1阶梯输量的配泵方案
将管道实际运行探索和SCADA系统每小时自动采集数据筛选结果，与同等条件下离线仿真结果对比，可归纳阶梯输量为1000m3/h、1150m3/h、1250m3/h，1450/1500m3/h、1600m3/h，其中翠岭和山丹站保持2台大泵的运行方式。以上配泵方案在满足运行输量的同时，保证管道无节流、低压力运行（表3）。随着管道阶梯输量的增加，24h耗电量逐渐增加，但是单耗先增加后减小再增加，在1500m3/h时为转折点。根据管道各阶梯输量泵提供的压力情况（表4），随着运行输量的增加，泵提供的压力越来越小；通过对泵效率的计算核对，在管道运行输量1450m3/h左右时，泵的综合效率最高。因原油物性及运行环境(压力、温度)不同，导致相同输量下配泵不同。根据计划和上下游库存，基于阶梯输量，制定配泵方案，控制全线节流在0.5MPa以内，高点在0.1MPa以上，或采取不同阶梯输量搭配或阶梯输量间歇输送[3]，可使全线耗电量维持在最低。
2干线分输对配泵的影响
干线分输主要包括玉门炼厂分输、玉门生产库分输和秦川储备库分输。其中吐哈油在玉门全分输，因其大多为中质油，黏度较大，玉门炼厂海拔较高，向玉门炼厂分输时（即玉门站输油泵后分输，玉门站启3台主泵），大多在800～900m3/h低输量下，易造成压能损失和过多的电耗，玉门计量进站压力超高（裕量仅0.3MPa）。相比之下，向玉门生产库分输（即玉门站输油泵前分输）可避免以上问题，可大输量运行（分输可达2000m3/h），压能充分利用（无节流），配泵方案自由且节约分输时间（表5）。秦川储备库位于5#放空高点和兰州站之间（落差1292m），在下坡段约60km处。秦川库分输可减小下游的摩阻损失，压能可充分利用，分输量越大，相比分输前管道，摩阻越小。全线配泵相同条件下，秦川分输越大，5#高点越易建立压力（不拉空），电耗明显降低。以干线输量1600m3/h为例，秦川分输1000m3/h时，与无秦川分输时相比，5#高点压力高0.2MPa，电能损耗每24h降低0.45×104kW•h。
3加热系统改造及优化运行
冬季运行时，油品需加热或综合热处理方可外输，因几种油品按不同比例掺混，油品物性好于某单种油品，干线由多站式和四站式加热变为一站式综合热处理[5]。因外输温度维持在50℃以上，既破坏了管道防腐层，又造成了能源浪费和环境污染，增加了运行费用，仅2010－2012年冬季运行，燃油消耗近1.32×104t，必须寻求合理的方法解决这一问题。
3.1加热炉油改气方案实施
鄯善站4台8000kW热媒炉和储备库2台8000kW热媒炉（表6、表7），燃料为原油。对燃料为原油和天然气进行比较，4台加热炉，热效率0.9，冬季运行5个月，原料为原油时，年燃油燃料费为3282×104元（3500元/t），年耗油量9380t；原料为天然气时，年燃气燃料费2304×104元（2元/m3），年耗气量1152×104m3，。与原料为原油相比，原料为天然气可年节约费用978×104元，2012－2013年冬季运行时，对加热炉燃料实施油改气，改善了环境质量并降低了加热炉故障率。
3.2换热系统改造
换热系统改造[6]是在原加热系统中新增一套油油换热器(2串4并式)，原油进站后通过给油泵，首先进入新增的油油换热器，与从已建热媒油换热器来的热油（60～65℃）进行热交换，将冷原油加热到30~35℃后，冷油进已建换热器继续加热，热油（60~65℃）经热交换后，冷却到30~35℃，再经输油主泵外输，极大地降低了原油外输温度。对换热器投用前后原油外输物性和能耗进行对比（表8），吐哈油首站外输温度变化不大（降低约8.29％），首站出站凝点有所降低，出站凝点相比空白凝点的变化幅度较大，玉门进站凝点因中间站场泵的高速剪切和管道低速剪切作用回升约2℃，投用后回升幅度较大，但仍满足外输条件[7]，生产单耗降低近19％；H49（塔里木油:北疆稠油=85:15）首站出站温度较投用前大幅降低（约25.7％），首站出站凝点降低幅度较投用前小，但出站凝点较投用前有所降低，玉门站进出站凝点变化不大，末站进站凝点较首站约回升5℃，仍满足安全外输条件，单耗降低幅度约38％。对于不同掺混比例的混油（塔里木油比例一般40％以上）而言，油品外输的凝点有所不同，但随着油源物性的改善，可满足外输条件；对于物性较差或恶化的油品，管道运行时存在风险，需对运行工艺方式进行讨论。由于热油和进站冷油进行充分换热，利用导热油热能降低了原油的出站温度，大幅度降低了加热炉的热负荷，启炉台数明显下降（表8），相同输量下备用炉增多，降低了冬季运行风险。
3.3加热系统优化配炉
近几年，上游来油物性大幅改善，塔里木油、哈国油和北疆油凝点均在-20～-5℃，不同掺混比例的混油或吐哈油外输条件改善，极大地降低了耗油气量，但有时外输量与加热炉启用台数（热负荷）匹配不合理，反而加大了能耗，需要对其进行优化分析。通常，冬季运行混油的进站温度为5.2～14.0℃，吐哈油的进站温度为25～30℃。油品进站温度和输量决定启炉的台数，输量和启炉台数（热负荷）相同时，来油进站温度越高，出站温度越高；启炉台数和进站温度相同时，输量越大，出站温度越低（表9）。换热器投用前，外输混油1250m3/h时，启3台加热炉时刚刚满足50℃的外输条件，而1350m3/h时，出站温度在45～50℃之间，投用后启2台炉1250m3/h和1350m3/h输量时，换热器出口温度维持在60℃，油品同样满足外输。因此，投用前2台炉满足1000～1050m3/h混油外输，1台炉满足1000m3/h吐哈油外输，3台炉满足1350m3/h混油外输；投用后2台炉满足1350m3/h混油外输和1450m3/h吐哈油外输。为降低管道能耗和运行风险，有时采取吐哈油不单独外输，而是以掺混方式混合外输，可提高首站来油温度，并满足混油常温输送的要求。泵的耗电量和加热炉耗油气量均与外输量（质量输量）成正相关。通过泵的阶梯输量和加热炉配炉优化，可有效降低能耗，其中序号3和4在阶梯输量下运行生产单耗相对较小，序号2生产单耗最大(表10)。
4结论
（1）相同输量下，全线无节流运行时能耗最低；在泵出现故障或维修时，节流尽量放在一个站场上，合理运用小泵，可减少过多压能损失；总结出的管道阶梯输量可有效降低能耗，其中管道运行1450m3/h时，泵效最高；玉门生产库分输和秦川库分输，易建立高点压力，可有效降低全线能耗。（2）加热炉油改气后，同等条件下减少了管道运行费用（15.2％）；换热系统改进可满足外输要求且降低耗油量近38％，减少了启炉台数；加热炉配炉优化，有效降低了外输温度；提高混油进站温度（如混油中适当掺混高温吐哈油）或降低出站温度，控制启炉台数（或降低输量）和降低吐哈油的综合热处理温度均可有效降低耗油气量。（3）对于物性较差的油品，需对换热系统运行工艺进一步细化，对混油物性进行深入研究，为常温输送提供理论和实验依据；天然气和电价因地域和时间而不同，应进一步讨论管道运行方式和综合能耗等问题；做好机泵的相关测试，寻找更高的阶梯排量。
作者：孙法峰 吴海辰 于瑶 田旭东 张丙辰 单位：中国石油北京油气调控中心 中国石油大学
