成品油管道

成品油管道（共8篇）

成品油管道 篇1

0 引言

热浸镀锌镀层一直被作为钢铁产品表面防护工艺而广泛应用,而随着传统的铸锭开坯技术被连铸钢坯技术逐步取代,使热镀锌防护技术遇到了一些瓶颈问题。和铸锭开坯技术相比,连铸钢坯技术在炼钢过程中要对钢进行充分的脱氧,在实际生产中考虑到成本问题会采用成本较低的硅作为脱氧剂,这样就使的钢件的含硅量升高(一般能达到0.10%-0.30%),使其生成镇静钢或半镇静钢。在对这些钢件实施常规热浸镀锌时,在圣德林效应的作用下会在镀件表面形成超厚、粘附性差且表面灰暗的镀层,使产品的质量下降。为了解决这一问题一般采取的办法是在锌浴中加入某种合金元素来抑制Fe-Zn反应而使镀层达到要求,这种方法中最为常用的就是锌镍合金镀层技术,即在锌浴中加入约为0.1%的Ni,使镀层形成过程中的Fe-Zn反应得到有效抑制,并阻滞铁锌合金层的过度生长,从而得到连续且紧密的层状组织和适当的锌层厚度,并使产品的各种防护性能得到改善,正是由于这些防护性能提升方面的优势使得锌镍合金镀层技术在钢铁产品镀层生产领域得到了迅速的推广和应用。

1 镍在热镀锌层形成中的作用

1.1 常规热镀锌层的形成过程

常规热镀锌镀层的形成过程如下:钢铁产品外层的铁溶解于熔融态的锌中,Fe、zn相互扩散,形成Fe-Zn金属间化台物,然后再在Fe-Zn合金层的表面形成自由锌层。这样就在钢件表面以钢基为基准,依次形成相(Fe3Zn10),δ1相(FeZn10),ζ相(FeZn13)以及凝固的表面自由锌层η相。这四个相层呈连续且致密排列。对于含硅量较低的非活性钢而言,以上的热镀锌过程中,合金镀层以抛弧线规律增长,因而可以获得良好的防护性能,但是对于含硅较高的活性钢而言,常规的热镀锌过程中Fe-Zn反应不会随着浸锌时间延长而减缓,反而镀层中的ζ会持续的处于较快的生长状态,并且从镀件离开锌浴到淬火冷却阶段,ζ都会处于快速生长状态,而且合金层为直线规律生长,那么当ζ相持续生长而致使其大部分生长到镀层表面时,就会使自由锌层出现不连续现象,因而形成超厚、灰暗和粘附性差的镀层。

1.2 镍的抑制作用

含硅的活性钢构件热镀锌过程中加入适量的镍,对ζ相的生长可以起到一定的抑制作用,从而使镀层的紧密性和粘附性都相应提高。同时还能够对镀层的生长速度加以阻缓,从而使离开锌浴后的镀件表面保持光亮的自由锌镀层。

2 热浸锌镍合金镀层工艺概述

2.1 工艺流程

热浸锌镍合金镀层技术的工艺流程和常规的热锌镀层技术相同,分为碱洗除油、水洗、酸洗除锈、浸溶剂助镀、烘干、热浸镀锌、水冷等几个环节。

2.2 锌浴加镍

由于镍(1455℃)比锌(419.3℃)的熔点高的多,因此在450℃左右的锌浴中直接加入镍很难溶解。为了改善镍在锌浴中的溶解速度,一般会加入采取加入锌镍中间合金的方法来达到加镍的目的,比较适宜的锌镍中间合金是含Ni为2%和合金,其熔点在600℃左右,因而能够使镍获得较好的溶解速率。

2.3 镀锌温度

由锌镶合金相图可知,当镍含量为0.25%时,锌镍二元合盘会发生共晶,共晶点温度为418.5℃,所以,含镍量小于0.25%的锌镍合金都属于亚共晶成分,其熔点会略低于纯锌熔点。生产实践表明,当锌浴中加入0.05～0.10%的Ni后,会使锌浴的流动性明显改善,这时从锌浴中提取出的镀件表面粘附的锌液能够很快的流下而滴返入锌浴中,因此,锌镍合金镀浴温度以仍然保持在450℃为佳。

2.4 镀锌时间和镀层厚度

在批量镀层作业中,镀件浸入锌浴后,应该确保镀剂中的锌全部反应完毕,并待工件热透后再扒除锌浴表面的浮灰之后,才能慢慢地提升工件。锌潜温度为450℃时,实际浸锌时间一般不少于3～5。

当采用常规镀锌浴时,镀层厚度随着钢件中Si含量的变化而急剧变化;而采用锌镍镀浴后,镀层的厚度变化明显的变得平缓了,在实际生产过程中,由于钢件材质多变的情况,在常规镀锌时想要控制器镀层厚度难度很大,而采用锌镍合金镀浴后,镀层厚度将容易控制。

3 热浸锌镍合金镀层的防护性能分析

3.1 抗腐蚀性能

抗腐蚀性是热镀锌镀层防护性能的一个关键指标。表1列出了钢铁产品热浸锌镍镀合金镀层在不同的户外环境下暴漏2～4年后的腐蚀试验结果。

由于钢铁产品的热镀锌镀层的防腐年限一般会达到数十年之久,因此表1的数据只是其接受腐蚀初期的速率情况。由表1的数据分析可知,在镀层腐蚀试验的初期,锌镍合金镀层和常规锌镀层的腐蚀速率相差无几,而随着腐蚀时间的延长前者的腐蚀性表现出了明显的优越性。

图1为Q235材质的钢铁产品的常规镀层和锌镍合金镀层在盐雾腐蚀试验中的实验结果对比,从图中可以看出两种镀层腐蚀失重与腐蚀周期的关系可知,接受腐蚀的初期(如4天内)两种镀层失重相差不大,但随着时间的增加加失重的差距越来越大,24天之后,锌镍镀层的失重为锌镀层的1/2左右。而且两条失重腐蚀周期曲线呈抛物线状,因此,很显然腐蚀产物对腐蚀进程具有一定的阻缓作用,并且含镍镀层的腐蚀产物对腐蚀进程的阻缓作用更显著。这正好说明锌镍合金镀层中镍对腐蚀初期生成的Zn(OH)8或Zn Cl8·4Zn(OH)2水解成为ZnO的进程具有抑制作用,从而使腐蚀产物的粘附性、绝缘性和致密性更好,从而对镀层起到了一定的防护作用,延缓了腐蚀进程。

3.2 粘附性能

镀层的粘附性是衡量其防护质量的重要指标之一,为了对常规热镀锌镀层和锌镍合金镀层的粘附性能做一比较,笔者以材质为Q235的5mm厚的2块钢铁板为试样,对其分别采用常规热镀锌和锌镍合金镀层技术浸镀40～110μm厚的镀层,然后在万能材料试验机上对这两块试样作弯曲半径为10mm的三点弯曲试验,同时观察镀层表面变化情况,当表面出现裂纹时立即卸掉载荷,最后对试样的弯曲角度进行测量。试验结果表明,厚度相当的两种镀层具有大致相同的弯曲角度,并且随镀层厚度的增加弯曲角度有明显的减小趋势,这就说明镀层的粘附性由镀层的厚度决定。再用国标规定的锤击试验对镀层的粘附性做一检验,在新镍合金镀层表面没有发现不合格现象,因而可知锌镍合金镀层具有良好的粘附性能。

3.3 硬度及耐磨性能

在锌浴中加入镍后,在ζ相和η相之间生成了富镍相,似的ζ相层的硬度得到提高,也就是说锌镍镀层的硬度得到了显著提升。在镀层硬度提升的同时,其耐磨性能也同时提高。

3.4 表面光泽度

使用电动轮廓仪分别对常规热镀锌层和Zn-0.08%Ni镀层进行表面不平度测定,从得到的表面峰谷轮廓线可以看出,锌镍合金镀层的峰谷差更小,轮廓线更平缓,而常规热镀锌层的峰谷差和前者相比较大,这很好的证明了锌镍合金镀层比常规锌镀层相比具有更好的光洁度和平整度。

4 结论

热浸锌镍合金镀层技术是解决含硅钢铁产品热浸锌镀层质量问题的有效方法,镍在热镀锌镀层形成过程中对Fe-Zn反应的抑制作用,很好的阻缓了ζ相的异常生长,使镀层的粘附性和防腐蚀性能显著提高;而且这种抑制作用还在ζ相η相之间生成了一种富含镍相的阻挡层,使的曾的硬度和耐磨性也得以改善。总之,热浸锌镍合金镀层与常规热锌镀层相比具有更好的粘附性和耐腐蚀性等防护性能,且表面光亮、光泽度好,硬度和耐磨性均有所提高。

成品油管道 篇2

我于2012年10月30日，来到···········管道工程线路工程·标段项目部。时光飞逝，不知不觉中，在这里已经两年多。在这两年多的时间里，我学到了很多知识，工作上积极勤奋，克服各种困难，努力上进。生活上和领导同事相处愉快。

2014年即将过完，回首这一年来，我在项目部领导的关怀和同事的帮助下，我的生活和工作有了崭新地开端，工作、学习和思想上使我取得了巨大进步。在这里我体会到了大家庭的温馨情怀与互相关爱，我学会了为提前完成此项目工程的目标如何去与同事互助团结，共同奋进，在工作上如何去适应不同工作环境，如何去单独完成领导给予我的工作任务。为了该项目能早日顺利完工，我作为该项目的一员，与同事团结互助，共同完成领导交给我们的各项工作任务。为了接下来能更好地完成工作任务，以下是我工作,学习,生活和思想情况总结：

一、工作方面

我今年的工作分为室内工作和室外工作

室内工作主要有

1、收集、分类、核对、统计、汇总机组上交的焊接、土方、穿越、试压等各项资料。

2、统计焊接和防腐的施工量。

3、核对天然气和成品油的管材信息及质量那块的拍片焊口编号信息等。

室外工作有

1、交桩（穿越、阀室等），测量放线，改线，测量作业带地表高程等。

2、检查现场是否存在不按规范施工现象，及时发现现场存在问题，思考分析问题，及时解决问题并把重要的问题，向领导反映。另外辅助领导编写各种报表及文件；积极协助各部门工作。

我深知自己所干的工作重要性，我的工作贯穿工程施工始末，我作为测量员，施工的任何地方都离不开测量，如果测量人员在工作中不认真负责，将会给工程造成不可弥补的损失。没有严谨的工作态度，就干不好任何工作。在这一年的工作中，让我深深地体会到，态度决定一切，细节决定成败!

在该项目工程中，我对于工作中发现的问题及时分析、及时解决，对自己不懂或拿不准的及时请教同事或领导，弄懂了才去做，并且不断地总结自己。

该工程·标段进展情况，天然气和成品油主体管道施工已接近尾声，阀室正在加紧施工。

二、思想方面

在工作中，我时刻保持着一颗积极上进的心，工作前会全面思考,把所有的准备工作做好，不断地向身边的人虚心学习。工作中学会调整自己的心情，让自己在工作中时刻保持良好心态，用积极乐观的心态来面对工作。我有时也会迷茫，对未知事物总会有害怕的心理，或许因为没经历过。不知道自己到底应该怎样去面对，总是害怕把事情办砸。每当我有这想法时，我就会告诉自己：我相信自己，我能行，我能做好我的工作，排除一切困难挫折，要敢于面对一切，那就是成功。

三、生活、学习方面

我在这里，深受领导和同事的照顾，他们把自己的工作经验和技术毫不保留地传授给我，并帮助我解决在生活和学习中遇到的难题，很快适应了工作环境并学会了独立完成领导交代的各项任务。同时，我也不断学习各种知识来充实自己，与同事互帮互助，不断加强自己的思想修养，努力使自己在学习和生活上独立，积极上进，不断取得进步。

四、工作规划

接下来我的工作任务：

1．现场：交特殊点位桩及其他现场工作等。

2．做好各种统计工作。

3．辅助领导编写各种报表及文件。

4．收集、汇总、核实、上报资料和各类报表及方案。

5．协助各部门工作。

6.做竣工资料（以焊接、防腐、试压等资料为主）。

以上均为交竣工资料做好铺垫。

我来到这里工作，已经适应了这里的工作环境和生活。我学到了好多有关管道工程的知识，让我对管道工程有了更加深刻了解，让我知道了自己的不足，经验不足是我的缺点之一，接下来我将在工作中不断学习，并把理论与实际相结合，积极进取，查

找自己在工作学习中的不足，总结自己，迎接工作中的困难，并积极地想办法解决。

以上就是我这一年工作、学习和思想方面的总结，在今后的工作中，我会不断学习、进步，为完工奋力拼搏，即使再辛苦，再累，也不怕，坚持就是胜利，胜利属于我，属于大家，属于我们整个项目不懈地努力与精诚地团结！

成品油管道顺序输送的技术研究 篇3

1 影响成品油输送质量的因素

所谓的成品油管道顺序输送就是在管道的成品油以顺方向的速度分批由同一管道输送出去, 而影响成品油输送质量的主要因素除了成品油本身的质量就是其输送过程的影响。

而在输送过程中, 由于成品油的扩散特性, 如果其运行速度不一致就很容易造成混油现象, 就会影响成品油的质量和经济利益, 综合分析我们发现影响其成品油输送质量的主要原因有其输送的距离、成品油的运行速度、成品油的特性以及成品油的扩散作用等等, 一般来说, 输送体积与成品油的平均输送速度和输送距离的比值越大, 其成品油的混油量越大, 同时, 其管道越长, 相关系数越大, 其混油量也就越多, 然后对混油的浓度进行分析, 发现其混油的浓度和密度也随着与中心界面之间的距离而不断变化, 因此, 要想降低成品油混油的含量就必须要在上面所说的几个因素加强控制和调节。

2 提高成品油顺序输送质量的技术和方法研究

1) 可以采取一定的措施来减少成品油的产生量。可以成品油可以运行的最大速度进行调节其成品油的输送量和输送次数, 并控制好其之间间断时间, 与此同时, 也要把最为相似的成品油安排在相邻批次, 以密度大的油在后, 密度小的油在前的顺序进行排序, 同时会议要保证其流体速度大于每米一秒, 并根据流速来控制管道之间泵站之间的压力值, 尽量保持输油管道之间满流, 只有这样才能够最大程度的降低混油量。此外, 也要降低其初始混油, 可以通过提高其油品切换的速度, 最好采用球阀开关, 并最大程度提高其操作速度, 减少容易产生混油的输送段的使用, 例如尽量避免泵站管阀配件的使用, 最好采用旁接输送方法, 然后在混油输送到泵站时, 立马切换输送泵机组的工作状态, 避免产生断输的状况, 一旦发生这种情况, 也要马上采取相关措施, 缩短中断输送的时间。另外对于清除出来的混油也可以根据其混油的密度和性能质量来按照一定比例掺入到原油中去, 这是常见的、也是最为直接的处理方法。

2) 成品油管道输送过程中产生混油以后, 就会随着成品油的流动而流动, 而这就会影响其管道的输送流量, 此时就必须要采取措施来调节其流量值, 使得管道输油能够按照原来正常输送情况进行。一般来说, 主要有三种调节成品油输送油量。可以通过操作相关开发阀门来节流, 也可以采用改变成品油输送管道和方向的方法, 例如把成品油排入到旁边的输送管道, 还可以通过改变其泵的工作频率和相关轴部件的工作速度来控制其流量。

3) 在成品油顺序输送过程中, 也会因为其油品切换和混油的运动对其油品分流换向和节流控制过程产生影响, 从而使得管道运作过程中的水力值瞬间改变, 此时输油管道和泵站中的成品油由于压力增大, 摩擦力增大, 从而使得其相关部位的成品油的温度发生变化, 而通过分析计算发现, 此时油温与成品油承受的压力值、成品油密度及运行速度都有着直接联系, 而根据其温度差异的变化可以看出其成品油承受的水力值与其温度的变化的热力值的改变是统一的, 因此, 可以得出其其温度的差异变化就取决于其输送成品油的速度的变化, 然后工作人员可以利用各个数据之间的相关关系和数学知识来计算出其合理的成品油输送管顺序、时间、以及循环周期, 也能够算出科学的成品油的输送站点的位置及站点中分流的储存量及其分布情况, 也可以利用相关公式来计算成品油顺序输送的次数及批量。

因此, 相关公司和企业在进行设计规划其成品油输送顺序、次序及批次时, 就必须要综合各种情况来进行合理计算和分析, 并引进国外先进的油品检查手段及混油处理方法来提高其对输油质量的控制水平和能力, 进而全面提高其输油过程中混油的隔离、成品油的分流及对混油界面的控制方法, 尽量使得企业输油损耗降到最低。

3 结语

总而言之, 随着我国相关制造技术和科学技术的提高, 我国成品油管道的相关输送技术也有了现在的提高和增强, 然而随着社会经济的进步和行业的发展, 市场对成品油顺序输送的要求也会逐渐加强, 尤其是我国目前相关技术和软件开发使用水平仍然与先进国家有一定的差距, 因此, 我国技术人员和研究人员也要持续加大对成品油输送管道技术的研究和改进, 使得我国输油水平能够不断提高和发展, 进而促进我国经济事业与和谐社会的发展进程。

参考文献

[1]邓宗竹, 刘德俊, 姜东方, 李明德, 宫宁宁.成品油顺序输送批次和罐容的优化设计[J].北京石油化工学院学报, 2011.

[2]王丽, 刘丽霞, 陶勇寅, 杨春玲, 管军.油气储运工程项目后评价指标体系及方法[J].油气储运, 2012.

[3]赵振兴, 赵树炳, 朱慧峰, 崔成山.油气管道的锚固法兰结构设计与有限元分析[J].油气储运, 2012.

成品油管道 篇4

可以将一条管道中有分支管道的站点视为一个节点, 金嘉湖管道有两个分支节点, 一个是七星站, 另一个是双桥站。

首先确定0#油品从七星节点开始到达双桥节点的时间。设tx为某油品到达双桥站点的时刻, tx肯定大于某油品到达七星站点的时刻。对0#油品, 在t4时刻油品到达七星站点, 从t4时刻开始, 到tx 0#油品到达双桥站, 流经双桥节点0#油品的总量就是七星-双桥管段内的量G2, 即七星-双桥管段的体积量, 参照图3-1可以看出, tx大于t4的某个i-1和i点之间, 据此可以列出:

此方程的解tx即是0#油品到达双桥站的时间。

同样的方法可以计算得到其它油品到达双桥站的时间, 也可以用同样的方法得到油品到达湖州、苏州站点的时间。陈山首站油品出发时刻也可以按照此方法解算出。

重新计算出新的Δt[1]、Δt[2]、Δt[3]、Δt[4], 将此时间序列插入到需要替换的时间序列中, 得到新的时间序列和数组参数。如何在新的计算中实现间断性, 连续性, 减量和增量调整呢?

四个时段内L[i, j]下载工况组合为1111、1011、0011、0010。如果要将双桥站下载工况向右移动成如图3-4的样子, 新的工况排列为1011、0011、0111、0110。

间断性调整一般用于躲避混油段, 连续性调整一般是为了压缩整个运行时间。有时也可能是在间断性调整不能达到目的的情况下, 要改变某个站的下载量。改变下载量的调整要七星节点计算开始, 即从头开始。需要提及的是, 在调整过程中选择段落必须是在时间运行图上相邻的站点间, 从前向后进行。每做一次调整, 都必须更新数组参数, 删除旧参数, 存入新参数, 并重新排列时间顺序, 保证前后时间对应的参数是一致的。

管道运行的最佳运行工况是指能够使泵机组的综合效率最高, 管道节流能耗损失最小, 完成一次批量配送耗时最短的运行工况。从经济角度考虑使得管道在一次顺序输送中运营成本最低的那个运行工况就是最佳运行工况。

成山首站有3台全级泵, 1台半级泵, 4个分输站场。按照L[i, j]逻辑组合排列, 每个站场有2种状态 (0、1) , 金嘉湖管道4个分输站共有15个可用的运行工况状态组合。在每一个时间段内, 运行工况的组合对应着一组与之适应的泵机组组合, 如果将该时间段内的工况调整到最佳, 即各站的下载流量调整到能够使泵机组的综合效率最高, 管道节流能耗损失最小, 这组工况就达到了最佳运行工况状态。如果将每一个时间段内的工况都这样调整, 就实现了整个输送过程就达到了高效率配送。

确定工况组合达到最佳效率, 可以有两种方法, 一是在管道运行中人工调节, 记录每次调节状况, 摸索出最佳的运行工况。二是采用理论计算模拟的方式, 利用PLC+PC自动调节实现。本文探讨的是PLC+PC的方式。

管道水利计算模型采用达西公式H=λ×Qn;其中:

H:扬程m

Q:流量m/s

λ:综合阻力系数 (包含了油品性质、管道直径、管道长度、紊流状态摩阻系数等)

按照金嘉湖管道的结构可以列出静态水力方程组:

式中:γ表示进站的综合阻力系数, 包含了调节阀的阻力系数;δ表示管道的综合阻力系数;q, v表示对应的流量。

将上述方程可以表示为:

由调节阀的特性曲线, 采用插值法制作一个流量系数与开度的关系表, 给定一个开度, 对应一个流量系数K值。

式2-3确定4个下载站调节阀流量系数与首站进站流量的函数关系, 间接地说明调节阀开度与首站进站流量的函数关系。每当调节阀处于某个开度, 对应地就有q0, 相应地确定了H0, 从而在离心泵特性曲线对应的效率曲线就找到对应的效率点。通过这种方法反复对q1、q2、q3、q4进行调节, 最终可以确定15种工况组合的流量数值。

成品油管道 篇5

由于初期雨水污染物含量高, 因此成为城市面源污染的主要组成部分, 如果将这部分雨水排除, 则可以大幅度减轻受纳水体的污染。因成品油管道输油站生产过程中的“跑、冒、滴、漏, 设备检修、清洗”等原因会产生油污, 所以生产区的初期雨水是含油废水, 这部分废水必须得到处理才能排放或综合回用。

2 初期雨水计算

目前我国对初期雨水量还没有较为统一准确的计算方法, 只有两种常用的初期雨水计算方法: (1) 按当地暴雨强度公式及污染区面积进行计算确定, 取前15 min的雨水计算; (2) 依据《石油化工污水处理设计规范》 (SH 3095—2000) 中相关要求, 按实际的经验统计出来的一种近似经验计算方法, 即按降水深度15~30 mm与污染区面积的乘积确定。

以下用两种方法分别计算永川输油站初期雨水量, 重庆地区的径流系数为0.65, 永川站场生产区面积约6 800 m2。

2.1 方法一:暴雨强度公式法

重庆地区暴雨强度公式计算公式如下:

式 (1) 中:P为设计重现期, 取2年;t为设计降雨历时, 取15 min。

雨水设计流量公式为:

式 (2) 中:ψ为径流系数;F为汇水面积, hm2。

经测算, 永川输油站的初期雨水流量汇水量为105 m3/次。

2.2 方法2:近似经验计算方法

永川降雨深度按20 mm/次 (均值) , 初期雨水量Q= (20÷1 000) ×6 800×0.65=88.4 m3/次。

2.3 计算结果分析

“暴雨强度公式法”中暴雨强度是按最大降雨强度计算出来, 计算结果偏大;“近似经验计算方法”中数据是结合永川实际的降雨深度经验值, 计算结果与永川站的实际初期雨水量更接近。

通过分析, 计算永川输油站生产区初期雨水量取88.4 m3/次。

3 初期雨水处理

初期雨水主要污染因子为SS、石油类。一般含油污水处理设工艺流程如图1所示。

流程说明:来自站区、储罐区的含油污水重力流入污水提升池, 池内设有格栅, 污水中大颗粒悬浮物、漂浮物被截流后经泵提升至污水调节罐。调节罐内设有物位计, 含油污水在调节罐内充分静止分层后, 根据物位计上油液位和水液位的显示, 通过旁设撇油管撇油, 大部分轻油撇出, 在确保污水含油量≤100 mg/L后, 含油污水进入核桃壳过滤器过滤, 进一步去除油分和悬浮物。过滤后出水含油量≤10 mg/L, 在去除油分和悬浮物的同时, COD等也得到一定的去除。调节罐撇出轻油桶装外运, 核桃壳过滤器反洗水回流至污水提升池进行再处理。

4 结束语

初期雨水计算要结合具体各个地方实际情况, 建议采用经验公式计算。初期雨水的计算结果直接关系到输油站应急池的容量大小, 如果按照暴雨强度公式法计算初期雨水, 必然会造成应急池建设偏大, 浪费输油站用地和投资。

初期雨水量较大, 建议有条件的站场设立初期雨水调节池, 没有条件的站场也要收集初期雨水, 委托有资质单位回收处理。另外, 初期雨水是含油废水, 需处理后排放或综合回用。

参考文献

[1]薛英文, 文倩倩.期雨水截留池容积计算理论研究[J].中国农村水利水电, 2009 (7) :36-38.

成品油管道 篇6

关键词：长输管道,施工,安全运行,防治技术

西南成品油管道是国内运距最长、工艺控制难度最大、地质环境最复杂、施工最艰难的成品油管道。管道全长1 745 km,途径广东、广西、贵州和云南四省区。管道沿线多为山地,具有典型的喀斯特地貌特征,山高谷深、河流水系密布。其中云贵段属高原地区,地质灾害严重,是管道防治地质灾害重点区域。西南成品油管道沿线地质灾害影响,主要是山体崩塌、滑坡、泥石流、危岩、地面塌陷、地裂缝、地面沉降等与地质作用有关的灾害。

1 西南管道沿线地质灾害现状

1.1 滑坡

主要集中分布于广西陆川清湖～贵港山心、南丹怀竹-巴平,贵州都匀、晴隆-盘县,云南富源、曲靖关上-小车章等地。广西陆川清湖-贵港山心,地处桂南粤北山地,云开大山、大容山、十万大山,山体主要由花岗岩组成,并分布少量的砂岩、泥岩夹页岩,相对高差一般小于150 m,但坡度陡。受合浦-北流断裂带和信宜-廉江断裂带影响,构造与节理裂隙发育,强风化层及上覆残坡积层厚度大,在降水作用下,沿强风化层顶面发生滑坡,在削坡高度较大的地段也有部分滑坡是沿中风化层顶面发生的,该段这类滑坡有22处,具有滑床陡、滑距短的特点。贵州盘县和云南富源地处滇东黔西高原,属中山地貌,地形切割强烈,相对高差200～300 m,该段分布二叠系宣威组含煤地层,采煤活动强烈,造成地表变形严重,以采煤诱发的滑坡为主,其它是降雨和人工切坡产生的滑坡。

典型的马弓坡滑坡(HP10),位于贵州省贵定县昌明镇,为峰丛沟谷地貌,坡度约30°,出露地层为二叠系上统吴家坪-大隆组,泥岩、粉砂岩,产状285°∠12°,岩石风化程度较高,残坡积层厚3～8 m。该滑坡与HP09紧邻,亦为土质滑坡,主滑方向290°,滑体长50 m,宽30 m,厚5 m,总方量约10 000m3。西南山体滑坡典型构造见图1。

1.2 岩溶塌陷

西南成品油管道工程沿线碳酸盐岩广布,岩溶发育,岩溶塌陷是沿线最突出的地质灾害。共发现52处,分为自然塌陷和非自然塌陷两类。

1.3 潜在采空塌陷与地裂缝

沿线分布有煤矿、磷忆矿、高岭土、锑钨矿、锌铜矿、锡矿等固体矿产资源。煤矿采空不仅导致地面塌陷、地裂缝,而且诱发滑坡、崩塌。

1.4 崩塌

调查发现的崩塌有102处,集中分布于广东鉴江-广西贵港山心和南丹怀竹～巴平,贵州、云南境内零星分布。分为土质岩塌和岩质崩塌。两广以土质崩塌居多,云贵岩质崩塌发育,主要由人工采石、边坡开挖、采煤等人为诱发,自然崩塌较少。贵州桐梓园危岩体(BT03)位于贵定县昌明镇,为河谷斜坡地貌,河谷呈“V”字型,坡度20°～60°,出露泥盆系高坡组(Dgp)白云岩,产状280°∠16°,基岩大多裸露,土体薄(0～1.0 m),该危岩体临空方向130°,垂高60 m,横宽60 m,曾产生过零星小规模崩落现象,现岩体上节理裂隙十分发育,其产状分别为110°∠75°、190°∠60°、213°∠50°,节理裂隙发育,加之斜坡陡峭,是产生崩塌的主要因素,另外坡脚河流冲刷及重力卸荷作用亦是影响岩体变形的原因之一。桐梓园危岩体剖面见图2。

1.5 危岩

贵州6处、云南42处,主要由人工采石形成,分布于贵州平坝,云南富源、昆明西山等城镇周边。采石形成人为陡崖,放炮震动使岩体裂隙增多、加宽,使岩体(块)处于不稳定状态,形成危岩。一般以零星的岩块剥坠落为主,昆明少数危岩分布位置高,临近管线,岩体崩落顺坡滚落时将对管道产生较大威胁。

1.6 泥石流

沿线水系发育,水文网纵横交错,尤其是广西、贵州境内,管线经过河流、沟谷,发育泥石流与洪水冲蚀灾害。沿线泥石流有13条,集中分布于贵州都匀,零星分布于镇宁-普安和广西南丹。管线经过的河流沟谷均有不同程度的洪水冲蚀发生,明显的有43处,其中广东2处,广西8处,贵州3处,云南3处。

1.7 特殊土的危害

沿线分布有红土、软土、膨胀土和膨胀岩等特殊土,对西南输油管道工程存在一定的危害。红土在研究区分布较广,按其特性和形成的危害可分为侵蚀性-水土流失、收缩性-地裂、洞穴发育-潜在塌陷三种。软土分布于广东、云南段,为湖沼相、冲积相沉积,包括淤泥、淤泥质土、泥炭、软塑状粘土等,孔隙度大,压缩性大,土体稳定性差,承载力低,工程地质条件差,易产生不均匀沉降。膨胀土主要分布于云南曲沾盆地,膨胀土的胀缩性是一种“隐蔽的灾难”,对工程建筑的直接破坏形式以产生裂缝为主。膨胀岩分布于云南长坡末站一带,具弱膨胀性,可导致岩层胀裂,诱发崩塌。

2 主要灾害类型及对管道危害机理分析

2.1 管道垂直等高线敷设

西南成品油管道在山区段,大部分管道是垂直等高线上、下敷设,管沟大多置于工程性能较好的灰岩、白云岩等基岩上,所以无明显的滑坡、崩塌灾害。陡坡段管沟作业面在大雨、暴雨作用下被严重冲蚀,管沟变成了排水沟。管沟内回填的细碎石土,在水的作用下沿管道向坡下滑移,若有尖、锋利的石块,会刺伤管道外保护层。若把管道埋在滑坡体上,此时滑坡的滑动对管道产生以下作用:

(1)若管道已做截水固土挡墙,此时的管道截水挡墙及四周的土紧固着管道,形成一个复合柱状结构,所提供的力与滑坡F滑力方向相反,起着阻滑作用。

(2)若管道未做截水固土挡墙,管道在相对较大的滑坡里,像一根细小且刚度很大的条,它与四周土产生的摩阻力也小,阻止不了滑坡的滑动,但是其刚度很大,滑坡也不会拉断它。

2.2 管道平行(含斜交)等高线敷设

西南成品油管道在山区段沿平行(斜交)等高线敷设虽然不多,但发生灾害却不少。其主要灾害类型是小型滑坡、崩塌(含崩坍)。发生部位有管道内侧开挖边坡和管道外侧弃土堆积边坡。对管道的作用和影响有以下四种方式:

(1)滑动面剪出口在管沟以下,管道将随滑坡一直滑动,滑坡的大部分,甚至全部推力作用在管道上,对管道将产生毁灭性的危害,使管道弯曲,甚至剪断。

(2)滑动面剪出口在管沟上,管道将承受滑坡的巨大推力而弯曲,甚至推断、毁损。

(3)滑动面剪出口在管沟以上,滑下来的岩土堆在管沟回填土以上,对管道无明显的危害,但对管道内侧边坡的破坏较大,也应进行必要的治理。

(4)管沟外侧弃土堆积层滑坡,由于弃土与原始地面间为软弱结构面,极易发生弃土堆积层沿此软弱结构面滑动,甚至牵引下覆原始松散土层一起滑坡。此时管道处于危险境地,悬空,甚至一起滑动破坏。

2.3 管道沿冲沟敷设

(1)管道沿冲沟一岸敷设。管道沿冲沟一岸敷设若防护不好,可能受山洪水的冲刷、掏蚀作用,破坏管沟,使管道悬空,甚至毁坏。如汤巴沟在2005年施工过程中就发生了山洪冲刷管沟造成管道悬空,之后施工部门在冲刷处修建浆砌块石护坡挡水墙保护管道。

(2)管道顺沟床敷设。管道顺沟床敷设若管道埋于此段沟河最大冲刷深以上,管道将受冲沟水的三大作用。表现为:

(1)冲刷下切,掏蚀作用,使管道暴露于河床上。若遇山洪,会受到运动块石的撞击作用而损坏。即是河床表部有混凝土保护层也阻止不了上述作用进行。

(2)河水浮力作用,若无稳管措施,在河水长期浸泡浮力作用下,管道会上浮,甚至露出水面。

(3)河床表部砂层的游荡作用。据观察、试验,河床表部1 m左右厚的砂层在流动水的作用下,也随着移动。所以置于河床表部的管道若无稳管措施也会受到砂层游荡作用而扭曲。

(4)管道垂直(近于垂直)穿越冲沟。管道垂直(近于垂直)穿越冲沟同样会受到上述三大作用影响。冲沟一般都很窄,垂直穿越水工保护较容易,且工程量不大。顺河床敷设,线路长,水工保护工程量大,所以尽量避免管道顺河床敷设。

2.4 管道穿越河流

穿越大江、大河的管道,埋于河床中的部分同样受到前面论述的水对管道的三种作用,而两端管道垂直于河流方向埋于岸坡上,此时管道将受到岸坡稳定性的影响和河水冲刷、侧蚀管沟的作用。尤其是河水位上升的汛期,河水的冲刷、侧蚀作用更强。管道穿越处的岸坡大多比较陡,20°～35°左右,高10～20 m不等,且多为粘性土层,有的含较多的砂和粉砂(砂土),这种土性在水的作用下极易产生坍、滑。如柳江柳城古林村的柳江穿越,穿越处东端在江水的冲刷、侧蚀作用下发生了长45 m,宽近26 m的小型表土层牵引式滑坡,滑体厚2 m左右,毁坏临时护坡和格梁。

2.5 管道穿越泥石流沟

一条完整的泥石流沟,从沟源到沟口注入主流,可分为清水区、形成区、流通区和堆积区等4段。有的沟道清水区和形成区在一起,难以分开,统称为泥石流形成区。泥石流沟的形成区极不稳定,经常有滑坡、崩塌发生,不宜敷设管道。

2.6 管道穿越岩溶塌陷区

岩溶是易溶岩,如含碳酸盐类的灰岩等在地下水的溶蚀作用下形成的特殊地貌景观,大多隐避在地下,若管道敷设前未详细地勘,就可能将管道敷设在岩溶区内。凡有灰岩分布的区域,都有岩溶的可能。岩溶对管道的作用和影响,就是地表塌陷使管道失去支撑而下沉破坏。岩溶地表塌陷范围大小不等,非常复杂。防治的办法是绕避岩溶塌陷区,若无法绕避时,应做详细地勘,避免将管道置于地下空洞上。

2.7 管道越岭隧洞穿越

隧洞穿越是管道越岭的一种好方式。虽然投资高一些,但后期运行中的灾害少得多,可减小高寒冰冻等灾害。施工中由于放炮振动和其他人为扰动常会引发崩塌、滑坡灾害,竣工以后常遗留危岩或高陡危险边坡。

(1)砸隧洞上方大多为高陡的崖壁,由于节理裂隙的作用,极易产生较大规模的崩塌,大的崩塌块体(达数十立方米到数百立方米)砸到隧洞的外引洞上,会使外引洞损坏,若砸在埋藏不深的管道上,会使管道变形,甚至折断。

(2)埋若隧洞上方为强风化软岩土质陡坡,这种陡坡极易形成滑坡,滑下来的大量土石会将隧洞进出口埋没,有的方量很大,几乎不可能再挖开,此危害相当大。

3 地质灾害防治技术

针对管道沿线地质灾害现状和管道建设、运营过程中可能诱发、加剧的地质灾害的类型、特征、分布规律,再结合地质环境条件、地质灾害的危险性和危害性、治理的难易程度、经济效益等,采取因地制宜的原则,结合边坡固定技术、沟道整治技术和径流调控技术,并结合植被恢复技术进行相应治理。

3.1 滑坡、崩塌的防治技术

(1)对于管道建设中挖切敷设段可能诱发的浅层小型滑坡,其规模小、下滑推力小,采用浆砌片石修(建)挡墙即可;对管道有危害的较大滑坡或防止诱发古崩塌体下滑,因其滑动面埋藏较深,下推力大,采用抗滑桩进行支挡。

(2)对小型边坡滑坡、小塌通过削坡减轻滑塌体重量,减缓地形坡度,清除危险岩土体,以达到稳定斜坡和岩体的目的。

(3)对于顺坡铺设的管道,为了防止雨水对管沟的冲刷,在管沟上游设置排水沟或截水墙;对于坡度大于20°的地段,为了保证管道的稳定及防止施工时回填土石方滑落,沿管道一定的距离(如20～30 m)酌情设固定的挡墙,并根据具体情况,在适当位置加设固定墩及抗滑墩。

(4)对于管线横坡铺设在崩塌、滑坡较发育地段,应对现有崩塌、滑坡体进行清除,考虑到评估区低丘坡体厚度较小,把管道埋置在稳定的岩土层内,并酌情设置截、排水沟、削坡减重、修筑挡土墙、浆砌片石护坡或打抗滑桩等措施。同时注意及时恢复植被和保持水土。

3.2 岩溶塌陷、采空区的防治技术

对于岩溶塌陷、采空区,可采取改线避让的方法,以保证管线安全运行。

3.3 地基不均匀沉降的防治措施

(1)选择适当的管道埋深,可利用表层硬壳层的承载能力作为管道基础,避免管道直接置于软弱土层上。

(2)对于首站油罐区等重要构筑物或设备,宜采用桩基础,填土地段须采用中粗砂或砂性土,并分层压实。

(3)对于软弱土层分布在河谷平原及丘间洼地等较浅地段,管道路段可采用清淤回填法压实处理,即挖去浅层软土换上砂、砾石等强度较高的材料,清淤回填厚度视地基所受应力情况而定。

3.4 流砂、淤泥塑流的防治措施

针对开挖管沟时有因淤泥塑流或流砂导致沟壁垮塌的可能,建议松散(软)土区开挖管沟施工过程中视具体情况采取疏水、挡板支护等措施,同时为减少对沟壁的侧向压力,弃土堆放的位置与管沟开挖边线距离应在1倍管沟深度以外。

3.5 泥石流的防治措施

(1)排导。主要进行整修河沟,加固河床与河岸防护,防止河水泛滥,使水流、泥石流集中汇流,防止其对管道建设工程产生沟蚀和冲毁。

(2)拦挡。对沟岸滑塌体和泥砂补给源修拦挡工程,阻止泥沙补给,控制泥石流发展。在泥石流沟中平缓地带,修建一级或多级拦砂坝,作用在提蓄泥砂,减弱泥石流势能。

(3)生物工程。管线两侧坡面的一定区域内植树种草,使植被迅速恢复。达到防止水土流失和美化环境的目的,同时也可以防止泥石流(洪水流)对管道的冲蚀和沟蚀。

4 结语

成品油管道 篇7

两种油品在管内交替时，产生混油的因素主要有两个：管道横截面沿径向流速不均匀，使得后行油品呈楔形进入前行油品中;管内流体沿管道径向、轴向造成的紊流扩散作用。紊流扩散过程破坏了楔形油头的分布，使两种油品混合，在一定程度上使混A油段油品沿管子截面趋于均匀分布。对于紊流程度不大或层流流动的管内流体，横截面上油品的混合过程主要是分子扩散作用。

当管中流体层流流动，管中心液体的流速比平均流速大一倍，后一种油品B会进入前一种油品A形成楔形油头，在横截面上两种油品的分布很不均匀，中心部分B油的浓度很高。由于油品的密度差，这种楔形油头可能偏离管中心，并随改输油时间的延续愈来愈大，直至管道终点。在A、B油品浓度差的推动下，A油分子将通过楔形界面进入B油，B油分子将通过楔形界面进入A油，这种分子扩散使界面邻近区域内的A、B油农度趋于均匀。不难看出层流流态下，管道截面上流速分布的不均匀是造成混油的主要原因。这种混油量大得惊人，可能达到管道总容积的若干倍。当在紊流状态下交替输送油品时，沿管道截面的速度分布比层流均匀，紊流核心部分中流体的最大局部流速随雷诺数的增大而接近于液体的平均流速，一般是平均流速的1.18～1.25倍。由于激烈的紊流扰动，使混油各截面上的油品浓度较为均匀，观察不到楔形油头的存在。对流传递不显著，仅在层流底层。由于局部流速不均匀而存在扩散，传递过程成为影响混油形成的主要原因，紊流中的涡流扩散引起一个附加的扩散在径向上，该附加扩散比分子扩散大很多，大大加强了径向分子扩散作用，使得紊流时的混油大大小于层流。

在层流边层内，则与层流流态相似，液层间的流速不同是造成混油的主要原因。试验表明：随雷诺数的增加，相对混油量(混油体积与管道总容积之比)开始很快地下降，当雷诺数大于5×104时，相对混油量随雷诺数改变很小。可以作如下解释：当雷诺数超过某一数值时，层流边层的厚度极薄，紊流核心部分已基本上占有整个管道截面，这时紊流速度场局部流速的不均匀、紊流脉动以及在浓度差推动下沿管长方向的分子扩散是造成混油的主要原因，统称为纵向紊流扩散。

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，同时雷诺数在2.3×103～4×103范围内，流态由层流转变为紊流，流动不稳定，且管子截面上液体质点的局部流速差异较大，因而顺序输送管道运行时，一般应控制在紊流态下运行，各国对顺序输送所进行的研究亦大多局限于紊流范围内。

2 混油段的发展

油品沿管道顺序输送过程中，因对流和紊流扩散的局部作用形成混油区。在混油区内油品浓度沿长度平缓变化，而在液流横截面上每种油品的浓度是均匀的。假设两种相互掺混的油品连续充满共同流动的区域，且当体积为VA和VB的两种油品混合时，总体积Vc大致等于两个组分体积之和，即Vc=VA+VB，对每一组分引入体积浓度VA和VB的概念

混油的过程可由图2-1说明：如果管道从输送A油转为输送B油的时刻为to，在此瞬间，两种油品的初始接触面O左右两侧分别是纯油B和纯油A，接触面上的油品浓度为KA=KB=0.5，如图中(a)所示。经过一段时间t=t2-t1，到时刻t2，油品A、B通过起始接触面相互渗透，在起始接触面两侧分别形成一段长为La1、Lb1的混油段，如图中(b)、(c)所示在混油段内自右向左A油浓度逐渐减小，B油浓度逐渐增大，在任意截面都有KA+KB=1，初始接触面处仍为KA=KB=0.5。到时刻t2，起始接触面两侧混油段分别加长，如图中(d)、(e)所示，混油段内油品浓度变化趋于平缓。可以看出，当管内流速一定时，在某一时刻t，混油段内任一截面上的油品浓度与该截面距起始接触面的距离x及t第二种油品的输送时间t-t0有关，如设t0=0，则有KA=f1 (x, t), KB=f2 (x, t) , 且KA+KB=1。

所谓混油段是指在混油段内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。在生产实践中，一种油品内含有微量的另一种性质相近的的油品通常是允许的。同时限于测量仪表的精度，不可能精确的测出A种油品的浓度由1变化为0整个混油过程。在工程上往往取一种油品的对称浓度，如把KA为99%～1%或98%～2%或95%～5%(指体积比)浓度范围的油品作为混油段。混油段内所含的油品容积称为混油量，混有段所占的管段长度称混油长度。

3 混油处理

混油处理是长距离顺序输送成品油管道以及油品储存的重要环节，也是降低管道输送成本、提高管输经济效益的重要课题。

3.1 混油处理的一般方法

目前国内外对混油的处理方法一般有两种：一种是就近送回炼厂重新加工，另一种是掺混后供用户使用或降级处理。混油处理还有一些其他的方法，但它们不是很常用。以混掺方式处理顺序输送所产生的混油，是目前国内外所通用的一种行之有效的经济而且比较简便的方法。

3.2 混油处理装置

成品油顺序输送管道末站必须建混油罐，以用于储存混油。若末站距离炼厂较远，末站可设置一套混油处理装置，一般是采用简单的常压蒸馏工艺。混油处理装置年设计输量的确定取决于需处理的混油量及装置建设和运行的综合费用。

摘要：针对管道顺序输送两种能相互溶解的油品形成混油的过程, 采取相应的措施处理形成的混油和混油段, 为客户提供高质量的产品, 从而克服管道输送不同油品时, 带来的相应问题。

关键词：顺序输送管道,混油机理,混油处理

参考文献

[1]曾多礼等.成品油输送技术[M].石油工业出版社, 2002.

成品油管道 篇8

一、批次优化设计原理

最优循环次数确立应从建造、经营油罐区的费用和混油的贬值损失及处理费用两方面综合考虑;建造、经营管理油罐区的费用和混油的总损失Sz由以下公式计算得:

优化设计是使建设、管理罐区的费用和混油贬值总损失最小, 对上式求导得最优批次为下式:

计算前应确定每种油品使用的单罐容积, 不同单罐容积建设费用和运行费用不同, 也就是说建罐及管理费用不仅和批量有关, 也和单罐容积选择有关, 而单罐容积和和总图布置、油品销售情况有关;另外混油总损失和混油处理方式有关, 本工程混油优先采用回掺, 回掺不了拉回炼厂处理。

以上计算假定管道输量和各分输点的分输量是均衡的, 在实际计算中, 得到最优批次后应根据不均衡性进行校核。

在工程设计中, 只对优化结果有影响的部分参与比较, 在管道设计年限内, 对可能的运行批次进行比选分析, 以确立最优循环次数和全线需设储罐总容量, 并按规范要求和考虑进出管道/油库两种方法计算油库用于管道的设计罐容和最小容量, 从而为末站的自身经营最大限度的提供库容, 为以后管道运行提供参考数据。

二、罐容及混油计算

1、南疆首站罐容的确定

南疆首站主要功能是接收天津石化来油, 并储存、外输油品, 炼厂来油可视为均衡来油, 而管道外输油品是同一油品的间歇输送和不同油品的连续输送, 油品罐容最小应为一个循环周期内进库与外输的差值, 考虑到炼厂来油的不均衡性, 以及管道检修或停输时需要备用的1座较大单罐容量, 首站罐容计算公式为:

2、末站罐容确定

任各庄末站和武清末站依托当地油库建设, 接收管道进库油品, 同时还承担向外汽车发油的任务。末站油库罐容的确定取决于所依托油库的油品周转次数, 下式为按周转系数计算罐容。

周转量一定的情况下, 周转次数越大, 所需罐容越小, 油罐利用率越高, 油库占地及建罐投资越小, 油品损耗少。成品油库设计年周转次数为10～25次/年, 周转次数选取由进库和出库方式共同确定。武清油库和任各庄油库是管道末站, 天津石化油品来源比较固定, 市场适应性强, 可通过调整管道批次、批量的方法来满足油库需求, 基本不存在因油品需求市场的变化而使油品储量增加的情况。因此末站油库的罐容和周转次数与管道输送的批次有密切的关系。

上述情况是理想情况, 实际上计算时需要考虑到油品进出库的不均衡性和规范要求的储存天数, 末站油库罐容计算公式如下:

由以上公式计算管道在2020年设计输量下输送批次为20～45所需的首、末站罐容及成本见表1。

3、混油计算

目前比较好的混油处理方式是掺混, 利用油品的质量潜力, 将混油回掺到各级油品中去, 既能保证油品质量, 投资省, 操作简单, 又能减少混油损失。将性质相近的油品相邻排列, 输送顺序为柴油-93#-97#-93#-柴油, 93#与97#之间的混油段切入93#汽油中, 存在一定的降级损失;柴油与93#混油分为富汽部分和富柴部分, 分别切入不同混油罐然后按计算比列回掺, 对于混油不能完全回掺的, 装车运至天津石化回炼处理。其中, 混油回掺比例的确定如下:

注:年混油损失包括混油降级损失和超出质量潜力混油拉回炼厂处理成本2部分。

油库对外发油质量要求汽油终馏点≤195℃, 柴油闪点≥63℃, 而汽油中掺入柴油影响汽油终馏点, 柴油中掺入汽油影响柴油闪点。

汽油中掺混柴油的允许浓度常受到汽油终馏点控制, 可按下式计算汽油中允许混入的柴油浓度:

式中:Kd—汽油中允许混入的柴油浓度, %;

Tgo—汽油终馏点的最高允许值, ℃;

Tg—汽油实际的终馏点, ℃;—柴油20℃的密度, g/cm3;

柴油中掺入汽油后, 其闪点与掺入汽油的10%馏出温度有关, 根据汽油的10%馏出温度和柴油闪点, 可以确定柴油中允许混入的汽油浓度。

根据公式计算确定混油回掺比例为0.2%。

根据表1可以绘制出2020年南疆—唐山成品油管道工程年总成本与批次的关系曲线。

三、结论

根据以上分析计算可知, 考虑了建造、经营油罐区的费用和混油的贬值损失及处理费用后就可得到设计输量下最优批次。那么依据确定的罐容, 对不同年份的输量可计算最优的批次和批量。

顺序输送管道的罐容和批次优化是一个非常复杂的过程, 计算总损失SZ为不完全投资, 实际运行批次批量经常受到炼厂各品种产量影响, 罐容建设受到油库总图布置等因素的影响, 以上的优化设计还应根据不同年份的输量进行校核, 并在罐容建设成本和油价变动情况下作出敏感性分析得出适合本条管道的最优批次和罐容建设方案。

参考文献

[1]杨筱蘅等.输油管道设计与管理[M].石油大学出版社, 1996