二氧化碳長輸管道投產置換過程模擬分析

劉建武， 李 毅， 龔霽昱， 張千昌， 胡其會*

(1.中石化石油工程設計有限公司， 東營 257062； 2.中國石油大學(華東)儲運與建筑工程學院， 青島 266580)

以CO2為主的多種溫室氣體大量排放導致全球變暖、極端天氣出現等氣候問題已成為全球矚目的重大問題，嚴重影響人類的生存和正常發展。根據《巴黎氣候協定》，中國承諾2030年碳排放達峰，未來中國CO2減排任務艱巨。碳捕集、利用及封存技術(carbon capture, utilization and storage, CCUS)能有效減少大規模工業CO2排放，是未來幾十年CO2減排、控制溫室效應的有效手段。然而，CO2捕集地一般與封存區域距離較遠，需要將捕集的CO2安全高效地輸送到封存區域。相比于陸路槽車、海上船運等其他運輸方式，管道輸送是一種相對經濟、高效的運輸方式[1]。

目前，全世界約有超過7 500 km的CO2長輸管道，其中大部分用于CCUS技術減少CO2的排放[2]。相比國外，中國還沒有工業規模已投產的CO2輸送管道，中國CO2管道建設不得不通過人口密集區域，因此外國投產運行經驗不能完全適用于國內的情況。另外，目前中國CO2管道設計、投產以及運行主要參考天然氣管道標準規范，但是CO2與天然氣的相特性差別較大，CO2管道投產運行過程中易發生相變或生成干冰造成凍堵[3]，影響管道的安全平穩運行。因此，天然氣管道設計運行經驗不適用于CO2管道，需要開展專門針對CO2管道投產運行技術的研究。

惰性氣體投產置換是管道投產工藝的重要組成部分，置換氣體通常采用N2，與天然氣管道投產置換需避免空氣與天然氣直接接觸形成爆炸性氣體混合物相比，CO2管道投產置換主要是利用N2惰性且具有高吸水性的特點，置換過程可以完成管道清洗干燥并為隨后調試管道或設備做好準備。

目前，中外針對氣體管道投產方案的研究主要集中在天然氣管道置換方面。外國針對管道N2投產置換與混氣的理論研究開展較早，主要采用實驗法確定了對流擴散系數。1953年，Taylor[4]最早對細管中介質擴散情況進行了研究，采用高錳酸鉀水溶液作為示蹤計，并使用色度計對管道內介質軸向濃度分布進行了測量，得到層流與紊流的軸向擴散系數計算公式。Johnson等[5]通過研究天然氣管道直接吹掃和惰性氣體吹掃，提出置換過程中天然氣和惰性氣體分別與空氣混氣段長度的計算公式。Mahgerefteh等[6]研究了氣態純CO2和含雜質CO2在管道內減壓波的傳播速度并進行了預測和實驗，發現含雜質的CO2的相變壓力平臺明顯降低。J?ger等[7]針對CO2可能在管道內發生相變，建立了吉布斯自由能模型，對純CO2和含雜質的CO2的固-液-氣相平衡進行了計算和描述，提供了管道內CO2的相態的判別依據。目前，中國針對長距離輸氣管道N2投產置換的研究主要停留在施工現場的實踐經驗結論和軟件模擬的方案選擇階段。孫興祥等[8]針對澀北至西寧段管道投產置換時采用不同置換方案的投產結果進行了對比，分析了有無隔離器置換的優缺點，論述了無隔離器置換的可行性。譚力文等[9]對管道采用N2投產置換過程的工藝參數進行了研究，結合管道試運營投產規范和氣體狀態方程定量地計算了投產置換過程中注氮溫度、注氮量、推進速度等參數。叢蕊等[10]對天然氣管道投產置換進行了模擬，得到了置換時所需N2量和消耗時間隨管道長度、管徑及壓力的變化規律，為無隔離器置換工作提供了理論依據。段威等[11]根據氣體擴散與傳的基本理論推導出混氣段長度的理論計算公式，將理論計算結果與利用FLUENT軟件模擬結果吻合，證明計算公式可行性，并研究了不同置換條件下，混氣段長度的變化規律，為天然管道投產置換過程的相關參數提供了理論依據。柴多等[12]利用FLUENT軟件，對N2在不同置換流速下管徑、管長對混氣段長度的影響進行了數值模擬，并分析了彎頭對混氣長度的影響。崔茂林等[13]歸納總結了中國十余年來工業規模長距離輸氣管道投產置換的實踐經驗，提出了在天然氣長距離輸送管道N2投產置換操作過程中的一些創新做法和實用性技巧，極大簡化管道投產的現場操作，具有較強的指導意義。鄭建坡等[14]綜合考慮了CO2輸送的起終點距離、輸送量、輸送溫度和輸送成本，具體分析了不同條件場合下，管道、汽車、火車和船舶4種運順方式的優缺點，并指出對于大量CO2長距離運輸應采用管道運輸方式。然而，從文獻調研來看，中國目前沒有還已建成的CO2管道，并且關于CO2管道投產方案的研究極為匱乏，因此針對CO2管道投產置換方案進行研究對中國工業規模CO2管道的投產運行具有重要的工程意義。

現針對延長石油某CO2長輸管道，利用SPS軟件建立管道投產置換仿真模型，分析不同管內氣體介質投產置換規律，分別針對純CO2、含雜質CO2及天然氣管道的投產置換過程進行了數值模擬，分析不同因素對注氮量和投產過程時間的影響，根據分析結果推薦了該條CO2管道的投產方案。

1 投產置換仿真模型建立

1.1 概況

延長石油某CO2輸送管道工程，設計輸量為36萬 t/年，沿線設首站、分輸站和末站3座站場，以及6座閥室(3座監控閥室、3座普通閥室)。管道全長102.0 km，最高處海拔為1 667 m，最低洼處海拔為1 220 m。管道沿線海拔高程如圖1所示。

圖1 管道沿線高程Fig.1 Elevation along pipeline

管道沿線設3座站場、6座閥室，最大站間距為14.5 km，站場閥室情況如表1所示。

表1 站場及閥室情況Table 1 Station and valve room information

1.2 輸送介質組分及性質

該CO2管道的輸送介質組分如表2所示。通過HYSYS軟件計算介質的臨界溫度為30.4 ℃、臨界壓力為7.546 MPa。為了區分純CO2、含雜質CO2以及天然氣的相特性，將三者的相特性曲線展示在同一張圖中，如圖2所示。天然氣組分如表2所示。

表2 含雜質CO2及天然氣組分Table 2 Containing impurities CO2 and natural gas components

不同介質在不同壓力、溫度狀態下，處于不同的相態，包括氣相、液相和超臨界狀態，如圖2所示，3條不同介質的相包線分別為：天然氣(點劃線)、98% CO2含有雜質的輸送介質(實線)以及純CO2(劃線)。純CO2為一元介質體系，其相同壓力下泡點與露點參數相同呈線性關系，當狀態參數處于相包線上時，氣液共存，純CO2的臨界點為30.95 ℃、7.37 MPa。含有雜質的CO2相包線在0 ℃以上時，與純CO2相包線差距不大；不同的是，含有雜質的CO2多元體系存在氣液共存區，氣液共存的條件比一元體系寬松。含有雜質的CO2介質與天然氣相比，在相同變化條件下更容易發生相變，其氣液共存區較窄，氣液共存條件苛刻，且在高壓力輸送條件下存在生成固態干冰的可能，增加了輸送的安全隱患。

圖2 不同介質的相特性曲線Fig.2 Envelope lines of different fluid

當含有雜質的CO2超過臨界點時(30.4 ℃、7.55 MPa)，處于超臨界狀態。超臨界狀態下CO2的宏觀狀態與氣體相類似，密度接近液體，擴散系數高于液體，黏度接近于氣體。此時CO2是介于氣態與液態之間的第3種狀態，超臨界狀態的CO2同時具備氣態和液態的相特性，具有更好的流動性、溶解性和管輸特性。

1.3 SPS模型建立

根據該CO2輸送管道工程設計、站場及閥室設計參數，結合輸送介質物性及相特性，采用SPS軟件建立仿真模型，如圖3所示。

1、2、4～7為普通閥室；3、8分別為分輸站、末站放空閥室； 9、10、14、21分別為首站、注氮口、分輸站以及末站控制閥； 12為N2封存閥；11、13～20為放空閥圖3 CO2輸送管道模型示意圖Fig.3 Schematic diagram of CO2 pipeline model

由于SPS組分追蹤時，如果輸送流量為0時，不會檢測組分以及記錄介質到達時間，因此將各個閥室及分輸站的放空接口設置為SALE，通過壓力控制設為0，相當于直接接通大氣，當管道內介質到達時會被檢測。這樣既能檢測組分在整個管線行進的狀況，也可以記錄組分到達各站、各閥室的時間。

投產置換仿真模擬使，首先在首站與第一個閥室或中間站之間的管段注入N2并進行封存、升壓。當達到投產置換壓力要求后停止注氮，靜置一段時間檢查無泄漏點后，打開第一個閥室或中間站閥門，同時氣源開始向首站按照最佳置換速度注入氣態CO2，由 CO2推動N2進行投產置換.通過組分追蹤到N2頭快要到達末站時，及時打開末站放空閥進行N2放空，直到CO2頭到達末站，關閉放空閥，置換階段完成；此時提升首站注入流量，開始全線分階段升壓直至最終達到輸送任務要求的壓力值。

2 結果分析

2.1 氮氣封存階段

根據N2投產置換要求，在首站與1號閥室之間進行N2封存。根據現場投產經驗，封存壓力不宜過高，否則置換開始后N2段自身擴散速度快，影響各閥室和站場檢測N2-空氣混氣頭的到達時間。一般要求N2封存壓力為0～0.1 MPa(表壓)[15-16]，以封存壓力為0.05 MPa進行模擬。根據《油氣管道試運投產技術規范》(Q/SYGD0112.1—2019)的技術要求，N2在管道內的推進速度宜控制在0.6～2.0 m/s，所以模型流量取為200 Nm3/h[16]。

N2封存完成，如圖4所示。此時首站與1號閥室之間充滿N2，濃度為98%，壓力為0.05 MPa。1號閥室后的管道內為空氣，N2濃度為78%，壓力為大氣壓。

圖4 N2封存完畢管道內狀態Fig.4 Status in pipeline after N2 storage

所需消耗置換氣量與輸送介質沒有直接聯系，與N2封存壓力和首站與第一個閥室之間的距離有關。根據模擬結果，可得首站至1號閥室之間N2封存完畢共耗時152.3 min，共用N2507.688 m3，如圖5所示。為了分析不同封存壓力時的N2封存量與消耗時長，分別進行了封存壓力為0.01、0.03、0.05、0.07 MPa時的N2封存模擬分析。由模擬結果可知，0.01、0.03、0.05、0.07 MPa封存壓力時的N2消耗量分別為358.775、431.972、507.688、579.866 m3，消耗時長分別108.4、131.8、152.3、176 min。可以看出，N2消耗量和消耗時長均隨封存壓力上升而上升，且基本成正比。

圖5 N2封存耗氣量Fig.5 N2 storage gas consumption

由于此條管道管徑較小，第一個閥室與首站距離較近，所以所需N2量小，建議采用注氮車注氮，注氮速度按技術要求最大流速2.0 m/s進行，節省注氮消耗時間。特別地，由于液氮罐車注氮，液氮溫度過低，為了保護管道應將N2提前氣化且溫度至少在5 ℃之上后再注入管道。

2.2 氮氣置換階段

氮氣置換過程，如圖6所示。隨著CO2的注入，CO2作為動力推動N2向前移動。根據《天然氣管道運行規范》(SY/T 5922—2012)中規定[17]，N2置換過程中管道內氣流速度不宜大于5 m/s。為減少投產置換時間，模擬采用最大氣流速度5 m/s，經管道內徑計算得出CO2氣源注入流量為463 Nm3/h。

圖6 N2置換過程中管道內狀態Fig.6 Status during N2 replacement

在氮氣封存、升壓完成后，可以適當停止流程24 h，此段時間可以用于榆能化首站至1號閥室之間管道低壓檢測泄漏。根據SPS軟件組分追蹤記錄，將N2頭和CO2頭到達各站場及閥室時間、累計用時計入表3。為了進行對比，將天然氣頭和N2頭到達各站場及閥室時間、累計用時計入表4。

表3 N2和CO2頭到達各站場及閥室時間Table 3 Time of N2 and CO2 head arriving at stations and valve room

表4 N2和天然氣頭到達各站場及閥室時間Table 4 Time of N2 and natural gas head arriving at stations and valve room

通過模擬結果，如圖7所示，輸送介質為天然氣時的置換時間小于含雜質CO2的置換時間，且時間減小幅度隨置換進程的前進而增大。最終天然氣管道比CO2管道接近提前1 h完成置換任務，原因為在相同的管道粗糙度下，天然氣有著更小的運動粘度，其管道內運動阻力小于CO2的運動阻力，所以天然氣會比CO2提前完成置換任務。此外輸送介質為純CO2和含雜質CO2的置換時間基本相同。

圖7 置換過程中不同介質頭和N2頭累計用時對比Fig.7 Accumulated time comparison of different media heads and N2 heads during replacement

由于此條管道尚未完成，且目前中國沒有已建成的CO2管道，無法獲得相關現場參數。為了驗證模擬可靠性，與坦桑尼亞某條已知現場投產置換數據的天然氣管道[18]進行對比，現場參數如表5所示。將模擬和坦桑尼亞某天然氣管道現場實際情況進行對比，如圖8、圖9所示。可以看出，雖然兩條管道在管徑和站間距有所不同，但是在氮氣頭和天然氣頭到達時間的趨勢相同，且時間接近，證明模型可靠。

表5 N2和天然氣頭到達現場首站和閥室的時間Table 5 Time of N2 and natural gas head arriving at stations and valve room in field

圖8 N2頭到達時間現場數據與模擬數據對比Fig.8 Comparison between field data and simulation data of N2 head arrival time

圖9 天然氣頭到達時間現場數據與模擬數據對比Fig.9 Comparison between field data and simulation data of natural gas head arrival time

2.3 升壓階段

升壓階段是將剛剛置換完成的管道進行輸送介質的升壓知道達到輸送壓力要求。根據SPS模擬結果，可以得到升壓階段(升壓值為管道起點進口壓力所達到的壓力值)中各階段的所需時間和累計CO2量，為進行對比，將CO2與同等參數的天然氣輸送管道升壓階段中各個壓力階段的所學時間和累計天然氣量計入表6。

表6 CO2和天然氣管道升壓階段累計氣量和所需時間Table 6 Accumulated CO2 and natural gas volume and time during pressure boosting stage

在實際投產時，模擬結果可以作為線路負責人對整個升壓過程做出判斷的指導，可以根據不同壓力階段所需時間和流量提前做出相應，有利于升壓過程安全高效的進行。

通過圖10所示，CO2在3.0 MPa升壓階段之前所消耗CO2氣量均小于消耗天然氣氣量，且壓力越低所需氣量越小。在3.0 MPa后CO2升壓所需氣量逐漸增大，超過同壓力下天然氣管道所需氣量。隨著壓力上升CO2氣量曲線斜率減小，天然氣所需氣量逐漸接近CO2氣量，并且在13 MPa時，天然氣氣量超過CO2氣量。如圖11所示，CO2密度在置時間為4 200 min時發生突變，密度大幅上升。根據含雜質CO2的物性參數和升壓所需時間可知，在4 200 min時壓力達到7 MPa，在含雜質CO2的臨界點附近，含雜質CO2逐漸由氣相轉變為液相，密度大幅上升。由于天然氣在相同溫度下沒有發生相變，密度始終隨壓力逐漸上升，所以最終在13 MPa時所需天然氣的氣量超過CO2氣量。

圖10 CO2與天然氣升壓階段消耗氣量和時間對比Fig.10 Gas consumption and time comparison between CO2 and natural gas boosting stage

圖11 CO2密度隨投產時間的變化Fig.11 Variation of CO2 density with commissioning time

注氮速度主要由注氮設備決定，特別若為液氮罐車注氮，由于液氮溫度過低，為了保護管道應將N2提前氣化且溫度至少在5 ℃之上后再注入管道。

在N2封存、升壓階段完成后，可以適當停止流程24 h，此段時間可以用于榆能化首站至1號閥室之間管道低壓檢測泄漏。

2.4 N2投產置換混氣段長度計算

2.4.1 N2置換混氣機理

管道在N2置換階段時，高濃度N2推著空氣在管道中運動。隨著置換開始，管道中形成N2-空氣混氣段，混氣產生的機理主要是因為分子對流傳遞和擴散傳遞。分子擴散是指以兩種氣體的濃度差為動力，分子由高濃度區域向低濃度區域的擴散現象。對流傳質是指運動流體與固體表面之間或兩個有限互溶的運動流體之間發生的質量傳遞。

管道內流型為低雷諾數層流時，混氣主要由對流傳質引起，管道橫截面上氣體流速分布不均勻，混氣段長度較長，N2消耗量大幅增加，投產成本增加。

管道內流型為高雷諾數湍流時，混氣主要由湍流擴散傳質引起，管道橫截面上氣體流速分布均勻，混氣段長度較短，混氣量大幅降低。所以在工程上N2投產置換要避免在低流速的層流流態下進行。

2.4.2 混氣段長度理論計算

由于SPS軟件模擬時無法得到較為可靠的混氣段數據，但是混氣段長度以及混氣量的數據對現場投產過程比較重要，所以根據文獻調研[11，19]，混氣段長度理論計算大多數是從分子擴散和對流傳質的機理開展，定性地推導出對稱濃度范圍內管道混氣量與管道總容積的關系為

(1)

(2)

(3)

式中：Vh為管道內混氣量，m3；Vg為管道總容積，m3；Ped為貝克萊準數；v為置換過程中氣體流速，m/s；L為管道全長，m；DT為氣體湍流擴散系數；vpj為氮氣和空氣運動黏度平均值，m2/s；Repj為按vpj計算的雷諾數。

由于式(1)未考慮層流邊界層對混氣長度的影響，所以計算出的混氣量偏小，因此引入修正系數α。α的大小與雷諾數Re相關，流速越低，雷諾數越小，層流邊界層越厚，α越大，反之越小。對于對稱濃度范圍的α取值如表7所示。

表7 對稱濃度范圍α的取值Table 1 Value of symmetrical concentration range of α

若以Lh表示管道內的混氣長度，則式(1)可表示為

(4)

根據《天然氣管道運行規范》(SY/T 5922—2012)中規定，置換時管道內氮氣推進速度不應超過5 m/s[17]，但是根據中國已投產的管道實踐經驗來看，5 m/s的置換推進速度的可靠性與安全富裕量較大，投產置換過程中在保證管道內純氮氣段長度滿足置換要求的前提下，可以根據天氣、時間等條件適當提高推進速度，縮短全線置換所需時間，降低其他安全隱患發生的可能。根據管道條件，分別對投產置換氮氣推進速度為3、5、7、9 m/s時的混氣段長進行計算，計入表8。可以看出，混氣隨推進速度的增加而減少，所以投產置換要避免較低推進速度下進行。

表8 不同流速下的混氣段長度和混氣量Table 8 Mixing section length and volume at different flow rates

3 結論

使用SPS軟件針對延長石油某CO2管道進行了投產置換模擬，通過對注氮量、注氮時間、N2頭和CO2頭到達各個站場和閥室的時間及不同升壓階段的時間進行預測，得出以下結論。

(1)在投產過程中，N2消耗量與輸送介質沒有直接聯系，與N2封存壓力、管道內徑和首站與第一個閥室之間的距離有關；在長距離輸送管道投產置換時，N2消耗量還與管線總長和封存段之外所有站場管道總容積有關。

(2)根據計算，管道投產置換階段，天然氣管道累計用時7.06 h，CO2管道累計用時7.93 h，天然氣管道置換用時少于CO2管道。天然氣管道在升壓階段初期和后期的所需氣量為52 965 m3和410 768 m3，CO2管道升壓所需氣量為51 173 m3和402 389 m3，天然氣管道升壓初期與后期所需氣量均高于CO2管道，而在升壓中期CO2管道所需氣量逐漸超過天然氣管道，在CO2臨界點附近氣量差值達到頂點。

(3)CO2密度在管道內壓力達到臨界點時會發生突變，原因為CO2狀態達到臨界點附近，引起CO2物性發生突變。從管道安全平穩運行角度來看，不應該采取管道置換完畢后直接對管道內氣體進行升壓至超臨界態的方式進行投產。

本文研究未考慮清管器和混氣的影響，然而研究結果仍可為實際投產置換工作人員提供參考，有助于控制置換速度減少混氣段長度、合理安排閥門開關時間以及提高投產效率。