冷热原油长距离顺序输送动态传热特性数值研究

冷热原油顺序输送对土壤温度场的要求及其严格,这也是确保冷油过后,热油能否安全进站的关键。基于传热学和流体动力学,建立了埋地管道流动与传热控制方程,数值模拟了冷热原油顺序输送过程中管道沿线不同位置轴向油温及土壤温度场的动态变化过程。研究表明,随着出站油温的冷热交替周期运行,管道沿线不同位置 的管内油温及周围一定范围内的土壤温度场呈现周期性变化,并存在一定的时间或空间滞后性,且对于低输量运行的管道来说,超过一定输送距离后,输送温度趋于一致;在热油-冷油交替输送过程中,热油受前端冷油的影响,热油头进站温度最低,这是管道安全运行方案应考虑的主要因素。     

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。     

含蜡原油管道的温降离散数值计算方法

提出了含蜡原油管道温降离散数值计算方法.温降步长的可调性可使原油物性转换温度始终位于计算段节点,很好解决了输送过程站间管道不同位置油流流态及结蜡状况因油温变化引起的计算处理麻烦.在考虑摩擦热影响的计算要求时,不必使用迭代试算方法,较按长度离散方法更显简单.按输量、油温及埋设条件自动选择计算步长的方法,提高了计算速度和精度.计算结果可直观给出流型和结蜡分布范围及它们的转变位置,为深入了解管道运行状况提供了良好参考.所编制软件可实现管道离散过程的自动进行.实际算例表明,方法实用可靠,计算精度明显提高.     

埋地热油管道轴向温降仿真分析

为了降低热油管道输送中的运行能耗,在考虑大气温度和管道埋深处土壤自然温度场的准周期变化规律、总传热系数、油品流速对沿程温降影响的条件下,建立油流温降模型,并给出解析解,详细分析了长输热油管道加热站出站油温、油流沿线温降变化规律.这对热油管道生产运行工作制度的制定具有重要的理论价值,为埋地热油管道的平稳低耗运行提供可靠的理论依据.     

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.     

冷热原油交替输送土壤温度场重建研究

建立冷热油输送管道的土壤截面模型,利用CFD软件模拟夏冬季节冷热原油交替输送土壤温度场的变化情况,以及再次改输热油时温度场的重建情况。模拟结果表明,冬季改输冷油后热油管道形成的温度场120h基本被破坏;夏季改输冷油后热量消耗缓慢,由于地温较高,可继续对冷油放热,温度场不能完全被破坏。当冬季土壤温度场被破坏,再次输送热油时,需要提高热油温度,以保证输送安全。以长吉输油管线冬季情况为例,输冷油240h后土壤温度场完全被破坏,再次输送热油时,将出站热油提高到53℃,输送30h后,即可以恢复到先前的稳定热油温度场。在实际输送过程中,可以把交替输送中的温度场变化作为确保输送安全的参考依据之一。     

长吉输油管道优化运行研究

原油长距离运输的主要方式是通过热油管道来运输,在运行过程中,热油管道的运行能耗主要是电能消耗和燃料油消耗。电能消耗增加,则相应的燃料油消耗减小,电能消耗减小,则相应的燃料油消耗增加。因此加热原油管道优化运行对节能降耗和降低长输热油管道运行成本具有重要意义。在对长吉输油管道系统分析的基础上,建立了长吉输油管道优化运行的数学模型,将这个数学模型看作二维资源分配问题,即把全线总压头和全线总热负荷在各站间进行最优分配,运用动态规划的方法求解。在考虑长吉线的现有设备基础上,提出在3个加热站各安装一台进口泵,并进行优化计算。计算结果表明,该模型具有实际应用价值。     

冷热原油顺序输送温度场波动规律

为了更加准确地确定冷热原油顺序输送温度场波动规律,对管道周围土壤温度场绝热面漂移进行了研究。针对冷热原油顺序输送过程中埋地管道周围土壤温度场变化特征,建立了土壤温度场非稳态传热模型,利用CFD软件,对冷热原油顺序输送过程中不同循环周期不同时刻的土壤温度场进行了数值模拟及分析。结果表明,土壤温度场绝热面的漂移具有一定的规律,绝热面随冷热原油顺序输送时间呈周期性漂移,漂移周期与冷热油顺序输送的循环周期相同;土壤温度场绝热面的漂移周期及距离与冷热油顺序输送的循环周期有关。     

土壤温度场对管内热油流态分布的影响

土壤温度场随季节呈周期性变化,在长输热油管道运行周期内,不同土壤温度场下的管道运行工况不同。当设定出站油温时,管内牛顿流体、非牛顿流体油流长度及进站油温均随土壤温度发生变化。模拟热油管道与周围土壤相互作用下的复合温度场,分析了管道在不同土壤温度场下的散热情况,建立数学模型并分析了不同土壤温度场的管内热油流态分布及进站温度的变化。依据计算结果,调整出站油温可实现整体优化,为输油管道运行投产提供理论依据。     

长输热油管道运行方案的优化

对于输油计划已定的热油管道,输油能耗主要包括输油泵的动力费用和加热炉的燃料费用。在保证安全及时完成输油任务的前提下,如何使输油总能耗达到最小,对于降低企业输油成本具有非常重要的意义。以降低能耗为目的,以热力费用与动力费用之和最小为目标函数,建立了长输热油管道优化运行模型,并采用两层嵌套法来求解,即穷举出各种可能的开泵方案作为外层嵌套,将进站温度的优化作为内层嵌套。对于外层嵌套的每一种开泵方案,用动态规划法优化出内层嵌套的各站进站温度,从而计算出一个总能耗费用;遍历各种开泵方案得到不同的总能耗费用,所有能耗费用中的最小者即为最优解。根据所建模型编制了相应软件,为加热原油的长距离优化输送提供了决策依据。     

热历史和剪切历史作用对长庆含蜡原油凝点的影响

通过室内模拟实验和结果分析明确了热处理温度和剪切速率是影响长庆含蜡原油凝点变化的主要因素,确定了长庆含蜡原油凝点趋于稳定的剪切时间为200 s,因此实验室以剪切200 s后的原油凝点作为长输管线的凝点值,在此基础上利用均匀设计的方法对热处理和剪切作用与含蜡原油凝点的关系进行了模拟试验研究,建立了反映长输管线中热处理温度和剪切速率作用对凝点影响的数学模型,模型计算结果与实验记录数据所得误差小于0.8℃,表明模型与凝点规律比较吻合.该模型为长庆含蜡原油长距离输送的泵站、热站设计以及管线设计提供了依据.     

热油管道停输过程土壤温度场PHOENICS数值模拟

埋地热油管道停输过程周围土壤温度场的计算是研究间歇输送过程中确定停输时间以及再启动等问题重要组成部分。通过分析埋地热油管道的几何特性建立有限区域内停输时热油管道土壤数学模型和确定边界条件。并使用PHOENICS软件对该数学模型进行求解。模拟结果与实测数据吻合较好,误差在2%以内。     

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,从而为更合理地确定在不同季节安全停输时间提供了科学计算依据.     

集肤效应电伴热管道再启动三维非稳态传热过程数值模拟

对集肤效应电伴热管道停输再启动过程进行了研究。考虑管道正常运行及停输过程中管内原油粘度、密度、比热容、导热系数随温度的变化情况,同时考虑停输过程中的原油凝固潜热对温降的影响,对集肤效应电伴热管道加热到输送温度的过程进行了数值模拟,数值模拟结果可为确定合理的停输再启动时间、管道安全启动提供理论指导。     

委内瑞拉稠油常温掺稀输送工艺分析

为解决大批量进口委内瑞拉稠油到岸后无法利用管道进行常温输送的难题,对油品黏度的快速预测、掺稀油品均一性和稳定性评价以及不同输送工况下安全掺稀比例确定等关键问题开展了研究,建立了一套以室内掺混实验为基础,以模拟计算为辅助手段的稠油常温掺稀输送工艺分析方法。在对16种进口轻质原油基本物性进行统计分析的基础上,开展了委内瑞拉稠油与3种典型进口轻质原油的室内掺混测试实验,建立了不同掺稀比例下混油黏度速查表,利用该表仅需知道20 ℃下稀油黏度,就可快速确定不同掺稀比例及温度下的混油黏度;通过静置实验,对掺稀后混油的稳定性和均一性进行了评价,测试表明掺稀油品经过10 d的静置仍具有很好的均一性。以日东管道为例,对不同季节掺稀输送方案进行了计算对比分析,提出了确定安全掺稀比例的方法。相关研究成果可为稠油常温掺稀输送管道的安全运行提供支持。     

22阿赛线清蜡方式及运行参数优化研究

目前阿赛线进站温度远高于凝点,且清管频繁。清管通球作业中蜡多,堵塞加热炉进口,过高的进站油温也使得加热炉过烧。利用普适性蜡沉积模型,预测了阿赛线不同进站温度下,正常工况及保温层破损条件下管输原油的蜡沉积规律。结果表明,阿赛线蜡沉积主要集中在进站处。据此提出了管道新的清管方案,并优选了新的进站温度。夏季和春秋季管道进站温度取35℃,冬季管道进站温度取40℃。现场数据表明预测结果和实际吻合良好,平均相对误差9.49%。     

冷热原油交替顺序输送优化模型研究

冷热原油交替顺序输送总能耗费用主要包括加热炉的燃料费用和输油泵的动力费用.在保证安全输油任务的前提下,如何使输油总能耗达到最小对于降低企业输油成本具有非常重要的意义.以输油总能耗最小为目标函数,建立冷热原油交替顺序输送优化模型.模型中将顺序输送分为4个时间阶段:冷油头加热非稳态阶段、冷油不加热准稳态阶段、冷油尾加热非稳态阶段和热油加热准稳态阶段.两个准稳态输送阶段采用两层嵌套法来求解,两个非稳态阶段采用两层嵌套法和满足高凝油油头(油尾)进站温度相结合的方法优选输油方案.结合工程实际给出冷热原油交替顺序输送优选算例,研究成果可为制定冷热油交替输送经济运行方案提供依据.