孫宗琳， 吳玉國， 段鵬飛， 張孟昀， 張馨荃

(1.遼寧石油化工大學(xué) 石油天然氣工程學(xué)院，遼寧 撫順 113001； 2.中國石油大港石化公司，天津 300280)

基于FLUENT的成品油管道冰堵問題數(shù)值模擬

孫宗琳1， 吳玉國1， 段鵬飛2， 張孟昀1， 張馨荃2

(1.遼寧石油化工大學(xué) 石油天然氣工程學(xué)院，遼寧 撫順 113001； 2.中國石油大港石化公司，天津 300280)

由于我國北方地區(qū)冬季氣溫較低，成品油管道在輸送過程中有時會發(fā)生冰堵現(xiàn)象。管道一旦發(fā)生冰堵，不但影響油品的輸送，而且對生產(chǎn)造成不必要的損失，嚴(yán)重時還會造成安全隱患。基于FLUENT數(shù)值仿真軟件，研究了成品油管道中單個不同高度的冰堵段以及多個不同高度的冰堵段周圍流場的變化。研究結(jié)果表明，隨著冰堵高度的增加，單冰堵段前后壓差呈非線性變化，多冰堵段前后壓差同樣呈非線性變化；單冰堵段前后流速變化相對平穩(wěn)，而多冰堵段周圍流速變化明顯，流體分層效果較好，多冰堵段周圍流體的速度分布規(guī)律與單冰堵段相似。

成品油管道； 冰堵； 數(shù)值模擬； 流場； 壓差

近幾年，由于我國經(jīng)濟(jì)的快速增長，成品油管道的建設(shè)也得到了高速發(fā)展[1]。目前，我國已完成北油南運(yùn)、西氣東輸?shù)榷鄠€項目，覆蓋全國的油氣管網(wǎng)格局已然產(chǎn)生，在成品油管道建設(shè)和運(yùn)輸方面更是取得了飛躍的進(jìn)步[2-3]。但是，我國北方地區(qū)冬季較為寒冷，管道在輸油過程中出現(xiàn)冰堵是管道堵塞的原因之一[4]。油品中含有的水和管壁上附著的少量泥沙等雜質(zhì)在管道運(yùn)輸過程中經(jīng)過低溫凍結(jié)會在管壁上形成一個密實(shí)的凍堵物，凍堵物的產(chǎn)生會導(dǎo)致管道局部堵塞，嚴(yán)重時會導(dǎo)致管線停輸，形成安全隱患，造成不必要的經(jīng)濟(jì)損失[5-6]。目前，我國對成品油管道全冰堵位置的測定方法已經(jīng)成熟，例如敲擊聽音法、儀器探測法、注油探堵法、γ射線法和橋式電路檢測法，通過這些方法可以判斷冰堵的位置[7]。但是，針對具有特殊性的半冰堵，國內(nèi)外文獻(xiàn)記載較少，目前仍然沒有較好的檢測方法[8-10]。

在成品油管道運(yùn)輸過程中，半冰堵的高度不盡相同，情況相對復(fù)雜，采用有限元方法能夠高效省時地完成對復(fù)雜情況的研究。FLUENT數(shù)值仿真軟件基于CFD軟件包，具有穩(wěn)定性好、運(yùn)算精度高、適用范圍廣等特點(diǎn)，對流體力學(xué)學(xué)科中的問題普遍適用，對管內(nèi)流體流場分析的問題模擬準(zhǔn)確，常用于油氣儲運(yùn)領(lǐng)域[11]。吳欣雨等[12]利用FLUENT數(shù)值仿真軟件對天然氣調(diào)節(jié)閥水合物凍堵進(jìn)行了數(shù)值模擬分析；王友龍等[13]利用FLUENT數(shù)值仿真軟件對成品油管道冰堵進(jìn)行了數(shù)值分析。但是，所采用的模型都比較單一，沒有考慮冰堵高度對周圍流場的影響。就目前階段，很少有人針對油品流過不同高度冰堵的情況對周圍流場的影響進(jìn)行研究，本文應(yīng)用FLUNET數(shù)值仿真軟件，對管線內(nèi)半冰堵周圍的流場進(jìn)行了數(shù)值模擬。通過模擬分析，得出了檢測管線半冰堵位置的理論依據(jù)，根據(jù)此理論依據(jù)，可有針對性地采取預(yù)防措施。

1 模型的建立

1.1 數(shù)學(xué)模型

假設(shè)一成品油管道內(nèi)輸送92#汽油，油品流速為1 m/s，計算出雷諾數(shù)大于2 300，流動模型為不可壓縮流體的定常流動。采用標(biāo)準(zhǔn)湍流模型，該模型具有計算精度高、穩(wěn)定性好的特點(diǎn)。該模型包含連續(xù)性方程、動量方程、湍動能方程和湍流動能耗散輸送方程。

連續(xù)性方程：

式中，u為流體流速，m/s。

動量方程：

式中，ρ為流體的密度，kg/m3；F為體積力，N；μ為流體的黏度，Pa·s。

湍動能方程：

式中，k為湍流動能，J；ui為時均速度，m/s；σk為湍動能對應(yīng)的普朗特數(shù)，σk=1.0；ε為湍流耗散率；Gk為平均速度梯度產(chǎn)生的湍動能項；GB為浮力影響產(chǎn)生的湍動能項；YM為湍流脈動膨脹對總耗散率的影響；Sk為自定義源項，W/m3。

湍流動能耗散輸運(yùn)方程：

式中，t為時間，s；σε為湍動耗散率對應(yīng)的普朗特數(shù)，σε=1.3；C1ε、C2ε、C3ε均為經(jīng)驗(yàn)常數(shù)，C1ε、C2ε、C3ε本文分別取1.44、1.92、1.30；Sδ為自定義源項，W/m3；Prt為湍動普朗特數(shù)，取0.85；gi為重力加速度在i方向上的分量，m/s2；Mat為湍動馬赫數(shù)。

1.2 模型的建立與網(wǎng)格劃分

建立長度為10 m、內(nèi)徑為396.0 mm的三維管道模型，同時在管道內(nèi)部建立單冰堵及多冰堵模型，冰堵高度分別為100、150、200、250、300 mm，用半球體簡化代替冰堵，單冰堵模型的半球體冰堵中心位于距管道入口5 m處，多冰堵模型的半球體中心分別位于距管道入口3 m和7 m處。以冰堵高度為200 mm的模型為例，利用ANSYS Workbench對模型進(jìn)行網(wǎng)格劃分。管道冰堵模型及網(wǎng)格模型如圖1所示，冰堵處網(wǎng)格圖如圖2所示。

單冰堵

(a) 冰堵模型

(b) 冰堵網(wǎng)格模型

圖1 管道冰堵模型及冰堵網(wǎng)格模型

圖2 冰堵處網(wǎng)格圖

網(wǎng)格類型和尺寸涉及到計算精度和總體計算量的大小。進(jìn)行網(wǎng)格無關(guān)性分析能夠得到適合該問題的網(wǎng)格密度，保證數(shù)值模擬結(jié)果的精度。假定單冰堵段管長4 m和6 m處為冰堵的上游和下游，多冰堵段管長2 m和8 m處為冰堵的上游和下游，冰堵段前后壓差和網(wǎng)格數(shù)量的關(guān)系如圖3所示。由圖3可知，單冰堵和多冰堵段前后壓差隨著網(wǎng)格數(shù)量的增加而增大，單冰堵段前后壓差在網(wǎng)格數(shù)達(dá)到15.4×104以后趨于穩(wěn)定，多冰堵段前后壓差在網(wǎng)格數(shù)達(dá)到14.2×104以后趨于穩(wěn)定。因此，在計算量允許的前提下，為了最大限度地減小數(shù)值計算的誤差，單冰堵計算域網(wǎng)格數(shù)選取15.4×104，多冰堵計算域網(wǎng)格數(shù)選取14.2×104。

圖3 冰堵段前后壓差與網(wǎng)格數(shù)量的關(guān)系

2 數(shù)值模擬與結(jié)果

2.1 單冰堵段

入口邊界為velocity-inlet，出口邊界為outflow，管壁邊界層為wal1，冰堵段邊界層為solid，忽略冰堵段的形變且不考慮溫度變化的影響。因?yàn)槭苤亓Φ挠绊懀栽O(shè)置gravity中的y=-9.8 m/s2，參考壓力1.01×105Pa，湍流模型為standard模型，采用simple算法對管道進(jìn)行求解得到壓力場和速度場。不同冰堵高度的單冰堵管道壓力云圖如圖4所示。

圖4 不同冰堵高度的單冰堵管道壓力云圖

從圖4可以看出，油品流過局部冰堵處，相當(dāng)于通過一個突然變窄的通道，引起油品流通面積減小，造成堵塞，使上游壓力增高，流量減小，而下游的壓力減小，冰堵段前后形成壓差。

單冰堵段周圍的壓力場往往呈扇形分布，靠近單冰堵段底部區(qū)域前的壓力最大，單冰堵段正上方的壓力自上而下由大到小分布，經(jīng)過單冰堵段最高點(diǎn)后，壓力得到一個小幅度的回升，單冰堵高度越高，壓力回升越明顯。由于單冰堵位于管道中心，取管道4 m處和6 m處測單冰堵段前后的壓力，計算出管道單冰堵前后的壓差。單冰堵段前后壓差與冰堵高度的關(guān)系如圖5所示。

圖5 單冰堵段前后壓差與冰堵高度的關(guān)系

由圖5可知，單冰堵段前后壓差隨著單冰堵高度的增大而增大，但單冰堵高度不同，壓差增加速率明顯不同，單冰堵高度越高，單冰堵段前后壓差變化越明顯；當(dāng)單冰堵高度不超過200 mm時，單冰堵段前后壓差變化曲線比較平緩，單冰堵前后壓差變化并不明顯，單冰堵高度大于200 mm時，單冰堵段前后壓差曲線的傾斜角度迅速變大，單冰堵段前后壓差迅速增大；單冰堵高度為200 mm時壓差為553 Pa，單冰堵高度為250 mm時壓差為1 241 Pa，而單冰堵高度為300 mm時壓差達(dá)到了4 481 Pa。

單冰堵管道中流體的速度云圖如圖6所示。

圖6 單冰堵管道中流體的速度云圖

從圖6可以看出，由于管道局部冰堵，單冰堵處流通面積減小，油品流速增大；單冰堵高度越高，對油品流速的影響越大，流動分層現(xiàn)象越明顯；單冰堵段前方的流速趨于平穩(wěn)，靠近單冰堵段周圍的流速增大，在單冰堵段最高點(diǎn)流速達(dá)到最大，然后緩慢減小，最后趨于平穩(wěn)，單冰堵段周圍油品流動分層現(xiàn)象較為明顯。由于單冰堵的存在，靠近單冰堵段底部前后區(qū)域的流速均相對較小，管壁處流體的速度約為0。

2.2 多冰堵段

入口邊界為velocity-inlet，出口邊界為outflow，管壁邊界層為wal1，冰堵段邊界層為solid，忽略冰堵段的形變且不考慮溫度變化的影響。因?yàn)槭苤亓Φ挠绊?，設(shè)置gravity中的y=-9.8 m/s2，參考壓力1.01×105Pa，湍流模型為standard模型，采用simple算法對管道進(jìn)行求解，得到壓力場和速度場。不同冰堵高度的多冰堵管道壓力云圖如圖7所示。

圖7 不同冰堵高度的多冰堵段管道壓力云圖

從圖7可以看出，多冰堵段的壓力場分布基于單冰堵段壓力場，多冰堵段周圍的壓力在靠近冰堵段前的底部區(qū)域達(dá)到最大，但是第一個冰堵段的最大壓力大于第二個冰堵段的最大壓力；多冰堵段正上方壓力由大到小分布，貼近冰堵段上方的壓力比周圍壓力小。由于冰堵位于管道3 m和7 m處，取管道2 m和4 m處的壓力為第一個冰堵段的上、下游壓力，計算第一個冰堵段的前后壓差p1；取管道6 m和8 m處的壓力為第二個冰堵段上、下游的壓力，計算第二個冰堵段的前后壓差p2；取2 m和8 m處壓力，計算兩個冰堵段的前后壓差，即總壓差p3。多冰堵段管道壓差與冰堵高度的關(guān)系如圖8所示。

圖8 多冰堵段管道壓差與冰堵高度的關(guān)系

從圖8可以看出，冰堵高度越高，冰堵段前后壓差變化越明顯；當(dāng)冰堵高度小于200 mm時，p1和p2的變化規(guī)律相同。這是由于油品經(jīng)過第一個冰堵段后，壓差變化不大，壓力能夠在第二個冰堵段之前恢復(fù)平穩(wěn)，所以相互沒有影響；當(dāng)冰堵高度大于200 mm時，p1大于p2，這是由于油品經(jīng)過第一個冰堵段壓差變化較大，到達(dá)第二個冰堵段之前壓力沒有恢復(fù)平穩(wěn)。從圖8還可以看出，多冰堵段前后總壓差p3遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于單冰段前后壓差，p3的變化規(guī)律與p1、p2的變化規(guī)律相似；當(dāng)冰堵高度小于200 mm時，p3的變化并不明顯，當(dāng)冰堵高度大于200mm時，p3的傾斜度明顯增大，多冰堵段前后壓差產(chǎn)生明顯變化；冰堵高度為200 mm時，p3為1 261 Pa，冰堵高度為250 mm時，p3為2 626 Pa，冰堵高度為300 mm時，p3為7 547 Pa。

多冰堵段管道中流體的速度云圖如圖9所示。

圖9 多冰堵段管道中流體的速度云圖

從圖9可以得出，流體在冰堵段前方流速平穩(wěn)，遇到冰堵段突然加速，到達(dá)冰堵段最高點(diǎn)時流速最大，所以貼近冰堵段正上方的壓力最小。經(jīng)過最高點(diǎn)后流速減小并趨于平穩(wěn)，直至遇到第二個冰堵段后流速又增大，同樣在冰堵段最高點(diǎn)流速達(dá)到最大，經(jīng)過冰堵段最高點(diǎn)后又減小直至穩(wěn)定。冰堵段高度越大，流度變化過程越劇烈，流動分層現(xiàn)象越明顯，對油品的流動影響越大。靠近冰堵段底部前后區(qū)域的流速都相對較小，管壁處流體的速度約為0。

3 結(jié) 論

(1)隨著冰堵高度的增大，冰堵段前后壓差增大。當(dāng)冰堵高度小于管徑的1/2時，冰堵段前后壓差變化并不明顯；當(dāng)冰堵高度大于管徑的1/2時，冰堵段前后壓差迅速增大，多冰堵段壓差變化比單冰堵段壓差明顯，因此多冰堵段位置的檢測比單冰堵段容易一些。

(2)冰堵高度大于管徑1/2時冰堵段前后壓差劇烈變化的特性，可以作為成品油管道半冰堵檢測的依據(jù)。及時檢測從首站到中站和末站的壓力變化，當(dāng)壓差變化大于管道正常的壓降時，可以考慮管道內(nèi)產(chǎn)生了半冰堵，應(yīng)及時采取清管等作業(yè)。

(3)應(yīng)通過定期進(jìn)行全線清理的方法，清除管內(nèi)殘留的水份、鐵銹等雜質(zhì)防止冰堵的產(chǎn)生；應(yīng)做好管線內(nèi)部的防腐處理，避免管內(nèi)銹蝕；在管線運(yùn)輸過程中，應(yīng)提高油品的輸送溫度，及時地對油品進(jìn)行分析，降低油品的含水量，保證管道輸送油品的質(zhì)量符合標(biāo)準(zhǔn)。油品長時間儲存在油罐后，應(yīng)清除積水、冰塊等雜物。

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(編輯 宋錦玉)

Numerical Simulation of the Ice Blocking Problem in Oil Product Pipelines Using FLUENT

Sun Zonglin1， Wu Yuguo1， Duan Pengfei2， Zhang Mengyun1， Zhang Xinquan2

(1.CollegeofPetroleumEngineering，LiaoningShihuaUniversity，F(xiàn)ushunLiaoning113001，China；2.PetroChinaDagangPetrochemicalCompany，Tianjin300280，China)

The ice blocking could happen during the process of conveying products oil in the pipeline, because of the low temperature in north China in winter. The pipeline occurred ice blocking, not only oil transport was affected but also unnecessary damage of production was caused, and the potential safety hazard could exist when it became serious. Based on thenumerical simulation software FLUENT, the flow field distribution was calculated around the single and multiple ice blocks in products pipeline which were in different height. The research results showed that increasing with the height of the ice wall, the pressure difference of front and back produced nonlinear changes, the pressure distribution regularities of multiple ice also produced nonlinear changes. In the aspect of velocity, the velocity variation degree of front and back the ice block was relatively stable, but the velocity change process around the ice block was more obviously and layered effect was better, the speed distribution regularities of multiple ice blocks were similar to that of the single ice blocks.

Oil product pipeline； Ice blocking； The numerical simulation； Flow distribution； Differential pressure

1672-6952(2017)02-0027-04

2016-08-04

2016-09-23

遼寧省教育廳科學(xué)研究項目(L2015306)。

孫宗琳(1991-)，男，碩士研究生，從事管道冰堵問題數(shù)值模擬研究；E-mail：345241864@qq.com。

吳玉國(1977-)，男，博士，教授，從事油氣管道運(yùn)輸?shù)确矫娴难芯?；E-mail：wyg0413@126.com。

TE832

A

10.3969/j.issn.1672-6952.2017.02.006

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn