原油管道输送基础知识

1、原油管道输送简介

1.1 我国原油管道输送的基本运作程序

原油是我国的战略物资，是国家的经济命脉。我国原油物资隶属国家所有，国家经贸委下属的中国石油天然气集团公司及中国石油化工集团公司行使国家赋予的石油勘探、开发权利。作为中游业务的原油管道运输，其作用是将原油由油田的集输厂通过管道长距离输送至炼厂、码头等。目前我国绝大多数长距离原油管道由中国石油天然气集团公司下属的中国石油天然气管道局及中国石油化工集团公司下属的管道储运公司管理，国家依据国民经济的总体发展需要制定宏观的年原油生产计划，集团公司根据各油田的产量及下游企业—炼厂及化工厂的情况制定年度、季度及月度管道输油计划，管道企业依据计划与原油承接方—炼厂及化工厂等签定供货合同并制定输油方案组织输送。随着市场经济的逐步深入，石油的运作逐步向市场运作机制靠拢，原油的产、供、销等也会相应发生变化，管道企业在完成国家任务的同时也可承担其它原油输送业务，以满足国内原油输送市场的需要，原油管道输送将会更加市场化。

1.2 管道输油原理

管道输油是将原油（或油品）加压、加热通过输油管道由某地（一般是油田）输送至另一地（一般是炼厂、码头等）。加压的目的是为原油提供动能，以克服沿线地理位差及管道沿线的压力损失；加热是针对“含蜡高、凝点高、粘度大”的“三高”原油而采取的措施，目的是使管道中原油的温度始终保持在凝点以上或更高的温度以使原油顺利流动。实现原油的长距离输送必须有输油站及线路两大部分。输油站中包括输油泵机组、加热设备、计量化验、通讯设备、储油罐等，而线路部分包括管道本身、沿线阀室、穿（跨）越、阴极保护设施及沿线通讯线路、自控线路、简易公路等。

1.3 输油站的分类

输油站有两种分类方法，按输油站所处位置分，有首站、中间站及末站。首站一般在油田，作用是收集油田来油，经计量、加压、加热向下游输送。一般原油输送管道距离较长，首站一次加压加热后不能到达终点，所以需在中间设若干个接力站—中间站，以便继续输送。输油管道的终点称为末站，它的任务是接收来油，经计量后交给用油企业或转运；按输油站的作用分有热泵站、泵站及热站。所谓热泵站是指给原油既加压又加热，泵站只加压不加热，热站只加热不加压。

1.4 热泵站的组成

由于我国原油主要是“三高”原油，输送时既需加压又需加热，所以我国原油输送管道的输油站大多为热泵站，热泵站中主要设备有：输油泵及配用电机、加热炉、换热器、储油罐、计量设施等。泵站和热站的输油设备要少一些。

2、输油泵

2.1 泵的概念及作用

泵是能输送液体并提高液体压力的机器，在原油输送管道中，泵是输油的心脏设备，它提供原油以压力能，使原油顺利输送至终点。

2.2 泵的分类

泵可分为三种类型：

⑴.叶片泵—依靠工作叶轮高速旋转所产生的能量来输送液体的，如离心泵。

⑵.容积泵—依靠间歇地改变工作室容积大小来输送液体的，如往复泵。

⑶.其它类型泵—依靠工作的液体或气体的高速流速产生的能量来输送液体的，如喷射泵。

2.3 输油用泵的要求

由于长距离输油管道流量大、流量调节频繁、输送距离长且连续工作，所以输油用泵应有以下要求：

⑴.安全可靠，经久耐用。

⑵.泵的特性范围变化要宽，以适应生产条件的改变。

⑶.效率高，泄漏少，便于实现自动化。

⑷.操作方便，流量、压力易于调节，运行平稳，噪音小。

2.4 管道常用输油泵

根据输油用泵的要求，在输油生产中广泛选用离心泵，常用的有：

⑴.ZMⅠ375—07和ZMⅡ630—06，流量2843m3/h，扬程分别为199.8m和

93.1m，用于铁大（铁岭—大连）线。

⑵.20×20×19HSB，流量2850m3/h,扬程246m,用于东黄（东营—黄岛）线。

⑶.ZS350×480，流量1040m3/h,扬程320m,用于秦京（秦皇岛—北京）线。

⑷.DKS750/550，流量750 m3/h,扬程550m，用于鲁宁（临邑—仪征）、秦京等线。

以上各泵均为该系列泵中的一种，这四种系列的泵是输油管道所用的典型的输油泵。此外还有很多，在此不再敖述。

2.5 离心泵流量的调节方法

输油生产中常需对输量进行调节，以满足生产需要，这就需对离心泵的输量进行调节，常用的调节方法有：

⑴.节流法—即改变泵出口节流阀的开度。

⑵.回流法--把泵的进出口管线用一旁通管线连接起来，使一部分出口液体流回入口管线。

⑶.改变泵的转数—通过调速装置改变泵的转速，如液力耦合器、滑差离合器、电网变频调速等。

⑷.切削叶轮—把泵的叶轮外径变小，改变泵的性能。

⑸.拆级—离心泵一般为多级，拆掉其中一级或几级，改变泵的性能。

以上方法中节流法最方便，应用最广泛，但节流的压力损失较大，而较经济的方法是调速。

2.6 输油泵系统

输油生产中泵是心脏设备，但除此之外应有其它设备配合其工作，组成一个泵系统，来完成给液体加压的工作，这个系统包括：

配用电机--与泵配合使用，为泵提供电能，与泵一起统称为泵机组。

过滤器----安装在泵入口，过滤原油，防止杂质进入泵内。

吸入、出口管路(进出口管路)—分别连接泵的进口和出口。

出口阀门—连通或切断泵与出口管线的连接，并用来调节流量。

单向阀—安装在泵出口，与出口阀门相连，只允许液体向出口方向流动，反之不通，防止开泵时发生倒灌或停泵时因出口阀关闭不及时而引起泵的反转。

3、加热炉及换热设备

3.1 加热炉的概念

加热炉是用来给原油加热的设备，它主要由火嘴和炉膛组成，被加热的介质（原油或热媒）从炉膛中的管道中流过，被加热后出炉，火嘴燃烧的燃料一般采用管输原油，有时也烧渣油，以降低成本。

3.2 加热炉的作用

加热炉的作用是将管输原油加热至要求的出站温度，保证管中原油温度始终在原油凝点以上，以使其顺利输送。加热炉向管中原油提供的热量被用来补偿管中原油向土壤散出的热量。

3.3 加热炉的分类

从加热炉的性质分，分为直接加热炉和间接加热炉。所谓直接加热是原油从炉膛的管线中通过，火焰射向炉膛直接加热原油。而间接加热是炉膛的管线中通过的是载热介质—液体热媒，由加热后的高温热媒通过换热器与原油换热，使原油温度升高，这种炉一般叫热媒炉，它是由一系列附属设备组成的一个系统；从外形分又分为方箱炉、立式炉、轻型快装炉等。

3.4 管道上常用加热炉

⑴.热媒炉

它是一个系统，有加热炉、换热器、热媒循环泵、热媒膨胀罐及热媒等。热媒加热炉与原油加热炉相似，用来加热热媒，换热器用于热媒与原油换热，热媒循环泵为热媒的流动提供动力，热媒膨胀罐用来储存热媒，起到密封及满足热媒温度升高后体积膨胀的需要。热媒炉自八十年代末期开始在管道上广泛应用，常用的有2326KW及4650KW两种。

⑵.轻型快装加热炉

一般也是有2326KW和4650KW两种，它与热媒炉相比最大的优点是附属设备

少，操作简单，安装方便、快速，是目前更趋向采用的一种加热炉。

⑶.方箱炉

是由砖砌成的外表成箱形的直接加热炉，主要为8141KW，它是管道早期普遍采用的炉型，由于其效率低且安全性相对较差，现已逐步被热媒炉和轻型快装加热炉所取代。

3.5 加热炉的热损失

加热炉在运行过程中存在以下几种热能损失：

⑴.排烟热损失—当烟气离开加热炉的最后受热面积而从烟囱排向大气时，由于其温度高于进入空气的温度而形成的热损失，它是加热炉最主要的热损失，一般达10%以上。

⑵.气体未完全燃烧热损失—当燃油通过火嘴燃烧时，有些可燃气体未燃烧

。

放热就随烟气排入了大气从而产生的热损失，未燃烧气体中主要是CO和H

⑶.固体未完全燃烧热损失—烟气中会有未燃烧放热的固体颗粒随烟气一起排入大气或沉积在炉管上及烟道中从而产生热损失，其表现为加热炉运行中冒黑烟。

⑷.散热损失—加热炉运行时由于其炉体、进出口油管等的温度高于周围大气温度而产生散热。

3.6 换热器及其作用

用来进行冷热流体热量交换的设备称为换热器。输油生产中换热器主要应用在热媒炉系统中，高温的热媒经换热器给冷的原油加热，达到要求的原油温度。有时输油工艺要求高温的原油在站内降温到一定温度时才能出站，此时也用换热器，用来降低原油温度。

4、储油罐

4.1 储油罐在管道输油中的作用

输油管道的首末站均设有储油罐，采用“旁接油罐”输送工艺的管线中间站也设有油罐，首站油罐用于接收油田或上游来油，调节管道的外输，末站油罐接收上游来油，然后再转送给码头、铁路或炼厂等。中间站的油罐与泵入口连接，可以调节上下游的输量，当上游来油多时多余部分进罐，上游来油少时不足部分由罐中油补充。对“密闭”输送工艺则中间站不设罐。

储油罐在管道中起着很重要的作用，库容的设定不能太大也不能太小，太大则投资大，油罐占用底油多，管理量大，运营成本高，而太小又不能满足生产需要，生产不灵活，影响生产安全。一般来讲首末站库容应能储存5—7天的管输量，即5—7天末站不销油库容仍能满足生产。

4.2 储油罐的分类及特点

储油罐有多种，按建造方式分有地下罐、半地下罐和地上罐，另外还有洞穴油罐。地下、半地下罐较隐蔽，利于战备，但运行管理不便，所以一般采用地上罐；按建材分，有金属油罐和非金属油罐，非金属油罐虽然节省钢材、投资少，但由于抗雷击的性能不如金属油罐，所以已很少采用；按结构分有立式油罐和卧式油罐，卧式油罐一般用于小批量储存。立式油罐又分为拱顶油罐和浮顶油罐，所谓拱顶指油罐的金属顶呈拱起状，是固定顶，而浮顶油罐的顶是浮在油面上并

随油面上下移动的平金属顶，此种油罐比拱顶油罐的油气蒸发损耗小得多，但建造成本相对较高。

4.3 管道输油中常用的储油罐

管道输油生产中曾大量采用金属罐、非金属罐、地下罐及半地下罐等，经过多年的实践及发展，现基本上采用金属罐，其它油罐基本被淘汰。在金属罐中主要是立式圆柱形拱顶油罐和浮顶油罐，而新建油罐绝大多数采用油气蒸发损耗极小的浮顶油罐。目前我国最大的浮顶油罐为10万方，分布于秦皇岛、铁岭、仪征等油库和中转站，另外还大量采用了5万方及2万方浮顶油罐。

4.4 油罐的蒸发损耗

油罐中油品的蒸发是指油罐表面油品汽化的现象，所以油品的蒸发损耗主要发生在油面上部有油气空间的拱顶油罐中。在拱顶油罐的顶上安装有呼吸阀，当罐内油气的压力增高超过呼吸阀的控制压力时油气会溢出罐外，造成油品的蒸发损耗，所以没有油气空间的浮顶油罐基本无蒸发损耗。油罐的蒸发损耗大小与下列因素有关：

⑴.油品的温度越高、压力越低则蒸发量越大；

⑵.油罐承压能力强及油罐蒸发液面小则蒸发量小；

⑶.油位变化频繁则蒸发量大。

5、清管

5.1 清管的原理及作用

输油管道在运行一段时间后，在管内壁会沉积一定厚度的不易流动的石蜡、胶质、凝油、砂和其它杂质的混合物，统称为结蜡。紧贴管壁并与管壁粘接较为牢固的主要是蜡，是真正的结蜡层，在结蜡层上是凝油层。管内壁结蜡后管内径变小，摩阻增加，输送能力下降，为改善管道状况，需通过一定的方法清除结蜡，使管径变大，提高输送能力，减小压能损失，降低动力消耗。

5.2管道清管常用方法

管道运行一段时间后（尤其在冬季）管壁必然要结蜡，为改善管道状况需清除结蜡层，这就是清管。输油管道上常用清管方法有：

⑴.采用高温大排量输送，利用高温和高速溶解和冲刷凝油层，达到扩大内径的目的。此种方法适用于长期低排量输送的管道，一般紧贴管壁的结蜡层无法清除，清管效果不理想。

⑵.采用清管器清管，即将清管器置入管线中并随油流移动，一般清管器直径接近或略大于管内径。清管器本身可带有钢刷，这样可刮掉管内壁的结蜡层。

5.3 清管器（也称清管球）

清管器外形一般近似为炮弹形状，头部为半圆形或抛物线形，身长为直径的1.5—2倍。管道上常用清管器有两种，一种是聚氨脂泡沫清管器，另一种是机械清管器。泡沫清管器外部带钢刷，增加刮蜡效果。机械清管器主要是金属构件，头部有皮碗，周围有用钢壁和弹簧支撑的钢刷和刮板，头部皮碗可刮去外部的凝油层，而刷子和刮板则可除去管壁的硬蜡层。泡沫清管器弹性好，变形能力强，不易卡住，但易破损，相对清蜡效果较差，机械清管器则相反。

5.4 清管器的选择

不同情况下应采用不同的清管器。当第一次清管时，因管内状况并不清楚且时间长结蜡严重，最好采用聚氨脂泡沫清管器以保证不被卡住，起到安全的作用。对低输量管线一般不要求清蜡过于干净，以保证热损失不致过大，这时也宜采用泡沫清管器。而对于满输量管线且清管较频繁时宜采用清蜡效果较理想的机械清管器，以保证管线的输油能力。我国东北管网（指输大庆原油的东北地区管道）、秦京线等由于输量较大，管道定期采用机械清管器清管已成为正常的运行规程，马惠宁（长庆的曲子—惠安堡—宁夏的中宁）线由于管道状况比较复杂则采用泡沫清管器清管。

5.5 清管系统装置

清管系统装置主要是发球筒和收球筒，发球筒和收球筒结构相近（如图），发球时打开快开盲板将球放入发球筒，通过切换流程将球发出，收球时通过切换流程将清管器导入收球筒中，再打开快开盲板将球取出。

6、输油工艺

6.1 常用管道输油工艺

用管道输油即是以足够的动能把原油输送到目的地。其工艺有很多，按原油物性分，有冷输和加热输送两大工艺。当原油凝点很低（一般在0℃以下）且粘度不大时只需对原油加压提供动能即可，而原油凝点较高（高于管道埋深处地温）或粘度很大时则还需加热，以保证原油在管道中不凝。世界上绝大多数国家原油物性较好，基本采用冷输工艺，而我国原油大多数为“三高”原油，所以基本上都采用加热输送工艺，不仅能耗高，而且不安全，这也是我国管输原油的一大特色。除此之外，输油工艺还有“旁接油罐“输送、“密闭”输送、热处理输送、加降凝剂输送、加减阻剂输送等。下面一一介绍。

6.2 “旁接油罐”输送工艺

所谓“旁接油罐”输送是指中间站设有一个油罐，油罐与泵入口相通，上站来油同时进入油泵和油罐。这种输送工艺的特点是：

⑴.各站间输量可以不相等，油罐起调节作用。

⑵.各站间管段单独成为一个水利系统，站间相互影响小，参数易于调节。

⑶.不需较高精度的自动调节和保护系统，操作简单，易管理。

⑷.油罐会产生蒸发损耗，且原油进站余压不能利用。

6.3 “密闭”输油工艺

所谓密闭是指中间站不设油罐，上站来油全部直接进泵，原油在管线中基本

被密闭起来。这种工艺也叫“泵—泵”输送，其特点是：

⑴.可避免油罐蒸发损耗，充分利用上站余压。

⑵.全线是一个水利系统，需有可靠的自动调节和保护装置。

我国原油管道原全部为“旁接油罐”输送工艺，随着技术的进步，目前我国除新建管道采用“密闭”输送工艺外，对老管道也进行“密闭”输送工艺改造，如庆铁（大庆—铁岭）线、铁大线、铁秦（铁岭—秦皇岛）线、秦京线等，还有相当一部分老管道仍采用“旁接油罐”输送工艺，如马惠宁线、鲁宁线、濮临（濮阳—临邑）线等。

6.4 热处理输送

所谓热处理输送是将原油加热到一定程度，使原油中的石蜡、胶质和沥青质溶解，分散在原油中，再以一定的温降速率和方式冷却，以改变析出的蜡晶形态和温度，改善原油的低温流动性。原油热处理主要适用于高含蜡原油。我国原油热处理后凝点一般能下降10℃左右，粘度能下降50%--90%。由于热处理后流动性变好，可使原油常温输送或降低加热温度，延长输送距离，降低动力和热力消耗。这种工艺在输量较低的不满负荷运行的管道上应用有较好的经济效益。

6.5 世界及我国热处理输送管道

1963年投产的印度的纳霍卡蒂雅原油管道（长402Km，管径406mm）是世界上第一条实现热处理输送的长距离原油输送管道，其原油凝点由30℃降至

15.6℃。我国在克独（克拉玛依—独山子）线、克乌（克拉玛依—乌鲁木齐）线及濮临线做过这种试运，而真正付之于长期工业性实际运行的是马惠宁线，1985年马惠宁线热处理输送通过技术鉴定，从此该线在春、秋、冬季开始正式采用热处理输送工艺，其凝点由16℃降至0℃以下，可以说该线是我国第一条真正实现热处理输送的管道。

6.6 加降凝剂输送工艺

降凝剂是一种高分子化学药剂，将其加入原油中可降低含蜡原油的凝点同时改善其低温流动性。加剂需同时对原油进行加热处理，以达到最佳处理效果，加热温度过高过低会使加剂效果降低；加剂量过小效果不明显，但当达到某一加剂量再继续增加时加剂效果也不再有明显改善，我国原油较佳加剂量一般在

100mg/Kg以下。加降凝剂输送同样是对不满输的原油管道有较好的经济效益。

6.7 我国降凝剂输送管道

我国原油加降凝剂输送是于八十年代末开始大规模试验的，降凝剂最初依赖进口，从九十年代开始国产化。我国第一条采用加降凝剂输送的原油管道是马惠宁线，该线在原热处理输送的基础上于90年正式采用冬季加降凝剂输送，拉开了我国原油管道加降凝剂输送的序幕，随后在几条低输量管线上相继采用这种工艺。到目前为止，共有马惠宁线、中洛（濮阳—洛阳）线、鲁宁线、濮临线、魏荆（魏岗—荆门）线采用此工艺，都取得了降低输量及节能的良好效果。目前各线所用降凝剂主要为管道科学研究院生产的GY型及昆山降凝剂厂生产的CE型降凝剂，效果均较理想。

6.8 加减阻剂输送工艺

减阻剂也是一种化学药剂，加入此种成分可使原油的粘度大幅下降，但减阻剂的效果常受以下因素的影响：

⑴.雷诺数达到一定值后（雷诺数=流速×管内径/原油粘度）减阻剂才发挥作用，层流流态肯定不起作用。

⑵.对剪切非常敏感，剪切会使减阻效果部分或完全失效，如经过泵、炉、弯头、三通等，故减阻剂只在站间管段内起作用，所以输油管道若采用加减阻剂输送工艺需在每站出口加剂方可保证减阻效果，成本很高，因此一般情况下减阻剂常用于管道增输（在最大输油能力之上）或解决某一站段管道“卡脖子”（即由于本段输量提不上去而影响全线输量的增加）的问题。我国铁大线、铁秦线的个别站段曾使用过减阻剂解决增输的问题。

6.9 其它输送工艺

除以上工艺外，对高凝、高粘原油还有其它一些未真正大规模应用的输送方法，主要有：

⑴.稀释输送—加入轻质原油或凝析油、轻馏分油等使原油稀释。冷湖油田的稠油输送管道就采用加凝析油稀释输送。

⑵.乳化降粘输送—将表面活性剂水溶液加入稠油中，经过适当的温度和剪切形成水包油型乳状液，使原油输送时水与管内壁摩擦，大大降低摩阻。1987年加拿大阿尔伯达的狼湖油田外输管道（27Km长）即采用乳化输送。

此外还有其他一些方法在此不在敖述。

7、输油站工艺流程

7.1 输油工艺流程

输油工艺流程是指将各输油设备、部件相连的输油管路系统。根据不同的任务及作用，首末站的流程不尽相同，在输油生产中主要有正常加热输送流程、热力越站流程、压力越站流程、站内循环流程及反输流程等，下面分别介绍。

7.2 正常加热输送流程

这种流程主要针对我国的“三高“原油加热输送而言，输油站不仅要对原油加压提供动能，而且要用加热炉加热（还可用锅炉给原油换热）提供热能，首站及中间站一般均采用此流程。

7.3 压力越站流程及应用范围

所谓压力越站是指上站来油到达本站后压力仍很高，本站不加压原油仍可正常输送到下站（即只加热不加压）。此流程常用于以下情况：

⑴.输量较小；

⑵.输油泵机组发生故障不能加压；

⑶.供电系统发生故障或计划检修。

7.4 热力越站流程及应用范围

热力越站流程是指上站来油到达本站后温度仍很高，本站不需加热仍能正常输送至下站（即只加压不加热）。此流程常用于以下情况：

⑴.加热炉停炉检修或大修；

⑴.地温高，输量大，热损失小，可以不加热输送；

⑶.加热炉系统发生事故，但可切断油源。

7.5 全越站流程及应用范围

全越站流程是指原油在本站既不加压也不加热而是直接经过越站管线出站，此种流程常用于以下情况：

⑴.上站来油温度、压力均很高，本站不需加压、加热；

⑵.非全越站不能进行的站内管道、设备施工检修或事故处理。

7.6 站内循环流程及应用范围

所谓站内循环是指原油不向下游输送，而是利用本站油泵从罐中抽取原油再泵回至油罐中，此流程常用于以下情况：

⑴.管道投产时的站内联合试运。

⑵.输油干线发生故障不能继续输油，防止站内系统的管道或设备凝油。

⑶.加热炉烘炉。

7.7 反输流程及应用范围

反输流程是指原油由末站向首站输送，此流程常用于以下情况：

⑴管道输油量小于管道允许最低安全输量，采用正反输可提高管道的输量保证管道安全运行。

⑵.末站因故不能接收来油且时间超过管道允许的安全停输时间，采用正反输活动管中原油，防止原油凝于管道中。

⑶.投产前正反输热水预热管道。

7.8 工艺流程操作的总原则

工艺流程的操作有很多具体要求，但为了科学管理，无论何种操作均需遵循以下原则：

⑴.集中调度，统一指挥。非特殊紧急情况，任何人未经调度同意，不得擅自改变操作。

⑵.“先开后关”，即确认新流程已经导通并过油后方可切断原流程。

⑶.具有高低压衔接部位的流程，操作时应先导通低压部位，后导通高压部位。反之，先切断高压，后切断低压。

⑷.开关阀门时应缓开缓关，以防发生“水击”现象损坏管道或设备。

8、输油参数的确定

8.1 原油出站温度的选择

热油管道出站温度的确定主要考虑以下因素：

⑴.原油中一般含水，故其加热温度一般不超过100℃；

⑵.若原油为加热后进泵，其加热温度不应高于原油初馏点，以免影响泵的吸入；

⑶.管道防腐层及保温层的耐热能力；

⑷.原油的性质。

综合考虑，一般原油出站温度不宜超过70℃。

8.2 加热站进站温度的选择

原油进站温度的选择主要考虑经济性和安全性两大因素。进站温度越高，则加热耗油越多，但相应油的粘度下降，耗电量下降；但温度越低，相应管道安全的停输时间会缩短。我国原油管道加热站进站温度一般高于凝点3--5℃，而对于物性很好的原油（如塔里木原油，凝点-20℃左右）由于其凝点远远低于管道埋深处地温，所以无需对进站温度进行人为控制，而是采用冷输的办法。

8.3 管道停输时间的概念

管道停输后，原油静置于管道中，对加热输送的管道，管中原油温度随着时间的延长会越来越低，粘度增大，管内壁结蜡层增厚，甚至在整个管路截面上形成网络结构，启输时阻力增加，所以管线安全停输时间的确定应以管道在不超压的情况下顺利启动为原则，对于不同的原油、不同的管道及不同的季节其安全停输时间均不同，需进行理论计算并经试验方能确定。在运行管理中，安全停输时间非常重要，停输时必须保留一定的安全余量且准备好备用设备和措施，以防事故发生。

8.4 管道最小反输总量的确定

热油管道由正输变反输时，原进站端变出站端（如图），原进站端的低温油段未被加热又返回向上站流动，此段油须被推到上站经加热后出站才能变为热油段而保证安全，所以管道反输的量不能随意确定，其总量应不小于最大加热站间管容积1.5倍，以保证运行安全。

9、热力、压力损失

9.1 热油输送管道的温降规律

热油在埋地管道中流动其热量会散向土壤而产生热损失，同时原油温度下降，热油在出站后某一点的温度用苏霍夫公式计算：

l =T

+(T

-T

)e-KЛDl/GC

式中：T

—距离l处油温

0—管道埋深处地温

T R

T l

T R —原油出站油温

K —总传热系数

l —距离

D —管外径

G —管输量

C —原油比热容

某热站间温降规律如图所示，其规律是随着距离的延长温降越来越慢，即使出站温度提高很多，在进站端的温度升高并不明显，所以采用提高温度的方法来提高输量是很不经济的，在运行管理中必须切记这一点。

9.2 热油管道最低输量的概念

当K 、D 及站间距L 一定时，确定最高出站温度T Rmax 和最低进站温度T Zmin ,由苏霍夫公式推倒得出：

G min 即为管道允许最低输量，低于此输量，进站温度将低于T Zmin ,原油可能凝

于管道中发生事故。

9.3 常用热油管道的摩阻计算方法

原油在管中流动时会产生沿程摩阻h l ,它由列宾宗公式计算：

式中：β、m —与流态有关的系数

ν-----原油粘度

d------管内径

l------距离

由上式可看出，流量越大、粘度越大、管径越小则摩阻越大，所以大口径管道比小口径管道效益更高。

9.4 管道输油中的压力损失

管道输油中除了产生上述的沿程摩阻外，在站内经过泵、炉、计量等还会产生站内压力损失，若泵的能力较高而输量要求较小，则需通过关小出口阀门来控制输量而产生节流损失，管道输油中的压力损失主要是以上三项。在实际生产中可根据不同的情况采取不同的措施尽可能少压力损失。

10、经济运行

10.1 热油管道的输油能耗

热油管道在运行中主要存在两方面的能耗，一是泵给原油提供压能而产生的电耗，二是用炉给原油加热而产生的油耗。对一条输油管线其生产成本主要是这两项，一般能占生产成本的40%，所以对输油管线降低能耗就显得非常重要。

10.2 热油管道经济运行方案

由于热油管道主要生产成本为油和电，所以制定经济运行方案主要考虑这两0

min 0max min T T T T

Z R CLn DL

K G --=πl d

q h m m

m l --=52νβ

项因素。由于输送温度降低后油耗下降而电耗上升，两种因素相互制约，所以应将油电消耗分别折合成金额，以总金额最少的运行工况为经济运行工况，当油电价格发生变动尤其是变化较大时，总成本的构成会发生变化，原来的经济运行方案不一定再经济，生产管理人员要注意测算，随时调整，保证管线尽可能在经济状况下运行。

10.3 热油管道节电措施

由于热油管道的压力损失中沿程摩阻和站内损失为输油生产中必然发生的，而节流损失是无用功，纯属无谓的损失，所以节电措施应主要从减小或消灭节流损失入手。一般常用方法有：

⑴.增加调速装置，减小电机、泵转数，使泵出力减小。

⑵.多级泵拆级，使泵出力减小。

⑶.将泵的叶轮切削一部分，降低出力。

后两种方法将使泵的效率下降。此外还可更换高效泵，利用“密闭”输油、加降凝剂及减阻剂等输送工艺。

10.4 热油管道节油措施

节油措施很多，主要有：更换高效炉，管道保温，采用热处理、加降凝剂输送工艺等。

11、输油生产中的大事故

11.1 干线初凝及凝管事故

输油管道在常规运行无人为操作的情况下，如发现出站压力持续上升，输油量持续下降（根据电机电流减少判断）且进站温度呈下降趋势时，可认为是干线初凝预兆，如压力继续升高到允许工作压力以上，输量下降到最低允许输量以下，则初凝事故已经发生，若输量下降趋近断流，则为凝管事故。

发生初凝事故时，应立即采取升压、升温、顶管措施，即在管道允许的最大出站压力和最高出站温度下持续顶挤。不见效时视情况可继续升压或注入轻质油稀释，如仍不见效，应立即开孔放油。

11.2 管道腐蚀穿孔及爆管事故

管道被化学腐蚀或电化学腐蚀会造成穿孔漏油，而管材质量不好、输送时倒错流程、不平稳操作及自然灾害等均可引起管道突然局部撕裂—爆管事故。爆管要比腐蚀穿孔严重得多，事故发生时上站出站压力下降，电机电流上升，下站收油量减少。腐蚀穿孔一般可降低输送压力带压抢修（“打补丁”），爆管时需停输抢修，严重时须局部换管。

11.3 油罐着火事故

油罐着火大多由雷击造成。90年夏天黄岛油库曾被雷击着火，造成几乎整个库区油罐被毁。着火后应立即停止着火罐的一切作业，同时利用消防设施灭火，用冷水冷却相邻油罐，尽可能倒出着火罐内存油。