计算含蜡原油热输管道总传热系数的新方法
含蜡原油长输管道的节能降耗技术
含蜡原油长输管道的节能降耗技术【摘要】我国是一个盛产含蜡原油的国家，在长管道运输中需要对含蜡原油进行热处理，就是将原油加热到一定温度，使原油中的蜡大部或全部溶解，使胶质游离出来，再以一定的速度和方式冷却。
含蜡原油在长输管道的运输过程中消耗了大量能源，因此，降低其能耗有着十分重要的意义。
文章在分析长输管道的直接和间接能耗的基础上，提出了一些解决办法。
【关键词】含蜡原油长管道运输节能降耗建议近年来，国内对含蜡原油热处理应用技术的研究有了很大进展，但是由于我国所产的原油70%以上都是为含蜡的原油，因此，原油的凝点非常的高，流动性又比较的差。
我国石油储运界面临的着一个很大的难题，那就是含蜡原油长管道运输的技能降耗问题。
如何解决输油管道线的能耗问题，已越来越受到人们的重视。
传统的含蜡原油运输采用的是逐站加热输送，这种方法对设备的要求非常的高，设备的投资大且能耗高。
据不完全资料统计显示，逐站加热的能耗成本占输油成本的35%。
因此，笔者从管线流程、含蜡原油流动性的改善以及管路系统运行的优化等不同方面分析了节能降耗技术。
1 含蜡原油长管道运输存在的能耗问题1.1 加热设备运行效率偏低目前我国东部的原油管网共有加热设备130多台，其中直接加热的炉子有34台，热媒炉56台，锅炉43台。
通过对36台加热设备进行监测，加热炉的热效率的合格率大约为70%。
主要有以下两方面的原因造成了热效率的偏低：一是管带内部的剩余空气系数超标，油风的配比系数不合理；二是加热炉内部的灰尘积聚的太多，没能及时清理，使得排烟加热炉的内部温度超标。
1.2 输油泵节流过大管道输油泵的运行流量在出厂设置中已有限制，输油管只有在设计输量条件下才能高效率的工作。
输油管过大的节流对管道的影响是相当大的，会缩短管道设备的使用寿命，间接地增大了投资的成本。
同时，过大的节流导致加热成本上升，存在很大的热量损失。
1.3 能耗计量手段落后我国的现代化输油管道还很少，特别是东部的原油管网，建设的时间较早，自动的化程度还不高，再加上设备的逐年老化，设备的技术性也在能逐年的下降；大多数的加热炉和燃油锅炉的数据只能上传到每个站点的控室，不能被直接地上传到调控中心，部分的加热炉炉前流量计数据尚需手抄记录，因此，有少数的流量统计在数据不准确等问题，这些都给能耗的管理带来了不方便。
原油输送管道工艺计算及校核计算方法的研究
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。
对含蜡原油性质与管道热输工艺关系的思考
对含蜡原油性质与管道热输工艺关系的思考在过去的若干年里，油气储运专业领域内，对原油热输工艺管道进行了大量的应用理论研究和技术改造工作。
应当说技术已相当定型。
然而，如果从管道业的安全经济目标出发，需要进一步节能降耗、拓展输量范围、达到更经济的平稳运行，则还必须要在技术上有所创新，争取从确定输送工艺参数的依据上有大的突破才行。
围绕原油流动的多方面研究的目的，一直在于深入了解和准确掌握原油流动性质和影响因素，并由此而去确定工艺条件和实施控制。
现仅就对含蜡原油性质的认识以及由此引发的关于热输工艺问题的思考做一些讨论。
1 ．对含蜡原油性质的认识与研究回顾近二十年来，含蜡原油流变性及其相关性质一直是我国研究者关注的热点与重点，现在看来已取得相当可喜的成就。
1.1 热处理效应热处理工艺研究使我们认识到，原油的" 热处理效应" 对含蜡原油凝点、非牛顿性的表观粘度影响甚大。
不同条件的热处理可以使同一种含蜡原油的凝点差异达15~20 ℃，进入非牛顿区的温度标志-" 粘度反常点" 也会有10~20 ℃的差别，而在非牛顿区的表观粘度差别可达一个数量级。
这个事实已得到公认，热处理工艺已在国内外若干条管道上（例如：1963 年的印度纳霍卡提亚- 巴饶尼管道、1965 年克拉玛依- 独山子管道、1980 年的濮阳- 临邑管道、1984 年的马惠宁管道、1995 年的中朝管道等）获得实际应用。
从而突破了原来管道热输工艺在输量、运行热力条件和安全停输时间等方面的许多界限。
" 热处理效应" 唤起了研究者对原油流变性以及原油微观领域的研究兴趣。
1.2 原油流变性随着原油流变性研究的逐渐全面展开，揭示出含蜡原油一系列复杂的流变性规律。
它在一定的低温范围中呈现的非牛顿特性包括了非依时（与受剪切时间无关）的假塑性、屈服塑性和屈服- 假塑性。
把原油视为简单的牛顿流体，以单一的粘度为流动性指标显然已经不行了。
(整理)管道总传热系数计算
1管道总传热系数管道总传热系数是热油管道设计和运行管理中的重要参数。
在热油管道稳态运行方案的工艺计算中，温降和压降的计算至关重要，而管道总传热系数是影响温降计算的关键因素，同时它也通过温降影响压降的计算结果。
1.1 利用管道周围埋设介质热物性计算K 值管道总传热系数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，它表示油流至周围介质散热的强弱。
当考虑结蜡层的热阻对管道散热的影响时，根据热量平衡方程可得如下计算表达式：1112ln 111ln 22i i ne n w i L L D D D KD D D D a a l l -+轾骣犏琪桫犏=+++犏犏犏臌å （1-1）式中：K ——总传热系数，W /(m 2·℃)；e D ——计算直径，m ；（对于保温管路取保温层内外径的平均值，对于无保温埋地管路可取沥青层外径）；n D ——管道内直径，m ；w D ——管道最外层直径，m ；1α——油流与管内壁放热系数，W/(m 2·℃)；2α——管外壁与周围介质的放热系数，W/(m 2·℃)；i λ——第i 层相应的导热系数，W/(m·℃)；i D ，1i D +——管道第i 层的内外直径，m ，其中1,2,3...i n =；L D ——结蜡后的管内径，m 。
为计算总传热系数K ，需分别计算内部放热系数1α、自管壁至管道最外径的导热热阻、管道外壁或最大外围至周围环境的放热系数2α。
（1）内部放热系数1α的确定放热强度决定于原油的物理性质及流动状态，可用1α与放热准数u N 、自然对流准数r G 和流体物理性质准数r P 间的数学关系式来表示[47]。
在层流状态（Re<2000），当Pr 500Gr <时：1 3.65y d Nu a l== （1-2） 在层流状态（Re<2000），当Pr 500Gr >时： 0.250.330.430.11Pr 0.15Re Pr Pr y y y y y b d Nu Gr a l 骣琪==鬃琪桫（1-3） 在激烈的紊流状态（Re>104），Pr<2500时： 0.250.80.441Pr 0.021Re Pr Pr y y y b d l a 骣琪=鬃琪桫 （1-4）在过渡区(2000<Re<104)（1-5）式中：u N ——放热准数，无因次；——流体物理性质准数，无因次；——自然对流准数，无因次；——雷诺数；0(Re )f K f =——系数；d ——管道内径，m ；g ——重力加速度，g ＝9.81m/s 2；υ——定性温度下的流体运动粘度，m 2/s ；C ——定性温度下的流体比热容，J/(kg·K)； v q ——流体体积流量，m 3/s ；ρ——定性温度下的流体密度，kg/m 3；β——定性温度下的流体体积膨胀系数，可查得，亦可按下式计算：（1-6）f λ——定性温度下的流体导热系数，原油的导热系数f λ约在0.1～0.16W/(m ·K)间，随温度变化的关系可用下式表示：（1-7）15f ρ——l5℃时的原油密度，kg/m 3；f t ——油(液)的平均温度，℃；b t ——管内壁平均温度，℃；204d ——20℃时原油的相对密度。
油气管道总传热系数的计算与分析
油气管道的 总 传 热 系 数 （ＯＨＴＣ）是 管 道 设 计、 运行监控的重 要 参 数。 对 于 热 油 管 道 而 言，总 传 热 系数决定了热油管 道 热 损 失，对 管 道 能 耗 和 安 全 经 济运行具有决定性影响。对于长输及站内天然气管 道而言，监控总传 热 系 数 便 于 识 别 和 防 范 站 内 管 线
控至关重要。为了解决设计阶段依据规范和手册的可参考值有限以及现有工艺分析软件在模型描述上存在不足
等问题，根据热阻原理分析了设计过程中常用管道模 型 的 总 传 热 系 数 计 算 方 法，编 制 了 具 备 常 见 模 型 模 块 和 自 定
义模块的 ＯＨＴＣ 计算软件，该计算软件提高了油气管道总传热系数的计算精度，简化并完善了设计计算。
关 键 词 ：油 气 管 道 ； 总 传 热 系 数 ； 热 阻 ； 编 制 软 件
中 图 分 类 号 ：ＴＥ８３２
文 献 标 志 码 ：Ａ
ＤＯＩ：１０．１２０５３／ｊ．ｉｓｓｎ．１００８２５６５．２０１９．０１．００７
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第 ２７ 卷 第 １ 期
北京石油化工学院学报
Ｖｏｌ．２７ Ｎｏ．１
２０１９ 年 ３ 月
ＪｏｕｒｎａｌｏｆＢｅｉｊｉｎｇＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＰｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ
Ｍａｒ．２０１９
３０
北京石油化工学院学报
２０１９ 年 第 ２７ 卷
《ＧＢ５０３５０ 油田油气 集 输 设 计 规 范》［３］，但 管 径 系 列 部环境的散／吸热均可归纳为：管道内部流体放热热
热含蜡原油管内停输温降计算
ｉ ｃｅ ｓｎ ｅ ｐ ｐ ｉ ｍｅｅ ｎ ａｓｎ ｎｔ ｌｏｌｔｍｐ ｒ ｔ ｒ ａ ｒ ｌｎ ｈ ｔ ｏ ｕ ａｉｎ ｎ ｒ ａ ｉｇ ｔ ｉ ｅ ｄａ ｔ ｒａ ｄ ｒ ｉｉｇ ｉ ｉ ａ ｉ ｅ ｅ ａ ｕ ｅ ｃ ｎ ｐ ｏｏ ｇ ｓ ｕｄ ｗｎ ｄ ｒｔ ．Ｍｏｅ ｖ ｒ ｎ ｒａ ｉｇ ｔ ｅ ｐｐ ｈ ｉ ｏ ｒ ｏ ｅ ，ｉ ｃ ｅ ｓｎ ｈ ｉ ｅ
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２１ ０ ０年 第 ３ ４卷 第 ５期
中国石油 大学学报 （自然科学版）
Ｊ ｕ ｎ ｌｏ ｈ ｎ ｉｅ ｓｔ ｆ ｅｒ ｌ ｕ ｏ ｒ ａ ｆＣ ｉ ａ Ｕｎｖ ｒｉ ｏ ｔ ｅ ｍ ｙ Ｐ ｏ
Ｖｏ ． ４ Ｎｏ ５ １３ ． ０ｃ ． ０１ ｔ２ ０
文章 编 号 ：６ ３５ ０ （０ ０ ０ ．１６０ １７ — ５ ２ １ ）５０ ３ －５ ０
热油输送管道的工艺计算
第三章热油输送管道的工艺计算(Hot-oil Pipelines)随着世界能源需求的增长，易凝和高粘原油的产量不断地增加。
目前我国所产原油大多为这两种原油。
生产含蜡原油（waxy crude）（即易凝原油）的油田主要有：大庆油田、胜利油田、中原油田、华北油田、河南油田、长庆油田、克拉玛依油田。
生产稠油（thick oil ,heavey oil）的油田有：辽河油田、胜利的单家寺油田和孤岛油田等。
含蜡原油的特点是含蜡量高、凝固点高、低温下粘度高、高温下粘度低。
如大庆原油，凝固点为28～32℃，6，胜利原油凝固点为23～32℃，50℃运动粘度约为50℃运动粘度约为20~25×s102m/6。
稠油的特点是凝固点很低，通常低于0℃，但粘度很大，如孤岛原油凝80～90×sm/1026。
固点为－2.3～4.9℃，50℃运动粘度约为490×s102m/凝固点（Freezing point）：是指在规定条件下（热力和剪切条件）所测得的油样不流动的最高温度。
我国常把它作为评价原油流动性的指标之一。
西方国家常用的是倾点（Pour point）,它与凝固点有所不同。
倾点是指在规定条件下测得的油样刚开始流动的最低温度。
由于测量方法的不同，因而两者在数值上亦有差别。
对于同一种原油，倾点一般比凝固点低2～3℃。
原油的高含蜡、高凝固点和高粘度给储运工作带来以下几个方面的问题：1.由于原油的凝固点比较高，一般在环境温度下就失去流动性或流动性很差，因而不能直接常温输送。
2.在环境温度下，含蜡原油既使能够流动其表观粘度（Apparent Viscosity）也很高。
对于稠油，虽然在环境温度下并不凝固，但其粘度很大。
因此无论是高含蜡原油还是稠油，常温输送时摩阻损失都很大，是很不经济的。
3.高凝高粘原油给储运系统的运行管理也带来了某些特殊问题，主要有：①储罐和管道系统的结蜡问题②管道停输后的再启动问题。
对于易凝高粘问题，不能直接采用前面讲到的等温输送方法，必须在输入管道前采用降凝降粘措施。
管道总传热系数计算
1管道总传热系数管道总传热系数就是热油管道设计与运行管理中得重要参数。
在热油管道稳态运行方案得工艺计算中，温降与压降得计算至关重要，而管道总传热系数就是影响温降计算得关键因素，同时它也通过温降影响压降得计算结果。
1、1 利用管道周围埋设介质热物性计算K 值管道总传热系数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得热量，它表示油流至周围介质散热得强弱。
当考虑结蜡层得热阻对管道散热得影响时，根据热量平衡方程可得如下计算表达式： 1112ln 111ln 22i i n e n w i L L D D D KD D D D a a l l -+轾骣犏琪桫犏=+++犏犏犏臌å （1-1）式中：K ——总传热系数，W /(m 2·℃)；e D ——计算直径，m ；（对于保温管路取保温层内外径得平均值，对于无保温埋地管路可取沥青层外径）；n D ——管道内直径，m ；w D ——管道最外层直径，m ；1α——油流与管内壁放热系数，W/(m 2·℃)；2α——管外壁与周围介质得放热系数，W/(m 2·℃)；i λ——第i 层相应得导热系数，W/(m·℃)；i D ，1i D +——管道第i 层得内外直径，m ，其中1,2,3...i n =；L D ——结蜡后得管内径，m 。
为计算总传热系数K ，需分别计算内部放热系数1α、自管壁至管道最外径得导热热阻、管道外壁或最大外围至周围环境得放热系数2α。
（1）内部放热系数1α得确定放热强度决定于原油得物理性质及流动状态，可用1α与放热准数u N 、自然对流准数r G 与流体物理性质准数r P 间得数学关系式来表示[47]。
在层流状态（Re<2000），当Pr 500Gr <g 时：1 3.65y d Nu a l== （1-2） 在层流状态（Re<2000），当Pr 500Gr >g 时： 0.250.330.430.11Pr 0.15Re Pr Pr y y y y y b d Nu Gr a l 骣琪==鬃琪桫（1-3） 在激烈得紊流状态（Re>104），Pr<2500时： 0.250.80.441Pr 0.021Re Pr Pr y y y b d l a 骣琪=鬃琪桫 （1-4）在过渡区(2000<Re<104)（1-5）式中：u N ——放热准数，无因次；——流体物理性质准数，无因次； ——自然对流准数，无因次；——雷诺数；0(Re )f K f =——系数；d ——管道内径，m ；g ——重力加速度，g ＝9、81m/s 2；υ——定性温度下得流体运动粘度，m 2/s ；C ——定性温度下得流体比热容，J/(kg·K)； v q ——流体体积流量，m 3/s ；ρ——定性温度下得流体密度，kg/m 3；β——定性温度下得流体体积膨胀系数，可查得，亦可按下式计算：（1-6）f λ——定性温度下得流体导热系数，原油得导热系数f λ约在0、1～0、16 W/(m ·K)间，随温度变化得关系可用下式表示：（1-7）15f ρ——l5℃时得原油密度，kg/m 3；f t ——油(液)得平均温度，℃；b t ——管内壁平均温度，℃；204d ——20℃时原油得相对密度。
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doi:10 3969/j issn 1006 6896 2009 07 006
计算含蜡原油热输管道总传热系数的新方法
张足斌 张国忠 王海琴(中国石油大学(华东))
摘要:总传热系数是含蜡原油管道设计
和运行管理的重要参数之一,其计算应考虑
析蜡潜热和沿线参数随温度的变化。
本文给
出了含蜡原油热输管道总传热系数计算的新
方法。
模拟计算表明,不考虑析蜡潜热时计
算出的总传热系数偏小;进出站温度的准确
性对总传热系数计算影响很大,测试时应采
用高精度温度传感器测量;自然地温对总传
热系数影响较小,建议采用预埋探头的方法
进行测试。
关键词:长输管道;含蜡原油;温度;
总传热系数
我国含蜡原油的显著特征是凝点高、低温下粘
度大,一般采用加热工艺进行管道输送[1]。
总传热
系数是进行热输管道设计的重要参数之一,直接影
响加热站的个数设计和站内加热炉功选型,间接影
响输油泵的选型和泵站布置。
总传热系数是热油管
道运行管理的重要参数,其变化反映了管道沿线散
热和结蜡情况。
此外,总传热系数还是计算允许停
输时间的关键参数。
本文在充分考虑析蜡潜热和沿
线参数随温度变化的基础上,采用管道稳态运行时
测得数据进行总传热系数计算,并分析测试参数对
计算值的影响。
1 现有计算方法及其缺陷
根据实测的管道运行参数,由轴向温降公式计
算管道的总传热系数[2]
K=Gc
DL ln T R-T0-b
T Z-T0-b
(1)
b=
giG
K D
(2)
式中K为管道的总传热系数(W/(m2 )); T R为出站油温( );T Z为进站油温( );T0为管道埋深处的自然地温( );G为管道质量流量(kg/s);c为原油比热(J/(kg ));i为管道的水力坡降;g为重力加速度;D为管道外径(m);L为站间管长(m)。
管道的水力坡降可根据实测的站间压差和高程差计算
i=
p1-p2
g 10
6-(z2-z1)
L
(3)
式中p1为上游站的出站压力(MPa);p2为下游站的进站压力(M Pa);z1为上游站的高程(m);z2为下游站的高程(m); 为原油密度(kg/m3)。
根据公式(1)和公式(2),采用迭代逼近法或二分法可求得与运行参数相对应的总传热系数。
上述计算方法的准确与否取决于以下几点: 计算式中所涉及的沿线参数c、b是否近似为常数; 管道运行是否稳定; 测试参数的准确度。
含蜡原油经加热后出站,由于不断向环境散热,温度不断降低。
当低于析蜡点后,蜡源源不断地结晶析出,并释放出结晶潜热。
另外,随着温度的降低,油品粘度增加,尤其是低于反常点温度后,表观粘度急剧上升,摩擦温升b大幅增加。
因此,已有的计算总传热系数的方法显得过于简单,导致由低温管道运行参数反算出的总传热系数严重偏小[3]。
2 总传热系数计算的新方法
(1)管线压降与沿线温降的关系。
准稳定工况下,对d l的管道微元运用能量方程式,则有-K D(T-T0)d l+Gg i d l-Gc d T=0(4)
令b=Ggi
K D
,并结合-d p
d l
= g i,则有
p= T R T L cb
T-T0-b
d T(5)
1-1人工岛污水有很强的适宜性,净水效果显著。
加药浓度为40mg/L时,可使回注及外输污水达到含油 10mg/L、悬浮物 5 0mg/L的指标要求。
(2)KYFP 1反相破乳剂对原油脱水没有任何负面影响,试验前后交接油含水保持不变,适宜于污水处理系统原油直接进入原油处理系统的工艺要求。
(3)KYFP 1反相破乳剂除油速度快,对悬浮物的捕获、聚结能力强,不影响原油脱水,且加药量低,是滩海油田端岛污水处理的理想药剂。
(栏目主持 杨 军)
10 油气田地面工程第28卷第7期(2009 7)
式中d p 为微元管道上的压降;d l 为微元管道
长度;T L 为出站距离L 处的原油温度。
(2)管线沿程温度分布。
由能量方程式(4)可得出站距离与对应温度之间的关系为
L =
T R T L c
k D G (T -T 0)- G 21 2337 2D 5
d T (6)
(3)总传热系数的计算方法。
含蜡原油的密
度、比热以及粘度随温度的变化参考文献[4]进
行计算。
根据管道埋深处的自然地温、管输流量、站间管道长度、进出站油温和站间压差,对公式(6)用二分法求解,可得总传热系数。
将求出的总传热系数用公式(5)进行验证,若得到满足,则可判断站间流动为准稳定流动,计算得到解即为总传热系数。
3 算例
某管道长L =161 86km,设有两个热泵站。
管道内径D =0 704m,管道埋深处自然地温T 0
=5 0 。
一段时间内管道热力越站运行,此时的质量流量G =595 24,测得的首站平均出站油温T R =45 0 ,末站平均进站油温T Z =34 0 ,全线摩阻损失9 94MPa 。
用本文方法反算得到平均总传热系数为1 8W/(m 2 ),用文献方法算得平均总传热系数为1 682W/(m 2
)。
全线摩擦温升见图1,原油在运行21 7km 后,开始有蜡晶析出,比热增加,摩擦温升增加的速率减慢。
运行123km 后,原油温度开始低于反常点,表观粘度急剧上升,摩阻迅速增加,故摩擦温升增加得更快。
参考文献[2]将全线摩擦温升视为常数,必然导致总传热系数K
计算不准确。
图1 管道沿线摩擦温升变化
4 温度因素对总传热系数的影响
影响总传热系数计算的因素很多,有些参数如
管道长度、流量、原油物性、站间摩阻损失等,有较高的精度保证;而对于温度的测量,则可能会由于测试困难导致准确度较差。
下面分别考察地温、进站油温和出站油温的测量误差对总传热系数计算
的影响(见表1)。
表1 测量温度对全线管道总传热系数计算值的影响
影响因素
实际数据/ 测量数据/ 总传热系数/W m -2 -1总传热系数误差/
W m -2 -1
自然地温
5
6 01 8560 05655 51 8270 02754 51 773-0 02754 01 748-0 052出站温度
45 0
46 01 8790 07945 045 51 8400 0445 044 51 760-0 445 044 01 719-0 081进站温度
34 0
35 01 636-0 16434 034 51 716-0 08434 033 51 8860 08634 0
33 0
1 975
0 175
从表1可以看出,进站温度对计算总传热系数的影响最大,出站温度的影响次之,自然地温影响最小,因此对温度的测量需要特别谨慎。
对于进出站油温,建议不采用套管中插温度计的方法测量,取而代之采用高精度温度传感器。
地温的测量建议采用预埋测温探头的方法。
5 结语
(1)总传热系数是含蜡原油管道设计和运行管理的重要参数。
现役管道的反算结果不仅可以分析管道结蜡情况,而且可以为类似管道的设计提供科学依据。
(2)给出了在考虑析蜡潜热和沿线参数随温度变化情况下的总传热系数计算方法。
(3)含蜡原油低于析蜡点时,若不考虑析蜡潜热,计算出的总传热系数偏小,计算站间的析蜡越多,放出的结晶热越多,则计算偏差越大。
(4)进出站油温的准确性对总传热系数计算影响很大,测试时应采用高精度温度传感器测量。
自然地温对总传热系数影响较小,建议采用预埋探头的方法进行地温测试。
参考文献
[1]杨筱衡,张国忠 输油管道设计与管理[M ] 东营:石油大学出
版社,1996
[2]安家荣,刘绍亮 东辛输油管道总传热系数测试与分析[J] 油
气储运,2000,19(4):14-18
[3]王海琴 含蜡原油热输管道沿程温降计算[J] 油气储运,2002,
21(7):9-12
[4]罗哲明,李传宪 原油流变性及测量[M ] 东营:石油大学出版
社,2001
[第一作者简介]张足斌:副教授,在读博士,1993年毕业于中国石油大学(华东)油气储运专业,现在中国石油大学(华东)储运工程系从事长距离管道输送技术的教学及科研工作。
(0532)86981223-211、zhangzubin_1@163 co m
(栏目主持 杨 军)
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油气田地面工程第28卷第7期(2009 7)。