含硫天然气管道泄漏危险区域的数值模拟

辽宁石油化工大学学报 ›› 2013, Vol. 33 ›› Issue (1): 39-42.

含硫天然气管道泄漏危险区域的数值模拟

官学源^1,2,刘德俊^1* ,范欣¹,毕潆¹,王秋莎¹,赵志强³

1.辽宁石油化工大学,辽宁抚顺113001;2.中国石油新疆油田公司,新疆克拉玛依834000;
3.中国石油集团海洋工程有限公司船舶事业部,天津300451

收稿日期:2012-07-03 出版日期:2013-03-25 发布日期:2017-07-14
作者简介:官学源(1987-),男,辽宁沈阳市,在读硕士

Numerical Simulation of the Dangerous Area of  Sulfur Natural Gas Pipeline Leakage

GUAN Xueyuan^1,2， LIU Dejun^1*， FAN Xin¹， BI Ying¹， WANG Qiusha¹， ZHAO Zhiqiang²

1.Liaoning Shihua University，Fushun Liaoning 113001， China；2. PetroChina Xinjiang Oilfield  Company, Karamay 834000， China; 3.CPOE Shipping Division，Tianjin 300451， China

Received:2012-07-03 Published:2013-03-25 Online:2017-07-14

摘要/Abstract

摘要： 针对埋地含硫天然气管道泄漏的实际情况,采用有限体积法,对埋地含硫天然气管道持续泄漏的甲
烷及硫化氢体积分数进行了数值模拟。在模拟过程中,考虑了管道上层土壤作为多孔介质对气体扩散的影响,比较
分析了同一时刻甲烷和硫化氢的危险区域,得出同一时刻硫化氢泄漏所造成的剧毒区域远大于且完全覆盖甲烷危
险区域。对硫化氢和甲烷的共同影响区域,应同时采取防火防毒措施,而在硫化氢影响区域只需采取防毒措施。

关键词: 硫化氢 , 甲烷 , 数值模拟 , 泄漏 , 多孔介质

Abstract: Aiming at the actual situation of the buried sulfur natural gas pipeline leakage problem, with the finite volume method, the numerical simulation for volume fraction of hydrogen sulfide and methane of the buried sulfur natural gas pipeline continuous leakage were preceded. The upper soil was considered as porous medium to gas diffusion effects. Comparing and analyzing the dangerous area of methane and hydrogen sulfide occurring at the moment, the results show that the virulent area of hydrogen sulfide leaked is much greater than the dangerous area of methane, covering completely. Between the common area of hydrogen sulfide and methane, fire prevention measures are took as well as poisonous protection measures in the area of hydrogen sulfide influenced alone.

Key words: Hydrogen sulfide , Methane , Numerical simulation , Leak , Porous media

官学源,刘德俊,范欣,毕潆,王秋莎,赵志强. 含硫天然气管道泄漏危险区域的数值模拟[J]. 辽宁石油化工大学学报, 2013, 33(1): 39-42.

GUAN Xueyuan LIU Dejun，FAN Xin，BI Ying， WANG Qiusha， ZHAO Zhiqiang. Numerical Simulation of the Dangerous Area of  Sulfur Natural Gas Pipeline Leakage[J]. Journal of Liaoning Petrochemical University, 2013, 33(1): 39-42.

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