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1、青岛科技大学本科毕业设计（论文）前言1990年，我国第一条自动化输油管道东黄复线的建成和投产，标志着我国输油管道技术迈上了一个新的台阶，进入了一个采用世界先进工艺设备和计算机控制的发展新时期。以下从我国东部地区输油管道的建设和发展历程出发，探讨适合我国东部地区原油管道技术和管理上的发展方向1。(1)先进的输油工艺采用全线泵到泵密闭输送工艺，取消了旁接油罐，减少了油品损耗，使全管道成为了一个统一的水力系统，实现了全线自动化控制，提高了系统效率。热泵站的泵机组采用串联泵流程，大小扬程的单级泵级差配合，合理调配了泵型号及台数，优化了运行程序控制，使全线节流损失达到最小或为零。首站和中间站工艺流程中安
2、装了出站调节阀，这种具有快速调节的电液联动调节阀(全行程为2022s)，不但可以进行泵站机泵逻辑控制与调节，而且还可以实现水击保护。末站进站采用电联动调节阀，不但可以完成密闭输油管道的流量调节，而且还可以对管道翻越高点的背压进行调节，避免管道出现不满流或负压段。首站及中间站工艺管道设有高压泄压阀，末站进站装有低压泄压阀，在管道发生水击时进行水击超前保护，且可实现水击超限泄放，确保管道安全运行2。(2)高效的炉泵及安全可靠的阀门加热炉采用热媒间接加热系统(热媒炉)，该炉由热媒炉本体、热媒循环泵、热媒膨胀罐、燃油系统、雾化风、仪表风及吹扫风系统(空压机)、换热器、PC控制柜等设备组成，其燃烧过程是
3、通过微处理机(MC-8)进行控制的。炉子的热效率较高为92.3%，系统效率为86%。原油通过换热器与热媒换热，因而安全性高。由于进入炉体对流段的热媒温度为120，避免了对炉管的露点腐蚀(尽管排烟温度较低)3。输油泵 所采用的加拿大宾汉姆输油泵和法国硅纳德给油泵(装船泵)是一种水平中开式单级双吸油泵，这种泵单级叶轮流道宽，不但检修方便、流量大，而且泵效高。例如输油主泵排量Q为2 850m3/h ，全级泵扬程H为246m，半级泵扬程H为101m，给油泵排量Q为1 450m3/h ，装船泵排量为2 000 m3/h和4 000m3/h (两种)，扬程为90m左右。泵效高达89.9，而且高效区宽。例如
4、输油主泵的泵效在88.5989.9时，其流量范围为2 4002 900m3/h。另外，泵机组轴承不但采取了无压自润滑方式(减少了润滑油泵、箱及冷却系统等复杂系统)，而且在泵轴承、电机轴承及定子绕组等处都设有测温、测振动探头。其温度变送器输出为420mA标准信号，便于计算机接收及监控4。安全可靠的油罐和阀门首末站所建的数座20 000 m。和50 000 m。油罐均为由日本引进的浮顶油罐，配套设备有液位和温度测量装置、底部搅拌器、铝扣板岩棉外保温层、冷却喷淋及消防栓、进(出)口管部位的抗震软管，以及铸钢电动防爆闸阀等。该型油罐在1989年黄岛长达6个多小时的大火中，所储原油既无燃烧，也无爆炸，这
5、充分证明了这种装置的安全可靠性。管道采用了300多个通径为2541 016 mm的英国卡麦隆(CAMERON)球阀、日本ISK板阀和美国菲舍尔(FISHER)电液联动调节阀，这些阀门不但动作灵活，密封可靠，而且所采用的LIMTORUE电动头驱动功率小，启动力矩大，机械惯性小，配备有与站控PLC的接口，可以远传阀位及开关指示，能够进行遥测遥控5。(4)自动化控制设备及通信设施输油管道的自动化控制设备包括三个部分，一是全线各泵站进入自动化系统的各种现场一、二次测试仪表及变送器；二是站控PLC；三是控制中心的主计算机。现场一次测试仪表包括压力、温度、液位、流量、电流、电压、功率、振动、阀位(状态)等
6、工艺设备参数的测量及变送仪器，由电缆与站控主机相连；站控采用可编程逻辑控制器(简称PLC)，具有数据采集、可编程逻辑控制、动态图形数据显示、故障诊断、报告和报警打印等功能，主要完成现场数据采集和对现场设备的控制。硬件设备有梯级图处理器、输入/输出处理器、视频及通信处理器、内存板等。外围设备有输入/输出模块、彩色监视器(CRT)、操作键盘、打印机、编程终端、电源(UPS)等；中心控制(主计算机)的主控设备为美国DEC公司MICROVAX(两台，互为热备用)，作为SCADA 系统的主机。硬件主要有中央处理器、9 MB内存、3块71MB硬盘、95 MB磁带机及通信接口板。外围设备有通信控制器(CCM
7、/FRI)两台、彩色图形显示器及键盘和鼠标器(两台)、打印机两台、VT220单显终端两台、外设/通信转换开关(Tbar)两套。通信设施为从日本引进的240路数字微波系统。可为SCADA系统提供可靠的数据采集监控及水击超前保护的信道(只用4路)6。长距离输油管道初步设计是根据设计任务书的要求，结合实际条件所做的工程具体实施方案。其主要目的是根据设计任务书规定的输送油品的性质，输量及线路情况，由工艺计算来确定管道的总体方案的主要参数：管径，泵站数，热站数，及其位置等。本设计主要内容包括：由经济流速确定经济管径，确定所使用管材，由最小输量确定其热站数，最大输量确定其泵站数，并校合各进出站压力和沿线的
8、压力分布是否满足要求，并为管道采用的控制和保护措施提供设计参数，提出调整，控制运行参数的措施。在管道的运行过程中要根据输送条件的变化，进行热力，水力计算。合理确定各站的温度，压力等运行参数。计算各个输量下的运行参数等等。1 工艺设计说明1.1.工程概况1.1.1 线路基本概况根据HC输油管道初步设计设计任务书要求，确定工程设计任务输量350万吨/年，沿线里程260公里，海拔最低-5.7米，最高113.0米，沿途加热站允许最低进站温度30，最高出站温度66，管道工作压力为7.1MPa。沿线经过了两次穿越黄河，分别为34.5m和21.9m，一次穿越铁路，一次穿越公路。管线设计为密闭输送，能够长期连
9、续稳定运行。并采用先炉后泵的流程。占地少，密闭安全，且对环境污染小，能耗少，受外界环境恶劣气候的影响小。便于管理，易于实现远程集中监控，自动化程度很高，劳动生产率高。油气损耗少，运费较低。1.1.2 输油站主要工程项目本管线设计年输量为350万吨年，综合考虑沿线的地理情况，贯彻节约占地、保护环境和相关法律法规，本着尽量避免将站址布置在海拔较高地区和远离城市的人口稀少地区，以方便职工生活，并本着“热泵合一”的原则，兼顾平原地区的均匀布站方针。本次设计中管道采用可减少蒸发损耗，流程简单，固定资产投资少，可全部利用剩余压力便于最优运行的密闭输送方式，并采用“先炉后泵”的工艺方案。选用直接加热式加热炉
10、。鉴于传统的采用加热盘管对罐内油品进行加热的方法存在种种弊端，本次设计将热油循环工艺也包括在内，即部分油品往热油泵和加热炉后进罐，而且设有专用泵和专用炉，同时该泵和炉还可分别作为给油泵的备用泵和来油的加热炉，充分体现了一泵两用，一炉两用的方针。1.1.3工艺计算说明对于高含蜡及易凝易粘油品的管道输送，当其凝点高于管道周围环境的温度，或在环境温度下油流粘度很高时，不能直接在环境温度下等温输送。油流过高的粘度使管道阻力变大，管道沿途摩阻损失变大，导致了管道压降剧增，动力费用高，在工程上难以实现或运行不经济，且在冬季极易凝管，发生事故，所以在油品进入管道前必须采取降凝降粘措施。目前国内外很多采用加入
11、降凝剂或给油品加热输送的办法。加热输送时，油品温度升高，粘度降低，减少从而达到输送目的。本管线设计采用加热的办法，降低油品的粘度，减少摩阻损失，降低管输压力，节约动力消耗，或使关内最低油温维持在凝点以上，保证安全输送。但也增加了热能消耗以及加热设备的费用。热油管道不同于等温输送的特点是它存在摩阻损失和热能损失两种能量损失，在设计和管理工作中，要正确处理这两种能量的供求平衡关系；这两种能量损失多少又是互相影响的，其中散热损失起了确定性作用。摩阻损失的大小决定了油品的粘度，而粘度大小又取决于输送温度的高低，管子的散热损失往往占能量损失的主导地位。热油沿管路流动时，温度不断降低，粘度不断增大，水力坡
12、降也不断变化。计算热油管道的摩阻时，必须考虑管路沿线的温降情况及油品的粘温特性。因此设计管路时，必须先进行热力计算，然后进行水力计算，此外，热油管的摩阻损失应按一个加热站间距来计算。全线摩阻为各站间摩阻和7。1.2.基本参数的选取1.2.1 设计依据本设计主要根据国家技术监督局和中华人民共和国建设部联合发布的输油管道工程技术规范GB50253-94，并参照其他有关设计规范进行的。设计中应以下四条设计原则：1)以国家设计规范为主要和基本原则，通过技术比较选择最优化最经济的工艺方案。2)充分利用地形条件，兼顾热力站、泵站的布置，本着“热泵合一”的原则，尽量减少土地占用。3)设计中以节能降耗为目的，
13、在满足管线设计要求的前提下，充分利用管线的承压能力以减少不必要的损耗。4)注意生态平衡，三废治理和环境保护。1.2.2 设计依据与基础参数1.2.2.1 原始数据（1）设计输量为350万吨/年；生产期生产负荷（各年输量与最大输量的比率）见下表1-1。表1-1 生产期生产负荷表Table 1-1 Production of the production load table年1234567891011121314生产负荷（%）708090100100100100100100100100908070（2）年最低月平均温度3；（3）管道中心埋深1.5m；（4）土壤导热系数1.3W/(m)；（5）沥青
14、防腐层导热系数0.15w/（m)；（6）原油物性 20的密度，889kg/m； 初馏点，81.2； 反常点，30； 凝固点，25.2； 比热，2.3kJ/(kg)； 燃油热值4.3810kJ/kg。（7） 粘温关系 见表1-2表1-2 油品温度与粘度数据Table1-2 Oil temperature and viscosity data温度（）2932354045505560粘度（cp）88.5376.9864.9556.0145.8140.1333.2129.84沿程里程、高程（管道全程260km）数据见表1-3表1-3 管道纵断面数据Table 1-3 Pipeline longitud
15、inal data里程（km）032.268.0101.2125.4160.1187.5206224.6260高程（km）18320.7-5.725.635.728.268.9113.067.534.51.2.2.2 设计基础参数 1) 原油物性参数(1)原油密度所输原油密度 (kg/m)随温度t()的变化关系为： (1-1) 式中：20度下原油密度(kg/m3)，取889 kg/m3； (1-2) 平均输油温度，取42； 带入公式(1-1) 即得平均温度下的密度。 (2)原油粘度由最小二乘法8回归粘温关系如表1-4表1-4 油品温度与粘度数据Table 1-4 Oil temperature
16、 and viscosity data温度（）2932354045505560动力粘度（cp）88.5376.9864.9556.0145.8140.1333.2129.84运动粘度103.4289.9275.8865.4353.5246.8838.8034.862.0151.9541.8801.8161.7291.6711.5981.542取为T，为回归结果为得原油粘度为： (1-3)式中：T-平均输油温度，；(3)原油比热容所输原油的比热容为2 300J/(kg)。(4)平均输油温度在加热输送条件下，计算温度采用平均输油温度T，平均输油温度采用加权法，按下式计算： (1-4)式中：原油出站
17、温度，取66； 原油进站温度，取30；(5) 总传热系数由 (1-5)式中：管道外径，m； 土壤导热系数，W/(m)，取1.3 W/(m)； 管道中心埋深，m，取1.5 m；求得，则 (1-6)式中：沥青防腐层，m，0.006 m； 防腐层导热系数，W/(m)，取0.15W/(m)；得总传热系数K。1.2.2.3 其它设计参数管道全线任务输量、最小输量、进出站油温、埋深处月平均气温等列于表1-12设计参数表中。生产天数按照350天计算。流量换算操作天数按350天，可求其质量流量，并化为国际单位：由质量流量与体积流量换算公式：表1-5 设计参数表Table1-5 Design parameter
18、s table任务输量(10t/a)最小输量(10t/a)管线里程(Km)最高出站油温最低进站油温埋深处月平均气温35024526060303.0表1-6其他参数表Table 1-6 Other parameters in table工作日（d/a）管线里程(Km)管道工作压力(MPa)燃油热值(x104kJ/kg)土壤导热系数(W/(m)年最低平均地温（）3502607.14.381.33.01.3管径、管材以及泵的初选1.3.1 管径、管材初选1)管径选择根据目前国内加热输油管道的实际经验，输油管道热油经济流速范围为1.0-2.0m/s，管径计算公式如下： (1-7)式中：额定任务输量，m
19、/s； 管内原油经济流速，m/s； 管道内径m；在经济流速范围内可以确定一个管径的范围0.4146m0.2932m，根据API标准钢管部分规格得初选管径9：d1=445.8mm ；d2=346.0mm d3=396.0mm 三种管径，计算每种管径下的各种参数，然后用费用现值法确定最优管径。在规定输量下，若选用较大的管径，可降低输送压力，减少泵站数，从而减少了泵站的建设费用，降低了输油的动力消耗，但同时也增加了管路的建设费用。根据输量计算结果如下表1-7：表1-7 初选管径表Table 1-7 Primary diameter table经济流速范围(m/s)初选管(mm)初选管(mm)初选管径
20、(mm)1.0-2.0346.0396.0445.82)管材选用本工程采用直缝电阻焊钢管。综合考虑输油系统的压力、输油泵的特性、阀门及管件的耐压等级等综合因素，管材选用按照API标准生产的X60直缝电阻焊钢管，局部高压管段选用按照API标准生产的X80直缝电阻焊钢管10。 1.3.2 选择泵机组型号及组合方式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。按照所输原油性质的特性曲线加以换算；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
21、连续平滑的特性曲线；泵关死点（零排量）的扬程上升不应过大。如果已有的泵特性曲线不符合要求，向泵制造厂提出重新设计或修改曲线的要求。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、规格和原动机机能有利于管道调节输量。选泵原则11：满足工艺要求，排量、压力、功率及所输的液体要与输油任务相适应。一般情况下，每座泵站可选用34台泵，其中一台备用；便于维修与管理，尽量选取同系列泵；满足防爆、防腐或露天安装要求；为保证工作稳定，持续良好，满足密闭输送要求，选用大排量的离心泵，配用效率高的电动机为原动机
22、；效率高、价格低，能充分利用现有资源。2）通过计算选泵并组站 离心泵的特性曲线可近似表示为：式中：离心泵扬程，m液柱； 离心泵排量，m3/h； 、常数； 管道流量-压降公式中的指数，在水力光滑区，混合摩擦区。手册中给出的（、）值（500，129）、（700,120）、（840,111）；用最小二乘法算出、的值，方法为：令，所以：对a、b求偏导使得：求得：将a、b代入公式就可以求得泵的特性方程。由流量m3/s，查表泵与原动机选用手册表1-12-3，选泵型号300PY-120，与之配合的原动机功率为355kW。由表中数据计算泵的特性方程为： 每个泵站选5台同系列300PY-120型泵，其中一台备用
23、，即每个泵站4台泵，泵站的特性方程为： 泵的选型及泵站数的确定 因为流量较小，沿线地势较平坦，且从经济角度考虑并联效率高，便于自动控制优化运行，所以选用并联方式泵。选型并根据设计任务书中的已知条件得：300PY-120泵： （串联），额定流量 m3/h， 额定效率=0.75，电机功率355kW。 1.4.费用现值法确定最优管径根据输量的大小，本次设计提出了3种可能的管径，分别是346.04.8、396.05.2、445.85.6。在这里采用费用现值来确定最经济管径。计算设计计算过程中所需各个依据下在三种管径下的数值，最后分别计算出三种管径费用现值，再选取最优管径。1.4.1确定加热站及泵站数1
24、.4.1.1 热力计算埋地不保温管线的散热传递过程是由三部分组成的，即油流至管壁的放热，沥青绝缘层的热传导和管外壁至周围土壤的传热，由于本设计中所输介质的要求不高，而且管径和输量较大，油流到管壁的温降比较小，故管壁到油流的散热可以忽略不计。而总传热系数主要取决于管外壁至土壤的放热系数，值在紊流状态下对传热系数值的影响可忽略。计算中周围介质的温度取最冷月土壤的平均温度，以加权平均温度作为油品的物性计算温度。由于设计流量较大，据经验，将进站温度取为，出站温度取为。在最小输量下求得加热站数12。（1）流态判断 (1-8) (1-9) 式中 体积流量，m3/s；， 运动粘度；内径，m； 管内壁绝对粗糙
25、度，m。 经计算3000，所以各流量下流态均处于水力光滑区（2）加热站数确定在最小输量下进行热力计算来确定加热站数。加热站间距的确定： (1-10)式中 : ， ， 管道埋深处年最低月平均地温 ，取5； 原油的质量流量，kg/s； 油品比热 ，kJ/(kg)，取2.3 kJ/(kg)； 水力坡降；,由流态确定，因为处于水力光滑区，, ； 体积流量 ，m3/s；加热站数确定公式： 向上圆整取整数。1.4.1.2 水力计算最大输量下求泵站数，首先反算出站油温，经过计算，确定出站油温为49.31。由粘温关系得出粘度等数据，为以后计算打好基础。为了便于计算和校核，本设计中将局部摩阻归入一个加热站的站内
26、摩阻，而忽略了站外管道的局部摩阻损失12。(1)确定出站油温不能忽略摩擦热的影响，用迭代法计算最大输量下的出站油温： (1- 11) (1-12)式中 、由流态确定，水力光滑区：, ；体积流量，m3/s。(2) 管道沿程摩阻 (1-13) 式中 ： 起终点高差，m； (3) 判断有无翻越点经判断，全程无翻越点。1.4.1.3 站址确定以节省投资和方便管理。若管道初期的输量较低时，所需加热站数多，泵站数少。到后期任务输量增大时，所需的加热站数减少，泵站数增多。设计时应考虑到不同时期的不同输量的特点，按最低输量做热力计算，布置加热站，待输量增大后该为热泵站13。站址的确定除根据工艺设计要求外，还需
27、按照地形、地址、文化、气象、给水、排水、供电和交通运输等条件，并结合施工、生产、环境保护，以及职工生活等方面综合考虑，并且满足：（1）进站油温为30；（2）根据进站油温经过反算出的出站油温应低于管道允许的最高出站油温；（3）进站压力应满足泵的吸入性能；（4）出站压力不超过管线承压能力；最终确定站址。1.4.2校核计算说明1.4.2.1 热力、水力校核由于对站址的综合考虑，使热站、泵站的站址均有所调整，因此必须进行热力、水力校核。求得站址改变后的进出站温度，进出站压力压力，加热站负荷等以确保管线的安全运行。1.4.2.2 进出站温度校核在不同输量下固定进站油温来反算出站油温，校核所得出站油温应低
28、于初馏点。1.4.2.3 进出站压力校核不同输量下，利用反算出的出站油温，得出水力坡降，进而得出进出站压力，进站压力太低会使吸入不正常，太高则容易引起出口超压，并要考虑为今后的调节留有余地。故首站，中间站一般布置在动水压头在3080m的地方。各站进站压力只要满足泵的吸入性能要求，出站压力均不超过最大承压，出站温度低于最高出站温度，就可以合格。1.4.2.4 压力越站校核当突然发生意外事故，如某中间站遇到断电、事故或检修时，或由于夏季地温升高，沿程散热减小，从而导致沿程摩阻减小，为了节约动力费用，可以进行中间站的压力越站，以充分利用有效的能量。从纵断面图上判定压力越站最困难的站，并对其的进出站压
29、力进行确定以满足要求，对于压力越站而言，其所具有的困难主要是地形起伏的影响及加热站间距的影响。压力越站的计算目的是计算出压力越站时需要的最小输量，并根据此输量计算越站时所需压力，并校核其是否超压。1.4.2.5 热力越站校核当输油主泵不可避免地遇到断电、事故或检修时，或由于夏季地温升高，沿程散热减小14。1.4.2.6 动、静水压力校核（1）动水压力校核动水压力是指油流沿管道流动过程中各点的剩余压力，即管道纵断面线与水力坡降线之间的垂直高度，动水压力的变化不仅取决于地形的变化，而且与管道的水力坡降和泵站的运行情况有关，从纵断面图上可以看出，动水压力满足输送要求15。（2）静水压力校核静水压力是
30、指油流停止流动后，由地形高差产生的静液柱压力，由纵断面图可知动水压力也满足输送要求。1.4.2.7 反输运行参数的确定当油田来油不足时，由于流量小，温降快导致进站油温过低或者由于停输等原因，甚至出现凝管现象，需进行反输。由于反输是非正常工况，浪费能量，故要求反输量越小越好。为了防止浪费，反输量应该越小越好，但相应地增加了加热炉的热负荷，在设计中，根据实际情况的最小输量为反输输量。本设计取管线可能的最小输量为反输输量。由具体计算可知，可以满足反输条件。经过一系列的校核，选择的站址满足要求。反输泵可充分利用现有的设备，经校核满足热力、水力及压力越站要求；末站反输泵不宜过大，经计算知可选用并联泵,泵
31、参数的选取见后计算书。1.4.3. 站内工艺流程的设计输油站的工艺流程是指油品在站内的流动过程，实际上是由站内管道、器件、阀门所组成的，并与其他输油设备相连的输油系统。该系统决定了油品在站内可能流动的方向、输油站的性质和所能承担的任务14。(1)制定和规划工艺流程要考虑以下的要求： 1)满足输送工艺及生产环节的要求。输油站的主要操作包括：来油与计量；正输；反输；越站输送，包括全越站、压力越站、热力越站；收发清管器；站内循环或倒罐；停输再启动。 2)便于事故处理和维修。 3)采用先进技术及设备，提高输油水平。 4)流程尽量简单，尽可能少用阀门、管件，力求减少管道及其长度，充分发挥设备性能，节约投
32、资，减少经营费用。(2)输油站工艺流程： 1)首站 接受来油、计量、站内循环或倒罐，正输、向来油处反输、加热、收发清管器等操作。 2)中间站 正输、反输，越站，收发清管器。 3)末站 接受来油，正输、反输，收发清管器，站内循环，外输，倒罐等操作。(3) 流程简介： 1)来油计量 来油计量阀组。 2)站内循环及倒罐 罐阀组泵加热炉阀组罐。 3)正输（首站） 上站来油阀组给油泵加热炉主输泵下站。 4)反输 下站来油阀组给油泵加热炉主输泵上站。 5)压力越站 来油阀组加热炉下站。1.4.4主要设备的选择1.4.4.1 输油泵的选择 (1)输油主泵选泵原则：满足管线输量要求，使泵在各输量下均在高效区工
33、作。充分利用管线承压能力，减少泵站数，降低工程造价。故所选输油主泵为：(2)反输泵：管道在以下两种情况下需要反输：输量不足，需要正反输交替来活动管道以防止凝管。出现事故工况时进行反输，如末站着火。主要考虑资源利用问题所以选用输油主泵充当。经计算满足要求。1.4.4.2 首末站罐容的选择 (1-14)式中： 年原油输转量，kg；所需罐容，m；储油温度下原油密度，kg/m；利用系数，立式固定罐0.85，浮顶罐 0.9；原油储备天数，首站3天，末站4-5天。1.4.4.3 加热炉的选择选炉原则：(1)应满足加热站的热负荷要求，炉效高； (2)为便于检修，各站宜选用两台以上加热炉。加热站的热负荷由下面
34、的公式计算： (1-15)式中 加热站的热负荷，kW； 油品流量，m3/h； 油品比热，kJ/(kg)。提供的加热炉型号参照SY+T+0540-94石油工业加热炉型式与基本参数1.4.4.4 阀门 根据规范及各种阀门的用途，站内选用的阀门类型如下： (1)油罐上的阀门用手动闸阀； (2)泵入口用手动闸阀； (3)串联泵出口用闸阀； (4)出站处设调节阀阀组； (5)为防止泵出口管线超压，泵出口管线上设高压泄压阀； (6)热泵站设低压泄压阀； (7)清管器收发球筒与站间管线连接用球阀。 阀门规格的选用： (1)阀门的公称直径应与管线的公称直径相同； (2)阀门的公称压力应大于阀门安装处的压力。1
35、.4.3 计算费用现值，选出最优管径(1)确定经济管径的原则对某一输量下的管路，随着管径的增大，基本建设中钢材及线路工程投资增大，但压力损失降低，泵站数减少，站场投资减少。而有些项目如道路、供水、通讯等投资不变。故总投资随着管径的变化必有极小值存在，而输油能耗也在下降。其它项目如材料费、折旧费、税金、管理及维修费等是按照投资总额提成一定比例计算的。该费用随着管径的变化与投资随着管径的变化趋势相同，所以总投资与经营费用的叠加总有一个与其最小值对应。该费用最小值的管径为最优管径。(2)费用现值法费用现值比较法简称现值比较法。使用该方法时，先计算各比较方案的费用现值，然后进行对比，以费用现值较低的方
36、案为优。费用现值法的计算公式为： (1-16)式中：-第t年的全部投资(包括固定资产和流动资金)； 第t年的经营成本； 计算期末回收的固定资产余值(此处为0)； 计算期末回收的流动资金； 计算期， N=14； 行业基准收益率 取12%；油气储运企业的要素成本包括：电力费用、工资及福利费、修理费、油气损耗费、折旧费、利息支出、其他费用。(3)经营成本和流动资金年经营成本燃料费用电力费用工资及福利费修理费油气损耗费折旧费+其他费用燃料费用主要是指加热设备(包括加热炉和锅炉)的燃料费用。对于长距离输油管道系统，燃料费用主要是原油加热输送工艺中加热炉的燃料油费用。可根据原油进出站温度计算，计算公式如下
37、： (1-17)式中：燃料费用，元/年； 燃料油价格，元/吨； 原油比热，J/(kg)； 燃料油热值，J/kg； 第i加热站的出站温度，； 第i加热站的进站温度，； 第i加热站的加热炉效率； 管道年输量，吨/年； 加热站个数； 电力费用是指用于支付泵的电力设备和电动机具所消耗电能的费用，主要是输油泵等动力设备的电费。对于长输管道系统，电力费用主要是泵站输油泵机组的电费。全线的电力费用可采用下式计算： (1-18)式中：全线泵机组所消耗的电力费用，元/年； 第i泵站的扬程，m； 电力价格，元/(kWh)； 第i泵站泵机组的效率； 年输量，吨/年；油气损耗费包括大罐的蒸发损耗和泄漏损失等，可按年输
38、量或销售量的一定比例计算。油气损耗费损耗比例年输量(或年销量)油价；损耗比例一般可取为0.1%2.3%。固定资产形成率为85%，综合折旧率取7.14%(综合折旧年限为14年)，残值为0。修理费按固定资产原值的1%计算，输油成本中其他费用按工资总额与职工福利费之和的2倍计算。水电设施、道路、通讯设施等费用按线路投资与输油站投资之和的12%计算。流动资金利用扩大指标估算法，按流动资金占固定资产原值的5%计算。(4)比较方案在三种管径的计算结果中选取费用最少的一种管径。2 工艺设计计算2.1经济流速确定管径选定进站油温=30 ，出站油温=66平均温度 温度系数 =1.825-0.001315889
39、=0.656020时的密度kg/m3平均密度 889-0.6560(42-20) =874.56kg/m质量流量 t/a生产天数350天最大体积流量 m3/s 最小体积流量m3/s 2.1.2 经济流速输油管道工程设计规范规定经济流速范围为1.0m/s-2.0 m/s之间， 式中：经济管径，m； 体积流量，kg/s； 经济流速，m/s；原油密度，kg/m；时：经济管速为1.0m/s时，d=454.6mm经济管速为2.0m/s时，d=293.2mm查输油管道设计与管理P486 附录二API标准钢管部分规格得由管径的初选得到 d1=445.8mm ；d2=346.0mm ； d3=396.0mm。
40、2.2 最优管径的确定2.2.1 判断流态(1) 平均温度下油品粘度的确定根据任务书的油品粘温数据，时， m2/s(2) 由雷诺数判断流态雷诺数计算公式为： (2-1) (2-2) (2-3)计算结果见表2-1，2-2，2-3表2-1 346.0管径下流态参数Table 2-1 346.0 Diameters downstream state parameters管径RemaxReminRe1流态346.011898.071681.7851627.01水力光滑区表2-2 396.0管径下流态参数Table 2-2 396.0 Diameters downstream state parameters管径RemaxReminRe1流态396.010592.771497.09972079.23水力光滑区表2-3 445.8管径下流态参数Table 2-3 445.8 Diameters downstream state parameters管径RemaxReminRe1流态445.89541.951347.991096977.35水力光滑区由上表的数据，可以分析得，虽然沿程会有层流区，但是由于层流区的长度相对于整个管线长度来说可以忽略。所以认为各管径不同输量下，管内原油都处于水力光滑区，以此来进行设计计算，则有，。2.2.2 热力计算热力计算按照最小输量情况计算