西南某管道順序輸送航煤質(zhì)量指標(biāo)分析*

韓東 劉靜 左志恒 王乾 李苗 廖小花 梁永圖

1中國石油大學(xué)（北京）機械與儲運工程學(xué)院/城市油氣輸配技術(shù)北京市重點實驗室

2中國石化銷售有限公司華南分公司

3中石化煉化工程(集團)股份有限公司洛陽技術(shù)研發(fā)中心

隨著國內(nèi)航空工業(yè)的高速發(fā)展，近年來航煤市場需求量進入快速增長階段，航煤需求增長率遠高于汽油、柴油。據(jù)統(tǒng)計，2017年西南管道沿線廣西、貴州、云南三省主要機場對航煤的需求量高達188×104t，同比增長約12.5%。在民航周轉(zhuǎn)量大幅增加的影響下，未來國內(nèi)市場對航煤的需求必將呈現(xiàn)快速增長的態(tài)勢。目前航煤運輸主要采用管道、水運、鐵路、公路等運輸方式，相比于管道運輸，其他運輸方式存在運輸周期長、成本高、受天氣及地形等自然因素影響大等問題，故通過管道運輸航煤是較為高效的方法。由于航煤對質(zhì)量指標(biāo)要求嚴苛，因此國內(nèi)煉廠向機場供送航煤時一般采用單管輸送的方式，而對于距離煉廠較遠的大型機場，采用單管輸送的方式顯然是不經(jīng)濟的，而利用大輸量的成品油管道順序輸送航煤，可有效保證航煤供應(yīng)的穩(wěn)定性，且可減少由于航煤供應(yīng)能力不足而新建管道的投資。

2008年8月，隸屬于中國石油化工股份有限公司天津分公司的成品油管道在輸送航煤過程中曾發(fā)生過航煤電導(dǎo)率急劇衰減的現(xiàn)象[1]。經(jīng)鎮(zhèn)杭成品油管道順序輸送的航煤也出現(xiàn)了“銀片腐蝕”高達2～3級[2]的情況，不符合機場對航煤的質(zhì)量指標(biāo)要求。由此可知，航煤經(jīng)成品油管道順序輸送后可能導(dǎo)致其質(zhì)量指標(biāo)不合格。油品質(zhì)量指標(biāo)是管道運營企業(yè)與銷售企業(yè)進行成品油交接的一個重要參數(shù)。特別是對于航煤而言，航空煤油是飛機發(fā)動機的專用燃料，其應(yīng)用場合特殊，因此被列為石油產(chǎn)品中控制指標(biāo)最多、質(zhì)量要求最嚴格的產(chǎn)品之一[3]。航煤質(zhì)量指標(biāo)的合格與否直接決定著飛機的運行安全。雖然目前國內(nèi)已存在部分順序輸送航煤的成品油管道，如格拉輸油管線[4]、克烏管道[5]、鎮(zhèn)杭管道[6]、惠莞成品油管道[7]等，但上述管道的里程較短，輸量較小，通過上述管道采集的航煤質(zhì)量指標(biāo)數(shù)據(jù)難以有效反映航煤經(jīng)長距離、大落差、高輸量的成品油管道順序輸送后質(zhì)量指標(biāo)的變化規(guī)律。因此，有必要開展長距離、大落差成品油管道順序輸送航煤現(xiàn)場試驗，并分析航煤質(zhì)量指標(biāo)的變化規(guī)律。基于西南某管道航煤順序輸送試驗，分析了順序輸送后航煤質(zhì)量指標(biāo)變化規(guī)律，研究結(jié)果為成品油管道航煤順序輸送方案的制定提供指導(dǎo)。

1 西南某管道航煤順序輸送試驗

1.1 試驗方案

試驗管道全長973.577 km，最大高程落差1 094 m，屬于典型的長距離、大落差成品油管道。管道沿線共有10座輸油站，全線采用變管徑設(shè)計，其中，MM-YL段和LZ-HC段的管徑為508 mm，YL-LT段和LZ-GY段的管徑為457 mm。西南管道MM-GY段的管道縱斷面如圖1所示。

圖1 西南管道縱斷面Fig.1 Vertical section of the southwest pipeline

本次航煤順序輸送試驗中油品的輸送次序如圖2所示。MM首站各批次注入量分別為7×104t 92#汽油、3×104t 95#汽油、12×104t車用柴油、0.5×104t航煤、4×104t車用柴油。為了盡量減少因下載航煤對中間站場工藝管線的影響，本次航煤批次由MM站注入后全部在GY站接收并處理，中間站場不下載航煤及由航煤和柴油形成的混油。

當(dāng)航煤批次到達GY站后，航煤和柴油形成的混油段全部下載到站內(nèi)一個1×104m3的儲罐中，航煤純油段下載至另外一個1×104m3的儲罐，同時將處于航煤純油段中間部分的航煤經(jīng)由一條臨時管線和航煤專用臨時過濾器下載至一個100×104m3的儲罐中，用于后續(xù)航煤質(zhì)量指標(biāo)的化驗。

圖2 西南管道油品輸送順序Fig.2 Transportation sequence of oil products in the southwest pipeline

本次現(xiàn)場試驗中，油品的物性如表1所示。

表1 油品物性Tab.1 Oil property

1.2 航煤樣本的采樣方法

航煤的質(zhì)量指標(biāo)不僅會隨著管輸距離的增加而變化，而且處于同一批次不同位置的航煤的質(zhì)量指標(biāo)也可能會有所不同。為了更加全面地研究航煤在順序輸送過程中質(zhì)量指標(biāo)的變化情況，應(yīng)當(dāng)對處于同一批次不同位置的航煤進行采樣分析。參照《中國石化煉油企業(yè)采樣管理辦法》與GB/T 4756—2015《石油液體手工取樣法》技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)[8]中油品采樣方法，當(dāng)航煤到站后，各站場在不同時間點（15、30、45、60、180 min）分別對航煤段不同位置（a、b、c、d、e）進行取樣，并對所取樣本進行現(xiàn)場化驗分析（圖3）。

圖3 航煤樣本采集位置示意圖Fig.3 Sketch map of sampling position of aviation kerosene

2 航煤順序輸送過程質(zhì)量指標(biāo)分析

2.1 混油計算

航煤-柴油和柴油-汽油順序輸送過程中的前后行油品的物性差異程度不同，航煤和柴油兩者之間的物性更加接近，其混油發(fā)展規(guī)律可能與柴油-汽油的混油發(fā)展規(guī)律不同。目前，成品油管道中順序輸送航煤的實例較少，且已知成功順序輸送航煤的成品油管道中都沒有給出運行過程中沿線各站場航煤和柴油形成的混油量數(shù)據(jù)，可供參考的經(jīng)驗較匱乏。因此，汽油和柴油混油量（汽柴混油量）計算經(jīng)驗關(guān)系式用于計算航煤-柴油混油量的準(zhǔn)確性需要通過現(xiàn)場數(shù)據(jù)進行驗證。

基于汽柴混油量計算經(jīng)驗關(guān)系式對航煤順序輸送過程沿線各站場的航煤-柴油混油量進行計算[5]，由于西南某管道存在變管徑及變流量的情況（表2），不同管段內(nèi)管徑和流量不同使得在進行混油量計算過程中需要考慮管徑和流量對混油發(fā)展的影響，鑒于此，在計算管道全線混油量時，需要按照管道的變徑逐段進行計算。管段i產(chǎn)生的航煤-柴油混油在下一段管段的等效長度由公式（1）計算，再由等效長度根據(jù)公式（2）計算管段i+1中的當(dāng)量長度，從而計算下一段管段的混油長度[9-10]。

表2 沿線各管段的長度、內(nèi)徑及流量Tab.2 Length,inner diameter and flow rate of each pipe segment along the line

式中：Ci,Ci+1為管段i和管段i+1的混油長度，m； Li,Li+1為管段i和管段i+1的長度，m；Rei,Rei+1為管段i和管段i+1的雷諾數(shù)；Rej為臨界雷諾數(shù)； di,di+1為管段i和管段i+1的內(nèi)徑，m；Lei,i+1為管段i產(chǎn)生的混油長度在管段i+1上的等效長度，m；Lf,i+1為管段i+1的當(dāng)量長度，m。

沿線各站場柴油頂航煤及航煤頂柴油的實際混油量可根據(jù)現(xiàn)場SCADA系統(tǒng)采集的進站油品密度曲線獲得，各站場的混油量計算值可由公式（1）～公式（3）計算得到。通過對比各站場的實際混油量與計算值，可知兩者之間的誤差大小。

圖4是沿線各個站場的混油量計算值與航煤頂柴油、柴油頂航煤的實際混油量的對比圖。由圖4a可知，汽柴混油量計算經(jīng)驗關(guān)系式對航煤-柴油混油量的計算結(jié)果與現(xiàn)場實際值的最大誤差為31.2%，最小誤差為4%，平均誤差為17.1%，在不考慮數(shù)據(jù)采集誤差的情況下，各個站場的實際混油量要比計算值大，這是因為汽柴混油量計算經(jīng)驗關(guān)系式無法反映高程差以及管內(nèi)混油拖尾現(xiàn)象對混油量的影響。由圖4b可知，除了末站柴油頂航煤的計算值與實際混油量的誤差較大外，其余各站的混油量計算值與實際混油量之間的誤差均在25%以內(nèi)；相較于柴油頂航煤、航煤頂柴油的計算值與實際混油量的誤差更小，由此可知，汽柴混油量計算經(jīng)驗關(guān)系式可用于預(yù)測航煤順序輸送過程中沿線各站場的混油量，特別是航煤頂柴油的混油量預(yù)測。

2.2 航煤電導(dǎo)率指標(biāo)分析

我國針對航空煤油制訂了相應(yīng)的法律法規(guī)，國家標(biāo)準(zhǔn)GB 6537—2018[11]《3號噴氣燃料》給出了航煤的各項質(zhì)量指標(biāo)標(biāo)準(zhǔn)（表3）。

表3 航煤質(zhì)量指標(biāo)標(biāo)準(zhǔn)Tab.3 Aviation rerosene quality index standard

電導(dǎo)率表示噴氣燃料絕緣程度、積聚靜電荷及存在靜電放電危害程度，生產(chǎn)實踐中經(jīng)常通過測量電導(dǎo)率的大小來判斷噴氣燃料靜電放電的危害程度。噴氣燃料電導(dǎo)率的大小主要取決于抗靜電添加劑的加入量，過大或過小的電導(dǎo)率值都不利于噴氣燃料的運輸、使用和儲存[12]。根據(jù)表3可知，我國規(guī)定的航空煤油電導(dǎo)率的合格范圍為50～600 pS/m。

在航煤順序輸送試驗的過程中，各站場對航煤段進行跟蹤及測量，即分別在航煤到達各站后15、30、45、60 min及180 min的時間節(jié)點處對進站管線內(nèi)航煤取樣化驗，可得到沿線各站場不同采樣時間的航煤油樣電導(dǎo)率數(shù)據(jù)變化曲線（圖5）。

圖4 汽柴混油量計算經(jīng)驗關(guān)系式計算結(jié)果與實際混油量結(jié)果對比Fig.4 Comparison between the calculation results of gasoline-diesel mixing oil quantity empirical relation and actual mixing oil quantity

圖5為同一批次不同位置處（a、b、c、d、e）的航煤電導(dǎo)率在沿線各站場的變化曲線。由圖5可知，航空煤油經(jīng)過西南某管道順序輸送后，其電導(dǎo)率指標(biāo)基本符合國標(biāo)要求。航煤經(jīng)管道輸送后電導(dǎo)率一般會發(fā)生衰減[1]，而經(jīng)西南某管道順序輸送后的航煤電導(dǎo)率指標(biāo)卻呈現(xiàn)出起伏狀的變化規(guī)律，這可能是由于在管壁的吸附效應(yīng)作用下，西南某管道內(nèi)柴油批次中所添加的抗靜電劑被吸附在管壁上，當(dāng)航煤批次經(jīng)過時，在航煤的剪切作用下，使得附著在管壁上的柴油抗靜電劑被洗脫下來，并進入航煤批次中。此外通過室內(nèi)試驗發(fā)現(xiàn)，向航煤中添加極少量（1×10-6～2×10-6質(zhì)量分數(shù)）的抗靜電劑就可使其電導(dǎo)率大幅度升高，故在西南某管道順序輸送航煤過程中出現(xiàn)了部分管段航煤電導(dǎo)率上升的現(xiàn)象。從圖5還可看出，除YL-GG段電導(dǎo)率衰減較快外，其余管段中的電導(dǎo)率均出現(xiàn)衰減速率減緩甚至上升的趨勢，這是由于成品油管道靠近首站的管段流量較大，對管壁處吸附的添加劑的沖刷能力較強，而靠近下游的管段由于上游站場的分輸，管內(nèi)流量較小，在管壁附近油流的沖刷能力較弱，下游管段內(nèi)管壁處殘留的抗靜電劑較多，因此，在下游管段中航煤的電導(dǎo)率衰減速率減緩。

圖5 同一批次不同采樣位置（a、b、c、d、e）航煤電導(dǎo)率隨里程的變化曲線Fig.5 Curves of aviation kerosene conductivity with mileage at different sampling locations(a， b， c， d， e)in the same batch

對比同一批次不同位置（a、b、c、d、e）的航煤油樣電導(dǎo)率變化曲線可知，采樣時間為到站180 min后（位置e）的航煤電導(dǎo)率在GG站之后的變化最為劇烈，在ND站時該位置e的航煤油樣電導(dǎo)率下降到71 pS/m，接近國標(biāo)要求的電導(dǎo)率下限，這是由于位置e之前的航煤已經(jīng)將吸附在管壁上的大部分柴油抗靜電劑沖刷下來，導(dǎo)致位置e處的航煤所沖刷的柴油抗靜電劑量很少，故位置e處的航煤相較于其他位置航煤的電導(dǎo)率下降較劇烈。

為了進一步分析航煤順序輸送過程中電導(dǎo)率的影響因素，將每個站場同一批次不同位置（a、b、c、d、e）航煤的質(zhì)量指標(biāo)取平均值，計算得到相鄰站場之間航煤電導(dǎo)率的平均變化量、航煤含水量以及管輸溫度變化量（表4）。

影響抗靜電添加劑效果的主要因素有溫度、水分以及銹蝕等。溫度升高可使航煤的電導(dǎo)率升高，而管內(nèi)積水和銹蝕的存在會導(dǎo)致電導(dǎo)率降低[1，13]。由表4可知，經(jīng)過沿線各管段輸送后，油品的溫度幾乎不變，從而可忽略溫度對西南某管道航煤電導(dǎo)率的影響；對比表4中航煤電導(dǎo)率平均變化量及航煤含水量變化可知，當(dāng)含水量增多時，電導(dǎo)率下降，這是因為大落差成品油管道中沿線低洼位置處存在積水，當(dāng)油流經(jīng)過時若油流對積水的剪切作用較強，此時積水可能被攜帶至油流中，造成抗靜電劑失效，導(dǎo)致航煤的電導(dǎo)率下降。由此可知，在進行大落差成品油管道航煤順序輸送時，需要提前確定航煤批次經(jīng)過管道低洼位置時管內(nèi)的流速，防止積水進入航煤批次中。

表4 相鄰站場之間航煤電導(dǎo)率平均變化量、含水量和管輸溫度的變化量Tab.4 Average variation of conductivity,water content and pipeline transportation temperature of aviation kerosene between adjacent stations

綜上所述，通過西南某管道航煤順序輸送現(xiàn)場試驗過程中電導(dǎo)率的變化規(guī)律可知，相較于單管輸送航煤，若成品油管道所輸?shù)牟裼团沃泻锌轨o電劑，則在該類成品油管道順序輸送航煤時，柴油批次中的抗靜電劑可有效減弱電導(dǎo)率的衰減，甚至出現(xiàn)升高的反?，F(xiàn)象。

2.3 航煤餾程指標(biāo)分析

餾程是航煤的主要理化指標(biāo)之一，主要用來判定油品輕、重餾分組成的多少，控制產(chǎn)品質(zhì)量和使用性能等，在輕質(zhì)燃料上具有重要意義[14]。

基于航煤順序輸送試驗，分別在航煤到達各站15、30、45、60 min及180 min后取管輸航煤進行化驗，并將油樣的餾程化驗數(shù)據(jù)取平均值，可得到沿線各站場同一批次不同位置（a、b、c、d、e）航煤的初餾點、50%餾出溫度、90%餾出溫度、終餾點數(shù)據(jù)（圖6）。

由圖6可知，經(jīng)西南某管道順序輸送后航煤的餾程符合國標(biāo)[11]要求。對比不同取樣位置處的航煤各餾程可知，靠近航煤頂柴油混油段（位置a）的航煤50%餾出溫度、90%餾出溫度、終餾點均比同一批次其他位置（b、c、d、e）處的航煤各餾程溫度高，這是因為位置a的航煤靠近混油段，其中所含的柴油重組分較多，故位置a處的航煤餾程溫度略高，由此可知，在分析航煤順序輸送過程的餾程質(zhì)量指標(biāo)時，需考慮混油的影響。

圖6 同一批次不同位置（a、b、c、d、e）航煤餾程隨里程的變化曲線Fig.6 Variation curves of aviation kerosene distillation range with mileage at different sampling locations(a， b， c， d， e)in the same batch

對比各個站場進站處航煤的餾程可知，航煤的初餾點、50%餾出溫度、90%餾出溫度、終餾點隨著里程的增加幾乎不變，變化幅度均在0.5℃以內(nèi)，即輸送距離對航煤的各餾程溫度影響較小。

綜上所述，航煤的餾程不受管輸距離的影響，而受到混油中重組分的影響。

3 結(jié)論

通過西南某管道的航煤順序輸送試驗過程中航煤質(zhì)量指標(biāo)的變化規(guī)律分析得出如下結(jié)論：

（1）汽柴混油量計算經(jīng)驗關(guān)系式（Austin公式）能用于預(yù)測航煤順序輸送過程中沿線各站場的混油量，特別是該公式對航煤頂柴油過程中所產(chǎn)生混油量的計算更為準(zhǔn)確。

（2）相較于單管輸送航煤，若成品油管道所輸?shù)牟裼团沃泻锌轨o電劑，則在該類成品油管道中順序輸送航煤時，柴油批次中的抗靜電劑可有效減弱電導(dǎo)率的衰減，甚至出現(xiàn)升高的反常現(xiàn)象。

（3）從西南某管道順序輸送后航煤的餾程變化規(guī)律可知，航煤的餾程不受管輸距離的影響，而受到混油中重組分的影響。