星耀会
范文一：石油储运论文中国石油论文
石油储运论文中国石油论文
石油储运监测管理系统的优化设计
摘要:本文介绍了石油储运监测管理系统的设计方案、系统组成、硬件设计与软件设计,同时采用3级故障显示报警系统提高系统的可靠性。
关键词:油料储运 可靠性 软件设计
中图分类号:TE8文献标识码:A文章编号:1006-8937(2009)03-0045-01
油库中油料储存罐和输油管道所使用的各种控制阀门是油料储运过程中必不可少的现场仪表,其智能化程度的高低、所含信息的多少和对故障的诊断与容错能力直接影响到数据采集与监控系统的可靠性、稳定性和易用性。通常库区中的控制阀数量众多且分散,普通的控制阀所含信息量少而布线繁多,这在一定程度上使库区监测管理系统的设计复杂化。该系统智能阀控制设备与PLC的结合使得罐区储运监控系统布线简洁、控制方便,PLC的冗余以及Pakscan IIE主站控制器的双备保证了系统的高可靠性,也提高了控制系统的自动化程度。
1系统需求分析
?对整个罐区的温度、压力、流量、液位、可燃气体浓度、状态等参数进行检测;
?油库的数据采集、数据处理及存储归档、控制;
?对阀门的开/闭、泵的启/停进行监控;
?打印各种生产报表、输油泵故障诊断及分析、仪表故障诊断及分析等功能;
?彩色显示有关画面、参数及声光信号报警;
?与工厂信息网连网,传递有关信息。
2 系统的硬件实现
2.1 系统的设计
控制中心是本系统的调度指挥中心,操作人员在控制中心通过计算机系统即可完成对全库区的操作和运行管理等任务。其主要功能:库区管理;数据采集和处理;与第三方的监控系统或智能设备通讯;逻辑控制、连锁保护、流量计算。主站控制器是由主CPU卡、环路通讯卡、电源、液晶显示器和16按钮键盘组成的盘装智能仪表。它内部有两个固定的数据库,一个是现场单元数据库,负责接收并记录从两线环路传来的智能阀的地址、转矩、开度等数据,根据从上位机传来的读写命令控制阀门的运动,该数据库从逻辑上划分为4个区,每个区记录60个阀门的数据;另一个数据库为主站控制器状态及自诊断数据库,负责记录通讯协议的有关状态并向智能阀发布命令。通过主站控制器的按键和液晶显示器,可以实现读取智能阀的开度、转矩、地址等数据,控制阀门的开闭,接收报警信号及与PLC通讯等功能。
2.2 系统结构
该系统采用的是Modbus通讯协议,一台PLC可以连接多台Pakscan IIE主站控制器,因此,若现场智能阀较多,系统可以很方便地扩展而且连线简单。正常运行情况下,主PLC和主控制器工作,从PLC和备控制器分别与主PLC和主控制器保持同步。智能阀将数据传送给主控制器,主PLC通过RS-485接口从主控制器中读取数据,并向其发布命令,主控制器再执行命令,驱动智能阀按命令运转。当主PLC或主控制器出现故障时,系统能分别自动切换到从PLC或备控制器。
3 软件设计
软件实现组态化,可选用国际流行的、最为工业控制界青睐的工控组态软件,具有很高的可靠性和灵活性。
3.1 通讯程序设计
主通讯模块的程序设计有3部分内容:初始化通讯模块;读写Modbus/RTU数据;监测通讯状态。
通讯模块的初始化工作主要是配置3个初始化控制块的参数:Slave控制块(SCB),信息控制块(MCB)和通讯要求参数块(COM_REQ)。所有这些初始化参数在PLC上电或冷启动初始化的第一个扫描周期内加载到RTU主通讯模块,此后RTU主通讯模块负责与主站控制器通讯,而PLC则与RTU主通讯模块交换数据。读写Modbus/RTU数据和监测通讯状态的编程相对简单,只要读写初始化时定义的相应的PLC参数地址即可。
3.2 软件设计
上位监控站可以准确的监测和控制储运过程的所有信息和设备。通过编程、组态、连接,形象地反映实际工艺流程、显示动态数据,设置PID控制参数以及过程参数,并可以查看历史趋势、报警历史报表等。现场电动阀配置在流程的输油管线上,通过按钮可以人工启动、停止和关闭任一个阀门,并显示任意时刻的阀门状态和阀位值。设计良好的人机界面使操作简便、直观。
3.3 故障报警系统设计
在自动控制系统的设计中我们设计了3级故障显示报警系统,1级设置在控制现场各控制柜面板,用指示灯指示设备正常运行和故障情况,当设备正常运行时对应指示灯亮,当该设备运行有故障时指示灯以1Hz的频率闪烁。2级故障显示设置在中心控制室大屏幕监视器上,当设备出现故障时,有文字显示故障类型,
工艺流程图上对应的设备闪烁,历史事件表中将记录该故障。3级故障显示设置在中心控制室信号箱内,当设备出现故障时,信号箱将用声、光报警方式提示工作人员,及时处理故障。在处理故障时,又将故障进行分类,有些故障是要求系统停止运行的,但有些故障对系统工作影响不大,系统可带故障运行,故障可在运行中排除,这样就大大减少整个系统停止运行时间,提高系统可靠性运行水平。
4 系统操作原则
在正常情况下,由控制中心对整个储备库进行监视和控制。调度和操作人员在控制中心通过计算机系统完成对全库区的监视、操作和管理。通常情况下,各现场监控单元无须人工干预,全库区的控制系统在控制中心的统一指挥和管理下完成各自的工作。当数据通信系统发生故障或控制中心主计算机发生故障或系统检修时,可切换成现场人工就地控制。
5 结束语
系统规模由单个罐区的分别监控,发展到将各罐区和装车站联接成储运监控系统;计算机网络在系统中也被广泛应用,包括现场总线、储运系统及全厂的生产、调度、管理在内的多级网络为用户实现采集与控制分散,信息集中提供最有力的支持,进而可以实现控制管理一体化,有力地提高企业的管理水平,提高效益。
参考文献:
[1] 吴平.油库自动化监控系统的应用研究[D].南京信息工程大学,2006 .
[2] 程书红.一种新型智能化测控系统的研究与实现[J].微计算机信息,2008.
[3] 张付卿.国内成品油库设计与建设发展趋势[J].石油库与加油站,2005.
[4] 冯宗文.油品储运过程的自动化控制[J].福建化工,2002.
[5] 张福浩.油品储运微机监控系统[J].自动化与仪表,1997.
[6] 郝忠成,薛国民.原油外输动态计量系统的应用与研究[J].工业计量,2009.
范文二：石油储运
摘要:油气储运系统均存在诸多问题,如油气储运过程中的火灾隐患,储运过程中的油气蒸发损耗, 油气管道的腐蚀等等。这些问题必须引起相当大的重视。
关键词:储运;火灾;蒸发
一、油气储运中常见问题及原因
1、火灾隐患
由于石油及天然气的主要成分是烃类碳氢化合物,具有易燃、易爆、易聚集静电、易中毒等特性,而 油气储运过程中是在特定的条件下进行,特别是输油管道,加热加压是管道运输的特点,故具有极大的火 灾及爆炸危险性。一旦发生事故,可能造成巨大的 经济 损失和人员伤亡,并带来恶劣的社会影响。主要原 因主要有:(1)设备故障带来的危害。油气储运设备设计的不合理、工艺缺陷、管线的腐蚀、操作压力的 波动、机械振动引起的设备疲劳性损坏以及高温高压等压力容器的破损,易引起泄漏及爆炸。 (2)防静电 措施不到位。油气储运过程中,油气在管道和设备内流动会因摩擦而产生静电,如果静电不能及时导除, 造成电荷积累,导致火花放电,就会引起火灾爆炸事故。 (3)不防爆设备及电器带来的危害。工艺设备及 电器线路如果未按规定选用防爆型或未经防爆处理,泄漏的可燃液体、气体遇机械摩擦火花或电气火花极 易发生火灾爆炸事故。 (4)违章动火作业。包括违章指挥,动火审批不严,在不具备动火的条件下贸然审 批动火;盲目动火。有的职工不熟悉动火管理规定,或存在侥幸心理,不办理动火手续,有的职工本身不 具备动火资格,忽视动火管理规定,贸然动火酿成火灾;现场监护不力,流于形式。
2、油气蒸发严重
目前,从油田→炼油厂→用户的周转环节繁杂,油气损耗量及带来的经济损失十分惊人。在石化、石 油 企业 , 如炼油厂储运系统、油库、加油站等油品装卸操作频繁的工作环节 , 汽油等轻质油品中易挥发的有 机组分会大量汽化逸出。按全国目前原油的年使用量 2. 5×108t 估算 , 全国原油和成品油的总损耗量将达到 7. 5×106t/a以上,相当于一个大油田和炼油厂的采炼量,价值 3×1010RMB 以上。油品蒸发损耗的主要物 质是轻组分,因此 , 油品蒸发不仅造成数量的损失 , 还将引起质量的下降。除此之外,由于散发到空气中的油 气具有易燃易爆的特性,超过一定浓度遇到火源即可发生爆炸。石油储运过程中的装卸站台和加油站向空 气中排放的油气具有一定的毒性,会引起皮肤、内脏和神经系统的疾病 ; 另外油气 (烃类物质 ) 与空气中氮氧 化物在紫外线的作用下发生反应生成臭氧,为光化学烟雾的形成创造了条件。
3、管道腐蚀
很多输油管道在湿硫化氢环境下受到严重腐蚀并开裂 , 如应力腐蚀开裂 (SCC)、硫化物应力腐蚀开裂 (SSCC)、氢致开裂 (HIC)、应力诱导的氢致开裂 (SOHIC)等。造成管道腐蚀的原因通常有四种:(1)材质 因素。以 HIC 为例 , 材料中包含贝氏体或者马氏体的“硬质”带对 HIC 十分敏感。如果材料夹杂物偏析区 硬度控制在 300HV 以下 , 就能够很好的消除材料对 HIC 的敏感性。 2、埋地管道所处的环境。埋地管道所处
的环境是引起腐蚀的外因,这些因素包括土壤类型、土壤电阻率、土壤含水量 (湿度 ) 、 pH 值、硫化物含量、 氧化还原电位、杂散电流及干扰电流、微生物、植物根系等。 3、应力水平。有很多实验表明 , 如果材料所 承受的应力超过其屈服应力的 30%以上时 , 材料就可能发生 SOHIC 破坏。但这样的应力水平 , 在焊接构件的 焊缝周围区域以及 SSCC 裂纹或者其它类似于裂纹的缺陷内都有可能出现。 4、设计制造。一些学者参照 NACE 标准 (对于介质为气体 , 设计压力 ,<448 kpa;对于介质为多相系统="" ,="" 设计压力=""><1 551="" kpa)进行容器设计="" ,="" 认为可以避免="" sscc="" 或="" hic="" 发生的可能。但是实际上="" ,="" 这个标准的制定来源于实验室环境="" (空气中="" )="" 。而且="" ,="" 酸性环境与水相的化学成分、="" ph="">
二、防止储运过程中问题的对策
1、油气储运过程的防火准备
(1)定期对设备维护保养。针对各种设备的特性严格按保养规程进行维护,工艺流程操作前做好工作 危害分析,控制操作风险。 (2)做好防火设计。设备泄漏等往往起源于设计阶段,因此抓好防火设计十分 重要。首先是设备的设计、选型、选材、布置及安装均应符合国家规范和标准。根据不同工艺过程的特点, 选用相应的耐压、耐高温或耐腐蚀的材质,按规定进行制造和安装。其次是新建、改建、扩建生产装置布 局,单元设备布置,防火安全设施的设计和实施应遵循有关规范,做好严格的防火审核工作,充分考虑防 火分隔、通风、防爆泄压、消防设施等因素。同时对设备、电气的防爆要求严格把关,从而消除先天性火 灾隐患。 3、落实动火作业措施。拆卸禁火区内需要动火的设备、管道及其附件,移至安全的地方去动火, 将需要动火的设备、管道及其附件和相关的运行系统做有效地隔离,如在管道上加堵盲板或拆掉一节管子 等, 阻隔易燃易爆的物料和介质进入动火作业点。 动火前应把动火点周围的易燃易爆物品转移至安全地方, 现场应打扫干净。经检查确认无误后,开具“用火作业许可证”,落实好监护责任人。要在动火前和动火 期间对动火区域内易燃易爆气体浓度进行分析,避免动火过程中发生火灾、爆炸事故。
2、油气储运中的油气挥发
首先,改造固定顶油罐。当前,很多石油 企业 依然用固定顶油罐来储存汽油和煤油,为了防止油气挥 发,减少油品储存过程中油气污染,需要将这些汽油和煤油储罐改装成内、外浮顶储罐,并经常检查,确 保浮顶密封和附件良好。可以增强油罐的安全可靠性 , 减少油气污染,浮顶罐的蒸发损耗可比固定顶罐降低 85%左右。而且还可以产生可观的 经济 效益。 2、油气回收装置,治理油品灌装过程中的油气挥发 , 最根本 的手段是采取油气回收措施 , 回收排放出的烃类气体。 采用油气回收措施就是在油品灌装集中的地点 , 设置油 气回收装置 , 将灌装过程中产生的油气回收 , 通过装置恢复成液态 , 重新送入储罐。这样不仅可以大幅度降低 烃类气体排放量 , 而且具有明显的经济效益。油气回收方法可分为吸收法、吸附法、冷凝法及薄膜选择渗透 回收法等。总之,加油站采用油气管道系统方案、储油罐中固定顶罐较多的油库和炼油厂采用油气管道与
专用设备结合的方案较为合理,即可在减少投资情况下达到一定效果,其他情况则应采用专用设备方案, 效果较好,但投资较大。
3、管道的防腐蚀处理
(1)加强钢管材料要求。管道发生应力腐蚀开裂主要是由剥离或阴极剥离造成的,要完全控制和预防 压力容器及管道中的与氢相关的腐蚀开裂,可能性非常小。为此,在材料的制造过程中 , 尽量控制和改善夹 杂物的数量与形貌,降低含硫量与含氢量,涂敷前的钢管表面必须进行抛丸或喷砂处理 , 以达到标准要求的 洁净度和锚纹深度 , 确保底漆粘结牢固。(2)把好现场补口质量。补口材料与管体防腐覆盖层有较好的相 容性 ; 补口接合部应严密粘牢 , 必要时可做严密性试验 ; 必须认真处理补口处的钢管表面 , 达到管体表面洁净度 的要求。(3)合理选择管材壁厚度。首先要防止储运过程与投运中管道的局部屈曲失稳 ; 其次,要考虑裂 纹扩展时效 , 防止开裂破坏。 厚壁管比薄壁管有利于抗应力腐蚀开裂。 因此在设计时不妨适当降低管材强度 , 增加管壁厚度。(4)固定式与移动式防腐作业线相结合工厂固定式防腐作业生产 , 由于施工环境好 , 可提高 防腐管的质量 , 但对于需要长途运输的管材 , 防腐覆盖层易损伤 , 而现场修补也很难达到满意的效果 , 故建立防 腐作业线应考虑固定与移动相结合 , 以满足工程现实的需要。
三、结语
石油是不可再生的 自然 资源,油气储运作业环境复杂,因此各个炼油厂和油库、加油站应必须着手在 油品储运过程中采取切实可行的措施减少蒸发损耗,避免强制实施油气回收时影响生产经营。将火灾防患 于未然, 对储运管道加强管理。 但是由于油气储运过程的复杂性 , 很多问题还有待进一步解决 , 如油气回收技 术等等。目前我国还处于较低的 发展 阶段 , 如何将一些技术有机的结合起来 , 还需要以后的不断探索。
范文三：石油储运
教材名称，几大模块内容？领会教材的构成和思路。
《石油储运基础知识》 ①石油组成与性质 ②石油储罐 ③石油计量 ④石油储运与装卸 ⑤石油储运管理
为非储运专业学生毕业后从事石油储运、石油炼制、石油化工、石化商品销售等工作
提供较为系统而简要的石油储运知识。
一、
1油库的各区域一般如何布置P5？ 储邮区 装卸区 辅助区 行政管理区
油库分为几个等级（按储油量分）？P4 一、TV 》100000 二、30000《TV 《100000
三、10000《TV 《30000 四、1000《TV 《10000 五、TV 《1000
2石油储运包括哪些基本生产设备P5（装卸、储存、运输等过程，也是教材模块的体
现）？装卸油栈桥或码头 、输油管道、装卸油泵房、储油罐、罐桶区、火车和汽车装卸台
二 油库的功能（油库有何用？）①油田用于积聚和中转原油 ②油料销售部门用于供
应消费流通领域 ③企业用于保证生产 ④储备部门用于战略或市场储备
二、石油的特性及质量指标对石油储运的要求。
三、
3 拱顶罐的罐基础、罐底、罐壁和罐顶的结构特点及作用。
罐基础的作用： 油罐的支撑、将油罐重量专递给地基土壤，保证油罐安装精度（均匀
沉陷、稳定）、隔绝地下水、保持罐底干燥、防止罐底钢板腐蚀等.
罐底：板厚：中幅板＜边缘板（边板）＜罐壁底圈
焊接：中幅板、边缘板（边板）—搭焊，边板外缘—对接形成平滑平面，有利于边缘
板（边板）与罐壁底圈紧密连接。
罐壁：底圈、第二圈、第三圈…顶圈
套筒搭接式(b)：拱顶罐，圈圈搭焊，圈内板板对焊，焊缝错开。
油静压要求：变壁厚，等强度。上薄下厚。
. 罐顶 弱顶结构
球形顶：由中心盖板和若干扇形板组成。中间薄，搭焊，外弱连续焊、内断续焊。利 于爆炸时，首先掀掉罐顶，而不致危及罐壁。罐壁完好可避免油品外流、火焰蔓延、有利
于消防灭火，也有利于灾后重建。
4 拱顶罐的主要附件及作用（可以画出示意图）。1、梯子和栏杆 2、人孔 3、透光孔
4、进出油短管 5保险活门 6、起落管 7、放水管 8、排污孔 9、储罐测量仪表 10、
量油孔 11、机械呼吸阀 12、液压呼吸阀 13、阻火器 14、呼吸阀挡板 15通气短管
16、避雷针和接地体 17、泡沫发生器 18、油罐冷却水喷淋系统 19、加热器 20、油
罐搅拌器 21、调和喷嘴
作用：①保证完成油料收发、储存作业，便于生产、经营管理。②保证油罐使用安全，
防止和消除各类油罐事故。③有利油罐清洗和维修。④降低油品蒸发损耗
5 各种金属油罐的特点及应用范围（各种罐的比较、能画各种罐的简单结构示意图）。
四、
6石油散装储运和整装储运的概念。
散装储运：石油储存于固定安装的油罐内，油罐不参与石油运销；运输时，只有石油进行转移交易，其运载工具（油船、油罐车、管道等）不参与交易。石油储运周转量大，一般采用散装储运方式。
整装储运：油品灌装在小型容器（油桶、油听）内，容器与油品一起进行储存、运输、转移、交易。主要用于生产批量少、产品质量要求高的润滑油、润滑脂和某些特种油品。 7 比较各种石油运输形式的特点。各种运输方式所需的设备、设施。（比2题细化）
一 汽车运输：汽车罐车运输特点:优点：机动、灵活、适应性强，适于小批量、多品种的短途运输，投资少。缺点：成本高、运行持续性较差。
二、火车运输：优点：机动灵活、流向范围广、较安全可靠、受自然因素影响小 缺点：装卸环节多、油料损耗大、污染环境、效率低、成本高
三、水路运输：运量大、油品损耗少、能耗和成本低、劳动生产率高
四、管路运输：优点：运量大、运费低、安全、污染小、投资小占地面积小 缺点：单向、不灵活、有极限量的限制、经济型受运输量的影响
8装卸鹤管、输油臂。
鹤管（输油臂）是罐车装卸油品的专用设备，一端与地面油罐相连的汇油管固定连接，另一端与罐车活动连接或直接由罐顶人孔插入罐车内。
鹤管的特点是灵活可调，可手动操作或气动操作，以达到固定油罐与罐车的连接。有敞口喷溅式、敞口浸没式、密闭式等多种形式。
9管线分类、管线外观颜色的含义。石油储运常用阀门、 泵的选择原则、 泵房流程的设计原则
? 10概述茂名石化公司石油储运系统。原油基本为中东进口，通过油轮水运至水东港
口或湛江原油港口，然后管道输送至茂名石化炼油厂北山原油罐区。炼油厂各装置之间、装置与中间罐之间管道转输、炼制。
? 一部分产品管输至发油台由铁路、公路运输出去，一部分产品管输至水东成品油港
口再通过油轮输送出去，一部分产品通过西南管道发送至广西、云南、贵州、四川等省，还有一部分中间产品管输至相距10多公里的乙烯公司，乙烯公司的产品再管输至相距20多公里的水东成品油港口。
11 分析输送温度对高凝原油管道输送的能耗及安全性的影响。
12 原油管道输送减阻剂的作用机理。顺序输送的优缺点。
五、
13 主要计量器具、检尺、容量表，石油温度的测定、油样的选取。
14 油品计量：所有例题。
六、
15石油的储运持性。易燃性 易爆性 易挥发、易扩散、易流淌性 易产生静电性
毒害性 易受热膨胀性 易沸溢性
16石油火灾的特征 1、强烈的突发性2、容易爆炸燃烧 3、油品燃烧猛 4、突沸燃烧 石油储运的防火防爆措施 ： 安全生产，预防为主；提高职工安全意识和安全技能；预防发生、限制扩大、灭火熄爆；对易燃易爆物质的安全处理及对起火源的安全控制；必须阻止可燃气体或蒸汽从设备、容器中漏出，限制火灾爆炸危险物、助燃物、火源三者之间的相互直接作用。
石油储运过程必备的消防系统：消防供水系统 储罐消防系统 泡沫消防灭火系统 17石油储运过程中安全管理、质量管理和数量管理之间的辩证关系。
安全管理是石油储运的生命，质量管理是石油储运的基本要求，数量管理是石油储运的基础，三方面相互关联相互影响
18石油储运过程中如何做好质量管理工作：
19分析石油储运过程中损耗的主要原因 ：责任心不强 操作失误 技术不精 管理不善 设备故障
如何做好数量管理工作。蒸发、脱水、洒漏、粘附及浸润、清洗损耗。大呼吸、小呼吸、回逆呼出。
20例6-1至例6-7。（所有例题。）
21 加油站的构成及主要设备、基本工艺流程。
如何做好加油站站长？站长必须对计量工作进行有效的管理和监控，坚持从每班、每日做起，提高加油站计量、仓库员以及其他员工的责任心。
范文四：西安石油大学油气储运毕业论文
西南石油大学
学生毕业设计（论文）
任
务
书
二0一一年二月一日
成人教育学院教学部于 2011 年 2 月 1 日批准指导教师 张斌 发给 06 级 油气储运工程 （专升本） 专业学生 汪虹 。
1、题目： 成品油顺序输送管道设计
4． 安排任务日期： 年 月 日；预计完成任务日期 年 月 日； 学生实际完成全部设计（论文）日期： 2008 年 4 月 30 日。
指导教师： 学生签名：
西南石油大学
学 生 毕 业 设 计（论文）
开 题 报 告
设计题目：成品油顺序输送管道设计 学生姓名： 汪虹
学生学号： 330306088
院（系）： 成人教育学院
专业年级： 油气储运工程06-1 指导教师： 张斌
2008年2 月1日
西南石油大学毕业设计（论文）
成品油顺序输送管道设计
学生姓名：汪虹
学 号：330306088
专业班级：油气储运工程06-1（专升本）
指导教师：张斌
2008年4月30日
摘 要
在一条成品油顺序输送管线中，顺序输送的循环次数越少，每一种油品的一次输送量越大，在管道内形成的混油段和混油损失也随之减少，但另一方面，油品的生产和消费通常是均衡进行的，各种油品每天都在生产和消费，顺序输送管道对每一种油品来讲是间歇输送。循环次数越少，就需要在管道的起、终点以及沿线的分油点和进油点建造较大容量的储罐区来平衡生产、消费和输送之间的不平衡，油罐区的建造和经营费用就要增加。因而，最优循环次数的确定应从建造、经营油罐区的费用和混油的贬值损失两方面综合考虑。
成品油顺序输送管道设计应首先根据输量确定管道的管径以及首末站、分输站、中间泵站等基本工艺条件，同时考虑管道应能适应不同季节成品需求量的变化。在确定了这些基本工艺条件后，顺序输送和罐容的优化只与管道输送次序、混油处理方式和油罐设置等有关。优化批次、罐容时应根据不同批次分别计算首站罐容、分输油库和末站罐容，并根据输送顺序计算混油量以及混油处理的各项费用，最终确定管道的最优批次和罐容配置。
本文以所给的设计任务书为依据，在进行了相关设计计算的基础上利用计算机编程对该管道进行了水力计算、经济计算，确定了最经济的管道工艺参数（如管径、壁厚、工作压力、泵站数），并且对该管道进行了工艺计算，计算出了一年中油品的输送天数、最优循环次数、首末站所需的最优油罐容积，并确定了油品的切割方案，绘制了水力坡降与布站图和首站工艺流程图。
关键词： 管道 输送批次 混油量 混油处理 罐容设计
Abstract
Within a product oil botched transportation pipeline, the less the transportation circles are and the more the transportation sum of each kind of oil, the less the mixed oil segment and oil mixture loss will form. However, oil's producing and consumption are usually balanced. Each day, every kinds of oil are produced and consumed, so botched transportation is intermittent for each oil kind. The less the transportation circles are, the bigger the storage oilcan areas are needed at the pipeline's start and final point and the oil output and input point along the pipeline so as to balance the imbalance of oil's producing, consumption and transportation, thus increases the oilcan areas' construction and run fee. So, the optimum transportation circle should be decided from the two aspects of the fee cost by construction and run of oilcan areas and the depreciation loss of oil mixture.
The design work of a product oil batched transportation pipeline should be started from selecting the suitable diameter of pipeline according to the transportation sum and the basic technical parameters of start and final station, output station and the pumping station, simultaneity considering the pipeline should be adapted to the changes of requirement sum of different seasons. After that, the optimization work is only related to the transportation order, method of managing the oil mixture and the settings of oilcans. During the optimization, we should calculate the oilcan cubage of the start station, output oil deposit and the final station according to different transportation circle, and calculate the oil mixture sum and the management fee according to transporting sequence, then finally decide the optimum transportation circle and the cubage of oilcans.
This paper gives the design task on the basis of Following the related design calculation on the basis of computer programming on the channels of hydraulic calculation, the economy, determine the most economical pipeline process parameters (such as diameter, wall thickness, the pressure of work, a number of pumping stations), on the pipeline and for the process to calculate a year of the delivery of oil a few days, the optimal number of cycles, the end of the first stops for the optimal oil tank volume and determine the oil's cutting programs, Drawing a hydraulic gradient and the station map and the first stop of the process flow chart.
Key words: hatched transportation； pipeline； transportation circle； oil mixture sum； management of oil mixture； design of oilcan's cubage
目 录
1 绪论?????????????????????????????1
1.1 研究目的和意义?????????????????????1
1.2 成品油管道技术现状及发展趋势??????????????1
1.3 主要研究内容??????????????????????3
1.4 采用方法????????????????????????3 2 设计说明书??????????????????????????4
2.1 熟悉设计任务书的内容，掌握基本数据和原始资料??????4
2.2 设计计算的基本步骤???????????????????4 3 计算说明书??????????????????????????9
3.1 对所给数据进行初步处理?????????????????9
3.2 设计计算的基本步骤 ??????????????????12 结论????????????????????????????? 50 致谢 ?????????????????????????????51 参考文献 ???????????????????????????52
1 绪论
1.1研究目的和意义
随着我国社会经济的快速稳步发展,机动车保有量不断增长,各地区的成品油消费需求量增长加速,对运输能力的提高和安全及时间的保证度提出了新的要求,同时成品油输送量的增大为发展和采用管道运输提供了可能。管道运输具有一次性投资少、运输成本低、安全性高、利于环保等独特优势,尤其适合长距离运输易燃、易爆的石油天然气。近年来,随着世界经济的稳步增长以及世界各国对能源需求的快速发展,全球油气管道的建设步伐加快,建设规模和建设水平都有很大程度的提高。
1.2成品油管道技术现状及发展趋势
1.2.1世界成品油管道技术现状
目前国际成品油管道输送技术已相当成熟，输送的品种多、规模大，实现了化工产品和成品油的顺序输送；原油和成品油的顺序输送；汽油、煤油、柴油等轻质油品，液化石油气、液化天然气、化工产品及原料和重质油品等的顺序输送。世界最大的成品油管道系统——美国的科洛尼尔管道，双线可顺序输送不同牌号的成品油118种，一个顺序周期仅为5天。
国际成品油输送工艺多采用紊流密闭输送和顺序输送流程。输送性质差距较大的两种油品时，多采用隔离输送方式。混油界面多采用计算机进行批量跟踪。界面检测方法大致分为标示法和特性测量法，其中采用特性测量法居多，尤以密度测量法最多。为了提高检测的精度，也常采用各种组合式的检测方法。 1.2.2世界成品油管道技术主要发展趋势
（1）成品油管道正向着大口径、大流量、多批次方向发展，除输送成品油外，还输送其他液体烃类化合物。
（2）广泛采用管道优化运行管理软件系统，合理安排各批次油品交接时间；在极短的时间内系统可自动生成调度计划，对管内油品的流动过程进行动态图表分析，远程自动控制泵和阀门的启停，实现水击的超前保护。
（3）顺序输送的混油界面检测以超声波检测法为发展趋势，美国在这方面保持着技术领先地位。
1.2.3我国成品油管道技术现状
20 世纪 90 年代后随着成品油管道的建设，我国成品油管道输送研究有了进展，先后开展了成品油顺序输送水力计算、批量跟踪等方面的研究及运行管理软件的开发，但与国外相比差距还很大。
我国成品油管道除格-拉管道采用“旁接油罐”顺序输送工艺外，均采用密闭顺序输送工艺。顺序输送主要有两种输送方式：一种是紊流输送；一种是隔离输送。
2002 年投入运营的兰-成-渝管道是我国第一条大口径、高压力、长距离、多出口、多油品、全线自动化管理的商用成品油管道。全线采用密闭顺序输送工艺，沿途 13 个分输点，输送油品为 90＃汽油、93＃汽油和 0＃柴油。油品界面检测、跟踪采用密度法、超声法和计算跟踪，代表了我国成品油管道目前最高水平。 1.2.4国内外成品油管道技术差距分析
目前我国成品油顺序输送技术尚处于初级水平，且自动化程度较低，无法全面体现成品油管道的输送特点和优势。随着国民经济对成品油需求的不断增长，我国应逐步建立起长距离成品油管道干线和区域性成品油管网。因此必须对解决复杂地形下大落差动、静压控制，防止管道出现不满流，以及顺序输送的混油界面监控等技术难题进行联合攻关。 1.2.5我国油气管道技术发展趋势
(1)油气管道技术发展目标
未来我国油气管输技术的发展目标如下：
①在易凝高粘含蜡原油管输工艺方面保持世界领先水平。 ②具备保证大型油气管网安全、经济、优化运行的能力。
③新建干线管道实现高水平的设计、施工和运营管理,达到世界先进水平。 ④提高成品油管道输送工艺水平,2015年成品油长距离输送运量比例将提高30%。 ⑤2015年新建油气管道各项指标将达到世界平均水平。 ⑥提高劳动生产率,天然气管道管理为0.1～0.2人/km。
⑦降低油气管道输送能耗,原油管道综合能耗低于400 kJ/(t·km),天然气管道综合能耗低于890 kJ/(t·km)。
(2)油气管道重点发展技术
2004年中国石油管道技术与管理座谈会指出,今后中国石油将攻关、推广应用和超前研发43项技术,包括需要重点攻关的技术26项,推广应用的新技术10项和超前研究的储备技术7项。通过这些重点技术项目的实施,逐步形成油气输送技术、油气储存技术、管道工程技术、管道完整性评价及配套技术、油气管道运行管理与信息技术五大管道技术系列,以全面提升管道技术水平。需要重点攻关的26项技术如下：
①7项油气输送技术。东北管网安全经济运行技术、进口俄罗斯原油输送工艺及配套技术、西部油田及进口原油管道输送技术、原油管道新型化学添加剂的研制与应用、多品种顺序输送工艺及配套技术、原油流变性研究及LNG技术。
②2项油气储存技术。原油低温储存技术与储气库建设技术。
43
③4项管道工程技术。国家石油储备地下库建设工程技术、15?10m储罐工程建设技
术、管道水土保护技术与大口径管道高清晰度漏磁内检测装备及技术。
④4项管道完整性评价及配套技术。管道完整性评价技术、油气管道泄漏检测技术、地质灾害及特殊地段监测与防护技术、储运设备安全检测及评价技术。
⑤9项油气管道运行管理与信息技术。数字管道技术、天然气管网安全优化运行技术、成品油管道优化运行技术、天然气气质评价技术、天然气贸易计量技术、管道快速维抢修技术、管道节能与环保技术、油气管网规划研究、天然气经济研究。
⑥推广应用的10项新技术。管道自动焊接和超声波检测等集成技术、大型河流穿越技术、仿真技术、天然气管道内涂层技术、管道生产信息系统、地理信息系统、管道安全评价与风险管理技术、站区阴极保护技术、大口径X70高钢级管道钢管件制造装备及工艺技术、大口径输气管道干燥技术。
⑦将要进行超前研发的7项储备技术。富气管道输送技术、超稠油管道输送技术、天然气减阻剂研制与应用技术、X80以上高强度管道钢制管与施工技术、管道防腐新技术、海洋管道工程技术与永冻土地带工程施工技术。
1.3主要研究内容
对某条管道顺序输送三种油品，已知管长、任务输量、所输油品的性质、沿线高程等，要求：利用计算机编程对该管道进行水力计算、经济计算，确定出最经济的管道工艺参数（如管径、壁厚、工作压力、泵站数等），并且对该管道进行工艺计算，计算一年中油品的输送天数、最优循环次数、首末站所需的最优油罐容积，并确定出油品的切割方案等，并绘制相关的图纸。
1.4采用方法
采用方案比较法：在熟悉设计内容的基础上，根据任务书给出的数据，提出多种可供竞争的方案；对所提出的方案分别进行水力计算、经济性计算；选择优化算法，找出最经济合理的管道参数（管径、壁厚、泵站数等）；根据所求得的最经济的管道参数，对顺序管道进行工艺计算；最优循环次数；一年中每种油品的输送天数；首末站所需建的油罐容积；混油切割方案以及混油亏损等；编制计算机程序；编写设计说明书和设计计算书，并绘制管道水力坡降图及首站工艺流程图。
2.设计说明书
2.1熟悉设计任务书的内容，掌握基本数据和原始资料
（1）输送量（包括沿线分油或加油量）；管道起、终点，分油或加油点及管道纵断面图；所输油品物性；沿线气象及地温资料；
（2）查阅相关资料，收集有关管材规格；泵、原动机型号及性能等的资料，以备比较选用。
2.2设计计算的基本步骤
（1
）根据油品性质、油品经济流速或经济输量的范围，初定油品经济流速，由公式
d?
联干线输油管道工艺设计规范（BHTN2-86）中，不同直径管道的工作压力及经济输量范围初选各管径下的输送压力。
（2）根据任务输量和初定的工作压力选择工作泵的型号、然后通过计算台数以及组合方式。
为便于长输管道的应用，泵的特性曲线方程可近似表示为：
Hc?a?bQ2?m （2-1） 式中 Hc——离心泵扬程, m液柱；
3mQ——离心泵排量，/h；
a、b——常数；
m——管道流量-压降公式中的指数，在水力光滑区内m=0.25，混合摩擦区中m=0.123。
手册中给出的（H，Q）值一般为三组，我们可以用最小二乘法算出ａ，ｂ的值，其方法是：
2?m
H?yQiii令，＝xi，所以：
?Q
i?1
n
2i
??(yi?a?bxi)2
i?1
n
（2-2）
对ａ，ｂ求偏导使得：
??Qi2
?a
?0
?Qi2
?b求得：
a?
?0
2
?xiyi?xi??yi?xi
(xi)2?nxi2
(xi)2?nxi2
b?
（2-3）
n?xiyi??xi?yi
（2-4）
将ａ，ｂ代入公式就可以求得泵的特性方程。
根据上述计算结果来选择泵站的组合方式，对初步制定的压力、管径搭配作出相应的更改，并确定为本设计的管径、压力组合的比较方案。
（3）根据泵站所确定的P和选定的管径根据下列公式
??
PD2??
?C
（2-5）
式中 ?——管壁厚度计算值，m； D——外径，m；
P——设计压力或管道的工作压力，MPa；
???——输油管道的许用应力，MPa；
?——焊缝系数，无缝钢管取1.0；
C——考虑钢管公差和腐蚀的余量，根据管路的工作环境，取C?0~2mm。
求出各方案的壁厚，并进行强度、稳定性校核，然后求出管道的内径。 1）强度校核： ①热应力：
?at???E?t （2-6）
式中 ?——管道材料的线性膨胀系数； E——管材的弹性模量；
?t——管道的工作温度与安装温度之差，取极限，有?t?t年最高?t年最低。
②环向应力的泊松效应：
?ap?v
pD
2? （2-7）
式中 v——管材的泊松系数； p——设计压力，MPa； D——外径，m；
?——壁厚，m。
③总的轴向应力：
?a??ap??at??s
（2-8）
满足上述条件即满足强度要求。 2）稳定性校核：
地下管道被土壤嵌住，直管段所受的最大轴向压力P为：
?pd???pdpdP???v??E?t?A??0.2??E?t?A
4?2?2?????算算?算??? （2-9）
式中 P——管道轴向压力，N；
p——内压，MPa；
A——管子的管壁截面积，m； D——管道直径，m； E——管道弹性模量MPa；
2
?算
——管道壁厚，m；
?——膨胀系数；
?t——温度变化，按最危险情况考虑，?C。
当轴向力P达到或超过某一临界值Pcr时，埋地管道将丧失轴向稳定性，管道将产生波浪形弯曲，发生拱出地面而造成破坏事故。因此，必须对管道的轴向稳定性进行验算。
直管段的失稳临界力：
Pcr? （2-10）
式中 Pcr——失稳临界力，N；
K0——土壤压缩抗力系数； D——管道外径，m；
9
E——管道的弹性模量，E?210?10Pa；
I——管道横截面的惯性矩，m。
cr时，稳定性满足要求。 当P?0.6P
4
hQ2?m?m
i???Ld5?m，并判断翻越点，确定管道计算长（4）计算任务流量下的水力坡降
度。
（5）计算全线需要的总压头、确定各方案的泵站数并化整。
根据任务输量，在泵站工作特性曲线上可以得到每个泵站所能提供的扬程为Hc。 管路全线消耗的压力能为
H?iLj??Z?HSZ
（2-11）
全线N个泵站提供的总扬程必然与消耗的总能量平衡，于是有
N?Hc?hm??iLj??Z?HSZ泵站数
N?
（2-12）
H
Hc?hm （2-13）
式中 Hc——任务输量下泵站的扬程，m液柱；
hm——泵站站内损失，m液柱；
H——任务数量下管道所需总压头，m液柱；
HSZ——末站剩余压力，m液柱；
——管道计算长度，m，考虑到局部摩阻取为管道实际长度的1.01倍。
显然计算出的N不一定是正数，只能取之相近的整数作为该方案需建的泵站数。 （6）根据技术经济指标计算各方案的基建投资及输油成本费用。
主要包括基本建设投资指标和输油成本指标两大类。这些指标都是多年管道建设积累的资料，根据国家有关政策规定编制而成的。技术经济指标用于工艺方案的经济性比较。
管道基本建设指标包括线路部分、泵站部分和配套工程三部分。输油成本主要包括大修理、材料、动力、燃料、工资、职工福利、损耗及其他费用。
（7）综合比较各方案的经济行指标，并考虑管道的可能发展情况，选出最佳方案； （8）按最优方案的参数（管径、泵机组型号及组合、泵站数等），计算求解工作点参数；
（9）按水力坡降和工作点的压头在纵断面图上布置泵站，确定泵站的位置； （10）根据所求得的最经济管道参数，对顺序输送管道进行工艺计算。 ①计算一年中每种油品的输送天数
Dp?
Qp
350 （2-14）
0.5
Lj
②计算最优循环次数
??B(JZE?G)NOP???
?A?(JZE?G)VPCM? （2-15）
式中 JZ——单位有效容积储罐的建设费用； E——石油工业规定的投资年回收系数；
G——单位有效容积储罐的经营费用； A——每次循环混油的贬值损失；
VPCM——一个循环中的混油体积。
③根据最优循环次数确定全线首、末站所需建的最优储罐总容量
VOP?
BNop
（2-16）
式中 NOP——最优循环次数。 ④确定最优循环周期
T?
D
NOP （2-17）
式中 NOP——最优循环次数；
D——输油管每年的工作时间，本设计取350天。 ⑤循环周期内各种油品的输送时间
tp?
DP
NOP （2-18）
式中 DP——每年输送第p种油品的时间； NOP——最优循环次数。
⑥确定混油切割方案以及计算混油亏损。
3.计算说明书
3.1对所给数据进行初步处理
o
3.1.1 所输油品20C的平均密度
?＝?ni?i （3-1）
1
i
?＝?ni?i＝0.754?20%?0.828?30%?0.887?50%
1
i
＝0.8427（t/m3）
根据20oC时油品密度按下式换算成计算温度下的密度 ?t??20??(t?20) （3-2） 式中 ?t、?20——温度为toC及20oC时的油品密度，kg/m3；
?——温度系数，??1.825?0.001315?20，kg/(m3?oC)。
3.1.2 温度
年平均温度：12.8oC；年最高温度：22.4oC；年最低温度：3.7oC 根据公式（3-2）计算出的年平均温度下的油品平均密度：
??1.825?0.001315?20?1.825?0.001315?842.7＝0.71685
?12.8oC??20??(t?20)?842.7?0.71685?(12.8?20)＝847.9kg/m3 3.1.3 线路纵断面图
在直角坐标系中表示管道长度与沿线高程变化的图形成为管道纵断面图。其横坐标表示管道的实际长度，常用的比例为1:10000~1:100000。纵坐标为线路的海拔高程，常用的比例为1:500~1:1000。实地测量所得的纵断面是作泵站布置和管道施工图的重要依据，必须注意，纵断面图上的起伏情况与管道的实际地形并不相同。图上的曲折线不是管道的实长，水平线才是实长。
表3-1 线路纵断面资料
续表3-1
根据上面的数据绘制的线路纵断面图
图
3-1 线路纵断面图
3.1.4 流量换算
设计任务书中给定的任务输量为每年若干万吨，工艺计算中需用体积流量，故应按计中需用体积流量，故应按计算温度下油品的密度及年输油时间进行换算。考虑到管道维修及事故等因素，设计时年输油时间按350d（8400h）计算。 Qv?
Qm
9000000?1000
kg/s
297.6233
m/s0.351m/s ?＝＝3
847.9847.9kg/m
?12.8
o
C
3.1.5有关粘度的数据处理
油品运动粘度可按下式计算：
?t??0e?u(t?t) （3-3）
式中 ?t、?0——温度为t、t0时油品的运动粘度，m2/s；
u——粘温指数，1/oC。 由?t??0e?u(t?t0)得：
u?
?1
?ln(t) （3-4） t0?t?0
表3－2 所输油品粘度
结合表中所给数据，由公式（3-4）可算出： 柴油：u?汽油：u?煤油：u?
15.95?1
?ln()＝0.0375 ?ln(t)?
0?2012.6t0?t?010.78?1
?ln()＝0.0088 ?ln(t) ?
0?200.93t0?t?011.28?1
?ln()＝0.0347 ?ln(t) ?
0?202.56t0?t?0
所以由公式（3-3）可算出：
?柴，
3.7
o
C
o
??0e?u(t?t0)?12.6?10?6e?0.0375?3.7＝10.97?10?6(m2/s)
?u(t?t)?6?0.0375?12.8?63
?柴，??e?12.6?10e?7.79?10(m/s) 012.8C
?柴，22.4oC??0e?u(t?t0)?12.6?10?6e?0.0375?22.4＝5.44?10?6(m2/s)
?煤，
3.7
o
C
o
??0e?u(t?t0)?2.56?10?6e?0.0347?3.7?2.25?10?6(m3/s)
?u(t?t)?6?0.0347?12.8?63
?煤，??e?2.56?10e?1.64?10(m/s) 012.8C
?煤，22.4oC??0e?u(t?t0)?2.56?10?6e?0.0347?22.4＝1.18?10?6(m2/s)
?汽，
3.7
o
C
??0e?u(t?t0)?0.93?10?6e?0.0088?3.7?0.9?10?6(m3/s)
?u(t?t0)?6?0.0088?12.8?63
?汽，??e?0.93?10e?0.83?10(m/s) o012.8C
?汽，22.4
o
C
??0e?u(t?t0)?0.93?10?6e?0.0088?22.4＝0.76?10?6(m2/s)
3.1.6有关混油浓度的参数
（分别将汽油、煤油、柴油编号为A、B、C）： K(A)PB＝0.5％ K(A)PC＝0.1％ K(B)PA＝3％ K(B)PC＝1％ K(C)PA＝1％ K(C)PB＝1％
3.2设计计算的基本步骤
3.2.1初定管径和压力 3.2.1.1选择管径
根据油品性质并查阅相关资料，本设计初定油品经济流速为1.5m/s，初算时暂时忽略压力对密度的影响
由体积流量Q=Av=
?d2
4
v，可得：
d?
?0.546(m)＝546mm 根据管径的初算值，来选择一系列可能的管径：（可选?508、?529、?559、?610、
?660的管径）
3.2.1.2 初选各管径下的输送压力
参考前苏联干线输油管道工艺设计规范（BHTN2-86）中，不同直径管道的工作压力及经济输量范围。
表3-3 不同直径输油管的工作压力和输量
可初步制定如下的压力、管径搭配：
?508（7.2 MPa、6.0 MPa） ?529（7.2 MPa、6.0 MPa） ?559（7.2 MPa、6.0 MPa） ?610（7.2 MPa、6.0 MPa） ?660（7.2 MPa、6.0 MPa）
3.2.2 选择泵机组型号及组合方式
3.2.2.1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普与特性曲线上，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；泵应具有连续平滑的特性曲线，高效区较宽；泵关死点（排量为零）的扬程上升不应过大。如果已有的泵特性曲线不符合要求，可向泵制造厂提出重新设计或修改曲线的要求。
给油泵只用于首站，安装在输油主泵之前，并联操作。给油泵按照泵站总排量与主泵所要求的正压头，确定台数及每台泵的排量与扬程。
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、规格和原动机能有利于管道调节输量。
为便于长输管道的应用，离心泵的特性曲线可近似表示为
Hc?a?bQ2?m （3-5）
式中 Hc——离心泵扬程, m液柱；
Q——离心泵排量，m3/h；
a、b——常数；
m——管道流量-压降公式中的指数，在水力光滑区内m=0.25，混合摩擦区中
m=0.123。
手册中给出的（H，Q）值一般为三组，我们可以用最小二乘法算出ａ，ｂ的值，其方法是：
令Hi?yi，Qi2?m＝xi，所以：
?Q
i?1
n
2
i
??(yi?a?bxi)2
i?1
n
对ａ，ｂ求偏导使得：
?Qi2
?a??Qi2
?b
求得：
a?
?0 ?0
?xiyi?xi??yi?xi
(xi)?nx
2
2i
2
（3-6）
b?
nxiyi?xiyi(xi)?nx
2
2i
（3-7）
将ａ，ｂ代入公式就可以求得泵的特性方程。
为便于计算各种型号泵的特性曲线方程系数值，可对上述计算步骤进行编程，以节省计算量。
3.2.2.2 通过计算选泵并组站
（1）选泵型号并组站 1
查《泵的产品样品》，400KD×250×2型泵的性能如下表：
表3-4 400KD×250×2型泵性能参数
根据泵的特性方程，即公式（3-5）：
Hc?a?bQ2?m
（m取0.25）由最小二乘法拟合，在编程界面输入表中相关参数，可得：
图3-2 泵的特性方程常系数求解程序运行界面
即a=567.6 ， b=0.000272
所以单个泵的H-Q方程（压头特性）为：
Hc?567.6?0.000272Q1.75
泵站的特性方程： Hc?A?BQ2?m （3-8）
当多台泵串联时，根据离心泵串联组合的特点，每台泵的排量相等，均等于泵站排量，泵站扬程等于各泵扬程之和，所以若有N台泵串联时的特性方程为：
N
N
N
Hc??Hi??ai??bi?Q2?m （3-9）
i?1
i?1
i?1
泵站的特性方程的常系数分别为每台泵对应系数的代数和，即
A??ai B??bi
i?1
i?1
N
N
如果N台同型号的泵串联工作，泵站的特性方程的常系数为：
A?Na B?Nb
本设计取2台泵串联，故其H-Q方程（压头特性）方程为：
Hc?2?567.6?2?0.000272Q1.75 ?1135.2?0.000544Q1.75
A?1135.2 B?0.000544
按照任务输量900万吨/年（1263.6m3/h）计算泵的性能参数：
Hc?1135.2?0.000544Q1.75
＝1135.2?0.000544?1263.61.75 ＝989.5m
预选的输油泵站，在给定的任务输量的工作条件下所提供的扬程m，泵站进站压力?H的范围为0.2~0.7MPa，设定本设计中的进站压头为30m液柱，根据此压头确定计算压力：
P??Hc??H??g （3-10）
式中 P——泵站工作压力，MPa；
Hc——任务输量下泵站的扬程，m； ?H——泵站进站压力换算的液柱，m。
即为：P??Hc??H??g??989.5?30??847.9?9.8?10?6?8.47MPa （2）选泵型号并组站 2
查《泵的产品样品》，DZ250×340×4型泵，其性能如下表：
表3-5 DZ250×340×4型泵性能参数
根据泵的特性方程，即公式（3-5）
Hc?a?bQ2?m
（m取0.25）由最小二乘法拟合，在编程界面输入表中相关参数，可得：
图3-3 泵的特性方程常系数求解程序运行界面
即a=805.4，b=0.001676
所以单个泵的H-Q方程（压头特性）为：
Hc?805.4?0.001676Q1.75
泵站的特性方程：
Hc?A?BQ2?m
当多台泵并联时，根据离心泵并联组合的特点，各泵提供的扬程相等，均等于泵站扬程，泵站排量等于各泵排量之和，所以NP台泵并联时的特性方程为：
Hc?a?b(
Q2?m
) （3-11） NP
A?a B?b/Np2?m
本设计取2台泵并联，故其H-Q方程（压头特性）方程为：
Q
Hc?805.4?0.001676()1.75
2
按照任务输量900万吨/年（1263.6m3/h）计算泵的性能参数
Q
Hc?805.4?0.001676()1.75
21263.61.75
?805.4?0.001676?()
2
＝672m
A?805.4 B?
0.001676
?0.0005 21.75
预选的输油泵站，在给定的任务输量的工作条件下所提供的扬程m，泵站进站压力?H的范围为0.2~0.7MPa，设定本设计中的进站压头为30m液柱，根据此压头确定计算压力：
P??Hc??H??g
式中 P——泵站工作压力，MPa； Hc——任务输量下泵站的扬程，m； ?H——泵站进站压力换算的液柱，m。
即为：P??Hc??H??g??672?30??847.9?9.8?10?6?5.83MPa
根据上述选择的泵型号和泵站组合方式，初步制定的压力、管径搭配可更改为： ?508（8.47 MPa（泵站1）、5.83 MPa（泵站2）） ?529（8.47 MPa（泵站1）、5.83 MPa（泵站2）） ?559（8.47 MPa（泵站1）、5.83 MPa（泵站2）） ?610（8.47 MPa（泵站1）、5.83 MPa（泵站2）） ?660（8.47 MPa（泵站1）、5.83 MPa（泵站2）） 即为本设计的确定初始方案. 3.2.3确定壁厚值并校核
根据所求得的P和选定的管径求壁厚，并进行强度、稳定性校核，然后求出管道的内径。
3.2.3.1计算壁厚
管壁厚度与输送介质的压力、温度以及选用的管材和管径有关。管道的壁厚由环向应力公式并遵循有关规范和标准确定，按照我国《输油管道工程设计规范》（GB50253—2003）中规定，输油管道直管段的设计公式如下：
??
PD2??
?C （3-12）
式中 ?——管壁厚度计算值，m； D——外径，m；
P——设计压力或管道的工作压力，MPa； ???——输油管道的许用应力，MPa； ?——焊缝系数，无缝钢管取1.0；
C——考虑钢管公差和腐蚀的余量，根据管路的工作环境，取C?0~2mm。
根据国际管道建设选材的发展趋势以及强度初步的估算，本设计最终确定选X60级管材
查《石油天然气工业 输送钢管交货条件 第一部分:A级钢管》（GB/T9711.1—1997）可知，X60钢的最低屈服强度?s=413 MPa，焊缝系数?=1.0，弹性模量E=210GPa，线性膨胀系数?=1.20?10?5oC?1
输送C5及C5以上的液体管道的设计系数除穿越段按现行标准《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范》（SY/T 0015）的规定取值外，输油站外一般地段取0.72。
管道的许用应力：
[?]=K??s?0.72?1.0?413?297.36(MPa)
式中 [?]——许用应力，MPa；
K——强度系数，取K＝0.72；
?——焊缝系数；
?s——钢管的最低屈服强度，MPa。
根据环向应力确定壁厚?（以方案1?508、8.47MPa为例）
?算?
pD8.47?0.508
?C??C?0.007235m?C?7.235mm?C 2?2?297.36
考虑到C?0~2mm，可将此值圆整到接近的标准壁厚?=8.0mm 反算实际流速：
v?
4Q4?0.351
??1.84(m/s) 22
?d3.14?0.493
根据前苏联国家干线管道设计院提供的资料，原油和成品油在干线管中的流速V可处于1.0－2.7m/s之间，所以上述管径或壁厚的设计基本合理。 3.2.3.2对壁厚进行强度及稳定性校核 （1）强度校核：
①热应力：
?at???E?t??210?103?1.20?10?5?(22.4?3.7)=?47.124MPa
式中 ?——管道材料的线性膨胀系数，??1.20?10?51/?C；
E——管材的弹性模量，E?210?103MPa；
?t——管道的工作温度与安装温度之差，取极限，有?t?t年最高?t年最低。
②环向应力的泊松效应：
?ap?v
pD8.86?0.508
?0.3?= 84.39MPa 2?2?0.008
式中 v——管材的泊松系数，v?0.3；
p——设计压力，MPa； D——外径，m；
?——壁厚，m。 ③总的轴向应力：
?a??ap??at?84.39?47.124=39.96MPa??s
?壁厚满足强度要求。
（2）稳定性校核：
由公式（2-9）可得，地下管道被土壤嵌住，直管段所受的最大轴向压力P为：
A?
?(D2?d2)
4
?
?(0.5082?0.4932)
4
=0.01179 (m2)
8.86?0.492??
?P??0.2??1.20?10?5?210?103?(22.4?3.7)??0.01257?1.236?106N
2?0.00757??
当轴向力P达到或超过某一临界值Pcr时，埋地管道将丧失轴向稳定性，管道将产生波浪形弯曲，发生拱出地面而造成破坏事故。因此，必须对管道的轴向稳定性进行验算。
由公式（2-9）可得出直管段的失稳临界力：
K0?
1?e?2ho/D
?
5?2?1.754/0.50863
?1?e?3.44?10(N/m) ??式中 K0——土壤压缩抗力系数；
Eso——土壤的弹性模量，Eso?200?105N/m2；
?so——土壤的泊松系数，?so?0.15；
?so——土壤的弹性模量降低系数，取?so?1.0；
L0——单位管道长度，L0?1m；
h0——管道中心线至填土表面的距离，h0?1.5?0.254?1.754m； D——管道外径，m。
4
??0.493??4
3.14?0.508??1?????440.508????D(1??)???3.69?10?（4
I??m4）
6464
?Pcr??2?23.29?106N
66
P0?1.236?10N?0.6Pcr?13.974?10N
?满足稳定性的要求
所以选用的X60的?508?7.5mm?mm符合强度要求。
鉴于本设计方案较多，且求解壁厚并进行强度和稳定性校核的计算量繁杂，最好进行编程计算校核，以减轻工作量和提高效率。
以上面对方案11（?508，8.86MPa）的壁厚计算和强度、稳定性校核为例，其程序运行界面如下：
图3-4 方案的提出程序运行界面
图3-5 强度、稳定性校核程序运行界面
在程序运行界面上重新输入其他方案的相应数值，点击运行，对制定的每一个方案进
行计算、校核。
利用程序进行各方案壁厚计算和强度、稳定性校核后的结果如下表：
表3-6 各方案壁厚计算和强度、稳定性校核结果
续表3-6
表3－7 （前苏联）长距离输油管道中原油和成品油的推荐流速
对照上述两表，上述各方案的实际流速与推荐值出入并不是很大，基本比较合理 3.2.4水力坡降、翻越点、管道计算长度
计算任务流量下的水力坡降，并判断翻越点，确定管道计算长度
3.2.4.1计算雷诺数，判定流态
vd
4Q
（3-13） ?d?
Re?
?
?
式中 ?——油品的运动粘度，m2s；
Q——油品在管路中的体积流量，m3。
2e
（3-14） d
2e2?0.1
?0.000394 ＝
d508
??
式中 e——管壁的绝对当量粗糙度，m。目前我国长输管道设计中，一般取e?0.1mm。 ??
表3-8 流态的划分及不同流态的摩阻系数?的值
?
Re柴，?3.7oC
vd
?柴，
3.7
?
o
4Q
C
?d?柴，
3.7
4Q
o
C
4?0.3514
?8.28?10?6
??0.492?10.97?10??
4?0.351
?1.166?105 ?6
??0.492?7.79?10
4?0.351
?1.67?105 ?6
??0.492?5.44?10
Re柴，?12.8oCRe柴，?22.4oCRe煤，?3.7oC
vd
?柴，
12.8C
o
??
?d?柴，
12.8C
o
vd4Q
?柴，
22.4
vd
o
o
C
?d?柴，
22.4
4Q
o
o
C
?煤，
3.7
?
C
?d?煤，
3.7
?
?
C
4?0.351
?4.04?105 ?6
??0.492?2.25?10?
4?0.351
?5.54?105 ?6
??0.492?1.64?10
Re煤，12.8oC?
vd4Q
?煤，
12.8C
o?d?煤，
12.8C
o
Re煤，?22.4oCRe汽，?3.7oC
vd
?煤，
22.4
vd
o
?
o
4Q
C
?d?煤，
22.4
4Q
o
?
o
C
4?0.3515
?7.66?10?6
??0.492?1.18?10
?汽，
3.7
?
C
?d?汽，
3.7
?
?
C
4?0.3516
?1.0?10?6
??0.492?0.9?10?
4?0.3516
?1.094?10?6
??0.492?0.83?10
4?0.3516
?1.19?10?6
??0.492?0.76?10
Re汽，12.8oC?Re汽，?22.4oC
vd4Q
?汽，
12.8
vd
o
C
?d?汽，
12.8
4Q
o
C
?汽，
22.4
?
o
C
?d?汽，
22.4
?
o
C
Re1?
59.5
?4.6?105 8/7
0.000394
根据上述数据，可判定除汽油和个别月份煤油稍微超过水力光滑区外，占半数输量的柴油和煤油在一些月份均处于水利光滑区，因此流态可定为水利光滑区 3.2.4.2水力坡降i和综合参数摩阻
hQ2?m?mi??? （3-15） Ld5?mQ2?m?mhl???L （3-16）
d5?m8A
??m2?m （3-17）
4???g
表3-9 不同流态时的A、m、?值
由公式（3-15）得：
imax??imin??
m
Q2?m?柴，o
3.7C
d5?m
m
Q2?m?汽，o
22.4C
?0.0246?
0.3512?0.25??10.97?10?6?
0.4935?0.25
0.3512?0.25??0.76?10?6?
0.4935?0.25
0.25
?0.00652
0.25
d5?m
?0.0246??0.0033
3.2.4.3判断有无翻越点
在画出的管路纵断面图上找出有可能成为翻越点的可疑点，进行比较判断： 可疑点为：459Km处，高程159.6m和398Km处，高程180.5m，
这两处相对终点的斜率分别为：
159.6?105.8
＝0.00044
(580?459)?1000
180.5?105.8
＝0.00041
(580?398)?1000
均远小于管输条件下的最大或最小水力坡降值，所以不存在翻越点 3.2.5确定泵站数并化整
计算全线需要的总压头、确定泵站数并化整：
根据任务输量，在泵站工作特性曲线上可以得到每个泵站所能提供的扬程为Hc。 管路全线消耗的压力能为
H?iLj??Z?HSZ
（3-18）
按最大值计算：
H?iLj??Z?HSZ
＝0.00652?(1.01?580000)?(105.8?75.2)?30
＝3880 m
全线N个泵站提供的总扬程必然与消耗的总能量平衡，于是有
N?Hc?hm??iLj??Z?HSZ
（3-19）
泵站数
N?
H
Hc?hm （3-20）
式中 Hc——任务输量下泵站的扬程，m液柱； hm——泵站站内损失，m液柱；
H——任务数量下管道所需总压头，m液柱； HSZ——末站剩余压力，m液柱；
——管道计算长度，m，考虑到局部摩阻取为管道实际长度的1.01倍。
显然计算出的N不一定是正数，只能取之相近的整数作为该方案需建的泵站数。
表3-10不同输量下的hm值
Lj
3
根据表中数据，利用线性差值可算出排量1220.4m/h时，hm＝39.88
N?
H3880
??4.086
Hc?hm989.5?39.88
，取N＝4
将N化为较小整数，可以采用的方法有铺设一条变径管或副管以减小摩阻。设需要铺设的副管长为x1，则
N1?Hc?hm??i?L?x1??ifx1??Z?i?L?x1??if?x1??Z由此可得副管长度为
x1??Hc?hm?
N?N1i1??2?m
（3-21）
??
1
5?m
??2?md???1?f?
????d??????
（3-22）
式中 i——任务输量下，单根主管的水力坡降；
i
f——副管水力坡降；
?——副管水力坡降与单管主管水力坡降的比值；
——副管管径（内径）。
取主副管管径相同，m＝0.25
df
??
1
5?m
??2?md???1?f?
????d??????
2?m
1
＝(1?1
4.75
1.751.75
?0.2973
)
x1??Hc?hm? 由
N?N14.086?4
?(989.5?39.88)??17825
i1??0.00652?(1?0.2973)m
N1?Hc?hm??i?L?x2??i0x2??Z?i?L?x2??i0?x2??Z
N?N2i1??可得变径管长度为
x2??Hc?hm?
?d?????
?d0?
5?m
（3-23）
（3-24）
式中 i——任务输量下，单根主管的水力坡降；
i0——变径管水力坡降；
?——变径管水力坡降与单管主管水力坡降的比值；
d0——变径管管径（内径）。
?d?
????
?d0?选取?720?10规格的变径管，则?720?7.5规格的变径管）
4.75
?(
4934.75
)?0.1904699
（如选泵站2，则选取
x2??Hc?hm?N?
N?N24.086?4
?(989.5?39.88)??15405.55
i1??0.00652?(1?0.1904)m
，取N＝5
H3880??4.086
H?h989.5?39.88cm将N化为较大整数，常用的办法是将离心泵的级数减小或叶轮换小。当全线泵站数较少，化为较大整数时影响显著，也可考虑将部分管径换小。此时变径管的长度计算方法同前，即变径管长度为
x2??Hc?hm?
5?m
N?N2
i1??
?d?????
?d0?
式中 i——任务输量下，单根主管的水力坡降；
i0——变径管水力坡降；
?——变径管水力坡降与单管主管水力坡降的比值； d0——变径管管径（内径）。
?d?
????
?d0?选取?377?6规格的变径管，则
4.75
?(
4934.75
)?4.17365
x2??Hc?hm?
由于本设计方案较多，为减少手算工作量，可依据上述公式对该步骤进行编程计算每种方案的泵站数并化整，比较程序界面上采用变径管和副管的长度来采取其中的一种方法应用与本设计
以方案5（?508，8.47MPa（泵站1））为例
N?N24.086?5
?(989.5?39.88)??42006.61
i1??0.00652?(1?4.17)m
图3-6 泵站数化整程序运行界面
很显然，在该方案中采用变径管要比使用副管合理
在程序运行界面上重新输入其他方案的相应数值，点击运行，对制定的每一个方案进行计算，确定泵站数并化整。（本设计中各方案所采用的副管均与主管同管径；变径管均为?377?6.0，管材重量为：54.89kg?m?1）
利用程序对各方案进行计算泵站数并化整后的结果如下表：
表3-11 各方案计算泵站数并化整后的结果
上表中“化整及选用措施” 一栏中所选用的数值大致是依据下列原则确定的： 泵站数化小时，采用副管和采用管径更大的变径管均会使管材耗费增大；泵站数化大时，需多建一个泵站，但采用了管径更小的变径管。综合比较各方案中泵站数化大、化小所采用的相应措施的费用增加值，采用比较后费用增加值相对较少的措施。 3.2.6 投资总额
根据技术经济指标计算基建投资及输油成本费用
主要包括基本建设投资指标和输油成本指标两大类。这些指标都是多年管道建设积累的资料，根据国家有关政策规定编制而成的。技术经济指标用于工艺方案的经济性比较。
管道基本建设指标包括线路部分、泵站部分和配套工程三部分。输油成本主要包括大修理、材料、动力、燃料、工资、职工福利、损耗及其他费用。
表3-12 干线输油管道的工程造价
表3-13 输油泵站工程造价
配套工程部分造价：
表3-14 外部供电工程好投资估算指标
表3-15 微波通信工程投资估算指标
表3-16 管道输油成本如下表，单位元t?km
表3-17 每米管材重量（kggm?1）表
X60级钢材的市场价格每吨为0.5万元， 以方案1为例，计算投资总费用：
管材价格为91.98?(580?15.406)?0.5?15.406?175.09?0.5?27314.4万元
施工费用的估算为52.7?(580?15.406)?15.406?77.5?30948.1万元 输油泵站部分的估算为6113?1974?3?12035万元
配套工程部分的估算为13.29?4?225.53?231.12?3?972.08万元 输油成本的估算为0.134?900?120.6万元
总投资额为27314.4＋30948.1＋12035＋972.08＋120.6＝71390.18万元。 3.2.7各方案经济性比较
根据上述表格中的各参数和相关计算方法利用计算机编程对各方案的投资总额进行计算，并依据各方案投资总额的大小作一个由小到大的排序。程序运行界面如下：
图3-7 经济计算及方案比较程序运行界面
从该界面可以看出，通过经济性比较，方案4为最经济方案。
所以本设计最后选定方案4为最终方案，即该管道的工艺参数为：管径（外径）：529mm、壁厚：5.5mm、工作压力：5.83MPa、泵站数：5座。 3.2.8最优方案工作点参数计算
按最优方案的参数（管径、泵机组型号及组合、泵站数等），计算求解工作点。 求泵站——管道系统的工作点，除了图解方法以外，也可以根据压头供需平衡的原则，列出管道的压力供应特性方程和压力需求特性方程，使两者相等求解工作点。假设一条管道上有N座泵站，全线管径相同，无分支，首站进站压头和各站内摩阻均为常量，可写出全线的压力供需平衡关系式如下
Hs1?N?A?BQ2?m??fLQ2?m??ZZ?ZQ??Nhm?HSZ （3-25）
由公式（3-25）可求出管道的工作流量
?Hs1?NA??ZZ?ZQ??Nhm?HSZ?
Q???
NB?fL????
式中 Q——全线工作流量，m3； N——全线工作站泵数；
f——单位流量的水力坡降，?ms?
3
m?2
1
2?m
（3-26）
；
Hs1——管道首站进站压头，m液柱； HSZ——管道终点剩余压力， m液柱； L——管道总长度，m；
ZQ、ZZ——管道起点和终点的高程，m； hm——每个泵站内的站内损失，m液柱。
对于本设计的工作点，有
Hs1?N?A?BQ2?m??(f主L主?f变L变)Q2?m??ZZ?ZQ??Nhm?HSZ （3-27）
f主——主管单位流量的水力坡降，?m3?
f主＝?
m?2
；
?m
d5?m0.000010970.25
?0.0246??0.0322 4.75
0.518
m?2
f变——副管单位流量的水力坡降，?m3? f变＝?
。
?m
d5?m0.000010970.25
?0.0246??0.1699
0.3654.75
12?m
由公式（3-27）可求出管道的工作流量
?Hs1?NA??ZZ?ZQ??Nhm?HSZ?Q???
NB?fL?fL??主主变变??
1
1.75
?30＋5?805.4?(105.8?75.2)?5?39.88?30?
＝?
?5?832.82?0.0322?576349?0.1699?3651??
?0.354m3/s
确定工作点之后的泵站扬程为：
Hc?A?BQ2?m?805.4?0.0005?1274.41.75?669.5 m
水力坡降（最大值）为：
Q2?m?m
i主??
d主5?m
0.3541.75?0.000010970.25
?0.0246? 4.75
0.518
?0.005232
Q2?m?m
i变??5?m
d变
0.3541.75?0.000010970.25
?0.0246?
0.3654.75
?0.0276 确定水力摩阻系数?：
Re柴，?12.8oC
vd
?柴，
12.8C
o
?
4Q
?d?柴，
12.8
?
o
C
4?0.3545
?1.12?10?6
??0.518?7.79?10
Re煤，12.8oC? Re汽，12.8oC?
vd
?煤，
12.8
vd
?
o
4Q
C
?d?煤，
12.8
4Q
?
o
C
4?0.3545
?5.31?10?6
??0.518?1.64?10
4?0.3546
?1.05?10?6
??0.518?0.83?10
?汽，
12.8C
o
?
?d?汽，
12.8C
o
?
Re?0.2Re汽，12.8oC?0.3Re煤，12.8oC?0.5Re柴，12.8oC
?0.2?1.12?105?0.3?5.31?105?0.5?1.05?106 ＝7.058?105
－0.25
?＝0.3164?（7.058?105）
＝0.0109
求出工作流量后，即可根据站间压力供需平衡的原则，确定各站的进出站压力，第一站间
Hd1?Hs1?Hc?hm （3-28）
Hs2?Hd1?fQ2?m?L1??Z1 （3-29）
式中 L1、?Z1——第一站间管道长度及高差，m； Hd1——首站出站压头； Hs1——首站进站压头， Hc——泵站扬程。
将本设计的首站进站压头定为30m，通过一系列的试算可将一二站之间的站间距定为127km，此时两站之间的高差为31.7m。若此段不铺设变径管，则依据上述公式可计算出： Hd1?659.62m Hs2?32.09m
其它站间参数计算依次类推。
可对布站编程，输入站间距和高差后计算进、出站压头然后对下一站进站压头作出判断，看是否在合理范围，否则重新调整站间距。
图3-8 布站程序运行界面
表3-18 布站相关参数表
3.2.9布站
按水力坡降和工作点的压头在纵断面图上布置泵站，确定泵站的位置。 （详见图纸） 3.2.10工况校核
取边界条件，即最高温度（22.4oC）下的汽油和最低温度（3.7oC）下的柴油运行工况校核。
1）进出站压力的校核：
（1） 最低温度（3.7oC）下的柴油运行工况：
由于本设计的布站是按耗能最高（即最低温度（3.7oC）下的柴油运行工况）来计算设计的，所以该工况校核符合要求。
（2） 最高温度（22.4oC）下的汽油运行工况：
f主＝?
?m
d5?m0.000000760.25
?0.0246??0.01652
0.5184.750.000000760.25
?0.0246??0.08715 4.75
0.365
12?m
f变＝?
?m
d5?m
由公式（3-24）可求出管道的工作流量：
?Hs1?NA??ZZ?ZQ??Nhm?HSZ?Q???
NB?fL?fL??主主变变??
1
1.75
?30＋5?805.4?(105.8?75.2)?5?39.88?30?
＝?
?5?832.82?0.01652?576349?0.08715?3651??
?0.4744m3/s
确定工作点之后的泵站扬程为：
Hc?A?BQ2?m?805.4?0.0005?1707.81.75?578.6 m
水力坡降（最大值）为：
Q2?m?m
i主??5?m
d主
0.47441.75?0.000000760.25
?0.0246? 4.75
0.518
?0.00448
Q2?m?m
i变??5?m
d变
0.47441.75?0.000000760.25
?0.0246?
0.3654.75
?0.0236
求出工作流量后，即可根据站间压力供需平衡的原则，确定各站的进出站压力，第一站间
Hd1?30?578.6?39.88?568.72 m
Hs2?568.72?0.00448?127000?31.7?34.25
即，将本设计的首站进站压头定为30m，将一二站之间的站间距定为127km，此时两站之间的高差为31.7m。若此段不铺设变径管，可计算出： Hd1?568.72m Hs2?34.25m 其它站间参数计算依次类推，具体校核结果见下表：
表3-19 工况校核结果
本设计的设计压力为5.83MPa，由于汽油22.4oC下的密度?22.4oC?752kg/m3，化成最高温度（22.4oC）下的汽油的压头值即为791m，上表中各站的出站压头均小于设计压力下的压头换算值，所以安全。而首站、中间站进站压头的最理想值为30m，表中的进站压头值与其相差不大，末站的进站压头能量也可被合理利用。所以进出站压力校核满足要求。
2）动、静水压力的校核：
管道沿线任一点水力坡降线与纵断面线之间的垂直距离，表示液体流至该点时管内的
剩余压头，又称动水压力Hx。
Hx?H??ix?(Zx?Z1)? （3-30）
原油及成品油的最底动水压力应高于0.2MPa（本设计中换算为最低地温下的柴油液柱即为22.9m；换算为最高地温下的汽油液柱即为27.14m），最高动水压力应在管道强度的允许值范围内（本设计中管线的设计压力为5.83MPa，换算为最低地温下的柴油液柱即为667.1m；换算为最高地温下的汽油液柱即为791m）。
静水压力指油流停止流动后，由地形高差产生的静液柱压力。 （1）最低地温下的动、静水压力校核 最低动水压力，由公式（3-30）得：
Hx?656.644????0.005232?111000??(?49.5)???26.39m?22.9m
故最低动水压力满足要求。
最高动水压力，由公式（3-30）得：
Hx?659.62m?667.1m
故最高动水压力在管线设计压力范围内。
静水压力，根据线路纵断面图可以看出油流停止流动后，最大地形高差为：
?Z?105.3m?667.1m
故最高动水压力在管道允许强度范围内。 （2）最高地温下的动、静水压力校核 最低动水压力，由公式（3-30）得：
Hx?573????0.00448?119000??(?12.7)???27.15m?27.14m
故最低动水压力满足要求。
最高动水压力，由公式（3-30）得：
Hx?577.4m?791m
故最高动水压力在管线设计压力范围内。
静水压力，根据线路纵断面图可以看出油流停止流动后，最大地形高差为：
?Z?105.3m?791m
故最高动水压力在管线的设计压力范围内。 因此，动、静水压力得校核满足要求。
综上，可以看出进出站压力校核、动、静水压力校核均满足要求，所以工况校核满足设计要求，不需要再做调整。 3.2.11顺序输送工艺计算
根据所求得的最经济管道参数，对顺序输送管道进行工艺计算。
3.2.11.1计算一年中每种油品的输送天数
一年中所输送的三种油品总量为900万吨，其中汽油、煤油和柴油分别占20％、30％和50％，即分别为180万吨、270万吨和450万吨。
管道输量：Qm?900万吨/年＝
900
＝2.57万吨/天 350
D汽＝
M汽180万吨
??70天 Qm 2.571万吨/天M煤Qm
?
270万吨
?105天
2.571万吨/天
D煤＝
D柴＝
M柴450万吨
??175天 Qm 2.571万吨/天
3.2.11.2最优循环次数
（1）本设计中，全线首、末站之间没有分输、注入点。所以，炼化厂向首站输送汽油、煤油、柴油的输量分别为：
qM汽H＝qM煤H＝qM柴H＝
M汽180q5140＝?0.514万吨/天 qV汽H＝M汽H＝＝6818m3/d D350?汽0.754M煤D＝
q2707710
?0.771万吨/天 qV煤H＝M煤H＝＝9311.6m3/d 350?煤0.828
M柴450q12860＝?1.286万吨/天 qV柴H＝M柴H＝＝14498.3m3/d D350?柴0.887
式中 D——输油管每年的工作时间，本设计取350天。
（2）终点站向用户输送汽油、煤油、柴油的输量与炼化厂向首站输送汽油、煤油、柴油的输量相等，即
qV汽K＝qV汽H?6818m3/d
qV煤K＝qV煤H?9311.6m3/d qV柴K＝qV柴H?14498.3m3/d
?B=?（（（（（（HD-D汽）＋qV煤HD-D煤）＋qV柴HD-D柴）＋qV汽KD-D汽）＋qV煤KD-D煤）＋qV柴KD-D柴）?qV汽?
（3）参考《石油与天然气管路输送》，如有三种油品（A、B、C）进行顺序输送，则循环次数为：
N?
QA(NB?NC)?QB(NA?NC)?QC(NA?NB)
（3-31）
(2~3)(QA?QB?QC)
180(105?175)?270(70?175)?450(70?105)
?86.8=87
2.5?900
①对于本设计，N?
范文五：中国石油储运业现状及安全建议论文
浅谈中国石油储运业现状及安全建议
【摘 要】本文针对中国石油储运业现状及不足，以及对于其发展趋势的论述，从而提出安全建议。
【关键词】石油储运；现状；安全
一、我国石油储运业现状及不足
（1）港口及泊位不足。随着石油进口量的逐年攀升，来自中东、南美、非洲的石油占绝大多数，它们都需要经船运从海上输人，因此港口就成为供应渠道能否畅通的关键因素之一。从2003年下半年，我国东部沿海众多城市掀起了一阵兴建港口的热潮。然而，目前我国沿海港口具有接卸20 x 104 t级以上油轮能力的仅有青岛、宁波、舟山、和茂名水东、湛江等几个港口。大型油轮泊位的不足，已经严重制约了这些地区石化工业的进一步发展。（2）能耗量过高。与工业发达国家相比，我国能源有效利用率较低。我国的炼油厂、石油化工厂、油库及加油站对低蒸气压（真实蒸气压小于100kpa）油品和化工原料的蒸气回收工作尚未完善，许多油品收发场所没有任何油气回收设施，大量油气排放到大气中，既危及安全生产又严重污染环境，同时也造成资源浪费和油品质量下降。根据美国加州空气资源委员会制订的油品散发系数（加油站2.54g/l，炼油厂和油库2.97g/l）计算，我国每年轻质油蒸发损失约470kt，如果进行油气回收可以减少损失约435 kt，其经济价值约每年18亿元。中国管道输油企业同样是重点耗能单位，据统计，每千米周转万吨原油耗电平均约219.19kw/h，每千米周转万吨原油耗燃料油平均约
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