成品油输送关键技术.doc

成品油输送技术
摘 要：文章对成品油四种运送方式铁路、公路、水路(沿海及内陆)和管道运送特点进行了对比分析。针对国外成品油管道输送方面技术现状和发展趋势，结合国内成品油管道技术现状，对国内成品油管道发展提出了建议，即此后国内成品油管道发展一定要不断吸取国外成品油管道顺序输送先进技术和经验，提高成品油管道技术水平和管理水平，充分发挥成品油管道运送优势，减少运送成本，建设全国规模成品油管道系统。
核心词：成品油 管道 技术 发展趋势 顺序输送 工艺 混油量 办法
1、成品油管道技术现状及发展趋势
随着国内社会经济迅速稳步发展，机动车保有量不断增长以及以柴油或汽油为燃料机械和动力设备增长，各地区成品油消费需求量在不断增长，对运送能力提高和安全及时间保证都提出了新规定，同步输送量增大为发展和采用管道运送提供了也许。分析各种运送方式适应范畴和优缺陷，有助于制定更符合将来发展需要成品油运送发展战略，也有助于资源合理运用。
1.1、成品油运送方式特点分析
成品油运送重要采用铁路、水路(沿海及内陆)、公路和管道运送四种运送方式。
1.1.1 铁路运送
（1）铁路建设投资大、建设周期长;并且，铁路与管道相比需要占用土地较多;
（2）铁路运送在地面运营，容易受到各种干扰和破坏，事故率较管道高;此外，受自然灾害
（如山体滑坡、泥石流、路基塌陷等影响也相对较大）
（3）成品油属于易燃易爆物品，铁路运送操作环节较多，容易受操作条件和外界环竟影响，运送过程需要采用更多安全防范办法;此外，由于车体运动和密封性等因素，在运送过程中会散逸出油气，发生油品损耗;
（4）当前国内大某些重要铁路能力运用率都已达到饱和或接近饱和，成品油运送持续稳定增长需求将给铁路运送带来较大压力，由于成品油运送要占用铁路双倍能力(油罐车回空)，将会导致铁路运送更快张和影响其她物质运送。
1.1.2 水路(沿海及内陆)运送
（1）水路成品油运送重要是运用已有自然航道，节约了线路基本设施投资，随着较大吨位宽体船舶采用，其运营成本相对较低，运送自身耗能较少;
（2）水路运送受航道网限制，只能在沿海和沿江河地带运营，合用服务范畴较小，同步可以承担运量还受航道通行能力限制;
（3）水路运送受气候、风浪和季节(枯水)以及航道繁忙限度影响较大;成品油水路运送需要有较高安全性，一旦发生事故对环境污染较大。
1.1.3公路运送
成品油公路运送重要合用于短途运送和其她运送方式难以实现地区成品油运送;运送成本比其她运送方式都高，事故率高，运送自身耗能也高，安全性相对较差，不适当作为干线运送。
1.1.4管道运送
（1）管道受复杂地形限制较少，可以跨越或穿越河流、爬坡越岭等;管线占用空间小，对地形条件规定较其她方式低，选线较容易，工程量和投资相对较小，建设工期短，特别是长距离输送优势更明显;
（2）管道埋地敷设，占用土地较其她方式少得多;
（3）管道运送不受恶劣气候、季节等外界条件影响，可以常年全天候运营;
（4）管道埋于地下、密闭输送，油品不与大气接触，极大地减少了事故也许性;管道运送容易实现自动化控制，可以较大限度地减少人为操作等各种失误，是几种运送方式中最安全可靠运送方式;
（5）管道在建设过程中对环境破坏较小，在油品输送过程中可以较大限度地减少各种环境污染，有助于环保和减少治理环境污染等费用;
（6）管道运送采用密闭输送，油品损耗低于其她运送方式;
（7）管道在一定输量规模下，其综合运送费用要比其她运送方式低;
（8）管道可以实现各种品种顺序输送，而其她运送方式则要对容器进行清理或分别配备专用容器。总之，管道运送具备低成本、高效率、易于优化管理、减少运送损耗和风险等其她运送方式所不具备明显优势，已被世界各国广泛接受，并大量应用于广大内陆区域成品油调配输送。表1为各种成品油输送方式综合对比。
表1 各种成品油输送方式综合对比

2、成品油顺序输送技术
2.1常温输送
在同一管道内顺序输送原油和成品油普通需要常温输送，所输原油物性较好，原油进人管道内输送时不至于引起水力系统激烈波动。国内新疆原油凝点和粘度与重质燃料油相近，适于常温输送，可以排列在成品油之间顺序输送。
2.2油品排序
原油和成品油在同一管道内顺序输送时，油品排序除遵循顺序输送排序普通原则外，还必要考虑原油含硫量和色度对成品油污染问题。即物理、化学性质相近油品相邻排列，同类油品顺序排列，避免将不可混合油品排列在一起。普通顺序为:优质汽油一普通汽油一喷气燃料油一柴油一民用燃料油一柴油隔离段一轻、中质原油一柴油隔离段一轻质民用燃料油一普通汽油一优质汽油。由于原油中普通具有游离硫和硫化物，游离硫很容易通过薄弱氧化作用被吸附并沉淀在管壁上。被吸附在管壁上游离硫数量与接触时间成正比，这些游离硫可以溶解在原油背面油品里，溶解限度与油品化学性质关于。柴油与管道接触时可以引起一种分解作用，如果保证一定接触时间，这种分解作用足以清除输送原油过程中所吸附所有含硫物质。柴油和民用燃料油容许含硫指标比较高，普通为0.5%。因此，原油批次之后普通安排一定批量柴油或民用燃料油。但是，民用燃料油中某些变性物质，如糠醛和二苯胺会影响原油炼制加工过程，使所加工产品受到污染，因此在民用燃料油与原油相邻输送时，两者之间需要一段柴油进行隔离。
2.3混油解决
通过合理排列油品输送顺序、控制管道输量、控制水力系统相对稳定以及优化管道流程设计，可以减少输送过程中油品间掺混量。在保证各油品质量前提下，将相邻油品间混油最大限度地掺人各种油品之中。对于超过掺混量混油必要切人专用混油罐，通过再解决恢复油品组分后，方可进人商品油罐出售。原油与成品油顺序输送时在混油区之外尚有一段着色区，并且由于原油拖尾现象，后一种界面着色区比前面要长。普通是将混油区切人原油批次，着色区切人专用储罐，然后以一定比例掺人其他油品中，过多着色混油需要通过再解决。
为了避免减少油品指标，切割出混油必要通过再解决使之成为合格油品。普通需要再解决混油界面有:喷气燃料油/汽油、柴油/汽油、被原油污染着色混油和高含硫混油等。下面简介几种混油再解决办法。
（1）蒸馏法 混油从接受罐泵人热互换器和直接加热器，获取热量后进人蒸馏塔，通过蒸馏解决油品作为纯净塔顶蒸汽分馏出来，然后通过冷凝收集起来，这些流体最后再流经一套串联氧化锌板以去除油品携带HZS。
蒸馏解决是当前用于分离混油界面唯一工业化办法。其长处是可以清除油品管输过程中吸取硫组分和着色体，但这种解决办法比较复杂，解决费用相对较高。
（2）氧化金属解决 管输过程中形成含硫混油直接进入作为热互换器储罐，与通过解决油品进行热互换，获取热量之后通过串联两个或各种以氧化铜或氧化锌为吸取剂氧化金属解决器。氧化金属可以去除油品中硫组分，当氧化金属吸取剂效率减少到一定限度时必要更换。运用金属氧化物解决长处是工艺简朴，可以解决管输后油命硫含量超过指标规定问题。缺陷是不能解决混油着色问题。
（3）碱性解决 加拿大埃克森公司已申请了几项混油碱性解决专利，可以从诸如汽油、柴油和航空燃料油等精炼油品中去除元素硫。当前山脉管道运送公司已在英属哥伦比亚终端应用了碱性溶液与石油产品接触解决专利。该办法普通在常温常压下进行，解决过程足以去除油品中元素硫，解决费用比蒸馏法低。但不能清除油品中着色，并且必要考虑碱性溶液废弃问题。
（4）过滤 过滤法是去除油品中杂质最简朴办法。但这种办法只能作为清洁系统去除油品中杂质颗粒，而不能解决油品中含硫及着色问题。
2.4界面检测
在油品接受站，精确地操作阀门将油品切人相应储罐可以尽量减少油品混合，因而需要精准地检测油品界面和批次位置。在一条管道上，普通需要运用几种检测技术，并结合管道操作规程精确地切割油品。
密度计可以测量出油品密度微小变化，例如优质汽油和普通汽油密度差;声速界面检测仪运用每种油品相相应声波特性，可以区别密度几乎相似油品;色度计可以持续检测管道中油品色度变化，在原油和成品油批次之间，运用色度计测量可以精准地切割出着色油品段。
2.5清管
为了保证油品输送质量，各种油品输送管道，特别是原油和成品油顺序输送管道内，需要经常通过清管器以清除原油输送过后管道内沉积物、沥青和积蜡。法国石油管道运送公司(TRAPIL)在原油批次末端前几千米处放置清管器清除沉积物，以保证管道中原油批次上游油品质量。
3、成品油顺序输送减少混油量技术
在顺序输送管道中当两种油品交替时，接触区内会形成一段混油。这种混油在物理化学性质上与所输两种油品都不同，需要进行混油解决而耗费一定投资。有些混油不能作为合格油品销售，从而导致混油损失。国内外资料和生产实践均表白，油品在湍流状态下顺序输送时，混油量普通为管道总体积0.5%～1.0%。对长距离顺序输送管道而言，除了需要昂贵混油解决设备运营费用外，还会导致大量混油损失。减少棍油损失和节约混油解决费用，需要分析影响混油量重要因素，并采用相应办法。
3.1 混油量影响因素
文献资料和运营实践均表白，影响混油量重要因素有如下几种方面:
3.1.1 输送顺序影响
在操作条件完全相似状况下，输送顺序不同，产生混油量也不同。普通规律为:油品交替时，粘度小油品顶替粘度较大油品产生混油量不不大于交替顺序相反时混油量。重要因素在于粘度较大油品层流边层较厚，边层内液体枯滞力也大。例如，当汽油顶柴油时，附在管壁上柴油量较大，且不容易被后行汽油剪切冲刷下来，残留在管壁上而使混油尾拖得很长。当柴油顶汽油时，附在管壁上汽油量较少，且汽油与管壁粘滞力也小，容易被后行柴油剪切冲下来，混油长度也短某些。
前苏联有文献以为，在顺序输送管道内用粘度较小油品替代粘度较大油品时，其混油量比同样两种油品输送顺序相反时混油量大10%o
决定输送顺序时，除要考虑粘度影响外，还要参照油品性质。油品性质越接近，两种油品互相容许混人量就越大，产生无法直接销售混油量就越少。
3.1.2 输送批次影响
当前对混油解决，普遍采用在管道末站进行混油掺混解决，办法简朴实用，可减少混油损失。掺混解决能力与油品质量潜力和输送批量大小关于，输送批量越大，批次越少，产生混油量越小。但输送批次多少，决定于首、末站油库容量大小。批量越大，油库容量越大，工程投资越高，同步，批次越少，生产资金周转速度慢，运营效益低。因而，在成品油管道设计中需要权衡混油损失和管道工程造价及运营效益，优化顺序输送批量和批次。
3.1.3 管内油品流态影响
两种油品在管内交替时，流态对混油量有极大影响。这是由于不同流态有不同混油机理。层流流态下，管道横截面上流速分布不均匀是导致混油重要因素，这种混油量大得惊人，也许达到管道总容积若干倍。实验表白:紊流状态下，由于激烈紊流扰动，层流边层变薄，管道横截面上流速分布不均匀已不突出，导致混油重要因素是紊流扩散，混油量也不久下降。
3.1.4 油品扩散速度影响
紊流状态下，紊流扩散是导致混油重要因素，因而油品扩散速度也是影响混油量重要因素。紊流扩散系数D:综合了油品交替过程中各种因素对扩散速度影响。DT越大，扩散速度越大，混油段就越长。
当前紊流扩散系数D:各种计算公式都是从实验室中总结出来。如勃隆斯基·希兹基洛夫公式和阿萨图良公式等。这些公式都表白，D:与管径、管长、水力摩阻系数、油品粘度、流动速度和流态关于。因而当管内油品流速和温度发生变化时，也会影响混油量变化。管内油品温度常随季节或管段地区温差而变化，而油品流速变化常是由于管径变化和地形高差引起。
3.1.5 管道首站初始混油量影响
在输油首站开始两种油品交替时，倒换过程如下:一方面启动后行油品储罐阀门，同步逐渐关闭前行油品储罐阀门，实现输油批量交替。在油罐切换短暂时间内，两种油品同步进人首站泵吸人管道，形成初始混油。初始混油量大小取决于切换油罐速度、首站泵吸人管道布置和首站排量。
由计算成果可知，在管道首站产生初始混油对短距离管道影响是很大，当管道长度增长到300km时，初始混油影响已不明显。因而，采用办法减少初始混油对短距离管道有效，但对长距离管道效果较小。
3.1.6 泵站影响
实践表白，混油段每通过一种泵站或中间分输站，混油长度就有所增长。普通来说，泵站使混油增多重要因素是:l)切换油品时，阀门开关不及时;2)站内管汇和管件处发生涡流;3)泵内叶轮激烈剪切。
据资料简介，在泵机组串联运营泵站上，混油以“从泵到泵”方式通过泵站时所增长混油量，相称于通过10个1km长直管段时所增长混油量。
3.1.7 停输影响，
在油品输送过程中发生管道事故或筹划内维修工作，都会导致管道暂时停输。停输时混油量增长，与停输时间、线路地形及密度差等因素关于。普通以为:停输时棍油段处在高差大山坡地带，且密度大油品正位于高处时，混油量会有较多增长。
国内顺序输送实验中，曾把运营了368km柴油混油段中一某些停在880m长、高差166m山坡地带，山顶处是柴油，停输285小时后继续运转。正常状况下，1％一99%浓度范畴内混油长度为1650米，但因停输而增至2250米，即增长了36%。因而，为了减少混油，在油品交替时应尽量避免停输。
3.1.8 输送方式影响
当前依照泵站间互相联系方式，输送方式可分为“旁接油罐”和“从泵到泵”两种。由于“旁接油罐”输送方式中，运用旁接油罐进行缓冲和流量调节，使两种油品同步存储于同一油罐，且罐内存油不断地与进罐油品掺合，导致混油量增长。此时，若后行油品密度不不大于前行油品，导致混油量更多。相比之下，“从泵到泵”输送方式避免了这一缺陷。
3.2 减少混油量办法
针对上述混油量产生因素，可以通过如下办法减少混油量:
3.2.1 决定输送顺序时，应遵循粘度大油品顶替粘度小油品;选取性质相近几种油品进行顺序输送，并把性质最为相近两种油品相邻输送。同步还应遵循如下原则:
l)避免不可混合油品持续放置;
2)相似型号产品应持续放置，如把馏分产品集中在一起输送;
3)避免粘性明显不同两种产品持续放置。
3.2.2 成品油管道设计时要权衡混油损失和管道工程造价及运营效益，优化顺序输送批量和批次。运营时，在起点和终点、分油点、进油点储罐容量容许前提下，尽量加大每种油品一次输送量。
3.2.3 顺序输送管道运营时普通应控制在紊流状态下运营;两种油品交替时应尽量加大输送速度。
3.2.4 在保证操作规定前提下，尽量采用最简朴流程，以减少基建投资与混油损失。工艺流程应做到盲支管少，管路扫线、放空没有死角;线路上应尽量少用管件，以减少也许存积死油及增长混油因素;转换油罐或管路阀门应安装在接近干线处，并采用迅速遥控电动或液动阀门，减少切换油品时初始混油。
3.2.5 设计泵站时应力求管汇简朴、平滑，减小涡流，切换流程采用自动控制等。
3.2.6 顺序输送管道应尽量以“从泵到泵”输送方式运转。若以“旁接油罐”方式运转，各中间泵站应设立与所输油品品种数量相等旁接油罐，并在混油管段流经中间泵站时，切断该中间站旁接油罐，实现“从泵到泵”输送工艺。否则，不但使管路内混油大大增长，并且会使旁接油罐中纯净油品变为混油。
3.2.7 更换所输油品前应做好周密准备，油品交替时不容许半途停输。必要停输时，应尽量使较重油品停置在线路低处，并关闭混油段两端线路截断阀门。
3.2.8 当管线存在翻越点时，翻越点后自流管段内油品不满流以及流速陡增会导致混油，因而应采用办法尽量消除翻越点。
3.2.9 混油头和混油尾应尽量收人大容量纯净油品储罐中，以减少纳人混油罐混油量。除了上述普通技术办法外，还可以采用某些专门办法来减少混油量:
3.2.10 机械隔离，即将隔离物置于两种油品界面处与管内壁紧密接触，且随油品沿管道向前推动，以避免两种油品之间直接接触。
惯用机械隔离器有橡胶隔离球和皮碗式隔离塞两种。

近二十年来，国内外大量使用隔离球。与隔离塞相比，隔离球弹性好、密封性能高，对管和大曲率弯管通过性能强，使用寿命可达1000公里，且便于实现收、发球作业自动化。使用时，可在混油段中投放25个隔离球，并使混油段在整个输送过程中始终处在首、末两个隔离球之间。经验证明，投放更多隔离球对改进隔油性能并无明显效果。
3.2.11 液体隔离塞，即在两种交替油品之间注人缓冲液。可作液体隔离塞物质有:与两种油品性质相近第三种油品，两种油品混油，水(或油)凝胶体和其他化合物凝胶体。使用成品油作液体隔离塞时，其性质与所输两种油品性质要有较好相溶性，即隔离塞可以大量地补充到两种成品油中去。隔离塞长度取决于缓冲液与所输油品相溶限度和输送条件。例如，汽油和柴油交替时，在两种油品之间放人一段煤油(或汽油与柴油混油)，由于汽油和柴油容许混人油(或混油)浓度比汽油中容许混人柴油或柴油中容许混人汽油浓度要大若干倍，从而使需要解决混油量减少。
4、成品油输送管道站间清管扫线办法
4.1、站间清管扫线方案及技术规定
4.1.1 方案拟定
依照清管前所具备现场条件以及业主对工期规定,为保证清管扫线质量,决定对全线进行三次清管扫线,一次站间试压。顺序为:清管扫线—清管扫线—清管扫线—站间试压—清管扫线投油。清管方向为由东向西,沿油流方向清管,即从海炼化首站方向上水,向萧山油库方向进行扫线。因首站至101#桩段2.5 km出站管道未竣工,因此第一、二次清管扫线,仅进行101#桩至萧山油库墙601#桩间153.5 km管线清管扫线,待首站至101#桩段2.5 km出站管所有安装、试压、清管扫线(清管两次以上)、连头完毕,进行第三次清管扫线及站间试压,区段为首站工艺区发球筒至末站工艺区收球筒之间。因首站外输泵在9月28日才干试车完毕,为保证工期,第一、二次清管采用离心泵进行清管扫线,第三次采用首站外输泵进行清管扫线。
4.1.2 技术规定
(1)清管扫线最大压力不能超过管道工作压力。
(2)为减少投产输油时成品油内混入空气,三次清管扫线均采用镇海炼化厂区供水管道内清水作为扫线和试压介质。
(3)清管扫线时上虞分输阀室需设立排污装置。
(4)采用聚氨酯皮碗型电子定位清管器进行清管扫线,其直径过盈量应不不大于管内径5%。
(5)清管扫线质量检查原则:管道末端排出水必要是无泥沙、无铁屑干净水,清管器到达末站后必要基本完好。
(6)站间清管扫线及试压完毕后,在投产前,整个管道内应所有布满清水。
4.2、清管扫线及试压重要设备(表1)

表1清扫线及试压重要备
4.3、清管扫线办法
清管扫线分三次进行,第一次环节如下:
(1)在101#桩及601#桩处分别安装上暂时收、发球筒,在距暂时收球筒进口和暂时发球筒出口2.0m主管道上分别安装一种机械式清管球通过批示仪。
(2)从厂区供水管网至暂时发球筒接一条长1.5 km、D219×6mm暂时上水管线。
(3)在暂时收球筒上接一条长30m、D219×6mm排污管线,将清管时从管道中扫出污水排至河中。
(4)先装入聚氨酯皮碗型电子定位除锈器,边除锈边清管,除锈器在管道中行进约1km (依照进水量计算)后,再发送1个聚氨脂皮碗型电子定位清管器。因清管扫线距离长,因此在使用前应对清管器上电子定位发射机进行信号检查,以保证安全可靠。
(5)清管扫线时,派专人携带通过批示仪沿线巡视,重点检查水平定向钻穿越及线路弯头转点处,沿线共设立30处监测点。清管时如发生卡球现象,应逐渐增大推扫压力,但最大推球压力不得超过管道设计压力。必要时依照测定位置,割管清堵,清堵完毕后重新进行清管扫线。
(6)为减少清管时收球筒端杂物堆积量和清管器运营中阻力,清管时打开上虞分输阀室内支线阀门,进行排污及放空。当清管器通过上虞分输阀室后,关闭该阀门。
(7)清管器到达收球筒内后,即完毕第一次清扫线。清管扫线平面布置见图1

第二次清管扫线采用2个聚氨酯皮碗型电子定位清管器,清管扫线办法环节与第一次相似。
在第一、二次清管结束后,拆除101#和601#桩处暂时收、发球筒及暂时上水、排水管道,待首站至101#桩段2·5 km出站管道所有安装、试压、清管扫线完毕,进行101#桩及601#桩连头施工,将长输管线与首末站工艺管道、工艺区收发球筒及首站外输泵连通,在首末站内工艺管道安装、试压、清洗及首站外输泵试车完毕后,进行第三次清管扫线及站间试压。
采用首站外输泵和2个聚氨酯皮碗型清管器扫线清管。扫线用清水采用首站内2×104m3油罐内储水。为了不使管道中清扫出污物进入萧山油库内,在收球筒上接出一长30m,D325×7mm暂时排污管道,将污水排至油库外河中。
4.4、站间试压
当站间清管扫线完毕后,以上虞分输阀室内截断阀为界按设计压力进行站间试压。由于东西两段设计压力不同,因而采用分段试压法进行试压。办法是将全线管道压力升至2.5MPa,先进行西段(上虞分输阀室—萧山油库)试压,合格后关闭上虞分输阀室内截断阀,将东段(镇海炼化首站—上虞分输站)压力升至6·27MPa。为防止因截断阀关闭不严导致西段压力升高,东段试压时,应将西段萧山油库内放空阀打开。
5、国内成品油管道工程设计中某些问题
5．1成品油管道工艺特点与其工艺设计关系
5.1.1成品油管道工程应包括三大工艺内容
(1)密闭输送流程　管道规范规定油品管道应采用密闭输送流程。但是,在较长成品油管道工程优化设计中,有也许采用全管道分段密闭做法,不必强求全线密闭。
(2)顺序输送方式　无论在国内还是在国外,顺序输送方式都已成为普遍履行输送方式,对其技术成熟性和经济合理性不必存疑。
(3)持续输送运营　长输管道工程采用持续输送运营设计,可以明显减少工程投资,简化运营管理,提高管道运营效率,延长管道使用寿命。顺序输送各种油品时停输将会增长混油量,对油品质量不利,因而成品油管道不适当间断输送。
5.1.2成品油管道瞬变动态工艺特性调控在成品油管道运营过程中,各种油品及其界面在管道中不断地经历着位置和高差变化。当输送油品数量和批量有所变化时,相随管道运营状态也将发生变化。成品油管道瞬变动态工艺特性体现为,每个泵站和管道全线都在变流量和变压力下运营。因而,在成品油管道工程工艺设计中,必要要有动态模仿计算设计某些。应详细分析成品油管道每个输油泵站和每段站间管道工艺现象,以拟定管道详细调节控制方式。最佳控制方式应是最小节流耗能,甚至不加控制“放任运营”。成品油管道不也许实行“恒定流量”或“恒定压力”调节和控制运营。在当前国内成品油管道工程设计中,普遍采用调频控制方式和调频泵组方式,但缺少对管道工艺特性进行详细分析和使用效果进行评价内容。
5.1.3输送任务变动性与适应性设计成品油管道工程设计启输量与管道设计目的年最大输油量之间会有极大差别。由于各种因素引起管道输油任务较大变化是不能用普通调节方式解决,需要考虑管道输油适应性设计问题。通用解决办法普通有“组站”和“调泵”两种,组站就是针对不同输量任务,启动不同数量或不同位置泵站,合用于管道较大输量变化;调泵就是做好“选泵(拟定单泵性能、规格)”、“组泵(串或并联、喂油与外输以及多泵组合运营)”和“配泵(考虑机组备用)”设计。
5.1.4关于顺序输送其他工艺设计问题
(1)顺序输送油品批次　在当前还不易精确计算出顺序输送油品优化批次状况下,不妨采用国内外比较通用做法,即取年批次值在25~35次(顺序循环周期约为15~10 d)之间为宜。
(2)顺序输送油品分输方式和分输设计　当前顺序输送油品分输方式有“集中分输”和“细流分输”两种,出于运营管理和系统稳定考虑,各有偏重。事实上,对于实际成品油管道工程都是“量身设计”,在同一条管道不同站间,对于不同泵站,可以采用不同设计压力级别、管径和油品分输方式。
(3)分段变径优化设计　分段变径是成品油管道工程优化设计核心某些。针对不同状况供油对象,需要拟定管道分段变径最小限制输量和优化准则,并编制通用分段变径优化设计软件。
(4)分支管道设计　在何种条件下,成品油分支管道采用单管顺序输送或是多管专管输送;在何种条件下,分输点宜设储罐单独形成分输系统,对这些问题应建立参照原则。
5.2成品油管道混油特性与其混油设计关系
5.2.1分析顺序输送混油特性,优化混油量计算
对于运营长距离成品油管道,可以检测出一种混油段里汽油和柴油之间混油浓度,得到混油特性曲线。依照特性曲线可以分析出混油段中所包括混油普通规律性,混油段头部(1%~25%混油浓度范畴内)混油浓度变化较快,混进后行油品数量很少;混油段尾部(85%~99%混油浓度范畴内)混油浓度变化很慢,混进后行油品数量也不多;具备真正混油意义混油段中部(25%~85%混油浓度范畴内)混油数量仅占所有混油段总混油数量30%左右。
GB 50253《输油管道工程设计规范》中规定了混油量计算公式,合用于理论研究用1%~99%混油浓度范畴内全混油段混油量计算。但应当考虑到实际应用中混油量,仅为全混油段混油量30%左右。当前成品油管道工程设计是依照全混油段混油量来设定混油罐罐容和混油拔头装置解决规模,导致严重挥霍,应尽快开展研究,优化设计。
5.2.2对混油解决方式探讨
近年来,国内设计大型成品油管道工程多采用在管道终点设立混油拔头解决装置,集中解决全管道产生混油量办法,装置投资大,解决费用高,运用率也很低。在实际管道运营过程中,无论是在管道中间分输,还是在管道终点接油,均可以对混油段进行“掐头去尾”解决。跟随先后行油品进入大型储罐,储罐中混油浓度会是很低;对于剩余混油段,可采用掺合法或提炼法进行解决。
5.3管道工艺系统方案优化
管道工艺系统方案优化是成品油管道工程设计最核心某些。一方面,应建立一种规范化、定型化管道工艺系统方案优化技术经济比较表,表内至少应包括几方面内容,即依照经验“经济流速”,提出三个管径方案;提出拟比选管型、管材和设计压力级别;通过工艺计算列出“管径—站数”工程基本构成;管道工程、站场工程及共计投资;钢材用量及费用;输油能耗及费用;年运营费用;方案费用现值等。
另一方面,应制定管道工艺系统方案优化综合分析评价体系。该体系至少应考虑几方面因素,即方案费用现值指标应是方案优化评价重要根据,但不是方案定案唯一原则;在环境恶劣高原、荒漠、大森林和边境地区,“尽量少建泵站”应是一项重要考虑因素;避免因追求过度优化,需要过各种类器材,而导致供应承担;必要分析管道工程经济指标,例如投资使用状况、输油成本及收费等;分析方案应考虑运营灵活性和发展适应性;对“单站一泵究竟”方案合用性应进行技术经济分析。对以上各因素有必要规定权重分值,制表打分,并作为方案比选重要根据。
最后,应对管道工艺系统方案优化技术经济比较表提出附带阐明书和计算书,作为可行性研究报告正式附件。对管道与泵站工程投资综合指标、引用数据和单价、各方案水力计算。

参照文献
［1］、严大凡.输油管道设计与管理〔M〕.北京:石油工业出版社，1989.
［2］、杨筱茜张国忠.输油管道设计与管理〔M〕北京:石油大学出版社，1996.
［3］、M.B.卢里耶夫，成品油顺序输送与最优化〔M〕.北京:石油工业出版社，1969.
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