输气管道潜在影响区模型关键参数取值讨论

何 沫，廖柯熹

（西南石油大学 石油与天然气工程学院， 四川 成都 610500）

输气管道潜在影响区模型关键参数取值讨论

何 沫，廖柯熹

（西南石油大学 石油与天然气工程学院， 四川 成都 610500）

天然气管道的潜在影响区是指如果管道发生失效，其周边公众安全和财产可能受到明显响影的区域。泄漏速率衰减因子的取值对潜在影响区半径计算模型的准确性有着极大影响，ASME B31.8S基于对实验数据的研究，将泄漏速率衰减因子λ的取值为0.33。研究ASME B31.8S中泄漏速率衰减因子的取值方法，并根据该取值方法，对不同管道的泄漏速率衰减因子λ进行计算。计算结果表明：对于108～1 219 mm管径的管道，泄漏速率衰减因子在0.14到0.32之间，泄漏速率衰减因子不随管道压力变化，而随管径的减小而减小。由此得出结论：将λ取为0.33可以满足安全管理需求，但是对于城镇燃气管道这类较小口径管道而言，可能造成潜在影响半径计算结果过大，在安全管理中难以执行且提高安全管理成本。最后将不同管道λ分别取值，计算出潜在影响区半径与原潜在影响区半径公式的计算结果进行比较。

天然气管道；泄漏；泄漏速率衰减因子；潜在影响区半径；ASME；PHAST

潜在影响区是指如果管道发生失效，其周边公众安全和财产可能受到明显影响的区域[1]。ASME B31.8S提供的天然气管道的潜在影响区计算模型在喷射火单点源模型的基础上提出，通过计算喷射火热辐射的影响范围对管道失效后的潜在影响区半径进行计算。发生泄漏后，天然气管道压力会不断衰减，质量泄漏速率Q随时间不断降低，因此运用喷射火模型对潜在影响区计算模型推导的过程中必须引入当量泄漏速率这一概念。ASME B31.8S引入“泄漏速率衰减因子λ”这个概念，将当量泄漏速率Qeff取为λQpeak[2]。因此，λ的取值对于潜在影响区半径计算的准确性有极大影响，基于对管道泄漏速率衰减规律的实验研究，在ASME B31.8S中，λ被取为0.33。

根据相关研究[3]，不同管道条件下λ的值不同。城镇燃气管道管径较小，分布密集，若将泄漏速率衰减因子取为0.33会造成管道潜在影响半径计算结果过大，进而增加安全管理成本，还可能造成管道建设与城市规划相抵触，安全范围无法执行等问题。因此，必须针对城镇燃气管道的管道条件，对泄露速率衰减因子的取值展开讨论。

本文在泄漏速率计算模型的基础上，对管道泄漏过程中不同时间点的泄漏速率进行计算，并计算出泄漏速率衰减因子λ和ASME B31.8S中λ的取值进行比较。文章最后根据λ的计算值计算出不同管道对应的潜在影响区半径，并与原公式的计算结果进行比较。

1 关于泄漏速率衰减因子取值的讨论

1.1 潜在影响区模型和泄漏速率衰减因子的关系

在 ASME B31.8S中，潜在影响区半径计算模型为[4]：

其中： Hc——泄漏气体的燃烧热，kJ/kg；

η——燃烧效率，无量纲；

Xg——发射率，无量纲；

r——潜在影响区半径,m；

Q——当量泄漏质量速率，kg/s;

I——热辐射阈值，kW/m2。

从模型可以看出，天然气管道的潜在影响区半径r是一个关于泄漏速率Q的函数。由于天然气管道发生泄漏后，泄漏速率会随着压力的衰减而不断减小，ASME B31.8S引入泄漏速率这一概念，并将当量泄漏率Qeff取值为λQpeak，其中λ为泄漏速率衰减因子。因此，泄漏速率衰减因子的取值对天然气管道潜在影响区半径的计算是非常重要的。在潜在影响区半径计算模型的推导过程中，Mark.J等人认为泄漏速率衰减因子λ的取值跟管道直径，管道工作压力，和管道泄漏后被点燃的时间这个3个因素有关[5]。

根据文献资料，发生全管径断裂时，天然气管道发生泄漏后被点燃的常见时间为1～2 min[6]。荷兰应用科学院（TNO）对大量不同管道泄漏速率衰减规律的实验研究，管道在泄漏发生60 s后，泄漏速率已经趋于稳定，根据以上研究结论，ASME B31.8S选用60 s时的瞬时泄漏率作为热辐射计算时的当量泄漏率，并定义60 s时的瞬时泄漏率Q60与初始泄漏率峰值Qpeak之比等于泄漏速率衰减因子λ。根据TNO的实验结果，不同管道的λ在0.2～0.5之间，英国的管道事故后果危害研究认为λ的合理取值为0.25[7]，而ASME B31.8S将λ相对保守的取为0.33，并在此基础上推导出广为人知的潜在影响区半径计算公式：

式中：p——管道压力，Pa；

d——管道直径，mm。

由上文可知，ASME B31.8S对λ的取值完全基于实验数据，下文将基于泄漏速率计算模型通过数值模拟的方法，计算出60 s时对应的瞬时泄漏率及初始泄漏速率峰值，进而计算出λ的值和ASME

B31.8S对λ的取值进行比较，以对λ的合理取值展开讨论。

1.2 泄漏速率衰减因子计算方法简述

本文运用挪威船级社失效后果模拟软件PHAST对天然气管道的平均泄漏速率Qavra和泄漏速率初始峰值Qpeak进行计算[8,9]。泄漏速率计算采用管道泄漏常用模型，考虑管道全管径断裂，泄漏孔径取为管道直径d：

式中： Qin——气体泄漏质量速率，kg/s；

Cd——气体流量系数；

a0——当地声速，m/s；

φ——流动系数，无量纲；

d——有效孔径，m；

p——管道压力，Pa。

管内气体压力计算采用 BWRS气体状态方程[10]：

式中：P——气体压力，Pa；

ρ——气相密度，kmol/m3；

R——理想气体常数，无量纲；

T——气体温度，K。

采用ASME B31.8S中的的取值方法，对泄漏速率衰减因子λ值的计算，首先计算出管道泄漏速率峰值和60 s时的泄漏速率，后采用计算公式如下：

式中： Q60—60 s时管道泄漏速率，kg/s；

Qpeak—泄漏速率峰值,kg/s。

图1 泄漏速率衰减因子计算流程图Fig.1 The tree of the calculation of leakage rate decay factor

软件将泄漏总时间t分为100个时间段，假设在每个时间段内，管道各参量都不发生变化[11,12]。计算步骤如图1所示。

1.3 天然气管道泄漏速率衰减因子的计算

为研究管道压力，管径对衰减因子λ的影响，本文对标准管径的管道在不同压力条件下管道的衰减因子进行计算，计算结果如表1所示。

表1 不同管道条件下泄漏速率衰减因子计算结果表Table1Calculation result of leakage rate decay factor under different pipeline condition

从表1可以看出，对管径在108 mm到1 219 mm间的管道，λ的计算结果在0.14～0.32之间，当管径一定时，泄漏速率衰减因子λ不随压力的变化而发生变化；当压力一定时，λ随着管径的减小而减小；且当管径较大时，λ随着管径的变化趋势较缓，当管径较小时，λ随管径的变化趋势较陡。由计算结果可以看出，在计算管道失效后的潜在影响区半径时将泄漏速率衰减因子λ取为0.33是相对合理的，可以满足安全管理需求；同时，我们也应注意到，不同管径管道的泄漏速率衰减因子变化幅度较大，对于较小管径的管道，将λ取为0.33无疑会使得管道的安全管理成本增加。

1.4λ的变化对潜在影响区半径的影响

对不同管径管道的泄漏速率衰减因子分别取值，并将λ带入潜在影响区模型中，则潜在影响区公式可变为表2所示。

根据表2中的公式，对不同管道潜在影响区半径计算如表3所示。其中λ为原衰减因子；R是以λ计算出的潜在影响区半径；R’是以λ’计算出的潜在影响区半径，ΔR为R与R’之差；相对误差为ΔR与R的比值。

表2 不同λ对应的潜在影响区半径公式表Table 2 The formula of potential impact area for differentλ

表3 潜在影响区半径计算结果表Table 3 Calculation result of the potential impact area radius

图2 潜在影响区半径差值百分比曲线Fig.2 The D-value percentage of the potential impact area radius

2 结 论

本文通过对ASME B31.8S中气体管道衰减因子的取值方法的研究，采用相同的方法对不同管道条件下衰减因子的值进行计算，得出以下结论：

（1）管道的泄漏速率衰减因子不随管道压力变化，但随管径的减小而减小。

（2）不同管径管道泄漏速率衰减因子的计算值在 0.14～0.32之间，将所有管径管道统一取为 0.33可以较为保守的满足安全管理要求，但对于小口径管道而言，会造成潜在影响区半径计算值过于保守。

（3）在实际工程运用中，对于口径较小的管道，可根据表2中提供的公式计算潜在影响区半径，以达到降低安全管理成本的目的。

［1］严大凡,等. 油气长输管道风险评价与完整性管理[M].北京: 化学工业出版社案例科学与工程出版中心, 2005.

［2］霍春勇, 董玉华, 余大涛, 等. 长输管线气体泄漏率的计算方法研究[J]. 石油学报, 2004, 25(1): 101-105.

［3］safety study on the transportation of natural gas and LPG by Un derground Pipeline in the Netherlands.Netherlands Organization f or Applied Scientific Reserch,TNO[R].1982.

［4］ASME B31.8S-1010，Managing System Integrity of Gas Pipelines[S].

［5］Stephens M J, Leewis K, Moore D K. A model for sizing high consequence areas associated with natural gas pipelines[C]//2002 4th International Pipeline Conference. American Society of Mechanical Engineers, 2002: 759-767.

［6］Bilo M, Kinsman P R. Thermal radiation criteria used in pipeline risk assessment[J]. Pipes & pipelines international, 1997, 42(6): 17-25.

［7］Hill R T, Catmur J R. Risks from hazardous pipelines in the United Kingdom[R]. HSE CONTRACT RESEARCH REPORT, 1994.

［8］曹斌, 刘志福,等.基于 PHAST 软件的净化器泄漏扩散研究分析[J].西部探矿工程, 2010, 26(3): 75-77.

［9］潘鹏. DNV PHAST 软件在气体扩散模拟分析中的应用[J]. 石油化工设计, 2006, 23(2): 61-62.

［10］李长俊.天然气管道输送[M]. 北京:石油工业出版社, 2000.

［11］Witlox H W M, Harper M, Oke A, et al. Phast validation of discharge and atmospheric dispersion for carbon dioxide releases[C]//15 th Annual Symposium, Mary Kay O’Connor Process Safety Centre, Texas A&M University, College Station, Texas. 2012: 23-25.

［12］Witlox H W M. Overview of consequence modelling in the hazard assessm[R].

Discussion on the Key Parameters of Gas Transmission Pipeline Potential Impact Areas Model

HE Mo,LIAO Ke-xi

（Petroleum and Natural Gas Engineering Institute, Southwest Petroleum University, Sichuan Chengdu 610500, China）

Potential impact area of natural gas pipeline is an area where the public security and property may be significantly affected if pipeline failures. The value of leak rate attenuation factor has a great impact on the calculation accuracy of the potential impact radius model. ASME B31.8S evaluates the leak rate decay factor λ to 0.33 based on the experimental data. In this paper, the reasonableness of the value of λ was discussed, the method to evaluate leakage rate decay factor in ASME B31.8S was studied. And then leak rate decay factor λ of different pipelines was calculated with the sophisticated leak rate calculation model according to the method. The results show: for different pipelines, leak rate decay factor is between 0.14 and 0.32; the leak rate decay factor does not vary with the pressure changing in the pipeline, but decreases with the diameter decreasing. It is concluded that, taking the λ as 0.33 can meet the needs of safety, but this will improve the cost of safety management for small diameter pipeline. Finally, the radius of potential impact area of natural gas pipeline was calculated when λ was different, and the results were compared with the results when λ was taken as 0.33.

Natural gas pipeline; Discharge; Leak rate decay factor; Potential impact area; ASME; PHAST

TE 832

： A

： 1671-0460（2015）03-0608-04

2014-11-04

何沫（1990-），男，重庆人，硕士学位，2015年毕业于西南石油大学油气储运工程专业，研究方向：天然气管道泄漏后果评价。E-mail：573524840@qq.com。