某终端原油储罐及管道加热保温改造方案研究

张子波

中海油研究总院有限责任公司，北京 100028

由海上生产平台管输来的合格原油经某终端站内油库储存后，通过专用输油码头装油轮销售给国内用户。站内已建原油储运设施主要包括油库（2 座 2 万 m3和 1 座 1 万 m3浮顶原油储罐）、2 万t 级的原油码头、专用油轮航道等生产设施，以及配套的辅助生产及公用工程设施[1]。拟新建生产平台生产的高凝原油将通过进站管道进入终端，预计进站原油凝点将超过最低环境温度。为保证终端安全生产，需考虑对已建的储罐及相应的管道进行保温改造。本文将就储罐和管道的保温改造方案进行对比研究。

1 已建原油储运设施参数

已建原油储运设施工艺流程如图1所示。

图1 终端原油储运工艺流程示意

终端站内现有的2 万m3油罐参数为：油罐内径40.5 m，罐壁高度15.85 m，罐顶、罐底面积1 288 m2，罐壁面积2 017 m2。1 万m3油罐参数为：油罐内径28.5 m，罐壁高度15.85 m，罐顶、罐底面积638 m2，管壁面积1 419 m2。终端至码头架空外输管道参数为：DN600，长度700 m 管道。

2 原油温降计算

根据逐年进站原油凝点和海底管道出口原油最低温度，分别计算出逐年进站原油在储罐不保温、增加0.1 m 厚保温层以及增加0.2 m 厚保温层三种情况下，由海底管道原油最低出口温度下降到凝点的时间，计算结果如表1所示。

表1 原油温度降低到凝点的时间/d

从表1可以看出，进站原油下降到凝点的时间与站内原油可储存的时间相比较短，站内原油周转存在风险，因此需要对储罐及相关管道进行保温。由表1可知：原油最高凝点为5.8℃，若满足原油储存温度应高于凝点5 ～15℃[2]的要求，按高于凝点5℃计算则原油储存温度为10.8℃，考虑到留有一定的余量，本次研究采用原油储存温度为13℃来计算散热负荷。

3 管道伴热保温方案

依据现场调研结果，终端至码头的原油外输管道未设置保温层，且在完成外输作业后，仅将输油臂中原油通过泵排空，而终端至码头的管道内不进行排空作业，因此需要考虑对该管道增加伴热。管内保温温度考虑与储罐一致，按照13℃计算，管道保温计算负荷结果见表2。

表2 管道不同保温层的保温负荷

根据表2计算结果，推荐管道保温采用增加70 mm 玻璃棉毡保温层的电伴热方案。

4 储罐保温层改造方案论证

终端现有三个储罐均为金属裸罐，若不考虑给储罐增加保温层，则计算结果如表3所示。若考虑增加保温层，则采用不同厚度保温层的计算结果如表4所示。

表3 储罐无保温层时的热损失

表4 储罐有保温层时的热损失

储罐不增加保温层可节省保温层投资，但因需对电力系统进行改造，新增变压器，且因用电负荷增加，电加热器的投资和年操作运行费用也要增加。经计算不设保温层预计投资可节省约40 万元，但是年运行费用增加100 万元以上，因此不经济。推荐采用增加90 mm 厚玻璃棉毡保温层的方案。

5 储罐加热保温方案论证

储罐加热保温一般采用两种方式。一种是采用罐内加热盘管加热保温，另一种是采用热油循环加热保温[3]。此外，目前国内厂家提出了一种罐外缠绕电伴热带的电伴热保温方式。下面就上述三种加热保温方式进行对比分析。

5.1 罐内加热保温法

常用的罐内加热保温方式和特点如表5所示。对于蒸汽或者热水加热法，因终端无现成可利用的热水和蒸汽热源，需要新建水处理设施和锅炉，工程改造量大，且终端基本无可满足需求的用地，因此罐内维持温度考虑采用电加热法。经计算，罐内电加热法需在罐内增设约23 个电加热棒，总负荷约为442 kW。主要改造工程量为：储罐清洗、增加罐内加热器、相应的辅助生产设施的改造。

表5 罐内加热保温方式、特点及应用情况

5.2 热油循环法

热油循环法的工艺主要为从储油容器中不断抽出一部分油品，在容器外加热到一定温度，再用泵打回容器中去与冷油混合。由于热油循环过程中存在着机械搅拌作用，因此返回容器中的热油很快把热量传给冷油，使容器中油温逐步提高。这种方法虽然需要增设循环设备，但罐内不需要装设加热器，因而就避免了加热器的锈蚀和随之而来的检修工作，近年来受到国内外普遍的重视，并逐步在生产实践中推广使用[5]。

目前，应用比较广泛的有以下几种工艺：第一，罐外设置直接加热炉；第二，罐外设置导热油系统加热；第三，罐外设置电加热器。对于这几种工艺，因为考虑到终端用地限制，不能采用明火加热，因此考虑采用电加热器作为罐外加热设施。

在罐外循环中，可考虑采用终端已建原油外输泵作为循环泵，或增设循环泵进行循环。对于这两种方案的加热负荷计算结果如下：

（1）采用已建原油外输泵作为循环泵方案。已建原油外输泵单台流量为2 000 m3/h，电加热器入口温度取8 ℃，出口温度取不同值时对应电加热器的热负荷见表6。主要改造工程量为：增设1 台850 ～4 300 kW 的电加热器，改造相应的辅助生产设施。

表6 电加热器热负荷

（2）增设循环泵方案。取加热器加热终了温度为18℃，罐内维持温度为13℃，计算得到需要的循环泵排量为210 m3/h，泵功率45 kW，加热器负荷为450 kW。主要改造工程量为：增设循环管道，增设1 台450 kW 的电加热器，增设1 台排量为210 m3/h、功率为45 kW 的循环泵，改造相应的辅助生产系统。

考虑到利用已建原油外输泵作为循环泵的方案，其加热负荷太大，又由于终端电力剩余负荷有限，因此对于热油循环法，推荐采用增加循环泵的罐外电加热器热油循环方案。

对于热油循环加热保温方案，需在储罐出口汇管和入口汇管之间增设加热流程。通过增加1 台循环泵将原油输送至电加热器，加热后热油进入储罐入口汇管，然后进入储罐储存。改造工艺流程示意如图2所示。

图2 热油循环工艺流程示意

5.3 罐外电伴热

罐外电伴热采用在罐体外壁缠电伴热带并加保温层的方式。经咨询相关厂家，罐外电伴热用电负荷计算结果如表7所示。采用电伴热维持温度方式无需对储罐内部进行清洗，也无需动火，对生产影响最小。

表7 电伴热维持温度

5.4 三种储罐加热保温方案对比

三种储罐加热保温方案的改造工程量和投资对比如表8所示，三种方式的优缺点对比见表9。

6 结束语

对于本项目改造工程，综合考虑投资、不同工艺特点，结合终端目前实际情况，认为采用热油循环法投资最低，且经核实，其所需电负荷终端也可满足要求，改造对生产影响最小。因此，推荐储罐加热保温方案采用热油循环法。

表8 三种加热保温方式投资对比

表9 三种加热保温方式的优缺点对比