Q-T输油管道设计

Q-T输油管道设计绪论1.1简介输油管道由两部分组成，第一部分是线路，第二部分是输油站。输油管道按照工艺流程的需要，由油管、附件及其相应的泵机组，设计安装成一个完整的管道系统，用来完成油料的装卸及输转。随着经济的稳定增长和对能源需求的快速发展，全国油气管道的建设规模和建设水平由很大的提高。管道运输有利于环保、一次性投资少、运输成本低、安全性高的特殊优势。长距离输送管道工艺计算要根据设计任务书来选择管径、热泵合一的机组特性等，去解决以下问题：确定经济上最为合理的设计参数，包括：管道压能损失、d、δ、热泵站数、翻越点的确定，然后进行水力计算确定泵的型号和泵机组的确定，最后确定储罐和加热炉；（2）布置泵站、热泵站以及布站位置，泵组的组合方式，采用串联还是并联。确定泵的运行方式，选择阀门；（3）输油管道系统工况的校核及整改；（4）输油管道投产后在不同工况下的操作参数。1.2设计的目的和意义输油管道分成品油和原油，对于没有炼油厂的城市不建设原油管道，国家根据位置选择炼油厂，才需要建设原油输油管道，成品油国家根据产业布局，对于不同地区的需求而建设，输油管道比铁路和公路运输经济、安全。本次设计的目的：是根据输送油品的性质和特点、油量乃至沿途的地理环境，去确定运输管线最终实施计划的主要数据：管子直径的大小以及管子材料的选取、泵型的选择及其站置所处的位置等。我国原油管道大多输送易凝高粘原油，多采用加热输送工艺，加上设备效率不高及自动化程度较低，管道能耗较高。管材及设备、管道设计、建设、管理水平等方面还有不少差距。而输油管道能够有效的减少这些问题。本次设计意义：随着我国经济迅速的发展，各类原油类产品的需求量增大，如果继续使用原来传统的运输方式去输送油品，则经济成本过高且不划算，油品的额外损失也会比较高，不实惠。所以如果采用长输管道就可以有效地去解决掉这些困难，以至于今后我们在油品的装运过程中可以去处理很多不方便的问题。1.3国内外研究现状1.3.1国外研究现状根据美国能源部的数据，美国拥有超过210万英里的原油和天然气管道，覆盖面积最广泛的是中西部地区，该地区拥有总长度超过80万英里；欧洲地区的原油管道主要集中在北海和东欧地区。北海管道将石油从挪威和英国输送至欧洲大陆，而东欧管道则从俄罗斯输送天然气和石油。中东地区的原油资源丰富，该地区有大量的原油管道，其中最重要的管道是红海-地中海输油管道，其全长超过1600公里，用于将红海和印度洋海域中的原油输送至地中海沿岸国家。亚太地区的原油管道覆盖面积较窄，主要集中在中国和印度等地。国外现在采取多元化新型化的输油模式，大多采用密闭输送工艺，出现了冷热原油顺序输送、原油顺序输送工艺。国外现在对环保和安全非常重视，将环保和安全作为建设和运营原油管道的重要考虑因素，通过提高管道的安全性和环保性，能够有效地减少对环境和居民生活的影响；国外现在也采取变革性的技术创新。随着科技的发展，原油管道建设和运营的技术不断更新，例如使用无人机和远程传感器等技术来监控管道的运行状态，从而提高管道的安全性和运营效率；国外现在采用直接式加热炉，炉效超过90%；采取计算机仿真系统模拟管道运行和事故工况，进行泄漏检测，优化管道和调度管理REF_Ref13621\r\h[1]。1.3.2国内研究现状对于我国来说REF_Ref15584\r\h[2]，输油管道建设已取得了不少的成绩，但也面临着不少的问题和挑战，与发达国家相比，我国油气管道的技术水平还有一定差距。我国原油管道大多输送易凝高粘原油，多采用加热输送工艺，加上设备效率不高及自动化程度较低，管道能耗较高。管材及设备、管道设计、建设、管理水平等方面还有不少差距。另外，我国石油开发的重点正在向西部转移，随着新疆、陕甘宁地区大型油气田的开发，建设西部外输管道的任务已摆在眼前。新疆至内地的原油管道长达数千公里，通过戈璧、沙漠、盐碱地等自然环境恶劣、荒无人烟的地区，气温变化大，沿线高程的落差很大，这些都给管道建设带来许多新的难题。现如今，随着对管道需求量的增大，我国也越来越重视管道建设。但我国现有的规模比较大的长输油管道全长也达到了3.6万公⾥。曾经有业内人评估我国将来会在原油、天然气等输油管道的建设中投入大量的资金和人力。⻓距离输管道的建设一般是独⽴经济人运营，他们都有⾃⼰经营的一套方案。相当于其他比较发达的国家来说，我国长输管道的应用和技术在近些年内已经有了很大的进步。在我国，由于新疆⽢肃等⻄部这一带地区油田比较多且开采量也比较⼤，所以在管道投资修建这方面也会相应的投入多些，这也是目前⻄部管道这一块的重心所在。现在我国在管道建设在这一领域规模还不是很庞大，所以输送油品管道的大输量是我国急需解决的⼀个建设难题。在这几年，含蜡原油的输送我国已经掌握了比较先技术，也促使我们更加坚定我们在这方面的投产是正确的，未来我们在世界中的地位也会更高。目前，全国已逐渐形成了由北到南、自西向东的油气输送管网。1.4原始数据1．管道全长350km，设1个首站。2．设计输油能力：310万吨/年。3．管道设计参数：（1）设计年输送天数：350天；（2）管道埋深处地温：夏季29℃、冬季8℃、年平均地温12℃；（3）首站进站压力：0.5MPa（表压）；（4）管线剩余压头：0.1MPa（表压）。2基本数据的确定2.1确定输送原油的性质20℃的密度为860g/m3，初馏点为70℃，凝固点为29℃，反常点为20℃，含蜡量2.31%，比热容为2.1KJ/(kg.℃)2.2管道规格的选择2.2.1经济流速通过大量的经济分析和实际应用，得出了长输管线经济流速在1.0~2.0m/s的范围内，国内现有的采用DN300~700mm的输油管线，采用流速v=1.5~2.0m/s。2.2.2选择管径本设计中相关流量的计算质量流量： （2.1）体积流量： （2.2）管径选择按下式计算： （2.3）式中：d——管道内径，m；Q——设计输量，体积流量，m3/s；v——经济流速，m/s；经济流速取1.0时，d=379.2mm；经济流速取2.0时，d=275.5mm；所以所得管径应该在275.5-379.2mm之间，初选管径为307.9mm。2.2.3校核流速 经过校核所得流速处于v=1.0-2.0m/s之间，所以所选管径正确。2.2.4管道壁厚输油管道的壁厚按下计算： （2.4）式中：δ——钢管壁厚，mm；P——管道设计压力，先假定7MPa；D——钢管外径，mm；φ——焊缝系数，取1.0；ẟS——钢管最低屈服强度，MPa，取360MPa；K——设计系数，站外取取0.72。计算得到：δ=4.37mm综合考虑，初步选管径为323.9mm，壁厚为8.0mm,所以钢管最终确定为ϕ323.98.0的L360螺旋焊缝钢管REF_Ref2767\r\h[3]。2.3管材的选择2.3.1钢管类型的选择按照制管方法不同，钢管分为无缝钢管和有缝钢管。有缝钢管又分为螺旋焊缝管和直缝管。直缝管使用钢板直接冲压成形、对缝、内外壁焊接、端部胀管整形后出厂。直缝管的焊缝长度等于管长，焊缝对口焊接，便于控制焊缝质量，适合于标准尺寸大量生产。螺旋焊缝管是用带状钢板焊接而成。螺旋焊缝管的直径不受钢板宽度限制，生产灵活性大从受力状态看，螺旋焊缝避开了主应力方向，因而焊缝所拉应力比直缝管受管小，对钢管的失稳扩展有止裂能力REF_Ref15724\r\h[4]。两种类型的钢管都各有优点。管道的经济性和安全性综合考虑，我国的油气长输管道设计中，在人口密度较小的一般地区，多使用螺旋焊缝管。因此，结合本工程区域特点，输油管道采用L360螺旋焊缝管。2.3.2防腐层的选择避免管道受到土壤或者空气、介质等腐蚀，现在的管道多用于输送汽油、天然气等物质，这些物质对环境的土壤有非常大的腐蚀作用，而管道就可以有效的防止环境受到这些物质的污染，并且大大提高了运输效率。管道防腐可以用来防止天然气、石油等泄露，对火宅和环境都有非常良好的保护和预防作用。我国管道建设常用的防腐层有3PE防腐层、石油沥青防腐层、PE胶粘带防腐层。3PE防腐涂层是目前为止使用效果好、性能佳的管道防腐涂层，所以本设计选择3PE防腐层，3PE防腐层具有以下特点REF_Ref3372\r\h[5]：1.3PE防腐层的突出特点是高抗渗性、机械性能高等。3PE防腐层由三层组成：底层是环氧粉末防腐涂层，中间层为共聚粘合剂，这层带有分支结构的功能。面层为高密度聚乙烯防腐涂层。三种涂层达到最佳的粘结强度，各层的性能和特性使三层涂料也能得到互补。所以3PE防腐层造价高，工艺复杂。2.石油沥青防腐层的特点是施工工艺比较简单，施工技术相对成熟，经验丰富，造价低，施工适应性强，但其吸水性、抗老化、抗菌性能较差，属于相对落后的防腐技术。3.PE胶粘带防腐层具有施工方便，无污染、吸水性好、抗化学侵蚀、抗土壤应力小等优点。是管道外防腐首选的防腐体系之一。此防腐层不需要加热。2.3.3管道保温层设计保温管道适用于高温输送的重油管道以及管径较小的原油管道。热油管道保温后，使所需加热站、泵站数减小，运行能耗费降低。几种常用保温材料的导热系数如表2.1所示。表2.1保温层材料导热系数材料名称聚氨酯泡沫塑料泡沫硅藻土蛭石水泥矿渣棉泡沫混凝土导热系数W/（m·℃）0.035-0.0470.07-0.0930.08-0.130.047-0.070.12-0.21本方案设计采用聚氨酯泡沫塑料作为保温层，它的容重、导热性、吸水性、抗压强度、粘结性都适用于管道保温，它与钢铁表面的粘结性好，易于施工。在热油管道上应用较多。通过增大保温层的厚度和减小传热系数，用来减少供热站和热泵的建设，节约能耗，节约运行费用。但是增加了保温材料和施工费。而且，当保温层增大到一定程度后，其隔热性能的改善并不显著，因此，隔热层的厚度应该为30mmREF_Ref3796\r\h[6]。2.4温度的确定2.4.1加热站进站油温加热站的进口油温通常是为了能够降低它的成本，是通过它的经济性决定的。对于管道投产使用后运输的所有油品，防止在管道停运后一些残留油品冻结在管内，另外也想到经过对油品的温度进行调整去改变它的粘性，以此来达到在输送过程中的效率问题，所以来油温度通常大于其凝固点。而我们此次设计主要是考虑了一些含蜡成分比较高的油品，因此粘性是比普通油品大的，有一问题是在这类油品的冻结点左右，它的粘度-温度比例线也会坡度较陡，所以油品来油温度一般是要大于它凝固点的3-5℃。一旦凝点和它的来油温度相差不大时，必须要考虑当油品一旦停止流动后我们应该采取怎样的保护手段，所以我们必须要给出足够的停输时间来确保安全。综上所述，可以得出最低来油温度为32℃。2.4.2加热站出站油温所有油品中都或多或少的含有一定量的水，所以庆阳运输过来油的加热温度不能大于100℃。但由于在此设计的过程中我们选用了先炉后泵工艺，为了使泵的吸入正常，我们这次运送的原油在冬季要加热后再运输，它的加热油温是应该低于它的最开始滴下的那一点时的温度，另外这种方法也能防止因为相变导致的泵各种功能紊乱的情况。除此之外，我们考虑使用沥青作为延长管道寿命的防腐蚀层材料，它的耐热性非常好，最高温度可达70℃，所以设计的出站油温最大也要比70℃低，以防沥青防腐层的绝缘性失效而造成沿线管线的腐蚀，另外由于管道受热时产生其形状的变化结合一些必要的因素从而得到出站温度应该稍微低点。另外，此设计采用的油品运输方法为稳定流，又因为它的摩阻与粘度成一定的比例关系，而温度则是降低摩阻的一个重要参数，所以决定了本次也要设置加热站进行输送，原油管道的温度一般较高。则高含蜡原油不同，含蜡原油在它的凝点附近的粘温曲线会比较陡，当它的温度在凝点之上的30~40℃左右时，此时油品的粘性也会跟着温度的浮动不大。又由于热含蜡原油一般在紊流状态下被输送，它的摩擦阻力与粘粘性正比于0.25次方成正比，含有一定蜡质的原油温度加热应该比较低，否则会流失一部分热量。综合上面的论述和本次任务书的要求，最终得到最大的出站温度不能高于70℃，所以设计出站油温为60℃。2.4.3管道周围介质温度在在埋管过程中，T0取其地表深层土壤的自然温度，它是随地区、季节变化而变化的。在设计热油管线时，至少应该分别按它的最低及最高的月平均温度计算，温降级热负荷。本设计中年最低气温为8℃；年平均气温为12℃。按照输油管线工程设计规范，采用加权平均温升法计算我国长输管线的平均温度： （2.5）式中：TR——出站油温；TZ——进站油温；Tpj——平均油温。本设计中： 2.5本章小结该输油管道选用3PE防腐层，并且采用聚氨酯泡沫塑料作保温层，温层厚度为30mm。经过计算，该管道钢管钢管最终确定为ϕ323.98.0的L360螺旋焊缝钢管；由于进站油温要高于凝固点3-5℃，出站油温不高于原油出馏点，计算得到该输油管线平均温度为41.3℃。

3热力计算3.1油品密度和粘度计算3.1.1油品密度任一温度下密度由20℃油品密度确定 （3.1）式中：ρt——t℃下原油密度，kg/m3；ρ20——20℃下原油密度，为860kg/m3已知20℃时油品密度ρ=860kg/m3。3.1.2油品粘度油品粘度按下式计算 （3.2）式中：vo——t0时的油品运动粘度；u——粘温指数。由此可得41.3℃时油品粘度： 3.2计算管道总传热系数由于油流处于紊流状态，所以α2对传热系数影响不大可直接忽略。从地表到埋地管道中心处的距离ht1.6m，外径为323.9mm，土壤导热系数为1.4W/（m∙℃）；沥青防腐层的厚度取6mm，防腐层导热系数为0.15W/（m∙℃）；保温层厚度选30mm,保温层导热系数为0.035W/（m∙℃）；最终得到的管子外径为：Dw=323.9+16+60=39由得，α2计算如下： （3.3）式中：λt——土壤的导热系数，取1.4W/（m∙℃）；ht——管道中心埋深，取1.6m；DW——管道直径，m。故3.3流量确定热站数采用列宾宗公式： （3.4）其中式中：G——原油质量流量，kg/s；TZ——加热站的进站温度；TR——加热站的出站温度；C——比热容，kJ/（kg·℃）；L——加热站间距，m；K——管道总传热系数，W/（m·℃）；D——管道内径，m；T0——管道周围的自然温度；i——管道的水力坡度。经计算得： 根据列宾宗公式得：全线总长350km，所以确定热站数为4个。故：热力布站及校核，确定出站油温为： （3.5），μ=61.2 所以：a=1.18×10-5，b=5.9，i=0.015，TR=57.5℃，Tpj=40.5℃，ρpj=845.98kg/m33.4本章小结通过计算，可以确定出油品的密度为845.2kg/m3；平均油温41.3℃时油品粘度为7.2×10-3m2/s；总传热系数K=2.498W/（m·℃），根据列宾宗公式计算出全线共有4个热站数。

4水力计算4.1判断流态通过下面表格中的粘度-温度的关系：表4.1油品粘-温关系表温度（℃）3235404550556065粘度（cp）8374635245403633经过校核后得到的粘温曲线如下：t45℃时，lgμ=-0.0172t+2.489t45℃时，lgμ=-0.01t+2.1684计算雷诺数： （4.1）式中：d——管道直径，m；——油品的运动粘度，m2/s；Q——体积流量，m2/s。取T=32℃时， ， 取T=60℃时，，取绝对粗糙度e=0.125 因为3000<Re<Re1，所以流态在水力光滑区内，所以可确定m0.25，0.0246。4.2水力坡降计算 （4.2）式中：i——水力坡降；Q——体积流量，m2/s；d——管径，mm。 4.3确定翻越点沿线里程、高程，数据如下：表4.2里程-高程表里程（km）050100150200250300350高程（m）15001800250022001750230021001510根据两地沿线纵断面图显示：X(100,2500)，Y(300,2100)两点处可能存在翻点：X点： 故X不是翻越点；Y点： 故Y也不是翻越点；所以两地全线不存在翻越点。图4.1管道纵断面数据图4.4泵的确定4.4.1选泵最大流量：沿线最大压力：查《JBT10114-1999输油离心泵型式与基本参数》规范REF_Ref5961\r\h[7]，选两台泵型号250D-60×7的泵进行串联。此泵的扬程为420m，效率为74%，转速为1480r/min，电机功率1600KW。离心泵特性曲线近似可表示为： （4.3）式中：H——离心泵扬程，m液柱；Q——离心泵排量，m3/s；a,b——为常数；m——为列宾宗公式中的常数。本设计使用单个泵的Q-H方程为：a=520.3.1,b=0.002本设计选择两台泵型号为250D-60×7的泵进行串联，并选择同类型的泵作为备用泵。故：4.4.2确定站间摩阻 （4.4）式中：i——水力坡降；计算得 4.4.3确定全线总压头 （4.5）泵站数为： （4.6）式中：n——泵站数，个；H——全线的总压头，m；Hc——泵所提供的扬程，m；hm——泵站站内损失。由公式（4.5）得：取整数得n=4。4.4.4站址的布置首站进站压力为0.5MPa，约为59.6米油柱，水力坡降为0.012。计算得出，最终确定沿线使用4个泵站，4个加热站。首站、第三、四热站和泵站距离较近，所以热站泵站合成热泵站。站址分别是：（0，1500）、（154.225，2262.5）、（246.766，22220.3）；第二个泵站的站址为（59.582,1853.3）；第二个热站的站址为（87.5，2336）具体泵站布置如图4.2所示：图4.2泵站布置4.5本章小结通过计算，可以判断出流态属于水力光滑区；根据管道纵断面数据图可以判断出全线无翻越点；全线采用“从泵到泵”的密闭输送方式以及先炉后泵运输工艺，共设置三个热泵站。站址分别是：（0,1500）、（154.225,2262.5）、（246.766,2220.3）；第二站泵站的站址为（59.582,1853.3）；第二个热站的站址为（87.5，2336），每站选择两台250D-60×7型离心泵进行串联。

5管线校核5.1刚度校核径厚比不大于100使可满足条件。 式中：σ——螺旋焊缝管的标准壁厚。因此，刚度满足管道的设计要求。5.2强度校核 （5.1）式中：K——强度设计系数，本设计选择K=0.72；φ——焊缝系数；σs——最低屈服强度。由公式（5.1）得：钢管的计算壁厚： （5.2）式中：ξ——钢管的计算壁厚；[σ]——钢管许用压力；C——腐蚀余量，取1.0；P——油品输送时的管道设计压力，取7MPa；由公式（5.3）得，<8mm，故设计壁厚满足要求。5.3管道进出站温度校核根据一年运输量大小的变化，通过来油温度的不同得到出站油温，只有使最后的计算温度不高于初馏点，这样得到的温度才合格。因此根据前面计算得TR=57.5℃，不超过70℃，所以校核合格。5.4各进出站压力校核取边界温度，即最高油温和最低油温下的运行工况。最高温度（即进站油温57.5℃）下的运行： （5.3） （5.4） （5.5） （5.6）根据其他站间的参数进行核算，各个站的运行工况如表5.1所示：表5.1各个站的运行工况首站第二站第三站第四站管线剩余压头进站压头，m57.3764.6761.7858.6957.98出站压头，m1125.671128.961109.761109.870本设计末站剩余压头为0.1MPa，根据表5.1可得出：该输油管道剩余压头为57.98m，约为0.489MPa，高于0.1MPa，全线出站压力小于管径的承受压7MPa，故满足管道需求。5.5静水压力校核 （5.7）式中：P——管道静压力；ΔZmax——沿线的最大高程差，m。由于静水压力小于7MPa，所以符合要求5.6动水压力校核动水压力Hx： (5.8) 计算得，原油管道的最低动水压力应该高于0.2MPa，换算得最低动水压力27.53m，最高动水压力应在管道强度的允许值范围内，管道允许范围1378.6m>683.9m，满足管道设计要求。5.7本章小结经过计算，径厚比等于40.48<100,刚度满足管道的设计需求；壁厚ξ=5.37mm<8mm，故设计壁厚满足需求；管道出站油温TR=57.5℃<70℃，故温度校核合格；该输油管道剩余压头为57.98m，约为0.489MPa，高于0.1MPa，全线出站压力小于管径的承受压7MPa，满足管道需求；管道静压力P=5.79MPa<7MPa，满足管道设计要求；原油管道的最低动水压力应该高于0.2MPa，换算得最低动水压力27.53m，最高动水压力应在管道强度的允许值范围内，管道允许范围1378.6m>683.9m，满足管道设计要求。

6设备的选取及站场布置6.1设备的选取6.1.1储罐首站储罐： （6.1）式中：V——首末站油罐总容量；G——首末站油罐总转运量；ρ——油品密度；ε——油罐容积系数，0.85；K——油品储备天数，取3。V=末站储罐： （6.2）V=在此设计中，设置了4个20000立方米的单盘外浮顶罐，首站末站各用两个用于储存油品REF_Ref6389\r\h[8]。6.1.2加热炉加热炉的有效负载荷q： （6.3）式中：G——油流质量流量，kg/sc——平均油温下的油品比热容，kJ·(kg/℃) 查表6.1得，每站应该选择两个发热能力为3300kw的圆筒型加热炉，因为这种加热炉设备简单，占地面积少，热效率高。表6.1加热炉的选型炉型热负荷（kW）设计压力（MPa）加热介质流量（m3/h）热效率（%）直接加热炉50006.4原油267-1088533006.4原油2058535006.4原油241-1088540006.4原油195-1408523266.3原油300-4008525006.4原油133-108856.1.3阀门阀门是倒换工艺流程的关键性控制设备，应该根据阀门的功用，所输介质的压力来选择合适的阀门。该输油管道选择两种阀门，干线截断阀和减压阀。输油管道干线上每隔一段距离应该设置截断阀，本设计选择球阀，目的是减少事故时输油管道内油品的大量量泄露以及火灾和环境污染的可能；减压阀主要用于管道局部动水压力的调节，如果管道末端剩余压力较大，需要安装减压阀，使阀后压力满足要求REF_Ref6833\r\h[9]。6.2站场布置6.2.1站场选址站场的选址应该合理地利用土地，尽量扩大土地的利用率。战场选址应该易积水、红河干涸滞洪区、内涝威胁的地段；如果在山区的话，要避开山洪、泥石流、窝风的地段；在山地、丘陵布置场地时，应避开山洪流经的沟谷；应该避开洪水、潮水地段。6.2.2站场分区和基本组成输油站由生产区和管理区两部分组成。一个完整的输油站场应该有输油泵房、阀组间、清管器收发装置、计量间、油罐区、加热系统、站控室、油品处理设施、消防系统、机修间、办公室等。6.2.3平面布置平面布置图要考虑气候、生产和安全等，在保证安全的前提下减少占地面积，节约投资。主要考虑以下原则：（1）尽量做到“逆流”和管道互相交叉；（2）充分利用地形，使管道和线路走向合理，减小工程量；（3）首、末站油罐区要设置防火堤，布置要紧凑但要给生产和事故留有余地；（4）站内系统的布置要全面考虑，以便于操作、维修、事故处理和设备维修。基于这些原则，绘制出了首站平面布置图。6.3本章小结首、末站各设有2个20000立方米的单盘外浮顶罐；全线选择圆筒型加热炉，该加热炉发热能力为3300kw、设计压力为6.4MPa、加热介质为原油；如果末端压力较大的话可以选择减压阀，使压力满足管道需求。

结论本设计方案在总长度350km、设计输油能力310万吨/年的基础上，采用经济流速法确定了经济管径，并对其进行了热力计算和水力计算，得到了以下几点主要结论：本输油管线选用ϕ323.98.0的管型，采用L360螺旋缝埋弧焊接钢管；管道设计压力为7MPa。全线采用“从泵到泵”的密闭输送方式以及先炉后泵运输工艺，共设置三个热泵站。站址分别是：（0,1500）、（154.225,2262.5）、（246.766,2220.3）；第二个泵站的站址为（59.582,1853.3）；第二个热站的站址为（87.5，2336），每站选择两台250D-60×7型离心泵进行串联。3、首、末站各设有2个20000立方米的单盘外浮顶罐。4、全线选择圆筒型加热炉，该加热炉发热能力为3300kw、设计压力为6.4MPa、加热介质为原油。

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