【摘要】本文介绍了原油输送管道在设计过程中工艺计算的具体方法，以及校核计算的具体步骤。
　　
【关键词】原油 管道 工艺计算 校核计算
　　
柴塘管线工程全长437km，年设计最大输量为600万吨，最小输量为354万吨。
　　
管线沿程地形起伏较大，最大高差为422m，经校核全线无翻越点；在较大输量时可热力越站，较小输量时可压力越站。
　　
1 最优管径的选择
　　
在设计输量下，若选用较大的管径，可以降低输送时的压头损失，减少泵站数，从而减少泵站的建设费用，降低了输油的动力消耗，但同时也增加了管路的建设费用[1]。
　　
本设计中根据国内热油输送管道的实际经验，热油管道的经济流速在1.5-2.0m/s范围内，在此基础上选择1.8m/s的流速进行初步的管径计算，然后对附近管径系列进行计算，分别算出不同系列的费用现值，根据费用现值的大小选择出最优管径。最终选定了外径φ457，壁厚6.4mm的管径。
　　
2 工艺计算说明
　　
2.1 概述
　　
对于易凝、高粘、高含蜡油品的管道输送，如果直接在环境温度下输送，则油品粘度大，阻力大，管道沿途摩阻损失大，导致了管道压降大，动力费用高，运行不经济，且在冬季极易凝管，发生事故。所以为了安全输送，在油品进入管道前必须采用降凝降粘措施。目前，国内外很多采用加入降凝剂或给油品加热的方法，使油品的粘度降低。
　　
本设计采用加热的方法，提高油品温度以降低其粘度，减少摩阻损失，降低管输压力，使输油总能耗小于不加热输送，并使管内最低油温维持在凝点以上，确保安全输送。
　　
2.2 确定加热站及泵站2.2.1？热力计算
　　
埋地不保温管道的散热传递过程由三部分组成的，即油流至管壁的放热，沥青防腐层的热传导和管外壁至周围土壤的传热，由于本设计中所输介质的要求不高，而且管径和输量较大，油流到管壁的温降比较小，流态为紊流，故油流到管内壁的对流换热和管壁自身的热传导可以忽略不计。而总的传热系数主要取决于管外壁至土壤的放热系数。
　　
计算中周围介质的温度取最冷月土壤的平均温度，以首、末站平均温度作为油品的物性计算温度。
　　
由于设计流量较大，根据经验将出站油温定为60℃，进站油温定为36℃。然后根据苏霍夫公式计算站间距，从而进一步求得加热站数。
　　
2.2.2？水力计算
　　
当管路的流态在水力光滑区时，摩阻仅与粘度的0.25次方成正比，可按平均温度下的油流粘度，用等温输送的方法计算加热站间摩阻。
　　
先根据流量和管径判断流态，在36℃-60℃之间一直处于水力光滑区，由平均温度求出平均粘度，再根据列宾宗公式计算站间摩阻。
　　
泵站、热站内局部摩阻均为15m。2.2.3？初步确定热站、泵站数
　　
由热力计算可以确定加热站数，加以化整。确定泵站数时，要考虑到管线的承压能力选定输油主泵，再根据流量及扬程确定泵机组的组合方式，最后由全线所需的压头求出所需的泵站数，并结合水力计算定出。
　　
2.2.4？站址确定
　　
根据地形的实际情况，本着热泵合一的原则，进行站址的调整。确定站址，除根据工艺设计要求外，还需要按照地形、地址、文化、气象、给水、排水、供电和交通运输等条件，并结合施工、生产、环境保护以及职工生活等方面的因素综合考虑，最终确定站址如表1所示：3 校核計算说明3.1 热力、水力校核
　　
由于对站址的综合考虑，使热站、泵站的站址均有所改变，因此必须进行热力、水力校核。求得站址改变后的进出站温度和压力，以确保管线的安全运行。
　　
3.1.1？进出站温度的校核
　　
为了满足工艺和热力的要求，对其冬季最小输量校核时，应固定进站油温为36℃，本设计通过编程迭代出相应的出站油温，出站温度小于60℃，则满足要求
　　
3.1.2？进出站压力的校核
　　
为了防止进站压力过低影响泵的吸入或者出站压力过高超过管道最大承压能力而发出事故，故需对进出站压力进行校核，所得校核结果如下表2：
　　
根据表格知，各站进站压力均满足泵的吸入要求，出站压力均不超过管道的最大承压，校核合格。
　　
3.2 压力越站校核
　　
当输油主泵不可避免的遇到断电、事故或检修时，或由于夏季地温升高，沿程散热减小，从而导致沿程摩阻减小，或者生产负荷减小而导致的摩阻减小，为了节约动力费用，可以进行中间站的压力越站，以充分利用有效地能量。
　　
压力越站的目的是计算出压力越站时需要的最小输量，并根据此输量计算越站时所需要压力，并校核其是否超压。
　　
3.3 热力越站校核
　　
当站场不可避免地遇到断电、事故或检修时，或由于夏季地温升高运行流量较大，沿程散热减小或者摩阻升温较大，可以进行的热力越站。
　　
3.4 动、静水压力校核3.4.1？动水压力校核
　　
动水压力是指油流沿管道流动过程中个点的剩余压力，即管道纵断面线与水力坡降线之间的垂直高度，动水压力的变化不仅取决于地形的变化，而且与管道的水力坡降和泵站的运行情况有关，本次设计的最高动水压力为645.46m液柱，小于管道最大承压795.80m，动水压力最小值为31.97m，大于最小的动水压力30m，故此时动水压力满足输送要求。
　　
3.4.2？静水压力校核
　　
静水压力是指油流停止流动后，由于地形高差产生的静液柱压力，沿线高点与其后面的低点之间垂直高度最大为422m，由于管道承压较大，故产生静水压力时不需要增加壁厚，而且也不需要设置减压阀，所以本设计中静水压力符合要求。
　　
3.5 反输校核
　　
当油田来油不足时，由于流量小，温降快导致进站油温过低或者由于停输等原因有可能出现凝管现象，需要进行反输。由于反输是非正常工况，浪费能量，故要求反输量越小越好。本设计取管线可能的最小输量为反输输量。根据具体计算的结果可知，可以满足反输条件。
　　
参考文献
　　
[1] 陈娟，等.长输原油管道设计方案评价研究[J].油气储运.2007
　　
[2] 杨筱蘅，张国忠.输油管道设计与管理（第一版）[M].山东东营：石油大学出版社，2005：23-192
　　
[3] GB/T 500074-2002.石油库设计规范[S]