输油管道设计与管理教案().ppt
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中国石油大学(华东)输油管道设计与管理储运课件11备课讲稿
之所以说通讯线路是长输管道的生命线，是因为如果通讯系统不畅通就 会给管道造成重大安全事故。例如93年轰动全国的713东辛线盗油泄漏 案（原油泄漏近万吨）就与通讯系统不畅通有关。
二、输油管道发展概况
管道工业有着悠久的历史。中国是最早使用管道输送流体的国 家。早在公元前的秦汉时代，在四川的自贡地区就有人用打通 了节的竹子连接起来输送卤水，随后又用于输送天然气。据考 证，最早的输气管道是在1875年前后在中国四川建成, 当时的 人们为了输送天然气，把竹子破成两半，打通中央的竹节再重 新组合起来，并用麻布绕紧，石灰糊缝将其用做输气管道，长 达100多公里。现代油气管道始于19世纪中叶，1859年，在美 国宾夕法尼亚州的泰特斯维尔油田打出了第一口工业油井，所 生产的原油起初用马车拉运，导致了严重的交通拥挤。
输油管道概况
从20世纪60年代起，输油管道向大口径、长距离的方向发展，并出现许 多跨国管线。较著名的有：
1964 年 ， 原 苏 联 建 成 了 苏 联 － 东 欧 的 “ 友 谊 ” 输 油 管 道 ， 口 径 为 1020mm,长为5500km。
1977年，建成了第二条“友谊”输油管道，在原苏联境内与第一条管线 平行，口径为1220mm，长为4412km，经波兰至东德。两条管线的输量 约为1亿吨/年。
三、长输管道的发展趋势
1、建设高压力、大口径的大型输油管道 ；
2、采用高强度、高韧性、可焊性良好的管材 ； 3、采用新型、高效、露天设备； 4、采用先进的输油工艺和技术 ；
a. 设计方面，采用航空选线； b.采用密闭输送工艺流程，减少油气损耗和 压 能损耗； c.采用计算机自控、遥控技术； d.用化学药剂（减阻剂、降凝剂）降低能耗。 5、注重管道风险管理和完整性评估； 6、重视管道前期工作（可行性研究、踏勘等）
二、输油管道发展概况
管道工业有着悠久的历史。中国是最早使用管道输送流体的国 家。早在公元前的秦汉时代，在四川的自贡地区就有人用打通 了节的竹子连接起来输送卤水，随后又用于输送天然气。据考 证，最早的输气管道是在1875年前后在中国四川建成, 当时的 人们为了输送天然气，把竹子破成两半，打通中央的竹节再重 新组合起来，并用麻布绕紧，石灰糊缝将其用做输气管道，长 达100多公里。现代油气管道始于19世纪中叶，1859年，在美 国宾夕法尼亚州的泰特斯维尔油田打出了第一口工业油井，所 生产的原油起初用马车拉运，导致了严重的交通拥挤。
输油管道概况
从20世纪60年代起，输油管道向大口径、长距离的方向发展，并出现许 多跨国管线。较著名的有：
1964 年 ， 原 苏 联 建 成 了 苏 联 － 东 欧 的 “ 友 谊 ” 输 油 管 道 ， 口 径 为 1020mm,长为5500km。
1977年，建成了第二条“友谊”输油管道，在原苏联境内与第一条管线 平行，口径为1220mm，长为4412km，经波兰至东德。两条管线的输量 约为1亿吨/年。
三、长输管道的发展趋势
1、建设高压力、大口径的大型输油管道 ；
2、采用高强度、高韧性、可焊性良好的管材 ； 3、采用新型、高效、露天设备； 4、采用先进的输油工艺和技术 ；
a. 设计方面，采用航空选线； b.采用密闭输送工艺流程，减少油气损耗和 压 能损耗； c.采用计算机自控、遥控技术； d.用化学药剂（减阻剂、降凝剂）降低能耗。 5、注重管道风险管理和完整性评估； 6、重视管道前期工作（可行性研究、踏勘等）
输油管道设计及管理PPT学习教案
如果有若干个点的 △Hj 均大于零，则其中最大者为翻 越点。若所有点的 △Hj 均小于零，则不存在翻越点。 管线设计和运行时，无论是旁接油罐流程还是密闭流程 ，翻越点均只有一个，且确定方法相同。但翻越点会随 水力坡降的变化而变化。
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12
3、翻越点后的流动状态
管道上存在翻越点时，翻越点后的管内液流将有剩余能 量。如果不采用措施利用和消耗这部分能量，翻越点后 管内将出现不满流。不满流的存在将使管道出现两相流 动，而且当流速突然变化时会增大水击压力。对于顺序 输送的管道还会增大混油。
确定泵站位置的步骤是的布置区 ②进行现场实地调查，与当地有关部门协商后，最后决 定站址 ③核算站址调整后是否满足水力要求。
1、布站作图法
根据化整后的泵站数和管路实际情况，重新计算管道系统 的工作点、水力坡降和每个泵站在工作点输量下的扬程：
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Hd df ，为：泵站的出站压力； cb ix ， 为 x段 上的摩 阻 损 失 ag Za Z；d Zx ,为x段的高
ba Hd ix Zx ,为差a点液流的剩余压能，称动水压力。
动水压力:它是管路沿线任一点水力坡降线与纵断面线之 间的垂直距离。
在e点，其动水压力为0，需要重新加压才能以 流量继续向前输送。
na(Hc hc ) i(L x) i f x Z HsZ Hs1
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18
等温输油管道的工艺计算
x1
n na
i(1 )
(Hc
hc
)
同理可得变径管长度为：
x2
n i(1
na )
(Hc
hc )
式中： 1/ 22m
D D0
5
m
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3、翻越点后的流动状态
管道上存在翻越点时，翻越点后的管内液流将有剩余能 量。如果不采用措施利用和消耗这部分能量，翻越点后 管内将出现不满流。不满流的存在将使管道出现两相流 动，而且当流速突然变化时会增大水击压力。对于顺序 输送的管道还会增大混油。
确定泵站位置的步骤是的布置区 ②进行现场实地调查，与当地有关部门协商后，最后决 定站址 ③核算站址调整后是否满足水力要求。
1、布站作图法
根据化整后的泵站数和管路实际情况，重新计算管道系统 的工作点、水力坡降和每个泵站在工作点输量下的扬程：
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Hd df ，为：泵站的出站压力； cb ix ， 为 x段 上的摩 阻 损 失 ag Za Z；d Zx ,为x段的高
ba Hd ix Zx ,为差a点液流的剩余压能，称动水压力。
动水压力:它是管路沿线任一点水力坡降线与纵断面线之 间的垂直距离。
在e点，其动水压力为0，需要重新加压才能以 流量继续向前输送。
na(Hc hc ) i(L x) i f x Z HsZ Hs1
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等温输油管道的工艺计算
x1
n na
i(1 )
(Hc
hc
)
同理可得变径管长度为：
x2
n i(1
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(Hc
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式中： 1/ 22m
D D0
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m
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中国石油大学(华东)输油管道设计与管理储运课件32
⑶根据Tpj计算对应的油品粘度υpj及该小段的摩阻
h Ri Q
2m
m pj
D1
5m
li
则整个加热站间的摩阻为 h R
h
i 1
n
Ri
不论热油管线处于层流还是紊流，都可以采用分段计算 法计算摩阻。分段越小，每段的温降越小，摩阻计算越 精确，当然计算量也就越大。因此分段法更适合于计算 机计算。
第三节 确定和布置加热站、泵站
一、确定加热站数及其热负荷
确定了加热站的进、出口温度，即加热站的起、终点温度TR 和 TZ 后，可按最低月平均地温，及全线的近似K值估算加热 站间距 LR 。
L R GC KD ln T R T0 b T Z T0 b
加热站站数 nR 按下式计算并化整
注意层流段要乘以径向温降附加压头损失系数r17第三节确定和布置加热站泵站一确定加热站数及其热负荷确定了加热站的进出口温度即加热站的起终点温度t后可按最低月平均地温及全线的近似k值估算加热站间距初步计算的加热站间距m18加热站的有效热负荷q加热炉有效热负荷kwg油流质量流量kgsc平均油温下的油品比热容kjkg加热站的燃料油耗量kgh为3600燃料油热值kjkg19二确定泵站数布站热油管路泵站数的确定不同于等温管的特点
⑴将站间管路按管长或温度区间分成几段，各段的长度根 据实际情况而定。一般每小段的温降不超过5℃，在非牛 顿流体摩阻计算中有时需要按每小段温降1℃来划分。 ⑵从加热站出口开始，由温降公式逐段计算每一小段的起 终点温度或每小段的长度，并计算其算术平均温度。
对于第i小段，起终点温度分别为Ti和Ti+1，则其算术平 均温度为Tpj=(Ti+Ti+1)/2。若分段是按长度划分的，则每 段长度li 已知，根据Ti 和li，由温降公式求Ti+1；若分段 是按温度区间划分的，则Ti 和Ti+1 已知，可由温降公式 求得每小段的长度li。
输油管道设计与管理(2010级第3次课)-3学时(共35张PPT)
第二章 等温输油管道的工艺计算
管道的工作特性曲线
一 条 管 道 （ d 、 L 、 ΔZ 一 定），输送一种油品（ν一定） 时，有一条一定的特性曲 线。当d、L、和ν中有一参 数发生变化时，就有另一 条特性曲线。
摩阻损失越大，曲线越陡。
2021/12/19
图2-8 管道工作特性曲线 第16页P，ip共3e5l页i。ne transportation of oil and natural gas 16
油气管道输送 梁光川
第二章 等温输油管道的工艺计算
（2）不同流态区水力摩阻系数的计算(P34, 表2-2)
粗糙区
2021/12/19
ReRe2
1
(1.742lg)2
第8页P，i共p3e5页li。ne transportation of oil and natural gas 8
油气管道输送 梁光川
Q1
Q2
图2-10 泵站与管道的工作点
2021/12/19
第25页P，ip共3e5l页i。ne transportation of oil and natural gas 25
油气管道输送 梁光川
第二章 等温输油管道的工艺计算
（1）旁接油罐输送工艺
特点：
1）各泵站的排量在短时间内可能 不相等； 2）各泵站的进出口压力在短时间内 相互没有直接影响。
油气管道输送 梁光川
第二章 等温输油管道的工艺计算
热原油管道上最常见的流态是水力光滑区； 轻质油管道也多在水力光滑区；输送低粘油品的 较小直径管道可能进入混合摩擦区；热重油管道 则以层流的情况居多。
2021/12/19
第13页P，ip共3e5l页i。ne transportation of oil and natural gas 13
杨飞《输油管道设计与管理》教学课件
安全管理制度
建立完善的安全管理制度，明确各级人员的安全职责，确保各项安 全措施得到有效执行。
隐患排查治理
定期开展隐患排查治理工作，对发现的隐患进行登记、评估和整改， 防止事故的发生。
05
输油管道的优化与改造
输油管道的能效评估与优化方法
要点一
能效评估
要点二
优化方法
对输油管道的能效进行全面评估，包括输油效率、能耗、 安全性能等指标。
输油管道的防爆与防雷设计
防爆设计
根据油品性质和输送工艺，采取相应 的防爆措施，如控制油气浓度、安装 可燃气体报警器等。
防雷设计
为避免雷电对输油管道的影响，应进 行防雷设计，包括安装避雷器、接地 网等措施，确保管道安全。
03
输油管道的施工与验收
输油管道的施工方法与流程
施工方法
根据输油管道的工程规模、地质条件和施工环境等因素，选择合适的施工方法，如明挖法、顶管法、定向钻等。
输油管道的试压与验收标准
试压方法
根据输油管道的设计压力和介质特性， 选择合适的试压方法和介质，如水压试 验、气压试验等。
VS
验收标准
输油管道试压合格后，按照相关标准和规 范进行验收，确保管道系统符合设计要求 和安全运行的需要。
04
输油管道的运行与管理
输油管道的运行模式与监控系统
运行模式
输油管道的运行模式通常包括压力输送和重 力输送两种。压力输送是通过泵加压，将油 品以一定的压力输送到目的地；重力输送则 是利用油品自身的重力，通过斜井或竖井输 送到目的地。
杨飞《输油管道设计与管 理》教学课件
• 输油管道设计概述 • 输油管道设计基础 • 输油管道的施工与验收 • 输油管道的运行与管理 • 输油管道的优化与改造 • 案例分析与实践操作
建立完善的安全管理制度，明确各级人员的安全职责，确保各项安 全措施得到有效执行。
隐患排查治理
定期开展隐患排查治理工作，对发现的隐患进行登记、评估和整改， 防止事故的发生。
05
输油管道的优化与改造
输油管道的能效评估与优化方法
要点一
能效评估
要点二
优化方法
对输油管道的能效进行全面评估，包括输油效率、能耗、 安全性能等指标。
输油管道的防爆与防雷设计
防爆设计
根据油品性质和输送工艺，采取相应 的防爆措施，如控制油气浓度、安装 可燃气体报警器等。
防雷设计
为避免雷电对输油管道的影响，应进 行防雷设计，包括安装避雷器、接地 网等措施，确保管道安全。
03
输油管道的施工与验收
输油管道的施工方法与流程
施工方法
根据输油管道的工程规模、地质条件和施工环境等因素，选择合适的施工方法，如明挖法、顶管法、定向钻等。
输油管道的试压与验收标准
试压方法
根据输油管道的设计压力和介质特性， 选择合适的试压方法和介质，如水压试 验、气压试验等。
VS
验收标准
输油管道试压合格后，按照相关标准和规 范进行验收，确保管道系统符合设计要求 和安全运行的需要。
04
输油管道的运行与管理
输油管道的运行模式与监控系统
运行模式
输油管道的运行模式通常包括压力输送和重 力输送两种。压力输送是通过泵加压，将油 品以一定的压力输送到目的地；重力输送则 是利用油品自身的重力，通过斜井或竖井输 送到目的地。
杨飞《输油管道设计与管 理》教学课件
• 输油管道设计概述 • 输油管道设计基础 • 输油管道的施工与验收 • 输油管道的运行与管理 • 输油管道的优化与改造 • 案例分析与实践操作
输油管道设计与管理教学课件
2021/4/8
37
5. 储气库调峰技术
陕京输气管道为解决季节用气不均衡 性，保证向北京稳定供气修建了大港油田 大张坨地下储气库；大港板 876 储气库； 板中北高点储气库。三座储气库的调峰能 力达到 980 万方／天。
2021/4/8
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6. 定向钻穿越技术
中国石油天然气管道局在管道建设中 已完成 36 条河流共计 29587 m 的河流穿 越工作。近年来，很多单位又陆续引进了 大小配套的多台定向钻机，大大提高了长 输管道河流定向穿越的能力。
再启动过程的基本规律和特点。 7、了解输油管道的各种事故工况的特点、预
防和处理的基本方法。 8、了解输油站的功能、设备组成、工艺流程。
2021/4/8
5
第一章 绪论
主要内容： 一、原油生产与运输概况 二、国内外著名输油管道简介 三、现代输油管道技术的发展趋势 四、21世纪的能源战略
2021/4/8
2021/4/8
29
管道沿线特点：“两山”、“两关”、“一盆地” 、 “一走廊”、
“两弱”、“一重”和“一差”。
“两山”指管道在先后经过的天山、祁连山山脉，通 过这些地段 的管道构成了本工程的特殊困难地段；
“两关”指管道通过的玉门关和嘉峪关；
“一盆地”是指管道通过的吐哈盆地；
“一走廊” 是指管道经过的河西走廊，地形条件较好。
2021/4/8
52
面对石油短缺：加紧国内寻找大油田加快获取 海外份额油和扩大进口渠道。
中油集团公司为海外 11 个开发项目（合同） 控制海外份额油剩余可采储量超过 4 亿吨。
中国海油总公司以 5.85 亿美元收购西班牙雷 普索尔 -YPE 公司在印尼的五大油田的部分权益， 每年带来 4000 万桶（约 540 万吨）的份额原油。
中国石油大学(华东)输油管道设计与管理储运课件54
忽略前一项，并将后一项展开为级数
Ei ( x) 0.5772 ln x x ( x 2 / 2!2)
取前两项(误差可能很大)，经整理后可得
D 4ht 0.1113 D a
2
2(1 )
Tbt T0 Tbt 0 T0
2、数值方法 将管内存油和土壤的散热均看作是二维不稳定导热， 分别列出其导热微分方程式和初始条件与边界条件。 根据有限差分法或有限元法编制计算机程序，然后 上机求解。
第二阶段（ TNG< T<TSL ）：
随油温和壁温的继续降低，一方面蜡不断结晶析出，使管壁处的原油 首先失去流动性，而变成凝油层。随着凝油层的不断加厚，热阻增加； 另一方面，油流粘度增大，自然对流放热系数变小，也使热阻增大。 而蜡的结晶析出又放出潜热，因而这一阶段的油温下降最慢。
该阶段的温降属于有相变和移动边界的传热问题，目前还 没有成熟的方法，可根据实测的原油C-T关系用数值方法 求解。 第三阶段（T < TNG ）： 管内存油全部变成凝油，油中的传热方式变为纯导热。由 于第二阶段发生相态变化，中心油温变化较小，所以该阶 段中心油温下降速度快于第二阶段。但由于油温较低，与 环境温差较小，温降比第一阶段要缓慢的多。
上面讲的停输温降都是指管线某一断面上的温降，计 算时，一般应取若干个断面计算，各个断面处的初始 油温可按轴向温降公式计算。
三、停输后再启动压力的计算
启动过程中流量恢复快慢决定于再启动压力的大小、顶 挤液的性质、停输时间长短及管内存油的流变性等一系 列因素。为了尽快恢复正常输送，应在强度允许的压力 范围内，尽可能加大排量。 影响再启动压力的因素有： a.停输结束后，管内油品的温度分布
②不考虑液态油的自然对流，将整个温降过程（包括第一 阶段）认为是纯导热过程。传热微分方程即为一维不稳 定导热方程。这种数学模型的求解简单。但与实际过程 相差很大，结果与实际温降数据相差很大。计算得到的 中心油温与实测中心油温的误差可达60％。 ③液态油中按自然对流考虑，凝油层中按导热考虑，并认 为等温线为同心圆。也就是说将冷却过程简化为对流和 导热方式共存的一维不稳定传热过程。根据我们的研究 成果，该模型能较好地反映停输后的温降过程，计算结 果与实际结果的最大误差不超过5％
Ei ( x) 0.5772 ln x x ( x 2 / 2!2)
取前两项(误差可能很大)，经整理后可得
D 4ht 0.1113 D a
2
2(1 )
Tbt T0 Tbt 0 T0
2、数值方法 将管内存油和土壤的散热均看作是二维不稳定导热， 分别列出其导热微分方程式和初始条件与边界条件。 根据有限差分法或有限元法编制计算机程序，然后 上机求解。
第二阶段（ TNG< T<TSL ）：
随油温和壁温的继续降低，一方面蜡不断结晶析出，使管壁处的原油 首先失去流动性，而变成凝油层。随着凝油层的不断加厚，热阻增加； 另一方面，油流粘度增大，自然对流放热系数变小，也使热阻增大。 而蜡的结晶析出又放出潜热，因而这一阶段的油温下降最慢。
该阶段的温降属于有相变和移动边界的传热问题，目前还 没有成熟的方法，可根据实测的原油C-T关系用数值方法 求解。 第三阶段（T < TNG ）： 管内存油全部变成凝油，油中的传热方式变为纯导热。由 于第二阶段发生相态变化，中心油温变化较小，所以该阶 段中心油温下降速度快于第二阶段。但由于油温较低，与 环境温差较小，温降比第一阶段要缓慢的多。
上面讲的停输温降都是指管线某一断面上的温降，计 算时，一般应取若干个断面计算，各个断面处的初始 油温可按轴向温降公式计算。
三、停输后再启动压力的计算
启动过程中流量恢复快慢决定于再启动压力的大小、顶 挤液的性质、停输时间长短及管内存油的流变性等一系 列因素。为了尽快恢复正常输送，应在强度允许的压力 范围内，尽可能加大排量。 影响再启动压力的因素有： a.停输结束后，管内油品的温度分布
②不考虑液态油的自然对流，将整个温降过程（包括第一 阶段）认为是纯导热过程。传热微分方程即为一维不稳 定导热方程。这种数学模型的求解简单。但与实际过程 相差很大，结果与实际温降数据相差很大。计算得到的 中心油温与实测中心油温的误差可达60％。 ③液态油中按自然对流考虑，凝油层中按导热考虑，并认 为等温线为同心圆。也就是说将冷却过程简化为对流和 导热方式共存的一维不稳定传热过程。根据我们的研究 成果，该模型能较好地反映停输后的温降过程，计算结 果与实际结果的最大误差不超过5％