天然气管道瞬态压力波动设计计算书

文件编号：GS-TS-2026-001天然气管道瞬态压力波动设计计算书——××天然气长输管道工程（首站—末站）工程名称：××天然气长输管道工程设计阶段：初步设计文件编号：GS-TS-2026-001设计类型：瞬态压力波动专项设计计算编制单位：××管道工程设计研究院有限公司编制日期：2026年10月编制：＿＿＿＿＿＿＿＿日期：＿＿＿＿年＿＿月＿＿日审核：＿＿＿＿＿＿＿＿日期：＿＿＿＿年＿＿月＿＿日批准：＿＿＿＿＿＿＿＿日期：＿＿＿＿年＿＿月＿＿日

目录TOC\o"1-2"\h\z\u1总则与概述 11.1工程概况 11.2编制依据 11.3编制范围与主要计算内容 21.4计算原则与技术路线 32基础设计资料与参数 42.1管道基本参数 42.2天然气组分与物性参数 42.3环境与运行参数 52.4基本假设与简化条件 63稳态水力计算 73.1计算方法与基本公式 73.2水力摩阻系数 73.3气体压缩因子 83.4稳态计算结果 83.5沿线压力分布与管存量 94瞬态压力波动数学模型 114.1一维非稳态流动控制方程组 114.2气体状态方程与压力波传播速度 114.3特征线法离散与相容方程 124.4稳定性条件与计算网格 134.5边界条件与初始条件 144.6瞬态波动源识别与计算工况设定 145瞬态压力波动计算 155.1工况一：末站下游阀门快速关闭 155.2工况二：中间线路截断阀关闭 165.3工况三：首站压缩机停机 175.4关阀时间敏感性分析 175.5瞬态计算结果汇总 186安全核验 206.1管壁厚度与强度校核 206.2瞬态超压与安全泄放校核 216.3安全泄放能力与放空时间校核 216.4停输温降与低温风险校核 226.5水合物与冰堵风险校核 236.6疲劳强度校核 246.7安全核验结论汇总 247结果分析与工程指导意义 267.1压力波动规律分析 267.2敏感性分析与关键影响因素 267.3工程措施与运行控制建议 277.4施工与验收指导 277.5技术经济性说明 288结论 299免责声明 30附录A主要符号表 31附录B计算成果汇总表 32附录C瞬态压力波动计算工况与边界条件汇总 33—PAGE11总则与概述1.1工程概况本计算书以××天然气长输管道工程（首站—末站干线）为依托工程。该管道为陆上新建输气干线，起自首站压气站，止于末站城市门站，线路全长150km，沿线设线路截断阀室，截断阀室平均间距20km。管道设计输量为150×10⁸m³/a，设计年工作天数350d，设计压力10.0MPa，管材选用L485M（X70）直缝埋弧焊钢管，规格为Φ1016×15.9mm，钢管最小屈服强度485MPa，管道所经地区等级为一级二类地区，强度设计系数取0.72。管道输送介质为经净化处理的商品天然气，主要成分为甲烷，天然气摩尔质量17.185g/mol，相对密度0.5933，输送温度取288K（15℃），埋设处土壤温度取283K（10℃）。首站压气站为干线提供输送动力，稳态运行时首站出站压力9.80MPa（绝），末站进站压力7.56MPa（绝）。输气管道在运行过程中，因下游用户调峰、站场计划检修、设备故障以及线路截断阀动作等原因，管内流量与压力会偏离稳态工况，形成瞬态压力波动。瞬态压力波动是管道强度设计、安全泄放系统配置、压缩机保护逻辑设定以及施工验收指标确定的重要依据。若瞬态工况下的压力升高未被充分识别，可能导致管道超压、放空系统拒动、管材疲劳累积甚至爆管事故；若压力降幅估计不足，则可能引起下游供气中断、压缩机喘振等运行风险。因此，开展天然气管道瞬态压力波动设计计算，对保障管道本质安全与平稳供气具有明确的工程意义。1.2编制依据本计算书依据下列现行有效的国家标准、行业标准及企业技术文件编制，主要技术依据见表1.2-1。当引用标准发生版本更新时，应按现行有效版本执行。表1.2-1主要设计依据及引用标准一览表序号标准/文件名称标准编号在本计算中的主要用途1输气管道工程设计规范GB50251—2015工艺计算、水力计算公式、强度设计、安全泄放2压力管道规范长输管道GB/T34275—2017管道压力等级、强度与应力分类3天然气管道运行规范SY/T5922—2024运行压力控制、瞬态工况运行管理要求4石油天然气工业管线输送系统用钢管GB/T9711—2017管材力学性能与许用应力取值5天然气压缩因子的计算第2部分：用摩尔组成进行计算GB/T17747.2—2011压缩因子计算方法6天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法GB/T11062—2020天然气物性参数换算7油气输送管道穿越工程设计规范GB50423—2013穿越段强度设计系数取值8油气输送管道完整性管理规范GB32167—2015瞬态工况风险识别与完整性要求9油气长输管道工程施工及验收规范GB50369—2014试压、放空与投运工况要求10GasTransmissionandDistributionPipingSystemsASMEB31.8—2022直管壁厚计算与超压保护11石油天然气工程制图标准SY/T0003—2012图表编制格式此外，本计算书还引用了本工程初步设计说明书、工艺流程图、线路平面及纵断面图、管材技术规格书及天然气组分分析报告等基础资料。1.3编制范围与主要计算内容本计算书编制范围覆盖首站压气站至末站城市门站全线150km干线管道，主要计算内容包括：（1）稳态水力计算。依据GB50251—2015规定的水力计算公式，计算设计工况下管道的输送能力、沿程压降、沿线压力分布、平均运行压力、水力摩阻系数与压缩因子，并核算管道储气能力，为瞬态计算提供初始场。（2）瞬态压力波动数学模型。建立一维非稳态可压缩流动控制方程组，确定压力波传播速度，采用特征线法（MOC）离散并给出相容方程、稳定性条件、边界条件与初始条件。（3）瞬态工况数值计算。针对末站下游阀门快速关闭、中间线路截断阀关闭（憋压）、首站压缩机停机三类典型瞬态工况进行数值模拟，给出压力波动时程、压力包络与峰值，并开展关阀时间敏感性分析。（4）安全核验。开展管壁厚度与强度校核、瞬态超压校核、安全泄放能力与放空时间校核、停输温降与低温风险校核、水合物与冰堵风险校核以及疲劳强度校核。（5）结果分析与工程指导意义。分析压力波动规律与关键影响因素，提出工程设计优化、运行控制、施工与验收阶段的指导建议。1.4计算原则与技术路线本计算遵循以下原则：①以现行国家标准GB50251—2015为基本依据，公式形式、参数取值与单位均与该规范保持一致；②瞬态计算采用一维等温非稳态流动模型，以稳态计算结果作为初始场，按压力波特征线法求解；③对无法准确预判的运行扰动，一律采用偏安全的保守假设；④所有关键结论均给出计算过程与校核依据，保证结果可追溯、可复算。技术路线为：收集基础设计资料→建立天然气物性模型→稳态水力计算（确定初始场）→建立瞬态控制方程与特征线离散格式→设定边界条件与瞬态工况→数值求解压力波动时程→提取压力包络与峰值→多维度安全核验→结果分析与工程建议。2基础设计资料与参数2.1管道基本参数管道采用L485M（X70）直缝埋弧焊钢管，主要几何与结构参数见表2.1-1。管内径按外径扣除两倍壁厚计算，即d=D−2δ。表2.1-1管道主要几何与结构参数表参数名称符号数值单位说明钢管外径D1016mm—公称壁厚δ15.9mm标准壁厚系列选取管道内径d984.2mmd=D−2δ管道内径（计算用）d98.42cm水力计算公式规定单位管道流通面积A0.7608m²A=πd²/4管道线路长度L150km首站至末站管材钢级—L485M（X70）—直缝埋弧焊钢管最小屈服强度σs485MPaGB/T9711规定最小值强度设计系数F0.72—一级二类地区焊缝系数φ1.0—GB50251—2015第5.2.2条温度折减系数t1.0—输送温度低于120℃设计压力P10.0MPa表压内壁绝对粗糙度K0.045mm新管取值截断阀室平均间距Lv20km用于管段放空校核2.2天然气组分与物性参数输送介质为经净化处理的商品天然气，其摩尔组成及主要组分临界参数见表2.2-1。天然气主要物性参数按组分加权计算，见表2.2-2。表2.2-1天然气摩尔组成及组分临界参数表组分分子式摩尔分数yi/%摩尔质量Mi/（g·mol⁻¹）临界温度Tci/K临界压力Pci/MPa甲烷CH₄94.0016.043190.564.599乙烷C₂H₆2.8530.070305.324.872丙烷C₃H₈0.9044.097369.834.248丁烷C₄H₁₀0.2058.124425.123.796氮气N₂1.0528.013126.203.394二氧化碳CO₂1.0044.010304.137.377合计—100.00———表2.2-2天然气主要物性参数表参数名称符号数值单位备注摩尔质量M17.185g/mol按组分加权气体相对密度Δ0.5933—相对空气气体常数Rg483.83J/(kg·K)Rg=R/M拟临界温度Tpc196.37KKay规则拟临界压力Ppc4.617MPaKay规则绝热指数k1.29—含甲烷为主天然气定压比热cp2220J/(kg·K)输送条件下动力粘度μ1.1×10⁻⁵Pa·s输送条件下水露点（输送压力下）—≤−15℃低于最低环境温度5℃以上2.3环境与运行参数管道埋设于地下，埋深不小于1.2m，管道沿线土壤温度取10℃，总传热系数取1.5W/(m²·K)；管道输送气体温度取15℃。设计工况下的运行参数见表2.3-1。表2.3-1设计工况环境与运行参数表参数名称符号数值单位备注设计年输气量Qa150×10⁸m³/a标准状态设计年工作天数—350dGB50251—2015第3.1.1条设计日输气量Qd4.2857×10⁷m³/dQd=Qa/350首站出站压力（绝）P₁9.80MPa稳态运行时末站进站压力（绝）P₂7.56MPa稳态运行时管道输送温度T288K即15℃土壤温度T₀283K即10℃总传热系数Kh1.5W/(m²·K)管中心至土壤压力波传播速度（等温）a336.6m/s本计算取值安全泄放装置定压P₀10.5MPa不大于1.05倍设计压力2.4基本假设与简化条件考虑到输气管道长度远大于管径、管内气体温度变化平缓，本计算采用下列基本假设与简化条件：（1）管内流动为一维流动，各截面上的压力、流速等参数取断面平均值；（2）管道按等温流动处理。由于管壁与土壤换热充分，48h内管输气体温降不超过5℃，瞬态过程中气体温度近似取为定值288K；（3）管内气体按实际气体处理，压缩因子Z由状态方程确定，压力波传播速度按等温声速计算；（4）管道为水平管段，计算段内相对高差小于200m，忽略高差对流动的影响；（5）管壁弹性对压力波速的影响忽略不计。由于气体的体积弹性模量远小于钢管，气柱中的压力波速主要由气体本身压缩性控制，管壁弹性修正量在1%以内；（6）天然气在水力计算中按恒定组分、单一气体处理，不考虑沿线各组分的分离与凝析；（7）摩阻系数沿程取定值，按等温稳态条件下的Colebrook公式计算值取用。3稳态水力计算稳态水力计算用于确定管道在正常输气工况下的压力分布与运行参数，其结果同时作为瞬态计算的初始场。本章依据GB50251—2015第3.3节及附录A的规定进行。3.1计算方法与基本公式按GB50251—2015第3.3.2条第1款，当输气管道纵断面相对高差Δh≤200m且不考虑高差影响时，输气管道水力计算采用下列基本公式： qv=1051P1式中：qv——气体流量（P₀=0.101325MPa，T₀=293K），m³/d；P₁、P₂——计算管段起点、终点压力（绝压），MPa；d——管道内径，cm；λ——水力摩阻系数；Z——气体压缩因子；Δ——气体相对密度；T——管道内气体平均温度，K；L——计算管段长度，km。该公式由气体管路运动方程、连续性方程与气体状态方程联立求解导出，其量纲系数1051对应于上述单位组合。当采用附录A的手算公式时，尚应引入输气管道效率系数E；本计算按规范正文公式计算，不再另行引入效率系数。管道内气体的平均运行压力按下式计算： Pcp=233.2水力摩阻系数管道内气体的雷诺数按下式计算： Re=ρvdμ水力摩阻系数按GB50251—2015第3.3.2条第3款规定的Colebrook公式计算： 1λ=-2.01lgK式中：K——钢管内壁绝对粗糙度，m，取0.045mm；Re——雷诺数。计算得雷诺数Re=4.17×10⁷＞Re*（完全湍流区临界雷诺数），管内流动处于完全湍流区（阻力平方区），摩阻系数与雷诺数关系微弱。经迭代求解，水力摩阻系数λ=0.010356。3.3气体压缩因子天然气拟临界参数按Kay混合规则计算： Tpc=in将拟临界温度Tpc=196.37K、拟临界压力Ppc=4.617MPa代入对比参数，压缩因子采用Dranchuk-Abou-Kassem（DAK）状态方程迭代求解： Z=1+A1+A式中：Tr、Pr——对比温度与对比压力；ρr——对比密度，ρr=0.27Pr/(ZTr)；A₁～A₁₁——DAK方程系数。在管道平均运行压力8.729MPa（绝）、输送温度288K条件下，经迭代求解得气体压缩因子Z=0.8133。该结果与GB/T17747.2规定的状态方程计算结果（偏差小于1.0%）一致。3.4稳态计算结果将上述参数代入式（3-1）～式（3-4），以设计日输气量与首站出站压力为已知条件，迭代求解末站进站压力、摩阻系数与压缩因子，收敛后稳态水力计算结果见表3.4-1。表3.4-1设计工况稳态水力计算结果表序号计算项目符号计算结果单位1首站出站压力（绝）P₁9.800MPa2末站进站压力（绝）P₂7.561MPa3全线压降ΔP2.239MPa4平均运行压力（绝）Pcp8.729MPa5水力摩阻系数λ0.010356—6雷诺数Re4.17×10⁷—7气体压缩因子Z0.8133—8管内气体密度（平均）ρ77.02kg/m³9管内气体平均流速v6.05m/s10实际工况体积流量Qg4.603m³/s11标准状态日输气量Qd4.2857×10⁷m³/d12管道几何容积Vgeo114116m³13标准状态管存量Vstd1.2298×10⁷m³14管内气体质量M8.79×10⁶kg计算结果表明：设计工况下管道全线压降为2.239MPa，管内平均流速6.05m/s，处于输气管道经济流速范围（5～10m/s）内；末站进站压力7.561MPa（绝）高于下游门站所需的最低供气压力要求，管道具备足够的输送能力与调峰储气能力。3.5沿线压力分布与管存量忽略高差影响时，等温流动条件下管道沿线压力呈二次抛物线分布，任意断面压力按下式计算： p2=p1式中：p——距起点x处管内压力，MPa；x——距起点距离，km；L——管道计算段长度，km。管道沿线压力分布如图3.5-1所示。图3.5-1设计工况管道沿线压力分布曲线管道储气能力按管内气体质量与标准状态密度之比确定，即： Vstd=ρcp式中：ρcp——管内气体平均密度，kg/m³；Vgeo——管道几何容积，m³；ρ₀——标准状态下的天然气密度，kg/m³。经计算，管道标准状态管存量为1.2298×10⁷m³，管内气体质量8.79×10⁶kg，可为下游短时调峰提供储气支持，同时也是停输、憋压工况下压力波动的重要“缓冲”来源。4瞬态压力波动数学模型瞬态压力波动是管内气体流量与压力随时间变化的过程。本章建立描述该过程的一维非稳态流动控制方程组，给出压力波传播速度、特征线法离散格式及边界条件，为瞬态数值计算提供理论依据。4.1一维非稳态流动控制方程组管内气体的瞬态流动由连续性方程、动量方程和能量方程共同描述。取管道轴向为x方向，气体流速为v，压力为p，密度为ρ，则一维非稳态流动控制方程组为： ∂ρ∂t+∂ρv ∂v∂t+v∂v∂x ρcv∂T∂t式中：t——时间，s；x——管道轴向距离，m；ρ——气体密度，kg/m³；v——气体流速，m/s；p——气体压力，Pa；λ——水力摩阻系数；d——管道内径，m；g——重力加速度，取9.81m/s²；θ——管道倾角；cv——定容比热，J/(kg·K)；Kh——总传热系数，W/(m²·K)；T——气体温度，K；T₀——土壤温度，K。对于埋地输气管道，管壁与土壤之间的换热使管内气体温度在瞬态过程中变化平缓。停输温降核算（见第6.4节）表明，停输24h后管内气体温度与土壤温差不足0.3℃，能量方程对压力波动的影响可以忽略。因此本计算将式（4-3）简化为等温条件，瞬态流动由式（4-1）、式（4-2）与状态方程联立求解。4.2气体状态方程与压力波传播速度管内实际气体满足状态方程： p=ZρRgT 式中：Z——气体压缩因子；Rg——气体常数，J/(kg·K)。微弱压力扰动在气体中的传播速度为当地声速。在等熵（绝热）条件下，声速为： a=kZRgT在等温条件下，声速为： a=ZRgT对于埋地输气管道，气体与管壁、土壤之间的换热使压力波传播过程更接近等温过程，故本计算按式（4-6）取等温声速作为压力波传播速度。将Z=0.8133、Rg=483.83J/(kg·K)、T=288K代入，得a=336.6m/s；若按绝热声速式（4-5）计算，a=382.3m/s。两者相差约13.6%，等温声速取值偏小，对应的水击压力升幅也偏小，用于压力波传播分析与等温流动模型自洽。压力波在管道内往返一次所需时间为： Tw=2La经计算，Tw=891.2s，约14.9min。该时间是判断阀门关闭过程属于“直接水击”还是“间接水击”的判据：当阀门有效关闭时间tc＜Tw时，压力波在未来得及返回前阀门已关闭，属直接水击，压力升幅最大；反之属间接水击，压力升幅随关闭时间延长而降低。4.3特征线法离散与相容方程式（4-1）、式（4-2）构成一阶拟线性双曲型偏微分方程组。采用特征线法（MethodofCharacteristics，MOC）将其转化为沿特征线的常微分方程组求解，可获得较高的精度与稳定性。特征线方向为： dxdt=v±a （沿特征线，控制方程转化为相容方程： 1ρadpdt+ -1ρadpdt式中：a——压力波传播速度，m/s。式（4-9）沿右行特征线（C⁺）成立，式（4-10）沿左行特征线（C⁻）成立。将管道按空间步长Δx划分为N个计算节点，时间步长取Δt=Δx/a，则任一内节点在n+1时刻的压力与流速可由n时刻相邻两节点的信息显式求出： pin+1=1管道两端边界节点仅有一条特征线通过，须结合边界条件补充求解：压力边界由给定压力与单侧相容方程解出流速，流量（流速）边界由给定流速与单侧相容方程解出压力。4.4稳定性条件与计算网格特征线法为显式格式，其数值稳定条件（Courant-Friedrichs-Lewy条件）为： Δt≤Δx|v|+a （本计算取空间步长Δx=1000m，沿150km干线共布置151个计算节点；取时间步长Δt=Δx/a=2.97s，满足式（4-12）的稳定性要求。瞬态工况一模拟时长6000s，工况二、工况三模拟时长3600s，覆盖压力波多次往返与压力重新分布的全过程。表4.4-1瞬态计算网格与时间步长参数表参数名称符号数值单位管道计算长度L150km空间步长Δx1000m计算节点数N+1151个时间步长Δt2.97s工况一模拟时长t₁6000s工况二、三模拟时长t₂、t₃3600s压力波往返时间Tw891.2s4.5边界条件与初始条件（1）初始条件。以第3章稳态水力计算结果作为瞬态计算的初始场，即各节点的初始压力按式（3-7）给出的抛物线分布取值，初始流速取全线平均流速6.05m/s。（2）首站出口边界。稳态运行时按给定压力处理，即首站出站压力恒为9.80MPa（绝）；压缩机停机工况按流量边界处理，出站流量在停机时间内线性衰减至零。（3）末站进站边界。按给定压力处理，进站压力恒为下游门站所需压力7.56MPa（绝）；末站下游阀门关闭工况按流量边界处理，进站流量在关闭时间内线性衰减至零。（4）中间线路截断阀边界。按给定流速处理，阀门关闭后该节点流速取零。4.6瞬态波动源识别与计算工况设定结合输气管道运行实际，可能引起显著压力波动的瞬态扰动源主要包括：①末站下游调压阀、计量阀或分输阀快速关闭，导致管道末端流量骤降；②线路截断阀因管道泄漏、超压保护等原因紧急关闭，导致阀前管段憋压；③首站压缩机因故障停机或计划停运，导致管道输入流量中断；④下游用气量突变（如大型工业用户启停）引起的流量扰动。据此设定三类典型计算工况，见表4.6-1。表4.6-1瞬态压力波动计算工况设定表工况工况名称扰动特征边界条件计算目的工况一末站下游阀门快速关闭末站进站流量在60s内线性降至零，首站维持出站压力首站压力边界、末站流量边界评估末端压力波升幅与充压过程工况二中间线路截断阀关闭50km处截断阀瞬时关闭，阀前管段封闭而压缩机维持输量阀前管段：入口流量边界、阀端零流速边界评估阀前管段憋压超压风险工况三首站压缩机停机首站出站流量在120s内线性降至零，末站维持进站压力首站流量边界、末站压力边界评估全线压降与供气保障能力5瞬态压力波动计算本章按第4章建立的等温非稳态流动模型与特征线法离散格式，以第3章稳态计算结果为初始场，对第4.6节设定的三类典型瞬态工况进行数值计算，提取压力波动时程、压力包络与峰值，为安全核验提供依据。5.1工况一：末站下游阀门快速关闭末站下游调压计量阀因用户切断或超压保护动作而快速关闭时，管道末端流量在短时间内降至零，压力波自末端向首站方向传播并往复反射，末端压力出现阶跃式上升。本工况假定阀门在60s内线性关闭，首站压缩机维持出站压力9.80MPa（绝）不变。末端压力响应的计算结果为：关阀完成后120s内，末站进站压力由7.561MPa（绝）升至8.029MPa（绝），瞬时波动升幅0.468MPa；此后随压缩机持续供气，管内气体质量逐渐累积，压力缓慢抬升，模拟终了（6000s）时末站进站压力为9.798MPa（绝），全时段最大压力为9.810MPa（绝），出现在约5433s时刻，始终未超过首站出站压力9.80MPa（绝）对应的水平，也未达到管道设计压力10.0MPa。图5.1-1工况一末站进站压力波动时程曲线上述结果可由压力波理论予以验证。阀门关闭瞬间的瞬时压力升高按Joukowsky公式估算： Δp=ρaΔv （5-1）式中：Δv——流速变化量，m/s。将ρ=77.02kg/m³、a=336.6m/s、Δv=6.05m/s代入，得瞬时水击升幅Δp=0.157MPa。该理论值与数值模拟结果处于同一量级，说明末端压力跃升主要由流速突变引起，且因气体密度小、可压缩性大，其水击升幅显著低于液体管道。5.2工况二：中间线路截断阀关闭线路截断阀因管道泄漏、超压保护或误动作而紧急关闭时，阀门上游管段迅速成为“盲端”，而首站压缩机仍按额定输量向下游供气，导致阀前管段压力持续积聚。本工况假定位于50km处的线路截断阀瞬时关闭，阀前管段（0～50km）上游端维持压缩机额定输量。计算结果表明：截断阀关闭后，阀前管段压力呈近似线性方式上升，前1200s的平均升压速率约0.00118MPa/s；至1007s（约16.8min）时，阀前压力达到安全泄放装置定压10.5MPa；模拟终了（3600s）时，阀前压力达13.36MPa（绝），压缩机出口压力升至13.65MPa（绝），均显著超过管道设计压力，构成严重的超压风险。图5.2-1工况二中间截断阀关闭后上游段压力积聚曲线该结果揭示了线路截断阀动作的保护逻辑要求：截断阀关闭必须与压缩机降量、停机或阀前管段放空实现联锁，且联锁动作时间应远小于压力上升至定压所需时间。以本工程为例，截断阀关闭至压力升至定压的可用时间仅约16.8min，扣除压力检测、信号传输与执行机构动作时间后，联锁保护的设计响应时间宜不大于5min，并应同步校核阀前管段的机械完整性。5.3工况三：首站压缩机停机首站压缩机因故障跳车或计划停运时，管道输入流量中断，管内气体依靠自身储量继续向下游供气，全线压力逐步下降并重新分布。本工况假定首站出站流量在120s内线性衰减至零，末站进站压力由下游系统维持在7.56MPa（绝）。计算结果表明：停机后首站出站压力由9.80MPa（绝）降至7.79MPa（绝），降幅2.01MPa；管道中点压力为7.75MPa（绝）；末站进站压力依靠管存维持，未出现供气中断。全线压力梯度逐渐趋于平缓，管内气体由“压力驱动”转为“储量驱动”的供气模式。按管存量1.2298×10⁷m³、稳态日输气量4.2857×10⁷m³/d估算，管道在完全停输后的储气可维持末站正常供气约0.29d（约6.9h），为压缩机抢修与调度调整提供了缓冲时间。5.4关阀时间敏感性分析阀门关闭时间直接影响压力波的形成与发展。为定量分析其影响，分别取关闭时间30、60、120、300、600s，在相同扰动强度与统一观察窗口（关阀完成后900s）下计算末站进站压力最大升幅，结果见表5.4-1与图5.4-1。表5.4-1不同阀门关闭时间下末端压力最大升幅表阀门关闭时间tc/s末端压力最大升幅Δp/MPa与设计压力之比/%水击性质301.11311.13直接水击601.12111.21直接水击1201.13611.36直接水击3001.17911.79直接水击6001.24912.49间接水击图5.4-1不同关阀时间下末站进站压力响应对比曲线由表5.4-1可见，在30～600s的关闭时间范围内，末端压力最大升幅变化不大（1.113～1.249MPa），说明对于低密度可压缩气体的长输管道，阀门关闭时间对压力升幅的影响较为平缓，这与液体管道中关阀时间显著改变水击强度的特征明显不同。其主要原因是：气体管道的水击压力波幅本身很小，末端压力的最终抬升主要由管段“充压”过程决定，而充压速率取决于上游供气能力与管容，与阀门关闭时间关系较弱。因此，对于本工程，单纯延长阀门关闭时间对抑制末端压力升幅的效果有限；更有效的措施是在末站进站设置超压泄放装置，并由首站压缩机在末端流量骤降时同步降量，避免管道长期处于高压充压状态。5.5瞬态计算结果汇总三类瞬态工况的关键计算结果汇总见表5.5-1。表5.5-1瞬态压力波动计算结果汇总表工况关键位置波动前压力/MPa（绝）波动峰值/MPa（绝）升幅/MPa结论工况一末站进站（60s后）7.5618.029+0.468低于设计压力工况一末站进站（全程最大）7.5619.810+2.249低于设计压力工况二阀前管段（3600s）9.80013.358+3.558超过设计压力，须联锁保护工况三首站出站（3600s）9.8009.800−2.009压力下降，供气未中断由汇总结果可知：在首站压缩机正常运行条件下，末站侧扰动引起的压力升高不足以威胁管道安全；而线路截断阀关闭导致的上游憋压是最具破坏性的瞬态工况，必须通过联锁保护与泄放系统加以控制。6安全核验本章从管壁厚度与强度、瞬态超压与安全泄放、放空能力、停输温降、水合物与冰堵、疲劳强度六个维度对管道在瞬态工况下的安全性进行核验。6.1管壁厚度与强度校核按GB50251—2015第5.1.2条，直管段管壁厚度按下式计算： δ=PD2σs式中：δ——钢管计算壁厚，mm；P——设计压力，MPa；D——钢管外径，mm；σs——钢管标准规定的最小屈服强度，MPa；φ——焊缝系数，取1.0；F——强度设计系数，一级二类地区取0.72；t——温度折减系数，输送温度低于120℃时取1.0。按设计压力10.0MPa计算，所需最小壁厚为： δ=10.0×10162×485×1.0×0.72×1.0=14.548mm 考虑瞬态工况下安全泄放装置动作前管道可能承受的最高压力10.5MPa，所需最小壁厚为： δ=10.5×10162×485×1.0×0.72×1.0=15.275mm 本工程选用公称壁厚15.9mm，大于按安全泄放定压计算的所需壁厚15.275mm，壁厚裕量为4.09%，满足GB50251—2015的强度要求，并留有一定的腐蚀与磨损余量（按第3.1.4条，管道已采取外防腐与阴极保护措施，不再另计腐蚀裕量）。管壁环向应力按下式核算： σh=pd2δ在设计压力10.0MPa下，环向应力为309.5MPa，为最小屈服强度的63.8%；在安全泄放定压10.5MPa下，环向应力为325.0MPa，为最小屈服强度的67.0%，均小于GB50251—2015第5.1.1条规定的“当量应力小于最小屈服强度90%”的限值。当量应力按第三强度理论核算： σe=σh式中：σh——环向应力，MPa；σL——轴向应力，MPa。对于埋地受约束直管段，轴向应力由内压引起的泊松效应与温差约束共同产生，按本计算工况核算后当量应力仍小于0.9σs=436.5MPa，强度校核合格。6.2瞬态超压与安全泄放校核瞬态超压校核以第5章压力波动计算结果为依据，逐工况与设计压力、安全泄放定压比较，结果见表6.2-1。表6.2-1瞬态超压校核表工况最大压力/MPa（绝）对应表压/MPa设计压力/MPa安全泄放定压/MPa校核结论工况一（阀门关闭）9.8109.70910.010.5合格工况二（截断阀关闭，无保护）13.35813.25710.010.5不合格，须联锁保护工况三（压缩机停机）9.8009.69910.010.5合格按GB50251—2015第3.4节的规定，对于设计压力P≥7.5MPa的输气管道，安全泄放装置的定压不应大于1.05倍设计压力，即本工程定压取10.5MPa。校核表明：工况一、工况三的最大压力均低于设计压力与安全泄放定压，安全可靠；工况二在压缩机维持输量的条件下，约16.8min即达到安全泄放定压，若压缩机不停机、阀门不放空，管段将迅速超压。因此，线路截断阀关闭必须与首站压缩机降量/停机、阀前管段放空实现可靠的联锁保护，且联锁响应时间应小于5min。6.3安全泄放能力与放空时间校核站场与阀室放空系统的泄放能力按临界流条件核算。气体通过放空孔口的临界质量流量按下式计算： G=CdAP式中：G——临界质量流量，kg/s；Cd——流量系数，取0.9；A——放空孔口面积，m²；P₁——放空起始绝对压力，Pa；k——绝热指数；Rg——气体常数，J/(kg·K)；T——气体温度，K。以DN100放空立管为核算对象，初始压力取9.80MPa（绝），计算得临界质量流量G=136.93kg/s。对相邻截断阀室之间20km管段（几何容积15215m³，管内气体质量1.172×10⁶kg）进行放空时间核算，压力由9.80MPa（绝）降至0.20MPa（绝）所需时间约2.33h，满足GB50251—2015对线路截断阀间管段放空时间的要求。表6.3-1放空系统泄放能力校核表核算项目符号数值单位放空孔口直径d₀100mm放空起始压力（绝）P₁9.80MPa临界质量流量G136.93kg/s截断阀间管段长度Lv20km管段几何容积Vgeo15215m³管内气体质量M1.172×10⁶kg放空至0.2MPa所需时间tb2.33h6.4停输温降与低温风险校核管道停输后，管内静止气体与土壤之间通过管壁换热，气体温度逐渐降低。按集总参数模型，停输后管内气体温度随时间的变化为： Tt=T0 τ=ρcpA式中：T(t)——停输t时刻管内气体温度，K；T₀——土壤温度，K；T₁——停输开始时气体温度，K；τ——温度衰减时间常数，s；ρ——气体密度，kg/m³；cp——定压比热，J/(kg·K)；A——管道流通面积，m²；K——总传热系数，W/(m²·K)；D——管道外径，m。代入ρ=77.02kg/m³、cp=2220J/(kg·K)、A=0.7608m²、K=1.5W/(m²·K)、D=1.016m，得温度衰减时间常数τ=27171s（7.55h）。据此计算不同停输时长下的管内气体温度，结果见表6.4-1。表6.4-1停输温降计算结果表停输时间/h管内气体温度/K管内气体温度/℃与环境温差/℃0288.0014.854.8512284.0210.870.8724283.2110.060.0648283.019.86−0.14计算表明：停输12h后管内气体温度降至10.87℃，24h后降至10.06℃，已接近土壤温度10℃，温度衰减趋于平缓。管内气体最低温度不低于9.9℃，远高于管材的最低使用温度（-20℃以下）和天然气水合物形成温度，不存在低温脆断风险。稳态输送条件下沿线气体温度分布按苏霍夫公式核验： tx=t0式中：tx——距起点x处气体温度，℃；qm——天然气质量流量，kg/s。代入qm=354.5kg/s，得沿线温降系数a=6.08×10⁻⁶m⁻¹。按式（6-9）计算，管道末端气体温度为285.0K（11.9℃），全线温降仅2.99℃，说明管内气体温度沿程变化平缓，第4章采用等温流动假设合理。6.5水合物与冰堵风险校核水合物生成需同时具备高压、低温和足够含水量三个条件。按GB50251—2015第3.1.2条，进入输气管道的气体水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃以上，且气体中硫化氢含量不应大于20mg/m³、二氧化碳含量不应大于3%。表6.5-1水合物与冰堵风险校核表校核项目规范要求本工程条件校核结论水露点低于最低环境温度5℃以上≤−15℃，最低环境温度10℃合格水露点与最低环境温度之差≥5℃25℃合格烃露点低于最低环境温度≤−5℃合格硫化氢含量≤20mg/m³痕量（净化后）合格二氧化碳含量≤3%1.00%合格机械杂质应清除站场设过滤分离设施合格校核表明：本工程天然气水露点低于最低环境温度25℃，远大于规范要求的5℃，在输送、停输及瞬态工况下均不会生成水合物，不存在冰堵风险。建议运行中加强进站天然气水露点在线监测，并在调压节流部位必要时设置注醇或加热设施。6.6疲劳强度校核输气管道在瞬态工况下承受压力循环作用，长期运行可能引起疲劳损伤累积。瞬态压力循环引起的管壁环向应力幅按下式计算： Δσh=Δp·d取工况一末端压力波动幅值Δp=0.468MPa，代入d=984.2mm、δ=15.9mm，得环向应力幅Δσh=14.5MPa。按年瞬态循环次数500次、设计寿命30年计算，累计循环次数约1.5×10⁴次。L485M钢在1.5×10⁴次循环下的疲劳强度远高于14.5MPa，瞬态压力波动引起的疲劳损伤可以忽略。但需注意，若管道频繁经历大幅压力波动（如截断阀反复启闭、压缩机频繁启停），应力循环次数和幅值将显著增加。建议运行中控制瞬态工况发生频次，对阀门、三通、弯头等应力集中部位加强应力监测与定期检测。6.7安全核验结论汇总表6.7-1安全核验结论汇总表核验项目核验内容核验结果结论管壁厚度按设计压力与安全泄放定压计算所需壁厚14.548/15.275mm，选用15.9mm合格强度校核环向应力与当量应力最大67.0%σs，小于90%σs合格瞬态超压工况一、工况三最大压力≤9.810MPa，低于设计压力合格瞬态超压工况二阀前管段压力13.358MPa，超压须联锁保护安全泄放泄放装置定压10.5MPa（1.05倍设计压力）合格放空能力20km管段放空时间2.33h合格停输温降最低管输温度≥9.86℃，高于管材最低使用温度合格水合物风险水露点与最低环境温度之差25℃，大于5℃合格疲劳强度环向应力幅与循环次数14.5MPa，1.5×10⁴次合格7结果分析与工程指导意义7.1压力波动规律分析（1）气体管道压力波动幅值远小于液体管道。由Joukowsky公式可知，压力波升幅与介质密度和波速成正比。天然气密度仅约77kg/m³，压力波速约337m/s，在流速变化6.05m/s的条件下，瞬时水击升幅仅0.157MPa，约占设计压力的1.6%。因此，气体管道的水击风险总体可控，其安全性主要由超压憋压和供气保障决定。（2）压力波在管道内的传播具有明显的往复反射特征。压力波往返时间为891.2s（约14.9min），扰动源下游的波在往复传播过程中逐渐衰减，管道储气量（1.2298×10⁷m³）对压力波动起到显著的“缓冲”作用，使压力变化平缓、波动幅值减小。（3）管道运行方式对压力波动影响显著。上游压缩机维持输量时，封闭管段将迅速憋压；上游同步降量或停机时，压力则以下降为主。这说明瞬态压力波动本质上由“上游供气能力”与“下游用气需求”的瞬时失衡决定，运行调度是控制瞬态风险的第一道防线。7.2敏感性分析与关键影响因素由第5章计算结果，影响瞬态压力波动的主要因素及其影响程度如下：表7.2-1瞬态压力波动主要影响因素敏感性分析表影响因素变化范围对压力波动的影响敏感程度阀门关闭时间30～600s末端压力升幅1.113～1.249MPa低截断阀联锁保护有/无阀前最大压力10.5MPa以内/13.358MPa极高上游压缩机运行方式维持输量/同步停机管段压力持续上升/压力下降高管道长度（截断阀间距）20km憋压速率与管段容积成反比中压力波传播速度336.6～382.3m/s直接影响水击升幅与波往返时间中管内储气量1.2298×10⁷m³对压力波动起缓冲作用中敏感性分析表明：截断阀关闭是否具备可靠的联锁保护是决定管道瞬态安全的决定性因素；相比之下，阀门关闭时间对压力升幅的影响较为有限。因此，工程措施应优先聚焦于保护逻辑的可靠性与响应速度，而非单纯追求阀门缓闭。7.3工程措施与运行控制建议（1）完善超压保护系统。首站压缩机出口、各线路截断阀室及末站进站均应设置安全泄放装置，定压不大于1.05倍设计压力；泄放系统的排放能力应满足最大放空工况要求，放空立管应远离站场与居民区，并设置点火与扩散设施。（2）建立可靠的联锁保护逻辑。线路截断阀关闭与首站压缩机降量/停机、阀前管段放空应实现硬联锁，联锁响应时间不大于5min；压缩机出口超压、下游流量骤降等工况应纳入站控系统（SCS）与调度控制中心（DCC）的保护逻辑。（3）优化运行调度策略。下游用气量变化时，应通过压缩机调节、储气库调峰、用户侧需求响应等方式平滑供需差；避免单点大幅扰动引起管道压力剧烈波动。（4）加强监测与预警。沿管道设置压力、温度、流量监测点，建立瞬态工况在线识别与预警模型；对压力波动趋势进行实时分析，在压力接近报警值时提前介入调控。（5）设备选型要求。线路截断阀宜选用响应可靠、密封性能好的全焊接球阀，具备紧急切断与手动操作功能；调压计量阀宜具备缓闭特性，减少阀门自身关阀水击。7.4施工与验收指导（1）管道强度与严密性试压应按GB50369—2014执行，试压压力与稳压时间应满足规范要求，试压介质宜采用洁净水，试压后应进行彻底干燥与置换。（2）投运前应进行清管、测径与干燥作业，确保管内无机械杂质与游离水，防止投运后形成水合物或对管道内壁造成冲蚀。（3）站场与阀室放空、泄压系统的安装质量应重点控制，确保放空管路畅通、阀门动作灵活、联锁信号正确。（4）投运初期应采用低压、小流量、缓慢升压的投运方式，严格控制升压速率，避免投运过程产生过大的瞬态压力波动。7.5技术经济性说明本计算在满足安全要求的前提下，通过壁厚校核将公称壁厚控制在15.9mm，较按瞬态峰值压力的保守取值可降低壁厚与钢材用量；同时通过联锁保护与泄放系统的合理配置，避免了全线增设冗余保护设施。计算成果可直接用于工艺流程图、站控系统保护逻辑、放空系统设计与管道强度设计，具有较好的工程适用性与经济效益。8结论（1）稳态水力计算表明，在设计工况下管道全线压降2.239MPa，管内平均流速6.05m/s，处于经济流速范围；平均运行压力8.729MPa（绝），