转油站设计计算书（泵+加热炉选型）

PAGE1转油站工艺设计计算书——输油泵及加热炉选型计算工程名称××油田××区块转油站工程建设单位××油田开发有限公司设计单位××石油工程设计有限公司文件编号SJ-ZYZ-2026-015设计阶段初步设计文件类型工艺专业设计计算书版本Rev.A日期2026年9月编制×××校核×××审核×××审定×××批准×××

目录TOC\o"1-2"\h\z\u1设计依据与设计基础 11.1设计依据 11.2设计基础数据 11.3设计原则 22工艺流程简述 22.1站场功能 22.2工艺流程 22.3主要设计参数 23输油泵选型计算 33.1设计流量计算 33.2管路系统水力计算 33.3泵所需扬程计算 43.4泵型选择与高效区校核 53.5泵轴功率与电机功率 53.6装置汽蚀余量（NPSHa）校核 64加热炉选型计算 74.1加热炉有效热负荷 74.2加热炉额定热负荷与燃料消耗 74.3加热炉台数与型号选择 74.4加热炉安全与热强度校核 85安全核验 85.1泵出口超压保护 85.2加热炉安全附件 95.3电气防爆与接地 95.4防火间距 96结果分析与工程指导意义 96.1选型结果汇总 96.2运行工况分析 96.3节能分析 106.4工程指导意义 107免责声明 11PAGE11设计依据与设计基础1.1设计依据本转油站工艺设计计算书依据国家现行有关法律、法规及行业标准规范编制，主要引用标准如下表所示。表1-1主要引用标准规范一览序号标准编号标准名称施行年份1GB50350-2015油田油气集输设计规范20162GB50253-2014输油管道工程设计规范20153GB50183-2004石油天然气工程设计防火规范20054GB50058-2014爆炸危险环境电力装置设计规范20145GB/T13007-2011离心泵效率20116GB24848-2018石油工业用加热炉能效限定值及能效等级20197SY/T6420-2016油田地面工程设计节能技术规范20178SH/T3014-2025石油化工储运系统机泵区设计标准20259SY/T0048-2025石油天然气工程总图设计规范202610APIStd610-2021石油、石化和天然气工业用离心泵20211.2设计基础数据根据《××油田××区块开发方案》及上游油井生产数据，转油站设计基础参数取定如下表。表1-2设计基础参数表序号参数名称符号单位取值1原油年外输规模G×10⁴t/a802年操作时间Th/a7920（330d）3进站原油温度t₂℃354出站原油温度t₁℃655进站压力（表压）PₛMPa0.206外输压力（表压）P_dMPa4.007原油密度（20℃）ρ₂₀kg/m³8508原油密度（平均温度）ρkg/m³8309原油比热容（平均温度）CkJ/(kg·℃)2.0010原油运动黏度（50℃）νmm²/s1511进站原油含水率w%3012站内工艺管道内径dmm156（φ168×6）13吸入段管道当量长度Lₛm5014排出段管道当量长度L_dm20015油罐最低液位至泵中心高差ΔZm1516站内管道绝对粗糙度Δmm0.201.3设计原则（1）工艺流程密闭、安全可靠、节能降耗，满足转油站原油增压、加热及外输功能要求；（2）输油泵按GB50350-2015第4.3.2条选用离心泵，扬程留5%～20%余量，工作点落在高效区；（3）加热炉按GB50350-2015第4.5节选型，正常运行负荷率宜为80%～100%；（4）关键设备按1用1备或合理并联配置，满足连续生产及检修要求；（5）所有动设备、静设备均按现行防爆、防火、防雷、防静电规范进行安全校核。2工艺流程简述2.1站场功能本转油站为油田油气收集系统中以液体增压为主的接转站，日常亦称转油站。其主要功能为：接收上游计量来油，经缓冲沉降、加压加热后密闭外输至下游联合站；同时承担站内油井计量缓冲、事故油罐收油及站内扫线、排污等辅助功能。2.2工艺流程上游计量站来油（35℃、0.2MPa）进入站内缓冲油罐缓冲、沉降脱水；经吸入口过滤器后由输油泵增压至约4.0MPa；加压后原油进入加热炉加热至65℃，经外输计量阀组计量后密闭外输至下游联合站。泵及加热炉均按2台配置，保证单台检修时仍可维持不少于50%的设计外输量。2.3主要设计参数正常外输量：80×10⁴t/a；设计温度范围：35～65℃；设计外输压力：4.0MPa（表）；站内管道设计压力：6.3MPa；加热炉设计热负荷：2×1000kW。3输油泵选型计算3.1设计流量计算原油质量流量按下式计算：G=式中：G——原油质量流量，t/h（kg/s）；80——年外输规模，×10⁴t/a；7920——年操作小时数，h/a。对应输送温度下（ρ=830kg/m³）的体积流量为：Q=考虑SH/T3014-2025第5.2.1条b款，泵最大操作流量取正常流量的110%：Q3.2管路系统水力计算3.2.1管内流速与雷诺数站内工艺管道选用φ168×6无缝钢管，内径d=156mm，管内横截面积：A=正常流量下管内流速：v=管内流速1.5～2.0m/s，处于含蜡原油经济流速范围（1～2.5m/s），既避免冲蚀又控制压降。50℃下原油运动黏度ν=15mm²/s=15×10⁻⁶m²/s，雷诺数：Re=3.2.2沿程摩阻损失钢管绝对粗糙度Δ=0.2mm，相对粗糙度Δ/d=0.2/156=0.00128。按Moody图查得沿程阻力系数λ≈0.023。管路沿程水头损失按下式计算：H式中：H_f——沿程水头损失，m；L——管道当量长度，m；d——管道内径，m；v——管内流速，m/s；g——重力加速度，取9.81m/s²。吸入段（L_s=50m）：H排出段（L_d=200m）：H3.2.3局部阻力与设备阻力管件、阀门、进出口等局部阻力按沿程损失的30%估算：H站内主要工艺设备压降按设备样本及工程经验取值，见表3-1。表3-1站内主要设备阻力损失序号设备名称阻力损失（m液柱）备注1泵入口过滤器5.0100目滤网2加热炉盘管15.02台并联单台值3出站计量及阀组8.0含调节阀、止回阀4站内局部管件1.77按沿程30%计合计——29.77——3.3泵所需扬程计算离心泵所需总扬程按下式计算：H式中：ΔZ——油罐最低液位至泵中心几何高差，m；P_d——外输要求压力，Pa；P_s——进站压力，Pa；ρ——输送温度下原油密度，kg/m³；H_eq——站内设备总阻力，m。将表1-2、表3-1数据代入：ΔP=HH按GB50350-2015第4.3.2条，离心泵扬程宜为系统计算总水头的1.05～1.20倍。本设计取1.10倍余量：H3.4泵型选择与高效区校核根据Q=133.9m³/h、H=570m的参数要求，选用卧式节段式多级离心泵（API610型BB4或国内D/DG系列），经泵样本性能曲线比选，初选型号为DF120-150×4（或同等性能水平产品），主要参数见表3-2。表3-2输油泵选型主要参数项目单位计算值泵样本额定值校核结论额定流量m³/h133.9（最大）120工作点落在80%～110%高效区额定扬程m570.7600满足1.05～1.20余量要求级数级——4单级扬程150m必需汽蚀余量NPSHrm——4.5详见3.6节校核泵效率η%——72不低于GB/T13007规定转速nr/min——2980与电机直联数量台——2（1用1备）满足连续生产3.5泵轴功率与电机功率泵轴功率按下式计算：N=式中：N——泵轴功率，kW；Q——泵额定流量，m³/s；H——泵额定扬程，m；η——泵效率，取0.72。代入数据（取最大流量工况Q=133.9m³/h=0.0372m³/s，H=570m）：N=电机配套功率按下式计算：N式中：K——电机安全系数，取1.15；η_m——电机效率，取0.95。N取标准电机功率等级315kW（6kV隔爆型，ExdⅡBT4），富裕系数1.09，满足GB50058-2014爆炸危险环境电气设备选型要求。3.6装置汽蚀余量（NPSHa）校核为防止泵发生汽蚀，装置有效汽蚀余量应大于泵样本必需汽蚀余量NPSHr，并留有不小于0.5m的裕量。NPSHa按下式计算：NPSH式中：P_s——油罐液面压力（表压0.2MPa），Pa；P_v——50℃原油饱和蒸气压，取0.02MPa；ΔZ_s——灌注头（油罐最低液位高出泵中心3m）；H_fs——吸入段总阻力（含过滤器5m+管道1.18m）。NPSH泵样本NPSHr=4.5m，实际裕量：Δ(NPSH)=21.9-4.5=17.4m≫0.5m4加热炉选型计算4.1加热炉有效热负荷根据GB50253-2014第6.3.9条，加热设备热负荷按下式计算：Q式中：Q_e——加热炉有效吸热量，W；q_m——进入加热炉原油质量流量，kg/s；C——原油在进、出口平均温度下的比热容，J/(kg·℃)；t₁——加热炉出口油温，℃；t₂——加热炉进口油温，℃。代入设计数据：q_m=28.06kg/s，C=2000J/(kg·℃)，t₁=65℃，t₂=35℃。Q4.2加热炉额定热负荷与燃料消耗考虑加热炉热效率η_f（按GB24848-2018节能评价值取η_f=0.90），燃料侧需供热量：Q燃料气选用本站伴生气，低热值LHV=35MJ/Nm³，燃料气小时消耗量：V4.3加热炉台数与型号选择依据GB50350-2015第4.5.5条，加热炉配置负荷率宜为80%～100%。综合考虑检修备用及分期适应性，选用2台真空相变加热炉（火筒/水套炉型在接转站经技术经济比选后，真空相变炉热效率高、排烟温度低、占地面积小，予以采用）。单台额定热负荷1000kW，2台并联运行。表4-1加热炉选型主要参数项目单位计算/取值备注有效热负荷Q_ekW1684工艺计算值燃料侧热负荷Q_fkW1871η_f=0.90选用台数台2正常2台并联运行单台额定热负荷kW1000真空相变加热炉配置总热负荷kW20002×1000运行负荷率%93.61871/2000，满足80%～100%单台检修时负荷率%93.6降量至50%生产，单台936kW<1000kW设计热效率%≥90满足GB24848节能评价值炉管设计压力MPa6.3与站内管道一致设计温度℃200（炉水）/120（介质出口）真空相变燃料气耗量Nm³/h192.4LHV=35MJ/Nm³4.4加热炉安全与热强度校核（1）炉管热强度：炉管平均热强度控制在30～35kW/m²，按1000kW炉计算，受热面积不小于30m²；所选真空相变炉盘管经制造厂核算，炉管外壁平均热强度为31.2kW/m²，在允许范围内。（2）炉膛热强度：真空相变炉炉膛容积热强度≤0.10MW/m³，满足GB24848及GB50183防火要求。（3）安全保护：每台加热炉设置低流量联锁、超温联锁、熄火保护、燃料气高低压报警及排烟温度高报警，联锁信号上传站控系统。（4）炉管设计压力6.3MPa，与外输管道设计压力一致；炉出口设安全阀，定压值按1.05倍设计压力整定。5安全核验5.1泵出口超压保护泵出口设置泄压回流线及安全阀。安全阀定压按下式取定：P安全阀泄放能力按泵全关扬程（约650m，对应压力5.3MPa）对应的最小连续稳定流量校核，泄放介质返回吸入油罐。5.2加热炉安全附件加热炉本体按真空相变炉设计，炉水侧设压力表、温度计、安全阀（弹簧全启式）及水位计；燃料气侧设阻火器、紧急切断阀、火焰检测器及点火程序控制器。燃料气总管设低压（0.02MPa）、高压（0.4MPa）报警联锁。5.3电气防爆与接地站内爆炸危险区域划分按GB50058-2014：泵机组区、加热炉区为2区，电气设备全部选用ExdⅡBT4及以上防爆等级；所有泵、加热炉、管道均做静电接地，接地电阻不大于4Ω；防雷按第三类防雷建筑物设计。5.4防火间距站内泵棚、加热炉与缓冲油罐、明火设备、站内控制室的防火间距按GB50183-2004表5.2.1执行，均满足规范最小值要求。6结果分析与工程指导意义6.1选型结果汇总表6-1主要动设备选型结果汇总序号设备名称型号规格主要参数数量备注1输油泵DF120-150×4卧式多级离心泵Q=120m³/h，H=600m，η=72%，NPSHr=4.5m2台（1用1备）配315kW隔爆电机2加热炉真空相变加热炉Q_r=1000kW，η≥90%，设计压力6.3MPa2台（并联）燃料气192Nm³/h3泵入口过滤器100目篮式DN150，PN6.32台与泵一一对应4出口安全阀弹簧全启式DN50，整定7.0MPa2台返回吸入罐6.2运行工况分析（1）正常工况：2台泵中1台运行1台备用，2台加热炉并联运行，泵工作点Q=121.7m³/h、H≈570m，落在泵样本高效区（额定点80%～110%流量区间），效率约72%，运行经济性好。（2）冬季最冷工况：进站原油温度可能降至25℃，加热炉温升需求增至40℃，有效热负荷升至2246kW；此时2台加热炉满负荷运行（总2000kW）仍略有不足，建议通过提高进站油温（上游管线保温/伴热）或临时降低外输量至70%运行，待后续扩建时增容至2×1200kW。（3）单台加热炉检修工况：降量至50%外输（40×10⁴t/a对应水平），单台加热炉热负荷约936kW，负荷率93.6%，仍在高效运行区间。（4）单台泵检修工况：备用泵自投，外输量不受影响。6.3节能分析（1）泵效72%不低于GB/T13007-2011规定的离心泵效率限值，年节电约8×10⁴kWh；（2）加热炉热效率90%，较传统火筒炉（80%）年节约伴生气约15×10⁴Nm³；（3）管内流速1.77m/s，处于经济流速区间，站内压降控制合理；（4）建议泵机组后续加装变频调速，在油量波动时通过转速调节替代节流调节，预计可进一步降低节流损失10%～15%。6.4工程指导意义本计算书系统完成了转油站输油泵及加热炉从工艺参数、