管线压降的计算
原油混输管线的压降计算方法分析
原油混输管线的压降计算方法分析王小庆【摘要】文中对大庆炼化公司储运系统的多条集输管线压降进行实测,对多条管线中原油、气、水三相流动的压降变化数据进行分析.根据不同管线的原油含水率不同进行了计算校核,总结出原油混输管线压降变化情况,对推广常温下输送原油混输管线的优化设计具有一定的指导意义.【期刊名称】《炼油与化工》【年(卷),期】2017(028)004【总页数】3页(P28-30)【关键词】原油管线;压降;混输;校核【作者】王小庆【作者单位】大庆炼化公司招标管理中心,黑龙江大庆163411【正文语种】中文【中图分类】TE83大庆油田开采中普遍采用油气水三相驱动，因此混输管路的应用就更为普遍。
大庆炼化公司储运系统的特点是含水量较高，若能采取适当的措施来优化管道设计，改善介质在管道内的流动型式，在减少成本运行的同时，还可以为管道的安全稳定运行提供可靠的保障，同时可以有效减少日常运行的能量消耗。
因为在实际投资中，管道的成本费用往往占据了总成本的33%甚至更多，同时输送的能耗也占了很大比例。
因此对管线中原油、气、水三相流动的压降变化数据进行分析，可以有效减少能源消耗，节约投资。
含水油品的混输管线，在运输过程中的压降计算问题，不能只考虑单一的参数进行压降计算，在优化设计时还得兼顾其它的参数。
因为混输管线的中压降的计算结果，常常与很多参数相关，同时也与大小、形状、距离和高度变化等密切相关，和多相之间所组成的流动形式有关。
但在这些参数中，管线内的介质温度对压降起了主要作用［1］。
在做优化校核的过程中，发现假定其它的参数都是恒定不变的，那么就能发现液相的压降随着温度的升高而降低，随着温度的降低而升高。
如果输的介质中主要是气液两相，这种压降的计算相对来说较为复杂。
考虑受温度的影响较大，在通常的优化校核时，若介质的温度较底，如小于60℃时，气相中分子间的运动不是很激烈，产生的碰撞速度不快，因此由于气体间相互碰撞引起的压降原因可以不予考虑。
输油管道设计与管理
在东北和华在北西地北区地，区先，后克建独成线了、庆克铁乌线线、担铁负了克拉玛依油田的原油外输任务；花 大线、铁秦格线线、担秦负京了线青、海铁油扶田线的、原抚油鞍外线输和任务；马惠宁线、靖咸线担负了长庆油 任了京大线庆，油形 田田成 、的了 辽原规 河油输模 油外任较 田输务大 、任。的 华务东 北；北 油库阿管 田鄯尔网 的线善油， 原担-赛管担 油负汉道负 外了塔塔拉里原木油田的原油外输任务。
H 泵站特性曲线
HA A
管路特性曲线
QA
Q
3、输油泵站的工作特性
输油泵的基本组合方式一般有两种：串联和并联
q1
Q
Hc
q2
例：阿赛线首站工艺流程图
例如两台泵并联时，若一台泵停运，由特性曲线知，单 泵的排量q>Q/2，排量增加，功率上升，电机有可能过载。
H
管路
并联 单泵
Q/2
q
Q
(2) 串联泵站的工作特性
1977年，俄罗斯建成了第二条“友谊”输油管道，口径为1220mm,长为4412km。两条管线的输量约为1 亿吨/年。 1977年，美国建成了世界上第一条伸入北极的横贯阿拉斯加管道,口径为1220mm，全长为1287km。年输 量约为1.2亿m3，不设加热站，流速达3m/s，靠摩擦热保持油温不低于60℃，投资77亿美元。
6、翻越点 如果使一定数量的液体通过线路上的某高点所需的压头比输送到终点所需的压头大，且在所有 高点中该高点所需的压头最大，那么此高点就称为翻越点。
F Hf
H
Lf
例：阿赛线2#站至3站翻越点
1700
1600
1500
1400
高 度 （m）
1300
1200
1100
天然气物性参数及管线压降与温降的计算
整个计算过程的公式包括三部分：一. 天然气物性参数及管线压降与温降的计算 二. 天然气水合物的形成预测模型 三. 注醇量计算方法.天然气物性参数及管线压降与温降的计算 20 C 标准状态1y i M i24.055任意温度与压力下Y i M i式中厂混合气体的密度，P —任意温度、压力下i 组分的密度，kg/m 3; y i — i 组分的摩尔分数； M i —i组分的分子量， V i —i 组分摩尔容积， 天然气密度计算公式pMW gZRT天然气相对密度天然气相对密度△的定义为：在相同温度，压力下，天然气的密度与空气密 度之比。
天然气分子量标准状态下，Ikmol 天然气的质量定义为天然气的平均分子量,Y i M iM式中 M —气体的平均分子量，kg/kmol ; y i —气体第i 组分的摩尔分数；M —气体第i 组分的分子量，kg/kmol天然气密度混合气体密度指单位体积混合气体的质量。
0 °C 标准状态按下面公式计算:1 22.414y i M i简称分子量。
(1)kg/m 3；kg/kmol；⑹式中 △—气体相对密度；厂气体密度，kg/m 3；p —空气密度，kg/m 3,在 P o =1O1.325kPa, T o =273.15K 时，p =1.293kg/m 3;在 P o =1O1.325kPa T O =273.15K 时，p =1.293kg/m 3。
因为空气的分子量为28.96,固有28.96假设，混合气和空气的性质都可用理想气体状态方程描述，则可用下列关系 式表示天然气的相对密度天然气的虚拟临界参数任何气体在温度低于某一数值时都可以等温压缩成液体，但当高于该温度时, 无论压力增加到多大，都不能使气体液化。
可以使气体压缩成液态的这个极限温 度称为该气体的临界温度。
当温度等于临界温度时，使气体压缩成液体所需压力 称为临界压力，此时状态称为临界状态。
混合气体的虚拟临界温度、虚拟临界压 力和虚拟临界密度可按混合气体中各组分的摩尔分数以及临界温度、临界压力和 临界密度求得，按下式计算。
电缆降压公式计算
电缆降压公式计算
电缆降压的计算涉及到电流、电阻和电压的关系。
以下是一个基本的电缆降压计算公式：ΔU = I × R
其中，ΔU代表电压降，I代表线路电流，R代表线路电阻。
要计算线路电流I，可以使用以下公式：
I = P / (1.732 × U × cosθ)
其中，P代表功率（千瓦），U代表电压（kV），cosθ代表功率因素，通常在0.8～0.85之间。
线路电阻R的计算公式为：
R = ρ × L / S
其中，ρ代表导体电阻率（铜芯电缆使用0.01740，铝导体使用0.0283），L代表线路长度（米），S代表电缆的标称截面。
将这些公式结合起来，就可以计算出电缆的电压降。
注意，这些公式是基于一些假设和简化的，实际应用中可能需要考虑更多的因素，如电缆的温度、环境因素等。
在实际工程中，通常需要使用更专业的软件和工具来进行电缆降压的计算和设计。
实用管道压降计算程序EXCEL版
3.07
4.80 6.91 9.40 12.28 15.54 19.18 23.21 27.62 32.42 37.60
2.02
3.16 4.55 6.20 8.09 10.24 12.65 15.30 18.21 21.37 24.79
1.73
2.70 3.89 5.29 6.91 8.74 10.79 13.06 15.54 18.24 21.15
20.5779 15.404 9.37461 6.93369 28.4314 14.95708 28.05718 6.806622
4193858 1632928 248443 156767 3767392 4529028 1585895 197228.6
完全湍 完全湍 过渡湍 过渡湍
流
流
流
流
完全湍流 完全湍流 完全湍流 过渡湍流
2.540737 3.693081 16.13613 3.192615 13.91671 4.540309 7.550516 7.932009
2.540737 3.693081 16.13613 3.192615 13.91671 4.540309 7.550516 7.932009
0
0
0
0
0
0
0
0
0.39
0.61 0.88 1.20 1.57 1.98 2.45 2.96 3.52 4.13 4.79
0.57
0.89 1.29 1.75 2.29 2.90 3.58 4.33 5.15 6.05 7.01
2.54
3.97 5.71 7.78 10.16 12.86 15.87 19.21 22.86 26.83 31.11
单位
联合站计算部分(主要)讲解
2.1 有关参数的确定2.1.1 设计规模（1） 原油处理能力（年工作天数按365天）100万吨/年=2739.73吨/天考虑油田生产的不稳定性，取不稳定系数1.2，则计算原油处理能力 为:G 0 =100×1.2=120万吨/年=3287.67吨/天（2） 天然气的处理能力已知来油的综合油气比为553m （气)/t (油),则气体处理能力为：=gs Q 3287.67×55=180821.85m 3/d（3）预留原油接转能力110×104t/d 2.1.2 油气物性计算 1） 原始数据： （1）原油物性原油密度：9.93920=ρkg/m 3 原油凝点：28ºC原油动力粘度：32150=μmpa s 原油比热：2000焦耳/千克·ºC （2）天然气物性 天然气密度：0.8300kg/m 3 油气比：55m 3(气)/t(油) 2） 原油物性参数计算 ★ 原油密度已知：20ºC 的原油密度，在20ºC~120ºC 温度范围内，原油的密度计算公式【1】选用《油气集输》P 120中式4-42所示如下)20(120-+=t t αρρ（2-1）式中：20ρ，t ρ—温度为20ºC 和tºC 时的原油密度，kg/m 3；α—系数，1/ºC ； 在20ºC~120ºC 范围内：86078020<≤ρ时，320310)10638.2083.3(--⨯-=ρα；96086020≤≤ρ时，320310)10975.1513.2(--⨯-=ρα=7.355；★ 动力粘度10)]lg()(1*[*)(10--+=t t t c t t a c cμμμ[1] （2-2）当：1000≥t μmpa s 时，/11052.2,103-⨯==a c ºC100010<≤t μ mpa s 时，/11044.1,1003-⨯==a c ºC10<t μ mpa s 时，/11076.0,10003-⨯==a c ºC式中：0,t t μμ—温度为t （20ºC~120ºC ）和t 0(ºC)时原油的粘度mpa sc a , —常数表2-1 原油物性参数表计算示例：取t=40ºC ★ 原油密度9.93920=ρ kg/m 3320310)10975.1513.2(--⨯-=ρα=0.6567⨯103-1/ºC由式（2-1）得：72.927)2040(106567.019.939340=-⨯⨯+=-ρ kg/m 3 ★ 动力粘度321500==μμt mpa s取/11044.1,1003-⨯==a c ºC由式（2-2）得：]1340)042743.0100lg()5040(1044.11*[*)042743.0100(1001--⨯-⨯⨯+⨯=μ54.659= mpa s（3）计算气液相进站流量： a 、液向液量的计算根据该站原有处理能力3287.67吨/天，进站温度40ºC.原油密度40ρ=927.72kg/m 3得： 进站原油流量：Q 0=72.9271067.3287340⨯=ρOG =3543.82m 3/d=0.0410m 3/s 因为原油含水率为90%，所以进站水流量为：Q W =3691.0%90%10=⨯OQ m 3/s所以进站液体流量：=+=wl o l Q Q Q 0.0410+0.3691=0.4101m 3/sb 、气相流量计算：根据气体处理能力：180821.85m 3/d求进站条件下（Ｐ＝0.3Mpa,T=313.15K ）下的气体流量： 由气体状态方程：ρ⨯⨯⨯=s gs s g T T Q P Q (2-3)式中：Ps,Ts,Qgs —工程标态下的压力、温度、流量；P,T,Qs —进站条件下的压力、温度、流量； 将Ps=0.1325Mpa,T=313.15K,Qgs=180821.85m 3/d66103.015.29315.31385.18082110101325.0⨯⨯⨯⨯⨯=g Q =65239.22m 3/d=0.755m 3/s在标准状态（P=0.101325MPa ，T=273.15K ）下：295.14.22/29==空气ρkg/m 3 在工程状态（P=0.101325MPa ，T=293.15K ）下：2066.115.293/15.273295.1=⨯=空气ρkg/m 3；8300.0=天然气ρkg/m 3； 所以：6789.02066.18300.0===∆空气天然气ρρg ；9399.010009.939===∆w o o ρρ； 其中：o ρ—工况条件下的原油密度，kg/m 3；w ρ—水的密度，kg/m 3；将o g ∆∆,值代入《油气集输与矿场加工》式(2-3 )得 R s =2.4g ∆[p 205.110)]67.1001638.077.1exp(10--∆⨯⨯-t=2.4205.1)]67.120001638.0064.177.1ex p(10101325.0[6789.0-⨯-⨯⨯⨯⨯=2.085折算成管路条件下的溶解度：7523.015.293103.015.31310101325.0085.266=⨯⨯⨯⨯⨯=⨯⨯⨯=s s s T P T P R R m 3/m 3 由于部分天然气溶解，致使管路中游离气相流量减少，管路中天然气流量由下式计算：'gQ =o g RQ Q - (2-4) 式中：'g Q —管路条件下天然气得流量，m 3/sg Q —天然气的总流量，m 3/sR —管路条件下的天然气的溶解度，m 3/m 3o Q —原油流量,m 3/s代入式（2-8）数据得：'gQ =0.755-0.75230410.0⨯=0.724 m 3/s 所以气液混合物在管路条件下的流量为：Q=o Q +'g w Q Q +=0.724+0.0410=1.1341m 3/s2.1.3 有关设计参数的确定 （1） 原油含水按90%计算。
管道设计
管道设计1．管道含义及特征管道定义：由管道组成件装配而成，用于输送、分配、混合、分离、排放、计量或控制流体流动。
管道组成件：管道标准件、管道特殊件、管道支撑件管道。
特点：管道属于长细比大的设备，易失稳、受力情况复杂；管内介质种类复杂；管内流体状态复杂，运行条件变化多；管道组成件种类繁杂、各有特点;管道布置、安装及检验要求复杂。
2．压力管道的概念压力管道是指“特种设备安全监察条例”所定义的属于监察范围内的管道；压力管道属于特种设备的范畴；压力管道设计属于特种设备生产范畴和源头；压力管道监察管理体制；3．压力管道的定义压力管道是在生产、生活中使用的可能引起燃爆或中毒等危险性较大的特种设备。
根据中华人民共和国国务院令（第373号）通过并公布的《特种设备安全监察条例》，对压力管道进行了定义：压力管道，是指利用一定的压力，用于输送气体或者液体的管状设备，其范围规定为最高压力大于或者等于0.1MPa（表压）的气体、液化气体、蒸汽介质或者可燃、易爆、有毒、有腐蚀性、最高工作温度高于或者等于标准沸点的液体介质，且公称直径大于25mm 管道。
4．管道设计管道设计主要涉及三方面内容：管径选择、管道器材、安装设计。
与管道设计相关的计算也包括三个方面：管线压力降计算、管道壁厚计算、管线应力分析。
管线压力降计算可用流程模拟软件计算（例如：Aspen Plus、Pro Ⅱ、KBC Petro-SIM），也可Excel表格或自定义函数（宏）计算；管道壁厚计算用Excel表格计算；管线应力分析用专用软件计算，例如Caesar Ⅱ软件，主要分析：管线应力（一次应力、二次应力）、推力及位移。
管道壁厚计算公式见：《工业金属管道设计规范》GB 50316-2000 。
一、管径和管线压力降计算1. 管径初选（1）查表法管道管径根据输送介质的相态、物性（主要是粘度）、流量初选。
炼油装置内一般液体油品管线，可参照上述表中各种管径册常用流速、流率及允许压力降等估算管内径。
输油管道工艺技术
也是一种近似。这是因为：
流速不太高时，摩擦升
温尤很其小对，于且南对北油走流向的的加管 线 ，
1、来油温度≠地温。 热但是我均们匀可的以。将其分段，按
照分段等温来考虑。
2、摩擦热加热油流。
3、沿线地温不等于常数。
在工程实际中，一般总把那些不建设专门的加热设施的
管道统称为等温输油管道。它不考虑热损失，只考虑泵所提供 的能量（压头）与消耗在摩阻和高差上的能量（压头）相匹配 （相平衡）。
2、若泵型号不同，如何求泵站的工作特性？
3.串、并联泵机组数的确定
选择泵机组数的原则主要有四条： ①满足输量要求； ②充分利用管路的承压能力； ③泵在高效区工作； ④泵的台数符合规范要求（不超过四台）。
⑴ 并联泵机组数的确定
n Q q
其中 : Q为设计输送能力， q为单泵的额定排量 。
显然 n不一定是整数 ，只能取与之相近的整数，这就是泵机
第二节 输油管道的压能损失
一、管路的压降计算
根据流体力学理论，输油管道的总压降可表示为：
H hL h z j zQ
其中：hL为沿程摩阻 hξ为局部摩阻 (zj-zQ) 为计算高程差
二、水力摩阻系数的计算
计算长输管道的摩阻损失主要是计算沿程摩阻损失 hL 。
达西公式 ：
hL
L D
V2 2g
流态 层流
水力光滑区 紊 流 混合摩擦区
粗糙区
划分范围 Re<2000
59.7
3000<Re<Re1= 8/7
59.7
8/7 <Re<Re2
665 765lg Re>Re2=
λ ＝f(Re,ε)
λ =64/Re
摩擦压降及环状流解析计算
1.摩擦压降计算：直径D=5.08cm 管子，P=180bar ，进口流量W=2.14kg/s ，进口为饱和水，粗糙管0.002Dε=，出口干度0.1825e x =，管长100m ，求两相流的摩擦压降F P ∆。
（分别用M —N 法、Chisholm 方法（经验的C 公式）、苏联78年计算标准、我国水动力计算方法）解：由P=180bar ， 查水蒸气饱和曲线得：饱和水和饱和蒸气密度分别为3543.671/L kg m ρ=，3133.357/G kg m ρ=；饱和水的动力粘度为 662.1810/()L kg m s μ-=⨯⋅求得质量流速为： （1）M-N 方法：2FL00P f (x,p )P ∆Φ∆==式中F P ∆、0P ∆分别为两相压降和假设管内全部为水时的压降由18P MPa =和0.1825x = 查得Martinelli —Nelson 的2F L00P f (x,p )P ∆Φ∆==关系图，得2L0 1.95Φ= 管内充满水时，摩擦阻力系数00.250.25-6l 0.31640.3164==0.010380.05081053.26762.1710m m V D λρμ=⨯⎛⎫⎛⎫⎪⎪⨯⎝⎭⎝⎭，则()22001001053.2670.01038Pa 20828.7420.05082*543.626m m L V L P Pa D ρλρ∆==⨯⨯=故两相流的摩擦压降为：01.9540616.51F P P Pa∆=∆=（2）Chisholm 方法：P=18MPa>3MPa ，且管道为粗糙管，故*31500/m m V kg m ρ=，此时1λ=，0n = ，且G LL Gv v ρρ=，故对于均相模型截面含汽率n 50-52220.476==1.26611-0.476αX α-⎛⎫⎛⎫= ⎪⎪-⎝⎭⎝⎭， 1.125X =由Chisholm 关系式为2F L 20P C 1 3.4411=1++=4.85P X 1.125 1.266X ∆Φ∆==++ 采用M-N 方法计算的0P ∆值，04.85100156.38F P P Pa ∆=∆= （3）苏联78年方法：摩擦阻力系数2211=0.0234214lg3.74lg3.70.002D λε==⎛⎫⎛⎫⨯⨯ ⎪⎪⎝⎭⎝⎭且进口为饱和水，则i x =0，又0.1825e x =， 求得平均干度0.182500.0912522i e x x x ++=== 查《气液两相流和沸腾传热》的图表得，0.98ψ= 故摩擦压降 （4）我国水动力方法：由于221053.267/()1000/()m m V kg m s kg m s ρ=⋅>⋅， 采用计算式为：()()10001000543.626110.09125(10.09125)(1)1053.267133.356110.9955543.6261(10.09125)(1)111133.356Lm m G L G x x V x ρρρψρρ⎛⎫-- ⎪⨯-⨯-⨯⎝⎭=+=+=⎛⎫+-⨯-+-- ⎪⎝⎭故摩擦压降为：2.环状流解析计算及其研究现状分析解析计算：环状流的解析计算就是对液膜流率LF M 、液膜厚度δ以及压力梯度/dp dz 的三角关系，液滴沉积方程式，以及夹带的相关关系求解。
管线壁厚计算
一、核算管道壁厚：根据《输气管道工程设计规范》GB50251-94第5.1.2.11、DN300的管线δ=PD/(2σsφFt)(5.1.2)式中δ------钢管计算壁厚（cm）；P ------设计压力（MPa）； P=7.5MPaD -----钢管外径（cm）； D=32.385cmσs-----钢管的最小屈服强度（MPa）；F ------强度设计系数，按表4.2.3和表4.2.4选取φ------焊缝系数；φ=1t ------温度折减系数。
当温度小于120℃时， t 值取1.0。
t =1选用API B,σs=240MPa,(《天然气长输管道工程设计》P203，表3-7-8)管线按一级地区考虑：F=0.72δ=PD/(2σsφFt)=0.70279948cm取δn=7.1mm2、DN200的管线δ=PD/(2σsφFt)(5.1.2)式中δ------钢管计算壁厚（cm）；P ------设计压力（MPa）； P=7.5MPaD -----钢管外径（cm）； D=219.1cmσs-----钢管的最小屈服强度（MPa）；F ------强度设计系数，按表4.2.3和表4.2.4选取φ------焊缝系数；φ=1t ------温度折减系数。
当温度小于120℃时， t 值取1.0。
t =1选用API B,σs=240MPa,(《天然气长输管道工程设计》P203，表3-7-8)管线按一级地区考虑：F=0.72δ=PD/(2σsφFt)= 4.75477431cm取δn=4.8mm3、DN150的管线δ=PD/(2σsφFt)(5.1.2)式中δ------钢管计算壁厚（cm）；P ------设计压力（MPa）； P=7.5MPaD -----钢管外径（cm）； D=168.3cmσs-----钢管的最小屈服强度（MPa）；F ------强度设计系数，按表4.2.3和表4.2.4选取φ------焊缝系数；φ=1t ------温度折减系数。
管道压力降计算表格程序
输入数据:项目单位GG GG GG FG-ng 1管线号-7001001700100270010027001007介质HCl1气体流量kg/h 6310674406406307832气体密度kg/m 3 1.639 6.13 6.13 3.2375 6.133气体粘度cp 0.014260.011570.011570.011460.011574气体Cp/Cv - 1.334 1.3264 1.3264 1.3173 1.32645初始压力kPa(a)808008004508006最大允许压力降kPa/100m 2020202020管道1管道长度m 1001001001001002初选管径mm 4015050502503绝对粗糙度mm 0.20.20.20.20.2管件Le/D 145度弯头15290度弯头353180度弯头754三通（分流）405三通（合流）606闸阀（全开）77截止阀（全开）3008蝶阀（全开）209止回阀（全开）13510容器入管口2011其它管件输出数据1最终计算管径mm30020050802502管道内截面积m 20.070650.03140.001960.005020.0490633介质流速m/s 20.577915.4049.37461 6.9336928.43144雷诺数-4193858163292824844315676737673925流动状态-完全湍流完全湍流过渡湍流过渡湍流完全湍流6摩擦系数-0.017830.019640.028870.025840.0186117管件当量长度m 000管道压降1100m 管道压降kPa 9.894167.1224215.5121 2.5407418.397952直管段压降kPa9.894167.1224215.5121 2.5407418.397953局部阻力降kPa00000 4总压降kPa9.894167.1224215.5121 2.5407418.39795 5压降%%0.899470.8903 1.939010.56461 2.299744 6末端马赫数0.048020.037190.022750.016250.069135流量核算流量百米压降(kPa)40% 1.58 1.14 2.440.39 2.9450% 2.47 1.78 3.820.61 4.6060% 3.56 2.56 5.500.88 6.6270% 4.85 3.497.48 1.209.0180% 6.33 4.569.77 1.5711.7790%8.01 5.7712.37 1.9814.90100%9.897.1215.27 2.4518.40110%11.978.6218.48 2.9622.26120%14.2510.2621.99 3.5226.49130%16.7212.0425.81 4.1331.09140%19.3913.9629.93 4.7936.06150%22.2616.0334.36 5.5041.40FG FG-ng PG PG-ng7001007700100370010017001001PS-ng PS SM-ng SM AN-ng2960510268390406491473456439610217.51 3.23758.11 3.2375 3.23758.11 3.23758.11 3.23750.011570.011460.0140.011460.011460.0140.011460.0140.011461.19 1.3173 1.156 1.3173 1.3173 1.156 1.3173 1.156 1.3173800450450450450450450450450 202020202020202020100100100100100100100100100 2001505050252525251500.20.20.20.20.20.20.20.20.22002005080805080502000.03140.03140.0019620.0050240.0050240.0019620.0050240.0019620.0314 14.9570828.05718 6.806622 6.9336858.3853198.2552117.7875887.66181316.67364 45290281585895197228.6156767189587.7239202.8176073.3222008.6942455.5完全湍流完全湍流过渡湍流过渡湍流过渡湍流过渡湍流过渡湍流过渡湍流过渡湍流0.0196350.0196350.028980.0258380.0256790.0288830.0257380.0289180.01996200000000019.1812912.6461711.006832.5407373.69308116.136133.19261513.916714.540309 19.1812912.6461711.00683 2.540737 3.69308116.13613 3.19261513.91671 4.540309000000000 19.1812912.6461711.00683 2.540737 3.69308116.13613 3.19261513.91671 4.540309 2.397661 2.81026 2.4459610.5646080.820685 3.5858060.70947 3.092603 1.008958 0.0649290.066510.027210.016250.0196770.0331960.0182640.0307310.0391643.07 2.02 1.730.390.57 2.540.49 2.190.714.80 3.16 2.700.610.89 3.970.77 3.42 1.126.91 4.55 3.890.88 1.29 5.71 1.11 4.92 1.619.40 6.20 5.29 1.20 1.757.78 1.51 6.70 2.1912.288.09 6.91 1.57 2.2910.16 1.978.75 2.8615.5410.248.74 1.98 2.9012.86 2.5011.08 3.6219.1812.6510.79 2.45 3.5815.87 3.0913.67 4.4723.2115.3013.06 2.96 4.3319.21 3.7316.55 5.4027.6218.2115.54 3.52 5.1522.86 4.4419.69 6.4332.4221.3718.24 4.13 6.0526.83 5.2123.117.5537.6024.7921.15 4.797.0131.11 6.0526.808.7543.1628.4524.28 5.508.0535.72 6.9430.7710.05FG-CH4LS LS AN MMA-ng MMA SAR-ng SAR700100170010027001001700100258681151001533147579699864612821088.11 3.23758.11 3.23758.11 2.278.11 2.37 2.370.0140.011460.0140.011460.0140.01180.0140.0140.0141.156 1.3173 1.156 1.3173 1.156 1.3247 1.156 1.3477 1.3477450450450450450450450450450 202020202012202020100100100100100100100100100 10025258050200251501000.20.20.20.20.20.20.20.20.2150404010080200200200150 0.0176620.0012560.0012560.007850.0050240.03140.03140.03140.017662 11.379287.8559 2.72701216.7556110.0558631.0560210.759722.873813.98839 989177.188808.9163214.29473544.5466205.311953501247091774754.3355348.6过渡湍流过渡湍流过渡湍流过渡湍流过渡湍流过渡湍流过渡湍流过渡湍流过渡湍流0.0213390.0314190.0318190.0238090.0252110.0198940.0198840.020030.0217660000000007.5505167.9320092.42477710.9373713.0619910.873984.717752 6.276539 3.401037 7.5505167.932009 2.42477710.9373713.0619910.87398 4.717752 6.276539 3.401037000000000 7.5505167.932009 2.42477710.9373713.0619910.87398 4.717752 6.276539 3.401037 1.677893 1.7626690.538839 2.430527 2.902664 2.41644 1.048389 1.3947860.755786 0.0453120.0185230.0107970.0396420.0402940.0613490.0427080.0455360.0277581.19 1.230.37 1.722.06 1.720.750.980.531.87 1.920.582.693.22 2.68 1.16 1.540.822.69 2.760.833.874.64 3.86 1.68 2.22 1.193.66 3.76 1.13 5.27 6.31 5.26 2.28 3.01 1.614.78 4.91 1.48 6.898.25 6.87 2.98 3.94 2.116.04 6.21 1.878.7110.448.69 3.77 4.98 2.677.467.67 2.3110.7612.8910.73 4.66 6.15 3.299.039.28 2.8013.0215.5912.99 5.647.45 3.9910.7411.04 3.3315.4918.5615.46 6.718.86 4.7412.6112.96 3.9118.1821.7818.147.8710.40 5.5714.6215.03 4.5421.0925.2621.049.1312.06 6.4616.7917.25 5.2124.2129.0024.1510.4813.847.41LS LS LS MS 7001003700100470010051101HCl 10020861003915632.37 2.37 2.37 2.37 1.6390.0140.0140.0140.0140.014261.3477 1.3477 1.3477 1.3477 1.3344504504504508020202020201001001002001002510025100400.20.20.20.20.240150401500.0012560.0176620.0012560.0176629.33167413.84249.33167425.9793863214.2935164063214.29659957.1过渡湍流过渡湍流过渡湍流过渡湍流0.0318190.0217720.0318190.02146100008.297442 3.3314578.29744211.931188.297443 3.3314578.29744323.862360000 8.297443 3.3314578.29744323.86236 1.8438760.740324 1.843876 5.302747 0.018620.0274660.018620.0527751.270.52 1.27 1.771.980.81 1.982.782.85 1.16 2.85 4.023.88 1.58 3.88 5.505.07 2.06 5.077.226.41 2.61 6.419.507.92 3.237.9211.729.58 3.909.5814.1811.40 4.6511.4016.8813.38 5.4513.3819.8115.52 6.3215.5222.9817.827.2617.8226.38。
管道阻力降的计算
1.概述石油化工装置主要是由设石油化装置要是由设系统。
管道系统的主要作用输入与输及操作条件，管道重要内容。
而管道阻力降计最基本的工作。
般的管道可根据物料平一般的管道可根据物料平速或允许压力降来选用管径准）但对某些水力计算有准）。
但对某些水力计算有详细的水力学计算。
如下部位的管道协调通常塔及反应器的入口管道；泵的吸入管道泵的吸入管道；往高位输送或长距离输送设备、管道、仪表构成的一个设备管仪表构成的个用是流体输送，控制着设备的道系统设计是工艺设计的一项计算则是管道系统设计的一项平衡表中的物料流量推荐流平衡表中的物料流量、推荐流径（所选管径应符合材料标有特殊要求的管道则应进行有特殊要求的管道，则应进行常就需要进行详细水力学计算常就需要进行详细水力学计算：送的液体管道；要求流量均匀分配的管道液封管道(须校核液封足否提升管道；两相流管道两相流管道；压缩机吸入或排出管道；塔的流管道塔的回流管道；安全阀的入口和出口管道降不超过其定压的3％，出口安全阀定压的影响)；热虹吸再沸器工艺物料的有调节阀的管道（确定合道；否会被冲掉或吸入)否会被冲掉或吸入)；道(控制安全阀人口管道的压口管道须校核安全阀的背压对的进出管道的进出口管道；合适的调节阀压降）等。
2.管径选择的一般要求管道尺寸的确定，应在充进行，对于给定的流量，管次投资费（材料和安装）、）和折旧费等有密切的关系济比较，并使管道系统的总压力范围内以选择适当的压力范围内，以选择适当的流速及其它条件的限制。
在考虑以下几个原则考虑以下几个原则。
2.1 流量的考虑管道系统的设计应满足管道系统的设计应满足工流通能力应按正常生产条件摩力其最大摩擦压力降应不超过于根据介质的特性所确定的充分分析实际情况的基础上管径的大小与管道系统的一操作费（动力消耗和维修系应根据这些费用作出经系。
应根据这些费用作出经总压力降控制在给定的工作的管径此外还应考虑安全的管径，此外还应考虑安全在选定管道系统管径时，应艺对管道系统的要求其工艺对管道系统的要求，其件下介质的最大流量考虑。
论文：燃气管道气密性试验允许压力降的计算
居民用户庭院燃气管道气密性试验压力降摘要：城镇燃气管道系统一般由储配站、输配管网、调压站以及运行管理操作和控制设施等共同组成。
因此，在进行燃气管道气密性试验时，需要重视允许压力降的计算。
本文就主要通过实例，介绍了燃气管道气密性试验允许压力降的计算问题。
关键词：燃气管道；气密性；压力降；计算一、城镇燃气管道系统城镇燃气管道在总体规划设计时，需要在可行性研究的基础上，做到远近期结合，以近期为主，在技术经济比较后确定合理的方案。
燃气管道的分类有很多种方法，分别是：1、按输气压力分类，见表 1。
2、按敷设方式分类，有埋地管道和架空管道。
3、按用途分类，分为长距离输气管线、城镇燃气管线。
4、按管网形状分类，有环状管网和枝状管网两类。
5、按管网压力级制分类，有单级系统、二级管网系统、三级管网系统、多级管网系统。
二、燃气管道的允许压力降计算根据计算流量和规定压力损失来计算管径，进而决定管道投资与材料消耗；对已有管道进行流量和压力损失的验算，以充分发挥管道的输气能力或决定是否需要对原有管道进行改造。
其中枝状管网的允许压力降计算，需要根据管线图和用气情况，确定管网各管段的计算流量，对管网的节点和管段编号，再根据给定的允许压力降及由于高程差而造成的附加压头，确定管线单位长度的允许压力降，接着根据管段的计算流量及单位长度允许压力降选择管径，根据所选定的标准管径，求沿程压力降和局部压力降，计算总的压力降，最后检查计算结果。
若总的压力降未超过允许值，并趋近允许值，则认为计算合格，否则应适当变动管径，直到总压力降小于并尽量趋近允许值为止。
而计算环状管网的允许压力降时，需要绘制管网平面示意图，管网布置应使管道负荷较为均匀，然后对节点、环网、管段进行编号，标明管道长度、燃气负荷、气源或调压站位置等，计算各管段的途泄流量。
按气流沿着最短路径从供气点流向零点 (不同流向燃气的汇合点)的原则，拟定环状管网燃气流动方向。
但在同一环内，必须有两个相反的流向。
管道压力损失管道压力降计算表
20.5779 15.404 9.37461 6.93369 28.4314 14.95708 28.05718 6.806622
4193858 1632928 248443 156767 3767392 4529028 1585895 197228.6
完全湍 完全湍 过渡湍 过渡湍
流
流
流
流
完全湍流 完全湍流 完全湍流 过渡湍流
2.540737 3.693081 16.13613 3.192615 13.91671 4.540309 7.550516 7.932009
2.540737 3.693081 16.13613 3.192615 13.91671 4.540309 7.550516 7.932009
0
0
0
0
0
0
0
0
450 20
m
mm
mm
Le/D
15
35 75 40 60 7 300 20 135 20
100
100
100
100
100
100
100
100
25
80
50
200
25
150
100
25
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
输出数据
1 最终计算管径
2 管道内截面积 3 介质流速 4 雷诺数
mm
m2 m/s
80
800
800
450
800
800
450
450
20
20
20
20
20
20
20
湿气输送管线压降计算的公式选择及影响因素
海底湿气输送管线一般是指输送 的气体 中夹带 析 出 ，因此这类 管线 需按混输管线来选择 流型系 少量凝析液的管线 。为避免水合物的形成及气体 中 统。湿气输送管线压降的计算是影响平 台工艺输送
所 含有的 Ｃ 。 等 酸性组分对 管线 内壁造成腐 方案 、优化管径的主要 因素之一 ，因此选择适合 的 Ｏ 、ＨＳ 蚀， 从井底开采出来的天然气或伴生气在平 台上需 计算模型是解决 问题 的关键。
第 ３ 卷第 ６ （０ １０ ）（ 采集输 ） ０ 期 ２ １．６ 注
湿气输送管线压降计算的公式选择及影响因素
路 宏 中 海石油研究中心
摘要 ：海底湿气输送 管线在输送过程 中，由于沿程 温度 的降低 ，－ ￣ 有少量液 态烃析 出， ．Ｂ １ － 因此这 类 管 线 需按 混 输 管线 来 选择 流型 系统 。 湿 气输 送 管线 压 降 的计 算是 影 响 平 台工 艺输送 方 案、优化管径 的主要 因素之一 ，选择适合 的计算模 型是解决 问题 的关键 。对 于海底湿气输送管 线的工艺计算 ，关键是流型、滞液量以及摩 阻压降公式的选择 。采用 Ｐ ｅｏ ｉ ｆ 软件进行计算 ， 目 ｐｌ
终 端 的压力 大 于 ２０ ０ Ｐ 。 ０ ａ ｋ
试验数据得 出的 ，因此应用到长距离 、高压 、大输
量 的实际管 道会 有较 大偏 差 。
２３２ 公 式 的 适 用 范 围 ．．
２ 压降计算
对 于气液混输 管线而言 ，由于其流态 的复杂 性 ，选择不选择 Ｔ ｉｒ Ｄｕ ｌ 流 型模 式 ，管 内滞 液量 采 用 Ｅｔｎ 式 ，压 降计 算采 用 Ｏｌｍａｓ ７ ａｌ ＆ ｋｅ ｅ ｒ ａｏ 公 ｉ ｎ（９ ） ｅ １８
计算 ，其结果较接近 实际情况。
压力
1）一般要求管道下沟后应进行分段清管和分段试压。
管道沿线试压段划分，由各段的施工单位根据管材壁厚、地形、水源等条件而综合确定，其分段结果及试压方案须报监理批准。
管道穿越铁路、二级以上公路的管段，应单独进行试压；穿越二级以下公路、小型河流、冲沟的管段，试压可与所在线路段合并进行。
压力表的精度不应低于1 级，量程为试验压力的1.5 倍左右，表盘直径不应小于150mm，最小刻度不应大于每格读数0.1MPa，温度计分度值不小于1℃。
每段试压时的压力表不应少于2 块，分别安装在试压管段的首末端。
试压管段的首端还应安装一个压力自动记录仪和压力天平。
管段压力读数以压力天平为准。
清管、试压应使用椭圆封头，材质应与管道材质相当，壁厚满足试验压力要求。
为了确保试压的安全，全线采用洁净无腐蚀性的水进行强度试压和严密性试压。
为防止泥沙和杂物进入管道，应设置沉降池。
在泵入口处安装过滤器，达到要求后方可注入管道。
试压注水、加压设备，应运转良好，安全可靠，满足使用要求和工期要求。
清管排放口不得设在人口居住稠密区、公共设施集中区；清管排放应符合环保要求。
试压设备和试压管线50m 范围内在升压过程中为试压禁区，严禁非试压人员进入。
严密性试验时可巡检。
试压禁区要设专人把守。
试压中如有泄漏，应泄压后修补。
修补合格后应重新试压。
清管、试压过程中，要按规定做好记录并由监理签字确认合格。
2）分段清管在进行分段试压前必须采用清管器进行分段清管，清管次数不少于3 次，以开口端不再排除杂物为合格。
清管时，清管器运行速度宜控制平均在4km/h～5km/h 为宜，工作压力宜为0.05MPa～0.2MPa，如遇阻可提高其工作压力，但最大压力不得超过管道设计压力。
清管器使用前，应检查清管器的外型尺寸变化、划伤程度，对磨损较大的应更换。
清管过程中，开口端不再排出杂物为清管合格，停止清管。
清管合格后，按规定做好记录，监理或业主签字确认合格。
清管合格后，要用带有铝质测径板的清管器进行管道的变形测径，测径板的直径大于等于该管段最小内径的90％并小于该段热煨弯管内径的95％。
03-气液两相流压降
dω = (ρω) dυ
∫ ∫ ∫ ∫ − p2 dP = λ (ρω)2 l2 υdl + gSinθ l2 ρdl + (ρω)2 l2 dυ
p1
D 2 l1
l1
l1
庞力平
令：υ
=
1 l
∫υdl
ρ
=
1 l
∫
ρdl
--- 流体沿管长的积分平均比容 m3/kg
--- 流体沿管长的积分平均密度 kg/m3
（2）当P为超临界压力时，管子的热负荷较大（单侧加热 大于460kw/m2，双侧加热大于230kw/m2）及两相流进口焓 值≤1700kj/kg时，要计算加速压降。
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华北电力大学能源动力与机械工程学院
气液两相流与沸腾换热
两相流压降
• 预测直接膨胀和淹没蒸发器、管侧和壳侧凝结 器，以及两相流管线对于冷藏、空调和热泵系统 异常重要。
)
L
= λL
1 DL
u
2 L
2
ρL
λG和λL-分别为气体及液体的摩擦阻力系数； DG和DL-分别为气体及液体占管子截面积的当量直径；
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气液两相流与沸腾换热
主要参数
• 引入主要参数δG和δL ： 气体及液体所占管子截面积和按其当量直径所成圆面
积之比
δG
α πD2 =4
计算管段的总 压降,入口和出 口压力差
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单相流体压降的计算
气液两相流与沸腾换热
一、单相流体的流动阻力 ΔP = ΔPld + ΔPzw + ΔPjs
ΔPld = ΔPmc + ΔPjb