呂政 薛延軍 鄧忠華 李林澤 胡旭 韓紫輝 陳頔 劉丹

（國家石油天然氣管網(wǎng)集團(tuán)有限公司油氣調(diào)控中心）

西部原油管道分段情況復(fù)雜，既有單一油品輸送，也有多種油品混合輸送（不同油品摻混成為蘭成油批次和混油批次），且油源物性不穩(wěn)定，管道沿線地形、氣候條件、設(shè)備配置多樣，具有長距離、大落差、大摻混、大輸量等特征，給能耗分析及降耗工作帶來較大困難。在沒有重大工藝變更、設(shè)備改造及技術(shù)變革的情況下，如何實(shí)現(xiàn)管道運(yùn)行過程降耗增效精細(xì)化管理是一項(xiàng)難點(diǎn)。降低原油管道輸送能耗不能一概而論，應(yīng)綜合考慮各管道具體情況，做到“一管一策”。

1 管道基本情況

西部原油管道由阿獨(dú)烏線、烏鄯線、鄯蘭線三部分組成，全長2 319 km，為我國最長原油輸送管道，最大管徑813 mm，設(shè)計(jì)最大輸量2 000×104t/a。全線共設(shè)16座主工藝站場，將哈中管道原油、新疆油田原油、塔里木油田原油、吐哈油田原油、玉門油田原油輸送至下游不同儲庫、煉廠，為我國“西油東送”重要運(yùn)輸通道。近年來，管道輸送任務(wù)加劇，能耗居高不下。收集2019—2021年能耗數(shù)據(jù)，鄯蘭線平均生產(chǎn)單耗為14.48 kgce/(104t·km)，烏鄯線平均生產(chǎn)單耗為17.16 kgce/(104t·km)，阿獨(dú)烏線平均生產(chǎn)單耗為14.05 kgce/(104t·km)。隨市場需求量增大，管道運(yùn)行能耗也必然會不斷增加[1]。高能耗影響著管輸效益，因此有必要開展有針對性的降耗工作。

2 管道節(jié)能降耗措施及效果分析

2.1 配泵優(yōu)化

原油管道在輸送過程中能耗主要有兩方面組成，一是為保證輸送安全對原油進(jìn)行加熱所消耗的能量，二是泵送時消耗的能量[2]。西部原油管道為摻混輸送，加熱系統(tǒng)處于備用狀態(tài)，因此不存在燃料消耗，主要耗能設(shè)備為輸油泵。該管道輸油泵均為定速泵，共計(jì)78臺，除各段首站給油泵及烏魯木齊首站輸油主泵為并聯(lián)泵外，其余均為串聯(lián)泵。配泵優(yōu)化適用于特定工況下的局部調(diào)整。

1）在干線優(yōu)化配泵的基礎(chǔ)上，著重開展注入、分輸工況下的降耗工作，總結(jié)出三塘湖、酒東支線注入優(yōu)化配泵方案，鄯蘭管段在三塘湖或酒東支線注入時，可為注入點(diǎn)增壓0.3～0.5 MPa，此時可以通過調(diào)整上下游配泵節(jié)約電能。以三塘湖支線為例，當(dāng)以300 m3/h速度注入時，鄯善站在2 100 m3/h時可以將1臺大葉輪泵切換至小葉輪泵運(yùn)行，日節(jié)電1.2×104kWh，在1 650 m3/h時可以停1臺主泵運(yùn)行，日節(jié)電3.2×104kWh。

2）鄯蘭線批次較多，站場過批次時壓力波動0.2～0.5 MPa，此時應(yīng)及時調(diào)整配泵消除節(jié)流，合理控制并降低各點(diǎn)壓力。在獨(dú)山子、玉門分輸時，盡可能提高分輸量，實(shí)現(xiàn)最優(yōu)管輸率。適當(dāng)降低高點(diǎn)壓力，避免管道局部壓力過高，導(dǎo)致能耗增加。

3）盡可能采用阿獨(dú)烏鄯密閉輸送工藝及烏鄯線外輸北疆油在線摻混上游到站哈國油外輸工藝。以后者為例，為滿足北疆油冬季管輸凝點(diǎn)要求，每年1—4月、12月烏鄯線采用在線摻混北疆油-哈國油外輸工藝，在線摻混時，烏魯木齊站可停1臺給油泵，日節(jié)電0.35×104kWh。同時，考慮烏魯木齊站哈國油罐的最大剩余罐容，當(dāng)進(jìn)滿剩余罐容用時大于北疆油外輸用時，盡可能提高上游獨(dú)烏線哈國油輸量，減小獨(dú)山子出站節(jié)流。

2.2 加減阻劑優(yōu)化

近年，隨著資源量增大，管輸任務(wù)逐年增加，特別是烏鄯線已達(dá)到輸量瓶頸，目前解決辦法為烏鄯線啟用3臺主泵維持輸量，但烏魯木齊出站壓力較高，壓力余量相對較低，管道摩阻較大，節(jié)流可達(dá)1.4 MPa以上，增輸效果不明顯，對管道安全運(yùn)行及節(jié)能降耗提出新的問題?？紤]減阻劑可以降低原油管道湍流流態(tài)時能耗損失，因此開展加減阻劑增輸可能性研究。先后采用H-H、J-Y兩種型號減阻劑進(jìn)行增輸試驗(yàn)，濃度為10 ppm，均加入哈國油內(nèi)，且油品充滿整個烏鄯線。通過試驗(yàn)，加入H-H減阻聚合物后減阻率為30.1%，增輸率為18.9%；加入J-Y減阻聚合物后減阻率為26.9%，增輸率為16.7%，兩者增輸效果均較明顯。試驗(yàn)還發(fā)現(xiàn)，穩(wěn)定加入減阻劑時，隨管段內(nèi)加劑油品占比增加，輸量逐漸提升至一定值后摩阻反而增大，此時輸量對摩阻起主要作用，這一最小摩阻值即為加劑減阻拐點(diǎn)。拐點(diǎn)受加入減阻劑濃度、油品物性及溫度等因素影響。

2.3 清管優(yōu)化

隨著上游油源物性不斷惡化以及三塘湖、酒東等油田原油注入西部管道干線，受管道沉積或凝結(jié)影響，造成雜質(zhì)較多，為管道的平穩(wěn)運(yùn)行帶來安全隱患的同時也造成管道摩阻升高，導(dǎo)致能耗不斷增加。受油源物性不斷變化影響，同一管段清出雜質(zhì)及清理次數(shù)波動，無法對清管周期進(jìn)行預(yù)測，因此采用典型管段作為研究對象制定清管標(biāo)準(zhǔn)[3]。其中，鄯蘭線玉門-張掖管段清出雜質(zhì)最多，合計(jì)清管19次，共27 122.4 kg，占清出雜質(zhì)總量的43.8%。

近年西部原油管道清管情況見表1，自玉門站起，下游各管段清出雜質(zhì)明顯多于上游，可能的原因在于管道采用常溫?fù)交燧斔凸に嚕嫌屋斔偷膿交煊驮摧^為復(fù)雜，不僅有大罐摻混，還有三塘湖油田、酒東油田等支線注入蘭成油批次，隨里程增加，管輸溫度逐漸下降，下游管段蠟沉積可能性大于上游管段。同時，周期性玉門全分輸造成下游停輸時間明顯長于上游，加之下游管段相對較長，坡度起伏較大，特別在低點(diǎn)地區(qū)，給雜質(zhì)沉積創(chuàng)造了條件。此外，玉門全分輸時，由于輸油計(jì)劃排布原因，該站下游玉門-張掖管段停輸期間多為摻混后油品物性相對較差的蘭成油批次，在一定程度上導(dǎo)致雜質(zhì)多余其他管段。應(yīng)不斷優(yōu)化輸油計(jì)劃，提前做好多種油品輸送物性配伍實(shí)驗(yàn)，合理制定清管方案。針對下游雜質(zhì)較多的情況，在清管時應(yīng)提前做好風(fēng)險識別，重點(diǎn)考慮清管器卡堵異常[4]，按照“先下游后上游”的原則，待下游管段從后至前依次清管完成后，再進(jìn)行上游管段清管工作。清管器類型按四皮碗-兩直四蝶-四直四蝶-鋼刷清管器順序發(fā)送，首次發(fā)送清管器過盈量小于2%，后按照2%至4%逐步遞增規(guī)律發(fā)送。發(fā)送清管器前應(yīng)清理接收站場及其下游站場過濾器，過程中可以采用小排量輸送方式確保運(yùn)行安全，清管完畢后可以采用提量輸送方式對清理管段進(jìn)行沖刷。2019—2021年西部原油管道共發(fā)送清管器162次，清理管段13段，合計(jì)清出雜質(zhì)61.92 t，管內(nèi)雜質(zhì)對管道運(yùn)行及能耗產(chǎn)生重要影響。經(jīng)測算，平均單次清管管段百公里摩阻降低0.14 MPa。

表1 近年西部原油管道清管情況Tab.1 Pigging situation of western crude oil pipeline in recent years

影響管輸摩阻的因素有管徑、溫度、輸量等。此處所指管徑為初始管徑，為一定值。輸量對摩阻有正相關(guān)關(guān)系，但輸量受計(jì)劃制約，因此這里考慮大趨勢變化，而不考慮管輸流速變化造成的短期內(nèi)摩阻小幅震蕩。此處著重考慮溫度對摩阻影響。

玉門-張掖管段百公里摩阻變化趨勢見圖1，清理出雜質(zhì)含量與摩阻變化存在正相關(guān)關(guān)系，即當(dāng)清理出雜志較多時，管段摩阻下降越明顯，壓頭損失越小，能耗越低，夏季沿程摩阻明顯低于冬季，且呈現(xiàn)周期性變化。隨地溫變化，每年10月開始，沿程摩阻逐漸上升，到次年1月達(dá)到峰值，百公里摩阻單月平均上升0.15 MPa，需要調(diào)整配泵以補(bǔ)充損失壓頭，能耗增加，并基本保持在高位運(yùn)行，直至4月地溫上升。

圖1 玉門-張掖管段百公里摩阻變化趨勢Fig.1 Variation trend of friction resistance in the Yumen-Zhangye section

隨后伴隨著地溫迅速上升及清管作用，蠟沉積現(xiàn)象得到緩解，沿程摩阻大幅下降，直至百公里摩阻最低點(diǎn)1.05 MPa左右，出現(xiàn)在每年8—9月份，可作為清管效果較好的標(biāo)準(zhǔn)。同時應(yīng)根據(jù)往年周期內(nèi)歷次清出雜質(zhì)由多到少的變化規(guī)律結(jié)合對應(yīng)的有效管徑制定清管預(yù)警值，降低摩阻對能耗影響。其余管段也可以按照相同方法得到清管規(guī)律。

2.4 輸油泵最優(yōu)工況研究

通過研究泵合理工作區(qū)間實(shí)現(xiàn)泵工作效率最大化，從而降低能耗。2020—2021年對鄯蘭線開展大規(guī)模泵效率測試。共進(jìn)行5個輸量臺階的泵效測試，分別為1 350、1 650、1 800、2 100和2 400 m3/h，每個輸量臺階測試48 h，保證在測期間全線無節(jié)流，輸量恒定，且無三塘湖和酒東油田注入干擾，不考慮季節(jié)因素。通過排除無效參數(shù)影響，在中間數(shù)據(jù)庫抽取有效數(shù)據(jù)信息進(jìn)行大數(shù)據(jù)分析，繪制出各站場輸油泵實(shí)際特性曲線。小葉輪大揚(yáng)程泵（額定流量1 600 m3/h，額定揚(yáng)程250 m）在實(shí)際工況中使用最為頻繁，以該類泵為重點(diǎn)研究對象。在測試過程中發(fā)現(xiàn)實(shí)際曲線與理論曲線相比最優(yōu)工況偏右，各泵葉輪等部件磨損使用程度不同。通過對各站泵測試所得數(shù)據(jù)計(jì)算平均值得到小葉輪大揚(yáng)程泵實(shí)際特性曲線見圖2，為保證最優(yōu)效率，應(yīng)注意控制排量為合理區(qū)間。在1 800～2 000 m3/h時泵效最高，且壓能在高值區(qū)，2 100 m3/h輸量以下盡量用小葉輪泵，生產(chǎn)單耗較低，這與實(shí)際情況相符。同時，通過泵效測試，發(fā)現(xiàn)并整改了生產(chǎn)問題，對部分儀表進(jìn)行了偏差校訂。

圖2 小葉輪大揚(yáng)程泵實(shí)際特性曲線Fig.2 Actual characteristic curve of large-head pump with small impeller

2.5 輸油方式優(yōu)化

在完成輸油計(jì)劃的同時，合理優(yōu)化階梯輸量方案，可以達(dá)到節(jié)能降耗的目的[4]。通過輸量臺階測試，得到鄯蘭線各輸量臺階日耗電及總壓能測試情況見表2。

表2 鄯蘭線各輸量臺階日耗電及總壓能測試情況Tab.2 Daily power consumption and total pressure energy test of each transmission stage of Shanlan line

用最常用的1 650、1 800、2 100及2 400 m3/h等輸量臺階數(shù)據(jù)進(jìn)行分析?？梢钥闯觯诤侠砼浔孟?，小時輸量越高，總耗電越高，泵機(jī)組提供的總壓能越大，生產(chǎn)單耗相對越高，且輸量對能耗影響較大，這在以往的研究中同樣得到證實(shí)[5-6]。1 800 m3/h與1 650 m3/h相比，小時輸量增加9.1%，總壓能增加5%，日耗電增加15.1%；2 100 m3/h與1 800 m3/h相比，小時輸量增加16.7%，總 壓 能 增 加17.5%，日 耗 電 增 加33.8%；2 00 m3/h與2 100 m3/h相比，小時輸量增加14.3%，總壓能增加12.2%，日耗電增加47.1%。可見，輸量增加、總壓能增加、日耗電增加并非成線性關(guān)系，且隨輸量增加，耗電量增加幅度更大。

假設(shè)當(dāng)月30 d，月輸油計(jì)劃折算體積量為129.6×104m3，按以下方式運(yùn)行：

方案一：按1 800 m3/h平均輸量運(yùn)行，需輸送30 d，耗電約1 616.7×104kWh。

方案二：按2 400 m3/h最大輸量運(yùn)行，需輸送22.5 d，耗電約2 385.9×104kWh。

方案三：按1 650 m3/h（運(yùn)行20 d）和2 100 m3/h（運(yùn)行10 d）組合輸量運(yùn)行30 d，耗電約1 657.3×104kWh。

按照以上三種運(yùn)行方式完成月度計(jì)劃時，在此不考慮季節(jié)因素，只做定性分析，方案一平均輸量運(yùn)行能耗最低，方案二最大輸量運(yùn)行能耗最高，方案三組合輸量運(yùn)行能耗居中，但與方案一相差不大。方案二采取“集中輸送，集中停輸”同時不滿足冬季運(yùn)行管道安全停輸時間要求，無法實(shí)現(xiàn)最優(yōu)工況穩(wěn)定輸送。在方案一和方案三選擇時優(yōu)先選擇方案一，但受上下游資源供需條件制約，可以采用輸送方式較為靈活的方案三，即組合式輸量運(yùn)行。

2.6 調(diào)整輸油泵機(jī)組

制定合理的輸油泵機(jī)組調(diào)整方案，不僅可以增加管道輸量臺階，更好匹配上下游資源需求，同時還能降低能耗，保證泵機(jī)組在高效區(qū)間運(yùn)行，同時可以減少施工投入，起到降本增效的目的[7-10]。

經(jīng)過研究，將托托站1臺大葉輪泵改造為小葉輪泵，阿獨(dú)烏線輸量臺階在原有1 050 m3/h及1 800 m3/h的基礎(chǔ)上，增加1 400 m3/h、1 700 m3/h兩個輸量臺階，1 800 m3/h輸量臺階也可以有不同配泵方案，增強(qiáng)了管道運(yùn)行靈活性。以往，阿拉山口站輸量為1 800 m3/h時需要啟用1臺大葉輪大揚(yáng)程泵（5#或6#），在托托站泵改造完畢后阿拉山口站配泵調(diào)整為3#小葉輪小揚(yáng)程泵、4#小葉輪大揚(yáng)程泵組合，泵機(jī)組調(diào)整后可實(shí)現(xiàn)日節(jié)約電能8 488 kWh，同時改造費(fèi)用較低[11]。

3 結(jié)論

為實(shí)現(xiàn)西部原油管道節(jié)能降耗效果，應(yīng)從多方面開展工作。通過日常配泵優(yōu)化可以積累節(jié)能降耗經(jīng)驗(yàn)；通過加注減阻劑可以有效降低烏鄯線摩阻，降低能耗；以鄯蘭線玉門-張掖管段為例，研究管道清管規(guī)律，夏季管道摩阻較低，百公里摩阻可降至1.05 MPa左右；通過測試得到鄯蘭線小葉輪大揚(yáng)程泵實(shí)際特性曲線，在1 800～2 000 m3/h時泵效最高，且壓能在高值區(qū)；鄯蘭線采用平均輸量運(yùn)行方式時能耗最低；通過托托站小葉輪泵改造，不僅可以增加管道輸量臺階，同時可以實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗。今后將進(jìn)一步圍繞能耗核心問題，尋求最優(yōu)解決方案。