含杂质超临界CO_(2)输送管道停输再启动瞬态特性研究

为研究超临界CO_(2)管道停输后管内温度压力和相态变化规律,以国内某CO_(2)管道为研究对象,利用OLGA软件开展停输再启动瞬态数值模拟,探究不同工况及工质对管道停输再启动过程的影响。研究结果表明:在保证相态不变且下游用户流量不变的情况下,流量越大,最大停输时间越短,且管道中前部和管道高点较其他位置先出现相变;在相同工况下,H_(2)和N_(2)等非极性杂质的存在会使CO_(2)的相包线向上移动,最大停输时间减少;而H_(2)S和CO等极性杂质的存在会使CO_(2)的相包线向下移动,最大停输时间增加;停输再启动过程中,如果所含杂质的密度小于纯CO_(2)的密度,则含有该类型杂质的管道恢复稳定运行状态所需时间短于纯CO_(2)工质管道。研究结果可为相关单位制定CO_(2)管道设计方案和安全停输预案提供参考。

超临界CO_(2)管道安全停输再启动过程和安全停输时间影响因素

超临界CO_(2)管道在停输和再启动等瞬态过程中,流体易发生相变,密度、比热容等物性参数会发生阶跃式变化,使得管内的CO_(2)流体体积发生剧烈波动,将对管道产生脉动冲击,危害管道安全。为了明确超临界CO_(2)管道安全停输时间的影响因素,从安全控制的角度出发,首先结合超临界CO_(2)物性、相图和准临界性质,确定了超临界CO_(2)管道安全停输时间的定义,从管道停输开始至管内任一点流体进入气液共存区的时间;然后依托新疆油田CO_(2)管输示范工程,分别采用商业软件和MATLAB编程的方式,建立超临界管输水力热力计算模型,探究了管道停输及再启动过程中管内温度、压力、密度及相态协同变化波动规律;最后采用因素轮换法研究了主要工艺参数和环境参数对管道安全停输时间的影响规律。结果表明:降低首站出站温度、提高管道运行压力、较高土壤环境温度、较低管土总传热系数有助于延长超临界CO_(2)管道的安全停输时间。研究结果可为超临界CO_(2)管道安全运行提供一定理论支持和技术保障。

新疆油田某超临界CO_(2)管道安全停输时间预测

为得到超临界CO_(2)管道安全停输时间,本文采用商业软件OLGA建立了多因素协同作用下管道安全停输时间计算模型。基于中国石油新疆油田分公司规划的超临界CO_(2)管道工程参数范围,开展了对输量、管径、管长、首站出站温度、土壤环境温度、总传热系数、末站进站压力等管道安全停输时间影响因素研究,并基于灰色关联度分析方法,得出了土壤环境温度、管长等为敏感因素。为预测管道的安全停输时间,基于以上参数化分析得到的1728组安全停输时间计算结果,建立了管道安全停输时间数据库,结合量纲分析方法,利用Python拟合得到了用于映射七大可变参数(自变量)与超临界CO_(2)管道安全停输时间(因变量)的高度非线性回归计算公式。结果表明:该拟合公式预测结果的最大相对误差小于10%,预测准确性良好,且该方法具有较高的计算效率。

长庆油田某页岩油管道停输再启动研究

输油管道停输再启动是一项复杂的工程问题,为确保长庆油田某页岩油管道的运行安全,需对管道停输再启动开展研究。根据该页岩油管道的基础数据和所输页岩油的油品物性,利用SPS仿真软件对冬春季和夏秋季正常输送时管道的出站压力和进站油温进行计算分析,并对不同停输时间下管道的再启动过程进行模拟。研究发现:将管道进站油温高于原油凝点3℃时的停输时间确定为安全停输时间,在最高输量和最低输量条件下,管道冬春季的安全停输时间分别为28 h和3.5 h,推荐管道停输后再启动压力分别为6 MPa和3 MPa;针对最低输量下管道安全停输时间较短的情况,推荐在停输前加降凝剂处理,以延长管道安全停输时间;夏秋季安全停输时间均大于100 h,推荐管道停输后再启动压力为5.5 MPa和1.5 MPa。该研究结果为管道的稳态运行和停输再启动操作提供了参考。

软岩中TBM停机状态下岩机相互作用规律研究

在软岩环境下使用TBM施工时,遇卡机等事故处理和设备检修更换常需TBM停机,预留变形量和停机时间是TBM安全运行的关键。依托白龙江引水工程六盘山泥岩隧洞,根据实际地质条件、隧道结构和TBM施工流程,采用数值计算的方法研究了TBM停机状态下围岩的变形特征及其与护盾的相互作用,并分析了合理的预留变形量和停机时间。结果表明:①该工程砂质泥岩为极软岩,流变性显著且服从Cvisc和Burgers模型,预留足够的变形量和快速掘进可保证TBM安全通过;②在停机期间,围岩变形具有显著时空效应,变形先快后慢,垂直位移大于水平位移,护盾后部围岩位移大于前部;③岩机相互作用的时空效应表现为,自下而上、由后至前,相继经历无接触-局部接触-完全接触-强烈挤压的过程;④预留变形为10 cm时的TBM安全停机时间不宜超过7 d。研究成果对认识软岩中TBM停机期间岩机相互作用具有理论参考意义。

紧急关断系统对天然气泄漏灾变事故后果的影响

为明确紧急关断(emergency shutdown,ESD)系统对天然气泄漏灾变危险载荷发展特性的影响,以天然气开发地面处理工艺系统为研究对象,建立天然气泄漏灾变事故后果预测评估模型,研究ESD系统响应下天然气的空间运移和燃爆行为,并与ESD系统未响应时的预测结果进行对比。研究结果表明:ESD系统有助于降低气体泄漏速率,从而影响泄漏天然气的扩散行为及其燃爆特性,大幅减缓窒息灾害效应并阻断天然气泄漏事故的灾变升级,因此,评估天然气泄漏灾变事故后果时应考虑ESD系统的响应。研究结果可为油气处理作业防灾减灾措施的设计与优化提供参考。

突发停风巷道内气体扩散演化及应急撤离研究

为解决掘进巷道意外停风后新掘煤壁涌出大量瓦斯,导致瓦斯体积分数快速上升进而危及作业人员生命安全问题,提出停风期间掘进巷道瓦斯体积分数时空演化数学模型,采用多物理场耦合软件模拟研究掘进巷道发生突发性停风事故后瓦斯涌出量、瓦斯体积分数、氧气体积分数的时空演化规律。结果表明:停风后巷道内瓦斯扩散属于低雷诺数层流流动;理论计算数据与太岳煤矿2207掘进巷道停风实测数据对比分析趋势一致;涉险人员逃离速度必须大于3.91 m/min,最佳撤离时间段7~25 min,最迟在30 min巷道氧气体积分数降至低氧水平前逃出巷道。

三星选煤厂降低用电成本的探索与实践

选煤生产过程中大型设备使用较多,加强选煤厂用电管理对稳定电力输送、提高能源利用、降低洗选加工成本等均具有重要意义。针对三星选煤厂因用电单耗高、电费单价高等原因造成的电费成本较高的问题,在分析电费组成及电费影响因素的基础上,结合当前电力体制改革政策,通过提高生产效率、缩短生产故障停时、细化生产组织管理、避高峰组织生产、降低力调电费等措施,来降低三星选煤厂用电成本。改进措施实施后,三星选煤厂装机总功率由原来的2794kW降低至2778kW;原煤处理量由280t/h提高至380t/h;生产故障停时由每生产100h停3 h缩短至1 h;总的生产时间中“谷时段”生产的比例由45%提高至60%左右。通过改进,吨原煤用电成本由4.25元降低至2.79元,每年可为企业节约电费175.2万元,10个月可收回成本。

固体弹道导弹大气层外弹道飞行时间控制方法

针对固体弹道导弹发动机推力大小无法调节与被动关机的特点,为满足大气层外导弹时间协同需求,开展耗尽关机的弹道飞行时间控制算法研究,设计了一种可以满足固体弹道导弹中段时间协同的飞行时间控制方法。通过设计导弹增速方向交替变换规律实现固体发动机能量管理,推导了能量管理对终端状态造成耦合影响的相关速度与位置解析式,并采用修正补偿的思路设计了相应的制导律,对能量管理造成的耦合影响进行了修正补偿,使导弹发动机关机时刻速度矢量与位置矢量达到满足飞行时间约束与位置约束的零控状态。仿真结果表明,该算法可以有效地降低能量管理造成的耦合影响且保持较高的时间控制精度,并满足多枚固体弹道导弹在大气层外的时间协同需求。

基于EMD-LSTM的风机故障停机发生时间预测

针对风电机组故障停机发生时间预测问题,提出了一种基于EMD-LSTM的预测方法。以风电机组故障停机发生时间为基础,构成故障间隔时间序列;采用EMD将该时间序列分解有限个本征模函数,利用LSTM神经网络对各分量序列构建预测模型;将风电场的实际数据代入模型进行训练,仿真结果表明基于EMD-LSTM的风电机组故障停机发生时间预测方法,较LSTM和以及EMD-BP和EMD-RNN等方法具有更高的预测精度,利于提前预知风电机组未来故障的发生时间,为事先做好故障处理预案提供决策依据。

降凝剂在渤海某油田群原油海管输送中的应用效果评价

渤海南部某油田群通过A油田将原油输送至陆地终端。A油田外输海管所输送的是多井混合油品,由于油品的性质极其复杂,原油胶质、沥青质、蜡含量较高,凝点较高,且输送距离较远,致使管道在投产及运行中存在一定困难。通过在A油田进行多次研究试验,调配出了合适的降凝剂,解决了海管运行中输送油品凝点高的问题,降低了海管最小输送量的限制,切实防止了凝管情况的发生。

埋地热油管道停输径向温降规律研究

热油管道的计划检修和事故抢修是在管线停输情况下进行的。停输后 ,管内存油油温不断下降 ,存油粘度随油温下降而增大 ,当增大到一定值后 ,会给管道再启动带来极大的困难 ,甚至会造成凝管事故。热油管道不仅存在轴向温降 ,而且还存在径向温降。为了确保安全经济地输油 ,在得出停输后轴向温降规律的基础上 ,还必须研究管路停输后的径向温降情况 ,以便更准确地确定允许停输时间。根据热油管道停输后油品轴向温降公式和径向传热规律 ,提出了传热定解问题并对其进行数学求解 ,得出了管道中油品径向温度的解析解 ,并编制了相应的软件 。

庆哈埋地管道安全停输时间模拟

针对庆哈埋地输油管道的实际生产运行工况,以停输管道最危险管段为研究对象,建立了管道停输时非稳态传热简化模型,利用CFD计算软件模拟停输后管内油温随时间的变化规律,确定了庆哈埋地管道一年四季的安全停输时间,为管道安全生产运行提供了理论指导。

埋地热油管道停输轴向温降规律研究

热油管道的计划检修和事故抢修都在管线停输情况下进行 ,停输后 ,管内存油油温不断下降 ,存油粘度随油温下降而增大 ,当粘度增大到一定值后 ,会给管道输送再启动带来极大的困难 ,甚至会造成凝管事故。为了确保安全经济地输油 ,必须研究管路停输后的温降情况 ,以便确定允许停输时间。根据热油管道停输后油品和管道周围土壤的热力变化工况 ,提出了传热定解问题并对其进行数学求解 ,得出了管道中油品轴向温度随时间和距离变化的解析解 ,并编制了相应的软件 。

保温层失效对裸露输油管道安全停输时间的影响

针对裸露输油管道保温层失效,安全停输时间难以控制的问题,结合有限容积法,建立了裸露输油管道二维、非稳态传热模型。该模型考虑了凝固潜热的影响,对比分析了保温层失效前后稠油温降规律。在此基础上,运用SPSS18.0软件,拟合了停输时间与热油的平均温度的关系曲线,最终确定了保温层失效前后的安全停输时间。研究结果表明,保温层失效前,管内稠油温降速率较低,靠近管壁及蜡层附近相对较大,安全停输时间为227 h;保温层失效后,靠近中心处稠油温降速率相对较小,靠近管壁及蜡层附近温降速率大大增加,散热损失增大,安全停输时间降低至82 h。

保温层失效比例对热油管道安全停输时间的影响

针对热油管道的保温层由于特定原因而出现部分失效,进而导致在维修过程中安全停输时间难以控制的问题,结合有限容积法,建立了热油管道二维、非稳态模型。该模型考虑了凝固潜热的影响,对比分析了热油管在5种情况(即保温层未失效、1/8失效、1/4失效、1/2失效及全部失效)下的温降规律。在此基础上,运用SPSS软件,拟合了停输时间与热油的平均温度的关系曲线,最终确定了上述5种情况下的安全停输时间。研究结果表明,5种情况下管内热油温降规律基本相似,且安全停输时间分别为205、148、118、99和74h;由于凝固潜热弥补了部分散热损失,因此1/4失效和1/2失效情况下的安全停输时间差仅为19h。

热油管道安全经济输油温度研究

从热油管道安全经济输油的角度 ,讨论了确定热油管道安全经济输油温度的原则及其影响因素。分析指出 ,热油管道的允许停输时间 ,取决于管道环境、管道工作状态和输油企业的抢修能力 ;热油管道安全经济输油温度是满足管道允许停输时间要求的最低进站油温 ;热油管道安全经济输油温度取决于管道允许停输时间、管径、季节、所输原油的低温流变性、站间环境条件、管道保温条件等因素。同一地区输送同一种原油 ,管径大的管道与管径小的管道比 ,允许最低进站油温应偏低 ;同一条管道 ,夏季的允许最低进站油温应比冬季的油温低。确定热油管道允许最低进站油温不宜仅用凝点作为选择依据。

原油顺序输送管道安全停输时间研究

针对原油差温顺序输送工艺,建立了原油顺序输送管道安全停输时间计算模型,利用有限差分法对停输模型和再启动模型进行离散化,采用迭代法计算最小安全停输时间。以原油管道顺序输送大庆油和俄罗斯油为例,分别探讨混油界面位置、油品输量、油品输送温度和油品输送顺序对安全停输时间的影响。研究结果表明,大庆油顶俄油的停输时间长于俄油顶大庆油的停输时间;混油界面离出站点越远,停输时间越短;油品输送温度越高,停输时间越长;油品输量越大,停输时间越长。

安全停输时间的数值计算

输油系统出现故障，进行抢修或是输油设备进行定期维修都要求停输。停输可作为输油管道运行管理的一种手段，但停输引起的一些问题也应特别注意，尤其是如何确定安全停输时间成为停输工艺的关键。热油管道停输后，管内存油的温度下降，粘度上升。当存油温度降到一定程度时，管道再启动工作就会变得十分困难，甚至发生凝管事故。输油管道安全停输时间计算的准确与否直接影响到管线安全运行及效益，该项计算极其复杂，需要综合考虑整个输油系统各方面的因素。根据热油管道的流动特征，建立了热油管道停输数学模型，并用追赶法计算安全停输时间，从而为指导生产防止凝管事故发生提供了科学的依据。

埋地热油管道安全停输时间计算方法及其影响因素

加热输送是目前易凝高粘原油的最主要的广泛采用的输送工艺,但管道停输时间过长,易导致凝管事故。为了避免凝管事故的发生,需要对输油管道的停输安全性进行研究。介绍了埋地热油管道安全停输时间的近似计算方法,幵结合计算实例分析了安全停输时间的主要影响因素。