外边界条件下的天然气管道顺序输送压力特性研究

2023-01-11蒋庆

能源与环保 2022年12期

蒋庆

(北京市燃气集团有限责任公司教育技能中心，北京 100006)

天然气在管道传输过程中，管道顺序传输时压力的大小会直接影响天然气的输送效果[1-2]。我国现有天然气输送管道[3-4]的管道压力通常为10～12 MPa，压气站出口压力通常为11.5 MPa，但是管道运行时的输送压力值一直未能得到论证。依据相关研究结果可知，天然气管道输送压力与管道设计压力值越接近越有利。因此，对天然气传输管道压力特性展开具体分析，不但能够合理的确定天然气预留裕量，还是规避管道运输故障的关键。

针对天然气管道传输特性，徐海良等[5]建立了欧拉模型，分析管道中天然气流速、气相体积以及管道压力损失梯度，获取了管道的压力损失规律，完成了管道传输压力特性分析。程伯明等[6]通过对管道压力的实施监测，获取管道压力与填充工艺参数之间的关系，计算管道输送时的绝对压力值以及压力降，从而获取管道传输压力特性。李宏泉等[7]基于管道应力分布规律验证管道数值分析模型，依据模型验证结果获取管道周边压力分布特征。

但是上述研究者在分析管道压力特性时，未能通过建立的天然气传输管道有限元模型对管道轴向压力损失梯度特性展开分析。因此，在上述几种压力特性研究方法的基础上，提出外边界条件下的天然气管道顺序输送压力特性研究。经过实验证明，所提方法能够精准有效的完成天然气管道输送压了特性分析。

1 建立天然气输送管道有限元模型

借助有限元软件[8-9]建立天然气输送管道的有限元模型，具体结构如图1所示。

图1 天然气输送管道有限元模型Fig.1 Finite element model of natural gas transmission pipeline

1.1 模型初始值设定

模型建立时，设定天然气输送管道的外边径长度为508 mm，管道壁厚度7.9 mm，管道每根长度15 m，管道密度设定8.5 g/cm2，管道钢材最低屈服强度值设定340 MPa，弹性模量设定210 GPa，泊松比[10]设定0.3。天然气管道有限元模型建立后，依据八节六面划分形式，对模型实施划分，管道两端对称约束，内壁施加压力载荷，以此确定管道内部的极限承压内压值。

1.2 外边界条件

根据上述建立的天然气输送管道有限元模型，确定天然气输送时的外边界条件。天然气在传输管道中外边界条件主要指管道内温度与压力之间的边界条件。由于天然气在输送管道中的形成水合物边界条件[11]存在一定范围，具体边界条件见表1。

表1 天然气输送管道外边界条件参数Tab.1 Parameters of outer boundary conditions of natural gas transmission pipeline

2 天然气管道顺序输送压力特性分析

以某地天然气输送管道为例，选定该地天然气输送管道管道全线只有1座首站和1座末站，二者距离2 000 km，中间无任何分输站，年输送量340×105t，天然气输送时，气温变化会对特性分析结果产生影响，所以在对天然气管道顺序输送压力特性展开分析[12]前，将天然气输送时间设定为同年3月至5月。待检测管道如图2所示。

图2 天然气传输管道Fig.2 Natural gas transmission pipeline

2.1 天然气成分分析

在对天然气展开管道输送压力特性分析前，需要详细了解天然气的组成成分[13]。具体见表2。

表2 天然气组成成分以及相关含量Tab.2 Composition and related content of natural gas

分析表2可知，天然气主要成分为甲烷[14]，还含有少量得到乙烷、丁烷、戊烷[15]，以及极少量的氩、氦、氮、氧等元素。

2.2 不同管道直径下输送压力模拟

测试的管道1直径150 mm，管道2直径350 mm，管道3直径550 mm，管道4直径600 mm。忽略气体流动过程中的局部压力损失，天然气管道顺序输送压力云图如图3所示。

图3 不同管道直径下管道截面总压云图Fig.3 Total pressure cloud of pipe section under different pipe diameters

从图3中可以看出，管道内直径越大，天然气传输压力越小，说明天然气管道压力会随着管道直径的增加而有所缓解。

2.3 天然气顺序输送时管道沿线压力分析

在上述模拟计算的基础上，获取天然气压力输送时沿线压力变化情况，结果如图4[16]所示。由图4可知，管道输送距离变大，会缩减天然气的输送压力，压力与输送距离之间呈非线性规律变化。

2.4 天然气输送管道轴向压力损失梯度分析

对天然气输送管道展开压力损失梯度[17]计算时，需要在固定输送管段下，通过不同参数组合结果，计算天然气管道的输送三相流。设定天然管道管内直径为α、天然气颗粒直径描述成βm，颗粒体积标记δs，流速描述成vl，气相体积表述εg，气泡直径标记Qg，计算结果如图5所示。

在图5中，管道1中，α=1 dm，δs=0.1，εg=0.05，vl=40 dm/s；在管道2中，α=1 dm，δs=0.1，εg=0.05，vl=30 dm/s ；管道3中，α=3.5 dm，δs=0.3，εg=0.22，vl=32 dm/s；管道4中，α=4.5 dm，δs=0.15，εg=0.06，vl=32 dm/s。

图4 天然气管道沿途输送压力变化情况Fig.4 Changes of natural gas transmission pressure along pipeline

图5 天然气输送管道轴向压力损失梯度测试结果Fig.5 Test results of axial pressure loss gradient of natural gas transmission pipeline

依据天然气管道压力损失梯度值计算结果可知，任意一组组合参数，压力损失梯度都是从天然气管道入口处开始下降，特别在管道轴向距离为2 m之前，压力损失梯度幅值下降迅速，6～12 m时趋于平稳状态。通过分析可知，天然气顺序输送过程中，管道入口压力损失梯度值下降急速，主要是因为天然气颗粒进入管道时受重力影响较大，导致天然气颗粒流速降低，颗粒聚集在管道端口处，颗粒与颗粒之间出现碰撞，从而导致管道压力损失变大。随着天然气的运输，天然气固相颗粒体积降低，导致颗粒在径向力作用下，颗粒距离平稳，压力减小，压力梯度[18]逐渐稳定。

2.5 流速对天然气管道输送压力的影响

设定天然气管道管径为550 mm，测试该管道在不同工作情况下，管道压力与天然气流速[19]之间的变化规律，结果如图6所示。

图6 天然气流速对管道压力的影响Fig.6 Influence of natural gas flow rate on pipeline pressure

图6中，管道1、管道3以及管道5为管道内天然气固液2流，管道2、管道4、管道6为管道内天然气固液气3相流。其中，管道2参数为βm=0.04 dm,δs=0.45,εg=0.05，Qg=0.1 dm；管道4参数为βm=0.03 dm,δs=0.35,εg=0.05，Qg=0.1 dm；管道6的参数分别为βm=0.02 dm,δs=0.20,εg=0.05，Qg=0.1 dm；而管道1、管道3、管道5的天然气颗粒直径分别为0.02、0.03、0.04 dm，颗粒体积分别为0.2、0.3、0.2 dm3。

依据图5研究结果可知，天然气垂直输送时的天然气流速大于天然气颗粒的沉降速度。天然气的固相颗粒对管道压力的影响不及天然气流速对管道压力的影响。天然气气相对天然气固相有减阻作用，这主要是因为天然气以三相流开展传输时[20]，会有少量气泡夹杂在天然气颗粒与管道内壁之间，从而使天然气黏度、管道内壁切应力以及内摩擦阻力减小，从而降低传输压力。

从图5中能够看出，获取的曲线规律基本相同，管道传输天然气时，管道压力损失梯度会随着天然气的流速先降低再升高。并且中间存在最低值区间以及最佳速度区间。最佳速度区间的存在，说明天然气传输时的流速对管道压力存在两面性。天然气流速小于最佳流速区间时，天然气对传输管道的作用力明显，天然气颗粒与液体之间的滑移增加，会提升管道压力损失梯度。颗粒传输速度较低时，固相下降明显颗粒碰撞几率增加，同样会提升传输管道的压力损失。