管输CO_2焦耳-汤姆逊系数计算方法

在CO_2管输过程中,为了保障管道的安全运行,需要准确预测其节流特性,以防节流后管道发生冻堵。从分子角度分析了不同相态CO_2节流效应机理,利用多元非线性回归方法提出管输CO_2焦耳-汤姆逊系数计算方法。该计算方法包括3种相态的管输CO_2焦耳-汤姆逊系数计算公式,形式简单,计算速度快,具有更好的工程利用价值。使用实验数据对经验公式的准确性进行了验证,在管输工况下其平均相对误差为10.63%。该计算方法为CO_2管道设计与运行过程中的节流温降计算提供了参考。     

土壤水分特征曲线的4种经验公式拟合研究

通过烘干法测得土壤含水率,通过张力计法测得土壤水吸力,得到土壤水分特征曲线的一些实测数据。借助Matlab软件,代入实测数据,对Gardner模型、Van-Genuchten模型、Mckee-Bumb模型和Frdlund-Xing模型4种经验公式研究进行参数拟合,并分析拟合相关系数,得到适用于黏土的土壤水分特征曲线公式。结果表明,Van-Genuchten模型、Frdlund-Xing模型、Mckee-Bumb模型、Gardner模型参数拟合相关系数分别为0.994 1,0.993 6,0.964 4,0.936 6;Van-Genuchten模型参数拟合效果最好,Frdlund-Xing模型参数拟合效果次之,二者均可用来描述黏土土壤水分特征曲线的经验公式;而Mckee-Bumb模型和Gardner模型参数拟合效果差,是不适合描述黏土土壤水分特征曲线的经验公式。     

不同管径和温压条件下的CO_2管道输送特性

为深入研究CO_2管输特性,以输量为100×104 t/a的CO_2管道工程为例,采用Pipephase仿真软件建模,分别对气相、液相和超临界相3种相态的CO_2在不同管径和温压条件下的输送过程进行模拟。结果表明:气相、液相、超临界相3种管输方式在不同管径下的压降均不大,压降基本只受输送距离的影响;管输CO_2的密度和黏度以气相输送时基本不受输送距离、温度及压力的影响,以液相和超临界相输送时主要受温度影响。管道以气相输送时,应避免在高压和准临界区域运行;以液相输送时,应选择在较高压力下运行;以超临界相输送时,应避免温度压力到达临界点。中长距离、沿线人烟稀少的CO_2管道优先采用超临界相输送;中短距离、沿线人口密度高的CO_2管道优先采用气相输送。     

天然气管道合理管存方法的应用

介绍了天然气管道管存合理控制的重要性、重要影响因素和确定方法,对比分析了通过模拟软件和管存计算系统两种方法计算管存的优缺点.结合国外长输管道合理管存方法的应用经验,以西气东输管道为例,进行了合理管存计算和分析.     

胶凝含蜡原油的黏弹-触变特性

早期含蜡原油的触变性模型均为黏塑性模型,未考虑黏弹性的贡献,管道停输再启动的数值模拟也未考虑黏弹性的影响。为此,利用机械比拟原理,依据含蜡原油的"黏弹-屈服-触变"特点,建立了包含9个未知参数的黏弹-触变模型。利用两种物性不同的含蜡原油在凝点附近的剪切速率阶跃、剪切速率滞回环、恒剪切速率3种典型加载模式下的实验数据对模型进行验证。结果表明:3种测试的模型拟合值与实测值的平均相对偏差分别为4.6%、6.6%、4.2%,实现了用一个模型完整、准确地描述含蜡原油加载全过程的流变响应,为输油管道停输再启动过程的水力特性及管道安全运行提供了重要的基础资料。(图4,表2,参16)     

基于图像处理的油水两相流含水率计算

研究了一种基于数字图像处理的油水两相流水相体积的计算方法。为提高图像质量,采用图像处理软件对图像进行降噪和增强预处理。运用图像处理技术中的边缘检测和图像填充计算得到了管道沿线的水层厚度分布,并利用最小二乘法拟合厚度分布曲线。建立计算圆管两相流水相体积的几何模型,通过数值积分的方法求得含水率。分析表明:透明管路油水两相流含水率的图像测量误差主要来自实验环境、图像处理、模型假设3个方面。实验结果表明:计算值和真实值比较,相对误差小于10%,具有较高的准确度,可应用于油水两相流水相体积的计算。     

海底管道油水两相混合输送的数值模拟

建立了海底管道油水两相混合输送的数学模型,采用非结构化网格、有限容积法和均质流模型对海底管道的水力热力问题进行了研究,计算结果与某上岸管道运行数据吻合良好,说明该数值模拟方法是研究油水两相混输问题的一种有效方法.     

埋地混输管道热力计算分析

针对埋地混输管道运行温度普遍较高而导致原油集输系统生产运行成本过高的问题,根据热力学理论,推导出了混输管道沿程温降公式及井口掺水量、掺水温度公式。通过所编制的计算机程序,确定了埋地混输管道运行的工艺参数。     

河南油田含水稠油粘温关系的研究

通过管道模拟试验数据及关系曲线,运用管道输送水力计算的基本理论和回归法,拟合了不同工况下稠油管道模拟运行的粘度与温度和含水率的关系.研究结果已应用于河南油田稠油集输管道的设计和生产运行控制,不仅降低了投资成本,而且运行效果很好.     

天然气长输管道清管器运行速度预测北大核心

为保障天然气长输管道安全生产,提升输气效率,需要定期对管道开展清管作业,其中清管器运行速度预测是清管作业中的重要技术。针对目前清管器运行速度预测方法精度低、适用性差等问题,在调研国内多家管道运营企业清管作业流程及成功经验的基础上,总结出预测清管器运行速度的3种方法:理论估算法、模拟仿真法及经验数值法。深入分析了经验数值法中影响清管器运行速度的主要因素,提出了经验数值优化方法。通过对比3种清管器运行速度预测方法的优缺点,提出了一套完整的清管流程及清管器速度预测方法。最后以某天然气管道清管作业为例,计算了3种预测方法的相对误差,验证了经验数值优化方法的准确性及可行性。研究成果可有效指导管道运营企业开展清管工作,提高作业效率及安全性,降低投资费用。(图2,表3,参22)     

天然气分输站分输管道冻胀力学分析

负温天然气分输管道周围土壤冻结可能引起冻胀效应,使管道在冻胀荷载作用下发生变形。通过分析土壤冻胀对管道产生的力和位移分布规律,判断管道抬起时最大弯矩、应力的出现点以及管道的安全性。分析了由于土壤冻胀作用而引起的管道上抬力的控制因素,利用管道冻胀上抬力计算模型和管-梁方程建立了管道受土壤冻胀作用的管道内力、位移计算模型。利用Nixon的实验数据对计算模型进行了验证,证明了该模型的合理性。利用该模型对西气东输郑州分输压气站分输用户燃气管道的数据进行分析计算,结果表明:当抬起量为30mm,即相邻土壤的不均匀冻胀量达到60mm时,管道处于安全状态。     

参照作物蒸散量计算模型在新疆干旱地区适用性研究

对作物需水信息实时、准确地获取是实现智能灌溉发展精准农业的关键技术和必要条件。参照作物蒸散量(ET_0)是获取需水信息的重要依据和需水决策系统的核心,ET_0计算模型的精确与否将直接影响作物的长势以及智能灌溉的效果。选取基于温度的Hargreaves-Samani法(H-S法)、基于辐射的Priestley-Taylor以及经验公式法Irmark-Allen进行比较,选择不同的气象条件下最佳的ET_0计算模型。选择新疆地区的昭苏、乌鲁木齐、麦盖提、吐鲁番4个站点的气象数据,分别利用H-S法、经验公式法Irmark-Allen(I-A法)、Priestley-Taylor辐射公式(P-T法)、以及Penman-Monteith公式(PM-56)4种方法计算不同站点的ET_0值,以PM-56为标准对其他方法计算结果进行评价并修正。结果表明,在4个站点中Irmark-Allen的计算结果与PM-56最为接近,标准误差分别为1.215、1.020、1.311、1.065。经过回归分析得,昭苏站拟合优度最佳的是Allen,r~2为0.917,麦盖提站和吐鲁番站拟合优度最佳的是P-T法,r~2值分别为0.862和0.889,乌鲁木齐站拟合优度最佳的是H-S法,r~2值为0.926。对模型进行修正之后,昭苏站和乌鲁木齐站的最佳模型是H-S法,标准误差分别减小到了0.419和0.607,标准误差分别减少了90.6%和85.7%。麦盖提站和吐鲁番站的最佳模型是修正P-T法,标准误差分别减少到了0.670和0.439,标准误差减少了87.4%和89.8%。因此,可以在有限气象条件下将修正后的模型用于新疆地区相应站点ET_0的计算中,为农业灌溉提供便利。     

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.     

Hassell-Rogers模型参数的简化回归计算

本文提出了Hasscll-Rogers模型中参数计算的一种简便方法。即先用Beddington提出的亚模型计算出a’和T_h,代入Hasscll-Rogers公式,再用一元回归求出m和c值。文中以玉米螟赤眼蜂在不同自身密度和寄主密度下寄生的实验数据作实例,用上述方法求出了Hasscll-Rogcrs模型的理论公式。对原数据的拟合效果经x~2检验显著适合。该算法与用Marquardt法在IBM-PC微机上计算所得结果也十分接近。     

付纳输气管道清管器运行距离和时间预测

在天然气长输管道建设和运行中,为了清除管内杂质,提高管壁光洁度和管输效率,须对油气管道实施清管作业。基于付纳输气管道的实际情况和选用的清管器类型,利用容积法计算了清管器的运行距离,运用平均压力修正了计算模型,并根据SY/T5922-2003《天然气管道运行规范》,用平均压力计算了清管器的运行时间,计算值与清管器实际到达目的地的时间只差5min。     

基于T-S模糊神经网络预测算法的管道泄漏定位研究与分析

长输管道的泄漏检测和定位对管道安全平稳运行意义极其重大,在以软件计算为主的检测方法里,模糊神经网络模型综合了模糊算法和神经网络模型的优点,能较好地适应长输管道的非线性特征。本文采用中亚地区某管道某相邻两站场的历史数据训练基于高木-关野（Takagi-Sugeno）模糊神经网络的预测模型,使用STONER管道仿真软件产生实时数据,用一种较简单的软方法较好的实现管道泄漏定位,该种方法对中亚某长输管道这类没有专门硬件泄漏检测设备和系统的管线有一定的实用意义。     

中洛线减阻剂现场试验分析

分别在保持压力和输量不变的前提下,对中洛线濮阳一滑县管段开展了HG减阻剂减阻增输试验。试验发现,随着加剂量的增加,管道的减阻率和增输率也相应增加;在维持输量不变的情况下,减阻剂可以大幅降低运行压力。介绍了减阻试验中减阻率和增输率计算的经验公式,认为考虑到油品物性、管道条件、输量、雷诺数等因素的计算公式可以更好地指导输油生产。     

天然气长输管道管输价格模型

结合用户预约容量和管输成本费用构成的特点,确立了符合天然气长输管道的管输价格模型.在吸收国外管输成本费用分配和收取方式的同时,考虑了长输管道运行规律以及照付不议合同的效应.根据西气东输工程2008年相关数据,分析了2月份各分输站区段和上海地区不同类型用户承担管输价格的差异,为中国天然气长输管道管输价格的制定提供了借鉴.     

中洛线减阻剂现场试验分新

分别在保持压力和输量不变的前提下,对中洛线濮阳-滑县管段开展了HG减阻剂减阻增输试验.试验发现,随着加剂量的增加,管道的减阻率和增输率也相应增加;在维持输量不变的情况下,减阻剂可以大幅降低运行压力.介绍了减阻试验中减阻率和增输率计算的经验公式,认为考虑到油品物性、管道条件、输量、雷诺数等因素的计算公式可以更好地指导输油生产.     

基于经验公式的超临界CO_2饱和稠油黏度计算方法北大核心

针对超临界CO_2饱和稠油黏度计算精度不够,且涉及的参数繁杂的问题,基于经验公式建立模型。利用经验公式计算Lederer公式中的各个参数,尤其对未给出计算方法的参数(超临界CO_2黏度μs、体积系数Fo以及脱气稠油高温高压下的黏度(μo)均给出了可靠的经验公式计算方法。模型只需输入标况下的稠油密度以及脱气稠油的黏温关系,设定温度、压力即可计算得到超临界CO_2饱和稠油混合物的黏度。该模型程序简单,对于牛顿流体范围内的稠油-CO_2混合物系统黏度具有可靠的预测精度。