输油管道设计与管理

输油管道设计与管理

一、填空：

1. 输油管道的工艺计算要妥善解决沿线管内流体的能量供应和能量消耗这对主要矛盾,以达到安全经济输送的目的。

2. 泵机组常采用的两种连接方式有串联和并联。

3. 输油管道设计时年输油时间按350天/8400小时计算.

4. 干线漏油后,漏点前面流量变大,漏点后面流量变小.漏点前面各站进站压力下降,出站压力下降;漏点后面各站进站压力下降,出站压力下降.

5. 中间加热站的站间距的长短取决于加热站进出站温度和沿线散热情况两个因素.

6. 加热输送的能量损失包括热能损失和压能损失.

7. 常用的清管器有清管球,机械型清管器和泡沫塑料型清管器等多种类型.

8. 热油管道的启动A法冷管直接启动,热水预热启动和加稀释剂或降凝剂启动.

9. 管道的水力坡降是指单位长度管道的摩阻损失;对于等温管道,水利坡降线是一条斜直线;对于热油管道,水力坡降线是一条斜率不断增加的曲线.

10. 改变管路调节常用的方法有节流调节和回流调节.

11. 现在常采用的两种输油方式是旁接油罐输送和从泵到泵输送.

12. 埋地管线的温度环境常取值等于埋深处土壤自然温度.

13. 长距离输油管由输油站和线路两大部分组成.

14. D为计算直径,对于无保温管道,取管道外径;对于保温管道,可取管道外径和保温层外径的平均值(保温层内外径的平均值).

15. 泵站的工作特性指的是泵站的扬程和流量的相互关系.

16. "从泵到泵"运行的等温输油管道,某中间站停运后输量减少;该中间站前面各站进站压力升高,出站压力升高;该中间站后面进站压力降低,出站压力降低.

17. 通常所说的"结蜡"指在管道内壁上逐渐沉积了某一厚度的石蜡凝油胶质砂和其他机械杂质的混合物.

18. 对于热油管道的设计,要固定进站温度;当热油管道运行时,要控制出站温度.

19. 翻越点后会出现不满流,一般采取的措施为换用小直径管路和在终点或中途沿线设减压站节流.

20. 对于埋地热油管道,管道散热的传递过程是由三部分组成的即油流与管壁之间的传热管

壁与绝缘层保温层等的导热管壁与土壤的传热.

21. 热油管道流量与摩阻损失的关系有三个不同的区域,其中不稳定区域是指II.

二、名词解释:

1. 泵的工作特性:恒定转速下,泵的扬程与排量(H-Q)的变化关系称为泵的工作特性.另外,泵的工作特性还应包括功率与排量(N-Q)特性和效率与排量（n-Q）特性.

2. 泵站的工作特性:泵站的工作特性系数指泵站的排量与扬程之间的相互关系.

3. 管道工作特性:是指管径、管长一定的某管道,输送性质一定的某种油品时,管道压降H随流量Q变化的关系.

4. 水力坡降:管道的水力坡降就是单位长度管道的摩阻损失.与管道的长度无关,只随流量、粘度、管径和流态的不同而不同.

5. 泵站-管道系统的工作点:是指在压力供需平衡条件下,管道流量与泵站进出站压力等参数之间的关系.

6. 管道纵断面图：在直角坐标系上表示管道长度与沿线高程变化的图形称为管道纵截面图.

7. 静水压力:指油流停止流动后,由于地形高差产生的静液柱压力;或者指管线停输后,管内液体形成的静液柱压强.

8. 动水压力:油流沿管道流动过程中各点的剩余压力,在纵断面图上,是管道纵断面线与水力坡降线之间的垂直高度.

9. 计算长度:对于等温输油管道,无翻越点时,指首站到终点之间的距离.有翻越点时,指首站到翻越点之间的距离.

10. 总传热系数k:指油流与周围介质温差为1℃时,单位时间内通过管道单位传热表面所传递的热量.

11. 输油站的工作流程:是指油品在站内的流动过程,是由站内管道,管件,阀门所组成的,并与其他输油设备,包括泵机组,加热炉和油罐相连接的输油管道系统.

12. 顺序输送:在一条管道内,按照一定顺序,连续地输送不同种类油品的输送方式.

13. 起始接触面的定义及意义:在油管内两种油品刚接触的界面,垂直于管轴以平均流速流动,其意义是在起始接触面处两油品的浓度相同,即KA=KB=0.5

14. 混油段:是指既含有A油又含有B油的段落,即在混油段内A种油品的浓度由1变化为0,B种油品的浓度由0变化为1.

15. 混油量:混油段内含有的油品的容积称为混油量.

16. 混油长度:混油段所占的管段长度称为混油长度.

17. 混油段两段切割:将混油段切割成两部分,收入两种纯净油品的罐内.

18. 混油段三段切割:将能够掺入前两种纯净油品罐内的混油切入两种纯净油品的罐内,其余混油进入混油罐.

19. 扩散速度:单位时间内,某一种油品经单位截面积扩散至另一种油品种的数量W=G/Fdt

20. 结蜡:实际上是指管路内壁上沉积了某一层某一厚度的石蜡、胶质、凝油、砂和其它机械杂质的混合物.

21. 翻越点:

定义一:如果一定输量的液体通过线路上的某高点所需的压头大于将液体输送到终点所需的压头,且在所有高点中,该点所需压头最大,则称该交点为翻越点.

定义二:如果一定输量的液体从某高点自流到终点还有能量富裕,且在所有高点中,该高点的富裕能量最大,则称该交点为翻越点.

22. 结蜡:是指在管道内壁逐渐沉积了某一厚度的石蜡,胶质,凝油,砂和其他机械杂质的混合物.

23. 冷油头:将热油输入冷管时,最先进入管道的油流在输送过程中一直和冷管壁接触,散热量大,当管道较长时,油温很快将至接近自然地温,远低于凝固点.通常把这一段称为冷油头.冷油头散失的热量主要用于加热钢管及部分沥青层.冷油头中,有相当长的一段油流温度接近或低于凝固点.油头在管内凝结,使输送时的摩阻急剧升高,以至于会超出泵和管道强度的允许范围.因此只有当管道距离短,投油时地温高,并能保证大排量输送情况下,才能采用冷管直接启动.对于长输管道,当地温接近凝固点时,也可采用冷管直接启动。

三、简答题:

1. 工艺流程设计原则:满足输送工艺各生产环节的要求,便于事故处理和维修,采用先进工艺技术及设备,提高输油技术水平,在满足以上要求的前提下流程应尽量简单,尽可能少用阀门、管件,力求减少管道及其长度,充分发挥设备性能,节约投资减少经营费用.

2. 管道运输特点:1.运输量大;2.管道大部分埋设于地下,占地少,受地形地物的限制少,可以缩短运输距离;

3.密闭安全,能够长期连续稳定运行;

4.便于管理,易于实现远程集中控制;

5.能耗少,运费低;

6.适于大量,单向,定点运输石油等流体货物.

3. N台同型号泵,串联并联泵站特点,泵站特性方程:串联泵流量不变,扬程相加;A=∑ai,B=∑bi;并联泵扬程不变,流量相加.

4. 选择泵机组数的原则:1.满足工艺要求;2.工作平稳可靠,能长时间连续运行;3.易于操作与维护;4.效率高,价格合理,能充分利用现有能源;

5.满足防爆,防腐蚀或露天设置等使用及安装

的特殊要求.

5. 串联并联管路水力学特点:串联泵的特性:通过每台泵的排量相同,均等于泵站排量,泵站的扬程等于各泵扬程之和.并联泵的特性:每台泵提供的扬程相同,均等于泵站扬程,泵站的排量等于各泵排量之和.

6. 旁接油罐输油的优缺点,密闭输油优缺点:旁接油罐输油:优点:安全可靠,水击危害小,对自动化水平要求不高.缺点:流程和设备复杂,固定资产投资大,油气损耗严重,全线难以在最优工况下运行,能量浪费大. 密闭输油:优点:全线密闭,中间站不存在蒸发损耗,流程简单,固定资产投资小,可全部利用上站剩余压头,便于实现优化运行.缺点：要求自动化水平高,要有可靠的自动保护系统

7. 热油管道和等温管道相比特点:热油输送不同于等温输送的特点在于输送过程中存在着两方面的能量损失(摩阻损失和散热损失),因此也必须从两方面给油流供应能量,由加热站供应热能,由泵站供应压力能.

8. 影响管壁结蜡强度的因素:1.油温及油壁温差;2.管内油品流速;3.原油组成;4.管壁材质和粗糙度;5.管道运行时间.

9. 输油管道管壁结蜡机理: 布朗运动,剪切弥散,分子扩散,重力沉降

10. 管壁结蜡对摩阻的影响:管壁结蜡对摩阻的影响表现为两个方面.一方面由于内壁结蜡,使流通面积减少,内径有原来的D0减少为D0-2δdl,当石蜡不变时,摩阻升高.另一方面,由于结蜡层的保温作用,当温差不变运行时,沿程油温会升高,粘度减少,摩阻减少.当然结蜡层引起的摩阻升高还是主要的.

11. 对于含蜡原油管道,防止结蜡和清蜡的措施有哪些?

①保持沿线油温均高于析蜡点②缩小油壁温差③保持管内流速在1.5m/s以上,避免在低输量下运行④采用不吸附蜡的管材或内涂层⑤化学防蜡⑥清管器清蜡.

12. 影响热油管道轴向温降的因素:周围介质的温度T0;油流到周围介质的总传热系数;3.数量.

13. 热输含蜡原油的特点:随着管道中沿程油温降低,在析蜡点以下,原油中石蜡逐渐析出并沉积在管壁上,使得流通截面减小摩阻增大管道输送能力降低,同时又增加了油流与管内壁的热阻使总传热系数下降.

14. 热油管道停输后管内的传热过程:自然对流传热阶段,自然对流与热传导共同控制阶段,纯导热阶段.

15. 热油管道散热的传递过程包括:1.油流至管壁的放热,2.钢管壁,沥青绝缘层或保温层的热

传递,3.管外壁至周围土壤的传热.

16. 先泵后炉的正输流程:先泵后炉流程:罐-阀组-泵-炉-阀组-下站(首站)上站来油-阀组-炉-泵-阀组-下站(中间站).若采用先炉后泵流程则为:罐-给油泵-阀组-炉-泵-阀组-下站(首战)-上站来油-阀组-炉-泵-阀组-下站(中间站)用于管线的正常输油.

17. 热油管道先炉后泵的缺点:1.进泵油温低,泵效低2.站内油温低,管内结蜡严重,站内阻力大3.加热炉承受高压,投资大,危险性大.

18. 埋地管道停输后温降分为两个阶段:①管内油温较快地冷却至略高于管外壁土壤温度②管内存油和管外土壤作为一个整体缓慢冷却.

19. 顺序输送工艺特点:1.顺序输送时产生混油; 2.混油的处理与销售;3.批量与最优循环次数;4.首末站批量油品的储存;5.顺序输送的管道水力特性不稳定.

20. 沿程混油机理:1.对流扩散,2.分子扩散,3.紊流扩散.

21. 热油管道摩阻的计算公式为h R=hTR×△L公式中的hTR,ΔL表示意义:hTR油温为R 时等温管道的摩阻;ΔL热油管道轴向降温的摩阻修正系数.

22. 出现不稳定区的条件:①粘度小时不出现不稳定区②在紊流状态下不会出现不稳定区

③在层流状态下会出现不稳定区,在实际工程中经常遇到.

23. 埋地管道停输后温降特点:

埋地管道周围土壤的蓄热量很大,比管内存油的热容量大几十倍甚至上百倍,因此埋地管线温降主要取决于土壤的冷却

24. 影响管壁结蜡强度的因素:①油温②原油与管壁的温差③流速的影响④原油组成的影响

⑤管壁材料的影响⑥蜡沉积厚度与运行时间的关系

25. 改变泵站工作特性的方法有哪些?①切削叶轮②改变泵的级数③改变运行泵的机组数

④改变运行的泵站数⑤改变泵的转速⑥泵进口负压调节.

(完整版)输油管道工程设计规范2003版

1总则 1. 0. 1为在输油管道工程设计中贯彻执行国家现行的有关方针政策，保证设计质量，提高设计水平，以使工程达到技术先进、经济合理、安全可靠及运行、管理、维护方便，制定本规范。 1.0.2本规范适用于陆上新建、扩建或改建的输送原油、成品油、液态液化石油气管道工程的设计。 1. 0. 3输油管道工程设计应在管道建设、营运经验和吸取国内外先进科技成果的基础上合理选择设计参数，优化设计。 1. 0. 4输油管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行的有关强制性标准的规定。 2术语 2. 0. 1输油管道工程oil pipeline project 用管道输送原油、成品油及液态液化石油气的建设工程。一 般包括输油管线、输油站及辅助设施等。 2.0.2管道系统pipeline system 各类型输油站、管线及输送烃类液体有关设施的统称。 2.0.3输油站oil transport station 输油管道工程中各类工艺站场的统称。 2.0. 4首站initial station 输油管道的起点站。 2. 0. 5末站terminal 输油管道的终点站。 2. 4. 6中间站intermediate station 在输油首站、末站之间设有各类站场的统称。 2. 0. 7中间热泵站intermediate heating and pumping station 在输油首站、末站之间设有加热、加压设施的输油站。 2. 0. 8中间泵站intermediate pumping station

在输油首站、末站之间只设有加压设施的输油站。 2.0.9中间加热站intermediate heating station 在输油首站、末站之间只设有加热设施的输油站。 2. 0. 10输人站input station 向管道输入油品的站。 2. 0. 11分输站off-take station 在输油管道沿线，为分输油品至用户而设置的站。 2. 0. 12减压站pressure reducing station 由于位差形成的管内压力大于管道设计压力或由于动压过大，超过下一站的允许进口压力而设置减压装置的站。 2. 0.13弹性弯曲elastic bending 管道在外力或自重作用下产生的弹性限度范围内的弯曲变形。 2.0.14顺序输送hatch transportation 多种油品用同一管道依次输送的方式。 2. 0.15翻越点turnatrer point 输油管道线路上可能导致后面管段内不满流(slack f low)的某高点。 2.0.16一站控制系统，ration control system 对全站工艺设备及辅助设施实行自动控制的系统。 2. 0. 17管件pipe fittings 弯头、弯管、三通、异径接头和管封头等管道上各种异形连接件的统称。 2. 0. 18管道附件pipe accessories 管件、法兰、阀门及其组合件，绝缘法兰、绝缘接头、清管器收发筒等管道专用部件的统称。 2. 0. 19最大许用操作压力maximum allowable operating pressure(MADP) 管道内的油品处于稳态(非瞬态)时的最大允许操作压力。其值应等于站间的位差、摩阻损失以及所需进站剩余压力之和。 2. 0. 20 U管道设计内压力pipeline internal design pressure 在相应的设计温度下，管道或管段的设计内压力不应小于管道在操作过程中管内流体可能产生的最大内压力。 2. 0. 21线路截断阀line block valve

2011版输油管道设计与管理习题

《输油管道设计与管理》习题 一、等温输油管道工艺计算习题 1、某φ355.6×6的长输管道按“密闭输油”方式输送汽油，输量为310万吨/年，年工作日按350天计算。管壁粗糙度e ＝0.1mm ，计算温度为15℃。油品的物性参数：υ15＝0.82×10-6 m 2/s ，ρ20＝746.2 kg/m 3。密度按以下公式换算： ρt ＝ρ20-ξ(t -20) kg/m 3 ξ＝1.825-0.00l315ρ20 kg/m 3℃ 试做： (1)判断管内流态. (2)选择《输油管道工程设计规范》中相应的公式计算水力摩阻系数，如果有一个以上的计算公式，需比较计算结果的相对差值。 2、某φ323.9×6的等温输油管道，全线设有两座泵站，管道全长150km ，管线纵断面数据见下表，计算该管道输量可达多少? 己知：全线为水力光滑区，站内阻力忽略不计，翻越点或终点的动水压力按20m 油柱计算。 油品计算粘度6 6.410ν-=?m 2/s 首站进站压力201=S H 米油柱 首站和中间站两台同型号的离心泵并联工作，每台泵的特性方程为： 1.755902165H Q =- 米 （Q ：m 3/s ，H ：m ） 二、加热输送管道工艺计算习题 某长距离输油管道长280km ，采用φ273.1×6钢管，管道中心埋深1.4m ，沿线全年最低月平均 地温2℃，最低月平均气温-10℃。管壁粗糙度e ＝0.1mm 。土壤导热系数0.96W/m ℃，防腐层导热系数0.15 W/m ℃，聚氨脂泡沫导热系数0.05 W/m ℃，防水层导热系数0.17 W/m ℃。 1、计算管道埋地保温与不保温时的总传热系数【埋地不保温管道防腐绝缘层厚度3mm ，保温管道的结构：钢管外为环氧粉末防腐层（由于厚度很小，热阻可忽略不计），防腐层外是聚氨酯泡沫塑料保温层，保温层外是防水层。40mm 厚的保温层，3mm 厚的防水层，忽略管内壁对流换热热阻及钢管热阻】。 2、计算架空保温管道的总传热系数（冬季计算风速5m/s ，管外壁至大气的幅射放热系数可取为αar ＝3.5W/m 2℃）。 3、若输量为200万吨/年，输送ρ20为870kg/m 3的原油，设计出站油温60℃、进站温油35℃，原油品比热2.1kJ/kg ℃，粘温方程 υ＝37.338×10 -6e -0.041t m 2/s ，计算上述管道埋地保温时所需的

输油管道工程健康安全与环境HSE设计规范

输油管道工程健康安全与环境HSE设计规范 10. 0. 1输油管道系统的设计、材料、设备选择及技术条件等，应符合公众健康、安全与环境保护的要求。 10. 0. 2输油管道系统的强度设计，应符合本规范第5. 2. 1条和附录E,附录G、附录H的要求。 10. 0. 3输油管道工程的劳动安全卫生设计，必须严格遵循中华人民共和国国家经济贸易委员会《石油天然气管道安全监督与管理规定》、中华人民共和国劳动部《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》及国家现行标准《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》（SY/T 6276）等相关规定。10. 0. 4劳动安全卫生设计的内容，针对不同工程的特点，至少应包括下列几项: 1确定建设项目(工程)主要危险、有害因素和职业危害。 2对自然环境、工程建设和生产运行中的危险、有害因素及职业危害进行定性和定量分析，找出危害产生的根源及其可能危害的程度。 3提出相应的、切实可行而且经济合理的劳动安全卫生

对策和防护措施。 4列出劳动安全卫生设施和费用。 10. 0. 5输油管道工程建设应贯彻《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国水污染防治法》、《中华人民共和国大气污染防治法》、《中华人民共和国固体物污染环境防治法》和《中华人民共和国噪声污染防治法》，应符合现行国家、地方和石油行业有关环境保护的规定;输油管道工程的环境保护设计，应符合《建设项目环境保护管理办法的规定》、《建设项目环境保护设计规定》。 10. 0. 6输油管道工程线路及站场选址，应避开居民生活区、水源保护区、自然保护区、风景游览区、名胜古迹和地下文物遗址等。对于建设中造成的土壤、植被等原始地形、地貌的破坏，应采取措施尽量予以恢复。 10. 0. 7输油站排出的各种废气、废水及废渣(液)，应遵照国家和地方环境保护的现行有关标准进行无公害处理，达标后排放。 10. 0. 8输油站的噪声防治，应符合现行国家标准《城市区

输油管道工程线路设计规范

输油管道工程线路设计规范 4. 1 线路选择 4.1.1输油管道线路的选择，应根据该工程建设的目的和市场需要，结合沿线城市、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿途地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，在营运安全和施工便利的前提下，通过综合分析和技术经济比较，确定线路总走向。 4.1.2中间站和大、中型穿跨越工程位置应符合线路总走向，但根据其具体条件必须偏离总走向时，局部线路的走向可做调整。 4.1.3 输油管道不得通过城市水源区、工厂、飞机场、火车站、海(河)港码头、军事设施、国家孟点文物保护单位和国家级自然保护区。当输油管道受条件限制必须通过时，应采取必要的保护措施并经国家有关部门批准。 4.1.4输油管道应避开滑坡、崩塌、沉陷、泥石流等不良工程地质区、矿产资源区、严孟危及管道安全的地展区。当受条件限制必须通过时，应采取防护措施并选择合适位t，缩

小通过距离。 4.1.5埋地输油管道同地面建(构)筑物的最小间距应符合下列规定: 1原油、C5及C5以上成品油管道与城镇居民点或独立的人群密集的房屋的距离，不宜小于15m。 2 原油、C5及C5以上成品油管道与飞机场、海(河)港码头、大中型水库和水工建(构)筑物、工厂的距离不宜小于20m。 3 原油、液化石油气、C5、C5以上成品油管道与高速公路、一二级公路平行敷设时，其管道中心距公路用地范围边界不宜小于10m，三级及以下公路不宜小于 5m。 4原油、C5及C5以上成品油管道与铁路平行敷设时，管道应敷设在距离铁路用地范围边线3m以外。 5液态液化石油气管道与铁路平行敷设时，管道中心线与国家铁路干线、支线(单线)中心线之间的距离分别不应小于25m 6原油、C5及C5以上成品油管道同军工厂、军事设施、易

输油管道工程施工方案及方法

输油管道工程施工方案及方法 1.主要施工工序 设计交桩→施工测量放线→修筑施工便道→施工作业带清理→运管与存放→布管→管道组对→焊口预热→焊接→防腐补口→管沟开挖→细土垫层回填→下沟→回填→三桩埋设→干线阀室清管、试压→地貌恢复、水土保护。 2.运管与存放 2.1.临时堆管场地选定应与主体施工单位及其他配合单位协商，避免占压其他单位的施工区域。 2.2.临时堆管场地由施工单位根据现场地形选定，施工作业带不包含堆管场地。地形特别狭窄和困难地段由于场地限制可适当增加堆管场的间距。 2.3.堆管场地内应修筑运管车辆与吊车进出场的道路，场地上方应无架空电力线。 2.4.运输防腐管时，防腐管与车架或立柱之间、防腐管之间、防腐管与捆扎绳之间垫橡胶板或类似的软材料，捆扎绳外应套橡胶管或其它软质管套。 2.5.装车、卸车时应使用不损坏管口的专用吊钩，绝对不允许直接使用钢丝绳、叉车等，防止对管口保护套圈的破坏，吊钩宽度应大于60mm，深度应大于60mm，与管子接触面做成与管子相同的弧度。在装卸车时要注意管子之间不能相互碰撞或划伤。 2.6.采用拖拉机运管或人工送防腐管时，用橡胶板或草袋子包敷成品管，防止损伤防腐管。 2.7.防腐管装车前，应认真核对管子的防腐等级、壁厚，将不同防腐等级、壁厚的管子分车运输。 2.8.按工程进度，编排不同防腐等级、壁厚管材的运输计划，保证施工顺利进行。 2.9.堆放管子的场地根据现场地形，尽量设置在非耕作区且方便施工的地点； 2.10.堆放管子的场地要平整、压实；无大块石，地面不得积水，地面保持1%～2%的坡度，并设有排水沟； 2.11.管子不允许与地面接触，最下层管子下面铺垫枕木或装满谷糠或干草的麻袋，保证管子与地面的最小距离为0.3m。垫枕木时，枕木上要有厚度不小于5mm的橡胶衬垫层，每层管子之间垫放软垫； 2.12.任何形式的支撑物与管子的接触宽度不应少于0.2m；

《输油管道设计与管理》要点

《输油管道设计与管理》 一、名词解释（本大题╳╳分，每小题╳╳分） 1可行性研究：是一种分析、评价各种建设方案和生产经营决策的一种科学方法。 2等温输送：管道输送原油过程中，如果不人为地向原油增加热量，提高原油的温度，而是使原油输送过程中基本保持接近管道周围土壤的温度，这种输送方式称为等温输送。 4、线路纵断面图：在直角坐标上表示管道长度与沿线高程变化的图形称为线路纵断面图。 5、管路工作特性：是指管长、管内径和粘度等一定时，管路能量损失H与流量Q之间的关系。 6、泵站工作特性：是指在转速一定的情况下，泵站提供的扬程H和排量Q之间的相互关系。 7、工作点：管路特性曲线与泵站特性曲线的交点，称为工作点。 8、水力坡降：管道单位长度上的水力摩阻损失，叫做水力坡降。 10、翻越点：在地形起伏变化较大的管道线路上，从线路上某一凸起高点，管道中的原油如果能按设计量自流到达管道的终点，这个凸起高点就是管道的翻越点。 11、计算长度：从管道起点到翻越点的线路长度叫做计算长度。 12、总传热系数K：指油流与周围介质温差为1℃时，单位时间内通过管道单位传热表面所传递的热量。 13、析蜡点：蜡晶开始析出的温度，称为析蜡点。 14、反常点：牛顿流体转变为非牛顿流体的温度，称为反常点。 15、结蜡：是指在管道内壁上逐渐沉积了某一厚度的石蜡、胶质、凝油、砂和其它机械杂质的混合物。 19、顺序输送：在一条管道内，按照一定批量和次序，连续地输送不同种类油品的输送方法。 20、压力越站：指油流不经过输油泵流程。 21、热力越站：指油流不经过加热炉的流程。 25．混油长度：混油段所占管道的长度。 26．起始接触面：前后两种（或A、B）油品开始接触且垂直于管轴的平面。 27、动水压力：油流沿管道流动过程中各点的剩余压力。 二、填空题 1、由于在层流状态时，两种油品在管道内交替所形成的混油量比紊流时大得多，因而顺序输送管道运行时，一般应控制在紊流状态下运行。

油气输送管道穿越工程设计要求规范(GB50423-2015)

油气输送管道穿越工程设计规范（GB50423-2007） 3.1 基础资料 3.1.1 穿越工程设计前，应取得所输介质物性资料及输送工艺参数。其要求应按现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB 50253和《输气管道工程设计规范》GB 50251的规定执行。 3.1.2 穿越工程设计前，应根据有关部门对管道工程的环境影响评估报告、灾害性地质评估报告、地震安全评估报告及其他涉及工程的有关法律法规，合理地选定穿越位置。穿越有防洪要求的重要河段，应根据水务部门的防洪评价报告，选定穿越位置及穿越方案。 3.1.3 选定穿越位置后，应按照国家现行标准《长距离输油输气管道测量规范》SY/T 0055和《油气田及管道岩土工程勘察规范》SY/T 00 53，根据设计阶段的要求，取得下列测量和工程地质所需资料： 1 工程测量资料，包括1:200～1:2000，平面地形图(大、中型工程)与断面图； 2 工程地质报告，包括1:200～1:2000地质剖面图、柱状图、岩土力学指标、地震、水文地质及工程地质的结论意见。 3.1.4 应根据下列钻孔布置要求获取地质资料： 1 挖沟埋设穿越管段，应布置在穿越中线上。 2 水平定向钻、顶管或隧道敷设穿越管段，应交叉布置在穿越中线两侧各距15～50m处。在岩性变化多时，局部钻孔密度孔距可布置为20～30m。 3.1.5 根据现行国家标准《中国地震动参数区划图》GB 18306，位于地震动峰值加速度a≥0.19地区的大中型穿越工程，应查清下列四种情况，并取得量化指标： 1 有无断层及断层活动性质、一次性最大可能错动量。 2 地震时两岸或水床是否会出现开裂或错动。 3 地震时是否会发生基土液化。 4 地震时是否会引起两岸滑坡或深层滑动。 3.1.6 穿越管段应有防腐控制的设计资料。 3.2 材料 3.2.1 穿越工程用于输送油气的钢管，应符合现行国家标准《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第1部分：A级钢管》GB/T 97 11.1或《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分：B 级钢管》GB/T 9711.2的规定，并应根据所输介质、钢管直径、钢管壁厚、使用应力与设计使用温度等补充有关技术条件要求。对于管径小于DN300，设计压力小于6.4MPa的输油钢管或设计压力小于 4.0MP a的输气钢管，可采用符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB/

输油管道施工组织设计

炼油管道工程施工组织设计 一、编制说明 1、编制说明 此投标书是我们针对油库技改工程安装工程编制的技术标，详细介绍了我公司承建同类项目的业绩、油库技改工程的工程概况、主要施工方案、施工部署和技术、质量、安全管理等内容，施工主要管理程序、施工总体部署及施工总体计划，施工机具设备平衡计划，施工劳动力平衡计划。按省商业厅90—108文批示，在某村油库建设三座5000M3储油罐，并对油库泵房和管路进行扩建改造。 按照业主招标文件的要求，安装工程主要包括以下内容： 金属油罐现场制安 机泵设备安装 建筑物施工 工业管道施工 电气工程施工（不包括室内变配电部分） 仪表工程施工（业主要求提供技术方案） 2、编制依据 ①油库技改工程建设工程施工招标文件 ②油库技改工程建设工程施工招标文件补充说明 ③油库技改工程建设工程初步设计文件 ④国家、行业现行施工验收规范和质量检验评定标准 ⑤公司质量保证手册及质量体系文件 ⑥公司承建类似工程的施工技术经验 ⑦相关工程验收规范： 《土方与爆破工程施工及验收规范》（GBJ201-83） 《地基与基础工程施工及验收规范》（GBJ206-83） 《混凝土结构工程施工及验收规范》（GB50204-92）《屋面工程技术规范》（GB50207-94）

《组合钢模板技术规范》（GBJ214-89） 《建筑安装工程质量检验评定统一标准》（GBJ300-88） 《建筑工程质量检验评定标准》（GBJ301-88） 《砌体工程施工及验收规范》（GB50203-98） 《地下防水工程施工及验收规范》（GBJ208-83） 《装饰工程施工及验收规范》（JGJ73-91） 《建筑地面工程施工及验收规范》（GB50209-95） 《水泥砼路面施工及验收规范》（GBJ97-87） 《采暖与卫生工程施工及验收规范》(GBJ242—82) 《建筑排水硬聚氯乙烯管道工程技术规范》(CJJ/T29—98) 《建筑给水铝塑复合管道工程技术规程》(CECS105:2000) 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》(GB50169—92) 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》(GB50168—92) 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50150—91) 《建筑电气安装工程质量检验评定标准》(GBJ303—88)。 二、组织机构及管理模式 为了满足技改工程施工的需要，公司将迅速组建公司某村炼油管道项目经理部，实行公司直接领导下的项目经理负责制。采用动态管理、目标控制、节点考核的管理方法组织施工，实施ISO9002质量保证模式，创建优质工程。 经理部根据人员精、层次少、调度灵的原则建立高效率的指挥控制系统和精干协调的职能管理体制（公司项目经理部组织机构图见下页），实施工程进度、质量、成本的有效控制。所设六个职能部门的职责范围如下： 1、行政部：负责党、政、工、团及内外关系协调，文秘、公关、宣传、保卫、后勤、保健、打印复印、小车班等业务。 2、施工部：负责计划、统计、施工调度、安全管理、现场文明施工以及施工机具调配等业务。

某输油管道工程施工方案

某输油管道工程施工方案

一、工程概况 根据XX成品油管道进行点对点送油的需求，需在密闭输送管线350-P-60501-A2B-N与进泄放罐的泄压管线200-P-60505-A2B-N之间增加热膨胀泄压DN80管线。 两条管线均为新建管线，由于密闭输送管线350-P-60501-A2B-N的阀门HV1161左侧、阀门MOV1205右侧、泄压管线200-P-60505-A2B-N的1号阀门左侧管线已通油，为确保管线的安全和有序施工，特编制本施工方案。 二、施工组织机构 项目经理：XXX 现场负责人：XXX HSE监督官：XXX 技术员：XXX 质检员：XXX 材料员：XXX 火焊工：1人电焊工：2人管工2人起重工：1人 电工：1人普工：10人 三、施工进度保证 1、施工工期：1天 2、确保工期措施 1）配备强有力的项目管理班子，选择技术素质好、责任心强的施工班组施工。 2）提前做好一切施工准备工作，安排好施工设备及施工机具。 四、施工技术措施 1、施工前准备； 1）施工前与设计及油库管理部门结合，确定新建管线的工艺流程、位置、用途等。 2）施工人员、设备、机具、材料按时进场。 3）各种出入证件办理到位，一般作业、动火证、用电证等证件办理到位。 4）施工前进行安全、技术交底。 5）施工区域设立警戒线，动火点设置8Kg灭火器4个，设专人进行监护。 6）施工前确认管道内进行清理干净，两端阀门关闭。在得到相关部门确认，方可以连头施工。 2、管线现场施工方案 1）管线动火连头准备 详见动火连头示意图 A 将350-P-60501-A2B-N管线两端的阀门HV-1161、HV-1162、MOV1205在靠近动火点侧的法兰断开，在断开端加石棉板进行隔离，在200-P-60505-A2B-N管线的1号阀门（DN200）法兰处断开，采用石棉板进行隔离。由于MOV1205为电动阀，为防止在施工作业时自动开启，在断开前需将此阀门调至手动。（阀门法兰断开位置见附图所示） B 在动火点附近打接地桩，并连接现场接地线。将L45的角铁打入地面以下800mm处，用6

输油管道设计与管理(精)

输油管道设计与管理题目 1．某等温输油管道800km，管径φ162×6mm，输量220t/h，油品密度852kg/m3，油品计算粘度ν=4.2×10-6m2/s，全线处于水力光滑区，试计算其水力坡降及全程阻力损失。 2．某直径230mm的输油管道，全长600km，已知输量下管道水力坡降i=0.002，输量下各泵站扬程均为H C=313m油柱高，泵站内阻力损失h C=13m油柱高，首站进站压力17m油柱高，末站剩余压力10m油柱高，不计首末站的高度差，试估算所需泵站数。 3. 某φ325×7的热油管线，全长410km,质量流量84kg/s,管道架空处空气温度为4℃，所输油品比热为2100J/kg℃，输油管路总传热系数K=2.3w/㎡℃，如果加热站设计出站油温为58℃，进站油温30℃，摩擦升温忽略不计，试估算全线需加热站数（假设各热站间等距）。 4.某等温输油管道，采用无缝钢管，全长164km，输量210t/h，所输油品密度821kg/m3，计算粘度ν=4.2×10-6m2/s，经济适宜流速为1~1.2m/s，试计算管径并根据附表选取其规格。计算输量下管道沿程摩阻损失(已知流态为水力光滑区)。 5．某离心泵，其特性方程为H=360-530Q1.75，现泵站采用三台该离心泵串联，试推导泵站的特性方程 6.某φ325×7的等温输油管，管路纵断面数据见下表。全线设有两 首站泵站特性方程：H＝370.5-3055Q1.75 中间站泵站特性方程：H＝516.7-4250Q1.75（Q：m3/s） 首站进站压力：Ｈs1＝20米油柱，站内局部阻力忽略不计。

7．某输油管道顺序输送柴油和煤油，管长1250km，管径φ292×6mm，输量180m3/s，已知湍流扩散系数D T=0.86m2/s；如果切割浓度分别是K B1=0.15和K B2=0.78，试计算混油罐的容积？混油段的长度？起始接触面从起点开始，多长时间开始和终止切割混油段？ 8．某φ325×7的热油管道全线有5座热泵站，管道允许的最高、最低输油温度分别为65℃和30℃，管道中心埋深处自然地温为2℃，所输油品比热为2100J/kg℃，平均密度为852kg/m3，平均运动粘度为14.3×10-6m2/s，热泵站间距及管路总传热系数（以钢管外径计）见下表，各站维持进站油温30℃不变运行，摩擦升温忽略 1）min 2）、用平均温度法计算输量为300t/h时第3站间的沿程摩阻损失(已知流态为水力光滑区)。 9．某输油管道顺序输送汽油和煤油，管长850km，管径φ313×6.5mm，输量240m3/s，已知湍流扩散系数D T=0.82m2/s；如果切割浓度为0.25，对称切割，试计算混油罐的容积？混油段的长度？起始接触面从起点起点开始，多长时间开始和终止切割混有段？ 10．某φ325×7的热油管道，输量为300t/h，管道允许的最高、最低输油温度分别为65℃和30℃，管道中心埋深处自然地温为2℃，所输油品比热为2100J/kg℃，平均密度为852kg/m3，平均运动粘度为14.73×10-6m2/s，热泵站间距及管路总传热系数（以钢管外径计）K=2.1w/m2℃，摩擦升温忽略不计。各站维持进站油温30℃

输气管道工程设计规范2015

输气管道工程设计规范 1 总则 2 术语 3 输气工艺 3.1一般规定 3.1.1 输气管道的设计输送能力应按设计委托书或合同规定的年或日最大输气量计量。当采用年输气量时，设计年工作天数应按350d计算。 3.1.2进入输气管道的气体应符合现行国家标准《天然气》GB17820中二类气的指标，并应符合下列规定： 1 应清除机械杂质； 2 露点应比输送条件下最低环境温度低5℃； 3 露点应低于最低环境温度； 4 气体中硫化氢含量不应大于20mg/m3； 5 二氧化碳含量不应大于3%。 3.1.3 输气管道的设计压力应根据气源条件、用户需求、管材质量及管道附近的安全因素，经技术经济比较后确定。 3.1.4 当输气管道及其附近已按现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448的要求采取了防腐措施时，不应再增加管壁的腐蚀裕量。 3.1.5 输气管道应设清管设施，清管设施与输气站合并建设。 3.1.6 当管道采用内壁减阻涂层时，应经技术经济比较确定。 3.2工艺设计 3.2.1工艺设计应根据气源条件、输送距离、输送量、用户的特点和要求以及与已建管网和地下储气库容量和分布的关系，对管道进行系统优化设计，经综合分析和技术经济对比后确定。 3.2.2 工艺设计应确定下列内容： 1 输气总工艺流程； 2 输气站的工艺参数和流程； 3 输气站的数量及站间距； 4 输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。

3.2.3 工艺设计中应合理利用气源压力。当采用增压输送时，应结合输量、管径、输送工艺、供电及运行管理因素，进行多方案技术经济必选，按经济和节能的原则合理选择压气站的站压比和确定站间距。 3.2.4 压气站特性和管道特性应匹配，并应满足工艺设计参数和运行工况变化的要求。再正常输气条件下，压缩机组应在高效区内工作。 3.2.5 具有分输或配气功能的输气站宜设置气体限量、限压设施。 3.2.6 当输气管道起源来自油气田天然气处理厂、地下储气库、煤制天然气工厂或煤层气处理厂时，输气管道接收站的进气管线上应设置气质监测设施。 3.2.7 输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。 3.2.8 输气站宜设置越站旁通。 3.2.9进、出输气站的输气管线必须设置截断阀，并应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定。 3.3 工艺设计与分析 3.3.1 输气管道工艺设计至少应具备下列资料： 1 管道气体的组成； 2 气源的数量、位置、供气量及其可变化范围； 3 气源的压力、温度及其变化范围； 4 沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求。当要求利用管道储气调峰时，应具备用户的用气特性曲线和数据； 5 沿线自然环境条件和管道埋设处地温。 3.3.2 输气管道水力计算应符合下列规定： 1 当输气管道纵断面的相对高差Δh ≤200m 且不考虑高差影响时，应按下式计算： 5.052221)(1051???????-=TL Z d P P q v λ （3.3.2—1） 式中：v q ——气体（P 0=0.101325MPa ，T=293K ）的流量（m 3/d ）； P 1——输气管道计算段的起点压力（绝）（MPa ）； P 2——输气管道计算段的终点压力（绝）（MPa ）； d ——输气管道内径（cm ）； λ——水力摩阻系数； Z ——气体的压缩因子； ?——气体的相对密度； T ——输气管道内气体的平均温度（K ）； L ——输气管道计算段的长度（km ）。 2 当考虑输气管道纵断面的相对高差影响时，应按下列公式计算： 5 .01152221)(21)1(1051??? ?????????????????++??+-=∑=-n i i i i v L h h L TL Z d h P P q αλα （3.3.2—2）

输油管道系统输送工艺设计规范

输油管道系统输送工艺设计规范 3. 1一般规定 3.1.1输油管道工程设计计算输油量时，年工作天数应按354d计算。 3. 1. 2应按设计委托书或设计合同规定的输量(年输量、月输量、日输量)作为设计输量。设计最小输量应符合经济及安全输送条件。 3. 1. 3输油管道设计宜采用密闭输送工艺。若采用其他输送工艺，应进行技术经济论证，并说明其可行性。 3. 1. 4管输多种油品，宜采用顺序输送工艺。若采用专管专用输送工艺，应进行技术经济论证。 3.1.5输油管道系统输送工艺方案应依据设计内压力、管道管型及钢种等级、管径、壁厚、输送方式、输油站数、顺序输送油品批次等，以多个组合方案进行比选，确定最佳输油工艺方案。 3.1.6管输原油质量应符合国家现行标准《出矿原油技术条件》(SY 7513的规定；管输液态液化石油气的质量应符合

现行国家标准《油气田液化石油气》(GB 9052.1)或《液化石油气》(GB 11174)的规定；管输其他成品油质量应符合国家现行产品标准。 3.1.7输油管道系统输送工艺总流程图应标注首站、中间站、末站的输油量，进出站压力及油温等主要工艺参数。并注明线路截断阀、大型穿跨越、各站间距及里程、高程(注明是否有翻越点)。 3.1.8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瞬变流动过程的控制方法。 3. 2原油管道系统输送工艺 3. 2. 1应根据被输送原油的物理化学性质及其流变性，通过优化比选，选择最佳输送方式。原油一般物理化学性质测定项目，应符合本规范附录A的规定；原油流变性测定项目，应符合本规范附录B的规定。 3.2.2加热输送的埋地原油管道，应优选加热温度；管道是否需保温，应进行管道保温与不保温的技术经济比较，确

输油管道设计与管理知识

第一章 1、原油及成品油的运输有公路、铁路、水运和管道输送这四种方式。 2、管道运输的特点：①运输量大；②管道大部分埋设于地下，占地少，受地形地物的限制少，可以缩短运输距离；③密闭安全，能够长期连续稳定运行；④便于管理，易于实现远程集中监控；⑤能耗少，运费低； ⑥适于大量、单向、定点运输石油等流体货物。 3、输油管道一般按按输送距离和经营方式分为两类：一类属于企业内部（短输管道）；另一类是长距离输油管道。 4、输油管道按所书油品的种类可分为原油管道与成品油管道两种。原油管道是将油品生产的原油输送至炼厂、港口或铁路转运站，具有管径大、输量大、运输距离长、分输点少的特点。成品油管道从炼厂将各种油品送至油库或转运站，具有输送品种多、批量多、分输点多的特点，多采用顺序输送。 5、长距离输油管有输油站和线路两大部分及辅助系统设施组成。 6、首站：输油管起点有起点输油站，也称首站，主要组成部分是油罐区、输油泵房和油品计量装置；它的任务是收集原油或石油产品，经计量后向下一站输送。 末站：输油管的终点，有较多的油罐和准确的计量系统；任务：接受来油和向用油单位供油。 7、长距离输油管道上每隔一定距离设有截断阀（作用：一旦发生事故可以及时截断管道内流体，限制油品大量泄漏，防止事故扩大和便于抢修），输油管道截断阀的间距一般不超过32km。 8、长输管道的发展趋势有以下特点：①建设高压力、大口径的大型输油管道，管道建设向极低、海洋延伸； ②采用高强度、高韧性、可焊性良好的管材；③高度自动化；④不断采用新技术；⑤应用现代安全管理体系和安全技术，持续改进管道系统的安全；⑥重视管道建设的前期工作。 9、大型长距离输油管道建设要认真遵守以下程序：(1)根据资源条件和国民经济长期规划、地区规划、行业规划的要求，对拟建的输油管道进行可行性研究，并在可行性研究的基础上编制和审定设计任务书。(2)根据批准的设计任务书，按初步设计(或扩大初步设计)、施工图两个阶段进行设计。初步设计必须有概算，施工图设计必须有预算。(3) 工程完毕，必须进行竣工验收，做出竣工报告(包括竣工图)和竣工决算。10、选择合理的线路要遵循的原则：（1）线路选择应满足输油管道施工、安全、维护和管理的要求，进行多方案调查，通过综合分析和技术经济比较，确定最佳线路走向。（2）通过山谷、公路、铁路、江河、湖泊、沼泽地的大型穿（跨）越工程应尽可能少。（3）尽可能避开滑坡、崩塌、沉陷、泥石流等不良地质条件地段，避开地震区、其他矿藏开采区。（4）线路不得通过军事禁区、重点文物保护区、自然保护区、城市水源地及机场、火车站、海港码头等区域。（5）线路与铁路干线、城镇、工矿企业等建筑物应保持一定的距离，与输电线、通信电缆应保持一定的距离。（6）为便于施工、物质供应、动力供应和投产后管道的维修与巡线等，管道应尽可能靠近和利用现有公路和电网。（7）综合考虑通过地区的规划和开发需要，考虑与相关工程和后续工程的关系，注重管道建设项目于沿线和下游地区经济发展相结合。 11、输油站址选择原则：（1）应满足管道工程路线的走向和路由的需要，满足工艺设计的要求。（2）应符合国家现行的有关安全防火、环境保护、劳动卫生等法律、法规要求。（3）站场应选在地势平坦、开阔的地方，应避开不良的水文、地质条件。（4）应选在交通、供电、供水、排水和职工生活较方便的地方。 12、勘察中收集的资料内容：①地理、气象及水文地质方面；②经济建设方面。 13、勘察一般按踏勘，初步设计勘察与施工图勘察三个阶段进行。踏勘是在正式设计任务书下达之前进行的，是为进行可行性研究或编制方案设计提供资料。初步设计勘察是在设计任务书下达以后，初步设计开始之前，根据可行性研究报告及踏勘报告选择的线路方案，加深勘察，为技术经济比较确定最优线路方案提供资料。施工图阶段勘察又称定测，它是在初步设计批准后，施工图设计前进行。 14、设计工作包括编制设计文件、配合施工和参加验收、进行总结的全过程。 15、根据批准的设计任务书，按初步设计和施工图设计两个阶段设计。 16、大型输油管道的设计一般分为三个阶段：①可行性研究；②初步设计；③施工图设计。 17、输油管道工程项目可行性研究报告一般应包括以下主要内容：(1)总论、工程概况、依据与原则。(2)

输油管道工程设计规范

输油管道工程设计规范 Coca-cola standardization office【ZZ5AB-ZZSYT-ZZ2C-ZZ682T-ZZT18】

1总则 1. 0. 1为在输油管道工程设计中贯彻执行国家现行的有关方针政策，保证设计质量，提高设计水平，以使工程达到技术先进、经济合理、安全可靠及运行、管理、维护方便，制定本规范。 本规范适用于陆上新建、扩建或改建的输送原油、成品油、液态液化石油气管道工程的设计。 1. 0. 3输油管道工程设计应在管道建设、营运经验和吸取国内外先进科技成果的基础上合理选择设计参数，优化设计。 1. 0. 4输油管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行的有关强制性标准的规定。 2术语 2. 0. 1输油管道工程oil pipeline project 用管道输送原油、成品油及液态液化石油气的建设工程。一 般包括输油管线、输油站及辅助设施等。 管道系统pipeline system 各类型输油站、管线及输送烃类液体有关设施的统称。 输油站oil transport station 输油管道工程中各类工艺站场的统称。 . 4首站initial station 输油管道的起点站。 2. 0. 5末站terminal 输油管道的终点站。 2. 4. 6中间站intermediate station 在输油首站、末站之间设有各类站场的统称。 2. 0. 7中间热泵站intermediate heating and pumping station 在输油首站、末站之间设有加热、加压设施的输油站。 2. 0. 8中间泵站intermediate pumping station

输油管道工程施工方法及技术措施方案

输油管道工程施工方法及技术措施方案 1工艺管道施工方案 1.1施工前的技术准备工作 1) 有完整的焊接工艺评定及工艺规程； 2) 合格焊工登记表及焊工合格证交监理审查认可； 3) 编制质量通病防治手册发放到班组； 4) 编制详细的方案，并向班组进行技术交底。 1.2现场准备 1）主材堆放场地设置； 2）规划管道预制场地； 3）现场布置电焊机棚及焊条二级库，其中焊条二级库须配置烘、烤箱各一只。 1.3施工工艺程序 图纸会审和设计交底→编制材料计划→编制施工方案→技术和安全技术交底→原材料检查验收→除锈防腐→现场实测→管道预制、阀门试压、安全阀调试→标识﹑清洁保护﹑运输→管道安装→系统试验、吹洗→防腐保温→系统调试→交工→竣工验收 1.4 材料验收及检验 1）所有管材、管道附件、阀门必须具有制造厂的合格证明书，内容齐全，且合格证的标准应与设计标准相符，否则应进行必要的机械性能及化学成分的复测。 2）对SHB类管道应按5%的比例进行外径及壁厚测量，其尺寸偏差应符合部颁或合同规定的标准。 3）管子、管件、阀门在使用前应进行外观检查，其表面应符合下列要求：a无裂纹、缩孔、夹渣、折迭、重皮等缺陷。 b无超过壁厚负偏差的锈蚀、凹陷及其他机械损伤。 c 螺纹、密封面良好，精度及光洁度达到设计要求和制造标准。 d有材质标记。

4）施工人员在管子、管件、阀门使用前应按设计要求核对其规格、材质、型号等。 5）法兰密封面应平整光洁，不得有毛刺及径向沟槽。 6）螺栓及螺母的螺纹应完整，无伤痕、毛刺等缺陷，螺栓与螺母应配合良好，无松动现象。 7）石棉橡胶垫片应质地柔韧、无老化变质或分层现象，表面不应有折损、皱纹等缺陷。 8) 阀门检验(为便于操作计划在生产厂家进行) a 阀门安装前，逐个对阀体进行液体压力试验，试验压力为公称压力的1.5倍,停压5分钟无泄露为合格. b 试验合格的阀门，应及时排尽内部积水，并吹干。密封面上应涂防锈漆，关闭阀门，密闭出入口，挂上合格标识牌。 c 对有上密封结构的阀门, 逐个对上密封进行试验,试验压力为公称压力的 1.1倍.试验时关闭上密封面,并松开填料压盖,停压4min,无渗漏为合格。 1.5管道预制 1）按照设计院提供的单线图仔细核对，复核无误后，进行单线图二次设计，二次设计尽量做到每一张图纸为一个预制管段。单线图二次设计的目的是服务于现场的预制安装，明确施工者的责任，便于进行质量检查的追溯。 2）管道下料前，应仔细核对所用管子、管件的规格、材质、等级是否与图纸一致。 3）预制时要考虑到把固定口留在易焊接、易组对的地方，预制的法兰、焊缝及其他连接件应避开支架、梁及管托。 4）管支架、管托架等均在现场制作安装。 5）管子切割：采用氧气乙炔火焰或半自动切割机切割，切口质量符合下列要求： a 切口表面平整，不得有裂纹、重皮、毛刺、凹凸、缩口等。熔渣、氧化铁等应予以清除。 b 切口平面的倾斜偏差不应大于管子直径的1%，且不得超过3mm。 c 所有的管道坡口均采用手提式砂轮磨光机二次加工。

《输油管道设计与管理》

《输油管道设计与管理》

- 、2 _m Q1 IQ 2L L _x(1 八) h e，输量为Q/2时各泵站的扬程均为hd， 常有倍增泵站、铺设副管和变径管，如果要求提高的输送能力大于22-倍，则可以采用既倍增泵 站又铺设副管的综合方法，试证明此时所需要的副管长度为x =上（1 _盒）。（其中：?? = Q l， Q i f ）。 i 证明：倍增泵站并铺副管前的能量平衡式为： N（H c -h m H fQ"L （1） 倍增泵站并铺副管后的能量平衡式为： 2N（H C -h m） = fQ；』L -x（1 - ?）］（2） 联立解（1 ）和（2 ）得 Q 1 一Q x= ±(1-侖) 3、某等温输油管道，地形平坦沿线高程均相等，三个泵站等间距布置，每站二台相同型号的离 心泵并联工作，输量为Q;现由于油田来油量减少，输量降为Q/2，问可对运行的泵组合及泵站 出口阀进行哪些调节？哪种方案最好？说明理由（已知管线流态均为水力光滑区，忽约 H s1，H t， h m)。 解：设：管线长为L,输量为Q时各泵站的扬程均为输量为Q 时的能量平衡方程为： 2-m H“+3(h e—h m) = fLQ +H t 输量为Q/2时的能量平衡方程为:

H s1 + 3(hd 比较①和②可得: 2- m )+H t 、2— m ) =0.2973

所以，按题意可知只需一个泵站的一台泵即可完成 Q/2的输量。当然，还可采取把泵站出口关 小节流、调节泵机组速度、换用离心泵的叶轮直径等措施。但以全线能耗费用最低为基本原则考 虑，前者为最优。 4、在管道建设中，常为某种目的而铺设副管或变径管来降低摩阻，在流态相同（如水力光滑 区）的情况下， 试分析降低相同水力摩阻时，采用铺设副管还是变径管在经济上更为合理？（设 铺设副管与变径管的长度均为 解：因为在水力光滑区，且 据题意有I 0=0.298 I , 钢材耗量分别为：副管为 变径管为 可见铺设变径管可节约钢材 L f ；副管的管径与干线管径相同，即 d=d f ；变径管直径为d 。） 1 75 d= d f , i f = o i = i /2 . = 0.298 1 4 75 即 Q =（d/d 0）. =0.298，解得 d 0=1.29 d 2 n d S L f p 1.29 n d S L f p 35.5%，所以铺设变径管比铺设副管在经济上更为合理。 四、计算题 1、某埋地原油管道等温输送管线, 任务输量2500X 104t/a ，管内径D=0.703m;年平均地温T o =19 C 6 2 (0=82.2 X 10- m/s );油温 20C 时的密度为874Kg/m 3 ;钢管绝对粗糙度 e 取0.1mm 全线 长176Km 求全线的沿程摩阻损失 h 。 解：（1）、计算输送温度下的流量 油品19C 时的密度为：：爲=『20-二（T 0-20） '=1.825 -0.001315 鳥0 =1.825 -0.01315 874 = 0.6757 Kg/m 3C 「19=874.68 Kg/m 3C G 103 体积流量：Q 19 0.9452 m/s 气异 8400^3600 （2）、计算雷诺数 4Q 19 R e ——'■-20826 ■D1 ^19 (3)、 用列宾宗公式计算沿程摩阻 3、某管线 J0D 1 J0 吧论。。 e 0.1 10 ■ 3000 R e 70300 故流态为水力光滑区，即 m=0.25 人叮叽=0.0246 O.945, 75 (82 ；25 10 冷 °25 17600^ 1992m D ； 0.7034 D ° =325mm ，站间距32Km ，总传热系数 K=1.8W/m 2 .C ,输量G=98Kg/S,出站温度