潜荆线成品油管道首站工艺设计毕业设计.doc

潜荆线成品油管道首站工艺设计毕业设计目录前言7毕业设计任务书91.说明部分121.1 设计概况121.1.1 设计的主要依据和原则121.2 工程概况131.2.1 线路走向及沿线概况131.2.2 工艺设计141.3 技术方案选择与论证151.3.1 流量换算及高程差161.3.2 经济管径的选取161.4 主要工艺设备的选择171.4.1 生产工艺设备的选择171.4.2 站内管线的敷设原则181.4.3 站内自动化181.5 生产辅助系统181.5.1 总体布置181.5.2 土建的主要设计原则191.5.3 电气191.6 先进技术的采用及改进意见201.6.1 采用的先进技术201.6.2 存在的问题及改进意见211.7 首站运行操作原则251.7.1 主要工艺流程251.7.2 操作原则251.8 企业组织概况252. 计算部分272.1 水力计算及管径选取272.1.1 温度的选择272.1.2 油品密度的计算272.1.3 流量换算282.1.4 粘度计算282.1.5 经济管径选取及流态判断302.2 确定泵站数342.2.1 机泵的选择342.2.2 泵站数确定362.2.3 泵站数化整382.3 投资总额计算382.3.1 管道投资费用382.3.2 泵站投资费用392.3.3 运行费用402.3.4 折旧与维修费用412.3.5 投资总额422.4 泵站及管线工况校核432.4.1 确定操作参数432.5 混油量计算，确定输油顺序452.5.1 确定输油顺序452.5.2 混油量计算452.6 混油段处理方案的选择482.7 罐容选择计算502.7.1 有关的选择原则502.7.2首站的油罐罐容计算502.8 最佳循环次数512.8.1 最佳循环周期的确定512.8.2 确定四种油品与循环周期有关的B值（）532.8.3 每次循环的油品贬值损失542.8.4 确定最优循环次数542.9 强度计算552.9.1 管线壁厚校核552.9.2 管道强度校核和稳定性校核582.9.3 稳定性校核592.9.4 最大悬空度计算61结论62谢辞63参考文献6462前言近年来，随着我国经济的迅猛发展，石油资源与加工布局不平衡，形成北油南调、西油东运的流向趋势，供需不平衡的问题也日益突出。目前，潜江荆门成品油主要通过公路运输，现有的公路运力已达到满负荷运行，而且公路运油的成本高，这些严重制约了成品油产业的发展，为此有必要改善现有的运输条件，缓解公路运力的紧张局面，为炼化企业生产发展疏通道路。该项目的实施将终结潜江荆门成品油公路运输方式，有效解决汽车运输造成的交通压力，而且更重要的是石油集团可以有效地保证湖北市场成品油供应。也将有效解决湖北目前产运销不协调的矛盾，减少运输环节的经济、安全和环保成本，同时依托湖北交通枢纽的区位优势，可完善储运系统和运销体系，提高销售网络的辐射功能。潜江-荆门成品油管道投运，为湖北石油集团的可持续发展注入新的血液。成品油管道建设具有以下重要意义：（1）落实我国成品油管网总体发展战略。（2）加快成品油管道建设是我国石油行业积极应对加人WTO后市场竞争的现实选择，特别是对提高我国局部地区能源安全具有重要意义。（3）加快成品油管道建设是我国各大石油石化企业集团提升自身竞争力的需要，是提高终端市场控制力的重要举措。 本设计遵循以下原则：（1）线路的年输量为180万吨，其中93#汽油味50万吨/年，97#汽油为50万吨/年，0#柴油为40万吨/年，-10#柴油为40万吨/年。（2）要贯彻统筹规划、分步实施的原则。（3）利用成熟技术，在稳妥可靠的基础上采用先进技术。（4） 为节约开支，尽量采用国内设备。（5）合理利用投资，在保证油品顺序输送的前提下，尽量简化各泵站组成（6）采用“由泵到泵”的密闭输送系统，中间站不设油罐。（7）减少污染，保护环境。本设计的内容范围为输油管线总体工艺设计，总的来说，测中成品油管线首站工艺设计。本设计附有：（1） 管线纵断面图（2） 首站工艺流程图（3） 泵房安装图毕业设计任务书一题目：潜荆线成品油管道首战工艺设计二基础数据：1. 任务数量：180万吨/年其中：93#汽油 50万吨/年97#汽油 50万吨/年0#柴油 40万吨/年10#柴油 40万吨/年2.年操作天数：350天3.管道长度：100千米4.油品主要物性表1 油品物性表油品单位93#汽油97#汽油0#柴油-10#柴油密度（20）Kg/m725737840840粘度20mm/s0.760.7284.73.42100.850.865.73.86三内容要求1.说明部分（1） 工程概况（2） 技术方案选择与论证（3） 主要工艺设备的选择（4） 工艺计算结果分析（5） 先进技术的采用及改进意见（6） 生产辅助系统（7） 首站运行操作原则（8） 企业组织概况2. 计算部分（1） 水力计算及管径选择（2） 确定泵站数（3） 主要工艺设备选择依据的计算（4） 泵站及管路工况校核（5） 混油量计算，确定输送顺序（6） 混油段处理方案的选择（7） 罐容选择计算（8） 最佳循环次数计算（9） 强度计算， 包括： 管道强度校核 最大允许悬空度计算3.绘图部分 （要求至少一张用CAD计算机绘图）（1） 管道纵断面图（2） 首站工艺流程图（3） 泵房安装图1.说明部分1.1 设计概况1.1.1 设计的主要依据和原则A. 设计的主要依据根据辽宁石油化工大学下发的设计任务书进行设计和编制。任务要求：潜江荆门输油管道 L=100 km年输量：180万吨B. 设计原则（1） 线路尽量取直，坡度小，施工条件好，长度一般不超过航空直线的5%为宜。（2） 通过山谷，公路，铁路，江河，湖泊，沼泽地，居民区等的大型穿越工程尽可能减少。（3） 尽可能避开地质条件不良的地段，强地震区和其他影响矿藏开采的地区。（4） 不占或少占耕地，不破坏或尽量少拆迁已有的建筑物和民房，并要有利于改土造田，发展农业。（5） 有利于安全，线路与铁路干线，城镇，工矿企业等建筑物应保持一定距离。（6） 便于施工，物质供应，动力供应与投产后的管线维护和巡线，管线应尽量靠近和利用现有公路和电网，少建专用公路和电力路线。（7） 综合考虑通过地区的开发，油气供应和地方工农业的支援。（8） 尽量不经过低洼积水地带，盐碱地及其他对管线腐蚀性强的地区。1.2 工程概况1.2.1 线路走向及沿线概况A. 线路走向潜江荆门输油管线，是从潜江首站至荆门末站止，全线长度100千米，沿线处于整个湖北省境内，从整体来看地势较陡，自然地势变化较大。沿线所经地区耕地面积占65%，管线所经地区属于暖温带半湿润季风气候。交通便利，施工无特殊困难。B. 管道敷设一般线路敷设以埋沟敷设为主，采用沥青绝缘层和阴极保护结合的防腐方法，同时考虑到冻土为1.111.39m和管线散热等因素，买顶覆土1.5m。铁路，公路的穿越 : 铁路与公路的穿越点尽可能选在水位比较低的地方，走向基本同铁路和公路直交的地方，当输油管线穿越铁路或县级以上的公路时，必须采用套管保护，套管顶距铁路轨底或路面一般应小于1.5m，穿越铁路，公路一般采用厚度不小于8mm的沥青绝缘防腐层。C. 管线试压管线在沟上或沟下焊接组装后，进行分段式压，试压管段长度在1015km，自然高度不能超过30m，以1.25倍的管道工作压力为强度试压压力，对各段进行试压。1.2.2 工艺设计本设计采用“从泵到泵”，的密闭输油工艺。从泵到泵的输油站各段一座泄压罐。首站设给油泵。其他各站均不设给油泵。由于采取“从泵到泵”输油工艺，全线形成统一的水力系统，不但进出站压力互相影响，而且水击压力和任何一处的故障都会影响全线。为此，设置泄压罐进行保护防止进站压力过高，各站设有高低压保护装置以保护管线，将余压泄入事故罐内，保持管线安全。下面详细说明各站工艺流程：A. 首站工艺流程（1）输油流程： 接受来油计量后进罐； 站内循环和倒灌； 正输和反输； 收发清管器。（2）安全保护与投产试运流程： 倒灌或站内循环； 接受中间站反输并计量； 向来油反输并计量； 进出口高低压保护流程。B.中间站工艺流程正输，反输，压力越战，全越站，高低压保护流程。C.末站工艺流程（1）输油流程： 接受来油； 计量后装车（船）； 向用油单位分输； 站内循环； 接收清管器，反输等。（2）安全保护与投产试运营流程： 倒灌或站内循环； 进出站高低压保护流程。1.3 技术方案选择与论证输油管道工程建设，首先要进行技术经济可行性研究，对工程的各项技术要求，经济条件作出详细论证。当管道走向基本确定后，输油管道的经济性好坏，主要取决于工艺方案的选择，及管道的管径，主要设备及运行参数的选择。在方案的概略计算中，常用年当量费用作为衡量长输管道经济性指标，在可行性研究报告中则根据动静态返本期，投资收效率来衡量设计方的经济效益。本设计以年当量费用作为指标予以阐述：即： （1-1）其中：年当量费用， 万元/年 ；投资总额， 万元；抵偿期， 年；管道年经营费用， 万元/年；本设计中取20年，显然年当量费用最低的方案最经济，但并不一定最合宜，还要考虑到管道的发展趋势，以及其他的设备，材料等的供应情况以及其它条件综合评定方案。1.3.1 流量换算及高程差应将给定的质量流量换算成体积流量（1-2）有资料得潜江平均海拔 2631m ，荆门平均海拔200500m，所以高程差选250m。1.3.2 经济管径的选取在某一输量下，采用较大的管径，可以降低输油的摩阻损失，减少动力费用和拟建泵站数，但基本建设投资中钢管及管线工程投资增大；采用较小的管径，则反之。所以对于某一输量而言，经济管径要有经济流速而定，在我国，对于长输管道，取经济流速为1.02.0 m/s。经济管径计算公式：（1-3）1.4 主要工艺设备的选择1.4.1 生产工艺设备的选择A. 输油泵的选择不但要满足生产工艺，还要效率高，保持在高效区工作，同时，在使用的条件下，要有足够的吸入能力，可靠的工作性能，保证安全输油。本设计中由于地形位差的变化不大，为提高经济性减少动力损耗，简化流程，便于调节及进行超压保护等，选用大排量的中扬程的单级离心泵串联运行。并考虑泵的匹配，使得能耗最小的情况下满足任务输量及高程要求泵的台数应设不超过5台，并要考虑有一台备用泵。根据管线的承压能力及以上的原则和输量，本设计选用了200AYP75A型的泵。B. 油罐： 潜江首站设有5000 m的内浮顶罐4座，5000 m拱顶罐4座。C. 阀门： 手动阀门均采用Z41H-16C，电动闸阀均采用BZ942H-2H，总阀室干线截断面根据通球需要采用PN64液压，传动常闭式直通球阀，闸阀均采用钢阀，口径DN700以上，或有特殊用途的阀门采用电力传动，阀门型号和数量见设备表。D. 空气压缩系统 : 采用两台IVB0.617移动式空气压缩机。压缩风经设于户外的简易空气净化设备，除去水分，残油后，供仪表用风。E. 起重装置：泵房设有3吨的防爆电葫芦，总阀室设2吨手拉吊梁以利于检修。F. 管线管材选择X46螺旋焊管作为本管道的设计用钢。1.4.2 站内管线的敷设原则A. 与总阀室两端相连的输油干线从埋地变为露空，热变形大，故在两端各加一个固定墩。B. 站内设备间相连的管线，利用线路的弯曲形状，自然补偿温度的变形，在适当的地方加固定墩进行巩固。C. 站内油管的户外部分以低架敷设为主，通过马路处采用龙门架敷设，进入装置房间前后采用管沟敷设。D. 站内管线采用水泥蛭石预制管壳保温。1.4.3 站内自动化站内设联合泵房控制仪表间一座，集中遥测主泵机组启停。全站电动阀门开启，泵机组的润滑冷却系统开启。1.5 生产辅助系统1.5.1 总体布置站内建筑在满足防火间距和生产要求的前提下，力求紧凑，节约占地，缩小管线的长度，便于实现自动化，将干线总阀室，主泵房，阴极保护站，循环水泵房 变电所等能合并的尽量合并；油罐应设在最高位置，设置防火堤。1.5.2 土建的主要设计原则A. 生产建筑：尽可能采用联合式建筑除因工程地址条件需要特殊处理外，采用统一的结构形式，减少规格，提高模板周转率，节约用材，加快建设进度。B. 生活建筑：尽可能靠近生产区，注意防火，防噪防污水和烟火危害。1.5.3 电气A. 供电：输油泵站为一级负荷，电路外线为双回路供电，一回路为主电源，泵站专线另一回路为备用电源，供电电压为66千伏，主接线为典型的内桥接线，采用两回路同时供电，两台主变压器分别工作。B. 采暖：站内工业区及辅助生产区一律采用锅炉房供蒸汽采暖，各小型的建筑均采用单管的水平串联的采暖形式，余压回水阻气器采用浮筒式疏水器。C. 通风：采用防爆的轴流风机送风，电机间用电机之间的风扇通风，总阀室设有一台防爆轴流风机，高压配电间及电容器间各设一台轴流风机。D. 给排水：采用生产，消防结合并置深井泵，抽水至60 m高位水罐再从支管网至各用户，主泵机组的冷却水采用水泵冷却器循环系统，循环水泵用800R*2，一台工作，一台备用。E. 消防：以防为主，不设固定的消防系统，利用200M燃料油罐，正常输油后改作消防水罐。F. 污油及净化系统：污油泵约60 排污罐 2500 mG. 紧急放空池： 6000 m1.6 先进技术的采用及改进意见1.6.1 采用的先进技术目前新建的输油管道工程对一些旧工程技术改造过程中，在输油工艺设备，自动化等方面，采用一些先进技术，如：潜荆线工程，泵站建成全露天式，从国外引进先进技术，设备。输油工艺采用“从泵到泵”的密闭式输油方式安全性好，输油泵采用高效率的离心泵串联工作，设有微机控制室，集中控制，在对一些旧工程改造上，也采用了上述的新技术。长输管道在我国出现较晚，七十年代以来，随着石油工业的发展，油气管道事业也有了较大程度的发展。目前，我国已有输气管道102条，约11500公里，其中原油管道13条，这些输油管线覆盖中国东北，华北，华中，华东，中南和西南，西北的部分地区，经过15个省市。这些管道的建成，对石油工业的发展起了重要作用，但我国的管道技术水平与国外相比还很落后，就目前运行的输油管道阐述以下几点存在的问题及改进意见。1.6.2 存在的问题及改进意见A. 可行性研究的重要性根据国民经济的长期谋划，对建设项目在技术，工程和经济是否可行和合理进行全面分析，论证，由于忽略了可行性研究，导致了建设资金的浪费，使输油成本增加利润降低，这在我国是有过教训的。由于油气资金不足，管道建成后，利用率不高，采取正反输油的方法来阻止凝管，甚至无油可输。因此，搞好可行性研究，对提高经济效益，降低输油成本是非常重要的。B. 工艺计算和工艺流程由于管道运行参数和总传热系数，油温，粘度，比重，热容等参数都是在不断变化的，这需要用有限方法计算，而我们通常采用的计算方法是十分粗糙的，导致计算结果十分不准确。在输油工艺上采用“旁接油罐”的工艺，会导致不安全因素，国外多采用“从泵到泵”和“密闭输送”的工艺流程。使得工作效率增大，而且能安全生产，油品的计量采用流量计，并用U型标准体积管精确标定，并配合微机操作，便于统一管理，观察，操作，一些自动控制设备也大量应用于管线上，提高管线的自动化程度，我国已在部分管线上使用这些工艺。C. 在泵和阀门方面国外大型输油泵都是离心泵串联工作，效率高达80%以上，为单级，中扬程，大流量，而且我国通常是采用高扬程，中排量，并联运行，效率较低。原动机国外除用电动机外，缺电地区也用柴油机，双燃料发动机和燃气轮机。阀门采用较小口径的，虽阻力增加，但投资大大减少，而且布置紧凑，易于控制，长输管线截断阀通常采用球阀或平行滑板闸板闸阀，压力调节阀大都为球形阀，全关是不泄漏，全开时压降小，调节性能好，安全阀多用橡胶挠性管式结构，反应迅速。我国输油泵大小匹配不好，即使采用大排量串联离心泵，对流量的调节仍采用节流的调节方式，能量损失较大，站内外采用同样结构的阀门，投资增大，不易调节控制，截断阀仍以契型阀为主，球形截断阀的密封还有待改进，对泵站流量的调节控制应将用阀门调节改为用调速电动机和液力耦合器，以减少能量的损失，使工作时效率提高。D. 有关清管的问题由于管线变形较大，球阀困难或无发球装置，造成不能清管，弯头变形过大的原因是弯头的曲率半径变化小，国外对站外弯头的最小曲率半径有严格的控制，大的曲率半径弯头只能在现场冷弯，而我国至今还未解决这样的弯制问题。E. 对于管线的泄漏我国目前还缺乏完整的泄漏检测系统，靠人工巡检十分落后，目前使用计算机进行检漏，效果良好，我国应尽快引进国外先进的检测技术，以完善我国的管线管理。F. 管材方面（1） 钢铁冶炼和制管水平大幅度提升，X70等高钢级管线钢得到了大规模应用，中国20世纪90年代初期管线钢生产还停留在X60级水平。随着国内对天然气需求的增长，为了提高管道的输送能力，降低管道的建设成本，采用高强度管线钢建设高压长输管线势在必行。在不到十年的时间里，中国X65，X70管线钢就以从试制发展到大规模工程应用。目前中国X70管线钢生产已经趋于成熟，基本实现国产化。2001年，X70钢首次在涩宁兰管道上试验应用，之后再西气东输管道建设中，大规模采用国产X70管线钢。根据有关资料，西气东输管道大约有52%的钢管有国内钢管厂提供，热煨弯管国产率也达到62%，2005年建成的陕京二线和2006年建成的冀宁联络管道也基本采用国产的X70管线钢。2006年中国成功向印度出口5万吨直径为1219毫米的X70管线钢。2003年在中国石油集团科技发展部的主持下，石油部门与相关部门联合，开展了十余项国家基础攻关，应用基础研究和技术开发项目，其中包括“高强度管线钢的重大工艺基础研究”，“X80管线钢管的开发与应用”，“X80管线钢的焊接和高强度焊材选择”等，取得了很好的研究成果。2005年在冀宁联络线上成功铺设了长约7.7千米，直径为1016毫米的X80试验段，该试验段标志着国内钢铁冶炼，轧制和制管技术已初步具备制造X80级管线钢管的能力。在已取得的X80级管线钢研究应用的基础上，2006年，中国石油集团科技发展部有组织立项进行X80级管线钢管大规模生产的技术研究，开展了X80级管线钢管在大口径高压大数量长输管道上的应用研究和焊接研究等专题研究。中国的冶金和制管工业渴望得到更大的发展。2006年7月14日，鞍钢研究开发的X100管线钢获得成功，鞍钢一举成为国内首家，世界上少数掌握这种高钢级管线钢技术并具备生产能力的钢铁企业。这标志着中国的冶金工业已迈上一个新的台阶。（2） 路上管道施工的部分技术已达到国际先进水平自西气东输建设以来，一些与X70，X80大口径钢管相关的施工技术水平得到了大幅度提高。管道施工从过去的完全手工化操作到现在完全智能化操作，工程焊接合格率从涩宁兰的85%到兰成渝的90%，再到西气东输的95%，工作质量，效率和施工技术水平都得到了极大提高。G. 防腐技术我国多处采用石油沥青防腐层，材料易吸水，埋地后电绝缘性下降，阳极保护的电流增大，到易受腐蚀，耐高温性能差，机械强度低，国外采用煤焦油沥青涂层，近年来大量采用现场机械化扎捆的聚乙烯胶粘带和工厂预制的密度聚乙烯涂层，效果极好。长输管道在我国是一个新型工业，还很不足，在很多先进的技术，设备以及管理等方法都有待我们学习和改造。1.7 首站运行操作原则1.7.1 主要工艺流程1.输油流程2.安全保护与投产试运流程3. 油品倒罐流程4. 收发清管器留成5. 高低压保护1.7.2 操作原则1. 生产中严格遵守各项规章制度，严禁烟火及一切产生火源的油品。2. 与输送油品有关的电器，仪表均选用防爆型。3. 电机安装隔音罩。4. 工艺设计遵守有关防火，防爆和工业卫生的有关规定，安排足够的安全隔离。1.8 企业组织概况为了协调成品油管线顺序输送管道工程全线正常运行，设置南输输油公司。公司下设首站，中间站及末站输油站。1. 输油公司设置安全科，人员2名，负责各泵站及日常管理；2. 各泵站设安全员1名，负责泵站安全管理；3. 首末站设置专业消防员各22名，共计44名；4. 首末站设置消防水泵房；5. 首末站设置卫生所，各有卫生员4名。定员：1. 首站（包括调分站） 106人2. 中间站 6人3. 末站 100人4. 抢修队 20人5. 输油公司 60人6. 巡线工 30人共计：322人2. 计算部分2.1 水力计算及管径选取2.1.1 温度的选择在本设计中按全年最低温度输送高黏油品进行，按高温季节性低黏油品校核，由资料可知输油管道所在地最高温度为22.4，最低温度为12.8，所以（2-1）其中： 设计温度 2.1.2 油品密度的计算根据20时油品平均密度按下式换算成计算温度12.8下的密度（2-2）其中：温度为t时油品的密度 温度为20时油品的密度 温度系数 12.8 时油品平均密度为：汽油：柴油：2.1.3 流量换算应将给定的质量流量换算成体积流量2.1.4 粘度计算根据公式（2-3）其中： 温度在 时油品的运动粘度 /s 粘温指数 1/粘温指数为：（2-4）各油品粘度如下表：温 度 密度油品93#汽油97#汽油0#柴油-10#柴油200.760.7284.73.42100.850.865.73.86表2 各油品粘度各油品粘温指数为：93#汽油： 97#汽油： 0#柴油： -10#柴油： 可计算出个温度下油品粘度93#汽油：97#汽油：0#柴油：-10#柴油：2.1.5 经济管径选取及流态判断在某一输量下，采用较大的管径，可以降低输油的摩阻损失，减少动力费用和拟建泵站数，但基本建设投资中钢管及管线工程投资增大；采用较小的管径，则反之。所以对于某一输量而言，经济管径要有经济流速而定，在我国，对于长输管道，取经济流速为1.0-2.0 m/s。根据公式：（1-3）当经济流速分别取1.0 m/s, 2.0 m/s时 其中：管道直径 mm流量 m/s经济流速 m/s根据 根据输油管道设计规范 可选取和两种管径。通过计算确定下列两个方案：A： 此时经济流速为（2-6）取绝对粗糙度 e=0.10mm临界雷诺数（2-7）雷诺数所以 属于水力光滑区B：同理可得 管线中运行流态也属于水力光滑区 全线的沿程摩阻公式：（2-8）其中：流量 m/s运动粘度 /s内径 m全线总长度 m全线总摩阻 m各流态区的、值及沿程摩阻计算式见表3。表3 不同流态时的、值流态层流6414.15紊流水力光滑区0.31640.250.0246混合摩擦区0.1230.0802粗糙区00.0826因为上述两种情况均属于水力光滑区故 A： B： 表4 各管径摩阻损失1013m287m2.2 确定泵站数2.2.1 机泵的选择流量Q=0.0704m/s=253.4m/h 根据石油石化选泵手册选取200AYP75A型离心油泵：表5 泵性能参数型号流量m/h扬程m转速r/min效率%必需气蚀m轴功率kw200AYP75A1651782950686.051.5275167756.267330158726.372.4泵的特性方程：（2-9）其中：离心泵扬程，液柱；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，混合摩擦区内。由表6中给出的值，用最小二乘法算出a,b的值，计算方法：令，；（2-10）则对a,b求偏导使得：代入数据求得：=151.22， =0.001所以单个泵的特性方程为：当多台泵串联时，根据离心泵串联组合的特点，每台泵排量相当，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：泵站的特性方程为：（2-11）其中，如果N台型号相同的泵串联工作，泵站的特性方程的常系数，。本方案之一取3台相同的200APY75A型泵串联使用组成泵站，则泵站的特性方程为：按任务输量180万吨/年（0.0704m/s=253.4m/h）计算泵站性能参数：预选的输油泵站，在给定的任务输量的工作条件下，泵站的进站压力的范围为，设定本设计中的进站压头为50 液柱，根据此压头确定计算压力为：（2-12） 其中：泵站工作压力，；任务输量下泵的扬程，；进站压头，30液柱输送油品密度，这里取0#柴油密度840。所以本设计的泵站工作压力为：2.2.2 泵站数确定泵机组运行限制条件： 保证年输量； 各输油站出口压力不大于允许压力最大值； 各站入口压力值保持在最小压力值。计算全线需要的总压头，根据任务输量，按全年平均输送温度下的-10#柴油的水力坡降布站。全线消耗的总压能为：（2-13）其中：管线消耗的总压能，m液注；管道长度，m；高程差，m液注；末站剩余压力，m液注。设全线由座泵站，则其提供的总压能为：（2-14）其中：泵站提供的总的压能，m液注；泵的扬程，m液注；站内损失，m液注。取站内损失=20m通过上述计算选择了200APY75A型输油泵进站压力=50m起终点高程差=250m由公式： （2-15）对于 ：（2-16）对于 ：（2-17）2.2.3 泵站数化整由此可知，不同方案计算的泵站数均需要化整，当将化为较小整数时，可采用的方法有铺设变径管或副管以减少摩阻损失；当将化为较大整数时，常采用的方法有减小离心泵的级数或更换直径较小的叶轮。但对于成品油管道为了减少其在输送过程中的混油量，一般不采用变径管或副管，故一般将化为较大整数。得到各方案的实际泵站数如表6表6 实际泵站数管径N622.3 投资总额计算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经营成本指标两大类。管道基本建设指标包括路线建设部分、泵站部分，输油成本包括维修、动力、折旧等费用。2.3.1 管道投资费用经过市场调查，X46钢的价格在3500元/吨，通过查螺旋埋弧焊钢管公称外径、公称壁厚和单位长度重量表可得出给定直径与壁厚钢材的单位长度重量，则可以计算出各方案的管材投资费用。管材费用计算公式：（2-18）其中：管材费用，元；单位长度管材的重量，；管道长度，；钢材单价，元/。根据经验，管材费用占管道总投资的左右，本设计取。则管道总投资可由下式计算得到：通过计算得到个方案的管材费用和管道建设投资费用结果如表7表7 各方案的管道投资费用管径管材费用（万元）管道总投资费用（万元）71.878119.880.247133.82.3.2 泵站投资费用泵机组投资费用计算公式： （2-19）其中：泵机组投资费用，元；泵机组数，套；单套泵机组的价格，元/套。查找资料可知，选用的泵机组单价为80万元/套。由于所选用的两种泵机组的型号、转速差别不大，为简便计算，取为相同的价格。根据以往设计与泵站运营经验得到，泵站投资的总费用是泵机组费用的倍，本设计取6，即。通过计算可以得到泵机组和泵站的投资费用如表8表8 各方案的泵站投资费用管径泵机组投资费用（万元）泵站投资费用（万元）186.71120.21207202.3.3 运行费用由于本设计不用加热输送，所以此项费用只考虑动力消耗费用，即电能的消耗费用，设为。则（2-20）（2-21） 其中：电能消耗费用，元；电费单价，元/；管道运行时间，8400h；输送介质所消耗的功率，；泵机组数；输量，；泵扬程，；输送介质重度，；泵机组效率。电价取为，为0.0704，200APY75A型泵在设计流量下效率为0.75，计算各方案的经营费用，结果如表9表9 各方案的经营操作费用管径运行费用（万元）273.7273.72.3.4 折旧与维修费用折旧费用的计算公式：（2-22）其中：折旧费，元；折旧系数，按工作情况一般取2%8%，本设计取6%；维修费为折旧费的50%，即计算各个方案的折旧费与维修费如下表表10 各方案的折旧与维修费用管径折旧费（万元）维修费（万元）90.8245.4167.6533.8252.3.5 投资总额投资总额：（2-23）各方案总投资金额如表11所示表11 各方案的总投资管径管道投资（万元）泵站投资（万元）折旧费用（万元）维修费用（万元）总费用（万元）119.81120.290.8245.411376.23133.872067.6533.825955.275所以各方案年当量费用为对于：对于：综上所述，管线的年当量费用最低，所以它最经济，故本设计方案最终确定管线型号为的管线。2.4 泵站及管线工况校核2.4.1 确定操作参数用最高温度（22.4）下的93#汽油运行工况进行校核，22.4下93#汽油的物性参数设计温度 设计粘度 设计密度 流态判断所以 管线处于混合摩擦区故 m=0.123 =0.0802A=0.0068 泵站数N=3（选2备1） 实际工作流量 （2-24）其中：管线工作流量 m/s泵站数单位流量下水力坡降 沿线的水力坡降同理：柴油则单泵的扬程为：根据站间压力供需平衡的原则，确定各站的进出站压力。首站的出站压力：中间站的进站压力：同理可得中间站出站压力：末站进站压力：本方案的设计压力为2.64MPa，由于22.4下93#汽油的密度725，化成22.4下93#汽油压头值为370.9m，由上述计算结果可知，各站的出站压头均满足安全要求。而进站压头最理想的在3080m，即各站的进站压力也满足要求。所以进出站压力校核满足要求。2.5 混油量计算，确定输油顺序2.5.1 确定输油顺序成品油管道的相邻批次油品之间必然产生混油，而顺序输送中油品的排列顺序是减少混油损失的关键因素之一。相邻排列的两种油品的物理化学性质相差越大，混油量越大，处理的费用也高。故应尽可能将密度相近、产生的混油易于处理的油品相邻排列。输送成品油的排序一般是：优质汽油普通汽油航空燃料柴油轻燃料油柴油航空燃料普通汽油优质汽油。根据上述成品油顺序输送的特点，本设计采用的输送顺序为：97#汽油93#汽油0#柴油 -10#柴油0#柴油93#汽油97#汽油2.5.2 混油量计算根据我国的国家标准GB 50253-2003输油管道工程设计规范的推荐，油品顺序输送混油段长度可按下面的公式计算：A. 混油的运动粘度采用以下经验公式计算，并由此粘度计算雷诺数。（2-26）其中：油在输送温度下的运动粘度，；油在输送温度下的运动粘度，；混油的计算运动粘度，。B. 不考虑输送顺序，即认为两种油品的输送次序对混油量无明显影响。C. 把前油品浓度为的两界面间的距离定义为混油段的长度。 （2-27）其中：混油段长度，；雷诺数；临界雷诺数；管道长度，；管道内径，；自然对数的底，。本设计中的临界雷诺数：（1）在97#汽油和93#汽油混油段由中公式可以得到混油的计算运动粘度为：雷诺数：则，所以（2）在93#汽油和0#柴油混油段由公式（2-26）可以得到混油的计算运动粘度为：雷诺数：同理，所以（3）在0#柴油和-10#柴油混油段由公式（3-22）可以得到混油的计算运动粘度为：雷诺数：同理，所以所以在一个循环周期内混油段的总长度为：混油量为 （2-28）在一个循环周期内各个混油段的混油量如表12表12 各个混油段的混油量混油段混油段长（）混油体积（）混油质量（）97#汽油和93#汽油1157.889.0465.293#汽油和0#柴油1252.996.36760#柴油和-10#柴油1371.14105.4488.62.6 混油段处理方案的选择混油处理是长距离顺序输送成品油管道以及油品储存的重要生产环节，也是降低管道输送成本、提高管道经济效益的重要课题。成品油管道顺序输送的混油是一种不合格的油品，因为混油的质量指标达不到要求，要对混油进行适当的处理。目前国内外对混油的处理方法一般有两种：一种是就近送回炼厂重新加工，另一种是掺混后供用户使用或降级处理。混油处理还有一些其他方法，比如：金属氧化法、碱处理法、蒸馏法和过滤法，但它们不是太常用。以掺混方式处理顺序输送所产生的混油，是目前国内外所通用的一种行之有效的经济而且比较简便的方法。鉴于本设计的实际情况，本设计采用掺混的方式对混油进行处理。（1）对于97#汽油和93#汽油的混油采用两段切割。两种汽油掺混时关键控制辛烷值，牌号较高的汽油能掺入的较低牌号汽油的浓度受限制，根据以往混油处理经验把混油段切入到97#汽油油罐中。（2）93#汽油和0#柴油的混油同样采用两段切割。汽油在柴油中允许浓度，可根据汽油的10%馏出温度和柴油的闪点确定；柴油在汽油中的许可浓度值通常受汽油的初溜点限制；根据以往混油处理经验把混油段切入到0#柴油油罐，将切入到97#汽油油罐中。（3）0#柴油和-10#柴油的混油同样采用两段切割。柴油的牌号是根据其凝点划分的，所以为保证油品质量，把混有段切入到0#柴油油罐中。按照上述掺混方式，将混油全按切入的油罐中油的价格出售，这样减少了混油罐和混油的输送设施的投资，而且节省了泵站用地提高泵站的经济效益。2.7 罐容选择计算2.7.1 有关的选择原则a.为了方便操作和倒罐需要，每种油品应至少设置两座油罐；b.为了节省投资提高经济效益，单个油罐库容要尽量大；c.为了加快施工进度和减少建设难度，油罐应选择标准罐；d.为了减少油品损耗和环境污染，汽油罐采用内浮顶罐，柴油罐采用拱顶罐。2.7.2首站的油罐罐容计算首站的罐容取决于最佳循环周期，还与市场需求等一些因素有关。考虑以上因素和以往的设计经验，取储备天数为5天，而操作天数为350天。各种油品的油罐容积可用下式计算：（2-29）其中：油罐罐容，；油品的年输量，；储备天数，K=5天；年操作天数，t=350天；油品的密度，；油罐利用系数，拱顶罐取0.9，内浮顶取0.95。（1）93#汽油：选取2座5000的内浮顶油罐，合计12000。（2）97#汽油：选取2座5000的内浮顶油罐，合计12000。（3）0#柴油：选取2座5000的拱顶油罐，合计10000。（4）-10#柴油：选取2座5000的拱顶油罐，合计10000。首站总罐容为40000。2.8 最佳循环次数2.8.1 最佳循环周期的确定最佳循环周期的确定是从建造经营油罐区费用和混油贬值损失两方面综合考虑的。由于本方法计算不太精确，误差是不可避免的A. 炼油厂的首站输送每种油品的输量：（2-30） 97#汽油 93#汽油 0#柴油 -10#柴油所以B. 上述油品的每年输送时间： 97#汽油 93#汽油 0#柴油 -10#柴油2.8.2 确定四种油品与循环周期有关的B值（）（2-31）其中：炼厂的首站输送油品输量末站向用户供应的油品输量输送每种油品的时间操作天数 T=350天 则输送97#汽油 93#汽油 0#柴油 -10#柴油所以：2.8.3 每次循环的油品贬值损失根据公式：（2-32）其中：混油量 吨每种油品降档价格 元/吨 汽油混油贬值损失： 汽油降为柴油： 总贬值损失：2.8.4 确定最优循环次数（2-33）其中：单位有效容积储罐的建设费用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全线全年储存的油品体积查 输油管道设计手册可知拱顶罐：内浮顶罐：所以：储存天数 T油品的循环周期为13天2.9 强度计算2.9.1 管线壁厚校核根据管道及储罐强度设计 输油管道直管段的钢管壁厚按下式计算（2-34）其中：钢管设计壁厚设计压力 2.27MPa钢管外径0.325m钢管的最低屈服强度 320MPa 设计系数，查 管道及储罐强度设计 K=0.4焊缝系数。许用应力 MPa腐蚀系数所以：因此选用管线满足一般强度要求。表13 管道的最低屈服强度与焊缝系数钢管标准名称钢号或钢级最低屈服强度（）焊缝系数备注输送流体用无缝钢管GB/T 81631999Q295295（S16 mm为285）1.0S为钢管的公称壁厚Q345325（S16 mm为315）20245（S16 mm为235）石油天然气工业输送钢管交货技术条件第1部分：A级钢管GB/T 9711.11997L175（A25）175（172）1.0L210（A）210（207）L245（B）245（241）L290（X42）290（289）L320（X46）320（317）L360（X52）360（358）L390（X56）390（386）L415（X60）415（413）L450（X65）450（448）L485（X70）485（482）L555（X80）555（551）石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分：B级钢管GB/T 9711.21997L245NBL245MB245-4401.0B级管的质量和试验要求高于A级管L290NBL290MB290-440L360NBL360QBL360MB360-510L415NBL415QBL415MB410-565L450QBL450MB450-570L485QBL485MB485-605L555QBL555MB555-675注： NB为无缝钢管和焊接钢管用钢，QB为无缝钢管用钢，MB为焊接钢管用钢。 括号内的钢级和屈服强度为API 5L标准的数值。 带*数值为0.5%总伸长下的应力值，在此范围内，由用户在合同书中提出具体要求。2.9.2 管道强度校核和稳定性校