原油管线及首站初步设计——用太阳能电加热技术-毕业设计.doc

青岛科技大学本科毕业设计（论文）
1.2.2 设计依据与基础参数
1.2.2.1 原始数据
（1）设计输量为500万吨/年；
生产期生产负荷（各年输量与最大输量的比率）见下表1-1。
表1-1 生产期生产负荷表
Table 1-1 Production of the production load table
年
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
生产负荷（%）
70
80
90
100
100
100
100
100
100
100
100
90
80
70

（2）年最低月平均温度0℃；
（3）管道中心埋深1.5m；
（4）土壤导热系数1.3w/(m‧℃)；
（5）沥青防腐层导热系数0.15w/（m‧℃)；
（6）原油物性
①20℃的密度890.5kg/m；
②初馏点80℃；
③反常点29℃；
④凝固点27℃；
⑤比热2.1kJ/(kg‧℃)；
⑥燃油热值4.18×10kJ/kg。
（7）粘温关系 见表2-2
表2-2 油品温度与粘度数据
温度（℃）
29
32
35
40
45
50
55
60
粘度（cp）
86.75
75.93
66.45
53.21
44.64
38.73
33.59
29.13
（8）沿程里程、高程（管道全程385km）数据见表2-3

表2-3 管道纵断面数据
里程（km）
0
28
67
105
124
145
173
高程（km）
58.6
105.9
111.5
92.1
80.4
75.6
55.6
里程（km）
196
235
267
301
335
364
385
高程（km）
71.4
135.4
141.6
149.5
120.9
90.2
75.3
1.2 设计内容
1.2.1 计算及说明书部分内容要求
1) 根据费用现值最小原则确定最优管径。
2) 水力与热力计算。
3) 主要设备选型，包括泵、炉、罐、原动机等。
4) 站址确定、调整及工况校核。
5) 反输计算。
6) 站内流程设计。
7) 几种输量下的运行方案确定。
8) 绘图部分内容要求。
9) 绘图采用AUTOCAD。

1.2.2.2 设计基础参数
1) 原油物性参数
(1)原油密度
所输原油密度 (kg/m)随温度t(℃)的变化关系为：
(1-1)
式中：—20度下原油密度(kg/m3)，取890.5 kg/m3；
(1-2)
—平均输油温度，℃，取40℃；
带入公式(1-1) 即得平均温度下的密度。
(2)原油粘度
由最小二乘法[8]回归粘温关系如表1-4
表1-4 油品温度与粘度数据
Table 1-4 Oil temperature and viscosity data
温度（℃）
29
32
35
40
45
50
55
60
动力粘度（cp）
86.75
75.93
66.45
53.21
44.64
38.73
33.59
29.13
运动粘度（mm2/s）
98.1
86.02
75.6
60.17
51.7
44.64
38.72
33.70
logυ
1.99
1.93
1.88
1.78
1.71
1.65
1.59
1.53

取为T，为logv

Σxi=12872318
b= =-0.0147
a = =2.37
回归结果为logv=2.37-0.0147T
得原油粘度为：
ν=102.37-0.0147T (1-3)
式中：T--平均输油温度，℃；
(3)原油比热容
所输原油的比热容为2 100J/(kg·℃)。
(4)平均输油温度
在加热输送条件下，计算温度采用平均输油温度T，平均输油温度采用加权法，按下式计算：
(1-4)
式中：—原油出站温度，取60℃；
—原油进站温度，取30℃；
(5) 总传热系数
由
(1-5)
式中：—管道外径，m；
—土壤导热系数，W/(m·℃)，取1.3 W/(m·℃)；
—管道中心埋深，m，取1.5 m；
求得，则
K= (1-6)
式中：--沥青防腐层(m)，0.006 m；
--防腐层导热系数(w/m℃)，取0.15w/m℃；

得总传热系数K。
1.2.2.3 其它设计参数
管道全线任务输量、最小输量、进出站油温、埋深处月平均气温等列于表1-12设计参数表中。生产天数按照350天计算。
流量换算 操作天数按350天，可求其质量流量，并化为国际单位：
由质量流量与体积流量换算公式：

表1-5 设计参数表
Table1-5 Design parameters table
任务输量(×10t/a)
最小输量(×10t/a)
管线里程(Km)
最高出站油温℃
最低进站油温℃
埋深处月平均气温℃
500
350
3850
60
30
0

表1-6其他参数表
Table 1-6 Other parameters in table
工作日（d/a）
管线里程(Km)
管道工作压力(MPa)
燃油热值(x104kJ/kg)
土壤导热系数(W/(m·℃))
年最低平均地温（℃）
350
385
7.5
4.18
1.3
0
1.3管径、管材以及泵的初选
1.3.1 管径、管材初选
1)管径选择
根据目前国内加热输油管道的实际经验，输油管道热油经济流速范围为1.0-2.0m/s，管径计算公式如下：
(1-7)
式中：—额定任务输量，m/s；
—管内原油经济流速，m/s；
—管道内径m；
在经济流速范围内可以确定一个管径的范围0.490m~0.347m，根据API标准钢管部分规格得初选管径[9]：
d1=457mm ；d2=406.4m d3=355.6mm
三种管径，计算每种管径下的各种参数，然后用费用现值法确定最优管径。在规定输量下，若选用较大的管径，可降低输送压力，减少泵站数，从而减少了泵站的建设费用，降低了输油的动力消耗，但同时也增加了管路的建设费用。
根据输量计算结果如下表1-7：
表1-7 初选管径表
Table 1-7 Primary diameter table
经济流速范围
(m/s)
初选管Ⅰ
(mm)
初选管Ⅱ
(mm)
初选管径Ⅲ
(mm)
1.0-2.0
355.6
406.4
458
2)管材选用
本工程采用直缝电阻焊钢管。
综合考虑输油系统的压力、输油泵的特性、阀门及管件的耐压等级等综合因素，管材选用按照API标准生产的X60直缝电阻焊钢管，局部高压管段选用按照API标准生产的X80直缝电阻焊钢管[10]。
1.3.2 选择泵机组型号及组合方式
1）选择工作泵的台数以及组合方式的原则
泵站应有备用输油泵。备用泵台数按照泵与原动机的可靠性与维修条件而定。选泵时，通常是先从泵制造厂提供的泵型与特性曲线上，挑选出与确定的额定排量及扬程相符的泵型。按照所输原油性质的特性曲线加以换算；应使额定排量与扬程位于所选泵型特性曲线的高效区；泵应具有连续平滑的特性曲线；泵关死点（零排量）的扬程上升不应过大。如果已有的泵特性曲线不符合要求，向泵制造厂提出重新设计或修改曲线的要求。
选择泵型和规格时，还会遇到如何适应管道数量变化的问题。管道建成初期和后期输量往往会有很大变化。正常输送时期，一年中各个月份输量也是波动的。恰当的选择泵型、规格和原动机机能有利于管道调节输量。
选泵原则[11]：
①满足工艺要求，排量、压力、功率及所输的液体要与输油任务相适应。一般情况下，每座泵站可选用3~4台泵，其中一台备用；
②便于维修与管理，尽量选取同系列泵；
③满足防爆、防腐或露天安装要求；
④为保证工作稳定，持续良好，满足密闭输送要求，选用大排量的离心泵，配用效率高的电动机为原动机；
⑤效率高、价格低，能充分利用现有资源。
2）通过计算选泵并组站
①离心泵的特性曲线可近似表示为：

式中：—离心泵扬程，m液柱；
—离心泵排量，m3/h；
、—常数；
—管道流量-压降公式中的指数，在水力光滑区，混合摩擦区。
手册中给出的（、）值（500，129）、（700,120）、（840,111）；
用最小二乘法算出、的值，方法为：
令，，所以：

对a、b求偏导使得：

求得：

将a、b代入公式就可以求得泵的特性方程。
由流量m3/s，查表《泵与原动机选用手册》表1-12-3，选泵型号300PY-120，与之配合的原动机功率为355kW。
由表中数据计算泵的特性方程为：

每个泵站选5台同系列300PY-120型泵，其中一台备用，即每个泵站4台泵，泵站的特性方程为：

② 泵的选型及泵站数的确定
因为流量较小，沿线地势较平坦，且从经济角度考虑并联效率高，便于自动控制优化运行，所以选用并联方式泵。
选型并根据设计任务书中的已知条件得：
300PY-120泵： （串联），额定流量 m3/h， 额定效率=0.75，电机功率355kW。
1.4.费用现值法确定最优管径
根据输量的大小，本次设计提出了3种可能的管径，分别是Φ355.5×5.6、Φ406.4×6.4、Φ457×7.1。在这里采用费用现值来确定最经济管径。计算设计计算过程中所需各个依据下在三种管径下的数值，最后分别计算出三种管径费用现值，再选取最优管径。
1.4.1确定加热站及泵站数
1.4.1.1 热力计算
埋地不保温管线的散热传递过程是由三部分组成的，即油流至管壁的放热，沥青绝缘层的热传导和管外壁至周围土壤的传热，由于本设计中所输介质的要求不高，而且管径和输量较大，油流到管壁的温降比较小，故管壁到油流的散热可以忽略不计。而总传热系数主要取决于管外壁至土壤的放热系数，值在紊流状态下对传热系数值的影响可忽略。
计算中周围介质的温度取最冷月土壤的平均温度，以加权平均温度作为油品的物性计算温度。由于设计流量较大，据经验，将进站温度取为℃，出站温度取为℃。在最小输量下求得加热站数[12]。
（1）流态判断
(1-8)
(1-9)

式中 —体积流量，m3/s；，
—运动粘度；
—内径，m；
—管内壁绝对粗糙度，m。
经计算3000﹤﹤﹤，所以各流量下流态均处于水力光滑区
（2）加热站数确定
在最小输量下进行热力计算来确定加热站数。
加热站间距的确定：
(1-10)
式中 : ，
，
—管道埋深处年最低月平均地温 ，取5℃；
—原油的质量流量，kg/s；
—油品比热 ，kJ/(kg·℃)，取2.3 kJ/(kg·℃)；
—水力坡降；
,—由流态确定，因为处于水力光滑区，, ；
—体积流量 ，m3/s；
加热站数确定公式：
向上圆整取整数。
1.4.1.2 水力计算
最大输量下求泵站数，首先反算出站油温，经过计算，确定出站油温为49.31℃。由粘温关系得出粘度等数据，为以后计算打好基础。为了便于计算和校核，本设计中将局部摩阻归入一个加热站的站内摩阻，而忽略了站外管道的局部摩阻损失[12]。
(1)确定出站油温
不能忽略摩擦热的影响，用迭代法计算最大输量下的出站油温：
(1- 11)
(1-12)
式中 、—由流态确定，水力光滑区：, ；
—体积流量，m3/s。
(2) 管道沿程摩阻
(1-13)
式中 ： —起终点高差，m；
(3) 判断有无翻越点
经判断，全程无翻越点。
1.4.1.3 站址确定
以节省投资和方便管理。若管道初期的输量较低时，所需加热站数多，泵站数少。到后期任务输量增大时，所需的加热站数减少，泵站数增多。
设计时应考虑到不同时期的不同输量的特点，按最低输量做热力计算，布置加热站，待输量增大后该为热泵站[13]。
站址的确定除根据工艺设计要求外，还需按照地形、地址、文化、气象、给水、排水、供电和交通运输等条件，并结合施工、生产、环境保护，以及职工生活等方面综合考虑，并且满足：
（1）进站油温为30℃；
（2）根据进站油温经过反算出的出站油温应低于管道允许的最高出站油温；
（3）进站压力应满足泵的吸入性能；
（4）出站压力不超过管线承压能力；
最终确定站址。
1.4.2校核计算说明
1.4.2.1 热力、水力校核
由于对站址的综合考虑，使热站、泵站的站址均有所调整，因此必须进行热力、水力校核。求得站址改变后的进出站温度，进出站压力压力，加热站负荷等以确保管线的安全运行。
1.4.2.2 进出站温度校核
在不同输量下固定进站油温来反算出站油温，校核所得出站油温应低于初馏点。
1.4.2.3 进出站压力校核
不同输量下，利用反算出的出站油温，得出水力坡降，进而得出进出站压力，进站压力太低会使吸入不正常，太高则容易引起出口超压，并要考虑为今后的调节留有余地。故首站，中间站一般布置在动水压头在30~80m的地方。
各站进站压力只要满足泵的吸入性能要求，出站压力均不超过最大承压，出站温度低于最高出站温度，就可以合格。
1.4.2.4 压力越站校核
当突然发生意外事故，如某中间站遇到断电、事故或检修时，或由于夏季地温升高，沿程散热减小，从而导致沿程摩阻减小，为了节约动力费用，可以进行中间站的压力越站，以充分利用有效的能量。从纵断面图上判定压力越站最困难的站，并对其的进出站压力进行确定以满足要求，对于压力越站而言，其所具有的困难主要是地形起伏的影响及加热站间距的影响。压力越站的计算目的是计算出压力越站时需要的最小输量，并根据此输量计算越站时所需压力，并校核其是否超压。
1.4.2.5 热力越站校核
当输油主泵不可避免地遇到断电、事故或检修时，或由于夏季地温升高，沿程散热减小[14]。
1.4.2.6 动、静水压力校核
（1）动水压力校核
动水压力是指油流沿管道流动过程中各点的剩余压力，即管道纵断面线与水力坡降线之间的垂直高度，动水压力的变化不仅取决于地形的变化，而且与管道的水力坡降和泵站的运行情况有关，从纵断面图上可以看出，动水压力满足输送要求[15]。
（2）静水压力校核
静水压力是指油流停止流动后，由地形高差产生的静液柱压力，由纵断面图可知动水压力也满足输送要求。
1.4.2.7 反输运行参数的确定
当油田来油不足时，由于流量小，温降快导致进站油温过低或者由于停输等原因，甚至出现凝管现象，需进行反输。由于反输是非正常工况，浪费能量，故要求反输量越小越好。为了防止浪费，反输量应该越小越好，但相应地增加了加热炉的热负荷，在设计中，根据实际情况的最小输量为反输输量。本设计取管线可能的最小输量为反输输量。由具体计算可知，可以满足反输条件。经过一系列的校核，选择的站址满足要求。
反输泵可充分利用现有的设备，经校核满足热力、水力及压力越站要求；末站反输泵不宜过大，经计算知可选用并联泵,泵参数的选取见后计算书。
1.4.3. 站内工艺流程的设计
输油站的工艺流程是指油品在站内的流动过程，实际上是由站内管道、器件、阀门所组成的，并与其他输油设备相连的输油系统。该系统决定了油品在站内可能流动的方向、输油站的性质和所能承担的任务[14]。
(1)制定和规划工艺流程要考虑以下的要求：
1)满足输送工艺及生产环节的要求。输油站的主要操作包括：①来油与计量；②正输；③反输；④越站输送，包括全越站、压力越站、热力越站；⑤收发清管器；⑥站内循环或倒罐；⑦停输再启动。
2)便于事故处理和维修。
3)采用先进技术及设备，提高输油水平。
4)流程尽量简单，尽可能少用阀门、管件，力求减少管道及其长度，充分发挥设备性能，节约投资，减少经营费用。
(2)输油站工艺流程：
1)首站
接受来油、计量、站内循环或倒罐，正输、向来油处反输、加热、收发清管器等操作。
2)中间站
正输、反输，越站，收发清管器。
3)末站
接受来油，正输、反输，收发清管器，站内循环，外输，倒罐等操作。
(3) 流程简介：
1)来油计量
来油—计量—阀组。
2)站内循环及倒罐
罐—阀组—泵—加热炉—阀组—罐。
3)正输（首站）
上站来油—阀组—给油泵—加热炉—主输泵—下站。
4)反输
下站来油—阀组—给油泵—加热炉—主输泵—上站。
5)压力越站
来油—阀组—加热炉—下站。
1.4.4．主要设备的选择
1.4.4.1 输油泵的选择
(1)输油主泵
选泵原则：①满足管线输量要求，使泵在各输量下均在高效区工作。②充分利用管线承压能力，减少泵站数，降低工程造价。
故所选输油主泵为：
(2)反输泵：管道在以下两种情况下需要反输：
①输量不足，需要正反输交替来活动管道以防止凝管。
②出现事故工况时进行反输，如末站着火。
主要考虑资源利用问题所以选用输油主泵充当。经计算满足要求。
1.4.4.2 首末站罐容的选择
(1-14)
式中： —年原油输转量，kg；
—所需罐容，m；
—储油温度下原油密度，kg/m；
—利用系数，立式固定罐0.85，浮顶罐 0.9；
—原油储备天数，首站3天，末站4-5天。
1.4.4.3 加热炉的选择
选炉原则：(1)应满足加热站的热负荷要求，炉效高；
(2)为便于检修，各站宜选用两台以上加热炉。
加热站的热负荷由下面的公式计算：
(1-15)
式中 —加热站的热负荷，kW；
—油品流量，m3/h；
—油品比热，kJ/(kg·℃)。
提供的加热炉型号参照SY+T+0540-94石油工业加热炉型式与基本参数
1.4.4.4 阀门
根据规范及各种阀门的用途，站内选用的阀门类型如下：
(1)油罐上的阀门用手动闸阀；
(2)泵入口用手动闸阀；
(3)串联泵出口用闸阀；
(4)出站处设调节阀阀组；
(5)为防止泵出口管线超压，泵出口管线上设高压泄压阀；
(6)热泵站设低压泄压阀；
(7)清管器收发球筒与站间管线连接用球阀。
阀门规格的选用：
(1)阀门的公称直径应与管线的公称直径相同；
(2)阀门的公称压力应大于阀门安装处的压力。
1.4.3 计算费用现值，选出最优管径
(1)确定经济管径的原则
对某一输量下的管路，随着管径的增大，基本建设中钢材及线路工程投资增大，但压力损失降低，泵站数减少，站场投资减少。而有些项目如道路、供水、通讯等投资不变。故总投资随着管径的变化必有极小值存在，而输油能耗也在下降。其它项目如材料费、折旧费、税金、管理及维修费等是按照投资总额提成一定比例计算的。该费用随着管径的变化与投资随着管径的变化趋势相同，所以总投资与经营费用的叠加总有一个与其最小值对应。该费用最小值的管径为最优管径。
(2)费用现值法
费用现值比较法简称现值比较法。使用该方法时，先计算各比较方案的费用现值，然后进行对比，以费用现值较低的方案为优。
费用现值法的计算公式为：
(1-16)
式中：--第t年的全部投资(包括固定资产和流动资金)；
—第t年的经营成本；
—计算期末回收的固定资产余值(此处为0)；
—计算期末回收的流动资金；
—计算期， N=14；
—行业基准收益率 取12%；
油气储运企业的要素成本包括：电力费用、工资及福利费、修理费、油气损耗费、折旧费、利息支出、其他费用。
(3)经营成本和流动资金
年经营成本＝燃料费用＋电力费用＋工资及福利费＋修理费＋油气损耗费＋折旧费+其他费用
燃料费用主要是指加热设备(包括加热炉和锅炉)的燃料费用。
对于长距离输油管道系统，燃料费用主要是原油加热输送工艺中加热炉的燃料油费用。可根据原油进出站温度计算，计算公式如下：
(1-17)
式中：—燃料费用，元/年；
—燃料油价格，元/吨；
—原油比热，J/(kg·℃)；
—燃料油热值，J/kg；
—第i加热站的出站温度，℃；
—第i加热站的进站温度，℃；
—第i加热站的加热炉效率；
—管道年输量，吨/年；
—加热站个数；
电力费用是指用于支付泵的电力设备和电动机具所消耗电能的费用，主要是输油泵等动力设备的电费。
对于长输管道系统，电力费用主要是泵站输油泵机组的电费。
全线的电力费用可采用下式计算：
(1-18)
式中：—全线泵机组所消耗的电力费用，元/年；
—第i泵站的扬程，m；
—电力价格，元/(kW·h)；
—第i泵站泵机组的效率；
—年输量，吨/年；
油气损耗费包括大罐的蒸发损耗和泄漏损失等，可按年输量或销售量的一定比例计算。
油气损耗费＝损耗比例×年输量(或年销量)×油价；
损耗比例一般可取为0.1%～2.3%。
固定资产形成率为85%，综合折旧率取7.14%(综合折旧年限为14年)，残值为0。
修理费按固定资产原值的1%计算，输油成本中其他费用按工资总额与职工福利费之和的2倍计算。
水电设施、道路、通讯设施等费用按线路投资与输油站投资之和的12%计算。
流动资金利用扩大指标估算法，按流动资金占固定资产原值的5%计算。
(4)比较方案
在三种管径的计算结果中选取费用最少的一种管径。

2 工艺设计计算
2.1．经济流速确定管径
选定进站油温=30℃ ，出站油温=60℃
平均温度 =40℃
温度系数 ζ --ζ=1.825-0.001315ρ
=1.825-0.001315×889
=0.654
20℃时的密度=890.5-0.654(T-20)=874.15kg/m3
质量流量 任务输量Q=500×10000×1000/350×24×3600
=165.3(kg/s)
=0.189(m/s)
2.1.2 经济流速
《输油管道工程设计规范》规定经济流速范围为1.0m/s-2.0 m/s之间，

式中：—经济管径，m；
—体积流量，kg/s；
—经济流速，m/s；
—原油密度，kg/m；
时：
经济管速为1.0m/s时，d==0.490mm
经济管速为2.0m/s时，d==0.346mm
查《输油管道设计与管理》P486 附录二API标准钢管部分规格得
由管径的初选得到
d1=457mm ；d2=406.4mm ； d3=355.5mm。
2.2 最优管径的确定
2.2.1 判断流态
(1) 平均温度下油品粘度的确定
根据任务书的油品粘温数据，
T=40℃时， υ=60.17m2/s
(2) 由雷诺数判断流态
雷诺数计算公式为：
(2-1)
(2-2)
(2-3)
计算结果见表2-1，2-2，2-3

表2-1 Φ355.5管径下流态参数
Table 2-1 Φ355.5 Diameters downstream state parameters
管径
Remax
Remin
Re1
流态
Φ355.5
111729
9000
427241.7
水力光滑区

表2-2 Φ406.4管径下流态参数
Table 2-2 Φ406.4 Diameters downstream state parameters
管径
Remax
Remin
Re1
流态
Φ406.4
10178.59
8231
489677.113
水力光滑区

表2-3 Φ457管径下流态参数
Table 2-3 Φ457 Diameters downstream state parameters
管径
Remax
Remin
Re1
流态
Φ457
10776
7316.49
560875.3
水力光滑区
由上表的数据，可以分析得，虽然沿程会有层流区，但是由于层流区的长度相对于整个管线长度来说可以忽略。所以认为各管径不同输量下，管内原油都处于水力光滑区，以此来进行设计计算，则有，。
2.2.2 热力计算
热力计算按照最小输量情况计算.
根据HC原油管道初步设计
《设计任务书》要求，设计输油能力500万吨/年。
生产负荷各年如下表1-1

表1-1 生产期生产负荷表
Table 1-1 Production of the production load table
年
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
生产负荷（%）
70
80
90
100
100
100
100
100
100
100
100
90
80
70

则设计最小输量：
Qmin=0.7Q=0.132m3/s
1) 总传热系数
由：
(2-4)
式中：—管道外径(m)；
—土壤导热系数，w/(m·℃)，取1.3w/(m·℃)；
—管道中心埋深，m，取1.5 m；
K= (2-9)
式中：--沥青防腐层(m)，0.006 m；
--防腐层导热系数(w/m℃)，取0.15w/m℃计算结果如下表2-4：

表2-4 热力参数表
Table 2-4 Thermal parameters table
管道规格(mm)

K
Φ355.5×5.6
3.145
2.794
Φ406.4×6.4
2.896
2.595
Φ457×7.1
2.670
2.412
2) 热站数的确定
有雷诺数判断流态均为紊流的水力光滑区。
根据以下公式求解所需的热站数。
水力坡降：
(2-6)
(2-7)
(2-8)
(2-9)
最终得热站数：
(2-10)
最终向上取整得热站数。
式中：—管道外径，m；
—热油管道总传热系数，W/(m·℃)，；
—油品比热kJ/kg，取2100 kJ/kg；
计算结果如下表2-5:

表2-5 各管径热力参数表
Table 2-5 Diameter hydraulic parameters in table
管道规格(mm)
i
(m/m)
a (×10-6)
b(℃)
L(km)
n
n
L
(km)
Φ355.5
0.00917
12.84
3.3
58.6
6.7
7
55
Φ406.4
0.00486
13.63
1.60
52.97
7.2
8
48.125
Φ457
0.0016
1.67
0.383
49.73
7.8
8
48.125
2.2.3 水力计算
通过水力计算来确定泵站数。
计算按照最大输量(任务输量)来确定。
根据初选的管径、原油的任务输量，用列宾宗公式进行水力计算，并判断是否存在翻越点，再由管道工作承压，选择输油泵后，确定全线所需要的泵站数，并通过绘制水力坡降图优化布站，确定站址。
管路全线能耗为：
(2-11)
泵站数：
(2-12)
式中：—任务流量下管道所需要的总压头，m液柱；
—任务输量下泵站的扬程，m液柱；
—末站剩余压力，m液柱，取20m液柱；
—泵站站内损失，m液柱，取30m液柱；
当N不是整数，要向上取整。
其中原油粘度由最小二乘法回归粘温关系如表1-4

表1-4 油品温度与粘度数据
Table 1-4 Oil Temperature and viscosity data
温度（℃）
29
32
35
40
45
50
55
60
动力粘度（cp）
86.75
75.93
66.45
53.21
44.64
38.73
33.59
29.13
运动粘度（mm2/s）
98.1
86.02
75.6
60.17
51.7
44.64
38.72
33.70
logυ
1.99
1.93
1.88
1.78
1.71
1.65
1.59
1.53

取为T，为

Σxi=12872318
b= =-0.0147
a = =2.37
回归结果为logv=2.37-0.0147T
得原油粘度为：
ν=102.37-0.0147T (1-3)
式中：T--平均输油温度，℃；
经过计算，Φ355.5×5.6、Φ406.4×6.4、Φ457×7.1的三条线路全线均不存在翻越点。
计算结果如表2-6

表2-6 各管径下水力参数表
Table 2-6 Each diameter under hydraulic parameters in table
管道规格(mm)
△Z
H (m)
Hc(m)
n
n
Φ355.5.4
-16.7
6121.5
480
13.6
14
Φ406
-16.7
3255.6
480
7.2
8
Φ457
-16.7
1847.3
480
4.2
5
2.2.4 燃料与电力费用的计算
1) 燃料费用计算
燃料费用主要是指加热设备(包括加热炉和锅炉)的燃料费用。
加热炉的选取见2.5.5 加热炉选取
对于长距离输油管道系统，燃料费用主要是原油加热输送工艺中加热炉的燃料油费用。
可根据原油进出站温度计算，计算公式如下：
SR= G Cy (TRi –Tzi) nR (2-13)
式中： —燃料费用，元/年；
—燃料油价格，元/吨；
—原油比热，J/(kg·℃)；
—燃料油热值，J/kg；
—第i加热站的出站温度，℃；
—第i加热站的进站温度，℃；
—第i加热站的加热炉效率；
—管道年输量，吨/年；
—加热站个数；
2) 电力费用计算
原动机的选取见1.3.2 选择泵机组型号及组合方式
电力费用是指用于支付泵的电力设备和电动机具所消耗电能的费用，主要是输油泵等动力设备的电费。
对于长输管道系统，电力费用主要是泵站输油泵机组的电费。
全线的电力费用可采用下式计算：
(2-14)
式中：—全线泵机组所消耗的电力费用，元/年；
—第i泵站的扬程，m；
—电力价格，元/(kW·h)；
—第i泵站泵机组的效率；
—年输量，吨/年；
计算结果如下表2-7、表2-8、表2-9
2.2.5 其他费用的计算
首站职工30人，中间热泵站取15人。
中间热站或泵站取10人，末站职工30人。
年经营成本＝燃料费用＋电力费用＋工资及福利费＋修理费＋油气损耗费＋折旧费+其他费用
油气损耗费包括大罐的蒸发损耗和泄漏损失等，可按年输量或销售量的一定比例计算。
油气损耗费＝损耗比例×年输量(或年销量)×油价(或气价)
损耗比例一般可取为0.1%～2.3%。
固定资产形成率为85%，综合折旧率取7.14%(综合折旧年限为14年)，残值为0。
修理费按固定资产原值的1%计算，输油成本中其他费用按工资总额与职工福利费之和的2倍计算。
水电设施、道路、通讯设施等费用按线路投资与输油站投资之和的12%计算。
流动资金利用扩大指标估算法，按流动资金占固定资产原值的5%计算。
2.2.6 费用现值法确定最优管径
费用现值比较法简称现值比较法。使用该方法时，先计算各比较方案的费用现值，然后进行对比，以费用现值较低的方案为优。
费用现值法的计算公式为：
(2-15)
式中：--第t年的全部投资(包括固定资产和流动资金)；
--第t年的经营成本；
--计算期末回收的固定资产余值(此处为0)；
--计算期末回收的流动资金；
--计算期 N=14；
--行业基准收益率，取12%；

1. 基于C8051F单片机直