毕业论文-联合站加热系统的工艺设计

摘要本设计是在了解盘锦地区地形，地貌，综合降雨量降雪量，风向以及地形地质状况在综合生产作业量条件下进行一次综合性的常规联合站加热系统的工艺设计。设计过程如下；根据原始材料，数据进行基础设计。计算联合站的库容，包括沉降罐以及储油罐的个数大小，输油设施。然后进行热力计算，包括计算脱水加热炉热负荷，计算外输加热炉热负荷。然后进行水力计算，选泵及校核，脱水工艺计算，最后进行辅助计算。本设计由文字说明，数据计算和图纸绘制三大部份组成。说明部份包括计算原始数据材料，总图部置说明，工艺流程说明，平面安装图说明以及人员编制，此外，还有对欢喜岭第四联合站加热系统的概述和应采用的安全措施作了祥细介绍。绘图部份是设计的关键，设计的思想意图，内容通过图来体现，欢喜岭第四联合站加热系统的总图部置最大限度满足生产要求，缩短工艺管线和运输路线，减少占地，节约投资，得保证安全作业，节约管理费用等原则下进行的，流程图简单合理，安装图要求严格按照设计规则进行设计，准确体现了脱水工艺中各环节中油，气水分离器的尺寸和安装要求。依据计算和各种规范以及经计因素，在最大限度满足生产要求的条件下，进行了较为经计合理的布局，并为欢喜岭第四联合站加热系统的改建和发展留有余地。关键词联合站，沉降罐，储油罐，加热炉，热力计算，水力计算，泵。目录1文字说明11原始数据111盘锦混合原油的基本物性5112盘锦气象资5113设计依据5114执行的标准规范6115设计方案6116设计参数612联合站的概述6121联合站建设在油田中的地位6122联合站加热系统的概述7123联合站加热系统建设在油田中的作用7124油田油气集输的工艺确定7125沉降罐的容量的确定8126热化学脱水加药部位的确定8127电脱水8128原油稳定913外输泵站131沿线地势及管道铺设原则9132工艺流程10133设备10134全线方案设计原则10135设计规范11136外输设备的确定1114先进计术的采用141完全实现了“从泵到泵”的密闭输送14142实现了“先炉后泵”的运行方式15143采用了先进的水击报警15144采用了高效陶纤毡式热媒炉16145引进德国西门子变频器1615生产组织162计算部分21出步确定输油管线直径211初步确定外输管径17212初步确定站内管径1722计算联合站的库容包括沉降罐和储油罐以及储油罐的个数，大小221好油罐数18222计算一段脱水沉降罐、计算二段脱水沉降罐18223除油污水罐1823热力计算231计算一段脱水热负荷及加热站个数并初选假热炉型号19232计算二段脱水热负荷及加热站个数并初选假热炉型号20233计算外输加热炉热负荷及加热站个数并初选假热炉型号2024联合站内管线水力计算241确定经计流速，叛断流态22242联合站内管线计算长度23243泵的选则23244外输管线水力计算2525热泵站的调整及水力热力工况的校核泵站出站油温校核，计算泵站之间平均温度，摩阻及水力坡降251泵站出站油温校核26252提出两种以上方案，求出各站间水力坡降27253校核方案的进出站压力27254动，静水压力校核2726工艺计算261计算允许最大输量28262计算允许最小输量28263计算允许停输时间28264计算热力越站条件28265计算压力越站条件2927管道热力补偿计算271热油管道伸长量的计算29272型补偿器的计算30273固定墩的计算313绘图部分35欢喜岭第四联合站工艺流程图加热炉安装图欢喜岭第四联合站总平面图4专题研究35稠油降粘工艺油降粘方法掺稀油法；加热降粘稠油改质降粘输送；化学降粘5总结说明396谢词407参考文献408外文翻意原文1含水稠油乳化输送432含水油表观粘度51翻意1含水稠油乳化输送612含水油表观粘度70联合站加热系统的工艺设计第一章说明部分11设计原始数据111盘锦欢喜岭第四联合站的基本物性盘锦欢喜岭第四联合站含水原油日输入量6000立方米，含水率60左右，进站温度为55。输油管道长度为44公里，进站压力大于025MPA，最大出站压力45MPA。表1盘锦混合原油的基本物性表原油表观粘度（MPAS）原油密度20（T/M3）50607080凝固点闪点（闭口）胶质沥青（）含蜡量（）0952816935332701361286112盘锦气象资料海拔高度35米，最冷月平均温度94，最热月平均温度249，最高日气温338最高日平均气温338，最低气温255，最低日平均气温215。冬季平均风速34米/秒，夏季平均风速36米/秒。冬季大气压10269毫巴，夏季大气压10033毫巴。年总降水量6931毫米，日最大降水量1934毫米。最大积雪深度21厘米，最大冻土深度96厘米。80冬季主导风向及风频N（17）；夏季主导风向及风频SN（15）；113设计依据毕业设计设计任务书欢喜岭第四联合站加热系统的工艺设计输油管道设计与管理油库设计与管理油气集输114执行的标准规范输油管道工程设计规范GB502532003油田油气集输设计规范SY/T000498油气集输条文说明石油天然气工程设计防火规范GB501832004油气集输管子及管路附件选用标准SY/T007193稠油集输及注蒸汽系统设计规范SY002794115设计方案设计结论稠油脱水进行了试内实验。经对比选结论如下掺破乳剂种类最佳破乳剂TYA，破乳剂TRDEM/LH次之；加药量为100150MG/L；最佳脱水温度75；Z最佳沉降时间为不小于48H；在满足上述条件下，脱水后原油含水率小于12。污水后原油353MG/L，悬浮物450MG/L。脱水方案由于目前原油含水小于20，考虑随着生产规模扩大，后期含水增加，设计按含水50考虑，采用一段加热，两段脱水的方法，进站原油通过换热器，游温从55换热到75，加入破乳剂混合后，进一段沉降罐沉降脱水。沉降后，油通过脱水泵，进入二段沉降罐沉降（兼好油罐），原油合格后外输或或装车外销。116设计参数原油进站温度55原油进站压力025MPA原油脱水温度75原油脱水时间48H合格原油含水指标12原油外输温度7012联合站的概述121联合站建设在油田中的地位油田的工业开采价值被确定后，在油田地面上需建设各种生产设施，辅助设施和附属设施以满足油气开采和储运要求，油气集输是建设中的主要生产设施，在油田中起主导地位，其中联合站又是油气集输的主体部分，完成计量，脱水，稳定和外输储存等多种任务。因此联合站对油田可靠生产，建设水平，生产效率起关键作用。122联合站加热系统的概述联合站加热系统是联合站的重要组成部分，她在联合站的正常工作运行中起着至关重要的作用。原油从油田采出后运输的第一站就是联合站，由于原油的物性决定她在运输过成中必须加热使原油的物性达到运输要求。当前联合站加热系统主要采用陶纤毡式管式加热炉。123联合站加热系统建设在油田中的作用联合站加热系统是联合站的重要组成部分，她在联合站的正常工作运行中起着至关重要的作用。原油从油田采出后运输的第一站就是联合站，由于原油的物性决定她在运输过成中必须加热使原油的物性达到运输要求。124油田油气集输的工艺确定盘锦原油20时密度6772KG/M3大于950KG/M3；Z在50时粘度846106MPAS大于400106MPAS；图1为油气集输工程设计相关关系图框。1）油气分离原油的油气水分离在矿井附进，获得天然气用于矿井加热不属联合站此处略。2）原油脱水方案论证盘锦原油属重质，高稠原油，在脱水工艺中，虽然热化学水工艺简单，成本低廉，但单纯用热化学水方法处理含水原油合格标准，从经计表准关点如设备，费用等综合衡量是不合理的，且净化原油不稳定，应采用电化学脱水结合达到净化的目的，当含水原油含水超过30时，电脱水无法维持正常工作，只有先通过热化学脱水将含水降至30以下。在确定原油脱水工艺流程中，还要尽量用冷水日掺技术设施，热化学沉降脱水应进量与管道破乳相结合。综上所述，盘锦原油脱水采用流程为大站加药，管道破乳，一次大罐沉降，二次电化脱水工艺。125沉降罐的容量的确定由于盘锦原油粘度高密度大油水密度接进，破乳困难预设停留时间为36H日进含水原油6000立方米，则所需沉降罐库各12000立方米，一个10000立方米拱顶罐和一个3000立方米拱顶罐正好满足生产工艺要求，考虑日后油田生产扩建，备用一个10000立方米拱顶罐备用。126热化学脱水加药部位的确定破乳剂加入部位即要发挥药剂效能又要考虑管理方便，加药部位可以在井口，计量站，接转站，集中处理站等集输流程环节由于脱水难度大从发恢药剂效率角度上看确定在井口加入即可起到降粘的作用又可抑制油包水型乳化液的产生。127电脱水工艺要求1原油点脱水工艺安装设计必须适合全站的工艺流程，操作方便，便于维修。2计应使点脱水器满足单台投产，停产，排空，排污的要求，必要时设置排砂装置。3水器进油汇管末端和出油管线上应装连通阀。4器进口管线上安装流量计在流量计前，后的管线上应安装节断阀，也可安装流量计旁通管线。5器进口，出口管线适当位置分别安装取样阀温度计。6水器出口阀门的上游管线上应安装扫线接头和压力表。7水器应安装观察油水界面和污水排放情况的玻璃看窗和视镜。8水器应安装的放水管线节断阀前空装封阀式安全阀和取样阀。9脱水器底端排出的污水应分为有压放水和无压放水，有压放水采用日掺况程或进入污水处理站。无压放水排入低位同收池或低位罐。10器顶部必需设有放气阀凡在电脱水器顶部开口时其开口管顶部亦必需有放气阀。有条件时电脱水器的油水界面应采用自动控制两台或两台以上的电脱水器联合平台上其两侧均应设梯子。管线的长度技述参数的确定原油电脱水工艺处理含水小于30的原因。电脱水操作温度应根据原油的粘度特性确定使原油的运动粘度低于50MM3/S的条件下进行脱水。确定电脱水操作压力时其压力应比操作压力下的原油饱合蒸汽压高015MMPA。电脱水处理能力根据原油乳状液的处理难易度确定在脱水罐中的停留时间，稠油一般为50MIN电脱水处理器处理能力计算如下VVI/T其中VI为单台电脱水处理含水原油体积流量M3/N台。T选定的含水原油在电脱水器内停留时间取5/6H代入数据得V222M3/H。所以取两台长17M工程直径36M电脱水器联合脱水即可，满足设计要求，其中原油含水率23左右，停留时间50MIN电脱器内强电场强度为一般为0820KV/CM弱电场强度一般0305KV/CM。原油采用直流电脱水效果比交流电脱水高但直流电脱水含油比交多因此拱电方式采用双重电场。128原油稳定作用原油在集输过程中由于蒸发会损失一部分轻油，为降低和回收部分轻油组分。一个又效的方法是将原油中挥发性强的轻油比完全的脱出，降低原油的整体齐压，以利于常温唱压下储存这就是原油稳定的作用之后原油的蒸汽压应小于07倍大气压。工艺原油稳定性分为闪蒸法和分流法根据原油的性质，能耗经计效益的原则确定稳定的方法。稳定脱出的轻油组分主要为C1C4，属稠油C1C4蒸发损耗小于总量的05（重）可不进行原油稳定处理。13外输泵站131沿线地势及管道铺设原则盘锦联合站的外输泵站到中间站末站沿线除少量河流，上丘，地势较为平，首末高程差为Z20M无须大型开挖。输油干线直径用3257的16N无缝细管采用埋沟铺设管顶浮土厚12M以上，保温管线采用沥青防腐和阴级保护相结合的防腐方法穿越较大的的河流时，采用胶壁管和保温穿越较小的的河流时，采用石茏稳重的穿越铺设方法对中河两列，深度在4米以上的采用跨越方式穿越铁路以及县及以上主要公路时均采用外用钢筋混凝土路保护，套管顶距铁路或公路15米以上。132工艺流程采用了从泵到泵的密闭输送方式，大大节约了能耗，实现全面自动化管理，各站内采用先炉后泵的工艺大大提高了生产效率，安全系数也得到提高。首站，中间站，以及末站流程概扩为以下几个方面首站（联合站的外输）正输，反输，站内循环，倒灌计量，收发球，高低压保护。中间站正输，反输，高低压保护，水力越站，热力越站，全越站。末站收油进罐，计量，收球，反输；污水流程133设备输油泵全线站内均采用Y型离心泵，单站由三台泵并联，其中一台备用。加热炉全线站全部采用高效率热煤炉，间接加热，以降低燃料油消耗。油罐首站及末站储油罐都用5000M3拱顶罐（因为稠油蒸发损耗小，拱顶罐投资小）联合沉降罐采用10000M3拱顶罐中间事固罐用200M3拱顶罐。阀门全县各站采用自动控制阀组利用计算机监控。自动管理各站可适当采用自动控制阀组，波动闸阀，手动阀。134全线方案设计原则立足于国内先进水平和先进设备，尽可能吸收国外的先进计术水平，在必要的情况下，可适当引进一部分国外先进技术设备。原油生产流程倒罐（站内循环流程）加药流程在确保安全输送，又能满足输量的情况下可采用一些先进技术，如“自动监控”等引进先进工艺以求最大工艺效意。尽量用可利用资原，在规化上统筹兼顾，少占耕地，多用荒地。尊守国家法令和法规。注具体方案选则要通过计算和论证。135设计规范储油罐由于稠油蒸发损耗，以减少损失。采用拱顶罐，罐采用系数为085则总容计算公式VQN/77003/08527176；其中V为储油罐总容计，Q为外输管线日输量，N为储备天数25D取3D，为油罐利用率。由此可见，首站的储罐应建立6个5000M3拱顶罐其中一个备用，以备日后油田扩建改造。136外输设备的确定输油泵全线输油泵均采用Y型离心泵，经过计算和调研的结果，全线共9台泵，其中首站3台（一台备用），中间站3台（一台备用），末站3台（一台备用），单站内并联使用。一般情况下，大型转油管为了提高它的经计性，减少动力损耗费用，都采用中扬转，大排量高效率的泵串联运行，使泵站出口压力保持在558106帕以上，以调节经计性考虑，串联比较有利。投产初期或转输量不满负荷时，尤为如此，在克服冷程阻力为主的管道上改变转量时，串联比并联在节流上的能量损失要少的多，尤其多泵站密闭转送的管道上，泵机组串联工作时调节灵活性大，为便于调节，可采用同一型号不同叶论直径的泵相互串联，中扬程排量离心泵除效率高外，串联后，还有简化流程，节约能量，便于调节及超压保护等优点，在长距离转油管道上得到广范的应用。纵观长输全程地带较为平坦，没有大的山区，高程差为20米，全年转量较小，而原油粘度高，因此泵主要用于克服沿程摩阻，不能采用串联大流量中扬程泵，改为大扬程泵，中流量泵并联使用，满足工艺要求，但缺点是效率较低。增压泵（给输泵）大型离心式转油泵需要正压转油进泵时，在主泵前常装有辅助增压泵，又称给油泵。它和主泵串联运行，辅助增压泵之间并联运行。考虑首站为“先炉后泵”工艺，而换热器进压时要求在50米油栓左右的压力范围，因而可选用双吸失离心泵系列，因为全线的年输量250万吨左右，经计算两台泵为6SH9的泵并联使用，另需一台同型号的泵备用，方能满足要求，所以共三台泵并联于炉前。为了改善吸入条件的原因，辅助增压泵设在罐区附进，同时可兼用倒罐用。加热炉全线共设热煤炉6座（均备有换热器）其中前站两座，一座备用，中间甲站两座，一座备用，中间乙站两座，一座备用，热煤间加热比原来的直接加热方式更可靠，自动化成度也有所提高，热效率更高，从而节约能耗。阀门主要阀门一般都选用法兰手动钢阀及法兰钢闸阀，需自动调节的地方用自动调节阀，泵后及其它一些部位采用单向阀，具体情况见工艺流程图。测量仪表在外输首站安装1W700涡轮流量计测量燃料油的用量，安装压力仪表及压力变送器测量进出泵的压力及转速，安装双金属湿度计来测量湿度，燃料油军均自动调节。由于密闭输送，多站都没有自动控制系统。电气变压器的选则及无功补常容量如图主要工艺方案及操作方式选则（外输站）工艺方案联合站外输站是一个首站，主要任务是将油田来的含水原油经过联合站处理后外传。外传全线实行密闭流程，首站储罐原油经增压泵送油，经“先炉后泵”六程外传。游田来油时，联合站收油又可以认为是末站，设收球流程时是首站，设发球流程时是末站。操作方式原油经170涡轮流量计二此仪表进行测量来油进罐。利用增压泵，把罐内原油送到换热器中，实现“先炉后泵”工艺。进站压力，湿度，各种罐右面高度，泵的开关全部又住控室屏显示。正转，反转，倒罐等为人工控制阀门，泵（转油）均为室内操作。各岗位操作做到准确，及时，安全，配合密切，协调一致。辅助系统通风各输油泵房，电讯机务站，阀室，蓄电池室等均设防爆轴流风机，采用机械排风，其于各生产建筑考虑自然通风露天加热炉注意自然通风。电讯建成有微波塔（全线各站均有）以蚀现现场和辽河油田中心的双重控制。采用明杆架设，有线通讯联系。调动中心，泵站，油库有直达电话联系。各泵站与相邻站间直达电话联系。调度中心到各站有直达电话联系。各泵站内有电讯电路。各泵站与当地诚市，县电讯局及消防单位有电讯电路。土建，给排水及消防。土建以节约土地角度又要满足防火间距的要求采征图土地，同时满足检修和维护以及部分扩建地基本备用。生产用水由于联合站内有水处理设施，一般多郭炉用水，生产冲洗用水都用河水处理后的回收水。其它如办公用水及食堂用水来自深井。消防用水由于联合站内有水处理设施，与小河共用水处理设施不另行设置。水源由于联合站内有水处理设施，部分采用水处理回收水池。消防以防为主，以消为辅，在站内设中国式消防设施配三台消防车。采暖各类厂房，车间仓库车库等用入口压力为2/2蒸汽取暖。食堂，会议室采用12/2蒸汽取暖。通讯机务站用9570热水采暖，集合办公楼用07/2蒸汽取暖。道路站内主要道路以及消防道用6宽，次要道路4宽，人行道2宽及可，祥见联合站总平面图。防腐绝原和保温露室保温管线，刷红丹漆两便，水泥石子制块保温，并抹石棉水泥保护层调合漆两便。埋地保温管线，采用油布防腐。14先进计术的采用本次盘锦欢喜岭第四联合站加热系统的工艺设计参考了大量的中外文资料，并且到了本次盘锦欢喜岭等地区进行了实地考查对一些数据材料的了解获得了大量的感性认识，因此本设计吸收了许朵单位的该造经验同时也采用了国内外的先进工艺和设备。具体说明如下141完全实现了“从泵到泵”的密闭输送“从泵到泵”方式输油上站来油干管直接与下站泵机组的吸入管相连正常工作时不需要起调节作用的油罐，各站泵机组串联工作各泵Y及站间管路的工作相互密切联系，类伊个泵站的多台泵串联。只是其间的联结管拉长很多，整个管路形成一个密切联接的水利系统。其特点是各站的输油量必定相等。各站的进出压力相互直接影响。如果一个站所给出的压头大于站间管路所需剩余压头就加在下一站的机组进口上，既为进站压头面泵机组出口压头则为进口压头与泵机组扬程之和，由于这样一站影响下一站，全线行成同一的水利系统，每个泵站的工况（排量与压力）决定全线总的能量消耗，也就是各站的工况要由全线的总的管路特性曲线来判断。“从泵到泵”的优缺点优点简化了工艺流程，中间站不必建大型油灌，一方面节省钢材，同时也减少了蒸发损耗，使于各泵站就地控制基础上蚀县全线的中秧调控，特别是在使用计算机辅助管理以后可对全线蚀县远程控制。缺点“从泵到泵”的工作输油管线形成统一的水利系统进出站压力相互影响相胡牵制，“水击”压力和任一处的事情都要拨几或影响全线，造成危险性增大，要求技术水平高，检查要求严格，对低泄压阀的灵敏性要求精度高，灵活性好，安全性差，特别是冬季，严防泄压线凝油，要求定期控线。142实现了“先炉后泵”的运行方式假定长输管线采用“先泵后炉”的工艺，即先通过泵在经过加热，先加热后加热，则来油进泵时油温低，而盘锦采原油粘湿曲线陡，粘度相差特大，在泵中的摩阻相差很大，泵的驭争受到严重影响，油从泵出出来以后，压力增加很大，这就要求换热器承受高压，增加了钢耗量和投资，而加热设备的耐压能力不是很高从而导至不安全。采用“先炉后泵”的工艺即泵前加热入口原油由于成度升高，粘度下降很多，从而提高了泵的效率，节约了电能，同时换热器承受压力减小，降低了钢耗量和投资，使安全性得到了保挣。当然，“先炉后泵”也有弊端泵前加热，细入管摩阻大，仅靠泵的吸入无法正常工作，若先泵后加热，泵的细入管承受的摩阻小得多，利用泵的吸入就能法正常工作，特别是首站，储罐原油出罐时无压头，进不了换热器，需增设增压泵，使原油有了一小部份压头后在进入换热器，这就兼固了“先泵后炉”和“先炉后泵”的两者的优点，但加大了投资。143采用了先进的水击报警由于采用了“先炉后泵”的密闭输送，油品的输送比较经计，但也带来了各泵站之间水击压力的相互影响，为减少或消除这种影响，必需采用可靠的自动控制系统和水击波拦截系统，本设计采用如下措施在出口管线上设置（低压保护）高压泄漏阀，当上站关闭憋压或容器突然停泵，本站出现下压波造成压力过高，此时高压泄压阀开启，把部分原油排出管罐，降低右压，消除水击，保护管线，在入站管线上设了低压泄压阀，当本站关闭或突然停电时，造成入站压力过高，低压阀打开，把部分原油排出管罐，压力降低直到正常关闭，保互设备和管线。微波控制的水击拦截，在泵站突然停电时由通讯系统向上油站发出一个信号，使之个别机组或进行节约，向下游发出减压波，拦截逆流而上的的增压波，防止管道中某些地方出现高压。本次设计，对水击波拦截拟定了三种方案（在辽合油田四建设检测中心，各站内检测系统对全站压力每隔30秒测一次，若发现压力梯度改变，使采用第的一套方案，本方案快已由管道水利公司（）设计末站突然停泵时，低压泄压阀打开泄压。同时由微波塔将信号立刻传给上站，使之停一大泵，进行水击拦截当中间站突然停泵时过30秒由微波控制相邻两站停泵，在过30秒上游第二站与下游地第二站停泵依次进行调节。这三种方案与前面两种措施有相同之处，三者相互配合，可达到理想效果。144采用了高效管式媒炉管式加热炉的特征（1）被加热物质在管内流动，故仅限于加热气体和液体。而且，这些气体液体通常都是易燃易爆的烃类物质，同锅炉加热水和蒸汽相比，危险性大，操作条件要苛刻得多。（2）加热方式为直接受火式，加热温度高，传热能力大。（3）只烧气体或液体燃料。（4）长周期连续运转，不间断操作，便于管理。145引进德国西门子变频器长输管线中常由于水击，电压不稳定等原因造成输量不稳定，有一定的波动，泵的工作点也随输量变化而波动因此影响泵的工作特性，泵的工作特性，德国西门子变频器可自动调节电流电压，改变泵的工作特性，达到最大传送效率输送以比节省大量电耗，德国西门子变频器在其它一些长输管线中应用，节能效果好，因此在此设计中推荐引进。15生产组织盘锦联合站结构，建筑规格，数量，祥见联合站总平面图，联合站工作人员编制如下表所示机关干部运行班维修班后勤其它人员职务定员职务定员职务定员职务定员职务定员书记1班长5钳工1卫生2门卫4站长1采油工2焊工2服务1司机7副站长3加热炉8管工3炊事4杂工10干事3锅炉4巡线4线警10出钠1变电8闸井3会计1计量4电工3技术员4外输泵8材料1站内泵8电脱水8水处理8水泵房8合计15合计71合计16合计7合计31合计140第二章计算部分21初步确定输油管线直径211初步确定外输管径由经验公试D（4QV/V）可见，其中D为管径；QV为体积流量6000（160）（120）/24360000224M3/S8064M3/H；V为经计流速初选11M/S；所以可得D（400224/11）016M160MM；查石油化工工艺管道安装设计手册P471表3可见取热轧无缝钢管，219；由输油管道设计规范P19可得CPD/2SK其中C为钢管的计算壁厚P为设计内压力45MPA；D为管道外径219MM；为焊缝系数，无缝钢管取1；S为材料的最低屈服强度325MPA；K为修正系数，取04；CPD/2SK450219/204132500038MM取0006MM；即综上外输管线取16MN热轧无缝钢管200/2196；212初步确定站内管径进油管线由经验公试D（4QV/V）可见，其中D为管径；QV为体积流量6000/2436000069444444M3/S250M3/H；V为经计流速初选11M/S；所以可得D（40069/11）0282678888M28268MM；查石油化工工艺管道安装设计手册P471表3可见取热轧无缝钢管325；由输油管道设计规范P19可得CPD/2SK其中C为为钢管的计算壁厚P为设计内压力45MPA；D为管道外径325MM；为焊缝系数，无缝钢管取1；S为材料的最低屈服强度325MPA；K为修正系数，取04；CPD/2SK450325/2041325000563MM取0006MM；即综上外输管线取热轧无缝钢管300/3256；一段脱水和二段脱水间的油管线；QV为体积流量6000（160）/2436000028M3/S100M3/H；由经验公试D（4QV/V）可见，其中D为管径V为经计流速初选11M/S；所以可得D（40028/11）018M180MM；查石油化工工艺管道安装设计手册P471表3可见取热轧无缝钢管219；由输油管道设计规范P19可得CPD/2SK其中C为为钢管的计算壁厚P为设计内压力45MPA；D为管道外径325MM；为焊缝系数，无缝钢管取1；S为材料的最低屈服强度325MPA；K为修正系数，取04；CPD/2SK450325/2041325000563MM取0006MM；即综上外输管线取热轧无缝钢管200/2196；22计算联合站的库容包括沉降罐和储油罐以及储油罐的个数，大小221好油罐数储备天数法VQN/；其中Q为外输管线日输量6000（160）（120）1920立方米；N为储备天数25D，取3D；油罐利用率，取085所以VQN/19203/08567764705886777M3；由此可见好油储罐应建3个5000M3拱顶罐，其中一个用于备用以便日后扩建改造。222沉降罐一段沉降储备天数法VQN/；其中Q为外输管线日输量6000立方米；N为破乳困难预设停留时间48H；油罐利用率，取085所以VQN/60002/085141176470614118M3；由此可见好油储罐应建3个5000M3拱顶罐，其中一个用于备用以便日后扩建改造。共4个5000M3拱顶罐。二段沉降储备天数法VQN/；其中Q为外输管线日输量6000（160）2400立方米；N为破乳困难预设停留时间48H2D；油罐利用率，取085所以VQN/24002/08556470588245648M3；由此可见好油储罐应建3个5000M3拱顶罐，其中一个用于备用以便日后扩建改造。223除油污水罐储备天数法VQN/；其中Q为外输管线日输量60006020720立方米；N为破乳困难预设停留时间48H；油罐利用率，取085所以VQN/7202/08516941176471695M3；由此可见好油储罐应建2个2000M3拱顶罐，其中一个用于备用以便日后扩建改造。23热力计算231计算一段脱水热负荷及加热站个数并初选假热炉型号计算一段脱水热负荷由QCMT/可见M油为每小时油储理量6000（160）9528/2495280KG/H2617KG/S；M水为每小时水储理量6000（140）1/241500KG/H0042KG/S；C油取19KJ/KG；T油T水TRTZ705515；C水取42KJ/KG；QC油M油T油C水M水T水（199528042150）15272493028106KJ/H计算一段脱水加热站个数L12998647MM；G6000（160）9528/2495280KG/H2617KG/S；LR（GC/KD）（TRT0）/（TZT0）（95280054/1113140325）（701）/（551）1113377969M1114KM；又由公式LRL/NR44/NR1114KM；从而可得NR012998647/11140011668444；加热站数取2个，其中一个备用；加热站间距LRL/NR01298647/2006493235KM；考虑到稠油输出温度较高散热量大此时热站正好与泵站部置在同一站内管埋也符合常规设计；初选加热炉型号C平均温度下比热容C平（60）C水（160）C油（C水C油）（60）418（160）18/（4221）054；QRGC（TRTZ）/R；其中取12；TR取70；TZ取60；R取80；代入数据可得QRGC（TRTZ）/R1295280054（7055）/0812106KJ/H；查工程热力学P242可得1KJ277778104KWQR3215725726322KW所以每站可取200KW加热炉2台可满足要求考虑油田扩建1台备用232计算二段脱水热负荷及加热站个数并初选假热炉型号计算一段脱水热负荷由QCMT/可见M油为每小时油储理量6000（160）（120）9528/2476224KG/H2118KG/S；M水为每小时水储理量6000（140）（180）1/24720KG/H02KG/S；C油取19KJ/KG；T油T水TRTZ755510；C水取42KJ/KG；QC油M油T油C水M水T水（197622442720）10145128015106KJ/H计算二段脱水加热站个数L111813075MM；G6000（160）（120）9528/2476224KG/H2118KG/S；LR（GC/KD）（TRT0）/（TZT0）（76224054/1113140325）（751）/（651）5275484019M53KM；又由公式LRL/NR44/NR53KM；从而可得NR012/530023；加热站数取2个，其中一个备用；加热站间距LRL/NR012/2006KM；考虑到稠油输出温度较高散热量大此时热站正好与泵站部置在同一站内管埋也符合常规设计；初选加热炉型号C平均温度下比热容C平（60）C水（160）C油（C水C油）（60）418（160）18/（4221）054；QRGC（TRTZ）/R；其中取12；TR取75；TZ取65；R取80；代入数据可得QRGC（TRTZ）/R1276224054（7565）/08062106KJ/H；查工程热力学P242可得1KJ277778104KWQR171505372172KW所以每站可取200KW加热炉1台可满足要求考虑油田扩建1台备用233计算外输加热炉热负荷及加热站个数并初选假热炉型号计算K值由公式LR（GC/KD）（TRT0）/（TZT0）反算总传热系数KK（GC/LRD）（TRT0）/（TZT0）（9255408/0219522103）（751）/（601）1106164061111；加热站数及热负荷摩擦升温取进站温度60，出站温度为70反算出站温度计算热负荷，取1114，在此取12；QGC（TRTZ）/其中为系数取12；G为每小时处理量G6000（160）9528/2495280KG/H2647KG/S；C平均温度下比热容C平（60）C水（160）C油（C水C油）（60）418（160）18/（4221）054；TR为出站温度70；TZ为进站温度60；为效率取80；经计算得Q1295280054（7060）/08771768077106KJ/H；计算加热站间距LR由公式LR（GC/KD）（TRT0）/（TZT0）可见其中K取值为111；T0为平均地温取1；TZ为进站温度60；TR为出站温度75；C为平均温度的比热容取054KJ/KG；D为管径取0219米；G为每小时处理量95280KG/H；经计算可得LR（GC/KD）（TRT0）/（TZT0）（95280054/1113140219）（701）/（601）105537M1055KM；又由公式LRL/NR44/NR1414KM；从而可得NR44/1055417；加热站数取5个，其中一个备用；加热站间距LRL/NR44/588KM；考虑到稠油输出温度较高散热量大此时热站正好与泵站部置在同一站内管埋也符合常规设计；初选加热炉型号由LR（GC/KD）（TRT0）/（TZT0）可得（TRT0）/（TZT0）KDLR/GC；代入数据可得（TR1）/（601）11102191055103/95280054；TR70；QRGC（TRTZ）/R；其中取12；TR取70；TZ取60；R取80；代入数据可得QRGC（TRTZ）/R1295280054（7060）/08077106KJ/H；查工程热力学P242可得1KJ277778104KWQR214381715215KW所以每站可取200KW加热炉2台可满足要求考虑油田扩建1台备用图（1）图（2）调整热站根据草图和计算结果重新部站校核进出站温度由图（1）可得VR270；VZ533C为原油比热18KJ/KGG60009528/（243600）6617KG/S；AKD/GC（1110325）/（661718103）95106；I（1/2）（IRIZ）（Q2M/D5M）（VRMVZM）/24156000/（243600）21/021951（270106533106）/2005BGI/CA98005/（1810395106）285TR（T0B）（TZT0B）EAI（60285）（7060285）E0000009500169TRTR70所以热站部置符合工艺要求。24联合站内管线水力计算计算平均温度（加权平均法）TPJ（1/3）TR（2/3）TZ（1/3）70（2/3）60633平均温度下的油品密度（忽略压力对密度的影响）由油气集输P120式442得T20/1（T20）代入数据得而（2531197510320）10306312103；T9258/106312103（63320）所以T9274328656KG/M3；由原始数据，用数学软件MATHMATIC画出粘度和温度的关系曲线如图（1）所示得出TPJ633时（动力粘度）396103（396103/09528）415106M2/S；241确定经计流速，叛断流态判断流态（用加全平均法计算平均温度）管径DD2632526313MM0313M；Q6000/24360000694M3/S250M3/H雷诺数REVD/（动力粘度）4Q/D400694/0311415106684992000为层流；查油库设计与管理得64，M1，415S2/M242联合站内管线计算长度图（3）图（5）从一段沉降罐一脱水泵一二段沉降罐（兼好油罐）参看设计图纸经测量和计算可得联合站内管线计算长度L为L8400243泵的选则计算站内管线水力摩阻，绘制管路特性曲线；图2IQ2MV（动力粘度）M/D5M；代入数据得I4150069421（495106）1/03255100128Z20；全线总压头HILZ0012844000205432；由流量Q250M3/H；H5432；输送温度6080符合Y型离心泵的输送介质要求。因此初选Y型离心泵由石油库工艺设计手册P489查得Y型离心泵150Y678相关数据如下表（1）Q（M3/H）H（M）效率90584631505027218042470由两台并联泵可满足输量要求，取站内摩阻20M；NH/（HCHM）5432/（58420）096泵站数N096所以N取2；泵站间据L44000/222000M；整条管线第三个泵站单站内三台泵并联其中一台备用；利用最小二乘法求泵的方程YABX；其中YH；XQ175；A（XIYIXIYIXI2）/（XI）2NXI2）；B（XIYINXIYI）/（XI）2NXI2）代入数据得A1575333333；B435；AA；BB/N2M217；HABQ2M；N2；所以泵的特性方程为H15753217Q2M；即为Y型150Y678离心泵特性取线方程；由输油管道设计与管理P69水利摩阻计算公式HRL/DV2/2G；（其中层流区M1，415）代入数据操做温度6667，粘度396106M2/S；加热站间距LR1055KM；V4QV/D246000/243600/03252084M/S；64/RE0093得管线流量摩阻方程HRL/DV2/2G009344000/03250842/29845327M；选泵，绘制泵特性曲线；确定系统工作点；图（3）曲线可得到工作点，并从工作点可找到泵的工作效率。由图可知泵的工作点为H304M，Q00694M3/S250M3/H；泵的下效率为60在高效区满足工艺要求因此选泵Y型150Y150X2离心泵允许气蚀余量4M，许用压力铸钢50KG/CM2，电机型号JK1332，功率360KW，转速2950N/MIN，其它泵的选则脱水泵A（沉降罐与电脱水罐）流量Q600060/（243600）00417M3/S150M3/H；沉降速度V4Q/D2400417/032520503M/S；雷诺数REVD/05030325/396106412822000；流态为层流查油库设计与管理得64，M1，415S2/M又由HR（L/D）（V2/2G）64/RE016HR016（185/0325）05032/298117M考虑局部摩阻20即，117（120）141M且罐高1415M，即所需扬程；选5H型双吸式离心泵10H9其高罐压内流量，由三台泵并联可满足要求，其中一台备用扬程为1556M也符合站内摩阻要求；244外输管线水力计算确定经计流速，判断流态选管径综上可选外输管线为热轧无缝钢管2196；判断流态（用加全平均法计算平均温度）TPJ（1/3）TR（2/3）TZ（1/3）75（2/3）6065同上为层流；所以64，M1，415图（3）美国水利协会的换算方法选泵，计算站内管线水力摩阻，绘制管路特性曲线；图4Q6000（160）/2436000028M3/S100M3/HIQ2MV（动力粘度）M/D5M；代入数据得I415002821（495106）1/0219510025Z20；全线总压头HILZ00254400020108024M；由流量Q100M3/H；H5432；输送温度6080符合Y型离心泵的输送介质要求。因此初选Y型离心泵由石油库工艺设计手册P489查得Y型离心泵150Y679相关数据如下表（2）Q（M3/H）H（M）效率90657631505657218047770由两台串联泵可满足输量要求，取站内摩阻20M；NH/（HCHM）108024/（56520）198泵站数N198所以N取3；泵站间据L44000/31466667M；整条管线第三个泵站单站内三台泵串联其中一台备用；利用最小二乘法求泵的方程YABX；其中YH；XQ175；用最小二乘法求泵的特性曲线方程同上利用最小二乘法求泵的方程YABX；其中YH；XQ175；A（XIYIXIYIXI2）/（XI）2NXI2）；B（XIYINXIYI）/（XI）2NXI2）代入数据得A20782B5042；AA；BB/N2M2521；HABQ2M；N2；所以泵的特性方程为H207212521Q2M；即为Y型150Y678离心泵特性取线方程；由输油管道设计与管理P69水利摩阻计算公式HRL/DV2/2G；（其中层流区M1，415）代入数据操做温度6667，粘度396106M2/S；加热站间距LR1055KM；V4QV/D246000160/243600/02192074M/S；64/RE0093得管线流量摩阻方程HRL/DV2/2G009344000/02190742/29852203M；选泵，绘制泵特性曲线；确定系统工作点；图（3）曲线可得到工作点，并从工作点可找到泵的工作效率。由图可知泵的工作点为H108024M，Q0028M3/S100M3/H；泵的下效率为60在高效区满足工艺要求因此选泵Y型150Y1509离心泵允许气蚀余量4M，许用压力铸钢50KG/CM2，电机型号JK1332，功率360KW，转速2950N/MIN，25热泵站的调整及水力热力工况的校核泵站出站油温校核，计算泵站之间平均温度，摩阻及水力坡降251泵站出站油温校核G60004095289528M3/H2647M3/SAKD/GC（1110219）/（264718103）1602106；I（1/2）（IRIZ）（Q2M/D5M）（VRMVZM）/24156000（160）/（243600）21/021951（10510655106）/2002BGI/CA98002/（181031602106）68TR（T0B）（TZT0B）EAI（6068）（706068）E000000950016999TRTR70所以热站部置符合工艺要求。计算泵站之间平均温度TPJ（1/3）TR（2/3）TZ（1/3）75（2/3）6065摩阻及水力坡降V4QV/D246000160/243600/02192074M/S；64/RE0093得管线流量摩阻方程HRL/DV2/2G009344000/02190742/29852203M；252提出两种以上方案，求出各站间水力坡降HRL/DV2/2G009344000/02190742/29852203101Q2MMLR/D5M；IHR/L0012253校核方案的进出站压力原油进站压力P1025MPA27M；原油出站压力P245MPA482M；H出站压力H进站压力HR站内摩阻Z高差274825223（20）203254动，静水压力校核水力校核水力校核主要是动水压和静水压校核，动水压校核是校核各站的进出压力，满足管道乘压；静水压力是由于管道停输后由液位差引起的的压力；静水压力校核是由管道纵断面上可以看出中间站和末站之间的地位差最大为1米，原小于管道设计压力，所以静水压力能够满足要求；动水压力校核动水压力校核是计算各站的出站压力，看最大出站压力是否超过了管线的最大的乘受压力，由水力热力计算出各个输量各站的进站压力和出站压力如下表表（3）首站中间站年负荷（）进站压力HS1（M）出站压力HC1（M）进站压力HS2（M）出站压力HC12（M）末站进站压力HT（M）55355524越站越站2408704143075365455659062585395503502523320210073653564561422由以上可以看出，当输量为100时，首站的出站压力最大，只需校核此情况下的动水压力既可。只要此情况下满足管道乘压，其于均满足。由管道的设计内压力为87MPA换算成油注压力HHP/G；所以管道设计内压力大于出站压力，动水压力满足条件。26工艺计算261计算允许最大输量输油管道设计与管理P31式中HDFQ175LHSHM；J进出站压力平衡式中HS为进站压力；HM为站内摩阻20M；H进站P进站压力/G025106/952898