《管道工程》输油管道 231页

管道工程\n管道工程第7章输油管道7.1输油管道概况7.2输油泵站的工作特性7.3输油管道的压能损失7.4等温输油管道运行工况分析与调节7.5热油管道的温降计算7.6热油管道的摩阻计算7.7热油管道的日常运行管理7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积7.9热油管道的启动投产7.10热油管道的停输温降及再启动\n管道是石油生产过程中的重要环节，是石油工业的动脉。在石油的生产过程中，自始至终都离不开管道。我们可以把石油的生产过程简单的表示为：用户炼油厂矿场油库转油站联合站计量站油井矿场油气集输系统长输管道原油管道成品油管道7.1输油管道概况输油管道\n1、输油管道的发展历史1879年，在美国的宾夕法尼亚铺设了一条口径为150mm，长为17.4km的输油管道。1886年，美国又铺设了一条口径为200mm，长为139km的输油管道。管道工业有着悠久的历史。中国是最早使用管道输送流体的国家。早在公元前的秦汉时代，就有人用打通了节的竹子连接起来输送卤水，随后又用于输送天然气。现代管道始于19世纪中叶，1859年，美国宾夕法尼亚打出了第一口油井，所生产的原油起初用马车拉运，从而导致了严重的交通拥挤。直到1865年，才建造了第一条用于输送原油的管道。直径为50mm，长为10km，输量为2.8m3/h,用往复泵驱动。7.1输油管道概况\n1920年前，管道均采用丝扣连接，因此管径较小。1920年，在管道铺设中开始采用气焊，随后又被电焊所取代。金属焊接工艺的发展和完善促进了大口径、长距离管道的发展，同时也促进了新管材的使用。但真正具有现代规模的长输管道始于第二次世界大战。当时由于战争的需要，美国急需将西南部油田生产的油运往东海岸，但由于战争，海上运输常常被封锁而中断，这就促使美国铺设了两条输油管道。一条是原油管道，口径为600mm，长度为2158km，输量为47700m3/d(1500万吨/年)，由德克萨斯到宾夕法尼亚。另一条为成品油管道，口径为500mm，包括支线全长为2745km，输量为3760m3/d(1300万吨/年)，由德克萨斯到新泽西，同时还铺设了一条输气管道，口径为600mm，长为2035km，由西南部到东海岸。7.1输油管道概况\n从60年代起，输油管道向大口径、长距离的方向发展，并出现许多跨国管线。较著名的有：1964年，原苏联建成了苏联－东欧的“友谊”输油管道，口径为1020mm,长为5500km。1977年，建成了第二条“友谊”输油管道，在原苏联境内与第一条管线平行，口径为1220mm,长为4412km,经波兰至东德。两条管线的输量约为1亿吨/年。1977年，美国建成了世界上第一条伸入北极的横贯阿拉斯加管道,口径为1220mm，全长为1287km，其中900km管道采用架空保温铺设。年输量约为1.2亿m3，不设加热站，流速达3m/s，靠摩擦热保持油温不低于60℃，投资77亿美元。7.1输油管道概况\n1988年，美国建成了从西部圣巴巴拉至休斯顿的原油管道，管径762mm,总长2731km，年输油能力约为1600万吨。同时，成品油管道也获得了迅速发展。典型的是美国的科罗尼尔成品油管道系统。干线口径为750、800、900、1000mm,总长为8413km,输油能力为1.4亿吨/年。7.1输油管道概况\n2、长输管道的发展趋势(1)高压力、大口径的大型输油管道(2)采用高强度、高韧性、可焊性良好的管材(4)采用先进的输油工艺和技术(3)采用新型、高效、露天设备a.设计方面，采用航空选线.b.采用密闭输送工艺流程，减少油气损耗和压能损耗。c.采用计算机自控、遥控技术。d.用化学药剂（减阻剂、降凝剂）降低能耗。7.1输油管道概况\n3、管道运输的特点①运量大，基建费用低（与铁路相比）。⑥管输适于大量、单向、定点的运输，不如铁路、公路运输灵活。⑤占地少，受地形限制少。④运价低，耗能少。③便于管理，易于实现集中控制，劳动生产率高。②受外界限制少，可长期稳定连续运行，对环境的污染小。输油管道概况一条720管线的输量约等于一条单线铁路的运量，但造价不如铁路的1/2。管线埋于地下，基本不受恶劣气候的影响，油气污染和噪声污染都比铁路小得多。原苏联管线运价约为铁路的1/2，美国约为铁路的1/7-1/10，我国目前基本与铁路持平。管线埋于地下，地面仍可耕种。铁路的坡度一般不能超过30度，而管线不受坡度的限制，有利于翻山越岭，取捷径，起终点相同的两地间，管线的长度一般要比铁路短30%。7.1输油管道概况\n4、我国输油管道概况1958年以前，我国输油管道还是一个空白。1958年，我国修建了第一条长输管道：克拉玛依—独山子原油管道。随着我国石油工业的发展，20世纪70年代开始兴建大型输油管道，我国管道工业进入第一个发展高潮,建设的管道主要是原油管道。到目前为止,我国铺设的百公里以上的原油长输管道40余条,管径为159～720,形成了具有一定规模的原油管网(见全国油气管线分布图)。7.1输油管道概况\n我国管道工业继第一个发展高潮之后，于20世纪90年代中期逐渐进入第二个发展高潮，而且目前已经处在发展高潮之中。此次发展高潮以天然气管道和成品油管道建设为主。近几年来，我国已经建成的或正在兴建中的管道有，西气东输管道、涩北西宁兰州天然气管道、兰州成都重庆成品油管道、茂名至昆明成品油管道、忠县至武汉天然气管道、宁波上海—南京进口原油管道、环珠江三角洲液化天然气管道、镇海至萧山成品油管道，以及平湖至上海的海底天然气管道等。正准备兴建的管道还有中俄天然气管道、中俄原油管道，远景规划可能还有吐库曼斯坦至中国的天然气管道、西西伯利亚至中国天然气管道，以及苏里格气田的外输管道等。7.1输油管道概况\n返回阿尔善-赛汉塔拉原油管道在东北和华北地区，先后建成了庆铁线、铁大线、铁秦线、秦京线、铁扶线、抚鞍线和任京线，形成了规模较大的东北管网，担负了大庆油田、辽河油田、华北油田的原油外输任务。在华东华北地区，先后建成了鲁宁线、濮临线、沧临线、中洛线、东临线、东黄线、东黄复线、东辛线、临济线，形成了规模较大的华东原油管网，担负了胜利油田、中原油田的原油外输任务。另外，已经停止运行的任沧线实际上已将东北和华东两大管网连为一体。在华中地区，魏荆线担负了河南油田的原油外输任务。在华南地区，湛茂线担负了茂名石化的供油任务。在内蒙境内阿赛线担负了二连油田的原油外输任务。在西北地区，克独线、克乌线担负了克拉玛依油田的原油外输任务；花格线担负了青海油田的原油外输任务；马惠宁线、靖咸线担负了长庆油田的原油外输任务；库鄯线担负了塔里木油田的原油外输任务。四川油田管网马惠宁线花格线魏荆线7.1输油管道概况\n7.2输油泵站的工作特性1、长输管道的泵机组类型输油泵站的作用:由于离心泵具有排量大、扬程高、效率高、流量调节方便、运行可靠等优点，在长输管道上得到广泛应用。不断向油流提供一定的压力能，以便其能继续流动。输油管道\n长距离输油管道均采用离心泵，很少使用其他类型的泵。离心泵的型式有两种：多级（高压）泵:排量较小,又称为并联泵；单级（低压）泵:排量大，扬程低，又称为串联泵。(1)长输管道用泵一般来说，输油泵站上均采用单一的并联泵或串联泵，很少串并联泵混合使用，有时可能在大功率并联泵或串联泵前串联低扬程大排量的给油泵，以提高主泵的进泵压力。串联泵具有排量大、扬程低、效率高的特点。我国试制的KS型串联泵比并联泵效率高10%左右，而国外生产的串联泵比国内多数管道采用的并联泵效率高出18%左右。7.2输油泵站的工作特性\n长距离输油管道是耗能大户，而等温输油管道的耗能设备主要是输油主泵，因此提高输油主泵的效率是提高等温输油管道经济效益的主要途径。如果将我国目前输油管道的输油主泵效率由70%左右提高85%左右，输油电耗将减少20%以上。因此，在成品油管道的日常管理中，加强对输油主泵的维修保养，使其始终处于高效状态，对提高输油管道的经济效益非常重要。7.2输油泵站的工作特性\n(2)原动机⑴电动机⑵柴油机⑶燃气轮机输油泵的原动机应根据泵的性能参数、原动机的特点、能源供应情况、管道自控及调节方式等因素决定。分为：电动机具有体积小、重量轻、噪音低、运行平稳可靠、便于实现自动控制等优点，对于电力供应充足的地区一般均采用电动机作为的原动机。其缺点是调速困难，需要专门的调速装置。但对于电网覆盖不到的地区，是否采用电动机要进行经济比较。如果需要架设长距离输电线路，采用电动机是不合适的。与电动机相比，柴油机有许多不足之处：体积大、噪音大、运行管理不方便、易损件多、维修工作量大、需要解决燃料供应问题。其优点是可调速。对于未被电网覆盖或电力供应不足的地区，采用柴油机可能更为经济。燃气轮机单位功率的重量和体积都比柴油机小得多，可以用油品和天然气作燃料，不用冷却水，便于自动控制，运行安全可靠，功率大，转速可调。一些退役的航空发动机经改型后可用于驱动离心泵。对于偏远地区的大型油气管线，采用燃气轮机可能是比较好地选择。如前面提到的横贯阿拉斯加管线采用的就是改型后的航空燃气轮机。7.2输油泵站的工作特性\n2、离心泵的工作特性对于电动离心泵机组，目前原动机普遍采用异步电动机，转速为常数。因此H=f(q)，扬程是流量的单值函数，一般可用二次抛物线方程H=a-bq2表示。对于长输管道，常采用H=a-bq2-m的形式，其中a、b为常数，可根据泵特性数据由最小二乘法求得；m与流态有关;q为单泵排量。采用上式描述泵特性，与实测值的最大偏差≯2%。7.2输油泵站的工作特性\n3、改变泵特性的方法改变泵特性的方法主要有：(1)切削叶轮a,b—与叶轮直径D0对应的泵特性方程中的两个常系数7.2输油泵站的工作特性\n(2)改变泵的转速n－调速后泵的转速，r/minn0－调速前泵的转速，r/mina,b－与转速n0对应的泵特性方程中的两个常系数式中：7.2输油泵站的工作特性\n4、输油泵站的工作特性输油泵站的工作特性可用H=f(Q)表示输油泵的基本组合方式一般有两种：串联和并联(1)并联泵站的工作特性QHcq2q17.2输油泵站的工作特性\n并联泵站的特点：泵站的流量等于正在运行的输油泵的流量之和，每台泵的扬程均等于泵站的扬程。即：7.2输油泵站的工作特性\n设有n1台型号相同的泵并联，即A=a注意：泵并联运行时，在改变运行的泵机组数时，要防止电机过载。则：7.2输油泵站的工作特性\n例如两台泵并联时，若一台泵停运，由特性曲线知，单泵的排量q>Q/2，排量增加，功率上升，电机有可能过载。H管路单泵并联QqQ/27.2输油泵站的工作特性\n(2)串联泵站的工作特性QHcq2,H2q1,H17.2输油泵站的工作特性\n①各泵流量相等，q=Q设有n2台型号相同的泵串联，则：②泵站扬程等于各泵扬程之和：特点：7.2输油泵站的工作特性\n(3)串、并联泵机组数的确定选择泵机组数的原则主要有四条：①满足输量要求；②充分利用管路的承压能力；③泵在高效区工作；④泵的台数符合规范要求（不超过四台）。7.2输油泵站的工作特性\n①并联泵机组数的确定其中:Q为任务输量，q为单泵的额定排量显然不一定是整数，只能取与之相近的整数，这就是泵机组数的化整问题。如果管线的发展趋势是输量增加，则应向大化，否则向小化。一般情况下要向大化。由此可见并联泵的台数主要根据输量确定，而泵的级数（扬程）则要根据管路的允许工作压力确定。另外根据规范规定，泵站至少设一台备用泵。7.2输油泵站的工作特性\n②串联泵其中：[H]为管路的许用强度（允许承压能力）H为单泵的额定扬程。一般来说，串联泵的应向小化，如果向大化，则排出压力可能超过管子的许用强度，是很危险的。而且向大化后，泵站数将减少，开泵方案少，操作不灵活。串联泵的额定排量根据管线任务输量确定。7.2输油泵站的工作特性\n(4)串、并联组合形式的确定②从管特性和地形方面考虑，串联泵更适合于地形平坦的地区和下坡段，这种情况下管路特性较陡，所以也可以说串联泵更适合于管路特性较陡的情况。这一点可以用如图所示的特性曲线解释。①从经济方面考虑，串联效率较高，比较经济。我国并联泵的效率一般只有70%左右，而串联泵的效率可达90%。串联泵的特点是：扬程低、排量大、叶轮直径小、流通面积大，故泵损失小，效率高。7.2输油泵站的工作特性\nQ1Q2ABC△h1△h2并联串联并联单泵串联单泵HQ平坦地区或下坡段串联泵与并联泵的比较7.2输油泵站的工作特性\n如图所示，正常运行时，串、并联泵均需两台泵工作，工作点为A，流量为Q1。当需将输量降为Q2=1/2Q1时，串、并联泵均只开一台泵即可。工作点分别为B、C。串联泵的节流损失为，并联泵的节流损失为，显然，因此采用串联泵较经济，可适应输量的较大变化。7.2输油泵站的工作特性\n并联泵更适合于地形比较陡、高差比较大的爬坡地区，此时站间管道较短，管路特性较平，泵所提供的能量主要用于克服很大的位差静压头。7.2输油泵站的工作特性\nQ2Q1ABC△h1△h2并联串联并联单泵串联单泵HQ上坡段串联泵与并联泵的比较7.2输油泵站的工作特性\n如图所示，正常运行时两台泵运行，输量为Q1，当输量需降为Q2=1/2Q1时，并联泵只开一台泵即可，节流损失为，而串联泵仍需开两台泵，节流损失为，显然。因此，对于管路特性较平（地形较陡）的情况，并联泵更能适应流量的较大变化。7.2输油泵站的工作特性\n③串联泵便于实现自动控制和优化运行。目前国内管线使用的基本上都是并联泵组合形式，而我国大部分管线处于平原地带，高差很小，因而造成节流损失大，调节困难，不易实现密封输送。因此，东部管线改造的一个重要任务是并联泵改串联泵，进而改旁接油罐流程为密闭流程，实行优化运行。A、不存在超载问题B、调节方便C、流程简单D、调节方案多7.2输油泵站的工作特性\n1、管路的压降计算根据流体力学理论，输油管道的总压降可表示为：其中：hL为沿程摩阻hξ为局部摩阻(zj-zQ)为计算高程差7.3输油管道的压能损失7.3输油管道的压能损失\n2、水力摩阻系数的计算计算长输管道的摩阻损失主要是计算沿程摩阻损失hL。达西公式：对于一条给定的长输管道，L和D都是已知的，输量（或流速）也是已知的，现在的问题就是如何计算水力摩阻系数λ。输油管道7.3输油管道的压能损失\n根据流体力学理论其中：e为管壁的绝对粗糙度，D为管道内径。λ是Re和e/D的二元函数，具体的函数关系视流态而定。在解决工程实际问题时，为了安全，一般尽量避开过渡区，因该区的流态不稳定。实在无法避开时，该区的λ按紊流光滑区计算。流态：分为层流和紊流，中间还存在一个过滤区。7.3输油管道的压能损失\n(1)流态划分和输油管道的常见流态层流：Re<2000过渡流：2000Re2（简称粗糙区）我国《输油管道工程设计规范》规定的流态划分标准是：7.3输油管道的压能损失\n其中：输油管道中所遇到的流态一般为：热含蜡原油管道：水力光滑区小口径轻质成品油管道：混合摩擦区高粘原油和燃料油管道：层流区长输管道一般很少工作在粗糙区。7.3输油管道的压能损失\n(2)管壁粗糙度的确定管壁粗糙度：相对粗糙度：绝对粗糙度与管内径的比值(e/D或2e/D)。绝对粗糙度：管内壁面突起高度的统计平均值。紊流各区分界雷诺数Re1、Re2及水力摩阻系数都与管壁粗糙度有关。我国《输油管道工程设计规范》中规定的各种管子的绝对粗糙度如下：无缝钢管：0.06mm直缝钢管：0.054mm螺旋焊缝钢管：DN=250～350时取0.125mmDN>400时取0.1mm7.3输油管道的压能损失\n(4)水力摩阻系数的计算我国常用的各区水力摩阻系数的计算公式见下表。流态划分范围λ＝f(Re,ε)层流Re<2000λ=64/Re紊流水力光滑区3000Re2=7.3输油管道的压能损失\n3、流量压降综合计算公式—列宾宗公式(1)列宾宗公式代入达西公式、和把令整理得即得到列宾宗公式：7.3输油管道的压能损失\n流态Amβ层流6414.15紊流水力光滑区0.31640.250.0246混合摩擦区0.1230.0802A粗糙区λ00.0826λ不同流态下的A、m、β值7.3输油管道的压能损失\n4、管路的水力坡降定义：管道单位长度上的摩阻损失称为水力坡降。用i表示：或单位输量的水力坡降:水力坡降与管道长度无关，只随流量、粘度、管径和流态不同而不同。Q=1时的水力坡降，即单位流量下，单位管道长度上的摩阻损失，用f表示7.3输油管道的压能损失\n5、管路工作特性定义：已定管路（D,L,△Z一定）输送某种已定粘度油品时，管路所需压头（即压头损失）和流量的关系（H-Q关系）称为管路工作特性。7.3输油管道的压能损失\n△ZHQ层流区过渡区紊流区QLJ的工作特性曲线7.3输油管道的压能损失\n6、离心泵与管路的联合工作泵站与管路的工作点的方法有两种，即图解法和解析法。AHHAQAQ管路特性曲线泵站特性曲线图解法：下面重点讨论解析法。7.3输油管道的压能损失\n(1)一个泵站的管道1122由断面1-1到2-2列能量方程有：式中：HS1－泵的吸入压力为常数。HC－泵站扬程hc－站内损失hL－沿程摩阻Z2-Z1－起终点计算高差7.3输油管道的压能损失\n即：7.3输油管道的压能损失\n(2)多泵站与管路的联合工作①旁接油罐输油方式（也叫开式流程）Q1Q2优点安全可靠，水击危害小，对自动化水平要求不高。缺点●流程和设备复杂，固定资产投资大●油气损耗严重●全线难以在最优工况下运行，能量浪费大7.3输油管道的压能损失\n工作特点●每个泵站与其相应的站间管路各自构成独立的水力系统●上下站输量可以不等（由旁接罐调节）●各站的进出站压力没有直接联系●站间输量的求法与一个泵站的管道相同Lj、△Zj－第j站至第j＋1站间的计算长度和计算高差Aj、Bj－第j站的站特性方程的系数式中：7.3输油管道的压能损失\n②密闭输油方式（也叫泵到泵流程）QQ优点●全线密闭，中间站不存在蒸发损耗；●流程简单，固定资产投资小；●可全部利用上站剩余压头，便于实现优化运行。缺点：要求自动化水平高，要有可靠的自动保护系统。7.3输油管道的压能损失\n工作特点●全线为一个统一的水力系统，全线各站流量相同；●输量由全线所有泵站和全线管路总特性决定；设全线有n个泵站，各站特性相同，则输量为：式中：LJ为管道计算长度△Z为管道计算高程差7.3输油管道的压能损失\n当各站特性不同时，输量计算公式为：Aj、Bj为第j座泵站特性方程中的两个系数。7.3输油管道的压能损失\n●各站进、出站压力相互影响首站：第二站：由站间能量平衡方程:7.3输油管道的压能损失\n第j站：式中：Lj-1为第j-1站到第j站的管道长度，△Zj-1为第j站与第j-1站的高程差7.3输油管道的压能损失\n7、翻越点和计算长度HHfFLf7.3输油管道的压能损失\n(1)翻越点的定义如果使一定数量的液体通过线路上的某高点所需的压头比输送到终点所需的压头大，且在所有高点中该高点所需的压头最大，那么此高点就称为翻越点。根据该定义有：上式表明，输量为Q的液体从翻越点自流到终点还有能量富裕。7.3输油管道的压能损失\n由此可给出翻越点的另一个定义：如果一定输量的液体从某高点自流到终点还有能量富裕，且在所有的高点中该高点的富裕能量最大，则该高点叫做翻越点。(2)翻越点的确定翻越点的确定可用图解法和解析法。①图解法在管道纵断面图右上角作水力坡降线的直角三角形，将水力坡降线向下平移，如果水力坡降线与终点相交之前首先与某高点F相切，则F点即为翻越点。7.3输油管道的压能损失\n②解析法在线路上选若干个高点进行计算，一般选最高点及最高点之后的高点进行计算。计算方法有两种：A、计算从起点到高点j所需的总压头Hj,并与从起点到终点所需的总压头H比较，如果有若干个高点的Hj都大于H，则Hj最大者为翻越点。若所有的Hj都小于H，则不存在翻越点。式中：Lj、Zj分别为高点j的里程和高程。7.3输油管道的压能损失\nB、计算如果有若干个点的△Hj均大于零，则其中最大者为翻越点。若所有点的△Hj均小于零，则不存在翻越点。管线设计和运行时，无论是旁接油罐流程还是密闭流程，翻越点均只有一个，且确定方法相同。但翻越点会随水力坡降的变化而变化。7.3输油管道的压能损失\n(3)翻越点后的流动状态管道上存在翻越点时，翻越点后的管内液流将有剩余能量。如果不采用措施利用和消耗这部分能量，翻越点后管内将出现不满流。不满流的存在将使管道出现两相流动，而且当流速突然变化时会增大水击压力。对于顺序输送的管道还会增大混油。措施：1.在翻越点后采用小管径：使流速增大，这可能会产生静电危害，且对清管不利。2.在中途或终点设减压站节流。7.3输油管道的压能损失\n(4)计算长度管道起点与翻越点之间的距离称为管道的计算长度管道上存在翻越点时，管线所需的总压头不能按线路起、终点计算，而应按起点与翻越点计算。①不存在翻越点时，管线计算长度等于管线全长。②存在翻越点时，计算长度为起点到翻越点的距离，计算高差为翻越点高程与起点高程之差7.3输油管道的压能损失\n例题：某φ325×7的等温输油管，原设计为一个泵站。管路纵断面数据见下表。全线设有两座泵站，以“从泵到泵”方式工作。试计算该管线的输量为多少？已知：全线为水力光滑区，油品计算粘度ν=4.2×10-6m2/s，首站泵站特性方程：H＝370.5-3055Q1.75中间站泵站特性方程：H＝516.7-4250Q1.75（Q：m3/s）首站进站压力：Ｈs1＝20米油柱，站内局部阻力忽略不计。测点12345里程(km)026556476.4高程(m)0839412264.27.3输油管道的压能损失\n解：方法一：根据纵断面数据，只有64km处可能为翻越点，为此，分别按64km和终点分别计算输量，其中最小者即为管道应达到的输量。单位输量的水力坡降：按里程64km处计算输量：7.3输油管道的压能损失\n按终点计算输量：，故64km处不是翻越点，管道输量为475.4m3/h。方法二：先按终点计算输量，然后计算该输量下的水力坡降，然后分别计算该输量下从起点到64km处和到终点的总压降，判断翻越点，然后计算管道所达到的输量。7.3输油管道的压能损失\n单位输量的水力坡降：按终点计算输量：水力坡降：从起点到64km处的总压降：7.3输油管道的压能损失\n从起点到终点的总压降：故64km处不是翻越点，线路上不存在翻越点，Q0=475.4m3/h即为管道的输量。7.3输油管道的压能损失\n7.4等温输油管道运行工况分析与调节1、工况变化原因及运行工况分析方法“从泵到泵”运行的等温输油管道，有许多因素可以引起运行工况的变化，可将其分为正常工况变化和事故工况变化。(1)正常工况变化①季节变化、油品性质变化引起的全线工况变化，如油品的ρ、ν变化；②由于供销的需要，有计划地调整输量、间歇分油或收油导致的工况变化。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n(2)事故工况变化①电力供应中断导致某中间站停运或机泵故障使某台泵机组停运；②阀门误开关或管道某处堵塞；③管道某处漏油。不论是正常工况变化还是事故工况变化，都会引起运行参数的变化。这些参数主要包括输量，各站的进出站压力及泵效等。严重时，会使某些参数超出允许范围。为了维持输送，必须对各站进行调节。为了对各站进行正确无误的调节，事先必须知道工况变化时各种参数的变化趋势。因此，掌握输油管运行工况的分析方法，对于管理好一条输油管道是十分重要的。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n(3)运行工况的分析方法突然发生工况变化时（如某中间站停运或有计化地调整输量而启、停泵），在较短时间内全线运行参数剧烈变化，属于不稳定流动。我们这里不讨论不稳定流动工况，只讨论变化前后的稳定工况。为此，我们假设在各种工况变化的情况下，经过一段时间后，全线将转入新的稳定工况。运行分析的出发点是能量供求平衡。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n2、某中间泵站停运时的工况变化Lc-1，△ZcLc，△Zc+11c-1cc+1nLc-2,△Zc-1L，△Z设有一条密闭输送的长输管道，长度为L，有n座泵站，正常工况下输量为Q，各站的站特性相同，Hc=A-BQ2-m，假设中间第c站停运。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n(1)输量变化c站停运前输量：c站停运后输量变为：由于c站停运，全线泵站所提供的总能量减小，所以输量减下，即：7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n(2)c站前面各站进出站压力的变化列首站入口到c-1站进口的能量平衡方程：c站停运前：c站停运后：两式相减得：由上式可知：即7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n结论：①c站停运后，其前面一站(c-1站)的进站压力上升。停运站愈靠近末站(c越大)，其前面一站的进站压力变化愈大。②利用同样的方法，我们可以得出结论：c站停运后，其前面各站的进站压力均上升。距停运站越远，变化幅度越小。③出站压力的变化即停运站前各站的出站压力均升高，距停运站越远，变化幅度越小。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n(3)c站后面各站进出站压力的变化列c+1站入口到末站入口的能量平衡方程：c站停运前：c站停运后：两式相减得：7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n分析：①由上式知：,即c站后面一站的进站压力下降，且停运站愈靠近首站(c越小)，其后面一站的进站压力变化愈大。②c站停运后，c站后面各站的进站压力均下降，且距停运站愈远，其变化幅度愈小。③出站压力的变化即停运站后面一站的出站压力下降。同理可得出停运站后各站的出站压力均下降，且变化趋势与进站压力相同。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n3、干线漏油后的工况变化1cc+1c+2nQ*Q*-qqLcL-Lc设某条长输管道有n座泵站，在c+1站进口处发生漏油，漏油量为q，漏油前全线输量为Q，漏油后漏点前输量为Q*，漏点后输量为Q*-q。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n(1)输量变化漏油前全线能量平衡方程为：漏油后分段写出能量平衡方程：①首站至漏点：漏点至末站：7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n上面两式相加并整理得：②由式①②两式得：根据式上式，必有③7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n(2)漏点前各站进出站压力的变化列首站入口至c站入口的能量平衡方程：漏油前：漏油后：两式相减得：7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n也就是说漏点前各站的进站压力下降。又结论：漏油后，漏点前各站的进出站压力均下降，且距漏点越远的站变化幅度越小。漏点距首站越远，漏点前面一站的进出站压力变化愈大。即：7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n(3)漏点后各站进出站压力的变化利用上述同样的方法可以得到（分别列出漏油前后c+1站入口至终点的能量平衡方程，然后整理得）：即7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n由此可知：漏点后各站的进出站压力均下降，且漏点距首站愈近，其后面一站的变化幅度愈大。总之，管道漏油后，漏点前的流量增大，漏点后流量减小，全线各站进出站压力均下降，且距漏点越近的站进出站压力下降幅度愈大。漏点距首站愈远，漏点前一站的压力变化愈大，反之漏点后面一站的进出站压力变化愈大。根据进出站压力的变化即可确定泄漏点的位置。但这种方法只能确定较大的泄漏量，因为小漏点引起的压力变化不明显，仪表无法检测。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n4、输油管道的调节输油管道的调节是通过改变管道的能量供应或改变管道的能量消耗，使之在给定的输量条件下，达到新的能量供需平衡，保持管道系统不间断、经济地输油。(1)调节的分类管道的调节就是人为地对输油工况加以控制。从广义上说，调节分为输量调节和稳定性调节两种情况。①输量调节首站从油田的收油是不均衡的，一年之内各季不均衡，甚至各个月份也有差别；末站向外转油受运输条件或炼厂生产情况的影响，有时出路不畅。这些来油和转油的不均衡必然使管道的输量相应变化，这些输量的改变要靠调节来实现。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n旁接油罐输送的管道要求各泵站的排量接近一致。否则旁接油罐容纳不了过大的输差量。而要保持各站排量一致也要对全线进行调节。②稳定性调节（即自动调节）密闭输送的管道为了维持输油泵的正常工作和管道的安全运行，要求中间站的入口压力不能过低，出口压力不能过高。输送工况不稳定表现在泵站进出口压力的波动。当压力波动超出规定值时，就要对管线进行调节。工况不稳定不包括前面所说的调节输量的情况，因调节输量产生的大幅度工况变化是由计划产生的，并通过调整各泵站的输油泵机组工作状况加以实现；也不包括由于某个泵站突然中断运行或管道阀门误动作突然关闭造成的突发性压力波动，这种突发性压力波动叫水击，对水击另行采取保护措施，不是调节解决的问题。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n造成压力不稳定的原因有：各泵站泵机组运转台数或运转泵性能变动；泵站输油泵因调速使其工况变化；所输油品种类改变或因温度改变造成油品粘度变化；管道因结垢、气袋或其它原因造成一定程度的阻塞等。这些不稳定工况都发生在密闭输送管道上，旁接油罐管道因旁接管的缓冲，进出站压力不会有大的波动，只要保持各站输量接近一致即可。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n(2)输量调节方法根据管道系统的能量供需特点，调节方法可以从两方面考虑：改变泵站特性：从能量供应方面考虑；改变管路特性：从消耗方面考虑。①改变泵站特性A、切削叶轮（或更换不同直径的叶轮）：即泵排量与叶轮直径成正比。通过对输油泵更换不同直径的叶轮可以在一定范围内改变输量，但泵的叶轮不能切削太多，否则泵效下降较大，因此这种方法不适用于大幅度改变输量的情况。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\nB、改变多级泵的级数，减小泵的扬程，从而降低管线输量。这种方法适用于装备并联离心泵的管道。要求降低输量时，拆掉若干级叶轮，而需要恢复大输量时则将拆掉的叶轮重新装上。C、改变运行的泵机组数，从而可大幅度改变输量。对于装备串联泵的管道，采用这种方法是很方便的。对于装备并联泵的管道，采用这种方法时经常还要改变运行的泵站数。D、改变运行的泵站数。输量大幅度变化时常采用这种方法。E、改变泵的转速7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n即泵的排量近似与转速成正比，扬程近似与转速的平方成正比。当离心泵的转速变化20%时，泵效基本无变化，因此，调速是效率较高的改变输量的方法。但改变泵的转速往往受到现有设备条件的限制。在串联工作的泵站上，如果泵的原动机为燃气轮机或柴油机，则每台泵都可调速。如为电动机，目前我国长输管道所使用的大多数为异步电动机，调速比较困难，一般在泵与电机之间加变速装置（如液力偶合器）或加串级调速装置，亦可采用变频调速；若采用变速电机，目前我国变速电机还未普遍使用，价格昂贵,这些设备都会使投资和维修费增加。为了节省投资，对于串联泵站，每座泵站可备有一台调速机组。对于并联工作的泵站则必须所有泵机组都可调速，才能起到调节输量的作用。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n②改变管路特性改变管路特性主要是节流调节。节流调节就是人为地调节泵站出口阀门的开度，增加阀门的阻力来改变管路特性以降低管道的输量。这是一种最简单易行的方法，但能量损失比较大（与调速相比）。我国管道建设初期设备条件差，至今仍大量使用节流法，能量浪费严重，目前正在逐步改进。这种方法一般用于输量变化不大的情况，当需要大幅度改变输量时，应首先考虑采用改变运行的泵机组数和泵站数的方法。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n(3)稳定性调节方法稳定性调节（即自动调节）的目的是为了保障输油泵的正常工作和站间管路的强度安全，调节实际上是对管中油品压力的调节，其要求是能经常性工作，调节机构的动作速度应使管道中压力的变化等于计算的扰动速度，以避免压力变化达到保护给定值而发生保护性停机。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n①改变泵机组转速如果泵站上装有可调速泵机组，可以利用这种方法进行压力调节。从节省能量角度讲这是一种较好的方法。但如果只从压力调节方面考虑采用调速泵机组一般是不合理的。稳定性调节方法有改变泵机组转速、节流和回流三种。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n②回流调节回流可以单泵也可以全泵站进行。大型输油泵的特性曲线比较平缓，为了调节不大的压力就需要大量回流，耗费较多的能量。回流就是通过回流管路让泵出口的油流一部分流回入口，这种情况下泵的排量大于管路中的流量，靠泵排量的增加降低泵的扬程，从而达到降低出站压力的目的。采用这种方法时要防止原动机过载，一般很少采用。③节流调节节流是人为地造成油流的压能损失，降低节流调节机构后面的压力，它比回流调节节省能量。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n输油管道除非发生水击或泵机组开停等较大压力波动情况，一般情况下调节压力的时间不超过全部输送时间的3~5%。调节幅度不大于单泵扬程的10~25%。在这种情况下使用节流法调节是非常合适的。目前密闭输送管道除了少数靠变速调节外，绝大多数使用节流法。7.4等温输油管道运行工况分析与调节\n1、加热输送的特点7.5热油管道的温降计算与等温管相比，热油管道的特点是：①沿程的能量损失包括热能损失和压能损失两部分。②热能损失和压能损失互相联系，且热能损失起主导作用。设计热油管道时，要先进行热力计算，然后进行水力计算。这是因为摩阻损失的大小取决于油品的粘度，而油品的粘度则取决于输送温度的高低。③沿程油温不同，油流粘度不同，沿程水力坡降不是常数，i≠const。一个加热站间，距加热站越远，油温越低，粘度越大，水力坡降越大。管道工程\n2、热油管道沿程温降计算(1)轴向温降基本公式基本假设：①稳定工况。包括热力、水力条件稳定，即温度均不随时间而变化，输量不随时间而变化。②油流至周围介质的总传热系数K沿线为常数。③沿线地温T0和油品的比热C为常数7.5热油管道的温降计算\n设有一条热油管道，管外径为D，周围介质温度为T0,总传热系数为K,输量为G，油品的比热为C，出站油温为TR，加热站间距为LR。或：则距上游加热站L米处的油温为：7.5热油管道的温降计算\n上式即为轴向温降基本公式，也就是著名的苏霍夫公式。根据加热站间距LR和出站油温TR可求得下一站的进站油温：也可以根据进站油温TZ，求得上游站的出站油温：7.5热油管道的温降计算\n温降曲线的特点：由图可知：①温降曲线为一指数曲线，渐近线为T=T0②在两个加热站之间的管路上，各处的温度梯度不同，加热站出口处，油温高，油流与周围介质的温差大，温降快，曲线陡。随油流的前进，温降变慢，曲线变平。因此随出站温度的提高，下一站的进站油温TZ变化较小。一般如果TR提高10℃，终点油温TZ只升高2～3℃。因此为了减少热损失，出站油温不宜过高。T0TLdLTRT07.5热油管道的温降计算\n考虑摩擦升温时的轴向温降计算油流沿管道向前流动过程中,由于摩擦阻力而使压力不断下降。这部分压力能最终转化为摩擦热而加热油流。上面讨论的温降基本公式，未考虑摩擦热的影响,故只能用于流速低,温降大，摩擦热影响较小的情况。考虑摩擦升温后温降公式变为：或:上式即为考虑摩擦热时的轴向温降计算公式。又叫列宾宗温降公式。7.5热油管道的温降计算\n在上式的推导中，水力坡降i取定值，实际上热油管的i沿程是变化的。计算中可近似取加热站间管道的平均水力坡降值。式中：iR、iL—计算管段的起点、终点的水力坡降7.5热油管道的温降计算\n(2)轴向温降公式的应用①设计时确定加热站间距(加热站数)设计时，L、D、G、K、C、T已定,按上述原则选定TR和TZ，则加热站间距为:全线所需加热站数:,化整→nR设计的加热站间距为:,然后重新计算TR。7.5热油管道的温降计算\n②运行中计算沿程温降,特别是计算为保持要求的终点温度TZ所必须的加热站出口温度TR。③校核站间允许的最小输量Gmin当及站间其它热力参数即T0、D、K、LR一定时，对应于TRmax、Tzmin的输量即为该热力条件下允许的最小输量:7.5热油管道的温降计算\n④运行中反算总传热系数K值由于温降公式是按照稳定工况导出的，因此反算K值时，应取水力和热力参数比较稳定情况下的数据。如果输量波动较大，油温不稳定或有自然现象影响(如冷空气前后,大雨前后等)，管线的传热相当不稳定，按稳定传热公式反算出来的K值误差较大。当然生产管线的参数波动总是存在的,只能相对而言。7.5热油管道的温降计算\n反算K值的目的:①积累运行资料,为以后设计新管线提供选择K值的依据.②通过K值的变化,了解沿线散热及结蜡情况,帮助指导生产。若K↓，如果此时Q↓，H↑，则说明管壁结蜡可能较严重，应采取清蜡措施。若K↑，则可能是地下水位上升，或管道覆土被破坏、保温层进水等。7.5热油管道的温降计算\n3、油流过泵的温升油流经过泵时，由于流道、叶片摩擦、液体内部的冲击和摩擦，会产生能量损失，转化为摩擦热加热油流。H─泵的扬程，mC─油品的比热，J/kg℃7.5热油管道的温降计算\n对于扬程为600m,ηp=70%的离心泵，原油经泵的温升约为1℃。如东临线各泵站的泵搅拌温升约为0.8~1℃。阀门节流引起的温升可按同样的方法计算：7.5热油管道的温降计算\n4、热力计算所需的主要物性参数(1)比热容我国含蜡原油的比热容随温度的变化趋势均可用下图所示的曲线描述，7.5热油管道的温降计算\nⅠ区：油温T高于析蜡点TsL，热容CLY随温度升高而缓慢升高。在这个区,石蜡还未析出，可用下式表示:式中：d415为15℃时原油的比重可将其分为三个区:7.5热油管道的温降计算\nⅡ区:TcmaxTz17.7热油管道的日常运行管理\n下面分析一下维持TZ一定时特性曲线的变化趋势。Q变化时，影响摩阻H的因素有两个方面：总的趋势是Q↑H↑，即H=f(Q)是单调上升的曲线。与等温管相比，影响热油管工作特性曲线的因素除了管线情况和油品粘度以外，还有管线沿线的散热条件和油品的粘温特性。当温降快、粘温曲线较陡时，管路特性曲线变化也较剧烈，故散热条件如T0、K及粘温指数u等参数也会影响热油管路的工作特性。7.7热油管道的日常运行管理\n②维持出站油温TR一定运行的热油管路的工作特性维持出站油温TR一定时，摩阻随输量的变化趋势与维持TZ一定时有所不同，定性分析如下：两方面因素引起的摩阻变化趋势正相反。一般在实际运行的输量范围内，Q↑H↑的趋势是主要的。故随着Q增大，摩阻H是增大的，但H随Q的变化要平缓些。7.7热油管道的日常运行管理\n(3)热油管路工作特性的不稳定区前面讲过，维持TR一定运行的热油管道，在正常运行的输量范围内，Q↑H↑的趋势是主要的，但当Q较小、输送的油品粘度较大时，可能出现Q↑H↓的反常现象，使热油管道进入不稳定工作区。7.7热油管道的日常运行管理\n维持TR一定运行的热油管道的工作特性按流量可以分为三个区，如图所示。HQIⅡIIITZQT0Ⅰ区—小流量区在这个区，流量很小，温降很快。在很长一段距离内，油温接近环境温度T0，T≈TZ≈T0。随Q增大,TZ变化不大，粘度变化很小，H=f(Q),但该区粘度较大，因而随着Q的增大,摩阻H急剧增大。在这一区工作很不经济，所以热油管路不可能在该区工作。7.7热油管道的日常运行管理\nHQIⅡIIITZQT0Ⅱ区—中等流量区一方面Q↑V↑H↑，另一方面，Q↑TZ↑↑,Tm↑↑(显著增大)，且在该温度区内粘度随温度的变化较剧烈，Tm的显著上升将引起粘度υ的显著下降υ↓↓，使摩阻H↓。故可能出现随着流量的增大，摩阻反而下降的现象。Ⅱ区称为不稳定区，当热油管道在该区内运行时，常可能由于某些外界因素的影响，而使工作点发生变化，进入Ⅰ区。热油管道在该区运行既不经济又不安全。7.7热油管道的日常运行管理\nⅢ区—大流量区一方面随着Q的增大，流速增大而使摩阻增大；另一方面，随着Q的增大TZ升高，但变化不大，粘度下降不多。粘度的下降引起的摩阻下降小于Q的上升引起的摩阻升高。结果表现为Q↑H↑，该区是热油管道的正常工作区。热油管道应在Ⅲ区运行，避免进入Ⅰ、Ⅱ区。HQIⅡIIITZQT07.7热油管道的日常运行管理\n下图是一条管内径259mm，长20.5km，输送重油的热油管道，在TR=50℃，T0=0℃时的特性曲线，流态为层流。由图知，当粘温指数u减小时，不稳定区缩小，当u<0.06时，不稳定区消失，曲线无极值点。(4)出现不稳定区的条件7.7热油管道的日常运行管理\n现在我们来研究摩阻流量计算公式的极值问题。令dhR/dQ=0，可以求得u取定值时hR=f(Q)曲线的两个极值点。极值点的位置与u有关，对于紊流情况，m=0.25，只有当u(TR-T0)>20时，曲线才会出现极值点。若取u=0.1(一般油品的u值都小于0.1)，则只有当TR-T0>200℃时才会出现不稳定区，这在实际中几乎是碰不到的。所以说在紊流情况下，不会出现不稳定区。在层流情况下，m=1，出现极值点或不稳定区的条件是u(TR-T0)>3，若取u=0.05，则TR-T0>60℃时就会出现不稳定区。若取u=0.1，则TR-T0>30℃时就会出现不稳定区，这在实际中是经常可以遇到的。7.7热油管道的日常运行管理\n1、紊流情况下，当m=0.25时，u(TR-T0)>202、层流情况下，当m=1.0时，u(TR-T0)>3出现不稳定区的条件7.7热油管道的日常运行管理\n输送重油的管道，u值较大，TR较高，且一般在层流区运行，极易满足上述条件，很容易出现不稳定区。一旦发现管线进入不稳定区，要尽量使其回到稳定区(大流量区)，可采取的措施有：1、在管线允许和可能的情况下，尽量提高出站油温。2、尽快提高输量（开启备用泵或未开的泵站）。3、在上述两种措施都不行的情况下，输入轻质油品(或热水)，用轻油(或热水)将重油从管道中置换出来。7.7热油管道的日常运行管理\n上面讨论的热油管路的工作特性没有考虑管内壁结蜡的影响，也未考虑含蜡原油在油温高于凝点2℃左右时已具有非牛顿流体性质的影响，在热油管道的实际运行中，当流动处于层流状态时，加上这两方面的影响，使热输含蜡原油管道出现不稳定区的情况要多些，并可能导致管道的停流、初凝事故。另外，管道进入不稳定区后，并不会马上出现停流凝管事故，只要及时采取措施就可以避免凝管事故的发生。7.7热油管道的日常运行管理\n2、影响热油管道温降的因素土壤温度场、土壤湿度、大气温度以及管道运行参数(如流量、油温等)的变化，均会影响热油管道的散热情况。土壤的自然温度场随气温的变化以年为周期作周期性变化，冬季地温低，管道散热量大，温降快，夏季地温高，管道散热量小，温降慢。一年四季不同深度处土壤的自然地温可用下式计算：7.7热油管道的日常运行管理\n式中：Ta：年平均气温，℃，Ta=0.5(Tamax+Tamin)；Tamax：年最高日平均气温，℃；Tamin：年最低日平均气温，℃；τ：从日平均气温最高日开始计算的时间，s；τ0：大气温度年波动周期，τ0=365.25天=3.1558×107s；y：从地表垂直向下的深度，m。7.7热油管道的日常运行管理\n若取y=0，φ=1，ψ=0，则得到大气温度随时间的变化规律：7.7热油管道的日常运行管理\n濮阳地区日平均气温实测与计算结果比较计算值实测值\n濮阳地区120cm处地温实测与计算结果比较计算值实测值\n当提高加热站出口油温后，管道散热量增大，在建立新的温度场过程中，各点的土壤温度都要相应升高，即需要在土壤中蓄入一定的热量。故管道在新的温差情况下所散出的热量，除了原来的散热损失外，还要用于周围土壤的蓄热，即其热损失增大。同样，加热站的出站温度下降时，由于在重建温度场的过程中，管周围的土壤放出一部分蓄积的热量，将使管道的热损失减少，在一段时间内，表现为K值的下降。若正直雨季或地下水位较高时，土壤湿度变大，使土壤导热系数增大，加之水份的热迁移作用，使K值增大。7.7热油管道的日常运行管理\n3、热油管道经济运行方案运行方案的经济性一般可用能耗费用S来衡量。对于热油管道，能耗费用包括动力费用Sp和燃料费用SR:7.7热油管道的日常运行管理\n式中：ey－燃料油价格,元/吨ed－电力价格,元/kWhBH－燃料油热值,kJ/kgCy－所输油品比热，kJ/kg.℃ηR－炉效ηpe－泵机组效率H－加热站间管路所需压头，mLR－热站间距,km7.7热油管道的日常运行管理\n对于一条已定管线，当输量Q一定时，TR上升热损失上升，燃料费用SR上升。但由于站间平均温度升高，摩阻减少，动力费用SP下降。SR和SP随TR的变化关系如图所示。总能耗费用存在一个最低点Smin，与Smin对应的出站油温即为该输量下的经济加热温度T*Rj，此时管路所需的压头为H*Rj，与H*Rj最接近的开泵方案即为最优开泵方案。SSSRSPT*RjTR7.7热油管道的日常运行管理\n热油管道的优化运行模型中，除了等温管道的约束条件外，还增加了热力约束，如输油温度、加热炉负荷、加热炉运行组合（开炉台数、热力越站）等。7.7热油管道的日常运行管理\n7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积随着管道中沿程油温的降低，在析蜡点以下，原油中石蜡逐渐析出并沉积在管壁上，使流通截面减少，摩阻增大，管道输送能力降低；同时又增大了油流至管内壁的热阻，使总传热系数下降，并使输送费用增加。如铁大线熊岳至复线站间自1975年投产到1979年底未进行清蜡，管壁的当量结蜡厚度达26mm，摩阻上升1.2MPa，管道效率下降了20％，1980年清管后，在同样的输油压力下输量比1979年提高了100万吨。输油管道\n1、原油析蜡和管壁结蜡过程(1)温降过程中石蜡的析出原油中的石蜡是指十六烷以上的正构烷烃的混合物，其中中等分子量的蜡组分含量最多，低分子量和高分子量的蜡所占的比例都比较小。蜡在原油中的溶解度随其分子量的增大和蜡熔点的升高而下降，也随原油密度和平均分子量的减小而增加。不同熔点的蜡在同一种原油中有不同的溶解度。含蜡原油在温降过程中，其中所含的蜡总是按分子量的高低，次第析出。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n当温度降到其含蜡量高于溶解度时，某种熔点的蜡就开始从液相中析出。由于蜡晶粒刚开始析出时，不易形成稳定的结晶核心，故原油常在溶蜡量达到过饱和时，才析出蜡晶。原油中刚开始析出蜡晶粒时的温度称为蜡的初始结晶温度。析蜡温度的判定：①原油中蜡晶粒的析出量已开始影响原油的粘温曲线，使其发生转折时的温度，可由实测粘温曲线来判断。②热容—温度曲线开始随温度的下降而上升时的温度。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n在原油的温降过程中，必然有一个从开始析出少量的高熔点石蜡，到大量析出中等分子量的蜡，以至析蜡量又逐渐减少的过程。蜡结晶大量析出的温度范围称为析蜡高峰区，随原油的组成而不同。(2)管壁“结蜡”现象我们通常所说的“结蜡”实际上是指在管道内壁上逐渐沉积了某一厚度的石蜡、胶质、凝油、砂和其它机械杂质的混合物。在长输管道的沉积物中，原油的含量要高些。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n大口径长输管道的“结蜡”特点：管壁上的凝结层一般比较松软。管壁上的沉积物有明显的分界，紧贴管壁的是黑褐色发暗、类似细砂的薄层，其组成主要是蜡，是真正的结蜡，有一定的剪切强度，这一层的厚度一般只有几毫米，与管壁粘结较牢固，在蜡层上面是厚度要大得多的黑色发亮的沉积物，主要是凝油，即在蜡和胶质、沥青质构成的网络结构中包含着部分液态粘油。在管道中途某一温度范围内是结蜡高峰区，过了结蜡高峰区后结蜡层有减薄现象，在末端结蜡层厚度又上升，这是由于油流带来的前面冲刷下来的“蜡块”重新沉积的缘故。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n(3)管壁结蜡的机理管内壁结蜡实际上是石蜡在管内壁的沉积过程和油流的冲刷过程共同作用的结果。不少学者认为含蜡原油管道中的蜡沉积机理有3个，即①分子扩散，②布朗运动，③剪切弥散。含蜡原油在管内输送过程中，油温不断降低，当油温降低到某一温度时，由于管壁温度总是低于油温，靠近管壁处的溶解石蜡首先达到饱和状态，如果油温再降低，则会出现过饱和，借助管内壁提供的结晶中心(粗糙突起、杂质)而首先析出。管壁处石蜡的析出，使其浓度降低，这样便会在管壁和紊流核心之间产生浓度梯度(Concentrationgradient)。该浓度梯度使溶解在原油中的石蜡分子从管中心向管壁扩散，为管壁上的继续结蜡创造条件。①分子扩散7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n层流边界层中的蜡晶粒，会由于布朗运动而互相粘结变大而沉降，但其作用较弱。②布朗运动(Brownianmovement)当原油温度降到析蜡点以下时，石蜡分子就形成微小的蜡晶从原油中析出。悬浮在层流中的蜡晶颗粒，由于流速梯度场的存在，会以一定的角速度作旋转运动，并出现横向的局部平移（如图所示），使蜡晶向管壁移动，最后沉积在管壁上。③剪切弥散(sheardispersion)7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n由于油品具有粘性，旋转的蜡晶颗粒会使靠近颗粒表面的流层产生环流。处于环流区的颗粒对相邻的颗粒会产生吸引力，使之互相碰撞。如果原油中蜡晶颗粒很少，相互碰撞只产生暂时的位移，以后仍然回到原来的流线，并不产生净的径向移动。如果原油中蜡晶颗粒很多，则互相碰撞会造成净的横向分散，称为剪切弥散，使石蜡结晶从紊流核心向管壁传递，传递来的石蜡便在管壁处沉积起来。另外原油中的微晶蜡处于热运动状态，因此产生布朗运动，由于径向存在浓度梯度，布朗运动的净结果，使蜡晶颗粒由高浓度区向低浓度区扩散。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n试验表明，油温高、热流强度大、油壁温差大、油流粘度又小时，分子扩散对沉积速率起主要影响；油温低、热流弱、剪切速率又大时，剪切弥散起主要作用。但随着剪切速率的上升，由于剪切应力增大，又可能剪掉管壁上的凝油层。当两者达到动态平衡时，冲刷速率等于沉积速率，结蜡层厚度达到稳定值。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n④冲刷过程上面讨论了石蜡沉积层的凝结生长过程，另外还存在另一个相反因素，即油流的冲刷作用。大家在流体力学中已学过，流体在管内流动时，管壁处的剪切应力最大，随着结蜡层在管壁上的生长，管内流速不断增大，管壁处的剪切应力也不断增大，当管壁处的剪切应力大于凝结层的破环强度时，就会有部分沉积物从管壁上剥落下来。随着外部沉积物的剥落，凝结层还会生长，最后凝结层的生长和油流冲刷处于动平衡状态，凝结层厚度达到一个稳定值，即由于冲刷过程的存在使结蜡层不会无限制地增长。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n(4)影响管壁结蜡强度的因素①油温的影响试验表明，在接近析蜡点的高温和接近凝固点的低温下输送时，管内壁结蜡较轻微，在二者之间有一个结蜡严重的温度区间。这个温度区间大致与原油中大量析蜡的温度范围相近。右图是实测的大庆原油温度与管壁结蜡速率的关系曲线。结蜡强度系指单位时间、单位管壁面积上的石蜡沉积量。影响管壁石蜡沉积的因素很多。对于长输管道来说，主要因素有油温、油品组成、油流速度、管材的表面性质、油品粘度等。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n从图可以看出，油温高于45℃时随油温的下降为结蜡缓增区，在30～40℃之间为结蜡高峰区，低于30℃为结蜡递降区，这与石蜡组成的图形基本一致。在结蜡高峰区，析出的是含量较高的中等分子量石蜡，在此温度范围内，管截面上浓度梯度大，油流粘度却不大，因而分子扩散作用强，且由于蜡晶颗粒的大量析出，一方面碰撞的机会增多，容易互相粘结而沉积在管壁上;另一方面，蜡晶颗粒浓度的迅速增大使剪切弥散作用加强，故形成了结蜡高峰区。低温时,油流粘度大,分子扩散作用很弱,虽然此时剪切弥散作用较强,但管壁处的剪应力较大,且此时形成的凝结层的附着强度不大,凝油层又会被剪掉一部分,故低温时凝油层较薄。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n②油壁温差的影响沉积速率随油壁温差的增大而增大。这是因为油壁温差越大，浓度梯度和蜡晶浓度就愈大，从而分子扩散和剪切弥散作用都加强。油壁温差的大小不仅取决于油温和周围介质温度，还与管道的热阻大小有关。在冬季，地温低，油壁温差大，结蜡较严重。在某些散热很大的局部段落，地下水位高并有渗流处，保温层破损的水下管道，或覆土太浅的管段，结蜡层的厚度可能最大。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n③流速的影响流速对管壁结蜡强度的影响主要表现为，随着流速的增大，管壁结蜡强度减弱。层流时的结蜡比紊流严重，Re数愈小，结蜡愈严重。因为随着流速的增大，虽然管壁处剪切速率的增大会使蜡晶的剪切弥散作用有所加强，但层流边层的减薄，油壁温差的减小，管壁处剪切应力的增大，这些因素都会使管壁上的结蜡层减薄。实践表明，当流速大于1.5m/s时，管内就较少结蜡。流速对凝油层剪切冲刷的强弱，还与决定于温度、原油物性、热处理条件等的凝油层网络结构强度有关。右图为大庆原油蜡沉积强度与流速的关系。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n油品中含蜡是管壁结蜡的根本原因。因此油品含蜡量的大小将直接影响石蜡沉积速率。含蜡量越高，石蜡沉积速率越大。大多数含蜡原油中都含有数量不等的胶质和沥青质。一般认为胶质沥青质对石蜡沉积的影响表现为两个方面：一方面是当油温高于析蜡点时，由于胶质沥青质的存在，增加了原油的粘度，不利于石蜡分子的径向扩散。另一方面当油温低于析蜡点时，胶质沥青质会吸附在蜡晶表面，阻碍蜡晶的互相聚结，从而消弱了剪切弥散作用，显然原油中的胶质沥青质的含量越高，石蜡沉积速率越小。原油含水率增大，蜡沉积速率降低，原油中含砂或其它机械杂质容易成为蜡结晶的核心，使结晶强度增大。④原油组成的影响7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n⑤管壁材质的影响试验表明管壁材质和光洁度对结蜡也有明显的影响。由于管壁或涂料的表面结构和性质不同，在石蜡结晶过程中内壁所提供的结晶核心的多少和结晶的难易程度就不同，因此结蜡速率也不同。管壁的粗糙度越越大，越容易结蜡。⑥结蜡层厚度与运行时间的关系随着运行时间的延续，虽然结蜡层的总厚度在缓慢增加，但蜡沉积的增量却随运行时间的延续而减小。运行实践表明，当输量比较稳定且大于某一范围时，刚清管后结蜡层厚度增长较快，以后逐渐减慢，直至厚度接近稳定，在运行参数上表现为摩阻不再继续增大，因为随着结蜡层厚度的增大，热阻增加，散热量减小，结蜡层表面与油流的温差减小，使蜡沉积增量减小。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n对于埋地管道，凝油层厚度的变化还随季节而不同，当地温逐渐下降时，凝油层逐渐增厚；当地温逐渐上升时，凝油层又逐渐减薄。当输量和油温稳定时，在某一季节，凝油层厚度常保持在某—范围内。以上分析了各因素单独对管壁结蜡的影响。实际运行的管道结蜡的情况受到上述诸因素的综合影响。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n2、析蜡与结蜡对沿程温降及摩阻的影响(1)结蜡层的平均厚度计算由于热含蜡原油管道沿线的油温和油壁温差不同，沿线的结蜡层厚度也不同。限于目前的测量技术，还没有比较完善的描述热油管道内壁结蜡规律的公式。工程上常引用某段管路的当量结蜡厚度δdL，认为该管段的结蜡情况对摩阻的影响与管内半径缩小了δdL相同。因此，可将管道分成若干段，按沿线实测的摩阻反算当量管内径，然后再计算结蜡层平均当量厚度。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\nD1—钢管内径，m式中：Q、υ、hL—实测的流量、粘度、摩阻7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n(2)结蜡对沿程温降的影响管内壁结蜡后，由于结蜡层的导热系数较小，一般在0.15w/m℃左右，其作用相当于增加了一层热阻。计算K值时可加上这一层热阻。由于结蜡层热阻的存在，使总传热系数值减小，从而使轴向温降减小，温度分布曲线变平，管线的散热量减小。当出站油温和输量不变时，下一站的进站油温将提高。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n(3)结蜡对管道摩阻的影响管壁结蜡对摩阻的影响表现为两个方面。一方面由于内壁结蜡，使流通面积减少，内径由原来的D1减小为D1-2δdL，当输量不变时，摩阻升高。另一方面，由于结蜡层的保温作用，当维持TR不变运行时，沿线油温会升高，粘度减小，摩阻减小。当然结蜡层引起的摩阻升高还是主要的。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n当热油管道在较低温度和流速下运行时，如果由于某种原因而使输量减小时，将使油温进一步降低，从而使结蜡层进一步加厚。流通面积进一步缩小，可引起摩阻的增加，从而使出现不稳定区的可能性比无结蜡层时增大。同时由于高含蜡原油在油温高于凝点10℃左右时就表现出非牛顿流体的特性，当因流量减小而使油流中的速梯减小时，油流的表观粘度将因此增大，有可能使摩阻升高。另外，随输量的减小和油温的降低，非牛顿流体的表观粘度变化比牛顿流体要剧烈的多，也就是说其表观粘温指数要比牛顿流的粘温指数大的多，更容易满足出现不稳定区的条件。(4)管内壁结蜡和油品析蜡对管路工作特性的影响7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n3、防止结蜡和清蜡的措施从影响蜡沉积的因素方面考虑，防止和减少结蜡的措施有：(1)保持沿线油温均高于析蜡点，可大大减少石蜡沉积。(2)缩小油壁温差。可采用保温的方法，既可以减少结蜡又可以降低热损失，但要进行技术经济比较，以确定是否采取保温措施。(3)保持管内流速在1.5m/s以上，避免在低输量下运行。(4)采用不吸附蜡的管材或内涂层。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n(5)化学防蜡。可采用表面活性剂作为防蜡剂，阻止蜡分子在已结晶的表面上继续析出。也可以在原油中加入蜡晶改良剂，使石蜡晶体分散在油流中并保持悬浮，阻碍蜡晶的聚结或沉积。但目前这种方法还很不经济，因为化学添加剂太贵。(6)清管器清蜡上面讨论的各种措施虽然可在不同程度上减少结蜡，但还不能从根本上清除结蜡。因此，目前长输管道上广泛采用的是清管器清蜡。目前最常用的清管器有机械清管器和泡沫塑料清管器。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n组织和实行定期清蜡是对长输管道进行有效操作的极为重要的条件。对管路进行定期清蜡包括一系列组织－技术措施：a对管路进行清蜡前的准备工作，并对工况进行分析；b确定沿线收发球点的位置；c选定各段的清管周期；d选择清管器的类型；e收发清管器。在上述工作中，一项重要的工作就是确定清管周期。清管周期长，则动力消耗大，热损失小，清管费用也小；而清管周期短，动力消耗小，但热损失和清管费用大，因此存在一个使总费用最小的最优清管周期。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n确定最优清管周期有两种方法。一种方法是根据过去历次的清管实践，统计计算出不同清管周期下的总费用，通过比较选择最优清管周期，这种方法的计算工作量相当大，且有很大的局限性。另一种方法是列出该问题的数学模型，通过优化方法进行求解，但这种方法要求知道管壁的结蜡规律(即结蜡层厚度与时间的关系)，而目前在理论上还无法解决这个问题，因而求解时还存在许多问题，是一个尚待研究的课题。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n另外，清管器直径的选择也是一个非常重要的问题，这关系到清管的成败，尤其是长时间未清过管的管道。如果清管器直径过大，可能引起蜡堵，如花格线就曾经发生过清管蜡堵问题，损失几千万。最好的办法是先根据管道的运行参数反算管道的当量管内径，据此确定首个清管器的直径，然后逐渐加大清管器的直径。清管后摩阻降低，散热量增大。因此，对于不满负荷运行的管道，清管是否经济要视管线的具体情况而定。如果清管后泵站要节流，则不如不清管。7.8热输含蜡原油管道的石蜡沉积\n（一）热油管道的试运投产试运是管道由施工建设转入生产运行的关键阶段。管道的设计是否符合实际，施工质量是否符合要求等问题都将在投产过程中集中地暴露出来。而且长输管道的投产还与油品的运输、电讯系统等方面密切相关，因此投产前要做好各项准备工作。1、全线组成统一的投产指挥机构，确保各项工作能逐级落实。2、配备好各岗位的工作人员，建立一支反应灵活的维修抢险队伍。4、制定投产方案。3、制定各种生产管理制度，配备好投产所需的各种设备工具。7.9热油管道的启动投产输油管道\n投产程序一般包括：①各站单体及整体冷热水试运。单体试运包括：⑴油罐试水⑵加热炉和锅炉的烘炉及试烧⑶电机和主泵试运站内整体试运分冷水试运和热水试运，采用站内循环流程②冲洗清扫站间管路。③预热管路：一般采用热水预热。长距离管道一般采用正反输交替预热，短管道一般采用单向预热。7.9热油管道的启动投产\n④通油投产，管线预热达到要求并全面检查合格后便可投油。为了顺利地进行以上投产程序，需要进行一系列的计算。其中最重要的是管道预热多长时间后方可正式投油，即预热时间计算。这是本节课讨论的主要问题。7.9热油管道的启动投产\n（二）埋地热油管道启动过程的特点①径向传热：投产初期是不稳定传热过程。开始时钢管和土壤温度为原始土壤温度，热油或热水输入后，钢管及土壤从油流或热水中吸取大量热量，开始时，由于油壁温差很大，传热量很大，散出的热量首先加热钢管、防腐层，然后是土壤，使附近的一层土壤温度升高，而此时由于管路及其附近土壤与外界土壤的温差很小，所以往远处土壤及大气的散热量很小,也就是说，首先在管路周围的土壤中蓄热。随着时间的延长，管路附近的土壤温度不断升高，与油流的温差逐渐缩小，油流的热损失逐渐减小，而被加热的土层半径逐渐增大，土壤蓄热量逐渐上升。当各部分土壤向外传递的热量相等时，土壤的蓄热过程也就结束了,在管路周围的土壤中也就建立了稳定的温度场。7.9热油管道的启动投产\n上述过程可简单地表示为:τ↑Ttu↑热影响区↑蓄热量↑△T↓散热量↓→稳定。7.9热油管道的启动投产\n②轴向情况从管线轴向分析，沿油流流动方向，各处的散热情况是不同的。起点断面，维持出站油温不变运行时，油温基本不变，传热过程如上所述，散热量随时间的延长而减小。其后的各个断面，由于沿程温降，油温较低，油壁温差较小，土壤蓄热量上升速度减慢，稳定的时间要长。在中间某段落，油流开始到达时，油温比TR低得多，散热量较少，随着启动时间的延长，油温逐渐上升，散热量可能经历先逐渐增大，然后又逐渐减小的过程。在终点断面处，开始投产时，热油或热水到达时可能已接近地温，要经过一段时间油温才逐渐上升且升温速度缓慢，此处散热量可能是逐渐升高的，最后达到稳定。7.9热油管道的启动投产\n由以上分析可见，在启动过程中，沿线各断面上，土壤温度场都是随时间而变化的，且各处的变化情况不同。启动过程的热力工况属于三维不稳定传热过程，即总的来说，启动过程的传热量要大于正常输油时的传热量，因为在向外散热的同时，还要加热土壤，故启动过程中油流的温降比正常输油时大得多。7.9热油管道的启动投产\n（三）热油管道的启动方法1、冷管直接启动将热油直接输入温度等于管线埋深处自然地温的冷管道，靠油流降温放热来加热周围土壤。这样，最先进入管道的油流在输送过程中一直与冷管壁接触，散热量大，当管道较长时，油温很快降至接近自然地温，远低于凝固点。通常把这一段称为冷油头。冷油头散失的热量主要用于加热钢管及部分防腐层。冷油头中，有相当长的一段油流温度接近或低于凝固点，油头在管内凝结，使输送时的摩阻急剧升高，以至于会超出泵和管道强度的允许范围。因此只有当管道距离短，投油时地温高，并能保证大排量输送情况下，才能采用冷管直接启动。对于长输管道，当地温接近凝固点时，也可采用冷管直接启动。7.9热油管道的启动投产\n2、加稀释剂或降粘剂启动例如湛茂线，1980年10月1日投产，启动前管内存有原油(凝固点-17℃)，投产时气温30℃，管道埋深处地温29℃，采用直接启动方法，将凝点为33℃的大庆原油加热到40℃后直接输入冷管道。只开首站输油泵，最高出站压力为3.6MPa，末站油温在投油15天内为29～30℃。该管线之所以能采用冷管直接启动，是因为地温较高，接近凝固点，在流动条件下原油根本不会凝结。在原油中加入化学添加剂或稀油，降凝降粘后直接输入冷管道，这种方法要受降粘剂或稀油的限制。7.9热油管道的启动投产\n3、预热启动目前，对于大多数输送易凝原油的长输管道，均采用此方法启动。即在输送原油前先在管道中输送热水，往土壤中蓄入部分热量，建立一定的温度场后再输油。预热的方法可以是单向预热(即一直从首站往末站输送热水)，也可以是正反输交替预热。对于较长的管道，为了节约水和燃料，并避免排放大量热水污染环境，常采用正反输交替预热。热水预热启动虽然安全可靠，但要耗用大量的水、燃料和动力，且排出的热水温度高，且往往含油，易造成环境污染(包括热污染和油污染)。如73年铁秦线投产(φ720，454.3km)，预热28天，用水47万方，74年庆铁复线(φ720，523km)，预热18天，用水40万方，75年秦京线(φ529，342km)，预热14天，用水13.8万方。7.9热油管道的启动投产\n随着投产经验的不断增加，我国管线启动时的预热时间和用水量都在不断减少。近年来，有些管线启动时采用的方法是：在首站备足充满一个加热站间管道容积所需的水量，在投油前先往管道中输送热水，等热水达到第二站时首站开始投油。这样就使预热时间和用水量大大减少，一般输入热水后20个小时左右即可投油。利用这种方法，91年成功地启动了东临管线，92年成功地启动了中洛复线。7.9热油管道的启动投产\n（四）热油管道的预热过程计算计算目的：①了解土壤温度场随预热时间的变化情况；②确定到达投油条件所需的预热时间。热水预热前，需要准备水源、燃料和热水排放地点。特别是燃料，不能象正常输油情况下那样直接取用管中原油。要临时用汽车油槽车将燃料拉到各个加热站，预热过程中需耗用多少燃料、水、电等都要事先计划、安排，而这些都要求知道预热时间，了解沿线的土壤温度场情况。预热过程的传热特点：a.出站口截面，散热量由大到小b.中间截面，散热量由↑到↓c.进站口截面，散热量缓慢上升7.9热油管道的启动投产\n冷管道的热水预热过程就是周围土壤温度场的建立过程，也就是周围土壤的蓄热过程，也是土壤热阻不断增大、管道热损失不断减少的过程。如果按TR、TZ及Q由轴向温降公式推算管路的总传热系数K，将表现为K值的不断下降。显然按稳定传热公式计算的K值，不能反映不稳定传热过程中油管的散热特性。但在还未建立正确的算法前，工程上仍沿用上述K值来分析启动过程，在输量和起点温度恒定的情况下，上述K值能大体上反映预热效果。为了与稳定传热过程有所区别，用K’表示不稳定传热过程的总传热系数。当钢管壁和防腐层的蓄热接近稳定后，K’值主要取决于土壤的不稳定传热过程。如果用α2’表示不稳定导热过程土壤的放热系数，则K’≈α2’。工程上常用α2’值与正常输油工况下的α2值比较来判断预热过程是否达到稳定。当α2’下降到与α2接近时即可投油。所以我们先来讨论α2’与预热时间的关系。7.9热油管道的启动投产\n㈠α2’与预热时间的关系计算α2’与预热时间的关系有两种方法：恒热流法和恒壁温法。1、恒热流法这种方法把埋地热油管道的启动过程看作是埋在半无限大均匀介质中连续作用的线热源的不稳定导热过程。即认为土壤是各向同性的，管道传向各个方向的热流强度相等，且不随时间变化。经过理论推导可得到α2’的计算公式：7.9热油管道的启动投产\n一般认为，当K’≈α2’=2.8-3.5W/m2℃时，预热过程达到稳定，从而可由上式求得所需的预热时间τ。但根据此式计算的预热时间偏长，主要原因如下：1、实际预热过程的散热量不是常数，是随时间变化的。一般比正常运行时的qL要大得多。2、取管外壁温度等于该点的土壤温度也是有误差的。实际上管壁与土壤之间有间隙，存在接触热阻。3、推导中忽略了地表散热和土壤自然温度场的影响。4、公式未反映出断面位置的影响。实际上，由于沿线水温不同，沿线各断面的土壤温度场变化亦不同。加热站出口处水温高，达到同样的温度分布所需的时间比站间末端短得多，而公式中却未包含这个因素，显然是不合实际的。7.9热油管道的启动投产\n2．恒壁温法这种方法作了如下假设：①把埋地热油管道看作是无限大均匀介质中连续作用的圆柱形热源。②忽略地面散热的影响。③热源开始作用前，管壁及周围土壤温度为T0，一开始加热，管壁温度立即跃升到等于稳定状态下的温度，且保持不变，故名“恒壁温法”根据上述假设，列出二维导热微分方程，通过计算机求解，并将结果用因次分析法整理得到：7.9热油管道的启动投产\n式中：①上式未体现埋深ht的影响，推导实际上是按ht/D→∞考虑的。实际上，ht/D越小，需要的预热时间越长。因此只有当ht/D较大(如ht/D>4)时，上述假设才是合理的。由此可见，该式计算的预热时间偏短。分析上式可以发现：7.9热油管道的启动投产\n②该式同样未体现土壤自然温度及断面位置的影响。实际的预热过程既不是恒热流的也不是恒壁温的。若达到同样的α2’，恒热流法计算的时间较长，偏于保守，恒壁温法偏短，偏于不安全。例：一条管道φ720，埋深ht=1.6m，若需达到α2’=3.5W/m2℃，则：按恒热流法计算所需预热时间＝305h≈13天按恒壁温法计算所需预热时间＝99h≈4天7.9热油管道的启动投产\n这是从我国长输管道投产实践中总结出来的一种近似计算方法。根据我国多次长输热油管道的投产实践证明是可行的。这种方法认为当预热过程的实际蓄热量与稳定工况下的蓄热量之比达到某一百分数时即可投油，然后再根据预热过程的实际热负荷计算所需的预热时间。㈡由土壤蓄热量估算预热时间计算步骤如下（常按一个加热站间考虑）：⑴确定预热要达到的蓄热量百分比7.9热油管道的启动投产\n由于各季的地温不同，所以稳定工况下的蓄热量各季也不同。各季的蓄热量比可取不同值。对于冬季投产的管线，一般可取xu＝50～60％，夏、秋季可取xu=30~40%。当然xu的选取与实际经验是分不开的。下面是几条管线投产时的蓄热量比：线名管长管径预热时间投产日期xu投油时进站水温kmmm天%℃抚鞍线1304261972.12.316753铁秦线4547202873.9.2463.234庆铁线5237201874.9.2060.734任京线119529576.6.2930.9347.9热油管道的启动投产\n以管道中心为圆心，将ht-R厚的环形分为n层。⑵计算ht-R的环形土层的稳定蓄热量ht\n由下式可求得每层(圆环内)的稳定蓄热量：各层内外侧的温度可由温度分布公式得到\n式中：q—(ht－R)环形土壤每米稳定蓄热量，kJ/mTm、T0—第i环平均温度、自然地温，℃Ct—土壤比热容，kJ/kg℃Vi—第i层环状土层的体积，m3ρt—土壤的密度，kg/m3若Ct无实测值，则式中：Ck—土壤中骨架颗粒干燥时的比热，对于一般沙土、粘土在常温下可取0.84kJ/kg℃Cs—水的比热，kJ/kg℃ω—土壤的含水率\n⑶预热过程热负荷计算qYRQ1--蓄入土壤的热量(用上面介绍的方法计算)；Q2--预热用水升温至排水温度所需热量(根据用水量和来水与排水温度之差计算)；Q3--预热过程中散失到大气、地下水及环形土层外的热量(秋季约为蓄热量的一半，夏季可以忽略不计)。热油管道的启动投产预热过程中需要加热炉提供的热量为：7.9热油管道的启动投产\n⑷估算预热时间τYR式中qYR—站间管段预热所需热量，kJQR—加热站加热能力，kJ/hηR—预热过程加热炉利用系数7.9热油管道的启动投产\n（五）投油时应注意的问题管线预热完成后即可改输原油。原油进入管道后，在油头到达末站之前的一段时间内，处于油水交替过程中。为了减少混油量，应注意以下几个问题：1、尽可能加大输油量，一般应大于预热输水量的一倍。2、在油头前(即油水界面处)连续放入2～3个隔离器(清管器)。3、首站油源和末站转运要衔接，投油后不得中途停输。7.9热油管道的启动投产\n4、中间站尽可能采用压力越战流程。必须启泵时，要在混油段（含隔离器）过站后再启泵。5、混油段进入末站后，要进专门的混油罐，混油罐的容量视情况而不同。放置隔离器时，可取混油罐容量为管道总容积的5％，未放置隔离器时，混油罐的容量为管道总容积的40％。混油进罐后，加温脱水，待含水合格后方允许外销。7.9热油管道的启动投产\n7.10热油管道的停输温降及再启动热油管道在运行过程中，由于种种原因，不可避免地会发生停输。停输的原因可以分为两大类：事故停输和计划停输。输油管道\n不论是计划停输还是事故停输，都有一个安全停输时间的确定问题。对于计划停输，制定停输计划时要考虑最长允许停输时间多长；对于事故停输，制定抢修计划时也要考虑允许的停输时间。热油管道停输后，由于管内油温不断下降，粘度增大，管壁上的结蜡层增厚，会使管道再启动时的摩阻增大。当油温降至凝固点以下时，可能在整个管子断面上形成网络结构，必须有足以破坏凝油网络结构的高压，才能使管线恢复流动，而最高压力要受泵和管线允许强度的限制。所以为了保证管线的顺利启动，必须了解管路在各种情况下停输后的温降规律，以确定顺利再启动的允许停输时间以及停输后必须采取的措施。7.10热油管道的停输温降及再启动\n管道停输后的温降过程同样属于不稳定的传热过程。温降规律受多种因素的影响。目前还没有成熟的计算方法。目前采用的计算方法主要有两类。一类是根据简化后导出的近似公式计算；另一类就是利用数值方法上机求解。管线的再启动压力除了与管内存油的温度有关外，还受油品性质、管线强度等因素的影响，更没有成熟的计算方法。目前常用的计算方法偏于保守，还有待于深入研究。7.10热油管道的停输温降及再启动\n（一）架空及水中管道停输后的温降计算㈠重油管道的停输温降计算架空和水中管道停输后，管路向外散失的热量就是管内存油和钢管降温所放出的热量。因此，其温降比埋地管线快得多，可近似按集总热容系统计算。①忽略断面上的温降梯度③不考虑油品物性随温度的变化⑤不考虑保温层的热容量简化处理：④假设环境温度T0不随时间变化②认为管道总传热系数为常数7.10热油管道的停输温降及再启动\n温降计算公式如下：7.10热油管道的停输温降及再启动\n式中：D、D1、D2—管道平均直径、钢管内径、外径，m—停输后油至外围空气或水流的总传热系数,w/m2℃Cg、ρg—钢材的比热和密度T0—外围大气或水流的温度，℃Tτ—停输τh后的油温，℃TQ—开始停输时的油温，℃τ—停输时间，hCy、ρy—油的比热和密度，J/kg℃，kg/m34584=3600*4/π为将时间由秒化为小时后得到的系数7.10热油管道的停输温降及再启动\n水下重油保温管道的停输温降曲线该图为实测结果与计算结果的比较。由图可以看出，在高温下，二者符合得很好，当温度较低时，管中原油的传热变为纯导热，已经不满足集总热容系统的条件，二者偏差越来越大。7.10热油管道的停输温降及再启动\n㈡热含蜡原油管道的停输温降计算下图为实测的架空热含蜡原油管道的停输温降曲线。7.10热油管道的停输温降及再启动\n根据温降曲线，其降温过程可分为三个阶段：第一阶段（T>TSL）：第二阶段（TNG