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摘要：西北地区某稠油交接站交接油温约83℃,稠油反常点为48℃,稠油交接后外输至另一稠油处理站掺混后输至炼厂。该稠油管线长度8.08 km、设计压力6.3 MPa，在保证管道安全输送的前提下，夏季在实际生产运行中进行稠油交接站降低交接油温试验。通过SPS仿真模拟软件，进一步论证管道在夏季地温及冬季最冷月下继续降温的可行性。通过核算，在相同出站温度条件下提高再启动压力，管道的安全停输时间将进一步延长；夏季交接油温可由当前83℃降低至78℃,该稠油交接站实施外输原油降温运行后总能耗将降低，半年可节省费用约6.85万元；冬季最冷月出站油温在80℃对应的安全停输时间仅为6 h，因此冬季最冷月该稠油站需维持交接油温80℃以上，不再进行降温。
关键词：稠油交接站；原油交接；节能优化；SPS仿真模拟；能耗分析
0引言
为进一步实现节能优化运行，西北地区某稠油交接站在2022年8月24日开始进行原油交接油温降温试验，出站油温由原来交接油温83℃降至78℃左右，同排量下管道运行压力由0.92 MPa升高至0.96 MPa，管道安全平稳运行近一个月。有必要进一步论证该稠油交接站在目前地温及冬季最冷月下继续降温的可行性，并核算降低原油交接油温后站场能耗节约的成本费用，为管道后续安全输送和优化运行保驾护航[1]。
1基础资料
1.1管道设计资料
该稠油交接站对应原油的外输管道设计资料，如表1所示。该条管道始建于2010年并投产使用，管道规格材质为D219×6/L290无缝钢管，防腐层采用环氧粉末，保温层采用60 mm厚聚氨脂塑料泡沫，外包高密度聚乙烯保护层，全线采用强制电流阴极保护。
1.2油品物性
分别采用黏度增加率、拐点温度和活化能递增温度三种方法确定该稠油交接站外输的稠油反常点温度为48~51℃之间，见表2所示。本次仿真模拟计算时以进站油温≥48℃界定运行边界参数。2022年测试的该油品黏温曲线和对应的拐点温度如图1所示。
2022年测试的该油品黏温曲线和对应的拐点温度如图1所示，该油品目前交接油温为83℃。
2降温前后含水情况
2022年8月24日该稠油站开始进行原油交接油温降温试验，出站油温由原来交接油温83℃降至78℃左右，统计降温前后该稠油站交接罐的含水率变化情况如图2所示。降温后共交接油罐24个，与降温前含水率对比，差距不大，可见此次5℃的降温不影响交接油品含水质量。
3运行数据对比
3.1降温前后工况
在生产运行管理系统选取该稠油站交接油温降低前后管道的稳定运行工况参数，包括原油排量、出站的油温、压力和进下游稠油处理站的油温、压力，具体参数统计见表3所示。通过对比分析首站出站油温降低5℃后末站进温降低2℃,出站压力仅升高约0.04 MPa。由此可见，管道的水力空间较大，管道热力成为计算约束条件。
3.2停输再启动工况
2022年9月16日该稠油处理站外输管道由于管道抢修停输20.5 h后再次启动运行，该管线停输再启动运行参数统计见表4所示。由表4可知，管线停输20.5 h后，下游进站油温降低至46℃,接近该稠油反常点，已达到安全停输边界，启输时出站压力最高达到2.01 MPa。
4计算分析
4.1校核模型
利用仿真模拟软件SPS，建立该稠油站外输运行模型[2-4]，通过水力和热力计算对模型进行校核。利用校核后的SPS管道运行模型，对2022年9月16日管道停输再启动运行工况进行模拟，站场实际启动过程采用变频启动，软件模拟计算中通过PID控制，利用INTRAN编程控制启输过程按照10 t/h（1 h）→20 t/h（5 h）→25 t/h（20 h）→31 t/h有序进行。模型计算压力热力结果与实际稳定运行工况吻合度较好，SPS软件模拟停输20.5 h后温度降至47℃左右，与实际运行工况46℃相差1℃;模拟启输最高压力2.2 MPa，比实际最高启输运行压力2.01 MPa相差约0.2 MPa，模型压力热力计算结果如图3所示。
4.2夏季地温下继续降温
在夏季输油运行方案期间（5月15日—10月15日），地温在13~22℃之间，利用SPS软件分别模拟计算13℃、22℃地温下，出站温度分别降至78、70、65℃,进站油温≥48℃（反常点）时的安全停输时间及再启动压力，计算结果如表5所示。由于该稠油交接站目前运行的外输泵最高外输能力为2.5 MPa，限制了管道停输再启动最高外输压力。
由表5可知夏季地温下继续降温后，在地温为22℃时，随着出站油温的降低，安全停输时间逐渐缩短，当降至70℃时，安全停输时间仅9.5 h，不推荐继续降温。在地温为13℃时，当出站温度降至78℃时，安全停输时间仅8.5 h，不推荐进行降温。
若不考虑反常点温度，以再启动压力不超过4 MPa重新校核管道安全停输时间，分别计算在13、22℃地温下不同出站温度下的管道安全停输时间如表6所示。
由表6可知：在相同出站温度条下，提高再启动压力至4 MPa，管道的安全停输时间进一步延长。
4.3冬季最冷月地温下降温：
在冬季最冷月地温下，利用SPS模型核算出站温度分别为83、80、78、70、65℃,进站油温≥48℃（反常点）的安全停输时间及再启动压力，计算结果如表7所示。
由表7可知：随着出站油温的降低，进站温度及安全停输时间逐渐减小，当降至78℃时，管道安全停输时间仅5 h，不推荐进行交接油温降温；当降至65℃时，进站油温已达到反常点，管道不可停输。综上所述，在冬季最冷月时，为保证管道安全运行，不建议进行交接油温降温运行[5-6]。
5节能分析
5.1稠油站节约蒸汽量
该稠油站主要通过高温水蒸气进换热器对原油进行加热，2022年夏季对原油交接油温降温优化运行后，每日节省燃气费用统计情况如图4所示，由此折算出实施降温实验后该稠油站蒸汽半年费用降低约8.85万元。
5.2下游增加蒸汽量
该稠油站外输温度降低后，下游稠油处理站换热器对应需要增加的蒸汽用量由式（1）计算：
G=Q/（i1-i2）.（1）式中：G为换热器蒸汽用量，kg/h；Q为加热油品所需的热量，kJ/h；i1为蒸汽进换热器热焓，kJ/kg；i2为冷凝水出换热器热焓，kJ/kg。
i1取值0.3 MPa，133℃对应蒸汽热焓值为2 725 kJ/kg；i2取值0.1 MPa，88℃对应冷凝水热焓值为370 kJ/kg；油品比热取值为2 kJ/（kg·℃),计算出所需增加的蒸汽用量G=44 kg/h。加热炉效率取值0.7，换算所需加热的天然气量为102 m3/d，天然气费用约0.95元/m3，计算出下游稠油处理站半年增加的燃料费用约1.8万元。
5.3稠油站外输泵增加电费
稠油站外输泵电力费用计算如公式（2）：
式中：ed为电力价格，元/（kW h）；ηpe为泵机组效率；lR为加热站间距，km；H为加热站间管道所需压头，m液柱。
由运行数据对比4.1可知，降温实验后红003外输泵出站压力由0.92 MPa升高至0.96 MPa，在输量不变的情况下，半年增加电费约0.2万元，其中ed=0.77元/（kW·h），ηpe=0.6。
5.4总能耗分析
该稠油站可在夏季实行降温运行，若降温运行半年，预计半年可节省费用：稠油站站节约蒸汽量燃料费-稠油站外输泵增加电费-下游增加蒸汽燃料费=8.85万元-0.2万元-1.8万元=6.85万元。
综上所述，该稠油站实施外输原油降温运行后，总能耗将降低，预计节省费用6.85万元/半年。
6结论
1）夏季地温22℃时，出站油温78℃,管道安全停输时间为15 h，该稠油站夏季交接油温可降低至78℃安全运行。出站油温由78℃降至65℃时，安全停输时间由15 h缩短至6 h，建议夏季原油交接油温实验不再继续降低。
2）冬季最冷月地温3℃下，稠油站出站油温在80℃对应的安全停输时间仅为6 h，随着出站温度下降，安全停输时间还将继续缩短，因此冬季最冷月维持交接油温80℃,不再进行降温。
3）该稠油站实行外输原油降温运行后，总能耗将降低，半年可节省费用6.85万元。
参考文献
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[5]欧阳忠滨，吴长春，艾慕阳.输油管道仿真技术及其应用[J].油气储运，2004，23（8）：1-5.
[6]罗丹，汪敏，肖金华，等.埋地热油管道安全停输时间计算方法及其影响因素[J].当代化工，2014，43（10）：2137-2139.
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