趙云鵬 宮敬 陳衍飛 葉漢 郭祎 沈允 項仁萌

（1.中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院；2.中國石油大學(xué)（北京）機械與儲運工程學(xué)院；3.國家管網(wǎng)集團北方管道有限公司濟南輸油氣分公司；4.國家管網(wǎng)集團生產(chǎn)經(jīng)營本部（油氣調(diào)控中心））

由于我國部分成品油管道建設(shè)年代較早，在前期設(shè)計和安裝作業(yè)中存在著諸多不合理的地方，間接地產(chǎn)生了很多不必要的局部混油損失[1-2]，其中站內(nèi)混油占據(jù)很大一部分。

1 現(xiàn)狀

由于國內(nèi)成品油管道生產(chǎn)現(xiàn)場條件和工藝水平的限制，目前主要通過計算機數(shù)值模擬和有限的實驗室試驗研究過站混油，而相關(guān)的現(xiàn)場試驗較少，也未形成統(tǒng)一的理論認(rèn)識[3]。目前主流的觀點為：將其籠統(tǒng)地規(guī)定為沿程混油的某一比例經(jīng)驗值，或是等量長直管段增加的混油量。劉勝利[4]根據(jù)室內(nèi)盲支、管模擬實驗規(guī)律和數(shù)據(jù)，得到三種類型盲管內(nèi)液體密度變化經(jīng)驗公式，利用該公式具體計算了烏蘭線和獨烏線中間站站內(nèi)盲支管產(chǎn)生混油量。林棋[5]基于ANSYS數(shù)值模擬及相關(guān)室內(nèi)試驗數(shù)據(jù)，后結(jié)合盲端結(jié)構(gòu)及過泵混油的數(shù)值模擬計算結(jié)果，量化分析了烏蘭成品油管道的過站混油量，統(tǒng)計結(jié)果在經(jīng)驗值預(yù)測的范圍內(nèi)。然而，以上方法對過站混油的研究尚存在不足，不能判斷實際管道中過站混油的發(fā)展規(guī)律。

劉超等[6]在蘭鄭長成品油管道鄭州站，對進(jìn)站端混油進(jìn)站時密度計、光學(xué)界面檢測儀和超聲波流量計示數(shù)變化進(jìn)行了比較，認(rèn)為在檢測汽柴油批次界面時使用密度值和聲速值是等效的，識別精度與使用在線密度計方式相同，且測量聲速的檢測方法在安全管理方面具有優(yōu)勢。

在聲波檢測流體密度變化特性和管道站場加裝出站超聲波流量計的條件基礎(chǔ)上，提出了在實際管道中利用聲速研究過站混油發(fā)展變化的方法。

2 過站混油試驗方法

2.1 技術(shù)原理

目前國內(nèi)外輸油管道用于油品間界面檢測方法主要有：密度型、光折射率型、電容型、聲波型、記號型、放射型、測閃點型等。其中，早在上世紀(jì)90年代格拉管線就利用國產(chǎn)超聲波油品聲速儀，通過聲速與油品種類的對應(yīng)關(guān)系，對順序輸送不同油品的界面進(jìn)行監(jiān)測[7]。

港棗成品油管道利用撬裝分析密度計及光學(xué)界面分析儀實現(xiàn)混油界面檢測，各站站前、站后各有1 臺超聲波流量計檢測流量，并輔助檢測混油界面。該超聲波流量計為GE panametrics MXT868型，配套2組傳感器，每個傳感器通過流體發(fā)射和接收超聲波信號。

圖1為超聲波流量計聲速計量原理圖。超聲波流量計基于時差法，當(dāng)管內(nèi)流體流動時，順流方向信號的傳播時間要短于逆流方向，這個時間差正比于流體流速，經(jīng)過流量校準(zhǔn)后得到管內(nèi)瞬時流量[9]。港棗線超聲波流量計對各批次純0#柴油油品檢測的聲速范圍在1 450~1 470 m/s，純92#汽油在1 270~1 290 m/s，聲速值浮動是由于油品種類、油品溫度和壓力等差異導(dǎo)致的[9]。

圖1 超聲波流量計聲速計量原理圖

成品油管道輸送的汽、柴油等是由不同烴類按照不同比例組成的混合物，其密度和形變模量不同。圖2是常見石油產(chǎn)物密度與聲速的關(guān)系。聲波型界面檢測是利用油品密度與聲速的關(guān)系來檢測混油界面的，具體是超聲波界面檢測裝置通過準(zhǔn)確地測量超聲脈沖通過液體通道時的聲時，由聲程除以聲時即得到流體聲速[11]。聲波屬于機械波，其在介質(zhì)中傳播的速度取決于介質(zhì)的彈性和慣性，即介質(zhì)的彈性模量和密度。聲速在介質(zhì)中傳遞縱波時的速率可由式（1）求得：

圖2 密度與聲速關(guān)系

式中：C為流體中聲波傳播速度，m/s；B為體積彈性模數(shù)，Pa；ρ為介質(zhì)密度，kg/m3。

港棗線全線除去全越站流程的濟南分輸站，有滄州清管站、德州分輸站、肥城分輸站、兗州分輸站4站具備站前、后超聲波流量計同時上傳的基礎(chǔ)條件。超聲波流量計設(shè)置聲速輸出功能，編寫PLC讀取程序后，SCADA 系統(tǒng)畫面經(jīng)過相關(guān)配置即可上傳顯示在線管道流體聲速值[12]。

以港棗線德州中間站為例，某批次混油界面進(jìn)站時入口處密度計和超聲波流量計監(jiān)測數(shù)據(jù)（密度/時間、聲速/時間）平滑去噪后，結(jié)合輸量換算將混油濃度/距離分布進(jìn)行分析比較。圖3為德州站聲速法與密度法混油檢測比較。由圖3可知，密度型和聲速型混油界面檢測結(jié)果基本一致，由于設(shè)備精度和電訊信號延時等原因存在一定偏差，不能確定哪種方式檢測結(jié)果更靠近真實值。從濃度偏差來看，兩種方法檢測混油濃度平均絕對偏差為0.002 68，最大偏差為0.009 84，可以認(rèn)為混油界面檢測超聲波流量計聲速法與通用密度計密度法結(jié)果一致。

圖3 德州站聲速法與密度法混油檢測比較

2.2 過站混油

現(xiàn)有的數(shù)值模擬結(jié)果表明過泵混油增量為0.3 m3左右，而港棗線泵站一般只啟1 臺調(diào)速泵，所以增壓流程過泵環(huán)節(jié)作為“等效盲端”置換混油取0.3 m3。

根據(jù)盲端內(nèi)前行油品是否完全進(jìn)入混油段，分為盲端完全置換和未完全置換兩種情況：完全置換是指混油界面通過站場后，站內(nèi)盲端內(nèi)前行油品完全被置換出來，不會摻入后行純油影響油品質(zhì)量造成混油量的增加，此時過站混油量增量為站內(nèi)盲端體積；未完全置換是指混油界面通過站場后，站內(nèi)盲端內(nèi)前行油品沒有被完全置換出來，后行純油持續(xù)置換了一段時間，直至后行純油油品質(zhì)量滿足一定要求，此時混油拖尾明顯增大[13]。值得注意的是，個別站內(nèi)盲端由于設(shè)計缺陷存在一直無法被置換完全的情況，即“死油”段，應(yīng)該充分考慮其對過站混油發(fā)展的影響，而站內(nèi)彎管和管內(nèi)輸送對混油發(fā)展的影響相對較少，可忽略不計。

根據(jù)過站混油增量和站內(nèi)盲端總體積量，可以判斷界面過站站內(nèi)盲端局部混油發(fā)展的狀態(tài)：過站混油增量等于站內(nèi)盲端體積，說明原混油界面通過后站內(nèi)盲端被混油段完全置換，不增加額外混油；過站混油增量大于站內(nèi)盲端，說明原混油界面通過后站內(nèi)盲端未被混油段完全置換，混油段增加拖尾量；過站混油增量小于站內(nèi)盲端，說明原混油界面通過后站內(nèi)盲端因存在“死油”而未置換完全，不增加額外混油。

3 過站混油發(fā)展規(guī)律

3.1 混油發(fā)展程度對站內(nèi)混油的影響

3.1.1 站內(nèi)比較

這里借助一個無量綱常數(shù)來量化混油的不對稱發(fā)展程度——無量綱拖尾。何國璽[13]把混油頭與混油尾之間的無量綱長度差定義為無量綱拖尾長度，其用于表示管道中混油分布油尾與油頭長度的相差程度，即

式中：L油尾為油尾（前行油體積濃度在1%~10%）段長度，m；L油頭為油頭（前行油體積濃度在90%~99%）段長度，m；D為管直徑，m；L為管長，m。

表1為不同進(jìn)站混油長度下德州泵站過站混油變化。兩個批次均為汽推柴，油溫近似（入口油溫13.628 ℃ 、 13.116 ℃ ， 出 口 油 溫 15.156 ℃ 、15.148 ℃），忽略輸量差異。

表1 德州泵站過站混油變化

結(jié)合大港石化—棗莊成品油管道工藝流程圖和工藝安裝圖，對符合過站混油發(fā)展研究條件的四個中間站場站內(nèi)盲端進(jìn)行匯總統(tǒng)計，得到滄州站盲端總置換體積2.642 m3，德州站5.482 m3，肥城3.827 m3，兗州0.673 m3。兩個批次混油過站增量均大于站內(nèi)盲端體積總和5.482 m3，因此屬于混油未完全置換情況。從結(jié)果可知，進(jìn)站混油長度短（發(fā)展程度低）的批次界面通過后混油增量相對較大，混油段拖尾程度增加也更大。這是由于在通過站內(nèi)盲端時，發(fā)展程度更高的混油段具有更長的置換時間，在置換速率一致的前提下可以置換出更多前行油，不同混油發(fā)展程度下德州站混油過站梯度變化見圖4。

圖4 不同混油發(fā)展程度下德州站混油過站梯度變化

3.1.2 站間比較

滄州清管站是港棗線第一個中間站，距首站79.5 km，站內(nèi)盲端總體積2.642 m3（含復(fù)雜盲端1.529 m3）；德州分輸泵站是第二個中間站，距首站205.2 km，站內(nèi)盲端總體積5.482 m3（含復(fù)雜盲端2.789 m3），兩中間站站內(nèi)管道尺寸基本一致。

試驗批次為汽推柴批次，滄州過站輸量略高于德州站，同一批次兩站過站混油變化見表2、圖5。該批次混油段通過兩站混油增量大于其站內(nèi)盲端體積，均屬于未完全置換情況。假設(shè)站內(nèi)盲端內(nèi)前行油品全部被沖刷完畢，沒有“死油”存在，則滄州站過站額外增加混油量4.850 m3高于德州站的4.037 m3，其拖尾程度增加量也稍高于德州站。

圖5 某批次混油段沿程過站梯度變化

表2 港棗線混油過站變化

滄州清管站的盲端體積遠(yuǎn)小于德州泵站，并且過站輸量相對較大，而滄州站出站后混油界面經(jīng)過125.7 km的沿程發(fā)展混油長度大幅增加，混油濃度梯度變化也相對變緩。如此，通過比較同一批次混油界面在兩個不同中間站的過站混油變化，驗證了中間站進(jìn)站混油發(fā)展程度越高產(chǎn)生混油越少的規(guī)律。

3.2 管內(nèi)流速對站內(nèi)混油的影響

德州站距首站205.2 km，管內(nèi)徑335 mm；肥城站距首站395.7 km，進(jìn)站管內(nèi)徑255.7 mm，出站管內(nèi)徑204.9 mm，為了縱向比較混油過站變化，將肥城站混油段通過等管容換算成內(nèi)徑335 mm 下的混油分布，不同流速條件下德州站、肥城站混油過站梯度變化見圖6、圖7。

圖6 不同流速條件下德州站混油過站梯度變化

圖7 不同流速條件下肥城站混油過站梯度變化

由表3 可知，汽推柴批次1 在德州站站內(nèi)平均流速要大于批次2，進(jìn)站長度略短，結(jié)果混油增量比批次2 小1.851 m3，且拖尾增加量遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于批次2。在進(jìn)站混油發(fā)展程度越高產(chǎn)生混油越少的理論基礎(chǔ)上，認(rèn)為是管內(nèi)流速差異導(dǎo)致了混油差異，即管內(nèi)流速越大盲端內(nèi)前行油置換越快。這是由于站內(nèi)主管道輸量越大，后行純油品經(jīng)過盲端處向盲端的分速度越大，置換速率也更大，影響的后行純油品體積量越小。

表3 德州站混油過站變化

同理，在肥城站柴推汽批次3、4 中也表明：在一定流速范圍內(nèi)，管內(nèi)流速越大，站內(nèi)混油產(chǎn)生越少，拖尾程度增加越小，無關(guān)輸送順序，肥城站混油過站變化表4。

表4 肥城站混油過站變化

3.3 輸送順序?qū)φ緝?nèi)混油的影響

多批次混油數(shù)據(jù)分析可知，汽推柴批次經(jīng)首站切換和沿程發(fā)展，始終要長于柴推汽批次，且差距越來越大，所以很難在一個站做輸送順序的單一變量分析。取第一個中間站（滄州站）輸量和發(fā)展程度相近的試驗批次相比較，探究輸送順序的影響。

由表5可知，在忽略流速差異下，汽推柴批次進(jìn)站混油段長度要高于柴推汽批次，而其過站混油增量均大于柴推汽批次。假設(shè)站內(nèi)盲端沒有“死油”存在，在進(jìn)站混油發(fā)展程度越高產(chǎn)生混油越少的理論基礎(chǔ)上，認(rèn)為是輸送順序影響導(dǎo)致了上述結(jié)果，即汽推柴界面在混油發(fā)展程度更高的情況下反而產(chǎn)生了更多的過站混油。未置換完全情況下，后行純油段持續(xù)置換出滄州站復(fù)雜盲端內(nèi)前行油，造成了混油增量遠(yuǎn)大于站內(nèi)盲端體積量。由于汽油黏度遠(yuǎn)比柴油低，盲端內(nèi)壁壁面黏附作用弱，沖刷過程中置換速率較大，其被完全置換出所影響的純油品量也相對較少。同時，通過批次1、2 與3、4 相比較，也驗證了輸量越大中間站過站產(chǎn)生混油越少的規(guī)律。

表5 滄州站混油過站變化

3.4 過站混油發(fā)展變化趨勢

恒管容統(tǒng)一為φ335 mm 管徑后，得到某汽推柴批次在港棗線沿線各站發(fā)展的混油濃度梯度曲線變化（圖8）。

圖8 港棗線沿線各站混油濃度梯度曲線

基于港棗線特點和沿線混油梯度變化，基本可以得到如下結(jié)論：

1）中間站產(chǎn)生的過站混油屬于局部混油，總量相比于沿程混油的增量體量較小，隨著混油發(fā)展程度的增大其對混油的影響越來越小。

2）中間站過站時混油段發(fā)展是不對稱的，對油尾增長是更明顯的。

3）以滄州清管站為例，相比于站內(nèi)盲端尺寸、輸量和輸送順序等因素，混油發(fā)展程度的影響更為顯著。

眾所周知，管道站場普遍在用的撬裝密度計作為混油段批次跟蹤的重要性檢測裝置，其循環(huán)泵常年連續(xù)運行，除用電成本外還有設(shè)備維護(hù)成本等。GE panametrics 密度計額定功率20 W，港棗線撬裝密度計（含泵）額定功率1.5 kW，考慮到成品油管道不定期停輸，設(shè)備替代后經(jīng)電表核算：單站年節(jié)約電量12800kWh，整條管道年節(jié)約電量64000kWh。

4 總結(jié)與建議

通過已有設(shè)備的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)上傳，實現(xiàn)了成品油管道混油界面輔助監(jiān)測的功能。在此基礎(chǔ)上，經(jīng)過港棗線多批次界面的數(shù)據(jù)分析，驗證了如下規(guī)律：

1）同等條件下，中間站進(jìn)站混油發(fā)展程度越高，過站產(chǎn)生混油越少。

2）同等條件下，流速越大，中間站過站產(chǎn)生混油越少。

3）在混油段未完全置換的同等條件下，柴推汽批次（G92#-D0#）要比汽推柴批次（D0#- G92#）在中間站過站產(chǎn)生混油要少。由于港棗線輸送油品品類單一，研究結(jié)果不具有指導(dǎo)意義，但方法為多油源、多種油品、多用戶的西部成、蘭成渝等管道提供了依據(jù)，以優(yōu)化批次油品的輸送次序[14]。

4）局部混油影響因素中，混油發(fā)展程度相比于站內(nèi)盲端尺寸、輸量和輸送順序，影響更顯著，建議在管道前期設(shè)計階段綜合考慮布站和工藝[15]。