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原油管道设计计算

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原油 管道 设计 计算
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计基础参数1) 原油物性参数(1)原油密度所输原油密度 ρ(g/随温度 t(℃)的变化关系为:3ρ=ρ (1 20式中:ρ 下原油密度(kg/m ),取 870 kg/m ;20 22ζ 01315ρ ;20),取 40℃;即得ρ= (12)原油粘度由最小二乘法回归粘温关系如表 1温关系回归表温 度 (℃ ) 70 60 50 45 40 35粘 度 (s) 00 T, 00Σ158502b= ==202= (1中:) ;(3)原油比热容所输原油的比热容为 2100J/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: T= (12中:T 60℃; 30℃;2) (1-5)式中:D m);w/m℃),取 0.9 w/m℃;m),取 1.5 m;= (11沥 青沥 青式中: m) ,m;沥 青w/m℃ ),取 m℃;沥 青得总传热系数 K=w/m℃);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计参数表中。生产天数按照 350 天计算。表 1计参数表任务输量(×10 t/a)4最小输量(×10 t/a)4管线里程(高出站油温℃最低出站油温℃埋深处月平均气温℃600 342 250 60 30 径及管材的初选1)管径选择根据规范,输油管道经济流速范围为 s,管径计算公式如下:d= (1Q4式中:m /s);3m/s);m);根据输量计算结果如下表 1 1选管径表经济流速(m/s)计算结果(选管Ⅰ(选管Ⅱ(选管径Ⅲ(57 5082)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 60 直缝电阻焊钢管,局部高压管段选用按照 准生产的 缝电阻焊钢管。次设计提出了3种可能的管径,457×508×这里采用费用现值来确定最经济管径。用现值法确定经济管径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案为优。费用现值法的计算公式为:(1-8))1((1式中:I 包括固定资产和流动资金);’的经营成本;S 此处为0);N=16;i 12%;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:G (1-9)中:S R ;;℃ ;;℃;-第 ℃;;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: (11072.式中:S ;H m;;η /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(或气价)固定资产形成率为 85%,综合折旧率取 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。管道建设期为 2 年,第一年和第二年投资分别按总投资的 40%、60%计算,固定资产投资方向调节税税率为 0。固定资产的 30%为自有资金,70%为建设银行贷款,贷款利率为 8%。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)比较方案三种管径的计算结果如下:05万元。Φ457×508×中Φ457×用Φ273×7的管道进行施工和投产运行更为经济。道壁厚选择根据《输油管道工程设计规范》,输油管道直管段钢管管壁厚按下式计算:= (1c计内压力(  管道系统设计压力为 7,管道选用 缝电阻焊钢管,屈服强度 413厚计算结果如下表 1 1厚计算表公称直径(算壁厚(蚀余量(选壁厚(道外径( 457×要工艺1)原油密闭加热输送工艺(1)加热输送工艺易凝易粘的油品当其凝点高于管道周围环境温度、或在环境温度条件下油流粘度很高时,不能直接采用等温输送方法。油流过高的粘度使管道的压降剧增,不经济也不安全。加热输送是目前最常用的方法。其可以降低粘度减少摩阻损失并降低管输压力,保证安全输送。(2)输油系统压力实行自动调节以及系统自动连锁保护,是实现密闭输油的前提。中间泵站设一水击泄放罐,不设旁接油罐和缓冲罐,大幅降低各站储罐的容量,节约工程投资,减少原油损耗。艺计算及站场布置1)热力计算热力计算按最小输量情况进行计算。根据任务书的要求,,设计最小输量为 s 即 为 m℃。有雷诺数判断流态均为紊流的水力光滑区。根据以下公式求解所需的热站数。水力坡降i= (1a= (1b= (1 (1终得热站数:n (1。式中:D m),取 w/m℃ ),取 w/m℃;J/,取 2100 g;经过计算,需要 4 座泵站,站间距为 m。经过热泵站合并和站址调整,决定设置 4 座热站。热战布置情况如下表 1 1站布置表站号 首站 2# 3# 4# 末站里程(0 60 128 193 250高程(m) 29 80 ℃) 0 30 30 30出站温度( ℃) 力计算根据初选的管径、原油的任务输量,按照列宾宗公式进行水力计算,并判断是否存在翻越点,再由管道工作承压,选择输油泵后,确定全线所需要的泵站数,并通过绘制水力坡降图优化布站,确定站址。水力坡降:i= (1=Z+H (1泵站数:N= (1中:m 液柱);m 液柱);m 液柱) ,取 30m 液柱;m 液柱 ),取 20m 液柱; 不是整数,要向上取整。经过计算,全线无翻越点,全线需要 4 设置座泵站。经过热、泵站合并和站址调整,泵站布置情况如下表 1泵站布站表站号 首站 2# 3# 4# 末站里程(0 60 128 193 250高程 (m) 29 80 m) m) 场布置按照确定的管径,根据进行的水力、热力计算结果,优化布置站址情况见下面的示意图。布站示意图如下: 胜齐输油首站(09m)2#热泵站(600m)3#热泵站(128 油末站(250#热泵站(193 4)运行参数通过选择的管径、结合站场布置情况,经过计算确定后的三输油管道在各年生产负荷下的运行参数如下表 1111参数明确了热处理原油在最小输量、70%输量、85%输量、90%输量、最大输量下的主要生产运行参数。该参数为理论计算结果。表 1小输量站号 首站 2# 3# 4# 末站0 30 30 30H 开 全开 全开 全开 一台 开两台 开两台 开两台 0%输量站号 首站 2# 3# 4# 末站 30 30 30 30开 全开 全开 全开 两台 开一台 开一台 开一台 5%输量站号 首站 2# 3# 4# 末站 30 30 30 30开 全开 全开 全开 三台 开三台 开两台 开一台 0%输量站号 首站 2# 3# 4# 末站0 30 30 30开 全开 全开 全开 三台 开三台 开三台 开三台 大输量站号 首站 2# 3# 4# 末站0 30 30 30开 全开 全开 全开 三台 开三台 开三台 开三台 场设计胜齐输油管道工程全线共设输油站场 4 座。其中输油首站 1 座、输油热泵站 3 座、输油末站 1 座。输油系统采用从泵到泵密闭输送工艺流程。1)站场平面布置根据《原油和天然气工程设计防火规范》及工艺流程,进行站场平面设计,做到布置合理,紧凑美观,生产安全可靠,操作维修方便,同时尽可能减少土方量。2)站场竖面布置为了保证工艺设施的合理布置,站内储罐布置在地形平坦、地质条件良好的地段,场地设计坡度按照 5‰考虑,按 50 年一遇洪水频率进行防洪设计。3)站场工艺流程(1) 站内主要功能:接受来油,对来油进行计量、储存、加压、加热后外输。具有站内循环、倒罐、加药、站内吹扫、水击泄放、发送清管器等功能。(2) 2#、3# 、4#热泵站站内主要功能:对首站来油进行减压,加压、加热后外输。具有站内循环、热力越站加药、站内吹扫、反输、水击泄放、接收发送清管器等功能。(3)胜齐输油末站站内主要功能:对管线计量后输送给用户。具有水击泄放、站内循环、吹扫、接受发送清管器功能,同时具有一定的事故储油能力。要设备选型1)输油泵的选型离心泵具有转速高、体积小、重量轻、效率高、流量大、结构简单、性能平稳、容易操作和维修等优点,因此本工程输油泵选用中开式多级离心泵。本工程使用的离心泵为 10×14×20 台、20 两台、50 一台。每站设置四台输油泵串联工作,其中一台为备用泵。2)加热设备根据加热炉选用原则以及管线运行参数,本工程选用管式加热炉采用直接加热方式。直接加热方式是用加热炉直接加热原油,这种加热方式具有加热炉负荷大、升温速度快、加热温度高、不需要中间传热介质,设备简单、耗钢少、投资省等优点。3)罐区原油储罐容量按满输时的三天输量选取。根据公式:V= (1m350式中:据规范,首站为油田取 3 天,末站为港口取 5 天;M 00 万吨/年;kg/m );3 站罐区选用 4 座 20000 m 浮顶罐。3燃料油罐的选取按照 10 分钟输量来选择。首站设 1 座 100 m 燃料油罐,同时起到卸压的作用。34)主要设备选型表要设选型见表 1要设备选型表站号 主要设备 单位 数量首站 20000 m 拱顶罐3100 m 燃料油罐3489热炉5000热炉10×14×20 心泵(串联 )20 离心泵( 串联)50 离心泵(串联)12油泵(并联)清管器接受装置 100 m 燃料油罐33489热炉5000热炉10×14×20 心泵(串联 )20 离心泵( 串联)50 离心泵(串联)清管器接受装置 100 m 燃料油罐33489热炉5000热炉10×14×20 心泵(串联 )20 离心泵( 串联)50 离心泵(串联)清管器接受装置 要设备选型表末站 30000 m 拱顶罐3100 m 燃料油罐3489热炉5000热炉10×14×20 心泵(串联 )20 离心泵( 串联)50 离心泵(串联)12油泵(并联)清管器接受装置 况校核1)热力校核热力校核在最小流量下进行。以 1 号站为例:第一站间,站间距 60 公里。假设不考虑沿程的摩擦生热,则:b=0 (1a= =0 (1 (1站温度:) (1001平均温度:T= =) (12(31m ;3粘度 =0 m /s;62流量 =;则水力坡降:= =0 (1循环迭代以上的计算:a= =0b= =))002平均温度:T= =))2(31m ;3粘度 =0 m /s;62流量 m 3/s;则水力坡降:= =继续迭代直至前后两次的出站温度差值在 内。迭代结果: =站出站温度如下表 1 1线进出站温度表站间 首站 2# 3# 4#℃) 5℃,热力校核符合要求。2)水力校核(1) 计算水力坡降以第一站间为例:第一站间,站间距 60 公里。根据已经算出的最大输量下的进出站温度,计算站间的水力坡降。T= =))2(31度 ρ=m ;3粘度 ν=0 m /s;62流量 =m 3/s;则水力坡降:i= =同理可以计算出其它站间的水力坡降,计算结果如下表 1线水力坡降表站号 1#~2# 2#~3# 3#~4# 4#~末站i 里) 60 68 65 57(2) 进出站压力校核取热泵站站内损失 30 米。外输油泵所选泵为 10×14×20 台、 20 两台、 50 一台,四台离心泵串联,其中一台为备用泵。给油泵所选泵为 12台并联,其中一台为备用泵。首站进站压力 H =m);1 = H +m);进站压力 H = H ΔZ=m);2站的进、出站压力计算结果如下表 1 1线各站进出站压力表站号 1# 2# 3# 4# 末站m) m) m);管道工作压力 7m);每站的进站压力均大于 m;每站的出站压力均小于 水力校核符合要求。输流程设计胜齐输油管道工程设置立足站内原油正常输送设备。在站内流程设计中,根据地形条件,考虑反输流程设置。本工程由于落差不大,无翻越点。利用正常输送时的管线各站输油泵可以实现全线反输。断流态1)输量换算由于任务书允许的最低进站温度取30度,最高出站温度取60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: T= (22中:T 60℃; 30℃;=40 度。40 度下的原油按下式计算:ρ=ρ (20式中:ρ 下原油密度(kg/m ),取 900 kg/m ;20 01315ρ ;20T ),取 40℃;即 =kg/m )2任务输量 Q=600×10000×1000/350×24×3600=198.4(kg/s)=m /s)32)管径初选根据规范,输油管道经济流速范围为 s,管径计算公式如下:d= (2Q4式中:m /s);3m/s),本任务中,取 s;m);根据输量计算结果如下表 2 2选管径表经济流速(m/s)计算结果(选管径Ⅰ(选管径Ⅱ(选管径Ⅲ(57 5083)管道壁厚的选择根据《输油管道工程设计规范》,输油管道直管段钢管管壁厚按下式计算:= (2-4)c计内压力(  管道系统设计压力为 7 ,管道选用 缝电阻焊钢管,屈服强度 413厚计算结果如下表 2 2算壁厚表公称直径(腐蚀余量后,实际选择的壁厚尺寸列于表 2 2选管壁壁厚表公称直径(平均温度下油品粘度的确定根据任务书的油品粘温数据,T=40℃时,ν =s。由雷诺数判断流态雷诺数计算公式为:(22(2计算结果见表 22径下流态参数管径 力光滑区表 2Φ457管径下流态参数管径 流态Φ457 力光滑区表 2Φ508 管径下流态参数管径 流态Φ508 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m==计任务书》要求,设计输油能力 600 万吨/年。生产负荷各年如下表 2年生产负荷表生产寿命期( 年) 1~2 3 4 5 6~15 16生产负荷(%) 0 57 70 85 100 90则设计最小输量:Q =s=总传热系数由:(2-8)式中:D m);h w/m℃),取 0.9 w/m℃;m),取 1.5 m; (21沥 青沥 青式中: m) ,m;沥 青w/m℃ ),取 m℃;沥 青计算结果如下表 2 2力参数表管道规格(α 热站数的确定有雷诺数判断流态均为紊流的水力光滑区。根据以下公式求解所需的热站数。水力坡降:i= (2a= (2b= (2 (2终得热站数:n (2。式中 : D m);w/m℃ ),取 w/m℃;kj/取 2100 kj/算结果如下表 2管径水力参数表管道规格(mm)i(m/m)a (×10)6b(℃) L (L(km) 力计算通过水力计算来确定泵站数。计算按照最大输量(任务输量)来确定。根据初选的管径、原油的任务输量,用列宾宗公式进行水力计算,并判断是否存在翻越点,再由管道工作承压,选择输油泵后,确定全线所需要的泵站数,并通过绘制水力坡降图优化布站,确定站址。管路全线能耗为:H=Z+H (2= (2中:H m 液柱);m 液柱);m 液柱) ,取 20m 液柱;m 液柱 ),取 30m 液柱; 不是整数,要向上取整。其中原油粘度由最小二乘法回归粘温关系如表 2温关系回归表温 度 (℃) 70 60 50 45 40 35粘 度 (s) 00 T, 00Σ158502b= ==202= (2中:) ; 457×508×三条线路全线均不存在翻越点。计算结果如表 2管径下水力参数表管道规格([H](m) △Z H (m) Hc(m) n /Pn 82 Φ457×82 Φ508×82 料与电力费用的计算生产期第 1、2 年,负荷为零。故 S 、S 为零。燃料费用计算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:G (2中:S R ;;℃ ;;℃;-第 ℃;;) 电力费用计算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: (21072.式中:S ;m;;η /年;计算结果如下表222荷(%) 输量(万吨/年) T (℃)元) 元)7 342 0 420 5 510 5 100 600 0 540 457×荷 (%) 输量(万吨/年) T (℃)元 ) 元)3 57 342 0 420 5 510 5 100 600 0 540 508×荷 (%) 输量 (万吨/年) T (℃)元) 元)3 57 342 0 420 5 510 5 100 600 0 540 他费用的计算首站职工 40 人,中间热泵站取 25 人。中间热站或泵站取 15 人,末站职工 40 人。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+其他费用油气损耗费包括大罐的蒸发损耗和泄漏损失等,可按年输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(或气价)固定资产形成率为 85%,综合折旧率取 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。管道建设期为 2 年,第一年和第二年投资分别按总投资的 40%、60%计算,固定资产投资方向调节税税率为 0。固定资产的 30%为自有资金,70%为建设银行贷款,贷款利率为 8%。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。用现值法确定最优管径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案为优。费用现值法的计算公式为:(21/ )(( 包括固定资产和流动资金);’的经营成本;S 此处为0);oilw
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