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1、原油管道输送技术,主要内容一、输油泵站的工作特性二、输油管道的压降计算三、原油管道的温降计算四、输油管道运行工况分析与调节五、热油管道的日常运行管理六、含蜡原油管道的石蜡沉积七、提高输油系统效率的途径,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
2、程大排量的给油泵，以提高主泵的进泵压力。,一、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,电动机,柴油机,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
3、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
4、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：,切削叶轮,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,改变泵的
5、转速,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：,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。,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。,油品粘度对离心泵特性的影响,一般当粘度大于6010-6m2/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
6、一般有两种：串联和并联,(1)并联泵站的工作特性,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：,设有n1台型号相同的泵并联，即,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qQ/2，排量增加，功率上升，电机有可能过载。,(2)串联泵站的工作特性,各泵流量相等，q=Q,设有n2台型号相同的泵串联，则：,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：,满足输量要求；,充分利用管路的承压能力；,泵在高效区工作；,泵的台数
7、符合规范要求（一般不超过四台）。,并联泵机组数的确定,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。,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。,串联泵,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
8、联组合形式的确定,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。,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：,其中：hL为沿程摩阻 h为局部摩阻(zj-zQ)为计算高程差,二、输油
9、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：,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。,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。,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：Re2000 过渡流：2000Re2（简称粗糙区）,我国输油管道工
10、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。,(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=250350时取0.125mm DN400时
11、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：,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,令,整理得,即得到列宾宗公式：,不同流态下的A、m、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：,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：,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。,在计算和分析中经常用到单位输量(Q=1
12、m3/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。,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。,图解法：,下面重点讨论解析法。,(1)一个泵站的管道,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,即：,(2)多泵站与管路的联合工作,旁接油罐输油方式（也叫开式流程）,优点,
13、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：,Lj、Zj第j站至第j1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：,密闭输油方式（也叫泵到泵流程）,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。
14、,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,当各站特性不同时：,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:,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,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：,上式为考虑摩擦热时的轴向温降计算公式，又叫列宾宗
15、温降公式。,式中,三、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：,温降曲线为一指数曲线，渐近线为 T=T0+b,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23。因此为了减少热损失，出站油温不宜过高。,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，使总的能耗费用最低
16、。,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。,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
17、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。,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,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:,设计的加热站间距为:,然后重新计算TR。,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。,校核站间允许的最小输量Gmin,运行中反算总
18、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：,式中：K 管线的总传热系数，W/m2；TR 管线起点油温，；Tz 管线
19、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：,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；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
20、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
21、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2930，而气象台的测量结果仅为2425。,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p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p、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：,式中,对于扬程为600m,
22、p=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：,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，,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:,式中：,d415为15时原油的比重。,可将其分为三个区:,(kJ/kg),区:,TcmaxTTsL。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:,其中A、n为与原油有关的常数。,区:,0TTcmax。在该区内，随油温
23、的降低比热容减小，其关系可表示为:,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,式中：,y油品在 T 时的导热系数，W/m；,T 油温，；,d41515时原油的比重。,(3)原油粘度,粘温指数关系式,式中：,1、2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0.010.03之间；高粘度的油u值大，约在0.060.10之间,(4)原油品密
24、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：,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
25、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。,四、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,季节变化、油品性质变化引起的全线工况变化，如油品的、变化；,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,电力供应中断导致某中间站停运或
26、机泵故障使某台泵机组停运；,阀门误开关或管道某处堵塞；,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
27、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
28、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
29、广义上说，调节分为输量调节和稳定性调节两种情况。,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。,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
30、。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。,(
31、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。,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。,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
32、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,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
33、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。,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
34、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。,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。,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
35、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）。,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35%，调节幅度不大于单泵扬程的1025%。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）。,五、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、Z、T0、K及所输油品物性
36、已定时，摩阻损失H不仅是输量Q的函数还是粘度的函数，而又是温度的函数，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、Z、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
37、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：,维持出站油温TR 一定运行；,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。,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。,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QH，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
38、。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。,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，QH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，QH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QH的反常现象，使热油管道进入不稳定工作区。,维
39、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。,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，TTZT0。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。,区中等流量区,一方面 QVH，另一方面，QTZ,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的显著下降，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。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
40、点发生变化，进入区。热油管道在该区运行既不经济又不安全。,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 QH，该区是热油管道的正常工作区。热油管道应在区运行，避免进入、区。,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u0.06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
41、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-T0200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-T060时就会出现不稳定区。若取u=0.1，则TR-T030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
42、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
43、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:,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,R炉效,pe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
44、，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。,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。,六、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
45、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
46、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
47、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,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
48、。,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3040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
49、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。,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。,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，
50、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
