原油管道输送技术整理

原油管道输送技术油气储运工程目录一、输油管道概况11、输油管道发展概况22、长输管道的发展趋势33、管道运输的特点44、我国输油管道概况5二、输油泵站的工作特性61、长输管道用泵62、离心泵的工作特性73、输油泵站的工作特性8三、输油管道的压降计算111、输油管道的压降组成112、水力摩阻系数的计算113、流量压降综合计算公式列宾宗公式134、管路的水力坡降145、管路工作特性146、离心泵与管路的联合工作15四、原油管道的温降计算181、轴向温降公式182、温度参数的确定193、轴向温降公式的应用194、油流过泵的温升225、热力计算所需的主要物性参数226、热油管道的总传热系数K24五、输油管道运行工况分析与调节251、工况变化原因及运行工况分析方法252、几种事故工况下的运行参数变化趋势263、输油管道的调节26六、热油管道的日常运行管理291、热油管道的工作特性292、热油管道经济运行方案33七、含蜡原油管道的石蜡沉积341、原油析蜡和管壁结蜡过程342、析蜡与结蜡对沿程温降及摩阻的影响383、防止结蜡和清蜡的措施39八、提高输油系统效率的途径411、提高输油泵的效率412、提高电机的负载率413、利用变频调速器改变输油泵流量424、提高加热系统的效率425、保证管道系统始终处于最优运行状态426、减少管输过程中原油泄漏及其对环境的污染42一、输油管道概况管道是石油生产过程中的重要环节，是石油工业的动脉。在石油的生产过程中，自始至终都离不开管道。我们可以把石油的生产过程简单的表示为长输管道是长距离输油管道的简称，它是指流量大，管径大，运距长的自成体系的管道系统。可简单地表示为长输管道总是由输油站和线路组成。首站、末站和中间站统称为输油站。对于原油管道，首站一般在油田，末站一般为炼厂和港口。为了保证管道的连续运行，首、末站一般建有较大的库容，而中间站一般只设一座旁接油罐或事故罐，用以调节流量的不平衡（旁接油罐流程）或事故泄压（密闭流程）。输油管道一般由离心泵提供压能，电动机为原动机。对于加热输送的管道，由于沿程散热，为了保持油品的温度，沿线还要设加热站，所用燃料一般为所输原油或渣油。为了保证管道的正常运行，全线设有有效的通讯系统，以调度、指挥生产。通讯线路是长输管道的生命线，主要的通讯方式有有线电话、微波通讯、卫星通讯、网络通讯、无线电通讯。通讯方式的选择主要根据管线所处地区的环境和管线的具体情况确定，一般多采用微波通信系统。对于多雾山区，可采用网络通讯为主、卫星通讯为辅的通讯系统，以确保通讯的安全和畅通。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。1、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的，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。1865年，在该油田建造了第一条用于输送原油的管道，管道直径为50MM，长约8KM，输量127M3/D，用往复泵驱动，每桶油的运价由马车运输时的255美元降至1美元。美国在1879年建成了泰德瓦特输油管道TIDEWATERPIPELINE，被称为全世界第一条长距离输油管。该管道从柯里亚尔通往威廉港，管道直径152MM，全长174KM，年输量50104。1886年，美国又铺设了一条口径为200MM，长为139KM的输油管道。1920年前，管道均采用丝扣连接，因此管径较小。1920年，在管道铺设中开始采用气焊，随后又被电焊所取代。金属焊接工艺的发展和完善促进了大口径、长距离管道的发展，同时也促进了新管材的使用。但真正具有现代规模的长输管道始于第二次世界大战。当时由于战争的需要，美国急需将西南部油田生产的油运往东海岸，但由于战争，海上运输常常被封锁而中断，这就促使美国铺设了两条输油管道。一条是原油管道，叫“BIGINCH”，管径610MM，全长2016KM，日输油能力47700M3，投资近1亿美元，由德克萨斯到宾夕法尼亚。另一条为成品油管道，叫“LITTLEBIGINCH”，管径500MM，全长2640KM，日输能力为37360M3，政府投资7500万美元。其中原油管道于1943年建造投产，成品油管道1944年投产运行。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。1977年，美国建成了世界上第一条伸入北极圈的横贯阿拉斯加管道，口径为1220MM，全长为1287KM，其中900KM管道采用架空保温铺设。年输量约为12亿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。1988年，美国建成了从西部圣巴巴拉至休斯顿的原油管道，管径762MM，总长2731KM，年输油能力约为1600万吨。同时，成品油管道也获得了迅速发展。典型的是美国的科罗尼尔成品油管道系统。干线口径为750、800、900、1000MM，总长为8413KM，输油能力为14亿吨/年，采用顺序输送，输送的油品种类多达100多种。2、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。3、管道运输的特点1长距离输油管道分类原油管道CRUDEOILTRUNKLINE特点是输量大，运距长，管径大，分输点少。起点一般为油田，终点一般是炼厂或港口。成品油管道PRODUCTSPIPELINE特点是所输油品品种多，批量多，分油点多，采用顺序输送。起点一般为炼厂，终点一般为消费地区的储油库和分配油库。2管输的特点下表是美国19751980年各年原油和成品油运输中各种运输工具所占的比例（）年管道水运公路铁路总运量亿吨197548022206284215018321976480221862875137194519774795217228941392056197846242368288812021241979466623452868121209619804621255727041181992由上表看出，管道运输是原油和成品油的主要运输方式。我国已把管道、铁路、水路、公路和空运并列为5种主要的运输方式。下表为我国19912000年原油运输中的各种运输工具所占的比例（）年份运输总量铁路水运管道年万吨19911861560720269019921831150720262066601993183091391024206670199417790988282527664519951750709980230067201996171259699021156897199717037001040193070201998181865397117597270199917811271014151974672000189112889712367867注119982000年水运不包括进口运量390KT、2640KT和16950KT。2运输总量均未包括汽车运量每年3000KT5000KT。下表为2000年国内成品油运输中各种运输方式比例（）铁路水运公路管道中国石油62919411859中国石化61623914518全国61422713326管道运输的特点运量大，固定资产投资小（与铁路相比）。受外界限制少，可长期稳定连续运行，对环境的污染小。便于管理，易于实现集中控制，劳动生产率高。运价低，耗能少。占地少，受地形限制小。管道运输适于大量、单向、定点的运输，不如铁路、公路运输灵活。4、我国输油管道概况1958年以前，我国输油管道还是一个空白。1958年，我国修建了第一条长输管道克拉玛依独山子原油管道。随着我国石油工业的发展，20世纪70年代开始兴建大型输油管道，我国管道工业进入第一个发展高潮，建设的管道主要是原油管道。到目前为止，我国铺设的百公里以上的原油长输管道60余条，管径为159720，形成了具有一定规模的原油管网。我国管道工业继第一个发展高潮之后，于20世纪90年代中期逐渐进入第二个发展高潮，而且目前已经处在发展高潮之中。此次发展高潮以天然气管道和成品油管道建设为主。近几年来，我国已经建成的或正在兴建中的成品油管道有1973年建成的跨越世界屋脊的格尔木拉萨的成品油管道（也是我国的第一条成品油管道）、抚顺至营口的成品油管道、北京至塘沽的成品油管道、兰州成渝成品油管道、镇海至萧山成品油管道、鲁皖成品油管道（起点为青岛大炼油）、珠江三角洲成品油管道、茂名至昆明成品油管道、乌鲁木齐兰州的西部成品油管道、兰州郑州长沙的成品油管道和在建的抚顺郑州的成品油管道等，逐步形成了规模较大的成品油管网。已经建成和正在兴建的大型输气管道有陕京输气管道、西气东输管道（正在建二线）、涩北西宁兰州天然气管道、忠县至武汉天然气管道、安平济南青岛输气管道、川气东送管道、环珠江三角洲液化天然气管道、海南香港天然气管道、平湖至上海的海底天然气管道等。正准备兴建的管道还有中俄天然气管道、中俄原油管道正在建设，远景规划可能还有吐库曼斯坦至中国的天然气管道、西西伯利亚至中国天然气管道，以及苏里格气田的外输管道等。截止2003年底，我国油气管道总长45899KM，其中大陆地区的原油管道总长15915KM，成品油管道共计6525KM，海底管道2126KM。加上近几年修建的成品油和原油管道，总里程已超过55000KM。二、输油泵站的工作特性1、长输管道用泵由于离心泵具有排量大、扬程高、效率高、流量调节方便、运行可靠等优点，在长输管道上得到广泛应用。长距离输油管道均采用离心泵，很少使用其他类型的泵。离心泵的型式有两种1多级（高压）泵排量较小，又称为并联泵；2单级（低压）泵排量大、扬程低，又称为串联泵。一般来说，输油泵站上均采用单一的并联泵或串联泵，很少串并联泵混合使用，有时可能在大功率并联泵或串联泵前串联低扬程大排量的给油泵，以提高主泵的进泵压力。长距离输油管道是耗能大户，而输油主泵是输油管道的主要耗能设备，因此提高输油主泵的效率是提高输油管道经济效益的重要途径。如果将我国目前输油管道的输油主泵效率由70左右提高85左右，输油电耗将减少20以上。因此，在输油管道的日常管理中，加强对输油主泵的维修保养，使其始终处于高效状态，对提高输油管道的经济效益非常重要。输油泵原动机输油泵的原动机应根据泵的性能参数、原动机的特点、能源供应情况、管道自控及调节方式等因素决定。分为1电动机电动机具有体积小、重量轻、噪音低、运行平稳可靠、便于实现自动控制等优点，对于电力供应充足的地区一般均采用电动机作为原动机。其缺点是调速困难，需要专门的调速装置。但对于电网覆盖不到的地区，是否采用电动机要进行经济比较。如果需要架设长距离输电线路，采用电动机是不合适的。2柴油机与电动机相比，柴油机有许多不足之处体积大、噪音大、运行管理不方便、易损件多、维修工作量大、需要解决燃料供应问题。其优点是可调速。对于未被电网覆盖或电力供应不足的地区，采用柴油机可能更为经济。3燃气轮机燃气轮机单位功率的重量和体积都比柴油机小得多，可以用油品和天然气作燃料，不用冷却水，便于自动控制，运行安全可靠，功率大，转速可调。一些退役的航空发动机经改型后可用于驱动离心泵。对于偏远地区的大型油气管线，采用燃气轮机可能是比较好的选择。如横贯阿拉斯加管线采用的就是改型后的航空燃气轮机。2、离心泵的工作特性1离心泵的特性方程对于电动离心泵机组，目前原动机普遍采用异步电动机，转速为常数。因此HFQ，扬程是流量的单值函数，一般可用二次抛物线方程HABQ2表示。对于长输管道，常采用HABQ2M的形式，其中A、B为常数，可根据泵特性数据由最小二乘法求得；M与流态有关；Q为单泵排量。采用上式描述泵特性，与实测值的最大偏差2。2改变泵特性的方法改变泵特性的方法主要有切削叶轮MQDBAH2020式中D0、D变化前后的叶轮直径，MM；A、B与叶轮直径D0对应的泵特性方程中的常系数。改变泵的转速MQNBAH2020式中N调速后泵的转速，R/MIN；N0调速前泵的转速，R/MIN；A、B与转速N0对应的泵特性方程中的常系数。多级泵拆级多级泵的扬程与级数成正比，拆级后，泵的扬程按比例降低。但级数不能拆得太多，否则，泵的效率会降低。进口负压调节进口负压调节一般只用于小型离心泵。大型离心泵一般要求正压进泵，不能采用此方法。多数采用切削叶轮或改变泵的转速（串级调速和液力藕合器等）。对于多级泵可首先考虑采用拆级的方法改变泵特性。油品粘度对离心泵特性的影响一般当粘度大于60106M2/S时要进行泵特性的换算。3、输油泵站的工作特性输油泵站的工作特性可用HFQ表示。输油泵的基本组合方式一般有两种串联和并联。1并联泵站的工作特性QHCQ2Q1并联泵站的特点泵站的流量等于正在运行的输油泵的流量之和；每台泵的扬程均等于泵站的扬程。即QQMMCBABAH22设有N1台型号相同的泵并联，即MMCQNBANQBAH2121即AABM21注意泵并联运行时，在改变运行的泵机组数时，要防止电机过载。H管单并QQQ/2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QQ/2，排量增加，功率上升，电机有可能过载。2串联泵站的工作特性QHCQ2,H2Q1,H1串联泵站特点各泵流量相等；泵站扬程等于各泵扬程之和即QQICH设有N2台型号相同的泵串联，则MCBQNAHN22BA，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满足输量要求；充分利用管路的承压能力；泵在高效区工作；泵的台数符合规范要求（一般不超过四台）。并联泵机组数的确定QQN其中Q为设计输送能力；Q为单泵的额定排量。显然不一定是整数，只能取与之相近的整数，这就是泵机组数的化整问题。如果管线的发展趋势是输量增加，则应向大化，否则向小化。一般情况下要向大化。由此可见并联泵的台数主要根据输量确定，而泵的级数（扬程）则要根据管路的设计工作压力确定。另外根据规范规定，泵站至少设一台备用泵。串联泵HN其中H为管路的许用强度（或设计工作压力）；H为单泵的额定扬程。一般来说，串联泵的台数应向小化，如果向大化，则排出压力可能超过管子的许用强度，是很危险的。串联泵的额定排量根据管线设计输送能力确定。4串、并联组合形式的确定从经济方面考虑，串联效率较高，比较经济。我国并联泵的效率一般只有7080，而串联泵的效率可达90。串联泵的特点是扬程低、排量大、叶轮直径小、流通面积大，故泵损失小，效率高。串联泵便于实现自动控制和优化运行。不存在超载问题调节方便流程简单调节方案多目前国内管线使用的基本上都是并联泵组合形式，节流损失大，调节困难，不易实现密封输送。因此，东部管线改造的一个重要任务是并联泵改串联泵，进而改旁接油罐流程为密闭流程，实行优化运行。三、输油管道的压降计算1、输油管道的压降组成根据流体力学理论，输油管道的总压降可表示为QJLZHH其中HL为沿程摩阻；H为局部摩阻；ZJZQ为计算高程差。2、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GVDLH2对于一条给定的长输管道，L和D都是已知的，输量（或流速）也是已知的，现在的问题就是如何计算水力摩阻系数。根据流体力学理论EF，R其中E为管壁的绝对粗糙度；D为管道内径。是RE和E/D的二元函数，具体的函数关系视流态而定。流态分为层流和紊流，中间还存在一个过渡区。在解决工程实际问题时，为了安全，一般尽量避开过渡区，因该区的流态不稳定。实在无法避开时，该区的可按紊流光滑区计算。1流态划分和输油管道的常见流态我国输油管道工程设计规范规定的流态划分标准是层流RE2000；过渡流2000RE2（简称粗糙区）。其中78159RELG62D输油管道中所遇到的流态一般为热含蜡原油管道、大直径轻质成品油管道水力光滑区；小直径轻质成品油管道混合摩擦区；高粘原油和燃料油管道层流区；长输管道一般很少工作在粗糙区。2管壁粗糙度的确定管壁粗糙度相对粗糙度绝对粗糙度与管内径的比值E/D或2E/R。绝对粗糙度管内壁面突起高度的统计平均值。紊流各区分界雷诺数RE1、RE2及水力摩阻系数都与管壁粗糙度有关。我国输油管道工程设计规范中规定的各种管子的绝对粗糙度如下无缝钢管006MM；直缝钢管0054MM；螺旋焊缝钢管DN250350时取0125MM；DN400时取01MM。3水力摩阻系数的计算我国输油管道工程设计规范规定的各区水力摩阻系数的计算公式见下表流态划分范围FRE,层流RERE2LG6LG27413、流量压降综合计算公式列宾宗公式把、和代入达西公式AMREDQ42V整理得LGAHMML528令24即得到列宾宗公式LDQVHML5不同流态下的A、M、值流态AM层流641415紊水力光滑区0316402500246混合摩擦区6270LG1270DE012300802A流粗糙区000826不论是采用列宾宗公式还是达西公式计算压降，都必须先确定计算温度，以便计算油品粘度。计算温度可根据管道的起、终点温度（或加热站间进出站温度）按加权平均法计算ZRPJTT3214、管路的水力坡降定义管道单位长度上的摩阻损失称为水力坡降。用I表示或MDQI52GVDI21水力坡降与管道长度无关，只随流量、粘度、管径和流态不同而不同。ABCHLLI在计算和分析中经常用到单位输量Q1M3/S的水力坡降F，即单位流量下、单位管道长度上的摩阻损失MDVF5MFQI25、管路工作特性定义已定管路（D,L,Z一定）输送某种已定粘度油品时，管路所需总压头（即压头损失）与流量的关系（HQ关系）称为管路工作特性。ZHDLQHMM52/FZHQ层过紊QLJ输6、离心泵与管路的联合工作确定泵站与管路的工作点（即流量、泵站扬程）的方法有两种，即图解法和解析法。图解法AHHAQAQ管路总特性曲线下面重点讨论解析法。1一个泵站的管道1122由断面11到22列能量方程有121ZHHLCS式中HS1泵的吸入压力，为常数；HC泵站扬程；HC站内损失；HL沿程摩阻；Z2Z1起、终点计算高差。即ZFLQHBAHMCMS221CSFQ21MC22多泵站与管路的联合工作旁接油罐输油方式（也叫开式流程）Q1Q2优点水击危害小，对自动化水平要求不高。缺点油气损耗严重；流程和设备复杂，固定资产投资大；全线难以在最优工况下运行，能量浪费大。工作特点每个泵站与其相应的站间管路各自构成独立的水力系统；上下站输量可以不等（由旁接罐调节）；各站的进出站压力没有直接联系；站间输量的求法与一个泵站的管道相同MJJJCSJJFLBZHAHQ2式中LJ、ZJ第J站至第J1站间的计算长度和计算高差；AJ、BJ第J站的站特性方程的系数。密闭输油方式（也叫泵到泵流程）QQ优点全线密闭，中间站不存在蒸发损耗；流程简单，固定资产投资小；可全部利用上站剩余压头，便于实现优化运行。缺点要求自动化水平高，要有可靠的自动保护系统。工作特点全线为一个统一的水力系统，全线各站流量相同；输量由全线所有泵站和全线管路总特性决定；设全线有N个泵站，各站特性相同，则输量为MJCSFLNBHZHAQ21式中LJ为管道计算长度Z为管道计算高程差当各站特性不同时MJNICSIFLBHZHAQ211各站进、出站压力相互影响。首站CONSTHS1第二站由站间能量平衡方程12121DSMHZQFLFHMDSCSH22第J站11JJDJSJZFLJMJSJJQ2CJDJJHH式中LJ1为第J1站到第J站的管道长度；ZJ1为第J站与第J1站的高程差。四、原油管道的温降计算1、轴向温降公式设有一条热油管道，管外径为D，周围介质温度为T0，总传热系数为K，输量为G，油品的比热为C，出站油温为TR，加热站间距为LR。则距加热站为L的地方的油温为ALRLEBBT00式中CGIDKGA,上式为考虑摩擦热时的轴向温降计算公式，又叫列宾宗温降公式。右图为轴向温降曲线，其特点是TTLTRT0B温降曲线为一指数曲线，渐近线为TT0B在两个加热站之间的管路上，各处的温度梯度不同，加热站出口处，油温高，油流与周围介质的温差大，温降快，曲线陡。随油流的前进，温降变慢，曲线变平。因此随出站温度的提高，下一站的进站油温TZ变化较小。一般如果TR提高10，下一站进站油温TZ只升高23。因此为了减少热损失，出站油温不宜过高。2、温度参数的确定确定加热站的进、出站温度时，需要考虑三方面的因素油品的粘温特性和其它的物理性质；管道的停输时间，热胀和温度应力等因素；经济比较，使总的能耗费用最低。1加热站出站油温的选择考虑到原油中难免含水，加热温度一般不超过100。如原油加热后进泵，则其加热温度不应高于初馏点，以免影响泵的吸入。含蜡原油在凝点附近粘度随温度变化很大，而当温度高于凝点3040时，粘度随温度的变化很小，而且含蜡原油管道常在紊流光滑区运行，摩阻与粘度的025次方成正比，高温时提高温度对摩阻的影响很小，而热损失却显著增大，故加热温度不宜过高。确定出站温度时，还必须考虑由于运行和安装温度的温差而使管路遭受的温度应力是否在强度允许的范围内，以及防腐保温层的耐热能力是否适应等。2加热站进站油温的选择加热站进站油温首先要考虑油品的性质，主要是油品的凝固点，必须满足管道的停输温降和再启动的要求，但主要取决于经济比较，故其经济进站温度常略高于凝点。3周围介质温度T0的确定对于架空管道，T0就是周围大气的温度；对于埋地管道，T0则取管道埋深处的土壤自然温度；设计原油管道时，T0取管道中心埋深处的最低月平均地温，运行时按当时的实际地温进行计算。3、轴向温降公式的应用设计时确定加热站间距加热站数设计时，L、D、G、K、C、T已定，按上述原则选定TR和TZ，则加热站间距为BTDKGCLZRR0LN全线所需加热站数，化整NR；R设计的加热站间距为，然后重新计算TR。RNL运行中计算沿程温降，特别是计算为保持要求的进站温度TZ所必须的加热站出站温度TR。4校核站间允许的最小输量GMIN当及站间其它热力参数即T0、D、K、LR一定时，对应MINMAXZR、于TRMAX、TZMIN的输量即为该热力条件下允许的最小输量BTCZR0MINAXINL5运行中反算总传热系数K值总传热系数是热油管线设计和运行管理中的重要参数，在管线的日常运行管理中定期反算和分析管线的总传热系数不仅可为新建管线提供选择总传热系数的依据，而且还可根据总传热系数的变化分析管线沿线的散热和结蜡情况，帮助指导生产若K，如果此时Q，H，则说明管壁结蜡可能较严重，应采取清蜡措施。若K，则可能是地下水位上升，或管道覆土被破坏、保温层进水等。在热油管道的运行管理中，通常根据管线的实际运行参数（管线的输量、站间起、终点温度和压力、管线中心埋深处的自然地温等）利用轴向温降公式来反算管道总传热系数。计算方法如下BTLNDLGCKZR0GIB式中K管线的总传热系数，W/M2；TR管线起点油温，；TZ管线终点油温，；G原油质量流量，KG/S；C原油比热，J/KG；T0管线中心埋深处自然地温，；I管线的水力坡降；G重力加速度，G98M/S2；D管线外径，M；L管线长度，M。管线的水力坡降可根据实测的站间压降和站间高程差计算LZGPI126210式中P1管线起点压力，MPA；P2管线终点压力，MPA；Z1管线起点高程，M；Z2管线起点高程，M；原油密度，KG/M3。由于轴向温降公式的前提是稳定运行工况，因此管线运行工况的稳定性对总传热系数测试结果有重大影响，运行工况不稳定可能会导致极不合理的总传热系数计算结果。因此，在反算总传热系数时，应当选取管线稳定运行期间的运行参数。由轴向温降公式可知，影响总传热系数计算结果的运行参数包括输量、管线起终点压力和温度，其中影响最大、测量精度最难保证的是管线起、终点温度。目前大多数输油管线仍然采用套管中插玻璃温度计的方法测量油温，由于套管热阻、温度计本身误差和读数误差等原因，测量结果很难反映管线中的实际油温，误差常在1以上，当站间温降较小时，会给总传热系数测试结果带来较大误差。另外，站间温降越小，抵抗运行参数波动和测量误差的能力越差，总传热系数计算结果的误差就越大。输油管线中心埋深处的自然地温是影响总传热系数计算结果的重要因素。为了保证测量精度，必须选择合适的测温地点和测温仪表。在某些管线上，目前测量地温的方法仍然是在套管中悬挂玻璃地温计的方法，由于地温计不直接与土壤接触，且读数时常常需要将地温计向上提升一段距离，测量结果与实际地温有时偏差相当大。例如对于东辛管线，夏季地温计的读数经常高达2930，而气象台的测量结果仅为2425。4、油流过泵的温升油流经过泵时，由于流道、叶片摩擦、液体内部的冲击和摩擦，会产生能量损失，转化为摩擦热加热油流。输油泵内能量损失包括机械、水力、容积和盘面摩擦等多项损失，泵效P就是考虑了上述损失计算出来的。除机械损失所产生的热量主要由润滑油和冷却水带走外，其余三部分能量损失大都转化为摩擦热加热油流。设泵效为P、扬程为H、质量流量为G、原油比热为C，则油流过泵的温升为11GHCT式中32P对于扬程为600M，P70的离心泵，原油过泵的温升约为1。阀门节流引起的温升可按同样的方法计算CGT/H节节5、热力计算所需的主要物性参数1原油比热我国含蜡原油的比热容随温度的变化趋势均可用下图所示的曲线描述，可将其分为三个区区油温T高于析蜡点TSL，比热容CLY随温度升高而缓慢升高。在这个区，石蜡还未析出，可用下式表示KJ/KGTDCLY3154109687式中D415为15时原油的比重。区TCMAXTZ1下面分析一下维持TZ一定时特性曲线的变化趋势。Q变化时，影响摩阻H的因素有两个方面HVTMR总的趋势是QH，即HFQ是单调上升的曲线。影响热油管工作特性曲线的因素除了管线情况和油品粘度以外，还有管线沿线的散热条件和油品的粘温特性。当温降快、粘温曲线较陡时，管路特性曲线变化也较剧烈，故散热条件如T0、K及粘温指数U等参数也会影响热油管路的工作特性。B、维持出站油温TR一定运行的热油管路的工作特性维持出站油温TR一定时，摩阻随输量的变化趋势与维持TZ一定时有所不同，定性分析如下HVQTMZ两方面因素引起的摩阻变化趋势正相反。一般在实际运行的输量范围内，QH的趋势是主要的。故随着Q增大，摩阻H是增大的，但H随Q的变化要平缓些。3热油管路工作特性的不稳定区前面讲过，维持TR一定运行的热油管道，在正常运行的输量范围内，QH的趋势是主要的，但当Q较小、输送的油品粘度较大时，可能出现QH的反常现象，使热油管道进入不稳定工作区。维持TR一定运行的热油管道的工作特性按流量可以分为三个区，如图所示。HQIIIITZQT区小流量区在这个区，流量很小，温降很快。在很长一段距离内，油温接近环境温度T0，TTZT0。随Q增大，TZ变化不大，粘度变化很小，HFQ，但该区粘度较大，因而随着Q的增大，摩阻H急剧增大。在这一区工作很不经济，所以热油管路不能在该区工作。区中等流量区一方面QVH，另一方面，QTZ,TM显著增大，且在该温度区内粘度随温度的变化较剧烈，TM的显著上升将引起粘度的显著下降，使摩阻H。故可能出现随着流量的增大，摩阻反而下降的现象。区称为不稳定区，当热油管道在该区内运行时，常可能由于某些外界因素的影响，而使工作点发生变化，进入区。热油管道在该区运行既不经济又不安全。区大流量区一方面随着Q的增大，流速增大而使摩阻增大；另一方面，随着Q的增大TZ升高，但变化不大，粘度下降不多。粘度的下降引起的摩阻下降小于Q的上升引起的摩阻升高。结果表现为QH，该区是热油管道的正常工作区。热油管道应在区运行，避免进入、区。4出现不稳定区的条件下图是一条管内径259MM，长205KM，输送重油的热油管道，在TR50，T00时的特性曲线，流态为层流。由图知，当粘温指数U减小时，不稳定区缩小，当U20时，曲线才会出现极值点。若取U01一般油品的U值都小于01，则只有当TRT0200时才会出现不稳定区，这在实际中几乎是碰不到的。所以说在紊流情况下，不会出现不稳定区。在层流情况下，出现极值点或不稳定区的条件是UTRT03，若取U005，则TRT060时就会出现不稳定区。若取U01，则TRT030时就会出现不稳定区，这在实际中是经常可以遇到的。输送重油的管道，U值较大，TR较高，且一般在层流区运行，极易满足上述条件，很容易出现不稳定区。一旦发现管线进入不稳定区，要尽量使其回到稳定区大流量区，可采取的措施有1在管线允许和可能的情况下，尽量提高出站油温。2尽快提高输量（开启备用泵或未开的泵站）。3在上述两种措施都不行的情况下，输入轻质油品或热水，用轻油或热水将重油从管道中置换出来。上面讨论的热油管路的工作特性没有考虑管内壁结蜡的影响，也未考虑含蜡原油在油温高于凝点10左右时已具有非牛顿流体性质的影响，在热油管道的实际运行中，当流动处于层流状态时，加上这两方面的影响，使热输含蜡原油管道出现不稳定区的情况要多些，并可能导致管道的停流、初凝事故。另外，管道进入不稳定区后，并不会马上出现停流凝管事故，只要及时采取措施就可以避免凝管事故的发生。2、热油管道经济运行方案运行方案的经济性一般可用能耗费用S（称为目标函数）来衡量。对于热油管道，能耗费用包括动力费用SP和燃料费用SRHRYZYRBELTCPEDPS31072式中EY燃料油价格，元/吨；ED电力价格；元/KWH；BH燃料油热值，KJ/KG；CY所输油品比热，KJ/KG；R炉效；PE泵机组效率；LR热站间距，KM；H加热站间管路所需压头，M。对于一条已定管道，当输量Q一定时，TR上升热损失上升，燃料费用SR上升。但由于站间平均温度升高，摩阻减少，动力费用SP下降。SR和SP随TR的变化关系如图所示。总能耗费用存在一个最低点SMIN，与SMIN对应的出站油温即为该输量下的经济加热温度TRJ，此时管路所需的压头为HRJ，与HRJ最接近的开泵方案即为最优开泵方案。SSSRSPTRJTR热油管道的优化运行模型中，除了目标函数外，还有一系列的约束条件，如水力约束、热力约束、输油温度、加热炉负荷、加热炉运行组合（开炉台数、热力越站）、管道的承压能力等约束，是一个比较复杂的优化问题，可采用最优化方法求解。目前已经有这方面的计算机软件可供使用。七、含蜡原油管道的石蜡沉积原油沿管道向前流动过程中，油温将不断降低。当油温降到原油析蜡点以下时，原油中石蜡就会逐渐析出并沉积在管壁上。管道运行一段时间后，管道内壁上会出现结蜡现象，即管内壁会沉积某一厚度的石蜡、胶质、凝油、砂和其它机械杂质的混合物。其结果是使管线的流通面积缩小，压降增大，同时也增大了管内油流至管内壁的放热热阻，使总传热系数下降，管线的散热损失减少，总的结果是使输送费用增加。在热含蜡原油管线的日常运行管理中及时了解管线内壁的结蜡层厚度的变化，对于热输原油管线的安全经济运行至关重要。1、原油析蜡和管壁结蜡过程1温降过程中石蜡的析出原油中的石蜡是指十六烷以上的正构烷烃的混合物，其中中等分子量的蜡组分含量最多，低分子量和高分子量的蜡所占的比例都比较小。蜡在原油中的溶解度随其分子量的增大和蜡熔点的升高而下降，也随原油密度和平均分子量的减小而增加。不同熔点的蜡在同一种原油中有不同的溶解度。含蜡原油在温降过程中，其中所含的蜡总是按分子量的高低，次第析出。当温度降到其含蜡量高于溶解度时，某种熔点的蜡就开始从液相中析出。由于蜡晶粒刚开始析出时，不易形成稳定的结晶核心，故原油常在溶蜡量达到过饱和时，才析出蜡晶。在原油的温降过程中，必然有一个从开始析出少量的高熔点石蜡，到大量析出中等分子量的蜡，以至析蜡量又逐渐减少的过程。2管壁“结蜡”现象我们通常所说的“结蜡”实际上是指在管道内壁上逐渐沉积了某一厚度的石蜡、胶质、凝油、砂和其它机械杂质的混合物。在长输管道的沉积物中，原油的含量要高些。大口径长输管道的“结蜡”特点管壁上的凝结层一般比较松软。管壁上的沉积物有明显的分界，紧贴管壁的是黑褐色发暗、类似细砂的薄层，其组成主要是蜡，是真正的结蜡，有一定的剪切强度，这一层的厚度一般只有几毫米，与管壁粘结较牢固，在蜡层上面是厚度要大得多的黑色发亮的沉积物，主要是凝油，即在蜡和胶质、沥青质构成的网络结构中包含着部分液态粘油。在管道中途某一温度范围内是结蜡高峰区，过了结蜡高峰区后结蜡层有减薄现象，在末端结蜡层厚度又上升，这是由于油流带来的前面冲刷下来的“蜡块”重新沉积的缘故。3影响管壁结蜡强度的因素结蜡强度系指单位时间、单位管壁面积上的石蜡沉积量。影响管壁石蜡沉积的因素很多。对于长输管道来说，主要因素有油温、油品组成、油流速度、管材的表面性质、油品粘度等。油温的影响试验表明，在接近析蜡点的高温和接近凝固点的低温下输送时，管内壁结蜡较轻微，在二者之间有一个结蜡严重的温度区间。这个温度区间大致与原油中大量析蜡的温度范围相近。下图是实测的大庆原油温度与管壁结蜡速率的关系曲线。从图中可以看出，油温高于45时随油温的下降为结蜡缓增区，在3040之间为结蜡高峰区，低于30为结蜡递降区，这与石蜡组成的图形基本一致。在结蜡高峰区，析出的是含量较高的中等分子量石蜡，在此温度范围内，管截面上浓度梯度大，油流粘度却不大，因而分子扩散作用强，且由于蜡晶颗粒的大量析出，一方面碰撞的机会增多，容易互相粘结而沉积在管壁上；另一方面，蜡晶颗粒浓度的迅速增大使剪切弥散作用加强，故形成了结蜡高峰区。低温时，油流粘度大，分子扩散作用很弱,虽然此时剪切弥散作用较强，但管壁处的剪应力较大，且此时形成的凝结层的附着强度不大，凝油层又会被剪掉一部分，故低温时凝油层较薄。油壁温差的影响沉积速率随油壁温差的增大而增大。这是因为油壁温差越大，浓度梯度和蜡晶浓度就愈大，从而分子扩散和剪切弥散作用都加强。油壁温差的大小不仅取决于油温和周围介质温度，还与管道的热阻大小有关。在冬季，地温低，油壁温差大，结蜡较严重。在某些散热很大的局部段落，地下水位高并有渗流处，保温层破损的水下管道，或覆土太浅的管段，结蜡层的厚度可能最大。流速的影响流速对管壁结蜡强度的影响主要表现为，随着流速的增大，管壁结蜡强度减弱。层流时的结蜡比紊流严重，RE数愈小，结蜡愈严重。因为随着流速的增大，虽然管壁处剪切速率的增大会使蜡晶的剪切弥散作用有所加强，但层流边层的减薄，油壁温差的减小，管壁处剪切应力的增大，这些因素都会使管壁上的结蜡层减薄。实践表明，当流速大于15M/S时，管内就较少结蜡。流速对凝油层剪切冲刷的强弱，还与决定于温度、原油物性、热处理条件等的凝油层网络结构强度有关。右图为大庆原油蜡沉积强度与流速的关系。原油组成的影响油品中含蜡是管壁结蜡的根本原因。因此油品含蜡量的大小将直接影响石蜡沉积速率。含蜡量越高，石蜡沉积速率越大。大多数含蜡原油中都含有数量不等的胶质和沥青质。一般认为胶质沥青质对石蜡沉积的影响表现为两个方面一方面是当油温高于析蜡点时，由于胶质沥青质的存在，增加了原油的粘度，不利于石蜡分子的径向扩散。另一方面当油温低于析蜡点时，胶质沥青质会吸附在蜡晶表面，阻碍蜡晶的互相聚结，从而消弱了剪切弥散作用，显然原油中的胶质沥青质的含量越高，石蜡沉积速率越小。原油含水率增大，蜡沉积速率降低，原油中含砂或其它机械杂质容易成为蜡结晶的核心，使结晶强度增大。管壁材质的影响试验表明管壁材质和光洁度对结蜡也有明显的影响。由于管壁或涂料的表面结构和性质不同，在石蜡结晶过程中内壁所提供的结晶核心的多少和结晶的难易程度就不同，因此结蜡速率也不同。管壁的粗糙度越越大，越容易结蜡。结蜡层厚度与运行时间的关系随着运行时间的延续，虽然结蜡层的总厚度在缓慢增加，但蜡沉积的增量却随运行时间的延续而减小。运行实践表明，当输量比较稳定且大于某一范围时，刚清管后结蜡层厚度增长较快，以后逐渐减慢，直至厚度接近稳定，在运行参数上表现为摩阻不再继续增大，因为随着结蜡层厚度的增大，热阻增加，散热量减小，结蜡层表面与油流的温差减小，使蜡沉积增量减小。对于埋地管道，凝油层厚度的变化还随季节而不同，当地温逐渐下降时，凝油层逐渐增厚；当地温逐渐上升时，凝油层又逐渐减薄。当输量和油温稳定时，在某一季节，凝油层厚度常保持在某一范围内。以上分析了各因素单独对管壁结蜡的影响。实际运行的管道结蜡的情况受到上述诸因素的综合影响。2、析蜡与结蜡对沿程温降及摩阻的影响1结蜡层的平均厚度计算由于热含蜡原油管道沿线的油温和油壁温差不同，沿线的结蜡层厚度也不同。限于目前的测量技术，还没有比较完善的描述热油管道内壁结蜡规律的公式。工程上常引用某段管路的当量结蜡厚度DL，认为该管段的结蜡情况对摩阻的影响与管内半径缩小了DL相同。热油管线的当量管内径和当量结蜡厚度可由实测的运行参数反算得到，计算公式如下MDLLHQD512210DLDL1261ZGPH式中DL当量结蜡厚度，M；DDL当量管内径，M；H管线的沿程摩阻，M；D0管线的设计内经，M；P1管线起点压力，MPA；P2管线终点压力，MPA；Z1管线起点高程，M；Z2管线起点高程，M；原油密度，KG/M3；L管线长度，M；原油的粘度，M2/S。Q管线的体积流量，M3/S；、M与流态有关的常数，对于紊流光滑区区，00246，M025。2结蜡对沿程温降的影响管内壁结蜡后，由于结蜡层的导热系数较小，一般在015W/M左右，其作用相当于增加了一层热阻。由于结蜡层热阻的存在，使总传热系数值减小，从而使轴向温降减小，温度分布曲线变平，管线的散热量减小。当出站油温和输量不变时，下一站的进站油温将提高。3结蜡对管道摩阻的影响管壁结蜡对摩阻的影响表现为两个方面。一方面由于内壁结蜡，使流通面积减少，内径由原来的D0减小为D02DL，当输量不变时，摩阻升高。另一方面，由于结蜡层的保温作用，当维持TR不变运行时，沿线油温会升高，粘度减小，摩阻减小。当然结蜡层引起的摩阻升高还是主要的。4管内壁结蜡和油品析蜡对管路工作特性的影响当热油管道在较低温度和流速下运行时，如果由于某种原因而使输量减小时，将使油温进一步降低，从而使结蜡层进一步加厚。流通面积进一步缩小，可引起摩阻的增加，从而使出现不稳定区的可能性比无结蜡层时增大。同时由于高含蜡原油在油温高于凝点10左右时就表现出非牛顿流体的特性，当因流量减小而使油流中的速梯减小时，油流的表观粘度将因此增大，有可能使摩阻升高。另外，随输量的减小和油温的降低，非牛顿流体的表观粘度变化比牛顿流体要剧烈的多，也就是说其表观粘温指数要比牛顿流体的粘温指数大的多，更容易满足出现不稳定区的条件。3、防止结蜡和清蜡的措施从影响蜡沉积的因素方面考虑，防止和减少结蜡的措施有1保持沿线油温均高于析蜡点，可大大减少石蜡沉积，但热能消耗太大。2缩小油壁温差。可采用保温的方法，既可以减少结蜡又可以降低热损失，但要进行技术经济比较，以确定是否采取保温措施。3保持管内流速在15M/S以上，避免在低输量下运行。4采用不吸附蜡的管材或内涂层。5化学防蜡。可采用表面活性剂作为防蜡剂，阻止蜡分子在已结晶的表面上继续析出。也可以在原油中加入蜡晶改良剂，使石蜡晶体分散在油流中并保持悬浮，阻碍蜡晶的聚结或沉积。但目前这种方法还很不经济，因为化学添加剂太贵。6清管器清蜡上面讨论的各种措施虽然可在不同程度上减少结蜡，但还不能从根本上清除结蜡。因此，目前长输管道上广泛采用的是清管器清蜡。目前最常用的清管器有机械清管器和泡沫塑料清管器。组织和实行定期清蜡是对长输管道进行有效操作的极为重要的条件。对管路进行定期清蜡包括一系列组织技术措施A、对管路进行清蜡前的准备工作，并对工况进行分析；B、确定沿线收发球点的位置；C、选定各段的清管周期；D、选择清管器的类型；E、收发清管器。在上述工作中，一项重要