输油毕业设计

前 言油气管道是输送石油与天然气最基本的手段之一，石油与天然气是当今世界上最重要的能源，它们关系到国家的工业化，国防实力与人民生活。大规模的管道建设，不仅是由多家石油公司通力组织力量建设，更重要的是国家政府给予了直接支持帮助，并组织了专门机构监督工程建设，在受到国际上的关注的同时也受到国际风云变幻的影响。因此，大型管道的建设都带有明显的政治、经济、资源和技术背景。管道运输是现代重要运输方式之一，在流体物料的运输领域中起着主导作用。管道运输具有物流的高密度，无空载行程，以及安全、快捷、环保、经济等特点。管道可以埋设在地下，少占土地，铺设于江、河、海底，不影响航运，这些是其他运输手段难以做到的。本设计为秦皇岛北京原油管道工艺设计。本设计主要是通过不同经济流速的选择确定2个不同的方案，通过计算和可行性分析确定最佳的设计方案。设计的主要目的是对我们大学四年来学习的理论知识和专业知识的考核，也是将这些知识与实际相结合的体现。这将进一步巩固所学的知识。把这些知识在脑子里留下深刻的印象并且可以更加灵活的运用。这次设计为我们以后参加工作提供了有利的帮助。设计中我们加强了自己的动手能力，查阅并采用了大量的国家新发部的标准，并且通过多方面的查阅了解了秦京原油管道附近的地形概况，地质情况和自然条件等。这些都是对管道设计有用的内容。设计还要遵循国家统一的规定。如投资少，方便运输，便于施工，安全管理等技术要求。本次输油管道的前期施工设计包括三部分：第一部分为工程概况部分，其中包括：输油管道的选线走向、线路沿线概况，最佳方案的确定，各种机泵设备的选型与使用，对我国长输原油管道存在的问题提出了初浅的意见等。第二部分为主体计算部分，包括热力计算、水力计算以及温度校核和压力校核，并且进行了强度和稳定性校核等以及固定支墩与管架的选择与计算。第三部分绘图部分，通过前面的计算部分绘制出了管道沿线纵断面图，首站泵房安装图和首站工艺流程图。采用了AutoCAD制图和手工绘图两种方法，多方面培养了绘图能力。此次设计的指导思想是合理的进行管线走向的选取，这是输油管道前期施工设计的重点。所以对管线的线路选择并进行可行性优化分析比较是设计中的重中之重。本次设计还有一些不足之处，由于设计条件的限制，不能使用专业的器材测量地面标高和到现场进行勘探这就使本次设计的线路选择增加了投资量和欠缺准确性。由于输油管道的设计涉及的问题比较广泛，而我的经验不足，水平有限，因此很难做到全面准确。请各位老师指出错误和不足之处，我会及时修改，使自己的知识更加全面，为以后的工作学习积累保贵的经验。长输热油管道秦京线生产区首站工艺设计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储运与建筑工程学院油气储运工程系下达的设计任务书设计和编制。 任务要求： 秦皇岛北京输油管道 L=324.6km 年输量：600万吨B.设计原则（1）线路尽可能取直，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、的大型穿越工程要尽可能减少。（3）尽可能避开不良的地质条件地段，强地震区和其他影响矿藏开采的地区。不占或少占耕地。（4）不占或少占耕地，不破坏或者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，物资供应，动力供应和投产后的管线维护与巡线，管线应尽量靠近和利用现有公路的电网，少建专用公路和电力线路。（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、盐碱地及其它对管路腐蚀强的地区。1.2 工程概况1.2.1 线路走向及沿线概况A.线路走向：秦皇岛北京输油管道线，是从秦皇岛首站(海拔高程252.5m)至北京末站(海拔高程38.5m)止，全线长度324.6公里，管线沿线经秦皇岛、唐山、最后到达北京，沿线处于整个河北省境内，从整体来看地势较陡，自然地势变化较大。沿线所经地区耕地占78%，管道沿线通过的地区属于暖温带半湿润季风气候。交通方便，施工无特殊困难。在北京末站，线路设有向北京炼油厂的分输管线，其余输向码头。整个线路的土质以黏土，亚黏土为主，地下水在2米左右，河水冲击地带为砂土和细砂，线路所经地带无盐碱土。B.管线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1.111.39米和管线散热损失等因素，管顶覆土1.5m。铁路，公路的穿越：铁路，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，当输油管道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，进行分段试压，试压管段长度取为1015km，自然高度不超过30米，以1.25倍的管道工作压力作为强度试压压力，对各段进行试压。1.2.2 工艺设计 本设计采用“从泵到泵”，站内采用“先炉后泵”的密闭的输油工艺。“从泵到泵”的输油站各设一座泄压罐。首站设给油泵。其它各站均不设给油泵，各站均设有炉前泵，以降低节流损失，采用炉前加热降低了原油的粘度，提高了泵的效率，节约电能，加热装置承压低，省钢材并增加了安全性，采取冷热油掺合法，部分的冷油不经过加热炉以减少油流经过炉子的压降，部分原油进入加热炉加热至65左右，然后进行冷热油掺合，油温在50左右，进入主泵增压，由总阀室去下一站。由于采取“从泵到泵”的输油工艺，全线形成统一的水力系统，不但进出站压力相互影响，而且水击压力和任何一处的事故都要影响全线，为此设置泄压罐进行保护以使进站压力不会过高，各站设有高低压保护装置以保护管线，降余压泄入事故罐内，保持管线安全。下面详细说明各站的主要工艺流程：A.首站工艺流程（1） 输油流程： 接受来油，计量后进罐； 加热后向中间站输油； 向中间站发送清管器以及接受清管器。（2） 安全保护与投产试运流程： 倒罐或站内循环； 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、热力越站、压力越站、全越站、高低压保护流程。C末站工艺流程（1）输油流程： 接受中间站来油，经加热（不加热）进罐； 原油自灌自流或泵送经计量装船； 来油不进罐自流或泵送经计量装船。 （2）安全保护与投产试运营流程： 倒罐或站内循环； 进、出口高低压保护流程。1.3 设计方案的选择与比较输油管道工程的建设，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。当管路走向基本确定后，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案的经济效益。本设计以年当量费用作为指标予以阐述 ：即： S=（J/T）+Y 万元/年 ； （1-1）其中：S年当量费用，万元/年；J管道基建费用，万元/年； T抵偿期，年； Y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，但并不一定最适宜，还要考虑到管线的发展趋势，以及其它的设备、材料等的供应情况以及其它条件综合评定方案。1.3.1 加热站进、出口温度的确定本设计输送介质为大庆原油，属含蜡原油。A加热站进站温度的选择：由于大庆原油凝点为32,故输送时需比凝点高23最经济，因此确定进站温度为35。B 加热站出站温度的选择：对于原油来说，其难免含水，故加热温度不能超过100，且本设计工艺为“先炉后泵”则加热温度不能超过介质的初馏点75，以免影响泵的吸入。对于含蜡的大庆原油来说，其凝固点处的粘温曲线很陡，而且温度高于凝固点30-40时，粘度随温度变化很小，更因为含蜡原油管道多在紊流状态下进行，摩阻于粘度的0.25次方成正比，提高油温对摩阻影响较小，而且热损失较大，故加热温度不宜过高。本设计加热站出站温度选择三种: TR=65；。1.3.2 平均温度的计算本设计中采用国标GB50253-94修正83年的温度公式： （1-2）输油管道设计与管理式中：原油输送的平均温度，。大庆原油凝点为32，取=35：1.3.3 油品密度的计算 本设计中采用的油品密度计算公式为： （1-3） 输油管道设计与管理 式中：温度为t及20时的油品密度，kg/m3 ; kg/m3; 温度系数，; 。所以可以得到下表：1.3.4 流量计算 （1-4）1.3.5 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，经济管径要由经济流速而定，在我国，对于长输管道，取经济流速V=1.52.0 m/s。 经济管径计算公式： . （1-5）从计算可以看出，可以初选管径和。1.3.6 其它参数的计算A粘度计算由已知的运动粘度：表1-4 ，3540455070 ，厘沱34302623.8515.68由公式 （1-6）输油管道设计与管理取温度为35和40时两组数据，代入上式，得：u=0.025。所以式（1-6）可以变为 （1-7）所以当t=45时，=26厘沱。B流态的计算 ； Re1= （1-8）其中 长输管道设计中一般取e=0.125mm；所以，对于，；对于，。详细计算结果见下表：表1-5管 径 ， ReRe1流 态6529542.9.7紊流水力光滑区6526153.2.2紊流水力光滑区1.3.7 热力计算本设计的热力计算的详细公式见后面的计算部分，此处只列出结果。详细计算结果见后表：表1-6管 径 W/ ） ）站间距 Km652.952.676108.2652.652.4381.151.3.8 水力计算同热力计算，水力计算的详细公式见后面计算部分，现只列出结果。详细数据见表1-7表1-7管 径 站间距 Km高程差m总摩阻损失m站间摩阻m6540.4752243779.31331.16581.152242024.36559.591.3.9 泵及加热炉的选择 根据后面的计算部分，各热站均选用21750KW热媒炉间接加热系统，各泵站均选用DKS750-550单级双吸离心流程泵2台串联使用。1.3.10 热泵站数及各站设备数确定表1-86565泵站数84热站数34炉数981.4 主要设备的选择与论证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，保持在高效区运行，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，泵的台数一般不超过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DKS750-550型号的泵，其中,首站给油泵采用20SH9型号的泵。泵房设有污油系统，污油泵采用20SH-6A型泵两台，同时设有二座污油池。B加热炉：采用热媒加热炉，通过热媒换热器来间接加热原油，安全性好，热效率高，各站配备的热媒炉的台数和型号根据站间距及热负荷确定。 C油罐：秦皇岛首站设有1000 m3的浮顶罐2座，3000m3浮顶罐1座，5000m3浮顶罐1座。 D阀门：进站系统阀门均采用PN25，泵出口系统均采用PN64。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，阀门的型号和数量见设备表。E空气压缩系统：采用两台1VB0617移动式的空气压缩机（Q=0.6 m3/min,P =7kg/cm2）,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。F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。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，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，便于检修。D站内管线采用水泥蛭石预制管壳保温1.4.3站内自动化站内实行集中遥测热1参数方法，自动调节加热炉燃油的耗量及原油的加热温度，设联合泵房控制仪表间一座，集中遥测主泵机组起停。全站电动阀门开启，全站热1参数和泵机组的润滑冷却系统参数。设加热炉操作间一座，监测加热炉运行工况，控制加热温度。1.5 对土建、水电等复附属设施的选择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，变电所等能够合并的尽量合并，加热炉区靠近总阀室一侧，以便于管线的连接；锅炉房位置除考虑安全防火距离外，还应该考虑冷凝水回水的需要；油罐应该设在地势最高位置，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，电力外线为双回路供电，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，主结线仍为典型的内桥接线，采用两回路同时供电，两台主变压器分别工作。B供热：站内采用蒸气锅炉集中供热，锅炉的位置应考虑生产和生活用蒸气及热水，采用2台20吨和一台10吨的。水处理采用KN500型的钠离子交换器2台，设25 m3软化水的储存罐一座，介质用732号的强酸性的树脂交换剂。C采暖：站内工业区及辅助的生产区一律采用锅炉房供蒸气采暖，各小型的建筑均采用单管的水平串联的采暖形式，余压回水阻汽器采用浮筒式疏水器。D通风：采用防爆的轴流风机送风，电机间用电机自身的风扇通风。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式风机。E给排水：采用生产，消防结合并置深井泵，抽水至60m3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80DR2，一台工作，一台备用.(Q=216 m3/h，H=23.2m,N=4kw)F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。加热炉区，泵房，总阀室用蒸气灭火。1.6 工程概算 本设计的成本估算按（1-1）进行，且由于设计资料有限，管道工程基本建设投资J仅包括管线成本费用、热泵站建筑工程费用以及热泵站中配套设备购置费用。年经营费用Y包括动力费用、燃料费用。其中：（1） 电：每度0.80元；（2） 燃料油：500元/吨；（3） 16Mn双面螺旋焊缝钢管每吨3800元，此种钢管重127.1kg/m。所以，全线钢管费用=127.1324.63800=15677.5万元；（4） 16Mn双面螺旋焊缝钢管每吨3800元，此种钢管重157.8 kg/m。所以，全线钢管费用=157.8324.63800=19464.3万元。其它各项成本费用，列表给出：表1-9项目价格项目价格DKS750-550离心泵5万元/台YK20002电机7万元/台24650KW加热炉20万元/台热泵站基建投资情况：表1-10（见后页）项目价格（万元）项目价格（万元）首站522末站661热泵站218热站150泵站150电费计算： 由于电动机的功率为2000KW，所以：电费=电机功率每站台数243500.8元/度 元 燃料费用计算：燃料费用=热站数每站热负荷500元/吨 元 每站热负荷计算公式：由此我们可以得出各种所需数据，其中全线钢管费用用J1表示，热泵站基建费用由J2表示，泵、加热炉以及电机费用由J3表示，燃料油费用由Y1表示，DKS750-550型号泵的电费用Y2表示，总的费用用Y表示。这样管道基本建设投资J= J1 +J2 +J3 ,年经营费用Y= Y1 +Y2表1-116565J115677.519464.3J225872055J3316228J18580.521747.3Y11835.91907.9Y2107525376Y12587.97283.9T2020S13516.98371.3由此可见，从年当量费用角度来说，方案为最佳。而且此方案的热泵站数为4座，所以本设计认为此方案最佳。下面把所选方案的详细情况再阐述一下，管材，=35，；全线4个热泵站，每个热泵站设有两台DKS750-550型号的泵，其中一台备用。每个热泵站有2套24650KW热媒间接加热系统。1.7 目前我国输油管道设计中采用的先进技术和存在问题及改进意见1.7.1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技术改造过程中，在输油工艺设备，自动化等方面，采用了一些先进技术，如：秦北线工程，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”的密闭输油方式，站内流程采用先炉后泵，加热炉效率高，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，我国已有油气管道102条，约11500公里，其中原油管道41条，约7500公里。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简述以下几点存在的问题及改进意见。1.7.2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规划，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。由于油气资源不足，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发法是十分粗糙的，导致计算结果十分不准确。在输油工艺上采用“先泵后炉”和“旁接油罐”的工艺，都会导致炉内压力增大，产生不安全因素，国外多采用“密闭输送”“先炉后泵”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试用了这些工艺。C在泵和阀门等方面国外大型输油泵大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，缺电地区也有柴油机，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，而且布置紧抽凑，易于控制，长输管上截断阀普通采用球阀或平行滑板闸板闸阀，压力调节阀大都为球形阀，全关时不泄漏，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。我们输油泵大小匹配不好，即使采用串联大排量离心泵，对流量的调节仍采用节流的方法，能量损失较大，站内外采用同样口径的阀门，投资增大，不易调节控制，截断阀仍以楔形的阀为主，球形截断阀的密封还有待改进，对泵站流量的控制调节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，使其工作时，效率提高。D有关清管的问题 由于管线变形过大，通球困难，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。国外对站外管线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，而我国目前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，靠人工寻检十分落后，目前使用计算机进行检漏，效果较好，我国应尽快引进国外先进的检测技术，以完善我国的管线的管理。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年代初期的管线钢生产还停留在X60级水平。随着国内对天然气需求的迅速增长，为了提高管道输送能力、降低管道建设成本，采用高强度管线钢建设高压长输管线势在必行。在不到10年的时间里，中国X65、X70管线钢就已从试制发展到大规模的工程应用。目前中国X70管线钢生产已趋于成熟，基本实现国产化。2001年，X70管线钢首先在涩宁兰管道上得到试验性应用，之后在西气东输管道建设过程中，大规模采用了国产的X70管线钢。根据有关资料，西气东输管道大约有52%的钢管由国内的钢管厂提供，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上采用国产的X70管线钢。2006年中国成功实现了向印度出口5万吨直径1219毫米的 X70钢管。2003年，在中国石油集团科技发展部的主持下，石油部门与相关单位联合，开展了10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管线钢的焊接及高韧性焊材选择”等，取得了很好的研究成果。2005年，在冀宁联络线上成功地铺设了长约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又组织立项进行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输量长输天然气管线上的应用研究和焊接研究等专题工作。中国的冶金和制管工业可望得到更大的发展。2006年7月14日，鞍钢研制开发的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） 陆上管道施工的部分技术已达到国际先进水平自西气东输工程建设以来，一些与X70及大口径钢管相关的施工技术水平得到了大幅度提升。管道施工从过去的完全手工化操作到现在可以完全智能化操作，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。兰成渝工程使国内管道建设队伍掌握了艰难的山地施工作业方法；西气东输工程又从实践中摸索出更多更复杂地形和更恶劣气候条件下的施工作业方法。管道工程建设管理水平、运营管理水平及维护抢修技术水平也有了很大提高。2006年中国石油天然气管道局中标印度东气西输管道工程，这极大地提高了中国管道施工队伍在国际上的知名度，对于中国石油打开并站稳南亚市场具有重要意义。G防腐技术我国多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，但易受腐蚀，耐高温性能差，机械强度低，国外采用煤焦油沥青涂层，近来开始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，效果很好。长输管道在我国是一门新兴工业，还很不足，在很多先进的技术、设备以及管理等发方法都有待我们学习和改进。2. 工艺计算对于易凝、高粘原油的管道输送，一般采用加热的输送方法。这样在输送过程中存在两方面的能量损失，摩阻损失和散热损失。因此，也必须从这两方面给油流供应能量，由加热站供应热能，由泵站供应压力能。在设计中，应正确处理这两种能量的供求平衡关系，找出能耗最小的最优输送条件。这也就是热油输送管道工艺计算所要确定的目标。2.1 基本参数的选择与计算2.1.1 设计任务书给出的基本数据：A年输量：600万吨/年B大庆原油物性：（1） 比重： （2）凝固点：32 （3） 初馏点点：75 （4） 水分：0.83%（5） 含蜡：25.7%（6） 闪点：34（7） 运动黏度。表2-103540455070厘沱34302623.8515.68C年操作天数：350天D沿线气温及冻土深度：表2-2地区沈阳秦皇岛北京最高气温 39.540.336.1最低气温 -33.1-35.2-19.9冻土厚度 m1.391.391.11E 线路计算长度：L=324.6Km.在第一章中，我们已经过六种方案进行了经济比较，而且对于一些参数也给了计算公式以及数据，这里，不再详细求解，只列出结果，以便后面计算更清楚。2.1.2 最佳方案：管径；TZ=35, TR=65。平均温度：Tpj=45（见公式1-2）油品密度：pj=842.75kg/m3(见公式1-3)油品流量：Q=0.2354m3/s油品粘度：雷 诺 数：Re=26153.22.2 热力计算2.2.1 K值的计算：A埋地热油管道总传热系数K值的计算： （2-1） 输油管道设计与管理式中：Dw管道结构外径，即钢管的外防腐层及保温层所形成的外径，m； Di, , D(i+1)钢管、防腐绝缘层及保温层所形成的外径，m； 与上述各层相应的导热系数，W/（m）； 油流至管内壁的放热系数，W/（m2） 管外壁至土壤的放热系数，W/（m2）。（1） 求：因为紊流时的对总传热系数的影响很小，可以忽略不计。（2） 求：按沿线冻土最深处计算，管中心埋深:=(23)D=(23)0.457=0.9141.371 m现取=1.8 m/ Dw=，则计算公式： （2-2） 输油管道设计与管理其中：土壤传热系数，取=1.396 W/（m）；管路无保温层，只存在沥青防腐层，所以只取沥青防腐层7厚，所以，Dw=471mm。则 （3） 求K值：将上述数据带入式（2-1），其中钢材导热系数取48 W/（m）；沥青防腐层导热系数取0.15 W/（m）。则带入可的：可得： K=2.43 W/（m2）。2.2.2 加热站站数的确定 加热站是根据沿线温降情况布置的，当油流温度降到要求的进站温度时，必须进入下一个加热站加热。本设计中，全线总传热系数变化不大，各加热站进出口温度又相同，按等距离布置热站。根据苏霍夫温降公式： （2-4） 输油管道设计与管理其中，周围介质温度，此处即为冬季土壤温度，=1。在本设计中，考虑摩擦热对温降的影响，且设 ; 。其中G质量流量，kg/s ；c平均油温下，油品比热；i油流水力坡降。则公式变（2-8）为： （2-5） 输油管道设计与管理A计算 ：由前面的已知条件：TZ=35, TR=65 ；K=2.43 W/（m2）；=40；由输油管道设计与管理P85页可知，大庆原油比热容随温度变化的趋势可按析蜡点温度、最大比热容。对于大庆原油=47.5，=20。所以， 。因此， 输油管道设计与管理其中，A=0.985， n=0.01732；所以，KJ/(kg/)。 G= kg/s ；所以，。B计算：输油管道设计与管理由于属于紊流水力光滑区，所以m=0.25，=0.0246。所以，；。；C 计算站间距将以上计算结果代入公式（2-5），可求得L=86.5Km.D求热站数： 取整。则站间距。2.3 水力计算2.3.1 热站间摩阻的计算及全线摩阻计算：A热站间摩阻： （2-6）输油管道设计与管理现考虑输送过程中存在温降，所以通常在公式的计算结果中乘以一个系数，即： =559.59 B全线总摩阻： （2-7）2.4 机泵设备的选择计算与校核2.4.1 输油泵的选择输油泵的选择不但要满足工艺生产，还要效率高，使用时要保证在高效区内工作；同时在使用条件下还要有足够的吸入能力，可靠的工作性能，保证安全输油。对于输油泵的数量，从目前已建成的泵站来看，一般在3-5台，其中有一台备用，本设计中取排量大，中扬程，效率高的DKS型离心泵串联。在设计中，我们选用2台DKS750-550型号的油泵串联，其中一台备用。对于所选用的 16Mn螺纹刚才而言，设计中泵的扬程适合于钢材，管材的最大工作压力为48.3kg/cm2 。A用最小二乘法求泵的特性方程：。设泵的特性方程 （其中）用最小二乘法回归；所以，由 可得 对于KSY2850210型泵：Q=701 m3/h H=577mQ=860m3/h H=498m Q=1207 m3/h H=343m代入上面的式中可解得：, 。所以，DKS750-550型泵的特性方成为：B则泵站的特性方成为：在任务输量下，。取每站摩阻为7m,则泵站数为： （2-8）输油管道设计与管理所以， 取个 。C求系统工作点： （2-9）输油管道设计与管理式中，Q全线工作流量，m3/s; n全线泵站数； H1首站进站压头,m; L全线管路总长，m; Z起终点高程差，m; h每热泵站能量损失，取h=7m。代入已知数据，可得： 则满足任务输量。其中： 。所以， ；水力坡降： ；以上结果可以看出，系统工作点基本接近任务输量。2.5 加热炉性号及台数的选择计算由于热站布置按等距进行，热站炉数也按等距计算，以使沿线所选加热炉相同。2.5.1 反算加热站出站温度 （2-10） 输油管道设计与管理所以。接近出站温度。2.5.2 每站的热负荷由公式（1-11）2.5.3 加热炉型号及台数的选择 鉴于间接加热优于直接加热，本设计采用24650Kw间接加热系统。每台加热炉供热：246500.9=8370Kw ，所以每站需要2台24650Kw型号间接加热系统。2.6 热泵站址的选择与计算确定了泵站数以后，就要选择泵站站址。站址一方面要满足水力条件的要求，即在规定输量下泵站所提供的能量要与站间管路所消耗的能量相适应。另一方面，又必须考虑工程实践上的许多要求，如工程地址条件是否适合建站、交通、供电、供水、迅速通讯是否方便等。站址选择还需要坚持少占耕地、化费为利等原则。由于热站数和泵站数相同，选定泵站后，把热站并与泵站上。详细的布站情况，见纵断面图。表2-3：站数12345处站距离m080.582.377.584.3高程m262.5 195.4129.390.738.52.7 进出站油温及压力校核2.7.1 进出站温度校核A冬季：T0=1工作流量经炉升温 首站：=35 =35+37.9=72.9 ；2#站： 其中，L=80.54Km3#站： 其中，L=82.3 Km4#站： 其中，L=82.1 Km末站：其中，L=79.7 Km 。由上面的计算可以看出，实际进出站温度均大于设计温度，即在冬季，本设计可以达到输送要求。B夏季：T0=16由于夏季温度高，油流在管路中温降较慢，如按冬季温度出站情况，势必造成下站进站温度过高，造成能量浪费。所以，在夏季，需要适当减少加热炉的供热量或者停炉，以降低各站的出站温度，减少能量的浪费。2.7.2 进站压力的校核A系统工作点：QA= 0.2368m3/s ； HC=513.46m 。工况水力坡降： 输油管道设计与管理设H1=20m ，热泵站摩阻h=7 m 。首站 20m Hchc=20513.467526.46m 二站 =iL1=526.466.9780.5+67.1=32.475m 32.475+513.467538.935m 三站 iL2-=538.9356.9782.3 +66.131.4m m四站 537.866.9777.5+38.636.285m m末站由计算结果可知，前面各站的进出站压力均满足设计要求。B 夏季：T0=16 ，TZ=35 ，TR=65 则 ，查表得： ； 则Q= =所以，HA=511.24m工况水力坡降：首站 20m Hchc=20511.247524.24m 二站 =iL1=524.246.8480.5+67.1=40.72m 40.72+511.247544.96m 三站 iL2-=544.966.8482.3+66.185.986m m四站 590.2266.8477.5+38.698.726m m末站 由此可见，夏季时，前六站的进出站压均满足设计要求，而末站的进站压力过高，需要在进站前采取截流措施，消除剩余的能头。2.8 其他计算2.8.1 最小允许输量的计算当K、D和T0一定时，在加热站间距，加热站的最高出口温度TR和最低进站温度已定的情况下，热油管路的允许的最小输量。允许最低进站温度TZ=33，最高出站温度TR=70，最长间距为84.3km,冬季时，T0=1，夏季时T0=16。则 输油管道设计与管理所以， ，因此夏季最小允许输量为115.69，冬季最小允许输量为173.1，所以该设计均满足最小输量的要求。3. 强度计算3.1管道强度校核及稳定性计算 3.1.1 管道强度校核地下管道是根据环向应力来决定管道厚度，再用轴向应力进行校核，对于地下管道所受轴向力，应分别不同情况计算决定。A埋地管道直管段，在进入土壤一定距离后就因土壤摩擦力的积累而不能产生轴向位移，可视为完全被嵌固，在内压作用下