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1、第三章第一节 概 述一、输油管道的分类n企业内部输油管道n长距离输油管道n原油管道n成品油管道n常温输送管道n加热输送管道二、长距离输油管道的组成n输油站n线路n截断阀室三、长距离输油管道的特点n与公路、铁路、水路运输相比，管道运输的优点为：1、运输量大管道运输的优点(续)2、运费低、能耗小管道运输的优点(续)3、埋地管道，受环境因素影响小，安全可靠；4、投资小，占地面积小。长距离输油管道的特点（续）n管道运输的局限性：1、适用于大量、单向、定点运输，不如车船灵活。2、有一经济、合理的输送范围；3、有极限输量的限制，最大输量受泵和管道限制，最小输量受加热设备的限制，输量小、温降大。第二节 长距
2、离输油管道 的工艺设计一、管路的摩阻损失n整个输送管路的动力消耗为管路的阻力损失 和起终点位差之和。n对于固定的输送管路系统，起终点位差是一 个定值。n管路的阻力损失与管道的直径、输送介质的 性质、输量以及管长有关。n管路的阻力损失又分为沿程阻力损失和局部 摩阻损失。二、管路和泵站的工作特性与能量平衡1、管路特性曲线2、泵站特性曲线3、泵站和管路系统的能量平衡三、泵站布置1、泵站数取决于管道的承压、泵机组的能力、管道的起终点高差、输量和输送介质的性质。:泵站的站内摩阻:每个泵站所提供的扬程 N的取整(1)化为较小的泵站数：在保证任务输量的前提下把n化小，原来泵站提供的扬程就小于管路消耗的能量。
3、必须设法减少管路的摩阻损失或者提高泵站的扬程。(2)化为较大泵站数：保证任务输量后把n化大。原来泵站提供的扬程就会大于管路消耗的能量，因此必须设法降低泵站提供的扬程。2、管路纵断面图和水力坡降线n水力坡降是单位长度的摩阻损失。3、确定站址1、按纵横坐标比例画纵断面图2、由泵站的出 站扬程确定O点3、由O点做水力坡降 线交于地形图上B点4、考虑泵的吸入和泵 站出口超压，确定泵 站的可能布置区5、确定第二泵站 的O点，做水力坡 降线，确定下一泵 站的可能布置区4、翻越点 与地形起伏 的情况有关 ； 决定于水力 坡降的大小 。i越小越易 出现翻越点 。5、管路工作情况校核n动水压力校核：油品在流动过
4、程中管路沿线各点的压力。n静水压力校核：油品停止流动后管路各点由于位差引起的压力。n进出站压力校核第三节 加热输送工艺一、加热输送的特点和方法n 加热输送的特点是：在输送油品的过程中，既存在摩阻损失，又存在热能损失。因此，必须从这两个方面给油品提供能量，即泵站提供压力能，使油品流动；加热站提供热能，使油品温度升高。n摩阻损失与热能损失又是相互制约的，如果油品的加热温度高，其粘度就低。因而摩阻损失小、但热能损失大。反之，油品的加热温度低，其粘度就高，因而摩阻损失大，但热能损失小。n加热输送的方法：直接加热、间接加热。二、热油管道的温降n距离加热站越近，温差越大，温降越大。热油管道的温降（续）n温
5、降与管道的总传热系数以及管道输量有关。n输量越大，温降越平缓。三、温度参数的确定原则：输油设备能够正常运行，保证设备安全；使输油总能耗降到最低。 1、出站温度：应考虑以下因素的影响：n含水原油加热温度不超过100C；n油品的物理化学性质；含蜡原油：不高于凝固点3040C高粘原油，加热温度100C以下时，粘温曲线陡 。n工艺流程：先加热后进泵，加热温度应低于原油的初馏点；n防腐层的耐热温度和管道的热应力；2、进站温度和埋地管线地温n 进站温度和上站出站温度是相互制约的。确定进站温度必然要考虑对上站出站温度的限制条件。生产单位目前规定进站温度的最低限高于凝固 点16C不等。输油生产中，进站温度一般
6、都控制在凝固点以上512C。n合理的地温取决于管道的埋设深度和埋设位置 。昼夜气温变化对地温的影响深度范围一般小于0.5m。1m左右深处的地温只受月或季节气温变化的影响，如果埋深超过1.4m，地温受大气的影响就更小了。四、总传热系数和比热容确定1、总传热系数：油和管内壁的对流换热、管道和保温层的导热和管道最外壁和土壤的换热。2、比热容的确定总传热系数和比热容确定（续）五、热油管道的摩阻计算1、热油管道摩阻计算的特点n由于沿线油温不断变化，粘度也不断变化，单位长度摩阻也再变化。水力坡降线的斜率也在变化（增大）；n计算方法为加热站间平均温度法和分段取粘度平均值法；n加热站与泵站尽可能合并在一起。2
7、、热油管道摩阻计算方法（1）分段计算法n将加热站间分成若干小段，每小段温降不超过 2C；n求每小段平均温度；n由平均温度求相应的粘度；n计算各小段的摩阻；n计算整个加热站间摩阻。（2）站间平均温度法适用于流态为湍流，进出口粘度相差不到一倍。n计算加热站间油流的平均温度；n确定油品粘度；n计算站间摩阻。加热站间油流的平均温度：六、热油管道的经济运行温度n输量、地温和总传热系数一定时，油温升高，燃料费用增加，粘度降低，动力费用减少。反之亦然。n存在总费用最低的加热温度。七、热油管道试运投产n站内试运n联合试运n热油管道投油1、站内试运n站内各系统管道试压、各设备的单体试运和整体试运。n 站内管道系
8、统试压。站内管道系统均要进行强度和严密性试压。试压介质一般采用冷水，试 压值为工作压力的1.25倍；加热炉炉管组装完后，要按1.5倍的工作压力作整体试压。对管道与阀门、泵等设备的连接处试压时，对每个焊缝都应仔细检查有无渗漏现象。n站内设备单体试运变电配电系统的试运行；输油泵、电机组的试运行（连续试运时间应达72h）；加热炉、锅炉的烘炉和试烧；各类阀门开、关的试动作；油罐试水（检查罐各部分的严密件、强度、渗漏等情况）。站内试运（续）n站内整体试运试运时，分别用冷热水按正常输油要求进行站内循环；倒换各种流程；观察站内各种设备和辅助系统的工作是否正常，能否符合生产要求等等。站内试运（续）2、联合试运
9、n站间管线清扫n站间管道试压：严密性试压和强度性试压。n管道预热：采用热水预热，来回往返几次。出 站最高水温70C，输水量为站间管道体积的1.5倍。管道的预热时间1-3周。3、热油管道投油n热油管道投油：把油品输入经过试运后的管道n投油的方式有两种：冷管直接投油，预热后再投油。n周围环境温度比较高、油的粘度和凝固点又较低、管道距离较短时可以采用冷管直接投油。多数情况是预热后再投油。n投油后管道内是水油顺序输送，在末站存在油水切割与处理问题。八、热油管道的停输与再启动n计划检修、事故抢修和间歇输送。n停输后，温度降低、粘度增大，管道的再启动压力增大。n管道的允许停输时间与许多因素有关，可以根据经
10、验和实验数据确定。九、热油管道的内壁结蜡与清蜡 1、热油管道的内壁结蜡油温降到析蜡点温度后有蜡析出。蜡结晶形成空间网格，掺裹着油流中的胶质、凝油、泥砂和其他杂质。2、蜡在管道中的分布n我国输油管道结蜡严重的地段为站间后部。3、影响管壁结蜡的因素n温度：随温度降低，结蜡量先增后降。n温差：管壁温度低于析蜡温度，油温高于壁温时，温差越大，结蜡量越多。n流速：流速增大，结蜡程度减轻。n原油组成：胶质、沥青质、水、砂或其它杂质n管壁材质和粗糙度：粗糙度愈大，易结蜡n运行时间：随运行时间延续，蜡层厚度在缓慢增加，但蜡沉积的增量在减少。4、减少和清除管内结蜡的措施n管内保持较高温度和流速；n采用清管器清蜡
11、；n其它清蜡与防蜡措施：强磁防蜡器、内壁涂层、输入溶蜡剂、输入聚合物水溶液，在管道内形成薄膜。第四节 管道的输送方式和工况调节一、管道的输送方式1、旁接油罐输送方式每个输油站和下站间的管道系统组成一个独立的水力系统，各输油站的输量可以不一致，出站压力相互没有直接影响。管道的输送方式（续）2、密闭输送方式n各站输量相等，各站的进出口压力相互影响。油品蒸发损耗小。二、客观条件变化对管道工作状况的影响1、输量变化对各站工况进行调节，从一种平衡过度到另一 种新的平衡状态。 2、粘度变化温度变化引起粘度变化，使摩阻损失发生变化 ，各站工作不协调，必须调节。 3、管路和设备故障越站输送和工况调节。三、工况
12、的调节方法1、改变管道的摩阻损失n改变输送温度，使油品粘度增大或减小；n调节泵出口阀门开度。工况的调节方法（续）2、改变泵站提供的能量n即改变泵的特性曲线n有三种方法：改变运行的泵站数或泵机组数、改变转速、更换叶轮。第四节 顺序输送一、顺序输送的特点n 在同一条管道内、按一定的顺序，连续地以直接接触或间接接触的方式输送几种油品，这种输送方法称为顺序输送，或称交替输送。n优点：减少了转运环节；能耗小；密闭输送、 损耗小；可适应复杂地形和气候条件。顺序输送的特点（续）n根据油品在管道内交替的特点，顺序输送必须注 意解决下列问题：(1)确定几种油品的输送次序和循环周期；(2)确定混油量、混油到终点后
13、的分割方案及处理 方法；(3)确定首站、中间站和末站必须建造的油罐容积 ；(4)采用有效的方法监测混油浓度；(5)确定各泵站在不同工况下的工作方法。二、产生混油的原因n管路截面上流速分布的不均匀，造成流速差而产生混油；n由于流态原因造成的紊流脉动，造成油品界面间的油质相混；n油品分子扩散造成油质相混。三、检测混油的方法 1、按密度变化确定混油浓度2、以超声波测量混油浓度n 声波在不同油品中的传播速度各不相同，超声波检测仪就是利用这一原理，连续测量并记录超声波通过输油管的时间，来区分管内油流的品种和混油浓度。3、利用示踪原子检测混油浓度n在管路起点把含有放射性同位素的溶液加在两种油品的分界面处，
14、放射性同位素随着油品的混合而扩散。n在各检测点利用专门的仪表测量放射性同位素的放射强度，即可得知混油浓度的分布情况。4、光学法检测混油浓度n根据混合油品的透明度或折光率随浓度组成不同而变化的特性，可利用折光仪测定浓度。n也可以在后一种油品开始进入管路时加一部分颜色，用比色法测定浓度。此种方法精确度较差。四、混油段在管道终点的切割n在顺序输送时，油品到达管道终点须将混油 切割出来。需要知道在何时将A油切换到A油罐，何时将混油段切换到混油罐，以及何时 将B油切换到B油罐。n操作要根据种油品中允许混入另一种油品的浓度来进行。五、减少混油的措施1、影响混油的因素n主要因素是流态的影响，另外还有：n初始
15、混油的影响n粘度和密度的差异n停输n流速变化n副管2、减少混油的一般技术措施n 切换油罐和管路、阀门应采用快速控制的电动或液动阀门；n 确定输送次序时，应把性质相近的、相互允许混入的浓度较大的两种油品互相接触；n两种油品交替时，不允许停输；n两种油品交替时，应使流态保持紊流，使雷 诺数不小于104，流速大时，相对混油体积要小；减少混油的一般技术措施（续）n顺序输送管道尽量不用副管和变径管；n 顺序输送管道应以“泵到泵”的输送方式运转； n工艺流程尽可能简单；n 将“混油头”和“混油尾”收入大容量的纯油罐中，以减少混油量。3、采用隔油措施减少混油n在两种油品间放入隔离球（塞），以避免油品的接触，
16、把混油量减少到最低限度，是减少混油损大的重要措施。n在两种油品之间放入缓冲液体，称为缓冲液。可以作为隔离液的是某一种油品或已形成的混油。它与两端接触的油品所形成的混油是易于处理（或易于切割）的。第五节 输 油 站一、输油站的基本组成n输油站任务：给油流提供能量（压能及热能），或进行收油和转油操作。n首站n中间站n末站n输油站包括生产区和生活区两部分，生产区又分为主要作业区和辅助作业区。二、主要作业区n输油泵房n总阀组n清管器收发装置n油罐区n计量间n加热输送的输油站中设加热炉或换热器。三、辅助作业区n供电系统n供水系统n供热系统n排污及净化系统n通信系统n消防设施及消防管网n阴极保护间n机修间、化验室、车库、材料库四、主要作业区的单体流程1、输油泵机组流程并联并联串串 联联2、加热流程n加热炉直接加热原油；n以某种中间热载体为热媒先在加热炉中加热热媒，然后热媒在换热器中加热原油；n用蒸气在换热器中加热原油；n利用动力装置的余热(如燃气轮机的废气)加热原油；n先炉后泵和先泵后炉。3、清管器收发系统流程发球系统收球系统4、计量及
