加熱輸送管道的工藝計算課件

加熱輸送管道的工藝計算隨著世界能源需求的增長，易凝和高粘原油的產(chǎn)量不斷增加。目前我國所產(chǎn)原油大多為這兩種原油。生產(chǎn)含蠟原油(waxycrude)的油田主要有：大慶油田、勝利油田、中原油田、華北油田、河南油田、長慶油田、克拉瑪依油田、遼河油田的沈陽采油廠等。生產(chǎn)稠油(thickoil,heavyoil)的油田有：遼河油田、勝利的單家寺油田和孤島油田、塔里木油田等。含蠟原油的特點是含蠟量高、凝固點高、低溫下粘度高、高溫下粘度低。如大慶原油，凝固點為28～32℃，50℃運動粘度約為20~25×10-6m2/s(即20~25cSt)，勝利含蠟原油的凝固點為23～32℃，50℃運動粘度約為80～90×10-6m2/s。稠油的特點是凝固點很低，通常低于0℃，但粘度很大，如孤島原油凝固點為-2.3～4.9℃，50℃運動粘度約為2000×10-6m2/s。除此之外，還有粘度超過20000×10-6m2/s的超稠油。凝固點(Freezingpoint)：是指在規(guī)定條件下(熱力和剪切條件下)所測得的油樣不流動的最高溫度。我國常把它作為評價原油流動性的指標(biāo)之一。西方國家常用的是傾點(Pourpoint)，它與凝固點有所不同。傾點是指在規(guī)定條件下測得的油樣剛開始流動的最低溫度。由于測量方法的不同，因而兩者在數(shù)值上亦有差別，實際上凝點是通過降溫測量，而傾點是通過升溫測量。對于同一種原油，傾點一般比凝固點高2～3℃。原油的高含蠟、高凝固點和高粘度給儲運工作帶來以下幾個方面的問題：1、由于原油的凝固點比較高，一般在環(huán)境溫度下就失去流動性或流動性很差，因而不能直接常溫輸送。2、在環(huán)境溫度下，含蠟原油即使能夠流動，其表觀粘度(ApparentViscosity)也很高。對于稠油，雖然在環(huán)境溫度下并不凝固，但其粘度很大。因此無論是高含蠟原油還是稠油，常溫輸送時摩阻損失都很大，是很不經(jīng)濟(jì)的。3、易凝高粘原油給儲運系統(tǒng)的運行管理也帶來了某些特殊問題，主要有：①儲罐和管道系統(tǒng)的結(jié)蠟問題；②管道停輸后的再啟動問題。對于易凝高粘原油，不能直接采用第二章講的等溫輸送方法，必須在輸入管道前采用降凝降粘措施。加熱輸送是目前常用的方法，即將油品加熱后輸入管路，提高油品溫度以降低其粘度，減少摩阻損失，借消耗熱能來節(jié)約動能。這一章我們將來討論熱油輸送管道的工藝計算問題。一、加熱輸送的特點1、什么是熱油管道？所謂熱油輸送管道是指那些在輸送過程中沿線油溫高于地溫的輸油管道。對于熱油管道，一般來說，其沿線的油溫不僅高于地溫而且還高于油品的凝固點。第一節(jié)熱油管道的溫降計算在熱油沿管路向前輸送過程中，由于油溫高于管路周圍的環(huán)境溫度，在徑向溫差的作用下，油流所攜帶的熱能將不斷地向管外散失，因而使油流在前進(jìn)過程中不斷地降溫，引起軸向溫降。軸向溫降的存在，使油流的粘度在前進(jìn)過程中不斷升高，單位管長的摩阻逐漸增大，當(dāng)油溫降至凝固點附近時，單位管長的摩阻將急劇升高。故在設(shè)計管道時，必須考慮：a.當(dāng)油溫降到什么溫度時需要建一個加熱站？b.需將油流加熱到多高的溫度才能輸入管道？c.熱油管沿線的油流熱損失和壓力損失如何補充？（加熱站和泵站補充）2、與等溫管相比，熱油管道的特點是：

①沿程的能量損失包括熱能損失和壓能損失兩部分。

②熱能損失和壓能損失互相聯(lián)系，且熱能損失起主導(dǎo)作用。

③沿程油溫不同，油流粘度不同，沿程水力坡降不是常數(shù)，i≠const。一個加熱站間，距加熱站越遠(yuǎn)，油溫越低，粘度越大，水力坡降越大。設(shè)計熱油管道時，要先進(jìn)行熱力計算，然后進(jìn)行水力計算。這是因為摩阻損失的大小取決于油品的粘度，而油品的粘度則取決于輸送溫度的高低。二、熱油管道沿程溫降計算

1．軸向溫降公式的推導(dǎo)基本假設(shè)：①穩(wěn)定工況。包括熱力、水力條件穩(wěn)定，即各站的進(jìn)出站溫度不隨時間而變化，輸量也不隨時間而變化。②油流至周圍介質(zhì)的總傳熱系數(shù)K沿線為常數(shù)。③沿線地溫T0和油品的比熱C為常數(shù)設(shè)有一條熱油管道，管外徑為

D，周圍介質(zhì)溫度為T0,總傳熱系數(shù)為K,輸量為G，油品的比熱為C，出站油溫為TR，加熱站間距為LR。在距加熱站為L處取一微元段dL，設(shè)此處斷面油溫為T，油流經(jīng)過dL段的溫度變化為dT，故在L+dL斷面上油溫為T+dT，穩(wěn)定傳熱時，dL段上的熱平衡方程為：KπD(T-T0)dL=－GCdTLdLTTR對上式積分:即：或：上式稱為軸向溫降基本公式，也就是著名的蘇霍夫公式。根據(jù)加熱站間距LR，可求得下一站的進(jìn)站油溫為：溫降曲線的特點：由圖可知：

①溫降曲線為一指數(shù)曲線，漸近線為T=T0②在兩個加熱站之間的管路上，各處的溫度梯度不同，加熱站出口處，油溫高，油流與周圍介質(zhì)的溫差大，溫降快，曲線陡。隨油流的前進(jìn)，溫降變慢，曲線變平。因此當(dāng)出站溫度提高時，下一站的進(jìn)站油溫TZ不會按比例提高。如果TR提高10℃，進(jìn)站油溫TZ一般只升高2～3℃。因此為了減少熱損失，出站油溫不宜過高。T0TLdLTRT0考慮摩擦升溫時的軸向溫降計算油流沿管道向前流動過程中,由于摩擦阻力而使壓力不斷下降。這部分壓力能最終轉(zhuǎn)化為摩擦熱而加熱油流。上面討論的溫降基本公式，未考慮摩擦熱的影響，故只能用于流速低、溫降大、摩擦熱影響較小的情況。利用與推導(dǎo)蘇霍夫軸向溫降基本公式相同的方法：管線向周圍介質(zhì)的散熱量=油流溫降放熱+摩擦熱即：KπD(T-T0)dL=-GCdT+GgidL整理得:令:

則上式變?yōu)?

a(T-T0-b)dL=-dT即:

或:

上式即為考慮摩擦熱時的軸向溫降計算公式。又叫列賓宗溫降公式。在上式的推導(dǎo)中，水力坡降i

取定值，實際上熱油管的i

沿線是變化的。計算中可近似取加熱站間管道的平均水力坡降值。式中：iR、iZ—計算管段起點、終點油溫下的水力坡降由軸向溫降公式可知：考慮摩擦升溫后相當(dāng)于地溫升高了b度。2．溫度參數(shù)的確定確定加熱站的進(jìn)、出站溫度時，需要考慮三方面的因素：①油品的粘溫特性和其它的物理性質(zhì)；②管道的停輸時間，熱脹和溫度應(yīng)力等因素；③經(jīng)濟(jì)比較，取使費用現(xiàn)值最低的進(jìn)出站溫度。⑴加熱站出站油溫的選擇考慮到原油中難免含水，加熱溫度一般不超過100℃。如原油加熱后進(jìn)泵，則其加熱溫度不應(yīng)高于初餾點，以免影響泵的吸入。含蠟原油在凝點附近粘度(表觀粘度)溫度曲線很陡，而當(dāng)溫度高于凝點3-4℃時，粘度隨溫度的變化很小，而且含蠟原油管道常在紊流光滑區(qū)運行，摩阻與粘度的0.25次方成正比，高溫時提高溫度對摩阻的影響很小，而熱損失卻顯著增大，故加熱溫度不宜過高。對于稠油，粘溫曲線陡，升溫有利于降粘，從而降低摩阻損失；另外，稠油粘度大，多在層流流態(tài)下輸送，摩阻與粘度的1次方成正比，所以提高油溫減阻效果顯著，故稠油管道出站溫度較高，為減少熱損失，管外常敷設(shè)保溫層。確定出站溫度時，還必須考慮由于運行和安裝溫度的溫差而使管路遭受的溫度應(yīng)力是否在強度允許的范圍內(nèi)，以及防腐保溫層的耐熱能力是否適應(yīng)等。⑵加熱站進(jìn)站油溫的選擇加熱站進(jìn)站油溫首先要考慮油品的性質(zhì)，主要是油品的凝固點（通常略高于凝固點），必須滿足管道的停輸溫降和再啟動的要求，但主要取決于經(jīng)濟(jì)比較，故其經(jīng)濟(jì)進(jìn)站溫度常略高于凝點。⑶周圍介質(zhì)溫度T0

的確定對于架空管道，T0

就是周圍大氣的溫度。對于埋地管道，T0則取管道埋深處的土壤自然溫度。設(shè)計熱油管道時,T0取管道中心埋深處的最低月平均地溫，運行時按當(dāng)時的實際地溫進(jìn)行校核。3.軸向溫降公式的應(yīng)用

⑴設(shè)計時確定加熱站間距和加熱站個數(shù)設(shè)計時，管道總長L、D、G、K、C、T已定,按上述原則選定TR和TZ，則加熱站間距為:全線所需加熱站數(shù):,化整→nR設(shè)計的加熱站間距為:,然后重新計算TR。⑵運行中計算沿程溫降,特別是計算為保持要求的進(jìn)站溫度TZ

所必須的加熱站出站溫度

TR

。⑶校核站間允許的最小輸量Gmin

當(dāng)及站間其它熱力參數(shù)即T0、D、K、LR一定時，對應(yīng)于TRmax、Tzmin的輸量即為該熱力條件下允許的最小輸量:⑷運行中反算總傳熱系數(shù)K

值

由于溫降公式是按照穩(wěn)定工況導(dǎo)出的，因此反算K值時，應(yīng)取水力和熱力參數(shù)比較穩(wěn)定情況下的數(shù)據(jù)。如果輸量波動較大，油溫不穩(wěn)定或有自然現(xiàn)象影響(如冷空氣前后,大雨前后等)，管線的傳熱相當(dāng)不穩(wěn)定，按穩(wěn)定傳熱公式反算出來的K值誤差較大。當(dāng)然生產(chǎn)管線的參數(shù)波動總是存在的,只能相對而言。反算K值的目的:①積累運行資料,為以后設(shè)計新管線提供選擇K值的依據(jù).②通過K值的變化,了解沿線散熱及結(jié)蠟情況,幫助指導(dǎo)生產(chǎn)。若K↓，如果此時Q↓，H↑，則說明管壁結(jié)蠟可能較嚴(yán)重，應(yīng)采取清蠟措施。若K↑，則可能是地下水位上升，或管道覆土被破壞、保溫層進(jìn)水等。4、油流過泵的溫升油流經(jīng)過泵時，由于流道、葉片摩擦、液體內(nèi)部的沖擊和摩擦，會產(chǎn)生能量損失，轉(zhuǎn)化為摩擦熱加熱油流。輸油泵內(nèi)能量損失包括機械、水力、容積和盤面摩擦等項損失，泵效ηp就是考慮了上述損失計算出來的。除機械損失所產(chǎn)生的熱量主要由潤滑油和冷卻水帶走外，其余三部分能量損失大都轉(zhuǎn)化為摩擦熱加熱油流。設(shè)泵效為ηp，則泵的輸入功率為GgH/ηp

，其中轉(zhuǎn)化為壓力能的有效功率為GgH，設(shè)機械損失所占比例為ηj,則轉(zhuǎn)化為機械損失的功率為:ηjGgH/ηp

，轉(zhuǎn)化為摩擦熱的功率為:對于揚程為600m,ηp=70%的離心泵，原油經(jīng)泵的溫升約為1℃。如東臨線各泵站的泵攪拌溫升約為0.8~1℃。閥門節(jié)流引起的溫升可按同樣的方法計算：三、熱力計算所需的主要物性參數(shù)1、油品比熱容我國含蠟原油的比熱容隨溫度的變化趨勢均可用下圖所示的曲線描述，Ⅰ區(qū)：油溫T

高于析蠟點TsL，比熱容CLY

隨溫度升高而緩慢升高。在這個區(qū),石蠟還未析出，可用下式表示:式中：d415為油品在15℃時與4℃時水的相對密度?？蓪⑵浞譃槿齻€區(qū):(kJ/kg℃)Ⅱ區(qū):

Tcmax<T<TsL。Tcmax為比熱容達(dá)到最大值時的溫度。在該區(qū)，隨油溫的降低，比熱容急劇上升。該區(qū)內(nèi)有大量石蠟析出，比熱容溫度關(guān)系可表示為:其中A、n為與原油有關(guān)的常數(shù)。Ⅲ區(qū):

0≤T≤Tcmax。在該區(qū)內(nèi)，隨油溫的降低比熱容減小，其關(guān)系可表示為:式中B、m為與原油有關(guān)的常數(shù)。(kJ/kg℃)(kJ/kg℃)2.油品的導(dǎo)熱系數(shù)對液態(tài)石油產(chǎn)品，導(dǎo)熱系數(shù)隨溫度而變化，可按下式計算式中：λy—油品在T℃時的導(dǎo)熱系數(shù)，W/m℃；T—油溫，℃；d415—原油在15℃時與水的相對密度

。原油、成品油在管輸條件下的導(dǎo)熱系數(shù)在0.1~0.16W/m℃之間，大致計算可取0.14W/m℃3.粘度粘溫指數(shù)關(guān)系式式中：υ1、υ2—溫度T1、T2

時油品的運動粘度u—粘溫指數(shù)該式適用于低粘度的成品油及部分重燃料油，不適用于含蠟原油。對于含蠟原油，采用該公式時可分段(以析蠟點作為分界溫度)寫出其粘溫指數(shù)方程。不同的油品有不同的u

值，一般規(guī)律是低粘度的油u值小，約在0.01～0.03之間；高粘度的油u值大，約在0.06～0.10之間式中：ρT、ρ20為T℃和20℃時的密度。4.油品密度四、熱油管道的總傳熱系數(shù)K

管道總傳熱系數(shù)K系指油流與周圍介質(zhì)溫差1℃時，單位時間內(nèi)通過管道單位面積所傳遞的熱量。它表示了油流向周圍介質(zhì)散熱的強弱，單位W/m2℃

。以埋地管道為例，管道散熱的傳熱過程由三部分組成：即油流至管壁的放熱，鋼管壁、防腐絕緣層或保溫層的熱傳導(dǎo)和管外壁至周圍土壤的傳熱（包括土壤的導(dǎo)熱和土壤對大氣和地下水的放熱）。在穩(wěn)定傳熱的條件下，其熱平衡關(guān)系可表示為：式中：Dw—管道最外圍的直徑Di、Di+1—鋼管、防腐絕緣層及保溫層的內(nèi)徑和外徑λi—與上述各層相應(yīng)的導(dǎo)熱系數(shù)，W/m℃Ty—油溫，℃

T0—管道中心埋深處的自然地溫，℃Tbi—鋼管內(nèi)壁的溫度，℃Tbi、Tb(i+1)—鋼管、瀝青絕緣層及保溫層內(nèi)外壁溫度，℃

D—計算直徑，mα1—油流至管內(nèi)壁的放熱系數(shù)，W/m2

℃

α2—管外壁至土壤的放熱系數(shù)，W/m2

℃?zhèn)鳠釋W(xué)上常用單位管長上的傳熱系數(shù)KL。KL與K的關(guān)系為：KL

=KπD，W/m℃。它表示油流與周圍介質(zhì)溫差為1℃時，單位時間內(nèi)每米管長所傳遞的熱量。它等于單位管長熱阻RL

的倒數(shù)。選取D

時，一般取熱阻最大的那部分所對應(yīng)的直徑：對于不保溫埋地管道，D

可取防腐絕緣層外徑；對于保溫管路，則取保溫層內(nèi)外徑的平均值；從而得到：對于無保溫的大口徑管道，如忽略內(nèi)外徑的差值，則總傳熱系數(shù)K

可近似按下式計算：式中:δi—第

i

層的厚度，m1、油流至管內(nèi)壁的放熱系數(shù)α1的計算管內(nèi)放熱強度決定于油的物理性質(zhì)及流動狀態(tài)?？捎忙?與放熱準(zhǔn)數(shù)Nu、自然對流準(zhǔn)數(shù)Gr

和流體物性準(zhǔn)數(shù)Pr

間的數(shù)學(xué)關(guān)系來表示。腳注“y”表示各參數(shù)的定性溫度取油流溫度，腳注“bi”表示各參數(shù)的定性溫度取管壁溫度。βy

表示油的體積膨脹系數(shù)。在過渡流狀態(tài)，無可靠公式計算α1，可用書中公式3-26來計算。注意：紊流狀態(tài)下的α1要比層流時大得多，通常情況下都大于100W/m2

℃，二者可相差數(shù)十倍。因此，紊流時的α1對K影響很小，可以忽略，而層流時的α1則必須計入。2、管壁的導(dǎo)熱管壁的導(dǎo)熱包括鋼管（或非金屬）、防腐絕緣層、保溫層等的導(dǎo)熱。a.鋼管壁導(dǎo)熱熱阻很小，可以忽略；b.非金屬管材導(dǎo)熱系數(shù)小，再加上管壁較厚，熱阻相當(dāng)大；c.不保溫管道，防腐絕緣層熱阻占10%，土壤熱阻為主；d.保溫管道上，保溫層的熱阻起主導(dǎo)作用，特別是架空或水下敷設(shè)的管道，保溫層熱阻是最主要的。設(shè)計時一般不考慮凝油層熱阻對K值的影響，但核算運行管道的K值時要計入管壁上凝油層的影響。3、管外壁至大氣的放熱系數(shù)α2a地上架空管道的管外壁至大氣的放熱為對流與輻射換熱同時存在的復(fù)合換熱，故式中αac、αaR—分別為管外壁與大氣之間的對流與輻射放熱系數(shù)，W/m2℃αaR可以按輻射放熱公式計算,由于架空熱油管道均有保溫層,其外表溫度與大氣溫差較小,αaR較小，可取2～5W/m2℃。αac可按空氣中的受迫對流計算，當(dāng)103<Rea<2×105時：式中Va—最大風(fēng)速，m/sυa、ρa、ca—分別為空氣的粘度、比熱容、密度和導(dǎo)熱系數(shù)；腳注“aG”表示定性溫度取管外表面溫度；在一般氣溫條件下，空氣的Pr數(shù)值變化很小，Pr≈0.72，則4、管外壁至土壤的放熱系數(shù)α2埋地管道的管外壁至土壤的傳熱是管道散熱的主要環(huán)節(jié)。管外壁的放熱系數(shù)α2是管道散熱強度的主要指標(biāo)。對于不保溫的埋地管道，當(dāng)管內(nèi)油流為紊流狀態(tài)時，總傳熱系數(shù)K近似等于α2。在進(jìn)行若干假設(shè)的基礎(chǔ)上，由源匯法可得到管外壁至土壤的放熱系數(shù)為式中：λt—土壤導(dǎo)熱系數(shù)，W/m℃ht—管中心埋深，mDw—與土壤接觸的管外徑，m上式推導(dǎo)中未考慮土壤自然溫度場及土壤表面與大氣熱交換對管道散熱的影響，計算大口徑淺埋熱油管道時誤差較大。當(dāng)(ht/Dw)>2時，上式可近似為

討論：在輸油管道的各層熱阻中，管內(nèi)油流至管內(nèi)壁的對流放熱熱阻占的比例很小，不到1%，鋼管壁的熱阻占的比例更小，這兩項熱阻通常可忽略不計。對于埋地不保溫管道，防腐絕緣層的熱阻約占10%左右，管外壁至土壤的放熱熱阻約占90%左右。而對于有保溫層的保溫管道，熱阻主要取決于保溫層。由于計算埋地管道的總傳熱系數(shù)時要用到土壤的導(dǎo)熱系數(shù)，而土壤的導(dǎo)熱系數(shù)受許多因素的影響，不同季節(jié)、不同地方的導(dǎo)熱系數(shù)相差很大，故在實際應(yīng)用中，一般不采用上述公式計算管道的總傳熱系數(shù)，而是根據(jù)已有管道反算得到的總傳熱系數(shù)選取。

目前，在儀征-長嶺、日照-儀征等多條輸油管道的建設(shè)中，通過探針測量不同季節(jié)管線不同地點（10-20km一個點）土壤的導(dǎo)熱系數(shù)，以計算K值，這對于指導(dǎo)輸油管道的優(yōu)化設(shè)計和經(jīng)濟(jì)安全運行具有重要意義。一、熱油管道摩阻計算的特點

熱油管道的摩阻計算不同于等溫管路的特點就在于：1．沿程水力坡降不是常數(shù)。由于熱油沿管路的流動過程中，油溫不斷降低，粘度不斷增大，水力坡降也就不斷增大，所以熱油管道的水力坡降線不是直線，而是一條斜率不斷增大的曲線。2．應(yīng)按一個加熱站間距計算摩阻。因為在加熱站進(jìn)出口處油溫發(fā)生突變，粘度也發(fā)生突變，從而水力坡降也發(fā)生突變，只有在兩個加熱站之間的管路上，水力坡降i的變化才是連續(xù)的。第二節(jié)熱油管道的摩阻計算二、計算熱油管道摩阻方法

熱油管道摩阻計算有三種方法：(1)平均溫度計算法(3)基于粘溫關(guān)系的方法1、平均油溫計算法輸送含蠟原油的管路多在紊流光滑區(qū)工作，此時摩阻與粘度的0.25次方成正比，當(dāng)加熱站間起終點溫度下的粘度相差不超過一倍時，取起終點平均溫度下的粘度，用等溫輸管的摩阻計算方法計算一個加熱站間的摩阻，誤差不會太大。具體步驟是：(2)分段計算法①計算加熱站間油流的平均溫度

Tpj，②由粘溫特性求出溫度為Tpj時的油流粘度υpj。③一個加熱站間的摩阻為：2、分段計算法當(dāng)站間起終點粘度變化較大時，用站間平均溫度法計算摩阻損失誤差較大。此時可將站間分成若干小段，分段計算管路的摩阻。其方法是：⑴將站間管路按管長或溫度區(qū)間分成幾段，各段的長度根據(jù)實際情況而定。一般每小段的溫降不超過5℃，在非牛頓流體摩阻計算中有時需要按每小段溫降1℃來劃分。⑵從加熱站出口開始，由溫降公式逐段計算每一小段的起終點溫度或每小段的長度，并計算其算術(shù)平均溫度。對于第i小段，起終點溫度分別為Ti和Ti+1，則其算術(shù)平均溫度為Tpj=(Ti+Ti+1)/2。若分段是按長度劃分的，則每段長度li已知，根據(jù)Ti和li，由溫降公式求Ti+1；若分段是按溫度區(qū)間劃分的，則Ti和Ti+1已知，可由溫降公式求得每小段的長度li。⑶根據(jù)Tpj計算對應(yīng)的油品粘度υpj及該小段的摩阻則整個加熱站間的摩阻為不論熱油管線處于層流還是紊流，都可以采用分段計算法計算摩阻。分段越小，每段的溫降越小，摩阻計算越精確，當(dāng)然計算量也就越大。因此分段法更適合于計算機計算。3、由粘溫關(guān)系式推導(dǎo)的摩阻計算式基本思路：以列賓宗公式為基本計算公式，在前述溫降公式和粘溫方程的基礎(chǔ)上，列出熱油管道摩阻計算的微分方程式，然后積分求解(該方法又稱為理論公式法)。在距加熱站出口為l的地方取一微元段dl，此處油溫為T，粘度為υ，管內(nèi)徑為D1，根據(jù)列賓宗公式，微元段上的摩阻為：由微元段的熱平衡方程可得到：①②粘溫關(guān)系取粘溫指數(shù)方程：③將式②③代入式①并整理得：式中hTR為油溫為TR的等溫輸油管道的摩阻。④令且已知RRalA=對④式積分整理得：簡明地表示為式中：Δl—熱油管道軸向溫降摩阻修正系數(shù)上述公式可用于分析熱油管道特性及其變化規(guī)律。幫助指導(dǎo)生產(chǎn)管理。但該公式要用到冪積分函數(shù)，計算較麻煩。另外，對于含蠟原油，粘溫關(guān)系式用某一個方程描述也不合適，故工程上很少采用。最后強調(diào)一點無論采用什么方法計算摩阻，都要先判斷流態(tài)。如果中間有流態(tài)轉(zhuǎn)變，則應(yīng)分段計算摩阻。4、徑向溫降對摩阻的影響熱油管道徑向的速度和溫度分布由于熱油沿徑向散熱，所以油流在徑向存在溫度梯度，管中心溫度較高，管壁處較低。徑向溫降的存在，使管內(nèi)油品沿徑向產(chǎn)生自然對流，加劇了油流的擾動，使流速分布發(fā)生畸變，從而引起附加摩阻損失，通常用徑向溫降摩阻修正系數(shù)來表示。從而加熱站間管路的摩阻損失為:式中：Δr—徑向溫降摩阻修正系數(shù)；ε—系數(shù)，層流為0.9，紊流為1.0ω—指數(shù)，層流為1/3~1/4，紊流為1/3~1/7υbi—管壁平均溫度Tbi下的油品運動粘度υy—油流平均溫度Ty

下的油品運動粘度三、熱油管道摩阻計算的分區(qū)含蠟原油在加熱輸送時可能發(fā)生流態(tài)和流型的轉(zhuǎn)變，即當(dāng)油溫降至反常點時，管內(nèi)流動由牛頓流型轉(zhuǎn)變成非牛頓流型；或當(dāng)粘度增大至某值時，雖然仍為牛頓流型，但流態(tài)卻從紊流轉(zhuǎn)入層流。牛頓體非牛頓體牛頓紊流到牛頓層流的臨界粘度為：式中：ReLJ—臨界雷諾數(shù)Q—管道的流量，m3/s由υLJ可求得TLJ，由軸向溫降公式可求得紊流與層流的轉(zhuǎn)變點。熱油管道由于徑向溫降的影響，使得Re達(dá)到1000時管內(nèi)流動就轉(zhuǎn)變?yōu)槲闪?，不一定要達(dá)到2000。對于大直徑的熱含蠟油管道，加熱站間常見的流態(tài)變化為：從加熱站出口處的牛頓紊流→非牛頓紊流→非牛頓層流對于高粘度的熱重油管道，常見的流態(tài)變化為：牛頓紊流→牛頓層流→非牛頓層流對于不同的流態(tài)和流型，需要分別按其相應(yīng)的摩阻公式計算。牛頓層流不可能轉(zhuǎn)換為非牛頓紊流。因為流態(tài)和流型都是向粘度高的方向轉(zhuǎn)變。紊流的粘度小于層流，層流不可能向紊流轉(zhuǎn)變。但非牛頓流體的表觀粘度比牛頓流體的粘度大得多，可以由牛頓流體紊流轉(zhuǎn)變?yōu)榉桥ｎD流體紊流。有流態(tài)轉(zhuǎn)變時，熱站間摩阻計算可按下述步驟進(jìn)行：1、確定流態(tài)轉(zhuǎn)變位置①②由原油的粘溫關(guān)系求出與υLJ對應(yīng)的溫度TLJ。③根據(jù)TLJ由溫降公式計算紊流段長度：則層流段長度為：

2、分別計算層流段和紊流段的摩阻hL和hT。注意層流段要乘以徑向溫降附加壓頭損失系數(shù)Δr

，加熱站間摩阻損失為：

第三節(jié)確定和布置加熱站、泵站一、確定加熱站數(shù)及其熱負(fù)荷確定了加熱站的進(jìn)、出口溫度，即加熱站的起、終點溫度TR

和TZ

后，可按最低月平均地溫，及全線的近似K值估算加熱站間距LR。加熱站站數(shù)nR

按下式計算并化整式中：L—管路總長，m;L’R—初步計算的加熱站間距，m加熱站的有效熱負(fù)荷

q

可根據(jù)所要求的進(jìn)、出站溫度TR

及TZ

計算如下式中：q—加熱爐有效熱負(fù)荷，kwG—油流質(zhì)量流量，kg/sC—平均油溫下的油品比熱容，kJ/kg℃加熱站的燃料油耗量(kg/h)為式中：ηR—加熱系統(tǒng)的效率；E—燃料油熱值，kJ/kg二、確定泵站數(shù)、布站熱油管路泵站數(shù)的確定不同于等溫管的特點：泵站數(shù)不僅取決于管徑和泵站的工作壓力，還取決于熱力條件，即必須在熱力條件已定的基礎(chǔ)上計算全線摩阻損失以確定泵站數(shù)。1、泵站數(shù)確定假設(shè)確定泵站數(shù)之前熱力計算已經(jīng)完成，即全線有座nR個加熱站，加熱站的進(jìn)出站溫度為Tz和TR，熱站間距為LR，則泵站可按下述步驟確定：(1)根據(jù)TR和Tz確定整個加熱站間是否有流態(tài)轉(zhuǎn)變，若站間有流態(tài)轉(zhuǎn)變，則摩阻應(yīng)分段計算;(2)按照平均油溫和計算輸量計算站間的平均水力坡降i，并用此值判斷有無翻越點（一般用圖解法）;(3)計算全線所需壓頭HR。當(dāng)全線K值相同時，加熱站一般按等間距布置考慮。所以各個站間的摩阻hR相同，因此無翻越點時，全線所需壓頭為:若加熱站間熱力條件不同，則：有翻越點時，全線所需壓頭為：式中：HRLf為起點到翻越點的摩阻損失;為翻越點之前各加熱站的站內(nèi)損失之和；為翻越點與起點的高程差；為翻越點或終點要求的動水（剩余）壓力；hξ為一個加熱站的站內(nèi)損失，一般取10～20m油柱。說明：當(dāng)有翻越點時，翻越點一般不與加熱站重合，故翻越點到其前一站的平均油溫要高于整個加熱站間的平均油溫，準(zhǔn)確計算摩阻應(yīng)按這一段的平均油溫計算。但在設(shè)計計算中，為了簡化計算，一般仍按熱站間的平均水力坡降計算該段的摩阻。(4)設(shè)計算輸量下泵站的揚程為HC，泵站站內(nèi)損失為hc，一般取hc＝10～20m油柱，則所需泵站數(shù)為：

顯然也存在np的化整問題。np的化整要與加熱站數(shù)的化整相結(jié)合，進(jìn)行綜合考慮?；脑瓌t與等溫管道相同，不同的是熱油管道的輸量調(diào)節(jié)更方便，即還可以通過調(diào)整熱力參數(shù)來調(diào)節(jié)。當(dāng)全線熱力條件不同時，熱油管路的翻越點判斷要注意哪些問題？思考題（水力坡降的選取，最好用所需的總壓頭或剩余壓頭判別，而所需的總壓頭或剩余壓頭應(yīng)按熱力條件分段計算）。2、布站熱油管道的泵站布置不同于等溫管道，其特點是：(1)加熱站間管道的水力坡降是一條斜率不斷增大的曲線。(2)在加熱站處，由于進(jìn)、出站油溫突變，水力坡降線的斜率也會突變，而在加熱站之間，水力坡降線斜率逐漸變化，如下圖所示。(1)按熱力計算結(jié)果在縱斷面圖上初布熱站，若全線K、T0基本相同，一般按等間距初布熱站。(2)布置泵站。有兩種情況：

①紊流區(qū)工作的熱油管道，摩阻是按平均溫度法計算的，水力坡降也按平均溫度計算。首先按新確定的熱力參數(shù)和泵站數(shù)，計算管線的工作點及水力坡降，然后按與等溫管道相同的方法布站。新計算的工作點輸量可能大于計算輸量，若要維持計算輸量，可以降低某些泵站的揚程，布站時應(yīng)按工作點輸量下的水力坡降和各站揚程布站。②層流輸送時，沿線油流粘度變化較大，水力坡降變化較大，摩阻應(yīng)按分段法計算。按實際的水力坡降線布站。分段按平均溫度計算各段的摩阻hi，然后在圖上畫出水力坡降線。加熱站間的水力坡降線是一條斜率不斷增大的曲線。在下一加熱站處，由于油溫突變，水力坡降線的斜率也發(fā)生突變，然后又重復(fù)前面的過程。當(dāng)然對于紊流區(qū)運行的熱油管道也可采用這種方法布站。在縱斷面上初布確定加熱站和泵站的位置后，常需要調(diào)整加熱站和泵站的位置。盡量使兩者合并成熱泵站。這樣可以節(jié)省投資和經(jīng)營費用，方便輸油管理。我國在平原地區(qū)建設(shè)的熱油管道，一般都能滿足這一要求。因為對于平原地區(qū)，加熱站等間距布置，泵站也接近等間距布置，因而進(jìn)行適當(dāng)?shù)恼{(diào)整后比較容易做到熱泵站合并。(3)站址的調(diào)整但是并不是所有情況下都能做到加熱站和泵站合并。譬如在地形起伏較大的山區(qū)，上坡段的泵站間距可能遠(yuǎn)小于熱站間距，會有單獨的泵站；在下坡段，泵站間距可能遠(yuǎn)大于熱站間距，需要設(shè)置單獨的加熱站。因此可能存在三種形式的站：熱泵站、加熱站和泵站。泵站和加熱站合并可以從三方面考慮：①調(diào)整加熱站位置或加熱站數(shù)使加熱站向泵站方向合并。當(dāng)計算的加熱站和泵站數(shù)相同時，對于平原地區(qū)，適當(dāng)移動熱站位置即可與泵站合并；當(dāng)計算的熱站數(shù)少于泵站數(shù)但又較接近時（例如熱站數(shù)為3，泵站數(shù)為4），可以增加熱站數(shù)使每座泵站均變成熱泵站；當(dāng)熱站數(shù)多且接近于泵站數(shù)的倍數(shù)時，可以增加熱站數(shù)使泵站均變成熱泵站，并在泵站間設(shè)置單獨的加熱站。②改變泵站特性或泵站數(shù)使之向熱站方向合并。當(dāng)可供選擇的泵型號較多，如多級泵有不同的級數(shù)，串聯(lián)泵有不同的揚程時，可以在管路強度允許的范圍內(nèi)，各自選擇不同型號的泵，使各站的揚程不同可以做到泵站與熱站的合并。若計算的泵站數(shù)小于熱站數(shù)且兩者相近時（如泵站數(shù)為3，熱站數(shù)為4），可以適當(dāng)增加泵站數(shù)使全線均為熱泵站，等等。③當(dāng)單獨采用上述某一種方法還不滿意時，可以兩種方法同時考慮。使熱站和泵站均向一個新位置移動，最后使熱站和泵站合并。若有些熱站和泵站實在無法合并，也只能分別設(shè)置熱站和泵站。(4)分期建設(shè)或有最小、最大設(shè)計輸量要求的熱油管道的熱站和泵站的布置原油管線的設(shè)計輸量往往由油田的生產(chǎn)能力確定。開發(fā)初期產(chǎn)量小，幾年后達(dá)到產(chǎn)量高峰，穩(wěn)產(chǎn)若干年后，產(chǎn)量開始遞減。因此，許多管道往往是分期建設(shè)，一般是一期輸量小，二期輸量大。對于某些管線，雖然不分期建設(shè)，但有最小設(shè)計輸量和最大設(shè)計輸量的要求。設(shè)計管道時，要使管道滿足最大和最小輸量（或一、二期輸量）的要求。對于分期建設(shè)或有最大最小設(shè)計輸量要求的管道，設(shè)計時要按最小輸量（或一期輸量）確定熱站數(shù)，按最大輸量（或二期輸量）確定泵站數(shù)。這是因為輸量小時溫降快，需要的熱站數(shù)多，但需要的泵站數(shù)少；輸量大時需要的熱站數(shù)少而泵站數(shù)多，而要使管線滿足兩種輸量的要求，熱站數(shù)和泵站數(shù)都要取其中的最大者。對于分期建設(shè)的管道，按上述原則確定出熱站數(shù)和泵站數(shù)后，進(jìn)行熱泵合一的調(diào)整，然后選擇建設(shè)若干滿足一期輸量的熱站和泵站，有些泵站可暫時不建，輸量增大后，再把熱站改建成熱泵站或泵站。二期輸量下，盡量使用現(xiàn)有站場，少建或不建新站，這樣可節(jié)省投資，但設(shè)計時應(yīng)考慮到站場的擴建和改建。也就是說在設(shè)計時就要考慮輸量增大后泵站的合理方案。3、站址確定后熱力和水力參數(shù)的校核在縱斷面圖上最后確定的熱泵站、熱站和泵站的數(shù)目與位置及各站的進(jìn)出站壓力都可能和計算結(jié)果有出入。為了檢查布站結(jié)果的正確性，為輸油操作提供參考數(shù)據(jù)，應(yīng)依據(jù)布站結(jié)果（各站的里程與高程）校核如下參數(shù)：(1)冬、夏季各熱泵站與加熱站的進(jìn)（出）站油溫；(2)冬、夏季各熱泵站和泵站的進(jìn)出站壓力及原動機的功率；(3)管道的允許最小輸量，是否滿足最小設(shè)計輸量的要求；(4)計算四季輸量，檢查是否滿足全年輸送任務(wù)的要求；(5)檢查各熱泵站、熱站的熱負(fù)荷是否滿足要求；(6)檢查全線的動、靜水壓力是否在管路強度允許的范圍內(nèi)。三、熱油管道的設(shè)計計算的基本步驟1、熱力計算

①確定熱力計算所需要的參數(shù)：TR、TZ、T0、K

②按最小設(shè)計輸量計算加熱站間距

LR③計算加熱站數(shù)nR

并化整，重新計算加熱站間距和出站油溫

TR④計算加熱站熱負(fù)荷，選加熱爐(注意加熱爐不設(shè)備用，為什么？)2、水力計算①翻越點的確定：一般采用作圖法。②計算最大輸量下各加熱站間的摩阻hR③計算全線所需總壓頭④選擇泵型號及其組合方式，計算泵站揚程⑤確定泵站數(shù)并化整3、確定最優(yōu)管徑方案。方法與等溫管相同，只是能耗費用包括動力費用和熱能費用兩部分。4、站址的確定

①按最小設(shè)計輸量布置熱站，最大輸量布置泵站，兼顧最大最小輸量要求，盡量使熱站和泵站合并。②給出若干輸量下的熱站和泵站的允許組合。5、校核①

TR、TZ③動靜水壓力④原動機功率及加熱爐熱負(fù)荷

②Hs、Hd⑤Gmin（參閱教材第七章相關(guān)內(nèi)容）一、輸油站工藝流程輸油站的工藝流程是指油品在站內(nèi)的流動過程，實際上就是站內(nèi)管道、管件、閥門所組成的、并與其它輸油設(shè)備（包括泵機組、加熱爐和油罐）相連的輸油管道系統(tǒng)。該系統(tǒng)決定了油品在站內(nèi)可能流動的方向、輸油站的性質(zhì)和所承擔(dān)的任務(wù)。

1、工藝流程設(shè)計原則第四節(jié)熱泵站設(shè)計的幾個問題

(1)工藝流程要滿足各輸油生產(chǎn)環(huán)節(jié)的需要。輸油管建成后，存在三個生產(chǎn)環(huán)節(jié)：試運投產(chǎn)、正常輸油和停輸再啟動。(2)中間輸油泵站的工藝流程要和采用的輸送方式(開式、閉式)相適應(yīng)；(4)經(jīng)濟(jì)、節(jié)約；(5)能促使采用最新科學(xué)技術(shù)成就，不斷提高輸油水平。2、輸油站主要流程及其應(yīng)用范圍(3)便于事故處理和檢修；(1)來油與計量流程來油→流量計→閥組→罐該流程僅存在于首、末站，用于與外系統(tǒng)的油品交接計量。(2)站內(nèi)循環(huán)流程罐→泵→爐→閥組→罐應(yīng)用范圍：管道投產(chǎn)時作站內(nèi)聯(lián)合試運；輸油干管發(fā)生故障或檢修，防止站內(nèi)系統(tǒng)的管道或設(shè)備凝油；下站罐位超高或發(fā)生冒罐事故，本站罐位超低或發(fā)生抽空現(xiàn)象；本站出站壓力緊急超壓；作為流程切換時的過渡流程。采用密閉輸油流程時，該流程僅存在于首、末站。(3)正輸流程

先泵后爐流程：罐→閥組→泵→爐→閥組→下站(首站)上站來油→閥組→泵→爐→閥組→下站(中間站)先爐后泵流程：罐→給油泵→閥組→爐→泵→閥組→下站(首站)上站來油→閥組→爐→泵→閥組→下站(中間站)用于管線的正常輸油。

應(yīng)用范圍：因各種原因使停輸時間過長，需反輸活動管線。管道輸量太低，必須正反輸交替運行。清管器在進(jìn)站管段受阻需進(jìn)行反沖。投產(chǎn)前管子預(yù)熱。先泵后爐流程：下站來油→閥組→泵→爐→閥組→上站先爐后泵流程：下站來油→閥組→爐→泵→閥組→上站(4)反輸流程上站來油→閥組→爐→閥組→下站應(yīng)用范圍：輸量較小；輸油機組發(fā)生故障不能加壓；供電系統(tǒng)發(fā)生故障或計劃檢修；站內(nèi)低壓系統(tǒng)的管道或設(shè)備檢修；作為流程切換時的過渡流程；冷卻水系統(tǒng)中斷，使輸油泵機組潤滑得不到保證。(5)壓力越站流程上站來油→閥組→下站應(yīng)用范圍：加熱爐管破裂著火，無法切斷油源;加熱爐看火間著火，無法進(jìn)入處理;非全越站不能進(jìn)行站內(nèi)管道、設(shè)備施工檢修或事故處理。(6)全越站流程上站來油→閥組→泵→閥組→下站應(yīng)用范圍：停爐檢修；地溫高，輸量大，熱損失小，可不加熱；加熱爐系統(tǒng)發(fā)生故障，但可以斷油源。(7)熱力越站流程(8)收發(fā)清管器流程發(fā)送清管器：罐(或上站)→閥組→泵→爐→閥組→發(fā)送筒→下站罐(或上站)→閥組→爐→泵→閥組→發(fā)送筒→下站接收清管器：上站→接收筒→閥組→泵→爐→閥組→下站上站→接收筒→閥組→爐→泵→閥組→下站該流程只有在清管時才使用。以上幾個工藝流程并非每一個生產(chǎn)過程都使用，也不是每個站都具備，要根據(jù)各條管線及輸油站的具體情況選擇。二、熱泵站上先泵后爐流程的缺點熱泵站上，根據(jù)輸油主泵與加熱爐的相對位置，站內(nèi)流程可以是“先泵后爐”也可以是“先爐后泵”流程。我國70年代建設(shè)的管道大多采用先泵后爐流程?！跋缺煤鬆t”流程存在以下缺點：1、進(jìn)泵油溫低，泵效低進(jìn)泵油溫即為上站來油的進(jìn)站油溫，是站間最低溫度。由于原油粘度高，使泵效下降。如任丘原油60℃時粘度為34mm2/s，40℃時為80mm2/s，泵效下降0.8％，大慶原油，油溫從60℃降到30℃，泵效降低1.8％。站內(nèi)管線常年在低溫下運行，又無法在站內(nèi)清管，結(jié)蠟層較后，流通面積減小，使站內(nèi)阻力增加，造成電能的極大浪費。如一條年輸量2000萬噸的管線，若一個站的站內(nèi)損失增加10m油柱，則一個站全年多耗電約80萬度（約40萬元）。2、站內(nèi)油溫低，管內(nèi)結(jié)蠟嚴(yán)重，站內(nèi)阻力大3、加熱爐承受高壓，投資大，危險性大加熱爐內(nèi)壓力為泵的出口壓力，高達(dá)6.0MPa，爐管及附件都處于高壓下工作，鋼材耗量大，投資增加，加熱爐在高壓下工作，易出事故，且難以處理，嚴(yán)重時可能引起加熱爐爆炸。我國過去建設(shè)的管道采用先泵后爐的流程，是與旁接罐流程分不開的。在旁接罐流程下，若采用先爐后泵，則進(jìn)站壓力較低，加熱爐受上一站的控制。目前我國有些管線已經(jīng)將先泵后爐的流程改為先爐后泵流程。新設(shè)計的管線，不論是采用“泵到泵”輸送還是采用“旁接罐”輸送，都應(yīng)設(shè)計為先爐后泵流程，但進(jìn)站壓力一定要滿足