工业4.0:创新2.0时代的工业创新

正《办公自动化》联合移动政务实验室(mGov Lab China)"下一代创新研究"微信公众号正式推出创新2.0与智慧生态城市本专题。上期创新2.0时代智慧城市专题刊出《创新2.0时代的智慧城市》、《创新2.0时代的开源创新》两篇文章,引发了读者热烈的反响。     

中科院物理所高温热物性测试技术研究取得新进展

正最近,中国科学院工程热物理研究所传热传质研究中心科研人员,在国家自然科学基金项目、国家重点基础研究发展计划("973"计划)的支持下,研究出基于3ω技术的高温热物性测试技术及系统。在航天飞行器的运行过程中,航天材料经常会处于高温或几千度以上的超高温环境,有时还会有高温突变过程发生,高温下航天材料的热性能参数是设计各种类型航天器安全运行的关键数据。而传统的测试系统和测     

复合塔板的流体力学特性(Ⅱ) 操作变量和液体物性对塔板流体力学特性的影响

在前文工作的基础上进一步研究了同时具备大孔径和高开孔率条件的复合塔板 ,研究了操作变量和流体的物理性质对该复合塔板流体力学性能的影响 .结果表明 :液体的密度增加 ,塔板压降增加 ,漏液量增加 ;黏度增加 ,塔板压降降低 ;表面张力减小 ,漏液点速度上升 ,雾沫夹带增大 ,液泛速度下降.     

非晶合金凝固过程模拟与界面换热关系

为了准确模拟块体非晶合金凝固过程的温度场,对浇注温度为840℃的非晶合金凝固期间的温度场进行了数据采集.根据界面换热模型与热量守恒定律建立了液固相与铜模之间的界面换热关系式,从而实现了对非晶凝固温度场的模拟.结果表明,合金与铜模之间的界面换热系数随温度的增加而增大.合金在液态阶段降温曲线的模拟值与实测值基本吻合,且当凝固温度降至500℃后,二者偏差也较小.利用界面换热模型并结合实测温度场可以表征非晶合金凝固时的界面换热关系.     

萨中开发区高台子油层井网井距优化

萨中开发区高台子油层初期采用300m反九点法面积注水井网,开发到中后期,注采关系复杂、注采井距过大、储量动用不充分以及剩余油富集严重等矛盾日益突出,有必要开展注采井网的优化研究。结合高台子油层的实际生产资料,基于注采强度、采油速度以及水驱控制程度对大庆油田常见的3种面积注水井网进行研究。从工程技术和经济两个方面对研究区不同井网的技术经济极限井距进行了论证,在此基础上,提出了4种适用于高含水期油田确定极限井距的计算方法。得出了一整套确定合理井网井距的方法,可推广应用于其他地质条件类似的油田,研究成果对于中高含水期油田注采系统调整具有一定的指导意义和应用价值。     

忽略回填料与岩土热物性差异对桩基埋管换热计算的影响

桩基埋管换热器具有桩径大、埋深浅的特点,适用于桩基埋管特点的系列导热解析解模型被不断提出,但是该类模型均忽略了回填料与岩土热物性的差异。对于桩径较大的桩基埋管而言,较大的热物性差异将引起较大的计算误差。建立了区别回填料与岩土热物性差异的导热数值解模型,对比分析忽略热物性差异对桩基埋管换热计算的影响,研究表明:导热系数差异对桩基埋管长时间运行的换热热阻计算影响甚小;容积比热差异将引起桩基埋管较大的设计容量误差;桩径越大,热物性差异引起的计算误差越显著。     

不同石灰配合比对昔格达土性能的影响试验研究

针对攀西地区昔格达土结构颗粒分散、凝聚力小、抗剪强度低、遇水易膨胀软化等不利工程性质,在昔格达土中加入不同配合比的石灰,通过界限含水率试验、击实试验、三轴试验,探究对昔格达土的塑液限、最大干密度、最优含水率、抗剪强度指标的改性效果,并结合工程实际分析了该掺石灰高回填昔格达土边坡多年的使用状况。通过试验发现,随着掺灰量的增加,灰土的塑液限增大,塑限指标减小,最优含水率增大,最大干密度减小,凝聚力和内摩擦角先增加后减小。最后得出结论,石灰土抗剪强度最大值的灰土最佳配合比约为3：7。     

变热流工况土壤导热系数对热恢复特性的影响研究

土壤热恢复特性是土壤源热泵长期稳定高效运行的决定性因素之一.土壤导热系数是土壤热物性最重要的参数之一,对土壤的热恢复特性具有决定性意义.利用ANSYS有限元分析模型,模拟研究在变热流工况下,土壤的导热系数对土壤热恢复特性的影响.     

油田站外单管集油辅助工艺对比

为了解决部分油井无法单管输送的问题,采用PIPESIM模拟软件对不同含水率、不同集输半径和不同产液量油井的集输管线进行计算分析,同时结合各油田单管集输设计经验,得出中质原油站外系统单管集油工艺改造的技术界限,而对于达不到技术界限的油井,可以通过辅助措施实现单管集油,通过对比电磁加热器、空气源热泵、管道内置电伴热、井口气电加热器、油井保温隔热油管、地热、太阳能光热技术及井口加药等单管辅助措施的原理及工艺特点,最终确定在不同工况条件下的辅助单管集输措施,为油田站外单管集输工艺选择和优化提供了理论依据。     

海上CO2埋存井井筒温度压力影响因素研究

准确预测CO₂埋存过程中井筒温度压力场以及CO₂的物性参数变化对安全埋存至关重要。为此,建立了埋存井井筒温度、压力与CO₂物性参数的耦合计算模型,计算得到了实例井井筒温度压力分布以及CO₂物性参数随井深的变化规律,并对注入参数对于井筒温度压力分布影响规律进行分析。研究结果表明：井筒内CO₂流体的流速、努塞尔特数和对流换热系数随井深的增加而增大,密度、黏度、摩阻系数、导热系数和普朗特数随井深增加而减小,定压比热容在温度压力综合作用下有一定波动;注入温度对井筒压力和井底温度压力影响很小;注入速率增大会使相同井深处温度降低、压力升高,调节注入速率可以在对压力影响较小的同时有效调节井筒温度分布;注入压力的变化对压力梯度几乎无影响,在压力较大时对温度梯度影响较大,通过调节注入压力可以有效调节井筒压力分布。研究结果可为海上CO₂埋存井井筒完整性的准确评价提供理论基础。