李文龙,张新国,王报春[1]（2021）在《浅析地下水环境下热油管道保温层厚度选取》文中提出处于地下水环境中的埋地热油管道周围难以形成稳定的温度场,热损失较大,应优先考虑采用保温措施。选择保温层厚度时应综合考虑经济性及安全性。本文根据地下水环境下埋地热油管道的传热规律,对管道总传热系数K值计算公式进行了简化。在给定油品种类和管道直径的条件下,计算得到了不同保温层厚度时的出站温度;对比了不同管径时保温层厚度变化对费用净现值的影响,给出了保温层厚度的推荐值。
邓婕,米俊锋,李心雨,王国付,王璐[2]（2020）在《冻土区埋地管道正温输送应力应变分析》文中研究表明我国作为世界三大冻土国之一,近一半国土含有不同种类的冻土,在油气管道的敷设过程中冻土问题不可避免,因此研究在冻土区敷设的管道十分重要。冻土区管道受温度影响较大,从而对管道力学性能产生影响。因此,借助ANSYS有限元软件,对正温输送的冻土区管道进行数值模拟研究,以便得出冻土区管道应力应变变化规律。首先考察常见的内压对管道的应力影响,然后通过改变管道保温层厚度和正温输送温度等影响因素,考察这几种条件下对管道的最大Von Mises应力和轴向应变影响,所得结论对冻土区管道在输送温度及保温层选择上提供一定依据。
李浩[3]（2020）在《热输含蜡原油管道安全停输时间与再启动工艺研究》文中提出在全球经济飞速发展的这个时代,我们对石油的需求在与日俱增,因此安全且高效的管道运输方式逐渐被广泛应用。众多管道种类中,水下管道和架空管道由于受地理因素影响较大,一般专管专用,而埋地管道优点多、应用广。出于管道计划检修、自然灾害、资源缺乏导致的断输和各种人为因素,使得管道被迫停输,在停输期间管道热力水力均发生变化,影响着管道是否能够再启动,因此有必要对埋地热油管道安全停输时间与再启动工艺进行研究。为了更加准确地分析总结管道停输和再启动过程相关参数变化,本文通过在前人理论计算的结论上,加以应用模拟软件对相关的稳态工况和停输工况的热力模型进行模拟,并对再启动模型进行热力水力模拟。主要从以下方面进行了探究:（1）建立了埋地热油管道的稳态工况时的传热数学模型,采用分段比热容进行分段计算沿程温降。（2）建立了埋地热油管道停输工况数学模型,采用元体平衡法对该模型求解,得出管道安全停输时间的基本公式。使用Fluent模拟软件模拟了相关因素影响管道停输温降规律。（3）建立了再启动工况热力水力耦合数学模型。采用冲击波理论和双特征线法进行求解。（4）利用Fluent模拟软件模拟了某一埋地热油输送管道的不同工况,并分析其停输温降规律、周围土壤温度场和再启动过程管道沿线温度变化和进站口压力变化规律。
宋正民[4]（2020）在《中俄原油管道周围冻土热状况演化规律及块石管堤应用研究》文中研究说明在全球气候变暖背景下,多年冻土地区的冻土退化给各类工程建筑物、构筑物带来了极大的危害。与其它工程不同,埋地油气管道因其自身特性,对多年冻土的扰动更为剧烈。且受管道埋设深度、管道运行温度差异的影响,埋地式油气管道下部多年冻土的融化固结沉降以及差异性冻胀现象十分显着。为解决管道沿线受环境温度变化以及高温原油管道所造成的管道不均匀冻胀、融沉病害,已开展了大量的现场监测以及数值模拟分析研究。由于管道常年正温运营,导致管道周围冻土融沉、管沟积水、管道差异性沉降等问题十分严重。因此,掌握油气管道运营过程中周边冻土热状况对于研究管-土相互作用以及管道病害防治十分关键。本文以中俄原油管道（CRCOP）为研究背景,依据中俄原油管道已有现场监测数据及管道实际尺寸,通过一定比例的缩尺,开展了常规埋地式以及块石管堤架设式输油管道的室内模型试验研究。试验过程中通过监测管周冻土的温度、水分变化,系统地研究了管道与周边冻土的热交换过程和水分迁移规律。在此基础上,利用传热模型与流-固耦合模型,系统地研究了埋地式管道与块石管堤架设式管道对其下部冻土的长期热影响,主要结论如下:（1）埋地式输油管道模型试验:管周冻土受管道热影响存在显着的升温、融化现象,六个周期后最大融深可达0.84m;最大融化深度随管壁温度波动呈周期性波动,靠近管道处形成融化夹层,且这一融化夹层厚度随管道运行时间的增加不断加大;管底未冻水含量受管道热影响存在显着的水分迁移现象,但随着管道运行周期的增加,水分逐渐消散;管道运行过程中地表存在显着的冻胀、融沉变形,但整体呈沉降趋势,沉降变形量越靠近管道处越高。（2）块石管堤架设模型试验结果表明:管堤底部冻土存在显着的冷却降温过程,这是由于块石层阻断了管道与底部冻土的直接热交换;管堤底部未冻水含量变化幅度明显低于埋地式断面,无明显水分迁移现象,这是由于管堤底部冻土始终处于一个稳定的冷却降温过程;块石层顶部填土受两侧环境温度影响地表变形量高于埋地式,且从中部往两侧逐渐减小。（3）常规埋地式数值模拟结果表明:包裹保温层可显着降低管道与周围冻土间的热交换强度,不同保温层厚度下管道运行50年内管底最大融化深度可分别达7m（4 cm）、6m（8 cm）、5.5m（12 cm）,下降幅度分别为0.1 m/a、0.08 m/a、0.07m/a;通过分析不同保温层厚度下管周融化圈的变化过程可知,当保温层厚度达到8cm后,融化圈的增加速度随保温层厚度的增加差异较小。（4）块石管堤架设管道数值模拟结果表明:开放边界条件下管堤的冷却降温效果优于封闭边界,包裹保温层后降温效果进一步提升;管道运行初期,管堤底部冻土存在显着的降温过程,之后随管道运行时间的增加,管堤底部冻土温度逐渐升高;开放边界底部冻土地温场呈显着不对称分布,但随着管道运行时间的增加这一不对称性逐渐减弱。
孟繁琦[5]（2020）在《A-S含蜡原油管道安全输送特性与流动保障方案研究》文中研究指明我国东北部某油田A-S管道输送的原油为高黏易凝的含蜡原油,其主要采用加热输送的方式运行。随着油田开发的年限增加,产量逐年递减,A-S管道即将面临低输量运行的问题,随时可能发生停流、管道能耗增大损坏设备、管道超压等情况,严重影响了油田管道的安全稳定运行生产。本文首先根据管道传热机制以及实际生产运行数据,考虑油流摩擦生热现象,研究了管道总传热系数具体计算方法,利用反算插值法修正总传热系数K值,据此建立了管道热力计算模型。在管道压降计算模型方面,分别利用达西公式和Pipephase软件中内嵌的各类压降模型数值模拟了水平管道的压降情况,对比确定最优压降模型。在此基础上,将模拟结果与试验结果进行比较和误差分析,并采用最小二乘法进行修正,建立了符合油田实际的外输油管道压降模型。经验证,水力、热力模型相对误差均在5%以内,满足预期模型精度,对降低油田能耗损失具有实际意义。其次,利用所建水力、热力模型,结合管道实际运行特性,开展了管道的水力、热力最小安全输量研究,明确了管道的安全运行界限。并针对管道最小安全输量进行敏感性分析,确定管道出站油温为管道安全输量的最重要控制因素,据此开发了便于油田可视化操作的最小安全输量A-S外输油管道安全输量计算软件,为原油低输量下安全稳定运行提供理论依据。最后针对管道低输量运行现状,以所确定的管道安全输量为界限,分析设计了三种适用于该油田的管道安全保障方案,采用所建水力、热力模型,对方案进行数值模拟,确定最优掺水输送、增加中间加热站以及正反输送三种保障方案。最后通过经济对比,确定掺水输送为最终的管道安全保障方案,以保障管道安全经济运行。本文的相关研究成果可对水力、热力模型进行修正,增加模型精度,可依据对管道的最小安全输量分析与计算,制定低输量下管道安全保障方案,为管道的安全运行提供保障以及技术支持。
程珍[6]（2019）在《南海海底管道预热投产过程研究》文中提出海底管道的预热投产实质上是一个建立管内介质与管道周围海泥温度场的过程,掌握该过程中的温度变化对保障管道投产的安全、节省预热时间、降低预热投产成本具有重要的工程意义。在本文的研究中取南海海域某海底管道为研究对象,在已有的研究基础上建立了该管道预热投产的数学模型,研究了管道在预热投产过程中的影响因素,进一步研究了正向预热、反向预热以及正反向交替预热过程中的热力学规律;对管道周围海泥温度场的瞬态变化过程进行了探讨,最后结合敏感性因素分析及现场条件,对可行的方案进行了对比研究,对现场生产具有指导意义。本文主要完成的工作以及形成的成果如下:（1）在管道预热过程中,管道出口稳定温度受预热介质流量、温度以及海泥物性参数的影响,其中预热介质温度对出口稳定温度的影响最明显,该海管宜采用较高温度、较低流量的预热投产方案;（2）对正反向交替预热过程的研究表明,预热总时间一定时,正反向交替的周期越小,管道预热效果越好;（3）研究海泥周围温度场的瞬态变化过程可知,对于不同的海床温度,海管与周围海泥温度场最后达到稳定的时间也不同,海床温度与研究区域底层温度的温差越大,温度场达到稳定的时间越长;（4）结合该海管的生产条件,对几种可行的预热投产方案分析研究表明,预热水温度为76℃、流速为0.6m/s时,预热时间最短、能耗最低。采用正反向交替预热时,预热介质用量为管容量的2.8倍时,所需时间和能耗最低;对各方案的经济性对比分析表明,水温为80℃、流速为0.54m/s采用正反向交替预热的经济性最佳。
李芹[7]（2019）在《冻融作用下输油管道邻域土体水热力耦合研究》文中指出自2011年来,中俄原油管道及二线相继投产,管道起始于斯科沃罗季诺,止于大庆,国内段途经冻土区,此长距离大口径原油管输在国内尚属首例。尽管设计时已考虑了温度的影响,但冻土区土体随季节的冻胀融沉依然不可避免地对管道产生了较大的挤压、牵拉等作用,导致管道变形、漂浮甚至断裂,严重威胁着管道的安全运行。因此,探明冻土区原油管道在土体冻融作用下的应力状态和变化趋势,并以此指导管道设计、运营决策,就成为管道管理者和研究人员目前亟待解决的问题之一。论文针对中俄原油管道塔河地区的沼泽冻土和斜坡冻土的实际情况,研究了管道运营对邻域土体的水热力影响和管道在冻融作用下的稳定性及安全条件。本文基于Harlan水热耦合理论,建立了以孔隙率和温度为变量的饱和冻土水热耦合模型,并根据孔隙率与应变的关系,建立了水热场与应力场的联系,对模型控制方程进行离散,并将其写入COMSOLMultiphysics中的系数型偏微分方程模块。借鉴以往的单向冻结实验,从温度场、水分场及冻胀量三方面验证了模型及相关参数的适用性。以中俄原油管道漠河-塔河段数据为基础,建立了沼泽多年冻土区二维管土有限元模型,分析了在管道运行下,随着季节、冻融循环次数、管道埋深、保温层厚度的变化,管道周围土体的温度场分布、水分场分布、应力场分布、土体融化深度、土体冻融量、管道应力分布的变化规律。并根据上述分析,得出保证无保温层管道安全运行的埋深须大于2.1m～2.3m,小于2.1m大于1.8m须敷设50mm～60mm以上保温层。基于强度折减法及Drucker-Prager弹塑性本构模型,建立了斜坡-管道三维有限元模型,研究了含水量、角度不同的多年冻土斜坡及季节冻土斜坡在管道运行影响下,稳定性的变化规律。在管道运行后,多年冻土斜坡距离管道中心0.4065m（管道半径）的截面,安全系数较自然状态减小的最大比例为61%,季节冻土斜坡为16%;多年冻土斜坡距离管道中心5m的截面,安全系数减小的最大比例为46%,季节冻土斜坡为12%;管道运行对多年冻土斜坡的影响较季节冻土大;多年冻土斜坡角度大于30°,季节冻土斜坡角度大于25°,距离管道中心0.4065m截面已处于不稳定状态,因此管道穿越多年冻土区及季节冻土区斜坡且无防护措施时,保证管道安全运行的斜坡角度须低于30°及25°,大于30°及25°需采取防护措施;含水量对季节斜坡的影响大于多年冻土斜坡,含水从15%增加至25%,多年冻土斜坡安全系数减小12%～36%,季节冻土斜坡减小20.7%～40.39%。论文研究成果对掌握管道运行影响下管道及邻域土体水热力场变化规律、斜坡稳定性变化趋势,以更好地指导冻土区特殊地段管道的设计、施工及维护具有重要意义。
杨岭,马贵阳,罗小虎,王林娇,李巍[8]（2018）在《埋地热油管道保温层优化与经济评价》文中进行了进一步梳理以保温材料的年分摊费用和保温后的年散热损失费用之和为目标优化函数,给出了埋地热油输送管道保温层经济厚度的计算模型。模型考虑了埋设深度对管道周围环境温度、保温层外壁放热系数及总传热系数的影响。借助C#程序语言编制了埋地热油管道保温层厚度优化的计算机求解程序和EXCEL经济评价程序,结合实例进行了计算。结果表明,埋地热油管道保温层厚度对项目的经济效益具有较为明显的影响,因此确定保温层厚度时要兼顾技术层面及经济层面的要求。研究结果可为热油输送管道施工的优化设计提供一定的理论参考。
韩银杉[9]（2018）在《埋地输油管道升温对冻土融沉影响研究》文中进行了进一步梳理作为我国四大能源战略通道之一的中俄原油管道,为我国能源供应提供了保障。中俄原油管道穿越了我国多年冻土地带,目前的运行温度远高于原始设计油温,预计之后还会上升到将近30oC。管道运行油温的升高会使周围土壤发生融沉,管道的安全性面临着极大考验。本文通过数值模拟的方法,利用FLUENT软件建立了冻土区埋地输油管道周围温度场模型,分别设定原始设计油温、目前运行油温以及预计升高油温三种条件,针对不同地表温度、管道埋深、保温层厚度以及冻土含水量分析了油温升高的影响,利用融沉变形量经验模型计算了不同含水量冻土的融沉变形量。同时利用ABAQUS软件计算了升温前后融沉作用下管道的应变,基于应变设计准则,对油温升高可能导致的管道失效进行了分析。最后对管道设计应变大于极限应变的典型工况进行热棒防治冻害模拟,分析了冻害防治技术的有效性。研究表明:油温升高对高温冻土的扰动作用更加明显;埋深越大,油温升高对周围土壤融化圈的扩展影响越大;保温层较厚的管道可以更好地应对管道运行温度升高造成的影响,较小厚度的保温层在运行后期的隔热作用有限;含水量越低,冻土层融化深度的增大越明显,油温升高对管道周围温度场的影响范围越大。针对融沉变形量超过极限融沉变形量情况,应采取一定的措施防止冻害的发生。在管道两侧布设热棒可以有效防止融化圈的扩展,对管道的安全运行提供保障。
姚峥,王刚,苏钊[10]（2016）在《基于SPS软件的埋地热油管道的经济保温层厚度计算》文中指出应用SPS软件建立了国外某原油管道的模型,计算出了不同厚度保温层的管道中泵的扬程和加热炉进出口的温差。以保温工程的投资费用、泵和加热炉所耗的能源费用的总和最小为目标函数,最终确定了本工程的经济保温层厚度,并对影响经济保温层厚度的因素进行了探讨,为以后选取经济合理的保温层厚度提供参考。
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
| 1 管道总传热系数K值 |
| 1.1 总传热系数计算公式 |
| 1.2 计算公式的简化 |
| 1.3 简化公式的验证 |
| 2 出站温度的确定 |
| 2.1 热油管道轴向温降公式 |
| 2.2 不同保温厚度下的出站温度 |
| 3 保温层经济厚度 |
| 4 保温层厚度的选取 |
| (1)保温层破坏引起的腐蚀： |
| (2)补口处密封不良也容易引起管道的腐蚀问题： |
| (3)黄夹克强度问题： |
| 5 结 论 |
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题研究意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 热油管道传热研究 |
| 1.2.2 埋地原油管道稳态过程温降计算 |
| 1.2.3 停输温降过程的研究 |
| 1.2.4 再启动模型的研究 |
| 1.3 本文研究内容与技术路线 |
| 1.3.1 主要内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第二章 稳态运行工况的热力水力计算 |
| 2.1 埋地热油管道物理模型 |
| 2.2 管道总传热系数 |
| 2.2.1 利用管道周围埋设介质热物性计算K值 |
| 2.2.2 热油至管内壁的放热系数α_1的计算 |
| 2.2.3 管壁导热的分析 |
| 2.2.4 管最外层至土壤的放热系数α_2的计算 |
| 2.3 热力计算的主要物性参数 |
| 2.4.1 原油的基本物性参数的确定 |
| 2.4.2 输油管道沿程温降计算 |
| 2.4 热油管道的摩阻计算 |
| 2.5.1 粘温关系式推导的摩阻计算式 |
| 2.5.2 热油管道的压降计算 |
| 2.5 小结 |
| 第三章 停输过程传热理论计算与模拟分析 |
| 3.1 管道停输过程分析 |
| 3.2 停输传热过程物理模型 |
| 3.3 停输传热过程数学模型 |
| 3.4 建立并求解土壤温度场数学模型 |
| 3.4.1 管道周围土壤温度场数学模型 |
| 3.4.2 二维非稳态相关计算 |
| 3.5 安全停输时间的计算 |
| 3.5.1 分析安全停输时间的计算过程 |
| 3.5.2 管道安全停输时间数学计算模型 |
| 3.5.3 安全停输时间约束条件 |
| 3.6 对Fluent模拟的结论做准确性验证 |
| 3.7 停输传热过程数值模型建立 |
| 3.7.1 网格模型的建立 |
| 3.7.2 模拟软件中的基本工况设置 |
| 3.7.3 定义物性参数 |
| 3.7.4 定义边界条件 |
| 3.7.5 设置求解参数 |
| 3.7.6 流场迭代求解 |
| 3.8 模拟分析管道停输温降的影响因素 |
| 3.8.1 不同大气温度对管道停输影响模拟 |
| 3.8.2 不同原油初始温度管道停输模拟 |
| 3.8.3 不同保温层厚度管道停输模拟 |
| 3.8.4 不同管径尺寸对管道停输影响 |
| 3.9 本章小结 |
| 第四章 再启动过程模型建立 |
| 4.1 停输后再启动过程分析 |
| 4.2 停输后再启动过程的数学模型 |
| 4.2.1 管内原油的数学模型 |
| 4.2.2 边界条件与初始条件 |
| 4.3 再启动数学模型求解 |
| 4.3.1 再启动冲击波未到达管道末端 |
| 4.3.2 再启动冲击波已到达管道末端 |
| 4.4 最小启动输量的确定 |
| 4.5 本章总结 |
| 第五章 计算实例与结果分析 |
| 5.1 基本参数 |
| 5.1.1 管道基本结构参数 |
| 5.1.2 油品物性参数 |
| 5.1.3 环境资料 |
| 5.2 稳态工况沿程温降模拟计算 |
| 5.3 停输过程沿程温降模拟 |
| 5.3.1 管道停输时沿线温度变化模拟 |
| 5.3.2 停输过程周围土壤温度场分析 |
| 5.4 再启动过程沿线模拟 |
| 5.4.1 再启动过程沿线温度模拟 |
| 5.4.2 再启动过程压力模拟 |
| 5.5 本章小结 |
| 第六章 结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题研究的背景和意义 |
| 1.1.1 中俄原油管道工程概况 |
| 1.1.2 中俄原油管道沿线工程病害 |
| 1.1.3 研究目标及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 多年冻土区输油管道工程 |
| 1.2.2 管-土热相互作用研究进展 |
| 1.2.3 模型试验研究进展 |
| 1.3 主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 研究方法和路线 |
| 第二章 室内模型试验 |
| 2.1 室内模型试验装置 |
| 2.2 模型试验方案 |
| 2.2.1 常规埋地式管道监测断面布设方案 |
| 2.2.2 块石管堤架设式管道监测断面布设方案 |
| 2.3 试验土基本物理性质与土体装填过程 |
| 2.4 数据采集 |
| 2.5 本章小结 |
| 第三章 管道周边冻土热状况试验结果分析 |
| 3.1 埋地式输油管道试验结果分析 |
| 3.1.1 埋地式管道周边冻土温度变化分析 |
| 3.1.2 埋地式管道周边冻土未冻水含量变化分析 |
| 3.1.3 埋地式管道地表沉降量变化分析 |
| 3.2 块石管堤架设式输油管道试验结果分析 |
| 3.2.1 管堤底部冻土温度变化分析 |
| 3.2.2 管堤底部冻土未冻水含量变化分析 |
| 3.2.3 块石管堤架设式管道地表沉降量变化分析 |
| 3.3 常规埋地式-块石管堤架设式管道差异性分析 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 埋地式管道长期热状况演化规律分析 |
| 4.1 数值模型和边界条件 |
| 4.1.1 物理模型 |
| 4.1.2 数学模型 |
| 4.1.3 边界条件 |
| 4.1.4 初始温度场 |
| 4.1.5 有限元分析系统验证 |
| 4.2 埋地式管道数值模拟结果分析 |
| 4.2.1 管道周边融化圈发展过程 |
| 4.2.2 管底土体升温过程分析 |
| 4.2.3 人为冻土上限变化分析 |
| 4.3 本章小结 |
| 第五章 块石管堤架设管道长期热状况演化规律分析 |
| 5.1 数值模型和边界条件 |
| 5.1.1 物理模型 |
| 5.1.2 数学模型 |
| 5.1.3 边界条件 |
| 5.1.4 初始温度场 |
| 5.2 块石管堤架设输油管道数值模拟结果分析 |
| 5.2.1 暖季融化圈发展过程 |
| 5.2.2 管堤底部不同深度处土体升温规律分析 |
| 5.2.3 管堤底部人为冻土上限变化分析 |
| 5.3 本章小结 |
| 结论与展望 |
| 主要结论 |
| 研究展望 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附录 A 期间所发表的学术论文目录 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 输油管道热力研究现状 |
| 1.2.2 输油管道水力研究现状 |
| 1.2.3 输油管道安全输量研究现状 |
| 1.2.4 输油管道安全保障方案研究现状 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 第二章 A-S外输油管道热力水力特性 |
| 2.1 A-S外输油管道运行现状 |
| 2.2 A-S外输油管道热力特性 |
| 2.2.1 管道轴向温降普适计算模型 |
| 2.2.2 管道热力特性影响因素 |
| 2.3 A-S外输油管道K值计算方法 |
| 2.3.1 传热系数K值计算模型 |
| 2.3.2 总传热系数K值特性 |
| 2.3.3 制定全年总传热系数K值选用表 |
| 2.4 A-S外输油管道热力模型修正 |
| 2.5 A-S外输油管道水力特性 |
| 2.5.1 基于达西公式的管道压降修正模型 |
| 2.5.2 基于Pipephase软件的管道压降修正模型 |
| 2.5.3 压降修正模型误差分析对比 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 A-S外输油管道安全输量的界定 |
| 3.1 热力安全输量 |
| 3.2 水力安全输量 |
| 3.2.1 管道工作特性曲线 |
| 3.2.2 水力最小安全输量计算 |
| 3.3 管道最小安全输量 |
| 3.4 管道安全输量影响因素敏感性分析 |
| 3.4.1 敏感性分析基本理论 |
| 3.4.2 敏感性分析的具体方法 |
| 3.4.3 单因素敏感性分析方案设计 |
| 3.4.4 单因素敏感性分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 A-S外输油管道安全输量计算软件开发 |
| 4.1 软件整体结构 |
| 4.2 软件运行环境要求 |
| 4.3 软件功能 |
| 4.3.1 基本信息查询 |
| 4.3.2 生产信息录入 |
| 4.3.3 最小输量分析 |
| 4.4 实例分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 A-S外输油管道安全保障运行方案 |
| 5.1 管道运行现状 |
| 5.2 管道安全保障方案介绍 |
| 5.3 管道安全运行保障方案设计 |
| 5.3.1 方案一:掺水输送 |
| 5.3.2 方案二:新建加热站 |
| 5.3.3 方案三:正反输送 |
| 5.4 方案经济性对比 |
| 5.5 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 管道预热投产热力问题研究现状 |
| 1.2.2 管道传热问题的数值解法 |
| 1.3 本文主要研究内容 |
| 第2章 海底管道预热投产过程研究 |
| 2.1 海底管道热传递分析 |
| 2.2 海底管道传热的温度模型 |
| 2.2.1 模型的假设条件 |
| 2.2.2 热力学影响区域的确定 |
| 2.2.3 初始和边界条件 |
| 2.3 模型参数的确定 |
| 2.3.1 流体介质对管道内壁放热系数计算 |
| 2.3.2 外壁至海泥的换热系数 |
| 2.3.3 水力摩阻系数 |
| 2.3.4 原油物性参数 |
| 2.3.5 土壤物性参数 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 管道预热投产过程模型求解 |
| 3.1 数值模拟软件介绍 |
| 3.1.1 CFD—计算流体力学 |
| 3.1.2 Fluent软件介绍 |
| 3.2 海底管道与周围海泥的导热 |
| 3.2.1 管道与海泥的导热方程 |
| 3.2.2 计算区域的离散 |
| 3.2.3 数值计算方法 |
| 3.3 管内介质热力与水力的耦合 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 程序的编制及验证 |
| 4.1 程序的编写 |
| 4.2 模型的对比验证 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 海底管道预热过程实例计算及分析 |
| 5.1 基本参数的确定 |
| 5.2 正向预热过程敏感性因素分析 |
| 5.2.1 预热介质流速对预热效果的影响 |
| 5.2.2 预热水流量下出口温度的变化 |
| 5.2.3 预热介质温度对出口温度的影响 |
| 5.2.4 底层海水温度对出口稳定温度的影响 |
| 5.2.5 物性参数对预热效果的影响 |
| 5.2.6 投油量对出口温度的影响 |
| 5.2.7 正向预热的热力学特性 |
| 5.3 反向预热过程研究 |
| 5.3.1 反向预热投产特性分析 |
| 5.3.2 投油量对出口温度的影响 |
| 5.4 正反交替预热投产过程研究 |
| 5.5 海泥温度场热力影响因素研究 |
| 5.5.1 海床温度对海泥温度场的影响 |
| 5.5.2 介质温度对海泥温度场的影响 |
| 5.6 本章小结 |
| 第6章 现场预热投产运行方案评价分析 |
| 6.1 确定评价因素 |
| 6.2 预热投产方案的影响因素 |
| 6.3 预热投产方案的评价步骤 |
| 6.4 评价结果分析 |
| 6.4.1 预热方式的分析 |
| 6.4.2 预热介质流速和温度的分析 |
| 6.4.3 正反向交替预热介质的用量 |
| 6.5 预热方案的经济性评价 |
| 6.6 本章小结 |
| 第7章 结论和建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 冻土水热力耦合研究现状 |
| 1.2.2 冻土区管道研究现状 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究内容 |
| 1.3.2 技术路线图 |
| 第2章 水热力耦合理论及斜坡稳定性分析理论 |
| 2.1 中俄原油管道沿线冻土特征 |
| 2.1.1 冻土土体组成 |
| 2.1.2 中俄原油管道及沿线冻土环境 |
| 2.2 水-热-力耦合模型建立基础 |
| 2.2.1 温度场 |
| 2.2.2 水分场 |
| 2.2.3 应力场 |
| 2.2.4 管道-土体水热力耦合关系分析 |
| 2.3 斜坡稳定性分析 |
| 2.3.1 斜坡失稳类型 |
| 2.3.2 土体本构模型 |
| 2.3.3 强度折减法 |
| 2.4 有限元分析软件介绍 |
| 2.5 小结 |
| 第3章 水热力耦合数学模型验证 |
| 3.1 水热力耦合数学模型 |
| 3.2 土单向冻结模拟验证 |
| 3.2.1 有限元模型 |
| 3.2.2 模拟结果及对比 |
| 3.3 小结 |
| 第4章 沼泽冻土区管-土水热力耦合作用分析 |
| 4.1 有限元模型 |
| 4.1.1 基础参数 |
| 4.1.2 几何模型及网格划分 |
| 4.1.3 初始条件及边界条件 |
| 4.2 网格无关验证 |
| 4.3 求解及结果分析 |
| 4.3.1 季节变化对水-热-力场的影响 |
| 4.3.2 冻融循环对水-热-力场的影响 |
| 4.3.3 管道顶部埋深对水-热-力场的影响 |
| 4.3.4 保温层对水热力状态的影响 |
| 4.4 小结 |
| 第5章 冻土区管道-斜坡稳定性分析 |
| 5.1 有限元模型 |
| 5.1.1 斜坡模型建立 |
| 5.1.2 计算过程及边界条件 |
| 5.2 自然状态斜坡稳定性分析 |
| 5.2.1 多年冻土区 |
| 5.2.2 季节冻土区 |
| 5.3 纵向敷设管道-斜坡稳定性分析 |
| 5.3.1 多年冻土区 |
| 5.3.2 季节冻土区 |
| 5.4 斜坡长度对斜坡稳定性的影响 |
| 5.4.1 多年冻土区 |
| 5.4.2 季节冻土区 |
| 5.5 含水量对斜坡稳定性的影响 |
| 5.6 小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间发表的论文及科研成果 |
| 1 数学模型的建立 |
| 1.1 保温层经济厚度公式的推导 |
| 1.2 经济评价指标 |
| 1.2.1 财务内部收益率 |
| 1.2.2 财务净现值 |
| 1.2.3 动态投资回收期 |
| 2 程序求解 |
| 2.1 保温层经济厚度求解程序 |
| 2.2 项目概算及效益评价程序 |
| 3 实例计算分析 |
| 3.1 实例数据简介 |
| 3.2 经济保温层厚度的求解 |
| 3.3 最优方案的求解 |
| 3.4 财务评价结果的比较 |
| 4 结结论论 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 概述 |
| 1.1.1 课题来源 |
| 1.1.2 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 冻土区埋地输油管道周围土壤温度场研究 |
| 1.2.2 冻土区融沉特征及冻害防治研究 |
| 1.3 本文主要研究内容及技术路线 |
| 1.3.1 主要研究内容 |
| 1.3.2 技术路线 |
| 第2章 冻土区埋地输油管道周围土壤温度场模型 |
| 2.1 管道周围冻土温度场模型的建立 |
| 2.1.1 管道周围冻土温度场的几何模型 |
| 2.1.2 非稳态温度场控制方程 |
| 2.1.3 温度场模型基本参数 |
| 2.1.4 温度场模型边界条件 |
| 2.2 温度场模型的初场 |
| 2.3 温度场模型的验证 |
| 2.4 小结 |
| 第3章 冻土区埋地输油管道温度场影响因素分析 |
| 3.1 地表温度对温度场的影响 |
| 3.2 管道埋深对温度场的影响 |
| 3.3 保温层厚度对温度场的影响 |
| 3.4 冻土含水量对温度场的影响 |
| 3.5 小结 |
| 第4章 埋地输油管道油温升高对冻土融沉影响分析 |
| 4.1 不同地表温度情况下油温升高的影响 |
| 4.2 不同管道埋深情况下油温升高的影响 |
| 4.3 不同管道保温层厚度下油温升高的影响 |
| 4.4 不同含水量地段油温升高的影响 |
| 4.5 融沉变形量的计算 |
| 4.6 小结 |
| 第5章 冻土区埋地输油管道升温的融沉风险分析及防治措施 |
| 5.1 融沉作用下管道应力应变有限元分析模型 |
| 5.2 基于应变设计准则的融沉位移作用下管道的安全评价 |
| 5.3 冻土区埋地管道融沉冻害防治措施 |
| 5.4 热棒技术对降低管道融沉风险的有效性分析 |
| 5.4.1 带有热棒的管道周围土壤温度场模型 |
| 5.4.2 热棒技术对防治冻害的有效性分析 |
| 5.5 小结 |
| 第6章 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 展望 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 攻读硕士期间发表的学术论文 |
