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2024年03期 43  封面 目次  
李睿
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【目的】油气管道内检测作为管道完整性管理的关键环节,可为管道事故的预防与合理维护提供科学依据。【方法】为全面了解油气管道内检测技术发展水平及趋势,对检测技术与数据分析方法的发展现状进行了述评。在检测技术发展现状方面,分别对典型的单一原理检测技术、复合检测技术、新型检测技术的检测原理、内检测设备技术水平及工业应用情况进行了分析,并对国内外同类技术发展及应用水平进行了对比。在检测数据分析方法发展现状方面,以应用最广泛的漏磁检测为例,按照数据分析步骤分别对缺陷识别、分类、反演方法进行了梳理。【结果】油气管道内检测技术总体上已进入工业化应用阶段,国外的漏磁检测、超声检测、涡流检测等技术已基本实现常规化、系列化;中国管道内检测技术起步较晚,与国际先进水平尚有差距,但已初步掌握了漏磁检测技术、涡流检测技术,并成功应用于各类油气管道。针对传统内检测技术的适用范围及局限性,已研发出了结合多种检测技术优点的复合检测技术,还探究了以管道轴向应力、管材性能等为检测对象的新型检测技术的可行性。【结论】油气管道内检测技术已取得了显著进展,但仍面临诸多挑战,尤其是微小缺陷的检测能力不足、附加应力检测方法的研究尚不充分。此外,亟需开展海量检测数据智能分析方法的研究,为管道内检测技术的进一步发展提供技术支撑。(图4,表5,参83)
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廖艺涵1,王艺1,郑度奎2,李敬法3,宇波3,李建立3
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【目的】金属氢化物储氢反应器是固态储氢技术的核心部件,在金属氢化物进行可逆吸放氢反应过程中会发生大量热交换,从而导致反应器内部温度分布不均匀,影响反应器的储氢性能和使用寿命。因此,对金属氢化物储氢反应器进行有效的热管理,是提高其储氢效率和稳定性的关键技术之一。【方法】为研究国内外金属氢化物储氢反应器的热管理进展,通过文献调研的方式,概述了金属氢化物吸放氢反应原理,根据热量传递过程将储氢反应器的换热过程分为3个阶段:热量在储氢材料中的传递、储氢材料与储氢反应器壁面间的换热、储氢反应器壁面与外界的换热,并对提高不同阶段换热效率的热管理方法进行了分类。【结果】通过对各种热管理方法的换热性能进行分析,分别介绍了使用换热管、翅片、相变材料等不同热管理方法的研究进展,以吸放氢速率作为金属氢化物储氢反应器的重要指标,对比分析了不同热管理方法的优缺点,总结了现阶段仍存在的问题和挑战,并对金属氢化物储氢反应器热管理的未来发展方向进行了展望。【结论】不同的热管理方法有各自的优势和劣势,对不同规模和用途的金属氢化物储氢反应器有针对性地进行热管理方法的选择与优化,有利于设计出高效、紧凑的热管理系统,为固态储氢技术的规模化和工程化应用奠定基础。(图7,表1,参79)
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周照恒,周冬林,王建夫,王立东
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【目的】中国氦气资源稀缺,产量不足,对外依存度高且来源单一,氦气资源安全形势十分严峻。利用盐穴存储氦气是一项优势明显的大规模氦气储备技术,可有效保障氦气供应能力,提高用氦安全。然而中国目前暂无正在运行的地下盐穴氦气储库,相关研究和建设尚处于起步阶段,需要有针对性地开展可行性与关键技术研究。【方法】通过对国内外氦气资源及氦气储库建设情况的调研,结合中国盐穴储气库建设经验,分析中国盐穴氦气储库建设可行性,提出盐穴氦气储库选址评价、密封性评价、造腔建库、注采运行等关键技术发展建议。【结果】中国氦气断供风险大,需要加大储备。盐穴存氦安全性高、密封性好,适于大规模存储氦气。中国盐穴资源丰富且具有建库技术基础,建设盐穴氦气储库是加大中国氦气储备切实可行的方法。中国的建库地质条件、氦气资源条件等与国外不同,盐穴氦气储库建设需要有针对性地开展关键技术研究。东南沿海地区盐矿靠近氦气进口和消费地,运输成本低,可作为中国盐穴氦气储库建设的优选库址。【结论】建议中国盐穴氦气储库分阶段逐步建设,初期可建设1~2个盐穴储氦腔体,探索验证氦气储库建设技术,以保障中国氦气供给稳定,然后逐步扩建形成可满足5~10年氦气需求的战略储备。(图7,表3,参27)
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张对红1,丛思琦2,胡其会2,程磊1,列斯别克·塔拉甫别克2,韩辉2,李兆兰2
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【目的】工业CO2管道输送一般维持在超临界/密相高压运行,一旦发生管道泄漏,泄漏口附近区域将产生高浓度CO2,对周围人员、生物等带来严重伤亡威胁。目前针对CO2管道泄漏影响范围与安全距离的定量分析相关研究较为欠缺。【方法】为探究超临界/密相CO2管道泄漏扩散规律,并得到不同CO2暴露浓度下的安全距离,采用自主设计的大型CO2管道泄放扩散实验装置,开展不同压力、温度条件下的CO2管道泄放实验,分析泄放后扩散区域的CO2浓度变化规律及典型体积分数下CO2的影响范围。【结果】在实验压力与温度范围内,近泄放口处CO2的体积分数主要受射流作用影响,在所有实验工况中,距泄放口5m处CO2体积分数最高可达70%,距泄放口10m处CO2体积分数均低于8%。计算得到距离泄放口5m处体积分数大于4%的CO2泄放持续时间最长达到125.6s,随着管内压力的升高,CO2体积分数大于4%的泄放持续时间更久。距离泄放口较远处CO2的体积分数受湍流扩散和环境风速、风向的影响,管内压力在7.5~10.5MPa时,体积分数4%的CO2扩散的最远距离为32m;管内运行温度为20~40℃时,体积分数4%的CO2扩散的最远距离为20m。CO2管道泄放后,扩散区温度也会降低,随着初始压力的升高或管内初始温度的降低,扩散区的温降增大。【结论】管内运行压力越高或管内初始温度越低时,CO2的扩散距离越远,但环境风会影响CO2扩散距离。在工业CO2管道发生泄放后,不仅要根据CO2管道运行状态,还要结合环境风速与风向综合考虑来进行危险区域划定。(图11,表1,参20)
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刘方,杨宏伟,邓付洁
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【目的】将氢气以一定比例掺入现有天然气管网进行大规模长距离输送是氢能储运最为高效和经济的方式之一,但在氢气环境中管线钢可能发生氢脆现象,导致其力学性能发生退化,为管道的安全运行带来隐患。天然气管道掺氢输送工程的应用实施关键需要对掺氢输送管线钢进行力学性能评价,明确掺氢比对管线钢氢脆敏感性的影响规律。【方法】基于ASTMG142-2016《高压、高温或高压高温含氢环境中测定金属脆化敏感性的标准试验方法》,采用自行设计的带有压力容器的慢应变速率拉伸试验系统进行高压气相原位充氢慢应变速率拉伸试验,并借助Instron8801伺服液压疲劳测试系统开展高压气相原位充氢准静态断裂韧性试验,从而开展不同氢气压力环境条件下X65管线钢的氢脆行为研究,并结合断口形貌分析研究不同掺氢比对管线钢力学性能的影响。【结果】X65管线钢在总压为9MPa,掺氢比分别为3%、5%、10%的条件下,与无氢环境相比,其断后总延伸率下降程度在11.5%以内,而断裂韧性在掺氢比为3%、10%氢气环境中分别下降23.5%、43.1%,氢脆程度随掺氢比的增加而加剧。断口形貌表明在掺氢比小于10%的条件下,试样断口主要均以韧性断裂为主,没有典型脆性断口形貌。【结论】对于X65管线钢,尤其是在役运行多年的管道,如需开展掺氢输送,建议开展相关管线钢氢脆敏感力学性能评价分析工作,以确保管道的安全运行。(图8,表1,参21)
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吴迪,李祎璇,崔淦
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【目的】氢气作为一种清洁高效的能源,有望缓解能源紧缺问题,然而其较高的火灾危险性是氢能应用的重要瓶颈之一。【方法】采用大涡模拟模型、涡耗散概念模型、瞬间破裂模式及21步氢-空气详细化学反应机理,建立激波管高压氢气泄漏模型。改变高压氢气泄放条件(泄放压力、管径、管道几何形状),探究激波在管道内的传播特性;提出前导激波平均强度概念,探究管内激波诱导自燃规律,分析前导激波强度对氢气、氧气混合程度的影响。【结果】管径越大,管道内激波强度越小,传播速度越慢;随着泄放压力增加,激波强度随之增加,激波传播速度增大,管道中网状激波结构更加清晰。下游管道几何形状对于激波的作用有显著影响,非锐角管道角度越大,第1次反射激波后压力越小。在未自燃工况下,氢气摩尔分数增加量、氧气摩尔分数减少量与激波强度呈正相关变化趋势;在自燃工况下,由于燃烧消耗作用与激波混合作用相互叠加,随着激波强度增加,氢气摩尔分数增加量降低,而氧气摩尔分数减少量升高。【结论】研究结果对于充分认识高压氢气泄漏自燃机理具有重要科学意义。建议开展耦合多特征参数的高压氢气泄漏自燃预测模型以及高压氢气泄漏自燃抑制技术研究工作,从而为氢气的安全储存及利用提供支撑。(图16,表1,参42)
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张敬华1,王馨饶2,史瑞龙2,蒋坤泠2,董天宇2,彭丽莎1,黄松岭1,3
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【目的】部分老龄油气长输管道的运行年限较长,存在具体地理位置信息缺失、实际管道定位与初始设计路线不一致等问题,而传统油气管道定位方法的累积误差大、定位精度低。【方法】为了提高油气管道的定位精度,提出一种基于改进无迹卡尔曼滤波(Unscented Kalman Filter,UKF)的油气管道定位方法:以陀螺仪与加速度计组成的惯性测量单元为主要设备,利用里程轮、地面标记器作为辅助定位设备,将管道检测器的姿态、速度及位置误差作为状态量,再将里程轮输出的速度与加速度计解算的姿态信息作为观测量,建立非线性捷联惯导系统误差传递模型;利用改进UKF估计系统误差传递模型,降低噪声对定位精度的影响,并结合前向与后向平滑滤波方法、直管与弯管识别方法修正管道检测器的角速度和加速度信息,进一步降低系统解算过程的累积误差。【结果】通过数值模拟与物理试验验证结果表明,所建立的油气管道定位系统可减小长输管道定位的累积误差,对管道所在具体位置进行定位的最大误差为0.56%,在测试环境保持不变的情况下,与传统卡尔曼滤波(Kalman Filter,KF)算法、UKF算法相比,改进UKF算法的定位精度分别提高了约34.2%、30.2%。【结论】基于改进UKF的油气管道定位方法减小了系统解算过程的累积误差,提高了管道的定位精度,在油气长输管道定位中具有较高的实用价值。(图6,表1,参21)
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张鑫洋1,魏庆东2,席莎3,郭晓栋3,石艳柯1,许雷阁1
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【目的】据调研,钢制环氧套筒修复补强管道在轴力作用下轴向应力解算公式尚不明确。【方法】根据轴力作用下钢制环氧套筒修复管道的受力特点,通过简化,建立力学模型。基于应力解法与变形协调关系,推导提出轴力作用下管道层与套筒层的轴向应力理论求解公式,随后通过ANSYS软件建立有/无法兰套筒修复管道模型,对轴向应力公式进行数值模拟验证,并对直径分别为219mm、660mm、1219mm的管道进行计算,基于数值解对轴向应力理论解对比验证,并在此基础上,通过文献算例试验所测结果对所建立的计算公式进行验证。【结果】经过力学简化所得到的模型具有合理性,所得结果趋于保守;在轴力作用下,有/无法兰套筒修复模型管道层与套筒层内外壁轴向应力理论解与数值解的误差均保持在5%以内;3种不同直径管道的轴向应力理论解与数值解误差不超过5%;在1500kN轴力作用下,轴向应力承载力占比理论值与钢质环氧套筒修复缺陷钢管的全尺寸拉伸试验实测值误差小于5%。【结论】通过理论解与数值解、实测值的对比,验证了轴向应力理论公式的合理性与适用性,依据该公式进行整体结构的校核较为安全,研究结果可为轴力作用下钢制环氧套筒修复补强管道的设计和评价提供参考。(图7,表4,参20)
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吴桂良,陈营,杨向东,王洪昌,乔洪虎,杨晓华,仇德朋,陈景生
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【目的】中国新建LNG接收站正朝着大型化方向发展,已建LNG接收站也已进入扩建期,接收站内BOG的生成量大幅增加且有相当一部分BOG来源稳定,为离心式BOG压缩机在大型LNG接收站的工程应用提供了契机。【方法】以中国某扩建LNG接收站为例,对该接收站内BOG的生成总量、BOG稳定生成量进行计算,从离心式压缩机与往复式压缩机的配置原则、离心式压缩机与往复式压缩机并联运行关键点、离心式压缩机的优势等多角度出发,系统研究了离心式BOG压缩机在中国LNG接收站推广应用的可行性。【结果】①新建或扩建接收站,LNG储罐能力在5座16×104m3或4座22×104m3以上的项目即可使用离心式压缩机;②由离心式压缩机覆盖接收站内BOG生成量的基本负荷,由往复式压缩机覆盖BOG生成量的峰值负荷,可以保证LNG接收站的正常运行;③离心式压缩机与往复式压缩机并联运行时,需要在往复式压缩机出口设置缓冲罐,以抑制往复式压缩机出口压力脉动对离心式压缩机产生的影响;④当两种型式的压缩机并联运行时,可以降低往复式压缩机出口排气压力的波动范围,以减少压力脉冲对下游BOG再冷凝器的影响。【结论】研究成果可为离心式压缩机在中国LNG接收站的推广应用、与往复式压缩机并联运行操作及工程设计提供理论指导和技术支撑。(图2,表5,参26)
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刘鹏1,张宇2,李玉星1,范佳林1,王武昌1,胡其会1,黄维和3
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【目的】沉降是埋地管道周边常见的地质灾害,严重时可导致管道失效及破坏。研究连续沉降过程中的管土相互作用规律对于保障沉降灾害下埋地管道的安全具有重要意义。【方法】利用自主设计的连续沉降实验系统开展埋地钢管连续沉降实验,探究不同地层土体沉降范围和沉降量下的管土相互作用规律,采用数值模拟方法详细分析了连续沉降过程中的管土相互作用演化过程,并通过非线性多元拟合方法,充分考虑沉降、管道、土体等各项参数,对数值模拟结果进行多元拟合。【结果】随着地层土体沉降量的增加,钢管与周围土体逐渐由协同沉降向非协同沉降演变,管道的力学响应经历了增加、卸载、波动、稳定4个阶段。随着地层土体沉降范围增大,管道与其下方土体完全分离所需的地层沉降量增大。当沉降速度较小时,管道最大应力与沉降量随沉降速度的增加而显著增加;沉降速度超过2×10-5m/s后,管道最大应力与沉降量基本保持不变,但相应的地层沉降量明显增加。此外,拟合得到连续沉降条件下埋地钢管最大VonMises应力预测模型,其计算误差多在10%以内。【结论】不同沉降阶段下的管道力学响应明显不同,并且沉降过程中的地层土体沉降量、沉降范围、沉降速度变化对于管道的力学响应也具有重要影响。此外,研究得到的连续沉降下埋地钢管最大VonMises应力预测模型具有较好的预测效果,能够为连续沉降灾害下的埋地管道安全提供重要判定依据。(图19,表4,参24)
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彭阳1,戴志向1,胡子夏2,邓磊3,杜艳3,何京燃3,别沁1
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【目的】中国骨干天然气管网包含多条大口径、长距离天然气管道,对于天然气长输管道开展周期性清管作业是保障其安全、平稳、高效运行的重要手段。目前,清管作业仍是利用设立监听点和依靠操作人员经验方法来开展,无法提前模拟清管方案,并预测清管器运行速度、运行位置、到达时间以及管内压力变化等参数。【方法】为此,根据实际天然气清管作业特点,构建清管过程动态预测数学模型并求解,开发了天然气管道清管过程动态预测软件,并将其应用于某管道A—B、B—C、D—E输气管段的实际清管作业进行清管时间、清管速度预测。【结果】①基于改进的两相流瞬态清管模型和动态预测软件,能够准确预测清管过程中清管器运行速度、所处位置及到达各站时间等关键参数;②利用52次现场实际清管作业监测数据,验证了所用天然气管道清管过程动态预测软件的可靠性;③软件预测的清管时间、清管速度较实测数据的平均相对误差分别为5.94%、6.56%。【结论】应用该天然气管道清管过程动态预测软件,能够实现清管作业方案编制的高效性,降低清管人工负荷,保障清管过程的安全性,提升管道管理的智能化程度。(图3,表6,参28)
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颜珂1,彭星煜1,刘小琨2,张昆3,张瑜春3,穆卫巍3,李富生3
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【目的】管网公司为保障稳定供气,需对下游用户的短期天然气负荷进行预测,但传统负荷预测方法存在拟合效果差、预测精度低等问题。为了提高短期天然气负荷预测的精度,在此提出一种基于互补集合经验模态分解(Complementary Ensemble Empirical Mode Decomposition, CEEMD)与长短期记忆神经(Long Short-Term Memory, LSTM)网络的短期天然气负荷组合预测模型。【方法】为充分挖掘负荷序列的内部隐藏特征信息,避免不同分量特征及额外噪声的相互干扰,通过CEEMD分解将原始负荷序列分解为有限个本征模态函数(Intrinsic Mode Function, IMF)分量,随后将不同IMF分量输入LSTM模型进行多步迭代预测,并基于贝叶斯算法对LSTM模型的超参数进行优化以提升学习效果和预测精度,最后将各分量的预测结果叠加重构得到最终预测结果。【结果】对比不同组合模型预测结果,CEEMD-LSTM预测值与真实值误差更小,预测精度更高,贝叶斯调参进一步提升了预测精度,但耗费时间更长。【结论】相比其他预测模型,CEEMD-LSTM组合预测模型能够有效提取负荷序列的时序信息并消除非线性因素的影响,在抑制模态混叠的同时减小了重构误差,提升了预测精度,该方法可为天然气管网的调度管理和运行优化提供参考。(图6,表5,参20)
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张雪琴
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