基于CFD的天然气管道内腐蚀的研究
基于CFD的天然气管道内腐蚀的研究
①许正贤②邢硕③周赛
（①腐蚀机理、防腐措施；②腐蚀评价、腐蚀类型；③腐蚀模拟、前言结语）摘要:在天然气集输过程中, 一些伴生气体的存在, 往往会对集气管道有腐蚀作用, 严重者会造成集气管道的破裂、破坏正常平稳供气、影响用户的生产和生活。本文分析了管道内腐蚀的类型可以分为均匀腐蚀、坑蚀等, 并说明各种腐蚀类型产生的条件, 着重分析了二氧化碳和硫化氢的腐蚀机理, 指出了工程实际中常用的防腐措施如加缓蚀剂抑制腐蚀、利用涂层保护隔离管道与腐蚀介质、选用具有良好耐蚀性能的合金钢、采用清管作用清除管内水、污物和沉积物、防止管线堵塞、减小垢下腐蚀穿孔等, 并对缓蚀剂的运用条件等进行分析, 从而说明了研究天然气管道腐蚀的重要性和必要性。
关键词:腐蚀; 机理; 防腐; 缓蚀剂
一、前言：
管道运输是目前五大运输方式之一，它与铁路、公路、水路和航空等其他运输方式相比，具有成本低、效率高、建设周期短、安全无污染、可穿过各种区域等优点。随着现代工业的发展，管道已成为理想的运输工具，是比较经济、安全、有效的运输手段。目前关于管道防腐层性能检测的方法有多种，但没有统一的评定标准。本项目主要对石油天然气管道的腐蚀现状与机理进行分析，然后总结了一些防护措施。在天然气开采过程中, 常常会有一些伴生气体,如二氧化碳、硫化氢等, 这些气体的存在, 不但降低了天然气的热值, 还会对管道、设备等有腐蚀作用,腐蚀会造成天然气井油(套) 管的断裂、集输管线爆破等, 破坏正常平稳供气, 影响用户的生产和生活,腐蚀带来的危害不仅给国家造成很大的经济损失,也威胁工作人员的生命安全。因此, 对天然气管道中的腐蚀及如何解决腐蚀的问题进行研究是非常有必要的。
二、国外天然气管道内腐蚀直接评价案例分析：
目前,油气管道内腐蚀检测技术仅能检测管道已经存在的腐蚀,不能对未来的内腐蚀及其发展趋势进行预测,这就意味着管道管理公司经济收入的大量流失并使管道停产检修。如何在管道内腐蚀出现之前识别出内腐蚀的高风险区域,对其进行评价并提出解决办法是管道内腐蚀管理的关键,目前国外常采用内腐蚀直接评价技术( ICDA) 。内腐蚀直接评价技术( ICDA) 主要针对因物理几何因素不能进行内检测的天然气管道进行内腐蚀评价,包括预评价、间接检测、直接检查和后评价。该方法于2006 年美国腐蚀工程师学会形成了标准NACE SP 0206《干气管道内腐蚀直接评价技术方法》。天然气管道直接评价的基本原理是,预测水在管道中最有可能积聚的位置。通过管输天然气流动特性和管道几何形态的分析,确定管道最可能积液的位置,对其进行检测,若检测到了腐蚀,就排除了一个风险点,依次检测有可能积液的其它位置;如果最有可能积聚液的位置没有发生腐蚀,那么其它不太可能积液的位置更不会遭受腐蚀。
三、内腐蚀直接评价步骤：
1预评价
天然气管道内腐蚀直接评价是一种基于风险的评价方法,在预评价阶段需要收集管道的基本资料,进行综合分析和风险量化,确定ICDA 是否可行,并对评价对象进行分区。需要收集的资料包括历史和当前的运行数据、设计资料、建设记录、运行与维护历史、线路图、腐蚀调查报告、气质分析报告以及以前的完整性评价报告和维修记录等。
2间接检测
内腐蚀直接评价的间接检测步骤又称ICDA 计算,间接检测的目标是在一定的ICDA 管
段区间内,用流动模拟结果预测最可能发生内腐蚀的位置。间接检测的主要内容包括三个方面:一是使用所收集的数据资料进行多相流计算,确定持液的最大临界倾角;二是绘制管道高程剖面图和倾角分布图;三是对比分析流动模拟计算结果和管道高程剖面和倾角分布图,判断内腐蚀可能出现的位置。在计算过程中,液体和气体的密度单元必须保持一致,气体流速、重力加速度和管道内径的单位要始终一致。还需要考虑非理想气体的压缩因子Z ,利用非理想状态下的气体状态方程进行转换。将求得的倾角和流态模拟预测的水聚集临界角进行比较,大于聚集临界角的第一个倾角即是水将首先聚集的位置,即最有可能遭受腐蚀的位置。
3详细检查
详细检查的目的,一是检测前两个步骤识别的内腐蚀位置,确认是否存在内腐蚀;二是基于检验结果对整个ICDA 区段的内腐蚀情况进行评价。实施详细检查,首先要找到第一个大于最大临界角的管道倾角位置,然后进行开挖验证。如果实际倾角都不大于临界倾角,则选取最大倾角位置进行验证。如果该位置发现了腐蚀,则选择毗邻的最大倾角位置进行检验;否则选择下一个毗邻的最大倾角位置进行验证,在两个连续位置都未发现内腐蚀的情况下才算完成评价。详细检查时开挖验证应采用无损检测(NDT) 方法(射线、超声波检测等) 。同时在一些内腐蚀高风险区域安装监测工具,对最易发生腐蚀的位置安装腐蚀探针进行实时监测。
4 后评价
后评价的目标一是评价ICDA 过程的有效性;二是确定再次评价的时间间隔。后评价是通过发现腐蚀的位置与ICDA 预测的位置进行对比分析,评价ICDA 的有效性,并进行记录,作为再次评价的背景资料。如果在任意位置都发现大面积腐蚀,则证明ICDA 对该管段是无效的。依照相关检测频率规定、监测结果、腐蚀速率模型和室内流体性质测试等来确定再次评价时间间隔。
四、腐蚀类型及机理：
输气管道与其所处的环境介质之间发生化学或者电化学作用而引起金属管体的变质或者损坏称为管道腐蚀。输气管道腐蚀类型主要有以下几个类型:
1. 电化学腐蚀
电化学腐蚀是指金属管体和外部环境介质发生电化学反应,在反应过程中,有分离的阴极区和阳极区,电子由阴极区流向阳极区。电化学腐蚀既涉及金属材料本身、周围的腐蚀环境,又与腐蚀金属电极与周围环境构成的界面密切相关。电化学腐蚀的反应过程是氧化(阳极反应) 、还原(阴极反应)过程。电化学腐蚀可以分为电偶腐蚀、缝隙腐蚀、杂散电流腐蚀。
2. 化学腐蚀
化学腐蚀是指在电解质存在的环境中,受物质的直接作用,在金属表面发生氧化还原反应,使金属变质或者损坏。电化学腐蚀与化学腐蚀的主要区别在于电化学腐蚀过程中有电流产生,金属以离子形式进入电解质溶液中。
3. 应力腐蚀和应力腐蚀开裂
金属构件在应力和电化学腐蚀协同作用下腐蚀加快或者发生断裂称为电化学腐蚀或者应力腐蚀开裂。应力腐蚀效应相当于“1 + 1 > 2”的效果,即仅有电化学腐蚀,没有应力,腐蚀不会那么快;同样,如果没有电化学腐蚀,材料也不会在应力低于屈服强度下断裂。应力腐蚀主要包括腐蚀疲劳、硫化物应力腐蚀开裂、氯化物应力开腐蚀裂、应力腐蚀开裂。
石油天然气管道管道从油气供应点到油气场所，经过各种各样复杂的地形，管道所处环境午变万化，输送介质中含有腐蚀性的气体和水，造成了对输气管道的严重腐蚀危害。大庆油田每年因腐蚀而更换管道700公里；天津燃气管线38公里，近十年来，管线多次被腐蚀穿孔已更换6公里。按管道投产时间与壁厚资料计算，穿孔年限5-17年，腐蚀速度0.30-1.22毫米/年。可见，在国内腐蚀现象多么触目惊心。国外防腐工作开展得较早，但腐蚀现象仍普遍存在。同时目前城市石油天然气管道的管线趋向于采用无腐蚀的塑料管，但塑料管承受
的工作压力较低，特别是在低温条件下，抗拉强度会大大削弱，易老化变脆，所以还不能用作高、中压系统的集输气管线，尤其是在高寒地区的集输管线。因此，管材中钢管仍会占有相当大的比例，其腐蚀仍是极待解决的问题和攻关的研究课题。
腐蚀就管道腐蚀的部位来讲，有外腐蚀和内腐蚀；就腐蚀的反应原理来说，可分为化学腐蚀、电化学腐蚀及生物化学腐蚀。化学腐是土壤、空气或管道中各种化学介质与金属接触发生化学作用而引起，它不发生化学能向电能的转化。化学腐蚀时整个金属表面的流失比较均匀，一般腐蚀较轻。电化学腐蚀是金属在电解质中所发生的与电流流动有关的一种腐蚀，即金属在电解质溶液中因失去电子而成为离子被溶解。生物化学腐蚀主要指细菌腐蚀，由细菌的生命活动引起或加速金属的腐蚀。燃气管道腐蚀中的电化学腐蚀是影响最为严重的。根据大量实例可以看出, 管道内腐蚀主要受到管材质量、输送介质以及管道防腐水平的影响, 管道内发生腐蚀的类型主要有均匀腐蚀、坑蚀、应力腐蚀、冲刷腐蚀等几类:
①均匀腐蚀是由于天然气中含有一定的水汽, 在一定条件下, 天然气中的水汽凝结在管壁形成水膜, 硫化氢和二氧化碳等酸性气体溶于水膜中, 对管道产生腐蚀;
②管道钢在气相和液相环境中都有可能发生坑蚀, 如管壁腐蚀物不均匀、硫及多硫化物的沉积、腐蚀产物保护膜出现结晶剥裂等都有可能产生坑蚀;
③在含湿硫化氢的天然气介质中应力腐蚀主要是硫化物应力腐蚀开裂, 硫化氢水解后吸附在钢表面的HS- 会加速阴极放氢, 从而导致材料韧性下降、脆性增加, 在应力远低于材料屈服强度的情况下发生滞后断裂;
④在气体流速较高时, 管道钢遭受冲刷腐蚀也比较严重, 由于腐蚀产物被直接冲击的气流带走, 新的金属面不断裸露, 从而加速了腐蚀, 曾发生多次的弯头处气流冲击面壁厚减薄而引起的泄漏事故。进入管道输送的天然气通常会含有少量硫化氢和二氧化碳, 对管道产生腐蚀。干燥的硫化氢不会对金属产生腐蚀, 只有溶解在水中才会有腐蚀性, 硫化氢在水中的溶解度较高, 引起的主要腐蚀类型有电化学失重腐蚀、氢鼓泡和氢脆、硫化物应力腐蚀破裂等, 硫化氢对管道钢的腐蚀受到硫化氢浓度、PH值、温度、压力等的影响。二氧化碳对钢材的腐蚀主要是天然气中的二氧化碳溶于水生成碳酸而引起电化学腐蚀所致, 同硫化氢一样, 只有与水共存时,二氧化碳才会腐蚀钢材, 二氧化碳水溶液对钢材的腐蚀存在多种不同的形式, 其腐蚀速度也不相同, 可能出现的腐蚀类型是: 无碳酸盐覆盖膜情况下的均匀腐蚀、有碳酸盐覆盖膜情况下的均匀腐蚀、流动引起的台面状腐蚀、无膜区局部腐蚀等。
五、防腐措施：
2.1 涂层防护
防蚀涂层作为公认的防护方法已广泛用于埋地管道的腐蚀控制。涂层作为腐蚀控制的第一道防线，其作用是将管体金属基体与具有腐蚀性的土壤环境隔离，同时为附加阴极保护的实施提供必要的绝缘条件。此外，管道涂层在涂装、运转装卸、下沟回填以及投产运行后不可避免会出现缺陷。
2.1.1 防蚀涂层
目前用于新建埋地管道的防蚀涂层主要有：复合涂层和环氧粉末。煤焦油瓷漆和石油沥青由于污染环境目前用的很少，用于老管道修复主要是缠带类和液体涂料。
2.1.2 复合涂层
通过简单的物理叠合或化学粘结将各具特点的单一涂层材料联为一体，形成综合性能良好的多层涂层系统。包括二层聚乙烯/聚丙烯、三层聚乙烯/聚丙烯等。
2.1.3 三层聚乙烯/聚丙烯涂层
三层系统是目前常用的复合涂层，由环氧粉末底层、粘结剂中间层和聚烯烃外护层组成。由于其兼有熔结环氧优异的防蚀性能、良好的粘结性与抗阴极剥离性能以及聚烯烃优良的机械性能、绝缘性能及强抗渗透性，从而成为综合性能优异的涂层，广泛用于施工及敷设环境
均较苛刻的地带。如：陕-京输气管线、靖-西输气管线及兰-成-渝成品油管线等。三层涂层
的主要缺点是施工工艺较复杂；由于中间胶粘剂和外层聚乙烯均采用挤出工艺，焊缝处易形
成空鼓；涂层一旦失去粘结，涂层将出现层间分离，高度绝缘的聚乙烯外护层将屏蔽阴极保
护电流，产生膜下腐蚀。
2.1.4 环氧粉末涂层
环氧粉末由固态环氧树脂、固化剂及多种助剂经混炼、粉碎加工而成，在我国也得到了
推广应用，但主要是作为复合涂层的底层。熔结环氧粉末为一次成膜涂层，具有对钢铁强粘结、良好的膜完整性、优秀的耐阴极剥离性能、耐土壤应力、耐磨损、可冷弯等特点，适用
于大多数土壤环境，但是对冲击较为敏感，特别是高温条件下吸水率较高，因此不适用于
湿热环境和石方段。
2.1.5 液体聚氯脂涂层
液体聚氨酯涂料也经常用于管道的涂层修复，能够达到要求的厚度，即1-1.5m m。一
般无溶剂产品适合于运行温度高达80℃的管道。无溶剂聚氨酯涂料的优势包括，在几分钟
内就可以达到可触摸的干度，几个小时可以完全固化：抗磨损和抗土壤应力的能力强；有非
常好的粘结性，但不如环氧树脂的粘结能力好：对阴极保护电流的要求非常低；能抗阴极剥离。主要的不利条件与液体环氧涂料相类似，表面不能含有可溶性盐，涂敷过程中对湿气和
潮很敏感，需要用专门的涂敷设备，为了保证表面不连续处得到充分的覆盖，需要在这些地
方增加涂层厚度等。
2.2 阴极保护
阴极保护应用于管道始于上世纪三十年代，到五十年代中期已成为较成熟的防蚀技术，被世界各国广泛采用。在我国应用也已有五十年的历史。对于埋地管道阴极保护是作为附加
保护方式对涂层破损处的管体金属提供防蚀保护的。绝大多数管道工程采用了外加电流阴极
保护方式，也有部分管道工程或部分管段采取了牺牲阳极保护方式。阴极保护目前有相应的
行业标准可执行，包括设计标准、施工验收规范、运行维护规范及材料标准。此法具有施工
简单，安装工作量小，对邻近地下金属构筑物不产生干扰影响，同时对杂散电流干扰能起到
接地排流作用，管理也方便等优点。
2.3 缓蚀剂防护
缓蚀剂保护是在腐蚀环境中，通过添加少量能阻止或减缓金属腐蚀速度的物质以保护金
属的方法。采用缓蚀剂防腐蚀，由于使用方便、投资少、收效快，因而对于燃气管道的防腐
有很广阔的前景。在缓蚀机理上，缓蚀剂是通过缓蚀剂分子上极性基团的物理吸附作用或化
学吸附作用，使缓蚀剂吸附在金属表面。这样，一方面改变金属表面的电荷状态和界面性质，使金属表面的能量状态趋于稳定化，从而增加腐蚀反应的活化能，使腐蚀速度减慢；另一方
面被吸附的缓蚀剂上的非极性基团，尚能在金属表面形成一层疏水性保护膜，此膜阻碍着与
腐蚀反应有关的电荷或物质的转移，故能使腐蚀速度减小。缓蚀剂的吸附可分为物理吸附和
化学吸附。物理吸附是由缓蚀剂离子与金属的表面电荷产生静电吸引力和范德华力所引起的，这种吸附快而可逆；化学吸附则是由中性缓蚀剂分子与金属形成了配位键，它比物理吸
附力强而不可逆，但吸附速度却较慢。
每年全球由于油气管道腐蚀而造成的经济损失都达数百亿美元, 因此, 对管道防腐问题
的研究具有重大的经济效益。
以上几种防腐措施, 各有其优缺点, 在天然气的输送过程中, 除了加强对材质的选择外, 加入缓蚀剂也是一种较为重要的防腐方法, 添加缓蚀剂能有效的减缓管道腐蚀, 对材料应力腐蚀开裂也有一定的抑制作用。缓蚀剂按其成膜性质可分为吸附膜型、沉淀膜型和钝化膜型。对缓蚀剂的正确应用应考虑以下几点: 选配合宜的缓蚀剂, 只要很少的用量就可获得较高的缓蚀效率; 不改变金属制品或设备构件的材料性质和表面状态; 缓蚀剂的保护效果与使用的
金属材料、适用的环境介质种类及工况条件(温度、流速等) 密切相关, 在就用中具有严格的选择性。对于抗二氧化碳、硫化氢的腐蚀缓蚀剂而言, 由于二氧化碳、硫化氢所引起的腐蚀为酸性介质腐蚀,所以对于含二氧化碳、硫化氢气体的天然气的输送而言, 多选用吸附膜型缓蚀剂。目前, 已开发并应用于油气田管道输送的缓蚀剂种类很多, 如脂肪胺、咪唑啉、炔醇、季醇盐、含N、S 的杂环化合物以及复合配方的缓蚀剂等。如加拿大的气田多采用胺类、咪唑啉型缓蚀剂, 在四川含硫气田管输中, 就用较成功的缓蚀剂有CT 2- 1、CT 2- 4等, CT 2- 1 缓蚀剂是一种油溶性的有机多胺盐化合物。
六、输气管道流场诱导腐蚀规律模拟:
对于高压高产井输气管道来说,其接头处的腐蚀与冲蚀是最普遍也是最难以解决的问题。高速流体流过焊接处时,流场发生突变,流线先扩大,然后又收缩,由此造成局部涡流和较大的压力波动,局部区域出现超低压,造成接头过早破坏。本文采用国际上比较通用的计算流体力学CFD软件(Computa2tional Fluid Dynamics)研究焊接区的流场突变现象。首先建立输气管道焊接接头的结构几何模型,根据CFD软件的要求,对网格的生成必须注意处理好边界形状并且在流动参数梯度变化大的求解域要注意网格的配置(应适当加密) 。在这里,对流动参数变化大的区域,如焊接接头区,必须适当加密网格根据接头区的实际情况,可以确定对应的边界条件为：
(1)入口处:将下部边界作为入口边界,根据输气管道上游气量确定入口处的轴向流速,其余方向上流速均为零,并假设入口处的速度均匀分布。
(2)出口处:出口压力设定为压力边界,根据输气管道实际工作状况确定合理的压力值,上部边界为流动出口,按充分发展的流动情况处理,各处的压力梯度为零。
(3)轴断面:假设焊接接头断面设定为对称面边界。在此对称面上,法向速度分量为零,且所有其他变量的法向梯度也为零。
(4)固体壁面:将所有的固体壁面设定为墙边界,用墙函数法处理。固壁边界按无滑移边界处理,各种流动参数置为零。
经过CFD软件的计算模拟,得到接头区的流场和压力分布。接头区的流场分析:图2是接头区的速度等值线图。
图中,“1”度较大,“2”表示速度较小或者与流道主体的流动方向相反。从图2中可以看出,接头区附近,流场发生突变,且在区内突变较严重,存在较明显的涡流现象。在涡流区域,流体的速度的大小和方向变化较大,从而加速非溶解性气泡从液相中出,溢出的气泡聚集在一起形成大的气泡或者气泡群,从而引起空泡腐蚀,导致输气管道接头部位的破坏。接头区的压力分析:图3是接头区的流体力等值线图。图中,“1”表示压力较大,“2”表示压力较小或者与流道主体的压力的方向相反。接头区附近压力的波动较大,出现局部低压区域,某些局部区域的压力还可能下降到饱和蒸汽压以下,此时液相等值线图。图中,“1”表示压力较大,“2”表示压力较小或者与流道主体的压力的方向相反。接头区附近压力的波动较大,出现部低压
区域,某些局部区域的压力还可能下降到饱和蒸汽压以下,此时液相可能发生汽化而产生气泡,气泡随着液相流动。气泡进入正常压力区域时,气泡内的压也达到正常压力,导致气泡瞬时破灭,气泡周围的水流质点高速地向气泡中心集中,产生强烈的冲击,造成很大的冲击力,局部压力可能达到几十甚至几百兆帕。气泡破裂产生的冲击波作用在管壁时,导致表面出现微蚀坑或微裂纹。蚀坑或微裂纹形成后,粗糙不平的表面又成为新生气泡或空穴的核心。同时,已有的蚀坑产生应力集中,更促进表面层的破损,使裂纹相互贯穿,孔洞相连。空泡腐蚀的表观形貌类似于点蚀,但蚀坑的深度要比点蚀坑浅得多,蚀坑的分布比点蚀坑紧密得多,且表面往往变得粗糙,呈蜂窝状、麻点状、海绵状。在此基础上,还同时伴随着化学腐蚀过程。在流场和压力突变的区域,二氧化碳、硫化氢等腐蚀性组分加速析出,加剧管壁的电化学腐蚀。
从20 世纪50 年代开始, 随着油气管道的大量使用和传输介质压力的不断提高, 在役油气管道质量问题受到了越来越多的关注, 与此相关的检测技术也得到了重视[1 ]。第1 台商业在线检测设备叫L inalog, 由Tubo scope 公司于1965 年研制成功[2 ] ,用于检测油气管道腐蚀缺陷。经过几十年的研究, 国外已开发完成了多种腐蚀缺陷内检测器和输油管道裂纹超声检测器。国内也掌握了油气管道的腐蚀缺陷检测技术和输油管道裂纹检测技术。1998 年, 中油管道检测技术有限责任公司研制成功了á 377mm 油气管道腐蚀缺陷中清晰度漏磁检测器, 并实现了á273—á720 管径漏磁检测器的系列国产化[3 ]。1999 年, 沈阳工业大和新疆三叶管道技术有限责任公司在国家自然科学基金资助下研制完成了油气管道腐蚀缺陷中清晰度漏磁检测器[4 ]。2001年, 上海交通大学在国“八六三”资助下开展了海洋油气管道缺陷检测研究工作, 在管道腐蚀缺陷检测方面取得了一定研究成果[5 ]。2002 年, 天津大学和深圳巨涛机械设备公在国家“八六三”资助下,也研制了油气管道腐蚀缺陷中清晰度漏磁检测器样机[6 ]。这些中低清晰度油气管道缺陷检测器传感器通道数较少, 检测精度低, 而且无法控制检测器检测速度, 经常导致检测数据无效或部分无效情况的发生。为此, 基于已有研究成果, 中油管道检测技术有限公司、英国A T 公司和清华大学联合开发, 研制成功了中国第1 套用于直径1. 016 km 天然气管道的腐蚀缺陷高清晰度内检测器[7 ] , 采用先进的设计思想实现了对检测器速度的调节控制, 使检测器适应能力更强, 检测精度更高。
1) 高清晰度检测器速度调节设计原则。油气长输管道绝大部分埋在地下, 对其缺陷检测一般只能采用管道内检测方式, 检测器的前进动力靠传输介质油气推动。埋地管道随地势高低起伏变化, 必然造成检测器前进速度变化, 如果速度过快, 会造成管壁磁化不充分、传感器机械振动噪声加剧、信息处理和数据记录速度跟不上而导致丢数等一系列问题, 因此, 控制检测器检测速度在合理范围内可提高检测数据质量。检测器电子包、传感器、数据记录仪等部分的用电是从检测器自带的电池获得, 检测器一次检测最长距离要求达到350 km , 因此, 要求整个检测器电功耗, 包括检测器速度控制装置耗电在内, 小于120
W。高清晰度检测器是针对中国“西气东输”管线设计的, 管道中天然气压力高,最高达10M Pa。为了控制检测器速度, 需要一个能根据检测器速度调整
检测器前后天然气通过量的装置, 该装置简称泻流装置。限于检测器功耗要求, 泻流装置泻流阀门开和关的驱动不能靠电机等耗电部件提供动力。考虑到检测天然气的压力作为泻流阀门开关动作的驱动力。
2) 泻流装置工作原理。
泻流装置利用管道内检测器前后的天然气压力差作为驱动泻流阀门开关的动力, 通过一定结构的管路将检测器前后的天然气引入泻流装置气缸腔室。当气缸前腔引入检测器前端天然气, 气缸后腔引入检测器后端天然气时, 泻流装置阀门在气缸前后腔压力差作用下关闭, 停止泻流; 当气缸前腔引入检测器后端天然气, 气缸后腔引入检测器前端天然气时, 泻流装置阀门在气缸前后腔压力差作用下打开, 开始泻流。泻流装置结构示意图见图2。使用一
个3 位2 通电磁阀实现了气缸前后腔与检测器前后端天然气管路的通断, 驱动电磁阀所需
功耗仅为10W , 而且, 在泻流阀门不动作时无需给电磁阀供电。泻流装置阀门上安装有位置
检测传感器, 可以得到位置信息, 进而决定是否需要给电磁阀供电。
4) 泻流装置泻流量优化设计。
管道检测器同管道之间由密封圈密封, 靠天然气从后面推动提供检测器前进动力, 为了调
整检测器速度, 需要在检测器上合适的位置提供泻流通道,泻流装置安装在泻流通道上。从
工艺和检测器受力平衡的角度考虑, 泻流通道在检测器轴心位置比较合理, 泻流通道是一
个直径为428mm 的圆柱状通道, 泻流装置安装在通道的前端。最大泻流量的大小决定泻流装
置的调速能力, 而决定泻流量大小的关键影响尺寸是泻流孔直径D 所确定的圆面积S 1、阀
门行程L 所确定的圆柱周向面积S 2 和泻流通道宽度W 所确定的圆环面积S 3 (见图2) , 设
计这3 部分的泻流面积S 1、S 2、S 3 基本相等时, 整个泻流装置才能得到最大泻流量和最
紧凑的结构尺寸。
5) 泻流装置刚度计算。
泻流装置通过左端法兰安装在检测器上, 工作中最大受力和变形位置发生在活塞阀门同法
兰接触处。为保证泻流装置安全工作, 在装置机械尺寸按常规强度理论设计完成后, 用有限
元分析软件FLU EN T 计算了泻流装置法兰和活塞阀门在最大工作载荷下的变形情况。按设
计尺寸, 活塞质量为21 kg, 假设活塞从零速开始通过匀加速运动, 用t= 1 s 完成关闭, 活
塞行程L 为78mm , 则活塞完全关闭前, 其冲量为m v = m2Lt= 3. 3 kgm ? s. (1)假设阀门
关闭接触时间为0. 01 s, 则冲击力为330kg。加上按气缸前后腔室最大压差0. 5M Pa 计算
出的2. 5 t 缸活塞轴向力, 活塞总受力为2. 83 t。左侧法兰在活塞轴向载荷作用下最大变
形量为0. 02mm (轴向)、5. 1 Lm (径向)。活塞是泻流装置的重要部件, 其刚度直接影响其
工作状态。计算表明: 当活塞壁为7mm 时, 活塞在受检测器前后气道最大压强差0. 5M Pa 的
作用下, 活塞壁轴向最大位移为2. 7 Lm, 径向最大位移为6. 2 Lm。计算结果说明在当前设
计尺寸条件下, 泻流装置具有较高的刚度。在最大工作载荷下, 变形量在容许范围内。考虑
到泻流装置的工况条件较恶劣, 其强度和刚度应该留有足够的安全余量, 这样就不再进行
减重优化设计了。
七、结语：
天然气在现代社会经济结构中, 起着重要作用,由于其环境的复杂性, 在天然气输送过
程中, 备受金属腐蚀问题的困惑, 据调查, 我国东部九个油气田各类管道因腐蚀穿孔达2
万次?年, 更换管道数量达400km?年, 因腐蚀造成的年直接经济损失约为数亿元, 因此, 加
强对腐蚀及防腐问题的研究, 具有重要的经济意义。
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Absract:In natu ral gas gathering and t ran spo rtat ion p rocess, a number of associated gas w ill have aco rro sive effect s fo r the p ipelines, it w ill cau se p ipeline rup tu re, disrup t ion of no rmal smoo th gas supp lyand impact the u ser’s p roduct ion and living. In th is paper, it analysis of the type of co rro sion, Co rro sionmechan ism , an t i- co rro sion measu res, co rro sion inh ib ito rs, po in t s ou t the impo rtance and necessity fo rthe Co rro sion Research.
Keywords: co rro sion;mechan ism an t i- co rro sion; co rro sion inh ib ito rs