赵振飞

摘 要：以陕京管道西沙屯站为例，结合地下天然气管道调压前后介质参数，通过开挖验证管道冻胀情况，分析管道压力、流量、介质温度、环境温度、土壤含水等对管道冻胀的影响。提出了处置管道冻胀的构筑管沟填沙法、工艺流程优化法、装置改造降低压差法。经现场试验，取得了很好的效果，解决了地下天然气管道冻胀上翘问题，消除了安全风险。

关键词：管道；冻胀；检测；解决措施

陕京管道以高压天然气为主，在向下游用户输送时，随供气压力、流量不断变化，调压前后压力相差较大，因焦耳—汤姆逊效应，易使分输天然气温度降至冰点以下，管道周边土壤冻结，引发 “冻胀”现象：阀门阀体离开阀座、地面开裂、管道发生变形、局部应力集中等[1]，影响天然气管道的安全运行。为了解决天然气分输站冻胀问题，总结防冻胀措施及其特点，以陕京管道西沙屯站为例，分析天然气分输管道压力、温度、流量、介质温度、环境温度、土壤含水等因素，提出解决方法。

1 原因分析

1.1 管道冻胀表现形式

陕京管道西沙屯站是陕京三线和陕京四线工程末站，于2013年11月建成投产，负责将天然气分输给北京市。站场设计管道DN1 000，设计压力10 MPa；设计规模为150万 m3/h，日输量为3 600万 m3； 6条电动调压支路，支路管径DN400，单支路调压阀输气能力约37万 m3/h。 2018年冬供期间，西沙屯站出现出站管道上翘现象，设备脱离原基础最高为40 mm，最小2 mm，地面出现上鼓、裂纹。站场天然气进站压力为7.0～7.6 MPa，进站温度7.0～7.8 ℃，经调压阀降压后压力3.6～3.8 MPa，调压后温度﹣12～﹣8 ℃，平均压降3.6 MPa，平均温度下降17.4 ℃。管线因膨胀量向上举力致使地下管线及汇管升起，出现地面裂纹，汇管上的管线随之升高，虽然在弹性范围之内，仍威胁输气管网的安全运行。

1.2 影响管道冻胀因素

（1）介质调压节流效应。为满足下游用户需求，将高压天然气经调压降压为中低压天然气，调压节流过程造成天然气温度急剧下降，有时达到零下，同时通过热传导作用摄取地下管道周边土壤中热量，致使调压阀和阀后外露管线出现结霜，地下管道及汇管四周土壤深度冻结。西沙屯末站进站和出站压力值分别为8.0 MPa 、 3.8 MPa，根据数据分析，压力每下降1 MPa，温度约下降5 ℃[2]。计算调压前后温度至少下降21 ℃。冬季天然气的进站温度一般7 ℃左右，出站温度可达到﹣14 ℃，极易造成冰冻 和地下管线冻胀。

（2）管道周边土壤冻胀。实验资料表明: 最容易冻胀变形的细粒土是因为在自然容重下具有蓄水功能(壤中水)，土中的水分不易自由排出，地下管道周边过饱和的细粒土在负温作用下，使土中的液态水变成固态的冰晶体，导致体积膨胀，造成土体向自由面的变形隆起[3]。处在这种冻土区域的地下管线因自重不够，受到因土体变形隆起产生的冻胀力，使地下管道抬高上翘脱离基础，造成管线冻胀上翘。

（3）管道输气量增大。统计近两年西沙屯站的输气数据，冬季大气量（11月15日～次年3月15日）运行期间平均日输气量1 509万 m3，约为其他时期的14倍（其他时期平均日输气量106万 m3）。以冬季平均日总输气量1 500万m3、一天24 h连续分输计算，每小时输气量约62万 m3，相当于两台调压支路满负荷运行，天然气节流效应影响范围逐渐增加，低温冻胀土壤得不到缓解，加之冬季环境温度较低等因素，共同导致地下管线的冻胀上翘。

2 解决措施

2.1 构筑管沟填沙法

先将地下易发生冻胀上翘的天然气管线完全开挖，使其自然释放下降；待管线、设备及汇管恢复水平后，埋地管线周边砌筑管沟，管沟底部打30 cm三七灰土，灰土上方砌筑20 cm混凝土垫层，并在管道底部浇筑水泥基础墩安装不锈钢可调支撑，管沟内回填细砂、顶部安装水泥盖板。此法可将地下管道周边水分隔离，同时因细砂与土壤的冻胀系数不同，对管道影响基本可以忽略，从而起到消除管道冻胀风险的目的。

2.2 工艺流程优化法

（1）间歇性输气法。在用支路出现冻胀现象时，通过工艺流程切换、备用支路输气或暂停供气等方式，消除地下天然气管道冻胀影响。此法不足之处在于，冻胀主要以调压管线出口地下管线为主，该处管线与出站管道相连，如发生管道冻胀，启用备用支路仍要经过出站管线，易加剧冻胀管道影响，如暂停供气对下游用户影响较大。因此，该输气方向有备用支路，或下游用户有多气源，才能采取该方法。

（2）介质加热法。通过加热介质或管道外部，提高天然气管道温度，在调压节流时，不至于下降至0 ℃以下，避免形成冻胀条件。介质加热可采用水套炉加热方式。管道外部加热可通过管道加装电伴热及聚氨酯保温泡沫，此措施因安装检修不便，适用于地上天然气管道。

2.3 装置改造降低压差法

如果用户设备硬件及需求满足提高分输压力工况，可通过沟通、协商提高调压出口压力，减小压降，以降低调压节流影响，防止地下管道冻胀。如果下游用户及站内设备需要改造才能降低压差，则需进行装置改造。

3 冻胀管线应力检测

测量设备：管线应力超声无损测试设备。

测量地点：西沙屯站调压区及出站区。

测点分布：根据上翘管线的初步受力分析，选择3个危险点（A、 B、 C）作为测点，如图 1所示。

检测流程：①打磨处理被测区域，粗糙度小于1 μm。②在被测区域涂抹耦合剂，耦合超声收发换能探头，等待5～10 min直至达到稳定耦合状态。③设置管线在线应力超声测量装置参数，选择被测管线材料，设置测量模式，打开“温度补偿”功能，选择测量频率。

现场测试如图 2所示。检测结果如表 1所示。

测点A和B位于冻胀管线的地面外出段，分别受﹣244.3 MPa和﹣208.6 MPa的压应力，与理论分析结果一致。由于管线温度很低，形成以管线为核心的一个近似冰冻圆柱体，管线随冰冻体的增加出现上浮。冰冻体包围的管线不仅承受挤压力，同时也被拉长。管线伸长的同时上浮，地面外出段管线在地表管线和阀座的阻挡下，承受压力。测点C由于离冻胀管线较远，仍受拉应力。

管线材质为L360钢，屈服强度为360 MPa。研究表明压应力引发疲劳裂纹或断裂，其门槛值比拉应力高3～4倍[4]。所以测点A、 B、 C均处在安全状态。

4 结论

应力测试结果表明西沙屯站地下冻胀管线处在安全状态下。但地下管道冰冻体体积在地下温度不变或降低的情况下，随时间延长，体积不断增大，管线上翘还会继续加重，必须采取消除或控制措施。处置管道冻胀的构筑管沟填沙法、工艺流程优化法、装置改造降低压差法，经陕京管道琉璃河站、石景山站、西沙屯站现场实际应用取得了很好的效果，解决了地下天然气管道冻胀上翘问题，为已建和新建的天然气管道提供了参考。

参考文献：

[1] 张海燕,齐秀芝,齐宝民, 等.土壤冻胀机理及其防治措施的论述[J].黑龙江水利科技,2001,29(1):66-68.

[2] 荣海伦,黄新,孟凡星.天然气分输站管道基础防冻胀数值模拟研究[J].石油工程建设,2017,43(5):47-50.

[3] 宋宏庆,孙野秋,王志国, 等.西气东输分输场站冰堵和冻胀问题分析与防治[J].中国石油和化工标准与质量,2012,32(5):80,23.

[4] 刘天化, 褚武扬, 肖纪美, 等. 压应力条件下缺口产生疲劳裂纹的研究[J]. 金属学报, 1984(5):84-88.

作者：赵振飞， 1988年生，助理工程师，毕业于中国石油大学（华东）油气储运工程专业，现主要从事天然气长输管道的运营管理工作。

2019年第4期（总第47期）