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浅谈如何加强原油管输计量的分析【摘要】本文就如何加强原油管输计量的分析进行论述。
【关键词】原油；管输；计量0.前言目前，国内各大石油炼化企业使用的原油，其输送方式主要有三种：管道输送、铁路罐车运输及汽车运输。
其中管道输送是最重要的一种运输方式。
由于在计量交接过程中，计量误差不可避免，并因此给贸易双方带来一定的经济影响，因此，如何降低油品计量误差，提高计量准确度是双方贸易工作中的重中之重。
1.原油管输计量的误差分析原油管输采用的是动态在线计量，一般有两种方式，一种是流量计配在线液体密度计计量方式，另一种是流量计配玻璃密度浮计的计量方式。
某石化公司采用的是前者，根据GB9109.5—88《原油动态计量油量计算》，原油量计算基本公式为：m=Vi×p20。
×（VCF×Cpi×k×Fa×Cw）式中：M——原油在空气中的净质量（kg）Vi——流量计累积体积值（m3）P20——原油的标准密度（kg/m3）VCF——原油体积温度修正系数Cpi——原油体积压力修正系数k——流量计系数Fa——空气浮力修正系数CW一原油含水系数根据该公式可以看出，影响油品质量的主要因素有五大方面，即流量计系数、油品密度、原油含水量、油品温度及管线压力。
1.1流量计引起的误差流量计在出厂或使用之前，必须对流量性能进行测试或检定，以保证产品质量和使用的准确度，因此，就必须建立复现流量单位量值的标准装置。
某石化公司原油管输计量采用的是刮板式容积流量计，该流量计系数的确定方式是通过一系列的量值传递过程得到的，即用标准金属罐装置检定标准体积管，再用标准体积管装置检定标准流量计，从而确定流量计的系数。
在这一系列的量值传递过程中，流量计系数要受到众多因素的影响，包括标准金属罐、标准体积管及流量计本身的系统误差，用标准金属罐检定体积管时产生的人工误差，用标准体积管检定流量计的人工误差，以及检定过程中存在的系统误差等，这些都不可避免地最终累加在流量计系数上，使得通过标定得到的流量计系数存在较大的误差。
分析原油长输管道清管作业工艺作者：代洪波来源：《科学与财富》2018年第31期摘要：在分析原油管道清管目的基础上，从原油长输管常用清管设备方面出发，详细的对清管流程及工艺计算等内容进行解析，希望分析后可以给相关工作人员提供参考，从而促进我国原油事业的发展。
关键词：原油；长输管道；清管作业；工艺0前言伴随着我国的天然气用户量的持续增加，使得管道运输负荷也在逐渐的上升，为了可以更好的保证长输管道运行的安全性与稳定性，应该及时的进行清管处理。
因为天然气自身就具备可燃性与易爆性，且整个管路运输的压力较高，清管实施的过程中会具备较高的危险性。
为了可以更好的保证清管施工的顺利进行，应该保证各个环节的工作都按照要求来进行，严格控制施工质量。
1清管目的天然气输送管道的工作效率以及管道寿命直接受到管道内部的清洁状态。
因为天然气输送管道在正常使用的过程中长期处于大气环境中，从而导致了生锈问题的存在，同时也会在施工中产生较多的焊渣、泥土、石块等等杂质在管道内部。
管线完成了水压试验之后，只是通过压差来进行排水是无法满足应用效果的。
为了可以更好的处理上述存在的问题，应该将管道内部与内壁完全清理干净，此时应该选择合适的清管工艺，确定最佳的处理措施，以达到应有的效果。
清管的目的主要就是下面几个：（1）清理掉管路内部的积液与杂物问题，降低摩阻，大大提升输送效率；（2）防止管道内部低洼位置出现积液的问题；（3）清理管道内部的沉积物与腐蚀杂质，消除附加腐蚀电极，避免存在垢下腐蚀问题；（4）实施管道内部检测的新用途。
2常用清管设备2.1皮碗清管器简介该种清管器的主要组成结构就是骨架与两节或者多节皮碗所组成。
在管道内部运行的过程中，可以确保其沿着固定方向来进行，此时可以更好的携带检测仪器以及其他的装置。
清管器皮碗形状是决定其使用性能的主要因素，同时也应该保证其用途可以适应。
在进行应用的过程中，应该使用皮碗边裙对于管道所存在的1%-4%左右过盈量与管道内部的密封状态，清管器应该通过前后天然气压差来实现推动。
原油管道能耗定额测算方法研究及软件开发的开题报告一、研究背景及意义能源是现代经济发展的基础，也是保障国家安全和人民生活的重要保障之一。
而能源的消耗量和效率以及环境影响一直是人们关注的焦点问题。
在各种能源中，石油资源是世界上最重要的能源之一，而石油管道作为石油运输的主要方式，其能源消耗也不容忽视。
因此，对于石油管道运输的能耗进行定量测算，减少能源浪费，提高能源利用效率，对于节能减排和保障国家能源战略具有重要的意义。
现有的石油管道能耗测算方法主要有经验值法、计算机模拟法和基于流体力学的数值模拟法等。
其中，经验值法适用性较广，但精度有限，需要依赖大量的实测数据；计算机模拟法和数值模拟法精度较高，但需要较高的计算资源和计算时间。
因此，需要在实践中不断完善方法，提高测算精度和效率。
二、研究内容和目标本研究将结合实际工程案例，对现有的能耗测算方法进行研究和比较，探讨其优缺点和适用范围。
同时，基于传热学、流体力学和数值计算方法，提出一种适用于石油管道能耗测算的定额方法，该方法可以快速计算出石油管道的能耗，减少实际测量时间和成本的投入，提高测算的精度和效率。
本研究的具体目标如下：1.总结已有的石油管道能耗测算方法，分析其优缺点和适用范围；2.确定石油管道的主要能耗因素、能量损失机理和计算模型；3.基于传热学、流体力学和数值模拟方法，建立适用于石油管道能耗定额测算的数学模型；4.利用所提出的定额测算方法，结合实际工程案例进行验证；5.开发适用于石油管道能耗测算的计算软件，方便实际工程应用和推广。
三、研究方法和技术路线本研究将采用以下研究方法和技术路线：1.文献综述和案例分析法，对已有的石油管道能耗测算方法进行梳理和比较，为研究提供基础和借鉴；2.传热学、流体力学的基础理论和数值计算方法，为定额测算的数学模型的建立提供理论依据；3.案例数值模拟分析法，以实际工程案例为基础，对提出的能耗定额测算方法进行验证和优化；4.计算机软件开发技术，以 MATLAB 软件开发工具为基础，开发适用于石油管道能耗测算的计算软件，并进行测试和应用。
原油管道设计计算1.5 设计依据与基础参数1.5.1 设计基础参数 1) 原油物性参数(1)原油密度所输原油密度ρ(g/cm 3)随温度t (℃)的变化关系为：ρ=ρ20-ζ(T -20) (1-1)式中：ρ20--20度下原油密度(kg/m 2)，取870 kg/m 2；ζ --ζ=1.825-0.001315ρ20； T --平均输油温度(℃)，取40℃；即得ρ=870-0.68095(T-20) (1-2)(2)原油粘度由最⼩⼆乘法回归粘温关系如表1-11取xi 为T ，Σxi =300 Σyi =11.908 Σ(xiyi )=578.225 Σxi 2=15850 b =22)(∑∑∑∑∑--xi x xi n yi xi xiyi n =-0.0202a =∑∑+xi nb nyi =2.995回归结果为log ν=2.995-0.0202T 得原油粘度为：ν=102.995-0.0202T (1-3)式中：T --平均输油温度(℃)；(3)原油⽐热容所输原油的⽐热容为2100J/kg ℃ (4)平均输油温度在加热输送条件下，计算温度采⽤平均输油温度T ，平均输油温度采⽤加权法，按下式计算：T =323ZR T T +(1-4) 式中：T R --原油出站温度，取60℃；T Z --原油进站温度，取30℃； 2) 总传热系数由wtw tD h D 4ln22λα=(1-5) 式中：D w --管道外径(m)；h t --⼟壤导热系数(w/m ℃)，取0.9 w/m ℃；λt --管道中⼼埋深(m)，取1.5 m ；得2α=2.342K =211αλδ+沥青沥青 (1-6)式中：沥青δ--沥青防腐层(m)，0.006 m ；沥青λ--防腐层导热系数(w/m ℃)，取0.15w/m ℃；得总传热系数K=2.141 (w/m ℃)； 1.5.2 其它设计参数管道全线任务输量、最⼩输量、进出站油温、埋深处⽉平均⽓温等列于表1-12设计参数表中。
原油输送管道工艺计算及校核计算方法的研究
【摘要】本文介绍了原油输送管道在设计过程中工艺计算的具体方法，以及校核计算的具体步骤。
【关键词】原油管道工艺计算校核计算
柴塘管线工程全长437km，年设计最大输量为600万吨，最小输量为354万吨。
管线沿程地形起伏较大，最大高差为422m，经校核全线无翻越点；在较大输量时可热力越站，较小输量时可压力越站。
1 最优管径的选择
在设计输量下，若选用较大的管径，可以降低输送时的压头损失，减少泵站数，从而减少泵站的建设费用，降低了输油的动力消耗，但同时也增加了管路的建设费用[1]。
本设计中根据国内热油输送管道的实际经验，热油管道的经济流速在1.5-2.0m/s范围内，在此基础上选择1.8m/s的流速进行初步的管径计算，然后对附近管径系列进行计算，分别算出不同系列的费用现值，根据费用现值的大小选择出最优管径。
最终选定了外径φ457，壁厚6.4mm的管径。
2 工艺计算说明
2.1 概述
对于易凝、高粘、高含蜡油品的管道输送，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。
所以为了安全输送，在油品进入管道前必须采用降凝降粘措施。
目前，国内外很多采用加入降凝剂或给油品加热的方法，使油品的粘度降低。
本设计采用加热的方法，提高油品温度以降低其粘度，减少摩阻损失，降低管输压力，使输油总能耗小于不加热输送，并使管内最低油温维持在凝点以上，确保安全输送。
2.2 确定加热站及泵站2.2.1？热力计算
埋地不保温管道的散热传递过程由三部分组成的，即油流至管壁的放热，沥青防腐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，流态为紊流，故油流到管
内壁的对流换热和管壁自身的热传导可以忽略不计。
而总的传热系数主要取决于管外壁至土壤的放热系数。
计算中周围介质的温度取最冷月土壤的平均温度，以首、末站平均温度作为油品的物性计算温度。
由于设计流量较大，根据经验将出站油温定为60℃，进站油温定为36℃。
然后根据苏霍夫公式计算站间距，从而进一步求得加热站数。
2.2.2？水力计算
当管路的流态在水力光滑区时，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36℃-60℃之间一直处于水力光滑区，由平均温度求出平均粘度，再根据列宾宗公式计算站间摩阻。
泵站、热站内局部摩阻均为15m。
2.2.3？初步确定热站、泵站数
由热力计算可以确定加热站数，加以化整。
确定泵站数时，要考虑到管线的承压能力选定输油主泵，再根据流量及扬程确定泵机组的组合方式，最后由全线所需的压头求出所需的泵站数，并结合水力计算定出。
2.2.4？站址确定
根据地形的实际情况，本着热泵合一的原则，进行站址的调整。
确定站址，除根据工艺设计要求外，还需要按照地形、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的因素综合考虑，最终确定站址如表1所示：3 校核计算说明3.1 热力、水力校核
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和压力，以确保管线的安全运行。
3.1.1？进出站温度的校核
为了满足工艺和热力的要求，对其冬季最小输量校核时，应固定进站油温为36℃，本设计通过编程迭代出相应的出站油温，出站温度小于60℃，则满足要求
3.1.2？进出站压力的校核
为了防止进站压力过低影响泵的吸入或者出站压力过高超过管道最大承压能力而发出事故，故需对进出站压力进行校核，所得校核结果如下表2：
根据表格知，各站进站压力均满足泵的吸入要求，出站压力均不超过管道的最大承压，校核合格。
3.2 压力越站校核
当输油主泵不可避免的遇到断电、事故或检修时，或由于夏季地温升高，沿程散热减小，从而导致沿程摩阻减小，或者生产负荷减小而导致的摩阻减小，为了节约动力费用，可以进行中间站的压力越站，以充分利用有效地能量。
压力越站的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要压力，并校核其是否超压。
3.3 热力越站校核
当站场不可避免地遇到断电、事故或检修时，或由于夏季地温升高运行流量较大，沿程散热减小或者摩阻升温较大，可以进行的热力越站。
3.4 动、静水压力校核3.
4.1？动水压力校核
动水压力是指油流沿管道流动过程中个点的剩余压力，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，本次设计的最高动水压力为645.46m液柱，小于管道最大承压795.80m，动水压力最小值为31.97m，大于最小的动水压力30m，故此时动水压力满足输送要求。
3.4.2？静水压力校核
静水压力是指油流停止流动后，由于地形高差产生的静液柱压力，沿线高点与其后面的低点之间垂直高度最大为422m，由于管道承压较大，故产生静水压力时不需要增加壁厚，而且也不需要设置减压阀，所以本设计中静水压力符合要求。
3.5 反输校核
当油田来油不足时，由于流量小，温降快导致进站油温过低或者由于停输等原因有可能出现凝管现象，需要进行反输。
由于反输是非正常工况，浪费能量，故要求反输量越小越好。
本设计取管线可能的最小输量为反输输量。
根据具体计算的结果可知，可以满足反输条件。
参考文献
[1] 陈娟，等.长输原油管道设计方案评价研究[J].油气储运.2007
[2] 杨筱蘅，张国忠.输油管道设计与管理（第一版）[M].山东东营：石油大
学出版社，2005：23-192
[3] GB/T 500074-2002.石油库设计规范[S]。
