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庆哈埋地管道允许停输时间的计算 总被引:10,自引:2,他引:10
输油管道停输后,当管内原油温度降到一定值时,管道的再启动会遇到极大的困难,甚至造成凝管事故。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。通过对大庆-哈尔滨埋地输油管道的测试与分析,采用两种不同的方法测试了管道在各种地势条件下的总传热系数,确定了庆哈输油管道停输后的最危险截面。在充分考虑大地恒温层、热油管道对大地温度场影响范围的基础上,建立了管道停输时的非稳态传热简化物理模型及相应的数学模型,并编制了模拟计算软件,计算得出了管道停输后管内原油温度随时间的变化规律及庆哈管道的允许停输时间,计算结果对输油管道的科学管理具有指导意义。 相似文献
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长输热油管道水力和热力计算 总被引:1,自引:0,他引:1
对于长输热油管道的工艺计算,国内常采用的是平均温度法,并把全线的总传热系数K作为定值,其缺点是计算精度低,计算结果与工程实际往往存在较大差异。介绍了根据分段计算方法有理有据的长距离加热输油管道水力和热力计算的算法。该算法是将有关参数如所输油品的密度、粘度、热容、土壤的导热系数和总传热系数K作为变量,根据不同管段内的流态和油品物性,分别采用不同的计算公式,并且计入摩擦生势对油流轴向温降的影响。与前者 相似文献
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叙述了中洛输油管道总传热系数的测试原理,使用仪器仪表,测点布置及整个测试过程。通过对测试结果进行分析,找出了影响中洛输油管总传热系数的主要因素。 相似文献
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通过对影响热油输送管道油品出站温度的因素进行分析,指出热油管道通过降低出站温度可以节约燃料油;总传热系数的降低可以进一步降低出站温度;增加管道摩阻可以降低燃料油的消耗.以任京输油管道为例,分析了不满输管道节流降耗问题,论证了降低输油管道进站温度的节能效果和可行性. 相似文献
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埋地热油管道总传热系数的研究 总被引:1,自引:0,他引:1
总传热系数K在埋地热油管道的运行管理中是一个非常关键的参数,其取值是否合理将影响管道运行的安全性和经济性.对于埋地热油管道稳态运行过程,提出采用最小二乘法反算K值;对于非稳态运行过程,提出了一种双层耦合模型来计算K值.在分析实例的基础上,K值的变化幅度给予了量化,从而解决了从定性到定量的认识问题.在一定程度上,此模型和求解方法可以为埋地热油管道非稳态优化运行提供参考. 相似文献
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原油不加热输送的临界条件 总被引:9,自引:1,他引:9
基于热平衡条件下导出了利用摩擦热实现原油长输管道不加热输送的临界条件.临界条件与管道埋设状况、土质、输量、油地温差及原油物性等有关,其中临界流速与管道总传热系数和油地温差乘积的立方根成正比,临界传热系数则与流速的立方成正比,与油地温差成反比.临界流速越低,或者临界传热系数越大,越易实现不加热输送.随着输送速度增大,温降幅度下降,油流摩擦热增加.采用较大设计流速并设法增大管道热阻有利于增大热站间距、实现不加热输送,对管道的经济性运行有利. 相似文献
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为了确定有利于超临界CO2管道输送的参数范围,保证安全输送,基于超临界CO2流体作为管输介质与天然气和原油的不同之处,分析了超临界CO2管道输送技术的特殊性,进而通过软件模拟计算,分别研究了不同入口温度、管输流量、总传热系数下管输压力、温度、密度、黏度与输送距离的关系,得到了特定条件下的有效输送距离,不同管输流量对压温及物性的影响规律。结果表明:在研究条件范围内,输送距离超过100km后,CO2由超临界态变为密相,若要保持超临界态输送,需要在每100km范围内设置加热站;管输流量介于200-250t/h之间较理想;总传热系数介于0.84~1.3W/(m2 ℃)之间为宜。该研究属于超临界CO2管道输送基础研究,对于我国形成完整的超临界CO2管道输送系统具有参考价值。(图3,表3,参10) 相似文献
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含蜡原油热输管道沿程温降计算 总被引:3,自引:1,他引:3
根据含蜡原油在三个不同温度区域的比热表达式,从能量平衡关系式出发,推导出了含蜡原油热输管道沿程温度分布的计算公式,并与苏霍夫温降公式进行了比较,认为采用给出的温降计算公式可以得到更为准确的总传热系数,该计算公式应用于管道设计中,可延长热站站间距离,降低出站油温,并可进一步降低管道最低允许输量。 相似文献