CN111706785A - 一种天然气枝状管网泄漏管段识别方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种天然气枝状管网泄漏管段的识别方法，包括：确定所研究天然气枝状管网的管长、管径等基础参数；根据初始条件与边界条件，利用质量守恒方程、动量守恒方程和能量守恒方程等构建管网的双流体模型；利用多相流计算实时获取管网沿线压力、温度、气体流速等参数泄漏前后的变化规律；以压力的变化规律作为初步判断管网是否发生泄漏的依据，并做出泄漏后管段压力相比未泄漏管段压力的变化幅值曲线，根据压力幅值变化的快慢准确识别出泄漏管段。本发明采用多相流计算来分析天然气枝状管网工作状态，能够提高管网泄漏管段识别的准确度；同步分析系统中压力、流速等管道参数的实时变化信息，有效地降低了泄漏管段识别的误报率。

Description

一种天然气枝状管网泄漏管段识别方法

技术领域

本发明涉及油气管网泄漏检测技术领域，尤其涉及一种天然气枝状管网泄漏管段的识别方法。

背景技术

天然气是清洁的化石能源，是当今世界的主要能源供应，也是社会建设的重要保障。随着人们对环境保护的日益重视和天然气利用效率的提高，天然气的消耗量呈逐年增加的趋势，并有可能超过石油，因为与油田相比，已经发现和生产了更多的气田。管道在天然气运输中起着非常重要的作用，是保证天然气安全运输的必要条件。然而，由于自然灾害和人为破坏，管道泄漏是现实生活中常见的问题。如果这些危害没有被及时发现，它们不仅会造成经济损失，还会损害环境和健康。

为了防止天然气集输管道泄漏事故造成的严重安全问题，需要分析天然气管道泄漏后压力、温度和气体流速等参数的变化规律，然后通过这些参数的变化规律对天然气集输管网的泄漏管段进行识别。

识别泄漏是防止管道故障、降低管道风险的重要手段，从而减少天然气泄漏造成的经济损失和人员伤亡，对提高天然气输送管道的效率具有重要意义。

管道识别技术最早是从输油管道泄漏识别开始研究，对于输气管道泄漏识别技术目前还处于不断吸收引进、研制开发的阶段。外专家在天然气管网泄漏识别领域做了大量的工作，但是至今为止，外对天然气管网泄漏的研究大多是在管道单管单点和单管多点泄漏的情况下进行。

目前对天然气管道单点和多点泄漏识别研究较多，但是对天然气管网单点泄漏识别的研究相对较少，对气液两相流管网的泄漏识别研究更少，并且识别方法比较局限，不适用于突发性泄漏以及识别不够快速准确，缺乏一定的精准度。

综上所述，需要一种针对含水天然气枝状管网泄漏的识别方法，实现对含水天然气枝状管网泄漏管段的识别，能够广泛应用，可靠性高。

发明内容

本发明需要解决的技术问题是设计一种针对含水天然气枝状管网泄漏的识别方法，实现对含水天然气枝状管网泄漏管段的识别，能够广泛应用，可靠性高。

为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是提供一种天然气枝状管网泄漏管段的识别方法，包括以下步骤：

步骤1：确定所研究枝状天然气集输管网的管长、管径、管网沿线高程以及泄漏孔径等基础参数；

步骤2：根据管网的基础参数以及管网的初始条件与边界条件，利用管网一维流动的控制方程组建立正常管网和单点泄漏管网水力热力数值模拟模型，同时进行水力计算；

步骤3：利用多相流计算实时获取天然气管网沿线压力、温度和气体流速这些参数泄漏前后随时间和空间的变化规律；

步骤4：根据泄漏规律，以压力和气体变化规律两个参数作为判断管网中管段是否发生泄漏的依据，并做出泄漏后管段压力相比未泄漏管段的压力变化幅值随时间的变化图，以此根据压力幅值变化的大小准确识别出泄漏管段。

在上述方法中，管道内的流动并不是单相流动而是气液两相流动。天然气在运输过程中往往会产生大量饱和水蒸气和少量轻烃，在管网中，温度和压力会沿着管道从支管起点下降到管汇处，管网中的蒸发碳氢化合物会逐渐凝结。随着输送距离的增加，集输管网沿线温度与压力逐渐下降，气体中的水蒸气将在管壁处凝结为液滴而析出，使得管路中持液率发生改变，管线中的流动从简单的气相单相流动变为复杂多变的气水两相流。

在上述方法中，一维流动的控制方程包括利用质量守恒方程[公式(1)和公式(2)]、动量守恒方程[公式(3)和公式(4)]和能量守恒方程[公式(5)和公式(6)]构建正常管网和单点泄漏管网水力热力数值模拟模型：

式中，l表示液相，g表示气相；t表示时间，x表示距离，ρ表示密度，v表示速度，α_g表示蒸气空隙率，α₁表示液体空隙率，并且α_g+α₁＝1，

表示每单位体积的液体传质速率，

表示每单位体积的气体传质速率，并且

式中，i表示液相和气相之间的相间；P表示总压力，S表示与液相或气相接触的壁周长，τ_i表示界面处相之间的剪切应力，τ_wg表示作用在管壁上的气相的剪切应力，τ_wl表示作用在管壁上的液相的剪切应力，θ表示管道倾角。

式中，u表示内在能量，u＝h-P/ρ，h表示焓，q_wg表示从管壁传递到气相的热量，q_wl表示从管壁传递到液相的热量，q_i表示在界面处交换的热传递。

在上述方法中，需要确定管网初始条件和边界条件，初始条件为进管时凝结水全部清管干净，入口流体仅含饱和天然气，不含水，并且温度、压力、流量和组分均是已知的参数。入口边界条件为已知各支管入口的质量流量和温度。出口边界条件为已知最小进口压力。相邻节点边界条件为压力相等，温度为加权平均温度，质量流量为总和，质量含气率重新计算。管道沿程边界条件为传热系数、地面温度、管道长度、直径、距离和管道高程已知。

在上述方法中，管网积液模型的求解为首先将管网中的管道分为m条，将每条管道又分为n段，已知管网节点流量、压力和温度等参数，然后选择管网中第i条管道的第j段管段进行多相流计算，可以得到各管段压降、温降、平均压力和平均温度等参数，以此可以计算出管网中每一条管道和每一条管道中管段的饱和水量、冷凝水量以及确定管道中的相态，最后可以得出管网积液模型中液膜的厚度、持液率、压力、温度和饱和水量等参数。

在上述方法中，需要对湿式天然气管网压力模型进行求解(图2)，随着时间步长的增加，管网中冷凝水增加，并沿管道分布在不同位置。同时，水力参数和热力参数受相变和积液的相互影响。由于液体的不断凝结和积聚，使得管网内的水力和热力参数不能完全向稳态发展。一段时间后，通过设置相应的边界条件，可以计算得出不同泄漏管网中水力和热力参数的变化。首先已知管网的基础数据，将管网初始节点的压力和流量参数代入双流体模型进行计算，然后解非线性方程组，计算导纳矩阵，求节点压力。如果求出的节点压力相比真实节点压力误差小于ε，则根据析水量更新气相质量含气率，直到算出管网中各管段的相关水力参数和热力参数；如果求出的节点压力相比真实节点压力误差大于ε，更新节点压力重新求解。

在上述方法中，采用基于压力下降速率的方法对泄漏管段进行识别，利用流体的质量、动量、能量守恒等方程建立管网流体动态模型，管网泄漏模型与正常管网同步执行，定时的采集管网上的一组模拟工况值，如管网沿程的压力和气体流速，运用这些计算值绘制出曲线图，由曲线图观测管网中泄漏前后流体的压力和流速值，对管网的泄漏管段进行初步判断。

在上述方法中，利用管网中泄漏前后压力和气体流速的变化规律来初步识别泄漏管段，但是仅仅根据图中曲线的变化趋势来判断泄漏管段没有说服力，并且可能存在误差，因此做出管段泄漏后1s、10s、30s、1min、5min、8min和10min管网的压力变化曲线图，利用压力变化的幅值百分比曲线，以便更加准确和直观的识别泄漏管段。

本发明的有益效果：考虑了天然气在输送过程中由于压力和温度的变化而产生的凝结水，因此主要研究了气液两相流在管网中的流动。根据天然气管网的特点，分析了天然气在流动过程中的节点压力和沿线流量，对天然气正常管网和单点泄漏管网分别进行了建模，利用多相流计算管网沿线压力、温度和气体流速泄漏前后随时间和空间的变化规律，为泄漏管段的识别提供了新思路。根据泄漏规律，本发明以压力和气体变化规律两个参数作为判断管网中管段是否发生泄漏的依据。本次管网泄漏管段识别主要在基于模型的基础上分析管段在不同时间的变化规律，做出泄漏后管段压力相比未泄漏管段的压力变化幅值随时间的变化图，以此根据压力幅值变化的大小准确识别出泄漏管段，此方法可以形象直观的识别管网泄漏管段。

附图说明

图1是管道积液模型求解流程图；

图2是湿式天然气管网压力模型流程图；

图3是一种天然气枝状管网泄漏管段识别方法的流程示意图；

图4是枝状天然气管网管段4单点泄漏模型图；

图5是管段4泄漏前后管段压力变化示意图；

图6是管段4泄漏前后管段温度变化示意图；

图7是管段4泄漏前后管段气体流速变化示意图；

图8是管段4泄漏前后管网压力变化示意图；

图9是管段4泄漏前后各管段压力变化幅值百分比曲线图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有付出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

具体地，图3是本申请提供的一种天然气枝状管网泄漏管段识别方法一个实施例的流程示意图，本申请提供的危险液体管道泄漏风险评价方法包括：

确定所研究天然气枝状管网的管长、管径等基础参数；根据初始条件与边界条件，利用质量守恒方程、动量守恒方程和能量守恒方程等构建管网的双流体模型；利用多相流计算实时获取管段4泄漏前后管网沿线压力、温度、气体流速等参数的变化规律；以压力的变化规律作为初步判断管网是否发生泄漏的依据，并做出泄漏后管段压力相比未泄漏管段压力的变化幅值曲线，根据压力幅值变化的快慢准确识别出泄漏管段。

所选实例是由7条集输管线组成的集输管网，管网基本参数如表1所示。该区块年平均地表温度273K，系统的初始条件如表2所示，包括初始压力或流量、流入的初始气相质量比和节点温度。

表1管网参数

管道序号	1	2	3	4	5	6	7
								管径(mm)	160	160	225	160	160	160	325
管长(km)	1.00	1.00	0.60	1.14	1.20	1.00	1.20
								厚度(mm)	6.00	6.00	9.50	6.00	6.00	6.00	12.80

表2管网初始条件

节点序号	1	2	3	4	5	6	7	8
									流量(kg/s)	1	1	1	2	2	2	0	9
压力(MPa)	—	—	—	—	—	—	—	0.3
									温度(K)	305	305	295	305	305	305	295	285
质量含气率	0.9	0.9	0.9	0.9	0.9	0.9	0.9	0.9

管网的输送介质组分为95％天然气和5％的水，利用给出的边界条件、初始条件以及管网基本参数，用管网一维流动的控制方程组建立正常管网模型与单点泄漏模型，结合管道实际运行参数，设置泄漏孔径为25mm，泄漏时间为10min，如图4所示，建立管段4的单点泄漏模型，分析整个管网温度、压力、气体流速等参数随时间和空间的变化规律。

用管网一维流动的控制方程组对管网的三种泄漏工况分别进行计算，泄漏时间为10min，得到压力、温度、气相流速和液相流速的变化规律，通过对管网泄漏前后沿线参数的比较，得出管网泄漏前后参数的变化规律。

计算得出管网中管段4发生单点泄漏前后管段沿程压力变化对比图，如图5所示。

如图5所示，正常管网和泄漏管网的沿程压力均降低，管段4泄漏前，压力从0.69MPa下降到0.45MPa，泄漏后压力从0.66MPa下降到0.46MPa。

计算得出管网中管段4发生单点泄漏前后管段沿程温度变化对比图，如图6所示。

如图6所示，正常管网和泄漏管网的沿程温度均降低，管段4泄漏前温度从31.8℃下降到26.3℃，泄漏后温度从31.8℃下降到26.4℃。

计算得出管网中管段4发生单点泄漏前后管段沿程气体流速变化对比图，如图7所示。

如图7所示，管段泄漏前后气体流速都是呈上升的趋势，管段4泄漏前气体流速由23.5m/s上升至36.2m/s，泄漏后气体流速由25.4m/s上升至29.6m/s，管段500m发生泄漏处气体流速发生突变。

通过对管网中不同管段发生单点泄漏的情况进行了分析计算，绘制正常管网与泄漏管网的参数曲线图得出了一些管网单点泄漏的规律，其中泄漏管网的压力变化图偏离正常管网的数值比较明显，因此采用基于压力下降速率的方法来识别哪根管段发生泄漏。

管网中管段4泄漏前后压力变化图如图8所示。

如图8所示，管段4发生泄漏后其管段的压力值明显低于未泄漏管网中的管段，其他未发生单点泄漏的管段压力值仅仅稍低于正常管网，因此我们可以初步判断分别是管段4发生泄漏。

仅仅根据图中曲线的变化趋势来判断泄漏管段没有说服力，并且可能存在误差，因此为了进一步研究管网发生单点泄漏后管网压力随时间变化的详细情况，做出了管段4泄漏后1s、10s、30s、1min、5min、8min和10min每根管段相对于未泄漏管段压力变化的幅值百分比曲线，以便更加准确和直观的识别管段泄漏，如图9所示。

如图9所示，发生泄漏30s之前每根管段的压力都呈上升的趋势，泄漏30s后压力开始降低，管段4与横轴最先相交，说明管段4的压力随时间下降最快，这也验证了管段4即为泄漏管段。

Claims (8)

1.一种天然气枝状管网泄漏管段识别方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1：确定所研究枝状天然气集输管网的管长、管径、管网沿线高程以及泄漏孔径等基础参数；

步骤2：根据管网的基础参数以及管网的初始条件与边界条件，利用管网一维流动的控制方程组建立正常管网和单点泄漏管网水力热力数值模拟模型，同时进行水力计算；

步骤3：利用多相流计算实时获取天然气管网沿线压力、温度、气体流速这些参数泄漏前后的变化规律；

步骤4：根据泄漏规律，以压力和气体变化规律两个参数作为初步判断管网中管段是否发生泄漏的依据，并做出泄漏后管段压力相比未泄漏管段的压力变化幅值随时间的变化图，以此根据压力幅值变化的大小准确识别出泄漏管段。

2.根据权利要求1所述的天然气枝状管网泄漏管段识别方法，其特征在于，管道内的流动并不是单相流动而是气液两相流动，天然气在运输过程中往往会产生大量饱和水蒸气和少量轻烃，在管网中，温度和压力会沿着管道从支管起点下降到管汇处，管网中的蒸发碳氢化合物会逐渐凝结，随着输送距离的增加，集输管网沿线温度与压力逐渐下降，气体中的水蒸气将在管壁处凝结为液滴而析出，使得管路中持液率发生改变，管线中的流动从简单的气相单相流动变为复杂多变的气水两相流。

3.根据权利要求1所述的天然气枝状管网泄漏管段识别方法，其特征在于，一维流动的控制方程包括利用质量守恒方程[公式(1)和公式(2)]、动量守恒方程[公式(3)和公式(4)]和能量守恒方程[公式(5)和公式(6)]构建双流体模型：

式中，l表示液相，g表示气相；t表示时间，x表示距离，ρ表示密度，v表示速度，α_g表示蒸气空隙率，α₁表示液体空隙率，并且α_g+α₁＝1，

表示每单位体积的液体传质速率，

表示每单位体积的气体传质速率，并且

式中，i表示液相和气相之间的相间；P表示总压力，S表示与液相或气相接触的壁周长，τ_i表示界面处相之间的剪切应力，τ_wg表示作用在管壁上的气相的剪切应力，τ_wl表示作用在管壁上的液相的剪切应力，θ表示管道倾角；

式中，u表示内在能量，u＝h-P/ρ，h表示焓，q_wg表示从管壁传递到气相的热量，q_wl表示从管壁传递到液相的热量，q_i表示在界面处交换的热传递。

4.根据权利要求1所述的天然气枝状管网泄漏管段识别方法，其特征在于，确定管网初始条件和边界条件，初始条件为进管时凝结水全部清管干净，入口流体仅含饱和天然气，不含水，并且温度、压力、流量和组分均是已知的参数，入口边界条件为已知各支管入口的质量流量和温度，出口边界条件为已知最小进口压力，相邻节点边界条件为压力相等，温度为加权平均温度，质量流量为总和，质量含气率重新计算，管道沿程边界条件为传热系数、地面温度、管道长度、直径、距离和管道高程已知。

5.根据权利要求1所述的天然气枝状管网泄漏管段识别方法，其特征在于，管网积液模型的求解如图1所示，首先将管网中的管道分为m条，将每条管道又分为n段，已知管网节点流量、压力和温度等参数，然后选择管网中第i条管道的第j段管段进行多相流计算，可以得到各管段压降、温降、平均压力和平均温度等参数，以此可以计算出管网中每一条管道和每一条管道中管段的饱和水量、冷凝水量以及确定管道中的相态，最后可以得出管网积液模型中液膜的厚度、持液率、压力、温度和饱和水量等参数。

6.根据权利要求1所述的天然气枝状管网泄漏管段识别方法，其特征在于，湿式天然气管网压力模型的求解如图2所示，随着时间步长的增加，管网中冷凝水增加，并沿管道分布在不同位置，同时，水力参数和热力参数受相变和积液的相互影响，由于液体的不断凝结和积聚，使得管网内的水力和热力参数不能完全向稳态发展，一段时间后，通过设置相应的边界条件，可以计算得出不同泄漏管网中水力和热力参数的变化，首先已知管网的基础数据，将管网初始节点的压力和流量参数代入双流体模型进行计算，然后解非线性方程组，计算导纳矩阵，求节点压力，如果求出的节点压力相比真实节点压力误差小于ε，则根据析水量更新气相质量含气率，直到算出管网中各管段的相关水力参数和热力参数，如果求出的节点压力相比真实节点压力误差大于ε，更新节点压力重新求解。

7.根据权利要求1所述的天然气枝状管网泄漏管段识别方法，其特征在于，采用基于压力下降速率的方法对泄漏管段进行识别，利用流体的质量、动量、能量守恒等方程建立管网流体动态模型，管网泄漏模型与正常管网同步执行，定时的采集管网上的一组模拟工况值，如管网沿程的压力和气体流速，运用这些计算值绘制出曲线图，由曲线图观测管网中泄漏前后流体的压力和流速值，对管网的泄漏管段进行初步判断。

8.根据权利要求1所述的天然气枝状管网泄漏管段识别方法，其特征在于，可以利用管网中泄漏前后压力和气体流速的变化规律来初步识别泄漏管段，但是仅仅根据图中曲线的变化趋势来判断泄漏管段没有说服力，并且可能存在误差，因此做出管段泄漏后1s、10s、30s、1min、5min、8min和10min管网的压力变化曲线图，利用压力变化的幅值百分比曲线，以便更加准确和直观的识别泄漏管段。

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