热泵站设计的几个问题

（参阅教材第七章相关内容）一、输油站工艺流程输油站的工艺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、并与其它输油设备（包括泵机组、加热炉和油罐）相连的输油管道系统。该系统决定了油品在站内可能流动的方向、输油站的性质和所承担的任务。1、工艺流程设计原则热泵站设计的几个问题(1)工艺流程要满足各输油生产环节的需要。输油管建成后，存在三个生产环节：试运投产、正常输油和停输再启动。(2)中间输油泵站的工艺流程要和采用的输送方式(开式、闭式)相适应；(4)经济、节约；(5)采用先进工艺技术及设备，提高输油技术水平。2、输油站主要流程及其应用范围(3)便于事故处理和检修；(1)来油与计量来油→流量计→阀组→罐该流程仅存在于首、末站，用于与外系统的油品交接计量。(2)站内循环或倒罐罐→泵→炉→阀组→罐应用范围：管道投产时作站内联合试运；输油干管发生故障或检修，防止站内系统的管道或设备凝油；下站罐位超高或发生冒罐事故，本站罐位超低或发生抽空现象；本站出站压力紧急超压；作为流程切换时的过渡流程。采用密闭输油流程时，该流程仅存在于首、末站。(3)正输先泵后炉流程：罐→阀组→泵→炉→阀组→下站(首站)上站来油→阀组→泵→炉→阀组→下站(中间站)先炉后泵流程：罐→给油泵→阀组→炉→泵→阀组→下站(首站)上站来油→阀组→炉→泵→阀组→下站(中间站)用于管线的正常输油。应用范围：投产前管子预热因各种原因使停输时间过长，需反输活动管线。管道输量太低，必须正反输交替运行。清管器在进站管段受阻需进行反冲。先泵后炉流程：下站来油→阀组→泵→炉→阀组→上站先炉后泵流程：下站来油→阀组→炉→泵→阀组→上站(4)反输上站来油→阀组→炉→阀组→下站应用范围：输量较小；输油机组发生故障不能加压；供电系统发生故障或计划检修；站内低压系统的管道或设备检修；冷却水系统中断，使输油泵机组润滑得不到保证；作为流程切换时的过渡流程。(5)压力越站上站来油→阀组→泵→阀组→下站应用范围：地温高，输量大，热损失小，可不加热；停炉检修；加热炉系统发生故障，但可以断油源。(6)热力越站上站来油→阀组→下站应用范围：加热炉管破裂着火，无法切断油源;加热炉看火间着火，无法进入处理;非全越站不能进行站内管道、设备施工检修或事故处理。(7)全越站流程(8)收发清管器发送清管器：罐(或上站)→阀组→泵→炉→阀组→发送筒→下站罐(或上站)→阀组→炉→泵→阀组→发送筒→下站接收清管器：上站→接收筒→阀组→泵→炉→阀组→下站上站→接收筒→阀组→炉→泵→阀组→下站该流程只有在清管时才使用。以上几个工艺流程并非每一个生产过程都使用，也不是每个站都具备，要根据各条管线及输油站的具体情况选择。首站工艺流程来油与计量、站内循环或倒罐、正输、反输、发清管器中间站工艺流程①密闭输送：正输、反输、越站、收发清管器或清管器通过。②开式输送：正输、反输、越站、收发清管器或清管器通过、站内循环。末站工艺流程收油进罐、计量发油、站内循环、反输、接收清管器。二、热泵站上先泵后炉流程的缺点热泵站上，根据输油主泵与加热炉的相对位置，站内流程可以是“先泵后炉”也可以是“先炉后泵”流程。我国70年代建设的管道大多采用先泵后炉流程。“先泵后炉”流程存在以下缺点：1、进泵油温低，泵效低进泵油温即为上站来油的进站油温，是站间最低温度。由于原油粘度高，使泵效下降。如任丘原油60℃时粘度为34mm2/s，40℃时为80mm2/s，泵效下降0.8％，大庆原油，油温从60℃降到30℃，泵效降低1.8％。站内管线常年在低温下运行，又无法在站内清管，结蜡层较后，流通面积减小，使站内阻力增加，造成电能的极大浪费。如一条年输量2000万吨的管线，若一个站的站内损失增加10m油柱，则一个站全年多耗电约80万度（约40万元）。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，危险性大加热炉内压力为泵的出口压力，高达6.0MPa，炉管及附件都处于高压下工作，钢材耗量大，投资增加，加热炉在高压下工作，易出事故，且难以处理，严重时可能引起加热炉爆炸。我国过去建设的管道采用先泵后炉的流程，是与旁接罐流程分不开的。在旁接罐流程下，若采用先炉后泵，则进站压力较低，加热炉受上一站的控制。目前我国有些管线已经将先泵后炉的流程改为先炉后泵流程。新设计的管线，不论是采用“泵到泵”输送还是采用“旁接罐”输送，都应设计为先炉后泵流程，但进站压力一定要满足加热炉工作压力的需要。三、直接加热和间接加热加热输送是目前输送含蜡多、粘度大、凝点高的原油的普遍方法。对原油的加热主要有两种方式：直接加热和间接加热。1、直接加热即原油直接在管式加热炉内加热，炉膛四周并列排有炉管，原油从管内流过，被火焰和烟气直接加热。加热炉直接加热油品，设备简单，投资省，占地少，但不安全。加热炉炉膛温度高达700-800℃以上，若管内原油流速过低或偏流，在某个部位就可能发生过热、结焦，从而使局部过热更严重，容易引起烧穿炉管事故，运行时要求炉内保持一定的流速，但流速大又会使炉内的压降增大，一般炉内压降都在0.1MPa左右。我国过去所建管线使用的加热炉多为方箱式加热炉，炉膛大、热惯性大，升温降温都需要较长的时间，一般在正式投入运行前要先用木材等烘炉5天左右。若管线突然停输，由于炉内温度很高，炉管内的存油会汽化，使炉管内压力过高，或结焦穿孔，易发生事故。以某种中间热载体为热媒，燃料直接加热热媒，在换热器中热媒加热原油。目前油田上广泛采用的水套式加热炉即为一种间接加热系统。另外，在东黄复线上，我国从国外引进的热媒炉间接加热系统是长输管线上广泛使用的原油加热系统，并已开始在老线的改造中使用。2、间接加热间接加热的优点：①运行安全可靠一方面热媒蒸汽压低，加热炉可在低压下运行(运行压力约为0.5MPa)；另一方面，由于被加热炉直接加热的是热媒而不是原油，热媒最高使用温度在316℃以上，热媒进炉温度为121℃，即热媒的进出炉温差可达195℃，加热炉直接加热热媒，一般没有结焦问题，所以避免了在加热炉管内的结焦问题。②原油在热媒原油换热器中走壳程，原油压力损失不超过0.05MPa，与直接加热相比，压力损失可减少1/2以上。③热效率高且效率基本上不随热负荷变化，因而对输量和热负荷的适应性强。加热炉的效率可达92%以上，考虑到热媒系统设备的动力消耗和热媒罐、加热管线及热媒原油换热器的热损失又增加了能源损失，所以整个间接加热系统的综合热效率要比热媒加热炉低5%左右，可达87%。④体积小,重量轻,便于实现加热炉系统的轻型化和预制化。间接加热的缺点：①设备多，占地面积大，投资大；②要求的自控水平和操作水平高；③热媒为一种低毒有机化合物，当热媒温度高于60℃时，热媒与大气接触发生氧化，所以必须用氮气密封。例2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，油品65℃时的运动粘度为5.3×10-6m2/s，粘温指数为0.036，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，摩擦升温忽略不计，站间距及各站间总传热系数K见下表。站间编号12345站间距(km)42.037.538.245.043.0K(w/m2℃)1.952.202.401.802.001、求该管道的允许最小输量Gmin；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)。1、热力条件最差（即KLR最大）的站间的允许最小输量即为全线的允许最小输量。5个站间的KLR分别为81.9、82.5、91.68、81和86，故第三站间的允许最小输量即为全线的允许最小输量。kg/s97.54230265ln210010002.38325.04.2ln0min0maxminTTTTCDLKGZRR注：亦可分别计算各个站间允许的最小输量，其中最大者即为全线允许的最小输量。解：2、管道输量：33.8336001000300Gkg/s第三站的出站油温为：℃　　＝8.4910002.38210033.83325.04.2exp2302exp3003RGCDKZRLTTTT第三站间的平均温度为：6.363028.4931231433ZRpjTTT平均粘度为：6)656.36(036.06)65(036.0631073.14103.5103.53eepjTpjm2/s体积流量：0978.085233.83GQm3/s流态为水力光滑区，β=0.0246，m=0.25，第三站间的摩阻损失为：10002.38311.01073.140978.00246.075.425.0675.13523RmmmRLdQh=255.6米油柱