浮式氢能储运过程中FLH2通道管外降膜流动的海上适应性强化机理

随着海上风电和天然气制氢技术的发展,以氢能作为媒介的深海能源互联互通体系正不断完善。液态氢储运是实现海上氢能大规模运输和利用的有效方法,揭示海况条件下降膜流动机理是实现浮式氢能高效储运的关键。本文基于高速摄像系统和晃荡平台系统,同时基于耦合的VOF和Level Set两相流模型和动网格技术,采用浮式微观可视化实验和数值模拟相结合的方法,研究氢能储运过程中FLH_(2)(浮式氢气液化装置)换热通道管外降膜流动的海上适应性强化机理。研究结果表明,与常规光圆管、螺纹波管和方波管相比,波纹管管外降膜流动的液膜均匀性较好。在海况下波纹管间降膜流动流型稳定,并且均未出现管壁表面干涸的现象,因此在浮式氢气液化装置FLH2中推荐采用波纹管以强化其海上适应性。基于可视化实验和数值模拟结果,得到了降膜流动的流型演化规律,并拟合了波纹管外降膜流动的液膜厚度计算关联式。

海上氢气液化系统(FLH2)浮式装置的教学实验设计

氢是推动海上水、风、光、电资源清洁高效利用的理想媒介,构建深海氢能产业体系对保障能源的供应安全、实现“双碳”目标、促进能源领域企业转型升级具有重要意义。为了开展氢能等海上新能源的实验教学活动,加深学生对机械设计基础(含课程设计)、流体力学(含实验)、氢能及新型能源动力系统、氢能存储与利用等专业课程内容的掌握,该文设计了应用于海上氢气液化系统(liquid hydrogen floating production storage and offloading unit,FLH2)的浮式多孔介质通道内外流动实验装置,包括浮式通道内多孔介质流动阻力测试实验装置与浮式通道外降膜流动测试实验装置两个部分。该装置具有较好的实验教学效果,可提升学生的工程实践能力和研究海洋能源高效利用领域的创新能力,拓展学生在深海氢能储运方面的知识储备。

掺氢天然气喷射火燃烧特性实验研究

能源结构转型初期,天然气管道掺氢是一种有效的输氢方式,然而掺氢会提高气体活跃性,在管道泄漏的情况下增加火灾风险。在压力200~800 Pa和掺氢比0~50%条件下开展了掺氢天然气水平喷射火实验研究,以预测和评估其潜在的火灾风险。实验结果表明:掺氢后火焰温度升高,最大温差为113℃;在高压下当掺氢比>10%时,火焰温度分布发生明显变化;火焰的推举距离随压力增加而增大,随掺氢比增加而减小;当高压下掺氢比<10%时,掺氢对火焰尺寸影响较小,当掺氢比增加到50%时,火焰长度的最大降幅为13.7%。此外,提出了掺氢天然气火焰长度无量纲预测模型。研究结果可为掺氢天然气管道事故后果及火灾风险评估提供必要的数据支持和理论基础。

基于FLACS的氢气站场泄漏扩散模拟研究

氢能作为一种清洁能源将被大规模开发利用,氢气长输管道和沿线站场建设也随之增加。为研究不同条件下氢气泄漏扩散规律,建立了氢气站场FLACS三维模型。在障碍物存在下,对不同泄漏压力、泄漏孔径和泄漏温度下氢气的泄漏扩散进行了模拟,对比了可燃气云的扩散范围,分析了不同因素的影响规律。结果表明,障碍物使氢气泄漏方向发生改变,可燃气云的扩散范围快速增大,工况7中,7 s内(8~15 s)可燃气云面积快速增加至整个站场面积的73.3%。泄漏压力和泄漏孔径增加均可使可燃气云的扩散范围增加:对于4 MPa低压泄漏,泄漏孔径变化影响更加显著;对于100 mm大孔泄漏,泄漏压力变化影响更加显著。泄漏温度从293 K增加到353 K,氢气分子热运动加快,但泄漏温度变化对气云扩散范围的影响并不明显。本研究可为氢气站场泄漏事故的防治提供参考。

高压CO_(2)管道泄漏动态压力计算模型研究

高压CO_(2)管道运行过程中可能因为腐蚀或外部因素发生泄漏,由于CO_(2)相态复杂,管内压力相应产生复杂动态响应变化,管内压力动态变化规律对于减压波预测、管材韧性止裂具有重要影响。为研究不同工况下管道泄漏过程中管内压力变化特性,基于等熵原理建立了高压CO_(2)管道泄漏管内动态压力计算模型,并结合工业规模CO_(2)管道泄漏实验数据以及HYSYS软件计算结果对模型进行了验证。结果表明:相比HYSYS软件,新建模型对于高压CO_(2)管道泄漏过程压降的预测与实验结果更吻合,平均预测误差为3.9%,表明新建模型可以准确预测高压CO_(2)管道泄漏过程管内压力的动态响应变化规律。研究成果可为高压CO_(2)管道泄漏过程管内动态减压特征预测提供理论支撑。

适用于超临界CO_(2)管道的稳态输送水力热力计算模型

超临界CO_(2)管道输送是碳捕集、利用与封存(Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS)中的重要环节,由于超临界CO_(2)水力热力特性与气液有明显差异,为满足实际CO_(2)管道工艺方案设计要求,需要建立适用于超临界CO_(2)的水力热力计算模型,为CO_(2)管道工艺设计参数选择及方案优选提供理论支撑。基于此,以考虑高程差的管道稳态连续性方程、运动方程、能量方程三大守恒方程为基础,结合相平衡实验选择适宜状态方程计算纯CO_(2)或含杂质CO_(2)的物性参数,采用四阶龙格—库塔法迭代数值求解,通过C++语言采用自适应步长设置来满足实际高程变化影响,自主编程得到了一维非等温考虑地形起伏的超临界CO_(2)管输稳态水力热力计算模型,并分别通过实验和OLGA软件从多个方面验证了模型具有较高的精度。利用建立的模型研究杂质含量及种类对CO_(2)管道稳态输送过程的压降和温降的影响,得到杂质种类对压降和温降的影响规律:O_(2)、N_(2)、H_(2)O、CO、Ar、H_(2)、CH_(4)等杂质对温降数据有相同的趋势,几乎不存在影响;在压降数据上发现H_(2)O杂质会导致压降减少,其余杂质均会造成不同程度的压降增加,影响程度体现为H_(2)>CO>N_(2)>CH_(4)>O_(2)>Ar。结合CO_(2)的独特性质,针对超临界CO_(2)管道稳态运输的计算不应当忽略高程差的影响,同时也应注意杂质导致的温降和压降的变化。

直径对甲烷水合物球燃烧特性影响的实验研究

为研究直径对甲烷水合物球燃烧特性的影响规律,设计了甲烷水合物球燃烧特性的复合实验测试系统,分别构建了水合物火焰特性以及分解特性实验测试装置。定量分析了火焰高度、火焰温度、脉动频率等水合物火焰特性以及质量变化速率、表面形态演变等水合物分解特性,结合这两类燃烧特性,探讨了甲烷水合物球燃烧的复杂传热传质过程。结果表明,受火焰传热以及水合物分解的作用,甲烷水合物球燃烧过程中的直径变化满足D^(2)定律;甲烷水合物的火焰高度主要受质量变化速率与水合物球初始直径两方面的影响,随着水合物球直径的增大,质量变化速率迅速增大,火焰高度也显著增大;较大直径的甲烷水合物球燃烧均匀稳定,利于直接燃烧应用,而较小直径的甲烷水合物球燃烧性能差,利于天然气储运应用。

复合实验方法研究温度对管线钢氢脆的影响

将慢应变拉伸实验(SSRT)与Devanathan-Stachurski电化学实验相结合,并辅以分子动力学模拟的方法研究了温度对管线钢氢脆的影响,实现了多种实验方法的科学耦合,最终达到预测管线钢氢脆温度阈值的目的。宏观层面,利用SSRT和Devanathan-Stachurski电化学实验方法;微观层面,利用扫描电镜(SEM)观察试样的断口形貌;纳观层面,利用分子动力学模拟方法。结果表明:X90钢氢脆的温度阈值为313K。超过该阈值时,氢脆程度随温度升高而减弱;低于该阈值,氢脆程度随温度升高而增强。得到基于氢扩散动力学的理论模型来预测该临界温度,预测模型与实验结果吻合较好,揭示了氢扩散和积累对裂纹扩展的促进作用,为研究氢致结构材料损伤提供参考。

用于LNG泄漏扩散及抑制测试的风洞实验平台构建

搭建了一套用于LNG扩散及抑制特性研究的实验平台,实验平台基于独立设计的直流式大气模拟实验风洞,LNG加注及排放系统、高倍消防泡沫发生系统、辅助加热系统和测量采集系统。装置首次将扩散及其抑制研究集成在统一的实验平台,通过测量气云扩散过程中温度、浓度的变化,模拟LNG气云扩散过程,分析扩散影响因素和泡沫等扩散抑制技术的作用机理及性能,为LNG站场设施的安全设计和公共安全风险评价提供了基础平台。

含杂质超临界CO_(2)管道放空对管内温压变化的影响实验

【目的】管输CO_(2)不可避免含有杂质,杂质的存在会对超临界CO_(2)管道放空过程管内介质温降、压降、相态变化等产生重要影响,但目前针对大管径工业规模级别的超临界CO_(2)管道放空实验研究较为欠缺。【方法】设计了一套含杂质超临界CO_(2)管道节流放空实验装置,研究不同含量的CH_(4)或N_(2)杂质对超临界CO_(2)管道放空过程中主管道和放空管道内温降、压降及相态变化的影响,得到含杂质超临界CO_(2)管道放空主管道内流体相态变化趋势图。【结果】含杂质超临界CO_(2)管道放空,杂质的混入会显著影响管内CO_(2)的充装质量和放空时间,且杂质N2的混入能一定程度上提高放空管道CO_(2)节流后温度;混入杂质CH或N,均能明显提升放空过程主管道内流体的最低温度,缩小管内流体径向温差,且混入杂质越多,管内流体最低温度越高,径向温差越小;纯CO_(2)、杂质摩尔分数为1%的CO_(2)管道与杂质摩尔分数为3%的CO_(2)管道放空过程中主管道内最低温度位置呈相反规律,纯CO_(2)、杂质摩尔分数为1%的CO_(2)管道放空过程中距离放空管道最远处管内温度最低,而杂质摩尔分数为3%的CO,管道放空过程中管内最低温度则出现在距离放空管道最近处。【结论】研究成果可为含杂质超临界CO_(2)管道放空系统设计、放空过程干冰预防、管材保护提供参考。

海上多孔介质通道内氢气换热与正仲氢转化的耦合特性

在我国“碳达峰、碳中和”的战略目标下,风电和化石能源制氢技术正不断发展,利用海上风电资源或天然气制备氢气,并通过储运技术送到氢能源市场,为解决海上风电并网和消纳的难题、促进深海天然气资源的低碳发展提供了可行的思路,因此研究应用于浮式氢气液化工艺系统的绕管式换热器海上适应性具有重要意义。本文基于多自由度的晃荡平台,搭建了浮式多孔介质通道内压降测试实验装置;基于多孔介质模型、正-仲氢转化和氢流动换热理论模型,建立了多孔介质通道内耦合正-仲氢转化的流动换热数值模型。通过实验与数值模拟相结合的方法,分析海况和水平条件下多孔介质换热通道的性能变化。研究结果表明,填充催化剂的绕管式换热器多孔介质通道内压降明显,温降不明显,管内仲氢含量增加;随着氢气流量的增加,传热系数逐渐增大,而出口仲氢的含量逐渐降低;海况对海上多孔介质换热通道的压降和传热特性影响较小。

高压CO_(2)管道放空及安全泄放的数值模拟

【目的】碳捕集、利用与封存是实现碳中和不可缺少的关键技术,CO_(2)管道输送是碳捕集、利用与封存技术的重要一环。超临界CO_(2)管道输送过程中,当管道发生泄漏或进行放空作业时,因CO_(2)强节流效应,主管及放空管内可能出现局部低温,生成干冰堵塞管道,并使钢管变脆。【方法】利用OLGA软件建立高压CO_(2)管道泄放模型,并将模拟结果与国外实验数据进行对比,发现OLGA软件在计算压降方面较准确,在计算温降方面相对保守,可用于CO_(2)管道设计计算。在此基础上,建立了长距离高压CO_(2)管道放空模型,模拟分析了不同的阀门开度、初始温度及初始压力对CO_(2)管道放空过程中管内低温、相态变化及放空时间的影响。【结果】减小放空阀阀门开度可以防止放空过程中管内温度过低,在选定的放空模拟条件下,不生成干冰的阀门开度应在13.5%,管内温度不低于-30℃时的阀门开度应在4.5%以下;高压CO_(2)管道放空过程中,距离泄放口较远处,对流换热强度小、温降幅度较大;初始温度对于放空过程管内温度影响较大,初始温度越低,放空过程中管内温度越低,生成干冰的可能性也越大。【结论】在实际工程中应重点关注主管道上距离泄放端较远处管内流体温度,并在放空过程中根据管内温降情况自动控制放空阀阀门开度,减缓放空过程温降速率,对低温密相CO_(2)管道放空需重点关注与防护。(图9,表3,参25)

中国超临界CO_(2)管道输送技术进展及展望

[目的]随着“双碳”目标任务持续推进,中国的碳捕集、利用与封存(Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS)作为实现大规模碳减排的托底技术迅速发展,作为CCUS产业链中连接上下游的关键环节——CO_(2)管道工程建设也迎来了黄金发展机遇。然而,中国CO_(2)管道工程建设起步较晚,为了推动中国CO_(2)管道工程建设与发展,亟待对CO_(2)管道输送关键难题与核心技术开展系统攻关,并建立CO_(2)管道输送技术标准体系。[方法]基于文献调研对中国CO_(2)管道输送技术发展现状进行梳理评述,从CO_(2)相特性、管输工艺、管道安全、软件仿真、标准规范等方面总结分析了CO_(2)管道输送技术的重要进展,并根据中国的碳源碳汇分布特点对未来CO_(2)管道规划及管输技术发展提出建议与展望。[结果]与欧美国家相比,目前中国长距离超临界CO_(2)管道工程较为欠缺,仅齐鲁石化—胜利油田的密相CO_(2)管道工程建成投产,此外大庆石化、吉林石化CO_(2)管道工程处于初步设计阶段,未来CO_(2)管道工程建设将持续加速。[结论]中国的超临界CO_(2)管道输送已拥有一定的技术储备,但在中试试验的测试及理论模型改进方面仍需继续攻关,同时应加速推动相关技术的工程示范应用,完善CO_(2)管道输送技术标准体系,以期为未来区域千万吨级CO_(2)管道运输网络以及区域间CO_(2)干线管道规划建设提供全面有力支撑。

初始温压对超临界/密相CO_(2)管道泄放的影响实验

【目的】工业CO_(2)管道输送一般维持在超临界/密相高压运行,一旦发生管道泄漏,泄漏口附近区域将产生高浓度CO_(2),对周围人员、生物等带来严重伤亡威胁。目前针对CO_(2)管道泄漏影响范围与安全距离的定量分析相关研究较为欠缺。【方法】为探究超临界/密相CO_(2)管道泄漏扩散规律,并得到不同CO_(2)暴露浓度下的安全距离,采用自主设计的大型CO_(2)管道泄放扩散实验装置,开展不同压力、温度条件下的CO_(2)管道泄放实验,分析泄放后扩散区域的CO_(2)浓度变化规律及典型体积分数下CO_(2)的影响范围。【结果】在实验压力与温度范围内,近泄放口处CO_(2)的体积分数主要受射流作用影响,在所有实验工况中,距泄放口5 m处CO_(2)体积分数最高可达70%,距泄放口10 m处CO_(2)体积分数均低于8%。计算得到距离泄放口5 m处体积分数大于4%的CO_(2)泄放持续时间最长达到125.6 s,随着管内压力的升高,CO_(2)体积分数大于4%的泄放持续时间更久。距离泄放口较远处CO_(2)的体积分数受湍流扩散和环境风速、风向的影响,管内压力在7.5~10.5 MPa时,体积分数4%的CO_(2)扩散的最远距离为32 m;管内运行温度为20~40℃时,体积分数4%的CO_(2)扩散的最远距离为20 m。CO_(2)管道泄放后,扩散区温度也会降低,随着初始压力的升高或管内初始温度的降低,扩散区的温降增大。【结论】管内运行压力越高或管内初始温度越低时,CO_(2)的扩散距离越远,但环境风会影响CO_(2)扩散距离。在工业CO_(2)管道发生泄放后,不仅要根据CO_(2)管道运行状态,还要结合环境风速与风向综合考虑来进行危险区域划定。(图11,表1,参20)

气液管道泄漏检测及信号处理技术

多相流管道泄漏检测对保障管道安全运行至关重要,目前我国多相流管道泄漏检测的研究还处于起步阶段,在这方面的研究较少,尚无成熟技术。介绍了目前多相流管道泄漏检测方法的现状,分析了声波法用于泄漏检测的可行性。对近几年泄漏信号检测及故障识别技术进行总结,分别就降噪算法、特征提取方法、矩阵降维算法及工况识别算法进行了详细介绍和对比,介绍各种方法的原理以及目前的研究进展,结合多相流管道泄漏信号的特点对当前的泄漏检测技术在多相流管道泄漏检测中的应用作了总结与展望。

气液混输管道段塞流泄漏声波产生机理研究

气液混输管道的泄漏检测问题是油气混输管道安全运行的重要保障,段塞流是常见流型,同时也是研究难度最大的流型。为研究气液混输管道段塞流型下泄漏声波信号产生的机理,基于Fluent动网格以及UDF模拟泄漏发生的全过程,从气动声学与涡声理论出发分析泄漏全过程的流场、涡量以及声压变化,并与试验采集的声波信号与模拟信号进行类比,得到泄漏过程声波产生的机理。研究结果表明,气液混输管道段塞流泄漏后声波幅值增大,泄漏声源以偶极子声源为主;管道持续泄漏时,声源声压幅值随气塞与液塞交替到达泄漏口而呈周期性脉动;气液混输管道泄漏声压与总压波动趋势一致,可通过测量流体压力波动的方式获得泄漏声源产生的声波波动。泄漏孔径、气液流量是段塞流型下气液混输管道声波波动的主要影响因素。动网格仿真模拟与试验结合的方法可用于研究气液混输管道段塞流泄漏声波产生的机理。

正交试验法研究X90管线钢在CO_2环境中的腐蚀行为

通过正交试验法研究了CO_2环境中各因素对X90管线钢腐蚀行为的影响。结果表明:各因素对X90管线钢在CO_2环境中腐蚀速率的影响按大小顺序是原油含水率、温度、CO_2分压、流速;X90管线钢腐蚀产物膜表面布满网状裂纹,呈鳞片状,产物膜结构疏松,对基体保护作用较弱,表面点蚀坑较多,点蚀严重,X90管线钢抗CO_2腐蚀性能较差;产物膜成分随腐蚀环境变化而不相同,所有产物中都含有FeCO_3和Fe,部分试样产物膜中还有腐蚀介质析出的碳酸盐。

输气站运维一体化管理模式研究

天然气输气站场是天然气管网系统中的重要节点,其管理模式直接影响管网的安全稳定性和企业的发展。传统“分散监控、运检分离”管理模式下,人力资源效率低且故障响应时间长。为解决传统管理模式的弊端,近年来浙江省天然气输气站通过实施区域集中监控管理整合人力资源,通过建立运维一体化管理模式缩短故障响应时间,进一步满足管网安全稳定的运行需要,实现并了企业的提质增效。本文以浙能天然气运行公司为例,对天然气输气站场在集中监控背景下建立运维一体化管理模式的必要性进行分析,并提出实现方式。

CCUS超临界/密相CO_(2)管道内腐蚀研究进展

[目的]碳捕集、利用与封存(Carbon Capture, Utilization and Storage, CCUS)技术是实现双碳战略的有效途径,具有广阔的应用前景。长距离CO_(2)管道输送是CCUS技术的重要一环,对于管道安全生产运行而言,管道内腐蚀是威胁CO_(2)管道安全的关键问题。[方法]围绕超临界CO_(2)为主相的腐蚀展开调研,综述了超临界/密相CO_(2)管道内腐蚀的研究成果,分析了相关研究成果之间存在的问题,并展望了其未来发展方向。[结果]重点介绍了超临界态和密相态下CO_(2)管道腐蚀的影响因素,阐述了温度、压力等工作参数对水与CO_(2)互溶程度的影响,解释了目前现有研究成果存在相互矛盾结果的原因,归纳了主要杂质气体对CO_(2)管道内腐蚀的影响机制,分析了在不同的CO_(2)相态下,腐蚀产物膜的结构、密度及完整性对腐蚀动力学的影响,整理了适用于超临界CO_(2)环境下的腐蚀特性表征技术,总结了适用于薄液膜超临界CO_(2)环境的腐蚀速率预测模型。[结论]要实现CO_(2)输送管道的安全平稳运行,目前超临界-密相CO_(2)输送管道腐蚀研究有待解决的问题包括:标准实验流程的建立;杂质耦合作用对腐蚀机理和腐蚀产物膜结构的影响;定量描述腐蚀产物膜的特性对基体的保护作用;水饱和CO_(2)相中薄液膜环境下的腐蚀电化学参数测量与分析;耦合多杂质相互作用下的超临界/密相CO_(2)腐蚀预测模型建立。

N2-CO_(2)二元体系相平衡特性测量及状态方程优选

[目的]杂质的存在会影响CO_(2)的相平衡性质,进而影响CO_(2)管道输送安全。随着CCUS(Carbon Capture,Utilization and Storage)技术的进一步应用,含杂质CO_(2)体系相平衡研究对推广CCUS技术至关重要。[方法]自主设计了一套基于气体、液体可压缩性差异的含杂质CO_(2)体系相特性测量实验装置,可以在-30~50℃范围内测量并计算含杂质CO_(2)体系的泡点压力、露点压力。将实验结果与PR方程、GERG-2008方程、BWRS方程、SRK方程、PRSV方程模拟结果进行对比,分析各方程预测精度。[结果]针对不同比例的N2-CO_(2)二元体系,随N2含量增加,各状态方程对于泡点压力、露点压力的预测精度下降。不同温度区间各状态方程预测精度不同,PR方程在0℃以下的泡点压力、露点压力预测精度较高,在0℃及以上,预测精度下降;GERG-2008方程在0℃以下的泡点压力、露点压力预测精度较低,在0℃及以上,预测精度较高;BWRS方程无明显规律性,但对各体系总体预测精度较低;SRK方程在0℃及以下预测精度较低,在0℃以上预测精度较高;PRSV方程在0℃以下预测精度较低,在0℃及以上预测精度较高。[结论]除BWRS方程无明显规律性外,其他方程在不同温度区间表现出不同的预测精度。状态方程优选建议:针对纯CO_(2),在0℃以下推荐使用PR方程,在0℃及以上推荐使用PRSV方程;对于99.5%CO_(2)+0.5%N2的体系,在-20~20℃范围内,推荐使用PR方程;对于96%CO_(2)+4%N_(2)的体系,在-30~20℃范围内,推荐使用PR方程、PRSV方程。