原油管道设计计算.doc
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原油管道设计计算.doc
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1.5设计依据与基础参数
1.5.1设计基础参数
1)原油物性参数
(1)原油密度
所输原油密度ρ(g/cm)随温度t(℃)的变化关系为:
ρ=ρ-ζ(T-20)(1-1)
式中:
ρ--20度下原油密度(kg/m),取870kg/m;
ζ--ζ=1.825-0.001315ρ;
T--平均输油温度(℃),取40℃;
即得
ρ=870-0.68095(T-20)(1-2)
(2)原油粘度
由最小二乘法回归粘温关系如表1-11
表1-11粘温关系回归表
温度(℃)
70
60
50
45
40
35
粘度(mm2/s)
38.4
61.5
93.6
120.1
152.3
200
Logν
1.584
1.789
1.971
2.080
2.183
2.300
取xi为T,yi为logν
Σxi=300
Σyi=11.908
Σ(xiyi)=578.225
Σxi=15850
b==-0.0202
a==2.995
回归结果为logν=2.995-0.0202T
得原油粘度为:
ν=102.995-0.0202T(1-3)
式中:
T--平均输油温度(℃);
(3)原油比热容
所输原油的比热容为2100J/kg℃
(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=(1-4)
式中:
TR--原油出站温度,取60℃;
TZ--原油进站温度,取30℃;
2)总传热系数
由
(1-5)
式中:
D--管道外径(m);
h--土壤导热系数(w/m℃),取0.9w/m℃;
--管道中心埋深(m),取1.5m;
得=2.342
K=(1-6)
式中:
--沥青防腐层(m),0.006m;
--防腐层导热系数(w/m℃),取0.15w/m℃;
得总传热系数K=2.141(w/m℃);
1.5.2其它设计参数
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1-12设计参数表中。
生产天数按照350天计算。
表1-12设计参数表
任务输量(×10t/a)
最小输量(×10t/a)
管线里程(Km)
最高出站油温℃
最低出站油温℃
埋深处月平均气温℃
600
342
250
60
30
5.0
1.6经济管径的选择
1.6.1管径及管材的初选
1)管径选择
根据规范,输油管道经济流速范围为1.0-2.5m/s,管径计算公式如下:
d=(1-7)
式中:
Q--额定任务输量(m/s);
V--管内原油经济流速(m/s);
d--管道内径(m);
根据输量计算结果如下表1-13:
表1-13初选管径表
经济流速
(m/s)
计算结果
(mm)
初选管Ⅰ
(mm)
初选管Ⅱ
(mm)
初选管径Ⅲ
(mm)
1.5
432.7
406.4
457
508
2)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API标准生产的X60直缝电阻焊钢管,局部高压管段选用按照API标准生产的X80直缝电阻焊钢管。
根据输量的大小,本次设计提出了3种可能的管径,分别是Φ406.4×6.4、Φ457×7.1、Φ508×7.9。
在这里采用费用现值来确定最经济管径。
1.6.2费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)
式中:
I--第t年的全部投资(包括固定资产和流动资金);
’--第t年的经营成本;
S--计算期末回收的固定资产余值(此处为0);
W--计算期末回收的流动资金;
N--计算期N=16;
i--行业基准收益率=12%;
油气储运企业的要素成本包括:
电力费用、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:
SR=GCy(TRi–Tzi)nR(1-9)
式中:
SR--燃料费用,元/年;
ey--燃料油价格,元/吨;
Cy--原油比热,J/kg℃;
BH--燃料油热值,J/kg;
TRi--第i加热站的出站温度,℃;
TZi--第i加热站的进站温度,℃;
Ri--第i加热站的加热炉效率;
G--管道年输量,吨/年;
nR--加热站个数;
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:
SP=(1-10)
式中:
SP--全线泵机组所消耗的电力费用,元/年;
H--第i泵站的扬程,m;
ed--电力价格,元/kWh;
ηpei--第i泵站泵机组的效率;
G--年输量,吨/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)
损耗比例一般可取为0.1%~2.3%。
固定资产形成率为85%,综合折旧率取7.14%(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:
Φ406.4×6.4的费用现值为116209.405万元。
Φ457×7.1的费用现值为59526.39万元。
Φ508×7.9的费用现值为59609.1万元。
其中Φ457×7.1的费用现值最小,采用Φ273×7的管道进行施工和投产运行更为经济。
1.6.3管道壁厚选择
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:
=(1-11)
式中:
P--设计内压力(MPa);
D--钢管外径(mm);
K--设计系数,取0.72;
--材料的最低屈服强度(MPa);
--焊缝系数,取1.0;
管道系统设计压力为7MPa时,管道选用X60直缝电阻焊钢管,屈服强度413MPa,壁厚计算结果如下表1-14:
表1-14壁厚计算表
公称直径
(mm)
计算壁厚
(mm)
腐蚀余量
(mm)
实选壁厚
(mm)
管道外径
(mm)
DN457
5.379
1
7.1
Φ457×7.1
1.7输油工程
1.7.1主要工艺
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)密闭输送工艺
泵到泵密闭输送工艺是目前国内外管道采用的先进输送工艺。
对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。
1.7.2工艺计算及站场布置
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0.1275m/s即113.1kg/s.
总传热系数由(1-6)得为2.141w/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=(1-12)
a=(1-13)
b=(1-14)
L(1-15)
最终得热站数:
n(1-16)
最终向上取整得热站数n。
式中:
D--管道外径(m),取0.4712m;
K--热油管道总传热系数(w/m℃),取2.141w/m℃;
C--油品比热(KJ/Kg),取2100KJ/Kg;
经过计算,需要4座泵站,站间距为62.5Km。
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1-15:
表1-15热站布置表
站号
首站
2#
3#
4#
末站
里程(Km)
0
60
128
193
250
高程(m)
29
80
25.8
13.27
6.5
进站温度(℃)
--
30
30
30
30
出站温度(℃)
59.4
65.4
63.0
57.3
--
2)水力计算
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=(1-17)
管路全线能耗为:
H=iL+ΔZ+H(1-18)
泵站数:
N=(1-19)
式中:
H--任务流量下管道所需要的总压头(m液柱);
--任务输量下泵站的扬程(m液柱);
H--末站剩余压力(m液柱),取30m液柱;
h--泵站站内损失(m液柱),取20m液柱;
当N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1-16
表1-16热泵站布站表
站号
首站
2#
3#
4#
末站
里程(Km)
0
60
128
193
250
高程(m)
29
80
25.8
13.27
6.5
进站扬(m)
87.71
76.71
89.31
90.84
36.41
出站扬(m)
739.71
728.71
741.31
611.04
--
3)站场布置
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:
2#热泵站
(60km,80m)
3#热泵站
(128km,25.8m)
胜齐输油首站
(0km,29m)
输油末站
(250km,6.5m)
4#热泵站
(193km,13.27m)
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1-17、1-18、1-19、1-20、1-21。
该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1-17最小输量
站号
首站
2#
3#
4#
末站
TR℃
59.4
65.4
63.0
57.3
--
TZ℃
--
30
30
30
30
Hm
89.92
75.76
101.56
77.24
75.4
Hm
387.52
298.36
324.16
299.84
--
开炉
全开
全开
全开
全开
--
开泵
开一台
开两台
开两台
开两台
--
表1-1870%输量
站号
首站
2#
3#
4#
末站
TR℃
51.2
55.2
53.7
49.8
--
TZ℃
--
30
30
30
30
Hsm
89.37
82.51
100.26
70.44
76.7
Hdm
498.26
380.11
397.86
368.04
--
开炉
全开
全开
全开
全开
--
开泵
开两台
开一台
开一台
开一台
--
表1-1985%输量
站号
首站
2#
3#
4#
末站
TR℃
45.4
48.1
47.1
44.4
--
TZ℃
--
30
30
30
30
Hsm
88.64
61.74
63.98
106.61
92.5
Hdm
608.84
497.44
472.88
404.2
--
开炉
全开
全开
全开
全开
--
开泵
开三台
开三台
开两台
开一台
--
表1-2090%输量
站号
首站
2#
3#
4#
末站
TR℃
44.3
46.3
45.4
43.0
--
TZ℃
--
30
30
30
30
Hsm
88.37
60.08
90.96
78.99
29.77
Hdm
608.57
580.28
611.16
514.69
--
开炉
全开
全开
全开
全开
--
开泵
开三台
开三台
开三台
开三台
--
表1-21最大输量
站号
首站
2#
3#
4#
末站
TR℃
41.3
43.3
42.6
40.6
--
TZ℃
--
30
30
30
30
Hsm
87.71
76.71
89.31
90.84
36.41
Hdm
739.71
728.71
741.31
611.04
--
开炉
全开
全开
全开
全开
--
开泵
开三台
开三台
开三台
开三台
--
1.7.3站场设计
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)胜齐输油首站
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。
1.7.4主要设备选型
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10×14×20HSB一台、ZS350×320两台、KS750-250一台。
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=(1-20)
式中:
T--储罐储存油品时满足输送的天数,根据规范,首站为油田取3天,末
站为港口取5天;
M--年输量,600万吨/年;
--原油密度(kg/m);
--周转系数,取0.9;
首站罐区选用4座20000m浮顶罐。
燃料油罐的选取按照10分钟输量来选择。
首站设1座100m燃料油罐,同时起到卸压的作用。
4)主要设备选型表
要设选型见表1-22
表1-22主要设备选型表
站号
主要设备
单位
数量
首站
20000m拱顶罐
100m燃料油罐
3489KW加热炉
5000KW加热炉
10×14×20HSB离心泵(串联)
ZS350×320离心泵(串联)
KS750-250离心泵(串联)
12SH-6A给油泵(并联)
清管器接受装置LSM-J-300-6.4
清管器发送装置LSM-F-300-6.4
座
座
台
台
台
台
台
台
台
台
4
1
1
1
1
2
1
3
1
1
2#
100m燃料油罐
3489KW加热炉
5000KW加热炉
10×14×20HSB离心泵(串联)
ZS350×320离心泵(串联)
KS750-250离心泵(串联)
清管器接受装置LSM-J-300-6.4
清管器发送装置LSM-F-300-6.4
座
台
台
台
台
台
台
台
1
1
1
1
2
1
1
1
3#
100m燃料油罐
3489KW加热炉
5000KW加热炉
10×14×20HSB离心泵(串联)
ZS350×320离心泵(串联)
KS750-250离心泵(串联)
清管器接受装置LSM-J-300-6.4
清管器发送装置LSM-F-300-6.4
座
台
台
台
台
台
台
台
1
1
1
1
2
1
1
1
续表1-22主要设备选型表
末站
30000m拱顶罐
100m燃料油罐
3489KW加热炉
5000KW加热炉
10×14×20HSB离心泵(串联)
ZS350×320离心泵(串联)
KS750-250离心泵(串联)
12SH-6A给油泵(并联)
清管器接受装置LSM-J-300-6.4
清管器发送装置LSM-F-300-6.4
座
座
台
台
台
台
台
台
台
台
4
1
1
1
1
2
1
3
1
1
1.7.5工况校核
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(1-21)
a==1.328×10-5(1-22)
aL=0.7968
=2.218(1-23)
出站温度:
60.5(℃)(1-24)
平均温度:
T==40.2(℃)(1-25)
密度=887.07kg/m;
粘度=152.39×10m/s;
流量=0.1275m3/s;
则水力坡降:
==3.56×10-3(1-26)
循环迭代以上的计算:
a==1.328×10-5
b==1.24(℃)
aL=0.7968
=2.218
出站温度:
59.4(℃)
平均温度:
T==39.6(℃)
密度=887.43kg/m;
粘度=156.70×10m/s;
流量Q2=0.1274m3/s;
则水力坡降:
==3.58×10-3
继续迭代直至前后两次的出站温度差值在0.2℃之内。
迭代结果:
=59.4℃
全站出站温度如下表1-23:
表1-23全线进出站温度表
站间
首站
2#
3#
4#
出站温度(℃)
59.4
65.4
63.0
57.3
各站出站温度均小于65℃,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==33.8(℃)
密度ρ=891.15kg/m;
粘度ν=205.23×10m/s;
流量=0.2226m3/s;
则水力坡降:
i==8.79×10-3
同理可以计算出其它站间的水力坡降,计算结果如下表1-24:
表1-24全线水力坡降表
站号
1#~2#
2#~3#
3#~4#
4#~末站
i
0.008766
0.008707
0.008729
0.008787
站间距离(公里)
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10×14×20HSB一台、ZS350×320两台、KS750-250一台,四台离心泵串联,其中一台为备用泵。
给油泵所选泵为12sh-6A,三台并联,其中一台为备用泵。
首站进站压力H=87.71(m);
首站出站压力H=H+H-30=739.71(m);
2#站进站压力H=H-iL-nh-ΔZ=76.71(m);
依次计算,各站的进、出站压力计算结果如下表1-25;
表1-25全线
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