顶部腐蚀（Top-of-the-Line　Corrosion，TLC）是天然气输送管道最严重的腐蚀问题之一。管内水蒸气在管道顶部冷凝后形成含CO2酸性溶液，当不能被缓蚀剂抑制时会严重腐蚀管道。准确预测顶部腐蚀的发生位置和腐蚀速率是控制顶部腐蚀的关键。本文运用计算流体力学方法对顶部腐蚀中涉及的冷凝、传质和反应过程的动力特性进行研究，提出一种能适用于复杂管道结构的CO2顶部腐蚀数值仿真技术，研究内容具有很好的工程应用价值。主要研究内容包括：
1）应用低雷诺数模型（AKN模型、CHC模型和SST　k-ω模型）对直管和突扩管中单相流动下的传质特性进行数值仿真，近壁面第一个网格节点布置于y+　=　0.1附近。模拟结果与经验公式的对比结果表明，AKN模型较其他模型有更优异的精度和适用性。开发自定义函数（UDF）计算介质在气液相间的传质过程，计算的亨利系数与理论值的偏差不超过6%。
2）结合流体体积（VOF）模型和组分输运模型建立混合气体冷凝换热模型（以下简称冷凝模型）。以Kuhn　Run2.1-12R实验为对象，应用低雷诺数模型对含不凝气体的管内冷凝换热进行数值仿真，仿真结果与实验值的对比结果验证了模型和数值方法的准确性，其中采用SST模型和AKN模型计算出的冷凝换热系数与实验值的最大误差为20%。以CO2顶部腐蚀湿气环路实验为对象，基于冷凝模型和AKN模型模拟计算了不同条件下腐蚀探针处的局部冷凝速率，和实验测得的平均冷凝速率相比总体偏高，平均偏差为12%。实验中腐蚀探针位于管段的前半部分，理论上其局部冷凝速率高于管段内的平均冷凝速率，因而数值仿真计算得到的局部冷凝速率较实验测得的平均冷凝速率更适合运用于预测湿气管线CO2顶部腐蚀。
3）建立一种基于计算流体力学方法的CO2顶部腐蚀数值仿真技术，利用CO2顶部腐蚀的大型湿气环路实验结果对该技术进行对比分析，获得了近壁区（y　＜　50　μm）的介质浓度分布，表明在实验工况下腐蚀同时受冷凝液中还原H+和H2CO3的反应控制。数值仿真技术正确预测了提升湿气温度、增大湿气流速和提高管内总压对CO2顶部腐蚀的促进作用。冷凝速率越大，预测的腐蚀速率越接近于实验结果。当冷凝速率高于临界值（0.25　ml/m2•s-1）时，腐蚀预测值与实验值的偏差小于50%。
本文提出的技术能预测复杂流动结构下的顶部腐蚀，相比于传统的经验模型或试验方法，具有适应性广、成本低和效率高等特点。研究工作可以为油气管道的腐蚀防护和工程设计提供技术支持。