中俄成品油管道运行技术对比研究

代晓东 王余宝 李晶淼 张 超 孙海燕 刘 峰

1.中国石油大学胜利学院油气工程学院, 山东 东营 257061；2.中国石油管道公司, 河北 廊坊 065000；3.山东港联化管道石油输送有限公司, 山东 青岛 266500

0 前言

近年来，中国成品油管道快速发展,先后建设运营了中国石油兰成渝管道、西部管道、兰郑长管道和中国石化西南、珠江三角、华南成品油管道,截止2016年12月,中国成品油管道已超过2.4×104km。目前,中国成品油管道运行水平与国外相比还存在较大差距,主要表现在仅能输送有限种类油品，部分管道混油处理装置设计能力不足，管道数据误差和意外停输等因素导致界面检测精度差等问题。通过查阅国外成品油管道技术标准和运行管理规范,其成熟经验和推荐做法主要在自动控制、泄漏检测、混油界面监测跟踪和切割等方面[1-10]。因此,为提高中国成品油管道的运行效率和管理水平,应开展国外成品油管道运行管理技术和相关标准研究[11-12]。

本文在总结中国成品油管道实践经验基础上,阐述了国外成品油管道在油品批次原则、混油控制、界面检测、混油切割和油品质量检验等方面的技术现状、推荐做法和发展趋势,此外选取了俄罗斯成品油管道综合性标准,研究了与国内成品油管道标准SY/T 6695-2014《成品油管道运行规范》(以下简称SY/T 6695)、Q/SYGD 0228-2013《成品油储运过程质量控制技术规程》(以下简称Q/SYGD 0228)和Q/SY 1178-2014《成品油管道运行与控制原则》(以下简称Q/SY 1178)的关键技术差异。研究成果对于提高中国成品油管道建设和运行水平具有重要意义。

1 俄罗斯成品油管道标准

俄罗斯成品油管道输送有限公司的企业标准CO 06-16-AKTHП-003-2004《AK燃油管输有限公司成品油管道顺序输送燃油规程》(以下简称CO 06),由俄罗斯古勃金石油天然气大学和AK公司石油天然气流体动力学实验室起草,主要内容包括：油品物性参数、相邻油品排序原则、混油切割方法和减少混油控制措施等。该标准整合数十项苏联成品油管道相关的标准,具有较高的综合性和权威性,一定程度上反映了现在俄罗斯成品油管道运行管理的水平。

2 多种油品顺序输送排序原则

随着成品油管道顺序输送技术的进步,其技术内容已得到很大的拓展,包括多种牌号油品顺序输送，成品油与原油顺序输送，多种原油差温顺序(冷热油交替)输送，成品油与LPG顺序输送以及成品油与化工产品的顺序输送等。例如，美国Colonial成品油管道设计10个注入站和281个分输站,输送汽油、柴油、航空燃油共计118种油品[13-14]；加拿大Lakehead管道顺序输送46种油品；加拿大Enbridge管道系统曾进行不同种类原油的常温顺序输送；加拿大贯山管道系统和法国拉费尔-巴黎管道系统曾实现原油与成品油的顺序输送。中国成品油管道只能实现有限种类油品的顺序输送,包括车用柴油(-35#～0#)、车用汽油(90#～97#)和车用乙醇汽油组分油等,较少输送航空燃油,不涉及不同型号的柴油/柴油排序问题,而且不同型号汽油-柴油排序原则也较简单。

国内标准SY/T 6695规定油品顺序应考虑相邻油品有较好的相容性,以保证油品质量要求；Q/SYGD 0228和Q/SY 1178规定顺序宜选择密度和物性参数相近的油品相邻输送。俄罗斯标准CO 06规定，顺序输送不同牌号汽油时,应安排相邻汽油的辛烷值差值较小值；顺序输送不同型号的柴油时,应安排相邻柴油的闭口闪点值差值较小者,若2种柴油闭口闪点值差值相同,应选择相邻柴油的含硫值差值较小者。

目前,中国成品油管道还不涉及多种油品顺序输送的排序原则,考虑国外成品油多品种、多系列油品的管道输送技术现状和发展趋势,可以借鉴俄罗斯标准的油品批次排序原则作为技术储备。

3 成品油管道混油控制技术现状

管道顺序输送过程中产生初始混油、过站混油和沿程混油,此外管道停输时形成停输混油,异常工况下形成意外混油,其中沿程混油是最主要的。目前,世界成品油管道行业普遍公认且广泛应用的减少混油措施有[15-18]：

1)管道设计阶段应基于相近性安排油品批次顺序，设置最低允许批次量容积，中间站设置混油掺混流程。

2)管道设计阶段尽可能减少变径管、旁通管、盲管和支管造成死油管段,转换油品储罐的阀门和过滤器应设置在靠近管道干线,优先采用电动阀门,不产生水击情况下缩短开关时间,减少人为因素导致的初始混油量。

3)管道投产阶段管道扫线、放空应彻底消除管道内残留积液。

4)管道运行通过调压控制管道流速,消除不满流管段,特别是翻越点后的自流管段；利用SCADA系统对全线进行监控,避免管道在输送过程中局部高点出现负压,产生气液分离。

5)成品油管道运行应尽量提高输送流量,特别是两种油品交替时宜在高于临界雷诺数的情况下切换油品。

6)成品油管道如有中间注入站,监控注入站油品质量指标,末站严格控制混油段切割浓度,在油品质量许可条件下,混油头和混油尾应收入大容量的纯净油品罐中,以减少进入混油罐的混油量。

3.1 停输混油

国内标准Q/SYGD 0228规定，管道计划停输宜将混油段停在地势平坦区域,在地势起伏区域停输时,应将密度较小的轻质油品停在管道上方侧,密度较大的重质油品位于管道下方侧；SY/T 6695规定若为管道意外停输,停输时间较长且前后油品界面位置不符合上述要求,宜关闭界面上下游管道线路的截断阀。

3.2 过站混油

3.3 初始混油

在首站前行油品和后行油品储罐阀门切换的时间内,2种油品同时进入泵的入口管道,形成初始混油。初始混油量取决于切换储罐的速度、首站泵吸入管的布置和首站的排量。研究表明,管道越长初始混油对管道终点总的混油量影响越小,例如管径DN 500的管道长度300 km以上时初始混油影响已不明显。国内成品油管道初始混油措施，主要是2种油品切换时利用调节阀或调速泵尽可能保证流量平稳；优先采用电动阀门减少开闭时间等。中国西部成品油管道乌鲁木齐首站通过掌握最佳切换时机,采用电动球阀可在10 s内完成油品切换。

俄罗斯标准CO 06规定，控制在管道首站形成的初始工艺混油,并建议从以下几个方面进行限制：减少不同油品储罐流程切换时间,避免工艺管道(汇管)内残留油品,防止储罐储存油品时间过长导致质量变差,定期检测储罐油品杂质含量,减少操作人员阀门误关断,避免站内工艺管道水击等。

3.4 泵启动方式

管道停泵操作方式：1)关闭离心泵的进泵阀门和出泵阀门；2)打开离心泵的进口阀门,关闭离心泵的出口阀门；3)打开离心泵的进泵阀门和出泵阀门。国内成品油管道一般采用第2种方式,泵进出口管路和泵体内形成“死区”,当泵处于停止状态,启泵时如进口管路和泵体内油品不一致,则产生混油。北美成品油管道一般采用第3种方式,停泵状态下进出口管路和泵体还处于“冲刷”状态,如进口管路和泵体内油品不一致,可以部分地利用罐静压或者吸入泵将前行油品排除泵体外,减少了下次启泵产生的混油量。建议国内成品油管道改进泵启动方式以减少初始工艺混油。

3.5 液体隔离

国外成品油管道输送性质相差较大的两种油品时,多采用隔离输送方式,即在2种交替油品之间注入缓冲液以减少混油量,适用于缓冲液的液体有水、醇类、丙酮、二乙基胺等。例如汽油-柴油交替可放入一段煤油,汽油或柴油中允许掺混煤油的比例相对汽油和柴油允许掺混比例大得多,可减少需要处理的混油量；加拿大Interprovincial Pipeline管道采用加“合成油”[19](加拿大阿尔伯塔省沥青砂的加工产品)隔离段的输送方式；俄罗斯标准CO 06允许向相邻油品界面注入部分首站的工艺混油作为隔离段,以减少到达末站的最终混油量；俄罗斯的苏尔吉特-帕诺茨克管道应用凝胶体隔离油品；中国石化鲁皖管道在97# 清洁汽油与93# 组分汽油之间注入97# 组分汽油作为隔离液。隔离液技术在国外较为成熟,但该技术在国内成品油管道的适用性和应用效果还有待验证。

3.6 成品油储存温度

国外成品油管道推荐的油品储存温度为16～20℃,通常采用制冷方式、空调方式、蓄冷方式或复合方式达到成品油长期储存对储油温度的控制要求。当来油温度较高时,应优先选择蓄冷方式在地上钢油罐中储存成品油[20]。国内在油品储存方面,主要采用“存新发旧”原则,油品在储罐内储存时间一般不超过半年,几乎不涉及温度控制措施,建议根据所处地区大气常年统计温度,确定是否采用温度控制措施。

4 成品油管道界面检测技术现状

国外成品油管道批次为一个或多个炼油企业的系列产品时,批次内相邻油品不产生实质性混油,或者混油量较少,应用计算机技术完成批次内相邻油品界面跟踪,相邻批次的界面检测采用多种特性测量法,例如美国Colonial成品油管道系统一个批次顺序周期为5 d,利用光学界面仪、密度仪、重度仪，并辅以色度、浊度人工取样方法检测相邻批次界面和进行油品批次切割[21]。美国帕兰特逊管道公司在贝卡罗纳州的格林斯伯勒至华盛顿的哥伦比亚特区的成品油管道使用了荧光剂检测油品界面,取得了较好的效果。国外成品油管道还应用了超声波、色度检测法、气体示踪剂、放射元素检测法等界面检测方法。

中国成品油管道只能实现若干油品的顺序输送,批次概念与国外成品油管道存在差异,定义为不同循环周期的同一种油品,界面检测主要用于切割混油段和纯净油品段。中国西部地区的成品油管道,包括兰郑长管道、兰成渝管道,以及东部的港枣管道都采用了在线密度计和光学界面检测仪进行界面检测,并开发了配套软件进行油品界面跟踪。

国内外成品油界面检测技术基本一致,但由于国内外成品油管道设计差异,国内外成品油管道界面检测技术和方法,都存在着由管道线路数据错误、输油计划改变、人为误操作和管道意外停输等因素，引起的界面预测时间误差大、批次界面相提前到达或滞后等问题[22]。因此,如何提高界面检测准确性需要继续深入研究。

5 成品油管道混油切割原则

5.1 不同标号同种油品混油段(汽油-汽油)

国内标准Q/SYGD 0228规定，不同标号同种油品混油段应采用两段切割,即富含前行油品的混油切入存储前行油品的储罐,富含后行油品的混油切入存储后行油品的储罐,混油段切割后通过储罐自然掺混方式处理,不产生实质性的混油。混油段切割点通过混油长度确定,在满足质量合格的前提下宜将更多的混油切入高标号油品中。但富含高标号油品的混油长度与富含低标号油品的混油长度比不宜超过7∶3。

针对不同型号汽油-汽油的混油段切割问题,中国标准同俄罗斯标准要求的方法完全一致：两段切割法,在保证高标号等级油品质量要求下,富含相应型号汽油的混油段注入对应的汽油储罐。

5.2 不同种类油品混油段(汽油-柴油)

国内标准Q/SYGD 0228规定，不同种类油品混油段宜采用两点切割(三段切割)。

1)富含前行油品的混油切入存储前行油品的储罐,中间混油段切入混油罐,富含后行油品的混油注入后行油品的储罐。中间混油段进混油分馏装置,剩余的前混油头和后混油尾进罐掺混。

针对不同种类油品混油段(汽油-柴油),中国标准SY/T 6695规定采用三段切割法,即将能够掺入前后2种纯净油品罐内的混油切入2种纯净油品的储罐内,其余混油进入混油罐。中国标准存在的问题是：

俄罗斯标准CO 06规定不同种类油品混油段切割原则如下：

针对不同种类油品混油段切割方法,中俄标准差异：

2)针对中间混油段,国内标准和管道企业普遍做法是进入混油罐进行拔头处理,仅在设置较多混油罐时才进行中间混油段三段切割和分输掺混处理；俄罗斯标准规定成品油管道应设计较多混油储罐或者专用掺混储罐,中间混油段优先进行三段切割和分输掺混处理。分输掺混处理虽然在设计阶段会增加管道储罐建设投资,但相对采用拔头装置,可省去建设混油处理装置费用,且更有利于管道投产后的生产运行管理。

6 成品油管道临界雷诺数

一般不允许在层流状态下进行顺序输送,且要求在较高流速下运行。研究表明，超过临界雷诺数,相对混油量(混油量与管容比值)随雷诺数改变很小。中国标准SY/T 6695规定，成品油管道最低允许流速应保证紊流状态；成品油管道存在最低运行输量和临界雷诺数,不同管径(DN 300、DN 400、DN 500、DN 600、DN 700、DN 800)对应的临界雷诺数不同(44 300、55 800、68 400、82 200、97 300、114 000)。文献[23]规定管径DN 300和DN 500对应的临界雷诺数为46 000和72 000。文献[24]推荐成品油管道临界雷诺数为73 000。

俄罗斯标准CO 06规定，成品油管道应以不低于0.75 m/s的流速在紊流状态下进行顺序输送,以汽油(运动黏度0.62～0.76 mm2/s)和管径DN 600管道为例,对应雷诺数为60 000。调研国外成品油管道设计时，临界雷诺数不区分管径大小,临界雷诺数取值不低于70 000,Enbridge公式的临界雷诺数取值为90 000；成品油管道管径DN 600～700成为主流发展趋势。建议从管道高效运行和减少混油量角度出发,成品油管道运行输量对应的临界雷诺数应适当提高,建议取值70 000～80 000 较为适宜。

7 结论和建议

1)中国成品油管道未来发展趋势是管道网络化程度提高,增强成品油管道对市场变化适应性,提高管道输送效率；另一方面,整合调度优化、界面检测、混油处理等技术,实现管道管理平台化、统一化。

2)针对油品批次排列原则,对于新建成品油管道,在设计阶段应采用“分储分输”模式,从输送方式上保证油品质量指标要求；对于在役成品油管道,建议参考俄罗斯标准关于多种油品顺序输送排序原则作为技术储备。

3)研究在交替油品之间注入缓冲液或工艺混油的适用性。

4)成品油管道设计阶段减少混油措施是站场工艺设计应尽可能减少变径管、旁通管、盲管和支管,合理安排油品批次顺序,设置最低允许批次量；运行阶段减少混油的措施主要是尽可能在高于临界雷诺数条件下运行,消除不满流管段。

5)完善改进输油首站设备操作(储罐、工艺管道、阀门、输油泵等),尽可能减少初始工艺混油。

6)减少由于数据误差、输油计划改变、人为误操作和管道意外停输等因素造成的界面检测误差。

8)推荐优先采用分阶式进罐掺混作为处理混油的方式,新建管道在混油接收站尽可能多设置储罐,对于在役且没有混油处理能力的管道,建议考虑增设管道调和装置,减轻混油处理压力。

9)建议从管道高效运行和减少混油量角度出发,成品油管道运行输量对应的临界雷诺数应适当提高,建议取值70 000～80 000较为适宜。

10)借鉴俄罗斯标准,建议规定首站、末站油品质量检测频率,包括正常运行状态、分输操作和混油界面到达等阶段。

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