天然氣分輸站管道基礎防凍脹數值模擬研究

榮海倫，黃 新，孟凡星

1.中國石油西氣東輸管道公司，江蘇揚州 225009

2.中國石油工程建設公司北京設計分公司，北京100101

3.海洋石油工程股份有限公司，天津 300452

天然氣分輸站管道基礎防凍脹數值模擬研究

榮海倫1，黃 新2，孟凡星3

1.中國石油西氣東輸管道公司，江蘇揚州 225009

2.中國石油工程建設公司北京設計分公司，北京100101

3.海洋石油工程股份有限公司，天津 300452

每年冬季，天然氣分輸站由于進站壓力與分輸壓力相差較大，常發生“凍脹”現象，閥門閥體離開閥座，地面、墻體開裂，管道發生變形，局部彎頭應力集中等，影響分輸站的安全運行。為了解決天然氣分輸站凍脹問題，總結了天然氣分輸站管道基礎防凍脹問題的常用措施及其特點。結合傳熱學，建立了天然氣管道與土壤傳熱的數學模型。以西氣東輸徐州分輸站為例，利用該模型求得最大凍脹半徑與天然氣分輸管道出站溫度、地表溫度、管道半徑及管道埋深的關系，提出了解決管道凍脹的具體措施。

天然氣分輸站；管道基礎；凍脹；數值模擬

每年冬季，天然氣分輸站的進站壓力與分輸壓力相差較大，由于焦耳-湯姆遜效應，使分輸天然氣溫度降至冰點以下，管道周邊土壤凍結，引發“凍脹”現象——閥門閥體離開閥座，地面、墻體開裂，管道發生變形，局部彎頭應力集中等，因此影響分輸站的安全運行。

土壤的凍結過程是在溫度場、水分場及應力應變場相互作用下，凍土發生的極為復雜的傳熱學、滲流力學和凍脹力學的多學科綜合問題[1]。目前對天然氣管道凍脹規律的研究較少[2]，熊寅銘[3]等研究了凍結時間與凍脹半徑的關系、凍結速度、最大凍脹半徑、管道軸向凍脹范圍等。

1 天然氣分輸站防凍脹措施

1.1 加熱法

目前西氣東輸分輸站解決凍脹的常用方法就是在調壓橇前，對天然氣進行加熱。采用燃氣加熱爐或電加熱爐加熱可以徹底消除凍脹，同時也可以解決下游用戶的凍脹問題。但加熱法有以下缺點：

（1）加熱需要消耗大量的天然氣或者電能，造成大量能源浪費，與節能環保的國策大前提不一致。

（2）由于有些場站在設計之初沒有考慮到分輸量的增大，沒設加熱爐，輸量增大后，管道長期處于低溫運行狀態；如果后期增設加熱爐，就要進行動火作業，勢必增加場站運行風險，對下游用戶進行停輸還會造成經濟損失。

（3）發生凍脹的時間和程度很難把握，對加熱爐的優化運行難度較大。

1.2 防水、排水法

防水、排水法是指對管道周邊做防水，同時在管道上方用砂土回填，管道下方用卵石回填，通過管道周邊的砂土、卵石以及與之聯通的豎井及時排出管道周邊的水分。這種方法是通過不斷排出管道周邊的水分來達到消除凍脹的目的，但這種方式不能徹底消除土壤中的水分，因而不能完全消除凍脹現象的發生。此外，若天然氣管道埋地地區地下水位較高時，還可能由于水分的遷移而使凍脹不斷惡化。

1.3 管溝措施

管溝措施是指將天然氣管道周圍砌成防水水泥管溝，管道被架空，并在管溝內安裝可燃氣體檢測裝置。管溝措施是利用管道周邊的空氣將其與周圍的土壤相隔離，增加了管道與周邊土壤之間的熱阻，減少了管道與周邊土壤之間的換熱[4]，降低了凍脹的程度，因而常被用于解決熱交換量大的站場附近管道的土壤凍脹問題。由于管溝措施中形成了密閉空間，使得危險性加大，而管溝措施中管道布設、維護成本又較高，因此，未被國際輸氣管道設計規范的推薦。

1.4 保溫

對調壓后的埋地管道采取保溫措施，開挖出站管道和調壓橇后的地下管道，管道防腐層檢漏合格后，采用聚氨酯泡沫對管道和管匯進行保溫處理，保溫層外做玻璃鋼防水處理[5]。

根據李凱、王志方等人的研究成果[6]：對于降壓分輸的一般地段低溫埋地管道，即使土壤發生了一定程度的凍脹，管道仍是安全的；但對于地面和埋地管道結合部位需要謹慎對待，閥門離開基座可能破壞法蘭連接部位。因此，只要對埋地管道與地面結合部位一定長度內的管道進行保溫處理，減少這一部分管道與周邊土壤的換熱量，即可消除凍脹對管道安全運行的影響。

1.5 優化運行

加強與下游用戶的優化運行是最節能環保的方式，主要包括：提高分輸壓力，減少上下游壓差[7]；間歇分輸，減少管道低溫運行時間。

2 模型建立

由于土壤發生凍脹溫度變化緩慢，管道天然氣與地面的傳熱近似為穩態傳熱問題，且假設土壤中沒有空氣，則地面向天然氣傳遞的熱量為：

式中：Q1為單位時間內Δx長度的地表空氣向天然氣傳遞的熱量，J/（m·s）；λs為土壤導熱系數，W/（m·K）；S1為地表空氣向天然氣傳遞的熱量計算模型的形狀因子[1]，m；Tf為地表溫度，℃；Tx為距離管道起點x處的天然氣溫度（低于冰點），℃；Δx為管道走向上的一小段，m；h為管道中心線距地面距離，m；Rb為管道防腐層外表面的半徑，m。

地面向凍土傳遞的熱量：

式中：Q2為單位時間內Δx長度的管道上方的空氣向凍土傳遞的熱量，J/（m·s）；S2為地表向凍土傳遞的熱量計算模型的形狀因子；Rx為距管道起點x處的凍脹半徑，m。

當地面向天然氣傳遞的熱量Q1與地面向凍土傳遞的熱量Q2相等時，熱量傳遞達到動態平衡，管道周邊土壤凍土不再增加，達到最大凍脹半徑Rmax。

式中：Re為管道外半徑，m。

選取西氣東輸徐州分輸站相關參數（見表1），作為計算凍漲半徑的計算數據。

表1 西氣東輸徐州分輸站相關參數

由于管道的傳熱系數較土壤的傳熱系數大很多，管道防腐層較土壤最大凍脹半徑小很多，因此緊靠管道的一層凍土的溫度近似為天然氣的溫度，地表的溫度近似為空氣的溫度。

將徐州分輸站的相關數據代入公式（5），得最大凍脹半徑為1.65 m。

3 影響最大凍脹半徑的因素分析

3.1 最大凍脹半徑與地表溫度的關系

采用式（5）計算徐州分輸站在不同地表溫度下的管道周圍土壤最大凍脹半徑，結果見圖1。

圖1 管道周圍土壤最大凍脹半徑與地表溫度的關系

由圖1可以看出，管道周圍土壤最大凍脹半徑隨地表溫度升高而減小，地表溫度在10℃以下時凍脹半徑降低較快，當地表溫度大于10℃時凍脹半徑下降趨于平緩，接近于0.6 m。

3.2 最大凍脹半徑與天然氣溫度的關系

采用式（5）計算地表溫度5℃、管道埋深2 m時，徐州分輸站天然氣在不同出站溫度下的管道周圍土壤最大凍脹半徑，見圖2。

圖2 管道周圍土壤最大凍脹半徑與天然氣出站溫度的關系

由圖2可以看出，當出站溫度在低于-6℃時，最大凍脹半徑隨出站溫度的升高接近線性衰減，但衰減速度較慢，當出站溫度高于-6℃時，凍脹半徑衰減加快。

3.3 最大凍脹半徑與出站管道半徑的關系

采用式（5）計算地表溫度5℃、管道埋深2 m、出站溫度為-18℃時，徐州分輸站出站管道不同半徑的管道周圍土壤最大凍脹半徑，見圖3。

圖3 管道周圍土壤最大凍脹半徑與出站管道半徑的關系

由圖3可以看出，最大凍脹半徑隨出站管道半徑的增加而增大。當出站管道半徑大于0.15 m時，最大凍脹半徑隨管道半徑的增加接近線性增大，但凍脹半徑增大較緩；當出站管道半徑小于0.15 m時，凍脹半徑隨管道半徑的增加顯著增加。

3.4 最大凍脹半徑與出站管道埋深的關系

采用式（5）計算地表溫度5℃、出站溫度-18℃時，出站管道在不同埋深下的管道周圍土壤最大凍脹半徑，見圖4。

圖4 管道周圍土壤最大凍脹半徑與出站管道埋深的關系

由圖4可以看出，最大凍脹半徑隨出站管道埋深的增加而增大，幾乎為線性關系。

4 分輸站管道防凍脹措施

西氣東輸徐州分輸站天然氣進站的壓力最高約為8.8 MPa，進站溫度最低約15℃，向下游用戶的分輸壓力約1MPa。由于上、下游壓差較大，受焦耳-湯姆遜效應影響，調壓后天然氣溫度全年大部分時間處于0℃以下，冬季甚至達到-30℃。由于天然氣溫度偏低，且徐州地區冬季氣溫較低，凍脹土壤與外部環境的換熱量少，使得冬季凍脹的土壤持續擴大，地下管道出現嚴重凍脹，致使管道位移、閥門抬高、局部彎頭處應力集中，存在較大的安全隱患。因此，需要采取防凍脹措施，避免由于凍脹對管道安全運行造成影響。

對徐州分輸站調壓后的管道運用了防水、排水法防凍脹措施，見圖5。

圖5 防水、排水法示意

在徐州分輸站采取上述防凍脹措施后，凍脹現象有所改善，但并沒有消除凍脹現象。由于徐州地區地下水位較高，降水較多，防水措施不能完全阻擋水分的侵入，且由于出站天然氣溫度長期處于低溫狀態，周邊土壤不斷與管道進行熱交換，導致土壤凍脹。

要根本解決凍脹問題，需要采取進一步措施，即提高分輸天然氣溫度。在站內增設一套蒸汽換熱器，利用蒸汽來加熱天然氣，通過提高調壓前天然氣溫度，解決管道凍脹問題，確保安全穩定地為下游用戶供氣。

由表2可知，徐州分輸站在不同工況下調壓后溫度都會降至0℃以下，節流調壓后引起土壤凍脹，需采取加熱措施，可以選擇加熱功率為1 200 kW的換熱器，并可根據運行情況調節加熱功率。

5 結束語

天然氣管道凍脹的治理措施有多種，要加強對現場的調研，科學合理地選擇節能環保安全的治理措施。最大凍脹半徑與天然氣分輸管道出站溫度、地表溫度、管道半徑及管道埋深有關。還應開展不同凍脹程度對管道、法蘭連接部位受力的影響研究，為天然氣管道防凍脹治理提供技術支持。

表2 站內熱負荷計算結果

[1]鄭平.凍土區埋地管道周圍土壤水熱力耦合作用的數值模擬[D]．青島：中國石油大學（華東），2011.

[2]王昌志.輸氣管道工程[M].北京：石油工業出版社，1997：21-23.

[3]熊寅銘，谷英翠，孫伶，等．天然氣管道分輸站埋地管道凍脹范圍預測[J].油氣儲運，2012，31（8）：633-635，639.

[4]楊世銘，陶文銓．傳熱學[M]．北京：高等教育出版社，2006.

[5]鄭曉明，王曉燕，閆杰，等.輸氣管道凍脹原因分析與治理[J].油氣儲運，2011，30（6）：467，471.

[6]李鍇，王志方，項衛東，等.天然氣分輸站分輸管道凍脹力學分析[J].油氣儲運，2011，30（8）：652-656.

[7]尤澤廣，李玉坤，陳曉紅.天然氣管道減壓閥節流溫降規律.油氣儲運，2015，34（5）：500-505

Numerical simulation research on anti-frost heave of pipeline foundation at natural gas distribution station

RONG Hailun1，HUANG Xin2，MENG Fanxing3
1.China Petroleum West-East Gas Pipeline Company，Yangzhou 225009，China
2.China Petroleum Engineering&Construction Corp.，Beijing 100101，China
3.Offshore OilEngineering Co.，Ltd.，Tianjin 300452，China

Frost heave phenomena often occur at natural gas distribution stations in winter due to the gas pressure difference between inlet gas and outlet gas of the station，which make valve separated from valve base，ground and wall cracked，pipeline deformed，partial bends stress concentrated，and cause operation risk.In order to solve the pipeline frost heave problem at natural gas distribution station，this paper summarizes relevant common methods and their features，establishes the numerical heat transfer model of natural gas pipeline and soil.Based on the numerical model and taking Xuzhou Natural Gas Distribution Station for example，it obtains the relations between the maximum frost radio and the outlet gas temperature，the ground temperature，the pipeline radio and the pipeline buried depth， and gives concrete measure to solve the frost heave problems.

naturalgas distribution station；pipeline foundation；frost heave；numericalsimulation

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.05.011

榮海倫（1985-），男，山東汶上人，工程師，2011年畢業于中國石油大學（華東）油氣儲運工程專業，碩士，現主要從事天然氣長輸管道的運營管理工作。Email：ronghailun@petrochina.com.cn

2017-05-21；

2017-06-27