基于SPS的冷热油交替输送管道安全边界与运行方案制定

在对东临复线历史运行数据进行分析的基础上,基于SPS仿真软件建立了冷热油交替输送的管线模型,并应用该模型模拟了管道在不同季节的输送方案,同时通过将模拟结果与现场工况进行对比,验证了模型具有的准确性。然后,对管道进行了运行方案的优化,同时结合管道的实际情况确定了管道的安全边界条件,保证了管道正常运行的安全性及经济性。

长输管道冷热油交替输送热力影响因素分析

针对冷热油交替输送管道的设计与运行,通过冷热油交替输送软件计算,考察了输送距离、年输送批次、相对输量、管道输量和出站温度等热力影响因素对原油流动安全的影响,总结了长输管道冷热油交替输送的典型热力特征,深化了对冷热油交替输送规律的认识。

冷热油交替输送加热方案的经济比选

针对冷热油交替输送工艺中加热方案的确定问题,建立了冷热油交替输送管道的热力、水力计算模型,采用有限容积法和热力特征线法对非稳态热力、水力耦合问题进行了数值求解,参考国内某原油管道现场实测数据对程序进行了检验。通过模拟不同加热方案的原油进站温度随时间的变化,分析了加热方案的可行性;按对低凝原油加热时是全部加热还是油尾部分加热提出了2种加热控制方式,研究了采取不同加热控制方式时最低加热能耗的变化规律。结果表明:在取得最佳加热方式时,对低凝油油尾部分加热所消耗的燃料油比对低凝油整体加热的要少。

津华管道冷热油交替输送工艺应用研究

针对管道冷热油交替输送过程,建立了数学计算模型并编制了计算程序,对津华管道交替输送冀东原油（热油）与进口原油（冷油）过程进行了水力热力模拟计算;从安全性和经济性等方面,对于不同输送方案进行了比选和确定。研究结果表明,当交替输送循环达到2~3次后,进站油温将呈现周期性的变化;对于前行的冷油（进口原油）进行提前加热或适当热油（冀东原油）输送批量,都可提高交替输送的安全性。通过比选,确定了津华管道冬季适宜的冷热油交替输送方案。

西部原油管道冷热油交替输送过程温度场

热原油管道温度场的准确计算对管道的安全运行具有重要意义.建立了描述冷热油交替输送过程中非稳态水力、热力问题的数学模型,开发了计算软件,并对西部原油管道交替输送4种原油进行了模拟计算.结果表明:考虑不同管道运行历史得到的管道沿线油品温度最大偏差一般出现在进站位置,即管道加热站间距离越长,建立同样精度的温度场需要的管道运行历史越长.在当前算例范围内,考虑前一个月的管道运行历史计算得到的温度场即可满足工程精度要求.由于任意位置温度场的计算偏差都会累积到进站位置,因此随着站间管道距离的减小,初始温度场对运行过程的影响趋弱.

花土沟油田集输管道冷热油交替输送工艺研究

冷热油交替输送工艺是在低温情况下保证管道正常输送的重要手段,该工艺主要应用热力学方法,合理安排管道冷热油变换输送的频率。通过大量的基础数据计算,并依据冷热油交替输送的数学模型,对花土沟油田管道热油和冷油的交替输送过程进行计算。结果表明,冷热油交替输送两至三次后,管道内的原油温度变化会呈现出周期性;预热管道前端的冷油或者适当增加热油的输送量,可以更好地保证冷热油交替输送的安全。经过经济性对比分析,得到花土沟油田管道在低温下成本较低的输送方案为:在第一站进行加热,保证花土沟油田的管道原油出站温度为40℃,进口原油的出站温度为30℃,原油输量为1 100 m3/h,并提前48 h将前行冷油加热到45℃,全年输送11个批次。

冷热油交替输送规律研究

在步入21世纪的今天,我国能源需求量越来越大,已经成为了全球石油进口大国和消费大国。与此同时我国在石油生产方面也有了明显进步,生产规模的提高使得对于原油的输送技术带来了更为严格的要求。对此本文便围绕石油运输展开论述,重点探讨冷热油交替输送工艺,分析了交替输送传热规律,并对交替输送工艺展开研究。

冷热原油交替顺序输送中加热时机的经济比选

冷热原油交替顺序输送是原油输送领域的新工艺,其中确定经济加热方案是工程应用的关键技术之一。建立了冷热油交替输送管道的水力、热力计算模型,用有限容积法和热力特征线法对非稳态热力、水力耦合问题进行求解,并用国内某原油管道现场实测数据对程序进行了检验。基于加热能耗最小,建立了加热方式经济比选的计算模型。数值模拟了不同的加热方案,计算了低凝油不同加热时机的加热能耗。结果表明:对低凝油油尾提前适当时间加热可大大节省加热能耗;加热能耗随加热时机的延长先下降后上升,最佳加热时机约为10%。

冷热原油交替输送停输再启动研究

建立了冷热原油交替输送停输再启动过程的数学模型,采用有限差分法和有限容积法相结合的研究方法对其复杂的停输再启动过程进行数值模拟,所编制的软件能计算管道再启动站间的温度、压力和流量的恢复过程,考察了停输时机对停输再启动过程的影响。研究成果可为冷热原油交替输送管道安全停输时间的确定提供技术支持。

冷热原油交替输送管道周围土壤温度场的数值模拟

制定科学合理的冷热原油输送工艺,需要准确预测埋地管道周围土壤温度场和管内油品温度变化情况。提高预测的准确性,在计算过程中要考虑管外环境和管内油品温度等多种因素的影响。用有限元法对冷热原油交替输送过程中埋地管道周围土壤温度场和管内油品温度进行了数值计算,得出了不同时刻埋地管道周围土壤温度的分布和管内油品沿程温度变化情况。计算结果表明,输油温度、输油时间、土壤的蓄热等对管内油品温度变化有很大影响,制定节能的冷热原油交替输送工艺要充分考虑其影响。

冷热油交替输送热力快速计算研究

本文将基于贴体坐标的非稳态导热POD低阶模型应用于冷热油交替输送热力快速计算中,并且详细介绍了POD低阶模型的实施方案。在低阶模型的求解过程中针对管道热力影响区域内各部分导热系数相差达到300倍左右,文中采用更符合基函数空间导数物理意义的离散格式代替传统的中心差分格式来对其进行离散。在本文的算例中POD低阶模型平均计算误差不超过0.35℃,计算速度为传统的有限容积法的260倍左右。

一种油温自动控制方法在液压缸实验台中的应用

在分析了传统油温控制方法对液压缸实验台液压系统存在问题的基础上,提出了一种新的针对液压缸实验台液压系统的油温控制方法——管路冷热油混流法。该系统具有控制精度高、结构简单和造价低等优点。

原油管道顺序输送中的若干问题

本文针对越来越多的进口原油需在已有原油管道内进行顺序输送这一问题,分析了原油管道顺序输送过程中可能遇到的冷热油混输、管道安全停输时间及混油切割等问题,并提出相应的建议以指导管输方案的制订。

冷热原油交替输送管道停输策略及再启动安全性分析

管道停输安全性与沿线油温、土壤温度场等紧密相关,为了保证安全性的同时兼顾经济性,在运行温度不低于油品最低安全温度条件下,采用冷油停输无疑能保证更好的经济性,因此确定短时停输与长时停输的管道内油品温降,对制定再启动方案以及停输检修计划具有重要指导意义。为此,以东临复线历史运行数据为基础,通过仿真软件建立了冷热原油交替输送管线模型,并将模拟结果与实际工况进行对比,验证了模型的仿真效果。之后以东临复线冷热油交替输送的安全停输为研究目标,分别对比了冷热油长短时停输的安全性以及再启动采用冷油和热油的安全性和流量恢复情况。结果表明,采用冷油与热油停输的安全性受环境温度影响较大,春秋夏季两者均满足进站油温要求,冬季则最好采用冷油进行停输。再启动采用冷油会引起混油段温度较低,流量恢复过程较慢,并需要大量进口原油进行再启动,对沿线土壤温度场影响较大。

MXG-375采煤机组的技术改造

针对MXG-375机组使用中牵引齿轮箱的润滑问题,根据机组牵引齿轮传动箱的润滑方式,利用原液压系统和机组机身结构进行技术改造,向齿轮箱提供长时单独供油,并制造齿轮箱回油通路,有效地解决了机组在双号煤层回采中牵引齿轮箱的润滑及齿轮箱的冷热油交换问题。

西部原油管道多品种原油安全高效输送技术

从乌鲁木齐到兰州、全长1 838 km的西部原油管道是我国西部石油输送战略通道。该管道建设和运行过程中遇到了一系列严峻的技术挑战,包括管输原油品种多、物性差异大且不确定性强,原油管道与成品油管道长距离同沟敷设带来两管间的热力影响,以及采用顺序输送、冷热油交替输送、含蜡原油常态化间歇输送等几乎所有的原油管道复杂运行方式。通过技术创新,成功地解决了上述技术难题,形成了多品种原油加剂改性顺序输送、长距离管道冷热油交替输送、长距离顺序输送含蜡原油管道间歇输送、同沟敷设管道热力影响数值模拟、含蜡原油管道停输凝管概率评价方法等输油新技术成果。2007年管道投产以来,这些成果的综合应用满足了各种复杂输送任务的要求,确保了管道安全、高效、灵活运行。