输油泵站工艺设计计算书（详细版）

文件编号：GD-2026-×××输油泵站工艺设计计算书——泵选型及水力校核工程名称：××原油管道工程——××输油泵站设计阶段：施工图设计文件类型：工艺设计计算书（A版）编制单位：×××××××××编制：＿＿＿＿＿＿日期：＿＿＿＿＿＿审核：＿＿＿＿＿＿日期：＿＿＿＿＿＿批准：＿＿＿＿＿＿日期：＿＿＿＿＿＿二〇二六年九月目录TOC\o"1-2"\h\z\u1编制说明 11.1编制目的 11.2编制依据与主要引用标准 11.3计算原则与精度 21.4符号与单位约定 22工程概况与设计基础参数 42.1工程概况 42.2设计基础参数 42.3介质物性说明 53水力计算 63.1管道截面积与流速 63.2流态判别 63.3摩阻系数 63.4沿程摩阻损失 73.5局部摩阻损失 73.6泵站所需扬程 73.7水力坡降图 84泵选型 94.1选型原则 94.2泵型初选 94.3泵组配置方案比选 104.4泵台数配置 104.5电机功率校核 104.6联合工况点确定 115泵性能与汽蚀校核 135.1有效汽蚀余量 135.2必需汽蚀余量校核 135.3关死点扬程校核 135.4高效区与运行范围校核 136管道强度与压力等级校核 146.1出站压力计算 146.2管道壁厚校核 146.3最大允许操作压力 146.4环向应力校核 146.5站内管道压力等级 157安全与保护措施核验 167.1超压保护 167.2停泵水击校核 167.3防火与防爆核验 177.4防凝与低流量保护 177.5安全核验汇总 178能耗计算与运行分析 188.1泵站机组效率 188.2年运行电耗 188.3运行调节方式 189结果分析与工程指导意义 209.1计算结果汇总 209.2敏感性分析 209.3工程指导意义 2110结论 22附录A主要符号与单位说明 23免责声明 25PAGE11编制说明1.1编制目的本计算书依据××原油管道工程××输油泵站工艺设计任务要求编制，主要完成以下工作：（1）确定泵站设计输量、进出站压力等工艺参数，完成输油管道水力计算；（2）根据水力计算结果进行主输泵选型，确定泵组配置方案与配套电机功率；（3）对泵组联合运行工况、汽蚀条件、管道强度与超压工况进行安全校核；（4）进行能耗分析与输量、黏度敏感性分析，为泵站工艺设计、设备订货及施工图设计提供技术依据。1.2编制依据与主要引用标准本计算书编制所依据的现行有效国家及行业标准如表1-1所示。各标准发布、实施及修订信息均经核查，截至2026年9月均为现行有效版本；其中《石油化工企业设计防火标准》GB50160—2008（2018年版）及《石油天然气工程设计防火规范》GB50183—2015中与《建筑防火通用规范》GB55037—2022不一致的强制性条文，自2023年6月1日起按GB55037—2022执行。表1-1主要引用标准序号标准编号标准名称1GB50253—2014输油管道工程设计规范2GB50160—2008（2018年版）石油化工企业设计防火标准3GB50183—2015石油天然气工程设计防火规范4GB50350—2015油田油气集输设计规范5GB55037—2022建筑防火通用规范6GB/T3215—2025石油、石化和天然气工业用离心泵（修改采用ISO13709）7GB/T13007—2011离心泵效率8GB/T3216—2016回转动力泵水力性能验收试验1级、2级和3级（等同ISO9906:2012）9GB50058—2014爆炸危险环境电力装置设计规范10GB/T20801.1—2025压力管道规范第1部分：工业管道11GB/T21448—2017埋地钢质管道阴极保护技术规范除上述标准外，泵站工艺设计尚应执行国家有关强制性工程建设规范及设计单位技术管理规定；泵性能数据以制造厂正式选型样本及中标供货参数为准。1.3计算原则与精度（1）本计算书采用国际单位制（SI）；压力均为表压，高程基准采用××高程系；（2）水力计算中间结果保留4位有效数字，最终结果保留3位有效数字，必要时注明取舍；（3）摩阻系数按阿里特苏里公式计算，并以科尔布鲁克公式迭代结果校核，二者偏差小于5%时取偏大值；（4）泵站设计扬程在计算值基础上留有适当余量，以覆盖计算偏差、管道老化结垢及输量波动的影响；（5）涉及防火、防爆、强度等安全内容时，均按相应标准的最不利条件取值。1.4符号与单位约定本计算书主要符号及单位见表1-2，完整符号说明见附录A。表1-2主要符号与单位符号名称单位Q体积流量m³/hH扬程（水头）mρ原油密度kg/m³ν原油运动黏度m²/sd、D管道内径、外径mδ管道壁厚mΔ管道当量粗糙度mL管道长度mΔZ起终点高差mRe雷诺数—λ水力摩阻系数—g重力加速度m/s²P压力MPa2工程概况与设计基础参数2.1工程概况××输油泵站位于××原油管道××里程处，承担上游来油增压外输任务。泵站进站原油经进站截断、过滤后进入主输泵增压，经出站计量后输送至下游××站，泵站与下游站间管道水平长度30km。泵站设计年输量按×××，设计年运行时间8400h，泵站工艺采用“一用一备、串联加压”的总体布置方案，站内设主输泵机组、汇管、过滤器、计量与安全泄压设施。2.2设计基础参数本计算书采用的设计基础参数如表2-1所示。表2-1设计基础参数参数名称符号数值单位设计输量Q360m³/h设计输量（换算）Q0.100m³/s原油密度（40℃）ρ870kg/m³原油运动黏度（40℃）ν25×10⁻⁶m²/s原油凝点—20℃原油饱和蒸气压（40℃）P5.0kPa管道外径D377mm管道壁厚δ8.5mm管道内径d360mm管道当量粗糙度Δ0.1mm泵站下游管段长度L30km起终点高差ΔZ150m进站压力P0.20MPa终点背压P0.35MPa管线钢级—L360M（X52M）—设计温度T40℃泵站年运行时间T8400h2.3介质物性说明本工程输送介质为××油田中质原油，40℃时密度870kg/m³、运动黏度25mm²/s，凝点20℃，属含蜡原油。原油黏度随温度变化显著，冬季低温工况下黏度升高将引起管道摩阻增大，本计算书在第9章对该影响进行敏感性分析，并在第7章提出防凝保温措施。3水力计算3.1管道截面积与流速管道截面积按式（3-1）计算：A=πd2管内流速按式（3-2）计算：v=QA=将Q=0.100m³/s、d=0.360m代入式（3-1）、式（3-2），得A=0.1018m²、v=0.98243.2流态判别雷诺数按式（3-3）计算：Re=vdν 代入数值，Re=0.9824×3.3摩阻系数过渡区摩阻系数按阿里特苏里公式（3-4）计算：λ=0.11Δd代入Δ=0.1mm、d=360mm、Re以科尔布鲁克公式（3-5）迭代校核：1λ=-2lg迭代求解得λ=0.0287，与阿里特苏里公式结果偏差2.4%，小于5%。为偏于安全，本计算书取3.4沿程摩阻损失沿程摩阻损失按达西公式（3-6）计算：hf=λL代入数值，hf=0.0294×30000/3.5局部摩阻损失站外管线沿线阀件、弯头、三通等局部阻力按当量长度法折算，取当量长度Le=600m（约占管段长度的2.0%hj=λL代入数值，hj=0.0294×600/3.6泵站所需扬程泵站所需扬程按式（3-8）计算：H=hf+其中压力头差P2-P1H=120.5+2.4考虑计算偏差、管道老化结垢及输量波动，泵站设计扬程取Hd=300m3.7水力坡降图设计工况下泵站出站水头314.5m（含进站压力水头23.4m与泵站扬程291.1m），沿线水头损失约123.5m，终点总水头191.0m（对应终点高程150m与余压水头41.0m），水力坡降示意如图3-1所示。图3-1输油管道水力坡降示意（设计工况）4泵选型4.1选型原则主输泵选型遵循以下原则：（1）泵的额定流量、扬程满足设计输量及泵站设计扬程要求，并留有适当余量；（2）泵组在正常工况下运行于高效区，效率不低于70%，满足GB/T13007—2011对石油化工离心泵效率的要求；（3）泵的材质、密封与结构形式适应原油介质特性，满足GB/T3215—2025对石油、石化和天然气工业用离心泵的要求；（4）泵组配置满足一用一备或必要的备用要求，检修、切换方便，占地小、投资省；（5）优先选用国产成熟系列产品，便于备件供应与运行维护。4.2泵型初选泵型选择依据比转数判定。比转数按式（4-1）计算：ns=3.65nQ式中：n为转速（r/min）；Q为流量（m³/s）；H为单泵扬程（m）。初选单泵额定参数Q=360m³/h、H=150m、转速n=2980r/min，则ns=3.65表4-1初选泵性能参数（制造厂样本示例数据）流量Q（m³/h）扬程H（m）效率η（%）必需汽蚀余量NPSHr（m）28016270.03.832015774.54.236015076.04.540014174.04.944013068.05.44.3泵组配置方案比选针对泵站设计扬程300m的需求，对单台多级泵、双泵串联及多泵并联三种方案进行比选，结果如表4-2所示。表4-2泵组配置方案比选比较项目方案一：双泵串联（2用1备）方案二：单台高扬程多级泵方案三：多泵并联单泵额定扬程150m300m150m扬程满足性串联总扬程300m，满足满足并联不叠加扬程，不满足额定点效率约76%约74%约76%调节灵活性可单泵运行或双泵串联，调节范围大仅靠调速，范围有限—备用与可靠性1台备用，切换灵活1台备用，故障影响大—检修维护泵组小，检修方便级数多、转子长，检修复杂—投资与占地适中高扬程泵价格高—综合评价推荐不推荐不适用串联方式流量相同、扬程叠加，适应高扬程、中等输量工况，且单泵故障时可单泵低输量运行，可靠性好，故推荐方案一。4.4泵台数配置泵站设主输泵3台，其中2台串联运行、1台备用，备用率50%，满足输油管道工程设计规范对泵站备用泵配置的要求。每台泵配1台防爆电机，电机与泵采用弹性联轴器直联。4.5电机功率校核单泵轴功率按式（4-2）计算：Psh=ρgQH1000η式中：Psh为轴功率（kW）；η为泵效率（额定点取0.76）。代入数值，Psh电机功率按式（4-3）计算：Pm=KP式中：K为功率储备系数，取1.10；ηc为联轴器传动效率，取0.98。代入数值，Pm=1.10×168.44.6联合工况点确定管道系统阻力特性按式（4-4）计算：Hsys=H0其中静扬程H0=ΔZ+P2-PKs=λL代入数值，Ks=串联泵组联合特性为流量相同、扬程相加，如式（4-6）所示；并联泵组联合特性为扬程相同、流量相加，如式（4-7）所示。本工程采用串联方式，联合特性取扬程叠加。QΣ=Q1QΣ=Q1将表4-1样本数据乘以串联台数2得到泵组联合特性曲线，与系统阻力特性曲线联立求解（作图法如图4-1所示），得到联合工况点：Qop≈368m³/h、Hop图4-1泵组性能曲线与系统阻力曲线（联合工况点）联合工况输量较设计输量高约2.2%，说明泵组在该输量下运行稳定，且工况点处于泵高效区内；泵站出站压力详见第6章校核。5泵性能与汽蚀校核5.1有效汽蚀余量首级泵吸入口有效汽蚀余量按式（5-1）计算：NPSHa=P1+式中：Patm为当地大气压，取0.1013MPa；hfs为吸入侧阻力损失，取0.5m。代入数值，NPSHa5.2必需汽蚀余量校核泵不发生汽蚀的条件按式（5-2）校核：NPSHa≥1.3×NPSHr额定流量下NPSHr=4.5m，则1.3×NPSHr=1.3×4.55.3关死点扬程校核泵关死点扬程按式（5-3）估算：Hso=ks式中：ks为关死点扬程系数，多级离心泵取1.20；Hr为额定扬程。单台泵关死点扬程Hso=1.20×150=180m5.4高效区与运行范围校核由表4-1及图4-1可知，泵组联合工况点效率约76%，位于泵高效区（效率不低于70%的区域）内；当输量在设计输量±20%（288～432m³/h）范围内波动时，泵效率不低于68%，运行经济性可接受。泵组最低连续稳定运行流量按额定流量的25%（90m³/h）控制，实际运行中通过回流管线维持最小流量。6管道强度与压力等级校核6.1出站压力计算设计工况下泵站出站压力按式（6-1）计算：Pout=ρgh式中：h1=P1/ρg=23.4m为进站压力水头。代入数值，P6.2管道壁厚校核按GB50253—2014及GB/T20801.1—2025的要求，管道计算壁厚按式（6-2）校核：t=PdD式中：S为管道最小屈服强度，L360M钢级取360MPa；F为设计系数，一级地区取0.72；E为焊缝系数，取1.0；T为温度折减系数，取1.0。代入数值，t=3.0×377/26.3最大允许操作压力管道最大允许操作压力按式（6-3）计算：Pmax=2SFETtD代入数值，Pmax=2×360×0.72×1.0×6.4环向应力校核出站设计压力下管道环向应力按式（6-4）计算：σh=Pd代入数值，σh=3.0×377/6.5站内管道压力等级泵站进站汇管及泵吸入管道按2.5MPa压力等级设计；泵出口汇管及出站管道按4.0MPa压力等级设计（大于1.2倍出站设计压力），管件、阀门公称压力等级与之匹配。7安全与保护措施核验7.1超压保护泵站出站汇管设弹簧式泄压阀，泄压设定压力取1.05Pd=3.157.2停泵水击校核管道水击波速按式（7-1）计算：c=K/ρ式中：K为原油体积弹性模量，取1.6×10⁹Pa；E为钢材弹性模量，取2.06×10¹¹Pa。代入数值，c=1.6直接水击压力增值按儒柯夫斯基公式（7-2）计算：ΔP=ρcΔv106代入数值，ΔP=870×1169.6tc=2Lc水击校核按式（7-4）进行：Pout+ΔP≤代入数值，2.73+1.00=3.73MPa，小于管道最大允许操作压力7.3防火与防爆核验泵站属甲类火灾危险性装置，防火设计执行GB50160—2008（2018年版）、GB50183—2015及GB55037—2022的有关规定：（1）泵区与站内储罐区、加热炉、配电间、办公楼等设施防火间距满足规范要求；（2）爆炸危险区域划分按GB50058—2014执行，泵区电气设备采用防爆型（ExdⅡBT4），防爆等级不低于区域要求；（3）泵区设固定式可燃气体检测报警装置，报警联锁风机及切断阀；（4）泵区设泡沫灭火系统及干粉灭火器，消防水量满足GB50160要求；（5）输油管道、设备静电接地及防雷接地按GB50058、GB/T21448—2017要求设置。7.4防凝与低流量保护原油凝点20℃，泵房采暖设计温度不低于5℃，泵体及站内易凝管段设伴热保温。泵组设最小回流保护：当输量低于90m³/h（额定流量的25%）时，开启回流调节阀维持泵最小流量，防止泵内介质汽化过热及凝管事故。7.5安全核验汇总主要安全保护措施核验结果如表7-1所示。表7-1主要安全保护措施核验汇总危险工况计算值限值结论正常出站压力2.73MPa3.0MPa（设计值）合格关死工况出站压力3.27MPa11.68MPa（管道允许）合格水击升压工况3.73MPa11.68MPa合格汽蚀条件NPSHa=34.2m1.3×NPSHr=5.85m合格环向应力66.5MPa259.2MPa合格泵组最小流量90m³/h回流保护投入已设保护8能耗计算与运行分析8.1泵站机组效率泵站机组效率按式（8-1）计算：ηst=ηp式中：ηp为泵效率，取0.76；ηm为电机效率，YE4系列取0.95；ηc为传动效率，取0.988.2年运行电耗单泵电机输入功率Pin=Psh/ηE=Pin×代入数值，E=361.8×8400=3.04×106kWh/a表8-1能耗计算汇总项目数值单位泵效率76.0%电机效率95.0%传动效率98.0%泵站机组效率70.8%单泵电机输入功率180.9kW运行泵总输入功率361.8kW年运行电耗3.04×10⁶kWh/a年电费（0.6元/kWh）约182万元/a8.3运行调节方式离心泵相似定律如式（8-3）所示：Q∝n,  H泵站推荐采用变频调速调节输量，调速范围70%～100%，相比节流调节可显著降低调节能耗。泵组采用“先调速、后启停”的运行策略：输量低于单泵能力时停用一台泵并调速运行；输量接近设计输量时双泵串联运行。9结果分析与工程指导意义9.1计算结果汇总本计算书主要计算结果及核验结论汇总如表9-1所示。表9-1计算结果汇总与核验结论项目符号数值单位核验结论管内流速v0.982m/s经济流速范围内雷诺数Re14147—紊流过渡区摩阻系数λ0.0294—偏于安全沿程摩阻损失h120.5m—局部摩阻损失h2.41m—泵站所需扬程H291.1m设计取300m单泵额定流量Q360m³/h2用1备串联单泵额定扬程H150m串联总扬程300m单泵轴功率P168.4kW—电机额定功率P200kW余量5.8%联合工况点—368/296m³/h·m效率约76%有效汽蚀余量NPSHa34.2m大于1.3NPSHr出站操作压力P2.73MPa小于设计压力3.0MPa管道最大允许操作压力P11.68MPa满足各工况水击升压后压力—3.73MPa小于11.68MPa泵站机组效率η70.8%能耗经济9.2敏感性分析（1）输量敏感性。由式（4-4）可知，系统所需扬程与输量的平方成正比。当输量为设计输量的80%（288m³/h）时，所需扬程降至246.3m，较设计值降低15.4%；当输量为设计输量的120%（432m³/h）时，所需扬程升至344.6m，较设计值提高18.4%，此时需提高泵组转速或增开泵方可满足。因此输量调节宜采用变频调速，以适应输量波动。（2）黏度敏感性。若冬季油温降低使原油黏度由25mm²/s升至50mm²/s，则Re=7074、λ=0.0347，沿程摩阻损失升至142.2m，泵站所需扬程升至9.3工程指导意义（1）泵站设计扬程取值300m，较计算值留有3.1%余量，可覆盖计算偏差及管道结垢老化影响，建议施工图阶段按中标泵实际特性曲线复核工况点；（2）泵组采用双泵串联、一用一备配置，正常输量下效率约76%，经济性良好；建议配套变频器，输量调节范围70%～100%；（3）出站压力2.73MPa，管道、设备强度裕度大，建议出站设计压力按3.0MPa执行，泄压阀设定压力3.15MPa，并实现与出站压力联锁；（4）停泵水击升压约1.00MPa，建议设置缓闭止回阀、水击泄压阀，并严格执行“先关阀、后停泵”的操作程序；（5）原油凝点20℃，冬季运行应投入伴热保温并监测出站温度；低输量时段投入回流保护，防止凝管及泵内过热；（6）建议运行期间定期测定原油密度、黏度，并结合实测水力坡降对泵站运行工况进行复核，指导调速与启停优化。10结论（1）设计输量360m³/h下，泵站所需扬程291.1m，设计扬程取300m，由2台额定扬程150m的多级离心泵串联提供，并设1台备用；（2）初选泵额定流量360m³/h、额定扬程150m、转速2980r/min，比转数80.3，配200kW防爆电机，泵组联合工况点约368m³/h、296m，效率约76%，满足设计输量要求且处于高效区；（3）有效汽蚀余量34.2m远大于必需汽蚀余量5.85