重庆科技学院管道输送工艺课程设计 工艺设计说明书
计算，最终选定为外管径26英寸，壁厚10.0mm。
2.4 工艺计算说明
2.4.1 概述
对于高含蜡及易凝易粘油品的管道输送，如果直接在环境温度下输送，则油品粘度大，阻力大，管道沿途摩阻损失大，导致了管道压降大，动力费用高，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的办法，使油品温度升高，粘度降低，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，从而减少管道压降，节约动力消耗，但也增加了热能消耗以及加热设备的费用。热油管道不同于等温输送，它存在摩阻损失和热能损失两种能量损失，而且这两种损失相互影响，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。
2.5 确定加热站及泵站数
2.5.1热力计算
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?2，?1值在紊流状态下对传热系数k值的影响可忽略。
计算中周围介质的温度T0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Tz=30℃，出站温度取为TR=60℃。在最小输量下求得加热站数。 (1) 流态判断 :
Re?4Q (2-6) ?dv59.787Re1? (2-7)
???2ed (2-8)
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式中:ν—运动粘度；
Q—流量，m3/s； d—内径，m；
e—管内壁绝对粗糙度，m。
经计算3000﹤Remin﹤Remax﹤Re1，所以各流量下流态均处于水力光滑区 (2) 加热站数确定
由最小输量进行热力计算确定加热站数 加热站间距LR的确定
LR=
式中:a=
K?DGi b=， GC,CaT?T0?b1㏑R (2-9) aTZ?T0?b T0—管道埋深处年最低月平均地温， 取3℃； G—原油的质量流量，㎏/s； C—油品比热，kJ/（kg?℃）； i—水力坡降。
加热站数 NR= 经计算，需要设4个加热站。 2.5.2 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40℃。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
l lR 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 (2-10)
Q2?m?mi=β (2-11)
d5?m式中: β、m—由流态确定，水力光滑区：m=0.25，β=0.0246； Q—体积流量，m3/s。 (2) 管道沿程摩阻
H总=iL+△Z+∑hj (2-12)
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式中:△Z—起终点高差，m；
∑hj—局部压头损失，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
因为流量较大，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，所以选用串联方式泵。
选型并根据设计任务书中的已知条件，
20×20×19HSB H=322-6.9824×10-5Q1.75 计算管道承压确定站内泵的个数： 管道承压 P=
2K??s?l DP H?
?g 确定站内泵的个数: n<
H Hc 确定泵站书: Np=
经计算，需要设4个泵站
H总?ht?hs1n(Hc?hm) (2-13)
2.5.3 站址确定
根据地形的实际情况，本着热泵合一的原则，进行站址的调整。确定站址，除根据工艺设计要求外，还需按照地形、地址、文化、气象、给水、排水、供电和交通运输等条件，并结合施工、生产、环境保护，以及职工生活等方面综合考虑，当热站数和泵站数合一后，既要考虑满足最大输量下压能的要求，又要考虑最小输量下的热能要求，应满足： (1)进站油温为35℃；
(2)根据进站油温反算出的出站油温应低于管道允许的最高出站油温； (3)进站压力应满足泵的吸入性能； (4)出站压力不超过管线承压能力。 最终确定站址如下表2-4：
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表2-4 布站情况表
站号 站类型 里程（km） 高程(m) 1 热泵站 0 30 2 热泵站 87.5 77.2 3 热泵站 175 34.5 4 热泵站 262.5 54 5 末站 350.0 58 2.6 校核计算说明
2.6.1 热力、水力校核
由于对站址的综合考虑，使热站、泵站的站址均有所改变，因此必须进行热力、水力校核。求得站址改变后的进出站温度、压力，以确保管线的安全运行。 2.6.2 进出站温度校核
不同输量下由进站油温反算出站油温，所得油温符合要求（低于初馏点等）即可。 2.6.3 进出站压力校核
不同输量下，利用反算出的出站油温，得出水力坡降，近而得出进出站压力，出站压力满足摩阻等要求。
各站进站压力只要满足泵的吸入性能要求，出站压力均不超过最大承压，出站温度低于最高出站温度，就可以合格。 2.6.4 压力越站校核
当输油主泵不可避免地遇到断电、事故或检修时，或由于夏季地温升高，沿程散热减小，从而导致沿程摩阻减小，为了节约动力费用，可以进行中间站的压力越站，以充分利用有效的能量。从纵断面图上判定压力越站最困难的站，并对其的进出站压力进行确定以满足要求，对于压力越站而言，其所具有的困难主要是地形起伏的影响及加热站间距的影响。压力越站的计算目的是计算出压力越站时需要的最小输量，并根据此输量计算越站时所需压力，并校核其是否超压。 2.6.5 热力越站校核
当输油主泵不可避免地遇到断电、事故或检修时，或由于夏季地温升高，沿程散热减小
2.6.6 动、静水压力校核 (1) 动水压力校核
动水压力是指油流沿管道流动过程中各点的剩余压力，即管道纵断面线与水力坡降线之间的垂直高度，动水压力的变化不仅取决于地形的变化，而且与管道的水力坡降和泵站的运行情况有关，从纵断面图上可以看出，动水压力满足输送要求。 (2) 静水压力校核
静水压力是指油流停止流动后，由地形高差产生的静液柱压力，由纵断面图可知静水
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压力也满足输送要求。
2.6.7 反输运行参数的确定
当油田来油不足时，由于流量小，温降快导致进站油温过低或者由于停输等原因，甚至出现凝管现象，需进行反输。由于反输是非正常工况，浪费能量，故要求反输量越小越好。本设计取管线可能的最小输量为反输输量。由具体计算可知，可以满足反输条件。经过一系列的校核，选择的站址满足要求。
2.7 站内工艺流程的设计
输油站的工艺流程是指油品在站内的流动过程，实际上是由站内管道、器件、阀门所组成的，并与其他输油设备相连的输油系统。该系统决定了油品在站内可能流动的方向、输油站的性质和所能承担的任务。 制定和规划工艺流程要考虑以下的要求：
(1) 满足输送工艺及生产环节的要求。输油站的主要操作包括：①来油与计量；②正输；③反输；④越站输送，包括全越站、压力越站、热力越站；⑤收发清管器；⑥站内循环或倒罐；⑦停输再启动。 (2) 便于事故处理和维修。
(3) 采用先进技术及设备，提高输油水平。
(4) 流程尽量简单，尽可能少用阀门、管件，力求减少管道及其长度，充分发挥设备性能，节约投资，减少经营费用 输油站工艺流程： (1) 首站
接受来油、计量、站内循环或倒罐，正输、向来油处反输、加热、收发清管器等操作。 (2) 中间站
正输、反输，越站，收发清管器。 (3)末站
接受来油，正输、反输，收发清管器，站内循环，外输，倒罐等操作。 流程简介： (1) 来油计量 来油—计量—阀组 (2) 站内循环及倒罐
罐—阀组—泵—加热炉—阀组—罐 (3) 正输（首站）
上站来油—阀组—给油泵—加热炉—主输泵—下站 (4) 反输
下站来油—阀组—给油泵—加热炉—主输泵—上站
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