热油管道扩能技术研究方案论文.doc

重庆科技学院

毕业设计（论文）

题 目 某热油管道扩能技术方案研究

学 院 石油与天然气工程学院
专业班级 油气储运工程2023级
学生姓名 苏 留 帅 学号
指导教师 汪 楠 孟 江 职称 副专家 副专家
评阅教师 田 园 职称 副专家

2023年5月26日

注 意 事 项
1.设计（论文）的内容涉及：
1）封面（按教务处制定的标准封面格式制作）
2）原创性声明
3）中文摘要（300字左右）、关键词
4）外文摘要、关键词
5）目次页（附件不统一编入）
6）论文主体部分：引言（或绪论）、正文、结论
7）参考文献
8）致谢
9）附录（对论文支持必要时）
2.论文字数规定：理工类设计（论文）正文字数不少于1万字（不涉及图纸、程序清单等），文科类论文正文字数不少于1.2万字。
3.附件涉及：任务书、开题报告、外文译文、译文原文（复印件）。
4.文字、图表规定：
1）文字通顺，语言流畅，书写笔迹工整，打印字体及大小符合规定，无错别字，不准请别人代写
2）工程设计类题目的图纸，规定部分用尺规绘制，部分用计算机绘制，所有图纸应符合国家技术标准规范。图表整洁，布局合理，文字注释必须使用工程字书写，不准用徒手画
3）毕业论文须用A4单面打印，论文50页以上的双面打印
4）图表应绘制于无格子的页面上
5）软件工程类课题应有程序清单，并提供电子文档
5.装订顺序
1）设计（论文）
2）附件：按照任务书、开题报告、外文译文、译文原文（复印件）顺序装订
3）其它

学生毕业设计（论文）原创性声明

本人以信誉声明：所呈交的毕业设计（论文）是在导师的指导下进行的设计（研究）工作及取得的成果，设计（论文）中引用他（她）人的文献、数据、图件、资料均已明确标注出，论文中的结论和结果为本人独立完毕，不包含别人成果及为获得重庆科技学院或其它教育机构的学位或证书而使用其材料。与我一同工作的同志对本设计（研究）所做的任何奉献均已在论文中作了明确的说明并表达了谢意。

毕业设计（论文）作者（签字）：
年 月 日

摘 要

在油田开发过程中由于技术的改善生产设备的更新都促进了油田产量的增长，因此管线扩能的研究也是必须的。管线情况，某油田热油管道，采用开式流程，全线八个站，三座热泵站，四座热站，尚有一末站，年输量100万吨/年，管道最高压力7.0MPa，现原油年输量达成150万吨。根据管线情况和工程实际经验分析，该设计通过对增长泵站数、加减阻剂、增长泵数、更换泵的方案进行管线的热力水力计算，鉴定各个站及管段在不同方案中的参数，鉴定四种方案的可行性。对方案分析后预选取了增长泵数、更换泵、加减阻剂的方案进行计算校核。拟定该管线扩能研究方案是采用在乌图美仁站增长泵组改为热泵站来增长泵站数的方案完毕，拟定管线的运营参数完毕管线扩能方案。
关键词：泵 减阻剂 管线 摩阻损失

ABSTRACT

In process of oil field development technology due to the improvement of production equipment updates are promoted oil field production increases, so the pipeline expansion study is necessary. Pipeline, an oil field oil pipeline, with an open process, all eight stations, three pump stations, four stations, and a terminal station, the largest annual output1000000 tons / year, a maximum pressure of7.0MPa pipeline crude oil, the annual throughput reached 1500000 tons. According to the pipeline and practical analysis, the design through to increase pumping station number, adding drag reducer, increase the number of pump, pump replacement scheme of pipeline thermal and hydraulic calculation, judging whether each station and the pipe section in the different parameters in the schemes, decide four scheme feasibility. Analysis on scheme of pre-selecting the number increased after the pump, pump replacement, adding drag reducer for calculation. Determination of the pipeline on the capacity expansion of solution is taken in the United States increased pump group changed to kernel station pump station to increase pumping station number scheme, determine the pipeline operation parameters to complete the line capacity expansion plan.
翻译结果重试
抱歉，系统响应超时，请稍后再试
· 支持中英、中日在线互译
· 支持网页翻译，在输入框输入网页地址即可
· 提供一键清空、复制功能、支持双语对照查看，使您体验更加流畅
Keywords：pump；drag reduction agent；pipeline；friction loss

目 录

摘 要 I
ABSTRACT II
1绪 论 1
1.1课题研究目的、意义 1
1.2热油管线扩能技术研究国内外现状 1
1.3重要研究内容 2
1.4研究思绪 2
2扩能技术工艺方案的分析 4
2.1更换泵、增长泵工艺分析 4
2.2增长泵站数的工艺分析 4
2.3加注减阻剂工艺分析 5
2.4铺设副管或加变径管工艺分析 6
3某热油管道扩能方案分析及计算 7
3.1某热油管道基本概况 7
3.2某热油管道扩能方案分析 7
3.3某热油管道扩能方案的热力计算 8
3.4某热油管道扩输后水力计算 12
3.5更换泵、增长泵数方案计算 15
3.6增长泵站数方案计算分析 18
3.7添加减阻剂方案计算分析 20
4扩能方案综合分析及选取 24
4.1扩能方案综合分析 24
4.2扩能方案的经济预算评价 24
5选取方案运营参数的拟定 27
6结论 28
参考文献 29
致谢 30
附录 31

1绪 论

1.1课题研究目的、意义
在学习完本科油气储运工程专业课程之后，我对油气储运工程专业以后要从事的工作得以窥见一斑，也对油气储运工程有了一定的结识。油气储运工程研究方向众多，本课题要研究的只是热油管线的扩能技术。国内外现行的扩能技术重要有：使用变径管、铺设副管、更换大型号的泵、增长泵站数量以及加减阻剂等方法实现管线的扩能。
管线扩能技术的发展是随着各大油田的采油设备及技术的更新所发展的,也是提高公司效率的必须途径。并且有助于避免再建设新管道的麻烦和反复建设带来的资源与经济浪费。在原有管线的基础上将设计参数做出调整即可满足当前的生产需求。原油管道的扩能技术的研究能有效地减少原油管输时产生的摩阻, 减少动力消耗,可有效增长输量, 并能提高管道运营的安全系数和减少单位管线运营费用。
通过对管线扩能技术的进一步学习更好的了解油气储运的发展和工作，通过训练和学习更好的掌握扩能技术在以后的工作中更好的发挥。对不同的扩能方案分析并给出最优的运营方案。

1.2热油管线扩能技术研究国内外现状
国内外现行的扩能技术有：使用变径管、铺设副管、在厂站原有设备基础上更换大型号的泵、增长泵站数量以及加减阻剂等方法。
在长距离输油管线的规划设计中,为了调整增压站站间距或增长管线的输量,常需在输油管线中敷设一定长度的副管或变径管,使输油管线的能量供应与消耗保持平衡。无论是敷设副管还是敷设变径管,从技术上讲,都可以有多种由不同参数(管径、壁厚与长度)组合的技术方案,且这些方案在技术上都是完全对的的。此外,在输油管线的设计中,若既可以通过敷设一定长度的副管,也可以通过敷设一定长度的变径管来满足输油规定期,要判断哪一种方式更优,也必须通过技术经济的分析与计算方能拟定。使用变径管和敷设副管来增长原油管线的扩能时,由于管线的变径管设计方案与敷设副管方案仅仅是减小沿程阻力损失,从而使流体的能量得以高效运用，当铺设副管长度达成全长时，输量增长一倍，在扩能方面的作用比较小并且取得的增大输量的效果不明显所以一般采用较少[1]。
更换大型号泵或增长泵数实现原油管线的扩能时重要是考虑原有管线的设计压力及管线沿程的设施的工作压力的合用范围。在原有的管线各个工艺指数都达成扩能工艺参数规定的情况下才干实行扩能方案达成扩能的目的以满足生产的规定。
目前世界上应用较广泛的是增长泵站数量或加减阻剂的方法来达成增输的目的。而添加减阻剂是方便且经济实用的方法，也是国内外对于管线扩能的重要研究方向,在这方面的现场实例也较多有比较好的生产数字来说明其经济价值。
增长泵站数量来实现原有管线的扩能。国内广泛采用的是增长泵站的数量以达成增长输量的目的，但是这一方法采用事后要增长很多的配套设施以及人员的安排运营的费用较高。在增长泵站数量过后对于管线的原有的管线不必要做出大的改动就可以满足生产所需。增长泵站数量可以提供更充足的动力使原油在管线中以较大的速度输送并且可以满足较大速率下原油能量的损失。实现输量增长的空间较大，对于产量增长较大的油田比较合用，能更好的满足生产需求。在层流状态下，倍增泵站数则输量增长一倍，在阻力平方区倍增泵站数能使输量增长41％。
减阻剂研制和生产的发展趋势是采用本体聚合使聚合物的分子量更髙，并且可以较好地控制分子量分布。采用特殊的后期解决工序，将使减阻剂中的 聚合物浓度可调，同时使减阻剂注人管道后能迅速分散，避免聚合物链之间互相纠缠，分子链的伸展不受限制，以收到最佳减阻效果。将高浓度减阻聚合物微粒封装在由某些惰性物质组成的外壳内，便制成了微囊减阻剂又称MDRA。微囊减阻剂的研制成功是减阻剂发展的一个新动向。生产微囊减阻剂的方法有很多种，重要涉及静态挤压法、离心挤压法、振动喷嘴法、旋转盘法、界面聚合、多元凝聚、悬浮聚合等。
管线扩能技术的研究与发展能更好的适应现在原油的产量日增的趋势，更好的为石油生产做出奉献。

1.3重要研究内容
某油田热油管道，采用开式流程，全线八个站，三座热泵站：首站、茫崖、中灶火，四座热站：大乌斯、甘森、乌图美仁和拖拉海，尚有一末站，管道长度为435.7公里，Ф273×6年数量最大100万吨/年，管道最高压力7.0MPa。现需要将原油年输量量达成150万吨。请做出合理的改造设计方案。
重要设计内容
①针对本条管线提出也许的增长输量的技术方法或方案，以及相应的对目前输送工艺流程的改造方案以及设备调整放案；
②对扩能技术进行技术经济比较，提出合理经济的技术方案；
③提出增输后出管线正常运营参数；
④画出工艺改造后大乌斯站的工艺流程图（2#图纸）。

1.4研究思绪
通过方案分析了解基本的扩能方法并对每个方案进行分析，结合现有的生产经验及该方案涉及到的管线的生产条件分析过后。拟定选取更换泵、增长泵站数、加减阻剂三种方案进行进一步的计算分析，看所选取的几种方案是否可行。对计算出的可行的方案进行经济性评价，经济可行。进行全线运营参数的拟定，得出研究结论。研究思绪图见图1.1。
增长泵
站数

加减
阻剂

方案分析
铺设副管
或变径管
更换泵或
增长泵数
结合生产经验及管线生产条件分析
更换
泵或
增长
泵数
方案
增长
泵站
数方
案
加减
阻剂
方案

方案经济性评价
选取方案参数的拟定
结论

图1.1课题研究思绪

2扩能技术工艺方案的分析

2.1更换泵、增长泵工艺分析
管线在原有的输量规定下可以正常运营，但是在输量增长后也许由于流量的增长导致管线沿程摩阻增长在输送过程中原本没有处在翻越点的位置成了管线新的翻越点，管线的泵的输量限制管线输送恩呢管理不能达成输量规定。管线沿程摩阻的增长也也许导致油流进站压力过低不能满足下一站的输送规定导致管线输送不能很好的完毕输送任务。在满足管线设计压力的条件下更换大型号的泵或者增长泵的数目来满足输量增长的生产规定[3]。
长输管线能量消耗及供应
（2.1）
式中 ——沿程摩阻损失，m；
——泵站及加热站的站内损失，一般取15～20m油柱；
——管段起终点高程差，m；
——泵站扬程，m。
输量的增长将导致、的增长，假如不更换泵则泵的扬程不会改变有也许导致油流能量局限性使油流在管线内流动异常阻碍生产，或者泵的扬程可以达成输送规定但是泵的流量较小时只有增长泵站内的泵数来增长流量节约投资。更换大型号的泵的时候还需要考虑管线的设计压力是否满足泵的输出压力的条件，假如由于泵的更换导致输出压力高于管线的压力规定，则此种方法不能实行。
由于管线扩输后流量增长原有的泵将不能满足输送规定，通过水力计算可以求得管线对泵扬程的需求，泵站内的泵在扬程满足需求时可以不进行泵的更换，只需要添加并联的同型号的泵来调节流量。在不更换泵的情况下增长泵数并使用并联的连接方式可以很好的增长泵站的流量，并且对管线的输送压力没有大的改变对原有的管线适应性较强。更好的控制在管线扩能过程中的工程成本并取得较好的效果。

2.2增长泵站数的工艺分析
随着油田生产设备的更换油田的产量也随着提高，原有的管线的设计输量不能满足生产的需求，将导致油田的经济效益受到影响。扩能工艺的研究也愈来愈多，其中增长泵站数在原油管线输送扩能中应用广泛。
增长泵站数重要是先进行管线能量损失的计算拟定管线输送过程需求的能量。假如能量局限性需要对泵站的可输送距离进行求解进行新的泵站的位置的拟定，并进行新站的运营参数的拟定来完毕管线的扩能。从该公式中可以很好看出管线的能量损耗有沿程损失和高差以及热站站内损失。因此在拟定需要新增的泵站的位置时需要对管线进行能量损耗的计算来拟定泵站间距。最后需要对增长泵站后的管线进行工况校核只有校核满足生产条件时才干最终拟定方案参数进行方案实行计划。泵站数增长后可由进行预测，由于泵站的增长管线沿程的能量的供应也增长了相应的泵所提供的能量，并且需要考虑到新增泵站后站内损失的影响。在所有条件都满足新增泵站后的运营需求才干保证管线安全运营。或者在原有的热站内进行加泵组来实现管线能量的供应满足生产的需求[3]。

2.3加注减阻剂工艺分析
减阻的机理说法很多，尚无定论。如伪塑说、湍流脉动克制说、粘弹说、有效滑移说、湍流克制说等等。
　　油相减阻剂从其结构看，多数是流状链或长直链少侧链的高分子聚合物，如CDR102是高分子聚-σ烯烃。这种高分子聚合物纯剂为橡胶状固体，作为商品，一般是溶在烃类的溶液中。10%的减阻剂溶液呈非常粘稠的粘弹性体，较难流动，可拔成很长的丝。高聚物减阻剂能溶于原油或油品中，但不溶于水，遇水发生分子长链卷曲。减阻剂溶液呈强牛顿特性，低剪切率下粘度高达3000Pa·s，120℃以下不会分解，比较稳定。
　　减阻作用是一种特殊的湍流现象，减阻效应是减阻影响湍流场的宏观表现，它是一个纯物理作用。减阻剂分子与油品的分子不发生作用，也不影响油品的化学性质，只是与其流动特性密切相关。在湍流中，流体质点的运动速度随机变化着，形成大大小小的旋涡，大尺度旋涡从流体中吸取能量发生变形、破碎，向小尺度旋涡转化。小尺度旋涡又称耗散性旋涡，在粘滞力作用下被减弱、平息。它所携带的部分能量转化为热能而耗散。在近管壁边层内，由于管壁剪切应力和粘滞力的作用，这种转化更为严重。
　　在减阻剂加入到管道以后，减阻剂呈连续相分散在流体中，靠自身特有的粘弹性，分子长链顺流向自然伸呈流状，其微元直接影响流体微元的运动。来自流体微元的径向作用力作用在减阻剂微元上，使其发生扭曲，旋转变形。减阻剂分子间的引力抵抗上述作用力反作用于流体微元，改变流体微元的作用方向和大小，使一部分径向力被转化为顺流向的轴向力，从而减少了无用功的消耗，宏观上得到了减少摩擦阻力损失的效果。
在层流中，流体受粘滞力作用，没有像湍流那样的旋涡耗散，因此，加入减阻剂也是徒劳的。随着雷诺数增大进入湍流，减阻剂就显露出减阻作用。雷诺数越大减阻效果越明显。当雷诺数相称大，流体剪切应力足以破坏减阻剂分子链结构时，减阻剂降解，减阻效果反而下降，甚至完全失去减阻作用。减阻剂的添加浓度影响它在管道内形成弹性底层的厚度，浓度越大，弹性底层越厚，减阻效果越好。理论上，当弹性底层达成管轴心时，减阻达成极限，即最大减阻。减阻效果还与油品粘度、管道直径、含水、清管等因素有关。
特别是在卡脖子段，加减阻剂后就可以提高输量，使整个管道输量增长，达成多输快输的规定。并可灵活地调整输油计划，满足市场需求，最大限度地发明经济、社会效益。我国油田产量变化幅度比较大，为增长管道输送弹性，适应油田产量的变化，应用加减阻剂技术具有重大的现实意义。随着油田产量的上升，管道需分阶段应急扩建，有时，仓促上马也许导致很大的浪费。显然在管道输油中，由于油田前景不清，产量变化幅度大的情况是经常发生的，如采用投注减阻剂短时间解决输量大幅度增长的矛盾，技术上是可行的，经济上是合理的。
使用减阻剂作为一种短时间应急措施具有很大的优越性。但对于需要长期增输的管道来说，由于需要大量的减阻剂，使其经济效益不明显，并且在输油系统中增长了减阻剂注入装置，使其整个系统的操作量、故障率有所提高，不利于平常操作管理。所以对减阻剂技术既要优先考虑，又不能盲从应用。可以预见，在不远的未来，投注减阻剂技术作为一种新兴的输送工艺，必将为我国管道工业发明更大的经济、社会效益。
在输送过程中动水压头的损失重要是沿程摩阻损失，沿程摩阻的产生影响因素是油流与管壁的摩擦及油流内部的紊流摩擦导致的。可以通过沿程摩阻的计算公式看出影响的因素有流量、管径、运动粘度，其中管径不变的情况下流量的增长将导致沿程摩阻的增长，若能添加减阻剂、降凝剂使油流的粘度减少也可使管线的沿程摩阻满足生产的规定使管线正常的运营。

2.4铺设副管或加变径管工艺分析
管道特性方程表白，在一定的输量、输送距离和高差下，管径愈大，则值愈小；油品粘度愈大，管内壁愈粗糙，则值增大,也随之增大。在诸因素中,管径变化对值的影响较大。在等温输送的管道中,地温随季节变化，油品的粘度随温度而异,所以尽管输量相同,克服流动时的摩擦阻力所需的压力能也不相等。
管路中的压能损失管路输油过程中压力能的消耗重要涉及两部分,一是用于克服地形高差所需的位能,对某一管道,它就是不随输量变化的固定值;二是克服油品沿管路流动过程中摩阻及撞击阻力而损失的能量,这部分摩阻损失是随油品的流速及油品的物理性质等因素而变化的。
由于大管径管路上的水力坡度比小管径的小，所以铺设副管或使用变径管在管线沿程不能满足输送规定的管段实行可以比较好的减少该段管线的水利坡度，以达成加大输送量的目的。
铺设副管重要是采用了管路并联的方式有；

使用变径管重要是增大部分的管路管径由可知增大部分管
径可在流量不变的情况下减小沿程摩阻损失，或在流量增大时管线仍能满足生产规定。

3某热油管道扩能方案分析及计算

3.1某热油管道基本概况
某油田热油管道，采用开式流程，全线八个站，三座热泵站：首站、茫崖、中灶火，四座热站：大乌斯、甘森、乌图美仁和拖拉海，尚有一末站，管道长度为435.7公里，Ф273×6年数量最大100万吨/年，管道最高压力7.0MPa。现需要将原油年输量量达成150万吨。
表3.1里程与高程表

花土沟
大乌斯
茫崖
甘森
乌图美仁
中灶火
拖拉海
格尔木
高程m
2874
3047
3000
2918
2865
2832
2775
2826
里程km
0
40
105
175
240
303
372
435.66

3.2某热油管道扩能方案分析
3.2.1扩能方案的分析
管道沿程有三个热泵站，四个热站，其中泵站之间也许存在翻越点的站是大乌斯站，在进行水力计算时需要对大乌斯站进行翻越点的鉴定，假如存在翻越点可以在该管段使用变径管或者铺设副管或者看添加降凝剂后是否能使其满足生产的需求。每个站都需要热负荷计算看数量增长后加热炉是否能满足生产的需求，若果不能则需要更换。对于3个热泵站要进行泵的输能的计算看泵的扬程等是否满足生产需求，不能满足需要换大型号的泵。因此在扩能方案选取中铺设副管和变径管是比较少的。
管线扩能后重要的问题存在于管线流量增长将导致管线的沿程摩阻损失的增长以及热泵站及热站泵和加热炉的负荷是否满足生产规定的问题。由以下公式
可以看出流量增长与沿程摩阻的增长的关系，同时也要看到解觉的方
案，减小运动摩阻或者增大管径都可以使得管线的沿程摩阻的值产生变化使得满足生产所需。
通过管线的各站的设备情况可以看出由于投产时间比较长有很多的设备老化等问题需要更换合适的设备使得管线在设计年限内继续正常平稳安全的运营。加热炉的效率比较低可以通过清垢或者改变加热流程来提高加热效率使得管线的生产良好。管线泵站的某些泵由于老化必须进行更换，需要根据扩能后的需求进行泵的选取。
3.2.2扩能方案分析预选
由于管线扩能后重要面临的是输能的局限性问题，问题的重要来源是输量增长后管线的摩阻损失的增长、管线的热能损失也有增长，对加热炉和泵提出了新的生产规定。重要解决的问题是需要对管线的热能和水力进行计算，鉴定出扩能后的准确的需求数据来很好的做出扩能方案。由于现行的扩能技术的原理重要是增长输能或者减少管线摩阻损失，来实现管线的能量供应消耗的平衡满足生产需求；或者通过添加降凝剂来减少管线的输送温度来很好的实现管线的扩能以及节能减排的号召，更好的节约生产的成本。
通过管线的各站的重要输油设备表可以看出泵组老化问题比较严重，在这次的扩能设计中不对泵进行更换，假如更换泵过后管线的压力在原管线的设计压力范围内则更换大型号泵的方案是可行的。
假如更换大型号的泵使得管线的压力超过了安全生产的压力，则需要扩率不改变泵的输出压力的情况下通过增长泵数或增长泵站数、添加降凝剂、减阻剂、铺设副管、使用变径管来使得管线的沿程摩阻损失减少使得泵的输能满足生产的需求。
但是通过变径管及铺设副管的方法重要是由于管路中的输油过程中压能损失重要涉及两部分,一是用于克服地形高差所需的位能,对某一管道,它就是不随输量变化的固定值；二是克服油品沿管路流动过程中摩阻及撞击阻力而损失的能量,这部分摩阻损失是随油品的流速及油品的物理性质等因素而变化的。由于大管径管路上的水力坡度比小管径的小，所以铺设副管或使用变径管在管线沿程不能满足输送规定的管段实行可以比较好的减少该段管线的水利坡度，以达成加大输送量的目的。但是由于增长输量增量的限制一般不采用此种方法。
根据管线的情况和各站的设备情况，以下重要将管线的运营方式改为密闭输送来节省更多的能量来更好的完毕扩能，并对管线进行更换泵、增长泵数、增长泵站数和添加减阻剂进行的热力及水利计算选取方案。

3.3某热油管道扩能方案的热力计算
3.3.1扩输前热负荷计算
先进行扩能要后的管线输量规定以及管线不更换的情况的计算。
原油性质：析蜡点47℃ ,反常点 38℃ ，凝固点34℃ ，含蜡39.09%，沥青胶质6.78%，密度856.2kg/m3
扩输前/后年输量
扩输前/后质量流量
扩输前/后体积流量
管道数据 Ф273×6
查阅资料可知管线所在地的地温冬季取2℃，夏季取18℃。在设计管线时只需考虑最差工况下满足管线生产规定那么在其他工况下一定能满足生产规定，因此在设计时地温按2℃计算即T0=2℃。
由加热输送工艺规定管线进站最低温度℃，则有原油的性质参数可知最低温度控制在38℃比较好，同时可以保证整条管线中的原油在牛顿流体状态下流动。由于析蜡点在47℃同时在原油温度降到析蜡点以下原油未凝固时原油的温降速度会减缓，因此在47℃到38℃之间比正常的温降速度要慢在此按一般温降速度算的的进站温度要较实际进站温度要略低，则全线的温度将符合预设的运算温度。
由加热输送工艺规定管线出站温度℃，则有原油的性质参数可知最低温度控制在64℃～74℃比较好,同时为了节约能源若在64℃可以满足输送过程中的能量损失则取出站温度为64℃为宜，在此处先以64℃设计计算。
平均输油温度 =46.6℃
由平均输送温度查油品物化性质可知油品比热C取值为2.1*103 J/(㎏·℃)
加热站间总传热系数
（3.1）
式中 G——油品的质量流量，㎏/s；
C——平均输油温度下油品的比热，J/(㎏·℃)；
LR——加热站间管道长度，m；
TR——加热站出站温度，℃；
TZ——加热站进站温度，℃；
T0——周边介质温度（其中埋地管道取管中心埋深处自然地温），℃；
D——管道外径，m。
在扩输前管线的年输量为100万吨，并且工作正常。则在进行热力计算时按照可以正常工作按照进站温度为最低进站温度对传热系数做出一个判断，实际传热系数要较假设计算的低更能满足输送规定。由于按照最低进站温度计算时首站至大乌斯站的距离较近因此传热系数不太真实可以取后几个站的平均值作为首站至大乌斯站的传热系数。
计算各站间的转热系数结果如下：
花土沟-大乌斯站 =1.05 W/( m2·℃)
大乌斯-茫崖站 =0.65 W/( m2·℃)
茫崖-甘森站 =0.60 W/( m2·℃)
甘森-乌图美仁站 =0.65 W/( m2·℃)
乌图美仁-中灶火站=0.66 W/( m2·℃)
中灶火-拖拉海站 =0.61 W/( m2·℃)
拖拉海-格尔木站 =0.66 W/( m2·℃)
对于整条管线由于首战距大乌斯站距离较近，以及其后各站的传热系数的预算情况可知若首战以64℃输送原油则在大乌斯站进站的油温度将高于38℃，因此大乌斯站加热站的能量需求较低。对于大乌斯站后的六段管线的传热系数求平均值有=0.64W/（m2·℃），则首战至大乌斯站的传热系数取值可取K。
由苏霍夫温降公式
（3.2）

则花土沟站出站温度 T=52.0℃
大乌斯站进站温度 T=38.1℃
茫崖站进站温度 T=38.1℃
甘森站进站温度 T=38.0℃
乌图美仁站进站温度 T=38.1℃
中灶火站进站温度 T=37.9℃
拖拉海站进站温度 T=38.1℃
格尔木站进站温度 T=37.9℃
对各站进站温度分析由于析蜡的影响进站温度较按正常温降所求得的K值计算求得的温度要略高，因此在此假设下全线运送可以正常输送。
对各站加热炉热负荷计算由于,因此油流由温度加热到所需的热量计算公式为：
或
或
根据研究结果，加权系数分别取、最佳。
由原油比热测定结果分析可知在不同温度下原油的比热值见表3.2。
表3.2原油温度比热关系表
温度℃
10
20
30
40
50
60
70
比热J/(㎏·℃)
2372
2524
2464
2170
2104
2114
2140
则可由内差法求得、有
=2123.8 J/(㎏·℃)
=2228.8 J/(㎏·℃)
=2182.1 J/(㎏·℃)
可求得各站加热炉热负荷有：
大乌斯站热负荷=1158691.2W；
茫崖站热负荷=1763755.9W；
甘森站热负荷=1763755.9W；
乌图美仁站热负荷=1763755.9W；
中灶火站热负荷=1763755.9W；
拖拉海站热负荷=1763755.9W
3.3.2扩输后热负荷计算
扩输后输量为150万吨每年则可知管线的质量流量由于管线的输送的传热系数受输送油流的平均温度影响，但是由于温度变化较小对传热系数影响比较的小，可以按照扩输前管线的传热系数进行计算求得管线的热负荷计算的估算值。由苏霍夫温降公式求各站出站温度，对于进站温度取与扩输前相同的38℃.
则花土沟站的出站温度T= 45℃；大乌斯站出站温度T=51.7℃；茫崖站出站温度T=51.5℃；甘森站出站温度T=50.2℃；乌图美仁站出站温度T=49.7℃；中灶火站出站温度T=51.2℃；拖拉海站出站温度T=49.9℃
对各站加热炉热负荷计算由于TR>TSL>TZ,因此油流由温度TZ加热到TR所需的热量计算公式为
（3.3）
=2123.8 J/(㎏·℃)
=2228.8 J/(㎏·℃)
=2182.1 J/(㎏·℃)
各站扩能后加热炉热负荷：
大乌斯站热负荷= 1403738.4W；
茫崖站热负荷=1383759.0W；
甘森站热负荷=1253892.9W；
乌图美仁站热负荷=1203944.4W；
中灶火站热负荷=1353789.9W；
拖拉海站热负荷=1223923.8W
在选加热炉时，为了安全起见，可以乘以一个系数，=1.0～1.2，既按选择加热炉。
由扩输后加热炉的热负荷的预计值可以看出各个热站及热泵站的加热炉负荷均满足生产需求，因此在管线扩能过程中加热炉不需要更换。但是为了提高加热炉热效率节省能源消耗可以对加热炉进行维修、清洗工作。

3.4某热油管道扩输后水力计算
扩输后水力计算需要的热力数据与3.3中的热力计算中的热力数据相同在此不再进行计算直接采用。
管路中的压能损失管路输油过程中压力能的消耗重要涉及两部分,一是用于克服地形高差所需的位能,对某一管道,它就是不随输量变化的固定值;二是克服油品沿管路流动过程中摩阻及撞击阻力而损失的能量,这部分摩阻损失是随油品的流速及油品的物理性质等因素而变化的。
输送含蜡原油的管线多在紊流光滑区工作，此时摩阻与粘度的0.25次方成正比，当加热站间起终点温度向下的粘度相差不超过一倍时，去起点平均温度下的粘度，用等温输送管的方法计算下一个加热站间的摩阻，误差不会太大。具体环节如下：
①计算加热站间油流平均温度
（3.4）
式中，、为加热站间起、终点油温，单位为℃；
②由粘温特性曲线查出或者由粘温特性方程计算出温度为时油流粘度；
③计算一个加热站间的摩阻：
（3.5）
表3.3不同流态的系数和指数
流动状态

层流
4.15
1
紊流水力光滑区
0.0246
0.25
紊流混合摩擦区、完全粗糙区
0.0826
0
各站间平均温度计算结果见表3.4

表3.4各站温度表
站名
花-大
大-茫
芒-甘
甘-乌
乌-中
中-拖
拖-格
平均温度℃
40.3
42.6
42.5
42.1
41.9
42.4
42.0
粘温关系取粘温指数方程：
（3.6）
=9.9310-6㎡/s
由于该线油品含蜡量较高因此在使用是要注意温度的范围在析蜡点以上及以下要去不同的值，析蜡点温度为47℃，管线平均温度计算法求得的品均温度在析蜡点一下由的取值范围为0.015～0.06。在此取=0.03进行计算
各站品均温度相应粘度见表3.5。
表3.5各站运动粘度表
站名
花-大
大-茫
芒-甘
甘-乌
乌-中
中-拖
拖-格
运动粘度㎡/s
13.3*10-6
12.4*10-6
12.4*10-6
12.4*10-6
12.4*10-6
12.4*10-6
12.4*10-6
由于热油沿径向散热，所以油流在径向存在温度梯度，管中心温度较高，管壁处较低。径向温降的存在，使管内油品沿径向产生自然对流，加剧了油流的扰动，从而引起附加摩阻损失。通常用径向温降附加压头损失系数来表达。从而加热站间管路的摩阻损失：
（3.7）
显然≥1。与流态、油品的年温特性和管壁与油流温差有关。

式中 ——管壁平均温度下的油品运动粘度，m2/s；
——油流平均温度下的油品运动粘度，m2/s；
——系数，层流为0.9，紊流为1.0；
——指数，层流为1/3～1/4，紊流为1/3～1/7；
——单位长度摩阻损失，m。
紊流时，径向温降对摩阻损失的影响很小，≈1，故紊流时可忽略径向温降对摩阻的影响。对于某些流态层流的重油管道，≈1.1～1.4，此时不能忽略径向温降对摩阻损失的影响。
对管线流态的鉴定由雷诺数；GB50252-2023《输油管道工程设计规范》规定取层流与紊流的临界雷诺数。
（3.8）

式中 ——管线有效油流截面平均流速，m/s；
——管线内径，mm；
——油流运动粘度，mm2/s；
——管线中油流的体积流量，m3/s。
由公式求得
=1.05m/s
各管段的雷诺数见表3.6。
表3.6各管段雷诺数表
站名
花-大
大-茫
芒-甘
甘-乌
乌-中
中-拖
拖-格
雷诺数
20763
22270
22270
22270
22270
22270
22270
根据雷诺数的计算结果以及设计规范规定分析可知该输油管线全线处在紊流状态运营因此管线的附加压头损失系数=1。
扩输后站间损失由可求
由于扩输后管线处在紊流状态运营各个站间沿程摩阻损失可由公式：
（3.9）