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          管道研究

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          基于OLGA模擬的輸油管道積水引發腐蝕風險分析

          來源:《管道保護》2023年第2期 作者:李東昕 劉凱峰 閻宗攀 王永豐 王磊 龐笑 王鵬 蘆思宇 李廣鏊 時間:2023-4-18 閱讀:

          李東昕1 劉凱峰1 閻宗攀1 王永豐1 王磊2 龐笑1 王鵬1 蘆思宇1 李廣鏊1

          1.國家管網集團北方管道沈陽檢測技術分公司;2.國家管網集團北方管道沈陽輸油氣分公司

           

          摘要:長輸管道因油品含水在管道低點聚集導致管道內腐蝕而發生穿孔的問題比較突出。采用OLGA 仿真軟件研究油品流速和初始含水量對某管道沿程含水率的影響規律,確定管道積水位置,通過選擇高風險點開挖檢測和驗證,判斷管道內腐蝕風險,可為高含水油氣管道安全管理提供借鑒。

          關鍵詞:多相流仿真軟件OLGA;管道積水位置;內腐蝕風險

           

          近年來,由于內腐蝕而引發的輸油管道穿孔現象逐漸增多。主要原因是油品中含腐蝕性雜質的水在管道低點或流動死區聚集形成積水,造成管道底部腐蝕。聚集水區域微生物活動增強,管道內壁暴露在聚集水或其他電解液中的時間越長,受到的腐蝕越嚴重。開展管道輸送過程中的油水分布情況分析,確定管道積水位置并判斷內腐蝕風險,以便采取針對性腐蝕控制措施很有必要。由于管輸油品含水量很低,難以通過試驗確定油水兩相流的流動狀態,本文采用多相流仿真軟件OLGA對某輸油管道進行不同工況模擬,通過分析流動模型數值計算結果,識別管道潛在積水位置,并以此判斷可能發生內腐蝕的風險。

          1  仿真模擬

          基于GB/T 34350―2017《輸油管道內腐蝕外檢測方法》要求,在確定管道積水位置方面做了改進,即利用多相流仿真軟件OLGA對管道流動情況進行模擬,以更直觀的管道含水率分布情況作為積水位置的主要判斷依據。運用OLGA軟件建立管道模型,模擬不同輸量、不同初始含水量的管道輸送工況,得到管線沿程含水率分布曲線。通過分析積水的分布規律,確定管道可能的積水位置。研究內容包括數據收集、檢測區段劃分、管道實際傾角計算、OLGA軟件仿真等方面。

          1.1  輸油管道沿程含水率分析

          (1)管道基本情況。該輸油管道為一條聯絡線,全長1486 m,管徑711 mm、壁厚7.8 mm、年輸量850萬t/a,設計壓力2 MPa,實際運行壓力1 MPa。輸送介質為0#柴油,20 ℃密度830 kg/m3、黏度4.7 mm2/s。根據0#柴油國標質量標準,其含水量為1.5%。管道起伏多、高差小,沿線經過高速公路、水渠等特殊路段,由GPS-RTK定位繪制管道高程、里程圖。

          (2)檢測區段劃分。依據管道基本情況劃分檢測區段。分界點包括:①輸送介質注入點、分輸點;②緩蝕劑或化學藥劑加注點;③經過加溫或加壓站后,導致溫度和壓力等工藝參數發生變化的點;④特殊地形地貌起止點;⑤管道規格發生改變的點。該管道里程短、無支線、無藥劑加注、無變徑、無中間站,根據管道地形地貌數據,確定水工、水渠、坡段起終點等特殊位置,將管道劃分為4個檢測區段,見圖 1。區段1(管道起點—坡段分界點1)包括明顯的上坡段、流體加速段,起伏密集。區段2(坡段分界點1—坡段分界點2)包括明顯的上坡段和顯著的下坡段,呈“V”字形變化段,是管道積水重點關注位置。區段3(坡段分界點2—水渠2)包括明顯的上坡段、下坡段及水渠等不易開挖的建筑。區段4(水渠2—管道終點)有連續下坡趨勢,起伏密集多變。


          圖 1 管道檢測區段劃分示意圖

          (3)數值計算。根據GB/T 34350―2017,確定最大液滴直徑、臨界液滴直徑、實際傾角等參數的計算方法,識別積水位置。根據水相在油相中的分散特性,當水滴單獨存在懸浮于連續烴相中,則視為稀分散系。當水滴非完全懸浮,存在明顯相互作用力時,視為稠分散系。根據GB/T 34350―2017附錄A2.1,定量判斷依據式(1):


          式中:εω 為含水率,%;ρm 為油水混合物密度,kg/m3;ρo 為油品密度,kg/m3;計算得出0#柴油值為0.98,按照稀分散系計算其最大液滴直徑。

          混合相入口速度依據油品經濟流速確定為0.5 m/s,根據該附錄A2.1所列Brauner模型, 可以得到0#柴油最大液滴直徑約為0.0434 m(表 1)。

          表 1 0#柴油最大液滴直徑計算表


          臨界液滴直徑與管道的傾角有關,且每一管段的傾角均很小,所以各管段的臨界液滴直徑近似一致,取平均值作為全線的臨界液滴直徑。根據表 1及附錄2.1式(2)計算得出0#柴油臨界液滴直徑dcrit為0.061 mm。


          式中:D為管道內徑,m;α為管道的傾角,°;Δρ為油水密度差,kg/m3;為重力加速度,9.81 m/s2;f 為湍流摩阻系數,0.046/Rem0.2;Um為混合相入口速度,m/s。

          根據管道走向位置與地形等因素確定管道高程測量點的水平間距,以此反映管道所有實際傾角變化。依據計算結果繪制管道實際傾角剖面圖(圖 2)。


          圖 2 管道實際傾角剖面圖

          綜合以上結果,可以發現輸送油品最大液滴直徑大于臨界液滴直徑,則水滴在水平流動中因整理作用或在垂直流動中因變形、乳化會分層分離,進而形成積水。結合管道地形情況,初步判斷管道低洼處及上傾管段存在積水風險。

          1.2  運行工況對積水位置的影響分析

          借助OLGA建立簡單模型模擬管道輸送工況,結合入口條件、管道參數、油品參數、出口條件等數據。仿真輸出管道沿程的含水率分布圖,分析含水率分布規律可以確定管道積水位置。模擬時長設置3 h,最大時間步長60 s,最小時間步長0.01 s。

          (1)不同輸量工況的模擬結果。首先以油品流速為變量,分別取流速0.5 m/s、1.0 m/s、1.5 m/s、2.0 m/s、2.5 m/s進行五組仿真模擬,對應質量流速分別為165 kg/s、330 kg/s、494 kg/s、659 kg/s、823 kg/s。得到不同輸量下的管道沿程含水率分布圖(圖 3),圖中藍線代表管道沿程含水率,紅線代表管道輸量,黑線代表管道高程。


          圖 3 不同輸量工況管道沿程含水率分布圖示例

          (2)油品初始含水量不同的工況模擬結果。油品流速為0.5 m/s工況下,模擬油品初始含水量分別為0.5%、1.0%、1.5%、2.0%,管道沿程含水率分布結果見圖 4。


          圖 4 油品初始含水量不同的管道沿程含水率分布圖

          沿程含水率最高的幾處,即管道發生積水概率較大位置。從圖 3、圖 4可知,該輸油管道積水風險較大位置見表 2,距離表示距管道起點的長度。

          表 2 輸油管道積水位置


          2  開挖驗證

          根據表 1結果,結合管線含水率分布情況選擇全線風險較大的三處作為建議開挖點,依次為第一風險點(風險點4) 、第二風險點(風險點2) 、第三風險點(風險點5),建議開挖檢測(圖 5)。


          圖 5 管道建議開挖點縱斷面示意圖

          經實地考察,第一風險點(風險點4)和第二風險點(風險點2)因地理條件限制,不便開挖。選擇第三風險點(風險點5)開挖檢測。結果表明,該處管道壁厚無明顯減薄現象。結合現場超聲相控陣檢測結果,表明管壁沒有明顯的腐蝕現象或其他缺陷,見圖 6。


          圖 6 0#柴油管道超聲相控陣檢測結果

          3  結論

          (1)利用OLGA仿真軟件模擬管道典型生產工況,得到管道沿程含水率分布圖,從中識別含水率較大處為風險較大積水位置。

          (2)不同輸量下的管道沿程含水率分布特征基本一致,隨著油品輸量升高,沿程含水率降低。隨著油品初始含水量增加,管線發生積水位置增多。管道腐蝕風險點大多出現在起伏管線的上坡段,且在上坡段中部較長時間維持高風險。

          (3)第三風險點(風險點5)開挖檢測結果表明,該可能發生積水位置處管道本體沒有明顯的壁厚減薄及其他內腐蝕現象。受條件限制,無法對第一、第二風險點位置進行開挖驗證,但基于積水可能性較高位置未發生腐蝕、管道壁厚無明顯減薄現狀,則相同運行條件下積水可能性相對較低的其他管段亦不存在腐蝕,可初步判斷該管道內腐蝕風險較低。

          (4)該管道輸送模型和仿真計算方法,可為判斷管道內腐蝕高風險點提供借鑒。


          作者簡介:李東昕,1988年生,碩士,工程師,畢業于遼寧工業大學材料物理與化學專業,主要從事長輸管道檢測與評價等工作。聯系方式:18241667084,610243342@qq.com。


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