原油管道輸送技術

原油管道输送技术

中国石油大学（华东）储运工程中国石油大学（华东）储运工程系系20092009年年 55月月 2020 日日

安家荣安家荣

主要内容

一、输油管道概况二、输油泵站的工作特性三、输油管道的压降计算四、原油管道的温降计算五、输油管道运行工况分析与调节六、热油管道的日常运行管理七、含蜡原油管道的石蜡沉积八、提高输油系统效率的途径

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

一、输油管道概况

长输管道是长距离输油管道的简称，它是指流量大，管径大，运距长的自成体系的管道系统。可简单地表示为：

首站

收油

计量

加压

加热

中间站

收油

加压

加热

末站

收油

计量

发油

长输管道总是由输油站和线路组成。首站、末站和中间站统称为输油站。

对于原油管道，首站一般在油田，末站一般为炼厂和港口。

为了保证管道的连续运行，首末站一般建有较大的库容，而中间站一般只设一座旁接油罐或事故罐，用以调节流量的不平衡（旁接油罐流程）或事故泄压（密闭流程）。

输油管道一般由离心泵提供压能，电动机为原动机。对于加热输送的管道，由于沿程散热，为了保持油品的温度，沿线还要设加热站，所用燃料一般为所输原油或渣油。

为了保证管道的正常运行，全线设有有效的通讯系统，以调度、指挥生产。通讯线路是长输管道的生命线，主要的通讯方式有：有线电话、微波通讯、卫星通讯、网络通讯、无线电通讯。通讯方式的选择主要根据管线所处地区的环境和管线的具体情况确定，一般多采用微波通信系统。对于多雾山区，可采用网络通讯为主，卫星通讯为辅的通讯系统，以确保通讯的安全和畅通。

之所以说通讯线路是长输管道的生命线，是因为如果通讯系统不畅通就会给管道造成重大安全事故。

1 、输油管道发展概况

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，在四川的自贡地区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。据考证，最早的输气管道是在 1875年前后在中国四川建成 , 当时的人们为了输送天然气，把竹子破成两半，打通中央的竹节再重新组合起来，并用麻布绕紧，石灰糊缝将其用做输气管道，长达 100 多公里。现代油气管道始于 19世纪中叶， 1859年，在美国宾夕法尼亚州的泰特斯维尔油田打出了第一口工业油井，所生产的原油起初用马车拉运，导致了严重的交通拥挤。

1886年，美国又铺设了一条口径为 200mm ，长为 139km的输油管道。

美国在 1879 年建成了泰德—瓦特输油管道 (Tide—Water Pipeline) ，被称为全世界第一条长距离输油管。该管道从柯里亚尔通往威廉港，管道直径 152mm ，全长 174km ，年输量 50×104ｔ。

1865年，在该油田建造了第一条用于输送原油的管道，管道直径为 50mm ，长约 8km ，输量 127 m3/d ，用往复泵驱动 ,每桶油的运价由马车运输时的 2.5～ 5美元降至 1美元 。

1920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，叫“ Big Inch” ，管径 610mm ，全长 2016km ，日输油能力 47700m3 ，投资近 1亿美元，由德克萨斯到宾夕法尼亚。另一条为成品油管道，叫“ Little Big Inch” ，管径500mm ，全长 2640km ，日输能力为 37360m3 ，政府投资7500万美元。其中原油管道于 1943年建造投产，成品油管道 1944年投产运行。

从 20世纪 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圈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。

1988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，采用顺序输送，输送的油品种类多达 100

多种。

2 、长输管道的发展趋势 1 、建设高压力、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。

3 、管道运输的特点 (1) 长距离输油管道分类

① 原油管道 (crude oil trunk line) ：特点是输量大，运距长，管径大，分输点少。起点一般为油田，终点一般是炼厂或港口。 ② 成品油管道 (products pipeline) ：特点是所输油品品种多，批量多，分油点多，采用顺序输送。起点一般为炼厂，终点一般为消费地区的储油库和分配油库。

(2) 管输的特点下表是美国 1975－ 1980年各年原油和成品油运输中各种运输工具所占的比例：％

年 管道 水运 公路 铁路 总运量 (亿吨 )1975 48.02 22.06 28.42 1.50 18.321976 48.02 21.86 28.75 1.37 19.451977 47.95 21.72 28.94 1.39 20.561978 46.24 23.68 28.88 1.20 21.241979 46.66 23.45 28.68 1.21 20.961980 46.21 25.57 27.04 1.18 19.92

由上表看出，管道运输是原油和成品油的主要运输方式。我国已把管道、铁路、水路、公路和空运并列为 5种主要的运输方式。

下表为我国 1991~2000年原油运输中的各种运输工具所占的比例 . 年份 运输总量 铁路 水运

管道 年 万吨 % %

% 1991 18615.60 7.20 26.90 1992 18311.50 7.20 26.20 66.60 1993 18309.13 9.10 24.20 66.70 1994 17790.98 8.28 25.27 66.45 1995 17507.09 9.80 23.00 67.20 1996 17125.96 9.90 21.15 68.97 1997 17037.00 10.40 19.30 70.20 1998 18186.53 9.71 17.59 72.70 1999 17811.27 10.14 15.19 74.67 2000 18911.28 8.97 12.36 78.67

注 : (1)1998-2000 年水运不包括进口运量 390kt 、 2640kt 和 16950kt 。

(2) 运输总量均未包括汽车运量 ( 每年 300 0kt-5000kt) 。

下表为 2000年国内成品油运输中各种运输方式比例

铁路 水运 公路 管道

% % % %

中国石油 62.9 19.4 11.8 5.9

中国石化 61.6 23.9 14.5 1.8

全国 61.4 22.7 13.3 2.6

管道运输的特点： ① 运量大，固定资产投资小（与铁路相比） 。

⑥ 管道运输适于大量、单向、定点的运输，不如铁路、公路运输灵活。

⑤ 占地少，受地形限制小。 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。

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% 。

4 、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 60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) 。

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成品油管道有： 1973年建成的跨越世界屋脊的格尔木 -拉萨的成品油管道（也是我国的第一条成品油管道）、抚顺至营口的成品油管道、北京至塘沽的成品油管道、兰州 -成 -渝成品油管道、镇海至萧山成品油管道、鲁皖成品油管道（起点为青岛大炼油）、珠江三角洲成品油管道、茂名至昆明成品油管道、乌鲁木齐 -兰州的西部成品油管道、兰州 -郑州 - 长沙的成品油管道、和计划建设的抚顺 -郑州的成品油管道等，逐步形成了规模较大的成品油管网（全国油气管道分布图）。

已经建成和正在兴建的大型输气管道有：陕京输气管道、西气东输管道（正在建二线）、涩北西宁兰州天然气管道、忠县至武汉天然气管道、安平 -济南 -青岛输气管道、川气东送管道、环珠江三角洲液化天然气管道、海南 -香港天然气管 道 、 平 湖 至 上 海 的 海 底 天 然 气 管 道 等 （全国油气管道分布图）。

正准备兴建的管道还有中俄天然气管道、中俄原油管道( 正在建设 ) ，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。截止 2003年底，我国油气管道总长 45899km ，其中大陆地区的原油管道总长 15915km ，成品油管道共计 6525km ，海底管道 2126km 。加上近几年修建的成品油和原油管道，总里程已超过 55000km 。

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。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：

(1)多级（高压）泵 : 排量较小 , 又称为并联泵； (2)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。

二、输油泵站的工作特性

长距离输油管道是耗能大户，而输油主泵输油管道的主要耗能设备，因此提高输油主泵的效率是提高输油管道经济效益的重要途径。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，在输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。

输油泵原动机

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的选择。如横贯阿拉斯加管线采用的就是改型后的航空燃气轮机。

2 、离心泵的工作特性 (1) 离心泵的特性方程 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% 。

(2) 改变泵特性的方法

改变泵特性的方法主要有：

①切削叶轮

m

m

qD

Db

D

DaH

2

0

2

0

式中： D0、 D —变化前后的叶轮直径， mm

a、 b— 与叶轮直径 D0 对应的泵特性方程中的常系数

②改变泵的转速

m

m

qn

nb

n

naH

2

0

2

0

n－调速后泵的转速， r/min

n0－调速前泵的转速， r/min

a、 b－与转速 n0 对应的泵特性方程中的常系数

式中：

③多级泵拆级 多级泵的扬程与级数成正比，拆级后，泵的扬程按比例降低。但级数不能拆得太多，否则，泵的效率会降低。

④进口负压调节

进口负压调节一般只用于小型离心泵，大型离心泵一般要求正压进泵，不能采用此方法。多数采用切削叶轮或改变泵的转速（串级调速和液力藕合器等）。对于多级泵可首先考虑采用拆级的方法改变泵特性。

⑤油品粘度对离心泵特性的影响 一般当粘度大于 60×10-6m2/s 时要进行泵特性的换算。

3 、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

Q Hc

q2

q1

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：

mmc bqaBQAH 22

qQ

设有 n1台型号相同的泵并联，即 1/ nQq

mm

m

c Qn

ba

n

QbaH

2

21

2

1

A=a

bn

Bm

21

1

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。

即：

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/2

(2) 串联泵站的工作特性

Q Hc

q2,H2 q1,H1

① 各泵流量相等， q=Q

ic HH

设有 n2台型号相同的泵串联，则： m

c bQnanHnH 2222

bnBanA 22 ，

② 泵站扬程等于各泵扬程之和：

特点：

(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（一般不超过四台）。

① 并联泵机组数的确定

q

Qn

其中 : Q 为设计输送能力，

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。

n

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）则要根据管路的设计工作压力确定。另外根据规范规定，泵站至少设一台备用泵。

② 串联泵 H

Hn

其中： [H] 为管路的许用强度（或设计工作压力）

H 为单泵的额定扬程。

一般来说，串联泵的台数应向小化，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。串联泵的额定排量根据管线设计输送能力确定。

(4)串、并联组合形式的确定

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%-80% ，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。

② 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，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。

不存在超载问题调节方便流程简单调节方案多

1 、输油管道的压降组成根据流体力学理论，输油管道的总压降可表示为：

QjL zzhhH

其中： hL 为沿程摩阻

hξ 为局部摩阻

(zj-zQ) 为计算高程差

三、输油管道的压降计算

2 、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 ：g

V

D

LhL 2

2

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 。

根据流体力学理论 Def ，Re

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 可按紊流光滑区计算。

流态：分为层流和紊流，中间还存在一个过滤区。

(1) 流态划分和输油管道的常见流态

层流： Re≤2000

过渡流： 2000<Re≤3000

紊流光滑区： 3000<Re≤Re1 （简称光滑区）

紊流混合摩擦区： Re1<Re≤Re2 （简称混摩区）

紊流粗糙区： Re>Re2 （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：

其中：

输油管道中所遇到的流态一般为： 热含蜡原油管道、大直径轻质成品油管道：水力光滑区 小直径轻质成品油管道：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。

78

1 7.59Re

lg765665Re2 De2

(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 0.125mm

DN>400 时取 0.1mm

(3) 水力摩阻系数的计算 我国输油管道工程设计规范规定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<2000 λ =64/Re

紊

流

水力光滑区 3000<Re<Re1=

混合摩擦区 <Re<Re2

粗糙区 Re>Re2=

7/8

7.59

7/8

7.59

lg765665

51.2

Relg2

1

25.0Re

3164.0时当 510Re

11.1

4.7Re

8.6lg8.1

1

lg274.1

1

普朗特 -卡门公式

勃拉休斯公式

伊萨耶夫公式

尼古拉兹公式

3 、流量压降综合计算公式—列宾宗公式

LD

Qvh

m

mm

L

5

2

m

A

Re

D

Q4Re

2

4

D

QV

代入达西公式、 和把

令g

Amm

24

8

LD

Q

g

Ah

m

mm

mmL

5

2

24

8

整理得

即得到列宾宗公式：

流态 A m β

层流 64 1 4.15

紊

流

水力光滑区 0.3164 0.25 0.0246

混合摩擦区 0.123 0.0802A

粗糙区 λ 0 0.0826λ

不同流态下的 A、 m、 β值

不论是采用列宾宗公式还是达西公式计算压降，都必须先确定计算温度，以便计算油品粘度。计算温度可根据管道的起终点温度（或加热站间进出站温度）按加权平均法计算：

ZRPJ TTT3

2

3

1

627.0lg127.010 de

4 、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：

m

mm

D

Qi

5

2 g

V

Di

2

1 2

或

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。

A

BC

hL

L

i

αm

m

D

vf

5 mfQi 2

在计算和分析中经常用到单位输量(Q=1m3/s) 的水力坡降 f ，即单位流量下、单位管道长度上的摩阻损失：

5 、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，管路所需总压头（即压头损失）与流量的关系（ H-Q关系）称为管路工作特性。

ZhDLQH mmm 52 /

ZhfLQ m

2

△Z

H

Q

层流区

过渡区

紊流区

QLJ

输油管道的工作特性曲线

6 、离心泵与管路的联合工作 确定泵站与管路的工作点（即流量、泵站扬程）的方法有两种，即图解法和解析法。

A

H

HA

QA Q

管路总特性曲线

泵站总特性曲线图解法：

下面重点讨论解析法。

(1) 一个泵站的管道

)( 121 ZZhhHH Lccs 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

1

1

2 2

即： ZfLQhBQAH m

cm

s 221

mcs

fLB

hZAHQ

21

mc BQAH 2

(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） Q1 Q2优点

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 。

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 ：

m

jj

jcjsjj fLB

ZhAHQ

2

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：

② 密闭输油方式（也叫泵到泵流程）

Q Q

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。

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：

m

j

cs

fLnB

nhZHnAQ

21

式中： Lj 为管道计算长度 △Z 为管道计算高程差

当各站特性不同时：

m

j

n

ii

cs

n

ii

fLB

nhZHAQ

2

1

11

各站进、出站压力相互影响。

首站： constH s 1

ccsd hHHH 111

第二站：由站间能量平衡方程 :

1212

1 dsm HHZQfL

12

112 ZQfLHH mds

ccsd hHHH 222

第 j 站：

jm

jsjdj ZQfLHH

21

ccjdjsj hHHH

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

12

11

jm

jdjsj ZQfLHH

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 。则距加热站为 L 的地方的油温为： aL

RL ebTTbTT 00 )(

Ca

gi

DK

Gigb

GC

DKa

,

上式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。

式中

四、原油管道的温降计算 1 、轴向温降公式

右图为轴向温降曲线，其特点是：①温降曲线为一指数曲线，渐近线为 T=T0+b

② 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℃，下一站进站油温 TZ 只升高 2～ 3 ℃ 。因此为了减少热损失，出站油温不宜过高。

T

T

L

TR

T0+b

2 、温度参数的确定

确定加热站的进、出站温度时，需要考虑三方面的因素：

①油品的粘温特性和其它的物理性质；②管道的停输时间，热胀和温度应力等因素；③经济比较，使总的能耗费用最低。

⑴ 加热站出站油温的选择考虑到原油中难免含水，加热温度一般不超过 100℃。如原油加热后进泵，则其加热温度不应高于初馏点，以免影响泵的吸入。

含蜡原油在凝点附近粘度随温度变化很大，而当温度高于凝点 30-40℃时，粘度随温度的变化很小，而且含蜡原油管道常在紊流光滑区运行，摩阻与粘度的 0.25次方成正比，高温时提高温度对摩阻的影响很小，而热损失却显著增大，故加热温度不宜过高。

确定出站温度时，还必须考虑由于运行和安装温度的温差而使管路遭受的温度应力是否在强度允许的范围内，以及防腐保温层的耐热能力是否适应等。

⑵ 加热站进站油温的选择 加热站进站油温首先要考虑油品的性质，主要是油品的凝固点，必须满足管道的停输温降和再启动的要求，但主要取决于经济比较，故其经济进站温度常略高于凝点。 ⑶ 周围介质温度 T0 的确定对于架空管道， T0 就是周围大气的温度。对于埋地管道， T0则取管道埋深处的土壤自然温度。

设计原油管道时 , T0取管道中心埋深处的最低月平均地温，运行时按当时的实际地温进行计算。

3 、轴向温降公式的应用

  ⑴ 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 :

bTT

bTT

DK

GCL

Z

RR

0

0' ln

全线所需加热站数 : '

'

R

R L

Ln ,化整→ nR

设计的加热站间距为 : R

R n

LL ,然后重新计算 TR 。

⑵ 运行中计算沿程温降 , 特别是计算为保持要求的进站温度 TZ 所必须的加热站出站温度 TR 。

⑶ 校核站间允许的最小输量 Gmin

minmax ZZRR TTTT 、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 :

bTTbTT

C

DLKG

Z

R

R

0min

0maxmin

ln

⑷ 运行中反算总传热系数 K 值

总传热系数是热油管线设计和运行管理中的重要参数，在管线的日常运行管理中定期反算和分析管线的总传热系数不仅可为新建管线提供选择总传热系数的依据，而且还可根据总传热系数的变化分析管线沿线的散热和结蜡情况，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。

在热油管道的运行管理中，通常根据管线的实际运行参数（管线的输量、站间起终点温度和压力、管线中心埋深处的自然地温等）利用轴向温降公式来反算管道总传热系数。计算方法如下：

bTT

bTTln

DL

GCK

z

R

0

0

DK

giGb

式中： K ── 管线的总传热系数， W/m2℃ ； TR ── 管线起点油温，℃； Tz ── 管线终点油温，℃； G ── 原油质量流量， kg/s； C ── 原油比热， J/kg℃； T0 ── 管线中心埋深处自然地温，℃； i ── 管线的水力坡降； g ── 重力加速度， g=9.8m/s2； D ── 管线外径， m； L ── 管线长度， m 。

管线的水力坡降可根据实测的站间压降和站间高程差计算：

L

zzgPP

i12

621 10

式中： P1 ── 管线起点压力， MPa； P2 ── 管线终点压力， MPa； z1 ── 管线起点高程， m； z2 ── 管线起点高程， m； ρ ── 原油密度， kg/m3 。

由于轴向温降公式的前提是稳定运行工况，因此管线运行工况的稳定性对总传热系数测试结果有重大影响，运行工况不稳定可能会导致极不合理的总传热系数计算结果。因此，在反算总传热系数时，应当选取管线稳定运行期间的运行参数。

由轴向温降公式可知，影响总传热系数计算结果的运行参数包括输量、管线起终点压力和温度，其中影响最大、测量精度最难保证的是管线起终点温度。目前大多数输油管线仍然采用套管中插玻璃温度计的方法测量油度，由于套管热阻、温度计本身误差和读数误差等原因，测量结果很难反映管线中的实际油温，误差常在 1℃以上，当站间温降较小时，会给总传热系数测试结果带来较大误差。另外，站间温降越小，抵抗运行参数波动和测量误差的能力越差，总传热系数计算结果的误差就越大。

输油管线中心埋深处的自然地温是影响总传热系数计算结果的重要因素。为了保证测量精度，必须选择合适的测温地点和测温仪表。在某些管线上，目前测量地温的方法仍然是在套管中悬挂玻璃地温计的方法，由于地温计不直接与土壤接触，且读数时常常需要将地温计向上提升一段距离，测量结果与实际地温有时偏差相当大。例如对于东辛管线，夏季地温计的读数经常高达 29～ 30℃，而气象台的测量结果仅为 24～ 25℃。

4 、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。 输油泵内能量损失包括机械、水力、容积和盘面摩擦等项损失，泵效 ηp 就是考虑了上述损失计算出来的。除机械损失所产生的热量主要由润滑油和冷却水带走外，其余三部分能量损失大都转化为摩擦热加热油流。 设泵效为 ηp 、扬程为 H 、质量流量为 G 、原油比热为 C ，则油流过泵的温升为：

11

11

C

gH

GC

GHgΔT

)3%~2%( p式中

对于扬程为 600m, ηp=70% 的离心泵，原油过泵的温升约为 1℃。

阀门节流引起的温升可按同样的方法计算：

C/HgΔΔT 节节

5 、热力计算所需的主要物性参数(1)原油比热

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，

Ⅰ区 ：油温 T 高于析蜡点 TsL ，比热容 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 :

Td

CLy3

154

1039.3687.11

式中 ： d415为 15℃时原油的比重 。

可将其分为三个区 :

(kJ/kg ℃)

Ⅱ区 : Tcmax<T<TsL。 Tcmax 为比热容达到最大值时的温度。在该区，随油温的降低，比热容急剧上升。该区内有大量石蜡析出，比热容温度关系可表示为 :

nTLy AeC 186.4

其中 A、 n 为与原油有关的常数。Ⅲ区 : 0≤T≤Tcmax 。在该区内，随油温的降低比热容减小，

其关系可表示为 : mT

Ly BeC 186.4

式中 B、 m 为与原油有关的常数。

(kJ/kg ℃)

(kJ/kg ℃)

(2)原油导热系数

液态石油产品的导热系数随温度而变化，可按下式计算

154

3 /1054.01137.0 dTy

式中： λy— 油品在 T ℃时的导热系数， W/m℃；

T — 油温，℃；

d415—15℃时原油的比重 。

(3)原油粘度

粘温指数关系式

21

2

1 TTue

式中： υ1、 υ2— 温度 T1、 T2 时油品的运动粘度u —粘温指数

该式适用于低粘度的成品油及部分重燃料油，不适用于含蜡原油。对于含蜡原油，采用该公式时可分段写出其粘温指数方程。不同的油品有不同的 u值，一般规律是低粘度的油 u值小，约在 0.01～ 0.03 之间；高粘度的油 u值大，约在 0.06～ 0.10 之间

)20(20 TT

20001315.0825.1

式中： ρT 、 ρ20为 T℃和 20℃时的密度。

(4)原油品密度

6 、热油管道的总传热系数 K

管道总传热系数 K 系指油流与周围介质温差 1℃时，单位时间内通过管道单位面积所传递的热量。它表示了油流向周围介质散热的强弱 。

以埋地管道为例，管道散热的传热过程由三部分组成：即油流至管壁的放热，钢管壁、防腐绝缘层或保温层的热传导，管外壁至周围土壤的传热（包括土壤的导热和土壤对大气和地下水的放热）。其总传热系数可用下式计算：

22

1

11

1211

1

DD

Dln

DD

K

i

)i(

i

在输油管道的各层热阻中，管内油流至管内壁的对流放热热阻占的比例很小，不到 1%，钢管壁的热阻占的比例更小，这两项热阻通常可忽略不计。对于埋地不保温管道，防腐绝缘层的热阻约占 10%左右，管外壁至土壤的放热热阻约占 90%左右。保温管道的热阻主要取决于保温层。由于计算埋地管道的总传热系数时要用到土壤的导热系数，而土壤的导热系数受许多因素的影响，不同季节、不同地方的导热系数相差很大，故在实际应用中，一般不采用上述公式计算管道的总传热系数，而是根据已有管道反算得到的总传热系数选取。

五、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 以“密闭输送”方式运行的输油管道，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。

(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。

(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划地调整输量而启、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。

2 、几种事故工况下的运行参数变化趋势(1) 中间泵站停运时的工况变化

对于密闭输送的长输管道，当中间某泵站停运时，管线的输量将减小，停运站前各站的进出站压力均升高，停运站后各站的进出站压力均下降，离停运站越近的站进出站压力变化越大。

对于以旁接油罐方式运行的长输管道，中间某站停运后，停运站后面一站的来油量将明显减小，具体表现是该站旁接油罐的罐位将不断下降，各个站的进出站压力无明显变化。

密闭输送的长输管道发生泄漏后，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。

根据进出站压力的变化可判断泄漏点的大体位置。但这种方法只能判断较大的泄漏量，因为小漏点引起的压力变化不明显。如果出现全线压力有较大下降、且全线各站输油泵运转正常这种情况，就可以断定管线某处发生了较大的泄漏，此时应根据各站压力变化的幅度判断出泄漏点所处的站间，然后排出巡线队伍查找漏点，同时为了减少泄漏量，应降低管道的运行压力。

 (2) 干线泄漏后的工况变化

3 、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。

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。

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。

(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）：

D

D

Q

Q 2

D

D

H

H3

D

D

N

N

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。

B 、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

n

n

Q

Q 2

n

n

H

H

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。

② 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）。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。

(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。

① 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。

② 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（该方法的优点是不需要自动控制系统）。

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。

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（通过自控系统控制出站调节阀实现自动调节）。

六、热油管道的日常运行管理

管道的工作特性是指管道压降随输量的变化关系。对于热油管道来说，当 D、 L、 ΔZ、 T0、 K及所输油品物性已定时，摩阻损失 H 不仅是输量 Q 的函数还是粘度 υ 的函数，而 υ 又是温度的函数，因此，对于热油管道， H是 Q和 T 的二元函数，即：

H=f1(Q,T)=f2(Q,TR)=f3(Q,TZ)

1 、热油管道的工作特性

(1) 热油管道工作特性的特点

对于一条确定的热油管道， D、 L、 ΔZ、 T0、 K 一定，在某输量 Q下，当 TR已定时，由温降公式知， TZ也就定了，反之亦然，即 TR 、 TZ两个热力参数中只有一个是独立的，它们要受沿线温降规律的约束。设计时一般按维持 TZ 不变计算。运行时，往往是控制 TR ，这样只需根据出站油温 TR 来调节加热炉的点炉台数、火嘴数、送风量及燃料油量，控制方便。

(2) 热油管道的工作特性在讨论热油管道的工作特性时，只有规定管道的热力条件才有意义，一般有两种情况：

① 维持出站油温 TR 一定运行； ② 维持进站油温 TZ 一定运行。 下面分别讨论各种情况下的管路工作特性。 ① 维持进站油温 TZ 一定运行的热油管路的工作特性

维持 TZ 一定时的管路特性曲线如图所示。 TZ 不同时，沿线油温分布不同，特性曲线亦不同。 TZ 高则沿线油温高，摩阻损失小，故 HTz2-Q 曲线总是在 HTz1-Q曲线的下方。 Q

H HTz1HTz2

Tz2>Tz1

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：

HVQ

HTTQ mmR

总的趋势是 Q↑H↑ ，即 H=f(Q) 是单调上升的曲线。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。

② 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：

HVQ

HTTQ mmZ

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。

(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。

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。

H

QI Ⅱ III

TZ

QT 0

Ⅰ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，所以热油管路不能在该区工作。

H

QI Ⅱ III

TZ

QT 0

Ⅱ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。

Ⅲ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。

H

QI Ⅱ III

TZ

QT 0

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

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，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，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。

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。

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 10℃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。

2 、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 （称为目标函数）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 :

Rp SSS

HR

y

R

ZRyR B

e

L

TTCS

RPe

dP L

HeS

310723.2

式中： ey－燃料油价格 , 元 /吨ed－电力价格 , 元 /kWh BH－燃料油热值 , kJ/kg

Cy－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， m

LR－热站间距 , km

对于一条已定管道，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。

S S

SR

SP

T*Rj TR

热油管道的优化运行模型中，除了目标函数外，还有一系列的约束条件，如水力约束、热力约束、输油温度、加热炉负荷、加热炉运行组合（开炉台数、热力越站）、管道的承压能力等约束，是一个比较复杂的优化问题，可采用最优化方法求解。目前已经有这方面的计算机软件可供使用。

七、含蜡原油管道的石蜡沉积

原油沿管道向前流动过程中，油温将不断降低。当油温降到原油析蜡点以下时，原油中石蜡就会逐渐析出并沉积在管壁上。管道运行一段时间后，管道内壁上会出现结蜡现象，即管内壁会沉积某一厚度的石蜡、胶质、凝油、砂和其它机械杂质的混合物。其结果是使管线的流通面积缩小，压降增大，同时也增大了管内油流至管内壁的放热热阻，使总传热系数下降，管线的散热损失减少，总的结果是使输送费用增加。在热含蜡原油管线的日常运行管理中及时了解管线内壁的结蜡层厚度的变化，对于热输原油管线的安全经济运行至关重要。

1 、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。

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。

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。

(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。

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。

(3) 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。

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。

②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。

③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。

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

⑤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。

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。

2 、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。热油管线的当量管内径和当量结蜡厚度可由实测的运行参数反算得到，计算公式如下：

mmm

dL Lh

QD

5

12

)(2

10 dLdL DD

12621 10 zz

g

PPh

式中： δdL──当量结蜡厚度， m； DdL──当量管内径， m； h── 管线的沿程摩阻， m； D0── 管线的设计内经， m； P1 ── 管线起点压力， MPa； P2 ── 管线终点压力， MPa； z1 ── 管线起点高程， m； z2 ── 管线起点高程， m； ρ ── 原油密度， kg/m3； L── 管线长度， m； υ── 原油的粘度， m2/s 。 Q── 管线的体积流量， m3/s； β、m── 与流态有关的常数， 对于紊流光滑区区， β=0.0246，m=0.25 。

(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。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。

(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 D0减小为 D0-2δdL ，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。

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

3 、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，但

热能消耗太大。(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。

(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。

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。

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。

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。

八、提高输油系统效率的途径

1 、提高输油泵的效率 输油泵效率低的原因主要有两个方面：一是输油泵的铭牌

效率低，二是输油泵的运行效率低。可采取如下措施提高输油泵效率：

(1) 以高效泵代替低效泵 泵的耗电量与泵的效率成反比，更换为高效泵后，可大幅度降低输油泵的耗电量，并可在短期内收回焕泵投资。

提高输油系统效率的途径可以从提高动力系统、热力系统、电力系统的效率和优化运行方面来考虑。

(2) 以小泵代替大泵输油泵运行效率低的一个重要原因是泵的排量远远低于泵的额定排量，输油泵不在高效区运行。离心泵的高效区一般在额定排量的±20%范围内，超出该范围，离心泵的效率会大幅度下降。解决的途径是将大泵更换为小泵。(3) 加强输油泵的维护保养与检修，减少泵内损失离心泵从原动机取得的轴功率，一部分变为有效功率，转变为油流的压力能和动能，另一部分则被泵本身消耗掉变成了热能。离心泵的能量损失有机械损失、容积损失和水力损失三部分。机械损失主要是盘面摩擦损失，即叶轮在泵内旋转时，叶轮与油流的摩擦。为减少盘面摩擦损失，可用砂轮等打磨工具改进或消除流道表面的结构缺陷和铸造缺陷，清除叶轮上的沉积物，提高输油泵叶轮流道的光洁度，降低盘面摩擦损失及水力损失，提高泵的效率。磨光后，输油泵的运行将更加平稳，振动幅度下降，泵的扬程有所上升，输油能力会提高，泵效可一般可提高 2～ 4个百分点。

2 、提高电机的负载率 依据《评价企业合理用电技术导则》的标准，电动机负载率在 70％～ 100％时效率最好。为保证电动机有较高的负载率，最根本的是要根据负荷功率的大小，选择合适容量的电动机。但由于选择电动机容量要考虑生产的发展、电网电压波动以及电动机容量级差，往往所选电动机容量不能正好完全与负荷功率相一致，此种情况常常造成电动机的负荷率低。如果电动机负荷率小于 40％，则其效率和异步电动机的功率因数会急剧下降。

根据 GB3485 的规定，电动机负荷率经常低于 40％时，在对其节能效果进行考核后，应合理更换容量合适的电动机或采用 Y-△转换开关来降低轻载电动机的运行电压。如采取 Y-△转换装置，可使定子绕组相电压下降为原来的 ，无功功率下降为原来的 1/3左右，这样电动机的功率因数将有所提高。

31

3 、利用变频调速器改变输油泵流量 目前大多数输油泵在改变流量时，不是用改变电机转速

的方法，而是用改变管道的阻力来改变泵的流量，即“阀门”节流调节。用此方法尽管设备简单，但从电能利用上看，却是一种浪费。采用阀门调节排量时，电能的一部分要消耗在克服节流部件的阻力上，损失功率可达 15％～20％。如果采用变频调速器，则可通过改变定子供电频率来改变同步转速，实现电机的凋速，从而改变泵的排量、扬程，实现经济运行。

4 、提高加热系统的效率 加热炉的燃料消耗量与加热炉的效率成反比，用高效

加热炉替代效率低下的加热炉可大幅度降低原油加热的燃料消耗。例如可利用热媒炉、超导炉或相变加热炉等替代目前油田上广泛采用的水套炉。另外，也可对现用加热炉进行技术改造，增加烟气余热回收装置，降低加热炉的排烟温度，在运行中加强调节，降低过剩空气系数，加大油盘管的换热面积，改造油盘管使其容易清垢等，这些措施都可以提高加热炉的效率。

5 、保证管道系统始终处于最优运行状态 利用信息网络和自动化技术以及优化运行技术，优化运行参数，确定合理的优化运行方案，可大幅度降低热油管道运行的总能耗费用，提高管输效率。

6 、减少管输过程中原油泄漏及其对环境的污染

乌鲁木齐 -兰州原油管

道

魏荆线

花格线马惠宁线

鲁宁线

甬沪宁线

东黄线

阿赛线

庆铁线

铁大线

铁秦线

秦京线

中洛线

克乌线

克独线

库鄯线

轮库线

湛茂线

惠广线

全国油气管道分布图 ( 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、甬沪宁进口原油管道，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和沿江炼厂的供油任务。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；惠州 -广州线担负了广州石化的供油任务。

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；库鄯线和轮库线担负了塔里木油田的原油外输任务，在内蒙境内阿赛线担负了二连油田的原油外输任务。另外，中哈原油管道（哈萨克斯坦 - 乌鲁木齐）和西部原油管道已建成投产（乌鲁木齐 - 兰州），形成了我国最长的西部原油管网。

格拉线

兰成俞管道

茂名 - 昆明成品油管道

宁波萧山管道

抚顺 -营口管道

全国油气管道分布图 ( 成品油管道 )

北塘线

抚顺 -郑州管道

兰州 -郑州 - 长沙管

道

乌鲁木齐 -兰州成品油管道

鲁皖管道

格拉线

兰成俞管道

茂名 - 昆明成品油管道

西气东输管道

陕京输气管道

魏荆线

花格线马惠宁线

四川油田管网

鲁宁线

甬沪宁线

东黄线

阿赛线

庆铁线

铁大线

铁秦线

秦京线

中洛线

克乌线

克独线

库鄯线

轮库线

湛茂线

惠广线

宁波萧山管道

抚顺营口管道

全国油气管道分布图

海南香港线

涩北西宁兰州气管

线

北塘线

安平济南青岛

川气东送管道

乌鲁木齐 -兰州成品油管道

乌鲁木齐 -兰州原油管道