长距离密闭输送原油管道运行方案优化分析

长距离密闭输送原油管道运行方案优化分析

0问题分析的提出能耗对减少长输热油管道的运营成本非常重要。经多年努力,通过采用加剂降凝降粘、热处理、中外油混输、泵调速及设备改造等措施,输油成本已有较大下降。通过运行优化以取得全线各站泵炉最佳组合,是进一步降低输送成本的基础,多年来,国内不少专家已做了大量工作并取得了一定成果。大多数文章仍采用泵管解耦以简化优化过程,即先优化加热方案再据此经二次分析确定泵运行方式,这使其直接的工程应用受到限制。泵管耦合处理方法,目标函数性状特点,进泵原油粘性对泵性能的影响处理,管壁结蜡及主要约束条件值变化对运行优化的影响,尤其是采用逐站计算模型时热力、压力越站判据、方式及确定方法,曾在“输油管油管道优化运行研究”一文中提出。事实上泵管关系密不可分,解耦处理虽简化了分析过程,但与实际偏离明显,这不可避免会对分析准确性合理性及结果实用性带来影响。可以想象,当将包括了十几个甚至几十个配备有多台多型号泵炉设备的热泵站,长达几百甚至于上千公里的输油管道作为一个系统处理时,全线可能的泵炉组合方式众多,沿线地形变化多样,土壤条件各异,不同地区地温和散热并不完全相同,沿线温降压降关系复杂且在热泵站位置会出现突变,当引入进泵原油粘性影响后,涉及到粘液影响修正系数动态查取及粘液性能曲线自动换算数解方法的提出及实施,而不同性能泵串并联及管路特性曲线的获得以数值地确定泵工作点时,又涉及到来油剩余压头及并联泵流量分配处理问题,此外,合适的工艺约束条件值选择并保证形成对目标函数的有效约束及在配有调速系统的管线中最佳调速位置及相应调速比的确定问题等。明显可见,输油管道运行优化分析中涉及到泵问题的处理不在少数,而根据计算,动力费在总运费中所占比例随输送条件改变大致在40%~60%之间变化,由此可见解耦处理模型因较大偏离工程实际易于造成一定的误差是可能的,且因解耦而致某些工艺约束尤其是泵特性、进站压力要求、压力越站条件等难以形成对目标函数有效约束问题也是明显的,这无疑是其直接工程应用受到限制的重要原因之一,因而采用泵管耦合逐站计算分析模型,并提出上述问题的相应处理方法,确定相关工艺约束条件及合适的热力、压力越站判据,据此建立问题目标函数,再应用合适的优化方法是获得符合实际并能直接应用于工程的最佳运行方案的关键之一。由于影响因素复杂,问题目标函数的显式表达仍有困难,虽因非线性规划方法处理隐式目标函数时良好的数值性而成为大多数输油管道运行优化文章首选方法,但由优化理论知,无论是单变量还是多变量目标函数,应用非线性规划方法以获得问题全局最优化解的必要条件是目标函数应满足凸性或至少为单峰性条件。由于本问题目标函数的隐式性质,就此问题进行严格数学讨论仍有困难,这也是在此之前也很少见过相关研究讨论文章的原因之一。然而应用非线性规划方法寻优时,探讨输油管道运行优化目标函数是否满足凸性或至少单峰性条件及在不满足时采取必要处理措施以保证获得全局最优解具有至关重要意义。基于上述思路,建立了输油管道泵管耦合逐站计算模型及运行优化目标函数,按工艺要求确定了相应约束条件,以美国水力协会泵粘液修正系数图表为基础,提出了泵粘液特性换算数解方法并进行了计算机实施,应用非线性规划方法并按获问题全局最优解的必要条件进行了处理,编制了输油管道运行优化分析程序并进行了大量算例计算,给出了算例输量范围内包括全线各站泵炉设备运行匹配、泵炉启用站位置、越站方式、加热温度、加压压力、沿线结蜡分布等优化运行控制参数及相应电耗油耗等经济性指标在内的最佳决策,并研究了管壁结蜡及约束条件变化对运行优化的影响。由于篇幅原因分两部分介绍,理论与方法部分主要介绍目标函数、约束条件、泵粘液特性影响处理及相关数值方法,而算例部分进行结果讨论并给出相关结论。1泵的运行优化目标函数影响输油管道运行经济性分析结果的因素很多,大致可归结如下:a)已知因素如输量、管径、原油物性、管长及热泵站位置、各站泵炉配备及性能、沿线地形等;b)条件已知因素,可通过多年运行记录及某些实测总结整理获得,如全年沿线地温变化、不同输量不同埋设地域站间温降压降、结蜡情况及清管周期对管线运行的影响等,用以反算传热系数,经数学处理以相应方式存入数据库以供调用。为使反算结果符合实际,站内摩阻、过泵油流温升、管阀件摩阻等也应考虑;c)输送工艺条件,如允许管压、允许最高油温、设备最大负荷、结蜡情况、进站压力和末站进站油温要求等,此类因素以约束条件出现,合理与否直接影响最优方案正确确定及可实施性;d)管线铺设方式,如单管线还是双管线,分输及合输要求及位置,后者需通过相应模型和方法解决流量分配,正确合理与否直接影响分析结果;e)热力、压力越站判据,其中热力越站尤为关键,但合适判据的确定并非易事,影响因数极为复杂,因而针对管线具体情况通过现场经验数据反演以获得效果良好的判据十分重要;f)与人为决策有关且对经济性有直接影响、可通过运行优化获得的因素,如泵炉启用位置及匹配方式,进出站油温油压控制参数,增压泵、调速泵启用位置及相应要求,某站故障停泵炉而需的相应调整方式等等。为简化分析作如下基本假设:a)输送过程为稳态过程;b)管壁结蜡段各处凝蜡厚度相等,取平均当量厚度。据此全线运行费用可认为仅与热炉启用站进站油温tzm有关,由其可计算沿线温降压降,再按输送工艺要求及越站判据可确定全线泵炉启用站位置数目及所需出站加热温度和管压,从而可得相应的热力动力消耗,据此密闭输送时运行优化目标函数f可表达为:minf=S1(tzm)+{S2(tzm)}(1)S1(tzm)=∑i=1ne1qlηi∫tiltzmGC(t)dt(2)S1(tzm)为全线加热总费用,其中G为质量输量,kg/s;C(t)为原油热容,kJ/kg·k;ql为燃油低发热值,kJ/kg;n为全线加热炉启用站数,由计算确定;ηi,til分别为第i加热启用站炉综合热效率和加热油温,℃;e1为燃油单价,元/kg。而{S2(tzm)}为全线动力总费用向量,维数与给定泵配置在输量条件下组合数有关,其中任一元素S2l为第l种泵组合时全线动力总费用,即:{S2(tzm)}=[S21S22…S2l…S2m]T(3)S2l=∑i=1nle2(FijlGijlHijl102ηijlηiej+FiklGiklHikl102ηiklηiek)(4)式中,下标m为输量条件下的泵组合数,nl为第l泵组合时全线泵启用站数,均由分析给出。e2为电价,元/度;Gijl,Gikl,Hijl,Hikl,ηijl,ηikl,ηiej,ηiek分别为第l泵组合时在第i开泵站相应于j,k型号泵单泵及配套电机工作点参数,即单泵流量(kg/s),扬程(m),泵效率和电机效率;Fijl,Fikl分别为第l泵组合在i开泵站j,k型号泵启用数。依温度、压力、泵特性分类的约束条件为:对任意点油流温度t有:tn<t≤tmax(5)由储存要求决定的末站进站油温tend应为:tend≥temin(6)任一出站压力pout应满足:pmin<pout≤pmax(7)中间站和末站进站压力pzm和pend应满足:pzm≥[pzm](8)pend≥[pzm](9)任一单泵效率ηijl和轴功率Nijl应满足:ηijl≥ηjmin(10)Nijl≤Njmax(11)约束条件中,tn为输送阶段原油凝点,由热处理特性确定;tmax为允许最高油温;temin为按原油物性和储存要求确定的末站最低允许进站油温;pmax为由强度要求确定的管道最大允许承压;pmin则是为克服站间摩阻、沿线地形高差,满足(8),(9)约束,保证原油顺利被送至下站所必须的最低出站压力,随站间管线及油流条件而变,由分析确定;[pzm],[pend]分别为中间站和末站最低允许进站压力,随站内摩阻、进站压头要求、压降计算误差及适量安全要求而定;ηjmin为运行泵按高效区工作要求确定的下限效率,Njmax则为运行泵依所配电机确定的最大允许轴功率,以防超载。此外tzm虽为优化对象,也应满足工艺规定:tzm>tn+3~5(℃)(12)任一出站油温tout应满足:tout≥tn+Δtmin+3~5(℃)(13)为保证运行安全,也应考虑管壁结蜡程度,即要求结蜡厚度不大于输量条件下结蜡危险区下限结蜡厚度δmax:δ<δmax(14)(12)~(14)式中,3~5℃是输送安全规定,Δtmin为正常输送时所需最小站间温降,其值与输量、结蜡状况、站间管线传热系数、地温、出站油温、管道允许承压及泵扬程约束等条件有关,而输量条件下结蜡危险区下限结蜡厚度δmax的合理确定极为必要。应指出,(5)~(14)式的约束条件隐含所有站间管线和所有热泵站泵炉设备,实际约束远大于9。显然,约束条件的不同取值,将给出不同的优化方案,按工艺要求和实际设备状况定出符合实际的许可值有助于获得符合输送要求的最佳决策。热力和压力越站判据也包含在(5)~(14)式中,但相关值确定的复杂性远高于表达式本身,需综合各种因素并经过大量计算分析得到。由于目标函数和约束条件包括了全线所有管段及设备的运行状况,(1)式的寻优过程自然是泵管耦合的。此外,泵组合多样性而形成的S2(tzm)的系列性使(1)式的求解包括了tzm和函数系列S2l两个寻优过程的内在自然结合。目标函数涉及的温降计算依据苏霍夫公式,压降计算对牛顿流采用列宾宗公式,非牛顿流按假塑性体处理。为便于数值处理采用了等温降试算迭代法,在Δt取值很小时可使计算段的温度处理误差更小从而使物性参数确定具有更好的准确度,此外也易于确定流态和结蜡段沿管线的分布。2原油泵型泵扬程计算法图解法原油粘性对泵的扬程、流量、效率、功率及吸入性能均有影响。我国开采原油大多为粘度较高的含蜡原油,即使加热,输送粘度仍可达100~200mm2/s,甚至有300~400mm2/s。泵厂提供的泵性能大多基于常温清水测试结果,按清水泵性能进行运行优化分析显然会带来较大误差,引入粘液对泵性能的影响极为必要。国内目前泵特性的粘液换算仍以图解法为主,即以前苏联国家石油机械研究院或美国水力协会的线图图表为基础,通过查图获取修正系数并逐点对清水泵性能换算修正得到粘液泵性能。线图、图表基于大量实验结果,工程应用精度国际公认,但输送温度动态变化,难以通过预先图解处理获得换算性能曲线再输入计算机的方法进行。研究发现,根据泵型基本性能按线图或图表进行适当处理并存入数据库,再通过一定的数解方法,可以实现修正系数动态查取和性能曲线自动换算。由于美国水力协会方法实施相对方便,故以此为基础提出下述处理方法。设按泵厂提供数据经拟合后得到某一泵型的单泵清水性能曲线:H=A0+A1Q+A2Q2+A3Q3(15)η=B0+B1Q+B2Q2+B3Q3(16)式中Q,H,η分别为清水泵流量、扬程和效率;Ai,Bi,i=0,1,2,3为拟合系数。按泵的粘液性能换算方法,在进泵原油粘度为ν时泵的流量Qν,扬程Hν,效率ην与清水条件下的Q,H,η之间关系为:Hν=KHH(17)Qν=KQQ(18)ην=Kηη(19)KH,KQ,Kη分别为反映原油粘性影响的泵扬程、流量、效率修正系数。在采用美国水力协会图表实施换算时,KH应根据由Qν反算得到的Q的范围查取并采用插值方法确定。将(17)~(19)式代入(15),(16)式,则输送粘度为ν原油时的泵特性可得到为:Hν=KH(A0+A1KQQν+A2K2QQ2ν+A3K3QQ3ν)(20)ην=Kη(B0+B1KQQν+B2K2QQ2ν+B3K3QQ3ν)(21)若以与Qν对应的清水流量Q表示,(20),(21)两式也可表示为:Hν=KH(A0+A1Q+A2Q2+A3Q3)(22)ην=Kη(B0+B1Q+B2Q2+B3Q3)(23)根据进泵原油不同粘度和泵输量确定KQ,KH,Kη后,利用(20),(21)或(22),(23)两式,泵粘液性能换算可随时进行,泵轴功率也容易得到:Nν=ρQνHν102ην(24)式中ρ为原油密度。为验证上法的正确性,读者可试用参考文献中算例1~7中泵型及相关数据获得(20),(21)或(22),(23)形式泵粘液特性方程,再以该算例对应各点Q代入方程求得Hν,ην,可以看到与该算例采用图解法结果理想地一致。给出(20),(21)和(22),(23)两种换算方程形式的原因是,输油泵站大多采用多泵并联运行。如进泵水力条件对称,同性能并联泵特性和单泵流量均容易获得。设n台同性能泵并联运行,管输量为Qνp,则单泵流量为Qν=Qνp/n,而泵并联粘液泵特性为:Hν=KH(A0+A1nKQQνp+A2n2K2QQ2νp+A3n3K3QQ3νp)(25)ην=Kη(B0+B1nKQQνp+B2n2K2QQ2νp+B3n3K3QQ3νp)(26)显然无论按单泵流量Qν还是管输量Qνp处理上都无困难,当采用不同性能泵并联时,若单泵粘液特性已知,并联特性处理也有办法,问题在于美国水力协会方法中扬程修正系数KH与流量有关,确定单泵粘液特性时必须知道各泵进泵清水流量,这涉及到各泵流量分配,而进行流量分配时用到的单泵特性与粘度从而与KH也有关,故必须通过迭代试算方法处理。本文给出两种换算方程形式的目的是给试算迭代提供更多选择空间。至于修正系数图表的计算机处理,按图表和查图方法知,KH,KQ,Kη与泵设计点参数及原油粘度有关,且KH按泵流量分成四个区域。一般而言泵型设计点参数已知,因而该泵型的修正系数仅与粘度有关,通过处理可表达为:KQ=KQ(ν)(27)Kη=Kη(ν)(28)KHi=KHi(ν)(29)(29)式中下标i对应0.6,0.8,1.0,1.2Q0四个方程,其中Q0为泵额定流量。按全线各站配置泵型及设计参数,由图表获得各泵型粘液修正系数与原油粘度之关系并存入数据库,经工艺计算及粘温关系确定进泵原油粘度,按运行泵型号调出相应数据,应用(27)~(29)式,则修正系数可动态获得。按并联组合情况选择(20)~(26)式中相关公式进行粘液性能换算,按输量及泵并联情况可确定泵工作点参数,代入目标函数(1),通过优化可获得引入了泵粘液影响后的最佳运行方案。本文采用四次多项式处理(27)~(29)式,根据对DZ250N×340×4,DKS750-550,DKS450-550泵的处理结果发现,在ν≤200mm2/s时,KQ均为1.0,即原油粘性对此三种泵型的流量基本无影响。在ν≤132mm2/s且Q≤Q0时,KH在0.98~1.0之间;在Q>Q0时,KH在0.95~1.0之间。在粘度超出上述范围时,对流量扬程影响增大。至于泵效,在ν≥20mm2/s后,随ν上升Kη不断下降,在ν≥440mm2/s后,效率修正系数Kη降至0.6~0.7左右,影响相当可观。3凝层影响分析研究表明,油温低于原油析蜡点时会有蜡晶析出,析蜡高峰区出现于析蜡点以下5~10℃,蜡晶构成骨架并沉积于管壁形成凝油层并不断加厚,蜡沉积过程还与油壁温差、流速及管线运行时间等有关。运行实际及优化分析均表明,经济进站温度大多较析蜡点低10℃甚至以上,相当部分管段管壁会出现凝油而成为结蜡段,输量低时更会加重凝蜡过程。凝蜡增大了管壁热阻使沿线热损失降低,但通径变小水力摩阻的增大使得增开机泵从而动力费用上升成为必然,严重时可能因泵扬程有限及允许管压较低而无法克服急剧上升的站间摩阻而出现阻塞危险段,因此忽略此因素不仅