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1、 石油输油管线工艺设计说明书1.工程概况1.1 线路基本概况本设计依据设计任务书的要求，结合实际条见作出工程的实际具体实施方案。管线最大年输量为2000万吨。全长220km，沿线地势平缓，海拔最低处为28m，最高处88m，距外输首站约80公里，首末站高差为60 m，管线位于平原地区。管线外有沥青防腐层，以减轻腐蚀损耗。管线设计为密闭输送，能够长期连续稳定运行。并采用先炉后泵的流程。占地少，密闭安全，且对环境污染小，能耗少，受外界环境恶劣气候的影响小。便于管理，易于实现远程集中监控，自动化程度很高，劳动生产率高。油气损耗少，运费较低。1.2 输油站主要工程项目本管线设计年输量为2000万吨年，综
2、合考虑沿线的地理情况，贯彻节约占地、保护环境和相关法律法规，本着尽量避免将站址布置在海拔较高地区和远离城市的人口稀少地区，以方便职工生活，并本着“热泵合一”的原则，兼顾平原地区的均匀布站方针，采用方案如下：设立热泵站两座，即首站和一座中间站，均匀布站。本次设计中管道采用可减少蒸发损耗，流程简单，固定资产投资少，可全部利用剩余压力便于最优运行的密闭输送方式，并采用“先炉后泵”的工艺方案。选用直接加热式加热炉。鉴于传统的采用加热盘管对罐内油品进行加热的方法存在种种弊端，本次设计将热油循环工艺也包括在内，即部分油品往热油泵和加热炉后进罐，而且设有专用泵和专用炉，同时该泵和炉还可分别作为给油泵的备用泵
3、和来油的加热炉，充分体现了一泵两用，一炉两用的方针。1.3 管道设计 本设计中选择的管道为外径813，壁厚10.3mm，管材为L325的管道。由于输量较大，且沿线地温较高，故从经济上分析，本管道不采用保温层。全线设沥青防腐层从而减少腐蚀损失。并设机械清蜡设备，保证全线输油管道的畅通无阻。2.基本参数的选取2.1 设计依据本设计主要根据国家技术监督局和中华人民共和国建设部联合发布的输油管道工程技术规范GB50253-94，并参照其他有关设计规范进行的。设计中应以下四条设计原则：（1） 以国家设计规范为主要和基本原则，通过技术比较选择最优化最经济的工艺方案。（2） 充分利用地形条件，兼顾热力站、泵
4、站的布置，本着“热泵合一”的原则，尽量减少土地占用。（3） 设计中以节能降耗为目的，在满足管线设计要求的前提下，充分利用管线的承压能力以减少不必要的损耗。（4） 注意生态平衡，三废治理和环境保护。2.2 原始数据（1）最大设计输量为2000万吨/年；生产期生产负荷（各年输量与最大输量的比率）见下表2-1表2-1 生产期生产负荷表年1234567891011121314生产负荷（%）708090100100100100100100100100908070（2）年最低月平均温度2；（3）管道中心埋深1.55m；（4）土壤导热系数1.45w/(m)；（5）沥青防腐层导热系数0.15w/（m)；（6）
5、原油性质20的密度860kg/m；初馏点81；反常点28；凝固点25；比热2.1kJ/(kg)；燃油热值4.1810kJ/kg。（7）粘温关系 见表2-2表2-2 油品温度与粘度数据温度（）2830354045505560粘度（cp）124.511183.26960534842.5（8）沿程里程、高程（管道全程220km）见表2-3表2-3 管道纵断面数据里程（km）04580110150170190210220高程（km）2860903525284652882.3 温度参数的选择（1）出站油温考虑到原油中不可避免的含水，故加热温度不宜高于100，以防止发生沸溢。由于本设计采取先炉后泵的方式，
6、则加热温度不应高于初馏点81，以免影响泵的吸入。而且管道采用沥青防腐绝缘层，故原油的输油温度不能超过沥青的耐热温度。而且，考虑到管道的热变形等因素，加热温度也不宜太高。综上考虑，初步确定出站温度T=60。（2）进站油温加热站进站油温的确定主要考虑经济比较。对于像本设计这样凝点较高的含蜡原油，由于在凝点附近粘温曲线很陡，故经济进站温度常取高于凝固点2-3。又因为原油的反常点为28，而反常点以上可认为是牛顿流体。考虑最优热处由理条件及经济比较来选择进出站温度。借鉴经验数据综合考虑，初步设计进站温度T=30。（3）平均温度当管路的流态在紊流光滑区时，可按平均温度下的油流粘度来计算站间摩阻。计算平均温
7、度可采用下式： （2-1）式中： 平均油温，；、加热站的出站、进站温度，。3参数的选择3.1管道设计参数（1）热站、泵站间压头损失15m；（2）热泵站内压头损失30m；（3）进站压力范围一般为2080m；（4）年输送天数为350天；（5）首站进站压力50m。3.2 油品密度根据20时油品的密度按下式换算成计算温度下的密度： （2-2）式中： 分别为温度为 和20 下的密度；温度系数，；3.3 粘温方程根据粘度和温度的原始参数，用最小二乘法回归： （2-3）式中： 原油的动力粘度，PS 3.4 总传热系数K管道散热的传递过程由三部分组成：（1）油流至管壁的放热（2）管壁、沥青防腐层的热传导（3）
8、管外壁周围土壤的传热总传热系数的计算公式为： =+ （2-4） = （2-5）式中 Di，Di+1钢管、沥青防腐层的内径和外径，m； i导热系数，w/（m）； Dw管道最外围的直径，m； 1油流至管内壁的放热系数，w/（m2）； 2管壁至土壤放热系数，w/（m2）； t土壤导热系数，w/（m）； ht管中心埋深，m。3.5 最优管径的选择在规定输量下，若选用较大的管径，可降低输送压力，减少泵站数，从而减少了泵站的建设费用，降低了输油的动力消耗，但同时也增加了管路的建设费用。根据目前国内加热输油管道的实际经验，热油管道的经济流速在1.02.0m/s范围内。经过计算，最终选定为外管径813，壁厚1
9、0.3mm。4工艺计算说明对于高含蜡及易凝易粘油品的管道输送，当其凝点高于管道周围环境的温度，或在环境温度下油流粘度很高时，不能直接在环境温度下等温输送。油流过高的粘度使管道阻力变大，管道沿途摩阻损失变大，导致了管道压降剧增，动力费用高，在工程上难以实现或运行不经济，且在冬季极易凝管，发生事故，所以在油品进入管道前必须采取降凝降粘措施。目前国内外很多采用加入降凝剂或给油品加热输送的办法。加热输送时，油品温度升高，粘度降低，减少从而达到输送目的。本管线设计采用加热的办法，降低油品的粘度，减少摩阻损失，降低管输压力，节约动力消耗，或使关内最低油温维持在凝点以上，保证安全输送。但也增加了热能消耗以及
10、加热设备的费用。热油管道不同于等温输送的特点是它存在摩阻损失和热能损失两种能量损失，在设计和管理工作中，要正确处理这两种能量的供求平衡关系；这两种能量损失多少又是互相影响的，其中散热损失起了确定性作用。摩阻损失的大小决定了油品的粘度，而粘度大小又取决于输送温度的高低，管子的散热损失往往占能量损失的主导地位。热油沿管路流动时，温度不断降低，粘度不断增大，水力坡降也不断变化。计算热油管道的摩阻时，必须考虑管路沿线的温降情况及油品的粘温特性。因此设计管路时，必须先进行热力计算，然后进行水力计算，此外，热油管的摩阻损失应按一个加热站间距来计算。全线摩阻为各站间摩阻和。5.确定加热站及泵站数5.1 热力
11、计算埋地不保温管线的散热传递过程是由三部分组成的，即油流至管壁的放热，沥青绝缘层的热传导和管外壁至周围土壤的传热，由于本设计中所输介质的要求不高，而且管径和输量较大，油流到管壁的温降比较小，故管壁到油流的散热可以忽略不计。而总传热系数主要取决于管外壁至土壤的放热系数，值在紊流状态下对传热系数值的影响可忽略。计算中周围介质的温度取最冷月土壤的平均温度，以加权平均温度作为油品的物性计算温度。由于设计流量较大，据经验，将进站温度取为T=30，出站温度取为T=60。在最小输量下求得加热站数。（1）流态判断 （2-6） （2-7） =式中 Q体积流量，m3/s；， 运动粘度；d内径，m； e管内壁绝对粗
12、糙度，m。 经计算3000ReminRemaxRe1，所以各流量下流态均处于水力光滑区（2）加热站数确定在最小输量下进行热力计算来确定加热站数。加热站间距LR的确定： LR= （2-8）式中 : = ， b=， T0管道埋深处年最低月平均地温 取1 G原油的质量流量 /s C油品比热 KJ/kg 取2.2 KJ/kg i水力坡降,m由流态确定，因为处于水力光滑区m=0.25,=0.0246 Q体积流量 m3/s加热站数 NR=5.2 水力计算最大输量下求泵站数，首先反算出站油温，经过计算，确定出站油温为49.31。由粘温关系得出粘度等数据，为以后计算打好基础。为了便于计算和校核，本设计中将局部
13、摩阻归入一个加热站的站内摩阻，而忽略了站外管道的局部摩阻损失。(1)确定出站油温不能忽略摩擦热的影响，用迭代法计算最大输量下的出站油温TR TR=T0+b+(TZ-T0-b)eal （2- 9） i= （2-10）式中 、m由流态确定，水力光滑区：m=0.25，=0.0246；Q体积流量，m3/s。(2) 管道沿程摩阻 H总=1.01iL+Z （2-11） 式中 ： Z起终点高差，m； (3) 判断有无翻越点经判断，全程无翻越点。(4) 泵的选型及泵站数的确定 因为流量较小，沿线地势较平坦，且从经济角度考虑并联效率高，便于自动控制优化运行，所以选用并联方式泵。选型并根据设计任务书中的已知条件， 202019HSB泵： 串联泵 ， 额定流量 Q=2500 m/h ， 额定效率=0.87。202015HSB泵： 串联泵 ， 额定流量Q=2500 m/h ， 额定效率=0.89
