成品油管道工艺系统设计探讨

成品油管道工艺系统设计及关键设备研究

1 基础数据.................................................................................................................. 3

1.1水力计算基础数据 . ............................................................................................. 3

1.2热力计算基础数据 . ............................................................................................. 4

2输油管道水力热力计算............................................................................................. 6

2.1 计算公式 . ............................................................................................................ 6

2.2 计算步骤框图 . .................................................................................................... 9

2.3站内水力计算 . ................................................................................................... 10

3成品油管道系统输送工艺....................................................................................... 10

3.1顺序输送与专管输送工艺 . ............................................................................... 10

3.2输送顺序确定 . ................................................................................................... 10

3.3分输与注入 . ....................................................................................................... 10

3.4输送批次与罐容 . ............................................................................................... 11

3.5混油计算 . ........................................................................................................... 13

3.6混油切割 . ........................................................................................................... 15

3.7混油处理 . ........................................................................................................... 16

3.8设计中应考虑的减少混油措施 . ....................................................................... 18

4直接水击增压计算................................................................................................... 19

4.1 水击的本质及成因 . .......................................................................................... 19

4.2水击压力公式推导 . ........................................................................................... 19

4.3水击压力公式的分析和应用 . ........................................................................... 20

4.4水击压力危害 . ................................................................................................... 23

4.5成品油管道水击过程分析 . ............................................................................... 23

5长输管道水力热力工况计算................................................................................... 25

5.1 常规水力热力稳态计算 . .................................................................................. 25

5.2 SPS软件计算 .................................................................................................... 25

6主要设备选型计算................................................................................................... 29

6.1 关键参数的确定 . ............................................................................................ 29

6.2站内工艺设备选型 . ........................................................................................... 33

第 1 页

7大落差管道输油工艺............................................................................................... 41

7.1设置减压站 . ....................................................................................................... 41

7.2分段压力设计（变壁厚） . ............................................................................... 43

7.3泄压阀 . ............................................................................................................... 44

7.4 压力调节阀 . ...................................................................................................... 45

7.5 利用SCADA 系统及相关设备进行水击保护和全线压力自动控制 ........... 45

7.6 大落差管道减压站流程设计的建议与探讨 . .................................................. 46

7.7 结论 . .................................................................................................................. 47

1 基础数据

根据《输油管道工程设计规范》GB50253-2014中3.1.6的规定：输油管道

系统输送工艺设计应包括水力和热力计算，并进行稳态和瞬态水力分析，提出输

油管道在密闭输送中的控制方法。本次主要研究水力计算及瞬态工况分析确定管

道保护参数。

1.1水力计算基础数据

1）输油量

管道不同油品逐年（分月或季度）任务输量，若有分输和注入的，还需提供

各分输注入点输量，管道设计输量以各油品年输量总量计算，年工作天数按350

天计算管道的小时流量，以确定管道各段设计输量。

事例如表1.1-1和表1.1-2。

2）成品油物性

油品物性由业主提供，或者根据炼厂化验数据确定。事例如下：

第 3 页

由于不同炼厂同等标号的成品油物性差别不大，在没有准确数据时可以采用

以上数据做参考。

3）管道粗糙度

由于成品油（特别是汽油）粘度较小，当流速较大时管道可能进入混合摩擦

区和水力粗糙区。管道当量粗糙度当无可靠数据来源时参考《输油管道工程设计

规范》GB50253-2014 P73附录D （建议取值54-125微米）。根据现有管道设计

经验，长输成品油管道应尽量使其位于水力光滑区（部分项目也可能在混合摩擦

区），以减少粗糙度对阻力的影响。

4）线路纵断面图

线路纵断面图是管线长度与沿线高程按一定比例画在直角坐标系上的图形，

是工艺、线路设计必需的原始资料，工艺专业可根据图形进行水力计算、确定翻

越点、布置泵站或减压站。在前期方案阶段，在没有地形图时可使用谷歌地球软

件采取高程数据，并通过现场的关键点踏勘，确定线路的起终点、线路长度，作

出线路纵断面图。在初步设计阶段可用线路测量资料生成准确的线路纵断面图。

1.2热力计算基础数据

1）成品油输送温度

成品油正常情况下应采用常温输送工艺。最高输送温度应保证油品饱和蒸汽

压低于管道地区的大气压。地温较高地区应考虑摩擦热对油品温度的影响，需要

的情况下还需降温输送。

对于地温较低地区输送0号、5号柴油等凝点较高的油品，应保证输送温度

高于凝点3-5度，否则应更换输送油品标号，需要的情况下需要加热输送（但宜

尽量避免）。

2）气象资料

地温作为管道散热的环境温度直接影响管道内的温度变化，因此应有管道埋

深处的大地逐月地温数据。事例见表1.2-1和表1.2-2。

气温数据：需提供月平均气温和年最高气温。月平均气温用于储罐维温计算，

最高气温用于核算泵吸入性。

3）油品比热容

优先选取实验数据，无数据情况下也可取经验值1.9kJ/kg.℃。

4）总传热系数

成品油管道一般采用常温不保温输送工艺。以D457管道为例，一般取

1.8~2.3 w/（m 2. ℃），部分地下水位较高或稻田等湿度很大的地区，可取到

3.0~3.5 w/（m 2. ℃）。详细可参考《油气集输设计规范》GB50350-2005附录D

中的数据。

对于有详细的土壤物性等参数情况下，总传热系数也可根据式2.1-7计算得

到。

5）其他参数

若有添加减阻剂考虑的应补充相关试验数据。

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2输油管道水力热力计算

2.1 计算公式

计算公式采用《输油管道工程设计规范》GB50253-2014中P6第3.2节公式

3.2.6-1。

1）水力计算公式

L V 2

h =λ∙ （2.1-1） d 2g

V =4q v （2.1-2） 2πd

水力光滑 λ=0.31645= 1.8lg （Re

Re =ρDV （2.1-4） μ

式中： h-管道沿程水力摩阻损失（液柱）（m ）；

λ-水力摩阻系数；

L-管道长度（m ）；

d-管道内径（m ）；

V-成品油在管内平均流速（m/s）；

g-重力加速度9.8m/s2

q v -平均温度下成品油体积流量（m 3/s）

Re-雷诺数，无量纲数

μ-油品动力粘度，Pa.S

ρ-油品密度，kg/m3

注：根据成品油管道的设计经验，经济流速一般都在紊流水力光滑区（其

中小于Re

流速过低（层流）将使得混油显著增加。流态划分按照《输油管道工程设计规范》GB50253-2014 P73附录D 进行，本文不再详述。

2）热力计算公式

12t av =t 1+t 2 （2.1-5） 33

t R -t 0-b gi K πD =e al a= b= （2.1-6） t L -t 0-b ca GC

式中： tR —管道起点温度（℃）；

TL —管道末点温度（℃）；

t 0—埋地管道中心处最冷月份平均地温（℃）；

L —管道计算长度(m)；

C —输油平均温度下液体比热容[J/（kg·℃）]；

D —管道外径(m)；

G —管内液体流量（kg/s）；

K —管道的总传热系数 [W/（m 2·℃）]，D273.1取1.04，D219.1

取1.15；

i —油流水力坡降；

g —重力加速度，m/s2；

a,b —参数代号

t av —平均输油温度（℃）；

t1 —成品油的起点温度（℃）；

t 2 —成品油的终点温度（℃）；

3）埋地保温管道总传热系数计算。

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K =1

πD b (+ln +ln b +) πa 1d 2πλd 2πλb D πa 2D b （2.1-7）

a 2=2λtu （2.1-8） 4h D b ln D b

式中d —钢管内径，m

D —钢管外径，m

D b —保温层外径，m

a 1—钢管内热油与钢管传热系数， w/（m2. ℃）；

a 2—保温层与环境传热系数，w/（m2. ℃）；

λ—钢管导热系数，w/（m. ℃）

λb —保温层导热系数，w/（m. ℃）

λtu —土壤导热系数，w/（m. ℃）

K —管道总传热系数，w/（m 2. ℃）

括号中的每一项代表对应的热阻, 钢管内油品与钢管的传热热阻以及钢管本身的热阻很小，一般可忽略

2.2 计算步骤框图

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注①：输入数据包括管道输量、管径、地温、计算段管长、管道总传热系数等水力、热力基础数据注②：用式（2.1-2）

注③：成品油粘度随温度变化较小，大部分情况可以根据输送温度取值。若为精确计算，可以先进行粘温数据函数化，根据管道输送工况的起、终点温度计算对应输送条件下的粘度。注④：用式2.1-4计算雷诺数注⑤：用式2.1-1。 2.3站内水力计算

站内摩阻主要是集中于过滤器、流量计、调节阀，可采用当量长度法按公式2.1-1计算站内摩阻。若无详细数据资料的情况下可取经验值0.3-0.4MPa 。

3成品油管道系统输送工艺

3.1顺序输送与专管输送工艺

顺序输送采用单管顺序输送多种油品。优点：管道利用率高，输送效率高，缺点是产生混油。专管输送的优缺点与单管顺序输送正好相反。

适用场合：对于长距离（50km 以上）多油品，特别是油品种类较多，输送距离较长，部分油品需求量较小的宜采用单管顺序输送工艺。而对于站场内、距离短（2km 以内）以内的多油品输送，宜采用专管输送工艺。对于距离介于两者之间的站外管道可以做出经济对比后，具体项目具体分析。

站外长输管道采用顺序输送，可显著降低管道线路工程投资，且混油可控，混油界面较容易界定。而站内管道采用专管输送，管道投资增加较少，能明显减少混油量和混油界面。 3.2输送顺序确定

成品油应将物性相近的油品紧邻排列。如97号汽油-93号汽油-航空煤油-柴油-航空煤油-93号汽油- 3.3分输与注入

分输可以分为集中分输和平均分输。

集中分输是指仅分输纯净油品，混油段继续输往下一站。适用于输量较大，单个批次单个油品输送时间较长且中间站不具备处理混油条件的长输管道，混油全部在末站处理。集中分输的特点就是中间站不分输混油，集中分输流量大，分输时间相对较短，优点是减少了中间站的混油处理环节，提高了中间站罐容利用率，缺点是增加了分输控制的复杂度和难度。

平均分输就是不回避混油，既分输需要的油品，也分输混油。对中间站来说，缺点是增加混油罐，需要考虑混油处理，优点是分输控制相对简单。

两种分输方式无明显的互斥性，可以根据项目中各站场情况具体分析。 3.4输送批次与罐容

按一个预定的油品输送顺序完成输送任务称为循环周期，一年内完成的的周期数称为批次。

批次数量直接关系到罐容的计算。由于成品油顺序输送的原因，罐容必须满足至少能满足一个批次中单一油品的储存需要。则批次数越少，单个批次的油品量越大，需要的罐容越大；但批次越多，则输送同样数量的油品混油界面增加从而导致总的混油量增加。

批次数量过少，显著增加罐投资；批次过多，单一批次中单一油品的过站时间太短，既增加混油也给分输注入控制和全线运行调度增加难度。因此，批次数量存在一个相对优化值，需要进行经济比选确定。

事例如下：

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图3.4-1 不同输送批次下费用现值比较图

由费用现值图3.4-1可以看出，刚开始随着批次数增加经济性效果明显，但当批次数增加至30以后，经济性随批次数增加不再明显。上图中41批次/年的费用现值越低，但每个循环批次为8.54天，其中0号柴油的输送时间为5.76天（138.36h ），93#汽油和93#E组分汽油的输送时间为2.78天（66.52h ），汽油的输送时间短，操作频繁。考虑管道运行的合理性，按照30批次/年输送将延长汽油的输送时间，对生产运行有利，且经济性也相对满意，因此确定输送批次为30次/年。 3.5混油计算

（1）公式法

混油计算可以采用《输油管道设计与管理》（杨晓蘅主编，中国石油大学出版社2006年5月，下文中提到的教材均指本书）P278理论计算公式6-41（见式3.5-1），也可以采用该教材P279经验公式6-43即Austin 公式（见式3.5-2）。两者计算结果差别不大。

C =4α （3.5-1）

式中： C-混油段长度（m ）；

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α-修正系数，与雷诺数及混油浓度范围相关（一般取1.2-1.3）；

L-管道长度（m ）； d-管道内径（m ）；

Re pj

-根据混油界面两种油品平均粘度计算的雷诺数；

C =-0.1 （3.5-2）式中： C-混油段长度（m ）；

L-管道长度（m ）； d-管道内径（m ）；

Re-根据式3.5-3混油粘度计算的雷诺数，应大于根据式3.5-4计

算的临界雷诺数。

混油粘度估算

lg lg (ν⨯106+0.89)=lg lg (v A ⨯106+0.89)+lg lg (v B ⨯106+0.89)22 （3.5-3）

式中 ν——混合成品油粘度，mPa.s

v A ——A 油粘度，m 2/s； v B ——B 油粘度，m 2/s

Re lj =10000e 2.72d （3.5-4）

式中

0.5

Re lj

——临界雷诺数

经验公式应用范围更广，国标《输油管道工程设计规范》GB50253中也推荐使用。经验公式默认了混油浓度区间为99%-1%，而公式6-41可以根据需要设定混油浓度区间（如97%-3%）；若采用经验公式计算也可以根据理论公式中的αZ 值换算比例。

上述两个公式适用于等管径等输量情况。而长输成品油管道存在分输注入工况，并随着分输注入改变下游管径，从而引起管径、流速、雷诺数等与混油计算有关的参数改变。对于此种工况，教材中介绍的公式存在大量的微积分计算，不便于操作和理解。根据《成品油顺序输送分输和变管径混油量的计算》（陈庆勋油气储运1999年，第18卷第1期）中介绍的思路，采用当量长度的概念，利用上述两个公式计算分输注入后参数改变的工况，但该方法必须分段进行。

具体思路为：A 、B 两段参数不一致，则利用上述公式计算出A 段的混油量，将计算出的A 段混油量按B 段参数带入公式，折合成B 段的长度（即按照B 段参数产生同样混油的长度），将A 段折合成的长度加上B 段的实际长度，作为计算B 段混油的总长度即可算出到达B 段终点的总混油。

（2）软件模拟计算法

采用SPS 软件模拟计算。SPS 中采用SCLPROP 状态方程可以模拟顺序输送油品的扩散，通过在运行模型过程中密度检测可以确定混油界面、混油量, 但对油品密度相差较小的汽汽混油界面很难确定混油段。 3.6混油切割

一般以99%~1%的油流作为混油段，对于油品物性接近的汽汽混油、柴柴混油可以适当取窄浓度区间（如97%~3%）。

两段切割：选取合适的浓度分界点，直接切入前后两种油品储罐，无混油罐，适用于油品性质相近，掺混比例大的油品。如不同标号的汽汽混油、柴柴混油。

三段切割：混油段掐头去尾分别进入前后纯净油品储罐，中间段进入混油罐。四段切割：混油段掐头去尾分别进入前后纯净油品储罐，中间段分成两段分别进入富含A 和富含B 油品的混油罐。

五段切割：混油段掐头去尾分别进入前后纯净油品储罐，中间段再分为富含A 、富含B 、AB 各一半共三段。

混油切割应根据混油油品性质和管道输量确定分段切割方式，需要的情况下还需结合混油处理费用进行经济比选，以确定最佳的切割方式。

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3.7混油处理 3.7.1混油处理方式

混油处理常用的方式有掺混和重新炼制加工两种。两种方式首选掺混。对于油品物性相近的混油，如不同标号的汽汽混油、柴柴混油，宜根据油品质量潜力采取掺混处理，剩余混油可采取降级处理。

对于油品物性相差较大的混油，如柴汽混油，当管道输量小，年混油量少，混油罐距离炼厂较远时，可以采用掺混方式处理，剩余少量混油可以作为燃料油处理。当管输量大，混油量较大时，宜采取重新炼制加工处理。 3.7.2混油掺混计算

在油品掺混处理过程中，首先将富含某种油品的混油段切割进入专用的混油罐，然后通过掺混泵按比例将混油掺入油品相近的储罐中或者在线掺入管线来油中。掺混比例的确定以保证油品质量为前提，即混油掺混量必须控制在质量潜力允许的范围内，汽油中掺混柴油主要控制汽油的终馏点（干点），柴油中掺混汽油主要控制柴油的闪点，两种汽油掺混主要控制其辛烷值。掺混前应确定来油具有质量潜力，并对混油进行化验确定掺混比例，掺混后再对掺混后的油品进行化验，化验合格后供用户使用。（1）油品的质量潜力

（a ）柴油和汽油相互掺混进行计算。

对于柴油主要控制其闪点，汽油控制其干点和辛烷值；一般而言，炼厂出产的柴油实际闪点均高于国标中规定的柴油闪点，汽油的实际干点和辛烷值也略高于国标中规定的汽油最低干点和辛烷值。在掺混时，要控制处理后的柴油的实际闪点和汽油的实际干点、辛烷值符合国标规定。教材混油掺混计算采用前苏联经验公式。

中国石油管道科技研究中心李会朵、梁静华等以GB 17930-2006《车用汽油》和GB/T 19147-2003《车用柴油》规定的质量控制指标和测试方法为依据, 结合国内顺序输送管道运行的实际情况, 针对特定管道开展了顺序输送油品的掺混实

验。结果表明:在柴油中掺入汽油, 对掺混比例最敏感的质量项目是闭口闪点; 在汽油中掺入柴油, 受到显著影响的质量项目有终馏点、研究法辛烷值、抗爆指数, 而终馏点的敏感性表现最突出。依据测试结果, 以敏感质量项目为控制目标, 推荐了生产实际可采用的临界掺混比例计算公式。（参见李会朵等. 成品油混油掺混实验与临界掺混比例计算. 油气储运，2011，30（3）：180 - 182）

汽油中掺混柴油的允许浓度和柴油中掺混汽油的允许浓度按照以下公式计算：

K 柴

t a ]-t a [＝

16.7 （3.7-1）

K 汽＝0.061t b （3.7-2）

式中：

K 柴K 汽t a

－柴油混入汽油中，柴油的允许浓度，％；－汽油混入柴油中，汽油的允许浓度，％；

－有一定质量潜力的汽油的实际终馏点，℃；

[t a ]－国标中规定的汽油的允许终馏点，℃（205℃）；

t b

－有一定质量潜力的柴油的实际闪点，℃；－国标中规定的柴油的允许闪点，℃（55℃）；

[t b ]

（b ）汽汽掺混计算

低牌号汽油掺入高牌号汽油时，低牌号汽油的允许体积百分比浓度按下式计算：

K 辛＝

N (N 2-N 1) -N 2(N -N 1)

×100％

(N -N 1) N 1

（3.7-3）

式中： N －高牌号汽油在国标中规定的最低辛烷值；

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N 1N 2

－低牌号汽油的实际辛烷值；－高牌号汽油的实际辛烷值。

油品质量潜力事例如下：国标中规定柴油和汽油的质量控制指标和根据呼石化炼厂油品实际质量指标见表3.7-1。

（2）混油浓度计算

根据质量潜力公式计算的是纯净油品能掺入的另一种纯净油品的比例。而多数情况下，混油采用两段切割，若将99%-50%段富含A 油的混油掺入A 油品中，则还需计算该混油段中贫油B 油品的浓度。

根据计算，按99%-50%切割混油的，贫油浓度理论值约为17%；按97%-50%切割混油的，贫油浓度理论值约为20.6%；按95%-50%切割混油的，贫油浓度理论值约为23%。

3.8设计中应考虑的减少混油措施

1) 根据管道输量合理确定管径，控制油品流速，避免输量过低时产生过多混油。

2) 全线采用密闭输油流程，避免中间环节造成混油增加。

3) 合理安排油品输送顺序，将油品性质相接近的油品相邻排列输送。 4) 优化首站流程，缩短油品切换时间，减少起始的混油量。

5) 应尽量不用变管径和复管, 尽可能减少支盲管, 因为这几种情形均会使混油增加。尤其当干线和复管管径不同时, 干线和复管内的流速不同, 在干线和复管的汇合处造成强烈的混油, 增加混油量

6) 末站或分输站应提高界面检测仪表的精度和流程切换速度，及时进行油品切割。

7）合理利用有效罐容，在小输量时候适当减少批次数从而减少混油界面和混油量。

8）首站应尽量减少不同油品油罐切换的时间, 减少初始混油量。特别是对短距离管道影响较大

4直接水击增压计算

4.1 水击的本质及成因

水击过程的本质是能量转换过程，是能量守恒定律的客观体现。水击过程实质就是动能转换为压力势能的过程，其过程类似于弹簧振子振动过程中动能与势能的转换过程。

4.2水击压力公式推导

P 0+ΔP

图4.2-1 近阀门处液层

当阀门突然关闭时，停下来∆S 段液体的质量为ρA ∆S , 其中A 为管子截面积。此部分液体受阀门阻挡而被压缩，增大的总压力为∆P ∙A 。根据动量原理（物体动量的改变量等于它所受合力的冲量）可以写成：

∆P ∙A =ρA ∆S (0v -0)

∆t （4.2-1）

或 ∆P =ρ∆S

∆t v 0 （4.2-2）

式中 ∆P ——水击增压，Pa

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A ——管子横截面面积，m 2

∆t ——在阀门关闭时间

∆S ——在阀门关闭∆t 时间内停止流动的液体的长度，m

v 0——管内液体流速，m/s

ρ——管内液体密度，kg/m3 而∆S =c 为压力传播速度，则 ∆t

∆P =ρcv 0 （4.2-3）

以上就是直接水击压力的计算公式。从推导过程中可以看出，液体撞击阀门过程中由于受到管道的刚性约束，在将动能转换为压力能的过程中必然将压力传导给约束它的钢管，而此过程则可能造成钢管的破坏，而研究此过程目的就是发现压力变化对管道的影响并采取合理的安全保护措施。

4.3水击压力公式的分析和应用

水击计算公式中输送液体密度、管内液体流速都是很容易获得的参数，因此还需要求出管道内压力传播速度，鉴于压力传播速度流体力学教材都有详细的推导介绍，下面仅给出压力传播速度的计算公式

c = （4.3-1）其中单相液体

c 0= （4.3-2）

单相气体

c 0=d P =d ρ=k R （4.3-3） g T

式中 c 0——输送介质的音速（即压力波速，可以理解成介质在理想刚体中时

的压力波速，理想刚体为弹性系数无穷大的物体），m/s；常见

液体水约为1350～1460m/s，油约为1000～1200 m/s；常见气体

约为300～450m/s。

ρ——管内流体输送工况下的实时密度，kg/m3，液体变化很小可忽略

E ——管内流体弹性系数，Pa

e ——管壁厚，m

D ——管外径，m

E 0——管材弹性系数，Pa

k ——气体绝热系数，

R g ——气体常数，J/（kg.K ）

T ——气体绝对温度，输送工况下的实时温度

P ——气体输送工况下的实时压力，Pa

ρ——气体输送工况下的实时密度，kg/m3

其中 R g =8314 M 为气体分子量 M

从上式中可以看出，水击压力增压正相关的量有输送流体密度ρ、输送流体弹性系数E 、管内流体流速v 0，负相关的量为管径壁厚比

材的弹性系数比D 、输送流体与输送管e E 。 E 0

那么为保证管道安全应使得∆P 尽量小，即应减小正相关量，增大负相关量，而这些量又大体可分为两种，一种是与输送介质有关的，一种是与输送用管管材相关的。下面以不同情况下分析各参数对水击增压的影响。

若管材材质相同，均为钢管，输送液体与常压气体相比，由于液体极难压缩，即弹性系数很大，而气体相对而言极易压缩，因此在相同管径、相同管材、相同流速、相同工况下气体产生的水击压力仅约为液体管道的千分之几（一般为几个kPa 到几百kPa ），因此钢质管道输送气体时的水击现象对管道强度破坏的影响第 21 页

一般忽略不计。

若输送流体为液体，则弹性系数小的管道水击压力将小于弹性系数大的管道，假设一种理想材质的弹性系数能够突变，即在设定压力下弹性系数较大，当超过设定压力时弹性系数迅速减小，这此时发生超压处的管道就可采取快速膨胀变形的方式大大减低水击压力。此假设仅仅方便分析各因素对水击压力影响，目前并未见到相关材质的研发。对于钢质管道，弹性系数一般为205～250GPa ，而水的弹性系数约2.06GPa ，石油约1.32 GPa ，常见气体弹性系数根据输送压力不同变化范围为0.1～20MPa 。因此钢质管道输送液体、气体时近似可看成是流体在理想刚体中，即压力波在输送过程中的传递速度近似等于在流体中声音的传播速度。即

≈1.2，

≈1.1，

≈1 而对于成品油管道，不同油品之间的弹性系数相对差值很小，管材也是普遍选择钢质管道，压力波在油品中的传播速度大约为1000～1200m/s（随温度升高液体的弹性系数减小，液体的密度也减小，压力波传递速度随温度升高应向下取值）, 在钢质输油管道中压力波速度基本恒定，油品密度随压力变化也基本可忽略，因此直接水击压力基本只与管内液体流速相关，直接水击增压可近似写为

∆P ≈γv 0 （4.3-4）

式中 ∆P ——水击增压，MPa

v 0——管内液体流速，m/s

γ——液体的相对密度，输送液体密度与水的密度的比值

对于气液混输管道, 输送介质的音速（即压力波速）可按下式计算

c =

（4.3-5）

式中 V ——混合流体体积

ρ0——混合流体密度

E ——液体的弹性系数

E g ——气体的弹性系数，Pa ；

P ——混合流体输送压力

V g ——气体体积

E g =kP ρ0=ρg

4.4水击压力危害 V g V +ρV L V

（1）水击增压会与管道已有压力叠加，若超过管道的承压能力会造成管道强度破坏。

（2）管道水击发生处后将形成减压波，减压波的传递将降低管道的压力分布，管道中低压点可能形成负压和液柱分离。若高点因低压形成较大的气泡区，再启动过程中由于气泡破裂造成两段液柱相撞形成新的水击高压可能造成管道强度破坏；若在泵入口处形成负压，可能影响泵的吸入并造成泵的气蚀损坏输油泵叶轮。

（3）负压区若存在较大过载还可能造成管道径向失稳变形，因此管道若在翻越点附近穿越公路、铁路等应考虑额外的保护措施，保证管道在负压或接近真空状态下不会失稳变形。

4.5成品油管道水击过程分析

水击过程大体上可分为四个过程，由于水击增压可能造成强度破坏，因此主要以增压波传递过程为说明对象，减压波情况类似。

（1）直接水击增压

管道输送过程中若流体通道被突然截断，则在截断处立刻产生水击增压∆H 1，可以按式（4.3-4）计算。

第 23 页

（2）管道充装

当发生水击后，直接水击产生的水击增压波在向上游传递的过程中，由于水力坡降（管道内沿液体流向存在压力差）的存在，管道内上游液体仍然会继续向关断处流动从而造成新的增压，即充装压力 H 2。水击超前保护就是在水击即将发生（阀门即将关闭时）停止上游输油泵，减少管道充装时间从而降低管道的充装压力。管道充装压力与管道系统参数相关，并随时间变化，一般采用SPS 等软件进行模拟计算。

图4.5-1 水击增压波传递示意图

（3）压力波中和

当水击发生并采取停泵措施后，输油泵后将产生减压波，减压波与增压波相遇将相互中和。从4.5-1中可以看出，增压波随着管道的填充不断产生向上游传递，与此类似，减压波也是连续的波锋向下游传递，因此中和是一个持续的过程，直到减压波中和完为止。

（4）压力波反射与压力平衡

减压波中和完后在波锋相遇处上游段将先达到压力平衡，由于管道水力坡降的存在，下游段将继续填充并产生新的增压波在管道中传递与反射，直至整个管段水力坡降线达到水平管内液体完全停止流动为止。

（5）水击过程分析的意义

水击过程分析能够了解从水击发生到压力平衡各个阶段管道内压力变化，从而调整管道各段的设计压力在整个过程中都应保证管道的设计压力高于任意时刻任一位置的压力值。特别是进站端的管道、设备以及地势低洼处管道，这些地方可能在正常输送时的水力坡降线下不会超压，甚至在直接水击增压下都不会超压，但有可能在压力充装或压力波反射与平衡过程中发生超压工况，因此在确定各段的设计压力和制定水击保护方案时应特别注意水击过程对这些管段的影响。目前水击过程分析计算一般采用计算机编程或者采用已有的成熟软件如SPS 进行计算，对于SPS 软件在水击过程计算中的应用后文再详述。

5长输管道水力热力工况计算

5.1 常规水力热力稳态计算

常规水力热力稳态计算利用第2章节内容中通过计算器等就可以计算，但编成EXCEL 表格公式后可以利用其强大的计算能力实现快速准确的计算。

5.2 SPS软件计算

5.2.1 SPS软件功能简介

SPS （Stoner Pipeline Simulator ）软件几乎能解决气体或液体管线的任何设计和运行问题，包括对管道流体的瞬态分析和控制。最常见的应用有：

1）开车停车步骤分析；

2）稳态分析；

3）泵和压缩机的操作程序分析；

4）顺序输送系统设计；

5）泄压系统设计；

6）天然气输送系统的调峰能力分析；

7）预测管线泄漏的环境影响等。

第 25 页

本文主要论述SPS 软件在成品油管道稳态计算和水击控制保护方面的应用。

5.2.2 SPS建模

SPS 建模方法有两种，一种是利用Model Builder 的图形编辑功能，进行可视化的建模，优点是直观、简单易行，缺点是当管线站场设置量多、类型多时，对各个设备分别输入参数非常复杂和缓慢。另一种建模方法是用SPS 定义的程序语法和代码编写含有各设备及其参数的文本文档，然后将文档后缀改为.inprep 完成建模，缺点是建模过程中没有可视化的图形，要求有清晰的思维和较强的空间想象能力，优点是由于是由文本组成，利于批量编辑（复制、粘贴、修改）用代码定义的设备和参数。两种建模方法既可单独完成也可结合完成。

5.2.3 SPS稳态模拟

在用SPS 模拟稳态时，需要在SPS 的输入文件.INPREP 中按规定的语法输入以下数据：

1) 标题；

2）相态（气体或液体）；

3）单位（英制或公制）；

4）标况条件；

5）全线里程、高程等参数；

6）热力模型；

7）状态方程（如BWRS,CNGA,AGA,SCL,WAX 的等，对于顺序输送的成品油管道常用SCLPROP 方程）；

8）各设备参数（如泵的特性曲线数据）。SPS 将各设备不同运行工况通过函数数据化，达到快速准确的模拟。

5.2.4管道稳态主要控制原则

以下控制原则适用于连续密闭多泵站长输管道，对于间歇输送或单泵站管道应根据项目具体情况适当调整。

5.2.4.1首站控制

首站在出站设调压系统。主泵配有进口低压保护，泵出口、出站配有高压保护。另外出站管线设有出站泄压系统，以确保管道和设备的安全运行。

首站采取出站压力控制（出站流量作为参照），调控中心或站控根据任务输量和压力调整输油主泵运行台数以及出站调节阀的出口压力设定值。

5.2.4.2中间泵站

中间泵站出站端设压力调节阀或变频调速泵。中间泵站采用进泵压力与出站压力选择性调节。在正常情况下，控制出站压力，当泵前压力超过允许值时，系统自动切换到保护性调节回路，控制进泵压力在允许范围内。若设置有变频调速泵的泵站以变频调节为主。

调控中心或站控根据进站油品的管输量和压力调整输油主泵运行台数以及出站调节阀的出口压力设定值。

5.2.4.3末站

若存在翻越点末站进站端应设减压调节阀，设阀前/阀后压力选择性调节系统, 以进站压力为主控回路，阀后压力为保护性调节回路；即在正常情况下，当阀后压力小于阀后压力设定值时保证进站压力在控制器的设定值上，当阀后压力大于阀后压力设定值时以阀后压力控制优先，保证阀后压力不超压。

若无翻越点，则不必设置减压调节阀，但若计量需要，为防止偏流或多点测量的需要应在计量管路上增加具备一定调节功能的阀门。。

5.2.4.4分输站控制

分输泵站（泵前设分输阀）中设分输调节阀，设阀前压力/流量选择性调节系统, 以流量为主控回路，阀前压力为保护性调节回路以保证输油泵的吸入压力高于报警值，保证输油干线的工况稳定。

分输站（分输后无泵）中设分输调节阀，若分输点前无翻越点，设流量/阀后选择性调节系统, 以流量为主控回路，阀后压力为保护性调节回路以保证分输后设备不超压；若分输点前有翻越点，设阀前/阀后压力选择性调节系统, 以阀前第 27 页

主控回路防止高点负压，阀后压力为保护性调节回路以保证分输后设备不超压。

5.2.4.5注入控制

当注入流量变化区间较大时，宜采用离心泵。

注入泵出口管线上设置注入调节阀，设注入压力/流量选择性调节系统, 以流量为主控回路，注入压力为保护性调节回路以保证注入管道不超压，保证输油干线的工况稳定。同时为保证注入工况操作平稳，防止对干线造成过大波动，宜设置回流流程，以方便调节注入参数。

当注入流量相对稳定，但注入压力随干线运行工况不同变化较大时，宜采用螺杆泵等容积泵。注入流量可以采用调速和回流方式调节。

5.2.4.6压力自动保护系统：

（1）泵机组入口、出口设置压力超低、超高停泵保护；

（2）若存在翻越点，且静水压高于末站低压段设计压力，末站进站减压阀

后可设压力超高联锁保护，即减压阀后压力超高报警后应自动截断减

压阀前的电动阀门；

（3）应设置压力超高联锁保护，即分输调节阀阀后后压力超高报警后应自

动截断分输阀前的电动阀门。或在分输调节阀阀后设置泄压阀，设备

超压后自动泄压

5.2.4.7紧急停车系统：各站的进、出口管设置紧急切断阀。

5.2.4.8主要控制参数

（1）出站压力控制应使得流量满足任务输量要求

（2）高点控制压力一般为0.2~0.5MPa；

（3）中间泵站进泵压力一般不低于0.2MPa ，根据泵厂家提供的必须汽蚀

余量确定。

（4）进出站温度应控制在最高、最低输送温度之间，对于不同输量情况下

的温度控制应满足安全、节能的原则。根据大量试算和比较，在满足

进站温度要求的情况下，全线输送平均温度越低越节能。但对于含蜡高的油品，输送温度应尽量避开析蜡高峰区，防止管道出现大量的蜡沉积。

5.2.5水击工况动态模拟

输油管道中发生的水击，产生的原因有很多种，但对管道与设备安全构成威胁的主要有以下两种：

1）泵站因动力中断，输油泵突然全部关闭，出站侧产生减压波； 2）干线截断阀或监控阀室因误操作进、出站阀门突然关闭，进站侧产生增压波，出站侧产生减压波。

水击时的高压波与低压波分别沿管道传播，高压波与管道中原有输油压力叠加产生异常的高压力，低压波则可能在管道造成负压。

因此，针对以上两种水击情况，重点分析首站动力中断和中间热站进出站阀门误操作事故关断、监控阀室截断阀误操作事故关断时发生的水击情况。

水击保护程序的目标是全线无超压点，泄压阀尽量不动作，高点尽量不负压，按程序执行后应方便再次安全、平稳、较快的再启动。

6主要设备选型计算

6.1 关键参数的确定 6.1.1线路用管管径选择

应根据经济流速初选三种管径进行方案比选。

不同管径应根据管道纵断面数据并结合站场布置提出每种管径对应的最优方案进行经济性比选，以确定最终推荐管径。推荐管径不宜过大，应满足小输量时混油临界雷诺数要求。 6.1.2线路用管材质及壁厚选择 6.1.2.1许用应力计算

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站外管道许用应力按照采用《输油管道工程设计规范》GB50253-2014中P21第5.2节公式5.2.1。

[σ]=k φσs

式中： [σ]-许用应力，MPa ；

k-设计系数，站外管道一般取0.72； σs －钢管的最小屈服强度，MPa ；

6.1.2.2管道壁厚计算

管道壁厚计算按照采用《输油管道工程设计规范》GB50253-2014中P25第5.4.1节公式5.4.1

δ=

2σ式中：δ－直管段钢管计算壁厚，mm ；

P －设计压力，MPa ；

[σ]-许用应力，MPa ；

D －钢管外径，mm ；

计算壁厚仅仅是满足内压力的要求，选取壁厚应不小于计算壁厚并通过强度校核、刚度和稳定性校核。 6.1.2.3管道强度校核

管道强度校核按照采用《输油管道工程设计规范》GB50253-2014中P30第5.5节公式5.5.3-1、5.5.3-2和第5.5.4条的规定，并按照公式5.5.5校核。（之所以加入5.5.4要求的管道弹性敷设管段的弯曲应力是因为目前长输管道弹性敷设地方多，若将弹性敷设段单独校核增加壁厚将会造成管道分段太细，因此整条管道在壁厚选择时都应满足弹性敷设的要求）

σe =σh -σa ≤0. 9σs

式中，σe －当量应力，MPa ；

σs －钢管的最低屈服强度，MPa ； σa －内压和温度引起的轴向应力， σh －管内压引起的环向应力，MPa ；

σh =

Pd 2δ

其中，P －设计压力，MPa ； d－管子内径，m ；

δ－管子的公称壁厚（按最小考虑），m ；

σa =E α(t 1-t 2)+μσh

其中，μ－泊桑比，μ＝0.3；

E－钢材弹性模量，E ＝2.05×105 MPa；

α－钢材线膨胀系数，α＝1.2×10-5 m/(m·℃)； t1－管道连头时环境温度；

t2—管道的工作温度，即管内输送介质的温度； 6.1.2.4管道刚度和稳定性校核

1）径向稳定性校核

在某些地段，管线埋深会较深，在此种情况下，需要对管线的径向稳定性进行验算。

管道的径向稳定性按无内压状态校核：

∆X ≤0. 03D

JKWr 3

∆X =

EI +0. 061E `r 3

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I =δ/12

W =γDH

其中： D －钢管外径（m ）；

ΔX －钢管水平方向最大变形量（m ）； r －钢管平均半径（m ）；

W －作用在单位管长上的总竖向荷载（MN/m）； J －钢管变形滞后系数，取1.5； K －基座系数；

E －管材弹性模量（N/m2），取2.05×105； I －单位管长截面惯性矩（m4/m）； δ－钢管公称壁厚（m ）；

E`－回填土壤的变形模量（MPa ）； γ－土壤容重（MN/m3），取0.0167； H －管顶回填土高度（m ）。

验算管道的轴向稳定性按下式计算：

N cr n

N ≤

()() N =[αE t 2-t 1+0. 5-μσh ]A

式中：

N －由温差和内压力产生的轴向压缩力（MN ）；

n －安全系数，对于公称直径大于500mm 的钢管宜取n ＝1.33；公称直径小于或等于500mm 的钢管宜取n=1.11；

A －钢管横截面积（m2）；

Ncr －管道开始失稳时的临界轴向力，（MN ）。

6.1.3站场设置原则

1）泵站的布置主要考虑上山段的高差和沿程摩阻，原则上各泵站输油泵的总扬程大致相等，使各段的管线设计压力尽量不大于10.0MPa ，但对于地形起伏大地势较低的地方局部管段设计压力可以适当提高，但最高也不宜超过16MPa ；

2）注入、分输站应结合资源、市场情况进行布站。

3）减压站的设置主要考虑高点山段的高程和沿程摩阻，考虑管线的最大动压和静压，原则上使下山各段的管线设计压力不大于10.0MPa ；

4）清管站的设置主要考虑管线变径位置，满足输油管道清管距离，尽量与其它站场合并；

5）站场位置选择不仅要满足管线的水力条件，考虑计算所选站场位置地质条件是否适宜建站，供电、交通是否方便，同时了解地方政府的发展规划情况，征得地方政府相关国土、规划、环保等部门的同意。 6.2站内工艺设备选型

6.2.1管道输送用储存罐容计算

罐容计算参考本文3.4节输送批次与罐容，根据批次计划确定合理的罐容，并且每种油品罐不宜少于2座。 6.2.2输油泵

6.2.2.1输油泵类型选择

根据泵的工作原理和结构，输油泵大致可以分为叶片式泵、容积式泵，泵的分类及性能比较见表4.5-7。

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对于适应小流量、高扬程，流量变化大的工况除离心泵外，满足工况要求的还有往复泵和螺杆泵。

往复泵虽然也满足工况要求，但是往复泵最大的缺点是有脉冲，引起管线振动和压力波动，对于长输管道将会产生不易控制压力平衡和产生水击等危险工况的发生，不利于长输管道的安全平稳运行。

螺杆泵属于转子泵的一种，与往复泵相比具有以下优点：

a. 具有离心泵运转的平稳性，无噪声（仅听到电机声) ，无漏油现象，不需污油回收装置及水冷却等附属设备；

b. 具有容积式泵效率高的特点，且压力变化时排量恒定（定速) ； c. 泄漏点少、维护量小、维修费用低、维修时间短。

容积泵在输送大流量时，体积庞大，效率较低，因此大排量干线泵宜使用离心泵。但在注入流量稳定，注入压力因干线工况变化较大时，宜选用螺杆泵。 6.2.2.2离心泵不同型式的选择

根据API 610第十版的规定，离心泵又分悬臂式、两端支撑式、立式悬吊式三种形式，见表4.5-8。

除非另有规定，在以下任何工况下必须使用径向剖分泵壳的泵。 a. 介质温度超过200℃（400F ）；

b. 在规定的输送温度下输送介质相对密度小于0.7的易燃易爆或危险液体； c. 在额定吐出压力超过10MPa 条件下抽送易燃易爆或危险液体（目前国内干线普遍采用BB3，若遵循API610此建议，则不宜超过10MPa ）。

输油管道上的输油主泵常用水平中开卧式离心泵，从水力特性和现场使用经验来看，卧式水平中开式离心泵的主要优点：

a. 水平中分式泵的内部流道形式为蜗壳式设计，不会产生泵的咬死而不能使用；

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b. 水平中开式泵在很宽的流量范围内可以保持相对高的泵效率；

c. 水平中开式泵转子水力设计为径向和轴向均为水力平衡型，泵的轴向水推力相对筒型泵小非常多，而且不受流量变化的影响；

d. 水平中开型泵的相对维护和检修，以及在拆装的精度和速度方面均有优势。

离心泵在确定级数时应满足以下原则，单级扬程不宜超过200m ，级数不宜超过10级。若单极扬程超过200m 和单极功率超过225KW 可能需要特殊措施来减小叶轮叶片通过频率振动和小流量时的低频振动。级数过多将造成泵结构复杂，泵轴过长而引起高速转动时泵轴挠曲变形，影响泵的平稳运行。 6.2.2.3输油泵的参数确定

输油泵流量扬程应能满足管道高点压力、进站压力要求（主要通过水力计算得出），并能在各任务输量下平稳、节能运行，即主要表现为调节阀节流量小；可以通过不同泵站启停泵组合、大小泵组合、工频和调速泵组合及几种组合相互组合等多种方法达到目的。成品油管道顺序输送时泵扬程还应考虑汽油推动柴油时候的扬程需要。

输油泵主要参数计算如下：输油泵轴功率按下式计算

P =

q v ρH

102η

式中：P —输油泵轴功率（kW ）；

q v —输送温度下泵的排量（m 3/s）；

ρ—输送温度下介质的密度（kg/m3）；

H —输油泵排量为q v 时的扬程（m ）；

η—输送温度下泵排量为q v 时的输油效率。

驱动泵的电动机功率应按下式计算。电机功率在高海拔地区还需考虑海拔影响。

N =k

ηe

式中：N —输油泵配电机额定功率（kW ）；

P —输油泵轴功率（kW ）；

ηe —传动系数；

K —电动机额定功率安全系数。

6.2.3给油泵选型计算

泵型选择及功率计算与输油泵相同，给油泵选择主要是考虑汽蚀余量，需满足安装条件下的吸入要求。

离心泵气蚀余量计算

海拔高程每升高12m ，大气压下降约133Pa ，给油泵汽蚀余量计算时一定要考虑海拔高程对大气压的影响。

泵的安装及泵的必须汽蚀余量应满足下式要求。

NPSH a =

p a -p v

-h f -∆H ≥NPSH r ρg

式中：NPSH a — 安装条件下的有效汽蚀余量，m 液柱（或mLC ）

p a —安装条件下的大气压，Pa ；

p v —液体在输送条件下的饱和蒸汽压，Pa ；

ρ—液体在输送条件下的密度，kg/m3；

g —安装条件下的重力加速度，通常可取常数9.8m/s2；

h f —泵入口管路的摩阻，m 液柱；

∆H —泵入口与罐最低液位高程差，m 液柱；

NPSH r —泵厂家提供的泵的必须汽蚀余量，m 液柱。

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6.2.4泄压阀选型 6.2.4.1泄压阀类型选择

泄压阀是保护管道安全运行的重要设备，要求运行安全、可靠，便于维修，使用寿命长。

目前应用较广的泄压阀有两种形式，先导式泄压阀和氮气式泄压阀，这两种泄压阀，其压力泄放效果都能满足该管道的要求。

氮气式泄压阀是利用外加氮气系统设定泄压阀的泄放设定氮气系统，结构复杂，体积大，但是氮气式泄压阀对输送介质的粘度和凝点没有特殊要求，适用于粘度较大油品。

先导式泄压阀是依靠阀体内部的导阀来开启的，其结构简单，安装方便，不需要额外的辅助设施，但由于先导式泄放阀的导管较细，较粘油品易在导管内粘结，影响泄放效果，不适用于高粘油品。

由于管道输送成品油粘度较小，油品中几乎不含固体杂质，因此成品油管道泄压阀一般选用先导式泄压阀。

6.2.4.2泄压阀公称直径（或CV 值）确定

1) 根据管道的最大输量时的流量确定最大泄放流量，向厂家提供油品物性参数后，根据设定压力和背压获得泄压阀初步尺寸参数。

2）根据厂家提供的不同通径的泄压阀的CV 值，将其放入SPS 模型，验证所选泄压阀CV 值及泄压设定值在其安装位置发生最恶劣水击工况时能否起到保护作用，以确定最终的合理参数。 6.2.5泄压罐罐容计算

泄压阀泄压考虑以下几种工况：

1）干线或者进出站截断阀事故关断，管道执行水击保护程序，在水击保护程序完全有效的情况下，泄压阀将不会动作，或泄放时间较短，泄放量也较小；泄放时间按照两个水击波周期考虑，泄放平均流量按管道最大输量时流量考虑。

V1=2Q*T

2）干线或者进出站截断阀事故关断，若水击保护程序在执行过程中某一步出现问题需要人工执行（此工况发生的概率较小），从控制人员得到报警到执行操作考虑15min 的反应时间

V2=Q*0.25

3）其他弱水击工况

输油泵切换发生弱水击，此时调节阀等设备可控制，泄压阀一般不动作。调节阀控制产生水击，调节阀正常范围内的调节设定值只要不突变，泄压阀一般不动作。即使突变，泄放量较小；调节阀设定值设定错误，但又不是突变，造成缓慢超压泄压，当发生超压报警时到控制人员更在设定值。在最恶劣工况下，分输关闭，即使按照30min 反应时间考虑，泄放流量也小于50m 3。

泄压罐罐容的选择在以下几种决定情况下选择较大者 1）满足直接水击时的泄放要求。

2）满足弱水击下的周转要求，罐容过于小需要经常清空泄放罐，不利于运行管理。其中弱水击较多的发生在泵站和分输站，热站一般不发生弱水击。

3) 可以满足直接水击时的泄放要求，也不至于使清空泄压罐的操作过于频繁。

6.2.6泄压油品处理

成品油管道由于采取顺序输送，同一位置不同时间管道内油品存在差别，而超压引起泄压工况却是无法预见的，因此进入泄压罐中的油品可能是一种油品，可能是混油段油品，也可能是两种油品。

由于方便调度管理，单一油品在每个批次中过站时间一般不小于2h ，而泄压工况很少发生，若发生在管理有效的情况下一般持续时间都在20分钟以内，因此泄压时为单一油品概率远远大于混油，且泄放量相对于管道每个批次的输量都很小。

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综上所述，若发生泄压工况，在事故排除后，可取泄压罐中油品进行化验，根据油品种类将泄压罐中油品进行掺混处理，若为混油，与混油同等处理。 6.2.7界面检测设备

目前界面检测方法主要有油品物理特性、记号检测及界面跟踪软件计算三种方法。油品物理特性又可分为密度、黏度、色度及导电率等，其中密度法为目前国内外成品油管线最有效的检测方法。（《成品油管道界面检测及混油量控制研究》，天然气与石油，于涛等，2013年10月，中国石油北京油气调控中心） 6.2.7.1密度差别明显的油品界面（如汽柴混油）检测

汽柴界面由于汽油和柴油密度相差较大，密度型检测方法是管道汽柴混油界面最常用、最直接的方法，利用测量管道输送的不同油品密度检测混油界面发生的位置。主要有两种，即浮筒式和密度计界面检测法。 6.2.7.2不同标号的油品界面（如93号与97号汽油）检测

1）光学界面检测法

利用折光仪，检测不同混油浓度产生的不同透明度和折光率来区分油品界面呻]。按光学测定原理主要有以下两种：① KAM光学界面仪利用光的反射和折射原理检测混油段介质。其输出值受油品杂质影响较大，使用时需对管道进行反复清管，并且在光学界面探测仪前加装过滤装置，以保证探测仪有效检测。 ②FUELCheck 光学界检测面仪利用临界角双反射原理检测混油段介质折射率，不存在输出值受油品杂质影响。该仪器安装简单，维护方便，对信号反应灵敏，在国内外成品油管道上应用广泛。

2）界面跟踪软件检测法

该检测法通过管道管容、首站罐位和流量对管线界面进行计算跟踪，实际使用过程中因管道施工等造成管容误差，对计算准确性影响较大。

3）其他界面检测法

超声波型检测法，利用声波在各类油品传播速度与油品的密度、黏度有关的原理来检测油品界面。

色度检测法色度检测法是利用双波长、双检测器光学系统对着色成品油进行检测。

荧光剂检测法利用荧光剂能吸收紫外光波的原理，将紫外光波转变成可见光波反射回来，反射的荧光强度与油品中荧光剂的浓度成一定比例，通过连续检测管道输送油品荧光强度变化，检测油品的界面。

放射型界面检测法，管道不同油品批次之间添加含有放射性元素的溶液，并随着管道中油品的混合而扩散，在管道沿线检测点安装放射元素检测器，通过检测放射元素的不同浓度而获得油品混油浓度变化，以实现油品批次跟踪检测。

气体标示法将无毒化学惰性气体注入管内油品界面之间作为示踪物质，在中间检测站场采用在线色谱仪取样分析气体浓度，获得混油界面的跟踪检测。 6.2.7.3国内界面检测设备现状

国内成品油的界面检测设备主要为密度计和FUELCheck 光学界检测面仪，安装在进站超声波流量计之前，个别管线如兰成渝末站在站前1 km处安装密度计泵，通过站前和站内2台密度计泵互相比较，以保证切割的精度。目前通过使用密度计和光学界面检测仪沿线跟踪修正的界面跟踪软件在中国石油成品油管道中广泛应用，并取得较好的运行效果。

7大落差管道输油工艺

大落差给输油管道设计带来的技术问题主要是动压、静压过高，在管道低点产生较高压力。在翻越点后易形成不满流，造成液柱分离现象，顺序输送管道容易加大混油。再启动中易使管道发生水击震动。当大落差段的管道高点附近的压力低于管输油品的饱和蒸汽压时，液体气化并在高点或附近管段形成气袋，使水击分析过程和控制变得复杂。目前世界上已有十几条管道遇到了大落差地段，在管道保护方面，一般采用按“等强度”原则、变径管设计、隧道铺设、设置减压站等成功经验来解决以上问题。 7.1设置减压站

减压站一般设置在大落差管道的翻越点后的下坡段，通过设置减压站降低减

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压站站后的设计压力，并合理利用下山势能减小减压站站后管径，减少钢材用量，节约投资。减压站的站场位置选择主要考虑以下几点：（1）尽量减少高压管段。减压站设置的目的就是降低压力节约钢材，因此减压站的位置的高程、里程的确定应能够使大口径的高压段尽可能的短，但也需要考虑目前主流设备的承压能力，防止减压站站场设计压力过高而产生设备采购困难；（2）大落差地形大部分位于山区，管道线路一般与山脊之间的沟谷伴行，因此站场位置确定时应避开山洪并尽量选择开阔平整的地形减少土石方量；（3）考虑清管的需要，尽量将清管站与减压站合建，对于热油管道还应考虑将热站与减压站合建，尽量减少站场数目。

减压站设置事例如表7.1-1。

减压阀的设置主要是为了控制高点背压、降低下游管线动压和截断静压。减压阀设为故障关。高点与减压站落差1113m ，减压站需减压9.5MPa 左右，压差较大，是降压控制的关键，站内设3台电液多级减压阀，1用1热备1冷备，将静压分隔成两部分。正常情况下，减压阀一个运行，一个热备用，另一个冷备用，以控制减压站进站压力为主，使进站压力保持在大于或等于其设定值上运行，从而保证减压站上游的最高点正压运行，并通过减压阀上游压力控制器（PLC 内的PID 调节程序）进行控制。当正在工作的减压阀故障时，将自动关闭并报警，自动控制系统将关闭故障减压阀上游和下游的截断阀，同时立即启用冷备用减压阀。

减压站与末站的落差为874m ，需降压5.5 MPa左右，在末站设置2台电液多级降压阀，1用1备，以保证其上游压力在允许的范围之内。与4#减压站一样上游压力调节设定值由调控中心SCADA 系统给出，根据实时测定的首站外输流量进行计算得出。当调度控制中心一旦发现设在减压站上游的高点压力监测点的压力偏离允许值或有偏离允许值的趋势时，调度控制中心将修正哈密末站减压阀压

力设定值。

当正在工作的减压阀故障时，将自动关闭并报警，自动控制系统将关闭故障减压阀上游和下游的截断阀，同时立即启用备用减压阀。

在管线停输时，减压站将被自动关闭（将减压阀及其上游和下游的截断阀同时关闭），以防其上游管道发生不满流及下游的管线承受过大的静压。 7.2分段压力设计（变壁厚）

从纵断面示意图上可以看出，由于管道总体走向呈M 型，在压力设计时除了考虑两端的静水压力超压外，还需要防止低点动压超高。分段设计压力（变壁厚）计算事例见表7.2-1、表7.2-2。

从上表中可以看出，低点压力达到了9.5 MPa ，远高于两端管段的压力，为达到各管段的压力均衡，各段采用变壁厚设计，见表2。

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7.3泄压阀

由于管道落差大，管道静压动压都比较高，为达到管道发生水击且SCADA 系统控制的水击超前保护等自动保护程序失效时仍能使管道不超压且能安全运行的目的，在站场与管线相接的地方安装泄压阀。

泄压阀泄放压力的值设定遵循以下原则：

（1）能够确保管道和站场不超压，且使管道平稳的运行；

（2）泄压阀设定泄放压力值应小于等于管道承压能力，安装在进站侧的泄压阀其设定泄放压力应小于等于站场承压能力。

（3）泄压阀回关压力应大于稳态运行时所连接设备处的最大压力值；（4）泄压阀本身的承压能力应大于等于所连接设备的承压能力，大于设定泄放压力值。

压力设定值事例详见表7.3-3。

7.4 压力调节阀

在各泵站出口处设置压力调节阀，以保证管道运行时压力平稳和适应工况变化，同时作为水击保护的第一道保护设备。调节阀根据管道特性和输油离心泵特性进行压力自动调节和适应，调节见表7.4-1

7.5 利用SCADA 系统及相关设备进行水击保护和全线压力自动控制

全线可采用先进的SCADA 系统，通过各种检测仪表及独立的光纤通信系统将管道及站场各设备形成一个有机的整体。在末站设水击保护PLC, 实现全线ESD 及水击保护控制，水击保护PLC 作为保护系统的主控，工艺站场的站控系统及远控线路截断阀室的远程终端装置（RTU ）作为从控，组成全线水击保护系统。

通过获得水击信息并发出控制指令，完成某些特定的水击保护动作，采取如调整干线调节阀设定值、停运泵机组等措施，保证管道干线和站内重要设备的安全，具体有：

（1）利用调节阀稳压调节对管道进行水击保护；

（2）当紧急切断阀或站内截断阀事故关闭时，按照在SCADA 系统中事先设置的逻辑控制和停泵次序紧急停运牛圈湖首站、1#泵站、2#泵站的输油泵，关闭相关站场的阀门，实施水击超前保护；

（3）通过泄压阀对管道全线进行水击保护；

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（4）2#泵站输油泵采用调速电机驱动输油主泵，将调速电机的调速控制纳入自动化水击控制系统中，利用调速电机的调速对管道进行水击保护。 7.6 大落差管道减压站流程设计的建议与探讨

目前国内已建管道减压站核心流程示意图如下：

图7.6-1 减压阀逻辑控制示意图

结合目前中石油已建大落差输油管道，为实现目前普遍认同的工程本安，减压站流程提出以下意见供探讨。

（1）建议减压站减压阀后（也可以阀前）球阀采用强制密封球阀或双截断DBB 球阀，满足规范中第三条对阀门严密性的要求，防止阀门内漏造成管道停输后下游管道设备超压。

（2）上游站场非减压站的减压站进站由于设计压力已经考虑了高差影响，建议不必提高进站的保护标准（即建议取消备用）。

（3）由于减压站截断静压的作用，使得减压站下游降低了设计压力，若减压站后不存在大落差，建议减压站出站设置两路泄压阀（1用1备）, 并且设置减压阀阀后压力高报警和高高报警联锁关闭进站阀门（触发水击超前保护），防止减压失效时减压阀后管道设备超压，其后站场采取常规设计。

（4）若减压站后还存在大落差，则在下游站场仍然为减压站，此时的减压站进站端应设置两路泄压阀（防止上游减压失效设备超压），出站端可设1路泄压阀；若后面再无大落差，则流程参照第3条建议中的论述。

（5）减压站中减压阀应采取阀前压力和阀后压力（也可以出站压力）选择性调节，其中阀后压力采取保护性控制，即正常情况下保证阀前压力在设定值，当阀后压力超过设定值时切换为阀后压力控制。

（6）减压站出站压力应与减压阀阀后强制密封球阀连锁，当减压阀阀后压力超过高高报警设定值时关闭阀门，截断静压。 7.7 结论

大落差输油管道设计中，由于高差产生巨大的静水压力，保证管线高承压下安全及平稳运行是设计时需要注意的问题。本文说明了采用减压站、变壁厚设计、安装压力调节阀、泄压阀，采用先进的SCADA 系统等措施解决了大落差输油管道的压力设计和水击保护问题。

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