天然气管道模型2
天然气管道输送技术的发展
天然气管道输送技术的发展1、天然气长输管道的发展动态(1)加大管径和提高压力加大管径和提高压力既可以提高管道的输送能力，又可以节约投资和降低钢材消耗。
输气管道的直径在1000mm及其以上的管道属于大口径管道。
目前国际上长输管道最大直径为苏联至欧洲的1420mm输气干线，著名的阿意输气管道直径为1220mm，我国的西气东输一线管道直径为1016mm、钢级X70、设计压力10MPa，西二线管道干线：管径1219mm、钢级X80、设计压力12MPa,也进入了近年来世界性的大口径输气管道行列。
高压输送是当前输气管道技术发展趋势。
管道采用的最高输气压力，在一定程度上反映了一家输气管道的整体技术水平。
目前欧洲和北美天然气管道的设计压力普遍在10MPa以上。
加拿大至美国的ALLAINCE输气管道设计压力为12MPa，是目前压力最高的陆上长距离输气管道。
我国的西气东输一线管道采用10MPa的输气压力，西二线采用12MPa，达到了当代世界先进水平。
(2)增大输送距离采用超长管道输送天然气被认为是最为经济的方法。
20多年来，欧美各国投入大量资金建设了一大批长距离、大口径的输气管道。
美国为了开发阿拉斯加的天然气资源，于1980~1986年建成了美国横贯阿拉斯加输气管道系统，该系统贯穿阿拉斯加和加拿大境内，向美国本土的48个州输气，管道总长为7763km。
我国最长的西气东输一线天然气管道(已投产，二线在建干线全长4859km，加上若干条支线，管道总长度超过7000km。
)总长近4000km，是目前世界上最长的输气管道之一。
(3)采用高钢级管道钢目前，世界上干线输气管道均采用高强度合金钢，以达到减少钢材耗量，降低工程造价的目的。
加拿大的统计分析表明，每提高一个钢级可减少建设成本7%。
国外输气管道普遍采用X70管道钢，少数采用了X80管道钢。
某些公司正在研制X100及更高等级的管道钢。
国内X70级管道钢和钢管生产技术已趋成熟。
天然气长输管道干线放空方法选择
天然气长输管道干线放空方法选择摘要：随着国民经济的增长，我国建设了大量的输气管道，当站场设备维检修或出现进出站超压时，需要对站场内设备和管路内的气体进行放空；当阀室间的管道出现故障或意外时，需要对两阀室之间的管道气进行放空。
放空作业主要是通过放空立管和放空点火装置完成，按照是否点火分为冷放空和热放空。
鉴于此，文章结合笔者多年工作经验，对天然气长输管道干线放空方法选择提出了一些建议，仅供参考。
关键词：天然气长输管道;干线放空;方法选择引言天然气具有易燃易爆性，并且天然气长输管道运行压力高、管径大、输量大，因此天然气管道运行存在一定风险。
天然气长输管道站场和阀室内均设置有放空系统，用于系统内超高限压力的泄放以及事故工况下天然气的紧急泄放，确保天然气输送系统的安全和平稳运行。
由于天然气属于易燃易爆气体和温室气体，为了降低天然气泄放后的泄漏爆炸危险和减小温室气体对环境的影响，一般通过在放空立管末端点火方式进行天然气泄放。
在天然气点火时会产生大量的热辐射，威胁地面人员和设备的安全。
1天然气性质概述在进行天然气长输管道建设的过程当中，建设的每个环节和工作都需要以天然气化学性质作为基础，只有真正了解其化学性质才能分析管道建设和运输过程当中存在的各种安全隐患，并提出相应的解决对策。
天然气是硫化氢和非碳氢化合物组成的混合复合物，主要成分是甲烷。
它可以为人们的日常生活提供生产动力，但是如果空气当中的甲烷浓度达到30%左右之后，将导致人体出现一系列的生理反应，例如呼吸困难，心跳加速头晕，身体乏力等，如果不及时控制空气中甲烷的浓度，并且疏散现场人员，那么在甲烷的影响下，人类的意识会逐渐衰弱，严重者还有可能因窒息而死亡。
由此可以看出天然气管道的安全性，对于人们的生命安全，财产安全都会产生极大的影响。
天然气当中所含有的各种气体成分，在一定时间的积累下会对天然气长输管道造成腐蚀，导致管道的安全系数不断降低。
除此之外，天然气本身是一种可燃性气体，当天然气与空气混合，并超过一定的比例之后，在高温和明火的作用下，极有可能发生火灾事故或爆炸事故，这对于人们的生命安全和财产安全都造成极大的威胁。
《燃气安全技术(第3版)》教学课件第2章燃气的泄露与扩散
泄漏燃气温度、密度与大气温度、密度的 差异及风速和泄漏现场各类障碍物的存在， 使泄漏燃气扩散模拟变得十分复杂。
2.2.1泄漏液体的蒸发
1)闪蒸 液体燃气（如液化天然气、液化石油气）的
沸点通常低于环境温度，当液态燃气从压力 容器中泄漏出来时，由于压力突减，液态燃 气会突然蒸发，称为闪蒸。 闪蒸的蒸发速度由下式计算：
κ－气体的绝热指数，双原子气体取1.4，多原子气体取
1.29，单原子取1.66；
M－燃气的分子量kg/mol；
R－气体常数，8.3144J/(mol.k)；
T－气体的温度，K。
当
p0 (
2
k
) k 1
p k 1
时，气体流动属于亚音
速流动，燃气泄漏的质量流量为：
qmG Cdg AP
kM RT
(
k
当Fv<<1时，可认为泄漏的液体不会发生闪蒸， 此时泄漏量按液体泄漏量公式(2.1)计算；泄漏出 来的液体会在地面上蔓延，遇到防液堤而聚集形 成液池；
当 Fv <1时，泄漏量按两相流模型(2.4)计算；
当 Fv =1时，泄漏出来的液体发生完全闪蒸，此 时应按气体泄漏(2.3)处理。
当 Fv >0.2时，可以认为不形成液池。
k
)( 1
p p0
)
2 k
1
(
p p0
)
k 1 k
(2.3)
3)两相流泄漏
在过热液体发生泄漏时，有时会出现液、气两相流 动。均匀两相流的质量泄漏速度可按下式计算：
qm Cd A 2m ( pm pC )
埋地天然气管道泄漏温度场模拟
埋地天然气管道泄漏温度场模拟李鹤，封辉，池强(中国石油集团石油管工程技术研究院石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室，陕西西安710077)摘要:为了解埋地管道泄漏后附近温度场的分布情况，以便对管道发生小孔泄漏进行泄漏检测，本文对埋地输气管道泄漏前后建立了二维物理模型和数学模型并给出了相应的边界条件。
利用计算流体软件Fluent对环境温度、输送压力、泄漏口孔径与泄漏方向四种泄漏工况分别进行了管道泄漏后的数值模拟。
结果表明:环境温度、输送压力是决定管道泄漏后土壤温度场分布的决定性因素;泄漏口孔径也会对土壤温度分布造成影响，但影响效果小于环境温度和输送压力的影响;泄漏方向更大程度影响冷影响区的相对位置,而对冷影响区域的大小影响不大。
本文最终得到了不同工况下管道泄漏后周围土壤温度场的分布情况，对当前广泛应用的光纤传感器的现场应用有一定的指导意义’关键词:埋地输气管道;小孔泄漏;温度场分布#数值模拟中图分类号:TE973文献标识码：A文章编号：1008-021X(2021)05-0145-05The Simulation of Tempertur Fielf of Underground Natural Gas Pi-eline LeakageLi He,Feng Hui,CCi Qiang(CNPC Tubular Goods Research Institute,Sm—Key Labom———-Pe—ormanco andStructure S—ety of Petroleum Tubular Goods and Equiyment Materials,XiVn710077, China)Abstract：In order to understand the disGibu—on of temperature—elU in the vicinity of bu—ed pipelines—ter leakage and to detect the leakage of smal l holes in pipelines,a too-dicensional physical model and mathema—cal model we—established before and —ter the leakage of bu—ed gas pipdPes,and the corresponding bounda—conditions we—given.The numerical simulation of pipe—ne leakage under—umeaka/e conditions,namely,environmental temperature,ddive—pressure,aperture of leakage port and direction of leakage,was carried out by using the computa—onal—uid software Fluent.The—su—s show that ambOnt temperature and conveying pressure are the decisive factors—r the distribution of soil temperature field—ter pipeline leakage；the pore size of the makage port a—e—fects the soil—mperatu—distribution,but the edect is less than that of the ambOnt temperature and transport pressure；the direction of leakage has more influence on the relative position of the cold Hec—d area, but has lip—in—uenco on the size of the colU Hec—d area.In this paper,the distribution of the so——mperatu——elU a—und the pipe leakage under dPerent working conditions is obtained,which has a certain guiding significance—r the—elU application of —ber opt—sensors widely used at present.Key words:bu—ed gas pipeline；aperture leak；temperature—eld distribution；numerical simulation管道以成本低、能耗低、安全性高、运行稳定等优点成为天然气的主要输送工具，截止2017年末，我国气体管道总里程近八万千米⑴。
管道流动体系天然气水合物生成模型研究进展
管道流动体系天然气水合物生成模型研究进展李建敏;王树立;饶永超;周诗岽;张琳;李泓【摘要】天然气水合物浆液管道输送技术可实现水合物防治的动态控制及天然气水合物的管道输送,而流动体系天然气水合物生成模型研究为水合物浆液管道输送技术的发展提供理论支持.总结了国内外流动体系天然气水合物生成模型的研究进展,重点分析了水合物生成动力学模型.发现目前适用于流动体系的天然气水合物生成模型还很少,并且多为由静态体系水合物生成模型拓展而来.基于气液两相螺旋管流流动特性及天然气水合物微观结构,建立了螺旋管流体系天然气水合物生成模型.最后,指出了流动体系天然气水合物生成模型研究的发展方向.【期刊名称】《天然气化工》【年(卷),期】2014(039)002【总页数】5页(P70-74)【关键词】天然气水合物;流动体系;微观动力学模型;宏观动力学模型;气液两相螺旋管流【作者】李建敏;王树立;饶永超;周诗岽;张琳;李泓【作者单位】常州大学石油工程学院江苏省油气储运技术重点实验室,江苏常州213016;常州大学石油工程学院江苏省油气储运技术重点实验室,江苏常州213016;常州大学石油工程学院江苏省油气储运技术重点实验室,江苏常州213016;常州大学石油工程学院江苏省油气储运技术重点实验室,江苏常州213016;常州大学石油工程学院江苏省油气储运技术重点实验室,江苏常州213016;长江(扬中)电脱盐设备有限公司,江苏镇江212200【正文语种】中文【中图分类】TE8水分子通过氢键相连接组成笼形主体，并包裹着天然气中某种或多种组分气体分子而形成的非化学计量型化合物称为天然气水合物 [1]。
1934年，Hammerschmidt首次在输气管道中发现天然气水合物[2]。
从此，水合物防治工作受到油气生产及运输部门的高度重视。
目前，普遍采用注入热力学抑制剂（甲醇、乙二醇等）的方法来抑制水合物的生成，但热力学抑制剂用量大，而且污染环境[3]。
天然气管道投产运行技术要求2(2014、3)教材
三、输气管道站场试压
(二) 站场试压要求
3、上一条所涉及的阀门、管件等宜在连接工艺管线盾与完工系统一起试压， 但试压压力超过生产厂试压压力时，应采用水试压。 4、不承受试压压力的设备应从管道上卸开或加以隔离。可以使用阀门隔离， 只要使用的阀门极其关闭机构适于承受所试验的压力。 5、对于所有的控制装置和保护设备，包括限压装置，调压阀、控制器、安 全泄放阀及其他安全装置均应经过试压，确定它们处于良好的机械状态。 6、不同压力等级之间以及其他未经试压的对接口的焊缝应进行射线检查并 合格。
试压步骤及时间：
采用水试压时，升压、应缓慢，达到强度试压压力后，应稳压1Omin，检 查无泄漏、无压降为合格。严密性试验应在设计压力下稳压 30分钟，无渗漏、 无压降为合格；采用气体试压时应分段进行，并用发泡剂检漏。
三、输气管道站场试压
2.阀门试压
① 应采用清水进行强度和严密性试验。 ② 强度试压压力为工作压力的1.5倍，稳压不小于5分钟，不渗漏、不变 形、无损坏、无压降为合格。 ③ 严密性试验压力为工作压力，稳压15分钟，不内漏、无压降为合格。 ④ 止回阀应按逆流向做严密性试验，按顺流向做强度试压。 ⑤ 截止阀可按顺流向进行强度试压和严密性试验。
三、输气管道站场试压
（三）试压过程及安全
我国标准规定采用水进行强度试压时，压力应均匀缓慢上升，当压力升至 1/3试验压力时，应停止升压15分钟进行检查；然后升压至2/3试验压力时再停止 15分钟进行检查；最后升至试压压力并稳压。停止升压期间应检查管线压力有无 异常现象。 采用气体进行强度试压时应注意：
⑥ 安全阀在安装时应进行压力调试，开启压力为工作压力的1.05～1.15 倍；起跳力为0.90～1.05倍工作压力，调试不少于3次。
第一课天然气集输 第二章
（３）抑制剂最低富液浓度校核 • 甘醇类化合物在低温下会丧失流动性。 • 重量浓度为60%～75%
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图2.14三种甘醇的“凝固点”图
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（４）抑制剂注入量计算
• ①注入甘醇时：
Ge 106 qvG[(W1 W2 ) Wf ]
第一节 天然气含水量的计算
• 一、天然气含水量表示方法 • 1、湿含量 • 1）绝对湿含量
eG V
2）饱和湿含量
e
3）相对湿含量
eS
1
4）天然气的露点和露点降
• 天然气的露点是指在一定的压力条件下， 天然气中开始出现第一滴水珠时的温度。 天然气的露点降是在压力不变的情况下， 天然气温度从一个露点降至另一个露点 时产生的温降值。
皮肤侵入人体，甲醇对人中毒剂量为5～10毫升，致死 剂量为30毫升，空气中甲醇含量达到39～65毫克/米3时， 人在30～60分钟内即会出现中毒现象，因而，使用甲 醇防冻剂时应注意采取安全措施。
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• 甘醇类防冻剂（常用的主要是乙二醇和二甘醇）无 毒，沸点较甲醇高，蒸发损失小，一般都回收、再生 后重复使用，适用于处理气量较大的井站和管线，
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精品课件！
精品课件！
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作用机理是通过共晶或吸附作用，阻止水合物晶核的生 长，或使水合物微粒保持分散而不发生聚集，从而抑制 水合物的形成。
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四、降低管线压力
用放空管对管线泄放气体降压
放空气量：
G
g
4
d
2 P0
19.62
K
(
2
2
天然气管道工程监理
天然气管道工程监理本文对我国天然气管道工程监理模式进行了系统，全面的分析研究，发现了其存在的问题和不足，提出了一系列针对性的改进措施。
1天然气管道工程监理的主要内容1.1管道焊接监督在整个天然气建设过程中，管道焊接是一个非常重要的环节。
如果焊接质量不合格，天然气泄漏的可能性将大大增加，对人们的生命构成巨大威胁。
因此，在管道焊接过程中，必须进行监督管理。
具体内容如下：首先，焊接工人进入施工现场前，必须严格检查其资质，磨损情况；第二，进行焊接工艺科学的测试和分析，以确保焊接工艺满足使用需求。
此外，焊接工作完成后，有必要对所有焊缝进行全面的X射线检查，以确保管道焊接项目符合相关标准。
1.2管道防腐监督天然气管道工程是大型工程。
在操作过程中，不可避免地会受到酸，碱，阳光，风化和其他因素的腐蚀。
因此，防腐监督工作是重要的安全屏障。
如果防腐工作做得不好，天然气很可能会从腐蚀部位泄漏而造成极大的安全隐患。
因此，在天然气管道工程建设中，必须做好监督工作。
具体内容如下：首先，将防腐材料运送到施工现场时，必须由专业人员检查和分析材料的性能，以确保每种材料均具有合格证书和质量证书。
;其次，对焊接接头进行防腐处理时，要充分清洗汉口，以防锈蚀影响防腐效果。
2天然气管道工程监理模式分析2.1PMT+PMC+epc监督模式PMT+PMC+EPC监管模式是一种比较成熟的监管模式，已在我国天然气管道项目中得到广泛推广和应用。
PMT是指项目管理团队，英文名称为ProjectManagementTeam；PMC是指项目管理承包商，英文名称为ProjectManagementContract；EPC是指项目的建设方。
在实际运营过程中，业主采用公开招标的方式选择合适的承包商，然后对项目进行全方位的监督管理。
业主与承包商之间将建立合同，以详细，详细地描述工作内容和职责分工，而PMC承包商将对总承包商的工作过程和工作质量进行全面的监督和管理。
天然气高压泄漏
一、泄漏物质在大气中扩散的计算模型1.泄漏物质在大气中扩散的计算模型 如果化学危险物质只是具有易燃易爆性，则发生泄漏后虽然可能产生极为严重的火灾、爆炸事故，但是影响的范围不大，仅局限于厂区内部或临近的区域。
但是，若该物质具有毒性，泄漏后能在大气中扩散，则将造成大范围内的人员中毒事故。
对于毒物在大气中扩散的计算，可以根据下列情形进行。
（1）泄漏危险源瞬时排放的情形 泄漏危险源为瞬时排放时，如果排放质量为Q(kg),则空间某一点在t 时刻的浓度由下式得出：()⎪⎭⎪⎬⎫⎪⎩⎪⎨⎧⎥⎥⎦⎤⎢⎢⎣⎡++--=•••••••••••••z y x z y x z y ut x •Qt z y x C 2222222/321exp )2(2),,,(σσσσσσπ (公式3-19) 式中x —下风方向至泄漏源点的距离，m;y,z —侧风方向、垂直向上方向的离泄漏源点的距离，m;u —风速，m/s;σx ,σy ,σz, —分别为x,y ,z 方向的扩散参数； t —扩散时间，s(2)泄漏危险源连续排放的情形若泄漏源为连续排放，泄漏速率为Q(kg/s)时，则空间莫一点在t 时刻的浓度由下式得出：⎥⎥⎦⎤⎢⎢⎣⎡⎪⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛+-=••••••••z y z y z y u Q t z y x C 222221exp ),,,(σσσπσ (公式3-20) 式中符号意义同上。
对于扩散参数σy , σz,，这里引用TNO 有关的公式：•ax Q ••by••dz cx Q （公式3-21）根据上述两个大气扩散公式，即可算出有毒气体泄漏后造成的毒害区域。
扩散系数a 、b 、c 、d 与大气稳定条件见表3-1表3-1 扩散参数与大气稳定条件 大气条件 a b c d 极不稳定A 0.527 0.865 0.28 0.9 不稳定B 0.371 0.866 0.23 0.85 弱不稳定C 0.209 0.897 0.22 0.8 中性D 0.128 0.905 0.2 0.76 弱稳定E 0.098 0.902 0.15 0.73 稳定F0.0650.9020.120.67例：某压缩天然气（CNG ，含CH 496.23%）高压输送管的内部绝对压力为2.6Mpa,外界大气的压力位0.1Mpa,管道内径600mm.若管道发生开裂导致天然气泄漏，泄漏的裂口为狭窄的长方形裂口，裂口尺寸为管径的60%，宽为2mm.已知甲烷的爆炸下限浓度为5%。
燃气管道漏气量的计算
燃气管道泄漏量的计算1. 概述目前的燃气管道泄露量计算模型主要分为小孔模型和管道模型，小孔模型将泄漏口看成是一个足够小的孔，一般不超过20mm ，适合于通过小孔的泄漏量计算；管道模型将泄漏孔径看作管道管径，适合于燃气管道截面完全破裂时的泄漏量计算。
2. 泄漏量的计算根据燃气管道被挖断面积的三种情况：完全破裂、泄漏口只有很小的破损孔及泄漏口面积既不是小孔，也不是完全破裂，分别采用相应的模型进行管道泄漏量计算。
2.1 管道模型管道完全破裂时，燃气流速较大，管内燃气没有足够的时间和周边环境进行充分的热交换，管内流动看作绝热过程，采用管道模型进行管道漏气量计算，计算公式见式（1）。
1112111[]0.2511ln 2n n n n n n a m a n p p pn q D n p L RT D n p πλ++--=+⎛⎫+ ⎪⎝⎭ （1）式中： m q —管道泄漏量，kg/s ；D —管道内径，m ；1p —管道起点压力，Pa ；a p —大气压力，101325Pa ；n —多变指数，在管内流速较小管道较长时，n =1，管内流速较大管道较短时，n =1.3；λ—摩擦阻力系数；L —泄漏点至管道起点的距离，m ；T —管道起点燃气温度，K ；R —燃气的气体常数，J/(kg.k)。
2.2 小孔模型泄漏孔很小时，管内流动为等温过程，泄漏孔口流动为绝热过程，采用小孔模型进行管道泄漏量的计算。
小孔模型下的管道泄漏量还与燃气流动过程中流速是音速还是亚音速有关，通常用临界压力比来判别。
临界压力比公式见式（2）。
12()1k k k β-=+ （2） 式中：k —绝热指数，天然气取1.3。
（1）1a p p β>时，燃气在泄漏口以亚音速流动，燃气泄漏量计算公式： 11120.981k k m k q A p RT k +-⎛⎫=⨯⨯⨯⋅ ⎪+⎝⎭ （3）式中：A —泄漏孔口面积，m 2，其余符号意义同式（1）。