成品油顺序输送管道设计方案.doc

成品油顺序输送管道设计方案1 绪论1.1研究目的和意义随着我国社会经济的快速稳步发展,机动车保有量不断增长,各地区的成品油消费需求量增长加速,对运输能力的提高和安全及时间的保证度提出了新的要求,同时成品油输送量的增大为发展和采用管道运输提供了可能。管道运输具有一次性投资少、运输成本低、安全性高、利于环保等独特优势,尤其适合长距离运输易燃、易爆的石油天然气。近年来,随着世界经济的稳步增长以及世界各国对能源需求的快速发展,全球油气管道的建设步伐加快,建设规模和建设水平都有很大程度的提高。1.2成品油管道技术现状及发展趋势1.2.1世界成品油管道技术现状目前国际成品油管道输送技术已相当成熟，输送的品种多、规模大，实现了化工产品和成品油的顺序输送；原油和成品油的顺序输送；汽油、煤油、柴油等轻质油品，液化石油气、液化天然气、化工产品及原料和重质油品等的顺序输送。世界最大的成品油管道系统美国的科洛尼尔管道，双线可顺序输送不同牌号的成品油118种，一个顺序周期仅为5天。国际成品油输送工艺多采用紊流密闭输送和顺序输送流程。输送性质差距较大的两种油品时，多采用隔离输送方式。混油界面多采用计算机进行批量跟踪。界面检测方法大致分为标示法和特性测量法，其中采用特性测量法居多，尤以密度测量法最多。为了提高检测的精度，也常采用各种组合式的检测方法。1.2.2世界成品油管道技术主要发展趋势（1）成品油管道正向着大口径、大流量、多批次方向发展，除输送成品油外，还输送其他液体烃类化合物。（2）广泛采用管道优化运行管理软件系统，合理安排各批次油品交接时间；在极短的时间内系统可自动生成调度计划，对管内油品的流动过程进行动态图表分析，远程自动控制泵和阀门的启停，实现水击的超前保护。（3）顺序输送的混油界面检测以超声波检测法为发展趋势，美国在这方面保持着技术领先地位。1.2.3我国成品油管道技术现状20 世纪 90 年代后随着成品油管道的建设，我国成品油管道输送研究有了进展，先后开展了成品油顺序输送水力计算、批量跟踪等方面的研究及运行管理软件的开发，但与国外相比差距还很大。我国成品油管道除格-拉管道采用“旁接油罐”顺序输送工艺外，均采用密闭顺序输送工艺。顺序输送主要有两种输送方式：一种是紊流输送；一种是隔离输送。2002 年投入运营的兰-成-渝管道是我国第一条大口径、高压力、长距离、多出口、多油品、全线自动化管理的商用成品油管道。全线采用密闭顺序输送工艺，沿途 13 个分输点，输送油品为 90汽油、93汽油和 0柴油。油品界面检测、跟踪采用密度法、超声法和计算跟踪，代表了我国成品油管道目前最高水平。1.2.4国内外成品油管道技术差距分析目前我国成品油顺序输送技术尚处于初级水平，且自动化程度较低，无法全面体现成品油管道的输送特点和优势。随着国民经济对成品油需求的不断增长，我国应逐步建立起长距离成品油管道干线和区域性成品油管网。因此必须对解决复杂地形下大落差动、静压控制，防止管道出现不满流，以及顺序输送的混油界面监控等技术难题进行联合攻关。1.2.5我国油气管道技术发展趋势(1)油气管道技术发展目标未来我国油气管输技术的发展目标如下：在易凝高粘含蜡原油管输工艺方面保持世界领先水平。具备保证大型油气管网安全、经济、优化运行的能力。新建干线管道实现高水平的设计、施工和运营管理,达到世界先进水平。提高成品油管道输送工艺水平,2015年成品油长距离输送运量比例将提高30%。2015年新建油气管道各项指标将达到世界平均水平。提高劳动生产率,天然气管道管理为0.10.2人/km。降低油气管道输送能耗,原油管道综合能耗低于400 kJ/(tkm),天然气管道综合能耗低于890 kJ/(tkm)。 (2)油气管道重点发展技术2004年中国石油管道技术与管理座谈会指出,今后中国石油将攻关、推广应用和超前研发43项技术,包括需要重点攻关的技术26项,推广应用的新技术10项和超前研究的储备技术7项。通过这些重点技术项目的实施,逐步形成油气输送技术、油气储存技术、管道工程技术、管道完整性评价及配套技术、油气管道运行管理与信息技术五大管道技术系列,以全面提升管道技术水平。需要重点攻关的26项技术如下：7项油气输送技术。东北管网安全经济运行技术、进口俄罗斯原油输送工艺及配套技术、西部油田及进口原油管道输送技术、原油管道新型化学添加剂的研制与应用、多品种顺序输送工艺及配套技术、原油流变性研究及LNG技术。2项油气储存技术。原油低温储存技术与储气库建设技术。4项管道工程技术。国家石油储备地下库建设工程技术、储罐工程建设技术、管道水土保护技术与大口径管道高清晰度漏磁内检测装备及技术。4项管道完整性评价及配套技术。管道完整性评价技术、油气管道泄漏检测技术、地质灾害及特殊地段监测与防护技术、储运设备安全检测及评价技术。9项油气管道运行管理与信息技术。数字管道技术、天然气管网安全优化运行技术、成品油管道优化运行技术、天然气气质评价技术、天然气贸易计量技术、管道快速维抢修技术、管道节能与环保技术、油气管网规划研究、天然气经济研究。推广应用的10项新技术。管道自动焊接和超声波检测等集成技术、大型河流穿越技术、仿真技术、天然气管道内涂层技术、管道生产信息系统、地理信息系统、管道安全评价与风险管理技术、站区阴极保护技术、大口径X70高钢级管道钢管件制造装备及工艺技术、大口径输气管道干燥技术。将要进行超前研发的7项储备技术。富气管道输送技术、超稠油管道输送技术、天然气减阻剂研制与应用技术、X80以上高强度管道钢制管与施工技术、管道防腐新技术、海洋管道工程技术与永冻土地带工程施工技术。1.3主要研究内容对某条管道顺序输送三种油品，已知管长、任务输量、所输油品的性质、沿线高程等，要求：利用计算机编程对该管道进行水力计算、经济计算，确定出最经济的管道工艺参数（如管径、壁厚、工作压力、泵站数等），并且对该管道进行工艺计算，计算一年中油品的输送天数、最优循环次数、首末站所需的最优油罐容积，并确定出油品的切割方案等，并绘制相关的图纸。1.4采用方法采用方案比较法：在熟悉设计内容的基础上，根据任务书给出的数据，提出多种可供竞争的方案；对所提出的方案分别进行水力计算、经济性计算；选择优化算法，找出最经济合理的管道参数（管径、壁厚、泵站数等）；根据所求得的最经济的管道参数，对顺序管道进行工艺计算；最优循环次数；一年中每种油品的输送天数；首末站所需建的油罐容积；混油切割方案以及混油亏损等；编制计算机程序；编写设计说明书和设计计算书，并绘制管道水力坡降图及首站工艺流程图。2.设计说明书2.1熟悉设计任务书的内容，掌握基本数据和原始资料（1）输送量（包括沿线分油或加油量）；管道起、终点，分油或加油点及管道纵断面图；所输油品物性；沿线气象及地温资料；（2）查阅相关资料，收集有关管材规格；泵、原动机型号及性能等的资料，以备比较选用。2.2设计计算的基本步骤（1）根据油品性质、油品经济流速或经济输量的范围，初定油品经济流速，由公式计算出经济流速，根据管径的初算值，来选择一系列可能的管径。然后参考前苏联干线输油管道工艺设计规范（BHTN2-86）中，不同直径管道的工作压力及经济输量范围初选各管径下的输送压力。（2）根据任务输量和初定的工作压力选择工作泵的型号、然后通过计算台数以及组合方式。为便于长输管道的应用，泵的特性曲线方程可近似表示为： （2-1）式中 离心泵扬程, 液柱；Q离心泵排量，；常数；管道流量-压降公式中的指数，在水力光滑区内=0.25，混合摩擦区中m=0.123。手册中给出的（，）值一般为三组，我们可以用最小二乘法算出，的值，其方法是：令，所以： （2-2）对，求偏导使得： 求得： （2-3） （2-4）将，代入公式就可以求得泵的特性方程。根据上述计算结果来选择泵站的组合方式，对初步制定的压力、管径搭配作出相应的更改，并确定为本设计的管径、压力组合的比较方案。（3）根据泵站所确定的和选定的管径根据下列公式 （2-5）式中 管壁厚度计算值，；外径，；设计压力或管道的工作压力，；输油管道的许用应力，；焊缝系数，无缝钢管取1.0；考虑钢管公差和腐蚀的余量，根据管路的工作环境，取。求出各方案的壁厚，并进行强度、稳定性校核，然后求出管道的内径。1）强度校核：热应力： （2-6）式中 管道材料的线性膨胀系数；E管材的弹性模量；管道的工作温度与安装温度之差，取极限，有。 环向应力的泊松效应： （2-7）式中 管材的泊松系数；p设计压力，；D外径，；壁厚，。 总的轴向应力： （2-8）满足上述条件即满足强度要求。2）稳定性校核：地下管道被土壤嵌住，直管段所受的最大轴向压力P为： （2-9）式中 P管道轴向压力，；内压，；A管子的管壁截面积，；D管道直径，；E管道弹性模量；管道壁厚，；膨胀系数；温度变化，按最危险情况考虑，。当轴向力P达到或超过某一临界值时，埋地管道将丧失轴向稳定性，管道将产生波浪形弯曲，发生拱出地面而造成破坏事故。因此，必须对管道的轴向稳定性进行验算。直管段的失稳临界力： （2-10）式中 失稳临界力，；土壤压缩抗力系数；D管道外径，；E管道的弹性模量，；I管道横截面的惯性矩，。当时，稳定性满足要求。（4）计算任务流量下的水力坡降，并判断翻越点，确定管道计算长度。（5）计算全线需要的总压头、确定各方案的泵站数并化整。根据任务输量，在泵站工作特性曲线上可以得到每个泵站所能提供的扬程为。管路全线消耗的压力能为 （2-11）全线个泵站提供的总扬程必然与消耗的总能量平衡，于是有 （2-12）泵站数 （2-13）式中 任务输量下泵站的扬程，液柱；泵站站内损失，液柱；任务数量下管道所需总压头，液柱；末站剩余压力，液柱；管道计算长度，考虑到局部摩阻取为管道实际长度的1.01倍。显然计算出的不一定是正数，只能取之相近的整数作为该方案需建的泵站数。（6）根据技术经济指标计算各方案的基建投资及输油成本费用。主要包括基本建设投资指标和输油成本指标两大类。这些指标都是多年管道建设积累的资料，根据国家有关政策规定编制而成的。技术经济指标用于工艺方案的经济性比较。管道基本建设指标包括线路部分、泵站部分和配套工程三部分。输油成本主要包括大修理、材料、动力、燃料、工资、职工福利、损耗及其他费用。（7）综合比较各方案的经济行指标，并考虑管道的可能发展情况，选出最佳方案；（8）按最优方案的参数（管径、泵机组型号及组合、泵站数等），计算求解工作点参数；（9）按水力坡降和工作点的压头在纵断面图上布置泵站，确定泵站的位置；（10）根据所求得的最经济管道参数，对顺序输送管道进行工艺计算。计算一年中每种油品的输送天数 （2-14）计算最优循环次数 （2-15）式中 单位有效容积储罐的建设费用；石油工业规定的投资年回收系数；单位有效容积储罐的经营费用；每次循环混油的贬值损失； 一个循环中的混油体积。根据最优循环次数确定全线首、末站所需建的最优储罐总容量 （2-16）式中 最优循环次数。确定最优循环周期 （2-17）式中 最优循环次数；D输油管每年的工作时间，本设计取350天。循环周期内各种油品的输送时间 （2-18）式中 每年输送第p种油品的时间； 最优循环次数。确定混油切割方案以及计算混油亏损。3.计算说明书3.1对所给数据进行初步处理3.1.1 所输油品的平均密度 （3-1）0.8427（）根据时油品密度按下式换算成计算温度下的密度 （3-2）式中 、温度为及时的油品密度，；温度系数，。3.1.2 温度年平均温度：12.8；年最高温度：22.4；年最低温度：3.7 根据公式（3-2）计算出的年平均温度下的油品平均密度：0.71685 847.93.1.3 线路纵断面图在直角坐标系中表示管道长度与沿线高程变化的图形成为管道纵断面图。其横坐标表示管道的实际长度，常用的比例为。纵坐标为线路的海拔高程，常用的比例为。实地测量所得的纵断面是作泵站布置和管道施工图的重要依据，必须注意，纵断面图上的起伏情况与管道的实际地形并不相同。图上的曲折线不是管道的实长，水平线才是实长。表3-1 线路纵断面资料桩号123456789里程（Km）027386194136165187212高程（m）75.283.691.5100.3111.1107.890.185.680.3续表3-1桩号101112131415161718里程（Km）234251265287302313345374398高程（m）88.796.5108.6115.4128.9147.5161.7174.2180.5桩号19202122232425里程（Km）426459482511529543580高程（m）167.8159.6130.3121.2114.5109.6105.8根据上面的数据绘制的线路纵断面图图3-1 线路纵断面图3.1.4 流量换算设计任务书中给定的任务输量为每年若干万吨，工艺计算中需用体积流量，故应按计中需用体积流量，故应按计算温度下油品的密度及年输油时间进行换算。考虑到管道维修及事故等因素，设计时年输油时间按（）计算。 3.1.5有关粘度的数据处理油品运动粘度可按下式计算： （3-3）式中 、温度为、时油品的运动粘度，；粘温指数，。由得： （3-4）表32 所输油品粘度粘度（）夏用柴油12.65.95车用汽油0.930.78航空煤油2.561.28结合表中所给数据，由公式（3-4）可算出：柴油：0.0375汽油： 0.0088煤油： 0.0347所以由公式（3-3）可算出： 3.1.6有关混油浓度的参数（分别将汽油、煤油、柴油编号为A、B、C）： 3.2设计计算的基本步骤3.2.1初定管径和压力3.2.1.1选择管径根据油品性质并查阅相关资料，本设计初定油品经济流速为1.5m/s，初算时暂时忽略压力对密度的影响 由体积流量Q=Av=v，可得：546根据管径的初算值，来选择一系列可能的管径：（可选508、529、559、610、660的管径）3.2.1.2 初选各管径下的输送压力参考前苏联干线输油管道工艺设计规范（BHTN2-86）中，不同直径管道的工作压力及经济输量范围。表3-3 不同直径输油管的工作压力和输量原油管成品油管外径，mm工作压力kg/cm2年输量，106t外径，mm工作压力kg/cm2年输量，106t530546568219901000709630526210122737585131672050601418325677518228204853222637755652532920465632364265565354810204656425053055656585122044557078可初步制定如下的压力、管径搭配： 508（7.2 MPa、6.0 MPa） 529（7.2 MPa、6.0 MPa） 559（7.2 MPa、6.0 MPa） 610（7.2 MPa、6.0 MPa） 660（7.2 MPa、6.0 MPa）3.2.2 选择泵机组型号及组合方式3.2.2.1选择工作泵的台数以及组合方式的原则泵站应有备用输油泵。备用泵台数按照泵与原动机的可靠性与维修条件而定。选泵时，通常是先从泵制造厂提供的泵型普与特性曲线上，挑选出与确定的额定排量及扬程相符的泵型。按照所输原油性质特性曲线加以换算；应使额定排量与扬程位于所选泵型特性曲线的高效区；泵应具有连续平滑的特性曲线，高效区较宽；泵关死点（排量为零）的扬程上升不应过大。如果已有的泵特性曲线不符合要求，可向泵制造厂提出重新设计或修改曲线的要求。给油泵只用于首站，安装在输油主泵之前，并联操作。给油泵按照泵站总排量与主泵所要求的正压头，确定台数及每台泵的排量与扬程。选择泵型和规格时，还会遇到如何适应管道数量变化的问题。管道建成初期和后期输量往往会有很大变化。正常输送时期，一年中各个月份输量也是波动的。恰当的选择泵型、规格和原动机能有利于管道调节输量。为便于长输管道的应用，离心泵的特性曲线可近似表示为 （3-5）式中 离心泵扬程, 液柱；Q离心泵排量，；常数；管道流量-压降公式中的指数，在水力光滑区内m=0.25，混合摩擦区中m=0.123。手册中给出的（，）值一般为三组，我们可以用最小二乘法算出，的值，其方法是：令，所以： 对，求偏导使得： 求得： （3-6） （3-7）将，代入公式就可以求得泵的特性方程。为便于计算各种型号泵的特性曲线方程系数值，可对上述计算步骤进行编程，以节省计算量。3.2.2.2 通过计算选泵并组站（1）选泵型号并组站 1 查泵的产品样品，400KD2502型泵的性能如下表：表3-4 400KD2502型泵性能参数泵型号流量Q扬程H（m）转速功率N（）效率叶轮直径（mm）轴功率电机功率400KD2502100028852029802300320064465/4451250347495240076.51500417470261073.5根据泵的特性方程，即公式（3-5）： （取0.25）由最小二乘法拟合，在编程界面输入表中相关参数，可得：图3-2 泵的特性方程常系数求解程序运行界面即a=567.6 ， b=0.000272所以单个泵的H-Q方程（压头特性）为： 泵站的特性方程： （3-8）当多台泵串联时，根据离心泵串联组合的特点，每台泵的排量相等，均等于泵站排量，泵站扬程等于各泵扬程之和，所以若有N台泵串联时的特性方程为： （3-9）泵站的特性方程的常系数分别为每台泵对应系数的代数和，即 如果N台同型号的泵串联工作，泵站的特性方程的常系数为： 本设计取2台泵串联，故其H-Q方程（压头特性）方程为： 按照任务输量900万吨/年（1263.6）计算泵的性能参数： 989.5预选的输油泵站，在给定的任务输量的工作条件下所提供的扬程，泵站进站压力的范围为，设定本设计中的进站压头为30m液柱，根据此压头确定计算压力： （3-10）式中 P泵站工作压力，MPa； 任务输量下泵站的扬程，； 泵站进站压力换算的液柱，。即为：（2）选泵型号并组站 2查泵的产品样品，DZ2503404型泵，其性能如下表： 表3-5 DZ2503404型泵性能参数型号口径mm流量扬程m转数效率%叶轮直径mm吸入口吐出口DZ250340425025080060029808434495054082110045076根据泵的特性方程，即公式（3-5） （m取0.25）由最小二乘法拟合，在编程界面输入表中相关参数，可得：图3-3 泵的特性方程常系数求解程序运行界面即a=805.4，b=0.001676所以单个泵的H-Q方程（压头特性）为： 泵站的特性方程：当多台泵并联时，根据离心泵并联组合的特点，各泵提供的扬程相等，均等于泵站扬程，泵站排量等于各泵排量之和，所以台泵并联时的特性方程为： （3-11） 本设计取2台泵并联，故其H-Q方程（压头特性）方程为：按照任务输量900万吨/年（1263.6）计算泵的性能参数672 预选的输油泵站，在给定的任务输量的工作条件下所提供的扬程，泵站进站压力的范围为，设定本设计中的进站压头为30m液柱，根据此压头确定计算压力：式中 P泵站工作压力，； 任务输量下泵站的扬程，； 泵站进站压力换算的液柱，。即为：根据上述选择的泵型号和泵站组合方式，初步制定的压力、管径搭配可更改为： 508（8.47 MPa（泵站1）、5.83 MPa（泵站2） 529（8.47 MPa（泵站1）、5.83 MPa（泵站2） 559（8.47 MPa（泵站1）、5.83 MPa（泵站2） 610（8.47 MPa（泵站1）、5.83 MPa（泵站2） 660（8.47 MPa（泵站1）、5.83 MPa（泵站2）即为本设计的确定初始方案.3.2.3确定壁厚值并校核根据所求得的和选定的管径求壁厚，并进行强度、稳定性校核，然后求出管道的内径。3.2.3.1计算壁厚管壁厚度与输送介质的压力、温度以及选用的管材和管径有关。管道的壁厚由环向应力公式并遵循有关规范和标准确定，按照我国输油管道工程设计规范（GB502532003）中规定，输油管道直管段的设计公式如下： （3-12）式中 管壁厚度计算值，； 外径，； 设计压力或管道的工作压力，； 输油管道的许用应力，； 焊缝系数，无缝钢管取1.0； 考虑钢管公差和腐蚀的余量，根据管路的工作环境，取。根据国际管道建设选材的发展趋势以及强度初步的估算，本设计最终确定选X60级管材查石油天然气工业 输送钢管交货条件 第一部分:A级钢管（GB/T9711.11997）可知，X60钢的最低屈服强度=413 MPa，焊缝系数=1.0，弹性模量E=210GPa，线性膨胀系数=1.20输送及以上的液体管道的设计系数除穿越段按现行标准原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范（SY/T 0015）的规定取值外，输油站外一般地段取0.72。管道的许用应力：式中 许用应力，；K强度系数，取K0.72；焊缝系数；钢管的最低屈服强度，。根据环向应力确定壁厚（以方案1508、8.47MPa为例）考虑到，可将此值圆整到接近的标准壁厚=8.0反算实际流速：根据前苏联国家干线管道设计院提供的资料，原油和成品油在干线管中的流速V可处于1.02.7m/s之间，所以上述管径或壁厚的设计基本合理。3.2.3.2对壁厚进行强度及稳定性校核（1）强度校核：热应力：式中 管道材料的线性膨胀系数，；E管材的弹性模量，；管道的工作温度与安装温度之差，取极限，有。环向应力的泊松效应：式中 管材的泊松系数，；p设计压力，；D外径，；壁厚，。总的轴向应力：壁厚满足强度要求。（2）稳定性校核：由公式（2-9）可得，地下管道被土壤嵌住，直管段所受的最大轴向压力P为： 当轴向力P达到或超过某一临界值时，埋地管道将丧失轴向稳定性，管道将产生波浪形弯曲，发生拱出地面而造成破坏事故。因此，必须对管道的轴向稳定性进行验算。由公式（2-9）可得出直管段的失稳临界力：式中 土壤压缩抗力系数；土壤的弹性模量，；土壤的泊松系数，；土壤的弹性模量降低系数，取；单位管道长度，；管道中心线至填土表面的距离，；D管道外径，。 满足稳定性的要求所以选用的X60的符合强度要求。鉴于本设计方案较多，且求解壁厚并进行强度和稳定性校核的计算量繁杂，最好进行编程计算校核，以减轻工作量和提高效率。以上面对方案11（508，8.86MPa）的壁厚计算和强度、稳定性校核为例，其程序运行界面如下：图3-4 方案的提出程序运行界面图3-5 强度、稳定性校核程序运行界面在程序运行界面上重新输入其他方案的相应数值，点击运行，对制定的每一个方案进行计算、校核。利用程序进行各方案壁厚计算和强度、稳定性校核后的结果如下表：表3-6 各方案壁厚计算和强度、稳定性校核结果D（mm）P(MPa)(mm)(mm)(mm)强度校核结果稳定性校核结果是否可取方案15088.867.5680668.01.78313满足强度要求满足稳定性要求方案可取方案25086.125.2276035.61.74884满足强度要求满足稳定性要求方案可取续表3-6D（mm）P(MPa)(mm)(mm)(mm)强度校核结果稳定性校核结果是否可取方案35298.867.8809198.01.64013满足强度要求满足稳定性要求方案可取方案45296.125.4437055.51.60862满足强度要求满足稳定性要求方案可取方案55598.868.3278528.61.47040满足强度要求满足稳定性要求方案可取方案65596.125.7524216.01.44257满足强度要求满足稳定性要求方案可取方案76108.869.08763810.01.23996满足强度要求满足稳定性要求方案可取方案86106.126.277246.41.21025满足强度要求满足稳定性要求方案可取方案96608.869.83252610.01.05379满足强度要求满足稳定性要求方案可取方案106606.126.7917687.01.03431满足强度要求满足稳定性要求方案可取表37 （前苏联）长距离输油管道中原油和成品油的推荐流速管径，mm流速，m/s管径， mm流速，m/s21910630142731072016325118201937711920214201210202353013122027对照上述两表，上述各方案的实际流速与推荐值出入并不是很大，基本比较合理3.2.4水力坡降、翻越点、管道计算长度计算任务流量下的水力坡降，并判断翻越点，确定管道计算长度3.2.4.1计算雷诺数，判定流态 （3-13）式中 油品的运动粘度，； 油品在管路中的体积流量，。 （3-14）式中 管壁的绝对当量粗糙度，。目前我国长输管道设计中，一般取。 表3-8 流态的划分及不同流态的摩阻系数的值流态划分范围层流紊流水力光滑区时，混合磨擦区粗糙区根据上述数据，可判定除汽油和个别月份煤油稍微超过水力光滑区外，占半数输量的柴油和煤油在一些月份均处于水利光滑区，因此流态可定为水利光滑区3.2.4.2水力坡降和综合参数摩阻 （3-15） （3-16） （3-17）表3-9 不同流态时的、值流态，液柱层流6414.15紊流水力光滑区0.31640.250.0246混合摩擦区0.123流态，液柱紊流粗糙区0由公式（3-15）得：3.2.4.3判断有无翻越点 在画出的管路纵断面图上找出有可能成为翻越点的可疑点，进行比较判断： 可疑点为：459Km处，高程159.6m和398Km处，高程180.5m，这两处相对终点的斜率分别为：0.00044 0.00041均远小于管输条件下的最大或最小水力坡降值，所以不存在翻越点3.2.5确定泵站数并化整计算全线需要的总压头、确定泵站数并化整：根据任务输量，在泵站工作特性曲线上可以得到每个泵站所能提供的扬程为。管路全线消耗的压力能为 （3-18） 按最大值计算： 3880 m全线个泵站提供的总扬程必然与消耗的总能量平衡，于是有 （3-19）泵站数 （3-20）式中 任务输量下泵站的扬程，液柱； 泵站站内损失，液柱； 任务数量下管道所需总压头，液柱； 末站剩余压力，液柱； 管道计算长度，考虑到局部摩阻取为管道实际长度的1.01倍。显然计算出的不一定是正数，只能取之相近的整数作为该方案需建的泵站数。表3-10不同输量下的值输量（）125025003600500070001000012000（米液柱）404550556080100根据表中数据，利用线性差值可算出排量1220.4时，39.88，取N4将N化为较小整数，可以采用的方法有铺设一条变径管或副管以减小摩阻。设需要铺设的副管长为，则由此可得副管长度为 （3-21） （3-22）式中 任务输量下，单根主管的水力坡降； 副管水力坡降； 副管水力坡降与单管主管水力坡降的比值；副管管径（内径）。 取主副管管径相同，0.25 由可得变径管长度为 （3-23） （3-24）式中 任务输量下，单根主管的水力坡降； 变径管水力坡降； 变径管水力坡降与单管主管水力坡降的比值；变径管管径（内径）。选取规格的变径管，则（如选泵站2，则选取规格的变径管），取N5将N化为较大整数，常用的办法是将离心泵的级数减小或叶轮换小。当全线泵站数较少，化为较大整数时影响显著，也可考虑将部分管径换小。此时变径管的长度计算方法同前，即变径管长度为 式中 任务输量下，单根主管的水力坡降； 变径管水力坡降； 变径管水力坡降与单管主管水力坡降的比值； 变径管管径（内径）。选取规格的变径管，则由于本设计方案较多，为减少手算工作量，可依据上述公式对该步骤进行编程计算每种方案的泵站数并化整，比较程序界面上采用变径管和副管的长度来采取其中的一种方法应用与本设计 以方案5（508，8.47MPa（泵站1）为例图3-6 泵站数化整程序运行界面很显然，在该方案中采用变径管要比使用副管合理在程序运行界面上重新输入其他方案的相应数值，点击运行，对制定的每一个方案进行计算，确定泵站数并化整。（本设计中各方案所采用的副管均与主管同管径；变径管均为，管材重量为：54.89）利用程序对各方案进行计算泵站数并化整后的结果如下表：表3-11 各方案计算泵站数并化整后的结果泵站扬程m泵站的计算值化整及可采取措施化整及选用措施化较小整数N1措施 单位（m）化较大整数N2变径管长度（m）方案1989.54.0857644副管长度542006.614变径管17776.6变径管长15405.55方案26725.8772015副管长度63705.3636变径管126488.7变径管长109883.2方案3989.53.3934913副管长度426432.174变径管98517.5变径管长88030.48方案46724.8727374副管长度53651.1575变径管152307.2变径管长139229.2方案5989.52.6057252副管长度316231.573变径管198653.3变径管长193821.3方案66723.7581783副管长度46578.7284变径管172582.4变径管长173666.1方案7989.51.7501011副管长度29704.3512变径管370824.9变径管长450629泵站扬程m泵站的计算值化整及可采取措施化整及选用措施化较小整数N1措施 单位（m）化较大整数N2变径管长度（m）方案86722.5106572副管长度312583.463变径管176291.2变径管长228367.7方案9989.51.2282211副管长度228968.372变径管163392.3变径管长294981.2方案106721.7692891副管长度25745.7482变径管383234.6变径管长792628.6上表中“化整及选用措施” 一栏中所选用的数值大致是依据下列原则确定的：泵站数化小时，采用副管和采用管径更大的变径管均会使管材耗费增大；泵站数化大时，需多建一个泵站，但采用了管径更小的变径管。综合比较各方案中泵站数化大、化小所采用的相应措施的费用增加值，采用比较后费用增加值相对较少的措施。3.2.6 投资总额根据技术经济指标计算基建投资及输油成本费用主要包括基本建设投资指标和输油成本指标两大类。这些指标都是多年管道建设积累的资料，根据国家有关政策规定编制而成的。技术经济指标用于工艺方案的经济性比较。管道基本建设指标包括线路部分、泵站部分和配套工程三部分。输油成本主要包括大修理、材料、动力、燃料、工资、职工福利、损耗及其他费用。表3-12 干线输油管道的工程造价输油管道直径直径，mm工程造价（元）输油管道直径直径，mm工程造价（元）第一条管线以后复线第一条管线以后复线21922.818630715927324.920.172077.562.132528.822.882091.174.937733.627.5920113.697.342637.631.51020136.1119.852956.645.11220180.8185.6表3-13 输油泵站工程造价输油能力首站（元/座）中间泵站（元/座）新场地共用场地新场地共用场地0.7-0.913399358305001.3-1.6150410608545151.8-2.2164311609205652.5-3.21867132011276803.5-4.82556180012747656-8.5541838201926116010-12673047002012121014-16807756052170131522-26920283552554153632-361230086402788167542-5015396109253023181570-78161951134535502135配套工程部分造价：表3-14 外部供电工程好投资估算指标序号项目规格单位基价1输电线路10.20211.16312.33413.29序号项目规格单位基价5电源端扩建单电源处10.016双电源处18.27表3-15 微波通信工程投资估算指标序号工程名称基价1输油首、末站通信部分225.532中间输油泵站通信部分231.123独立微波中间部分253.704输油公司通信部分664.58表3-16 管道输油成本如下表，单位输油管道直径，mm输油成本输油管道直径，mm输油成本2190.36300.0942