加热输送管道的工艺计算课件

加热输送管道的工艺计算随着世界能源需求的增长，易凝和高粘原油的产量不断增加。目前我国所产原油大多为这两种原油。生产含蜡原油(waxycrude)的油田主要有：大庆油田、胜利油田、中原油田、华北油田、河南油田、长庆油田、克拉玛依油田、辽河油田的沈阳采油厂等。生产稠油(thickoil,heavyoil)的油田有：辽河油田、胜利的单家寺油田和孤岛油田、塔里木油田等。含蜡原油的特点是含蜡量高、凝固点高、低温下粘度高、高温下粘度低。如大庆原油，凝固点为28～32℃，50℃运动粘度约为20~25×10-6m2/s(即20~25cSt)，胜利含蜡原油的凝固点为23～32℃，50℃运动粘度约为80～90×10-6m2/s。稠油的特点是凝固点很低，通常低于0℃，但粘度很大，如孤岛原油凝固点为-2.3～4.9℃，50℃运动粘度约为2000×10-6m2/s。除此之外，还有粘度超过20000×10-6m2/s的超稠油。凝固点(Freezingpoint)：是指在规定条件下(热力和剪切条件下)所测得的油样不流动的最高温度。我国常把它作为评价原油流动性的指标之一。西方国家常用的是倾点(Pourpoint)，它与凝固点有所不同。倾点是指在规定条件下测得的油样刚开始流动的最低温度。由于测量方法的不同，因而两者在数值上亦有差别，实际上凝点是通过降温测量，而倾点是通过升温测量。对于同一种原油，倾点一般比凝固点高2～3℃。原油的高含蜡、高凝固点和高粘度给储运工作带来以下几个方面的问题：1、由于原油的凝固点比较高，一般在环境温度下就失去流动性或流动性很差，因而不能直接常温输送。2、在环境温度下，含蜡原油即使能够流动，其表观粘度(ApparentViscosity)也很高。对于稠油，虽然在环境温度下并不凝固，但其粘度很大。因此无论是高含蜡原油还是稠油，常温输送时摩阻损失都很大，是很不经济的。3、易凝高粘原油给储运系统的运行管理也带来了某些特殊问题，主要有：①储罐和管道系统的结蜡问题；②管道停输后的再启动问题。对于易凝高粘原油，不能直接采用第二章讲的等温输送方法，必须在输入管道前采用降凝降粘措施。加热输送是目前常用的方法，即将油品加热后输入管路，提高油品温度以降低其粘度，减少摩阻损失，借消耗热能来节约动能。这一章我们将来讨论热油输送管道的工艺计算问题。一、加热输送的特点1、什么是热油管道？所谓热油输送管道是指那些在输送过程中沿线油温高于地温的输油管道。对于热油管道，一般来说，其沿线的油温不仅高于地温而且还高于油品的凝固点。第一节热油管道的温降计算在热油沿管路向前输送过程中，由于油温高于管路周围的环境温度，在径向温差的作用下，油流所携带的热能将不断地向管外散失，因而使油流在前进过程中不断地降温，引起轴向温降。轴向温降的存在，使油流的粘度在前进过程中不断升高，单位管长的摩阻逐渐增大，当油温降至凝固点附近时，单位管长的摩阻将急剧升高。故在设计管道时，必须考虑：a.当油温降到什么温度时需要建一个加热站？b.需将油流加热到多高的温度才能输入管道？c.热油管沿线的油流热损失和压力损失如何补充？（加热站和泵站补充）2、与等温管相比，热油管道的特点是：

①沿程的能量损失包括热能损失和压能损失两部分。

②热能损失和压能损失互相联系，且热能损失起主导作用。

③沿程油温不同，油流粘度不同，沿程水力坡降不是常数，i≠const。一个加热站间，距加热站越远，油温越低，粘度越大，水力坡降越大。设计热油管道时，要先进行热力计算，然后进行水力计算。这是因为摩阻损失的大小取决于油品的粘度，而油品的粘度则取决于输送温度的高低。二、热油管道沿程温降计算

1．轴向温降公式的推导基本假设：①稳定工况。包括热力、水力条件稳定，即各站的进出站温度不随时间而变化，输量也不随时间而变化。②油流至周围介质的总传热系数K沿线为常数。③沿线地温T0和油品的比热C为常数设有一条热油管道，管外径为

D，周围介质温度为T0,总传热系数为K,输量为G，油品的比热为C，出站油温为TR，加热站间距为LR。在距加热站为L处取一微元段dL，设此处断面油温为T，油流经过dL段的温度变化为dT，故在L+dL断面上油温为T+dT，稳定传热时，dL段上的热平衡方程为：KπD(T-T0)dL=－GCdTLdLTTR对上式积分:即：或：上式称为轴向温降基本公式，也就是著名的苏霍夫公式。根据加热站间距LR，可求得下一站的进站油温为：温降曲线的特点：由图可知：

①温降曲线为一指数曲线，渐近线为T=T0②在两个加热站之间的管路上，各处的温度梯度不同，加热站出口处，油温高，油流与周围介质的温差大，温降快，曲线陡。随油流的前进，温降变慢，曲线变平。因此当出站温度提高时，下一站的进站油温TZ不会按比例提高。如果TR提高10℃，进站油温TZ一般只升高2～3℃。因此为了减少热损失，出站油温不宜过高。T0TLdLTRT0考虑摩擦升温时的轴向温降计算油流沿管道向前流动过程中,由于摩擦阻力而使压力不断下降。这部分压力能最终转化为摩擦热而加热油流。上面讨论的温降基本公式，未考虑摩擦热的影响，故只能用于流速低、温降大、摩擦热影响较小的情况。利用与推导苏霍夫轴向温降基本公式相同的方法：管线向周围介质的散热量=油流温降放热+摩擦热即：KπD(T-T0)dL=-GCdT+GgidL整理得:令:

则上式变为:

a(T-T0-b)dL=-dT即:

或:

上式即为考虑摩擦热时的轴向温降计算公式。又叫列宾宗温降公式。在上式的推导中，水力坡降i

取定值，实际上热油管的i

沿线是变化的。计算中可近似取加热站间管道的平均水力坡降值。式中：iR、iZ—计算管段起点、终点油温下的水力坡降由轴向温降公式可知：考虑摩擦升温后相当于地温升高了b度。2．温度参数的确定确定加热站的进、出站温度时，需要考虑三方面的因素：①油品的粘温特性和其它的物理性质；②管道的停输时间，热胀和温度应力等因素；③经济比较，取使费用现值最低的进出站温度。⑴加热站出站油温的选择考虑到原油中难免含水，加热温度一般不超过100℃。如原油加热后进泵，则其加热温度不应高于初馏点，以免影响泵的吸入。含蜡原油在凝点附近粘度(表观粘度)温度曲线很陡，而当温度高于凝点3-4℃时，粘度随温度的变化很小，而且含蜡原油管道常在紊流光滑区运行，摩阻与粘度的0.25次方成正比，高温时提高温度对摩阻的影响很小，而热损失却显著增大，故加热温度不宜过高。对于稠油，粘温曲线陡，升温有利于降粘，从而降低摩阻损失；另外，稠油粘度大，多在层流流态下输送，摩阻与粘度的1次方成正比，所以提高油温减阻效果显著，故稠油管道出站温度较高，为减少热损失，管外常敷设保温层。确定出站温度时，还必须考虑由于运行和安装温度的温差而使管路遭受的温度应力是否在强度允许的范围内，以及防腐保温层的耐热能力是否适应等。⑵加热站进站油温的选择加热站进站油温首先要考虑油品的性质，主要是油品的凝固点（通常略高于凝固点），必须满足管道的停输温降和再启动的要求，但主要取决于经济比较，故其经济进站温度常略高于凝点。⑶周围介质温度T0

的确定对于架空管道，T0

就是周围大气的温度。对于埋地管道，T0则取管道埋深处的土壤自然温度。设计热油管道时,T0取管道中心埋深处的最低月平均地温，运行时按当时的实际地温进行校核。3.轴向温降公式的应用

⑴设计时确定加热站间距和加热站个数设计时，管道总长L、D、G、K、C、T已定,按上述原则选定TR和TZ，则加热站间距为:全线所需加热站数:,化整→nR设计的加热站间距为:,然后重新计算TR。⑵运行中计算沿程温降,特别是计算为保持要求的进站温度TZ

所必须的加热站出站温度

TR

。⑶校核站间允许的最小输量Gmin

当及站间其它热力参数即T0、D、K、LR一定时，对应于TRmax、Tzmin的输量即为该热力条件下允许的最小输量:⑷运行中反算总传热系数K

值

由于温降公式是按照稳定工况导出的，因此反算K值时，应取水力和热力参数比较稳定情况下的数据。如果输量波动较大，油温不稳定或有自然现象影响(如冷空气前后,大雨前后等)，管线的传热相当不稳定，按稳定传热公式反算出来的K值误差较大。当然生产管线的参数波动总是存在的,只能相对而言。反算K值的目的:①积累运行资料,为以后设计新管线提供选择K值的依据.②通过K值的变化,了解沿线散热及结蜡情况,帮助指导生产。若K↓，如果此时Q↓，H↑，则说明管壁结蜡可能较严重，应采取清蜡措施。若K↑，则可能是地下水位上升，或管道覆土被破坏、保温层进水等。4、油流过泵的温升油流经过泵时，由于流道、叶片摩擦、液体内部的冲击和摩擦，会产生能量损失，转化为摩擦热加热油流。输油泵内能量损失包括机械、水力、容积和盘面摩擦等项损失，泵效ηp就是考虑了上述损失计算出来的。除机械损失所产生的热量主要由润滑油和冷却水带走外，其余三部分能量损失大都转化为摩擦热加热油流。设泵效为ηp，则泵的输入功率为GgH/ηp

，其中转化为压力能的有效功率为GgH，设机械损失所占比例为ηj,则转化为机械损失的功率为:ηjGgH/ηp

，转化为摩擦热的功率为:对于扬程为600m,ηp=70%的离心泵，原油经泵的温升约为1℃。如东临线各泵站的泵搅拌温升约为0.8~1℃。阀门节流引起的温升可按同样的方法计算：三、热力计算所需的主要物性参数1、油品比热容我国含蜡原油的比热容随温度的变化趋势均可用下图所示的曲线描述，Ⅰ区：油温T

高于析蜡点TsL，比热容CLY

随温度升高而缓慢升高。在这个区,石蜡还未析出，可用下式表示:式中：d415为油品在15℃时与4℃时水的相对密度。可将其分为三个区:(kJ/kg℃)Ⅱ区:

Tcmax<T<TsL。Tcmax为比热容达到最大值时的温度。在该区，随油温的降低，比热容急剧上升。该区内有大量石蜡析出，比热容温度关系可表示为:其中A、n为与原油有关的常数。Ⅲ区:

0≤T≤Tcmax。在该区内，随油温的降低比热容减小，其关系可表示为:式中B、m为与原油有关的常数。(kJ/kg℃)(kJ/kg℃)2.油品的导热系数对液态石油产品，导热系数随温度而变化，可按下式计算式中：λy—油品在T℃时的导热系数，W/m℃；T—油温，℃；d415—原油在15℃时与水的相对密度

。原油、成品油在管输条件下的导热系数在0.1~0.16W/m℃之间，大致计算可取0.14W/m℃3.粘度粘温指数关系式式中：υ1、υ2—温度T1、T2

时油品的运动粘度u—粘温指数该式适用于低粘度的成品油及部分重燃料油，不适用于含蜡原油。对于含蜡原油，采用该公式时可分段(以析蜡点作为分界温度)写出其粘温指数方程。不同的油品有不同的u

值，一般规律是低粘度的油u值小，约在0.01～0.03之间；高粘度的油u值大，约在0.06～0.10之间式中：ρT、ρ20为T℃和20℃时的密度。4.油品密度四、热油管道的总传热系数K

管道总传热系数K系指油流与周围介质温差1℃时，单位时间内通过管道单位面积所传递的热量。它表示了油流向周围介质散热的强弱，单位W/m2℃

。以埋地管道为例，管道散热的传热过程由三部分组成：即油流至管壁的放热，钢管壁、防腐绝缘层或保温层的热传导和管外壁至周围土壤的传热（包括土壤的导热和土壤对大气和地下水的放热）。在稳定传热的条件下，其热平衡关系可表示为：式中：Dw—管道最外围的直径Di、Di+1—钢管、防腐绝缘层及保温层的内径和外径λi—与上述各层相应的导热系数，W/m℃Ty—油温，℃

T0—管道中心埋深处的自然地温，℃Tbi—钢管内壁的温度，℃Tbi、Tb(i+1)—钢管、沥青绝缘层及保温层内外壁温度，℃

D—计算直径，mα1—油流至管内壁的放热系数，W/m2

℃

α2—管外壁至土壤的放热系数，W/m2

℃传热学上常用单位管长上的传热系数KL。KL与K的关系为：KL

=KπD，W/m℃。它表示油流与周围介质温差为1℃时，单位时间内每米管长所传递的热量。它等于单位管长热阻RL

的倒数。选取D

时，一般取热阻最大的那部分所对应的直径：对于不保温埋地管道，D

可取防腐绝缘层外径；对于保温管路，则取保温层内外径的平均值；从而得到：对于无保温的大口径管道，如忽略内外径的差值，则总传热系数K

可近似按下式计算：式中:δi—第

i

层的厚度，m1、油流至管内壁的放热系数α1的计算管内放热强度决定于油的物理性质及流动状态。可用α1与放热准数Nu、自然对流准数Gr

和流体物性准数Pr

间的数学关系来表示。脚注“y”表示各参数的定性温度取油流温度，脚注“bi”表示各参数的定性温度取管壁温度。βy

表示油的体积膨胀系数。在过渡流状态，无可靠公式计算α1，可用书中公式3-26来计算。注意：紊流状态下的α1要比层流时大得多，通常情况下都大于100W/m2

℃，二者可相差数十倍。因此，紊流时的α1对K影响很小，可以忽略，而层流时的α1则必须计入。2、管壁的导热管壁的导热包括钢管（或非金属）、防腐绝缘层、保温层等的导热。a.钢管壁导热热阻很小，可以忽略；b.非金属管材导热系数小，再加上管壁较厚，热阻相当大；c.不保温管道，防腐绝缘层热阻占10%，土壤热阻为主；d.保温管道上，保温层的热阻起主导作用，特别是架空或水下敷设的管道，保温层热阻是最主要的。设计时一般不考虑凝油层热阻对K值的影响，但核算运行管道的K值时要计入管壁上凝油层的影响。3、管外壁至大气的放热系数α2a地上架空管道的管外壁至大气的放热为对流与辐射换热同时存在的复合换热，故式中αac、αaR—分别为管外壁与大气之间的对流与辐射放热系数，W/m2℃αaR可以按辐射放热公式计算,由于架空热油管道均有保温层,其外表温度与大气温差较小,αaR较小，可取2～5W/m2℃。αac可按空气中的受迫对流计算，当103<Rea<2×105时：式中Va—最大风速，m/sυa、ρa、ca—分别为空气的粘度、比热容、密度和导热系数；脚注“aG”表示定性温度取管外表面温度；在一般气温条件下，空气的Pr数值变化很小，Pr≈0.72，则4、管外壁至土壤的放热系数α2埋地管道的管外壁至土壤的传热是管道散热的主要环节。管外壁的放热系数α2是管道散热强度的主要指标。对于不保温的埋地管道，当管内油流为紊流状态时，总传热系数K近似等于α2。在进行若干假设的基础上，由源汇法可得到管外壁至土壤的放热系数为式中：λt—土壤导热系数，W/m℃ht—管中心埋深，mDw—与土壤接触的管外径，m上式推导中未考虑土壤自然温度场及土壤表面与大气热交换对管道散热的影响，计算大口径浅埋热油管道时误差较大。当(ht/Dw)>2时，上式可近似为

讨论：在输油管道的各层热阻中，管内油流至管内壁的对流放热热阻占的比例很小，不到1%，钢管壁的热阻占的比例更小，这两项热阻通常可忽略不计。对于埋地不保温管道，防腐绝缘层的热阻约占10%左右，管外壁至土壤的放热热阻约占90%左右。而对于有保温层的保温管道，热阻主要取决于保温层。由于计算埋地管道的总传热系数时要用到土壤的导热系数，而土壤的导热系数受许多因素的影响，不同季节、不同地方的导热系数相差很大，故在实际应用中，一般不采用上述公式计算管道的总传热系数，而是根据已有管道反算得到的总传热系数选取。

目前，在仪征-长岭、日照-仪征等多条输油管道的建设中，通过探针测量不同季节管线不同地点（10-20km一个点）土壤的导热系数，以计算K值，这对于指导输油管道的优化设计和经济安全运行具有重要意义。一、热油管道摩阻计算的特点

热油管道的摩阻计算不同于等温管路的特点就在于：1．沿程水力坡降不是常数。由于热油沿管路的流动过程中，油温不断降低，粘度不断增大，水力坡降也就不断增大，所以热油管道的水力坡降线不是直线，而是一条斜率不断增大的曲线。2．应按一个加热站间距计算摩阻。因为在加热站进出口处油温发生突变，粘度也发生突变，从而水力坡降也发生突变，只有在两个加热站之间的管路上，水力坡降i的变化才是连续的。第二节热油管道的摩阻计算二、计算热油管道摩阻方法

热油管道摩阻计算有三种方法：(1)平均温度计算法(3)基于粘温关系的方法1、平均油温计算法输送含蜡原油的管路多在紊流光滑区工作，此时摩阻与粘度的0.25次方成正比，当加热站间起终点温度下的粘度相差不超过一倍时，取起终点平均温度下的粘度，用等温输管的摩阻计算方法计算一个加热站间的摩阻，误差不会太大。具体步骤是：(2)分段计算法①计算加热站间油流的平均温度

Tpj，②由粘温特性求出温度为Tpj时的油流粘度υpj。③一个加热站间的摩阻为：2、分段计算法当站间起终点粘度变化较大时，用站间平均温度法计算摩阻损失误差较大。此时可将站间分成若干小段，分段计算管路的摩阻。其方法是：⑴将站间管路按管长或温度区间分成几段，各段的长度根据实际情况而定。一般每小段的温降不超过5℃，在非牛顿流体摩阻计算中有时需要按每小段温降1℃来划分。⑵从加热站出口开始，由温降公式逐段计算每一小段的起终点温度或每小段的长度，并计算其算术平均温度。对于第i小段，起终点温度分别为Ti和Ti+1，则其算术平均温度为Tpj=(Ti+Ti+1)/2。若分段是按长度划分的，则每段长度li已知，根据Ti和li，由温降公式求Ti+1；若分段是按温度区间划分的，则Ti和Ti+1已知，可由温降公式求得每小段的长度li。⑶根据Tpj计算对应的油品粘度υpj及该小段的摩阻则整个加热站间的摩阻为不论热油管线处于层流还是紊流，都可以采用分段计算法计算摩阻。分段越小，每段的温降越小，摩阻计算越精确，当然计算量也就越大。因此分段法更适合于计算机计算。3、由粘温关系式推导的摩阻计算式基本思路：以列宾宗公式为基本计算公式，在前述温降公式和粘温方程的基础上，列出热油管道摩阻计算的微分方程式，然后积分求解(该方法又称为理论公式法)。在距加热站出口为l的地方取一微元段dl，此处油温为T，粘度为υ，管内径为D1，根据列宾宗公式，微元段上的摩阻为：由微元段的热平衡方程可得到：①②粘温关系取粘温指数方程：③将式②③代入式①并整理得：式中hTR为油温为TR的等温输油管道的摩阻。④令且已知RRalA=对④式积分整理得：简明地表示为式中：Δl—热油管道轴向温降摩阻修正系数上述公式可用于分析热油管道特性及其变化规律。帮助指导生产管理。但该公式要用到幂积分函数，计算较麻烦。另外，对于含蜡原油，粘温关系式用某一个方程描述也不合适，故工程上很少采用。最后强调一点无论采用什么方法计算摩阻，都要先判断流态。如果中间有流态转变，则应分段计算摩阻。4、径向温降对摩阻的影响热油管道径向的速度和温度分布由于热油沿径向散热，所以油流在径向存在温度梯度，管中心温度较高，管壁处较低。径向温降的存在，使管内油品沿径向产生自然对流，加剧了油流的扰动，使流速分布发生畸变，从而引起附加摩阻损失，通常用径向温降摩阻修正系数来表示。从而加热站间管路的摩阻损失为:式中：Δr—径向温降摩阻修正系数；ε—系数，层流为0.9，紊流为1.0ω—指数，层流为1/3~1/4，紊流为1/3~1/7υbi—管壁平均温度Tbi下的油品运动粘度υy—油流平均温度Ty

下的油品运动粘度三、热油管道摩阻计算的分区含蜡原油在加热输送时可能发生流态和流型的转变，即当油温降至反常点时，管内流动由牛顿流型转变成非牛顿流型；或当粘度增大至某值时，虽然仍为牛顿流型，但流态却从紊流转入层流。牛顿体非牛顿体牛顿紊流到牛顿层流的临界粘度为：式中：ReLJ—临界雷诺数Q—管道的流量，m3/s由υLJ可求得TLJ，由轴向温降公式可求得紊流与层流的转变点。热油管道由于径向温降的影响，使得Re达到1000时管内流动就转变为紊流，不一定要达到2000。对于大直径的热含蜡油管道，加热站间常见的流态变化为：从加热站出口处的牛顿紊流→非牛顿紊流→非牛顿层流对于高粘度的热重油管道，常见的流态变化为：牛顿紊流→牛顿层流→非牛顿层流对于不同的流态和流型，需要分别按其相应的摩阻公式计算。牛顿层流不可能转换为非牛顿紊流。因为流态和流型都是向粘度高的方向转变。紊流的粘度小于层流，层流不可能向紊流转变。但非牛顿流体的表观粘度比牛顿流体的粘度大得多，可以由牛顿流体紊流转变为非牛顿流体紊流。有流态转变时，热站间摩阻计算可按下述步骤进行：1、确定流态转变位置①②由原油的粘温关系求出与υLJ对应的温度TLJ。③根据TLJ由温降公式计算紊流段长度：则层流段长度为：

2、分别计算层流段和紊流段的摩阻hL和hT。注意层流段要乘以径向温降附加压头损失系数Δr

，加热站间摩阻损失为：

第三节确定和布置加热站、泵站一、确定加热站数及其热负荷确定了加热站的进、出口温度，即加热站的起、终点温度TR

和TZ

后，可按最低月平均地温，及全线的近似K值估算加热站间距LR。加热站站数nR

按下式计算并化整式中：L—管路总长，m;L’R—初步计算的加热站间距，m加热站的有效热负荷

q

可根据所要求的进、出站温度TR

及TZ

计算如下式中：q—加热炉有效热负荷，kwG—油流质量流量，kg/sC—平均油温下的油品比热容，kJ/kg℃加热站的燃料油耗量(kg/h)为式中：ηR—加热系统的效率；E—燃料油热值，kJ/kg二、确定泵站数、布站热油管路泵站数的确定不同于等温管的特点：泵站数不仅取决于管径和泵站的工作压力，还取决于热力条件，即必须在热力条件已定的基础上计算全线摩阻损失以确定泵站数。1、泵站数确定假设确定泵站数之前热力计算已经完成，即全线有座nR个加热站，加热站的进出站温度为Tz和TR，热站间距为LR，则泵站可按下述步骤确定：(1)根据TR和Tz确定整个加热站间是否有流态转变，若站间有流态转变，则摩阻应分段计算;(2)按照平均油温和计算输量计算站间的平均水力坡降i，并用此值判断有无翻越点（一般用图解法）;(3)计算全线所需压头HR。当全线K值相同时，加热站一般按等间距布置考虑。所以各个站间的摩阻hR相同，因此无翻越点时，全线所需压头为:若加热站间热力条件不同，则：有翻越点时，全线所需压头为：式中：HRLf为起点到翻越点的摩阻损失;为翻越点之前各加热站的站内损失之和；为翻越点与起点的高程差；为翻越点或终点要求的动水（剩余）压力；hξ为一个加热站的站内损失，一般取10～20m油柱。说明：当有翻越点时，翻越点一般不与加热站重合，故翻越点到其前一站的平均油温要高于整个加热站间的平均油温，准确计算摩阻应按这一段的平均油温计算。但在设计计算中，为了简化计算，一般仍按热站间的平均水力坡降计算该段的摩阻。(4)设计算输量下泵站的扬程为HC，泵站站内损失为hc，一般取hc＝10～20m油柱，则所需泵站数为：

显然也存在np的化整问题。np的化整要与加热站数的化整相结合，进行综合考虑。化整的原则与等温管道相同，不同的是热油管道的输量调节更方便，即还可以通过调整热力参数来调节。当全线热力条件不同时，热油管路的翻越点判断要注意哪些问题？思考题（水力坡降的选取，最好用所需的总压头或剩余压头判别，而所需的总压头或剩余压头应按热力条件分段计算）。2、布站热油管道的泵站布置不同于等温管道，其特点是：(1)加热站间管道的水力坡降是一条斜率不断增大的曲线。(2)在加热站处，由于进、出站油温突变，水力坡降线的斜率也会突变，而在加热站之间，水力坡降线斜率逐渐变化，如下图所示。(1)按热力计算结果在纵断面图上初布热站，若全线K、T0基本相同，一般按等间距初布热站。(2)布置泵站。有两种情况：

①紊流区工作的热油管道，摩阻是按平均温度法计算的，水力坡降也按平均温度计算。首先按新确定的热力参数和泵站数，计算管线的工作点及水力坡降，然后按与等温管道相同的方法布站。新计算的工作点输量可能大于计算输量，若要维持计算输量，可以降低某些泵站的扬程，布站时应按工作点输量下的水力坡降和各站扬程布站。②层流输送时，沿线油流粘度变化较大，水力坡降变化较大，摩阻应按分段法计算。按实际的水力坡降线布站。分段按平均温度计算各段的摩阻hi，然后在图上画出水力坡降线。加热站间的水力坡降线是一条斜率不断增大的曲线。在下一加热站处，由于油温突变，水力坡降线的斜率也发生突变，然后又重复前面的过程。当然对于紊流区运行的热油管道也可采用这种方法布站。在纵断面上初布确定加热站和泵站的位置后，常需要调整加热站和泵站的位置。尽量使两者合并成热泵站。这样可以节省投资和经营费用，方便输油管理。我国在平原地区建设的热油管道，一般都能满足这一要求。因为对于平原地区，加热站等间距布置，泵站也接近等间距布置，因而进行适当的调整后比较容易做到热泵站合并。(3)站址的调整但是并不是所有情况下都能做到加热站和泵站合并。譬如在地形起伏较大的山区，上坡段的泵站间距可能远小于热站间距，会有单独的泵站；在下坡段，泵站间距可能远大于热站间距，需要设置单独的加热站。因此可能存在三种形式的站：热泵站、加热站和泵站。泵站和加热站合并可以从三方面考虑：①调整加热站位置或加热站数使加热站向泵站方向合并。当计算的加热站和泵站数相同时，对于平原地区，适当移动热站位置即可与泵站合并；当计算的热站数少于泵站数但又较接近时（例如热站数为3，泵站数为4），可以增加热站数使每座泵站均变成热泵站；当热站数多且接近于泵站数的倍数时，可以增加热站数使泵站均变成热泵站，并在泵站间设置单独的加热站。②改变泵站特性或泵站数使之向热站方向合并。当可供选择的泵型号较多，如多级泵有不同的级数，串联泵有不同的扬程时，可以在管路强度允许的范围内，各自选择不同型号的泵，使各站的扬程不同可以做到泵站与热站的合并。若计算的泵站数小于热站数且两者相近时（如泵站数为3，热站数为4），可以适当增加泵站数使全线均为热泵站，等等。③当单独采用上述某一种方法还不满意时，可以两种方法同时考虑。使热站和泵站均向一个新位置移动，最后使热站和泵站合并。若有些热站和泵站实在无法合并，也只能分别设置热站和泵站。(4)分期建设或有最小、最大设计输量要求的热油管道的热站和泵站的布置原油管线的设计输量往往由油田的生产能力确定。开发初期产量小，几年后达到产量高峰，稳产若干年后，产量开始递减。因此，许多管道往往是分期建设，一般是一期输量小，二期输量大。对于某些管线，虽然不分期建设，但有最小设计输量和最大设计输量的要求。设计管道时，要使管道满足最大和最小输量（或一、二期输量）的要求。对于分期建设或有最大最小设计输量要求的管道，设计时要按最小输量（或一期输量）确定热站数，按最大输量（或二期输量）确定泵站数。这是因为输量小时温降快，需要的热站数多，但需要的泵站数少；输量大时需要的热站数少而泵站数多，而要使管线满足两种输量的要求，热站数和泵站数都要取其中的最大者。对于分期建设的管道，按上述原则确定出热站数和泵站数后，进行热泵合一的调整，然后选择建设若干满足一期输量的热站和泵站，有些泵站可暂时不建，输量增大后，再把热站改建成热泵站或泵站。二期输量下，尽量使用现有站场，少建或不建新站，这样可节省投资，但设计时应考虑到站场的扩建和改建。也就是说在设计时就要考虑输量增大后泵站的合理方案。3、站址确定后热力和水力参数的校核在纵断面图上最后确定的热泵站、热站和泵站的数目与位置及各站的进出站压力都可能和计算结果有出入。为了检查布站结果的正确性，为输油操作提供参考数据，应依据布站结果（各站的里程与高程）校核如下参数：(1)冬、夏季各热泵站与加热站的进（出）站油温；(2)冬、夏季各热泵站和泵站的进出站压力及原动机的功率；(3)管道的允许最小输量，是否满足最小设计输量的要求；(4)计算四季输量，检查是否满足全年输送任务的要求；(5)检查各热泵站、热站的热负荷是否满足要求；(6)检查全线的动、静水压力是否在管路强度允许的范围内。三、热油管道的设计计算的基本步骤1、热力计算

①确定热力计算所需要的参数：TR、TZ、T0、K

②按最小设计输量计算加热站间距

LR③计算加热站数nR

并化整，重新计算加热站间距和出站油温

TR④计算加热站热负荷，选加热炉(注意加热炉不设备用，为什么？)2、水力计算①翻越点的确定：一般采用作图法。②计算最大输量下各加热站间的摩阻hR③计算全线所需总压头④选择泵型号及其组合方式，计算泵站扬程⑤确定泵站数并化整3、确定最优管径方案。方法与等温管相同，只是能耗费用包括动力费用和热能费用两部分。4、站址的确定

①按最小设计输量布置热站，最大输量布置泵站，兼顾最大最小输量要求，尽量使热站和泵站合并。②给出若干输量下的热站和泵站的允许组合。5、校核①

TR、TZ③动静水压力④原动机功率及加热炉热负荷

②Hs、Hd⑤Gmin（参阅教材第七章相关内容）一、输油站工艺流程输油站的工艺流程是指油品在站内的流动过程，实际上就是站内管道、管件、阀门所组成的、并与其它输油设备（包括泵机组、加热炉和油罐）相连的输油管道系统。该系统决定了油品在站内可能流动的方向、输油站的性质和所承担的任务。

1、工艺流程设计原则第四节热泵站设计的几个问题

(1)工艺流程要满足各输油生产环节的需要。输油管建成后，存在三个生产环节：试运投产、正常输油和停输再启动。(2)中间输油泵站的工艺流程要和采用的输送方式(开式、闭式)相适应；(4)经济、节约；(5)能促使采用最新科学技术成就，不断提高输油水平。2、输油站主要流程及其应用范围(3)便于事故处理和检修；(1)来油与计量流程来油→流量计→阀组→罐该流程仅存在于首、末站，用于与外系统的油品交接计量。(2)站内循环流程罐→泵→炉→阀组→罐应用范围：管道投产时作站内联合试运；输油干管发生故障或检修，防止站内系统的管道或设备凝油；下站罐位超高或发生冒罐事故，本站罐位超低或发生抽空现象；本站出站压力紧急超压；作为流程切换时的过渡流程。采用密闭输油流程时，该流程仅存在于首、末站。(3)正输流程

先泵后炉流程：罐→阀组→泵→炉→阀组→下站(首站)上站来油→阀组→泵→炉→阀组→下站(中间站)先炉后泵流程：罐→给油泵→阀组→炉→泵→阀组→下站(首站)上站来油→阀组→炉→泵→阀组→下站(中间站)用于管线的正常输油。

应用范围：因各种原因使停输时间过长，需反输活动管线。管道输量太低，必须正反输交替运行。清管器在进站管段受阻需进行反冲。投产前管子预热。先泵后炉流程：下站来油→阀组→泵→炉→阀组→上站先炉后泵流程：下站来油→阀组→炉→泵→阀组→上站(4)反输流程上站来油→阀组→炉→阀组→下站应用范围：输量较小；输油机组发生故障不能加压；供电系统发生故障或计划检修；站内低压系统的管道或设备检修；作为流程切换时的过渡流程；冷却水系统中断，使输油泵机组润滑得不到保证。(5)压力越站流程上站来油→阀组→下站应用范围：加热炉管破裂着火，无法切断油源;加热炉看火间着火，无法进入处理;非全越站不能进行站内管道、设备施工检修或事故处理。(6)全越站流程上站来油→阀组→泵→阀组→下站应用范围：停炉检修；地温高，输量大，热损失小，可不加热；加热炉系统发生故障，但可以断油源。(7)热力越站流程(8)收发清管器流程发送清管器：罐(或上站)→阀组→泵→炉→阀组→发送筒→下站罐(或上站)→阀组→炉→泵→阀组→发送筒→下站接收清管器：上站→接收筒→阀组→泵→炉→阀组→下站上站→接收筒→阀组→炉→泵→阀组→下站该流程只有在清管时才使用。以上几个工艺流程并非每一个生产过程都使用，也不是每个站都具备，要根据各条管线及输油站的具体情况选择。二、热泵站上先泵后炉流程的缺点热泵站上，根据输油主泵与加热炉的相对位置，站内流程可以是“先泵后炉”也可以是“先炉后泵”流程。我国70年代建设的管道大多采用先泵后炉流程。“先泵后炉”流程存在以下缺点：1、进泵油温低，泵效低进泵油温即为上站来油的进站油温，是站间最低温度。由于原油粘度高，使泵效下降。如任丘原油60℃时粘度为34mm2/s，40℃时为80mm2/s，泵效下降0.8％，大庆原油，油温从60℃降到30℃，泵效降低1.8％。站内管线常年在低温下运行，又无法在站内清管，结蜡层较后，流通面积减小，使站内阻力增加，造成电能的极大浪费。如一条年输量2000万吨的管线，若一个站的站内损失增加10m油柱，则一个站全年多耗电约80万度（约40万元）。2、站内油温低，管内结蜡严重，站内阻力大3、加热炉承受高压，投资大，危险性大加热炉内压力为泵的出口压力，高达6.0MPa，炉管及附件都处于高压下工作，钢材耗量大，投资增加，加热炉在高压下工作，易出事故，且难以处理，严重时可能引起加热炉爆炸。我国过去建设的管道采用先泵后炉的流程，是与旁接罐流程分不开的。在旁接罐流程下，若采用先炉后泵，则进站压力较低，加热炉受上一站的控制。目前我国有些管线已经将先泵后炉的流程改为先炉后泵流程。新设计的管线，不论是采用“泵到泵”输送还是采用“旁接罐”输送，都应设计为先炉后泵流程，但进站压力一定要满足