中俄東線大口徑輸氣管道的投產氣體運移規律及注氮量優化

葉 恒 李光越 劉 釗 張博越 劉家樂

1.中國石油天然氣股份有限公司北京油氣調控中心 2.中國地質大學（北京） 3.中石油管道有限責任公司

0 引言

在管道投產實踐中，合理的注氮量是保證生產安全的關鍵。崔茂林等[1]根據自身多年參與管道投產經驗，提出中、大口徑天然氣管道投產中注氮量的經驗公式，為管道管容的6.00%～12.00%。付春麗[2]、付先惠等[3]各自研究了管道投產過程中氮氣混氣段的運移規律，發現混氣段長度與管道長度、管徑大小成正比。蒲麗珠等[4]統計了多條長輸天然氣管道投產工程數據，一般現場注氮量為管道管容的7.00%～20.00%。陳傳勝等[5]根據川氣東送天然氣管道的投產經驗，推導出適合大口徑、高壓力管線投產的注氮量，同時提出在天然氣置換前管道內氮氣封存管容比應大于12.00%。在已進行的各條管道投產實踐中，往往為了保證安全而注入過多氮氣，導致了大量的氮氣浪費，造成了不必要的經濟損失[6]。

中俄東線天然氣管道是我國首條采用外徑1 422 mm大管徑、12 MPa壓力、X80高鋼級的長輸天然氣管道，也是單管輸量最大的跨境長輸天然氣管道。管道起自俄羅斯東西伯利亞，由布拉戈維申斯克進入我國黑龍江省黑河，終點至上海市。其中，我國境內段新建管道3 371 km，利用已建管道1 740 km，輸氣量將逐步提升至每年380h108m3。中俄東線北段已于2019年12月2日成功投產通氣，其中包含715 km的干線管道（外徑1 422 mm）以及 109 km長嶺—長春支線管道（外徑1 016 mm）[7-8]。為了保證安全投產同時避免氮氣的浪費，開展對輸氣管道投產過程中氣體運移規律以及注氮量的優化研究，具有重要的意義。

為此，采用計算流體力學（CFD）數值模擬的方法，用中俄東線現場投產實際數據驗證了該方法模型的可靠性，在此基礎上研究了外徑1 422 mm大口徑管道投產過程中各氣體的運移規律及其影響因素，提出了不同條件下的理論最優注氮管容比。

1 數值模型建立與邊界條件

1.1 數值模型的建立

采用CFD方法，模擬天然氣置換（以下簡稱置換）過程，其二維幾何模型如圖1所示。管道長L2=1 000 m，其中氮氣封存長度為L1，外徑為1 422 mm，壁厚為28 mm。天然氣從左側進入，推著預先封存的氮氣隔離段向右側出口流動。當右側出口檢測到純天然氣時（甲烷體積分數大于80%），認為天然氣置換結束。由于該模擬尺寸較大，為保證計算收斂準確的同時控制計算時間，整體采用四邊形結構化網格，在縱向上采用漸變性網格，越靠近管壁處網格越密，管道中心區域相對稀疏，共劃分14h20 000個網格單元。由于本文研究的是外徑1 422 mm超大管徑，氮氣和天然氣的相對分子質量相差較大，在建模加入了重力的影響因素。此外，中俄東線北段管道處于東北地區，沿途平坦，地形起伏低于200 m。因此本文考慮的重力為水平敷設管道垂直方向所受到的引力。

圖1 天然氣置換過程的模擬二維幾何模型示意圖

天然氣置換過程涉及流動、擴散傳質等多個過程，其中流動包括單一和混合氣體的流動，擴散傳質過程為氣體間的擴散和流動。每一個物理過程都可以用一個或一組控制方程來表示。氣體流動過程可由動量方程和連續性方程來表示，擴散傳質過程可由組分輸運方程來描述。

1）連續方程：

式中v表示氣體的速度矢量，m/s；ρ表示密度，kg/m3；t表示時間，s；div表示散度算法。

2）動量方程：

在坐標系中i方向上的動量守恒方程為（j方向同理）：

式中i、j為代表坐標系中方向的單位向量；ui、uj表示流體在i、j方向的速度分量，m/s；p表示流體壓力，Pa；xi、xj表示i、j方向上的坐標，m ；τij表示黏性應力，Pa；μ表示動力黏度，Pa·s；Fi表示i方向的單位質量力，m/s2；δij表示克羅內克符號，當i=j時，δij=1，否則，δij＝0；λ表示流體的第二黏度系數，一般取－2/3。

3）組分方程：

式中φi表示i組分的體積分數；Di表示i組分的擴散系數，m2/s；Ri表示單位時間、體積下產生i組分的質量，kg/(m3·s)；grad表示梯度算法。

1.2 邊界條件

模型初始條件：將氮氣以一定比例封存在管段的前端，封存壓力為0.02 MPa。天然氣置換過程中，天然氣從左側進入管道置換氮氣。將管線的出口設置成壓力出口與大氣連通，將天然氣進入管線的進口設置成速度入口。選擇基于壓力的分離式求解器，壓力速度耦合選擇SIMPLE算法求解，動量方程、能量方程均采用二階迎風離散格式，針對氣體間存在相互擴散融合現象，采用Fluent軟件中組分輸運模型進行求解[9-11]，湍流模型選用k-ε模型，松弛因子介于0.3～0.5，步長為10－3s，最大迭代步數為100。

2 數值模擬研究

2.1 模型的可靠性驗證

考慮到利用CFD方法模擬實際管道長度（715 km）的龐大計算量問題，對長度為1 000 m、外徑為1 422 mm的管道進行了模擬，同時為了驗證1 000 m的數值模型的可靠性，利用中俄東線現場實際數據進行驗證。

理論最優注氮管容比（本文的管容比均為物理管容比）定義為天然氣置換過程中，置換至管道末端時純氮氣段剛好衰減為零的極限情況。數值上等于初始注氮管容比減去置換至末端時殘余純氮氣管容比。

中俄東線北段現場投產實踐中，初始注氮管容比為8.00%，封存壓力為0.02 MPa。實際置換速度的平均值為7 m/s，現場投產實踐中，采用調整投產調節閥開度的方法控制置換速度，盡量保持速度恒定。當檢測到氮氣體積分數低于95.00%時認為純氮氣段消失，天然氣—氮氣混氣到達，現場數據分析得到理論最優注氮管容比為3.50%。

采用上述1 000 m的數值模型進行模擬，初始注氮管容比設置為8.00%，天然氣置換速度設置為7 m/s。當氮氣體積分數低于95.00%時認為純氮氣段消失，得到了不同置換距離時（純氮氣頭前端的位置），管道內純氮氣段管存比的變化趨勢（圖2）。如圖2所示，置換至管道末端時殘余純氮氣段管容比為4.02%。根據定義，理論最優注氮管容比為3.98%，相比于同工況下中俄東線現場數據3.50%，絕對誤差為0.48%，說明模型相對合理。

根據《天然氣管道運行規范：SY/T 5922ü2012》[12]，為保證天然氣置換過程中的安全，置換過程中氮氣隔離段的氮氣體積分數應大于98.00%，大于該值則認為是純氮氣段。若管道內不存在氮氣體積分數大于98.00%的氮氣段，則認為天然氣已經突破。由于該標準比中俄東線北段現場實踐中氮氣體積分數大于95.00%的標準更加嚴格，因此考慮安全因素，下面的數值模擬研究將按照98.00%的標準進行。

圖2 外徑1 422 mm管道置換過程純氮氣段管容比變化趨勢模擬結果圖

2.2 重力對置換過程氮氣分布規律的影響

為研究重力的影響，模擬在氮氣封存段管容比為8.00%、置換速度為5 m/s條件下，4種常見的管徑（外徑711 mm、外徑1 016 mm、外徑1 219 mm、外徑1 422 mm）的置換過程，模擬結果如圖3所示，分別表示置換至管道模型前段（0～120 m）、中段（350～600 m）和末段（750～1 000 m）對應的置換前期（20 s）、置換中期（100 s）、置換后期（180 s）時管道內氮氣濃度分布對比云圖。

如圖3所示，對于外徑711 mm、外徑1 016 mm管道，重力的影響較小，置換過程中，天然氣總體表現出沿管道中心線“錐形”突進的現象。對于外徑1 219 mm、外徑1 422 mm管道，重力影響較大，天然氣置換過程中，天然氣沿著管段的頂部突進，而在管段的底部發生“延后”現象。基于此特點，對于中俄東線外徑1 422 mm的管道，重力的影響不可忽略。因此，后續模擬均考慮重力的影響。

2.3 不同氮氣封存量對置換過程氮氣分布規律的影響

模擬外徑1 422 mm管道不同氮氣封存量的情況，采用單因素變量法，設計了初始注氮管容比（L1）分別為6.00%、7.00%、8.00%、9.00%、10.00%的5種工況進行模型。參考《天然氣管道運行規范：SY/T 5922ü2012》[12]，天然氣置換速度不宜超過5 m/s，將各工況天然氣置換速度均設置為5 m/s。

圖3 不同管徑管道置換過程氮氣濃度分布對比云圖

圖4 不同注氮量條件下置換過程不同時間、不同位置的氮氣濃度分布對比云圖

圖5 不同注氮量條件下置換過程純氮氣段管容比變化趨勢圖

2.3.1 不同工況下置換過程中氮氣分布規律分析

對上述5種工況的模擬結果，選取天然氣置換至管道模型前段（0～120 m）、中段（350～600 m）和末段（750～1 000 m）對應的置換前期（20 s）、置換中期（100 s）、置換后期（180 s）時管道內氮氣濃度分布對比云圖（圖4）。

如圖4所示，在置換前期（20 s），各工況均存在100.00%氮氣段；在置換中期（100 s），初始注氮管容比6.00%工況下氮氣最大體積分數開始下降至99.60%，其余各工況均存在100.00%氮氣段；在置換后期（180 s），初始注氮管容比6.00%、7.00%工況下氮氣最大體積分數分別降至91.60%和96.40%，低于98.00%的標準，說明天然氣已經突破。其余各工況均存在100.00%氮氣段。

2.3.2 不同工況下置換過程中純氮氣段變化趨勢研究

不同注氮量條件下隨著置換的進行純氮氣段管容比的變化趨勢如圖5所示。

如圖5所示，各工況下曲線趨勢幾乎一致，隨著置換時間的增加，純氮氣段管容比隨之遞減，整體遞減速率先增大后減小。對于各工況，初始注氮管容比為6.00%、7.00%工況下純氮氣段分別在置換140 s、160 s時耗盡，而初始注氮管容比為8.00%、9.00%、10.00%的工況下在置換結束（188 s）后仍保有純氮氣段，分別為0.40%、2.10%、3.50%。因此，在5 m/s的置換速度下，對應理論最優注氮管容比為7.60%，約等于8.00%。低于該值的初始注氮管容比是不安全的，會導致天然氣與空氣的接觸，造成極大的安全隱患[13-15]。

2.4 不同置換速度對置換過程氮氣分布規律的影響

天然氣在進入管道后流速會發生變化。當管道出口壓力恒定（大氣壓）時，管道入口某一恒定的置換速度對應一種固定的流速動態分布，因此，可用置換速度來代表某種流速動態分布的情況。此外，若已知置換速度可求出對應的流量，從而指導現場進行調節閥的設置，工程上也具有實際意義。綜合考慮，根據單因素變量法，設置初始注氮管容比為8.00%，針對不同的天然氣置換速度（3 m/s、5 m/s、7 m/s、9 m/s）進行模擬研究，其他條件不變。

2.4.1 不同工況下置換過程中氮氣分布規律分析

圖6為不同工況置換100 s時氮氣濃度分布對比云圖。如前所述，由于重力的影響，天然氣沿著管段的上部突進，而管段底部發生“延后”現象。隨著置換速度的增加，這種不均勻分布的現象越來越弱，逐步呈現出“錐形”突進的現象。該規律也是外徑1 422 mm管道投產置換時的重要特點。

圖6 置換100 s后氮氣濃度分布對比云圖

2.4.2 不同工況下置換過程純氮氣段變化趨勢研究

各工況置換速度不同導致各工況置換完成的時間不同，當純氮氣段前緣被置換至對應距離時，不同工況下純氮氣段管存比的趨勢變化規律如圖7所示。

由圖7可以看出，當置換速度為3 m/s時，純氮氣段在置換至600 m時消失，天然氣與空氣接觸，應避免該工況。置換速度越快，置換至相同距離時管道內純氮氣段管容比越大，單調遞增。為找出是否存在拐點，增加了天然氣置換速度為15 m/s和30 m/s的兩種工況，模擬結果表明，單調遞增的趨勢不變，但這兩種工況純氮氣段管容比變化趨勢已趨于重合。

由于更大的流速是不經濟的，因此可以得到結論：投產時，對于外徑1 422 mm管道，在經濟流速范圍內，置換相同距離時，純氮氣段管容比隨著天然氣置換速度的增加而增加，且增加速度越來越慢，最后幾乎趨于一個極大值。為保證天然氣投產置換過程的安全，防止氮氣的浪費，應在合理范圍內盡量增加天然氣置換速度；對于單一工況（單一置換速度），隨著置換的進行，純氮氣段管容比不斷下降，但下降速度越來越慢；置換速度為5 m/s、7 m/s、9 m/s、15 m/s、30 m/s的工況下，置換結束仍殘留有純氮氣段，對應的理論最優注氮量為管容的7.60%、5.00%、4.50%、4.00%、4.00%。

圖7 不同工況下純氮氣段管容比變化趨勢圖

2.4.3 不同工況下置換過程混氣段變化趨勢研究

混氣段分為天然氣—氮氣混氣段和氮氣—空氣混氣段，分別發生在天然氣和氮氣、氮氣和空氣的交界處。

由置換前端往后推算，各個氣體段的判斷標準如下：當氧氣體積分數低于18.00%，則認為氮氣—空氣混氣段已到達；當氮氣體積分數大于98.00%，則認為純氮氣段已到達；當氮氣含量低于98.00%時，認為天然氣—氮氣混氣段已到達；當甲烷體積分數大于80.00%則認為純天然氣段已到達。

針對上述天然氣未突破的工況，對外徑1 422 mm管道天然氣置換過程中的天然氣—氮氣混氣段以及氮氣—空氣混氣段的變化趨勢進行分析，結果如圖8、9所示。結果表明，當置換相同距離時，天然氣—氮氣混氣段管容比隨著天然氣置換速度增加，均呈現出遞減的趨勢，且遞減速度越來越慢，最后幾乎趨于一個極小值；而氮氣—空氣混氣段管容比與天然氣置換速度的關系不明顯，各工況條件下接近；對于單一工況，隨著置換的進行，天然氣—氮氣混氣段以及氮氣—空氣混氣段的管容比不斷上升，上升速度表現為先增加后減少的趨勢。

圖8 不同工況下天然氣ü氮氣混氣段管容比變化趨勢圖

圖9 不同工況下氮氣ü空氣混氣段管容比變化趨勢圖

2.5 機理分析

上述現象的機理分析如下。

1）隨著置換速度的增加，一方面，分子擴散與對流擴散作用增強，導致天然氣—氮氣混氣段管容比增多；另一方面，重力引發頂端突進而造成天然氣非活塞式前進的現象減弱，導致天然氣—氮氣混氣段管容比減少。由于重力影響是外徑1 422 mm管道的投產時影響氣體運移規律的重要特征。重力的影響更大，總體表現出隨著置換速度的增加，天然氣—氮氣混氣段管容比隨之減小。

2）由于氮氣和空氣重力相近（分子質量分別為28、29），兩者界面處幾乎沒有重力影響，且氮氣—空氣混氣段靠近大氣壓力一側，不同置換速度對其影響較小。因此，不同工況下比例接近，變化不明顯。

3）純氮氣段管容比的衰減主要是由于兩個混氣段的增加。置換速度增加，天然氣—氮氣混氣段管容比減少，氮氣—空氣混氣段管容比幾乎不變。因此，表現出純氮氣段管容比隨置換速度增加而增加的趨勢。

3 現場投產數據分析研究

中俄東線北段于2019年底進行了干線715 km的天然氣置換工作，通過投產調節閥保持7 m/s的置換速度，總置換時間為35 h。天然氣置換前進行了氮氣封存，注氮管容比為8.00%，封存壓力為0.02 MPa。置換過程中，根據投產方案，在各閥室和站場進行純氮氣段以及混氣段的檢測，而純天然氣的檢測只在5個站場進行。當置換終點黑河壓氣站檢測到純天然氣（甲烷體積分數高于80.00%）時，天然氣置換工作完畢。需要說明，本次投產實踐中，當檢測到氮氣體積分數低于95.00%時認為純氮氣段消失，天然氣—氮氣混氣段到達。與《天然氣管道運行規范：SY/T 5922ü2012》[12]要求的98.00%標準略有出入。

通過現場實測氣頭數據分析，得到結論如下。

1）天然氣—氮氣混氣段變化規律（圖10）：隨著置換時間的增加，天然氣—氮氣混氣段管容比逐步增加，最終穩定在0.60%左右。從僅有的5個點的數據分析，隨著天然氣置換的進行，天然氣—氮氣混氣段管容比逐漸增加，但增加速度變慢最終趨于定值的規律，與模擬趨勢一致。

圖10 天然氣ü氮氣混氣段管容比變化趨勢圖

2）純氮氣段變化規律（圖11）：開始置換后，由于氮氣段前端與大氣接觸，所以壓力降低，氣體膨脹；同時，氮氣封存時管道內氮氣濃度大于99.00%，而現場氣頭檢測時認為天然氣—氮氣混氣頭到達的標準為氮氣體積分數低于95.00%，相當于把一部分天然氣—氮氣混氣段認為是純氮氣段，從而導致純氮氣段管容比增大。綜合導致開始置換后，檢測到的純氮氣段管容比大于氮氣封存時的管容比。因此，忽略初始注氮管容比8.00%，以置換2 h（在第一個檢測點檢測到天然氣/氮氣混氣頭）對應的純氮氣段管容比12.00%作為初始值。隨著置換時間的增加，純氮氣段的管容比下降，前期下降較快，11 h降至9.70%，后期相對平緩，在接下來的18 h僅下降1.30%，最終放空時，仍殘存有8.50%的純氮氣。與模擬趨勢一致。

圖11 純氮氣段管容比變化趨勢圖

3）氮氣—空氣混氣段變化規律（圖12）：現場測試氧氣體積分數，低于18.00%認為氮氣—空氣混氣段已達到。測試時由于儀表精度等問題，存在較大誤差，反映出曲線不停振蕩，初始管容比為2.10%，5 h內降至1.00%以內，隨后在1.00%以內振蕩，無較好的規律。但考慮到后期天然氣—氮氣混氣段以及純氮氣段相對穩定，可以判斷，氮氣—空氣混氣段后期也應較為穩定。

圖12 氮氣ü空氣混氣段管容比變化趨勢圖

4）理論最優注氮管容比：根據定義，中俄東線投產實踐在7 m/s的條件下，對應理論最優注氮管容比為3.50%。

4 結論

1）中俄東線（外徑1 422 mm）投產置換過程中，大管徑對應的重力因素不可忽略。在重力的影響下，天然氣置換時，天然氣沿著管段的頂部突進，而在管段的底部發生“延后”，造成天然氣非活塞式前進現象。作為對比，外徑711 mm、外徑1 016 mm等相對較小管徑置換時，整體則表出現天然氣沿管道中心線“錐形”突進現象。

2）對于中俄東線（外徑1 422 mm），置換速度是影響氣體運移規律的主要因素，在3～30 m/s的置換速度范圍內，隨著置換速度的增加，置換至相同距離時，氮氣—空氣混氣段管容比幾乎不變，天然氣—氮氣混氣段管容比下降，總體表現出純氮氣段管容比增加的趨勢，且增加速率越來越慢。實際投產時為降低氮氣的損失，應適當提高天然氣的置換速度。

3）對于中俄東線（外徑1 422 mm）， 氮氣封存壓力0.02 MPa條件下，置換速度分別為5 m/s、7 m/s、9 m/s、15 m/s、30 m/s對應的理論最優注氮管容比分別為7.60%、5.00%、4.50%、4.00%、4.00%。