摘 要：针对西部管道鄯善原油首站没有设置出站原油余热回收系统，增设了出站原油余热回收系统，将出站原油和准备加热的冷油进行换热，降低原油出站温度，从而减少燃气消耗13.3%。
　　关键词：西部原油管道 原油 余热回收
　　一、前言
　　在长输原油管道中，对原油的加热消耗了大量的能源，如果能实现出站原油的余热回收，将大大节省燃料的消耗，降低管输成本。西部原油管道乌鲁木齐-鄯善原油管道和鄯善-兰州原油管道均未达到设计输量，为安全输送，原油在鄯善站要求在11月至次年5月采取热处理后外输，外输出站温度达到55℃，由于出站温度高，不仅破坏管道的防腐层，出站后的原油在很短距离内由于和土壤换热，管线内原油温度迅速接近地温。由于原油的凝点和热历史有关，只要将原油加热到规定的热处理温度后的降温过程对原油的凝点影响很小，鄯善原油首站经过实验室模拟原油急冷过程，得到了急冷过程对热处理后原油的凝点影响很小。所以，出站的高温原油的热量就白白损失在沿线土壤中了。为节约能源，降低管输成本，对鄯善站对原油加热系统进行余热回收改造，采用油-油换热器使出站热原油与冷油进行热量交换，对热处理后的原油进行余热回收，实现了原油综合热处理65℃的要求和40℃出站的要求。
　　二、余热回收的实施
　　要实现原油的余热回收的前提是必须保证出站原油的凝点必须达标，为了检验余热回收是否会导致出站原油凝点大幅度升高，鄯善原油首站对不同原油进行了急冷试验，试验结果表明出站热原油急冷后凝点变化不大。
　　余热回收装置采用了8台换热面积1200m2的管壳式换热器，流程简图如下：
　　热油在从热媒-原油换热器换热后温度升高到62℃，高温原油进入到油-油换热器与从给油泵来的冷油换热，热油温度下降为37℃；冷油温度由9℃上升为37℃。
　　改造后的原油出站温度变为了36℃，而且原油的热处理温度也提高到了62摄氏度。
　　三、原油余热回收系统的运行分析
　　由于原油余热回收系统的投用增加了站场的工艺复杂程度，而且也增加了原油的热处理过程，使得原油余热回收系统在投用初期存在着诸多的不确定性。
　　首先余热回收系统对加热后原油的降温过程没有进行过现场的工业试验，急冷后的原油出站凝点是否合格；二是将全新的余热回收系统接入到旧有的工艺系统中是否会影响旧有的工艺系统的正常运行。由于工艺条件限制，无法对油-油换热器中的空气进行彻底的排除，油-油换热器中可能存在的空气进入到超声波流量计位置会影响超声波流量计的测量精度。在实际的投产过程中，就由于油-油换热器中气泡进运动在超声波流量计位置导致超声波测量值严重失真，甚至是超声波测量的显示值由正常的1000m3/h迅速降低为100m3/h左右，如果没有类似装置的投产经验，可能就会让运行人员误以为出现了严重的异常事故。实际上，只要在出站压力没有明显变化的情况下流量示值的降低很可能与油-油换热器中的气泡等杂质影响了超声波测量精度有关。
　　其次由于在投产过程中，油-油换热器中冷油没有加热直接向外输主泵运动，由于从油-油换热器到主泵甚至出站这段管线温度以及管道周围土壤温度较高，基本可以达到50℃左右，所以油-油换热器中冷油在这段管线运动期间就会被逐渐加热，但是由于该段管线加热能力有限，只会将这段冷油加热到一个较低的温度，而这个较低温度很有可能就在原油物性恶化的温度区间，在本次鄯善原油首站投产时就监测到此段原油的凝点高达11℃（表2中投用过程中数据）。经过计算，这段原油由于数量有限，大约为10m3左右，因此也不用对该段原油太过担心。
　　通过上表可以得知，在外输相同原油的情况下，投用余热回收系统后原油出站凝点比投用前还要低2℃左右。
　　四、效益分析
　　从上表分析可以得知，原油余热回收系统投用后减少燃气消耗13.3%，降低了管输的单位能耗，提高了原油的热处理温度，原油的出站凝点进一步降低；同时也降低了原油出站温度，有利于出站段管道防腐层的保护。