成品油输送技术要点.docx
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成品油输送技术要点
成品油输送技术
摘要:
文章对成品油的四种运输方式铁路、公路、水路（沿海及内陆）和管道运输的特点进行了对比分析。
针对国外成品油管道输送方面的技术现状和发展趋势，结合我国成品油管道的技术现状，对我国成品油管道发展提出了建议，即今后我国成品油管道的发展一定要不断吸收国外成品油管道顺序输送的先进技术和经验，提高成品油管道的技术水平和管理水平，充分发挥成品油管道的运输优势，降低运输成本，建设全国规模的成品油管道系统。
关键词:
成品油管道技术发展趋势顺序输送工艺混油量措施
1、成品油管道技术现状及发展趋势
随着我国社会经济快速稳步发展，机动车保有量不断增长以及以柴油或汽油为燃料的机械和动力设备的增加，各地区的成品油消费需求量在不断增加，对运输能力的提高和安全及时间保证都提出了新的要求，同时输送量的增大为发展和采用管道运输提供了可能。
分析各种运输方式的适应范围和优缺点，有助于制定更符合未来发展需要的成品油运输发展战略，也有利于资源的合理利用。
1.1、成品油运输方式的特点分析
成品油的运输主要采取铁路、水路（沿海及内陆）、公路和管道运输四种运输方式。
1.1.1铁路运输
（1）铁路建设投资大、建设周期长;而且，铁路与管道相比需要占用的土地较多;
（2）铁路运输在地面运行，容易受到各种干扰和破坏，事故率较管道高;此外，受自然灾害
（如山体滑坡、泥石流、路基塌陷等的影响也相对较大）
（3）成品油属于易燃易爆物品，铁路运输操作环节较多，容易受操作条件和外界环竟的影响，运输过程需要采取更多的安全防范措施;此外，由于车体运动和密封性等原因，在运输过程中会散逸出油气，发生油品损耗;
（4）目前我国大部分主要铁路能力的利用率都已达到饱和或接近饱和，成品油运输持续稳定增长的需求将给铁路运输带来较大压力，由于成品油运输要占用铁路双倍能力（油罐车回空），将会造成铁路运输更加紧张和影响其他物质的运输。
1.1.2水路（沿海及内陆）运输
（1）水路成品油运输主要是利用已有的自然航道，节省了线路基础设施的投资，随着较大吨位宽体船舶的采用，其运行成本相对较低，运输本身耗能较少;
（2）水路运输受航道网的限制，只能在沿海和沿江河地带运行，适用的服务范围较小，同时能够承担的运量还受航道通行能力的限制;
（3）水路运输受气候、风浪和季节（枯水）以及航道繁忙程度的影响较大;成品油水路运输需要有较高的安全性，一旦发生事故对环境的污染较大。
1.1.3公路运输
成品油公路运输主要适用于短途运输和其他运输方式难以实现的地区的成品油运输;运输成本比其他运输方式都高，事故率高，运输本身耗能也高，安全性相对较差，不宜作为干线运输。
1.1.4管道运输
（1）管道受复杂地形限制较少，可以跨越或穿越河流、爬坡越岭等;管线占用空间小，对地形条件要求较其他方式低，选线较容易，工程量和投资相对较小，建设工期短，特别是长距离输送优势更明显;
（2）管道埋地敷设，占用土地较其他方式少得多;
（3）管道运输不受恶劣气候、季节等外界条件的影响，可以常年全天候运行;
（4）管道埋于地下、密闭输送，油品不与大气接触，极大地降低了事故的可能性;管道运输容易实现自动化控制，可以较大限度地减少人为操作等各种失误，是几种运输方式中最安全可靠的运输方式;
（5）管道在建设过程中对环境的破坏较小，在油品输送过程中可以较大程度地减少各种环境污染，有利于环境保护和降低治理环境污染等费用;
（6）管道运输采用密闭输送，油品损耗低于其他运输方式;
（7）管道在一定输量规模下，其综合运输费用要比其他运输方式低;
（8）管道可以实现多个品种的顺序输送，而其他运输方式则要对容器进行清理或分别配备专用容器。
总之，管道运输具有低成本、高效率、易于优化管理、降低运输损耗和风险等其他运输方式所不具有的明显优势，已被世界各国广泛接受，并大量应用于广大内陆区域的成品油调配输送。
表1为各种成品油输送方式的综合对比。
表1各种成品油输送方式的综合对比
2、成品油顺序输送技术
2.1常温输送
在同一管道内顺序输送原油和成品油通常需要常温输送，所输原油物性较好，原油进人管道内输送时不至于引起水力系统的剧烈波动。
我国新疆原油的凝点和粘度与重质燃料油相近，适于常温输送，可以排列在成品油之间顺序输送。
2.2油品排序
原油和成品油在同一管道内顺序输送时，油品排序除遵循顺序输送排序的一般原则外，还必须考虑原油含硫量和色度对成品油的污染问题。
即物理、化学性质相近的油品相邻排列，同类油品顺序排列，避免将不可混合的油品排列在一起。
一般顺序为:
优质汽油一普通汽油一喷气燃料油一柴油一民用燃料油一柴油隔离段一轻、中质原油一柴油隔离段一轻质民用燃料油一普通汽油一优质汽油。
由于原油中通常含有游离硫和硫化物，游离硫很容易通过微弱的氧化作用被吸附并沉淀在管壁上。
被吸附在管壁上的游离硫的数量与接触时间成正比，这些游离硫可以溶解在原油后面的油品里，溶解程度与油品的化学性质有关。
柴油与管道接触时可以引起一种分解作用，如果保证一定的接触时间，这种分解作用足以清除输送原油过程中所吸附的全部含硫物质。
柴油和民用燃料油的允许含硫的指标比较高，一般为0.5%。
所以，原油批次之后一般安排一定批量的柴油或民用燃料油。
但是，民用燃料油中的一些变性物质，如糠醛和二苯胺会影响原油的炼制加工过程，使所加工的产品受到污染，所以在民用燃料油与原油相邻输送时，两者之间需要一段柴油进行隔离。
2.3混油处理
通过合理的排列油品输送顺序、控制管道输量、控制水力系统相对稳定以及优化管道流程设计，可以减少输送过程中油品间的掺混量。
在保证各油品质量前提下，将相邻油品间的混油最大程度地掺人各种油品之中。
对于超出掺混量的混油必须切人专用混油罐，经过再处理恢复油品组分后，方可进人商品油罐出售。
原油与成品油顺序输送时在混油区之外还有一段着色区，并且由于原油拖尾现象，后一个界面的着色区比前面的要长。
一般是将混油区切人原油批次，着色区切人专用储罐，然后以一定比例掺人其它油品中，过多的着色混油需要经过再处理。
为了避免降低油品指标，切割出的混油必须经过再处理使之成为合格油品。
通常需要再处理的混油界面有:
喷气燃料油/汽油、柴油/汽油、被原油污染的着色混油和高含硫混油等。
下面介绍几种混油再处理方法。
（1）蒸馏法混油从接收罐泵人热交换器和直接加热器，获取热量后进人蒸馏塔，经过蒸馏处理的油品作为纯净的塔顶蒸汽分馏出来，然后经过冷凝收集起来，这些流体最后再流经一套串联氧化锌板以去除油品携带的HZS。
蒸馏处理是目前用于分离混油界面的唯一工业化方法。
其优点是可以清除油品管输过程中吸收的硫组分和着色体，但这种处理方法比较复杂，处理费用相对较高。
（2）氧化金属处理管输过程中形成的含硫混油直接进入作为热交换器的储罐，与经过处理的油品进行热交换，获取热量之后通过串联的两个或多个以氧化铜或氧化锌为吸收剂的氧化金属处理器。
氧化金属可以去除油品中的硫组分，当氧化金属吸收剂的效率降低到一定程度时必须更换。
利用金属氧化物处理的优点是工艺简单，可以解决管输后的油命硫含量超出指标要求的问题。
缺点是不能解决混油的着色问题。
（3）碱性处理加拿大埃克森公司已申请了几项混油碱性处理的专利，可以从诸如汽油、柴油和航空燃料油等精炼油品中去除元素硫。
目前山脉管道运输公司已在英属哥伦比亚终端应用了碱性溶液与石油产品接触处理的专利。
该方法通常在常温常压下进行，处理过程足以去除油品中的元素硫，处理费用比蒸馏法低。
但不能清除油品中的着色，而且必须考虑碱性溶液的废弃问题。
（4）过滤过滤法是去除油品中杂质的最简单的方法。
但这种方法只能作为清洁系统去除油品中的杂质颗粒，而不能解决油品中的含硫及着色问题。
2.4界面检测
在油品接收站，准确地操作阀门将油品切人相应的储罐可以尽量减少油品的混合，因此需要精确地检测油品界面和批次的位置。
在一条管道上，通常需要利用几种检测技术，并结合管道操作规程准确地切割油品。
密度计可以测量出油品密度的微小变化，例如优质汽油和普通汽油的密度差;声速界面检测仪利用每种油品相对应的声波特征，可以区别密度几乎相同的油品;色度计可以连续检测管道中油品色度的变化，在原油和成品油批次之间，利用色度计的测量可以精确地切割出着色油品段。
2.5清管
为了保证油品输送质量，多种油品输送管道，尤其是原油和成品油顺序输送管道内，需要经常通过清管器以清除原油输送过后管道内的沉积物、沥青和积蜡。
法国石油管道运输公司（TRAPIL）在原油批次末端前几千米处放置清管器清除沉积物，以保证管道中原油批次上游的油品质量。
3、成品油顺序输送减少混油量技术
在顺序输送管道中当两种油品交替时，接触区内会形成一段混油。
这种混油在物理化学性质上与所输的两种油品都不同，需要进行混油处理而花费一定的投资。
有些混油不能作为合格的油品销售，从而造成混油损失。
国内外资料和生产实践均表明，油品在湍流状态下顺序输送时，混油量通常为管道总体积的0.5%～1.0%。
对长距离顺序输送管道而言，除了需要昂贵的混油处理设备运行费用外，还会造成大量的混油损失。
减少棍油损失和节约混油处理费用，需要分析影响混油量的主要因素，并采取相应措施。
3.1混油量的影响因素
文献资料和运行实践均表明，影响混油量的主要因素有如下几个方面:
3.1.1输送次序的影响
在操作条件完全相同的情况下，输送次序不同，产生的混油量也不同。
一般规律为:
油品交替时，粘度小的油品顶替粘度较大的油品产生的混油量大于交替次序相反时的混油量。
主要原因在于粘度较大油品的层流边层较厚，边层内液体的枯滞力也大。
例如，当汽油顶柴油时，附在管壁上的柴油量较大，且不容易被后行的汽油剪切冲刷下来，残留在管壁上而使混油尾拖得很长。
当柴油顶汽油时，附在管壁上的汽油量较少，且汽油与管壁的粘滞力也小，容易被后行的柴油剪切冲下来，混油长度也短一些。
前苏联有文献认为，在顺序输送管道内用粘度较小的油品替换粘度较大的油品时，其混油量比同样两种油品输送次序相反时的混油量大10%o
决定输送次序时，除要考虑粘度影响外，还要参考油品性质。
油品性质越接近，两种油品互相允许的混人量就越大，产生的无法直接销售的混油量就越少。
3.1.2输送批次的影响
目前对混油的处理，普遍采用在管道末站进行混油掺混处理，方法简单实用，可减少混油损失。
掺混处理能力与油品的质量潜力和输送批量大小有关，输送批量越大，批次越少，产生混油量越小。
但输送批次的多少，决定于首、末站油库容量的大小。
批量越大，油库容量越大，工程投资越高，同时，批次越少，生产资金周转速度慢，运行效益低。
因此，在成品油管道设计中需要权衡混油损失和管道工程造价及运行效益，优化顺序输送的批量和批次。
3.1.3管内油品流态的影响
两种油品在管内交替时，流态对混油量有极大的影响。
这是由于不同流态有不同的混油机理。
层流流态下，管道横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。
试验表明:
紊流状态下，由于激烈的紊流扰动，层流边层变薄，管道横截面上流速分布的不均匀已不突出，造成混油的主要原因是紊流扩散，混油量也很快下降。
3.1.4油品扩散速度的影响
紊流状态下，紊流扩散是造成混油的主要因素，因而油品的扩散速度也是影响混油量的主要因素。
紊流扩散系数D:
综合了油品交替过程中各种因素对扩散速度的影响。
DT越大，扩散速度越大，混油段就越长。
目前紊流扩散系数D:
的各种计算公式都是从实验室中总结出来。
如勃隆斯基·希兹基洛夫公式和阿萨图良公式等。
这些公式都表明，D:
与管径、管长、水力摩阻系数、油品的粘度、流动速度和流态有关。
因此当管内油品的流速和温度发生变化时，也会影响混油量的变化。
管内油品温度常随季节或管段地域温差而变化，而油品流速变化常是由于管径变化和地形高差引起。
3.1.5管道首站初始混油量的影响
在输油首站开始两种油品交替时，倒换的过程如下:
首先开启后行油品储罐的阀门，同时逐渐关闭前行油品储罐的阀门，实现输油批量的交替。
在油罐切换的短暂时间内，两种油品同时进人首站泵的吸人管道，形成初始混油。
初始混油量的大小取决于切换油罐的速度、首站泵吸人管道的布置和首站的排量。
由计算结果可知，在管道首站产生的初始混油对短距离管道影响是很大的，当管道长度增加到300km时，初始混油的影响已不明显。
因此，采取措施减少初始混油对短距离管道有效，但对长距离管道效果较小。
3.1.6泵站的影响
实践表明，混油段每经过一个泵站或中间分输站，混油长度就有所增加。
一般来说，泵站使混油增多的主要原因是:
l）切换油品时，阀门开关不及时;2）站内管汇和管件处发生的涡流;3）泵内叶轮的剧烈剪切。
据资料介绍，在泵机组串联运行的泵站上，混油以“从泵到泵”方式经过泵站时所增加的混油量，相当于通过10个1km长的直管段时所增加的混油量。
3.1.7停输的影响，
在油品输送过程中发生管道事故或计划内的维修工作，都会造成管道的临时停输。
停输时混油量的增加，与停输时间、线路地形及密度差等因素有关。
一般认为:
停输时棍油段处在高差大的山坡地带，且密度大的油品正位于高处时，混油量会有较多的增加。
我国顺序输送试验中，曾把运行了368km的柴油混油段中的一部分停在880m长、高差166m的山坡地带，山顶处是柴油，停输285小时后继续运转。
正常情况下，1％一99%浓度范围内的混油长度为1650米，但因停输而增至2250米，即增加了36%。
因此，为了减少混油，在油品交替时应尽可能避免停输。
3.1.8输送方式的影响
目前根据泵站间的相互联系方式，输送方式可分为“旁接油罐”和“从泵到泵”两种。
由于“旁接油罐”输送方式中，利用旁接油罐进行缓冲和流量调节，使两种油品同时存储于同一油罐，且罐内的存油不断地与进罐油品掺合，导致混油量增加。
此时，若后行油品密度大于前行油品，造成的混油量更多。
相比之下，“从泵到泵”输送方式避免了这一缺点。
3.2减少混油量的措施
针对上述混油量产生原因，可以通过如下措施减少混油量:
3.2.1决定输送次序时，应遵循粘度大的油品顶替粘度小的油品;选择性质相近的几种油品进行顺序输送，并把性质最为相近的两种油品相邻输送。
同时还应遵循如下原则:
l）避免不可混合的油品连续放置;
2）相似型号的产品应连续放置，如把馏分产品集中在一起输送;
3）避免粘性明显不同的两种产品连续放置。
3.2.2成品油管道设计时要权衡混油损失和管道工程造价及运行效益，优化顺序输送的批量和批次。
运行时，在起点和终点、分油点、进油点储罐容量允许的前提下，尽量加大每种油品的一次输送量。
3.2.3顺序输送管道运行时一般应控制在紊流状态下运行;两种油品交替时应尽量加大输送速度。
3.2.4在保证操作要求的前提下，尽量采用最简单的流程，以减少基建投资与混油损失。
工艺流程应做到盲支管少，管路的扫线、放空没有死角;线路上应尽量少用管件，以减少可能存积的死油及增加混油的因素;转换油罐或管路的阀门应安装在靠近干线处，并采用快速遥控的电动或液动阀门，减少切换油品时的初始混油。
3.2.5设计泵站时应力求管汇简单、平滑，减小涡流，切换流程采用自动控制等。
3.2.6顺序输送管道应尽量以“从泵到泵”的输送方式运转。
若以“旁接油罐”方式运转，各中间泵站应设置与所输油品品种数量相等的旁接油罐，并在混油管段流经中间泵站时，切断该中间站的旁接油罐，实现“从泵到泵”的输送工艺。
否则，不但使管路内的混油大大增加，而且会使旁接油罐中的纯净油品变为混油。
3.2.7更换所输油品前应做好周密的准备，油品交替时不允许中途停输。
必须停输时，应尽量使较重的油品停置在线路低处，并关闭混油段两端的线路截断阀门。
3.2.8当管线存在翻越点时，翻越点后自流管段内油品的不满流以及流速的陡增会造成混油，因而应采取措施尽可能消除翻越点。
3.2.9混油头和混油尾应尽量收人大容量的纯净油品的储罐中，以减少纳人混油罐的混油量。
除了上述一般技术方法外，还可以采取一些专门措施来减少混油量:
3.2.10机械隔离，即将隔离物置于两种油品的界面处与管内壁紧密接触，且随油品沿管道向前推进，以避免两种油品之间的直接接触。
常用的机械隔离器有橡胶隔离球和皮碗式隔离塞两种。
近二十年来，国内外大量使用隔离球。
与隔离塞相比，隔离球的弹性好、密封性能高，对管和大曲率弯管的通过性能强，使用寿命可达1000公里，且便于实现收、发球作业的自动化。
使用时，可在混油段中投放25个隔离球，并使混油段在整个输送过程中始终处于首、末两个隔离球之间。
经验证明，投放更多的隔离球对改善隔油性能并无明显效果。
3.2.11液体隔离塞，即在两种交替油品之间注人缓冲液。
可作液体隔离塞的物质有:
与两种油品性质相近的第三种油品，两种油品的混油，水（或油）的凝胶体和其它化合物的凝胶体。
使用成品油作液体隔离塞时，其性质与所输的两种油品的性质要有较好的相溶性，即隔离塞可以大量地补充到两种成品油中去。
隔离塞的长度取决于缓冲液与所输油品的相溶程度和输送条件。
例如，汽油和柴油交替时，在两种油品之间放人一段煤油（或汽油与柴油的混油），由于汽油和柴油允许混人的油（或混油）的浓度比汽油中允许混人的柴油或柴油中允许混人的汽油的浓度要大若干倍，从而使需要处理的混油量减少。
4、成品油输送管道站间清管扫线方法
4.1、站间清管扫线的方案及技术要求
4.1.1方案确定
根据清管前所具备现场条件以及业主对工期的要求,为保证清管扫线质量,决定对全线进行三次清管扫线,一次站间试压。
顺序为:
清管扫线—清管扫线—清管扫线—站间试压—清管扫线投油。
清管方向为由东向西,沿油流方向清管,即从海炼化首站方向上水,向萧山油库方向进行扫线。
因首站至101#桩段2.5km出站管道未完工,所以第一、二次清管扫线,仅进行101#桩至萧山油库墙601#桩间153.5km管线清管扫线,待首站至101#桩段2.5km出站管全部安装、试压、清管扫线（清管两次以上）、连头完毕,进行第三次清管扫线及站间试压,区段为首站工艺区发球筒至末站工艺区收球筒之间。
因首站外输泵在9月28日才能试车完毕,为保证工期,第一、二次清管采用离心泵进行清管扫线,第三次采用首站外输泵进行清管扫线。
4.1.2技术要求
（1）清管扫线最大压力不能超过管道工作压力。
（2）为减少投产输油时成品油内混入空气,三次清管扫线均采用镇海炼化厂区供水管道内的清水作为扫线和试压介质。
（3）清管扫线时上虞分输阀室需设置排污装置。
（4）采用聚氨酯皮碗型电子定位清管器进行清管扫线,其直径过盈量应大于管内径的5%。
（5）清管扫线的质量检验标准:
管道末端排出的水必须是无泥沙、无铁屑的洁净水,清管器到达末站后必须基本完好。
（6）站间清管扫线及试压完成后,在投产前,整个管道内应全部充满清水。
4.2、清管扫线及试压主要设备（表1）
表1清扫线及试压主要备
4.3、清管扫线方法
清管扫线分三次进行,第一次步骤如下:
（1）在101#桩及601#桩处分别安装上临时收、发球筒,在距临时收球筒进口和临时发球筒出口2.0m的主管道上分别安装一个机械式清管球通过指示仪。
（2）从厂区供水管网至临时发球筒接一条长1.5km、D219×6mm的临时上水管线。
（3）在临时收球筒上接一条长30m、D219×6mm的排污管线,将清管时从管道中扫出的污水排至河中。
（4）先装入聚氨酯皮碗型电子定位除锈器,边除锈边清管,除锈器在管道中行进约1km（根据进水量计算）后,再发送1个聚氨脂皮碗型电子定位清管器。
因清管扫线距离长,所以在使用前应对清管器上电子定位发射机进行信号检查,以保证安全可靠。
（5）清管扫线时,派专人携带通过指示仪沿线巡视,重点检查水平定向钻穿越及线路弯头转点处,沿线共设置30处监测点。
清管时如发生卡球现象,应逐渐增大推扫压力,但最大推球压力不得超过管道的设计压力。
必要时根据测定位置,割管清堵,清堵完成后重新进行清管扫线。
（6）为减少清管时收球筒端的杂物堆积量和清管器运行中的阻力,清管时打开上虞分输阀室内的支线阀门,进行排污及放空。
当清管器通过上虞分输阀室后,关闭该阀门。
（7）清管器到达收球筒内后,即完成第一次清扫线。
清管扫线平面布置见图1
第二次清管扫线采用2个聚氨酯皮碗型电子定位清管器,清管扫线方法步骤与第一次相同。
在第一、二次清管结束后,拆除101#和601#桩处临时收、发球筒及临时上水、排水管道,待首站至101#桩段2·5km出站管道全部安装、试压、清管扫线完毕,进行101#桩及601#桩连头施工,将长输管线与首末站工艺管道、工艺区收发球筒及首站外输泵连通,在首末站内工艺管道安装、试压、清洗及首站外输泵试车完成后,进行第三次清管扫线及站间试压。
采用首站外输泵和2个聚氨酯皮碗型清管器扫线清管。
扫线用清水采用首站内2×104m3油罐内储水。
为了不使管道中清扫出的污物进入萧山油库内,在收球筒上接出一长30m,D325×7mm的临时排污管道,将污水排至油库外河中。
4.4、站间试压
当站间清管扫线完成后,以上虞分输阀室内截断阀为界按设计压力进行站间试压。
由于东西两段设计压力不同,因此采用分段试压法进行试压。
方法是将全线管道压力升至2.5MPa,先进行西段（上虞分输阀室—萧山油库）试压,合格后关闭上虞分输阀室内截断阀,将东段（镇海炼化首站—上虞分输站）压力升至6·27MPa。
为防止因截断阀关闭不严造成西段压力升高,东段试压时,应将西段萧山油库内放空阀打开。
5、我国成品油管道工程设计中的一些问题
5．1成品油管道的工艺特点与其工艺设计的关系
5.1.1成品油管道工程应包含的三大工艺内容
（1）密闭输送流程 管道规范规定油品管道应采用密闭输送流程。
但是,在较长的成品油管道的工程优化设计中,有可能采用全管道分段密闭的做法,不必强求全线密闭。
（2）顺序输送方式 无论在国内还是在国外,顺序输送方式都已成为普遍推行的输送方式,对其技术的成熟性和经济合理性不必存疑。
（3）连续输送运行 长输管道工程采用连续输送运行设计,可以显著降低工程投资,简化运行管理,提高管道运行效率,延长管道使用寿命。
顺序输送多种油品时停输将会增加混油量,对油品质量不利,因此成品油管道不宜间断输送。
5.1.2成品油管道瞬变动态工艺特性的调控在成品油管道的运行过程中,多种油品及其界面在管道中不停地经历着位置和高差的变化。
当输送的油品数量和批量有所改变时,相随的管道运行状态也将发生改变。
成品油管道瞬变动态的工艺特性表现为,每个泵站和管道全线都在变流量和变压力下运行。
因此,在成品油管道工程的工艺设计中,必须要有动态模拟计算的设计部分。
应具体分析成品油管道的每个输油泵站和每段站间管道的工艺现象,以确定管道的具体调节控制方式。
最佳的控制方式应是最小节流耗能,甚至不加控制的“放任运行”。
成品油管道不可能实行“恒定流量”或“恒定压力”的调节和控制运行。
在目前的国内成品油管道工程设计中,普遍采用调频控制方式和调频泵组方式,但缺少对管道工艺特性进行具体分析和使用效果进行评价的内容。
5.1.3输送任务的变动性与适应性设计成品油管道工程的设计启输量与管道设计目标年最大输油量之间会有极大的差异。
由于各种原因引起管道输油任务的较大变化是不能用一般调节方式解决的,需要考虑管道输油的适应性设计问题。
通用的解决方法一般有“组站”和“调泵”两种,组站就是针对不同的输量任务,开启不同数量或不同位置的泵站,适用于管道较大的输量变化;调泵就是做好“选泵（确定单泵性能、规格）”、“组泵（串或并联、喂油与外输以及多泵组合运行）”和“配泵（考虑机组备用）”的设计。
5.1.4有关顺序输送的其它工艺设计问题
（1）顺序输送油品的批次 在目前还不易准确计算出顺序输送油品的优化批次情况下,不妨采用国内外比较通用的做法
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