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输油管道设计与管理 输油管道设计与管理的图片_输油管道设计与管理的视频|输油管道的设计与管理

2021-7-10 18:27| 发布者: admin| 查看: 2| 评论: 0

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  • 加热输送管道的工艺计算随这世界能源需求的增长,易凝和高粘原油的产量不断增加。目前我 国所产原油大多为这两种原油。生产含蜡原油(waxy crude)的油田主 要有:大庆油田、胜利油田、中原油田、华北油田、河南油田、长庆 油田、克拉玛依油田、辽河油田的沈阳采油厂等。生产稠油(thick oil, heavey oil)的油田有:辽河油田、胜利的单家寺油田和孤岛油田、塔 里木油田等。含蜡原油的特点是含蜡量高、凝固点高、低温下粘度高、 高温下粘度低。如大庆原油,凝固点为28~32,50运动粘度约为 20~2510 -6 /s,胜利含蜡原油的凝固点为23~32,50运动粘度约为80~9010 -6 /s。稠油的特点是凝固点很低,通常低于0,但粘度很大,如孤岛原油凝固点为-2. 3~4.9,50运动粘度约为 200010 -6 /s。除此之外,还有粘度超过2000010-6 /s的超稠油。凝固点(Freezing point):是指在规定条件下(热力和剪切条 件)所测得的油样不流动的最高温度。我国常把它作为评 价原油流动性的指标之一。西方国家常用的是倾点(Pour point),它与凝固点有所不同。倾点是指在规定条件下测 得的油样刚开始流动的最低温度。由于测量方法的不同, 因而两者在数值上亦有差别,实际上凝点是通过降温测量, 而倾点是通过升温测量。对于同一种原油,倾点一般比凝 原油的高含蜡、高凝固点和高粘度给储运工作带来以下几个方面的问题:1、由于原油的凝固点比较高,一般在环境温度下就失去流动性或流动性 很差,因而不能直接常温输送。 2、在环境温度下,含蜡原油即使能够流动,其表观粘度( Apparent Viscosity)也很高。对于稠油,虽然在环境温度下并不凝固,但其粘度 很大。因此无论是高含蜡原油还是稠油,常温输送时摩阻损失都很大, 是很不经济的。 3、易凝高粘原油给储运系统的运行管理也带来了某些特殊问题,主要有: 储罐和管道系统的结蜡问题 管道停输后的再启动问题。对于易凝高粘问题,不能直接采用前面讲的等温输送 方法,必须在输入管道前采用降凝降粘措施。加热输 送是目前常用的方法,即将油品加热后输入管路,提 高油品温度以降低其粘度,减少摩阻损失,借消耗热 能来节约动能。这一章我们将来讨论热油输送管道的 工艺计算问题。 第一节 热油管道的温降计算 第二节 热油管道的摩阻计算 第三节 确定和布置加热站、泵站 本章主要内容 第四节 热泵站设计的几个问题 一、加热输送的特点 什么是热油管道? 所谓热油输送管道是指那些在输送过程中沿线油温 高于地温的输油管道。对于热油管道,一般来说, 其沿线的油温不仅高于地温而且还高于油品的凝固 第一节热油管道的温降计算 在热油沿管路向前输送过程中,由于油温高于管路周围的 环境温度,在径向温差的作用下,油流所携带的热能将不 断地向管外散失,因而使油流在前进过程中不断地降温, 引起轴向温降。轴向温降的存在,使油流的粘度在前进过 程中不断升高,单位管长的摩阻逐渐增大,当油温降至凝 固点附近时,单位管长的摩阻将急剧升高。故在设计管道 时,必须考虑:需将油流加热到多高的温度才能输入管道? 当油温降到什么温度时需要建一个加热站?像等温管那样, 热油管也设有泵站,沿线的加热站和泵站补充油流的热损 失和压力损失。 与等温管相比,热油管道的特点是: 沿程油温不同,油流粘度不同,沿程水力坡降不是常数,iconst。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。 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。 二、热油管道沿程温降计算 1.轴向温降公式的推导 基本假设 稳定工况。包括热力、水力条件稳定,即各站的进 出站温度不随时间而变化,输量也不随时间而变化。 油流至周围介质的总传热系数K沿线为常数。 沿线地温T 和油品的比热C为常数设有一条热油管道 ,管外径为 ,油品的比热为C,出站油温为 在距加热站为L出取一微元段dL,设此处断面油温为T,油流经过dL段的温度变化为dT,故在L+dL断面上油温为T+dT, 稳定传热时,dL段上的热平衡方程为: )dL=-GCdTdL GC dLGC lnGC 上式称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L 温降曲线的特点:由图可知:温降曲线为一指数曲线,渐近 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。因此当出站温度提高 时,下一站的进站油温T 提高10,进站油温T 一般只升高2~3。因此为了减少热损失,出站 油温不宜过高。 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。 利用与推导苏霍夫轴向温降基本公式相同的方法: 管线向周围介质的散热量=油流温降放热+摩擦热 )dL=-GCdT+GgidL整理得: dTdL Cagi 则上式变为:a(T-T -b)dL=-dT dTadL 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。在上式的推导中,水力坡降 沿线是变化的。计算中可近似取加热站间管道的平均水力坡降值。 —计算管段起点、终点油温下的水力坡降pj 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: 油品的粘温特性和其它的物理性质; 管道的停输时间,热胀和温度应力等因素; 经济比较,取使费用现值最低的进出站温度。 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(表观粘度)温度曲线很陡,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。 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。 的确定对于架空管道,T 就是周围大气的温度。对于埋地管道,T 则取管道埋深处的土壤自然温度。设计热油管道时, 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校核。 3.轴向温降公式的应用 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T 运行中计算沿程温降,特别是计算为保持要求的进站 温度 校核站间允许的最小输量Gmin min max 一定时,对应于TRmax zmin的输量即为该热力 条件下允许的最小输量: maxmin ln DLGC 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。 积累运行资料,为以后设计新管线提供选择K值的依据.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。 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η 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。 ,其中转化为压力能的有效功率为GgH,设机械损失所占比例为η GHgGHg GHg GHg GHg 一般为很小 由于 近似为则转化为摩擦热的功率 gHGC GHg =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: 三、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, 高于析蜡点TsL ,比热容C LY 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: 1039 15为15时原油的比重 可将其分为三个区:(kJ/kg cmax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: nT Ly Ae cmax。在该区内,随油温的降低比热容减小, 其关系可表示为: mT Ly 式中B、m为与原油有关的常数。(kJ/kg 2.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 1054 15—15时原油的比重 3.粘度粘温指数关系式 —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(以析蜡 点作为分界温度)写出其粘温指数方程。不同的油品有不 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 20001315 20为T和20时的密度。 4.油品密度 四、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 导和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)。 在稳定传热的条件下,其热平衡关系可表示为: i+1—钢管、防腐绝缘层及保温层的内径和外径 bi—钢管内壁的温度, b(i+1)—钢管、沥青绝缘层及保温层内外壁温度, D—计算直径,m 它表示油流与周围介质温差为1时,单位时间内每米管长所传递的热量。它等于单位管长热阻R 的倒数。选取 时,一般取热阻最大的那部分所对应的直径:对于不保温埋地管道,D 可取防腐绝缘层外径; 对于保温管路,则取保温层内外径的平均值; 从而得到:对于无保温的大口径管道,如忽略内外径的差值,则总 传热系数 层的厚度,m1、油流至管内壁的放热系数α 的计算管内放热强度决定于油的物理性质及流动状态。可用α 放热准数Nu、自然对流准数 Gr 和流体物性准数 Pr 间的数学关系来表示。 脚注“y”表示各参数的定性温度取油流温度,脚注“bi”表示各参数的定性温度取管壁温度。β PrPr Pr Re 17 GrPr2000 Re bi GrNu PrPr Pr Re 021 2500Pr 10 Re bi 2、管壁的导热管壁的导热包括钢管(或非金属)、防腐绝缘层、保温层 等的导热。 钢管壁导热热阻很小,可以忽略; 非金属管材的导热系数小,再加上管壁较厚,热阻相当大; 保温管道上,保温层的热阻起主导作用,特别是架空或 水下敷设的管道,保温层热阻是最主要的。 设计时一般不考虑凝油层热阻对K值的影响,但核算运行 管道的K值时要计入管壁上凝油层的影响。 3、管外壁至大气的放热系数α 2a 地上架空管道的管外壁至大气的放热为对流与辐射换热同 时存在的复合换热,故 aR ac aR—分别为管外壁与大气之间的对流与辐射放 热系数, aR可以按辐射放热公式计算, 由于架空热油管道均有保温层, 其外表温 度与大气温差较小, aR较小,可取2~5W/m ac可按空气中的受迫对流计算,当10 —分别为空气的粘度、比热容、密度和导热系数; 脚注“aG”表示定性温度取管表面温度; 在一般气温条件下,空气的 Pr 数值变化很小,Pr0.72,则 Re221 PrPr Pr Re 25 埋地管道的管外壁至土壤的传热是管道散热的主要环节。管外壁的放热系数α 是管道散热强度的主要指标。对于不保温的埋地管道,当管内油流为紊流状态时,总 传热系数 K近似等于α 在进行若干假设的基础上,由源汇法可得到管外壁至土壤的放热系数为 —与土壤接触的管外径,m上式推导中未考虑土壤自然温度场及土壤表面与大气热交换 对管道散热的影响,计算大口径浅埋热油管道时误差较大。 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 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。

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