長距離密閉輸送原油管道運行方案優(yōu)化分析

長距離密閉輸送原油管道運行方案優(yōu)化分析

0問題分析的提出能耗對減少長輸熱油管道的運營成本非常重要。經(jīng)多年努力,通過采用加劑降凝降粘、熱處理、中外油混輸、泵調(diào)速及設(shè)備改造等措施,輸油成本已有較大下降。通過運行優(yōu)化以取得全線各站泵爐最佳組合,是進(jìn)一步降低輸送成本的基礎(chǔ),多年來,國內(nèi)不少專家已做了大量工作并取得了一定成果。大多數(shù)文章仍采用泵管解耦以簡化優(yōu)化過程,即先優(yōu)化加熱方案再據(jù)此經(jīng)二次分析確定泵運行方式,這使其直接的工程應(yīng)用受到限制。泵管耦合處理方法,目標(biāo)函數(shù)性狀特點,進(jìn)泵原油粘性對泵性能的影響處理,管壁結(jié)蠟及主要約束條件值變化對運行優(yōu)化的影響,尤其是采用逐站計算模型時熱力、壓力越站判據(jù)、方式及確定方法,曾在“輸油管油管道優(yōu)化運行研究”一文中提出。事實上泵管關(guān)系密不可分,解耦處理雖簡化了分析過程,但與實際偏離明顯,這不可避免會對分析準(zhǔn)確性合理性及結(jié)果實用性帶來影響?？梢韵胂?當(dāng)將包括了十幾個甚至幾十個配備有多臺多型號泵爐設(shè)備的熱泵站,長達(dá)幾百甚至于上千公里的輸油管道作為一個系統(tǒng)處理時,全線可能的泵爐組合方式眾多,沿線地形變化多樣,土壤條件各異,不同地區(qū)地溫和散熱并不完全相同,沿線溫降壓降關(guān)系復(fù)雜且在熱泵站位置會出現(xiàn)突變,當(dāng)引入進(jìn)泵原油粘性影響后,涉及到粘液影響修正系數(shù)動態(tài)查取及粘液性能曲線自動換算數(shù)解方法的提出及實施,而不同性能泵串并聯(lián)及管路特性曲線的獲得以數(shù)值地確定泵工作點時,又涉及到來油剩余壓頭及并聯(lián)泵流量分配處理問題,此外,合適的工藝約束條件值選擇并保證形成對目標(biāo)函數(shù)的有效約束及在配有調(diào)速系統(tǒng)的管線中最佳調(diào)速位置及相應(yīng)調(diào)速比的確定問題等。明顯可見,輸油管道運行優(yōu)化分析中涉及到泵問題的處理不在少數(shù),而根據(jù)計算,動力費在總運費中所占比例隨輸送條件改變大致在40%~60%之間變化,由此可見解耦處理模型因較大偏離工程實際易于造成一定的誤差是可能的,且因解耦而致某些工藝約束尤其是泵特性、進(jìn)站壓力要求、壓力越站條件等難以形成對目標(biāo)函數(shù)有效約束問題也是明顯的,這無疑是其直接工程應(yīng)用受到限制的重要原因之一,因而采用泵管耦合逐站計算分析模型,并提出上述問題的相應(yīng)處理方法,確定相關(guān)工藝約束條件及合適的熱力、壓力越站判據(jù),據(jù)此建立問題目標(biāo)函數(shù),再應(yīng)用合適的優(yōu)化方法是獲得符合實際并能直接應(yīng)用于工程的最佳運行方案的關(guān)鍵之一。由于影響因素復(fù)雜,問題目標(biāo)函數(shù)的顯式表達(dá)仍有困難,雖因非線性規(guī)劃方法處理隱式目標(biāo)函數(shù)時良好的數(shù)值性而成為大多數(shù)輸油管道運行優(yōu)化文章首選方法,但由優(yōu)化理論知,無論是單變量還是多變量目標(biāo)函數(shù),應(yīng)用非線性規(guī)劃方法以獲得問題全局最優(yōu)化解的必要條件是目標(biāo)函數(shù)應(yīng)滿足凸性或至少為單峰性條件。由于本問題目標(biāo)函數(shù)的隱式性質(zhì),就此問題進(jìn)行嚴(yán)格數(shù)學(xué)討論仍有困難,這也是在此之前也很少見過相關(guān)研究討論文章的原因之一。然而應(yīng)用非線性規(guī)劃方法尋優(yōu)時,探討輸油管道運行優(yōu)化目標(biāo)函數(shù)是否滿足凸性或至少單峰性條件及在不滿足時采取必要處理措施以保證獲得全局最優(yōu)解具有至關(guān)重要意義?；谏鲜鏊悸?建立了輸油管道泵管耦合逐站計算模型及運行優(yōu)化目標(biāo)函數(shù),按工藝要求確定了相應(yīng)約束條件,以美國水力協(xié)會泵粘液修正系數(shù)圖表為基礎(chǔ),提出了泵粘液特性換算數(shù)解方法并進(jìn)行了計算機(jī)實施,應(yīng)用非線性規(guī)劃方法并按獲問題全局最優(yōu)解的必要條件進(jìn)行了處理,編制了輸油管道運行優(yōu)化分析程序并進(jìn)行了大量算例計算,給出了算例輸量范圍內(nèi)包括全線各站泵爐設(shè)備運行匹配、泵爐啟用站位置、越站方式、加熱溫度、加壓壓力、沿線結(jié)蠟分布等優(yōu)化運行控制參數(shù)及相應(yīng)電耗油耗等經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)在內(nèi)的最佳決策,并研究了管壁結(jié)蠟及約束條件變化對運行優(yōu)化的影響。由于篇幅原因分兩部分介紹,理論與方法部分主要介紹目標(biāo)函數(shù)、約束條件、泵粘液特性影響處理及相關(guān)數(shù)值方法,而算例部分進(jìn)行結(jié)果討論并給出相關(guān)結(jié)論。1泵的運行優(yōu)化目標(biāo)函數(shù)影響輸油管道運行經(jīng)濟(jì)性分析結(jié)果的因素很多,大致可歸結(jié)如下:a)已知因素如輸量、管徑、原油物性、管長及熱泵站位置、各站泵爐配備及性能、沿線地形等;b)條件已知因素,可通過多年運行記錄及某些實測總結(jié)整理獲得,如全年沿線地溫變化、不同輸量不同埋設(shè)地域站間溫降壓降、結(jié)蠟情況及清管周期對管線運行的影響等,用以反算傳熱系數(shù),經(jīng)數(shù)學(xué)處理以相應(yīng)方式存入數(shù)據(jù)庫以供調(diào)用。為使反算結(jié)果符合實際,站內(nèi)摩阻、過泵油流溫升、管閥件摩阻等也應(yīng)考慮;c)輸送工藝條件,如允許管壓、允許最高油溫、設(shè)備最大負(fù)荷、結(jié)蠟情況、進(jìn)站壓力和末站進(jìn)站油溫要求等,此類因素以約束條件出現(xiàn),合理與否直接影響最優(yōu)方案正確確定及可實施性;d)管線鋪設(shè)方式,如單管線還是雙管線,分輸及合輸要求及位置,后者需通過相應(yīng)模型和方法解決流量分配,正確合理與否直接影響分析結(jié)果;e)熱力、壓力越站判據(jù),其中熱力越站尤為關(guān)鍵,但合適判據(jù)的確定并非易事,影響因數(shù)極為復(fù)雜,因而針對管線具體情況通過現(xiàn)場經(jīng)驗數(shù)據(jù)反演以獲得效果良好的判據(jù)十分重要;f)與人為決策有關(guān)且對經(jīng)濟(jì)性有直接影響、可通過運行優(yōu)化獲得的因素,如泵爐啟用位置及匹配方式,進(jìn)出站油溫油壓控制參數(shù),增壓泵、調(diào)速泵啟用位置及相應(yīng)要求,某站故障停泵爐而需的相應(yīng)調(diào)整方式等等。為簡化分析作如下基本假設(shè):a)輸送過程為穩(wěn)態(tài)過程;b)管壁結(jié)蠟段各處凝蠟厚度相等,取平均當(dāng)量厚度。據(jù)此全線運行費用可認(rèn)為僅與熱爐啟用站進(jìn)站油溫tzm有關(guān),由其可計算沿線溫降壓降,再按輸送工藝要求及越站判據(jù)可確定全線泵爐啟用站位置數(shù)目及所需出站加熱溫度和管壓,從而可得相應(yīng)的熱力動力消耗,據(jù)此密閉輸送時運行優(yōu)化目標(biāo)函數(shù)f可表達(dá)為:minf=S1(tzm)+{S2(tzm)}(1)S1(tzm)=∑i=1ne1qlηi∫tiltzmGC(t)dt(2)S1(tzm)為全線加熱總費用,其中G為質(zhì)量輸量,kg/s;C(t)為原油熱容,kJ/kg·k;ql為燃油低發(fā)熱值,kJ/kg;n為全線加熱爐啟用站數(shù),由計算確定;ηi,til分別為第i加熱啟用站爐綜合熱效率和加熱油溫,℃;e1為燃油單價,元/kg。而{S2(tzm)}為全線動力總費用向量,維數(shù)與給定泵配置在輸量條件下組合數(shù)有關(guān),其中任一元素S2l為第l種泵組合時全線動力總費用,即:{S2(tzm)}=[S21S22…S2l…S2m]T(3)S2l=∑i=1nle2(FijlGijlHijl102ηijlηiej+FiklGiklHikl102ηiklηiek)(4)式中,下標(biāo)m為輸量條件下的泵組合數(shù),nl為第l泵組合時全線泵啟用站數(shù),均由分析給出。e2為電價,元/度;Gijl,Gikl,Hijl,Hikl,ηijl,ηikl,ηiej,ηiek分別為第l泵組合時在第i開泵站相應(yīng)于j,k型號泵單泵及配套電機(jī)工作點參數(shù),即單泵流量(kg/s),揚(yáng)程(m),泵效率和電機(jī)效率;Fijl,Fikl分別為第l泵組合在i開泵站j,k型號泵啟用數(shù)。依溫度、壓力、泵特性分類的約束條件為:對任意點油流溫度t有:tn<t≤tmax(5)由儲存要求決定的末站進(jìn)站油溫tend應(yīng)為:tend≥temin(6)任一出站壓力pout應(yīng)滿足:pmin<pout≤pmax(7)中間站和末站進(jìn)站壓力pzm和pend應(yīng)滿足:pzm≥[pzm](8)pend≥[pzm](9)任一單泵效率ηijl和軸功率Nijl應(yīng)滿足:ηijl≥ηjmin(10)Nijl≤Njmax(11)約束條件中,tn為輸送階段原油凝點,由熱處理特性確定;tmax為允許最高油溫;temin為按原油物性和儲存要求確定的末站最低允許進(jìn)站油溫;pmax為由強(qiáng)度要求確定的管道最大允許承壓;pmin則是為克服站間摩阻、沿線地形高差,滿足(8),(9)約束,保證原油順利被送至下站所必須的最低出站壓力,隨站間管線及油流條件而變,由分析確定;[pzm],[pend]分別為中間站和末站最低允許進(jìn)站壓力,隨站內(nèi)摩阻、進(jìn)站壓頭要求、壓降計算誤差及適量安全要求而定;ηjmin為運行泵按高效區(qū)工作要求確定的下限效率,Njmax則為運行泵依所配電機(jī)確定的最大允許軸功率,以防超載。此外tzm雖為優(yōu)化對象,也應(yīng)滿足工藝規(guī)定:tzm>tn+3~5(℃)(12)任一出站油溫tout應(yīng)滿足:tout≥tn+Δtmin+3~5(℃)(13)為保證運行安全,也應(yīng)考慮管壁結(jié)蠟程度,即要求結(jié)蠟厚度不大于輸量條件下結(jié)蠟危險區(qū)下限結(jié)蠟厚度δmax:δ<δmax(14)(12)~(14)式中,3~5℃是輸送安全規(guī)定,Δtmin為正常輸送時所需最小站間溫降,其值與輸量、結(jié)蠟狀況、站間管線傳熱系數(shù)、地溫、出站油溫、管道允許承壓及泵揚(yáng)程約束等條件有關(guān),而輸量條件下結(jié)蠟危險區(qū)下限結(jié)蠟厚度δmax的合理確定極為必要。應(yīng)指出,(5)~(14)式的約束條件隱含所有站間管線和所有熱泵站泵爐設(shè)備,實際約束遠(yuǎn)大于9。顯然,約束條件的不同取值,將給出不同的優(yōu)化方案,按工藝要求和實際設(shè)備狀況定出符合實際的許可值有助于獲得符合輸送要求的最佳決策。熱力和壓力越站判據(jù)也包含在(5)~(14)式中,但相關(guān)值確定的復(fù)雜性遠(yuǎn)高于表達(dá)式本身,需綜合各種因素并經(jīng)過大量計算分析得到。由于目標(biāo)函數(shù)和約束條件包括了全線所有管段及設(shè)備的運行狀況,(1)式的尋優(yōu)過程自然是泵管耦合的。此外,泵組合多樣性而形成的S2(tzm)的系列性使(1)式的求解包括了tzm和函數(shù)系列S2l兩個尋優(yōu)過程的內(nèi)在自然結(jié)合。目標(biāo)函數(shù)涉及的溫降計算依據(jù)蘇霍夫公式,壓降計算對牛頓流采用列賓宗公式,非牛頓流按假塑性體處理。為便于數(shù)值處理采用了等溫降試算迭代法,在Δt取值很小時可使計算段的溫度處理誤差更小從而使物性參數(shù)確定具有更好的準(zhǔn)確度,此外也易于確定流態(tài)和結(jié)蠟段沿管線的分布。2原油泵型泵揚(yáng)程計算法圖解法原油粘性對泵的揚(yáng)程、流量、效率、功率及吸入性能均有影響。我國開采原油大多為粘度較高的含蠟原油,即使加熱,輸送粘度仍可達(dá)100~200mm2/s,甚至有300~400mm2/s。泵廠提供的泵性能大多基于常溫清水測試結(jié)果,按清水泵性能進(jìn)行運行優(yōu)化分析顯然會帶來較大誤差,引入粘液對泵性能的影響極為必要。國內(nèi)目前泵特性的粘液換算仍以圖解法為主,即以前蘇聯(lián)國家石油機(jī)械研究院或美國水力協(xié)會的線圖圖表為基礎(chǔ),通過查圖獲取修正系數(shù)并逐點對清水泵性能換算修正得到粘液泵性能。線圖、圖表基于大量實驗結(jié)果,工程應(yīng)用精度國際公認(rèn),但輸送溫度動態(tài)變化,難以通過預(yù)先圖解處理獲得換算性能曲線再輸入計算機(jī)的方法進(jìn)行。研究發(fā)現(xiàn),根據(jù)泵型基本性能按線圖或圖表進(jìn)行適當(dāng)處理并存入數(shù)據(jù)庫,再通過一定的數(shù)解方法,可以實現(xiàn)修正系數(shù)動態(tài)查取和性能曲線自動換算。由于美國水力協(xié)會方法實施相對方便,故以此為基礎(chǔ)提出下述處理方法。設(shè)按泵廠提供數(shù)據(jù)經(jīng)擬合后得到某一泵型的單泵清水性能曲線:H=A0+A1Q+A2Q2+A3Q3(15)η=B0+B1Q+B2Q2+B3Q3(16)式中Q,H,η分別為清水泵流量、揚(yáng)程和效率;Ai,Bi,i=0,1,2,3為擬合系數(shù)。按泵的粘液性能換算方法,在進(jìn)泵原油粘度為ν時泵的流量Qν,揚(yáng)程Hν,效率ην與清水條件下的Q,H,η之間關(guān)系為:Hν=KHH(17)Qν=KQQ(18)ην=Kηη(19)KH,KQ,Kη分別為反映原油粘性影響的泵揚(yáng)程、流量、效率修正系數(shù)。在采用美國水力協(xié)會圖表實施換算時,KH應(yīng)根據(jù)由Qν反算得到的Q的范圍查取并采用插值方法確定。將(17)~(19)式代入(15),(16)式,則輸送粘度為ν原油時的泵特性可得到為:Hν=KH(A0+A1KQQν+A2K2QQ2ν+A3K3QQ3ν)(20)ην=Kη(B0+B1KQQν+B2K2QQ2ν+B3K3QQ3ν)(21)若以與Qν對應(yīng)的清水流量Q表示,(20),(21)兩式也可表示為:Hν=KH(A0+A1Q+A2Q2+A3Q3)(22)ην=Kη(B0+B1Q+B2Q2+B3Q3)(23)根據(jù)進(jìn)泵原油不同粘度和泵輸量確定KQ,KH,Kη后,利用(20),(21)或(22),(23)兩式,泵粘液性能換算可隨時進(jìn)行,泵軸功率也容易得到:Nν=ρQνHν102ην(24)式中ρ為原油密度。為驗證上法的正確性,讀者可試用參考文獻(xiàn)中算例1~7中泵型及相關(guān)數(shù)據(jù)獲得(20),(21)或(22),(23)形式泵粘液特性方程,再以該算例對應(yīng)各點Q代入方程求得Hν,ην,可以看到與該算例采用圖解法結(jié)果理想地一致。給出(20),(21)和(22),(23)兩種換算方程形式的原因是,輸油泵站大多采用多泵并聯(lián)運行。如進(jìn)泵水力條件對稱,同性能并聯(lián)泵特性和單泵流量均容易獲得。設(shè)n臺同性能泵并聯(lián)運行,管輸量為Qνp,則單泵流量為Qν=Qνp/n,而泵并聯(lián)粘液泵特性為:Hν=KH(A0+A1nKQQνp+A2n2K2QQ2νp+A3n3K3QQ3νp)(25)ην=Kη(B0+B1nKQQνp+B2n2K2QQ2νp+B3n3K3QQ3νp)(26)顯然無論按單泵流量Qν還是管輸量Qνp處理上都無困難,當(dāng)采用不同性能泵并聯(lián)時,若單泵粘液特性已知,并聯(lián)特性處理也有辦法,問題在于美國水力協(xié)會方法中揚(yáng)程修正系數(shù)KH與流量有關(guān),確定單泵粘液特性時必須知道各泵進(jìn)泵清水流量,這涉及到各泵流量分配,而進(jìn)行流量分配時用到的單泵特性與粘度從而與KH也有關(guān),故必須通過迭代試算方法處理。本文給出兩種換算方程形式的目的是給試算迭代提供更多選擇空間。至于修正系數(shù)圖表的計算機(jī)處理,按圖表和查圖方法知,KH,KQ,Kη與泵設(shè)計點參數(shù)及原油粘度有關(guān),且KH按泵流量分成四個區(qū)域。一般而言泵型設(shè)計點參數(shù)已知,因而該泵型的修正系數(shù)僅與粘度有關(guān),通過處理可表達(dá)為:KQ=KQ(ν)(27)Kη=Kη(ν)(28)KHi=KHi(ν)(29)(29)式中下標(biāo)i對應(yīng)0.6,0.8,1.0,1.2Q0四個方程,其中Q0為泵額定流量。按全線各站配置泵型及設(shè)計參數(shù),由圖表獲得各泵型粘液修正系數(shù)與原油粘度之關(guān)系并存入數(shù)據(jù)庫,經(jīng)工藝計算及粘溫關(guān)系確定進(jìn)泵原油粘度,按運行泵型號調(diào)出相應(yīng)數(shù)據(jù),應(yīng)用(27)~(29)式,則修正系數(shù)可動態(tài)獲得。按并聯(lián)組合情況選擇(20)~(26)式中相關(guān)公式進(jìn)行粘液性能換算,按輸量及泵并聯(lián)情況可確定泵工作點參數(shù),代入目標(biāo)函數(shù)(1),通過優(yōu)化可獲得引入了泵粘液影響后的最佳運行方案。本文采用四次多項式處理(27)~(29)式,根據(jù)對DZ250N×340×4,DKS750-550,DKS450-550泵的處理結(jié)果發(fā)現(xiàn),在ν≤200mm2/s時,KQ均為1.0,即原油粘性對此三種泵型的流量基本無影響。在ν≤132mm2/s且Q≤Q0時,KH在0.98~1.0之間;在Q>Q0時,KH在0.95~1.0之間。在粘度超出上述范圍時,對流量揚(yáng)程影響增大。至于泵效,在ν≥20mm2/s后,隨ν上升Kη不斷下降,在ν≥440mm2/s后,效率修正系數(shù)Kη降至0.6~0.7左右,影響相當(dāng)可觀。3凝層影響分析研究表明,油溫低于原油析蠟點時會有蠟晶析出,析蠟高峰區(qū)出現(xiàn)于析蠟點以下5~10℃,蠟晶構(gòu)成骨架并沉積于管壁形成凝油層并不斷加厚,蠟沉積過程還與油壁溫差、流速及管線運行時間等有關(guān)。運行實際及優(yōu)化分析均表明,經(jīng)濟(jì)進(jìn)站溫度大多較析蠟點低10℃甚至以上,相當(dāng)部分管段管壁會出現(xiàn)凝油而成為結(jié)蠟段,輸量低時更會加重凝蠟過程。凝蠟增大了管壁熱阻使沿線熱損失降低,但通徑變小水力摩阻的增大使得增開機(jī)泵從而動力費用上升成為必然,嚴(yán)重時可能因泵揚(yáng)程有限及允許管壓較低而無法克服急劇上升的站間摩阻而出現(xiàn)阻塞危險段,因此忽略此因素不僅