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摘要：抚锦成品油管道在投产结束计划停输期间多次出现管内压力下降的现象。由于密闭输送管道的油品体积受温度和压力的影响存在膨胀性和压缩性，因此温度是影响管道运行参数的主要因素之一。本文基于抚锦成品油管道停输后的运行参数，分析了管道在投产后停输期间温度下降对油品体积、压力的影响，计算出了油品下降1℃时管内压力变化值，通过对投产后充压体积总量与温度下降引起的体积变化量做对比，得出温度下降是引起油品体积变化、压力下降的主要原因。
关键词：管道停输;膨胀性;压缩性;温度下降;压力变化
抚锦成品油管道投产结束后停输期间，辽阳首站至辽河站段压力出现持续下降的现象，为了使管道处于合适的压力范围内，管道多次启动辽阳站给油泵进行充压操作，同时安排人员对管段及所辖阀室的设备进行检查，判断压力下降并非由于管道泄漏引起。
由于流体存在体积膨胀性和压缩性[1]，管道内油品体积受温度的影响会出现一定的变化，从而导致管道压力的变化[4-20]。地处东北的抚锦成品油管道在投产后进入冬季，管内油温及地温的下降使得管内油品体积有一定程度的缩小，管道压力也出现一定程度的下降。因此有必要对管道停输后压力随温度变化规律进行分析，为今后管道投产保压停输阶段的压力控制提供参考。
1 计算方法
在密闭满油管道中，管内压力的存在使得油品处于受压状态，同时管道径向存在膨胀变形。当温度降低时，油品受冷收缩，管内压力下降，使得油品受壓程度降低，同时管道径向发生收缩。在此过程中，油品受冷收缩的体积
等于受压程度降低引起的体积变化
和管道收缩体积
之和，根据、、三者之间的关系，进而得出抚锦成品油管道管内柴油压力变化与温度变化之间的关系。
1.1 温度对油品体积的影响
流体的膨胀性[2]是指在压力不变的条件下，流体的体积会随着温度的变化而变化的性质，其大小用体积膨胀系数
表示，根据定义可得油品随温度变化引起的体积变化量计算公式为：
式中：V为管道内原有的油品体积，m3;为油品体积的变化量，m3;
为温度的变化量，℃;为
体积膨胀系数，
，柴油体积膨胀系数一般取0.0008/℃。
1.2 温度对管道压力的影响
液体的压缩性[2]是指在温度不变的条件下，流体的体积会随着压力的变化而变化的性质，压缩性的大小用压缩系数
表示，因此油品随压力变化引起的体积变化量可用下式计算：
式中：V为管道内原有的油品体积，m3;为油品体积的变化量，m3;
为压力的变化量，
;为体积压缩系数，
，柴油体积压缩系数一般取5.5×10-10/Pa。
对于处处固定的埋地管道，軸向位移为0，由材料力学[3]相关知识可推导出其受内压后径向体积变化量为：
式中：V为原有的油品体积，m3;为受压后径向体积的变化量，m3;为压力的变化量，Pa;E为管道所用钢材的弹性模量，取200×109 Pa;D为管道内径，m;
为管道壁厚，m;
为泊松系数，取0.3。
将相关数据代入式（5）可得抚锦成品油管道管内压力随温度的变化关系为?P/?T=0.896MPa/℃，即管内温度下降1℃压力下降0.896MPa。
2 数据分析
2.1管道简介
抚锦成品油管道干线全长约240km，包括3条输入支线：抚顺输入支线、辽阳输入支线、辽河输入支线。管道设置干线站场3座，输入支线站场3座。干线设阀室16座，其中RTU阀室6座、手动阀室4座、单向阀室6座。管道干线基本参数如表1所示。
抚锦成品油管道投产结束后进入停输阶段，随着冬季的来临管道出现了压力逐渐降低的趋势，其中两次充压期间管道沿线站场及RTU阀室压力变化趋势如图1所示。为了使管道处于适合的压力范围内，先后多次对辽阳至辽河段充压，取投产后（2018年10月-2019年2月）的前10次充压记录如表2所示，通过计算可得前10次的充油量为124.004m3，首站充压量为8.71MPa。
通过查看辽阳出站、1#阀室、4#阀室、6#阀室及辽河进站油温变化趋势发现，在每天上午8：00左右油温最低，每天下午16：00左右油温最高。因此，取2018年10月—2019年2月段每日8：00和16：00的油温作为分析数据（每隔一周取一次数据点），辽阳站出站及沿线RTU阀室油温变化曲线如图2所示。由于管道内油品体积变化的主要影响因素为地温变化，但管道沿线并未设置单独的地温表，所以2.2、2.3中用阀室的油温替代地温来分析，但管道沿线地温变化并不是连续恒定的，因此用阀室油温计算只是近似计算。
图2沿线站场及RTU阀室油温变化趋势
从图中可以看出3个阀室的油温从2018年10月份到2019年2月基本呈下降趋势，而辽阳出站油温及辽河进站油温从2018年10月份到11月中旬呈下降趋势，之后由于加上了电伴热温度逐渐上升并趋于平缓。
2.2油品体积变化量
抚锦成品油管道辽阳—辽河段（图3）共有3个RTU阀室，其中1#阀室里程20.5km，4#阀室里程63.2km，6#阀室里程77.6km，管段总管容V=17365.5m3。由于充压结束后1#、4#、6#RTU阀室关闭，因此管段可分为4段：辽阳—1#阀室管容V1=3136.5 m3;1#阀室—4#阀室管容V2=6533.1 m3，4#阀室—6#阀室管容V3=2203.2m3;6#阀室—辽河管容V4=5492.7m3。由于辽阳出站管线设有电伴热，油温变化趋势不具有代表性，因此以1#阀室油温数据计算辽阳—1#阀室段的体积变化，4#阀室油温数据计算1#阀室—4#阀室段的体积变化，6#阀室油温数据计算4#阀室—6#阀室段和6#阀室—辽河段的体积变化，计算结果如表3所示。 从表3可知，以8：00的油温数据得出的辽阳—辽河段由于温度变化所引起的体积变化量∑dV=119.9 m3;以16：00的油温数据得出的辽阳—辽河段由于温度变化所引起的体积变化量∑dV=119.64 m3。两个油温下的平均值为
=119.77 m3。研究阶段总充油量为124.004m3，而由油温变化引起的体积变化量为119.77 m3，油温变化引起的体积变化量占总充油量的96.6%，因此可认为温度下降是影响管道内油品减少的主要因素。
2.3管道压力变化量
根据1.2中式（5）得出的抚锦成品油管道管内压力随油温的变化关系可知油温下降1℃管道压力下降0.896MPa左右，由此可计算出两次充压之间由温度引起的压力变化量，计算结果如表4所示。
通过表4和图4可知，十次充压后首站实际总充压量为8.71MPa，而由于温度下降计算出的压力下降值8.328MPa，计算值为实际值的95.6%。
3 结论
基于抚锦成品油管道停输后的运行参数，利用流体的膨胀性和压缩性分析了管道在投产后停输期间温度下降对油品体积、压力的影响，计算得出油品下降1℃时管内压力相应下降0.896MPa，通过对投产后总充油量与温度下降引起的体积变化量做对比，得出温度变化引起的体积变化量占总充油量的96.6%，由温度-压力关系计算出的压力下降值约为实际充压值的95.6%。因此可以认为管道压力和管内油品体积的变化是由于管道沿线地温变化影响所致。
参考文献：
[1] 杨筱蘅，张国忠.输油管道设计与管理[M].石油大学出版社，1996.
YANG X H，ZHANG G Z.Design and Management of Oil Pipeline [M].Petroleum University Press，1996.
[2] 杨树人.工程流体力学[M].石油工业出版社，2006.
YANG S R.Engineering Fluid Mechanics [M].Petroleum Industry Press，2006.
[3] 范欽珊.材料力学[M].高等教育出版社，1996.
FAN Q S.Mechanics of Material[M].High Education Press，1996.
[4]曾多礼，邓松圣，刘玲莉.成品油管道输送技术[M].北京：石油工业出版社，2002.
ZENG D L，DENG S S，LIU L L.Transportation Technology of Product Pipeline[M].Beijing：Petroleum Industry Press，2002.
[5] 王功礼，王莉.油气管道技术现状与发展趋势[J].石油规划设计，2004，15（4）：1-7.
WANG G L，WANG L.Development Status and Prospective Trend of Pipeline Technology at Home and Abroad [J].Petroleum Planning & Engineering，2004，23（6）：1-7.
[6] 宋艾玲，梁光川，等.世界油气管道现状与发展趋势[J].油气储运，2006，25（10）：1-6.
SONG A L，LIANG G C，et al.Status Quo and Development of Worldwide Oil and Gas Pipelines [J].Oil & Gas Storage and Transportation，2006，25（10）：1-6.
[7] 张增强.兰成渝成品油管道投产技术[J].油气储运，2004，23（6）：32-35.
ZHANG Z Q.Commissioning Technique of Lanzhou-Chengdu-Chongqing Products Pipeline [J].Oil & Gas Storage and Transportation，2004，23（6）：32-35.
[8] 高连发，刘双双，等.西部成品油管道空管投油的技术分析[J].油气储运，2006，25（11）：58-60.
GAO L F，LIU S S，et al.Feasibility Study on Direct Commissioning for Western Products Oil Pipeline [J].Oil & Gas Storage and Transportation，2006，25（11）：58-60.
[9] 郭祎，许玉磊，等.港枣成品油管道停输后管内压力下降原因[J].油气储运，2010，29（09）：687-688.
GUO Y，XU Y L，et al.Cause Analysis on Pressure Drawdown in GangZao Products Pipeline after Shutting Down [J].Oil & Gas Storage and Transportation，2010，29（9）：687-688. [10]邱东.九江-樟树成品油管道停输后压力下降分析[J].石油库与加油站，2015，24（5）：8-10.
QIU D.Analysis on Pressure Drop of Jiujiang-Zhangshu Oil Product Pipeline upon Shutdown [J].Oil Depot and Gas Station，2015，24（5）：8-10.
[11]陈春.江阴-无锡成品油管道停输后压力变化分析[J].辽宁化工，2017，46（9）：886-888.
CHEN C.Analysis on Pressure Drop of Jiangyin-Wuxi Oil Product Pipeline After Shutdown [J].Liaoning Chemical Industry，2017，46（9）：886-888.
[12] 张强，宫敬，等.成品油管道停输时段压力变化分析[J].油气储运，2009，28（12）：14-18.
ZHANG Q，GONG J，et al.Analysis of Pressure Change in Oil Product Pipeline during Shut-down Period [J].Oil & Gas Storage and Transportation，2009，28（12）：14-18.
[13] 张楠，宫敬，等.大落差对西部成品油管道投产的影响[J].油气储运，2008，27（1）：5-8.
ZHANG N，GONG J，et al.The Influence of Elevation on the Commissioning of China West Products Pipeline [J].Oil & Gas Storage and Transportation，2008，27（1）：5-8.
[14]GONG J，ZHANG Q.Analyses of the Process Control and Technical Scheme of Urumch—Lanzhou Multi-Products Pipeline [J].International Pipeline Conference，2008：569-574.
[15] 崔艷雨，吴明，等.压力和温度影响下的油品输送批次界面跟踪[J].油气田地面工程，2008，27（10）：16-17.
CUI Y Y，WU M，et al.Oil Transprotation Batch Interface Tracking Affected by Pressure and Temperature [J].Oil-Gasfield Surface Engineering，2008，27（10）：16-17.
[16] 丁秉军，于涛.输油管道投产工况分析研究[J].中国石油和化工标准与质量，2011，31（9）：82，71.
DING B J，YU T.Analysis and Research on Operation Conditions of Oil Pipeline [J].China Petroleum and Chemical Standard and Quality，2011，31（9）：82，71.
[17] 邵国泰，梁静华.新大输油管道投产试运及应注意的问题[J].油气储运，2005，24（12）：61-64.
SHAO G T，LIANG J H.Commissioning of Xinggang-Dalian Petrochem Pipeline and Problems to by focused on [J].Oil & Gas Storage and Transportation，2005，24（12）：61-64.
[18] 丁俊刚，王中良，等.兰成原油管道投产实践[J].油气储运，2015，34（11）：1198-1201.
DING J G，WANG Z L，et al.Commissioning practice of Lanzhou-Chengdu Crude Oil Pipeline [J].Oil & Gas Storage and Transportation，2015，34（11）：1198-1201.
[19] 于涛，顾建栋，等.石兰原油管道投产异常工况与解决措施[J].油气储运，2012，30（10）：758-760.
YU T，GU J D，et al.Abnormal Operation Conditions and Solutions of Shikong-Lanzhou Crude Oil Pipeline in Operation [J].Oil & Gas Storage and Transportation，2012，30（10）：758-760.
[20] 吴国忠.埋地输油管道停启传热问题研究[D].大庆：大庆石油学院，2007.
WU G Z.Research on Stop-and-Transfer Heat Transfer of Buried Oil Pipeline [D].Northeast Petroleum University，2007.
作者简介：
刁逢（1992-），女，山东潍坊人，助理工程师，硕士，主要从事长输成品油管道的调控运行工作。
关键词：管道停输;膨胀性;压缩性;温度下降;压力变化
抚锦成品油管道投产结束后停输期间，辽阳首站至辽河站段压力出现持续下降的现象，为了使管道处于合适的压力范围内，管道多次启动辽阳站给油泵进行充压操作，同时安排人员对管段及所辖阀室的设备进行检查，判断压力下降并非由于管道泄漏引起。
由于流体存在体积膨胀性和压缩性[1]，管道内油品体积受温度的影响会出现一定的变化，从而导致管道压力的变化[4-20]。地处东北的抚锦成品油管道在投产后进入冬季，管内油温及地温的下降使得管内油品体积有一定程度的缩小，管道压力也出现一定程度的下降。因此有必要对管道停输后压力随温度变化规律进行分析，为今后管道投产保压停输阶段的压力控制提供参考。
1 计算方法
在密闭满油管道中，管内压力的存在使得油品处于受压状态，同时管道径向存在膨胀变形。当温度降低时，油品受冷收缩，管内压力下降，使得油品受壓程度降低，同时管道径向发生收缩。在此过程中，油品受冷收缩的体积
等于受压程度降低引起的体积变化和管道收缩体积之和，根据、、三者之间的关系，进而得出抚锦成品油管道管内柴油压力变化与温度变化之间的关系。
1.1 温度对油品体积的影响
流体的膨胀性[2]是指在压力不变的条件下，流体的体积会随着温度的变化而变化的性质，其大小用体积膨胀系数
表示，根据定义可得油品随温度变化引起的体积变化量计算公式为：
式中：V为管道内原有的油品体积，m3;
为油品体积的变化量，m3;为温度的变化量，℃;为
体积膨胀系数，
，柴油体积膨胀系数一般取0.0008/℃。
1.2 温度对管道压力的影响
液体的压缩性[2]是指在温度不变的条件下，流体的体积会随着压力的变化而变化的性质，压缩性的大小用压缩系数
表示，因此油品随压力变化引起的体积变化量可用下式计算：
式中：V为管道内原有的油品体积，m3;为油品体积的变化量，m3;为压力的变化量，;为体积压缩系数，，柴油体积压缩系数一般取5.5×10-10/Pa。
对于处处固定的埋地管道，軸向位移为0，由材料力学[3]相关知识可推导出其受内压后径向体积变化量
为：
式中：V为原有的油品体积，m3;
为受压后径向体积的变化量，m3;为压力的变化量，Pa;E为管道所用钢材的弹性模量，取200×109 Pa;D为管道内径，m;为管道壁厚，m;为泊松系数，取0.3。
将相关数据代入式（5）可得抚锦成品油管道管内压力随温度的变化关系为?P/?T=0.896MPa/℃，即管内温度下降1℃压力下降0.896MPa。
2 数据分析
2.1管道简介
抚锦成品油管道干线全长约240km，包括3条输入支线：抚顺输入支线、辽阳输入支线、辽河输入支线。管道设置干线站场3座，输入支线站场3座。干线设阀室16座，其中RTU阀室6座、手动阀室4座、单向阀室6座。管道干线基本参数如表1所示。
抚锦成品油管道投产结束后进入停输阶段，随着冬季的来临管道出现了压力逐渐降低的趋势，其中两次充压期间管道沿线站场及RTU阀室压力变化趋势如图1所示。为了使管道处于适合的压力范围内，先后多次对辽阳至辽河段充压，取投产后（2018年10月-2019年2月）的前10次充压记录如表2所示，通过计算可得前10次的充油量为124.004m3，首站充压量为8.71MPa。
通过查看辽阳出站、1#阀室、4#阀室、6#阀室及辽河进站油温变化趋势发现，在每天上午8：00左右油温最低，每天下午16：00左右油温最高。因此，取2018年10月—2019年2月段每日8：00和16：00的油温作为分析数据（每隔一周取一次数据点），辽阳站出站及沿线RTU阀室油温变化曲线如图2所示。由于管道内油品体积变化的主要影响因素为地温变化，但管道沿线并未设置单独的地温表，所以2.2、2.3中用阀室的油温替代地温来分析，但管道沿线地温变化并不是连续恒定的，因此用阀室油温计算只是近似计算。
图2沿线站场及RTU阀室油温变化趋势
从图中可以看出3个阀室的油温从2018年10月份到2019年2月基本呈下降趋势，而辽阳出站油温及辽河进站油温从2018年10月份到11月中旬呈下降趋势，之后由于加上了电伴热温度逐渐上升并趋于平缓。
2.2油品体积变化量
抚锦成品油管道辽阳—辽河段（图3）共有3个RTU阀室，其中1#阀室里程20.5km，4#阀室里程63.2km，6#阀室里程77.6km，管段总管容V=17365.5m3。由于充压结束后1#、4#、6#RTU阀室关闭，因此管段可分为4段：辽阳—1#阀室管容V1=3136.5 m3;1#阀室—4#阀室管容V2=6533.1 m3，4#阀室—6#阀室管容V3=2203.2m3;6#阀室—辽河管容V4=5492.7m3。由于辽阳出站管线设有电伴热，油温变化趋势不具有代表性，因此以1#阀室油温数据计算辽阳—1#阀室段的体积变化，4#阀室油温数据计算1#阀室—4#阀室段的体积变化，6#阀室油温数据计算4#阀室—6#阀室段和6#阀室—辽河段的体积变化，计算结果如表3所示。 从表3可知，以8：00的油温数据得出的辽阳—辽河段由于温度变化所引起的体积变化量∑dV=119.9 m3;以16：00的油温数据得出的辽阳—辽河段由于温度变化所引起的体积变化量∑dV=119.64 m3。两个油温下的平均值为
=119.77 m3。研究阶段总充油量为124.004m3，而由油温变化引起的体积变化量为119.77 m3，油温变化引起的体积变化量占总充油量的96.6%，因此可认为温度下降是影响管道内油品减少的主要因素。
2.3管道压力变化量
根据1.2中式（5）得出的抚锦成品油管道管内压力随油温的变化关系可知油温下降1℃管道压力下降0.896MPa左右，由此可计算出两次充压之间由温度引起的压力变化量，计算结果如表4所示。
通过表4和图4可知，十次充压后首站实际总充压量为8.71MPa，而由于温度下降计算出的压力下降值8.328MPa，计算值为实际值的95.6%。
3 结论
基于抚锦成品油管道停输后的运行参数，利用流体的膨胀性和压缩性分析了管道在投产后停输期间温度下降对油品体积、压力的影响，计算得出油品下降1℃时管内压力相应下降0.896MPa，通过对投产后总充油量与温度下降引起的体积变化量做对比，得出温度变化引起的体积变化量占总充油量的96.6%，由温度-压力关系计算出的压力下降值约为实际充压值的95.6%。因此可以认为管道压力和管内油品体积的变化是由于管道沿线地温变化影响所致。
参考文献：
[1] 杨筱蘅，张国忠.输油管道设计与管理[M].石油大学出版社，1996.
YANG X H，ZHANG G Z.Design and Management of Oil Pipeline [M].Petroleum University Press，1996.
[2] 杨树人.工程流体力学[M].石油工业出版社，2006.
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[3] 范欽珊.材料力学[M].高等教育出版社，1996.
FAN Q S.Mechanics of Material[M].High Education Press，1996.
[4]曾多礼，邓松圣，刘玲莉.成品油管道输送技术[M].北京：石油工业出版社，2002.
ZENG D L，DENG S S，LIU L L.Transportation Technology of Product Pipeline[M].Beijing：Petroleum Industry Press，2002.
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[6] 宋艾玲，梁光川，等.世界油气管道现状与发展趋势[J].油气储运，2006，25（10）：1-6.
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[7] 张增强.兰成渝成品油管道投产技术[J].油气储运，2004，23（6）：32-35.
ZHANG Z Q.Commissioning Technique of Lanzhou-Chengdu-Chongqing Products Pipeline [J].Oil & Gas Storage and Transportation，2004，23（6）：32-35.
[8] 高连发，刘双双，等.西部成品油管道空管投油的技术分析[J].油气储运，2006，25（11）：58-60.
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[9] 郭祎，许玉磊，等.港枣成品油管道停输后管内压力下降原因[J].油气储运，2010，29（09）：687-688.
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CHEN C.Analysis on Pressure Drop of Jiangyin-Wuxi Oil Product Pipeline After Shutdown [J].Liaoning Chemical Industry，2017，46（9）：886-888.
[12] 张强，宫敬，等.成品油管道停输时段压力变化分析[J].油气储运，2009，28（12）：14-18.
ZHANG Q，GONG J，et al.Analysis of Pressure Change in Oil Product Pipeline during Shut-down Period [J].Oil & Gas Storage and Transportation，2009，28（12）：14-18.
[13] 张楠，宫敬，等.大落差对西部成品油管道投产的影响[J].油气储运，2008，27（1）：5-8.
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[14]GONG J，ZHANG Q.Analyses of the Process Control and Technical Scheme of Urumch—Lanzhou Multi-Products Pipeline [J].International Pipeline Conference，2008：569-574.
[15] 崔艷雨，吴明，等.压力和温度影响下的油品输送批次界面跟踪[J].油气田地面工程，2008，27（10）：16-17.
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[16] 丁秉军，于涛.输油管道投产工况分析研究[J].中国石油和化工标准与质量，2011，31（9）：82，71.
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[17] 邵国泰，梁静华.新大输油管道投产试运及应注意的问题[J].油气储运，2005，24（12）：61-64.
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[18] 丁俊刚，王中良，等.兰成原油管道投产实践[J].油气储运，2015，34（11）：1198-1201.
DING J G，WANG Z L，et al.Commissioning practice of Lanzhou-Chengdu Crude Oil Pipeline [J].Oil & Gas Storage and Transportation，2015，34（11）：1198-1201.
[19] 于涛，顾建栋，等.石兰原油管道投产异常工况与解决措施[J].油气储运，2012，30（10）：758-760.
YU T，GU J D，et al.Abnormal Operation Conditions and Solutions of Shikong-Lanzhou Crude Oil Pipeline in Operation [J].Oil & Gas Storage and Transportation，2012，30（10）：758-760.
[20] 吴国忠.埋地输油管道停启传热问题研究[D].大庆：大庆石油学院，2007.
WU G Z.Research on Stop-and-Transfer Heat Transfer of Buried Oil Pipeline [D].Northeast Petroleum University，2007.
作者简介：
刁逢（1992-），女，山东潍坊人，助理工程师，硕士，主要从事长输成品油管道的调控运行工作。