原油管道工艺系统设计20200529
输油管道工艺设计
管道输送工艺设计目录1 总论21.1 设计依据与原则21.1.1 设计依据21.1.2 设计原则21.2 总体技术水平22 输油工艺32.1 主要工艺参数32.1.1 设计输量32.1.2 其它有关基础数据32.2 主要工艺技术33 工程概况34 设计参数44.1 管道设计参数44.2 原油物性44.3 其它参数45 工艺计算45.1 输量换算45.2 管径规格选择55.2.1 选择管径55.2.2 选择管道壁厚55.3 热力计算65.3.1 计算K值65.3.2 计算站间距95.4 水力计算135.4.1 计算输油平均温度下的原油运动粘度135.4.2 判断流态135.4.3 计算摩阻146 设备选型156.1 设备选型计算156.1.1 泵的选型156.1.2 原动机的选型166.1.3 加热设备选型166.2 站场布置167 最小输量198 设计结果209 动态技术经济比较〔净现值法〕21参考文献211 总论1.1 设计依据与原则1.1.1 设计依据〔1〕国家的相关标准、行业的有关标准、规X；〔2〕相似管道的设计经验；〔3〕设计任务书.1.1.2 设计原则〔1〕严格执行现行国家、行业的有关标准、规X.〔2〕采用先进、实用、可靠的新工艺、新技术、新设备、新材料,建立新的管理体制,保证工程项目的高水平、高效益,确保管道安全可靠,长期平稳运行.〔3〕节约用地,不占或少占良田,合理布站,站线结合.站场的布置要与油区内各区块发展紧密结合.〔4〕在保证管线通信可靠的基础上,进一步优化通信网络结构,降低工程投资.提高自控水平,实现主要安全性保护设施远程操作.〔5〕以经济效益为中心,充分合理利用资金,减少风险投资,力争节约基建投资,提高经济效益.1.2 总体技术水平〔1〕采用高压长距离全密闭输送工艺.〔2〕采用原油变频调速工艺.〔3〕输油管线采用先进的SCADA 系统,使各站场主生产系统达到有人监护、自动控制的管理水平.既保证了正常工况时管道的平稳、高效运行,也保证了管道在异常工况时的超前保护,使故障损失降低到最小.〔4〕采用电路传输容量大的光纤通信.给全线实现SCADA 数据传输带来可靠的传输通道,给以后实现视频传输、工业控制与多功能信息处理提供了可能.〔5〕在线路截断阀室设置电动紧急切断球阀,在SCADA 中心控制室根据检漏分析的结果,确定管道泄漏位置,并可与时关闭相应泄漏段的电动紧急切断球阀.〔6〕站场配套自成系统.〔7〕采用固化时间短、防腐性能优异的环氧粉末作为管道外防腐层.2 输油工艺2.1 主要工艺参数2.1.1 设计输量 年输量为3000万吨 2.1.2 其它有关基础数据〔1> 保温层<泡沫塑料>40mm ； 〔2〕管道埋地深1.6m ； 〔3〕管道埋深处平均地温：0T =91278101213121198765=+++++++++++C〔4〕原油含水< 0.5%； 〔5〕年输送天数：350天.2.2 主要工艺技术输油干线拟采用密闭输油方式.输油管道首站设置出站超高压保护装置,中间站设变频器控制各进干线的压力,确保输油干线长期安全、平稳运行.3 工程概况某油田计划铺设一条180公里、年输量为300万吨的热油管道,管线经过区域地势平坦.表3-1地温资料：4 设计参数4.1 管道设计参数最大运行压力7.5MPa,末站剩余压头60m ,局部摩阻按1.2%,进站温度控制在39C ,最高输送温度70C ,最低输送温度35C .4.2 原油物性20C 相对密度0.867,50C 粘度9.6mPa.s ,粘温指数0.038.4.3 其它参数保温层采用黄夹克,厚度40mm ,土壤导热系数1.2W/<m.C >.5 工艺计算5.1 输量换算管道周围的自然温度；0T =91278101213121198765=+++++++++++C ；平均温度为：Z R pj T T T 3231+= 〔5-1〕式中 pj T ——平均温度,CZ R T T ,——加热站的起点、终点温度,C .由公式〔5-1〕得：温度系数为：20001315.0825.1ρξ-= 〔5-2〕式中 ξ——温度系数,)/(3C m kg ⋅；20ρ——温度为20C 时的油品密度,3/m kg . 由公式〔5-2〕得： 46.7C 时原油的密度为：)20(207.46--=t ξρρ 〔5-3〕式中 7.46ρ——温度为46.7C 时的油品密度,3/m kg ；ξ——温度系数,)/(3C m kg ⋅；20ρ——温度为20C 时的油品密度,3/m kg ； T ——油品温度,C . 由公式〔5-3〕得：7.857)207.46(685.08767.46=-⨯-=ρ〔3/m kg 〕体积流量为：tGQ ρ=〔5-4〕 式中Q ——体积流量,s m /3或h m /3；G ——年输量,kg ；T ——年输油时间,按350天算. 由公式〔5-4〕得：5.2 管径规格选择5.2.1 选择管径取经济流速为V=2.0m/s,则管径为：vQD π4=〔5-5〕 式中D ——管道直径,m ； Q ——体积流量,s m /3； V ——经济流速,s m /. 由公式〔5-5〕得： 5.2.2 选择管道壁厚查规X,选规格为X60的管材,其最小屈服强度为415MPa,故其壁厚为：sK PDPD φδσδ2][2==〔5-6〕 式中 δ——壁厚,m ；P ——设计压力〔取工作压力的1.15倍〕MPa; D ——管道外径,m ；δ2+=d D ；][σ——许用压力,MPa ；][σ=S K φδ2；K ——设计系数,取0.72；φ——焊缝系数,取1s δ——钢管的最低屈服强度,X60钢取413MPa . 由公式〔5-6〕得：查规X,选4273⨯φ为方案一和4325⨯φ为方案二的标准管道.5.3 热力计算5.3.1 计算K 值 ①方案一：4273⨯φ的标准管道管道中的实际流速为：s m dQv /098.2100026514.311566.044221=⎪⎭⎫ ⎝⎛⨯⨯==π〔5-7〕 式中d ——管道内径,m ；Q ——体积流量,s m /3；1v ——实际流速,s m /.选取泡沫塑料作为保温材料,查规X 可知,第一层钢管壁的导热系数为)/(5.45C m W ⋅,第二层保温层的导热系数为)/(04.0C m W ⋅.查阅相关手册可知,保温材料厚度为40mm.而：w i i i L D d D d K παπλπα211ln 2111+∑+=〔5-8〕2221111ln 21ln 21ln21d D d D d D i i πλπλπλ+=∑〔5-9〕 式中L K ——单位长度的总传热系数,)/(2C m W ⋅；1α——油流至管内壁的放热系数,)/(2C m W ⋅；2α——管最外层至周围介质的放热系数,)/(2C m W ⋅； i δ——第i 层的厚度,m ；i λ——第i 层〔结蜡层、钢管壁、防腐绝缘层等〕导热系数,)/(C m W ⋅d ——管内径,m ；i D ——第i 层的外径,m ； i d ——第i 层的内径,m ； w D ——最外层的管外径,m ；D ——管径,m ；若21αα>>,D 取外径；若21αα≈,D 取算数平均值；若21αα<,D取内径.由公式〔5-9〕得：管道最外层至周围介质的放热系数为：]1)2(2ln[222-+=wt w t w tD hD h D λα 〔5-10〕式中t λ——土壤导热系数,)/(C m W ⋅；t h ——管中心埋深,m ； w D ——最外层的管外径,m.由公式〔5-10〕得：在紊流情况下,1α对总传热系数影响很小,可忽略不计. 由公式〔5-8〕得：管道总传热系数为：D K K L π⨯= 〔5-11〕式中K ——管道总传热系数,)/(C m W ⋅；L K ——单位长度的总传热系数,)/(2C m W ⋅；D ——管道内径,m . 由公式〔5-11〕得： ②方案二：4325⨯φ的标准管道管道中的实际流速为： 式中d ——管道内径,m ；Q ——体积流量,s m /3；2v ——实际流速,s m /.选取泡沫塑料作为保温材料,查规X 可知,第一层钢管壁的导热系数为)/(5.45C m W ⋅,第二层保温层的导热系数为)/(04.0C m W ⋅.查阅相关手册可知,保温材料厚度为40mm.而：w i i i L D d D d K παπλπα211ln 2111+∑+=〔5-8〕2221111ln 21ln 21ln21d D d D d D i i πλπλπλ+=∑〔5-9〕 式中L K ——单位长度的总传热系数,)/(2C m W ⋅；1α——油流至管内壁的放热系数,)/(2C m W ⋅；2α——管最外层至周围介质的放热系数,)/(2C m W ⋅； i δ——第i 层的厚度,m ；i λ——第i 层〔结蜡层、钢管壁、防腐绝缘层等〕导热系数,)/(C m W ⋅ d ——管内径,m ；i D ——第i 层的外径,m ； i d ——第i 层的内径,m ； w D ——最外层的管外径,m ；D ——管径,m ；若21αα>>,D 取外径；若21αα≈,D 取算数平均值；若21αα<,D取内径.由公式〔5-9〕得：管道最外层至周围介质的放热系数为：]1)2(2ln[222-+=wt w t w tD hD h D λα 〔5-10〕式中t λ——土壤导热系数,)/(C m W ⋅；t h ——管中心埋深,m ； w D ——最外层的管外径,m.由公式〔5-10〕得：在紊流情况下,1α对总传热系数影响很小,可忽略不计.由公式〔5-8〕得：管道总传热系数为：D K K L π⨯= 〔5-11〕式中K ——管道总传热系数,)/(C m W ⋅；L K ——单位长度的总传热系数,)/(2C m W ⋅；D ——管道内径,m . 由公式〔5-11〕得： 5.3.2 计算站间距C 15时原油的相对密度为：1000)20(20154--=t d ξρ 〔5-12〕式中154d ——15C 时原油的相对密度；ξ——温度系数,)/(3C m kg ⋅；20ρ——温度为20C 时的油品密度,3/m kg . 由公式〔5-12〕得：原油的比热容为：)1039.3687.1(13154T d C -⨯+=〔5-13〕式中154d ——15C 时原油的相对密度；C ——比热容,)/(C kg kJ ⋅； T ——原油温度,C . 由公式〔5-13〕得： C )]/([99.1)7.461039.3687.1(8636.013C kg kJ ⋅=⨯⨯+⨯=-质量流量为：tGG =1 <5-14> 式中1G ——原油质量流量,s kg /；G ——年输量,kg ；t ——年输油时间,按350天算. 由公式〔5-14〕得：加热站间距为：1lnT T T T DK C G L z R R --=π 〔5-15〕 式中1G ——原油质量流量,s kg /；K ——管道总传热系数,)/(C m W ⋅；D ——管道内径,m ；R T ——加热站的出站温度,C ； 0T ——管道周围的自然温度,C ；Z T ——加热站的进站温度,C ； R L ——加热站间距,①方案一：4273⨯φ的标准管道 由公式〔5-15〕得：加热站数：RL Ln =〔5-16〕 式中 n ——加热站数,个；L ——输油管道总长,m ；R L ——加热站间距,m ；由公式〔5-16〕得：热负荷：η)(q 1Z R T T C G -=〔5-17〕式中q ——加热站的热负荷,kJ/s ；η——加热站的效率；1G ——原油质量流量,s kg /；Z T ——加热站的进站温度,C ； R T ——加热站的出站温度,C .C ——比热容,)/(C kg kJ ⋅ 由公式〔5-17〕得：由于热站的热负荷较大,故需增加热站数,取n=2个.则热站间距为：nLL R =〔5-18〕 式中n ——加热站数,个；L ——输油管道总长,m ；R L ——加热站间距,m ；由公式〔5-18〕得： 计算出站温度出站温度为：CG DL K Z R eT T T T 1)(00π-+= 〔5-19〕式中1G ——原油质量流量,s kg /；Z T ——加热站的进站温度,C ； R T ——加热站的出站温度,C .C ——比热容,)/(C kg kJ ⋅L ——加热站间距,m ；K ——管道总传热系数,)/(C m W ⋅；D ——管道内径,m.0T ——管道周围的自然温度,C ；由公式〔5-19〕得： 由公式〔5-17〕得热负荷为： ②方案二：4325⨯φ的标准管道: 由公式〔5-15〕得：加热站数：RL Ln =〔5-16〕 式中 n ——加热站数,个；L ——输油管道总长,m ；R L ——加热站间距,m ；由公式〔5-16〕得：热负荷：η)(q 1Z R T T C G -=〔5-17〕式中q ——加热站的热负荷,kJ/s ；η——加热站的效率；1G ——原油质量流量,s kg /；Z T ——加热站的进站温度,C ； R T ——加热站的出站温度,C .C ——比热容,)/(C kg kJ ⋅ 由公式〔5-17〕得：由于热站的热负荷较大,故需增加热站数,取n=2个.则热站间距为：nLL R =〔5-18〕 式中n ——加热站数,个；L ——输油管道总长,m ；R L ——加热站间距,m ；由公式〔5-18〕得： 计算出站温度出站温度为：CG DL K Z R eT T T T 1)(00π-+= 〔5-19〕式中1G ——原油质量流量,s kg /；Z T ——加热站的进站温度,C ； R T ——加热站的出站温度,C .C ——比热容,)/(C kg kJ ⋅L ——加热站间距,m ；K ——管道总传热系数,)/(C m W ⋅；D ——管道内径,m.0T ——管道周围的自然温度,C ；由公式〔5-19〕得：由公式〔5-17〕得热负荷为：5.4 水力计算5.4.1 计算输油平均温度下的原油运动粘度 ①方案一：4273⨯φ的标准管道由公式〔5-1〕得平均温度为：由公式〔5-3〕得C 50时原油的密度为：()3.812)2050(001315.0825.18672050=-⨯--=ρρ〔3/m kg 〕 故平均温度下的运动粘度为：)(00t t u pj e --=υυ 〔5-20〕式中0,υυpj ——温度为平均温度、0t 时油品的运动黏度,s m /2；u ——黏温指数,C /1. 由公式〔5-20〕得： ②方案二：4325⨯φ的标准管道由公式〔5-1〕得平均温度为：由公式〔5-3〕得C 50时原油的密度为：()3.812)2050(001315.0825.18672050=-⨯--=ρρ〔3/m kg 〕 故平均温度下的运动粘度为：)(00t t u pj e --=υυ 〔5-20〕式中0,υυpj ——温度为平均温度、0t 时油品的运动黏度,s m /2；u ——黏温指数,C /1. 由公式〔5-20〕得： 5.4.2 判断流态 ①方案一：4273⨯φ的标准管道雷诺数为： υπd Q4Re =〔5-21〕781)2(9.57Re de =〔5-22〕式中u ——黏温指数,C /1.υ——输送温度下原油的运动黏度,s m /2； Q ——管路中原油的体积流量,s m /3； e ——管壁的绝对粗糙度,m . 由公式〔5-21〕得： 由公式〔5-22〕得：由于1Re Re 3000<<,所以其是处于水力光滑区,故前面的假设是正确的. ②方案二：4325⨯φ的标准管道雷诺数为： υπd Q4Re =〔5-21〕781)2(9.57Re de =〔5-22〕式中u ——黏温指数,C /1.υ——输送温度下原油的运动黏度,s m /2； Q ——管路中原油的体积流量,s m /3； e ——管壁的绝对粗糙度,m . 由公式〔5-21〕得： 由公式〔5-22〕得：由于1Re Re 3000<<,所以其是处于水力光滑区,故前面的假设是正确的. 5.4.3 计算摩阻 ①方案一：4273⨯φ的标准管道一个加热站间的摩阻为：R mmpjm R L dQ h --=521υβ〔5-23〕总摩阻为： 1R R nh h = 〔5-24〕 全线所需总压头为：Z h h h H m R R ∆+++=%2.1 〔5-25〕式中R h ——沿线总摩阻,m ；1R h ——加热站间距的摩阻,m ；H ——全线所需要的总压头,m .由公式〔5-23〕得： 由公式〔5-24〕得： 由公式〔5-25〕得： ②方案二：4325⨯φ的标准管道一个加热站间的摩阻为：R mmpjm R L dQ h --=521υβ〔5-23〕总摩阻为： 1R R nh h = 〔5-24〕 全线所需总压头为：Z h h h H m R R ∆+++=%2.1 〔5-25〕式中R h ——沿线总摩阻,m ；1R h ——加热站间距的摩阻,m ；H ——全线所需要的总压头,m . 由公式〔5-23〕得： 由公式〔5-24〕得： 由公式〔5-25〕得：6 设备选型6.1 设备选型计算6.1.1 泵的选型 选泵原则:流量以任务输量为依据,最大输量、最小输量为参考；摩阻以任务输量下的摩阻为依据,最大输量、最小输量下的摩阻为参考.同时,考虑一定的富裕量. 若输送正常流量为Qp ,则采用适当的安全系数估算泵的流量,一般取Q =〔1.05～1.10〕Qp .估算泵扬程时,考虑泵在最困难条件下,计算流动损失,确定所需扬程Hp,根据需要再留出些裕量,最后估算选泵扬程,一般取H=〔1.10～1.15〕Hp.根据油田输量变化情况,为发挥泵的经济效益,选泵原则为：最小输量期,运行1台小泵；任务输量期,运行1台大泵；最大输量期,1台大泵与1台小泵并联运行.同时,大泵考虑1台备用.选用泵型号为KDY500-130×5,其流量为500h m /3,扬程为650m,转速为2980转/分,效率为83%.每个泵站选用两台,其中一台为备用泵. ①方案一：由公式〔5-3〕得平均温度下的密度为：()1.798)208.57(001315.0825.18672073.43=-⨯--=ρρ〔3/m kg 〕 泵所产生的压力为：gH P ρ= <6-1>式中P ——泵所能够提供的压力,Pa ；ρ——油品的密度,3/m kg ；H ——泵所提供的扬程,m ；由公式〔6-1〕得：P MPa MPa 5.7)(1.5106508.91.7986<=⨯⨯⨯=- 故所选择的泵符合要求.②方案二：由公式〔5-3〕得平均温度下的密度为：()823)201.44(001315.0825.18672073.43=-⨯--=ρρ〔3/m kg 〕 泵所产生的压力为：gH P ρ= <6-1>式中P ——泵所能够提供的压力,Pa ；ρ——油品的密度,3/m kg ；H ——泵所提供的扬程,m ；由公式〔6-1〕得：P MPa MPa 5.7)(2.5106508.98236<=⨯⨯⨯=- 故所选择的泵符合要求. 6.1.2 原动机的选型JKZ 异步电动机,型号为JKZ-2000,额定功率2000kw,额定电压6000V ,额定电流234A,转速2985转/分,效率95.5%. 6.1.3 加热设备选型首站选用换热器,其他加热站选用直接管式加热炉,型号：GW4400-Y/6 4-Y ,其额定功率为4400KW,效率为87%.6.2 站场布置①方案一：4273⨯φ的标准管道泵站数为：cH Hn =<6-2> 式中n ——泵站数,个； H ——全线所需的总压头,m ；c H ——泵所提供的扬程,m.由公式〔6-2〕得：n 5.265034.1606==<个> 向上取整,取n =3〔个〕；为了保证任务输量不变,可对泵站中的泵机组采取减小级数等措施.采用平均法布站,其站间距为：nLL R =〔6-3〕 式中R L ——泵站站间距,m ； L ——管线总长,m ； 由公式〔6-3〕得：泵站内压头损失不计,后面的泵站进口压力控制在30～80m X 围内.〔1〕当首站与第二站站间距取90km ,其进口压力为：m ti h Z iL H h -∆--= 〔6-4〕式中ti h ——泵站进口的剩余压头,m ； H ——泵站所提供的扬程,m ； i ——水力坡降；L ——两泵站的站间距,m ；Z ∆——两泵站间的高程差,m ；m h ——泵站内压头损失,m .取首站与第二站的站间距为65km ,进口压力为： 水力坡降：0089.018000034.1606===l H i 符合要求,故第二站布置在距离首站65km 处.〔2〕取首站与第三站的站间距为135km ,进口压力为： 符合要求,故第三站布置在距离首站135km 处.故全线泵站布置完毕. ②方案二：4325⨯φ的标准管道: 水力坡降：0115.01800002071===l H i cH Hn =<6-2> 式中n ——泵站数,个； H ——全线所需的总压头,m ；c H ——泵所提供的扬程,m.由公式〔6-2〕得：n 2.365022071==<个> 向上取整,取n =4〔个〕；为了保证任务输量不变,可对泵站中的泵机组采取减小级数等措施.采用平均法布站,其站间距为：nLL R =〔6-3〕 式中R L ——泵站站间距,m ； L ——管线总长,m ； 由公式〔6-3〕得：泵站内压头损失不计,后面的泵站进口压力控制在30～80m X 围内. 〔1〕m ti h Z iL H h -∆--= 〔6-4〕式中ti h ——泵站进口的剩余压头,m ； H ——泵站所提供的扬程,m ； i ——水力坡降；L ——两泵站的站间距,m ；Z ∆——两泵站间的高程差,m ；m h ——泵站内压头损失,m .取首站与第二站的站间距为50km ,进口压力为： 符合要求,故第二站布置在距离首站50km 处.〔2〕取首站与第三站的站间距为102km ,进口压力为： 符合要求,故第三站布置在距离首站120km 处.〔3〕取首站与第四站的站间距为175km ,进口压力为： 符合要求,故第四站布置在距离首站175km 处. 故全线泵站布置完毕.7 最小输量①方案一：管道的最小输量为：min 0max min lnT T T T C DLK G Z R --=π 〔7-6〕式中min G ——管道最小输量,kg/s ；K ——总传热系数,)/(C m W ⋅； D ——管道外径,m ； L ——加热站间距,m ；C ——原油比热容,)/(C kg kJ ⋅；m ax R T ——加热站的最高出站温度,C ； 0T ——管道周围的自然温度,C ；min Z T ——加热站的最低进站温度,C .由公式〔7-6〕得：②方案二：管道的最小输量为：min 0max min lnT T T T C DLK G Z R --=π 〔7-6〕式中min G ——管道最小输量,kg/s ；K ——总传热系数,)/(C m W ⋅； D ——管道外径,m ； L ——加热站间距,m ；C ——原油比热容,)/(C kg kJ ⋅；m ax R T ——加热站的最高出站温度,C ； 0T ——管道周围的自然温度,C ；T——加热站的最低进站温度,C .minZ由公式〔7-6〕得：8 设计结果本次设计采用加热密闭输送方式,各个参数设计结果列入下表：表8-1 管道设计结果表8-2 泵设计结果表8-3 热站设计结果.表8-4 热站布置设计结果表8-5 泵站布置设计结果9 动态技术经济比较〔净现值法〕①方案一：项目投资35万元,以后连续每年有相同的净收益10万元,其基准收益率为10%,其净现值：②方案二：项目投资30万元,以后连续每年有相同的净收益10万元,其基准收益率为15%,其净现值：由于方案二的净现值大于方案一,因此采用方案二作为施工方案.参考文献[1] X其敏,孟江.油气管道输送技术..##.20##7月.第一版[2] 严大凡.输油管道设计与管理..石油工业.[3] 姬忠礼,邓志安,赵会军.泵与压缩机.：石油工业[4] X德姜,王怀义,X绍叶.石油化工装置工艺管道安装设计手册.##21 / 21。
原油管道设计计算
1.5 设计依据与基础参数1.5.1 设计基础参数 1) 原油物性参数(1)原油密度所输原油密度ρ(g/cm 3)随温度t (℃)的变化关系为：ρ=ρ20-ζ(T -20) (1-1)式中：ρ20--20度下原油密度(kg/m 2)，取870 kg/m 2；ζ --ζ=1.825-0.001315ρ20； T --平均输油温度(℃)，取40℃； 即得ρ=870-0.68095(T-20) (1-2)(2)原油粘度由最小二乘法回归粘温关系如表1-11取xi 为T ，Σxi =300 Σyi =11.908 Σ(xiyi )=578.225 Σxi 2=15850 b =22)(∑∑∑∑∑--xi x xi n yi xi xiyi n =-0.0202a =∑∑+xi nb nyi =2.995回归结果为log ν=2.995-0.0202T 得原油粘度为：ν=102.995-0.0202T (1-3)式中：T --平均输油温度(℃)；(3)原油比热容所输原油的比热容为2100J/kg ℃ (4)平均输油温度在加热输送条件下，计算温度采用平均输油温度T ，平均输油温度采用加权法，按下式计算：T =323ZR T T +(1-4) 式中：T R --原油出站温度，取60℃；T Z --原油进站温度，取30℃； 2) 总传热系数 由wtw tD h D 4ln22λα=(1-5) 式中：D w --管道外径(m)；h t --土壤导热系数(w/m ℃)，取0.9 w/m ℃； λt --管道中心埋深(m)，取1.5 m ； 得2α=2.342K =211αλδ+沥青沥青 (1-6)式中：沥青δ--沥青防腐层(m)，0.006 m ；沥青λ--防腐层导热系数(w/m ℃)，取0.15w/m ℃；得总传热系数K=2.141 (w/m ℃)； 1.5.2 其它设计参数管道全线任务输量、最小输量、进出站油温、埋深处月平均气温等列于表1-12设计参数表中。
原油管道工艺系统设计20200529
1总论1.1课题概述1.1.1研究目标原油管道作为油气管道的一种主要项目类型之一，对原油长输管道输送相关工艺进行研究，明确设备参数，通过总结近年来国内原油管道设计经验、主要技术，形成原油管道设计的技术基础，提高相应项目类型的设计效率和质量水平。
1.1.2主要研究内容本课题主要研究内容为：（1）基础数据确定、输油工艺选择（工艺设计需要确定的计算参数，包括原油的粘温数据，原油凝点，以及利用这些参数如何确定输油温度等设计参数及输油工艺。
）（2）输油管道水力热力公式计算。
（3）站内阻力确定（通过计算站内阻力，确定泵的吸入性能及泵的汽蚀余量校核）（4）水击增压计算（通过计算确定水击压力对管道设备的影响，以确定设计压力、保护措施等主要参数）（5）原油管道水力热力工况SPS软件模拟计算（通过SPS软件模拟全线控制方式，主要控制参数温度、压力等设定参考值）（6）安全停输与再启动（原理、流程）（7）关键设备和技术（管材管型选择、壁厚计算及强度校核，输油站布置，输油泵、泄压阀、加热炉、流量计等设备的技术参数及选型）1.1.3关键技术（1）原油管道水力计算，保温管道热力计算。
（2）SPS软件对热油管道输油工艺以及水击过程仿真模拟。
1.1.4技术路线通过借鉴国内中石油输油管道主要建设标准和设计思路，结合已有的CDP 文件和我院在天然气长输管道上的技术积累，主要针对输油管道与输气管道的差异，对输油管道设计过程中工艺方案、主要设备、工艺参数选择的原则及理由进行论述，提高相应输油管道项目的设计效率和技术水平。
1.2遵循的主要标准规范《输油管道工程设计规范》GB50253-2014《压力容器》（GB150.1~150.4-2011）《立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范》（GB50341 -2014）《立式圆筒形钢制焊接储罐施工规范》（GB 50128-2014）《钢制焊接石油储罐》（API650-2013）《承压设备焊接工艺评定》（NB/T 47014-2011）《卧式容器》（NB/T 47042-2014）1.3主要成果本次基础工作成果主要有工艺系统设计说明，相关计算的原理说明及计算事例附表，以及典型项目的流程图。
原油集输流程工艺介绍(ppt 73页)
油气计量
原油预脱水
污水处理
污水回注
联合站 油气分离 原油脱水和稳定 天然气脱水 天然气凝液回收 污水处理
净化天然气 液化石油气 稳定轻烃 合格原油 合格污水
图2-6 三级布站混输流程框图
37
3.原油密闭集输流程
根据油田油气集输工艺的密闭程度分为: 开式集输流程与密闭集输流程。
密闭集输流程：石油与天然气等混合物 从油井中出来，经过收集、中转、分离、 脱水、原油稳定、暂时储存，一直到外输 计量各个过程都是与大气隔绝的集输流程。 开式集输流程：若其中有部分过程不与 大气隔绝。
8
9
分井计量站
油井来液
进站阀组
接转站或集中处理站
两相计量分离器
气体计量 液体计量
含水分析仪
图2-1 两相计量站工艺原理流程框图
10
分井计量站
油井来液
进站阀组
接转站或集中处理站
三相计量分离器
气体计量
原油计量 含水分析仪
水计量
图2-2 三相计量站工艺原理流程框图
11
分井计量站
油井计量系统，基本要求是：连续自 动计量和提高精度，可根据油田实际情况 选用两相或三相分离计量装置。一般油田 常用的是两相分离，三组分计量技术（包 括密度法自动计量装置、含水分析法自动 计量装置等）。
5
采油井场
采油井场主要流程和工艺设施设置应要求完成的工作： ➢ 油井产出物正常集输； ➢ 井口清蜡，洗井，加药防蜡，加热保温等； ➢ 井口取样，测试，井下作业，关井，更换油嘴、测温、测压等； ➢ 投产试运：油井建成后首先要进行投产试运，在投产试运满足要求 后正式投入使用，应保证在不同环境、不同季节都能完成试运、预热、 投产等要求； ➢ 停产、事故处理：在突发事故或停电造成油井停产的状态下，能保 证油井集油管线进行吹扫或进行热水循环，确保集油管线不冻结。
原油输送管道机械清管技术
18 石油规划设计 1997 年第 5 期
线置于收球筒中上部。见图 2。
阀 1—进站阀; 阀 2—动力阀; 阀 3—排气阀; 阀 4—扫线阀; 阀 5—截止阀; 阀 6、7—回油阀; 污 1—排污阀
图 2 收球系统工 艺流程图
选型及操作
1 选型 机械清管球的选择至关重要( 常用球: 机械球、机 械皮碗球) , 尤其是首次通球, 还要根据油质、油温、结 蜡厚度等条件选择不同性质的球( 包括泡沫球) 。 机械清管器选择时, 应注意到本体部件的设置允 许通过 25% 的管道变形, 在小于等于 Dg 300 的管道中 应能通过 1. 5D 和弯头。 图 3 为常用的一种清管器, 机械清管器应在本体 ( 或皮碗) 上设置泄流孔, 使其让 5% 的流体流过。机械 清管器设计两个皮碗时, 两皮碗间距宜为管道公称直 径 1. 2 倍, 设计 3～4 个皮碗时, 外部两皮碗间距离宜 为管线公称直径的 1. 4 倍。皮碗外径应为管道内径的 1. 05 倍, 其皮碗上应设计旁通孔( 本体不设时) , 其孔 的间距宜为 150～180 mm, 各孔的总面积之和为管道 内径断面积的 5% 。
■科 研 ■
石油规划设计 1997 年第 5 期 19
下装卸。根据管线回压上升情况确定清管周期。
应用效果
大庆油田北油库至总外输计量站两条 529 m m 输油线, 其是 1# 线始建于 1971 年, 2# 线始建于 1974 年。1984 年首 次对 两 条管 线进 行清 蜡, 采用 460 mm , 表面涂层 1. 5 m m, 490 mm, 表面涂层 3 mm 的 软质泡沫清管器均破裂。经认真分析研究, 第二次发放
图 3 常用机械清 管器结构
■科 研 ■
在通入机械清管器时, 要装配通球跟踪仪, 以便查 找球运行情况及位置, 有问题及时处理。
输油管道的加工工艺流程及焊接工艺设计
专业课程设计（论文）题目：输油管道的加工工艺流程及焊接工艺设计学生姓名：院（系）：材料科学和工程学院专业班级：焊接指导教师：完成时间：摘要输油管线主要由输油站和管线两大部分组成。
管道的起点是一个输油站通称首站，油品或原油在首战被收集后，经过计量后，在由首站提供动力向下游管线输送。
首站一般布设有储油罐，输油泵和油品计量装置，若所属油品因粘度高需要加热，则亦设有加热装置，输油泵提供动力使得油品可以沿管线向终点或下一级输油站运动，一般情况下，由于距离长，油品在运输过程中能量损失明显，需要多级输油站提供动力，直至将油品输送至终点。
终点输油站称为末站，主要负责收集上游管线输送而来的物料，因此多配有储罐和计量系统。
关键词：输油管线、X80钢、半自动焊接技术。
目录1 综述 (1)1.1输油管道概况 (1)1.2输油管道分类 (1)1.2.1按距离分 (1)1.2.2按油品分 (1)1.2.3按材料分 (2)1.3输油管道常用的焊接方法 (2)1.3.1手工电弧焊 (2)1.3.2钨极氩弧焊 (3)1.3.3半自动焊 (3)1.3.4全自动焊 (3)1.4输油管道连接分类和法兰 (4)1.5焊接材料的选择 (4)2 工艺说明 (6)2.1管线材料的选择 (6)2.2焊接方法的选择 (6)2.3坡口形式的设计制造及清根方法 (7)2.4焊缝层数及焊接顺序设计 (8)2.4.1焊接层数的选择 (8)2.4.2焊接顺序的设计 (8)2.5焊后热处理工艺说明 (8)2.6焊接工艺参数的选择 (8)2.7焊接质量检测 (9)3 总结 (11)4 参考文献 (12)5 焊接工艺卡 (13)1 综述1.1输油管道概况输油管道（也称管线、管路）是由油管及其附件所组成，并按照工艺流程的需要，配备相应的油泵机组，设计安装成一个完整的管道系统，用以完成油料接卸及输转任务。
输油管道系统，即用于运送石油及石油产品的管道系统，主要由输油管线、输油站及其他辅助相关设备组成，是石油储运行业的主要设备之一，也是原油和石油产品最主要的输送设备，和同属于陆上运输方式的铁路和公路输油相比，管道输油具有运量大、密闭性好、成本低和安全系数高等特点。
原油管线及首站初步设计——用太阳能电加热技术 毕业设计
原油管线及首站初步设计——用太阳能电加热技术毕业设计1.2.2 设计依据与基础参数1.2.2.1 原始数据（1）设计输量为500万吨/年；生产期生产负荷（各年输量与最大输量的比率）见下表1-1。
表1-1 生产期生产负荷表Table 1-1 Production of theproduction load table年 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1112 1314生产负荷（%）789111111119087（2）年最低月平均温度0℃；（3）管道中心埋深1.5m；（4）土壤导热系数1.3w/(m‧℃)；（5）沥青防腐层导热系数0.15w/（m‧℃)；（6）原油物性①20℃的密度890.5kg/m3；②初馏点80℃；③反常点29℃；④凝固点27℃；⑤比热2.1kJ/(kg‧℃)；⑥燃油热值4.18×104kJ/kg。
（7）粘温关系见表2-2表2-2 油品温度与粘度数据温度（℃）29 32 35 40 45 50 55 60 粘度（cp）86.75 75.93 66.45 53.21 44.64 38.73 33.59 29.13 （8）沿程里程、高程（管道全程385km）数据见表2-3表2-3 管道纵断面数据0 28 67 105 124 145 173里程（km）高程58.6 105.9 111.5 92.1 80.4 75.6 55.6（km）196 235 267 301 335 364 385 里程（km）高程71.4 135.4 141.6 149.5 120.9 90.2 75.3（km）1.2 设计内容1.2.1 计算及说明书部分内容要求1) 根据费用现值最小原则确定最优管径。
2) 水力与热力计算。
3) 主要设备选型，包括泵、炉、罐、原动机等。
4) 站址确定、调整及工况校核。
5) 反输计算。
6) 站内流程设计。
7) 几种输量下的运行方案确定。
8) 绘图部分内容要求。
原油管道输送工艺流程
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移除水分、杂质和气体，以满足管道输送要求。
长输原油管道设计方案优化
安全评价
评价目的
评估管道在建设和运营过程中的安全风险，预防重大事故的发生 ，保障人民群众生命财产安全。
评价内容
分析管道面临的主要安全风险，如设备故障、人为操作失误、自然 灾害等，并提出相应的防范措施。
评价方法
采用定性和定量评价相结合的方法，如危险度评价、事故树分析等 。
环境保护与安全措施方案设计及对比分析
加强预警系统建设，提高预警系统的可靠 性和实时性，及时发现和解决潜在风险， 保障管道的安全运行。
未来发展趋势及展望
数字化与智能化
利用先进的数字化和智能化技术，实现管道的远程监控、 智能调度和自动化操作，提高管道的运营效率和安全性。
环保与可持续发展
随着环保意识的提高，未来长输原油管道设计将更加注重 环保和可持续发展，采用更环保的材料和工艺，减少对环 境的影响。
管道设备选择
总结词
高效、安全、耐用
详细描述
管道设备在长输原油管道中起着非常重要的作用，设备的性能和质量直接影响到管道的安全和运行效率。因此， 在选择管道设备时，应优先考虑高效、安全和耐用的设备，以确保管道的安全稳定运行。
材料与设备的性能要求及对比分析
总结词
性能对比、优缺点分析、适用条件
详细描述
针对不同的地理条件和工况要求，各种管道材料和设 备都有其独特的性能要求和适用条件。因此，在方案 优化过程中，需要对各种材料和设备的性能进行对比 分析，找出各自的优缺点，从而选择最适合的组合方 案。例如，对于需要穿越河流或湖泊的地区，应选择 具有良好防腐性能的管材和设备；对于山地或丘陵地 带，则需要选择具有较高强度和耐磨损性能的管材和 设备。
可行性对比
对比分析不同方案的施工和维护的可 行性。
石油输油管线工艺设计说明书
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，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φ813，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国建设部联合发布的《输油管道工程技术规》GB50253-94，并参照其他有关设计规进行的。
石油化工装置工艺管道的设计
石油化工装置工艺管道的设计摘要：要保证石油化工装置工艺管道的设计持续革新，必须在各方面加大研发力度，并在仪器、设备等方面进行配套。
为化工行业的全面发展打下坚实的理论和技术支持，从而提升化工行业的总体生产效能与质量，达到最大限度地减少能耗的目的。
在石油化工中，某些因素会对化学工业生产过程产生不利影响，并会产生危害人体健康的有毒物质。
因此，必须持续提升对石油化工装置工艺管道的设计与建设的质量，并对其中出现的问题展开有效的处理，从而确保石油化工的良性、稳定发展。
关键词：石油化工；装置工艺；管道设计引言在目前的我国，石油是最主要的一种，对社会经济持续发展和国家的整体实力的提高起到了推动作用。
由此可见，原油的重要程度。
近年来，伴随着国家的社会和经济的发展，各种产业的全方位发展，人们对原油的需求量越来越大，石化企业也成了非常受重视的企业。
随着国内石化行业的不断发展，石化行业中与之有关装置的使用频率越来越高。
要确保在化工设备中正确使用管道，必须提升管道的相关技术，以保障全过程安全运行。
1石油化工装置工艺管道的重要性在石油化工装置中，管道的科学设计将会对设备在正常运行中的稳定性产生很大的作用，因为石化设备中的物料都是有着很强的腐蚀性和爆炸性的，如果出现一些安全问题，将会造成难以估计的人员伤亡和经济损失，所以管道的合理的布置非常关键。
第一，要消除管道的设计上存在的不足，避免管道内存在的易燃易爆物；第二，要改善管道的耐压能力，石化行业的工作条件比较复杂，因此，管道需要具备耐压、耐高温和耐腐蚀等多项功能，以适应实际的工作需要[1]。
此外，石化企业要求的涂料比较复杂，经常会有多条管道重叠在一起，如果这些管道的布置不够完美，又或是其中一条管道发生泄漏，都会引起严重的安全问题，甚至会引起地区性的灾难性灾难，因此，必须要对石化企业的管道进行改进。
2目前石油化工装置工艺管道设计现状2.1安全性还有技术现状化学设备的良好应用，就是要与过程管道相配合，保证整体生产过程的顺利进行。
原油长输管道初步设计设计计算教程文件
绪论原油的运输作为能源利用技术的重要一环，越来越受到重视，而其中管道运输与铁路、水路、公路、航空相比，因其输送距离长、建设速度快、占地少、管径大、输量高、能耗低、不污染环境、受地理及气象条件影响小等优点，而得到快速发展，已成为世界主要的原油输送方法[1]。
原油按其油品性质来分，可以将原油分为轻质原油和高粘易凝原油，后者还可以分为含蜡量较高的含蜡原油和含胶质、沥青质较高高粘重质原油（即稠油）[2]。
轻质原油的输送较为容易，一般常规输送工艺就能满足要求。
含蜡原油的的凝点较高，管输过程中易出现析蜡、凝管、堵塞等事故，严重影响管输的能力和效率。
而高粘重质原油的粘度非常高（通常是几百甚至是几万厘波[3]），因此管路的压降就相当大，这就大大增加了原始基建投资和运行费用。
现在原油管输工艺的种类很多，应用较多、技术比较成熟的传统管输工艺有火焰加热器的加热输工艺、热处理输送工艺、加剂（包括降凝剂、减阻剂、乳化剂）输送工艺[4~13]、稀释输送工艺[14]。
另有相对来说应用较少、有待进一步研究开发的现代工艺，有保温结合伴热输送工艺、太阳能加热等特殊加热工艺[15]、低粘液环输送工艺、微波降粘输送工艺[16]、水悬浮输送工艺、气饱和输送工艺、磁处理输送工艺[17]、改质输送工艺[18]、管道内涂输送工艺[19]等。
由于我国生产的原油多属高含蜡、高凝固点、高粘度原油，因此我国多数管道仍采用加热输送。
无论从输油成本以及设备投资方面都比常温输送高出很多，并且我国大部分输油管道都建在70年代，为了保证安全运行和提高企业经济效益，旧管输工艺的改进和新建管道先进技术研究开发是当前管输工作的重点。
我国从事管道科研人员近年来在这方面取得了较大进展。
我国输油工艺技术发展方向[20]：(1) 适应国内油田发展的特点，解决东部管道低输量运行，西部管道常温输送，海洋管道间歇输送和成品油顺序输送问题。
坚持输油工艺的新型化和多样化。
(2) 采用高效节能设备，管输过程中节能和降低油耗的最有效措施是采用高效的输油泵和加热炉，开展新型高效离心泵和国产高效加热炉的研制是摆在我们面前的一项艰巨任务。
原油输送工程中的管道设计与防腐
原油输送工程中的管道设计与防腐原油输送工程是石油行业中至关重要的一环。
在原油输送过程中，管道设计和防腐措施的完善至关重要。
本文将探讨原油输送工程中的管道设计与防腐问题。
一、管道设计管道设计是原油输送工程中的核心环节。
一个好的管道设计能够确保原油在输送过程中的安全性、稳定性和高效性。
首先，管道直径的选择是管道设计中的重要一环。
一般来说，管道直径的选择应根据输送原油的流量、压力和输送距离来确定。
直径过小会导致流体的摩擦阻力增大，从而影响流体的流动性能；直径过大则造成成本的浪费和资源的浪费。
因此，在进行管道设计时，应根据具体条件进行合理的直径选择。
其次，管道材质的选择也是管道设计中的一个重要问题。
一般来说，原油输送管道需要具备良好的耐腐蚀性能和承压能力。
常见的管道材质包括碳钢、不锈钢、合金钢等。
在选择管道材质时，需要考虑原油中的化学成分、腐蚀性质以及输送条件，以确保管道的耐腐蚀性和机械性能满足要求。
另外，管道的布置和敷设也是管道设计中需要考虑的因素。
合理的管道布置可以减少液体在输送过程中的阻力和压降，提高输送效率。
在实际工程中，要根据地形地貌、环境条件和安全要求等多种因素进行合理的管道布置和敷设。
二、防腐问题防腐是原油输送工程中的一个重要环节。
原油中含有一定的腐蚀性物质，如果不进行防腐处理，会导致管道的腐蚀和损坏，进而影响原油的输送安全和管道的使用寿命。
常见的防腐措施包括涂层防腐和阴极保护。
涂层防腐是通过在管道表面涂覆具有防腐性能的材料来防止原油对管道的腐蚀作用。
涂层材料可以选择环氧树脂、聚氨酯等，涂覆工艺可以选择喷涂、浸涂等。
阴极保护是利用电化学原理，在管道的表面加一个电位，使管道成为阴极，从而减少或消除腐蚀反应。
阴极保护可以采用无源阴极保护、外施电流阴极保护等方式。
另外，定期的检测和维护也是防腐工作中的重要环节。
定期对管道进行检测，发现腐蚀、破损等问题及时修复和处理，可以保证管道的正常运行和使用寿命。
原油管道输送PPT课件
05.02.2021
•管长1288km，管径1219mm。 •输量13250m3/h，流速3.3m/s。 •永冻土段644km。 •冬季气温-57℃。
18
05.02.2021
美国Alaska输油管道
•
美国阿拉斯加管道是连接美国阿拉斯加州北部产油区
和南部港口，再转运到美国本土炼油厂的管道运输系统。
16
05.02.2021
•1.1.5 国内外输油管道简介 （1）国外
第一条管道：1865年 美国宾夕法尼亚州 （d=50mm , L=10km）
二战期间、二战后得到迅速发展。60年代开始向高压、大口 径方向发展。 代表性的管道 ▪ 1）前苏联友谊输油管道(最大最长的原油管道)； ▪ 2）美国阿拉斯加输油管道（第一条伸入北极的管道）； ▪ 3）沙特东—西原油管道（沙漠管道）； ▪ 4）美国西—东原油管道（热油管道）； ▪ 5）美国科洛尼尔成品油管道系统（成品油管道） ▪ 6) 科钦液化石油气管道
道,管径426ｍｍ,全长约80ｋｍ。70年代开始随着大庆油 田的开发,迫切需要解决原油外输问题,因此在1970年8月3 日国家批准兴建东北地区输油管道,第一期工程是大庆至 扶顺,干线全长593ｋｍ,管径720ｍｍ,年输能力2000万吨。 以后的30年内我国管道工业有了较大进展,目前我国原油 管道近220条，总长达到10000公里。
34
05.02.2021
5.定向钻穿越技术和管道机械化施工作业技术 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。
管道施工作业在手工和半自动下向焊施工技术 与气体保护焊、全自动焊、挤压电阻焊相比，具有 使用辅助设备少、故障率低的优点。
原油管道输送方式及工艺流程
原油管道输送方式及工艺流程一、组成长距离输油管道由输油站和线路组成。
输油站就是给油流一定的能量（压力能和热力能），按所处位置分首站、中间站、末站，中间站按任务不同分加热站、加压站、热泵站（加压、加热）。
首站：输油管道起点的输油站，任务是接受（计量、储存）原油，经加压、加热向下一站输送；输油管道终点的输油站称末站，接受来油和把油品输给用油单位，配有储罐、计量、化验及运转设施。
二、输送工艺1、“旁接油罐”式输送工艺：上站来油可进入泵站的输油泵也可同时进入油罐的输送工艺，油罐通过旁路连接到干线上，当本站与上下站的输量不平衡时，油罐起缓冲作用，特点； a 各管段输量可不等，油罐起缓冲作用； b 各管段单独成一水力系统，有利于运行调节和减少站间的相互影响； c 与“从泵到泵”相比，不需较高的自动调节系统，操作简单。
2、“从泵到泵”输送工艺：为密闭输送工艺，中间站不设缓冲罐，上站来油全部直接进泵，特点：a 可基本消除中间站的蒸发损耗；b 整个管道成一个统一的水力系统，充分利用上站余压，减少节流，但各站要有可靠的自动调节和保护装置； c 工艺流程简单。
三、输油站的基本组成1、主生产区（ 1）油泵房（输油泵机组、润滑、冷却、污油回收等系统）；（2）加热系统（加热炉和换热器）；（3）总阀室（控制和切换流程）；（4）清管器收发室；（5）计量间（流量计及标定装置）；（6）油罐区；（7）站控室；（8）油品预处理设施（热处理、添加剂、脱水等）。
2、辅助生产区（1）供电系统（变、配、发电）；（2）供热系统（锅炉房、燃料油系统、热力管网等）；（3）给排水系统（水源、循环水、软化水、消防水等）；（4）供风系统（仪表风、扫线用风）；（5）阴极保护设施；（6）消防及警卫、机修化验、库房、办公后勤设施等。
四、确定工艺流程的原则1、满足输送工艺及各生产环节（试运投产、正常输送、停输再启动等）的要求。
输油站的主要操作：a、来油与计量；b、正输；c、反输（投产前预热管道或末站储罐已满、或首站油源不足，被迫正、反输以维持热油管道最低输送量）；d、越站输送（全越站、压力越站、热力越站）；e、收发清管器；f 、站内循环或倒罐（机组试运转或烘炉）； g、停输再启动。
海上石油平台主电站原油系统工艺流程图设计
海上石油平台主电站原油系统工艺流程图设计王凤辉;郑晓娟;王屹;张瑞康【摘要】海上石油平台主电站原油发动机组由于其原油预处理系统复杂,故其工艺流程图的设计是整个平台设计中的重要环节.本文以秦皇岛32-6油田综合调整项目为例,介绍了主电站原油系统工艺流程图的设计方法及设计过程中的注意事项,旨在为类似工程设计人员提供必要的参考和借鉴.【期刊名称】《机电设备》【年(卷),期】2014(031)002【总页数】3页(P28-30)【关键词】主电站;原油;工艺流程;设计【作者】王凤辉;郑晓娟;王屹;张瑞康【作者单位】海洋石油工程股份有限公司,天津300451;海洋石油工程股份有限公司,天津300451;海洋石油工程股份有限公司,天津300451;海洋石油工程股份有限公司,天津300451【正文语种】中文【中图分类】TE5随着海上油田的深入开发，原油发动机已广泛应用于伴生气产量低油田的主电站[1]。
原油发动机是在烧重质燃料油发动机基础上发展起来的机型，它的母型仍是柴油机，与柴油机不同之处主要是原油预处理系统以及供油、喷油等设施[2]。
由于其原油预处理系统复杂，故原油发动机组工艺流程图的设计在整个工程项目的设计阶段占有异常重要的地位，其设计的优劣不仅直接关系到投产以后机组的运行状况及其性能的实现，对后续机组的操作维修也有着重要的意义。
本文根据秦皇岛32-6油田综合调整项目工程实践，总结了主电站原油系统工艺流程图的设计方法及注意事项，以期为类似项目的工程设计人员提供参考和借鉴。
秦皇岛 32-6油田综合调整项目新建 2个综合平台CEPI和CEPJ，两个井口平台WHPG和WHPH。
原秦皇岛“渤海世纪”号FPSO因输电变压器、单点电滑环剩余输电能力等限制因素制约，在考虑本项目老平台调整用电后，无法满足新建平台用电要求，需要在新建平台上独立设置主电站，与原电力系统不进行电力组网，互相独立运行。
由于本油田伴生气量小，参考之前在FPSO上的主电站设置，拟推荐继续采用原油发动机组作为主电站[3]，即机组以原油作为主燃料，柴油作为辅助燃料。
油气储运天然气输配
四、等温输油管道工艺计算
工艺计算主要解决的问题是： 1）确定经济上最为合理的主要参数，包括管径、管壁厚度、泵站进 出口压力和泵站数； 2）当管道长度、管径、泵机组的型号、泵站数和工作条件已选定时， 在管道沿线布置输油泵站、确定站址； 3）对已经投产运行的管道，估算及校核不同工况下的操作压力和实 际输油量，用以指导输油管道的优化运行。
（1）沿程摩阻损失的计算
达西公式 列宾宗公式
（1）沿程摩阻损失的计算
达西公式
h1
L d
2
2g
f (Re,)
Re
d
4Q
dv
2e d
λ-----水力摩阻系数 L----管道长度 d----管内径 ω－在流动截面上原油的平均流速 g---重力加速度 v---输送温度下原油的运动黏度 Q---管路中原油的体积流量 e---管壁的绝对粗糙度 Re—雷诺数 ε---管壁相对当量粗糙度
清管站
管
管线
道
伴行路
线路
阀门、阀室
穿跨越构筑物
阴极保护设施
通讯系统等辅助系统
二、原油管道输送工艺
常温输送
根据输送过程中油品 是否需要加热
加热输送
开式输送
(从罐到罐、旁接油罐） 根据管道与泵的连接方式
密闭输送（从泵到泵）
二、原油管道输送工艺
1、常温输送和加热输送
等温输送
油品从首站进入管道，输送一段距离后，管内油温就会等 于管道埋深处的地温，故称为常温输送（也称等温输送）。
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1总论1.1课题概述1.1.1研究目标原油管道作为油气管道的一种主要项目类型之一，对原油长输管道输送相关工艺进行研究，明确设备参数，通过总结近年来国内原油管道设计经验、主要技术，形成原油管道设计的技术基础，提高相应项目类型的设计效率和质量水平。
1.1.2主要研究内容本课题主要研究内容为：（1）基础数据确定、输油工艺选择（工艺设计需要确定的计算参数，包括原油的粘温数据，原油凝点，以及利用这些参数如何确定输油温度等设计参数及输油工艺。
）（2）输油管道水力热力公式计算。
（3）站内阻力确定（通过计算站内阻力，确定泵的吸入性能及泵的汽蚀余量校核）（4）水击增压计算（通过计算确定水击压力对管道设备的影响，以确定设计压力、保护措施等主要参数）（5）原油管道水力热力工况SPS软件模拟计算（通过SPS软件模拟全线控制方式，主要控制参数温度、压力等设定参考值）（6）安全停输与再启动（原理、流程）（7）关键设备和技术（管材管型选择、壁厚计算及强度校核，输油站布置，输油泵、泄压阀、加热炉、流量计等设备的技术参数及选型）1.1.3关键技术（1）原油管道水力计算，保温管道热力计算。
（2）SPS软件对热油管道输油工艺以及水击过程仿真模拟。
1.1.4技术路线通过借鉴国内中石油输油管道主要建设标准和设计思路，结合已有的CDP 文件和我院在天然气长输管道上的技术积累，主要针对输油管道与输气管道的差异，对输油管道设计过程中工艺方案、主要设备、工艺参数选择的原则及理由进行论述，提高相应输油管道项目的设计效率和技术水平。
1.2遵循的主要标准规范《输油管道工程设计规范》GB50253-2014《压力容器》（GB150.1~150.4-2011）《立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范》（GB50341 -2014）《立式圆筒形钢制焊接储罐施工规范》（GB 50128-2014）《钢制焊接石油储罐》（API650-2013）《承压设备焊接工艺评定》（NB/T 47014-2011）《卧式容器》（NB/T 47042-2014）1.3主要成果本次基础工作成果主要有工艺系统设计说明，相关计算的原理说明及计算事例附表，以及典型项目的流程图。
2基础数据根据《输油管道工程设计规范》GB50253-2014中3.1.6的规定：输油管道系统输送工艺设计应包括水力和热力计算，并进行稳态和瞬态水力分析，提出输油管道在密闭输送中的控制方法。
本次主要研究水力计算及瞬态工况分析确定管道保护参数。
2.1水力计算基础数据1）输油量管道的最小任务输量，最大任务输量，设计年输量。
年工作天数按350天计算，计算管道的小时流量，并以此流量进行管道流速、摩阻等水力计算。
2）原油物性原油一般物理化学性质测定项目应满足《输油管道工程设计规范》GB50253-2014中附录B的规定。
事例如下：表2.1-1 原油性质数据表3）原油流变性a. 原油粘温数据原油粘温数据事例见表2.1-2。
表2.1-2 原油粘温数据表4）线路纵断面数据线路纵断面数据指管道长度及沿线海拔高度。
当数据缺乏时，必须提供工艺站场，沿线高点和低点的里程和高程数据。
在计算前应生成纵断面图。
线路纵断面图是管线长度与沿线高程按一定比例画在直角坐标系上的图形，是工艺、线路设计必需的原始资料，工艺专业可根据图形进行水力计算、确定翻越点、布置泵站或减压站。
在做可研阶段，线路没有进行详细勘察，这时可使用谷歌地球软件采取高程数据，并通过现场的关键点踏勘，确定线路的起终点、线路长度，作出线路纵断面图。
在初步设计阶段可用线路测量资料生成准确的线路纵断面图。
5）其他参数若有添加减阻剂或降凝剂输送工艺考虑的应补充相关试验数据。
2.2热力计算基础数据1）原油输送温度原油最高出站温度按照油品的初馏点（常压下不高于初馏点，带压情况可根据饱和蒸汽压与温度的关系估算，防止油品在输送过程中汽化，损坏离心泵）和管道防腐层的耐温性能（高温型三层PE约70℃）确定，一般不高于70℃，特殊的高粘油品不采用离心泵和三层PE防腐的可以采取更高的输送温度。
原油的最低进站温度一般控制在比油品凝点高3～5℃。
管道输送温度应介于最高允许出站温度与最低允许进站温度之间。
2）气象资料地温作为管道散热的环境温度直接影响管道内的温度变化，因此应有管道埋深处的大地逐月地温数据。
事例见表2.2-1和表2.2-2。
表2.2-1 管线地温资料表单位℃表2.2-2 管线不同埋深冬季地温数据表气温数据，需提供月平均气温和年最高气温。
月平均气温用于储罐维温计算，最高气温用于核算泵吸入性。
3）原油比热容原油比热容首先应由实验取得数据，在没有实验条件的情况下，可根据《原油长输管道工程设计》手册中的表1-9-1或表1-9-2查找，无数据情况下也可取经验值2000J/kg.℃。
4）总传热系数保温管道一般采取40mm厚聚氨酯泡沫塑料，按《油气集输设计规范》GB50350-2005中表稍湿土壤选取，D273.1、D219.1管线总传热系数分别取0.89、0.95w/（m2.℃），其中经过积水地区，传热系数根据现场实际情况调整为1.15、1.5 w/（m2.℃）。
也可参考相同地区已建管道运行时反算的传热系数取值。
D457一般取0.7~0.9 w/（m2.℃）对于不保温管道，以D457管道为例，一般取1.8~2.3 w/（m2.℃），部分地下水位较高或稻田等湿度很大的地区，可取到3.0~3.5 w/（m2.℃）对于有详细的土壤物性等参数情况下，总传热系数也可根据式2.1-7计算得到。
计算事例见表2.2-3。
表2.2-3 管线不同保温层厚度不同埋深总传热系数计算结果表3 原油管道水力热力计算3.1 计算公式计算公式采用《输油管道工程设计规范》GB50253-2014中P6第3.2.6节公式。
1）水力计算公式22L V h d gλ=∙ （3.1-1）V =24vq dπ （3.1-2） 64=Re λ（层流） 或 0.250.3164=Re λ （水力光滑） （3.1-3） 4Re vq d πν=（3.1-4） 式中： h-计算管段的沿程摩阻损失（m ）；λ-水力摩阻系数； L-计算管段长度（m ）； d-输油管道的内直径（m ）； V-原油在管内平均流速（m/s ）； g-重力加速度9.8m/s 2q v -输油平均温度下的体积流量（m 3/s ） Re-雷诺数，无量纲数ν-油品运动黏度，m 2/sρ-油品密度，kg/m 3注：目前原油管道的经济流速一般都在层流区和水力光滑区（在此区域阻力与粗糙度无关），对于油品物性好，粘度低的油品（接近成品油）才可能进入混合摩擦区或水力粗糙区。
流态划分按照《输油管道工程设计规范》GB50253-2014 P69附录D 进行，本文不再详述。
2）热力计算公式213231t t t av += （3.1-5）1020al t t b e t t b --=-- a=m K Dq Cπ b= gi ca （3.1-6） 式中： t R —管道起点温度（℃）； T L —管道末点温度（℃）；t 0—埋地管道中心处最冷月份平均地温（℃）； L —管道计算长度(m)；C —输油平均温度下原油比热容[J/（kg ·℃）]；一般约2000D —管道外径(m)；q m —油品质量流量（kg/s ）；K —管道的总传热系数 [W/（m 2·℃）]，D273.1取1.04，D219.1取1.15； i —油流水力坡降； g —重力加速度，m/s 2； a,b —参数代号t av —平均输油温度（℃）；t 1 —原油的起点温度（℃）；t 2 —原油的终点温度（℃）；3）埋地保温管道总传热系数计算。
1211111(ln ln )22b b b b K D D D a d d D a D πππλπλπ=+++ （3.1-7）224lntub ba h D D λ=（3.1-8） 式中d —钢管内径，mD —钢管外径，m D b —保温层外径，ma 1—钢管内热油与钢管传热系数， w/（m2.℃）； a 2—保温层与环境传热系数，w/（m2.℃）； λ—钢管导热系数，w/（m.℃） λb —保温层导热系数，w/（m.℃） λtu —土壤导热系数，w/（m.℃） K —管道总传热系数，w/（m 2.℃）括号中的每一项代表对应的热阻, 钢管内油品与钢管的传热热阻以及钢管本身的热阻很小，一般可忽略 3.2 粘温数据处理 3.2.1离散数据函数化如表2.1-2中所示，粘温数据测定结果是不同温度下的离散值。
管道不同工况下的输送温度是不同的，计算输送温度下的粘度值需要根据离散数据进行插值计算，而长输管道经常需要分段计算，若每种工况的每一段都需要进行一次插值计算将大大影响计算效率，因此需要将离散的粘温数据处理成单值函数。
一般的数学处理软件均可实现，下面介绍一个简单实用的处理软件ZGrapher 。
软件操作界面见图3.2-1。
图3.2-1 ZGrapher软件操作界面第一步，选择Grapher菜单下的Add Table Grapher命令，根据粘温数据表在X列中输入温度，在Y列输入对应的粘度值，见图3.2-2。
输入完成后点击OK 键。
图3.2-2 输入粘温数据表第二步，选择Calculas命令下的Regression命令，第一个下拉菜单选择里选中刚刚输入的表格数据，在regression下的下拉菜单里选中Best Curve Fit,然后点击Calculate按钮，便可得到粘度值Y关于温度值X的函数关系式，见图3.2-3。
点击Add Grapher按钮，可以在主窗口中获得函数曲线和离散点的曲线，可据此判断数据间的误差，见图3.2-4。
图3.2-3 拟合粘温方程图3.2-4 拟合函数与离散数据点关系图处理的结果是得到粘度y与温度x之间的函数关系式。
3.2.2.2混油粘度估算原油随着开采区块的不同油品物性特别是粘温特性可能发生较大变化，管道在运行过程中甚至在设计过程中物性便有较大的变化；严谨的做法是根据各区块产量比例取对应比例的油样混合后，对混合油样测定原油物性和粘温等数据。
当取混合油样的条件不具备或者由于项目工期紧时间来不及时可以利用以下公式进行混合油品粘温数据的预测计算。
1）相近粘度油品混合：适用于粘度比在1～100范围内1/31/31ni i i X μμ==∑式中 μ——混合原油粘度，mPa.siμ——第i 种组分油粘度，mPa.s2）高粘度比油品混合，适合计算稠油和轻质油品混合()0.52373.2745 1.631612121217.04ln(/)γγγγαμμ-=12121212ln ln ln X X X X X X αμμμαα=+++式中1X ——稠油质量比例 2X ——稀油质量比例μ——混合原油粘度，mPa.siμ——第i 种组分油粘度，mPa.sα——经验常熟1γ，2γ——组分油的密度。