原油管道设计计算.doc

1.5 设计依据与基础参数
1.5.1 设计基础参数
1) 原油物性参数
(1)原油密度
所输原油密度ρ(g/cm)随温度t(℃)的变化关系为：
ρ=ρ-ζ(T-20) (1-1)
式中：ρ--20度下原油密度(kg/m)，取870 kg/m；
ζ --ζ=1.825-0.001315ρ；
T--平均输油温度(℃)，取40℃；
即得
ρ=870-0.68095(T-20) (1-2)
(2)原油粘度
由最小二乘法回归粘温关系如表1-11
表1-11 粘温关系回归表
温度(℃)
70
60
50
45
40
35
粘度(mm2/s)
38.4
61.5
93.6
120.1
152.3
200
Logν
1.584
1.789
1.971
2.080
2.183
2.300
取xi为T，yi为logν
Σxi=300
Σyi=11.908
Σ(xiyi)=578.225
Σxi=15850
b==-0.0202
a==2.995
回归结果为logν=2.995-0.0202T
得原油粘度为：
ν=102.995-0.0202T (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2100J/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：
T= (1-4)
式中：TR--原油出站温度，取60℃；
TZ--原油进站温度，取30℃；
2) 总传热系数
由
(1-5)
式中：D--管道外径(m)；
h--土壤导热系数(w/m℃)，取0.9 w/m℃；
--管道中心埋深(m)，取1.5 m；
得=2.342
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=2.141 (w/m℃)；
1.5.2 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。
表1-12 设计参数表
任务输量(×10t/a)
最小输量(×10t/a)
管线里程(Km)
最高出站油温℃
最低出站油温℃
埋深处月平均气温℃
600
342
250
60
30
5.0
1.6 经济管径的选择
1.6.1 管径及管材的初选
1)管径选择
根据规范，输油管道经济流速范围为1.0-2.5m/s，管径计算公式如下：
d= (1-7)
式中：Q--额定任务输量(m/s)；
V--管内原油经济流速(m/s)；
d--管道内径(m)；
根据输量计算结果如下表1-13：
表1-13 初选管径表
经济流速
(m/s)
计算结果
(mm)
初选管Ⅰ
(mm)
初选管Ⅱ
(mm)
初选管径Ⅲ
(mm)
1.5
432.7
406.4
457
508
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。
根据输量的大小，本次设计提出了3种可能的管径，分别是Φ406.4×6.4、Φ457×7.1、Φ508×7.9。在这里采用费用现值来确定最经济管径。
1.6.2 费用现值法确定经济管径
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：
(1-8)
式中：I--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；
S--计算期末回收的固定资产余值(此处为0)；
W--计算期末回收的流动资金；
N--计算期 N=16；
i--行业基准收益率 =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：
SR= G Cy (TRi –Tzi) nR (1-9)
式中：SR --燃料费用，元/年；
ey--燃料油价格，元/吨；
Cy --原油比热，J/kg℃；
BH--燃料油热值，J/kg；
TRi --第i加热站的出站温度，℃；
TZi --第i加热站的进站温度，℃；
Ri--第i加热站的加热炉效率；
G--管道年输量，吨/年；
nR--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：
SP= (1-10)
式中：SP--全线泵机组所消耗的电力费用，元/年；
H --第i泵站的扬程，m；
ed --电力价格，元/kWh；
ηpei--第i泵站泵机组的效率；
G--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(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。
管道建设期为2年，第一年和第二年投资分别按总投资的40%、60%计算，固定资产投资方向调节税税率为0。固定资产的30%为自有资金，70%为建设银行贷款，贷款利率为8%。
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
三种管径的计算结果如下：
Φ406.4×6.4的费用现值为116209.405万元。
Φ457×7.1的费用现值为59526.39万元。
Φ508×7.9的费用现值为59609.1万元。
其中Φ457×7.1的费用现值最小，采用Φ273×7的管道进行施工和投产运行更为经济。
1.6.3 管道壁厚选择
根据《输油管道工程设计规范》，输油管道直管段钢管管壁厚按下式计算：
= (1-11)
式中：P--设计内压力(MPa)；
D--钢管外径(mm)；
K--设计系数，取0.72；
--材料的最低屈服强度(MPa)；
--焊缝系数，取1.0；
管道系统设计压力为7MPa时，管道选用X60直缝电阻焊钢管，屈服强度413MPa，壁厚计算结果如下表1-14：

表1-14 壁厚计算表
公称直径
(mm)
计算壁厚
(mm)
腐蚀余量
(mm)
实选壁厚
(mm)
管道外径
(mm)
DN457
5.379
1
7.1
Φ457×7.1
1.7 输油工程
1.7.1 主要工艺
1)原油密闭加热输送工艺
(1)加热输送工艺
易凝易粘的油品当其凝点高于管道周围环境温度、或在环境温度条件下油流粘度很高时，不能直接采用等温输送方法。油流过高的粘度使管道的压降剧增，不经济也不安全。加热输送是目前最常用的方法。其可以降低粘度减少摩阻损失并降低管输压力，保证安全输送。
(2)密闭输送工艺
泵到泵密闭输送工艺是目前国内外管道采用的先进输送工艺。对输油系统压力实行自动调节以及系统自动连锁保护，是实现密闭输油的前提。中间泵站设一水击泄放罐，不设旁接油罐和缓冲罐，大幅降低各站储罐的容量，节约工程投资，减少原油损耗。
1.7.2 工艺计算及站场布置
1)热力计算
热力计算按最小输量情况进行计算。
根据任务书的要求，，设计最小输量为0.1275m/s 即113.1kg/s.
总传热系数由(1-6)得为2.141w/m℃。
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
i= (1-12)
a= (1-13)
b= (1-14)
L (1-15)
最终得热站数：
n (1-16)
最终向上取整得热站数n。
式中：D--管道外径(m)，取0.4712m；
K--热油管道总传热系数(w/m℃)，取2.141 w/m℃；
C--油品比热(KJ/Kg)，取2100 KJ/Kg；
经过计算，需要4座泵站，站间距为62.5 Km。
经过热泵站合并和站址调整，决定设置4座热站。
热战布置情况如下表1-15：
表1-15 热站布置表
站号
首站
2#
3#
4#
末站
里程(Km)
0
60
128
193
250
高程(m)
29
80
25.8
13.27
6.5
进站温度(℃)
--
30
30
30
30
出站温度(℃)
59.4
65.4
63.0
57.3
--
2)水力计算
根据初选的管径、原油的任务输量，按照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。
水力坡降：
i= (1-17)
管路全线能耗为：
H=iL+ΔZ+H (1-18)
泵站数：
N= (1-19)
式中：H--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)；
H--末站剩余压力(m液柱)，取30m液柱；
h--泵站站内损失(m液柱)，取20m液柱；
当N不是整数，要向上取整。
经过计算，全线无翻越点，全线需要4设置座泵站。
经过热、泵站合并和站址调整，泵站布置情况如下表1-16
表1-16 热泵站布站表
站号
首站
2#
3#
4#
末站
里程(Km)
0
60
128
193
250
高程(m)
29
80
25.8
13.27
6.5
进站扬(m)
87.71
76.71
89.31
90.84
36.41
出站扬(m)
739.71
728.71
741.31
611.04
--
3)站场布置
按照确定的管径，根据进行的水力、热力计算结果，优化布置站址情况见下面的示意图。
布站示意图如下：

2#热泵站
(60km，80m)
3#热泵站
(128 km，25.8m)
胜齐输油首站
(0km，29m)

输油末站
(250km，6.5m)
4#热泵站
(193km，13.27m)

4)运行参数
通过选择的管径、结合站场布置情况，经过计算确定后的三输油管道在各年生产负荷下的运行参数如下表1-17、1-18、1-19、1-20、1-21。
该参数明确了热处理原油在最小输量、70%输量、85%输量、90%输量、最大输量下的主要生产运行参数。
该参数为理论计算结果。

表1-17 最小输量
站号
首站
2#
3#
4#
末站
TR℃
59.4
65.4
63.0
57.3
--
TZ℃
--
30
30
30
30
H m
89.92
75.76
101.56
77.24
75.4
H m
387.52
298.36
324.16
299.84
--
开炉
全开
全开
全开
全开
--
开泵
开一台
开两台
开两台
开两台
--

表1-18 70%输量
站号
首站
2#
3#
4#
末站
TR℃
51.2
55.2
53.7
49.8
--
TZ℃
--
30
30
30
30
Hsm
89.37
82.51
100.26
70.44
76.7
H dm
498.26
380.11
397.86
368.04
--
开炉
全开
全开
全开
全开
--
开泵
开两台
开一台
开一台
开一台
--

表1-19 85%输量
站号
首站
2#
3#
4#
末站
TR℃
45.4
48.1
47.1
44.4
--
TZ℃
--
30
30
30
30
Hsm
88.64
61.74
63.98
106.61
92.5
H dm
608.84
497.44
472.88
404.2
--
开炉
全开
全开
全开
全开
--
开泵
开三台
开三台
开两台
开一台
--

表1-20 90%输量
站号
首站
2#
3#
4#
末站
TR℃
44.3
46.3
45.4
43.0
--
TZ℃
--
30
30
30
30
Hsm
88.37
60.08
90.96
78.99
29.77
H dm
608.57
580.28
611.16
514.69
--
开炉
全开
全开
全开
全开
--
开泵
开三台
开三台
开三台
开三台
--

表1-21 最大输量
站号
首站
2#
3#
4#
末站
TR℃
41.3
43.3
42.6
40.6
--
TZ℃
--
30
30
30
30
Hsm
87.71
76.71
89.31
90.84
36.41
H dm
739.71
728.71
741.31
611.04
--
开炉
全开
全开
全开
全开
--
开泵
开三台
开三台
开三台
开三台
--
1.7.3 站场设计
胜齐输油管道工程全线共设输油站场4座。其中输油首站1座、输油热泵站3座、输油末站1座。
输油系统采用从泵到泵密闭输送工艺流程。
1)站场平面布置
根据《原油和天然气工程设计防火规范》及工艺流程，进行站场平面设计，做到布置合理，紧凑美观，生产安全可靠，操作维修方便，同时尽可能减少土方量。
2)站场竖面布置
为了保证工艺设施的合理布置，站内储罐布置在地形平坦、地质条件良好的地段，场地设计坡度按照5‰考虑，按50年一遇洪水频率进行防洪设计。
3)站场工艺流程
(1) 胜齐输油首站
站内主要功能：接受来油，对来油进行计量、储存、加压、加热后外输。具有站内循环、倒罐、加药、站内吹扫、水击泄放、发送清管器等功能。
(2) 2#、3#、4#热泵站
站内主要功能：对首站来油进行减压，加压、加热后外输。具有站内循环、热力越站加药、站内吹扫、反输、水击泄放、接收发送清管器等功能。
(3)胜齐输油末站
站内主要功能：对管线计量后输送给用户。具有水击泄放、站内循环、吹扫、接受发送清管器功能，同时具有一定的事故储油能力。
1.7.4 主要设备选型
1)输油泵的选型
离心泵具有转速高、体积小、重量轻、效率高、流量大、结构简单、性能平稳、容易操作和维修等优点，因此本工程输油泵选用中开式多级离心泵。
本工程使用的离心泵为10×14×20HSB一台、ZS350×320两台、KS750－250一台。
每站设置四台输油泵串联工作，其中一台为备用泵。
2)加热设备
根据加热炉选用原则以及管线运行参数，本工程选用管式加热炉采用直接加热方式。直接加热方式是用加热炉直接加热原油，这种加热方式具有加热炉负荷大、升温速度快、加热温度高、不需要中间传热介质，设备简单、耗钢少、投资省等优点。
3)罐区
原油储罐容量按满输时的三天输量选取。
根据公式：
V= (1-20)
式中：T--储罐储存油品时满足输送的天数，根据规范，首站为油田取3天，末
站为港口取5天；
M --年输量，600万吨/年；
--原油密度(kg/m)；
--周转系数，取0.9；
首站罐区选用4座20000 m浮顶罐。
燃料油罐的选取按照10分钟输量来选择。首站设1座100 m燃料油罐，同时起到卸压的作用。
4)主要设备选型表
要设选型见表1-22
表1-22 主要设备选型表
站号
主要设备
单位
数量
首站
20000 m拱顶罐
100 m燃料油罐
3489KW加热炉
5000KW加热炉
10×14×20HSB 离心泵(串联)
ZS350×320 离心泵(串联)
KS750－250离心泵(串联)
12SH-6A给油泵(并联)
清管器接受装置LSM-J-300-6.4
清管器发送装置LSM-F-300-6.4
座
座
台
台
台
台
台
台
台
台
4
1
1
1
1
2
1
3
1
1
2#
100 m燃料油罐
3489KW加热炉
5000KW加热炉
10×14×20HSB 离心泵(串联)
ZS350×320 离心泵(串联)
KS750－250离心泵(串联)
清管器接受装置LSM-J-300-6.4
清管器发送装置LSM-F-300-6.4
座
台
台
台
台
台
台
台
1
1
1
1
2
1
1
1
3#
100 m燃料油罐
3489KW加热炉
5000KW加热炉
10×14×20HSB 离心泵(串联)
ZS350×320 离心泵(串联)
KS750－250离心泵(串联)
清管器接受装置LSM-J-300-6.4
清管器发送装置LSM-F-300-6.4
座
台
台
台
台
台
台
台
1
1
1
1
2
1
1
1

续表1-22 主要设备选型表
末站
30000 m拱顶罐
100 m燃料油罐
3489KW加热炉
5000KW加热炉
10×14×20HSB 离心泵(串联)
ZS350×320 离心泵(串联)
KS750－250离心泵(串联)
12SH-6A给油泵(并联)
清管器接受装置LSM-J-300-6.4
清管器发送装置LSM-F-300-6.4
座
座
台
台
台
台
台
台
台
台
4
1
1
1
1
2
1
3
1
1
1.7.5 工况校核
1)热力校核
热力校核在最小流量下进行。
以1号站为例：
第一站间，站间距60公里。
假设不考虑沿程的摩擦生热，则：
b=0 (1-21)
a==1.328×10-5 (1-22)
aL=0.7968
=2.218 (1-23)
出站温度：
60.5(℃) (1-24)
平均温度：
T==40.2(℃) (1-25)
密度=887.07kg/m；
粘度=152.39×10m/s；
流量＝0.1275m3/s；
则水力坡降：
==3.56×10-3 (1-26)
循环迭代以上的计算：
a==1.328×10-5
b==1.24(℃)
aL=0.7968
=2.218
出站温度：
59.4(℃)
平均温度：
T==39.6(℃)
密度=887.43kg/m；
粘度=156.70×10m/s；
流量Q2＝0.1274 m3/s；
则水力坡降：
==3.58×10-3
继续迭代直至前后两次的出站温度差值在0.2℃之内。
迭代结果：＝59.4℃
全站出站温度如下表1-23：
表1-23 全线进出站温度表
站间
首站
2#
3#
4#
出站温度(℃)
59.4
65.4
63.0
57.3
各站出站温度均小于65℃，热力校核符合要求。
2)水力校核
(1) 计算水力坡降
以第一站间为例：
第一站间，站间距60公里。
根据已经算出的最大输量下的进出站温度，计算站间的水力坡降。
T==33.8(℃)
密度ρ=891.15kg/m；
粘度ν=205.23×10m/s；
流量＝0.2226 m3/s；
则水力坡降：
i==8.79×10-3
同理可以计算出其它站间的水力坡降，计算结果如下表1-24：
表1-24 全线水力坡降表
站号
1#~2#
2#~3#
3#~4#
4#~末站
i
0.008766
0.008707
0.008729
0.008787
站间距离(公里)
60
68
65
57
(2) 进出站压力校核
取热泵站站内损失30米。
外输油泵所选泵为10×14×20HSB一台、 ZS350×320两台、 KS750－250一台，四台离心泵串联，其中一台为备用泵。给油泵所选泵为12sh-6A，三台并联，其中一台为备用泵。
首站进站压力H=87.71(m)；
首站出站压力H= H+H-30=739.71(m)；
2#站进站压力H= H-iL-nh-ΔZ=76.71(m)；
依次计算，各站的进、出站压力计算结果如下表1-25；
表1-25 全线各站进出站压力表
站号
1#
2#
3#
4#
末站
Hs (m)
87.71
76.71
89.31
90.84
36.41
Hd (m)
739.71
728.71
741.31
611.04
--
允许最低入口压力为0.5MPa=58.64(m)；
管道工作压力7MPa=801.53(m)；
每站的进站压力均大于58.64 m；
每站的出站压力均小于801.53m；
故水力校核符合要求。
1.7.6 反输流程设计
胜齐输油管道工程设置立足站内原油正常输送设备。在站内流程设计中，根据地形条件，考虑反输流程设置。
本工程由于落差不大，无翻越点。利用正常输送时的管线各站输油泵可以实现全线反输。
2.1 最优管径的确定
2.1.1 判断流态
1)输量换算
由于任务书允许的最低进站温度取30度，最高出站温度取60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：
T= (2-1)
式中：T--原油出站温度，取60℃；
T--原油进站温度，取30℃；
得平均温度T=40度。
40度下的原油按下式计算：
ρ=ρ-ζ(T-20) (2-2)
式中：ρ--20度下原油密度(kg/m)，取900 kg/m；
ζ --ζ=1.825-0.001315ρ；
T --平均输油温度(℃)，取40℃；
即=900-0.6415(T-20)=887.17(kg/m)
任务输量Q=600×10000×1000/350×24×3600
=198.4(kg/s)
=0.2236(m/s)
2)管径初选
根据规范，输油管道经济流速范围为1.0-2.5m/s，管径计算公式如下：
d= (2-3)
式中：Q--额定任务输量(m/s)；
V--管内原油经济流速(m/s)，本任务中，取1.5m/s；
d--管道内径(m)；
根据输量计算结果如下表2-1：
表2-1 初选管径表
经济流速
(m/s)
计算结果
(mm)
初选管径Ⅰ(mm)
初选管径Ⅱ(mm)
初选管径Ⅲ(mm)
1.5
432.7
406.4
457
508
3)管道壁厚的选择
根据《输油管道工程设计规范》，输油管道直管段钢管管壁厚按下式计算：
= (2-4)
式中：P--设计内压力(MPa)；
D--钢管外径(mm)；
K--设计系数，取0.72；
--材料的最低屈服强度(MPa)；
--焊缝系数，取1.0；
管道系统设计压力为7 MPa时，管道选用X65直缝电阻焊钢管，屈服强度413MPa，壁厚计算结果如下表2-2：
表2-2 计算壁厚表
公称直径
(mm)
DN406.4
DN457
DN508
DN406.4
4.783
5.379
5.979
考虑1mm的腐蚀余量后,实际选择的壁厚尺寸列于表2-3:

表2-3 实选管壁壁厚表
公称直径
(mm)
DN406.4
DN457
DN508
实选壁厚(mm)
6.4
7.1
7.9

4) 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，ν=152.3mm/s。
5) 由雷诺数判断流态
雷诺数计算公式为：
(2-5)
(2-6)
(2-7)
计算结果见表2-4，2-5，2-6
表2-4 Φ406.4管径下流态参数
管径

流态
Φ406.4
11898.07
1681.7
851627.01
水力光滑区

表2-5 Φ457管径下流态参数
管径

流态
Φ457
10592.77
1497.09
972079.23
水力光滑区

表2-6 Φ508管径下流态参数
管径

流态
Φ508
9541.95
1347.99
1096977.35
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m=0.25，β=0.0246。
2.1.2 热力计算
热力计算按照最小输量情况计算.
根据塘密输油管道初步设计
《设计任务书》要求，设计输油能力600万吨/年。
生产负荷各年如下表2-7
表2-7 各年生产负荷表
生产寿命期(年)
1~2
3
4
5
6~15
16
生产负荷(%)
0
57
70
85
100
90
则设计最小输量：
Q=0.57Q =0.1275m3/s=113.1kg/s
1) 总传热系数
由：
(2-8)
式中：D--管道外径(m)；
h--土壤导热系数(w/m℃)，取0.9 w/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2-8：
表2-8 热力参数表
管道规格(mm)
α
K
Φ406.4×6.4
2.513
2.283
Φ457×7.1
2.342
2.141
Φ508×7.9
2.207
2.023
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：
i= (2-10)
a= (2-11)
b= (2-12)
L (2-13)
最终得热站数：
n (2-14)
最终向上取整得热站数n。
式中：D--管道外径(m)；
K--热油管道总传热系数(w/m℃)，取0.991 w/m℃；
C--油品比热(kj/kg)，取2100 kj/kg；
计算结果如下表2-9
表2-9 各管径水力参数表
管道规格(mm)
i
(m/m)
a (×10)
b(℃)
L(km)
n
n
L
(km)
Φ406.4
0.00619
12.63
2.287
66.66
3.75
4
62.5
Φ457
0.00356
13.28
1.253
61.51
4.06
4
62.5
Φ508
0.00217
23.91
0.727
57.86
4.32
5
50.0
2.1.3 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：
H=iL+ΔZ+H (2-15)
泵站数：
N= (2-16)
式中：H --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)；
H--末站剩余压力(m液柱)，取20m液柱；
h--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2-10
表2-10 粘温关系回归表
温度(℃)
70
60
50
45
40
35
粘度(mm2/s)
38.4
61.5
93.6
120.1
152.3
200
logν
1.584
1.789
1.971
2.080
2.183
2.300
取xi为T，yi为logν
Σxi=300
Σyi=11.908
Σ(xiyi)=578.225
Σxi=15850
b==-0.0202

a==2.995
回归结果为logν=2.995-0.0202T
得原油粘度为：
ν=102.995-0.0202T (2-17)
式中：T--平均输油温度(℃)；
经过计算，Φ406.4×6.4、Φ457×7.1、Φ508×7.9的三条线路全线均不存在翻越点。
计算结果如表2-11
表2-11 各管径下水力参数表
管道规格(mm)
[H](m)
△Z
H (m)
Hc(m)
n
n
Φ406.4×6.4
805.1
-22.5
4287.5
682
6.58
7
Φ457×7.1
805.1
-22.5
2472.5
682
3.79
4
Φ508×7.9
805.1
-22.5
1666.5
682
2.56
3

2.1.4 燃料与电力费用的计算
生产期第1、2年，负荷为零。
故S、S为零。
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。
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 (2-18)
式中：SR --燃料费用，元/年；
ey--燃料油价格，元/吨；
Cy --原油比热，J/kg℃；
BH--燃料油热值，J/kg；
TRi --第i加热站的出站温度，℃；
TZi --第i加热站的进站温度，℃；
Ri--第i加热站的加热炉效率；
G--管道年输量，吨/年；
nR--加热站个数；
2) 电力费用计算
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：
SP= (2-19)
式中：SP--全线泵机组所消耗的电力费用，元/年；
H--第i泵站的扬程，m；
ed--电力价格，元/kWh；
ηpei--第i泵站泵机组的效率；
G--年输量，吨/年；
计算结果如下表2-12、表2-13、表2-14
表2-12 Φ406.4×6.4
年份
负荷(%)
输量(万吨/年)
T(℃)
SR(万元)
SP(万元)
3
57
342
42.3
873.46
660.49
4
70
420
39.3
807.02
1100.80
5
85
510
36.9
732.35
1809.81
6~15
100
600
36.3
649.93
2767.29
16
90
540
35.2
726.24
2098.51

表2-13 Φ457×7.1
年份
负荷(%)
输量(万吨/年)
T(℃)
SR(万元)
SP(万元)
3
57