李传宪 王 迪 张树文 左 栋 唐道林

1中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院2中国石油中亚天然气管道有限公司

中亚天然气双线管道瞬态工况分析

李传宪1 王 迪1 张树文1 左 栋2 唐道林1

1中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院2中国石油中亚天然气管道有限公司

中亚天然气管道为双管并行管线，其瞬态工况特征有别于单线管道。基于建立的中亚A/B双线仿真模型，分析了管道泄漏、干线截断阀关闭等事故发生时的A/B双线的压力、流量变化特征及其差异。分析认为，A/B两线的相互影响主要是通过连接两线的站场进行的。B线某处发生泄漏时A线对应点的压力和流量变化幅度小于B线，B线截断阀意外关断时，A线流量和压力在管线连接处开始发生变化，其上游的流量变化幅度和波及范围小于B线；B线截断阀关闭对A线站场下游压力和流量没有影响。研究成果对双线管道的事故诊断和抢修具有重要指导意义。

天然气；双线管道；仿真模型；瞬态工况

天然气管网在运行过程中受到沿线环境、自然灾害、人为因素等的影响，可能发生泄漏、堵塞、停机等事故，使全线的压力、流量等发生变化[1]，严重时影响全线压缩机的正常运行，最终导致全线停运或安全事故。通过建立模型进行工况分析，可以得到不同工况条件下全线参数变化特征，总结各参数变化规律，对于事故前的预防和事故后的抢修具有十分重要的意义。

目前国内外学者对于常规单线管道的工况分析研究较多，部分学者通过建立天然气在管道中的质量守恒方程、动量守恒方程、能量守恒方程，采用数值方法求解并编制软件进行研究[2]，也有部分学者直接利用商业化的软件（如SPS）进行研究[3]。部分学者利用仿真模型对天然气管网运行优化技术进行研究[4]，部分建立了天然气管网运行优化问题的算法[5]。目前研究主要是针对单线管道进行的，对于双管并行管线的非稳态运行状况研究较少。双管并行管线运行过程中其中一线发生泄漏或者截断阀意外关断时，对另一线的影响是通过连接两线的站场进行的，并存在滞后时间，而且两线的压力、流量变化特征不同，有别于单线管道的瞬态工况。本文基于建立的中亚A/B双线仿真模型，重点分析管道泄漏、干线截断阀关闭等事故发生时对应的A/ B双线流量及压力变化的差异状况。

1 双线管道概述

中亚天然气全线采用双管并行敷设方式，全长1 833 km，管道直径1 067 mm，设计压力9.81 MPa，沿线设8座压气站。A/B线分别于2009年和2010年建成通气，2012年12月达到设计输气能力300× 108m3/a。

中亚天然气A/B双线管道采用变壁厚设计，乌兹别克斯坦境内壁厚16.2 mm，哈萨克斯坦境内壁厚15.9 mm，管道内壁粗糙度均为10μm。管道途经地域属于温带大陆性气候，冬寒夏热。其沿线地温和总传热系数见表1。

表1 沿线地温和传热系数

2 仿真模型建立

根据中亚天然气A/B双线管道的基础资料，利用管道分析软件建立了A/B双线的仿真模型。通过对管壁粗糙度、压缩机参数等数据的调整，使得模拟计算出的压力及流量与现场实际数据基本一致。表2为模拟计算出的各站场压力和2015年1月19日实际站场压力对比表。从表2可以看出，实际运行参数和模拟的运行参数相对误差均小于3%，能够满足工程计算误差要求，证明该模型可较好地反映管道的实际运行状况，为进行瞬态工况的分析提供了基础。

表2 压力参数对比

3 瞬态工况分析

图1为利用建立的仿真模型计算出的管道正常运行时的压力及流量分布曲线，由于中亚天然气A/ B双线共用8座压气站，因此A、B线压力、流量分布基本相同。模拟计算首站进站压力6.28 MPa，出站压力8.18 MPa，末站进站压力6.77 MPa，出站压力9.01 MPa，压力波动范围6.19～9.19 MPa；流量基本平稳，无较大波动。

图1 正常工况下压力及流量分布

3.1 输气管道B线泄漏瞬态工况

天然气管道B线820 km处发生泄漏时的B线的流量变化曲线如图2所示，可以看出，泄漏发生后，B线泄漏点上游流量瞬时从3 851×104m3/d增加到11 650×104m3/d并保持稳定；在泄漏发生后的某一时刻，越靠近泄漏点，流量越大；流量变化波及范围逐渐增加，但增加速度降低。泄漏发生后B线泄漏点下游流量变化规律与上游相反，出现逆向流动，泄漏点流量瞬时降低到-9 500×104m3/d，变化幅度远大于上游点；受到里程858 km处压气站CS2的影响，下游流量变化曲线扩大到858 km处不再发生变化。

图2 不同泄漏时间对应的B线流量变化曲线

B线泄漏后，由于A线流量通过A、B线中间连接站场向B线转移，导致A线流量发生变化。A线与B线泄漏点有相同里程的对应点（以下简称A线对应点）处的流量变化曲线如图3所示，可以看出，B线发生泄漏瞬时A线对应点流量变化幅度较小，上游流量变化速率大于下游流量变化速率。泄漏发生1 min时，A线对应点上游流量仅增加150× 104m3/d，下游流量几乎保持不变。随泄漏时间增加，对应点上、下游流量开始发生较大变化，泄漏发生3 min时，对应点上游流量增加3 700×104m3/ d，下游流量降低310×104m3/d，下游流量变化幅度远小于上游。

图3 B线泄漏不同时刻A线流量变化曲线

B线泄漏点和A线对应点处的压力随时间变化曲线如图4所示。管道泄漏后，B线泄漏点处压力下降较快，瞬时直线下降0.5 MPa，随后虽然下降速率减小，但下降值仍然较大。由于泄漏点至最近站场有37 km的距离，A线对应点处压力变化存在2.8 min滞后时间，然后压力开始下降，下降速度明显小于B线。

发生泄漏事故会引起上、下游的流量及压力波动，若不及时处理泄漏事故工况，高速气流的冲刷造成泄漏孔径增大，会造成更大流量的泄漏或管道爆管的事故。泄漏量较大时更会影响全线压缩机的正常运行，尤其是泄漏点下方最近处的站场压缩机，最终可导致全线停运。

3.2 B线截断阀紧急关断

输气管道B线截断阀（0017B阀室）意外关断时，A、B线管内流量随时间变化曲线如图5所示，B线曲线位于正常流量线下方，曲线随事故时间逐渐增加从中间向两端分布；A线曲线位于正常流量线上方，曲线随事故时间逐渐增加从下至上分布。0017B阀室突然关断后，B线通过该阀室的天然气流量瞬间减少至零，其上、下游的流量下降速率较大，流量曲线成漏斗状，并不断向外扩大。

图4 泄漏点压力随时间变化曲线

图5 阀室0017B关断时A、B线流量曲线

A线流量在下游共用站场处发生变化，并不断向上游波及，对站场下游流量没有影响；在发生事故1 min后靠近站场处流量增加500×104m3/d，随时间增加，靠近站场处流量逐渐增加，并向站场上游处扩大，但其流量变化幅度和波及范围小于B线。

输气管道B线截断阀（0017B阀室）意外关断时，A、B线管内压力随时间变化曲线如图6所示。B线在0017B阀室（821 km）上游压力增加，下游压力降低，随时间延长，压力变化幅度增大。B线0017B阀室的意外关断对A线压力也产生了影响，其变化从下游共用站场CS2处开始降低，随时间延长压力降低幅度逐渐增加并向上游扩大；经过压缩机工作点的调整，出站压力并无太大变化。

图6 阀室0017B关断时A、B线压力曲线

4 结论

（1）中亚天然气A/B双线管道运行过程中，B线发生泄漏或者截断阀意外关断，对A、B两线都有较大的影响，对A线的影响主要通过连接两线的站场进行的。

（2）天然气管道B线某处发生泄漏时B线泄漏点的压力迅速降低，B线泄漏点上游流量瞬时上升到最高点，流量变化波及范围逐渐增加；B线泄漏点下游出现逆向流量，流量变化幅度远大于泄漏点上游；B线泄漏后对A线压力和流量变化存在一个滞后时间，滞后时间受泄漏点与站场的距离影响，并且A线对应点的压力和流量变化幅度小于B线。

（3）输气管道B线截断阀意外关断时，B线通过该阀室的天然气流量瞬间减少至零，流量曲线成漏斗状，并不断向外扩大；阀室的上游压力增加，下游压力降低。A线流量和压力在共用站场处开始发生变化，其流量变化幅度和波及范围均小于B线，并不断向上游波及；对A线站场下游压力和流量没有影响。

[1]赵小平，万捷．704泵站-独山子输气管道非稳态运行工况分析[J]．油气田地面工程，2009，28（4）：10-12.

[2]DORAO C A，FERNANDINO M．Simulation of transients in natural gas pipelines[J]．Journal of Natural Gas Science and Engineering，2011，3（1）：349-355.

[3]赵俊，陈永昌，朱锋，等．利用SPS模拟西气东输管道压气站单机失效问题及建议[J]．石油规划设计，2012，23（5）：43-46.

[4]艾慕阳，蒋毅，宋飞，等．大型天然气管网运行方案多目标决策优化[J]．油气储运，2011，30（10）：739-742.

[5]陈进殿，汪玉春，汤俊杰．用微粒群算法实现天然气管网运行最优化[J]．油气储运，2009，28（1）：7-11.

（栏目主持 张秀丽）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.11.017

李传宪：博士，教授，主要从事油气管道系统节能降耗理论与安全保障技术方面的教学与科研工作。

2015-06-04

基金论文：中央高校基本科研业务费专项资金（14CX02210A，15CX06072A）资助。