热油管道输送工艺方案设计

刘倩 武松 [中国石油大学（北京）]

热油管道输送工艺方案设计

刘倩 武松 [中国石油大学（北京）]

热油管道输送工艺方案的设计，在很大程度上影响了管道在整个设计寿命期内的运行效率和技术经济效果。为了在预定的运行寿命期内完成输油任务并获得最佳的经济效益，合理制定热油管道的输送工艺方案，对热油管道的建设和运行具有重要意义。以某条热油管道为例，详细介绍了如何设计输送工艺方案。

热油管道 方案设计 水力 热力计算

1 输送工艺的设计要素

对于热油管道，其总体工艺设计方案涉及管道、泵站、热站三个方面。管道部分可以用管材、管径及壁厚三个要素来描述；泵站部分可以用进出站压力及泵站数等要素来描述；热站部分可以用进出站原油温度及热站数等要素来描述。在管道的线路走向、所输油品物性、输量等外部因素已定的前提下，一旦上述设计要素确定，整条管道的总体工艺设计方案随之确定[1]。

2 输送工艺的计算

2.1 热力计算所需的物性参数

1）原油的物性参数：密度、黏度、凝点等。

2）土壤的导热系数。土壤的导热系数取决于土壤的种类及土壤的孔隙度、温度、含水量等，其中含水量的影响最大。管道沿线不同地区土壤种类、性质不尽相同，同一管段在不同季节，土壤的导热系数也不同，因此很难通过计算得出较准确的土壤导热系数。应在不同季节，在管道沿线每隔一定距离，测定土壤导热系数，也可以取土样在实验室测定或在现场用探针法测量[2]。

2.2 温度参数的确定

2.2.1 加热站出站油温的选择

考虑到原油难免含水，故其加热温度一般不超过100℃。如原油为加热后进泵，其加热温度不应高于初馏点，以免影响泵的吸入。另外，在确定加热温度时，还需要考虑防腐层和保温层的耐热能力是否适应。

2.2.2 加热站进站油温的选择

加热站进站油温主要取决于经济比较，对凝点较高的含蜡原油，由于在凝点附近时黏温曲线很陡，故其经济进站温度常略高于凝点。

2.2.3 地温T的确定

对于埋地管道，T取管道埋深处的土壤自然温度。T是随地区、季节变化的，设计热油管道时，至少应分别按其最低及最高的月平均温度来计算。

2.3 热油管道的热力计算

管道考虑摩阻损失的热效应，温降按下式计算：

式中：

t1——管道起点原油温度，℃；

t2——管道终点原油温度，℃；

t0——管道中心处最冷月平均地温，℃；

L——管道长度，m；

i——流量为qm时的水力坡降，m/m；

g——重力加速度，9.81 m/s2；

C——输油平均温度下原油的比热容，J/（kg·K）；

K ——总传热系数，W/（m2·K）；

D——管道的外直径，m；

ρ——原油的密度，kg/m3；

Testing&Research

qm——原油流量，m3/s。

2.4 热油管道的水力计算

管道内沿程水力摩阻按以下公式计算：

式中：

h——管道内沿程水力摩阻损失，m；

λ——摩阻系数；

L——管道长度，m；

d——输油管道的内直径，m；

V——原油在管道内的平均流速，m/s；g——重力加速度，9.81 m3/s；

Qv——平均温度下的原油流量，m3/s。

2.5 加热站、泵站的确定和布置

热油管道工艺设计过程是首先进行热力计算，得出全线所需加热站数。再按加热站间管道进行水力计算，根据全线所需压头计算所需泵站数和泵的功率。为了便于生产管理，应尽可能使加热站与泵站合并。

3 输送方案的确定

当对一条热油管道做设计时，为完成规定的输油任务，可以有许多个由不同的工艺参数组合而成的方案。这些方案在技术上都是可行的，但在经济上不一定合理。因此要找到一个在经济上最优的方案。目前，设计单位在工程实践中广泛使用的是方案比选法。其具体的步骤如下：

1）确定主要工艺参数。包括管道长度，管道内壁粗糙度，所输油品物性，设计输量，管道年工作天数，进、出站油温，管道埋深处全年、最冷月平均地温，土壤性质、含水率及导热系数。其中油品进站温度按高于油品凝点3～5℃选取。

2）计算管径和壁厚。按照经济流速初选几种管径。经济流速是根据经验总结而得，我国输油管道设计所取流速在1.0～2.0 m/s之间。按下式计算出管道理论内径[3]：

式中：

D——管道理论内径，m；

Q——规定输量，m3/h；

w——经济流速，m/s。

以算得的理论内径为中心，参照管子的实际规格选取几种直径。

根据所选管径，结合压力等级，按下式计算壁厚：

式中：

δc——钢管的计算壁厚，mm；

P——设计内压力，MPa；

D——钢管外径，mm；

σs——材料的最低屈服强度，MPa；

K——设计系数，站外取0.72；

ϕ——焊缝系数，直缝电阻焊管取1.0。

管道的实际壁厚要按计算壁厚向上调整至相近的公称壁厚。

3）列出不同工艺参数（管径、输送压力）组合的可供对比的方案。

4）利用计算公式或采用工艺计算软件，对每种方案进行水力、热力计算，确定各种管径方案的泵站及加热站数，加热温度，泵的功率，加热炉热负荷，全线耗油量、耗电量。

5）还需计算最大输量和最小输量，冬季和夏季时的水力、热力工况，分析各方案的灵活性，看其在预期的流量条件能否都在高效区工作。

6）计算各个管径方案的投资与输油成本，对工艺计算的结果进行经济评价，在理论计算与合理的工程评价相结合的基础上，最终推荐一个符合工程实际情况和年费用现值最小的工艺方案。

4 以某热油管道为例

4.1 管道概况

管道全长约217 km。管道沿线地形总体起伏不大，以平原为主，草原与丛林共生，局部为草原。

4.2 主要工艺参数

1）油品物性参数。油品在20℃时的密度为863.2 kg/m3，凝点为32℃。

2）管道的设计输量为828 m3/h，最高输量为1076 m3/h。

3）管道沿线地温。本管道工程建设区域均为热带草原气候。全年气候划分为雨季（6月—10月）和旱季（11月—来年5月）。全年最不利于原油输送的地温条件出现在雨季，故按雨季最低月平均地温为28℃进行计算。

4）土壤传热系数。根据管道经过区域的土壤性质及环境条件，参考相关运行工艺参数及国内有关标准，选取旱季土壤导热系数取1.1W/(m⋅K)，雨季土壤导热系数选取2.0W/(m⋅K)。

5）加热站原油进出站温度。本管道全线按加热密闭输送工艺设计，进站最低油温按凝点以上3～5℃考虑，暂选取为37℃。原油最高出站温度不超过其初馏点，暂取74℃。

6）管壁粗糙度：管道内壁绝对（当量）粗糙度取50μm。

7）工作天数：管道的年工作天数取350天。

4.3 工艺计算软件

输油工艺计算采用国际通用的SPS 9.5（Stoner Pipeline Simulator）设计软件。

4.4 设计输量828 m3/h下的方案比选

根据最高输量和经济流速计算管径，见表1。

表1 管径计算

外输量按828 m3/h考虑，最高输量在1076 m3/h左右，本管道初选了以下4个常用管径、不同压力等级进行方案比选：

方案1：采用φ508 mm管径、设计压力8 MPa；

方案2：采用φ508 mm管径、设计压力10 MPa；

方案3：采用φ559 mm管径、设计压力6.4 MPa；

方案4：采用φ559 mm管径、设计压力10 MPa；

方案5：采用φ610 mm管径、设计压力6.4 MPa；

方案6：采用φ610 mm管径、设计压力10 MPa；

方案7：采用φ711 mm管径、设计压力6.4 MPa。

初步测算得知，对于该管道，雨季期间的运行条件相对旱季更为苛刻，所以在方案比选时，以雨季参数为基础进行工艺测算。设计输量下，各方案在雨季的水力热力计算结果见表2。

在设计输量条件下，各方案经济指标测算结果见表3。

从上面技术经济比较结果可以看出：

1）在828 m3/h设计输量条件下，方案3费用现值最低，费用现值由低至高依次为方案3、方案1、方案2、方案5、方案4、方案6、方案7。

2）从输量适应范围来看，上述方案可分为两组：方案4、方案5、方案6、方案7通过改造首站提高出站压力，即可兼顾外输高方案1076 m3/h的

表2 不同方案设计输量下水力热力计算结果（雨季）

表3 不同方案工程投资及费用比较

要求；方案1、方案2、方案3需要将中间热站扩建成中间热泵站才可满足1076 m3/h原油外输；但对于最小输量而言，各方案相差不大。将中间热站扩建成中间热泵站的工程量和投资要比改造首站输油主泵大得多。以方案3和方案4为例经计算，同样达到1310 m3/h的输量，方案3的建设投资要多增加约3500×104美元，方案3的总运行功率和能耗也高于方案4，同时还要增加人员配备。由于中间泵站现场环境条件极差，雨季基本不能通行，后勤补给困难，运行、管理、维护费用大大增加。从方便运行管理考虑应尽量避免设立中间泵站。方案4“一泵到底”最大输送能力可达到1310 m3/h，比方案3增加少量一次性投资，可换得较大的输送能力余量，适应能力更宽，抗输量变化风险能力强，费用现值较低，综合评价较优。方案5虽然费用现值比方案4略低，但最大输量只有1214 m3/h，且方案4管径小，流速相对高，更适于加热输送工艺。另外，由于与本管道上下游相接的管道设计压力为10 MPa，为与上下游协调统一，方案4也较方案3和方案5更合适。

故推荐最优方案4：采用ϕ559 mm管径、10 MPa设计压力，加热密闭输送工艺，全线设置3座工艺站场。

[1]刘伟,梁江.成品油管道总体工艺方案优化设计[J].油气储运,1999,18(3):8-10,32.

[2]张小龙.庆咸原油管道工艺方案研究[D].北京:中国石油大学（北京）,2008.

[3]石油和化工工程设计工作手册编委会.输油管道工程设计[M].北京:中国石油大学出版社,2010:60-74.

10.3969/j.issn.2095-1493.2011.09.002

刘倩，现为中国石油大学（北京）油气储运专业在读硕士研究生，E-maol：liuqian1987@petrochina.com.cn，地址：中国石油大学（北京） 校内公寓学2楼3601室，北京昌平府学路18号，102249。

2011-09-12)