輸油管道溫降計算公式(列賓宗公式和舒霍夫公式的意義和應用。)

油氣管道輸送是什么？

油氣管道輸送是伴隨著石油工業的發展而產生的。早在1865年10月，美國修建了世界上的第一條輸油管道。該管道直徑為50mm，長約10km。1886年美國又建成了世界上第一條長距離輸氣管道。該管道從賓夕法尼亞州的凱恩到紐約州的布法羅，全長140km，管徑為200mm。

我國于1958年建設了第一條從新疆克拉瑪依油田到獨山子煉油廠的原油輸送管道。該管道全長147km，管徑150mm。1963年又建設了第一條天然氣輸送管道。該管道從重慶巴縣的九龍坡至巴南區，全長84.14km，管徑400mm，簡稱巴渝線。1976年，我國建成了格拉成品油輸送管道。該管道起于青海省的格爾木，止于西藏的拉薩，位于世界屋脊的青藏高原，是海拔最高的成品油管道，管道全長1080km，管徑150mm。此后，隨著大慶、勝利、華北、中原、四川等油氣田的開發，興建了貫穿東北、華北、華東地區的原油管道網，川渝天然氣環網，忠武、陜京、澀寧蘭等天然氣管道以及西氣東輸天然氣管道系統等。到2013年，我國已建成的油氣管道總長度已超過10×104km，初步形成了橫跨東西、縱貫南北、覆蓋全國、連通海外的油氣管網格局。

一、油氣輸送管道構成

油氣輸送管道的類型很多，分類方法不一。如按長度和經營方式分可將油氣輸送管道分為油田內部的管道和長距離油氣輸送管道。按被輸送介質的類型不同，可將油氣輸送管道分為原油輸送管道、成品油輸送管道、天然氣輸送管道、油氣混輸管道等。按管道所處的位置不同，可將油氣輸送管道分為陸上輸送管道和海底輸送管道等。下面主要介紹長距離輸油管道和長距離輸氣管道的構成。

1．長距離輸油管道的構成

長距離輸油管道由輸油站、線路以及輔助配套設施等部分構成，如圖7-21所示。

圖7-21長距離輸油管道的構成

1—井場；2—轉油站；3—來自井場的輸油管；4—首站主要設施；5—調度中心；6—清管器發放區；7—首站鍋爐房等輔助設施；8—微波通信塔；9—線路閥室；10—宿舍；11—中間站；12、13、14—穿越鐵路、河流工程；15—末站；16—煉廠；17—裝卸棧橋；18—裝卸港口

輸油站的主要功能就是給油品加壓、加熱。按所處的位置不同，輸油站可分為首站、中間站和末站。管道起點的輸油站稱為首站，其任務是接收油田集輸聯合站、煉油廠生產車間或港口油輪等處的來油，經計量、加壓、加熱（對于加熱輸送管道）后輸入下一站。首站一般具有較多的儲油設備，加壓、加熱設備和完善的計量設施。

油品在沿管道的輸送過程中，由于摩擦、散熱、地形變化等原因，其壓力和溫度都會不斷下降。當壓力和溫度降到一定程度時，為了使油品繼續向前輸送，就必須設置中間輸油站，給油品增壓、升溫。單獨增壓的輸油站稱為中間泵站；單獨升溫的輸油站稱為中間加熱站；既增壓又升溫的輸油站稱為熱泵站。根據功能的不同，中間站通常設有加壓、加熱設施，一定的儲油設施，清管器收發設施等。中間站應設有越站流程。

末站是位于管道終點的輸油站（庫），其作用是接收管道來油，儲存油品或向用戶轉運。末站一般設有較多的儲油設備，較準確的計量設施、轉輸油設施和清管器收發設施。

長距離輸油管道的線路部分包括管道本身，沿線閥室，通過河流、山谷等障礙物的穿（跨）越構筑物等。輔助設施包括通信、監控、陰極保護、清管器收發及沿線工作人員生活設施等。

2．長距離輸氣管道的構成

長距離輸氣管道的構成與長距離輸油管道類似，也包括首站、中間站、末站、干線管道以及輔助設施等部分，如圖7-22所示。

輸氣管道首站的主要功能是接收天然氣處理廠的來氣，進行分離（干燥、除塵）、調壓和計量后送入輸氣干線。與輸油不同的是，由于采氣井的壓力都比較高，且天然氣采出、處理、輸送的各環節都是密閉的，為了充分利用氣井壓力，通常情況下，長距離輸氣管道的首站大多不設增壓設備，可依靠氣井余壓輸至下一站，如陜京線的第一個增壓站就設在離管線起點100km處。

圖7-22長距離輸氣管道的構成

根據功能不同，輸氣管道的中間站可分為接收站、分輸站和壓氣站等。接收站的功能是接收沿線支線或氣源的來氣；分輸站的功能是向沿線的支線或用戶供氣；壓氣站的功能是給氣體增壓。

輸氣管道末站的功能是接收管道來氣、分離、調壓、計量后送入用戶配氣站。若末站直接向城市輸配氣管網供氣，末站也可稱為城市門站。在有條件的地區，末站應建設地下儲氣庫，以調節供氣的不平衡。

二、輸油管道的特性及運行控制

（一）輸油管道的特性

1．水力特性

油品在管道中流動的過程中，其壓能逐漸降低，常稱為壓降。壓降主要包括沿程壓降（習慣上稱為管道摩阻）、局部壓降和位差壓降。

（1）沿程壓降：主要是油品流過直管段時，由于油品與管壁、油品與油品之間的摩擦所消耗的壓能。可通過達西公式計算求得：

式中hL——管道的沿程阻力損失，m；

λ——沿程摩擦阻力系數，無量綱，與流體的流態相關；

g——重力加速度，m/s2；

v——油品的運動速度，m/s；

d——管道的內直徑，m；

L——管道的計算長度，m。

（2）局部壓降：是指油品流過各種管件或閥件時所消耗的壓能。長距離輸油管道的壓能損失以沿程阻力損失為主，局部阻力損失比較小，一般不單獨計算，而是根據管道沿線的地形起伏情況不同，取干線長度的1%～2%作為沿線的局部摩擦阻力損失的附加長度，合并在管道沿程摩擦阻力損失的計算長度中一并計算。通常，在地形比較平坦的地段，取局部壓降的附加長度為沿程壓降計算長度的1%；在地形起伏比較大的地段取2%；其他地段可在1%～2%之間取值。

（3）位差壓降：是指管道沿線地形變化引起的被輸送油品在管道中動水壓力的升高或降低。一定管段內的位差壓降只與該管段的終點與起點的海拔高度有關，與管段的中間地形變化無關。管段的位差壓降等于計算段終點與起點的海拔高度之差。

油品在管道輸送的過程中，所消耗的壓能是由泵機組提供的。為此，管道沿線應設置一定的輸油泵站，以滿足油流流動所消耗的壓能。布置泵站時，通常是先根據管道的工作參數，在管道縱斷面圖上畫水力坡降線，初步確定泵站的可能布置位置，再綜合考慮管道走向的人文、地質、環境、交通、生活等情況對站址進行適當調整。

2．熱力特性

輸送“三高”油品的常用方法是加熱輸送，其目的是提高油品溫度，避免油流在管道中凝固；減少油品中石蠟、膠質等的析出及在管壁的凝結；降低油品黏度，減小管道壓降。

油流在管道內流動過程中的溫降與輸量、環境溫度、散熱條件、油溫等諸多因素有關，加熱輸油管道中油流溫度沿線的變化規律可用舒霍夫溫降公式計算，即：

式中G——管道的質量輸量，kg/s；

K——油流通過管壁向管道鋪設處周圍環境的傳熱系數，W/（m2·℃）；

l——溫度計算點離加熱站出口的距離，m；

t0——管道周圍介質的溫度，℃；

tc——加熱站的出站油溫，℃；

tl——距出站l處的油溫，℃。

C——平均輸送溫度下油品的比熱容，J/（kg·℃），

D——管道的計算直徑（對于無保溫的管道，取鋼管的直徑；對于有保溫層的管道，取保溫層內外直徑的平均值），m。

實際上，加熱輸油管道的熱能和壓能的供求是相互聯系、相互影響的。增加熱能的供應，輸送溫度升高，油品黏度降低，管道摩擦阻力減少。增加壓能供應，一方面輸量增加，溫降變慢；另一方面，在較高的壓力下，可以輸送溫度較低的流體。在這相互聯系和影響的兩種能量中，熱能是起主導作用的。因此對加熱輸油管應綜合考慮其熱力特性和水力特性，按熱力特性計算全線所需的加熱站數，按水力特性確定全線所需的泵站數，然后在管道的縱斷面圖上進行加熱站、泵站布置并進行校核和調整。

（二）輸油管道的運行控制

1．運行參數的調節與控制

在輸油管道的運行過程中，由于受到諸多因素的影響，其運行工況將發生一定程度的變化。因此在管道的實際運行過程中，有時需要對參數進行調節和控制。

調節一般以輸送量作為對象，控制一般以泵站的進出站壓力作為對象。

輸送量調節的方法很多，常用的有改變泵的轉速、車削泵葉輪、拆卸多級離心泵葉輪級數、大小泵匹配、進出口節流等。

壓力調節的目的是保證管道運行過程中的穩定性，其調節的對象是輸油站的進出站壓力。壓力調節的常用措施是改變輸油泵機組的轉速、節流和回流。

2．輸油管道中的水擊及其控制

輸油管道系統正常運行過程中，其流態是穩定的。但在實際生產過程中，需要進行泵的啟停、閥門的啟閉、流程的切換等操作。這些操作都將會使管道中流體的流速發生突變，從而引起管內壓力的突變，這種現象稱為水擊。

水擊危害主要體現在兩個方面：一是超壓危害，可能使管道系統的壓力超過管道的承壓能力造成管道的破壞；二是減壓損壞，可能使管道系統的壓力低于正常工作壓力，致使管道失穩變形。當然，水擊產生的壓力波也可能會向上游或下游傳播，對上游或下游的泵站特性產生一定影響。因此，應采取有效措施對水擊危害加以控制，常用的方法主要有泄壓保護、調節閥自動調節、泵機組自動停運等保護措施。

泄壓保護是在管道可能出現超壓的位置，安裝專用的泄壓閥門，在出現水擊超壓時，打開泄壓閥門從管道中泄放一定數量的液體，從而使管道內壓力下降，避免水擊危害。

調節閥自動調節保護是根據管道運行壓力的變化自動對閥門的開啟度進行調節，以滿足保護管道系統的要求。調節閥自動調節保護大都與其他保護措施配合使用。

泵機組自動停運就是在泵站的吸入壓力過低、出站壓力過高時，通過自動控制系統停運一臺或多臺輸油泵，以降低泵站的能量輸出，減小泵站的輸送量，使出站壓力下降，進站壓力升高。這種方法主要用于串聯泵機組泵站的保護。

三、油品的順序輸送

油品順序輸送是指在一條管道內，按照一定的批量和次序，連續地輸送不同種類的油品。由于經常性變換輸油品種，所以在兩種油品交替時，在接觸界面處將產生一段混油。混油產生的因素主要有兩個：一是由于在管道橫截面上，液流沿徑向流速分布不均勻，使后邊的油品呈楔形進入前面的油品中；二是由于管道內液體的紊流擴散作用。

（一）混油的檢測

為了指導順序輸送管道的運行管理，需要對兩種油品交替過程中的混油情況進行檢測。目前常用的混油濃度檢測方法有密度法、超聲波法、記號法等。

密度法是利用混合油品的密度與各組分油品的密度、濃度之間存在線性疊加關系的原理進行檢測的。此法是在管道沿線安裝能自動連續測量油品密度的檢測儀表，通過連續檢測混油密度的變化，檢測混油濃度的變化。

超聲波法是根據聲波在不同密度油品中的傳播速度不同的特性而進行檢測的。在常溫條件下，油品的密度越大，聲波在油品中的傳播速度就越快。混油濃度的超聲波法就是根據這一原理，在管道沿線安裝超聲波檢測儀表，通過連續測量聲波通過管道的時間，確定管內油流的密度，從而檢測混油的濃度。

記號法檢測是先將熒光材料、化學惰性氣體等具有標識功能的物質溶解在與輸送油品性質相近的有機溶劑中，制成標識溶液。使用時，在管道起點兩種油品的初始接觸區加入少量的標識溶液，該標識溶液隨油流一起流動，并沿軸向擴散，在管道沿線檢測油流中標識物質的濃度分布，即可確定混油段和混油界面。

（二）減少混油量的措施

在油品的順序輸送中，我們總是希望盡量減少混油量，控制混油量的措施有很多，首先我們可以采用先進、合理的技術工藝措施來減少混油量（例如簡化流程，加大交替油品的輸量，采用密閉輸送流程等）；其次是采取一些專門的措施來減少混油量，如機械隔離法和液體隔離法等。

機械隔離法是將一定的機械設施投放于兩種油品中間，將兩種油品隔離，以減少油品的混合。常用的隔離設施有橡膠隔離球和皮碗形隔離器等。

液體隔離法是在兩種交替的油品之間注入隔離液，以減小混油量。常用作隔離液的物質有：與兩種油品性質接近的第三種油品、兩種油品的混合油、水或油的凝膠體、其他化合物的凝膠體等，其中凝膠體隔離液具有較好的應用特性。

（三）混油的處理方法

處理混油的方法主要有兩種：一是在保證油品質量標準要求的前提下，分批將混油摻入純凈油中銷售或降級使用。如在順序輸送汽油和柴油時，可把汽油濃度高的混油段接收在汽油混油儲罐中，柴油濃度高的混油段接收在柴油混油儲罐中，將兩種混油分別小批量地摻入汽油和柴油的純凈油中銷售。這種方法適用于混油程度較輕且終點兩種油品的銷售量都較大的情況。二是將混油就近輸至煉油廠加工處理。這種方法適用于混油程度較重，或終點混合油品的純凈油銷售量較小的情況。

四、輸氣管道及城市燃氣輸配

天然氣管道是陸上輸送大量天然氣唯一的手段。海上運輸天然氣的方法之一是將天然氣先降到-160℃成為液化天然氣，然后裝船運輸，運到目的地以后加溫又由液態轉為氣態，恢復天然氣的性能。海上另一種天然氣輸送方法仍然是敷設海下輸氣管道。大西洋中的北海油田所產的天然氣就是用1000km的海下管道輸到英國和歐洲大陸的。

天然氣的主要成分是甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和其他烴類，還有少量硫化氫、二氧化碳和水蒸氣，有時氣井中還帶有冷凝液和水等液體。在進入管道前必須在處理場除去硫化氫和二氧化碳等。

天然氣管道有以下幾個特點：一是輸氣管道是個自始至終連續密閉帶壓的輸送系統，不像輸油系統有時油品進入常壓油罐；二是天然氣管道更直接為用戶服務，直接供給家庭或工廠；三是天然氣密度小，靜壓頭影響小于油品管道，設計時高差小于200m靜壓頭可忽略不計，輸氣管道幾乎不受坡度影響；四是天然氣是可壓縮的，因此不存在突然停輸產生的水擊問題；五是天然氣管道比輸油管道更要重視安全；六是天然氣管道與城市煤氣管道不同，天然氣來自氣井起輸的壓力比城市煤氣高，天然氣管道進入城市總站以后要減壓到城市管網壓力才能向城市供氣。

一個完整的城市配氣系統主要由以下幾部分組成：

（1）配氣站。配氣站是城市配氣系統的起點和總樞紐，其任務是接受干線輸氣管的來氣，然后對其進行必要的除塵、加臭等處理，根據用戶的需求，經計量、調壓后輸入配氣管網，供用戶使用。

（2）儲氣站。儲氣站的任務是儲存天然氣，用來平衡城市用氣的不均衡。其站內的主要設備是各種不同種類的儲氣罐。實際中，配氣站和儲氣站通常合并建設，合稱儲配站。

（3）調壓站。調壓站設于城市配氣管網系統中的不同壓力級制的管道之間，或設于某些專門的用戶之間，有地上式和地下式之分。站內的主要設備是調壓器，其任務是按照用戶的要求，對管網中的天然氣進行調壓，以滿足用戶的需求。

（4）配氣管網。配氣管網是輸送和分配天然氣到用戶的管道系統。根據形狀可分為樹枝狀配氣管網和環狀配氣管網。前者適用于小型城市或企業內部供氣，其特點是每個用氣點的氣體只可能來自一個方向；環狀配氣管網可由多個方向供氣，局部故障時，不會造成全部供氣中斷，可靠性高，但投資較大。

列賓宗公式和舒霍夫公式的意義和應用。

列賓宗公式是計算水力坡降的，蘇霍夫公式是計算溫降的

詳見《輸油管道設計與管理》，楊筱蘅

　高凝高黏原油輸送技術

由于中國近海油田產出的原油多具有高凝固點、高黏度以及高含蠟特性，因此在渤海灣、北部灣和珠江口海域已開發的海上油田所鋪設的海底輸油管道，全部采用熱油輸送工藝和保溫管道結構。

海底高凝、高黏原油管道輸送技術，是我國從海底管道工程起步階段就注意研究和引進的。從20世紀80年代初期渤海的埕北、渤中28-1、到渤中34-2/4油田和南海北部灣潿10-3油田開發配套的海底輸油管道工程，都涉及如何解決好原油輸送技術的問題。我們結合油田原油特性，與日本和法國石油工程界合作，研究采用了安全可靠的工程對策，學習引進了相關設計、施工和運行管理技術。隨后在渤海灣和北部灣自營開發的諸多油田開發工程中，設計、鋪設了眾多海底輸油管道，形成了我國一套完整的海底高凝、高黏原油管道輸送技術。通過大量工程實踐應用和檢驗，證明該技術是實用和可靠的。

一、輸送工藝

針對高凝、高黏原油的管道輸送，國內外在油田及外輸管道工程上使用了各種減阻、降黏方法，諸如加化學藥劑、乳化降黏、水懸浮輸送以及黏彈性液膜等，進行過大量研究和試驗，但由于技術上、經濟上的種種原因，均未得到廣泛應用。目前，最實用、最可靠的方法仍是采用加熱降黏防止凝固的輸送工藝。

對高凝原油，為防止原油在管道輸送過程中凝固，依靠加熱使管道中的原油溫度始終維持在凝固點以上。

對高黏原油，采用加熱降低黏度，滿足管道壓降需求和節約泵送能耗。當然，在采用熱油輸送工藝的同時，一般都相應采用保溫管道結構。

（一）工藝模擬計算分析

海上油田開發工程涉及到的海底輸油管道，其輸送工藝模擬計算，一般要根據油田地質開發提供的逐年產量預測（并考慮一定設計系數），計算不同情況（管徑、輸量、入口溫度等）下的壓降、溫降以及管道內液體滯留量和一些必要的工藝參數。依此選擇最佳管徑，確定出不同情況下的工藝參數（不同生產年的輸送壓力、溫度等）。

近年來，原油管道輸送工藝模擬計算分析普遍采用計算機模擬程序進行。中國海油從加拿大NEOTEC公司引進了PIPEFLOW軟件，該軟件與流行的PIPESIM、PIPEPHASE等商業軟件類同，匯編了各種計算方法及一些修正系數、參考數據庫，供設計分析者選用。

（二）保溫材料的選擇和厚度確定

對采用熱油輸送工藝的海底管道，熱力計算是非常重要的環節，而其中管道傳熱系數K值又是管道熱力條件的綜合表現。K值除受管道結構影響外，埋地的地溫條件、保溫材導熱系數和保溫材厚度是三大影響因素。

從計算分析結果看，由于地溫變化不大對K值影響不明顯，只是在低輸量時，要注意其對終溫的影響。

保溫材性質和保溫層厚度是影響K值最關鍵的因素，也是影響管道終溫的關鍵因素。目前國內選用的保溫材料與國外最常用的一樣，是采用聚氨酯泡沫塑料。這是一種有機聚合物泡沫，能形成開孔或閉孔蜂窩狀結構，優點是導熱系數小（≤0.03W/m2·h．℃）、密度低（40～100kg/m3）和吸水率小（≤3%），且化學穩定性好，同時工業生產成熟，價格相對便宜。從保溫效果考慮，當然是保溫層厚度越大越好，但是，當保溫層厚度達到一定值時，保溫效果的增加和厚度的增量不再呈線性增加的關系，而是增加十分平緩。特別是對海底管道，保溫層厚度增加意味著外管直徑增加，就長距離管道而言，外管增加一級管徑，鋼管用量和施工費增加都是十分可觀的。因此，根據計算分析和優化設計，認為選用保溫層厚度為50mm是合理的。

（三）停輸和再啟動計算分析

停輸和再啟動計算分析是高凝、高黏原油海底管道工藝設計的重要內容，將直接關系到管輸作業的安全和可靠。

停輸后的溫降分析，視為最終確定管道安全時間。對于采用熱油輸送工藝的管道停輸后，隨著存油熱量散失，原油將從管壁向管中心凝固，凝層的加厚及凝結時釋放的潛熱將延緩全斷面凝固的過程。存油凝固時間取決于管道保溫條件、油品熱容、停輸時的溫度和斷面直徑。通常這些數值越大，全斷面凝固時間就越長。一般凝油層厚度在管道軸向是一個變化值，通常以管道終斷面凝油厚度作為安全停輸時間的控制值。

對于加熱輸送的高凝、高黏原油管道發生停輸，且預計在安全停輸時間內時，不能恢復管道輸油，為保證管道安全，最有效的措施是在管內存油開始凝固時，用水或低凝油將其置換。

停輸后的再啟動分析，是考慮管道發生停輸后可能出現的最不利工況和環境條件，此時要恢復通油，需計算所需的再啟動壓力和提出實現再啟動要采取的措施以及增設必要的設備和設施。

通常，再啟動壓力（P），用下式計算：

中國海洋石油高新技術與實踐

式中：P為再啟動壓力（Pa）;P。為管道出口壓力（Pa）;Di為管道內徑（m）；τ為原油在停輸環境溫度下的屈服應力（Pa）;L為管道可能凝固的長度（m）。

（四）水化物和沖蝕的防止措施

海上油田開發工程涉及的輸油管道，是一種與陸上原油長輸管道和海上原油轉輸管道不同的管道，它是從井口平臺產出的原油氣水混輸至中心處理平臺或浮式生產貯油裝置的油田內部集輸管道。該類海底管道輸送時伴有從井口采出的水和氣，屬于混輸管道，對這類油管道，也是采用加熱輸送工藝和保溫管道結構。

做這類混輸油管道的工藝設計，除做凈化原油輸送管道通常要進行的模擬計算分析外，還要增加段塞流分析和防止水化物和沖蝕產生的分析。

段塞流現象是油氣混輸過程中的一個重要問題。正常輸送過程中，如何判定是否出現嚴重的段塞流，以及如何確定段塞流長度，目前已經有了通用的分析計算判斷方法。在清管作業過程中，由于管道內存在一定的滯留液量，因此在清管器前將形成液體段塞流。在下游分離設備設計中必須考慮清管作業引起的段塞流影響，一般是設計一定的緩沖容量，使容器操作始終維持在正常液位與高液位報警線之間，確保生產正常。

水化物是影響海底混輸管道操作的一大隱患，特別是在以下三種工況下可能出現水化物，為此提出了防止形成水化物的措施：①低輸量狀況，為防止水化物生成，要求在輸送過程中，管道內油氣溫度始終維持在水化物生成溫度以上。但在低輸量狀況下，溫降很快，根據水化物生成曲線判斷，可能會生成水化物。此時應及時注入甲醇之類的防凍液（水化物抑制劑），以防止水化物生成；②停輸過程，在長期停輸狀態下，由于管道內油氣溫度降到了環境溫度，且管內壓力仍保持較高壓力狀態，所以可能生成水化物。此時，應采取的措施，一是給管道卸壓，二是往管道內注入水化物抑制劑；③重新啟動，通常停輸后再啟動，需要高于正常操作壓力的啟動壓力，而這時溫度又往往很低，故很容易生成水化物。此時應采取連續注入水化物抑制劑的做法，直到管道內溫度達到正常操作溫度為止。

防止產生沖蝕是油氣混輸管道工藝設計不容忽視的問題。對多相混輸管道，若流速超過一定值時，液體中含有的固體顆粒會對管道內壁形成一種強烈的沖刷腐蝕，特別是在急轉彎處如海底管道立管及膨脹彎處。因此設計時要計算避免沖蝕的最大流速，其公式為：

中國海洋石油高新技術與實踐

式中：Ve為沖蝕速度（ft

lft=0.3048m。/s）；pm為在輸送狀態下，多相混合物的密度（磅

1磅＝0.453592kg。/立方英尺

l立方英尺＝20831685×10-2m3。）；C為經驗系數，連續運行取100，非連續運行取125。

沖蝕速度是混合物密度的函數，混合物密度越大，沖蝕速度越小，混合物密度越小則沖蝕速度越大。為保證在管道內不產生沖蝕現象，應控制管內流體流速一定低于計算出的最低沖蝕速度。

（五）操作管理

對海底高凝、高黏原油管道特別要注意以下操作管理問題。

1．初始啟動

初始投產運營，一般采用以下作業步驟：①用熱水或熱柴油預熱管道，使管道建立起適應投產作業的溫度場；②待測得出口溫度達到設計要求后，按要求開井投產。

2．停輸及再啟動

停輸一般分應急停輸和計劃停輸兩大類，停輸情況不同，再啟動方式也不同。為確保管道停輸后的再啟動，一般在井口平臺上設置高壓再啟動泵。

a．對短期停輸，指管內流體最低溫度在某個設計值（如原油凝固點）以上，可使井口油氣直接進管道或用高壓泵啟動。

b．對長期停輸，在停輸之前，應啟動高壓泵完成管內流體置換作業。如果事先沒有準備，屬于意外突然停輸，一旦停輸時間較長，管道內降至環境溫度，原油析蠟并凝固。此時，要采用啟動高壓泵，用柴油置換出原油，然后按初始啟動步驟進行。

3．清管

在正常生產過程中，應根據生產情況經常進行清管作業，清除管內蠟沉積和滯留液體，以提高輸送效率和減小腐蝕。

4．化學劑注入

在正常輸送過程中，應考慮注入以下化學劑：

防垢劑——防止管內由于原油含水而結垢使輸量減少；

防蠟劑——防止原油中蠟凝結在管內沉積；

防腐劑——可在管內壁形成一層保護膜，使腐蝕液與管內壁隔離，起到保護作用；

防凍劑——甲醇之類，為防止水化物生成。

二、保溫海底管道結構

對采用熱油輸送工藝的海底高凝、高黏原油管道，為使沿程溫降減慢減小，最常見也是最實用的是將輸油鋼管做成保溫結構。我們廣泛應用了海底保溫管道結構，形成了完整的設計和施工技術。

（一）已應用的結構類型及特點

海底鋼管保溫管道結構（在此不涉及可撓性軟管海底管道），可歸結為兩大類型：一是雙層鋼管保溫結構；二是單層鋼管保溫結構。

1．雙層鋼管保溫結構。

或稱復壁管結構，其管體斷面如圖15-3所示。在這一類型中，又存在三種形式。

圖15-3雙鋼管保溫結構

圖15-4帶封隔法蘭的雙層鋼管保溫結構

第一種形式：管體結構如圖15-4所示。單根管節（一般長度為12m或40ft）每端均設較強的封隔法蘭。在內外管之間的環形空間，注入發泡材料，形成封閉止水保溫單元。這個單元內外管靠兩端封隔法蘭連為一體，內管的熱伸縮靠封隔法蘭強行約束，使內外管不發生相對錯動。海上鋪管時，相鄰兩個管節的外管，用兩個半瓦短節相接。這種形式的優點在于萬一管道外管或接口處發生破損，保溫失效就被限制在最小范圍內。缺點是接口焊接工作量大，用鋪管船法鋪管，速度上不去，致使工程費用高。

圖15-5帶特殊接頭的雙層鋼管保溫結構

圖15-6內外管可相對移動的雙鋼管保溫結構

第二種形式：保溫管節兩端內外管采用特殊接頭連接，如圖15-5所示。最早是由殼牌石油公司等提出研究，后來為意大利Snamprogetti公司開發成專利產品，它已在一些海底管道工程中投入使用。顯然，這種形式已經保留了第一種形式的優點，又克服了其不足。在鋪管船上它可以像鋪單層鋼管一樣，多個焊接站進行流水作業，使海上鋪管速度大大增加。這種形式的問題在于接頭是專利產品，費用高。我國南海東部惠州26-1油田的海底輸油管道應用了該專利產品。

第三種形式，如圖156所示。這種形式，內外管可做相對移動。在海上連接時，內管接口焊好后，補上接口保溫材料，然后拉動外管進行對接，無需采用半瓦管。相對來講，可減少海上焊接工作量，提高鋪管速度。中國海油通過與日本的公司合作，引進了這種形式保溫海底管道設計與海上安裝技術，在已經鋪設的諸多海底輸油管道上均采用了這種結構形式。

2．單層鋼管保溫結構。

這類結構與雙層鋼管保溫結構的區別在于外面的護套管不用鋼管。按照外套管材料不同，又可分為以下五種。

第一種，高密度聚乙烯外套（Highdensity polyethylene jacket）。高密度聚乙烯是一種超高分子量聚合物，它是阻止水蒸氣通過的極好材料。這種超高分子量改善了鋼管抗磨、抗沖擊、抗撕裂和整體物理強度力學性質。這種預成型的外套系統，與鋼管外套相比，具有重量輕、無需作防腐蝕保護的特點。暴露在管節兩端的保溫泡沫采用熱縮性聚合物端帽保護，現場接點處也用熱收縮套作止水防腐蝕處理。這種外套系統已被歐美國家的公司在阿拉伯灣、加蓬外海的海底管道工程中應用，最近幾年，應用水深已達43m。

第二種，鎖接螺旋鋼外套（Spirally crimped steel jacket）。這種外套的特點是用鋼量遠低于采用常規鋼管的管道外套。現場接口處不需對焊，暴露在管節端部的泡沫保溫材料仍用熱縮性端帽保護。這種外套系統，在國外已廣為應用，最大應用水深已達55m。

第三種，模制的聚氨酯外套（Molded polyurethane jacket）。這種外套將防腐蝕材料和聚氯乙烯（PVC）泡沫保溫材料結合為一體（圖15-7）。其優點是：①管道能保持較好的柔度，可用卷繞船鋪設。②在海底萬一外套被損傷，暴露在水中的保溫材料很少，不像其他系統會整個管節泡水。③在保證泡沫干燥方面有較高可靠度。

圖15-7模制聚氨酯外套保溫結構

圖15-8橡膠外套保溫結構

第四種，橡膠外套（Rubberjacket）。與模制聚氨酯外套相似（圖15-8）。只是外套是由PVC泡沫與橡膠層組成。大約每層PVC厚5～8mm，橡膠層厚1mm，層數的多少取決于保溫要求，但最外層的PVC泡沫要用較厚的橡膠層來覆蓋保護。

第五種，取消外護套系統。在輸油鋼管的外面施加的保溫材料，既能防水也有良好的保溫性能，同時又能抗較高的靜水壓力和具有抗機械破壞較強的能力。這種結構應該說是真正意義上的單層鋼管保溫結構。

（二）設計和施工關鍵技術

在我國建成的海底鋼管保溫管道絕大多數是雙重鋼管保溫結構。該項保溫結構的設計和施工技術是由中國海油從日本引進的。

1．設計關鍵技術

雙重鋼管保溫結構的海底管道設計，關鍵技術是平管部分結構分析和立管膨脹彎系統的整體分析。

對平管部分的結構分析，應用日本新日鐵公司開發的“DPIPE”計算機分析程序。該分析程序的結構模型如圖15-9所示。

圖15-9平管結構分析模型

A,A′—外管的不動點；B,B′，E,E′一內外管之間的錨固點（隔艙壁）；D—內管的不動點；KB,KB´—彈簧常數；Wf—與土壤的摩擦荷載；A-A′—不動部分（外管）；Li+Lm,Li′＋Lm′—可動部分（外管）

圖中，模擬兩端立管膨脹彎約束的彈簧剛度KB、KB´由其后說明的立管膨脹彎和平管連接整體分析模型求出。

對埋地管道，管土之間的摩擦荷載Wf由下式計算：

中國海洋石油高新技術與實踐

式中：W=r'hDo；μ是摩擦系數；Do為管道外徑；ws為管道水下單位重量；r´為土壤水下容重；h為埋深。

對立管膨脹彎系統的整體分析，采用日本新日鐵公司開發的大型三維管道結構分析程序“PIDES”軟件。

圖15-10給出按該軟件建立三維結構分析模型的一個工程實例圖。

圖15-10立管膨脹彎系統結構分析模型實例示意圖

圖15-11工況組合分析實例示意圖

對所建立的系統結構分析模型，要按規范要求和工程實際情況進行充分和必要的多種荷載工況組合分析，一般要考慮的荷載有功能荷載（壓力、溫度、質量等）、環境荷載（風、浪、流、冰等）、特殊荷載（如地震）以及立管依附的平臺位移和平管膨脹伸長施加的荷載。

圖15-11給出了一個立管膨脹系統工況組合分析的實例，荷載作用方向是要考慮的重要因素。

2．施工關鍵技術

從日本引進的雙重鋼管保溫結構的海底管道陸上預制和海上安裝技術，主要特點是：預制時單根管節（12m長）保溫材固定在內管上，保溫材與外管內壁間有一定量空氣層，允許內外鋼管相互移動，只是在一定長度上（比如2km或1km）才設置剛性錨點法蘭形成環形空間的水密隔艙。這樣，在海上鋪管法安裝時，管節連接將能如前圖15-6所示，內管焊接合格再補上接口防腐涂裝和相應保溫材后，采用拉移外管對口焊接的做法，會明顯減少外管接口焊接工作量，提高海上鋪管速度。

（三）在渤海蓬萊（PL)19-3油田I期海底管道工程中的應用

雙重鋼管保溫結構的海底管道，通過我國諸多工程實踐的檢驗表明是安全可靠的，但也存在用鋼量大、海上安裝速度慢導致工程造價高的缺點。研究和采用單管保溫結構，是保溫海底管道技術發展方向。

其中采用鎖接螺旋薄鋼板（厚1mm）作外套的單管保溫結構在2002年由PHILLIPS公司操作的蓬萊19-3油田I期海底管道工程中成功地被應用了。圖15-12給出了該保溫管道的斷面結構。

中國海油正在研究試制用高密度聚乙烯（PE）作外套的單管保溫結構管道。這項技術在國外早有應用，結合我國具體情況，特別是在渤海水深小于30m，甚至諸多灘海油田水深小于5米的情況下，采用這種保溫結構經濟可靠，所用材料和技術均可實現本地化和國產化，有很好的應用前景。

圖15-13示出正在研制的PE外套保溫管道斷面結構。

圖15-12PL19-3海底管道斷面結構

圖15-13PE外套保溫管斷面結構

表15-3給出所研制保溫管道的技術參數。

表15-3保溫管道技術參數表

當然，真正意義上的單管保溫結構管道，應該是取消外護套系統，在輸油鋼管外面施加既能防水也具良好保溫性能且有較強抗靜水壓力及抗機械破損能力的保溫材，無疑這是該項技術發展的最終方向。目前，在我國南海東部惠州26-1北油田（水深約120m）一條直徑為254mm、長約8.7km的海底保溫輸油管道，通過深入研究和招標推動，已經具備了工程實用基礎，其技術可行性和價格被接受性都得出了較好的結論。

演繹法能效評價

演繹法能效評價與運行優化是密不可分的，演繹法能效評價是基于演繹法能耗預測的客觀、可量化的能效評價方式。采用演繹法能效評價方式對油氣管道進行能效評價，一般情況下需要先建立最優化數學模型并求解，然后借助工藝仿真計算，得到理想狀態下管道最低運行能耗數據；再以得出的耗能量數據和其他能效指標為基礎，綜合考慮可操作性、仿真誤差等因素，進行校正，得到可行的最低耗能量和最優能效指標，即管道運行經過優化后的能效數據，將報告期管道耗能量數據和相應能效指標以一定的方式與仿真計算校正結果相比較，再采用一定的方法進行評價。

需要注意的是，工藝仿真計算的方法以及以其為算法設計的仿真軟件本身并不具備計算出最優運行方案的功能，必須先將運行方案優化轉化為最優化求解問題，再配合工藝仿真才能得到優化后的運行方案。因此，最優化算法在油氣管道運行優化方面的應用是演繹法能耗評價的核心。

油氣管道運行優化是一項復雜的工作，下面簡要介紹一下優化技術在長距離輸油管道運行管理中的應用情況。長距離輸油管道輸量大，運距長，全年連續運行，燃料消耗和動力消耗很大。為了最大限度地降低輸油能耗，除了在設備方面采取措施外，還必須應用優化技術使管道處于最優運行狀態。早在20世紀60年代，Jefferson（1961）就對這一問題進行了探討。他假定輸量一定，根據各泵站所能提供的壓力的不同，應用動態規劃方法求解總壓力在各泵站的合理分配，這種方法所求解出的最優運行方案實際上是等溫輸油管道的最優運行方案。1980年，Gropal提出了一個對管道泵站的運行進行最優化的方法，目標是根據每臺泵的動力消耗決定開哪些泵機組，在保證流量的前提下使動力費用最小；用整數規劃方法確定每座泵站的最優泵組合，應用動態規劃方法確定每座泵站的最優升壓值。從20世紀80年代起，我國開始長距離熱油管道優化運行技術的研究工作，以能耗費用（動力費用＋熱力費用）為目標函數，以各站的進站油溫和升壓值為決策變量，提出了一些簡化的和較完善的數學模型。

求解過程一般分為兩個階段：第一階段，先不考慮泵站條件約束，用非線性規劃方法（如0.618法或方向加速法）確定各站的最優進站油溫；在各站的最優進站油溫求解結果的基礎上，用整數規劃和動態規劃方法確定各站的最優泵組合及各站的最優升壓值組合，并根據節流量最小的原則調整各站的進站油溫；第二階段，根據第一階段求得的結果，編制出完成上級部門計劃（即給定的總輸油量）并使總能耗費用最小的給定時間內（一般為一個月）的輸油計劃，即決定采用哪幾種輸量運行及其運行的天數。

對于正在運行的熱油輸送管道，其經濟性可用能耗費用、輸油成本和利潤來衡量，三者是密切相關的。盡管對于不同的經濟指標有相應的經濟運行方案，但在一定時間內總輸油量一定的條件下，各種不同的經濟指標所對應的經濟運行方案是相同的。由于能耗費用計算簡單，一般以能耗費用作為評價輸油經濟性的指標。每個月的總輸油量是由上級部門決定的，因此，優化必須以完成輸油計劃并使能耗費用最少為目標，為了達到這個目標，求解可分為以下兩個階段完成：①求出每個可能輸量下的能耗費用最低的運行方案。該階段的任務即為在給定輸量Q、油品性質的條件下，求出能耗費用及其相應的運行參數。根據對影響能耗費用的諸因素的分析，可將各站進站溫度Tzi（i=1～n，為全線熱泵站個數）和表示第i站j號輸油泵是否運行的狀態變量IPij（i=1～n,j=1～np,np為每座泵站的輸油泵臺數；IPij=1表示該臺泵工作，IPij=0表示該臺泵不工作）作為決策變量。考慮各約束條件以能耗費用最低為目標進行優化。通過對目標函數進行一系列數學變換，把這樣一個包含n個連續變量（即各站進站溫度Tzi）及n×np個離散變量（即表示輸油泵是否運行的狀態變量IPij）的優化問題轉化為nps個（nps為工作的泵站數）包含若干個連續變量和np個離散變量的優化問題，然后對每個問題進行求解。②根據第一階段求得的結果，編制出完成上級部門計劃（即給定的總輸油量）并使總能耗費用最小的給定時間內（一般為一個月）的輸油計劃，即決定采用哪幾種輸量運行及其運行的天數。

（一）第一階段的數學模型

目前，國內正在運行的管道大部分已經采用密閉輸油，個別管道開式流程。因此，第一階段考慮開式流程和密閉流程兩種情況。

1.開式流程第一階段的數學模型

（1）決策變量的選取

對于一條正在運行的熱油管線，可將影響能耗費用的參數分為三類：①運行中可以人為控制的參數：輸量Q、各熱泵站的進站溫度Tzi或出站溫度TRi（i=1～n）、全線的泵組合方式（包括泵站數和站內的泵機組型號及輸量）。②隨第一類參數變化而變化的參數：如原油的比熱、密度、黏度、流變特性等物理性質隨溫度變化，出站溫度、泵組合的系統效率、加熱爐效率、泵組合提供的壓力等將隨輸量和進站溫度的變化而變化，它們與第一類變量之間的函數關系可用理論公式或經驗公式、實測或實驗曲線給出。③不以運行部門的意志為轉移的參數：如隨季節變化的地溫T0，隨含水量而變化的土壤物性，管線的強度及高程差，燃料油和電力價格等。

因此，對于選定的一組決策變量，若第一類參數確定了，那么其他參數也就確定了，故可以選取各站的進站油溫Tzi（i=1～n）和表示輸油泵是否運行的狀態變量IPij（i=1～n,j=1～np）作為決策變量。在輸量Q一定的條件下，Tzi、IPij一旦確定，則全線總壓降Hp、各站出站壓力、動力費用及燃料費用也就確定了。

（2）目標函數的選擇

該問題以降低能耗費用為目的，顯然應將能耗費用作為目標函數。目標函數表達式為：

油氣管道能效管理

式中：S為全線總能耗費用，元/t·km;Sp為全線總動力費用，元/t·km;SR為全線總熱能費用，元/t·km。

（3）約束條件的確定

1）熱力約束條件——溫降規律

油氣管道能效管理

式中：b=gi/Ca,a=KπD/GC;K為總傳熱系數，W/m2·℃；T0為該段管路的平均地溫，℃；G為質量流量，kg/s;C為所輸油品的比熱，J/kg·℃；i為該管段的平均水力坡降，m/m;D為輸油管道的直徑，m;g為重力加速度，m/s2。

2）水力約束——壓降計算

對于熱油管道，沿線各點溫度不同，因此各段的流型、流態可能不同，必須分段計算。

牛頓流段：油溫高于油品的反常點溫度時為牛頓流型。在牛頓流段內可分為牛頓層流段和牛頓紊流段，臨界雷諾數為：Re=2000。

Re≤2000，為牛頓層流，

；

Re>2000，為牛頓紊流，按水力光滑區計算：

。

非牛頓流段：油溫低于油品的反常點溫度時為非牛頓流型，在非牛頓流段內雷諾數的計算公式為：

油氣管道能效管理

式中：p 為所輸油品的密度；n´為流動行為指數，對于假塑性流體，其值等于流變行為指數n；

為對于假塑性流體，

；K 為油品的稠度系數。R eMR≤2000，為非牛頓層流，

；ReMR>2000，為非牛頓紊流，

。

a、b為與n´有關的系數。

3）泵特性方程約束

泵特性方程為：

油氣管道能效管理

i=1～n,j=1～np。

式中：hij為第i泵站第j號泵的揚程；qij為第i泵站第j號泵的流量；aij、bij為泵特性常數；m為與流態有關的常數，水力光滑區m=0.25。

泵的最大功率約束：Nij≤[Nijmax]（i=1～n,j=1～m）。

4）進站溫度約束：Tzi≥[Tzmin]（i=1～n）。

5）出站溫度約束：TRi≤[TRmax]（i=1～n）。

6）進站壓力約束：Psi≥[Psmin]（i=1～n）。

7）管道強度約束：Pdi≤[P]（i=1～n）。

（4）約束條件的處理

1）在給定輸量Q下，某站進站溫度Tz一定時，上站出站油溫TR及該段壓降△P的計算。因溫度的高低直接影響到摩阻的大小，而摩阻的大小又與溫降直接相關，二者不能分別單獨計算，必須進行迭代計算。在計算摩阻時采用加權平均溫度來近似該段的溫度，即：TPJ＝（T1+2T2）/3。

這樣既可以滿足精度要求，又大大簡化了計算。在一個加熱站間，按流態和流型最多可分為四段，油流從出站到下站依次出現的次序為：牛頓紊流段、牛頓層流段、非牛頓紊流段、非牛頓層流段。對于某一站間，給定輸量Q、進站油溫TZ，采用分段計算法便可以計算出上一站的出站油溫TR及該段壓降ΔP。

2）某一站最佳開泵方案的確定

對于給定的輸量Q，在確定了該泵站所應提供的揚程H后，便可以確定滿足輸量、揚程要求的使動力費最小的開泵方案。

a.并聯泵運行方式。

對于泵站i，各臺泵在揚程為H時所能提供的排量為：

油氣管道能效管理

各臺泵所消耗的功率為：

油氣管道能效管理

ηij為第i泵站第j號泵在排量為Qij時的效率。

則該問題的數學模型為：

油氣管道能效管理

由于Nij隨Qij的增加而單調增加，那么若取：

油氣管道能效管理

則對第i泵站求使能耗最小的數學模型可簡化為：

油氣管道能效管理

由于IPij（j=1～np）只可取1或0，可用0-1規劃方法求解。

以上過程考慮的是泵無調速裝置的情形。當有調速裝置時，應優先選用帶有調速裝置的泵。調節調速率，使該站的平均泵壓略大于匯管壓力，即基本做到無節流。

b.串聯泵運行方式。

對于泵站i，各臺泵在流量為Q時所能提供的揚程為：

油氣管道能效管理

各臺泵所消耗的功率為：

油氣管道能效管理

則該問題的數學模型為：

油氣管道能效管理

該模型亦可用0-1規劃方法求解。

（5）目標函數的變換

油氣管道能效管理

式中：Ey為燃料油價格，元/t;Ed為電力價格，元/kW·h;Bh為燃料油熱值，kJ/kg;p為所輸油品的密度，kg/m3;Q為管道輸量，m3/h；η。為電機效率；ηR1為首站加熱爐的平均效率；ηpi為第i站參加工作的加熱爐的平均效率；NPi為第i個參加工作泵站的泵所消耗的總功率，kW;L為管道全長，km;C（t）溫度為t時所輸油油品的熱容，kJ/kg·℃；TRi+1為第i+1站出站油溫，℃。

油氣管道能效管理

式中：TZ0為首站進站油溫，℃；TpO為油流在首站經過泵而引起的溫升，℃；Tzi為第i+1站進站油溫，℃；Tpi為油流在第i+1站經過泵而引起的溫升，℃；

油氣管道能效管理

式中：g為重力加速度，m/s2;Hi+1為從第i+1站到第i+2站間管路的壓力損失，m;C為所輸油品的平均熱容，kJ/kg·℃；ηPi+1為第i+1參加工作泵站的泵站泵的總效率。

原油的熱容—溫度關系可分為三個區：0≤t<T2、T2≤t≤T1和t>T1。根據對我國各種原油的統計，T2一般低于原油的凝固點，而我國熱油管道目前的運行溫度均高于原油的凝固點，因此，熱容曲線在區間[0,T2]內對所討論的問題無意義。在其他兩個區內，原油的熱容－溫度關系C（t）-t可表示為：

當T2≤t≤T1時，C=4.186-Aexp（mt）；

當t>T1時，C=Co。

式中A、m、C0均為取決于油品性質的常數。

將C（t）-t關系代入熱力費用計算式，最終可以得到熱力費用關于各站進站溫度的函數關系。由此可見，熱力費用僅僅是各站進站溫度的函數，可表示為：

油氣管道能效管理

假定在輸量Q下，工作泵站序號為k1,k2，…，共有nps個泵站工作，則

油氣管道能效管理

若Tz（ki），TZ（ki+1），…，Tz（ki+1-1）確定，則兩個運行的相鄰泵站間（即ki泵站與ki+1泵站間）管路的壓降也就確定了，故ki泵站的動力費用Sp（ki）僅與Tz（ki），Tz（ki+1），…，Tz（ki+1-1）有關。

故Sp可用下式表示：

油氣管道能效管理

即Sp也是各站進站溫度的函數。

為了與Sp的表達式一致，可將SR表示為

油氣管道能效管理

則有：

油氣管道能效管理

或

油氣管道能效管理

式中，SR（ki）表示ki泵站與ki+1泵站間的熱力費用。

（6）可利用非線性規劃方法求解的數學模型

油氣管道能效管理

由于

彼此獨立，要使S最小，必須使

最小，故以上問題可變為：

油氣管道能效管理

這樣就將一個包含有n個連續變量、n×np個離散變量的最優化問題轉化為nps個包含若干個連續變量、np個離散變量的最優化問題，并可進而分解成非線性規劃問題和整數規劃問題，使原問題大大簡化。

分別求解上述nps個最優化問題，可得各個問題的最優目標函數值

、最優進展溫度和最優開機方案。將這些最優結果結合在一起即得到原問題的最優解

、TZi（i=1～n）和

。

2.密閉流程第一階段的數學模型

對于密閉流程，決策變量與目標函數與開式流程相同。在密閉流程條件下，全線是一個統一的水力系統。總的泵壓在全線統一分配，故該問題除應滿足開式流程應滿足的約束條件外，還應滿足進、出站壓力關系的約束條件。

即：

油氣管道能效管理

式中：Pdi為第i站的出站壓力，Pa;Psi為第i+1站的進站壓力，Pa;Hpi為第i站的增壓值，Pa；ΔPsi為第i站的站內摩阻，Pa；ΔPi為第i站與第i+1站之間的摩阻，Pa；ΔHi為第i站與第i+1站間的高程差，m;g為重力加速度，m/s2;p為原油的密度，kg/m3;PM為管線允許的最大工作壓力，Pa。

（二）第二階段的數學模型

設管道可在m種輸量下運行，運行輸量及對應的能耗費用分別為Qi（t/h）和Si（元/t）（i=1～m）。已知某月輸油任務為G萬t，該月的總天數為D天，根據生產工藝的要求，每月的總停輸時間不得超過d天。取每種輸量的運行時數xi為決策變量，S表示全月的總能耗費用，則該問題的數學模型為

油氣管道能效管理

下面介紹一下長輸管道最優運行問題的求解方法。

1.開式流程第一階段的求解

在前面已將球S的極小值問題轉化為求

的極小值的問題，因此下面只討論

的求解方法。

由數學模型得知，共有（ki+1-ki）個變量影響

，若將（ki+1-ki-1）個變量固定，只改變其中的一個變量Tzj（j=ki,ki+1，…，ki+1-1）則

的變化規律如圖5-4所示：

上圖的實際意義為：在Tzj由[Tzmin]升高到[Tzmax]過程中，熱力費用隨之單調增加；Tzj由[Tzmin]升高到T1過程中沒有引起開泵方案的變化，電力費用保持不變；當Tzj高于T1時，使摩阻繼續變小引起開泵方案的變化，動力費用和總能耗費產生突變。由上圖可以看出，總能耗費存在多個極小點，故若對總能耗費進行一次極小化，其結果只會是一局部極小點，不一定是全局極小點。

圖5-4 目標函數分析圖

2.下面介紹密閉流程第一階段的求解

對于密閉流程，由于全線是一個統一的水力系統，不但全線溫度是連續的，而且壓力也是連續的，各個變量都是相關的，因此難以找到一種對目標函數一次求解的方法，只能分步進行求解。

（1）求解各站進站溫度的初始值

在密閉流程條件下，壓力是連續的，同時運行溫度對摩阻又有影響，因此，通過調整各站的增壓值及進站溫度將全線節流量控制在最小是可能的，故實際的動力消耗Sp可用下式表示：

油氣管道能效管理

式中：P為全線總摩阻；Q為輸油量；C為常數。

假定各站的進站壓力Psi（i=1～n）相同，求解使總能耗費用S=SP+SR最小的進站溫度（即求解無壓力約束的各站的最優進站溫度），這是一個一維問題，可用黃金分割法（0.618法）求解。

（2）求解最佳開泵方案

確定了各站的進站溫度，則各個站間的摩阻就相應確定了，這樣就可以根據各站間的摩阻來求解各站的開泵方案，可采用動態規劃方法求解。

1）計算各工作泵站可能提供的增壓值。對于某一泵站，若有np臺泵，則有

種泵組合，則該站所提供的增壓值必須有

個可選值，這里的任務就是求出這

個可選值。

2）利用動態規劃方法確定各站的增壓值。可利用前面介紹的方法求解。

（3）求解最佳進站溫度

該問題實際上是在上述確定的各站最佳升壓值的前提下，重新確定各站的進站溫度，以使全線的節流量和總熱能費用最小。該問題的數學模型為：

決策變量：各站的進站溫度Tzi（i=1～n）。

目標函數：總的熱能費用SR。

約束條件：各站進站壓力約束Psi≥[Psmin]。（i=1～n）。

該模型可以用非線性規劃方法求解。為加快計算速度，仍可采用分解的方法。即將求全線熱力費用最小的問題分解為nps個求某一泵站間SR最小的問題。然后分別求解即可求得各站的最佳進站溫度Tzi（i=1～nps）。

第二階段的求解。在第一階段求解過程中，對于給定的輸量，可以求出其能耗費用最低值及相應的運行參數。第二階段的任務是在已知一組輸量及其在該輸量下的最低能耗費用的前提下，求出完成月輸油計劃且使總能耗費用最低的運行方案。該問題實際上是一個線性規劃問題，可用單純形式求解。

采用演繹法進行管道能效評價時，在利用最優化算法進行工藝仿真計算，得到理想狀態下最低能耗數據后，一般需要參考歸納法能耗預測數據對仿真結果進行校正，然后對仿真計算所采用的數學模型進行修正。再經過反復校正、修正，使用經過充分訓練的油氣管道工藝仿真系統進行計算，可以得到精度較高的工藝仿真能耗計算結果。在目前的技術條件下，訓練仿真系統使其達到演繹法管道能效評價精度，一般需要1到2年時間。

采用演繹法進行管道能效評價，在得到運行優化后的能效數據時，可參照歸納法能耗分析的相關方法開展其與報告期數據的對比分析。圖5-5為采用某演繹法能效分析軟件進行分析的對比圖。

圖5-5 演繹法能效評價分析圖

電伴熱應用于長距離輸送管道有哪些必要的程序

長距離輸送管道在氣候寒冷的情況下，或者原油性質粘度很高，不加熱的話都輸送不動。那么單一采用保溫層，效果并不理想。所以必須采用其他伴熱的方式，例如安裝串聯電熱帶或者集膚電伴熱。這是目前最行之有效的方式，當然保溫層必不可少，廠家推薦使用聚氨酯泡沫塑料。下面給大家介紹下使用電伴熱在長距離輸送管道的一些必要的程序。

一．了解伴熱問題

1.長輸管道是否采取保溫伴熱與輸量、油品性質是原油還成品油、操作時間等有關系，一般說來連續運行的管道不做保溫伴熱。如果你們管道采用連續輸送，則可以通過計算確定合適的出站溫度，確保輸送的安全；如果非連續輸送，則可以考慮保溫、伴熱、反輸等措施，不過這都得增加能耗或者投資。

2.根據溫降公式進行試算確定管道需要維持的溫度，一般情況起點溫度高粘原油不超過70℃，終點溫度高于凝點3℃，出口溫度提高10℃，終點溫度升高2－3℃；一般的加熱爐出口溫度控制在60－70℃就可以了，不要太高。根據油品進站溫度反算出站溫度。

3.'埋地深度要通過計算進行確定，大約1.5m左右，一般埋地輸油管道的管頂距離地面，在耕地地段不小于0.8m。其他地段不應小于0.5m。要根據當地的極端最低溫度等確定，但管線要埋在當地凍土深度以下，并設3PE防腐。當埋地管道安裝電伴熱帶時候，安裝方式有所不同。

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