恒定溫度輸送時，首站出站壓力相差不大。

4.2""設計輸量下，地溫對集膚伴熱功率有所影響，地溫為3 ℃時，所需集膚伴熱功率為90"W/m；地溫為23 ℃時，所需集膚伴熱功率為77"W/m。

4.3 "當集膚伴熱發生故障時，管道系統內介質溫度沿管道里程逐漸下降，當下降到131"℃時，首站出站壓力將達到設計壓力4.0"MPa。

4.4 "當集膚伴熱發生故障5.25"h后，將觸發首站出站壓力保護報警；當集膚伴熱發生故障6.20 h后將觸發首站出站壓力保護聯鎖，引發輸油泵停運。

4.5 "由于集膚伴熱發生故障后管道系統將在較短時間（6.20 h）內觸發管道壓力保護系統，建議當集膚伴熱發生故障后，首站應投用凝點較低的輕質原油，將管道內的重質燃料油置換后進行停輸降溫。

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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，從事油氣儲運及集輸方向的設計研究工作。

通訊作者：王成林（1984-），工程師，從事油氣儲運及集輸方向的設計研究工作，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研究[J].化工機械，2024，51（6）：000-000.