长呼线原油管道夏季节能优化运行方案

陈寓兴 周章程 林霖钊 田志强 邓中华 黎春 袁小平

中国石油北京油气调控中心

在确保长输原油管道安全、平稳运行的基础上进行节能、降耗输送，实现经济效益最大化，一直是油气企业追逐的目标[1-3]。长庆—呼和浩特原油管道（长呼原油管道）所输介质为高凝点、高黏度、高含蜡的“三高”原油，为了克服“三高”原油给管道输送带来的困难及安全隐患，长呼原油管道一年四季均采用加热输送方式，这也是全年能耗居高不下的主要原因之一。

国内外学者对热油管道的油温预测模型进行了系统研究。如张争伟等通过热力影响区，采用非结构化网络和有限容积法实现进站油温的预测[4]。李树杉等提出了CPSO-RBF 神经网络，建立管道预测模型实现进站油温与压力的预测[5]。吴长春等利用自行开发研究的热油管道稳态优化软件，给出站场配泵建议[6]。吴明等使用两层嵌套法建立长输热油管道优化模型[7]。张文轲等利用有限容积法、有限差分法、Monte Carlo 算法和POD 算法建立埋地热油管道沿线油温的随机数值模拟算法，确定油温、地温、输量及油品黏度是进站油温的主要影响因素[8]。以上学者研究成果多侧重理论，未充分考虑实际生产的安全和优化问题，研究成果较难在管道实际生产中应用。对于原油管道的优化[9-11]应建立在确保管道安全的基础上，通过分析计划输量，利用生产实际数据预测、反算进、出站温度，并研究进、出站温度与地温之间的关系，找到其中的平衡点，针对原油管道本身的特点和存在的问题对其进行优化，做到精准施策。

为了攻克这一问题，进一步降低能耗，提高经济效益，本文在分析长呼原油管道往年夏季实际生产数据的基础上，计算出往年的总传热系数K，并利用经验公式，结合沿线各站地温，反推出最低安全进、出站温度，制定了新的输送、点炉方案，最后通过生产实践，验证了优化方案的可行性，为今后制定全年热油管道节能减排、方案优化提供了思路和方向。

1 管道概述

1.1 原油管道运行参数

长呼原油管道于2012 年10 月投产，全长562.1 km，管径457mm，设计压力8MPa/6.3MPa，设计输量500×104t/a（700 m3/h），最小启输输量230×104t/a（320 m3/h）。全线共设有油房庄首站、鄂托克旗热泵站、乌审旗热泵站、达拉特旗热站、土默特右旗热泵站、呼和浩特末站6 个站场。长呼原油管道输送油品为长庆高含蜡原油，其20 ℃时的密度为844.2 kg/m3，50 ℃时的密度为823.9 kg/m3，蜡质量分数6.78%，胶质沥青质质量分数13.32%，析蜡点为36.5 ℃，反常点为25 ℃，凝点为17～20 ℃。

1.2 存在的问题及优化方向

长呼原油管道投产以来，受油品物性、输量以及沿线地温的影响，冬季采用全线五站点炉运行方案，春秋季采用三、四站点炉运行方案，夏季一般遵循至少两站点炉的模式，即7 月初至10 月左右采取油房庄首站、鄂托克旗站、达拉特旗站、土默特右旗站等四站中至少两站启动加热炉模式。

由于长呼线中间各站之间的站间距均在100 km 左右，且多次穿越河流（穿越黄河1 次），进一步增加了管道的不确定性[12-13]。为了最大限度地保证管道安全性，中间站场尽量多安排点加热炉，提高原油出站温度，由此造成出站温度较高，全线温降过大，能耗居高不下（表1）。由于2015、2018 年长呼线夏季分别进行了间歇输送，不在后期分析范围之内。

表1 长呼线历史7～9 月全线温降数据Tab.1 Historical temperature drop data of the whole line from July to September

为克服上述问题，避免全线温降过大，降低能耗，在该管道目前运行的基础上，选取地温[14-15]相对较高的夏季7～9 月（图1）进行调整输量、优化配炉，从各项参数中找到一个平衡点，最终将全线加热炉控制在1 台，大幅降低了该管道夏季运行能耗，提升了经济效益，并最终通过实际生产效果验证了方案的可行性。

图1 各站地温曲线Fig.1 Ground temperature curve of each station

2 生产数据及油温预测工具

2013、2014、2016、2017 年的真实生产参数为本次研究提供了良好的数据支持（表2）。以往年生产数据为依据，结合管道特点、油品物性等基本参数，对夏季长呼原油管道中间站场出站温度进行优化，同时跟踪各独立管段不同输量、地温下的总传热系数[16-20]，分析沿线温降、各管段的进站油温，利用油温预测工具计算各独立管段出站油温，进一步优化运行方案。

表2 长呼原油管道生产数据Tab.2 Production data of Chang-Hu Crude Oil Pipeline

油温预测是加热炉调整的重要依据。为更准确预测短时期内油温数据，通过查阅相关资料[21-22]，并结合以往油温预测的经验，采用列宾宗经典公式，参考实际运行参数反算出总传热系数从而预测油温。

引用经典公式

式中：G为油品的质量流量，kg/s；C为输油平均温度下油品比热容，J/(kg·℃)；D为管道外直径，m；L为管道加热输送长度，m；K为管道总传热系数，W/(m2·℃)；TR为管道起点油温，℃；TL为下一站进站油温，℃；T0为埋地管道取管中心埋深处自然地温，℃；i为油流水力坡降，取站间管道平均水力坡降值；g为重力加速度，m/s2。

油温预测的难点在于总传热系数K的选取，K值受管道内外侧环境影响较多，例如原油管道内结蜡分布、土壤含水量、土壤穿越地带地质环境、季节变化引起的土壤温度变化、管道输量等，即使选取去年同期或者一周前的运行参数反算出的K值，预测油温偏差也可能达到2 ℃左右或以上。

通过对长庆油田周边原油管道大量运行参数的分析，原油管道在没有保温层的情况下全年总传热系数波动在1.5～3 W/(m2·℃)，长呼原油管道敷有保温层，反算出的总传热系数K值波动在0.6～1.2 W/(m2·℃)，缩小了油温预测的误差。同时，长呼原油管道运行方案调整后全线油温趋稳一般为3～5 天，可选取最新稳定工况时期运行参数反算各管段总传热系数K，利用该K来预测油温，增加了油温预测的准确度。从实际应用结果来看，长庆原油管道油温预测结果与稳定后油温值偏差在1 ℃以内。

3 运行方案优化

3.1 确定安全进站温度

长呼线所输原油为“三高”原油，需控制管道温度，做好沿程能量损失[23]等参数预测。一般而言，不加降凝剂的情况下，原油凝点在17～20 ℃左右，管道运行油温应高于凝点3 ℃，但输送过程中存在不可抗因素[24]可能影响管道的正常生产，或因雨水等天气原因改变地层温度从而影响输送期间建立的平衡温度场。在充分考虑上述问题的情况下，结合近年生产经验，将各站目标进站温度设定为23 ℃[25-27]。

3.2 反算安全出站温度及加热炉优化步骤

将往年输量、进出站油温、地温等实际生产参数代入上述解析式中，可计算得出各管段的总传热系数，再利用往年夏季的总传热系数，反算出各站场最低出站温度。为了提高方案的安全系数，在反算的过程中选取了相对较大的K值、较低的地温参数，即在相对恶劣的工况下，计算管道的保守出站温度。

另一方面，对前期生产数据及预测模型进行再认识后，认为无论是在理论研究或在实际生产中，在其他参数不变的情况下，管道输量升高，沿线温降会进一步减小，管道运行也就更加稳定。依据历史生产数据、历史地温等参数进行反算，并结合长呼原油管道历史输量，得出长呼线夏季最优长期输量为420～450 m3/h[28]。输量优化后可避免因输量大幅波动造成的其他参数的改变，进一步提高方案的可行性。

最后，分析往年长呼线各站油温数据，充分利用油房庄来油温度较高的特点，关停油房庄加热炉，并通过调整站内参数、管道输量等操作，将油房庄首站的出站温度稳定在26 ℃以上；与此同时、严密关注鄂托克进站油温变化情况，在进站温度稳定在23 ℃以上后，再将鄂托克加热炉切换至乌审旗，待乌审旗进站油温稳定在23 ℃以上，全线温降稳定后，可关停达拉特、土默特后续站场加热炉。

综合以上几点，制定了2019 年长呯线夏季运行的最低参数设置（表3）。

表3 设计输量及安全出站温度Tab.3 Design throughout and safe exit temperature

4 方案实践效果

在前期研究的基础上，2019 年按照预期方案调整了长呼线输量，控制进出站温度，并依据优化后的运行方案逐步关停油房庄、鄂托克旗站的加热炉，同时点乌审旗站的加热炉，待乌审旗热油到达下游站场后，继续关停后续站场加热炉，使得进出站油温大幅下降，全线进站温度最低23 ℃，保证了管道的安全性，最终实现了长呼线夏季一站点加热炉的优化目标（表4）。

表4 2019 年7～9 月实际输量及进出站温度Tab.4 Actual throughout and in and out station temperature from July to September 2019

2013、2014、2016、2017 年优化前全线温降分别是112 ℃、148.8 ℃、107.4 ℃、113.4 ℃。将 全线温降代入热量计算公式，计算得出各阶段单位时间能耗为17 009.02 kW、22 597.71 kW、16 310.45 kW、17 221.64 kW。2019 年优化后全线温降为84 ℃，能耗12 756.78 kW，与前期相比分别下降了25%、44%、22%、26%。

通过调整全线输量，优化加热炉运行方案，控制进出站油温，可以达到降低全线总温降的目的，从而达到节能降耗的目的。

5 结论与建议

（1）通过调整长呼全线输量并优化加热炉运行方案，控制进出站油温，降低了全线能耗。以真实生产数据为基础，推导出各管段的K值，结合最差工况下参数，模拟安全、合理的最低进站温度，分步调整加热炉运行方案，2019 年夏季采取一站点炉方案，运行能耗与2013 年、2014 年、2016 年、2017 年相比分别下降了25%、44%、22%、26%，在满足生产需求的同时，达到节能降耗的优化目的。

（2）根据长呼线沿线地温特点，选取合适的实践时间段进行研究，可为后续优化其他季节能耗提供依据。长呼线原油管道沿途各站7、8 两个月地温持续上升，9 月底开始下降，10 月中旬全线地温降至原油凝点17 ℃之下。沿线地温温度下降会使K值产生较大波动，可优先从客观环境较好的工况开始能耗优化，逐步上升至难度较大的工况，为后续工作提供有力数据支持。

（3）实际生产不同于室内实验，应结合具体工况，与上游油田、中间站场、下游炼厂提早沟通好管道输送计划和动火作业时间，将管道输量调整至合适，增加输量变化的可预见性，确保其不会有较大幅度波动，从而提高管道运行的稳定性。

（4）增强安全意识，以保证管道安全运行。目前还没有找到任何一种可全线不点加热炉的运行工况，管道优化后全线只有乌审旗一站点加热炉，这是比较极限的操作，对乌审旗站可能出现的甩炉事件要防患于未然，各中间站场要提高警惕性，做好备用设备的维护、保养，提高风险识别意识和能力，保证管道运行安全。