天然气管道流量 AGA 10·Weymouth 模拟器

用于计算长距离高压天然气干线管道运输容量的工具。输入管径、管道长度、进出口压力、气体相对密度、温度、粗糙度，可实时计算 Weymouth／Panhandle A·B／AGA 10 各公式下的流量、管内流速、压力梯度、侵蚀临界速度、Reynolds 数。

参数设置

管内径 D

inch

DN500=20"，DN1000=40" 参考值

管道长度 L

压缩机站之间的距离

进口压力 P₁

MPa

出口压力 P₂

MPa

气体相对密度 G

空气=1.0，纯甲烷≈0.554

气体温度 T

流量公式

根据距离、管径、粗糙度选择

管粗糙度 k

新管 0.04～0.07，内表面涂层 0.005～0.01

计算结果

—

流量 (MMSCFD)

—

流量 (m³/h，基准)

—

管内流速 (m/s)

—

压力梯度 (kPa/km)

—

侵蚀临界速度 (m/s)

—

Reynolds 数

—

管道断面·气体流动动画

蓝色管道中流动的粒子代表气体分子，从左向右为高压→低压梯度。两端的方块为压缩机站，流速矢量的长度与管内流速成正比。

流量 vs 进口压力 P₁

流量公式比较（同条件·MMSCFD）

理论·主要公式

$$Q = 3.23 \cdot \frac{T_b}{P_b}\sqrt{\frac{P_1^{2} - P_2^{2}}{G \cdot T \cdot L}} \cdot D^{8/3}$$

Weymouth 公式（英制单位，MMSCFD）。P₁/P₂=压力 psi，L=距离 mi，D=直径 inch，G=气体相对密度，T=温度 °R。基准条件 T_b=519.67 °R，P_b=14.73 psia。

$$F_{t} = 4\,\log_{10}\!\left(\frac{3.7\,D}{k}\right), \qquad Q \propto F_{t}\cdot D^{2.5}\sqrt{\Delta(P^2)/G\,T\,L}$$

AGA 10 完全湍流公式：从 Nikuradse 传输系数 F_t 由粗糙度 k 计算。粗糙度越小，F_t 越大，流量越大。

$$v_e = \frac{C}{\sqrt{\rho_g}}, \qquad Re = \frac{\rho_g\,v\,D}{\mu_g}$$

API RP 14E 侵蚀速度 v_e（C=100 SI，ρ_g 管内气体密度 kg/m³）和 Reynolds 数 Re。干燥气体 Re 为 10⁶～10⁷ 数量级。

天然气管道流量——AGA 10·Weymouth·Panhandle

🙋

气体管道，不就是一根"粗铁管"吗？为什么流量计算要用好几个公式？

🎓

看起来是铁管，但里面有点复杂。气体是可压缩流体，进口 7 MPa、出口 6 MPa，压力下降时体积膨胀，同样"单位时间质量流量"在管道内不同位置的体积流量和流速都在变化。因此不能用简单的 Darcy-Weisbach 公式，而要用特殊的公式集合——Weymouth（1912）、Panhandle A（1956）、Panhandle B（1962）、AGA 10——来处理进出口压力差 P₁²-P₂² 的关系。

🙋

明白了！那应该选哪个公式呢？左边"流量公式"下拉菜单改变后，流量数字有不小变化呢。

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很好的问题。Weymouth 是最古老的，摩擦系数定死为 f∝1/D^(1/3)，短中距离（～200 英里）、～20 英寸以下的干线管道是标准选择。Panhandle A 适用于中等 Reynolds（Re≈5×10⁶ 以下）的长距离大径管，Panhandle B 适用高 Reynolds（Re≈10⁷ 以上、24 英寸以上）的长距离干线。AGA 10 从粗糙度 k 直接计算传输系数 F_t，精度最高，用于运行验证和系统分析。下面的柱状图可以对比这 4 个公式在同条件下的差异。

🙋

除了流量，还有"侵蚀临界速度"这个指标。流速太快会怎样？

🎓

管道内气体必然含有液滴（冷凝的重质组分、水分）和砂粒。这些在高速下冲击弯管、接头的内壁，就会产生局部侵蚀——称为侵蚀磨损。API RP 14E 用经验公式 v_e = 100/√ρ（SI 单位）定义临界速度，干燥清洁气体约 18～25 m/s，湿气或含砂井口约 10～15 m/s。本工具从管内气体密度计算 v_e，对比实际流速，超过就判 NG。超过这个限会导致弯管部、接头处局部磨损加快，防护涂层剥落或泄漏，特别是甲烷泄漏现在管制严格。

🙋

"压缩机站每 100～150 km 设一处"——这个怎么理解？L=2000 km 时流量一下子下来很多呢。

🎓

对，管道越长，P₁²-P₂² 相同的条件下分母 L 增大，流量按 L^(-0.5) 的量级下降。所以实际干线都是"每 100～150 km 放一个压缩机站，恢复 P₁，在短的管段内保持高流量"的设计。比如中国的西气东输是 4 条线合计 18000 km，压缩机站几十处。俄罗斯西伯利亚动力（3000 km）、北流（Baltic 海底 1224 km 双线）也是同样思路。在本工具里输入 100～150 km、P₁=10 MPa、P₂=7 MPa，就能感受单个管段的容量。

🙋

最后一个问题：脱碳时代设计气体管道还有意义吗？

🎓

天然气作为过渡能源至 2050 年代仍然重要。最近氢气、氨气通过现有管网运输的"再用途"研究很活跃。但氢气分子很小，泄漏和钢脆化风险更大，密度低（G≈0.07），同样管径压力下体积流量（质量基准）只有天然气的 1/3。在本工具里改 G=0.07（H₂）试试，就能体验"同一根管换成氢气容量大幅下降"的现实。流量计算不止用于新建，还关系到现有基础设施的转换可行性评估。

常见问题

短中距离（约 200 英里以内）的小中径管道采用 Weymouth（1912 年）为标准，假设摩擦系数与管径的关系为 f∝1/D^(1/3)，计算较为简单。长距离大径管（24～56 英寸、500～数千 km）在乱流粗糙度较小的情况下，Panhandle A（1956、Re≈5×10⁶ 以下）或 Panhandle B（1962、Re≈1×10⁷ 以上）拟合度更高。AGA 10 从 Nikuradse 完全湍流公式生成传输系数 F，能直接反映管道粗糙度，精度最高，适用于运行检验和系统分析。

API RP 14E 为防止含液滴和砂粒的混相气流对管道内壁的磨损，将临界速度定义为 v_e = C/√ρ（SI 单位中 C=100，ρ 为 kg/m³ 的气体密度）。干燥清洁气体的限界速度约为 18～25 m/s，湿气或含砂井口管约为 10～15 m/s。本工具从管内气体密度计算 v_e，若实际流速超过该值则判定为 NG。超过此限会导致弯管部、接头处局部磨损加快，内表面涂层剥落或泄漏（特别是甲烷泄漏）。

进口 7.5 MPa、出口 6.0 MPa、气体相对密度 0.6、温度 20°C 条件下采用 Weymouth 公式计算，约为 330 MMSCFD（≈ 935 万 m³/d、≈ 39 万 m³/h）。管内流速约 5～6 m/s，Reynolds 数为 10⁷ 数量级，压力梯度为 7.5 kPa/km。这是中型主干线天然气管道的典型运行参数，压缩机站通常每 100～150 km 设置一处用于恢复压力。

天然气主成分甲烷 CH₄ 的温室效应强度为 CO₂ 的 100 年 28～34 倍，20 年更达 80 倍以上，是强效温室气体。长距离管道的阀门密封、接头、压缩机排放、清管接收陷阱等处会持续泄漏，占全球人为甲烷排放大头。2015 年 Aliso Canyon 储气泄漏事件（10 万吨 CH₄）后，各国加强了泄漏定量（OGI 热像仪、卫星 GHGSat 等）和 LDAR 法规。设计上通过优化压缩机间隔、配备回收压缩机、安装排放回收等措施降低泄漏量。

实际应用

长距离跨大陆干线：世界天然气管道总长约 200 万 km。代表项目包括阿拉斯加输油管（1287 km）、北流线（Baltic 海底双线 1224 km）、西伯利亚动力（3000 km）、TurkStream（Black 海底 930 km）、亚马尔欧洲线（4107 km）、西气东输（4 线合计 18000 km）等。这些管道通常采用 20～56 英寸、5～10 MPa 运行，每 100～150 km 设一个压缩机站，流量公式用于各管段容量评估。

压缩机站间隔优化：压缩机所需动力与 P₁/P₂ 比和质量流量成正比。间隔从 100 km 增至 150 km，压缩次数减少，但各管段所需 P₁ 更高，影响站场设备最高运行压力（MAOP）和管线肉厚（API 5L X70 等）。工程实践中将 Weymouth/AGA 计算与热流体仿真软件（如 AspenTech HYSYS、Pipephase、Synergi）联用，寻求运行成本和初期投资的最优平衡。

氢气·氨气混合运输可行性评估：欧美已启动现有甲烷管道掺混 H₂ 5～20% 的示范项目，如英国 HyDeploy、德国 GET H₂ 等。氢气相对密度极低（G≈0.07），同样管径压力下 MMSCFD 会大幅增加，但质量流量（能源运输量）反而减少到天然气的 1/3；同时钢材水氢脆化和泄漏风险限制运行压力，转用评估需从流量和材料双向考量。

运行模拟与 LDAR 合规：结合 OpenFOAM 或 AspenTech HYSYS、NIST REFPROP 物性库进行过渡响应分析（压缩机跳停时管内储能变化、紧急关闭时压力波传播）。泄漏定量采用 OGI（光学气体成像）、卫星观测（GHGSat、MethaneSAT）、航空 LDAR，与本工具计算的理论流量对比，推算泄漏率，为甲烷减排决策支撑。

常见误区与注意事项

最大的陷阱是"混搭不同文献中 Weymouth、Panhandle 的系数"。教科书、论文、各公司手册对流量单位（SCFD／MMSCFD／m³/h）、压力（psi／kPa／bar）、温度（°R／K）、长度（mi／km）的组合各有不同，相应系数（871、433.5、3.23、38.774 等）也变化。本工具统一采用"P：psi、L：mi、T：°R、D：inch、Q：SCFD"英制单位系统，SI 输出（m³/h、m/s）通过内部换算得出。手工计算验证时务必单位系统统一、确认系数对应。

其次是"粗率用 Z≈1，直接作为运行依据"。本工具为教学用途、采用 Z≈1（或 0.9 固定），但实际 7 MPa、20°C 的天然气 Z≈0.85～0.90，出口 6 MPa 约 0.88，影响不可忽视。低温条件（冬季沙漠管道、北极管线）Z 下降更多，流量会偏差 5～10%。工程设计应采用 BWRS／GERG-2008 状态方程和 REFPROP／HYSYS 物性库反复迭代计算 Z(P,T)，本工具仅作一阶检视工具。

最后是"不超过侵蚀速度就安全"的误解。API RP 14E 的 v_e = 100/√ρ 仅在干燥气体微量液滴情况下的保守下限。实际井口出油管或含滑塞流的湿气、含砂量高的未脱砂流，弯管内局部流速可达 2～3 倍，侵蚀速度桁级飙升。除了与 v_e 比较，还需保证弯管 R/D≥3、安装砂滤器和滑塞捕集器、融合甲烷泄漏定量监测，多重防护确保理论 OK 但现场风险下降。

天然气管道流量 AGA 10·Weymouth 模拟器

天然气管道流量——AGA 10·Weymouth·Panhandle

常见问题

实际应用

常见误区与注意事项

使用指南

具体计算示例

实务注意事项