东北石油大学毕业设计(论文)设计报告.doc

中国石油大学（华东）本科毕业设计（论文）
东北石油大学毕业设计（论文）

原油管道初步设计

学生姓名：
专业班级：油气储运工程 07-4班
指导教师：

2011年6月日

33

中国石油大学（华东）本科毕业设计（论文）
摘要

2.1 沿线自然状况描述
NX输油管道全线长425km。全年管道埋深处年最低月平均气温为7℃。
2.2 线路走向及管道敷设要求
设计流程为“从泵到泵”密闭流程输送方式和先炉后泵的输油工艺。
根据原油长输管道线路设计规范和道路沿线的地形、地貌、工程地质、水文地质以及气候条件，一般地段管道采取直埋敷设方式。
3.3 阴极保护及管道防腐保温
2.3.1 阴极保护
为防止地下金属管道外壁腐蚀，油气管道须采用阴极保护。由于输油管线大多处于高电阻率的土壤环境，管线采用外加电流的阴极保护。全线共设有阴极保护站9座，分别位于沿线各站场。每座阴极保护内站设有恒电位仪，由阴极保护控制台控制。
2.3.2 管道外防腐与保温
为增强管道的防腐能力，防腐层采用环氧煤沥青加强级结构，厚度6mm。通过比较全线采用不保温更为经济经济，所以采用无保温层设计。

关键词: 管型；输量；热泵站；工艺流程

第一章 工艺计算说明书

1.1 设计原始数据
1.1.1 设计准则
（1）设计中贯彻国家有关政策，积极采用新工艺、新技术、新设备和新材料，做到技术先进、经济合理、安全使用、确保质量；
（2）保护环境，降低能耗，节约土地；处理好与铁路、公路、空运、水路间的相互关系；
（3）积极采用先进技术、合理吸取国内外新的科技成果。管线线路选择应根据沿线的气象、水文、地形、地质、地震等自然条件和交通、电力、水利、工矿企业、城市建设等的现状与发展规划，在施工便利和运行安全的前提下，通过综合分析和技术比较确定；
（4）采用地下埋设方式。受自然条件的限制时，局部地段可采用土堤埋设或地上敷设。
1.1.2 工程原始数据及参数
全线长425km。
表2-1 线路工程投资指标 万元/千米
管径
（英寸）
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
投资
85
108
137
162
197
223
247
272
298
315

表2-2 输油站工程投资指标 万元/座
首站
末站
中间热泵站
中间泵站
中间热站
4200
3400
2100
1900
800
3.2.1 设计原始数据
（1）设计输油能力500万吨/年。
表3-1 运行期各年生产负荷（实际输量与设计输油能力之比）
年份
1～2
3
4
5
6～17
生产负荷（％）
30
50
70
90
100
（2）管道埋深处年最低月平均地温：7℃；土壤导热系数：1.2W/m·℃；沥青防腐层导热系数：0.19W/m·℃；管道中心埋深：ht=1.4m。
（3）原油性质：密度： =870。6kg/m3；含蜡量：26。29%胶质、沥青质含量：9。13%；析蜡点：50.1℃；反常点：36℃；凝固点：32℃；比热：2.1kJ/kg℃；燃油热值：4.18×104kJ/kg。
表2-1 粘温关系式计算表
T(℃)
36
40
50
60
70
×10(m2/s)
47.0
19.3
9.6
7.2
5.9
lg
-4.328
-4.714
-5.018
-5.143
-5.229

（4）沿线里程、高程：
表3-3 沿线里程、高程
测点编号
1
2
3
4
5
6
7
8
9
里程（km）
0
52
101
151
203
250
305
370
425
高程（m）
12
28
49
32
47
94
35
171
34

3.2.2 温度参数的选取
（1）出站温度确定：首先原油的加热温度不应高于所输原油的初馏点80℃，其次管道所承受的最高温度为70℃，最后对于含蜡原油，在凝点附近粘温曲线很陡，而当温度高于凝点30～40℃以上时，粘度随温度变化较小，则提高油温对摩阻影响较小，而热损失却显著增大，所以加热温度不宜过高。综上所述：选择最高出站油温为60℃。
（2）进站温度的确定：加热站的进站油温主要取决于经济比较，对凝点较高的含蜡原油，在凝点附近时粘温曲线很陡，从安全角度考虑，进站温度应高于凝点5～12℃。所以选择进站温度35℃。
1.1.3.3 摩阻计算
当管路的流态在紊流光滑区时，可按平均温度下的油流粘度来计算站间摩阻。
管道设计参数：
（1）热站、泵站间压头损失15m；
（2）热泵站内压头损失30m；
（3）进站压力范围一般为30~80m；
（4）输送天数为350天；
（5）首站进站压力60m。
1.2 基础计算及经济管径的选取
1.2.1 粘温方程（根据任务书中的已知条件使用最小二乘法计算）为
原油析蜡点T=42.29℃
㏒ν=-0.0965t-0.854 t 38～40℃ （1-1）
㏒ν=-0.011t-4.47 t 50～70℃ （1-2）
1.2.2 输油温度下的密度ρt
（1-3）
式中 、 —温度为℃及℃时的油品密度,kg/m；
原油在20℃时的密度ρ20=896.5 ㎏/m3
—温度纠正系数，
，kg/(m·℃ )
1.2.3 平均温度
Tpj=(TR+ 2TZ) （1-4）
式中：TR—出站油温 ℃
TZ—进站油温 ℃
1.2.4 总传热系数K
管道传热由：（1）油流至管内壁的热传导；
（2）管壁、沥青防腐层的热传导；
（3）管外壁周围土壤的传热。
=+∑㏑+ （1-5）
当（）〉2时： = （1-6）
式中：Di，Di+1—钢管、沥青防腐层的内径和外径 m
λi—导热系数 w/m℃
Dw—管道最外围的直径 m
—油流至管内壁的放热系数 w/m2℃
—管壁至土壤放热系数 w/m2℃
λt—土壤导热系数 w/m℃
ht—管中心埋深 1.5m
δ—沥青防腐层厚度7㎜
1.2.5 经济管径的选取
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。
根据设计要求，采用经济流速法确定经济管径。目前我国含蜡原油管道经济流速一般为1.5～2.0m/s,计算时取值1.8m/s,由最大流量和经济流速计算得经济管径，查API标准钢管规格确定标准管径及壁厚。
1.2.5.1 初算管径
（1-7）
—流速，m/s； —管道内直径，m
由式（1-7） ==380.3mm
根据国产钢管部分规格初步选定管子，其规格为：mm mm D=406.4mm
1.2.5.2 反算流速
由式（1-7） ＝1.642m/s （合适）
查标准选择管子 Φ406.4*9.5 内径387.4㎜
1.3 热力计算
1.3.1 工艺计算说明
对于高含蜡及易凝易粘油品的管道输送，如果直接在环境温度下输送，则油品粘度大，阻力大，管道沿途摩阻损失大，导致了管道压降大，动力费用高，运行不经济，且在冬季极易凝管，发生事故，所以在油品进入管道前必须采取降凝降粘措施。目前国内外很多采用加入降凝剂或给油品加热的办法，使油品温度升高，粘度降低，从而达到输送目的。
本管线设计采用加热的办法，降低油品的粘度，减少摩阻损失，从而减少管道压降，节约动力消耗，但也增加了热能消耗以及加热设备的费用。
热油管道不同于等温输送，它存在摩阻损失和热能损失两种能量损失，而且这两种损失相互影响，摩阻损失的大小决定了油品的粘度，而粘度大小又取决于输送温度的高低，管子的散热损失往往占能量损失的主导地位。热油沿管路流动时，温度不断降低，粘度不断增大，水力坡降也不断变化。计算热油管道的摩阻时，必须考虑管路沿线的温降情况及油品的粘温特性。因此设计管路时，必须先进行热力计算，然后进行水力计算，此外，热油管的摩阻损失应按一个加热站间距来计算。全线摩阻为各站间摩阻之和。
1.3.2 热力计算说明
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记。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；
由于本设计中所输介质为高粘原油，故而在热力计算中考虑了摩擦生热对温升的影响；
计算中周围介质的温度T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。
1.3.3 流态判断
Re = （1-8）
临界雷诺数 Re1 = ε= e=0.1 (1-9)
式中： d—内径 m
e—管内壁绝对粗糙度 m
经计算 3000﹤Remin﹤Remax﹤Re1 所以各流量下流态均处于水力光滑区。
1.3.4 加热站数确定
由最小输量进行热力计算确定加热站数
加热站间距LR的确定
LR=㏑ 加热站数 NR= （1-10）
i=β （1-11）
式中： = b= （1-12）
T0—管道埋深处年最低月平均地温 取7℃
G—原油的质量流量 ㎏/s
C—油品比热 KJ/kg℃ 取2.1 KJ/kg℃
i—水力坡降
β,m—由流态确定，因为处于水力光滑区
m=0.25,β=0.0246
Q—体积流量 m3/s
由式（1-11）（1-12）

=＝＝1.302×10-5
==0.84℃
由式（1-10）==50.121km
NR＝＝8.4794
取NR=9，即设9个加热站
所以加热站间距 ＝＝47.2km
1.4 水力计算
当管路的流态在紊流光滑区时，摩阻仅与粘度的0.25次方成正比，可按平均温度下的油流粘度，用等温输送的方法计算加热站间摩阻；
先根据流量和管径判断流态。在大于35℃时一直处于紊流水力光滑区，由平均温度求出平均粘度，再由列宾宗公式计算站间摩阻；
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；
由最大输量进行水力计算确定泵站数。
1.4.1 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。
TR=T0+b+(TZ-T0-b) （1-13）
1.4.2 管道沿程摩阻
H总=iL+△Z+∑ （1-14）
式中：△Z—起终点高差 m
∑hj—局部压头损失 m
（长输管道沿线的局部摩阻损失不大，一般占沿程摩阻的1%）
1.4.3 判断有无翻越点
经判断，全程无翻越点。
1.4.4 泵的选型及泵站数的确定
因为流量较大，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，所以选用并联多级泵。
选型并根据设计任务书中的已知条件，运用最小二乘法求出泵的特性方程：
泵DY280-65*6拟合出
额定流量280m/h，
计算管道承压确定站内泵的个数：
管道承压(查规范) P= (1-15)
H= (1-16)
确定站内泵的个数 n<
确定泵站数 Np= (1-17)

1.4.5 站址确定及工况校核
1.4.5.1站址确定
根据地形的实际情况，本着热泵站合一的原则，进行站址的调整。确定站址，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，当热站数和泵站数合一后，既要考虑满足最大输量下压能的要求，又要考虑最小输量下的热能要求，应满足：
（1）进站油温为35℃；
（2）根据进站油温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。
所以可以设9个热泵站，等间距布置。
1.4.5.2 工况校核
由于对站址的综合考虑，使热站、泵站的站址均有所改变，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、压力，以确保管线的安全运行。
各站进站压力均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，校核合格。
1.4.5.3 压力越站校核
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。
1.4.5.4 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，可以进行的热力越站。
1.4.5.5 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。
（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。
1.5 反输计算
在下列情况下需要进行反输计算：
（1） 输量低于最小设计输量时，需正反输以满足输送要求；
（2） 管线投产时，需设正反输以预热管线；
（3） 管线停输时，需反输防止凝管。
1.5.1 反输量的确定
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负荷为反输输量。
(1-18) 由式(1-18)
〉60%G
所以： G=100.4kg/s Q=0.1242m=447.12 m/h
由式(1-14)
最高点在433.8×103m处，高程1249m
H1=1141.97m
终点0m处，高程927.7m
H2=1942.3m
因H1 <H2，所以此管路无翻越点
1.5.2 反输泵的选取
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。
1.6 输油工艺及主要设备选型
1.6.1 工艺选取
1）管线采用密闭式输送，直接加热方式；
2）中间泵站和末站的进站管道，设置就地控制的压力超压限泄压阀；
3）站内调节方式采用节流调节和转速调节，由站控系统实施；
4）出站管线设出站压力调节阀；
5）加热炉加设紧急放空设备；
6）中间站泄压罐兼做燃料油罐。
1.6.2 机泵
选泵原则：
1） 为便于维修和管理，尽量选取同系列泵；
2） 尽量满足防爆、防腐或露天安装使用地要求；
3） 为保证工作稳定，持续性好，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。
1.6.2.1 给油泵
选泵原则：大排量、低扬程、高效率；另设泵房，也可作倒罐，站内循环，辅助增压之用。
1.6.2.2 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：
200D-65×10 H=795-0.006415Q (1-19)
额定流量280m/h，
选泵方案见后计算书。
1.6.3 储油罐
首、末站的油罐分别用来调节来油、收油（转运）单位与管道的输量不平衡，罐容较大。由实际输量的要求，首、末站各设15000m的油罐4座。
容积由下式确定：
V=K (1-20)
式中：
V—输油首站、输入站、分输站、末站原油储罐总容量（m）
G—输油首站、输入站、分输站、末站原油年总运转量（m）
k—原油储备参数（d）
—储油温度下的原油密度（t/m）
—油罐装量系数，宜取0.9
又根据规范要求，输油站原油储罐应采用金属罐，并且如果单罐容积大于或等于5000立方米，宜于选用浮顶罐，反之用拱顶罐。
所以，首末站均选用4个15000立方米的浮顶罐。
1.6.4 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） 油罐上的管线用手动闸阀；
（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。
1.6.5 站内工艺流程设计
1）满足工艺流程的原则：
（1）满足输送工艺及各生产环节；
（2）便于事故处理和维修；
（3）采用先进工艺及设备，提高输油水平；
（4）在满足上述条件下，流程尽量简单，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
1.6.6 加热炉
选炉原则：（1）应满足加热站的热负荷要求，炉效率高；
（2）为便于检修，各站宜选用两台以上加热炉。
加热炉的热负荷由下面的公式计算：
(1-21)
式中：q—加热炉的热负荷，kw；
G—油品流量，
C—油品比热，
因此，可选用加热炉型号及数量如后计算。

第二章 工艺设计计算书

2.1 基础计算
2.1.1 进出站温度的选取及平均温度
根据凝点和输送要求，及管线的实际情况和经验等因素，设定进出站油温分别如下：
TZ=35℃ TR=60℃
由式（1-4）
=43.33℃
2.1.2 输油温度下的密度ρt
根据20℃时的油品密度式换算成温度下的密度
由式（1-3）
kg/(m·℃ )
kg/m
2.1.3 质量流量换算为体积流量
体积流量 （2-1）
由式（2-1） G==165.344㎏/s
m/s
2.1.4 经济管径的计算
根据国家设计要求和规范所规定的经济流速为m/s,现选取经济流速m/s
2.1.4.1 初算管径
由式（1-6） =380.3mm
根据国产钢管部分规格初步选定管子，其规格为：mm mm D=406.4mm
其中 —管道外径；
—管子壁厚；
—管道内径。
2.1.4.2 反算流速
由式（1-7） ＝1.642m/s （合适）
2.1.5 粘温方程
2.1.5.1粘温数值
表2-1 粘温关系式计算表
T(℃)
36
40
50
60
70
×10(m2/s)
47.0
19.3
9.6
7.2
5.9
lg
-4.328
-4.714
-5.018
-5.143
-5.229
2.1.5.2 求粘温方程
在坐标纸上观察lg-T曲线，可得到T=45℃为转折点。
（1） 运用最小二乘法，当T在（38～40）℃时
设y=lg, x=t y=kt+b
=36+40=76
=-4.328-4.714=-9.042
=2896
()2=782=5776
=36×(-4.328)+40×(-4.714)=-344.368
k= （2-2）
（2-3）
由式（2-2）（2-3）
k=-0.0965
b=-0.854
可得：lg=-0.0965t-0.854
(2) 当T在（50～70）℃时，同理，运用最小二乘法
可得：lg=-0.011t-4.47
联立两方程解得： t=42.29℃
2.1.6 判断流态
2.1.6.1 求Re
只需两种极端状况下便可判断流态是否变化
Q=0.×60%=0.11604 m/s
Q=0.1934 m/s
由式（1-1）　 pj=1.1307×10-5m2/s
由式（1-8）
因为3000
所以这种管径在各种流量下的流态均处于水利光滑区.
2.1.6.2 求Re1
根据《输油管道工程设计规范》推荐值：e=0.10mm
由式（1-9）

　　　因为3000< < < Re1 ，处于水力光滑区
所以在水力光滑区
2.1.7 总传热系数K
由于此管材的导热系数小，加以管壁较厚，热阻相当大，所以取。
传热有3部分组成：油流至管内壁的放热，石蜡沉积层，钢管壁与防腐保温层的导热，管道的最外壁与周围介质的传热。
总传热系数K的选取分为三种情况：
1）埋地不保温管道的总传热系数K1；
2）埋地保温管道的总传热系数K2
3）架空的保温管道的总传热系数K3
因年平均最低温度为7℃采用的是无保温层管道，其次无架空管道为第一种情况
2.1.7.1管壁至土壤放热系数2
当（）〉2时，由式（1-6）
==2.21124 W/m·℃
2.1.7.2总传热系数K
各种流量下的流态均处于水力光滑区，油流对管壁的传热可以忽略 1=0
钢管壁导热热阻很小，也可忽略。
由式（1-5） ㏑+
解得:
K=2.126W/（m℃）
2.2 工况计算
2.2.1 热力计算
2.2.1.1 加热站数确定
（1）加热站间距的初步计算
由式（1-11）(1-12) (1-10)

＝＝1.302×10-5
==0.84℃
==50.121km
（2）求加热站数及确定加热站间距
NR=＝＝8.4794
取NR=9，即设9个加热站
则加热站间距 ＝＝47.2km
2.2.2 水力计算
由最大输量确定泵站数
2.2.2.1 确定出站油温
由式（1-11）(1-12) (1-10)
=＝=7.813×10-6
=

由式（1-13），运用迭代法
(1) 设b＝0℃, 则= 47.4932℃
由式（1-4） ℃
由式（1-1） lg1=-0.0965×39.1644-0.854 　
可得： 1＝2.32614×10-5m2/s
则　 1＝0.002812
1＝1.68℃
TR1=46.74342℃
(2) 代入TR=46.74342℃　则
由式（1-4） ℃
由式（1-1） lg2 =-0.0965×38.91447-0.854 　
可得： 2＝2.45897×10-5m2/s
则　 2＝0.002851
2＝1.703931℃
TR2=T0+b+(TZ-T0-b) =46.73293℃
因为<0.1 ， 所以出站温度TR=46.73℃
2.2.2.2 管道沿程摩阻
（1）求水力坡降
由式（1-4） ℃
　 由式（1-11） ＝0.0246×=0.00285
（2）判断翻越点
　　　 由式（1-14）
HL =0.00285×425×103+(34-12)=1233.25 m
最高点在370×103m处，高程171m
H1=0.00285×370×103+(171-12)=1213.5 m
终点前无其他高点

因H1 < HL，所以此管路无翻越点

2.2.2.3 泵站数的确定及泵的选型
（1）计算管道承压
根据规范知，石油天然气输送管道用螺旋埋弧焊钢管，其承压
由式（1-15）
=2×0.72×1.0×0.008××45=19.13MPa
由式（1-16）
==2400.62m
即管道承压为2400.62m，出站压力要小于此值
平均温度下 kg/m3
由式（2-1） ==0.1934m3/s=696.24m3/h
（2） 选泵并确定泵站数Np
因=696.24m3/h，为了满足流量需要，选择额定流量280m3/h的泵，型号为，在=696.24m3/h下
n<==2.487
这里取n=3
即每个泵站最多安置3台泵，
泵特性方程由式（1-19）(1-14)
=712.518-0.00354717191×（696.24/3）1.75=663.569m

由式（1-17） Np==1.58
化整取Np=2，即设2座泵站
2.2.2.4 站址确定及工况校核
（1） 站址确定
因为大庆地势平坦每点高差相差不大，布站可首站布站，之后中点布
站
（2） 热力校核
以60%输量为例，计算如下：
由式（1-13）（1-12）（1-11），运用迭代法
=＝9.08×10-6

L=47.2km T=35℃
等距用迭代法计算出出站温度。初取b=1.7039℃
① 设TR1＝T0+b+(TZ-T0-b)=57.33℃,
由式（1-4）（1-3）（2-1）
℃

Q=m/s
由式（1-1） lg1 =-0.0965×42.44-0.854 　
可得： 1＝1.122×10-5m2/s
则　 1＝0.002343
1＝℃
TR2=57.591℃
② 代TR＝57.591℃, 则℃
由式（1-1）（1-3）（2-1）
lg2 =-0.0965×42.53-0.854 　
可得： 2＝1.10×10-5m2/s

Q=m/s
则　 2＝0.002332
2＝1.3939℃
TR3=57.596℃
因为<0.1 ，
所以出站温度TR=57.596℃，在允许范围内
③ 水力校核。以100%输量为例：
（2-4）
（2-5）
首站~2#站由式（2-4）（2-5）
=60+663.835-30=693.569m
=693.569-1.01×0.0023×47.2×4×10-（47-12）=223.899m
进出站压力允许范围在30～80m
因此应使多级泵降级：降3级即为200D-65×7
降一级扬程降低65，降低3级为28.899符合管道压力允许

2.3 设备选型
2.3.1 选泵
计算步骤见第二章水力计算
因为是加热站均匀布站，站间距均为47.2km，所以相同流量下每站所需有效负荷是相同的。
（1） 100%输量时：TR=57.59℃，TZ=35℃
加热炉的选择计算由式（1-21）
Q==9015.809KW
（2） 80%输量时：运用迭代法求出站温度
由式（1-11）（1-12）
=9.766×10-6
℃

由式（1-13），迭代
① 取b=1.7039 ℃
TR1=（35-1.7039-7）e+8.7039=50.41℃，
由式（1-4）(1-12) (2-1)
℃

Q=m/s
由式（1-1） lg1 =-0.0965×50.41-0.854 　
可得： 1＝1.87462×10-5m2/s
则　 1＝
1＝1.59218℃
TR2=（35-8.59218）e+8.59218=50.47226℃
② 代TR＝50.47℃, 则℃

Q=m/s
由式（1-1） lg2 =-0.0965×40.157-0.854 　
可得： 2＝1.866×10-5m2/s
则　 2＝0.002661
3＝1.5902℃
TR3=（35-8.5902）×1.578+8.5902=50.473℃
因为<0.1 ，
所以出站温度TR=50.473℃，在允许范围内
Q= (2-6)
则 Q=
=4940.296KW
（3） 70%输量时同理运用迭代法
① 取b=1.7039℃ 由式（1-13）
TR1=53.244℃,
则 ℃

Q=m/s
由式（1-1） lg2 =-0.0965×41.08-0.854 　
可得： 2＝1.52×10-5m2/s
则　 2＝0.002528
2＝1.511℃
TR2=53.38℃
③ 代TR＝53.38℃, 由式（1-1）
则 ℃

Q=0.1354m/s
由式（1-1） lg3=-0.0965×41.13-0.854 　
可得： 3＝1.504×10-5m2/s
则　 3＝0.002521
3＝1.507℃
TR3=53.38℃
因为<0.1 ，
所以出站温度TR=53.38℃，在允许范围内
由式（2-6） Q=
=5134.86KW
（4） 60%输量时：G=99.2064 TR=57.596℃
由式（2-6） Q=
=5498.09KW
表2-4 冬季加热炉选择表
输 量
100%G
80%G
70%G
60%G
热负荷（KW）
9015.81
4940.296
5134.86
5498.09
加热炉
5000×2
5000
5000+250
5000+250×2
2.3.2 储罐的选择
首、末站的油罐分别用来调节来油、收油（转运）单位与管道的输量不平衡，罐容较大。
由式（1-20） Vmax==55712.38m3
Vmin ==33811.14m3