油气储运概论 第三章 长距离输油管道

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。
1 K 1 Di / d i 1 D d 2 D i 2 w 1
总传热系数和比热容确定（续）

减少混油的一般技术措施（续）

顺序输送管道尽量不用副管和变径管； 顺序输送管道应以“泵到泵”的输送方式运
转；

工艺流程尽可能简单； 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

在两种油品间放入隔离球（塞），以避免油品 的接触，把混油量减少到最低限度，是减少混
油损大的重要措施。

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。
停输后，温度降低、粘度增大，管道的再启动
压力增大。

管道的允许停输时间与许多因素有关，可以根
据经验和实验数据确定。
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

我国输油管道结蜡严重的地段为站间后部。
hm :泵站的站内摩阻
H c: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。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。

4、减少和清除管内结蜡的措施


管内保持较高温度和流速；
采用清管器清蜡；
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。
七、热油管道试运投产

站内试运 联合试运 热油管道投油
1、站内试运

站内各系统管道试压、各设备的单体试运和整体
试运。

站内管道系统试压。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
五、减少混油的措施
1、影响混油的因素

主要因素是流态的影响， 初始混油的影响 粘度和密度的差异
另外还有：



停输
流速变化
副管
2、减少混油的一般技术措施

切换油罐和管路、阀门应采用快速控制的电
动或液动阀门；

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； 两种油品交替时，不允许停输； 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；
2、比热容的确定
五、热油管道的摩阻计算
1、热油管道摩阻计算的特点

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）；

计算方法为加热站间平均温度法和分段取粘度 平均值法； 加热站与泵站尽可能合并在一起。
பைடு நூலகம்
2、热油管道摩阻计算方法
（1）分段计算法

检查有无渗漏现象。
站内试运（续）

站内设备单体试运
变电配电系统的试运行； 加热炉、锅炉的烘炉和试烧； 各类阀门开、关的试动作；
输油泵、电机组的试运行（连续试运时间应达72h）；
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）

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。
2、联合试运

站间管线清扫 站间管道试压：严密性试压和强度性试压。

管道预热：采用热水预热，来回往返几次。出
站最高水温70º C，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
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

动水压力校核：油品 在流动过程中管路沿
线各点的压力。

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。

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

加热输送的特点是：在输送油品的过程中，既存在摩


加热输送的方法：直接加热、间接加热。
二、热油管道的温降

距离加热 站越近，
KD Tl T0 (TR T0 ) exp( l) Gc
温差越大，
温降越大。
热油管道的温降（续）

温降与管道
的总传热系
数以及管道
输量有关。

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： 含水原油加热温度不超过100º C； 油品的物理化学性质； 含蜡原油：不高于凝固点30～40º C 高粘原油，加热温度100º C以下时，粘温曲线陡。 工艺流程：先加热后进泵，加热温度应低于原 油的初馏点； 防腐层的耐热温度和管道的热应力；
2、管路纵断面图和水力坡降线

水力坡降是
单位长度的
摩阻损失。
3、确定站址
4、考虑泵的吸入和泵 站出口超压，确定泵 站的可能布置区
2、由泵站的出 站扬程确定O点
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
3、由O点做水力坡降 线交于地形图上B点 1、按纵横坐标比例画纵断面图
2、进站温度和埋地管线地温

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 1～6º C不等。输油生产中，进站温度一般都控制在凝固 点以上5～12º C。

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
三、工况的调节方法
1、改变管道的摩阻损失

改变输送温度，使油品
粘度增大或减小；

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

即改变泵的特性曲线
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

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。

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）

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。
Lv hl 2dg
Q hl 5 m d
L
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
H A BQ
2
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。
N
hl Z H j H c hm
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。 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。

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

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。

操作要根据—种油品中允许混入另一种油品的 浓度来进行。
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）

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。
3、影响管壁结蜡的因素

温度：随温度降低，结蜡量先增后降。
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。 流速：流速增大，结蜡程度减轻。 原油组成：胶质、沥青质、水、砂或其它杂质 管壁材质和粗糙度：粗糙度愈大，易结蜡 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。


热油管道投油：把油品输入经过试运后的管道
投油的方式有两种：冷管直接投油，预热后再
投油。

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。

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


计划检修、事故抢修和间歇输送。
管道的输送方式（续）
2、密闭输送方式 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。
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

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，放射性同位素随着油品的
混合而扩散。

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

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。
将加热站间分成若干小段，每小段温降不超过2º C；
求每小段平均温度；
由平均温度求相应的粘度；
计算各小段的摩阻；
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。

计算加热站间油流的平均温度；
确定油品粘度；
计算站间摩阻。
加热站间油流的平均温度：
t p t0
2 1 5 7 t J tC t p t J tC tc t0 t p 3 3 12 12 ln
t J t0
t0 t J
六、热油管道的经济运行温度

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。

存在总费用最低的
加热温度。
第三章
第一节
概
述
一、输油管道的分类



企业内部输油管道 长距离输油管道 原油管道 成品油管道 常温输送管道 加热输送管道
二、长距离输油管道的组成


输油站 线路 截断阀室
三、长距离输油管道的特点

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)
二、产生混油的原因

管路截面上流速分布的不均 匀，造成流速差而产生混油；

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；

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

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
第二节 长距离输油管道 的工艺设计
一、管路的摩阻损失




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。 对于固定的输送管路系统，起终点位差是一个 定值。 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。 管路的阻力损失又分为沿程阻力损失和局部摩 阻损失。 2 2m m